論文

需給調整市場を考慮した
わが国のインバランス料金制度の課題―ドイツのインバランス料金の変遷から見た考察―
Issues of imbalance price settlement under balancing control power market- a study based on German lesson of transition of imbalance pricingキーワード：インバランス料金，需給調整市場，再生可能エネルギー，卸電力市場
古澤健

欧州やわが国では，発電事業者等の前日の需給計画と実運用断面の差であるインバランスを，系
統運用者が確保した需給調整能力で解消する。インバランスは，卸電力市場で取引された需給からの逸脱でもあり，小さいことが望まれる。需給調整市場の開設後において，需給調整に要する費用が明確になることから，インバランス解消費用の回収と，インバランス低減のためのインセンティブの付与を両立した新たなインバランス料金制度が期待されている。電力市場の自由化と再生可能エネル
ギー（再エネ）大量導入を進めるドイツでは，その両立に向け，インバランス料金の算出方法に補正が加えられてきた。同時に，再エネにもインバランスの責務を課しつつ，再エネが市場に参加しやすくなる市場制度の導入が進められてきた。わが国においても，発電・小売電気事業者にとっての適切なインバランスリスクとなる料金制度と，インバランス抑制に取り組み易い市場環境の整備が重要である。
1. はじめに
2. わが国のインバランス制度の動向と課題

3. ドイツにおけるインバランス料金の変革

2.1 わが国のインバランス料金の変遷と課題
2.2 わが国の同時同量制度の変遷と課題
2.3 わが国の再エネに関する同時同量制度の変遷と課題
2.4 わが国の需給調整市場導入後に向けたイ
ンバランス料金制度の考え方

1. はじめに

3.1 欧州における需給調整メカニズムの考え
方
3.2 ドイツのインバランス料金の動向と課題
3.3 ドイツのインバランスの低減化に向けた
動向と課題
4. わが国の望ましいインバランス制度の在り方
付録 A. わが国の需給調整市場の動向

同時同量からの逸脱した需給偏差はインバランスと呼ばれ，一般送配電事業者が補填するインバラ

わが国や欧州の発送電分離後の電力供給の仕組みにおいて，発電事業者や小売事業者は，一定時ンスに対して発電・小売電気事業者等が支払う料
金は，インバランス料金と呼ばれる1。

間幅において需給を一致させることが求められる。

インバランスは，前日市場等で取引された需給

わが国では，発電事業者と小売電気事業者に需給からの逸脱であり，抑制されることが望ましい。

の一致を求める間隔が30分毎であることから，こそこで，インバランス料金を通じて，適切な金銭の需給を一致させる仕組みは，「30分同時同量」とペナルティを課すことで，発電・小売電気事業者

呼ばれている。系統全体での需給において，①30
分よりも短い時間幅の需給偏差や②30分同時同量から逸脱した需給偏差は，一般送配電事業者が，需給調整能力を活用して調整している。この30分

1
2018 年時点のわが国では，インバランス料金は，発電事業者
や小売電気事業者が支払う。例えば，一般送配電事業者の託送供給約款において，発電事業者が支払う「発電量調整受電計画
差対応補給電力料金単価」は，インバランス料金単価に消費税等相当額を加えた単価と記されている。

－ 39 －

電力経済研究No.66（2019.3）

にインバランスを抑制する動機を与えることが重要である。同時に，需給調整市場で決まるインバ

2. わが国のインバランス制度の動向と課
題

ランス解消に要する費用は，インバランス料金を通じて適切に回収される必要がある（資源エネル

本章では，わが国のインバランス料金制度のこ

ギー庁 2017, 資源エネルギー庁 2018a）。しかし， れまでの変遷を踏まえ，その課題について述べる。
発電・小売事業者が負担するインバランスリスク
を考えると，これらを両立するインバランス料金

2.1 わが国のインバランス料金の変遷と課題の設計は必ずしも容易ではない。

わが国で小売部分自由化が開始された2000年以

さらに，これらの両立を困難にさせる要因とし降，インバランス料金は，一般送配電事業者によて，風力や太陽光電源等の再生可能エネルギー（以るインバランスへの補給に要する費用を考慮して下，再エネ）電源の存在がある。これらの電源は設定されていた。また，変動範囲内と変動範囲外2

発電電力量が気候条件によって左右されるため，のインバランス料金を分け，変動範囲外の不足イ

インバランスの抑制が難しい。再エネ電源にインンバランス（需給ひっ迫）と余剰インバランス（供バランス料金を課してしまうと，その導入を妨げ給余剰）に対しては，それぞれ変動範囲内のインることに繋がりかねない。しかし，再エネ電源にバランスよりも厳しい罰則を課すことを通じ，同インバランス料金を課さないことは，インバラン

時同量のインセンティブを付与していた3。しかし，ス解消に要する費用の回収を難しくするだけでな

そのインバランス料金には卸電力市場の市場決済

く，このような電源にインバランス抑制のインセ

価格は反映されていなかった（資源エネルギー庁

ンティブを与えないという点で，望ましいインバ

2014a）。

ランス料金の在り方とは異なっている。そのため，

そこで，電力システム改革専門委員会（2013）

将来的に再エネ電源をインバランス料金制度の中に，市場と連動したインバランス精算の仕組みにでどのように扱うかも合わせて検討する必要があ

関する提言が盛り込まれ4，2016年4月の小売全面る。

自由化開始と同時に，エネルギー市場価格（主にそこで本稿では，電力自由化と再エネ電源の普及政策で先行するドイツのインバランス料金制度の動向と課題を整理し，需給調整市場開設後のインバランス料金の適切な設計に向けた検討の一助となる情報を提供する。
以下，第2章で，2018年までにわが国で導入されているインバランス料金と再エネ特例制度の概要と課題を述べた後，第3章で，ドイツのインバラン
ス料金制度の試行錯誤の経験から，インバランス
料金による適切な費用回収とインバランス抑制のインセンティブの両立の難しさについて明らかにし，また，インバランス料金制度のもとで，再エネ電源が，インバランスの抑制に取り組むために必要な対応策について述べる。第4章で，わが国へ

