本号の特集「電力システム改革と再生可能エネルギー政策の整

電力中央研究所 社会経済研究所 検索合性」に関連する研究報告書などをご紹介します。弊所 Web サ

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「電力経済研究」■電力中央研究所

研究報告書（報告書番号：発行年月）

欧州の配電事業者の配電料金設計の現状と課題―系統需要減少の影響を中心に―（Y15024：2016.09）
欧州における再生可能エネルギー普及政策と電力市場統合に関する動向と課題（Y15022：2016.05）
地域間電力融通の効果を定量的に評価する電源構成モデルの開発―再生可能エネルギー大量導入時の電源構成分析の改「電力経済研究」は電気事業、電力産業に関わる社会経済・制度問題を対象分野とし、課良―（Y15021：2016.06）

題指向型、問題解決型に関連した研究成果等を掲載し、学術の振興に寄与することを目的とドイツの需給調整メカニズムの広域化の動向と課題（Y14021：2015.05）

した雑誌です。一時休刊ののち、2015年３月にリニューアル復刊しました。当面の間は、広欧州における発送電分離後の送電系統増強の仕組みとその課題（Y14019：2015.05）
我が国の固定価格買取制度に関する費用負担見通しとその抑制策の検討（Y13031：2014.05）

く一般に投稿論文を募ることは致しません。

ドイツ・イギリスの需給調整メカニズムの動向と課題―需給調整能力の確保と費用決済―（Y13018：2014.04）
日本における再生可能エネルギー普及制度による追加費用及び買取総額の推計（Y12034：2013.04）

原稿の種類と内容

ドイツの再生可能エネルギー電源普及に伴う影響―卸電力市場の価格と系統運用の再給電指令―（Y12009：2013.05）

電力経済研究の原稿には次のようなカテゴリーがあります（下記のカテゴリーは当面のも再生可能エネルギー電源を含む供給信頼度価値の評価手法の動向―欧米における風力電源の利用可能容量―（Y09030：のであり、今後、編集委員会での議論を経て追加・変更になる場合があります）。
⑴

総説

風力電源大量導入を考慮した多地域・多時間帯の火力電源運用プログラムの提案（Y11025：2012.05）
2010.05）
太陽光発電は需要創出によりどこまでコストが下がるのか（Y09020：2010.04）
欧州での再生可能エネルギー発電設備の系統接続等に伴う費用負担の動向（Y08019：2009.05）

特集を全体的に俯瞰して、その目的や意義、内容などについて総合的に展望・解説したもの。
⑵■社会経済研究所ディスカッションペーパー，SERC Discussion Paper
SERC16001 長期エネルギー需給見通しを前提としたアデカシー確保に関する定量的評価（2016.05）

論文
主題、内容、手法等の新規性を有し、当該分野の発展に貢献すると思われる研究成果を報告したもの。また、特定の主題に関する一連の事象を、実態調査を通して、あるいは特⑶

2017年の再生可能エネをめぐる政策議論では特に何に留意すべきか？（2017.01.30）

定の主題に関する一連の研究及びその周辺領域の発展を、著者の見解にしたがって総括的

欧州ではどのような送電混雑解消方法が講じられているか？（2016.12.19）

かつ系統的に報告したもの。

金融的送電権（FTR）とは何か？（2016.12.05）
太陽光発電の FIT による優遇策からの「出口戦略」は、どのように考えるべきか？（2016.08.29）

研究ノート
総合的な報告までには至らないが、その研究途上で得られた有用な分析手法に関して記録にとどめておく価値があると認められたもの。特に、テクニカルな分析手法を特徴とす⑷■電気新聞「ゼミナール」

配電事業者の継続的な費用回収漏れ（デススパイラル）に対する有効な対策はあるか？（2016.08.15）
広域送電ネットワーク計画における不確実性への対応は？（2016.02.15）「長期エネルギー需給見通し」の再エネ比率は想定した費用負担で実現可能か？（2015.07.27）

るもの。また、特集の目的に沿って、他の媒体で報告した内容について、本誌向けに要約

ドイツは、再生可能エネルギーの大量導入による送電混雑に対応できているのか？（2015.06.08）

したもの。

太陽光発電等の大量導入により、今後の賦課金負担はいくらになるのか？（2015.03.09）

研究トピックス紹介
経済、経営、エネルギー・電力、環境等に関連する国内外の新たな研究動向を紹介するもの。

一般財団法人原稿の採用、雑誌の編集等については、「電力経済研究」編集委員会がその責任を負います。本誌に掲載されたすべての論文を含む本誌の著作権は、電力中央研究所に帰属します。複製や他の出版物等に転載を希望する場合は、「電力経済研究」編集委員
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電力中央研究所

社会経済研究所
電力経済研究」編集委員会
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電力経済研究 No.64 2017年３月
発行：一般財団法人 電力中央研究所 社会経済研究所〒100‑8126 東京都千代田区大手町1‑6‑1
電 話 ： 03（3201）6601(代)電力経済研究

No.64(2017.3)

目次

特集「電力システム改革と再生可能エネルギー政策の整合性」のねらい

第１部

朝野

賢司

岡田

健司

… 1

丸山

真弘

…17

野口

厚子

…35

優也

…48

健司

…59

kW 価値の顕在化と調整力の市場化

論文
電力システム改革におけるアデカシー確保の考察－長期エネルギー需給見通しにおける火力電源の収支分析－
永井

雄宇

論文
欧州委員会による容量メカニズムの制度提案の考察－域内エネルギー市場での競争との両立性確保の観点から－

第2部

非化石価値の顕在化

論文
非化石価値取引市場によって FIT と自由化の整合性は図れるのか？
－需要家の視点に基づく論点整理－

朝野

賢司

論文
グリーン電力調達の動向と課題 －非化石価値取引の詳細制度設計に向けた示唆－
朝野

第3部

賢司

野口

厚子

谷

送配電網の広域的利用ルールのあり方と費用回収問題

論文
再生可能エネルギー電源大量導入下の欧州における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向と課題

古澤

健

岡田

論文
欧州の配電料金構造の動向と課題 －固定定額の従量料金主体の料金構造の限界とその対応策－
古澤

健

岡田

健司

…78

健司

永井

雄宇

…89

研究ノート
エリア別送電混雑コスト評価ツールの開発

岡田

特集
｢電力システム改革と再生可能エネルギー政策の整合性」のねらい
固定価格買取制度（以下，FIT）が 2012 年 7 月から実施されて，5 年が経過しようとしている。FIT の最大の特徴は，太陽光発電（以下，PV）等の自然変動電源の出力を長期間・優遇価格で買い取ることで，安定的な投資環境を整備することである。自然変動電源は電力需要の変化に応じた出力の調整が困難であるが，FIT ではたとえ供給超過であっても PV
等の出力抑制を極力避ける優先給電を保証している。わが国においても，FIT のこれらの特徴により，PV 導入量は累積 3500 万 kW を超えた（2016 年 9 月末時点）。これは FIT 実施前と比べて 7 倍の増加であり，年間 800 万 kw 超を FIT 実施後 5 年間にわたり継続した導入ペースは，世界的にも前例がない。
こうした PV バブルとも呼ぶべき状況をうけて，再生可能エネルギー（以下，再エネ）の効率的な中長期的導入を企図する改正 FIT 法が 2017 年 4 月から施行される。また，電力シ
ステム改革貫徹のための政策小委員会（以下，貫徹小委）では，今後の再エネの拡大に密接に関わるテーマとして，容量市場や非化石価値取引市場について議論された。いずれも，
これまで一体的に取引されてきた電力量（kWh）の価値，発電容量（kW）の価値，非化石価値等を，電力システム改革の中で明示的に加味していく基本的な方向性は評価できる。
しかし，FIT 等による再エネ普及政策や，その背景にある温室効果ガス削減政策は，自由化された電力市場に対して（結果的に）政策介入となる。そこで欧米諸国では両者が整合性をもつように，様々な試行錯誤を行っているのが現状である。
本号では，電力システム改革と再エネ普及政策が並行して進められることで生じうる問題について，先行する諸外国についての理論と現実から得られる示唆をとりまとめるとともに，あるべき制度設計について論じている。
具体的には，貫徹小委で取り上げられた次の 3 点について論ずる。第 1 部は容量市場等による kW 価値の顕在化と調整力の市場化である。前述した優遇価格・優先給電が保証された FIT 電源が大量導入されると，卸電力価格が下落する，いわゆるメリットオーダー効果が生ずる。同効果により，火力発電等の既存電源は発電電力量による収入だけでは，発電設備の固定費を回収できないリスクが高まる，いわゆるミッシングマネー問題が深刻化す
る結果，安定供給上必要となる電源ですら経済性が劣後する等の市場の歪みが生ずることになる。すなわち，FIT は自由化された電力市場とは元来，不整合である。しかし，火力電源の収支がどの程度悪化する可能性があるのか，これまで定量的な分析はほとんどなかった。第 1 章（永井・岡田論文）では，わが国で長期エネルギー需給見通しの電源構成が実現すると仮定した場合，大半の火力電源が市場退出を迫られることを明らかにした。また，
第 2 章（丸山論文）では，欧州委員会が 2016 年 11 月に提案した容量市場の導入基準や手続を定める欧州連合（EU）規則の改定案を事例として，卸電力市場での公正な競争の確保と，

再エネ電源の支援やアデカシー確保のための容量の確保という課題との間でどのように整合性をはかるのか，とりわけ発電設備の CO2 排出原単位に対する制約等のわが国への示唆を念頭に論じている。
続く第 2 部は，非化石価値取引市場による非化石価値の顕在化である。第 3 章（朝野・野口論文）と第 4 章（朝野・野口・谷論文）では，同市場を創設する目的の一つでは FITの賦課金負担の軽減は，現在議論されている制度設計では達成が困難であると指摘する。
需要家自らがゼロエミ価値を評価し費用負担することで，再エネが導入される制度設計を模索することこそが，電力システム改革と再エネ政策との整合性の観点から重要であることを両論文は明らかにしている。
そして，第 3 部は，送配電網の広域的利用ルールのあり方と費用回収問題を取り上げている。第 5 章（古澤・岡田論文）では，わが国の将来的な広域需給調整と再エネ大量導入のあり方を検討する際の示唆をとりまとめている。例えば，連系線活用の便益評価は参考になる一方で，再エネによる連系線潮流の変動も考慮する必要があるため，欧州においても早急に需給調整で広域的メリットオーダーを推進しているわけではないことを指摘している。また，第 6 章（古澤・岡田論文）は，いわゆるデススパイラル問題（配電設備の維持費用が減少せず，むしろ住宅用 PV の大量導入による自家消費の増大等により系統需要量の減少が進むことで，料金収入の減少と系統需要の減少が連鎖的に生じる現象）への対応
策を，北欧等の事例をもとに論じている。今後は，需要家側の分散型電源や電力貯蔵装置の活用に加え，配電事業者自らが，配電設備と電力貯蔵装置の最適な投資計画を検討することが重要になっている。
本特集では，十分に「整合性」の観点から，掘り下げられなかった点も多く残されている。しかし，2017 年度の非化石価値取引市場の創設を皮切りに，容量市場等の各種市場の制度設計が進む中で，各種制度の実施前に「整合性」を検証し，解決の方向性を提示する試みとして，今後の詳細制度設計論争の一助になれば幸いである。
2017 年 3 月
編集責任者

社会経済研究所

朝野賢司

第1部
kW 価値の顕在化と調整力の市場化

論

文

電力システム改革におけるアデカシー確保の考察―長期エネルギー需給見通しにおける火力電源の収支分析―
Resource Adequacy under the Electricity System Reform― Balance of payment analysis of thermal power generation based on the long-term energy supply anddemand outlook ―キーワード：供給力，アデカシー，再生可能エネルギー，電力システム改革
永

井

雄

宇

岡

田

健

司

固定価格買取制度（FIT）等で補助された再生可能エネルギー電源の大量導入に伴い，従来型電源（主に火力電源）の販売電力収入による費用回収の不確実性の増大が懸念されている。その結果，市場退出を迫られる電源が増加し，新規電源への投資が鈍化するため，中長期的には安定供給に必
要な供給能力（アデカシー）を確保できないリスクがある。わが国の長期エネルギー需給見通しでは，2030年における再生可能エネルギー比率22％以上等の電源構成の実現を掲げている。しかし，この実現の過程でアデカシー不足が生じる可能性があることは認識されているものの，ユニットレベルでの発電計画を考慮した火力電源の収支分析は行われていない。そこで，本稿では，当所で開発した「需給運用シミュレータ」を用いて，競争環境下において需給見通しの求める電源構成を実現しようとした場
合，火力電源が卸電力市場の販売電力収入で発電費用を回収できるのか，定量的に評価した。その結果，大半の火力電源は販売電力収入のみでは電源維持は困難になり，需給見通しの実現やアデカシーの確保に必要となる電源投資が停滞する可能性が高いことが示された。電力システム改革を進めていく中では，安定供給と需給見通しを両立すべく，供給力だけでなく調整力も確保できる電源の維持・投資を支援する制度設計が必要である。
1. はじめに
1.1 電力システム改革と容量メカニズム
1.2 本報告の目的と構成
2. 電力システム改革後のアデカシー確保の課題
2.1 電力システム改革における供給義務
2.2 自然変動電源の供給能力評価
2.3 競争的電力市場下における火力電源の費用回収3. 分析ツールと長期需給見通しの想定
3.1 需給運用シミュレータの概要

3.2 長期エネルギー需給見通しの想定
3.3 卸電力価格の想定
3.4 火力電源の固定費の想定
4. アデカシー確保と市場適応電源の評価
4.1 シナリオ設定と分析手法
4.2 燃種別年間収支評価
4.3 市場適応電源の評価
4.4 アデカシー確保についての考察
5. 結論と今後の課題

1. はじめに

力収入により発電費用を回収するという考え方が基本となるが，通常は停止しており緊急

1.1 電力システム改革と容量メカニズム

時のみに運転する電源の維持費を販売電力収現状の電力供給システム及びその技術では，入のみで賄うのは難しい。米国の Brattle Group

安価に大量の電力を貯蔵することが困難なたは，経済合理性のみで正当化される電源容量

め，気温予想誤差などによる最大電力予測差は，技術的視点から最適とされる容量より少や電源の故障等に備えて，適切な予備力を確なくなるという試算を発表しており，市場に保しておくことが必要となる。電力システム

任せるだけでは供給力不足に陥る可能性があ

改革後，発電事業者は卸電力市場での販売電ることを示している [2]。

－1－

電力経済研究No.64（2017.3）

他方で，需給が逼迫すると価格スパイクが起こるため，その際に緊急時に運転する火力ることが可能な集中型・分散型の容量市場創設に関する検討が進められている。

電源等は固定費を回収し，競争市場下でもアデカシーを確保していくことが可能になると1.2 本報告の目的と構成いう意見がある。理論的には，年に数時間で平成 27 年 7 月に公表された 2030 年におけも電力の希少性を反映した価値で取引が行わる長期エネルギー需給見通し（以下，需給見れた場合，固定費を回収することは不可能で通し）[7] では，再エネ比率を 22％以上等にはない。しかし，現実の市場では，市場支配することと共に，火力電源による供給見通し

力への懸念から課せられる電力価格の上限，を掲げている（石炭 : 26%，LNG: 27%，石油 :市場価格を歪める再生可能エネルギー（以下，

3%）。需給見通しの実現可能性は，2030 年ま再エネ）の優遇措置，リアルタイムに反応ででの火力電源計画に大きく依存する。しかし，きない需要などから，固定費が回収できるよ

競争環境下においては，発電事業者が，卸電

うな希少性を反映した価値での取引には至っ

力市場における収益性に基づき電源の新設・ていない [3, 4]。とりわけ，短期限界費用が低リプレースの時期と規模を判断するため，火く，優先給電ルールが適用される再エネが卸力電源計画は投資回収の予見性に大きく依存

1

電力市場へ参入すると，メリットオーダー 効

することとなる。アデカシー確保に必要な電果を通じて卸電力市場価格が低下することか

源容量と需給見通し達成に必要な電源構成がら，火力電源の固定費を販売電力収入により2030 年に確保できているかを評価するには，回収するのが困難になる。

ユニット単位で電源を考慮した上で，卸電力そのため，電力自由化を先立って実施して市場の市況により火力電源の収支がどう影響いる諸外国（米国，英国等）の中には，安定を受けるかを分析することが重要となる。し2供給の維持に必要な供給能力（アデカシー ）のかし，わが国では，火力電源の収支と需給見確保方策として，容量メカニズムの導入を進通しの整合性を定量的に分析する評価は行わ

めているケースがある。容量メカニズムとは，れていない。

供給力に応じた一定の報酬を発電事業者等にそこで，本稿では，わが国の火力電源の特与えることで，競争環境下でも十分な供給力性をユニットごとに考慮した，当所で開発しを確保するための仕組みである [5]。わが国でた「需給運用シミュレータ」を用いて，2030

も，電力システム改革専門委員会報告書 [6] に年における火力電源の収支評価を行う。まず，おいて，中長期的にアデカシーを確保するた

第 2 章で自然変動電源の供給能力と競争的電めには「容量市場を創設することが適当」と

力市場における火力電源について論じた上で，されている。さらに，2016 年 9 月に設置され第 3 章で需給見通しが要求する電源構成を実た電力システム改革貫徹のための政策小委員

現する際の火力発電の収支の定量的評価手法

会では，電源投資の意思決定が市場原理に委について説明する。第 4 章では，本研究で提ねられた場合でもアデカシーが確保されるよ

案する分析ツールを用いた評価結果を通じて，う，発電事業者等の投資回収の予見性を高め

アデカシーを確保しつつ需給見通しを実現するための課題を整理し，今後求められる制度

1

様々な種類の電源を発電コストの安い順に並べ，安い順に使っていくことで発電コストを抑える手法。
2
電源や流通設備等の計画外停止および運用上の制約を考慮
し，需要家の要求する電力を供給する能力。

設計について考察する。

－2－

2. 電力システム改革後のアデカシー確
保の課題

能な供給力が十分に確保されない事態も想定され，最悪の場合は電力系統全体で供給力不足に至る可能性もありうる。2016 年に提出さ2.1 電力システム改革における供給義務れた供給計画では，多数の小売電気事業者がわが国では，2016 年 4 月 1 日に電力小売部

中長期の供給力を「調達先未定」と計画して門が全面自由化され，全ての消費者が料金メいる。そのため，広域機関が公表した「平成 28

ニューや小売供給事業者を自由に選択できる

年度供給計画の取りまとめに関する経済産業

ようになった。それと当時に，発電事業，送4
大臣への意見について」
では，将来的に供給力配電事業，小売事業のライセンス制が導入さ不足が発生することへの懸念が示されている。

れた。発電事業と小売事業における地域独占から競争環境への供給体制の変更により，こ2.2 自然変動電源の供給能力評価

れまで旧一般電気事業者に課されていた供給

電力システム改革以前から，アデカシー確義務が撤廃され，小売料金の許認可制も，今保に必要な供給力は，過去の需要実績（各月後条件が整えば撤廃3されることとなった。

最大 3 日平均需要等）を参考に LOLP5解析や

ただし，小売全面自由化後も電力の安定供EPA 法6などを用いて検討が進められてきた。

給を維持するために，改正電気事業法（平成これらの手法では，メンテナンスなどの時期

28 年法律第 59 号）では，小売電気事業者によを調整することで最大需要時に発電可能な状る必要な供給力の確保が求められている。小態である確率を極めて高く保てると想定する

売電気事業者は，国への登録申請時に「供給ため，火力発電のような給電指令（dispatch）

能力を確保できる見込みがない」と認められ可能な電源は，その電源の定格出力が供給力た場合は，登録を拒否されることとなっていとして評価されてきた。また，季節別に発電る。また，登録後も，「小売電気事業者は，正量は変化するものの，貯蔵が可能な水力発電

当な理由がある場合を除き，その小売供給のは，過去の発電量（原則として至近 30 年）の

相手方の電気の需要に応ずるために必要な供実績を参考に，定格出力の一定割合が供給力給能力を確保しなければならない。
」とされてとして認められている。自然変動電源（太陽おり，毎年度，電力広域的運営推進機関（以下，

光発電，風力発電）は，発電出力が気象条件

広域機関）に供給計画を提出することが義務に影響されるため需要追従はできないものの，付けられている。

時間帯・季節によっては一定水準の発電出力

小売電気事業者に義務付けられた供給能力の確保を達成する手段は，自社の販売需要に対し，自社電源による供給能力の確保に加え，卸電力市場や相対契約を活用した供給力確保がある。しかし，仮に発電事業者による電源の新設やリプレースが計画通りに進まない場
合，小売事業者が卸電力市場を通じて調達可
3

料金が著しく変動して消費者に悪影響を及ぼさないよう，競争の進展が確認され需要家の利益を阻害しないと判断されるまで，経過措置を実施することとなっている。わが国の料金制度の特徴をふまえた，規制料金の撤廃判断における留意点や課題については文献 [8] を参考。

https://www.occto.or.jp/pressrelease/2016/files/pressrelease_0629_
kyoukei_bessi2.pdf
5
loss of load probability：供給信頼度の表現方法のひとつで，わが国では，見込不足日数とも言われる。見込不足日数は，供給不足日数の期待値を表したもので，最大需要電力持続曲線，系統内の総合された供給力減少量とその発生確率から求められる。例えば，夏季最大需要月（8 月）の毎日の需要を模擬した需要供給曲線に対し，需要変動や供給力減
少量（出水変動や電源の計画外停止など）等の需給変動下において停電が発生する（供給力が需要を下回る）日数を不足日数とする [9]。
6経済企画庁（EPA）が開発した手法。過去の需要実績から，季節変動成分，不規則変動成分，趨勢的傾向要素成分，循
環変動成分を求め，持続的需要変動対応分に対応するために必要な予備力を算出する手法。
4－3－

電力経済研究No.64（2017.3）

A:アデカシー確保において PV に期待できる最大供給量
A+B：夏のアデカシー確保において PV に期待できる供給量

図1 2030年の需要予測と6,000万kWのPVが導入された場合の残差需要は期待できる。そのため，自然変動電源の供が国では PV が 1,695 万 kW 導入された時点で給力は，一般送配電事業者が指定する時刻に最大残差需要は夏の 16 時に移り，4,873 万 kW

おける発電実績の下位 5 日平均値により評価導入されると冬の 16 時となるとしている。ますることとされてきた [10]。

た，文献 [12] は，東日本大震災以降，2013 ～

期待出力が昼間のある時間帯に集中する太2015 年における PV による最大電力需要の削

陽光発電（Photovoltaics，以下 PV）等と，給電減効果を分析しており，PV による最大需要指令可能な電源の供給力評価の大きな違いは，の削減効果が期待できる（最大残差需要が日PV 等の供給力は設備容量でなく最大需要の時

没後等の時間帯に移行するまで）のは導入量7間帯と残差需要 に依存することである。夏のが約 900 ～ 2,900 万 kW までと推計している。

最大需要日は冷房需要が増加する夏の猛暑日

2016 年 4 月末時点でわが国では 3,300 万 kW 導の昼に発生し，冬の最大需要日は暖房需要と入されているため，これ以上の導入による最照明需要が増加する夕方に発生する。昼間に大電力需要の削減効果はあまり期待できない

発電出力が集中する PV が夏期の最大需要発生こととなる。

時の従来電源の発電量を代替する効果を持つ

東日本大震災後，夏の最大需要は増加してことから，年間最大需要が夏に発生するわがおらず，広域機関は 2025 年の全国大の夏の最国では，PV は供給力として評価されてきた。

大需要を，2010 年比 919 万 kW 減の 1 億 6,541

しかし，PV の導入が進むと，PV の出力を差万 kW と想定している [13]。その一方で，北海し引いた最大残差需要は，図 1 のように冬の道と東北の冬の最大需要は 2010 年比でそれぞ

夕方に移行することとなる。残差需要に対し

れ 6 万 kW，60 万 kW と伸びている。今後も，ては，PV 以外の電源で供給力を確保する必要

冬の最大需要が夏の最大需要を上回るペースがある。そのため，最大残差需要が冬に移行で伸びると，PV がアデカシー確保に貢献できしてから導入される PV には，その他の電源をる供給能力は低下していくこととなる。自然削減する効果はなく，追加的な供給能力は評

変動電源を含めた中長期的なアデカシー確保

価できないこととなる。

を検討する際には，冬の夕方の時間帯等におPV 出力の想定と過去の需要実績を使用したける分析も重要となる。
今後，DR など IT の活用による供給力の提文献 [11] の最大残差需要の分析によると，わ供が期待されているものの，大半の供給力は7

電力需要から自然変動電源の出力を差し引いた需要。

引き続き給電指令可能な電源に依存すること－4－

が想定される。次節では，アデカシー確保に不可欠な供給指令可能な火力電源が，電力システム改革と自然変動電源の導入により，どのような影響を受けるかについて説明する。
2.3 競争的電力市場下における火力電源の費用回収系統内では商品として同質である電力は，理論的には，完全競争下では発電単価を基準に競争が行われることとなる。また，電力は

図2 一般的な火力電源の費用特性

貯蔵できないという特性があるため，電源増強を考慮しない期間（週間や日間などの短期）

LNGCC）などの機動力が高い電源は，卸電力

では，発電事業者が卸電力市場へ入札する販市場価格が平均燃料費を下回るリスクが高く

売希望価格は，収益最大化の観点から短期限なってしまうこととなる。

界費用（運転にかかわる増分費用≒増分燃料

発電事業者にとって，短期限界費用で取引費）に基づき算定される。卸電力市場運用者は，される卸電力取引所の取引が唯一の発電収入

メリットオーダーに従い各売電入札に基づきであるとするならば，発電事業者は電源毎に作成した市場全体の供給曲線と買電入札に基みれば費用が未回収になるリスクを常に抱えづき作成した需要曲線の交点から市場価格とていることとなる。つまり，卸電力市場価格

市場取引量を決定する。この様な競争市場環の水準によっては，発電事業者は販売電力収境下では，発電事業者は，短期限界費用によっ

入によって総発電費用を回収できない「ミッて形成される卸電力市場（kWh 市場＝ energy

シングマネー問題」が生じる可能性がある [14]。

only market）での販売電力収入により，可変費

さらに，短期限界費用が低く，優先給電ルー（燃料費・起動費）
・固定費（運転維持費・資本費）

ルが適用される再エネが卸電力市場へ参入すを含む総発電費用を回収するという考え方がると，火力電源が直面する費用回収問題はよ基本となる。

り悪化する。具体的には，給電指令可能な電卸電力市場からの販売電力収入により利益源は，①メリットオーダーによる，卸電力市を得るには，少なくとも卸電力価格が平均燃

場価格の低下と②設備利用率低下による売電料費用を上回る必要がある。
図 2 に示すように，収入の低下，によって，ミッシングマネー問

火力電源の短期限界費用は発電出力の増加と題を深刻化させる [12] 。このように，電源のともに上昇するのに対し，平均燃料費用は発費用回収の不確実性が増大した状況では，中電出力の増加に伴い低下する。しかし，火力

長期的にアデカシーの確保が難しくなること

電源は，発電効率が定格出力で最高となるよが懸念されている。

うに設計されていることから，図 2 に示すよ
うに，火力電源の短期限界費用は常に平均燃料費用より低い。また，短期限界費用と平均燃料費用の差は部分負荷運転を行うほど広がるため，調整力を確保するために部分負荷運
転を行う LNG コンバインドサイクル（以下，－5－

電力経済研究No.64（2017.3）

図３

図3 需給運用シミュレータの基本構成（文献[1]を基に一部改変）

3. 分析ツールと長期需給見通しの想定ものと考えている。想定需要や太陽光出力の予測誤差などを考慮した上で経済的な発電計

3.1 需給運用シミュレータの概要

画を策定する。前日の需給計画に相当し，リ

本稿の火力電源の収支の定量的分析は，当アルタイム運用は模擬していないことに留意

所で開発した「需給運用シミュレータ」を用されたい。ただし，揚水式水力の発電計画は，いて行う。シミュレータの詳細は文献 [1] 及び週間運用を基に策定している（図 3）。

本稿の補遺に記載しているため，本節では概3.2 長期エネルギー需給見通しの想定

要と基本設計のみについて述べる。
需給運用シミュレータは，需給バランスの

本稿では，長期エネルギー需給見通しを参維持や調整力確保など種々の制約条件の下で，考に，2030 年における電源を想定した上でア

最も経済的な電源の運転パターンと出力配分

デカシー確保の評価行っている。需要や風況を求めるツールである。具体的に，需給運用などの地域特性を反映するため，わが国を５シミュレータでは目的関数を総発電費用（燃つの地域8に分割し，2030 年におけるエリア

料費 + 起動費）とし，以下の制約を満足しつ

別データを設定した。火力電源の構成は，需つ計画期間における発電費用の最小化を図る。

給見通しの発電量が実現可能となるよう，次のように想定した。まず，対象となる電源は，●

個別ユニット単位の考慮

旧一般電気事業と卸電気事業者が保持する電●電源ごとの起動停止費の考慮

源と，特定規模電気事業者（PPS）の 20 万 kW●

部分負荷運転による発電効率低下の考慮

以上の火力電源とした。火力電源は 45 年で廃●短・長周期変動に対する調整力・予備力

棄されるとし（石油は 55 年を想定），2030 年の考慮における残存電源（既存電源の中で 2030 年に●周波数維持を考慮した運用制約の考慮廃棄されていない電源）を図 4 のように想定●

再生エネルギー電源の優先給電の考慮

8需給運用シミュレータによる発電計画は，
スポット市場へ入札する発電計画に相当する－6－

北海道エリア，東北エリア，東京エリア，本四 60 エリア（中部エリア，北陸エリア，関西エリア，中国エリア，四国エ
リア），九州エリアを指す。需給運用シミュレータの開発中に行った試算 [15] では，地域間連系線を考慮していなかったため，東日本と西日本を分けて計算を行った。

表1 2030年における火力電源
ユニット数

定格出力
[万 kW]

石炭火力

69

4,042

LNGCC

183

6,888

LNG 火力

10

610

石油火力

42

1,891

合計

304

13,430

公開されている設計熱効率10を参考にした。計画段階で設計熱効率が公開されていない電源
図4 2030年までの燃種別の残存電源については，技術進歩を見込んだ上で，次のように熱効率を想定した。今後建設される石炭火力発電所は，超々臨界圧11相当となると想した。
石炭火力は，燃料費が低価であることから，

定し，2020 年までに新設・リプレースされる

設備利用率が高くなることが想定される。定電源は 42%（発電端，高位発熱量），2020 年か期点検中となる 2 カ月を除きほぼフル稼働とら 2030 年の間に新設・リプレースされる電源想定すると，年間約 80% の設備利用率となは技術進歩を考慮し 43%（発電端，高位発熱量）

る。需給見通しの石炭火力の発電量は 2,810とした。LNGCC も同様に，今後，最新鋭の電億 kWh であるため，2030 年に必要となる石源の建設が主に進むと想定し，近年建設され炭火力の電源容量は約 4,000 万 kW（~2,810 億た電源を参考に，2020 年までに新設・リプレー

kWh/8,760h/80%）となる。2030 年における石スされる電源は 53%（発電端，高位発熱量），

炭火力の残存電源容量は 3,645 万 kW となるた2020 年～ 2030 年の間に新設・リプレースされめ，需給見通しを実現するためには約 400 万る電源は技術進歩を考慮し 54%（発電端，高9kW が新設・リプレースされる想定 をおき，

位発熱量）とした。

2030 年石炭火力の電源容量を 4,042 万 kW とし

現在多くの LNG 発電所は，LNG 調達の契約

た。LNGCC は発電量当たりの二酸化炭素（CO2）

条件等により，一定期間内に一定の LNG を消の排出が少ないため，環境アセスメンに申請費する必要がある。しかし，2030 年断面にお中の電源は計画通りに建設が進められると想いてどのような契約が交わされているか，ま定した。今回の計算における 2030 年の電源容

たどのような市場になっているかの想定は困量とユニット数を表 1 に示す。

難である。そこで，本計算では，2030 年には火力の発電計画を策定する上で重要となるスポット市場等を活用して柔軟に LNG の必要

電源の熱効率は，次のように想定した。既存量を確保できると想定し，燃料の使用に関す電源と詳細な計画が提出されている電源は，

る制約は設けないこととした。
需給見通しでは 2013 ～ 2030 年の実質経済
成長年率の平均値を 1.7% と想定しており，そ9

旧一般電気事業者等が発表している供給計画と，2016 年 5
月時点で環境アセスメントを開始し 2020 年までに運転開始を計画している電源は建設が進むとした。需給運用シミュ
レータの開発中に行った試算 [15] では，廃棄される電源がリプレースされるという想定を置いたため，本計算の電源
構成と大きく異なった条件であったことに注意されたい。

10

電力会社のプレスリリース，環境影響評価方法書，電気新聞等の情報を参考とした。
112016 年 3 月に公表された火力発電に係る判断基準 WG の報
告書 [16] では，全体として超々臨界圧（Ultra Super Critical）
相当の水準を目指すこととなっている。

－7－

電力経済研究No.64（2017.3）

れに伴い総発電電力量も 1 兆 2,780 億 kWh 程て市場供給曲線は策定されるとした。市場は度に達するとしている。その一方で，トップ全国市場とし（沖縄を除く），取引時間単位はランナー制度等による機器の省エネ性能向上

JEPX のように 30 分単位ではなく，需給運用

や BEMS・HEMS を利用した徹底的なエネル

シミュレータの設定に合わせて一時間単位とギー管理の実施などの省エネルギー政策によした。全面プール市場を想定し（卸電力取引

り，需要の伸び率を 17% 抑えることを実現し方式の詳細は [17] を参照）
，各種火力電源の発総発電電力量を 1 兆 653 億 kWh に抑える見通

電電力の全量が，短期限界費用に基づく入札

しとなっている。総発電電力量のうち，1,190

価格によって一日前市場で取引されるものと億 kWh はコージェネレーションの導入によりした。つまり，メリットオーダーに基づき卸供給される見通しとなっているため，系統電

電力価格が確定されるため，稼働中の電源の力需要は 9,463 億 kWh（発電端）となる。エネ

中で短期限界費用が一番高い電源が卸電力価

ルギー市場では，発電端ではなく送電端の電格を決定することとした。

力量が取引されることとなる。そのため，需なお，全国市場でシングルプライスオーク

給運用シミュレータは，送電端の電力需要にションであるため，通常は全てのエリアで卸対して発電計画を策定することとした。送電

電力価格は同一価格となる。しかし，地域間端での需要見通しは公表されていないため，の電力融通が，地域間連系線の運用容量など

過去の供給実績を参考に所内率を 3.5% とし，を超える可能性がある時間帯は，市場運営者

送電端需要は 9,132 億 kWh と本計算では想定による市場分断処理13がなされるものと想定しした。

た。地域間の電力融通量を最大限に使用している時間帯においては，その 2 つのエリアを

3.3 卸電力価格の想定境界に，複数の卸電力価格（エリアプライス）

本稿で用いた需給運用シミュレータは，翌が形成されることとした。

日の需要想定や PV 出力の予測誤差などを考慮

その一方，現在，電力・ガス取引監視等委した上で，経済的な（発電費用を最小化にした）員会の制度設計専門会合で進められている議発電計画を策定することに特徴がある。つま論では，一般送配電事業者があらかじめ周波り，計算結果の発電計画は一日前市場（スポッ

数制御・需給バランス調整のために常時待機ト市場）に入札する場合に検討される発電計

する電源（電源 I）を確保する制度が検討され画に近くなると想定される。そこで，本分析ている。そのため，周波数制御や需給調整のでは，需給運用シミュレータの計算結果を参

調整力が確保されている電源は，卸電力市場

考にスポット市場の卸電力市場価格を算出し，価格に関係なく稼働する必要がある。従って，その市場価格を用いて販売電力収入の分析を

今回の分析では，安定供給の維持のために調行うこととした。

整力を確保している電源は市場対象外とし，わが国の卸電力取引所（以下，JEPX：Japan

その他の電源の中で一番高い入札価格（≒短Electric Power Exchange）の取引ルールと同様

期限界費用）が一日前市場価格となるものとに，本分析では，一日前市場の約定方式はシ

仮定した。

12

ングルプライスオークション とし，経済的発電計画を基本とし，メリットオーダーに従っ
13
12

例えば約定価格よりも安い売値を入れた売り手も，高い買値を入れた買い手も，全員が約定価格で取引をする手法。

－8－

全国大で売買を成立させた際に，連系線の送電混雑が生じる場合は，エリアごとに市場を分断してそれぞれ約定処理を行うこと。

4. アデカシー確保と市場適応電源の評
価

3.4 火力電源の固定費の想定
長期エネルギー需給見通し小委員会発電コ
スト検証ワーキンググループにおける，電源

4.1 シナリオ設定と分析手法

別のモデルプラントにかかる資本費と運転維

化石燃料価格は，ここ 10 年間で乱高下して持費（人件費・修繕費・一般管理費など）を，
表 2 にまとめる [18]。

おり，産油国の国情など様々な要因から，今

これらデータを用い，石炭火力，LNGCC，後も価格変動が予想される。そのため，将来石油火力が販売電力収入のみで可変費（燃料の燃料価格は不確実性が高いため，
政府資料 [7]費と起動費）と運転維持費を回収しようとしの手法を参考に，World Energy Outlook 2016 のた場合に，販売 kWh 当たりに必要となる利益

シナリオに基づき，表 3 に示す 2 通りの燃料（卸電力市場価格と平均燃料費用の差）を図 5

価格シナリオを想定して感度分析を実施した。

に示す。図 5 より，設備利用率の増加に伴い，電源の年間収支を検討するには，年間の発販売 kWh 当たり必要となる利益は低下する様

電計画を策定することが好ましい。しかし，子が分かる。例えば，石炭火力の場合，設備計算時間の制約から 8,760 時間ではなく，各月

利用率 40% で約 3 円 /kWh，設備利用率 80%における代表週14の週間発電計画を策定し，そで約 1.5 円 /kWh 程度の利益が必要となる。たの週計画を 1 カ月分の結果として，年間収支

だし，減価償却が終わっていない電源の場合，を計算した。

運転維持費に加え資本費の回収も必要となる。

電源にかかる費用は，燃料費，起動費，運そのため，新規の電源建設を建設するとなる

転維持費，資本費の 4 種類を想定した。可変と，図 5 よりさらに高い利益が確保できる見費は，需給運用シミュレータで求めた発電計

通しが必要となる。

画の結果から，各電源の熱効率と運転パター
ンを参考に算定し，固定費（運転維持費と資表2 電源別資本費と運転維持費の想定[円/kW-年]
運転維持費
資本費

石炭
LNGCC
9,940
3,650
10,8205,190

本費）は，発電コスト検証 WG のデータ [18]

石油
6,420
8,650

を参考にした（表 2）。
電源の収入は販売電力収入のみとし，需給

注）資本費は電源年数 40 年、割引率 3%として算出

運用シミュレータの結果から，式（3）を用いて電源の kW 当たりの収支を計算する。

図5

kW 当たりの収支：{ (販売電力収入) －（3）(可変費＋固定費) } ⁄ 電源容量
表3 燃料価格の想定

2016

注）ここで利益は、卸電力市場価格と平均燃料費用の差。

図5 設備利用率と運転維持費を回収する

シナリオ

450シナリオ

新政策シナリオ

石炭

8,748円/t

10,728円/t

LNG

61,807円/t

68,116円/t

石油9,790円/bbl

12,650円/bbl

214のに必要なkWh当たりの利益の関係－9－

各月において，年末年始や GW など特殊軽負荷時を含まない週。

電力経済研究No.64（2017.3）

上記の項目に基づき，競争市場化での発電

図6

事業者の収支の分析を，次の順番で進める。
まず，販売電力収入で発電費と固定費を確保できる市場適応電源と，確保できない市場退出・不参入懸念電源15の評価を燃種別に行い，その次に系統電源全体としての市場適応電源について分析する。これらの分析結果を踏まえて，アデカシー確保のために重要となる制度設計について考察を行う。
4.2 燃種別年間収支評価
燃料費が安い石炭火力は，短期限界費用が安くメリットオーダーでの優先度が高くなる
ため，ほぼフル稼働で運転する。そのため，新規と既存の石炭火力の販売電力収支に大きな差はなく，資本費以外の費用・収入項目は同等になるという結果となった。その一方，
LNGCC は新規の販売電力収入が既存の約 2 倍（450 シナリオ：1.66 vs. 3.01 万円 /kW，新政策
シナリオ：1.71 vs. 3.07 万円 /kW）と，大きな差が生じる。これは，新規の LNGCC は効率改善により短期限界費用が既存より低くなるた

図6 燃種別kW当たりの収支

め，市場で落札される時間帯が増え，設備利（上：450シナリオ、 下：新政策シナリオ）

用率の改善につながっていることを示す。2 通りの燃料価格シナリオにおける，石炭火力とおいて，発電費用だけでなく燃料費すら回収

LNGCC の新規・既存の電源容量（kW）当り

できず，市場退出・不参入懸念電源という結の収支を図 6 に示す。

果となった。これは，短期限界費用で入札を既存石炭火力は，年間を通じて利益を確保行う市場において，限界プラントとなる燃種しており，競争市場環境下でも電源維持の可の電源が販売電力から収入を得ることが困難

能性が高いという結果になった。ただし，2 通なことを示している。新規の LNGCC は 53%

りの燃料シナリオにおいて，新規石炭火力は～ 54%（発電端，高位発熱量）と高水準の発可変費と運転維持費は回収できるものの，資電効率を想定しているため，既存の LNGCC よ

本費の回収は進まない。今回の燃料シナリオ

り稼働率が高くなり，販売電力収入も高くなのように，石炭と LNG の燃料価格の差が大きる。その一方，LNGCC は応答速度が速いため，

く広がらない場合，石炭火力の市場参入は停稼働中の LNGCC は調整力を確保するために部滞することが懸念される結果となった。

分負荷運転を行う時間が多く，効率が低下し既存・新規 LNGCC は両燃料価格シナリオに
15

販売電力収入では，発電費用や維持費を回収できないため，閉鎖が懸念される電源。

た状態での発電時間が増える（火力電源の応
答速度については補.1 を参照）
。部分負荷運転時は，平均燃料費用と短期限界費用の差が広－ 10 －

がるため，卸電力価格での収入から利益が出電源となった。特に，資本費の改修も求めらせる可能性が減少し，時間によっては燃料費れる新規 LNGCC の収支見通しは厳しく，アデも回収できず赤字運転になってしまうことがカシーと調整力確保に重要な電源であるにもある。そのため，新規 LNGCC のように一定の関わらず，卸電力市場ではその価値が反映さ稼働率を保ち販売電力収入が増加したとしてれないという結果となった。費用回収が困難

