BNEF の想定
米国の 10 地域における BA の状況
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5. VPP事業に関連する規制体系 －ニューヨーク州の電気事業体制－
ニューヨーク州の事業者間の役割およびエリアは以下の通り。
出所）America‘s Energy Future : Technology and Transformation, 2009等より三菱総研作成 出所）Power Trends, NYPSC 2016
送電事業 発電事業
卸市場 運用
所有
送電事業者
配電事業 小売事業
配電事業者 所有・運用
（自由化部門） （規制部門） （自由化部門）
ニューヨーク州の電気事業体制 ニューヨーク州の送電系統構成
5. VPP事業に関連する規制体系 －カリフォルニア州の電気事業体制－
カリフォルニア州の事業者間の役割およびエリアは以下の通り。
出所）第4回電力システム改革専門委員会（経済産業省、2012） 出所）California Energy Maps（California Energy Commission）
カリフォルニア州の電気事業体制 カリフォルニア州における電力供給体制図
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5. VPP事業に関連する規制体系 －連系線の状況（欧州）－
連系線の状況（欧州）
欧州では欧州全体での調整力の要件等をENTSO-E（欧州送電系統運用者ネットワーク）にて規定。5のブロックに分割し、その要件等を規 定している。国際連系線は右図の通り。出所）ENTSO-Eウェブサイト 出所）Statistical Yearbook 2011, ENTSO-E
欧州における電力品質管理の地理的区分 欧州における国際連系線の状況
5. VPP事業に関連する規制体系 －電気事業体制（ドイツ）－
ドイツの電気事業体制および送配電事業者は以下の通り。
RWE、E.ON、EnBW、Vattenfallのいわゆる4大電力が発電容量の80%と小売シェアの約50%を占める。
1996年のEU電力自由化指令を受けて、1998年にエネルギー事業法を施行したが新規参入はほとんど進まず、2005年の規制料金制導入 や独立規制機関の設立により、競争環境が整うようになった。ドイツにおける送配電事業者 ドイツの電気事業体制
発電・卸供給
【自由化】
【独占】 送電
【独占】 配電
【自由化】 販売
4大電力会社
(E.ON,RWE,EnBW,Vattenfall)
＜発電部門の8割、販売部門の5割程度＞
4大送電会社
Amprion社、EnBW Transportnetze社：4大電力系、TenneT社、50Herz Transmission社：外国系
4大電力系配電会社
最終需要家【全面自由化】
再生 可能 電源 発電事業者
取引所
地域配電事業者
（900社）
FIT
FIT
出所）Tennet 出所）各種資料より三菱総研作成
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5. VPP事業に関連する規制体系 －電気事業体制（英国）－
イギリスの電気事業体制および送配電事業者は以下の通り。
イギリスの現行電気事業はアンバンドリングが徹底されており、発電/
送電/
配電/
販売（小売）各部門に所有権分離。
発電事業者は主に相対契約によって販売会社と卸供給契約を結んでいるが、電力の一部は取引所やBM
市場でも取引されている。
販売会社は大手電力及び電力販売業に参入した大手ガス会社でほぼシェア100%
を占める。発電・卸供給
【自由化】
送電
【独占】
【独占】 配電
【自由化】 販売
最終需要家【全面自由化】
再生 可能 電源 （RO, FIT）
6大電力を中心に数十社
National Grid等
14地域7社グループ
6大電力を中心に数十社 GBSO【系統運用者】
電力の流れ
供給契約
相対契約 取引所またはBM取引
BM市場 取引所
イギリスにおける送配電事業者 イギリスの電気事業体制
出所）National Grid 出所）各種資料より三菱総研作成
5. VPP事業に関連する規制体系 －市場参加要件の整理 米国－
米国においても発電設備全般に対して市場参加要件が存在。
市場参画においては守るべき規定もあるが、それを満たせば原則、DER
及びそれをアグリゲーションしたVPP
に通常の電源と同様の技術要件の元 で市場参画可能。* ファストトラック対象については各エリアで扱いが異なるものの、連系申請に係る試験・調査の免除、申請期間の緩和等が図られている。
** Connecting Transmission Owner
ニューヨーク州 カリフォルニア州 ≪参考≫PJMエリア
DERの定義 将来的にDR（ディマンドリスポンス）可能 な全てのリソース
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電源設備、蓄 電設備