前日市場のシステムプライス）にインバランスを2契約した電力の 3%未満を変動範囲内と呼び，3%以上を変動範
囲外と呼ぶ。
3
例えば，2008 年以降 2016 年 3 月まで，変動範囲内不足インバ
ランスは，各社の全電源コスト平均値であったが，変動範囲外
不足インバランスは，昼間は変動範囲内不足インバランスの 3倍（夜間は 2 倍）であった。
4
電力システム改革専門委員会（2013）は，「系統安定の観点か
らは，計画外のインバランス発生は望ましくないため」，「インバランス精算は，その発生を抑制するインセンティブを持たせた仕組みとすること」を求めていた。ただし，「リアルタイ
ム市場が機能する将来においては，その価格が需給調整のコストを反映していると考えることができるため，これをインバラ
ンス精算に用いることが合理的である。」その一方で，「リアルタイム市場が機能するまでには一定の期間を要する」等の問題点を指摘し，制度導入に当たっては，その効果を検証しつつ必要な修正ができる柔軟性を持った制度とすることが適当であるという点も指摘されていた（電力システム改革専門委員会
2013）。なお，この当時の「リアルタイム市場」には現在検討されていた「需給調整市場とインバランス決済」や「当日市場」の概念が，混在していた可能性もあることから，2018 年時点ではリアルタイム市場という表現が使われなくなった。

の示唆を述べ，本稿の結論をまとめる。

－ 40 －

含めた需給状況を踏まえた調整項を乗じた一律料

しかし，このことは，発電・小売電気事業者が「計金と，各エリアの需給調整コストの平均との差分

画値同時同量」を達成した上で余力となった供給

5の和から成るインバランス料金が採用された 。た力を市場に入札し，一般送配電事業者に活用させだし，このインバランス料金は，需給調整に要することで，系統全体の需給調整に要する費用を低6

る費用 を反映しておらず，その費用の回収には過減させることと，発電・小売電気事業者が自らの不足が生じる場合があった。この問題は，導入決

インバランスを減らすことで，系統全体としての定時から指摘されていたが，資源エネルギー庁も， インバランスの低減させることのいずれを目指す
このインバランス料金は需給調整市場開設までののかを不明確なものとしている。供給余力の確保

暫定的な料金であり，別途，託送料金やインバラにおいて一般送配電事業者の役割が大きくなると，ンス料金の収支を調整する仕組みを講ずるとして発電・小売電気事業者のインバランス抑制のインいた（資源エネルギー庁 2014b）。

センティブを阻害する可能性がある一方，発電・小売電気事業者の役割が大きくなると，インバラ

2.2 わが国の同時同量制度の変遷と課題

ンス料金制度の設計次第で，系統全体のインバラ

2016年3月31日以前の同時同量制度は，「実需同ンスと発電・小売電気事業者のインバランスによ時同量」と呼ばれ，実需要と実供給量の差分に対る相殺効果が見込めなくなる可能性がある。いず

してインバランス料金が適用されていた。電力シ

れをより重要視すべきかは，インバランス料金制

ステム改革専門委員会（2013）の提言に則り，2016

度や各国の再エネのインバランスリスクに関する

年4月の小売全面自由化の導入と同時に，「計画値制度との関係で異なると考えられる。

同時同量」制度が導入され，実運用の前日段階での発電量（需要量）の計画値と実績値の差分がイ

2.3 わが国の再エネに関する同時同量制度の変遷と課題ンバランスとされた。これにより，発電量の計画値が定まり，発電の余力部分が明確化されるため，わが国では，再エネ電源に関する固定価格買取

市場での取引が促進される効果も期待できるとさ制度（Feed-In-Tariff：FIT）が2012年から導入されれた（電力システム改革専門委員会 2013）。

ているが，2016年4月のインバランス料金制度の開その一方で，偶発的需給変動対応の7%のうち， 始と同時に，FIT発電事業者のインバランスリスク
小売電気事業者が確保している1%は，前日市場のを免除するFIT特例制度が設けられた。さらに，

ゲートクローズタイム時点で保有されていればよ2017年4月のFIT電源の送配電買取制度方式の導入

く，その後は当日市場に投入されることが望ましに合わせて，FIT特例制度の種類が追加された（電いとされた（電力・ガス取引監視等委員会 2017）。

力・ガス取引監視等委員会 2018c）。いずれのFIT
特例制度においても，発電事業者にはインバラン

52017 年 10 月以降，インバランス料金に関するパラメータの決定方法が改訂された。具体的には，①エネルギー市場価格にインバランスを含めた需給状況を踏まえた需給曲線から算出する調整項の上下限を緩和し，②エリアの需給調整コストを反映していた調整項は，エネルギー市場のエリア価格とシステム価格の差分の月間平均値を採用することになった。さらに，2019 年
4 月からは，新たなパラメータとして， 不足インバランスを発生させた事業者には，インバランス料金に定数を加算し，余剰インバランスを発生させた事業者には，定数を減算する，という制度が導入される予定である（資源エネルギー庁 2018b）。
6
わが国の 2017 年から 2020 年までと，2021 年以降の需給調整能力の概要は付録 A 参照。

