電力経済研究

No.66（2019.3）目次

特集 ｢電力システム改革で創設される新市場の課題」
総説
電力システム改革における新市場創設の意義と課題－市場メカニズムの活用をめぐる議論の展望－

徹

… 1

佳邦

…17

服部

論文
ベースロード市場をめぐる独禁法上の課題－不当廉売とプライス・スクイーズ規制の検討－

佐藤

研究ノート
オプション型金融的送電権の価格に関する予備的考察－欧州の取引データの観察－

服部

徹

…33

古澤

健

…39

服部

徹

…53

賢司

…69

論文
需給調整市場を考慮したわが国のインバランス料金制度の課題－ドイツのインバランス料金の変遷から見た考察－

論文
容量市場の価格決定要因に関する考察－わが国の制度設計と海外の経験からの示唆－

論文
長期エネルギー需給見通しの実現を見据えた非化石価値取引市場の制度設計

朝野

特集
「電力システム改革で創設される新市場の課題」
わが国の電力システム改革では、従来の卸電力取引のための市場に加え、ベースロード市
場、需給調整市場、容量市場、非化石価値取引市場など、新たな市場が次々に創設されることとなっている。併せて、連系線の利用ルールが見直され、その利用計画は間接オークショ
ンにより、卸電力市場の結果に基づいて決まることとなっている。このうち、FIT 電源を対象とする非化石価値取引市場は 2018 年 5 月に取引を開始している他、連系線利用ルールの見直しによる間接オークションも 2018 年 10 月から運用されている。その他の市場も 2019年度以降、順次、運用が開始される見込みである。
こうした新市場が所期の目的を達成するには、それらが適切に設計される必要がある。しかし、新市場の設計はいずれも複雑であり、同じような市場を創設してきた海外でも試行錯誤が続き、様々な制約の下で、現実に市場を適切に設計することの難しさを物語っている。
わが国でもそうした難しさに直面することは避けられないと考えられるが、望ましい制度
設計に向けては、電力システム改革の全体像を見渡しながら、個別の市場の課題について理解を深めることが重要と思われる。
本特集号は、電力中央研究所・社会経済研究所が取り組んできた、新市場の制度設計の課
題に関連するこれまでの調査研究の成果を収めている。新市場の全体像と電力システム改革における市場メカニズムの活用について論じた総説に続き、個別の市場の制度設計の課
題について論じた論文 4 篇と研究ノート 1 篇を収めている。論文では、それぞれ専門分野の異なる執筆者が、特定の課題について論じており、制度設計の多岐にわたる論点の一部を扱ったに過ぎないが、今後の詳細設計の議論や見直しに向けて、参考となる知見を提供できれば幸いである。
2019 年 3 月
編集責任者

電力中央研究所

社会経済研究所

服部 徹

総

説

電力システム改革における新市場創設の意義と課題―市場メカニズムの活用をめぐる議論の展望―
Aims and Issues in Developing New Markets in Electricity System Reform in Japan:
Perspectives on the Use of Market Mechanism for Electricity System
キーワード：電力システム改革，市場メカニズム，新市場，競争，公益的課題
服部

徹

わが国の電力システム改革においては，競争の促進のみならず，安定供給に必要な供給力や調整力の確保，環境適合を念頭に置いたエネルギーミックスの確保といった，公益的課題の解決についても市場メカニズムを活用することを基本的な方針としている。そのために，従来の卸電力市場に加えて，連系線利用ルールの見直しにより間接オークションが導入されるとともに，ベースロード市場，
需給調整市場，容量市場，非化石価値取引市場といった新たな市場（新市場）が創設されることとなっている。これら新市場は，それぞれ異なる価値を扱うが，需要と供給の自由な取引で資源配分を決めるのではなく，政策目標の達成を制約条件とし，その設定において規制が重要な役割を果たす特殊な市場である。個別の市場の設計には難しい課題が含まれるが，試行錯誤を通じて進化させていき，結果的に，同じ政策目標の達成に必要なコストを以前よりも低くすることを目指す必要がある。
1. はじめに
2. エネルギー政策の目標と市場メカニズムの活用
2.1 エネルギー政策基本法にみる市場原理の活用
2.2 電力の自由化とこれまでの電力市場
2.3 新しい市場の創設とそのねらい
3. 新市場の概要と課題に関する考察
3.1 個別の新市場の概要
3.2 新市場の目的と取引する価値による整理
3.3 新市場の特徴としての規制的側面

1. はじめに3.4 海外事例を踏まえた新市場の位置づけ
3.5 試行錯誤を通じた「進化」を見据えた市場メカニズムの活用
4. 新市場の詳細設計の経緯と本特集号で扱う論点
4.1 ベースロード市場
4.2 連系線利用ルールの見直し
4.3 需給調整市場
4.4 容量市場
4.5 非化石価値取引市場
5. 結語

る，ベースロード市場，需給調整市場，容量市場，
非化石価値取引市場が新たに創設されることと東日本大震災後に進められてきた，わが国の電なっている。

力システム改革においては，発電部門や小売部門

これだけ多くの新市場が，検討開始から数年のにおける競争を促進し，電力供給の効率化を図る

うちに創設され，運用を開始していくという計画

ため，市場メカニズムの活用を柱とする構造改革

は，海外でも例を見ないスピードだが，果たしてが行われている。電力システム改革以前からの電それらが適切に設計され，期待通りに機能するの力の自由化によって，卸電力市場や小売電力市場

か，また，相互に過不足なく調和するのかどうか，といった抽象的な市場の存在は既に認識されてさらに，適切な競争環境の整備や，電力の安定供

おり，具体的な卸電力の取引の場としても，日本

給および環境適合といった公益的課題やエネル

卸電力取引所（以下，JEPX）の前日市場や当日市

ギー政策の目標達成に効果的なのかどうかにつ場，先渡市場が開設され，今日まで運用されてきいては，少なからず懸念の声もある。

た。現在は，これらに加え，「新市場」と称され－1－

本総説では，電力システム改革において創設さ電力経済研究No.66（2019.3）

れる新市場の意義と課題を様々な角度から示しの取組を行うこと」が謳われている1。

つつ，従来から存在する市場を含め，市場メカニ

このようなエネルギー基本計画の策定を定めズムの活用で留意すべき点や目指すべき方向性

たエネルギー政策基本法 2では，エネルギー政策について展望する。

の基本方針が定められており，その第2条には「安以下では，エネルギー政策における市場原理の定供給の確保」，そして第3条には「環境への適合」

活用の位置づけと，以前から存在していた市場にが掲げられている。しかし，その後に続く第4条

ついて確認した後，電力システム改革で創設されに掲げられているのは，「経済効率性の向上」でる新たな市場の概要を述べ，その全体像を踏まえはなく，「市場原理の活用」である。第4条をあらつつ，それぞれが目指す目的や果たすべき機能，

ためて見てみると，「エネルギー市場の自由化等特徴などを整理する。その上で，市場メカニズムのエネルギーの需給に関する経済構造改革につの活用によってエネルギー政策の目標達成を目

いては，前二条の政策目的を十分考慮しつつ，事指すことの意義について確認するとともに，その業者の自主性及び創造性が十分に発揮され，エネ過程で生じる課題について論じる。次に，個別のルギー需要者の利益が十分に確保されることを新市場の制度設計に関するこれまでの経緯や論旨として，規制緩和等の施策が推進されなければ点を述べながら，本特集号の各論文が扱うテーマならない。
」とある。電気事業において現在進めの位置づけを示し，最後に本総説をまとめる。

られている電力システム改革は，まさに，「電力
市場の自由化等の電力の需給に関する経済構造

2. エネルギー政策の目標と市場メカニズムの活用改革」と言えよう。そして，それは前二条の政策
目的，すなわち，安定供給の確保と環境への適合を十分考慮しつつ，推進されなければならないとされている。

2.1 エネルギー政策基本法にみる市場原理

しばしばエネルギー政策の目的として語られの活用
わが国のエネルギー政策は，従来から，3つのE，る3E＋Sの，Eのうちの一つが「経済効率性」であ

すなわち，安定供給（Energy Security），環境適合

ることからすると，市場原理（メカニズム）の活（Environment），経済効率性（Economic Efficiency）

用は，経済効率性に対応するものといえる。ただの達成を目的としてきた。現在は，東日本大震災

し，一般的に言えば，市場原理の活用は，経済効と福島第一原子力発電所の事故を受けて，安全性率性を達成するための手段であって，それ自体が（Safety）を大前提とすることが加わり，「3E＋S」

目的ではない。確かに方針として市場原理の活用の達成を基本としている。2018年のエネルギー基が掲げられているにすぎないともいえるが，これ本計画においては，「エネルギー政策の要諦」とまでの電力システム改革の進め方において，市場して，「安全性（Safety）を前提とした上で，エネを創設し，市場メカニズムを活用すること自体がルギーの安定供給（Energy Security）を第一とし，目的化していないかは留意する必要がある。

経済効率性の向上（Economic Efficiency）による低コストでのエネルギー供給を実現し，同時に，環境への適合（Environment）を図るため，最大限

1
エネルギー基本計画については，下記の URL を参照。
http://www.enecho.meti.go.jp/category/others/basic_plan/（最終アクセス日：2019 年 2 月 18 日）
2エネルギー政策基本法の条文については，
下記の URL を参照。
http://elaws.e-gov.go.jp/search/elawsSearch/elaws_search/lsg0500/det
ail?lawId=414AC1000000071（最終アクセス日：2019 年 2 月 18日）

－2－

図1 電力システム改革と電力市場
しかし一方で，電力システム改革という電力分自由化とともに進められ，今日の電力システム改

野の経済構造改革の推進にあたっては，事業者の革へと引き継がれている（図1）。従来，発電・送自主性及び創造性が十分に発揮され，そして需要電・配電・小売の垂直一貫体制の電気事業者が地家の利益が十分に確保されることを旨とすると域独占で供給義務を負い，規制下に置かれていたあり，まさにここに市場原理の活用の原点が示さ

ところ，1990年代の半ばから2000年代にかけて，

れているといえる。もとより市場原理とは，市場発電部門と小売部門に競争が導入されることにでの自由な競争を通じて経済厚生が高まるといなった。それは，競争的な卸電力市場と小売電力

うものである。電力システム改革で創設される個市場を形成していくことを意味していた。基本的別の市場は，制度設計が複雑で，それらを現実にには，発電部門と小売部門が取引するのが卸電力運用可能な制度として整備していくだけでも多市場であり，小売部門と需要家が取引するのが小くの難題を解決していく必要がある。そのためか，

売電力市場である。電力システム改革は2015年以あまり強調されることはないが，そもそも市場原降，3つの段階で進められることになっており，理の活用には，事業者の自主性や創造性の発揮，

既に第1段階の電力広域的運営推進機関（以下，

そして需要家の利益の確保という重要な目的が広域機関）の設立と，第2段階の小売市場の全面あり，制度設計の議論においても，時にその原点

自由化が完了している。第3段階は，2020年に，に立ち返ることが必要といえる。

旧一般電気事業者の送配電部門の法的分離が予定されている3。
現在，電力システム改革で整備が進められよう

2.2 電力の自由化とこれまでの電力市場
わが国の電力分野における市場メカニズムの活用は，1990年代半ばから徐々に始まった電力の3
第 1 段階から第 3 段階までの電力システム改革の概要については，山内・澤 (2015)，服部 (2016b)を参照。

－3－

電力経済研究No.66（2019.3）

としている新市場は，小売電力市場とも無関係でに際しては，市場メカニズムの活用による解決をはないが，より関係が深いのは卸電力市場である。

探るとされた。例えば，「経済合理的な電力供給

わが国の卸電力市場，あるいはそこで行われる卸体制と競争的な小売市場の実現」という課題に対電力（kWh）の取引は，以前から，相対取引，すして挙げられた解決手段の例が，「卸市場（kWh

なわち発電と小売が個別に取引する形が中心で価値取引市場）の更なる流動化」である。次に，あった。その中で，匿名の取引を行うことができ「中長期的な供給力（kW）の確保と系統運用者る開かれた任意の取引の場として2005年に開設による調整力（ΔkW）の適切な調達」という安されたのがJEPXである。JEPXは，実需給の前日

定供給の確保に向けた課題に対して挙げられたにオークション方式で取引を行う「前日市場」と解決手段が，「kW価値の顕在化及び調整力の市場呼ばれるスポット市場を運営する他，現在は，実化」である。そして，「エネルギーミックスと整需給の1時間前までにザラバ方式で取引を行う

合的な電源構成を通じた温暖化目標の達成」とい「当日市場」，将来の特定期間（1年間，1カ月間，う環境適合に向けた課題に対して挙げられた解1週間）に受渡する先渡し契約を取引する「先渡決手段が，「非化石価値の顕在化」である。

市場」を運営している。これらに加えて，2016年

ここで，競争の活性化に加えた，公益的課題のには「電力先物市場」の必要性を見込んだ商品先解決のための市場メカニズムの活用が示してい4物取引法の改正が行われた 。
これらの市場は取引

るのは，従来の電力供給において，明確な境界もの時点に違いはあるものの，基本的には，エネルなく一体で取引されていた様々な価値（kWh価値，

ギーとしての電力（kWh）を取引する市場である。

kW価値，ΔkW価値，非化石価値）を明示的に分

海外でも，電力の自由化でこうした取引所が運営けた上で，個別に対応する市場を創設し，それぞ

特に前日市場のスポット価する市場が整備され5，れにおいて形成される価格をもって，効率的な取格が，卸電力取引全体にとっての指標価格として，引を可能とすることである。つまり，kWhの価値

重要な役割を果たしている6。

に集約されていた電力の価値をまとめて取引するのではなく，異なる価値ごとに，個別に取引することで効率化を図ろうとするものである。

2.3 新しい市場の創設とそのねらい
2016年秋から開催された「電力システム改革貫そして，2.2節で述べた既存の市場の活性化や公徹のための政策小委員会（以下，貫徹小委）」で益的課題の解決のため，新たな市場が創設されるは，競争の活性化に加え，自由化の下での公益的こととなった。具体的には，「ベースロード市場」，

課題（安定供給や環境適合性等）への対応の必要「需給調整市場」，「容量市場」，「非化石価値取引性が示された7。そして，そのような課題への対応市場」である。これらに加えて，貫徹小委後に進められたのが「連系線利用ルールの見直し」であ4

具体的には，無体物である「電力」が商品先物取引法の対象に加えられている。なお，本稿執筆時点において，わが国での電力先物市場は創設されていない。2018 年 11 月の「規制改革推進に関する第 4 次答申」では，総合取引所の実現に向けた実施事項として，電力先物市場の創設は，総合取引所の実現と同時並行的に進めるとされている。
5
ネットワークを流れる同質的な電力の kWh は「コモディティ（商品）」とみなすことができ，そのような商品の取引は，取引所で行う方が効率的な面があると考えられる。
6
例えば，欧州における最近のスポット市場の動向については，
服部 (2017a)を参照。
7
貫徹小委の中間とりまとめ（2017 年 2 月）については下記をる。これは，直接的には「市場」という言葉を使っていないが，後述するように，既存の前日市場を介して，いわば連系線の容量を取引する市場と見ることができ，本稿では，これら合わせて5つ参照。
http://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/kihon_seisaku/denryoku_kaikaku/20170209_report.html（最終アクセス日：2019 年 2 月 18 日）－4－

の市場を「新市場」と呼ぶことにする。

とで，卸電力取引の活性化も期待されている。ただし，間接オークションの供給側に当たる連系線

3. 新市場の概要と課題に関する考察の容量は，一般送配電事業者や広域機関の検討を経て決まるものであり，市場を通じて決まるものではない。

3.1 個別の新市場の概要
ここでは，まず簡単に，個々の新市場の概要を(3) 需給調整市場「需給調整市場」は，一般送配電事業者が系統述べておく。なお，詳細な制度設計の経緯や論点については4章で改めて論じる。

の安定化に必要な調整力（ΔkW）を調達するた(1) ベースロード市場 8めの市場で，買い手が一般送配電事業者のみとな「ベースロード市場（以下，BL市場）」は，ベる市場である。電源を持たない一般送配電事業者

ースロードの供給力（原子力，大型水力，石炭火による調整力の調達という行為は，電力の自由化力）に対するアクセスが限られているとされる新と発送電分離に伴い，必ず必要となる。すでに，電力等が，取引所を通じて，ある程度長い契約期

旧一般電気事業者が所有する送配電ネットワー

間（例：1年間）に一定の電力量を受け渡す標準

クの運用の中立性を確保する観点から，一般送配化された商品として，旧一般電気事業者のベース

電事業者は，2016年10月より，周波数維持義務を

ロード電源が供給する電力を取引できる，一種の果たすのに必要な調整力をエリア別に公募によ先渡し市場として創設される市場である。これにり確保している。需給調整市場はそれを広域的により，旧一般電気事業者と新電力のイコールフッ行うために創設される市場であり，2020年以降に，ティングを図り，さらなる小売競争の活性化を図

現在の公募の仕組みを移行させることになってることを目的としている。BL市場においては，旧いる9。調整力の調達と運用の広域化は，国全体で一般電気事業者に一定の供出（切り出し）義務がの効率化に資すると考えられているが，必要な調課されることになっており，その意味で，いわゆ

整力は，信頼度基準に基づいて決められることにる「非対称規制」としての側面がある。

なっている。これは，技術的な観点から，この市(2) 連系線利用ルールの見直し

場の需要が市場の外で決まるルールによって定「連系線利用ルールの見直し」とは，地域（エリア）間の取引における連系線の利用について，まることを意味する。
(4) 容量市場

これまでの「先着優先」と「空おさえの禁止」を「容量市場」は，中長期的に安定供給に必要な原則とするルールから，スポット市場を介した形

供給力を確保しておくための市場である。競争環

で，市場原理に基づく利用を促す，「間接オーク

境下では，卸電力市場からの収入だけでは，市場ション」の適用を拡大するものである。これは，参加者によって十分な供給力を確保することが短期的には限られた連系線の容量を，前日段階に困難になるとの懸念があったためである。一般に，おいてより効率的な電源に割り当てるもので，30

中長期的な容量確保のための仕組みは，「容量メ

分単位の連系線の容量をめぐる市場と言える。こカニズム10」と呼ばれるが，容量市場は容量メカ

れにより，広域的かつ効率的な電源の活用が期待される他，結果的に取引所の取引量が増加するこ
8
貫徹小委においては，「ベースロード電源市場」とされていたが，現在は「ベースロード市場」と呼ばれている。

9
以前は，「リアルタイム市場」という呼称も使われていたが，調整力の調達のタイミングは必ずしも実需給の直前に限られないため，現在は需給調整市場とされている。
10
容量市場以外の容量メカニズムには，「戦略的予備力」や「容量支払」といった制度があるが，それらの概要については服部－5－

電力経済研究No.66（2019.3）

ニズムの中で，最も効率的に必要な容量を確保す

比率の達成による環境適合である。

る仕組みとされている。確保する供給力は，信頼市場であるがゆえに，いずれの新市場でも，そ度基準に基づいて決められることになっており，

こで競争を促し，効率的な取引が行われることが事前に設定される需要曲線に反映されることに期待されるのであるが，ベースロード市場と連系なる。また，小売電気事業者には，顧客の需要に線利用ルールの見直しは，基本的には競争の促進

合わせた容量を容量市場から買うことが義務付を通じた経済効率性の向上が主要な目的であるけられる。つまり，需給調整市場と同様に，需要のに対し，需給調整市場と容量市場は，安定供給が市場の外で決まるルールに基づいて定まる市の確保，非化石価値取引市場は，環境への適合と場であり，需要側に参加義務が課せられる市場でいう，それぞれ公益的課題への対応を目的に含めある。

る市場となっている。

(5) 非化石価値取引市場

また，取引する価値に関連して，個々の新市場「非化石価値取引市場」は，電力分野の環境適と電力供給のいくつかの側面との対応を示した

合の目標である2030年度非化石電源比率44%にのが図3である。これは，ピーク日で見た典型的向け，小売電気事業者に非化石電源の一定の調達な電力の負荷曲線上に，個別の市場がどのようにを義務付けた上で，その達成を後押しするためにかかわるかを示したものである。

創設される市場である。具体的には，非化石価値

ベースロード市場と連系線利用ルールの見直を証書化し，それを電気の価値とは分離して取引しは，基本的にkWhの取引の効率化を目指す市場を行う市場である。FIT対象電源向けと，非FIT対で，負荷曲線で囲まれる面積が取引の対象である。

象電源向けの2つがあり，前者については2017年

非化石価値取引市場は，非化石電源で発電する電度に発電された電気を対象に2018年5月から運用

力のkWhを単位としていることから，電力供給のが始まっている。

面ではkWhの取引にかかわるものである。これら

以下では，新市場を横並びに比較しつつ，関連に対し，容量市場は，kWの効率的な確保を目指する海外事例も踏まえながら，それぞれの意義やす市場で，図3の負荷曲線の高さを対象とする市

課題について論じる。

場である。最後に，需給調整市場は，一般送配電事業者が，需給の細かい変動に対応するために必要な調整力の適切な調達を目指すものであり，

3.2 新市場の目的と取引する価値による整kWhの取引で発生するインバランスを調整する

理
新市場をそれぞれの目的と市場で取引する価値によって整理したのが図2である。目的は大きためのΔkW，すなわち調整の幅やその能力を対象とする市場である。

く分けると3つで，一つは，卸電力（kWh）の取引の更なる活性化や競争の促進，次に，供給力（kW）や調整力（ΔkW）の調達による安定供給の確保，最後に非化石証書11を通じた非化石電源(2015)を参照。
11
ただし，非化石価値取引市場で取引される非化石証書には，高度化法の非化石電源比率算定時に計上できる「非化石価値」と，温対法上の二酸化炭素排出係数が 0kg-CO2/kWh である「ゼロエミ価値」，小売電気事業者が需要家に対して付加価値を表示・主張することができる「環境表示価値」の 3 つの価値が含まれると整理されている。

－6－

kWh価値の取引

連系線利⽤
ルールの⾒直しベースロード市場

需給調整市場

容量市場

非化石価値
取引市場

広域的な
競争の促進

新・旧間の競争⼒の格差解消

⼗分な調整⼒の効率的確保

⼗分な供給⼒の効率的確保

エネルギーミックスの
効率的達成

送電制約

旧一般電気事業者 新電⼒（非対称規制）[間接オークション]＋送電容量の有効活⽤

PE

非化石価値の取引

kW・ΔkW価値の取引

エリアA

供出義務

エリアB

PΔ

PE

kWh/h

PK

ΔkW

kWh/h

排出削減のための非化石⽐率を反映

適正な中⻑期の予備率を反映適正な短期の予備率を反映PZ

kW

非化石電源のkWh

図2 新市場で取引される価値とその目的
kW
ΔkW

供給⼒の確保【容量市場】

調整⼒の確保
【需給調整市場】

非化石電源⽐率の確保【非化石価値取引市場】
広域メリットオーダーによる効率化【連系線利⽤ルールの⾒直し】イコールフッティングによる競争促進【ベースロード市場】

旧一般電気事業者→新電⼒

図3 新市場と電力需給の関係

3.3 新市場の特徴としての規制的側面

場では，政府が定める目標としての非化石比率

通常，市場においては，自由な取引の中で，（44%）を通じて供給量が調整される12。つま取引される財に対する需要と，その財の供給がり，市場といいながらも，需要と供給が市場参

バランスするところで価格が決まっている。し加者の自由な取引の結果で決まるのではなく，

かし，電力システム改革で創設される新市場は，事前に定められる様々なルールや規制，政策目

需要と供給が必ずしも自由な取引の中で決ま標が，取引に一定の制約を課したり，影響を与ってこないという側面がある。ベースロード市

えたりするのである。そうしなければ，そもそ

場は，旧一般電気事業者に，所有するベースロも機能しえない市場ともいえる。

ード電源の一定割合を供出する義務を課すこ

電力の場合，ネットワークと市場が密接不可分とで一定の供給を確保する市場である。連系線の関係にあり，技術的な制約を軽視することはで利用ルールの見直しで導入される間接オーク

きない。また，電力に限らず，現実に存在する様々

ションでは，取引に割り当てる連系線の容量は，な市場でも，技術的な理由などから何らかの制約

広域機関が関与しつつ，あくまで規制された送を受けることがあり，それ自体をことさら問題視

配電部門において決定される。需給調整市場やする必要もない。しかし，そうした制約が，市場容量市場では，信頼度基準などの技術的な観点から，調整力や供給力に対する需要が市場の外で決められている。そして，非化石価値取引市

12

ただし，再生可能エネルギーを対象とする FIT（固定価格買取制度）が存続する状況においては，実際にそうならない可能性を朝野 (2019)が指摘している。

－7－

電力経済研究No.66（2019.3）

価格に影響を与えうるという点には注意しなけ

電力システム改革の新市場に関して，建設的なればならない。これは，結果的に，政府や規制当議論を進めるには，市場の目的や規制の役割も多局による市場への介入が行われることを意味す様であることを認識し，画一的な対応ではなく，る。自由な市場に対する政府や規制当局の介入は個別の市場の性格を踏まえた検討や，現在検討中

できる限り避けるべきという考え方は広く知らの市場の制度にとらわれない，柔軟な発想も必要れているが，はじめから政府や規制当局の介入をになると考えられる。

前提としてこれらの市場が運営されることになっている点に留意が必要である。

3.4 海外事例を踏まえた新市場の位置づけ

いずれにせよ，電力システム改革で進められる電気事業への競争の導入に伴い，様々な市場が卸電力市場の活性化や，今後創設が予定されてい整備・運用されることは，海外の経験からも予想る市場の整備には，規制の果たす役割が不可欠とされていたことであった。欧米（特に欧州）においえる。競争を促しながら，公益的課題の解決もける卸電力取引の制度設計の課題とも共通する図っていくためには，いわば市場を補完する規制部分は多く，実際，わが国の制度設計の検討におの役割が残るということを意味している。しかし，

いては，しばしば海外事例が参考とされている

そもそも規制に非効率の源泉があったというこ（服部, 2017b）。わが国では，これらの課題へのとが規制緩和の契機であったことを考えれば，そ対応（制度設計）をほぼ同時期に進めようとしてれは必要であったとしても直ちに解決を約束す

いるのが特徴であり，海外の経験に学べる後発者

るものではないと言える。伝統的な公益事業にお利益があるとはいえ，諸外国がそれなりの時間をける競争導入後の主要な制度的課題として，Kahn

かけ，段階を経て対応してきた課題に，まとめて(1988)が述べているように，「必然的に不完全な規取り組んでいるところに難しさがあるともいえ制（inevitably imperfect regulation）と必然的に不完る。

全な競争（inevitably imperfect competition）の可能

そうした点も踏まえつつ，新市場全体に関してな限り最善の組み合わせを見出すこと」が電力シ留意しておきたいのは，現在の欧米諸国において，ステム改革においても求められるといえよう。

わが国で創設される5市場のすべてを運営していしかし，規制と競争（市場）のバランスもまたる国はないということである。とりわけベースロ

必然的に不安定なものである。特に電力に関してード市場については，一種の先渡し市場という面

は，市場を機能させるためにも一定の規制の関与があり，海外でも先渡し市場が存在して，活発なが必要とされる一方で，一般には規制の関与こそ取引が行われている国も少なくないが，既存の支が市場の機能を妨げると考えられるためである。

配的な事業者に供出義務を負わせる非対称規制

市場を新たに創設しても，それが機能していないという意味で，同じような市場を運営している国と評価されると，（財の特殊性等により）そもそは現在ではほとんどない。欧米諸国で，かつて自も市場が機能しないから規制の関与が必要にな

由化当初に，競争条件のイコールフッティングをるといった見方もできれば，規制緩和が不十分で図るために，一時期，非対称規制による取引を義あるからもっと市場に委ねるべきとの見方もで務付けていた例はあるが，ほとんどが一定期間のきる。こうした見方は対立し，カリフォルニアの運用の後に終了している（服部, 2016a）。重要な

電力危機の際のように，電力の自由化や構造改革

ことは，こうした非対称規制は，自由な市場競争においてもしばしば見られたが，それは不毛な議と相容れない制度であり，一時的には必要とされ論に終わることも多かったように思われる。

たとしても，長期的に継続することにはどの国も－8－慎重であったということである。また，現在も続の一部の州で導入されたゼロ・エミッション・ク

いている例として，フランスには既存の支配的なレジット（ZEC）があるが，これらを合わせたよ

事業者（EDF）に，規制された価格で，既存の原

うな非化石価値取引市場は海外に例を見ない。海子力発電所が発電した電力を新規参入者に供給外に例がないからといって，否定すべきものではすることを義務付ける制度（ARENH）が存在す

ないが，日本の制度が前例のない制度であり，海る13。しかし，この制度も15年間という期間が定め

外では，環境適合に向けて，異なる制度，特に汚られた上で導入されたものである。わが国で非対染者負担原則に基づき，何らかのカーボンプライ

称規制の要素を含むベースロード市場についてスを活用する方策などが採られていることに留も，本来は，諸外国と同様に一定の期間に限定し意すべきである14。

て運用し，その後は，本来の自由な競争に委ねられるべきであると言える。

需給調整市場と連系線利用ルールの見直しに伴う間接オークションの導入は，現在の電力シス容量市場については，近年，海外では政策的支

テムの技術が大きく変わらない限り，今後も必要

援によって再生可能エネルギーの導入が進む中，となる市場の制度である。欧州と米国では，これ十分な供給力を確保するために必要な仕組みとらの制度設計の枠組みが異なるところはあるが，しての容量メカニズムの一つとして注目されて両者を兼ね備え，それぞれの地域で標準化が進めいる。しかし，容量メカニズム，あるいはその一られている市場でもある。

つとしての容量市場は，その必要性が常に議論さ

このように，5市場と言っても，海外事例を参れる制度である。実際，電力の自由化を進めて，考にしながら見ていくと，その必要性や，代替手再生可能エネルギーの導入が進んでいても，容量段の有無などで違いがあることがわかる。5市場

市場を導入していない国や地域はある（米国テキは決して最終形ではないし，最終形とすべきでは

サス州など）。これは本来，kWhの価値を取引すない部分もある。こうしたことを把握しておくこる市場のみが存在する状況でも，供給力が不足すとは，次に述べる市場設計の試行錯誤の中では重る状態が近づけば，kWhの価値が十分大きくなり，

要になってくるだろう。

設備投資を促すと考える見方が根強いためである。もちろん，卸電力市場が，そのような意味で

3.5 試行錯誤を通じた「進化」を見据えた市

有効に機能するかも疑問視されており，また，実場メカニズムの活用

際には市場価格に上限が設けられるなど人為的既に述べたように，電力システム改革においてな制約もあることから，そうした中において，安市場メカニズムの活用が図られる理由は，公益的定供給を効率的に確保する仕組みとして容量市

課題の解決も含めて，経済効率性の向上を図るた場は必要との見方も支持されている。

めである。長い目で見れば，市場メカニズムの活非化石価値取引市場に関しては，筆者の知る限用で競争が促進され，それが革新的イノベーショ

り，ほぼ同様の市場を創設している国はない。仕ンをもたらし，これまでになかった様々な付加価組みとしては，RPS制度の下での再エネ証書取引

値を生み出すという便益の実現も考えられる。しが近く，また，非化石価値に着目して非化石電源が一定の補償を受けられる仕組みとしては，米国

13

詳細は服部 (2016a)を参照。

14
二酸化炭素に価格をつけることで，炭素税や排出量取引など
による明示的な価格付けと，エネルギー関連税制や省エネ規制などを通じた暗示的な価格付けなどがある。カーボンプライスに関する論考については，例えば，上野 (2018)を含む「電力経済研究」No.65 の特集号を参照。

－9－

電力経済研究No.66（2019.3）

規制の下で実現してきた一定の予備率や非化石⽐率の確保を前提に市場メカニズムを活⽤した時の電⼒供給のコスト①規制の下での電⼒供給のコスト②制度設計が適切でない場合③制度設計が適切な場合④市場競争によって最⼤限効率化した
電⼒供給のコスト

図4 市場メカニズムの活用がコストに与える影響に関する可能性
かし，ここでは，電気の消費によって需要家が得となく，市場競争のみを徹底して最大限効率化しられる便益は今まで通りとすると，競争を通じたた場合のコスト（図4の④）の実現も考えられる

経済効率の目標というのは，電力供給にかかる費が15，公益的課題の解決を前提とする電力システ

用の低減に集約される。

ム改革においては，このような究極的な費用の最市場メカニズムの活用によって，電力供給の費小化を求めることは難しい。

用がどのような水準となりうるかを単純化していずれにせよ，市場メカニズムを活用するので示したのが図4である。そもそも電力の自由化があれば，その設計が極めて重要になることは言う進められたのは，規制による非効率が問題視されまでもない。必然的に規制的側面の強い新市場にたことにある。その状況から，自然独占性が消滅

ついては特にそうである。しかし，適切な市場のしたとされる発電と小売に競争を導入すること

設計は，最初から明らかにされているわけでもなが適切とされ，規制緩和が実施されて，市場の整ければ，簡単にたどりつけるものでもなく，多く備が進められてきた。したがって，その後の市場の場合，試行錯誤を要する。海外ではまさに今もメカニズムの活用は，従来の規制下の電力供給の試行錯誤を続けているところといっても過言でコスト（図4の①）よりも小さくすることを目標はない。電力市場の制度設計において不断の見直とすべきである。しかし，電力システム改革以前

しが必要となることが，市場参加者の予見性を妨の規制の下で達成してきた安定供給や環境適合げ，悪影響を及ぼすことになるかもしれない。膨を前提とした上で，市場メカニズムを活用したに大なコストをかけた試行錯誤が結果として失敗もかかわらず，結果として電力供給のコストが以に終わるのではないかとの懸念もあるだろう。

