IEEJ © 2017年12⽉ 禁無断転載

第428回定例研究報告会

2017年12⽉19⽇

2018年
2018
年の電気事業の展望と課題

⼀般財団法⼈⽇本エネルギー経済研究所
化⽯エネルギー・電⼒ユニット
ギ
電⼒グループグプ
⼩笠原潤⼀

IEEJ：2017年12月掲載 禁無断転載

本報告のポイントIEEJ © 2017

 再⽣可能エネルギー発電導⼊拡⼤と共に、前⽇スポット価格が下落傾向にある。
取引価格は⽯油⽕⼒燃料費に近い⽔準であったものが 徐々にガス⽕⼒や⽯炭取引価格は⽯油⽕⼒燃料費に近い⽔準であったものが、徐々にガス⽕⼒や⽯炭⽕⼒の変動費で価格形成が⾏われる地域・時間帯が出現し出しており、この傾向は強まると⾒込まれる。
 ⼩売競争では北海道、東京及び関⻄地域で離脱率が上昇しているが、徐々に⼩売競争 は北海道 東京及び関⻄地域 離脱率が上昇しが 徐 に⾼圧等で⼩売マージンが縮⼩傾向にある。
 再⽣可能エネルギー発電の導⼊が進展している地域では、太陽光発電が中⼼であるため、系統制約の上限に達しつつあり、出⼒抑制が⾏われる⾒込みが⾼まっている。⾮化⽯電源の多様化を進めないと、⾮化⽯率の上昇に限界も。
 再⽣可能エネルギー発電の予測誤差及び出⼒変動に対応するための調整能⼒
再⽣可能エネルギ 発電の予測誤差及び出⼒変動に対応するための調整能⼒の確保が課題になりつつある。複数時間を跨る誤差と変動に対応するためのエネルギー取引商品設計が必要ではないか。
 ⽶国でも再⽣可能エネルギ
⽶国でも再⽣可能エネルギー発電及び蓄電池等の新しい技術を系統統合する発電及び蓄電池等の新しい技術を系統統合するための卸電⼒市場改⾰が進めされ、出来るだけ「正しい価格」の形成に努めており、我が国でも将来の供給⼒の分散型化の進展を⾒据えた次世代型電⼒システムの構築に向けた議論の深化が必要ではないかの構築に向けた議論の深化が必要ではないか。
1
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前⽇スポット価格の推移
⽇本卸電⼒取引所の前⽇スポット価格は⽯油⽕⼒燃料費と連動する傾向にあるが、⽯油価格の下落に伴い平均で10円/kWhを切る⽔準で推移している。低負荷期には⽯炭⽕⼒燃料費並みの価格⽔準になる地域も⽣じてきている。
億kWh
50円/kWh354530402535

取引量

2030

⽯炭⽕⼒燃料費

25

LNG⽕⼒燃料費

152015101055

⽯油⽕⼒燃料費224時間スポット
ピークスポット

2017//7

2016/1122016//5

2015/110

2015//3

2014//8

2014//1

2013//6

2012/111

2012//4

2011//9

2011//2

2010//7

2009/1122009//5

2008/1
10

2008//3

2007//8

2007//1

2006//6

2005/11102005//40

⽯油⽕⼒燃料費

IEEJ © 2017（注）⽯炭⽕⼒は燃料費（発電効率40%）+運転維持費1.7円/kWhで算定、LNG⽕⼒は燃料費（発電効率50%）+運（注）⽯炭⽕⼒は燃料費（発電効率40%）
運転維持費1 7円/kWhで算定 LNG⽕⼒は燃料費（発電効率50%） 運
転維持費0.6円/kWhで算定、⽯油⽕⼒は燃料費（発電効率35%）+運転維持費5.15円/kWhで算定（⽯油⽕⼒燃料費2は燃料費のみ）（出所）燃料価格は⽇本エネルギー経済研究所計量分析ユニット、スポット価格は⽇本卸電⼒取引所
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IEEJ：2017年12月掲載 禁無断転載【参考参考】】⽉別電源種別発電電⼒量の推移
2013年頃までは⽯油⽕⼒発電の割合が⼀定程度維持されていたが、2017年に⼊って5%を下回る傾向にある⼀⽅、再⽣可能エネルギー発電の割合が上昇傾向を維持している。
億kWh
1,200
1,000

