NPO法人原子力資料情報室

CNIC BRIEF

消費者負担で原発補助金
長期脱炭素電源オークションとその問題

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ハイライト
2023年度長期脱炭素電源オークションの調達量は脱炭素電源が401万kW、LNG専焼火力が575.6万kW。この取引によって発生する費用の総額は年間4,102億円、平均制度適用期間（25年間）の累積費用は10.2兆円となる。落札した発電事業者に渡るこの費用は最終的に電力消費者負担となる。
2023年度オークションでは中国電力島根原発3号機の取引が成立した。平均価格で推計した場合の中国電力の年間収入は766億円、平均制度適用期間25年間では1.9兆円。売電によって得られた収益などを9割還付する必要があるため実収入はこれを下回るが、卸電力市場価格が平均7円/kWhの場合、推定収入は1兆円になる。
将来的な長期脱炭素電源オークションの調達量は年1.2億kW。2023
年度約定価格から推計すると、総費用は2050年時点で年間7兆円程度。2024年から2050年までのオークションによる累積費用は70兆円を超える。全額が消費者に転嫁された場合、一般家庭の1年あたり負担額はおよそ3万円に。

長期脱炭素電源オークションとその問題

１

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目次
1

長期脱炭素電源オークションとは2

2023年度約定結果

3

容量市場メインオークションとの比較

4

ケーススタディ：島根原発3号機

5

長期脱炭素電源オークションの問題点

6

おわりに

認定 NPO 法人 原子力資料情報室について

長期脱炭素電源オークションとその問題

2

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長期脱炭素電源オークションとは
電力小売全面自由化や再生可能エネルギー導入拡大などの環境変化で、電源への投資が回収できなくなる恐れから電源投資が減り、電源不足となることが懸念された。
そこで「中長期的に必要な供給力・調整力を確保することで、電気料金の安定化を図る」1) ために作られた市場が電力広域的運営推進機関(OCCTO)の「容量市場」だ。
容量市場は2020年度の開始当初、取引から4年後の全国の電力供給力を確保するメインオークションと、3年後(実需給の1年前)に、容量不足/余剰の場合に実施する追加オークションだけだった。だが容量市場では「最新の電源への投資のために必要な長期的な予見可能性を付与
2)することは困難」 なため別途の制度手当が求められた。
そこで2023年度から容量市場の一市場として長期脱炭素電源オークションが始まった。
容量市場のメインオークション、追加オークションでは1年分の日本全体の容量を確保する。一方、長期脱炭素電源オークションでは長期の容量を確保する。2023年度オークションの場合、①400万kWの脱炭素電源を、②原則

容量市場の全体像
メインオークション
毎年、4年後の日本全体の電力供給力確保のために実施

追加オークション
メインオークションから3年後（実需給の1年前）に容量が不足、または過剰の場合
実施
容量確保契約金額
約定価格(円/kW)×応札容量(kW)3)20年間（それより長いこともある）確保している。

日本全体には1.2億kWの化石電源(≒火力発電所)がある。
これを長期脱炭素電源オークションやFIT/FIP制度など
4)で2050年まで脱炭素電源に切り替えていくという。
長期脱炭素電源オークションで約定(取引成立を指す業界用語)した電源を持つ発電事業者は毎年、入札価格に電源容量をかけた「容量確保契約金額」を受け取る。そのための費用は小売電気事業者と送配電事業者が負担するが最終的には電力消費者に転嫁される。一方、発電事業者は「容量確保契約金額」に加え、当該電源で発電した電

長期脱炭素電源オークション
毎年400～600万kWを調達。原則20年間の収入保障。ただし他市場で得られた収益は還付が求められる容量確保契約金額
入札価格(円/kW/年)×物価変動
×応札容量(kW)

気を売電して収益(他市場収益)を得る。発電事業者が二重に収益を得ることが無いよう、他市場収益のうち固定費該当部分をOCCTOに還付しなければならない。
1) https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/001_05_00.pdf
2) https://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subcommittee/system_kouchiku/pdf/report_001.pdf
3) なお2023～2025年度のみ、脱炭素化の道筋を描くことを前提にLNG専焼火力を合計600万kWを募集している。
4) https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/20221003_1.pdf