前よりも増加してしまうとしたら（図4の②），そしかし，市場は試行錯誤を通じて「進化」させ

れは市場が適切に設計されていない可能性が高ていくことが可能であるとの指摘もありい。改革後，しばらくの間はそのような状態が続（McMillan , 2012），そのような進化の先に適切なくかもしれないが，適切な制度設計を行った上で市場の設計が見えてくる可能性を否定する必要

市場メカニズムを活用し，従来の規制下よりも電もない。海外でも，（失敗の経験を含めた）試行

力供給のコストを低くすることを目指すべきである（図4の③）。なお，一定の予備率や非化石比率の確保といった制約をあらかじめ考慮するこ

15

これは，実現可能性はともかくとして，社会にとって効率的な予備率や非化石比率の決定も市場メカニズムに委ねる場合と解釈することもできる。

－ 10 －

錯誤の結果として，着実に市場の設計に関するができない。そのベース需要は，日別のベース需

様々な知見が蓄積されてきた。そうだとすれば，要のうち，年間18日程度の下位の需要を除いたも電力システム改革においても，電力の需給にかかのを基本とすることとされている。その上で，各わる技術や政策の様々な制約の中で，市場メカニ

事業者のベース需要に基づいた購入量の制限がズムのメリットを最大限に発揮させるため，市場設けられることになっている。これは，スポットの進化を見据えた長期的な取り組みが求められ市場との裁定取引を目的として，BL市場から調達るといえる。市場メカニズムの活用とは，そうしした電力を転売することなどを防ぐためである。

た進化の可能性を含めた市場のポテンシャルをまた，BL市場からの調達を取り消したり，調達量追求していくことでもある。

を下方修正したりすることも，一部の例外を除き，認めないことが基本とされている。なお，旧一般

4. 新市場の詳細設計の経緯と本特集号
で扱う論点

電気事業者も，他エリアにおいて，買い入札を行うことができる。
一方，ベースロード電源を所有する旧一般電気

以下では，電力システム改革で創設される新市事業者がBL市場に義務として供出する量は，
市場

場の詳細設計の論点を振り返りながら16，本特集

全体で，新電力の需要（旧一般電気事業者にとっ号の各論文のテーマとその位置づけについて紹ての離脱需要）のベースロード比率に調整係数介する。

（0.67～1）を乗じたものとなる。これは，新電力のシェアが増えるにつれて，旧一般電気事業者の支配力は弱まる一方で，供出量が増加することと4.1 ベースロード市場
BL市場を運営する取引所では，シングルプライ

なり，イコールフッティング以上の措置になるこ

スのオークション方式で，年複数回の取引が行わとを緩和するためで，当初は1として，新電力のれることとなっている。市場の範囲については，シェアに応じて段階的に引き下げることとなっスポット市場の分断発生頻度を考慮し，北海道エている。さらに，新電力のシェアが30%に達した

リア，東北・東京エリア，西エリアの3つの市場

段階で，その後の追加的な供出については，自主に分割することとしている。

的な取り組みとして行うことも考えられている。

BL市場が創設されると，ベースロード電源を持エリア別の供出量については，エリア別の供給力

たない新電力が買い手として参加し，落札すれば，やベースロード電源の比率，新電力のシェアなど

安定的にベースロードの電力の供給を受けるこの指標により，全体供出量を按分して求めることとができる。ただし，買い手は，多くてもベースになっている。また，政策目的の重複する常時バ

需要の実需に見合った量までしか購入することックアップ契約に基づく取引量は，BL市場におけ

16

以下では主に，2018 年 7 月の総合資源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会 電力・ガス基本政策小委員会 制度検討作
業部会 中間とりまとめと，広域機関で開催されている各種委
員会の資料を参考とした。制度検討作業部会の中間とりまとめは以下の URL を参照。
http://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/
seido_kento/20180713_report.html（最終アクセス日：2019 年 2 月
18 日）
広域機関の各種委員会の資料については以下の URL を参照。
https://www.occto.or.jp/iinkai/（最終アクセス日：2019 年 2 月 18日）

る供出量から控除することが考えられている17。
また，旧一般電気事業者は，入札の際，保有するベースロード電源の平均コストを上限とする
ことが求められている。本特集号の佐藤 (2019)の論文では，BL市場において供出義務を負う旧一17
BL 市場創設前に切り出した量なども BL 市場への供出義務量からは控除される。

－ 11 －

電力経済研究No.66（2019.3）

般電気事業者の入札価格に関して，自由化されたされることとなっている。また，転売は認めない

小売電力市場における需要家向けの料金との関方向とされている。取引されるのは，隣接するエ係で生じうるとの指摘がある，独占禁止法上の課リア間の値差を基準とする商品で，契約期間等の題を取り上げている。具体的には小売市場での不詳細は検討を続けることになっている。値差リス

当廉売や，上流部門と下流部門の間でなされるプ

クをヘッジする契約としては，先物契約に相当す

ライス・スクイーズの問題であるが，少なくともる，いわゆる「オブリゲーション型」と，オプシ

独禁法上，問題視するには慎重に考えるべき要素

ョン契約に相当する「オプション型」があるが，が多いことを示している。

オブリゲーション型を基本として検討することとなっている。
市場参加者の利便性を考えれば，オプション型

4.2 連系線利用ルールの見直し
連系線利用ルールの見直しの結果，導入の決まもわが国では検討に値するが，他方で，オプショ

った間接オークションは，すでに2018年10月から

ン型のFTRの価格変動は様々な条件に依存して運用を開始している。しかし，地域を跨ぐ取引が複雑になると考えられている。本特集号の服部

すべて取引所を介して行われる結果，市場参加者(2019b)の研究ノートでは，欧州で導入されている

は，市場分断により発生するエリア間の値差の変オプション型の金融的送電権の価格の変動につ動リスクを負担することになる。そこで，そうしいて，オプション理論を用いてある程度説明できたリスクをヘッジできる仕組みとしての「間接送る可能性を示唆している。今後も研究を蓄積する電権」が合わせて検討されている。これは，海外必要があるが，市場参加者のリスクヘッジにおけで導入されている「金融的送電権（Financial

る利便性を高めることを検討する際の参考にな

Transmission Rights, 以下FTR）」をモデルとしたもると考えられる。

ので，連系線を利用して物理的に電気を送る権利としての「物理的送電権」ではなく，連系線を利

4.3 需給調整市場

用するのに伴って発生する値差の精算を受け，リ需給調整市場で買い手となる一般送配電事業

スクを回避するための契約である18。エリア間の者が行う需給調整は，応答速度や，自動／手動，値差が発生することで市場運営者は混雑収入を期間で異なる様々な調整力を組み合わせて行わ得ることができるが，基本的にはそれを原資としれている。需給調整市場の創設にあたっては，こて発行され，取引される。わが国では，混雑収入

うした調整力の市場での取引を可能とするためを得ているJEPXが発行主体となる。

に，これらを細分化し，それぞれ定義する必要が海外では，FTRが，オークションを通じて市場ある19。基本的には，制御機能に基づいて，「一次参加者に与えられることになっており，わが国で調整力（ガバナフリー（GF）相当枠）
」
，
「一・二

もそのようなオークションが行われることで，間次調整力（GF・負荷周波数制御（Load Frequency

接送電権の市場取引が行われる。この間接送電権

Control, LFC））」，
「二次調整力」，「三次調整力」，の市場には，電気の実物取引を行う事業者のみが「三次調整力（低速枠）」をそれぞれ「上げ」と参加できることになっている。オークションはシングルプライスオークションを基本として検討
18
ただし，間接送電権と欧州で導入されている金融的送電権には，いくつか異なる点もある。服部他 (2019)を参照。

19
現在の調整力公募においては，一般送配電事業者の専用電源として，常時確保する電源等を「電源 I」，厳気象対応用の調
整力を「電源 I’」，小売事業者の供給力等と一般送配電事業者の調整力の相乗りとなる電源等を「電源 II」，調整力として機能しない電源を「電源 III」としている。

－ 12 －

「下げ」の両方向に，合計10区分を基本的な区分

マルチプライスを採用することとなっている。実として商品設計を行うこととしている20。このう

需給の前のどのタイミングで調達するかも制度

ち，広域的な調達および運用は，三次調整力（低設計の論点の一つである。

速枠）から進められることとなっている21。ただ需給調整市場の運用開始後の調整力コストは，し，同じ商品区分の中でも，性能に関する違いを基本的にインバランス料金の形で系統利用者か反映する調整係数を入札価格に乗じることとなら回収されることとなる。インバランス料金制度っている。

の設計は，一般送配電事業者が適切に調整力コス

需給調整市場は，一般送配電事業者の共通プラ

トを回収できるものとした上で，系統利用者によットフォーム上に開設することが適当と考えらる調整力コストの抑制（すなわち，需給調整の円

れている22。広域化された需給調整市場における，滑化）に資する適切なシグナルとなることが重要

一般送配電事業者と電源等の契約形態についてとされている。本特集号の古澤 (2019)の論文では，は，電源等が立地する一般送配電事業者を経由し需給調整市場との関係で重要性が高まるインバて契約を締結する「送配－送配モデル」を基本とランス料金の制度設計の問題に焦点を当て，ドイすることとなっている。

ツにおける試行錯誤の過程から，適切なコストの需給調整市場で調達するのは，実需給の前に確回収と需給調整の円滑化の両立の難しさを指摘保しておくべき「ΔkW」と呼ばれる出力の変動

するとともに，再生可能エネルギーに関する対応分であるが，それらは実際に運用する際の「kWh」

から学ぶべき点を整理している。

の価値と合わせて決まることになる。需給調整市
場の制度設計においては，この二つの要素をそれ

4.4 容量市場

ぞれどのように評価して調達するか，すなわち，わが国で創設される容量市場は，「集中型」のΔkWのメリットオーダーとkWhのメリットオー容量市場である23。集中型容量市場とは，容量オ

ダーのどちらを優先的に評価するかというのがークションを通じて，中長期的に十分とされる供一つの論点である。現時点では，ΔkWのメリッ

給力を一元的に確保しておく仕組みである。相対トオーダーに基づき落札する調整力を決め，運用契約のある小売事業者であっても，kW価値の支時には，kWhの安価なものから発動する方針とな

払いは容量オークションを通じて行うことを基っている。

本としている。発電事業者の参加は任意である取引の方式については基本的にオークション

が24，FIT適用電源は容量市場による支払いの対象方式を採用するが，ここでも，シングルプライス外である。デマンドレスポンス（DR）は，参加とするか，マルチプライスとするかという論点が登録時の需要家の確保状況に基づいて算定されある。海外の需給調整市場でも，この二つの方法

る期待容量で，売り手としてオークションに参加のいずれかを採用しているが，わが国では当面はできる25。

20

23

ブラックスタート電源や特定地域立地電源の調達については，別途検討されることになっている。
21
当面は，電話やメール等を使った簡易な仕組みで調達・運用することが考えられている。
22
共通プラットフォームは，一般送配電事業者が開発し，費用負担する。また，一般送配電事業者が，市場運営主体や共通プ
ラットフォームの管理主体となることが適当と考えられている。

海外では，いわゆる「分散型」の容量市場も存在する。わが国でも，分散型の可能性を完全に排除するものではないとされているが，これまでに具体的な検討は行われていない。
24
市場支配力防止の観点から，一度不参加を選択した電源は，一定期間は再び参加できないようにする等の仕組みを検討することとしている。
25
確実な期待容量の確保を担保するために，実効性テストの実施や需要家確保状況の報告を求めることが検討されている。

－ 13 －

電力経済研究No.66（2019.3）

国全体で必要なkW価値はすべて容量市場で取を課し，それが達成できない場合のペナルティも引されることになる26。目標調達量は，連系線の設定する必要がある。リクワイアメントについて

運用制約を考慮し，エリア別に必要な供給信頼度

は，年間で一定時期や一定時間以上，当該電源がを満たす量を算出し，それらを全国で積み上げる

稼働可能な計画としていることや，計画外停止を27

ことを基本とする 。容量市場で入札できる容量

しないことなど，平常時から満たすべきものと，は，電源の特性を考慮した実効性のある容量とす

需給ひっ迫のおそれがあるときに，稼働可能な計るために，設備容量に調整係数を乗じた「期待容画となっている電源等について，電気を供給する量」となっている28。

か，スポット市場や需給調整市場に応札し，一般

容量市場で事前に設定する必要のある需要曲

送配電事業者等の指示があった場合に電気を供線については，傾斜型の需要曲線を基本とし，目給することなど，追加的なものがある30。リクワ

標調達量において，価格がNet CONE（指標価格）

イアメントを達成できない場合のペナルティとと等しくなるように設定する。Net CONEとは，して，経済的ペナルティと参入ペナルティ（将来一年あたりの新規電源の建設費から卸電力市場の一定期間は容量市場への参加を制限する等）がで得られる利益（可変費を控除した後の卸電力市検討されている。

場での収入）を差し引いた値である。また，指標本特集号の服部 (2019a)の論文は，すでにわが価格を超えた一定の水準で上限価格を設けるこ

国で決まりつつある制度設計や，海外の容量市場ととしている。

の事例に関するこれまでの調査結果を踏まえつ

容量オークションは全国単一で実施するが，連つ，容量市場における価格がどのように決まるの系線制約から，市場分断でエリア間でkW価値にかについて，需要と供給の両面から考察している。

値差が発生することを許容する。実需給の4年前

容量市場においても，基本的には需要と供給のバに，必要な供給力のほぼ全量を調達するメインオ

ランスで価格が決まるわけだが，価格の低い状態

ークションを開催し，約1年前に過不足分を調整が続き，結果的に容量市場が電源構成を変化させするための追加オークションを開催する。契約期

る可能性についても論じている。

間は1年間を基本とするが，新設電源を念頭に複数年のオプションの設定も検討されている29。

4.5 非化石価値取引市場

容量市場では，オークションで確保した容量の非化石価値取引市場は，FIT電源対象のオーク

実効性を担保するための要件（リクワイアメント）

ションが2018年に開始されたのに続き，非FIT電

26

具体的には，年間最大需要に対応する供給力に，持続的需要変動に対応する供給力，偶発的需給変動に対応する供給力，厳気象による稀頻度リスクに対応する供給力から成る。なお，需給調整市場において，2020 年度から 2023 年度までに調達される調整力については，需給調整市場で kW 価値も含めた対価を支払うこととなっている。
27
なお，容量市場の費用のうち，託送料金への算入分は一般送
配電事業者から回収する。
28
立地による影響は市場分断で対応するため，調整係数において考慮しない。
29
容量オークションでは，基本的に，新規電源と既設電源への支払額は分けずに同等に扱うものの，小売事業環境の激変緩和の観点から，既存の発電事業者への支払額を一定の率で減額す
る経過措置が講じられる。ただし，この経過措置に関しては様々な課題が指摘されている。制度検討作業部会の中間とりまとめを参照。

源を対象とするオークションも，2019年度に発電した電気から取引できるよう，準備が進められている。
非化石価値取引市場はJEPX内に設けられており，FIT電源の非化石証書については，低炭素投資促進機構がFIT電気の買取量に相当する証書をオークションに入札する。オークションは年4回行われ，3カ月分の証書が取引されている。非化
30
また，落札後にやむを得ず供給力を提供できない場合は，落札していない電源等の差し替えが可能である。

－ 14 －

石証書を求める小売電気事業者は，買い手として介した。新市場ではいずれも規制が重要な役割を

入札に参加し，マルチプライスオークションで決担うがゆえに，適切な制度設計ができなければ不まった価格に基づいて証書を取得することがで要な市場への介入を招くリスクを抱えている。市

きる。ただし，入札価格については，最低価格と場を創設しただけで課題が解決するとは限らず，最高価格が設定されており，現在は，入札最低価

むしろ詳細設計の試行錯誤は避けられないだろ

格が1.3円/kWh，最高価格が4.0円/kWhとなっていう。しかし，市場は進化させることができ，それる。

によって政策目標の達成に必要なコストを最小

FIT電源を対象とする非化石証書31の売却で得限に抑えていくという長期的な取り組みとして，られた収入は，FIT制度に伴う国民負担を軽減す

市場メカニズムの活用を考えていく必要がある。

るために用いるとされている32。売れ残った非化

そうした長期的視点に立つと，今はまだ認識さ石証書については，そのゼロエミ価値や非化石価

れていない課題も含め，それぞれの制度設計には値を販売電力量のシェアに応じて小売電気事業

今後も検討しなければならない課題が数多く残者に配分することになっている33。

されている。そうした中で，本特集号の論文で取非化石価値取引市場の課題については，需要家り上げることができた課題はほんの一部に過ぎの視点に基づき，非化石証書に対する需要がどのない。しかし，本特集号を手に取る読者が，電力程度存在するのかという課題（朝野・野口, 2017）

システム改革で創設される新市場の課題についや，企業のグリーン電力調達の実態を踏まえた非て少しでも参考となる知見を得て，より良い制度

化石証書の課題（朝野他, 2017）が論じられてき設計に向けた議論の一助としていただけるならた。本特集号の朝野 (2019)の論文では，長期エネ幸いである。また，まだ残されている論点につい

ルギー需給見通しの実現を見据えた，非化石価値ても，様々な機会をとらえて調査研究の成果を発取引市場の制度設計の問題点を論じている。これ

信していく所存である。

までのFIT電源を対象とするオークションの結果を振り返りつつ，FIT制度を存続させたままで非【参考文献】

化石価値取引市場を運用しても，期待された効果[1] Kahn, A. (1988). The Economics of Regulation: Principles and Institutions, MIT Press[2] McMillan, J. (2002). Reinventing the bazaar: A
natural history of markets, Norton（ジョン・マク
ミラン（瀧沢弘和・木村友二訳）『市場を創る
バザールからネット取引まで』NTT 出版，2007年）.
[3] 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？－需要家の視点に基づく論点整理－」電力経済研究 No.64, 35-47[4] 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, 48-57.
[5] 朝野賢司 (2019).「長期エネルギー需給見通しの実現を見据えた非化石価値取引市場の制度設計」電力経済研究 No.66, 69-81.
[6] 上野貴弘 (2018).「温暖化対策はどうあるべきか－本特集号の概要と政策課題への示唆－」電は得られないことなどを指摘している。

5. 結語
本総説では，電力システム改革で創設される新市場の意義を踏まえつつ，市場メカニズムの活用をめぐる課題を述べ，個別の市場の制度設計の論点と本特集号の個別論文の位置づけについて紹31
非化石証書のメニューは，「再エネ指定」と「指定無し」の二種類とされ，FIT 電源に係る証書はすべて「再エネ指定」となる。
32
ある年度の賦課金単価に，その前年度中に行われたオークシ
ョンの売り上げを反映することとしている。
33
ただし，無償で取得することになるため，その非化石価値については需要家に訴求できないこととされている。

－ 15 －

電力経済研究No.66（2019.3）

力経済研究 No.65, 1-15.
[7] 佐藤佳邦 (2019).「ベースロード市場をめぐる独禁法上の課題－不当廉売とプライス・スクイ
ーズ規制の検討－」電力経済研究 No.66, 17-32.
[8] 服部徹 (2015).「容量メカニズムの選択と導入に関する考察－不確実性を伴う制度設計への対応策－」電力経済研究, No.61, 1-16.
[9] 服部徹 (2016a).「電力市場の競争促進及び活性化に向けた制度的措置の課題」電力中央研究所
報告 Y15010[10] 服部徹 (2016b).「日本の電力システム改革の展
望」火力原子力発電, Vol.67, No.4, 9-18.
[11] 服部徹 (2017a).「欧州主要国の卸電力市場の流動化とスポット市場の取引量」電力中央研究所
報告 Y16003[12] 服部徹 (2017b). 「電力システムに関わる制度
設計等の海外動向」電機, No.791, 12-15.
[13] 服部徹 (2019a).「容量市場の価格決定要因に関する考察－わが国の制度設計と海外の経験からの示唆－」電力経済研究 No.66, 53-68.
[14] 服部徹 (2019b).「オプション型金融的送電権の価格に関する予備的考察－欧州の取引データの観察－」電力経済研究 No.66, 33-38.
[15] 服部徹，古澤健，星野光 (2019).「欧州の金融的送電権の導入と運用に関する経済的課題」電
力中央研究所報告 Y18001[16] 古澤健 (2019).「需給調整市場を考慮したわが国のインバランス料金制度の課題－ドイツのインバランス料金の変遷から見た考察－」電力
経済研究 No.66, 39-52.
[17] 山内弘隆・澤明裕 編 (2015).「電力システム改
革の検証：開かれた議論と国民の選択のために」
白桃書房

服部 徹（はっとり とおる）
電力中央研究所 社会経済研究所－ 16 －

論

文

ベースロード市場をめぐる独禁法上の課題―不当廉売とプライス・スクイーズ規制の検討―
The Baseload Market and the Antimonopoly Act: Examining the Predatory Pricing andPrice Squeeze Claims
キーワード：ベースロード市場，独占禁止法，不当廉売，プライス・スクイーズ
佐

藤

佳

邦

旧一般電気事業者のベースロード市場入札価格をめぐっては，その適切性の監視に加えて，
入札価格・小売価格・託送料金水準などを考慮して，小売市場で独禁法に違反する不当廉売が疑われる場合には，別途の対応を講ずるとされている。また，発電・小売が垂直統合された旧一電のベースロード電源に新電力が依存する構造は，プライス・スクイーズと呼ばれる独禁法上の問題とも関連する可能性がある。政府審議会等においても，ベースロード市場を含め，電力市場における独禁法上問題となり得る行為への対応を求める指摘がある。そこで本稿は，不当廉売やプライス・スクイーズに関する独禁法上の論点の学術的観点からの整理・検討を行った。具体的には，不当廉売について，通常提案されている費用基準に替えて，設備産業などで提案されている基準の採用が考えられるが，課題が多いことを指摘した。またプライス・スク
イーズについて，しばしば引用されるNTT東日本事件とは，事業法上の取引義務の有無という重要な差異があることを指摘した。
1. はじめに：ベースロード市場の課題

3. 不当廉売をめぐる課題

1.1 ベースロード市場創設と入札価格の監視
1.2 本稿の構成
2. ベースロード市場入札価格の監視の課題

3.1 独禁法における不当廉売規制の概要
3.2 ベースロード市場と不当廉売
4. プライス・スクイーズをめぐる問題

2.1 ベースロード市場の入札価格の監視をめ
ぐる指摘
2.2 ベースロード市場の入札価格と独禁法の課題

4.1 独禁法とプライス・スクイーズ規制
4.2 NTT 東日本事件との比較検討
5. おわりに

1. はじめに：ベースロード市場の課題

ついては，新サービスの提供などの成果を生んでいるとの評価がある一方で，いくつかの課題も指

本稿は，ベースロード市場（以下，BL市場）に摘されている。なかでも，石炭火力や大型水力，

ついて，その入札価格の妥当性の監視策が提案さ

原子力といった，限界費用が安価なベースロード

れていることに鑑みて，これを競争法・独禁法の電源（以下，BL電源）1の多くを旧一般電気事業者

視点から検討するものである。

（以下，旧一電）が保有しているため，新電力はベース需要を天然ガス火力などのミドル電源で1.1 ベースロード市場創設と入札価格の監視
2016年4月に開始した電力の小売全面自由化に

1
発電（運転）コストが低廉で，安定的に発電することが可能で，昼夜を問わず稼働可能な電源をいい，具体的には，地熱，一般水力（流れ込み式），原子力，石炭を指す（平成 30
年 7 月 電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会「中対応せざるをえず，競争上不利な立場に置かれていると指摘されている。

間とりまとめ」6 頁）（以下，「中間とりまとめ」）。

－ 17 －

電力経済研究No.66（2019.3）

そこで，新電力によるBL電源へのアクセスを容易にし，競争のイコール・フッティングをはかる

2. ベースロード市場入札価格の監視の課題

べく，
旧一電が保有するBL電源を取引するためのBL市場が創設された2。さらに，新電力が十分な

2.1 ベースロード市場の入札価格の監視をめ
ぐる指摘

量のBL電源にアクセス可能となるように，
制度的たとえば，図1の左の例のようにBL市場への入措置として，旧一電に対して一定量の電源供出を3義務付けることとなったが ，新電力の競争機会を

札価格がkWhあたり10円，小売料金が12円であれ確保する観点から，入札価格の上限規制が設けらば，新電力も2円の利潤を得られるため，特段の問れた。

題はない（議論の単純化のため，発電の利益と託そこで旧一電によるBL市場への入札価格に対送料金をともにゼロとしている。
）。しかし，旧一する監視が予定されるとともに，それに関連して，

電が入札価格を，小売料金水準を上回る13円にま独禁法上の問題が生じた場合には適切に対応すで引き上げれば（図1の右），新電力に逆ザヤが生ると整理されているが，その詳細については，いじ，小売市場への参入は困難になる。
そこで，両者のイコール・フッティングと，BL

まだ明らかになっていない。

電源の固定費を回収する機会を確保する観点か

1.2 本稿の構成

ら，旧一電の入札価格については，そのBL電源のそこで，まず次章において，BL市場入札価格に発電平均費用を基礎とした上限価格を設けるこ

ついて，新電力の競争機会を確保する立場から，ととなった4。また，上限価格が順守されているか

どのような指摘がなされているかを確認する。つにつき，電力・ガス取引監視等委員会（以下，監ぎに3章では，
BL市場の入札価格の監視に加えて，

視委）5が事後的な監視を実施する6。

旧一電の行為が不当廉売に該当する可能性に留

しかし，この発電平均費用に基づいた入札価格

意すべきとの指摘がなされたことから，独禁法のの監視のみでは競争環境の維持には不十分では

不当廉売規制の問題について検討する。そして4ないかとの意見があり，新電力の競争機会を重視

章では，プライス・スクイーズの問題について検する立場から，さらに以下のような指摘がなされ討する。なぜならば，不当廉売に該当しない場合ている（図2を参照）。

であっても，支配的事業者によるプライス・スク

まず，旧一電のBL電源平均費用をCBL，発電市

イーズとしての規制が検討され得るからである。

場における利益をPGとする。当該旧一電の送配電部門（一般送配電事業者）が受け取る託送料金をPN，その小売部門が得る利益をPR，旧一電の小売料金をXとする。本来，Xは発電原価，発電の利益，
託送料金，小売の利益を併せた額となる。つまり，

2
BL 市場の制度設計については，服部徹「電力システム改革における市場創設の意義と課題—市場メカニズムの活用をめぐる議論の展望—」電力経済研究 66 号1 頁(2019)を参照。
3
制度的措置として導入される旧一電の電源供出義務やその際の上限価格規制については，「適正な電力取引についての指針」（最終改正：平成 29 年 2 月 6 日，以下，適正取引GL）に所要の記載がなされる。「中間とりまとめ」31 頁を参照。
4
電源の維持・運転に必要な費用については，現行の「みな－ 18 －

し小売電気事業者特定小売供給約款料金算定規則」（平成 28年経済産業省令 23 号）に準じて算出された，供出電源にかかる発電費の合計とすることが基本となる（「中間とりまとめ」30 頁を参照）。
5「・・・BL 市場の監視の主体については，監視等委員会が行うこととなる」（「中間とりまとめ」31 頁）とされている。
6
入札価格の妥当性・適切性を確認するため，旧一電に対して，必要に応じて当該事業者に算定根拠の提示を求めることとされている（「中間とりまとめ」31 頁）。

BL市場

BL市場

BL市場

旧一電

入札価格
=10円

旧一電

入札価格
=13円

旧一電

新電⼒

旧一電

新電⼒

⼩売料⾦
12円で販売⼩売料⾦12円で販売発電の利益= P G円

需要家

需要家

⼩売電⼒市場

入札価格
=Y円

旧一電

新電⼒

託送料⾦=円P N円

⼩売料⾦12円で販売 事業活動が困難に

⼩売電⼒市場

旧一電

⼩売の利益= P R円

⼩売料⾦=Ｘ円
需要家

⼩売電⼒市場

図1 BL市場入札価格と競争への影響

図2 BL市場入札価格をめぐる指摘

2.2 ベースロード市場の入札価格と独禁法のX = CBL + PG + PN + PR となるはずである。

課題

しかし，もしも小売料金から託送料金を差し引いた金額がBL市場入札価格（Ｙ）よりも低い（Y上記のように，BL市場向け入札価格につき，小> X – PN）とすれば，入札価格がコストに利潤を売市場での不当廉売に該当し得ることが指摘さ加えた水準よりも大きい（Y > CBL + (PG + PR)）これている。

とになる。これは，Y > CBLである，つまりBL市場「中間とりまとめ」では，これを監視委においの入札価格上限規制に違反している，または，PGて対応する旨の方針が示されているが，不当廉売+ PR < 0である，つまり発電・小売を併せた利益

は本来，独占禁止法が規制を担うものである。まがマイナスであり，不当廉売が疑われることにな

た，BL市場と小売電気市場は，上流市場（中間投る。

入財の市場）と下流市場（最終消費財の市場）とそのため，監視委は把握可能な入札価格Yや小いう関係にあるが，上流・下流部門が垂直統合さ

売価格X，そして託送料金PNの水準が適切なのかれた事業者が，下流市場へのライバル企業に対す厳重に監視すべきとの指摘がある。さらに，このる出荷価格を引き上げることは，プライス・スク

指摘に従えば，旧一電が発電上限価格規制を順守

イーズと呼ばれている。その問題点や規制の是非しており，小売で不当廉売でもないというならば，については，やはり独占禁止法において議論の蓄託送料金が不当に高いことが示唆されることに積がある。そこで以下では，BL市場の取引についなる。

て，不当廉売（3章）とプライス・スクイーズ（4以上のような趣旨の指摘について，政府審議会章）という独占禁止法の論点から検討を行う。

の議論では，「小売電気事業者の不当廉売等に関する競争上の問題の有無，対応については，必要

3. 不当廉売をめぐる課題に応じて，別途，監視等委員会において，然るべ

3.1 独禁法における不当廉売規制の概要

く対応することとなる」7と整理されている。

独占禁止法（以下，独禁法）8は，費用を下回る価格でライバルを排除する行為を，不当廉売として規制する9。すなわち「正当な理由がないのに，

7「中間とりまとめ」32 頁・脚注 28 を参照。
「私的独占の禁止及び公正取引の確保に関する法律」（昭和 22 年法律 54 号）。
9
独禁法の不当廉売規制の詳細については，中川寛子『不当廉売と日米欧競争法』（2001，有斐閣）を参照。

8－ 19 －

電力経済研究No.66（2019.3）

商品又は役務をその供給に要する費用を著しくあるべきというのが，独禁法における基本的な考下回る対価で継続して供給することであって，他え方となっている。

の事業者の事業活動を困難にさせるおそれがあるもの」（独禁法2条9項3号）を不公正な取引方

3.1.1 不当廉売のコスト割れ要件10

法 の不当廉売と定め，事業者がこれを行うこと

しかし，正常な競争と不当な廉売の区別は困難を禁止している（同19条）11。違反事業者には公正である。そこで過剰規制のリスクを回避するため，取引委員会（以下，公取委）による排除措置命令

独禁法の不当廉売規制は「コスト割れ要件」を採（同49条）のほか，違反を繰り返した場合には課用している。これはその定義である，「その供給に徴金納付命令の対象（同20条の4）にもなる12。

要する費用を著しく下回る対価で・・・供給し」不当廉売の規制根拠については，費用を度外視という文言に現れている16。

した低価格販売が，その行為者と「同等に効率的

その際に基準となる費用として，(i) 限界費用な競争者 (equally efficient competitors)」を排除する(MC: Marginal Cost)，(ii) 平均可変費用 (AVC: Av-

点や13，短期的な利潤の犠牲によりライバルを排

erage Variable Cost)，(iii) 平均総費用 (ATC: Average

除し，事後的な独占利潤による埋め合わせを企図

Total Cost)，(iv) 平均回避可能費用 (AAC: Average

する点に求められる14。

Avoidable Cost)，(v) 平均長期増分費用 (LRAIC:

過剰な低価格販売は，ライバルの駆逐後に独占

Long-run Average Incremental Cost) などが提唱さ的価格が設定されかねず，消費者厚生の観点かられているが（表1参照），今日では，平均回避可能

是認できない場合もある。他方で，価格競争は独

費用 (AAC) ないしはそのバリエーションを採用

禁法が推奨する競争の核心でもあり，正常な価格すべきとのコンセンサスが，各国の独禁法当局や競争を誤って違法としてしまうことの弊害は大研究者の間で出来つつある（図3）17。

きい15。また，不当廉売規制は，介入をおそれる事

AACとは，廉売対象製品の生産を中止した際に業者の価格競争を萎縮・抑制させる危険性もある。

発生しなくなる費用であり，可変費のほかに，仕そのため，不当廉売の規制は，慎重かつ抑制的で入原価・製造原価，関連する運送費・倉庫費など

10「不公正な取引方法」は，「私的独占」（2 条 5 項），「不当な取引制限」（2 条 6 項）と並ぶ，独禁法の規制の 3 本柱の 1 つとされる（これに，合併規制を加える場合もある）。
11
過去に公取委が法的措置を講じた例として，食品スーパー
が牛乳をその仕入れ値を大幅に下回る価格で販売した行為
が，近隣の牛乳専売店の事業活動を困難にしたと認定された事例（昭和 57 年 5 月 28 日勧告審決［マルエツ・ハローマー
ト事件］），石油製品小売業者が販売総原価を下回る価格で継続的に販売した行為が他の事業者を排除したと認定された事例（平成 18 年 5 月 16 日排除措置命令［濱口石油事件］）などがある。
12
本文で述べた，独禁法本体に定められた不当廉売（法定類型と呼ばれる）のほか，公取委告示「不公正な取引方法」（平
成 21 年告示 21 号）が指定する不当廉売もある（こちらは，指定類型と呼ばれる）。このほか，不当廉売は理論的には私的独占としても規制され得るが（後述の排除型私的独占ガイ
ドラインを参照），公取委が事件化する場合には，今後も，法定類型の不公正な取引方法として取り上げるものと思われる。
13
公取委の「不当廉売に関する独占禁止法上の考え方」（最終改正：平成 29 年 6 月 16 日，以下，不当廉売 GL）は，「不当廉売規制の目的の一つは，廉売行為者自らと同等又はそれ以上に効率的な事業者の事業活動を困難にさせるおそれが－ 20 －

