論文

再生可能エネルギー電源大量導入下の欧州における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向と課題
Issues of cross-border balancing mechanism in European countries under high penetration ofrenewable energy sources
キーワード：国際連系線取引，需給調整メカニズム，卸電力市場，再生可能エネルギー
古

澤

健

岡

田

健

司

欧州では，単一の市場を作ることを目指して，国際連系線を活用した欧州大での電力取引が進められている。国際連系線を活用した電力取引としては，前日や当日市場等の卸電力市場におけるエネル
ギー取引の他に，需給調整メカニズムにおける取引が考えられる。従来から需給調整とは，当日市場のゲートクローズ後のネイティブな需要変動や電源不調への対応として，各国・地域の送電系統運用者（Transmission System Operator: TSO）が，自らの責務で行うものであった。しかしながら，欧州単一市場を進める過程で，再生可能エネルギー（再エネ）電源が大量に導入されると，国際連系線を通じて多くの国で，再エネ由来の電力が取引されることになり，その結果，当日市場のゲートクローズ後であっても，太陽光発電や風力発電の特性によって，発電出力が大きく変動する可能性が生じる。そのため，発生しうる需給変動に対して，TSO間で協調して対応するための検討が始まっている。その検討においては，国際連系線の送電混雑の発生を考え，安定供給維持のために必要な需給調整能力を，各地域で一定量を確保することが望ましいといえる。
1. はじめに
2. 欧州の卸電力市場統合化に向けた国際連系線利用
および需給調整に関わる共通指針の整備
2.1 欧州の卸電力市場の統合化と再エネ導入拡大による課題
2.2 欧州のネットワークコードの種類
3. 欧州における国際連系線利用の特徴と現状
3.1 欧州の国際連系線の送電混雑対策の特徴
3.2 欧州の国際連系線に適用する明示的取引と暗示的取引の得失3.3 広域的な需給調整メカニズムの導入
4. ドイツ・北欧における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向と課題
4.1 ドイツ・北欧の需給調整能力の種類
4.2 北欧の広域的需給調整メカニズムの動向と課
題
4.3 ドイツの広域的需給調整メカニズムの動向と課題
5. 再エネ大量導入下における需給調整のための国際連系線利用のあり方

1. はじめにの見直しが議論されている1。この議論において，①現行の先着優先ルールを廃止し，地域再生可能エネルギー（以下「再エネ」）の大間連系線の利用可能容量を日本卸電力取引所

量導入に伴い，需給調整機能を強化する必要性が高まる中，容量の限られた連系線の利用

1をどのように進めていくのかは，電力システ
ム改革における重要な課題である。
わが国では，電力広域的運営推進機関（以下「広域機関」）において，連系線の効率的な活用等の観点から，地域間連系線利用ルール－ 59 －

現在，地域間連系線の利用ルールに関して，広域機関において「地域間連系線の利用ルール等に関する検討会」（2017
年 1 月末時点では，第 1 回～第 6 回が開催済）で議論がなされている [1]。この検討会に先立って，2016 年 4 月から 6月に開催された「地域間連系線の利用ルール等に関する勉強会」において，地域間連系線の利用計画や混雑管理の方式に関する知見の収集，関係機関との共通認識の醸成，利用計画や混雑管理方式のメリットと課題について，経済面，法制面，運用面と設備投資の面においての整理を行っており [2]，成果を踏まえ，わが国の地域間連系線の利用ルール
等に関する具体的な制度設計案の検討が目的とされている。

電力経済研究No.64（2017.3）

（JEPX）の前日スポット取引に割り当てる「間等が挙げられている [4]。

接オークション方式」の導入や，②エリア間

この議論に関しては，全国大で平常時・緊の価格差リスクの回避手段としての「間接的急時の需給調整機能を強化することが重要で送電権」の導入等が論点として挙げられていあり，そのために，地域間連系線の利用ルーる2。特に，
広域機関において新しい地域間連系

ルの見直しが急務であると経済産業省は述べ

線利用ルールとして議論されている「間接オーており [5]，エネルギー取引のための利用と広クション」と呼ばれている方式は，欧州の「暗域的な需給調整メカニズムをどの様に実現す

示的取引（implicit auction）」を参考にして検討るかが重要課題である。

3

一 方， 欧 州 各 国 で は「 送 電 系 統 運 用 者

されたものである 。
一方，広域機関の業務内容として，主に，（Transmission System Operator： 以 下「TSO」）」① 需給計画・系統計画を取りまとめ，周波数に需給調整を行う義務が課せられているため，

変換設備，地域間連系線等の送電インフラ

当日市場のゲートクローズ後，TSO が実運の増強や区域（エリア）を超えた全国大で用よりも前に確保した需給調整能力を活用しの系統運用等を図るて需給調整を行う。そのため，各国・地域の② 平常時において，各区域（エリア）の送配TSO は，需給調整を隣接する TSO と一定程度電事業者による需給バランス・周波数調整の協調は行うものの，自らの責務を果たすのに関し，広域的な運用の調整を行うに適した仕組みを構築してきた。しかし，近③ 災害等による需給ひっ迫時において，火力

年の欧州の単一市場化や再エネ電源の大量連電源等の出力増加や電力融通を指示するこ系により，複数の TSO による国境を越えた需とで，需給調整を行う

給調整メカニズムが検討されている [6]。
欧州の各 TSO エリアをわが国の各送配電事

2

この間接的送電権は，米国の一部の地域で導入されている「金融的送電権（以下「FTR」）」を参考にしている。米国北東部の広域系統運用機関である PJM では，送電系統の状況を反映した時間別の地点別電力価格（以下「LMP」）に基づ
き，域内の前日スポット市場やリアルタイム市場でのエネ
ルギー取引が精算される。LMP は，エネルギー取引市場の市場均衡価格，送電線の混雑（潮流が利用可能容量を超える状態）を解消する混雑料金と送電ロス補償料金の 3 項目から構成される。LMP はエネルギー取引の値段であり，送電系統設備費用等の負担を求める送電料金ではないことに留意されたい。PJM は LMP の変動リスクに常に晒される
市場参加者（送電系統利用者）への救済策として，LMP 導入に併せて FTR と呼ばれる仕組みを導入した。前日スポッ
ト市場の運営者でもある PJM は，混雑解消により得た収入
を，FTR 保有量に応じて市場参加者に還元する。これを見越して，市場参加者は，域内のエネルギー取引開始前に，PJM が運営するオークション市場を通じて FTR を取得する。
PJM のように，送電混雑による LMP の格差が定常的に発生する状況下では，市場参加者は事前に FTR を調達し，クレ
ジットを受け取ることで，送電混雑それ自体が解消されず
とも，発生したはずのエネルギー取引に対する送電混雑費用の負担を軽減することができる。米国では同様の特徴を持つ仕組みが導入されている地域があるが，その名称は様々である。例えば，ニューヨーク州では，送電混雑契約（TTC）と呼ばれている [3]。
3
暗示的取引は，市場取引を通じて国際連系線の容量を割り当てる方式である。詳細は第 3 章で述べる。

