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差金決済契約（CfD）は、英国における低炭素電力発電に対する主要な市場支援メカニズム、すなわち補助金制度です。この制度は、 2017年3月に新規発電の受付を終了した再生可能エネルギー義務制度に代わるものです。CfD制度は、英国政府が所有する低炭素契約会社（LCCC）によって運営されています。
この制度では、通常15年間の契約期間にわたって発電事業者に固定の「ストライクプライス」が提供されます。これにより、大きく変動する可能性のある卸売電力市場とは異なり、財務上の確実性が確保されます。差金決済契約では、電力の市場価格がストライクプライスを下回った場合、LCCCが発電事業者に不足分を支払いますが、市場価格が上昇した場合は、発電事業者が差額を返済しなければなりません。この制度のコストまたは利益は、電気料金を通じて消費者に転嫁されます。[ 1 ]
契約は、企業がプロジェクトの容量とコストに対して封印された入札を提出する年次「配分ラウンド」（AR）で逆オークションを使用して授与されます。契約は、事前に定義された予算または容量の上限に達するまで、最もコストの低いプロジェクトから順に授与されます。予算はさまざまな「ポット」に分割され、さまざまなテクノロジーが入札できますが、オークションごとに異なります。[ 2 ]
入札額は、オークション前に設定された最大「管理ストライク価格」を超えることはできません。[ 3 ]年ごとの比較を容易にするため、ストライク価格は2012年の価格で提示されていますが、2025年のAR7では2024年の価格に変更されました。プロジェクトには、消費者物価指数（CPI）に連動したインフレ調整額が支払われます。プロジェクトには、プロジェクトが稼働開始予定の納入年も設定されていますが、さまざまな理由で遅れる可能性があります。[ 1 ]
2010年12月、政府は電力市場の改革計画を発表した。[ 4 ]電力市場改革（EMR）では、信頼性の高い発電を促進するための容量市場と、低炭素および再生可能エネルギーに投資する開発業者に収益の確実性を提供するための差金決済契約が導入されたが、再生可能エネルギー義務よりもコストは低かった。[ 5 ]
最初の配分ラウンドの前には、再生可能エネルギーの最終投資決定を可能にするメカニズムがありました。[ 6 ]これにより、5つの洋上風力発電プロジェクト、2つのバイオマス変換プロジェクト、および熱電併給を備えた1つの専用バイオマスプロジェクトにCfDが付与され、総容量はほぼ4.5 GWでした。[ 6 ] [ 7 ]
また、政府はヒンクリー・ポイントC原子力発電所に対しても、35年間で1MWhあたり92.50ポンドの差金決済契約（CfD）を締結した。[ 8 ]これは他のCfD契約よりも20年長い。費用に関する詳細は、§ヒンクリー・ポイントCの消費者へのコストの記事を参照のこと。
最初の3回のオークションの結果は、2015年2月、2017年9月、2019年10月に発表されました。2022年のAR4以降は、毎年オークションが開催されています。
2030年までに40ギガワットの洋上風力発電目標は、 2019年の総選挙に向けた保守党のマニフェストで初めて示され、2020年11月の10項目計画と2021年10月のネットゼロ戦略で再確認され、CfDスキームがその容量を実現するための主要な調達メカニズムとして特定された。[ 9 ]
2024年、エネルギー安全保障・ネットゼロ省（DESNZ）は、AR7から始まるCfDの改訂案について協議を行った。10月に、この制度に対する2つの主な変更点が公表された。1つ目は、陸上風力発電プロジェクトの商業運転開始から25年後のリパワリングに対する支援の追加である。他の技術のリパワリングに対する支援は将来追加される可能性がある。2つ目は、固定式洋上風力発電プロジェクトの段階的アプローチを浮体式にも拡大し、建設リスクを軽減するために最大3段階で建設できるようにすることである。[ 10 ] [ 11 ]
DESNZが2024年12月に発表したクリーンパワー2030アクションプランでは、さらなる協議を経て、AR7オークションの前に、より的を絞った改革が実施されることが示されました。これには、固定式洋上風力発電の予算パラメータの見直しや、固定式洋上風力発電プロジェクトに完全な計画許可を必要とする適格基準の緩和が含まれます。[ 12 ]
