資源エネルギー庁電力・ガス事業部電力市場整備室御中 ·...

資源エネルギー庁電力・ガス事業部電力市場整備室御中

平成２８年度電源立地推進調整等事業（海外における

電源アクセスに関する制度設計・運用等の動向調査）

報告書

2016 年 12 月

環境・エネルギー事業本部

i

はじめに

本年４月に、我が国においても小売全面自由化を開始したことに伴い、今後事業者間の競

争を通じた、市場の活性化が期待されている。しかしながら、日本卸電力取引所（ＪＥＰＸ）

の取引量は、国内供給電力量約８５００億ｋＷｈのおよそ２％であり、新たに参入した小売

電気事業者が今後自らの需要家に対して、小売供給を行う場合に十分な電源を確保できない

ことが、事業拡大の制約要因になり得ることが考えられる。

また、小売全面自由化の下でも新規参入と CO２排出抑制を両立する新たな仕組みとして、

①自主的枠組み、②省エネ法、③高度化法、④自主的枠組みの実効性と透明性を高める措置

を２０１６年２月にとりまとめ、４月から施行されたところであり、適切に運用を行ってい

くこととした。これらで求める目標はエネルギーミックスの水準と極めて整合的であり、極

めて高い目標であることから、目標達成に当たっては電源の多様な調達手段を認めるために、

小売電気事業者が低炭素電源にアクセスしやすい市場環境の整備が重要となる。

こうした低炭素電源市場の創出をはじめ、小売全面自由化後の市場の在り方や関連制度設

計について、安定的なエネルギー供給基盤を確保する観点や、卸電力取引の活性化の観点も

含めて総合的に検討を進めるために、各国における小売全面自由化後の電源アクセスに関す

る制度設計・運用等の動向を把握し、各種制度を設計・運用する上での課題について幅広く

調査分析を行うことで、今後の我が国の電力事業の政策立案に役立てることを目的として、

本調査を実施した。

平成 28 年 12 月

株式会社三菱総合研究所

ii

目次

要約 .......................................................................................................................................... 1

小売事業者の電源へのアクセスに係る制度 ..................................................................... 3

英国における発電ライセンス改革 ............................................................................. 3

発電ライセンス改革の概要（2014 年実施） .............................................................. 3 導入された措置の内容 ................................................................................................ 4 改革後の動向 ............................................................................................................... 9

グロス・ビッディング ............................................................................................. 17

先渡市場への電源の切り出し .................................................................................. 19

フランスにおける取組 .............................................................................................. 19 米国テキサス州における取組 ................................................................................... 34

発電所の自主売却（ストランデッド・コスト問題） .............................................. 42

米国 ........................................................................................................................... 42 欧州 ........................................................................................................................... 51

海外市場における低炭素価値の取扱 .............................................................................. 53

米国 ......................................................................................................................... 53

連邦 ........................................................................................................................... 53 カリフォルニア州（CAISO 地域） ........................................................................... 74 東北部州(主に PJM エリア) ...................................................................................... 95

ドイツ .................................................................................................................... 111

基本情報 ................................................................................................................... 111 証書の追跡制度 ....................................................................................................... 117 証書取引の状況 ....................................................................................................... 123

英国 ....................................................................................................................... 128

基本情報 .................................................................................................................. 128 証書の追跡制度 ....................................................................................................... 141 証書取引の状況 ....................................................................................................... 148 その他 ..................................................................................................................... 153

フランス ................................................................................................................ 158

基本情報 .................................................................................................................. 158 証書の追跡制度 ....................................................................................................... 162 証書取引の状況 ....................................................................................................... 168

付帯資料

iii

図目次

図 1-1 英国における電力市場小売シェア推移（2015 年 12 月時点） ............................. 9

図 1-2 一日前市場電力価格の月平均値推移（2011-2016） ........................................ 11

図 1-3 ICIS Power Index 推移 ............................................................................................... 11

図 1-4 英国の卸電力取引量及びチャーンレートの推移（2010 年 1 月-2016 年 1 月）

............................................................................................................................................ 12 図 1-5 bid/offer 価格スプレッドの推移 .............................................................................. 13

図 1-6 OTC ベースロード商品の bid/offer 価格スプレッドの推移（2009-2016） ........ 13

図 1-7 OTC ピークロード商品の bid/offer 価格スプレッドの推移（2009-2016） ........ 14

図 1-8 マーケットメイキング総取引量推移 ................................................................. 14

図 1-9 マーケットメイキング商品別取引量（2014 年第 2 四半期～2016 年第 1 四半

期） .................................................................................................................................... 15

図 1-10 ベースロード商品の取引量推移（2011-2016） .................................................. 15

図 1-11 ピークロード商品の取引量推移（2011-2016）................................................... 16

図 1-12 Gross Bidding 導入後の Nord Pool 前日市場の取引量推移 ................................. 18

図 1-13 Gross Bidding 導入後の N2EX の前日市場取引量推移 ....................................... 18

図 1-14 VPP 制度の概要 ....................................................................................................... 21

図 1-15 フランス原子力発電所の運転開始年 ................................................................... 29

図 1-16 フランスの卸電力価格（折れ線）と ARENH の利用料（棒）の推移 ............ 30

図 1-17 VPP と ARENH の仕組みの比較 ........................................................................... 33

図 1-18 FERC 命令 888 が主として規律する範囲............................................................. 43

図 2-1 再生可能エネルギー電力における規制市場と任意市場の比較 .......................... 54

図 2-2 任意市場における販売量の区分別推移 ................................................................. 57

図 2-3 任意市場における REC 価格の推移 ........................................................................ 60

図 2-4 規制市場における REC 価格の推移 ........................................................................ 61

図 2-5 北東部諸州の規制市場における REC 価格の推移 ................................................ 62

図 2-6 その他の諸州の規制市場における REC 価格の推移 ............................................ 62

図 2-7 規制市場における SREC 価格の推移 ..................................................................... 63

図 2-8 米国の REC トラッキングシステム ........................................................................ 65

図 2-9 Green-e 認証により使用可能なロゴ ........................................................................ 69

図 2-10 カリフォルニア州の電気事業者供給区域（左：IOU 右：POU） ................. 74

図 2-11 カリフォルニア州の系統運用者と系統管理区域 ................................................ 75

図 2-12 3大 IOUのRPS再生可能エネルギー―電力比率およびコスト情報（2005-2014）

............................................................................................................................................ 76 図 2-13 RPS 遵守におけるカテゴリー別の REC 使用制限 .............................................. 80

図 2-14 WREGIS ユーザーのコア機能 ............................................................................... 82

図 2-15 2015 年 WREGIS 料金収入の内訳（単位：ドル） .......................................... 85

図 2-16 WREGIS の料金収入と支出の推移（2014 年 7 月-2016 年 7 月） .................... 86

図 2-17 WREGIS でのアカウント登録手続の流れ ........................................................... 89

図 2-18 WREGIS における証書発行サイクル ................................................................... 91

iv

図 2-19 PJM 制御エリア ....................................................................................................... 96

図 2-20 RPS 認証に PJM GATS システム利用を定めている州 ..................................... 100

図 2-21 RPS 証書生成タイムライン ................................................................................. 103

図 2-22 PJM GATS における証書移転インターフェース .............................................. 103

図 2-23 PJM GATS における REC 取引掲示板 ................................................................ 105

図 2-24 ニュージャージー州の太陽光発電 REC 取引量と価格 .................................... 107

図 2-25 CO2 排出枠価格の推移 ......................................................................................... 110

図 2-26 再生可能エネルギー電力の発電量推移 ............................................................. 112

図 2-27 電力使用量に占める再生可能エネルギーの割合推移 ...................................... 112

図 2-28 FIT/FIP 電源とそれ以外の再エネ電源に関する電気とお金の流れ ................ 114

図 2-29 電源構成の回事例（デュッセルドルフ都市公社、2013 年） ......................... 117

図 2-30 GOO の電力と証書の流れ .................................................................................... 118

図 2-31 HKNR に関連する機関 ......................................................................................... 120

図 2-32 2016 年上半期の HKN の発行量とグリーン電力の発電量 .............................. 124

図 2-33 HKN の国別輸入割合 ............................................................................................ 124

図 2-34 北欧の水力発電の発電源証明の価格の動き ...................................................... 125

図 2-35 再生可能エネルギーの電源種別発電量の推移 .................................................. 129

図 2-36 英国の再生可能エネルギー設備の設置済容量（MW、20115 年） ................ 129

図 2-37 再生可能エネルギー設備の発電量（2015 年） ................................................. 129

図 2-38 CfD 制度の運用の実例 ......................................................................................... 134

図 2-39 ROC の開示内容 .................................................................................................... 142

図 2-40 RO 制度の組織図 ................................................................................................... 143

図 2-41 ROC 発行量、RO 制度遵守レベル、再エネ発電量の推移 .............................. 149

図 2-42 E-ROC のオークションで取引された ROC の平均価格 .................................. 151

図 2-43 ROC バイアウト価格の推移 ................................................................................ 152

図 2-44 British Gas 社電源構成開示（2015 年 4 月-2016 年 3 月） ........................... 157

図 2-45 終エネルギー消費量における再生可能エネルギーの比率のエネルギー源別

内訳（2005~2014 年実績）と 2020 年目標値への予測推移 ...................................... 158

図 2-46 フランスの電源構成（2015 年） ........................................................................ 162

図 2-47 フランスにおける GO 発行量・無効化量・輸入量・輸出量（2015 年～2016 年

上半期） .......................................................................................................................... 168

図 2-48 GO の国別輸出出割合 ........................................................................................... 169

v

表目次

表 1-1 S&P における施策の概要 ........................................................................................... 3

表 1-2 供給市場アクセスルール（Supplier Market Access Rules）概要 ........................... 4

表 1-3 マーケットメイキング義務（Market Making Obligation）概要 ............................. 6

表 1-4 報告義務（Reporting requirements）の概要 .............................................................. 8

表 1-5 英国の主要な新規参入小売事業者 ......................................................................... 10

表 1-6 Nord Pool の取引手数料 ............................................................................................ 17

表 1-7 VPP 利用権の競売制度概要 ..................................................................................... 20

表 1-8 ARENH の概要概要................................................................................................... 24

表 1-9 ARENH 価格の算定方法に関する提案 ................................................................... 26

表 1-10 シャンソール委員会の提案した価格の内訳 ........................................................ 26

表 1-11 諸外国における VPP の開始年と終了年 .............................................................. 29

表 1-12 EDF から他の事業者に対する ARENH 電力譲渡実績 ....................................... 31

表 1-13 VPP と ARENH の比較 ........................................................................................... 33

表 1-14 米国テキサス州におけるキャパシティ・オークションの概要 ........................ 39

表 1-15 テキサス州におけるストランデッド・コストの回収 ........................................ 46

表 1-16 ペンシルバニア州、テキサス州におけるストランデッド・コストの回収の概

要 ........................................................................................................................................ 49

表 1-17 欧州各国におけるストランデッド・コストの回収の概要 ................................ 51

表 2-1 任意市場におけるグリーン電力調達形態の比較 .................................................. 56

表 2-2 市場部門別に見た任意市場の推定年間販売量（10 億 kWh） ............................ 56

表 2-3 グリーン電力ユーザーTop10 (2016 年 7 月、EPA 発表) ....................................... 57

表 2-4 REC 小売商品の一覧 ................................................................................................. 59

表 2-5 米国の REC トラッキングシステムの一覧 ............................................................ 66

表 2-6 REC トラッキングシステム間の輸出入に関する契約 ......................................... 67

表 2-7 Green-e 認証基準 ....................................................................................................... 68

表 2-8 Green-e Market Place 参加の数量要件 ..................................................................... 69

表 2-9 VREP での排出枠 ...................................................................................................... 73

表 2-10 カリフォルニア州におけるグリーン料金プログラム ........................................ 77

表 2-11 RPS 遵守における REC の取扱い（ポートフォリオ・コンテンツ・カテゴリー）

............................................................................................................................................ 79 表 2-12 WREGIS への登録状況 ........................................................................................... 82

表 2-13 WREGIS 登録発電ユニット（2016/10/5 時点） .................................................. 83

表 2-14 WREGIS におけるプログラム別の REC 数（2015 年） ..................................... 83

表 2-15 WREGIS の料金（証書発行関係） ....................................................................... 84

表 2-16 WREGIS の料金（その他料金） ........................................................................... 84

表 2-17 WREGIS の料金収入と経費支出状況（2015 年） .............................................. 85

表 2-18 WREGIS に登録される発電属性 ........................................................................... 87

表 2-19 WREGIS 発電ユニット分類 ................................................................................... 92

表 2-20 米国東北部州の RPS 制度概要 .............................................................................. 98

表 2-21 PJM GATS に登録する電源属性 .......................................................................... 101

vi

表 2-22 PJM 諸州における太陽光発電量の測定・報告条件 ......................................... 104

表 2-23 PJM GATS を通じた REC 取引量の推移 ............................................................ 106

表 2-24 RGGI の概要 .......................................................................................................... 109

表 2-25 ドイツ再生可能エネルギー法における再生可能エネルギー導入目標 .......... 112

表 2-26 グリーン電力小売事業者の例 ............................................................................. 115

表 2-27 EEX の HKN 卸市場の証明書価格（€、1 単位=1MWh） ................................ 125

表 2-28 英国の再生可能エネルギー目標（2020 年まで） ............................................. 128

表 2-29 英国の再生可能エネルギー支援策 ..................................................................... 130

表 2-30 1MWh 当たりの ROC 義務 ................................................................................... 131

表 2-31 2009 年から 2016/17 年度までの主要技術に対する ROC 発行数 ................... 132

表 2-32 ROC1 単位あたりのバイアウト価格 .................................................................. 133

表 2-33 CfD とその他の制度の比較 ................................................................................. 136

表 2-34 2017 年 3 月 31 日以降も RO 制度に申請できるケース ................................... 137

表 2-35 英国のグリーン証書 ............................................................................................. 138

表 2-36 RO 認可にかかる再生可能エネルギー別の追加規則 ....................................... 146

表 2-37 発電量（MWh）当たり ROC 発行量（バンディング導入以後） .................. 149

表 2-38 電力供給事業者の遵守実績（2014/15 年度） ................................................... 150

表 2-39 再生可能エネルギー比率のエネルギー源別内訳（2005～2014 年実績）と 2020

年目標値(%)..................................................................................................................... 159

表 2-40 フランスのグリーン電力小売事業者の例.......................................................... 160

表 2-41 アカウント保有者リスト ..................................................................................... 167

表 2-42 利用料金体系 ......................................................................................................... 168

表 2-43 EEX の HKN 卸市場の証明書価格（€、1 単位=1MWh） ................................ 169

vii

略称の一覧

本報告書では、以下のとおり単位、及び略称の統一を図る。

DECC Department of Energy and Climate Change

（エネルギー・気候変動省、英国）

OFGEM Office of Gas and Electricity Markets

（ガス・電力市場局、英国）

S&P Secure and Promote ライセンス条件

（英国）

MMM Mandatory Market Making

（マーケットメイキング義務、英国）

SSR Self-supply restriction

（自主供給制限、英国）

EMR Electricity Market Reform

（電力市場改革、英国）

MiFID Markets in financial instruments directive

（金融商品市場指令、欧州）

MiFIR Markets in financial instruments regulation

（金融商品市場規則、欧州）

VPP Virtual Power Plant

（仮想発電所）

CRE Commission Régulation de l’Energie

（エネルギー規制委員会、フランス）

NOME nouvelle organization du marché de l’électricité

（電力市場新組織法、フランス）

ARENH Accès régulé à l'électricité nucléaire historique

（原子力規制アクセス制度、フランス）

FERC Federal Energy Regulatory Commission

（連邦エネルギー規制委員会、米国）

ERCOT Electric Reliability Council of Texas

（テキサス電力信頼度協議会）

PUCT Public Utility Commission of Texas

（テキサス州公益事業委員会）

PURA Public Utility Regulatory Act

（テキサス州公益事業規制法）

CTC Competitive transition charge

（競争移行料金）

PUC Public Utilities Commission

（公益事業委員会）

REC Renewable Energy Certificate

（再生可能エネルギー電力証書）

viii

RECS Renewable Energy Certificate System

（再生可能エネルギー証書システム）

NREL National Renewable Energy Laboratory

（国立再生エネルギー研究所、米国）

DOE Department of Energy

（エネルギー省、米国）

CEC California Energy Commission

(カリフォルニア州エネルギー委員会)

CPUC California Public Utilities Commission

（カリフォルニア州公益事業委員会）

IOU Investor-owned Utilities

（私営電力会社、米国）

QRE Qualified Reporting Entities

（適格報告者）

WREGIS Western Renewable Energy Generation Information System

（西部再生可能エネルギー発電情報システム）

EECS-GO 発電源証明

（欧州）

EEG 再生可能エネルギー法

（ドイツ）

HKN Herkunftsnachweise

（発電証明）

UBA Umweltbundesamt

（連邦環境省、ドイツ）

RO Renewable Obligation

（再生可能エネルギー義務）

ROC Renewable Obligation Certificate

（再生可能エネルギー義務証書）

REGO Renewable Energy Guarantee of Origin

（再生可能エネルギー発電源証明）

LEC Levy Exemption Certificate

（気候変動税免除証書）

CfD Contract for Difference

（差額決済取引）

FIT Feed-in Tariff

（固定価格買取制度）

FIP Fee-in Premium

（市場プレミアム制度）

PFIT Premium Feed-in-Tariff

（市場プレミアムによる固定価格買取制度）

1

要約

１．小売事業者の電源へのアクセスに係る制度

自由化開始当初は、既存の電気事業者が電源の大半を所有・支配している状態であったの

は、欧米各国においても同様であった。既存電源へのアクセス環境の改善がなされない場合、

小売事業が制度的に自由化されても、小売市場の活性化は新規参入者の新規電源開発に律速

され、制度改革の効果が発揮されるには長期間を要することになる。そのため、欧米各国で

は小売自由化後、小売事業者の既存電源へのアクセス環境を改善するため、いくつかの制度

的な措置を講じてきた。

欧米における代表的取組として、以下について制度設計の議論、制度の内容、施行後の評

価等について調査した。

英国

Secure and Promote ライセンス条件（2014 年より実施）

※本制度の導入にあたってガス・電力市場局（Ofgem：Office of Gas and

Electricity Markets）が検討した複数のオプションを含む。

フランス

VPP（仮想発電所、Virtual Power Plant）制度（2001 年～2011 年）

原子力規制アクセス制度（2011 年～2025 年）

米国

発電所の自主売却電源売却とストランデッド・コスト回収

テキサス州におけるキャパシティー・オークション制度（2001 年～2003 年）

※同制度はフランスの VPP 制度と類似の制度

加えて、規制的措置ではないが、卸電力取引所独自の取組として、下記も調査対象とした。

Gross Bidding 制度（北欧 Nord Pool：2004 年～、英国 N2EX：2012 年～）

実施された制度、検討にとどまった制度案は、①強制力を伴う制度的措置か、任意的措置

か、②対象とする市場（先渡市場か前日市場か）、③事業体の構造に関する取組か取引行為

に関する規制か、④取引行為に関する規制の中でも強制的に一定量を市場に供出させる制度

か、取引を義務づける制度か、など様々な観点で分類可能である。次ページの図は①～④の

視点に基づいて整理したものである。

２

構造的取組発電所売却（⽶国）

⾃由化当初、⽶国諸州で任意措置として実施

取引⾏為に関する取組強制的に⼀定量を市場に供出させる制度取引を義務づける制度強制オークション供給権競売

（VPP）（注 4）原⼦⼒規制アクセス

（ARENH）⾃主供給制限

(SSR) マーケットメイキング義務

（MMM）供給市場アクセスルール

（SMA）（注 6）

先渡市場

内容

⼤⼿発電事業者に対し⼀定量を先渡市場でオークションにかけることを義務づけ

EDF の国内発電設備を「仮想発電所（VPP）」として利⽤権を競売する制度

EDF が原⼦⼒発電を利⽤する条件と同様の経済的条件で、すべての⼩売供給事業者に対して規制価格によって卸供給する制度

垂直統合事業者に対し、発電部⾨の電⼒を、卸電⼒市場を介さずに⼩売部⾨に販売することを制限

発電事業者に取引プラットフォームにおいて常時、売⼊札・買⼊札を提⽰することを義務づけ

発電事業者に対して、⼩規模/独⽴⼩売事業者から取引の依頼があった場合、取引を義務づけ

地域英国フランスフランス英国英国英国市場オークション市場（毎⽉）オークション市場（毎⽉）－指定無し適切な取引プラットフォーム相対取引

価格ｵｰｸｼｮﾝ価格基本料⾦：ｵｰｸｼｮﾝ価格従量料⾦：規制価格

規制価格直接的な価格規制無し売⼊札・買⼊札価格のスプレッド規制直接的な価格規制無し

量

年間の総発電量の 25％ 6,000MW ※EDF の発電設備容量約 5%、発電電⼒量は約 420 億 kWhで、仏の⾃由化市場で流通する電⼒量の約 30%に相当

年間最⼤ 1,000 億 kWh（Edfの年間発電量の 1/4 に相当）

前⽉の⼩売電⼒量の⼀定割合（具体的量に関する検討無し）量に関する規制無し量に関する規制無し

メリット・デメリット

〇⻑期的な先物市場の発達促進

〇電⼒料⾦低下及び需要家の選択肢増加。

〇欧州⼤の電⼒契約にも対応可能。

〇FIT-CfD 制度を後押し。 ✕相対的に⼩規模市場参加者与信及び担保の負担が⼤きい。

○出し惜しみによる市場価格の操作の抑制

○マージナルコストで基本料⾦オークション価格の初期価格を決めることで、固定費回収に資する

×⾃主的な取組であり、政策当局としてのコントロールが困難

×転売可能であり、裁定取引⽬的のトレーダーが横⾏

○新規事業者の価格競争⼒の向上によるシェア拡⼤

○規制料⾦撤廃による⼩売料⾦の競争促進

×卸市場価格下落により⼊札量

が低迷中 ×規制当局が価格決定裁量を持

ち、この価格設定に制度の効果が依存

×設備投資へのディスインセンティブ

〇理論的には、市場取引量の増加により価格指標の質が改善される。

✕市場参加者の商品へのアクセスを保証するものではない。

✕垂直統合型電⼒会社は、卸電⼒取引所で既にある程度の量を取引しており、影響は限定的。

✕関係主体の費⽤負担が⼤きい。

✕規制当局が負担するモニタリング費⽤が⼤きい。

〇商品の種類や量が多く、卸電⼒市場への新規参⼊障壁の低減に寄与。

〇短期の流動性を向上し、FIT-CfD 制度を後押しする。

✕売⼊札・買⼊札の価格スプレッドの制限が設けられ、価格のボラティリティが⾼い場合、発電事業者の費⽤負担が⼤きい(注 5)

〇⼩規模⼩売事業者が、価格競争⼒のある商品に短時間でアクセス可

〇⼩売事業者の新規参⼊促進〇制度設計・施⾏が短期で可能 ✕ガイドライン作成、モニタリング、違反者の摘発等の施⾏コスト

✕⼩売事業者のシェアが限られるため、卸電⼒市場全体の流動性の向上に結びつかない

✕発電と⼩売間の取引条件に不透明性が残る

実施時期

－・2001 年〜2011 年（計 42 回実施）・2011 年〜2025 年実施－

・2014 年より⼤⼿発電事業者に対するライセンス条件（Secure and Promote）として実施

・2014 年より⼤⼿発電事業者に対するライセンス条件（Secure and Promote）として実施

備考

・2012 年 2 ⽉報告で優先すべき選択肢とされるも、その後導⼊⾒送り（注 3）。その背景は 2012年から⼤⼿事業者が任意的取組として Gross Bidding を開始したことがある。

・EU 競争法上の措置であり、2010 年に EDF が独 EnBW 社の株式を売却したことにより終了

・転売、Edf⾃⾝による買い戻しも可能

・仏国内法に基づく⾮対称規制・対象は原⼦⼒のみ・参加事業者は⼩売事業者のみであり、実質的に転売は困難

※2012 年 2 ⽉報告で採⽤⾒送り

・マーケットメイキング義務、供給市場アクセスルール遵守確認のため、規制当局に四半期ごとの報告義務が課せられている。

・マーケットメイキング義務、供給市場アクセスルール遵守確認のため、規制当局に四半期ごとの報告義務が課せられている。

全量強制⼊札義務（⽶国） (Must Offer 義務) 強制オークション⾃主供給制限

（SSR）マーケットメイキング義務

（前⽇市場）グロスビディング

前⽇市場

内容

前⽇市場、リアルタイム市場への全量⼊札義務

発電事業者に対し前⽇市場において⼀定量の⼊札を義務づけ

⼀定規模以上の垂直統合事業者に対し、発電部⾨の電⼒を、卸電⼒市場を介さずに⼩売部⾨に販売することを制限

発電事業者は、定期的な取引機会の確保のために、売・買⼊札を前⽇市場、当⽇市場において提⽰しなければならない。

発電事業、⼩売事業をともに⾏う事業者が、発電を売⼊札、⼩売需要のため買⼊札で両建てで⾏う場合に取引⼿数料を優遇する制度

地域⽶国（PJM、ERCOT 等）英国英国英国英国、北欧価格制約無し市場価格－－制約無し

量原則的に全量－－－ Nord Pool：2006 年〜N2EX：2012 年〜

備考 ※系統利⽤制度として、地点別限界価格制度を導⼊している地域

※2010 年 2 ⽉報告で⾔及されるもその後検討せず（注１）

※2012 年 2 ⽉報告で採⽤⾒送り（注 3）

※2011 年 3 ⽉報告で⾔及されるも、採⽤されず（注 2）

※取引所の取引⼿数料⾯のインセンティブ制度で任意的取組

本調査で対象とした諸外国の小売事業者の電源へのアクセスに係る制度の概要

注１)Liquidity Proposals for the GB wholesale electricity market、2010 年 2 ⽉、Ofgem

注 2)The Retail Market Review - Findings and initial proposals consultation、2011 年 3 ⽉、Ofgem

注 3) Retail Market Review: Intervention to enhance liquidity in the GB power market、2012 年2 ⽉、Ofgem

注 4)VPP と類似のフランスだけでなく、欧州各国、⽶国テキサス州で採⽤されたが、本表ではフランスのみ記載。なお、テキサス州の制度では⼩規模事業者は直接オークションに参加できないとされた点が特徴的。これは、⼀旦、信⽤⼒の⾼い⼤規模トレーダー、⾦融機関に引き受けさせ、⼩売事業者はこれら事業者からの標準化された商品の転売を受ける形とすることで、先渡市場の流動性を向上させるという制度設計思想があったため。

注 5）この懸念に対して、Secure and Promote では、価格変動が⼤きい場合にマーケットメイキング義務が免除されるファストマーケットルールを盛り込むことによって対応

注 6）⾃由化当初（1990 年代後半から2000 年代初頭）の⽶国諸州の発電所売却はいわゆるストランデッド・コスト回収を巡る規制当局と⼤⼿電気事業者の交渉の過程で進められた。発電所売却において、事実上の強制に近い措置が採られたと評価される州もあるが、本調査対象としたペンシルバニア州、テキサス州、カリフォルニア州では法律的な強制措置としては⾏われていない。

任意的措置（注 6）

任意的措置

3

２．海外市場における低炭素価値の取扱

（１）証書制度の位置付け

再生可能エネルギー電力証書(一般的に Renewable Energy Certificate (REC)と呼ばれる)は、

一定の条件を満たす再生可能エネルギー電源由来の電力を対象として発行され、単位 kWh

あたりの環境価値を証明する証書である。

我が国や欧米では、再生可能エネルギー発電の導入普及策として、主に RPS 制度または

FIT （固定価格買取制度、Feed-in Tariff）制度が採用されているが、証書制度の位置付けは、

当該国・地域が導入している施策が RPS か FIT かによって異なる。

下表に、RPS 制度および FIT 制度に応じた再生可能エネルギー証書の位置付けを示す。

RPS 制度下では、RPS 義務履行用の電力（規制によって位置づけられる電力）と、それを

上回る再エネ比率を持つ電力（需要家の自発的な支払意思に基づく電力）の両方に証書が発

行されるが、FIT 制度下では後者の電力にのみ証書が発行される。また、グリーン電力につ

いては、RPS 下でも FIT 下でも、規制面で義務化されていない小売電力商品（需要家の自

発的な支払意思に依拠した小売電力商品）をグリーン電力と呼んでおり、グリーン電力商品

に対する各種認証制度も各国で確立している。

再生可能エネルギー電力証書の位置付け

RPS 型 FIT 型

再生可能エネルギー電力の

普及施策

(RPS または FIT)

RPS

電力会社 (小売電気事業者)に対し

て、販売電力量の一定割合を再生可

能エネルギー由来電力にすることを

義務付ける制度

FIT

再生可能エネルギー電力を一定期間

にわたり固定単価で電気事業者が買

い取ることを義務付ける制度

証書

制度

の位

置付

け

用途 - 小売電気事業者が、自社に課せ

られた RPS 義務履行を証明す

るために購入（自社再エネ発電

量は除く）

- 需要家が、自社が位置する国・

地域の RPS 比率を上回る割合

の電力を用いたい場合に購入

-需要家が、自社が位置する国・地域

の再エネ電源比率を上回る割合の電

力を用いていたい場合に購入

発行対象電源 - 一定の基準をクリアした再生

可能エネルギー電源

- 米国ではFIT電源も対象となっ

ている

- 一定の基準をクリアした再生可

能エネルギー電源

- ただし、FIT 対象電源は除く

グリーン電力 - RPS 履行義務量を超えた再エ

ネ比率を持つ小売電力商品を

グリーン電力と呼称

- FIT 制度を利用していない再エ

ネ電源を電源構成に持つ小売電

力商品をグリーン電力と呼称

出所）三菱総合研究所作成

（２）各国・地域の証書制度概要

次表に、本調査対象国・地域における再生可能エネルギー電力証書制度の概要を示す（詳

4

細は、次節以降を参照のこと）。

再生可能エネルギー電力の普及制度として、米国は RPS 制度を、欧州各国は基本的に FIT

制度を用いている。なお、欧州では、FIT 制度による再エネ関連費用の増大、および電気料

金上昇への懸念から、買取価格の変動化が進行している。

そういった中で、証書制度は米国においては、小売事業者の義務履行およびグリーン電力

商品販売のために用いられている他、需要家が直截証書を購入し、自社の再エネ比率を対外

的に宣言するためにも用いられている。欧州では、義務利用以外のグリーン電力商品や需要

家による直接購入のために用いられている。

RPS 制度下にある米国では、RPS 電源に該当する電源の種類は州によって大きく異なる

（とりわけ水力発電や廃棄物発電について、取扱が州により異なる）。また、電源をいくつ

かのカテゴリーに分けて、カテゴリー毎に義務履行値を設定している。

証書の取扱について、当該年度に余剰となる証書を購入し、次年度以降の義務履行に用い

るバンキングは、認められていることが多い。他方、当該年度に不足した証書を次年度以降

の証書で補填しペナルティを回避するボロウイングは認められていない。

FIT 電源との関係については、欧州では FIT 電源に対する証書発行は認められていない。

他方、米国では FIT 電源への証書発行が認められている。これは、米国での FIT 制度はあく

まで RPS を補完するものと位置付けられており、二重に価値を付与しても市場全体への影

響は小さいという考えに基づいている。

調査対象各国は、トラッキングシステムという証書生成・追跡システムを有しており、こ

れを適正に運用することで、ダブルカウンティング（一つの証書を二つの用途に用いる等）

の発生を防いでいるとしている。

0

調査対象国・地域における再生可能エネルギー証書制度の概要米国(カリフォルニア州) 米国（東北部州）ドイツ英国フランス

制度変遷 RPS(2002 年～) RPS(2004 年～)

※導入年は州毎に異なる

FIT(2000 年～)

FIP(2014 年～)

RO(2002 年～)

CfD-FIT(2014 年～)

FIT(2000 年～)

現在の再エネ比率目標

- 33%（2020 年）

- 50％（2030 年）

約 20%(2020 年)

※州によって異なる - 40~45%(2025 年)

- 15%（2020 年、全体目標）

- 30%（2020 年、電力分野）

23％（2020 年、終エネルギー消費

量ベース）

証書の主な購入者 - 小売電気事業者

RPS 義務履行証明のために

RPS義務履行量を超えた再エネ比率を持つグリーン電力を販売するた

め

- 需要家

自身の電力消費における再エネ比率が、自社が位置する州の RPS 比率

より高いことを証明するため

- 小売電気事業者

国内再エネ比

率を超えた比

率を持つグリ

ーン電力を販

売するため

＜ROC＞


RO 履行証明のた

め


国内再エネ比率を超え

た比率を持つグリーン

電力を販売するため

- 需要家

自身の電力消費におけ

る再エネ比率が、再エ

ネ比率目標よりも高い

ことを証明するため

対象となる電源の

カテゴリー

以下３つのカテゴリーについて別個の制限

を設定

- カテゴリー1（カリフォルニア系統運

用者（CBA）に他電源からの代替電力

無しに給電される電力及び REC）

- カテゴリー2（他電源からの代替電力

無しには CBA に給電できない電力及

び REC）

- カテゴリー3（分離 REC）

以下３つのカテゴリーについて別

個の義務量を設定

- 特定電源（太陽光等）

- Tier I（通常の再エネ電源全

般）

- Tier II（中小規模水力や廃棄

物発電など）

14 の対象エネルギー技術を

規定

14 の対象エネルギー技術を規

定

再エネ電源及びコジェネレーション

（カテゴリー分けはしていない）

バンキングの可否許可 2～3 年程度許可不可 1 年許可不可

ボロウイングの可否不可不可不可不可不可

証書追跡制度 WREGRIS PJM-GATS HKN

Ofgem Renewables and CHP Register

Registre National des Garanties d’Origine

オフセット上限値の有無自社の再エネ電源開発などが義務に組み込

まれ、再エネ証書で RPS 履行義務の全てを

賄うことは不可

無無無無

FIT 制度との関係 FIT 電源も証書発行可 FIT 電源も証書発行可 FIT 電源は証書発行不可 FIT 電源は証書発行不可 FIT 電源は証書発行不可

出所）各種調査より三菱総合研究所作成

1

（３）証書取引の概況

下表に、証書取引の概況を示す。RPS 制度下の米国では、当然ながら再エネ電力の大半

が RPS 義務履行に該当しているため、取引量は大きくなっている。取引価格は証書の需給

に影響されるが、基本的に義務未達時のペナルティ価格を上回ることはない。また、義務履

行量以上のグリーン電力に関わる任意市場の取引価格は低い。他方、欧州では、FIT という

再エネ普及制度が存在しているため、国内再エネ電源は一部の大型水力などを除いて、証書

発行対象外である。詳細は後述するが、ドイツやフランスなどにおけるグリーン電力商品の

電源は、FIT を持たない北欧諸国の水力発電が主体となっている。

証書取引の概況(2015 年)

米国 (カリフォルニア州)

米国（東北部州）

ドイツ英国フランス

域内証書生成

量

(MWh 単位)

146,395,115 49,891,900 17,522,123 55,747,937 20,173,951

（2014 年）

域内再エネ発

電量

(MWh)

65,800,000 49,891,900 194,000,000 83,300,000

89,900,000

(2014 年)

証書取引量

(MWh) 116,439,655 67,306,932 87,586,229 不明

19,940,609

（2014 年）

取引価格

(2015 年)

取引価格の把

握は困難

規制市場：

40-50$/MWh

任意市場：

1$/MWh 前後

0.4€/MWh

(2014 円) 40-45￡/ROC

取引価格の把

握は困難

取引形態大半は相対取

引

大半は相対取

引(PJM が掲示

板を運営)

一部取引所取

引(ICE)

大半は相対取

引

一部取引所取

引(EEX)

相対取引

専用オークシ

ョンサイト経

由取引

大半はブロー

カー経由の相

対取引

※米国（カリフォルニア州）の値は、WREGIS 登録の証書生成量、取引量用

※米国（東北部）の値は、PJM エリアの合計値で代用

出所）各種資料より三菱総合研究所作成

（４）証書制度を支える枠組み

市場に流通する証書が適正に価格付けられることは、再生可能エネルギー電源の健全な育

成にとって極めて需要である。証書の価格政策は、証書制度を支える重要な枠組みの一つで

ある。

本調査対象国における主な証書価格施策の概要を次表に示す。もっとも重要な施策として、

基本的に需給に応じた価格付けを奨励しつつ、電源の開発ポテンシャルに応じた RPS 義務

履行目標（毎年）を定めることが挙げられる。次いで、発電単価が比較的高い太陽光発電な

どの環境価値を評価するために、電源カテゴリー別に義務量を設定する、或いは特定電源に

証書を多く発行する取り組みも行われている。後に、低価格の設定も、一部の国・地域

で導入されている（本調査では、米国マサチューセッツ州のみ関連制度の存在を確認した）。

2

証書制度を支える主な枠組み

事例

義務履行量の設定（毎

年）

電源開発のポテンシャルに応じた適切な導

入義務量を設定することで、需給をコントロ

ール。

米国

電源種別の証書市場

電源種別に義務履行量を定め、電源種別の証

書取引市場を設けることで、特定電源の証書

価格を維持

米国東北部州

倍数カウント(banding)

特定の電源種に対して証書発行量を増やす

仕組み。例えば英国では、洋上風力について、

1MWhあたり 1.5MWh相当の証書が付与され

ていた。

英国

低価格制度証書に低取引価格を設定米国東北部州

出所）各種資料より三菱総合研究所作成

3

小売事業者の電源へのアクセスに係る制度

英国における発電ライセンス改革

発電ライセンス改革の概要（2014 年実施）

イギリスでは規制機関（Ofgem）が卸電力市場における競争環境を監視している。Ofgem

は長年、卸電力市場の流動性が低い点を指摘しており、流動性を高めるための措置を検討し

てきた。

Ofgem は Big6（British Gas, EDF Energy, E.ON, RWE, ScottishPower, SSE）をはじめとする

発電事業者に対し是正を要請してきたが、十分な効果は得られていないと判断し、2013 年 6

月に、卸電力市場の流動性を高めるための施策として、”Secure and Promote”（以下、S&P）

を発電事業者のライセンス条件に付与することを提案した。

上記提案の中で、Ofgem は、流動性の高い競争的な卸電力市場の実現に向けて満たされ

るべき 3 つの目的を設定した。それぞれの目的に対する施策概要を表 1-1 に示す。

表 1-1 S&P における施策の概要

⽬的 S&P における施策対象となる事業者

１ヘッジを可能とする商品提供の拡⼤

供給市場アクセスルール（Supplier Market Access Rules） -⼩規模⼩売事業者が、必要とする卸電⼒

市場の商品にアクセスできるようにするためのルール。

Centrica, Drax Power, E.ON, EDF Energy, GDF Suez, RWE, ScottishPower, SSE

２信頼性のある価格指標の形成

マーケットメイキング義務（Market Making Obligation） -発電事業者のライセンスを取得している者

は、定期的な取引機会の確保のために、⼊札価格（bid/offer）を取引所において提⽰しなければならない。

Centrica, E.ON, EDF Energy, RWE, ScottishPower, SSE

３実効的な短期市場の構築

報告義務（Reporting requirements）-流動性を確保するために短期的なモニタリン

グを実施する。

Centrica, Drax Power, E.ON, EDF Energy, GDF Suez, RWE, ScottishPower, SSE

出所）” Wholesale power market liquidity: statutory consultation on the 'Secure and Promote' licence condition”,

Ofgem, 20 November 2013

上記提案についてコンサルテーションが実施された後、2014 年 1 月に発電ライセンス

（Electricity generation licence）に S&P を導入することが決定し、2014 年 3 月 31 日より施行

された。

施策の詳細は、発電ライセンス条件の以下の附則により規定される。

附則 A－供給市場アクセスルール（Supplier Market Access Rules）

附則 B－マーケットメイキング義務（Market Making Obligation）

附則 C－報告義務（Reporting requirements）

4

導入された措置の内容

(1) 供給市場アクセスルール（Supplier Market Access Rules）

内容発電事業者に⼩規模⼩売事業者との売電契約の交渉を義務づけ

対象発電事業者 Centrica, Drax Power, E.ON, EDF Energy, GDF Suez, RWE ,

ScottishPower, SSE

供給市場アクセスルールでは、発電事業のライセンスを有する事業者に対して、Ofgem

が公表する資格事業者（Eligible Supplier）である小規模小売事業者から取引の申込があった

場合に、規定に則り適切な期間内で対応し、双方が交渉終了を同意するまで交渉することを

義務付けている。なお、このルールでの年間取引量は 0.5TWh という上限がかけられており、

発電事業者は上限を超える資格事業者とは、その年はそれ以上の交渉を要請されない。資格

事業者は、直前 12 か月において 5TWh 未満の供給量であった事業者あるいは 1TWh 未満の

発電量であった事業者であり、資格事業者のリストは Ofgem によって定期的に更新される。

取引価格は原則として市場取引価格が使われる。

表 1-2 供給市場アクセスルール（Supplier Market Access Rules）概要項⽬ルール概要

透明性

発電事業者のライセンスを有する事業者（以下、発電事業者）は、⾃社ウェブサイトに、取引契約のためのコンタク

ト情報を掲載しなければならない。

発電事業者は、⾃社ウェブサイトに取引先となりうる事業者が取引申込を⾏うために必要な情報のリストを掲載しな

ければならない。掲載する情報は、申込に関連する情報のみで構わない。

範囲

発電事業者は、直前 12 か⽉において 5TWh 未満の供給量であった事業者あるいは 1TWh 未満の発電量であっ

た事業者（提携組織を含む）との取引規則に従わなければならない。このルールでの年間取引量の上限は

0.5TWh である。資格事業者である⼩売事業者は、Ofgem が公表する。グループ企業が複数の発電ライセンスま

たは⼩売ライセンスを保有する場合は、グループ単位で取扱う。

取引申し込み

への回答

＜取引契約の申込＞

発電事業者は、以下の処置を取りつつ、時期を得て対応しなければならない。

1. 発電事業者は、2 営業⽇以内に、取引契約の申込受領を通知しなければならない。

2. 発電事業者は、取引契約の申し込み受領の後、20 営業⽇以内に、申込に対する回答を書⾯で送付しなけ

ればならない。申込を⾏った⼩売事業者からの追加情報を待っている期間は、20 営業⽇に含まない。

3. 回答は、以下の事項を含む。取引条件を含む取引契約の正式な申込、または、発電事業者が⼩売事業者

と取引を⾏えないことの法的な理由。

4. 発電事業者は、その後の交渉の適時的な進⾏を保証しなければならない。ただし、取引先となる⼩売事業者

による交渉の遅延に対しては、責任を負わない。

5. 発電事業者が回答を送付後 40 営業⽇以内に取引の合意に⾄らない場合、発電事業者は 5 営業⽇以内

に、合意に⾄らなかった箇所を明らかにした⽂書を⼩売事業者に送付しなければならない。また、20 営業⽇

以内に、合意に⾄らなかった箇所について協議を⾏う機会を設けねばならない。

6. 上記の協議の後、取引合意に⾄らない場合、発電事業者は、取引合意に⾄るか、または両者が協議を終了

することに合意するまで、誠実に取引交渉を継続しなければならない。

7. ⼩規模⼩売事業者は、誠実に交渉を⾏うことが求められる。⼩規模⼩売事業者が不誠実に⾏動した場合、

5

項⽬ルール概要

Ofgem は該当する⼩売事業者を資格事業者のリストから除外する権利を有する。

＜取引の申込＞

取引契約の合意がなされた場合、発電事業者は 3 営業⽇以内に対応しなければならない。取引申込が、⾮営業

⽇に受領された場合、または、営業時間終了の 3 時間前以後に受領された場合には、次営業⽇の午前 11:00 ま

でに対応しなければならない。

与信及び

担保

発電事業者は、相応の与信及び担保に関する取り決めを提供しなければならない。

以下の条件が満たされた場合、相応と判断される。

・発電事業者が、確⽴した⼿順に従い取り決めを決定した。さまざまな関連情報を考慮し、個々の取引先の置

かれた環境を評価した。

・発電事業者が、適切な与信に係る措置の選択肢を考慮し、取引先と協議を⾏った。

・評価結果が、与信条件と明確に関連している。

取引契約の申込みに回答する際、発電事業者は Credit Transparency Form を記⼊し、与信に関する決定の

正当性を⽰さねばならない。Credit Transparency Form は、取引先と共有しなければならない。

取引量発電事業者の取引量の最⼩値は 0.5MW である。それ以上の取引を⾏う場合、0.5MW 単位で取引を実施する。

取引量の最⼤値は 10MW である。

商品

発電事業者は、少なくとも以下の標準商品を取引しなければならない。

ベースロード：Week+1、Month+1、Month+2、Quarter+1、Season+1、Season+2、Season+3、

Season+4

ピーク：Week+1、Month+1、Month+2、Quarter+1、Season+1、Season+2、Season+3

※Quarter は 3 か⽉商品、Season は 6 ヶ⽉商品

（例えば、Summer 14 に Season+2 を取引すると、Summer15 に実際の電⼒取引が⽣じる）

公平かつ透明

性のある価格

設定

発電事業者は、対象商品に対して、可能な限り適正な価格で値付けを⾏わなければならない。

発電事業者は、以下の費⽤を追加できる。追加する場合、項⽬別に明細を⽰さなければならない。

・取引量の⼩さな取引を⾏う場合、客観的正当性を⽰すことのできるリスクプレミアム

・外部的に商品を調達することにより発⽣する費⽤（取引費⽤など）

発電事業者は以下の費⽤を追加することはできない。

・運営費、⼿数料、その他資格事業者との取引時に発⽣する内部費⽤



(2) マーケットメイキング義務（Market Making Obligation）

内容発電事業者は、定期的な取引機会の確保のために、⼊札価格（bid/offer）を

市場プラットフォームにおいて提⽰しなければならない。

対象発電事業者 Centrica, E.ON, EDF Energy, RWE, ScottishPower, SSE

マーケットメイキング義務は、発電ライセンスを有する事業者に対して、当該発電事業

者から独立して運用されている市場プラットフォームにおいて、常に少なくとも 5 事業者

（傘下企業は除く）と取引することを義務付けている。また発電事業者が選択した市場プラ

6

ットフォームが Ofgem の意図にかなったものであるかどうかを確認することにしている。

マーケットメイキング義務の意図は、小売事業者がマーケットメイカーの商品にアクセ

スできるようにすることであり、発電事業者に対してアクセス性の高い市場プラットフォー

ムにおいてマーケットメイクすることが期待されている。もし、発電事業者がアクセス性の

低い取引所を選択している場合には、マーケットメイクできる市場プラットフォームについ

てのルールを導入する可能性があるとしている。マーケットメイクにおける提示取引量は

5MW 及び 10MW と定められ、発電事業者の提示量と入札量の差が 30MW 以上に達してい

る場合には入札を止めることができるボリュームキャップがかけられている。

表 1-3 マーケットメイキング義務（Market Making Obligation）概要項⽬ルール概要

プラットフォーム

マーケットメイキングにて活⽤されるプラットフォームは、以下の基準を満たさねばならない。・商品－プラットフォーム上で、少なくとも 1 つ以上の商品を取引することが可能である。・独⽴性－プラットフォームは、発電事業者から独⽴して運営されている。・活動―発電事業者が、プラットフォーム上で商品を取引する合理的期待がある。・情報提供―Ofgem がモニタリングを⽬的として取引データの提供を求める場合、プラットフォームは、

Ofgem に取引データを提供する。

商品

発電事業者は、以下の商品の⼊札価格（bid/offer）を市場に提⽰しなければならない。ベースロード： Month+1 、 Month+2 、 Quarter+1 、 Season+1 、 Season+2 、 Season+3 、

Season+4 ピーク：Month+1、Month+2、Quarter+1、Season+1、Season+2、Season+3

取引サイズ発電事業者の取引における提⽰取引量は、5MW である。発電事業者が提⽰できる最⼤取引量は 10MWである。

主なルール発電事業者は、2 時間の取引時間枠(window)で、マーケットメイキング義務を遂⾏する。取引時間枠の開始時間は、午前 10.30 と午後 3：30 である。

⼊札価格の更新発電事業者は、商品取引後 5 分で商品の⼊札価格を更新しなければならない。

ボリュームキャップ発電事業者の提⽰量と⼊札量の差が 30MW 以上に達している場合には⼊札をとめることができる。このボリュームキャップは、最⼤取引量（通常 10MW）を超える取引量には含まれない。

ファストマーケットの

ルール

ファストマーケット（fast market）は、同⼀取引時間枠（window）における最初の取引とその後の取引の価格変動幅に応じて、適⽤される。本ライセンス条件においては、価格変動幅が 4%に達した場合、ファストマーケットが適⽤となる。 1 商品についてファストマーケットが適⽤された場合、当該商品のみの適⽤となる。ファストマーケット適⽤時は、残りの取引時間枠において、発電事業者にマーケットメイキング義務が免除される。次の取引時間枠からは通常のマーケットメイキング義務が課せられる。発電事業者は、ファストマーケットの発⽣を判断する義務がある。ファストマーケットが発⽣していると判断し、スプレッドの提⽰を取り下げる場合、以下の事項を履⾏しなければならない。・審査時に正当性を説明できるよう、適⽤に⾄る状況を記録する。・ Ofgem に提出する四半期ごとのレポートにおいて、すべてのファストマーケットについて記録する。

bid/offer 価格の

スプレッド

発電事業者は、bid/offer 価格のスプレッドを下表に⽰す値以下に保たねばならない。

ベースロードピーク

Month+1 Month+2 Quarter+1 Season+1 Season+2

0.5%

Month+1 Month+2 Quarter+1 Season+1 Season+2

0.7%

Season+3 Season+4

0.6% Season+3 1%

7

項⽬ルール概要

移⾏措置ライセンス条件施⾏後 3 か⽉以内には、すべての商品について bid/offer 価格のスプレッドの最⼤値が 0.2％増加する。

取引義務契約相⼿に対して標準的な前提条件が設定されている限り、提⽰された価格で取引する（Grid Trade Master Agreement や与信に関する取り決め等）

サードパーティ任命

発電事業者は、ライセンス条件に⽰された⽅法と同様の⽅法で、マーケットメイキング義務を履⾏するサードパーティを任命することができる。ただし、その他の発電事業者に指定されたサードパーティを任命することはできない。サードパーティは、少なくとも 5 つの市場参加者と商品取引に関する契約を⾏っていなければならない。

MiFID 欧州の⾦融規制に変更がなされた場合、ライセンス条件を改訂することができる。



欧州金融規制とマーケットメイクの関係

2007 年 11 月に発効された金融商品市場指令（Markets in financial instruments directive、以

下 MiFID）は、欧州の金融・資本市場における競争と統合を促進することを目的とした、

金融商品に関わるサービスを提供する投資業者のための枠組みと EU 加盟国の所管当局が

策定すべき規制の指針を定めた規制である。2008 年の金融危機の発生以降、特に非資本市

場における規制強化が世界的に進められると同時に、テクノロジーやイノベーションの進展

による金融市場の複雑化が進む中で、MiFID の改正を求める声が高まった。欧州委員会は

2010 年 12 月より MIFID の改正に関わるコンサルテーションを開始し、その後複数の協議

を経て、2014 年 5 月、欧州連合理事会において第 2 次金融商品市場指令（（Markets in financial

instruments directive II、以下 MiFID II）及び金融商品市場規則（Markets in financial instruments

regulation、以下 MiFIR）が可決された。

MiFID II 及び MiFIR の主な目的は、MiFID の欠点を是正し、安全・堅固・透明で信頼性

のある金融市場の構築という MiFID の目的を達成することにある。主な改定は以下の通り

である。

新たな市場構造の枠組みの導入アルゴリズム取引に対する取引規制商品デリバティブ市場における取引規制・報告義務の強化取引報告及び記録保存市場透明性の向上投資家に対する保護強化第三国の EU 市場へのアクセスを認めるための統一的な枠組みの導入

MIFID II では、規制市場（regulated market）及び多角的取引施設（multiple trading facility：

MTF）を取引施設（trading venue）として取引情報等の開示義務を課していた。MiFID II で

は、組織化された売り手と買い手をマッチングさせる取引ファシリティー(organized trading

facility：OTF)を新たに規制対象となる取引施設に加え、規制市場や MTF と同様の開示義務

を課すことに決定した。これにより、MIFID では透明性要件が適用されていなかったクロ

ッシング・ネットワーク1や商品デリバティブの取引プラットフォームなども規制対象とな

った。OTC で取引される卸電力商品が金融商品として規制の対象となる可能性があり、

1 取引所のような取引内容を開示する市場を経由することなく電子的に売買注文の付け合わせを執行する

代替的取引システム

8

MIFID II の遵守コストが生じる可能性が懸念されている。

(3) 報告義務（Reporting requirements）

内容発電事業者は、供給市場アクセスルール及びマーケットメイキング義務の遵守の状況を四半期ごとに報告

対象発電事業者 Centrica, Drax Power, E.ON, EDF Energy, GDF Suez, RWE, ScottishPower, SSE

報告要件では、発電事業者のライセンスを有する事業者は、供給市場アクセスルール及

びマーケットメイキング義務の遵守の状況を四半期ごとに報告することが求められている。

表 1-4 報告義務（Reporting requirements）の概要要素要件

附則 A

資格事業者との取引契約に関する情報（四半期ごと）

・資格事業者の名称・取引契約を締結した資格事業者・交渉が進⾏中の資格事業者・交渉を中⽌した資格事業者・発電事業者が取引契約を拒否した資格事業者、及びその拒否理由

資格事業者との取引活動に関する情報

・発電事業者が取引を⾏った資格事業者の名称・各商品の取引量の合計値・各商品の取引数

責任者の公式承認を得た⽂書

・発電事業者がスケジュール A の定めるすべての要件を満たしたことを⽰す⽂書または・発電事業者がスケジュール A の定める要件を満たすことができなかったこと、及びそ

の詳細な理由を⽰す⽂書

その他の情報・コンタクト情報の詳細および資格事業者に求められる情報が掲載されたウェブサイ

トへのリンク・情報が最新であることの保証する

附則 B

マーケットメイカーとしての取引活動に関するの情報（四半期ごと）

・各商品の⽉ごとの総取引量・各商品の⽉ごとの取引回数

責任者の公式承認を得た⽂書

・発電事業者がスケジュール B の定めるすべての要件を満たしたことを⽰す⽂書または・発電事業者がスケジュール B の定める要件を満たすことができなかったこと、及びそ

の詳細な理由を⽰す⽂書取引時間枠において継続的義務履⾏がなされなかった際の証明

・ファスト・マーケット・ボリュームキャップ

その他の情報・発電事業者が利⽤したプラットフォームの名称・任命サードパーティの名称・任命サードパーティが取引を⾏った市場参加者数

附則 C 短期市場における活動に関する情報

・⼀⽇前市場における毎⽉の総取引量



9

改革後の動向

(1) 小売シェア推移

S&P ライセンス導入など電力市場改革（EMR）の結果、近年、新規参入小売事業者は増

加した。政策支援の結果として新規参入者では Big6 よりも低価格の料金メニューが提供可

能になり、Big6 の市場シェアは徐々に減少。Big6 以外の小売事業者のシェアは増加し、新

規参入者の中には、Big6 になぞらえてリトル 6 と呼ばれるものもあらわれた。

図 1-1 に、英国における Big6 とそれ以外の新規参入企業の電力小売市場に占めるシェア

の推移を示した。Big6 以外の小売事業者のシェアは、2012 年以降順調に増加し、2015 年第

1 四半期には、10％を超えた。

S&P ライセンス導入は 2014 年 4 月以降であるため、S&P ライセンスが Big6 以外の小売

事業者のシェア増加に与えた影響は明らかではない。EMR による新規参入企業支援策の中

では、顧客数 25 万以下の小規模小売事業者に対する優遇税制、及び Big6 に対する料金プラ

ン規制が、新規参入小売事業者の競争力強化における効果が特に大きな施策であったとする

文献がある。2

図 1-1 英国における電力市場小売シェア推移（2015 年 12 月時点）

出所）https://www.ofgem.gov.uk/chart/electricity-supply-market-shares-company-domestic-gb（2016 年 7 月 11 日

閲覧）

(2) 新規参入者のビジネスモデル

電力小売が早期から全面自由化されていた海外諸国の中で、特に英国では異業種からの

2 日経 BP クリーンテック研究所「世界電力小売りビジネス総覧」2015 年 12 月

10

参入事例が多い。英国の主要な新規参入者は表 1-5 のとおりである。

新規参入者の主な強みは、Big6 に比較して低価格な料金メニューである。料金以外の面

では、再エネ 100%電源や、通信サービス、スーパーマーケット等のセット販売により独自

色を出している。

表 1-5 英国の主要な新規参入小売事業者

⼩売事業者名新規参⼊の経緯・会社の特徴・ビジネスモデル

First Utility

・通信事業者 First Telecom からのスピンオフで 2003 年に設⽴。現在は主従関係が逆転し、First Telecom が First Utility の傘下。

・ Big6 よりも安い電⼒料⾦を貫く経営⽅針を掲げ成⻑。新規参⼊企業の中では、Big６に次ぐ100 万顧客を獲得。

・セット販売は電気とガスのみであり通信事業との組合せはない。・スマートメーター導⼊によるBigデータ解析/AIを活⽤した問い合わせ対応システムなど、IT活⽤

に積極的。

OVO Energy ・エネルギー事業を本業として 2009 年に創業。・創業者の投資銀⾏業務の知⾒を活かしたユニークな料⾦メニュー戦略が強み。（前払い型の

料⾦メニューなど）

Ecotricity ・エネルギー事業を本業として 1995 年に創業。2002 年の⼩売全⾯⾃由化から参⼊し、実際に

ビジネスを⾏っている企業としては唯⼀⽣き残った。・供給する電気、ガス双⽅について再エネ 100%で賄う点で価値を訴求。

Spark Energy ・⽶国資本の⼩売事業者として 2007 年に英国市場に参⼊。・優遇税制による低価格メニューを提供。

Good Energy ・ドイツ系エネルギー事業者が 1997 年に創業した会社「Ofex」を前⾝として、エネルギー事業を

本業として 2003 年に設⽴。・ 100%再エネによる電⼒を供給する点で価値を訴求。

Utility

Warehouse

・通信事業者 Telecom Plus が運営。同社の有線通信インフラや、British Telecom の携帯電話インフラを活⽤。

・電気、ガス、電話（固定）、携帯電話、⾼速インターネットのセット販売を実施。・マルチレベル・マーケティング（⼝コミによる顧客獲得）が特徴。

Co-operative

Energy ・消費者協働組合⼤⼿ Midcountries Co-operative の⼦会社として 2010 年に設⽴。・スーパーマーケットのクーポンとのセット販売で価値を訴求。

Sainsburyʼs

Energy

・⼤⼿スーパーマーケット Sainsbury の⼦会社として設⽴。British Gas からホワイトラベル電⼒の提供を受ける。

・スーパーマーケットのクーポンとのセット販売で価値を訴求。出所）

日経 BP クリーンテック研究所、電力システム改革シリーズ３世界電力小売りビジネス総覧、2015 年

海外電力調査会、世界の電気料金を比べてみたら電力小売り自由化研究ノート、2016 年

(3) 卸電力価格

図 1-2は、2010年から 2016年にかけての一日前市場電力価格の月平均値の推移である。

卸電力価格は、2014 年初頭まで変動しつつも増加傾向にあった。これは、同様に増加傾向

にあったガス価格の影響が大きかった。2014 年以降は、卸電力価格は低下傾向にある。石

油・ガス価格の下落、再生可能エネルギーの普及による価格低下圧力が主な要因である。

11

図 1-2 一日前市場電力価格の月平均値推移（2011-2016）

出所） ”Wholesale Energy Markets in 2016”, Ofgem, 2 August 2016

英国におけるマーケットメイキング義務で取引されるForward商品はOTCのプラットフ

ォーム上で取引されているため、マーケットメイクを行っている先渡し市場における取引価

格は公表されていない。

ただし、独立的な市場情報提供機関である ICIS は、Forward 商品の価格インデックス

（ICIS Power Index）をオンラインで公開している。3

図 1-3 ICIS Power Index 推移

出所）ICIS ウェブサイト、http://www.icis.com/energy/power/icis-power-index/より MRI 作成

(4) 流動性指標

Ofgem は、当該措置が電力卸市場の流動性を十分に改善できているか、継続的にモニタ

リングを実施している。

Ofgem は、2014 年 3 月の Secure & Promote ラインセンス条件の施行以後、チャーンレー

3 http://www.icis.com/energy/power/icis-power-index/

12

トや bid/offer 価格のスプレッドなど流動性を示す主要指標の推移は、ポジティブであり、流

動性の向上がみられるとしている。また、ステークホルダーからは、マーケットメイキング

履行時の商品へのアクセシビリティおよび価格安定性の向上がみられるとの報告がある。

1）チャーンレート

チャーンレート（同じ電力が何度繰り返し取引されたかを示す流動化指数）は、市場が

低価格、低ボラティリティの条件に直面した 2015 年中期に若干低下したものの、2015 年の

値は 2014 年の値よりも高い傾向にある。

図 1-4 英国の卸電力取引量及びチャーンレートの推移（2010 年 1 月-2016 年 1 月）出所）”Wholesale Energy Markets in 2016”, Ofgem, 3 August 2016

2）bid/offer 価格スプレッド

図 1-5 に示すように、bid/offer 価格のスプレッドは、2010 年以降減少傾向にある。Secure

& Promote ライセンス条件の導入を反映して、近数年は安定した水準にある。

13

図 1-5 bid/offer 価格スプレッドの推移

出所） “Wholesale Power Market Liquidity: Annual Report 2016”, Ofgem, 3 August 2016

図 1-6 は、2009 年から 2016 年にかけての、ベースロード商品の bid/offer 価格スプレッ

ドの推移を、図 1-7 は、2009 年から 2016 年にかけての、ピークロード商品の bid/offer 価格

スプレッドの推移を示している。

図 1-6 OTC ベースロード商品の bid/offer 価格スプレッドの推移（2009-2016）

出所）”Wholesale Energy Markets in 2016”, Ofgem, 3 August 2016

14

図 1-7 OTC ピークロード商品の bid/offer 価格スプレッドの推移（2009-2016）


3）商品取引量

図 1-8は、マーケットメイキング義務で扱われる商品のOTC取引量の推移を示す。マーケ

ットメイキング義務下でのOTC取引量は、変動が大きく、2014年4月のSecure and Promote施

行後には、取引量が急激に増加したものの、2015年秋には大きく落ち込み、その後2016年初

頭にかけて再び1年前の水準に戻っている。

図 1-8 マーケットメイキング総取引量推移


図 1-9 は、Secure and Promote 施行後のマーケットメイキングによる商品別取引量、及び

15

総取引量に占める割合を示したものである。ベースロード商品の取引量は総取引量の約 88%

を占める。

図 1-9 マーケットメイキング商品別取引量（2014 年第 2 四半期～2016 年第 1 四半期）出所）”Wholesale Energy Markets in 2016”, Ofgem, 3 August 2016

図 1-10 は、マーケットメイキング義務の下で取引されたベースロード商品の取引量の、

2011 年から 2016 年までの推移である。（これらは OTC 取引の約 85%を占める。）資格事業

者が取引を要請した時の 1 年以内に、ライセンスを有する発電事業者が受け渡しする商品

（Season＋2 より短期の商品）が 80%以上を占める。図 1-11 は、マーケットメイキング義

務の下で取引されたピークロード商品の取引量の、2011 年から 2016 年までの推移である。

図 1-10 ベースロード商品の取引量推移（2011-2016）


16

図 1-11 ピークロード商品の取引量推移（2011-2016）


17

グロス・ビッディング

Gross biddingは北欧の電力取引所であるNord Poolが 2004年に導入した制度である。Gross

bidding では、市場参加者が予め Nord Pool との契約（Gross Bidding Agreement）で約束した

一定量を売入札と買入札の両建てで入札した場合、売り約定量と買い約定量の相殺分につい

ては取引手数料を割り引かれる。

このサービスは2004年にNord Poolの前日市場に導入され4、その後2012年より英国N2EX

の前日市場においても開始された。契約を結んだ事業者は Nord Pool では自社売り入札、買

い入札の全量、英国 N2EX では低 30％を Gross Bidding として入札されることが求められ

る5。

Gross Bidding に参加するか否かは事業者の任意であるが、Nord Pool は取引手数料面のイ

ンセンティブによって参加を促している。

具体的な手数料の計算方法、料金単価は下記の通りである6。

Gross Bidding の取引手数料総額= (VFs * N) + (VFg * G)

VFs=正味約定分手数料

VFg=グロス約定分手数料

N=正味約定量（S-P の絶対値）

S=グロス売約定量 P=グロス買約定量

G=グロス約定量 (S+P – N)

表 1-6 Nord Pool の取引手数料

北欧・ドイツ英国（N2EX）

対象となる量全量低 30％

正味約定分手数料 0.04€/MWh 0.0200 GBP/MWh

グロス約定分手数料 0.035€/MWh

年間上限料金：150,000€

0.0035 GBP/MWh

年間上限料金：60,000GBP

出所）Nord Pool ウェブページ, 2016 年 12 月取得、http://www.nordpoolgroup.com/TAS/Fees/

Gross Bidding は前日市場の取引量拡大と卸電力価格の透明化に貢献する取組であるが、

参加事業者としても内部取引にかかわる事務が軽減されるとともに、発電部門と小売部門の

利益を市場価格を通じて調整することによって、利益大化に資するとの考え方がある7。

4 Nord Pool Spot は、当初 Participant カテゴリーの会員のみに Gross Bidding サービスを提供していたが、2015

年 2 月 1 日から Client カテゴリーの会員にも拡大した。 5 Gross Bidding Agreement(Nord pool AS), Version: 15.03.2016

Gross Bidding Agreement(N2EX Physical Market/Nordpool AS), Version: 15.03.2016 6 Gross Bidding Agreement(Nord pool AS), Version: 15.03.2016 7 ｢Net bidding では会社内部で供給と需要を調整して、残りしか市場に出てこない。Gross bidding では、発

電事業者はその発電の利益大を目指し下限価格などを含め市場に出し、小売側は低価格を得ることに

焦点を当てる。内部で調達可能であっても、発電・消費の利益大化を図る解決は市場である。アルゴリ

ズムが内部を含めた大利益追求を可能にする。｣（Nord Pool Cosulting CEO, Hans-Arild Bredesen 氏コメン

ト）

18

Nord Pool、英国 N2EX ともに Gross Bidding 導入に伴い前日市場の取引量は増加している。

もっとも、英国市場においては N2EX の前日市場取引量は頭打ちになっており、近年、競

合取引所である APX の取引量が増加傾向にある。N2EX では全量入札となっておらず、Gross

Bidding の入札が約定に結びついていない可能性も指摘されている8。

図 1-12 Gross Bidding 導入後の Nord Pool 前日市場の取引量推移

出所）Nordic Market Report 2009, NordREG

図 1-13 Gross Bidding 導入後の N2EX の前日市場取引量推移

出所）Wholesale Power Market Liquidity: Annual Report 2016, Ofgem

8 ｢現在のグロスビディングの全てのボリュームが実需だとは思っていない。高い入札価格もある。2012 年

に各社が独自のグロスビディングを始めたことは良いが、それが実際に効果あるかないかについてはまだ

評価を出していない。実際のプライスカーブを示すデータがあり、グロスビディングの取引量が少ない。｣

（本調査による訪問ヒアリング時の Ofgem コメント、2016 年 9 月）

Gross Bidding 導⼊（2012 年）

Gross Bidding 導⼊（2004 年）

19

先渡市場への電源の切り出し9

フランスにおける取組

(1) VPP

1）仮想発電所（VPP：Virtual Power Plant）の背景

VPP は、欧州委員会（European Commission）が、EDF がドイツの EnBW 社に対して 34.5%

の資本参加する条件として、欧州指針10で出した概念である。

EDF は EU 企業合併規則11に基づき欧州委員会に対して、ドイツ EnBW 社の支配権を取得

する意向を通知、これを受け、欧州委員会は、競争総局（EU DG Competition）が中心とな

り競争政策上の懸念について調査を開始、2001 年 2 月には調査結果 10を発表した。欧州委

員会は、EDF が市場において高いシェアを占めている現状に言及した上で、新規参入者が

フランス国内市場に参入することが困難であることを指摘した。この評価を踏まえて、欧州

委員会は、EnBW 社の企業合併により EDF 社による市場支配的地位の強化が進み競争政策

上に影響があると判断した。そこで、EDF 社はいくつかの確約（Commitment）12を提示し、

その実施を条件として合併を認めることを決定した。この EDF 社の確約のうちのひとつと

して、新規事業者に対して、フランス国内における発電電力に対するアクセスを確保するこ

とがあった。この具体的施策として、EDF 社は VPP 利用権の競売制度導入を確約しており、

フランス国内において 2001 年より導入された。

2）VPP に対する権限

VPP は基本的に競争政策の範疇に入り、独禁当局である競争評議会（Competition Council）

または上位の欧州委員会の管轄となる。エネルギー規制委員会（CRE：Commission Régulation

de l’Energie）は、電力自由化法の規定に照らし、競売候補者の推薦や制度内容に対し提案は

行う。しかし、その CRE の提案に VPP そのものに対する法的効力はない。競売の監督は欧

州委員会が承認する Trustee（管財人）が行う。なお欧州委員会としては EDF の分割化や施

設売却までは指示することが難しいので、仮想発電所（VPP）といった概念が生まれた。

3）VPP の運用

EDF の国内発電設備 6,000MW を「仮想発電所（VPP）」として第三者に利用させること

とされた。6,000MW は EDF の発電設備容量（約 120GW）の約 5%に相当し、発電電力量で

は約 420 億 kWh でフランスの自由化市場で流通する電力量の約 30%に相当した。VPP 利用

9 英国発電ライセンス改革で選択肢の一つとして検討された強制オークションも相対取引への電源切り出

しに該当する。 10 Case No COMP/M.1853-EDF/EnBW REGULATION (EEC) No 4064/89 MERGER PROCEDURE 11 Council Regulation (EEC) No 4064/89 12 commitment decisions