も，稼働時間に伴って利益は増えず，資本費となった新設の石炭，既存・新設の LNGCC，が回収できないという結果となった。

LNG 火力，石油火力は，合計で約 1 億 kW に上る。

4.3 市場適応電源の評価

今回の分析で用いた需要想定では，2030 年

電源毎の年間 kW 当たりの収支を分類したの全国の最大残差需要は，1 億 5,024 万 kW と結果を図 7 に示す。年間収支が黒字になる市

なり，冬季の夕方に発生する16。アデカシー確

場適応電源の合計は，約 4,000 万 kW 程度と保のために必要となる予備力を 8% と想定するなり，長期固定電源（原子力や一般水力など）と，
アデカシー確保に必要な供給力は 1 億 6,226の発電出力を足すと，約 7,000 万 kW の供給力

万 kW となる。つまり，販売電力収入のみのが確保できる結果となった。市場適応電源は収入の場合，アデカシー確保に必要な容量の資本費のかからない既存石炭火力のみとなり

約 60% が市場退出・不参入電源になるという

新設石炭火力は次に競争力があるものの，全結果となった。今回の火力電源の収支結果をての電源が赤字運転を行う結果となった。既

参考に，アデカシー確保のために供給能力に存・新規 LNGCC と石油火力も既存石炭火力

対して対価を払うこと想定した場合，kW 当と同じく，販売電力収入だけでは総発電費用

たり必要となる費用は，450 シナリオで 19,899を補うことができず，市場退出・不参入懸念

円 /kW，新政策シナリオで 18,954 円 /kW となった（図 7）。

⻑期
固定
電源

市場退出・不参⼊懸念電源

4.4 アデカシー確保についての考察
わが国を含む多くの国では，自然変動電源

市場適応電源の大量導入が計画されており，販売電力収入が不安定になり，新設電源への投資リスクはアデカシーkW価格 = 19,899円/kW

高くなる一方である。ただし，わが国では，
2016 年 4 月 1 日までは旧一般電気事業者が安定供給義務に従って電源を確保していたため，

⻑期
固定
電源

市場退出・不参⼊懸念電源

市場適応電源

小売り全面自由化後直ちに，供給力不足に陥るような事態が生じる可能性は低いと思われる。その一方，今回想定した 2 通りの燃料価
格シナリオの結果では，短期限界費用で卸電

アデカシーkW価格 = 18,954円/kW

量市場に投入した場合，既存石炭火力は卸電
16

2016

図7 電源ごとの収支と市場適応電源（上：450シナリオ、 下：新政策シナリオ）－ 11 －

年間最大電力需要は夏の昼間に発生するが，その需要は冬季の夕方と約 500 万 kW しか差がない。2030 年には 6350 万
kW の PV 設備が導入されている想定となっている。最大需4要時の出力は PV の電源容量の 7.9%（500/6350）を超えると想定し，最大差引需要で分析を行うこととした。

電力経済研究No.64（2017.3）

力市場の電力販売収入から発電費用を回収で度の低下を受け入れる必要があるという指摘

きるものの，LNGCC・LNG 火力・石油火力もされている [20]。

は総発電費用の回収が困難になることが明ら

そのため，アデカシー確保のためには，卸かになった。電源の建設期間は長期に及ぶこ電力市場での販売電力収入だけでなく，供給とを考慮すると，系統信頼度の低下を避ける

力に対しての対価を支払う仕組み（容量メカ

ためにも，発電事業者等の投資回収の予見性

ニズム等）や，長期にわたり収入を確保できを高めることが，アデカシー確保には重要とるような相対契約などが重要となる。欧州委なる。卸電力価格が低下していくような状況

員会でも，既に容量メカニズムを導入してい下においても，小売電気事業者が供給義務をる 11 か国では，一定の市場・規制の失敗がみ果たし，系統の安定供給に必要なアデカシー

られることから，2016 年の 4 月に発表された「容を確保するためには，供給力不足に陥る前に，

量メカニズムに関する中間報告書」[3] で，将適切な価格シグナルが働く卸電力市場の設立

来的にアデカシー不足の懸念があることは理など，確実な電源の新設を担保するような新解できるとしている。ただし，容量メカニズ

たな制度設計が必要である。

ムは制度によっては国家補助になる可能性は

意図的な価格スパイク等により，既存電否定しておらず，引き続き再エネを自立させ源の維持を確保するような制度を導入して電力市場への統合や，デマンドレスポンスとい る 例 も あ る。 米 国 の ERCOT（The Electric

国際連系線の活用などから，容量メカニズム

Reliability Council of Texas）では，希少性の価に頼らずにアデカシー確保を検討することを値が反映されにくい課題を克服するため，需推奨している（欧州委員会の容量メカニズム

給逼迫時に意図的に価格スパイクを発生させの導入の基準などについては文献 [21] を参照）。

る方策を 2014 年 6 月より導入している。こわが国でも，アデカシー確保のために必要の制度では，需給逼迫時など予備力が低下しな電源の種類（新規・既存，燃種）は，卸電た際に，事前に定められた ORDC（Operating

力価格，需要，エネルギー政策など様々な要

Reserve Demand Curve）により，約定価格に追因に影響を受けることとなる。また，容量メ

加的価値を加算する。ORDC は，需給逼迫時

カニズムの対象とする電源の設定により，アに市場価格に追加的な価値が加算される，米

デカシー確保必要額は大きく異なる。そのた国の ISO New England で電源維持のために導め，電源間の公平性を保つためにも，電力シ入されている RCPFs（Reserve Constraint Penalty

ステム改革貫徹のための政策小委員会で検討

Factors）に似ているが，ORDC は希少性が生が進められている，ベースロード電源市場とじた時だけでなく，全ての時間帯において適

非化石価値取引市場や調整力公募等で評価さ用されるという大きな違いがある。予備力にれる電力の追加的価値も考慮しながら，アデ

余裕がある場合は支払い額は少なくなるもの

カシー維持の状況に応じて必要となる支援のの，年間を通じての収入が期待できることと，設定が可能な制度設計を目指すべきである。

待機予備力に対しても支払われることから，
ORDC によってアデカシー確保が可能との意

5. 結論と今後の課題

見はある [19]。しかし，卸電力市場やアンシラ
リーサービスの価格シグナルのみで電源の新今回の分析では，燃料費と起動費を最小化

設を促すには，消費者や政策立案者が許容でする需給運用シミュレータを活用し，前日段

きないほどの，価格変動，供給力不足，信頼階における発電計画を策定し，卸電力市場で－ 12 －

の販売電力収入を想定したアデカシー確保の分析を行った。その結果，kWh 市場のみからの販売電力収入では，短期限界費用が高い
LNGCC 等の火力電源の費用回収が困難になるため，既存の電源は市場退出が懸念され，新規電源への投資が鈍化することが示された。
今回想定した 2 通りの燃料価格シナリオでは，電力販売収入から燃料費と固定費を回収できた電源はほぼ石炭火力のみとなり，市場適応電源は 3,000 万 kW 程度に留まる結果となった。2030 年の最大需要は 1 億 5,000 万 kW
を超えることが想定されているため，需給見通しもアデカシー確保も達成するには，電源の投資回収の確実性を高める容量メカニズム等の制度を早急に導入し，電源へ投資（リプレースや新設）が行われるような体制を整えることが重要である。給電指令可能な電源は，供給力だけでなく系統運用に不可欠な需給調整力を確保できる重要な電源である。電源の建設期間は長期に及ぶことも考慮すると，電源への投資が鈍化してしまう空白期間をなくし，アデカシー確保の施策を早期に導入するべきである。
本稿では，販売電力収入のみで電源が評価された場合に生じるアデカシー確保の評価を行い，アデカシーの確保に必要となる kW 価値を評価した。しかし，給電指令可能な電源は，供給力だけでなく，調整力を確保できるという価値もある。今後は，均等化発電原価（LCOE）のように発電量を中心に行われている電源価値評価ではなく，供給能力や調整力の価値も考慮した上で，定量的に電源を評価する手法の検討を行う。
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[25] 永田真幸 (2012)「系統電源以外のリソースによる予備力提供の効果の評価－系統電源利用率改善の観点からの評価手法の提案－」, 電力中央研究所報
告 R11013.
[26] 発電コスト検証ワーキンググループ (2015)「長期エネルギー需給見通し小委員会に対する発電コスト等の検証に関する報告 参考資料」, 平成 27 年 5月 26 日 .

補.1 火力電源の諸元・特性
火力電源は，定格出力時が最高効率となるように設計されており，定格出力に近づくにつれて発電効率が上昇していく（補図 1）。経済性を考慮し，定格出力近辺の出力帯は発電効率の低下を抑える特性を持つことが多く，発電効率の改善率（Δ発電効率 / Δ出力）は，
通常定格出力に近づくほど低下していく。
燃料消費量は，発電効率の逆数と出力の積になるため，右上がりの単調増加曲線となる。
この特性は，式（1）のような二次曲線として扱われることが多い [23]。
出力 (P) に対する燃料費 (F)：� � ��2 � �� � �

（1）
（1）

卸電力市場の入札基準となる短期限界費用
は増分燃料費に当たるため，式（1）の微分となり，式（2）のような一次式で表すことができる。
��� 2�� � �
��

（2）
（2）

火力電源の応答速度特性は，使用する燃料や設備設計によって大きく異なる。一般的に，
石炭のような固体燃料より液体燃料のほうが出力変化速度は速く，天然ガスは更に速くな

補図 1 LNGCC電源の出力による発電効率の変化例（文献[22]を基に著者が作成）－ 14 －

る。また，出力変化速度は応答時間と正の相関関係にある。そのため，LFC（負荷周波数制御）調整力が必要な場合は，応答速度の速い

補表 1 燃種・定格出力別の起動費の想定

燃種

LNGCC が調整力を確保することが多くなる。
実際の応答速度は複雑となっており，同じ石炭燃種でもボイラの形式，同じ電源であっても運転状態により，応答速度は異なる。本稿では，電気学会の報告書 [24] の火力機の起動停止パ
ターン例を参考に，応答速度を燃種ごとに補

LNGCC

表 1 のように想定した。各燃種における所内
率は，発電コスト検証 WG のモデルプラントの数値 [18] を参考にした。

LNG

火力電源の特性は設備を構成する各機器の設計に大きく依存し，燃種や定格容量のみか
ら想定をすることは難しい。そこで，今回は電気学会の電力系統標準モデルの普及・拡充

石油

定格出力
[万kW]
< 35.035.0-60.0
60.0-85.0> 85.0< 17.517.5-37.5
37.5-57.5
57.5-75.0> 75.0< 35.035.0-60.0
60.0-85.0> 85.0< 37.537.5-60.0> 60.0

起動費
[万円]
160
501
728
1500
104
120
247
321
420
66
229
337
500
800
1264
1635

調査専門委員会のデータ [22] で公開されている燃種別・定格別発電特性を参考に補図 2 のように想定した。
火力設備は，一度運転を停止してから再起動するために設備を温める必要があるため，追加的な費用がかかる。その費用は停止時間
や燃種や設備によって異なり，石炭火力のよ
うにベース運転を基準としている電源は高くなる傾向がある。本計算における起動費は，
文献 [25] と発電コスト検証ワーキンググルー
プのデータ [26] を参考に，補表 1 のように想補図 2 燃種別の部分負荷発電効率の変化定した。

－ 15 －

電力経済研究No.64（2017.3）

補.2 発電計画策定計算の進め方
需給運用シミュレータによる計算は，前日市場を想定しているため，再エネの発電出力や需要量は，前日段階での予測値を参考に，前日における経済的な発電計画を策定する。
地域間の電力融通や各種需給運用条件を考慮した全国の発電計画を求めるには，膨大な計算を必要とするため，日間発電計画は次のよ
うに 2 段階に分けて策定した（補図 3）。
ステップ 1：FC 潮流計画の策定：経済性を最優先した全国市場（沖縄は除く）を想定し，LFC 調整力や運転予備力は考慮せず，燃料費と起動費が最小となる発電計画を策定する。
ただし，周波数変換装置（FC）の制約（210万 kW）と再エネの優先給電は考慮したうえで，
補図 3 本研究における発電計画策定の進め方

費用最小化の計算を行う。
ステップ 2：東日本と西日本内の発電計画の策定：ステップ 1 の FC 潮流計画を外生的に与え，以下のように東日本と西日本内の主なエリア間の電力融通制約を考慮し，LFC 調整力と運転予備力も考慮し各エリアの発電計画を策定する。
ステップ 2a）東日本エリア内の 2 つの主な連系地点（北海道本州間連系設備，東北東京間連系線）を考慮し，3 つのエリア（北海道，東北，東京）の発電計画を策定する。
ステップ 2b）西日本エリア内の主な連系地点（中国九州間連系線）を考慮し，2 つのエリア（本四 60Hz17，九州）の発電計画を策定する。
永井 雄宇（ながい ゆう）
電力中央研究所 社会経済研究所
岡田 健司（おかだ けんじ）
電力中央研究所 社会経済研究所

17

中部エリア，北陸エリア，関西エリア，中国エリア，四国
エリアを指す。

－ 16 －

論

文

欧州委員会による容量メカニズムの制度提案の考察―域内エネルギー市場での競争との両立性確保の観点から―
An Observation of the Proposal of Regulation for Capacity Mechanisms
by the European Commission― from a viewpoint of compatibility with Competition in the Internal Energy Market ―キーワード：容量メカニズム，欧州委員会，制度提案，域内市場，EU 法
丸

山

真

弘

本稿では，欧州委員会が2016年11月30日に提案した，容量メカニズムの導入基準や手続を定める
欧州連合（EU）規則の改定案について検討する。自然変動電源の卸電力市場への大量投入に伴い，火力発電等の柔軟性のある電源が退出を迫られ，アデカシーに対する懸念が生じるとして，容量メカニ
ズムの導入を図る動きがEU加盟国の中に見られる。EU域内の統一されたエネルギー市場における競争促進を通じ，安価で安定的な電力供給の確保を目指す欧州委は，加盟国が独自の立場から，域内
市場との整合性のない容量メカニズムの導入を避けるため，EU大でのアデカシー評価の結果，アデカ
シー確保に対する残余の懸念がある場合に限り，他の加盟国にも開かれた形で容量メカニズムを導入することを認めるという考えに基づき，本改定案を策定した。これに対しては，加盟国の政治的思惑に加え，EU条約が加盟国に認める「エネルギーミックスを定める権利」との関係からも問題が指摘されており，改定案の草案から正式決定までにも「揺り戻し」が見られる。また，最終段階で盛り込まれた「容量メカニズムの対象となる発電設備のCO2排出原単位に制約を課す」規定についても，様々な議論が予想される。
1. はじめに
2. 規則提案に至る経緯
2.1 Energy Union 構想と今回の文書パッケージの位置づけ
2.2 欧州のエネルギー政策の中での容量メカニズ
ムの位置づけ3. 競争法による規制との関係
3.1 国家補助規制とは
3.2 容量メカニズムへの国家補助規制の適用
3.3 具体例
4. 提案された規則の内容
4.1 資源のアデカシーに関する加盟国での評価と対応（第 18 条）

4.2 欧州大の資源アデカシー評価（第 19 条）
4.3 信頼度基準（第 20 条）
4.4 国境を越えた容量メカニズムへの参加（第 21条）
4.5 承認の手続（第 22 条）
4.6 容量メカニズムの制度設計における原則（第23 条）
4.7 既存の容量メカニズムの取扱（第 24 条）
5. 本提案の持つ意味と今後の動き
5.1 提案の位置づけ
5.2 今後の動き
5.3 わが国へのインプリケーション

1. はじめに

このパッケージ（2016 Winter Package）は，
欧州委が 2015 年から進めている Energy Union

欧 州 委 員 会（European Commission： 以 下構想の具体化に向けた制度見直しの提案であ「欧州委」）は，2016 年 11 月 30 日に，“Clean

り，再生可能エネルギーに対する支援やエネ

Energy for All Europeans”と題する文書パッルギーの効率的利用，最終需要家の保護など

ケージ1を発表した。

に関し，既存の規則や指令に対する見直しや，

1

提案された文書の全体像については，補表 1 を参照。また，－ 17 －

本稿にて言及する法令・文書の関係については，
補図1を参照。

電力経済研究No.64（2017.3）

新規の規則や指令の制定の提案が行われていは [29] を参照。

る。そのうち，2009 年の第 3 次エネルギーパッ

本稿では，欧州連合（European Union：以下

ケージで改定された，越境電力取引のための「EU3」）のエネルギー政策の動きを踏まえつつ，

ネットワークへのアクセス条件に関する規則2

今回の提案に至るまでの経緯や，
EU 競争法（国の見直しの一環として，欧州委は，加盟国が家補助規則）に基づく容量メカニズムの規制

容量メカニズムを導入する際に考慮しなけれに関する動きと今回の提案との関係を概観すばならない基準や，導入のための手続き等にる。そして，EU がこれまで目指して来た，「域

ついての原則を設けることを提案 [17] してい内のエネルギー市場の統合と，そこでの競争

る（以下「規則改定案」）。

性の確保」という動きと，「エネルギーミック

太陽光や風力などに代表される，自然変動

スを定める権限は，EU ではなく各加盟国が保電源（Variable Renewable Energy：以下「VRE」）

有する」という考え方との相互関係の視点をである再生可能エネルギー電源が増大し，卸踏まえつつ，提案された規則の内容を検討す

電力市場に投入されることにより，本来はこる。その上で，この提案が持つ意味や今後のれら VRE のバックアップとしての役割を持つ，動向，さらに日本へのインプリケーションに

火力等の柔軟性を持つ電源が市場から「追いついて考察する。

出される」ことから，欧州各国では，今後の供給力（アデカシー）を確保する手段として，

2. 規則提案に至る経緯

容量メカニズムを導入する動きが進んでいる。
しかし，市場を自由化し，全ての電源が平ら

2.1 Energy Union構想と今回の文書パッケー
ジの位置づけな土俵（level playing field）の上で公正に競争を行うことを眼目とする電気事業の制度改革のEnergy Union 構想は，2014 年 11 月に発足し立場からは，再生可能エネルギーに対する支た Jean-Claude Juncker 委員長が率いる新しい欧援策と同様，容量メカニズムも，メカニズム

州委の重要政策課題の一つとして，2015 年 2を通じて実際に支援を受けることになった特月にその形成に向けた枠組みとロードマップ

定の電源を他の電源よりも有利に扱う（えこを示した文書 [10] として発表された。その後，ひいきする）ものであり，相互の調整が必要

2015 年 11 月（進捗状況の評価とロードマップとなる。しかも，欧州においては，
域内の人・物・の改定 [14] 等の文書パッケージ4），2016 年 2

サービス・資本の自由な移動を保証するとい月（持続可能なエネルギーセキュリティ確保

う大目的の下，電力・ガスといったエネルギーのための文書パッケージ5），さらに今回の文書についても，域内の市場を統合化しようといパッケージという形で，構想の具体化が進めう動きが進められている。Energy Union 構想もられている。

その一環であり，個々の国々で異なる容量メ
カニズムの制度が乱立することは，このような統合の動きを妨げるという意味でも問題となる。なお，アデカシー確保の必要性や容量メカニズムに関する一般的な考え方について
2

REGULATION (EC) No 714/2009 of 13 July 2009 on conditions foraccess to the network for cross-border exchanges in electricity andrepealing Regulation (EC) No 1228/2003, OJ L211/15 (2009.08.14)

3

本稿においては，特に区別をする必要がない限り，EU の前身である，欧州経済共同体（European Economic Community：
EEC）や欧州共同体（European Community：EC）の時代の説
明においても，EEC あるいは EC という表記を行わず，EUと表記する。
4
提案された文書の全体像については，欧州委の Web ページ（http://ec.europa.eu/priorities/energy-union-and-climate/state-energyunion_en/）を参照。
5
提案された文書の全体像については，欧州委の Web ページ（https://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-newrules-gas-and-heating-and-cooling-strategy/）を参照。

－ 18 －

現在の構想では，「安価なエネルギー」の「安定的な供給」を「持続可能性ある形で」保障

める権限を手放したくないとする EU 加盟各国の意思が強く働いていたとされる。
1985 年に発表された域内市場白書と，1987

するという EU エネルギー政策の実現のため

年の欧州単一議定書の制定により，それまでに，•セキュリティ，連帯と信頼の共同市場（a common market）の概念に代わ•完全に統合された域内エネルギー市場

り，域内市場（Internal Market）の概念が EU の•エネルギーの効率化

中で位置づけられ，市場統合の動きが加速化•

温暖化対策：経済の脱炭素化した6。その動きの中で，それまでは物やサー•研究，イノベーションと競争性の確保

ビスの自由移動の原則の例外とされていた電という 5 つの柱を掲げている。そして，必要力やガスといったエネルギーに関しても，域な EU 法の新設・改廃等を通じて，現在の欧内統合を図るべきという主張がなされるよう

州委の任期が満了する 2019 年までに Energyになってきた。これを受けて 1988 年に欧州委

Union の完成を図るとしている [32]。

が発表した文書「域内エネルギー市場」[3] では，既存の条約の規定を活用して，域内エネ

2.2 欧州のエネルギー政策の中での容量メカ
ニズムの位置づけ

ルギー市場の形成を目指すとの考え方が示された [30]。

以下では，EU のエネルギー政策や法制度に2009 年に発効したリスボン条約では，EU

おいて，容量メカニズムがどのように位置づ

機 能 条 約（Treaty on the Functioning of European

けられてきたかをみていくが，その前に，EU

Union：以下「TFEU」）の第 XXI 章が“Energy”の法制において，エネルギーという分野がどの章とされ，第 194 条が設けられた。これにのように位置づけられてきたかについて概観

より，エネルギー分野に対する EU の権限が初しておく。

めて明示的に示されることになった。しかし，

EU の 母 体 で あ る 欧 州 石 炭 鉄 鋼 共 同 体

第 194 条第 2 項但書では，エネルギー間の選（European Coal and Steel Community：ECSC） と択を行うことや一般的なエネルギーの供給構

欧 州 原 子 力 共 同 体（European Atomic Energy

造を決定すること，さらにエネルギー資源のCommunity：Euratom） は， そ れ ぞ れ 石 炭 と活用の条件を定めることは，194 条の規定に基原子力というエネルギーを対象とするもの

づく EU の権限に縛られることのない，加盟国であった。しかしながら，EU の直接の前身の主権の内容として規定された。

である，欧州経済共同体（European Economic
Community：EEC）の基本法である，1957 年の2.2.1 電力自由化指令と安定供給の確保

ローマ条約には，エネルギーに関する共同体

1990 年代後半以降，EU のエネルギー政策はの権限等に関する規定は一切含まれなかった。

域内エネルギー市場の統合とそこでの競争性

その後，1992 年のマーストリヒト条約においの確保を大きな目標としていた。2003 年に制て，EU の 12 の活動分野の一つとしてエネル

定された第 2 次電力自由化指令7では，新規のギーという文言が記載されたが，具体的にどのような活動を行うのかといった点についての規定は設けられなかった。このような動きの背景には，自国のエネルギーに関する「主権」，すなわち自国のエネルギーミックスを定6共同市場における人・物・サービス・資本の自由移動を実現するための EU 法（規則・指令）の制定には，加盟国の全会一致が必要であったのに対し，域内市場の実現に関する EU 法の制定は，特定多数決による共同決定が採用されたことが，市場統合の動きの加速化につながった。
7
Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the－ 19 －

電力経済研究No.64（2017.3）

電源の建設を承認するにあたり，加盟国に対その上で，適切な発電や需要のための価格して客観的かつ透明性のある，無差別の手続

シグナルを提供する卸電力市場の枠組みの存を採用することを求める（第 6 条第 2 項）一方，

在の重要性を強調し，加盟国にその確立を求

加盟国が入札により，電力の安定供給に必要める（第 5 条第 1 項）一方で，加盟国が新規な電源を確保することを認めていた（第 7 条の電源開発を促進することや，第 2 次電力自第 6 項）。さらに指令では，加盟国が電力の安由化指令第 7 条第 1 項規定の入札手続を実施

定供給の確保を目的に，給電の優先順位を定することを追加的手段として認めている（第 5

めること（第 11 条第 4 項）や，公益目的義務条第 2 項）。

の内容として，電力の安定供給確保を自国の電気事業者に求めること（第 3 条第 2 項）も2.2.3 再生可能エネルギーの導入促進と域内市場の形成との整合性の確保認めていた。2009 年に制定された第 3 次電力
8自由化指令 でも，給電の優先順位に関する条

その後 2007 年 3 月に，欧州理事会10により文の位置は変わった（第 15 条第 4 項）ものの，エネルギーと地球環境問題に対する 20-20-20

その内容は維持された。

目標11が定められ，2009 年には再生可能エネル
ギー支援指令12が制定された。このことに代表

2.2.2 電力安定供給指令

される再生可能エネルギーの導入促進の動き

一方，2000 年代に入り，電力の安定供給に関する懸念が高まってきたことを受け，2006の中，再生可能エネルギー電源が大量に卸電力市場に投入されるようになった。
既に第 1 章でも述べたように，VRE として

年に電力の安定供給の確保とインフラの投資
9に関する指令（以下「電力安定供給指令」）がの再生可能エネルギー電源の導入による卸電制定された。

力価格の下落（メリットオーダー効果）と，指令では，十分な水準の発電容量と需要とそれに伴う発電設備の固定費未回収リスク

供給のバランス，さらに適切な水準の国際連（ミッシングマネー問題）の顕在化は，電力の系の確保を通じ，域内電力市場の適切な機能

安定供給（アデカシー）の確保に支障をきたを確保するために必要な，電力の安定供給確

すおそれを生むことになる。このような状況保のための手続について規定すること（第 1を回避するため，加盟国の中には，容量メカ

条第 1 項）や，各加盟国に対し，電力の安定ニズムを導入する，あるいは導入を検討する

供給確保に資する，透明かつ安定的で，無差動きが見られるようになった。
これに対し，欧州委はアデカシー確保のあ

別の政策を，域内電力市場と両立する形で定めるための枠組みを規定すること（第 1 条第 2項）を目的としている。

欧州理事会（European Council）は，EU 加盟国の国家元首あるいは政府の長と欧州理事会議長，欧州委員会委員長で構成される会議体であり，EU サミットとも呼ばれる。EU 加盟国の閣僚らによる会合であり，EU の政策決定機関である
欧州連合理事会（Council of the European Union：以下「閣僚理事会」）とは異なることに注意。
112020 年までに，1990 年比で①温室効果ガスの排出を 20％削減する，②再生可能エネルギーの比率を 20％とする，③エネルギー効率を 20％改善するという目標 [2]。
12
Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of theCouncil of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy
from renewable sources and amending and subsequently repealing
Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC, OJ L140/16 (2009.06.05)
10

Council of 26 June 2003 concerning common rules for the internalmarket in electricity and repealing Directive 96/92/EC, OJ L176/37(2003.07.15)
8Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Councilof 13 July 2009 concerning common rules for the internal market
in electricity and repealing Directive 2003/54/EC, OJ L211/55(2009.08.14)
9Directive 2005/89/EC of the European Parliament and of the Councilof 18 January 2006 concerning measures to safeguard securityof electricity supply and infrastructure investment, OJ L33/22(2006.02.02)－ 20 －

り方や，容量メカニズムに関する意見募集 [4]

制度と，域内電力市場との整合性を確保するを 2012 年 11 月に行い，寄せられた 148 件の意

ためのより具体的な基準作りを求めた，2013

見を取りまとめた結果 [8] を 2013 年 2 月に公

年 5 月の欧州理事会の指示 [22] を受け，欧州

13

表した 。

委は，
「域内電力市場の形成と公的介入の最大

意見募集において，欧州委は VRE である再限の活用」[6] を 2013 年 11 月に発表した。こ生可能エネルギー電源の増大に対応し，柔軟の文書において欧州委は，供給力の確保は，性のある電源が確保されることの必要性は認

電力自由化指令にいう公共目的義務の内容にめつつも，容量メカニズムの導入は，域内市含まれるとしつつも，容量メカニズムの導入

場の取引や投資判断を歪め，今後の技術革新

は，需要側の対応や国際連系線の活用，さらを阻害するおそれがあるとの考え方を示した。

に市場に対する規制の失敗の除去といった，

一方，結果からは，電力の安定供給の確保

他に取りうる方策では是正できないアデカのためには，まずは市場の機能を確保し，域シーに対する懸念がある場合に初めて正当化

内での市場統合を促進することが必要である

されるという考え方を示した。

という点では意見が一致したものの，安定供

また，Energy Union 構想の実現に向けた動き

給の確保のためには，容量メカニズムの導入の一つとして 2015 年 7 月に行われた新しいエが必要なのかという点では意見が分かれていネルギー市場デザインに関する意見募集 [12]

ることが明らかとなった。また，供給の安定でも，アデカシー評価の方法論や他の加盟国性の評価にあたり，欧州大での協調と共通のの容量メカニズムへの参加の枠組みの設定等方法論が必要であるとの意見が多かったものについての意見が求められた。

の，フランスやイギリスなどからは，欧州大

これに対しては，320 件の意見が寄せられた。

での共通性の確保を重視することが，過度の意見の取りまとめ結果 [13] からは，①適切に規制につながることに対する懸念が示された。

設計された卸電力市場（と，ラストリゾート

欧州委は，この意見募集と並行して，「域内としての戦略的予備力14の制度）があれば，そ市場の機能の形成」と題する文書 [7] を 2012

れ以外の容量メカニズムは不要であるという

年 11 月に公開し，その中で容量メカニズムの意見が多数であった一方で，容量メカニズム

取り扱いについて論じた。この中で欧州委は，の必要性を主張する国もあったこと，②発電加盟国に対し，容量メカニズムの導入にあたっ

アデカシーの評価のより一貫した方法論が必ては，国際連系線の活用や需要家側での対応要であるし，評価は各国別ではなく，地域大といった，卸電力市場を歪める程度がより小ないしは EU 大で行うべきであるという意見がさい代替策を実施しただけでは，十分なアデ多数であったこと，③容量メカニズムへの国

カシーの確保ができないことを示す必要があ

境を越えた参加を認めるための EU 大の共通のるとした。その上で，各国の容量メカニズム

枠組みを設けるべきとの意見が多かったことの制度と域内市場との整合性を評価し，確保などが示された。

するための基準を策定することを提案した。
さらに，各加盟国による容量メカニズムの13

意見募集の全体像については，欧州委の Web ページ（https://
ec.europa.eu/energy/en/consultations/consultation-generationadequacy-capacity-mechanisms-and-internal-market-electricity/） を参照。

14－ 21 －

Strategic Reserve：容量メカニズムの一種であり，特定の容量を対象に，政府が必要な容量の数量をあらかじめ定めた上で，入札等の方法で調達を行う制度。詳細については，[16][31] を参照。

電力経済研究No.64（2017.3）

3. 競争法による規制との関係

3.2 容量メカニズムへの国家補助規制の適用
3.2.1 環境保護とエネルギー分野に関する国家補助ガイドライン

3.1 国家補助規制とは国が特定の産業や企業を支援することは，

2012 年 5 月に欧州委員会が開始した，「国家

その産業や企業が競争を行う市場を歪め，公補助現代化計画」[5] の一環として，2014 年 4

正な競争を阻害することにつながる。特に，

月 9 日に環境保護とエネルギー分野に関する

域内市場を形成し，そこでの自由な通商を確

国家補助ガイドライン（Guidelines on State aid

保することを大きな目的としている EU にとっfor environmental protection and energy 2014-2020：て，加盟国が自国の産業や企業を優遇するこ

以下「EEAG2014」）[9] が制定され，7 月 1 日とは，公正競争の阻害に加え，加盟国間の補より適用が開始された。本ガイドラインは，

助競争により，域内市場の形成の阻害にもつ

2008 年 1 月 23 日に制定された環境ガイドライ

ながりかねない。このため EU では，競争法

ン16の後継として位置づけられたものであり，の一部として，このような国家補助（state aid）

従来は再生可能エネルギー支援といった環境を規制するルールを設けている（TFEU 第 107

関係の国家補助の事案に加え，供給力の確保

条〜第 109 条）[27]。

といったエネルギー関係の事案についても盛一方，国による特定の事業分野や地域にり込まれたものになった。

対する補助であっても，他の政策目標との関本ガイドラインでは，供給力を確保するた係で必要と判断されるといった場合には，必めの補助に対して，以下のような基本的考え

要最低限の範囲において補助が認められる方を示している（3.9 章）。

（TFEU 第 107 条第 1 項）
。この判断においては，•

小規模の VRE である再生可能エネル

法制上，欧州委の幅広い裁量が認められていギー電源の増大は，今後の供給力の確るが，通常，欧州委はガイドラインを策定す

保にとって大きな問題となっている。

ることにより，裁量の範囲を明示・限定してまた，卸電力市場への上限価格設定といる。これは，規制の透明性や予見可能性をいった市場と規制の失敗から，電源投高めるとともに，補助を正当化しようとする資が不十分となるおそれが生じている。
•

加盟国からの政治的圧力に抵抗するためとされる。

今後の供給力確保のため，発電容量に対する補助（容量メカニズム）を実施

また，国が定めた公共サービスの提供義務する加盟国が見られる。しかし，化石を果たしている事業者に対し，国が支出を行

燃料を含む環境に悪影響ある補助の削うことは，一定の要件の下で国家補助には当減という方針と矛盾しないよう，まずたらないとの判断が，欧州司法裁判所によりは（デマンドリスポンス等の）需要側

15示されている 。

の対応や，連系増強等の対応策が検討されるべきである。
•

いつ・どこで供給力の問題が生じうるかを明確にする必要から，容量メカニ
ズムの導入は，ENTSO-E17の行う供給力

15Case C-289/00, Altmark Trans GmbH and Regierungspräsidium
Magdeburg v Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, andOberbundesanwalt beim Bundesverwaltungsgericht, [2003] ECR
I-07747（アルトマーク判決）

Guidelines on State aid for environmental protection, OJ C82/1(2008.04.01).
17
European Network of Transmission System Operators for16－ 22 －

評価と整合的であることが求められる。

の問題の解決には不十分である場合に限ってその上で，容量メカニズムが，域内市場の制限しうる。また，参加が物理的に可能であ競争や通商との両立性があるかを判断するたる場合には，他の加盟国からの参加も同様にめの具体的な評価ポイントとして，以下の点扱うことが求められる。その一方，メカニズ

を挙げている。

ムの実施が連系線への投資インセンティブや【必要性】

市場統合の動きを阻害しないようにする必要

近隣の系統も含めた再エネ電源等の VRE にもある。

よる影響，デマンドリスポンス等の需要側の対応による影響，計画段階も含めた連系線の3.2.2 容量メカニズムに関する調査増強の影響，さらには卸電力市場の上限価格

2015 年 4 月 29 日に，欧州委員会は容量メカ

制といった市場の失敗等を評価した上で，導ニズムに関する分野別調査を開始した [11]。こ18

入の必要性が判断されていること 。

れは，2013 年 7 月に改定された国家補助に関【妥当性】する手続規則19に基づき，欧州委員会に与えら補助対象は，発電された電力量（kWh）でれた権限の初めての行使事例である。調査のはなく，発電容量（kW）であること。対象と目的は，容量メカニズムについての情報を収なる発電設備は新設・既設を問わず，デマン

集し，それが域内電力市場における競争を歪

ドリスポンスや電力貯蔵も同様に取り扱うこ

めていないかを評価することにあるとされた。
2016 年 4 月に発表された中間報告 [15] に引

と。
【比例性】

き続き，2016 年 11 月 30 日に Winter Package の補助の金額は，合理的とされる報酬額であ一部として公開された，分野別調査の最終報ること。通常は，明確で透明性がある無差別告 [16] では，容量メカニズムに求められる要の競争入札で決まる金額が最も合理的と考え件として，①その導入は，適切な市場の改革られる。また，制度導入に伴う棚ぼた的な利と同時に行われなければならない，②導入に益の発生を避ける仕組みや，供給力が十分にあたっては，電力の安定供給に関する懸念が確保された状況下では補助がなされないよう生じていることを適切に評価されていることにする仕組みも求められる。

が必要となる，③導入は，目的に合致したも【悪影響の除去】のでなければならず，容量を提供できる全て

メカニズムへの参加は，それが供給力確保のものに対して開かれていなければならないという，3 つの原則が示された。その上で欧州

Electricity：電力国際取引規則を根拠に 2008 年 6 月に欧州のTSO により設立された組織。規則改定案では，従来以上の権限と義務を負うことが規定されている。
18
3.3 にて後述するイギリスの事例において，欧州委員会は，
容量メカニズムの必要性判断が，EEAG2014 の規定に従って行われていると認定した理由の一つとして，アデカシーの評価が ENTSO-E による分析と整合的である点を挙げている。一方，フランスの事例では当初，「（フランスの系統運用者である）RTE によるアデカシー評価が，ENTSO-E の実施した評価よりも過度に保守的な仮定に基づき実施されている」ことが，容量メカニズムの必要性を否定する理由として示されていた。フランス政府は，RTE を通じて改めて
ENTSO-E による分析と整合的なアデカシーの評価を行い，その結果として，容量メカニズムの必要性が認定されるに至った。

委は，問題状況に応じた容量メカニズムが適切に選ばれるべきことや，容量の価格は入札などの競争的手続により定められるべきとの考え方を報告において示した。

19－ 23 －

Council Regulation (EU) 734/2013 of 22 July 2013 amending
Regulation (EC) No 659/1999 laying down detailed rules for theapplication of Article 93 of the EC Treaty (2013), OJ L204/15(2013.07.31)

電力経済研究No.64（2017.3）

3.3 具体例

しているとして，異議を述べることなく両立にお性を認めた23。一方フランスの事例に対しては，

いて，欧州委は，問題とされた供給力確保策

域内市場との両立性に疑念ありとして，詳細

は公益目的義務（自由化指令第 3 条第 2 項）調査を行うことを決定した24，25。これを受けたの実現を求めたものであり，国家補助にあた

フランス政府が，国外からの参加を認めるならないとする，加盟国側の主張を認める判断

どの制度の修正を行ったことを受け，欧州委を示した。しかし，2009 年 12 月に新規のベーは，2016 年 11 月に両立性ありとの最終判断を

スロード電源を対象とした供給力確保策に関示した26。

容量メカニズムに関する初期の事例

20，
21する申立を欧州委に対して行ったラトビア政
府は，当該供給力確保策は公共目的義務に該

4. 提案された規則の内容

当するという主張を行う代わりに，「支援のために使われる資金は，需要家から徴収し，TSO

規則改定案は，第 4 章の表題を「資源のアを通じて対象者に提供されるので，
“国の資源

27
デカシー（Resource adequacy）」とし，第 18 条による支援”という，国家補助の要件自体に〜第 24 条の 7 つの規定を置いている。このう

該当しない」という主張を行った。しかし，ち，第 19 条第 1 項は従来の規則28の第 8 条第その決定22において欧州委は，このような資金4 項の修正という立て付けとなっているが，その循環の場合でも，“国の資源による支援”にれ以外は新設された規定である。

該当する場合もあるという考え方に基づき，改定案の説明では，第 4 章は，加盟国が協本件支援策は TFEU 第 107 条第 1 項に定める

調的な方法で資源のアデカシーの問題を解決

国家補助に該当しうるとした上で，第 107 条

するための新しい一般的な原則を定めている

第 3 項に基づく，域内市場との両立性があり，とした上で，具体的な内容として以下の 4 つ

その実施は認められるとの判断を示した。

を挙げている。
•

これ以降，欧州委は容量メカニズムについ容量メカニズムの必要性をよりよく判て，公益目的義務としてではなく，国家補助規制の枠組みを用いて域内市場との両立性を判断することとした。EEAG2014 における，供給力を確保するための補助に対する考え方の明示は，この点における欧州委の考え方を具体化したものといえる。
EEAG2014 制定後の容量メカニズムに関する事例としては，イギリスとフランスの容量メカニズムに関するものが知られている。欧州委は，イギリスの容量メカニズムの制度は
EEAG2014 に定められた基準をいずれも満た
Commission Decision of 16 December 2003, N475/2003, Ireland –Public Service Obligation (PSO) Notification.
21
Commission Decision of 24 May 2007, C 7/2005, Slovenia –Slovenian Electricity Tariffs.
22
Commission Decision of 14 June 2009, N675/2009, Latvia – Tenderfor Aid for New Electricity Generation Capacity.
20

Commission Decision of 23 July 2014, SA.35980, United Kingdom– GB capacity mechanism.
24
Commission Decision to initiate the formal investigation procedureof 13 November 2015, SA.39621, France – French country-wide
capacity mechanism.
25
イギリス政府は，実施する容量メカニズムが TFEU 第 107条第 1 項に定める国家補助に該当するものであることを前提として，両立性を図るための対応策を含めた形で，欧州委に申立を行った。これに対し，フランス政府は実施する
容量メカニズムは公共サービス義務の一部として実施されるものであり，TFEU 第 107 条第 1 項に定める国家補助には該当しないという態度をとっており，欧州委に対して事前の申立を行っていなかった。
26
Commission Decision of 8 November 2016, SA.39621, France –French country-wide capacity mechanism.
27
欧州委によれば，“resource adequacy”とは，「信頼できる電力の供給を常に保証するため，十分な発電と柔軟性が提供されていること」とされている [17]。
28
Regulation (EC) No 714/2009 of 13 July 2009 on conditions foraccess to the network for cross-border exchanges in electricity andrepealing Regulation (EC) No 1228/2003, OJ L211/15 (2009.08.14)（以下「電力国際取引規則」）
23－ 24 －

