研究ノート

エリア別送電混雑コスト評価ツールの開発
Development of Regional Transmission Congestion Cost Evaluation Tool
キーワード：卸電力市場 , 再生可能エネルギー電源 , 送電混雑コスト , エリアプライス格差
岡

田

健

司

永

井

雄

宇

わが国の電力システム改革において，小売全面自由化の実施や地域間連系線利用ルールの見直しの検討が進む中，再生可能エネルギー（再エネ）電源の卸電力市場への投入増加が，卸電力市場価格の低下を引き起こし，電源の収益低下からピーク需要時に必要な供給力の維持が困難になることが懸念されている。それに加えて，政策介入による再エネ電源の導入の地域偏在が顕在化してきており，
今後，地域間連系線に混雑が多発し，特定の地域において市場価格の低下がより進行してしまう恐れがある。わが国の電力システム改革の進展と再エネ電源の導入等の政策介入に合わせ，長期・短期に及ぶ電力需給やアデカシー確保に関する定量的な評価の重要性が高まっている。本稿では，再エネ
電源の卸電力市場への大規模参入時における，卸電力市場価格の定量的な評価と送電混雑解消に要するコストの把握のために開発中の，「エリア別送電混雑コスト評価ツール」の概要を紹介する。さらに，本ツールを用いた再エネ電源の市場入札時のシステムプライスや地域間連系線混雑処理後のエリ
アプライスの変動などに関する試算結果からツールの有用性を確認する。
1. はじめに
2. 欧米における卸電力取引の考え方
2.1 卸電力取引方式の分類
2.2 プール方式の適用事例
2.3 諸外国における需給計画断面での連系線の送電混雑対策事例
3. エリア別送電混雑コスト評価ツールの概要
3.1 卸電力取引のフレームワーク

3.2 メリットオーダーに基づくエリア別送電混雑
コスト評価の考え方
4. 再エネ電源の市場入札が卸電力市場価格に及ぼす影響の試算とその考察
4.1 試算条件
4.2 試算結果と考察
5. 評価ツールの有用性と今後の開発課題

1. はじめに

以下「FIT」）の対象電源を含む再生可能エネ
ルギー（以下「再エネ」）電源の卸電力市場へ

わが国では，2016 年 4 月に小売全面自由化の投入量が増大することにより，卸電力市場を実施し，電力システム改革は地域間連系線

価格の低下が引き起こされる可能性がある2。そ利用ルールの見直しの検討へと進んでいる1。それに加えて，わが国では再エネ電源の導入のの中で，固定価格買取制度（Feed - in - Tariff：

地域偏在が顕在化してきており，今後，地域間連系線等での混雑が多発することで市場価1

電力広域的運営推進機関（以下「広域機関」）では，連系線の効率的な活用等の観点から，連系線利用ルールの見直しを議論している。そこでは，①現行の先着優先ルールを廃止し，連系線の利用可能容量を日本卸電力取引所の前日ス
ポット取引に割り当てる「間接オークション方式」の導入や，②エリア間の価格差リスクの回避手段としての「間接的送電権」等の導入が議論されている。この間接的送電権は，米国の一部の地域で導入されている「金融的送電権（以下「FTR」）」を参考にしている。FTR は，地点間の混雑料金変動をヘッジする仕組みであり，地点間の電力取引を保証す
る物理的な送電権とは概念も機能も異にすることに留意されたい。

格の地域格差3が拡大し，特定の地域において市場価格の低下がより進行する可能性もある。
その結果，火力電源等の既存電源は発電電力

2

このような卸電力価格の下落は，メリットオーダー効果とも呼ばれる。
3
市場価格の地域格差とは，地域間連系線に混雑が発生する
場合，混雑連系線を境界として卸電力市場（前日スポット
市場）を分断し，その分断エリア毎に求められるエリアプ
ライスの格差を指す。

－ 89 －

電力経済研究No.64（2017.3）

量による収入だけでは，発電設備の固定費を

第 3 章でエリア別送電混雑コスト評価ツール

回収できないリスクが高まるものと予想されの概要を述べ，第 4 章で試算結果を通じて本る4。このような費用回収リスクが深刻化する結開発ツールの機能を紹介する。最後に，第 5果として，既存電源の市場からの退出，ある章においてエリア別送電混雑コスト評価ツー

いは電源投資が特定の地域で停滞するなどのルの必要性と今後の開発の課題についてまと状況に陥り，将来必要となる供給力を確保すめる。

ることが難しくなることが予想される。
これらの課題を回避するため，容量メカニ

2. 欧米における卸電力取引の考え方

ズムの適用などの施策が検討されている。しかし，これらの施策を検討するにあたっては，

2.1 卸電力取引方式の分類

電力システム改革の進展や政策介入によるに自由化された卸電力市場の下での電力取引

再エネ大量導入等に合わせる形で，長期・短は，プール方式，相対取引方式，混合方式の 3期に及ぶ安定的な電力需給やアデカシーが確種に大別することができる（表 1）。

保されているかという点についての影響を定プール方式は，送配電ネットワークを介量的に評価しておくことが重要となる。具体

して需要家に供給される全ての電力について的には，以下のような，広域的なアデカシー「プール市場」と呼ばれる卸電力市場を介して確保に関わる定量的評価が求められる。

売買することを義務付けた制度（強制プール）① 長期的視点（数十年程度）からの電源投資に基づく方式である。この方式においては，や電源構成の分析を目的とした，長期アデ発電設備を保有している小売事業者は，プーカシー評価

