容量メカニズムの選択と導入に関する考察―不確実性を伴う制度設計への対応策―
On Choice and Implementation of Capacity Mechanism–Coping with the Uncertainty associated with the Institutional Design–
キーワード：容量メカニズム，供給力確保，卸電力市場，制度設計
服 部 徹
電力システム改革で創設が検討されている容量市場を含む容量メカニズムの制度設計は，電力の自由化や再生可能エネルギーの導入を進めてきた諸外国でも試行錯誤が続いている。本稿では，電力市場における競争の導入や再生可能エネルギーの大量導入に伴い，十分な供給力を効率的に確保する仕組みとしての容量メカニズムの必要性を巡る議論について振り返り，主に欧米で検討されてきた様々な容量メカニズムの制度設計の課題を整理する。どのような容量メカニズムを導入するべきかについては，期待されるメリットと注意すべきリスクのうち，何を重視するかによって絞り込むこともできるが，いずれにおいても，所期の目的を達成せず，かえって別の問題をもたらすリスクが大きいことを踏まえて，一つの仕組みから別の仕組みへの移行や廃止の選択肢を考慮に入れた柔軟な導入プロセスを提示する。

1.

はじめに

2.
3.

容量メカニズムの必要性
容量メカニズムの選択肢
3.1
3.2
3.3
3.4

3.5 信頼度オプション
4. 容量メカニズムの選択肢の比較評価
4.1 容量メカニズムの類型化
4.2 容量メカニズムの定性的な比較評価
4.3 定量的な比較による補足
5. 容量メカニズムの導入過程に関する考察
6. 結語

戦略的予備力容量支払
容量確保義務容量オークション

入されたり，導入の検討がなされたりしている

1. はじめにのが，「容量メカニズム」である。これは，供電力市場を自由化し，競争による効率化を進

給力に応じた一定の報酬を発電事業者等に与めようとする際に懸念される問題の一つとしえることで，競争下でも十分な供給力が保たれて，安定供給を維持するために十分な供給力をるようにするための仕組みである。わが国でも，確保できるのか，という問題がある。発電設備

容量市場をはじめとする容量メカニズムの導の投資の意思決定は市場原理に委ねられるこ

入が検討され，電力システム改革小委員会制度とになるが，効率性を追求する過程において，

設計ワーキンググループにおいて海外事例の需要に見合う供給力が不足して大停電が生じ

概要が紹介されている。十分な供給力を確保するリスクが小さくないからである。近年は，電る見込みが立たない場合のセーフティネット

力市場を自由化する一方で，政府の支援を受けとしては，広域的運営推進機関が実施する電源た再生可能エネルギー電源が大量に導入され入札制度が提案されたが，中長期的に十分な供つつあることが，問題を複雑にしている。

給力を確保する容量メカニズムの導入についこうした問題への対応策として，海外でも導ては，今後も議論が続くと予想される。

－1－

電力経済研究No.61（2015.3））

しかし，容量メカニズムについては，その必であるが1，本稿でも簡単に振り返っておく。

要性を疑問視する議論も多く，競争下で十分な

もともと，自由化された卸電力市場において供給力を確保するという目的を果たそうとしは，需給ひっ迫が生じて供給力が不足する事態て，電力市場に新たな問題を引き起こす可能性が予想されれば，卸電力の価格が上昇し，それも指摘されている。また，実際に導入するにしが電源の投資インセンティブを与えるものとても，どのような容量メカニズムが望ましいの考えられてきた。このような考え方をかは，必ずしも明確にはなっていない。その制

Energy-Only Market（EOM）と呼ぶ2。卸電力市

度設計に関しては，電力自由化の経験が長い海場では，通常，価格は短期限界費用で決まるが，外でも試行錯誤が続いており，一つの問題への発電設備のように短期的には最大出力が限ら対処がまた別の問題を生み出すという状況もれている場合，需給ひっ迫が生じる状態では，見られる。

価格は限界費用を超えて高くなる必要がある。

本稿では，容量市場を含む，様々な容量メカ

最終的には停電を回避するための価値（Value

ニズムの制度設計を概観し，それぞれの課題をof Lost Load）まで上昇する必要がある。これに整理しながら，望ましい容量メカニズムの選択

より，市場に参加する電源の固定費の回収が可について考察する。また，容量メカニズムの導能となる。

入に伴うリスクを踏まえて，それらを管理しな

しかし，このような極端に高い価格は，政治がら望ましい制度への移行を目指すという「制的に許容できないことや，限界費用を超えた価度改革のリスクマネジメント」の考え方に沿っ格設定には，市場支配力の行使が疑われるため，た導入プロセスの試案を提示する。具体的には，海外の卸電力市場では入札価格に一定の上限

いくつかの容量メカニズムをどのような順番を設けているところが多い。ところが，こうしで検討していくことが望ましいのかを示す。

た上限を設けることによって価格が抑制され

以下，第2節では，容量メカニズムの必要性

れば，電源の固定費の回収は難しくなる。実際，についての最近の議論の背景を簡単に振り返自由化された電力市場においては，効率的な電る。第3節では，様々な容量メカニズムの枠組

源でも固定費の回収ができないという「ミッシみを紹介し，それぞれの特徴や課題を整理してング・マネー」の問題が生じているとされてきいく。次に，第4節で，容量メカニズムの選択た。その結果，中長期的に十分な供給力を確保

肢を比較し，望ましい容量メカニズムの選択にすることが難しくなるのである。

ついて考察する。第5節では，容量メカニズム

ただし，ミッシング・マネーの問題は他にもの導入過程のあり方について検討する。最後に，様々な要因によって生じうる。近年，特に欧米

第6節で本稿での議論をまとめ，結論を述べる。

で注目されているのは，再生可能エネルギー電源の大量導入に伴うミッシング・マネーの問題である。実際に，欧州各国では，設備容量で見2. 容量メカニズムの必要性

た供給力が不足しているという状態にはなく，電力自由化，またはわが国で進展する電力システム改革における容量メカニズムの必要性については，すでに議論がなされているところ