スを減らすインセンティブが働かない。そこで，
資源エネルギー庁 （2018c）は， FIT法の抜本見直しを見据えて，予測誤差を減らすインセンティ
ブが働く仕組みの確立を2020年に具体化できるよう，検討を進めていく方針を示した。

－ 41 －

電力経済研究No.66（2019.3）

2.4 わが国の需給調整市場導入後に向けたインバランス料金制度の考え方

前日に送電系統運用者（Transmission System Operator: TSO）に需給の計画値を提出し，当日市場の本章で述べたように，インバランス料金の制度活用等により，提出した計画値からの偏差を抑制設計においては，①インバランス解消に要する費する。その上で，前日に系統運用者に提出した計用の反映とインバランス低減へのインセンティブ

画値に対して同時同量を達成できなかった電力量の付与の両立，②発電・小売電気事業者と一般送がインバランスとなる。表1に示すように，インバ配電事業者によるインバランス解消への貢献に係

ランス料金制度も含めた需給調整メカニズムに関る諸制度との整合，③再エネ電源の自立を促すた

する各国の詳細な制度は異なる（ENTSO-E WG AS

めの制度，の3点を考慮することが必要である7。

2018a）。表1の左列は，需給調整能力の技術要件や上記の3点は密接に関係しており，一部の変更では， 必要容量等の需給調整能力の調達に関する内容で需給調整メカニズム全体が有効に機能しなくなるあり，欧州の多くの国では，主に前日市場のゲー恐れがある。わが国では，調整能力の上げ代費用

トクローズタイム前に実施される項目である。表1

や下げ代費用とインバランス料金の関係について， の右列は，インバランス決済期間（Imbalance
基本的な方向性の議論が緒についたところであり

Settlement Period: ISP）やインバランス料金制度等（資源エネルギー庁 2018b，電力・ガス取引監視であり，TSOが需給調整能力を確保した後に実施等委員会 2018b），現在は，他国のインバランス料

される項目である。両者は相互に関係しているが，金の変遷の教訓を活かす良い機会であると考えら全ての項目に関して，欧州で統一された唯一の仕れる。

組みは存在しない。

そこで，次章では，わが国のインバランス料金

例えば，Frequency Containment Reserves（FCR）の検討への一助とするため，電力自由化と再エネ

等は，ENTSO-Eによって整理された需給調整能力導入でわが国よりも先行しているドイツのインバの定義が各国で徐々に採用されるようになった

ランス料金制度で，上記の3点に関してどのような（European Commission 2017）。需給調整能力の調対応策が採られてきたのかを紹介する。ただし，

達方法に関しては，2019年7月から欧州全体でFCR

論点②と③は，再エネ電源を含めた発電・小売電の調達方法が統一される予定である（ENTSO-E

気事業者を念頭に置いた場合，分けて論じること

2018）。一方，需給調整能力の必要容量に関しては，はできないため，まとめて論じる。

欧州大陸でFCRを3,000MW確保すると設定されてい る が ， 2018 年 時 点 で は ， 各 国 が 独 自 に

3. ドイツにおけるインバランス料金の変革

automatic-Frequency Restoration Reserves（aFRR）の
必要容量を算出している。

3.1 欧州における需給調整メカニズムの考え方

また，ISPに関しては，2018年時点，欧州では，

欧州においても，発電・小売事業者は，実需の15分，30分，1時間といった時間幅8が採用されており，その統合の議論がなされてきた9（ENTSO-E

7

インバランス料金制度に関する課題には，
インバランス料金単価の設定（限界費用か平均費用か），系統全体インバランスと各発電・小売電気事業者のインバランスを反映したインバラン
ス料金単価（シングルかデュアルか）など，様々な課題がある。
他にもアンシラリーとインバランスの役割分担，インバランス
料金と系統利用料金により回収すべき費用の区分け，需給調整と送電過負荷解消の関係とその費用負担等についても，議論が必要である。

8
具体的には，ドイツでは 15 分間，イギリスやフランスでは 30
分間，北欧（ノルウェー，スウェーデン，デンマーク，フィンランド）では 1 時間を 1 つの ISP としている（ENTSO-E WG AS
2018a）。
9
ISP の統合が目的ではないが，確定的周波数変動（deterministicfrequency deviation）の改善の議論として，30 分の ISP をより短くすることによる周波数の変動幅の低減が提案されている－ 42 －

表1 欧州で広域的な需給調整メカニズム設計時に必要と考えられていた項目
需給調整能力の調達に関する項目

スケジュールと決済に関する項目

・需給調整能力の定義

・ゲートクローズタイム（Gate Closure Time：GCT）

・需給調整能力の調達方法

・インバランス決済期間（Imbalance Settlement Period: ISP）

・需給調整能力提供者への支払い方法

・インバランス量の算出方法

・需給調整能力の技術要件

・インバランス料金制度

・需給調整能力の必要容量・計画値同時同量の考え方

・需給調整能力の評価

・インバランス料金と需給調整費用の関係

・調達費用の割当方法

・市場データの公開

出典：Van Der Veen（2012）等をもとに電中研にて作成※表1は欧州の広域的な需給調整メカニズム設計に向けたElectricity Balancing（EB）ガイドラインの検討初期に複数の機関・専門家により検討されていた項目であり，ENTSO-E WG AS （2018a）で示されているよ
うに，ゲートクローズタイムは未だに統一されていない。一方，市場データの公開は少しずつ統一されて
きている。