ル市場（≒卸電力取引所）に自社の発電設備② 短中期的視点（週間～年間）からの域内おが発電した電力を全て売り，改めてプール市

よび広域的な需給調整力（アンシラリー

場から自社の需要家に供給する電力を調達す

サービス含む）の確保と利用に関する評価る。

③ 新しい地域間連系線利用ルールの下で，卸相対取引方式では，電力の売買を行いたい

電力市場への再エネ電源の参入拡大時の送事業者が個別に売買相手を探し，直接相対交

電混雑コストの把握や，市場分断時に生じ渉によって電力を取引する。混合方式は，相るエリア別卸電力価格の影響評価

対取引と，電力の取引を義務付けず任意参加

本稿では，その中の③，すなわちメリッとするプール市場（「任意プール」）を併用す

トオーダーに基づく新たな地域間連系線利用

る卸電力取引方式である。

ルールの下，地域間連系線で発生しうる送電

わが国の制度は，相対取引をベースとしつ

混雑によりもたらされる，卸電力市場でのエ

つも，電源調達の多様化を図るため，全国大リア別卸電力価格（以下「エリアプライス」）の卸電力取引市場として創設された日本卸電への影響に着目し，開発を進めている「エリ力取引所（Japan Electric Power eXchange：以下

ア別送電混雑コスト評価ツール」の概要につ「JEPX」）5 においても卸電力を取引することがいて述べる。

できる，混合方式に属する。

以下，第 2 章で卸電力取引方式の分類や欧5

米での卸電力取引の考え方等を整理した上で，
4

このような費用回収リスクは，ミッシングマネー問題とも言われる。

－ 90 －JEPX は，2005 年 4 月 1 日より電力取引（スポット市場・先渡市場（先渡定型商品）
・掲示板市場）を開始している。なお，一般社団法人日本卸電力取引所は，平成 28 年（2016 年）
4 月１日付で，電気事業法第 97 条第１項に定められた卸電力取引所として指定を受けている。

表1 卸電力取引方式の概要
プール方式
G

G

相対取引方式
G

G

送配電系統
D

D

：発電事業者

G

G

送配電系統
D

事業者の形態に係わらず送配電
系統を介して需要家に供給される全ての電⼒について、プール市場（＝卸電⼒取引所）を介して売買する。

G

G

混合方式

D

D

G

G

送配電系統
D

D

D

D

電⼒の売買を⾏いたい事業者が、 プ ー ル 市 場 （ ＝ 卸 電 ⼒ 取 引
個別に売買相手を探し直接相 所）と相対取引が混在する。
対交渉により取引（相対取引）する。

D ：供給事業者（需要家等も含む）

おける地点 i・時間 t の LMPt,i（$/MWh）の構

いずれの卸電力取引方式でも，大多数の発2015
電事業者や小売事業者は，送配電ネットワー

クを介して電力を取引する。そのため，電力システムの全体の信頼性や安定性を満足しつ
つ，全ての卸電力市場参加者にとって，公平

出典：[2]を基に作成

1

成は以下のとおりである [5],[6]。
‫ܲܯܮ‬௧ǡ௜ ൌ ܲ‫݉݁ݐݏݕݏ‬௧ ൅ ‫ܲܥ‬௧ǡ௜ ൅ ‫ܱܵܵܮ‬௧ǡ௜ (1)Psystemt：システムエネルギー料金。送電

かつ透明性の高い送配電ネットワークの利用制約や送電ロスを考慮しない場合の，時の仕組みを設けなければならない。

間 t のエネルギー需給均衡価格 ($/MWh)。
CPt,i：PJM エリア内の送電ネットワーク

2.2 プール方式の適用事例

内の送電線（主に基幹送電線）で発生しプール方式の代表例として，米国北東部をた送電混雑の解消のために，地点 i に賦課管轄する PJM のエネルギー市場が採り上げらされる時間 t の送電混雑料金 ($/MWh)。

れることが多い。PJM のエネルギー市場は，

LOSSt,i：限界ロス料金。PJM エリア内で発

前日スポット市場とリアルタイム市場に区分

生する送電ロスの補償のために賦課されされている。PJM の前日市場では，発電事業

る，地点 i・時間 t の送電ロス補償料金 ($/者や供給事業者が入札した売電量・売電価格

MWh)。

および買電量・買電価格の情報を基に，市場

なお，LMP は，エネルギー取引の価格であり，運営者である PJM が市場供給曲線（売電側）

送電系統設備費用等の負担を求める，送電料と市場需要曲線（買電側）を作成し，その交金ではないことに留意する必要がある。

点より市場取引量と市場均衡価格（市場価

送電ロス補償料金を考慮しなければ，各地

格）を決定する。さらに，PJM は，この市場

点の LMP の格差は，系統内に発生する送電混価格を基に，送電ネットワーク内の送電運用

雑の発生場所とその大きさに左右される6。例え制約や送電ロスを考慮した地点別の取引価格

6（Locational marginal price：以下「LMP」）を算定する。PJM 域内の全ての卸電力取引は，このLMP によって精算される。具体的に，PJM に－ 91 －