1

例えば，服部(2008, 2013)，山本・戸田(2013)を参照。

2

実際に自由化した電力市場の中でも，米国のテキサスでは，
このような考え方が今も支配的で，現に，容量メカニズムは導入されていない。服部・遠藤(2014)を参照。

－2－）

単純に設備容量でみれば，むしろ供給力は余剰格に対する反応による）によって抑制され，供となっている3。それにもかかわらず，欧州各

給力不足もより効率的に解消できる，という意

国が将来の供給力の確保に懸念を抱いている見がある。もっとも，現時点では，卸電力市場のは，発電電力量が自然条件に左右される再生がまだ発展途上の段階にあり，多くの国でデマ

可能エネルギー電源のシェアが高まることで，ンドレスポンスを最大限に活用することがでその他の従来型電源のミッシング・マネーに伴きていない。そのため，当面は容量メカニズム

4

う問題が深刻化するからである 。すなわち，を導入するが，いずれは廃止して，EOMで十限界費用がゼロに近い再生可能エネルギー電

分な供給力が確保できる状況を目指すべきと源の発電電力量が多いときには，既存の電源はの意見も示されている。

市場で落札できず，稼働率が下がるため，収益

容量メカニズムを不要とする議論として，容性が悪化する。しかし，バックアップ電源とし量メカニズム自体が電力市場に複雑さをもたて必要な火力電源などが，そのまま市場からのらし，別の新たな問題を生み出すことにしかな

撤退を余儀なくされれば，再生可能エネルギー

らない，という意見もある。こうした課題につ電源の発電電力量が少なくなった時に，供給不

いては，以下で個別に論じていくが，容量メカ

足に陥る恐れがあるためである5。

ニズムの導入は，それだけ慎重な検討が求めら競争市場において，供給力が余剰の状態にあれる課題だと言える。

れば6，価格が低下して非効率な発電所の撤退を促すことは自然なことである。しかし，再生可能エネルギー電源は，固定価格買取制度など

3. 容量メカニズムの選択肢の政策的支援によって導入されてきた電源で容量メカニズムと称されるものにはいくつある。特に近年，欧米諸国が容量メカニズムにかの異なる仕組みがある。米国では「容量市場」

注目するのは，エネルギー政策がもたらしたミが主流だが，欧州では，少なくとも「戦略的予ッシング・マネーの問題を解決するためであり，備力」，「容量支払」，「容量確保義務（分散型容電力市場そのものの問題を解決するためだけ

量市場）
」
，
「容量オークション（集中管理型容ではないことに留意する必要がある。

量市場）
」
，
「信頼度オプション」といった仕組

このような背景のもとで容量メカニズムがみの導入ないしは導入の検討がなされている。

必要とされる一方で，その導入は不要との議論

すなわち，容量メカニズムには，いくつかの選もある。ミッシング・マネーの問題が発生する

択肢がある。以下では，これらの概要を説明すのは，価格に上限規制があるためであり，本来，る。

価格の上昇は，デマンドレスポンス（需要の価3.1 戦略的予備力
3

Cervigni and Niedrig (2011)を参照。

4

特にドイツにおける再生可能エネルギーの大量導入が卸電力
市場に与える影響については，古澤(2013)を参照。

「戦略的予備力（Strategic Reserve）」は，緊
急時に稼働させる予備力としての電源を事前

5

Cervigni and Niedrig (2011)などを参照。

6

欧州でも，ドイツなどでは，2008 年までには，積極的な設備に競争入札で確保しておく制度である。スウェ

投資が行われていた。これは，電力の価格に加え，排出権（EU-ETS）の価格も高くなるとの予想が市場参加者の間で存在したためである。Matthes, et al. (2012)を参照。

－3－

電力経済研究No.61（2015.3）

ーデンやフィンランドで導入されている他7，率となる。したがって，戦略的予備力は，新規

ドイツなどでも導入が検討されている。これは，電源の投資を確保するというよりも，実質的に基本的には石油などの「備蓄」と同様の制度では，老朽化して経済性の観点から廃止を余儀なあり，必要な時に確保した容量を市場に放出す

くされるような電源を維持しておくために利るというものである。したがって，この仕組み

用されることになる11。

で確保される電源は，あくまで緊急時（予想外

戦略的予備力が，実際に卸電力市場に与えるの需給逼迫時）に使うための電源であり，普段影響を最小限にすることができるかどうかは，は市場に投入しないのが原則である。戦略的予

様々な条件次第であるといえる。まず，戦略的備力そのものは市場の外（out-of-market）で調予備力として確保すべき容量をどのように決達される電源であり，これが仮に卸電力市場にめるかという問題がある12。緊急時のみに活用

頻繁に投入されれば，卸電力市場での価格形成する電源を多くすれば，それだけ追加的な費用を歪めることになる。そこで実際に利用するのが必要となるが，少なければ，戦略的予備力だ

は必要最小限にとどめ，普段の市場価格に影響けで安定供給を確保することが難しくなる可

8

能性が高まる。また，確保した戦略的予備力をを与えない工夫がなされる 。
戦略的予備力は，卸電力市場での価格に委ね

どのような条件で市場に投入するか13，というるEOMの枠組みを最大限に活用しつつ，万が問題もある。卸電力価格が十分に高くなった場

一に備えた電源を確保しておくことで安定供合に限って投入されるのであれば，卸電力市場

給に支障をきたさないようにする制度である。

の価格を歪めることはほとんどないが，頻繁にその仕組みは単純で，導入も比較的容易と考え投入されるとなると，市場で競争する電源の収られるが9，確保する容量は政府や規制当局が益が損なわれる。

決定し，系統運用者が調達する，という意味で，

また，戦略的予備力は，一部の電源を対象に，中央での管理を必要とする制度である。また，設備を維持する費用を手当てする制度である。

通常は，効率的な調達のために競争入札を行う。

しかし，十分な供給力が確保されている状態は

戦略的予備力として落札した電源10は，一定の戦略的予備力の容量だけでもたらされるもの

条件を満たす電源の中では効率的な電源といではない。その意味では公平性に欠ける仕組み

うことになるが，その効率的な電源を緊急時以でもある。特に戦略的予備力の確保のために特外に市場に投入できないことは，かえって非効定の電源を優遇することになれば，多くの既存のピーク電源が戦略的予備力としての立場を