長期脱炭素電源オークションとその問題

3

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募集対象電源、入札上限価格、供給力提供開始期限
長期脱炭素電源オークションは募集対象の電源種ごとに、参加可能な設備容量の下限値、新設・リプレース・改修の別、入札上限価格、供給力の提供開始期限を設定している。
太陽光・風力の設備容量下限が10万kWと比較的高く設定されている。また原発の供給力の提供開始期限（運転開始するまでの期限）が17年と最も長く設定されている。

電源種

専焼/混焼

参加可能な設備容量（万kW）

新設・リプレー
ス/改修

上限価格 5)（円/kW）

太陽光

―

10

新設・リプレース

100,000

風力(陸上・洋上)―

10

新設・リプレース

100,000

蓄電池―

1

新設・リプレース

55,308～74,690

揚水

―

1

新設・リプレース

100,000

一般水力(貯水式・調整式・流込式)―

10新設・リプレース

新設:72,916
リプレース:37,319

供給力提供
開始期限
5年
(アセス済:3年)

8年(アセス済:4年)
6)

4年
12年
(アセス済:8年)

12年(アセス済:8年)

地熱―

10

新設・リプレース

新設:100,000
全設備更新
型:97,104/地下設
備流用型:58,262

原子力

―

10

新設・リプレース

100,000

水素
火力

専焼・10%以上
混焼

10(新設・リプレース)
5(改修)

新設・リプレース/
改修

新設・リプレース:48,662
改修:100,000

アンモニア
火力

専焼・20%以上
混焼

5改修改修:74,446

バイオマス
火力

専焼

10新設・リプレース/
改修

新設・リプレース:100,000
改修:81,637(アセス済/不要:7年)

LNG火力

専焼

10新設・リプレース

36,945

6年

8年(アセス済:4年)

17年(アセス済:12年)

11年(アセス済/不要:7年)

11年(アセス済/不要:7年)

11年

5) 上限価格は原則NetCONE価格(新規参入費用(Cost Of New Entry)から他市場収入を差し引いたもの)の1.5倍、10万円を超えるものは10万円を上限としている
6) 上限価格は、電源が設置されたエリアによって、価格が異なる。（揚水・蓄電池共通）北海道：57,598円/kW/年、東
北：55,308円/kW/年、東京：74,690円/kW/年、中部：59,738円/kW/年、北陸：56,101円/kW/年、関西：60,761円/kW/年、中国：56,477円 /kW/年、四国：55,826円/kW/年、九州：60,595円/kW

長期脱炭素電源オークションとその問題

4

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2023年度長期脱炭素電源
オークション約定結果7)

2023年度長期脱炭素電源オークションでは、非化石電源が401万kW(約定総額2,336億円/年)、LNG専焼火力が575.6万kW(約定総額1,766億円/年)約定した。脱炭素電源の約定平均単価は58,254円/kW、LNG専焼火力は30,681円/kWだった。約定した電源が容量確保契約金額を得られる期間(制度適用期間)は原則20年とされる。だが延長が申請できるため、中には31年以上で申請した電源もあった。推計平均は25年となった。

約定量

976.6万kW
水力(揚水)
5.9% 蓄電池
11.2%
バイオマス
2%

LNG専焼火力58.9%

合計
976.6万kW4,102億円

約定総額

水力(揚水)
8.2%
蓄電池
15.5%
LNG専焼火力43.1%

合計
4,102億円/年

原子力
13.5%

原子力
18.7%

既存火力改修8.5%

平均約定単価（脱炭素電源）

既存火力改修11.7%円/kW

30,00020,00010,000脱炭素電源
水力(揚水)
蓄電池
バイオマス
原子力
既存火力改修

25年
31年～
18%
177万kW

60,00040,000※内訳は平均約定価格から推定

平均制度適用期間

58,254円/kW
50,000

バイオマス
2.8%

LNG
専焼火力

21年～30年
15.4%
151万kW20年
66.6%
675万kW0
平均約定価格(円/kW)※21～30年は25年、31年～は35年として平均値を算出

7) https://www.occto.or.jp/market-board/market/oshirase/2024/files/240426_longauction_youryouyakujokekka_kouhyou_
ousatsu2023.pdf