2024 年 11 月にクリーン産業ボーナス(CIB) が開始されました。これは、より持続可能なサプライチェーンに投資する洋上風力発電プロジェクト (固定式と浮体式の両方) に追加の CfD サポートを提供します。ただし、AR7 に適用されるには、洋上風力発電プロジェクトは CIB が必要です。AR7 では、容量 GW あたり 2,700 万ポンドの予算が割り当てられ、申請プロセスは 2025 年 2 月 13 日から 19 日まで行われます。CIB は当初、持続可能な産業報酬として導入されましたが、後に名称が変更されました。[ 13 ] [ 14 ]
英国の差金決済契約は、発電事業者と低炭素契約会社との間の双方向の金融契約として機能し、支払いは、あらかじめ定められた行使価格に対する市場状況に応じて双方向に流れます。[ 15 ]行使価格は、競争入札ラウンドまたは管理プロセスを通じて決定され、落札者は再生可能エネルギープロジェクトの長期的な価格の確実性を確保します。[ 16 ]基準価格は、電力取引所からの翌日および日中の市場データを使用して計算された、特定の期間の平均卸売電力市場価格を表します。[ 17 ]決済は、低炭素契約会社が実際の発電量と行使価格と基準価格の差に基づいて差額支払いを計算する体系的なプロセスを通じて毎月行われます。[ 18 ]
ストライク価格は、発電事業者が発電量に対して受け取るメガワット時当たりの保証最低価格として機能し、低炭素発電プロジェクトへの投資の確実性を提供します。[ 19 ]参照価格は、卸売電力価格から計算される市場ベンチマークとして機能し、通常は複数の市場期間にわたる取引価格の加重平均を使用します。[ 20 ]市場価格がストライク価格を下回ると、低炭素契約会社から発電事業者に差額支払いが支払われ、これは電力供給者が徴収する消費者負担金によって賄われます。[ 21 ]マイナス支払いは、市場価格がストライク価格を上回ると発電事業者が低炭素契約会社に資金を返還することを要求し、消費者がより高い卸売電力価格の恩恵を受けることを保証します。[ 22 ]
差金決済契約は通常、商業運転開始日から15年間有効で、資本集約型の再生可能エネルギーインフラのプロジェクトファイナンスを可能にする長期的な収益の確実性を提供します。[ 23 ]発電容量要件は、支援の対象となるプロジェクトの最小および最大規模を規定しており、洋上風力発電や太陽光発電システムなどのさまざまな技術に異なる閾値が適用されます。[ 24 ]パフォーマンス義務には、稼働率要件とパフォーマンス不足に対するペナルティが含まれており、発電事業者が運用基準を維持し、契約した電力量を供給することを保証します。[ 25 ]解約条件には、契約条件の違反、建設マイルストーンの未達成、プロジェクトの所有権または管理構造の変更などの状況が含まれます。 [ 26 ]
英国政府は、通常の電力配分ラウンドに加え、2つの低炭素技術についてもCfD（差金決済契約）に基づく枠組みを開発した。
低炭素水素生産のための CfD ベースの支援メカニズムは、2021 年 8 月に英国水素戦略で発表された水素生産ビジネスモデル (HPBM) を通じて導入されました。HPBM は電力 CfD と同様に機能し、水素固有のストライク価格 (生産コストを表す) と水素の市場価値に基づく参照価格との差額をカバーします。[ 27 ] [ 28 ]電解水素プロジェクトに限定された最初の水素割り当てラウンド (HAR1) は、250 MW の生産能力を目標として 2022 年 7 月に開始され、合計 125 MW の 11 件の申請が 2023 年 12 月に発表されました。[ 29 ] [ 30 ] HPBM は、電力 CfD フレームワークに準拠して、低炭素契約会社によって管理されています。[ 31 ]
炭素回収・貯留技術を備えた発電向けの、CfD に基づく別の契約枠組みであるディスパッチ可能電力契約 (DPA) は、炭素回収を伴うガス火力発電向けに調整された、差金決済契約配分ラウンド 4 の標準条件に基づいて開発されました。 [ 32 ] [ 33 ]産業排出者向けには、同じく CfD 枠組みに基づいて構築された産業用炭素回収 (ICC) 契約があり、回収されたCO₂ 1 トンあたり収益支援を提供し、2024 年 8 月に Low Carbon Contracts Company が契約の相手方として指定されました。[ 34 ]これらのメカニズムは、標準的な電力 CfD 配分ラウンドとは異なり、同じ競争入札プロセスを通じて授与されるものではありません。[ 35 ]