7

8

北欧では，戦略的予備力を導入する場合のガイドラインが定められている（Nordel, 2009）。スウェーデンの戦略的予備

11

Cervigni (2013)を参照。

力は Peak Load Reserve (PLR)と呼ばれている。

12

スウェーデンでは，送電系統運用者（TSO）である Svenska

例えば，スウェーデンで戦略的予備力を市場に投入する場合

Kraftnät（SvK）に，市場だけでは十分な供給力が確保できなは，直前の価格で最も高い価格をわずかに上回る価格で投入

い時に投入できる電源として確保しておくことが義務付けされる。なお，戦略的予備力を投入する市場は Elspot と呼ばられている。2003 年以降，戦略的予備力で確保するのは最れる前日市場や当日市場，レギュレーション市場のいずれで大で 2GW までとされている（NordREG, 2009）。ちなみにスウェーデンの最大電力は約 25GW である。

も可とされている。
9

CREG (2012)を参照。

10

スウェーデンで戦略的予備力として確保している電源の大11 月から 3 月までとされている。最近では，2009 年の 12 月

半は石油火力だが，需要側の資源（産業用需要家の負荷削減）

17 日と 2010 年の 1 月 8 日，2 月 22 日に戦略的予備力が市場も含むものとされている（Svenska Kraftnät, 2007）。

に投入されている（NordREG, 2010）。

13

－4－

スウェーデンにおいては，戦略的予備力が投入される時期は）求め，それが実現しなければ撤退するという脅

容量支払制度は，電源などの容量に対して支しが可能になってしまうと，系統運用者は結果払う価格さえ決めれば良いという点で，単純な的にさらに多くの戦略的予備力を調達しなけ制度であり（ACER, 2103），導入自体も容易とればならなくなる14。

考えられる。しかし，その価格を適正に定める
ことは容易ではない。十分な供給力を確保するために必要な支払い額は，目標とする時点での3.2 容量支払

需要に対する供給力にも依存する。供給力が余「容量支払（Capacity Payment）」とは，設備っている時には，容量支払いの必要はないが，容量（kW）に対して，あらかじめ決めていたより多くの供給力を追加する必要がある時に価格を発電電力量（kWh）に対する対価とは別

は，高い価格を支払う必要がある18。事前に決に支払う制度である。この制度は，現在，スペめた価格で実際に確保される供給力がどれく

インやアイルランド，イタリア，ギリシャなどらいになるのかは不確実であり，必要な供給力で導入されている。

が確保されなかったり，逆に余剰が発生したり容量支払はミッシング・マネーに相当する部する恐れがある。また，そもそも価格設定の透分を補うための支払いを直接行うものである。

明性をどう確保するかという課題がある。それ価格を決めて，確保される供給力は市場に委ねを政府や規制当局が決める場合，容量支払いをるアプローチであるが，支払額が適正であれば，負担する消費者側は，支払額の削減を求める一

適切な投資インセンティブが与えられ，十分な方で，投資家や事業者は，増額を求めるため，供給力が確保される。この容量支払は，理論上支払額の決定に，政治の恣意的な判断が入り込

は，ピーク時に稼働するすべての電源に支払わむリスクが生じる。さらに，容量支払制度では，れるべきものであるが，運用によって，例えば支払う対象を特定の電源，例えば，新規電源に新規電源のみを対象とするといったこともで限定することも可能であるが，このこと自体も15

きる 。設備容量に対する支払いには，単純に規制当局の恣意的な判断を招き，市場を歪める

年間を通して一律に支払う方法と，需給ひっ迫要因となる。

時に発電した電源あるいは発電できる状態になっていた電源に，需給ひっ迫の度合いに応じて支払う方法がある16。前者の場合，ピーク時

3.3 容量確保義務（分散型容量市場）「容量確保義務（Capacity Obligation）」とは，に発電可能な状態にしておくインセンティブ
17は与えられない 。
ようになっている（10 年間）。なお，容量支払のためのコ
14

CREG (2012)を参照。

ストを需要家が購入電力量に応じて uplift（料金上乗せ）で15

そうすることによって必要な容量を確保するための総支払支払う場合，デマンドレスポンスに必要なインセンティブが額（費用）を削減できるように見えるが，既存の電源を有効に活用するインセンティブが失われ，長期的には非効率とな働かないという問題もある。
18

スペインの容量支払制度では，電源別に定める一定額の支払る可能性がある。スペインでは，新規および既存の両方が対に加え，系統予備率に応じて MW 当たりの単価（Investment

象となっているが，支払われる額（MW 当たり）は両者で異Incentive）が変化して支払われる。つまり，予備率が低く容なる。CREG (2012)を参照。

量確保の必要性が高いほど支払いが高くなるように設定さ

16

Cervigni (2013)を参照。

れている（Federuci and Vives, 2008）。しかし，これも一定の

17

スペインの容量支払制度では，発電事業者は実際に給電した

仮定のもとに設定されているに過ぎず，市場で決まる価値をか否かに関わらず設備容量に応じて一定の収入を得られる反映したものではない。

－5－

電力経済研究No.61（2015.3）

最終需要家に電気を販売する小売事業者等に確保期間中に供給可能な状態になっているこ

クレジット化（証書化）した設備容量の確保をとを確認できるようにする必要がある。そこで，義務付けた上で，その過不足を取引できるよう容量の確保期間に実際には供給力の提供がでにする制度である。容量の価格は，自由な取引きなかった場合には，容量を提供する事業者にを通じて形成される。これは，広い意味での容ペナルティが課せられる。このペナルティの水量市場に含まれる制度ともいえるが，後述する

準が低いと，容量が確実に提供されることが保容量オークション（集中型容量市場）との比較証されなくなる。一方で，ペナルティの額（容で，「分散型容量市場（Decentralized Capacity