20

権の競売義務は 2006 年 2 月までとなっていたが、その後欧州委員会と EDF との間で 2006

年 9 月に継続する合意が得られ13、量を減らして年 4 回のオークションを継続した。当時は

取引所取引が十分でなかったため取引所への供出はしなかった14。自由化の初期段階におけ

る措置である。仮に現在同様のことが起きれば、取引所への供出を義務付けた可能性もある。

その後、2010 年に EDF が EnBW 社の株式をドイツ Baden-Wurtemberg 州に売却したことか

ら、EDF は VPP 利用権の競売制度を 2011 年 11 月に終了した。

第 1 回の入札が 2001 年 9 月、第 2 回が 2001 年 12 月、第 3 回が 2002 年 3 月に開催された。

終了までに 42 回のオークションを実施した。

その他、VPP 利用権に関する制度概要は表 1-7 のとおり。

表 1-7 VPP 利用権の競売制度概要項目概要

切り出し量 VPP 利⽤権として、合計 5,400MW が対象

⋅ ベース電源の VPP 利⽤権：4,400MW（2001-2006 は 5,000MW※1） ⋅ ピーク電源の VPP 利⽤権：1,000MW

VPP 利⽤権の期間 3 ヶ⽉、6 ヶ⽉、12 ヶ⽉、24 ヶ⽉、48 ヶ⽉※2

（48 ヶ⽉は 2006 年 9 ⽉以降で追加）

VPP 利⽤権の価格

⋅ VPP利⽤権（kW単価）⾃体は競売で価格が決まるが、実際の利⽤分であるVPP電⼒量価格（kWh 単価）は EDF が事前に決定し、欧州委員会によって承認される管財⼈が審査を⾏い、VPP 競売前に公表される。

⋅ VPP 利⽤権の競売ではベース電源が 9〜11€/MWh、ピーク電源が概ね 50〜70€/MWh で推移してきた（時期によって異なる）。

⋅ EDF から調達した電⼒は卸電⼒取引所等で転売（裁定取引）可能であるため、VPP 利⽤権の価格⽔準は卸電⼒取引所における価格⽔準に収斂する傾向。

⋅ 2012 年は VPP 利⽤権に基づき 276 億 kWh を販売。 ⋅ EDF ⾃⾝による VPP 買戻しも可能。2004 年は容量の 30%を買い戻し。

その他

≪2001 年 2 ⽉≫

EDF が CNR 社に対する議決権を放棄、CNR 社の取締役会に参加しない

EnBW 社が保有するスイスの電気事業者 WATT 社株式 24.5%を売却

※1 うち 1,000MW は PPA（買取義務コジェネ電力）。

※2 PPA は 2 ヶ月のみ

出所）各種資料より三菱総研作成

13 Summary of replies to the public consultation on the Virtual Power Plants (VPP) system implemented by EDF, CRE, 2006 14 DG Competition のコメント（2016 年 9 月ヒアリング）

21

図 1-14 VPP 制度の概要


4）VPP 入札の仕組み

競売方法は「同時複合上昇ラウンド：Simultaneous multiple ascending rounds」あるいは「上

昇記録オークション：Ascending clock auction」と呼ばれる、低い価格から始めてラウンドご

とに価格を吊り上げ、購入者・希望量を減らし、販売予定量に近づけていく方式である。

競売対象電力は容量タイプ（ベースまたはピーク）ごとにグループ化され、すべて同時に

競売される。EDF は各グループにおけるブロック別販売電力容量内訳は決めておらず、入

札結果により決定される（入札者がこれを自由に決める）。EDF が決定する各ブロック指標

価格はラウンドごとに上昇し、これに応じて応札注文は減少することにより落札者が選別さ

れる。指標価格初期値は、EDF のフランス卸売電力市場評価価格を反映し、入札が募集さ

れる前に管財人に連絡され、欧州委員会（EC）に監視される。販売単位は€/ MW/月であり、

小容量単位は 1MW、小価格単位は１€である。

5）VPP 利用に関する支払い

落札者は落札単価にブロック月数および落札容量を乗じた金額を EDF に支払うことによ

り発電容量を購入することができる。購入者は契約期間内であればいつでも EDF に対して

契約範囲内での電力送電を依頼する権利を保有する。発電電力量料金は EU 委員会が決定し

たベース 8€/MWh（EDF 原子力可変費相当）、ピーク 26€/MWh（同ピークプラント可変費相

当）であり、計量数値に応じて EDF に支払わなければならない。なお、購入者が必要とす

る電力ロードカーブデータは送電前日 12 時までに EDF に通知する必要がある。

既存事業者（電源供出側）

新規事業者（電源利⽤側）

EDF

電源の権利（MW）に対する競争⼊札

電源を利⽤させる権利を⼊札に権利を応札→落札

権利に対する対価（ユーロ/MW）を⽀払い

供給された電⼒に対する⽀払い（ユーロ/MWh）

契約に基づき電⼒供給（MWh）

競争評議会CompetitionCouncil

電⼒規制委員会CRE

欧州委員会EuropeanCommission

管財⼈Trustee

権限権限監督候補者推薦

顧客

22

6）VPP 制度導入による影響15

VPP 導入により、既存事業者は自社保有電源よりも少ない設備容量でスポット市場での

取引を行う状態となり、価格を引き上げるインセンティブが抑制される。つまり、市場支配

力の高い事業者が供給を抑制（出し惜しみ：withholding）することで、スポット価格を引き

上げ自らの利潤を確保する行動が、VPP 制度導入により先渡し契約を義務付けさせること

で抑制される効果がある。

15 「競争促進策としての発電設備の仮想的売却の有効性」電力中央研究所、2012 年 3 月

23

(2) ARENH

1）原子力発電電力の切り出し制度（ARENH）の実施背景16

EDF が原子力発電を所有しており、圧倒的な価格競争力を持っていることから、新規事

業者がフランス市場に参入することが難しく、欧州委員会からは「規制料金」の維持は競争

を阻害している恐れがあるとたびたび指摘されてきた。電力自由化によって卸電力市場価格

の変動等が反映された「市場料金」が適用されているが、EDF の競争力から「市場料金」

よりも割安な「規制料金」が存在しており、新規参入者に乗り換える需要家が限定的であっ

た。

欧州委員会からの指摘を受けて、フランス政府は将来的に「規制料金」を撤廃することを

前提とした上で、過渡的措置として新規参入者に対して EDF の割安な原子力発電電力を利

用させる措置を検討した。

2）ARENH 制度の立て付け

欧州委員会は新規参入者に低 25%程度のシェアを取れるような制度設計をフランス政

府に求めていたが、もともと競争市場化に消極的であったことから、EDF 電源の放出、価

格については行政が関与する制度となった。

政府は 2010 年 12 月 7 日に「電力市場新組織法（NOME：nouvelle organization du marché de

l’électricité）」を制定。これを受けて 2016 年以降に産業用・業務用需要家向けの規制料金が

廃止することが決められた。また、小売電力市場における競争政策との整合性を図る観点か

ら、非対称規制として EDF が所有する原子力発電設備の発電電力を新規事業者に利用させ

る措置を講じることを規定した。

この NOME による「原子力発電電力の切り出し制度（ARENH：Accès régulé à l'électricité

nucléaire historique）」では、EDF の原子力発電電力量のうち、年間大 1,000 億 kWh（100TWh）

まで新規事業者に販売することが義務付けられた。なお、1,000 億 kWh は EDF 原子力発電

電力量の 25%に相当する17。

16 「世界の電力事情・・日本への教訓」電力中央研究所,2014 年 11 月 17 Code de l'énergie LIVRE III TITRE III Chapitre VI Article R336

24

表 1-8 ARENH の概要概要

項⽬概要

基本的な制度設計

EDF が原⼦⼒発電を利⽤する条件と同様の経済的条件で、①フランス本⼟の最終需要家

への電⼒供給、②配送電損失電⼒を⽬的とした系統運⽤者への電⼒供給、を⾏うすべての

⼩売供給事業者に対して、原⼦⼒発電電⼒への規制的アクセス制度が暫定措置として実施

される。

対象フランス本⼟にて、最終需要化への電⼒供給を⾏う⼩売電気事業者（トレーダーは対象

外）

原⼦⼒発電電⼒の売

却規模原⼦⼒発電電⼒の売却上限量は年間 1,000 億 kWh を超過しない。

購⼊契約の期間⼩売供給事業者の購⼊申請後１カ⽉以内に EDF との間で購⼊契約が 1 年ごとに締結され

る。

⼩売供給事業者の購

⼊量

各⼩売供給事業者に売却される発電電⼒量は、1 年ごとにエネルギー規制委員会（CRE)

によって決定され、⼩売供給事業者に通知される。なお、例外的な状況※1 の場合には、エネ

ルギー担当⼤⾂および経済担当⼤⾂は共同省令によって、「原⼦⼒発電電⼒への規制アク

セス制度」を停⽌させることができる。

売却価格の決定売却価格は、CRE の答申に基づきエネルギー担当⼤⾂および経済担当⼤⾂の省令によって

決定される。

売却価格の内訳

売却価格は毎年再検討され、①資本報酬額、②運転費⽤、③保守費⽤または運転認可

期間の延⻑に必要な費⽤、④2006 年 6 ⽉ 28 ⽇の「放射性廃棄物の管理に関する法律」

で規定される原⼦⼒基本設備の開発事業者に対して⻑期的に課せられる負担⾦に関連する

想定費⽤※2 が考慮される。

売却価格の詳細 2011 年 7 ⽉〜2012 年 1 ⽉：40€/MWh

2012 年 1 ⽉〜：42€/MWh

制度実施期間「原⼦⼒発電電⼒への規制アクセス制度」は、当該制度の適⽤条件が規定される政令の発

効から 2025 年 12 ⽉ 31 ⽇まで実施される。

既存の卸供給契約の

解除

EDF と卸供給契約※3 を締結したすべての⼩売供給事業者は、「電⼒市場新組織法」の公

布後３年以内に当該契約を解約することができる。

※1 原子力発電所の運転に支障が発生する等

※2 原子力基本設備廃止措置および放射性廃棄物の管理に関する引当金

※3 2007 年 12 月競争委員会によって決定された EDF による代替事業者向け卸電力供給契約


3）ARENH の売却価格

新規事業者はエネルギー規制委員会（CRE）が決定する従量料金€/MWh に従って必要な

発電電力量を購入することが可能。基本料金は不要。従量料金は以下のとおり。

25

売却価格は EDF 自身の事業収益や競合する代替事業者の事業環境に大きく影響を及ぼす

ことから、主要な争点になっていた。EDF は少なくとも 42€/MWh に設定すべきと主張する

一方で、代替事業者は 35€/MWh に設定すべきとしていた。これは現行の規制料金に基づく

35€/MWh 以下と設定されなければ、EDF に対する競争力を保てないとの主張であった。

しかし、2011 年 3 月に発生した福島第一原子力発電所事故を受けて、将来的にフランス

国内の原子力発電設備で関連工事が実施され、原子力発電費用が上昇するとの観点から

2011 年 7 月～2012 年 1 月は 40€/MWh、2012 年 1 月以降は 42€/MWh と設定された。

この価格は既設炉の維持に必要な費用やバックエンド費用を考慮し、EDF の財務健全性

の維持に配慮しつつ、新規参入者が EDF の小売部門と同じ条件で原子力発電の電力を利用

できる水準に設定された。

2013 年度における新規事業者への卸供給量は年間 644 億 kWh で、EDF の原子力発電電力

量は 2013 年度で 4,037 億 kWh なので約 16％が提供された。稼働率によって MWh たりの価

格は変動するものの、VPP での価格は 55～60€/MWh 程度となっていたとされるため、

ARENH によって価格は改善された。EDF の原子力発電設備はすでに償却が進んでいるので、

EDF の発電コストはもっと安いという見方もある。42€/MWh には新規発電設備の建設費用

も含まれているが、廃炉費用が適正かどうかなどの懸念の指摘がある18。

4）ARENH 価格決定の経緯

ARENH ではもともと、価格を決める算定式を定めることとしていたが、制度導入当初は

具体的な算定式が定まらず、それまでの規制料金の水準や福島の事故を踏まえての安全投資

等を考慮して政府が価格のそのものを決めたという経緯がある。ARENH の価格は以下を含

めて、既設原子力発電所の費用を考慮して設定することが決まっていた。水力はコスト算定

に含まれていないが、新設予定のフランマンビル原子力の投資計画のみ配慮されている。

・廃炉を含めた投下資本に対する報酬

・発電所の運転費用

・運転延長に必要な維持費

・放射性廃棄物管理などの長期的費用の見積もり

18 「海外電力」2014.11

26

・

表 1-9 ARENH 価格の算定方法に関する提案

提案者概要提案した価格

EDF 現時点で可能な最良の技術を⽤いて新規の建設を⾏う場合の費⽤に基づく計算

70〜90€

フランス会計院既設炉の現在経済原価（運転延⻑のための投資費⽤を含む）に基づき計算

54.2€

フランス会計院残存簿価とリプレースによる費⽤の増加を考慮した取得原価主義会計による計算

38.2€

シャンソール委員会運転延⻑のための投資を含めて既設炉を維持するのに必要な費⽤の平均に基づく計算

36〜39€

シャンソール委員会規制料⾦に織り込まれた既設炉の取得原価に対応した計算 32〜34€

出所）”Regulated access to wholesale base-load energy: lessons from French experience” FTI CL Energy より三菱

総研作成

表 1-10 シャンソール委員会の提案した価格の内訳

項⽬価格

残存簿価に基づく報酬（加重平均資本コストを⽤いて計算） 6€/MWh

運転延⻑（40 年→60 年）に必要な投資費⽤ 8€/MWh

運転費⽤（燃料費、⼈件費、税⾦含む） 25€/MWh

合計 39€/MWh

出所）”The French paradox ; Competition nuclear rent and price regulation” Jacques Percebois より三菱総研作成

5）シャンソール・レポートにおける提言

欧州委員会からの指摘を受けて、フランス政府は電子通信・郵便規制機関（ARCEP）の

シャンソール委員長（当時）を長とするシャンソール委員会を 2008 年 10 月に発足。同委員

会は、政府への提言を報告書（シャンソール・レポート）にまとめ、2009 年 4 月 24 に提出

した。

シャンソール・レポートでは、フランスの電力市場に対する現状分析と具体的な提言とい

う構成になっている。なお、提言にあたっては電力市場を完全に規制するオプション、また

原子力発電事業者である EDF の分社化等のオプションは排除しているものの、ARENH の

概念は本レポートで提示されている。

～シャンソール・レポート（要旨）～

a. フランスの電力市場に対する現状分析

フランス国内の発電コストが市場価格に反映されていない点が一つ課題として挙げられ

る。フランスでは 80%弱の原子力含め総発電電力量の 90%は競争力が高い電源で占められ

ている。フランスにおける発電の競争力の高さは、原子力発電をベースロード電源と位置付

27

けたことに加え、標準化され短期間で建設できる発電所を、単一の事業者が運転することに

よって実現される効率的な産業構造によるものである。

ただし中期的には維持管理、また設備を環境や安全に関する規則に適合させる必要性から、

今後の投資費用の上昇は避けられない。このような投資は原子炉を新規建設するための投資

に比べれば少額だが、それでも発電コストは上昇することになる。

一方、電力系統が連結されている欧州周辺諸国では、燃料価格や CO2 価格の変動に発電

コストが左右される石炭、ガス火力発電が中心となっている場合が多く、市場価格も発電コ

ストに応じて変動する。市場価格はも高い発電コストに基づき決定されるため、ベースロ

ード発電として競争力の高いフランスの発電コストは市場価格に反映されていない点に問

題がある。

さらに、電気料金の細分化により同じような条件の需要家が異なった電気料金契約を選択

しているという状況が生じている。電気料金はコストを反映し消費のピーク管理に貢献する

一貫した指標ではなくなっている。大別して、規制料金、TaRTAM、市場料金の 3 種類が併

存しているが、規制料金に関する法的措置の適用期限は 2010 年 6 月 30 日までであり、規制

料金体系の不安定さや 2010 年以降の枠組みが決まっていないことが電力市場の不確定要素

となり、電力供給事業者、需要家双方の投資を不利にしている。

また、規制料金の存在から新規参入が制限されている。EDF 等、既存の事業者以外の新

規事業者は、自身ではアクセス不可能な EDF の原子力発電電力のコストを反映した現行の

規制料金に対抗する提案を行うことは不可能である。VPP における入札等の措置が存在し

ているが、入札による電力取得コストは変動しやすく、多くの場合、規制料金のベースとな

っている原子力の発電コストよりも高くなっているため、電力市場における競争の発展に貢

献できていない。

また、フランスのベースロード発電設備は技術の標準化とシリーズ化のメリットにより建

設・運転コストが削減されており、単一事業者の知見のフィードバックによる安全性・信頼

性の向上に寄与している。また、これらの発電設備への投資は短期的に進みにくいことから、

ベースロード発電市場において実質的な競争が可能になるためのタイムスパンは長い。

さらに、産業用大口需要家は、自らの利益のために競争を活用する人的、技術的手段を有

していることから、大口需要家向け電力供給は競争的な市場となる可能性が十分にある。そ

のため産業用大口需要家向けの規制料金体系を維持する必要はなくなり、競争の促進に重点

をおくことができる。

b. 具体的な提言

他の電力供給事業者による EDF の発電電力へのアクセス

経済的な条件を反映するよう規制された卸売価格で、全ての小売電力事業者が EDF のベ

ースロード電力にアクセスすることを認める。ただし、アクセス可能な電力量は、国内にお

ける各社の顧客規模の変改に応じて決定する、卸売価格は、開発コスト、維持管理や原子炉

寿命延長のための投資コスト、廃止措置、放射性廃棄物管理コストといった、現在及び将来

的に必要となるコストを含んだものとする等の一定の条件を満たす必要がある。

価格設定のためのコスト管理

28

事業者向けの卸売電力価格を設定するという規制を行うためには、規制機関による厳格で

持続的なコスト管理が必要。このため EDF の原子力発電について、監査対象となる独立会

計を導入し、厳密に会計的というよりは経済的な要素を加味し、過去に遡ることなく、将来

的に必要なコスト算出に基づくべき。

規制を導入した場合の需要家向け電気料金体系

産業用大口・中口需要家に対する規制料金や TaRTAM は撤廃するが、小口需要家に対し

ては規制料金体系を維持する必要がある。

なお、NOME 法は上記報告書の提言を踏まえて制定された。同法に規定された措置は、

基本的にはシャンソール・レポートの提言に沿っており、以下のような目的の達成を目指す

ものであった。

小売電力市場における競争の実現

新規電源開発の促進による発電市場における競争の推進

EDF の原子力発電所の維持

6）ARENH の実行期間

法案が議会に提出された 2010 年から向こう 15 年間にわたって実施されるものとして

ARENH の実行期間は定められたが、これはすべての事業者が将来の見通しを立てることが

できるようにするためである19。また、ARENH の実行期間は原子力発電所の運転年数によ

って決定されていると推察できる。以下のとおり、フランス国内の現在運転中の原子力発電

所は 80 年代前半に作られたものが大半であり、2025 年には 40 年になるということが背景

にあると考えられる。このため、2025 年までの間に原子炉の運転延長の決定や、延長が決

定された場合に必要な投資など、不確定要素をクリアすることが想定 19 されている。さら

に、市場のタイムスケジュール、発電所の建設のリードタイムが 15 年程度であることが考

慮20された。

現在運転中の 58 基の発電所はすべて PWR で、設備容量は 63.2GW である。これまでに

12基が閉鎖されており、建設中の発電所は FLAMANVILLE-3の 1基のみ（2017年運開予定）。

一方、フランスでは現在エネルギー政策の見直しを行っており、2025 年までに現在約 5%の

原子力発電所のシェアを 50%にまで低減させ、設備容量は 63.2GW を上限とするエネルギー

移行法案が可決・成立している。

なお、VPP の実施期間についてはあらかじめ期限を定めているケースや、事前に定めた

条件が満たされた段階で終了させるケース、事後的に競争状況等の評価を行って終了させる

ケースなどが存在する。欧米各国の VPP の概要は表 1-11 のとおり。いずれにせよ海外では

VPP を永続的に実施するのではなく、一定の期間実施するという前提で導入されているこ

ともあり、現在では欧州のほとんどの VPP は終了している。

19 「平成 25 年度発電用原子炉等利用環境調査（海外における原子力政策等実態調査）報告書」三菱総合

研究所、2014 年 3 月 20 CRE のコメント（2016 年 9 月ヒアリング）

29

表 1-11 諸外国における VPP の開始年と終了年

国名対象開始年終了年

フランス EDF 2001 年 2011 年

ベルギー Electrabel 2003 年 2005 年

オランダ Nuon 2004 年 2004 年

デンマーク Dong Energy 2005 年 2014 年

スペイン Endesa Iberdrola 2007 年 2009 年

イタリア Enel 2007 年 2008 年※2

ドイツ※1 E.ON/RWE 2007 年 2007 年※3

⽶テキサス⼤⼿事業者 2002 年 2003 年※4

※1 ドイツは自主的 VPP

※2 2009 年以降の実施が確認できない ※3 2008 年以降の実施が確認できない

※4 終了の要件を満たしているが実際の終了期間は不明

出所）「電力市場の競争促進及び活性化に向けた制度的措置の課題」電力中央研究所より三菱総研作成

図 1-15 フランス原子力発電所の運転開始年

出所）IAEA ウェブサイト

7）ARENH による影響

「原子力発電電力の切り出し制度（ARENH）」によって、新規事業者は価格競争力を持ち

つつあり、2008 年から 2013 年の 5 年間で 9 ポイントの新規事業者のシェアが拡大 18 した。

この制度は 2025 年までの時限立法措置となっており、この間は EDF に非対称規制が課せ

られることになる。

なお、2016 年にはドイツの再生可能エネルギー優遇策により、卸市場価格が暴落し、42€

0

1

2

3

4

5

6

7

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1999

Rea

ctor

un

it

First Grid Conneciton year

30

/MWh でも買い手がつかなくなっており、実質的に制度破綻を起こしている21。2015 年の

Q1Q2 ではベース電源の 1 年先の先物価格が ARENH 価格を下回って 39€/MWh 程度となっ

ている。原子力発電電力を規定価格以下で卸売りをしなければならない EDF としては、寿

命延長工事の費用が捻出できなくなる恐れがある。なお、この販売電力量の減少により 2015

年第 3 四半期までの損失が約 6 億［€］に上っていると指摘された。

また、当初から想定されていた ARENH の課題としては、既存事業者が新規投資を行いに

くいということ、新規参入者が新規投資をするインセンティブにならないことがあげられる。

既存事業者においては、設定された価格が発電コストによるものであり、将来発生するリス

ク等が盛り込まれていない点などから新規投資へのインセンティブがそがれている。また、

新規事業者にとっても投資をせずとも一定程度の供給力確保が見込めることから、投資への

インセンティブがそがれている。

図 1-16 フランスの卸電力価格（折れ線）と ARENH の利用料（棒）の推移

出所）「電力市場の競争促進及び活性化に向けた制度的措置の課題」電力中央研究所

8）VPP 制度を反映した ARENH 制度の特徴

ARENHの基本的な思想としては、需要家に実際に販売する小売電気事業者に対して、EDF

の供給力を分けるということである。マーケットベースでの VPP であるのに対し、ARENH

は完全な規制的アプローチであり別物といえる。それゆえ、小売電気事業者は自社の 1 年分

の電力需要を想定し、ARENH の申請を実施、その申請量に不足する場合はペナルティが発

生するという制度22となっている。これは新規の小売電気事業者がアービトラージによって

利益を得ようとすることを防ぐためであり、ペナルティは市場で売っていた場合の価格と

ARENH 価格との差額となる。ARENH で調達した電力を小売電気事業者は転売することも

事実上可能であるが、上記のとおり課題に請求して余剰分を転売することはできなくなって

いる。そのためトレーダーは供給を受ける対象から排除されている。

21 仏、原子力切り出し制度が”手詰まり”－価格暴落、買い手なく、電気新聞、2016/2/17 22 「電力市場の競争促進及び活性化に向けた制度的措置の課題」電力中央研究所、2016 年 4 月

31

9）ARENH の評価

フランスの独立行政機関である競争委員会（Autorité de la Concurrence）は 2016 年 2 月、

2010 年の電力市場新体制（NOME）法に基づき、フランス電力（EDF）が原子力発電電力

量の一部を EDF 以外の小売事業者に譲渡する制度（ARENH）の実施状況に関する評価結果

をまとめた報告書23を公表。以下のとおり。

a. ARENH の実績

仏エネルギー規制委員会（CRE）が 2015 年 5 月に実施した調査24の結果、36 社の事業者が

EDF と ARENH に係る契約を締結していた。しかし、ARENH 価格での電力譲渡を希望する

事業者が一定数存在したのは 2014 年半ば頃までであり、卸電力価格が低下して ARENH を

下回ったことで、以下の表 1-12 EDF から他の事業者に対する ARENH 電力譲渡実績に示すとおり、2015 年中に譲渡を希望する事業者数は激減した。

卸電力価格（2015 年第 2 四半期時点で 39€/MWh）よりも ARENH（42€/MWh）が高い状

況について、CRE は大量の再生可能エネルギーによる発電電力量が流入していることと、

原油などの原材料価格が低下していることが原因であると指摘している。しかし、容量市場

制度の導入が 2017 年 1 月に予定されていることや、ARENH 価格の設定方法について、欧

州委員会による審査が行われていることから、卸電力価格が今後も低価格で推移するかどう

かの見通しは不透明である。

表 1-12 EDF から他の事業者に対する ARENH 電力譲渡実績 2011 2012 2013 2014 2015

後半前半後半前半後半前半後半前半後半

供給電力量 30.9 30.2 30.6 32.9 31.4 30.9 28.6 7.2 1.2

買い手のつかない電力量 - - - - - 5.9 6 5.1 2.8

合計 30.9 30.2 30.6 32.9 31.4 36.8 34.6 12.3 4.0

出所）CRE ウェブサイトより三菱総研作成

b. エネルギー政策目標との整合性

また、2015 年 8 月に制定されたエネルギー転換法25では、2025 年までに原子力の割合を

50％に縮減するとしているが、原子力発電電力量が減少するなか、EDF 以外の事業者に譲

渡する 1,000 億 kWh（現行の原子力発電電力量の四分の一を占める）をどう確保するのかな

ど、政策目標と既存の制度との整合性が必ずしも取れていない状況である。よって、今後政

府が決定する多年度エネルギー計画（PPE）において、これらの政策目標と既存制度との整

合性が明確にされるべきである。

23 Rapport d'évaluation du dispositif d'accès régulé à l'électricité nucléaire historique (ARENH) 24 CRE ウェブサイト 25 2025 年までに原子力比率を 75%から 50%に縮減する目標などの規定が盛り込まれたもの。

32

c. 電源開発への影響

NOME 法に基づき導入された 2025 年までの時限措置である ARENH を通じて、EDF 以外

の事業者が EDF と競合できるようになることが期待された。しかし、小売市場では一定の

競争が促進されたものの、発電市場においては、市場構造を変えるような効果は生まれてい

ない。また、エネルギー政策の見通しが不透明であること、再生可能エネルギー支援策によ

って優先的に大量の再生可能エネルギー電源が送電網に接続される状況では、特にミドル・

ピーク時電源であるガスコンバインドサイクル発電施設への事業者の投資インセンティブ

が働かない。

さらに、ミドル・ピーク電源開発を促進することを目的に ARENH を導入したにも関わら

ず、電源開発投資は行われておらず、EDF 以外の小売事業者は ARENH に依存する状況に

陥っており、本末転倒である。譲渡対象となる原子力発電電力量を減らすなど、小売事業者

が、ARENH に依存するのではなく、卸電力市場から電力を調達しなければならなくなると

いうシグナルを発するべきである。

d. 競争委員会の勧告

エネルギー転換法に定められた電源ミックスの変更等のエネルギー政策目標の実現に

向けた具体的な方策を示し、電力市場関係者の事業環境の予見性を高めるべきである。

NOME 法で定められた期限どおり 2025 年末に ARENH を廃止するならば、制度からの

脱却に向けた道筋をつけるべきである。

仮に政府が 2025 年以降も ARENH を継続する場合、当初の制度設計は見直す必要があ

る。

時間の経過とともに、ARENH の 2025 年以降の継続が既成事実化するのを避けるため

に、政府は制度の延長の可否に関する判断を早急に示すべきである。

33

(3) VPP と ARENH の比較

VPP と ARENH との比較は以下のとおり。

表 1-13 VPP と ARENH の比較

項⽬ VPP ARENH

切り出し量既存事業者の電源の⼀定割合を利⽤する

権利を競争⼊札で落札した新規参⼊者に

提供

切り出しの規模が新規参⼊者の潜在的な

需要を⼤きく上回らないようにする必要があ

る。

既存事業者の電源の⼀部を利⽤する権利

を新規参⼊者の需要に応じて規制された価

格で切り出し

上限が 1,000 億 kWh とされているものの、

近年は卸市場価格下落により⼊札量が低

迷中。価格基本料⾦と従量料⾦の両建て。

基本料⾦は⼊札価格に依存。

従量料⾦は、事前に決定（欧州委員会が

決定。ベース 8€/MWh、ピーク 26€

/MWh。）

基本料⾦はなし、従量料⾦のみ。

事前に決定（42€/MWh）

規制当局が価格決定裁量を持ち、この価

格設定に制度の効果が依存する


図 1-17 VPP と ARENH の仕組みの比較




ARENH制度VPP制度

EDF

電源の権利（MW）に対する競争⼊札

電源を利⽤させる権利を⼊札に権利を応札→落札

権利に対する対価（ユーロ/MW）を⽀払い

供給された電⼒に対する⽀払い（ユーロ/MWh）

契約に基づき電⼒供給（MWh）

競争評議会CompetitionCouncil


欧州委員会EuropeanCommission

管財⼈Trustee

権限権限監督候補者推薦

顧客



EDF

電⼒供給を指⽰電源利⽤申し込み（顧客需要に応じた権利が付与）

規制価格を⽀払い（ユーロ/MWh）

規制価格で電⼒供給（MWh）


顧客

34

米国テキサス州における取組

(1) テキサス州におけるキャパシティ・オークションの実施背景

テキサス州では、1995 年に州法 Senate Bill 373 が制定され、卸電力市場の規制緩和、再編

が決定された。SB373 では、送配電網を所有する既存電気事業者に対し、新規参入事業者へ

の系統オープンアクセス付与などが要求された。1996 年には、テキサス電力信頼度協議会

（ERCOT: Electric Reliability Council of Texas）が設立され、運用が開始された。ERCOT の規

制当局は、テキサス州公益事業委員会（PUCT: Public Utility Commission of Texas）であり、

連邦エネルギー規制委員会（FERC: Federal Energy Regulatory Commission）の規制対象では

ない唯一の ISO である。

1999 年 6 月には、テキサス州公益事業規制法（PURA: Public Utility Regulatory Act）の改

正法である電力再編法（Senate Bill 7）が制定され、2002 年からの小売全面自由化が決定さ

れた。テキサス州の電力自由化初期において実施された主な規制は以下の通りである。

アンバンドリング：既存電気事業者に対し、発電部門・送配電部門・小売部門の法的

分離を義務付けた。（Sec. 39.051）

打ち負かすべき価格（Price to beat）：既存電力会社から法人分離した小売事業者に

対して、2007 年 1 月までの 3 年間、または従来の供給地域における顧客離脱が 40%

に達するまでの期間、小売料金を基準料金に凍結した。これは既存電力会社の小売価

格を高い水準に凍結することにより、新規小売事業者の小売市場参入の活性化を図る

ことを目的としていた。なお、この基準料金は、打ち負かすべき価格（Price to beat）

と呼ばれる。（Sec. 39.202.）

市場支配力軽減計画：ERCOT エリアで 20％以上の発電容量シェアを有する発電事業

者に対し、PUCT に市場支配力軽減計画（Market Power Mitigation Plan）の提出を義務

付けた。市場支配力軽減措置は、該当する発電事業者の発電アセットの非関連会社へ

の売却、ERCOT 地域外の非関連会社との発電アセットの交換などに加え、次に述べ

る設備容量利用権のオークションを含む。（Sec. 39.156）

発電設備利用権の競売制度（キャパシティ・オークション）：ERCOT エリアにおい

て法人分離するまで 40 万 kW 以上の発電設備を有していた既存電気事業者の系列発

電事業者（Sec. 39.051 に定められる既存電気事業者から法人分離した発電事業者）に

対して、保有設備容量の 15％分の利用権をオークションで売却することを義務付け

た。（Sec. 39.153）

(2) キャパシティ・オークションの概要

テキサス州では、2001 年より、新規小売事業者が発電設備利用権を積極的に活用するこ

とにより、小売市場の活性化を目的として、発電設備利用権の競売制度（キャパシティ・オ

35

ークション）の導入が規定された。表 1-14 に、キャパシティ・オークションの概要を示す。

a. 対象事業者・発電設備容量

キャパシティ・オークションの対象事業者は、テキサス州において、法的分離実施前まで

40 万 kW 以上の発電設備を有していた既存電気事業者の系列発電事業者（系列 PGC）と定

められ、TXU 社、Reliant 社、AEP 社の 3 社が該当した。2002 年時点での 3 社発電設備容量

の合計は約 6,575MW であり、それぞれの発電設備容量の少なくとも 15%をオークションで

売却することが求められた。

b. オークション実施頻度・期間

第 1 回オークションは 2001 年 9 月 1 日以前に実施されることと定められ、第 2 回目以降

のオークションは毎年 3 月、7 月、9 月、11 月に実施された。また、オークション実施期

間は、カスタマーチョイス導入後から 60 か月（5 年）または対象発電事業者の系列小売事

業者の家庭部門及び小規模商業部門の顧客離脱が 40％に達するまでと規定されていた。

c. オークションの仕組み

オークションには、同時上昇記録方式（Simultaneous Ascending Clock Auction）が採用され

た。権利落札のプロセスは以下の通りである。

・特定の１つの商品が有効期間とペアになった「権利セット」に対し、系列 PGC がオ

ープン入札価格を掲示。各入札者は、各権利セットについてオープン入札価格での購

入希望数を指定し、権利セットに対する需要量が供給量よりも少ない場合、入札者は

オープン入札価格で落札する。

・需要量が供給量よりも少ない場合は、第 2 回ラウンドに進み、入札者は上方修正した

新たな価格で入札する。権利セットに対する需要量が取引可能量を下回るか等しくな

るまで同様にラウンドを継続し、需要量が供給量を上回った時点での終価格が市場

清算価格となる。入札者は、終ラウンドで希望した権利と、終の 1 つ前のラウン

ドで希望した権利の按分割合の権利を与えられる。

d. 発電設備利用権の種類

オークションに拠出される電源容量単位は 25MW である。商品は Baseload/

Gas-intermediate/ Gas- cyclic/ Gas- peaking の 4 種類が定められた。

ア） Baseload

(i) 各ベースロード容量権に関し、スケジュール要件及び制限に従って、権利を有

する月は 1 日 24 時間、週 7 日間、計画された電力を購入者に提供しなければな

らない。

(ii) ブロックサイズ：各ベースロード容量権のサイズは 25MW とする。

(iii) 燃料価格：権利購入者がディスパッチしたベースロード電力に関し系列 PGC

36

に支払わなければならない燃料コストは、当該企業が終的に市場に対して超

過するコスト（ECOM: Excess Cost over Market）モデルに基づいた、石炭、褐炭、

原子力燃料の平均コスト（$/MWh）となる。この ECOM とは、PURA §39.201

に定める手順で決定し、当該期間について予測した通りのものである。PURA

§39.201 に従って行われて手順で決定した ECOM がない電気事業者は、委員会

の審査を受けるため、同様の方法で燃料の平均価格を提出しなければならない。

(iv) 各月の開始（Starts）：ベースロード容量権の購入者は、常に（1 日 24 時間、週

7 日間）当該権利からの電力を受け入れなければならないため、系列 PGC に対

しベースロード容量権の各月の Starts を指示してはならない。

イ） Gas-intermediate

(i) Gas-intermediate 容量権の 30%は、スケジュール要件及び制限に従って、権利を

有する月は 1 日 24 時間、週 7 日間、購入者に提供しなければならない。当該ブ

ロックの残りは前日用の電力又はアンシラリーサービス用の1時間前用電力とし

て計画しなければならない。

(ii) ブロックサイズ：各 gas-intermediate 容量権のサイズは 25MW とする。

(iii) 燃料価格：容量購入者がディスパッチした gas-intermediate 容量に関し系列 PGC

に支払わなければならない燃料コストは、「9,900（BTU/kWh）×gas-intermediate

容量として受け取らなければならない小 kWh×権利月の Houston Ship Channel

に関する刊行物 Inside FERC に投稿される first-of-the-month index（月初指標）」と

なる。要求される小 kWh 以上ディスパッチされた電力に関し、系列 PGC に追

加で支払われる燃料価格は、「9,900（BTU/kWh）× 小要件以上の権利によりデ

ィスパッチされた gas-intermediate 電力量（kWh）×日次ガス価格」となる。

(iv) 各月の開始（Starts）：Gas-intermediate 容量の購入者は、当該権利からの電力の

30%以上を受け入れなければならない為、系列 PGC に対し gas-intermediate 容量

権の各月の Starts を指示してはならない。

ウ） Gas-cyclic

(i) Gas-cyclic 権は、柔軟な前日用電力及びアンシラリーサービスでなければならな

い。

(ii) ブロックサイズ：各 gas-cyclic 容量権のサイズは 25MW とする。

(iii) 燃料価格：容量購入者がディスパッチした gas-cyclic 容量に関し系列 PGC に支

払わなければならない燃料コストは、「12,100（BTU/kWh」×権利下でディスパ

ッチされた gas-cyclic 電力量（kWh）×日時ガス価格」となる。

(iv) 各月の開始（Starts）と関連コスト：Gas-cyclic 容量の購入者は、委員会が採択

したスケジューリング手順により許可された gas-cyclic 容量の各権利に関し各月

の Starts の量を補うことを、売り系列 PGC に指示する権利を持つものとする。

エ） Gas-peaking

(i) Gas-peaking 権は、当日の電力及びアンシラリーサービスでなければならない。

37

(ii) ブロックサイズ：各 gas-peaking 容量権のサイズは 25MW とする。

(iii) 燃料価格：容量購入者がディスパッチした gas-peaking 容量に関し系列 PGC に

支払わなければならない燃料コストは、「14,100（BTU/kWh）×権利下でディス

パッチされた gas-peaking 電力量（kWh）×日時ガス価格」となる。

(iv) 各月の開始（Starts）と関連コスト：Gas-peaking 容量の購入者は、gas-cyclic 容

量の各権利に関し各月の Starts の回数を無限にすることを、売り系列 PGC に指示

する権利を持つものとする。

e. オークションに供される容量に関する条件

ア）第 1回オークション

2001 年 9 月 1 日の第 1 回オークションに関し、各権利の有効期間は 1 ヶ月で、次の条件

が付与される。

・当該権利の約 20％を 2 つの 1 年ストリップ（one-year strip）としてオークションし、こ

れらのストリップを一緒にオークションする（2002 年と 2003 年の 12 か月）。

・当該権利の約 30%を 1 年ストリップ（2002 年の 12 か月）としてオークションする。

・当該権利の約 20%を 2002 年の 12 か月（1 月～12 月）の各月個別にオークションする。

・当該権利の約 30％を 2002 年の初の 4 か月（1 月～4 月）の各月個別にオークション

する。

・各年 3 月、4 月、5 月、10 月及び 11 月に取引可能な権利の量の減少は、各月にオファ

ーされる権利の中に組み込まれるものとする。

イ）第 2回以降のオークション

・ 3 月 15 日のオークションでは、権利の約 30％をその年の 5 月から 8 月の各月分として

オークションする。

・ 7 月 15 日のオークションでは、権利の約 30%をその年の 9 月から 12 月の各月分として

オークションする。

・ 9 月 1 日のオークションでは、

権利の約 30%を翌年の 1 年ストリップとしてオークションする。

権利の約 20%を翌年の 12 か月の各月分を個別にオークションする。

・ 11 月 15 日のオークションでは、権利の約 30％を翌年 1 月から 4 月の各月分としてオー

クションする。

f. 入札事業体の要件

キャパシティ・オークションに参加し、入札する事業体は次の信用基準のいずれか 1 つを

満たさねばならない。

・当該事業体は、投資信用格付け（Standard and Poor’s の BBB- または Moody’s の Baa3 また

はこれらと同等の）をもつ。

38

・当該事業体が、低限必要なディスパッチの際、入札金額及び権利行使の為に権利の存続

期間中又は 3 か月のいずれか短い期間支払われる金額との合計と同等なエスクロー・デポ

ジットを提供する。

・当該事業体が、低限必要なディスパッチの際、入札金額及び権利行使の為に権利期間中

又は 3 か月のいずれか短い期間支払われる金額と同等で、権利の存続期間中取消不能の信

用状又は保証書を提供する。

・当該事業体が、投資信用格付けされている別の事業体からの保証を提供する。

・当該事業体が、系列 PGC と別の適切な取決めを実施する。但し、非差別的に行うことを条

件とする。

g. 発電設備利用権の転売に関する条件

権利の落札者は、当該権利（又はその一部）を、もともと当該権利をオークションした系

列 PGC の系列小売電気プロバイダー（REP）を除く適格な購入者に再販することができる。

当該第 3 者は、当初の落札者に要求された信用要件と同様の信用要件を満たす、あるいは、

第三者が当該の信用要件を満たさなくても当初の落札者が支払及びその他関連する義務を

保持するのであれば、その第三者に権利を譲渡することができる。

h. オープン入札価格の設定

2000 年 12 月 10 日から 60 日以内に、系列 PGC は必要に応じ、各種類の権利のオープン

入札価格の決定方法（株主資本利益を除外した上で予測された予測変動運用費に基づく）を

PUCT に届け出ることができる。オープン価格には、権利落札者が支払う燃料価格に含まれ

るコストや系列の送配電事業者が低基本配電料金（non-bypassable delivery charges）によ

り回収するコストも含まれてはならないが、燃料サービスコストやスタートアップ料金等、

燃料価格に含まれない変動コストの回収は認められる。

各当事者は、届出後 30 日以内にこの方法に対する異議申し立てを行うことができる。系

列 PGC は、オークションに出される各種類の権利に関し、PUCT が承認した手段に従って

計算されたオープン入札価格を提供することができる。系列 PGC は、オープン入札価格を

下回る価格での入札を受け入れる義務を負わないが、オープン入札価格が適合しなかった旨

を委員会に通知しなければならない。系列 PGC は、その通知の中で、低競売価格が適合

して 15％の要件を満たした権利商品について追加オークションを行うことを提案する。

39

表 1-14 米国テキサス州におけるキャパシティ・オークションの概要

項⽬概要

対象発電事業者

テキサス州において、法⼈分離するまで 40 万 kW 以上の発電設備を有していた既存

電気事業者の系列発電事業者（PGC）

（TXU 社、Reliant 社、AEP 社）

対象発電設備

上記系列発電事業者が所有し販売し得る全ての発電設備容量のうち、次の発電設

備の容量

・送電⼜は配電系統に連系する発電設備

・当該設備を所有⼜は管理する者による消費のための電⼒を発電するために使⽤

する発電設備

・送電⼜は配電系統に連系され、12 か⽉以内に運⽤する発電設備

購⼊者・投資信⽤格付け（Standard and Poorʼs の BBB- ⼜は Moodyʼs の Baa3

⼜はこれらと同等）等

オークション拠出容量

・上記対象発電設備容量（約 6,575MW）の少なくとも 15％

・ただし、3 ⽉、4 ⽉、5 ⽉、10 ⽉、11 ⽉には各権利商品に関連する発電ユニッ

トの年平均計画停電率に⽐例して、オークションへの拠出量を削減可能

オークション⽅式同時上昇記録⽅式（Simultaneous Ascending Clock Auction）

オークションに供される発電設

備利⽤権の種類

・ Baseload

・ Gas-intermediate

・ Gas- cyclic

・ Gas- peaking

ゾーン北部、南部、⻄部、ヒューストン

拠出発電容量単位 25MW

発電設備利⽤権の期間 1 か⽉、1 年、2 年

オークション実施期間

次のうち、いずれか早い時点までの期間

・カスタマーチョイス導⼊後から 60 か⽉（5 年）

・対象発電事業者の系列⼩売事業者の家庭部⾨及び⼩規模商業部⾨の顧客

離脱が 40％に達するまで

オークション実施頻度

・第 1 回オークションは 2001 年 9 ⽉ 1 ⽇以前に実施

・第 2 回以降のオークションは 2002 年 3 ⽉ 15 ⽇、2002 年 7 ⽉ 15 ⽇、2002

年 9 ⽉ 1 ⽇、2002 年 11 ⽉ 15 ⽇に完結させなければならない。2002 年以

降に⾏うオークションは、2002 年に実施するオークションと同⽉同⽇（当該⽇が

週末やバンクホリデーにあたる場合はその直後の平⽇）に実施

40

(3) オークション・ルールに関する議論

キャパシティ・オークションのルール決定に至る過程では、本ルールの対象となる

PGC(TXU 社、Reliant 社、AEP 社)、小売事業者、消費者団体等の関連ステークホルダーと

PUCT の間で、意見交換やパブリックヒアリングが実施された。下記に、オークション・ル

ールに関する議論で挙げられた主要論点と各論点に対する PUCT の判断の概要を示す。

a. オークション・ルールは、発電設備利用権の firmness を適切に反映しているか。

・ PGC に対して、ピーク月にはルールに定められる容量の 100％をオークションに供出

することを求める一方、オフピーク月（3 月、4 月、5 月、10 月、11 月）には、計画

停電の可能性を考慮し、各権利商品に関連する発電ユニットの年平均計画停電率に比

例して、オークションへの拠出量を削減する権限を PGC に付与した。

・また、強制停電に関しても、各権利商品に関連する発電ユニットの停電率に比例して、

月間の削減量が 2.0%を超えない範囲で、オークションへの拠出量を削減する権限を

PGC に付与した。

b. 燃料価格に関連する heat rate は、テキサス州全体で標準化すべきか。

・ TXU や AEP は、heat rate を標準化することにより、PGC が損益を被る恐れがあると

し、heat rate のテキサス州全体での標準化に反対の姿勢を示した。これに対し、PUCT

は、heat rate を標準化することで、発電設備利用権の取引流動性を高めることが可能

であり、また、オークション・ルールに定められた heat rate は市場を反映していると

判断した。

c. オークション・ルールに、燃料サービスコスト及びスタートアップ料金が考慮されて

いるか。それらのコストがテキサス州全体で標準化すべきか。

・燃料サービスコスト及びスタートアップ料金は heat rate の費用に含まれており、その

ようにすることでオークションを単純化できると判断した。他方で、発電設備利用権

の提供に伴い生じる費用であるとの認識から、各種類の権利のオープン入札価格に、

燃料サービスコストやスタートアップ料金の変動コストを含むことを認める条項を

追加した。

d. 事業体に対して設けられた信用要件は、卸売市場における一般的な信用要件や、以前

PUCT または ERCOT により採用された信用要件との一貫性があるか。

・オークション・ルールに定められた信用基準は、以前 PUCT により採用された信用

基準と一貫性がある。

e. Baseload/ Gas-intermediate/ Gas- cyclic などの商品のスケジューリングをよりフレ

キシブルにすべきか。

・発電アセットの性質を考慮しつつ、可能な限り商品のフレキシビリティを高めるべき

41

である。PUCT は、Reliant 社の提案を採用し、Baseload 容量権及び Gas-intermediate 容

量権の少スケジューリング量の割合を引き下げた。

f. 入札手続き、評価手法、市場清算価格の決定方法は商品価値の適正評価に十分か。

・キャパシティ・オークションの商品の評価には、複数ラウンド方式のオークションが

ふさわしいと判断した。市場操作を防ぐために、入札者がより高価格で大量の入札を

行うことを許容しないとした。

g. 電力事業者が、その発電設備を第 3 者に売却した場合、第 3 者は系列発電事業者とな

るのか。

・この論点については、個別ケースごとに解決されるべきである。

h. オークション実施に当たって、PUCT は独立した第 3 者にオークション運営を委託すべ

きか。

・オークション・ルールでは既存電気事業者の系列小売事業者のオークション参加を禁

止しており、売り手による買い手の差別的取扱いが発生する可能性は低い。そのため、

PUCT が第 3 者にオークション運営を委託する必要はない。すべての系列 PGC が共通

のプラットフォーム上でオークションを実施するのが望ましいと判断した。

(4) キャパシティ・オークションに対する新規参入者の評価

入札事業体には(2) f. に示す信用基準を満たすことが求められた。そのため、実際のオ

ークションでは、小規模パワーマーケッターや投資銀行などの卸売事業者が発電設備利用権

を売却し、それらの卸売事業者を介して新規小売事業者に転売されることが主であった。

キャパシティ・オークションの方式としては、slice of system 方式と block 方式の 2 つの

方法が検討されていた。大規模小売事業者は block 方式、卸売事業者や新規参入の小規模小

売事業者は slice of system 方式を主張したが、結果的には slice of system方式が採用され、

新規参入の小規模小売事業者にとって好ましい方式となったとの評価がある26。

26 元 ERCOT 理事コメント（2016 年 9 月ヒアリング）

42

発電所の自主売却（ストランデッド・コスト問題）

米国

(1) 発電所の自主売却とストランデッド・コスト

米国の電力自由化プロセスの開始は 1990 年代半ばに遡るが、自由化と同時に発電所売却

（Divestiture）が活発に行われた。その規模は発電容量で約 200GW にのぼり、米国全体の

発電容量の 20％を超えた。

この発電所売却の多くは民間事業者の経営判断によるものであるが、発電所売却がいわゆ

るストランデッド・コスト回収の条件とされたことが大きい27。

ストランデッド・コストは、規制料金に基づき回収を予定された費用が制度改革・規制方

針の変更により回収不能となる費用であり、既存電気事業者は、今後競争が激化する電力市

場において、ストランデッド・コストとなるおそれのある費用の回収を早期に進め、競争に

備える経営判断を行った。

もっとも、米国のストランデッド・コストに関わる事業者と規制当局の交渉には、米国法

制度面の 2 つの要因が影響している点には留意が必要である。

判例法理としての”Used and useful 原則”の存在。同原則は、電気事業規制の基本原則と

され、既に投資された電気事業資産であっても、需要家にとって有用でなくなった資産

の費用回収は規制当局の判断により認められなくなる。即ち、ストランデッド・コスト

は競争市場への移行により発生するという側面だけでなく、規制当局の裁量によって、

過剰容量という事実のみでも発生させることが可能28。

連邦憲法上の財産権保障の問題。米国では規制を巡る見解の相違の多くは司法判断に

委ねられる。競争市場への移行が進む中、電力会社は法的闘争で時間を浪費することは

致命的と判断した29。

27 テキサス州では、発電所売却によりストランデッド・コストの全額回収が認められた。また、日本では

州の規制当局による発電設備の強制売却の典型事例と紹介されることの多いカリフォルニア州においても、

正確には売却は規制当局と事業者の交渉による合意が存在した（元 CPUC 委員長ヒアリング 2016 年 9 月ヒ

アリング）。 28 元 PA PUC 委員長・スタッフヒアリング 29例えば、カリフォルニア州では電力会社は総括原価方式（cost of service）で需要家に電力供給することは、

州政府と電気事業者の間で結ばれた私契約に該当すると主張し、州政府は該当しないと主張した。この点

については、連邦高裁の判例が存在しないため、法的決着は 10 年がかりの法廷闘争となることが見込ま

れた（元 CPUC 委員長、2016 年 9 月ヒアリング）。

43

(2) ストランデッド・コスト

1）卸ストランデッド・コストと小売ストランデッド・コスト

連邦エネルギー規制委員会（FERC）は、1996 年の FERC 命令 888 にて送配電網の自由化

に際し、卸ストランデッド・コストを、「電力会社、ないし送電会社が卸顧客に対し提供す

るために負担した合法で、慎重に査定された、かつ検証可能な費用｣と定義し30、その回収

を認めた。

米国における電気事業規制は、卸市場は連邦、小売市場は州政府に管轄が分裂しているた

め、ストランデッド・コストも、卸取引から生じる卸ストランデッド・コスト、小売取引か

ら生じる小売ストランデッド・コストにわかれる。自由化に伴い発生するストランデッド・

コストの 9 割は小売ストランデッド・コストであり、卸ストランデッド・コストの議論は量

的面では役割は小さいが31、命令 888 の議論はその後の州の小売ストランデッド・コスト回

収の議論の基点となっている。

図 1-18 FERC 命令 888 が主として規律する範囲

命令 888 において示されたストランデッド・コストの算定式は、下記の通りである。

SCO＝（RSE－CMVF）×LO

SCO ：ストランデッド・コスト負担額(Stranded Cost Obligation)

RSE ：収入額の推定(Revenue Stream Estimate)

CMVE ：競争市場価値の推定(Competitive Market Value Estimate)

30 CFR§35.26(b) 31 命令 888 の規則制定の議論では、実質的観点からみて、卸ストランデッド・コストの回収を認めるべき

定量的根拠は不充分との指摘もなされた。一方、米国の潜在的なストランデッド・コストは総額 1,140 億ド

ル（内、卸ストランデッド・コストは 104 億ドル）、あるいは、今後 10 年間で 1,350 億ドルであり、天然ガ

スのオープンアクセス時の 13－14 倍の規模にあたるとのコメントも寄せられた。

なお、小売ストランデッド・コストの取り扱いは、原則として州政府の管轄となるが、州政府が州法上

その権限を持たない場合に限り、事業者は命令 888 に基づきその回収を図ることができる。

電気事業者Ｇ

離脱卸事業者

電気事業者（⼩売）

Ｇ

sale for resale

resale

※Stranded Asset

sale

送電線

最終需要家

卸ストランデッドコスト

⼩売ストランデッドコスト

発電所

44

LO ：債務負担期間（合理的想定期間)

RSE：収入額の推定

離脱する卸需要家から得られていた年間収入（離脱前 3 年間の平均値）

から送電サービス料金分を差し引いた額

CMVE：競争市場価値の推定：需要家の選択によって、以下の２つのオプションが

ある。

Option1:離脱によって解放された設備容量と発電量を販売することによ

って、電力会社が得られる平均年間収入額についての電力会社による推

定値（債務負担期間中（LO）の平均、電力会社の市場分析に基づく）

Option2:新規供給者との契約に基づく、離脱需要家の年間平均コスト

LO：義務の存続期間

離脱需要家への供給に関して電気事業者が想定できた合理的期間

収入損失法の採用自体については、賛否は拮抗したが FERC は個別資産評価法（アセッ

トバリュー評価法）を退け、収入損失法を採用している。その理由は評価のわかりやすさに

ある。

また、卸ストランデット・コストの負担は、離脱卸需要家に直接割り当てられる（解約料

金（exit fee）など）。その主な理由は下記の通りである。

原因者負担原則を犯さない。

離脱需要家以外に広くその負担を求めるとすれば、事前に卸ストランデッ

ド・コストの総額について一括して算定する必要が生じる。また、離脱需

要家が発生する毎に算定するのであれば、頻繁な送電料金改定が必要とな

る。

小売ストランデッド・コストは、送配電料金に付随して全需要家から回収されるため（後

述）、大きな相違点である。

(3) 小売ストランデッド・コスト32

1）ペンシルバニア州

a. ストランデッド・コストに関わる法的な枠組み

同州のストランデッド・コストの定義及び対象は、（定義）、§2808（競争移行料金）によ

って規定されれている。

以下の一般的な条件を満たすコストである33。

32平成 15 年度経済産業省委託調査｢米国の電力制度改革に伴うストランデッド・コスト等の状況調査報告

書｣、平成 16 年 2 月、監査法人トーマツ 33 ペンシルバニア州統一法典公益事業法§2803

45

①電力構造改革計画に起因するものであること

②発電関連費用であること

③既知の費用であること

④計測可能な費用であること

⑤旧来の規制環境下では回収可能であるが、効率的競争市場において回収不能となる費

用であること

⑥公益事業委員会によって査定された費用であること

⑦正味現在価値法で算定されること

⑧電気事業者による軽減対策（mitigation）を考慮した費用であること

法律上、具体的に下記の費用が対象とされる34。

規制環境下では回収可能な規制資産及びその他の繰延べられた資産

未積立の原子力発電施設解体費

非電気事業者とのプロジェクトの契約費用

契約解除、買収、コジェネレーション規制に関連した非電気事業者とのプロジェクト

再交渉によって発生した費用

PUC 認可のもと、競争移行料金により回収が認められる費用で、以下のもの

現存する発電設備に帰属する投資額、費用

核燃料処理費用

長期電力購入契約

現存する発電所の除却費用

その他の移行費用（従業員退職金等）

小売自由化に伴い休止した設備に関連する全ての費用

b. ストランデッド・コストの回収方法

ストランデッド・コストの回収額は各電気事業者の回収計画の申請に基づいた委員会の審

査によって定まる。

ストランデッド・コストは競争移行料金（CTC：Competitive transition charge）により回収

される。ストランデッド・コストは、電気料金算定にあたり各需要家クラス別に配賦計算を

実施する方法によって、各需要家クラスに配賦する。各クラス間またはクラス内部で配賦方

法を変更することはできない。需要家が新規のオンサイト発電事業者に契約を変更した場合

であっても、競争移行料金（CTC）を負担する必要がある35。

CTC の徴収期間は原則 9 年未満とされたが、需要家との合意、委員会の裁量によってよ

り長期間の設定も認められる36。実際に、PECO は 12 年、Allegheny Power は 10 年、PP&L

は 11 年、 GPU は 11 年の回収期間が認められている。

CTC は電力消費量（KWh）に応じて課金されるため、予想電力消費量と実際電力消費量

が乖離すると、ストランデッド・コストの回収不足や過剰回収を招くことになる。こうした

34 ペンシルバニア州統一法典公益事業法§2803 35 ペンシルバニア州統一法典公益事業法§2808 36 ペンシルバニア州統一法典公益事業法§2808

46

事態を防ぐために、電力会社は CTC による収入に関する報告書を PUC に提出しなければな

らない。この報告書は州監査当局の監査を受ける37。

適正料金を規定した order 発効後、電力会社は移行資産の証券化を決定することができる。

移行資産の証券化は、電力料金の引き下げを第一の目的としたものでなければならない。証

券化を行う場合には、公益事業委員会の認可が必要である。証券の満期は、10 年を超えて

はならない38。

移行期間中において、電力会社は、実行可能な範囲でのストランデッド・コスト削減義務

を負う。削減義務には以下のものが含まれる39。

発電関連資産に対する加速償却の実施

発電関連資産に対する新規の資本的支出を小限に留める

発電関連資産の減価償却累計額の再配分

発電関連資産の売却等による資産の削減

既存発電資産からの収益の大化

証券化

2）テキサス州

1999 年 Texas Electric Choice Act（SB7）では下記の 3 段階でストランデッド・コストの回

収を図ることとされた。

表 1-15 テキサス州におけるストランデッド・コストの回収第 1 段階

1999 年 9 月

-2001 年 12 月

小売価格を引き下げた上で凍結。PSC が設定した水準以上の利潤

は全て経済性の低い発電資産簿価の精算（buy down）に充てる。

第 2 段階

2002 年 1 月

-2004 年 12 月

第 1 段階の削減努力を踏まえ、初期的な潜在的なストランデッ

ド・コスト見積額を算定。未だストランデッド・コストがある場

合、送配電会社が課徴金として回収する。

第 3 段階

2004 年 1 月-

既存電力会社は、過去 2 段階の努力を踏まえ、終的に回収すべ

きストランデッド・コスト回収額の確定を行う（True-up）。第 1

段階、第 2 段階は潜在的ストランデッド・コストをモデルによっ

て推計したものであるのに対して、第 3 段階では実際の市場価値

にもとづき、回収額を決定する。

ストランデッド・コストの確定は True-Up Proceeding として、以下に示される５つの手法

のうちの１つ、または複数から選択可能となっている40。①～④は電気事業資産にかかわる

市場取引に基づいた市場価値として確定するものであるが、⑤は市場取引が存在しない場合

に備えて公益事業委員会が開発した評価モデルによるものである。

37 ペンシルバニア州統一法典公益事業法§2808 38 ペンシルバニア州統一法典公益事業法§2808 39 ペンシルバニア州統一法典公益事業法§2808 40 テキサス州公益事業法 Subchapter F, Sec. 39.262

47

① 資産売却

② 株式評価

③ 部分的株式評価

④ 資産交換

⑤ ECOM モデルによる算定

同州のストランデッド・コスト回収に関する経緯は下記の通りである。

初のストランデッド・コスト見積り額は、需要家にとって巨額となる見込であったた

め、議会は電力会社に対し、予想されるストランデッド・コストを緩和するために 1999

年から 2001 年の収益によって回収することを承認した。Reliant Energy HL&P (Reliant)、

TXU Electric Company (TXU)、Central Power and Light Company (CPL)の 3 社の 2001 年の

mitigation account（緩和勘定）には、それぞれ 20.97 億ドル、18.65 億ドル、5500 万ドル

という多額の残高があった41。

州法（SB 7）および委員会規則では、電力会社がストランデッド・コストの終確定

（True-Up）を行う前に、「規制資産」に関するストランデッド・コストの一部を証券化

することを許可。

電力会社がストランデッド・コスト削減に取り組み、規制資産の証券化を行う間に、ス

トランデッド・コスト見積額は大きく変化した。天然ガス価格が急騰し、電力の見積市

場価格も引き上げられたため、2001 年の ECOM モデルではストランデッド・コスト消

滅し、結果的に mitigation account は不要と評価された。これ受けて 2001 年 11 月、委員

会はこのmitigation accountの金額を無効とし、これらを納付者に返金するよう命令した。

しかし、2004 年に、再び Center Point、CPL、TNMP の 3 社は回収不能コストの終確

定（True-Up）による回収を申請した。

CTC 算出時に評価した見積ストランデッド・コストの終的な見直しとして、PUC は

2004 年 1 月に True-Up と呼ばれる終評価（見積ストランデッド・コストとの再調整）

を実施した。ストランデッド・コストの見積にあたっては ECOM モデルが利用される

が、入力値の想定により将来の予測が大きく変わるというデメリットもあるため、各社

は True-Up により終的な回収額が認可されることとなった。

2004 年の True-up においては、Center Point、CPL、TNMP が True-up プロセスを開始し

た。TXU は規制資産の回収にかかる調停（13 億ドルの回収を承認）でストランデッド・

コストは回収しないことで合意をした42。

ストランデッド・コストの回収は、下記２つの方法によった43。。

41 Public Utility Commission of Texas, January 2003, "Report to the 78th Texas Legislature, Scope of Competition in Electric Markets in Texas" 42｢発電量全体の約 3 割を占めていた TXU は、発電資産を売却しなかった。その理由としては、相対的にス

トランデッド・コストの額が小さかったこと、および 1990 年代以前に建設した石炭火力発電所のクリーン

アップ費用の負担の回避がある。後者については、1990 年代の連邦政府の法律制定以前に建設されていた

石炭火力発電所に対して、発電所売却をしなればクリーンアップをする必要がない経過措置が設けられて

いた。石炭火力発電所を保有し続ければ、クリーンアップ費用を電力料金に上乗せする必要が生じないこ

とを株主に説明し、発電所の保有継続への同意を得た｣。（元テキサス州公益事業委員会委員長、2016 年 9

月ヒアリング） 43 テキサス州公益事業法 Subchapter F, Sec. 39.252

48

競争移行料金（Competition Transition Charge）による回収

予想ストランデッド・コストの全額を、競争移行料金（Competition Transition Charge,

以下 CTC）を通じて需要家から回収する方法である。全ての小売対象需要家にストラ

ンデッド・コストが割当てられることになり、需要家は CTC を支払う必要がある。た

とえ、需要家が新規のオンサイト発電事業者に契約を変更した場合であっても、競争移

行料金を負担する。なお、規制料金（Price to beat）の内訳として CTC が含まれるとい

う整理になる。

証券化による回収

証券化とは、需要家から回収する移行料金（Transition Charges）を担保にして移行債

権を発行し、調達した資金をストランデッド・コストの回収原資に充てることである44。

ストランデッド・コストの需要家別の割り当てについては、①住宅用需要家、②需給調整

契約付きの産業用需要家、③その他の需要家、の順に額が決定される。需要家別の割当につ

いては料金原価の算定方法、および、エネルギー消費量に基づき設定されることになる45。

44移行債権は、ストランデッド・コスト回収のための競争移行料金（CTC）とは区別された移行料金（Transition

Charges）によって、利息及び元本返済原資が確保されるため、投資家にとっては安全性の高い商品である。

そのため、電力会社が通常発行する社債よりも金利を低く抑えることができる。しかし、移行債権の発行

による回収アプローチは、巨額の資金を一度に調達することになるため、ストランデッド・コストの過剰

回収につながる恐れがある。 45 テキサス州公益事業法 Subchapter F, Sec. 39.253

49

表 1-16 ペンシルバニア州、テキサス州におけるストランデッド・コストの回収の概要

ペンシルバニア州テキサス州

根拠法 1996 年の州法 HB1509 1999 年の州法 SB7「電力再編法｣

対象

正味現在価値で測定された、測定可能

な以下のような発電関連コスト

〇原価算定時に将来回収分として繰り

延べた規制資産

〇未積立の原発電解体費

〇非電気事業者とのプロジェクトの契

約費用

〇契約解除、買収、コジェネレーショ

ン規制に関連した非電気事業者との

プロジェクト再交渉によって発生し

た費用

〇PUC 認可のもと、競争移行料金によ

り回収が認められる費用で、以下の

もの

-既存発電設備に帰属する投資額、費用

-核燃料処理費用

-長期電力購入契約

-既存発電所の除却費用

-その他の移行費用（従業員退職金等）

○発電に関連する全ての資産（含む卸

買電契約）の市場価値に対する簿価

超過額

(簿価は 2001 年 12 月 31 日か、市場価

値確定時のいずれかの早い時)