2015 年度の PJM の市場監視報告書 [7] によれば，2015 年の前日スポット市場の LMP（ゾーン別需要量による加重平均値）の最大価格差は約 18.5 ドル /MWh である。また，シス
テムエネルギー料金に対する各ゾーンの送電混雑料金の比
率は，
約 26％～ -13.5% で，送電ロス補償料金の比率は約 3.9％

電力経済研究No.64（2017.3）

ば，前日スポット市場の市場均衡の結果から，

混雑対策は，市場メカニズムに基づく方法とA 地点と B 地点を直結する送電線で，A 地点

市場メカニズムによらない方法に大別するこから B 地点に向かう潮流が利用可能容量を超とができる [4]。欧州では，需給計画断面でえる場合，市場均衡価格から，混雑の度合いある送電線で混雑が見込まれる場合，明示的に応じて，A 地点の地点別料金を引き下げ，取引（explicit auction）や暗示的取引（implicit

発電量を抑制する一方，B 地点の価格を引き

auction）などの，市場メカニズムに基づく混雑

上げて発電量を増加させ，当該送電線の潮流対策が実施されている8。欧州では，複数の国際を抑制する。つまり，送電混雑を解消するた連系線で各国が連結し合うため，電力取引のめの地点別料金の引き下げや引き上げが，各利用枠は，国家間の総送電可能量に対して割地点間の LMP の差を生むこととなる。

り当てられる。国を跨ぐ相対取引は，国際連なお，相対ベースの地点間取引等もこの系線が混雑した場合には，制限を受けること

LMP により精算される。地点間取引等を行うとなる。その制限を回避する手段として，明事業者は，前日スポット市場の開場前に，PJM

示的取引が利用されている。この方式は，競にその取引内容を報告しなければならない。

売に出される利用可能容量よりも買入札の総つまり，取引内容の通告は，地点間取引にお容量が上回る場合，入札価格の高い順に利用

いて，発電側は PJM のエネルギー市場（前日

可能枠を割り当てる仕組みであり，物理的送スポット市場）に価格ゼロで発電量を入札し，電権に相当し，空押さえ禁止のルールが適用

需要側は需要量のみを入札する，ということされる。一方，暗示的取引は，さらに市場分7断方式（market splitting）と市場統合方式（marketに相当すると言える 。
このような卸電力市場は，効率的な資源配

coupling）に二分される。

分の達成を目標としつつ，完全競争状態での市場分断方式は，混雑送電線を境界にして短期の市場取引を意識した市場モデルといえ市場を分断し，連系線の混雑を解消しつつ，る。さらに，PJM のエネルギー市場では，リシステム価格と分断されたエリア価格の格差

アルタイム市場においても前日スポット市場を最小に留めるように，各エリアプライスをと同様に，LMP が計算される。本稿における策定する方式である。この方式は，ある卸電

メリットオーダーに基づく地点別混雑コスト

力市場の送電線または地域間連系線で生じた評価のフレームワークは，PJM の前日スポッ

混雑の解消に主眼を置く方式であり，北欧やト市場を想定している。

わが国の JEPX で採用されている。先に説明した PJM の LMP は，卸電力市場内の市場分断単

2.3 諸外国における需給計画断面での連系線の送電混雑対策事例

位をノード単位まで細分化した市場分断方式と考えることもできる。

電力自由化が先行する欧米諸国における，

一方，大陸欧州の卸電力市場間で主に用い需給計画段階での送電線や国際連系線の送電られる市場統合方式は，隣接する国の卸電力市場を統合するために考案された仕組みであから -4.2％であり，LMP の地域間格差の主たる要因は，送電混雑料金であることが判る。
7
このように PJM では，全ての卸電力取引がプール市場を介して売買されるプール方式ではあるものの，地点間の混雑
料金変動をヘッジする仕組みである FTR を採用しつつ，相対取引をプール市場に取り込む工夫が講じられていることに留意されたい。

る。図 1 に示すように，卸電力取引市場を結8－ 92 －

その他，市場メカニズムによらない方法として，現在わが国で採用されている「先着優先」や，主にドイツ国内の送電系統で用いられる「再給電指令・逆取引」などがある。
これらの需給計画段階で用いられる送電混雑対策の概要は，
文献 [4] を参照されたい。

市場価格（円/kWh）

需要曲線（エリアA）
Pfab‘

市場価格（円/kWh）
供給曲線（エリアA）

需要曲線（エリアB）
Pfab‘

Pb0
供給曲線
（エリアB）

Pb’
Pa‘
Pa0

Pfab‘
（エリアA→エリアB）
Da

Gb’ DbGa’

需要量、発電量（MW）

需要量、発電量（MW）

注1）Pfab’は、エリア間連系線に流れるエリアＡからエリアＢ向きの電力潮流で、その時点のエリア間連系
線の利用可能容量を超えないものとする。
注2）市場統合前の各エリア価格の格差（Pb0-Pa0）は、市場統合後には（Pb’-Pa’）縮小している様子が分かる。具体的には、エリアA（低価格エリア）では、エリアAの需要曲線を融通電力分右にシフトし、エリアAの供給曲線の交点からエリア価格と落札発電量を決定する。一方、エリアB（高価格エリア）は、
エリアBの需要曲線を融通電力分左にシフトさせて、エリアBの供給曲線の交点からエリア価格と落札発電量を決定する。
出典：[8]を基に作成