2015）
。Electricity Balancingに関するガイドライン

大きな停電が発生する等の技術的な課題も見られ（以下，EBガイドライン）によると，将来的には，なかった。しかしながら，各国で経済的な課題が全

欧州全体でISPを15分間に統一することになってく生じなかったわけではなく，EBガイドラインにおり，北欧は2020年に15分間ISPを導入予定である

おいても，活用した需給調整能力の限界費用とイン（European commission 2017, Statnett 2018）。

バランス料金を関連付け，需給調整能力の確保に関インバランス料金制度に関しても，各国で様々しても限界費用方式を採用することを，欧州全体でな歴史的な背景をもとに導入・変更が行われてきの統一的なインバランス料金の考え方の一案とした。一般的に，欧州各国でも，インバランス料金て述べている（European Commission 2017）。なお，に関して適切に金銭ペナルティを付与することは， ドイツで考えられている限界費用方式のデメリッ
発電事業者や小売事業者がインバランスを抑制す

トについては，ドイツのインバランス料金の変遷をる動機となると考えられている（European Com-述べた後，3.2.4項で論じる。

mission 2017）。また，欧州の主要国は，再エネ大量導入前に電力自由化を進めていたが，これまで

3.2 ドイツのインバランス料金の動向と課題

は，原子力や火力といった，前日段階の運用計画

3.2.1 ドイツの需給調整メカニズムの基本概念

から実運用の供給力の変化が大きくない電源がほ

ドイツでは，インバランスの解消に要する需給

とんどを占めており，前日の需給計画からの需給調整能力の確保・運用はドイツ全体の需給調整メの偏差は少なかった。電源設備の故障等で供給力カニズム（Grid Control Cooperation: GCC）を通じが減少するときには，そのための予備力が設定さて実施されている。GCCは2008年から段階的に導れており，インバランス制度のために，電源の起入され，2009年5月にはGCCの第2ステップとして，動停止を大きく変更する必要はなかった。また，

TransnetBW・TenneT・50Hertzの3TSOが自エリア

インバランス料金制度が直接的な要因となって，で確保した需給調整能力の相互利用を開始した。
このステップにおいては，需給調整能力のエネル（Eurelectric and ENTSO-E 2011）。

ギーに対する支払いは，3TSO間で行うべきとの考えに従って，共通のインバランス料金が導入され－ 43 －

電力経済研究No.66（2019.3）

調整力単価 [€/MWh] (TSOの費用)た。そして，2010年5月にAmprionがGCCに参加し，
ドイツ全体で共通のインバランス料金単価が設定※pay-asbidで落札可能となった。その後，GCCの第4ステップでは，

運用された
下げ代

ドイツ全体の需給調整市場が設置された。2018年9月以前は，需給調整能力は容量価格のみのメリッ

MWhトオーダーを基準として確保され，電力量価格の下げ代費用

みのメリットオーダーを基準として運用されてい

上げ代費用
運用された
上げ代

調整⼒
[MWh]

[€/MWh] (TSOの収入)た。需給調整能力の提供者にはpay-as-bid方式での支払いが行われていた。

インバランス
料金単価 ＝ドイツ全体の基本インバランス料金単価は，
reBAPと呼ばれており，需給調整に要した費用を

の面積 －

の面積

の長さ －

の長さ

出典：
（Regelleistung 2016）をもとに電中研にて作成

ドイツの系統全体で生じたインバランス量で除した値となる。需給調整に要した費用とは，具体的

図1 ドイツの基本インバランス料金単価には，4TSOが確保・運用している3種類の需給調整能力のうち，応答速度の遅い2つの需給調整能力

インバランス料金単価が小さくなるからである。

10（aFRRとmFRR ）の上げ代と下げ代の電力量の売

図1のインバランス料金が課される発電・小売事買で生じたネットの費用である11。系統全体で生じ業者は，バランシンググループ（Balancing Group:

たインバランスとは，aFRRとmFRRの上げ代と下BG）を形成することになっている（古澤，岡田，げ代のネットのエネルギー量である（図1参照）。

後藤 2014）。BG内に最低1つのバランシング責任

ドイツの基本インバランス料金単価の設計上，事業者が設定され，この事業者がTSOとのやり取需給調整に要したエネルギー費用は，インバラン

りを代表して行う12。すなわちドイツでは，BGごス料金により，過不足なく回収できる。加えて，とにゲートクローズタイム前まで当日市場取引等

このようなドイツのインバランス料金には，小売でインバランスを減らすことになっている。TSO

事業者等がインバランスを抑制するインセンティ

は，全てのBGのインバランスの総計をゲートクロ

ブが付与されている。なぜならば，活用する需給ーズタイム後に，需給調整能力を活用して解消す調整能力（aFRRとmFRR）のコストは，逓増的にる（ENTSO-E WG AS 2018a, Van Der Welle 2016）。

増加する傾向があり，系統全体の不足（余剰）イ

なお，ドイツでは，国内の送電容量制約を考慮せンバランスが大きいほど，インバランス料金単価

ずに，前日市場と当日市場のエネルギーバランスが高く（低く）なり，小売事業者等が自らのインが確保されており，インバランスゼロの状態から，バランスを抑制すれば，系統全体のインバランス

TSOが送電過負荷解消のための再給電指令等を実は縮小され，需給調整能力の運用量も減少して，施する。TSOは，需給調整と送電過負荷解消を一

10

ドイツで主に確保と運用されている需給調整能力としては，
FCR 以外に，aFRR，manual- Frequency Restoration Reserves（mFRR）がある。ENTSO-E に参加するドイツ以外の国では，これらの 3 種類以外に，Replacement Reserve（RR）が需給調整能力として定義されている場合もある（ENTSO-E WG AS
2018a）。
11
ドイツの FCR の運用に伴うエネルギーは，15 分間ではほぼ相殺されていることから，エネルギーに対する支払いはゼロになる。そのため，インバランス料金の算出に，FCR の影響はない。