断し，必要な場合には加盟国による信4.1 資源のアデカシーに関する加盟国での評価と対応（第18条）

頼度基準を定めるための，欧州大の資

加盟国は，第 19 条で規定された，ENTSO-E

源のアデカシーの判断を行う際の原則•••と手続を定める。

により実施される欧州大の資源アデカシー評

市場と協調的な容量メカニズムを，ど価に基づき，自国の資源のアデカシーに関すのような条件の下で導入しうるかを明る監視を行うことが要求される（第 1 項）
。そ

確にする。

して，欧州大の資源アデカシー評価がアデカ

他の加盟国にある容量の参加や，連系

シーに関する懸念を示している場合には，懸線の利用ルールといった，容量メカニ

念の原因あるいは懸念と関連した規制の歪み

ズムが市場と整合的な制度となるためを特定し（第 2 項）
，それを解消するための方の原則を定める。

策と実施スケジュールを示さなければならな
29

地域系統の運用センター や，各国のい。その際，
加盟国は規制の歪みの除去に加え，

送電 系 統 運 用 者（Transmission System

より短い期間での価格付け，国際連系の強化，Operator：以下「TSO」），ENTSO-E，ACER30

エネルギーの貯蔵，（デマンドリスポンス等の）を通じた各国の規制当局が，他国の容エネルギーの効率的利用といった方策を考慮

量を参加させるための技術的基準や，することが要求される（第 3 項）。
草案の段階では，欧州大の資源アデカシー

参加にあたっての運用ルールの設定に評価がアデカシーに関する懸念を示していな

関与する方法を定める。
以下，改定案前文の関連する規定（第 27 項

い場合には，加盟国は容量メカニズムを導入〜第 31 項）や，11 月上旬に関係者に対して提することはできず，アデカシーの懸念がない

31

示された，正式決定前の草案 の記述も参考にとの判断が示されてから 6 か月が経過した後しつつ，規則改定案第 4 章の内容について検には，既存の容量メカニズムに対する評価を討していく。

行った上で，そのメカニズムに基づく新規の契約を締結することができない旨が規定されていた（第 7 項）が，正式決定後の改定案ではこの規定は削除された32。また，容量メカニ
ズムは，上に示したような，規制の歪みの解

Regional Operational Centres：規則改定案第 32 条で規定された新しい組織。ENTSO-E が提案し，ACER が承認した地理的範囲ごとに各国の TSO により設立され，地域間の送電系統運用に関し，規則改定案（第 34 条〜）で定められた権限と責任を負う。
30
Agency for the Cooperation of Energy Regulators：ACER 設立
規則（Regulation (EC) No 713/2009 of 13 July 2009 establishingan Agency for the Cooperation of Energy Regulators, OJ L211/1(2009.08.14)）を根拠に 2009 年 3 月に EU 加盟国のエネル
ギー規制当局により設立された組織。エネルギー分野に関する各国の規制の協調を図ることを目的としている。2016
Winter Package では，エネルギー分野に関するガバナンス強化を目的とし，
ACER 設立規則の改定が提案 [19] されている。
31
欧州委より，11 月中旬の時点での草案が関係者に示されたことについては，例えば [26] を参照。本稿では，草案の内容として，Web 上の以下の資料を参照している。http://
www.politico.eu/wp-content/uploads/2016/11/11_14-Regulationelectricity-market-draft.pdf (last visit 2017.02.01)
29

消等の方策では解消できない，残余の懸念がある場合に導入できる旨の規定（第 4 項）も32－ 25 －

規則改定案の前文第 30 項では，欧州大の資源アデカシー評
価がアデカシーに関する懸念がないことを示している場合
は，新たに容量メカニズムを導入すべきではないし，既存の容量メカニズムに基づく新規の契約は締結されるべきではない旨が規定されている。ただし，規定が本文ではなく，前文に位置づけられていることに加え，草案では，欧州大の資源アデカシー評価が，アデカシーに関する懸念が「あることを示していない」場合は，容量メカニズムを導入「してはならない」という表現であったのに対し，正式決定後の改定案では，欧州大の資源アデカシー評価が，アデカシー
に関する懸念が「ないことを示している」場合には，容量メカニズムを導入「すべきではない」という，より穏やかな表現が用いられていることに注意が必要である。

電力経済研究No.64（2017.3）

置かれていたが，正式決定後の改定案では，（Value of Lost Load）と新規参入の費用（Cost of

この部分は，制度としての容量メカニズムがNew Entry）の計算方法の案，さらにこれらで確保すべき原則の一部という位置づけを与え表現される信頼度基準の計算方法の案を，規られ，第 23 条（第 1 項）に移された。

則の施行後 6 か月以内に ACER に対して提出

さらに，容量メカニズムの導入にあたってし，その承認35を受けなければならない。

は，少なくとも連系された近隣加盟国の意見を求める必要があるという規定（第 5 項）や，

4.3 信頼度基準（第20条）

容量メカニズムは不必要な市場の歪みを生み加盟国は，容量メカニズムの適用にあたり，出したり，国境を越えた取引を制限したりし自国が求める安定供給の水準を透明な基準でてはならず，メカニズムの対象となる容量は，示すために，信頼度基準を定めなければなら懸念の解消に必要な量を越えてはならないとない（第 1 項）。この基準は，各国の規制当局いう規定（第 6 項）も，同様に第 23 条（第 2が，ENTSO-E が定めた方法論に基づき（第 2項・第 3 項）に移された。しかし，草案で第 5

項），一定の時間軸における停電による機会損

項に規定されていた，残余の懸念の存在に関失と新規参入の費用を用いて計算される（第 3

して ACER の意見を求めなければならないと

項）。また，容量メカニズムを通じて確保されする部分は，正式決定後の改定案では削除さる容量を定めるためのパラメーターも，各国れた。

の規制当局により定められる（第 4 項）。

4.2 欧州大の資源アデカシー評価（第19条）

4.4 国境を越えた容量メカニズムへの参加（第 21 条）ENTSO-E は毎年，10 年先までの想定される需要に対する供給力が確保されているかを評

戦略的予備力以外の容量メカニズムでは，

価し，欧州大の資源アデカシー評価を取りま

連系線によって接続されている他の加盟国のとめる（第 3 項・第 1 項）33，34。各国の TSO は，事業者による直接の参加を認めることが要求

評価実施のために必要な情報を ENTSO-E に提される（第 1 項）
。加盟国は，自国内と同等の供しなければならない。また，ENTSO-E は，能力を持つ国外の容量について，同じ競争手

第 4 項に規定された原則を踏まえた評価の具続に参加することを保証しなければならない

体的な方法論の案と，停電による機会損失（第 2 項）。また加盟国は，自国の事業者が他の加盟国の容量メカニズムに参加することを

電力国際取引規則では，ENTSO-E が 2 年毎に策定する EU
大 の ネ ッ ト ワ ー ク 開 発 計 画（ten-year network development
plan：TYNDP）の一部として，今後 5 年〜 15 年の 5 年毎のアデカシー評価を，各国 TSO の策定したアデカシー評価の積み上げの形で取りまとめることを規定していた（第 8 条
第 3 項 (b)，第 8 条第 4 項）。
34
今回の文書パッケージでは，欧州大の資源アデカシー評価とは別に，リスク準備のための指令改定案 [18] に基づく季節単位のリスク評価と地域レベルのアデカシー評価を行う
ことが規定されている。欧州大の資源アデカシー評価は，
容量メカニズムの必要性を評価するため，今後１〜 10 年を対象に ENTSO-E が評価を行う。一方，季節単位のリスク評
価は，今後 6 か月を対象に供給状況の悪化を招くおそれのあるリスクを評価するものであり，地域レベルのアデカシー
評価は，ROC が前日から 1 週間前までの系統運用における評価を行うものである（前文第 27 項）。
33

制限してはならない（第 3 項）。
一方，容量メカニズムへの連系線を越えた
参加は，規則改定案第 14 条で規定する，容量割当の結果として定められたゾーン間のスケジュールや，物理的な潮流を変更し，影響を与えるものであってはならない（第 4 項）
。さらに，容量の提供者は，複数の容量メカニズ
ムに参加することができるが，当該複数のメ
カニズムにおいて実際に容量を提供する義務35－ 26 －

ACER 設立規則の改定案 [19] 第 10 条第 1 項 (a)。

が同時に発生した際にこれに応じる事ができその上で，第 4 項に，容量メカニズムに参加なかった場合，複数のメカニズムから不順守できる者の要件として，発電設備の CO2 排出の支払を求められることを受け入れなければ原単位に制約を設ける規定が盛り込まれた。

ならない（第 4 項）。

この規定では，排出原単位が 550g-CO2/kWh 以
上である発電設備については，当該設備の最4.5 承認の手続（第22条）

終投資決定が規則の施行前である場合に，施

ここでは，ENTSO-E が提出することを求め

行後 5 年以内に限って容量メカニズムに参加られている各種の提案を，ACER が承認するたできるとしている。その意味するところにつめの手続を規定している。

いては第 5 章で触れる。

ENTSO-E は，ACER へ の 提 案 前 に 関 係

さらに，第 5 項では，欧州大の資源アデカ

者，各国の規制当局，その他の当局に対し意シー評価がアデカシーの懸念を示していない

見を求めなければならない。一方 ACER は，

場合は，加盟国は容量メカニズムを適用（apply）

ENTSO-E から提出された提案に対する判断を，してはならないと規定している。これは，草提出を受けてから 3 か月以内に行うことが求案第 18 条第 7 項で，アデカシーの懸念が示さ

められている。ACER は，提案に対する修正れていない場合，加盟国は容量メカニズムをを求めることができるが，その際には事前に導入（introduce）してはならないとした上で，ENTSO-E の意見を求めなければならないし，既存の容量メカニズムに対しても，毎年の欧提案を承認した場合には，その結果を Web サ

州大のアデカシー評価の結果に応じて，アデ

イトに掲載しなければならない。

カシーの懸念が存在しない場合は，新規の契また，ACER は既に承認した提案であって約締結が認められないとしていたものと比較も自由に修正を求めることができる。修正をすると，加盟国に対する制約の度合いは弱く求めた後の手続は，新規の手続と同一になる。

なっていると言える。しかし，容量メカニズ
ムの可否の判断は ENTSO-E の行う欧州大のア

4.6 容量メカニズムの制度設計における原則

デカシー評価によってのみ決まり，これには（第 23 条）含まれない各国の個別の事情といったものは草案では，容量メカニズムの制度が備える

考慮してはならないという，提案の根幹は修べき主要な内容について，メカニズム一般に正されていないとも言える。

当てはまるもの（第 1 項）と，戦略的予備力の制度に特有のもの（第 2 項）に分け，具体4.7 既存の容量メカニズムの取扱（第24条）

的な項目を挙げて規定していた。また，内容加盟国は，本規則の施行時に既に存在しての一つである容量メカニズムに参加できる者

いる容量メカニズムについて，第 18 条，第 21の技術的要件の案を，規則施行後 12 か月以内

条，第 23 条の規定に適合するよう，必要な対に ACER に対して提出することを ENTSO-E に応をとらなければならない。一方草案では，求めていた（第 3 項）。

対応は規則の施行後 2 年以内に行わなければこれに対し，実際の規則改定案では，表題

ならないという具体的な期限が規定されていこそ変わらないものの，その内容は草案とはたが，正式決定後の改定案では，この部分は全く異なるものとなっている。まず，第 1 項

削除されている。

〜第 3 項には，草案で第 18 条第 4 項〜第 6 項に置かれていた規定がそのまま移ってきた。
－ 27 －

電力経済研究No.64（2017.3）

5. 本提案の持つ意味と今後の動き

対応を強めるという観点からの動きと見ることができる（補表 2 も参照）。

5.1 提案の位置づけ

しかし，各加盟国が，自国のアデカシーに

今回の規則改定案は，
これまで EU 競争法（国

対する独自の評価を行うことを認めず，欧州家補助）の枠組みを使って規制されていた容大のアデカシー評価にのみ基づいて容量メカ

量メカニズムに対して，
エネルギー法制（TFEU

ニズムの実施の可否を判断しなければならな

第 XXI 章）の側から具体的な規制を行おうといとする規則改定案の考え方は，TFEU 第 194

する最初の事例であると評価できる。

条第 2 項但書に示された，エネルギーミック

既に見てきたように，欧州委はこれまで，スを定める権限は加盟国のエネルギー主権のVRE である，太陽光や風力などの再生可能エ

一部であり，EU により侵害されないという考

ネルギーの大量導入が進んでいるという状況

え方と整合的であるとはいえず，この規定をの下，電力の安定供給を維持するためには，根拠とした，あるいはより政治的な立場から火力等の柔軟性のある電源が確保されているの加盟国からの反対が寄せられることは当然ことが必要との認識は持ちつつも，欧州全体に予想される。

で見た場合には，今後ともアデカシーを満た

実際，草案と実際の規則改定案の間に見らすのに必要な電源容量は確保されており，加れる相違点は，残余の懸念の存否の ACER へ

盟国による容量メカニズムの導入は，域内市の確認（草案第 18 項），欧州大のアデカシー場の形成とそこでの競争性の確保という EU エ

評価で懸念なしと判断された場合の新規の容

ネルギー政策の原則を歪めるというマイナス

量契約締結の禁止（草案第 18 条第 7 項）
，容

面が大きいことから，他の手段を選択した上

量メカニズムの制度が備えるべき具体的内容でも不十分である場合に限って認められるべ（草案第 23 条第 1 項・第 2 項）
，既存の容量メ

きものであるとして，否定的な立場をとってカニズムの見直し期限の設定（草案第 24 条）

きていた。

のように，いずれもが加盟国に対する制約を今回の提案は，この動きを受け，さらに EU

緩和する方向の修正となっている。これは，競争法，特に国家補助規制の分野における，草案の策定から，最終の規則改定案の取りま

EEG2014 から分野別調査に至る，一連の容量とめまでの期間に，欧州委と加盟国をはじめメカニズムに対する動きを踏まえつつ，①卸とする関係者との間で，相当程度の議論がな

電力市場の機能を阻害するような規制を見直された結果であると想像できる。

した上で，② ENTSO-E の行う欧州大のアデ

その中で，草案の段階では，規則施行後にカシー評価に基づき，国際連系線の活用や需ENTSO-E が案を定め，ACER が承認するとし要側の対応などを十分に考慮した上で，③そていた，容量メカニズムに参加できる者の技れでもアデカシーに懸念が生じる場合に限っ

術的要件の一部として，発電設備の CO2 排出て，容量メカニズムを認めるが，④その際に原単位に対する制約が，最終の規則改定案のも，広く自国以外からの参加を認めなければ段階で盛り込まれたことが注目される。550g-

ならないという方針に基づき策定されたもの

CO2/kWh という値は，2030 年度以降に技術確と評価できる。また，
アデカシー評価以外でも，立を目指すとされる革新的石炭ガス化複合発

ENTSO-E や ACER に従来以上の権限を付与し電でも達成できない値36であり，この規定は，ている点や，地域大の協調組織としての ROC

36の設立を目指すことも，欧州大での統一的な－ 28 －

経済産業省資源エネルギー庁が取りまとめた「次世代火力発電にかかる技術ロードマップ」[28] では，（水蒸気噴流床CO2 の回収・貯留（Carbon Capture and Storage：

動きが見られた年であった。2017 年にも，オ

以下「CCS」）なしの石炭火力発電を，少なくランダの総選挙（3 月）を始めとし，フランとも規則施行から 5 年を経過した後には容量スの大統領選挙（4 〜 5 月）やドイツの総選

メカニズムの候補から排除することを意味す

挙（9 月）など，EU と加盟国の関係を巡る大るものといえる37。

きな動きのきっかけとなりうるイベントが予

この規定自体は，EEAG2014 などにも示され定されている。一方，EU 法の成立までには，た，化石燃料を含む環境に悪影響ある補助の今回の欧州委員会による提案を受け，閣僚理削減という方針に沿ったものであるといえる。

事会と欧州議会での審議が必要となる。欧州

しかし，このような形での制限は，TFEU 第議会では，2016 年 2 月に提出されたパッケー

194 条第 2 項但書の規定に抵触するとの批判は

ジや，エネルギーの効率的利用に関する法制当然に予想される。一方，
この規定に対しては，に関する議論が現在は先行しており，規則改規則施行までの石炭火力の駆け込みの建設を定案などの議論は，2017 年の下半期以降から誘発するだけとの指摘もなされている [1]。

開始されるとの見方がなされている。欧州委
員会が目指す，2019 年までの規則成立という5.2 今後の動き

目標の実現39のためには，エネルギーミックス

2016 年は，イギリスが EU からの離脱を決38

める など，EU と加盟国を巡る関係に大きなガス化）革新的 IGCC の CO2 排出原単位を 570g-CO2/kWh としている。これ以外でも，A-USC（710g-CO2/kWh），1,700度級 IGCC（650g-CO2/kWh），IGFC（590g-CO2/kWh）と，石炭火力発電技術での CO2 の排出原単位は，いずれも 570gCO2/kWh を上まっており，CO2 回収型のクローズド IGCC
でなければこの目標を達成することはできない。
37
2016 Winter Package の発表記者会見の席上，欧州委員会のCañete 委員（地球環境・エネルギー担当）は，欧州委は，直接的にも間接的にも化石燃料発電技術を特別に支援する
ものではなく，容量メカニズムは CO2 排出量の高い化石燃料発電技術に対する補助の裏口として使われてはならないと述べた上で，このことが，550g-CO2/kWh という発電設備の CO2 排出原単位に対する制約を課す理由である旨を示した [21]。しかし，規則改定案の説明 [17] や，影響評価 [20]の中では，「なぜ，550g-CO2/kWh なのか」という理由は示されていない。
38
イギリスの Theresa Mary May 首相は，EU からの離脱にあたり，移民受け入れの規制や欧州司法裁判所の管轄からの離脱を優先する代わりに，（ノルウェーのように，欧州経済領域（European Economic Area：以下「EEA」）に留まることもせずに）域内市場から離脱するという，いわゆる Hard
Brexit を選択する旨を 2017 年 1 月 17 日に明らかにした [24]。
この結果，イギリスの EU からの離脱（現状では，2019 年
3 月になることと想定されている）以降，イギリスは，どのような形で域内エネルギー市場へのアクセスが可能となるのかという点が問題となっている。2017 年 2 月はじめの時点では，計画されている国際連系線の建設資金の確保や，電力の国際取引における関税の取り扱いといった点での懸念が指摘されているが，それらの点が今後のアデカシーの確保にどのような影響を与えることになるかという点の予測は，現時点では困難である。一方，EU 離脱後のイギリスは EU 国家補助規制の適用も受けなくなるが，このことがに関する自らの権限の維持を求める立場から，
容量メカニズムに対する規定の厳格化・統一化には否定的と思われる加盟国の主張や，環境重視の立場から石炭火力発電を容量メカニ
ズムから排除することを主張する環境保護派と，容量メカニズムの手続と環境保護の課題
は切り離されるべきであり，手続に環境要素を盛り込むことは，制度を歪めるおそれがあると主張する事業者との間の議論に対し，欧州委員会が，2017 年に行われることになるこ
れら関係者との議論40の中でどのような調整を行い，当事者間でどのような合意や妥協が図られるのかという点が注目される。
今後のイギリスの容量メカニズムの制度設計に与える影響についても，現状では明らかにはなっていない。
39
欧州委のユンケル委員長は，2017 年 2 月 12 日に，2019 年の委員会改選の際，2 期目を目指すことなく退任する旨を表明した。
402009 年に制定された第 3 次自由化パッケージでは，2007 年
9 月 19 日に欧州委が提案した規則・指令の案を受け，2008
年 6 月に閣僚理事会と欧州議会からの意見が提出された。
その後も，欧州委と閣僚理事会，欧州議会での議論や，それぞれの間での調整の結果，2009 年 7 月 13 日に閣僚理事
会と欧州議会の承認を受け，規則・指令が成立した。このことを踏まえるならば，新たな規則・指令の成立までには2 年前後の時間が必要となる。さらに，2019 年には，秋の欧州委の交代に先んじて，春には欧州議会選挙が予定されていることにも注意する必要がある。

－ 29 －

電力経済研究No.64（2017.3）

5.3 わが国へのインプリケーション「エネルギーミックスを定める権限は，EUではなく各加盟国が保有する」という論点に代表される，EU と加盟国との権限分配の問題
は，EU に特有の問題であり，日本に直接関係するものではない。
しかし，本特集号のテーマである「電力システム改革と再生可能エネルギー政策の整合性」に関連して，卸電力市場での公正な競争の確保と，再エネ電源の支援やアデカシー確保のための容量の確保という課題との間でどのような整合を図っていく必要があるのかという点については，わが国での制度設計の議論においても参考とすることができる。その中でも，発電設備の CO2 排出原単位に対する制約や，容量の調達の範囲（加盟国というエリアに限るのか，それとも連系線の先のより広い範囲まで考えるのか）といった点については，ネットワークの状況といった，EU とわが国の相違点を考慮しつつも，その動向を注視する必要があるといえる。
【参考文献】[1] Brown, Adam (2016) Something for everyone? The
European Commission’s Winter“Clean Energy”Package
on Energy Union (November 2016), Global Energy Blog
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[2] Council of the European Union (2007) Brussels European
Council 8/9 March 2007 Presidency Conclusions.
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[3] European Commission (1988) The Internal Energy
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[4] European Commission (2012) Consultation Paper on
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[6] European Commission (2012) Delivering the internal
electricity market and making the most of public
intervention. COM (2013) 7243 final, (11.5).
[7] European Commission (2012) Making the internal energy

market work. COM (2012) 663 final, (11.15).
[8] European Commission (2013) Responses to Consultation:
generation adequacy, capacity mechanisms and theinternal market in electricity (02.07).
[9] European Commission (2014) Guidelines on State aid forenvironmental protection and energy 2014-2020 (2014/C
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[10] European Commission (2015) A Framework Strategy
for a Resilient Energy Union with a Forward-Looking
Climate Change Policy. COM (2015) 080 final, (02.25).
[11] European Commission (2015) Commission Decision of
29.4.2015 initiating an inquiry on capacity mechanisms
in the electricity sector pursuant to Article 20a of Council
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[12] European Commission (2015) Launching the public
consultation process on a new energy market design.
COM (2015) 340 final, (07.15).
[13] European Commission (2015) Preliminary results fromthe public consultation on Electricity Market Design.
(10.09).
[14] European Commission (2015) State of the Energy Union
2015. COM (2015) 572 final, (11.18).
[15] European Commission (2016) Interim Report of the
Sector Inquiry on Capacity Mechanisms. COM (2016)
2107 final, (04.13).
[16] European Commission (2016) Final Report of the Sector
Inquiry on Capacity Mechanisms. COM (2016) 752 final,(11.30).
[17] European Commission (2016) Proposal for a Regulationof the European Parliament and of the Council on theinternal market for electricity (recast). COM (2016) 861
final, (11.30).
[18] European Commission (2016) Proposal for a Regulationof the European Parliament and of the Council on riskpreparedness in the electricity sector and repealing
Directive 2005/89/EC. COM (2016) 862 final, (11.30).
[19] European Commission (2016) Proposal for a Regulationof the European Parliament and of the Council establishinga European Union Agency for the Cooperation of Energy
Regulators (recast). COM (2016) 863 final, (11.30).
[20] European Commission (2016) Commission Staff
Working Document Impact Assessment Accompanying
the document Proposal for a Directive of the European
Parliament and of the Council on common rules forthe internal market in electricity (recast) Proposal fora Regulation of the European Parliament and of theCouncil on the electricity market (recast) Proposal fora Regulation of the European Parliament and of theCouncil establishing a European Union Agency for the
Cooperation of Energy Regulators (recast) Proposal for a
Regulation of the European Parliament and of the Council
on risk preparedness in the electricity sector. SWD (2016)－ 30 －

410 final, (11.30).
[21] European Commission (2016) Speech by Commissioner
for climate Action and Energy Miguel Arias Cañate at
the Clean Energy press conference. SPEECH-16-4162,(11.30) at http://europa.eu/rapid/press-release_
SPEECH-16-4162_en.htm (last visit 2016.12.18).
[22] European Council (2013) European Council Conclusionsof 22 May 2013. EURO75/1/13 REV1 (05.22).
[23] Eikeland Per Ove. (2012) EU Energy Policy Integration Stakeholders, Institutions and Issue-linkages, FNI Report
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[24] Government of United Kingdom. (2 017) The
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[26] Stollmyer, Alice (2016) Leaked: draft EU Electricity
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2017.02.01).
[29] 永井雄宇・岡田健司 (2017)「電力システム改革におけるアデカシー確保の考察－長期エネルギー需給見通しにおける火力電源の収支分析－」，電力
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[30] 丸山真弘・岡田健司 (2008)「送電部門から見た欧州電気事業制度改革の動向」，電力中央研究所報
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at http://criepi.denken.or.jp/jp/kenkikaku/report/detail/Y07024.html (last visit 2017.02.01).
[31] 後藤美香・古澤健・服部徹 (2014)「欧州における容量メカニズムの動向と課題－イギリス、フランス、ドイツの事例を中心に－」，電力中央研究所
報告 ,Y13013.
at http://criepi.denken.or.jp/jp/kenkikaku/report/detail/Y13013.html (last visit 2017.02.01).
[32] 八木紀一郎 (2017)「第 4 章 欧州環境・エネルギー
政策の地域的次元」, 八木・清水・徳丸（編著）欧州統合と社会経済イノベーション, pp.165-188, 日本
経済評論社 (1.24)
丸山 真弘（まるやま まさひろ）
電力中央研究所 社会経済研究所－ 31 －

電力経済研究No.64（2017.3）

補表 1 2016 Winter Package で発表された文書の一覧
分野
総論

電力市場と需要家

エネルギー
効率化指令

建物の
エネルギー効率化

エコデザイン

再生可能エネルギーとバイオエネルギーの
持続可能
ガバナンス

エネルギーの価格とコスト
エネルギーに関する資金
イノベーション
運輸

文書名[文書番号]「全ての欧州の人々のためのクリーンなエネルギー」に関する文書[COM(2016)860]
電力規則の改定に関する提案[COM(2016)861]
電力指令の改定に関する提案[COM(2016)864]
ACER 設立規則の改定に関する提案[COM(2016)863]
電力部門のリスクへの備えに対する新しい規則の提案[COM2016]862]
電力市場、リスクへの備え、ACER に関する規制の改定に関する影響評価[SWD(2016)410]（要旨：[SWD(2016)411]）
電力市場のマーケットデザインと供給セキュリティに関する評価[SWD(2016)412]（要旨：[SWD(2016)413]）
容量メカニズムに関する分野別調査・最終報告[COM(2016)752]
容量メカニズムに関する分野別調査・ 欧州委スタッフによる作業文書[SWD(2016)385]
エネルギー効率化指令の改定に関する提案[COM(2016)761]
エネルギー消費の検針と請求に関する EU 大での枠組みの評価[SWD(2016)399]
エネルギー効率化指令第 6 条と第 7 条に関する評価[SWD(2016)402]（要旨：[SWD(2016)403]）
エネルギー効率化に関する優良事例[SWD(2016)404]
エネルギー効率化指令の改定に関する影響評価[SWD(2016)405] （要旨：[SWD(2016)406]）
建物のエネルギーパフォーマンスに関する指令の改定に関する提案[COM(2016)765]
建物のエネルギーパフォーマンスに関する指令の評価[SWD(2016)408]
建物のエネルギーパフォーマンスに関する指令の改定に関する影響評価[SWD(2016)415]
2016 年〜2019 年のエコデザインに関する作業計画に関する文書[COM(2016)773]
空調と冷却塔に関するエコデザインの要求に関する規則[C(2016)7769]
空調と冷却塔に関するエコデザインの要求に関する規則に関する影響評価[SWD(2016)442]（要旨：[SWD(2016)441]）
全てのエコデザインの手法の検証手続の限度に関する規則[C(2016)7767]
全てのエコラベルの手法の検証手続の限度に関する規則[C(2016)7765]
産業界でのエコデザインの自主規制の手法に関するガイドライン[C(2016)7770]
再生可能エネルギー指令の改定に関する提案[COM(2016)767]
再生可能エネルギー指令に関する評価[SWD(2016)416] （要旨：[SWD(2016)417]）
再生可能エネルギー指令の改定に関する影響評価[SWD(2016)418] （要旨：[SWD(2016)419]）
Energy Union のガバナンスに関する規則の見直しに関する提案[COM(2016)759]
Energy Union のガバナンスに関する影響評価[SWD(2016)394] （要旨：[SWD(2016)395]）
既存の EU のエネルギー法制の適合性の確認[SWD(2016)397] （要旨：[SWD(2016)396]）
欧州におけるエネルギーの価格とコストに関する報告[COM(2016)769]
欧州におけるエネルギーの価格とコストに関する報告・ 欧州委スタッフによる作業文書[SWD(2016)397] （要旨：[SWD(2016)496]）
復興のための欧州エネルギープログラム（EEPR）と欧州エネルギー効率化ファンドの実施に関する報告[COM(2016)743]
クリーンエネルギーイノベーションの加速化に関する文書[COM(2016)763]
協調的で知的な輸送システムに関する欧州大の戦略に関する文書[COM(2016)766]
出典：欧州委の Web ページ（http://ec.europa.eu/energy/en/news/commissionproposes-new-rules-consumer-centred-clean-energy-transition）をもとに著者作成－ 32 －

補図 1 本稿で取り上げる法令・文書等の関係－ 33 －

電力経済研究No.64（2017.3）

補表 2 今後の十分な投資に対する不確実性と協調的ではない容量市場の問題の解決策の評価

選択肢の内容
肯定的な評価

選択肢0
選択肢1
選択肢2
【現状】
【評価方法の標準化】 【評価方法の統一化】
各国当局は、引き続き、 拘束力のあるEU法に 拘束力のあるEU法に
国境を越えた相互依存 より、各国TSOに対し、 より、ENTSO-Eに対し性を十分に考慮するこ 資源アデカシーの計算 て単一の資源アデカシとなく、純粋に国別の の方法論をハーモナイ ーの計算の方法論を示
資源アデカシー評価に ズすることを要求する すことを要求するとととともに、容量メカニ もに、加盟国に対して依拠する。
ズムの導入時にはその 容量メカニズムの導入
方法にのみ依拠するこ 時にはその方法にのみ依拠することを要求すとを要求する。
る。
各国の資源アデカシー 単一の方法論による資の評価は従来よりも比 源アデカシーの評価が較可能なものとなる。 より容易となる。

選択肢3【評価主体の一本化】
拘束力のあるEU法により、ENTSO-Eに対して単一のEU大の資源
アデカシー評価を実施させるとともに、加盟国に対して容量メカニ
ズムの導入時にはその方法にのみ依拠することを要求する。
単一の組織が同じモデ
ルで欧州大・地域大・各国の資源アデカシーの評価を行うため、結果はより整合的で比較可能なものとなる。
ENTSO-Eの作業の結果を検証する必要がある。
各国TSOの意欲が薄れるおそれがある。

否定的な評価単一の方法論があったとしても、各国の想定は地域大や欧州大では考慮されない。
各国TSOは国境を越える相互依存性について適切に考慮しないおそれがある。
30を越える欧州TSO間での協調は困難
最も適切な選択肢：選択肢3⇒この選択肢は、資源のアデカシーでの容量の必要を最も適切に評価し、欧州委員会が提案された個別の加盟国の資源アデカシー確保の手法の導入の正当性の判断を有効に行うことを可能にする。
各国の方法論が異なる
ため、国ごとの相互比
較は困難。
欧州委員会は、引き続き容量メカニズムの主張の根拠を含む、各国の方法論の中の想定を検証するという困難に直面することになる。

ハーモナイズされた方法論があったとしても、各国の想定は地域大や欧州大では考慮されない。

出典：文献[20]をもとに著者作成－ 34 －

第2部
非化石価値の顕在化

論

文

非化石価値取引市場によってFITと自由化の整合性は図れるのか？
―需要家の視点に基づく論点整理―
The issues of zero emission credits trading in Japan
キーワード：非化石価値，CO2 排出係数，発電源証明
朝

野

賢

司

野

口

厚

子

非化石価値取引市場を創設する目的の 1 つは，非化石電源の環境価値を需要家に訴求することで，固定価格買取制度（FIT）の賦課金負担の軽減を図ることにある。確かに，自由化された電力市場の下で，エネルギー供給構造高度化法に基づく非化石電源比率44%の達成を義務づけられた小売電気事業者にとっては，流動性が担保される市場の創設は必要である。しかし，現状議論されている制度設計では，非化石証書はあくまで小売電気事業者の非化石比率目標達成の手段であり，需要家への訴求手
段は調整後排出係数の低減であるものの，わが国の枠組みの中でいくら排出係数が低くなったとしても，これを評価する需要家は限定的であり，賦課金負担の軽減につながるのか疑問である。そこで，国際的な温室効果ガス算定・報告基準であるGHGプロトコルに基づいて，非化石証書の「ゼロエミ価値」を反映した排出係数を算定すべきである。具体的には，①非化石証書を，欧州の発電源証明と同様に，発電源別にみた当該期間の発電量等をトラッキング可能とした上で，GHGプロトコルに対応した排出係数を算定する。その上で，②この排出係数が適用された電気料金メニューを企業等の需要家が選択可能とする。こうした制度設計とすれば，需要家自らが再生可能エネルギー（再エネ）の環境価値を評価・選択し，費用負担を行うことで，再エネ導入が進んでいく可能性がある。これはまさに，電力自由化と再エネ政策が整合的であると言える。市場を機能させる観点から，真摯な制度設計の議論が必要とされている。
1. はじめに
1.1 非化石価値取引市場は必要か
1.2 本稿における論点
2. 非化石価値取引市場の制度設計
2.1 制度が必要とされる背景
2.2 非化石電源の環境価値と初期配分
2.3 ゼロエミ価値の排出係数への反映

3. 非化石証書に需要はあるのか
3.1 小売電気事業者にとってのインセンティブ
3.2 需要家にとっての非化石証書の意義
3.3 発電源証明と需要家による電源選択
3.4 本稿の制度設計提案に考えられる懸念
4. 今後の詳細制度設計に向けた示唆

1. はじめに以上の達成を求めることを規定した。結果として，温暖化対策の推進に関する法律（以下「温1.1 非化石価値取引市場は必要か

対法」）に基づく調整後 CO2 排出係数（排出係地球温暖化対策計画において，わが国は温

数は 3 章と補章において後述）は，電気事業

室効果ガス排出削減目標として，2030 年度ま全体として 0.37kg-CO2/kWh とすることが自主でに 2013 年比 26% を削減する中期目標と，的な目標として策定されている。

2050 年までに 80% を削減する長期目標を掲げ

前述の非化石電源比率 44% を達成するためている。この目標達成のため，エネルギー供に，2017 年度より非化石価値取引市場が創設

給構造高度化法（以下「高度化法」）の基本方

される見通しである。この市場によって，卸針および判断基準の見直しが行われ，2030 年

電力取引所を経由した非化石電気と FIT 電気

における電気事業全体の非化石電源比率 44%の 2 つが持つ「非化石価値」に適切な評価を－ 35 －

電力経済研究No.64（2017.3）

与え市場で取引させることで，小売電気事業

義務づける制度で，事業者は対象となる電源者の高度化法目標達成と FIT 国民負担の軽減

を安価な順に調達するため，理論的には最小につながると期待されている [1][2]。

費用での政策目標を達成することができる [6]。

確かに，自由化された電力市場の中で，中

ただし，わが国の非化石価値取引市場では，期目標を達成するために規制的手法を導入す

再エネ電源の大半は固定価格買取制度（以下ることは一定の合理性がある。また，現状でFIT）で買い取られた FIT 電源を対象としていは非化石電源と契約する小売電気事業者の偏るため，非化石電源が安価な順に導入されるりがあることを考えると，共同達成ではなく，

わけではない。もちろん，わが国が RPS から市場取引によって流動化を担保することは妥

FIT に移行した経緯を踏まえれば，いま一度当と言えよう。

RPS 型の制度に戻すことは政策的にみれば非

しかし，非化石価値取引市場に関しては，

現実的なのかもしれない。とはいえ，導入目

以下 2 点の根本的な問題点がある。第 1 は，標に対する費用対効果は RPS 型に比較すれば

たとえ非化石電源の発電量を目標通りに達成劣る1。非化石電源の発電量や発電比率の達成をできたとしても，高度化法が規定する非化石目標とするのならば，対象となる電源を安価

比率 44% を達成できない可能性があるというな順に小売電気事業者が調達できるようにす点である。これは，電力需要や非化石電源のべきであろう2。

発電量等が長期見通しの前提と同じにならな
ければ，この目標に到達できないためである。

1.2 本稿における論点

また原子力発電の再稼働と運転期間の 60 年延以上の非化石価値取引制度それ自体が内包

長が順調に進むことを前提としているため，する実効性の問題や，政策目標に対する費用

この前提通りにならなかった場合，非化石比

対効果といった論点については，本稿では分率の目標達成は極めて難しい。つまり，非化析の対象外とする。本稿では，非化石価値取

石価値取引市場とは，同電源の 2030 年断面の引市場が創設されるという前提に立ち，前述

発電量，あるいは発電比率を達成することをした同市場によって得られる 2 つの効果（「小企図する制度であるものの，同制度では直接

売電気事業者の高度化法目標達成」と「FIT 国

コントロールすることができない様々な要因

民負担の軽減」）のうち，特に後者に着目して，が存在し，その結果，たとえ非化石価値取引

今後の詳細制度設計に向けた論点整理を行う。

自体が順調に推移したとしても，非化石電源

すなわち，小売電気事業者が単に非化石電源比率の目標が達成されないことも十分に考え比率を達成するためだけでなく，企業等の需られるのである。

要家に排出係数の改善等を通じた非化石価値

第 2 に，仮に非化石電源の比率の達成でを訴求することで，本当に FIT の賦課金負担はなく，発電量の達成を政策目的としたとの軽減につながるのか否か，という点である。

しても，現行の制度設計ではこれを最小の費具体的な問題意識としては，本稿執筆時点

用で達成することはできない点である。非化
石価値取引制度は，米国の CO2 排出規制 [3][4] や，英国やわが国でかつて実施していた
RPS(Renewable Portfolio Standard)[5] と類似点が多い。RPS は販売電力量の一定割合を再エネ
電源から調達することを小売電気事業者等に例えばわが国における RPS と FIT についての 1kWh あたりの補助単価は，RPS が 5.8 円 /kWh に対して，FIT は 20 円 /kWh 以上と費用対効果に劣る可能性がある [7][8]。
2
経産省は非化石価値取引市場を指して，「こうした仕組みは諸外国に例がない」と説明したと報道されている（日本経済新聞電子版 2016 年 9 月 12 日）。しかし，「諸外国に例がない」のは，本文で述べたように，政策目標に対しての実効性に疑問があり，費用対効果も疑わしいためである。
1－ 36 －

（2017 年 1 月 16 日）では，非化石証書の買い理由は以下 2 点にまとめられる。

手となる小売電気事業者には，高度化法が規第 1 の理由は，卸電力取引所の取引によっ定する 2030 年度等を除いて，非化石証書を取て非化石価値が埋没するため，小売電気事業

得するインセンティブはほとんどなく，国民者の非化石電源へのアクセスが不可能になる負担の軽減につながらないというものである。

ことである。現行の電力市場では，発電事業

現在国の審議会等では，非化石証書の取引に者と小売電気事業者との相対取引の場合には，ともなう排出係数の算定という極めてテクニ

電気そのものに非化石価値が付随することがカルな論点に議論が集中しており，市場参加認められるが，卸電力取引所取引では化石電者の予想される行動と，これを踏まえた市場

源と非化石電源が混在しており，うち非化石設計の議論がおざなりになっている。例えば，電源に関してはその他の化石電源と区別せず

本誌別稿 [9] で論じるように，非化石証書は，に取引されるため，その非化石価値が埋没し国際的なグリーン電力調達の枠組みで認証さている状況にある。したがって，前述の高度れ，企業を中心とした需要家が再エネ比率を化法での義務達成が困難になることが懸念さ高める証書として使用できる制度上の整理がれる。
第 2 の理由は，FIT 電気のもつ環境価値を，必要である，といった点は全く議論されていない。

需要側のニーズに応じて適切に評価すること

本稿では，まず制度設計の概要について整で国民負担の軽減を図ることである。本来，

理し（第 2 章），市場参加者（特に小売電気事

FIT 電気の持つ環境価値は，賦課金を負担する業者）の予想される行動（第 3 章）
，これらを全需要家に帰属する。他方，FIT 電気の環境価

踏まえた非化石価値取引市場の制度設計の示値を顕在化させて取引させ，その売却益を賦3

唆（第 4 章）についてとりまとめる 。

課金に充てることで国民負担が軽減できると電力システム改革貫徹小委員会・市場整備ワー

2. 非化石価値取引市場の制度設計

キング（以下「市場整備 WG」）では指摘している。図 1 に，FIT 電気の環境価値を需要家に

2.1 制度が必要とされる背景

還元する仕組みを示す。

非化石価値取引市場創設の目的は，前述したように高度化法が規定する小売電気事業者

2.2 非化石電源の環境価値と初期配分への非化石電源比率を 2030 年度までに 44% 以

では，非化石価値取引市場において取引さ上とすることにある。同市場が必要とされるれる価値とは何か。市場整備 WG では，非化
石電源の保有する環境価値は次の 3 つに分類

3

なお，本誌別稿 [9] との差異は次の点である。本稿は，本稿執筆時点（2017 年 1 月 17 日）における非化石価値取引市場の制度設計の中でも，同市場を創設した目的の一つである
賦課金負担の軽減と，非化石証書に対する需要家の取得動機に着目した分析である。賦課金負担の軽減という観点か
らは，非化石証書の売却益が賦課金負担の削減に充当される FIT 電源を中心に論じている。
これに対して本誌別稿 [9] では，既存のグリーン電力調達の仕組みを踏まえた上で，FIT 電源だけでなく，非 FIT 電源も含む全ての非化石電源を対象に，主要企業等の需要家がどのような枠組みであれば非化石証書の環境価値を評価できるのかについて論じている。

されるとしている。すなわち，①非化石価値（高度化法上の非化石比率算定時に非化石電源として計上できる価値），②ゼロエミ価値（温対法上の CO2 排出係数が 0kg-CO2/kWh であることの価値），③環境表示価値（小売電気事業者
が需要家に対しその付加価値を表示・主張する権利）である。
非化石価値取引は，同価値をその実電気と一体で取引する方法（バンドリング）ではなく，－ 37 －

