(Black Start)
停電時の系統復旧のため単独 で発電機を起動し運転
系統所有者が指定
（発電機能力やコストを考慮して指 定。価格はOATT Schedule 6Aに 従うコストベース料金）
×
・
給電指令から90分以内に系統に電力を供給し、かつ16時間以上稼働可能であること
・
パフォーマンステストに適合すること 出所）Energy & Ancillary Services Market Operations
、http://www.pjm.com/~/media/documents/manuals/m11.ashx
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5. VPP事業に関連する規制体系 －PJMエリア（2/2）－
DR プログラムの概観（ PJM エリア州）
PJM
におけるDR
プログラムは、以下に示す経済性プログラム、緊急性プログラムが整備されている。種類 名称 取引種別 取引単位 概要 参加要件
経済 性プ ログ ラム
Economic Load Response (Energy) day ahead
market エネルギー 100 kW ・PJMからのシグナルを受けて発生
・day-ahead scheduling reserveに基づく支 払
・Full PJM Membership
・インターバルメータ設置
・前日までに30分間の予備力を確保していること
・取引単位500kW以上 Economic Load Response
(Energy) Real Time Market エネルギー 100 kW
・PJMからのシグナルを受けて発生
・リアルタイムLMPに基づき削減に対する支払が計 算される。
・Special PJM Membership
・インターバルメータ設置
Economic Load Response
(Synchronized Reserves) 予備力 500 kW ・PJMからのシグナルを受けて発生
・synchronized reserveに基づき削減に対する 支払が計算される。
・Full PJM Membership
・インターバルメータ設置
・PJMの通知から10分以内の負荷削減を実行
・PJMトレーニング受講
・取引単位500kW以上
・24時間対応できること Economic Load Response
(Day ahead scheduling
reserve) 予備力 500 kW ・PJMからのシグナルを受けて発生
・デイアヘッドLMP（the Locational Marginal Price）に基づき削減に対する支払が計算される。
・Full PJM Membership
・インターバルメータ設置
・前日までに30分間の予備力を確保していること
Economic Load Response
(Regulation) レギュレーショ
ン 500 kW
・PJMからのシグナルを受けて発生
・PJM Energyに基づき削減に対する支払が計算 される。
・Full PJM Membership
・インターバルメータ設置
・PJMからのレギュレーション制御信号に自動的に 応答
・上げ下げ信号に対して5分以内に追従
・PJMトレーニング受講
緊急 性 プロ グラ ム
EMERGENCY –Full エネルギー 100 kW ・削減量のみに応じた支払いを受ける ・Full PJM Membership
・インターバルメータ設置
EMERGENCY –Energy エネルギー 100 kW ・削減量のみならず容量に応じた支払いを受ける ・Special / Full PJM Membership
・インターバルメータ設置 EMERGENCY –Capacity
Only 容量 100 kW ・容量削減に応じた支払いを受ける ・Full PJM Membership
・インターバルメータ設置
5. VPP事業に関連する規制体系 －市場参加要件の整理（欧州）－
ドイツ、英国ともに、卸電力取引市場、需給調整市場が存在し、それぞれのマーケットに応じた技術要件が決められている。
ドイツ、イギリスとも、卸取引市場は任意市場、需給調整市場はTSO
が開設する市場であることから、DER
及びそれをアグリゲーションするVPP
も市 場で取引するためにはそれぞれの市場の参画要件を満足する必要がある。
いずれの市場でも、市場参加要件を満たすVPP
が市場参加、取引されている（需給調整市場におけるPrimary ReservesなどはVPPでは市場 参加要件を満たせない場合がある）。ドイツ 英国
DERの定義 配電系統に接続されているエネルギーリソース全般 配電系統に接続されているエネルギーリソース全般
DERの 需給調整市場
参加要件
参加可能な市場は ① Primary Reserves ② Secondary Reserves
