下院法案1500号（HB1500）は、2023年の第88回テキサス州議会で可決され、ERCOT内の新規発電事業者に対し、信頼性リスクが高い時間帯に、設備容量の一定割合で“ファーミング”（確保）する、またはその容量を利用可能にすることを義務付けています。これを満たさない場合は罰則が科されます。

ERCOT理事会は2026年9月15日に実施規則であるノーダル・プロトコル改正要求（NPRR）1328を承認しました。今後はテキサス州公益事業委員会に移管されます。この制度は2027年12月1日までに導入される必要があります。

罰則は、ERCOTの運用予備力が3,000MWを下回った時間帯にのみ適用されます。この条件は2023年9月以降、一度も発生していません。

これが直近の状況です。発動条件が満たされておらず、2028年まで義務を負うリソースもないため、現時点で発電事業者にコストは発生していません。

長期的には状況が異なります。義務量は発電所の季節平均出力を基準に設定されますが、予備力が最も少ない時間帯には、風力や太陽光の出力はその平均を大きく下回ります。太陽光は日没後や夜明け前はほぼゼロ、風力も夏の需給逼迫時には季節平均を大きく下回ります。

そのため、予備力が3,000MWを下回る時間帯が再び発生すれば、風力・太陽光は罰則リスクが最も高くなります。太陽光はすべての季節で義務を満たせず、風力も夏や厳冬期に不足する傾向があります。

主なポイント

• 短期的にはファーミング要件が発動する可能性は低いです。2023年9月以降、予備力が3,000MWを下回ったことはありません。2026年1月の最低値は4,213MW、2026年夏は4,533MWでした。
• 太陽光発電所の夏季義務量は定格出力の約27％。日没後の予備力低下時には出力は通常2％程度です。
• 風力の夏季義務量は定格の約32％。実際に予備力が逼迫した時間帯の平均出力は9.7％でした。
• 理論上の最大罰則は1kWあたり年間60ドル（75％上限で全60時間ゼロ出力の場合）。高不足年の場合、無ヘッジの太陽光は約6.40ドル/kW年、風力は約6.80ドルとなります。

ファーミング制度の仕組み

この制度は2027年1月1日以降に接続契約を締結した発電リソースに適用され、運転開始から1年後に義務が発生します。エネルギー貯蔵リソースや、自家消費ネットワーク向け発電は対象外です。

各義務リソースには季節平均出力能力（SAGC）が割り当てられます。ERCOTは5分ごとの最大出力（High Sustained Limit）を過去5年の同季全区間で平均し、定格出力の75％を上限とします。例えば、夏季平均出力が定格の27％の100MW太陽光発電所ならSAGCは27MWです。

この平均化手法は、ERCOTが他で行う認定とは異なります。2025年12月の容量・需要・予備力レポートでは、ELCC（有効負荷担保能力）を用い、夏ピーク時間帯で太陽光は定格の約5％、風力は9～18％とされています。季節平均はこれらより高く、夏季で太陽光27％、風力約32％です。

義務は「低予備力時間帯」に発動します。これは固定されたファーミング基準期間内の、朝の立ち上げ時間帯、季節ごとの夕方立ち上げ時間帯、ERCOTのNERCリスク評価で高リスクと判断された時間帯を含みます。夏季の夕方は18～21時終了の時間帯です。物理的応答能力が15分以上連続で3,000MWを下回ると、その時間がカウントされます。1季最大15時間、年間4季です。

例えば、SAGCが25MWで出力可能量が2MW、デイアヘッド契約や移転もない場合、25MWの不足となります。1,000ドル/MWhで、その時間のコストは25,000ドル。全15時間発動なら季節コストは375,000ドル（1kWあたり3.75ドル）となります。

デイアヘッドのエネルギー・補助サービス受給分や信頼性契約分は義務から差し引かれます。義務はバイラテラルのファーミング移転でも再割当可能です。計画停止、承認済み出力低下、送電停止はその時間は免除ですが、突発的な停止や強制的出力低下は免除されません。

不足時のコスト

SAGCは季節平均ですが、罰則は最低予備力の時間帯にのみ適用されます。この差がバインディング時の不足分となります。