Loading article…
電力市場とは、電力網を通して電気エネルギーの交換を可能にするシステムである。[ 2 ]歴史的に、電気は主に発電会社が販売し、電力小売業者が購入し、顧客に販売されてきた。
電力産業は、 19世紀後半から20世紀初頭にかけて、米国と英国で始まった。[ 3 ] 20世紀を通じて、そして現在に至るまで、多くの国が電力の供給および/または購入のシステムに変更を加えてきた。この変更は、供給側と需要側の両方における技術進歩から政治やイデオロギーに至るまで、多くの要因によって推進されてきた。
21世紀初頭頃、いくつかの国が電力産業を再編し、垂直統合され厳しく規制された「従来型」の電力市場を、発電、送電、配電、小売のための市場メカニズムに置き換えた。[ 4 ] 従来型と競争型の市場アプローチは、産業の2つのビジョンに大まかに対応している。規制緩和は、電力を公共サービス（下水道など）から取引可能な商品（原油など）に変えることだった。[ 5 ] 2020年代現在、米国とカナダの大部分を含む一部の地域では、従来型の市場が依然として一般的である。[ 6 ]
近年、各国政府は変動性の高い再生可能エネルギーの管理を改善し、温室効果ガスの排出量を削減するために電力市場を改革してきた。[ 7 ] [ 8 ]
電力が初めて生産され、顧客に販売された当初は、政府による規制は行われていませんでした。顧客は電力生産者から電力を購入し、生産者は自社のネットワークを通じて電力を供給していました。しかし、その後、電力業界は様々な政府機関によって規制されるようになりました。
1950年代までに、国間、さらには地域レベルでも大きな違いのあるさまざまな取り決めが発展しました。例えば、次のとおりです。[ 9 ]
これらの多様な構造にはいくつかの共通点があった。競争市場への依存度が非常に低いこと[ 10 ] 、正式な卸売市場が存在しないこと、そして顧客が供給業者を選択できないこと[ 11 ]である。
米国市場の多様性と巨大さにより、潜在的な貿易利益は卸売取引を正当化するのに十分な大きさになった。[ 12 ]
小売側では、顧客には限界費用に応じて変動しない固定規制価格が課され、小売料金はほぼ完全に従量制料金（毎月記録されるメーターの読み取り値に基づく）に依存しており、固定費用の回収は1kWhあたりの価格に含まれていた。[ 12 ]
従来の市場制度は、再編前の電力業界の一般的な状態（米国やカナダの大部分を含む一部の地域では今でも一般的である[ 6 ]）に合わせて設計された。リチャード・L・シュマルエンシーはこの状態を歴史的状態（再編後の新たな状態とは対照的に）と呼んでいる。歴史的体制では、ほぼすべての発電源がディスパッチ可能（需要に応じて利用可能であり、新たな変動型再生可能エネルギーとは異なる）とみなすことができる[ 10 ] 。
チリは1980年代初頭に規制緩和の先駆者となった（1982年の法律は1979年に始まった変更を成文化したものであった）。[ 13 ]わずか数年後、米国では電力に対する新たな市場アプローチが策定され、[ 13 ]ヨスコウとシュマルエンゼーの影響力のある著作「電力市場：電力事業の規制緩和の分析」（1983年）で普及した。[ 14 ] [ 15 ]同時に英国では、1983年のエネルギー法により電力ネットワークにおける共通輸送が規定され、電力委員会と非常に大規模な顧客が供給者を選択できるようになった（米国の「ウィーリング」に類似）。 [ 16 ]
分散型エネルギー資源 (DER) の導入により、階層的な規制緩和された市場構造から生まれる革新的な電力市場が生まれています。例えば、複数の DER を代表する上流の集約主体 (アグリゲーターなど) を持つローカル柔軟性市場などです。柔軟性市場とは、配電系統運用者 (DSO) が配電系統に接続された資産からサービスを調達し、配電網の運用上の安全性を保証することを目的とする市場のことです。この概念は比較的新しく、その設計は現在活発な研究の対象となっています。[ 17 ]この意味で、代表される資産セットの特性に応じて、さまざまな主体がアグリゲーターとして機能できます。例えば、需要応答アグリゲーター、コミュニティ マネージャー、電力サービス プロバイダーなどです。[ 18 ]
電力市場の構造は非常に複雑である。[ 19 ]市場には、エネルギーと並行してさまざまな関連サービスを管理するためのメカニズムが含まれていることが多い。サービスには以下が含まれる可能性がある。
単純な「エネルギーのみ」の卸売電力市場では、システムをサポートする可能性のある他のサービスを考慮せずにエネルギーの販売を促進するだけであり、単独で実施すると問題が発生します。これを考慮して、電力市場の構造は通常、次のようになります。[ 19 ]
競争的な小売電力市場は、そのシンプルな構造を維持することができた。[ 19 ]
さらに、ほとんどの大手事業者にとって、送電権や電力先物・オプションなどの電力デリバティブの市場が存在し、これらは活発に取引されている。
電力市場は、商品市場や消費財市場では見られない独特の特徴を備えている[ 24 ] 。
多少類似した市場はいくつか存在するものの（例えば、飛行機のチケットやホテルの部屋は、電気と同様に保管できず、需要は季節によって変動する）、[ 25 ]ピーク価格の規模（ピーク価格はオフピーク価格の 100 倍になることもある）が電力市場を特徴づけている（海辺のホテルの部屋の夏の価格は、オフシーズンの 3 ～ 4 倍になることもある）、[ 26 ]ホテル/航空市場では、卸売電力市場では利用できない小売価格差別も利用できる。 [ 27 ]電力市場の特殊性により、電力市場は根本的に不完全なものとなっている。[ 28 ]