電力経済研究No.64（2017.3）

注）下図説明用に筆者らが作成。現行の制度では，FIT 買取価格（20 円 /kWh）のうち，電気価値分（10 円 /kWh）を除いた残り（20-10=10 円 /kWh）が FIT 交付金（需要家が負担する賦課金＝ FIT 納付金）として小売電気事業者に支払われている。
これに対して，非化石価値取引市場創設後は，非化石証書売却益（2 円 /kWh）は小売電気事業者の FIT 電気買取費用の補填にあてられる。その差額（8 円 /kWh）が FIT 交付金となり，賦課金の削減につながるという仕組みになる。

図1 非化石価値を需要家に還元する仕組み

出典：文献 [1]非化石価値を証書化し，実電気とは分けて取価値（売却益）は，同電源を保有する発電事

引する方法（アンバンドリング）によってな業者に帰属される。これは，非 FIT 電源は FITされる予定である。これは実電気と分離され等の政策的な補助によるのではなく，発電事

た非化石価値に価格がつくことによって，確業者の経済判断と費用負担のもとに導入され

実に非化石価値の顕在化を実現できる点等にていることによる。また，RPS 等の買取期間よる。また，相対取引も含め，発電段階で全終了後の電源に関しては，たとえ補助を前提ての非化石電源の非化石価値を分離し，一律に導入されていたとしても，買取期間終了後に証書発行の対象とする [2]。

は運転時に補助がないと維持できない，ある

非化石証書の初期配分に関しては，FIT 電源
由来証書は費用負担調整機関に，非 FIT 非化

いは温暖化対策として買取期間終了後も補助する必要があると整理されている。

石電源由来証書は発電事業者に配分される [2]。

また「環境表示価値」は，FIT 電気を含む再そもそも発電段階で生じた非化石価値（およ生可能エネルギーを対象とした「再エネ指定」

び売却益）が，まず誰に帰属するのかについと，原子力や大型水力を含み電源を特定しなては，FIT のように政策的に補助されていた電い「指定なし」に分けられる。したがって，「再源と，それ以外の非化石電源に次のように整エネ指定」の非化石証書には「ゼロエミ価値」

理されている。前者の FIT 電源の非化石価値は，に加え，小売電気事業者が需要家に「環境表

この費用を負担する需要家に帰属し，この価示価値」の一環で「再エネ由来」として訴求

値を費用負担調整機関が小売電気事業者に売できる。このため，再エネ由来電源の価値は却することで賦課金の低減を行うことになる。

原子力に比べて相対的に高くなるだろう。以これに対して，後者の非 FIT 電源の非化石

上，非化石証書の環境価値をまとめたのが表 1－ 38 －

表1 非化石証書に付随する各種環境価値
電源種別
F IT 電源売り手あるメニュー別排出係数を算定した事業者に小売電気事業者にとって非化石価値

ゼロエミ価値

環境表示価値

ついては，調整後排出係数は参考値として扱

高度化法の非温対法上の排再エネ由来

化石発電比率

出係数ゼロわれる。3 種類の排出係数の変遷については巻

費用負担
調整機関

非F IT 再エネ電源
非F IT 非化石電源使用されてきたが，2017 年度から導入予定で発電事業者

44% に利用可能 0kg-C O 2/kW h(原子力)

末の補遺に示し，算出方法の概要は以下のよなし

うに示される。
第 1 の実排出係数とは，CO2 排出量を電気である。

事業者の販売電力量で除したものである。
2.3 ゼロエミ価値の排出係数への反映

これに対して，第 2 の調整後排出係数とは，非化石証書の購入によって，小売電気事業

実際の排出量から温室効果ガス排出抑制を者に移転するゼロエミ価値は，CO2 の調整後行った実績を控除して算出された係数である。

排出係数の計算式を変更することで，以下の調整後排出係数の設定当初，電気事業者の地

極めて複雑な算定式により計算される予定で球規模での排出削減の取り組みである「京都ある。

メカニズム」の活用を適切に評価する目的で公表されていた。他方，2012 年 7 月に施行された FIT を踏まえ，まず実排出量に FIT 買取

調整後 CO2 排出係数（kg-CO2/kWh)a)＝ (実 CO2 排 出 量 ＋ FIT 調 整 CO2 排 出 量 －b)

費用の負担に応じた買取電力量相当量（FIT 調

認証排出削減量－ゼロエミ価値排出削減量 ）整 CO2 排出量）を加算した後，クレジット等

÷販売電力量を控除すると定められている（前述の式でのa)c)

FIT 調整 CO2 排出量＝ FIT 買取調整電力量

項目b) が該当する）。
ただし，FIT 調整 CO2 排出量により，FIT 電

× 全電源平均係数b)

ゼロエミ価値排出削減量＝非化石証書認

気の買取量が多い電気事業者においては加算

証電力量× 全国平均係数

される排出量が多くなり ，調整後排出係数はc)

FIT 買取調整電力量＝ FIT による当該小逆に悪化してしまうこともある。例えば表 2

売電気事業者買取電力量d) － FIT による非に示すとおり，地域的に FIT 設備導入量が多化石価値認証電力量（在庫）×（当該小売い九州電力や，多くを FIT 電気の買取により電気事業者販売電力量÷全国の総販売電力

電気事業を行っている新電力でこの傾向が見

量）

られる。

d)

FIT による当該小売電気事業者買取電力量

そして，第 3 の排出係数である「メニュー＝交付金対象＋卸調達量－卸販売量＋みな別係数」は，2017 年度から導入される。これe)

し FIT 電力量 （JEPX（日本卸電力取引所）

は小売電気事業者が販売する料金メニューを調達分）類型化して設定されるものである 。メニューe)

みなし FIT 電力量＝（小売買取（市場供

別係数は小売電気事業者が任意で設定し国に出分）＋送配電買取（市場供出分））÷市場

提出するが，国がこれを確認し公表した場合，

約定電力量

当該電気事業者の調整後排出係数はメニュー
別排出係数に代わることとなる（調整後排出そもそも CO2 排出係数とは，電気事業者の係数は参考値として表示される）。

販売電力量あたりの CO2 排出量を示す指標でメニュー別係数算定の際には，非 FIT 非化ある。従来の実排出係数と調整後排出係数が

石電源由来証書の初期配分は発電事業者にあ－ 39 －

電力経済研究No.64（2017.3）

表2 電気事業者別排出係数（抜粋）

却益は賦課金の軽減に使用），非 FIT 非化石電

平成28年12月27日公表

源由来証書については発電事業者（売却益は電気事業者名北海道電力(株)東北電 力( 株)東京電力EP(株)中部電 力( 株)北陸電 力( 株)関西電 力( 株)中国電 力( 株)
四国電 力( 株)九州電 力( 株)沖縄電 力( 株)アーバンエナジー(株)愛知電 力( 株)アストモスエネルギー(株)アンフィニ(株)イーレックス(株)池見石 油( 株)
いこま電力(株)(一財)泉佐野電力
出光グリーンパワー(株)伊藤忠エネクス(株)伊藤忠商事(株)ＨＴＢエナジー(株)エコエンジニアリング(株)ＳＢパワー(株)

実排出係数(kg-CO2/kWh)

調整後排出係数(kg-CO2/kWh)

0.669
0 .5 5 6
0.500
0 .4 8 6
0 .6 2 7
0 .5 0 9
0 .6 9 7
0 .6 5 1
0 .5 0 9
0 .8 0 2
0.255
0 .5 1 2
0.328
0 .2 9 6
0.555
0 .6 8 3
0.569
0.536
0.228
0.489
0.560
0.615
0.520
0.072

0.676
0 .5 5 90.491
0 .4 8 2
0 .6 1 5
0 .4 9 6
0 .7 0 0
0 .6 6 9
0 .5 2 8
0 .7 9 90.249
0 .4 8 30.300
0 .5 7 5
0.410
0 .6 5 5
0.540
0.490
0.000
0.241
0.531
0.586
0.491
0.331

発電事業者の事業収入）を予定している。
非化石価値取引市場の取引は Pay as Bid 方式による入札，つまりマルチプライスオークションが実施される予定である。売り手である費用負担調整機関には FIT 電源由来証書を高く売るインセンティブがなく，成り行き価格の入札がなされ，買い入札価格がそのまま約定価格となる可能性が高い。
問題はこの買い入札がどのように実施されるのか，すなわち買い手である小売電気事
業者に非化石証書を購入する十分なインセン
ティブがあるのか否かである。換言すれば，
非化石価値取引制度の目的の一つである FIT
国民負担の軽減についての成否は，買い手の市場での行動次第とも言える。
しかし，文献 [1][2] や制度設計 WG の議論るため，小売電気事業者が大型水力等を中心

等をみるかぎり，現在の制度設計では非化石に調整後排出係数の低い料金メニューを作成

証書の需要はほとんど生じないものと思われした場合，ゼロエミ価値を当該発電事業者かる。本章では，その理由を示すとともに，改ら購入することになると思われる。これは前善策について考察する。

述したように，市場整備 WG において，証書の売り手として FIT 電源由来証書は費用負担

3.1 小売電気事業者にとってのインセンティ
ブ

調整機関が，非 FIT 非化石電源由来証書は発非化石証書を小売電気事業者が保有する動電事業者という整理がなされていることによ機としては，高度化法の目標年次である 2030

る [2]。
以上のように，小売電気事業者に移転され年度や，2030 年度以前のある年度に目標値をた非化石証書の中で，非化石価値は高度化法設定される可能性がある「中間年」での目標の非化石比率に，ゼロエミ価値は地球温暖化量になる。しかし，この目標年を除き，小売対策の推進に関する法律（以下，温対法）上電気事業者に非化石証書を保有するインセンの CO2 排出係数に，環境表示価値は電源構成

ティブはほぼ生じないだろう。換言すれば，表示に反映されることになる。

買い手である小売電気事業者にとって，非化
石証書を取得する唯一の動機は，高度化法が3. 非化石証書に需要はあるのか規定する 2030 年度断面での非化石電源比率
44% 以上（設定されるのであれば中間年での前述したように，非化石証書の買い手は原

目標達成）でしかない。

則として小売電気事業者であり，売り手は FIT

そこで，中間年の設定は今後の論点になる

電源由来証書については費用負担調整機関（売だろうが，これを合理的に設定することが極－ 40 －

めて難しい4。これは前述（1.1 節）したように，なる CO2 排出係数の低減を通じてクレジット

販売電力量や原子力の再稼働の状況等，再エの経済価値を高めることが狙いとされてきた。

ネ導入以外の複合的な要因で決定しなければ

特に調整後排出係数にクレジットや FIT といっ

ならないことによる。すなわち，高度化法のた政策的要素をどう反映するのか，この検討

非化石比率達成には，小売電気事業者の自助に多大な労力を費やしてきた。しかし，調整

努力だけでは如何ともしがたい外部要因が複後排出係数は，国の政策（J クレジット等で大雑に絡み合っているため，中間年の設定が難量に安価なクレジットが供出される等）に左しいのである。

右されることによって毎年の変動が大きくなる。企業の排出抑制の取り組みを排出係数と3.2 需要家にとっての非化石証書の意義いう指標で「見える化」するという，本来のそこで小売電気事業者が取得したゼロエミ
価値を需要家に訴求できるのであれば，小売目的が果たして達成されているのか疑問である。

電気事業者にとって非化石証書を取得するイ

今後，メニュー別排出係数が調整後排出係

ンセンティブが生ずることになる。文献 [2] で数を代替するなど，ますます複雑化することは「環境表示価値については，非化石証書ににより，排出係数の形骸化に繋がる恐れもあ

よって加算された非化石比率やオフセットさる。特に報告対象事業所が多い企業にとってれた排出係数に関しては，その付加価値を需は作業負担が増える一方で，報告したからと要家に訴求することは可能」としている。ついって何ら社会から評価されることのない温まり，前述（2.3）の算定式で示したように調対法に対し，排出抑制の取り組み継続意義を

整後排出係数の低減を需要家に訴求すること

見出し，長期の排出抑制対策を推進することである。しかし，以下 2 つの問題から需要家は困難になると考えられる。
第 2 の問題は，国際的にも，需要家にとっへ訴求する効果は限定的である。
第 1 の問題は，需要家にとって排出係数低ての排出係数低減の意義が低下していること減の意義が，国内的に見いだせなくなっていである。ゼロエミ価値を小売電気事業者側でることである。これは以下のように説明でき排出係数の低減に利用したとしても，主要企る。従来，わが国では，温対法を基本とした業に環境情報の開示を求める CDP5の下では，排出抑制が推進されてきた。しかし，省エネ法・高評価が得られないことが挙げられる。

温対法の対象企業が調整後排出係数を用いた

グローバルな事業を展開する主要企業は，排出量を記載する箇所は，事業者全体の取り

自社の排出削減の取り組みを国内外に発信す組みを記載する「特定表」の 1 箇所にすぎず，る場として，温対法ではなく，企業の環境対

個別工場等ごとに報告する「指定表」では実策に関する情報開示・評価の国際的プロジェ

排出係数を用いる。つまり，温対法上は依然

クト「CDP」を意識している。筆者らの別稿 [9]として実排出係数が重視されているのが現状で論じたように，排出量の算定ガイダンスでである。

ある GHG プロトコルが改定され，企業の再

これまで，わが国では，排出量算定の軸とエネ電源（または低炭素電源）の調達による排出削減を反映する内容となった。これにな

4

また，証書の有効期間が 1 年間でバンキングが認められていないことも，中間年の設定を難しくしている一因でもある。バンキングが認められていれば，目標年次より前に量を確保するインセンティブが生じる。

5－ 41 －CDP は，以前は Carbon Disclosure Project の略称とされていた英国に本部がある NGO で，現在は正式名称が「CDP」になっている。詳細は本誌別稿 [9] 参照のこと。

電力経済研究No.64（2017.3）

らい，2016 年報告より，CDP では電力や熱の(2)排出係数の精度:「高い」から「低い」へ利用による間接排出量（Scope2 排出量）の算

GHG プロトコルでは，マーケット基準で用定にあたり，排出削減の根拠として，再エネいる排出係数の精度を「高い」から「低い」

電源の調達量と調達手段を明確にすることとに分類・評価している（本誌別稿 [4] 表 5 参照）。

なった。

発電証明や契約に基づく排出係数は「高い」，

しかし，非化石価値取引市場と CDP は次のそれ以外の排出係数（実・調整後排出係数等）

3 点から相容れない構造になっている。

は評価が「低い」と評価される。CDP でも同(1)算定に用いる排出係数：マーケット基準と様である。

ロケーション基準(3)CDPの動向を考慮していない非化石価値取
引市場の制度設計

前述の GHG プロトコルでは，マーケット基準とロケーション基準という 2 つの算定手法

これに対して，現在検討されている非化石が体系化されている。それぞれで用いる排出価値取引市場では，前述したように非化石証係数の定義や算定方法を定めており，CDP 報書に伴うゼロエミ価値分を，証書を取得した

告もこれに準じて行われている。

小売電気事業者の排出係数の調整（低減）にマーケット基準は，発電源の特定の情報が用いる。需要家に訴求できるゼロエミ価値は，記載されている発電証明等が取得できる場合

排出係数の低減ということになる。しかし，や，発電源から需要までを特定できる電力購

前述したように，発電証明のない排出係数は入契約（再エネからの出力について電気価値

マーケット基準においては精度の「低い」排と環境価値を一体（バンドル）として調達す出係数として扱われる。したがって，現状のる契約）を行った場合，これらに基づく排出制度設計の下で，排出係数への反映を通じた係数を使用して Scope2 排出量を算定する手法

訴求はできるものの，その排出係数は CDP でである。発電証明が取得できない，あるいはは低い評価しか受けられないため，需要家がバンドルした契約でない場合，契約している

直接，排出削減や再エネ電源の購入量（再エ電気事業者の実排出係数や調整後排出係数をネ比率）にカウントできる制度設計にした方用いて算定することになる。例えば，わが国が，訴求効果も大きいのである。

の料金メニューとして，非化石比率を高めた
メニュー別排出係数が策定されたとしても，

3.3 発電源証明と需要家による電源選択

発電源を特定できる発電証明や契約に基づく

以上のように，現状の制度設計では，非化ものでない限り，CDP 報告においては実排出

石証書を小売電気事業者が積極的に欲する，

6

係数や調整後排出係数と同等の扱いである 。

いわば証書の需要が生ずるとは考えにくく，一方のロケーション基準は，国や地域内の「FIT 国民負担の軽減」とする政策目標の達成

平均排出係数（わが国では代替値に該当）には難しいであろう。

基づき Scope2 排出量を算定する手法である。

そこで，考えられる方策の一つが，国際的これら 2 つの手法で算定された Scope2 排出

な温室効果ガス算定・報告基準である GHG プ

量の差を，再エネ電源の調達による排出削減

ロトコルに基づいて，非化石証書の「ゼロエ量として報告し，調達量もあわせて報告する。

ミ価値」を反映した排出係数を算定する方策である。具体的には，次の 2 段階のプロセス

6

メニュー別排出係数を用いて Scope2 排出量の算定ができる
よう，CDP 事務局への働きかけが別途必要である。

を経る。

－ 42 －

第 1 に，非化石証書を，欧州の Guarantee ofOrigins（発電源証明，以下 GO）と同様に，再象の再エネ電源の GO については，その売却

エネ種別と各発電所別にみた 1 年間等の一定益を賦課金低減の原資とする案が示されてい期間における発電量等をトラッキング可能とる [11]。これはまさに，わが国の FIT 対象電源した上で，前述の GHG プロトコルに対応したからの非化石証書の売却益を賦課金負担の軽排出係数を算定することである。非化石証書減に利用する点と同じ発想である。この提案が GO と同程度の信頼性を備えれば，前述のに対しては，制度が複雑化する懸念があるも

Scope2 のマーケット基準において「精度が高のの7，GO を通じて再エネの「価値」を評価す

い」排出係数として認定され，企業等の需要る需要家に，同価値を売却し賦課金負担の軽家が取得するインセンティブが高まることに減を促す案自体には，再エネの脱補助金化となる。

して評価する意見もある [12]。いずれにせよ，

その上で，第 2 に，この排出係数が適用さわが国の非化石証書が GO と同程度の信頼性れた電気料金メニューを企業等の需要家が選を確保すれば，GHG プロトコルの国際的な枠択可能とする。こうした制度設計とすれば，組みに取り込むことが可能であり，欧州委提需要家自らが再エネの環境価値を評価・選択案と同様の国際的な制度設計の実験と知見共し，費用負担を行うことで，再エネ導入が進有にも位置づけられるであろう。

んでいく可能性がある。再エネの脱 FIT 化（＝したがって，本稿執筆時点で議論されてい脱補助金化）が進むのであれば，
これはまさに，るように非化石証書を小売電気事業者間で流電力自由化と整合的な再エネ政策のあり方で通させ調整後排出係数に用いるのではなく，ある。

欧州 GO と同程度のトラッキングの信頼性をそもそも GO とは，全ての供給事業者に対確立させ，国際的な GHG プロトコルの枠組み

して自身の顧客への発電源の情報開示を義務として，排出係数に適用させることが肝要でづける欧州委員会（European Commission：以ある。こうした制度設計によって，小売電気

下「欧州委」）による 2009 年の電力市場指令

事業者が取得した非化石証書を需要家が料金（2009/72/EC）に基づくもので，主に再エネ発

メニューとして選択可能とする。これにより電に対して設備情報（電源種別場所，容量等）

主要企業が再エネ価値を取得する方策を示しと一定期間内の発電量を証明書として発行しながら，「FIT 賦課金負担の軽減」を進めるこてきた [10]。ただし，各国で対象電源の選定はとは，非化石価値取引制度を導入する目的の異なり，他方で，GO が発行可能な再エネ電源

一つに合致するものである。

種別は加盟国が設定可能であるため，現状は不揃いである。例えば，そもそも EU 大の GO

3.4 本稿の制度設計提案に考えられる懸念

取引に不参加である英国，FIT 等補助対象電源

他方で，以上のようなゼロエミ価値を需要を除くドイツと補助の有無を問わず発行する家へ訴求する方策に対して，懸念される点とオランダや北欧諸国，再エネだけでなく全電して以下の 2 点が挙げられる。第 1 に，企業源に証明書を発行するスイスとオーストリア

等の需要家による支払意志額が賦課金負担をといった違いがある。

十分に減らせるほど大きいのかという点であ

しかし，2016 年 11 月 30 日に，欧州委から7発表された“Clean Energy for All Europeans”と題する文書パッケージ（いわゆる 2016 WinterPackage）では，GO に関して，FIT 等の補助対－ 43 －

通常 GO は再エネ発電事業者に帰属し，売却益は発電事業者に帰属する。しかし，欧州委の提案では，FIT 等補助電源の売却益は賦課金軽減に使用される（つまり GO の帰属
は需要家）となる。これではあたかも 2 つの制度が並存するため，複雑になるとする懸念がある。

電力経済研究No.64（2017.3）

る。例えば，現在わが国で最大のグリーン電してみたところ，CDP ランクと各企業による力調達を行っている日本自然エネルギーの年

再エネ調達量・GHG 削減量の相関は必ずしも間取引量は約 3 億 kWh である [9]。通常，グ

明確ではなかった。もちろん CDP はあくまでリーン電力調達は相対取引であるため，この「申告主義」であり，回答内容の確認は監査法

取引単価は明らかではないが，これを多く見

人等の第三者機関の認証にまかされているも積もり例えば 5 円 /kWh で取引されているとしのの，例えば実際に当該企業の活動が環境負

8ても ，現時点では企業からは年間 50 億円ほど荷の低減に寄与しているのか，またこうしたが支払われているに過ぎない。これに対して，

企業活動による CO2 削減の費用対効果等は明2016 年度の FIT 賦課金単価 2.25 円 /kWh を 0.01

らかではないのである。したがって，CDP 等

9円減らすだけでも，年間 100 億円必要である 。

による企業を対象とした環境負荷低減活動のしたがって，非化石証書を前述した GHG プロ

実効性やその費用対効果が今後分析されるこ

トコルの精度が高い排出係数に対応させ，ゼとが望まれる。

ロエミ価値を需要家に訴求できるとしても，とはいえ，これら 2 つの懸念を抱えながらFIT 賦課金負担を十分に軽減させるためには，も，本稿で繰り返し言及しているように，電更なる参画企業の増加と取引量の拡大が不可

力自由化の中で再エネ普及を整合的に実施す欠であることが分かる。他方で，これまでわるという観点からは，本稿が提案するようにが国のグリーン電力調達はあくまで企業によ

需要家自らが再エネを選択し，その費用負担

る「企業の社会的責任（CSR）」活動の一環にを行う方向性は目指していくべきである。こ過ぎなかったため，グリーン電力調達の市場れまで電力量（kWh）や発電容量（kW）と一規模が限られていたことは十分に考えられる。

体的に取引されてきた非化石価値を，市場の第 2 に，こうした CDP の枠組みの中での企中で明示的に加味していくことは，システム

業による環境対策の推進が，果たして環境負改革の方向性自体は間違いではない。市場は荷の低減として実効性があるのか，必ずしも人工物であり，思った通りに機能しないので明らかではない点である。本誌別稿 [9] で論じあれば仕組みを変える方法を編み出すことがたように毎年公開される CDP ランク付けは，重要である。電力自由化と非化石市場との整機関投資家等の行動を規定するまでに影響力

合性や，政策目標に対する費用対効果を事前・が大きくなっており，世界規模で事業を展開

事後に検証しながら，機動的な制度修正がのする主要企業にとっては無視できないどころ

ぞまれている。

か，積極的な環境負荷低減へのコミットメン
トを表明している。ところが筆者らが主要企

4. 今後の詳細制度設計に向けた示唆

業 10 数社の CDP への回答書をダウンロード
5 円 /kWh は，CO2 排出削減コストで換算すると約 1 万円 /トン -CO2 と極めて費用対効果の悪い GHG 削減手段になる。
9
2016 年度の FIT 賦課金単価 2.25 円 /kWh は以下の式から算定されている。
2.25 円 /kWh=（①買取費用 2 兆 3000 億円 － ②回避可能費
用 4975 億円 ＋ 費用負担調整機関事務費 2.9 億円）／③販売
電力量 8025 億 kWh①，②，③が変わらない前提で，賦課金単価 2.25 円 /kWhから 2.24 円 /kWh に 0.01 円 /kWh 減るには，分子が約 100
億円減る必要がある。

市場整備 WG では，非化石電源（再エネと8原子力）で発電された電気の非化石価値を顕在化し，それを小売電気事業者が売買できる
非化石価値取引市場の 2017 年度の創設を提起した。
確かに，自由化された電力市場の下で，エネルギー供給構造高度化法に基づく非化石電源比率 44% の達成を義務づけられた小売電気－ 44 －

事業者にとっては，流動性が担保される市場

補. 各種CO2排出係数の概要と算定経緯の創設は必要ではある。
しかし，現状議論されている制度設計案で補.1  算定・報告・公表制度の概要

は，非化石証書の買い手となる小売電気事業

気候変動に関する国際連合枠組条約第 3 回者には，高度化法が規定する 2030 年度等を除

締約国会議（COP3）において採択された京都

いて，非化石証書を取得するインセンティブ

議定書の着実な実施に向け，国・地方公共団体・はほとんどなく，国民負担の軽減につながら事業者および国民が一体となって地球温暖化ない。

対策に取り組むための事項を規定した温対法

そこで，国際的な温室効果ガス算定・報告が 1998 年に制定・公布された。

基準である GHG プロトコルに基づいて，非化

その後，2005 年 2 月の京都議定書の発効に石証書の「ゼロエミ価値」を反映した排出係伴い温対法が改正され，温室効果ガスを一定数を算定すべきである。具体的には，①非化量以上排出する者（特定排出者）に対し，温石証書を，欧州の発電源証明と同様に，発電室効果ガスの排出量を算定し，国に報告する

源別にみた当該期間の発電量等をトラッキン

ことを義務付け，報告されたデータを国が集グ可能とした上で，GHG プロトコルに対応し計・公表する「温室効果ガス排出量算定・報告・た排出係数を算定する。その上で，②この排公表制度」が 2006 年 4 月から施行された。こ出係数が適用された電気料金メニューを企業

れは，温室効果ガスの排出者が自らの活動に等の需要家が選択可能とする。

よる排出量を算定・把握することにより，自こうした制度設計とすれば，需要家自らが主的な排出抑制対策の PDCA を実行すること

再エネの環境価値を評価・選択し，費用負担が可能となるとともに，算定された排出量をを行うことで，再エネ導入が進んでいく可能

国が集計して公表することにより，国民・事性がある。再エネの脱 FIT 化（＝脱補助金化）

業者全般の排出抑制に向けた気運を醸成するが進むのであれば，これはまさに，電力自由ことを目指した制度である。

化と整合的な再エネ政策のあり方である。
ここで重要なことは，電力自由化と再エネ

補.2 報告事項と排出量の算定方法

政策を整合的に進めるという観点からは，需本制度において報告対象となる温室効果ガ

要家自らがゼロエミ価値を評価し，費用を負スは，CO2（エネルギー起源 CO2 および非エ担することで，再エネ導入が進むことは望ま

ネ ル ギ ー 起 源 CO2）
，CH4，N2O，HFC，PFC，

しいという点である。したがって，非化石取SF6，NF3 の 7 ガスである。特定排出者は，自引市場を創設することで，FIT 賦課金負担の軽らが抽出した燃料の使用，電気の使用，セメ減を目指すという原点を改めて認識すべきでントの製造といった活動ごとに「温室効果ガある。そのためには市場を機能させる観点か

ス排出量＝活動量×排出係数」として，政省ら，真摯な制度設計の議論が必要とされてい令に定められている排出係数を用いて排出量る。今後の詳細検討では，政策目標に照らしを算定する。

費用対効果に優れた制度設計を行うとともに，電気の使用に伴う CO2 排出量（エネルギー

適宜，事後の政策評価に基づく機動的な制度

起源 CO2）の算定に使用する排出係数を「CO2修正が必要である。

排出係数」と呼び，通常「kg-CO2/kWh」で表される。

－ 45 －

電力経済研究No.64（2017.3）

補.3 CO2排出係数の変遷②特定排出者は，事業者（会社）単位で温室(1)‌CO 2 排出係数1本立て時期（2005年度～

効果ガス排出量を算定して報告する。なお，

2007年度）特定事業所を有する場合は，その排出量のCO2 排出係数は，国からの協力依頼により内訳も報告する。

電気事業者が算出し国に提出する。国による③特定排出者は，温室効果ガス算定排出量（実内容の確認を経たものを確定値として，電気排出量）の報告に加え，調整後温室効果ガ

事業者別に公表される。

ス排出量（調整後排出量）を報告する。

本制度における排出量の報告は 2007 年度

この変更により，特定排出者は，特定事業（2006 年度の排出実績）から開始されている所における実排出量の報告は従来どおり行い，が，この当時の CO2 排出係数は，「特定排出者

さらに事業者（会社）全体の実排出量と調整の事業活動に伴う温室効果ガスの排出量の算

後排出量の報告が加わることとなった。

定に関する省令（2006 年 3 月 29 日経済産業省
令・環境省令第 3 号）」に定めるデフォルト値【参考文献】（0.55kg-CO2/kWh）の他，電気事業者（旧一般[1] 第 2 回市場整備 WG（2016）「資料 3 非化石価値取引市場について」, 2016 年 11 月 9 日[2] 第 5 回電力システム改革貫徹のための政策小委員会（2017）「資料 5-2 中間とりまとめ」, 2017 年 2月9日[3] 若林雅代・上野貴弘 (2015)「米国における火力発
電所 CO2 排出規制の動向と今後の展開 ―連邦環
境保護庁の規制『Clean Power Plan』提案を巡って－」, 電力中央研究所報告 Y14005.
[4] 若林雅代・上野貴弘 (2016)「米国火力発電所 CO2
排出規制 Clean Power Plan の事前評価」, 電力中央研究所報告 Y15005.
[5] 田頭直人・西尾健一郎 (2007)「海外の再生可能エ
ネルギー支援政策による導入量及び費用」, 電力
中央研究所報告 Y06012.
[6] Menanteau, P. et al (2003) "Prices versus quantities:
choosing policies for promoting the development of
renewable energy", Energy Policy vol31, pp.799–812[7] 朝野賢司 (2014)「我が国の固定価格買取制度に関する費用負担見通しとその抑制策の検討」, 電力
中央研究所報告 Y13031.
[8] 朝野賢司 (2013)「日本における再生可能エネルギー普及制度による追加費用及び買取総額の推計」,
電力中央研究所報告 Y12034.
[9] 朝野賢司・野口厚子・谷優也（2017）「グリーン電力調達の動向と課題―非化石価値取引の詳細制度設計に向けた示唆―」, 電力経済研究 No.64, pp.4857[10] Seebach, D. et al (2015) Reliable Disclosure in Europe:
Status, Improvements and Perspectives, Final Report
Reliable Disclosure Systems for Europe (RE-DISS) –Phase II[11] European Commission (2016) Proposal for European
Commissionʼs legislative proposal to revise theRenewable Energy Sources Directive

10

電気事業者および PPS）別係数 が使用されていた。
また，特定排出者の報告対象範囲は，1979年に制定されたエネルギーの使用の合理化等に関する法律（省エネ法）により指定される「エネルギー管理指定工場11」であり，これを温対法に定める「特定事業所」として，国が公表する CO2 排出係数を使用してエネルギー起源
CO2（実排出量）を算定していた。
(2)CO2排出係数2本立て時期（2008年度～）
2008 年の温対法改正により本制度の一部が改正され，2009 年 4 月から施行されている。
2010 年度報告（2009 年度の排出実績報告）から報告対象範囲が拡大され，各種クレジットが排出量へ反映可能となるなどの制度改正が行われている。主な変更点は以下のとおりである。
①電気の使用に伴う CO2 排出量の算定に当たり，デフォルト値を廃止し，国が公表する電気事業者ごとの排出係数を用いて算定する。

デフォルト値を下回るものについて 2007 年 3 月に初めて公表された。
11
年度のエネルギー使用量が原油換算で 1,500kL 以上あるいは 3,000kL 以上の工場・事業場。
10－ 46 －

[12] Jansen, J. et al (2016) The Disclosure of Guarantees ofOrigin: Interactions with the 2030 Climate and Energy
Framework, Center for European Studies Special Report

朝野 賢司（あさの けんじ）
電力中央研究所 社会経済研究所
野口 厚子（のぐち あつこ）
電力中央研究所 社会経済研究所－ 47 －

電力経済研究No.64（2017.3）

論

文グリーン電力調達の動向と課題－非化石価値取引の詳細制度設計に向けた示唆－
A Review on Green Power Program Design in Japan under a Global Context
キーワード：非化石価値，グリーン電力調達，CDP，RE100
朝

野

賢

司

野

口

厚

子

谷

優

也

非化石価値取引市場が顕在化させようとしている，再生可能エネルギー（再エネ）の環境価値はどのように評価され，取引されるのか。本稿では，企業が再エネからの電力を自主的に購入するグリーン電力調達に関する動向と課題について，以下 3 点について整理した。第 1 に，従来，企業のグリーン電力
調達は社会的責任（CSR）の枠組みで議論されてきたが，近年，投資家による企業評価として重視されてきている。国際的な企業に環境調達の情報開示を促す取り組みの中で，グリーン電力調達の拡大が極めて重要になっている。この情報開示の中では，サプライチェーンでの比率を示すことも求められており，わが国の国際的な企業にとってもグリーン電力の拡大は不可避な状況にある。第 2 に，今後，わが国でグリーン電力調達を量として確保しようとした場合，固定価格買取制度（FIT）の非対象電源の中では，水力発電や地熱発電，あるいはFIT等の買取期間が終了した電源の調達が有力な選択肢である。これが前述の国際的な情報開示の枠組みの中で，グリーン電力調達として認められるためには，
再エネの発電量と消費量の精査，二酸化炭素削減価値の帰属と償却等のトレーサビリティの確立が不可欠である。しかし，第 3 に非化石価値取引市場の制度設計では，非化石証書は小売電気事業者の間で取引され，需要家への帰属はほとんど議論されてない。企業による環境取組が公開・比較評価され，その結果に応じて投資家から選択される時代を迎えている。国際的な枠組みとの整合性を図り，わが国企業が国内で手軽にグリーン電力調達を可能とする視点が望まれる。
1. 非化石価値取引市場は企業のグリーン電力調達を促すか
2. わが国におけるグリーン電力調達
2.1 再エネ直接購入
2.2 再エネみなし購入
3. 諸外国におけるグリーン電力調達
3.1 現状整理
3.2 企業の環境取組と投資家選好

3.3 企業の環境情報開示
3.4 GHG Protocol Scope 2 Guidance
3.5 企業の環境取組と投資家選好
4. わが国におけるグリーン電力調達の課題と今後の展望
4.1 再エネみなし購入は CDP に対応可能か
4.2 再エネ直接購入は CDP に対応可能か
4.3 非化石証書は CDP に対応可能か

1. 非化石価値取引市場は企業のグリー
ン電力調達を促すか買取制度（以下，FIT）の対象電源や，FIT 電源以外の非化石電源（原子力，大規模水力）による出力によって生ずる環境価値を市場で電力システム改革貫徹小委員会・市場整備
ワーキング（以下「市場整備 WG」）では，エ

適切に評価することで，FIT の国民負担の軽減を図ることにあるとされる。

ネルギー供給構造高度化法（以下「高度化法」）

では，再生可能エネルギー（以下，再エネ）に基づく「2030 年における電気事業全体の非の環境価値は，誰が，どのように評価し，取化石電源比率 44% 以上の目標達成のために，引されるのだろうか。考えられる需要家とし非化石価値取引市場の 2017 年度以降の創設をて挙げられるのは，グローバルなビジネス展

目指すことが概ね了承された。

開をおこなっている企業である。

同市場を創設する目的の 1 つは，固定価格－ 48 －

2016 年以降，米国・欧州の大企業では，自らの消費電力における再エネ比率を 2020 年

る企業の環境調達に関する国際的な情報開示より前に 100% とする等の野心的な目標を掲

1を行う CDP（詳細は3.3 節に詳述）において活げる動きが広がってきている。例えばオバマ

用できる枠組みとして，企業を中心とした需

前大統領の論考 [1] で言及されているように，

要家が再エネ比率を高める証書として使用でGoogle は 2017 年中に，ウォールマートは近年

きる制度上の整理が必要ではないのか，とい中に，再エネ比率を 100% に高める目標を掲

う問題意識に基づき，以下 3 点についてとりげている。欧州でも同様に，2016 年の企業にまとめる。まず現在のわが国におけるグリー

よるグリーン電力調達の契約量は前年比の約 3ン電力調達を整理した上で（第 2 章）
，諸外倍に達したとされる [2]。

国のグリーン電力調達が特に 2015 年の CDP企業によるグリーン電力調達に活用されて

Scope2 の改訂によって大きく変容しているこ

いるのが，
いわゆる「グリーン電力プログラム」とについて述べる（第 3 章）
。最後に，これらである。このプログラムでは，需要家は通常

国内外の動向を踏まえた上で，非化石価値取の電気料金に加えて電力消費量等に比例した

引市場の創設を見据えた今後のグリーン電力

額を自発的に支払い，小売電気事業者等がこ調達への課題と展望をとりまとめる（第 4 章）。

れを再エネ設備により発電された電力の調達等に用いるものである [3][4]。従来から言われ

2. わが国におけるグリーン電力調達てきた小売市場の自由化に伴う需要家の電源
選択行動の一環であると同時に，株式市場をわが国では，需要家がグリーン電力を調達

通じた資金調達を容易にしていく投資家へのできる手段は，再エネ直接購入と再エネみな対応策でもある (第 3 章で後述)。こうした背し購入に大別され，計 4 種類に分類される。

景を踏まえれば，諸外国と同様に，わが国の再エネ直接購入とは，FIT 等の買取期間終了

主要企業にも非化石価値取引によって電力需後の電源（表 1 再エネ直接購入の (1)），あるい要に占める再エネ比率を高めることができれはそもそも FIT 等の補助対象ではなかった水ば，その費用負担を通じて賦課金負担を減ら力発電等（表 1 同の (2)）
，原則として個別に特すことが可能になる。

定できる発電源からの発電量について，小売

しかし，「電力システム改革貫徹のための政策小委員会 中間取りまとめ」
（以下，
「中間

電気事業者が調達し，需要家が購入する手法
である2。

取りまとめ」[5]），およびワーキンググループ

これに対して，再エネみなし購入とは，再での資料 [6] で示された制度案をみると，非化エネ電気を「電気価値」と「環境付加価値」

石証書は小売事業者間のみで流通することをにわけた上で，後者を「グリーン電力証書」

想定している。つまり，本誌別稿 [7] で論じとして小売電気事業者，または需要家が購入たように，需要家への訴求手段は調整後排出し，通常の電気と組み合わせることで，再エ係数の低減に位置づけられているが，わが国

ネ設備を自ら所有しなくとも，グリーン電力の枠組みでの低い排出係数を欲する需要家はを使用しているとみなす購入形態である（表 1

限定的であるということを想定していない。

再エネみなし購入の (1) と (2)）
。みなし購入のしたがって，小売電気事業者が需要家に非化
石価値等を訴求することで，本当に将来的にFIT の賦課金負担を減らせるのか疑問が残る。
本稿では，非化石証書は，第 3 章で後述す

CDP は，以前は Carbon Disclosure Project の略称とされていた団体で，現在は正式名称が「CDP」になっている。
2
ただし，わが国では当該発電源からの発電量と需要家の消費量のトレーサビリティを確立できていないため，CO2 排出削減効果の二重計上を防げているのか等の批判もある。
1－ 49 －

電力経済研究No.64（2017.3）

表1 わが国におけるグリーン電力調達の国内における扱い
再エネ比率
への反映

(1)RPS・FIT終了電源○○

291万kW
116億kWh*1

17,496,18(2)100%グリーン電力メニュー○○

1,500万kW587億kWh*2

1,400,00(1)グリーン証書付きメニュー※(2)も実質同じ

検討中○

41.5万kW
3.3億kWh*3

18,896,18

再エネ直接購入

再エネみなし購入

供給力

CO2排出係数
への反映

手段

*1
*2
*3

上段：設備容量下段：発電電力量

出典：RPS管理システムウェブサイトおよび資源エネルギー庁資料より試算
出典：電力調査統計（平成28年度）および電気事業便覧（平成28年度版）
ここでの設備容量と発電電力量のうち，水力発電については揚水を除いている。
出典：グリーンエネルギー認証センターウェブサイト

対象電源は，原則として，FIT 等の政策的な補需要家がその料金メニューを契約する手法で助を受けていない電源からの出力，あるいはある。

H28.10

この手法によるグリーン電力調達では，現自家発自家消費された電力量である。
本章では，これら 4 つの国内のグリーン電行の制度では温対法上の実排出係数5はゼロとなる（脚注
3 を参照）。
力調達手法について，温対法におけるCO2基本政策分科会
排総合資源エネルギー調査会
再⽣可能エネルギー導⼊促進関連制度改⾰⼩委員会（第10回）-資電気事業便覧 平成28年度版 ⽇本電気協会
しかし，あくまで買取期間が終了した電源
出係数改善への寄与と安定的な供給量が期待できるか否かの 2 点から評価する（表 1）。排が対象となるため，対象電源が限られること

出係数の概要については論文 [7] を参照頂きから，十分な供給量を確保するのは困難であ

たい。

る。

240,000,000,000

0158,400,000(2)100%グリーン電力メニューの購入

2.1 再エネ直接購入

3

第 2 の方法は，FIT や RPS 等の対象電源で(1)RPSやFITの買取期間終了電源の購入はない水力発電や地熱発電等の調達である。

第 1 の 方 法 は，RPS（Renewable Portfolio

わが国では FIT 以外の再エネ電源由来のメStandards）や FIT 等の買取制度に基づく買取

ニューは本稿執筆時点（2017 年 1 月 17 日時点）

期間が終了した電源の調達である。具体的にで存在しないが，例えば旧一般電気事業者のは，2009 年から開始された住宅用の太陽光発発電事業者が保有する FIT 対象外の水力発電

電（Photovoltaics，以下 PV）に対しての 10 年に特化したグリーン料金メニューがあれば，間の買取期間終了後，FIT 以前に実施されてい需要家はまとまった量の再エネ電気を安定的