算定法

〇算定方法について、法令上、特定の

方法は義務づけられていない。

〇主要電力会社である PP＆L 社と

PECO 社は資産価値評価法により算

定。

〇同評価法では、個別資産ごとに時価

と簿価の差分から計上。発電資産の

時価評価は当該資産が生み出す将来

キャッシュフローを現在価値換算。

○法令上、市場価値の算定方法は資産

売却、株式評価、資産交換、収入損

失法（ECOM モデル）のいずれかに

よる。

〇ECOM モデルは総括原価方式の収

入見積りと市場価格収入想定との

差分として算定するもの。

〇ただし、終的には大手の TXU

社はストランデッド・コスト回収を

せず、Center Point 社等は資産売却

によって確定

額

〇主要 2 社がストランデッド・コスト

として回収を認められた終額は下

記の通り。

- PECO 社 53 億ドル

- PP＆L 社 28 億ドル

〇主要各社がストランデッド・コスト

として回収を認められた終額は

下記の通り。

- Center Point 社 23 億ドル

- AEP Texas Central 社 8 億ドル

- TNMP 社 8,700 万ドル

50

ペンシルバニア州テキサス州

※ 大手事業者である TXU 社はスト

ランデッド・コスト回収を申請して

いない（別途、調停により規制料金

により 13 億$の回収）。

回収方法

○競争移行料金により、全ての需要家

から電力消費量に応じて課金。

○顧客クラス別に配賦

〇下記のいずれかにより、全需要家か

ら回収

①競争移行料金（CTC；Competition

Transition Charge）による回収

②証券化が行われた場合は、CTC と区

別された移行料金（ Transition

Charge）

期間

長 9 年間

※ただし、公益事業委員会（PUC）の

命令等により期間が変更しうる

公益事業委員会（PUC）がケースバイ

ケースで決定。

51

欧州

欧州においては、1996 年のいわゆる「第一次電力指令」(Directive 96/92 EC)により、EU

圏内の電力市場が自由化されることとなった。これに際し、1997 年の欧州委員会報告にお

いて、自由化に伴うストランデッド・コストに対する補償が国家補助の形で行われる際の

手法（対象として満たすべき要件等）を提言し、2001 年に委員会は本報告を採用した。

なお、国家補助での支援を行う際には、公正競争の維持の観点から、欧州委員会の承認

と補助額等の年次報告が求められる。

以下、イタリア、スペイン、オランダにおけるストランデッド・コスト回収の概要を示

す。

表 1-17 欧州各国におけるストランデッド・コストの回収の概要

イタリアスペインオランダ

根拠法

〇1999 年に自由化に向け

た制度を措置した政令

(1999 年政令第 79 号)

〇2000/1/26 付け産業通商

大臣令

第一次電力指令に対応す

るため制定された 1997 年

法 54 号（Ley54/97)

1998 年電気法

対象

〇欧州指令 96/92 の発効

に伴って回収が困難と

なる発電設備、及び契

約上の義務

〇ENEL が 1 欧州指令

96/92 の発効前に締結

したナイジェリアから

天然ガス輸入契約

※なお、ストランデッ

ド・コストには分類さ

れないが、1999 年政令

第79号の同じ枠組みに

て、水力・地熱発電、

原子力廃止費用、核燃

料関連費用、研究開発

費用についても課徴金

で回収

○規制料金内の固定課税

で回収予定だった発電

施設投資コスト

(原発 5 割、火力 3 割、水

力 2 割)

○国内産の石炭使用に対

する優遇措置コスト

①地域熱供給に係る長期

燃料調達契約における

毎年の燃料価格との差

分コスト

②Demkolec 社の石炭ガス

化発電施設の建設及び

運営に際しての環境技

術実証に係る経費

③長期買電契約の市場価

格との差分

④長期電力輸入契約

算定法

〇2000/1/26 付け産業通商

大臣令によって算定

方法を規定

〇個別設備毎に過去の原

価算定を査定。これを

起点とした燃料種別毎

不明

52

イタリアスペインオランダ

火力発電設備の場

合、規制料金で回収が見

込まれた固定費と市場価

格で回収可能な費用の差

（7 年間分）

の標準発電費用と想定

卸市場価格 6 ﾍﾟｾﾀ/kWh

の差額を割引率 5％で

割引

額

15 兆リラ（7750 百万ユー

ロ）

※法令上の回収上限額。

なお、1999 年時点の

ENEL の発電設備簿価

総額は 25.19 兆リラ

※1 ユーロ＝1936.27 リラ

〇発電施設投資コスト

(8664 百万€)

〇国内産の石炭使用コス

ト(1774 百万€)

※卸市場価格が 6 ﾍﾟｾﾀ

/kWh の場合、補償額も

市場価格に応じて減少

①20 億ｷﾞﾙﾀﾞｰ（9.1 億ﾕｰﾛ）

②550 百万ｷﾞﾙﾀﾞｰ（250 億

ﾕｰﾛ）

③不明

④31 億ｷﾞﾙﾀﾞ（ー14.1 億ﾕｰﾛ）

※1998 年欧州委員会への

申請時の推定額

1 ﾕｰﾛ＝2.20371 ｷﾞﾙﾀﾞｰ

回収方法

電力補償基金（CCSE）が

送配電料金に付随する課

徴金として回収し、対象

事業者に交付

送電料金と規制料金から

回収

配電事業者によって回収

され、規制機関の元で発

電事業者に交付

①送配電料金に付随する

課徴金として回収

②送配電料金に付随する


③不明

④送配電料金に付随する


期間

〇発電設備・卸電力契約

7 年

〇ナイジェリアからの天

然ガス輸入契約 10 年

〇長 10 年間

※証券化可能（1998 年末

法改正）

①地域熱供給：20 年

②発電施設の建設及び運

営コスト：2 年

③不明

④電力輸入契約の存続期

間（長の契約は 2026

年）

53

海外市場における低炭素価値の取扱

米国

連邦

(1) 米国におけるグリーン電力証書取引の動向

米国の再生可能エネルギー電力証書（Renewable Energy Certificate、以下 REC)は、主に、

RPS 制度に適合する再生可能エネルギー電源由来の電力を対象として発行され、１MWh あ

たりの環境価値を証明する証書である。太陽光発電電源由来の電力に対象を限定した SREC

など限定的な REC も存在する。

REC は、RPS 目標の遵守を目的に発行されるが（規制市場）、それ以外にも企業等の需要

家が証書を購入して、自主的な再生可能エネルギー導入目標の達成や企業の環境意識をアピ

ールするために用いられる場合（任意市場）もある。規制市場における REC は一般的に、

電力と環境価値を一緒に購入する形態（Bundled REC）が多く、RPS 遵守の証明に際しては

州内や一定地域内に由来する REC に限定されることが多い。一方、任意市場では、電力と

環境価値を一緒に購入する形態(Bundled REC)より、両者を切り離して販売する形態

（Unbundled REC）が主流となっている。

1）グリーン電力供給量の推移

図 2-1 は国立再生エネルギー研究所（National Renewable Energy Laboratory、以下 NREL）

の報告書に示されたグリーン電力供給量の推移である。2009 年までは任意市場での販売量

が規制市場での販売量を上回っていたが、RPS 達成基準の強化に伴い、2010 年以降は規制

市場での販売量が任意市場での販売量を上回っている。特に、近年建設された新規電源由来

の規制市場におけるグリーン電力は急激に増加している。なお、この任意市場データは、公

益事業者や販売業者から NREL に寄せられたデータをベースとして米国エネルギー省

（Department of Energy、以下 DOE）や REC 発行者、REC 追跡システム等の情報を加味して

NREL が推定したものとされ、全市場を完全に把握したものではないほか、規制市場の電力

量の推定についてはさらに不確実である旨、留意が必要である。

54

図 2-1 再生可能エネルギー電力における規制市場と任意市場の比較

出所）National Renewable Energy Laboratory , Status and Trends in the U.S. Voluntary Green Power Market (2013

Data), 2014 より作成

2）任意市場におけるグリーン電力供給の動向

任意市場におけるグリーン電力提供は、1990 年代より一部の電気事業者が開始した。現

在、任意市場におけるグリーン電力調達形態には、従来主流であった 3 形態（①公益電気事

業者のグリーン料金プログラム、②自由化された小売競争市場におけるグリーン電力、③分

離販売の REC 市場）に加えて、新たな調達形態（④コミュニティ・ソーラー、⑤CCA、⑥

任意 PPA 及び大規模商業需要家向けグリーン電気料金）がある。

① 公益電気事業者のグリーン料金プログラム

小売電力市場が自由化されていない地域における公益電気事業者が提供するグリーン

料金プログラムによる販売電力。グリーン料金プログラムでは、電気事業者は販売電力

に見合う REC も調達し、顧客に提供されることになる。米国では 1990 年代から提供さ

れ始めた。

② 自由化された小売競争市場におけるグリーン電力

小売電力市場が自由化されている地域で、消費者が競争市場においてグリーン電力を提

供する販売事業者を選択し、購入したグリーン電力。既存の公益電気事業者が、自社か

らの顧客離脱を防ぐため、販売電力に見合う REC を調達し、グリーン電力を販売する

ケースもある。

③ 任意かつ分離販売の REC 市場

消費者は、小売販売事業者からの物理的なグリーン電力購入が可能か否かにかかわらず、

分離販売の REC を通してグリーン電力を購入することが可能である。50 以上の販売事

業者がインターネットを通じて REC を販売しているほか、業務用／卸売顧客のみを対

55

象とする REC 販売事業者も多く存在する。

④ コミュニティ・ソーラー（自治体の太陽光プログラム）

電気事業者の顧客が大規模ソーラープロジェクトの一部を購入できるプログラムで、顧

客はシェア相当の便益を受ける。様々な形態があるが、一般的なモデルでは、REC は

RPS 遵守のため電気事業者に移転される。

⑤ CCA（Community choice aggregation）

米国では、自治体が地域の需要家を代表して、電力会社や電気の種類を選択する CCA

の制度が一部で導入されている。自治体は、地域の家庭、事業所等の需要を束ね、既存

の公益事業者の送配電サービスを受けたまま、他の小売電気事業者から電力を購入する。

2002 年のカリフォルニア州を皮切りに、現在、全米 7 州で CCA が導入されている。

⑥ 任意 PPA（電力購買契約）及び大規模商業需要家向けグリーン電力料金

多くの企業、大学等が再生可能エネルギー電力の PPA を交渉、締結しているが、規制

州では不可能なオプションである。PPA の直接交渉ではなく、大口顧客向けに特定再生

可能エネルギー発電施設からの電力販売メニューを提案する電気事業者も若干ある。

従来主流であった 3 つの調達形態の内、①②では、需要家が電力と環境価値をセットで購

入しているのに対し、③では電力と環境価値を分離して購入している。ただし、①②の場合

でも、電力小売事業者が再生可能エネルギー電源から電力と環境価値とをセットで調達して

いる場合と、環境価値のみを分離した REC を購入している場合の両方がある。

表 2-1に、以上の任意市場におけるグリーン電力調達の諸形態について、利用可能地域、

REC の帰属、顧客数の推定、推定販売量を整理した。

56

表 2-1 任意市場におけるグリーン電力調達形態の比較

支援メカニズム利用可能地

域 REC 帰属顧客数

推定販売量（2014）

公益電気事業者グ

リーン電力 40 州顧客 743,000 7,040,000 MWh

競争市場グリーン

電力 15 州顧客 1,584,000 16,250,000 MWh

分離 REC 米国全州顧客 89,000 36,047,000 MWh

コミュニティ・ソー

ラー 25 州

様々だが、現状はほ

とんど公益事業者42,000 150,000 MWh

CCA 7 州顧客 2,500,000 7,700,000 MWh

任意の PPA/大需要

家向け料金米国全州場合による 295 6,700,000 MWh

出所）National Renewable Energy Laboratory , Status and Trends in the U.S. Voluntary Green Power Market

(2014Data), 2015 より作成

表 2-2 及び図 2-2 に、任意市場におけるグリーン電力推定年間販売量を調達形態別に示

した。2014年における任意市場におけるグリーン電力小売販売量の総計は、2010年から 2014

年にかけて前年比 12%～26%の割合で増加しており、2014 年の販売量は 730 億 kWh を超え

る。これは、全米の販売電力量の約 2.0%、非水力再生可能エネルギー発電量の約 26%に相

当する規模である。また、調達形態別には、③分離販売の REC 市場におけるグリーン電

力販売量が、全グリーン電力販売量の約 49%を占める。（2014 年）

表 2-2 市場部門別に見た任意市場の推定年間販売量（10 億 kWh）市場部門 2010 2011 2012 2013 2014

公益事業者グリーン料金 5.4 5.8 6.0 6.9 7.0

前年比 3.8% 7.4% 3.4% 15% 1.4%

競争市場グリーン電力 10.4 11.0 11.6 14.5 16.2

前年比 25% 5.8% 5.5% 25% 12%

分離 REC 19.8 25.4 31.0 31.4 36.0

前年比 5.9% 28% 22% 1% 15%

コミュニティ・ソーラー 0.05 0.06 0.08 0.1 0.15

前年比 67% 20% 33% 25% 50%

CCA - - - 8.1 7.7

前年比 - - - - -4.9%

任意の PPA 3.2 3.5 4.6 5.9 6.7

前年比 23% 9.4% 31% 28% 14%

合計* 38.8 45.7 53.2 66.8 73.6

前年比 12% 18% 16% 26% 10%

注：

*合計値にはコミュニティ・ソーラーを含まない。（顧客が必ずしも REC を保有していないため。）

出所）National Renewable Energy Laboratory , Status and Trends in the U.S. Voluntary Green Power Market (2014


57

図 2-2 任意市場における販売量の区分別推移

出所）National Renewable Energy Laboratory, Status and Trends in the U.S. Voluntary Green Power Market (2014


次表に任意市場におけるグリーン電力ユーザー上位 10 社を示す。Intel、Microsoft、Apple

のような情報通信系企業や、Starbacks のような飲食業が上位にランキングされている。グ

リーン電力使用量における Bundled REC（電力・証書の一体購入）と Unbundled REC（証書

のみの購入）の内訳は示されていないが、大半は Unbundled REC と考えられる。

表 2-3 グリーン電力ユーザーTop10 (2016 年 7 月、EPA 発表)

出所）EPA ウェブサイト(2016 年 7 月 25 日発表値）

需要家名グリーン電⼒使⽤量(kWh)

電⼒使⽤量に占めるグリーン電⼒⽐率業種グリーン電⼒源

1. Intel Corporation 3,419,967,843 100% 技術・通信バイオマス、地熱、⼩⽔⼒、太陽光、⾵⼒

2. Microsoft Corporation 2,699,210,000 100% 技術・通信バイオガス、バイオマス、太陽光、⾵⼒

3. Kohl's Department Stores 1,430,381,349 109% ⼩売太陽光・⾵⼒

4. Cisco Systems, Inc. 1,085,086,742 97% 技術・通信太陽光・⾵⼒

5. Google Inc. 1,061,619,944 36% 技術・通信太陽光・⾵⼒・バイオガス

6. Starbucks 970,920,339 100% 飲⾷⾵⼒

7. City of Houston, TX 951,799,375 80% 州政府太陽光・⾵⼒

8. Apple Inc. 830,617,000 100% 技術・通信バイオガス、バイオマス、地熱、⼩⽔⼒、太陽

光、⾵⼒

9. Wal-Mart Stores, Inc. 826,343,726 4% ⼩売太陽光・⾵⼒・バイオガス

10. U.S. Department of Energy 810,030,662 15% 連邦政府バイオガス、バイオマス、⼩⽔⼒、太陽光、⾵⼒

58

3）グリーン電力証書の販売事業者・種類

表 2-4 は、米国の REC 小売事業者、小売商品、対象再生可能エネルギー、電源立地、家

庭部門価格プレミアム、認証主体を NREL がまとめたリストである。分離販売の REC 市場

において、小売事業者としては 18 社、証書ブローカー及び卸販売事業者は 96 社がリストア

ップされている。原則的に REC 販売に関する規制はないため、小売事業者は全米/複数州で

販売を行っている。

REC の販売事業者のランキング等を確認できる統計データその他の情報は確認できてい

ない。

59

表 2-4 REC 小売商品の一覧

REC 小売事業者商品名対象再生可能

エネルギー電源立地

家庭部門

価格プレミ

アム*

認証

3 Phases Renewables Green Certificates

100%バイオマス、

地熱、水力、太陽

光、風力

全米 1.2¢/kWh Green-e Energy

3Degrees National Renewable Energy Certificates

100%風力、太陽光、

地熱、低影響水力、

バイオガス、バイ

オマス

全米 0.5～

1.5¢/kWh Green-e Energy

Arcadia Power Wind Energy 100%新規風力全米 0.5～

1.5¢/kwh Green-e Energy

Bonneville Environmental Foundation

Renewable Energy Certificates

風力、低影響水力、

バイオガス、埋立

ガス、地熱、太陽

光

全米 0.8¢/kWh Green-e Energy

Carbon Solutions Group CSG CleanBuild

バイオマス、バイ

オガス、風力、太

陽光、水力

全米 0.15～

0.5¢/kWh Green-e Energy

Community Energy NewWind Energy 100%新規風力全米 2.5¢/kWh Green-e Energy

EDP Renewables US Wind 100%風力全米 0.8¢/kWh －

Green Core Electric Wind Energy 100%新規風力全米 1.0¢/kWh Green-e Energy

Mass Energy Consumers Alliance

New England WindFriends

100%新規風力ニューイン

グランド

5.0¢/kWh (contribution)

－

North American Power American Wind 100%風力全米 1.5¢/kWh Green-e Energy

NuPath Energy

NuSource1 風力、太陽光全米 1.2¢/kWh 独立サードパーテ

ィ NuSourceNY 風力、小規模水力ニューヨー

ク、全米 1.6¢/kWh

Renewable ChoiceEnergy

American Wind 100%新規風力全米 2.0¢/kWh Green-e Energy

REpowerNow Repower Credits 風力、太陽光、水

力

ウィスコン

シン 2.5¢/kWh －

Santee Cooper SC Green Power 埋立ガス、太陽光サウスカロ

ライナ 3.0¢/kWh Green-e Energy

Sky Energy, Inc. WIND-E Renewable Energy

100%風力全米 2.4¢/kWh －

SRECTrade －－－－－

Sterling Planet Sterling Wind 100%新規風力全米 1.85¢/kWh Green-e Energy

WindCurrent Chesapeake Windcurrent

100%新規風力中部大西洋

諸州 2.5¢/kWh －

注:

* 商品価格は 2015 年 1 月更新。小規模業務需要家向けプレミアムも同一の場合がある。大規模需要家はプレミア

ム交渉が可能な可能性あり

出所）Department of Energy/Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, The Green Power Network ウェ

ブサイト、 http://apps3.eere.energy.gov/greenpower/markets/certificates.shtml より作成

60

4）REC 価格動向

グリーン電力証書市場における REC の価格は、家庭及び小規模業務用需要家向けの場合、

$0.5～2.5/kWh の範囲にあるものが多い。大口産業需要家の価格は、交渉によりさらに低い

価格となる。REC 取引の多くは相対取引によるもので、価格は公表されておらず、REC 価

格の透明性は低い。一般に REC 価格に影響を与える要因としては、発電方式、運転開始年、

購入量、プログラムへの適合性、地域、規制市場か任意市場か、などが挙げられる。また、

天然ガス価格も、再生可能エネルギー電源の価格競争力に影響するため、REC 価格を左右

する要素の一つといえる。

図 2-3 は任意市場における REC 価格の推移を示したものである。プロットされている値

は、毎月の終取引価格または Bid 価格と Offer 価格の中間値である。2016 年 3 月の全米の

任意市場における REC 価格は約$0.34/MWh であった。

図 2-3 任意市場における REC 価格の推移


ブサイト,http://apps3.eere.energy.gov/greenpower/markets/certificates.shtml?page=5 より作成

任意市場における REC 価格は、規制市場における REC 価格とは異なる。任意市場にお

ける REC の買い手は、全米各地に複数の施設を所有する大企業である場合が多く、全米か

ら REC を調達することが可能である。一方、規制事業者のグリーン電力プログラムや

Bundled RECの取引業者は、それぞれの地域の電源からRECを調達することが主流である。

任意市場では、RPS 遵守に利用される REC と競合する REC、または再生可能エネルギー電

源の少ない地域から調達される REC が、プレミアム価格で販売される。例えば、2007 年か

ら 2011 年 12 月にかけて、西部の風力発電に由来する REC は、全米の REC に比較して高い

価格で取引されていた。

図 2-4 は、規制市場における REC 価格の推移、図 2-5 は、北東部諸州の規制市場におけ

任意

市場

REC

価格

（$/

MW

h）

61

る REC 価格の推移、図 2-6 はその他の諸州の規制市場における REC 価格の推移を示したも

のである。図 2-5 で示されているように、2011 年後半から北東部諸州の REC 価格は大幅に

上昇しており、メイン州を例外として、＄40～50/MWh の範囲にある。北東部諸州の遵守代

替支払金（ACP）は、概ね＄55～65/MWh の範囲にあるとされており、この水準を超えて

REC 価格が上がることはない形となる。メイン州における REC 価格の低下は、バイオマス

発電を主とする発電事業者数が増加したことによる。

他の地域（図 2-6）では、REC 価格は概ね$5 未満で推移してきたが、2013 年に入って中

部大西洋諸州（デラウェア州、メリーランド州、ニュージャージー州、ペンシルバニア州）

で＄10/MWh を超える水準まで上昇している。テキサス州の REC 価格は他州と比較して低

い水準である。近年も価格の高かった 2012 年中頃の＄2/MWh から、2015 年には

＄0.38/MWh にまで低下した。

図 2-4 規制市場における REC 価格の推移


ブサイト、http://apps3.eere.energy.gov/greenpower/markets/certificates.shtml?page=5, 2016 年 8 月 5 日よ

り作成

62

図 2-5 北東部諸州の規制市場における REC 価格の推移

出所）National Renewable Energy Laboratory, Status and Trends in the U.S. Voluntary Green Power Market

(2014Data), 2015 より作成

図 2-6 その他の諸州の規制市場における REC 価格の推移

出所）National Renewable Energy Laboratory, Status and Trends in the U.S. Voluntary Green Power Market

(2014Data),2015 より作成

図 2-7 は SREC のスポット価格の推移を示したものである。太陽光発電電源のみを対象

とする SREC は、一般の REC に比べて価格が高い。その理由としては、太陽光発電を促進

する諸州では、分散設備導入を含め太陽光に特別の規定をおく所が多く、一般 REC 市場と

は異なる需給環境が生まれていること、一般に太陽光の ACP は通常の RPS の ACP より高

い水準で設定されていることが多いことが指摘されている。太陽光の ACP は、一般に＄350

規制

市場

REC

価格

（$/

MW

h）規

制市

場RE

C価

格（

$/M

Wh）

63

～650/MWh の水準にあるとされている。

なお、SREC については、SRECTrade や FlettExchange 等のスポット市場が存在しており、

スポット価格が公表されている46。SRECTrade では月次のオークション、FlettExchange では

オンラインでの取引が行われている。両者とも対象地域は PJM 管轄州及びマサチューセッ

ツ州、オハイオ州となっており、SREC 価格推移の傾向は類似している。SREC 価格は、政

策変更により急上昇したワシントン DC 以外では 2011年頃から 2012年末にかけて低下傾向

にあったが、これは供給増によるものとされている。

ニュージャージー州の SREC 価格は、2011 年中頃の約$600/MWh から急落し、2012 年には

$100/MWh を下回る水準まで下落した。その後、価格は徐々に回復し、2016 年初頭には約

＄300/MWh の水準に回復している。ペンシルベニア州においても、ニュージャージー州ほ

ど劇的な変化ではないものの、2010 年中頃の$300/MWh から 2013 年中頃には$15/MWh にま

で SREC 価格が下落した。これは、REC の供給増によるものである。

ワシントン D.C.では、政策変更47により 2013 年中頃まで SREC 価格が上昇し、その後は$500

弱/MWh の水準で推移している。

図 2-7 規制市場における SREC 価格の推移出所）Department of Energy/Office of Energy Efficiency & Renewable Energy, The Green Power Network ウェ

ブサイト、http://apps3.eere.energy.gov/greenpower/markets/certificates.shtml?page=5 より作成

46

REC トラッキングシステムを運営する PJM-GATS でも SREC 価格データは公表されている。

47 2011 年、Council of the District of Columbia は、新規域外電源の受け入れを停止し、2023 年

までの太陽光発電比率目標を 0.4%から 2.3%に引き上げた。

64

(2) REC 発行・追跡システム

米国では、RPS の実施・監督に当たる各州等の規制当局が、REC を電子的に発行・追跡

し、REC 無効化（retirement）による RPS 遵守の証明を行う REC トラッキングシステムを

運用している。現在、全米には、図 2-8 に示す 10 の REC トラッキングシステムが存在す

る。テキサス州（ERCOT）、ネバダ州（NVTREC）、ミシガン州（MI-RECS）、ノースカロ

ライナ州（NC-RETS）では、州独自のトラッキングシステムを構築している。また、何れ

の REC トラッキングシステムにも属していなかった州48を対象として、2009 年に北米再生

可能エネルギー登録システム（NAR）が設置されている。

電気事業者は、これらのシステムを活用し、自ら保有する再生可能エネルギー電源による

発電の追跡、他の電気事業者や小売事業者、ブローカー等への REC 移転、RPS 遵守の証明

を行っている。各 REC には固有の番号が与えられ、発電日や発電施設タイプ等を含む属性

情報も追跡可能となっており、REC の無効化のダブルカウンティングを防止している。

REC トラッキングシステムの使用が規制市場で必須とされているのに対し、任意市場で

は、必ずしも必須とされてはいない。しかしながら、米国エネルギー省（DOE）や米国環

境保護庁（EPA）は、発電源や REC 無効化の管理、及びダブルカウンティング防止の観点

から、任意市場における REC トラッキングシステムの使用を推奨している。民間プログラ

ムとして REC 認証を行う Green-e を中心として、REC トラッキングステムが使用され、監

査プロセスの簡素化を可能にしている。

RPS 遵守の証明に用いられる規制市場の REC は、一般に州内または一定の地域内の発電

によるものに限定されているが、一部の州では、RPS 遵守に際して州外起源の REC の使用

が認められている。また表 2-6 に示すように、異なる REC トラッキングシステム間での

REC の輸出入に関する取引契約が結ばれている。

48 カナダの州も含む

65

図 2-8 米国の REC トラッキングシステム

出所）North American Renewables Registry ウェブサイト

http://www.narecs.com/resources/registries/

66

表 2-5 米国の REC トラッキングシステムの一覧トラッキングシステム主要地域開始年月

テキサス電力信頼度機関

(ERCOT) テキサス 2002 年 1 月

NEPOOL 発電情報システム

(NEPOOL-GIS) ニューイングランド 2002 年 7 月

PJM-発全属性追跡システム

(PJM-GATS)

デラウェア、インディアナ、イリノイ、ケンタッ

キー、メリーランド、ミシガン、ニュージャージ

ー、ノースカロライナ、オハイオ、ペンシルバニ

ア、テネシー、バージニア、ウェストバージニア、

ワシントン DC

2005 年 9 月

西部再生可能エネルギー発電情報

システム

(WREGIS)

アルバータ、アリゾナ、ブリティッシュ・コロン

ビア、バハカリフォルニア、カリフォルニア、コ

ロラド、アイダホ、モンタナ、ネブラスカ、ネバ

ダ49、ニューメキシコ、オレゴン、サウスダコタテ

キサス、ユタ、ワシントン、ワイオミング

2007 年 6 月

中西部再生可能エネルギー追跡シ

ステム

(M-RETS)

イリノイ、アイオワ、マニトバ、ミネソタ、モン

タナ、ネブラスカ、ネバダ、ニューメキシコ、オ

レゴン、テキサス、ユタ、ワシントン、ワイオミ

ング

2007 年 7 月

北米再生可能エネルギーレジスト

リ

(NAR)

地域市場でカバーされていない州 2009 年 2 月

ミシガン再生可能エネルギー認証

システム

(MIRECS)

ミシガン 2009 年 10 月

ネバダ再生可能エネルギークレジ

ット追跡

(NVTREC)

ネバダ 2007/2008 年

ノースカロライナ再生可能エネル

ギー追跡システム

(NC- RETS)

ノースカロライナ 2010 年

ニューヨーク州エネルギー研究開

発局（NYSERSA）ニューヨーク 2016 年 4 月


ブサイト

http://apps3.eere.energy.gov/greenpower/markets/certificates.shtml?page=5 より作成

49 ネバダ州では、WREGIS と NVTREC の両者が使用されている。

67

表 2-6 REC トラッキングシステム間の輸出入に関する契約 REC 輸出 REC 輸入

北米再生可能エネルギーレジストリ（NAR）ミシガン再生可能エネルギー認証システム(MIRECS)

北米再生可能エネルギーレジストリ（NAR）中西部再生可能エネルギー追跡システム(M-RETS)

北米再生可能エネルギーレジストリ（NAR）ノースカロライナ再生可能エネルギー追跡システム

(NC- RETS)

ノースカロライナ再生可能エネルギー追跡システム

(NC- RETS) 北米再生可能エネルギーレジストリ（NAR）

ミシガン再生可能エネルギー認証システム(MIRECS) 中西部再生可能エネルギー追跡システム(M-RETS)

ミシガン再生可能エネルギー認証システム(MIRECS) 北米再生可能エネルギーレジストリ（NAR）

中西部再生可能エネルギー追跡システム(M-RETS) ミシガン再生可能エネルギー認証システム(MIRECS)

中西部再生可能エネルギー追跡システム(M-RETS) 北米再生可能エネルギーレジストリ（NAR）

中西部再生可能エネルギー追跡システム(M-RETS) ノースカロライナ再生可能エネルギー追跡システム

(NC- RETS)

PJM-発全属性追跡システム(PJM- GATS) ミシガン再生可能エネルギー認証システム(MIRECS)

PJM-発全属性追跡システム(PJM- GATS) ノースカロライナ再生可能エネルギー追跡システム

(NC- RETS)

西部再生可能エネルギー発電情報システム（WREGIS) 北米再生可能エネルギーレジストリ（NAR）

西部再生可能エネルギー発電情報システム（WREGIS)ノースカロライナ再生可能エネルギー追跡システム

(NC- RETS)

テキサス電力信頼度機関(ERCOT) ノースカロライナ再生可能エネルギー追跡システム

(NC- RETS)

出所）North American Renewables Registry ウェブサイト

http://www.narecs.com/resources/registries/ より作成

(3) 証書認証制度(Green-e)

1）Green-e プログラムの概要

米国における代表的なグリーン電力証書認証プログラムは、非営利団体 Center for

Resource Solutions (CRS)が運営する Green-e である。これは、一定の基準を満たす再生可能

エネルギー電力商品を認証（certify）、検証（verify）するものであり、元々は小売競争市場

におけるグリーン電力商品の認証を中心に行っていたが、近年は REC 商品の認証が急速に

成長しており、Green-e エネルギープログラムの 8 割以上を占めている。

Green-e プログラムの基準及び基本的な準拠文書としては以下のものが存在する。REC を

始めとするグリーン電力の認証基準、Green-e 認証商品の販売事業者等の守るべき規範、

Green-e 認証商品に使用が許される Green-e マークの使用基準等が定められている。

Green-e Energy National Standard (Green-e エネルギー全米基準)

Green-e Energy Participant Handbook（Green-e エネルギー参加者ハンドブック）

Green-e Energy Code of Conduct (Green-e エネルギー行動規範)

Green-e Logo Use Guidelines (Green-e ロゴ使用ガイドライン)

Guidelines for Use of Green-e Marks by Renewable Energy Purchasers(再生可能エネルギ

ー購入者による Green-e マークの使用ガイドライン)

Green-e によるグリーン電力商品の認証は、Green-e エネルギー全米基準に従って行われる。

68

Green-e エネルギーの全再生可能エネルギー商品の適合基準を定義しており、CRS が招集す

る諮問委員会における検討により策定されている。同基準では、以下のような基準が定め

られている。

表 2-7 Green-e 認証基準

項目内容

電源再生可能エネルギー電源から発電された電力を用いた商品に対して発行

されるが、電源は各技術別の定義に加え、「新規電源」からの発電である

ことが必要とされており、14 年前以降に運転を開始（又は再開）したプ

ラントのみが適格とされる。（例：2016 年発電分は 2002 年運用開始以降

の電源が適格）

発電所内電力は認証対象の電力としては認めない。

電力貯蔵は再生可能エネルギー電力拡大に大きく貢献はするが、再生可

能エネルギーではないので対象としない

混焼バイオマスなど非再生可能エネルギーを含む発電には、別途排出基

準要件を設定

再エネ電源比

率

家庭用需要家向けに「グリーン電力商品」を販売する場合、その商品は

下記の条件を満たす必要がある

- 州の RPS 遵守目標値(%)よりも少なくとも 25%多く再生可能エネル

ギーを含有すること

- 再エネが 50%以下のグリーン電力商品を販売する場合、併せて再エ

ネ比率 100%の商品も販売すること

非家庭用需要家向けのグリーン電力商品に、再エネ比率の条件は加えな

い（他方、Green-e ロゴを使いたい企業への制約条件については別途参照）

グリーン電力商品に非再エネ電源を組み込んでも良いが、その電源の

kWh あたり CO2 排出量、NOx 排出量、SOx 排出量は、当該州・地域の平

均値を上回ってはならない。

対象年（ビンテ

ージ）

認証商品の対象年（ビンテージ）は、商品販売暦年の 6 ヶ月前から翌年 3

ヶ月後までに発電された再生可能エネルギー電力を含んで良い

証書の価値 Green-e で認証する再生可能エネルギー証書は、CO2 を含む温暖化ガス排

出削減効果も属性として含む。一方、他の大気汚染物質削減効果は属性

に含む必要はない。

ダブルカウン

ティング

ダブルカウンティングは認められない（以下のような事例を禁止項目として例

示）

- 一つの REC を複数の事業者に販売

- 一つの REC を複数の事業者が利用

- RPS 目標遵守のための用いた REC を、任意を Green-e 認証グリーン電力

商品にも用いること

需要家サイト

の小型電源

屋根置き太陽光発電など、需要家サイド(behind-the-meter)に設置された電

源のうち 10kW 以下のものは計量不要。事前に CRS が認めた方法で保守

的に推定。

10kW 超の電源は、メーター設置のうえ計量する必要あり

出所）Green-e Energy National Standard Version 2.8 (2016)より作成

69

2）Green-e ロゴ

Green-e 認証を受けた REC などのグリーン電力商品は、Green-e エネルギーのロゴ、

「Green-e 認証済」の様々なバージョンのロゴを使用することが可能となる。これらロゴの

使用は、Green-e 認証及びロゴ使用契約書により認められているもので、Green-e 認証を取得

した商品の販売などに際してロゴを使用することができる。具体的なロゴ使用の基準は、

Green-e ロゴ使用ガイドラインに規定されている。

図 2-9 Green-e 認証により使用可能なロゴ

出所）CRS Green-e ウェブサイト, http://www.green-e.org/

Green-e プログラムでは、認証を受けた商品の購入者がロゴ等を使用する際にも費用が必

要となる。Green-e 認証の REC を購入した需要家は、それのみを以て Green-e のロゴを使用

したり、Green-e 認証グリーン電力の使用を主張したりすることはできない。ロゴ等の使用

には Green-e マーケットプレイスへの参加が必要とされている。

Green-e マーケットプレイスに参加するには、所定以上の Green-e 認証商品を購入し、ロ

ゴ使用合意書及び付属の諸要件に合意した上で、Green-e 規定の諸条件に適合する旨の証書

を CRS に提出し、所定の料金を支払う必要がある。通常のロゴ使用、Green-e 認証商品の使

用を表明するために必要とされる低購入量は次表のとおり定められている。

表 2-8 Green-e Market Place 参加の数量要件

会社／施設の年間電力使用量再生可能エネルギー電力の低購入（発電）量

1 億 kWh 超 20%

1,000 万 kWh 超、1 億 kWh 以下 30%

100 万 kWh 超、1,000 万 kWh 以下 60%

100 万 kWh 以下 100%

出所）CRS Green-e ウェブサイト, http://www.green-e.org/より作成

70

3）認証手続き

Green-e プログラムへの適合を確認する認証手続は、年次の検証（verification）と年 2 回

のマーケティング遵守レビューという 2 つの柱から成っている。

先ず、Green-e プログラムによる REC の認証を受けるためには、Green-e エネルギープロ

グラムに参加するための契約書の締結が必要となる。Green-e 認証を希望する者は、Green-e

認証・ロゴ使用契約書及び認証申請書や行動規範等の附則を記入・署名した上で、所定の料

金とともに CRS に提出する。これら契約書等の様式は、Green-e ウェブサイトに掲載されて

おり、オンラインで入手が可能である。

Green-e プログラム参加希望者による申請書等について CRS における審査が終了し、契約

が承認された時点から、申請者は行動規範に規定された年次検証要件の遵守、年 2 回のマー

ケティング遵守レビュー、年間基本料金の支払等が必要となる。なお、契約締結直後の

Green-e プログラムの要件遵守の確認は、年次検証やマーケティング遵守レビューを待たず、

申請後 3 ヶ月を目途に実施される。

a. 検証プロセス監査

検証プロセス監査（Verification Process Audit）は、Green-e 認証の再生可能エネルギー商品

の提供者に対し、毎年第三者による再生可能エネルギー売買の検証監査を行うことを義務付

けるものである。検証プロセス監査は、CRS が設計し、独立の公認会計法人によって行わ

れる。監査では、契約書、請求書、その他下記事項を証明する書類の検査が行われる。

事業者が、各商品に要求される種類の再生可能エネルギー電力又は REC を十分な

量購入したか

電力／REC は Green-e 全米基準に定義される適格再生可能エネルギー発電者から

購入されたか

顧客に提供された年間の商品内容ラベルが正確か

原子力発電電力を購入していないか

事業者が購入及び売却した電力／REC は 1 人以上の顧客に販売されていないか

マイナスの市場訴求に繋がる燃料源からの電力／REC を購入していないか

商品の非再生可能エネルギー相当分の電力はGreen-e全米基準の排出要件を満たし

ているか

なお、過去の調査で三菱総研が CRS 担当者にインタビューしたところ、検証に際しては、

契約書類や請求書等をチェックするプロセスであり、基本的には現場に訪問することは無い

とのことである。

この検証プロセス監査のための資料は、ウェブベースの検証ツールで提出され、監査され

る。監査用のウェブページは、プログラム参加者用と監査人用のページが別々に用意されて

いる。また、監査に際しては、事業者及び発電者の証明書も提出が必要となる。Green-e ウ

ェブサイトには、REC の種類・環境に応じて必要とされる事業者や発電者の証明書様式が

以下のように掲載されている。

追跡システム内の発電施設

追跡システム内で Green-e 適合を自動的に認識する場合（発電者）

個々の REC 販売について証言する場合（発電者／卸売事業者／小規模発電者）

71

追跡システム外の発電施設

個々の REC 販売について証言する場合（発電者／卸売事業者／小規模発電者）

なお、Green-e ウェブサイトでは、REC 追跡システムに登録され、既に証明書を提出済で、

Green-e スタッフから Green-e 全米基準への適合を確認された発電施設のリストが掲載され

ている。また、Green-e ウェブサイトでは、過去に少なくとも 1 度は Green-e の検証プロセ

ス監査を正常に完了した経験を有する 14 の監査法人について、連絡先情報等が掲載されて

いる。

CRS 担当者によれば、監査法人による検証が終了した後、CRS による確認も実施されて

おり、学生インターンを活用して 2 ヵ月程度（認証量が多い年はそれ以上の期間）かかると

のことである。

b. マーケティング遵守レビュー

マーケティング遵守レビューは、Green-e エネルギーのスタッフにより行われるもので、

再生可能エネルギーオプションを提供する電気事業者や販売事業者がGreen-eエネルギーの

行動規範・顧客開示要件を遵守していることを確認する。

マーケティング遵守レビューは、毎年 2 回、2 月と 8 月に行われ、販売事業者が Green-e

認証された商品について虚偽あるいは誤解しやすい主張をしていないか、顧客に対して価格

／電力／契約の開示を標準様式に従って行っているかを確認する。マーケティング遵守レビ

ューにおける確認事項の詳細は行動規範・顧客開示要件に規定されている。

マーケティング遵守レビューの主な目的は、二重主張（Double Claiming）の回避であり、

二重主張とは以下の 2 通りがあり得ると CRS 担当者は述べていた。

REC 調達量と販売量とのバランスがとれていない（単一 REC を複数用途に使用）

REC 調達量と販売量とのバランスはとれているが、REC を他者に売却したにも関わ

らず、ウェブサイト等において「自社が供給している電力はグリーンである」と主張

している

4）諸施策との関係

a. RPS

Green-e 全米基準では、REC など「Green-e エネルギーにおける認証は州や連邦の RPS 要

件その他の義務を上回る適格再生可能エネルギー発電で構成されなければならない」と規定

しており、任意市場と規制市場間のダブルカウントを含め、ダブルカウントに繋がる REC

等の販売は認証しないことを明確にしている。プログラム参加者の RPS 義務等の不遵守が

発覚した場合には、Green-e 認証は取り消される。

RPS など州等による義務的な遵守プログラムとの関係では、以下のような状況では

Green-e 認証は認められないことが明示されている。

REC の起源となる REC／電力が同時に州等の規制適合に使用されている

REC 等が州等の規制で義務付けられた施設から生成されている

REC 等に関連付けられた設備容量（MW）又は発電施設が遵守のために使用されて

72

いる（RPS 等への遵守決定のために REC が必要とされない場合を含む）

b. FIT

Green-e 全米基準では、FIT 電源について特段の記載はない。一方、税控除などの資金イ

ンセンティブを受けた発電設備については、それが明示的に RPS 制度の義務履行に用いら

れない限りは、Green-e 認証に用いてよいとされている。

FIT は RPS のように量的な義務付けを行うものではなく、発電施設への金銭的インセン

ティブの一種と言えるものであり、前述の通り、金銭インセンティブを受けた発電施設から

の REC 等は Green-e 認証を受けることが可能なことから、FIT プログラム自体は基本的には

Green-e の認証を妨げないものと考えられる。

ただし、カリフォルニア州では、FIT プログラムは、RPS の達成を支援するための小規模

分散電源向けの調達価格設定制度との位置づけであり、FIT による再生可能エネルギー電力

の供給はすべて RPS 遵守のために使用される。従って、前項で示したように RPS 遵守との

重複は認められないことから、Green-e 認証の対象からは外れていると考えられる。

c. 排出権取引との関係

Green-e 全米基準では、法的強制力のある排出権取引プログラムの下での遵守義務者が保

有する再生可能エネルギー電源は原則として Green-e 認証を受けられない。前述の通り、証

書の価値には CO2 削減量も含むため、CO2 価値分が分離して取引される状況を想定してい

ない。

しかし、ダブルカウント回避が担保されることを Green-e が認めた場合にのみ、ケースバ

イケースで認証され得ることを定めている。

カリフォルニア州の場合、2006 年に制定された州法 AB32 により 2012 年 1 月から排出権

取引プログラムが開始され、実際の規制も 2013 年 1 月からスタートしている。その中で、

政策目標（義務）を超えた任意の再生可能エネルギー利用への取組を併存させるために、カ

リフォルニア州の排出総量の 0.25-0.5%分を、任意の取組に割り当てる VREP (Voluntary

Renewable Energy Program）を導入している。VREP とは、任意市場におけるグリーン電力

の購入者が購入電力に係る排出権を無効化できる制度であり、これにより任意市場参加者が

排出権取引プログラムの中で GHG 削減を図ることが可能となっている。

73

表 2-9 VREP での排出枠

出所）California Resources Board

カリフォルニア州については、上記 VREP との整合のため、Green-e 全米基準では、2013

年 1 月以降に供給される Green-e 認証グリーン電力（REC 含む）を対象として、以下の規定

が行われている。

VREP 適格の施設（カリフォルニア州内立地又は直接給電の施設）

- 再生可能エネルギー電力は、VREP プログラムに留保（set aside）された排出権が

当該電力分について無効化された場合のみ、Green-e 認証が可能

- 発電施設の運開が 2005 年 7 月 1 日以降であること

- 発電源は Green-e エネルギー及び VREP の両方の基準に適合すること

≪主な参考文献≫

・ DOE/EERE, The Green Power Network ウェブサイト

（http://apps3.eere.energy.gov/greenpower/markets/index.shtml）

・ NREL「Status and Trends in the U.S. Voluntary Green Power Market (2014Data)」, 2015



・ Green-e Energy National Standard (Green-e エネルギー全米基準)

・ Green-e Energy Participant Handbook（Green-e エネルギー参加者ハンドブック）

74

カリフォルニア州（CAISO 地域）

(1) 証書利用制度概要

1）再エネ電力利用義務

図 2-10 は、カリフォルニア州の電気事業者の供給区域を示したものである。同州の多く

の地域は 3 大民間電力会社（IOU：Investor-owned Utilities）のパシフィックガス＆エレクト

リック（PG&E）、サウスカリフォルニア・エジソン（SCE）、サンディエゴガス＆エレクト

リック（SDG&E）の供給区域となっている。しかし、3 大 IOU 以外の事業者も多く、その

ほとんどは公営電力会社（POU：Privately-owned Utilities）である。

また、図 2-11 は、カリフォルニア州の系統運用事業者の制御区域を示したものである。

カリフォルニア州では 1990年代の電力自由化／電気事業規制緩和により IOUの発送電分離

が進められ、California ISO（CAISO）が設立されたが、一部の電気事業者区域における系統

運用は CAISO とは別の系統運用会社により行われている。

図 2-10 カリフォルニア州の電気事業者供給区域（左：IOU 右：POU）

出所）CEC 提供

75

図 2-11 カリフォルニア州の系統運用者と系統管理区域

出所）CEC 提供

カリフォルニア州における RPS は、カリフォルニア州エネルギー委員会（CEC： California

Energy Commission ）とカリフォルニア州公益事業委員会（CPUC：California Public Utilities

Commission ）の協力のもと、実施されている。

カリフォルニア州では、2002 年の州法 SB1078 により RPS が導入され、2017 年に CPUC

の規制する電力小売事業者を適用対象として、20%という再生可能エネルギー電力比率の目

標が設定された。その後 RPS プログラムは強化・拡充され、2011 年 4 月に制定された州法

SBX1-2 では POU、IOU、電力サービスプロバイダー、コミュニティーチョイスアグリゲー

ターを含むすべての電気小売事業者に対して、2020 年までに 33%という全米一の再生可能

エネルギー電力比率目標が設定された。また、2015 年に制定された SB500 では、すべての

電気小売事業者を適用対象として、2024 年までに 40％、2027 年までに 45％、2030 年ま

でに 50％の水準に、再生可能エネルギー電力比率目標が定められた。

カリフォルニア州における RPS 遵守基準は、CEC の発行する Renewable Portfolio Standard

76

Eligibility Guidebook に詳細が規定されている。

RPS の対象となる再エネ電源燃料種は以下の通りである。

バイオマス（固体、液体、ガス）

地熱

小規模水力 (<30 MW)

太陽光(PV または太陽熱)

風力

潮流、海洋熱、波

図 2-12 に、2005 年から 2014 年にかけての、カリフォルニア州における 3 大 IOU の再生

可能エネルギー電力比率の推移、および RPS 遵守に要した費用の推移を示す。2014 年にお

ける 3 大 IOU の再生可能エネルギー電力比率はそれぞれ以下の通りである。3 大 IOU 合計

での再生可能エネルギー電力比率は、約 26.6%である。

パシフィックガス＆エレクトリック（PG&E）社：約 28.0%

サウスカリフォルニア・エジソン（SCE）社：約 23.2%

サンディエゴガス＆エレクトリック（SDG&E）社：約 31.6%

図 2-12 3 大 IOU の RPS 再生可能エネルギー―電力比率およびコスト情報（2005-2014）

出所）CPUC, Biennial RPS Program Update In Compliance with Public Utilities Code Section 913.6, 2016

2）再エネ電力調達の枠組み

カリフォルニア州で利用可能なグリーン電力小売商品として EERE の Green Power

77

Network にリストされているものは、ほとんどがグリーン料金プログラム及び全米展開の

REC 商品となっている。表 2-10 は、同サイトに掲載されたカリフォルニア州で利用可能な

グリーン料金プログラムを示したものだが、そのほとんどが公営電力により提供されている

ものとなっている。それ以外の特にカリフォルニア州向けのグリーン電力商品としては、カ

ナダの Just Energy 社がリストされている。

表 2-10 カリフォルニア州におけるグリーン料金プログラム

販売事業者商品名再生可能エネ

ルギー技術開始プレミアム

Alameda Municipal Power Alameda Green 風力、太陽光 2012 1.5¢/kWh

Anaheim Public Utilities Sun Power for the Schools

太陽光 2002 分担金

Anaheim Public Utilities Green Power for the Grid

種々の再生可

能エネルギー 2002 2.0¢/kWh

Los Angeles Department of Water and PowerGreen Power for a Green LA

風力、埋立ガス 1999 3.0¢/kWh

Marin Energy Authority

Light Green 25% 再生可能

エネルギー 2008 0.0¢/kWh

Deep Green 100%再生可能

エネルギー 2010 1.0¢/kWh

Local Sol 100%地域太陽

光 2014 6.0¢/kWh

PacifiCorp: Pacific Power Blue Sky Block 風力 2000 1.95¢/kWh

Pasadena Water & Power Green Power 風力 2003 2.5¢/kWh

Roseville Electric Green Roseville 風力、太陽光 2005 1.5¢/kWh

Sacramento Municipal Utility District Greenergy 風力、太陽光、

埋立ガス、水力 1997

1.0¢/kWhか

$6/月

Sacramento Municipal Utility District SolarShares 太陽光 2007 5.0¢kWh か

$30/月

Silicon Valley Power / 3Degrees Santa Clara Green Power

風力、太陽光 2004 1.5¢/kWh

Sonoma Clean Power Clean Start バイオマス、地

熱、風力 2014 0.0¢/kWh

Sonoma Clean Power Evergreen 100%地熱 2014 3.5¢/kWh

Southern California Edison Green Rate 50% or 100%

地域太陽光 2015 3.5¢/kWh

出所）DOE/EERE, Renewable Energy Certificates Products. Green Power Network ウェブサイト,

http://apps3.eere.energy.gov/greenpower/index.shtml, 2016 年 9 月 20 日より作成

3）REC の位置づけ

カリフォルニア州の RPS では、プログラムの遵守が認められるためには再生可能エネル

78

ギー電源が CEC により RPS プログラムへの適合を認証されていることが必要とされてい

る。その上で、RPS 遵守の適合確認は REC 追跡システムである WECC（西部電力調整協議

会：Western Electricity Coordinating Council）の WREGIS（西部再生可能エネルギー発電情報

システム：Western Renewable Energy Generation Information System）の証書を利用すること

とされており、2008 年 1 月以降は、IOU、POU 及び小売事業者などが RPS プログラムへの

認証を得るためには、WREGIS に電源登録を行うことが必要とされている。しかし、

WREGIS の REC であっても CEC による RPS 適合性が確認されていないものは原則として

RPS 遵守には使用できない。

米国の多くの州では、REC は電力と一体（Bundled REC）か電力と分離（Unbundled REC、

TREC）に関わらず RPS 遵守に使用可能である。一方、カリフォルニアの CEC の RPS 適合

基準では、REC は電力と一緒の調達が原則とされており、電力と分離された TREC の適用

は制限されてきた。しかし、2011 年 1 月に下記のような CPUC 決定50が出され、CPUC 規

則上は下記の条件下で TREC の適用が認められることとなった。

2008 年 1 月以降に発電された RPS 適合電力と関連づけられていること

WREGIS で追跡可能であること

WREGIS での TREC 保持が発電時から 3 年以内であること

WREGIS において RPS 遵守のために無効化された REC は将来の RPS 遵守に向けて

バンキングが可能

電力小売事業者（LSE）は RPS 適合発電者と RPS 遵守を指定する形での TREC 契約

が可能だが、それ以外のケースでは TREC 契約を紐付けすることはできない

REC のみの契約は RPS の年間目標達成の不足分補填のために使用可能だが、年間の

TREC 総量が所定の TREC 使用制限を上回ってはいけない

3 大 IOU の TREC 使用は暫定的に 25%を上限とする（2013 年末まで）

50$の暫定制限値を上回る価格の TREC は RPS 遵守の目的には使用できない（2013

年末まで）

3 大 IOU による REC のみの契約は委員会承認を条件とする

しかしながら、2011 年 4 月に州法 SBX1-2 が制定され、RPS 遵守のために適用可能な再

生可能エネルギー電力及び REC について、表 2-11 に示した 3 つのポートフォリオ・コ

ンテント・カテゴリー（PCC）の分類で条件が規定された。PCC-1 は、PRS 適格発電施設

からの電力および REC の調達、PCC-2 は、購入者に直接給電されないが、代替電力を持っ

50 2011 年 1 月 13 日 Decision 11-01-025（08-08-028、10-03-021 を修正）

79

て給電される電力および REC の調達、PCC-3 は、電力と分離された REC のみの調達また

は PCC-1 若しくは PCC-2 の条件を満たさない REC の調達である。PCC-1 と PCC-3 には、

RPSの3段階の実施フェーズにおいてそれぞれ許容される構成比限度が設定されている（表

2-11、図 2-13 参照）。電力と分離された TREC は、無条件に PCC-3 に分類され、2014 年か

らはRPS遵守量の 15%、2017年からは 10%までしか適用は認められない旨定められており、

TREC の使用が大きく制限されている。

なお、小規模家庭設置ソーラー等における REC を販売する場合は、分離 REC となるた

め、州内のRPS適格発電施設からのRECではあるものの、PCC-3に分類されることになる。

カリフォルニア州でも分離販売の REC を RPS や FIT プログラムにおいて認めるべきと

の主張があったが、CPUC は信頼できる追跡システムがない中では困難としており [CEC,

September 2008]、RPS における TREC の使用は WREGIS 開発が前提とされていたと考えら

れる。

表 2-11 RPS 遵守における REC の取扱い（ポートフォリオ・コンテンツ・カテゴリー） PCC カテゴリー定義 RPS 遵守のための制限

カテゴリー1：

カリフォルニア系統運用

者（CBA）に他電源からの

代替電力無しに給電され

る電力及び REC の調達

CBA 内の送電／配電網に直接接続されている RPS

適格施設からの電力及び REC；

又は

CBA に直接接続されていないが、他電源からの代

替電力無しにCBAに給電されるRPS適格施設から

の電力及び REC；又は

CBA の給電指令により調達される電力及び REC

（dynamic transfer）

2011～2013 年 ≧ 50%

2014～2016 年 ≧ 65%

2017～2020 年 ≧ 75%

カテゴリー2：

他電源からの代替電力無

しには CBA に給電できな

い電力及び REC の調達

購入者は電力とRECをRPS適格施設から同時に購

入し、その電力が既に他者への提供は約されてお

らず、その電力を発電者に売り戻すことがない；

再生可能エネルギー発電電力は、RPS 発電電力と

同暦年内にCBA内に給電される代替電力を以て常

時（firm）かつ整形（shape）されている；及び

代替電力は購入者に対し増分の電力供給となる

カテゴリー3：

電力と分離された REC の

み、又はカテゴリー1 若し

くは 2 の条件を満たさな

い REC

元は RPS 適合発電施設からの発電と関連づいてい

た分離販売 REC（=電力調達は無い）

カテゴリー 1&2 に適合しない分離販売 REC

（Unbundled REC）

2011～2013 年 ≦ 25%

2014～2016 年 ≦ 15%

2017～2020 年 ≦ 10%

出所）CPUC (California Public Utilities Commission)ウェブサイト, http://www.cpuc.ca.gov/PUC/energy/ より作

成

80

図 2-13 RPS 遵守におけるカテゴリー別の REC 使用制限

出所）CPUC ウェブサイト, http://www.cpuc.ca.gov/PUC/energy/ より作成

(2) WREGIS

1）WREGIS の概要

西部再生可能エネルギー発電情報システム（WREGIS）は、西部電力調整協議会（WECC）

地域における再生可能エネルギー電力の独立の追跡システムである。同システムは、登録さ

れた発電ユニットの再生可能エネルギー電力を追跡し、REC を発行している。WECC 地域

の西部 11 州及びカナダの 2 州における 400 以上のステークホルダーが参加した委員会やワ

ークショップ等を通じて、開発された。

WREGIS の目的には、政策的中立性を確保すること、独立で検証可能かつ信頼性のおけ

るデータを使用すること、州・地域や任意市場における政策およびプログラムの遵守の証明

を簡易化すること、ダブルカウンティングを防止し需要家の信頼性を改善すること、REC

の商業取引を簡易化すること、等が挙げられている。

WREGIS は、州等の規制プログラムや任意市場のプログラムへの遵守の証明に使用でき

るよう REC の発行、登録、追跡を行うシステムとして設計されている。REC は、1MWh の

再生可能エネルギー電力に対して発行され、発行後はアカウント内外への移転、規制／任意

市場プログラム遵守のための無効化、他システムへの輸出等が可能となる。WREGIS の REC

は、発電ユニットに関する静的情報と動的情報（発電量など）の両者を含み、報告された発

電とその属性の電子的記録である。

WREGIS には、発電ユニット等のアカウント保有者、適格報告者（Qualified Reporting

Entities :QRE）、プログラム管理者（州／自治体／民間プログラム等）がシステムユーザー

として登録を行う。各ユーザーの主な役割は以下に示すとおりである。また図 2-14 は

WREGIS ユーザーのコア機能を示している。

81

アカウント保有者（発電事業者、ブローカー、小売事業者、マーケター、トレーダー、

卸売事業者、LSE など REC の売買を行うあらゆる主体）

アカウント及び発電ユニットの登録と管理

サブアカウントの管理

集約された発電ユニット及び燃料種別の配分

自己申告の発電データ入力

発電データの承認

REC の移転及び管理

適格報告者：QRE（系統運用者など）

発電データの報告

報告組織アカウントの管理

プログラム管理者（州/自治体/民間プログラム）

発電ユニットのプログラム適格性の検証

プログラム適格性要件の更新

遵守のモニタリング

プログラム管理者アカウントの管理

WREGIS 管理者

アカウント及び発電ユニット登録の承認

ログイン・パスワード管理

ユーザーによる WREGIS 運用プロセスの遵守

REC 発行サイクルと移転取引のモニタリング

アカウント保有者への請求

システム能力の管理

第 1 段階のヘルプデスク

82

図 2-14 WREGIS ユーザーのコア機能

出所）WERGIS, WREGIS System User Training, 2016 より作成

WREGIS への登録者、登録された発電ユニットの数は、表 2-12 及び表 2-13 に示すとお

りとなっている。

表 2-12 WREGIS への登録状況

アカウント保有者タイプ 2010/1/10

時点

2011/9/30

時点

2016/9/20

現在

州又は任意プログラム管理者 8 9 12

適格報告者（QRE） 50 60 80

その他アカウント保有者（ブローカ

ー、マーケター、アグリゲーター、

小売事業者等）

302 400

628

合計 360 469 721*

*2016 年 9 月の数字は、WREGIS アカウント登録者データベースにより、合計アカウント

数 721 から州または任意プログラム管理者と適格報告者（QRE）のアカウント数を差し引

いた数字

出所）WECC/WREGIS ウェブサイト, https://www.wecc.biz/WREGIS/Pages/Default.aspx、WERGIS「WREGIS

Annual Report 2011」, 2012 より作成

83

表 2-13 WREGIS 登録発電ユニット（2016/10/5 時点）

区分（燃料種別）登録発電

ユニット数

設備容量

（MW）

Alternate Use 83 6240.6

BBL 18 405.6

Biogas 281 10379.1

Biomass 91 1940.7

Coal 4 59.4

DGM 1 0.0

Diesel 5 292.2

Geothermal Energy 95 3223.0

Hydroelectric Water 672 16536.0

LHN 97 7373.3

Municipal solid waste 3 38.7

Natural Gas 133 10967.1

Natural Gas (CEC Renewable) 39 1255.7

Oil 4 59.4

PSN 2 200.0

Solar 2694 11817.5

Waste Oil 6 252.1

WHR 2 14.0

Wind 380 21458.0

総計 4610 92512.5

出所）WECC/WREGIS ウェブサイト, https://www.wecc.biz/WREGIS/Pages/Default.aspx より作成

2015 年における WREGIS での REC の発行、移転、無効化数をプログラム別に見ると表

2-14 の通りとなっており、カリフォルニア州の RPS 遵守のための REC が過半数を占めて

いる。

表 2-14 WREGIS におけるプログラム別の REC 数（2015 年）

州等／任意プログラ

ム管理者 REC 発行数 REC 移転数

REC 無効化

サブアカウン

ト

REC 輸出

サブアカウン

ト

REC 保管

サブアカウン

ト

カリフォルニア州 83,181,724 49,005,847 43,398,163 4,488 31,804

Green-e 認証 24,531,716 31,216,904 14,299,666 21,133 10.857

水力 4,003,220 3,968,119 1,419,164 0 0

ネバダ州 6,423,574 3,542,477 2,913,281 0 0

オレゴン州 19,393,669 21,388,138 11,311,021 2,831 11,021

WA 州 4,196,217 6,303,249 1,577,255 0 7,500

出所）WECC/WREGIS ウェブサイト, https://www.wecc.biz/WREGIS/Pages/Default.aspx より作成

WREGIS の利用にあたっては、表 2-15 および表 2-16 に定められる料金を支払う必要が

ある。年会費は年に 1 度の支払い、それ以外の量に対する料金は月毎の支払である。また

中・小規模発電ユニットの REC 発行・移転・無効化・保管・輸出に対する手数料はない。

84

表 2-15 WREGIS の料金（証書発行関係）

口座区分年会費

($)

発行料金

($/certificate)

移転料金

($/certificate)

無効化・保

管・輸出料金

($/certificate)

発電ユニット（マイクロ） 75 NO NO NO

発電ユニット（小） 100 NO NO NO

発電ユニット（中） 350 NO NO NO

発電ユニット（大） 675 0.005 0.005 0.01

小売電気事業者 675 0.005 0.005 0.01

小売マーケター 675 0.005 0.005 0.01

卸売マーケター 675 0.005 0.005 0.01

公益事業アグリゲーター 675 0.005 0.005 0.01

発電者アグリゲーター 675 0.005 0.005 0.01

その他 675 0.005 0.005 0.01

出所）WECC, WRESIS System User Training, 2016 より作成

表 2-16 WREGIS の料金（その他料金）

電子メール

（$）

郵送

（$）

月次

（$）

取引毎

（$）

報告書 25 50

WREGIS eTag 機能ユーザー料金 212

変更管理変動

振込 10

燃料／メーター修正（発電者・ビンテ

ージ毎） 75

発電ユニット年間レビュー未完（発電

者毎） 50

出所）WECC, WRESIS System User Training, 2016 より作成

図 2-15 は、2015 年の料金収入について料金の種類別に示したものである。REC 発行に

係る料金収入がも多い。

85

図 2-15 2015 年 WREGIS 料金収入の内訳（単位：ドル）

出所）WECC, WREGIS Year-to-Date Budget vs. Actual Report July 31 2015 ,2015 より作成

WREGIS の運営は基本的にアカウント保有者からの料金収入によって賄われている。

2015 年 1 月～7 月の料金収入、及び主要な支出費目の対予算比較は表 2-17 に示すとおりで

ある。また図 2-16 は、2014 年 7 月から 2016 年 7 月の期間の WREGIS の料金収入と支出の

推移である。

表 2-17 WREGIS の料金収入と経費支出状況（2015 年）

費用年間予算 1 月～7 月

予算

1 月～7 月

実績

1 月～7 月

variance

労務費 $481,992 $240,996 $225,424 $15,572

コンピューターシステム $611,000 $305,500 $235,296 $70,204

共通費配賦分 $492,049 $246,024.5 $224,956 $21,069

その他 $84,200 $42,100 $5,347 $36,753

支出合計 $1,669,241 $834,621 $691,023 $143,597

合計残高 $4,962,603

1 月～7 月

回収金額

1 月～7 月

請求金額

$938,155 $1,019,316,

出所）WECC, WREGIS Year-to-Date Budget vs. Actual Report July 31, 2015 ,2015 より作成

86

図 2-16 WREGIS の料金収入と支出の推移（2014 年 7 月-2016 年 7 月）

出所）WECC, WREGIS Year-to-Date Budget vs. Actual Report July 31, 2015 ,2015 より作成

2）WREGIS に登録される発電属性

REC データフィールドに登録される発電属性データ（静的データ及び動的データ）を表

2-18 に示す。

$0

$100,000

$200,000

$300,000

$400,000

$500,000

$600,000

$700,000

$800,000

$900,000Jul 2014

Aug 2014

Sep 2014

Oct 2014

Nov 2014

Dec 2014

Jan 2015

Feb 2015

Mar 2015

Apr 2015

May 2015

Jun 2015

Jul 2015

Aug 2015

Sep 2015

Oct 2015

Nov 2015

Dec 2015

Jan 2016

Feb 2016

Mar 2016

Apr 2016

May 2016

Jun 2016

WREGIS 料金収入 vs. 支出

2014年7月 ‐ 2016年7月

回収金額

請求金額

支出

87

表 2-18 WREGIS に登録される発電属性発電ユニット静的データフィールド

WREGIS 発電ユニット ID

発電ユニット名

主要施設名

郡

州または地域

国

Multi-fuel Generator はい/いいえ

発電技術プルダウンメニューの発電技術リストから、該当する発電技術を 1 つ選択

燃料種/エネルギーリソースプルダウンメニューの燃料種リストから少なくとも 1 つの燃料種を選択

Multiple fuel Generator が「はい」の場合のみ、2 つ以上の燃料種を選択可能

Alternate Use/BBL/Biogas/Biomass/Coal/DGM/Diesel/Geothermal Energy/ Hydroelectric Water/LHN/Municipal solid waste/Natural Gas/Natural Gas/(CEC Renewable)/Oil/PSN/Solar/Waste Oil/WHR/Wind

燃料リソースプルダウンメニューの燃料リソースリストから少なくとも 1 つの燃料リソース

を選択

発電ユニット運転開始日

定格容量

施設運営者名企業名または組織名

需要家サイト内分散電源はい/いいえ

報告者クラス I およびクラス J に分類される電源についてのみ、WREGIS バランシン

グ・オーソリティ・オペレーター、適格報告者（QRE）、WREGIS アカウント保

有者から選択

報告者のコンタクト先企業名または組織名

WECC 地域発電ユニットの

Declaration の有無

はい/いいえ

発電ユニットの接続ユーティリティ

Qualifying Facility の有無はい/いいえ

施設所有タイプ以下から複数選択可能：

Privately Owned Distributed Generation/ Investor- Owned Utility/ Municipal Utility/ Rural Electric Cooperative/ Irrigation District/ Electric Service Provider/ Joint Power Authority/ Federal Marketer/Power Administrator/ Tribal Organization

カリフォルニア州の Supplemental

Payment の受領有無

はい/いいえ

州・地域の公的ファンドの受領有無はい/いいえ

Federal Tax Credit の受領有無はい/いいえ

直近の FERC 認定水力発電ライセン

ス発行日

発行日を記入。または、以下から選択

Non-jurisdictional /application pending / not applicable.