あるような廉売を規制することにある」とする。「同等に効率的な競争者」の考え方を，より広い独禁法の一般的な規制基準として採用すべきとの主張もあるが，その問題点については，佐藤佳邦「米国における競争者排除行為の反トラスト法による規制—違法性判断の一般基準に関する最近の議論について—」電力中央研究所報告 Y08014（2009）を参照。
14
不当廉売が米国で略奪的価格設定 (predatory pricing) と呼ばれるのは，この側面に着目したものである。
15
このように，本来は正当な行為を誤って規制することを，
偽陽性 (false positive) と呼ぶ。反対に，本来は規制すべき行為を誤って見逃してしまう行為を，偽陰性 (false negative) と呼ぶ。あえて刑事裁判で例えると，前者は冤罪であり，後者
は真犯人を誤って釈放することに相当する。
16
なお，「その供給に要する費用」とあるように，これは業界一般ないし特定のライバルの費用ではなく，廉売行為者自身の費用である。
17
米国については司法省による 2008 年の報告書 (Department of Justice, Competition and Monopoly: Single Firm Conduct
under Section 2 of the Sherman Act (2009).) を，EU については
欧州委員会の 2009 年の指針 (European Commission, Guidanceon the Commission's enforcement priorities in applying Article 82 of
the EC Treaty to abusive exclusionary conduct by dominant undertakings (2009).) を参照。

表1 不当廉売規制において「コスト割れ」判断のために提案されているコスト基準
名称

略称

内容

限界費用

MC

財の追加的1単位の生産に必要な費用•

規制する側は，限界費用を観察できない。

可変費 / 数量•

可変費と固定費が区別できない場合がある。

（可変費 + 固定費）/ 数量•

複数製品を生産する企業の場合，共通固定費の扱いが問題になる。

•

可変費を上回る以上，生産継続は企業にとって合理的な行動であるため，それを違法とすると過剰規制のおそれがある。

•

現在，支持を集めている。

•

設備産業などでは，排除効果を持ち得る廉売を見逃すおそれがある。

•

固定費がからむ設備産業，ソフトウェア
産業などでの採用を提案する意見がある。

•

可変費を上回る以上，生産継続は企業にとって合理的な行動であるため，それを違法とすると過剰規制のおそれがある。

(marginal cost)
平均可変費用

AVC

問題点など(average variable
cost)
平均総費用

ATC
(average total cost)

平均回避可能費用

平均長期増分
費用

AAC(average avoidable
cost)

LRAIC
(long-run average incremental cost)

廉売対象製品の生産を中止した
際に発生しなくなる費用の平均値。可変費 (AVC) のほかに，仕入原価・製造原価，関連する運送費・倉庫費などが含まれる。
（可変費＋廉売に関連する固定費）/ 数量

出典：筆者作成

AAC（平均回避可能費用）

LRAIC（平均⻑期増分費用）
高い

低い
違法

通常、違法ではない（追加的事情の⽴証があれば違法となる場合がある）

違法でない

出典：泉水文雄『経済法入門』（有斐閣，2018）229頁などから，筆者作成
図3 AAC基準による不当廉売の違法性が含まれる。公取委の不当廉売GLにおいても，で，同GLは，この「可変的性質を持つ費用」を下

AAC基準ないしそれに近いものが採用されてい回った場合には，「供給に要する費用を著しく下る。同GLは，商品・役務の供給に要する費用を「可回る価格」（前述の独禁法2条9項3号）に該当する変的性質を持つ費用」と「それ以外の費用」に区としている。そして，「可変的性質を持つ費用」を分するが，「可変的性質を持つ費用」を「廉売対象上回る価格は原則として合法であり，それが違法商品を供給しなければ発生しない費用」と言い換となるのは例外的な場合だとされる。

えており，AACに相当すると考えてよい。その上－ 21 －

電力経済研究No.66（2019.3）

また，公取委の排除型私的独占ガイドライン18

そして廉売の結果，「他の事業者の事業活動をは，まず，①平均総費用 (ATC) 以上であれば，通困難にさせるおそれ」が必要である。この要件は，常，違法とされないとする。これはそのような価①廉売事業者の事業規模と態様，②問題となる商格であれば競争を阻害する可能性が極めて低い品・役務の性質，供給の数量，期間，方法，③廉と判断されるからである。そして，②「その商品売によって影響を受ける事業者の事業規模と態を供給しなければ発生しない費用」未満の価格を様などを総合的に考慮して判断するのが相当と違法とするとしている。排除型私的独占GLは明されている（東京高判平成19年11月28日［ヤマト

言していないが，これは上記のうちAACの定義に運輸・日本郵政公社事件］）。

一致している。

なお，諸外国の例とは異なり，日本の独禁法で以上をまとめると，AACを下回る価格では違法は，廉売行為者がライバル排除後に価格を吊り上となり，AACを上回る価格は原則として不当廉売

げて，廉売から生じた赤字を埋め合わせることのにならないということになる。しかし，この考え

蓋然性の立証は求められていない。あくまで，事方のうちの後段，つまりAAC以上を合法とする点業者が排除されること（事業活動が困難化するこについては，なんらかの特殊な事情がある場合にと）が要件である19。

は修正される可能性がある。例えば知的財産権で保護されたソフトウェアや，各種設備産業のよう

3.2 ベースロード市場と不当廉売に，初期開発費が膨大であるのに対して限界費用

前述のように，BL市場の入札価格の監視においが非常に小さい産業においては，AAC以上であっては，小売における不当廉売の観点からの対応がても平均長期増分費用 (LRAIC) 以下の価格であ検討されている。すなわち，旧一電の入札価格がれば違法とする余地があるとの見解がある。これ

小売料金水準に近接しており，小売部門におけるは固定費の割合が大きい電気事業にとって重要コストなどを勘案した結果，小売部門において費な指摘であるため，AACに機会費用を含めるべき用割れと判断された場合には，不当廉売が疑われかという論点とあわせて，次節で再び触れる。

ることになる。

3.1.2 不当廉売のその他の要件

3.2.1 市場画定の問題

このほか，不当廉売の成立には当該廉売が「継たとえ特定の需要家との関係において，一時的続して」行われることも要件である。これは，廉に費用割れとなっているような場合があっても，売行為が一時的ではなく，相当期間にわたり反復

それが即，独禁法上違法な不当廉売とされるわけ

して行われているか，その蓋然性があることを意ではなく，廉売行為が「市場」における競争にど味しており，必ずしも時間的に連続している必要のような悪影響を及ぼしているのか/いないのかはない。

が，検証されなければならない。つまり，その廉18「排除型私的独占に係る独占禁止法上の指針」（平成 21 年
10 月 28 日，以下，排除型私的独占 GL）。公取委が不当廉売を正式事件とする場合，不公正な取引方法として事件化すると予想される。そのため，一義的には不当廉売 GL を参照
するべきではあるが，不当廉売は，理論上，私的独占として規制することもありえるため，排除型私的独占 GL においても不当廉売規制について記述されたものと思われる。また，排除型私的独占 GL における不当廉売に関する考え方は，不公正な取引方法としての規制を検討する際にも，参考となり得るものである。

－ 22 －

19

米国の独禁法（反トラスト法）では，不当廉売が違法となるためには，費用割れのほか，ライバル排除の成功後に市場支配力を行使，すなわち価格を引き上げて，廉売から生じた損失の埋め合わせ (recoupment) が可能であることを，独禁法違反を主張する側が立証せねばならない。EU 競争法においては，埋め合わせの立証は要件ではないが，廉売行為者は埋め合わせが不可能であることを抗弁として主張することが認められている。しかし，日本の独禁法では埋め合わせは不当廉売の要件とされず，抗弁としても採用されてはいない。

売行為がどの需要家に向けて実施され，そしてど

いてもAAC基準を堅持することが適切か，それとの事業者との関係で問題が生じているのかを明も別の基準（具体的にはLRAIC）を採用すべきか，らかにする必要がある。これは独禁法では一定のという問題である。

取引分野の画定，ないしは市場画定と言われる。
「一定の取引分野」（＝一般にこれが市場と解3.2.2.1 小売電気事業の費用の考え方される）は，私的独占や不当な取引制限の規定で

通常，新電力には旧一電の費用の詳細は不明で用いられている文言であり，不当廉売などの不公あり，直接把握できるのはBL市場入札価格のみで正な取引方法の規定では用いられていない。しかある。しかし，旧一電の電源は自社BL電源に限らし，事業者の行為が競争・競争者に及ぼす影響をれず，取引所からの調達や他社からの相対取引に分析する上では，その大前提として市場の範囲をよる調達など多様である。そのため，旧一電の小検討せざるを得ず，たとえ法文や公取委の事実認

売市場における不当廉売が問題となった場合，BL

定中に文言そのものは登場せずとも，検討しなく

市場入札価格を電力の調達に関する費用としててはならない。

そのまま用いることは適切ではない。

市場画定は，一般に，地理的範囲と商品・サー

さらに，BL市場入札価格にはその固定費も含む

ビスの範囲という二つの側面からなされる。商品ことにも留意する必要がある。小売価格は競争状の範囲については，需要家種別ごとなどの比較的況を反映して決まるが，競争圧力が存在する場面

狭い範囲について成立する可能性がある。というでは，かりに固定費を回収できない水準でも，可のも，小売電気事業者はなんらかの需要家グルー

変費を回収できる水準であれば，短期キャッシュ

プごとに参入・退出の意思決定，価格戦略の策定

フロー 21は正であり，事業者にとって不合理とはを実施していると思われるためである。地理的範言えないのである。

囲についても，実際の競争の実態に基づいて画定される。したがって，各都道府県や地域など，比3.2.2.2 平均回避可能費用への機会費用組み込較的狭い範囲の需要家について地理的範囲が成みの是非立する可能性はある20。

一般的な電力市場の監視の議論では，事業者が他により高い収益を得ることができるにもかかわらず，そのような行動をしていない場合，これ3.2.2 基準となる費用の問題
不当廉売が費用割れを要件としており，費用基をなんらかの不当な行為の表れではないかとし準としてAACが支持されていることはすでに述て，監視すべきであると主張されることがある。

べたが，このAAC基準をめぐっては，以下のようこれに似た議論として，不当廉売規制のAAC基準

な論点を指摘できる。第一が，BL市場で調達したを巡っては，廉売行為により失った利潤を機会費

電気を用いて小売供給を行う市場における費用用としてAACに組み込むべきかという論点があ

割れの有無の判断方法，第二が，AACに機会費用る。例えば，ある需要家A向け電力販売の不当廉を含み得るかという問題，第三が，電力産業にお売該当性が問題になっているとき，かりにその電20

電気事業における独禁法の適用に際しては，旧供給区域を地理的範囲とするのかなど，地理的範囲の画定が非常に重要な論点となる。ただしここで検討している不当廉売の問題に限って言えば，廉売行為が向けられている需要家が比較的容易に特定されるため，地理的範囲が大きな問題となる可能性は低いと考えられる。

－ 23 －

21

通常，キャッシュフローとは，企業単位で作成される CF計算書で把握されるべき資金の増減を意味するが，ここでいうキャッシュフローとは，問題となっている廉売対象製品の販売から生じる単純な利潤ないし損失を意味する。

電力経済研究No.66（2019.3）

表2 不当廉売の法定類型と指定類型の違い
条文
課徴金納付命令基準となる費用「継続して」要件
原則違法/合法
規制実績
電気事業との関係

法定類型
独禁法2条9項3号
対象
平均回避可能費用（AAC，つまり「供給に要する費用を著しく下回る対価で供給」）
要件である。
原則違法（「正当な理由がないのに」
）
複数あり

指定類型
公取委告示「不公正な取引方法」6項
対象ではない
平均長期増分費用（LRAIC，「不当に商品又は役務を低い対価で供給」）
要件ではない。
原則合法（
「不当に」
）
ほぼ皆無。今後も見込まれない。
設備産業・固定費割合の高い産業であり，
LRAICの採用が適当か，検討され得る。

出典：筆者作成
力を別の需要家Bや卸電力取引所に供給すれば，また，JEPX価格を参考にすることについても，より高い価格で販売できていたとする。このとき，短期の需給によって変動するスポット市場価格

Bや取引所に販売すれば得られたであろう利潤（=と，短くとも数カ月，通常は年単位での契約とな

機会費用）を，AACに含むべきかという問題がある小売市場の性格の違いに鑑みて，また価格競争る。

への影響にも配慮すれば，機会費用をAACに含め

機会費用をAACに含めれば，その分だけ不当廉売と判断されやすい22。経済学的には機会費用もることには，やはり慎重にならざるを得ないだろう。

「費用」に含めることが妥当であり，一般的な市場監視では，この点も加味して事業者の行動の合3.2.2.3 電気事業における平均長期増分費用基

理性・適切性が判断されよう。また，機会費用の準採用の是非

具体的な算出が困難な他産業と異なり，電気事業

費用に占める固定費の割合が大きい電気事業

では卸電力取引所（JEPX）での販売機会と価格透において，不当廉売の基準費用としてAACを用い明性が揃っているため，AACに含めるべき機会費ることは妥当か。通常，短期CFが負となるAAC未用の算出は，比較的容易とも言える。

満の価格は，ライバルの排除以外には合理的な説

しかし，不当廉売規制で機会費用を組み込むこ

明ができないため，不当性が推認される。反対に，とに，多くの独禁法の専門家は否定的である23。

AAC以上の価格は短期CFが正であり，企業行動

なぜならば，機会費用は廉売規制の主要根拠であとして必ずしも不合理ではない。これが，費用基る，「同等に効率的な競争者を排除し得るか」とい準としてAACを採用する根拠であった。

24

しかし，AAC以上の価格であっても，長期的にう観点とは関連性を持たないからである 。
22

たとえば，事業者が需要家 A に 10 円で販売し，その費用が 9 円であれば，1 円の利潤が出ており，不当廉売ではないように思える。しかし，需要家 A への販売を停止して卸電力取引所に投入すれば 12 円で売れていたとすると，A へ 10 円で販売することで取引所に 12 円で販売する機会を逸していたことになり，その差額の 2 円が機会費用である。したがって，需要家 A の供給の AAC は 9 円+2 円=11 円となり，10円での販売は AAC を下回ることになる。
23
AAC 基準の提唱者も，逸失利益としての機会費用は，費用に組み込むべきではないとしている。See William J. Baumol,
Predation and the Logic of the Average Variable Cost Test,
39 J. L. & Econ. 49, 69–71 (1996). この見解につき，山田努「不当廉売ガイドラインにおける価格費用要件の解釈と運用の－ 24 －

考え方について」
筑波ロー・ジャーナル10 号143, 156 頁（2011）
も参照。
24
例えば，川濵昇「不当廉売規制における費用基準とその論
拠」根岸哲先生古稀祝賀『競争法の理論と課題』235, 237 頁（有斐閣，2013）は，同等に効率的な競争者を排除するかどうかの判断にとって自己の機会費用をカウントするかは無関係であることを根拠に，否定的である。このほか，独禁法の実務家（弁護士）で，否定的な結論をとるものとして，植村幸也「経済的な利益の意味」（URL: http://kyu-go-go.cocolognifty.com/blog/2010/07/post-763e.html）を参照。

固定費が回収できない水準であれば，自己と同等型の“費用を著しく下回る”という要件が緩和さに効率的な競争者の参入を有効に阻止できる場

れ，たんに「“低い”対価」となっている30。

合がある25。新規参入を検討する側から考えると，また，公取委による指定類型に基づく規制実績

参入後に既存事業者による対抗値下げが見込まは皆無であるものの31，前述の不当廉売GLはそのれ，自社が参入時に負担すべき固定費の回収が不可能性に言及している。すなわち「可変的性質を可能になると予想されれば，当初から不参入を選持つ費用（引用者注：AAC）以上の価格・・・で択するだろう。また，参入に直面した既存事業者

供給する場合であっても，廉売対象商品の特性，の過去の行動から同様の対抗値下げが今後も繰廉売行為者の意図・目的，廉売の効果，市場全体り返されると予想されれば，その傾向は強くなる。

の状況等からみて，公正な競争秩序に悪影響を与

そのため，固定費の割合が大きく，その回収可えるときは」，指定類型の不当廉売に該当し得る

能性が参入の意思決定に強く影響する産業では，とし，「廉売対象商品の供給と関連のある費用（製AAC基準を貫徹すると理論上は規制すべき廉売

造原価又は仕入原価及び販売費）を下回っているを誤って見過ごしかねないので，これに替わってかどうかを考慮する」（下線引用者）と述べている。

平均長期増分費用 (LRAIC) 基準を採用すべきと「考慮する」の趣旨は明確ではないが，下線部分の見解がある26。LRAICは，可変費に加えて，廉売

はLRAICの定義とほぼ等しいため，たとえAAC以

対象製品に関連する長期的な固定費用を含むた上の価格であってもLRAIC未満であれば指定類

め，AACよりも不当廉売と判断されやすくなる27。

型により不当廉売とされる可能性が残る。もちろ

そして，独禁法の不当廉売規制には，その本文

んLRAIC未満の価格が常に違法となるわけではに規定された法定類型と，公取委告示28に基づく

なく，ライバルの事業活動の困難化が要件となる。

指定類型29があるが，LRAICの適用可能性を示唆

同GLは，指定類型の「他の事業者の事業活動を困するのが後者である（表2）。法定類型が「供給に難にさせるおそれがある」場合の例として，「市場

要する費用を著しく下回る対価」（独禁法2条9項3

シェアの高い事業者が，継続して，かつ，大量に号）を要件とし，これがAAC未満の価格と解され廉売する場合」を挙げている32。

ているのに対して，指定類型は「・・・不当に商では電気事業において，LRAICを採用すべきだ

品又は役務を低い対価で供給し，他の事業者の事

ろうか。まず小売事業については，固定費の割合

業活動を困難にさせるおそれがあること」（公取が他の産業よりも高い訳ではないため，その適用

委告示「不公正な取引方法」6項）とされ，法定類が問題になる可能性は低いだろう。巨額の固定費

25

この点の理論的な解説は，やや高度であるが，川濵・前掲
注 24・225–29 頁を参照。
26
例えば，Richard A. Posner, Antitrust Law (2d ed, 2001) は，ソフトウェア産業などの固定費比率が高い産業においては，
LRAIC 基準を採用するべきと主張している。
27
ただし，AAC の定義が廉売行為者の意思決定のタイムスパンを含みえることを加味すると，両者の差異は相対的である。例えば，工場レベルでの投資意思決定になれば AAC とLRAIC はかなり近接しよう。
28「不公正な取引方法」（昭和 57 年公取委告示 15 号，改正：平成 21 年公取委告示 18 号）。なお，本告示は業種を問わず適用されるため，「一般指定」と呼ばれることがある。
これに対して，特定業種についてのみ適用される指定を，「特殊指定」という（例：大規模小売業告示など）。
29
前掲注 12 を参照。なお，法定類型と異なり指定類型は課
徴金納付命令の対象ではないが，これは平成 21 年独禁法改正により不公正な取引方法に課徴金が導入された際，競争へ－ 25 －の影響などに鑑みて課徴金対象となったものを一般指定から「法定類型」に移し，課徴金対象から除かれるものをそのまま一般指定に残したものである。
30「継続して」という要件も緩和されているように見えるが，後述するように，不当廉売 GL は，競争者の事業活動の困難化を判断する際に継続性も加味するとしている。
31
濱口石油事件（前掲注 11）では指定類型（当時は，旧指定の 6 項後段）にも該当するとされたが，「普通揮発油をその供給に要する費用を著しく下回る対価で継続して供給し」たことも認定されている。
32
指定類型については，価格カルテルその他の協調的行動に従わない競争者に対する制裁としての低価格設定（泉水文雄『経済法入門』（有斐閣，2018）234 頁が挙げる例）に対しても適用可能とする見解もある。
しかし，
不当廉売GLには，それに対応する記述はない。

電力経済研究No.66（2019.3）

は参入障壁となるが，現実には，多くの小売電気

な低価格販売をも事業者が手控えるおそれにも事業者が参入を果たしている。したがって，原則

留意しなければならない。
第三に，LRAICに含むべき固定費などの範囲もどおりAAC基準を用いればよい。
他方で，典型的な設備産業である発電事業は，問題となる。事業者は複数の技術で発電し，多様固定費の占める割合が圧倒的に大きい。また，発な需要パターンの需要家に電気を供給している。

電市場の既存事業者の回避可能費用はそのほとしたがって，特定の需要家（群）に対する供給にんどが燃料費であろう。したがって，「燃料費は回関連する固定費を特定して算定することは容易収できるが固定費は回収できない価格」により新ではない。いわゆるABC会計により事後的に検証

規参入者を排除できるが，これはAAC基準の下ですることは可能であっても，これを行為者が事前は合法となる。

に認識することは難しく，法的ルールとはなりに通常，公取委が指定類型を適用する見込みは低くいだろう。

33

いと見込まれるものの ，上記発電事業の特殊性

電気事業における不当廉売の問題については，

や，設備が規制下で建設・取得された事実から，その得失について，諸外国における類似の議論を発電市場への新規参入を重視する立場からは，

参考にしつつ検討してくことが求められる36。

LRAICの利用が主張される可能性はある。
しかし，上記のような特殊性を加味しても，や

4. プライス・スクイーズをめぐる問題

はりLRAIC基準の採用には，以下のような問題点
BL市場への旧一電の入札価格次第で競争者のを指摘できる。
第一に，LRAIC未満の価格を不当と論ずる根拠

生殺与奪が決まりかねない状況は，独禁法ではプが必ずしも明確ではない。すなわち，LRAIC以下

ライス・スクイーズ（price squeeze，以下，スクイの価格でも短期CFが正であれば，ライバルの排除ーズ）37と呼ばれる問題になる。BL市場での入札という結果がなくとも，行為者にとって合理的戦価格があまりに高い場合，それ自体が独禁法違反

34

略であり ，それを違法なものとして非難するのとなり得るのか。

は容易ではない35。

そこでまず，スクイーズとはなにかについて説

第二に，価格競争を萎縮させる危険性がある。

明し，それを独禁法上どのように評価すべきとさ指定類型は課徴金の対象となってはいないもの

れているかを整理する。その上で，スクイーズ規の，「独禁法に違反した企業」との評価を避けたい

制のメリットとデメリットを検討して，BL市場入事業者が，価格競争を回避してしまう可能性はあ

札価格の監視についての示唆を得る。

る。また，低価格販売を規制するという事実が誤ったメッセージとなり，本来は規制されないよう

33

公取委の指定類型適用への消極性を示す一つの証左として，不当廉売 GL において指定類型に関する記述の長さは，法定類型のそれと比較すると 10 分の 1 程度にすぎないことが指摘できる。
34
2008 年の米国司法省の報告書（前掲注 17）はこのような考え方から，LRAIC の採用は不適当である結論している。
35
価格カルテルなどと異なり，不当廉売規制には刑事罰の定
めはないけれども，独禁法に違反する行為は通常は不法行為（民法 709 条）に該当することからも，この点は無視できないと思われる。
36
英国の電気事業者による不当廉売行為が問題となった事－ 26 －

例として，2003 年の London Electricity 事件がある。同事件を審査した英国のガス・電力市場局 (Ofgem) は，結論としてコスト割れである旨を認定しているが，費用基準の詳細などについては述べられていない。なお同事件で Ofgem は，コスト割れを認定したものの，競争者が排除されることが立証されていないとして，1998 年競争法が禁止する不当廉売には該当しないと結論している。
37
文献によっては，マージン・スクイーズ (margin squeeze)とも呼ばれる。

4.1 独禁法とプライス・スクイーズ規制

維持等がある。すなわち，新規参入者は，まず川4.1.1 プライス・スクイーズ規制の根拠と副作用

下市場に参入してその経営・顧客基盤を確立した

スクイーズとは，中間財（例：卸電力）と最終後に，中間財の市場（川上市場）へ参入を試みる

財（例：小売電力）の双方を供給する垂直統合企

可能性があるが，競争者の川下市場からの排除は，業が，最終財の市場での競争相手向けの卸価格を，川上市場における地位の維持にもつながるので

川下市場でおよそ利潤が出ない水準まで引き上

ある。

38

他方で，以下のような，スクイーズ規制の弊害

げ，競争相手を排除することを言う 。より詳細も指摘されている40。第一に，規制をおそれる垂

には，





川上市場と川下市場の双方で活動する垂直統合事業者が，川下市場における価格競争を回

直統合企業による行為であり，避するおそれがある。

垂直統合企業が，川下市場に不可欠な中間

第二は，中間財の供給自体の停止である。高価

財の市場（川上市場）において支配的な地格での供給を禁止とすると，川上市場で事業法等位にあり，代替的な財も存在せず，に基づく供給義務がない限り，垂直統合事業者は

垂直統合事業者が川上市場において中間

スクイーズ回避のために供給自体を停止するだ

財を川下市場でのライバル企業に供給しろう。
第三は，川上市場での投資インセンティブ低下ており，

垂直統合事業者の最終財価格が，中間財出の危険である。自らの投資の成果を競争者と共有荷価格に比較して低いために，ライバルがすることを義務付けられることになれば，投資の逆ザヤとなり，その事業活動が困難となる

インセンティブは生まれない。また新規参入者のこと側にとっても，スクイーズ規制により安価に中間

39

である 。

財へのアクセスが可能となると，自ら上流市場に

スクイーズを規制する根拠，つまりスクイーズ

進出するインセンティブを持ち得なくなってしを放置することの弊害であるが，第一に，川下市

まう。

場における市場支配力の強化・維持がある。垂直

したがって，個別の事例でスクイーズを規制す

統合企業は，スクイーズにより川下市場におけるるかどうかを判断する際には，上記で述べたスク自己と同等に効率的な競争者を排除することがイーズを放置することの弊害と，規制することにでき，競争圧力の緩和による値上げが可能となる。

よる弊害を，丁寧に比較することが求められる。

不当廉売規制の根拠も，同等に効率的な競争者を排除することであったが，プライス・スクイーズ

4.1.2 プライス・スクイーズの独禁法上の評価
不当廉売と異なり，スクイーズ規制は独禁法に規制も，この点を問題にしている。
第二の弊害として，川上市場での市場支配力の明文で規定されていない。そこで，裁判所や公取

38
電力事業を念頭にスクイーズ規制を検討するものとして，
武田邦宣「プライススクイーズの規制」舟田編著『電力改革と独占禁止法・競争政策』315 頁（有斐閣，2014）を参照。
米国については若林亜理砂「米国反トラスト法によるプライ
ススクイーズ規制について〜LinkLine 事件連邦最高裁判所
判決を中心に〜」駒澤法曹 6 号 117 頁（2010）を，EU につ
いては，泉水文雄ほか「ネットワーク産業に関する競争政策～日米欧のマージンスクイーズ規制の比較分析及び経済学的検証～」公正取引委員会競争政策研究センター（2012）を－ 27 －

参照。
39
岸井大太郎「独占禁止法とマージンスクイーズ：再論」根
岸古稀 235, 237 頁を参照した。なお，スクイーズ規制の無制
限な拡大を懸念する立場から，その定義を，川上市場・川下
市場の一方または両方に価格規制が存在する場合に限定するべきとの見解もあるが，ここではさしあたり，本文のように定義しておく。
40
岸井・前掲注 39・239–41 頁の整理に従った。

電力経済研究No.66（2019.3）

表3 不当廉売とプライス・スクイーズの相違点
行為者の短期CF
持続可能な戦略か
独占価格による事
後の「埋め合わせ」競争者排除に至るリスク
不当性

不当廉売
負内部補助なしには持続可能ではない埋め合わせの見込みがなければ，合理的な戦略とはならない
競争者排除に成功しにくい戦略である
原価割れの事実から「正常な競争手段ではない」ことの推認が可能。

プライス・スクイーズ（垂直統合企業全体では）正
持続可能である埋め合わせがなくとも，合理的な戦略となり得る
競争者排除に成功しやすい戦略である
原価割れではないため，「正常な競争ではない」との評価が難しい。不当性を根拠づける別の事情（事業法の義務に違反していることなど）が必要。

出典：筆者作成
委が，スクイーズを独禁法のどの違反類型として的取扱い」と同様の観点から排除行為に該当する審査すべきかが問題となる。

か否かが判断される」と整理している。

ある種の低価格販売で自己と同等に効率的なスクイーズを取引拒絶に準じて考えるという競争者を排除しかねない点では，スクイーズと不ことには，重要な含意がある。取引の完全な拒絶

当廉売は共通している。しかしスクイーズを不当は合法であるにもかかわらず，高価格での取引を廉売の枠組みで判断することは適当ではない。な

違法とすると，取引拒絶を誘引しかねない。そのぜならば両者には，問題となっている行為の短期ため，取引拒絶が違法とされる場合に限って—つCFが正か負かという違いがあるからである。すな

まり，取引義務が存在する場合に限って—，スク

わち，不当廉売は短期CFが負であるため，他部門

イーズも違法となるということである。

からの内部補助なしにはその継続が困難である。
他方で，スクイーズは川上・川下を併せたCFは正4.1.3 ベースロード市場の入札価格とプライス・となるため，ライバル排除に至るまで継続可能なスクイーズ戦略である。このことは，スクイーズによるライ取引拒絶は，独禁法では，私的独占（2条5項）

バル排除が，不当廉売よりも成功しやすい，つままたは公取委告示「不公正な取引方法」2項に定め

り規制の必要性がより大きいことを意味する。

る「その他の取引拒絶」に該当し得るが，その該反対にスクイーズは，不当廉売とは異なり，垂当性を判断する上ではどのような要素を考慮す

直統合企業全体ではCFが正であるため，不当と非ればよいか。私的独占に関するものだが，前述の難する根拠が必ずしも明白ではない。

排除型私的独占GLは，①川上市場及び川下市場

以上から，スクイーズと不当廉売とは同視でき全体の状況，②川上市場における行為者及びそのない。そこで，スクイーズは取引拒絶に準じて審競争者の地位，③川下市場における供給先事業者

査すべきというのが現在の独禁法における一般の地位，④行為の期間，⑤行為の態様から判断す的な考え方となっている。というのも，ライバル

るとしているが，一般論であり，前述のスクイー向け中間財の出荷価格を極端に引き上げること

ズ規制の根拠と副作用を総合的に判断することは，事実上，取引拒絶と同視できるからである（反になる。これらは前述のスクイーズの規制根拠で対に，取引拒絶を出荷価格の禁止的レベルまでのある，川上市場や川下市場における競争への悪影引き上げと考えてもよい）。事実，公取委の排除型

響を吟味する際に考慮すべき要素と言えるが，こ私的独占GLは，スクイーズを「「供給拒絶・差別れに加えて，規制した場合の弊害の観点からの反－ 28 －

論があり得る。

除されたとしても，旧一電や自ら電源を保有する

ではBL市場への入札価格が高すぎるとして，
そ新電力との有効な競争が残っているかぎり，事後れが独禁法に違反するとの主張がなされた場合的な価格引き上げは不可能であるとの主張も可には，どう判断するべきか。

能であろう43。

まず，独禁法違反を主張する側は，BL市場を通さらに，取引拒絶や高価格での投入を違法としじた卸電力供給が小売電気市場での競争に不可た場合，いくらでの投入を行えば合法と言えるか欠であること，旧一電が支配的なシェアを有してにつき指針がないことも指摘できる。託送拒絶がいることからBL電源の調達先が限定されており，独禁法違反とされた米国の著名な事件（オッター

また，旧一電以外によるその新規建設が困難であテイルパワー事件44）では，電力事業の規制機関

ることを主張することになるだろう。これに対す（Federal Power Commission）による託送料金の算る反論としては，
たしかにBL市場からの電源調達定方式が存在していることが指摘されていた45。

が重要な意味を持つとしても，各旧一電の発電市

つまり，裁判所は託送拒否を独禁法違反と宣言し場におけるシェアなどを考慮すれば，個々の旧一ても，取引価格の問題に立ち入る必要はなかった

電が持つ電源が市場競争に不可欠とまでは言えのである。また，後述のNTT東日本事件最高裁判ないとの主張が可能であろう。

決は，電気通信事業者によるスクイーズを取引拒

また，スクイーズ規制が投資インセンティブへ

絶に準じて独禁法違反（私的独占）としたが，同及ぼす影響をめぐっては，BL市場への高価格投入事例でも，川上市場の料金の算定規則が存在してを違法と主張する側からは，
旧一電が保有するBLいる事例であった（さらに言えば，川上市場にお電源は，規制下の総括原価で建設された資産であける取引義務が事業法上課されていた事例であり，かつ，その減価償却は終了しているので，投る）。

資インセンティブへの悪影響はないとの主張が対照的にBL市場における問題では，取引価格自なされよう。そのような主張に対しては，旧一電体を決める規制や論拠は存在しないため，裁判は規制下においてもリスクを負担していたこと

所・公取委は「kWhあたり◯◯円でBL市場に入札

や 41，たとえBL電源の建設の投資インセンティブ

せよ」と命じることが必要になるが，その算定はへの悪影響が小さかったとしても，投資一般やイ

決して容易ではない。現在の「みなし小売電気事

ノベーションのインセンティブに対する悪影響

業者特定小売供給約款料金算定規則」に基づく卸

42

電気価格をベースとした入札価格が提案されても考慮すべきとの反論が考えられる 。
加えて，たとえ自ら電源を持たない新電力が排おり，これを利用することも考えられるが，当該41総括原価制度の下でも事業者が一定のリスクを負担し，資本コストを支払って設備を建設したことは，過小評価される
べきではない。料金審査時の資本費用・事業報酬の算定に瑕
疵があり，過大（または過小）な報酬を得ていたと事後的に評価されることもあろうが，それを「収用」の可否の判断に加味してよいかは，別の問題であろう。
42
例えば，スクイーズ規制の副作用として，川上市場への投資インセンティブについて触れるなかで，「関連する特定の投資に対する影響だけでなく，広く経済全体におけるイノベーションと投資のインセンティブの一般的影響を問題にするものであり，他の企業全体に対して，イノベーションに成功すれば，ライバルに利潤を補償することを強制されるという強いシグナルを与えてしまうこと」（岸井・前掲注 39・239頁）が問題になる。