図1 市場統合によるエリア価格の格差縮小のメカニズム
ぶ国際連系線の利用可能容量を最大限に活用展することが予想される。将来，市場が十分し，国際連系線で混雑が発生しないように市に活性化し，事業者が卸電力市場の状況に応

場価格の安い国から高い国へ電力を融通する

じた契約内容とすれば，プール方式でも混合ことで，両国間の価格差を縮小する効果を持つ。

方式でも結果に大きな差は生じないとの意見

異なる卸電力市場を統合する市場統合方式

もある9。

と，ある卸電力市場内で発生した送電混雑をそこで，本稿で紹介するエリア別送電混雑解消する市場分断方式は，その目的は異なる

評価ツールでは，卸電力市場が十分に活性化

ものの，送電混雑を回避しつつ，電力市場取したものと仮定し，相対取引は考慮せず，米引に付随して国際連系線またはエリア間連系

国の PJM 等で採用される仕組みを参考にした線の送電可能量を割り当てる方式であるとい

全量プール方式に基づく卸電力取引モデルをう点は共通している。

想定した。
具体的には，発電側（発電事業者）は，売3. エリア別送電混雑コスト評価ツールの概要

電量として保有する各発電機の発電可能範囲（発電出力の上下限）と，売電価格として発電
広域機関の第 1 回地域間連系線の利用ルール等に関する検討会（2016 年 9 月 1 日開催）の「資料 5 地域間連系線利用ルール等に関する検討会（連系線の送電容量割当て方式の概要）」では，スポット市場を介した地域間電力取引でも，市場価格との差金決済取引を導入することにより固定価格
での相対取引を実現することが可能である例を示している。
ただし，これら資料で示す事例は，再エネ電源の導入拡大による市場価格の下落などの影響は考慮されていないことに留意されたい。
（http://www.occto.or.jp/oshirase/kakusfuiinkai/files/renkeisen_
kentoukai_01_05.pdf）

9

3.1 卸電力取引のフレームワーク
前述の通りわが国では，混合方式を採用しているが，一般的には，事業者間の合意の下で結ばれる相対契約の内容は，卸電力市場の動向に合った価格や取引量が決められることが想定される。その一方で，電力システム改
革に伴い，わが国の卸電力市場の活性化が進－ 93 －

電力経済研究No.64（2017.3）

図2 エリア別送電混雑コスト評価ツールにおける卸電力取引のフレームワーク

可能範囲に対する発電機の短期限界費用曲線断方式により，送電混雑を解消することを通（≒増分燃料費）を入札することとした。ただじて，市場分断後のエリアプライスを算定す

し，原子力発電と一般水力発電は，売電価格

ることとした。その算出方法の基本的な考え

を 0 円 /kWh とし，計画された発電量のみ入札

方は，先に説明した米国 PJM で採用されていする。さらに，再エネ発電事業者から電力をる LMP を参考にした10。

買い取る系統運用者は，予想される発電量を売電量として入札する（図 2）。

系統全体で社会厚生（≒生産者余剰＋消費者余剰）が最大となる需給バランスが決定さ一方，需要側（小売電気事業者や大口需要家）

れるものと仮定すると，以下のように時間 t には，買電価格を指定せず，買電量として自身

おいて，各電源の発電費用（C(G)）と需要側の需要量のみ入札することとした。

の便益（B(D)）で構成される目的関数の最小卸電力市場の運営者は，発電側の入札情報に基づき，入札価格の安い順に市場供給曲線を作成するとともに，需要側の入札内容に基づき，市場需要曲線を作成する。そして，市化問題として定式化することができる。
������ = ∑����� ���� ����� ) + ∑��� ���� ����� )(2)

Ci,t(Gi,t)：時間 t の電源 i の発電費用 (燃料費)

場供給曲線と市場需要曲線の交点（市場均衡(円)点）から，市場での取引量と取引価格が求め

Gi,t：時間 t の電源 i の発電出力 (MW)られる。

Bi,t (Di,t )：時間 t の需要家 i の便益 (円)Di,t：時間 t の需要家 i の需要量 (MW)なお，本ツールは前日市場を想定しているため，再エネの発電出力や需要量は，前日段

NG：系統に接続する電源の総数

階での予測値である。

NC：系統に接続する需要家の総数
ただし，先に述べたように本ツールで想定

3.2 メリットオーダーに基づくエリア別送電
混雑コスト評価の考え方

した卸電力市場では，需要側は買電価格を指定せず，買電量として自身の需要量のみ入札

本ツールでは，エリア間連系線で混雑が発10

生した場合，JEPX が現在採用している市場分－ 94 －

米国 PJM で採用される LMP を参考とするノーダルプライスの算出方法の詳細は，文献 [1] を参照されたい。

することとしている。そこで，目的関数を次

ここで，各電源の発電出力（Gi,t）に関する

式のように，各電源の発電費用（C(G)）によLagrange 関数の１階微分ベクトル（勾配ベクり構成される目的関数の最小化問題を解くこトル）は，次式のようになる。

とに改め，本ツールで想定する卸電力市場の

���

�����

市場均衡解を求めることとした。
���� = ∑����� ���� ����� )����� ����� �
�����

∑��
��� ������

(3)− �� − ������ + ������ −�����������+ ∑����� ������

������
�����(8)(3) 式の目的関数を最小にする各電源の発電

上記の目的関数の最小値を求める際には，以下の制約条件を考慮している。

=

出力は，有効制約条件の勾配ベクトルが１次��∑����� ���� = ∑��� ����独立ならば，Kuhn-Tucker 条件を満たす解が存(4)在する [3]。この時，(8) 式で表される各変数(5)����� � ���� � �����

（各電源の発電出力）の勾配ベクトルの間には，(6)������ � ����� � ������

以下の関係が成立する。

Gmini , Gmaxi：電源 i の発電出力の下限値

���

�����

と上限値 (MW)PFmink , PFmaxk：送電線 k の利用可能容量

=

���

�����

=⋯=

���

������

=0(9)

上記の条件が成り立ち，需給バランス制約の下限値と上限値 (MW)など各制約条件を満足する各電源の発電出力

PFk,t：時間 t の送電線 k に流れる電力潮流が求められたときの Lagrange 未定乗数を用い(MW)

れば，以下のように各電源のノーダルプライ

本ツールでは，送電線を地域間連系線とし，スを求めることができる11。

各連系線の電力潮流は DC 法（直流法）を用いて����� ����� ������

求めた。また，送電系統内で発生する混雑に対するエリア別送電混雑コストの評価に重点� �� + ������ − ������ +∑����� ������

を置くため，本稿では，LMP の構成要素のひ�����������− ∑����� ������

������
�����

(10)

とつである送電ロスは考慮しないものとした。

ここで，電源 i の短期限界費用は燃料費関数

各制約条件を満たし，目的関数を最小とす（Ci,t (Gi,t )）の 1 階微分値（≒増分燃料費）に相る各電源の発電出力を求めるために，以下の当する。さらに，需給バランス制約の Lagrange

Lagrange 関数を用いた。

未定乗数 λ t（上式の右辺第 1 項）は，需給運用でよく知られる経済負荷配分制御（Economic���� = ∑����� ���� ����� � + �� �∑��� ���� −Load Dispatching Control：以下「EDC」
）の等λ

��
∑��
��� ���� � + ∑��� ������ ������ − ���� � +∑����� ������ ����� − ������ +∑����� ������ �������� − ����� � +∑����� ������ ������ − ������ �に相当し，PJM の LMP でのシステムエネルギー
料金（(1) 式）にあたる。つまり，この λ t は，卸電力市場の市場分断前のシステムプライス(7)を意味する。

λ t：需給バランス制約（等式制約）

11μGLi,t , μGUi,t：電源 i の出力上下限制約
μTLk,t , μTUk,t：時間 t の送電線 k の電力潮流の出力上下限制約に関する Lagrange 未
定乗数－ 95 －

対象電源は上下限制約を違反することなく部分負荷運転であれば，電源 i の発電出力の上下限制約は活性化することは無いので，(10) 式右辺の第 2 項と第 3 項は，電源 i の発電
出力の上下限制約の Lagrange 未定乗数は共にゼロとなる。
また，発電出力が上限値または下限値に固定される場合には，固定した制約値の Lagrange 未定乗数は非ゼロとなることに留意されたい。

電力経済研究No.64（2017.3）

系統内で送電混雑が発生しなければ，(10)式右辺の第 4 項と第 5 項の値は共にゼロとなり上げ検討した。需要想定と電源想定など関連する試算条件を表 2 に示す。

る。ただし，送電線 k で，潮流計算上定義した正方向の電力潮流が，送電線の利用可能容4.2 試算結果との考察

量を超えて流れ，混雑状態となった場合には，(1)卸電力市場価格（システムプライス）への(10) 式右辺の第 4 項の μTUk,t のみ非ゼロとなる。

影響とその考察さらに，同一ノードに接続する電源において，夏期と春期における，再エネ発電量の卸電(10) 式右辺の第 4 項の値は同一値となる。つま力市場への投入が，卸電力市場価格（システり，系統内で発生した送電混雑の解消のため

ムプライス）に与える影響を図 3 に示す。こに地点 i に賦課された価格調整により，各ノーの図に示すように，いずれの時期においても，ドの発電量が調整されることとなる。すなわ

再エネ電源の入札により，市場供給曲線は右

ち，(10) 式右辺の第 4 項および第 5 項は，PJMにシフトする。特に，市場需要（≒系統需要）の LMP における送電混雑料金（(1) 式）に相の水準が低い春期では，再エネの市場参入に当する。

よる市場供給曲線のシフトにより，市場均衡
点（市場供給曲線と市場需要曲線との交点）は，

4. 再エネ電源の市場入札が卸電力市場
価格に及ぼす影響の試算とその考察

市場供給曲線の低価格帯へと移行している様子が分かる。
市場均衡時の発電種別毎の発電量を図 4 に4.1 試算条件示す。今回の想定では，各種火力電源の短期

本稿では，送電ロスの補償を考慮せず，想限界費用の範囲は以下の通りである。

定した電源が全て利用可能であるという理想

・石油火力：13.22 ～ 17.06 円 /kWh

的な条件の下ではあるが，現在開発中のエリ・石炭火力：1.27 ～ 3.78 円 /kWh

ア別送電混雑コスト評価ツールを用いて，再・LNG 火力：9.58 ～ 12.50 円 /kWh

エネ電源の市場入札が卸電力市場価格に及ぼ・LNG コンバインド（以下「LNGCC」）：5.65～ 10.98 円 /kWh

す影響について試算した。具体的には，2030
年断面の系統需要を対象として，旧一般電気

各火力電源がメリットオーダーによって落事業者，旧卸電気事業者，旧特定規模電気事

札される場合，入札価格（≒短期限界費用）

業者や共同火力などの事業者が，卸電力取引の水準が高い石油火力，LNG 火力，LNGCC は，所に入札することを想定した。なお，JEPX で市場需要（≒系統需要量）水準の低下によりは卸電力取引の約定時の地域間連系線等の空経済的に不利となり，卸電力市場で落札され容量を考慮して地域分断処理を行い，各エリ