Repowerd 有無はい/いいえ

Repower の日付上記項目に「はい」と答えた場合のみ回答

州/地域の RPS または任意 RPS 対象地域（以下から選択）および認証番号

アリゾナ州（AZ）/ ブリティッシュ・コロンビア州（BC）/ カリフォルニア州

（CA）/ コロラド州（CO）/ モンタナ州（MT）/ ネバダ州（NV）/ ニューメ

キシコ州（NM）/ テキサス州（TX）/ ワシントン州（WA）/ オレゴン州（OR）

/ アルバータ州（AB）/ ユタ州（UT）

カリフォルニア州 SEP

California Qualifying Facility

Qualified to Claim Non-Renewable

Green-e Energy 認証認証番号

Ecologo 認証認証番号

88

Low Impact Hydro 認証認証番号

SMUD 認証認証番号

発電ユニット動的データフィールド

発電期間開始⽇累積発電量の報告期間の開始日

発電期間終了⽇累積発電量の報告期間の終了日

REC 認証シリアル番号

合計 REC 認証量

REC 発⾏⽇

vintage ⽉/年

出所）WECC, WREGIS Operating Rules, 2013 より作成

3）登録・REC 発行手続き

WREGIS へのアカウント登録、発電ユニット登録、発電データ登録、REC 発行、REC 移

転、REC 無効化の一連の手続きは、WECC 発行の WREGIS Operating Rules に記載されてい

る。

a. アカウント登録

図 2-17 は、WREGIS 運用規則の添付資料で、アカウント保有者登録手続の流れを示した

ものである。WREGIS への登録は任意で、発電ユニットが WREGIS 管轄地域内に存在する

適格な再生可能エネルギー電源であれば、WREGIS ウェブサイトのオンライン登録フォー

ムから登録を申請し、オンラインでの初期登録後に署名済の使用条件（Term of Use）合意書

及び初年度の年間料金を送付することにより、WREGIS 管理者の承認後にアカウントが登

録されることになる。

アカウントにはサブアカウントの設定が可能で、サブアカウントにはアクティブ／予備／

無効化の 3 タイプがある。アカウント開設後は、サブアカウントが標準で作成されるが、

REC 管理のためサブアカウントの増設も可能である。REC はサブアカウントに保存される。

89

図 2-17 WREGIS でのアカウント登録手続の流れ


b. 発電ユニット登録

アカウントが開設された後は、アカウント保有者はオンラインフォームによる発電ユニ

ットの登録が可能となる。発電データを報告し、REC を得るためには、発電ユニットが登

録・承認され、電力量計 ID に割当て指定されることが必要となる。

登録は、電力量計ベースで行われ、一つの電力量計に属する各発電ユニット又は施設につ

いて完了することが必要とされる。一つの電力量計を持つサイト内に複数発電ユニットがあ

る場合には、一括しての登録も個々のユニット毎の登録も可能とされる。複数発電ユニット

又は施設を一つの電力量計で集約することは可能だが、ダブルカウンティングの可能性を排

除するため、複数発電ユニット又は施設を登録する際には、アカウント保有者は当該メータ

ーからの出力の 100%が WREGIS に報告され、追跡されることを証明する必要がある。

90

発電ユニットの登録に際して、アカウント保有者は、WREGIS ウェブサイトに掲載され

ている発電ユニット登録手続きの指示に従い、発電ユニットの情報を提供する。発電ユニッ

トの登録時には、アカウント保有者は、リストから発電ユニットに対して発行される REC

をデポジットするアクティブ・サブアカウントを選択する。また、発電ユニットの登録時に

は、QRE とプログラム管理者の選択も行う。これにより、ユニークなユニット ID が QRE

から割り振られる。発電ユニットの登録が WREGIS 管理者により承認された後は、QRE に

よる発電データのアップロードが可能となる。

c. 発電ユニット情報の正確性検証

発電ユニット情報のオンラインフォームでの入力後、WREGIS 管理者による審査が行わ

れる。審査では、すべての必要提出資料が提供されたか否かの確認とともに、オンライン

登録情報との照合が行われる。登録情報の提出は、情報の真正さの証明書という性格を持

つが、WREGIS 管理者は必要に応じて裁量によりサイト訪問や追加資料の要求を行うこと

も可能で、情報の正確性が検証される。提出データの誤りやオンライン登録情報との齟齬

等が認められた場合には、WREGIS 管理者からアカウント保有者への通知が行われ、登録

フォームの訂正、取下げ、追加的な証拠の提出などにより、提出情報が正確性に係る

WREGIS 基準を満足すると認められるまで、対応が行われる。

d. プログラム管理者との関係

州等のプログラム管理者は、ある特定の発電ユニットがプログラムに適合するか否かを

決定し、その情報を WREGIS管理者に提供する責任を有している。適格性が証明された後、

この情報は、REC のデータフィールドの一つの「適格性指標」（Eligibility Indicator）として

示されることになる。ただし、WREGIS 管理者は、プログラム適格性に関する訴えの検証

等を行う責任はないものとされている。

e. 発電ユニットの同時登録

一つの発電ユニットを WREGIS と WREGIS 以外の追跡システムに同時に登録し、複数の

REC を発行することは禁止されている。万一、一つの発電ユニットを複数の追跡システム

に登録した場合、発電ユニットまたは発電施設の WREGIS 登録は直ちに停止され、関連す

る全ての REC の失効につながる可能性がある。

f. REC 発行

図 2-18 は、WREGIS における REC 発行サイクルである。WREGIS 管理者が承認して

WREGIS に登録された発電ユニットについては、発電月の翌月以降（Day1）から 75 日間の

期間に QRE により発電データが登録される。発電月の翌月から 90 日目に REC が WREGIS

内で発行されるが、報告期間終日以降の 1 週間（76 日目から 82 日目）は、異議申立て期

間であり、アカウント保有者は、QRE により報告された発電データに異議を唱えることが

できる。アカウント保有者に異議がない場合、システムは報告された発電データを自動的に

承認する。REC 発行前の 1 週間（83 日目から 89 日目）は、静止期間である。

91

発電月から 90 日後に、発電ユニット登録情報の静的データと当該月の発電情報を基に証書

がシステム内で作成される。証書にはシリアルナンバーが付され、アカウント保有者の指定

サブアカウントに置かれる。

図 2-18 WREGIS における証書発行サイクル


g. 発電ユニット分類

WREGIS では、サイズ、契約形態、およびユニット指定単位で発電データがバランシン

グ・オーソリティに報告されているか否かにより、発電ユニットの種別を分類している。

設備容量が 360kW 以下の需要家サイト内も設置された分散電源（クラス I およびクラス

J）以外の発電ユニットについては、QRE からデータが電子的に送付される。クラス I およ

びクラス J に分類される電源については、QRE からのデータ伝送以外にも、所定の様式に

よる電力量計データの自己報告も認められている。

92

表 2-19 WREGIS 発電ユニット分類

発電ユニット設備容量および既存契約

決定要素

WREGIS 発電ユニット分類

発電データが、ユ

ニット指定単位

でバランシン

グ・オーソリティ

へ報告されてい

る

発電データが、ユニット指定単位でバランシング・オー

ソリティへ報告されていない

発電された電気

が卸売りされて

いる

発電された電気

が卸売され、か

つオンサイト負

荷にも提供され

ている

需要家サイト内

分散発電

発電データがユニット指定単位でバラ

ンシングシング・オーソリティへ報告さ

れる発電ユニット

クラス A

定格容量＞125kW クラス B クラス E

定格容量≦125kW

かつ

1 月に 1 度以下の頻度で電力量計読み取

りおよび報告が行われる既存契約がな

い

クラス C クラス F

定格容量≦125kW

かつ

1 月に 1 度以下の頻度で電力量計読み取

りおよび報告が行われる既存契約があ

る

クラス D クラス G

定格容量＞360kW クラス H

定格容量≦360kW かつ年間発電量

が技術的に 360MWh を超える能力をも

つ

クラス I

定格容量≦360kW かつ年間発電量

が技術的に 360MWh を超えない、また

は、1 月に 1 度以下の頻度で電力量計読

み取りおよび報告が行われる既存契約

がある

クラス J


h. データの有効性チェック

QRE による発電量データの登録後、WREGIS は、報告されたデータと、容量ファクター

/定格設備容量/発電データがカバーする期間の長さの関数により工学的に推測される大

発電量とを比較し、データの有効性をチェックする。報告された発電量データが技術的に

可能な発電量の推測値を上回る場合、軽度の警告が発出され、WREGIS 管理者に不審デー

タの存在が通知、WREGIS 管理者は報告された発電量データの検証を行う。QRE や発電ユ

ニット所有者が、WREGIS 運営者からのデータ照会リクエストに適切に対応しなかった場

合、REC 発行の遅延や発行拒否につながる。

4）証書の移転、無効化

WREGISのREC移転には、One-time TransferとForward Transferの2タイプがある。One-time

Transfer は、移転が一度だけ実施される方式である。REC は、他のアカウント保有者、また

93

は内部のアクティブ・サブアカウント、無効化サブアカウント、保管サブアカウント、輸出

サブアカウントに移転可能である。WREGIS サブアカウント・モジュール上で、移転した

い REC を選択し、移転する REC 数や発電期間、発電ユニット、燃料種などを指定した後、

移転先や移転実施日などを指定する。他のアカウント保有者への移転の場合は、移転先とし

て指定されたアカウント保有者が 14 日以内に移転を承認する必要がある。内部のサブアカ

ウントへの移転の場合は、承認は不要である。また、REC 移転が承認される前であれば、

移転申請の取り消しが可能である。

一方、Forward Transfer は、一定期間繰り返し REC を移転する方式である。この場合、ア

カウントと関連づけられた、1 つ以上の発電ユニットを保有する他のアカウント保有者にの

み REC を移転することができる。また、移転開始と終了のタイミングの指定が必要である。

REC 移転が承認される前、あるいは移転終了前であれば、移転申請の取り消しが可能であ

る。WREGIS の REC は、ほとんどの場合アカウント保有者、またいくつかの場合には

WREGIS 管理者により無効化（retire）することができる。アカウント保有者が REC を無効

化する際には、アクティブ・サブアカウントから無効化したい REC、ドロップダウンリス

トから無効化の理由（単一選択）を選択したうえで、無効化された REC の移動先となる無

効化サブアカウントを選択する。一旦、システムにより選択された REC がアクティブ・サ

ブアカウントから無効化サブアカウントに移動された後は、無効化サブアカウントから

REC を引き出すことのできるのは WREGIS 管理者のみとなる。

特定の州、地域および任意プログラムでは、アカウント保有者は無効化プロセスの前また

はプロセス内において、e-TagとRECをセットとすることで、エネルギーの受け渡し（delivery）

を証明しなければならない。

5）自家消費分発電量の扱い

QRE が、電力計量や情報通信、動的データの検証等の一定の要件を満たす場合、自家消

費分の発電量についても REC が発行される。このとき、発電ユニットは所定の十分な電力

量計設置が必要である。所内電力相当発電量は証書の対象とはならず、所内電力相当分は

当該発電ユニットの総発電量から除外される。また、系統接続されていない発電ユニット

も証書の対象とはならない。自家消費が直接計量される場合、発電ユニットには、電力計

量計を 2 器別個に設置し、それぞれを WREGIS に登録しなければならない。1 つの電力計

量計は、自家消費負荷を、もう一つの電力計量計はグリッドに供給される発電量を計量す

る。また、グリッドに接続されていない発電ユニットは、WREGIS による REC 発行の対象

にはならない。

6）ダブルカウンティングを防止する仕組み

CAISO エリア内の再エネ電源については、証書の生成や取引および無効化はすべて

WREGIS で管理されるため、ダブルカウンティング（一つの証書を RPS 履行とグリーン電

力証明の両方に利用すること）は起こらない。

CAISO エリア外の他の追跡システム由来の REC については、WREGIS と他のトラッキン

グシステム間の Cooperative Agreement に基づいて情報の受渡しを行うことで、ダブルカウ

94

ンティングの問題を回避する。

また、トラッキングシステムでは、REC に固有のシリアルナンバーがつけられ、REC 無

効化の理由として、「RPS 遵守」や「グリーン電力であることの証明」などの理由を１つだ

け選択する必要があるため、ダブルカウンティングは不可能である51。

(3) 証書取引の状況

REC 取引の多くは相対取引によるもので、規制市場・任意市場ともに証書を扱う多くの

ブローカーが介在している。REC 価格の主な情報源は、PJM-GATS、ニュージャージー州、

SRECTrade や FlettExchange などのブローカーの一部などは SREC 価格のデータを公表して

いる。加えて、メリーランド州、ペンシルバニア州、コロンビア特別区などいくつかの管区

では、REC 価格の開示が求められている。

カリフォルニア州においても、REC 取引の多くは相対取引によると考えられ、Evolution

Markets, ICAP, TFS, Spectron, Amerex など多くのブローカーが存在している。それらのブロ

ーカーは、REC 価格に関する情報を公開しておらず、カリフォルニア州における REC 価格

の水準や取引動向は明らかではない。なお、REC の移転は WREGIS 上で実施され、取引に

伴う決済は WREGIS とは別に実施される。

一般に REC 価格に影響を与える要因としては、発電方式、運転開始年、購入量、プログ

ラムへの適合性、地域、規制市場か任意市場か、などが挙げられる。また、天然ガス価格も、

再生可能エネルギー電源の価格競争力に影響するため、REC 価格を左右する要素の一つと

いえる。

(4) その他

1）電力小売事業者に認められる証書利用の上限値

2.1.2(1) 3）で述べた通り、RPS 遵守のために適用可能な再生可能エネルギー電力及び REC

について、表 2-11 に示した 3 つのポートフォリオ・コンテント・カテゴリー（PCC）の

分類で条件が規定され、TREC の使用は大きく制限される。電力と分離された TREC は、

PCC-3 に分類され、2014 年からは RPS 遵守量の 15%、2017 年からは 10%までしか適用が

認められていない。

なお、小規模家庭設置ソーラー等におけるRECを販売する場合は、分離RECとなるため、

州内の RPS 適格発電施設からの REC ではあるものの、PCC-3 に分類される。

2）排出権取引との関係

カリフォルニア州では、2006 年に制定された州法 AB32 により 2012 年 1 月から排出権取

引プログラムが開始され、実際の規制も 2013 年 1 月からスタートしている。その中で、政

策目標（義務）を超えた任意の再生可能エネルギー利用への取組を併存させるために、カ

51 CRS コメント（2016 年 9 月ヒアリング）

95

リフォルニア州の排出総量の 0.25-0.5%分を、任意の取組に割り当てる VREP (Voluntary

Renewable Energy Program）を導入している。VREP とは、任意市場におけるグリーン電力

の購入者が購入電力に係る排出権を無効化できる制度であり、これにより任意市場参加者

が排出権取引プログラムの中で GHG 削減を図ることが可能となっている。WREGIS にお

いても CARB の要求により無効化のオプションとして排出権が追加された。なお、VREP

で認められる再生可能エネルギー電力は、RPS 適格電源又はカリフォルニアソーラーイン

センティブ（CSI）の下で CEC が承認した電源によるものとされている。CSI による再生

可能エネルギー電力については、RPS 適合の REC は発行されないが、VREP への要件適合

が確認された供給電力については排出権の無効化に適用可能となる。

3）FIT との関係

カリフォルニア州では 2006 年に制定された AB1969 により、2008 年 2 月から FIT プログ

ラムが開始された。カリフォルニア州では、FIT は RPS を支援するためのプログラムとし

て実施しており、FIT による再生可能エネルギー電力の供給はすべて RPS 遵守のために使

用されることとなっている。RPS では、WREGIS による REC 追跡が基本であり、FIT プロ

グラムにおいても、WREGIS の REC が発行された後、電力を調達した IOU 等が RPS 遵守

のために REC を無効化する。

4）証書取引価格水準を下支えする制度の有無

CAISO 制御区域州では、証書取引価格を下支えする明示的な制度を見つけることはでき

なかった。

5）証書制度が電源開発に与えるインセンティブ

本調査では、証書制度が電源開発に与えるインセンティブについて直接言及された文献を

見出すことはできなかった。また、現地調査を通じて直接のコメントを得ることはできなか

った。

東北部州(主に PJM エリア)

(1) 証書利用制度概要

本節では、PJM が電力系統運用を管轄する州（東北部州）のグリーン電力利用制度を整

理する。現在、PJM が系統運用を管轄しているのは、デラウェア州、イリノイ州、インデ

ィアナ州、ケンタッキー州、メリーランド州、ミシガン州、ニュージャージー州、ウェスト

バージニア州、およびワシントン特別区の全部または一部である。

96

図 2-19 PJM 制御エリア

出所）PJM ホームページ

東北部主要州（ニュージャージー州、ミッドランド州、ワシントン DC、ペンシルバニア

州、デラウェア州）における RPS 制度の概要を次表に示す。大半の州では、電力小売事業

者に対する再生可能エネルギー電力導入義務は、RPS 制度によって担保している。

東北部州では、再エネ電源の種別や運開年（新規か既存か）あるいは電源立地場所に応じ

て、RPS 義務量を複数のカテゴリーに区分している。区分の詳細は州により異なるものの、

太陽光や風力といった再エネ電源（通常、2000 年以降の比較的新しい時期に運開している）

を Tier I に、通常水力や混焼火力など通常は運開して時間が経過している電源を Tier II に分

類している。Tier I の方が、Tier II よりも高い義務目標が設定されている。廃棄物発電や大

型水力などをどちらのカテゴリーに分類するかについては、再生可能エネルギーとしての位

置付けが州によって異なる。また、特徴的なものとして、太陽光発電については単独で義務

量を設定している州が多い。これは、家庭用を含めて太陽光発電システムの製造や据付の雇

用効果が他電源種よりも大きく、他方で太陽光発電は再エネのなかでも比較的高コストであ

ることを踏まえて、太陽光単独で目標を設定し、相対的に高い REC 価格を誘導する意図が

あると考えられる52。

証書のバンキングは、各州とも 3 年程度まで認められている。一方、ボロウイングは認め

られていない。

電力小売事業者は、証書を購入するかわりに、予め定められた Alternative Compliance

Payment (ACS)を支払うことで、RPS 義務を履行したとみなされる。ACP は、義務未達量に

対するペナルティの意味合いも有している。ACP は各州によって異なるが、例えばニュー

ジャージー州では、以下のいずれかより高い方の単価を ACP として設定するとされている53。

52 Renewable Energy Certificates (Platts Special Report, 0212)

53 N.J.A.C. 14:8-2.10 (2016)

97

REC の市場価格

再エネ電源を発電することによる REC 調達コスト

各州は、長期的な ACP 単価見通しを併せて示し、毎年の市場状況に応じて見直すことに

なっている。

ACP 単価は、REC 取引価格の事実上の上限値を規定している。

98

表 2-20 米国東北部州の RPS 制度概要ニュージャージー州ミッドランド州ワシントン DC ペンシルバニア州デラウェア州

根拠法令 N.J.A.C 14:4-8 - NJ Renewable Portfolio Standards Rules

A.B. 3520 (7/1/2010) SB 1925 (7/23/2012)

HB 1308 / SB 869 (2004) HB 375 (2008), SB 277

(5/2010), SB791 (5/2012), HB226 (4/2013)

Bill 15-747 (4/12/2005) Bill 17-0492 (10/6/2008) Bill 19-0384 (8/1/2011) Bill 19-10 (8/9/2011)

SB 1030/Act 213 (2004) HB 1203/Act 35 (2007) HB 2200/Act 129 (2008)

SB 1030/Act 213 (2004) HB 1203/Act 35 (2007) HB 2200/Act 129 (2008)

RPS 電源の所在地 - 太陽光：NJ 州配電系統に

連系した電源

- その他：PJM 域内に所在す

る電源,

- 太陽光：MD 州配電系

統に連系した電源

- その他：PJM 域内又は

PJM 隣接地域に所在す

る電源（後者は PJM 域

内に送電の場合）

- 太陽光：DC 州配電系統

に連系した電源

- その他：PJM 域内又は

PJM 隣接地域に所在す

る電源

- PA 州内に所在する電

源、又は州外から PA 州

への送電系統を管理す

る TSO の管轄域内に所

在する電源

- 適格電源 (Eligible

Energy Resources)に

は、PJM 域内に所在

する電源又は PJM

域内に送電される

電源。

バンキング Class I REC および SREC は 2 年

間バンキング可能。Class II REC

は不可。

REC 発行日から 3 年間。 REC 発行日から 3 年間。クレジットは、以後 2 年の報

告年度の内 1年又は 2年の順

守でバンキング可能。

未使用のRECは発行日か

ら 3 年間。

RPS 電源カテゴリ

特定電源 - 太陽光

- 洋上風力

太陽光、太陽熱温水(2011/1

以降稼働)、洋上風力(2.5%ま

で)

太陽光、太陽熱太陽光太陽光、週の基準をク

リアした燃料電池(SREC

枠の 30%まで）

Tier I - 太陽光

- 風力

- 燃料電池（再エネ燃料利

用）

- 地熱

- 潮力

- バイオマス(持続可能な方

法で育成された燃料の使

用のみ)

- ランドフィルメタン

- 水力(2012 年 7 月以降稼

- 太陽光

- 風力

- バイオマス

- ランドフィルメタン/排

水処理での生成メタン

- 地熱

- 海洋

- 燃料電池（メタン/バイ

オマスの再エネ利用）

- 水力（30MW 未満）

- 廃棄物

- 太陽光

- 風力

- バイオマス

- ランドフィルメタン/排

水処理で生成するメタ

ン

- 地熱

- 海洋（波力、潮力、海流、

温度差を含む）

- 燃料電池（バイオマス/

メタンの再エネ利用）

- 太陽光

- 風力

- 水力

- 地熱

- バイオメタン

- 燃料電池

- バイオマス

- 炭鉱メタン

- 太陽光

- 風力

- 海水

- 地熱

- 燃料電池（再エネ燃

料利用）

- 有機物の嫌気性消

火処理によるガス

- 水力（30MW 以下）

- 持続可能なバイオ

マス（廃棄物除く）

99

働、3MW 未満、州内のみ) - 特定の地熱冷暖房とバ

イオマスシステム

- ランドフィルメタ

ン

Tier II - リパワリング電源（所定の

規定あり）

- 水力(30MW 未満)

- 揚水発電以外の水力 - 揚水発電以外の水力

- 廃棄物

- Tier II の施設は既存で、

2004年 1月 1日現在稼働

済でなければならない。

- 2012 年 12 月から固形廃

棄物焼却は REC の対象

外となる。

- 廃石炭

- 分散電源

- 需要管理

- 大型水力（揚水含む）

- 都市固形廃棄物

- パルプ工程/木工製品製

造過程の副産物を利用

- 石炭ガス化複合発電

1997 年 12 月 31 日以降商

業運転しているものが基

本的に対象。それより古

い電源による電力は年間

1％を超えてはならない。

罰金(ACP)

※ACP:

Alternative Compliance Payment

50$/MWh(Class I 、II)

300$MWh(Solar)

※ 2027/28 年にかけて

239$/MWh まで低下

$40/MWh(Tier I) $15/MWh(Tier II) $400/MWh(Solar)

※2009～14 年は一定。以

後 2023 年にかけて$50/MWh

まで低下

$50/MWh(Tier I) $10/MWh(Tier II) $500/MWh(Solar)

※2011～16 年は一定。2017

は$350、以後 2023 年にかけて

$50/MWh まで低下

$45/MWh(Solar を除く Tier

I 及び Tier II)

平均市場価格の 200%

(RTO 域内で販売される

Solar)

Tier I 及び Tier II

$25/MWh(1 年目)

$50/MWh(2 年目)

$80/MWh(3 年目以降)

Solar

$400/MWh(1 年目)

$450/MWh(2 年目)

$500/MWh(3 年目以降)

罰金(ACP)用途 - 州の Clean Energy Program

に利用

- SACP は需要家に還元

- 州の Strategic Energy

Investment Fund に利用

- 州の Renewable Energy

Development Fundに利用

- 州の Sustainable Energy

Funds として代エネ資

源の増大に利用

- Delaware Green

Energy Fund に利用

RPS 義務量 Solar Tier I Tier II Total Solar Tier I (PV 込)

Tier II

Total Solar Tier I (PV 込)

Tier II

Total Solar Tier I (PV 込)

Tier II

Total n/a Solar Total (PV 込)

2015 年 2.8 9.6 2.5 14.9 0.5 10.5 2.5 13.0 0.7 9.5 2.5 12.0 0.3 5.5 8.2 13.7 1.0 13.0

2020 年 3.5 17.9 2.5 23.9 2.0 18.0 0.0 18.0 1.6 20.0 0.0 20.0 0.5 8.0 10.0 18.0 2.3 20.0

2025 年 3.9 17.9 2.5 24.3 3.5 25.0

出所）Comparison of RPS Programs in PJM States (PJM-EIS、2016 年 8 月 29 日アクセス)

注）RPS 制度が存在する PJM 制御エリアは上記州の他にイリノイ州、オハイオ州、ノースカロライナ州、ミシシッピ州、バージニア州を含む

100

(2) PJM GATS

PJM Generation Attribute Tracking System (PJM GATS)は、PJM Energy Information Services

(PJM EIS)が開発・運営する、全電源トラッキングシステムである。PJM GATS は、以下の

ような用途に用いられている。

情報公開：電力小売事業者(LSE)が需要家に販売する電力の特性（電源構

成、CO2 原単位等）に関する情報公開

RPS 遵守の確認：電力小売事業者に課せられている RPS 義務量の遵守状

況確認

排出量遵守の確認：一部の州で電力小売事業者に課せられている CO2 原

単位やその他有害物質排出量の上限値遵守状況の確認

グリーン電力認証への利用：一部の電力小売事業者が、RPS 遵守量を超過

した分について需要家に提供するグリーン電力の認証に利用

当初、PJM エリアで RPS 制度を定めていたのはニュージャージー州のみであったため、

ニュージャージー州の LSE が電気を購入する可能性のある PJM エリア内の電源設備はすべ

てトラッキングする必要があった。その後、RPS 義務遵守の証明を必要とする州が増える

につれて、要件の増加に対応したシステムの変更が求められた。近年は、RPS を定める州

は変化していないが、発電設備やアカウント数が増加している。そのため、可能な限り自動

化を進めている。特に REC の有効確認（validation）の自動化が進められている54。

いくつかの州では州法により PJM-GATS の利用義務が定められている。他の州の州法で

は、トラッキングシステムの利用が義務付けられているが、PJM-GATS の利用が州法により

特定されている訳ではなく、RPS 義務の細則として定められている。また、トラッキング

システムの利用が義務付けられていない州もあり、それらの州の発電事業者などは自発的に

PJM-GATS に登録している。

図 2-20 RPS 認証に PJM GATS システム利用を定めている州

出所）PJM EIS 提供資料

2016 年 6 月中旬現在、PJM-GATS には、約 120,000 の電源が登録されており、そのうち約

54 PJM-EIS コメント（2016 年 9 月ヒアリング）

101

93,000 は再エネ電源である。さらにそのうち約 92,000 は太陽光発電である。

1）PJM GATS に登録される発電属性

PJM GATS に登録される発電属性は、PJM GATS Operating Rule に以下のように整理され

ている。月毎に発電量を追跡・認証するため、年/月の情報は含まれているが、時間情報は

含まれていない。また、Green-e の資格情報も登録されている55。CRS が Green-e の資格要件

があると認めた場合には、PJM 側は Green-e 資格要件があることを証書の要項にインプット

する。PJM-GATS が REC を retire する際には、Green-e も retire される。今年から、CRS の

特別アカウントを作成した。

表 2-21 PJM GATS に登録する電源属性

データ項目入力必須入力内容

PJM Generator（PJM 電源）必須 Yes または No

MSET Gen ID PJM 及び

Imported Generator

s は必須

Imported Generator については入力

GATS Gen ID 不要 BTM 及び External Generators に関してはシス

テムが GATS Generator ID を自動割り当て

プラント名必須

ユニット名必須

ステータス不要該当せず。読み取り専用はシステムが Pending

に設定。

ネームプレート（公称）容量必須 MW（小数点第 1 位まで）

ユニット所在地必須デフォルトでは「PJM Control Area」になって

いるが、以下の何れかに変更可能。

New England（ISO New England 域内）

New York（NY ISO 域内）

Ontario Quebec

Maritime Provinces（沿海州。区域外の Maine

の一部を含む）

Mid-Western States（中西部の州。ECAR 及び

MAIN）

Southern States（南部の州。SERC 及び FRCC）

その他（WECC、ERCOT、SPP、MRO）

所在地住所必須

都市郡必須

州、郵便番号必須全州（PJM 区域に限らない）

55CRS と PJM EIS は密接な協調を行っている（現地訪問調査、2016 年 9 月実施）

102

アカウント所有者の電源所

有者との関係

必須以下から選択：

所有者

電源ブローカー

オフテイカー

電源所有者の氏名必須

Vintage（商業運転開始日）必須 MM/YYYY

リパワリング/出力引き下げ

日

必須 MM/YYYY

該当しない場合は N/A と入力

容量増設/削減必須小数点第１位の正又は負の正数による MW


FERC 水力発電免許/再交付

日

必須 MM/YYYY


CEM レポート必須 Yes または No

ORIS PL 必須 1～6 桁

本電源について Office of Regulatory

Information Systems (ORIS)が割り当てたコ

ード

ユニットに ORIS PL コードがない場合は

N/A と入力

排出ユニット ID 必須 1～6 桁

各排出ユニットについて EPA が割り当てた

コード

１電源あたりの IDは複数になる場合もある

ユニットに ID がない場合は N/A と入力

ピアユニット名と所在地必須実際の電源の排出について報告しない場合

に適用する。


単一燃料か複数燃料か必須 Single（単一）又は Multi（複数）

燃料タイプ必須 Single を選択した場合は単一燃料タイプを選

択する。Multi を選択した場合は複数の燃料

タイプを選択し、そのうち１つを Primary

（主燃料タイプ）とする。

燃料タイプの属性不要選択した燃料タイプに基づき表示される。

GATS の初回リリース版では、燃料タイプの

属性は定義されない。

State Program フィールド不要選択式

Green-e 資格不要有り又は無し

燃料タイプごとに入力

Green-e 登録番号不要燃料タイプごとに入力

出所) PJM GATS Operating Rules (Revision 8, 2014)より作成

103

2）証書の生成

ある月に発電した再生可能エネルギー電源の証書は、翌月末に生成される。具体的な手続

きは下図の通りである。まず翌月の冒頭 5 日間の間に計量データが PJM 内で処理される。

それに基づいて 6 日から 9 日の間に、生成証書の量が計算される。発電事業者は当月末まで

にシステム閲覧を通じて内容を確認し、異議がなければ月末に生成量が確定する。

図 2-21 RPS 証書生成タイムライン

出所）PJM EIS 提供資料

3）証書の移転（取引）、消去

生成した証書の移転や消去手続きも PJM GATS のインターフェース上で行う（なお、価

格については相対取引で行う）。現在、PJM GATS は下図のように 7 つのインターフェース

を有しており、これらを通じて各プレーヤーが証書のやりとりを行っている。

図 2-22 PJM GATS における証書移転インターフェース

4）小規模太陽光発電向けの取扱

再エネ電源設備約 93,000 のうちの約 92,000 は太陽光発電設備である。正確な数は不明だ

が、電力系統に接続されていない発電設備は数多い。そのような設備についても REC の生

成や販売が認められている。

その際、発電量の測定・検証要件は各州の市場で若干異なる。しかし、ほとんどの州は約

10kW未満の小型システムについては、モデルや工学的計算法（特に PVWattsというモデル）

に基づく年間発電量の予測を許可している。他方、10kW 以上システムの発電量は、検定メ

ーターで計測し、REC 追跡システムに自己報告する必要がある。

104

小規模ソーラーは、メーターの読み取り値を PJM に報告する。PJM は、合理性をチェッ

クするため、発電量を推計し、PJM に報告された値と推計値の乖離が大きい場合には、メ

ーターの写真等、証明資料の追加提出を求める。それでも報告された発電量に合理性がみら

れない場合は、PJM が州政府に通知し、州政府がとるべきアクションを判断する。

表 2-22 PJM 諸州における太陽光発電量の測定・報告条件

州設備の報告条件

DC

MD

NJ

10kW未満の設備：PVWattsによる推定発電量を使用するか、検定メーターにより自

己報告することが可能

10kW以上の設備：メーターによる検針結果を報告

DE すべてのPVについて、検定メーターによる検針結果を報告

MD 10 kW未満の設備：PVWattsによる推定発電量を使用することができる。

10kW超設備：毎月のメーター検針結果を報告しなければならない。

NC 「ビハインド・ザ・メーター（behind the meter）」に設置したプロジェクトは、発電デー

タをNC-RETSシステムに自己報告しSRECを受け取ることができるが、ユーティリテ

ィーメーターの検針を受けるプロジェクトは、別のNC-RETSアカウントを持つ指定

「有資格報告機関」に発電データのアップロードをしてもらわなければならない。

NH メーターの需要家側に設置したプロジェクトは全て規模に関係なく、発電量の検証

をする独立したモニターを必要とする。

OH 6 kW未満の設備：PVWattsによる推定発電量を使用することができる。

6kW超設備：毎月のメーター検針結果を報告しなければならない。

PA 15kW未満の設備：PA Sunshine Fundの融資を受けているプロジェクトのみ、

PVWattsによる推定発電量を使用可能

15kW以上の設備：メーターによる検針結果を報告

出所）Solar Renewable Energy Certificate (SREC) Markets: Status and Trends (NREL, 2011)

5）登録データの認証(verification)

PJM GATS の運用者は、電源属性の正確性を確認するために、下記の対応を行っている。

1MW 以上の電源：発電事業者がエネルギー省に提出する発電プラントデータフォー

マットである EIA Form-860 のコピーを GATS 運用者に提出する。このフォームは毎

年提出する。

1MW 未満の電源：1MW 未満の電源は EIA Form-860 の提出義務を負わない。この場

合、PJM GATS 運用者は、必要に応じて、発電所保有者に対して、機器の販売契約書

や設計図面、電力会社との協議など属性の証明に資する書類の提出を求めることがで

きる。

6）ダブルカウンティングを防止する仕組み

PJM 制御区域内の再エネ電源については、証書の生成や取引および消化はすべて PJM

105

GATS で管理されるため、ダブルカウンティング（一つの証書を RPS 履行とグリーン電力

証明の両方に利用すること）は起こらない。

また PJM 制御区域外と取引する再エネ電源については、隣接エリアのトラッキングシス

テムとの Cooperative Agreement に基づいて情報の受渡しを行うことで、ダブルカウンティ

ングの問題を回避している。

(3) 証書取引の状況

1）取引方法

東北部州での証書取引の大半は相対取引で行われている。証書を扱う多くのブローカーが

存在している。SRECTrade や Sol Systems などが代表的なブローカーである。なお、取引（量

や価格）がまとまれば、REC の移動は PJM GATS 上で行うことになる。

相対取引を促進するために PJM EIS は、次図のような REC 取引掲示板(Bulletin Board)を

運営している。ここに REC の売り手が価格、量、電源立地場所（州）、連絡先などを登録す

る。他方、買い手も購入希望量や単価を掲示することが可能であり、この場を通じてブロー

カーが取引を行っている。取引は、小単位(1MWh)から可能である。

なお、REC の市場取引も、限定的ながらも存在している。例えば、Intercontinental Exchange

(ICE)は、東部州由来 REC の先物(Futures)市場を運営しており、現在 2023 年物商品まで上場

している。

図 2-23 PJM GATS における REC 取引掲示板

出所）PJM EIS ホームページ

106

2）取引状況

PJM GATS を通じた REC 取引量の推移は次表の通りである。2009 年には約 90,000GWh

相当分だった取引量は 2015 年にはおよそ 300,000GWh 相当分にまで増加している。州の制

度やカテゴリー区分に応じて、取引量の動向はかなり異なる。RPS 義務履行向けの取引が

大半であり、Green-e を通じたグリーン電力商品向け証書取引量は、2015 年時点で全体取引

量の 5%程度である。

表 2-23 PJM GATS を通じた REC 取引量の推移

出所）PJM EIS ホームページより作成

取引価格については相対取引が中心であることから、公的な価格調査は行われていない。

一般的な傾向として、PJM 制御区域における REC 取引は、2000 年代初頭から本格的に行わ

れるようになったが、当初はゴミ発電や埋立地での発酵メタンガス発電が中心であり、義務

量に対して供給量が少なかったことから、REC 価格は高値で推移していた。その後、風力

発電の導入が進み、REC 価格は大幅に下落することになった。そのなかでも価格を維持で

きた州（オハイオ州など）は、REC 買取可能電源を、州内立地電源に制限しており、風力

発電の導入が進むなかでも需給が締まっていたからである。しかし、そのような州でも域内

電源の開発が進むと、次第に価格は低下するようになった。

価格が公開されている太陽光発電 REC 取引量・価格の動向を、ニュージャージー州を例

にとって示す（ニュージャージー州は、PJM 区域内でも PV 導入が進んでいる州である）。

2011 年にかけては、義務量と供給量のバランスが比較的釣り合っていたため、価格は 500

～600$/MWh を維持していた。しかし 2012 年以降 PV 導入量が増加し、かつ RPS 未達時の

ACP が低下したため、REC 価格は大きく下落している。ニュージャージー州における RPS

未達時の罰金(ACP)は、2010 年時点で 693$/MWh、2016 年時点で 300$/MWh となっており、

107

ACP が取引価格の水準（上限）を規定していることが見てとれる。

図 2-24 ニュージャージー州の太陽光発電 REC 取引量と価格

出所）PJM EIS ホームページより作成

(4) その他

1）電力小売事業者に認められる証書利用の上限値

PJM EIS への現地ヒアリングによると、自社電源が石炭 100％であっても、それに見合う

再生可能電源の発電属性を取得すれば、小売商品は再生可能電源 100％として販売可能であ

る。

2）排出権取引との関係

本調査で実施した現地ヒアリングによると、REC 等の再生可能エネルギー証書制度と排

出権取引制度は基本的に関連性を持たない。

PJM エリアを含む米国東北部州では、北東部地域 GHG 削減イニシアティブ(Regional

Greenhouse Gas Initiative: RGGI)が存在するが、CO2 排出枠の割当や取引（移転）は、RGGI CO2

Allowance Tracking System (RGGI COATS)というプラットフォーム上で行われている。


PJM GATS の運用マニュアルには、FIT に関する記述は存在しない。登録される電源特性

にも FIT 関連項目は存在せず、従って PJM GATS では再エネ電源が FIT 認定電源か否かを

判別できない。つまり、FIT 電源であっても、RPS としての証書価値を獲得し、販売するこ

とができると考えられる。

なお、米国で FIT 制度は一般的ではないが、北東部州の一部では、電力会社による「自発

的な」FIT プログラムが存在している。例えばバージニア州では、Dominion Virginia Power

108

が、同州公益事業委員会の承認を経て、家庭用および業務用需要家が設置した PV 電力に対

して 15 cent/kWh(5 年間)の支払を行っている56。

4）証書取引価格水準を下支えする制度の有無

PJM 制御区域州では、証書取引価格を下支えする明示的な制度を見つけることはできな

かった。ただし PJM 制御区域外の近傍州であるマサチューセッツ州は、SREC について以

下のような取組を行っている。

a. 証書下限価格の設定

マサチューセッツ州では、Solar Credit Clearinghouse という取引プラットフォームを通じ

て SREC が取引されているが、ここで売れ残った SREC は、その寿命が自動的に延長され、

約$300/MWh の低価格で再オークションできる57。

b. 証書流通量・価格調整メカニズム

マサチューセッツ州では、証書価格の下落を防ぐために、証書供給超過を防ぐ仕組みが存

在する。SREC は、発電量 10 年分相当の証書を一度にオークションに出すルールになって

いるが、市況を見てその量を繰り延べてよいことになっている。また、オークションに投入

される SREC が増加して需給が緩んだ場合に、取引価格の指標であるペナルティ単価(ACP)

を引き上げる仕組みが存在する。

5）証書制度が電源開発に与えるインセンティブ

本調査では、証書制度が電源開発に与えるインセンティブについて直接言及された文献を

見出すことはできなかった。また、現地調査を通じて直接のコメントを得ることはできなか

った。

ただし、短期的なスポット取引による証書価格の変動が、再エネプロジェクトの普及に影

響する可能性は認識されている58。そこで、規制当局としては、以下のような取組を行って

いる59。

長期的な RPS 遵守量とペナルティ価格(ACP)の公表：PJM 各州では 2025 年付近まで

の RPS 遵守量をすでに公表し、かつ証書価格の指標となるペナルティ価格(ACP)も併

せて長期的な見通しを公表することで、証書の価値が長期にわたって維持されること

を示そうとしている。

証書下限価格の設定：上述の通り

長期契約の奨励：PJM 各州では、再エネプロジェクト開発時に、証書販売の長期契

約（開発者から電力小売会社への長期販売契約）を奨励している。ただし、近年の証

書価格が下落傾向であることから、実際の取組事例の数は限定的な模様である。

56 https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=11471 57 ただし、この制度は SREC が確実に売れることを保証しているのでなく、従って当該証書を生み出す PVプロジェクトのキャッシュフローを保証しているわけでもない。 58 証書価格が変動すると、金融機関としては再エネプロジェクトへの融資を行いにくい実態がある。 59 Solar Renewable Energy Certificate (SREC) Markets: Status and Trends (NREL, 2011)

109

＜参考：北東部地域 GHG 削減イニシアティブ：RGGI＞

北東部地域 GHG 削減イニシアティブ(The Regional Greenhouse Gas Initiative：RGGI)は、米

国でも早く始まった CO2 排出量削減プログラムである。北東部の 9 州（コネチカット、

デラウェア、メイン、メリーランド、マサチューセッツ、ニューハンプシャー、ニューヨー

ク、ロードアイラインド、バーモント）が参加している。RGGI 参加諸州は、所定の発電所

に対して CO2 排出量の上限値を設け、各発電所の排出量に対して CO2 排出権(CO2

allowance)の取得を義務付けている。

(1) RGGI の概要

RGGI の概要は次表の通りである。

表 2-24 RGGI の概要参加州北東部の 9 州（コネチカット、デラウェア、メイン、メリーラン

ド、マサチューセッツ、ニューハンプシャー、ニューヨーク、ロ

ードアイラインド、バーモント）

排出量の制限対象設備容量 25MW 以上の火力発電設備(2016 年 8 月時点で 163 設備)

対象ガス CO2

排出量上限値

(CO2 ショートトンベ

ース60)

2016 年の上限値は 86.5 百万トン。そこから 2020 年にかけて

毎年 2.5%ずつ上限値は引き下げられる。

遵守期間第 1 遵守期間(2009.01.01～2011.12.31)

第 2 遵守期間(2012.01.01～2014.12.31)

第 3 遵守期間(2015.01.01～2017.12.31)

対象事業者は、遵守期間ごとに目標達成が求められる。

排出権オークション 4 半期毎に対象地域全体レベルでオークションを実施。低価格

(2016 年は 2.1$)が設定されている。

オフセット CO2 排出量の上限制約を課せられる発電所を保有する事業者は、

所定のクリーンなプロジェクトを実行することにより、排出量の

大 3.3%までオフセット可能。ただし再エネ発電プロジェクトは

オフセット対象外。

特殊制度排出枠価格の急増を抑えるために、排出枠価格緩和リザーブ(cost

containment reserve：CCR)が存在。オークション約定価格が所定の

トリガー価格を上回ると CCR が発動され、排出権が自動で追加供

給される。

出所）RGGI Fact Sheet より作成

60 1 ショートトン＝0.9072 ロングトン

110

(2) オークション・取引状況

事業者への排出枠割当方法は、基本的に各州に委ねられているが、90%以上の排出枠は四

半期別のオークションで割り当てられている。また、各事業者は左記オークションで得た排

出枠を二次市場(Intercontinental Exchange (ICE)または OTC 取引)で売買することも可能であ

る。なお、一次オークションでは、排出枠の下限価格が設定されており、2016 年は 2.10$/short

ton となっている。

排出枠を購入した事業者は、そのコストを加味して卸電力市場で電力を販売することにな

る。つまり、排出枠取得コストは卸価格に含まれており、コスト回収の可否は事業者の卸取

引の結果として定まっている。言い換えると、排出枠取得コストを需要家から確実に回収す

るメカニズムは存在しない。

図 2-25 CO2 排出枠価格の推移

出所）Annual Report on the Market for RGGI CO2 Allowance, 2015 (Potomac Economics, 2016)

CO2 排出枠のオークション価格は近年上昇傾向にあり、2014 年には 4.72$だったものが、

2015 年には 6.10$となっている。その理由として、Clean Power Plan の施行による CO2 対策

の強化見通し等が挙げられている。

(3) 排出量オフセット

CO2 排出量の上限制約を課せられる発電所を保有する事業者は、所定のクリーンなプロ

ジェクトを実行することにより、排出量の大 3.3%までをオフセットすることが出来る。

現状、オフセット対象となるプロジェクトは下記 5 種類となっている。いわゆる再エネ発電

プロジェクトはオフセット対象となっていない。

埋設メタンガス回収・分解

111

変圧器等の電気機器に封入されている SF6 の利用低減、漏えい防止

森林再生・森林管理による CO2 固定

建物における省エネプロジェクト（非電力分野のみ）

農業メタン排出抑制

(4) トラッキングシステム

主にオークションで発行される排出権には固有の番号が振られ、その取引はトラッキング

システムで管理される。RGGI では RGGI-COATS (CO2 emissions allowance tracking system)

という固有のシステムで管理されている。電源構成開示等に用いるCO2情報等はPJM GATS

に基づいて算出されており、RGGI-COATS は用いられていない。

ドイツ

基本情報

(1) 再エネ電力利用政策

ドイツにおける再生可能エネルギー普及政策の根幹をなすのは、2000 年に施行された再

生可能エネルギー法（EEG）で規定された固定価格買取制度（Feed-in Tariff、FIT）である。

再生可能エネルギーからの電力を 20 年にわたり固定価格で買い取ることで、投資家の事業

安定性と収益の確保を容易にする仕組みとなっている。また、買取価格は定期的に改定され、

引き下げられることで再生可能エネルギー電源の発電コストの低下を促す仕組みとなって

いる。

上記制度の結果、太陽光発電や風力発電の導入が想定を上回るスピードで進み、国民の再

生可能エネルギー普及に対する負担（賦課金）が上昇することに対する批判が大きくなった。

また、再生可能エネルギー電力が大規模に流れこむことによる大規模停電のリスクに対する

認知が進んだ

そこで、2014 年 8 月より、市場プレミアム制度（Feed-in Premium、FIP）が導入された。

FIP では、発電事業者は電力を自ら販売し、その販売量に応じてプレミアムを受け取る制度

である。これまでの全量買取と違い、再生可能エネルギー事業者にも販売責任が問われるこ

とになる。

ドイツでは、再生可能エネルギーの発電コストも劇的に下がり、陸上風力や太陽光発電は

設置条件によってはグリッドパリティを達成するまでにコストが低下している。このため、

FITの導入当初の目標の 1つである再生可能エネルギー電源の価格低下は十分に実現された

と見る向きもある。

EEG では、電力消費における再生可能エネルギーの割合を恒常的に費用効率的に高めて

いくことを目標としており、具体的な達成目標は次表のように定められている。

112

表 2-25 ドイツ再生可能エネルギー法における再生可能エネルギー導入目標

2020 年 2025 年 2035 年 2050 年

再生可能エネルギー

電力の割合 18% 40～45% 55～60% 80%

出所）再生可能エネルギー法

次図に、再生可能エネルギー電力の発電量推移並びに電力消費に占める再生可能エネルギ

ーの割合を示す。2015 年の時点で、再生可能エネルギー発電量は 187.3TWh にのぼってい

る。電力消費に占める再生可能エネルギーの割合は 31.6%にのぼっている。EEG に示され

ている導入目標を上回るペースで導入が進んでいることが分かる。

図 2-26 再生可能エネルギー電力の発電量推移

出所）Development of renewable energy sources in Germany 2015 (AEEEStat, 2016)

図 2-27 電力使用量に占める再生可能エネルギーの割合推移

出所）Development of renewable energy sources in Germany 2015 (AEEEStat, 2016)

113

再生可能エネルギー賦課金減免措置

2014 年 8 月に改正 EEG が施行されるまで、再生可能エネルギー比率の高い電力を販売す

る電力小売業者に対して再生可能エネルギー賦課金を一部または全部減免する再生可能エ

ネルギー賦課金免除措置が存在した。これにより、電力小売業者のグリーン電力調達力が上

がることで、グリーン電力の直接市場化を促す仕組みとなっていた。

まず、電力小売業者は再生可能エネルギー賦課金を、系統運営者を通じて支払っている。

この時、電力小売業者の販売する電力量の 50%以上が EEG の助成対象設備であり、かつ消

費者への給電量の 20%以上が風力または太陽光であれば、この小売業者は直接販売する電

力量（全量）に応じて、支払うべき再生可能エネルギー賦課金を 2 ユーロセント（以下 c）

/kWh 減免される。

この措置を受ける小売業者のメリットは賦課金免除という経済的メリットと同時に、電力

を「グリーン電力」として販売できる点にあった。一般的に固定価格買取制度の支援を受け

た設備の電力はグリーン電力として販売することはできないため、グリーン電力の市場化に

有効な手段と考えられていた。

2011 年には約 25TWh が賦課金減免措置を受ける形で、直接市場で販売された。これはド

イツ国内で供給された再生可能エネルギーのおよそ 20%にあたる。

また、導入当初は 50%が再生可能エネルギーであればよかったのだが、安い再生可能エ

ネルギーを調達するために既に長年稼働している水力やより安価な汚泥ガスや埋立ガスに

よる発電設備が多く利用されたため、EEG の目的である太陽光や風力などの新規設備の導

入に結びつかないとして、事後的に 50%条項に加えて少なくとも 20%が太陽光または風力

でなければならないという条件が追加された。

このように、再生可能エネルギー賦課金減免措置は一定の効果が認められたが、その後賦

課金の額が上がるにつれ以下の点が問題となってきた。

減免措置を受ける小売業者から電力を購入する者は、その電力が 100%再生可能エネル

ギーでなくとも賦課金を支払わなくても良いというのは不公平であり、EEG の目的で

ある再生可能エネルギー投資のコストを全員で負担するという主旨にそぐわない。

固定価格買取制度は技術や立地に応じて異なる買取価格が設定されているが、賦課金減

免措置の場合は再生可能エネルギー電源であればよいために、技術や立地に応じた差別

化ができないために古い水力などが大量に利用され、太陽光や風力の直接市場化に貢献

しない。

EUから賦課金減免措置が再生可能エネルギー普及を阻害しているという指摘を受けた。

さらに、2012 年より再生可能エネルギーの直接市場化の手段として市場プレミアム制度

が導入されており、1 つの目的に 2 つの手段が混在しているのは良くないという指摘もなさ

れるようになった。そのため、ドイツ連邦政府は 2014 年の EEG 改正をもって再生可能エネ

ルギー賦課金減免措置を廃止した。

(2) 証書を用いたグリーン電力活用制度

a. グリーン電力について

ドイツにおける再生可能エネルギー電力の普及拡大は、基本的に FIT の高い固定買取制度

114

に依拠している。他方、「グリーン電力」では、固定買取制度の支援を受けた電力をグリー

ン電力として販売すること認められていない。そのためグリーン電力小売業者は、グリーン

電力の調達を、卸市場で購入したグレー電力に追加費用を支払って調達したグリーン証書を

組み合わせるか、国内の再生可能エネルギー発電事業者に EEG による支援よりも魅力的な

価格を提示して売買契約を結んで調達している。小売事業者が電力を販売するときには、そ

の電源構成を公表することになっているが、そこでは FIT もしくは FIP といった賦課金の対

象になっている RES とそうでない RES は別物として示される。それぞれの場合の電気とお

金の流れは図 2-28 のとおり。

後述するが、実態としてドイツ国内の再生可能エネルギー電源の大半は、EEG に基づく

FIT や FIP の位置付けとなっており、グリーン電力用の証書発行を行っているのは、既存の

水力発電など一部の電源に限られる。原子力発電由来の電源は対象外。グリーン電力を名乗

るために必要な証書は、多くは国外（特に北欧の水力発電由来）から購入している。現在は

主に 3 つの証書が主に取引されている（Nordic Hydro Power / Alpine Hydro Power / Northern

Continental Europe Wind Power）。

図 2-28 FIT/FIP 電源とそれ以外の再エネ電源に関する電気とお金の流れ

出所）EGI プレゼン資料より

b. 証書制度(GOO: Green of Obligation)の概要

ドイツでは 2000 年より再生可能エネルギー証書システム（Renewable Energy Certificate

System、RECS）が試験導入された。また、2003 年にはハンブルグに管理組織である RECS

Deutschland e.V.が設立され、管理運用は Öko-Institut Freiburg が行っていた。しかし、2013

年より、RECS は発電源証明（EECS Guarantee of Origin、EECS-GO、ドイツ語では

Herkunftsnachweise、HKN）に完全に移行し、管理運用も連邦環境庁（Umweltbundesamt、

UBA）へと移管している。これは証書システムの欧州レベルでの統合を図る 2009 年の欧州

再生可能エネルギー指令（2009/28/EG）の要求事項に対応するための措置であった。制定し

たことで、これまでは事業者に紐づいていた環境価値が発電設備ごとになった。

c. グリーン電力販売事業者

ドイツ国内では、数多くの電力小売業者がグリーン電力メニューを提供しており、グリー

ン電力専門の小売業者や、グリーン電力とその他電力の両方を取り扱う企業など様々な業態

115

が存在している。

グリーン電力小売業者はグリーン電力発電事業者と相対契約を結び、グリーン電力を確保

することができる、また、相対契約を行うことで自社が調達する電力がグリーン電力である

ことを簡単に証明することができる。ただし、EEG の支援を受け取った設備が発電した電

力はすべて卸売市場に流すことが義務付けられているため、相対契約を通じて EEG の支援

を受け取っている発電設備からの電力をグリーン電力として調達することはできない。

EEG の支援を受けている電力はすべて従来型電源による電力と混ざる形でグレー電力と

して EEX で取引される。すべての電力事業者は、このグレー電力における再生可能エネル

ギー電源の割合を自社の再生可能エネルギー比率として電源構成に示すことができる。その

ため、ドイツでは既にすべての電力事業者が少なくとも 30%以上の再生可能エネルギー電

源比率を達成していることとなり、それ以上の再生可能エネルギー比率を達成するためには、

グリーン電力を調達すればよい。

ただし、現在までにドイツで設置されたグリーン電力発電設備のほとんどが EEG の支援

を受けている。そのため、ドイツ国内の多くのグリーン電力小売業者にとって、ドイツ国内

のグリーン電力を調達することは難しく、物理的電力とは別にグリーン証書を購入している。

このグリーン証書も EEX で購入することが可能である。

グリーン電力販売事業者とメニューの例として、以下のようなものがある

表 2-26 グリーン電力小売事業者の例電力小売業者内容

Elektrizitätswerke

Schönau

大で 5%の CHP 設備（天然ガス）以外は全て再生可能エネルギーによる「EWS グ

リーン電力」の販売。発電設備運営者は原子力業界との関わりが、全くないまた

はほとんどないこと。ラベルは TÜV Nord を利用。

Greenpeace Energy 低 50%の再生可能エネルギーと高 50%の天然ガス使用の CHP設備による電力を

グリーン電力とする。過密多頭飼育や遺伝子組換えを伴うバイオマスは対象外。

電力を伴わない発電源証明のみの使用はしない。全ての顧客が 5 年以内に 100%設

置 5年以内の新規設備による電力を使用する。ラベルは TÜV Nord。

Lichtblick ok-power の Händlermodell を使用。熱帯雨林の保護活動プロジェクトの他、近

では家庭用小型コジェネレーションの普及に力を入れている。グリーン電力の需

要供給間に生まれる差異は、電力市場からのその他エネルギー電力の買い入れで

埋め合わせている。逆に余剰のあるときに再生可能エネルギーによる電力を電力

市場に売ることで、グリーン電力 100%を保っている。ラベルは ok-power。

Naturstrom Grüner-Strom-Label の Gold を取得している 100%再生可能エネルギーによる電力

である。目下、中小規模の国内水力・風力設備からの電力が占める割合が多い。

そのことによって EEG 賦課金の恩恵を受けることができる。電力と切り離された

発電源証明だけの取引はしない。原子力や火力による発電をする企業とは取引し

ない。

Clean Energy

Sourcing

TÜV Rheinland のラベルを使用。再生可能エネルギーのみによる電力を産業・業務

用に提供する。電力とセットでない発電源証明の取引はしない。大口顧客優遇制

度適用需要者を含む特殊な契約による供給なので独自の価格帯を持つ。

Entega 家庭用グリーン電力メニューNATURpur は ok-power のラベルを使用。

lekker Energie 家庭用グリーン電力メニューlekker Strom は TÜV Nord のラベルを使用する。100%

再生可能エネルギーによる電力。他に ok-power Händlermodell を使用した別のグ

リーン電力メニューgeniaale Strom もある。

eprimo グリーン電力メニューeprimo PrimaKlima は TÜV Süd CMC Standard 83 によって

品質を保証。

Stadtwerke

München(SWM)

ミュンヘンの都市公社。グリーン電力メニューと通常の出力メニューを提供して

いる。

M-Ökostrom aktiv というグリーン電力メニューは水力のみによるもので TÜV Süd

Standard EE02 ラベルを使用。電力無しの発電源証明の取引を含む。

出所）各種資料より作成

116

d. 主なグリーン電力購入主体

ドイツ国内のグリーン電力の需要家は、契約数ベースでは大半が一般家庭である。連邦ネ

ットワーク規制庁によると 2011 年時点のグリーン電力メニュー契約数はドイツ全土で 550

万件であり、その内 500 万件が一般家庭であり61、これはドイツの電力契約数の 11.8%に相

当する。また、供給されたグリーン電力は合計 33.6TWh となっている62。

連邦ネットワーク規制庁（BNetzA）は毎年のグリーン電力の接続状況を公表している63。

ただし、契約数ではなく計測点の数で示している。契約数と計測点数の乖離について BNetzA

は説明していないため不明である。それによると、2013 年の一般家庭の計測点数は約 745

万点、電力量は 20.8TWh であり、これは計測点数については全電力供給の 17.0%、電力量

では 16.7%であった。また、その他終消費者（産業）は 67 万 3,000 件（16.3%）、27.5TWh

（8.3%）であった。このことから産業需要家は比較的小規模な事業所や店舗などがより契

約する傾向がある。

また、グリーン電力を購入しているのはビジネス顧客全体の 10～15%程度であり、また、

グリーン電力ラベルを取得したグリーン電力メニューを購入している企業の数はあまり多

くない。ラベル取得に費用がかかるためにラベル付きグリーン電力は割高になる傾向がある。

ビジネス顧客はより安価なグリーン電力を好むため、戦略上必要な場合を除いて、大手企業

ほどラベルなしのグリーン電力を好む傾向があると述べている。逆に経営者の個人的な嗜好

が反映されやすい小規模事業者や一般家庭はラベル取得グリーン電力を好む傾向が強い。

グリーン電力の購入理由

ドイツ商工会（DIHK）ではエネルギーに関して会員企業に行った調査結果を公表してい

る64。ここでは会員の 19%が既にグリーン電力を調達していると回答しており、ほぼ同数の

企業が検討中と回答しており、需要は拡大中と結論づけている。また、約 3 分の 1 の会員企

業がこれとは別にドイツ国内で発電されたことが証明できるグリーン電力であれば通常の

電力料金よりも多く支払う用意があると回答している。

サービス業でも調達意欲が高く、製造業でも低い。また、雇用者が 1,000 人を超える

大企業でも調達意欲は高く 29%が既に何らかの形でグリーン電力を購入していると回答し

ている。その主な理由は自社の持続可能性戦略や報告書に適合させるためである。

また、4 大電力会社のうちの 1 社への聞き取り結果では、需要家のグリーン電力調達理由

としては、大企業にとっては NGO 等によるプレッシャー、零細企業にとっては経営者の意

思などがあるのではないかと述べている。なおドイツでグリーン証明がほしい理由は、緑の

党が強いから。

e. 電源構成開示義務

ドイツでは、販売する電力の電源構成を消費者に提示することが、EEG にて義務付けら

れており、電力小売業者は自社の電源構成を割合で正確に提示する必要がある。

物理的な電力は送配電網に給電された時点で他の電力と混ざってしまうため、すべて発電

61 UBA：「UBA：「Marktanalyse Ökostrom」、2014、p.4 62 これには EEG による支援を受けたグリーン電力は含まれない。 63 BNetzA：「Monitoring Bericht 2014」、2014 64 DIHK：「Mehr Verlierer - weniger Gewinner」、2014

117

源不明電力（Strom unbekannter Herkunft）またはグレー電力（Graustrom）となり、需要家と

の紐づけはもはや困難となる。そのため、送電系統を利用して電力を販売するグリーン電力

小売業者は、通常の電力調達とともに販売量に応じたグリーン証書を取得することが不可欠

となる。また、EEG の支援を受ける電力は、EEX の電力卸売市場でグレー電力として取引

することが定められており、この電力に対して HKN は発行できない。

電源構成開示の例を以下に示す。デュッセルドルフ都市公社は一般的な電力とグリーン電

力メニューの両方を提供している。

このように、電源構成開示に提示されるグリーン電力は、固定買取制度に基づく再生可能

エネルギー電力と、②EEG の支援を受けない「グリーン電力」に分けられる。グリーン証

書は、②のグリーン電力を証明し、取引するために必要である。

出所）デュッセルドルフ都市公社ウェブサイトより作成

図 2-29 電源構成の回事例（デュッセルドルフ都市公社、2013 年）

証書の追跡制度

(1) 制度概要

欧州レベルの発電源証明（EECS-GO）は、多くを前身である RECS から受け継いでおり、

EECS-GO の目的も電力市場において物理的電力と環境価値を分離させ、別々の取引を可能

にすることでグリーン電力の普及を促進し、その取組をヨーロッパ単一市場で行うことであ

る。RECS は任意参加のシステムであったが、EECS-GO 導入によって発電源証明の導入が

加盟国に義務化された。

EU 再生可能エネルギー指令（2009/28/EG）は、発電源証明に対して、ダブルカウントを

避けること、公的援助を受けていないこと、証明する事項、12 ヶ月の有効期間などの詳細

を明記している。これによって公正・可視化された発電源証明の導入が加盟国に義務付けら

れ、グリーン証書の欧州レベルでの取引が活発化するとしている。

EECS-GO はすべて電子証書として発行され、国際取引もすべて電子情報によって行われ

る。データベースは欧州レベルでの管理も可能になっており、ダブルカウントをより確実に

防ぐことができる。また、これまでは政府の支援に頼りがちとなっていたグリーン電力に付

加価値を与えることで自立した市場の形成を促すことができる。

ドイツ国内で現在利用されている発電源証明 HKN は、EU 再生可能エネルギー指令を受

118

け、2002 年以来民間で運用されてきた RECS を公的機関である UBA が受け継いだものであ

る。ドイツでは HKN によって消費者を不当なグリーン電力から保護し、再生可能エネルギ

ーに経済的な付加価値を与えることで直接市場化による普及を促進することを目的として

いる。

認証対象と認められる電源は、水力、風力、太陽エネルギー、地熱、バイオマスを用いた

発電設備である（EEG 第 5 条）。また、HKN は、これらグリーン電力が送配電網に給電さ

れ、終消費者に供給されており、直接的な助成（EEG など）を受けていない場合に限っ

て発行される。そのため、発電のための電力消費、変電ロスや自家消費の電力に対しては

HKN を発行できない。

GOO における電力と証書の流れの概観は図 2-30 のとおり。

図 2-30 GOO の電力と証書の流れ

出所）EGI プレゼン資料より

(2) 証書での記載情報

HKN に記載すべきデータは少なくとも以下のものである。65

・設備の認識番号

・発行日と発行国

・再生可能エネルギー電源の種類と基本構成

・発電源証明に記載される電力の発電開始日と終了日

・発電設備の設置場所、設備容量、稼働開始年月日

・以下の援助を受けているか、受けている場合にはその種類と金額

65 この記載情報は EU レベルで統一されている。そのため、ここではドイツの HKN ではなく発電源証明と

している。

119

発電に使われる設備の投資助成

EU 再生可能エネルギー指令の定めるその他補助金

上記に加えて以下の情報が必要である。

・ HKN の発行機関

・発行機関より与えられた発電設備の登録番号

・発電設備の呼称

他に希望すれば以下の情報を記載することもできる。

・発電方法についての追加情報（ただし、記載には環境監査人による監査が必要）

・物理的電力と発電源証明が同時に取引された場合にはその旨を記載できる（その際、

電力会社の名称及び市場提携認証番号（Marktpartner-Identifikationsnummer）及び電

力の配達地域も記載する）

また HKN ごとに発電設備データも閲覧可能となっている。

発電設備データで閲覧可能なデータの例

発電設備認識番号設備の名前設備登録者（主に所有者）住所（どこまで詳細な住所が閲覧可能かは口座の種類によって異なる）設備容量設備稼働開始年月日設備の種類

(3) 運用体制

HKN の根拠法は EEG である。EEG は BMWi が管轄しており、HKN の運用にかかる政令

は BMU と経済技術省が管轄している。また、HKNR システムの運用実務は UBA が担って

おり、HKNR に登録されている HKN の発行、無効化を含むデータの管理も一括して行って

いる。

また、UBA は発電源証明発行機関連盟（Association of Issuing Bodies、AIB66）にドイツ代

表機関として参加している。AIB は各国の発電源証明発行機関を統括する国際的な組織であ

り、EU 加盟国は EECS-GO の施行が完了次第、代表機関が参加することとなっている。現

在 18 ヶ国が加盟している。AIB は証書の国際取引のためのサービスを提供すると同時に EU

や加盟国政府の意向を考慮したロビー機関でもあるため、公的機関と市場参加者の仲介機能

も果たしている。また、UBA は国外の EECCS-GO がドイツ国内で取引可能かを判断する役

割も担っている。

2014 年時点において、UBA 内で HKNR に従事しているものは 10 名であり、主に HKNR

運用ソフトウェアの管理とエラー対応を行っている。

図 2-31 は HKNR に関連する機関を概念図として示したものである。

66AIB ウェブサイト, http://www.aib-net.org/portal/page/portal/AIB_HOME

120

HKNR

UBAが管理

エコインスティテュートHKNR作成に関与

HKNR参加者

口座名義人

発電設備運営者

仲介業者

電力会社

サービス業者

HKNの移転などを口

座名義人に代わって

行う

環境監査人

発電設備の登録や変更の際に必要に応じて現場監査を実施

送配電網運営者

給電量などの必要なデータを提供

図 2-31 HKNR に関連する機関


HKNR の設計は、それまで RECS を運用していたエコインスティテュートが協力する形

で行われた。HKNR の設計について UBA は協力機関を公募入札で募集し、エコインスティ

テュートが契約した形となっており、REC の登録簿であった Blue Registry を運用していた

TÜV SÜD などは制度設計には直接関わってはいない。

再生可能エネルギー発電設備を HKNR に登録する際、または登録データを変更する際に

は環境監査人（Umweltgutacter）と呼ばれる監査員が現場検証を行う場合もある。環境監査

人にかかる要件は環境監査法/EMAS 政令に定められており、環境監査人になるためにはド

イツ環境監査人のための信任・認可機関（Deutsche Akkreditierungs- und Zulassungsgesellschaft

für Umweltgutachter mbH、DAU67）が定める再生可能エネルギー分野の監査認可を受ける必

要がある。DAU は有限会社であるが、UBA からの許可を受けて環境監査人の認可を行って

いる。環境監査人は個人であり、企業・機関として登録することはできない。2014 年 10 月

時点で DAU に環境監査人として登録されているのは 142 人である。

HKNR に口座を作ることができるのは①発電設備運営者、②HKN 取引業者（ブローカー

など）、③電力会社である。電力会社は自社で発電設備を所有している場合もある。HKNR

では HKN の移転のみを行い、HKN の取引契約などは HKNR 外で行い、UBA は契約内容に

ついては関知しない。

HKNR の利用は電子化された上ある程度自動化されているが、発電設備運営者などが

HKNR の操作を難しいと感じる場合もある。そういった場合に HKNR の HKN 移転などの

手続きを代行して行うサービス業者も存在する。

またHKN発行量の根拠となる給電量などのデータの取得と提供は発電設備が直接接続し

ている系統運営者が行っている。

67 DAU ウェブサイト, http://www.dau-bonn-gmbh.de/

121

運用コスト

HKNR の運用コストは年間 20 万€程度と見積もられている。また、今後の HKNR の運用

ソフトウェア開発にかかる費用として年間 15 万€が見積もられている。また、UBA 内の

HKNR 運用にかかる人件費は年 67 万€が見積もられている68。また、HKNR ソフトウェア初

期開発にかかった費用は 100 万€である。

運用コストは原則的に HKNR 利用者から口座開設費用と年間口座利用料、さらに HKN

の発行手数料を徴収して充てる。

(4) 認証手続き

原則的に、各発電設備のチェックなどは行われず、書類審査もない。HKNR への登録が

HKN 発行条件であり、すべて電子的に行われる69。HKNR を利用する再生可能エネルギー

発電設備は、送配電網に接続する際に系統運営者の確認と系統運営者側での登録が定められ

ており、UBA で別途監査する必要がないと判断しているからである。また、系統運営者は、

自己の送配電網に接続している再生可能エネルギー発電設備の情報を UBAに提供すること

が義務付けられている。ただし、一部の発電設備では、登録時に環境監査人による現場監査

が行われる場合がある。

環境監査人による現場監査が必要なケースは以下の場合である。これに当てはまらないケ

ースであれば HKNR の登録にかかる監査は必要ない。

・設備登録の際に監査が必要なケース

定格容量が 100kW以上でかつ直近 5年の間にEEGの定める固定価格買取制度、

市場プレミアム制度、グリーン電力免税措置による助成を受けた期間が 6 ヶ月

を下回る設備、または一度も EEG による支援を受けたことがない設備

混焼設備

「計測機器の設置状況が特殊」な設備70

・設備変更の際に監査が必要なケース

設備パラメーターが根本的に変更される場合（例：再生可能エネルギー電源の

変更）

・ HKN の発行にかかる監査が必要なケース

発行前：定格容量が 100kW 以上の混焼設備の場合、再生可能エネルギー由来の

電力量の確定手続きが必要（燃料の何%がバイオマス燃料なのか、など）、また

は揚水発電設備の場合も監査が必要

発行後：定格容量が 100kW 以上のバイオマス発電設備は監査が必要

・以下について追加情報が必要と判断された場合

設備の発電技術や発電方法について

オプションつき利用（部分的に直接給電する場合など）

68 Clearingstelle ウェブサイト, https://www.clearingstelle-eeg.de/files/HkNV_Begruendung.pdf 69 UBA の HKNR 口座開設用ページ, https://www.hknr.de/Uba/Registration/Start 70 ただし、どういった場合を特殊とするかについては言及がない