－ 29 －

43

これに対しては，ライセンス制を採用した電気事業法が「小売電気事業者」（電気事業法 2 条 1 項 3 号）というカテゴリを設け，自らは電源を持たない形での小売事業参入を認めた以上，当該事業形態による競争機会も法的保護に値するとの反論もあり得よう。これは事業法と独禁法の相互補完をめぐる問題であり，今後の検討課題としたい。
44
Otter Tail Power Co. v. United States, 410 U.S. 366 (1973). 同事
件については，丸山真弘「米国におけるオープン・アクセスの法規制—Order No. 888 の検討—」
電力中央研究所報告Y97020（1999）を参照。
45
同事件当時には，送電線を保有・管理する電力会社に託送を義務付けるオープン・アクセス規制は米国にも存在していなかった。米国の送電線オープン・アクセス規制の経緯を詳説するものとして，丸山・前掲注 44 を参照。

電力経済研究No.66（2019.3）

価格は燃料価格などによりその後も変化し得る

線直結方式のみ卸接続サービスを提供していた。

ため，具体的価格水準を定めることは困難である。

さらにNTT東は，芯線直結方式でサービス提供する小売ユーザーに分岐方式の小売料金を適用し4.2 NTT東日本事件との比較検討ていた。その結果，競争者にとっては，6,328円でNTT東日本事件は，NTT東が提供する光ファイ

卸供給を受けつつ，5,800円の小売価格に対抗せざ

バー通信（FTTH）サービスにおける行為が，独禁るを得ないという，逆ザヤが発生することとなっ

法違反（私的独占）に該当するとされた事件であた。

る。BL市場の監視をめぐっても同事件が言及され最高裁判所判決（最判平成22年12月17日民集64ているほか，独禁法による規制事例が他にほぼ存

巻8号2067頁）は，①新規参入者の接続対象が事実在しないこともあり，BL市場価格の妥当性が独禁

上NTT東日本に限られていたこと，②NTT東日本

法上の問題になった場合は，本事件は間違いなく

は逆ザヤ発生防止のための各種行政的規制を実参照されることになる。

質的に免れていたことなどから，本件が私的独占

そこで以下では本事件の概要を示したあと，BLに該当するとした47。

市場との比較について触れる。結論を先取りすると，BL市場の問題を考える上で同事件を参照する

4.2.2 光ファイバー接続市場とベースロード市

ことは，必ずしも適当とは言えない。

場の比較
NTT東日本事件判決については，各種の見解が出されているが，多くはこれを取引拒絶ないしそ

4.2.1 NTT東日本事件の概要
FTTHサービスには，1本の光ファイバーを1ユ

れに準じる事例と位置づけている48。

ーザーが専用する方式（芯線直結方式）と，複数

では，BL市場への投入価格が，取引拒絶と同視ユーザーで共用する方式（分岐方式）の二つがあできる程度に高額であり，独禁法に違反すると主り，通信速度は前者が速かった。

張する場合に，同判決を参照することは適切だろ

NTT東日本はFTTHサービスを一般ユーザーにうか。

小売販売するとともに，電気通信事業法の接続義NTT東日本事件について留意すべき点は，川上務に基づき競争者にも卸販売を行っていた。その市場（FTTH接続市場）で事業法上の接続義務（取際，競争者向けの卸料金（接続料金）として，回引義務）が課されているにもかかわらず，行為者

線1本あたり月額6,328円（芯線直結方式）で総務がそれを潜脱していたことが違法性を根拠付け大臣の認可を得ており46，小売料金については，る一要素とされていたことである49。これに対し芯線直結方式で9,000円，分岐方式で5,800円としてBL市場では，事業法上の取引義務は存在しない。

て同大臣に届け出ていた。またNTT東は，分岐方

BL市場の制度的措置は法改正や政省令改正を経式でも接続料金認可を受けたが，実態としては芯ず，これを適正取引GLに記載することとなって46

総務大臣の認可にかかる光ファイバー卸接続に関する料金については，第一種指定電気通信設備接続料規則（平成 12年郵政省令 64 号）に従って計算される。
47
本件の事実関係や，公取委による審査と前後した総務省による規制（行政指導）の経緯は相当に複雑であるが，本稿では大幅に捨象してあることに留意されたい。本件の評釈として，川濵昇・経済法判例・審決百選［第 2 版］16 頁，越知保見「独占禁止法における因果関係—NTT 東日本事件最高裁判決とその他の最近の事例から」根岸古稀 31 頁 などを参照。
48
ただし，中川寛子「プライス・スクイーズと排除行為の基－ 30 －

準」根岸古稀 259 頁は，本件を取引拒絶の延長線上に位置付
けると，違法となる取引拒絶の範囲が過度に拡大してしまうとして，本件をスクイーズの事例として位置づけるべきとしている。
49
川濵・前掲注 47 は，「川下における競争維持のために業法上接続義務があるにもかかわらず・・・取引拒絶と実質的にかわらない行為が行われていた点などが総合的に判断され」たとする。

おり50，供出義務は常時バックアップに準じたもって独禁法違反となるわけではない54。他方で，のと整理される予定である。常時バックアップも

旧一電が上限価格を順守しているからといって，電気事業法に直接の根拠を持たず，独禁法を根拠

それが必ずしも独禁法違反を免れる理由にはなとする51。

らない。価格水準，競争者の事業活動へ及ぼす影

米国では電気通信事業をめぐる事件（トリンコ

響などを考慮して，成否が判断されることになる。

事件52）に関連し，事業法上の取引義務の有無により取引拒絶の独禁法上の評価も異なるはずで

5. おわりにあるとの見解が表明されていた53。同様に，FTTH
市場における接続義務とBL市場における供出義

本稿ではBL市場に関連する独禁法の課題につ務の法的根拠が異なるということは，その義務にいて，検討した。特に，不当廉売については，通違反する行為—例えば実質的にその義務を回避

常用いられている平均回避可能費用基準に替えするような高価格を付ける行為—の法的評価もて，電気事業の特徴を踏まえれば平均長期増分費

異なり得よう。

用基準の利用が示唆されること，しかし，その利

もちろん，BL市場への適切な価格での投入を怠用には課題もあることを指摘した。またスクイーったとして，これを経済産業大臣の業務改善命令

ズについては，事業法上の取引義務がない以上，（電気事業法27条の29）の対象とすることは考え

NTT東日本判決を参照することは必ずしも適当

られ，これにより事実上，旧一電へのBL市場へのではないこと，制度的措置における上限価格規制導入が義務付けられたとみることもできる。しかを順守しているかどうかは，独禁法違反の認定とし，立法が明文で規定する取引義務と，抽象的・直接は無関係であることを指摘した。
BL市場をはじめとする電力市場では，
今後も独一般的な取締規定を根拠とする義務を同列には禁法をめぐる課題が浮上すると思われるが，2018

扱えないだろう。
したがって，
かりにBL市場への高価格投入の独年12月30日に，独禁法違反の認定は行わずに事業禁法違反を問うのであれば，それ自体の私的独占者が申し出た問題解消措置の実施を条件に審査なり不公正な取引方法の該当性を，個別に主張・手続きを終了する，いわゆる確約決定手続が導入

立正することが必要になる。そしてその場合，上された。同制度はEUに倣ったものであるが，EU

限価格規制を順守しているか否かは，決定的な要では自由化後のエネルギー分野においてこの確素とはならず，上限価格以上であることのみを以約決定手続きが用いられていることが報告され

50
平成 29 年 2 月 電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業
部会「中間論点整理（第 2 次）」27 頁，「中間とりまとめ」
31 頁。
51
現行の適正取引 GL が「常時バックアップについては，電気事業法上規制をされていない」と述べるように，常時バッ
クアップは電気事業法に直接の根拠を持たないため，「電気事業の健全な発達を図る観点」から旧一電に自主的な実施が求められているにすぎない。そこで同 GL は，その実施を確実なものとするための根拠を独禁法に求めている。すなわち，「他の小売電気事業者との間では卸供給を行っている一方で，特定の小売電気事業者に対しては常時バックアップを拒
否し，正当な理由なく供給量を制限し又は不当な料金を設定する行為」が，独禁法に違反し得る（私的独占等）としている。
52
Verizon Commc’ns v. Law Offices of Curtis V. Trinko, 540 U.S.
39 (2004). 同事件では，大手電気通信事業者がライバル企業－ 31 －との接続を実質的に拒否したことが，米国の独禁法に違反するかが問題となった。同事件連邦最高裁判決と電気事業に対する示唆については，丸山真弘「米国反トラスト法における不可欠施設の法理の論点整理—トリンコ事件判決を中心にして—」電力中央研究所報告 Y04020（2005）を参照。
53
トリンコ事件で経済学者らが連名で最高裁に提出した意
見書は，事業法による接続義務が課されている以上，取引拒絶の独禁法上の評価もそれを前提として分析すべきだとする。そして意見書は，議会は電気通信分野での競争を確実ならしめるために接続義務を課したのだから，通常ならば事業者の経営判断として尊重され得る取引拒絶も，事業法の義務に違反することで公共の利益に反するおそれがあり，合理的であるとの推定は働かないとしている。
54
供出義務自体が独禁法を根拠とする限り，上限価格違反を
独禁法違反の根拠とするのは，「独禁法違反だから独禁法違反である」というのに過ぎないのではないか。

電力経済研究No.66（2019.3）

ている。同制度が我が国の電力・エネルギー市場
における独禁法の適用や事業法も含めた制度設
計に及ぼす影響を，検討していくことが必要である。

佐藤 佳邦（さとう よしくに）
電力中央研究所 社会経済研究所－ 32 －

研究ノートオプション型金融的送電権の価格に関する予備的考察―欧州の取引データの観察―
Note on Pricing Financial Transmission Rights Options:Observation of Auction Cleared Prices in Europe
キーワード：金融的送電権，オプション，間接オークション
服部

徹

わが国で導入される間接送電権は，欧米でも活用されている金融的送電権（FTR）をモデルとしている。FTRにはオブリゲーション型とオプション型があり，わが国の間接送電権は，保有者がエリア間の卸電力価格の値差の変化に応じて，過不足を精算するオブリゲーション型である。一方，欧州のFTRは，保有者が値差に基づく収入を受け取る権利で，値差がマイナスに転じてもそれを支払う義務を負わないオプション型が主流である。金融オプションの理論によれば，オプション型のFTRの価格は，オブリゲーション型よりも高くなる可能性があり，エリア間の値差の期待値がゼロ以下であっても，一定の価格がつく。本研究ノートでは，欧州で実際に取引されているオプション型のFTRの価格データを分析し，先物価格で予想される値差の期待値が小さい時には，約定価格が概ね理論的に予想される範囲もしくはその近辺にあることを確認した。
1. はじめに
2. オプション型の金融的送電権
3. 交換オプションによる価値評価

4. 欧州のオプション型 FTR の価格の観察
5. まとめ1. はじめにがなく，収入を得るだけの契約である。欧州では，
市場参加者の利便性などを考慮して，オプション

わが国では，間接的オークションの導入に伴い，型のFTRの導入が進んでいる（服部他, 2019）。オ

エリア間の値差が発生するリスクへの対応としプション型のFTRの価格は，値差の変化による収て，「間接送電権」が導入されることになってい入を得る権利の対価となり，その対価としていくる。間接送電権は，欧米で利用されている金融的らが適正なのかについては，金融工学におけるオ

送電権（Financial Transmission Rights, FTR）を参考

プション理論を応用して考えることが必要となにして制度設計がなされている。FTRは，エリアる。
本研究ノートでは，オプション型のFTRの価格間の値差を原資産とするデリバティブとみなすの考え方について，オプション理論を用いて説明ことができる。
わが国で導入される間接送電権は，いわゆるし，その観点から，実際に欧州で取引されている「オブリゲーション型」と呼ばれるもので，エリオプション型のFTRの約定価格のデータを観察

ア間の値差を固定する契約である。つまり，値差する。

が変化した場合に過不足を精算する契約である。
しかし，海外のFTRには「オプション型」と呼ばれるものがある。これはエリア間の値差が期待と逆方向となった場合には，その値差を支払う必要－ 33 －

電力経済研究No.66（2019.3）

2. オプション型の金融的送電権

オブリゲーション型の場合には，図の点線が示すように，その値差分の支払いが発生するが，オオプション型の金融的送電権とは，エリア間のプション型の場合はそのような支払いが発生し値差の変化に対するリスク管理の手段の一つでないということである。したがって，オプションある。これは，エリア間値差を原資産とするコー型のFTRの保有者の損益は，以下のように表すこ

ルオプション（買う権利）と見ることができ，とができる。
Max 𝑃 − 𝑃 , 0

Locational Spread Optionとも呼ばれる。
例えば，連系線で結ばれた2つのエリア，AとB

しかし，このようなオプションを新たに契約しを考え，それぞれのエリアにおける卸電力価格をようとしても，契約する相手にとっては支払い義𝑃 と𝑃 とする。間接オークションの下では，連系務を負うだけとなるため，その対価（プレミアム）

線の容量に制約がなければ，2つの価格は同じとを与えなければ契約は成立しないと考えられる。

なり，値差は発生しない。しかし，送電混雑が発したがって，オプションを保有することによる損生し，エリア間で値差が発生する場合，エリアA

益は，最終的には，プレミアム分を差し引いたもからエリアBに送電する相対取引であっても，間のとなるが，値差が逆方向に大きく変化したとし

接オークションの下では取引所を介して取引がても，損失はプレミアム分に抑えられるというこ

行われることになるため，値差のリスクに晒されとを意味する。

ることになる。ここで，発電事業者がエリアAでこのような権利の対価としてのオプションの発電し，小売事業者がエリアBで購入する状況にプレミアム，すなわちオプションの価値をどう決おいて，エリア間の値差の期待値は0と仮定して，めるかは難しく，簡単には求められないものとさFTR保有者（例えば発電事業者）の損益を考えてれてきたが，オプション価格理論の発展により，みる。この時，オプション型のFTRの保有者は値

その適正価格は，一定の仮定の下，いくつかの条差が正の値をとる時，すなわち，𝑃 − 𝑃 > 0の件に依存して決まることが知られるようになっ時は権利を行使して，その値差𝑃 − 𝑃 を受け取てきた。

ることができる。この時に値差が受け取れるのはオブリゲーション型も同じである。しかし，逆に，

3. 交換オプションによる価値評価

その値差が負の値をとる場合には，オプションを行使しなければよく，損失は発生しない。このよ

FTRのような，2つのエリアの価格の差を原資

うな，エリア間の値差に伴うオプション型のペイ産とするオプションの価値評価には，「交換オプ

オフ（損益）を図示したのが図1である。

ション」のモデルを用いることができる。交換オ
プションとは，満期日に，ある資産を別の資産とペイオフ（損益）交換する権利を付与するオプションである。満期日にのみ行使できるオプションは，ヨーロピアン
タイプのオプションと呼ばれている1。
このような，ヨーロピアンタイプの交換オプシ（エリアAとエリアBの値差）

図1 FTRの保有者のペイオフ

ョンの価値の解析解を得る評価式は，Margrabe
1
満期日までにいつでも行使できるオプションはアメリカンタ
イムのオプションと呼ばれる。

－ 34 －

(1978)によって導出されている2。これを応用し，FTRの場合にはエリア間の値差に相当する部分

将来の，例えば，1年あるいは1カ月先の先物価格

は，「本源的価値」という。これに，原資産の価（𝐹 と𝐹 ）の値差を原資産とするオプションの評

値の変動に応じて行使するかどうかを自由に決価式は，以下のように定式化されることが知られめられるという，権利としての価値である「時間ている（Aïd, 2015）。

的価値」が加わる。
ここで，現在エリア間の値差がなく，それぞれ

𝐶=𝑒
𝑑 =

σ=

𝐹𝑁 𝑑

−𝐹 𝑁 𝑑のエリアの価格の月次のボラティリティが30%，ln 𝐹 ⁄𝐹+ 𝜎 𝑇

相関係数が0.9，無リスク利子率1%（年）で，行𝜎√𝑇

使期間1カ月のオプションの価値をエリア間の値

𝑑 = 𝑑 − 𝜎√𝑇

差との関係で示したのが図2である。これは，通𝜎 + 𝜎 − 2𝜌𝜎 𝜎

常のコール・オプションにも当てはまることだが，オプションの価値は，原資産の価値を上回り，また，決して0より小さくはならない。

ただし，𝜎 および𝜎 は，それぞれエリアAとエ
リアBの先物価格のボラティリティである。また，

8

𝜌は2つのエリアの価格の相関係数で，𝑟は無リス

6ク利子率，𝑇はオプションの満期までの期間であ4
オプション価値る。さらに，ln 𝑥 は自然対数，𝑁 𝑥 は標準正規分布の累積密度関数である。この評価式は，価格がそれぞれ幾何ブラウン運動に従うと仮定して

2
0
-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

-2

いる。また，ボラティリティや相関係数は期間中-43一定と仮定している 。

-6

値差
オプション価値
エリア間値差この式に基づいて計算すると，オプション型のFTRの価値は，期待されるエリア間の値差が大き

図2 エリア間値差とオプション価値の関係いほど高くなるが，その他の要因によっても変化しうることが分かる。例えば，ボラティリティが原資産，すなわち，エリア間の値差が0であっ大きいほど高くなり，2つのエリアの価格の相関ても，オプションの価値は0にはならない。その係数が小さいほど高くなり，満期までの期間が長場合は，オプションが持つ，いわゆる「時間的価いほど高くなる，といったことがわかる。

値」が大きくなる。現時点での先物価格の値差がなお，オプションの価値のうち，オプションをゼロであっても，価格が変動する限り，受渡期間行使することで得られる原資産の価値，すなわち，中の値差がプラスになる可能性もマイナスになる可能性もあり，オプションを持つことのメリッ

2

ここでは，式の導出については省略するが，基本的には，コール・オプションの価値を評価するブラック・ショールズ式を拡張して，2 つの先物の相対価格を原資産とし，行使価格を 0とした場合の評価式である。
3
価格のスパイクなどを考慮する場合には，モンテカルロシミュレーションを行って評価する必要がある。Rosenberg, et al.
(2010)を参照。また，スポット価格への適用を念頭に，間接オークションによって生じる値差の変動の特徴を踏まえたモデル化の試みについては，Mahringer, et al. (2015)を参照。

トも大きいのである。逆に値差が明らかに大きな値をとる場合には，オプションの価値は，ほぼその値差，すなわち原資産の価値（本源的価値）で決まると考えられる。オプションの保有者が権利を行使することがほぼ確実で，その場合に得られる値差収入だからである。

－ 35 －

電力経済研究No.66（2019.3）

40[ユーロ/MWh]オプション型FTRの価値[EUR/MWh][ユーロ/MWh]オプション型FTRの価値[EUR/MWh]

12
10
8
6
4
2

35
30
25
20
15
10
5
0

0
-80

-60

-40

-20

0

20

-40

40

-20

0

20

40

60

80

[ユーロ/MWh]
エリア間の値差（BEの価格-FRの価格[EUR/MWh])[ユーロ/MWh]
エリア間の値差（FRの価格-BEの価格[EUR/MWh]）（左がベルギー[BE]からフランス[FR]方向，右がフランスからベルギー方向）
出所：JAOウェブサイトおよびBloombergより作成

図3 エリア間値差（先物）とFTRの約定価格の関係

4. 欧州のオプション型FTRの価格の観察

FTRの約定価格については，先物価格で見た値
差が負の値をとっていても，理論が示唆するよう

ここでは，交換オプションの価値評価式を用いに0より大きい値をとっていることが分かる。反て，欧州でオプション型のFTRを導入しているベ

対に，値差が大きな正の値をとるときには，FTR

ルギーとフランス間のFTRの約定価格の説明をの約定価格も大きくなっている。ただし，そのよ試みる。ベルギーとフランスの間では，2016年以うな場合，理論上は原資産である値差に近い値に降を対象期間とする年間と月間のオプション型

なるべきところ，実際には値差を大きく上回って

4のFTRの取引が2015年から行われている 。FTRのいたり，下回っていたりする。

売り手は送電系統運用者（Transmission System

ここで，値差が0近辺の時にデータが集中しOperator, TSO）で，提供されたFTRは，Joint Al-ているため，値差が –5ユーロ/MWhから+5ユー

location Office（JAO）と呼ばれる共通プラットフ

ロ/MWhの範囲に注目し，オプション理論で予ォームにおける定期的なオークションで取引さ想される価格を当てはめてみたのが図4である。

れている。以下では，月間のFTRの3年分のデー

Margrabe式を用いたオプション価値の計算にタを観察する5。

あたっては，過去のデータから，両国の先物価格

まず，FTRの約定価格と，それぞれのオークシを46ユーロ/MWhとして，発電側の先物価格を変ョンが行われた前日のベルギーとフランスの卸化させている6。また，先物価格のボラティリティ

電力の先物価格，具体的には，デリバティブ取引（月次）は，過去のデータから，取引される時期を行う欧州エネルギー取引所（European Energyにもよるが，両国ともおおよそ10%から20％であExchange, EEX）に上場されている1カ月先の月間った。また，両国の卸電力価格の相関係数は，サのベースロード先物価格を用いて計算した値差

ンプル期間を通じて約0.7であったが，値差が比較との関係を示したのが図3である。両国間の値差的小さかったサンプル期間の前半では約0.9であ（横軸上）を見ると，平均的には小さいものの，時折，大きく変動していることが分かる。

6

両国の分析対象期間の平均的な価格に基づいて設定した。なお，評価式から明らかなとおり，値差が同じでも，例えば，2つのエリアの先物価格が 45 ユーロと 50 ユーロで 5 ユーロの値
45

欧州の FTR の導入の経緯等については，服部他 (2019)を参照。
約定価格のデータは JAO のウェブサイトから入手した。

差があるときのオプション価値と，100 ユーロと 105 ユーロで5 ユーロの値差があるときのオプション価値は異なる。

－ 36 －

6
月間FTRの約定価格（BE→FR）

オプション型FTRの価値[ユーロ/MWh]

オプション型FTRの価値[ユーロ/MWh]6
オプション価値（Highσ, Lowρケース）

5

オプション価値（Lowσ, Highρケース）
原資産の価値43
2
1

月間FTRの約定価格（FR→BE）
オプション価値（Highσ, Lowρケース）

5

オプション価値（Lowσ, Highρケース）
原資産の価値

4
3
2
1
0

0
-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

-5

5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

エリア間の値差（BEの価格-FRの価格[ユーロ/MWh])

エリア間の値差（FRの価格-BEの価格[ユーロ/MWh]）（左がベルギー[BE]からフランス[FR]方向，右がフランスからベルギー方向）

図4 エリア間値差（先物）が比較的小さい時の値差とFTRの約定価格の関係った。そこで，両国ともに卸電力価格のボラティ

5. まとめ

リティが10%で相関係数が0.9のケースを “Lowσ,
Highρケース”，両国の卸電力価格のボラティリテ

本研究ノートでは，オプション型のFTRの価格

ィが20％で，相関係数が0.7のケースを “Highσ,が，交換オプションの価値評価式で評価しうるこ

Lowρ”ケースとして，両者を示している7。その他，とを紹介した上で，実際に取引されている欧州の利子率は年率で1%とし，満期までの期間を1カ月オプション型のFTRの価格の説明を試みた。
オプション型のFTRは，その保有者にとって，とした。
図4から，値差の期待値が小さいと仮定した

値差の符号が期待していた方向と逆転したとし時のFTRの約定価格は， “Lowσ, Highρ”ケースても，支払い義務を負わなくて済むという利点がを下回るケースがやや多くみられるが，概ね，ある一方で，その利点ゆえに，FTRの価格自体がオプション価格の理論値の近辺で決まってい高めになる可能性がある。また，その価格評価式

ることがわかる。もちろん，実際には，市場参は複雑である。現実に取引されている欧州のFTR

加者で共有されているボラティリティの大きの価格は，原資産である先物価格の値差がプラス

さや相関係数などがオークションごとに異なの方向に大きく変動した場合には，基本的なオプっていて，それが誤差を生じさせている可能性

ション理論で計算される価値とは乖離が生じるもある。

が，値差が負の値になっても，FTRの約定価格がなお，FTRは必ず売り手（TSO）が存在し，売0より大きい値をとっていることは，オプション

り手はオークションに供給量のみを提示する。こ理論により説明が可能である。また，値差が0にれは，通常の金融市場とは異なるが，こうした制近い状態においては，FTRの約定価格はオプショ度の特徴が，オプションの価値に違いをもたらすン理論で計算される値と近くなり，その値差とののかどうかについては今後検討する余地がある。

関係も，概ね理論で予想される範囲となることが示された。
今回は，あくまで予備的な分析であり，パラメ
ータを個別のオークションごとに設定して，約定価格の実績値と理論値の関係を詳細に分析する

7

他の 2 つの組み合わせは，この 2 つのケースの間に含まれることは今後の課題である。

ため図では示さない。

－ 37 －

電力経済研究No.66（2019.3）

【参考文献】[1] Aïd, R. (2015). Electricity Derivatives, Springer Briefs
in Quantitative Finance.
[2] Mahringer, S., R. Füss, and M. Prokopczuk (2015).
“Electricity Market Coupling and the Pricing of Transmission Rights: An Option-Based Approach,” Working
Paper on Finance No. 2015/12, School of Finance, University of St.Gallen.
[3] Margrabe, W. (1978). “The Value of an Option to Exchange One Asset for Another,” Journal of Finance, 33(1), 177-186.
[4] Rosenberg, M., J.D. Bryngelson, M. Baron, and
A.D. Papalexopoulos (2010). “Transmission Valuation Analysis based on Real Options with Price
Spikes,” in Rebennack, S. et al. (eds.) Handbook ofPower Systems II, Energy Systems, Spriger-Verlag.
[5] 服部徹・古澤健・星野光(2019).「欧州の金融的送電権の導入と運用に関する経済的課題」電力
中央研究所報告 Y18001

服部 徹（はっとり とおる）
電力中央研究所 社会経済研究所－ 38 －

論

文

需給調整市場を考慮した
わが国のインバランス料金制度の課題―ドイツのインバランス料金の変遷から見た考察―
Issues of imbalance price settlement under balancing control power market- a study based on German lesson of transition of imbalance pricingキーワード：インバランス料金，需給調整市場，再生可能エネルギー，卸電力市場
古澤健

欧州やわが国では，発電事業者等の前日の需給計画と実運用断面の差であるインバランスを，系
統運用者が確保した需給調整能力で解消する。インバランスは，卸電力市場で取引された需給からの逸脱でもあり，小さいことが望まれる。需給調整市場の開設後において，需給調整に要する費用が明確になることから，インバランス解消費用の回収と，インバランス低減のためのインセンティブの付与を両立した新たなインバランス料金制度が期待されている。電力市場の自由化と再生可能エネル
ギー（再エネ）大量導入を進めるドイツでは，その両立に向け，インバランス料金の算出方法に補正が加えられてきた。同時に，再エネにもインバランスの責務を課しつつ，再エネが市場に参加しやすくなる市場制度の導入が進められてきた。わが国においても，発電・小売電気事業者にとっての適切なインバランスリスクとなる料金制度と，インバランス抑制に取り組み易い市場環境の整備が重要である。
1. はじめに
2. わが国のインバランス制度の動向と課題

3. ドイツにおけるインバランス料金の変革

2.1 わが国のインバランス料金の変遷と課題
2.2 わが国の同時同量制度の変遷と課題
2.3 わが国の再エネに関する同時同量制度の変遷と課題
2.4 わが国の需給調整市場導入後に向けたイ
ンバランス料金制度の考え方

1. はじめに

3.1 欧州における需給調整メカニズムの考え
方
3.2 ドイツのインバランス料金の動向と課題
3.3 ドイツのインバランスの低減化に向けた
動向と課題
4. わが国の望ましいインバランス制度の在り方
付録 A. わが国の需給調整市場の動向

同時同量からの逸脱した需給偏差はインバランスと呼ばれ，一般送配電事業者が補填するインバラ

わが国や欧州の発送電分離後の電力供給の仕組みにおいて，発電事業者や小売事業者は，一定時ンスに対して発電・小売電気事業者等が支払う料
金は，インバランス料金と呼ばれる1。

間幅において需給を一致させることが求められる。

インバランスは，前日市場等で取引された需給

わが国では，発電事業者と小売電気事業者に需給からの逸脱であり，抑制されることが望ましい。

の一致を求める間隔が30分毎であることから，こそこで，インバランス料金を通じて，適切な金銭の需給を一致させる仕組みは，「30分同時同量」とペナルティを課すことで，発電・小売電気事業者

呼ばれている。系統全体での需給において，①30
分よりも短い時間幅の需給偏差や②30分同時同量から逸脱した需給偏差は，一般送配電事業者が，需給調整能力を活用して調整している。この30分

1
2018 年時点のわが国では，インバランス料金は，発電事業者
や小売電気事業者が支払う。例えば，一般送配電事業者の託送供給約款において，発電事業者が支払う「発電量調整受電計画
差対応補給電力料金単価」は，インバランス料金単価に消費税等相当額を加えた単価と記されている。

－ 39 －

電力経済研究No.66（2019.3）

にインバランスを抑制する動機を与えることが重要である。同時に，需給調整市場で決まるインバ

2. わが国のインバランス制度の動向と課
題

ランス解消に要する費用は，インバランス料金を通じて適切に回収される必要がある（資源エネル

本章では，わが国のインバランス料金制度のこ

ギー庁 2017, 資源エネルギー庁 2018a）。しかし， れまでの変遷を踏まえ，その課題について述べる。
発電・小売事業者が負担するインバランスリスク
を考えると，これらを両立するインバランス料金

2.1 わが国のインバランス料金の変遷と課題の設計は必ずしも容易ではない。

わが国で小売部分自由化が開始された2000年以

さらに，これらの両立を困難にさせる要因とし降，インバランス料金は，一般送配電事業者によて，風力や太陽光電源等の再生可能エネルギー（以るインバランスへの補給に要する費用を考慮して下，再エネ）電源の存在がある。これらの電源は設定されていた。また，変動範囲内と変動範囲外2

発電電力量が気候条件によって左右されるため，のインバランス料金を分け，変動範囲外の不足イ

インバランスの抑制が難しい。再エネ電源にインンバランス（需給ひっ迫）と余剰インバランス（供バランス料金を課してしまうと，その導入を妨げ給余剰）に対しては，それぞれ変動範囲内のインることに繋がりかねない。しかし，再エネ電源にバランスよりも厳しい罰則を課すことを通じ，同インバランス料金を課さないことは，インバラン

時同量のインセンティブを付与していた3。しかし，ス解消に要する費用の回収を難しくするだけでな

そのインバランス料金には卸電力市場の市場決済

く，このような電源にインバランス抑制のインセ

価格は反映されていなかった（資源エネルギー庁

ンティブを与えないという点で，望ましいインバ

2014a）。

ランス料金の在り方とは異なっている。そのため，

そこで，電力システム改革専門委員会（2013）

将来的に再エネ電源をインバランス料金制度の中に，市場と連動したインバランス精算の仕組みにでどのように扱うかも合わせて検討する必要があ

関する提言が盛り込まれ4，2016年4月の小売全面る。

自由化開始と同時に，エネルギー市場価格（主にそこで本稿では，電力自由化と再エネ電源の普及政策で先行するドイツのインバランス料金制度の動向と課題を整理し，需給調整市場開設後のインバランス料金の適切な設計に向けた検討の一助となる情報を提供する。
以下，第2章で，2018年までにわが国で導入されているインバランス料金と再エネ特例制度の概要と課題を述べた後，第3章で，ドイツのインバラン
ス料金制度の試行錯誤の経験から，インバランス
料金による適切な費用回収とインバランス抑制のインセンティブの両立の難しさについて明らかにし，また，インバランス料金制度のもとで，再エネ電源が，インバランスの抑制に取り組むために必要な対応策について述べる。第4章で，わが国へ

前日市場のシステムプライス）にインバランスを2契約した電力の 3%未満を変動範囲内と呼び，3%以上を変動範
囲外と呼ぶ。
3
例えば，2008 年以降 2016 年 3 月まで，変動範囲内不足インバ
ランスは，各社の全電源コスト平均値であったが，変動範囲外
不足インバランスは，昼間は変動範囲内不足インバランスの 3倍（夜間は 2 倍）であった。
4
電力システム改革専門委員会（2013）は，「系統安定の観点か
らは，計画外のインバランス発生は望ましくないため」，「インバランス精算は，その発生を抑制するインセンティブを持たせた仕組みとすること」を求めていた。ただし，「リアルタイ
ム市場が機能する将来においては，その価格が需給調整のコストを反映していると考えることができるため，これをインバラ
ンス精算に用いることが合理的である。」その一方で，「リアルタイム市場が機能するまでには一定の期間を要する」等の問題点を指摘し，制度導入に当たっては，その効果を検証しつつ必要な修正ができる柔軟性を持った制度とすることが適当であるという点も指摘されていた（電力システム改革専門委員会
2013）。なお，この当時の「リアルタイム市場」には現在検討されていた「需給調整市場とインバランス決済」や「当日市場」の概念が，混在していた可能性もあることから，2018 年時点ではリアルタイム市場という表現が使われなくなった。

の示唆を述べ，本稿の結論をまとめる。

－ 40 －

含めた需給状況を踏まえた調整項を乗じた一律料

しかし，このことは，発電・小売電気事業者が「計金と，各エリアの需給調整コストの平均との差分

画値同時同量」を達成した上で余力となった供給

5の和から成るインバランス料金が採用された 。た力を市場に入札し，一般送配電事業者に活用させだし，このインバランス料金は，需給調整に要することで，系統全体の需給調整に要する費用を低6