長期脱炭素電源オークションとその問題

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還付後約定総額（脱炭素電源のみ）

706億円（2021～2023年度平均(約15円/kWh)の場合）

長期脱炭素電源オークションで約定した電源が発電した電気を売電した場合、売電収入(非化石価値収入含む)から燃料費などの可変費を差し引いた額の約9割をOCCTOに還付することが求められる。長期脱炭素電源オークションが当該電源の固定費に該当する部分の収入確保を目指しているため、他市場での収益で可変費を差し引いた固定費部分を得ることは二重取りとなるためだ。
卸電力市場の価格が安い場合は収益が少なくなり、還付額が減るため、差し引き後の約定総額は多くなる。一方、市場価格が高い場合は還付額が多くなるため、差し引き後の約定総額は少なくなる。場合によっては還付額が約定総額を上回ることもある。再生可能エネルギーの増加によって市場価格が下がった場合、長期脱炭素電源オークションで得られる収入は多くなる。市場価格が10円/kWhの場合、還付後約定総額は1,400億円程度になる。

円/kWh

電力市場価格（年度平均）252015105020182019

2020

2021

2022

2023

3年平均

各年度の平均電力市場価格を用いて推定した還付後約定総額
LNG専焼火力

2,000
1,000
0-1,000-2,000-3,000

長期脱炭素電源オークションとその問題

直近3年度
平均

2023年度

2022年度

2021年度

2020年度

2019年
度-4,00020
18年度億円脱炭素電源

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容量市場のメインオークションとの比較
約定価格の違い2020年度から開始されている容量市場メインオークションは、長期脱炭素電源オークションと同じく、中長期的な電源確保のために導入された。いずれの市場でも、対象とされているのは電源を維持するための固定費である。
ただし約定方法には違いがある。長期脱炭素電源オークションでは、個々の電源(発電設備)の応札価格を約定価格とする。つまり発電設備によって約定価格が異なる。一方、容量市場では、需要曲線と交差した電源の応札価格を、約定したすべての電源に共通する約定価格としている。また、容量市場には他市場収益の還付といった制度はない。

長期脱炭素電源オークション

需要曲線

約定価格

募集量

応札価格（円/kW）

応札価格（円/kW）

容量市場メインオークション

関連する活動に関する詳細を追加する

主要なパフォーマンス項
目をここに記入する

応札容量（kW）

応札容量（kW）

需要曲線との交点となる電源までをすべて約定する。約定価格はすべて、交差した電源の応札価格とする。

募集量に達するまでの電源をすべて約定する。約定価格は各電源の応札価格とする。

長期脱炭素電源オークションとその問題

7

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容量市場メインオークション約定価格と長期脱炭素電源オークションの平均約定価格の比較
容量市場メインオークションの基準価格(Net CONE)は例年9,000円/kW台半ばだった。この価格はLNG火力発電所を建設して40年での投資回収を前提とした額だ。一方、長期脱炭
素電源オークションでは原則20年での投資回収を見込んだ基準価格を電源種ごとに設定している。なお上限価格はいずれのオークションでも基準価格の1.5倍とされている。
2023年度長期脱炭素電源オークションのLNG専焼火力の上限価格は36,945円/kWだった。上限価格は基準価格の1.5倍であるから、基準価格は24,630円/kWだったことがわかる。この時の平均約定価格は30,681円/kWだった。メインオークションの約定価格は毎年大きく変動しているが約定した電源の半分近くはLNG専焼火力である。長期脱炭素電源オークションのLNG専焼火力の約定価格はメインオークションの2～7倍だったことになる。
投資回収期間の違いを考慮しても上振れしている可能性が高い。

長期脱炭素電源オークション平均約定価格
脱炭素電源

58,254円/kW

LNG専焼火力

30,681円/kW

容量市場メインオークション約定価格（経過措置控除前）

4,173円/kW～14,138円/kW
約定価格の比較容量市場

長期脱炭素電源オークション（脱炭素）60,000

4～14倍円/kW

長期脱炭素電源オークション（LNG）

50,00040,000価格
定
約58,254い高30,681

30,00020,00010,000014,138

2024

4,173

6,582

2025

9,264

2026

長期脱炭素電源オークションとその問題

2027

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容量市場メインオークション応札電源と長期脱炭素電源オークション応札電源の比較
容量市場メインオークション応札電源
一般水力