電力は通常、需要に応じて供給されます。[ 29 ]これを実現するためには、供給と需要が常に変動しているにもかかわらず、供給は常に需要に非常に近いものでなければなりません（いわゆるグリッドバランス）。多くの場合、唯一の安全マージンは、物理的に回転する機械（同期発電機とタービン）の運動エネルギーによって提供されるものです。供給と需要の間に不一致がある場合、発電機は回転速度を上げることで余分なエネルギーを吸収するか、回転速度を下げることでより多くの電力を生成し、その結果、電力会社の周波数（50ヘルツまたは60ヘルツ）が上昇または下降します。ただし、周波数が目標値から大きく逸脱することはできません。周波数が範囲外になると、多くの電気機器が破壊され、自己保護のために自動的にグリッドから切り離され、停電を引き起こす可能性があります。[ 29 ]
電力ネットワークと市場に影響を与える物理的および経済的な制約は他にも多数あり、その一部は非凸性を生み出している。[ 30 ]
電力ネットワークは自然独占である。なぜなら、互いに競争する複数のネットワークを構築することは現実的ではないからである。これに対処するため、多くの電力ネットワークは価格の吊り上げのリスクに対処するために規制されている。ネットワーク価格規制の主な2つのタイプは次のとおりである。[ 31 ]
送電網の設計上、密接に結合された地域（「ノード」）から別の地域へ送電できる電力量が制限されるため、あるノードの発電機が別のノードの負荷に電力を供給できない場合があり（「送電混雑」のため）、その結果、地域発電で対応しなければならない市場の断片（「負荷ポケット」）が生じる可能性がある。
卸売電力市場（電力取引所、PXとも呼ばれる。特にガス取引も行う場合はエネルギー取引所とも呼ばれる）は、買い注文による購入と、売り注文による販売を可能にするシステムである。入札と売り注文は、需給原理に基づいて価格を設定する。長期契約は電力購入契約に類似しており、一般的には取引相手間の私的な二者間取引とみなされる。
卸売電力市場とは、競合する発電事業者が発電した電力を小売業者に提供する市場です。小売業者はその後、電力価格を再設定して市場に販売します。かつて卸売価格は大手小売業者の独占領域でしたが、ニューイングランドのような市場では、エンドユーザーへの開放が進んでいます。エネルギーコストの不要な間接費を削減したいと考えている大手エンドユーザーは、このような購入方法に内在するメリットを認識し始めています。消費者が発電事業者から直接電力を購入するようになったのは、比較的最近のことです。
卸売電力の購入には、市場の不確実性、会員費、設立費用、担保投資、組織運営費（電力を毎日購入する必要があるため）といった欠点がないわけではありませんが、エンドユーザーの電力負荷が大きいほど、切り替えるメリットとインセンティブは大きくなります。
経済的に効率的な電力卸売市場が発展するためには、いくつかの基準を満たすことが不可欠であり、具体的には「入札ベースでセキュリティ制約があり、ノード価格による経済的な電力供給」を備えた協調的なスポット市場の存在が不可欠である。これらの基準は、米国、オーストラリア、ニュージーランド、シンガポールで広く採用されている。[ 32 ]
電力関連の商品市場は、信頼性を確保するために市場運営者によって必要とされ、管理され（そして費用が支払われる）ものであり、補助サービスとみなされ、回転予備力、非回転予備力、運用予備力、応答予備力、調整増加、調整減少、設備容量などの名称が含まれます。
電力の卸売取引（入札と売値）は、通常、市場運営者またはその機能を専門に担う特別目的の独立機関によって清算・決済されます。市場運営者は取引を清算する場合もしない場合もありますが、発電量と負荷のバランスを維持するために、取引に関する知識を必要とすることがよくあります。
電力市場では、通常5分、15分、60分といった一定期間における純発電量が取引される。
どの生産者を派遣するかを決定するために、2種類のオークションを用いることができる。
支払いを決定するために、クリアリングは次の2つの取り決めのいずれかを使用できます。[ 35 ]
PABでは、戦略的な入札によって生産者は実際のコストよりもはるかに高い金額を入札することになる。なぜなら、入札額が清算価格を下回っている限り、生産者は出荷されるからである。
共謀がない場合、MPSは生産者が全く入札機会を逃すリスクを避けるために、短期限界費用に近い価格で入札するよう促すと予想される。MPSは透明性も高く、新規入札者は既に市場価格を知っており、限界費用で収益性を推定できるが、PABで成功するには、入札者は他の入札に関する情報も必要とする。[ 35 ] PABはリスクが高いため、市場をより適切に推定し、リスクを取る能力に優れた大企業に有利となる（例えば、自社ユニットの一部に高額入札することでギャンブルをするなど）。しかし、MPSは設計上、生産者が入札価格よりも多く支払われる結果となるため、戦略的入札を促すインセンティブがあるにもかかわらず、PABに置き換えるべきだという声が上がっている。[ 36 ]
システムをバランスのとれた状態に保ちながらすべての制約に対処するには、中央機関である送電系統運用者（TSO）がユニットコミットメントと経済負荷配分を調整する必要がある。[ 38 ]周波数が所定の範囲外になった場合、系統運用者は発電または負荷の追加または削除を行う。