業者のエリア，欧州の国際連系線をわが国の地域間連系線とみなすと，欧州の国際連系線に関する議論は，わが国の地域間連系線に関する議論に資することができる。そこで，本稿では，わが国におけるメリットオーダー4に基づく地域間連系線の利用と地域間の需給調整の活用の整合的な実現に向けた議論に資するために，第 2 章では，欧州における市場統合に向けた取組みを述べた後，なぜ系統利用・運用の共通指針を欧州大で整備する必要があ
るかについて述べる。第 3 章では，国際連系線の利用ルールの動向と，なぜ年間から実運用の 1 時間前まで，すべてのタイミングで暗示的取引が採用されていないのかについて述べる。第 4 章では，国を跨ぐ卸電力市場が一体的で，需給調整と送電混雑を一体的に運用
4－ 60 －

様々な種類の電源を発電コストの安い順に並べ，安い順に使ってゆくことで総発電コストを抑える手法である。

する北欧と，卸電力市場を一体的にしつつも，潮流の予測が難しくなると共に，ループフロー

需給調整と送電混雑は異なるメカニズムとし問題5が悪化する可能性が高くなる [10]。

て運用するドイツ周辺国における国際連系線

そのため，再エネ電源の導入を推進していを利用した広域的な需給調整能力の確保と活る欧州において，広域的な電力の安定供給の用に関する取組みについて述べる。第 5 章で，観点からも，電力市場への再エネ電源の統合

北欧とドイツの広域的な需給調整メカニズム

は重要なテーマと位置づけられている。

が直面している課題について整理することで，
2.2 欧州のネットワークコードの種類

わが国への示唆を得る。

第 3 次電力自由化パッケージにおいて，欧2. 欧州の卸電力市場統合化に向けた国
際連系線利用および需給調整に関わる共通指針の整備

州大の送電系統運用者の協調機関（European
Network of Transmission System Operators for6
Electricity： 以 下「ENTSO-E」）の設立と欧州大 の「 系 統 利 用・ 運 用 の 共 通 指 針（network
2.1 欧州の卸電力市場の統合化と再エネ導入
拡大による課題

code）」7の 策定が規定された。特に，国際連
5

欧州では，1987 年の単一欧州議定書制定以降，EU 域内における人・物・資本・サービスの自由移動に向けた法的整備の検討が進められてきた。電気事業に関しても，単一欧州議定書の枠組みに入っており，欧州の電気事業に対して，送電部門の分離を求める動きは，
欧州委員会による第 1 次から第 3 次の電力自由化に関する指令を通じ，次第に強化されてきた。欧州委員会は，欧州全体での卸電力の市場を創設し，欧州各国における電気料金の価格差を小さくすることが，電力自由化の目
的の 1 つであるとしてきた [7][8]。
その一方で，低炭素エネルギーシステムの実現についても，欧州大で目標を設定し，その目標達成のために各国レベルでの検討が進められている。2009 年制定の再生可能エネル
ギー促進指令 [9] により，卸電力市場で取引される再エネ電源の発電電力量が増加している。
このような再エネ電源の発電電力量の増加は，各国の卸電力市場のみならず，国際連系線を通じて他国に流れる再エネ電力を増加させる傾向にある。具体的には，総供給量に占める
再エネ電源の割合が増加することで，自国内の送電ネットワークおよび国際連系線の電力

送電ネットワークが格子状または網目状に連結するメッシュ型系統では，各送電線の電気的な特性によって，計画外潮流（≒計画潮流と実潮流の差）の内，計画潮流と異なる送電線に流れる電力潮流をループフローと呼ぶ。ルー
プフローが増加し，想定していないルートに電力が大量に流れると，送電可能容量を超えた電力潮流（送電混雑）を発生する。実際，ドイツの北部への風力発電の大量連系により，ドイツの南北間の送電混雑が発生している。そのため，2011 年と 2012 年の平均的な計画外潮流量がドイツから
ポーランドに 900MWh/h，ドイツからチェコに 540MWh/h，ドイツからオランダに 420MWh/h，フランスからドイツに1000MWh/h であった。ドイツの最大需要が約 80GW であり，
平均的に最大需要の数 % にあたるループフローが発生していた。
6
ENTSO-E は欧州の 6 つの送電系統運用組織を統合し 2009年 7 月に発足した組織であり。2017 年 1 月末時点で，35 カ国，42 の系統運用者から構成される欧州全域の TSO の協調機関として，欧州大の 10 カ年系統開発計画や系統利用・運用に関する共通指針の策定などの役割を担う [11]。
7現在，ENSTO-E が策定している系統利用・運用の共通指針
は，・送電系統に電源を接続するときの技術要件（RfG）
・需要家の電力系統への接続要件（DCC）
・交流の電力系統に高圧直流送電設備を接続するときの要件（HVDC）などの連系に関するコード，
・スケジューリング（OPS）
・負荷周波数制御（LFCR）
・系統事故時の運用（OS）
・緊急時と復旧時の運用（ER）などの運用に関するコード，
・長期的な送電線の容量割当（FCA）
・短期的な送電線の容量割当と混雑管理（CACM）
・インバランス（EB）などの市場に関するコードがある [12]。

－ 61 －

電力経済研究No.64（2017.3）

系線の利用可能容量の認識や需給調整の考え

設備計画段階で採られる主な対策は，送電方が隣接する TSO 間で異なっていたことが，ネットワークの利用状況を想定し，送電混雑2006 年の西欧大停電の発生理由の 1 つとしてが発生しないよう，送電線を増強・拡充する考えられていたことが [13]，欧州大の系統利用・ことである。一方，運用段階では，既存送電運用の共通指針策定の背景にある。

ネットワークの能力の範囲で送電混雑を解消

系統利用・運用の共通指針のうち，前日市

しなければならない。例えば，混雑送電線の場や当日市場などの短期的な国際連系線の容上流側（発電の多い地域）の発電量を減少させ，量割当と混雑管理に関するものは，「Capacity

下流側（需要が多い地域）の発電量を増加さ

Allocation and Congestion Man-agement（以せる方法（「発電振替」）がある。また，
送電ネッ

下「CACM」）」[14]， 長 期 的 な 国 際 連 系 線 のトワーク内の送電線の連結状況の変更により

容 量 割 当 に 関 す る も の は「Forward Capacity

電力の流れを調節し，送電混雑を解消する方

Allocation（以下「FCA」）」[15] で整理されている。

法（「系統構成変更」）もある。これら対策をさらに，需給調整メカニズムに関しては，「Load

講じてもなお送電混雑が解消されない場合や，

Frequency Control and Reserve（以下「LFCR」）」[16]

災害時等のやむを得ない場合は，一部の需要と「Electricity Balancing（以下「EB」）」[17] で家への電力の供給抑制（停電）を考慮した需定められている。

給調整という最終手段を講じる必要に迫られ各国・地域の TSO の関与の下，ENTSO-E がる。

中心となって策定された系統利用・運用の共運用段階での送電混雑対策は，さらに需給通指針は，最終的には欧州委員会での承認を計画段階と実運用段階に分けられ，表 1 に示受け，その内容に沿って，各国の関連ルール

すように諸外国で様々な方法が適用されていが変更されることとなる。

る。特に，欧州では，需給計画断面で，ある送電線で混雑が見込まれる場合，「明示的取3. 欧州における国際連系線利用の特徴と現状引（explicit auction）」 や 暗 示 的 取 引（implicit
auction）などの「市場メカニズムに基づく方法」
が実施されている。欧州では複数の国際連系