揚水

石炭

万kW

原子力

LNG
再エネ

石油他
水力以外の再エネ
はほぼ応札せず

8,000
6,000
4,000
2,000
0
2020

2021

2022

2023

容量市場メインオークションで約定しなかった電源

万kW

石炭石油

LNG

発動指令

※

その他

1,000
800
600
400
200
0
2020

2021

20222023※ 単体の期待容量が1,000kW未満の電源や安定的供給⼒を提供できない⾃家発・デマンドレスポンス(DR)などを単独または組み合わせることで、期待容量が1,000kW以上の供給⼒を提供するもの。一般送配電事業者から発動指令が出た場合、供給力を提供する必要がある。

長期脱炭素電源オークションでの応札電源と約定状況
不約定

水素混
焼ア改ン
修
モニア
混
焼改
修
水素混
焼改修
バイオ
マ
ス
専
焼蓄
電池

揚水・蓄電池は募集
上限が100万kWのため不約定が増えた

その他（
水原力子・力太陽光・風力）
LN
G
専
焼火
力

600
500
400
300
200
1000

揚
水万kW

約定

バイオマス以外の再エネは応札せず

長期脱炭素電源オークションとその問題

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推定市場規模容量市場メインオークションの調達量は全体で1.8億kWある（内、再エネの固定価格買い取り分などが0.2億kW）。内訳は非化石電源（再エネ・原子力・FIT/FIP再エネ）が約3割、化石電源が約7割とされている。
化石電源は、長期脱炭素電源オークションやFIT/FIP制度で2050年までに脱炭素化する。なお長期脱炭素電源オークションの初回調達量は「スモールスタート」と称して、400万kWに設定された。将来の調達量は毎年度600万kW程度まで引き上げられる。長期脱炭素電源オークションの制度適用期間は原則20年のため、各年度のオークションで調達した容量は、少なくとも20年間確保される。従って長期脱炭素電源オークションでの確保容量は年々積みあがっていくことになる。一方、容量市場メインオークションの調達量は長期脱炭素電源オークションでの累積調達量の拡大とともに縮小していく。
仮に2020年度容量市場メインオークションで約定した化石電源1.26億kWを、2050年までに長期脱炭素電源オークションで置き換える場合の市場規模の推移を図に示した。

2050年度に電源の非化石化を完了する場合の推定電源調達規模
FIT調達など
容量市場（化石電源）

容量市場（非化石電源）
長期脱炭素電源オークション

億kW

2.00

1.50

1.00

0.50202420262028203020322034203620382040204220442046204820500.00※

日本全体の必要電源量を1.8億kW、FIT調達量等を0.2億kW、容量市場で調達している非化石電源を0.34億kWで固定し、容量市場での化石電源調達量1.26億kWを2050年までに長期脱炭素電源オークションで代替するとして推定

長期脱炭素電源オークションとその問題

10

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推定市場総額
2050年時点で、容量市場が0.34億kW、長期脱炭素電源オークションが1.26億kWだった場合の市場総額を推計したところ、長期脱炭素電源オークションが7.3兆円、容量市場メインオークションが0.3兆円、合計7.6兆円になる。なお、現状、FIT/FIP買取額はおよそ5兆円ある。この額は将来漸減していくが、ここでは推計から除外している。
2024年～2050年までの容量市場関連の累積費用は、容量市場メインオークションが24.7兆円、長期脱炭素電源オークションが77.7兆円、合計102兆円になった。
比較のために電気業(発電や送電などを行う事業者)の1996年～2022年(27年間)の設備投資額を示した。累積では69兆円(2022年価格、企業物価指数)となった。この中には容量市場には含まれない送配電網や、ここでは割愛したFIT/FIP関連の投資も含まれる。
このことは、発電設備のみを対象とする容量市場関連の累積費用が、過去の発電設備や送配電網なども含む設備投資を大幅に上回るものになることを意味している。

推定約定総額容量市場（非化石電源）億円

長期脱炭素電源オークション
80,000容量市場（化石電源）
長期脱炭素電源オークション(LNG)

2024～2050年度累計：102兆円

60,00040,00020,000202420262028203020322034203620
38204020
4220
4420
46204820500※

容量市場は2024年度以降は過去平均価格を約定価格とした。脱炭素電源オークションは2023年度平均約定価格で計算した。還付額は考慮していない

50,00040,0001996～2022年度累計：69兆円

30,00020,00010,0000,00019961998200020022004200620082010201220142016201820202022億円(2022年価格, PPP)