122

・その他、UBA が設備運営者に要求した場合

認証手続き

①口座開設

HKN を発行するため、設備運営者または電力会社は、まず UBA の HKNR に登録しなけ

ればならない。HKNR では、国内で発行された HKN の他に、国外の発電源証明（EECS-GO）

の認証、国内外での発電源証明の移転と無効化を管理している。そのため、発電業者以外に

も仲介業者、サービス業者、環境監査人、系統運営者も HKNR に口座を開設する必要があ

る。

・口座開設申請時に電子登録する情報（自然人）

（1）住所／氏名／電話番号／電子メールアドレス

（2）（あれば）付加価値税登録番号(Umsatzsteuer-Identifikationsnummer)

（3）登録者分類：設備運営者として／仲介業者として／電力会社として

登録情報は書面で証明する必要がある。この書面はスキャナーでデータ化した上、電子

データで提出する。同一人物が新たに別途口座を開設する際の証明手続きは不要。

・口座開設申請時に電子登録する情報（法人）

（1）名称／所在地／電話番号／電子メールアドレス

（2）口座を使用する自然人の住所／氏名／電話番号／電子メールアドレス

（3）（あれば）付加価値税登録番号(Umsatzsteuer-Identifikationsnummer)

（4）登録者分類：設備運営者として／卸業者として／小売業者としての登録

（5）法人あるいは個人会社として商業登記簿に登録している場合その登録番号

（6）書面による商業登記簿謄本の提出

登録情報は書面で証明する必要がある。この書面はスキャナーでデータ化した上、電子

データで提出する。必要な書類は登録法人の形態などによって異なる。また、口座を使用

する自然人は単数でも複数でもよい。また、この自然人は別口座の使用者であってもよい。

口座保持者は、サービス事業者である法人または自然人に、口座の使用権を委任すること

ができる。

②発電設備の登録

1 つの口座につき、口座保持者の所有する一つもしくは複数の、EEG の基準に該当するよ

うな再生可能エネルギー発電設備を登録することができる。

登録の際、以下の事項をオンライン登録簿に記入する

（1）自然人の場合、氏名。法人の場合、名称・所在地。

（2）設備の所在地詳細

（3）設備が接続されている送配電事業者の名称・住所。消費者に配電する事業者が複

数である場合はすべての事業者の名称・住所。

（4）電源の種類

（5）バイオマス設備の場合、バイオマスのみの設備か、混焼設備か

（6）設備の明確な呼称。あれば製造会社の呼称及び設備の型。

123

（7）あれば EEG 設備認識番号（EEG-Anlagenschlüssel）

（8）送配電網との結節点にある計器もしくは電力計測設備（Messstelle）の番号

（9）設備容量

（10）設備稼働開始日時

口座開設にかかる時間は記入情報の証明のための文書データの確認にかかる時間となり、

設備やケースによって異なる。

発電設備の登録は 5 年間有効となる。HKNR 開始後間もないため、登録後 5 年を迎える

設備は存在しないが、設備運営者や電力会社には 5 年ごとに電子メールで情報更新の確認依

頼が届くようになっている。例えば、設備の所有者に変更などあった場合にはこの機会に変

更できる71。何もしなければ登録情報は次の 5 年に自動的に繰り越される。

HKN の発行

HKN は給電量 1MWh に対して HKN1 単位で発行される。発行にかかる条件は以下のとお

り。

・設備登録が有ること、また、口座を所持する設備運営者による申請があること

・登録された設備が HKNR に記入された電力量を生産していること（場合によっては

環境監査人による監査が必要）

・系統運営者が登録事務所（UBA）に該当施設からの給電量を通知すること

・該当電力に対して既に HKN またはその他の証書が発行されていないこと

・ KWK 発電源証明が発行されていないこと

・該当電力が EEG§19 の補償を受けていないこと（これについても UBA への通知は系

統運営者が行う）

HKN 発行の申請は設備が発電する以前の時点で申請することができる。HKNR への登録

方法によって異なるが、自動振替口座を利用すれば HKN の発行は毎月完全に自動化されて

行われ、口座に書き込まれる。

設備運営者は HKN の発行申請時に申請する電力が公的助成を受けているか、受けている

場合にはどの公的助成を受けているかを申告しなければならない72。また、コージェネ発電

源証明を受けている場合も HKN は発行できない。

揚水発電による電力は揚水に使用した電力量や損失を差し引いた電力量に対してHKNを発

行する。

証書取引の状況

(1) 取引量

HKNR に登録された HKN の統計データは、UBA が月別に公開している。2016 年上半期

のグリーン電力の発電量と HKN の発行量を示したのが下図である。HKN1 単位は 1MWh

71ただし、情報の更新はこの時期に限ったものではなく、遅延がなければいつ行っても良いとされている。 72これは、EEG による支援以外の支援を指す。EEG による支援を受けている設備は HKN 発行の申請はでき

ない。

124

に相当する。

出所）UBA：「Statistik des deutschen Herkunftsnachweisregisters 2016」より作成

図 2-32 2016 年上半期の HKN の発行量とグリーン電力の発電量

2016年上半期 HKNの国内発行量は約 500万単位である。他方、他国からの輸入が約 38,550

万単位にのぼっており、若干の輸出を差し引いても、ドイツ国内で無効化される証書の大半

は国外からの輸入であることが分かる。

次図は、過去の発電源証明の総国際取引のうち、各国が輸入した割合と輸出した割合を並

べたものである。これを見ると、ドイツの輸入量は発電源証明の国際取引の 20%を占めて

いる一方、輸出は全体のわずか 2%となっている。このことから、ドイツは発電源証明の輸

入割合が EECS-GO 導入国でも多くなっているといえる。

出所）AIB ウェブサイト

図 2-33 HKN の国別輸入割合

(2) 価格

ドイツで取引されるグリーン証書は、多くの場合ブローカー経由の相対取引となっており、

価格の全体感把握は困難である。HKNR を管轄している UBA は、個別の取引は監督してい

ないため、相対価格の把握は行っていない。

ただし UBA は、2014 年の「Marktanalyse Ökostrom」において、北欧の水力発電の発電源

発⾏量ドイツ国内での

発電量

無効化量ドイツ国内発電量のうち、証書利⽤にともない無効化された量

期限切れ証書が発効されたものの、有効期限を過

ぎたもの

発⾏移転無効化輸出輸⼊期限切れ

陸上⾵⼒ 16,897 1 0 29,672 225,546 605,162 102,354 388,025 4,602洋上⾵⼒ 0 0 0 0 21,695 248,207 46,990 299,592 0

⾵⼒（カテゴリ不明） 0 0 0 8,706 54,191 275,725 6,503 118,696 77,376⽔⼒ 5,784,356 27,859 0 3,783,828 25,006,483 64,110,716 2,646,496 37,433,084 1,684,447

太陽光 322 0 0 868 2,695 2,378 0 727 84地熱 0 0 0 0 0 120,025 0 131,313 10

固形バイオマス 314,715 0 0 745,629 535,577 239,787 631,592 45,769 57,404森林由来バイオマス 0 0 0 0 4,037 4,037 0 32,659 0

⼯業プロセス副⽣成物 0 0 0 0 81 81 0 0 0埋設ガス 0 0 0 0 0 0 0 0 0汚泥ガス 156 0 0 503 0 503 0 0 0バイオガス 0 0 0 0 0 29,998 0 29,998 0⿊液発電 0 0 0 0 25,139 25,139 0 45,053 0

その他再⽣可能エネルギー 328,965 1,900 0 510,369 284,702 331,398 194,803 26,940 86,183合計 5,445,411 29,760 0 5,079,575 26,161,056 65,993,156 3,628,738 38,551,856 1,910,106

取引(HKN数)発電(MWh)

電源種

125

証明の価格について公表している。これは 2010 年から 2014 年までの週ごとのデータとなっ

ているが、2010 年と 2011 年が現物取引価格で、2012 年以降は発電源証明の先物取引価格を

示している。2011 年の価格が比較的高いのは、福島第一原子力発電所事故の影響とされて

いる。

出所）UBA：「Marktanalyse Ökostrom」、2014 より作成

図 2-34 北欧の水力発電の発電源証明の価格の動き

他方、発電源証明の卸市場を運営している EEX も取引データの一部を公開している。こ

れによると 2013 年 12 月と 2014 年 12 月の HKN の先物取引価格は次表のとおりであった。

表 2-27 EEX の HKN 卸市場の証明書価格（€、1 単位=1MWh）

2013 2014

GoO on Alpine Hydro Power 0.750 0.450

GoO on Nordic Hydro Power 0.100 0.045

GoO on Northern Central Europe Wind Power 0.250 0.210 出所）EEX ウェブサイト, 2013 年のデータは

（https://www.eex.com/blob/65402/0d72ab3bdb5619f1b675c7d6528d8e19/20131205-customer-information-fsp-goo-dec13-pdf-data.pdf）、2014 年のデータは

（http://www.eex.com/blob/81548/12c8b73f25a64cae1efac0f66e987fd0/ci-20141204-customer-information-fsp-goo-dec14-pdf-data.pdf）より作成

(3) 売り手

HKN の有力な売り手は主に北欧の水力発電事業者である。一例として 2012 年のノルウェ

ー国内の発電量で見た水力の割合は 95%であったが、ドイツを含む各国にグリーン証書を

売却したため、取引後の電源構成では原子力 45%、枯渇燃料 32%、再生エネルギーが 23%

となっている73 。

73 BA：「Marktanalyse Ökostrom」、2014

126

グリーン証書輸入の多くはブローカーを通じて行われているが、EEX も発電源証明の卸

売市場を開設している。EEX は現在 3 種類の HKN を取り扱っており、HKN の発行地域・

電源ごとに「Nordic Hydro Power」、「Alpine Hydro Power」、「Northern Continental Euroope Wind

Power」の 3 種類の商品が取引されている。ドイツ国内で発行される証書のみを取り扱う商

品はなく、「Alpine Hydro Power」でドイツ南部のアルペン地方の水力発電のみが取引されて

いる。

(4) 買い手

前項参照。

(5) グリーン電力ラベル

一般消費者にとって、調達された証書の量などを確認して、契約しているグリーン電力の

品質を判断することは難しい。そのため、消費者保護を目的として、グリーン電力メニュー

の品質を保証し、一般消費者のグリーン電力購入を容易にするラベルが多数存在している。

ラベルはグリーン電力商品に対して与えられるものであり、取引することはできないが、ラ

ベルの取得条件として適正な HKN の取得が挙げられていることがほとんどである。また、

ラベルの取得条件として再生可能エネルギーのさらなる普及拡大への貢献などを挙げてい

る場合が多く、グリーン電力ラベル（以下、「グリーンラベル」という。）はグリーン電力に

付加価値を与えると考えられている。

＜主なグリーン電力ラベル提供機関＞

TÜV SÜD Energie Vision e.V. GrünerStromLabel e.V. Verband der Technischen Überwachungs-Vereine

その他

(1) バンキング

バンキング・ボロウイングの概念は存在しない。電力会社は HKN を自社所有の発電設備

を用いて発行するか、他の発電事業者が発行したものを購入することができるが、HKN の

有効期限は 12 ヶ月であり、利用しないまま 12 ヶ月経過すると HKN は UBA によって無効

化処理される。

(2) 小売事業者に課せられる証書利用の上限値の有無

小売事業者に課せられる証書利用の上限値は存在しないと考えられる。

127

(3) FIT 制度との関係

前述記載事項を参照のこと

(4) 排出権取引制度との関係

本調査では明らかにならなかった。

(5) 証書取引価格水準を下支えする制度の有無

特に存在しないと考えられる。

(6) 証書制度が電源開発に与えるインセンティブ

国内の再エネ電源開発へのインセンティブは圧倒的に FIT/FIP 制度によるものであり、証

書制度の影響は小さいと考えられる。

128

英国

基本情報

(1) 再生可能エネルギー導入目標

英国政府は、EU 再生可能エネルギー指令（Directive 2009/28/EC）を批准しており、2020

年までに国内総エネルギー消費に占める再生可能エネルギーの割合を 15%にまで高める目

標を掲げている。これは、英国政府が承認している唯一の法的拘束力のある目標となってい

る。しかし再生可能エネルギー15%目標は英国政府にとって簡単なものではなく、この全体

目標を達成するために英国は 2020 年までに電力の 30%、熱の 12%、輸送部門については全

体の 10%を再生可能エネルギーで賄う個別目標を掲げている（表 2-28 参照）。74

表 2-28 英国の再生可能エネルギー目標（2020 年まで）

分野目標

全体目標 15%

熱 12%

電力 30%

輸送 10%

出所）DECC, The UK Renewable Energy Roadmap Update、2013 より作成

(2) 再生可能エネルギー導入の現状

英国の 2015年の電力部門における再生可能エネルギーの電力量は 83.3TWh（前年比 28.9%

増）、全電力量に占める割合は 19.1%であった。また、2015 年の再生可能エネルギーの設置

済み設備容量は 30.0GW（前年比 22%増）であった。

図 2-35 に、再生可能エネルギーの電源種別発電量の推移を示す。

図 2-36 に、2015 年の再生可能エネルギー発電設備の電源別の設置済み容量を示す。英国

では風力（洋上及び陸上）がも多く設置されており、次いで太陽光、植物由来のバイオマ

スが続いている。

図 2-37 に、2013 年の発電量を示す。太陽光は発電量では大きく落ち込み、代わって植物

由来バイオマス及び水力（大規模）が貢献している。

74 参照：DECC：「UK Renewable Energy Roadmap Update 2013」、2014

129

図 2-35 再生可能エネルギーの電源種別発電量の推移

出所）DECC, Digest of United Kingdom Energy Statistics (DUKES), 2015 より作成

図 2-36 英国の再生可能エネルギー設備の設置済容量（MW、20115 年）出所）DECC, Digest of United Kingdom Energy Statistics (DUKES), 2015 より作成

図 2-37 再生可能エネルギー設備の発電量（2015 年）

出所）DECC, Digest of United Kingdom Energy Statistics (DUKES), 2015 より作成

130


英国における再エネ電力利用義務に係る制度には、2002 年 4 月に導入された RO 制度

（Renewable Obligation：RPS 制度）と、2014 年に導入された差金決済取引（Contract for

Difference、CfD）の 2つが存在する。RO 制度は、電力供給事業者に販売電力の一定割合をグ

リーン電力とするよう義務付けた制度である。英国は RO 制度の下で成長した再生可能エネルギ

ー利用をさらに加速させるために、電力供給事業者に電力を市場で販売させ、販売量と時間に応

じて卸市場の電力価格と定められた買取価格の差額を決済する制度である CfD を導入した。英国

は、RO 制度から CfD 制度への移行により、再生可能エネルギー支援策を RPS から FIT へと転

換する方針である。

表 2-29 英国の再生可能エネルギー支援策

政策種類内容

Rnewable Obligation（RO） RPS 電力供給事業者に販売電力の一定割合をグリーン電力とするよう義務付ける。

Contract for Difference

（CfD）

FIT 電力供給事業者に電力を市場で販売させ、販売量と時間に応じて卸市場の電力価格と定められた買取価格の差額を決済する。


1）再生可能エネルギー義務（Renewable Obligation：RO 制度）

2002 年 4 月に導入された RO 制度は、電力供給事業者に販売電力の一定割合をグリーン電力

とするよう義務付ける制度であり、RPS の一種である。

RO 制度はガス・電力市場管理局（Office of Gas and Electricity Market、Ofgem）によって

管理運営されており、同局が適格発電事業者にグリーン電力購入義務証書［再生可能エネル

ギー義務証書］（Renewable Obligation Certificate：ROC）を発行する他、電力供給事業者が

Ofgem に提示した ROC が当該義務の遵守状況と合致していることを確認する。

CfD への移行に伴い、RO 制度は 2017 年 3 月 31 日をもって新規の発電設備には適用され

なくなる。ただし、2017 年までに RO 制度に基づき認証を受けている発電設備については、

当制度が 2037 年に終了するまで引き続き導入支援期間の適用を受ける。

電力供給事業者が調達すべきグリーン電力義務レベルは、毎年エネルギー・気候変動省

（Department of Energy and Climate Change、DECC）が設定する。英国の RO 制度では、調達

レベルは電力量（TWh）ではなく、電力供給事業者の売電量 1MWh あたりの ROC の調達義

務レベルとして定められている。

表 2-30 は、電力供給事業者が売電量 1MWh あたりに求められる ROC の義務レベルであ

る。

131

表 2-30 1MWh 当たりの ROC 義務

国・地域 2013/2014 年度 2014/2015 年度 2015/2016 年度 2016/2017 年度

イングランド、スコッ

トランド、ウェールズ 0.206 0.244 0.290 0.348

北アイルランド 0.097 0.107 0.119 0.142 出所）DECC, Calculating the Level of the Renewables Obligation for 2016/17, 2016；DECC, Calculating the Level of

the Renewables Obligation for 2015/16, 2015；DECC, Calculating the Level of the Renewables Obligation for 2014/15, 2014；DECC, Calculating the Level of the Renewables Obligation for 2013/14, 2013 より作成

RO 制度に参加するグリーン電力の発電事業者には、一定数のグリーン電力購入義務証書

（Renewable Obligation Certificate：ROC）が付与される。75これらの ROC は取引することが

でき、電力供給事業者が RO 制度に基づく自らの義務を果たすために再生可能エネルギー源

から十分な電力を調達していることを証明する際に用いる。RO 制度において適格と認めら

れる再生可能エネルギー源としては、風力、波力・潮流エネルギー、埋立地ガス、消化ガス、

地熱、水力、太陽光、廃棄物利用エネルギー、バイオマス、エネルギー作物、嫌気性消化ガ

スなどがある。ROC の発行量は再生可能エネルギー源によって異なり、対象エネルギー技

術ごとの発行量は、DECC が技術の成熟度やコストなどを考慮し、設定している。表 2-31

は、対象エネルギー技術毎の ROC の発行量を示している。

75 当初は、グリーン電力 1MWh につき 1 単位の ROC が付与された。2009 年に、「バンディング」が RO 制度に導

入され、技術ごとに異なる単位のROCが付与されるようになった。「ROC」という用語が用いられている場合には、イ

ングランド及びウェールズのグリーン電力購入義務証書（ROC）、スコットランドのグリーン電力購入義務証書

（SROC）及び北アイルランドのグリーン電力購入義務証書（NIROC）を表す。

132

表 2-31 2009 年から 2016/17 年度までの主要技術に対する ROC 発行数バンド

（対象エネルギー技術） 2009 年バンディング支援（ROC/MWh）

13/14 年度支援（ROC/MWh）




嫌気性消化ガス 2 2 2 1.9 1.8

高度ガス化・熱分解 2 2 2 1.9 1.8

標準ガス化・熱分解 1 2 2 1.9 1.8

バイオマス変換（発電設備またはユニット）

新規バンド 1 1 1 1

特定バイオマス*1 1.5 1.5 1.5 1.5 1.4

CHP（発電・熱供給）特定バイオマス*2

2 2 2 1.9 1.8

CHP による廃棄物利用エネルギー

1 1 1 1 1

陸上風力 1 0.9 0.9 0.9 0.9

洋上風力 2 2 2 1.9 1.8

太陽光 PV－建物設置型 2 1.7 1.6 1.5 1.4

太陽光 PV－地上設置型 2 1.6 1.4 1.3 1.2

潮力*3 2*4 5 5 5 5

波力*5 2*6 5 5 5 5

*1 特定バイオマスはイングランドでは上限枠 400MW、スコットランドでは上限枠 15MW が条件。 *2 0.5 の ROC CHP アップリフトを含む。 *3 潮力：各発電設備上限枠 30MW を条件として ROC5 単位。追加の設備容量を上記の上限枠 30MW に追加した場合には ROC2 単位。 *4 潮力：スコットランドのみ ROC3 単位。 *5 波力：各発電設備上限枠 30MW を条件として ROC5 単位。追加の設備容量を上記の上限枠 30MW に追加した場合には ROC2 単位。 *6 波力：スコットランドのみ ROC5 単位。

出所）DECC, UK Renewable Energy Roadmap Update, 2013 より作成

133

電力供給事業者が十分な ROC を調達できなかった場合、罰金として不足分をバイアウト

ファンドに払い込み、補填することが義務付けられている。表 2-32 に、この時の ROC1 単

位あたりの支払価格を示す。

バイアウトファンドの収益（管理費を差し引く）は、提示した ROC に応じて、電力供給

事業者に再配分される。

表 2-32 ROC1 単位あたりのバイアウト価格

国・地域 2012/2013 年度 2013/2014 年度 2014/2015 年度 2015/2016 年度

イングランド、スコ

ットランド、ウェー

ルズ

￡40.71 ￡42.02 ￡43.30 ￡44.33

北アイルランド￡40.71 ￡42.02 ￡43.30 ￡44.33 出所）Ofgem ウェブサイト,

https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/renewables-obligation-ro-buy-out-price-44-33-and-mutualisation-ceilings-2015-16 より作成、2016 年 10 月取得

2）CfD 型固定価格買取制度

2014 年後半から、英国政府は低炭素発電設備の支援策として差金決済取引（Contracts for

Difference、CfD）型固定価格買取制度（Feed-in Tariff、FIT）［固定価格買取差額決済制度］

を運用している。

CfD に基づき、適格発電事業者は自らの電力を市場で販売することによる収益に加え、「リ

ファレンス価格（reference price）」（電力の平均市場価格が目安）と「ストライク価格」（低

炭素発電事業プロジェクトを将来性のある投資提案にするために必要とされる金額相当額

を想定）との差額の払戻しを受ける。リファレンス価格がストライク価格を上回る場合には、

発電事業者はその差額を払い戻す必要がある。概して、発電事業者は、リファレンス価格と

同等の発電事業価格を達成しているならば、ストライク価格と同等の総収入を受け取ること

ができる（図 2-38）。

134

図 2-38 CfD 制度の運用の実例出所）DECC, Planning our electric future: a White Paper for secure, affordable and low carbon electricity, 2011 より

作成

3）RO 制度から CfD へ：制度移行の背景

RO 制度から CfD への移行は、再生可能エネルギー支援策を RPS から FIT へと転換する

ことを意味する。政府が挙げた RO から FIT へ移行すべき主な理由は以下の 2 点である。

1. RO 制度は再生可能エネルギー普及や脱炭素化の短中期的な目標を満たすには充分で

135

あったものの、モデル調査の結果によれば、長期的な脱炭素化目標を達成するためには

十分でない。理由としては、RO 制度の複雑性のため、比較的小規模な市場参加者や外

国の投資家の参入が妨げられていることが挙げられる。

2. RO 制度下での収益構造には、相当の不確実性が存在する。まず、発電事業者が発電設

備から受け取ることができる ROC の発行数は認証時、すなわち発電設備が建設され、

グリッドに接続された後に決定されるため、計画段階で収益の予測が難しい。次に、

ROC の価格はあらかじめ設定されておらず、市場実勢によって絶えず変動する。こう

した不確実性のため、さらなる資本コストの無駄が発生する。

これらを踏まえ、英国政府は CfD の RO に対する優位性について以下のように論じた。

CfD により、政府は脱炭素化長期目標達成の可能性を高めることができる。第一に、CfD

は比較的複雑性が少なく、外国の投資家にも馴染みやすい。したがって多くの外国から

の投資を呼びこむことができると考えられる。第二に、CfD は（投資家が実際に長期的

な目標を立てることができ、収益の流れも安定するため）投資リスクを低減することが

できる。概して、より多額の投資が行われると見込まれる。第三に、CfD による支援制

度は再生可能エネルギーに限定されておらず、原子力や二酸化炭素貯留（Carbon Capture

Storage：CCS）技術に対する支援も含むという点で、より柔軟性が高い。

CfD はコスト効率性に優れている。収益リスクの低減により、事業者の資本コストを低

減できる。

また、政府は CfD の導入に先立って RO 制度の後継策として市場プレミアムによる固定

価格買取制度（Premium Feed-in Tariff：PFIT）及びドイツなどが導入している固定価格買取

制度（Fixed Feed-in Tariff：FFIT）についても検討した。PFIT とは卸電力価格に一定額の価

格を上乗せして発電事業者に支払う制度であり、FFIT とは電力を市場で販売するのではな

く、給電量に応じて予め設定された買取価格を支払う制度である。英国政府は以下の 3 つの

基準を中心にそれぞれの制度を評価し、CfD が総合的にも優れていると結論付けた。

136

表 2-33 CfD とその他の制度の比較

制度内容評価

コスト効率 EMR の他の要素との整合性

持続性

CfD

卸電力市場で販売した電力量について、卸電力の平均価格とトリガー価格の差額を決済する。

発電事業者に価格シグナルに基づいて、効率的に発電・売電するモチベーションが働く。

市場メカニズムが働きやすい環境を実現できる。ターゲット価格の調整が可能で、グリーン電力供給事業者の収益への影響を抑えつつ、その他の支援策と整合性を取ることができる。

卸市場で収益を受け取るため、卸価格が上がれば政府の支払いを削減できる。

PFIT

卸電力市場で販売した電力量について、売上に一定のプレミアムを支払う。

化石燃料の価格が劇的に上昇すれば（卸価格が上がり）、グリーン電力発電事業者の利益が大きくなりすぎる。

RO 制度に最も近く、移行が容易。

卸市場で収益を受け取るため、卸価格が上がれば政府の支払いを削減できる。

FFIT

発電した電力量について一定の買取価格を支払う。

投資リスクが低く、資本調達コストが抑えられる。

政策パッケージとしてみた時に、FFIT の独立性が高く、他の政策との柔軟な調整が難しい。

仕組みとしてシンプルである。卸価格と連動しないため、政府の支払いが大きくなる。

出所）DECC, Electricity Market Reform より作成

4）RO 制度から CfD への移行プロセス

RO 制度は段階的に CfD に移行する。例外規定を除き、以下の規則が「移行期間」（2014

年の CfD 制度の導入から、2017 年 3 月 31 日の新規の設備容量に対する RO 制度の終了まで

の期間）について適用される。2017 年 3 月 31 日までに RO 制度による認可を受けた設備の

支援が終了する 2037 年をもって RO 制度は完全に廃止される。

2014 年から 2017 年までの新規設備に関する規定

新規の適格発電事業者は CfD または RO 制度の支援メカニズムから 1 つを選択

する権利を有する。発電事業者は、1 つの発電設備について 1 つの支援形態の

みを選択することができる。

既に RO 制度の認可を受けている発電設備は、CfD に基づく支援を受けること

はできない。これは RO 制度に基づく支援期間が終了した後も有効であり、当

該設備は RO 終了後であっても CfD に基づく契約を締結することはできない。

5MW 以内の発電容量の追加を希望する RO 認可発電設備の事業者は CfD では

なく RO 制度に基づき、かつ 2017 年 3 月 31 日までに限り増設を行うことがで

きる。

現在 RO 認可発電設備を運営している会社が投資契約（下記参照）または CfD

に基づいて発電設備を増設し、発電容量を増強する場合であっても、RO 制度

の認可を受けることはできない。

137

発電設備の新設または設備容量の増設について、投資契約、RO、CfD のいずれ

の制度による支援も拒否された場合、発電事業者は代替制度を申請することが

できる。

以下の特殊な状況下では、発電設備を両支援制度併用設備（Dual Scheme Facilities、DSF）

とすることができる。

移行期間の例外規定

5MW 以下の容量の増強を希望する RO 認可発電設備を所有する発電事業者

RO 混焼バンドとして認可を受けた発電設備または発電ユニットで、混焼割合

に基づいてバイオマスまたは転換バンドとして ROC の発行請求を行ったこと

がない設備について、これをバイオマス発電設備に転換したいと望む事業者は

この設備の RO 認可を取り消し、転換設備について CfD の認可を申請、または

投資契約を締結することができる。これらの事業者は、発電設備全てまたは個

別の発電ユニットを転換することができる。後者を選択する場合には、これら

が DSF となる。

未登録の発電用タービンの追加を希望する RO 認可洋上風力発電設備による発

電事業者は、新規設備を増強する際に DSF に申し込むことができる。ただし、

既に CfD 認可を受けた、または投資契約を結んだ設備を所有している場合、そ

の事業者は新規設備について RO の認可を申請することはできない。

RO 制度の新規設備容量についての受付が 2017 年 3 月 31 日に終了しても、表 2-34 の条

件のうちのいずれかが満たされている場合には、終了日以降でも RO 制度を申請することが

認められる。76

表 2-34 2017 年 3 月 31 日以降も RO 制度に申請できるケース

猶予期間条件「レーダーまたはグリッド接続遅延」猶予期間

2017 年 3 月 31 日までに稼働開始を予定していたプロジェクトに遅れが生じた場合を考慮して、レーダー及びグリッド接続遅延に対処するために12ヶ月の猶予期間が設けられる。

「署名済み投資契約」猶予期間投資契約を締結したプロジェクトの場合、これらの契約が特定の事情により解除されるかまたはキャンセルされた場合を考慮して 12 ヶ月の猶予期間がある。

「特定バイオマスキャップ」猶予期間

400MW 以下の特定バイオマスキャップの一部が割り当てられたプロジェクトの場合、18 ヶ月の猶予期間がある。

「財務上の意思決定を可能にする」猶予期間

基準日（10 月 31 日または RO 終結命令の発布の 2 ヶ月後のいずれか遅い方）より前になされた重大な財務上の意思決定や投資のエビデンスを提示することができる洋上風力発電、及び高度転換技術（標準ガス化・高度ガス化・熱分解）プロジェクトであり、当該プロジェクトが 2017 年 3 月

76 参照：グリーン電力購入義務終結命令 2014; Ofgem, Renewables Obligation : Guidance on the transition period Draft supplementary guidance, 2014; Ofgem, Renewables Obligation: The ’enabling financial

decisions ’ grace period, 2014

138

31 日以前に稼働開始が予定されていた場合、12 ヶ月（バイオマスの場合は 18 ヶ月）の猶予期間がある。77

「スコットランド洋上風力」猶予期間

試験用・実証用風力タービンまたは浮体洋上風力タービンを利用する発電設備の場合、18 ヶ月の猶予期間がある。

出所）Ofgem, グリーン電力購入義務終結命令 2014 より作成

なお、大型プロジェクトの遅延を防止するため、国務大臣が電力市場改革（Electricity

Market Reform、EMR）の実施に先立って「投資契約（Investment Contracts）」（事実上は CfD

の初期形態）を締結することを可能にする法的枠組み（再生可能エネルギーのプロセス促進

のための終投資決定（Final Investment Decision：FID）を制定した。

5）証書を用いたグリーン電力活用制度

英国には、2016 年 10 月現在、再生可能エネルギー義務証書（Renewable Obligation

Certificate：ROC）、及び再生可能エネルギー発電源証明（Renewable Energy Guarantee of

Origin：REGO）という 2 種類のグリーン電力に関する証書がある。またそれら以外にも、

気候変動税免除証書（Levy Exemption Certificate：LEC）という証書が存在したが、2015 年

8 月で終了した。表 2-35 に、それら 3 種類のグリーン電力証書の概要を示す。

表 2-35 英国のグリーン証書

ROC REGO LEC （終了）

用途

RO 制度の認可を受けた設備か

らの発電量に応じて発行されて

おり、電力供給事業者の再生可

能エネルギー義務の遵守証明に

用いる。

電力供給事業者の電源構成開示

の際、再生可能エネルギー源の

根拠として利用する。これにつ

いては LECと共用することが認

められている。

CCL 免除の電力料金メニューを

提供する際にグリーン電力を証

明するために使用される。

1MWh あたり

発行量

使用する再生可能エネルギー技

術に応じて 1MWh あたりの発行

数が定められる。

1MWh につき 1 単位発行され

る。

1MWh につき 1 単位発行される

物理的電力と

証書の紐付き

物理的電力と証書は分離して取

引される。

EU レベルでは、物理的電力と証

書の分離取引が認められてい

る。

ただし、英国では発電事業者と

供給事業者のグリーン電力供給

契約に付随して取引され、供給

事業者にとってREGO単体に金

銭的価値はなく、REGO のみの

取引もされない

発行元となる電源で発電した物

理的電力とセットで取引されな

ければならない。

証書の有効期

限

20 年間の RO 制度支援期間内

ただし、2037 年 3 月 31 日以降

の発電については ROC 発行不

可

有効期限は最初の発電月から 16

カ月（2010 年 12 月 5 日以降に

発行された REGO の場合）

有効期限の定めはないが、電力

供給事業者は発電から 2 年以内

に LECを英国内におけるグリー

ン電力及び、CHP 電力の供給に

対する割り当てが求められる最終購入者電力供給事業者電力供給事業者電力供給事業者

取引主体発電事業者と専門のグリーン証

書取引業者

発電事業者と供給事業者のグリ

ーン電力供給契約に付随して取

引

発電事業者と専門のグリーン電

力証書取引業者


77 参照：Ofgem：「Renewables Obligation: The ʹenabling financial decisions’grace period」、2014

139

a. ROC

ROC は、RO 制度の下で認可された発電事業者に Ofgem が発行する電子証明書である。

使用する再生可能エネルギー技術に応じて、Ofgem がグリーン電力 1MWh につき 0.9～5 の

範囲の ROC を発行する（表 2-31 参照）。すべての ROC は、再生可能エネルギー・CHP 登

録簿［レジスター］（Renewables and CHP Register）を通じて電子的に発行、保有、移転され

る。ROC には 2 つの義務期間からなる有効期限がある。78第一に RO 制度の認可期間は 20

年であり、この支援期間を過ぎた発電設備から発電する電力は ROC は発行できない。第二

にすべての RO 認可設備の終期限となる 2037 年 3 月 31 日以降の発電については ROC を

発行することはできない。79

ROC は発電事業者と専門のグリーン証書取引業者によって取引される。電力供給事業者

が ROC の終購入者である。RO 制度による義務レベルの遵守の証明のため、電力供給事

業者は Ofgem に一定数の ROC を提出する必要があり、ROC はここで無効化される。もし、

電力供給事業者が十分な ROC を提示できない場合にはバイアウトファンドに罰金を払い込

まなければならない。電力供給事業者にとってこの RO 制度の遵守状況を実証するための

ROC 購入は義務である。電力供給事業者はグリーン電力を購入せずに、ROC のみを購入するこ

とで RO 制度に基づく義務を満たすことができる。

b. REGO80

REGO は、EU 再生可能エネルギー指令で規定される、認可された発電事業者（またはそ

の代理人）に対して Ofgem が発行する電子証明書である。Ofgem は、再生可能電力 1MWh

につき 1 単位の REGO を発行する。すべての REGO は、再生可能エネルギー・CHP 登録簿

（Renewables and CHP Register）によって電子的に発行、保有、譲渡される。登録簿では、

REGO が存在するか、登録名義人は誰か、及び REGO の登記事項を提示する。2010 年 12

月 5 日以降に発行された REGO の有効期限は初の発電月から 16 カ月である。81REGO は

発電事業者とその代理人が取引できる。

REGOは、Ofgemによって欧州再生可能エネルギー発電源証明（European Renewable Energy

Guarantee of Origin）制度に準拠したグリーン証書制度として管理運営されている。したが

って、他の EU 加盟国によって発行されたグリーン発電源証明は、一定の条件の下で英国内

の供給事業者の電源構成の開示目的のために REGO の代わりに使用することができ、また

REGO は、他の国において当該国の所管機関による認証を受けている場合には、他の国のグ

78 このことは、2012/13 年度に発行された ROC については、認可を受けた電力供給事業者が 2012/13 年度と

2013/14 年度における自らの義務を果たすため償還するに適格であることを意味する。 79 参照：Ofgem：「Renewables Obligation : Guidance for Generators」、2014。なお、認可日が 2008 年 6 月 25

日以前の発電設備の事業者は、2027 年 3 月 31 日以降の発電について ROC が発行されない。これには、2008 年

6月 25日以前に発電設備で運転開始された追加設備容量も含まれる。オフショア風力発電設備については、特例

が適用される。参照：Ofgem：「Renewables Obligation : Guidance for Generators」、2014 の 5.23 80 参照：欧州連合（EU）指令 2001/77/EC及びEU指令 2009/28/EC、2003年電力（再生可能エネルギー源由来電

力の再生可能発電源証明）規則及び 2010 年同改正、ならびに 2003 年電力（再生可能エネルギー源由来電力の

再生可能発電源証明）規則及び 2008 年、2010 年、2011 年同改正、Ofgem：「Renewable Energy Guarantees of

Origin (REGOs): Guidance for generators , agents and suppliers)」、2011 参照 81 北アイルランドの REGO については 19 カ月

140

リーン発電源証明としても使用することができる。

EU レベルでは、原則的には REGO は物理的電力と分離して取引することが認められてい

るため、再生可能エネルギーによる発電事業者が REGO と切り離して販売した物理的電力

については、その電力は環境的付加価値を喪失しているとみなし、この物理電力のみを購入

した供給事業者は、これをグリーン電力として終顧客に開示または販売してはならない。

ただし、英国では発電事業者と供給事業者のグリーン電力供給契約に付随して取引される。

そのため、供給事業者にとっては REGO は単体で金銭的な価値を有さず、REGO のみの取

引もされない。

英国における REGO には 3 つの目的がある。主な用途は、電源構成開示の再生可能エネ

ルギー源の証明としての利用である。通常、発電事業者は電力供給事業者に販売する物理的

電力とセットで自らの REGO を取引する。REGO を購入した電力供給事業者は自らの電源

構成の一定の割合が再生可能エネルギー源によるものであることを立証するためにそれを

使用する。

別の REGO の用途として、グリーンエネルギー供給事業者認証制度（Green Energy Supplier

Certification Scheme：GESCS）がある。GESCS の目標は、自らが「グリーン」電力メニュー

で購入しているエネルギーが再生可能エネルギー源によるものであること、また、このメニ

ューが電力供給事業者の既存の義務制度（RO 制度）によって生み出される環境便益を上回

る便益を有していることを家庭向け電力顧客や小企業に明確に示すことにある。

GESCS の運用を規定するグリーン調達ガイドラインは、電力供給事業者に対して「ボリ

ュームテスト」を申請することを義務付けている。このテストに合格するためには、電力供

給事業者はグリーン電力メニューによる電力供給に相当する数の LEC または REGO（また

は認定された GoO：Guarantee of Origin）を保有していなければならない。

後に、REGO は温室効果ガス排出量報告の用途に使用することができる。2006 年会社

法により、ロンドン証券取引所のメイン主要市場又は EEA（欧州経済領域）で上場してい

る、またはニューヨーク証券取引所（NYSE）もしくは NASDAQ で取引することが認めら

れている英国のすべての法人に対して温室効果ガス排出量報告義務制度が導入された。この

報告制度は、2013 年 9 月 30 日以降の会社報告対象年度に適用される。

c. LEC82

LEC は、Ofgem が認可した発電事業者に対して発行する電子証明書である。83一部の産業

部門（工業、商業、農業、公共サービス）の産業需要家は、電力やガスなどの特定のエネル

ギー製品にかかる気候変動税（CCL）を支払わなければならないが、再生可能エネルギー源

による電力は、CCL の課税対象にはならない。そのため、多くの電力供給事業者は産業需

要家に対して CCL が免除されるグリーン電力メニューを提供している。CCL の免除を受け

るためには、グリーン電力の調達とともに気候変動税免除証書（LEC）も確保しなければな

82 参照：2000 年財政法、2001 年気候変動税（一般）規則ならびに 2003 年、2007 年、2009 年、2010 年、2011 年、

2012 年及び 2013 年の同規則改正、また、Ofgem：「Climate Change Levy exemption for renewables : Guidance for generators and suppliers」、2008 も参照 83 北アイルランドに所在する発電設備の LEC を除く。これらは北アイルランド事業体規制庁によって発行される。

（参照： http://www.uregni.gov.uk/social_environmental/projects/）

141

らない。産業需要家に CCL 免除の電力メニューを提供することを希望する電力供給事業者

は、発電事業者から LEC もあわせて調達する必要がある。84ただし前述の通り、2015 年 7

月を後に CCL の課税免除措置は終了したため、現在、LEC は発行されていない。

Ofgemは、英国で消費されるグリーン電力 1MWh につき 1 枚の LEC を発行する。LEC は、

再生可能エネルギー・CHP 登録簿を通じて電子的に発行され、保有され、譲渡される。LEC

には有効期限の定めはないが、電力供給事業者は発電から 2 年以内に LEC を英国内におけ

るグリーン電力及び、CHP 電力の供給に対して割り当てることが求められる。

LEC は発電事業者と専門のグリーン電力証書取引業者によって取引される。電力供給事

業者が LEC の終購入者である。ROC（及び REGO）が電力供給とは別に取引されるのに

対し、LEC は発行元となる電源で発電した物理的電力とセットで取引されなければならな

い。電力供給事業者が十分な LEC を有しているが、電力供給が再生可能なエネルギー供給によ

ってバックアップされていないというエビデンスがある（たとえばグリーン電力の発電設備が発電し

た電力をグリッドに送電する物理的な能力がない）場合には、CCL 免除の電力メニューのステータ

スは付与されない。


(1) 制度概要

RO 制度は、グリーン電力促進のために電力供給会社にグリーン電力の購入を義務付け、

調達にかかる費用の一部をバイアウトファンドを通じて支援する制度であり、供給事業者の

グリーン電力調達の証明にグリーン証書（ROC）が用いられる。ROC は完全に電子化され

た電子証書であり、発電された正味のグリーン電力量に基づいて Ofgem が認可した発電事

業者に付与される。


ROC に記載される電源情報は以下の通りである。

当該証書が ROC であること

認可発電設備が所在する国

発電年月

バンディング［差異化］・グランドファザリング識別コード

発電方式

ROC 請求の根拠命令及び発電設備の説明

84 LEC は基礎となる物理的電力と一緒に取引される必要がある。電力供給事業者が十分な LEC のみを所有して

いても、LEC が物理的電力とひも付けされているというエビデンスがない場合（たとえばグリーン電力の発電設備が

発電した電力をグリッドに送電する物理的な能力がない）、その LEC と別途（例えば卸電力市場などから）調達した

電力を組み合わせて CCL 免除の電力メニューとして提供することはできない。参照：

https://www.gov.uk/government/publications/excise‐notice‐ccl14‐electricity‐from‐renewable‐sources/excis

e‐notice‐ccl14‐electricity‐from‐renewable‐sources

142

証書番号

図 2-39 ROC の開示内容

出所）Ofgem, Renewables Obligation : Guidance fo Generators, 2014 より作成

(3) 運用体制

図 2-40 は、RO 制度の運用体制を示したものである。

143

図 2-40 RO 制度の組織図

出所）Ofgem, Renewables Obligation - Annual Report 2012-13, 2013；Ofgem, Renewables Obligation : Guidance for Generators, 2014 より作成

エネルギー・気候変動省（DECC）大臣

RO政策を策定する、毎年の義務レベルを設定する

Ofgem

RO政策を管理

・発電設備のリストを認可し公表

・ROCを発行・消除する

・ROCの登録簿を開設し維持管

理する

・政令の要求事項の遵守状況を

監視する

・バイアウト価格と相互扶助基

金補填上限額を算定する

・バイアウト価格や遅延支払金

を電力供給事業者から受領しこ

れらの資金を再分配する

電力供給事業者

ROCの提出、バイアウトの支払、

または両者の組み合わせによっ

て、ROを遵守する

・義務期間中に供給した電力の

量を概算し、この概算をOfgem

用のコピー添付のうえ6月1日ま

でにDECCに送付する

・7月1日の義務期間中に供給し

た電力の最終数字をOfgemに提

出する

・自らの義務の全部または一部

の履行において8月31日までに

バイアウト支払を行う

・自らの義務の全部または一部

の履行において9月1日までに

ROCを提示する

・請求があれば、未履行の義務

を満たすために10月31日までに

遅延支払を行う

許可された発電事業者

ROを遵守しROCを受領し取引す

る

・年次届出書を提出する

・検針を行う

・監査人に便宜を供与する

・Ofgemからの問い合わせに回

答する

・ROCを取引する

Elexon

Ofgemが電力供給事業者の供

給量を確証することができるよう

にOfgemに決済金額を提供する

電力供給事業者の外部監査人

Ofgemが契約、Grant Thornton UK LLP

(2012/13)

発電事業者の外部監査人

Ofgemが契約、Black & Veatch (2012/13)

取引業者

発電事業者から、ROCを購入し

て電力供給事業者に販売する

144

(4) 認証手続き

1）申請から認証までのステップ85

所有する発電設備から ROC の発行を受けたい発電事業者は、当該発電設備について

Ofgem の認定を受ける必要がある。

ステップ 1：発電設備の事業者は、自らの組織のアカウントを再生可能エネルギー・CHP

登録簿に登録する。

ステップ 2：発電事業者は、再生可能エネルギー・CHP 登録簿を介してオンラインで RO 認

可申請を行う。まず発電事業者は、当該発電設備の仕様に基づいて、「認定ウィザード

（Accreditation Wizard）」にしたがって一連の質問に回答していく。各事業者が回答すべき

質問は認定ウィザードが決定する。認定ウィザードにしたがって必要事項の入力を済ますほ

か、事業者は下記の届出書類に署名の上、Ofgem に提出しなければならない。

発電した電力の使用方法または供給方法に関する申告フォーム。

発電事業者が RO 制度に基づき Ofgem に提供したか、または提供すべき情報があれば、

その情報を補強する書類を届出る。この届出には、発電設備または発電設備で使用する

燃料を変更または更新した場合には、いかなる時点においても 2 週間以内に Ofgem に通

知する旨の声明も含まれる。

下記の情報も申請書に添えて提出しなければならない。

発電設備で使用する電力メーターのメーカー名、型式及び製造番号

電気系統図

発電設備の全設備容量（Total Installed Capacity：TIC）と届出た正味の設備容量（Declared

Net Capacity：DNC）（これらの設備容量について Ofgem が第三者による確認を求めるこ

とがある）

当該発電設備の予備の発電設備があるか否か

さらに、申請者は下記の条件を満たすことに同意しなければならない。

Ofgem の許可を受けた者に発電が行われる施設構内への立入権を付与すること、上記の

許可を受けた者に合理的な援助を提供すること、及び上記の許可を受けた者が資料収集

や写真撮影を行うことを許可すること。

上記の許可を受けた者が施設構内にあるもの（電力メーターなど）を検査・試験し、分

析及び検査のために装置等を取り外すこと。

上記の許可を受けた者が発電または電力供給及び電力メーターの提供に関する記録を

点検及び複製することを許可すること。

提供された情報の正確性を確認するため（たとえば、認可の時点において提供された情

報の正確性を確認するため、または毎月のサンプル分析に供されたメーターの示度、も

85 参照：Ofgem：「Renewables Obligation : Guidance for Generators」、2014；Ofgem：「Ofgem Renewables

and CHP Register ‐ System User Guide」、2014

https://www.ofgem.gov.uk/environmental‐programmes/renewables‐obligation‐ro/information‐generators/

fuelled‐stations‐and‐fms

145

しくは使用電力量、または毎月のサンプル分析の正確性を確認するため）の現場視察及

び抜取検査を受諾すること。

サイト外測定が行われる場合において、申請者が契約しているあらゆる当事者が上記の

条件を満たすことを確実にするために全力を尽くすことによってサイト外測定施設へ

の立入を許可すること。

要請があれば、発電設備の事業者が当該命令を遵守する旨の毎年の届出を行うことに同

意すること。

要請があれば、利害関係のない監査人の報告書を提供することに同意すること、及び個

別の状況において適用されうる（発電設備の種類にもよる）その他のあらゆる証拠上の

要求・要件をみたすこと。

また、再生可能エネルギー源ごとに異なる追加規則が存在する（表 2-36 参照）。

146

表 2-36 RO 認可にかかる再生可能エネルギー別の追加規則再生可能エネルギー追加規則

洋上風力洋上風力発電設備の運営事業者は上記のほか、タービンも Ofgem に登録しなければならない。このため、これらの事業者は登録対象の各タービンを書面で特定し、その配置場所または提案された配置場所を特定し、各タービンの全設備容量を明記し、発電事業者が登録開始を希望する日付を明記しなければならない。 2011年 4月 1日またはそれ以後に認可された洋上風力発電設備についてタービンを登録するときは、下記の規則が適用される。初の登録申請は、全設備容量が初の登録に基づく発電設備の認

可された設備容量の 20%以上に相当するタービンについてなされなければならない。

登録しようとするタービンは、現在稼働中であっても装備予定中であってもよい。

発電事業者は、認可された設備容量を形成する（複数の）タービンを大 5段階までに限り登録することができる。

タービンは、発電設備が認可を受けた日から 5 年間、またはそれ以上にわたって登録することができない。

2011年 4月 1日より以前に認可された洋上風力発電設備に増設された追加設備容量についてタービンを登録するときは、下記の規則が適用される。発電事業者は、このようなタービンを大 5 段階までに限り登録す

ることができる。及び、タービンは、追加のタービンが発電設備に初に増設されて発電に

使用された日から 5 年間、またはそれ以上にわたって登録することができない。

コージェネ RO 制度の適格基準を満たしていて、RO制度に基づく支援を請求することを希望する CHP 発電設備の事業者は、届出書（ROO［再生可能エネルギー使用義務指令］第 28 条による）を Ofgem に提出して RO 制度に基づく支援を請求することを希望する年度を通知することによって、請求を行わなければならない。

燃料方式発電設備

（主にバイオマス）

使用される燃料及び技術にもよるが、燃料方式発電設備は、下記の文書のうち一点または二点以上を RO 制度に係る申請書に添えて提出しなければならない。標準 FMS 調査票：固体、液体、または気体状のバイオマス燃料を発

電設備において使用している事業者であって、AD または ACT（ガス化・熱分解）を採用していない場合

高度変換技術（ACT）FMS 調査票：ACT 発電設備の事業者の場合のみ嫌気性消化ガス（Anaerobic Digestion：AD）Fuel Measurement and

Sampling Questionnaire［燃料測定・サンプリング調査票］：AD 発電設備の事業者の場合のみ

FMS 調査票－炭素 14：一つまたは二つ以上の使用燃料の生体成分を判定するために炭素 14放射性同位体技術を使用している事業者の場合

BIOMA FMS 調査票：一つまたは二つ以上の使用燃料の生体内容を判定するために BIOMA 法を使用している事業者の場合


ステップ 3：Ofgem は提供された情報を審査し、問合わせを適宜行う。Ofgem は当該発電設

備がこの制度に基づき適格と認められると確信した場合には、発電設備の事業者に書面で認

可を確認する。この認可確認書には当該発電設備が認可された根拠（すなわち、当該発電設

備が認可を受けるに適格と認められる再生可能エネルギー源）を提示する。また、当該発電

147

設備の全設備容量、認可された日付、認可コード、及び当該認可に付帯する条件があるとき

はその条件も確認する。また、Ofgem に提出しなければならない発電データの提出方法及

び毎月の提出時期についても同書で説明する。

認可が付与されると、それは下記の日のうちいずれか遅い方の日付に効力が生じる。

申請が登録簿を介して Ofgem に提出された日

発電設備の運転開始の日

発電設備が 1990 年 1 月 1 日より前に初に運転開始されてから改装された場合には、

主要構成部分の更新が完了した日

Ofgem は、次の各号に 1 つでも該当する場合は認可を拒否する。

当該発電設備が、適格と認められる再生可能エネルギー源から電力を発電することが可

能であると確信が持てない場合

当該発電設備によって発電される電力について ROC が発行される公算が低い場合

申請が不正になされた、またはいずれかの当事者に認可を申請する資格がなかった場合

当該発電設備の運転が開始されなかった場合

なんらかの時点で、（却下されていない）CfD 申請、または（終了していない）投資契

約申請がなされている場合

Ofgem は、次の各号に 1 つでも該当する場合は認可を撤回することがある。

Ofgem が認可または仮認可が下された時から状況に重大な変化が生じていると判断し

た場合

認可または仮認可のなんらかの条件が満たされていない場合

Ofgem が認可または仮認可を下す決定の根拠となった、当該発電設備が適格と認められ

ることを意味するようななんらかの重要事項において、その情報が不正確であったと判

断するだけの根拠がある場合

認可または仮認可が下された後、当該法令が施行されると当該認可または仮認可が下さ

れなかったはずであったなど、適用法令になんらかの変更が生じている場合

ステップ 4：認可が付与された事業者が、総発電量及び入力電気量に関する正確で信頼でき

るデータを提出すると、Ofgem によって ROC が発行される。このデータは、当該発電のあ

った月の 2 ヶ月後の末日までに月単位で提供されなければならない。

2）その他

a. 認証費用

発電事業者には認証の費用は発生しない。ただし、液体バイオマス発電設備については、

利害関係のない監査人が作成した年次監査報告書を Ofgem に提出しなければならない。こ

の報告書は、国際保証業務基準（International Standard on Assurance Engagements：ISAE)3000

基準に従って作成しなければならない。これらの規制規則により発電事業者は相当な費用が

課されているうえ、なかには ROC の売却益ではそれに伴う追加管理費用を賄えなかったた

148

めに ROC を請求しなくなった発電事業者もいる。

申請フォーム（申請用紙の収集）

申請の際、発電設備の所有者は、（「認定ウィザード」による）一連の質問に回答し、いく

つかの届出書類を提出しなければならない。燃料供給方式発電設備の大規模な発電事業者が

提出する必要がある質問事項と質問表の完全なリストが報告書の附属書に記載されている。

基本的な登録はすべてオンラインで行う。

b. 申請管理システム

Ofgem または Ofgem が認可した正式な代理人が発電事業者の現地監査を実施している。

この監査は RO 制度による認証が有効であること、ROC の発行に係る出力データ提出が適

正であり規制に準拠していることを確認して、場合によっては不正行為を検出し、不正確な

データまたは不注意な提出を抑止することを目的としている。Ofgem が特別な懸念を抱い

た場合には、当該発電設備に対して監査を指示できる。それ以外は主に無作為か、または発

電設備の区分（たとえば、技術の種類や設備容量の範囲など）の中から発電事業者の代表的

な例を選択して監査を実施する。

Ofgem が登録情報に齟齬や誤記を発見した場合には、当該事業者にその旨を通知して問

題を是正するよう求める。Ofgem は、すべての問題の適切な是正を図るためにフォローア

ップを行っている。Ofgem には ROC の発行を一時停止し、情報の提供または欠陥の訂正が

あるまで発行された ROC を消除する権限がある。

c. 証書更新

認可されると、発電設備は有効期間である大 20 年間まで ROC を受け取ることができ

る。このためには、年次届出書の提出、検針、監査人に対する便宜の供与、情報請求への対

応などの認可発電設備としての遵守義務を果たす必要がある。ただし、ある特定の期間の経

過後に、当該制度参加者に自らの認定状況の見直し、または更新を受けることを義務付ける

正式なプロセスは確立されていない。


本項では、再生可能エネルギー義務証書（Renewable Obligation Certificate：ROC）の取引

状況の概要を述べる。なお、REGO は、EU レベルでは、物理的電力と証書の分離取引が認

められているものの、英国では発電事業者と供給事業者のグリーン電力供給契約に付随して

取引され、供給事業者にとって REGO 単体に金銭的価値はないため、REGO 単体での取引

がなされていない。

149

1）取引量

ROC は発電事業者に対して発行される。発電事業者は ROC を電力供給事業者または専門

グリーン電力証書取引業者に販売し、取引業者もまた ROC を電力供給事業者に販売する。

電力供給事業者は、RO 制度の義務レベル遵守状況を証明するために ROC を購入し、Ofgem

に提示する。その他の事業者も再生可能エネルギー・CHP 登録簿に登録することし、ROC

を購入することが法律上は許可されているが、ROC を無効化することはできない。従って、

ROC を使用するために購入するインセンティブがあるのは、電力供給事業者（RO 制度を遵

守する目的）と証書取引業者（取引による利益を出したい）だけである。

図 2-41 は、2007 年/2008 年以来の毎年の ROC 発行量及び、RO 制度遵守レベル、再エネ

発電量の推移を示す。RO 制度の遵守レベルと実際に発行された ROC 数のギャップが、年々

小さくなっていることが分かる。2014 年/2015 年の ROC 発行量は、UK の電力供給事業者

に課せられた義務量である 71,922,000 をわずかに下回る程度であった。2013 年/2014 年に発

行されたものの使用されなかった ROC のバンキングもあり、バイアウトファンドへの支払

い額は、例年に比較して相対的に小さかった。

図 2-41 ROC 発行量、RO 制度遵守レベル、再エネ発電量の推移

出所）Ofgem, Renewables Obligation - Annual Report 2014-15, 2016

表 2-37 は、発電量（MWh）当たり ROC 発行量の推移を示す。2014 年/2015 年の発電量

（MWh）当たり ROC 発行量は 1.28 であり、前 2 年の値とほぼ同等である。

表 2-37 発電量（MWh）当たり ROC 発行量（バンディング導入以後）

RO 制度義務期間

（4 月 1 日-3 月 31 日） ROC 発行量/発電量(MWh)

2009-2010 1.04

2010-2011 1.07

2011-2012 1.12

150

2012-2013 1.27

2013-2014 1.27

2014-2015 1.28

出所）Ofgem, Renewables Obligation - Annual Report 2014-15, 2016 より作成

2014/15 年度の義務期間には、合計 71,922,000 単位の ROC 義務量が発電事業者に課せら

れ、合計 71,276,525 の ROC が RO 制度の義務レベル遵守証明のために電力供給事業者によ

って Ofgem に提示された（表 2-38 参照）。86このことは、発電事業者に発行された ROC の

利用率が非常に高いことを示している。

表 2-38 電力供給事業者の遵守実績（2014/15 年度）

RO ROS NIRO 合計

全義務量（ROC） 64,502,089 6,579,671 840,240 71,922,000

ROC 提示総数 63,991,929 6,527,541 757,055 71,276,525

ROC による義務達成割合 99.2% 99.2% 90.1% 99.1%

電力供給事業者のバイアウト支払総額 £17,772,168 £1,914,37 £515,010 £20,201,558

遅延支払金支払総額 £4,202,196 ￡86,182 £3,086,900 £7,375,279

※RO は Renewable Obligation England and Wales、ROS は Renewables Obligation Scotland、NIRO は Northern

Ireland Renewables を指す。

出所）Ofgem, Renewables Obligation - Annual Report 2014-15, 2016 より作成

ROC の利用度が高い理由の 1 つは、義務レベルが DECC によって設定される点にある。

義務レベルを設定するために、DECC は固定目標レベルとヘッドルームレベルを算定する。

固定目標レベルについては、DECC は、電力供給事業者がイングランド、スコットランド、

ウェールズの適格と認められる再生可能エネルギー源から 1MWh 当たり 0.144ROC、及び北

アイルランド（先渡電力需要予測値中央 Central シナリオを使用）の 1MWh 当たり 0.063ROC

の固定目標を満たすために必要となるグリーン電力購入義務証書（ROC）の数を算定する。

ヘッドルームレベルについては、DECC は、自らが発行されることを期待する ROC の数（認

可された発電設備の MW 単位の設備容量、年間発電時間数、バンディングレベル及び負荷

率に基づく。同様なアセスメントが次の報告期間中に建設予定の潜在的な発電設備について

も行われる）を 10%割り増しして算定する。その上で、義務レベルは、固定目標レベルか

ヘッドルームレベルのいずれか大きい方に等しい。DECC が発行すべき ROC の数の予測に

おいて正確である限り、上記のような義務レベルの設定により、義務レベルに対する ROC

の実際の発行量に不足は回避され、ひいては相対的に高いレベルの ROC の需要も確保され

る。

86 電力供給事業者は以前の義務期間からの ROC を提示することもできるため、その義務期間中に発行された

ROC より多数の ROC が義務期間中に提示される可能性がある。

151

2）価格

ROC は、通常バイアウト価格＋リサイクルファンドを基準とした電力供給事業者との直

接取引契約か、あるいは専用オークションサイトを介して売買される。

専用オークションサイトとしては、例えば E-ROC がある。図 2-42 は、E-ROC で取引さ

れる ROC の平均価格の推移であり、2012 年以降、40￡/ROC～45￡/ROC の範囲で安定的に

推移している。

図 2-42 E-ROC のオークションで取引された ROC の平均価格

出所）E-ROC ウェブサイトより作成, http://www.epowerauctions.co.uk/erocrecord.htm、2016 年 10 月取得

ROC の価格はバイアウト価格の影響を受けるものの、通常はバイアウト価格と異なる価

格で取引される。RO 認可を受けた発電事業者の総発電量が電力供給事業者に課せられた義

務の総量を超える場合には、ROC の価格がバイアウト価格を下回る。逆に、RO 認定された

発電事業者による発電量が義務の範囲より少ない場合には、購入者がバイアウトファンドか

らの支払を当て込むので、ROC の価格がバイアウト価格を上回る。

DECC は、固定目標値（1MWh 当たり 0.134ROC）87、またはヘッドルームレベルのいず

れか大きい方を義務レベルとして設定する。ヘッドルームレベルについては、DECC は ROC

の発行期待値に 10%割り増しして算定する。そのため、DECC の ROC 発行予測が正確であ

れば、RO 認定された発電事業者による発電量及び発行される ROC の単位数は義務レベル

より 10%程度下回り、ROC に不足が生じる。それ故、ROC の期待価値はバイアウト価格を

およそ 10%上回ると想定される。

2017 年 3 月 31 日の新規の発電設備に対する RO 制度による発電設備認可の終結により、

2037 年 3 月 31 日の RO 制度の終了期日まで時間の経過とともに設備容量が減少していき、

ROC の発行量が大幅に不足する事態が考えられる。これに対処するため、政府は証書の価

格を 2027 年のバイアウト価格プラス 10%に設定した固定価格証書制度を 2027 年 4 月 1 日

から導入すると発表した。

87 北アイルランドでは 1MWh 当たり 0.063 ROC と定められている。

152

図 2-43 ROC バイアウト価格の推移

出所）Ofgem ウェブサイトより作成

https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/renewables-obligation-ro-buy-out-price-44-33-and-mutu

alisation-ceilings-2015-16、2016 年 10 月取得

(2) 売り手

ROC は、Ofgem に認可された発電設備の事業者に対して、発電された正味の再生可能電

力に基づいて、発行される。ROC の終購入者は、電力供給事業者であり、ROC は発電事

業者と専門のグリーン証書取引業者によって取引される。RO 制度による義務レベルの遵守

の証明のため、電力供給事業者は Ofgem に一定数の ROC を提出する必要があり、ROC は

ここで無効化される。

(3) 買い手

前項参照。


2010 年 2 月、Ofgem は、2009 年 2 月に発行したガイドラインに定められた 3 つの条件を

満たしたグリーン電力料金に対して、グリーン電力ラベルを発行する Green Energy

Certificaton Scheme を開始した。2015 年 3 月に廃止されるまで、National Energy Foundation

がスキームの実質的運営を担当した。ガイドラインに定められた条件は以下の通り。

REGO または LEC の取得により、全ての販売電力が再生可能エネルギーによっ

てマッチングされていることを証明

153

グリーン電力料金メニューによる環境面でのベネフィットの証明

透明性及び年次監査に関するルールを施行する独立パネルによる監督

Green Energy Certificaton Scheme が認定していたグリーン電力料金メニューは、家庭向け需

要家及び家庭以外の需要家向けを含め、も多い時期で 11 メニューあり、そのすべては Big

6 (British Gas、E.On、EDF Energy、npower、Scottish Power、SSE)及び Good Energy が提供し

ていた。認定メニューの契約数は、家庭需要家向けで約 100,000、家庭以外の需要家向けで

は家庭需要家向けに比較して少数であった。これは、Ofgem が年間電力消費量 55,000kWh

以上の需要家に対するグリーン電力メニューの提供を認めていなかったためである。

Green Energy Certificaton Scheme は、需要家にグリーン電力供給の価値を保証するという

意味においては成功したスキームと言えるものの、認定されたグリーン電力商品が多数の顧

客を獲得することはできなかった。そのため、Ofgem は、2015 年 3 月末をもって新規認定

を停止した。

現在、英国でグリーン電力ラベルを提供している主な機関としては、下記が挙げられる。

＜主なグリーン電力ラベル提供機関＞

EKOenergy. SmaratestEnergy

その他

(1) その他再生可能エネルギー関連施策と RO 制度の関係


2010 年 4 月に、マイクロ風力（＜50kW DNC）及び小規模（50kW～5MW）風力、太陽光、

嫌気性消化ガス、ならびに水力発電設備を支援するための主要制度として FIT が英国に導入

された。その結果、マイクロ発電設備は、RO 制度に基づく支援には適格と認められなくな

っている。88

マイクロ発電設備は、RO 制度または FIT に基づく支援を受ける二者択一の選択権を有す

る。発電設備が一度選択した制度に基づいて認可されると、以降は他の制度に乗り替えるこ

とは基本的には不可能である。ただし、FIT 認可設備が 5MW 超に拡張された場合のみは例

外として認可される。それゆえ、FIT に基づいて登録された発電設備は、RO 制度に基づい

て認可を受けることはできず、したがって ROC を受け取ることもできない。ただし、REGO

を受ける申請をすることはできる。

88 マイクロ・小規模風力発電、太陽光発電、嫌気性ガス及び水力発電設備の FITは北アイルランドでは実施されて

いない。それゆえ、北アイルランドのマイクロ・小規模風力発電事業者は従前どおり RO 制度の認可を受けることし

かできず、マイクロ・小規模風力発電のための FIT に基づく支援を受けることはできない。

154

2）CfD・投資契約との関係

移行期間（2014 年の CfD 制度の導入から 2017 年 3 月 31 日の新規の設備容量に対する RO

制度終了までの期間）においては、発電設備は RO 制度と CfD から二者択一の選択権を有

する。CfD を申請する発電設備は、自らの「制度の選択権」を行使すると、RO 制度に基づ

く認可を申請する資格を失う。ただし、申請者が CfD の申請を拒否された場合には、自ら

の制度の選択権を取り戻し、RO 制度に申請することができる。同様に、投資契約を締結し

ている発電設備は、投資契約が解除されない限り、RO 制度は不適格とされる。

それゆえ、CfD に基づいて登録された発電設備は、RO 制度に基づいて認可を受けること

はできず、したがって ROC を受け取ることもできない。ただし、LEC や REGO を受ける申

請をすることはできる。

(2) 信頼性担保のための取組

1）マイクロ発電設備向け FIT による支援を受けている施設を RO 制度への登録から除外

する方法

2010 年 4 月に、FIT がマイクロ発電設備を対象として英国に導入された。ダブルカウント

を防止するため、マイクロ発電設備は RO 制度か FIT のどちらに加入したいかを選択しなけ

ればならず、89一度発電設備が選択した制度に基づいて認可されると、他の制度に乗り替え

ることは不可能であることは述べた。90

Ofgem は RO 制度に基づく発電設備の認可と再生可能エネルギー・CHP 登録簿による FIT

に基づくマイクロ発電設備の認可の両方を管理しているため、発電設備番号などから同一の

発電設備が両方の制度に基づく支援を受けていないことを簡単に確認することができる。

2）CfD（あるいは投資契約）による支援を受けている設備を RO 制度に基づく登録から除

外する方法

移行期間（2014 年の CfD 制度の導入から 2017 年 3 月 31 日の新規の設備容量に対する RO

の終了までの期間）においては、発電設備は RO 制度と CfD から選択する権利を有する。

CfD を申請する発電設備は、自らの「制度の選択権」を行使すると、RO 制度に基づく認可

を申請する資格を失う。ただし、申請者が CfD 制度の申請を拒否された場合には、自らの

制度の選択権を取り戻し、RO 制度を申請することができる。

同様に、投資契約を締結している発電設備は、投資契約が解除されない限り、RO 制度適

格と認められなくなる。

CfDに基づく支援を受けている設備がRO制度に基づく支援を受けることがないようにす

るため、RO に基づく認可を申請する事業者は、申請が拒否された場合のほかは、CfD を申

89 マイクロ・小規模風力発電、太陽光発電、嫌気性消化ガス及び水力発電設備の固定価格買取制度は、北アイル

ランドでは実施されていない。それゆえ、北アイルランドのマイクロ・小規模風力発電事業者は従前どおり RO に適

格と認められ、マイクロ・小規模風力発電のために固定価格買取制度に基づく支援を受けることはできない。 90 認可された FIT 施設が 5MW 超に拡張された場合を除く。