る費用 を反映しておらず，その費用の回収には過減させることと，発電・小売電気事業者が自らの不足が生じる場合があった。この問題は，導入決

インバランスを減らすことで，系統全体としての定時から指摘されていたが，資源エネルギー庁も， インバランスの低減させることのいずれを目指す
このインバランス料金は需給調整市場開設までののかを不明確なものとしている。供給余力の確保

暫定的な料金であり，別途，託送料金やインバラにおいて一般送配電事業者の役割が大きくなると，ンス料金の収支を調整する仕組みを講ずるとして発電・小売電気事業者のインバランス抑制のインいた（資源エネルギー庁 2014b）。

センティブを阻害する可能性がある一方，発電・小売電気事業者の役割が大きくなると，インバラ

2.2 わが国の同時同量制度の変遷と課題

ンス料金制度の設計次第で，系統全体のインバラ

2016年3月31日以前の同時同量制度は，「実需同ンスと発電・小売電気事業者のインバランスによ時同量」と呼ばれ，実需要と実供給量の差分に対る相殺効果が見込めなくなる可能性がある。いず

してインバランス料金が適用されていた。電力シ

れをより重要視すべきかは，インバランス料金制

ステム改革専門委員会（2013）の提言に則り，2016

度や各国の再エネのインバランスリスクに関する

年4月の小売全面自由化の導入と同時に，「計画値制度との関係で異なると考えられる。

同時同量」制度が導入され，実運用の前日段階での発電量（需要量）の計画値と実績値の差分がイ

2.3 わが国の再エネに関する同時同量制度の変遷と課題ンバランスとされた。これにより，発電量の計画値が定まり，発電の余力部分が明確化されるため，わが国では，再エネ電源に関する固定価格買取

市場での取引が促進される効果も期待できるとさ制度（Feed-In-Tariff：FIT）が2012年から導入されれた（電力システム改革専門委員会 2013）。

ているが，2016年4月のインバランス料金制度の開その一方で，偶発的需給変動対応の7%のうち， 始と同時に，FIT発電事業者のインバランスリスク
小売電気事業者が確保している1%は，前日市場のを免除するFIT特例制度が設けられた。さらに，

ゲートクローズタイム時点で保有されていればよ2017年4月のFIT電源の送配電買取制度方式の導入

く，その後は当日市場に投入されることが望ましに合わせて，FIT特例制度の種類が追加された（電いとされた（電力・ガス取引監視等委員会 2017）。

力・ガス取引監視等委員会 2018c）。いずれのFIT
特例制度においても，発電事業者にはインバラン

52017 年 10 月以降，インバランス料金に関するパラメータの決定方法が改訂された。具体的には，①エネルギー市場価格にインバランスを含めた需給状況を踏まえた需給曲線から算出する調整項の上下限を緩和し，②エリアの需給調整コストを反映していた調整項は，エネルギー市場のエリア価格とシステム価格の差分の月間平均値を採用することになった。さらに，2019 年
4 月からは，新たなパラメータとして， 不足インバランスを発生させた事業者には，インバランス料金に定数を加算し，余剰インバランスを発生させた事業者には，定数を減算する，という制度が導入される予定である（資源エネルギー庁 2018b）。
6
わが国の 2017 年から 2020 年までと，2021 年以降の需給調整能力の概要は付録 A 参照。

スを減らすインセンティブが働かない。そこで，
資源エネルギー庁 （2018c）は， FIT法の抜本見直しを見据えて，予測誤差を減らすインセンティ
ブが働く仕組みの確立を2020年に具体化できるよう，検討を進めていく方針を示した。

－ 41 －

電力経済研究No.66（2019.3）

2.4 わが国の需給調整市場導入後に向けたインバランス料金制度の考え方

前日に送電系統運用者（Transmission System Operator: TSO）に需給の計画値を提出し，当日市場の本章で述べたように，インバランス料金の制度活用等により，提出した計画値からの偏差を抑制設計においては，①インバランス解消に要する費する。その上で，前日に系統運用者に提出した計用の反映とインバランス低減へのインセンティブ

画値に対して同時同量を達成できなかった電力量の付与の両立，②発電・小売電気事業者と一般送がインバランスとなる。表1に示すように，インバ配電事業者によるインバランス解消への貢献に係

ランス料金制度も含めた需給調整メカニズムに関る諸制度との整合，③再エネ電源の自立を促すた

する各国の詳細な制度は異なる（ENTSO-E WG AS

めの制度，の3点を考慮することが必要である7。

2018a）。表1の左列は，需給調整能力の技術要件や上記の3点は密接に関係しており，一部の変更では， 必要容量等の需給調整能力の調達に関する内容で需給調整メカニズム全体が有効に機能しなくなるあり，欧州の多くの国では，主に前日市場のゲー恐れがある。わが国では，調整能力の上げ代費用

トクローズタイム前に実施される項目である。表1

や下げ代費用とインバランス料金の関係について， の右列は，インバランス決済期間（Imbalance
基本的な方向性の議論が緒についたところであり

Settlement Period: ISP）やインバランス料金制度等（資源エネルギー庁 2018b，電力・ガス取引監視であり，TSOが需給調整能力を確保した後に実施等委員会 2018b），現在は，他国のインバランス料

される項目である。両者は相互に関係しているが，金の変遷の教訓を活かす良い機会であると考えら全ての項目に関して，欧州で統一された唯一の仕れる。

組みは存在しない。

そこで，次章では，わが国のインバランス料金

例えば，Frequency Containment Reserves（FCR）の検討への一助とするため，電力自由化と再エネ

等は，ENTSO-Eによって整理された需給調整能力導入でわが国よりも先行しているドイツのインバの定義が各国で徐々に採用されるようになった

ランス料金制度で，上記の3点に関してどのような（European Commission 2017）。需給調整能力の調対応策が採られてきたのかを紹介する。ただし，

達方法に関しては，2019年7月から欧州全体でFCR

論点②と③は，再エネ電源を含めた発電・小売電の調達方法が統一される予定である（ENTSO-E

気事業者を念頭に置いた場合，分けて論じること

2018）。一方，需給調整能力の必要容量に関しては，はできないため，まとめて論じる。

欧州大陸でFCRを3,000MW確保すると設定されてい る が ， 2018 年 時 点 で は ， 各 国 が 独 自 に

3. ドイツにおけるインバランス料金の変革

automatic-Frequency Restoration Reserves（aFRR）の
必要容量を算出している。

3.1 欧州における需給調整メカニズムの考え方

また，ISPに関しては，2018年時点，欧州では，

欧州においても，発電・小売事業者は，実需の15分，30分，1時間といった時間幅8が採用されており，その統合の議論がなされてきた9（ENTSO-E

7

インバランス料金制度に関する課題には，
インバランス料金単価の設定（限界費用か平均費用か），系統全体インバランスと各発電・小売電気事業者のインバランスを反映したインバラン
ス料金単価（シングルかデュアルか）など，様々な課題がある。
他にもアンシラリーとインバランスの役割分担，インバランス
料金と系統利用料金により回収すべき費用の区分け，需給調整と送電過負荷解消の関係とその費用負担等についても，議論が必要である。

8
具体的には，ドイツでは 15 分間，イギリスやフランスでは 30
分間，北欧（ノルウェー，スウェーデン，デンマーク，フィンランド）では 1 時間を 1 つの ISP としている（ENTSO-E WG AS
2018a）。
9
ISP の統合が目的ではないが，確定的周波数変動（deterministicfrequency deviation）の改善の議論として，30 分の ISP をより短くすることによる周波数の変動幅の低減が提案されている－ 42 －

表1 欧州で広域的な需給調整メカニズム設計時に必要と考えられていた項目
需給調整能力の調達に関する項目

スケジュールと決済に関する項目

・需給調整能力の定義

・ゲートクローズタイム（Gate Closure Time：GCT）

・需給調整能力の調達方法

・インバランス決済期間（Imbalance Settlement Period: ISP）

・需給調整能力提供者への支払い方法

・インバランス量の算出方法

・需給調整能力の技術要件

・インバランス料金制度

・需給調整能力の必要容量・計画値同時同量の考え方

・需給調整能力の評価

・インバランス料金と需給調整費用の関係

・調達費用の割当方法

・市場データの公開

出典：Van Der Veen（2012）等をもとに電中研にて作成※表1は欧州の広域的な需給調整メカニズム設計に向けたElectricity Balancing（EB）ガイドラインの検討初期に複数の機関・専門家により検討されていた項目であり，ENTSO-E WG AS （2018a）で示されているよ
うに，ゲートクローズタイムは未だに統一されていない。一方，市場データの公開は少しずつ統一されて
きている。

2015）
。Electricity Balancingに関するガイドライン

大きな停電が発生する等の技術的な課題も見られ（以下，EBガイドライン）によると，将来的には，なかった。しかしながら，各国で経済的な課題が全

欧州全体でISPを15分間に統一することになってく生じなかったわけではなく，EBガイドラインにおり，北欧は2020年に15分間ISPを導入予定である

おいても，活用した需給調整能力の限界費用とイン（European commission 2017, Statnett 2018）。

バランス料金を関連付け，需給調整能力の確保に関インバランス料金制度に関しても，各国で様々しても限界費用方式を採用することを，欧州全体でな歴史的な背景をもとに導入・変更が行われてきの統一的なインバランス料金の考え方の一案とした。一般的に，欧州各国でも，インバランス料金て述べている（European Commission 2017）。なお，に関して適切に金銭ペナルティを付与することは， ドイツで考えられている限界費用方式のデメリッ
発電事業者や小売事業者がインバランスを抑制す

トについては，ドイツのインバランス料金の変遷をる動機となると考えられている（European Com-述べた後，3.2.4項で論じる。

mission 2017）。また，欧州の主要国は，再エネ大量導入前に電力自由化を進めていたが，これまで

3.2 ドイツのインバランス料金の動向と課題

は，原子力や火力といった，前日段階の運用計画

3.2.1 ドイツの需給調整メカニズムの基本概念

から実運用の供給力の変化が大きくない電源がほ

ドイツでは，インバランスの解消に要する需給

とんどを占めており，前日の需給計画からの需給調整能力の確保・運用はドイツ全体の需給調整メの偏差は少なかった。電源設備の故障等で供給力カニズム（Grid Control Cooperation: GCC）を通じが減少するときには，そのための予備力が設定さて実施されている。GCCは2008年から段階的に導れており，インバランス制度のために，電源の起入され，2009年5月にはGCCの第2ステップとして，動停止を大きく変更する必要はなかった。また，

TransnetBW・TenneT・50Hertzの3TSOが自エリア

インバランス料金制度が直接的な要因となって，で確保した需給調整能力の相互利用を開始した。
このステップにおいては，需給調整能力のエネル（Eurelectric and ENTSO-E 2011）。

ギーに対する支払いは，3TSO間で行うべきとの考えに従って，共通のインバランス料金が導入され－ 43 －

電力経済研究No.66（2019.3）

調整力単価 [€/MWh] (TSOの費用)た。そして，2010年5月にAmprionがGCCに参加し，
ドイツ全体で共通のインバランス料金単価が設定※pay-asbidで落札可能となった。その後，GCCの第4ステップでは，

運用された
下げ代

ドイツ全体の需給調整市場が設置された。2018年9月以前は，需給調整能力は容量価格のみのメリッ

MWhトオーダーを基準として確保され，電力量価格の下げ代費用

みのメリットオーダーを基準として運用されてい

上げ代費用
運用された
上げ代

調整⼒
[MWh]

[€/MWh] (TSOの収入)た。需給調整能力の提供者にはpay-as-bid方式での支払いが行われていた。

インバランス
料金単価 ＝ドイツ全体の基本インバランス料金単価は，
reBAPと呼ばれており，需給調整に要した費用を

の面積 －

の面積

の長さ －

の長さ

出典：
（Regelleistung 2016）をもとに電中研にて作成

ドイツの系統全体で生じたインバランス量で除した値となる。需給調整に要した費用とは，具体的

図1 ドイツの基本インバランス料金単価には，4TSOが確保・運用している3種類の需給調整能力のうち，応答速度の遅い2つの需給調整能力

インバランス料金単価が小さくなるからである。

10（aFRRとmFRR ）の上げ代と下げ代の電力量の売

図1のインバランス料金が課される発電・小売事買で生じたネットの費用である11。系統全体で生じ業者は，バランシンググループ（Balancing Group:

たインバランスとは，aFRRとmFRRの上げ代と下BG）を形成することになっている（古澤，岡田，げ代のネットのエネルギー量である（図1参照）。

後藤 2014）。BG内に最低1つのバランシング責任

ドイツの基本インバランス料金単価の設計上，事業者が設定され，この事業者がTSOとのやり取需給調整に要したエネルギー費用は，インバラン

りを代表して行う12。すなわちドイツでは，BGごス料金により，過不足なく回収できる。加えて，とにゲートクローズタイム前まで当日市場取引等

このようなドイツのインバランス料金には，小売でインバランスを減らすことになっている。TSO

事業者等がインバランスを抑制するインセンティ

は，全てのBGのインバランスの総計をゲートクロ

ブが付与されている。なぜならば，活用する需給ーズタイム後に，需給調整能力を活用して解消す調整能力（aFRRとmFRR）のコストは，逓増的にる（ENTSO-E WG AS 2018a, Van Der Welle 2016）。

増加する傾向があり，系統全体の不足（余剰）イ

なお，ドイツでは，国内の送電容量制約を考慮せンバランスが大きいほど，インバランス料金単価

ずに，前日市場と当日市場のエネルギーバランスが高く（低く）なり，小売事業者等が自らのインが確保されており，インバランスゼロの状態から，バランスを抑制すれば，系統全体のインバランス

TSOが送電過負荷解消のための再給電指令等を実は縮小され，需給調整能力の運用量も減少して，施する。TSOは，需給調整と送電過負荷解消を一

10

ドイツで主に確保と運用されている需給調整能力としては，
FCR 以外に，aFRR，manual- Frequency Restoration Reserves（mFRR）がある。ENTSO-E に参加するドイツ以外の国では，これらの 3 種類以外に，Replacement Reserve（RR）が需給調整能力として定義されている場合もある（ENTSO-E WG AS
2018a）。
11
ドイツの FCR の運用に伴うエネルギーは，15 分間ではほぼ相殺されていることから，エネルギーに対する支払いはゼロになる。そのため，インバランス料金の算出に，FCR の影響はない。

体的には実施していない（古澤，岡田 2015）。

12

ドイツでは，BG が前日に翌日の一致した発電計画と需要計画
を TSO に提出する。ドイツ TSO へのインタビューによると，
例えば発電事業者のみの BG が，前日市場での電力供給を約定していた場合，発電計画はその発電電力量となり，需要計画は
前日市場運営者が同量を購入するという計画となる。

－ 44 －

3.2.2 ドイツの適切なインバランス抑制インセ

迫（供給余剰）のときには，インバランス料金単ンティブを見据えたインバランス料金の価は，当日市場価格以上（以下）とする補正〔補変遷

正 2〕と，系統全体のインバランス量が大きく，

ドイツのインバランス料金では，“インバランス

事前にTSOが確保した需給調整能力の80%以上を解消に要した費用の回収”と“インバランスを抑運用した場合，不足（余剰）インバランスが大き制するインセンティブ”が両立すると考えられて

いほど，インバランス料金単価はより高く（よりいたが，実際には様々な課題が生じ，今もその解低く）する補正〔補正 3〕である。
〔補正 3〕は，〔補決に向けて，試行錯誤が続けられている。

正 1〕と〔補正 2〕の実施後に，インバランスの不（1）価格スパイクの回避

足（余剰）時のインバランス料金の絶対値の0.5倍

図1の基本インバランス料金単価の設定方法でと100€/MWhの大きい方を加える（差し引く）とは，系統全体で運用したaFRRとmFRRのネットのいうものである。この2つの補正により，系統全体

エネルギーが微小のときに，単価がスパイクするの需給状況とインバランス料金および，当日市場

ことがある。そうしたスパイクの頻度が多ければ， の取引価格の整合性が保たれると同時に，過酷なインバランスを発生させた小売事業者が，過大な需給ひっ迫（供給余剰）を回避することができる

費用を支払うことになるという問題が生じかねなようになると考えられた。ただし，需給ひっ迫（供い（Regelleistung 2016）。そのため，落札された需給余剰）時にインバランス料金単価の最低価格（最給調整能力の最高電力量単価と，基本インバラン

高価格）を当日市場の価格とほぼ等しくしたため，

ス料金単価の絶対値の小さい方をインバランス料

発電・小売事業者が当日市場でインバランス抑制

金単価とする補正〔補正 1〕が導入された。このするための強いインセンティブにはならなかった〔補正 1〕により，基本インバランス料金の設定と考えられる。

方法に起因する価格スパイクは緩和できると考え （3）容量価格と電力量価格の設定に伴う課題られていた。

ドイツの需給調整市場では，入札時の容量価格（2）当日市場との時間差と需給ひっ迫時のペナルティと電力量価格には上限がなかったため，発電事業

もう1つの課題として，当日市場の価格次第では， 者は低い容量価格で容量を提供した上で，高い電小売事業者が当日市場で自らのインバランスを解力量価格で利益を得ようとすることが可能であっ消するよりも，TSOによる需給調整でインバランた。そのため，近年，〔補正 1〕の効果がなくなっ

スを解消させる方が経済的に望ましくなる可能性てきていることが，新たな課題として考えられてもあった。このような問題点は，Just，et al. （2015） いる。これは確保されたaFRRのピーク時間帯の上でもその可能性が示唆されていた。これは，前日

げ代最高単価が高くなってきていることによるも市場のゲートクローズタイム前に，需給調整市場のである。2013年4月～6月のピーク時間帯のaFRRの入札が締め切られ，ドイツで主に需給調整に活の上げ代最高単価が 500€/MWhであったのに対用されるaFRRの需給調整能力の電力量価格が，実し，2016年4月～6月は 20,000€/MWhに達してい運用の約1週間前に公開されることに起因していた13（Regelleistung 2018a）。このようなときには，た。

系統全体のインバランス量が微小となった場合でそこで，2012年12月から，発電事業者や小売事業者が当日市場でインバランスを解消させるようなインセンティブを付与するため，以下の2つの価13

需給調整能力の容量価格は，古澤，岡田（2018）で述べているように低下傾向にあるが，確保された需給調整能力の電力量
単価の価格は低下していない。

格補正ルールが追加された。系統全体の需給ひっ－ 45 －

電力経済研究No.66（2019.3）

あっても，結果として，価格スパイクが生じてし3.2.3 近年のドイツ及び欧州全体のインバラン
ス料金を巡る議論の動向

まう。例えば，基本インバランス料金単価と，〔補正 1〕のみでは，2016年4月～6月のインバランス （1）ドイツの需給調整能力確保指標の変更
料金単価は，系統全体のインバランスが少なくて

3.2.2項で述べた4つの補正が導入された後の2017年10月，
インバランス料金が 24,455.05€/MWh

も20,000€/MWhになる可能性があった。
そのため，2016年5月には，系統全体のインバラと高騰するケースが見られた。このため，2018年

ンス量の絶対値が125MWh以下のときには，当日

10月からは，aFRRとmFRRの確保に関して，従来市場価格に100～250€/MWhを付与した価格をイの容量価格のみのメリットオーダーではなく，容ンバランス料金とするような補正〔補正 4〕が導量価格と電力量価格に，需給調整能力の利用率を入された（図2参照）。具体的には，基本インバラ

乗じた値の和を，需給調整能力の確保を評価する

ンス料金単価が正の値で，系統全体のインバラン

新たな指標とすることとなった（Regelleistung

スが125MWh以下のときには，125MWhに対する

2018b）。この新たな指標に基づくメリットオーダ

系統インバランスの比率に150€/MWhを乗じ，100

ーリストを用いることで，確保される需給調整能€/MWhを付与した価格と，基本インバランス料金

力の容量価格が例え 0€/MWであっても，電力量単価の小さい方をインバランス料金とするもので価格が極端に高価となることを防ぎ，結果として，ある（系統全体のインバランス料金が負の値のとインバランス料金の高騰を防ぐと考えられている。

きは正反対の補正をする）。この〔補正 4〕により， （2）欧州全体のインバランス料金の議論
系統全体のインバランスが小さい状態では，価格

3.2.1項で述べたように，EBガイドラインでは，

スパイクは生じないと考えられた。ただし，系統

インバランス料金を，活用した需給調整能力の限全体のインバランスが125MWh以下のときのみの界費用と関連付ける案を示している（European

補正であり，仮に当日市場の取引価格が高騰する

Commission 2017）。しかし，15分間ISPの間で一瞬場合には価格スパイクを回避する効果は見込めなだけ活用した需給調整能力の限界費用を，そのISPい。

のインバランス料金とすることにより，極端な価

2018年12月時点では，基本インバランス料金単格スパイクが生じることを懸念する意見もある

価に，〔補正 1〕，〔補正 4〕，〔補正 2〕，〔補正 3〕を（ENTSO-E WG AS 2018b）。他方，ドイツでは，それぞれこの順に実施して得られた値が，最終的TSOが4秒周期でaFRRを指令することから，4秒毎なインバランス料金単価となっている。

の重み付け平均価格をインバランス料金とするこ

出典：（Regelleistung 2016）をもとに電中研にて作成
図2 ドイツで2016年に導入された新たなインバランス料金の補正－ 46 －

とで，極端な価格スパイクは避けることができる

そこでドイツでは，3.2節で述べたインバランスと考えられている（ENTSO-E WG AS 2018b）。し料金制度の補正とともに，再エネ電源の市場メカ

かし，これにより，上述の〔補正 1〕～〔補正 4〕

ニズムへの統合を進めてきた（Gawel， et al 2013）。

が必要となった全ての課題を解決できるとは言え具体的には，ダイレクトマーケティング制度14がない。

2010年に導入され，再エネ電源は，競争メカニズ
ムのもとで取引することを促されるようになった。

3.3 ドイツのインバランスの低減化に向けた動
向と課題

再エネ電源は，再エネプレミアムとインバランス
に対する補助を受け取ることができるが，直接的

3.3.1 ドイツの再エネ電源に対するインバラン
ス料金制度に市場に参加するため，インバランスリスクにも晒される。

ドイツのFITでは，再エネ電源の事業者は，FIT

2012年の時点では，全てのFIT電源は，FITとダ電力を固定的な価格で，直接または，配電事業者

イレクトマーケティングを毎月選択することがでを通じてTSOに買い取られる制度が主であった。

きた。しかし，2014年の再エネ促進法の改正によ

再エネ電源の前日の需給計画を買取義務事業者とり，改正法施行以降，2015年末までに新設される

してのTSOが作成する。そして，需給の計画値に500kW超の電源と，2016年以降の100kW超の電源

対して，TSOが当日市場等により需給偏差を相殺

は，ダイレクトマーケティング制度を選択しなけさせ，最終的なインバランスもTSOが支払う。これ ば な ら な く な っ た （ Bundesministerium furの仕組みのメリットとして，TSOが中央集権的に

Wirtschaft und Energie 2014，朝野他 2016）。加えて，出力予測をするので，データの収集等を活用した

プレミアムも縮小傾向にある15。

予測精度の向上が見込めるという指摘がある

ダイレクトマーケティングでの取引割合は，増（Klessmann， et al 2008）。また，FITが適用され加傾向にある（図3 参照）。Bundesnetzangentur

た再エネ事業者は需給調整市場の流動性が低いこ（2018）によると，風力電源の多くは，ダイレクとによるリスクにさらされることはない

トマーケティングへの移行が実施されており，ド（Klessmann， et al 2008）。なぜならば，需給調整

イツの計画同時同量の制度のもとで市場取引が不能力の提供者が，需給調整市場に入札するために可能ではないと考えることもできる。一方，太陽は，一定の技術要件を満たす必要があるため，需

光電源は，2017年の年間発電電力量のうち，ダイ

給調整市場は，エネルギー市場よりも市場の流動

レクトマーケティング制度を選択しているのは約性が低くなる傾向があり，その影響を受けるイン

25%に留まる。太陽光電源の特性や，電源の規模

バランス価格は，需給偏差次第ではスパイクする（例えば，住宅の屋根設置型）がダイレクトマー

可能性もあるからである（Klessmann， et al 2008）。 ケティングを選択させることを難しくさせている
しかし，今後も再エネ電源が市場メカニズムか14ダイレクトマーケティング制度とは，再エネ電源の事業者が直接的に卸電力市場に売り入札をすることを推奨する制度であ格に反応しないまま発電し続けるといった事象が る（Bundesministerium fur Wirtschaft und Energie 2014）。再エネ電源への再エネプレミアム（FIT の下であれば，受け取ることがで生じるのは望ましくないとの意見がある一方，単 きた金額と，卸電力市場の参照価格との差額）とインバランス
純に市場メカニズムに晒すだけでは，従来電源と に対する金銭補助は 2012 年以降に拡大された。詳細は（朝野他
2016）を参照されたい。
同様の自立は不可能という意見もある（Klessmann， 15 6 時間以上卸電力市場の市場決済価格が負になった場合，プレ
ミアムをゼロとする補正が追加された（Bundesministerium fur
et al 2008， Vandezande， et al 2010， Hiroux， et al Wirtschaft und Energie 2014）。

ら外れたままであれば，低需要であっても市場価2010 and Gawel， et al 2013）。

－ 47 －

電力経済研究No.66（2019.3）

100

0

2

200

11

90
80

180
160

44

55

70

63

60
50

100

98

69

140
73

78

100

89

40
30

120

80
60

56

45

20

37

10

31

40
27

22

2015
2016
総買取量(TWh)

2017

0

20
0

2009年

2010

2011
FIT(%)

2012
2013
2014
ダイレクトマーケティング(%)

出典：（Bundesnetzangentur 2018）をもとに電中研にて作成
図3 ドイツにおけるダイレクトマーケティングの割合

以下に述べる3つの対応策が実施されてきた。

可能性があると考えられる。
再エネ電源も競争メカニズムのもとで自立した（i） 当日市場の市場コマの変更

電源となりうるようにするためには，究極的には，（ii） 新しい卸電力市場の導入

プレミアムやインバランスに対する補助を全廃す（iii） 当日市場のゲートクローズタイムと実運用の時間差の短縮

ることが求められる。ただし，気候条件により出力が変動する風力や太陽光等の再エネ電源の特性 （i）当日市場の市場コマの変更を考慮すると，単純に再エネに対する優遇を廃止

ドイツのザラ場方式の当日市場で取引する商品するだけで課題は解決しない。再エネ事業者のイとして，1時間コマに加え，15分コマが2011年に設ンバランスが増大しないような市場メカニズムの計された（古澤 2013）。従前の当日市場のゲート変更が必要となる。

クローズタイムが実運用の45分前であったことから，この変更により，105分後の出力予測から60

3.3.2 ドイツの再エネ電源の自立に向けた卸市
場制度の変遷分後の出力予測に基づいて市場取引が実施されるようになった。

再エネ電源を市場メカニズムに統合させるため （ⅱ）新しい卸電力市場の導入には，インバランス料金制度のみならず，発生す

ドイツでは，ISPが15分である一方，前日市場はるインバランスを減少させるためのエネルギー取1時間コマの取引であり，両者は整合していなかっ

引市場関連の制度を導入する必要がある。中でも， た。ただし，前日市場は，欧州全体での統合が進
出力予測の精度向上を反映した入札行動を促すた

んでおり，新しく15分コマを導入することや，既めに，市場のゲートクローズタイムから実運用ま存の1時間コマを15分コマに変更することは，他国での時間を短くする方策が望ましいと考えられての卸電力市場の市場価格にも影響を与えるといういる（Weber 2010）。

課題もあった。そこで，当日オークション市場と市場関連制度の中で，ドイツでは，2010年以降，名付けられた15分を1コマとした新たなシングル－ 48 －

プライス市場が2014年に開始された（European
Power Exchange 2014）。

4. わが国の望ましいインバランス制度の在り方（ⅲ）当日市場のゲートクローズタイムと実運用の第2章で述べたように，わが国においては，“イ

時間差の短縮ドイツの当日市場のゲートクローズタイムは，

ンバランス解消に要した費用の回収”と“インバ2009年に75分前から45分前に，2015年には45分前

ランスを抑制するインセンティブ”の両立したイ

から30分前と，実運用との間隔が短縮されてきたンバランス料金の設計を目指した議論が進められ。電力自由化とが，2017年には実運用の5分前にまで短縮された16。 ている（資源エネルギー庁 2018a）
これにより，予測誤差の精度向上を反映した入札

再エネ導入で先行しているドイツにおいては，イ

行動を実施することが可能となった。

ンバランス料金制度の補正が継続的に議論されてドイツの発電・小売事業者は，これらの制度改いる。第3章で述べたように，補正導入の過程にお革が，出力予測誤差の精度向上や，取引の制約のいて，価格スパイクにより小売事業者等に過度な緩和につながることで，インバランスの抑制が可リスクを負わせてしまう可能性や，インバランス

能となることを期待している。

の抑制には，インセンティブだけではなく抑制に

また，（i）～（iii）の制度変更も相まって，当日市場の取引量の増加がみられる。このことは当日
市場の流動性を高め，インバランスを抑制するた
17めの一助となる 。

取り組み易い市場環境の重要性を示した点で，ドイツの経験は参考になる。
具体的には，価格スパイクの問題は，平均費用に基づくインバランス料金制度の問題点であり，一方，最終的な需給調整の責務があるドイツの系統全体のネットインバランス量が微小であってTSOは，必要な需給調整能力をゲートクローズ前

も，インバランス料金が高騰しない仕組みが求めに確保する必要があるが,（i）～（iii）の制度変更られる。また，需給調整能力の確保における容量により，ゲートクローズタイム後の系統全体のイ

価格と電力量価格の重み付けにも留意する必要がンバランスが抑制されれば，自らインバランスをある。発電・小売事業者のインバランスの抑制に解消するのに必要な費用を低減させることができ

取り組み易い市場環境については，当日市場のゲる。

ートクローズタイムと実運用の時間差の短縮など

ドイツのように，市場メカニズムに再エネ電源が重要となる。

を統合し自立できるようにするには，インバラン

近年ドイツが進めているインバランス料金の各

ス量低下に向けた再エネ電源自体の自助努力とも種の補正や市場関連制度の改革が，第2章で述べたに，そうした努力をし易くする市場の環境整備が両立を踏まえたインバランス料金の達成のために重要となる。

効果的であったのかどうかは，今後の評価を待つ必要がある。また，わが国でドイツの経験を参考にするには，わが国とドイツの制度の違いについて留意する必要がある。
こうしたことを踏まえつつも，小売全面自由化

16

国際連系線を活用した当日市場は，2018 年現在において，実運用の 60 分前が締切時刻である。
17
ドイツの当日オークション市場と当日市場の合計の取引量は増加してきており，2009 年の当日市場の取引量が 5.7TWh であったのに対し，2018 年の合計の取引量は52.8TWh に達している。

の進展や再エネの大量導入が進むわが国において，差し迫った需給調整市場開設後のインバランス料金制度の在り方を検討する際には，発電・小売電気事業者に過度なリスクを負わせないようにしつ－ 49 －

電力経済研究No.66（2019.3）

つ，インバランスの費用を適正に回収するため，
インバランスに対する再エネ電源への過度な支援をなくすとともに，インバランス抑制に取り組みやすくするための環境整備が重要である。

【参考文献】[1] 朝野，岡田，永井，丸山 (2016) “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，” 電力中央研究所報告 Y15022， 2016 年.
[2] 資源エネルギー庁 (2014a) “インバランス制度に係る詳細制度設計について，”総合資源エネルギー調
査会 基本政策分科会 電力システム改革小委員
会 第8 回制度設計ワーキンググループ 資料5-3，
2014 年 9 月 18 日
[3] 資源エネルギー庁 (2014b) “送配電部門の調整力確保の仕組みについて，”総合資源エネルギー調査会
基本政策分科会 電力システム改革小委員会 第10 回制度設計ワーキンググループ 資料 6-3，2014
年 11 月 27 日
[4] 資源エネルギー庁 (2017) “インバランス料金の当面の見直しについて，”総合資源エネルギー調査会
電力・ガス事業分科会 電力・ガス基本政策小委員
会 第 7 回制度検討作業部会 資料 4， 2017 年 6月6日[5] 資源エネルギー庁(2018a) “電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会 中間とりまとめ”, 総合
資源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会 電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会，2018
年 7 月 13 日
[6] 資源エネルギー庁 (2018b) “効率的かつ安定的な需給調整バランスの確保に向けたインバランス料金制度について，”総合資源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会 第 12 回電力・ガス基本政策小委員会 資料 6， 2018 年 11 月 8 日[7] 資源エネルギー庁 (2018c) “再生可能エネルギーの大量導入を支える次世代電力ネットワークの構築について，”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／電力・ガス事業分科会
第 11 回再生可能エネルギー大量導入・次世代電力
ネットワーク小委員会 資料 4， 2018 年 12 月 26
日
[8] 需給調整市場検討小委員会 (2018) “商品設計の見直しについて，” 第 6 回需給調整市場検討小委員会，
資料 2，電力広域的運営推進機関， 2018 年[9] 電力・ガス取引監視等委員会 (2017) “卸電力市場の流動性向上の観点からの旧一般電気事業者（小売り部門）の予備力確保の在り方について（案），” 第23 回制度設計専門会合 資料 6-1，2017 年 10 月 26日

[10] 電力・ガス取引監視等委員会 (2018a) “一般送配電事
業者による調整力の公募調達結果等について，” 第
26 回制度設計専門会合 資料 4， 2018 年 1 月 30
日[11] 電力・ガス取引監視等委員会 (2018b) “海外におけるインバランス料金等の送配電関連制度に関する研究会，” 第 1 回―第 2 回， 2018 年.
[12] 電力・ガス取引監視等委員会 (2018c) “今秋の再生可能エネルギー出力制御時の卸電力市場の状況及び今後の対応について，” 第 35 回制度設計専門会合
資料 7， 2018 年 12 月 17 日
[13] 電力システム改革専門委員会 (2013) 「電力システム改革専門委員会報告書」，平成 25 年 2月[14] 服部徹 (2017) “欧州主要国の卸電力市場の流動化とスポット市場の取引量，” 電力中央研究所報告
Y16003， 2017 年.
[15] 古澤健 (2013) “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 -，” 電力中央研究所報告 Y12009， 2013 年.
[16] 古澤健，岡田健司，後藤美香 (2014) “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-，” 電力中央研究所報告Y13018， 2014 年.
[17] 古澤健，岡田健司 (2015) “ドイツの需給調整メカニ
ズムの広域化の動向と課題，” 電力中央研究所報告Y14021， 2015 年.
[18] 古澤健，岡田健司 (2018) “ドイツ再エネ政策から何を学ぶべきか -電力自由化のもとでの再エネ導入促
進の光と影 -，” 電気学会誌， Vol.138， No.3， 2018年.
[19] Bundesministerium fur Wirtschaft und Energie（BMWi）(2014) “Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) 2014，”
2014.
[20] Bundesnetzangentur （ BnetzA ） (2018) “Monitoring
report 2017，” 2018.
[21] ENTSO-E (2015) “Cost benefit analysis for electricity
balancing –ISP harmonization methodology，” 20th October 2015[22] ENTSO-E WG AS (2018a) “Survey on ancillary services
procurement ， balancing market design 2017 ， ”
ENTSO-E， 22nd May 2018.
[23] ENTSO-E WG AS (2018b) “Stakeholder workshop on
EB GL implementation，” 20th June 2018[24] ENTSO-E (2018) “Frequency Containment Reserves，”
https://www.entsoe.eu/network_codes/eb/fcr/ (2018 年 12月確認)[25] Eurelectric and ENTSO-E (2011) “Deterministic frequency deviations – root causes and proposals for potential solutions，” 20th October 2015[26] European Commission (2017) “Commission regulation(EU) 2017/2195 of 23 November 2017 establishing a－ 50 －

guideline on electricity balancing，” 28th November 2017[27] European Power EXchange（EPEX） (2014) “15-minuteintraday call auction，” 2014.
[28] Gawel E. and Purkus A. (2013) “Promoting the market
and system integration of renewable energies throughpremiums schemes – a case study of the German market
premium，” Energy Policy issue61 p599-609， 2013.
[29] Hiroux C. and Saguan M. (2010) “Large-scale wind
power in European electricity markets: time for revisiting
support schemes and market designs?，” Energy Policy
issue38， p3135-3145， 2010.
[30] Just S. and Weber C (2015) “Strategic behavior in theGerman balancing energy mechanism: incentives， evidence， costs and solutions，” Journal of Regulatory
Economics， vol.48， issue2， pp218-243， October
2015.
[31] Klessmann C.， Nabe C. and Burges K. (2008) “Pros andcons of exposing renewables to electricity market risks –acomparison of the market integration approaches in Germany， Spain， and UK，” Energy Policy issue36，
p3646-3661， 2008.
[32] Regelleistung (2016) “Modell zur Berechnung des regelzonenübergreifenden
einheitlichen
Bilanz-ausgleichsenergiepreises (reBAP) unter Beachtung des Beschlusses BK6-12-024 der Bundesnetzagentur vom 25.10.2012，” 2016.
[33] Regelleistung (2018a) “Tender overview，” 2018.
https://www.regelleistung.net/ext/tender/ (2018 年 12 月
確認)[34] Regelleistung (2018b) “Rahmenvertrag über die Vergabe
von Aufträgen zur Erbringung der Regelenergieart
Sekundärregelleistung，” 2018.
[35] Statnett (2018) “Nordic TSOs confirm 15 minutes resolution by end of 2020，” 10th March 2018[36] Van Der Veen R.A. C. (2012) “Designing Multinational
Electricity Balancing Markets，” Delft University ofTechnology[37] Van Der Welle A. (2016) “Required adjustments of electricity market design for a more flexible energy system inthe short term，” ECN, ECN-N-16-033, December 2016.
[38] Vandezande L.， Meeus L.， Belmans R.， Saguan M.
and Glachant J. M. (2010) “Well-functioning balancing
markets: A prerequisite for wind power integration，”Energy Policy issue38， p3146-3154， 2010.
[39] Weber C. (2010) “Adequate intraday market design toenable the integration of wind energy into the European
power systems，” Energy Policy issue38 p3155-3163，
2010.