需給調整市場 参加要件
•
NYISOの認定を受けること•
容量：0.5MW以上•
CTO**アタッチメント設備、システムアッ プグレード設備 等•
SCの資格を持っていること•
容量：0.5MW以上•
機能：AGC、CAISO認証通信 等•
PJM memberであること•
容量：0.5MW以上•
機能：AGC、ランプレート最大出力 /10分卸市場 参加要件
•
NYISOの認定を受けること 適切な経営基盤を有していること
（100万$以上の自己資本等）
財務リスクマネジメントの実施・レビュー
（市場リスク、信用リスク、流動性リスク 等）
全従業員のNYISO研修の修了
※ DR等の参加要件については別途参照
•
SCの資格を持っていること 適切な経営基盤を有していること（100 万$以上の自己資本等）
事業実施能力として、グリッド連携テスト、
市場取引テストなどをクリアしていること
※ DR等の参加要件については別途参照
•
PJM memberであること 適切な経営基盤を有していること（100 万$以上の自己資本等）
PJMによるリスクマネジメントレビュー（市 場リスク、信用リスク、流動性リスク等）
を受けていること
※ DR等の参加要件については別途参照
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5. VPP事業に関連する規制体系 －参加可能な市場概要 米国（ 1/2 ）－
各地域において、卸取引市場、周波数調整市場への参加が可能であり、特に FERC order745 を受けて周波数調整市場にお いては蓄電池、フライホイール等の分散型リソースの参入を促進する条件緩和がなされている（例： PJM / Reg-D ）。
市場参加規定としては dispatch に対応できるよう、通信設備設置義務などが課されている。
ニューヨーク州 カリフォルニア州 ≪参考≫PJMエリア
調 整 力 市 場
規模 •
2,620 MW(2016)• 600-800MW
(2016、Regulation-up/down
Reserve
)•
2,179 MW (2016)単価
• $13.76/MWh(2014,
平均, Regulation)
•
蓄電池等に有利なマイレージプログラムはリアル タイム市場にのみ整備。• $3.90
～5.41MWh(2014,
平均,Regulation-Up,Down)
• 2016.2.19
にRegulation Reserve
の調達量が 倍増し、単価が$5/MWh→ $15/MWh
に増加。•
応答速度の速い蓄電池等に有利なRegulation -
mileageプログラムを整備。• $43.70/MWh (2014,
平均, Regulation)
• 2016
年の単価は全てのプログラムで前年より減 少傾向•
応答速度の速い蓄電池等に有利なReg-Dマ イレージプログラムを整備。参加 条件
•
最小参加単位：1MW
*
ただしSCR
は0.1MW
未満でもレビュー/
実績報 告をすることで参加可能•
技術要件：インターバルメータを設置し、NYISOとの通信環境を整備し、定められた規 定時間内に応答すること 等
•
最小参加単位：0.5MW•
技術要件：CAISO
の発するEMS
制御の信号（AGC）応答が可能で、応答時のリソースの測 定精度が
25
％を超えていること 等•
持続時間：一日前市場60
分、リアルタイム市 場30
分•
最小参加単位：0.1MW•
技術要件：インターバルメータを設置し、PJM からのレギュレーション制御信号に自動的に応 答すること 等•
持続時間：最大6時間または10時間卸取引 市場
•
全供給力：31,138 MW（2015）•
市場参加者数：約400社•
卸電力取引に占める市場取引の割合：相対取引:50％、一日前市場:48％、
リアルタイム市場:2％
•
取引価格：$24-$35 /MWh (2016.11)•
全供給力：60,703 MW (2015)•
取引件数：平均27,589 件 / 日•
取引価格：$24-$35 /MWh (2016.11,Southern CA)•
全供給力：182,447 MW（2016）•
市場参加者数：979社（2016.9）•
卸電力取引に占める市場取引の割合:相対取引:4.9%、市場取引:19.3%、
自己調整:75.8%
•
取引価格：$22-$34 /MWh (2016.11)5. VPP事業に関連する規制体系 －参画可能な市場概要 米国（ 2/2 ）－
米国では電力市場のみならずアンシラリーサービス（ AS ）への参加も可能。小規模の DER もアグリゲーションをすることで、市場 参画を促す仕組みがある。
市場参画においては守るべき規定もあるが、それを満たせば原則、通常の電源と同様の技術要件の元で市場参画可能。
ニューヨーク州 カリフォルニア州 ≪参考≫PJMエリア