参考：電気業 設備投資額（ソフトウェア投資除く）

法人企業統計、企業物価指数（2020年基準）より作成

長期脱炭素電源オークションとその問題

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ケーススタディ
島根原発3号機
2023年度長期脱炭素電源オークションでは中国電力の島根原発3号機(出力131万kW)が落札した。約定結果では落札した発電所名は公表されるが、約定価格や制度適用期間は公表されない。そのため発電所毎の収入はわからない。そこで約定価格を平均約定価格と等しいとし、設備利用率70％としてから島根原発3号機の収入を推定した。
電力市場での売電収入や非化石価値収入還付前の場合、制度適用期間によって1.5～3兆円、還付後は条件によって異なるが、制度適用期間25年、市場価格7円/kWhの場合、1兆円になった。これほど巨額の支援について、国民理解が得られたとは到底考えられない。
8)

1年間の収入と制度適用期間全体での収入（他市場収益還付除く）

他市場収益還付後の制度適用期間（25年と仮定）全体での収入億円

億円

前提 約定価格58,254円/kW・非化石価値0.2円/kWh・可変費2.2円/kWh

35,00020,000 1.9兆円
3兆円
30,00025,000
1.9兆円
15,000
1.4兆円
20,000
1.5兆円
15,000
1兆円
10,000
関連する活動に10,0005,000
関する詳細を766億円
0追加する
0.46兆円
1年
20年
25年
40年
5,000

0,000

752億円

-5,000

549億円
403億円
186億円

-0.4兆円-10,000-177億円-541億円-15,000-1.3兆円

2.
2円
/k
W
5円
h/kW
7円
h/kW
10h円
/kW
15h円/kW20h円/kWh800
600
400
2000-200-400-600

2.
2円/kW
5円h/kW
7円
h/kW
10h円/kW15h円/kW20h円/kWh億円

約定価格
電力市場価格別の他市場収益還付後の年間推定収入

需要曲線と交差した電源までをすべて約定する。約定価格
はすべて、交差した電源の応
8) 最新の発電コスト検証ワーキンググループ（WG）では燃料費は1.6円/kWh。ただし前提の為替レートが1ドル107円のた札価格とする。

め、現在の1ドル157円として再計算すると2円/kWh。過去の有価証券報告書から、廃棄物処分費と消耗品費の合計額はおおむね燃料費の1割のため、2.2円/kWhとした。なお直近の長期契約のウラン調達価格はWG試算時の2倍となっているため、これ以上の上振れもあり得る。その場合、他市場収入還付額はさらに減ることになる。

長期脱炭素電源オークションとその問題

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長期脱炭素電源オークションの問題点
巨額の国民負担
長期脱炭素電源オークションの初回募集量は400万kWだった。募集量は今後引き上げが予定されている。
2050年に累積市場規模が1.2億kWとなる場合、2023年度オークションの平均約定価格で計算すると総額は7.3兆円、容量市場メインオークションも合わせると7.6兆円になる。2050年の電力需要が1兆kWhの場合、kWhあたり負担額は7.6円になる。
2050年の一般家庭電力消費量が年間3,950kWh（20229)
年度実績値）の場合、負担額は年30,020円となる。

１世帯の年間負担30,020円※年間電力消費量3950kWhの場合

脱炭素に役立たない

気候変動に関する政府間パネル(IPCC)は地球の気温上昇を1.5℃以下に抑えるには、CO 排出量の場合、2030年に2019年比で48％、2050年には99％削減が必要だとしている。つまり対策に長時間を要する原発のような電源は気候変動対策に資さない。10)
容量市場メインオークションの約定電源の7割は化石燃料を使う電源だ。2023年度長期脱炭素電源オークショ
ンの約定電源も6割は化石燃料を使う電源だ。長期脱炭
素電源オークションは化石燃料を用いた電源に将来的な脱炭素化の道筋を示すことを求めてはいる。ただ水素・アンモニア専焼化やCCUSの技術的・経済的な成立見通しは立っておらず、落札電源の脱炭素化は義務ではな
11)い。 長期脱炭素電源オークションでの追加性がない島
根原発3号機分も加えると、このオークションで発生した費用の8割は現時点では脱炭素に資さない。