付録A．わが国の需給調整市場の動向
電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会が2018年7月に公表した「中間とりまとめ」では，需給調整メカニズムの広域化を進めるに当たっては，関連するシステムの改修や連系線の運用変更を伴うと考えられるため，まずは低速域の三次調
整力②（付表1参照）の広域運用を行うことを目指
して準備を進めること，広域調達については，適切な開発期間を確保する観点から，2021年度の運用開始を目指して準備を進めること等が適切であることが示された。現在，2021年から本格的に運用が予定されているわが国の需給調整市場における基本的な商品区分の概要を付表1に示す（需給調
整市場検討小委員会 2018）。なお，付表1に示す需給調整能力に関しては，ドイツで見られるように，
容量価格をメインとして確保し，エネルギー価格をもとにメリットオーダーで運用することが想定されている。
一方，2017年4月より，電力広域的運営推進機関の定める送配電等業務指針に基づき，一般送配電事業者が公募により確保している需給調整能力の区分を付表2に示す。電源Ⅰについては，一般送配電事業者がその必要量を明示して募集し，落札した事業者に対して，その契約容量に応じたkW価格が支払われる。しかし，電源Ⅱは，必要量を明示せず募集して契約した後，電源Ⅰと同様に，運用段階で一般送配電事業者が調整指令を出した場合に，その指令量に応じたkWh価格のみが支払われるが，電源ⅠのようなkW価格は支払われない。
電源Ⅰ-aや電源Ⅱ-aは，付表1に示す一次調整力，二次調整力①，二次調整力②に，電源Ⅰ-bや電源
Ⅱ-bは三次調整力①に相当する。ただし，これら調整力の区分けについては，それが明確に可能か否かも含めて，現在，資源エネルギー庁や電力広域的運営推進機関等で議論されている。なお，本稿の論点としては取り扱わないが，付表2の需給調整能力から付表1の需給調整能力へのスムーズな－ 51 －

電力経済研究No.66（2019.3）

付表1 わが国の需給調整市場開設後の需給調整能力の商品設計
区分

⼀次調整⼒

⼆次調整⼒①

⼆次調整⼒②

三次調整⼒①

三次調整⼒②

指令・制御

オフライン
（自端制御）

オンライン（LFC信号）

オンライン（EDC信号）

オンライン（EDC信号）

オンライン（簡易指令シス
テムも可）

応動時間

10秒以内

5分以内

5分以内

15分以内

45分以内

継続時間

5分以上

30分以上

30分以上

3時間

3時間

指令間隔

―
（自端制御）

0.5〜数10秒

1〜数分

１〜数分

30分

10秒以内に出⼒ 5 分以内に 出⼒ 5 分以内に 出⼒ 15分以内に出⼒ 45分以内に出⼒変化可能な量変化可能な量変化可能な量変化可能な量変化可能な量
供出可能量 ( 機 能 性 能 上 の ( 機 能 性 能 上 の (オンラインで調整 (オンラインで調整 (簡易指令システ
可能な幅を上限) 可能な幅を上限) ムを含むオンライン
LFC幅を上限)(入札量上限) GF幅を上限)で調整可能な幅を上限）

出典：需給調整市場検討小委員会（2018）から一部抜粋※簡易指令システムとは，中給システムと直接接続しないシステムであり，詳細は現在検討中である。
※GF：Governor Free（ガバナフリー）, LFC：Load Frequency Control（負荷周波数制御），EDC：
Economic load Dispatching Control（経済負荷配分制御）

付表2 わが国の需給調整市場開設前の公募調達における需給調整能力の区分
区分

電源Ⅰ-a

電源Ⅱ-a

電源Ⅰ-b

電源Ⅱ-b

電源Ⅰ´

電源Ⅱ´

指令・制御

専用線で
指令・制御可専用線で指令・制御可専用線で指令・制御可専用線で指令・制御可簡易システムで 簡易システムで
指令
指令

発動時間

5分以内

5分以内

15分以内

15分以内

3時間以内

1時間未満

周波数制
御機能
(GF・LFC)

あり

あり

なし

なし

なし

なし

落札時に決定 指 令 に 応 じ て 落札時に決定 指 令 に 応 じ て 落札時に決定 指 令 に 応 じ てし た 契 約 容 量 発 電 し た 電 ⼒ し た 契約 容量 発電 し た 電⼒ し た 契約 容量 発電 し た 電⼒に応じたkW価 量 に 応 じ た に応じたkW価 量 に 応 じ た に応じたkW価 量 に 応 じ た
格 と ， 指 令 に kWh価格を支 格 と ， 指 令 に kWh価格を支 格 と ， 指 令 に kWh価格を支
費用精算
応じて発電した 払う
応じて発電した 払う
応じて発電した 払う
電⼒量に応じ電⼒ 量に 応じ
電⼒ 量に 応じた kWh 価格をた kWh 価格をた kWh 価格を
支払う
支払う
支払う

出典：電力・ガス取引監視等委員会（2018a）から抜粋

移行を実現するための課題も考えられる。

古澤 健（ふるさわ けん）
電力中央研究所 社会経済研究所－ 52 －

論

文

容量市場の価格決定要因に関する考察―わが国の制度設計と海外の経験からの示唆―
On the Price Determination of Centralized Capacity Market:
Implications from Market Design in Japan and Experiences of the U.S. and UK Market
キーワード：容量市場，容量オークション，需要曲線，入札行動
服部

徹

わが国の容量市場の制度設計において参考とされる米国や英国の容量市場では，新規電源が固定費を回収できる水準（Net CONE）を下回る約定価格が続いている。容量市場の価格も，通常の市場と同様に需要と供給によって決まると考えられるが，需要側では，事前に市場運営者が設定する需要曲線の形状や，目標とする容量及びその容量において支払われるべき指標価格などが約定価格に影響を与える。一方，供給側では，市場全体の需給に関する情報や落札した供給力が満たすべき要件（リクワイアメント）などが，容量を提供する市場参加者の入札行動に影響を与え，それが入札曲線を通じて約定価格に影響を与える。約定価格の短期的な変動は，
こうした要因の動向を見極めることで，ある程度説明できる可能性はある。一方で，長期的な約定価格の水準は，市場参加者が不確実性の下で行動する結果として，低い状態が続く可能性がある。その場合，エネルギー政策が目指すエネルギーミックスの実現が困難になり得ることに留意する必要がある。
1. はじめに
2. 集中型容量市場の制度設計と価格動向

4.2 オークション参加者の入札行動
4.3 制度設計が入札行動に与える影響
5. 容量市場の均衡価格としての約定価格の評価

2.1 わが国における容量市場創設の経緯
2.2 集中型容量市場の概要と特徴
2.3 海外の容量市場における価格動向
3. 需要側の影響―需要曲線に関する考察

5.1 容量市場の約定価格の変動に関する分析と考察
5.2 容量価格の長期的な傾向に関する展望
6. まとめ補論 1. 英国の容量市場の需要曲線における Net
CONE の考え方
補論 2. 英国の分散型電源が受けていた経済的便
益

3.1 需要曲線の形状
3.2 需要曲線のパラメータ
3.3 エリア別の需要曲線
4. 供給側の影響―入札行動に関する考察
4.1 入札への参加の意思決定

1. はじめに以上の容量が，その価格で確保されているということであり，供給力の確保にただちに問題が生じ

わが国で創設される容量市場は，すでに米国やるわけではない。需要家の視点で考えれば，それ英国において導入されており，その制度設計は，が競争の結果で安くなっているのであれば歓迎

わが国でも参考とされてきた。ただし，そうしたすべき事でもある。しかし海外では，低い約定価

海外の容量市場で実際に決まっている約定価格

格が続くことで，容量市場の制度設計が問題視さは，新規電源が固定費を回収できる水準である

れ，詳細設計の見直しが繰り返されることも珍し

Net CONE（Net Cost of New Entry）の半分程度とくない。見直しによって，より適正な価格となるいう状態が続いている。

可能性もあるが，実際には今も試行錯誤が続いて容量市場の約定価格が低くても，必要とされたいる。わが国でも，創設後ある程度の試行錯誤は－ 53 －

電力経済研究No.66（2019.3）

やむを得ないが，制度設計の見直しを適切に進めまった2。容量市場は，中長期的に必要となる供るためには，容量市場における価格がどのように給力を最も効率的に確保する容量メカニズムと決まるのかということについて，政策当局や市場され，それが容量市場を選択した理由となってい参加者が理解を深めておくことが重要と考えら

る。

れる。

電源の投資回収の予見性が，従来の総括原価方

本稿では，そのような理解を助ける試みとして，

式の状況と比較して低下していることは，これま

現在固まりつつあるわが国の容量市場の制度設

での電力広域的運営推進機関（以下，広域機関）

計を踏まえ，米国や英国の容量市場の経験を参考

による供給計画の取りまとめでも示唆されてきにしながら，需要と供給を通じて，容量市場の価た。特に，平成30年度の取りまとめ（電力広域的格に影響を与える主な要因を探り，それらの影響

運営推進機関, 2018）では，時間帯によっては広を評価する上での留意点などについて考察する。

範囲のエリアで予備率が8%を下回る状況になる

また，約定価格の変動や長期的な価格の水準とそとして，広域機関からは，経済産業大臣に対して，の影響についても考察する。

「容量市場の必要性が一層高まった」との意見も

以下，第2章でわが国での容量市場導入の経緯提出された。また，2018年7月の「電力・ガス基や集中型容量市場の制度設計の概要，そして海外

本政策小委員会制度検討作業部会 中間とりまとでの価格動向を簡単に振り返る。続いて第3章でめ（資源エネルギー庁, 2018）」では，競争の激化

需要側の影響，特に市場運営者が設定する需要曲に加え，再生可能エネルギーの導入拡大により，線の影響について考察し，第4章で供給側の影響，市場価格が低下し，発電投資意欲をさらに減退さすなわち入札者の入札行動について考察する。第

せる可能性も指摘された。電源の新設やリプレー

5章では容量市場の均衡価格としての約定価格にス等が十分なされない状態で，既存の発電所が閉

ついて，その変動に関する考察や中長期的な価格鎖するなどして，中長期的に供給力不足の問題がの水準に関する展望を述べる。最後に本稿の結論

顕在化し，電気料金の高止まりや，再エネ導入でをまとめる。

必要となる調整電源を確保できない問題が生じる恐れがあるとされたのである3。

2. 集中型容量市場の制度設計と価格動
向

一方で，容量市場が創設されると，小売電気事
業者（最終的には需要家）は，購入した電力（kWh）の対価に加えて，容量（kW）の対価を支払うこ

2.1 わが国における容量市場創設の経緯とになる。これは一見，追加的な費用の負担が求

電力システム改革においては，競争環境下で十められるように思われるが，容量市場によって十分な供給力を確保することが困難になるとの懸分な供給力が確保されれば，安定供給に支障をき念から，中長期の供給力を確保する「容量メカニ

たすリスクを抑えられるとともに，卸電力市場に

1ズム 」を導入することとなっていたが，「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，一定の投資回収の予見性を確保する施策として「容量市場」を創設する方針が固
1
容量メカニズムには，容量市場を含め，様々な仕組みがある。服部 (2015a)を参照。

－ 54 －

2

貫徹小委が始まった時点で導入済みの施策として，小売電気事業者の供給能力の確保義務があるものの，これは確保す
る容量や時期についての具体的な要件を定めたものではな
かった。また，広域機関による「電源入札制度」も導入されたが，あくまでセーフティネットとしての位置づけであり，中長期的に十分な供給力を確保する手段ではなかった。
3
こうした理由は，英国で容量市場が導入された背景でもある。後藤他 (2014)を参照。

おける潜在的な供給量の増加によって，kWhの価

需要の価格弾力性がゼロではないと仮定すると6，格が低下するというメリットも期待される。容量確保する供給力の水準に応じて，需要家がいくら

市場の創設は，必要な電源投資のための総費用に支払っても良いと考えるかを勘案した需要曲線

直接影響を与えないが，価格変動の激しい卸電力を設定する必要がある。つまり，容量市場には，市場からの収入のみに依存する状況よりもリス市場の外で人為的に設定された需要曲線が必要

クが軽減する分，リスクプレミアム等の金利が減となるのである。

少することで，需要家の費用負担はむしろ抑制さ

一方，供給力を有する者は，その供給力によっれる可能性もあるとされている（資源エネルギーて生み出す電力を卸電力市場などで売るだけで庁, 2018）。

なく，供給力そのものを容量市場に売ることができる。具体的には，容量オークションに参加して，落札できればその供給力の分だけ約定価格を得

2.2 集中型容量市場の概要と特徴
わが国で創設される「集中型容量市場」は，オることができるのである。わが国の場合，落札者

ークションを通じて，安定供給のために中長期的

は入札単位7で「容量確保契約（仮称）」を結び，に必要な供給力を一元的に調達する市場である4。

容量価格を得ることになっている。基本的に，ここの容量市場により，わが国の場合，具体的にはの契約は1年間である。

4年先の容量を一年ごとに確保していくことになる。

入札価格を安い順に並べると，入札曲線になるが，これが容量市場における供給曲線になる。たしかし，電力を使用する需要家，あるいは顧客だし，落札した供給力は，決められた期間においとなった需要家のためにkWhを卸電力市場からて，実際に供給力を確保する必要があり，確保し調達すればよい小売事業者は，容量市場で取引さた状態であると認められるための「リクワイアメれるkWの価値を認識して，それを追加的に支払ント」と呼ばれる要件が課される。リクワイアメう意思を持たない。つまり，個々の市場参加者に，ントを満たすことができなければ，ペナルティが容量に対する需要があるわけではない。そこで，課せられることで，その実効性が担保される。

容量市場では，顧客を抱える小売事業者に，電力需要のピーク時の顧客の需要に応じた一定の供2.3 海外の容量市場における価格動向

給力の確保を義務付けて，需要を創り出す必要が容量市場の価格は，上で紹介した，事前に設定ある。わが国でも，容量市場導入後は，供給力確された需要曲線と入札曲線（供給曲線）の交点で保義務を負う小売電気事業者から，容量市場の価決まる。需要曲線が市場の外で人為的に決まって格に基づく「容量拠出金（仮称）」を徴収するこ

いること以外は，通常の市場と同じであり，そのとになっている。個々の小売事業者が負担する費

価格変動は，需要と供給の変化によってもたらさ

用は，設備形成の原因者に多くの負担を求めるとれる。

いう考え方から，エリアピーク時の電力（kW）に応じて配分することを基本としている5。また，
4

わが国の容量市場の市場管理者は広域機関が担う。以下，
わが国の容量市場の制度設計に関しては，資源エネルギー庁(2018)を参照。
5
わが国では，予見可能性を高め，供給力の確保に万全を期す観点から，夏期ピークと冬期ピークが設定される。小売電－ 55 －

気事業者のシェアは，競争の結果として変動するが，年度内で変動する場合に対応するため，託送契約電力等を用いて，年間ピーク時 kW シェアを補正し，各小売電気事業者への配分額を決定する。
6確保する容量を定めるだけの場合は，垂直的な（つまり価格弾力性がゼロの）需要曲線を設定することを意味する。
7
わが国の容量オークションの入札単位は電源単位を基本とするが，小規模電源やデマンドレスポンスを集約（アグリゲート）して一つの供給力として入札することは可能である。

電力経済研究No.66（2019.3）

後述するが，容量市場においては，Net CONE
（Net Cost of New Entry）が「指標価格」とされる。
これは，CCGT（Combined Cycle Gas Turbine）のような，新規に建設される典型的な電源の一年当たりの建設費（固定費）から，卸電力市場等で得られる利益（卸電力収入から可変費を支払った後のキャッシュフロー）を差し引いた値である8。しかし，容量市場の約定価格は，需要曲線や入札曲

出所：National Grid “Final Auction Results”各年版より作成

線が変化した結果，指標価格を上回ることもあれ

図2 英国の容量市場における価格動向

ば，下回ることもあるといえる（図1）。

また，米国PJMでは，3年先の容量を確保するためのBase Residual Auction（BRA）と呼ばれる容量オークションが開催されているが，その約定価格の推移（PJM-RTOエリア）は図3に示すとおり
である。
400
350
300

図1 需要曲線設定後の容量価格の変動$/MW-日

250
200
150
100

実際，海外の集中型容量市場の約定価格を見る

50と，年毎の価格変動が大きいだけでなく，その水Net CONE（RTO）
市場価格（RTO）

0

準がNet CONEを下回る状態が続いている。例え確保期間ば，英国では4年先の容量を確保するためのオー
出所：PJMのデータより作成

クション（4年前オークション）が，既に4回行わ

図3 米国PJMにおける容量市場の価格動向れているが，その価格の推移は図2に示すとおりである。

こうした価格を決定する要因について，以下では，需要側（第3章）と供給側（第4章）に分けて考察する。

3. 需要側の影響 ― 需要曲線に関する考察
既に述べたように，集中型容量市場では，事前に需要曲線が市場運営者によって人為的に設定
8

理論上，競争下では，どの電源も Net CONE は同じになると考えられる。固定費の大きい（小さい）電源は，その分，
卸電力市場で得られる利益が大きい（小さい）。

される。以下では，その設定が価格に与える影響について検討する。

－ 56 －

3.1 需要曲線の形状

P
上限価格

約定価格に影響を与える需要側の要因として，需要曲線の形状が挙げられる。後述するパラメー

不⾜時の
入札曲線

P* [不⾜時]

凸型の需要曲線

P [不⾜時]余剰時の入札曲線タの設定で形状が変わることもあり得るが，ここでは，特定の形状にすることを前提に需要曲線を

P* [余剰時]
P [余剰時]設定することの影響を考える。
MW

一般に需要曲線は，右下がりの曲線となることが知られているが，海外の容量市場では，以前，

図4 需要曲線の形状が容量価格に与える影響

上限と下限を除き，目標調達量との交点で価格が決まるという，垂直の需要曲線を設定していたと仮に同じ入札曲線が与えられた場合は，凸型のころがある。これは需要の価格弾力性がゼロとい需要曲線の方が，例えば，指標価格で接する線形

うことを意味しており，そのために市場支配力のの需要曲線に比べて価格が高めとなる。これは，行使が容易となり，結果的に価格変動も極端にな目標とする容量を確保できない場合（図4の「不ることから，最近では，右下がりの傾きを持つ傾足時」）は，将来の投資を促すとともに，目標と斜型の需要曲線を設定するのが主流となっていする容量以上に容量を確保できる場合（図4の「余る（服部, 2015b）。わが国でも傾斜型が採用され

剰時」）には，急速に廃止が進んで供給不足に転る。

じることを防ぐという狙いがあり，供給力を安定

さらに，右下がりの傾きを持つ需要曲線でも，
図4のように，後述する上限価格よりも下の部分的に確保することを重視した需要曲線の形状といえる。

で，凸型の曲線となるかどうかによって価格に与える影響は異なる9。
需要曲線が右下がりの凸型の3.2 需要曲線のパラメータ曲線となるのは，供給力が不足の状態の時には，容量市場における需要曲線は，基本的な形状を

供給力を追加することによる供給信頼度を改善

踏まえ，いくつかのパラメータに基づいて設定さするメリットの増分が大きく，供給力に余裕があれる（図5）。一つは，上限価格である。これは，る状態の時にはその増分が小さくなることを意

需要家の負担に一定の限度を設けるためのもの

味する10。容量市場の場合は，図4のように屈折しである。この上限価格が高く設定されれば，約定た直線で設定されることがある。現在，PJMの容価格は高くなる可能性が高まると考えられる。た量市場でこうした形状が採用されている。

だし，上限価格が十分に高く設定されれば，実際の価格はそれよりも低いところで決まる可能性が高く，上限価格の水準が約定価格に影響を与えることはない。海外では，指標価格の1.5倍とするなど，指標価格に合わせて設定するケースが多い。
また，上限価格が適用される容量も決める必要がある。

9
これは，上限価格以下の部分において，需要曲線の上側にある任意の 2 点を結んだ直線も需要曲線の上側に含まれることを意味する。
10
Pfeifenberger, et al. (2014)を参照。

－ 57 －

電力経済研究No.66（2019.3）

P

上限価格と
なる容量

上限価格

目標とする
容量

依存する。このピーク需要を過大に見積もってい
れば，目標調達量も増えることになる。
指標価格が高ければ，約定価格も高くなる可能性が大きくなる。先に述べた海外の例と同様に，

価格が０と
なる容量

指標価格

わが国でも，Net CONE，すなわち，新規に建設される電源の固定費から，燃料費などの可変費を控除した後に残る卸電力市場での利益を差し引

0MW

図5 需要曲線の設定で考慮するパラメータ

いた金額を指標価格としている。容量市場の価格がNet CONEと等しければ，新規の電源は固定費をちょうど回収できることになる。理論的には，下限価格は，通常は0であるが，過去に一部のNet CONEは目標予備率を達成するために追加的容量市場で最低価格を設定し，一定以上の価格がに必要となる容量の限界費用を反映するもので維持されるようにしていたケースもある。この場ある。

合は，供給余剰の状態で低価格での競争となった

Net CONEはモデルプラントの費用情報や卸電場合に，約定価格に影響を与えうる。しかし，下力市場の価格に基づいて推計される。米国や英国

限価格が0である限り，入札価格も0を下回ること

では，CCGTをモデルプラントとしているが，卸はないため，それが約定価格に与える影響はない

電力市場等からの利益を差し引く前のCONEは，といえる 。ただし，容量をどの程度確保していその建設費の情報に基づいて算定される。年額換れば，約定価格を0として良いのかを検討する必算するために，設備の運転期間が必要であり，将要があり，それが大きくなるほど，供給余剰の時来の収支を現在価値に割り戻すためのハードルの約定価格には影響を与える。

レート12も推計する必要がある。こうした推計値

11

需要曲線のパラメータのうち，重要な影響を与えうるのが，目標調達量と，その量を確保するたも，Net CONEを通じて需要曲線に影響を与えることになる。

めに支払う価格である。後者は，わが国では，「指さらに，建設費から差し引かれる卸電力市場な標価格」と呼ばれている。目標調達量が大きけれ

どでの利益が大きくなれば，Net CONEは低くな

ば大きいほど，需要曲線は右側にシフトするため，るが，これは卸電力価格が可変費と比較して高く

結果的に約定価格は高くなる。海外の容量市場でなった時には，指標価格を低くすることによって，は，目標調達量は，基本的には，信頼度基準に基需要家の負担を抑えるということにもなる。結果

づいて決められる。安定供給を重視して，厳しい的に，需要曲線の変化を通じて，容量市場の約定

信頼度基準を適用すれば，目標調達量は大きくな

価格も安くなる可能性が高まる。なお，実際には，り，価格も高くなるということになる。また，信

PJMの場合は，過去3年間の価格に基づいて，卸頼度基準を満たすのに必要な容量は，実際にその電力市場からの収入を算定している。また，英国

容量を確保する期間中のピーク需要の予測にもの場合は，5年間据え置かれているため，その間は，実際の市場の動向とは関係なく一定である13。

11
海外の卸電力（kWh）の市場では，起動停止のコストが大きい電源などが，低負荷期においても運転を継続するために負の価格（ネガティブ・プライス）で入札し，それが約定価格となることがあるが，容量市場においてはそのような事象は発生しない。

－ 58 －

12

投資案件の評価において最低限必要とされる収益率のこと。
13
その背景については補論 1 を参照。

3.3 エリア別の需要曲線

4.1 入札への参加の意思決定

海外では，市場分断の結果として，エリアごと

4.1.1 新規電源に需要曲線が異なる場合があり，それが結果的に競争力のある新規電源の増加は，仮に既存の電エリア間の容量価格の差をもたらす可能性があ源で廃止する電源がないとすれば，供給曲線を右る。米国のPJMの容量市場では，オークションの側にシフトさせ，結果として価格を安くする可能

前に市場分断を行っている14。送電制約の解析の性がある。

結果，事前に分断されたエリアでは，そのエリア

ここで留意する必要があるのは，容量市場におにおける需要曲線が別途設定されることになる。

いて競争力を持ち，投資が促される新規電源は，したがって，エリアでの価格は，エリア間の連系

可変費が高いとしても，kW当たりの建設費が安線の制約にも依存する。制約が厳しく，需要過多

い電源である可能性が高いということである。このエリアでは，容量価格が高くなりうる。わが国

うした電源は，容量市場がなければ，卸電力市場

では，市場を事後的に分断することを検討しておで価格スパイクが一定以上生じない限り固定費

り，その詳細は現時点では不明だが，結果的にはを回収できないが，スパイクの頻度や程度に関し同様の影響が生じることになると思われる。

ては不確実性が大きい。そうしたリスクを踏まえると，一度決まれば，リクワイアメントを満たせ

4. 供給側の影響―入札行動に関する考察る限り，年間を通じて確定した収入が得られる容量市場が存在しなければ，参入しなかった電源かもしれない。同様のことは固定費が小さく，可変

以下では，供給側の影響として，容量市場の供給曲線となる入札曲線を形成する市場参加者の費が高いと考えられる需要側資源，いわゆるデマ
ンドレスポンスにもあてはまる。
容量市場が存在することで十分な供給力を確

入札行動について考察する。
入札行動については，大きく2つの段階に分け保できれば，卸電力市場における価格スパイクにて考える必要がある。一つは，入札に参加するか

よる収入は減っていく可能性が高まるので，これ否かの判断をする段階である。これは主に，これはトレードオフの側面もある。しかし実際，英国から投資する新規電源と，高経年化で廃止を検討

では，落札している新規の電源の大半が小規模なするような既存電源の参加に当てはまる問題で

レシプロエンジン15 やOCGT（Open Cycle Gasある。もう一つは，入札への参加を決めた電源が，Turbine，開放サイクルガスタービン16）といった入札価格を設定する段階である。

電源である。こうした小規模な（100MW以下の）電源には，後述する別の経済的メリットがあった
ことも事実であるが，それらが縮小されることに

14

まず，市場が設定されうる各エリア（Locational Deliverability Areas, LDA）で信頼度基準を満たすのに必要な importの送電容量（Capacity Emergency Transfer Objective; CETO）を計算する。次に，各 LDA の実際の送電容量の上限（Capacity
Emergency Transfer Limit; CETL）を計算する。もし，ある LDAの CETL の値が CETO の値の 1.15 倍以下（マージンが 15%以下）ならば，その LDA は分離される。加えて，過去 3 年
間の容量オークション（BRA）で価格差がついた LDA，過去の入札データから価格差がつきそうな LDA も分離される。
なお，3 つの特定の LDA（EMAAC，SWMAAC，MAAC）
は常に分離されることになっている他，PJM が特に必要と認めたLDA も分離することになっている。
PJM (2017)を参照。

なった後でも一定程度の参入がみられる。
なお，特に海外の事例を見る際に注意を要するのは，政策や規制の影響で，費用が安く抑えられた，あるいは何らかの経済的利益を受けた電源な
どが，数多く容量市場に参加して，価格を低下さ－ 59 －

15
16

ピストンを用いる内燃機関を指す。
燃焼したガスが大気に放出されるタービンを指す。

電力経済研究No.66（2019.3）

せてしまうということである。米国PJMでは，州合，単純化すると，その事業者には，次の（数年政府が支援して建設した電源が安値で容量市場

先の）容量確保期間に，(i)設備を維持する，もしに入札し，約定価格を引き下げたと考えられていくは，(ii)設備を廃止する，という二つの選択肢がた。対応策として，そうした電源の存在を念頭にあると考えられる。事業者が(i)を選べば，容量市

置いた，最低入札価格規則（Minimum Offer Pricing

場に入札するが，これは将来，価格が上昇した時

Rule, MOPR）が導入されている。英国では，送配に利益を獲得できるという「権利」を保有し続け

17

電料金制度に起因する経済的メリット を受けた，

るということであり，(i)と(ii)の選択においては，

小規模で配電網に接続する分散型電源が数多く

将来，価格が上昇した場合の利益を獲得できる権

容量オークションに参加して，やはり約定価格を利の価値と，そのような権利を放棄して電源を廃歪めたとされていた。そのため，規制当局は，送止し，手元に残るスクラップバリューの比較で大配電料金制度を改革して，そうしたメリットの縮きい方を選ぶことになる。前者のような「権利」小を図ったという経緯がある。わが国でも，FITを金融商品のオプションと見立てて，オプション

電源は容量市場に参加できないようにしている理論を応用して，その価値を評価するのがリアル

が，政策的に普及を支援するような電源や需要側

オプションである。実際の価値評価は様々な前提

資源が容量市場に参加する場合には，それが容量条件に依存するが，例えば，価格のボラティリテ

市場の価格に与える影響に留意しなければならィが大きい場合には，たとえ将来の価格の期待値ない。

が低くても，権利としての価値は大きくなる。結果的に，高経年化した電源も，廃止を先送りする価値が高くなるといえる。このことは，供給余剰

4.1.2 既存電源
次に，既存の電源が入札に参加しない，すなわの状態になって，平均的な価格が下がっても，価ち，退出する可能性について考えてみたい。伝統

格が一定程度変動し，高くなる可能性がある限り，的な経済学では，価格が平均費用を下回れば，企電源の廃止などによる供給力の調整はただちに業はやがて市場から退出すると考える。もちろん，は行われず18，その結果，しばらくは供給余剰が実際には，一定期間，価格が平均費用を下回った

続くこともあり得ることを示唆している。

としても，企業は直ちに退出するわけではない。
将来の価格に不確実性がある場合には，直ちに退4.2 オークション参加者の入札行動出しない方が合理的な場合もある点に留意する必要がある。

容量オークションへの参加を決めた電源のオークションでの入札行動，すなわち入札価格の設

このような行動は，「リアルオプション」の考定は，卸電力市場での入札行動と比較すると複雑え方を用いて説明することができる。現在，発電である。基本的に，シングル・プライス・オーク