量提供者にとっての損失）が際限なく大きくな

Market）」と呼ばれることがある。容量の取引るリスクがあると，容量の市場価格も上昇する

が主に相対取引で行われる場合には，「相対契ことになる。

約型容量市場（Bilateral Capacity Market）」と呼また，分散型容量市場では，容量の取引が事ばれることもある。分散型容量市場は，米国の業者同士に委ねられることで，取引の透明性にカリフォルニアで運用されている制度であり，欠けることが指摘される。さらに，取引相手をフランスでも導入の準備が進められている。ド

自ら探すなどの手間がかかり，取引費用も増加

イツでは，電力会社の事業者団体が提案していする。このことが規模の小さい事業者には特に19不利に働くことで，競争を阻害する可能性も指容量確保義務の基本的な考え方は排出権取摘されている。このような問題を軽減するため

引のCap & Tradeと同じである。導入のためには，に，取引可能な容量のクレジットあるいは証書「容量」という財を定義し，容量に対する需要は，事業者間の相対取引（OTC）だけでなく，を創出する必要がある。多くの場合，小売事業

取引所取引での取引により，過不足を調整でき者には，自社の最大需要に応じた容量を確保す

るようにすることも考えられる。これは，卸電る義務が課せられる。実際に容量の確保が求め力や排出権の取引を扱う電力取引所において，られる期間中に，需要に見合う容量を確保でき容量の証書を商品として取引対象にすれば可ていなければ，ペナルティを支払うことになる。

能となる。

る 。

分散型容量市場では，このペナルティの水準が，供給力確保の有効性を左右する。ペナルティの3.4 容量オークション（集中管理型容量市場）額が小さく，容量を確保せずに，ペナルティを支払うリスクを負う方が合理的な場合，証書の「容量オークション（Capacity Auction）」と価格は低迷し，十分な供給力は確保できなくな

は，容量確保義務と同様，小売事業者等に容量る。したがって，ペナルティの額の設定をどの確保義務を課すが，将来確保すべき容量を定めようにするかが重要な制度設計の課題となる。

て，発電事業者等を定期的に開催される競争入容量の確保は，その容量が実際に供給可能な札に参加させ，その入札で決まった価格を適用状態となっていて初めて確保されたことになするという制度である。これは，「容量市場」

る。すなわち，証書に価値を持たせるためには，として知られる仕組みであるが，最近では，先に述べた「分散型容量市場」と区別して，「集

19

BDEW (2013)を参照。その解説については，後藤・古澤・服部(2014)を参照。

中（管理）型容量市場」とも呼ばれている。このような容量オークションは，米国北東部の市場では以前から運用されているもので，英国で－6－）

も導入されている。

電源が参加しにくくなり，競争が働かないと考

容量オークションは基本的には市場全体のえられる20。容量の確保を義務付ける契約期間

供給力を対象とする制度であり，それによってをどの程度にするべきかという問題もある。１競争を促進するというメリットもあるが，対象年程度の短期であれば取引はしやすいが，発電を一定の条件を満たす新規の電源と，老朽化で事業者から見れば，より長期の方が収入の見通

採算のとれなくなった既存の電源に限定する

しが立てやすい（投資リスクを軽減する）とい「特定容量市場（Focused Capacity Market）
」も

える21。

提案されている（Matthes, et al. 2012）。

なお，基本的には1 MWの供給力に対しては，

容量オークションを実施するためには，様々

それがどのような電源であっても同じ価格をなパラメータを事前に外生的に与えなければ支払うのが容量市場であるが，近年は，柔軟性ならない。結果的に複雑な制度設計になることの高い運用能力（起動停止の早さなど）を持っはよく知られているが，それは様々な不具合をた電源が必要となる中で，そのような電源を十生み出す原因ともなり，運用経験の長い米国で分に確保できないのではないかという懸念がも制度設計の変更が繰り返されている。

生じてきた。そのため，特に再生可能エネルギ

例えば，容量オークションでは，確保すべきーの導入に積極的な地域においては，十分な供供給力（予備率）を事前に決める必要がある。

給力の確保よりも，柔軟性の確保に向けた制度

需要家や小売事業者にはもともと容量に対す設計を求める議論が高まっている22。そのためる需要が存在しないが，一定の容量を確保するに必要なのは，単なる容量のための市場義務が小売事業者に課せられることにより，容（Capacity Market）ではなく，電源の運用能力量に対する需要が生まれることになる。しかし，のための市場（Capability Market）だとも言われ確保すべき容量を少しでも上回れば，容量の価ている。具体的には，容量市場において，柔軟

値はただちにゼロとなり，極端な価格変動が生性の高い電源のための枠をあらかじめ設定しじる。そこで，最近の容量市場においては，容ておくということが考えられる。それを発展さ量に対して傾きを持つ需要曲線を設定し，価格せた考え方として提案されているのが「分割さの変動がスムーズになるような工夫がなされれた容量市場」というものである。これは図1ている。この需要曲線は目標とする予備率におに示すとおり，需要曲線を複数（図では3つ）

いて，ある特定の種類の電源の固定費を回収での部分に分け，それぞれに条件を満たす電源がきる水準に設定される。ただし，その電源をど入札することで，複数の価格が設定される市場のように決めるべきかという問題がある。

である。この中で，最も柔軟性の高い電源は，容量の確保にあたっては，それをいつ確保するか，すなわち，容量オークションの開催時期

20をどうするか，ということも事前に検討する必要がある。これは，言い換えると，容量を確保

4 年先の容量を確保することになっている。
21

英国では，既存の電源には原則として 1 年契約，大幅な改修を要する電源には 3 年，新規電源には最長で 15 年の長期のする時期までの間隔（リードタイム）をどの程契約ができるようになっている。Matthes, et al. (2012) が提唱している「特定容量市場」では，既存の電源に対しては 1 年度の長さにするべきか，という問題である。投もしくは 4 年の契約で，新規の電源に対しては，10 年から資家にとっては，長期にわたる収入の見通しが立てやすい方が望ましく，期間が短いと，必要