⾃家発余剰16%

その他再エネ

14%

800

12%
10%

600

8%

400
200

（注）2017年4⽉より統計の内容が変更された。
（出所）資源エネルギー庁「電⼒調査統計」より作成

20017/7

20017/4

20017/1

20116/1020016/7

20016/4

20016/1

201
15/10

20015/7

20015/4

20015/1

201
14/10

20014/7

20014/4

20014/1

20113/10

20013/7

20013/4

0IEEJ © 201718%

太陽光
⾵⼒その他
原⼦⼒
⽔⼒

6%

その他⽕⼒

4%

⽯油⽕⼒

2%

LNG⽕⼒

0%

⽯炭⽕⼒
⽯油⽕⼒シェア
再再エネシェア

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前⽇スポット市場の地域差
北本連系線及びFC、関⾨連系線を跨る電⼒取引の市場分断が引き続き⾼い⽔準で⽣じており、北海道、東⻄、九州の間で値差が恒常的に発⽣する傾向にある。
前⽇スポット価格の推移（⽇平均）円/kWh35100%
90%

3080%

2570%
60%

2050%

1540%

1030%
20%

510%

北海道

東京

（出所）⽇本卸電⼒取引所

関⻄

九州

北本

東京＝東北

FC

17//10

17//0817//06

17//04

17//02

16//12

16//10

16//0816//060%
16//04

177/10177/08177/06

177/04177/02

166/12

166/10166/08166/06

166/040

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市場分断率（⽉分断率）

関⾨
4

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地域別離脱率の推移
北海道、東京及び関⻄地域で離脱率が上昇しており、特に関⻄地域では全体の約2割に達しつつある。電気料⾦平均単価が燃料費の影響を受けにくくなっており、卸市場の市況や競争状態で料⾦が決まる傾向が強くなっていると考えられる。
料が決傾向が強考
35%
特別⾼圧
30%

⾼圧
低圧電⼒

25%

低圧電灯
合計20%
15%
10%
5%

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東北

東京

中部

北陸

関西

中国

（出所）電⼒・ガス取引監視等委員会「電⼒取引報集計結果」より作成

8⽉
1⽉
6⽉
5⽉
10⽉
3⽉
8⽉
7⽉
12⽉
5⽉

北海道

8⽉
1⽉
6⽉
5⽉
10⽉
3⽉
8⽉
7⽉
12⽉
5⽉
4⽉
4
9⽉
2⽉
7⽉
6⽉
11⽉
4⽉
4

4
4⽉
9⽉
2⽉
7⽉
6⽉
11⽉
4⽉
40%
四国

九州

沖縄

5
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⼩売マージンの縮⼩
⼩売電気事業者がFIT電気を買い取った場合に適⽤される回避可能原価が市場連動になったが、電気料⾦との差額は縮⼩傾向にある。激変緩和対象の回避可能原価⽔準は市場価格に⽐べ安価な⽔準であるため同供給⼒を原資とした競争はしばらく継続する可能性あり。
安価 ⽔準
同供給原資競争継続可能性 り
⾼圧平均料⾦－激変緩和回避可能原価円/kWh
12 012.0

121010.0

北海道
88.0

東北
東京

マージン幅

6.0

64.0

中部北陸

4

四国
九州
2017
7/8

2017
7/6

2017
7/4

2017
7/2

2016//12

2016//102016
6/802016
6/4

20017/8

20017/6

20017/4

20017/2

2016/122016/10

2016/8

2016/6（注）激変緩和回避可能原価はH26/3/31以前（出所）低炭素投資促進機構

中国

託送料⾦⽔準20.0
20016/4

関⻄

2016
6/6

託送料⾦⽔準

2.0IEEJ © 2017

⾼圧平均料⾦－回避可能原価

6
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再エネの導⼊拡⼤の制約
九州電⼒管内等、再⽣可能エネルギー発電の導⼊が飽和しつつあり、⾮化⽯電源が需要を上回る時間帯も⽣じている。再エネの導⼊が太陽光に偏っており、再エネ導⼊の平均値を引き上げるには 太陽光発電を補完する再エネの導⼊が不可⽋と⾔える
るには、太陽光発電を補完する再エネの導⼊が不可⽋と⾔える。
再エネ⽇最⼤シェア
90%

⾮化⽯⽇最⼤シェア
120%

80%

y = 2.8819x

70%

R² = 0.8918

100%を超過する
時間帯も100%

60%

80%

50%
60%

40%
30%

40%

時間あたり再エネ
シェアの最⼤値は
最⼤値は⽇平均の2.9倍程度

20%
10%

20%

IEEJ © 2017

0%

0%
0%

10%
20%
再エネ⽇平均シェア30%（出所）九州電⼒「系統情報の公開」より作成

0%

20%
40%
60%
⾮化⽯⽇平均シェア80%
7

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九州電⼒管内の純負荷時間あたり変化
九州電⼒管内では純負荷（＝需要－再エネ）の時間当たり変化量・割合ともに⼤きくなっている。1時間あたり±200万kW・±30%を超える変化が⽣じており、確保する供給⼒の質も重要になってきている。こうした出⼒変動には予測誤差を伴うため、将来的に確実性を前提とした現⾏の前⽇計画に基づくスポット取引を⾒直す必要があるのではないか。
変化量が増加40%15030%