4

た RPS の買取期間終了後 ，あるいは 2012 年よに調達することができる。

り開始された FIT 買取期間終了後の電源に対上述の再エネ直接購入の 2 つの方法は，相して，買取期間終了後もなお，小売電気事業

対取引の場合，現行の制度では電気とゼロエ

者が自主的に買取を行い，再エネ比率の高い

ミ価値6が一体となって供給されるため（脚注

電気（＝非化石電力）の料金メニューを設定し，
3

非化石価値取引市場が導入された場合，全ての非化石電源について，電気と環境価値の分離（アンバンドリング）が予定されている。これに伴い，排出係数も実排出係数ではなく，調整後排出係数が用いられる予定である。
4
RPS 電源は FIT への移行が認められていたが，移行電源の買取義務は 2023 年から順次終了する。

5

実排出係数とは，CO2 排出量を電気事業者の販売電力量で除した値。これに対して，調整後排出係数とは，実際の排出量から温室効果ガス排出抑制を行った実績を控除して算出された係数である。詳細は文献 [7] 参照のこと。
6
非化石価値取引制度における非化石証書がもつ環境価値は
次の 3 つで構成されている［5］。①非化石価値（高度化法上の非化石比率算定時に非化石電源として計上できる価値），②ゼロエミ価値（温対法上の CO2 排出係数が 0kg-CO2－ 50 －

3 を参照），需要家にも非常にわかりやすい。

外資系企業の日本法人等が CO2 削減の目的でまた，小売電気事業者の販売電力量あたりの再エネ比率を高める動きが見られるが，多く

CO2 排出量を示す指標である実排出係数が低の企業がこの手段をとっている8。

減されるため（脚注 3 を参照）
，需要家は電力

これら「再エネみなし購入」の 2 つの方法

購入契約を通じて CO2 排出削減を図ることがでは，電気と環境価値（グリーン電力証書）

できるというメリットがある。

が別々に供給あるいは調達され，入手したグリーン電力証書は小売電気事業者の実排出係

2.2 再エネみなし購入数には反映されず9，需要家側で温室効果ガスがわが国では，2000 年 11 月に，「日本自然エ

排出削減に利用される。

ネルギー株式会社」が企業・団体等の大口需また，表現の方法に一定の制限10はあるもの

要家向けに，グリーン電力証書を販売する事の，グリーン電力証書という発電証明をもっ業を開始した。このスキームでは，まず需要て環境価値の表示は可能である。

家が日本自然エネルギー社に再エネによる発ただし，グリーン電力証書の発行可能量は電の実施を委託し，次に同社が再エネ発電事多いとは言えない。これはグリーン電力証書

業者に再委託を行って，発電実績をグリーンの対象が，FIT 等の政策的な補助を受けていな

電力証書として需要家に発行することになる。

い電源からの出力，あるいは自家発自家消費

具体的には，以下 2 つのグリーン電力証書調された電力量に限られる等による。表 2 にわ達の手段が適用される。

が国の主要なグリーン電力証書販売団体を示(1)グリーン電力証書付電気の購入

すが，最大の日本自然エネルギー株式会社で

第 1 の方法は，通常の電気にグリーン電力

すら，年間約 3 億 kWh 程度の発行可能量に過証書が付加された電力商品を購入することでぎない。そのため，安定的な量の確保というある。既にこのタイプの料金メニューを設定

点には難点がある（表 1）。

している小売電気事業者も存在しており，電気供給量に応じて再エネ比率が 30%，50%，

3. 諸外国におけるグリーン電力調達

100% といった電力メニューがある。電気の契約のみでグリーン電力証書が入手できるとい

3.1 現状整理

う簡便さもあり，徐々に需要が伸びている。

海外では，再エネ由来等のグリーン電力を(2)需要家自らのグリーン電力証書の購入

企業が積極的に利用する機運が高まってきて

第 2 の方法は，需要家自らグリーン電力証

いる。自社施設に再エネ由来発電設備を設置

書の購入契約をし，小売電気事業者から購入し自家消費するケースのほか，グリーン電力

した電気と併せてグリーン電力とみなすものである。電気とグリーン電力証書の 2 本の契約が必要という手間はあるが，購入量や再エ
ネ電源種を比較的自由に選択できる。
近年，再エネ 100% での事業運営を目指す国
7
際イニシアチブ「RE100」に参加表明している／ kWh であることの価値），③環境表示価値（小売電気事
業者が需要家に対しその付加価値を表示・主張する権利）。
7
RE100 については下記 web サイトを参照のこと。

http://there100.org/
例えば，表 4 にあるように，Novo Nordisk A/A は，2014 年
における再エネ比率 73% を，2020 年までに 100% にすることを掲げている。
9
グリーン電力証書の排出係数への反映は今後，国により議論される予定である。
10
制約とは以下のことを指す。
「当社が平成××年に本社ビルで使用した電力の×× % をグリーン電力で賄っています」という表記が可能であるが，何らかの制度において権利行使を行った場合（例えば東京都の排出権取引制度に使用した等），その旨記載することが義務づけられている。これはダブルカウントの防止である。
8－ 51 －

電力経済研究No.64（2017.3）

表2 わが国の主要なグリーン電力証書の発行団体と保有量
発行団体

日本自然エネルギー

ネクストエナジー・アンド・リソース

東京都環境公社

保有量

3億kWh/年程度

4.7千万kWh/年程度

1億kWh程度（2016年度販売量）

電源種別

太陽光・風力・小水力・
バイオマス

太陽光・風力・小水力・地熱・バイオマス

東京都内家庭用太陽光

出典：各発行団体Webサイト等をもとに筆者作成

発電事業者との電力購入契約（PPA）や証書購

ン電力を調達することもありうる。本章では，入契約等の外部調達によるケースが進んでい受動的な要因のなかでも，近年特に大企業のる。

再エネ利用の拡大を後押しする要因の 1 つと

図 1 に，EPA（United States Environmental
Protection Agency，米国環境保護庁）が 2001 年なっている，企業が投資家等から受けている“外圧”に焦点を当てて記述する。

から開始した Green Power Partnership 事業の参加事業者の推移を示す。同事業は，米国内で3.2 企業の環境取組と投資家選好の再エネ利用の拡大を目的とし，EPA が参加

近年，欧米の機関投資家を中心に，ESG 投

事業者を支援するものである。アメリカ国内資が拡大している。ESG 投資とは，企業の環に閉じた情報ではあるが，グリーン電力調達

境（Environment）， 社 会（Social），企業統治への関心は，年々拡大してきていることが確（Governance）情報を考慮した投資判断を行う

認できる。

手法のことである。株式の長期保有における

それでは，企業によるグリーン電力利用のリスク管理の観点から，投資先選定にあたっ

高まりの理由は何か。グリーン電力の調達価ては非財務情報も含めた企業評価が重要と格が安価で通常の系統電力価格より価格優位なっている。

性がある等，需要家が積極的（能動的）に利ESG 投資の拡大に大きく寄与したのは，国用したい動機もある。一方で，パリ協定等の国連環境計画の金融イニシアチブ（UNEP FI11）で際的枠組みや各国政策といった外部環境の変ある。2006 年に UNEP FI により提唱された「国化への対応等，受動的な要因に起因してグリー

連責任投資原則（PRI）」は，投資分析と意思決定のプロセスに ESG の課題を組み込むこと等を宣言するものであり，2016 年 12 月 13 日

1600

新規参加事業者数

1400

現在，機関投資家を中心に 1624 社が署名して

1200
1000

いる。

800
600

また，投資ポートフォリオの CO2 排出量を

400
200

毎年測定・公開することを公約とする「The0
年注）本図はEPA所管のGreen Power PartnershipホームページのGreen Power Partner Listよりみずほ情報総研(株)にて作成（2016年12月8日時点）

Montreal Carbon Pledge（MCP）」，
投資ポートフォリオの脱炭素化を推進する機関投資家による

11

図1 Green Power Partnership
参加事業者数の推移－ 52 －

1992 年に創設された，国連環境計画（UNEP）と銀行等の金融機関による自主的な協定に基づく組織。環境保護・社会の持続可能性に配慮した金融事業を進める調査等を実施している。

表3 CDP質問票項目

イニシアチブ「Portfolio Decarbonization Coalition
モジュール

（PDC）
」等，投資のグリーン化を進める動きも盛んである。

マネジメン
ト

この状況を受け，投資家の支持を得るための環境取組の 1 つとして，グリーン電力利用

No.

項目

概要

CC1

ガバナンス

気候変動に関するマネジメント体制等

CC2

戦略

事業戦略における気候変動考慮等

削減目標及び活動
コミュニケーション
気候変動リス
ク

削減目標，他者の削減に寄与する製品・サービス，削減活動等

CC6

気候変動機会

気候変動による事業活動の機会等

CC7

排出量算定方法

Scope1，2 排出量算定に用いた基準・方法論，温暖化係数，排出係数等
排出量総量（Scope1，Scope2），不確実性，外部検証等
国別Scope1 排出量，その他の分類による Scope1 排出量等
国別Scope2 排出量，その他の分類による Scope2 排出量等
エネルギー消費量，低カーボンエネル
ギー消費量，発電量等
Scope1，2 排出総量の前年比較，排出量の売上高原単位等
排出量取引制度への参加有無，排出権の創出購入実績等
Scope3 排出量，外部検証，バリューチ
ェーン協働等CC3CC4を進める企業が増加したものと考えられる。

リスクと
機会

3.3 企業の環境情報開示
前述の通り，投資家は，企業の環境情報を

CC5

CC8

投資判断の材料としている。では，投資家は，

CC9

環境情報を如何にして取得しているのか。

排出量
情報

CC10

排出量データScope 1 排出量内訳
Scope 2 排出量内訳エネルギー消費「CDP」は，企業による環境取組の開示及びCC11評価を行う主要なスキームの 1 つである。国

CC12

排出量実績

CC13

排出量取引

CC14

Scope 3 排出量

際的な企業の環境情報開示プログラムである
CDP は，世界の大企業に対して気候変動等に

CDP 以外の気候変動情報開示等
気候変動による事業活動のリスク等

注）本表はCDP「Guidance for companies reporting on
climate change on behalf of investors & supply chain
members 2016」[11]よりみずほ情報総研（株）にて作成

関する環境取組実績や戦略を問い，その回答をもとに企業評価を行い，各社の回答及び企業評価結果を公開している。
CDP の特徴は，CDP 自体が投資家の依頼に基づいて代理で質問しているという点にある。

がグリーン電力調達を進めているものと考える。

投資家に代わり，企業の取組を質問票（表 3）
によって明らかにし，各社の回答を整理・評

3.4 GHG Protocol Scope 2 Guidance
CDP による気候変動に関する 2016 年質問票

価することで，投資家による企業比較を容易から，企業の電力消費に伴う温室効果ガス排にしている。
2016 年より欧米企業による CDP への回答は
12

出量の考え方が変更された。これは，Scope 2

有料化されたが ，引き続き多くの企業が回答

排出量の概念が再整理され，グリーン電力のを寄せている。このことから，企業にとって，調達による排出量の削減が明確に認められた

CDP 質問票への回答は単なる外部要求ではなことによる。本節では，Scope 2 排出量の概念

く，投資家の評価向上のための手段という認整理に関して記述する。
企業の直接的排出量を指す Scope 1 排出量に識があるものと考えられる。
2013 年より，CDP の質問票のなかに温室効

対し，Scope 2 排出量は企業が電力や熱等を使

果ガスの「削減目標」（表 3 の CC3）や「低カー用することによって生じる間接的な温室効果

ボンエネルギーの消費量」（表 3 の CC11）等，

ガス排出量を指す。これは，事業者による温グリーン電力に関する質問が追加された。こ

室効果ガス排出量の算定及び報告の手法開発れを受け，自社評価の向上を目的とする企業を目的とする国際組織 GHG Protocol Initiative により開発された考え方であり，デファクトス

12

下記の国々に本社を置く企業が有料化対象。オーストリア，
ベネルクス，カナダ，デンマーク，フィンランド，フランス，
ドイツ，アイルランド，イタリア，ノルウエー，ポルトガル，
スペイン，スウェーデン，スイス，英国，米国。

タンダードとして国際的に利用されている。
2015 年 1 月に発行された GHG Protocol Scope
2 Guidance（ 以 下，Scope 2 ガ イ ダ ン ス ）[12]－ 53 －

電力経済研究No.64（2017.3）

により，従来用いられてきた Scope 2 排出量り得る。少なくとも，企業側はその可能性をの考え方は再整理され，2 つの考え方に基づ踏まえて環境取組を推進していることが，CDP

く Scope 2 排出量を算定，報告することが求の回答から明らかになっている。

められるようになった。この 2 つの考え方

例 え ば， 大 手 IT 企 業 で あ る DELL は， 環が，「Location-Based method」 と「Market-Based

境取組を通じた「企業の評判」を，ビジネス

method」である。

チャンスと捉えているようだ。CDP が公表「Location-Based method」は事業者が接続してす る DELL の 回 答「CDP Climate Change 2016

いる“グリッドにおける”電力の平均的排出量，Information Request DELL inc. [13]」によれば，2「Market-Based Method」は事業者が“契約して度目標に整合した温室効果ガス排出量削減目いる”電力の排出量を算定する方法である。

標の設定及び削減の推進により，持続可能なScope 2 ガイダンスの発行以前は，「Location-

IT 事業者としてのリーダーシップを示すこと

Based method」 と「Market-Based method」 の いが製品のブランド価値醸成の鍵であり，製品ずれの方法も整理されておらず，企業によっ需要の機会となり得る旨を述べている。

て Scope 2 排出量の考え方は異なっていた。中同じく大手 IT 企業である Apple は，環境取には，Scope 2 排出量が小さく見えるように，組を含めた「企業の評判」の変化を，DELL と都合よく算定の考え方を変える企業も存在しは逆にリスクとして捉えている。
「CDP Climate

たようである。Scope 2 ガイダンスの整理によ

Change 2016 Information Request Apple inc. [14]」り，各企業が共通の考え方に基づき比較されによれば，気候変動への対策を行い，それらるようになったことは，企業によるグリーンを積極的に発信していかなければ，気候変動

電力調達の動機付けになっている。

に対する責任を果たしていない企業としてまた，Scope 2 排出量の考え方が変更された

様々なステークホルダーに誤解され，商品販ことで，CDP の質問は変化していないにも関売の売り上げが悪化する可能性がある旨を述わらず回答内容が変化する企業も多数見られべている。また，その対策として，再エネのた。特に，CC3「削減目標及び活動」の「削減導入を進めていることを記述している。

量及び削減理由」に関する質問（表 3）であ

その他多くの企業が，CDP の質問票に対し，る。従来，設備更新等に伴う省エネルギー化

環境取組に伴う「Reputation（評判）」によるに関する記述が多かったが，グリーン電力のリスクあるいは機会に関する記述をしている。

調達等による削減が記述されるようになった。

このことから，企業が環境取組に対して，営Market-Based Method の整理により，グリーン

利的な価値（ないし営利目的での価値）を見

電力の外部調達や証書の償却等が削減活動と出していることがわかる。Scope 2 排出量の削して Scope 2 排出量の削減手法の 1 つとして認

減，再エネ由来電力の発電及び消費の推進をめられたことで，温室効果ガス排出量の少な

通じた企業の評判の醸成を目的とし，グリー

い企業としての評価を求め，グリーン電力調

ン電力調達を進めていると言えよう。

達が進み始めたと考えられる。

4. わが国におけるグリーン電力調達の課題と今後の展望

3.5 企業の環境取組と投資家選好
企業評価を行うのは，CDP 及び投資家だけではない。顧客による商品選好に当たって，

4.1 再エネみなし購入はCDPに対応可能か

環境取組を含めた「企業の評判」が動機にな－ 54 －

第 3 章で明らかにしたように，
CDP において，

グリーン電力証書を再エネ比率として示すことが慣例になっているため，これが虚偽記載とができるか否かが企業にとって最も重要にを予防する強力なインセンティブとなる。

なっている。では，第 2 章で示した「再エネ

筆者らがソニー等の関係者にヒアリングし直接購入」と「再エネみなし購入」は，CDP

た結果によると，こうした CDP の枠組みではにおいて再エネ比率として利用することが出

わが国のグリーン電力証書も十分に使用可能

来るのだろうか。前者は次節（4.2 節）で後述

であると判断された模様である。ソニーと同するが，後者の「再エネみなし購入」につい様の判断の下に，2016 年の CDP では外資系のては次のように整理できる。

日本法人もグリーン電力証書を CDP に使用しこれまで CDP において，わが国のグリーンており，今後は日本企業も追随するものと思われる。

電力証書はその存在自体認識すらされていな
いと理解されてきたが [15]，2016 年の CDP に

4.2 再エネ直接購入はCDPに対応可能か

おいてソニー等が同証書を使用していることが明らかになった（表 4)。

これに対して，
現時点では「再エネ直接購入」

CDP の Scope2 で使用可能な各国の発電証明

は発電証明がないため，CDP において排出係等をとりまとめた，文献 [15](p.23) には，"CDP

数の「精度が低い」ものとして扱われる。CDP

is currently unaware of any of such systems in Japan"

では排出係数の精度について，精度が「高い」と記載されていた。このため，CDP においてから「低い」として扱っている（表 5）。諸外わが国のグリーン電力証書が再エネ比率とし国の発電源証明や再エネ証書は精度が「高い」てカウントされるためには，グリーン電力証と扱われており，わが国のグリーン電力証書書の認証機関であるグリーンエネルギー認証もここに位置づけられる。他方で，わが国のセンターが認証基準の英語版を策定し，CDP

小売電気事業者が自らの需要家に開示する実に示す必要があると同センターの関係者等に調整後の排出係数は精度が低いと位置づけらは理解されてきた。ただ，CDP は質問票を企れている。したがって，再エネ直接購入は「精業に送付し，その回答を開示するプロジェク度が低い」として扱われることになる。

トであり，その内容を精査することは一切し
4.3 非化石証書はCDPに対応可能かない，いわば申請主義にある。大企業である

しかし，非化石価値取引制度が導入されたほど回答送付時に監査事業者の承認を経るこ

表4 ソニー等のCDPにおける再エネ目標とグリーン電力証書の利用
Sony Corporation

Novo Nordisk A/S

全エネルギー

電力

基準年

2015

2014

基準年の再エネ割合(%)

4.25%

73%

目標年

2020

2020

目標年の再エネ割合(%)

4.70％

100%

太陽光パネルの設置等とグリー

RE100に参加表明し，2020

ンエネルギー証書の活用

年までに目標達成

対象とするエネルギー種別

調達方針

出典：各社CDP報告およびRE100のwebサイトより作成－ 55 －

電力経済研究No.64（2017.3）

表5 CDPにおける排出係数の精度
排出係数指標となるものの例

精度・再生可能エネルギー証書（REC）＜米国、カナダ、オーストラリア等＞
・発電事業者宣言書 ＜英国＞
発電証明・証書や発電源が・発電源証明（GO） ＜EU＞
特定できる契約書に基づく係数
・RECやGO等の証書が発行されている電力購入契約書（PPA等）
・その他Scope2に適合する証書 ※グ リ ー ン 電 力 証 書
電力購入契約書（PPA）に基づく係数

・電源トラッキング・システム対象外の化石燃料による契約書・証書が発行されないが電力商品を証明する契約書・発電源が特定できない契約書

小売電気事業者の係数

・通常料金プログラム（国が公表する排出係数）※温 対 法 の 実 排 出 係 数 ・ 調 整 後 排 出 係 数
・再生可能エネルギータリフプログラム
・任意型グリーン料金プログラム高低

出典:文献[12]より作成

場合，CDP で対応可能とする方策も考えられたグリーン電力の調達は，この時代への適合る。

策として，更に拡大していくべきである。しまず前提として，非化石価値取引制度におたがって，CDP 等の関連制度との整合性を図

いては，再エネ直接購入とみなし購入は，両り，わが国企業が国内で手軽にグリーン電力

者とも再エネ由来の非化石証書が当該電源のや証書を調達できる仕組みが望まれる。

発電事業者に初期配分される。ここで小売電気事業者が非化石証書のもつゼロエミ価値が【参考文献】

償却された場合，当該事業者の調整後排出係[1] Obama, B.(2017) The irreversible momentum of clean
energy. Science, DOI: 10.1126/science.aam6284[2] BNEF(2016), Corporate PPAs, guarantees of origin andgrid parity[3] 田頭直人 (2005)「米国のグリーン電力プログラムの設計に関する考察」，電力中央研究所報告
Y04013．
[4] 田頭直人・馬場健司 (2006)「家庭用需要家のグリーン電力プログラムの設計に対する意識分析－電力量保証型を対象に－」, 電力中央研究所報
告 ,Y05016.
[5] 第 5 回電力システム改革貫徹のための政策小委員会（2017）「資料 5-2 中間とりまとめ（案）」, 2017
年2月9日[6] 第 2 回市場整備 WG（2016）「資料 3 非化石価値取引市場について」, 2016 年 11 月 9 日[7] 朝野賢司・野口厚子 (2017)「非化石価値取引市場
によって FIT と自由化の整合性は図れるのか？」
電力経済研究 No.64, pp.35-47[8] 第 10 回総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会 再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委
員会「資料 4 再生可能エネルギーの最大限の導入拡大に向けて」, 平成 29 年 1 月 25 日
[9] 電力調査統計（平成 28 年度）, 資源エネルギー庁[10] 電気事業便覧（平成 28 年度版）, 日本電気協会[11] CDP (2016) Guidance for companies reporting on climatechange on behalf of investors & supply chain members数が低減されることになる。
しかし，本稿で論じたように，わが国の調整後排出係数がどれだけ低くなろうとも，これを電源選択の基準としている需要家はほとんどいない。そこで，国際的な温室効果ガス
算定・報告基準である GHG プロトコルに基づいて，非化石証書の「ゼロエミ価値」を反映
した排出係数を算定すべきである。具体的には，①非化石証書を，欧州の発電源証明と同様に，発電源別にみた当該期間の発電量等をトラッキング可能とした上で，GHG プロトコルに対応した排出係数を算定し，②この排出係数が適用された電気料金メニューを企業等の需要家が選択可能とする等の方策が考えられる（本誌別稿 [7]）。
以上みてきたように企業もその環境取組を公開され，評価され，比較され，その結果に応じて選択される時代を迎えている。非化石証書の持つ発電証明とゼロエミ価値を生かし－ 56 －

2016[12] GHG Protocol (2015) GHG Protocol Scope2 Guidance[13] CDP (2016) CDP Climate Change 2016 Information
Request DELL inc.
[14] CDP (2016) CDP Climate Change 2016 Information
Request Apple inc.
[15] CDP(2015) Accounting of Scope 2 emissions -Technicalnotes for companies reporting on climate change on behalfof investors & supply chain members 2015
朝野 賢司（あさの けんじ）*
電力中央研究所 社会経済研究所
野口 厚子（のぐち あつこ）*
電力中央研究所 社会経済研究所
谷 優也（たに ゆうや）**みずほ情報総研株式会社
環境エネルギー第２部* 第 1 章，第 2 章，第 4 章については，電力中央研究所が担当し，文責を負う。
** 第 3 章については，みずほ情報総研株式会社が担当
し，文責を負う。

－ 57 －

電力経済研究No.64（2017.3）

第3部
送配電網の広域的利用ルールのあり方と費用回収問題

論

文

再生可能エネルギー電源大量導入下の欧州における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向と課題
Issues of cross-border balancing mechanism in European countries under high penetration ofrenewable energy sources
キーワード：国際連系線取引，需給調整メカニズム，卸電力市場，再生可能エネルギー
古

澤

健

岡

田

健

司

欧州では，単一の市場を作ることを目指して，国際連系線を活用した欧州大での電力取引が進められている。国際連系線を活用した電力取引としては，前日や当日市場等の卸電力市場におけるエネル
ギー取引の他に，需給調整メカニズムにおける取引が考えられる。従来から需給調整とは，当日市場のゲートクローズ後のネイティブな需要変動や電源不調への対応として，各国・地域の送電系統運用者（Transmission System Operator: TSO）が，自らの責務で行うものであった。しかしながら，欧州単一市場を進める過程で，再生可能エネルギー（再エネ）電源が大量に導入されると，国際連系線を通じて多くの国で，再エネ由来の電力が取引されることになり，その結果，当日市場のゲートクローズ後であっても，太陽光発電や風力発電の特性によって，発電出力が大きく変動する可能性が生じる。そのため，発生しうる需給変動に対して，TSO間で協調して対応するための検討が始まっている。その検討においては，国際連系線の送電混雑の発生を考え，安定供給維持のために必要な需給調整能力を，各地域で一定量を確保することが望ましいといえる。
1. はじめに
2. 欧州の卸電力市場統合化に向けた国際連系線利用
および需給調整に関わる共通指針の整備
2.1 欧州の卸電力市場の統合化と再エネ導入拡大による課題
2.2 欧州のネットワークコードの種類
3. 欧州における国際連系線利用の特徴と現状
3.1 欧州の国際連系線の送電混雑対策の特徴
3.2 欧州の国際連系線に適用する明示的取引と暗示的取引の得失3.3 広域的な需給調整メカニズムの導入
4. ドイツ・北欧における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向と課題
4.1 ドイツ・北欧の需給調整能力の種類
4.2 北欧の広域的需給調整メカニズムの動向と課
題
4.3 ドイツの広域的需給調整メカニズムの動向と課題
5. 再エネ大量導入下における需給調整のための国際連系線利用のあり方

1. はじめにの見直しが議論されている1。この議論において，①現行の先着優先ルールを廃止し，地域再生可能エネルギー（以下「再エネ」）の大間連系線の利用可能容量を日本卸電力取引所

量導入に伴い，需給調整機能を強化する必要性が高まる中，容量の限られた連系線の利用

1をどのように進めていくのかは，電力システ
ム改革における重要な課題である。
わが国では，電力広域的運営推進機関（以下「広域機関」）において，連系線の効率的な活用等の観点から，地域間連系線利用ルール－ 59 －

現在，地域間連系線の利用ルールに関して，広域機関において「地域間連系線の利用ルール等に関する検討会」（2017
年 1 月末時点では，第 1 回～第 6 回が開催済）で議論がなされている [1]。この検討会に先立って，2016 年 4 月から 6月に開催された「地域間連系線の利用ルール等に関する勉強会」において，地域間連系線の利用計画や混雑管理の方式に関する知見の収集，関係機関との共通認識の醸成，利用計画や混雑管理方式のメリットと課題について，経済面，法制面，運用面と設備投資の面においての整理を行っており [2]，成果を踏まえ，わが国の地域間連系線の利用ルール
等に関する具体的な制度設計案の検討が目的とされている。

電力経済研究No.64（2017.3）

（JEPX）の前日スポット取引に割り当てる「間等が挙げられている [4]。

接オークション方式」の導入や，②エリア間

この議論に関しては，全国大で平常時・緊の価格差リスクの回避手段としての「間接的急時の需給調整機能を強化することが重要で送電権」の導入等が論点として挙げられていあり，そのために，地域間連系線の利用ルーる2。特に，
広域機関において新しい地域間連系

ルの見直しが急務であると経済産業省は述べ

線利用ルールとして議論されている「間接オーており [5]，エネルギー取引のための利用と広クション」と呼ばれている方式は，欧州の「暗域的な需給調整メカニズムをどの様に実現す

示的取引（implicit auction）」を参考にして検討るかが重要課題である。

3

一 方， 欧 州 各 国 で は「 送 電 系 統 運 用 者

されたものである 。
一方，広域機関の業務内容として，主に，（Transmission System Operator： 以 下「TSO」）」① 需給計画・系統計画を取りまとめ，周波数に需給調整を行う義務が課せられているため，

変換設備，地域間連系線等の送電インフラ

当日市場のゲートクローズ後，TSO が実運の増強や区域（エリア）を超えた全国大で用よりも前に確保した需給調整能力を活用しの系統運用等を図るて需給調整を行う。そのため，各国・地域の② 平常時において，各区域（エリア）の送配TSO は，需給調整を隣接する TSO と一定程度電事業者による需給バランス・周波数調整の協調は行うものの，自らの責務を果たすのに関し，広域的な運用の調整を行うに適した仕組みを構築してきた。しかし，近③ 災害等による需給ひっ迫時において，火力

年の欧州の単一市場化や再エネ電源の大量連電源等の出力増加や電力融通を指示するこ系により，複数の TSO による国境を越えた需とで，需給調整を行う

給調整メカニズムが検討されている [6]。
欧州の各 TSO エリアをわが国の各送配電事

2

この間接的送電権は，米国の一部の地域で導入されている「金融的送電権（以下「FTR」）」を参考にしている。米国北東部の広域系統運用機関である PJM では，送電系統の状況を反映した時間別の地点別電力価格（以下「LMP」）に基づ
き，域内の前日スポット市場やリアルタイム市場でのエネ
ルギー取引が精算される。LMP は，エネルギー取引市場の市場均衡価格，送電線の混雑（潮流が利用可能容量を超える状態）を解消する混雑料金と送電ロス補償料金の 3 項目から構成される。LMP はエネルギー取引の値段であり，送電系統設備費用等の負担を求める送電料金ではないことに留意されたい。PJM は LMP の変動リスクに常に晒される
市場参加者（送電系統利用者）への救済策として，LMP 導入に併せて FTR と呼ばれる仕組みを導入した。前日スポッ
ト市場の運営者でもある PJM は，混雑解消により得た収入
を，FTR 保有量に応じて市場参加者に還元する。これを見越して，市場参加者は，域内のエネルギー取引開始前に，PJM が運営するオークション市場を通じて FTR を取得する。
PJM のように，送電混雑による LMP の格差が定常的に発生する状況下では，市場参加者は事前に FTR を調達し，クレ
ジットを受け取ることで，送電混雑それ自体が解消されず
とも，発生したはずのエネルギー取引に対する送電混雑費用の負担を軽減することができる。米国では同様の特徴を持つ仕組みが導入されている地域があるが，その名称は様々である。例えば，ニューヨーク州では，送電混雑契約（TTC）と呼ばれている [3]。
3
暗示的取引は，市場取引を通じて国際連系線の容量を割り当てる方式である。詳細は第 3 章で述べる。

業者のエリア，欧州の国際連系線をわが国の地域間連系線とみなすと，欧州の国際連系線に関する議論は，わが国の地域間連系線に関する議論に資することができる。そこで，本稿では，わが国におけるメリットオーダー4に基づく地域間連系線の利用と地域間の需給調整の活用の整合的な実現に向けた議論に資するために，第 2 章では，欧州における市場統合に向けた取組みを述べた後，なぜ系統利用・運用の共通指針を欧州大で整備する必要があ
るかについて述べる。第 3 章では，国際連系線の利用ルールの動向と，なぜ年間から実運用の 1 時間前まで，すべてのタイミングで暗示的取引が採用されていないのかについて述べる。第 4 章では，国を跨ぐ卸電力市場が一体的で，需給調整と送電混雑を一体的に運用
4－ 60 －

様々な種類の電源を発電コストの安い順に並べ，安い順に使ってゆくことで総発電コストを抑える手法である。

する北欧と，卸電力市場を一体的にしつつも，潮流の予測が難しくなると共に，ループフロー

需給調整と送電混雑は異なるメカニズムとし問題5が悪化する可能性が高くなる [10]。

て運用するドイツ周辺国における国際連系線

そのため，再エネ電源の導入を推進していを利用した広域的な需給調整能力の確保と活る欧州において，広域的な電力の安定供給の用に関する取組みについて述べる。第 5 章で，観点からも，電力市場への再エネ電源の統合

北欧とドイツの広域的な需給調整メカニズム

は重要なテーマと位置づけられている。

が直面している課題について整理することで，
2.2 欧州のネットワークコードの種類

わが国への示唆を得る。

第 3 次電力自由化パッケージにおいて，欧2. 欧州の卸電力市場統合化に向けた国
際連系線利用および需給調整に関わる共通指針の整備

州大の送電系統運用者の協調機関（European
Network of Transmission System Operators for6
Electricity： 以 下「ENTSO-E」）の設立と欧州大 の「 系 統 利 用・ 運 用 の 共 通 指 針（network
2.1 欧州の卸電力市場の統合化と再エネ導入
拡大による課題

code）」7の 策定が規定された。特に，国際連
5

欧州では，1987 年の単一欧州議定書制定以降，EU 域内における人・物・資本・サービスの自由移動に向けた法的整備の検討が進められてきた。電気事業に関しても，単一欧州議定書の枠組みに入っており，欧州の電気事業に対して，送電部門の分離を求める動きは，
欧州委員会による第 1 次から第 3 次の電力自由化に関する指令を通じ，次第に強化されてきた。欧州委員会は，欧州全体での卸電力の市場を創設し，欧州各国における電気料金の価格差を小さくすることが，電力自由化の目
的の 1 つであるとしてきた [7][8]。
その一方で，低炭素エネルギーシステムの実現についても，欧州大で目標を設定し，その目標達成のために各国レベルでの検討が進められている。2009 年制定の再生可能エネル
ギー促進指令 [9] により，卸電力市場で取引される再エネ電源の発電電力量が増加している。
このような再エネ電源の発電電力量の増加は，各国の卸電力市場のみならず，国際連系線を通じて他国に流れる再エネ電力を増加させる傾向にある。具体的には，総供給量に占める
再エネ電源の割合が増加することで，自国内の送電ネットワークおよび国際連系線の電力

送電ネットワークが格子状または網目状に連結するメッシュ型系統では，各送電線の電気的な特性によって，計画外潮流（≒計画潮流と実潮流の差）の内，計画潮流と異なる送電線に流れる電力潮流をループフローと呼ぶ。ルー
プフローが増加し，想定していないルートに電力が大量に流れると，送電可能容量を超えた電力潮流（送電混雑）を発生する。実際，ドイツの北部への風力発電の大量連系により，ドイツの南北間の送電混雑が発生している。そのため，2011 年と 2012 年の平均的な計画外潮流量がドイツから
ポーランドに 900MWh/h，ドイツからチェコに 540MWh/h，ドイツからオランダに 420MWh/h，フランスからドイツに1000MWh/h であった。ドイツの最大需要が約 80GW であり，
平均的に最大需要の数 % にあたるループフローが発生していた。
6
ENTSO-E は欧州の 6 つの送電系統運用組織を統合し 2009年 7 月に発足した組織であり。2017 年 1 月末時点で，35 カ国，42 の系統運用者から構成される欧州全域の TSO の協調機関として，欧州大の 10 カ年系統開発計画や系統利用・運用に関する共通指針の策定などの役割を担う [11]。
7現在，ENSTO-E が策定している系統利用・運用の共通指針
は，・送電系統に電源を接続するときの技術要件（RfG）
・需要家の電力系統への接続要件（DCC）
・交流の電力系統に高圧直流送電設備を接続するときの要件（HVDC）などの連系に関するコード，
・スケジューリング（OPS）
・負荷周波数制御（LFCR）
・系統事故時の運用（OS）
・緊急時と復旧時の運用（ER）などの運用に関するコード，
・長期的な送電線の容量割当（FCA）
・短期的な送電線の容量割当と混雑管理（CACM）
・インバランス（EB）などの市場に関するコードがある [12]。

－ 61 －

電力経済研究No.64（2017.3）

系線の利用可能容量の認識や需給調整の考え

設備計画段階で採られる主な対策は，送電方が隣接する TSO 間で異なっていたことが，ネットワークの利用状況を想定し，送電混雑2006 年の西欧大停電の発生理由の 1 つとしてが発生しないよう，送電線を増強・拡充する考えられていたことが [13]，欧州大の系統利用・ことである。一方，運用段階では，既存送電運用の共通指針策定の背景にある。

ネットワークの能力の範囲で送電混雑を解消

系統利用・運用の共通指針のうち，前日市

しなければならない。例えば，混雑送電線の場や当日市場などの短期的な国際連系線の容上流側（発電の多い地域）の発電量を減少させ，量割当と混雑管理に関するものは，「Capacity

下流側（需要が多い地域）の発電量を増加さ

Allocation and Congestion Man-agement（以せる方法（「発電振替」）がある。また，
送電ネッ

下「CACM」）」[14]， 長 期 的 な 国 際 連 系 線 のトワーク内の送電線の連結状況の変更により

容 量 割 当 に 関 す る も の は「Forward Capacity

電力の流れを調節し，送電混雑を解消する方

Allocation（以下「FCA」）」[15] で整理されている。

法（「系統構成変更」）もある。これら対策をさらに，需給調整メカニズムに関しては，「Load

講じてもなお送電混雑が解消されない場合や，

Frequency Control and Reserve（以下「LFCR」）」[16]

災害時等のやむを得ない場合は，一部の需要と「Electricity Balancing（以下「EB」）」[17] で家への電力の供給抑制（停電）を考慮した需定められている。

給調整という最終手段を講じる必要に迫られ各国・地域の TSO の関与の下，ENTSO-E がる。

中心となって策定された系統利用・運用の共運用段階での送電混雑対策は，さらに需給通指針は，最終的には欧州委員会での承認を計画段階と実運用段階に分けられ，表 1 に示受け，その内容に沿って，各国の関連ルール

すように諸外国で様々な方法が適用されていが変更されることとなる。

る。特に，欧州では，需給計画断面で，ある送電線で混雑が見込まれる場合，「明示的取3. 欧州における国際連系線利用の特徴と現状引（explicit auction）」 や 暗 示 的 取 引（implicit
auction）などの「市場メカニズムに基づく方法」
が実施されている。欧州では複数の国際連系

以下，3.1 節で欧州の国際連系線における送線で各国が連結し合うため，電力取引の利用

電混雑対策の基礎的情報，3.2 節で，明示的取

枠は，国家間の総送電可能量に対して割り当引と暗示的取引の得失，3.3 節で，エネルギーてられる。

取引後の国際連系線の利用可能容量を需給調

国を跨ぐ相対取引は，国際連系線が混雑し

整メカニズムに活用するための現在の検討状た場合には，制限を受けることとなる。その況について述べる。

制限を回避する手段として，明示的取引が利用されている。この方式は，競売に出される

3.1 欧州の国際連系線の送電混雑対策の特徴

利用可能容量よりも買入札の総容量が上回る

系統運用者は，送電線の熱容量や安定度などの制約を考慮して系統全体を運用しなけれ場合，入札価格の高い順に利用可能枠を割り当てる仕組みである。

ばならない。ある送電線の電力潮流が，制約

一方，暗示的取引は，隣接する国の卸電力を考慮した利用可能量を超えた状態（送電混

市場を統合するために考案された仕組みで，雑）になる場合，その対策は設備計画段階と市場価格の安い国から高い国へ電力を融通す

運用段階に実施するものに大別できる。

ることで，両国間の価格差を縮小する効果を－ 62 －

表1 欧米で主に用いられる運用段階における送電混雑対策の概要
混雑対策

市場メ
カニズ
ムに基
づく方
法

特徴

明示的取引

• 取引単位で送電可能量の利⽤枠をオークション等に基づき割り当て• 『物理的送電権』に相当し、空押さえ禁止（Use It Or Sell It：以下「UIOSI」）が適⽤• 欧州（国際連系線）で主に年間・月間の需給計画段階で実施

暗示的取引• 卸電⼒市場取引に付随して送電可能量を割り当て• 地点間・地域間の取引価格の格差変動のリスクヘッジとして『⾦融的送電権』などの手法の併⽤• 欧州（国際連系線）、米国の一部の地域（PJMなど）、わが国（地域間連系線）で、主に前日の需給計画段階で実施• 利⽤申込み順に、送電可能量を割り当て• 欧州の一部の地域（ドイツ近隣国の国際連系線など）で、主に実運⽤に近い需給計画段階で実施。わが国（地域間連系線）では、先着優先
方式に基づき無償で地域間連系線の利⽤枠を割り当て

市場メ
先着優先
カニズ
ムによ
らない
• 系統運⽤者による給電指令や反対潮流を流すこと（逆取引）で送電混方法 再給電指令、
雑を解消
逆取引• 欧州（国内の送電系統や国際連系線）で主に実運⽤段階で実施

出典：[18]を基に作成持つ。複数の国の事業者が参加する卸電力市

そのため，国際連系線の利用可能容量に対場では，国際連系線混雑を国家間の発電振替

する物理的な利用権は，その容量を利用しなで解消しようとするのである。

いことの蓋然性が高くなった場合，権利を他の利用者に譲らなければならない。しかし，

3.2 欧州の国際連系線に適用する明示的取引と暗示的取引の得失

実際には，この利用ルールの下では，再エネを含めた電力に対して，国際連系線の容量を

表 2 に示す 4 点について，明示的取引と暗利用しないことの蓋然性を測ることは難しい8。
(2)卸電力市場の価格決定メカニズムとの整合

示的取引の得失を述べる。
(1)国際連系線を介した独占的な取引

性

これまで，欧州の国際連系線の利用可能容市場メカニズムを活用した国際連系線容量量の割当では，物理的に国際連系線の容量をの暗示的取引は，CACM において，「市場統合」

利用できるという仕組み（物理的送電権）をにあたって最も推奨された取引である。ただ基本としてきた。物理的送電権は，他の事業し，現在の CACM においては，暗示的取引が者の取引を排除する可能性がある [3]。

望ましいとするものの，それ以外の取引方法を禁止するわけではないとも記述されている

表2 明示的取引と暗示的取引の比較
暗示的取引[14]。仮に，国際連系線の全容量を明示的取引

明示的取引で割り当てた場合，国際連系線の容量自体は，

国際連系線を介した • 独占的な取引に陥ら独占的な取引ない• 独占的な取引に陥る可能性あり

卸電⼒市場の価格• 卸電⼒市場の価格
決定メカニズムとの整差の反映が容易合性• 卸電⼒市場の価格差の反映が困難

国際連系線の容量取引の導入費⽤• 大きい（両端の卸電 • ⼩さい（両端の卸電⼒市
⼒市場の仕組みを統場の仕組みに変更の必要
一する必要あり）なし）

国際連系線を跨いだ• 国際連系線を跨いだ • 国際連系線を跨いだアデカ
⻑期的なアデカシー
アデカシー評価が困難 シー評価が容易
評価との整合性

各国の卸電力市場の価格決定とは独立して決まる。その結果，確保した国際連系線の容量
8－ 63 －

欧州の国際連系線の長期的な利用可能容量割り当てにおいて，再エネ電源由来であるが故の優遇扱いや，変動性を考慮して確保の拒否といったことは行われていない。

電力経済研究No.64（2017.3）

の方向が，その国際連系線と連系する各卸電の方が適していると言えよう。

力市場の価格差と逆になる可能性がある。すなお，欧州の卸電力市場の統合化の中で，なわち，明示的取引では価格の高い卸電力市

上述の送電混雑対策が活用されてきた変遷と場で電力を購入し，価格が安い卸電力市場に

ドイツとその隣国の国際連系線で使われてい輸出するために，国際連系線の利用可能容量る送電混雑対策の現状は補.2 を参照されたい。

を利用する可能性があり，実際にノルウェーとオランダ間の国際直流連系線において，こ3.3 広域的な需給調整メカニズムの導入
第 1 章で述べたように，多くの国の TSO は，の事象が生じていたことが報告されている[19]。