難くなる。

アプライスを決定している。そこで今回の試

通常は，市場需要の増加に伴い卸電力市場

算では，東京中部間連系線（以下「FC」）のみ

価格も上昇するが，再エネ電源の卸電力市場対象とした市場分断を考慮し，再エネ電源のへの入札により，火力電源の分担する需要量

市場入札水準が東エリアと西エリアのエリア

12（以下「差引需要」）が減少する。その結果，プライスに及ぼす影響について，特に，系統市場需要の水準が高い夏期（図 4）では，再エ

需要量と再エネ電源（特に太陽光発電）の発電出力等の水準の違いから，夏期（7 月の水曜

1214 時）と春期（4 月の水曜 14 時）の 2 点を取－ 96 －

差引需要（または残差需要）とは，想定した電力需要から再エネ電源の出力や原子力電源や一般水力電源の出力を差し引いた需要。

表2 再エネ電源の市場入札が卸電力市場に及ぼす影響評価の条件設定
項目

需要想定

概要
・2030年度の時間帯別電力需要のロードカーブは、総合資源エネルギー調査会 省
エネルギー・新エネルギー分科会 新エネルギー小委員会 系統ワーキンググル
ープにおける30日等出力制御枠の算定にあたって、旧一般電気事業者が公開するシミュレーションの諸元データを利用。ただし、シミュレーションの諸元データを公開していない旧一般電気事業者（東京・中部・関西）は、各社「でんき予報」で公開されている2014年度の時間帯別電力需要に、太陽光発電の自家消費分想定を足した需要を利用。
・広域機関による2025年度の各エリア総需要の想定を参考に、エネルギーミック
ス想定に合うよう、各エリアの需要カーブを修正。
・旧一般電気事業者・卸電力事業者・その他事業者（共同火力や新電力等）の2015
年度の供給計画を基に電源を想定。2020年時点までに廃止を発表している電源・2030年時点で運用開始から45年(石油は55年)を経過する電源は廃止。
・新規の電源は、環境アセスメントに申請中の電源のみを考慮。

・小規模石炭も考慮。ただし、バイオマスと混焼の設備は燃料費等の諸元の設定
火力電源（石油、石炭、 が困難なため除外。
LNG、LNGコン ・電気学会の想定※や、各事業者や政府等が公表する発電効率を参考に電源毎にバインド）
燃料費用関数を想定。
・IEAによるWEO2016年報告書の「New Policies Scenario」：石炭：10,728円/ト
ン、LNG： 68,116円/トン、石油：12,650円/バレル、為替レート：110円/$（2016年実績見通し）を適用。
・各電源のLFCなどの調整力や予備力の確保量は考慮せず。
原子力電源
電
源
想
定

・エネルギーミックスケース（発電量の20～22%）。
・想定発電量（通年で一定値に固定）は売電価格0円/kWhで入札。
・一般水力（自流式・ダム式等）のみとし、揚水電源（発電・揚水動力）は考慮
せず。

水力電源
（一般水力）

・一般水力電源の発電量は、省エネルギー・新エネルギー分科会 新エネルギー小委員会 系統ワーキンググループにおける30日等出力制御枠の算定にあたって、旧一般電気事業者が公開するシミュレーションの諸元データを参考に、発電量をエネルギーミックスに合うように修正。ただし、シミュレーションの諸元データを公開していない旧一般電気事業者（東京・中部・関西）は、過去10年間の実績から、一般水力（自流式・ダム式等）の発電量を、エリア別・月別に想定。
・想定発電量（月別一定値に固定）は、売電価格0円/kWhで入札。
・太陽光発電：2015年度末（2016年3月）時点の累積導入量から、過去3年の平均
年間導入量で引き続き導入が進むと想定し2030年までの導入量を推計。接続可能量を発表している7社においては、その+10%まで導入を認めるものとした。

再エネ電源（ 太 陽 光 発 ・風力：環境アセスメントと日本風力発電協会のエリア別導入可能量を参考に、
電、風力、バ
2030年度のエリア別設備容量を設定。
イオマス、地・その他再エネ（バイオマス・地熱）：FIT認定量を参考に、エネルギーミックス熱）に合うように出力を設定（年間一定の出力）。
・時間別想定発電量は売電価格0円/kWhで入札。
その他

地域間連系線

・地域間連系線の利用可能容量として、広域機関が想定する2025年の連系線運用
容量を利用。

※電気学会・電力系統標準モデルの普及・拡張調査専門委員会「モデル拡張に関する報告書(マニュアル)」（2001年10月）－ 97 －

電力経済研究No.64（2017.3）

システムプライス

発電量（MW）

7.024 円/kWh
38１,074.47 MW
太陽光：31,384.17 MW
風⼒：
834.14 MWバイオマス： 4,695.20 MW
地熱： 1,160.96 MW