以下，3.1 節で欧州の国際連系線における送線で各国が連結し合うため，電力取引の利用

電混雑対策の基礎的情報，3.2 節で，明示的取

枠は，国家間の総送電可能量に対して割り当引と暗示的取引の得失，3.3 節で，エネルギーてられる。

取引後の国際連系線の利用可能容量を需給調

国を跨ぐ相対取引は，国際連系線が混雑し

整メカニズムに活用するための現在の検討状た場合には，制限を受けることとなる。その況について述べる。

制限を回避する手段として，明示的取引が利用されている。この方式は，競売に出される

3.1 欧州の国際連系線の送電混雑対策の特徴

利用可能容量よりも買入札の総容量が上回る

系統運用者は，送電線の熱容量や安定度などの制約を考慮して系統全体を運用しなけれ場合，入札価格の高い順に利用可能枠を割り当てる仕組みである。

ばならない。ある送電線の電力潮流が，制約

一方，暗示的取引は，隣接する国の卸電力を考慮した利用可能量を超えた状態（送電混

市場を統合するために考案された仕組みで，雑）になる場合，その対策は設備計画段階と市場価格の安い国から高い国へ電力を融通す

運用段階に実施するものに大別できる。

ることで，両国間の価格差を縮小する効果を－ 62 －

表1 欧米で主に用いられる運用段階における送電混雑対策の概要
混雑対策

市場メ
カニズ
ムに基
づく方
法

特徴

明示的取引

• 取引単位で送電可能量の利⽤枠をオークション等に基づき割り当て• 『物理的送電権』に相当し、空押さえ禁止（Use It Or Sell It：以下「UIOSI」）が適⽤• 欧州（国際連系線）で主に年間・月間の需給計画段階で実施

暗示的取引• 卸電⼒市場取引に付随して送電可能量を割り当て• 地点間・地域間の取引価格の格差変動のリスクヘッジとして『⾦融的送電権』などの手法の併⽤• 欧州（国際連系線）、米国の一部の地域（PJMなど）、わが国（地域間連系線）で、主に前日の需給計画段階で実施• 利⽤申込み順に、送電可能量を割り当て• 欧州の一部の地域（ドイツ近隣国の国際連系線など）で、主に実運⽤に近い需給計画段階で実施。わが国（地域間連系線）では、先着優先
方式に基づき無償で地域間連系線の利⽤枠を割り当て

市場メ
先着優先
カニズ
ムによ
らない
• 系統運⽤者による給電指令や反対潮流を流すこと（逆取引）で送電混方法 再給電指令、
雑を解消
逆取引• 欧州（国内の送電系統や国際連系線）で主に実運⽤段階で実施

出典：[18]を基に作成持つ。複数の国の事業者が参加する卸電力市

そのため，国際連系線の利用可能容量に対場では，国際連系線混雑を国家間の発電振替

する物理的な利用権は，その容量を利用しなで解消しようとするのである。

いことの蓋然性が高くなった場合，権利を他の利用者に譲らなければならない。しかし，

3.2 欧州の国際連系線に適用する明示的取引と暗示的取引の得失

実際には，この利用ルールの下では，再エネを含めた電力に対して，国際連系線の容量を

表 2 に示す 4 点について，明示的取引と暗利用しないことの蓋然性を測ることは難しい8。
(2)卸電力市場の価格決定メカニズムとの整合

示的取引の得失を述べる。
(1)国際連系線を介した独占的な取引

性

これまで，欧州の国際連系線の利用可能容市場メカニズムを活用した国際連系線容量量の割当では，物理的に国際連系線の容量をの暗示的取引は，CACM において，「市場統合」

利用できるという仕組み（物理的送電権）をにあたって最も推奨された取引である。ただ基本としてきた。物理的送電権は，他の事業し，現在の CACM においては，暗示的取引が者の取引を排除する可能性がある [3]。

望ましいとするものの，それ以外の取引方法を禁止するわけではないとも記述されている

表2 明示的取引と暗示的取引の比較
暗示的取引[14]。仮に，国際連系線の全容量を明示的取引

明示的取引で割り当てた場合，国際連系線の容量自体は，

国際連系線を介した • 独占的な取引に陥ら独占的な取引ない• 独占的な取引に陥る可能性あり

卸電⼒市場の価格• 卸電⼒市場の価格
決定メカニズムとの整差の反映が容易合性• 卸電⼒市場の価格差の反映が困難

国際連系線の容量取引の導入費⽤• 大きい（両端の卸電 • ⼩さい（両端の卸電⼒市
⼒市場の仕組みを統場の仕組みに変更の必要
一する必要あり）なし）

国際連系線を跨いだ• 国際連系線を跨いだ • 国際連系線を跨いだアデカ
⻑期的なアデカシー
アデカシー評価が困難 シー評価が容易
評価との整合性

各国の卸電力市場の価格決定とは独立して決まる。その結果，確保した国際連系線の容量
8－ 63 －

欧州の国際連系線の長期的な利用可能容量割り当てにおいて，再エネ電源由来であるが故の優遇扱いや，変動性を考慮して確保の拒否といったことは行われていない。

電力経済研究No.64（2017.3）

の方向が，その国際連系線と連系する各卸電の方が適していると言えよう。

力市場の価格差と逆になる可能性がある。すなお，欧州の卸電力市場の統合化の中で，なわち，明示的取引では価格の高い卸電力市

上述の送電混雑対策が活用されてきた変遷と場で電力を購入し，価格が安い卸電力市場に

ドイツとその隣国の国際連系線で使われてい輸出するために，国際連系線の利用可能容量る送電混雑対策の現状は補.2 を参照されたい。

を利用する可能性があり，実際にノルウェーとオランダ間の国際直流連系線において，こ3.3 広域的な需給調整メカニズムの導入
第 1 章で述べたように，多くの国の TSO は，の事象が生じていたことが報告されている[19]。

需給調整を行う義務が課せられている。そのそのため，連結する卸電力市場間の価格ため，需給調整を隣接する TSO と一定程度の水準に従い国際連系線容量が配分される暗示

協調は行うものの，各国・地域の TSO が自ら的取引の方が合理的であるという意見があるの責務を果たすのに，適した仕組みを構築し[20]。

てきた。しかしながら，欧州の単一市場を目(3)国際連系線の容量取引の導入費用指す動きや，近年の再エネの大量導入により，明示的取引は，各国で設立された卸電力市

TSO が個別に需給調整を行うのではなく，国場の仕組みを大きく変更することなく，導入

際連系線を活用し，広域的に協調する仕組みできる。一方，暗示的取引は，国際連系線のの導入が検討されている（図 1）。

両端の卸電力市場における市場決済の仕組み

例 え ば， フ ラ ン ス の TSO で あ る RTE は，を統一する必要がある [21]。すなわち，全く異FCR，aFRR，mFRR に相当する需給調整能力