リアルタイムの意思決定は必然的に中央集権化されるが、電力市場自体は中央集権型にも分散型にもなり得る。中央集権型市場では、TSOがどの発電所を稼働させ、どれだけの量を生産するかを、供給のはるか前（「スポット市場」フェーズ、または翌日運用中）に決定する。分散型市場では、生産者は電力の供給のみを約束するが、その手段は生産者自身に委ねられる（例えば、実際のエネルギー供給のために他の生産者と契約を結ぶことができる）。中央集権型市場では非凸性を容易に考慮できる一方、分散型市場では、例えば再生可能エネルギーの気象予報の改善に対応するなど、翌日に下された最適とは言えない決定を修正するために日中取引が可能となる。[ 38 ]送電網の構造の違い（米国は送電網が弱かった）により、米国と欧州の卸売市場の設計は、当初は米国が欧州の（分散型）例に倣っていたにもかかわらず、乖離した。[ 39 ]
送電網の制約に対応するため、集中型市場では通常、各ノードが独自のローカル市場価格を持つロケーション限界価格設定(LMP) が採用されています (そのため、この方式はノード価格設定とも呼ばれます)。政治的な配慮から、同じ地域にいても異なるノードに接続されている消費者に異なる電気料金を支払わせることは好ましくない場合があるため、修正された発電機ノード価格設定 (GNP) モデルが使用されます。発電機には引き続きノード価格が支払われますが、負荷供給事業者は地域全体で平均化された価格をエンドユーザーに請求します。多くの分散型市場では LMP は使用されず、地理的エリア (「ゾーン」、そのためゾーン価格設定と呼ばれます) または「地域 (地域価格設定、この用語は主にオーストラリアの全国電力市場の非常に大きなゾーンに使用され、5 つの地域が大陸をカバーしています) で価格が設定されています。[ 40 ]
2020年代初頭には、2つの市場設計のどちらにも明確な好みはなく、例えば北米市場は中央集権化が進んだのに対し、ヨーロッパ市場は逆の方向に進んでいた。[ 40 ]
集中型電力市場の送電系統運用者は、各発電ユニットのコスト情報（通常は起動コスト、無負荷コスト、限界生産コストの 3 つの要素[ 41 ]）を取得し（「ユニットベース入札」）、翌日市場とリアルタイム市場（システム再配分）ですべての決定を行います。このアプローチにより、運用者は送電系統の構成の詳細を考慮に入れることができます。集中型市場では通常 LMP が使用され、配分目標は各ノード（大規模ネットワークでは数百または数千に及ぶ）の総コストを最小化することです。集中型市場では、規制緩和以前の時代の垂直統合型電力会社に似た手順がいくつか使用されているため、集中型市場は 統合型電力市場とも呼ばれます。[ 40 ]
翌日配送は集中管理され詳細に行われるため、予期せぬ不利な事象が発生しない限り、配送時に実現可能で費用対効果が高い状態が維持されます。早期の決定は、立ち上げに時間がかかる工場の効率的なスケジュール設定に役立ちます。[ 40 ]
LMP を用いた集中設計の欠点は次のとおりです。[ 42 ]
LMPにおける電力単位の価格は限界費用に基づいており、起動費用と無負荷費用は含まれません。そのため、中央集権型市場では通常、これらの費用に対する補償（いわゆるメイクホールまたはアップリフト支払い）が生産者に支払われ、その資金は市場参加者（そして最終的には消費者）によって何らかの形で賄われます。[ 40 ]
中央集権市場の柔軟性の欠如は、次の2つの形で現れる。[ 43 ]
市場清算アルゴリズムは複雑であり（ NP完全問題もある）、限られた時間（5～60分）で実行する必要がある。そのため、結果は必ずしも最適とは限らず、独立して再現することは難しく、市場参加者はオペレーターを信頼する必要がある（複雑さゆえに、入札者にとって入札を受け入れるか拒否するかのアルゴリズムの決定は完全に恣意的に見えることがある）。[ 43 ]
送電系統運用者が実際の送電網を所有している場合、混雑料金を引き上げることで利益を得ようとするインセンティブが生じる。そのため、米国では通常、運用者は容量を所有しておらず、独立系統運用者（ISO）と呼ばれることが多い。[ 43 ]
市場の中央集権化が進むと、市場運営者による直接的なコスト計算が行われるようになります（生産者は入札を行いません）。発電会社がコストを水増しするインセンティブを持つという明らかな問題（関連会社との取引を通じて隠蔽される可能性があります）があるにもかかわらず、このコストベースの電力市場方式は供給者の市場支配力を排除し、市場支配力の濫用が起こりうる状況（例えば、水力発電が圧倒的に多いチリ、地域市場支配力が十分に高い米国、一部の欧州市場）で使用されます。あまり明白ではない問題は、このような状況下で市場参加者がベースロード電力を犠牲にしてピーク発電所への投資に集中する傾向があることです。[ 43 ]コストベース市場の利点の1つは、設定コストが比較的低いことです。[ 44 ]コストベースのアプローチはラテンアメリカで人気があり、チリに加えて、ボリビア、ペルー、ブラジル、中米諸国で使用されています。[ 45 ]
システム運用者は、各発電機ユニットのパラメータ（熱効率、最小負荷、ランプ速度など）の監査を実施し、その運転の直接限界費用を推定します。この情報に基づいて、総直接費用を最小化するために、時間ごとのディスパッチスケジュールが策定されます。この過程で、市場販売の決済に使用される可能性のある各ノードの時間ごとのシャドウプライスが取得されます。[ 45 ]