DR容量 •
DR容量：1,325 MW（2015）•
DRプレーヤー：3,896 社（2015）•
DR容量： 1,400 MW（2015）•
DR供給力：70,000 GWh (2015)•
DRP：78 社 (2015)•
DR容量：9,834 MW（2016）•
DR供給実績：9,034 GWh(2016.)•
DRプレーヤー：979 社（2016）DRメニュー
• Day-Ahead Demand Response Program
• Demand Side Ancillary Services Program
• Emergency Demand Response Program
• ICAP Special Case Resources program
•
プロキシ需要リソース(PDR)•
信頼度DRリソース(RDRR)•
その他配電会社が個別に実施するDRプログ ラム•
Limited DR•
Extended Summer DR•
Annual DR•
それぞれで前日取引・リアルタイム取引が有市場参加実 績
•
1,373.2MW（2016）（DSASP 106.5MW, EDRP+SCR 1,266.7MW)
•
1400MW(PDR 200MW, PDRR 1,200MW)
•
8,748.5MW（2016）（前日 8,486.5MW, リアルタイム 262.1MW）
取引高 •
$0 - 500/MWh（EDRP, SCR）• $950 - 1,000/MWh (PDRR) •
前日取引 $40.4/MWh、リアルタイム取引 $46.0/MW（2016）
DERに対する 参加要件
•
最小負荷削減量‐DADRP. DSASP：1MW
‐ICAP-SCR, EDRP：0.1MW
•
インターバルメータを設置すること•
NYISOとの通信環境を整備し、定められた 規定時間内に応答すること•
ベースライン算定データ提出•
Demand Side Resourcesとしての NYISOへの登録•
最小負荷削減量：0.5MW(PDRR、PDRのAS取引の場合)、0.1MW(PDRでエナジー一
日前市場またはリアルタイム市場にて取引す る場合)• 10kW単位での入札が可能
• PDR参加で10MW以上ないしAS参加の資
源は遠隔測定規制が課される。
•
配電会社が実施するDRプログラムに参加す る場合は当該規定に従うこと• Sub-Lap内でアグリゲーションをすること
•
最小負荷削減量：0.1MW（この要件を満 たすためのアグリゲーションは可能）•
リアルタイムテレメトリーをJetstreamシステム経 由でPJMのエネルギーマネジメントシステムに 接続すること•
前日までの容量確保•
通信規格(DNP3 protocol)を満たすシステ ムの設定・認証• ANSI認定を受けているメーターを使用すること
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≪参考≫CAISOにおけるSub-lapとDRPに課される要件
アグリゲーションにあたっては、 DERP が系統混雑を新たに発生させる事態を避けるため、系統状況を踏まえて設定されているゾー ン (Sub-lap) でのリソース集約が必須となっている。 DREP は、 Sub-LAP 毎にアグリゲーションを形成し、事業を行うことになる。
DERP の事業要件 CAISO Sub-lap
出所） Energy Storage and Aggregated Distributed Energy Resource Education Forum(CAISO)
項目 概要
エリア
アグリゲーションはSub-LAP
内のみで可能 リソース条件
配電系統に接続しているエネルギーリソース（
behind-the-meter
リソースも可能）
ただし1
リソースの規模が1MW
超のものは、アグリゲー ション不可アグリゲーション下限量
500kW
以上 アグリゲーション上限量 20MW
未満その他
ネットメータリング適用リソースのアグリゲーションは不可
メーター計量値のみで稼働量を確定できるリソースの みアグリゲーション可（稼働量算定にあたりベースライ ン設定が必要なリソースや稼働方式はアグリゲーション 不可）
アグリゲーション総量10MW
超の場合およびアンシラ リーサービスを提供する場合は、通常の発電設備と同 様の通信・テレメトリーを要求 DRP
はISO
から負荷分配計数（GDF
：generation distribution factor
）を事前に設定される。一方で、保持するバスの中でその配分は
DRP
が任意に設定可 能。• 23
のSub-LAP
が存在•
もともと、エリア間の金融的 送電権(CRR)
を取引するた めに設定された区割り注 黄色はSMUD、赤色はImperial Irrigation District等の公営電力会社の 管轄でCAISOとしてSub-LAPに指定していない地域。