なる市場決済の仕組みを導入している国同士の 他 に，「Trans-European Replacement Reserve

で暗示的取引を導入する場合には，卸電力市

Exchange（以下「TERRE」）」を通じて，RR に場のシステム改修にともなう追加的な費用が相当する需給調整能力を隣接する国の TSO 間必要となる。

で融通している（図 1）。一方，プロジェク(4)国際連系線を跨いだ長期的なアデカシー評

ト 4 の TERRE や，プロジェクト 5 の「Nordic

価との整合性

Regulation Power Market（以下「NRPM」）」9や，

欧州では，長期のアデカシー評価において，

プ ロ ジ ェ ク ト 9 の「International Grid Control

自国・地域の電源の供給能力と，最大需要を

10
Cooperation（以下「IGCC」）」のように，関係

元に評価してきた。しかしながら，現在，欧する TSO の地域を拡大しているものもある。

州では，国際連系線を介した供給能力も含め

そこで，第 4 章では，近年の欧州における国て，長期のアデカシー評価を論ずるべきとのを跨ぐ需給調整メカニズムの動向として，北議論がなされている。これは，ドイツの white

欧とドイツ周辺国における国際連系線を利用

paper の measure 18 でも述べられている内容でした広域的な需給調整能力の確保と活用に関ある [22]。国際連系線を介した供給能力を自国・する取組みを取り上げ，それぞれが直面する地域の供給能力として評価するためには，長課題について整理する。

期的にその供給能力と同じ容量の国際連系線
容量を確保しておく必要がある。その観点か
らは，市場の落札結果次第で割り当てられる
国際連系線の容量が変化する暗示的取引ではなく，直接的に容量が確保できる明示的取引

NRPM では，北欧内で主に，マニュアル操作で応答可能である需給調整能力を融通する仕組みである。詳細は 4.2.2 節
で述べる。
10
IGCC では，国際連系線に空き容量がある場合，TSO 間で，インバランスエネルギーの相殺を行う仕組みである。
9－ 64 －

将来、各プロジェクトに参加する可能性がある国際連系線

プロジェクト番号

8
5

4

5

5

8
9

1

Flow-based送 電 混 雑 解 消 の 手 法 を⽤いたaFRRとmFRRの共通メリットオー
ダーの作成

2

FCRのための国際連系線の活⽤

3e-GCC(保留中)4Trans-European Replacement
Reserve Exchange （TERRE）

5

Nordic Regulation Power Market（NRPM）

7

Xボーダー（クロスボーダー)

8

BriNeDを活⽤した需給調整能⼒の融通(保留中)

9

IGCC（International Grid
Control Cooperation)

出典：[23]を基に作成

図1 Cross-Border Electricity Balancing Pilot Projectsの概要
需給調整能⼒、
周波数変動

4. ドイツ・北欧における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向
と課題

aFRR
FCR

mFRR

RR

4.1 節では，ENSTO-E で定義されている需給

時間
擾乱の発生

調整能力の基礎的情報を述べ，4.2.1 節～ 4.2.3
節は北欧における需給調整メカニズムの基礎基準値からの周
波数変動

出典：[16]を基に作成

的情報，4.2.4 節で北欧における広域的需給調

図2 LFCRで定義される需給調整能力の分類

整メカニズム導入の課題について述べる。4.3.1
節で，ドイツの需給調整メカニズムの基礎的情報，4.3.2 節で，ドイツにおける広域的需給

力は，系統の擾乱に対して求められる応答速調整メカニズム導入の課題について述べる。

度から，以下のように区分けされている（図 2）。
・ Frequency Containment Reserves（以下「FCR」）

4.1 ドイツ・北欧の需給調整能力の種類

・ Automatic Frequency Restoration Reserve（ 以下「aFRR」）

欧州においては，前日市場や当日市場のゲー

・ manual Frequency Restoration Reserve（以下トクローズまでは，発電事業者や小売事業者「mFRR」）などが，自らの利益最大化を行うために取引を行う。そして，当日市場のゲートクローズ

・ Replacement Reserve（以下「RR」）

後は，TSO が実運用よりも前に確保した需給

ただし，各 TSO が全ての区分けの需給調整能力を確保しているわけではない。例えば，調整能力を活用して，需給調整を行う。
現在の LFCR で定義されている需給調整能

ドイツの TSO は，FCR，aFRR，mFRR に該当－ 65 －

電力経済研究No.64（2017.3）

する需給調整能力は確保しているが，RR に相4.2.1 北欧の電力取引の基本構造
北欧における市場を介した電力取引は，図 4当する需給調整能力は確保していない。一方，
ノルウェーやスウェーデン等の北欧の TSO は，に示すように，以下の 4 つに大別できる。

2012 年までは，FCR，mFRR，RR に相当する・ 先物・先渡契約市場

需給調整能力のみを確保していた。しかし，

・ 実運用の前日 12 時まで取引可能な前日市
場

近年の再エネ電源等の増加の影響もあり，2012年以降，北欧各国の TSO は，図 2 の aFRR に・ 実運用の 60 分前まで取引可能な当日市場

相当する「Frequency Restoration Reserve – Auto
（以・ ゲートクローズ後に，TSO が需給調整や下「FRR-A」）」を新たな需給調整能力として導送電混雑解消等を行うための調整能力を入している。

確保する需給調整市場11
北欧では，ドイツとは異なり，各国の TSO

4.2 北欧の広域的需給調整メカニズムの動向と課題はそれぞれ 1 つである。しかしながら，図 3のように，Nord pool では，ノルウェー，スウェー

北欧では，ノルウェーとスウェーデンを中

デン，デンマークにおいて，複数の卸電力市心に卸電力市場の統合や，需給調整メカニズ

場ゾーンを設定している。Nord pool の前日市

ムにおける協調が実施されている。本節では，場や当日市場では，JEPX の前日市場と同じく，その協調の動向と課題について紹介する。なゾーン間に送電混雑が発生しない限り，市場

お，本節における北欧とは，ノルウェー，ス

決済価格は同じ価格となる。

ウェーデン，フィンランド，デンマークの 4か国を指すものとし，バルト三国については，

4.2.2 北欧における需給調整能力の拡張

本稿の対象外とする（図 3）。

北欧における需給調整能力は，2012 年まで は， 図 2 の FCR に 相 当 す る「Frequency
Containment Reserve – Normal（以下「FCR-N」
）
」
，

NO4

「Frequency Containment Reserve – Disturb-ance（以SE1

下「FCR-D」）」，図 2 の mFRR や RR に相当す
る「Frequency Restoration Reserve – Manual（以

SE2

NO3

下「FRR-M」）」を需給調整能力として各 TSO

FIが確保していた12。先に述べたように，近年の

NO5

NO1

再エネ電源等の増加の影響もあり，2012 年以

SE3

NO2

DK1

SE4
DK2

EE

降，図 2 の aFRR に相当する FRR-A が北欧各

LV

国の TSO において，新たな需給調整能力としLTて導入された。この FRR-A は，既存の他の需

出典：[24]を基に作成
注）丸印の箇所が4.2.3節で述べる国際連系線を活用した需給調整の実証試験Hasle pilot projectを示す。

図3 Nord poolの卸電力ゾーン

11

北欧では，応答速度の遅い需給調整能力を送電混雑管理にも活用する。北欧の TSO にとっては，当日市場のゲートク
ローズ後に，「系統を運用するための調整能力」という位置付けで確保している。
12
FCR-N は， か つ て は，Frequency「Normal」Control Reserve，
FCR-D は，かつては，Frequency「Disturbance」Control Reserveと呼ばれていた。その名称の名残で，現在も -N や -D という略称が使用されており，それぞれの需給調整能力に求められる技術要件は，当時の名称のときと同じである。