分散型市場では、発電会社は翌日入札（価格と場所を指定する）に対してエネルギーを供給する方法を自由に選択できます。供給者は、利用可能なユニットをどれでも使用したり（いわゆる「ポートフォリオベース入札」）、他の会社にエネルギー供給を委託したりすることもできます。市場には、システムをリアルタイムで独占的に制御する中央オペレーターが依然として存在しますが、供給前に介入する権限は大幅に縮小されています（多くの場合、翌日運用の送電網のスケジュール設定のみが可能）。この仕組みにより、オペレーターによる送電容量の所有は問題になりにくくなり、英国を除く欧州諸国では、独立送電系統運用者（ITSO）モデルに従って、これを容認しています。 [ 44 ]
ヨーロッパの一部の事業者は、翌日市場と日中市場の構築に関与しているが、他の事業者は関与していない。例えば、英国の新電力取引制度後の英国市場やニュージーランドの市場では、リアルタイムになる前に市場がすべての摩擦を解消するようになっている。金融商品へのこうした依存は、分散型市場に取引所ベース、アンバンドル、バイラテラルといった追加の名称をもたらす。[ 44 ]
翌日市場におけるシステム価格は、原則として、各ノードにおいて発電事業者からのオファーと消費者からの入札をマッチングさせ、古典的な需給均衡価格を算出することによって決定され、通常は1時間間隔で計算されます。また、系統運用者の潮流モデルによって送電輸入が制約を受けると予測されるサブリージョンごとに個別に計算されます。
ネットワーク上の各ノードにおける電力の理論価格は、計算された「シャドウプライス」であり、問題のノードで1キロワット時の追加需要があると仮定し、利用可能なユニットの最適化された再配分によって生じるシステムの仮想的な増分コストが、仮想的なキロワット時の仮想的な生産コストを決定します。これは、ロケーション限界価格（LMP）またはノード価格として知られており、規制緩和された市場の一部で使用されています。特に、米国ではミッドコンチネント独立系統運用者（MISO）、PJMインターコネクション、ERCOT、ニューヨーク、ISOニューイングランド市場、[ 46 ]ニュージーランド、[ 47 ]およびシンガポールで使用されています。[ 48 ]
実際には、上述のLMPアルゴリズムが実行され、翌日市場で入札を行った発電事業者に基づく供給と、当該ノードで供給を消費する負荷供給事業者からの入札に基づく需要を用いた、セキュリティ制約付き（下記参照）最小コストの配電計算が組み込まれます。
卸売電力市場には、規模の経済、起動および/または停止コスト、回避可能なコスト、不可分性、最低供給要件などのさまざまな非凸性が存在するため、一部の供給者は、商品支払いのみで固定コストを回収できない場合など、LMP の下で損失を被る可能性があります。この問題に対処するために、価格を限界費用以上に引き上げたり、サイド支払い (アップリフト) を提供したりするさまざまな価格設定スキームが提案されています。Liberopoulos と Andrianesis (2016) [ 49 ]は、これらのスキームのいくつかを、それぞれのスキームが生み出す価格、アップリフト、および利益についてレビューおよび比較しています。
理論上、LMP（電力市場価格）の概念は有用であり、明らかに操作の対象とはならないものの、実際には、系統運用者は「不適格ディスパッチ」で稼働しているユニットを分類することで、LMPの結果に対して大きな裁量権を有しており、これらのユニットはLMPの計算から除外される。ほとんどの系統では、送電網を支えるために無効電力を供給するようディスパッチされたユニットは「不適格」と宣言される（これらのユニットは通常、制約のある地域に位置しており、そうでなければ供給不足のシグナルが発生するはずのユニットであるにもかかわらず）。系統運用者は通常、突然の停電や予想外の急激な需要増加に備えて「回転予備力」として保持するためにユニットを稼働させ、それらを「不適格」と宣言する。その結果、需要の増加によって価格が上昇するはずの時期に、清算価格が大幅に低下することが多い。
研究者らは、エネルギー価格の上限が想定されるエネルギーの希少価値をはるかに下回っていること、「不当な」電力供給の影響、希少価格シグナルがないまま希少期間中に電圧を下げるなどの手法が用いられていることなど、さまざまな要因が資金不足問題を引き起こしていると指摘している。その結果、「市場」で供給者に支払われる価格は、新規参入を促すために必要な水準を大幅に下回っている。したがって、市場は短期的な系統運用と電力供給の効率化には役立ってきたものの、主要な利点として宣伝されていた「必要な時に必要な場所で適切な新規投資を促す」という点では失敗に終わっている。
LMP市場では、送電網に制約が存在する場合、制約の下流側でより高価な発電設備を稼働させる必要が生じる。制約の両側で価格が分離し、混雑料金や制約料金が発生する。
制約は、ネットワークの特定の分岐が熱限界に達したとき、またはネットワークの別の部分で偶発的な事象（発電機や変圧器の故障、送電線の停止など）によって潜在的な過負荷が発生する場合に発生します。後者はセキュリティ制約と呼ばれます。送電システムは、送電線の喪失などの偶発的な事象が発生した場合でも供給の継続性を確保できるように運用されます。これはセキュリティ制約システムとして知られています。
ほとんどのシステムでは、使用されるアルゴリズムは「AC」モデルではなく「DC」モデルであるため、熱制限に起因する制約と再配分は特定/予測されますが、無効電力不足に起因する制約と再配分は特定されません。一部のシステムでは、限界損失が考慮されます。リアルタイム市場の価格は、利用可能なユニットからの供給をバランスさせる上記のLMPアルゴリズムによって決定されます。[ 50 ]このプロセスは、送電網上の各ノードで、5分、30分、または1時間（市場によって異なります）の間隔ごとに実行されます。LMPを決定する仮想再配分計算は、セキュリティ制約を尊重する必要があり、再配分計算は、システム上のどこかで計画外の停止が発生した場合にシステムの安定性を維持するために十分なマージンを残す必要があります。これにより、「入札ベース、セキュリティ制約付き、ノード価格による経済的配分」のスポット市場が実現します。