再エネ⼊札量

⼊札価格（円/kWh）

需要曲線

供給曲線
固定出⼒分（原⼦⼒＋⼀般⽔⼒・
再エネ）
74669.01 MW

春期：4月水曜14時を想定。想定需要は104,174MW
夏期：7月水曜14時を想定。想定需要は144,365 MW

図4 市場均衡時の燃料種別毎の発電量

需要量、供給量（MW）(a) 夏期（7月水曜14時を想定。
市場需要は144,365 MW）
2015
3
システムプライス
再エネ
⼊札量3.14 円/kWh

分負荷運転を行う LNGCC，春期では石炭火力の短期限界費用の水準が，それぞれ卸電力市

2015

5

47,721.5９ MW
太陽光 ： 38,642.02 MW
風⼒： 3,223.41 MW
バイオマス： 4,695.20 MW
地熱： 1,160.96 MW

場価格の水準を左右していることが判る。
(2)エリアプライスへの影響評価とその考察
システムプライスは，地域間連系線の利用

⼊札価格（円/kWh）

可能容量を考慮しない，全域で発電費用（燃需要曲線料費）が最小となる需給均衡時の卸電力市場価格である。しかし，東西地域を繋ぐ地域間連系線では，春期（4 月の水曜）の 1 日の全固定出⼒分（原⼦⼒＋⼀般⽔⼒・
再エネ）
81,971.25 MW

時間帯で東向きに流れる電力潮流が利用可能

供給曲線

容量を越え，終日混雑状態となった。そこで，
この混雑連系線を境に地域分断処理をした結果，図 5 に示すように，全時間で，東地域のエリアプライスは，西地域のエリアプライス
よりも高い状態になる。これは，東向きの連

需要量、供給量（MW）(b)春期（4月水曜14時を想定。市場需要は104,174MW）

系線潮流で発生する混雑を解消するため，電図3 再エネ電源の卸電力市場への入札によ

力の受取側である東地域の供給力を増加させる卸電力市場価格（システムプライス）の影響て，東地域のエリアプライスを値上せざるを4得なかったことを意味する。一方，西地域は，
ネ電源の卸電力市場への入札に伴い，石炭火地域間連系線の利用可能容量以上に東地域へ

力と LNG 火力は落札されず，LNGCC の落札

電力を送ることができない。そのため，再エ水準も，総落札量の約 17％程度に留まる。さネ電源の市場入札水準が高く，東向きの電力

らに，需要水準が低い春期では，LNGCC は全潮流の増加が望めない場合には，図 6(b) に示く落札されない。需要水準の高い夏期では部

すように，西地域の差引需要の増加が望めず，－ 98 －

と，ある一部の地域間連系線で発生する混雑（円/kWh）

が招く市場分断後のエリアプライスの変動についてみてきた。ただし，これら各プライスの変動は，送電ロスの補償を考慮せず，さらに想定した電源が全て利用可能であるという理想的な条件の下での評価結果である。実際には，電源は，故障等による計画外停止や，時間保守点検などにより運転できない時期がある。
図5 春期の日間のシステムプライスと従って，電源の保守点検による停止や計画外

各エリアプライスの推移

停止により市場供給曲線の形状が変化し，シ
ステムプライスやエリアプライスが変動する

（MW）

2015

場合もありうる。ただし，電源の計画外停止

6を考慮しその時点での利用可能な電源が確保されていれば，供給不足，いわゆるアデカシー不足に陥ることは無い。しかし，本稿で示した試算結果より，再エネ電源の市場入札割合
がさらに増加し，再エネ電源など固定出力分が想定需要を上回り，供給過剰状態に陥り，

時間

連系線混雑が解消できず卸電力市場が約定しないケースも起こる恐れが内在していること(a) 東地域を示すものといえる。

（MW）

5.  評価ツールの有用性と今後の開発課題

7

本稿では，大規模な再エネ電源の卸電力市場への参入が卸電力市場価格に与える影響と送電混雑解消に要するコストの把握を定量的時間に評価できる，エリア別送電混雑コスト評価
ツールの開発と概要について紹介した。さら(b)西地域に，本ツールを用いた再エネ電源の市場入札

注1）東向きの地域間連系線の利用可能容量は、終日
2100 MWと想定。
注2）各地域の固定出力は、原子力、一般水力と再エネ
20158
電源からの発電量を指す。

時のシステムプライスや地域間連系線混雑時の市場分断処理のエリアプライスの推移に関図6 春期の日間の各地域の差引需要の推移する試算結果から，ツールの有用性を確認した。
再エネ電源は，エネルギーポテンシャルや

市場分断後のエリアプライスのさらなる低下

立地条件を優先して，通常建設が進められる。

を招く可能性があることを示している。
本稿では，春期や夏期などの特定期間のみ

そのため，FIT 等の政策により再エネ電源のを対象とし，再エネ電源の市場入札を考慮し導入が進むにつれて，電源の偏在化が進展し，た時の卸電力市場のシステムプライスの推移

エリアプライスの格差を引き起こす混雑が地－ 99 －

電力経済研究No.64（2017.3）

域間連系線で多発することが想定される。送予め周波数変動や需給変動に対応した調整能

電混雑の解消の根本的な解決策は，送配電ネッ

力を確保しておく必要がある。欧州での事例

トワークの増強・拡充であるものの，設備増では，卸電力市場の開場前に，系統運用者が強には巨額な資金とともに，計画から運用開調整能力をあらかじめ確保するケースもある。