－ 66 －

時間

前週

前日の
10時

前日の
12時

ｹﾞｰﾄｸﾛｰｽﾞ(60分前）

実運用

需給調整市場で確保していた容量を発動

先物・先渡契約市場

インバランス
精算

需給調整市場(FCR、FRR、RR)
前日市場:NASDAQ OMXとOTC:Nord pool spot

数か月後

当日
市場

:TSO

需給
調整

出典：[24]を基に作成
注）Nord poolの前日市場はElspot，当日市場はElbasと呼ばれている。

図4 北欧のエネルギー市場から需給調整までの流れ給調整能力とは異なり，北欧内で協調して運の協調の議論が進められており，2016 年時点

用することを前提としており，北欧内で協調

では，図 5 のような北欧大での FRR-M の入された技術要件が定められている。また，既札，確保，活用の指令の流れが構築されてい存の需給調整能力の補助的な位置付けのため，る。これは Nordic Regulation Power Market（以2016 年時点では，FRR-A は，朝と夕方におい下「NRPM」）と呼ばれている。この NRPM のてのみ確保されている。

最終的なゲートクローズは，実運用の 45 分前

既存の需給調整能力に関しても，広域的なであり，当日市場のゲートクローズ後である。

協調が進められている現状であるが，全てのすなわち，この時点での国際連系線の空き容

FCR-N や FCR-D に関し，各 TSO エリア内で確量は全てのエネルギー取引を終えた後の空き保することを基本として，需給調整能力が確容量であり，TSO 以外は活用できない容量で保される。FCR-N と FCR-D に関しては，必要ある。上述のことからわかるように，FRR-M

容量の 1/3 は，各 TSO エリア外で確保するこの需給調整能力に関しても国際連系線の利用とを可能とし，必要容量の 2/3 は，各 TSO エ

可能容量を需給調整のために事前確保していリア内で確保することを義務付けている。なるわけではない。

お，その際には，上述の卸電力市場のゾーン

TSO 間での協調を前提として，北欧で近も考慮して必要容量が確保されている。国際年設定された需給調整能力 FRR-A の国際連連系線を通じて融通される FCR-N や FCR-D は，系線を通じた需給調整能力の融通の実証試験

補.1 で述べている Transmission Reliability Margin「（Hasle pilot project）」がノルウェーとスウェー（以下「TRM」）の範囲内で取引が可能と考えデンの国際連系線で実施された。
この Hasle pilot においては，5 つのステップ

られており，TSO は国際連系線の利用可能容量を FCR-N や FCR-D のために確保しているわ

で需給調整能力が融通される。

けではない。

ステップ 0：各 TSO による FRR-A の確保
ノ ル ウ ェ ー の TSO で あ る Statnett と ス

4.2.3 北欧における広域的需給調整メカニズム
プロジェクトの仕組み

ウェーデンの TSO である Svenska kraftnat
は，自らのエリア内で FFR-A の技術要件

FRR-M については，2000 年頃から北欧内で－ 67 －

を満たす需給調整能力に関して，各 TSO
電力経済研究No.64（2017.3）

国内
事業者

国外
事業者

入札の情報の流れ

メリットオーダーでの調整能⼒の決定活用の指令

出典：[25]を基に作成
注1）NOISは，Nordic Operational Information Systemというサーバー機能の名称
注2）ENDK：Energinet DK（デンマークのTSO），FG：Fingrid（フィンランドのTSO），SN：Statnett（ノルウェーのTSO），SvK：Svenska kraftnat（スウェーデンのTSO）
注3）矢印の「M」はマニュアル操作での指令や情報伝達を示し，「A」は自動操作を示す。

図5 Nordic Regulation Power Market

価格で必要な容量を確保する。
ステップ 1：FRR-A 融通による経済分析

輸出国の供給曲線

各 TSO で確保した FRR-A を 2 国間で融通することによる便益を評価する。融通

輸入国の供給曲線することで両国に便益が生じないならば，混雑収入の変化分

FRR-A の融通は行わない。ここでの便益

0とは，（上げ代融通）と（下げ代融通）と，
（連

連系線容量

連系線容量の確保

系線確保費用）の合計のことである。上

出典：[26]を基に作成

げ代融通（下げ代融通）の便益は，融通

図6 Hasle projectにおける連系線確保費

する上げ代（下げ代）の容量と，Svenska

用の考え方

kraftnat と Statnett で上げ代（下げ代）を確保した価格差の積とする。一方，連系線

前日市場の取引情報から，前日市場のゲー確保費用は図 6 に示す色づけした部分が，トクローズ前に，ステップ 3 で確保した連系線を確保することにより減少する社

需給調整能力のための国際連系線の容量

会全体での便益であると整理されている。

を前日市場に活用するか，需給調整メカ

ステップ 2：FRR-A 融通のための国際連系線のニズムのために活用するかを再確認する。

容量の確保

前日市場のために活用することで便益がステップ 1 で設定した FRR-A の容量と同生じるならば，FRR-A の融通は行わず，

じ容量の国際連系線の利用可能容量を事

FRR-A の融通は不実施とする。
ステップ 4：FRR-A の融通の実施前に確保する。
ステップ 3：FRR-A 融通の実施によるメリット

国際連系線を通じた FRR-A の融通を実施の確認する前提で，暗示的取引で前日市場のゲー－ 68 －

ユーロ
35,000

上げ代融通の価値上げ代融通の価値下げ代融通の価値下げ代融通の価値

30,000連系線確保費用
連系線確保費⽤
両国の事業者全体の便益(試験期間)
両国の事業者全体の便益(試験期間)
両国の事業者全体の便益(実施期間)
両国の事業者全体の便益(実施期間)

25,00020,00015,00010,0005,000
0-5,000

35

36

37

38

39

40

41

43

44

45

46

47

48

49

50

51

週

出典：[26]を基に作成
注）上げ代融通の価値，下げ代融通の価値は，融通する容量と，両国での確保単価の差との積であり，連系線確保費用は，連系線の容量を前日市場で使わないことによる両国の社会全体での混雑費用である。両国の事業者全体の便益は（上げ代融通の価値)＋(下げ代融通の価値)―連系線確保費用で示す。

図7 Hasle pilot projectにおける両国の便益給調整能力ではない。つまり，これまでは

トクローズを行う。
実証試験のための融通容量は最大 50MW と

FCR-N，FCR-D，FRR-M で需給調整を行って決められた。上述のステップで，2014/2015 年

きており，これらの 2012 年以前からある需給の冬期に実施した実証試験において，両国の調整能力に関して，各 TSO は確保すべき容量

事業者全体でのメリットが，試験期間，実施を設定し，確保するが，FRR-A に関しては重期間を通して生じていることがわかる（図 7）。

要度が低い需給調整能力である。

図 7 には，便益は縦軸の正の値，費用は負の(2)FRR-A不足を根絶するメカニズム値で示されており，連系線確保費用はほとんステップ 0 で，各 TSO が FRR-A を確保したどの期間で生じていないことが分かる。これ