需給調整を行う義務が課せられている。そのそのため，連結する卸電力市場間の価格ため，需給調整を隣接する TSO と一定程度の水準に従い国際連系線容量が配分される暗示

協調は行うものの，各国・地域の TSO が自ら的取引の方が合理的であるという意見があるの責務を果たすのに，適した仕組みを構築し[20]。

てきた。しかしながら，欧州の単一市場を目(3)国際連系線の容量取引の導入費用指す動きや，近年の再エネの大量導入により，明示的取引は，各国で設立された卸電力市

TSO が個別に需給調整を行うのではなく，国場の仕組みを大きく変更することなく，導入

際連系線を活用し，広域的に協調する仕組みできる。一方，暗示的取引は，国際連系線のの導入が検討されている（図 1）。

両端の卸電力市場における市場決済の仕組み

例 え ば， フ ラ ン ス の TSO で あ る RTE は，を統一する必要がある [21]。すなわち，全く異FCR，aFRR，mFRR に相当する需給調整能力

なる市場決済の仕組みを導入している国同士の 他 に，「Trans-European Replacement Reserve

で暗示的取引を導入する場合には，卸電力市

Exchange（以下「TERRE」）」を通じて，RR に場のシステム改修にともなう追加的な費用が相当する需給調整能力を隣接する国の TSO 間必要となる。

で融通している（図 1）。一方，プロジェク(4)国際連系線を跨いだ長期的なアデカシー評

ト 4 の TERRE や，プロジェクト 5 の「Nordic

価との整合性

Regulation Power Market（以下「NRPM」）」9や，

欧州では，長期のアデカシー評価において，

プ ロ ジ ェ ク ト 9 の「International Grid Control

自国・地域の電源の供給能力と，最大需要を

10
Cooperation（以下「IGCC」）」のように，関係

元に評価してきた。しかしながら，現在，欧する TSO の地域を拡大しているものもある。

州では，国際連系線を介した供給能力も含め

そこで，第 4 章では，近年の欧州における国て，長期のアデカシー評価を論ずるべきとのを跨ぐ需給調整メカニズムの動向として，北議論がなされている。これは，ドイツの white

欧とドイツ周辺国における国際連系線を利用

paper の measure 18 でも述べられている内容でした広域的な需給調整能力の確保と活用に関ある [22]。国際連系線を介した供給能力を自国・する取組みを取り上げ，それぞれが直面する地域の供給能力として評価するためには，長課題について整理する。

期的にその供給能力と同じ容量の国際連系線
容量を確保しておく必要がある。その観点か
らは，市場の落札結果次第で割り当てられる
国際連系線の容量が変化する暗示的取引ではなく，直接的に容量が確保できる明示的取引

NRPM では，北欧内で主に，マニュアル操作で応答可能である需給調整能力を融通する仕組みである。詳細は 4.2.2 節
で述べる。
10
IGCC では，国際連系線に空き容量がある場合，TSO 間で，インバランスエネルギーの相殺を行う仕組みである。
9－ 64 －

将来、各プロジェクトに参加する可能性がある国際連系線

プロジェクト番号

8
5

4

5

5

8
9

1

Flow-based送 電 混 雑 解 消 の 手 法 を⽤いたaFRRとmFRRの共通メリットオー
ダーの作成

2

FCRのための国際連系線の活⽤

3e-GCC(保留中)4Trans-European Replacement
Reserve Exchange （TERRE）

5

Nordic Regulation Power Market（NRPM）

7

Xボーダー（クロスボーダー)

8

BriNeDを活⽤した需給調整能⼒の融通(保留中)

9

IGCC（International Grid
Control Cooperation)

出典：[23]を基に作成

図1 Cross-Border Electricity Balancing Pilot Projectsの概要
需給調整能⼒、
周波数変動

4. ドイツ・北欧における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向
と課題

aFRR
FCR

mFRR

RR

4.1 節では，ENSTO-E で定義されている需給

時間
擾乱の発生

調整能力の基礎的情報を述べ，4.2.1 節～ 4.2.3
節は北欧における需給調整メカニズムの基礎基準値からの周
波数変動

出典：[16]を基に作成

的情報，4.2.4 節で北欧における広域的需給調

図2 LFCRで定義される需給調整能力の分類

整メカニズム導入の課題について述べる。4.3.1
節で，ドイツの需給調整メカニズムの基礎的情報，4.3.2 節で，ドイツにおける広域的需給

力は，系統の擾乱に対して求められる応答速調整メカニズム導入の課題について述べる。

度から，以下のように区分けされている（図 2）。
・ Frequency Containment Reserves（以下「FCR」）

4.1 ドイツ・北欧の需給調整能力の種類

・ Automatic Frequency Restoration Reserve（ 以下「aFRR」）

欧州においては，前日市場や当日市場のゲー

・ manual Frequency Restoration Reserve（以下トクローズまでは，発電事業者や小売事業者「mFRR」）などが，自らの利益最大化を行うために取引を行う。そして，当日市場のゲートクローズ

・ Replacement Reserve（以下「RR」）

後は，TSO が実運用よりも前に確保した需給

ただし，各 TSO が全ての区分けの需給調整能力を確保しているわけではない。例えば，調整能力を活用して，需給調整を行う。
現在の LFCR で定義されている需給調整能

ドイツの TSO は，FCR，aFRR，mFRR に該当－ 65 －

電力経済研究No.64（2017.3）

する需給調整能力は確保しているが，RR に相4.2.1 北欧の電力取引の基本構造
北欧における市場を介した電力取引は，図 4当する需給調整能力は確保していない。一方，
ノルウェーやスウェーデン等の北欧の TSO は，に示すように，以下の 4 つに大別できる。

2012 年までは，FCR，mFRR，RR に相当する・ 先物・先渡契約市場

需給調整能力のみを確保していた。しかし，

・ 実運用の前日 12 時まで取引可能な前日市
場

近年の再エネ電源等の増加の影響もあり，2012年以降，北欧各国の TSO は，図 2 の aFRR に・ 実運用の 60 分前まで取引可能な当日市場

相当する「Frequency Restoration Reserve – Auto
（以・ ゲートクローズ後に，TSO が需給調整や下「FRR-A」）」を新たな需給調整能力として導送電混雑解消等を行うための調整能力を入している。

確保する需給調整市場11
北欧では，ドイツとは異なり，各国の TSO

4.2 北欧の広域的需給調整メカニズムの動向と課題はそれぞれ 1 つである。しかしながら，図 3のように，Nord pool では，ノルウェー，スウェー

北欧では，ノルウェーとスウェーデンを中

デン，デンマークにおいて，複数の卸電力市心に卸電力市場の統合や，需給調整メカニズ

場ゾーンを設定している。Nord pool の前日市

ムにおける協調が実施されている。本節では，場や当日市場では，JEPX の前日市場と同じく，その協調の動向と課題について紹介する。なゾーン間に送電混雑が発生しない限り，市場

お，本節における北欧とは，ノルウェー，ス

決済価格は同じ価格となる。

ウェーデン，フィンランド，デンマークの 4か国を指すものとし，バルト三国については，

4.2.2 北欧における需給調整能力の拡張

本稿の対象外とする（図 3）。

北欧における需給調整能力は，2012 年まで は， 図 2 の FCR に 相 当 す る「Frequency
Containment Reserve – Normal（以下「FCR-N」
）
」
，

NO4

「Frequency Containment Reserve – Disturb-ance（以SE1

下「FCR-D」）」，図 2 の mFRR や RR に相当す
る「Frequency Restoration Reserve – Manual（以

SE2

NO3

下「FRR-M」）」を需給調整能力として各 TSO

FIが確保していた12。先に述べたように，近年の

NO5

NO1

再エネ電源等の増加の影響もあり，2012 年以

SE3

NO2

DK1

SE4
DK2

EE

降，図 2 の aFRR に相当する FRR-A が北欧各

LV

国の TSO において，新たな需給調整能力としLTて導入された。この FRR-A は，既存の他の需

出典：[24]を基に作成
注）丸印の箇所が4.2.3節で述べる国際連系線を活用した需給調整の実証試験Hasle pilot projectを示す。

図3 Nord poolの卸電力ゾーン

11

北欧では，応答速度の遅い需給調整能力を送電混雑管理にも活用する。北欧の TSO にとっては，当日市場のゲートク
ローズ後に，「系統を運用するための調整能力」という位置付けで確保している。
12
FCR-N は， か つ て は，Frequency「Normal」Control Reserve，
FCR-D は，かつては，Frequency「Disturbance」Control Reserveと呼ばれていた。その名称の名残で，現在も -N や -D という略称が使用されており，それぞれの需給調整能力に求められる技術要件は，当時の名称のときと同じである。

－ 66 －

時間

前週

前日の
10時

前日の
12時

ｹﾞｰﾄｸﾛｰｽﾞ(60分前）

実運用

需給調整市場で確保していた容量を発動

先物・先渡契約市場

インバランス
精算

需給調整市場(FCR、FRR、RR)
前日市場:NASDAQ OMXとOTC:Nord pool spot

数か月後

当日
市場

:TSO

需給
調整

出典：[24]を基に作成
注）Nord poolの前日市場はElspot，当日市場はElbasと呼ばれている。

図4 北欧のエネルギー市場から需給調整までの流れ給調整能力とは異なり，北欧内で協調して運の協調の議論が進められており，2016 年時点

用することを前提としており，北欧内で協調

では，図 5 のような北欧大での FRR-M の入された技術要件が定められている。また，既札，確保，活用の指令の流れが構築されてい存の需給調整能力の補助的な位置付けのため，る。これは Nordic Regulation Power Market（以2016 年時点では，FRR-A は，朝と夕方におい下「NRPM」）と呼ばれている。この NRPM のてのみ確保されている。

最終的なゲートクローズは，実運用の 45 分前

既存の需給調整能力に関しても，広域的なであり，当日市場のゲートクローズ後である。

協調が進められている現状であるが，全てのすなわち，この時点での国際連系線の空き容

FCR-N や FCR-D に関し，各 TSO エリア内で確量は全てのエネルギー取引を終えた後の空き保することを基本として，需給調整能力が確容量であり，TSO 以外は活用できない容量で保される。FCR-N と FCR-D に関しては，必要ある。上述のことからわかるように，FRR-M

容量の 1/3 は，各 TSO エリア外で確保するこの需給調整能力に関しても国際連系線の利用とを可能とし，必要容量の 2/3 は，各 TSO エ

可能容量を需給調整のために事前確保していリア内で確保することを義務付けている。なるわけではない。

お，その際には，上述の卸電力市場のゾーン

TSO 間での協調を前提として，北欧で近も考慮して必要容量が確保されている。国際年設定された需給調整能力 FRR-A の国際連連系線を通じて融通される FCR-N や FCR-D は，系線を通じた需給調整能力の融通の実証試験

補.1 で述べている Transmission Reliability Margin「（Hasle pilot project）」がノルウェーとスウェー（以下「TRM」）の範囲内で取引が可能と考えデンの国際連系線で実施された。
この Hasle pilot においては，5 つのステップ

られており，TSO は国際連系線の利用可能容量を FCR-N や FCR-D のために確保しているわ

で需給調整能力が融通される。

けではない。

ステップ 0：各 TSO による FRR-A の確保
ノ ル ウ ェ ー の TSO で あ る Statnett と ス

4.2.3 北欧における広域的需給調整メカニズム
プロジェクトの仕組み

ウェーデンの TSO である Svenska kraftnat
は，自らのエリア内で FFR-A の技術要件

FRR-M については，2000 年頃から北欧内で－ 67 －

を満たす需給調整能力に関して，各 TSO
電力経済研究No.64（2017.3）

国内
事業者

国外
事業者

入札の情報の流れ

メリットオーダーでの調整能⼒の決定活用の指令

出典：[25]を基に作成
注1）NOISは，Nordic Operational Information Systemというサーバー機能の名称
注2）ENDK：Energinet DK（デンマークのTSO），FG：Fingrid（フィンランドのTSO），SN：Statnett（ノルウェーのTSO），SvK：Svenska kraftnat（スウェーデンのTSO）
注3）矢印の「M」はマニュアル操作での指令や情報伝達を示し，「A」は自動操作を示す。

図5 Nordic Regulation Power Market

価格で必要な容量を確保する。
ステップ 1：FRR-A 融通による経済分析

輸出国の供給曲線

各 TSO で確保した FRR-A を 2 国間で融通することによる便益を評価する。融通

輸入国の供給曲線することで両国に便益が生じないならば，混雑収入の変化分

FRR-A の融通は行わない。ここでの便益

0とは，（上げ代融通）と（下げ代融通）と，
（連

連系線容量

連系線容量の確保

系線確保費用）の合計のことである。上

出典：[26]を基に作成

げ代融通（下げ代融通）の便益は，融通

図6 Hasle projectにおける連系線確保費

する上げ代（下げ代）の容量と，Svenska

用の考え方

kraftnat と Statnett で上げ代（下げ代）を確保した価格差の積とする。一方，連系線

前日市場の取引情報から，前日市場のゲー確保費用は図 6 に示す色づけした部分が，トクローズ前に，ステップ 3 で確保した連系線を確保することにより減少する社

需給調整能力のための国際連系線の容量

会全体での便益であると整理されている。

を前日市場に活用するか，需給調整メカ

ステップ 2：FRR-A 融通のための国際連系線のニズムのために活用するかを再確認する。

容量の確保

前日市場のために活用することで便益がステップ 1 で設定した FRR-A の容量と同生じるならば，FRR-A の融通は行わず，

じ容量の国際連系線の利用可能容量を事

FRR-A の融通は不実施とする。
ステップ 4：FRR-A の融通の実施前に確保する。
ステップ 3：FRR-A 融通の実施によるメリット

国際連系線を通じた FRR-A の融通を実施の確認する前提で，暗示的取引で前日市場のゲー－ 68 －

ユーロ
35,000

上げ代融通の価値上げ代融通の価値下げ代融通の価値下げ代融通の価値

30,000連系線確保費用
連系線確保費⽤
両国の事業者全体の便益(試験期間)
両国の事業者全体の便益(試験期間)
両国の事業者全体の便益(実施期間)
両国の事業者全体の便益(実施期間)

25,00020,00015,00010,0005,000
0-5,000

35

36

37

38

39

40

41

43

44

45

46

47

48

49

50

51

週

出典：[26]を基に作成
注）上げ代融通の価値，下げ代融通の価値は，融通する容量と，両国での確保単価の差との積であり，連系線確保費用は，連系線の容量を前日市場で使わないことによる両国の社会全体での混雑費用である。両国の事業者全体の便益は（上げ代融通の価値)＋(下げ代融通の価値)―連系線確保費用で示す。

図7 Hasle pilot projectにおける両国の便益給調整能力ではない。つまり，これまでは

トクローズを行う。
実証試験のための融通容量は最大 50MW と

FCR-N，FCR-D，FRR-M で需給調整を行って決められた。上述のステップで，2014/2015 年

きており，これらの 2012 年以前からある需給の冬期に実施した実証試験において，両国の調整能力に関して，各 TSO は確保すべき容量

事業者全体でのメリットが，試験期間，実施を設定し，確保するが，FRR-A に関しては重期間を通して生じていることがわかる（図 7）。

要度が低い需給調整能力である。

図 7 には，便益は縦軸の正の値，費用は負の(2)FRR-A不足を根絶するメカニズム値で示されており，連系線確保費用はほとんステップ 0 で，各 TSO が FRR-A を確保したどの期間で生じていないことが分かる。これ

後，隣接する TSO で FRR-A による融通のメリッは，この実証試験の対象となる国際連系線のトを評価している。ステップ 1 やステップ 2

両端で，前日市場の価格差が生じていないたで融通すると決めた後，ステップ 3 で FRR-Aめである。

の融通を中止する場合，各 TSO は，すでにステップ 0 で FRR-A を確保できているため，

4.2.4 北欧における広域的需給調整メカニズムにおける課題FRR-A が不足することはない。また，上述したように，そもそも送電混雑が発生していな

FRR-A の技術要件と FRR-A 融通のステップ

い国際連系線を活用している。

および実証試験の結果から，以下の 3 つのこ

北欧の TSO の動向について上述の点から，とが分かり，わが国へ 2 つの示唆を得ること

国際連系線を活用した需給調整能力の融通は，ができる。

安定供給確保を維持しつつ推進していること(1)FRR-Aの位置づけがわかる。わが国で広域的需給調整メカニズ

FRR-A は，各 TSO で不足すると直ちに系
統運用に危機的な状況をもたらすような，需ムを検討する際にも，安定供給の確保を維持しつつ進めることが重要である。

－ 69 －

電力経済研究No.64（2017.3）

時間

前週

前日の
10時

前日の
12時

前日の
15時

ｹﾞｰﾄｸﾛｰｽﾞ(30分前）

先物・先渡契約市場

実運用

2か月後

需給調整市場で確保していた容量を発動

需給調整市場(Primary、Secondary、
Minute)

需給調整

インバランス
精算

前日市場
当日
市場

当日オークション市場:EEXとOTC:EPEX※EEX：European Energy eXchange※EPEX：European Power EXchange:4TSO

出典：[27][28]のサイトを基に作成
注）国際連系線を通過する当日市場のゲートクローズにおいて，2016年時点では，60分前である。

図8 ドイツのエネルギー市場から需給調整までの流れ(3)再エネの出力変動による連系線潮流の変動

り，ドイツの需給調整メカニズムについては，

ステップ 3 とステップ 4 からわかるように，

文献 [6][27] で述べているように，
4 つの TSO が，再エネの大量導入により，エネルギー市場に「全国需給調整市場（regelleistung）」を活用したおける国際連系線の潮流の向きが変わること

需給調整能力の確保，「Grid Control Cooperationが頻発する場合，ステップ 1 での便益評価や（以下「GCC」）」を活用したドイツ全国大の需ステップ 3 での確認を行っても，正確に便益

給調整，ドイツ大でのインバランス価格（rebaP）

評価が行えない可能性がある。そのため，現の利用等で協調している（図 8）。ドイツの需在の便益評価でよいかの検討は必要となるで給調整能力は図 3 の FCR に相当する Primary

あろう。

Control Reserve（以下「PCR」），aFRR に相当

わが国においても将来的には同様の課題がする Secondary Control Reserve（以下「SCR」），

考えられる。この点については，今後の北欧

mFRR に相当する Minute Reserve（以下「MR」）の動向に注視すべきである。

が設定されている。全国需給調整市場において，PCR，SCR，MR は 4TSO で共同確保され4.3 ドイツの広域的需給調整メカニズムの動向と課題ている14。2012 年までは，SCR に関して，確保するエリアを限定する状況もあったが，それ4.3.1 ドイツの電力取引と需給調整メカニズム

以降 SCR をドイツの全ての TSO のエリアからの基本構造
ドイツでは，前日市場，当日オークション
13

市場 ，当日市場が EPEX により運営されてお13

当日オークション市場とは，2015 年から設置された新しい卸電力市場である。市場決済価格の決定方式は，前日市場と同じく，ユニフォームプライス方式である。時間幅に関して，1 コマが 15 分間のみで，
1 日 96 コマが設定されている。
ゲートクローズの時間は，前日の 15 時である。また，この卸電力市場はドイツ国内の事業者のみを対象者としており，再エネ事業者の市場参加を促すために設置された市場である。EPEX は，当日オークション市場の設置による効果もあり，当日オークション市場と当日市場の取引量が増加していると述べている。
14
全国需給調整市場において，PCR の確保する市場では，ドイツのみならず，
スイス（2012 年 3 月以降），
オランダ（2014
年 1 月以降），
オーストリア (2015 年 4 月以降 )，
ベルギー
（2016
年 8 月以降），フランス（2017 年 1 月以降）の FCR に相当する需給調整能力が共同調達されている。ただし，市場を分断して需給調整能力が確保される場合もある。

－ 70 －

需給調整能力の確保コスト[億ユーロ]

確保してもよい状況になっている [26]。
この GCC では，SCR と MR に対して，(1) インバランスエネルギーの融通，(2) TSOが確保した需給調整能力の相互利用，(3) 全国的な需給調整能力の確保，(4) 共通メリットオーダーの活用が段階的に実施されてきた。さらに，ドイツ

10.0

MR

9.0

SCR

8.0

PCR

7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0

2010年 2011年 2012年 2013年 2014年 2015年と隣接する国々との間では IGCC が導入されて

出典：[30]を基に作成いる。IGCC では，GCC の (1) に相当するイン

図9 ドイツの需給調整能力確保費用の推移

バランスエネルギーの融通のみを実施している。

5.0

送電混雑管理のために活用したコスト [億ユーロ]

ドイツ連邦ネットワーク庁（以下「BnetzA」）
等は，広域的な需給調整メカニズムを実施するメリットとして，（A）TSO にとっての需給調整能力の確保先の多様化による競争の活性化，（B）インバランスエネルギーの融通による需給調整能力の活用の減少，（C）ドイツ内での全国メリットオーダーの実

カウンタートレード

4.5

再給電

4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0

現等の効果により，需給調整能力の確保

2010年に要する費用が低下

2011年

2012年

2013年

2014年

2015年

出典：[30]を基に作成等を指摘している（図 9）[29][30]。

図10 ドイツのカウンタートレードとまた，2016 年 7 月からドイツ，オーストリ

再給電による費用の推移

アの TSO は SCR の活用時の共通のメリット
オーダーの活用を開始し，さらなる需給調整
15メカニズムの広域化を進めている 。

メカニズムを一体的に実施しないことから当然のことであるが，需給調整メカニズムのみ

その一方で，ドイツ国内の送電混雑解消の広域的な仕組みを進めたとしても，TSO が事

調整能力は，需給調整能力確保後の残った調前に確保した需給調整能力は送電混雑解消に

整能力を活用している。送電混雑解消に要す利用されることが無い。したがって，需給調るカウンタートレードや再給電指令の費用は，整と送電混雑解消等の系統運用に関わる費用

近年，さらに増加している（図 10）。ドイツでは，が減少するとは限らない。

需給調整メカニズムと送電混雑解消を一体的

一方，2015 年 9 月に BnetzA とオーストリアに実施していない。これは，それぞれのメカのネットワーク規制当局である E-control によ

ニズムの費用をわかりやすくし，そのメカニ

り，ドイツ国内の混雑解消に要する費用低減

ズムに関する施策を導入する場合に，他の制のために，ドイツ / オーストリアの前日市場に度に不必要な影響を及ぼさないようにするた

おいて，ゾーン制の導入の議論があることをめである。図 9 と図 10 の結果と，それぞれの報じている [31]。規制当局以外でも，様々な機15

需給調整能力の確保において，ドイツの 4TSO と AustrianPower Grid はそれぞれの必要な SCR の確保している。

関でゾーン制に関する議論がなされているが，それらはエネルギー市場や，より長期的観点－ 71 －

電力経済研究No.64（2017.3）

での設備投資計画についての議論が多く [32]

わが国では，混雑解消の調整能力について[33]，ゾーン制が需給調整メカニズムに与えうの議論はまだ行われていない。需給調整能力

る影響についての議論は，ほとんどなされての議論と同時に行うことも重要である。

いない。
4.3.2 ドイツにおける広域的な需給調整メカニ

5. 再生エネ大量導入下における需給調整のための国際連系線利用のあり方

ズムにおける課題
ドイツの需給調整メカニズムと混雑管理の

本稿では，再エネが大量導入する環境下で関係から 2 つのことが分かり，わが国へ 2 つ

国際連系線の活用について，欧州における検の示唆を得ることができる。

討状況を見てきた。

(1)ゾーン制の導入による課題

北欧とドイツでは，国際連系線を活用した

仮に，送電混雑解消の費用を減少させるた需給調整を推進していること，エネルギー取めに，ドイツ国内でゾーン制を導入するので引の便益を損なわない範囲で広域的需給調整

あれば，需給調整市場において，需給調整能を行うことは共通している。ただし，北欧で力を確保する際に，ゾーンを考慮した確保がは，広域的な需給調整を行うための新たな需必要となる可能性がある。その結果，需給調給調整能力を定義し，既存の需給調整能力が整能力の確保費用が増加する可能性がある。

機能していれば，安定供給を損なわないとい

ドイツでは今後，こうした矛盾が生じないのう姿勢である。一方，ドイツは需給調整能力かどうかという議論が必要となるであろう。

を融通するのではなく，まずインバランスエ

また，ドイツ大のインバランス価格は成立でネルギーを相殺しあうことで，相互に不必要

きなくなる。

に需給調整能力を活用しなくさせる。その結わが国では，すでに前日市場においてゾーン制が導入されている。仮に GCC の (3) まで

果，安定供給を損なわず，広域的需給調整を段階的に進めようとしている。

進めることを想定すると，ゾーン間で送電混

また，北欧では，送電混雑箇所がドイツよ

雑が発生する場合に，広域的に確保した需給りも予測しやすいため，連系線の予測潮流量

調整能力は活用できなくなる。わが国では，をもとに，広域的需給調整の費用便益の評価

GCC の (1) の便益の検討から始めるべきであを行っている。予測が難しくなった場合の費

り，GCC の (4) の達成を当然として，広域的用便益評価が課題である。ドイツでは，送電需給調整メカニズムの議論をすべきではない。

混雑が予測できないことを前提とした広域的(2)需給調整と混雑管理の線引き

需給調整を進めてきたが，混雑緩和のために，

ドイツでは，需給調整と混雑管理は独立的

ゾーン制の導入を検討している。ゾーン制がに扱っている。混雑管理の費用を低減させる

ドイツで推進してきた広域的需給調整を妨げためには，需給調整能力確保後の残った調整

ないかの議論は必要となる。

能力ではなく，一定程度の容量を事前に確保

わが国で将来的に広域的な需給調整メカニすることも重要である。その一方で，ドイツズムを議論する際には，連系線を需給調整のでは，国際連系線のループフローの影響もあために活用することの便益評価が重要となる。

り，混雑状況を正確に想定して需給調整能力

また，再エネによる連系線潮流の変動も考慮

や混雑解消の調整能力を確保することは不可

する必要がある。
また，卸電力市場の市場分割を考慮して，能である。
－ 72 －

広域的な需給調整メカニズムを行うならば，

TSO-A

ドイツの現在の IGCC のように，連系線の空き容量がある場合のみ，インバランスエネルギー

TRM

実運用の前日や2日前に再計算

ATC

ATCʼ

ΔE

を相殺する方式か，北欧のように安定供給にTTC支障が生じないように，新たな需給調整能力

NTCを定義し，送電混雑が発生しない箇所で融通BCEする方式が望ましい。欧州では需給調整にお

AAC

AACʼ

ける広域的メリットオーダーの実現を，時間TSO-Bをかけて推進してきたのである。
また，再エネの導入状況によっては，わがBCE: Base Case Exchange
ΔE: additional Exchange Program
TTC: Total Transfer Capacity
TRM: Transmission Reliability Margin
NTC: Net Transfer Capacity
ATC: Available Transfer Capacity
AAC: Already Allocated Capacity

国の地域間連系線潮流の変動が大きくなる可能性もある。そのときの費用便益評価等については，欧州の今後の議論の動向を注視することが重要である。

補.1 欧州における国際連系線の利用可‌
能容量の考え方

出典：[34][35][36]を基に作成

補図1 欧州の国際連系線の利用可能容量の評価手続き欧州における各国間の国際連系線の利用に際して，国際連系線の利用可能容量の評価は，であるとする。この TTC から，TRM を差し引

関連する各国の規制機関により承認された方いた容量が，NTC であるとしている。

法が使われている。ただし，欧州における各

TRM は，（1） 緊 急 時 に PCR（Primary

国間の国際連系線の利用に際して，国際連系

Control Reserve）を融通するために必要な容量線の利用可能容量の評価を，各国独自の方法と，（2）TBC による周波数制御等も含めて想で行うのではなく，共通の方式が必要である

定外の潮流のために必要な容量，の 2 種類にと，電力自由化の進展とともに認識されてい対応できるマージンという考え方であり，計る。そこで，Net Transfer Capacity（以下「NTC」）

算方法は様々ある。例えば，最過酷断面を想の算出に関して，欧州大のガイドラインが作定して，（1）と（2）の合計を TRM とする考成されており，このガイドラインに沿った計

え方と，（1）と（2）は同時に発生しないため，

算方法をドイツ等では採用している（補図 1）（1）と（2）の容量の大きい方を TRM とする[34]。

考え方が紹介されている [34]。ドイツの TSO

BnetzA に承認された方法では，ベースケー

である Amprion や Transnet BW の TRM の計算

スとなる発電と需要からベースケースの国際方法に関して，詳細な計算方法は記述されて連系線潮流量である Base Case Exchange（以下

いないが，TRM は国間の国際連系線の数の平「BCE」）を求める。BCE から，一定容量の潮方根に比例した定数量が採用されている。例

流を増加させたときに，N-1 基準を維持できる

えば，ドイツ―フランス間の TRM は，√ 4 ×

範囲の潮流量 Additional Exchange Program（以100MW，ドイツ―スイス間の TRM は√ 15 ×

下「Δ E」）を求める。この BCE とΔ E の和が，100MW としている。NTC のうち，すでに容量

国際連系線のTotal Transfer Capacity
（以下
「TTC」
）

が割り当てられている already allocated capacity－ 73 －

電力経済研究No.64（2017.3）

（AAC）を除いた分が available Transfer Capacity

る国際連系線の利用可能容量を利用者に割り（ATC）として，エネルギー取引に割り当てて当てる際に，欧州では，主に明示的取引と暗いた [35][36]。

示的取引が採用されている [37]。明示的取引と

しかしながら，近年の電力自由化の影響と暗示的取引を採用した卸電力市場の統合の構

再エネ電源の導入拡大もあり，電力潮流量が

想は，補図 2 に示す tight volume coupling，price

現在の NTC の評価手法での容量を超えていな

coupling に相当する。以下に，各取引の仕組み

くても，ループフロー等の影響もあって送電の概要を述べる。また補図 2 の市場間の統合は，混雑が発生するようになってきた。そこで，各国における市場決済の仕組みがほとんど同

ドイツでは，前日等の短期的な ATC の新たなじである前日市場に関する統合である。一方，評価手法（C-function）が導入された。これは，当日市場に関する市場統合は，現在，図 1 中

TTC から TRM と前日時点での AAC’を差しの⑥で示されている地域ほど市場統合が進ん引いた容量に対して，N-1 基準で ATC’を算でいない。

出する。この AAC’の評価には，風力の出力(1)明示的取引（Explicit Auction）

予測に幅を持たせて計算することができる（例

この取引では，国際連系線の利用可能容量

えば，Amprion では，風力出力の予測が，0 ～をそれぞれの方向毎に競売する。2016 年時点

7,000MW のときは，ドイツからの輸出の ATCでの欧州では，ドイツと隣接する国々等の国

は7,449MW，
ドイツへの輸入のATCは8,249MW

際連系線の年間，月間の容量取引に利用されと な り， 他 に 風 力 出 力 の 予 測 が，7,000 ～ている（補表 1）。もしも競売に出される容量

11,000MW の場合，11,000 ～ 14,000MW の場合，よりも入札された総容量が少ない場合には，

14,000 ～ 18,000MW の場合，18,000MW 以上の利用希望者に無償で利用する権利が付与され場合でそれぞれの ATC を計算している [34]。
）。

る。競売に出される容量よりも入札された総また，ドイツやその隣国では，TSO に代わり，容量が多い場合には，入札価格の高い順番に

TSO Security Cooperation（TSC） が，2015 年 か利用可能容量が付与される。この仕組みの特ら国際連系線の ATC の計算を行うようになっ徴として，各国の卸電力市場の市場決済の仕た。これは計算主体を統一することで，各国組みとは無関係に国際連系線の利用可能容量の BCE のデータの統一がはかれることになる。

の取引が成立することがあげられる。そのた

国際連系線の ATC の容量の統一化を見据えため，国際連系線と連系する各卸電力市場の市動きである。

場決済の仕組みにおいて，明示的取引導入に関する変更費用は必要ではない16。また，確保補.2 欧州における国際連系線利用方法‌の現状された国際連系線の容量のうち，UIOSI（空押さえ禁止）のルールに従い市場に放出された
分，再度，明示的取引等で競売される17。すな

各国で設立されてきた卸電力市場に関する
市場決済の仕組みは各国で異なる。本稿で述
べている市場決済の仕組みとは，入札情報，
市場決済の際に考慮する入札情報，市場で決済する電力の時間幅（15 分，30 分，1 時間等），
市場のゲートクローズする時間等を指す。電力自由化の進展にともない，補 1 で述べてい16

市場決済の仕組みの変更として，例えば，前日市場におけるゲートクローズの時間の統一などがある。明示的取引を導入する場合，その国際連系線の両端の卸電力市場のゲー
トクローズ時間よりも前に明示的取引で容量が割り当てられておればよい。
17
例えば，2016 年のドイツ→フランス間の国際連系線の年間の取引容量600MWが，明示的取引でJoint Auction Office（JAO）
を通じて競争入札にかけられた。その際に，ドイツ→フランス間の年間の明示的取引で確保された 600MW を除いた

－ 74 －

欧州の市場統合の変遷
市場統合の
構想
①
①

②

③

②
③
④
⑤

④

⑥

⑤

⑥

Price
coupling

Tightvolumecoupling
Pricecoupling

開始
時期

対象エリア

2000年

北欧

2006年

FR, BE, NL

2010年

CWE

2009年

北欧, DE

2010年

北欧, CWE

2011年

北欧, CWE、
SWE他※北欧：NO(Norway), SE(Sweden), FI(Finland),
DK(Denmark)CWE(Central West Europe)：DE(Germany),
BE(Belgium), FR(France), LU(Luxembourg),
NL(Netherlands)
SWE(South West Europe)：PT(Portugal) ,ES(Spain)等

出典：[38]を基に作成
注）各国の前日市場に関する統合の変遷を示す。

補図2 欧州の前日市場の市場統合の変遷
わち，空押さえ禁止が機能すれば，国際連系

格を決める。

線の利用可能容量の支配力は発生せず，様々① 国際連系線を想定せずに，国際連系線の潮な利用者が利用可能となると言われている。

流量を決める。

(2)暗示的取引（Implicit Auction）② 国際連系線の容量制約に収まるまで両端のこの取引は，以下の 2 ステップで国際連系

価格差を変化させる。
補表 1 に示すように，ドイツ―フランス間線の潮流とその両端の卸電力市場の価格が決まる。

の前日取引では，暗示的取引が採用されてい① 国際連系線を想定せずに，卸電力市場の価る。系統利用者にとっては，手続きの煩雑さが減ることになる。言い変えると，卸電力市

格をそれぞれ決める。
② 国際連系線の容量制約に達するか両端の価格差がなくなるまで，国際連系線の潮流を場に入札するのみで，結果として国際連系線を跨いだ取引となっている場合がある。
また，補表 1 に示すように，ドイツとその変化させる。
このステップで行う暗示的取引は，特に隣国との当日市場では，明示的取引や暗示的market coupling と呼ばれている。北欧で採用さ取引のみではなく，先着優先（First-come First-

れている market splitting は，以下の 2 ステップ

served）も採用されている。先着優先方式は，

で国際連系線の潮流と卸電力市場のエリア価

国際連系線の利用可能容量を使う取引が約定するごとに，利用可能容量を割り当てる方式

残りの空き容量のうち 400MW が 2016 年の月間容量として，
明示的取引で JAO を通じて競争入札にかけられる。実際には，2016 年 4 月～ 10 月の月間の競争入札には，年間取引分から再販売となった 15MW が加わった 415MW が，月間の明示的取引で取り扱われた。さらに，残りの空き容量と月間容量での再販売分が，前日市場等で取引される [39]。

である。これは，当日市場の取引がザラ場方式を採用しているため，当日市場で取引が約定した順番で，空いている連系線容量を割り当てていくことになるためである。

－ 75 －

電力経済研究No.64（2017.3）

補表1 ドイツとドイツの隣接国との国際連系線の利用可能容量の割当の概要

年

月

前日

当日

ルクセンブルク

容量割当なしオーストリア

容量割当なしスイス

Explicit auction

First come first served

フランス

Explicit auction

Implicit
auctionFirst come first served

オランダ

Explicit auction

Implicit
auctionFirst come first served

デンマーク

Explicit auction

Implicit
auctionFirst come firstserved(TenneT-Demark
west)
Implicit auction(50HertzDemark east)

チェコ

Explicit auction

First come first served

ポーランド

Explicit auction

First come first served
出典：[24][28]，各国TSOのサイトを基に作成

注）ルクセンブルクやオーストリアはドイツとの国際連系線の容量が，実際の利用量よりも非常に大きいため，連系線の容量の割当は行われていない。

また，当日市場の決済において，明示的取引のように，エネルギー取引とは別に国際連系線の容量の入札・決済を行う時間的余裕はなく，ザラ場方式なので，1 つの取引時間帯毎に価格差の最小化を行っているわけではない
ため，先着優先方式が採用されている場合が多くみられる。ただし，当日市場での暗示的取引の導入を否定しているわけではない。
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[10] THEMA (2013)“Loop flow – Final advice”, THEMA
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[11] ENTSO-E (2017) about ENTSO-E.
[12] ENTSO-E (2017) ENTSO-E network code development.
[13] UCTE (2006) Final report System disturbance, 4November 2006.
[14] ENTSO-E (2017) Capacity Allocation and Congestion
Management, ENTSO-E network code development[15] ENTSO-E (2017) Forward Capacity Allocation,
ENTSO-E network code development[16] ENTSO-E (2017) Load Frequency Control and Reserve,
ENTSO-E network code development[17] ENTSO-E (2017) Electricity Balancing, ENTSO-E
network code development[18] 岡田健司 (2016)「欧州ではどのような送電混雑解消方法が講じられているか？」，電気新聞 , 電気新
聞ゼミナール , no.122, 平成 28 年 12 月 19 日 .
[19] R.Beune, J.van Putten, K.A. Barmsnes and O. Gjerde－ 76 －

(2010) ”Interregional market coupling ?a challenge for
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[20] Leonardo Meeus (2011)“Implicit auctioning on the
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[21] P.Solc and B Nemecek eru (2010)“Czech and Slovak
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[24] Nord Pool SA (2017) at http://www.nordpoolspot.com/(last visit 2017.1.20).
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[28] EPEX (2017) at http://www.epexspot.com/en/ (last visit
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[32] Johas Egerer, Jens Weibezahn and Hauke Hermann(2015)“Two prizing zones for the German electricity
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[33] Consentec (2015)“Economic efficiency analysis of
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[39] Joint Auction Office (2017) at http://www.jao.eu/main (lastvisit 2017.1.20).