体的には実施していない（古澤，岡田 2015）。

12

ドイツでは，BG が前日に翌日の一致した発電計画と需要計画
を TSO に提出する。ドイツ TSO へのインタビューによると，
例えば発電事業者のみの BG が，前日市場での電力供給を約定していた場合，発電計画はその発電電力量となり，需要計画は
前日市場運営者が同量を購入するという計画となる。

－ 44 －

3.2.2 ドイツの適切なインバランス抑制インセ

迫（供給余剰）のときには，インバランス料金単ンティブを見据えたインバランス料金の価は，当日市場価格以上（以下）とする補正〔補変遷

正 2〕と，系統全体のインバランス量が大きく，

ドイツのインバランス料金では，“インバランス

事前にTSOが確保した需給調整能力の80%以上を解消に要した費用の回収”と“インバランスを抑運用した場合，不足（余剰）インバランスが大き制するインセンティブ”が両立すると考えられて

いほど，インバランス料金単価はより高く（よりいたが，実際には様々な課題が生じ，今もその解低く）する補正〔補正 3〕である。
〔補正 3〕は，〔補決に向けて，試行錯誤が続けられている。

正 1〕と〔補正 2〕の実施後に，インバランスの不（1）価格スパイクの回避

足（余剰）時のインバランス料金の絶対値の0.5倍

図1の基本インバランス料金単価の設定方法でと100€/MWhの大きい方を加える（差し引く）とは，系統全体で運用したaFRRとmFRRのネットのいうものである。この2つの補正により，系統全体

エネルギーが微小のときに，単価がスパイクするの需給状況とインバランス料金および，当日市場

ことがある。そうしたスパイクの頻度が多ければ， の取引価格の整合性が保たれると同時に，過酷なインバランスを発生させた小売事業者が，過大な需給ひっ迫（供給余剰）を回避することができる

費用を支払うことになるという問題が生じかねなようになると考えられた。ただし，需給ひっ迫（供い（Regelleistung 2016）。そのため，落札された需給余剰）時にインバランス料金単価の最低価格（最給調整能力の最高電力量単価と，基本インバラン

高価格）を当日市場の価格とほぼ等しくしたため，

ス料金単価の絶対値の小さい方をインバランス料

発電・小売事業者が当日市場でインバランス抑制

金単価とする補正〔補正 1〕が導入された。このするための強いインセンティブにはならなかった〔補正 1〕により，基本インバランス料金の設定と考えられる。

方法に起因する価格スパイクは緩和できると考え （3）容量価格と電力量価格の設定に伴う課題られていた。

ドイツの需給調整市場では，入札時の容量価格（2）当日市場との時間差と需給ひっ迫時のペナルティと電力量価格には上限がなかったため，発電事業

もう1つの課題として，当日市場の価格次第では， 者は低い容量価格で容量を提供した上で，高い電小売事業者が当日市場で自らのインバランスを解力量価格で利益を得ようとすることが可能であっ消するよりも，TSOによる需給調整でインバランた。そのため，近年，〔補正 1〕の効果がなくなっ

スを解消させる方が経済的に望ましくなる可能性てきていることが，新たな課題として考えられてもあった。このような問題点は，Just，et al. （2015） いる。これは確保されたaFRRのピーク時間帯の上でもその可能性が示唆されていた。これは，前日

げ代最高単価が高くなってきていることによるも市場のゲートクローズタイム前に，需給調整市場のである。2013年4月～6月のピーク時間帯のaFRRの入札が締め切られ，ドイツで主に需給調整に活の上げ代最高単価が 500€/MWhであったのに対用されるaFRRの需給調整能力の電力量価格が，実し，2016年4月～6月は 20,000€/MWhに達してい運用の約1週間前に公開されることに起因していた13（Regelleistung 2018a）。このようなときには，た。

系統全体のインバランス量が微小となった場合でそこで，2012年12月から，発電事業者や小売事業者が当日市場でインバランスを解消させるようなインセンティブを付与するため，以下の2つの価13

需給調整能力の容量価格は，古澤，岡田（2018）で述べているように低下傾向にあるが，確保された需給調整能力の電力量
単価の価格は低下していない。

格補正ルールが追加された。系統全体の需給ひっ－ 45 －

電力経済研究No.66（2019.3）

あっても，結果として，価格スパイクが生じてし3.2.3 近年のドイツ及び欧州全体のインバラン
ス料金を巡る議論の動向

まう。例えば，基本インバランス料金単価と，〔補正 1〕のみでは，2016年4月～6月のインバランス （1）ドイツの需給調整能力確保指標の変更
料金単価は，系統全体のインバランスが少なくて

3.2.2項で述べた4つの補正が導入された後の2017年10月，
インバランス料金が 24,455.05€/MWh

も20,000€/MWhになる可能性があった。
そのため，2016年5月には，系統全体のインバラと高騰するケースが見られた。このため，2018年

ンス量の絶対値が125MWh以下のときには，当日

10月からは，aFRRとmFRRの確保に関して，従来市場価格に100～250€/MWhを付与した価格をイの容量価格のみのメリットオーダーではなく，容ンバランス料金とするような補正〔補正 4〕が導量価格と電力量価格に，需給調整能力の利用率を入された（図2参照）。具体的には，基本インバラ

乗じた値の和を，需給調整能力の確保を評価する

ンス料金単価が正の値で，系統全体のインバラン

新たな指標とすることとなった（Regelleistung

スが125MWh以下のときには，125MWhに対する

2018b）。この新たな指標に基づくメリットオーダ

系統インバランスの比率に150€/MWhを乗じ，100

ーリストを用いることで，確保される需給調整能€/MWhを付与した価格と，基本インバランス料金

力の容量価格が例え 0€/MWであっても，電力量単価の小さい方をインバランス料金とするもので価格が極端に高価となることを防ぎ，結果として，ある（系統全体のインバランス料金が負の値のとインバランス料金の高騰を防ぐと考えられている。