後，隣接する TSO で FRR-A による融通のメリッは，この実証試験の対象となる国際連系線のトを評価している。ステップ 1 やステップ 2

両端で，前日市場の価格差が生じていないたで融通すると決めた後，ステップ 3 で FRR-Aめである。

の融通を中止する場合，各 TSO は，すでにステップ 0 で FRR-A を確保できているため，

4.2.4 北欧における広域的需給調整メカニズムにおける課題FRR-A が不足することはない。また，上述したように，そもそも送電混雑が発生していな

FRR-A の技術要件と FRR-A 融通のステップ

い国際連系線を活用している。

および実証試験の結果から，以下の 3 つのこ

北欧の TSO の動向について上述の点から，とが分かり，わが国へ 2 つの示唆を得ること

国際連系線を活用した需給調整能力の融通は，ができる。

安定供給確保を維持しつつ推進していること(1)FRR-Aの位置づけがわかる。わが国で広域的需給調整メカニズ

FRR-A は，各 TSO で不足すると直ちに系
統運用に危機的な状況をもたらすような，需ムを検討する際にも，安定供給の確保を維持しつつ進めることが重要である。

－ 69 －

電力経済研究No.64（2017.3）

時間

前週

前日の
10時

前日の
12時

前日の
15時

ｹﾞｰﾄｸﾛｰｽﾞ(30分前）

先物・先渡契約市場

実運用

2か月後

需給調整市場で確保していた容量を発動

需給調整市場(Primary、Secondary、
Minute)

需給調整

インバランス
精算

前日市場
当日
市場

当日オークション市場:EEXとOTC:EPEX※EEX：European Energy eXchange※EPEX：European Power EXchange:4TSO

出典：[27][28]のサイトを基に作成
注）国際連系線を通過する当日市場のゲートクローズにおいて，2016年時点では，60分前である。

図8 ドイツのエネルギー市場から需給調整までの流れ(3)再エネの出力変動による連系線潮流の変動

り，ドイツの需給調整メカニズムについては，

ステップ 3 とステップ 4 からわかるように，

文献 [6][27] で述べているように，
4 つの TSO が，再エネの大量導入により，エネルギー市場に「全国需給調整市場（regelleistung）」を活用したおける国際連系線の潮流の向きが変わること

需給調整能力の確保，「Grid Control Cooperationが頻発する場合，ステップ 1 での便益評価や（以下「GCC」）」を活用したドイツ全国大の需ステップ 3 での確認を行っても，正確に便益

給調整，ドイツ大でのインバランス価格（rebaP）

評価が行えない可能性がある。そのため，現の利用等で協調している（図 8）。ドイツの需在の便益評価でよいかの検討は必要となるで給調整能力は図 3 の FCR に相当する Primary

あろう。

Control Reserve（以下「PCR」），aFRR に相当

わが国においても将来的には同様の課題がする Secondary Control Reserve（以下「SCR」），

考えられる。この点については，今後の北欧

mFRR に相当する Minute Reserve（以下「MR」）の動向に注視すべきである。

が設定されている。全国需給調整市場において，PCR，SCR，MR は 4TSO で共同確保され4.3 ドイツの広域的需給調整メカニズムの動向と課題ている14。2012 年までは，SCR に関して，確保するエリアを限定する状況もあったが，それ4.3.1 ドイツの電力取引と需給調整メカニズム

以降 SCR をドイツの全ての TSO のエリアからの基本構造
ドイツでは，前日市場，当日オークション
13

市場 ，当日市場が EPEX により運営されてお13

当日オークション市場とは，2015 年から設置された新しい卸電力市場である。市場決済価格の決定方式は，前日市場と同じく，ユニフォームプライス方式である。時間幅に関して，1 コマが 15 分間のみで，
1 日 96 コマが設定されている。
ゲートクローズの時間は，前日の 15 時である。また，この卸電力市場はドイツ国内の事業者のみを対象者としており，再エネ事業者の市場参加を促すために設置された市場である。EPEX は，当日オークション市場の設置による効果もあり，当日オークション市場と当日市場の取引量が増加していると述べている。
14
全国需給調整市場において，PCR の確保する市場では，ドイツのみならず，
スイス（2012 年 3 月以降），
オランダ（2014
年 1 月以降），
オーストリア (2015 年 4 月以降 )，
ベルギー
（2016
年 8 月以降），フランス（2017 年 1 月以降）の FCR に相当する需給調整能力が共同調達されている。ただし，市場を分断して需給調整能力が確保される場合もある。

－ 70 －

需給調整能力の確保コスト[億ユーロ]

確保してもよい状況になっている [26]。
この GCC では，SCR と MR に対して，(1) インバランスエネルギーの融通，(2) TSOが確保した需給調整能力の相互利用，(3) 全国的な需給調整能力の確保，(4) 共通メリットオーダーの活用が段階的に実施されてきた。さらに，ドイツ

10.0

MR

9.0

SCR

8.0

PCR

7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0

2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年と隣接する国々との間では IGCC が導入されて

出典：[30]を基に作成いる。IGCC では，GCC の (1) に相当するイン

図9 ドイツの需給調整能力確保費用の推移

バランスエネルギーの融通のみを実施している。

5.0

送電混雑管理のために活用したコスト [億ユーロ]

ドイツ連邦ネットワーク庁（以下「BnetzA」）
等は，広域的な需給調整メカニズムを実施するメリットとして，（A）TSO にとっての需給調整能力の確保先の多様化による競争の活性化，（B）インバランスエネルギーの融通による需給調整能力の活用の減少，（C）ドイツ内での全国メリットオーダーの実

カウンタートレード

4.5

再給電

4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0

現等の効果により，需給調整能力の確保

2010年に要する費用が低下

2011年

2012年

2013年

2014年

2015年

出典：[30]を基に作成等を指摘している（図 9）[29][30]。

図10 ドイツのカウンタートレードとまた，2016 年 7 月からドイツ，オーストリ

再給電による費用の推移

アの TSO は SCR の活用時の共通のメリット
オーダーの活用を開始し，さらなる需給調整
15メカニズムの広域化を進めている 。

メカニズムを一体的に実施しないことから当然のことであるが，需給調整メカニズムのみ

その一方で，ドイツ国内の送電混雑解消の広域的な仕組みを進めたとしても，TSO が事

調整能力は，需給調整能力確保後の残った調前に確保した需給調整能力は送電混雑解消に

整能力を活用している。送電混雑解消に要す利用されることが無い。したがって，需給調るカウンタートレードや再給電指令の費用は，整と送電混雑解消等の系統運用に関わる費用

近年，さらに増加している（図 10）。ドイツでは，が減少するとは限らない。

需給調整メカニズムと送電混雑解消を一体的

一方，2015 年 9 月に BnetzA とオーストリアに実施していない。これは，それぞれのメカのネットワーク規制当局である E-control によ

ニズムの費用をわかりやすくし，そのメカニ

り，ドイツ国内の混雑解消に要する費用低減

ズムに関する施策を導入する場合に，他の制のために，ドイツ / オーストリアの前日市場に度に不必要な影響を及ぼさないようにするた

おいて，ゾーン制の導入の議論があることをめである。図 9 と図 10 の結果と，それぞれの報じている [31]。規制当局以外でも，様々な機15

需給調整能力の確保において，ドイツの 4TSO と AustrianPower Grid はそれぞれの必要な SCR の確保している。

関でゾーン制に関する議論がなされているが，それらはエネルギー市場や，より長期的観点－ 71 －

電力経済研究No.64（2017.3）

での設備投資計画についての議論が多く [32]