－ 77 －

古澤 健（ふるさわ けん）
電力中央研究所 社会経済研究所
岡田 健司（おかだ けんじ）
電力中央研究所 社会経済研究所

電力経済研究No.64（2017.3）

論

文

欧州の配電料金構造の動向と課題―固定定額の従量料金主体の料金構造の限界とその対応策―
The issues of distribution tariff structure in European countries― The limitations of flat fixed volume tariff and countermeasures―

キーワード：配電系統利用料金，従量料金，分散型電源
古

澤

健

岡

田

健

司

わが国と同様に欧米においても，配電系統利用料金には，従量料金主体の構造が採用されている。
省エネの進展や，再生可能エネルギー（再エネ）等の分散型電源の導入進展による自家消費の増大
は，系統需要量の減少を引き起こす。これによる料金収入の減少に伴う設備費用回収漏れを避けるた
めに，従量料金の値上げを行うと，自家消費の増大は加速するが，系統需要の最大電力は減少しない可能性がある。すなわち，系統需要量のさらなる減少による収入減をもたらすが，設備の維持費用は減少しない可能性がある。このように，系統需要量の減少と料金収入の減少が連鎖的に生じる現象
は，デススパイラルと呼ばれている。このデススパイラルに陥らないために，欧州の配電事業者は，料金の構成の見直しを検討，あるいは実施しているが，十分な対応策となるかは不透明である。例えば，
容量・固定料金の割合を増加させることで，短期的には費用回収漏れの可能性を低減させることを期待しているが，バッテリーの導入を踏まえると，長期的に十分な対応策とはいえない。また，北欧の時
間帯別料金については，従量料金の一種であるため，費用回収漏れの解決策にはならない可能性がある。さらに，配電系統利用料金は，設備の費用を反映する以外に，系統を利用することの価値を反映する考え方が重要となる。
1. はじめに
2. 配電系統利用料金の構造設計の概念
3. 欧州の配電系統利用料金における動向
3.1 容量・固定料金の導入に関する動向

3.2 時間帯別料金に関する動向
4. 配電系統利用料金に求める役割
5. 今後の配電系統利用料金の在り方と今後の課題

1. はじめにつについて，検討を行っている。具体的には，
以下の 4 つの論点について，ステークホルダー

電力・ガス取引監視等委員会の送配電網のからのヒアリングを受け，議論を進めている。

維持・運用費用の負担の在り方検討 WG では，・発電事業者の送配電網の維持・運用費用の負担の在り方送配電網を利用して電気事業を行う場合に支払う託送料金のあり方について議論がなされ・送配電網の固定費の負担の在り方ている [1]1。この WG では，①送配電網の維持・・高度なネットワーク利用の推進

運用コストの抑制・低減，②需要家負担に係・送電ロスの取扱い

る公平性の確保，③イノベーションの促進の 3

一方，欧州の電気事業においても再生可能
エネルギー（以下「再エネ」）の大量導入，省1

現在の日本の託送利用料金は，送電系統や配電系統の維持と増強に要した費用等を回収する系統利用料金，系統に接続する際に新たに必要となる設備等の費用を負担する系統
接続料金，
アンシラリーの費用等を含めた料金を指す。一方，
欧州では，系統利用料金と接続料金とアンシラリーの費用
は，それぞれ異なる料金として認識されている。本稿では，
欧州の系統利用料金について述べる。

エネの推進等により，わが国と同様に送電系
統利用料金や配電系統利用料金に関する議論が，進められている。文献 [2] では，欧州において，配電系統を通じて需要家に供給される－ 78 －

電力需要（以下「系統需要」）が減少する環境
2

る。本稿では，筆者らの先行研究 [2] で十分に下で ，従来の従量料金を主体とする配電系統利論じられなかった次の点について述べる。

用料金の構造のままでは，配電事業者に設備・費用回収漏れの対応策としての容量料金の有効性

費用回収漏れが生じる可能性があると述べている文献が多数あることを紹介した。このよ

・従量料金の一種である時間帯別料金の有効性

うな配電系統利用料金の値上げが自家消費の増大を加速させ，系統需要のさらなる減少を・系統利用料金に求める新たな役割としてのもたらす現象は，デススパイラル（death spiral）

系統を利用する価値と呼ばれている [3]。

以下，第 2 章では，配電系統利用料金の構

欧米諸国における送電系統利用料金や配電造設計に求められる原則を紹介する。第 3 章

系統利用料金に関する議論としては，送電事

では，再エネ電源の大量導入を 1 つの要因と業者や配電事業者が回収できる費用の総額をして，配電系統利用料金の料金構造の変更がいかにして決めるのかという料金規制（総括なされてきているドイツと，系統需要が数年

原価，レベニューキャップ等3），料金規制にのうちに大きく増減しないが，将来的には省より回収を定められた費用を，誰に（需要側，エネの進展や，様々な分散型電源の導入等に発電側），どのように（固定料金，容量料金，

より，小売事業者にとって系統利用の形態に

4

従量料金等 ）賦課するかという料金構造の議論変化が生じると考えられている北欧での議論の 2 つに分けて考えることができる。例えば，の動向について述べる。第 4 章では，配電系

欧州の料金規制に関しては，主にインセンティ

統利用料金に求める役割について，費用回収

ブ規制の動向と課題に関して様々な文献で議の要素と系統利用へのシグナルの要素を分け論がなされている [5][6][7]。また，送電系統て設定することによって，固定定額の従量料

利用料金の料金構造について欧州大の情報や金主体の構造で対応できなかった課題に対す

考え方についての文献も数多く存在する [8][9]る定性的な影響ついて述べる。第 5 章では，[10]。しかし，欧州の配電系統利用料金に関す

本稿の結論を述べる。

る文献は，多くない。そこで本稿では，欧州

また，本稿では欧州の動向を中心に述べる。

の配電系統利用料金の料金構造に関する動向

欧州では，多くの配電系統運用者と配電事業と，現在議論されている課題に関して整理す

者は同一事業者であるため，本稿では同一事

Eurelectric は，配電系統を通じて供給される電力需要を 2011
年と 2014 年に調査し，その結果として，分散型電源の導入，省エネの促進等により，配電系統を通じて需要家に供給される需要は減少傾向にあることを述べている [4]。各国の 2011 年の需要量に対する 2014 年の減少率は，イタリア
で 8.6%，スペインやギリシアは 6.8%，ポルトガルで 6.4%，
デンマークで 4.4%,，ドイツで 2.9%，ノルウェーで 2.5%，フィンランドで 1.6%，フランスで 0.3% である。
3
レベニューキャップとは，事業者の総収入があらかじめ設
定した上限を超えない範囲で料金設定を事業者に認める仕組みで，費用を削減するほど利潤を増やせる。インセンティ
ブ規制の 1 つの形態である。
4
固定料金は，配電系統を通じて電力を購入する利用者が，利用状況に依らず固定的に支払う料金，容量料金は，配電系統を通じて電力を購入する最大電力に比例した料金，従量料金は，配電系統を通じて電力を購入する電力量に比例した料金である。これらの料金の得失は第 2 章で述べる。
2

業者として，配電事業者と呼ぶ。

2. 配電系統利用料金の構造設計の概念
電力自由化の導入に関わらず配電系統利用料
金は，System sustainability，Economic efficiency，Consumer protection という 3 大原則を満たすべきであると多くの文献で述べられている [11][12]。さらに，文献 [12] は，これらの 3 大原則
は，より具体的な 10 個の原則に細分化できるとしている（表 1）。

－ 79 －

ただし，全ての原則を満足する配電系統
電力経済研究No.64（2017.3）

表1 配電系統利用料金の設計の原則
原則

概要

Systemsustainability
principle
事業持続性の原則

Universal access：ユニバーサルアクセス

全ての系統利⽤者が公平に利⽤可能となる料⾦

Cost recovery：費⽤回収性

配電事業者が費⽤回収可能となる料⾦

Additivity of components：費⽤の加算性

事業維持に必要な収⼊を回収可能となる料⾦

Economic
efficiency
principle
経済効率性の原則

Productive efficiency：⽣産効率性

費⽤最⼩で系統利⽤を可能とする料⾦

Allocative efficiency：配分効率性

系統利⽤の状態を反映した料⾦

Cost-causality：費⽤因果性

需要家が⾃らの系統の利⽤により⽣じた費⽤を負担する料⾦

Equity：公平性（同量同額と⾔う意味）

同量を利⽤するなら，需要家は同額の費⽤負担となる料⾦

Consumerprotection
principle
系統利⽤者保護性の原則

Transparency：透明性

全ての系統利⽤者に費⽤の配分がわかる料⾦

Simplicity：簡易性

できるだけ分かりやすい料⾦

Stability：安定性

⻑期的に変化が少ない料⾦

出典：[12]を基に作成

利用料金を設計することは難しい。例えば，配電事業者毎に料金の構成比が異なっている。

「Cost-causality」を追及して，リアルタイムの従量料金，固定料金，容量料金の概要，得失，

電圧や周波数維持に要する費用について，各

表 1 の原則と料金構造について表 2 に示す。

需要家単位に振り分けた料金が可能となったそれぞれの料金が重視している原則を整理すとしても，その料金が，系統利用者にとってると以下のようになる。

「Simplicity」を満たす料金とならない可能性が・従量料金：系統を通じた電力量を多く利用ある。また，「Allocative effi-ciency」を追求したする需要家ほど，多くの配電系統利用料金

料金は，料金単価がリアルタイムで変更するを支払うべきという「Equity」と「Simplicity」

料金となる可能性がある。一方，「Stability」をを重視した料金である。

追求した料金の設計は，長期的に固定定額の・容量料金：設備投資を必要とする理由は最料金となる可能性があり，「Allocative efficiency」

大電力が設備容量を上回るからである。設とはトレードオフの関係がある。
欧州の各配電事業者は，10 個の原則のうち，重要であると考える原則を考慮し，自らの制御エリアの系統利用者（発電事業者や小売事業者や大規模需要家）の情報，管轄する電圧や配電網の延長を基に配電系統利用料金の構造を設計する。
欧州において，契約電力 6kW・年間需要量
3,500kWh の家庭用需要家をモデル需要家と想定し，需要家が支払う配電系統利用料金における従量料金とそれ以外の料金（固定料金・
容量料金）の構成比を図 1 に示す。

固定+容量料金オランダ
スペイン
スウェーデン
ポルトガル
38
スロバキア
35
イタリア
34
スロベニア
29
ポーランド
27
キプロス
25
フランス
20
ドイツ
18
イギリス
14
チェコ
11
ルクセンブルク 10
オーストリア 10
ギリシア 7ハンガリー 4ルーマニア 0

従量料金
0

100
16
21

84
79
62
65
66
71
73
75
80
82
86
89
90
90
93
96
100

図 1 に示すように，各国で配電系統利用料

出典：[11]を基に作成

金における従量料金とその他料金（固定料金・

図1 欧州18か国の家庭用需要家の配電系

容量料金）の構成比は異なり，さらに国でも統利用料金の構造（2013年）－ 80 －

表2 配電系統利用料金設計の得失と料金設計が反映している料金原則
料⾦
設計
従量
料⾦

容量
料⾦

固定
料⾦

時間帯
別料⾦

料⾦設計の概要

料⾦設計の導⼊によるメリット

料⾦設計の導⼊に際しての注意点

重視している料⾦設計の原則

配電系統を通じて供給する電⼒量に⽐例した料⾦• 配電系統を通じてより多くの電 • 配電網からの離脱が増えれば、費 • Universal access
用の回収漏れが⽣じるリスクが増加 • Equity
⼒量を供給された需要家が、設• Simplicity
備の維持費用をより多く負担する意味で公平

配電系統を通じて供給する最⼤電⼒を反映した料⾦• 供給された電⼒量に関係なく、設備容量に反映した費用回収が可能となり、回収漏れのリスクが低減• 系統需要の最⼤需要発⽣時刻と各需要家の最⼤需要発⽣時刻を考慮した費用配分が必要• 最⼤電⼒低下による費用の回収
漏れリスク• Universal access• Cost recovery• Additivity of components• Cost-causality• Transparency

配電系統を通じて供給する需要家に固定的に課⾦• 系統に連系する需要家から一律に回収することが可能となり、回収漏れのリスクが低減• 他の料⾦制と組み合わせたときに費用回収分を⼤幅に上回る収入とならない設計が必要• 従量料⾦が平等という観点から⾒たら不平等• Universal access• Cost recovery• Additivity of components• Stability

時々刻々の配電系
統の需給状況を反映した従量料⾦• 重負荷時の料⾦値上げによる需要抑制により、⻑期的には追加的な設備投資の抑制期待• 料⾦設計が複雑• 需要家が時間帯別料⾦に反応しないと設備投資の抑制効果が⾒込
めない• この料⾦制のみで、配電網からの離脱分の費用回収漏れリスクの低減は短期的には⾒込めない• Universal access• Productive efficiency• Allocative efficiency• Cost-causality• Transparency

出典：[2] [12]を基に作成

備投資に必要となる費用を需要家にそのま要家が，分散型電源の 1 つである太陽光電源

まの形で転嫁するため，「Cost-causality」や（Photovoltaic generation：以下「PV」）を導入す「Cost recovery」を重視した料金と言えよう。

る場合，このデススパイラルの流れに当ては・固定料金：設備投資後，設備を維持する

まる。ただし，PV を導入することで家庭用需ための費用は長期間，固定的に発生する。

要家の最大需要が減少するわけではなく，完その費用を需要家に転嫁するため，「Cost

全に系統から離脱するわけでもない。そのたrecovery」や「Stability」を重視した料金と言め，容量料金や固定料金は，系統に連系していえよう。

る家庭用需要家から一律に回収することが可

・時間帯別料金：系統の需給状況を反映した能となり，回収漏れのリスクを低減させる料

料金で，「Economic efficiency」を重視した料金と言われている。時間帯別料金は，上述の金，容量料金の機能を含めた従量料金と言ように，容量料金の機能を含めた従量料金とえよう。

考えられており，固定定額の従量料金と比較

近年，分散型電源の導入に対する障壁が低すると緩和策となりうると言われている [13]。

くなっており，従量料金のみの料金構造であまた，従量料金の値上げは，分散型電源等

れば（特に三段階料金のように，需要量に対の設備導入が可能な需要家と不可能な需要家

して逓増料金の場合），需要家は，分散型電源の間での不公平を生みだす（cost-causality やの導入等により，系統を通じて購入する電力

equity を逸脱する）といった課題もある [14]。

量を減らそうとする可能性がある。そのとき，配電事業者は，減少した電力量に相当する費用回収漏れ分を回収するために，従量料金

3. 欧州の配電系統利用料金における動向を一律に値上げする可能性がある。そうすると，値上げした従量料金から，新たに分散型

本節では，欧州の配電系統利用料金の現状

電源の導入しようとする需要家が増えることと課題について紹介する。3.1 節で容量・固定になる。この連鎖的なデススパイラルを近年，料金の導入に関する動向について，3.2 節で時欧州の事業者は課題と考えている。家庭用需間帯別料金に関する動向について整理する。

－ 81 －

電力経済研究No.64（2017.3）

3.1 容量・固定料金の導入に関する動向2016 年から，メータリング費用以外は従量料

3.1.1 固定料金の導入による対応

金のみとする料金を改め，従量料金と固定料

ドイツでは，固定価格買取制度（Feed-in-

金から成る料金への変更を採用している。こTariff：以下「FIT」）による再エネ支援政策の結の料金構造の見直しの結果，それぞれの年に果，PV を中心とした再エネ電源の導入が拡大

固定料金の割合が増加している（図 3，図 4）。

費用[ユーロ/年]
費用[€/年]割を占めるまでになった。家庭用需要家が PVを導入すれば，PV が発電した電力量に応じ，系統からの需要量が減少することが予想される。ドイツでは，図 1 に示したように従量料
金主体で配電料金が構成されており，PV 導入

従量料金の割合

固定料金の割合320

家庭用需要家の料金
従量料金の割合

固定料金の割合

320300

家庭用需要家の料金

100

100
95

300
280

95
90

280
260

90
85

260
240

85
80

240
220

80
75

220
200

に伴う費用回収漏れの可能性があることから，

200

費用割合[%]
費用割合[%]

し，2014 年には再エネ電源が設備容量の約 57570
2011年 2012年 2013年 2014年 2015年 2016年 2017年

2011

2012

2013

2014

PV 導入量の増加に伴い，配電系統利用料金の

2015

2016

70

2017 年

出典：[16]を基に作成

値上げの必要があるとの主張がなされている

注）年間需要量3,500kWhを想定[15]。しかしながら，第 2 章で述べたように，従図2 家庭用需要家がEWE netzに支払う

EWE netz

図2 家庭用需要家がEWE netzに⽀払う配電系統利用料⾦の推移

量料金を一律に値上げすると，配電系統の最配電系統利用料金の推移

2

大電力は減少させず，負荷率を悪化させる可費用[ユーロ/年]
費用[ユーロ/年]

需要量のみが減少する結果となり，配電事業におけるデススパイラルを招く可能性がある。
ドイツには 800 以上の配電事業者があるが，その中で系統需要量の大きい事業者の 1 つである，EWE netz は，単純な値上げだけではなく，従量料金の割合

固定料金の割合270

住宅用需要家の料金
従量料金の割合

固定料金の割合270
250

家庭用需要家の料金

100
100
95

250
230

9590

230
210

9085

210
190

8580

190
170

8075
7570

170
150
150

従量料金で費用回収する割合を減らし，固定費用割合[%]
費用割合[%]能性がある。設備の費用は減少せずに，系統

2011 2012 2013 2014 2015 2016 201770

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 年

料金で費用回収する割合を増加させている（図出典：[17]を基に作成

52）。固定料金は，系統に連系している需要家か

注）年間需要量3,500kWhを想定

ら一律に回収することが可能となり，PV を導

図3 家庭用需要家がStromnetz Hamburg
図3 家庭用需要家がStromnetz Hamburgに⽀払う配電系統利用料⾦の推移に支払う配電系統利用料金の推移

低減する料金と言われている [13]。
また，同じく大手事業者である Stromnetz

5

EWE netz は 2015 年 1 月からの値上げに関して，最終需要家に向けたプレスリリースを発表している。その内容は，以下の 3 点を述べている。（1）値上げは，系統需要減少と再エネの導入のために避けられない，（2）配電系統利用料金
は，最終需要家の小売料金の 20 ～ 25% 程度であり，どのように最終需要家に反映させるかは小売事業者の戦略である。また，その配電系統利用料金はドイツのネットワーク
規制当局である BnetzA の承認を得ている，（3）EWE netz の
上位系統の配電事業者である Avacon も，さらに上位系統の送電事業者である TenneT も値上げを行っている。

費用[ユーロ/年]
費用[ユーロ/年]

Hamburg は 2015 年 か ら，Stormnetz Berlin は

240
240
230
230
220
220
210
210
200
200
190
190
180
180
170
170

従量料金の割合
従量料金の割合
住宅用需要家の料金
家庭用需要家の料金

3

固定料金の割合
固定料金の割合2011 2012 2013 2014 2015 2016 20172011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 年

100
100
95
95
90
90
85
85
80
80
75
75
70
70

費用割合[%]
費用割合[%]

入している需要家からも回収漏れのリスクがStromnetz hamburg

出典：[18]を基に作成
注）年間需要量3,500kWhを想定
Stromnetz Berlin

図4 家庭用需要家がStromnetz Berlinに
図4 家庭用需要家がStromnetz Berlinに⽀払う配電系統利用料⾦の推移－ 82 －

支払う配電系統利用料金の推移

4さらに，これらの配電事業者が家庭用需要家

容量料金
容量料金
＋従量料金
＋従量料金

配電料金/収入(スイスフラン)
配電料金/収入(スイスフラン)

から回収している配電系統利用料金は，増加傾向にあることもわかる。
3.1.2 容量・固定料金導入についての課題の検
討

A
A

B
B

従量料金
従量料金

容量料金
容量料金
A

C
C

B
B

A

C
C

B

C
C

1,700

1,200

700

200

-300

固定料金や容量料金の割合を増加させる料

逆潮流による需要家の収入
逆潮流による需要家の収入
配電料金(従量料金分)
配電料金(従量料金分)

金構造の変更は，「短期的には」系統需要量

配電料金(容量料金分)
配電料金(容量料金分)
発電・小売費用分
発電・小売費用分

出典：[19]を基に作成の減少時の費用回収漏れへの対応策と考えら

図5 PVとバッテリーを設置した家庭用需要家の⼩売り料⾦の試算)

せる料金構造の見直しを行っても，配電事業

注1）需要家の料金は，容量料金と従量料金の組み
あわせ，容量料金のみ，従量料金のみの3パターン
を想定
注2）需要家の導入設備としては，（A)分散型電源
なし，（B）PVのみ導入，（C）PVとバッテリーの導入を想定

者の費用回収漏れは生じる可能性がある点を，

図5 PVとバッテリーを設置した家庭用需

チューリッヒの配電事業者である EWZ が述べ

要家の小売り料金の試算れている [13]。しかしながら，家庭用需要家
が電力貯蔵装置を導入した場合には，従量料金の割合を減らし，容量料金の割合を増加さ

5

ている
（図 5）
[19]。図 5 のモデル試算において，
PV とバッテリーを保有する需要家は，保有し大電力のそれぞれに比例する容量料金の場合，ない需要家や PV のみ保有する需要家と比較し配電事業者が調整すべき再給電指令の電力量て，配電料金の支払いが少ないことが分かる。

が最も小さくなる。すなわち，配電事業者にもしも配電事業者にとっての費用が減少しな生じる費用が少なくなる。

いならば，「需要家と供給者の両方の立場をとprosumer が電力貯蔵装置を導入した場合，る需要家（以下「prosumer」）」の増加により，

配電系統利用料金の構造が容量料金を基本と費用回収漏れになる可能性がある。

するものになっていれば，配電事業者にとっその一方で，EWZ は，太陽光発電と電力ての収入である系統利用料金は減少するもの

貯蔵装置などを導入する prosumer による，配の，系統運用に要する費用も削減される [19]電系統の運用への貢献を評価し，これを盛り[20]。その結果，従量料金主体の料金構造のと込んだ配電系統利用料金の検討を行っている

きよりも，費用回収漏れが緩和される。ただし，[20]。具体的には，5 つの配電系統利用料金

容量料金によりデススパイラルを完全に解消のシナリオを想定して，それぞれのシナリオ

できるわけではない。

において，prosumer は，配電系統利用料金と小売料金の合計費用の最小化を行っている。

3.2 時間帯別料金に関する動向

prosumer の最適化の結果から，各時間の需要

3.2.1 北欧の家庭用需要家の配電系統利用料金の推移

量と逆潮量が得られるが，それにより，配電系統に電圧制約や熱容量制約の逸脱が生じる

北欧においても，省エネの推進等によって場合，配電事業者は，再給電指令を出す。そ将来的に配電系統を利用する電力需要量が減のときの再給電指令の電力量をシナリオ毎に少していくことを見据え，配電系統利用料金試算した結果を図 6 に示す。ここからわかるの料金構造の見直しの議論がなされている。

ように，配電系統利用料金の構造が，系統を表 3 では，北欧における配電系統利用料金

通じて購入する最大電力と系統に逆潮する最の構造として，各国の家庭用需要家の標準的－ 83 －

電力経済研究No.64（2017.3）

配電事業者の再給電指令の電⼒量の変化（年間）

2.0%
2%

夏季

1.5%

春季

1.0%
1%
0.5%
0.0%
0%

(1)

(2)

(3)

(4)

(5)
出典：[20]を基に作成（1）ピーク時間とオフピーク時間で価格が異なる従量料金，（2）系統を通じて購入する最大電力にのみ比例する容量料金，（3）系統を通じて購入する最大電力と逆潮する最大電力のそれぞれに比例する容量料金，（4）系統を通じて購入する最大電力と逆潮する最大電力の大きい方に比例する容量料金，（5）需要家が接続した容量に比例する容量料金を想定
6

図6 prosumerの料⾦シナリオ毎での配電事業者が必要とする再給電指令の電⼒量
図6 prosumerの料金シナリオ毎での配電事業者が必要とする再給電指令の電力量

表3配電系統に電圧制約や熱北欧の標準的な家庭用需要家の配電系統利用料金の例
北欧においても，省エネの推進等によって将れるが，それにより，容量制約の逸脱が生じる場合，配電事業者は，
フィンランド 来的に配電系統を利用する電力需要量が減少
スウェーデン
デンマーク
ノルウェー
※
※
していくことを見据え，配電系統利用料金の料
再給電指令を出す。そのときの再給電指令の電
※１
※２
※３
※4
年間需要量
金構造の見直しの議論がなされている。
力量をシナリオ毎に試算した結果を図6に示す。
4,000
5,000
20,00020,0005,000
20,000[kWh/y]表3では，北欧における配電系統利用料金のここからわかるように，配電系統利用料金の構
平均的な配電系構造として，
各国の家庭用需要家の標準的な年造が，系統を通じて購入する最大電力と系統に
統利用料⾦
178
224
505
583
314
680
[ユーロ]
間需要量と配電系統利用料金，さらに料金のう
逆潮する最大電力のそれぞれに比例する容量
従量料⾦
ち固定料金と従量料金が占める割合を示して料金の場合，配電事業者が調整すべき再給電指
0.027
0.025
0.016
0.02
0.017
0.017
[ユーロ/kWh]いる。各国の家庭用需要家の標準的な年間電力
令の電力量が最も小さくなる。
すなわち，配電
固定料⾦
70
99
188
181
228
348
[ユーロ]
需要量は，図1の想定で用いた欧州の平均的な事業者に生じる費用が少なくなる。
固定料⾦の割合
需要量である3,500kWhよりも多い。
一方，
prosumerが電力貯蔵装置を導入した場合，
40
44配
37
31
73
51料金
[%]
構造については，デンマークは従量料金の割合
電系統利用料金の構造が容量料金を基本とす
従量料⾦の割合
60
56
63
69
27
49
が高く，スウェーデンはその割合が低い。次に，るものになっていれば，配電事業者にとっての[%]北欧各国において，配電系統利用料金の中で固収入である系統利用料金は減少するものの，系
出典：[21]を基に作成※年間需要量は，各国の家庭用需要家の標準的な需要量。フィンランドは，熱需要を電気で供給する

標準家庭用需要家（20,000kWh/year）※1としない家庭用需要家（5,000kWh/year）※2。
定料金の割合が低い順にどのようになってい統運用に要する費用も削減される[19][20]。そ注）年間需要量は，各国の家庭用需要家の標準的な需要量（※）
。フィンランドは，熱需要を電気で供給すスウェーデンは，アパートメント（5,000kWh/year）※3と一軒家（20,000kWh/year）※4を想定。
る標準家庭用需要家（20,000kWh/year）（※3）としない家庭用需要家（5,000kWh/year）（※2）
。スウェーデるかを示しているのが図7である。同じ国であンは，アパートメント（5,000kWh/year）（※3）と一軒家（20,000kWh/year）（※4）を想定。

の結果，従量料金主体の料金構造のときよりも，

7

表3 北欧の標準的な家庭用需要家の配電系統利用料金の例っても，固定料金の割合が高い事業者と低い事
費用回収漏れが緩和される。ただし，容量料金

によりデススパイラルを完全に解消できるわ
な年間需要量と配電系統利用料金，さらに料けではない。
金のうち固定料金と従量料金が占める割合を業者があることがわかる。以下では，北欧での
統利用料金の中で固定料金の割合が低い順に料金構造に関する議論を紹介する。
どのようになっているかを示しているのが図 7示している。各国の家庭用需要家の標準的な3. 2 時間帯別料金に関する動向
年間電力需要量は，図 1 の想定で用いた欧州
3. 2. 1 北欧の家庭用需要家の配電系統利用料金の平均的な需要量である
3,500kWh よりも多い。

である。同じ国であっても，固定料金の割合
3. 2. 2 北欧の配電事業者による配電料金構造のが高い事業者と低い事業者があることがわか改定の検討る。以下では，北欧での料金構造に関する議の推移
一方，料金構造については，デンマークは従論を紹介する。

量料金の割合が高く，スウェーデンはその割合が低い。次に，北欧各国において，配電系－ 84 －

スウェーデン（5,000kWh/年）
デンマーク（4,000kWh/年）
フィンランド（5,000kWh/年）

スウェーデン（20,000kWh/年）

ノルウェー（20,000kWh/年）
フィンランド（20,000kWh/年）（者）

配電事業者数

出典：[21]を基に作成

図7 北欧の配電事業者における家庭用需要家向けの配電系統利用料金の固定料金の割合
3.2.2 北欧の配電事業者による配電料金構造の改定の検討間からオフピーク時間への需要のシフトが見られた。この結果から，配電系統の設備の最デンマークの配電事業者である Radius（Dong

適化に時間帯別料金が貢献すると，Radius は考Energy distribution）は，従来の固定的な従量料えている。ただし，市場の価格変動をそのま金での費用回収は，配電系統の設備の最適化ま反映したような料金は需要家にとっては複に向けての需要家の行動を促すことができな

雑すぎるため望ましくないというのが，Radius

いため，全ての需要家にとって「Cost-causality」の結論である。また，時間帯別料金は従量料の概念で公平とは言えない，と指摘している

金の 1 つであるため，デススパイラルへの直[22]。Radius は，理想的には，配電系統の設備

接的な対応策となるとは限らない [13]。

投資・維持費用は容量料金として，メータリ
ング費用は固定料金として，配電損失は従量4. 配電系統利用料金に求める役割

料金として，それぞれ回収する構造が望ましいと考えている。しかし，需要家の最大需要

これまでで述べたたように，欧州の配電事が同時に発生しないことを考慮した容量料金

業者は，自らのエリアの需要家に適した料金の設計が難しいことや，需要家に容量料金の構造を採用している。しかしながら，全ての意味を理解してもらうことが難しいといった配電事業者にとってデススパイラルを生じさ理由から，Radius は容量料金へのシフトではせない解決策となる料金の構造は，見つかっなく，容量料金の要素を入れた従量料金としていない [23]。そこで，単一の料金構造で，設ての時間帯別料金が対応策であると考えてい

備費用の回収と，配電系統の設備投資計画・る。Radius は時間帯別の配電系統利用料金を運用の最適化を求めるのではなく，それぞれ適用した家庭用需要家 525 軒と，固定的な従の役割に適した料金を組み合わせることを検量料金の配電系統利用料金を適用した家庭用討すべきという意見がある [14][24]。

需要家 525 軒を対象に，2014 年 4 月～ 2015 年

文献 [24] では，料金に求める役割を，2 軸で3 月に実証試験を行った。その結果，配電系統考えることを提案している（表 4）[24]。具体

利用料金の違いによる家庭用需要家の 1 日の的には「設備計画」や「系統運用」という軸と，総需要量に差は見られなかったが，ピーク時「系統の状況を示すシグナルとしての役割」や－ 85 －

電力経済研究No.64（2017.3）

表4 ネットワーク利用料金の役割別の他の料金との組み合わせで，費用回収が大料金構造

きくなりすぎる可能性がある。

系統状況を示す
シグナルとしての役割

費用回収としての役割

設備計画

・LRMC tariffs
・Contracted tariffs
・Market tariffs

・Fixed tariffs
・Use-based tariffs
・Ramsey pricing
tariffs

系統運用

・LRMC tariffs
・Contracted tariffs
・Market tariffs

・Fixed tariffs
・Use-based tariffs
・Ramsey pricing
tariffs

表4 ネットワーク利用料金の役割別の料金構造

出典：[24]を基に作成

・Use-based tariffs：系統利用に対する料金であり，具体的には容量料金や従量料金のことである。デススパイラルの解決策とは言えない。
・Ramsey pricing tariffs：価格弾力性が低い需要家に対して高い料金を課すラムゼイ価格6にもとづく料金。税金等には最も適した料金9構造と言われている。

「費用回収としての役割」という軸が示されてこの文献の考え方を参考にすると，第 3 章いる。従来の配電系統利用料金は，「設備計画」

で述べたドイツの配電系統利用料金の見直しの面での「費用回収としての役割」のみを対は，Fixed tariffs と Use-based tariffs の割合の変化

象として設計されていることになる。それぞであり，「費用回収としての役割」を考慮してれの軸の組み合わせによる料金構造の役割はいるに過ぎない。一方，デンマークの Radius

以下のようになる。

の配電系統利用料金は，低い割合の Fixed tariffs

・LRMC（Long Run Marginal Cost）tariffs（長期と Use-based tariffs の う ち，Use-based tariffs を

限界費用料金）：長期の限界費用を考慮した

Markets tariffs に変更することを考慮している。

料金で，もっとも系統状況を反映できる料

そのため，「系統の状況を示すシグナルとして金と言われている。ただし，配電事業に関の役割」も含めた配電系統利用料金と言えよ

しては長期の平均費用よりも安価となるたう。ただし，「費用回収としての役割」が低い

め，この料金構造のみによる配電系統利用

Fixed tariffs のみである。

料金の場合は，費用回収漏れが生じる。

また，文献 [14] では，ネットワーク利用料

・Contracted tariffs：LRMC tariffs と似た料金構

金は，①費用を反映した料金，②公益的なサー造であるが，系統利用者の需要削減等の行ビスを供給するための料金，③市場のプラッ動を考慮し，配電事業者と系統利用者とのトフォーム化を促す料金，④ prosumer のビジ「契約」を主体としたものであることが異なネスを考慮した料金の 4 点を考慮したものでる。契約であるため，契約とは異なる系統あるべきとしている。①は時間やロケーショ

利用となった場合には系統状況を反映できンを反映した料金，②は税金のような公益的ず，費用回収漏れになる可能性がある料金

サービスに対する料金，③は従来の需要家でである。

はなく，系統を利用して利潤を生みだす側が・Market tariffs：「系統運用」では，卸電力市場

系統利用手数料として支払う料金，④料金をやアンシラリー市場価格を反映した料金で変更することでの分散型電源の保有需要家のある一方，「設備計画」では，接続に要する電力需要 (逆潮流も含む) の変化を考慮した料費用を反映した料金である。時間帯別料金金である。
これらの文献 [14][24] では，配電系統に導はここに分けられる。市場メカニズムを反映した料金と言える。

入される分散型電源の導入量，ロケーション，・Fixed tariffs（固定料金）：費用回収漏れを防6

ぐには最も適した料金構造である。ただし，－ 86 －

ラムゼイ価格とは，公共料金など収支均衡条件のもとで社会的余剰を最大化する次善的な価格を指す。

配電事業者がなすべき役割等により，料金構持するために，一定の要件の下で，電力貯蔵造が変わると述べている。しかし，
このことは，

装置の保有が認められた [25]。今後は，需要家

系統利用者にとって，「Simplicity」を満たさな側の分散型電源や電力貯蔵装置の活用に加え，い配電系統利用料金となる可能性がある。

配電事業者自らが，配電設備と電力貯蔵装置のいずれに投資するのかを検討することが求

5. 今後の配電系統利用料金の在り方と今後の課題められる。このため，配電事業者の電力貯蔵装置の導入を踏まえた配電系統の設備計画の意思決定について検討する必要がある。

本稿では，欧州の配電系統利用料金の料金
構造の変更に関する議論の動向と課題をまと【参考文献】めた。配電系統を通じて供給される電力需要[1] 電力・ガス取引等監視委員会 (2016) 送配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討 WG 第 1 回～第4回.
[2] 古澤健 , 岡田健司 , 丸山真弘 , 朝野賢司 , 永井雄宇
(2016)「欧州の配電事業者の配電料金設計の現状と課題 - 系統需要減少の影響を中心に -」, 電力中央研究所報告 , Y15024.
[3] Frank A. Felder, Rasika Athawale (2014)“The Life andDeath of the Utility Death Spiral,”The electricity Journal,
Vol.27, issue6, p9-16.
[4] Eurelectric (2016) Network tariffs, Eurelectric postion
paper.
[5] 三枝まどか , 服部徹 (2011)「ドイツの送配電事業におけるインセンティブ規制の課題 - 低炭素社会に向けた設備投資への影響を中心に -」, 電力中央研
究所報告 , Y10032.
[6] 服部徹 , 三枝まどか (2012)「長期的視点に基づく送配電料金収入の規制方式のあり方と課題 - 英国の新たな規制方式 RIIO からの示唆 -」, 電力中央研
究所報告 , Y11012.
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transmission tariff structures, ACER.
[11] AF-Mercados, REF-E and Indra (2015) Study on tariff
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[12] A.Picciariello, J.Reneses, P.Frias and L.Soder (2015)“Distributed generation and distribution pricing: Why do
we need new tariff design methodologies?”, Electric
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[13] Eurelectric (2013) Network tariff structure for a smart
energy system, Eurelectric postion paper, May.
[14] Michael G. Pollitt (2016)“electricity network charging
for flexibility,”EPRG working paper 1623.

が減少している状況の下，各国の全ての配電事業者にとって，解決策となる配電系統利用
料金の構造は，欧州においてもまだ見つかっていない。
短期的には，固定料金を導入することで，需要家が完全に系統から離脱しない間は，費用回収漏れの対応策になりえるが，長期的な観点，例えば電力貯蔵装置の普及次第では，対応策になりえない可能性がある。
長期的な観点で，時間帯別料金の導入により，配電系統の設備費用の低減を試みる配電事業者が存在する。しかしながら，デススパ
イラルへの直接的な対応策になるとは限らない。
そこで，需要家にとっての「Simplicity」はないものの，配電系統利用料金に求める役割を複数の軸で分け，必要となる役割ごとに異なる料金構造を導入するアイデアが新たに考えられている。
わが国の再エネ電力に対する固定価格買取制度により，家庭用需要家が PV を導入することで，デススパイラルを生じさせる可能性がある。また，送配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討 WG で検討がなされている容量料金へのシフトは，わが国でバッテリーの普及が進むと，費用回収漏れの対応策になりえない可能性がある。
さらに，欧州では，配電事業者が系統を維－ 87 －

電力経済研究No.64（2017.3）

[15] Heinz Werner Gottlob (2013)“Ein Überblick zu denStromverteilernetzentgelten in Deutschland,”BnetzA.
[16] EWE netz Netzentgelte strom, 2011 ～ 2017.
[17] Stromnetz Hamburg Preisblatt, 2011 ～ 2017.
[18] Stromnetz Berlin, Preisblatt, 2011 ～ 2017.
[19] Dona Mountouri, Florian Kienzle, Vasileios Poulios,
Christine Dobeli and Hansruedi Luternaure (2015)“Suitable network tariff design for the grid integrationof decentralized generation and storage,”CIRED 23rd
international conference on electricity distribution, paper
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[20] Uros Markovic, Evdokia Kaffe, Dona Mountouri, Florian
Kienzle, Stavros Karagiannopoulos and Andreas Ulbig(2016)“The future role of a DSO in distribution networks
with high penetration of flexible prosumers,”CIRED 24thinternational conference on electricity distribution paper
0119.
[21] Nordic Energy Regulators (2015)“Tariffs in Nordic
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report.
[22] Mads Paabol Jensen (2015)“experiences and results fromexperiments with time-of-use network tariffs, NordREG
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[23] Kenneth Hanninen (2015)“Developing DSO’s tariffstructure, Tariffs in Nodric Countries survey of load tariffs
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[24] G. Macfadzean, S. Weatherhead, P. Taylor, I. Alezander
and M. Pollitt (2016)“The impacts of distributed energy
resources on future network utility tariff structures,”2016 Grid of the future symposium, CIGRE US national
Committee.
[25] European Commission (2016) Clean Energy for All
Europeans.

