論文

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

井

雄

宇

岡

田

健

司

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

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

1. はじめに

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

1.1 電力システム改革と容量メカニズム

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

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

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

任せるだけでは供給力不足に陥る可能性があ

改革後，発電事業者は卸電力市場での販売電ることを示している [2]。

－1－

電力経済研究No.64（2017.3）

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

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

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

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

競争環境下においては，発電事業者が，卸電

うな希少性を反映した価値での取引には至っ

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

1

電力市場へ参入すると，メリットオーダー 効

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

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

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

めているケースがある。容量メカニズムとは，れていない。

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

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

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

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

現する際の火力発電の収支の定量的評価手法

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

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

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

1

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

設計について考察する。

－2－

2. 電力システム改革後のアデカシー確
保の課題

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

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

ニューや小売供給事業者を自由に選択できる

年度供給計画の取りまとめに関する経済産業

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

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

れまで旧一般電気事業者に課されていた供給

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

最大 3 日平均需要等）を参考に LOLP5解析や

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

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

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

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

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

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

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

光発電，風力発電）は，発電出力が気象条件

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

時間帯・季節によっては一定水準の発電出力

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

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

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

電力経済研究No.64（2017.3）

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

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

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

た，文献 [12] は，東日本大震災以降，2013 ～

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

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

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

最大需要日は冷房需要が増加する夏の猛暑日

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

発電出力が集中する PV が夏期の最大需要発生こととなる。

時の従来電源の発電量を代替する効果を持つ

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

大需要を，2010 年比 919 万 kW 減の 1 億 6,541

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

夕方に移行することとなる。残差需要に対し

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

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

変動電源を含めた中長期的なアデカシー確保

価できないこととなる。

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

電力需要から自然変動電源の出力を差し引いた需要。

引き続き給電指令可能な電源に依存すること－4－

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

図2 一般的な火力電源の費用特性

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

LNGCC）などの機動力が高い電源は，卸電力

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

売希望価格は，収益最大化の観点から短期限なってしまうこととなる。

界費用（運転にかかわる増分費用≒増分燃料

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

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

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

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

シングマネー問題」が生じる可能性がある [14]。

only market）での販売電力収入により，可変費

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

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

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

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

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

長期的にアデカシーの確保が難しくなること

電源は，発電効率が定格出力で最高となるよが懸念されている。

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

電力経済研究No.64（2017.3）

図３

図3 需給運用シミュレータの基本構成（文献[1]を基に一部改変）

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

3.1 需給運用シミュレータの概要

画を策定する。前日の需給計画に相当し，リ

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

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

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

要と基本設計のみについて述べる。
需給運用シミュレータは，需給バランスの

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

最も経済的な電源の運転パターンと出力配分

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

料費 + 起動費）とし，以下の制約を満足しつ

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

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

個別ユニット単位の考慮

旧一般電気事業と卸電気事業者が保持する電●電源ごとの起動停止費の考慮

源と，特定規模電気事業者（PPS）の 20 万 kW●

部分負荷運転による発電効率低下の考慮

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

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

再生エネルギー電源の優先給電の考慮

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

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

表1 2030年における火力電源
ユニット数

定格出力
[万 kW]

石炭火力

69

4,042

LNGCC

183

6,888

LNG 火力

10

610

石油火力

42

1,891

合計

304

13,430

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

定し，2020 年までに新設・リプレースされる

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

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

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

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

位発熱量）とした。

2030 年石炭火力の電源容量を 4,042 万 kW とし

現在多くの LNG 発電所は，LNG 調達の契約

た。LNGCC は発電量当たりの二酸化炭素（CO2）

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

たどのような市場になっているかの想定は困量とユニット数を表 1 に示す。

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

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

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

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

10

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

－7－

電力経済研究No.64（2017.3）

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

JEPX のように 30 分単位ではなく，需給運用

や BEMS・HEMS を利用した徹底的なエネル

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

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

電電力の全量が，短期限界費用に基づく入札

しとなっている。総発電電力量のうち，1,190

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

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

中で短期限界費用が一番高い電源が卸電力価

ルギー市場では，発電端ではなく送電端の電格を決定することとした。

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

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

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

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

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

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

3.3 卸電力価格の想定境界に，複数の卸電力価格（エリアプライス）

本稿で用いた需給運用シミュレータは，翌が形成されることとした。

日の需要想定や PV 出力の予測誤差などを考慮

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

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

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

調整力が確保されている電源は，卸電力市場

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

今回の分析では，安定供給の維持のために調行うこととした。

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

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

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

仮定した。

12

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

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

－8－

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

4. アデカシー確保と市場適応電源の評
価

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

4.1 シナリオ設定と分析手法

別のモデルプラントにかかる資本費と運転維

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

おり，産油国の国情など様々な要因から，今

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

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

価格シナリオを想定して感度分析を実施した。

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

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

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

だし，減価償却が終わっていない電源の場合，を計算した。

運転維持費に加え資本費の回収も必要となる。

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

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

通しが必要となる。

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

石炭
LNGCC
9,940
3,650
10,8205,190

本費）は，発電コスト検証 WG のデータ [18]