1.5℃目標と整合する
CO 2 /温室効果ガス削減率（2019年比）
CO 2
温室効果ガス
100%
80%
60%
40%
20%
0%

20
120 9220 5320 0320 5420 0420 550

2050年脱炭素化は喫緊の課題だ。だが長期脱炭素電源
オークションが脱炭素化の方策にふさわしいかは、時間軸や費用対効果、技術的成立性など多くの疑問がある。

IPCC AR6 SYR table XXより作成

9) https://www.env.go.jp/content/000211408.pdf10) https://report.ipcc.ch/ar6syr/pdf/IPCC_AR6_SYR_SPM.pdf
11) https://www.occto.or.jp/market-board/market/oshirase/2023/files/202309_youryou_syousaisetsumei_long.pdf

長期脱炭素電源オークションとその問題

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NPO法人原子力資料情報室

下がらない市場価格
容量市場を開設する電力広域的運営推進機関(OCCTO)は、「平均的・中長期的に見れば、容量市場の導入後も、小売事業者全体としての費用負担の範囲は変わらない(追加の負担を求12)める制度ではない)」 と説明する。卸電力市場価格が容量市場で得られる価格分下がることを想定しているためだ。長期脱炭素電源オークションは容量市場の一部である。この説明が正しければ、卸電力市場価格は長期脱炭素電源オークションで得られる収入分、低下する。
そのため、他市場収益分の減額は期待できない。

市場価格の安定化は容量市場を先行して導入した米国や英国でも起きなかった。米国
中東部地域の系統運用機関PJMは、2007
約定価格
年に現在の形の容量市場を導入し、毎回3年後の容量を確保している。市場価格の推移を見る限り、価格低減効果も平準化効果も確認できない。

円/kWh

スポット市場4・5月の平均価格
20.00
15.00
10.00
5.00

20020 5/0 420 7/0 420 9/1 420 1/
1 420 3/
1 420 5/
1 420 7/1 420 9/2 420 1/
23 4/40.00

日本卸電力取引所取引市場データより2005～2024年4・5月の平均システムプライスを抜粋

米PJMの容量市場導入後の市場価格推移
米ドル/MWh

現実はどうか。2024年度の容量を対象とした2020年度容量市場メインオークションの約定総額は約1.6兆円。販売電力量8,200億kWhの場合、約2円/kWhの引き下げ効果が想定される。だが4・5月の卸電力市場平均システム価格(4月9.44円/kWh, 5月9.62円/kWh)と前年(4月8.56円/kWh, 5月8.66円/kWh)より上振れた。発電コストに大きく影響する石炭やLNG価格は現状、前年同月を下回っている。つまり少なくとも4・5月を見る限り卸電力市場価格の市場価格低減効果は見られなかったことになる。

容量市場に価格低減効果があるのかどうか改めて客観的に検証するべきである。現状
では発電事業者への補助⾦になっている可能性が高い。

PJM資料より作成
12) https://www.occto.or.jp/soukaihoka/hyougiinkai/2017/files/2017_2_houkoku_1.pdf
なお、事務局は評議員の質問に対して「重要なポイントはkWの価値を容量市場で取引することによって、その分が卸電力取引市場、kWhの方の市場で値段が下がらないとトータルの価格が上がってしまうということになるので、その辺で正当な取引がなされているか、こちらの分でかかった値段が引かれているのかということを、市場をウォッチしていくことは重要」と説明している。（https://www.occto.or.jp/soukaihoka/hyougiinkai/2017/2017_hyougiinkai_2.html）

長期脱炭素電源オークションとその問題

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不透明な結果公表
長期脱炭素電源オークションの下で、発電事業者に支払うための費用は小売電気事業者や送配電事業者に請求されるが、最終的には電力消費者が負担する。にもかかわらず、公表されたオークション約定結果は、約定した総容量と総金額、約定した個別電源の名称、容量のみで、各電源別の制度適用期間や、このオークションで発生する累積の費用は公表されない。この公表方式では、オークションで最終的に一体いくら負担することになるかが巨額の国民負担わからない。また、消費者が負担しながら、いったい誰にいくら渡るのかも不明だ。