米国の PJM や ISO-NE の容量市場では 3 年先，イギリスでは15 年の契約とすることが提案されている。
22

Gottstein and Skillings (2012)を参照。

－7－

電力経済研究な容量の予測はより正確にできる一方で，新規No.61（2015.3）

これは供給力の提供者に一定のオプション

需要曲線の最も価格の高い部分をめぐって入プレミアムを予め支払い，卸電力の指標価格

札することになる。

（Reference Price）が一定の行使価格（Strike
Price）を上回るような需給逼迫時に，その行使価格で発電することを求めるものである。図2の(i)において，プレミアムとなる収入はaの部分である。発電事業者は，卸電力市場で落札して発電することで，図2の(i)のbで示されるとおり，卸電力価格に基づく収入を得る。ただし，
出所：Hogan and Gottstein (2012)

卸電力価格が行使価格（Strike Price）を上回った場合には，図2の(i)のcで示されるように，上

図1 分割された（Apportioned）容量市場

回った分を払い戻す。発電事業者は，卸電力がPerez-Arriaga (2013)は，このような柔軟性の高騰した場合に発電して得られる収入の一部確保のための制度設計は市場に複雑さをもたを放棄する見返りとして，発電電力量に関係ならすだけだとして，その有効性に懐疑的である。

く一定のプレミアムを得ているのである。ただまた，Bertsch, et al. (2013)は，欧州の電力市場をし，卸電力価格が行使価格を上回っている状態

対象に，最適電源構成モデルを用いて，競争的の時に発電していなければ，図2の(ii)のcで示さな電力市場においては，野心的な再生可能エネ

れるように，上回った分をペナルティとして支ルギーの導入目標（2050年に発電電力量のシェ払う義務を負う。これにより，発電事業者には，

ア75%）の下でも，全体として十分な供給力を

価格高騰時に発電するインセンティブが与え確保する過程で，必要な柔軟性が確保されるこられることになる。

とを示している。すなわち，容量メカニズムは必要だとしても，その中で特に柔軟性を確保するための追加的なインセンティブは必要ない
ことを示している。

3.5 信頼度オプション(i) 発電した場合「信頼度オプション（Reliability Option）」とは，発電所を金融商品のオプション（将来，一定の価格で証券などを買ったりする権利）と見立てた仕組みである。実際にコロンビアの電力市場で用いられているが23，欧州では，英国の(ii) 発電しなかった場合

他，オランダでも，一時，導入が検討されてい出所：DECC (2011)

24

た 。
23

Cervigni and Niedrig (2011)を参照。

24

Vázquez, et al. (2003)を参照。

図2 信頼度オプションの仕組み

金融商品のオプションについては，市場参加者のニーズで様々な契約が可能であるが，信頼－8－）容量メカニズム
Capacity Remuneration Mechanisms

度オプションの場合には，標準的な契約を事前に定める必要がある25。行使価格についても事

容量ベース
Volume based

前に決める必要がある。金融オプションであれ
ば，市場での取引を通じてプレミアムが形成さ

価格ベース
Price based

特定Targeted

れるが，信頼度オプションでは，プレミアムの金額も事前に決める必要がある。また，指標価

戦略的予備力
Strategic
reserve格については，流動性の高い市場での価格とする必要がある26。

市場大Market-wide

容量確保義務
Capacity
obligation
分散型
容量市場

容量
オークション

Capacity
auction

信頼度
オプション
Reliability
option

容量支払
Capacity
payment

集中管理型
容量市場

出所：ACER (2013)

図3 容量メカニズムの分類の例

4. 容量メカニズムの選択肢の比較評価
4.1 容量メカニズムの類型化

これら容量メカニズムのうち，どれが望ましいのか，という問題については，何をもって望これまでに説明してきた容量メカニズムは，

ましいと考えるかという基準によって異なっいくつかの軸で分類することが可能である。まてくる。実際，電力市場の統合を目指す欧州をず，必要な容量を定めてから確保する仕組み

見ても，各国で異なる容量メカニズムを導入し（Volume based）か，容量に対する価格を定めているのは，それにどのようなメリットを期待て確保する仕組み（Price based）に分類できる。

し，どのようなリスクを警戒しているのかが異前者に該当するのが，戦略的予備力と容量市場なるからと言える27。以下では，最近の主要国で，後者に該当するのが，容量支払である。さの動向も踏まえつつ，それぞれが選択されるべらに，必要な容量を定める仕組みについては，

き状況について説明する。ただし，信頼度オプ

確保する一部の容量を特定する仕組み

ションについては，行使価格やプレミアムを実（Targeted）と，市場全体で確保する容量を定際にどのように決定すべきかで不明な点が多める仕組み（Market-wide）に分かれ，前者が戦く，「理論上は可能」とされる一方で現実的な略的予備力，後者が容量市場となる。このよう導入には障壁があるため，以下の議論では除く。

な分類を図示したのが図3である。ちなみに容量支払は，支払いの対象となる容量を一部の電源等に特定することもできるし，市場全体の容

4.2 容量メカニズムの定性的な比較評価

量を対象とすることもできる。

比較対象となる容量メカニズムの中で，唯一，一部の電源等を特定して，維持するための収入を与える戦略的予備力は，卸電力市場の機能を

25

コロンビアでは，物理的に設備が確保されていることを条件

できる限り活用することを前提とするもので，に信頼度契約を利用することが可能である。供給力として提供する 3 年～7 年前から契約が可能であり，1 年契約（既存の設備が対象）から 20 年契約（新規の設備が対象）まであ

26

27

電力の単一市場を目指す欧州にとって，各国で異なる容量メる。信頼度契約は中央政府によって集中的に行われるオークカニズムが導入されている現状は必ずしも望ましいものでションを通じて購入できる。DECC (2011)を参照。

はない。そのため，欧州においては，容量メカニズムに関すコロンビアでは，前日スポット市場の価格がレファレンス価

るコーディネーションをどのように図っていくかが重要な格となっている。DECC (2011)を参照。

政策課題となっているが，本稿では扱わない。

－9－

電力経済研究No.61（2015.3）

基本的に全ての電源を対象に容量の価値を認

実際にイギリスでは，容量メカニズムの選択

めて，投資を促そうとする他の容量メカニズムに当たって，最初に考慮された選択肢は戦略的とは根本的に異なっている。戦略的予備力は，予備力と容量市場であった（DECC, 2011）。ド