多くの既存市場ではノード価格制は採用されておらず、例えば英国、EPEX SPOT（ほとんどのヨーロッパ諸国）、Nord Pool Spot（北欧およびバルト諸国）などが挙げられる。
電力自由化市場の参加者にとって、市場が示す価格および数量リスクが大きいため、財務リスク管理はしばしば最優先事項となります。卸売電力市場の複雑さゆえに、需要のピーク時や供給不足時には価格が極めて大きく変動する可能性があります。この価格リスクの具体的な特徴は、発電所の種類構成や需要と気象パターンの関係など、市場の物理的なファンダメンタルズに大きく左右されます。価格リスクは、予測困難な価格の「急騰」や、燃料や発電所の状況が長期間にわたって変化する際の価格の「段階的変動」として現れることがあります。
ボリュームリスクとは、電力市場参加者が消費量や生産量の不確実性を抱えている現象を指すことが多い。例えば、小売業者は数日先の特定の時間帯の消費者需要を正確に予測することはできず、生産者は発電所の停止や燃料不足が発生する正確な時間を予測することはできない。価格とボリュームの極端な変動には相関関係があることも、リスクを増大させる要因となる。例えば、一部の生産者が発電所を停止したり、一部の消費者が消費量のピークを迎えたりすると、価格が急騰することが多い。風力発電などの断続的な電源が大量に導入されると、市場価格に影響を与える可能性がある。
卸売市場から電力を購入する電力小売業者と、卸売市場に電力を販売する発電事業者は、これらの価格と数量の変動の影響を受けやすく、価格変動から身を守るために、互いに「ヘッジ契約」を締結します。これらの契約の構造は、地域市場における慣習や市場構造の違いにより異なります。しかし、最も単純で一般的な2つの形態は、現物引き渡しを目的とした単純な固定価格先渡契約と、当事者が一定期間の行使価格に合意する差金決済契約です。差金決済契約の場合、契約で参照される卸売価格指数が、ある期間において「行使価格」よりも高い場合、発電事業者は「行使価格」と当該期間の実際の価格との差額を払い戻します。同様に、実際の価格が「行使価格」よりも低い場合、小売業者は発電事業者に差額を払い戻します。実際の価格指数は、市場によっては「スポット価格」または「プール価格」と呼ばれることもあります。
高度な電力市場では、スイング契約、仮想入札、送電権、コールオプション、プットオプションなど、その他多くのヘッジ手段が取引されている。これらは一般的に、参加者間で金融リスクを移転することを目的としている。
2022年のロシアと欧州連合のガス紛争によるガス価格の高騰のため、2022年後半にEUはガス以外の電力価格を1メガワット時あたり180ユーロに上限設定し[ 51 ]、英国も価格上限設定を検討している[ 52 ] 。化石燃料、特にガスは、再生可能エネルギーよりも高い価格上限が設定され、上限を超える収益はトルコのように一部の消費者に補助金として使われる可能性がある。トルコ市場における以前の価格上限設定に関する学術研究では、福祉が低下したと結論付けられ[ 53 ]、別の研究では、EU全体の価格上限設定は「輸入価格の上昇と補助金の増加という終わりのない悪循環」のリスクがあると述べている[ 54 ] 。ゲーム理論を用いて、輸入ロシアガス（その一部は発電に使用される）の価格に上限を設定することは有益であると学術的に議論されている[ 55 ]が、政治的には難しい[ 56 ] 。
電力そのもの、または大量の電力を使用して製造された製品が他国に輸出される場合、輸出国に炭素価格制度がない場合、炭素関税が課される可能性があります。たとえば、英国には英国排出量取引制度（UK ETS）があるため、 EU炭素国境調整メカニズムは課されませんが、トルコには炭素価格制度がないため、課される可能性があります。[ 85 ]
従来のコストに基づくメリットオーダーではなく、過剰発電が発生した場合に健康に最も害を及ぼす発電所を縮小することが提案されている。[ 86 ]再生可能エネルギーの成長と2021年から2022年の世界的エネルギー危機により、一部の国は電力市場の変更を検討している。[ 87 ] [ 88 ] [ 89 ]例えば、一部のヨーロッパ人は電力価格と天然ガス価格を切り離すことを提案している。[ 90 ]
小売電力市場とは、最終消費者が競合する電力小売業者の中から供給者を選択できる市場を指します。米国では、このような消費者の選択を「エネルギー選択」と呼ぶことがあります。電力市場におけるもう一つの問題は、消費者がリアルタイム価格（変動する卸売価格に基づく価格）に直面するのか、それとも年間平均コストなど、他の方法で設定された価格に直面するのかということです。多くの市場では、消費者はリアルタイム価格に基づいて料金を支払わないため、卸売価格が高い時間帯に需要を削減したり、需要を他の時間帯にシフトしたりするインセンティブがありません。需要応答では、ピーク需要を削減するために、価格メカニズムや技術的な解決策が用いられることがあります。
一般的に、電力小売改革は電力卸売改革に続いて行われる。しかし、発電会社が1社であっても、小売競争は可能である。送電網上のノードで卸売価格を設定し、そのノードにおける電力供給量を調整できれば、ノードより先の配電網内で小売顧客をめぐる競争が可能となる。例えば、ドイツ市場では、大規模な垂直統合型電力会社が、多かれ少なかれ開放的な送電網上で顧客獲得をめぐって互いに競争している。