再エネを実質的に排除
長期脱炭素電源オークションでは他市場収益分の約9割の還付が求められる。その際、燃料費ゼロの太陽光や風力・水力などの再エネは、収入のほとんどを還付することになる。
さらに、応札容量は太陽光・風力・水力は10万kWからとされている。10万kWという規模の事業用太陽光は近年存在せず、風力もあまり多くは見られない。結果、特に太陽光や風力は長期脱炭素電源オークションから実質的に排除されている。実際、2023年度オークションでは、太陽光と風力は応札も落札もゼロだった。なお容量市場でもほとんど応札が見られない。

追加性の無い電源の応札と約定
長期脱炭素電源オークションの制度趣旨は、「脱炭素化に向けた新設・リプレース等の巨額の電源投資に対し、長期固定収入が確保される仕組みにより、容量提供事業者の長期的な収入予見性を確保することで、電源投資を促進するために実施する」13)というものだ。
すなわち、脱炭素に追加性のある電源投資を促すための制度である。
約定価格
一方、今回のオークションで約定した島根原発3号機は長期脱炭素電源オークションが検討されるはるか以前の2006年から建設を開始しており、オークションの有無にかかわらず運転開始を目指していた。事業者にとってこのオークションでの収入は想定外の棚ぼた利益である。一方、オークションによって脱炭素電源への投資を促したわけではないた
め、消費者にとっては単に負担が増えたに過ぎない。
現在、長期脱炭素電源オークションへの電源種の追加が検討されている。特に懸念されるのは、既設原発の改修工事、具体的には「2013年7月に施行された新規制基準に対応する14)ための投資案件」 を追加対象としていることだ。これらも事業者はオークションに関係なく、再稼働を目指して投資済みの案件だ。事業者にとっては棚ぼた利益となる。
もし原発再稼働によってコストが削減できるというのであれば、このような支援策は不要なはずだ。消費者に巨額の負担を強いながら、原発を支援する国、支援策を求めた事業者の説明の整合性が問われる。
13) https://www.occto.or.jp/market-board/market/oshirase/2023/files/202309_youryou_syousaisetsumei_long.pdf14) https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/090_05_00.pdf

長期脱炭素電源オークションとその問題

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おわりに
長期脱炭素オークションは経済産業省が「スモールスタート」と説明する通り、当初は募集規模が小さく、費用負担はそれほど大きくない。だが、年々積み重なっていき、将来は巨大な負担を電力消費者に背負わせる。
一方、長期脱炭素オークションもたらす価値は、きわめてあいまいだ。卸電力市場価格が安定化すると経済産業省は見ているようだが、少なくとも容量市場を先行して導入した米国や英国の事例を見る限り、市場価格の安定化は見られない。長期脱炭素電源オークションでも同様の結果となる恐れがある。その場合、市場価格は安定化せず、単に容量市場分、電気料金が値上がりするだけ、という結果もありえる。
脱炭素電源への投資促進効果も極めて疑わしい。2023年度長期脱炭素電源オークションで確保された電源の6割は化石燃料を用いる電源であり、将来の脱炭素化も義務化されていな
い。さらに脱炭素電源とされる原発についても、少なくとも現在建設中、または改修中のものは、このオークションの有無にかかわらず稼働させることを期した電源であり、事業者にとっては、単に棚ぼた利益となるに過ぎない。
将来、巨額の負担ほとんど国民に知らされることなく、きわめて複雑かつ、電力の安定供給や脱炭素に資するか不透明で、巨額の負担を国民に求める制度が動き始めている。

小さく初めて巨額の負担数千億円規模で始まるが、2050年には年間7兆円を超える負担
2050年の負担額は1世帯30,000円/年超

本当に脱炭素？
落札電源の6割以上が化石燃料電源再エネの応札に不利な制度
事業者はこの市場の存否に関係なく原発に投資するため巨額の棚ぼた利益に⇒原発を応札対象としたことの是非

本レポートに対しては、大島堅一氏（龍谷大学）、明日香壽川氏（東北大学）にレビューいただき、貴重なコメントをいただきました。御礼申し上げます。

長期脱炭素電源オークションとその問題

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「消費者負担で原発補助金―長期脱炭素電源オークションとその問題」
発行 : 原子力資料情報室
発行：2024年7月
作成担当者：松久保肇
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