可能な設備を持っている事業者が市場で固定費

ションの下では，供給するのに必要最小限の費用を回収できないような低価格に直面している場

を正直に入札価格とすることが，利潤最大化の観点からは望ましいと言える。卸電力市場において

17

分散型電源がピーク時に発電することによって，その電源と契約を結んでいる小売事業者は，ピーク需要に応じて課金される送電料金の負担を減らすことができるメリットのこと。Embedded Benefit とも呼ばれる。補論 2 を参照。こうした経済的メリットが容量市場を歪めるとの指摘についてはNewbery (2016)を参照。

は，ほぼ燃料費に等しい短期限界費用で入札する－ 60 －

18

一方で，環境規制の強化によって石炭火力発電所が廃止を余儀なくされることなどもあり，それが容量市場の価格に影響を与える可能性もある。

ことが最適な戦略になり，その費用を把握するこに必要な改修のために追加的な費用が必要となとは比較的容易である。容量市場においては，理るような電源でなければ，0に近い入札価格とな論上は，1kWを確保するための追加的な費用になることは，十分に想定される。

ると考えられるが，個別の電源にとって必要な費用がどの程度となるのかは必ずしも明確ではない。
ここでも，新設と既設を分けて考える。既存の電源は，設備を数年先に1年間維持するために追加的に生じる費用から卸電力市場等で得られる利益を差し引いた値を入札価格とすると考えられる。約定価格は，最後の落札者となる他の電源等の入札価格で決まるため，それが結果的に，例
えば粗利益から減価償却費等を差し引いた後の出所：Monitoring Analytics (2014)

会計上の利益を出せる水準になるとは限らない

図6 PJMの容量オークション（BRA）にが，そのような利益を入札価格に織り込むことはおける入札曲線の例

必ずしも最適ではない。
さらに，設備容量を一定として考える短期の状況において，卸電力市場で価格が平均可変費用を次に新設電源の場合は，投資の意思決定にあた

上回って，一定の時間，発電することが期待でき

り，正味現在価値（Net Present Value, NPV）が0とる電源の場合は，容量市場からの収入がなくても，なるような価格で入札することが考えられる。新設備を維持して事業を継続するのが合理的であ

規電源の場合には，落札できなければ，投資せずる。その場合，容量市場での入札価格は0とするに（投資した場合の）損失は回避できることから，ことが考えられる。

この価格を下回れば投資はしないと判断する価

実際，米国PJMの容量市場においては，既存の格で入札すると考えられるためである。ただし，電源と見られる大半の電源が，ほぼ0ドルで入札

同じような電源でも，将来の卸電力市場や容量市している状況も見られる（図6）19。米国PJMでも場の価格の見通しをどのように考えるか，また，英国でも，落札できなかった既設の電源があるこ

価格変動リスクをどのように考えるかによってとから20，このことは必ずしもすべての既設電源差は生じうる。
主に新規電源や設備の改修を要する電源が，に当てはまるわけではない。しかし，電源の維持

NPV=0となるような入札価格を設定する際には，
19

英国では，競り下げ時計方式のオークションのため，落札した電源の入札価格というのは明らかではない。競り下げ時計方式とは，高い価格を市場参加者に提示し，その価格で売ることを希望する参加者の容量が需要を上回った場合，価格を引き下げて提示し，同様にその価格で売ることを希望する
参加者の容量と需要を比較する。このようにして最終的に残った参加者の容量と需要が一致するところで約定価格を決める。英国の容量市場では，上限価格から開始し，5 ポンド/kW 刻みで価格を下げていく。
20
例えば，米国では，運転を継続する原子力発電所が，容量
オークションで落札できなかったことが報じられている。服部(2018)を参照。

どのような要因が働いているだろうか。それは，約定価格の変動の理由にもなる。例えば新設電源の建設費は，長期的には技術革新で安くなることなどが考えられるが，一年単位で大きく変わるとは考えにくい。すると，卸電力市場など，容量市
場以外の市場からの収入の見込みが，容量市場からの一定の収入を必要とする電源の入札価格，そして約定価格を大きく左右する可能性があると－ 61 －

電力経済研究No.66（2019.3）

なっていることを意味するため，卸電力市場で減いえる。
容量確保期間に受渡する卸電力や燃料の先物

少した収入を容量市場の約定価格の上昇で補う価格があれば，それに将来の価格に関する情報がことにはならないという点には留意する必要が織り込まれるため，参考となる指標となり得る。

ある。

ここで，先物価格の動向から，容量確保期間中の卸電力価格が低くなると予想される場合はどう

4.3 制度設計が入札行動に与える影響なるだろうか。一つの可能性としては，卸電力市

容量市場の制度設計が入札行動に影響を与え場で得られる利益が減った分，一部の市場参加者

る可能性も無視できない。ただし，実際に影響をは，容量市場からの収入で補うために高い価格を与えるかどうかは，そうした制度の詳細次第でも設定するかもしれない。しかし，卸電力価格が低ある。以下では，3つの例を挙げておきたい。

くなるということが，卸電力市場の供給曲線が右まず，直接，入札価格に影響を及ぼす例として，側にシフトして，供給過剰な状態を反映した結果

市場支配力の行使による価格の高騰を未然に防だとすれば，それは容量市場における競争がよりぐための入札上限価格がある。これは，既存の大厳しいということも意味する。これは例えば，燃手事業者等に対して適用され，需要曲線の上限よ

料価格がそれほど下がっていないのに，卸電力のりも低い上限価格が課されることがある。こうし価格が下がっている場合に生じている可能性がた事前規制による入札価格の上限が，過度に低くあるが，卸電力市場に入札する電源の数や規模が設定されていれば，価格が（必要以上に）安くな

変化する，すなわちkWが変化するということでることは考えられる。ただし，海外の容量市場にある。したがって，それは容量市場における需給，

おいては，約定価格は既存電源などに適用される

ひいては競争の程度を反映している可能性があ

入札価格の上限よりも明らかに低い水準で決まる。

っており，少なくともこれまでは，大きな影響は一方で，卸電力価格の低下が，燃料価格の低下なかったと推察される。

によってもたらされており，供給力には変化がな

また，容量オークションの方式の違いが入札行

い場合，すなわち，卸電力市場における供給曲線

動に影響を与える可能性もある。米国PJMでは，が垂直方向に下がっているような場合には，容量密封入札方式であるのに対し，英国では，競り下

市場における競争の程度にはそれほど変化がな

げ時計方式を採用している。競り下げ時計方式は，

いと見ることができ，卸電力市場での利益が下が価格の推移を見ながら入札行動を変更することった分，入札価格を引き上げることも可能かもしが可能であり，価格発見機能に優れていると言われない。

れることがある21。しかし両者の約定価格を単純

PJMの容量市場の需要曲線のように，
Net CONEに比較して，その違いをオークション方式の違いの推計を過去の卸電力価格の実績値に基づいてに求めることは難しい上，ともにNet CONEを大設定している場合，例えば，卸電力価格が低下しきく下回る価格であることから，オークション方

続けるならば，Net CONEの水準がやがて高くな式の違いによる影響が大きかったとは考えにくることを通じて需要曲線の位置も変わるため，容い。

量市場の約定価格も安くなるということは避けられる可能性もある。しかし，卸電力（kWh）の市場価格が供給余剰で安くなっている場合には，それは容量（kW）の市場においても供給余剰と－ 62 －

21

Harbord and Pagnozzi (2014)は，競り下げ時計方式には，市場支配的な事業者が存在する場合，市場支配力を行使して約定価格を高くできるタイミングを推察しやすいという問題点があることを指摘している。

最後に，落札した供給力に対して，必要な時にそれらが確保されていることを担保するために5. 容量市場の均衡価格としての約定価
格の評価求められるリクワイアメントの影響がある。この
リクワイアメントの厳しさが，それを満たせなか

以下では，需要と供給の関係で決まる容量市

った場合のペナルティの厳しさと合わせて，入札場の約定価格の年毎の変動について，簡単な分価格に影響を与えると考えられる。リクワイアメ

析に基づく考察を行うとともに，長期的な価格

ントやペナルティが厳しければ，発電事業者など水準に関する展望について述べる。

は対策に費用をかける必要があり，そのために入札への参加を見送ったり，高い入札価格を設定し5.1 容量市場の約定価格の変動に関する分析と考察たりすることがあり得るからである。
リクワイアメントには様々な方法が考えられこれまでに述べてきた，需要側と供給側で，価るが，米国PJMや英国では，需給ひっ迫時に実際格に与える個別の要因の影響については，あくまに発電するなどして，供給力を提供できているこでも，その要因以外の条件はすべて同じという前とを示さなければペナルティを課すという方法

提で考察したものである。実際の約定価格の変動を採っている。PJMでは，2015年のオークション

は，こうした様々な要因が同時に影響を与えた結から，Capacity Performanceと呼ばれる制度で，リ果と考えられる23。どの要因がより重要なのかを

クワイアメントの厳格化を進めた22。これは3年間明らかにするためには，それぞれがどの程度の影の移行期間を設けて，徐々に適用範囲を広げる形

響を与えているのかを分析して明らかにするこで進められた。その結果，移行期間の最初の年のとが望ましい。しかし，個々の要因が与える影響

容量オークションでは価格が上昇したものの，そを定量的に把握するために，計量経済学的手法をの後は下落に転じている。リクワイアメントの変用いて明らかにしようとしても，年に1回の容量

更だけで約定価格の変動を全て説明できるわけ

オークションのデータではサンプル数が少ない

ではないが，リクワイアメントそのものに理由がという問題があり，現時点では十分な分析は困難あった可能性もある。例えば，需給ひっ迫時の発と思われる。さらに，市場参加者が約定価格の変電を求める方法は，需給ひっ迫がどの程度起きう化を見極めたいと考える場合には，需要曲線のパるかに依存するが，そうした状態がそれほど発生

ラメータに加えて，発電所の建設計画や廃止計画

しないと見込まれれば，実効性はなくなる。つまといった供給力の動向の把握と，制度設計の影響

り，そうした場合には，確実にリクワイアメントについての理解が必要となる。

を満たすための対策を施す必要はなく，入札行動

ただし，限られたデータでもある程度の説明はにも影響を与えないと考えられる。それゆえ，実可能である。以下では，米国PJMの容量市場の約

効性のないリクワイアメントでは，価格の上昇は定価格について，卸電力と燃料の先物価格を用い期待できないということである。

た説明を試みる。
分析対象とするのは，PJM-RTOの容量価格である。PJMの容量市場は，事前に必要に応じて市場

22

23
実際には，市場運営者が設定する需要曲線が先に決まり，その情報が公表された後にオークションが行われるため，需要曲線に関する情報を考慮に入れた市場参加者の入札行動により入札曲線が決まり，約定価格が決まると考えられる。

その概要については服部(2018)を参照。

－ 63 －

電力経済研究No.66（2019.3）

分断を行うが，PJM-RTOは，分断されなかった大必ず分断されることになる東部の需要地エリアが除かれるため，ペンシルバニア州の西部地域が中心となる。市場参加者は，そのエリアの卸電力

40

価格・単価（$/MWh）

半のエリアに適用される価格である。具体的には，

45

35
30
25
20
15
10
5

価格と燃料価格の関係に基づいて容量市場での

卸電⼒価格
燃料費単価

0
2015

入札行動を決めるものと想定する。具体的には，

2016

2017

2018

容量オークション開催年

ペンシルバニア州西部のPJM Western Hubの3年先の1年物の卸電力の先物価格と，Dominion Sと呼ばれる，3年先の1年物の天然ガスの先物価格を用いる24。過去のデータは，2015年以降に取引され（注：ヒートレート7,000MMBtu/MWhと仮定）

図7 容量オークション開催時の卸電力の先物価格とガスの先物価格（それぞれ3年先1年物）
を用いて計算した燃料費単価たものしか取得できなかったため，分析対象の期
卸電力価格からガスの燃料費単価を差し引い間を2015年から2018年に行われた容量オークシ
25

ョンの価格とする 。なお，これは2018/2019年

た値は，「スパーク・スプレッド」と呼ばれるが，（2018年6月から2019年5月）の容量を対象とする

オークション期間中の先物価格を用いて計算しオークションから4回分となる。先物価格は，いた3年後に期待されているスパーク・スプレッド28

ずれも，容量オークション（Base Residual Auction）と，容量市場の約定価格を比較したのが図8であ

開催期間中26の平均値をとっている。発電によるる。

おおよその利益（卸電力価格－燃料費単価）を見
300

25

250

20

200

15
150

10

100
50

Net CONE
容量価格
スパーク・スプレッド

5

スパーク・スプレッド($/MWh）

卸電力価格と合わせて示したのが図7である。

容量価格・Net CONE（$/MW-日)ートを用いて27 MWh当たりの燃料費単価を求め，

30

350

るために，7,000MMBtu/MWhと仮定したヒートレ

00

2018/20192019/2020

2020/2021

2021/2022

確保期間

図8 米国PJM-RTOの容量価格とスパーク・スプレッドの比較
PJM-RTOの容量価格は，2018/2019年から，Net
CONEがそれほど変化しなかったにもかかわらず，
2020/2021年まで連続して下がっていた29。しかし，
24
ただし，容量の確保期間が 6 月から翌年の 5 月であるのに対し，先物の対象とする期間は 1 月から 12 月であり，容量確保期間よりも少し前になる。
25
データは S&P Global のデータベースから取得した。
26
例年 5 月に 1 週間程度の期間で入札を受け付けている。
27
このヒートレートの値は，米国エネルギー情報局が CCGTを想定したベンチマークとして用いている。

－ 64 －

28

これは図 7 の卸電力価格から燃料費単価を差し引いた値で，例えば，図 7 の 2015 年の値が図 8 の 2018/2019 年の値となっている。
29
容量オークション（Base Residual Auction）は例年 5 月に開催されているが，2015 年は 8 月に開催されている。仮に 2015
年も 5 月に開催されていた場合として，5 月のスパーク・ス
プレッドの平均値を見ると，図 8 の 2018/2019 年の 8 月の値

それぞれのオークション開催時に取引されてい5.2 容量価格の長期的な傾向に関する展望

た先物価格で計算したスパーク・スプレッドも，

短期的には，毎年の価格変動はやむを得ないと同じ期間に下がっていたのである。図7を見ると，はいえ，海外の容量市場において約定価格がNet

この間，卸電力価格の方が燃料費よりも大きく減

CONEを下回っている状況を踏まえると，長期的少している。これは電力の供給および供給力に余にどの程度の水準で価格が安定するのかについ剰感が出てきたことを反映している可能性があては検討しておく必要がある。容量市場が「市場」

り，それが容量市場での競争圧力を高めた可能性

である限り，低価格が長く続けば，やがては供給がある。なお，2018/2019年を対象とするオークシ

力の退出などを通じて，価格が上昇局面に入るこョンからは，Capacity Performanceと呼ばれるリク

とも十分考えられる。結果的に，投資のブーム＆ワイアメントの強化策が導入され，その後3年間

バスト・サイクルのような状況が生じる可能性も

は移行期間として，その適用範囲を徐々に拡大しあるが，理論上，長期的には目標とする容量の確ていった期間である。その影響だけを考えるなら保に必要なNet CONEの水準に落ち着くというこ

ば，約定価格を上昇させる可能性があったものの，とが考えられる。
しかし他方で，退出が見込まれる高経年化した

そうならなかったという点にも留意する必要が電源も，不確実性の下では必ずしも退出せずに，ある。
その後，2021/2022年を対象とするオークション

容量市場において競争力のある供給力として市

では，容量価格は反転しているが，この時はスパ場に残り続ける可能性がある。また，容量市場のーク・スプレッドも上昇に転じている。図7を見価格が上昇するとしても，kW当たりの建設費がると，この時のスパーク・スプレッドの上昇は，安く，建設のリードタイムも短い小規模な電源が主に燃料価格の下落によってもたらされている。

直ちに参入し，再び価格を下げる圧力となる可能

燃料価格が下がったほどに卸電力価格が下がっ

性は否定できない。電源構成は容量市場だけで決ていないことから，以前のような余剰感はなくな

まるわけではなく，卸電力市場の価格にもよるが，ったと見ることができる。このことから，容量市

当面は電源構成の変化を伴いつつ，容量価格は低

場では以前ほどの競争圧力はないと考えられ，そい水準のまま，不確実性の下での投資リスクを考れが入札価格に反映されたかもしれない。なお，えると，建設のリードタイムの長い，大型の電源

この年の容量価格の上昇は大きいように見えるの参入が困難な状況が続くこともあり得る。

が，この時には，過去のデータに基づいて計算さこのことは，わが国の目指すエネルギーミック

れたNet CONEも上昇していることを考慮に入れ

スが，大型の高効率電源の新規投資を前提としたる必要があるだろう。

ものであるとすると，その実現を困難にする可能

過去4年の傾向であり，この観察結果をもって性を示唆している。容量市場の創設のねらいであ一般化することはできないものの，市場参加者がった，投資の予見性を確保するということが，そ将来の卸電力市場の価格などから需給状況を判うした電源を念頭に置いたものであったとすれ断して入札価格を決定し，それが約定価格に反映ば，これから創設される容量市場が，少なくともされた可能性は否定できない。

短期間で，期待された結果をもたらすとは言えない可能性がある。

プレッドの平均値を見ると，図 8 の 2018/2019 年の 8 月の値
よりも$0.92/MWh 高くなるだけで，以下の結果とその解釈には影響を与えない。

－ 65 －

電力経済研究No.66（2019.3）

6. まとめ
わが国の容量市場については，制度設計が徐々に固まりつつあるが，海外の容量市場の運用開始後がそうであったように，詳細設計の試行錯誤は避けられない可能性がある。本稿では，需給の両面から，容量価格の変化に影響を与える要因について考察してきたが，実際には偶発的な要因を含
め，様々な要因が複雑に絡んで，約定価格を変化させるものと思われる。
海外の容量市場において，指標価格を下回る約定価格が続いていることについては，それ自体を過度に問題視する必要はなく，むしろ，需要家の負担を最小限に抑制するという意味で，容量市場はその果たすべき役割を果たしているともいえる。しかし，その傾向はしばらく続く可能性があり，ゆくゆくは電源構成の変化をもたらし，卸電力市場の価格の変動にも影響を与える可能性がある。
原因者負担の原則に基づき，十分な供給力の確保に必要な最小費用を小売事業者間で公平に負担するための仕組みという意味において，その価格がいくらになろうとも，容量市場の存在意義はあるといえる。しかし，容量市場の創設は，大型の高効率電源の新規投資を前提としたエネルギーミックスの実現を困難にする可能性がある。そpendent Market Monitor for PJM.
[4] National Grid (2015). Introduction to Triads, Information.
[5] Newbery, D. (2016). “Questioning the EU Target Electricity Model- How Should It Be Adapted to Deliver theTrilemma?” Cambridge Working Paper Economics:
1634.
[6] Ofgem (2017). “Impact Assessment and Decision on
industry proposals (CMP264 and CMP265) to change
electricity transmission charging arrangements for Embedded Generators.”[7] Pfeifenberger, J.P., S.A. Newell, K. Spees, A. Murray,and I. Karkatsouli (2014). “Third Triennial Review of
PJM's Variable Resource Requirement Curve,” prepared
for PJM Interconnection, L.L.C., Brattle Group.
[8] PJM (2017). PJM Manual 18: PJM Capacity Market,
Revision 37.
[9] 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.
[10] 資源エネルギー庁 (2018).「電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会 中間とりまとめ」総合資
源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会[11] 電力広域的運営推進機関 (2018).「平成 30 年度供給計画の取りまとめ」[12] 服部徹 (2015a).「容量メカニズムの選択と導入に関する考察－不確実性を伴う制度設計への対応策－」
電力経済研究 61，1-16[13] 服部徹 (2015b).「欧米における容量市場の制度設計の課題」諸富徹編著『電力システム改革と再生可能エネルギー』日本評論社，135-152[14] 服部徹(2018).「米国の電力市場改革と原子力発電の収益性－収益の見通しに関する総合評価－」電力中央研究所報告 Y17005のような可能性が高まった場合，エネルギー政策と市場メカニズムの活用の整合性を図っていくという点で，どのような改善策をとれるのかを検補論1.英国の容量市場の需要曲線におけるNet CONEの考え方討する必要があるといえる。
英国の容量市場の需要曲線のNet CONEが，一【参考文献】[1] DECC (2013). “Electricity Market Reform Delivery
Plan, Annex C: Reliability Standard Methodology, Policy Paper.
[2] Harbord, D. and M. Pagnozzi (2014). “Britain’s Electricity Capacity Auctions: Lessons from Columbia and
New England,” Electricity Journal, 27 (5), 54-62.
[3] Monitoring Analytics (2014). “Analysis of the
2016/2017 RPM Base Residual Auction,” The Inde-

定の値となっている背景には，経済的に最適な信頼度基準に基づく考え方を現実に適用していることがある30。

－ 66 －

英国は信頼度基準の指標として期待停電時間30

本補論の内容については，DECC (2013)を参照。

のLOLE（Loss of Load Expectation）を採用していEmbedded Benefitには様々なものがあるが，需るが，経済的に最適なLOLEが実現している時，

要 側 の 送 電 ネ ッ ト ワ ー ク 利 用 料 金 TNUoS

kWh当たりの停電コストVoLL（Value of Lost Load）（Transmission Network Use of System Charges）のとCONEは以下のような関係にある。

負担軽減に基づくメリットが最も大きなものでCONE = LOLE×VoLL

あった。英国の送電事業者は，このTNUoSを通じ

これは，経済的に最適な信頼度基準の下では，て，送電システムの構築と維持に必要な費用を回供給力を1kW追加するために必要な費用（CONE）

収することになっている。小売事業者が（最終的が，それによって回避できる停電コストの総額とには需要家が）支払うネットワーク利用料金は，等しくなることを表している。

冬季のピーク時（Triad period32）の差引需要（同

ここで，上の式を変形すると，以下のような条じ接続地点（Grid Supply Point）における需要家の使用電力からEGによる発電を差し引いたもの）

件が得られる。
LOLE = CONE/VoLLに応じて計算される。すなわち，EGの発電は負CONEの値とVoLLの値を与えると，経済的に最の需要とみなされる。EGの多くは小売事業者と適なLOLEが得られる。英国政府は，このLOLE契約するが，その小売事業者が支払うネットワー

を年間で3時間以内にすることを目標として定め

ク料金は，EGによるピーク時の発電によって引ている。VoLLは政府が民間に委託した調査の結き下げられるため，小売事業者に経済的メリット

果から17,000ポンド/MWhと推定されており，まがもたらされ，EGはそのメリットに基づく報酬

31

たCONEは，実際にはNet CONEを用いているが ，を受け取っていたとされる。

49ポンド/kWとなっていることから，計算するとそもそも，送配電料金制度において，こうした(49/kW) / (17,000/MWh) = 2.88時間 < 3時間となり，メリットが得られていたのは，EGがネットワー

政府の目標も達成されることが確認できる。

クに接続することによって，ネットワークの追加

ただし，VoLLの推定値は5年毎にしか見直さな的な投資が回避できるというメリットがあるといこととなっており，上記の関係も5年間は変わ考えられているためである。しかし，Ofgem (2017)らないものとして，Net CONEも5年間は変えないによると，Embedded BenefitはkW当たり47ポンドことにしたと考えられる。

/kWの利益をもたらしており（2017年），2021年度には，約70ポンド/kWになると見込まれていた。

補論2.英国の分散型電源が受けていた経済的便益

47ポンド/kWはCCGTのNet CONE（49ポンド/kW）にほぼ等しく，容量オークションの約定価格の倍以上の大きさで，消費者の負担は2016年には総額

以下では，英国の容量市場で問題視されていた，で3.7億ポンドに達していたとされている。実際に100MW以下の小規模な分散型電源（Embedded

は，以前から増加傾向にあったが，容量市場導入

Generation, 以下EG）が得ていた送配電料金制度

後の近年は，さらに急速に増加していたのである33。

に起因する経済的メリット（Embedded Benefits）
32

について説明する。

31

制度導入前，CONE は OCGT をモデルプラントとして，
47 ポンド/kW とされていた。その後 2013 年 10 月に，モデ
ルプラントを CCGT に変更している。

－ 67 －

Triad Period とは，冬季の日最大需要を大きい順に，それらが発生した日の前後 10 日間が重複しないように選ばれた
3 日間である。また，その 3 日間の日最大需要の平均値をとったものは Triad Demand と呼ばれる（National Grid, 2015）。
33
増加の背景として，英国の送配電部門では，低炭素化の目
標を達成するため，大規模な設備投資が求められ，積極的な投資を促す規制方式 RIIO の下で認められた料金収入（上限）

電力経済研究No.66（2019.3）

規制当局は，Embedded Benefitの大きさが容量市場等における競争を歪めることを懸念して，
2017年に送配電料金制度を見直し，分散型電源の経済的メリットは縮小することになった。具体的には，分散型電源の発電を差し引く前の需要に応じて小売事業者が支払うネットワーク料金を決定することとし，2018年から2021年にかけて，kW当たりの利益を段階的に減額していくこととした。

服部 徹（はっとり とおる）
電力中央研究所 社会経済研究所の額が増加していることがある。他方で，料金単価の分母であるピーク需要は年々減少している。この減少には，需要の低迷に加え，分散型電源が増加して発電することで系統需要が減少しているという背景がある。さらに規制で認められた収入を確保するために，現在のネットワーク利用料金と需要の下で不足する場合は，需要側の負担する単価（ポンド/kW）を上昇させる必要がある。しかし，発電側の負担にはキャップがかけられており，その超過分も需要側が負担することになっている。

－ 68 －

論

文

長期エネルギー需給見通しの実現を見据えた非化石価値取引市場の制度設計
Institutional design of non-fossil fuel value trading market
to realize the long-term energy supply-demand outlook
キーワード：非化石価値取引市場，長期エネルギー需給見通し，オークション，固定価格買取制度（FIT），ゼロ・エミッション・クレジット
朝

野

賢

司

非化石価値取引市場のオークションは，2017年にFIT非化石電源を対象に開始され，2019年には非FIT非化石電源（大型水力，原子力等）も対象として本格運用が始まる。本稿では，まずFIT非化石のオークション結果を検証した上で，今後の非FIT非化石を含めた制度設計の課題について検討した。主要な結論は次の3点である。第1に，FIT非化石のオークションにより実現するとされていた賦課金軽減効果は全く生じておらず，FIT電源の環境価値が安価に売却されたに過ぎない。そもそもFITのもとで想定している環境価値と，非化石価値取引市場において経済価値化された非化石価値とは，本来一致していない。FIT非化石の非化石価値取引は，異なる環
境価値のコンタミネーション（混在）を生み出しており，当初の目的である賦課金軽減も見込
めないため，その取引は廃止すべきである。第2に，同市場はFITと結びついた構造的問題により，市場として機能しない。非化石電源が2030年44％とする目標に不足するとしても，非化石電源が増えることはない。なぜならFIT非化石の売却益は賦課金軽減に充当されるため，非化石証書価格の高低はFIT電源の新設には影響を与えない。一方で，非化石電源の新設を考える事業者にとっては，FITで得られる利益が非化石証書の売却益を大きく上回るため，FITを選択するからである。そもそも小売電気事業者は非化石電源の新設ができないため，同市場を活用しても目標達成が難しい場合，「実態上勘案すべき事項」として目標比率自体が下方修正される可能性が高いのである。第3に，非化石証書の市場としての機能が期待できないのであるならば，市場で非化石価値を決めるのではなく，非化石電源の維持のために発電事業者が非化石価値を受け取れる仕組みを検討すべきである。制度導入の当初の目的である「非化石価値の顕在化」に立ち戻れば，例えば米国のゼロ・エミッション・クレジットや，炭素税等が考えられる。確かにこれら制度にも課題は含まれるものの，長期エネルギー需給見通し達成のために，効率的な「非化石価値の顕在化」をどのように実現すべきか再考すべきである。
1. はじめに

2.1 証書の売り手と買い手
2.2 オークション設計における論点
2.3 FIT 非化石のオークション結果と考察
3. 長期エネルギー需給見通しを前提とした制度
設計

3.1 非化石比率の未達は証書の供給を増やせ
るか
3.2 発電端と送電端における非化石電源の発電電力量の不整合問題
3.3 長期エネルギー需給見通しの実現を前提とした非化石価値取引市場の市場規模
3.4 ゼロ・エミッション・クレジットとしての非化石証書4. 本稿のまとめと政策的な示唆

1. はじめに「五市場」の先陣を切って，非化石価値取引市場

1.1 制度設計議論の迷走
1.2 本稿における問題意識と構成
2. 非化石価値取引市場のオークション設計問題

については固定価格買取制度（以下，FIT）の補助

1.1 制度設計議論の迷走

対象電源を対象とするFIT非化石オークションがわが国の電力システム改革が掲げる，いわゆる2017年度から，FIT以外のその他電源（非FIT非化－ 69 －

電力経済研究No.66（2019.3）

後者の売却益収入は，当該電源設備の維持管理

表1 非FIT非化石オークションを巡る主要論点
1. 非化石価値のダブルカウント回避

等に用いられることが提起されてきたが，「総括

2-1.非FIT非化石証書の市場取引に係る価格決定方式

原価方式が適用されてきた時代に建設された電2-2.非FIT非化石証書のオークションにおける価格決源にとっては棚ぼた利益」であり，送電線建設等の公共的目的に回すべきだとする売却益の使途定システム
3. 非FIT非化石証書の価格水準

制限が，新電力や審議会委員の一部から提案され

4. 非化石証書の種類てきた。こうした議論の中，本格運用を踏まえた

5. 非FIT非化石証書の約定/未約定分の取り扱い

今年度（2018年度）における制度設計部会では，

6. 非FIT非化石証書の初回オークション

旧一般電気事業者の小売部門と新規参入者の間

7. 非FIT非化石証書のオークションスケジュール

で非化石電源の保有状況が異なるため，非化石証

8. 非FIT非化石証書収入の取り扱い書取得に伴う追加的負担を一律にする案（以下，①非化石電源の新設・維持に資すること

差異化案）が複数の審議会委員からなされた。こ②小売事業者間の公平な競争環境を確保すること

れは証書取得に関する追加的負担が一律となる

出所: 文献[1]をもとに筆者作成

ものの，実態としては，旧一般電気事業者の小売部門と新規参入者での非化石比率が異なること石）を含む本格的なオークションの運用が2020年となる。
確かに，小売事業者間で非化石証書へのアクセ度から開始される。
しかし，オークションの本格運用を控えて，政ス条件は平等にすべきである。例えば，旧一般電

府審議会1における非化石価値取引市場の制度設気事業者の小売部門が同発電部門から取得する計議論が迷走している。とりわけ問題となってい非化石証書が，新電力が取得する証書の単価に比るのが，審議会で提示された8つ論点のうち（表1），

べて相対的に安価である等の内外差別の状態は

8点目の「非FIT非化石証書収入の取り扱い」につ原則禁止されるべきである。
しかし，非化石価値証書取得の条件を小売事業

いてである[1][2][3]。
そもそも，非化石価値取引市場は，長期エネル

者間で公平にするのならば，その最善の策は非化

ギー需給見通し（以下，長期見通し）に基づき，石価値の全量オークションであるが，審議会ではエネルギー供給構造高度化法（以下，高度化法）

ほとんど議論もされず，差異化案に舵が切られてにおいて，小売電気事業者に2030年度に非化石電いる。

源比率44%以上の達成を求めることが定められ

全量オークションであれば，非化石証書の全量たことを受け，小売事業者間で非化石電源比率がが市場に拠出され，非化石証書に高い価格をつけ異なることから，効率的な目標達成を促すためにた小売事業者から落札可能となるため，小売事業創設されるものである。

者間での非化石証書へのアクセスも取得条件も，非化石電源は，前述したようにFIT非化石と，非必要となる費用も等しくなる。これに対して，差FIT非化石に分けられる。前者に対する非化石証

異化案では，その詳細は本稿執筆時点では明らか

書の売却益収入は，FIT非化石電源が既にFITによではないが，例えば，最終目標を2030年度非化石り費用と利益を保証されていることから，FIT賦

比率44%と小売電気事業者間で同じ目標を維持

課金の軽減に用いられる。

しつつ，2025年度等の中間地点までは，各小売電

1

総合資源エネルギー調査会電力・ガス事業分科会電力・ガ－ 70 －

ス基本政策小委員会制度検討作業部会

気事業者の現時点で既に保有している非化石比

待できないことを示す。その上で，FIT非化石のメ率を起点として，追加的に取得する非化石証書のニュー化を行う企業は「FIT非化石証書を活用し負担額を一律となるようにする。

たCO2削減先進企業」[6]と喧伝されているが，そしかし，最終目標が2030年度44%と小売電気事の実態は，FITと非化石価値取引市場で異なる環

業者間で同じなのであれば，将来的には全量オー

境価値のコンタミネーション（異物混在）である

クション等を検討せざるを得ない。差異化案は暫ことを指摘する。
続く第3章では，2019年の非FIT非化石オークシ

定措置に過ぎず，議論の先送りである。
また，差異化案では，小売電気事業者は現時点

ョンの開始を控えて，非化石価値取引市場は市場で既に取得している非化石証書への支払いはなを通じた需給バランスの調整が機能しない構造

く，追加的に取得する非化石価値にのみ支払うこ

的問題があることを指摘する。そこで，2030年のとになるため，それに必要となる金額は極めて小長期見通しの実現を見据えて，小売電気事業者がさくなる。一方で，既設の非化石電源を持つ発電

非化石電源に支払える費用負担（あるいは，支払事業者は証書収入を得ることは実質的にほぼ不うべき費用負担）に基づいた今後の制度設計を示可能であり，これを当該電源の維持管理費に充当す。
最後に第4章で，本稿の結論として政策的な示することは期待できない。すなわち，非化石価値を顕在化させることで，非化石電源の新設・維持