わが国では，混雑解消の調整能力について[33]，ゾーン制が需給調整メカニズムに与えうの議論はまだ行われていない。需給調整能力

る影響についての議論は，ほとんどなされての議論と同時に行うことも重要である。

いない。
4.3.2 ドイツにおける広域的な需給調整メカニ

5. 再生エネ大量導入下における需給調整のための国際連系線利用のあり方

ズムにおける課題
ドイツの需給調整メカニズムと混雑管理の

本稿では，再エネが大量導入する環境下で関係から 2 つのことが分かり，わが国へ 2 つ

国際連系線の活用について，欧州における検の示唆を得ることができる。

討状況を見てきた。

(1)ゾーン制の導入による課題

北欧とドイツでは，国際連系線を活用した

仮に，送電混雑解消の費用を減少させるた需給調整を推進していること，エネルギー取めに，ドイツ国内でゾーン制を導入するので引の便益を損なわない範囲で広域的需給調整

あれば，需給調整市場において，需給調整能を行うことは共通している。ただし，北欧で力を確保する際に，ゾーンを考慮した確保がは，広域的な需給調整を行うための新たな需必要となる可能性がある。その結果，需給調給調整能力を定義し，既存の需給調整能力が整能力の確保費用が増加する可能性がある。

機能していれば，安定供給を損なわないとい

ドイツでは今後，こうした矛盾が生じないのう姿勢である。一方，ドイツは需給調整能力かどうかという議論が必要となるであろう。

を融通するのではなく，まずインバランスエ

また，ドイツ大のインバランス価格は成立でネルギーを相殺しあうことで，相互に不必要

きなくなる。

に需給調整能力を活用しなくさせる。その結わが国では，すでに前日市場においてゾーン制が導入されている。仮に GCC の (3) まで

果，安定供給を損なわず，広域的需給調整を段階的に進めようとしている。

進めることを想定すると，ゾーン間で送電混

また，北欧では，送電混雑箇所がドイツよ

雑が発生する場合に，広域的に確保した需給りも予測しやすいため，連系線の予測潮流量

調整能力は活用できなくなる。わが国では，をもとに，広域的需給調整の費用便益の評価

GCC の (1) の便益の検討から始めるべきであを行っている。予測が難しくなった場合の費

り，GCC の (4) の達成を当然として，広域的用便益評価が課題である。ドイツでは，送電需給調整メカニズムの議論をすべきではない。

混雑が予測できないことを前提とした広域的(2)需給調整と混雑管理の線引き

需給調整を進めてきたが，混雑緩和のために，

ドイツでは，需給調整と混雑管理は独立的

ゾーン制の導入を検討している。ゾーン制がに扱っている。混雑管理の費用を低減させる

ドイツで推進してきた広域的需給調整を妨げためには，需給調整能力確保後の残った調整

ないかの議論は必要となる。

能力ではなく，一定程度の容量を事前に確保

わが国で将来的に広域的な需給調整メカニすることも重要である。その一方で，ドイツズムを議論する際には，連系線を需給調整のでは，国際連系線のループフローの影響もあために活用することの便益評価が重要となる。

り，混雑状況を正確に想定して需給調整能力

また，再エネによる連系線潮流の変動も考慮

や混雑解消の調整能力を確保することは不可

する必要がある。
また，卸電力市場の市場分割を考慮して，能である。
－ 72 －

広域的な需給調整メカニズムを行うならば，

TSO-A

ドイツの現在の IGCC のように，連系線の空き容量がある場合のみ，インバランスエネルギー

TRM

実運用の前日や2日前に再計算

ATC

ATCʼ

ΔE

を相殺する方式か，北欧のように安定供給にTTC支障が生じないように，新たな需給調整能力

NTCを定義し，送電混雑が発生しない箇所で融通BCEする方式が望ましい。欧州では需給調整にお

AAC

AACʼ

ける広域的メリットオーダーの実現を，時間TSO-Bをかけて推進してきたのである。
また，再エネの導入状況によっては，わがBCE: Base Case Exchange
ΔE: additional Exchange Program
TTC: Total Transfer Capacity
TRM: Transmission Reliability Margin
NTC: Net Transfer Capacity
ATC: Available Transfer Capacity
AAC: Already Allocated Capacity

国の地域間連系線潮流の変動が大きくなる可能性もある。そのときの費用便益評価等については，欧州の今後の議論の動向を注視することが重要である。

補.1 欧州における国際連系線の利用可‌
能容量の考え方

出典：[34][35][36]を基に作成

補図1 欧州の国際連系線の利用可能容量の評価手続き欧州における各国間の国際連系線の利用に際して，国際連系線の利用可能容量の評価は，であるとする。この TTC から，TRM を差し引

関連する各国の規制機関により承認された方いた容量が，NTC であるとしている。

法が使われている。ただし，欧州における各

TRM は，（1） 緊 急 時 に PCR（Primary

国間の国際連系線の利用に際して，国際連系

Control Reserve）を融通するために必要な容量線の利用可能容量の評価を，各国独自の方法と，（2）TBC による周波数制御等も含めて想で行うのではなく，共通の方式が必要である

定外の潮流のために必要な容量，の 2 種類にと，電力自由化の進展とともに認識されてい対応できるマージンという考え方であり，計る。そこで，Net Transfer Capacity（以下「NTC」）

算方法は様々ある。例えば，最過酷断面を想の算出に関して，欧州大のガイドラインが作定して，（1）と（2）の合計を TRM とする考成されており，このガイドラインに沿った計

え方と，（1）と（2）は同時に発生しないため，

算方法をドイツ等では採用している（補図 1）（1）と（2）の容量の大きい方を TRM とする[34]。

考え方が紹介されている [34]。ドイツの TSO

BnetzA に承認された方法では，ベースケー

である Amprion や Transnet BW の TRM の計算

スとなる発電と需要からベースケースの国際方法に関して，詳細な計算方法は記述されて連系線潮流量である Base Case Exchange（以下

いないが，TRM は国間の国際連系線の数の平「BCE」）を求める。BCE から，一定容量の潮方根に比例した定数量が採用されている。例

流を増加させたときに，N-1 基準を維持できる

えば，ドイツ―フランス間の TRM は，√ 4 ×

範囲の潮流量 Additional Exchange Program（以100MW，ドイツ―スイス間の TRM は√ 15 ×

下「Δ E」）を求める。この BCE とΔ E の和が，100MW としている。NTC のうち，すでに容量

国際連系線のTotal Transfer Capacity
（以下
「TTC」
）

が割り当てられている already allocated capacity－ 73 －

電力経済研究No.64（2017.3）

（AAC）を除いた分が available Transfer Capacity

る国際連系線の利用可能容量を利用者に割り（ATC）として，エネルギー取引に割り当てて当てる際に，欧州では，主に明示的取引と暗いた [35][36]。

示的取引が採用されている [37]。明示的取引と

しかしながら，近年の電力自由化の影響と暗示的取引を採用した卸電力市場の統合の構

再エネ電源の導入拡大もあり，電力潮流量が

想は，補図 2 に示す tight volume coupling，price

現在の NTC の評価手法での容量を超えていな

coupling に相当する。以下に，各取引の仕組み

くても，ループフロー等の影響もあって送電の概要を述べる。また補図 2 の市場間の統合は，混雑が発生するようになってきた。そこで，各国における市場決済の仕組みがほとんど同