きは正反対の補正をする）。この〔補正 4〕により， （2）欧州全体のインバランス料金の議論
系統全体のインバランスが小さい状態では，価格

3.2.1項で述べたように，EBガイドラインでは，

スパイクは生じないと考えられた。ただし，系統

インバランス料金を，活用した需給調整能力の限全体のインバランスが125MWh以下のときのみの界費用と関連付ける案を示している（European

補正であり，仮に当日市場の取引価格が高騰する

Commission 2017）。しかし，15分間ISPの間で一瞬場合には価格スパイクを回避する効果は見込めなだけ活用した需給調整能力の限界費用を，そのISPい。

のインバランス料金とすることにより，極端な価

2018年12月時点では，基本インバランス料金単格スパイクが生じることを懸念する意見もある

価に，〔補正 1〕，〔補正 4〕，〔補正 2〕，〔補正 3〕を（ENTSO-E WG AS 2018b）。他方，ドイツでは，それぞれこの順に実施して得られた値が，最終的TSOが4秒周期でaFRRを指令することから，4秒毎なインバランス料金単価となっている。

の重み付け平均価格をインバランス料金とするこ

出典：（Regelleistung 2016）をもとに電中研にて作成
図2 ドイツで2016年に導入された新たなインバランス料金の補正－ 46 －

とで，極端な価格スパイクは避けることができる

そこでドイツでは，3.2節で述べたインバランスと考えられている（ENTSO-E WG AS 2018b）。し料金制度の補正とともに，再エネ電源の市場メカ

かし，これにより，上述の〔補正 1〕～〔補正 4〕

ニズムへの統合を進めてきた（Gawel， et al 2013）。

が必要となった全ての課題を解決できるとは言え具体的には，ダイレクトマーケティング制度14がない。

2010年に導入され，再エネ電源は，競争メカニズ
ムのもとで取引することを促されるようになった。

3.3 ドイツのインバランスの低減化に向けた動
向と課題

再エネ電源は，再エネプレミアムとインバランス
に対する補助を受け取ることができるが，直接的

3.3.1 ドイツの再エネ電源に対するインバラン
ス料金制度に市場に参加するため，インバランスリスクにも晒される。

ドイツのFITでは，再エネ電源の事業者は，FIT

2012年の時点では，全てのFIT電源は，FITとダ電力を固定的な価格で，直接または，配電事業者

イレクトマーケティングを毎月選択することがでを通じてTSOに買い取られる制度が主であった。

きた。しかし，2014年の再エネ促進法の改正によ

再エネ電源の前日の需給計画を買取義務事業者とり，改正法施行以降，2015年末までに新設される

してのTSOが作成する。そして，需給の計画値に500kW超の電源と，2016年以降の100kW超の電源

対して，TSOが当日市場等により需給偏差を相殺

は，ダイレクトマーケティング制度を選択しなけさせ，最終的なインバランスもTSOが支払う。これ ば な ら な く な っ た （ Bundesministerium furの仕組みのメリットとして，TSOが中央集権的に

Wirtschaft und Energie 2014，朝野他 2016）。加えて，出力予測をするので，データの収集等を活用した

プレミアムも縮小傾向にある15。

予測精度の向上が見込めるという指摘がある

ダイレクトマーケティングでの取引割合は，増（Klessmann， et al 2008）。また，FITが適用され加傾向にある（図3 参照）。Bundesnetzangentur

た再エネ事業者は需給調整市場の流動性が低いこ（2018）によると，風力電源の多くは，ダイレクとによるリスクにさらされることはない

トマーケティングへの移行が実施されており，ド（Klessmann， et al 2008）。なぜならば，需給調整

イツの計画同時同量の制度のもとで市場取引が不能力の提供者が，需給調整市場に入札するために可能ではないと考えることもできる。一方，太陽は，一定の技術要件を満たす必要があるため，需

光電源は，2017年の年間発電電力量のうち，ダイ

給調整市場は，エネルギー市場よりも市場の流動

レクトマーケティング制度を選択しているのは約性が低くなる傾向があり，その影響を受けるイン

25%に留まる。太陽光電源の特性や，電源の規模

バランス価格は，需給偏差次第ではスパイクする（例えば，住宅の屋根設置型）がダイレクトマー

可能性もあるからである（Klessmann， et al 2008）。 ケティングを選択させることを難しくさせている
しかし，今後も再エネ電源が市場メカニズムか14ダイレクトマーケティング制度とは，再エネ電源の事業者が直接的に卸電力市場に売り入札をすることを推奨する制度であ格に反応しないまま発電し続けるといった事象が る（Bundesministerium fur Wirtschaft und Energie 2014）。再エネ電源への再エネプレミアム（FIT の下であれば，受け取ることがで生じるのは望ましくないとの意見がある一方，単 きた金額と，卸電力市場の参照価格との差額）とインバランス
純に市場メカニズムに晒すだけでは，従来電源と に対する金銭補助は 2012 年以降に拡大された。詳細は（朝野他
2016）を参照されたい。
同様の自立は不可能という意見もある（Klessmann， 15 6 時間以上卸電力市場の市場決済価格が負になった場合，プレ
ミアムをゼロとする補正が追加された（Bundesministerium fur
et al 2008， Vandezande， et al 2010， Hiroux， et al Wirtschaft und Energie 2014）。