最初の配分ラウンドのオークションは2014年10月に開始され、結果は2015年2月19日に発表されました。[ 36 ]最高価格は下の最初の表に示されています。合計2.1 GWの契約が授与され、主に714 MWのイースト アングリア 1と448 MWのニアト ナ ガオイテという2つの洋上風力発電プロジェクトと、15の小規模な陸上風力発電プロジェクトに授与されました。[ 37 ]
第2ラウンドは2017年4月から9月まで実施されました。[ 38 ] 2016年度予算で発表されたように、ポット1では、陸上風力、太陽光発電、水力、CHPによる廃棄物発電、埋立地ガス、下水ガスといったより確立された技術には資金が割り当てられませんでした。代わりに、ポット2の予算2億9000万ポンドが、あまり確立されていない技術に充てられ、その大部分は洋上風力発電になると予想されました。[ 39 ]約3.2GW の契約が、3つの洋上風力発電所（Triton Knoll（ 860MW）、Hornsea Project 2 （ 1386MW）、Moray Offshore Windfarm（East）（ 950MW））に授与されました。高度な変換技術やCHPによる専用バイオマス向けの小規模プロジェクトもいくつか資金提供されました。[ 40 ]
AR3 の入札プロセスは 2019 年 5 月から 9 月にかけて行われ、結果は 10 月に発表されました。年間予算 2 億 6,500 万ポンドのうち、2 億ポンドが洋上風力発電、2,400 万ポンドが浮体式洋上風力発電、1,000 万ポンドが陸上風力発電に充てられ、残りの 3,100 万ポンドは (陸上) 離島風力発電を含むその他のあまり確立されていない技術に充てられました。[ 42 ]浮体式洋上風力発電は、固定基礎が実現不可能な深海でのプロジェクトの開発コストが高いことを反映して、AR3 で初めて専用のリングフェンス予算を受け取りました。[ 43 ]浮体式洋上風力発電プロジェクトの最初の CfD は、32 MW の TwinHub プロジェクトで Hexicon AB に AR4 で授与されました。[ 44 ] AR3は洋上風力発電の記録的な低価格を実現し、2023/24年に納入される契約は39.650ポンド/MWh、2024/25年に納入される契約は41.611ポンド/MWhとなった。[ 45 ]
AR4の入札は2021年12月から2022年7月にかけて行われ、確立された技術のためにPot 1が再導入されました。総予算2億8500万ポンドのうち、2000万ポンドがPot 2の潮流発電プロジェクト用に確保され[ 47 ] 、初めて合計40MW強の4件の契約 がCfDで落札されました。MeyGen 、Magallanes Renovables、およびOrbital Marine Powerの2件です[ 48 ]。浮体式洋上風力タービンの最初の契約もHexicon ABの32MW TwinHubプロジェクトに落札されました[ 49 ] 。
AR5の入札は2023年3月から9月にかけて行われた。利用可能な予算は、ポット1（確立された技術）が1億7000万ポンド、ポット2（新興技術）が3500万ポンドで、潮流発電用に最低1000万ポンドの枠が設けられていた。[ 51 ]入札前に業界から警告があったにもかかわらず、管理ストライク価格がサプライチェーンと資本コストの増加をカバーするには低すぎると判断されたため、洋上風力発電プロジェクトからの入札はなかった。[ 52 ]
AR6 の入札は 2024 年 3 月から 9 月にかけて行われた。当初の予算は 10 億ポンド強に設定された。[ 55 ] [ 56 ]選挙後、7 月末に AR6 の予算は 50% 増額され 15億5500 万ポンドとなった。[ 57 ] [ 58 ]予算は技術別に 3 つの項目に分けられた。[ 56 ]
管理ストライク価格はAR5から大幅に引き上げられた。差金決済契約配分6の結果は2024年9月3日に発表され、131のプロジェクトに契約が授与された。[ 59 ] [ 60 ]