唆をとりまとめる。

管理を促すという，当初の政策目標を実現するこ

2. 非化石価値取引市場のオークション
設計問題とは困難となるだろう。

1.2 本稿における問題意識と構成
本稿における問題意識は，非化石価値取引市場

本章では，非化石価値取引市場におけるオークの本格運用を間近に控える中で，合理的な根拠なションの設計問題，とりわけ既に運用が開始され

く問題の先送りを続けた結果，当初企図していたているFIT非化石オークションの設計と実際の結政策目標の達成から乖離した制度設計が進めら

果に関する分析を行う。まず，同市場の基本的事れている，というものである。

項として，取引される非化石証書の価値とその取

本稿では，まず第2章でオークションの設計問引をする主体（売り手と買い手）について述べる

題を取り上げる。制度検討作業部会で提示された（2.1節）。続いて，オークション設計として，非8つの論点のうち（表1），7つはオークションに関

化石価値取引として特徴的な論点についてとり連する。この章では，既に2017年から実施されてまとめ（2.2節），FIT非化石のオークション結果のいるFIT非化石のオークション設計と落札結果を分析を行う（2.3節）。

分析する。筆者は非化石価値取引市場の導入前，
非化石証書のメニュー化による賦課金軽減を期

2.1 証書の売り手と買い手待する論考[3][4]を執筆した。しかし，実際に行わ

非化石価値取引市場における非化石証書の売れたFIT非化石オークションは，応募に対する落り手（供給）と買い手（需要）は，次のように整札量が極めて低調な結果に終わり，賦課金軽減と理される。対象電源は「FIT非化石」と「非FIT非いう意図は達成できなかった。第2章ではこの原化石」に大別され，後者の「非FIT非化石」は更に因を明らかにするとともに，中間目標や2030年度

旧一般電気事業者が保有する大型の水力発電等という将来においても，賦課金軽減はほとんど期とFIT買取期間の終了した電源（以下，卒FIT電源）－ 71 －

電力経済研究No.66（2019.3）

である「非FIT再エネ」と，原子力発電を対象とし2.2 オークション設計における論点
制度検討作業部会で示された論点（表１）を参た「非FIT原子力」に細分化される。
発電段階で生じた非化石価値，および売却益の帰属には，FIT非化石と非FIT非化石の間で次のよ

照しながら，非化石証書オークションの特徴をまとめると，次の4点に整理できる。

うな区別がある。まず，FIT非化石の非化石価値は，第1に，非化石価値を同一市場とするか，複数のこの費用を賦課金として負担する需要家に帰属市場とするか，についてである（論点4「非化石証している。したがって，費用負担調整機関が証書書の種類」）。前述したように非化石電源は大別す

を小売電気事業者に売却し，売却益を賦課金の低ると「FIT非化石」と，「非FIT再エネ」，「非FIT原減に活用することで，価値を需要家に還元するこ子力」の3分類に分けられる。非化石証書の3つのとになる。

価値のうち，ゼロエミ価値は全て同じであるが，これに対して，非FIT非化石の売却益は，同電源

環境表示価値はこれら3分類で異なる。具体的にを保有する発電事業者に帰属する案が政府審議

は，「FIT非化石」「非FIT再エネ」を対象とした「再会において提案されてきた。これは，非FIT電源はエネ指定」と，「非FIT原子力」や電源を特定しな

FIT等の政策的な補助によるのではなく，発電事

い非化石証書から構成される「指定なし」に分け業者の経済判断と費用負担のもとに導入されてられる。したがって，「ゼロエミ価値」に加え，小いることによる（他方で，前述のように政府審議

売電気事業者が需要家に「環境表示価値」の一環

会では，旧一般電気事業者に対する非FIT非化石で「再エネ由来」として訴求できるため，再エネ

電源の非化石証書の売却益の帰属を認めるべき指定の非化石証書の価値は原子力に比べて相対ではない等の意見もあった）。

的に高くなる。制度検討作業部会では，「オークシ

また，いわゆる卒FIT電源に関しては，たとえ補ョンの統合や再エネ指定証書の細分化等につい助を前提に導入されていたとしても，買取期間終ては，取引状況を勘案しながら必要に応じて検討

了後は運転時に補助がないと維持できない，あるすること」が事務局から示されている[1]。

いは温暖化対策として買取期間終了後も補助す

第2は，オークションの価格決定システムにつる必要があるとして，当該発電事業者に売却益のいてである（論点2-2「オークションにおける価格帰属を認めると整理されている。

決定方式について」）。2017年度から始まったFIT

他方で，非化石証書の買い手である小売電気事

非化石を対象としたオークションでは，マルチプ業者にとって，非化石証書の環境価値は次の3つ

ライスオークションが2018年度末までに計4回実に分類される。すなわち，①非化石価値（高度化施された。マルチプライスオークションが採用さ法上の非化石比率算定時に非化石電源として計れたのは，「FIT賦課金による国民負担の軽減を最2上できる価値），②ゼロエミ価値（温対法上のCO2大限に図る」ためとされているが，これは，両者

排出係数が 0kg-CO2/kWh であることの価値）3，のオークション方式で，入札行動が同じであると③環境表示価値（小売電気事業者が需要家に対しいう前提に基づくものである。確かに，買い手がその付加価値を表示・主張する権利）である。

それぞれの限界費用を入札することを前提とす
れば，マルチプライスオークションの方が売却益

2

前年度 5 億 kWh 以上である全ての小売事業者は，2030 年
度に非化石電源比率 44%以上，それ以前の年度に中間目標が設定された場合は中間目標の達成を求められる。
3
高度化法に基づく非化石電源比率の目標（2030 年度 44％－ 72 －

以上）を踏まえ，電気事業全体として排出係数を 0.37kgCO2/kWh とすることが自主的な目標として策定されている。
「ゼロエミ価値」はこの目標達成に寄与するものである。

は最大化される。

額を電力需要で除したものである。これに対して，

しかし，入札者が戦略的な行動をとった場合にFIT非化石の1kWhあたりの環境価値は，この環境は，限界価格を入札することはないため，売却益

価値に対する費用負担（賦課金総額）を，FIT非化が最大化される保証はない。オークションに関す

石の発電電力量で除したものである。つまり，両る経済学の基本的な知見に基づけば，マルチプラ者の分母は異なっており，単位として全く比較でイスオークションでは自らの入札価格が落札価きない性質にある。

格になるため，出来るだけ安く指値をするという

例えば，FIT非化石の第1回オークションは次の戦略的行動による非効率が生ずることが知られように実施されている。対象期間である2017年4ている。したがって，先に述べたような理由から，

月～12月におけるFIT電源の買取総額（1兆8,822億

FIT非化石にマルチプライスオークションを採用円）を，買取発電量（531.6億kWh）で除すと，買したことには，合理的根拠があるとは言えない4。

取単価（35.4円/kWh）が得られる。電気価値（回他方，2019年度から始まる非FIT非化石につい

避可能費用単価）を約10円/kWhとして，買取単価ては，「通常の電力のスポット市場と同様に，売入から差し引くと，環境価値が約25円/kWhと算定さ札者は複数の発電事業者等，買入札者は複数の小れる（図1）。FIT非化石オークションとは，この環売事業者等となることが想定されるため」，シン

境価値（約25円/kWh）に対して，小売電気事業者

グルプライスオークション方式を採用する方向が取得を希望する価格を入札している，と言えよで検討が進められている。

う。

第3は，非化石証書の下限価格と上限価格の設

したがって，下限価格を賦課金単価の半額とす定である（論点3「非FIT非化石証書の価格水準」）。

るという説明は全く根拠がない。むしろ，資源エ

FIT非化石オークションの下限価格は，「FIT環境

ネルギー庁（以下，エネ庁）自身の資料に一文が価値は賦課金を負担する需要家に帰属し，その賦挿入してあるように5，
非化石価値取引市場が導入

課金単価が2.64円/kWhであることから，その1/ 2された今，その必要性が疑問視されるJクレジッである1.3円/kWh」とされた。他方，上限価格は，トの延命策として下限価格が設定されたと推察「FIT買取価格と回避可能費用の差額が最小のもされる。

ので4円/kWh程度」であるとして，4円/kWhと設定

制度検討作業部会では，非FIT非化石の下限価格は設定しない。そもそも，非FIT非化石には，FITされた[7]。
確かに，下限価格と上限価格の設定は，オーク

賦課金単価と同様の基準が存在しない一方，「高

ションの乱高下を抑制することで，小売電気事業

度化法の中間評価の基準の設定等による証書価者の負担や，非化石電源の発電事業者の収益に対格高騰による負担抑制の観点から」，上限価格にする予見性という点から，検討する価値はある。

ついては設定することが提案されている。

しかし，下限価格の算定根拠には経済的な合理

第4は，非化石証書の売れ残り分の配分である性がない。そもそも賦課金単価は，年間賦課金総（論点5「非FIT非化石証書の約定/未約定分の取り

4
シングル／マルチプライスのオークションは一長一短があり，これら戦略的行動を抑えるためにセカンドプライスオ
ークション等が検討されている。オークション理論の基礎を
平易な言葉で解説した良書として，例えば文献[8]と[9]が挙げられる。
5
文献[7]には，「FIT 電源に係る非化石証書の価格が著しく低くなった場合には，J クレジットやグリーン電力証書の価格にも影響を与える可能性があり，再生可能エネルギー電源の維持インセンティブに好ましくない影響を与えるおそれがある」との記載がある。実際に，再エネ J クレジットの落札価格は 1,716 円/t-CO2 であり，これは 0.9 円/kWh に相当する。したがって，下限価格 1.3 円/kWh が設定されれば，割安な J クレジットの需要は一定程度保たれることになる。他方
で，J クレジットと同列に挙げられたグリーン電力証書は，そもそも FIT 等の補助対象でない再生可能エネルギー等を対象としているため，非化石価値取引市場創設による影響は考えにくい。

－ 73 －

電力経済研究No.66（2019.3）

FITの環境価値

2.3 FIT非化石のオークション結果と考察

賦課⾦総額:約2兆8,650億円

25円/kWh

FIT非化石のオークションは，2017年分（対象となる発電期間は2017年4月～12月発電分，オークションは2018年5月18日実施）6，2018年第1回（同賦課⾦軽減額:約4,807万円

2018年1～3月分，同年8月10日実施），第2回（第1回の繰り越し分に，同年4～6月分を加算。同年11

FIT非化石の平均落札単価

1.3円/kWh

落札量 3,698万kWh

月9日実施），第3回（第1回と第2回の繰り越し分
応募量:1,136億kWh

図1 FIT非化石のオークション結果（2017年および2018年第1回～第3回の合計）に，同年7～9月分を加算。2019年3月1日実施）が本稿執筆時点で実施されており，2018年分については第4回を実施する予定である。
2017年と，2018年第1回から第3回のオークショ

扱い」）。FIT非化石のオークション後の売れ残りンの結果について，それぞれ図1に示す。この結果については，販売電力量に応じて小売電気事業者からの示唆は次の3点である。

に無償配分される。これは，当該環境価値がFIT賦課金を負担している需要家に均等に帰属してい2.3.1 低調に終わったオークション
小売電気事業者にとって，非化石証書取得インることによる。
他方で，非FIT非化石証書は，「需要家全体がFIT

センティブはほぼないため，オークションは低調

賦課金のように費用を負担しているという事情に終わった。例えば，オークションの応募量に対がないため，未約定分の非FIT非化石証書の環境する落札量の割合は極めて低く（2017年は0.01%，

価値については，小売電気事業者に対する再配分

2018年の第1回～第3回までは0.05%），落札価格はは行わないこと」が提案されている。

下限価格（1.3円/kWh）に張り付いた。これは現時

つまり，小売電気事業者が必要とする非化石証

点での中間評価が未設定であり，売れ残りのFIT書を購入しようとした場合，FIT非化石と非FIT非

非化石証書は小売電気事業者に無償配分される化石では，自身の購入量と，結果的に入手できることになっているためである。

非化石証書の量に違いが生ずる。前述したように，
売れ残りのFIT非化石証書は無償配分されるため，

2.3.2 限定的な賦課金軽減効果

小売電気事業者にとって，2030年度の最終目標や賦課金軽減効果は，ほぼ全くなかった。FIT非化

中間目標がなければ，それらを取得するインセン

石のオークション収入は，2017年が670万円，2018

ティブは極めて低い。これに対して，非FIT非化石

年の第1回が291万円，第2回が2,733万円，第3回がは小売電気事業者が自身の排出係数を維持する，

1,114万円である。これに対して，同じ期間におけ

あるいは非化石電源のメニュー化を行う目的等

る賦課金総額を回避可能費用が10円/kWhであっから，目標の有無に関わらず一定程度の需要が生たとして推計7すると，それぞれ，約1兆3,500億円，ずる。

約3,911億円，約5,703億円，約5,521億円であった。
2018年度の賦課金単価（2.9円/kWh）を，0.01円下62017 年のオークションで落札した非化石証書は 2017 年度の高度化法の非化石電源比率の報告 （2018 年 7 月末報告〆切り）や，温対法の排出係数の報告（2018 年 6 月末〆切り（メニュー別排出係数の場合）の 2017 年度実績報告）等に利用可能。

－ 74 －

7

エネ庁の「固定価格買取制度 情報公開用ウェブサイト
（https://www.fit-portal.go.jp/PublicInfoSummary）最終アクセス
日 2019 年 2 月 28 日」にある，対象期間の買取発電量と買取総額に基づき試算した。

る賦課金削減軽減効果を検討する。
まず，中間評価や2030年度の最終目標が設定されない場合，前述のようにほとんど賦課金軽減効
果は生じない。わが国で最大のグリーン電力調達を行っている日本自然エネルギーの年間取引量は約3億kWh[5]である。通常，グリーン電力調達
は相対取引であるため，この取引単価は明らかではないが，これが前述の約1円/kWh（1,900円/t-CO2
図2 長期エネルギー需給見通しの実現を前提とした2030年時点におけるFIT非化石オークション
FIT非化石オークションの平均落札価格1円/kWhと仮定①賦課金軽減効果は限定的：賦課金単価3.45円/kWhの3％(0.1円/kWh）を軽減②環境価値のコンタミネーション（混在）問題：FITで支払われた環境価値の僅か3%で取得。非化石電源の新設・維持管理にも影響なし

相当）で取引されると想定すると，その市場規模
は年間3億円に過ぎない8。また日本のグローバル
企業１社による電力消費に起因するCO2排出量が年間130万t-CO2だとすると，CO2削減に約1円/kWh（1,900円/t-CO2相当）の支払いが可能ならば，その費用は約35億円となる。前述したように，2018
年度の賦課金単価0.01円下げるためには約81億円必要となるため，こうした企業が3社集まれば0.01

げるためには約81億円必要となる。賦課金軽減効

円程度の賦課金軽減効果が得られる。一方で，日果として実感を得るには，相当量のFIT非化石の本において，約1円/kWh（1,900円/t-CO2相当）とい落札が必要となる。

う費用負担を前提にCO2削減や再エネ比率の拡大

では，中間評価や2030年度の最終目標において，に迫られているグローバル企業の数はそれほど小売電気事業者による非化石証書への需要が高多いとは言えないのが現状である。仮に，約1円

まることで，今後，賦課金軽減効果を期待できる/kWh（1,900円/t-CO2相当）を支払い可能な企業がのだろうか。結論から先に言えば，今後の賦課金10社あったとしても，年間の市場規模は約350億

軽減効果は限定的である。

円に過ぎず，これは2018年度の賦課金単価では約前提として，最終目標等の断面において，小売

0.04円を削減できるに過ぎない。

電気事業者の非化石比率が未達であっても，非化

一方，2030年度には小売電気事業者は非化石比

石証書の供給が増えることは考えにくい（詳細は率44%の達成義務があり，これは全てのFIT非化

3.1節で述べる）。したがって，小売電気事業者が石証書が小売電気事業者に取得されることを意

FIT非化石の非化石証書にいくら支払うことが出味する。長期エネルギー需給見通しが想定する来るのかという点から，おおまかな賦課金軽減効

2030年断面におけるFIT電源の発電量が約1,000億果を推測することができる。

kWhであるため，非化石証書売却による賦課金軽

最近の再エネJクレジットは1,700～2,200円/t-

減効果は2030年度に年間約1,000億円である（図2）。

CO2（前掲脚注5）で取引されており，この水準がこれは2030年度資源エネルギー庁が想定する賦維持されれば0.6～0.8円/kWh程度となる。これを課金単価3.45円/kWhのうち約0.1円/kWh，僅か3%

仮に約1円/kWh（1,900円/t-CO2相当）として，高度を軽減するに過ぎない。

化法における目標がない年度と，2030年度におけ8

実際のグリーン電力証書の取引価格は，同証書が企業が直接購入可能である日本では希少な再エネ証書であるため，実－ 75 －

際の取引価格は 1 円/kWh 上回っていると推察される。

電力経済研究No.66（2019.3）

2.3.3 異なる環境価値のコンタミネーション問
題て，高度化法では送電端での非化石電源の比率が規定されているが，長期見通しにおける発電端で前述（2.3.2）の裏返しであるが，FIT非化石の証の自家発の発電電力量の取り扱いに起因して，電書を落札した小売電気事業者にとっては，FITに力量の不整合問題が生ずる懸念について明らかよる支払いに比べれば，極めて安価に環境価値をにする（3.2節）。

取得できることを意味する。前述のように，これその上で，そもそも非化石価値取引市場の当初までのオークションでの落札価格は下限価格での目的は，2030年の長期見通しの実現を見据えたある1.3円/kWhに張り付いた。しかし，このオーク

非化石価値の顕在化であることを踏まえ，長期見ションに拠出されているFIT非化石の環境価値は通しの実現を前提とした制度設計を検討する（3.3

約25円/kWhに相当する。つまり，全ての需要家が節）。

FIT賦課金を通じて取得した環境価値は，非化石入札を通じて，僅か5%の価格で転売されている

3.1 非化石比率の未達は証書の供給を増やすのかのである。換言すれば，需要家は95％の価格で，2.3節では，非化石価値取引市場の市場構造の問

環境価値が剥がされた後の謎の価値に対する支払いが強制されていると言える。

題として，非化石比率の未達が，必ずしも非化石

もちろんFITには，CO2ゼロといった環境価値だ
けでなく，エネルギー自給率の向上等も含まれ，証書の供給を増やすことにつながらないという問題点を指摘した。

これらがFITの付加価値とも言えよう。しかし，大そもそも，通常の市場であれば，証書が不足す

多数の需要家は，FITの付加価値のほぼ全てが環れば，価格上昇を通じて，非化石電源の新設等に境価値で占められていると認識しているはずで，

インセンティブが与えられ，その発電電力量（つこれがFIT非化石のオークションを通じて環境価

まりは証書の供給量）が増加する。しかし，非化

値が剥がされてしまうのであれば，95％の価格で石価値取引市場ではそうしたメカニズムは働か

支払いを強いられることを許容することはない

ない。
例えば，電力各社が提出している供給計画では，

だろう。
（図2）
。
FIT非化石のオークションを通じて，非化石電

2027年までの非化石電源の発電電力量が示され源の新設や維持管理に少しでもインセンティブている。ここでは，原子力発電の発電電力量を織が与えられるのであればともかく，そのようなこり込んでいないため，長期見通しの2030年断面ととはあり得ない。なぜなら，FIT非化石の発電事業比較すると非化石電源は約2,500億kWh不足する

者は既にFITで利益が賄われているため，非化石（図3）。これは仮に長期見通しが掲げる原子力の証書の売却益は得られないからである。

発電量が得られたとしても，非化石電源の発電電力量が約300億kWh不足することを意味する。

3. 長期エネルギー需給見通しを前提とした制度設計しかし，非化石価値取引市場では，前述のような通常の市場メカニズムは機能しない。その理由は次の3点である。

本章では，非FIT非化石オークションの開始を第1に，FIT非化石の新設インセンティブはFTI

2020年度に控え，まず，非化石価値取引市場は，買取価格の高低のみであることである。前述のよ市場を通じた需給バランスの調整が機能しない

うにFIT非化石の売却益は賦課金軽減に充当され構造的問題があることを指摘する（3.1節）。加えるため，非化石証書価格が高くなろうとも低迷し－ 76 －

50%

億kWh
10000

45%
40%

8000

35%
30%

約20%

6000

25%
20%

4000

15%

約2500億kWh

10%

2000

5%
0%

0
2017
太陽光

2018
⽔⼒

2022
バイオマス

風⼒

2027
地熱

2030
原⼦⼒

⽕⼒他

非化石⽐率

図3 供給計画（2027年）と長期エネルギー需給見通し（2030年）を比較した非化石発電比率ギャップ
ようとも，FIT電源の新設には影響を与えない。

態上勘案すべき事項（案）」として，「小売事業者

第2に，非化石電源の新設を考える事業者は，非による実行可能性」「非化石価値取引市場等を活FIT非化石ではなく，FIT非化石を選択するからで用して目標達成が可能となるかどうか」が挙げらある。1kWh発電することで得られる環境価値は，れており，同様の判断が下される可能性が高い。

FITでは平均約25円/kWhだが，非化石では現在実施されている非化石オークションの上限価格で3.2 発電端と送電端における非化石電源の発電
電力量の不整合問題

すら4円/kWhである。FITが続く以上，FITで得られる利益が非化石証書の売却益に比べ小さくなることは考えられない。

反対に，非化石証書が大幅に供給超過する可能性はないのだろうか。長期見通しが規定する非化

第3に，小売電気事業者にとって非化石比率目

石電源の発電電力量は発電端での電力量であり，標の未達のペナルティが重くないことである。高高度化法で規定する44%は送電端での電力量で度化法において，小売電気事業者が目標未達の場

あることから，仮に長期見通しの目標通りに非化

合には，業務改善命令が下され，それでも改善さ

石電源の発電電力量が得られた場合，両者には差れなければ罰則として100万円以下の罰金を受け異が存在する。

る。経済的負担だけに着目すれば，この罰金額は文献[10]にある長期見通しの説明では，2030年

2030年における証書購入費用よりもはるかに安における発電端の発電電力量として1兆650億価であろう。また，そもそも小売電気事業者から

kWh，需要端／使用端の電力量として9,808億kWh

すれば，前述のように証書価格が上がろうと，構のみの記載がある。非化石電源の発電電力量は発造上の問題で非化石電源の新設（新規の証書供給）

電端の数字を用いており，仮に長期見通し通りのが見込めないという，やむを得ない状況であるこ

非化石電源の発電電力量が得られる場合，発電端とを考えると，目標自体が切り下げられることも，

における44%にあたる，約4,863億kWhを得ること十分想定される。実際，中間評価においては，「実になる（図4の左）。

－ 77 －

電力経済研究No.66（2019.3）

⾼度化法での規定(送電端）
発電端
1兆650億kWh
自家発⻑期⾒通しの発電端の電⼒量(1兆650億kWh)から自家発と所内消費を減じた送電端電⼒量⽐44%

自家発
⽕⼒所内消費⻑期⾒通しの各非化石電源の発電端の電⼒量(4683億kWh)から推計さ4,683
れる送電端の電⼒量

発電端
から除外

非化石所内消費⽕⼒56%

非化石所内消費

非化石
44%

非化石
発電端
4683
4,683
億kWh

送電端
電⼒量

送電端
電⼒量
の44%
約4000
4,000

非化石
送電端
約4400
4,400
億kWh

億kWh

図4 送電端における非化石電源発電量の不整合問題
一方で，高度化法が規定する「小売電気事業者

る電力量がいくらになるのか，文献[10]には記載

への非化石電源比率44%」とは，発電端の電力量がない。ただし，発電コスト検証ワーキンググル

から，自家発と発電所所内電力を差し引いた送電

ープの文献[11]には，原子力，地熱，水力，バイオ

端の電力量に対する比率である。非化石電源の送マスの所内率の記載がある。その他の非化石電源

電端における電力量を推計するには2つの方法がである太陽光発電と風力発電の所内率を約10%考えられる。

と仮定すると，非化石電源の送電端での電力量は第1は，送電端における火力と非化石電源を合

約4,400億kWhである（図4の右）。

わせた全ての電力量を推計し，その44%とする方

したがって，送電端における非化石電源の発電法である。文献[10]には，送電端の電力量の記載

量は，両者の方法で400億kWhのギャップが生ずはないため，高度化法の規定する44%に相当する

ることになる。高度化法で規定している非化石電

電力量は不明である。長期見通しでは自家発の電

源の発電電力量は，第1の方法で求められた電力

力量が約1,000億kWhと織り込まれており，その大量となる一方で，実際の証書の発行は第2の方法

半は化石燃料を用いた電源であると推察される

での電力量となる。したがって，仮に長期見通しため，発電端の電力量からこの自家発分は差し引

通りの非化石電源の発電電力量が実現した場合，かれる。この電力量に対して，仮に所内率を5%と約400億kWhの供給超過に陥る可能性が高い。そして送電端における電力量をもとめ，その44%をの場合，非化石価値取引市場にはバンキング等の送電端における非化石電源の電力量とすると，約柔軟性措置が講じられないため，証書の価格は極4,000億kWhとなる（図4の中央）。

めて安価になるだろう。

第2は，非化石電源の発電端における電力量
4,863億kWhから，送電端の電力量を求める方法である。発電端から所内電力を減じた送電端におけ－ 78 －

3.3 長期エネルギー需給見通しの実現を前提と電量に応じたクレジットを発行し，固定価格で買した非化石価値取引市場の市場規模

い取るZECを導入した。その費用は小売事業者が以上のように，非化石証書の市場としての機能

販売電力比率に応じて負担し，最終的には電気料はほとんど期待できない。そうであるならば，市金に上乗せする。ZECの価格の設定は，炭素の社

場で非化石価値を決めるのではなく，非FIT電源

会費用（Social Cost of Carbon, SCC）に基づき算出の維持管理のため，非化石価値を発電事業者が受される。
ZECには，そもそもSCCの算定根拠を巡る論争

け取れる仕組みとして，非化石価値を固定価格で[12]や，市場の競争を歪めるという非難もある一買い取る制度を検討すべきではないか。
前述（3.2節）したように，長期見通しが実現する場合，高度化法で規定する送電端での非化石電方，温室効果ガスの排出削減の費用対効果は高いとする指摘もある[13]。

源の電力量は約4,000億kWhとなる。そのうちFIT
非化石は約1,000億kWh，非FIT非化石は約3,000億

4. 本稿のまとめと政策的な示唆

kWhである。前述（2.3.2節）と同様，2030年断面で仮に約1円/kWhが支払われるのであれば，2030

非化石価値取引市場は，2017年にFIT非化石電

年度における非化石価値取引市場の市場規模は源を対象にオークションが開始され，2019年には4,000億円となる。ここから，2.3節で示したしたよ

非FIT非化石電源（大型水力，原子力等）も対象とうに，不必要なFIT非化石への支払いを除けば，市した本格運用が開始される。

場規模は3,000億円ということになる。

本稿の問題意識は，非化石価値取引市場は本格

もちろん，約1円/kWhは仮の数字であり，その運用を間近に控える中で，合理的な根拠なく問題

大小について議論があるだろう。しかし，その点の先送りを続けた結果，当初企図していた政策目については，長期エネルギー需給見通しを実現す

標の達成から乖離した制度設計が進められているために，必要となる非化石価値の程度や，わがるのではないか，というものであった。

国における温暖化対策としての費用対効果という観点から議論すればよいことである。

本稿では，まずFIT非化石のオークション結果を検証した上で，今後の非FIT非化石を含めた制度設計を検討した。
「賦課金軽減効果」「FIT非化石

3.4 ゼロ・エミッション・クレジットとしての非化石証書

証書取得による環境表示」「非化石電源の事業環境整備」という当初意図していた政策目標の実現

このように既存の非化石電源に固定価格を支に関して，その評価は次の3点に整理できる。

払う提案は，米国ニューヨーク州やイリノイ州等

第1は，賦課金軽減効果は極めて限定的である。

で実施されているゼロ・エミッション・クレジッ

FIT非化石の非化石証書が約1円/kWhと，炭素価格

ト（Zero Emission Credit, ZEC）9と考え方は同じでに換算して約2,000円/t-CO2で売却されたとしても，ある。

FIT非化石による賦課金軽減効果は2030年度で年

これらの州では，原子力発電の維持存続が困難

間約1,000億円である。これは賦課金単価で約0.1となっているが，早期閉鎖により火力発電に代替

円/kWhであり，年間賦課金総額の僅か3%に過ぎされれば，CO2排出量の増加が避けられない。

ない。

そこで，既設原子力発電の環境価値として，発9

第2は，異なる環境価値のコンタミネーション

詳細は文献[12][13]を参照。

－ 79 －

電力経済研究No.66（2019.3）

（異物混在）問題である。FITのもとで想定してい小さくなることは考えられないため，非化石電源

る環境価値と，非化石価値取引市場において経済の新設はFITによる以外は検討の余地はほぼない。

価値化された非化石価値とは本来一致していな

FIT継続による非化石価値取引市場に与える悪影

い。これはFITでの環境価値が，非化石価値取引市

響を改めて認識した上で，わが国の非化石価値の場における上限価格よりもはるかに高いことか顕在化という制度的な一貫性を維持するためにらも明らかである。しかし，非化石価値取引市場

も，FITの撤廃を急ぐべきである。

におけるFIT非化石証書の取引は，異なる環境価

第2は，制度導入の目的として当初掲げていた値を混在させ，結果的にFITの環境価値に対して「非化石価値の顕在化」という点に，立ち戻るな

僅か3～5%の価格で小売電気事業者に帰属させらば，長期エネルギー需給見通しの実現に小売電ている。FIT非化石のオークションを通じて，非化気事業者がいくら支払えるのか（支払うべきか）

石電源の新設や維持管理に少しでもインセンテという観点から制度設計を再考すべきである。例

ィブが与えられるのであれば一理あるが，そのよえば，現在Jクレジット等で支払われている環境

うなことはあり得ない。なぜなら，FIT非化石の発価値である，約1円/kWh(約1,900円/t-CO2)とすると，

電事業者は既にFITで利益が賄われており，非化

2030年目標が達成された場合，非FIT非化石が得

石証書の売却による収入を得られることはない

られる証書収入は年間約3,000億円である。この金からである。

額に対する意見は分かれるが，長期見通し達成の第3は，非化石電源の事業環境整備に関する問ため，わが国の温室効果ガスの排出削減における題である。新設の非化石電源は実質的にFIT電源

費用対効果の高低，あるいは非化石電源の事業環のみであるため，新設インセンティブは非化石証境整備として必要となる費用とは，いくらか，と書の価格ではなく，FIT買取価格に依存する。なぜいう方向を睨んだ制度設計が行われるべきであ

なら，非化石電源を新設する場合，FITで得られるる。

利益よりも非化石証書の売却益の方が大きくな

非化石価値の顕在化とは，環境価値である二酸

ることは考えられないからである。ところが，前化炭素の価格付けに他ならない。迷走を続ける政述のようにFIT非化石の売却益は賦課金軽減に充府審議会での議論を超えて，制度設計の再考が必当されるため，非化石価値取引市場のオークショ要である。

ン価格が高くなろうとも，低迷しようとも，非化
石電源の新設にはほぼ何も影響を受けない。非化【参考文献】

石証書への需要の高低に供給の高低が連動しな[1] 総合資源エネルギー調査会電力・ガス事業分科会
電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会(2018a)「非FIT非化石証書の取引に係る制度設計について」，第26回(2018年11月26日開催)，資料3[2] 総合資源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会
電力・ガス基本政策小委員会 制度検討作業部会(2018b)「非FIT非化石証書の取引に係る制度設計について」，第27回(2018年12月17日開催)，資料3-1[3] 総合資源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会
電力・ガス基本政策小委員会(2018)「非FIT非化石証書の取引に係る制度設計について」第14回(2018年
12月19日開催)，資料5-1[4] 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？—
需要家の視点に基づく論点整理—」電力経済研究

いのであれば，それは市場として機能しているとは言えない。
以上を踏まえた政策的示唆は次の2点である。
第1は，FITが継続することで，非FIT非化石電源への新設インセンティブを阻害している点である。前述のように賦課金軽減効果はない以上，もはやFIT電源を非化石価値取引市場の対象電源として含む合理性はない。それどころか，先に事業
環境整備の問題で述べたように，FITが続く以上，FITで得られる利益が非化石証書の売却益に比べ－ 80 －

No.64, pp.35-47[5] 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[6] 資源エネルギー庁（2019）「「非化石証書」を利用して，自社のCO2削減に役立てる先進企業」資源エネ
ルギー庁ウェブサイト，スペシャルコンテンツ
http://www.enecho.meti.go.jp/about/special/johoteikyo/
hikasekishousho_jirei.html（最終アクセス日：2019年
2月28日）[7] 総合資源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会
電力・ガス基本政策小委員会(2017)「非化石価値取
引市場について」第 6 回（2017 年 12 月 20 日）資料4[8] 坂井豊貴(2013)『マーケットデザイン: 最先端の実用的な経済学』ちくま新書[9] ティモシー・P・ハバード＆ ハリー・J・パーシュ(2017)『入門 オークション:市場をデザインする経済学』NTT 出版[10] 資源エネルギー庁(2017)「長期エネルギー需給見通
し関連資料」
http://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subcommittee/mitoshi/pdf/report_02.pdf（最終アクセス日：2019 年 2 月 28 日）[11] 総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会 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（2015）「資料 2 各電源の諸元一覧（第 6 回，2015 年 4 月 27 日）」（最終アクセス日：2019 年 2 月 28 日）
http://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subcommittee/mitoshi/cost_wg/006/pdf/006_06.pdf[12] 服部徹(2018)「米国の電力市場改革と原子力発電の収益性－収益の見通しに関する総合評価－」電力中央研究所報告, Y17005[13] 若林雅代・上野貴弘(2017)「排出量取引制度の設計と現状の評価」電力中央研究所報告, Y16001

朝野 賢司（あさの けんじ）
電力中央研究所 社会経済研究所－ 81 －

電力経済研究No.66（2019.3）