155

請していない旨、及び、投資契約が解除された場合のほかは、投資契約を締結していない旨

を証明するため、再生可能エネルギー・CHP 登録簿を介した届出書を提出することが義務

付けられる。

Ofgem と CfD の実施機関（National Grid）は、同一の申請者が両方の制度から助成金を得

ようとしていないことを確認するために情報を共有し、ダブルカウントを防止している。

3）グリーン証書が他の証書とダブルカウントされていないことを証明する方法

すべての ROC と LEC には唯一の識別番号が与えられ、もっぱら再生可能エネルギー・

CHP 登録簿内においてのみ電子的に発行、保有、譲渡される。同一のシステム内で管理す

るため、ROC と LEC のダブルカウントを防止する信頼できるシステムとなっている。

すべての REGO にも唯一の識別番号が付され、もっぱら再生可能エネルギー・CHP 登録

簿内においてのみ電子的に発行される。英国内での REGO の譲渡は再生可能エネルギー・

CHP 登録簿を介して行わなければならないが、ROC と LEC との違いとして、REGO は他の

EU 加盟国に移譲することが可能である。

この場合、Ofgem は発電事業者に対して国外へ移譲した REGO を再生可能エネルギー・

CHP 登録簿から回収することを義務付けている。しかしながら、Ofgem は英国の REGO を

承認している他の EU 加盟国から自動的に通知を受けているわけではないので、他の EU 加

盟国に譲渡された REGO が英国でも有効なままというリスクは完全に取り去られるわけで

はない。

また電力供給事業者は、Ofgem に他の EU 加盟国の発電源証明（GoO）を承認するよう求

めることができる。Ofgem は、Ofgem が当該 EU 加盟国の指定した発行機関によって承認し

ないように要請された場合を除き、あるいは Ofgem が当該 GoO の正確性、信頼性または真

実性を疑うだけの正当な事由があると判断しない限り、これらを承認することが要求される。

しかし、この場合も Ofgem は GoO が再生可能エネルギー・CHP 登録簿内で保有され譲渡さ

れておらず、また GoO が他の EU 加盟国の所管当局にも認証されていないことを確認する

ことはできないという問題が残る。91

4）情報公開92

EU 指令 2003/54/EC の定めるところにより、英国は電源構成や環境への影響情報に係る開

示ルールを導入した。93この開示要件は、すべての顧客（家庭向と家庭以外向）を対象とし

た電力供給事業者に適用される。

電源構成及び環境影響に関する情報開示規則に基づき、電力供給事業者は電源構成情報を

91 Ofgem：「Renewable Energy Guarantees of Origin (REGOs): Guidance for generators , agents and

suppliers」、2011 92 参照：Ofgem：「Fuel Mix Disclosure by Electricity Suppliers in Great Britain ‐ Guidelines」、2005 93 Statutory Instruments 2005 No. 391 ʹThe Electricity (Fuel Mix Disclosure) Regulation 2005ʹ; Standard

License

https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/82782/fuel_mix_disclosure

_regs_2005.pdf、2016 年 10 月取得

156

請求書や計算書を受け取っているすべての顧客に、開示対象全期間（4 月 1 日～3 月 31 日）

にわたって適格グリーン電力発電事業者（Leicensee）からグリーン電力を調達して供給して

いる限り、少なくとも年一回公表することが義務付けられている。ただし、電源構成開示は

電力メニューではなく、供給事業者全体について行うだけで良い。電源構成開示は宣伝用資

料においても必須記載事項である。

電源構成情報開示については以下の電源については別々に割合を数値及びグラフ化して

提示する。（ただし、電力供給事業者はさらに細分化されたカテゴリーを用いることもでき

る）。

・石炭

・天然ガス

・原子力

・再生可能エネルギー（風力、ソーラー、地熱、波力・潮流エネルギー、水力、バイオマ

ス、埋立地ガス、下水処理ガス及びバイオガス）

・その他

電源構成情報は、小数点以下を四捨五入した整数のパーセンテージで示さなければならな

い。

また、電力供給事業者は、供給電力の環境への影響に関する情報を公表することも義務付

けられている。この情報には少なくとも、CO2 排出量（g/kWh）と発生放射性廃棄物（g/kWh）

の情報を含まなければならない。ただし電力供給事業者は任意でより広い範囲の環境情報

（二酸化硫黄その他の汚染物質放出量など）の公表を選択することもできる。

電力供給事業者はこの情報を期間中に請求書または計算書を受け取る各顧客に（請求書ま

たは計算書上、及び宣伝用資料で）遵守期間中に少なくとも一回は提供しなければならない。

電源構成や環境情報を提供する義務は適格グリーン電力発電事業者にも課せられる。ただ

し、発電事業者は電力需要家に対して直接公表することはせず、電力供給事業者が彼らから

調達した電力の電源構成を提示するという形で間接的に行っている。

従って、電力供給事業者は、特定の製品や小売ブランドではなく、適格グリーン電力発電

事業者によって供給された全ての電力の電源構成に関する情報を顧客に提供しなければな

らない。電力供給事業者が特定の製品の電源構成に関する情報を提供したい場合には、当該

製品の電源構成を表示する欄をその電源構成情報開示表に加えることが認められている。

図 2-44 に British Gas 社がウェブサイト上で開示している電源構成を示す。

157

図 2-44 British Gas 社電源構成開示（2015 年 4 月-2016 年 3 月）

出所）British Gas ウェブサイト, http://www.britishgas.co.uk/business/about-us/fuel-mix より作成、2016 年 10 月

取得

5）責任担当組織

Ofgem は、関係者が確実に RO 制度の認可を受けた発電設備が当該制度の要求事項を満た

すこと、当該制度の規則を遵守すること、データ提出が正確であること、電力供給事業者が

電力供給に関する正確なデータを提出すること、及び必要な数の ROC を提示することによ

って RO 制度を遵守し、バイアウトファンドまたは両者の組合せによって支払いを行ってい

ることについて責任を負う。Ofgem は、監査の実施を支援するために第三者機関等に委託

することができる。ただし、電力供給事業者に RO 制度の規則を遵守させる終責任は

Ofgem にある。

また、ROC、REGO、及び LEC は Ofgem によって管理されており、証書制度自体の運営

については第三者による検証は行われていない。

158

フランス

基本情報


2009年の「EU再エネ利用促進指令」は、フランスに対して、2020年までに終エネルギ

ー消費量の23%を再エネ電力で賄うことを義務付けた。これを受けてフランス政府は2009

年、「環境グルネル実施計画法」を制定し、2020年までに再エネ電力の割合を、終エネル

ギー消費量では23％以上、発電量では27%まで引き上げることを規定として定めた。また、

2015年8月の「エネルギー移行法」では、2030年には終エネルギー消費量で32%、発電

量では40％まで引き上げることが謳われている。

図 2-45 終エネルギー消費量における再生可能エネルギーの比率のエネルギー源別内訳

（2005~2014 年実績）と 2020 年目標値への予測推移

出所）Chiffres clés des énergies renouvelables Édition 2015

159

表 2-39 再生可能エネルギー比率のエネルギー源別内訳（2005～2014 年実績）と 2020 年目標値(%)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

2020

目標

風力（標準） 3.4 3.4 3.5 3.4 3.5 3.4 3.5 3.4 3.4 3.6 3.6

水力（標準） 0.1 0.1 0.2 0.3 0.4 0.6 0.7 0.8 0.8 1.0 3.2

その電力システム 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.5 0.6 0.6 0.7 1.7

固形バイオマス 4.9 4.7 4.8 5.1 5.5 5.8 5.2 5.8 6.3 5.9 10.2

ヒートポンプ 0.1 0.2 0.3 0.5 0.6 0.7 0.9 0.9 1,0 1.2 1.2

バイオ燃料 0.4 0.4 0.9 1.4 1.6 1.5 1.6 1.7 1.7 2.0 2.4

その他熱システム 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 1.3

総計 9.2 9,2 10.1 11.1 12.1 12.4 12.6 13.4 14.0 14.6 23.0

出所）Chiffres clés des énergies renouvelables Édition 2015

フランスでは再エネ電源の開発支援策として、固定価格買取制度（FIT）および電源入札

制度が採用されている。

2000年、電力自由化法に基づき、再生可能エネルギーを支援するために設備容量12MW

以下の再生可能エネルギー電源を対象とした固定買取価格制度（Feed-in Tariff）を導入され

た。配電系統運用者(フランス電力会社（EDF）及びその他の小規模配電事業者) を買取義務

対象者として、15年間もしくは20年間、太陽光・風力・小水力・バイオマス等の再エネ電源

からの電力について、規制固定価格での買取が義務付けられた。規制固定買取価格は、定期

的に更新されるアレテ（arrêté）によって発表される。なお、エネルギー源によっては、発

電設備の設置場所（本土・コルシカ島、海外仏領土）や設備規模、季節等により異なる買取

価格が規定されている。また、2005年7月に制定されたエネルギー政策基本法により、固定

価格制度が対象とする風力発電の容量閾値が撤廃され、原則として、指定された風力開発区

域のプロジェクトのみ買い取り対象として認可する仕組みに改正された。

また、固定価格買取制度と併せて電源入札制度も併用されている。フランス政府が策定し

た「多年度発電設備投資計画」で計画されている電源別発電容量が目標値に達していない場

合、政府が主体となり、未達成容量分について電源別に競争入札制度が実施される。落札され

た発電事業者は、落札条件に基づきフランス電力会社（EDF）に発電電力を売却する。2005

年以降、政府はバイオマス、洋上風力、陸上風力電源に対して、入札制度を実施している。

その他の再エネ電力利用政策として、2005年に、個人家庭での再生可能エネルギー機器へ

の投資額の一定割合を税額控除対象とし、払い戻しを行う制度が導入された。なお、太陽光

発電パネルに関しては、2014年1月1日以降、本制度の対象から除外された。

160

(2) 証書を用いたグリーン電力活用制度

a. グリーン電力について

b. 証書制度の概要

フランスでは 2000 年より再生可能エネルギー証書システムが試験導入された。また、2006

年のアレテにより、RTE が RECS の管理運用を担うことになった。しかし、2013 年より、

RECSは発電源証明（EECS Guarantee of Origin、EECS-GO（フランス語ではGaranties d’origine）

に完全に移行し、管理運用も Powernext へと移管された。これは証書システムの欧州レベル

での統合を図る 2009 年の欧州再生可能エネルギー指令（2009/28/EG）の要求事項に対応す

るための措置であった。

c. グリーン電力販売事業者

2016年8月時点で、フランスではグリーン電力メニュー小売事業者は、EDFを含めて11

社存在する。うち数社は、フランスの家庭の約88%が契約しているEDFの料金メニューに

比較して安価なグリーン電力メニューを提供している。

グリーン電力小売事業者の例として、以下のようなものがある。

表 2-40 フランスのグリーン電力小売事業者の例

電力小売業者グリーン電力

メニュー名称内容

Enercoop 不明 2005 年に設立された協同組合営の事業者。100%再生可能エネルギー

のグリーン電力メニューの料金は、EDF の規制料金に比較して、約

6-10€/month 高い水準。

Planète OUI 不明

2007 年設立。家庭向けに 100%再生可能エネルギーのグリーン電力メ

ニューのみを提供。電力の 95%は水力、残り 5%は風力、バイオマス

その他による発電。年間契約により料金を安価に設定しており、3kVのメニューでは EDF の規制料金よりも安価。

Lampiris L'Electricité

ベルギーにて設立。2010 年にフランス市場に参入。水力、風力、バイ

オマス、コジェネレーションを組み合わせ、100%再生可能エネルギー

のグリーン電力メニューを提供。kWh 当たり価格は、EDF の規制料金

に比較して約 3％安価。

Direct Energie 100% Pur Jus EDF の規制料金に比較して約 2％安価な水準で、100%再生可能エネル

ギーのグリーン電力メニューを提供。

Energem Objectif élec メッス市の配電事業者により設立された小規模小売事業者の所有する

水力発電による電力を、EDF の規制料金と同水準で提供。

Proxilia AlpEnergie ピカデリー地方の配電事業者3社の統合の際に設立された小売事業者。

グリーン電力メニューの価格水準は、EDF の規制料金よりも高い。

Selia Integreen ドゥー=セーヴル県の配電事業者により設立された小売事業者。グリー

ン電力メニューの料金詳細は不明。

Alterna Alterna Idea

Vert

2005 年、複数の地方配電事業者により設立された、電力・ガス小売事

業者。グリーン電力メニューの価格水準は、EDF の規制料金よりも高

い。

ENGIE Elec Verte 自社の水力発電の電力を利用し、家庭及び小規模事業者向けに固定料

金制のグリーン電力メニューElec Verte を提供。

Enalp Enalp

Alp'Energie Dom

水力発電の電力を利用し、EDF の規制料金よりも安価にグリーン電力

メニューを提供。

161

電力小売業者グリーン電力

メニュー名称内容

EDF Offre

Renouvelable 2015 年 10 月、家庭向けに非規制料金のグリーン電力メニューの提供

を開始。

出所）各種 WEB 情報より作成

d. 主なグリーン電力購入主体

今回の調査では、グリーン電力購入主体に関する情報は得られなかった。

e. 電源構成開示義務

欧州指令2003/54/ECにおける開示義務は、経済・財政・産業省の法令2004-388号の第5

条に置き換えられ、その後2012年1月20日に新バージョンに統合されている。開示義務は、

終需要家に電力供給する全ての事業者に対し当該年に適用される。2004年7月1日から全

供給事業者は、その請求書および添付書類、前年に販売した電力の発電に使用された一次エ

ネルギー源の割合を開示しなければならない。また、事業内容およびkWhあたりの二酸化炭

素排出量および放射性廃棄物量についても開示しなければならない。

フランスのエネルギー法L314-16条によると、終需要家に再生可能エネルギー（エネル

ギー供給者と契約した商品を含む）から生産されたエネルギー量を証明するために、再生可

能エネルギー源から生産された電力の発電源を証明できるのはGO（英語ではGuarantee of

Origin、仏語ではGaranties d’origine）だけである。

エネルギー供給者の電源構成に関しては、重複（ダブルカウント）を避けるため、再生可

能エネルギーから生産されたエネルギー量のうち、供給者がサードパーティに譲渡した（輸

出を含む）発電源証明に対応するものは考慮しない。開示されたデータの検証は、同省の職

員や代理人が調査する権限を持つ。

162

図 2-46 フランスの電源構成（2015 年）

出所）Powernext ウェブサイト, http://www.powernext.com/index.php, 2016 年 11 月 1 日


(1) 制度概要

欧州レベルの発電源証明（EECS-GO）は、多くを前身である RECS から受け継いでおり、

EECS-GO の目的も電力市場において物理的電力と環境価値を分離させ、別々の取引を可能

にすることでグリーン電力の普及を促進し、その取組をヨーロッパ単一市場で行うことであ

る。RECS は任意参加のシステムであったが、EECS-GO 導入によって発電源証明の導入が

加盟国に義務化された。

EU 再生可能エネルギー指令（2009/28/EG）は、発電源証明に対して、ダブルカウントを

避けること、公的援助を受けていないこと、証明する事項、12 ヶ月の有効期間などの詳細

を明記している。これによって公正・可視化された発電源証明の導入が加盟国に義務付けら

れ、グリーン証書の欧州レベルでの取引が活発化するとしている。

EECS-GO はすべて電子証書として発行され、国際取引もすべて電子情報によって行われ

る。データベースは欧州レベルでの管理も可能になっており、ダブルカウントをより確実に

防ぐことができる。また、これまでは政府の支援に頼りがちとなっていたグリーン電力に付

加価値を与えることで自立した市場の形成を促すことができる。

発電源証明制度に適用する欧州規則は、再生可能エネルギー電源による電力の利用促進に

関する 2009 年 4 月 23 日付の 2009/28/CE である。

163

欧州指令は、フランスのエネルギー法、特に L314、R314、R333 に置き換えられ、その後

2016 年 7 月 11 日付け法令 2016-944 号で改正されている。内容は次の通りである。

行政官庁による、再生可能エネルギー又はコジェネレーションによる電力の発電源証明

の交付、譲渡および取消を確実に行う事業体の指名

発電源証明の交付、譲渡及び取消を担当する事業体の義務及び権限ならびにそのメカニ

ズムの使用条件および運用方法の定義

欧州指令 2009/28/CE 号に順守する他の EU 加盟国による発電源証明の認定と処理ならび

に当該国の国内市場で発行された発電源証明と平等な取扱い

2007 年 11 月 8 日付法令では、再生可能エネルギー及びコジェネレーションによる発電で

あることの証明に関する規則を定義している。

2012 年 12 月 19 日付、2013 年 1 月 15 日発効の法令では、発電源証明の交付、譲渡および

取消に関する権限を持つ機関として Powernext94が指名された。Powernext は、2013 年 5 月 1

日よりフランスにおける電力の発電源証明の登録機関（National Registry）となっている。

フランスのエコロジー・持続可能開発・エネルギー省（2013 年 1 月 15 日付法令）による指

名を受け、Powernext は 2013 年 5 月 1 日より 5 年任期で発電源証明の登録義務を課された。

RTE を継承する Powernext はその任務の新しい規制要件への適応に取り組んでいる。


Powernext は、エネルギー法 L.314-14 条に定める発電源証明のレジストリー（National

Registry）上に、発行された発電源証明を登録する。この登録簿は Powernext のウェブサイ

ト上で掲載される。各発電源証明に関し、公開されている要素は次の通りである。

発電源証明の識別番号と発行国

発行日

アカウント所有者の氏名と属性

生産設備の名称と場所

生産された電力のエネルギー源

発電源証明申請の適用期間の開始日と終了日

発電設備の試運転日

（該当する場合）第 9 部に記載される登録の内容（すなわち取消日）

94 Powernext SA は、フランス金融市場庁（AMF）管轄下で運営される電力取引市場として 2001 に設立した。欧

州全体で EEX グループの天然ガスを PEGAS ブランドで扱い、フランスの電力発電源証明の国内登記所を運営す

る。EPEX SPOT の株式 40.3%を保有する。 2016 年 1 月 1 日現在、Powernext の主要株主は欧州エネルギー取引

所（EEX）で同社株式の 87.73％を保有している。

164

Powernext は毎月低 1 回、このレジストリーを更新しなければならない。

(3) 運用体制

また、GO システムの運用実務は Powernext が担っており、レジストリーに登録されてい

る GO の発行、無効化を含むデータの管理も一括して行っている。

また、Powernext は発電源証明発行機関連盟（Association of Issuing Bodies、AIB95）にフラ

ンス代表機関として参加している。AIB は各国の発電源証明発行機関を統括する国際的な組

織であり、EU 加盟国は EECS-GO の施行が完了次第、代表機関が参加することとなってい

る。現在 18 ヶ国が加盟している。AIB は証書の国際取引のためのサービスを提供すると同

時に EU や加盟国政府の意向を考慮したロビー機関でもあるため、公的機関と市場参加者の

仲介機能も果たしている。

Powernext の運用システム設計は、それまで GO を運用していた RTE が協力する形で行わ

れた。 RTE の登録データベースは全て、参加者がそれまでのシステムで発行された発電源

証明を保持できるようにインポートされた。RTE の発電源証明レジストリーのアカウント

保有者は、新しいレジストリーを使用する前に Powernext と新たに契約を締結しなければな

らない。RTE が運用するレジストリーに含まれるデータは、移行を円滑にすべく Powernext

に転送された。

(4) 認証手続き

1）アカウント登録

フランスで発電源証明の発行、譲渡、利用を行うためには、発電源証明のレジストリーの

アカウント保有者にならなくてはならない。

発電源証明のレジストリーのアカウントを得るための主要なステップは次の通りである。

1.入会およびドメインプロトコルフォーム、ならびに契約書をダウンロードする

2.入会フォームに次の情報を入力する。

貴社の詳細情報

Registry for Guarantees of Origin, 発電源証明書レジストリーに関する全権を処分

する「管理人（administrator）」の連絡先

貴社についてより詳細な情報を得るための質問に対する回答

3. 同フォームに会社の法的代表者（又は法的代表者の権限保持者）が署名

4. 次の書類を入会担当部署に送付

署名された入会フォーム

入会フォームで求められる付属（証拠）書類

95AIB ウェブサイト,http://www.aib-net.org/portal/page/portal/AIB_HOME

165

署名された入会契約書 2 部

必要書類一式が受領され次第、申請者の主要連絡先には Powernext が署名した契約書、ア

クセスコードおよび電子アクセス申請者一人一人に対して物理的 ID キー（physical

identification key）が書留郵便で送付される。

「管理者（administrator）」は、電子レジストリープラットフォーム上の情報の大部分を直

接変更することができる。しかし、全ての変更は Powernext による検証を受けることとなる。

また、「管理者（administrator）」は、業務上レジストリーへの電子アクセスを必要とする担

当者を追加でオンライン登録することもできる。その後、新規担当者には書留郵便でアクセ

スコードと物理的 ID キーが送付される。

2）発電設備登録

アカウント保有者は、申請する発電源証明に関する発電設備を登録しなければならない。

発電源証明レジストリーに登録することができるのは、再生可能エネルギーまたはコジェネ

レーションによる発電設備のみである。

申請者は、次の場合、発電プラントを登録することができる。

申請者が発電設備の所有者であり、購入義務によって発電に利益がもたらされな

い場合

申請者が、購入義務の枠組みにおいて電力の購入者である場合

発電源証明の発行に関し、発電設備のオーナーとの拘束力のある義務を有する場

合

発電設備を登録する際には、発電源証明レジストリーの電子プラットフォームの申請者自

身のアカウントページにアクセスし、必要情報を記入した上で必要書類を Powernext のサポ

ートチームに送付する。

系統アクセス契約または詳細なデータサービス契約のコピー。後者は、エクスポ

ート・インポートメーター、発電および変電所プラント補助装置の設置場所、な

らびに全ての発電グループを含む当該設備の概要が記載されたもの。

申告書の受領書または 2000 年 9 月 7 日付の法令に従って交付された開発許可証の

コピー

エネルギー法 L. 121-27、L. 311-12、L. 314-1 の各条項により購入契約書に署名した

電力購入者が発電源証明の申請を行う場合は、当該の購入契約書のコピー

発電設備の所有者が発電源証明の申請者でない場合は、発電者と申請者間で締結

された契約、および商工会議所登録証。

必要書類一式が受領され次第、Powernext は情報を確認し、関連 TSO に検証を依頼する。

166

情報に問題がなければ、発電設備は登録完了となる。各発電設備は、情報の適合性を裏付

けるための現地監査を受ける場合がある。

3）GO 発行

発電設備の登録完了後、当該アカウント保有者は発電源証明を申請することができる。

申請者は、発電源証明を発行するためには、発電源証明レジストリーの電子プラットフォ

ームのアカウントページにアクセスし、適切な発電設備および必要発電期間（メーター検針

に対応）を選択し、連系発電電力を MWh（小数点以下は繰り下げ）で入力する。また、関

連のメーターデータを e メールで送信することが要求される。コジェネレーションや複数電

源による発電プラント（mix generation plant）（再生可能エネルギーおよび火力等の非再生可

能エネルギーによる電力を生産するプラント）の場合は、追加情報が要求される。

各発行申請は、不正や誤りを防ぐため、関連の TSO または DSO が検証を行う。

発電源証明の有効期限は、後に発電した日から 1 年間である。その後の使用および譲渡

はできなくなる。

4）GO 移転（譲渡）

発電源証明のレジストリー内で、あるアカウント保有者から別のアカウント保有者に有効

な発電源証明を移転（譲渡）させることができる。

そのためには、発電源証明のレジストリーの電子プラットフォームのアカウントページに

アクセスし、移転したい発電源証明を選択し、移転先のコードを入力する。移転先のアカウ

ント保有者は移転を受領することも拒絶することもできる。移転先が発電源証明を受領した

時点で移転が完了し、元の保有者は当該発電源証明の移転（譲渡）や利用ができなくなる。

Powernext の AIB（Association of Issuing Body）メンバーシップが発効したことによって、

アカウント保有者は欧州各国との間で発電源証明の輸出入を電子的に行うことが可能にな

った。

5）GO 無効化

発電源証明は、電力供給者の需要家向け電力のマーケティング・売買取引に使用される。

供給者が発電電力を証明するために複数回にわたり発電源証明を使用することがないよう

に、一度使用した発電源証明は無効となり、移転や使用ができなくなる。

使用量および受領者を記した発電源証明は、当該の発電源証明が使用された時点でダウン

ロード可能となる。

167

(5) その他

1）アカウント保有者

2016 年 11 月時点で、Powernext のウェブサイトに掲載されているアカウント保有者数は 41

である。（表 2-41 参照）

表 2-41 アカウント保有者リスト

アカウント保有者保有開始日アカウント保有者保有開始日

Agder Energi Vannkraft AS 14/02/2014 Hydronext SAS 01/05/2013

Alpiq Energie France SAS 02/04/2014 Iberdrola Generacion Espana SAU

16/04/2015

Amsterdam Capital Trading B.V. 02/09/2013 Nvalue SA 01/08/2013

BCM Energy SAS 01/03/2016 Origo SAS 08/09/2014

Bergen Energi Green Services AS 17/09/2014 Planète Oui SAS 21/10/2013

Channel Islands Electricity Grid Ltd (CIEG)

05/09/2013 Régie Municipale d'Electricité de Loos

24/06/2013

Compagnie Nationale du Rhône 01/05/2013 Régie du Syndicat Electrique Intercommunal du Pays Chartrain (RSEIPC)

01/05/2013

Direct Energie 01/05/2013 Repower AG 01/05/2013

E6 SA 20/04/2016 SEOLIS Saeml 01/04/2014

EcoHZ AS 07/03/2014 Services Industriels de Genève 01/05/2013

ekWateur 07/10/2016 Société Monégasque de l'Electricité et du Gaz

24/06/2013

Electricité de France (EDF) SA 01/05/2013 Sorégies 01/05/2013

ENERCOOP 15/10/2015 STX Services 03/09/2013

Energies Services Lavaur 25/09/2014 Total Energie Gaz 11/08/2016

Engie SA 01/05/2013 UEM SAEML 01/05/2013

Enovos Luxembourg SA 16/10/2013 Vattenfall Energie 27/01/2015

ES Energies Strasbourg SA 10/07/2013 Verbund Trading GmbH 13/09/2013

Esperia SpA 15/01/2015 Vialis SAEM 01/05/2013

GEG Source d'Energies 18/07/2013 WattValue SARL 01/05/2013

Green Access 01/05/2013 Xelan SAS 20/10/2016

HEX SAS 07/11/2013

出所）Powernext ウェブサイトより作成, http://www.powernext.com/index.php,2016 年 11 月 1 日

2）利用料金体系

Powernext が提供するサービスの料金は、フランスエネルギー省のアレテ（Arrêté）が設

定している。2012 年 12 月 19 日付、2013 年 1 月 15 日発布の法令で、2013 年 5 月 1 日現在

の発電源証明リジストリーの使用料が発表されている。請求書は毎月月末に発行され、発行

日から 30 日以内に Powernext の銀行口座に送金されるようになっている。

168

表 2-42 利用料金体系

固定料金

登録 2,000 ユーロ+VAT/年

発電設備登録 450 ユーロ+VAT/3 年間（GO 発行を申請した発電設備あたり）

変動料金

GO 発行 0.03 ユーロ＋VAT/MWh

GO 移転 0.01 ユーロ＋VAT/MWh

GO 輸出 0.01 ユーロ＋VAT/MWh

GO 輸入 0.01 ユーロ＋VAT/MWh

GO 無効化 0.01 ユーロ＋VAT/MWh

出所）Powernext ウェブサイトより作成, http://www.powernext.com/index.php,2016 年 11 月 1 日


(1) 発電源証明の種類別発行量、取引量と価格

フランス国内で発行された GO の統計データは、Powernext が公開している。また、図 2-47

は、AIB（Association of Issuing Bodies）が公開した、2015 年から 2016 年 6 月までの GO 発

行量・無効化量・輸入量・輸出量の推移である。

図 2-47 フランスにおける GO 発行量・無効化量・輸入量・輸出量（2015 年～2016 年上半

期）

出所）AIB(Association of issuing bodies)ウェブサイト, http://www.aib-net.org/, 2016 年 11 月 1 日

2014 年から 2016 年第 1 四半期までのフランスにおける GO の総発行量は 6,072 万 8,304

単位である。このうち、期限切れによる無効化が 110 万 8,778 単位、使用による無効化が 2,373

169

万 7,334 単位となっている。GO は発行から 1 年間有効であるため、統計期間との間にずれ

が生じており、発行量と無効化量の統計値は必ずしも一致しない。輸出は 4,877 万 4,426 単

位、輸入が 893 万 5,788 単位となっている。

図 2-48 は、発電源証明の総国際取引のうち、各国が輸入した割合と輸出した割合を並べ

たものである。（2014 年から 20016 年第 1 四半期）。フランスの輸出量は発電源証明の国際

取引の約 6.3%を占めている一方、輸出は全体約 1.1%となっている。

図 2-48 GO の国別輸出出割合

出所）AIB ウェブサイト

(2) 価格

フランスで取引されるグリーン証書は、多くの場合ブローカー経由の相対取引となってお

り、価格の全体感把握は困難である。GO を管轄している Powernext は、個別の取引は監督

していないため、相対価格の把握は行っていない。

他方、発電源証明の卸市場を運営している EEX も取引データの一部を公開している。こ

れによると 2013 年 12 月と 2014 年 12 月の GO の先物取引価格は次表のとおりであった。

表 2-43 EEX の HKN 卸市場の証明書価格（€、1 単位=1MWh）

2013 2014

GoO on Alpine Hydro Power 0.750 0.450

GoO on Nordic Hydro Power 0.100 0.045

GoO on Northern Central Europe Wind Power 0.250 0.210 出所）EEX ウェブサイト, 2013 年のデータは

（https://www.eex.com/blob/65402/0d72ab3bdb5619f1b675c7d6528d8e19/20131205-customer-information-fsp-goo-dec13-pdf-data.pdf）、2014 年のデータは

（http://www.eex.com/blob/81548/12c8b73f25a64cae1efac0f66e987fd0/ci-20141204-customer-information-fsp-goo-dec14-pdf-data.pdf）より作成

170

(3) 売り手

GO の有力な売り手は主に北欧の水力発電事業者である。一例として 2012 年のノルウェ

ー国内の発電量で見た水力の割合は 95%であったが、フランスを含む各国にグリーン証書

を売却したため、取引後の電源構成では原子力 45%、枯渇燃料 32%、再生エネルギーが 23%

となっている96 。

グリーン証書輸入の多くはブローカーを通じて行われているが、EEX も発電源証明の卸

売市場を開設している。EEX は現在 3 種類の GO を取り扱っており、GO の発行地域・電源

ごとに「Nordic Hydro Power」、「Alpine Hydro Power」、「Northern Continental Europe Wind Power」

の 3 種類の商品が取引されている。ドイツ国内で発行される証書のみを取り扱う商品はなく、

「Alpine Hydro Power」でドイツ南部のアルペン地方の水力発電のみが取引されている。

(4) 買い手

前項参照。


現在フランスで提供されている代表的なグリーン電力ラベルに、EKOenergy ラベルがあ

る。EKOenergy ラベルは、欧州 27 か国の 37 機関による非営利のネットワーク EKOenergy

Network が運営するグリーン電力のラベリングシステムである。EKOenergy Network は、2013

年の開始後急速に拡大し、現在、フランスを含む 10 か国で実運用されている。フランスで

は、Observ’ER が 2014 年 1 月以降、EKOenergy ラベルを運用している。

再エネ電源起源の電気のみが EKOenergy ラベルの認定を受けることができる。また、

EKOenergy ラベルの取得には、以下の基準も満たす必要がある。

・需要家への情報提供：需要家に発電源の所在地及び種類に関する情報を提供する

・サスティナビリティ：EKOenergy Network の定めるサスティナビリティの要件を満たす

・監査・認証：独立監査により認証を受ける

フランスのグリーン電力小売事業者 Planète OUI は、2015 年 11 月より、「Planète OUI

EKOenergy」と呼ばれるオプション商品（風力 50%、水力 50%）の販売を開始した。

その他

(1) バンキング

バンキング・ボロウイングの概念は存在しない。電力会社は GO を自社所有の発電設備を

用いて発行するか、他の発電事業者が発行したものを購入することができるが、HKN の有

効期限は 12 ヶ月であり、利用しないまま 12 ヶ月経過すると GO は Powernext によって無効

96 BA：「Marktanalyse Ökostrom」、2014

171

化処理される。

(2) 小売事業者に課せられる証書利用の上限値の有無

小売事業者に課せられる証書利用の上限値は存在しないと考えられる。

(3) FIT 制度との関係

前述記載事項を参照のこと

(4) 排出権取引制度との関係

本調査では明らかにならなかった。

(5) 証書取引価格水準を下支えする制度の有無

特に存在しないと考えられる。

(6) 証書制度が電源開発に与えるインセンティブ

フランス国内の再エネ電源開発へのインセンティブは圧倒的に FIT 制度によるものであ

り、証書制度の影響は小さいと考えられる。

付帯資料

⽬次

1. 欧米訪問調査概要................................................................................................................ 1

1.1 米国訪問調査 .............................................................................................................. 1

1.2 欧州訪問調査 .............................................................................................................. 2

2. 英国の 2014 年発電ライセンス条件改革に関する参考資料 ................................................ 3

2.1 電気事業規制の概要 ................................................................................................... 3

概要 .................................................................................................................................... 3

電気事業規制 .................................................................................................................... 3

2.2 経緯 ............................................................................................................................ 4

Energy Supply Probe（2008 年 10 月） ............................................................................ 4

Liquidity in the GB wholesale energy markets（2009 年 6 月） ...................................... 4

Liquidity Proposals for the GB wholesale electricity market（2010 年 2 月） ................. 5

The Retail Market Review - Findings and initial proposals consultation （2011 年 3 月）

.................................................................................................................................................. 7 Retail Market Review: Intervention to enhance liquidity in the GB power market（ 2012

年 2 月） .................................................................................................................................. 9 Wholesale power market liquidity: consultation on a ‘Secure and Promote’ licence

condition（2012 年 12 月）................................................................................................... 13 Wholesale power market liquidity: final proposals for a ‘Secure and Promote’ licence

condition（2013 年 6 月） .................................................................................................... 20

3. 仏 VPP 及び ARENH 制度に関する参考資料 .................................................................... 22

仏電気事業の概要 .......................................................................................................... 22

原子力発電の発電原価 .................................................................................................. 27

電力取引量と価格の推移 .............................................................................................. 28

VPP 制度に関する CRE 公聴会の質疑概要（2005 年 12 月～2006 年 1 月） ......... 30

シャンソールレポート .................................................................................................. 40

フランス原子力規制アクセス制度（ARENH）に関する条文（仮訳） ............. 49

フランス共和国官報第 0100 号（電源規制アクセス制度）、2011 年 4 月 29 日（仮

訳） ........................................................................................................................................ 53

4. 米国テキサス州の容量オークションに関するルール（PUCT Substantial Rules Chapter

25 Electric. 25.381）（仮訳） ......................................................................................... 66

1

1. 欧米訪問調査概要

本調査の一環として欧米主要機関に対する訪問調査を実施した。調査対象機関、主な聴

取事項は下記の通り。

1.1 米国訪問調査

訪問日程主な聴取事項

訪問先所在地

2016 年 9 月 6 日（火）

連邦エネルギー規制委員会（FERC）ワシントン D.C.

米国の卸電力市場の流動性について大手電気事業者の市場支配力軽減に対す

る措置米国各州の取組に関する評価

元ペンシルバニア州消費者権利擁

護局スタッフ

ペンシルバニア

州・フィラデルフ

ィア

ペンシルバニア州における電力自由化の

経緯発電資産売却の経緯

2016 年 9 月 7 日（水）

PJM Environmental Information Services


州オードバン

米国における電源トラッキングシステムの

普及について PJM-GATS の概要 PJM-GATS における発電属性の活用方法

PJM-GATS における発電属性の取引方法

元ペンシルバニア州公益事業委員

会委員長及び委員


州・ハリスバー

グ

PJM エリアにおける電力自由化の経緯 PJM エリアにおける発電資産売却の経緯 PJM エリアにおけるストランデッド・コスト

2016 年 9 月 8 日（木）

エネルギー・コンサルティング会社

CEO（元 ERCOT 理事）テキサス州・オ

ースティン

米国の卸電力市場の流動性についてテキサス州における電力自由化当初の卸

電力市場活性化の取組についてキャパシティ・オークションについて

Dynagy 社取締役（元連邦エネルギ

ー規制委員会委員長）テキサス州・オ

ースティン

テキサス州における卸電力市場とキャパシ

ティ・オークションについてテキサス州におけるグリーン電力小売市場

について

2016 年 9 月 9 日（金）

エネルギー・コンサルティング会社カリフォルニア

州・サンフラン

シスコ

米国及びカリフォルニア州における電力市

場システムの概要カリフォルニア州における相対契約につい

て

Center for Resource Solutions（CRS）

カリフォルニア

州・サンフラン

シスコ

米国におけるグリーン電力取引の現状米国における電源トラッキングシステム及

び REC 取引の現状

カリフォルニア州エネルギー委員会

（CEC）カリフォルニア

州・サクラメント

電源の環境価値に関わる各種制度の関係

電源構成開示義務について

2016 年 9 月 10 日（土）

元カリフォルニア州公益事業委員

会委員長

カリフォルニア

州・フォートブラ

グ

カリフォルニア州の電力自由化の経緯カリフォルニア州における発電資産売却の

議論

2

1.2 欧州訪問調査

訪問日程主な調査事項

訪問先所在地

2016 年 9 月 18 日（月）

ドイツ送電事業者（50Herz）

Germany Berlin

グリーン証書について FIT/FIP/GOO 制度について電源構成の公表について

2016 年 9 月 19 日（火）

英国小売事業者 OVO Energy

UK Bristol

S&P の義務について供給市場アクセスルールについてマーケットメイキング義務について取引の透明性・監視 OVO Energy のビジネスモデル

RWE UK London

欧州のエネルギー企業の変遷日本の現状と欧州との比較卸市場活性化のための取組今後の方向性

2016 年 9 月 20 日（水）

英国電力 Ofgem

UK London

卸市場活性化オプション Gross Bidding の評価について Ofgem のモニタリング、ポリシーレビューに

ついて業界との対話について

2016 年 9 月 21 日（木）

欧州委員会エネルギー総局（DG Energy）

Bergium Brussel

卸市場の評価について先物市場について RES の市場について

欧州委員会競争総局（DG Competition）

Bergium Brussel

VPP の設計について ARENH についてその他

フランスエネルギー規制委員会

（CRE） France Paris

ARENH について VPP について（ARENH との比較含む） VPP に対する CRE の役割について卸市場および小売市場の競争状況の評価

について

2016 年 9 月 22 日（金）

フランスエコロジー省（Min of Ecology）

France Paris

卸市場・⼩売市場と容量メカ⼆ズムの関係性

VPP の導⼊背景・ARENH の役割・⽬的 ARENH の導⼊背景フランスの卸・⼩売市場の捉え⽅

フランス小売事業者（Direct Energie）

France Paris

フランスの規制料⾦ Direct Energie 社の特徴発電の計画 Direct Energie 社の顧客・強み

3

2. 英国の 2014 年発電ライセンス条件改革に関する参考資料

2.1 電気事業規制の概要

概要

英国の電気事業を管轄する政府機関は、DECC（Department of Energy and Climate Change：

エネルギー・気候変動省）である。一方、事業規制については、2000 年公益事業法（Utilities

Act 2000）に基づき、GEMA（The Gas and Electricity Markets Authority：ガス・電力市場委

員会）と GEMA の執行機関である Ofgem（Office of Gas and Electricity Markets：ガス・電力

市場局）が権限を有している。GEMA/Ofgem は非大臣省1であり、特定の大臣省を上位機

関としてもたない。GEMA/Ofgem は政府のコントロールを受けることなく、英国の電力・

ガス事業の規制を実施している。

電気事業規制

電気事業は Energy Act など法律（Primary Legislation）、The Electricity and Gas (Market

Integrity and Transparency) (Enforcement etc.) Regulations 2013 など、DECC 等が制定する省令

（Statutory Instruments、Secondary Legislation）、OFGEM が事業者毎に与えるライセンス規

定、事業者が定める業界規定（Code 等）によって規制されている。

Ofgem には、Statutory Instruments を発する権限はなく、Energy Act によって認められるラ

イセンス条件によって事業者を規制する。OFGEM は発電、送電、配電、小売、系統連系

に関するライセンスの付与権限を有している。Electricity Act 1989 第 4 条2、同第 6 条3によ

り、ライセンスを持たない者の電気事業は禁止され、ライセンスは OFGEM により付与さ

れる。但し、Electricity Act 1989 第 5 条4により、例外的に政策当局は一定の限定を付して事

業実施を認める権限も有する。

また、Electricity Act 1989 第 11 条（A）5は、ライセンスの取り消しについても定めてお

り、Ofgem がライセンスの取り消しを発議、決定する権限を有する。

より詳細な業界ルールは、Code と呼ばれ、事業者が定めた上で Ofgem が承認する旨、ライ

センス条件に盛り込まれている。Ofgem のライセンス条件の改定は、利害関係者も参加す

る Consultation Process を経てなされるが、Ofgem に決定権限がある。Ofgem の決定に不服

がある事業者は、Competition and Markets Authority（競争・市場庁）に不服を申し立てるこ

とができる。

1英国の行政機関は、内閣の構成員である大臣によって率いられる ministerial government departments（大臣

省）と non ministerial government departments（非大臣省）に区分される。 2 http://www.legislation.gov.uk/ukpga/1989/29/section/4 3 http://www.legislation.gov.uk/ukpga/1989/29/section/6 4 http://www.legislation.gov.uk/ukpga/1989/29/section/5 5 http://www.legislation.gov.uk/ukpga/1989/29/section/11A

4

2.2 経緯

Ofgem は S&P ライセンス条件の導入という措置を決定するまでに、市場流動性を改善

するための措置として強制オークション、自主供給制限、取引義務等の複数の施策をレポ

ートに複数提示し、検討を行ってきた。以下に、2008 年 10 月に公表された Energy Supply

Probe から、2016 年 6 月に公表された S&P ライセンス条件導入の終提案の報告書

（Wholesale power market liquidity: final proposals for a ‘Secure and Promote’ licence condition）

に至るまで、Ofgem により公表されたレポートの概要を示す。

Energy Supply Probe（2008 年 10 月）6

英国の電気・ガス市場の競争性に対する需要家及び一般からの懸念が高まる中、Ofgem

は 2008 年初頭より、家庭分野と小規模産業分野における電気・ガス小売市場調査を開始し

た。2008 年 10 月に公表された Energy Supply Probe では、英国の卸電力市場の流動性は、英

国のその他のエネルギー市場や欧州他国のエネルギー市場の流動性に比較し、低い水準にあ

ることが指摘された。また、卸電力市場における垂直統合の度合いと卸電力市場の流動性に、

一定の相関が存在することが示唆された。

同レポートは、

卸電力市場の低い流動性が、小売事業者の市場への新規参入を阻む障害として

働いている。

ただし、垂直統合型の産業構造は、流動性の問題を悪化させることはなく、電

力小売ビジネスにおける長期的な投資判断をゆがめることもない。

と結論している。

また、卸電力市場の流動性を高めるための方策として以下が提案された。

需要家の関与の活発化

需要家の正しい選択を支える情報提供

新規参入及び事業拡大の障壁の除去

小規模小売事業者の顧客支援

不公平な価格差に対する懸念の払拭

Liquidity in the GB wholesale energy markets（2009 年 6 月）7

Supply Probe の公表を受け、電力産業の各主体から、卸電力市場の流動性の低さが、小

売事業者の市場への新規参入を阻む障害として働いている点について、数多くの懸念が表

明された。

6 https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/38437/energy-supply-probe-initial-findings-report.pdf 7 https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/40515/liquidity-gb-wholesale-energy-markets.pdf

5

翌 2009 年に、Ofgem が発行した Liquidity in the GB wholesale energy markets では、電力

市場における競争促進及び需要家保護の観点から、英国の卸電力市場の流動性に関するよ

り詳細な分析が実施された。

同レポートでは、卸電力市場の流動性を高めるための方策として、以下が提案された。

自主供給制限（Self-supply restriction）の再導入8など市場設計の変更

大規模な垂直統合型電力会社に対する発電量の一定割合のオークションへの

拠出の義務付け

垂直統合型電力会社による情報提供の充実

マーケット・メイカーの導入

欧州市場との連系・統合の推進

キャッシュアウトに関する制度改革

与信・担保要件の効率化及び小規模市場参加者の負担軽減

産業構造の改革

Liquidity Proposals for the GB wholesale electricity market（2010 年 2 月）9

翌 2010 年に発行された Liquidity Proposals for the GB wholesale electricity market では、卸

電力市場の流動性を高めるための選択肢として以下が提示された。

直接取引義務（Direct Trade Obligation（DTO））

ライセンスを保有する発電事業者に対して、小規模/独立小売事業者から取引の依

頼があった場合、取引を義務付けるルールである。

ライセンス条件の詳細は、Ofgem が発行するガイドラインによって規定される。

ガイドラインは、取引対象の商品、取引価格の決定方法、相対取引の枠組み、取

引依頼のタイムラインに関わる義務についての規定を定める。

マーケットメイキング義務（Mandatory Market Making）

小規模小売事業者が卸電力市場の商品にアクセスできるようにするためのルール

である。Big6 には、定められた商品について、常に一定量以上の売り入札または

買い入札が行えるよう準備するランセンス義務が課せられる。

Big6 の売り入札または買い入札からも適当な入札を選択し、取引プラットフォ

ームに提示するマーケット・メイキング・エージェント（Market Making Agent）

を創設する。資格事業者（eligible participants）は、取引プラットフォームの通常

のルールに従い、取引を行うことが可能である。

マーケット・メイキング・エージェントが入札した商品の所有権は、Big6 に残存

する。

このルールで定められる年間取引量には、小規模事業者のニーズを満たす量に制

8 2001 年 10 月、Ofgem はライセンス条項を改訂し、当時の公的電力供給事業者（PEC：Public Electricity

Supplier）に対して自主供給制限（Restictions on Self Supply）を課し、卸電力市場への電力供給の活性化を

図った。しかし、Ofgem は、卸電力市場及び供給市場は十分発展したと判断し、2004 年に自主供給制限を

撤廃した。 9 https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/40485/liquidity-proposals-gb-wholesale-electricity-market.pdf

6

限するアプローチ（limited approach）とより高い流動性の実現を目指して取引量

を高い水準に定めるアプローチ（larger approach）がある。

強制オークション（Mandatory Auction）

発電事業者に対して発電量のうち一定量をオークションにかけることを要求する。

様々なオークション方式が考えられるが、一日前市場での強制オークション（A

Day-ahead auction）とフォワード商品の強制オークション（Auctions for forward

products）が主要な方式である。

強制的にオークションにかけられる発電量の割合は未定。

自主供給制限（Self-supply restriction（SSR））

一定規模以上の垂直統合ユーティリティに対して、発電部門の保有する設備で発電

した電力を、卸電力市場を介さずに小売部門に販売することを制限する。

自主供給制限量は、前月の小売電力量の一定割合として、毎月算出する。

表 2-1 各選択肢の利点及び欠点

選択肢利点⽋点

直接取引義務（DTO）

・⼩規模⼩売事業者が、価格競争⼒のある商品により短時間でアクセスできる。

・⼩売事業者の新規参⼊を促進する。

・制度設計及び実⾏に要する時間が短い。（ライセンス条件の導⼊に要する期間は 6 ヶ⽉から 9 か⽉程度と⾒積もられる。）

・ガイドラインの作成が困難である。

・ルール遵守のモニタリング及び違反の検出が困難である。

・⼩売事業者の市場シェアが限られるため、卸電⼒市場全体の流動性の向上につながらない。

・発電事業者と⼩売事業者間の取引条件に不透明性がある。

マーケットメイキング義務（Mandatory Market Making）

・⼩規模⼩売事業者の商品へのアクセスを改善する。

・ bid/offer 価格のスプレッドの最⼤値を規定することで、市場価値を反映した商品価格が形成される。

・取引量を⾼い⽔準に定めるアプローチは、電⼒卸市場全体の流動性の向上および、信頼性のある価格指標の形成、価格の透明性につながる。

・ライセンス条件により⼩規模⼩売事業者との直接取引を発電事業者に義務として課す⽅法に⽐較し、制度設計及び実⾏に時間を要する。

・取引される商品を標準化する必要から商品の種類が限られる。

・投機⽬的の取引が⾏われる可能性がある。


・⼀⽇前市場での強制オークションにより、

信頼性のある価格指標が形成され、価

格の透明性および⻑期的な先物・⾦融

的商品を扱う市場の発達につながる。

・様々な主体、特に発電事業者にコスト⾯で⼤きな負担を与える可能性がある。

・発電量に対する拠出量の割合により、想定した効果が得られない可能性がある。

7

・フォワードカーブの不透明性を解消し、⼩

規模⼩売事業者の先物商品によるヘッジ

が容易になる。

⾃主供給制限（Self-supply restriction（SSR））

・卸電⼒市場全体の流動性を改善する。・制度対象事業者の多くが、SSR の再導⼊に

反対する姿勢を⽰す。

・関係主体への経済的負担が⼤きい。（制限

の対象となる事業者は、⾃主供給制限の遵

守を報告する必要がある。Ofgem は、事業

者の取引をモニタリングする必要がある。）

出所）”Liquidity Proposals for the GB wholesale electricity market”, Ofgem, 22 February 2010 より三菱総合研究

所作成

The Retail Market Review - Findings and initial proposals consultation （2011 年 3 月）10

Ofgem が 2011 年 3 月に発行した本レポートでは、卸電力の流動性を高めるための有効な

選択肢として、強制オークション（Mandatory Auction）とマーケットメイキング義務

（Mandatory Market Making （MMM））が提示された。前年のレポート（Liquidity Proposals for

the GB wholesale electricity market）で選択肢として提示されていた直接取引義務（DTO）及

び自主供給制限（SSR）は、本レポートでは選択肢から除外された。これらが選択肢から除

外された理由について、本レポートは言及していない。

本レポートが提示する強制オークション（Mandatory Auction）とマーケットメイキング義務

（Mandatory Market Making （MMM））の詳細を、それぞれ表 2-2 と

表 2-3 に示す。

10 https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/39708/rmrfinal.pdf

8

表 2-2 強制オークション（Mandatory Auction）詳細

要素提案内容

量特定の発電事業者に対して、⼀定量以上の発電量を毎⽉のオークションにかけることを課す。

市場拠出量は、年間の総発電量の 10%または 15%または 20%である。

商品

短期的商品現物受け渡し商品ベースロード商品ピークロード商品成形された商品（standard domestic load profile など）

頻度毎⽉

ガバナンス指定管理者のもと、Ofgem の規定するルールに従い強制オークションを適切に運⽤する。

明確かつ透明性の⾼いオークションのルールを設定する。

価格発電事業者は、強制オークションの趣旨に反しない範囲で価格を設定可能である。

指定管理者は、価格を適切な範囲に管理する。

参加者売り⼊札：Big6 は強制的に参加。その他の発電事業者は、承認を受けたうえで参加可能。

買い⼊札：Big6 を含むすべての市場参加者は、承認を受けたうえで参加可能。

プラットフォーム⼊札者、または Ofgem の⽬的に沿った団体により設⽴される。

取引⽅法強制オークションの趣旨に反しない公平かつ合理的な取引⽅法（与信及び担保に関する契約を

含む）を設計する。

出所）”The Retail Market Review - Findings and initial proposals consultation”, Ofgem, 21 March 2011

表 2-3 マーケットメイキング義務（Mandatory Market Making（MMM））詳細

要素提案内容

量 Big6 は、頻繁に取引される商品について、⼊札価格（bid/offer）を提⽰する義務を負う。 Big6 に課せられる義務量は、合計 20MW から 50MW である。

商品ベースロード商品やピークロード商品など頻繁に取引される⼀部の商品

頻度継続的に商品を取引可能とする

bid/offer 価格のス

プレッド

Big6 は定められた商品について、マーケットメイキング義務の趣旨に反しない範囲、かつ卸電⼒市

場全体の bid/offer 価格のスプレッドを反映した範囲で、bid/offer 価格のスプレッドを制限する

ことが認められる。市場のボラティリティ―が⾼い場合には緩和することが可能である。

参加者 Big6 は強制的に参加。

Big6 を含むすべての市場参加者は、承認を受けたうえで買い⼊札に参加可能。

プラットフォーム Ofgem が共通プラットフォームを構築する可能性がある。

取引⽅法マーケットメイキング義務の趣旨に反しない公平かつ合理的な取引⽅法を設計する。

出所）”The Retail Market Review - Findings and initial proposals consultation”, Ofgem, 21 March 2011

9

Retail Market Review: Intervention to enhance liquidity in the GB power market（ 2012

年 2 月）11

1) 介入策の評価

Ofgem が、2011 年 3 月に公表したレポート The Retail Market Review - Findings and initial

proposals consultation では、強制オークション（Mandatory Auction）とマーケットメイキン

グ義務（Mandatory Market Making （MMM））が、卸電力市場の流動性を高めるための有効

な選択肢として提示された。一方、上記レポート公表後に行われた関係者との対話では、自

主供給制限（SSR）や大規模マーケットメイキング義務（Larger-scale MMM）も選択肢とし

て検討すべきという意見も得られた。2012 年 2 月発行のレポート Retail Market Review:

Intervention to enhance liquidity in the GB power market では、強制オークション（Mandatory

Auction）とマーケットメイキング義務（Mandatory Market Making）の検討継続と並行し、

それらの選択肢のベネフィットとリスクの検討が行われた。

その結果、強制オークション（Mandatory Auction）と大規模マーケットメイキング義務

（Larger-scale Mandatory Market Making）が、小売事業者のヘッジ商品のアクセスを改善し、

信頼性のある価格指標を形成する有効な選択肢との結論が導かれた。さらに、2 つの選択肢

の中でも、強制オークション（Mandatory Auction）が、コストとリスクが小かつ実行可能

性の高い選択肢であり、優先して検討すべき選択肢と結論した。

以下に、提示された選択肢の概要を示す。

マーケットメイキング義務（Mandatory Market Making(MMM)）

発電事業者のライセンスを取得している者は、定期的な取引機会の確保のために、

一日前市場や当日市場などで商品入札価格（bid/offer）を市場に提示しなければな

らない。

義務量は、合計 5MW から 10MW である。

Ofgem による bid/offer 価格のスプレッドの制限が可能である。市場のボラティリ

ティ―が高い場合には、制限の緩和が可能である。

長期的マーケットメイキング義務（Larger-scale Mandatory Market Making）

発電事業者のライセンスを取得している者は、定期的な取引機会の確保のために、

マーケットメイキング義務で定められるよりも長期の商品の入札価格（bid/offer）

を市場に提示しなければならない。

Ofgem は bid/offer 価格のスプレッドを制限することが可能である。

自主供給制限（Self-supply restriction （SSR））

一定規模以上の垂直統合ユーティリティに対して、発電部門の保有する設備で発電

した電力を、卸電力市場を介さずに小売部門に販売することを制限する。

11 https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/39643/liquidity-feb-condoc.pdf

10

直接取引義務（DTO）

ライセンスを保有する発電事業者に対して、小規模/独立小売事業者から取引の依

頼があった場合、取引を義務付けるルールである。

各選択肢の利点、欠点及び今後の検討における選択肢としての優先度を表 2-4 に示す。

表 2-4 各選択肢の利点、欠点および優先度

選択肢利点⽋点選択肢としての優先度


・信頼性のある価格指標が形成され、⻑期的な先物商品を扱う市場の発達につながる。

・電⼒料⾦の低下及び需要家の選択肢増加につながる。

・発電事業者が負担するコストは、事業規模に⽐例する。

・英国のオークション市場の成⻑に沿った制度である。

・欧州⼤の電⼒契約にも対応可能である。

・FIT-CfD 制度を後押しする。

・⼩規模市場参加者が与信及び担保に関するリスクを負う。（プラットフォーム間の競争により軽減可能）

・市場参加者が取引費⽤、機会費⽤のリスクを負う。（買い⼊札の参加により軽減可能）

・強制オークションにより OTC 市場の流動性が低下する可能性がある。（強制オークションの市場拠出量は、OTC市場の取引量の 5％程度であり、影響は限定的）

・優先すべき選択肢である

・関係主体と詳細制度設計に関して協議を⾏う。

マーケットメイキング義務(Mandatory Market Making(MMM)）

・短期の流動性を向上し、FIT-CfD 制度を後押しする。

・商品の種類や量が少ないため、流動性改善に与える影響が限定的。

・bid/offer 価格のスプレッドの制限が設けられているため、商品価格が必ずしも市場のファンダメンタルズを反映しているとは⾔えない。

・ゲートクローズ間近や価格のボラティリティが⾼い場合、発電事業者の費⽤負担が⼤きい。

・引き続き検討する。

⻑期的マーケットメイキング義務（Larger-scale Mandatory Market Making）

・商品の種類や量が多く、卸電⼒市場への新規参⼊障壁の低減に寄与。

・短期の流動性を向上し、FIT-CfD 制度を後押しする。

・bid/offer 価格のスプレッドの制限が設けられる場合、商品価格が必ずしも市場のファンダメンタルズを反映しているとは⾔えない。

・bid/offer 価格の・スプレッドの制限が設けられ、価格のボラティリティが⾼い場合、発電事業者の費⽤負担が⼤きい。

・現段階では、更なる検討は⾏わない

⾃主供給制限（Self-supply restriction （SSR））

・理論的には、市場取引量の増加により価格指標の質が改善される。

・市場参加者の商品へのアクセスを保証するものではない。

・垂直統合型電⼒会社は、卸電⼒取引所で既にある程度の量を取引しており、影響は限定的。

・関係主体の費⽤負担が⼤きい。・Ofgem が負担するモニタリング費⽤が⼤きい。

・現段階では、更なる検討は⾏わない

直接取引義務（DTO）・関係主体の費⽤負担が⼩さい。・卸電⼒市場への新規参⼊障壁の低

減に与える影響が限定的。・現段階では、更なる検討は⾏わない。

出所）”Retail Market Review: Intervention to enhance liquidity in the GB power market”, Ofgem, 22 February

2012

11

2) 強制オークション制度の詳細

優先すべき選択肢であると結論された強制オークションの制度詳細は、表 2-5 の通りで

ある。

表 2-5 強制オークション（Mandatory Auction）制度詳細

制度設計要素提案内容

量

・ Big6 に対して、発電量の⼀定量以上を毎⽉のオークションにかけることを課す。・市場拠出量は、年間の総発電量の 25%である。（2011 年のデータでは約 50TWh に相

当）

商品

・現時点では、ベースロード商品及びピークロード商品だが、必要に応じて対象商品は増減する。

・ Balance of Front Month、Month＋1、Month＋2、Quarter＋1、Quarter＋2、Season＋1、Season＋2、Season＋3、Season＋4

・毎⽉の商品量は、ʼone stop shopʼに⼗分な量

頻度・毎⽉

ガバナンス・指定管理者のもと、Ofgem の規定するルールに従い適切に運⽤する。・明確かつ透明性の⾼いオークションのルールを設定する。

価格・価格規制は実施しない。

参加者

・売り⼊札：Big6 は強制的に参加。その他の発電事業者は、承認を受けたうえで参加可能。

・買い⼊札：Big6 を含むすべての市場参加者は、承認を受けたうえで参加可能。

プラットフォーム

・ Ofgem が、Big6 が電⼒を拠出する単⼀のプラットフォームを指定する。・または・Big6 が、個別にプラットフォームを利⽤する。複数のプラットフォームを利⽤することも

可能。

セーフガード・ Big6 は、オークションへの買い⼊札の参加を規定するルールに従う。


2012

2011 年 3 月の The Retail Market Review - Findings and initial proposals consultation では、

Big6 に課す年間発電量に対する市場供出量の割合は、10%から 20%に設定されていた。こ

の値は、他国において既に運用されている同様の措置を参考に設定したものである。

フランスでは、電力事業の国有企業であった EDF 社（2004 年に発電、送電、配電、

小売に法的分離し、株式会社化）に対して、2001 年から 2011 年にかけて VPP オー

クションが実施されている。EDF は自社の発電容量の 10％をオークションに売却

することを求められる。

米国テキサス州では、2002 年より、一定量以上の発電設備を有する発電事業者に

対して、設備容量の 15%について、利用権（VPP）のオークションを実施すること

が義務付けられた。

12

Retail Market Review: Intervention to enhance liquidity in the GB power market では、Big6 に課

す年間発電量に対する市場供出量の割合は、25%に設定された。この割合が定める市場拠出

量は、英国の家庭向け電力取引量の 40％超に相当する約 50TWh であり、小規模小売事業者

の新規参入活性化に十分な量であると判断された。

加えて、市場拠出量の設定に係るベネフィットとコストの比較が行われ、年間総発電量に

対する市場拠出量の割合が 25％であれば、ベネフィットがコストを上回ると判断された。

表 2-6 ベネフィットとコストの比較

ベネフィットコスト

新規参⼊事業者の卸電⼒市場の商品へのアクセスに寄与する

取引費⽤

卸電⼒市場に多様な商品を拠出する機会費⽤（強制オークションとその他のプラットフォームの間で価格が異なる場合）

それぞれの商品について信頼性のある価格指標を形成する

純粋に商業的ではない意思決定が求められることによる⾮効率性に係る費⽤


2012

強制オークションに拠出される商品のリスト（検討段階）は表 2-7 のとおりである。

表 2-7 強制オークション商品リスト（検討段階）

商品年間量

ベースロードピーク

Balance of Front

Month 1.3TWh

Balance of Front Month

Month＋1 1.3TWh Month＋1

Month＋2 1.3TWh Month＋2

Quarter＋1 2.6TWh Quarter＋1

Quarter＋2 5.3TWh Quarter＋2

Season＋1 5.3TWh Season＋1





2012

13

Wholesale power market liquidity: consultation on a ‘Secure and Promote’ licence

condition（2012 年 12 月）12

強制オークションについては、終的に見送られることとなった。その背景としては、英

国が抱えている問題として、Big6 がそれぞれの関係の小売事業者に直接販売していたこと

がある。英国の Big6 はそれぞれ若干ビジネスモデルが異なるが、発電事業者は卸市場に供

給し、小売は市場から調達をするという行為を既にしており、取引上でのやりとりでバラン

スが取れていた。つまり強制オークションという手続きを踏まずに、一部の大企業が 1 日前

市場に供出をするという実態があった。2012 年にこういった取組が自主的に行われ、ある

断面では 100%が市場供出されるということもあった。終的な政策設計が長期的な流動性

確保を主眼においており、それに企業側が反応したためと考えられる。また、本措置は Big6

だけでなく新規の小売事業者にとっても、担保費用など費用負担が相対的に大きく、小規模

参入者への障壁になることが問題とされた。

1) Secure & Promote の提案

英国政府は、低炭素化（温暖化対策）、電力安定供給、それに再エネ目標達成の 3 つの目

標を低廉なコストで達成すべく、2010 年 12 月に Electricity Market Reform, Consultation

Document を公にし、電力市場改革（EMR）に向けて一歩を踏み出した。英国では

GEMA/OFGEM が事業者のライセンス条件をツールとして、柔軟な規制執行を行なってい

るが、電力セクターの構造的な問題に対してはエネルギー・気候変動省（DECC）が検討を

行う。電力市場改革は主に DECC において検討、制度設計がなされている。

関係者との対話を重ねつつ、2011 年 7 月には電力市場改革白書（Planning our electric

future; a White Paper for secure, affordable and low-carbon electricity）、同年 12 月には Planning

our electric future: technical update、2013 年 5 月には電力市場改革：政策概要（Electricity

market reform: policy overview May 2012）、同年 11 月には同名の電力市場改革：政策概要

（Electricity market reform: policy overview November 2012）を公表した。EMR には、CfD や

Carbon Price Floor など、卸電力市場の流動性に影響を与える施策が含まれている。

他方、Ofgem は、2012 年 12 月に発行した Wholesale power market liquidity: consultation on a

‘Secure and Promote’ licence condition の中で、卸電力市場の流動性を高めるための新たな市

場介入策として、それまで検討してきた強制オークションと並行し、”Secure and Promote”

（以下、S&P）を発電事業者のライセンス条件に付与することを提案した。対象となる発電

事業者は、Centrica、EDF Energy、E.ON、RWE、Scottish Power、SSE のいわゆる Big6 であ

る。S&P は、1)CfD の運用に必要な価格指標の確立、2)顧客利益の保護の観点から、EMR

やそれまで Ofgem が行ってきた検討と軌を一にするものである。

Ofgem は、流動性の高い競争的な卸電力市場に向けて満たされるべき 3 つの目的を設定

し、それらの目的達成に向けたアプローチとして 2 つの選択肢を示した。

12 https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/39448/secure-and-promote-consultation.pdf

14

表 2-8 S&P の選択肢

⽬的選択肢 A 選択肢 B

1 ヘッジを可能とする商品提供の

拡⼤

ライセンスを付与された発電事業者は、⼩売事業者との取引交渉時に、公平

かつ合理的な条件を提⽰しなければならない。

2 信頼性のある価格指標の形

成特定の介⼊策は実施しない。

⽬的 2 を達成するための介⼊策（マ

ーケットメイキング義務など）を実施。

3 実効的な短期市場の構築ライセンスを付与された発電事業者は、⼀⽇前オークションにて、発電量の少な

くとも 30％を⼊札しなければならない。

出所）”Wholesale power market liquidity: consultation on a ‘Secure and Promote’ licence condition”, Ofgem, 5

December 2012

選択肢 A

目的 1（ヘッジを可能とする商品提供の拡大）および目的 3（実効的な短期市場の構

築）の達成を目的とした介入策を実施する。短期市場の流動性の拡大に伴い、卸電力市

場全体の流動性も改善されるとの仮定のもと、目的 2 の達成に対応する直接的な介入は

実施しない。

選択肢 B

目的 1（ヘッジを可能とする商品提供の拡大）および目的 3（実効的な短期市場の構

築）の達成を目的とした介入策を実施したのち、可能な限り速やかに、目的 2（信頼性

のある価格指標の形成）の達成に向けた何らかの介入策を引き続き実施する。

15

2) ライセンス条件に求められる要件

目的 1（ヘッジを可能とする商品提供の拡大）の達成に係る発電事業者のライセンス条

件に求められる要件を表 2-9 に示す。

表 2-9 目的 1 の達成に係る発電事業者のライセンス条件に求められる要件

要素要件根拠

取引サイズ要請があった場合、発電事業者は最少0.1MWのまで取引可能。

⼩規模⼩売事業者のニーズを反映するため。

商品ベースロード：1 週間前から 2 年前まで（week-ahead to Season＋4）ピーク：1 週間前から 1.5 年前まで（week-ahead to Season＋3）

市場参加者が容易にアクセス可能な標準的な商品を含む。成形された商品（standard domestic profile）などを含むことも考えられる。

公平な価格設

定

発電事業者は、市場指標に基づいて価格を設定。管理コストはすべて項⽬別に開⽰する。

公平かつ透明性のある価格設定を⾏うため。

与信及び担保発電事業者は、合理的な与信及び担保措置を⾏わなければならない。

個別の契約者との取引リスクを担保に反映するため。

取引要請への

対応

発電事業者は、取引要請に対して速やかに対応しなければならない。第 1 回⽬の要請に対しては 20営業⽇以内、第 2 回⽬の要請に対しては 5 営業⽇以内に回答しなければならない。