市場構造は様々だが、電力小売業者が効果的に競争するためには、実行できなければならない、あるいは契約を締結しなければならない共通の機能がある。以下の機能の1つ以上を実行できなかったり、実行能力が不足していたりすると、深刻な財政破綻につながるケースがいくつかある。
主な弱点はリスク管理と請求の2つである。2001年の米国では、カリフォルニア州の小売競争規制の欠陥がカリフォルニア電力危機を引き起こし、既存の小売業者は高騰するスポット価格にさらされながらも、それに対するヘッジ手段を持たなかった。[ 91 ]英国では、顧客基盤の大きい小売業者であるインディペンデント・エナジーが、顧客から未払い金を回収できずに倒産した。[ 92 ]
競争力のある小売業には、配電線と送電線への自由なアクセスが不可欠です。そのためには、これらのサービスの両方に対して料金を設定する必要があります。また、料金は送電線の所有者に適切な収益をもたらし、発電所の効率的な立地を促進するものでなければなりません。料金には、アクセス料金と通常料金の2種類があります。アクセス料金は、送電網の利用とアクセスにかかる費用、または既存の送配電網を使用する権利に対する料金です。通常料金は、既存の送電網を通して電力を送電する際の限界費用を反映したものです。
リアルタイムの市場価格設定により適している可能性のある新しい技術が利用可能であり、米国エネルギー省によって試験運用されています。イベント駆動型SOA（サービス指向アーキテクチャ）の潜在的な用途としては、家庭用衣類乾燥機がリアルタイムの市場価格設定システムで使用電力の価格に入札できる仮想電力市場が考えられます。[ 93 ]リアルタイムの市場価格と制御システムにより、家庭の電力顧客は電力網と毎月の公共料金の管理に積極的に参加できるようになります。[ 94 ]顧客は、たとえば衣類乾燥機を稼働させるために支払う電力の上限を設定でき、その価格で電力を送電する意思のある電力供給者は、グリッドを通じて通知を受け、乾燥機に電力を販売することができます。[ 95 ]
一方では、消費者機器は、機器の所有者が事前に設定した支払意思額に基づいて電力に入札することができます。[ 96 ]他方では、電力供給者は、発電機の起動と運転にかかる費用に基づいて、発電機から自動的に入札を行うことができます。さらに、電力供給者は、収益性を最適化したり、エンドユーザーの商品コストを削減したりするための投資収益率を判断するために、リアルタイムの市場分析を実行することができます。競争的な小売電力市場の影響は州によってまちまちですが、一般的に、参加率の高い州では価格が下がり、顧客の参加が少ない州では価格が上がるようです。[ 97 ]
イベント駆動型SOAソフトウェアを使えば、住宅所有者は自宅にある様々な種類の電気機器を、好みの快適性や経済性に合わせてカスタマイズできるようになります。また、このイベント駆動型ソフトウェアは、5分間隔という短い間隔で変動する電気料金にも自動的に対応できます。例えば、電気料金が最も高くなるピーク時間帯に住宅所有者の電気使用量を削減するために、ソフトウェアは（冬場は）セントラルヒーティングシステムのサーモスタットの目標温度を自動的に下げたり、（夏場は）セントラルクーリングシステムのサーモスタットの目標温度を上げたりすることができます。
従来型市場設計と競争市場設計の経験を比較した結果はまちまちである。規制緩和された公益事業体が垂直統合された公益事業体と並存する米国の経験では、効率性の向上を示す証拠がいくつかある。[ 98 ]
シュマルエンゼーは、少なくとも米国と英国では、再編によって卸売価格が低下した可能性が高いと結論付けている。[ 99 ]マッケイとメルカダルは、1994年から2016年までの米国市場の大規模な分析において、コスト低下に関するシュマルエンゼーの調査結果を確認しつつ、価格については正反対の結論に達した。すなわち、規制緩和された公益事業会社は、発電設備のマークアップ率の上昇と、垂直分離された2つの会社による利益率の二重抽出により、大幅に高い価格を実現したというのである。[ 100 ]
資源の十分性に関して、再編開始時の米国市場には発電能力の過剰があり、規制価格が発電事業者に過剰投資を促すインセンティブを与えるという予想が裏付けられました。収益の流れが能力の増強を継続するのに十分であるという当初の希望は実現しませんでした。市場支配力の濫用に直面し、すべての米国市場は卸売価格の上限を導入しましたが、多くの場合、損失負荷の価値よりもはるかに低く、そのため「資金不足問題」（比較的まれな不足時に収益に上限を設けると、これらの不足時にのみ使用されるインフラを構築するための資金が不足する）が発生しました。過剰投資の問題は投資不足に置き換わり、送電網の信頼性を低下させました。これに対応して、容量に対する大規模な移転支払いが導入されました（2018年の米国では、支払いは新規ユニットの収益の最大47%に達しました）。[ 99 ] EU市場は2010年代に米国に倣いました。シュマルエンゼー氏は、米国における新規設備に対する補償額の決定プロセスは、原則として従来の市場の統合資源計画に似ているものの、新しいバージョンは透明性が低く、規則変更が頻繁なため確実性も低い（従来の制度ではコスト回収が保証されていた）ため、この分野での効率改善は期待できないと指摘している。[ 101 ]
小売市場における供給者選択と変動価格制の導入は、時間帯別料金制の恩恵を受け、非常に高い価格に対するヘッジ手段を利用できる消費時間シフト技術を利用できる大口消費者（企業）によって熱烈に支持された。 [ 101 ]米国の一般家庭顧客の間での受け入れはごくわずかだった。[ 102 ]