③ Tertiary reserves (Minute Reserves)
最低入札要件は5MWであり、法的にはすべての需給調整市場で DERは活用可能注。継続時間は②12時間、③4時間。ただし、卸 市場の価格が相対的に低く採算性が低い。
参加可能な市場は
① Firm Frequency Response（Fast Reserve）
② the Short Term Operating Reserve（STOR）
③ Frequency Control Demand Management 等 最低入札要件は①10MW,②3MW,③3MW。
継続時間は①30分、②120分、③30分
DERの 卸市場 参加要件
取引所名：
EPEX Spot
市場種類：前日スポット市場 / 当日市場
≪要件≫
•
取引を行う地域においてBRPに参加し、少なくとも1
つのTSO
と バランス契約を結ぶこと 等•
前日取引では、1
時間ブロックあたり0.1MW
•
時間前取引の最低入札は1MW
。15
分単位のブロック取引所名：
N2EX / APX UK
市場種類：前日スポット市場 / 当日市場
≪要件≫
•
N2EXでは市場参加者が取引所に参加する際に、” Market Conduct Rules”***を取交す。•
N2EXでは、取引単位1MW、30分~4時間* Balance Responsible Party **
EPEX Spot の決済機関 *** 市場参加者の市場操作等の禁止が規定され、必要な場合に調査を行なう権限がN2EX に与えられている。
注 法的には参加可能であるが、測定・検証、契約等の要求事項が障壁となっておりアグリゲーション市場の拡大が課題
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5. VPP事業に関連する規制体系 －系統連系要件（欧州）－
系統連系要件（ドイツ）
ENTSO-EのTransmission Codeに基づき、系統利用者（発電ユニット）に最低限の技術的な要件が課せられている。
出力変化速度や力率調整、無効電力供給などの技術的要件が存在。0 10 20 30 40 50 60 70
系統周波数（Hz）
50.0 49.9 49.8 49.7 49.6 49.5 49.4 49.3 49.2 49.1 49.0 48.9
時間（sec）
周波数低下にあわせた負荷遮断を実施 このような系統周波数変動 に対しても定格出力を維持 できなければんならない。
0 10 20 30 40 50 60 70
系統周波数（Hz）
50.0 49.9 49.8 49.7 49.6 49.5 49.4 49.3 49.2 49.1 49.0 48.9
時間（sec）
周波数低下にあわせた負荷遮断を実施 このような系統周波数変動 に対しても定格出力を維持 できなければんならない。
このような系統周波数変動に 対しても定格出力を維持でき なければならない
出所）Transmission Code（BDEW、2007）より三菱総研作成
1.
有効出力制御に関する要件
連続的出力調整機能として、最低負荷運転時と最大負荷 運転時の出力範囲において、少なくとも毎分あたり定格出力の 2 ％以上の出力変化速度が要求される。
最低負荷運転時の出力水準については、発電設備運用者 とTSO
との間にて事前合意が必要。
左図の太線が示すような周波数変動が起こった場合、例え 定格出力で運転されていたとしても、予め決められた出力レベルを維持できなければならない。
2.
電圧無効制御に関する要件
定格出力100MW
以上の発電設備は、系統運用者が要求する無効電力補償に係る付加的な要件を満たさねばなら ない。系統運用者は必要に応じて、発電設備に指令を出す ことができる。指令を受けた発電ユニットは数分以内に力率
調整が行えねばならない。
発電ユニットは、系統運用者が追加の無効電力供給を必 要とする場合、その要求に応じて必要な機器を設置しなけ ればならない。機器設置に伴う費用は系統運用者より支払 われる。5. VPP事業に関連する規制体系 －バランシングメカニズム（欧州）（1/2）－
バランシングメカニズム（ドイツ）
バランシンググループ（BG）と呼ばれる複数の送電グリッドへの電力投入地点、グリッドからの電力取り出し地点の集合ごとに計測され、各々の BGの5分毎の発電量（グリッドへの投入量）と供給量（グリッドからの引き出し量）の差分がインバランスと定義される。
バランシンググループに発生したインバランスの決済は、当該バランシンググループの代表者である「バランシンググループ・マネージャ」とTSO
の間で実 施される。出所）The German Market for System Reserve Capacity and Balancing Energy, August 2015
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