*洋上風力発電の許容削減とは、以前にCfDを確保していたプロジェクトが、より高額のCfDを獲得したことを指します。元の契約では、容量の最大25%を引き出すことが認められていました。[ 60 ]
AR7 に関していくつかの変更が発表されました。まず、洋上風力技術向けの AR7 と、その他の技術向けの AR7a という 2 つの別々のオークションとして実施されます。おそらく最も重要な変更は、風力および太陽光発電入札の CfD 契約期間が 15 年から 20 年まで延長されたことで、落札価格が下がる可能性が高いです。また、開発同意命令申請が少なくとも 12 か月前に承認されていれば、固定式洋上風力プロジェクトの入札は完全な計画承認なしで受け付けられます。陸上風力プロジェクトは、アップグレードされたファームの目標稼働の 25 年以上前に最初に稼働を開始していれば、新しいタービンによる再稼働の対象となります。[ 61 ] [ 62 ] 2025 年 10 月、固定式および浮体式洋上風力発電のポット 3 および 4 の予算は、それぞれ 2024 年価格で 9 億ポンドおよび 1 億 8000 万ポンドに設定されました。 技術的な理由から、ポット3にはスコットランドおよびスコットランド以外のプロジェクトそれぞれに最大30GWが適用された。 [ 63 ] 2025年12月、ポット1とポット2、確立された技術とあまり確立されていない技術の予算は、それぞれ2億9500万ポンドと1500万ポンドに設定された。[ 64 ]
AR7オークションの入札は2025年11月に提出され、結果は2026年1月に発表される予定だった。[ 65 ] AR7aがそれに続き、入札は2026年1月に提出され、結果は2026年2月に発表された。[ 64 ]これ以前には、クリーン産業ボーナスの申請が2025年2月に行われた。
2026年1月14日、AR7の結果が発表され、前例のない8.4 GWの契約が締結された。固定洋上風力発電には、約91ポンド/MWhの固定「ストライク価格」が割り当てられた。これは前回のラウンドよりは高いが、第1ラウンドよりは大幅に安い。[ 66 ]入札予算は、家庭にとって価値を提供すると予想されるより多くの容量を可能にするために、0.9億ポンドから17億9000万ポンドに大幅に増加した。オーロラ・エナジー・リサーチとバリンガによる独立した調査では、約94ポンド/MWhを下回るストライク価格は、ガス発電と比較して、支払者のコストを削減すると示唆されている。[ 67 ]
これに続いて、2月10日にポット1とポット2の他の技術の結果が発表されました。これには、記録的な量の太陽光発電に加え、陸上風力発電の増加と少量の潮流発電が含まれていました。落札された総量は6.2 GWをわずかに超え、前月の発表と合わせると、これまでのオークションで最大の14.7 GWとなります。[ 68 ]完成すれば、これは英国の約1600万世帯の電力需要を満たすのに十分です。[ 69 ]インフレ調整後の価格は、2022年の最低価格よりわずかに高く、陸上風力発電は22%、太陽光発電は1.8%上昇しています。KPMG UKのエネルギーおよび天然資源部門責任者であるサイモン・ヴァーリー氏によると、これは「ニューノーマル」を表していますが、これらは依然として最も安価な大規模再生可能エネルギー技術です。これにより、消費者は将来のガス価格の変動からも守られるはずです。[ 70 ]
第 8 次配分ラウンドの申請期間は 2026 年 7 月 20 日から 8 月 7 日で、結果は 2027 年 2 月までに発表される予定です。AR8 の ASP は AR7 と同じですが、技術ポットの数はさらに 5 に増加しました。[ 74 ]より深い水域で浮力を持たない新しい基礎のために、「その他の深海洋上風力発電」(ODOW) という新しい技術カテゴリーが導入されました。[ 75 ]プロジェクトの建設の可能性と消費者への全体的な価値を高めるために、いくつかの変更も行われました。ポット 1 ～ 4 の予算は入札提出後に設定され、最も価値の高い技術を選択できるようになります。建設日、設置容量、接続要件も調整されました。[ 74 ] [ 75 ] [ 76 ]
以下の表は、技術別にすべてのオークションで落札された総容量を示しています。四捨五入の関係で、合計値が正確に一致しない場合があることにご注意ください。契約を獲得したプロジェクトの中には、その後キャンセルされたものや、契約を履行しなかったものもあります。