取引協議を適切なタイムフレームで実施するため。

透明性発電事業者は、上記のような義務に対する対応策を⾃社ウェブサイト上などで公表しなければならない。

透明性の信頼性を向上し、取引協議の予⾒性を増すため。


December 2012

16

目的 3（実効的な短期市場の構築）の達成に係る発電事業者のライセンス条件に求められ

る要件を表 2-10 に示す。

表 2-10 目的 3 の達成に係る発電事業者のライセンス条件に求められる要件

要素要件根拠

求められる⾏動発電事業者は、売り⼊札と買い⼊札の双⽅を⾏わなければならない。

売り⼊札と買い⼊札双⽅において、オークションの活発化を図るため。

拠出量発電事業者の年間発電量の少なくとも 30%

既存のグロスビッディング取引における取引量を確実にするため。年単位での報告は報告にかかる費⽤を最⼩化する。

プラットフォーム⼀⽇前オークション

既存の⼀⽇前オークションまたは新たなオークションプラットフォームのいずれも可。（すべてのプラットフォームは、単⼀の電⼒プールにつながっている。）

情報提供

発電事業者は、⾃社発電設備のリスト及び年間発電量の情報を Ofgem に提供する。発電事業者は、⼀⽇前市場の運⽤者のレポートをOfgem に提出し、年間の⼊札情報を通知する必要がある。

発電事業者の義務履⾏を証明するため。


December 2012

3) 目的 2 の達成に対する介入策

目的 2（信頼性のある価格指標の形成）を達成するための介入策として、マーケットメイ

キング義務（Mandatory Market Making）と取引義務（Obligation to trade）の 2 つの選択肢が

検討された。

a. マーケットメイキング義務（Mandatory Market Making）

2012 年 2 月のレポートでは、マーケットメイキング義務は、有効な選択肢からは除外さ

れた。しかし、本レポートでは、目的 2 の達成に対する強力な介入策となりうるマーケット

メイキング義務が、選択肢として再び取り上げられた。加えて、2012 年 2 月以降、市場参

加者からは、マーケットメイキング義務の有効性を指摘する意見が相次いでいたことも考慮

された。

表 2-11 に、マーケットメイキング義務の要件の検討例を示す。

17

表 2-11 マーケットメイキング義務の要件検討例

要素要件根拠

プラットフォーム発電事業者は、通常の取引プラットフォームで⼊札価格を市場に提⽰する義務がある。

他の市場参加者が⼊札価格にアクセスできる。

商品

発電事業者は、以下の商品の⼊札価格を市場に提⽰する。 - ベースロード：Month＋1、Month＋2、

Quarter＋１、Season＋1、Season＋2、Season＋3、Season＋4

- ピーク：Month＋1、Month＋2、Quarter＋１、Season＋1、Season＋25、Season＋3

ベースロード商品とピークロード商品の⼊札価格にアクセスできる。

提⽰取引量発電事業者は、市場オープン時間の 50％以上で、価格を提⽰する。

発電事業者の費⽤負担を抑制しつつ、市場オープン時間の⼤部分で価格指標を⽰すため。

取引義務要請された場合、発電事業者は⼊札価格で取引する。

発電事業者の市場に対する⾒⽅を反映した⼊札価格で取引を成⽴させる。

最⼤取引量 10MW 先物商品の最も⼀般的な取引量。市場価格からの短期的逸脱等による発電事業者への費⽤負担を抑制する。

bid/offer 価

格のスプレッド

発電事業者は、ビッドとオファーのスプレッドを以下の範囲以内に保つ。 - 年間を通して⼤量の取引が可能な範囲 - 英国や他の欧州市場におけるスプレッドと⽐較

して著しく⾼くならない範囲 - 他の発電事業者の⼊札のスプレッドと⽐較して

著しく⾼くならない範囲

ビッドとオファーのスプレッドを⼤きく保つことで、マーケットメイキング義務の本旨に抵触しないようにする。市場価格をゆがめるリスクがあるため、許容されるビッドとオファーのスプレッドの最⼤値は設定しない。


December 2012

b. 取引義務（Obligation to trade）

一部の関係主体からは、目的 2 の達成に対する選択肢として、取引義務（Obligation to trade）

が提案された。取引義務の概要は以下のとおりである。

事業者に対して市場において取引する低限の量を要請するものである。取引量の下

限値は、事業者の総発電量と供給量の関数で定められる。

取引量は様々な商品に分割される。それぞれの商品の量は Ofgem が定める。

義務付けられる年間の取引量に対する毎月の取引量の割合には下限値が設定され、年

間を通した取引が保証される。

事業者は、毎月の取引量を当月末に Ofgem に報告する。

18

取引義務では、発電事業者に対して、どの商品を取引しなければならないか指定すること

で、確実に取引量を向上させることができる。

しかしながら、この義務を遵守することによって、行き詰った売り手もしくは買い手の企

業が経済的ではない価格で取引をしなければならないという状況に陥り、結果として市場価

格に歪みを生じさせるリスクがある。加えて、発電事業者の費用負担が過剰になるリスクも

ある。

取引義務により、卸電力市場の流動性を改善するためには、取引量の下限値を比較的高い

水準に設定する必要がある。

c. 強制オークション（Mandatory Auction）制度の設計

目標 2 を達成するための介入策として、以前より検討されてきた強制オークション

（Mandatory Auction）も検討された。Ofgem は、強制オークションの制度設計のさらなる

検討が必要な項目として、オークション方式における同時上昇記録方式の採用、及び買い

入札ルールの義務化を挙げた。

ア）オークション方式

Ofgem はオークション設計専門家との議論を行い、強制オークションメカニズムの主要

なオプションである｢せり上げ入札｣（Ascending Clock Auction）13を提案した。この方式は他

の欧州エネルギー市場14においても採用されている。すべての商品は月間オークションで、

価格を上昇させる複数のラウンドを通じ、同時にオークションされる。入札者は、各ラウン

ド後に各商品の超過需要に関する情報を得る。需要が販売可能な供給量に減少するまで価格

が引き上げられ入札が継続する。各商品の全ユニットがシングルプライスで販売される。

上昇記録方式では、複数ラウンドにより参加者に提供される情報量が多くなるため、価格

発見プロセス（Price discovery）に貢献する15。商品を同時にオークションにかけることによ

り、企業は入札時にすべての商品を同時に考慮し、オークションの範囲にわたる情報に応じ

て、自らの入札を調整することができる。企業は代理入札機能を使用し、オークション開始

時に、需要カーブを単に提出することで参加可能である。

また、このオークション形式により Big6（obligated firms）を市場価格を下回る価格での

取引から保護する助けとなる。これは、企業がネットバイヤーとして安値で、ネットセラー

として高値で入札することができるからである。個別レベルでは、価格が市場価格の想定値

を下回る場合に、義務を負う入札量すべてを買い戻すことができるため、当該企業を安値か

ら保護することができる。

13入札希望者は購入希望電力量を提出し、供給量と総需要が一致するまでせりあげる。 14 フランス及びスペインの VPP オークションで採用された。 15 提供される唯一の情報は、各ラウンドの終了時の過剰需要であり、個々の企業の入札行動に関する情報

は確認できない。

19

イ）買い入札側のルール

強制オークションの対象となる Big6 はオークションの買い入札に参加することが可能で

ある。これは、強制オークションにおいて健全な生産価格を提供するため、十分な需要があ

るようにするために必要である。Big6 にとって、買い入札に参加することにより、市場価

格以下での販売を防止することができ、Ofgem による規制を必要とする予約価格（reserve

price）の設定が不要になる。

また、売り入札・買い入札双方に参加する義務を負う参加者にとって、強制オークション

における重要なセーフガードとしての機能を果たす。

もっとも、Big6 が強制オークションでの参加を小限にしたい場合、この戦略を続行す

ることができる。このような戦略は、価格形成にも、商品の利用可能性にも貢献しないため、

強制オークションの有効性は減少する虞がある。よって、買い入札側ルールはこの戦略を防

ぐために必要である。

2012 年 2 月の Retail Market Review: Intervention to enhance liquidity in the GB power market

には、買い入札側のルールが含まれていたが、買い入札側のルールはオークションの結果を

ゆがめる可能性があると、一部の回答者から懸念が示された。特に、当該ルールはオークシ

ョンの決済価格のボラティリティー上昇や、不正取引の増加リスクが増加するとの懸念があ

った。これらの懸念に対応するため、Ofgem は、買い入札ルールの評価・改善に向けオー

クションの設計専門家と議論を重ねた。その結果、当該ルールは強制オークションの結果を

ゆがめることなく、悪用（gaming）を防ぐことができるという確信が得られた。

買い入札側ルールは、購入および販売される実際約定量ではなく、入札量に適用す

る。買い入札側ルールは、当該企業の入札に対して、特定の商品の義務量の 20%以

内に適用される。この範囲内で、当該企業は単一価格（「クロスオーバー価格」）で

入札しなければならない。ネットポジションが残る可能性により、真の価格評価を

明らかにし、価格発見プロセス（price discovery process）に貢献するインセンティ

ブを Big 6 に与える。なお、買い入札側ルールが約定量ではなく入札量を制限する

ため、参加者の実際のネットポジションは義務量の 20%未満となる。

個別のオークション参加者は、オークションで特定商品に関する義務を負う容量の

1/2 以上を購入することはできない。これにより、1 社または 2 社の企業による公

平な価格を大きく超えた不当な入札行動を制限する。

ウ）買い入札側ルール

買い入札側ルールは次の通りである。

全市場参加者は、強制オークションの売り入札と買い入札への参加が認められる。

ルール１：義務者は、ネットポジションが各商品の強制販売量の 20%内について、

単一価格を入札しなければならない。

ルール２：企業は、当該オークションの各商品の義務量の 1/2 以上入札してはなら

20

ない。

図 2-1 に、義務を負う企業の入札における制約条件の概要を示す。

図 2-1 買い入札ルールの制約条件


December 2012 より三菱総合研究所作成

Wholesale power market liquidity: final proposals for a ‘Secure and Promote’ licence

condition（2013 年 6 月）16

Ofgem の S&P ライセンス条件導入の終提案の報告書 Wholesale power market

liquidity: final proposals for a ‘Secure and Promote’ licence condition（2013 年 6 月）では、これ

まで検討されてきた選択肢のうち、強制オークション（Mandatory Auction）、自主供給制限

（Self-supply restriction （SSR））、取引義務（Obligation to trade）は、介入策として選択さ

れなかった。それらを選択しなかった理由は、それぞれ次の通り説明されている。


発電事業者に対して毎月発電量の 25％相当をオークションにかけることを要求す

ることについてコンサルティングを実施したことがある。

強制オークションは定期的な取引機会を提供し、健全な参考価格を提供することが

できるが、関係者は強制オークションによる取引は継続性に欠けること及び取引所

での取引コストがかかることに懸念を示した。

自主供給制限（Self-supply restriction （SSR））

多くの関係者は自主供給制限を主張した。自主供給制限には多様な形式があり、軽

い形式であれば垂直統合企業の主体間におけるグループ内送電に焦点をあてるも

のであり、重い形式であれば垂直統合の事業者の発電と送電の完全分離を引き起こ

16 https://www.ofgem.gov.uk/ofgem-publications/39302/liquidity-final-proposals-120613.pdf

21

しうるものである。

軽い形式はインパクトが低く、流動性が改善することは期待できない。一方で重い

形式は取引量の向上には資するが、産業界に高いコストが発生し、結果的に消費者

にも影響を与えることになる。いずれの自主供給制限の形式も、流動性の向上を確

保できるとは言えず、また小規模事業者の商品へのアクセスを確実にするものでも

なかった。

取引義務（Obligation to trade）

事業者に対して市場において取引する低限の量を要請するものである。この手法

は、一部の関係主体より、以前から提案されてきた。

SSR と異なり、取引義務では、発電事業者に対して、どの商品を取引しなければ

ならないかを指定することで、確実に取引量を向上させることができる。

しかしながら、この義務を遵守することによって、行き詰った売り手もしくは買い

手の企業が経済的ではない価格で取引をしなければならないという状況に陥り、結

果として市場価格に歪みを生じさせるリスクがあった。

22

3. 仏 VPP 及び ARENH 制度に関する参考資料

仏電気事業の概要

1) フランス EDF の背景

1946 年 4 月に制定された、「電気・ガス事業国有化法」に基づき、地方自治体営の地方配

電事業者を除いて、約 1,860 社の市営電気事業者が国有化され、EDF が設立された。特殊法

人であった EDF は 2004 年 11 月に株式会社化された後も、フランス政府が約 85%の株式を

所有していることから、国策会社としての位置づけに変わりはない。

フランス政府は中長期的な電源投資政策を盛り込んだ「多年度発電設備投資計画」を策定

しているが、EDF は基本的にその方針に沿って電源投資を行うことが求められる。また、

フランス政府は国内需要家が割安な原子力発電電力を享受できるように、卸電力市場価格に

基づく電気料金ではなく、発電原価ベースで決定される規制料金で国内需要化に電力供給を

行うことを EDF に義務付けている。

さらに、現在では競争政策の観点から国内需要家に電力供給を行う新規事業者が割安な原

子力発電電力を調達することができるように、暫定的に原子力発電電力の切り出しを実施す

ることを EDF に義務付けている（ARENH 制度）。

2) EDF の株式会社化

EDF は EU 諸国の電力市場自由化が先行して進んでいた、イギリス、ドイツ、イタリア、

スペイン等の近隣諸国で電気事業者を買収するなど、積極的に国外市場展開を進めていたが、

各国が特殊法人である EDF が国外で民間企業を買収することに法的措置を講じたこと、欧

州委員会が EDF に対するフランス政府の無制限保障の撤廃を求めていたことなどから、フ

ランス政府は EDF を株式会社化した。

2004 年 8 月に制定された「EDF・GDF 株式会社化法」では、従来どおり公共サービスの

履行を行っていくことを前提とし、送配電事業者を別会社化（法的分離）すること、株式会

社化したあともフランス政府が株式の 70%以上を低限保有することを規定している。こ

れを受けて 2004 年 11 月に EDF は株式会社化された。

3) フランスでの小売電力市場の自由化と規制料金

1996 年 12 月の「EU 電力自由化指令」が制定されたことを受けて、フランスでも 2000 年

の「電力自由化法」に基づき、小売競争が段階的に導入されることになった。ただし自由化

後も需要家は EDF および地方配電事業者から規制料金に基づき電力供給を受けることは可

能であった。

同時期に送電事業者も会計分離・経営分離が行われ、RTE：Gestionnaire du Réseaude

Transport d’Electricité）が創設された。その後、2004 年の EDF 株式会社化に伴い RTE は法

的分離された。

23

規制料金は、既存契約を変更しない需要家に対して適用される。規制料金は政府が発電原

価等を考慮して決定する料金である。産業用・業務用需要家が市場料金にスイッチングした

際は、再び規制料金にもとることは原則禁止されているが、家庭用需要家については市場料

金から規制料金への回帰が可能である。

表 3-1 フランスの法体系

時期法律概要

2000 年 2 月電力自由化法

発電市場の自由化

小売電力市場の段階的自由化

エネルギー規制委員会（CRE）の設置

規制料金に基づく送配電系統への第 3 者アクセス

送配電事業者のアンバンドリング等

2003 年 1 月電力ガス市場およ

び公共サービス法

ガス市場の制度改正

電力市場における公共サービス義務の改正

2004 年 8 月 EDF・GDF 株式会

社化法

送電系統運用部門・ガス輸送導管運用部門の法的分離

配電系統運用部門・ガス配給導管運用部門の経営分離

EDF・GDF の法的地位の変更注 1

EDF・GDF の資本の 70%以上について政府保有

2006 年 12 月エネルギー部門法

小売電力市場の全面自由化

EDF 等の垂直統合型事業者の配電部門の法的分離

フランス政府の GDF 株式の保有率 1/3 超

2010 年 12 月電力市場新組織法

ARENH 制度の実施

2016 年以降に産業用・業務用需要家向けの規制料金撤

廃

注 1 両者の法的地位が特殊法人から株式会社に移行するため、政府による無制限保障・兼業規制を撤廃


24

図 3-1 フランスの電力供給体制


4) フランスの規制組織の関係

各規制組織の関係は以下のとおり。

a. エネルギー規制委員会（CRE：Commission Régulation de l’Energie）

エネルギー規制委員会（CRE：Commission Régulation de l’Energie）は 2000 年 2 月の電力

自由化法に基づき 2000 年 3 月に設立された独立規制機関である。特に EDF が国有企業であ

るため、政府からの独立性も要求されている。委員の任命権限を分散化させ、また委員の任

期中の身分を保証し、委員が市場参加者の株式を保有することを禁止する等で独立性を担保

している。予算は国家予算の一部という扱いで、独自の財源はない。

b. 経済財務産業省（MINEFI：Ministry of the Economy, Finance and Industry）

規制範囲は、ネットワーク規制を除くほとんどが対象となる。公共サービス義務（全国一

律料金・低所得者優遇措置の保証するユニバーサルサービス）、電力の技術的問題、システ

ムのセキュリティ・効率的運用、などを含む。ネットワーク規制についての規制責任が 2000

年 3 月に独立規制機関である CRE に移転した。

25

c. 競争評議会（Competition Council）

規制範囲は、電力固有の規制に関する紛争以外の紛争処理である。ネットワーク関係では、

独占的地位の濫用、インサイダー取引に関する紛争を扱う。

図 3-2 フランスの規制機関の関係


技術的監督発電設備計画⼩売料⾦認可等

経済財務産業省MINEFI

競争評議会Competition Council

独占的地位の濫⽤監視インサイダー取引監視


会計分離監視ネットワーク接続に関する

紛争処理

規制に対する提案

会計分離規制に対する意⾒

EDF RTE

独占的地位の濫⽤監視インサイダー取引監視会計分離監視

RTEはEDFの⼀部⾨（責任者任命権に制限有り）

RTE責任者のEDF理事会の出席禁⽌

情報遮断⼈事交流の禁⽌

26

5) CRE の権限

権限は送電部門に関するものが主であり、以下のとおり。なお、フランスの法律では、「提

案」（Proposition）と「推薦」（Recommendation）を明確に分けており、提案については、政

府は承認か拒否のいずれかしかできない一方で、推薦に対して政府は CRE の推薦事項と違

った決定をとることができる。CRE の権限のうち下表の①②は提案に値する。

また、フランスの法律においては、法律に基づく政令等で規定されていない点があれば、

追加的な条項・規定・ルールを CRE のような規制体が策定することができる。この例とし

て、CRE が規定したものとして VPP が存在する。法律制定時には想定がなかった事象であ

っても、その設立に当たっては CRE が一定の権限を行使している。

表 3-2 CRE の権限

権限提案推薦

①託送料金設定・提案（及び会計分離規則の作成） ✓

②EDF 送電部門（RTE）の設備計画の承認 ✓

③系統の安全性確保に関する基準の推薦 ✓

④公共サービスコストの評価 ✓

⑤VPP 競売候補者の認定 ✓

⑥送配電接続の技術的な仕様書の推薦 ✓

⑦RTE 責任者の審査 ✓

⑧分散電源電力の EDF 買取義務の設定 ✓

⑨系統アクセスにかかわる紛争処理機能 ✓

注提案については政府は承認か拒否のいずれかしかできない一方で、推薦に対しては政府はCREの推薦

事項と違った決定をとることができる。


6) 新規参入者向けの新たな卸電力供給制度17

本制度は VPP 制度、ARENH 制度とは類似しているが異なるものである。

EDF はフランス競争委員会の命令に基づき、新規参入者 9 社に対して、卸電力供給制度

を 2008 年 4 月から 2022 年 12 月までの 15 年間にわたって実施することとなっている。新規

参入者への販売規模は計 150 万 kW（年間 105 億 kWh に相当）とされている。

これは 2007 年 2 月に競争委員会に提出された Direct Energie 社の提訴を受けて、競争委員

会が EDF に対して卸電力供給を改善すべきと命令、実施にいたった。新規参入者は競売で

決定され、卸電力利用権を対象とし高い価値付けをした事業者が落札できる。

落札した新規参入者が EDF に支払う従量料金は 2008 年が 36.8€/MWh だったが、段階的

な引き上げが行われ、2012 年には 47.2€/MWh まで上昇する。5 年間の平均は 42€/MWh。2012

年には新規参入者向けの卸電力供給契約によって 58 億 kWh が売却されている。

17 「海外諸外国の電気事業 2014」海外電力調査会、2014 年

27

原子力発電の発電原価

会計院（Cour des comptes）では、「原子力発電原価に関する報告書18」において、原子力

発電所の発電原価は 2010 年時点では 49.5€/MWh であるものの、2013 年には 59.8€/MWh へ

上昇したという結果を公表している。

表 3-3 フランス会計院における原子力発電原価の試算結果

費目 2010 年 2013 年

原子力発電費用［百万€］ 20,238 24,129

運転費用 9,017 10,003

既存設備への投資額 1,747 3,804

引当金（放射性廃棄物、使用済み燃料の管理） 1,133 1,301

引当金（廃炉措置） 461 520

報酬額 7,880 8,501

原子力発電電力量［10 億 kWh］ 407.9 403.7

発電原価［€/kWh］ 49.6 59.8

出所）フランス会計院の資料等より三菱総研作成

また、フランス政府が 2012 年に発表した「2050 年に向けたエネルギー報告19」では、2050

年における各電源の発電原価が示されているが、一定条件化における原子力発電の発電原価

は 56€/MWh と試算されている。

図 3-3 2050 年における各電源の発電原価

出所）「2050 年に向けたエネルギー報告」より三菱総研作成

18 Les coûts de la filière électronucléaire 19 Rapport Énergies 2050 : les différents scénarios de politique énergétique pour la France

399 9 16 16

64 77121

10

2 2 4 4

733 53 27 345

513 13

合計

56合計

49

合計

69合計

60

合計

67

合計

73

合計

102

合計

160

0

50

100

150

200

原子力

ガス火力

（C

CG

T20

10）

ガス火力

（C

CG

T20

11）

石炭火力（

2010

）

石炭火力（

2011

）

陸上風力

洋上風力

太陽光発

電コスト

ユー

ロ/M

Wh

投資費用運転費用燃料費 CO2費用

28

なお、2012 年末時点で原子力発電設備は 58 基あり、PWR 90 万 kW 級：34 基、PWR 130

万 kW 級：20 基、PWR 150 万 kW 級：4 基。2012 年における原子力発電設備の設備利用可

能率20は 79.7%、設備利用率は 73%である。

図 3-4 フランスの原子力発電所立地

出所）DGEC ウェブサイト

電力取引量と価格の推移

2001~2010 年の VPP 制度時の電力取引量の推移は図 3-5 のとおり。

図 3-5 VPP 制度下における電力取引量の推移

出所）CRE ウェブサイト、RTE ウェブサイトより三菱総研作成

注：2001 年は取引量不明。

20 出力調整をしなかった場合に発電可能な仮想的電力量と定格出力による電力量の比率

536 542 549 550 549 544 549 519

544

61 73 71 74

17 34 42 43 41 40 43 38 39

0

100

200

300

400

500

600

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

電力

量T

Wh

総発電量市場取引 VPP

29

2011 年以降について、取引価格と合わせて示す。ARENH の価格は 42€/MWh にもかかわ

らず、2014 年時点で既に当日取引価格が 35€/MWh と下回っている。そのため、ARENH と

して 71TWh の拠出をしたにもかかわらず、60TWh 程度の引渡し結果になっている。

図 3-6 ARENH 制度下における電力取引量の推移

出所）CRE ウェブサイト、RTE ウェブサイトより三菱総研作成

注：ARENH の電力量は譲渡実績であり、2014 年の 71TWh のうち、買い手のつかない電力量 11TWh を含

む。

536 542 551 541

85 84 84 106

40 28 8 3

31 61 64 71

48.8 47.0 44.3

35.0 48.9 46.9

43.3

34.6

60.8 59.5 55.1

43.8

0

10

20

30

40

50

60

70

0

100

200

300

400

500

600

2011 2012 2013 2014

取引

価格

€/M

Wh

電力

量T

Wh

総発電量市場取引 VPP

ARENH 当日取引価格前日取引価格（ベース）

前日取引価格（ピーク）

30

VPP 制度に関する CRE 公聴会の質疑概要（2005 年 12 月～2006 年 1 月）

１．概要

CRE は 2005 年 12 月 15 日から 2006 年 1 月 13 日にかけて、EDF により導入された VPP

制度に関する公聴会を開催し、以下の事項に関する質問への回答が求められれた。

2001～2005 年の期間においてフランス市場での VPP 制度の影響評価

現行制度の継続あるいは終了についての提言

EDF による電力供給あるいは電源に導入すべき新システムの提言

本公聴会の参加者は以下のとおり、フランス電力市場関係者 23 名

表 3-4 公聴会の参加者リスト

フランスに設備を有する発電事業者 Electrabel* La SNET*

フランスで小売事業を行っていない卸売事業者、

卸売事業者の代理人およびマーケット・オペレーター

AEM Trading Barclays Capital Centrica EFET France* Enipower Iberdrola Morgan Stanley* Powernext*

フランスの大手顧客相手の小売事業者 BP Gas and Power Direct Energie* EGL* ENEL* HEW Poweo* Total Gas & Power Limited* Verbund

需要家、需要家代理人あるいは仲介人 Air Liquide Omya U-tech UNIDEN*

EDF EDF*

* 聴聞による回答

２．質疑

フランス市場における VPP 効果のまとめ

Q1：VPP 制度の施行はフランス市場での競争力促進に貢献したか？その主な理由は？

31

参加者の大半は、VPP 制度がフランスの卸および小売市場の競争力促進に重要な役

割を果たしたと評価している。

先物市場への供給量が増大し、VPP は新規参入者の安定的調達を可能にした。そ

の結果、フランスの小売市場への新規参入も可能にした。

卸売市場の活性化に寄与し、安定した値動きを可能にした。

しかし３名の参加者が VPP は小売市場の競争力促進には余り役立っておらず、他の

要因で限定的な市場に留まったままであるとの評価を下した。彼らの指摘した点は、

下記の通り。

VPP は確かに卸売市場の活性化には寄与したが、実態として、フランス市場全体

の市場バランスを変えるまでには至らなかった。

VPP 購入者の中で需要家の占める割合は非常に低く、それが VPP は需要家ニーズ

に適応していないことの表れである。

５名の当事者（需要家４名と小売事業者１名）が VPP は市場の開放に如何なる寄与

もしていないと回答した。彼らに依れば、

VPP の価格は市場価格と連動しており、卸売市場での電力購入に関して魅力的な

選択肢ではない。

電力タイプと契約規定は大手需要家のニーズに適応していない。

Q2：VPP 制度により、卸売市場の参加者には新たなタイプの電力取引が可能になったと考

えるか？

当事者の大半は、VPP がなければ EDF がこの量の電力を市場での競売のために供出

することはなかったと評価した。

３名の当事者が、EDF はスポット市場でその裁定取引の大半を行っており、先物向

けの電力販売は僅かと評価した。

１名の発電事業者は、EDF が現状で競売に出している容量が供給の限度であると評

価した。

Q3：VPP による電力は、市場の他の類似電力よりも多少は購入意欲をそそられるものだっ

たか？

参加者の大半（すべての卸売事業者と小売事業者、並びに発電事業者１名）が、VPP

電力は相対取引市場や取引所で一般的に購入可能な電力よりも魅力的だと評価して

いる。

VPP電力のオプション性、特にピーク電力のオプション性はとても魅力的である、

なぜなら卸売市場でオプション性のある電力販売は僅かだからである。しかし６名

の参加者が、卸価格の高止まりのせいで、VPP はそのオプション性の一部を失っ

ていると指摘した。

VPP は市場での標準的な電力商品を補完する。１名の卸売事業者が、従来にない

受渡期間（Delivery Dates）の設定に特に興味を持つ一方、１名の小売事業者は逆

に、魅力的なオプションではないと見做している。

32

長期契約（１年以上）電力は長く市場の中心であったが、今日では VPP の競売以

外に市場で大きな拡がりを持っていない。

他方、需要家、及び１名の発電事業者と EDF は、VPP 電力は市場で他の電力以上の

魅力を持っている訳ではないと評価している

販売には期日が設定されており、常に市場に出ている訳ではないので、VPP では

新規の客の供給に直ちに対応することができない

大手需要家のニーズを満たしていない

諸手続きと契約の枠組みが複雑である

EDF によれば、施行開始当時、VPP のオプション性が優位となり、実際に非常に魅

力的な制度であったが、今日では他の調達手段でフレキシブルな手段を提供している。

Q4：VPP 制度は卸売市場の価格に影響をもたらしたか？（スポット取引と先渡取引）

参加者は二つの観点から見解を表明した。

①市場価格の総体的な水準における VPP の影響

②競売前後に見られた値動き

卸売市場での均衡価格に対する VPP の影響

７名の当事者（４名の卸売事業者、２名の小売事業者と１名の発電事業者）に依れば、

VPP は価格抑制に一定の影響があったとしている。３名の当事者はその理由を市場

での販売に供される量が増えたためと説明し、４名の当事者はその理由を、卸売市場

で VPP の利用と電力購入の裁定取引が行われたためと説明した。とりわけ、EDF と

１名の卸売事業者は、VPP 利用権の所有者が取った裁定取引的な動きがスポット市

場の価格に平衡状態を生み出したが、この価格の平衡状態は、市場での VPP の様々

な価格と適合するとの見解を示した。

反面で３名の参加者は、VPP は具体的な市場パラメータに対して影響を与えておら

ず、卸売市場の価格とは無関係と主張した。

需要家と１名の小売事業者は、VPP が市場価格を高めに誘導したと評価している。

すなわち、VPP は EDF を卸売市場で買い方になるよう導き、価格上昇に貢献した一

方で、VPP の競売参加者全てが、市場価格が規則的に上昇することでメリットを共

有したと見做す。

競売前後に見られた値動き

８名の当事者が、競売直前および直後の期間に顕著な値動きがあったと認めた。彼ら

の内で、１名の小売事業者が価格は低下傾向を示したと考えており、３名の参加者は

価格上昇を指摘した。

EDF を含む５名の参加者が、これらの動きは市場への一時的な供給力投入の結果で

ありノーマルな動きだと捉えている。

卸価格の上昇を指摘した当事者たちは、競売前の市場に EDF が介在する取引の存在

を疑っている。１名の卸売事業者は、競売の 10 日前から EDF には市場での活発な動

きを禁止すべきだとの見解を示した。

33

Q5：VPP 制度はフランスにおける発電設備への投資決定に影響があったか？

参加者の大半が、VPP は発電設備への投資決定には影響がなかったと考えている。

それは VPP の有効性がまだ充分に確立されていないことと、そのメカニズムの持続

性が明確でないとの理由による。しかし４名の当事者は VPP が投資に悪影響をもた

らした可能性に言及した。

１名の発電事業者と１名の需要家が、市場の規制を増やす性格のあらゆる関与は将

来への不安を増大させ、投資には不都合だと見做している。

EDF は、もし過去において先物価格が発電設備への投資正当化を不可能にしてい

たならば、現在はそれが可能になっており、そうした事情が投資に対する VPP の

悪影響を浮き彫りにしているかも知れないと指摘した。

逆に４名の参加者は、VPP が投資への好環境を作り出していると主張した。

２名の卸売事業者に依れば、VPP が生み出した活性化と透明性は、潜在的投資家

が参考とする情報とプライス・シグナルを改善した可能性がある

VPP はフランス市場での新規小売事業者の参入を可能にし、結果として潜在的投

資家を増やした。

EDF は、彼らに電力生産を義務付ける VPP は、投資促進の補足的措置として必然

的に機能すると指摘した。

Q6：VPP 制度の運用に関する評価は？

EDF は、VPP の運用に関し告訴もしくは係争に発展したケースはないとした。

この質問に関し見解を表明した参加者の中で、８名が VPP ルールは適切であると考

え、６名はむしろ不充分であるとの考えを表明した。

３名の参加者は運用ルールに市場のすべての当事者（卸売事業者、小売事業者、需要

家、オーガナイザー）が組み込まれるよう要望している。それはこのルールの見直し

や進化の過程に参加するだけでなく、その結果をより早く現場に反映させるためであ

る。

Q7：現在、他の電力供給源はあるか？それはどういった供給源か？また市場の活性化に充

分な数の供給源があると考えるか？そうした供給源の電力が年間で市場の取引に占めるお

およその割合は？

EDF と１名の発電事業者を除くすべての参加者が、他の電力供給源（連系線容量、

Powernext、相対取引市場および新規発電事業者の電源）は不充分であり、特に長期

電力に関しては、

先物に対する Powernext 市場と相対取引市場の活性化が不充分。

連系線容量には１年以上の期間を通した安定調達の保証はない。

現状で利用できる新規電源は発電事業者の長期契約以外、非常に限定されている。

それゆえ、参加当事者はこれらの新規電源を計算に入れてはいない。

一方、EDF に依れば、フランス市場における新電源の発達と多様化は可能であると

して、以下の点に言及した。

34

輸入量の増大

稼働可能あるいは計画途上の新規発電事業者による新規発電容量

2005 年 6 月７日付け欧州司法裁判所の命令に従い、従来の発電事業者と結んだ長

期契約の電力が、現在フランス市場で部分的に供給されている点

今日、Powernext では誰でも 60 分単位の電源購入が可能である点

Q8：全般的に言って、VPP 制度の施行停止がフランス市場にもたらす結果は？

この施行が準備期間なしで停止された場合、あるいは準備期間を経て徐々に停止された場

合の影響はどうか？

参加者の大半（７名の卸売事業者、７名の小売事業者と１名の発電事業者）が、VPP

の施行停止は、それが準備期間の有無に拘わらず、フランスの卸および小売市場に多

大な悪影響を及ぼすと回答

しかし１名の小売事業者が、もし EDF が少なくとも相対取引市場もしくは既成の市

場を通じて販売している量と同等分の先物を市場で販売すれば、VPP 施行停止の悪

影響は軽減されると強調している。

３名の当事者（EDF を除く）が、以下の見解で VPP 施行停止の悪影響は避けられる

し、重大な結果をもたらすことはないだろうと評価している

１名の発電事業者は、VPP は新しい販売形式に過ぎず、実体的な調達源ではない

ので、その停止はフランス市場にいかなる影響もないと予測

１名の小売事業者は、現行のルールが当事者に卸価格の値上げを促しており、その

ルールの停止は有益であると見做している。

１名の需要家は、VPP がフランスの発電事業の独占状態を覆い隠す形になってお

り、その停止は EDF にとって一つの無視できないプレッシャーになるはずと発言

EDF はといえば、VPP を停止しても僅かな影響があるだけである、なぜなら市場は

充分に安定しており、好条件の下で当事者の必要に応えることが可能だとの見解で、

他の売買形態を通して VPP と同量の電力確保ができるとしている。

EDF はまた、VPP の停止は必然的に準備された形になるはず。なぜなら後の競売

で購入されたキャパシティは、予定期間中ずっと供給が継続される（36 か月まで）

と指摘。

VPP 制度を継続した場合の必要な変更

もし VPP 制度あるいは類似の制度が存続されたならば、そのルールに改良を加えること

が望ましいとされている。以下の質問は、市場の当事者から現行ルールを基準としながら改

良すべき点について意見を募るためである。

Q9：競売組織の異なる当事者たちの間で現在行われている役割分担は充分か？

すべての当事者が総合的に現行のメカニズムに満足している。彼らは特に EDF 職員

たちの働きぶりや能力、そして交渉相手が唯一であることを高く評価している。

とはいえ１名の卸売事業者が、競売実施後に購入者の匿名性が尊重されていない点に

ついて疑問を呈した。実際、競売実施中には当事者の匿名性が保証されている点は高

い評価を得ながら、競売終了後には VPP 購入者の名前が EDF から明らかにされてい

35

る。

またこの参加者は、EDF が取引でのリスク回避ができるよう、購入者の名前が知ら

れないという条件付きで補償ルールを追加することには賛成だと述べている（クリア

リングハウスタイプのルール）。

他方で２名の卸売事業者は、ヨーロッパ委員会から指名された独立代理人で、競売監

視の任に当たる管財人の役割が重要であると主張した。

Q10：VPP の契約構造は充分なものか？購入した電力をより容易に転売できる方が望まし

いか？こうした取引をたやすくするために、現在の契約ルールをどのように変更すべきと

考えるか？

当事者の大半（すべての卸売事業者と小売事業者、並びに１名の発電事業者）は、総

合的な見地から VPP の契約構造には満足していると述べた。主な改良点として、契

約構成の簡略化および市場慣行との整合性を考慮した手直しが挙げられた。

１名の当事者は、EDF が機能不全に陥った場合に、配電部門も販売部門と連帯責任

を負うようルールすべきだと提案した。

５名の参加者が購入した権利の転売を可能にすべきと表明したものの、その内の２名

は転売を実行する際の複雑な手続きに疑問を呈した。他方４名の参加者は権利の転売

にはメリットはないが、転売自体はすでに可能だと見做している（EDF も転売は可

能と明言）。

需要家と１名の発電事業者はシステムが複雑で規制が多く、明確さを欠いている上、

転売には相当な経費が派生すると見做した。

Q11：価格の決定方式は改善されるべきか？

２名の需要家と１名の発電事業者が、価格が発電費用に基づいておらず、競売メカニ

ズムによって市場価格に連動した価格になっている点に苦言を呈した。

他方５名の参加者がメカニズムは問題なく作動していると表明。その内の２名は競売

実施中には保証されている匿名性こそが非常に重要であり、価格決定のメカニズムは

透明でフェアであると強調した。

４名の当事者は、異なるタイプの電力価格を関連付けるために EDF が援用している

《無差別曲線》（Indiffeence Curve）の中立性を問題とした。この曲線は短期電力の商

品力を増し、長期電力のそれを下げる方向に働くため、VPP の短期電力が市場価格

よりも高値で取引される要因となり得る。より一般論で言っても、この当事者たちは

《無差別曲線》の援用に反対しており、短期市場に生じるテンションが長期電力市場

の価格に及ぼす影響以上に不当だと見做している。その一般的な解決策として、異な

るタイプの電力を別々に販売すること、少なくとも短期電力と長期電力を別個に販売

する方法を提案している。

１名の卸売事業者が、購入全撤回を可能とした電力詰合せ販売に関する競売ルールを

削除するよう提案した。これは競売参加者が、開始時に提供された量に比べ実際の販

売量を減らす目的で戦略的に入札することを可能にしたルールだからという理由で

ある。この提案に関し別の参加者は、第一回目の競売翌日に第二回目の競売開催を提

案する。この二回目の競売で、一回目の未売却分を VPP マンスリーとして販売する

という提案である。

36

１名の小売事業者が複数回にわたる競売のメカニズムは不適切だと指摘した。価格操

作のリスクを作り出すという理由による。そのため、この当事者は一回きりの競売を

推奨した。また同様の理由で別に参加者は、一回ごとの競売開催時間をもっと短くす

べきだと述べた。

後に１名の小売事業者から、競売のパラメータ（低入札価格、など）を競売前日

に発表してはどうかという提案があった。

Q12：VPP 制度により市場に供給されている電力は購入者の需要に適応しているか？

適な形にするにはどうしたら良いか？（販売されている電力量、電力のタイプと期間、

様々なタイプの電力の分配量、競売の周期など）

販売されている電力量

参加者の大半（６名の小売事業者、５名の卸売事業者と１名の発電事業者）は、特に

ピーク電力に関し、販売される電力量が増加されることを望んでいる（25％増から倍

増）。３名の小売事業者が、2001 年の市場開設時に販売された 6,000MW の量は現状

では販売されていない点を明示、なぜなら大手顧客市場での販売量が増加した上、

EDF の送配電部門が電力ロス分を市場で購入しているとの理由を挙げた。

それゆえこれらの参加者は、VPP 用の量がオープン・マーケットで販売されること

を提案した。２名の卸売事業者は、6,000MW の量が規則的に供給され、新たな市場

が開設されることを望んだ。

電力のタイプ

当事者の大半は、より供給期間の長い、5、10、15 年あるいはそれ以上にわたる長期

電力の販売を提案した。しかし、これらの当事者は VPP による短期電力の販売停止

を望んでいる訳ではなく、短期電力の使い勝手の良さを評価している。１名の当事者

は期間の長期化は徐々になされるべきであって、その期間は需要家との協議の上で規

定されねばならないと述べた。

７名の参加者は電力タイプの規格化、特に実施当初日からより広い種類で、年間や３

ヶ月毎に供給される電力の販売を要望した。

２名の小売業者は、終需要家のニーズに合致した電力の販売を提案している（その

内の１名は既成電力の販売を提案）。

１名の小売事業者は、特に VPP と PPA が小売事業者にとって関心のある商品だと述

べた。何故ならそれらの契約期限は 10 月 31 日であり、大手顧客のニーズに合ってい

るとの理由だ。逆に別の当事者１名は PPA があまりニーズに合ってはいないとの見

解を示し、このタイプを除外して、その電力分を他のタイプに分配することを提案し

ている。EDF も PPA はあまり興味を持たれていないと裏付けている。

３名の当事者はオプション性のないピーク電源が VPP 競売に掛けられることを要望。

現行価格

４名の卸売事業者、２名の小売事業者と２名の発電事業者が、VPP がそのオプショ

ン性を取り戻すために現行価格の値上げを望んでいる。しかし EDF は、そうした値

上げが VPP の施行目的と矛盾すると見做しており、そもそも VPP はオプション性を

37

持った電力として制度化された訳ではなく、一つの仮想電源として制度化されたと説

明している。

他方４名の当事者は、現行価格を一次エネルギー価格、インフレもしくは発電所の不

安定な発電コストと連動するよう望んでいる。

競売方式

５名の参加者が競売の回数を増やすよう示唆している（少なくとも月毎に）。

他方２名の卸売事業者は、より長いスパンで購入見通しを立てるためには、先々の競

売で販売される量を知る必要があるとの要望を出した。

Q13：VPP 電力のフレキシビリティは改善されるべきか？（24 時間以内での購入量の再申

請、調整機能への参加の可能性など）

当事者の大半はよりフレキシブルなルール、特に 24 時間以内での購入量の再申請が

許可されるよう望んでいる。１名の小売事業者によると、そのフレキシビリティがあ

れば彼らのサイトの需要に関連する不測の事態をカバーすることが可能になるし、新

規小売事業者の市場への参入を促す効果もあるとのことだった。

EDF を含む４名の当事者はそうしたフレキシビリティの改変には反対の立場だった。

EDF は、24 時間以内での再申請が可能になった場合、追加費用の発生が見込まれ、

それは主として発電量のマージンに係わる費用だと指摘した。24 時間以内での再申

請は、結果として発電事業者のバランス・ペリメータに不測の事態をもたらすことに

なると説明した。

４名の卸売事業者と１名の小売事業者が調整市場への参加には興味があると発言す

るが、EDF を含む５名の当事者は、調整市場自体の複雑な仕組みを強調した。

１名の参加者が、一度申請した量を自由に訂正することができないというルール、そ

の訂正が申請終了時間前であってもできないというルールに強い抗議の意思を示し

た。

１名の当事者が、申請の終了時間を遅らせてほしいと要望した。現状は Powernext

の前日取引の結果が公表されてから、VPP の申請終了時間までに数分の猶予しか残

されていないことが理由である。

Q14：原子力発電以外の電力供給で市場を充実させる方法は適切か？現実の発電施設の機能

よりも VPP 制度を前面にして機能させたらどうか？

10 名の当事者（4 名の小売事業者、3 名の卸売事業者、2 名の需要家および 1 名の発

電事業者）は、発電事業全体において EDF 以外の新規事業者がより広範に活動でき

るよう、他の電源にも VPP と同様の制度が適用されることに賛成している。VPP 制

度の適用対象とすることが希望された電源は下記の通り。

すべての火力電源、特に重油使用の超ピーク電源設備。現状では、ピーク電力の卸

価格は原子力以外の電源の不安定な発電費用に基づいていない

貯水池式発電（1 名の卸売事業者は VPP 適用の効果として、ダムの貯水量などあ

る種の情報の公開性が改善されると指摘）

揚水式発電

38

1 名の発電事業者は再生可能エネルギー発電を基盤とした VPP の施行を提案した。

この VPP 利用者にはグリーン電力証書あるいは電源保証書の取得権が与えられると

いう提案である。

逆に EDF を含む３名の当事者はオファーの拡大は無用だと見做している。EDF は特

にそうした電源利用は市場の興味を喚起せず、原子力以外の発電事業の競争力増大に

は寄与しないと結論付けている。

Q15：VPP 制度がある一定期間そのまま継続されることを推奨するか？反対に、事前に一

つの基準が設定されることが継続推奨の条件になるか？ある一定期間とは？あるいは適用

すべき基準とは？

当事者の大半が、フランスの発電事業が寡占状態にある限り、EDF による VPP の販

売継続を希望した。

この寡占状態に関し２点の評価基準が言及された。

ハーフィンダール指数の閾値

発電事業における EDF の占有閾値。特に１名の参加者が、発電市場における EDF

の占有率が彼らの供給市場における占有率と同レベルにならない限りは、VPP 継

続の必要性を指摘した

これらの基準はしばしば短期間を伴っており、その期間は概して５年である。

他に施行可能なルール、あるいは市場を占有する EDF の発電キャパシティに関し他に施行

可能なルール

Q16：電力の販売ルールあるいは市場を占有する EDF の発電キャパシティに対する規定は

市場の健全な機能に必要だと考えるか？

参加者の大半はフランスにおける発電市場の寡占状態がこうした制度の施行を不可

欠にしていると評価した。

一方、６名の当事者が、発電の極端な寡占状態解消のも適切な方法は EDF による

物的な資産譲渡であると指摘している。

Q17：上記質問に肯定の答えであるなら、VPP に類似のルールを推奨するか？あるいは別

のルールを推奨するか？後者の場合には、推奨するルールは？：

－供給する電力（タイプ、発電キャパシティ、期間、数量など）；

－供給方式と価格設定方式；

－運用方式

EDF による資産譲渡を推奨する６名の当事者の内の４名が、もしそうした企業の解

体が考慮されないなら、VPP の施行は次善の策として適であると評価している。

他の当事者の大半（８名の卸売事業者の内の７名および７名の小売事業者の内の６名）

は、推奨された改革がなされるという条件付きで、VPP がエネルギー市場の良の

規定であると評価している。

他方で１名の発電事業者が、VPP の代替として、ある一定数のマーケット・メイカ

ーに対し VPP と同量の量を先渡商品の形で既存市場に供給するよう義務付けること

39

を提案した。

１名の小売事業者は２点の方式を提案

EDF が発電コストを完全にカバーする価格で、相当量の非常に長期の商品（10 年

以上）を販売に供する。投資額と商品の期間が購入者を限定するので、競売のメカ

ニズムを用いる必要はない

EDF が限られた小売事業者と需要家に、事前に決定された価格で前年の需要に応

じて決定された量を１年の期限付きで供給する。このシステムは現在、イタリアで

再生可能エネルギー発電に関し実施されている。

後に需要家からは、もし現行の制度が継続されるなら、以下の修正を伴わない限り

は有効に機能しないという見解が出された

販売に供される電力の大半が少なくとも期間５年の商品である

販売に供される相当量の量が需要家向けに限定され、子会社を含むいかなるグルー

プ企業も全キャパシティの５％までしか購入できない

競売は《pay as bid》方式とし、落札者の身元は公開されねばならない。

その他の指摘

小売事業者と卸売事業者それぞれ１名がフランス国内の競争力発展の観点から、発電

事業における情報の透明度が非常に重要であると強調した。

１名の発電事業者は卸売市場の機能改善には以下が必要と指摘した。

発電事業への投資促進

“マーケット・カップリング”による単一市場の実現を奨励、国際連系線容量増大

および輸出入の当日取引をより柔軟に改良

後に１名の小売事業者が、新たな発電所の建設は新規事業者にのみ許可してほしい

との希望を表明

40

シャンソールレポート

1) シャンソール委員会について

欧州委員会は特に大口、中規模の産業需要家向けの規制料金体系が、EU 法規において禁

じられている国家補助にあたり、市場競争を妨げている可能性があるとして 2007 年 6 月に

調査を開始した。欧州委員会からの批判を受けて、仏政府は需要家の保護と競争の促進の双

方のバランスをとる形で、電力市場に適用される規則を明確化する必要に迫られた。

このような状況に鑑みて、エコロジー・エネルギー・持続可能開発・国土整備大臣及び経

済・産業・雇用大臣は 2008 年 10 月 24 日、フランス電子通信郵便規制庁のシャンソール委

員長（当時）に書簡を送付し、委員会を立ち上げ、電気料金体系に関する検討及び、電力市

場において明確で安定的な枠組みを構築するために望ましい法制的な改善を検討すること

を付託した。同委員長は、1992 年から 2003 年までフランス国立統計・経済研究所（INSEE）

の所長を務めた。

シャンソール委員会は、委員長以下の 8 名のメンバーで構成されている。そのうち 4 名の

代議士はこれまでに規制料金や欧州における電力自由化等の問題に関する議会審議に携わ

った経験があり、有識者についてもエネルギー政策や市場競争等に関する専門家が集められ

ている。

表 3-5 シャンソール委員会の構成

肩書き氏名

委員長ポール・シャンソール (Paul Champsaur)

国民議会（下院）議員フランソワ・ブロット

ジャン＝クロード・ルノワール

元老院（上院）議員ジャン＝マルク・パストール

ラディスラス・ポニアトウスキー

有識者ジャン・ベルグヌー：コンサルタント、EDF 元名誉会長

マルタン・エルウィグ：エコノミスト、元ドイツ独占委員会委員

ダニエル・ラブトゥル：元国務院（コンセイユ・デタ）争訟部長

ジャック・ペルスボワ：モンペリエ大学教授、同大エネルギー経済・

法律研究所（CREDEN）所長

出所）"Rapport de la commission sur l’organisation du marché de l’électricité"より三菱総研作成

シャンソール委員会は電力市場に関わる事業者や機関等に幅広く意見聴取を行うととも

に、これらの関係者に対して書面による情報提供も依頼している。委員会が意見聴取等を行

った事業者等は以下のとおりである。

41

表 3-6 シャンソール委員会が意見徴収を行った事業者等

分類対象

需要家エネルギー利用産業連合（UNIDEN）、電力自由化市場における契約権を行使

する企業の連携委員会（CLEEE）、消費者連盟（UFC Que choisir）、消費・

住居・生活の枠組み連合（CLCV）、一般家庭協会全国評議会（CNAFAL）

企業フランス企業運動（MEDEF）

発電事業者／

電力供給事業者

Direct Energie 社、Powéo 社、独 E.ON 社、イタリア電力公社（ENEL）、ス

トラスブール電力、メッス電力公社（UEM）、グルノーブルガス・電力会社

（GEG）、オワーズ県地方自治体農業電力事業体（SICAE Oise）、フランス電

力（EDF）、GDF-Suez 社、フランス電力連合（UFE）

電力取引パワーネクスト

送配電事業者送電系統運用株式会社（RTE）、フランス電力配電社（ERDF）

地方自治体事業委託市町村および公社全国連盟（FNCCR）

労働組合全国鉱物・エネルギー連盟-労働総同盟（FNME-CGT）、鉱物・エネルギー連

盟-労働者の力（FNME-FO）、民主労働同盟（CFDT）、フランス幹部職総同

盟（CFE-CGC）、フランスキリスト教労働同盟（CFTC）

有識者エルウィグ、ボワトゥ、スペクトール、ルデレ、レイ、フィノン、ジャッキー

ノ、ブット、メルラン

関連機関競争評議会、エネルギー規制委員会（CRE）、EU 競争局、EU 運輸・エネル

ギー総局

出所）"Rapport de la commission sur l’organisation du marché de l’électricité"より三菱総研作成

2) シャンソールレポート（仮訳）

イントロダクション

１電力市場の安定的発展を目指す公共施策の３目標

２現状は短期的観点から経済的に不充分であり、長期的観点からは耐え難い状態である

2.1 フランスの市場価格はその発電所競争力のアドバンテージを反映していない

2.1.1 フランスの発電所は原子力と水力による高い競争力を有しており、全発電の

90％をこれらの手段に拠っている

2.1.2 現在の市場価格は、フランスと国境を接する国々で支配的なガスもしくは石炭発

電コストに従っており、フランスの発電所のコストに従ってはいない

2.2 規制価格の種類こそ増加しているものの、そのどれもが市場価格と発電所構成の乖

離に対する永続的な解決策とはなっておらず、同じく現行の施策転換方針も市場全体

の経済的整合性を保証するものではない

2.2.1 施策転換方針は、市場全体の整合性を欠いた価格体系において需要家を同一のタ

イプに細分化している

2.2.2 電力市場における諸問題を解決するために施行された調整目的の一時規制価格

42

は永続的な解決策とはなっていない

2.2.3 産業界の当事者、発電事業者あるいは需要家は長期的なビジョンの必要性を表明

している

2.2.4 短期的な規制の不確実さは、とりわけ必要な投資の再開というコンテクストにお

いて明らかな見通しを欲する小売事業者や需要家に不利益となっている

2.3 新規参入者には事業発展の余地がない

３一般的で不変の規制を、よりターゲットを絞ったダイナミックな規制に改革する必要

がある

3.1 とりわけ小口需要家に対する電力供給は、一般的な経済利益の供与（SIEG が略称

であり、英訳は”Service of General Economic Interest”）と呼び得るものであり、競争

原則の幾つかの例外として許容される

3.2 フランスの現行システムにおける幾つかの規定は、一般的で不変の規制の対象であ

るが、EU 法規とは相反している

3.3 電力市場の構造分析は競争原則に着眼した特別な規制の必要を喚起する。こうした

規制は現行のフランス法制には欠如している

3.3.1 ピーク電力発電は、非常に稀に稼働する超ピーク発電と言われる分野を例外とし

て、国内かつヨーロッパ・レベルにおいて競争力を発揮し得る市場である

3.3.2 ベース発電は国内政策の相違に影響される、そうした政策の相違は市場の有効な

働きを阻害しており特別な規制を必要とする

3.3.3 原子力は永続的な意味においてエッセンシャル・ファシリティーではないものの、

その特殊性は格別に考慮されるべきである

3.3.4 ダウンストリームにおいては、小口需要家は今日すべての競争手段を手にしてい

る訳ではなく、その恩恵を全面的に受けている訳ではない

４よりターゲットを絞った規制に基づく二つの解決策、および長期を見据えた一時的な

期間において市場の有効な機能を可能にする、より経済的な分析

委員会は幾つかの手段を除外した：電力市場の包括的規制、単一の購入者そして未だ実

現には至らない原子力発電事業者・EDF の分社化。

一方で委員会は、恒常的な解決策ではない TaRTAM（市場調整暫定規制料金）に代わる

解決策の施行を推奨する。

また市場の大規模な二つの組織タイプの選択も残っている：原子力に関する税の再配分

と EDF のベース電源への規制アクセスである。しかしこうした手段のすべてが法的困難

を伴っており、実際の施行方式は国内法および EC 法規に準拠した法的裏付けを必要とす

る。

4.1 恒常的に競争原則の及ばない原子力発電の構造を考慮して、新たな課税メカニズム

とベース電源用発電所の利益再配分メカニズムを伴う価格自由化が検討課題となり

得る

この手段の前提は、価格自由化という背景において、EDF のベース電源発電所がも

たらす利益の天引きと再配分方式を施行することにある。全てあるいは一部の需要家に

対する規制料金の撤廃は電力の国内市場の開設を保証するものとなる。その市場ではオ

ペレーターは自由に電力のブロック・トレードを行ない、調達コストを反映させたオフ

ァーを終顧客に提示できるのだ。ベース電源発電所の利益から天引きされる特別税は、

43

一方で競争原則発展のために EDF のアドバンテージを減殺し、他方では原子力発電が

もたらす利益の直接もしくは間接的な終需要家への再配分を可能にする。

4.1.1 自由化された市場というコンテクストにおいては、原子力発電所に付随する利益

は税金を介した天引きの対象となり得る

前記した如く、インターコネクション・プレート上の核資産が稀であることや、この

発電分野の極度に寡占化された構造のために、電力価格の自由化は火力発電コストの面

でも市場価格の追随を引き起こす。それは終顧客の利用料金値上げへと繋がり、発電

コストを上回る市場価格で取引されるために、ベース電源発電資産のペリメータにおい

て EDF の大幅な利益増加をもたらすのだ。故に特別税の施行によって、こうした利益

の終顧客への再配分が可能になる。

こうした課税は、発電所の稼働率による制約や不測の事態を考慮した場合、フランス

のベース電力需要に対応可能な原子力電源キャパシティには適用可能である。

税率は卸売市場価格とベース電源発電コストの差額によって決定される。この差額は

確かに卸売市場でのベース電力販売がもたらす利潤と一致している。Powernext 市場で

のスポット価格は、再生可能エネルギーの発展に関連した EDF の購入義務に要する追

加費用を算出するための基準として既に使用されているが、天引き金額を算出するため

の市場価格基準としても用いることが可能である。

4.1.2 すべての終需要家に対する原子力発電付随の利益の再配分は、異なるメカニズ

ムに応じて検討の対象となり得る

徴収した税金の再配分は、フランス国内の終需要家に原子力発電所のアドバンテー

ジに浴することを可能にする。EU 法規に準拠するために、税収入の再配分は、とりわ

け明瞭で差別のない一般規定の形式でなされるべきである。また特にすべての事業者を

区別なく適用対象としなければならない。

この視点において、こうした利益の再配分は、各需要家の電力需要に応えるためのベ

ース電力必要量の割合に直接対応する形で、電気料金値下げを通して行なうことが可能

である。

ただし実際の再配分は、電力公共サービス費用（CSPE）の天引きと同様の形式で行わ

れる。それ故に本規定の施行は、いわばネガティブな CSPE として機能する。

同時に天引きされた金額は、輸送や公共サービスなど規制対象事業の資金に充てるこ

とも可能である。現在は一部の大口電力需要家が大規模送電ネットワークに直接繋がっ

ているので、税収再配分に関し需要家への公平性を保証するために、この再配分は輸送

の負担のみに限定され得る。

近い将来、とりわけ再生可能エネルギーの発達のために、仮に公共サービス負担の大

幅な増加が必要とされるなら、税金による天引き金額は短期的に彼らの負担額を上回る

ことになるかも知れない。故に公共サービスおよびネットワークの負担が適度なレベル

にある限り、使用料金値下げ規定（場合によってはネットワークと公共サービス事業財

源の余剰として）は、ベース電源発電所がもたらす利益の需要家への再配分に必要なこ

44

とは明らかである。

4.1.3 課税および再分配という解決策は、小口需要家に対する規制料金の維持と両立し

得る

この規定の枠組みと制限においては、家庭用需要家と事業用小口需要家に対する規制

販売料金を維持する必要が生じるかも知れない。

課税制度の枠組みにおいて天引き額はより限定された基盤に基づいて評価される。この

基盤とは料金規定制度に拘束されない顧客需要に応えることが可能なベース電源発電

に相当する。当然のことだが、再配分（使用料金値下げメカニズムを通して）は料金規

定の適用を受けない需要家に限定される。

料金規定の適用を受けている顧客層において競争原則の発展を可能にするために、特

に EDF のベース電源へのアクセスが検討され得る。このアクセス価格は政府によって

定められるが、ダウンストリームで適用されている料金設定との一貫性が必要とされる

（このメカニズムのより詳細な説明は以下を参照）。

4.2 原子力発電所の典型的な経済的条件で生産されるベース電源への規制アクセスは、

発電所の競争力増大に寄与すると共に、ダウンストリームの競争促進を可能とする

4.2.1 アップストリームにおける一時的で上限設定された規制方式は、長期的投資を損

なうことなく、新規小売事業者が独占発電事業者の経済的条件へのアプローチを可能に

するに違いない

提示された解決策は、上限量の範囲内で、需要家を有する国内のすべての小売事業者

に一定量のベース電源取得を可能にすることにある。これは規制された価格によって行

われ、フランスの原子力発電所の総コストの現状が反映された価格となる。またこのコ

ストにはメンテナンス、原子力発電設備の寿命延長、解体および放射性廃棄物の管理コ

ストが含まれる。各小売事業者が取得可能な電源量は、その顧客ポートフォリオの堅実

性に応じて決定される。また新たな発電キャパシティの発展を期待しながら、競争原則

強化を制約なしに可能とするため総上限量は決定される。

各小売事業者が取得可能な原子力電源量を決定するには明確な基準設定が欠かせな

い。こうした基準を欠いていては、事業者は金融ロジックにおける合理的判断から、ヨ

ーロッパの市場価格で転売するために、原子力電源の総量取得を申請するだろう。それ

ゆえ各小売事業者が取得可能な原子力電源量の決定に際しては、客観的で明瞭かつ差別

のない基準の採用が求められる。

こうした選択はフランス市場の自由化を保証するための処方箋探しと一貫している：

－この選択が方式として競争委員会の分析と決定に追加される。競争委員会はフラン

スの小口需要家市場での利ザヤ縮小問題に関し、Direct Energie が提起した訴訟に

おいて、当該市場に限っての処方箋を有効とした。

－委員会は様々な情報交換、特にヨーロッパ委員会の代表者たちとの情報交換の場で、

一方はフランスに籍を置き、他方はＥＵ圏内の他国に籍を置いた類似する二企業が、

必ずしも同じ電力使用料金を支払う必要はないという認識に至ったが、今日それに

45

異を唱える声は聞こえない。

－後にこうした選択は、フランスがヨーロッパにおける《原子力の貯水塔》になる

使命感を抱いていない事実と一貫している。

この解決策の実用方式全体を現段階で決定しようとは意図せず、ベース電源への規制ア

クセスに関する標準的な契約が応えるべき様々な要求を列記する：

－小売事業者が彼らの事業活動に係わるリスクを負担するために、譲渡される電源量

はリアルタイムではなく、競争原則の成熟度に伴い変化する周期（例えば四半期毎

あるいは半期毎、次に年間毎）で、顧客の予測ポートフォリオに従い供給されるべ

きである

－棚ぼた効果を生まぬよう、アクセス条件は顧客の実際のポートフォリオに応じて、

譲渡量においても価格補填によっても、事後に調整されるべきである。

－小売事業者があらゆる顧客層で EDF と競合できるように、規制標準契約は現在の

原子力発電所が得ている競争力アドバンテージの本質と、特に夏期と冬期の発電量

推移を考慮に入れるべきである

－ EDF がその発電所機能を維持するために、規制アクセス価格は発電コスト全体を

カバーできる価格にすべきである（稼働、メンテナンス、寿命延長、廃棄物の管理

および施設の解体）。

－同じくバリュー・チェーン全体に連なる事業者の中から競争者が現れることを妨げ

ないために、小売事業者は定められた購入量の枠内で一部の事業リスクを承知の上、

もちろん規制価格を下回る価格で EDF と自由に契約の交渉ができるようにすべき

だろう。こうした背景でこの規制アクセスと、原子力発電所に関しある数の事業者

が既に獲得している切り出し権、並びに一部の事業者が得ている水路式水力発電使

用権とを結び付ける方が良いだろう

－委員会委員の大半は、この規制アクセスは原子力発電所がその経済的条件の下で生

み出すベース電源に限定するべきとの見解である。しかし委員の数人が、長期的に

も原子力発電は国営事業であるべきとの持論を再提起した。委員の大半はこの点に

関し、委員会の提言で言及する必要はなく、提言はアクセスの規制に限定するべき

との考えである。というのも、特に開発途上の水力発電所は当事者間で、ダウンス

トリームでは競合相手ではあるが、既にパートナーシップの対象となっているから

だ

－規制によって原子力発電所の現在の管理体制が崩れ、アップストリーム（発電）と

ダウンストリーム（販売）で構成された EDF の事業モデルが弱体化する事態は避

けなければならない。企業にとっても社会組織にとっても、他のヨーロッパの同業

者に益々支持されているこのモデルは、電力システムの堅牢性と需給のバランスが

取れることで安心感をもたらしてくれる

－規制は、結果的に新規事業者に発電施設への投資や統合モデルへの発展を促すべき

である。ただし競争原則の迅速な活性化のために、独創的な手法を導入するかも知

れない小売専業者の事業発展を妨げることになってはならない。また電力供給での

競合者が、永続的かつ排他的に EDF からの調達に依存するモデルを容認すること

はできないし、委員会はこのようなモデルを推奨しない。

46

異なる当事者間での市場の占有割合や発電所キャパシティの推移を観察することが

必要である。規制の遵守、特に規制のあらゆる抜け道を塞ぐ方法で、ベース電力の規制

割当量上限を遵守させ、市場の当事者の効果的な事業展開を保証しなければならない。

委員会は、卸売市場でのネットワーク電力ロス（ジュール効果）購入は現状維持に役

立つだけで、市場の活性化には寄与していないと見做している。ただしネットワーク管

理者が直接的あるいは間接的に、他の大手産業需要家のように、小売事業者を通じて原

子力発電所がその経済的条件の下で生み出すベース電源アクセスを利用することは、正

当であると考えている。しかしこの問題は委員会提言の中心にある訳ではなく、市場当

事者と国内およびヨーロッパの当局全体で議論されるべきであろう。

4.2.2 ベース電源への規制アクセス施行は、小口需要家に対する規制料金の維持と両立

し得る

ダウンストリームにおいて、産業需要家向けの規制販売料金（グリーン料金、イエロ

ー料金の一部）と TaRTAM（市場調整暫定規制料金）は、アップストリームでの規制と

競争原則導入が産業需要家に競争力のある発電所電源へのアクセスが保証された時点

で、もはや不要になると考えられる。

一方、小口需要家（ブルー料金、更にイエロー料金の一部）に対しては、その使用電力

の特殊性（低電圧、不充分な計測システム）のために、規制料金の維持は以下の状況で、

正当かつ競争原則の発展とも両立し得る：

－これらの規制料金は、原子力発電所がその経済的条件の下で生み出すベース電源コ

スト、他の電源調達に対する市場価格、送電コストおよび販売コストが上乗せされ

た価格で構成されている

－すべての小売事業者が規制料金以下の料金提示が可能である。低料金を提示した

一小売事業者のみがこうした料金提示の権利を有する

－ベース電源規制アクセス価格と小口需要家向けの規制販売料金との一貫性が、小売

事業者に革新的で競争力のある新規オファーの提示を可能にし、強いては競争原則

の発展を可能にする。

－規制料金に占める原子力発電所のベース電源コストの割合は、いずれにせよ長期的

視点では、新原子力発電所の建設がまだ調整段階にあるので、新たな発電手段の発

達や既存原子力発電所の段階的な稼働停止に伴い低減してゆく[4.2.3 を参照]

4.2.3 ベース電力発電所のリプレイスメントが近付けば、徐々にアップストリームにお

ける規制を無くすことが可能となるに違いない

ダウンストリームでの小口需要家向け規制料金において、ベース電力供給コストが占め

る割合

4.3 採用されるベース電源規制が如何なる形式であれ、発電所の正常な稼働維持に見合

うコストと料金を再規定することは不可欠である

47

今日、三つのリスクが明らかになり共存している：

1. 異なるレベルの電力価格が抱える矛盾（規制料金、TaRTAM、市場価格）はすべて

の規制体系を危うくする。

2. 被規制者と規制当局間の基準の欠如および強い不均衡。規制当局はその任務を完全

に遂行するための充分な情報を把握していない。

3. 将来の投資と原子力発電コストに基づく規制料金の間の潜在的な不備

こうしたリスクは電力システムが投資の段階に入ったという背景の中で生じ、電力市場

のあらゆるレベルで正当化され顕在化している。仮にコストの基準が電力卸売および小

売市場の価格規制に役立つとしても投資環境の見通しを示す訳ではない。投資環境の見

通しについては再検討の余地があるだろう。

それゆえ委員会は以下の３原則に基づく規定の施行を推奨する：

1. ベース電源コストを定めた確固たる方法論：独立した会計、過去（現状の経済コス

ト）ではなく将来の試算に基づくコスト基準。このコンセプトには厳密な計算上の

要素ではなく、より経済的な要素が含まれ、負債を増加せずに既存の原子力発電所

のメンテナンスと寿命延長に要する投資を一般的に計ることを可能にする。こうし

た要素を反映したコスト基準の必要性は小売事業者と発電事業者双方のレベルで

コンセンサスを得るだろう。

2. 提案された方法論は安定して平滑化された指標のすばやい提示を保証する必要が

ある。これは発電事業者/小売事業者サイドと需要家サイド双方の、特に中長期的

展望に立った決定が必要な産業需要家の強い期待に応えるものである。

3. 全体の一貫性と規制の明瞭さを保証するために、コスト（ベース電源コスト、ピー

ク電源調達コスト、販売コスト‥など）付加によって構成一体化された料金

4. ベース電源規制アクセス価格と小口需要家向け規制料金が、同一当局および同じ制

度化プロセスによって設定される

規制価格には、将来的に発電所のリプレイスメント・コストも付加されることが望まし

い。

但しこうした規定の施行には、以下の暫定手段を伴う必要がある：

－これら異なる料金のまとまりを可能にするために、TaRTAM と事業家向け規制料金

の変更を切り離す

－すべての需要家に同等の電力消費には同等の対価を負担させるために、現行の料金

表の再構成

4.4 委員会はベース電源への規制アクセスという解決策を推奨する

委員会が詳細に検討した二つの解決策は両者とも法的難点を伴っている。そうであって

も、ベース電源への規制アクセス制度が以下の理由からより望まれる

(i) 仮に再配分課税規定が原則として、価格自由化に係わる変動利ザヤを独自の計算方

式によって需要家に還元する規定だとしても、課税額自体が変動し、この《原子力

48

税》課税対象の電力使用に大きなリスクを生じさせる。それ故このシステムにより、

原子力発電の競争力がもたらす利益の配分を実際に受けることが可能になるとい

う論理を、需要家に納得させるのは容易ではない。

(ii) 他方、制度面において、ベース電源規制アクセスがエネルギーの競争原則に係わる

手段やコンセプトを訴求するのに対し、再配分課税規定は税制や予算措置といった、

より広範な分野に焦点を当て、時を置かずに制度の安定性を危うくする可能性があ

る

(iii) 後に、委員会が意見を求めた当事者の大多数は、ベース電源規制アクセス制度を

支持した事実を指摘しておく

49

フランス原子力規制アクセス制度（ARENH）に関する条文（仮訳）

エネルギー法典

立法部分

第３巻：電力に関する規定

第３部：販売

第６章：原子力規制アクセス制度(ARENH)