緊急時に備えながらも，あくまで自由化後の卸イツでも，現在，選択肢として検討されている

電力市場の機能を尊重する場合の選択肢であのは戦略的予備力と容量市場である。

る。電源間での公平な競争が損なわれるものとそれでは，広義の容量市場のうち，分散型容して，支持しない議論もあるが，もともと卸電量市場（容量義務）と集中管理型容量市場（容力市場の機能を最大限に活用するのが戦略的量オークション）では，どのような条件のもと予備力であり，市場が成熟すれば役割を終える

でどちらが望ましいのだろうか。分散型容量市ものである。戦略的予備力では，発電の投資の場には，市場の透明性が低くなるという問題が意思決定をあくまで卸電力価格に委ねるため，ある。また，市場参加者が負担する取引費用もEOMに対して言われるように，新規の設備投大きいため，結果的に競争が十分に働かないこ

資を促すことは難しいということが考えられとも考えられる。広義の容量市場とはいっても，る。特に，卸電力価格に上限規制を課すなど，確保義務を満たさない場合のペナルティ次第

卸電力市場の機能に制限を加えざるを得ないで，確保すべき容量が確保できなくなるリスク

場合には，戦略的予備力で新規投資を促すこともある。その点，集中管理型容量市場は，開かは一層難しくなる。なお，戦略的予備力は，再れたオークションで価格を決定するので，市場

生可能エネルギーの増加に伴って頻繁に必要の透明性は高く，また，電源間での競争も働きとなるバックアップ電源を確保するという観やすい。

点からは望ましい制度ではない。

では，集中管理型容量市場が分散型容量市場

では，戦略的予備力では不十分と考える場合

より望ましいかというと，必ずしもそうとは言に，残る選択肢は大きく分けると容量支払か容い切れない。集中管理型容量市場ではオークシ

量市場（容量確保義務，容量オークション）とョンの結果が極めて重要になるが，その制度設なる。しかし，現実に容量市場という仕組みが計には，事前に決めるべき要素が多く，それら存在する中で，今後，容量支払を容量市場よりが相互に作用する複雑さがある。それゆえ，一も優れた仕組みとして選択することは考えにつの要素に関する誤りがオークションの結果

くい。容量に支払う価格については全く見当がに重大な影響をもたらしうるリスクがある。まつかないわけではないにせよ，適正な水準を見た，オークションの結果が制度設計の様々な要

極めることは難しく，供給力の確保に大きなリ素に依存しているということは，市場参加者やスクを残すことになる。また，必要な容量をめ

規制当局から常に制度設計の不備を指摘され，ぐっての競争も働きにくい。その価格を政府や制度設計の変更が繰り返されるリスクも大き規制当局が決めることで，政治リスクや規制リくする。特に制度設計でも重要な要素である確

スクが生じることも避けられない。他方，容量保すべき容量の決定については，政府や規制当市場の場合には，予備率の形で確保すべき容量

局，送電機関などが関与することが多いが，そを決める必要があるものの，適正な予備率につこに政策的意図が反映されるとなると，政治リ

いては，ある程度，技術的な観点から設定しやすい。また，確保すべき容量に対して，「市場」
において競争が働くことも期待できる。

－ 10 －）

表1 容量メカニズムに要する費用の比較
容量メカニズムギリシャ
アイルランドイタリア
スペイン
スウェーデンフィンランドノルウェー
PJM（米国北東部）

容量メカニズムの年間費用
発電電力量
制度適用設備容量
当たりの費用当たりの費用
（ユーロ/MWh）（ユーロ/MW/年）
451
9.18
41,030529
14.9
78,000
100–160
0.5
–
758
2.7
30,506
12
0.1
6,981
19
0.3
31,21625
0.2
82,7534,275
5.5
31,401

総費用（百万ユーロ）

容量支払
容量支払
容量支払
容量支払
戦略的予備力
戦略的予備力
戦略的予備力
容量市場

制度適用
設備容量
（MW）
11,008
6,778–
24,847
1,726
600
300
136,144

出所：European Commission (2013)

スクや規制リスクがもたらされることになる28。

4.3 定量的な比較による補足

この点，分散型容量市場であれば，様々な調整は事業者同士の交渉に委ねられ，取引の時期

これまでは，異なる容量メカニズムを定性的も限定されないため，確保時期の直前まで柔軟に比較してきたが，実際に選択する場合には，な対応が可能となる。少なくとも集中管理型よ

定量的な分析も必要である。異なる容量メカニ

りも，政治リスクや規制リスクは軽減すること

ズムの費用や便益を横断的に比較するためのができる。

データは限られているが，少なくとも費用に関詳細にメリットとデメリットを比較して結しては，複数の国の容量メカニズムの比較を行論を出すことは難しいものの，それぞれの大きったものがある（表1）。このデータによると，な特徴に基づいて考えると，目標とする供給力

発電電力量当たりの費用では，容量支払を採用の確保と，競争による価格低減の効果を重視すしている国で相対的に費用が高く，戦略的予備

るのであれば，集中管理型容量市場を選択し，力を採用している国で，安く抑えられているこ供給力が十分に確保できないリスクよりも，規とが分かる。このことは，戦略的予備力の導入

制リスクを警戒し，制度設計の複雑さに煩わさが比較的容易であり，卸電力市場への影響を最れることを避けたいのであれば，分散型容量市小限にするものであることと整合的である。

場を選択する，といった場合分けによる選択が一方，容量メカニズムの導入による便益の評
価は複雑で，停電コストなどについての様々な考えられよう。
したがって容量メカニズムの選択は，まず戦前提条件に基づく計算が必要である。容量メカ

略的予備力か（広義の）容量市場かの選択があ

ニズムは，安定供給に貢献するメリットだけでり，後者であれば，重視するメリット・デメリ

なく，十分な供給力を確保した状態で卸電力取ット（リスク）に応じて，集中管理型か分散型引が行われるため，卸電力価格が低下するといの容量市場を選択することになる，と言えよう。