多くの地域市場は一定の成功を収めており、規制緩和と競争導入への流れは続いている。しかし、2000/2001年には、カリフォルニアの電力危機やエンロンの破綻といった大きな失敗により、変化のペースが鈍化し、一部の地域では市場規制が強化され、競争が減少した[ 103 ]。しかし、この傾向は、より開放的で競争的な市場への長期的な傾向に対する一時的なものと広く考えられている[ 104 ] 。
市場原理に基づく解決策は概念的には好意的に捉えられているものの、「資金不足」問題はこれまで解決困難なままである。電力価格が新たな商業（すなわち市場ベース）送電・発電事業を促進する水準まで上昇した場合、消費者への負担増は政治的に受け入れがたいものとなるだろう。
ニューイングランド地方だけでも消費者の年間コストの増加は、 最近のNEPOOL市場構造に関するFERC公聴会で30億ドルと算出された。NEPOOL、 PJM、NYPOOL向けには、発電量が不足すると予測される地域に限り、容量料金の増額を提供することで、最も必要とされる場所に新規投資を奨励することを目的としたいくつかのメカニズムが提案されており、これらは「ロケーション容量」またはLICAPという総称で呼ばれている（PJM版は「信頼性価格モデル」または「RPM」と呼ばれている）。[ 105 ]
自由化された電力網では、市場参加者が将来的に電力網のバランスを維持するために必要となる可能性のある発電および送電資源を構築および維持するための何らかのインセンティブが必要となります（「資源充足度」、RA を支えるため）。しかし、ほとんどの場合、これらの資源は遊休状態にあり、電力販売による収益を生み出しません。「エネルギーのみの市場は、ユーザーや規制当局が望むものとは一致しない市場の均衡点をもたらす可能性がある」[ 106 ]ため、既存の卸売電力市場はすべて何らかの形でオファーキャップに依存しています。[ 20 ]これらのキャップは、供給者が希少価格設定によって予備容量への投資を完全に回収することを妨げ、発電事業者にとって資金不足の問題を引き起こします。[ 107 ]発電および送電容量への投資不足を避けるため、すべての市場で何らかの RA 移転が採用されています。[ 108 ]
一般的な規制当局は、小売業者に年間ピーク電力の110～120%に相当する確約容量を購入することを義務付けている。契約は、小売業者と発電事業者間の二者間契約か、集中型容量市場で取引される契約のいずれかである（例えば、米国東部の送電網の場合）。[ 108 ]
容量メカニズム[ 109 ]はトルコの石炭を補助するメカニズムであると主張されており[ 110 ]、戦略的な容量抑制を助長するとして一部の経済学者から批判されている[ 111 ] 。これはガス発電所をシステムに維持するために設計された。他の多くの市場とは異なり、固定費と市場清算価格に基づくハイブリッドシステムである。制約管理が市場の主な問題であるため、多くの人がこれは良くなく、例えば地域入札ゾーンを使用するなど変更すべきだと述べている[ 112 ] 。
容量市場は、英国政府の電力市場改革パッケージの一部です。[ 113 ]ビジネス・エネルギー・産業戦略省によると、「容量市場は、電力収入に加えて信頼できる容量源に支払いを行うことで、電力供給の安定性を確保し、必要なときにエネルギーを供給できるようにします。これにより、老朽化した発電所を置き換え、より断続的で柔軟性に欠ける低炭素発電源のバックアップを提供するために必要な投資が促進されます。」 [ 114 ]
容量市場オークションは毎年2回開催されます。T-4オークションは4年後に納入される容量を購入し、T-1オークションは各納入年の直前に行われる追加オークションです。[ 115 ] 容量市場オークションの結果は数年にわたって公表されています。[ 116 ] [ 117 ] [ 118 ]
ナショナルグリッドの「容量市場参加者向けガイダンス文書」には、以下の定義が記載されています。
米国では、規制当局と地域送電機関の間で、そもそも容量市場を設けるべきかどうか、またどのように構築すべきかについて、異なる方針が取られている。
2008年、 ISOニューイングランドは、正式に地域送電組織になってから3年後に、最初のフォワード容量オークションを開催しました。[ 122 ]この設計では、発電設備または需要応答リソースがディスパッチに利用可能である必要がある年（6月1日から5月31日まで）である「容量コミットメント期間」の3年前に容量オークションが開催されました。オークションの前に、ISOは調達する容量の量（「設置容量要件」）を決定し、リソースは（新規の場合は）市場に参入するか、市場から撤退する機会を得ます。容量オークションは「下降クロック」モデルに従います。価格は高く始まり、要件を満たすために十分なリソースが販売する意思のない価格が見つかるまで、連続するラウンドで引き下げられます。オークションで落札したすべてのリソースは、容量に対して同じ料金を受け取ります。容量コミットメント期間の前に、リソースが変化する状況に合わせて容量オファーを調整できるように、3回の年次再構成オークションがあり、供給の2か月前には月次再構成オークションがありました。供給能力義務を負った資源は、物理的に可能であれば、義務以上のエネルギーをエネルギー市場に供給することが求められ、約束した供給能力を提供できない場合は罰金を科される可能性がある。[ 123 ]