※フランス電力（EDF）が小売事業者に規制価格で販売する原子力発電の卸料金

法律第 336-1 号

2011 年 5 月 9 日付法令第 2011-504 号-(Ⅴ)項記載

地理的利便性やフランスの原子力発電事業の競争力がもたらす需要家全体の利益を損なう

ことなく、電力小売事業者を選択する自由を保証するために法律第 336-8 号に規定された一

定の移行期間において、フランス本土に居住する終需要家へ電力を供給するすべての事業

者もしくは送配電事業者が、法律第 336-2 号に記載の原子力発電所から電力を購入する際に、

原子力規制アクセス制度(ARENH)が適用される。

法律第 336-2 号

2011 年 5 月 9 日付法令第 2011-504 号-(Ⅴ)項記載

この移行期間中は、EDF は法律第 333-1 号で認可された、すでに終需要家を顧客に持つか

新規客層を開拓予定の小売事業者、もしくは送配電事業者に法律第 336-3 号と法律第 336-4

号を適用するとともに、法律第 336-5 号に規定された条件で決定された上限量まで電力を供

給する。

供給可能な原子力発電の大総量は、経済・財務担当相およびエネルギー担当相の省令によ

って決定されるが、とりわけ電力卸売市場および終需要家への電力小売市場における競合

動向に応じてエネルギー規制委員会から出される提言を経てからである。この大総量は本

制度の目的に厳正に合致した総量であるが、年間 100 テラ・ワット時（1,000 億 kWh）を超

過してはならない。

購入条件は、2010 年 12 月 8 日以前にフランス国内で稼動を始めた EDF の原子力発電所生

産量に基づく経済状況を反映したものである。

この販売が実行される条件は、エネルギー規制委員会（CRE）の提言に基づいてエネルギー

担当相の発令する省令によって規定されている。そのプロセスは法律第 336-5 号に記載され

た基本協定の条項策定についても同様である。

法律第 336-3 号

2011 年 5 月 9 日付法令第 2011-504 号-(Ⅴ)項記載

一小売事業者に供給される法律 336-2 号に記載された電力の年間大量は、本法律および法

律第 336-4 号を遵守しながら、終需要家の消費動向や消費量予測および送配電事業者の供

給必要量に応じて算出される。またこの年間大量は、当該小売事業者のフランス本土にお

ける供給量もしくは予測供給量を考慮し、終需要家の全需要量の中で法律第 336-2 号記載

50

の原子力発電所発電が占める割合に応じて算出される。並びに 2015 年 12 月 31 日までの移

行措置として、法律第 336-2 号に記載の原子力発電所生産量変動を反映させるために、この

供給量の算出規定は小売事業者の顧客の需要分野や特性を考慮して決定される、但しある需

要家層限定で供給された法律第 336-2 号記載の割当て大総量が、フランス全土の全需要量

の中でこの需要家層が占める割合と掛け離れた数字にならない範囲においてである。

もし前行で各小売事業者に認定された大総生産量が、法律第 336-2 号適用により規定され

た総生産量を超過した場合は、CRE は分野ごとに分かれた小売市場全体の競争力を高める

ために、この超過分を各小売事業者に分配する。

CRE は１年未満の周期で各小売事業者への割当て電力を決定し、それを各事業者に通知す

る。CRE の監督下で、とりわけ公共送電ネットワーク管理者によって情報交換は組織化さ

れている。従って EDF は各事業者の個別状況を知る立場にない。

2013 年 8 月 1 日より、エネルギー担当相の省令が定義する３年の猶予に従い、小売事業者

の扱う供給量は徐々に増加する。彼らが電力ロス対応の送配電事業者に電力を供給している

点を考慮しての措置である。この増加分は法律第 336-2 号により規定された上限量に追加さ

れる。

法律第 336-2 号に記載の原子力発電所に異常事態が起きた場合は、エネルギー担当相および

経済・財務担当相は共同省令により、ARENH の施行を中断するとともに、EDF に対しては

ARENH に基づく一部もしくはすべての電力供給を中断するよう命じることができる。

法律第 336-4 号

2011 年 5 月 9 日付法令第 2011-504 号-(Ⅴ)項記載

法律第 336-3 号に記載の大電力量は以下の条件に従い算出される；

1)36kVA 以上の供給量が申告されている施設に関しては、終需要家とすでに契約済みの電

力供給、もしくは 2010 年 12 月 7 日以降に ARENH 施行を見通して契約変更されたケースの

みが考慮されるが、同様に契約ポートフォリオの増大を予測したケースも考慮の対象となる。

2)租税一般法典の 238-2(HV)項に記載の通り、電力の長期供給契約取得を業務としている

授権資本会社の株主権限に関連する電力量は、政令に定義の条件の下で除外される；

3)2010 年 12 月 7 日以降は、EDF と小売事業者による共同決定を前提として、小売事業者も

しくは EDF との契約締結を通して小売事業者と提携するすべての会社、もしくは EDF と提

携するすべての会社がフランス本土において供給するベース電力量は減少され得る。

その場合には、共同契約者は CRE に対し契約内容および減少の対象となる電力量の状況を

通知する。

二つの会社が同一資本と見做されるケース；

a)A 社が直接・間接に係わらず B 社株の過半数を所有しており、結果として B 社経営の決

定権を握っている時

b)A 社も B 社も同じ C 社の傘下に入っており、C 社は A・B 両社の株の過半数を所有してい

るため両社経営の決定権を握っている時

法律第 336-5 号

2011 年 5 月 9 日付法令第 2011-504 号-(Ⅴ)項記載

法律第 336-2 号記載の小売事業者による購入申請から長で一か月間は、この第６章で定義

する条件の下で、当該小売業者は要請により ARENH の権利行使が可能であることを、EDF

51

と締結した基本協定は保証している。それは過渡期における１年間の ARENH 価格での購入

を保証するものである。なお基本協定の契約事業者リストは CRE のウェブサイトに掲載さ

れている。

法律第 336-3 号の適用開始時に小売業者に付与された供給量が、フランス本土の終需要家

の実態需要量、および彼らが電力を供給した送配電事業者の送配電量を上回ることが明らか

な場合は、CRE は小売事業者および EDF に余剰電力量の名目で小売事業者が価格補填を行

うよう通知する。この価格補填は発電に係わる費用を考慮し、少なくとも卸売市場価格と

ARENH 価格の差額平均上限値と同額とする。またこの補填は、小売事業者の当初供給予測

とフランス本土の終需要家の実態需要量および彼らが電力を供給した送配電事業者の送

配電量の差異スケールも考慮に入れている。この差額の計算方式は、CRE の提言を受けた

後に国務院が議決する政令によって明文化される。

なお前行で言及した価格は税別と理解される。

法律第 336-6 号

2011 年 5 月 9 日付法令第 2011-504 号-(Ⅴ)項記載

法律第 111-54 号に記載の地域送電企業は、本章の適用によって付与された権利を、彼らの

サービス地域の顧客の需要に基づいて、別の地域送電企業に委ねることが可能である。この

権利を預託された企業は自身固有の送電量に加え、預託された権利から生ずる送電量購入に

関しても交渉当事者となる。

法律第 336-7 号

2011 年 5 月 9 日付法令第 2011-504 号-(Ⅴ)項記載

ARENH 適用価格に関する諸々の措置は、本タイトルの第７章第３節に記載されている。

法律第 336-8 号

2015 年 8 月 17 日付法律第 2015-992 号 176 項により修正

ARENH の過渡的措置は、法律第 336-10 号記載の政令が施行されてから 2025 年 12 月 31 日

まで実施される。

2015 年 12 月 31 日以前、その後５年毎に、エネルギー規制委員会および関係省庁（エネル

ギー担当相管轄、経済・財務担当相管轄）の報告書に基づいて、ARENH の評価を実施する。

評価は以下の項目が対象となる：

1) ARENH の施行実態；

2) 電力供給市場における競争促進への影響および市場小売価格と ARENH 価格の整合性；

3) 卸売市場の動向に与える影響；

4) 小売事業者と EDF 双方が合意し契約締結に至る上での影響および電力の安定供給に必

要な設備投資を促す上での影響。

関係閣僚は、必要があればこの評価に照らし以下を提案する；

a) 電力小売事業者の段階的な移行を保証しながら措置を終了する方法；

b) 措置の適用；

c) 当事者間、とりわけ電力小売事業者と大口需要家間で原子力発電所の稼働期間延長のた

52

めの投資協力を促進する方法；

d) 原子力発電所の稼働期間延長および原子力施設のリプレース期限という観点から目標

設定を可能にする複数年の投資プログラム作成に基づき、原子力施設のリプレース着工

のための適切な財政措置を可能ならしめる特別な施策の実施。

このために、エネルギー担当相および経済・財務担当相は、法律 142-4 号定義の条件の下、

必要な情報へのアクセス権を有している。そして現項の適用による評価および決定した提案

を公開する。

法律第 336-9 号

2011 年 5 月 9 日付法令第 2011-504 号-(Ⅴ)項記載

法律 336-2 号記載の原子力発電所によって生み出された電力への、包み隠さず公平で差別の

ないアクセスを、これら発電所の経営者を含む電力小売事業者に対して保証するために、

CRE は価格を提案すると共に税額を計算し、法律 336-1 号に規定された ARENH 施行を監督

する。CRE は特にこれら小売事業者が実行する商取引を監視し、ARENH 利用による電力供

給量とフランス本土の終需要家の需要量との整合性を確保する。

法律第 336-10 号

2011 年 5 月 9 日付法令第 2011-504 号-(Ⅴ)項記載

CRE の提言を受けて国務院が決議した政令は、本章の適用条件を明確にしている、とりわ

け；

1)EDF と法律第 336-2 号および第 336-3 号適用による ARENH を利用した小売事業者に課せ

られる義務；

2)CRE が電力量を算出し通知すると共に、本章の適用による ARENH の枠内で譲渡された電

力の購入条件を提案した上で、経済・財務担当相およびエネルギー担当相が決定した購入条

件の遵守

53

フランス共和国官報第 0100 号（電源規制アクセス制度）、2011 年 4 月 29 日（仮訳）

2011 年 4 月 29 日付フランス共和国官報第 0100 号

法案第 9 号

原子力規制アクセス制度を定めた 2011 年 4 月 28 日付デクレ第 2011-466 号

参照番号：EFIR1105258D

内閣総理大臣、

経済・財政・産業大臣の報告について、

電力公共サービスの近代化及び発展に関する修正 2000 年 2 月 10 日付法律第 2000-108 号、

特にその第 4 条第 1 項に基づき、

2011 年 3 月 3 日付エネルギー規制委員会（CRE）の提言に基づき、

2011 年 3 月 8 日付エネルギー審議会の提言に基づき、

2011 年 3 月 15 日付不正競争監督機関の提言に基づき、

2011 年 4 月 13 日付預金・供託金庫監視委員会の提言に基づき、

国務院（公共事業部門）了承済

発令：

第 1 部：定義

第 1 条

Ⅰ.上掲 2000 年 2 月 10 日付法律第 4 条第 1 項に規定の原子力規制アクセス制度（ARENH）

において、フランス電力は一年間に一定量のプロファイルが明確な供給品という形式で、認

可された電力小売事業者に電力を譲渡する。

Ⅱ.契約の各期間はそれぞれ 1 月 1 日と 7 月 1 日を初日とする。ただし、エネルギー担当大

臣の法令施行から３ヶ月目の第一日を初日とする期間のみは例外である。この点については、

基本協定の内容を定めた上掲 2000 年 2 月 10 日付法律第 4 条第 1 項Ⅱの二段落目に記載され

ている。

Ⅲ.メガワットで表示される一定量とは、契約期間中に供給される電力の平均値である。

Ⅳ.プロファイルとは、契約期間中に供給される 30 分毎の時系列で示される電力タイプのこ

とである。

54

エネルギー規制委員会の提言を受けてエネルギー担当大臣が公布する法令により、それぞれ

の契約期間におけるプロファイルのタイプが決定される。

Ⅴ.譲渡される電力は、上掲 2000 年 2 月 10 日付法律第 4 条第 2 項の意味においてプロファ

イルに適応するキャパシティの保証を含んでいる。

Ⅵ.需要家は１次カテゴリー及び２次カテゴリーに分類される。

2015 年 12 月 31 日までの分類：

－C１カテゴリーは大口需要家及び電力ロス対応の購入者を含む；

－C２カテゴリーは小口需要家を含む。

2016 年 1 月 1 日以降はすべての需要家が一つのカテゴリーに統合される。

小口需要家の２次カテゴリーには、フランス本土において低電圧で接続した終需要家、す

なわち 36kVA もしくはそれ以下の電圧で契約している需要家が含まれる。その需要量グラ

フの決定方式は、エネルギー規制委員会の提案に基づいてエネルギー担当大臣が公布する法

令によって規定される。

大口需要家の２次カテゴリーには、フランス本土において小口需要家の２次カテゴリーには

該当しない終需要家が含まれる。

電力ロス対応購入者の２次カテゴリーには、フランス本土において電力ロス補償の名目で電

力を購入する公共送配電ネットワーク管理者が含まれる。

Ⅶ.上記第Ⅳ項に記載の法令では、それぞれのカテゴリーの需要家が有する権利を踏まえて

プロファイルを規定する。そしてこれらのプロファイルは、2016 年 1 月 1 日以降、徐々に

一つのプロファイルにまとまって行く。

Ⅷ. ARENH 規定の上限量とは、契約期間において小口及び大口需要家が譲り受けることが

可能なフランス電力の原子力発電大総量である。この上限量は、上掲 2000 年 2 月 10 日付

法律第 4 条第 1 項Ⅱの三段落目を適用し、該当契約期間における割当時間数によって配分さ

れ、経済担当大臣及びエネルギー担当大臣が公布する法令によって規定される。

Ⅸ.エネルギー規制委員会は、現デクレ第４条に定義の方式に従い、各小売事業者に譲渡す

る電力量を算出する。これら小売事業者は、各契約期間において各需要家カテゴリーに電力

を供給するが、この算出の過程において、各小売事業者は以下の数量を通知される：

－小売事業者がその予測需要量に応じて算出し、申請可能な理論上の数量；

－理論上の数量以下、もしくは同等の申請量；

55

－上限量を考慮する前の大量、これは以前の契約期間時の大量の変動を考慮して、その

数値を重視するという条件での要請大量と同一である。

もし上記第Ⅷ項記載の上限量を超過せず、それ以下の数量であるならば、譲渡量がすなわち

大量となる。

第２部：ARENH 規定の利用及び譲渡量の算出

第２条

Ⅰ.上掲 2 月 10 日付法律第 22 条Ⅳ規定の認可有資格者である電力小売事業者で、フランス

本土において終需要家あるいは電力ロスに対応する公共送配電ネットワーク管理者に電

力を供給する事業者は、ARENH 規定の適用を申請する場合エネルギー規制委員会にエネル

ギー担当大臣への写しを添えた届出書を提出する。この届出書に記載すべき事項はエネルギ

ー規制委員会によって定められている。

小売事業者は、上掲 2000 年 2 月 10 日付法律第 15 条Ⅴを適用し契約を締結した代表契約者

をエネルギー規制委員会に伝え、この代表契約者がその終顧客の需要量を判別する方法も

明らかにする。これはこの顧客が、インジェクションとドロウワーの差異を負担する代表契

約者の終需要家と同一ではない場合の判別方法であり、この方法を認証する独立機関の証

明も同じく明らかにする。

上掲 2000年2月10日付法律第 4条第 1項Ⅵを適用し、非国営の配電事業者は必要があれば、

特別な再編方式および彼らの ARENH 規定利用権の管理方式をエネルギー規制委員会に伝

達する。これらの確定情報はエネルギー規制委員会を通じて公共送電ネットワーク管理者に

通達される

エネルギー規制委員会は、もし届出書類に欠落がなければ、30 日以内に小売事業者に受領

書を発行する、またもし欠落があった場合にはその期日以内に補完を要請する。もしエネル

ギー規制委員会から期日以内に回答がない場合には受領書が発行されたと見做される。

Ⅱ.受領書を有する小売事業者から要請があった場合には、要請から 15 日以内にフランス電

力はその小売事業者と上掲 2000年2月10日付法律第 4条第 1項規定の基本協定を締結する。

小売事業者は署名完了時から遅滞なく、基本協定の写しをエネルギー規制委員会に提出する。

第３条

Ⅰ.フランス電力と基本協定を締結したすべての小売事業者は、第１条に定義されたそれぞ

れの契約期間開始日の少なくとも 45 日前に、ARENH 制度利用の申請書類をエネルギー規

制委員会に送付する。

Ⅱ.エネルギー規制委員会に ARENH 制度利用の申請書類を送付することは、次回の契約期

間中に予定された電力量すべてをその小売事業者が購入するという確固たる参加意思の表

56

明を意味する。この電力量は小売事業者の要請に基づき第４条を適用して算出され、第５条

に従いエネルギー規制委員会によって通知される。第一期に続き６カ月後に始まる第二期に

関しても、同事業者からエネルギー規制委員会に ARENH 制度利用の申請があった場合には、

同制度の適用が残りの６カ月間に限り継続される。

Ⅲ. ARENH 制度利用の申請書類には、とりわけ以下が含まれる；

－上記Ⅱに記載した小売事業者の確固たる参加意思；

－エネルギー規制委員会が評価に要する 30 分毎の需要量データ。これは次期契約期間中に、

小売事業者がそれぞれの二次カテゴリー需要家に供給あるいは供給予測する電力量のデー

タである；

この書類の個別リスト並びにエネルギー規制委員会が指定する規格のデータ媒体。

欠落のない書類一式を添付した申請書が、第１条に記載の期限内に提出された場合のみ、申

請は検討に付される。

Ⅳ.小売事業者は ARENH 制度の一部利用を申請することができる。そのためにはエネルギ

ー規制委員会が譲渡量の算出が可能となるよう、希望する削減規定を明確に示すと共に、第

10 条に定義の補填価格を示す必要がある。もし削減規定が充分に明確でなければ、税額算

出の材料とはならない。この点をエネルギー規制委員会は小売事業者に告知する。

エネルギー規制委員会は小売事業者の一部利用申請に際し、その申請書類で明示された規定

を適用して削減した譲渡量およびこの削減部分の電力量を記載した証明書を発行する。

第４条

エネルギー規制委員会は本Ⅰ～Ⅳ条の条文に従い、小売事業者が ARENH 制度利用申請書で

伝達した要素に基づき、次の契約期間に譲渡する電力量を算出する。

Ⅰ.理論上の電力量は、フランス本土における低需要時間帯の需要予測に応じて、各二次カ

テゴリーの需要家別に決定される。これはエネルギー規制委員会の提言を受けエネルギー担

当大臣が公布する法令に定義の方式が基準となる。

電力ロスに対応する購入者の需要予測は、公共送配電ネットワーク管理者と第９条Ⅳに記載

の契約を締結した小売事業者用電力に相当する。

Ⅱ.ある小売事業者が各カテゴリーの需要家向けに購入を希望する電力量は、その事業者が

ARENH 制度の部分利用を申請し、希望する削減規定の適用を条件としている場合、

理論上で算出された電力量と一致する。これは上記Ⅰ項に記載の通り、このカテゴリーに属

する各二次カテゴリーの需要家に向けた電力量である。

57

Ⅲ.上限量を考慮する前の大生産量は、各小売事業者および各カテゴリーの需要家の需要

量と一致する。しかしながら、以下の各ケースにおいては、契約期間中の大量と等しいま

まである：

－要請大量が現契約期間の大量を上回っており、その現契約期間の大量自体が、それ

以前に始まった契約期間の大量を下回っている；

－要請大量が現契約期間の大量を下回っており、その現契約期間の大量自体が、それ

以前に始まった契約期間の大量を上回っている。

Ⅳ.電力ロス対応の購入者に供する大量は、第Ⅰ項記載のこの二次カテゴリーの需要家に

対する理論上の数量であり、このカテゴリーを含むカテゴリーに第Ⅲ項を適用して算出した

大量上限の数量である。

2015 年 7 月 1 日開始の契約期間までは、大口需要家向け大量は C１カテゴリー向け大

量と電力ロス対応の購入者向け大量の差と同量である。

2016 年 1 月 1 日開始の契約期間からは、小口および大口需要家向け大量は全大量と電

力ロス対応の購入者向け大量の差と同量となる。これら二者の二次カテゴリー間の分配は

理論的数量の割合に応じて実施される。その理論的数量は第Ⅰ項に記載されたそれぞれの需

要予測に基づき算出された数量である。

Ⅴ.エネルギー規制委員会は小口および大口需要家向け大量の総計を算出する。

もしこの総計が上限量以下もしくは同量の場合は、各需要家カテゴリーを顧客とする各小売

事業者に譲渡される数量は大量と同一である。

もしこの総計が上限量を上回る場合は、各需要家カテゴリーを顧客とする一小売事業者に譲

渡される数量は、これらカテゴリーを顧客とする小売事業者全体に譲渡される数量からすべ

ての小売事業者向け電力ロス対応の大量が差し引かれて再計算の対象となる。これはこの

総計を上限量と同一にするためである。

第１条第Ⅷ項記載の上限量分配方式は、二次需要家カテゴリーの初の二カテゴリー向けそ

れぞれと各小売事業者向けの譲渡量を対象とするが、エネルギー規制委員会によって定義さ

れる。これは上掲 2000年2月10日付法律第 4条第 1項Ⅲの第三段落目の規定に従っている。

この方式がない場合、分配は大量の割合に応じて、電力ロス対応の購入者向け大量を考

慮せずに実行される。

第３部：エネルギー規制委員会による電力の譲渡通知および公共送電ネットワーク管理者

によるエネルギー伝送

第５条

58

Ⅰ.各契約期間開始日の少なくとも 30 日前に、エネルギー規制委員会は以下の事項を同時に

通知する：

－各小売事業者に対し、第３条に記載の申請書類において伝達された要素に基づき、第４条

に記載の方法に従い、次回の契約期間にフランス電力が譲渡する電力の量とプロファイル。

この電力量は第４条Ⅴに定義されている。

－公共送電ネットワーク管理者およびフランス電力に対し、次の ARENH 制度利用の契約期

間中に 30 分毎にフランス電力が給電すべき電力量。

－公共送電ネットワーク管理者に対し、ARENH 制度利用の小売事業者を代表する各代表契

約者が、次回の ARENH 制度利用の契約期間中に 30 分毎に受給する電力量。

Ⅱ.公共送電ネットワーク事業者は、ARENH 制度利用においてフランス電力から譲渡される

電力の送電を実行する。それはフランス電力のバランス・ペリメータから ARENH 制度利用

の小売事業者が指名した代表契約者のバランス・ペリメータに向かっての送電であり、エネ

ルギー規制委員会の通告に従っている。送電は、フランス電力が各代表契約者への送電量を

認識できない方式で実施される。

第６条

第５条Ⅰに記載の通知当日に、エネルギー規制委員会は適切なあらゆる手段を通じて、次回

の契約期間中に ARENH 制度の利用により小売事業者全体に譲渡される総電力量を公開す

る。

第４部：財務フローおよび請求の管理

第７条

Ⅰ.預託供託金庫はその台帳に《ARENH 基金》という名目で特別口座を開設する。これは

ARENH 制度のエネルギー譲渡に関し、フランス電力と被請求者である小売事業者との間の

財務フローを詳細に記録かつ一元化するためである。ARENH 制度によるフランス電力への

支払額は、小売事業者の不払いによる補償請求金額も含めてこの口座を経由する。

預託供託金庫はこの基金の業務、会計および財務管理を実行する。この権限において預託供

託金庫はとりわけ、エネルギー規制委員会に指示に基づき、小売事業者に対する代金の請求

および徴収、あるいは保証規定の適用に従い不払いの認定および保証の実行を担っている。

保証基準は基本協定に定められている。

口座に預託された金額は利息を生み出す。この利息は優先的に、本条Ⅲ項で言及の基金管理

に伴う報酬および計上費用に充当される。また残高がある場合にはフランス電力に支払われ

る。

59

預託供託金庫はその業務遂行の過程で取得した情報の秘匿義務を遵守する。

Ⅱ.預託供託金庫とフランス電力が締結した協約は、本条第Ⅰ項掲載の役割において、預託

供託金庫がフランス電力の名の下、その利益のために行う仲介の方式を明確にしている。

Ⅲ.エネルギー規制委員会と預託供託金庫が締結した協約は、その仲介方式、報酬規定およ

び費用償還の方式を明確にしている。

預託供託金庫は年毎に、基金管理に要する翌年の報酬と計上費用の予測額をエネルギー規制

委員会に通知する。エネルギー規制委員会の承認後に、この金額は該当年度に 12 回の月割

りで、電力譲渡量の割合に応じて各小売事業者に請求される。

預託供託金庫は年毎に、前年度の報酬と基金管理に要した費用の確定額をエネルギー規制委

員会に開示する。エネルギー規制委員会はこの金額を承認する。もしこの金額と予測金額に

差異が認められた場合には、エネルギー規制委員会の規定した方式に従い、一回限りにおい

て小売事業者との差額調整が行われる。

もしこの金額が前年度の小売事業者からの入金額を超過した場合には、預託供託金庫はフラ

ンス電力にその差額を請求し、開設済みの基金からそれを天引きする。

もしこの金額が前年度の小売事業者からの入金額を下回った場合には、余剰金を翌々年度の

報酬と計上費用に繰り入れる。

第８条

Ⅰ.各契約期間開始日の少なくとも 20 日前に、エネルギー規制委員会は各小売事業者の

ARENH 制度による電力購入金額および、それぞれが次回の契約期間中に課される第７条Ⅲ

項に記載の費用と報酬の負担分を預託供託金庫に通知する。

契約期間中にフランス電力による原子力発電の価格修正があった場合には、エネルギー規制

委員会は、各小売事業者の ARENH 制度による当該期間中の新たな電力購入金額を、価格修

正実施の少なくとも２０就業日前に預託供託金庫に通知する。

各小売事業者の支払いは、契約期間の各月末後の就業日に月割りによって、第７条第Ⅰ項

記載の口座への送金で実行される。支払いが実行されない場合には、保証が適用される。

小売事業者から上記口座への送金から遅くとも５就業日以内に、預託供託金庫は該当する電

力購入支払金額を一括でフランス電力に送金する。その際に第 10 条記載の価格補填規定、

第８条Ⅱ項記載の保証による入金そして第７条Ⅲ項記載の費用と報酬の償還を考慮して金

額は修正される。

Ⅱ.小売事業者の支払いが滞った場合には、預託供託金庫は３日以内にその事実をエネルギ

60

ー規制委員会に報告し、小売事業者に対しては４就業日以内に支払いを履行するよう督促す

る。

Ⅲ.もしⅡに記載の支払いが履行されなかった場合には、保証規定が適用される。そしてエ

ネルギー規制委員会は公共送電ネットワーク管理者、フランス電力および当該小売事業者に

対し、ARENH 制度利用によるフランス電力からの送電停止を通告する。この送電停止は支

払不履行認定日の翌月１３就業日目に実行される。そしてエネルギー規制委員会は直ちにこ

の事実を預託供託金庫とエネルギー担当大臣に報告する。

預託供託金庫はエネルギー規制委員会の要請があり次第、要請日から１０就業日以内に保証

規定を適用し、保証金額をフランス電力に送金する。保証金の原資を欠いている場合には、

預託供託金庫はその事実をエネルギー規制委員会に報告する。そして規制委員会は、フラン

ス電力が未払い金回収のための法的手続きを検討する際に、厳に必要な情報のみをフランス

電力に伝達する。

前記した理由により二回目の送電停止に至った場合には、当該小売事業者は ARENH 制度利

用による電力の新規購入が不可能になる。ただし債務履行の条件付きで、二回目の送電停止

から一年後には再び本制度の利用が可能となる。

第５部：事後の監査と価格補填

第９条

Ⅰ.毎年、遅くとも４月末には、公共送電ネットワーク管理者は、前年度中に各小売事業者

が各二次カテゴリーの需要家に供給した電力を 30 分刻みで算出し、エネルギー規制委員会

に伝達する。

小口および大口需要家の需要データは、公共送配電ネットワーク管理者の集計システムから

得られる。

本条ⅠおよびⅡで公共送電ネットワーク管理者に課せられた役割を実行可能にするために、

公共配電ネットワーク管理者は代表契約者を通じて終需要家の需要データを伝送する。こ

のデータは配電管理者のネットワークに接続した二次カテゴリーの需要家が、各契約期間中

に 30 分刻みで消費する電力データで、本条第Ⅱ項に従い修正されたものである。公共配電

ネットワーク管理者は同じく小売事業者を通じて、本条第Ⅲ項に従い計測された電力ロスの

データを公共送電ネットワーク管理者に伝送する。

代表契約者がインジェクションとドロウワーの差異を負担する終需要家が、小売事業者の

終需要家と同一ではない場合は、代表契約者は小売事業者から付与された資格において、

彼らの 30 分毎の需要量を公共送電ネットワーク管理者に伝達する。これは本条第Ⅲ項に従

い修正された、各契約期間における各二次カテゴリーの需要家の需要量である。同じく代表

契約者は他の小売事業者の顧客の需要量も公共送電ネットワーク管理者に伝達する。これは

当該契約期間中に ARENH 制度を利用していない小売事業者の需要量で、代表契約者がイン

ジェクションとドロウワーの差異を負担している。このデータは当該小売事業者の指示なし

61

で二次カテゴリーの需要家から伝達される。

需要量算出のために代表契約者が使用する方式は、エネルギー規制委員会によって承認され

ている。これらの方式の使用は、第２条第Ⅰ項記載の小売事業者および代表契約者から独立

した機関によって認証されている。

データ伝達の様式は、公共送電ネットワーク管理者と公共配電ネットワーク管理者の間で結

ばれた協定によって明確になっている。また場合によっては代表契約者も協定の当事者にな

っている。これらの協定はエネルギー規制委員会によって承認されている。

公共送電ネットワーク管理者が用いる消費量の算出方法と伝達様式は、管理者の提案に基づ

きエネルギー規制委員会が規定する。

Ⅱ.ある需要サイトがブロック売買通知の形式で電力供給を受ける場合、そしてその供給量

がネットワーク管理者によって計測された当該サイトの需要量を上回る場合、このサイトに

電力を供給する小売事業者が確定した需要量は以下の訂正の対象となる；

－ブロック売買通知によってサイトに供給される電力量が、そのサイトの計測需要を超える

場合は、その超過分はサイトに電力を供給する小売事業者が認定した需要量から差し引かれ

る、そしてそれは当該サイトにブロック売買通知によって供給した電力量の割合に応じた形

となる；

－この超過分はブロック供給をしていないこのサイトの小売事業者顧客の確定需要に加算

される。

修正の明確な様式は公共送電ネットワーク管理者によって規定され、エネルギー規制委員会

によって承認される。またこれらの様式は公共送電ネットワーク管理者により公開される。

Ⅲ.電力ロスに関しては、需要量は小売事業者が ARENH 利用権を規定した特別契約におい

て公共電力ネットワーク管理者に販売した電力量が対象となる。これらの契約の特徴、特に

その電力周波数および譲渡電力のタイプは、公共電力ネットワーク管理者との協議後にエネ

ルギー規制委員会によって定義される。これら特別契約とは別に公共電力ネットワーク管理

者と締結された契約上の電力については、小売事業者に対し電力ロスは ARENH 制度利用の

対象とはならない。

これら一年限定の特別契約の範囲で、電力ロスの対象となる公共電力ネットワーク管理者の

電力購入とは、これらの契約上で購入された電力容量に基づき算出された理論的数量が、当

該管理者の年間電力ロス量を超えない範囲の購入である。

電力ロスの対象となる年間の数量は、各公共電力ネットワーク管理者につき、エネルギー規

制委員会によって規定される。その数量は、公共電力ネットワーク管理者による当該年度の

電力ロス予測に基づき算出された理論上の数量と同量である。公共電力ネットワーク管理者

は電力ロス予測を算出し、それをエネルギー規制委員会に伝達する。

62

エネルギー規制委員会は公共電力ネットワーク管理者に、彼らの電力ロスの対象となる年間

数量を通知する。公共電力ネットワーク管理者からエネルギー規制委員会への電力ロス予測

の伝達方式およびエネルギー規制委員会から公共電力ネットワーク管理者への電力ロスの

対象となる年間数量の通知方式は、エネルギー規制委員会によって規定される。

上掲 2000 年 2 月 10 日付法律第 4 条第 1 項Ⅲの第５段落目に従い、各公共電力ネットワーク

管理者の年間電力ロス量は、2013、2014 そして 2015 年度に関し、エネルギー担当大臣の法

令が定義する規定が適用され決定する。

Ⅳ.エネルギー規制委員会は、上掲 2000 年 2 月 10 日付法律第 4 条第 1 項Ⅳ－２の控除規定

を考慮して、公共電力ネットワーク管理者から伝達された需要量を調整する。

Ⅵ.エネルギー規制委員会は公共送配電ネットワーク事業者に、需要量変動の説明を可能と

するすべての補足情報提供を要請することができる。

第 10 条

エネルギー規制委員会は上掲 2000年 2月 10日付法律第 4条第 1項Ⅴに記載の価格補填額を、

各年度に各小売事業者につき算出する。

Ⅰ.エネルギー規制委員会は前年度の各カテゴリーの需要家につき、以下を算出する：

－Q マックス量は、すべての二次カテゴリーの需要家に対する理論的供給電力量と同一であ

り、公共送電ネットワーク管理者の需要量に基づき、第４条第Ⅰ項記載の方式に従い算出さ

れた需要量である；

－Q 量は、ARENH 制度利用の該当年度の二期間中に小売事業者に譲渡された電力の平均で

あり、その平均とは二期間それぞれの日数によって加重された量である。

上限量を超過した場合には、Q および Q マックス量はエネルギー規制委員会の決定した様

式に従い修正される。これらの様式は、小売事業者が ARENH 制度利用を申請する際に、

適の需要予測を申請書に記載するよう促す。

小売事業者がその申請に従い ARENH 制度を部分的に利用する際には、Q マックスおよび Q

量は、その事業者が申請書で明確にした割引規定を適用して修正される。これらの修正によ

り、Q マックス量を増やしたり、あるいは Q 量を減らしたりすることはできない。

Ⅱ.エネルギー規制委員会は各カテゴリーの需要家に対し以下を算出する：

－余剰電力量は Q 量と Q マックス量の差異の正部分と同一である；

－過剰電力量は Q 量と Q マックス量の差異と同一であり、この差異は許容範囲として認知

される。

63

許容範囲は本デクレの付則に規定されている。

この許容範囲はエネルギー規制委員会の提言に基づく、エネルギー担当大臣の法令により変

更され得る。エネルギー規制委員会の提言には評価報告が添付される。

Ⅲ.価格補填は各小売事業者の負担となる。

－CP1（価格補填 1）は、余剰電力を市場で販売した場合の金額と、その ARENH 価格によ

る購入量代金との差額を小売事業者が EDF に支払うケース

－CP2（価格補填 2）は、過剰電力を市場で販売した場合の金額と、その ARENH 価格によ

る購入量代金との差額を小売事業者が EDF に支払うケース

価格補填には余剰電力量に付随したキャパシティ保証価格が考慮される、また必要があれば、

上掲 2000 年 2 月 10 日付法律第 4 条第 2 項記載の規定施行開始にあたり、エネルギー規制委

員会によって定義された方式に応じた過剰電力のキャパシティ保証価格も考慮される。

ターム CP2 の算出にも同様に不可抗力のケースや、会社更生法適用による清算プロセスの

開始に従い電力供給が停止されたケースが考慮される。

価格補填は現行の法定利率に応じて見積もられる。

Ⅳ.価格補填額算出の適用規定、とりわけ市場における余剰電力量と過剰電力量、そして第

８条第Ⅱ項適用による送電停止時に用意された特別方式の評価に関する規定は、エネルギー

規制委員会により定義される。

Ⅴ.エネルギー規制委員会は各小売事業者と預託供託金庫に、価格補填額が算出された年度

翌年の 6 月 30 日以前に、需要家の各カテゴリーでの価格補填額および、その算出根拠の詳

細を通知する。そしてその翌月に第８条に従い、各小売事業者は預託供託金庫の ARENH 基

金口座に価格補填額を送金し、預託供託金庫はその後７就業日以内に、エネルギー規制委員

会から通知された金額をフランス電力に送金する。

ターム CP2 に該当する支払い総額は、ARENH 利用の購入に対し次回契約期間の際に各小売

事業者への請求金額から差し引かれる、この金額はそれが発生した期間の譲渡量に応じて算

出される。差し引き金額はエネルギー規制委員会の決定による。

Ⅵ.－エネルギー規制委員会は、短期間内にあらゆる適切な手段を通じて、小売事業者全

体から算出された統計データを公開する。これは需要家の各カテゴリーでの消費に関する Q

と Q マックス量の開きを認識した上での処置である。

第６部：上限量を超過した場合の適用規定

第 11 条

64

第１条第Ⅷ項記載の上限量超過の事態が生じた時は、エネルギー規制委員会は３ヶ月以内に、

この事態の原因と問題点を分析した報告書を作成する。またその場合には、上掲 2000 年 2

月 10 日付法律第 4 条第 1 項Ⅲの第３段落目を適用して、経済担当大臣およびエネルギー担

当大臣に説得力のある改革案を提出する：

－上限量超過の場合に譲渡量分配を定義した第４条第Ⅳ項記載の方式に関して；

－上限量超過の場合に価格補填額算出を定義した第 10 条記載の方式に関して。

エネルギー規制委員会の提案が受理された日の翌月中に、この提案に対する担当大臣の反対

表明がなければ、この提案は受諾されたと見做される。

第７部：暫定措置

第 12 条

Ⅰ.契約期間第一期に関する申請に対しては、エネルギー規制委員会に向けた小売事業者の

ARENH 制度申請は基本協定の締結前でも可能である。しかしながら契約期間第一期開始の

少なくとも 30 日前までに、小売事業者から締結済みの基本協定が伝達される必要がある。

それがない場合は、その申請は無効と見做される。

公共送電ネットワーク事業者および預託供託金庫との協議後に、エネルギー規制委員会は、

第３、５並びに６条記載の作業実施のために、契約期間第一期に適用する猶予期日を設定す

る。

Ⅱ.第４条第Ⅲ項の規定は契約期間の第４期目から適用される。第３期目までの契約期間に

関しては、大電力量は申請された電力量と同一である。

Ⅲ.もし契約期間第一期目が当該年度の第一期目と一致しなければ、価格補填額は第一期目

の初日から同年度の 12 月 31 日までを対象として算出される。その算出方法はエネルギー規

制委員会によって定義される。

Ⅳ. ARENH 規定の適用実施は契約期間初日の前日から有効となる。

第 13 条

経済・財政・産業大臣と当大臣付き産業・エネルギーおよびデジタル経済担当大臣は、本デ

クレの施行に関しそれぞれが担当部門での責任を負う。このデクレはフランス共和国官報に

掲載される。

付則

65

第 10 条第Ⅱ項に記載の許容数値は、以下の二数値のより高い数値と同一になる：

契約期間を時間単位で分割して公共送電ネットワーク管理者が確定した需要量の 10％；

もしくは

5MW

ただし 2011 年度に関しては、以下の二数値のより高い数値と同一になる；

契約期間を時間単位で分割して公共送電ネットワーク管理者が確定した需要量の 20％；

もしくは

10MW

2011 年 4 月 28 日

内閣総理大臣フランソワ・フィヨン

経済・財政・産業大臣クリスティーヌ・ラガルド

経済・財政・産業大臣付き

産業・エネルギー及びデジタル経済担当大臣エリック・ベッソン

66

4. 米国テキサス州の容量オークションに関するルール（PUCT Substantial Rules

Chapter 25 Electric. 25.381）（仮訳）

§25.381 容量オークション

(a) 適用：本セクションは、本セクションで定義する通り、テキサス州における全ての関連

発電会社（PGCs: Power Generation Companies）に適用する。また、本セクションは、公

益事業規制法（PURA: Public Utility Regulatory Act）§39.102(c)の対象である電気事業者

には、当該事業者の料金凍結が終了するまで適用しない。

(b) 目的：本セクションの目的は、電気事業者及び系列 PGC に、系列 PGC のテキサス管轄

設備発電容量の 15％以上をオークションで販売するように要求することで卸売市場の

競争力を促進すること、同時に PURA§39.262(d)(2)に従ってオークションで販売される

べき商品の形態を説明し、オークションプロセス及び調整手順を規定することである。

(c) 定義：以下の用語を本セクションで使用する場合は、別途指示がある場合を除き、以下

に示す意味を有するものとする。

(1) 系列発電会社（PGC：Power Generation Company）：本セクションでは、「系列 PGC」

とは PURA§39.051 により電気事業からアンバンドルされた系列の発電会社のこ

とである。2002 年 1 月 1 日までは、この用語には、テキサス州で事業分離するま

で 400 メガワット（MW）以上を発電する機器又は設備を所有又は有償で運用する

電気事業者（本書§25.5 に定義する電気事業者）も含まれるが、河川公社は含まれ

ない。

(2) オークション完結日（Auction conclusion date）：入札の受け入れが締め切られ、落

札者の発表が行われる日。

(3) 営業日（Business day）：系列 PGC の事業所が営業を行う日で、バンクホリデーで

はない日。

(4) 業務終了（Close of business）：中部標準時又は夏時間の午後 5 時。

(5) 混雑地域（Congestion zone）：商業的に重大な送電制限を受ける送電網エリア、も

しくは独立機関が定義する送電制約の対象となっている地域。

(6) 日次ガス価格（Daily gas price）：Financial Times のエネルギー関連刊行物「Gas Daily」

において East-Houston-Katy, Houston Ship Channel 運河のために「Daily Price Survey」

の見出しで掲載される指標。

(7) 前日（Day-ahead）：運用日の前日。

(8) 設備発電容量：関連発電会社が所有する販売し得る全ての発電容量で、次の容量を

含む。

（A）送電又は配電系統に連系する発電設備

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（B）当該設備を所有又は管理する者による消費のための電力を発電するために

使用する発電設備

（C）送電又は配電系統に連系され、12 か月以内に運用する発電設備

(9) 発電会社（PGC：Power Generation Company）：本書の§25.5 の通り。

(10) 開始（Starts）：権利保持者による、遊休状態にある権利のディスパッチをするよう

にとの指示。

(11) テキサス州管轄設備発電容量：テキサス州管轄地域に適切に割当できる、系列 PGC

の設備発電容量の量。割当は、既存の委員会承認を得た割当調査又は委員会承認を

得た他の手段に基づいて計算されるものとし、委員会承認に基づき権利喪失や発電

設備の新設などの結果を反映すべく調整するものとする。

(d) 一般要件：オークション権利の適格性と(e)項及び(f)項に記したオークションプロセス

に従って、本セクションの対象となる各系列 PGC は、系列 PGC のテキサス州管轄設備

発電容量の 15％以上に相当するオークション容量権を販売しなければならない。系列

PGC のテキサス州管轄設備発電容量の一部の権利喪失は、当該権利喪失が PURA§

14.101 に基づく企業結合における委員会命令による場合のみ、系列 PGC の容量オーク

ション要件を満たすものとみなされる。

(e) 商品の種類と特性：

（1）利用可能な権利と量：次の４商品は、本セクションの(d)項により容量権としてオ

ークションで販売しなければならない。各系列 PGC は、系列 PGC システムのテキサス

州管轄設備発電容量の量に比例する量の商品をオークションで販売しなければならな

い。複数の混雑地域に発電所を有する系列 PGC は、各混雑地域に供給するための権利

をオークションで販売しなければならない。各地域でオークション販売される商品の量

は、当該地域に置かれる各種発電ユニットの量に比例していなければならないが、その

合計は系列 PGC のテキサス州管轄設備発電容量の 15％以上でなければならない。各年

3 月、4 月、5 月、10 月及び 11 月に利用可能な権利は、各種の権利に関係する発電ユニ

ットグループの年間平均計画停電率に比例して、減らしていくことができる。権利は系

統容量に関するものでなければならない。

（A）ベースロード

(i) 説明：各ベースロード容量権に関し、本項(5)(C)(i)に定めるスケジュール要件及

び制限に従って、権利を有する月は 1 日 24 時間、週 7 日間、計画された電力を

購入者に提供しなければならない。

(ii) ブロックサイズ：各ベースロード容量権のサイズは 25MW とする。

(iii) 燃料価格：権利購入者がディスパッチしたベースロード電力に関し系列 PGC

に支払わなければならない燃料コストは、当該企業が終的に市場に対して超

過するコスト（ECOM: Excess Cost over Market）モデルに基づいた、石炭、褐炭、

原子力燃料の平均コスト（$/MWh）になる。この ECOM とは、PURA §39.201

に定める手順で決定し、当該期間について予測した通りのものである。PURA

§39.201 に従って行われて手順で決定した ECOM がない電気事業者は、委員会

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の審査を受けるため、同様の方法で燃料の平均価格を提出しなければならない。

(iv) 各月の開始（Starts）：ベースロード容量権の購入者は、常に（1 日 24 時間、週

7 日間）当該権利からの電力を受け入れなければならないため、系列 PGC に対

しベースロード容量権の各月の Starts を指示してはならない。

（B）Gas-intermediate

(i) 説明：Gas-intermediate 容量権の 30%は、本項(5)(C)(ii)に定めるスケジュール要件

及び制限に従って、権利を有する月は 1 日 24 時間、週 7 日間、購入者に提供し

なければならない。当該ブロックの残りは前日用の電力又はアンシラリーサービ

ス用の 1 時間前用電力として計画しなければならない。

(ii) ブロックサイズ：各 gas-intermediate 容量権のサイズは 25MW とする。

(iii) 燃料価格：容量購入者がディスパッチした gas-intermediate 容量に関し系列 PGC

に支払わなければならない燃料コストは、9,900 英サーマルユニット /kWh

（BTU/kWh）×本項(5)(C)(ii)で定める通りの gas-intermediate 容量として受け取ら

なければならない小 kWh×権利月の Houston Ship Channel に関する刊行物

Inside FERC に投稿される first-of-the-month index（月初指標）となる。要求され

る小 kWh 以上ディスパッチされた電力に関し、系列 PGC に追加で支払われる

燃料価格は、9,900BTU/kWh× 小要件以上の権利によりディスパッチされた

gas-intermediate 電力の kWh×日次ガス価格となる。

(iv) 各月の開始（Starts）：Gas-intermediate 容量の購入者は、当該権利からの電力の

30%以上を受け入れなければならない為、系列 PGC に対し gas-intermediate 容量

権の各月の Starts を指示してはならない。

（C）Gas-cyclic

(i) 説明：Gas-cyclic 権は、柔軟な前日用電力及びアンシラリーサービスでなければ

ならない。

(ii) ブロックサイズ：各 gas-cyclic 容量権のサイズは 25MW とする。

(iii) 燃料価格：容量購入者がディスパッチした gas-cyclic 容量に関し系列 PGC に支

払わなければならない燃料コストは、12,100BTU/kWh×権利下でディスパッチさ

れた gas-cyclic 電力の kWh×日時ガス価格となる。

(iv) 各月の開始（Starts）と関連コスト：Gas-cyclic 容量の購入者は、委員会が採択

したスケジューリング手順により許可された gas-cyclic 容量の各権利に関し各月

の Starts の量を補うことを、売り系列 PGC に指示する権利を持つものとする。

（D）Gas-peaking

(i) 説明：Gas-peaking 権は、当日の電力及びアンシラリーサービスでなければなら

ない。

(ii) ブロックサイズ：各 gas-peaking 容量権のサイズは 25MW とする。

(iii) 燃料価格：容量購入者がディスパッチした gas-peaking 容量に関し系列 PGC に

支払わなければならない燃料コストは、14,100BTU/kWh×権利下でディスパッチ

された gas-peaking 電力の kWh×日時ガス価格となる。

(iv) 各月の開始（Starts）と関連コスト：Gas-peaking 容量の購入者は、gas-cyclic 容

量の各権利に関し各月の Starts の回数を無限にすることを、売り系列 PGC に指示

する権利を持つものとする。

（E）アンシラリーサービス

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容量権保有者は、アンシラリーサービスのニーズを満たす為、委員会が策定した手順

に従った方法で当該ニーズを満たすことができるのであれば、アンシラリーサービス

を使用することができる。利用可能なアンシラリーサービスの量は、他の権利商品に

おいてオファーされる容量を規定するために使用するユニットのアンシラリーサー

ビス能力に比例する。

（F）他の商品

系列 PGC は、系列 PGC による正当な理由及び委員会による承認を示した後、本項で

説明されるもの（ユニット固有の容量を含む）とは異なるオークション権利に申し込

むことができる。

(2) 強制停電：権利商品に容量を提供する全てのユニットが強制停電を経験する場合、

又は非常事態により関連 GC による特定の権利商品のディスパッチ機能を阻止又は制

限する場合、当該商品の権利は、これに割り当てられたユニット群の減少率に比例し

て、引き下げられることがある。但し、1 つの権利の availability の減少率が、当該権利

による月間の利用可能エネルギー合計の 2.0%を超えないことを条件とする。

(3) オファーされる発電ユニット：系列 PGC は、本セクションの有効日から 60 日以

内に、その発電ユニットを本項(1)に定める１～４の利用可能な商品権利にどのように

割り当てるかの割当案、及び、結果的にオークションすべき各権利の量について委員

会に届け出なければならない。この届出の一環として、系列 PGC は、各発電ユニット

群の年間平均計画停電率を計算する為に使用した各発電ユニットに関し 1998 年、1999

年及び 2000 年の計画停電の履歴を提出しなければならない。関係当事者は、30 日間と

いう期間内に電力会社の割当案に対しコメントを述べることとする。コメントがなけ

れば電力会社の割当案は妥当であるとみなされる。電力会社の割当案に反対する当事

者がいた場合、委員会は、系列 PGC による当該発電ユニットの使用を想定して、適切

な割り当てを決定しなければならない。

(4) 系列 PGC の義務：系列 PGC は、本項(5)(C)に従って権利所有者が指示した通りに

しか権利をディスパッチしてはならない。系列 PGC は、本セクションで明示的に述べ

る場合又は系統の非常事態を緩和するために独立機関が指示する場合を除き、権利の

ディスパッチを拒否したり削減したりしてはならない。系列 PGC は本セクション

(f)(2)(A)に従って提供する通知に各権利のエネルギーを購入者に送る送電系統上のポ

イントを明記しなければならない。

(5) 購入者の権利と義務：系列 PGC は

(A) 非占有：オークションで販売される権利には、電力を生産する 1 つ又は複数のユ

ニットに対する占有権は含まれないものとする。

(B) 非占有義務：オークションで販売される権利には、電力を生産する 1 つ又は複数

のユニットに対する占有権所有者の義務は含まれないものとする。

(C) スケジューリング：購入者は、本項(2)により権利のディスパッチを指定する権利

を有するものとする。また、スケジューリングされている容量権の種類に基づき、

スケジューリングに関し次の制約が適用される。

(i) ベースロード：ベースロード容量権は、ブロックサイズの 80％以上でスケジ

70

ューリングしなければならない。ベースロード権利の購入者は、前日にエネ

ルギー量をブロックサイズの 80％から 100％の間で変化させることができる。

このスケジュール変更は、1 時間単位の増加量をブロックサイズの±10%以内

に収めなければならない。ベースロード容量権は、前日ベースでしかスケジ

ュールしてはならない。本項のいかなる内容も、ベースロード権利の所有者

による権利電力の独立機関経由の配電スケジューリングに関する権利又は義

務に影響してはならない。

(ii) Gas – intermediate： Gas-intermediate 権利は前日にスケジューリングすること

ができる。Gas-intermediate のアンシラリーサービスは、前日または 1 時間前

にスケジューリングすることができる。1 つの権利は、ブロックサイズの 30％

以上でスケジューリングしなければならない。時間あたりの大許容振幅は

ブロックサイズの±25%である。アンシラリーサービスに関するもの以外につ

いては、intermediate 容量権の 1 時間前スケジューリングはないものとする。

(iii) Gas – cyclic：Gas-cyclic 権利は委員会が策定したスケジューリング手順に沿

ってスケジューリングしなければならない。

(iv) Gas – peaking：Gas-peaking 権利は委員会が策定したスケジューリング手順に

沿ってスケジューリングしなければならない。

(D) 信用（Credit）

(i) 基準：入札する事業体は次の信用基準のいずれか 1 つを満たしていなければな

らない。

(I) 当該事業体は、投資信用格付け（Standard and Poor’s の BBB- 又は

Moody’s の Baa3 又はこれらと同等）がある。

(II) 当該事業体は、低限必要なディスパッチの際、入札金額＋権利行使の

為に権利の存続期間中又は 3 か月のいずれか短い期間支払われる金額

と同等のエスクロー・デポジットを提供する。

(III) 当該事業体は、低限必要なディスパッチの際、入札金額＋権利行使の

為に権利期間中又は 3 か月のいずれか短い期間支払われる金額と同等

で、権利の存続期間中取消不能の信用状又は保証書を提供する。

(IV) 当該事業体は、投資信用格付けされている別の事業体からの保証を提供

する。

(V) 当該事業体は、系列 PGC と別の適切な取決めを実施する。但し、非差

別的に行うことを条件とする。

(ii) 信用保証として使用する全ての現金及び他証書は、担保の差し入れによって

負債を負わないよう（unencumbered）にしておかなければならない。

(iii) 権利保有者は、当初投資信用格付けに頼っていても権利期間中次第にこの格

付けが失われていく場合、10 日以内に代替の金融証明書を提供しなければな

らない。

(iv) 権利保有者は、信用基準に含まれる金融要件に影響を与える資料変更があっ

た場合はこれを系列 PGC に通知しなければならない。

(v) 権利保有者は、セキュリティ要件を順守又は順守継続できない場合、当該権

利は系列 PGC に戻り、次のオークションで販売しなければならない。これに

関して、本セクション(f)(2)(A)に基づき、権利の販売に関する通知を提供する

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ことができる。

(f) オークションプロセス

(1) 時間的課題：

(A) オークションの頻度

(i) 第 1 回オークション。初の容量オークションは 2001 年 9 月 1 日以前に完結

させなければならない。

(ii) 第 2 回以降のオークション。第 2 回以降のオークションは 2002 年 3 月 15 日、

2002 年 7 月 15 日、2002 年 9 月 1 日、2002 年 11 月 15 日に完結させなければ

ならない。2002 年以降に行うオークションは、2002 年に実施するオークショ

ンと同月同日（当該日が週末やバンクホリデーにあたる場合はその直後の平

日）に完結させる。

(iii) 容量オークションプロセスの終了。系列 PGC が権利をオークションしなけれ

ばならないという義務は、カスタマーチョイス導入日から 60 日後、又は、カ

スタマーチョイス導入前に関連送配電事業者認定サービスエリア内の住宅及

び小規模商用需要家が消費した電力の 40%以上が系列外の電力小売事業者に

より提供されていると委員会が判断した日のいずれか早い日まで継続するも

のとする。 40%という閾値の決定は、値引きに関する委員会規則に規定する

通りとする。

(B) オークションの結果

(i) 入札の受付。容量をオークションで販売する系列 PGC が入札を検討するため

には、入札を提出することになっている回が終了するまでに当該の系列 PGC

が入札を受け付けなければならない。

(ii) オークションの完結。系列 PGC はオークション完結日の営業終了時刻までに

オークション参加者及び委員会に落札の通知をしなければならない。

(iii) 秘密保持と入札の掲載。系列 PGC はオークションの間、入札者が要求した量

だけを提供しなければならない。系列 PGC は入札評価のために非営業職の人

員を指名し、入札審査者は系列 PGC の営業活動に関与する者に入札について

開示したり、入札手続き中に受領した競争上の機密情報を利用したりしては

ならない。系列 PGC は、落札の発表後、全ての入札を委員会及び全オークシ

ョン参加者に提供しなければならないが、具体的な入札者の身元を公表して

はならない。委員会から特別に要請を受けた場合は、当該電力会社は標準保

護命令手順のもと、当該入札者の身元を委員会に提供しなければならない。

(2) オークションの管理：

(A) 各オークションは権利を販売する系列 PGC が管理しなければならない。系列 PGC

又は複数の系列 PGC のグループは、オークション管理業務を行うため、資格を有

する第三者のサービスを保持することができる。

(B) オークションに利用可能な容量の通知。

(i) 通知方法。各オークション完結日の 60 日以上前に、オークションで容量権を

オファーする各系列 PGC は、進行中のオークションの通知を委員会に届けで

なければならない。委員会は、そのインターネットサイト上で、本セクショ

72

ンで対象となる各系列 PGC に関する進行中のオークションに関し絶えず更新

される情報を提供するものとする。

(ii) 通知内容。通知には、オークション完結日、初回オークションでの入札受付

締切日時、種類、量（ブロック数）、混雑地域、及び当該オークションで提供

される各権利の条件を含まなければならない。また通知には、オークション

の各回の間における権利価格の調整に使用する式も含まなければならない。

系列 PGC は、オークションされる各種権利の権利を満たすために使用される

発電ユニットがどれかについても特定しなければならない。ベースロード権

利がオークションされる場合、電力会社はオークション時に、本セクション

(e)(1)(A)(iii)に示す燃料コストについても明記しなければならない。

(3) オークション容量の期間（期日、Term）：

(A) 第 1 回オークション。2001 年 9 月 1 日の第 1 回オークションに関し、各権利の

有効期間は 1 ヶ月で、次の条件が付与される。

(i) 当該権利の約 20％を 2 つの 1 年ストリップ（one-year strip）としてオークショ

ンし、これらのストリップを一緒にオークションする（2002 年と 2003 年の

12 か月）

(ii) 当該権利の約 30%を 1 年ストリップ（2002 年の 12 か月）としてオークション

する

(iii)当該権利の約 20%を 2002 年の 12 か月（1 月～12 月）の各月個別にオークショ

ンする

(iv) 当該権利の約 30％を 2002 年の初の 4 か月（1 月～4 月）の各月個別にオー

クションする

(v) 各年 3 月、4 月、5 月、10 月及び 11 月に利用可能な権利の量の減少は、各月

にオファーされる権利の中に組み込まれるものとする。

(B) 第 2 回以降のオークション。

(i) 3 月 15 日のオークションでは、権利の約 30％をその年の 5 月から 8 月の各月

分としてオークションする。

(ii) 7 月 15 日のオークションでは、権利の約 30%をその年の 9 月から 12 月の各月

分としてオークションする。

(iii) 9 月 1 日のオークションでは、

(I) 権利の約 30%を翌年の 1 年ストリップとしてオークションする

(II) 権利の約 20%を翌年の 12 か月の各月分を個別にオークションする

(iv)11 月 15 日のオークションでは、権利の約 30％を翌年 1 月から 4 月の各月分と

してオークションする

(v) 各年 3 月、4 月、5 月、10 月及び 11 月に利用可能な権利の量の減少は、各月

にオファーされる権利の中に組み込まれるものとする。

(vi) 更に 2 年ストリップ(two-year strip)（2004 年から 2005 年の 24 か月）が必要か

否かに関し委員会による評価が 2003 年 6 月に行われる。当該期間が必要な場

合は、次の 2 年ストリップについては 2003 年の 9 月 1 日にオークションされ

る。当該期間が必要でないとみなされた場合には、その後のオークションは、

権利の 50％を 1 年ストリップ以上で、残り 50％を各月分としてオークション

73

する。

(C) 期間の修正。オークションが 1 年ストリップ又は 2 年ストリップの期間であり、

系列の小売電力供給事業者（REP: Retail Electric Provider）が本項(1)(A)(iii)の 40％

負荷損失の閾値に達すると思われる場合、系列 PGC は需要家負荷の損失の証拠を

提示することでより短期のストリップを要求することができる。同様に、次の利

用可能な 4 か月のオークションに先がけて、系列 PGC は 40％の閾値に等+しそう

な月のオークションをしないよう要求することができる。この届出は、オークシ

ョン完結日の 90 日前には行わなければならない。事業分離（divestiture）によりオ

ークション要件を満たす系列 PGC は、本セクション(d)に示すように、権利に関し

適切な期間を設定するよう委員会に申請することができる。系列 PGC は委員会の

承諾なく、オークションされる権利の量や長さを調整してはならない。

(4) オークションの量：

(A) ブロックのサイズの数。オークション容量権利のブロックサイズは 25MW であ

る。系列 PGC は本セクション(e)(1)に示す各商品の量を 25 で割り、オークション

される各タイプのブロックの数を決定する。

(B) 分割可能性（可分性）。第 1 回オークションに関し、特定商品について系列 PGC

がオークションする量が 25 で割り切れない場合、剰余は（ベースロード、

gas-intermediate、gas-cyclic、gas-peaking の順で）利用可能な次にも高い heat-rate

商品に付加するものとする。利用可能な高の heat-rate 商品の剰余は、25 に切り

上げる。2 回目以降のオークションの剰余は、直後のオークションでも高い値

がついた商品に付加され、その商品の権利の数を１ずつ増加させるものとする。

(C) 総額：オークション容量のブロックの合計は、系列 PGC のテキサス管轄の設備

発電容量の 15%以上でなければならない。

(5) 入札者（Bidder）：各オークションに関し、入札希望者は入札に先がけて本セクシ

ョンの(e)(5)(D)(i)に示す信用要件を満たす旨を証明し、事前に入札資格を得なければな

らない。

(6) 入札手順：本セクションでは、「権利セット」は有効期間付きの特定の 2 つの商品

が 1 つ（ペア）になったものを意味するものとする。例えば、2002 年の one-year strip

として販売されるベースロード商品の量は、1 つのベースロード－2002 年間権利セッ

ト（baseload-annual 2002 entitlements）となるが、10 の量で 2002 年 7 月単月として販売

されるベースロード商品の量は、1 つのベースロード－20027 月権利セット

（baseload-July 2002 entitlements）となる。

(A) オークションの方法：各オークションは同時に、複数ラウンド、公開入札で行わ

れる。各ラウンドは、入札者による入札を可能にする一方でオークションが十分

に完結できるよう、合理的な時間公開される。

(i) 第 1 回（First round）：オークションの第 1 ラウンドでは、オークションで購入

可能な各権利セットについて系列 PGC が本セクション(7)に従って決定した

オープン入札価格を掲示する。各入札者は、各権利セットについてオープン

入札価格での購入希望数を指定する。ある権利セットに対する希望総数が、

74

その権利セットに関し利用可能な量よりも少ない場合、そのセットの各権利

の価格はオープン入札価格となり、そのラウンドの各入札者は、そのセット

に関し自身が希望した権利全てを受け取る。そのセットで残った権利がある

場合、それは、本項(7)による通知に従って系列 PGC が通知するが、将来の

オークションまで保留される。

(ii) 第 2 回以降のラウンド。権利セットの希望総数が利用可能な量よりも多い場

合、系列 PGC は価格を上方修正する。その後、入札者は新しい価格で購入

を希望する各権利セットの数を提示する。第 2 回以降のラウンドは、各権利

セットの需要が供給量を下回るか等しくなるまで継続するものとする。その

後オークションは終了し、需要が供給を上回った時点での終価格が各権利

セットの市場清算価格として設定される。入札者は、終ラウンドで希望し

た権利と、終の 1 つ前のラウンドで希望した権利の按分割合の権利を与え

られる。

(B) 行動ルール：

(i) 入札者は、第 2 ラウンド以降に参加するために、第 1 回ラウンドで特定の権

利に入札しなければならない。

(ii) 入札者は、特定の権利について前のラウンドで入札した量よりも多い量を入

札してはならない。

(C) オークションのメカニズム：系列 PGC は、インターネットのセキュリティ確保

されたウェブページ上でオークションを行い、本セクションの信用要件を満たし

ている事業者に対しパスワードと入札者番号を割り当てなければならない。

(7) オープン入札価格の設定：本セクションの有効日から 60 日以内に、系列 PGC は

必要に応じ、各種類の権利のオープン入札価格の決定方法（電力会社の予測される変

動運用費に基づくが株主資本利益を除外する方法）を委員会に届け出ることができる。

オープン価格は、権利落札者が支払う燃料価格に含まれるコストも系列の送配電事業

者が「低基本配電料金（non-bypassable delivery charges）」で回収するコストも含んで

はならないが、燃料サービスコストやスタートアップ料金等燃料価格にふくまれない

変動コストの回収は許される。各当事者は、届出後 30 日以内にこの方法に対する異議

申し立てを行うことができるものとする。本項(2)(B)(i)に定める通知において、当該の

系列 PGC は、オークションで売りに出される各種類の権利に関し委員会が承認した手

段に従って計算されたオープン入札価格を提供する（make available）ことができる。

系列 PGC は、オープン入札価格を下回る商品入札価格を受け入れなくてもよいが、オ

ープン入札価格が適合しなかった旨を委員会に通知しなければならない。系列 PGC は、

その通知の中で、低競売価格が適合して 15％の要件を満たした権利商品について追

加オークションを行うことを提案するものとする。

(8) オークション結果：オークションの結果は、各権利セットの市場清算価格と共に

系列 PGC のオークションウェブサイトに掲示することにより、全入札者に同時に公表

しなければならない。

(g) オークションプロセス：権利の落札者は、当該権利（又はその一部）を、もともと

75

当該権利をオークションした系列 PGCの系列REPを除く適格な購入者に再販すること

ができる。当該第 3 者は、当初の落札者に要求された信用要件と同様の信用要件を満

たしていなければならない。あるいは、落札者は、第三者が当該の信用要件を満たさ

なくても当初の落札者が支払及びその他関連する義務を保持するのであれば、その第

三者に権利を譲渡することができる。権利所有者は、系列 REP を含めた合法の電力購

入者にこれらの権利のディスパッチを指示することができる。

(h) 調整処理（True-up process）：

(1) 2002 年 2 月 1 日から開始される各月から終局決定が PURA §39.262 訴訟手続き

（proceeding）において発行される日の翌月まで、系列 PGC は、本セクションに

よる容量オークションで取得した電力の価格と、PURA §39.201 訴訟手続きにお

ける系列 PGC のストランデッド・コストを見積もるために同時期に

ECOM(Excess Cost Over Market)モデルにおいて採用された価格予想との間に生

じ得る差を調整しなければならない。

(2) PURA §39.254 に記載されるストランデッド・コストのない系列 PGC は、前項

(1)を順守する必要はない。

(i) 事業分離した電力事業者の調整処理：系列 PGC が容量オークションの要件を本項(d)

項で許可するように事業分離によって満たす場合、事業分離の収入は調整（true-up）

計算のために使用しなければならない。

(j) オークション手順又は商品の変更：商品の査定を改善し、競争市場のニーズへの対応

を向上させるために、オークション手順又は商品に変更が必要であると委員会が認識

した場合は、委員会は、指令により、本規則に詳述する手順や商品を変更することが

できる。

(k) 契約条件：当事者は、販売及び購入当事者の条件及び義務を詳述する際は、委員会が

採択した標準契約を活用しなければならない。

平成２８年度電源立地推進調整等事業（海外における電源アクセスに

関する制度設計・運用等の動向調査）報告書

2016 年 12 月

株式会社三菱総合研究所

環境・エネルギー事業本部

資源エネルギー庁電力・ガス事業部電力市場整備室 御中 ·...

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