ら外れたままであれば，低需要であっても市場価2010 and Gawel， et al 2013）。

－ 47 －

電力経済研究No.66（2019.3）

100

0

2

200

11

90
80

180
160

44

55

70

63

60
50

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73

78

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30

120

80
60

56

45

20

37

10

31

40
27

22

2015
2016
総買取量(TWh)

2017

0

20
0

2009年

2010

2011
FIT(%)

2012
2013
2014
ダイレクトマーケティング(%)

出典：（Bundesnetzangentur 2018）をもとに電中研にて作成
図3 ドイツにおけるダイレクトマーケティングの割合

以下に述べる3つの対応策が実施されてきた。

可能性があると考えられる。
再エネ電源も競争メカニズムのもとで自立した（i） 当日市場の市場コマの変更

電源となりうるようにするためには，究極的には，（ii） 新しい卸電力市場の導入

プレミアムやインバランスに対する補助を全廃す（iii） 当日市場のゲートクローズタイムと実運用の時間差の短縮

ることが求められる。ただし，気候条件により出力が変動する風力や太陽光等の再エネ電源の特性 （i）当日市場の市場コマの変更を考慮すると，単純に再エネに対する優遇を廃止

ドイツのザラ場方式の当日市場で取引する商品するだけで課題は解決しない。再エネ事業者のイとして，1時間コマに加え，15分コマが2011年に設ンバランスが増大しないような市場メカニズムの計された（古澤 2013）。従前の当日市場のゲート変更が必要となる。

クローズタイムが実運用の45分前であったことから，この変更により，105分後の出力予測から60

3.3.2 ドイツの再エネ電源の自立に向けた卸市
場制度の変遷分後の出力予測に基づいて市場取引が実施されるようになった。

再エネ電源を市場メカニズムに統合させるため （ⅱ）新しい卸電力市場の導入には，インバランス料金制度のみならず，発生す

ドイツでは，ISPが15分である一方，前日市場はるインバランスを減少させるためのエネルギー取1時間コマの取引であり，両者は整合していなかっ

引市場関連の制度を導入する必要がある。中でも， た。ただし，前日市場は，欧州全体での統合が進
出力予測の精度向上を反映した入札行動を促すた

んでおり，新しく15分コマを導入することや，既めに，市場のゲートクローズタイムから実運用ま存の1時間コマを15分コマに変更することは，他国での時間を短くする方策が望ましいと考えられての卸電力市場の市場価格にも影響を与えるといういる（Weber 2010）。

課題もあった。そこで，当日オークション市場と市場関連制度の中で，ドイツでは，2010年以降，名付けられた15分を1コマとした新たなシングル－ 48 －

プライス市場が2014年に開始された（European
Power Exchange 2014）。

4. わが国の望ましいインバランス制度の在り方（ⅲ）当日市場のゲートクローズタイムと実運用の第2章で述べたように，わが国においては，“イ

時間差の短縮ドイツの当日市場のゲートクローズタイムは，

ンバランス解消に要した費用の回収”と“インバ2009年に75分前から45分前に，2015年には45分前

ランスを抑制するインセンティブ”の両立したイ

から30分前と，実運用との間隔が短縮されてきたンバランス料金の設計を目指した議論が進められ。電力自由化とが，2017年には実運用の5分前にまで短縮された16。 ている（資源エネルギー庁 2018a）
これにより，予測誤差の精度向上を反映した入札

再エネ導入で先行しているドイツにおいては，イ

行動を実施することが可能となった。

ンバランス料金制度の補正が継続的に議論されてドイツの発電・小売事業者は，これらの制度改いる。第3章で述べたように，補正導入の過程にお革が，出力予測誤差の精度向上や，取引の制約のいて，価格スパイクにより小売事業者等に過度な緩和につながることで，インバランスの抑制が可リスクを負わせてしまう可能性や，インバランス

能となることを期待している。

の抑制には，インセンティブだけではなく抑制に

また，（i）～（iii）の制度変更も相まって，当日市場の取引量の増加がみられる。このことは当日
市場の流動性を高め，インバランスを抑制するた
17めの一助となる 。

取り組み易い市場環境の重要性を示した点で，ドイツの経験は参考になる。
具体的には，価格スパイクの問題は，平均費用に基づくインバランス料金制度の問題点であり，一方，最終的な需給調整の責務があるドイツの系統全体のネットインバランス量が微小であってTSOは，必要な需給調整能力をゲートクローズ前

も，インバランス料金が高騰しない仕組みが求めに確保する必要があるが,（i）～（iii）の制度変更られる。また，需給調整能力の確保における容量により，ゲートクローズタイム後の系統全体のイ

価格と電力量価格の重み付けにも留意する必要がンバランスが抑制されれば，自らインバランスをある。発電・小売事業者のインバランスの抑制に解消するのに必要な費用を低減させることができ

取り組み易い市場環境については，当日市場のゲる。

ートクローズタイムと実運用の時間差の短縮など

ドイツのように，市場メカニズムに再エネ電源が重要となる。

を統合し自立できるようにするには，インバラン

近年ドイツが進めているインバランス料金の各

ス量低下に向けた再エネ電源自体の自助努力とも種の補正や市場関連制度の改革が，第2章で述べたに，そうした努力をし易くする市場の環境整備が両立を踏まえたインバランス料金の達成のために重要となる。

効果的であったのかどうかは，今後の評価を待つ必要がある。また，わが国でドイツの経験を参考にするには，わが国とドイツの制度の違いについて留意する必要がある。
こうしたことを踏まえつつも，小売全面自由化

16

国際連系線を活用した当日市場は，2018 年現在において，実運用の 60 分前が締切時刻である。
17
ドイツの当日オークション市場と当日市場の合計の取引量は増加してきており，2009 年の当日市場の取引量が 5.7TWh であったのに対し，2018 年の合計の取引量は52.8TWh に達している。