2022年後半から、ISO New Englandは代替容量市場構造の研究を開始し、容量オークションのタイミングと、市場に提供するリソースの認定方法（つまり、ISOが各リソースが提供できる容量の量をどのように決定するか）の両方の変更を検討した。主な検討事項の1つは、一部のリソースの容量が天候に依存していること、および電力系統のピーク需要が夏と冬で異なるという事実を反映した季節市場を設けるかどうかであった。もう1つの懸念は、「架空の」リソース、つまり建設が計画されているが商業運転が実証されていない発電機が容量市場に影響を与えるのを防ぐことであった。これは、従来の先物容量市場設計では、新しいリソースからの財務保証が必要であった。[ 124 ]
2023 年 11 月、ISO は、2028 年 6 月から 2029 年 5 月までのコミットメント期間について 2025 年 2 月に開催される予定だった第 19 回フォワード容量オークションの延期を連邦エネルギー規制委員会(FERC) に申請しました。 [ 125 ] 2024 年、独立コンサルタントの助言を考慮した後、ISO は、新しいオークション設計がそれまでに承認され、2028 ～ 29 年の容量オークションが新しい規則の下で実施されるようにする意図で、オークションを 2 年間延期して 2027 年までとするよう再度申請しました。[ 126 ] FERC は 2024 年 5 月 20 日に延期を承認しました。[ 127 ]
2025年後半、ISO New Englandは、改革された容量市場の最初の料金変更を提出し、オークションをコミットメント期間の直前に実施するように変更し、リソースの廃止の処理方法を変更しました。季節的なリソース認定に対処する追加の料金変更は後日提出される予定です。[ 128 ]これらの変更により、 PJMは、3年先（「フォワード」）容量市場構造を使用している最後の地域グリッドオペレーターとなりました。[ 129 ] FERCは3月30日にこれらの料金変更を承認しました。[ 130 ]
季節性と認定制度の改革を実施する2回目の料金申請は、2026年の第4四半期に行われる予定です。[ 131 ]旧規則の下で行われた最後の先物容量オークションは、2027年6月1日から2028年5月31日までの契約期間を対象として2024年2月5日に行われ、1キロワット月あたり3.58ドルの最終清算価格で31,556メガワットの容量が調達されました。[ 132 ]
多くの電力市場には、周波数制御および付帯サービス（FCAS）の提供のための専門市場が存在する。電力系統の供給（発電）が電力需要を上回る場合、周波数は上昇する。逆に、電力供給が需要を満たすのに不十分な場合、系統周波数は低下する。周波数が低下しすぎると、電力系統は不安定になる。周波数制御市場は、卸売電力プール市場とは別個のものであり、これに加えて存在する。これらの市場は、周波数上昇サービスまたは周波数低下サービスの提供を促進する役割を果たす。周波数上昇とは、供給と需要をより密接に一致させるために、追加の発電を迅速に提供することである。[ 133 ]
米国では、7つの独立系統運用機関（ISO）と地域送電機関（RTO）が送電網を管理し、国内電力供給の60%以上を担う卸売電力取引を円滑化している。[ 134 ]これらの中央管理型の卸売市場は通常、発電資源のコミットメントとディスパッチを調整するために、翌日市場（DAM）とリアルタイム市場（RTM）からなる2段階決済システムを使用して運営されている。 [ 134 ]これらの卸売市場の主な参加者は、
翌日市場では、市場参加者は稼働日の前日にエネルギーの価格とスケジュールを確保できます。[ 136 ] LSEは需要入札を提出し、GenCoは今後の稼働日の供給オファーを提出します。[ 135 ] ISOは、セキュリティ制約ユニットコミットメント（SCUC）問題を解決して、送電制約を満たしながら総システムコストを最小化する発電ユニットの最適な「オン/オフ」状態とディスパッチレベルを決定します。[ 135 ] DAMは、特定の場所で次のエネルギーユニットを供給する限界コストを反映した、1時間ごとの翌日場所別限界価格（LMP）を生成します。[ 135 ]
翌日市場の終了後、ISOは通常、残余ユニットコミットメント（RUC）または信頼性チェックプロセスを実行します。[ 135 ] DAMは財務入札とオファーに基づいてクリアされますが、RUCプロセスは、DAMでクリアされた入札需要とは異なる場合がある、ISO独自の集中負荷予測を満たすのに十分な物理的容量がシステムにコミットされていることを確認します。[ 135 ] DAMスケジュールが信頼性予測を満たすのに不十分な場合、ISOはこの段階で追加のリソースをコミットしてグリッドの信頼性を確保します。[ 135 ]
リアルタイム市場 (RTM) は、実際の運用日中に供給と需要のバランスを取り、翌日のスケジュールからのずれや予期せぬシステム状態 (発電機の停止や負荷変動など) を考慮します。[ 137 ] ISO は、通常 5 ～ 15 分ごとにセキュリティ制約付き経済ディスパッチ (SCED) アルゴリズムを実行して、発電機のリアルタイムディスパッチ指示を決定します。[ 138 ]金銭的な決済は、ずれに基づいて行われます。参加者は、翌日のスケジュールと異なる消費または生産されたエネルギー量に対して、リアルタイム LMP を支払うか、または支払いを受けます。[ 138 ]
ISOはエネルギーに加えて、系統の周波数と安定性を維持するための補助サービスの市場も管理しています。 [ 138 ]調整や運用予備力などのこれらのサービスは、発電容量の最も効率的な使用を確保するために、翌日市場とリアルタイム市場の両方でエネルギーと共同で最適化されることがよくあります。[ 138 ]