う効果もある。これは，容量メカニズムによる供給側のメリットを減ずるものであるが，消費者にとっては容量メカニズムの導入に伴う費28

このような集中管理型容量市場のリスクは，制度設計ワーキ

用の負担を和らげるものとなる。しかし，このンググループで提案され，広域的運営推進機関が実施するとような価格低下のメリットを定量化することされる「電源入札制度」においても懸念される。

も難しく，今後の課題として残されている。

－ 11 －

電力経済研究No.61（2015.3）

5. 容量メカニズムの導入過程に関する考察
これまで，容量メカニズムの導入については，
いくつかの選択肢のうち，どれを選ぶべきか，という視点で議論してきた。どの選択肢が望ま
しいかは，国や地域によって異なる様々な条件にも依存する。しかし，それらを事前に見極めることは困難であり，結果的に，容量メカニズ
ムの場合，何れの選択肢であっても，それが実際に有効に機能するかどうかという点で不確実性が大きい。その場合，ある特定の容量メカ
ニズムを選んで，その導入を進めていくという考え方だけでは，中長期的に望ましい制度の導入を図っていくことが難しいかもしれない。容量メカニズムの制度そのものの不確実性を前提とすると，その導入過程において対策を講じておくことが重要である。
第一に，何らかの容量メカニズムを導入するとしても，卸電力市場が市場として最大限に機能するために必要な課題の解決にも同時に取り組むべきである。具体的には，政治的な理由による価格の上限などは設けたりせず，需給ひっ迫時には価格が高騰する可能性を排除しないようにすべきである。それが社会的に受容されるためには，市場価格の高騰を抑制し，供給不足を合理的に回避する手段としてのデマン
ドレスポンスが卸電力市場の中でより積極的に活用されるようにすることが重要となる29。
また，先物取引などの市場参加者にとってのリ
スク管理の手段が充実してくる必要もあるだ
ろう。これらの取り組みによって，できる限り
卸電力市場を通じた供給力の確保が図られるようにしておくことは，不確実性を伴う容量メカニズムに依存する度合いを小さくし，その制度設計に伴うリスクを軽減するという意味で重要な役割を果たすのである。
その上で，第二に，将来的に卸電力市場のみ（EOM）で十分な供給力を確保することが可能と判断できれば，制度設計のリスクを抱える
容量メカニズムを廃止して，EOMの状態に戻れるようにするべきである。すなわち，何らかの容量メカニズムを導入するとしても，一定期間の後，それを廃止して，EOMに戻るという選択肢を常に残しておくべきである30。
第三に，容量メカニズムのような新しい制度の導入は，いわば不確実性の下での不可逆的な投資の問題として考えることができ，その場合，
制度設計のリスクを管理しながら目的を達成するためには，導入が比較的簡単で，また廃止もしやすい容量メカニズムから先に検討しておいて，一度，導入に着手したら廃止しにくくなる不可逆的な容量メカニズムほど，慎重に検討し，その必要性を見極めるべきである。また，ある条件のもとで一つの制度を導入して，期待される効果が得られなかったり，リスクが大きすぎたりすることが分かった場合には，その時点でより望ましいと考えられる別の制度へと円滑に移行できるようにしておくべきである。
これは，異なる容量メカニズムの検討に際しては，検討すべき順番も重要となることを意味している。
具体的には，まず，戦略的予備力の導入を検討すべきである。戦略的予備力は，対象を一部の電源に限定しており，平常時は，卸電力市場

3029

このような考え方は Eurelectric (2011)においても示されていもっとも，デマンドレスポンスが十分に活用できるような仕る。具体的な例として，イギリスの容量市場については，10組みを整備するためには時間がかかることに留意すべきで年後には継続の必要性について検討するとの規定がある。他ある。また，デマンドレスポンスがあれば容量メカニズムは方，米国の容量市場は，今のところ，そのような可能性は議必要ない，といったことを主張するわけではない。

論されておらず，継続することが前提となっている。

－ 12 －

）

導入時期
1～2年後

5～10年後

1-D

4-B

3. 集中管理型容量市場

2-D
3-C
1-C

3-B

2. 分散型容量市場

2-C

2-B

1. 戦略的予備力

2-A
廃止

1-B

3-A
廃止

4-A
廃止

0. 卸電力市場のみ

1-A
図4 容量メカニズムの導入シナリオの価格シグナルを重視する仕組みであること

義の容量市場のうち，比較的容易に導入が可能

から，容量市場よりも廃止しやすい制度である。

な分散型容量市場を先に検討すべきである。集実際，戦略的予備力を導入している国では，卸中管理型容量市場は，制度設計が複雑で，その電力市場が十分に機能するまでの，過渡的な制有効性を見極める時間も必要である。最初に分度と位置づけられている31。不可逆性の強い容散型容量市場を導入しておくことで，そのよう量市場の導入を検討するよりも先に戦略的予な時間を確保できるのと同時に，市場参加者も備力で，問題の解決が図られるかどうかを見極

容量の取引の経験を積むことができれば，仮にめることが重要である。

将来，集中管理型容量市場を導入する場合でも，また，戦略的予備力は，比較的短期間（1～2

その経験を活用できるというメリットがある。

年）で導入することが可能である一方で，集中

このように，ある程度合理的な検討の順序を管理型容量市場の導入には，オークションの制踏まえつつ，一つの制度から別の制度への移行，度設計に，数年単位の準備期間が必要である。

あるいは，廃止して卸電力市場のみの状態へのこの場合，最初に戦略的予備力を導入しておき

回帰など，様々な対応の可能性を網羅したのがながら，その間に容量市場の導入の準備を進め

図4である32。図4の左下の「0. 卸電力市場のみ」る，といった導入プロセスを考えることもでき

は，いずれの容量メカニズムも導入されていなる。

い，EOMの状態を示している。この状態にお

次に，容量市場の導入を検討する場合は，広32

前節の議論を踏まえて，図では，容量支払を導入する可能性は考慮していないが，そのような選択肢ももちろん考えられ31

スウェーデンの戦略的予備力も，期限付きの措置である。たる。その場合は，戦略的予備力と分散型容量市場の間の選択

だし，導入当初に予定していた期限を延長しており，現在は肢として位置付けられるであろう。なお，実際にイタリアで2020 年までとなっている（NordREG, 2009）。

は，容量支払から容量市場への移行を検討しているとされる。

－ 13 －

電力経済研究No.61（2015.3）

いては4つの選択肢があることを1-Aから1-Dまは問題が大きく，しかも依然としてEOMではでの矢印で表している。例えば，1-Aは，この十分な供給力の確保が見込めない場合には，「4.