古澤 健（ふるさわ けん）
電力中央研究所 社会経済研究所
岡田 健司（おかだ けんじ）
電力中央研究所 社会経済研究所－ 88 －

研究ノート

エリア別送電混雑コスト評価ツールの開発
Development of Regional Transmission Congestion Cost Evaluation Tool
キーワード：卸電力市場 , 再生可能エネルギー電源 , 送電混雑コスト , エリアプライス格差
岡

田

健

司

永

井

雄

宇

わが国の電力システム改革において，小売全面自由化の実施や地域間連系線利用ルールの見直しの検討が進む中，再生可能エネルギー（再エネ）電源の卸電力市場への投入増加が，卸電力市場価格の低下を引き起こし，電源の収益低下からピーク需要時に必要な供給力の維持が困難になることが懸念されている。それに加えて，政策介入による再エネ電源の導入の地域偏在が顕在化してきており，
今後，地域間連系線に混雑が多発し，特定の地域において市場価格の低下がより進行してしまう恐れがある。わが国の電力システム改革の進展と再エネ電源の導入等の政策介入に合わせ，長期・短期に及ぶ電力需給やアデカシー確保に関する定量的な評価の重要性が高まっている。本稿では，再エネ
電源の卸電力市場への大規模参入時における，卸電力市場価格の定量的な評価と送電混雑解消に要するコストの把握のために開発中の，「エリア別送電混雑コスト評価ツール」の概要を紹介する。さらに，本ツールを用いた再エネ電源の市場入札時のシステムプライスや地域間連系線混雑処理後のエリ
アプライスの変動などに関する試算結果からツールの有用性を確認する。
1. はじめに
2. 欧米における卸電力取引の考え方
2.1 卸電力取引方式の分類
2.2 プール方式の適用事例
2.3 諸外国における需給計画断面での連系線の送電混雑対策事例
3. エリア別送電混雑コスト評価ツールの概要
3.1 卸電力取引のフレームワーク

3.2 メリットオーダーに基づくエリア別送電混雑
コスト評価の考え方
4. 再エネ電源の市場入札が卸電力市場価格に及ぼす影響の試算とその考察
4.1 試算条件
4.2 試算結果と考察
5. 評価ツールの有用性と今後の開発課題

1. はじめに

以下「FIT」）の対象電源を含む再生可能エネ
ルギー（以下「再エネ」）電源の卸電力市場へ

わが国では，2016 年 4 月に小売全面自由化の投入量が増大することにより，卸電力市場を実施し，電力システム改革は地域間連系線

価格の低下が引き起こされる可能性がある2。そ利用ルールの見直しの検討へと進んでいる1。それに加えて，わが国では再エネ電源の導入のの中で，固定価格買取制度（Feed - in - Tariff：

地域偏在が顕在化してきており，今後，地域間連系線等での混雑が多発することで市場価1

電力広域的運営推進機関（以下「広域機関」）では，連系線の効率的な活用等の観点から，連系線利用ルールの見直しを議論している。そこでは，①現行の先着優先ルールを廃止し，連系線の利用可能容量を日本卸電力取引所の前日ス
ポット取引に割り当てる「間接オークション方式」の導入や，②エリア間の価格差リスクの回避手段としての「間接的送電権」等の導入が議論されている。この間接的送電権は，米国の一部の地域で導入されている「金融的送電権（以下「FTR」）」を参考にしている。FTR は，地点間の混雑料金変動をヘッジする仕組みであり，地点間の電力取引を保証す
る物理的な送電権とは概念も機能も異にすることに留意されたい。

格の地域格差3が拡大し，特定の地域において市場価格の低下がより進行する可能性もある。
その結果，火力電源等の既存電源は発電電力

2

このような卸電力価格の下落は，メリットオーダー効果とも呼ばれる。
3
市場価格の地域格差とは，地域間連系線に混雑が発生する
場合，混雑連系線を境界として卸電力市場（前日スポット
市場）を分断し，その分断エリア毎に求められるエリアプ
ライスの格差を指す。

－ 89 －

電力経済研究No.64（2017.3）

量による収入だけでは，発電設備の固定費を

第 3 章でエリア別送電混雑コスト評価ツール

回収できないリスクが高まるものと予想されの概要を述べ，第 4 章で試算結果を通じて本る4。このような費用回収リスクが深刻化する結開発ツールの機能を紹介する。最後に，第 5果として，既存電源の市場からの退出，ある章においてエリア別送電混雑コスト評価ツー

いは電源投資が特定の地域で停滞するなどのルの必要性と今後の開発の課題についてまと状況に陥り，将来必要となる供給力を確保すめる。

ることが難しくなることが予想される。
これらの課題を回避するため，容量メカニ

2. 欧米における卸電力取引の考え方

ズムの適用などの施策が検討されている。しかし，これらの施策を検討するにあたっては，

2.1 卸電力取引方式の分類

電力システム改革の進展や政策介入によるに自由化された卸電力市場の下での電力取引

再エネ大量導入等に合わせる形で，長期・短は，プール方式，相対取引方式，混合方式の 3期に及ぶ安定的な電力需給やアデカシーが確種に大別することができる（表 1）。

保されているかという点についての影響を定プール方式は，送配電ネットワークを介量的に評価しておくことが重要となる。具体

して需要家に供給される全ての電力について的には，以下のような，広域的なアデカシー「プール市場」と呼ばれる卸電力市場を介して確保に関わる定量的評価が求められる。

売買することを義務付けた制度（強制プール）① 長期的視点（数十年程度）からの電源投資に基づく方式である。この方式においては，や電源構成の分析を目的とした，長期アデ発電設備を保有している小売事業者は，プーカシー評価

ル市場（≒卸電力取引所）に自社の発電設備② 短中期的視点（週間～年間）からの域内おが発電した電力を全て売り，改めてプール市

よび広域的な需給調整力（アンシラリー

場から自社の需要家に供給する電力を調達す

サービス含む）の確保と利用に関する評価る。

③ 新しい地域間連系線利用ルールの下で，卸相対取引方式では，電力の売買を行いたい

電力市場への再エネ電源の参入拡大時の送事業者が個別に売買相手を探し，直接相対交

電混雑コストの把握や，市場分断時に生じ渉によって電力を取引する。混合方式は，相るエリア別卸電力価格の影響評価

対取引と，電力の取引を義務付けず任意参加

本稿では，その中の③，すなわちメリッとするプール市場（「任意プール」）を併用す

トオーダーに基づく新たな地域間連系線利用

る卸電力取引方式である。

ルールの下，地域間連系線で発生しうる送電

わが国の制度は，相対取引をベースとしつ

混雑によりもたらされる，卸電力市場でのエ

つも，電源調達の多様化を図るため，全国大リア別卸電力価格（以下「エリアプライス」）の卸電力取引市場として創設された日本卸電への影響に着目し，開発を進めている「エリ力取引所（Japan Electric Power eXchange：以下

ア別送電混雑コスト評価ツール」の概要につ「JEPX」）5 においても卸電力を取引することがいて述べる。

できる，混合方式に属する。

以下，第 2 章で卸電力取引方式の分類や欧5

米での卸電力取引の考え方等を整理した上で，
4

このような費用回収リスクは，ミッシングマネー問題とも言われる。

－ 90 －JEPX は，2005 年 4 月 1 日より電力取引（スポット市場・先渡市場（先渡定型商品）
・掲示板市場）を開始している。なお，一般社団法人日本卸電力取引所は，平成 28 年（2016 年）
4 月１日付で，電気事業法第 97 条第１項に定められた卸電力取引所として指定を受けている。

表1 卸電力取引方式の概要
プール方式
G

G

相対取引方式
G

G

送配電系統
D

D

：発電事業者

G

G

送配電系統
D

事業者の形態に係わらず送配電
系統を介して需要家に供給される全ての電⼒について、プール市場（＝卸電⼒取引所）を介して売買する。

G

G

混合方式

D

D

G

G

送配電系統
D

D

D

D

電⼒の売買を⾏いたい事業者が、 プ ー ル 市 場 （ ＝ 卸 電 ⼒ 取 引
個別に売買相手を探し直接相 所）と相対取引が混在する。
対交渉により取引（相対取引）する。

D ：供給事業者（需要家等も含む）

おける地点 i・時間 t の LMPt,i（$/MWh）の構

いずれの卸電力取引方式でも，大多数の発2015
電事業者や小売事業者は，送配電ネットワー

クを介して電力を取引する。そのため，電力システムの全体の信頼性や安定性を満足しつ
つ，全ての卸電力市場参加者にとって，公平

出典：[2]を基に作成

1

成は以下のとおりである [5],[6]。
‫ܲܯܮ‬௧ǡ௜ ൌ ܲ‫݉݁ݐݏݕݏ‬௧ ൅ ‫ܲܥ‬௧ǡ௜ ൅ ‫ܱܵܵܮ‬௧ǡ௜ (1)Psystemt：システムエネルギー料金。送電

かつ透明性の高い送配電ネットワークの利用制約や送電ロスを考慮しない場合の，時の仕組みを設けなければならない。

間 t のエネルギー需給均衡価格 ($/MWh)。
CPt,i：PJM エリア内の送電ネットワーク

2.2 プール方式の適用事例

内の送電線（主に基幹送電線）で発生しプール方式の代表例として，米国北東部をた送電混雑の解消のために，地点 i に賦課管轄する PJM のエネルギー市場が採り上げらされる時間 t の送電混雑料金 ($/MWh)。

れることが多い。PJM のエネルギー市場は，

LOSSt,i：限界ロス料金。PJM エリア内で発

前日スポット市場とリアルタイム市場に区分

生する送電ロスの補償のために賦課されされている。PJM の前日市場では，発電事業

る，地点 i・時間 t の送電ロス補償料金 ($/者や供給事業者が入札した売電量・売電価格

MWh)。

および買電量・買電価格の情報を基に，市場

なお，LMP は，エネルギー取引の価格であり，運営者である PJM が市場供給曲線（売電側）

送電系統設備費用等の負担を求める，送電料と市場需要曲線（買電側）を作成し，その交金ではないことに留意する必要がある。

点より市場取引量と市場均衡価格（市場価

送電ロス補償料金を考慮しなければ，各地

格）を決定する。さらに，PJM は，この市場

点の LMP の格差は，系統内に発生する送電混価格を基に，送電ネットワーク内の送電運用

雑の発生場所とその大きさに左右される6。例え制約や送電ロスを考慮した地点別の取引価格

6（Locational marginal price：以下「LMP」）を算定する。PJM 域内の全ての卸電力取引は，このLMP によって精算される。具体的に，PJM に－ 91 －

2015 年度の PJM の市場監視報告書 [7] によれば，2015 年の前日スポット市場の LMP（ゾーン別需要量による加重平均値）の最大価格差は約 18.5 ドル /MWh である。また，シス
テムエネルギー料金に対する各ゾーンの送電混雑料金の比
率は，
約 26％～ -13.5% で，送電ロス補償料金の比率は約 3.9％

電力経済研究No.64（2017.3）

ば，前日スポット市場の市場均衡の結果から，

混雑対策は，市場メカニズムに基づく方法とA 地点と B 地点を直結する送電線で，A 地点

市場メカニズムによらない方法に大別するこから B 地点に向かう潮流が利用可能容量を超とができる [4]。欧州では，需給計画断面でえる場合，市場均衡価格から，混雑の度合いある送電線で混雑が見込まれる場合，明示的に応じて，A 地点の地点別料金を引き下げ，取引（explicit auction）や暗示的取引（implicit

発電量を抑制する一方，B 地点の価格を引き

auction）などの，市場メカニズムに基づく混雑

上げて発電量を増加させ，当該送電線の潮流対策が実施されている8。欧州では，複数の国際を抑制する。つまり，送電混雑を解消するた連系線で各国が連結し合うため，電力取引のめの地点別料金の引き下げや引き上げが，各利用枠は，国家間の総送電可能量に対して割地点間の LMP の差を生むこととなる。

り当てられる。国を跨ぐ相対取引は，国際連なお，相対ベースの地点間取引等もこの系線が混雑した場合には，制限を受けること

LMP により精算される。地点間取引等を行うとなる。その制限を回避する手段として，明事業者は，前日スポット市場の開場前に，PJM

示的取引が利用されている。この方式は，競にその取引内容を報告しなければならない。

売に出される利用可能容量よりも買入札の総つまり，取引内容の通告は，地点間取引にお容量が上回る場合，入札価格の高い順に利用

いて，発電側は PJM のエネルギー市場（前日

可能枠を割り当てる仕組みであり，物理的送スポット市場）に価格ゼロで発電量を入札し，電権に相当し，空押さえ禁止のルールが適用

需要側は需要量のみを入札する，ということされる。一方，暗示的取引は，さらに市場分7断方式（market splitting）と市場統合方式（marketに相当すると言える 。
このような卸電力市場は，効率的な資源配

coupling）に二分される。

分の達成を目標としつつ，完全競争状態での市場分断方式は，混雑送電線を境界にして短期の市場取引を意識した市場モデルといえ市場を分断し，連系線の混雑を解消しつつ，る。さらに，PJM のエネルギー市場では，リシステム価格と分断されたエリア価格の格差

アルタイム市場においても前日スポット市場を最小に留めるように，各エリアプライスをと同様に，LMP が計算される。本稿における策定する方式である。この方式は，ある卸電

メリットオーダーに基づく地点別混雑コスト

力市場の送電線または地域間連系線で生じた評価のフレームワークは，PJM の前日スポッ

混雑の解消に主眼を置く方式であり，北欧やト市場を想定している。

わが国の JEPX で採用されている。先に説明した PJM の LMP は，卸電力市場内の市場分断単

2.3 諸外国における需給計画断面での連系線の送電混雑対策事例

位をノード単位まで細分化した市場分断方式と考えることもできる。

電力自由化が先行する欧米諸国における，

一方，大陸欧州の卸電力市場間で主に用い需給計画段階での送電線や国際連系線の送電られる市場統合方式は，隣接する国の卸電力市場を統合するために考案された仕組みであから -4.2％であり，LMP の地域間格差の主たる要因は，送電混雑料金であることが判る。
7
このように PJM では，全ての卸電力取引がプール市場を介して売買されるプール方式ではあるものの，地点間の混雑
料金変動をヘッジする仕組みである FTR を採用しつつ，相対取引をプール市場に取り込む工夫が講じられていることに留意されたい。

る。図 1 に示すように，卸電力取引市場を結8－ 92 －

その他，市場メカニズムによらない方法として，現在わが国で採用されている「先着優先」や，主にドイツ国内の送電系統で用いられる「再給電指令・逆取引」などがある。
これらの需給計画段階で用いられる送電混雑対策の概要は，
文献 [4] を参照されたい。

市場価格（円/kWh）

需要曲線（エリアA）
Pfab‘

市場価格（円/kWh）
供給曲線（エリアA）

需要曲線（エリアB）
Pfab‘

Pb0
供給曲線
（エリアB）

Pb’
Pa‘
Pa0

Pfab‘
（エリアA→エリアB）
Da

Gb’ DbGa’

需要量、発電量（MW）

需要量、発電量（MW）

注1）Pfab’は、エリア間連系線に流れるエリアＡからエリアＢ向きの電力潮流で、その時点のエリア間連系
線の利用可能容量を超えないものとする。
注2）市場統合前の各エリア価格の格差（Pb0-Pa0）は、市場統合後には（Pb’-Pa’）縮小している様子が分かる。具体的には、エリアA（低価格エリア）では、エリアAの需要曲線を融通電力分右にシフトし、エリアAの供給曲線の交点からエリア価格と落札発電量を決定する。一方、エリアB（高価格エリア）は、
エリアBの需要曲線を融通電力分左にシフトさせて、エリアBの供給曲線の交点からエリア価格と落札発電量を決定する。
出典：[8]を基に作成

図1 市場統合によるエリア価格の格差縮小のメカニズム
ぶ国際連系線の利用可能容量を最大限に活用展することが予想される。将来，市場が十分し，国際連系線で混雑が発生しないように市に活性化し，事業者が卸電力市場の状況に応

場価格の安い国から高い国へ電力を融通する

じた契約内容とすれば，プール方式でも混合ことで，両国間の価格差を縮小する効果を持つ。

方式でも結果に大きな差は生じないとの意見

異なる卸電力市場を統合する市場統合方式

もある9。

と，ある卸電力市場内で発生した送電混雑をそこで，本稿で紹介するエリア別送電混雑解消する市場分断方式は，その目的は異なる

評価ツールでは，卸電力市場が十分に活性化

ものの，送電混雑を回避しつつ，電力市場取したものと仮定し，相対取引は考慮せず，米引に付随して国際連系線またはエリア間連系

国の PJM 等で採用される仕組みを参考にした線の送電可能量を割り当てる方式であるとい

全量プール方式に基づく卸電力取引モデルをう点は共通している。

想定した。
具体的には，発電側（発電事業者）は，売3. エリア別送電混雑コスト評価ツールの概要

電量として保有する各発電機の発電可能範囲（発電出力の上下限）と，売電価格として発電
広域機関の第 1 回地域間連系線の利用ルール等に関する検討会（2016 年 9 月 1 日開催）の「資料 5 地域間連系線利用ルール等に関する検討会（連系線の送電容量割当て方式の概要）」では，スポット市場を介した地域間電力取引でも，市場価格との差金決済取引を導入することにより固定価格
での相対取引を実現することが可能である例を示している。
ただし，これら資料で示す事例は，再エネ電源の導入拡大による市場価格の下落などの影響は考慮されていないことに留意されたい。
（http://www.occto.or.jp/oshirase/kakusfuiinkai/files/renkeisen_
kentoukai_01_05.pdf）

9

3.1 卸電力取引のフレームワーク
前述の通りわが国では，混合方式を採用しているが，一般的には，事業者間の合意の下で結ばれる相対契約の内容は，卸電力市場の動向に合った価格や取引量が決められることが想定される。その一方で，電力システム改
革に伴い，わが国の卸電力市場の活性化が進－ 93 －

電力経済研究No.64（2017.3）

図2 エリア別送電混雑コスト評価ツールにおける卸電力取引のフレームワーク

可能範囲に対する発電機の短期限界費用曲線断方式により，送電混雑を解消することを通（≒増分燃料費）を入札することとした。ただじて，市場分断後のエリアプライスを算定す

し，原子力発電と一般水力発電は，売電価格

ることとした。その算出方法の基本的な考え

を 0 円 /kWh とし，計画された発電量のみ入札

方は，先に説明した米国 PJM で採用されていする。さらに，再エネ発電事業者から電力をる LMP を参考にした10。

買い取る系統運用者は，予想される発電量を売電量として入札する（図 2）。

系統全体で社会厚生（≒生産者余剰＋消費者余剰）が最大となる需給バランスが決定さ一方，需要側（小売電気事業者や大口需要家）

れるものと仮定すると，以下のように時間 t には，買電価格を指定せず，買電量として自身

おいて，各電源の発電費用（C(G)）と需要側の需要量のみ入札することとした。

の便益（B(D)）で構成される目的関数の最小卸電力市場の運営者は，発電側の入札情報に基づき，入札価格の安い順に市場供給曲線を作成するとともに，需要側の入札内容に基づき，市場需要曲線を作成する。そして，市化問題として定式化することができる。
������ = ∑����� ���� ����� ) + ∑��� ���� ����� )(2)

Ci,t(Gi,t)：時間 t の電源 i の発電費用 (燃料費)

場供給曲線と市場需要曲線の交点（市場均衡(円)点）から，市場での取引量と取引価格が求め

Gi,t：時間 t の電源 i の発電出力 (MW)られる。

Bi,t (Di,t )：時間 t の需要家 i の便益 (円)Di,t：時間 t の需要家 i の需要量 (MW)なお，本ツールは前日市場を想定しているため，再エネの発電出力や需要量は，前日段

NG：系統に接続する電源の総数

階での予測値である。

NC：系統に接続する需要家の総数
ただし，先に述べたように本ツールで想定

3.2 メリットオーダーに基づくエリア別送電
混雑コスト評価の考え方

した卸電力市場では，需要側は買電価格を指定せず，買電量として自身の需要量のみ入札

本ツールでは，エリア間連系線で混雑が発10

生した場合，JEPX が現在採用している市場分－ 94 －

米国 PJM で採用される LMP を参考とするノーダルプライスの算出方法の詳細は，文献 [1] を参照されたい。

することとしている。そこで，目的関数を次

ここで，各電源の発電出力（Gi,t）に関する

式のように，各電源の発電費用（C(G)）によLagrange 関数の１階微分ベクトル（勾配ベクり構成される目的関数の最小化問題を解くこトル）は，次式のようになる。

とに改め，本ツールで想定する卸電力市場の

���

�����

市場均衡解を求めることとした。
���� = ∑����� ���� ����� )����� ����� �
�����

∑��
��� ������

(3)− �� − ������ + ������ −�����������+ ∑����� ������

������
�����(8)(3) 式の目的関数を最小にする各電源の発電

上記の目的関数の最小値を求める際には，以下の制約条件を考慮している。

=

出力は，有効制約条件の勾配ベクトルが１次��∑����� ���� = ∑��� ����独立ならば，Kuhn-Tucker 条件を満たす解が存(4)在する [3]。この時，(8) 式で表される各変数(5)����� � ���� � �����

（各電源の発電出力）の勾配ベクトルの間には，(6)������ � ����� � ������

以下の関係が成立する。

Gmini , Gmaxi：電源 i の発電出力の下限値

���

�����

と上限値 (MW)PFmink , PFmaxk：送電線 k の利用可能容量

=

���

�����

=⋯=

���

������

=0(9)

上記の条件が成り立ち，需給バランス制約の下限値と上限値 (MW)など各制約条件を満足する各電源の発電出力

PFk,t：時間 t の送電線 k に流れる電力潮流が求められたときの Lagrange 未定乗数を用い(MW)

れば，以下のように各電源のノーダルプライ

本ツールでは，送電線を地域間連系線とし，スを求めることができる11。

各連系線の電力潮流は DC 法（直流法）を用いて����� ����� ������

求めた。また，送電系統内で発生する混雑に対するエリア別送電混雑コストの評価に重点� �� + ������ − ������ +∑����� ������

を置くため，本稿では，LMP の構成要素のひ�����������− ∑����� ������

������
�����

(10)

とつである送電ロスは考慮しないものとした。

ここで，電源 i の短期限界費用は燃料費関数

各制約条件を満たし，目的関数を最小とす（Ci,t (Gi,t )）の 1 階微分値（≒増分燃料費）に相る各電源の発電出力を求めるために，以下の当する。さらに，需給バランス制約の Lagrange

Lagrange 関数を用いた。

未定乗数 λ t（上式の右辺第 1 項）は，需給運用でよく知られる経済負荷配分制御（Economic���� = ∑����� ���� ����� � + �� �∑��� ���� −Load Dispatching Control：以下「EDC」
）の等λ

��
∑��
��� ���� � + ∑��� ������ ������ − ���� � +∑����� ������ ����� − ������ +∑����� ������ �������� − ����� � +∑����� ������ ������ − ������ �に相当し，PJM の LMP でのシステムエネルギー
料金（(1) 式）にあたる。つまり，この λ t は，卸電力市場の市場分断前のシステムプライス(7)を意味する。

λ t：需給バランス制約（等式制約）

11μGLi,t , μGUi,t：電源 i の出力上下限制約
μTLk,t , μTUk,t：時間 t の送電線 k の電力潮流の出力上下限制約に関する Lagrange 未
定乗数－ 95 －

対象電源は上下限制約を違反することなく部分負荷運転であれば，電源 i の発電出力の上下限制約は活性化することは無いので，(10) 式右辺の第 2 項と第 3 項は，電源 i の発電
出力の上下限制約の Lagrange 未定乗数は共にゼロとなる。
また，発電出力が上限値または下限値に固定される場合には，固定した制約値の Lagrange 未定乗数は非ゼロとなることに留意されたい。

電力経済研究No.64（2017.3）

系統内で送電混雑が発生しなければ，(10)式右辺の第 4 項と第 5 項の値は共にゼロとなり上げ検討した。需要想定と電源想定など関連する試算条件を表 2 に示す。

る。ただし，送電線 k で，潮流計算上定義した正方向の電力潮流が，送電線の利用可能容4.2 試算結果との考察

量を超えて流れ，混雑状態となった場合には，(1)卸電力市場価格（システムプライス）への(10) 式右辺の第 4 項の μTUk,t のみ非ゼロとなる。

影響とその考察さらに，同一ノードに接続する電源において，夏期と春期における，再エネ発電量の卸電(10) 式右辺の第 4 項の値は同一値となる。つま力市場への投入が，卸電力市場価格（システり，系統内で発生した送電混雑の解消のため

ムプライス）に与える影響を図 3 に示す。こに地点 i に賦課された価格調整により，各ノーの図に示すように，いずれの時期においても，ドの発電量が調整されることとなる。すなわ

再エネ電源の入札により，市場供給曲線は右

ち，(10) 式右辺の第 4 項および第 5 項は，PJMにシフトする。特に，市場需要（≒系統需要）の LMP における送電混雑料金（(1) 式）に相の水準が低い春期では，再エネの市場参入に当する。

よる市場供給曲線のシフトにより，市場均衡
点（市場供給曲線と市場需要曲線との交点）は，

4. 再エネ電源の市場入札が卸電力市場
価格に及ぼす影響の試算とその考察

市場供給曲線の低価格帯へと移行している様子が分かる。
市場均衡時の発電種別毎の発電量を図 4 に4.1 試算条件示す。今回の想定では，各種火力電源の短期

本稿では，送電ロスの補償を考慮せず，想限界費用の範囲は以下の通りである。

定した電源が全て利用可能であるという理想

・石油火力：13.22 ～ 17.06 円 /kWh

的な条件の下ではあるが，現在開発中のエリ・石炭火力：1.27 ～ 3.78 円 /kWh

ア別送電混雑コスト評価ツールを用いて，再・LNG 火力：9.58 ～ 12.50 円 /kWh

エネ電源の市場入札が卸電力市場価格に及ぼ・LNG コンバインド（以下「LNGCC」）：5.65～ 10.98 円 /kWh

す影響について試算した。具体的には，2030
年断面の系統需要を対象として，旧一般電気

各火力電源がメリットオーダーによって落事業者，旧卸電気事業者，旧特定規模電気事

札される場合，入札価格（≒短期限界費用）

業者や共同火力などの事業者が，卸電力取引の水準が高い石油火力，LNG 火力，LNGCC は，所に入札することを想定した。なお，JEPX で市場需要（≒系統需要量）水準の低下によりは卸電力取引の約定時の地域間連系線等の空経済的に不利となり，卸電力市場で落札され容量を考慮して地域分断処理を行い，各エリ

難くなる。

アプライスを決定している。そこで今回の試

通常は，市場需要の増加に伴い卸電力市場

算では，東京中部間連系線（以下「FC」）のみ

価格も上昇するが，再エネ電源の卸電力市場対象とした市場分断を考慮し，再エネ電源のへの入札により，火力電源の分担する需要量

市場入札水準が東エリアと西エリアのエリア

12（以下「差引需要」）が減少する。その結果，プライスに及ぼす影響について，特に，系統市場需要の水準が高い夏期（図 4）では，再エ

需要量と再エネ電源（特に太陽光発電）の発電出力等の水準の違いから，夏期（7 月の水曜

1214 時）と春期（4 月の水曜 14 時）の 2 点を取－ 96 －

差引需要（または残差需要）とは，想定した電力需要から再エネ電源の出力や原子力電源や一般水力電源の出力を差し引いた需要。

表2 再エネ電源の市場入札が卸電力市場に及ぼす影響評価の条件設定
項目

需要想定

概要
・2030年度の時間帯別電力需要のロードカーブは、総合資源エネルギー調査会 省
エネルギー・新エネルギー分科会 新エネルギー小委員会 系統ワーキンググル
ープにおける30日等出力制御枠の算定にあたって、旧一般電気事業者が公開するシミュレーションの諸元データを利用。ただし、シミュレーションの諸元データを公開していない旧一般電気事業者（東京・中部・関西）は、各社「でんき予報」で公開されている2014年度の時間帯別電力需要に、太陽光発電の自家消費分想定を足した需要を利用。
・広域機関による2025年度の各エリア総需要の想定を参考に、エネルギーミック
ス想定に合うよう、各エリアの需要カーブを修正。
・旧一般電気事業者・卸電力事業者・その他事業者（共同火力や新電力等）の2015
年度の供給計画を基に電源を想定。2020年時点までに廃止を発表している電源・2030年時点で運用開始から45年(石油は55年)を経過する電源は廃止。
・新規の電源は、環境アセスメントに申請中の電源のみを考慮。

・小規模石炭も考慮。ただし、バイオマスと混焼の設備は燃料費等の諸元の設定
火力電源（石油、石炭、 が困難なため除外。
LNG、LNGコン ・電気学会の想定※や、各事業者や政府等が公表する発電効率を参考に電源毎にバインド）
燃料費用関数を想定。
・IEAによるWEO2016年報告書の「New Policies Scenario」：石炭：10,728円/ト
ン、LNG： 68,116円/トン、石油：12,650円/バレル、為替レート：110円/$（2016年実績見通し）を適用。
・各電源のLFCなどの調整力や予備力の確保量は考慮せず。
原子力電源
電
源
想
定

・エネルギーミックスケース（発電量の20～22%）。
・想定発電量（通年で一定値に固定）は売電価格0円/kWhで入札。
・一般水力（自流式・ダム式等）のみとし、揚水電源（発電・揚水動力）は考慮
せず。

水力電源
（一般水力）

・一般水力電源の発電量は、省エネルギー・新エネルギー分科会 新エネルギー小委員会 系統ワーキンググループにおける30日等出力制御枠の算定にあたって、旧一般電気事業者が公開するシミュレーションの諸元データを参考に、発電量をエネルギーミックスに合うように修正。ただし、シミュレーションの諸元データを公開していない旧一般電気事業者（東京・中部・関西）は、過去10年間の実績から、一般水力（自流式・ダム式等）の発電量を、エリア別・月別に想定。
・想定発電量（月別一定値に固定）は、売電価格0円/kWhで入札。
・太陽光発電：2015年度末（2016年3月）時点の累積導入量から、過去3年の平均
年間導入量で引き続き導入が進むと想定し2030年までの導入量を推計。接続可能量を発表している7社においては、その+10%まで導入を認めるものとした。

再エネ電源（ 太 陽 光 発 ・風力：環境アセスメントと日本風力発電協会のエリア別導入可能量を参考に、
電、風力、バ
2030年度のエリア別設備容量を設定。
イオマス、地・その他再エネ（バイオマス・地熱）：FIT認定量を参考に、エネルギーミックス熱）に合うように出力を設定（年間一定の出力）。
・時間別想定発電量は売電価格0円/kWhで入札。
その他

地域間連系線

・地域間連系線の利用可能容量として、広域機関が想定する2025年の連系線運用
容量を利用。

※電気学会・電力系統標準モデルの普及・拡張調査専門委員会「モデル拡張に関する報告書(マニュアル)」（2001年10月）－ 97 －

電力経済研究No.64（2017.3）

システムプライス

発電量（MW）

7.024 円/kWh
38１,074.47 MW
太陽光：31,384.17 MW
風⼒：
834.14 MWバイオマス： 4,695.20 MW
地熱： 1,160.96 MW

再エネ⼊札量

⼊札価格（円/kWh）

需要曲線

供給曲線
固定出⼒分（原⼦⼒＋⼀般⽔⼒・
再エネ）
74669.01 MW

春期：4月水曜14時を想定。想定需要は104,174MW
夏期：7月水曜14時を想定。想定需要は144,365 MW

図4 市場均衡時の燃料種別毎の発電量

需要量、供給量（MW）(a) 夏期（7月水曜14時を想定。
市場需要は144,365 MW）
2015
3
システムプライス
再エネ
⼊札量3.14 円/kWh

分負荷運転を行う LNGCC，春期では石炭火力の短期限界費用の水準が，それぞれ卸電力市

2015

5

47,721.5９ MW
太陽光 ： 38,642.02 MW
風⼒： 3,223.41 MW
バイオマス： 4,695.20 MW
地熱： 1,160.96 MW

場価格の水準を左右していることが判る。
(2)エリアプライスへの影響評価とその考察
システムプライスは，地域間連系線の利用

⼊札価格（円/kWh）

可能容量を考慮しない，全域で発電費用（燃需要曲線料費）が最小となる需給均衡時の卸電力市場価格である。しかし，東西地域を繋ぐ地域間連系線では，春期（4 月の水曜）の 1 日の全固定出⼒分（原⼦⼒＋⼀般⽔⼒・
再エネ）
81,971.25 MW

時間帯で東向きに流れる電力潮流が利用可能

供給曲線

容量を越え，終日混雑状態となった。そこで，
この混雑連系線を境に地域分断処理をした結果，図 5 に示すように，全時間で，東地域のエリアプライスは，西地域のエリアプライス
よりも高い状態になる。これは，東向きの連

需要量、供給量（MW）(b)春期（4月水曜14時を想定。市場需要は104,174MW）

系線潮流で発生する混雑を解消するため，電図3 再エネ電源の卸電力市場への入札によ

力の受取側である東地域の供給力を増加させる卸電力市場価格（システムプライス）の影響て，東地域のエリアプライスを値上せざるを4得なかったことを意味する。一方，西地域は，
ネ電源の卸電力市場への入札に伴い，石炭火地域間連系線の利用可能容量以上に東地域へ

力と LNG 火力は落札されず，LNGCC の落札

電力を送ることができない。そのため，再エ水準も，総落札量の約 17％程度に留まる。さネ電源の市場入札水準が高く，東向きの電力

らに，需要水準が低い春期では，LNGCC は全潮流の増加が望めない場合には，図 6(b) に示く落札されない。需要水準の高い夏期では部

すように，西地域の差引需要の増加が望めず，－ 98 －

と，ある一部の地域間連系線で発生する混雑（円/kWh）

が招く市場分断後のエリアプライスの変動についてみてきた。ただし，これら各プライスの変動は，送電ロスの補償を考慮せず，さらに想定した電源が全て利用可能であるという理想的な条件の下での評価結果である。実際には，電源は，故障等による計画外停止や，時間保守点検などにより運転できない時期がある。
図5 春期の日間のシステムプライスと従って，電源の保守点検による停止や計画外

各エリアプライスの推移

停止により市場供給曲線の形状が変化し，シ
ステムプライスやエリアプライスが変動する

（MW）

2015

場合もありうる。ただし，電源の計画外停止

6を考慮しその時点での利用可能な電源が確保されていれば，供給不足，いわゆるアデカシー不足に陥ることは無い。しかし，本稿で示した試算結果より，再エネ電源の市場入札割合
がさらに増加し，再エネ電源など固定出力分が想定需要を上回り，供給過剰状態に陥り，

時間

連系線混雑が解消できず卸電力市場が約定しないケースも起こる恐れが内在していること(a) 東地域を示すものといえる。

（MW）

5.  評価ツールの有用性と今後の開発課題

7

本稿では，大規模な再エネ電源の卸電力市場への参入が卸電力市場価格に与える影響と送電混雑解消に要するコストの把握を定量的時間に評価できる，エリア別送電混雑コスト評価
ツールの開発と概要について紹介した。さら(b)西地域に，本ツールを用いた再エネ電源の市場入札

注1）東向きの地域間連系線の利用可能容量は、終日
2100 MWと想定。
注2）各地域の固定出力は、原子力、一般水力と再エネ
20158
電源からの発電量を指す。

時のシステムプライスや地域間連系線混雑時の市場分断処理のエリアプライスの推移に関図6 春期の日間の各地域の差引需要の推移する試算結果から，ツールの有用性を確認した。
再エネ電源は，エネルギーポテンシャルや

市場分断後のエリアプライスのさらなる低下

立地条件を優先して，通常建設が進められる。

を招く可能性があることを示している。
本稿では，春期や夏期などの特定期間のみ

そのため，FIT 等の政策により再エネ電源のを対象とし，再エネ電源の市場入札を考慮し導入が進むにつれて，電源の偏在化が進展し，た時の卸電力市場のシステムプライスの推移

エリアプライスの格差を引き起こす混雑が地－ 99 －

電力経済研究No.64（2017.3）

域間連系線で多発することが想定される。送予め周波数変動や需給変動に対応した調整能

電混雑の解消の根本的な解決策は，送配電ネッ

力を確保しておく必要がある。欧州での事例

トワークの増強・拡充であるものの，設備増では，卸電力市場の開場前に，系統運用者が強には巨額な資金とともに，計画から運用開調整能力をあらかじめ確保するケースもある。

始までに数十年という期間を要する。そのた卸電力市場において，アデカシーや需給調整

め，卸電力取引に対する送電混雑費用の負担の維持を担う電源をマストランと位置付け，軽減を目的とした施策が議論されているが，優先的に落札したことによる卸電力市場価格

現状では，運用段階での送電混雑対策の役割の変動への対処など，需給調整能力を提供すが増している。しかし，設備形成なしの運用る電源をメリットオーダーに基づく卸電力市対策にも限界があるため，設備増強の適切な場においてどの様に取り扱っていくのかなど

時期・場所・規模の判断が，今後は更に重要の問題も，今後の評価ツールの開発の課題のとなる。ただし，送配電部門の中立性を一層一つとして挙げられる。

確保する観点から，2020（平成 32）年 4 月には法的分離による発送電分離が行われること【参考文献】

が決まっており，長期的視点で電源計画と一[1] 岡田健司，浅野浩志（1998）「ノーダルプライスに基づく送電料金のシミュレーション分析」, 電力中央研究所報告 , Y97019.
[2] 岡田健司（2015）「送配電ネットワーク利用に関わるサービスとその制度の概要」, 電気評論 第 616号（第 100 巻 7 月号）, pp.65 ～ 70.
[3] 茨木俊秀・福島雅夫（1991）「FORTRAN77 最適化
プログラミング」岩波書店[4] 古澤健，岡田健司（2017）「再生可能エネルギー
電源大量導入下の欧州における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向と課題」, 電力経済研究，No. 64, pp.59-77.
[5] PJM (2017) PJM Manual 10: Pre-Scheduling
Operations (Revision: 35, Effective Date: January 1,2017).
[6] PJM (2016) PJM Manual 11: Energy & Ancillary
Services Market Operations (Revision: 85, Effective
Date: November 01, 2016).
[7] Monitoring Analytics, LLC (2016) 2015 State of theMarket Report for PJM, Volume 2: Detailed Analysis.
[8] Francois Leveque (2003)”Transport Pricing ofElectricity Network“, Kluwer Academic Publishers

体的な送電線の設備計画を進めていくことは難しくなる。また，再エネ電源の偏在化の可能性に加え，広域的な電力取引の活性化に伴い，広域的な視点で火力電源等の開発が進む
可能性も指摘されている13。電力システム改革に求められている電力取引の活性化や今後の電源開発の動向等との整合性を図りながら，どのように効率的な送電設備投資を促していくかが問われている。送電混雑解消に要する
エリア別のコスト評価が可能なエリア別送電
混雑コスト評価ツールの開発は，運用による対応の評価だけでなく，設備投資の意思決定を支援するためにも，今後さらに重要になっていくと考えられる。
本ツールは，あくまでも卸電力市場を通じた翌日の需給計画の策定に主眼を置いている。
しかし，翌日の需給計画策定段階では，予測し難い再エネ電源の出力変動に対応するため，
広域機関が 2016 年 12 月 27 日に公開した意見募集を求めた「広域系統長期方針（案）」では，今後，再エネ電源がエネ
ルギーポテンシャルや立地条件を最優先に建設された場合，電源の偏在化が進展してゆく可能性や，電力自由化と広域的な電力取引の進展に伴い，需要地エリアを意識せずに火力電源等の開発が進められる可能性が指摘されている。
（http://www.occto.or.jp/oshirase/iken/161227_ikenboshu_koikikeito.
html）

13

－ 100 －

岡田 健司（おかだ けんじ）
電力中央研究所 社会経済研究所
永井 雄宇（ながい ゆう）
電力中央研究所 社会経済研究所

平成 29 年 6 月 29 日
一般財団法人 電力中央研究所
社会経済研究所

電力経済研究 No.64 特集「電力システム改革と再生可能エネルギー政策の整合性」の訂正について研究ノート「エリア別送電混雑コスト評価ツールの開発」の本文 98 ページに下記の誤りがありました。既にダウンロードされた皆さまにはご迷惑をおかけしますことを深くお詫びいたします。なお、研究ノートの主な内容には変更ございません。
訂正内容（1）図 3 再エネ電源の卸電力市場への入札による卸電力市場価格（システムプライス）の影響(b)春期（4 月水曜 14 時を想定。市場需要は 104,174MW）
システムプライスの値を「3.14 円/kWh」から「2.92 円/kWh」に訂正いたします。なお、グラフに変更はございません。
訂正前

訂正後

（2）図 4 市場均衡時の燃料種別毎の発電量
図中の「冬期」を「夏期」に訂正いたします。
訂正前

訂正後

(3)本文（左段下１行目）の「石炭火力と LNG 火力は落札されず、」の部分を以下のように訂正いたします。
訂正前

訂正後

ネ電源の卸電力市場への入札に伴い， 石炭火ネ電源の卸電力市場への入札に伴い， 石油火力と LNG 火力は落札されず，LNGCC の落

力と LNG 火力は落札されず，LNGCC の落

札水準も，総落札量の約 17％程度に留まる。

札水準も，総落札量の約 17％程度に留まる。

以上

本号の特集「電力システム改革と再生可能エネルギー政策の整

電力中央研究所 社会経済研究所 検索合性」に関連する研究報告書などをご紹介します。弊所 Web サ

http://criepi.denken.or.jp/jp/serc/index.html

イトから PDF 版をご利用ください（無料）。

「電力経済研究」■電力中央研究所

研究報告書（報告書番号：発行年月）

欧州の配電事業者の配電料金設計の現状と課題―系統需要減少の影響を中心に―（Y15024：2016.09）
欧州における再生可能エネルギー普及政策と電力市場統合に関する動向と課題（Y15022：2016.05）
地域間電力融通の効果を定量的に評価する電源構成モデルの開発―再生可能エネルギー大量導入時の電源構成分析の改「電力経済研究」は電気事業、電力産業に関わる社会経済・制度問題を対象分野とし、課良―（Y15021：2016.06）

題指向型、問題解決型に関連した研究成果等を掲載し、学術の振興に寄与することを目的とドイツの需給調整メカニズムの広域化の動向と課題（Y14021：2015.05）

した雑誌です。一時休刊ののち、2015年３月にリニューアル復刊しました。当面の間は、広欧州における発送電分離後の送電系統増強の仕組みとその課題（Y14019：2015.05）
我が国の固定価格買取制度に関する費用負担見通しとその抑制策の検討（Y13031：2014.05）

く一般に投稿論文を募ることは致しません。

ドイツ・イギリスの需給調整メカニズムの動向と課題―需給調整能力の確保と費用決済―（Y13018：2014.04）
日本における再生可能エネルギー普及制度による追加費用及び買取総額の推計（Y12034：2013.04）

原稿の種類と内容

ドイツの再生可能エネルギー電源普及に伴う影響―卸電力市場の価格と系統運用の再給電指令―（Y12009：2013.05）

電力経済研究の原稿には次のようなカテゴリーがあります（下記のカテゴリーは当面のも再生可能エネルギー電源を含む供給信頼度価値の評価手法の動向―欧米における風力電源の利用可能容量―（Y09030：のであり、今後、編集委員会での議論を経て追加・変更になる場合があります）。
⑴

総説

風力電源大量導入を考慮した多地域・多時間帯の火力電源運用プログラムの提案（Y11025：2012.05）
2010.05）
太陽光発電は需要創出によりどこまでコストが下がるのか（Y09020：2010.04）
欧州での再生可能エネルギー発電設備の系統接続等に伴う費用負担の動向（Y08019：2009.05）

特集を全体的に俯瞰して、その目的や意義、内容などについて総合的に展望・解説したもの。
⑵■社会経済研究所ディスカッションペーパー，SERC Discussion Paper
SERC16001 長期エネルギー需給見通しを前提としたアデカシー確保に関する定量的評価（2016.05）

論文
主題、内容、手法等の新規性を有し、当該分野の発展に貢献すると思われる研究成果を報告したもの。また、特定の主題に関する一連の事象を、実態調査を通して、あるいは特⑶

2017年の再生可能エネをめぐる政策議論では特に何に留意すべきか？（2017.01.30）

定の主題に関する一連の研究及びその周辺領域の発展を、著者の見解にしたがって総括的

欧州ではどのような送電混雑解消方法が講じられているか？（2016.12.19）

かつ系統的に報告したもの。

金融的送電権（FTR）とは何か？（2016.12.05）
太陽光発電の FIT による優遇策からの「出口戦略」は、どのように考えるべきか？（2016.08.29）

研究ノート
総合的な報告までには至らないが、その研究途上で得られた有用な分析手法に関して記録にとどめておく価値があると認められたもの。特に、テクニカルな分析手法を特徴とす⑷■電気新聞「ゼミナール」

配電事業者の継続的な費用回収漏れ（デススパイラル）に対する有効な対策はあるか？（2016.08.15）
広域送電ネットワーク計画における不確実性への対応は？（2016.02.15）「長期エネルギー需給見通し」の再エネ比率は想定した費用負担で実現可能か？（2015.07.27）

るもの。また、特集の目的に沿って、他の媒体で報告した内容について、本誌向けに要約

ドイツは、再生可能エネルギーの大量導入による送電混雑に対応できているのか？（2015.06.08）

したもの。

太陽光発電等の大量導入により、今後の賦課金負担はいくらになるのか？（2015.03.09）

研究トピックス紹介
経済、経営、エネルギー・電力、環境等に関連する国内外の新たな研究動向を紹介するもの。

一般財団法人原稿の採用、雑誌の編集等については、「電力経済研究」編集委員会がその責任を負います。本誌に掲載されたすべての論文を含む本誌の著作権は、電力中央研究所に帰属します。複製や他の出版物等に転載を希望する場合は、「電力経済研究」編集委員
会を通じて電力中央研究所の承諾を得てください。

電力中央研究所

社会経済研究所
電力経済研究」編集委員会
E-mail:src-henshu-ml＠criepi.denken.or.jp

電力経済研究 No.64 2017年３月
発行：一般財団法人 電力中央研究所 社会経済研究所〒100‑8126 東京都千代田区大手町1‑6‑1
電 話 ： 03（3201）6601(代)（17 02）DEKEI

H1-4 背厚 4.6mm

電力経済研究ISSN 2189-3284

No.64（2017.3）目次

第１部

kW 価値の顕在化と調整力の市場化

論文
電力システム改革におけるアデカシー確保の考察−長期エネルギー需給見通しにおける火力電源の収支分析−………………………………………………… 永井 雄宇
岡田 健司
論文
欧州委員会による容量メカニズムの制度提案の考察−域内エネルギー市場での競争との両立性確保の観点から−…………………………………………………………………… 丸山 真弘

… 1

…17

非化石価値の顕在化

2

論文
非化石価値取引市場によって FIT と自由化の整合性は図れるのか？
−需要家の視点に基づく論点整理−………………………………………………… 朝野 賢司
野口 厚子

…35

論文
グリーン電力調達の動向と課題−非化石価値取引の詳細制度設計に向けた示唆−……………………………… 朝野 賢司
野口 厚子

…48

第３部

谷

優也

No.
64
017年3月

第２部

電力 経 済 研 究

特集「電力システム改革と再生可能エネルギー政策の整合性」のねらい…………………………………………………………………… 朝野 賢司

送配電網の広域的利用ルールのあり方と費用回収問題

論文
再生可能エネルギー電源大量導入下の欧州における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向と課題………………………………………………… 古 澤 健
岡田 健司 …59
論文
欧州の配電料金構造の動向と課題−固定定額の従量料金主体の料金構造の限界とその対応策−………………………………………………… 古 澤 健
岡田 健司

…78

研究ノート
エリア別送電混雑コスト評価ツールの開発………………………………………………… 岡田 健司

…89

永井 雄宇

電力経済研究特集「電力システム改革と再生可能エネルギー政策の整合性」
No.64（2017.3）

電力中央研究所
社会経済研究所