の進展や再エネの大量導入が進むわが国において，差し迫った需給調整市場開設後のインバランス料金制度の在り方を検討する際には，発電・小売電気事業者に過度なリスクを負わせないようにしつ－ 49 －

電力経済研究No.66（2019.3）

つ，インバランスの費用を適正に回収するため，
インバランスに対する再エネ電源への過度な支援をなくすとともに，インバランス抑制に取り組みやすくするための環境整備が重要である。

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付録A．わが国の需給調整市場の動向
電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会が2018年7月に公表した「中間とりまとめ」では，需給調整メカニズムの広域化を進めるに当たっては，関連するシステムの改修や連系線の運用変更を伴うと考えられるため，まずは低速域の三次調
整力②（付表1参照）の広域運用を行うことを目指
して準備を進めること，広域調達については，適切な開発期間を確保する観点から，2021年度の運用開始を目指して準備を進めること等が適切であることが示された。現在，2021年から本格的に運用が予定されているわが国の需給調整市場における基本的な商品区分の概要を付表1に示す（需給調
整市場検討小委員会 2018）。なお，付表1に示す需給調整能力に関しては，ドイツで見られるように，
容量価格をメインとして確保し，エネルギー価格をもとにメリットオーダーで運用することが想定されている。
一方，2017年4月より，電力広域的運営推進機関の定める送配電等業務指針に基づき，一般送配電事業者が公募により確保している需給調整能力の区分を付表2に示す。電源Ⅰについては，一般送配電事業者がその必要量を明示して募集し，落札した事業者に対して，その契約容量に応じたkW価格が支払われる。しかし，電源Ⅱは，必要量を明示せず募集して契約した後，電源Ⅰと同様に，運用段階で一般送配電事業者が調整指令を出した場合に，その指令量に応じたkWh価格のみが支払われるが，電源ⅠのようなkW価格は支払われない。
電源Ⅰ-aや電源Ⅱ-aは，付表1に示す一次調整力，二次調整力①，二次調整力②に，電源Ⅰ-bや電源
Ⅱ-bは三次調整力①に相当する。ただし，これら調整力の区分けについては，それが明確に可能か否かも含めて，現在，資源エネルギー庁や電力広域的運営推進機関等で議論されている。なお，本稿の論点としては取り扱わないが，付表2の需給調整能力から付表1の需給調整能力へのスムーズな－ 51 －

電力経済研究No.66（2019.3）

付表1 わが国の需給調整市場開設後の需給調整能力の商品設計
区分

⼀次調整⼒

⼆次調整⼒①

⼆次調整⼒②

三次調整⼒①

三次調整⼒②

指令・制御

オフライン
（自端制御）

オンライン（LFC信号）

オンライン（EDC信号）

オンライン（EDC信号）

オンライン（簡易指令シス
テムも可）

応動時間

10秒以内

5分以内

5分以内

15分以内

45分以内

継続時間

5分以上

30分以上

30分以上

3時間

3時間

指令間隔

―
（自端制御）

0.5〜数10秒

1〜数分

１〜数分

30分

10秒以内に出⼒ 5 分以内に 出⼒ 5 分以内に 出⼒ 15分以内に出⼒ 45分以内に出⼒変化可能な量変化可能な量変化可能な量変化可能な量変化可能な量
供出可能量 ( 機 能 性 能 上 の ( 機 能 性 能 上 の (オンラインで調整 (オンラインで調整 (簡易指令システ
可能な幅を上限) 可能な幅を上限) ムを含むオンライン
LFC幅を上限)(入札量上限) GF幅を上限)で調整可能な幅を上限）

出典：需給調整市場検討小委員会（2018）から一部抜粋※簡易指令システムとは，中給システムと直接接続しないシステムであり，詳細は現在検討中である。
※GF：Governor Free（ガバナフリー）, LFC：Load Frequency Control（負荷周波数制御），EDC：
Economic load Dispatching Control（経済負荷配分制御）

付表2 わが国の需給調整市場開設前の公募調達における需給調整能力の区分
区分

電源Ⅰ-a

電源Ⅱ-a

電源Ⅰ-b

電源Ⅱ-b

電源Ⅰ´

電源Ⅱ´

指令・制御

専用線で
指令・制御可専用線で指令・制御可専用線で指令・制御可専用線で指令・制御可簡易システムで 簡易システムで
指令
指令

発動時間

5分以内

5分以内

15分以内

15分以内

3時間以内

1時間未満

周波数制
御機能
(GF・LFC)

あり

あり

なし

なし

なし

なし

落札時に決定 指 令 に 応 じ て 落札時に決定 指 令 に 応 じ て 落札時に決定 指 令 に 応 じ てし た 契 約 容 量 発 電 し た 電 ⼒ し た 契約 容量 発電 し た 電⼒ し た 契約 容量 発電 し た 電⼒に応じたkW価 量 に 応 じ た に応じたkW価 量 に 応 じ た に応じたkW価 量 に 応 じ た
格 と ， 指 令 に kWh価格を支 格 と ， 指 令 に kWh価格を支 格 と ， 指 令 に kWh価格を支
費用精算
応じて発電した 払う
応じて発電した 払う
応じて発電した 払う
電⼒量に応じ電⼒ 量に 応じ
電⼒ 量に 応じた kWh 価格をた kWh 価格をた kWh 価格を
支払う
支払う
支払う

出典：電力・ガス取引監視等委員会（2018a）から抜粋

移行を実現するための課題も考えられる。

古澤 健（ふるさわ けん）
電力中央研究所 社会経済研究所－ 52 －