ドイツでは，前日等の短期的な ATC の新たなじである前日市場に関する統合である。一方，評価手法（C-function）が導入された。これは，当日市場に関する市場統合は，現在，図 1 中

TTC から TRM と前日時点での AAC’を差しの⑥で示されている地域ほど市場統合が進ん引いた容量に対して，N-1 基準で ATC’を算でいない。

出する。この AAC’の評価には，風力の出力(1)明示的取引（Explicit Auction）

予測に幅を持たせて計算することができる（例

この取引では，国際連系線の利用可能容量

えば，Amprion では，風力出力の予測が，0 ～をそれぞれの方向毎に競売する。2016 年時点

7,000MW のときは，ドイツからの輸出の ATCでの欧州では，ドイツと隣接する国々等の国

は7,449MW，
ドイツへの輸入のATCは8,249MW

際連系線の年間，月間の容量取引に利用されと な り， 他 に 風 力 出 力 の 予 測 が，7,000 ～ている（補表 1）。もしも競売に出される容量

11,000MW の場合，11,000 ～ 14,000MW の場合，よりも入札された総容量が少ない場合には，

14,000 ～ 18,000MW の場合，18,000MW 以上の利用希望者に無償で利用する権利が付与され場合でそれぞれの ATC を計算している [34]。
）。

る。競売に出される容量よりも入札された総また，ドイツやその隣国では，TSO に代わり，容量が多い場合には，入札価格の高い順番に

TSO Security Cooperation（TSC） が，2015 年 か利用可能容量が付与される。この仕組みの特ら国際連系線の ATC の計算を行うようになっ徴として，各国の卸電力市場の市場決済の仕た。これは計算主体を統一することで，各国組みとは無関係に国際連系線の利用可能容量の BCE のデータの統一がはかれることになる。

の取引が成立することがあげられる。そのた

国際連系線の ATC の容量の統一化を見据えため，国際連系線と連系する各卸電力市場の市動きである。

場決済の仕組みにおいて，明示的取引導入に関する変更費用は必要ではない16。また，確保補.2 欧州における国際連系線利用方法‌の現状された国際連系線の容量のうち，UIOSI（空押さえ禁止）のルールに従い市場に放出された
分，再度，明示的取引等で競売される17。すな

各国で設立されてきた卸電力市場に関する
市場決済の仕組みは各国で異なる。本稿で述
べている市場決済の仕組みとは，入札情報，
市場決済の際に考慮する入札情報，市場で決済する電力の時間幅（15 分，30 分，1 時間等），
市場のゲートクローズする時間等を指す。電力自由化の進展にともない，補 1 で述べてい16

市場決済の仕組みの変更として，例えば，前日市場におけるゲートクローズの時間の統一などがある。明示的取引を導入する場合，その国際連系線の両端の卸電力市場のゲー
トクローズ時間よりも前に明示的取引で容量が割り当てられておればよい。
17
例えば，2016 年のドイツ→フランス間の国際連系線の年間の取引容量600MWが，明示的取引でJoint Auction Office（JAO）
を通じて競争入札にかけられた。その際に，ドイツ→フランス間の年間の明示的取引で確保された 600MW を除いた

－ 74 －

欧州の市場統合の変遷
市場統合の
構想
①
①

②

③

②
③
④
⑤

④

⑥

⑤

⑥

Price
coupling

Tightvolumecoupling
Pricecoupling

開始
時期

対象エリア

2000年

北欧

2006年

FR, BE, NL

2010年

CWE

2009年

北欧, DE

2010年

北欧, CWE

2011年

北欧, CWE、
SWE他※北欧：NO(Norway), SE(Sweden), FI(Finland),
DK(Denmark)CWE(Central West Europe)：DE(Germany),
BE(Belgium), FR(France), LU(Luxembourg),
NL(Netherlands)
SWE(South West Europe)：PT(Portugal) ,ES(Spain)等

出典：[38]を基に作成
注）各国の前日市場に関する統合の変遷を示す。

補図2 欧州の前日市場の市場統合の変遷
わち，空押さえ禁止が機能すれば，国際連系

格を決める。

線の利用可能容量の支配力は発生せず，様々① 国際連系線を想定せずに，国際連系線の潮な利用者が利用可能となると言われている。

流量を決める。

(2)暗示的取引（Implicit Auction）② 国際連系線の容量制約に収まるまで両端のこの取引は，以下の 2 ステップで国際連系

価格差を変化させる。
補表 1 に示すように，ドイツ―フランス間線の潮流とその両端の卸電力市場の価格が決まる。

の前日取引では，暗示的取引が採用されてい① 国際連系線を想定せずに，卸電力市場の価る。系統利用者にとっては，手続きの煩雑さが減ることになる。言い変えると，卸電力市

格をそれぞれ決める。
② 国際連系線の容量制約に達するか両端の価格差がなくなるまで，国際連系線の潮流を場に入札するのみで，結果として国際連系線を跨いだ取引となっている場合がある。
また，補表 1 に示すように，ドイツとその変化させる。
このステップで行う暗示的取引は，特に隣国との当日市場では，明示的取引や暗示的market coupling と呼ばれている。北欧で採用さ取引のみではなく，先着優先（First-come First-

れている market splitting は，以下の 2 ステップ

served）も採用されている。先着優先方式は，

で国際連系線の潮流と卸電力市場のエリア価

国際連系線の利用可能容量を使う取引が約定するごとに，利用可能容量を割り当てる方式

残りの空き容量のうち 400MW が 2016 年の月間容量として，
明示的取引で JAO を通じて競争入札にかけられる。実際には，2016 年 4 月～ 10 月の月間の競争入札には，年間取引分から再販売となった 15MW が加わった 415MW が，月間の明示的取引で取り扱われた。さらに，残りの空き容量と月間容量での再販売分が，前日市場等で取引される [39]。

である。これは，当日市場の取引がザラ場方式を採用しているため，当日市場で取引が約定した順番で，空いている連系線容量を割り当てていくことになるためである。

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電力経済研究No.64（2017.3）

補表1 ドイツとドイツの隣接国との国際連系線の利用可能容量の割当の概要

年

月

前日

当日

ルクセンブルク

容量割当なしオーストリア

容量割当なしスイス

Explicit auction

First come first served

フランス

Explicit auction

Implicit
auctionFirst come first served

オランダ

Explicit auction

Implicit
auctionFirst come first served

デンマーク

Explicit auction

Implicit
auctionFirst come firstserved(TenneT-Demark
west)
Implicit auction(50HertzDemark east)

チェコ

Explicit auction

First come first served

ポーランド

Explicit auction

First come first served
出典：[24][28]，各国TSOのサイトを基に作成

注）ルクセンブルクやオーストリアはドイツとの国際連系線の容量が，実際の利用量よりも非常に大きいため，連系線の容量の割当は行われていない。

また，当日市場の決済において，明示的取引のように，エネルギー取引とは別に国際連系線の容量の入札・決済を行う時間的余裕はなく，ザラ場方式なので，1 つの取引時間帯毎に価格差の最小化を行っているわけではない
ため，先着優先方式が採用されている場合が多くみられる。ただし，当日市場での暗示的取引の導入を否定しているわけではない。
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古澤 健（ふるさわ けん）
電力中央研究所 社会経済研究所
岡田 健司（おかだ けんじ）
電力中央研究所 社会経済研究所

電力経済研究No.64（2017.3）