石油
6,420
8,650

を参考にした（表 2）。
電源の収入は販売電力収入のみとし，需給

注）資本費は電源年数 40 年、割引率 3%として算出

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

図5

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

2016

注）ここで利益は、卸電力市場価格と平均燃料費用の差。

図5 設備利用率と運転維持費を回収する

シナリオ

450シナリオ

新政策シナリオ

石炭

8,748円/t

10,728円/t

LNG

61,807円/t

68,116円/t

石油9,790円/bbl

12,650円/bbl

214のに必要なkWh当たりの利益の関係－9－

各月において，年末年始や GW など特殊軽負荷時を含まない週。

電力経済研究No.64（2017.3）

上記の項目に基づき，競争市場化での発電

図6

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

図6 燃種別kW当たりの収支

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

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

LNGCC の新規・既存の電源容量（kW）当り

できず，市場退出・不参入懸念電源という結の収支を図 6 に示す。

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

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

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

本費の回収は進まない。今回の燃料シナリオ

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

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

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

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

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

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

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

LNG 火力，石油火力は，合計で約 1 億 kW に上る。

4.3 市場適応電源の評価

今回の分析で用いた需要想定では，2030 年

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

なり，冬季の夕方に発生する16。アデカシー確

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

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

約 60% が市場退出・不参入電源になるという

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

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

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

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

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

⻑期
固定
電源

市場退出・不参⼊懸念電源

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

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

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

⻑期
固定
電源

市場退出・不参⼊懸念電源

市場適応電源

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

アデカシーkW価格 = 18,954円/kW

量市場に投入した場合，既存石炭火力は卸電
16

2016

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

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

電力経済研究No.64（2017.3）

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

きるものの，LNGCC・LNG 火力・石油火力もされている [20]。

は総発電費用の回収が困難になることが明ら

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

力に対しての対価を支払う仕組み（容量メカ

ためにも，発電事業者等の投資回収の予見性

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

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

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

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

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

たな制度設計が必要である。

ムは制度によっては国家補助になる可能性は

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

国際連系線の活用などから，容量メカニズム

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

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

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

力価格，需要，エネルギー政策など様々な要

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

加的価値を加算する。ORDC は，需給逼迫時

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

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

ステム改革貫徹のための政策小委員会で検討

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

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

余裕がある場合は支払い額は少なくなるもの

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

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

5. 結論と今後の課題

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

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

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

の販売電力収入を想定したアデカシー確保の分析を行った。その結果，kWh 市場のみからの販売電力収入では，短期限界費用が高い
LNGCC 等の火力電源の費用回収が困難になるため，既存の電源は市場退出が懸念され，新規電源への投資が鈍化することが示された。
今回想定した 2 通りの燃料価格シナリオでは，電力販売収入から燃料費と固定費を回収できた電源はほぼ石炭火力のみとなり，市場適応電源は 3,000 万 kW 程度に留まる結果となった。2030 年の最大需要は 1 億 5,000 万 kW
を超えることが想定されているため，需給見通しもアデカシー確保も達成するには，電源の投資回収の確実性を高める容量メカニズム等の制度を早急に導入し，電源へ投資（リプレースや新設）が行われるような体制を整えることが重要である。給電指令可能な電源は，供給力だけでなく系統運用に不可欠な需給調整力を確保できる重要な電源である。電源の建設期間は長期に及ぶことも考慮すると，電源への投資が鈍化してしまう空白期間をなくし，アデカシー確保の施策を早期に導入するべきである。
本稿では，販売電力収入のみで電源が評価された場合に生じるアデカシー確保の評価を行い，アデカシーの確保に必要となる kW 価値を評価した。しかし，給電指令可能な電源は，供給力だけでなく，調整力を確保できるという価値もある。今後は，均等化発電原価（LCOE）のように発電量を中心に行われている電源価値評価ではなく，供給能力や調整力の価値も考慮した上で，定量的に電源を評価する手法の検討を行う。
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予備力の考え方について」, 平成 27 年 4 月 30 日 .
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[12] 朝野賢司 , 岡田健司 , 永井雄宇 , 丸山真弘 (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
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電力経済研究No.64（2017.3）

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[21] 丸山真弘 (2017)「欧州委員会による容量メカニズ
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[23] 関根泰次 (1976)「電力系統工学」, 電気書院 .
[24] 電力系統の需給制御技術調査専門委員会 (1989)「電気学会技術報告 (II 部) 第 302 号」, 電気学会 .
[25] 永田真幸 (2012)「系統電源以外のリソースによる予備力提供の効果の評価－系統電源利用率改善の観点からの評価手法の提案－」, 電力中央研究所報
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[26] 発電コスト検証ワーキンググループ (2015)「長期エネルギー需給見通し小委員会に対する発電コスト等の検証に関する報告 参考資料」, 平成 27 年 5月 26 日 .

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

（1）
（1）

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

（2）
（2）

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

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

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

補表 1 燃種・定格出力別の起動費の想定

燃種

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

LNGCC

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

LNG

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

石油

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

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

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

－ 15 －

電力経済研究No.64（2017.3）

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

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

17

中部エリア，北陸エリア，関西エリア，中国エリア，四国
エリアを指す。

－ 16 －