始までに数十年という期間を要する。そのた卸電力市場において，アデカシーや需給調整

め，卸電力取引に対する送電混雑費用の負担の維持を担う電源をマストランと位置付け，軽減を目的とした施策が議論されているが，優先的に落札したことによる卸電力市場価格

現状では，運用段階での送電混雑対策の役割の変動への対処など，需給調整能力を提供すが増している。しかし，設備形成なしの運用る電源をメリットオーダーに基づく卸電力市対策にも限界があるため，設備増強の適切な場においてどの様に取り扱っていくのかなど

時期・場所・規模の判断が，今後は更に重要の問題も，今後の評価ツールの開発の課題のとなる。ただし，送配電部門の中立性を一層一つとして挙げられる。

確保する観点から，2020（平成 32）年 4 月には法的分離による発送電分離が行われること【参考文献】

が決まっており，長期的視点で電源計画と一[1] 岡田健司，浅野浩志（1998）「ノーダルプライスに基づく送電料金のシミュレーション分析」, 電力中央研究所報告 , Y97019.
[2] 岡田健司（2015）「送配電ネットワーク利用に関わるサービスとその制度の概要」, 電気評論 第 616号（第 100 巻 7 月号）, pp.65 ～ 70.
[3] 茨木俊秀・福島雅夫（1991）「FORTRAN77 最適化
プログラミング」岩波書店[4] 古澤健，岡田健司（2017）「再生可能エネルギー
電源大量導入下の欧州における国際連系線を活用した需給調整メカニズムの動向と課題」, 電力経済研究，No. 64, pp.59-77.
[5] PJM (2017) PJM Manual 10: Pre-Scheduling
Operations (Revision: 35, Effective Date: January 1,2017).
[6] PJM (2016) PJM Manual 11: Energy & Ancillary
Services Market Operations (Revision: 85, Effective
Date: November 01, 2016).
[7] Monitoring Analytics, LLC (2016) 2015 State of theMarket Report for PJM, Volume 2: Detailed Analysis.
[8] Francois Leveque (2003)”Transport Pricing ofElectricity Network“, Kluwer Academic Publishers

体的な送電線の設備計画を進めていくことは難しくなる。また，再エネ電源の偏在化の可能性に加え，広域的な電力取引の活性化に伴い，広域的な視点で火力電源等の開発が進む
可能性も指摘されている13。電力システム改革に求められている電力取引の活性化や今後の電源開発の動向等との整合性を図りながら，どのように効率的な送電設備投資を促していくかが問われている。送電混雑解消に要する
エリア別のコスト評価が可能なエリア別送電
混雑コスト評価ツールの開発は，運用による対応の評価だけでなく，設備投資の意思決定を支援するためにも，今後さらに重要になっていくと考えられる。
本ツールは，あくまでも卸電力市場を通じた翌日の需給計画の策定に主眼を置いている。
しかし，翌日の需給計画策定段階では，予測し難い再エネ電源の出力変動に対応するため，
広域機関が 2016 年 12 月 27 日に公開した意見募集を求めた「広域系統長期方針（案）」では，今後，再エネ電源がエネ
ルギーポテンシャルや立地条件を最優先に建設された場合，電源の偏在化が進展してゆく可能性や，電力自由化と広域的な電力取引の進展に伴い，需要地エリアを意識せずに火力電源等の開発が進められる可能性が指摘されている。
（http://www.occto.or.jp/oshirase/iken/161227_ikenboshu_koikikeito.
html）

13

－ 100 －

岡田 健司（おかだ けんじ）
電力中央研究所 社会経済研究所
永井 雄宇（ながい ゆう）
電力中央研究所 社会経済研究所

平成 29 年 6 月 29 日
一般財団法人 電力中央研究所
社会経済研究所
電力経済研究 No.64 特集「電力システム改革と再生可能エネルギー政策の整合性」の訂正について研究ノート「エリア別送電混雑コスト評価ツールの開発」の本文 98 ページに下記の誤りがありました。既にダウンロードされた皆さまにはご迷惑をおかけしますことを深くお詫びいたします。なお、研究ノートの主な内容には変更ございません。
訂正内容（1）図 3 再エネ電源の卸電力市場への入札による卸電力市場価格（システムプライス）の影響(b)春期（4 月水曜 14 時を想定。市場需要は 104,174MW）
システムプライスの値を「3.14 円/kWh」から「2.92 円/kWh」に訂正いたします。なお、グラフに変更はございません。
訂正前

訂正後

（2）図 4 市場均衡時の燃料種別毎の発電量
図中の「冬期」を「夏期」に訂正いたします。
訂正前

訂正後

(3)本文（左段下１行目）の「石炭火力と LNG 火力は落札されず、」の部分を以下のように訂正いたします。
訂正前

訂正後

ネ電源の卸電力市場への入札に伴い， 石炭火ネ電源の卸電力市場への入札に伴い， 石油火力と LNG 火力は落札されず，LNGCC の落

力と LNG 火力は落札されず，LNGCC の落

札水準も，総落札量の約 17％程度に留まる。

札水準も，総落札量の約 17％程度に留まる。

以上