ままEOMの状態を継続する選択肢であり，1-B

集中管理型容量市場」に移行する選択肢（3-C）

は，「1. 戦略的予備力」を導入する選択肢であが考えられる。いずれの選択肢からであれ，「4.

る。最初から，分散型容量市場や集中管理型容集中管理型容量市場」の導入に踏み切った後は，量市場の導入を目指す1-Cや1-Dといった選択

最終的に廃止してEOMに戻る選択肢（4-A）34と，肢も考えられるが，実際の導入には時間がかか

当面，継続していく選択肢（4-B）が残される。

ることを反映して，図ではやや右側に位置をず

なお，集中型容量市場から分散型容量市場や戦らしている。

略的予備力への移行は必ずしも不可能ではな「1. 戦略的予備力」を導入した状態からも，4つの選択肢が残されていると考えられる。まいが，これまでの議論からは考えにくく，特に最初から考慮する必要はないと思われる。

ずは戦略的予備力を廃止して，EOMに戻る選このように，状況に応じて柔軟な対応をとる

択肢（2-A）がある。しばらく戦略的予備力をことのできる導入過程を念頭に置いて容量メ継続する選択肢（2-B）もあるが，これは永久カニズムの選択肢を検討していくことは，制度に継続するものではないという意味で点線と設計に伴うリスクを管理しながら，望ましい制している。戦略的予備力から，「2. 分散型容量度を実現するために有用と考えられる。

市場」（選択肢2-C）や「3. 集中管理型容量市場」（選択肢2-D）への移行は十分に考えられる。
これは，当面の間，容量メカニズムとしては戦6. 結語

略的予備力を暫定的な措置として導入し，その本稿では，わが国の電力システム改革におい後，状況に応じて容量市場の導入を図るというて議論されている容量メカニズムの導入のあプロセスである。実際，ドイツの電気事業者はり方について，特に欧州で検討されてきた様々

33

1-Bから2-Cという導入過程を検討している 。

な選択肢を踏まえつつ論じてきた。

また，イギリスでは，容量市場の導入を決定し

容量メカニズムには，いくつかの制度の選択た後で，オークションを通じて容量が確保され肢があり，例えば，欧州では国によって異なるるまでの間，戦略的予備力と同様の仕組み

メカニズムが導入されている。本稿では，それ（Supplemental Balancing Reserve, SBR）を導入

ぞれにメリットとデメリットがあることを示することにしている。

したが，一般に容量支払が最も望ましいオプシ

分散型容量市場を選択した場合も，EOMに戻ョンとはなりにくい，といったことを除けば，る選択肢（3-A），当面，分散型容量市場を継続

それぞれに制度設計の難しさを抱えており，どする選択肢（3-B）もある。分散型容量市場でれが望ましいかは一概には言えない。すなわち，わが国にとって，どのような容量メカニズムが33

ドイツの大手電力会社は，当初は，容量市場の導入には消極的で（CREG, 2012），戦略的予備力を支持していた。しかし，
その後，E.On や RWE およびノルウェー資本の Statkraft は，最も望ましいかという問題は，その導入によって，どのようなメリットを期待し，どのような戦略的予備力よりも容量市場の導入に前向きになっていた（ICIS, 2013）。ただし，スウェーデン資本の Vattenfall は，

34

容量市場の場合，価格がゼロの状態が続けば，事実上，廃止

容量市場に反対で，本国で採用されている戦略的予備力を支と同じことになるかもしれない。ただし，実際にそのような持している（Caldecott and McDaniels, 2014）。

状況を受け入れられるかどうかは別問題である。

－ 14 －）

リスクを懸念すべきか，という条件に依存する。
また，容量メカニズムには，制度設計における人為的な要素が大きく，期待通りに機能するとは限らないという意味で不確実性がある。このような状況においては，望ましい制度を一つに限定せず，将来において次の選択肢を残しておくような導入プロセスの工夫も重要となる。
現在，欧州で検討されている容量メカニズムの例でいえば，当面は，戦略的予備力を導入して，緊急時にも安定供給を確保しつつ，卸電力市場が有効に機能するかどうかを見極めながら，容量市場のような本格的な容量メカニズムの導入の準備を進めておく，といったことが考えられる。また，容量市場についても，当初は，分散型容量市場を導入しておいて，その後で，集中管理型の容量市場の導入を検討する，といったプロセスも考えられる。もちろん，分散型容量市場が有効に機能すれば，そのまま継続したり，あるいはそれまでに卸電力市場が有効に機能する状態になっていれば撤廃したりするといった選択も可能である。このように常に選択肢を残しておくということは，そのための追加的コストが生じる点に留意する必要はあるが，それは，容量メカニズムの導入に伴うリスクを管理するためのコストといえる。そのようなコストを負担して「制度改革のリスクマネジメント」をしていくことが，容量メカニズムのような不確実性の大きい制度の導入には不可欠と考えられるのである。
もっとも，その道のりは困難であることが予想される。しかし，様々な問題があるからと言って，発電事業を完全に規制の下に戻すことも現実的ではない。改革を進めていく中で，効率的に安定供給を維持していくためには，電力シ
ステムの運用と計画に関わる技術（ハード）だ
けでなく，制度設計（ソフト）にもイノベーシ
ョンが求められる。

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電力経済研究No.61（2015.3）

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Paper 2013-001，国際環境経済研究所.

服部 徹（はっとり とおる）
電力中央研究所 社会経済研究所）