10020%

最⼤-10%

-150

-20%

-200

-30%
17/08

17/06

17/04
4

17/02

16/12

16/10

16/08

16/06

16/04

-250

（出所）九州電⼒「系統情報の公開」より作成

最⼩-40%
40%
17/08

最⼩0%

17/06

-50

17/04

最⼤平均

17/02

010%

16/12

平均

16/10

50-100IEEJ © 2017

1時間あたり純負荷変化率

16/08

200

変化率
50%

16/06

250

1時間あたり純負荷変化量

16/04万kW300（注）当該時間の需要⽔準に対する変化量の⽐率8

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接続容量増加に向けた取り組み 再⽣可能エネルギー発電の導⼊拡⼤で変電所等の容量不⾜で接続が困難となった地域が増えた
ことで、電源接続募集を⾏い増強費⽤の負担平準化を進めている。⼀⽅で早期に接続を希望する事業者もいることから、広域機関で⽇本型Connect and Manage（C&M）の検討を進めていると ろところ。

電源接続案件募集プロセス実施中地域

地域

主催者

募集対象

東北

広域機関
6件

福島県⽩河エリア、東北北部エリア、宮城県⽩⽯丸森エリア、福島県浜通り南部エリ
ア、福島県沢上エリア、福島県会津エリア

東北電⼒
4件

福島県南エリア、⻘森県⼋⼾エリア、福島
県⽮吹⽯川エリア 新潟県村上エリア
県⽮吹⽯川エリア、新潟県村上エリア

東京

東京電⼒
3件

栃⽊県北部・中部エリア、⼭梨県北⻄部エリア、千葉県南部エリア

中部

広域機関

岐⾩県北エリア四国

広域機関

⾼知県東部エリア

九州

広域機関
13件

宮崎県都城エリア、宮崎県⽇向・⼀ツ瀬エリア、⼤分県速⾒エリア、⼤分県⻄⼤分エリア、⼤分県⽇⽥エリア、⿅児島県霧島エリア、⿅児島県⼤隅エリア、熊本県⼈吉エリア、熊本県御船・⼭都エリア、⿅児島県⼊来エリア、宮崎県紙屋エリア、福岡県北九州市若松響灘エリア、熊本県阿蘇・⼤津エリア

広域機関で検討中のC&M• Ｎ-１電制（Ｎ-１故障時瞬時電源制限）：
電⼒設備の単 故障発⽣時に出⼒抑制を⾏う
電⼒設備の単⼀故障発⽣時に出⼒抑制を⾏う
条件で接続するもの• ノンファーム型接続（平常時出⼒抑制条件付き電源接続）：N-1電制以外の要因でも出⼒抑電源接続）
電制以外の要因でも出⼒抑制の可能性ありの条件で接続するもの

イギリスのActive Network Management

IEEJ © 2017（注）実施済みの地域はこの他に7件ある。
（出所）電⼒広域的運営推進機関「発電設備等系統アクセス業務 （注）系統制約の発⽣がANMサーバーに送信され、再エネ設備の抑制で制約解消（分散型処理）に係る情報の取りまとめ（平成２９年７⽉〜９⽉の受付・（出所）National Grid, “System Operability Framework”, 2016年11⽉9回答分）」、2017年11⽉
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IEEJ：2017年12月掲載 禁無断転載

⽕⼒発電投資2026年度末までの電源開発計画
万kW
1,500
1,000
500
0-500500-1,000

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廃⽌増減

新設

合計

 ⼤量の⽯炭⽕⼒及びLNG⽕⼒の開発計
画があるが、エネルギー取引（kWh）
では⽯炭⽕⼒が優位で、容量取引（kW）ではLNG⽕⼒が優位という関係。
 FIT電気の導⼊拡⼤で⽕⼒全体の稼働率低下が予想される中、固定費回収の不透明感が増している。
不透明感が増してる。
 容量市場はエネルギー取引では固定費の回収が難しいピーク供給⼒の維持を⽬的として設計されているため、全供給⼒の固定費回収を保証するものではない。
 エネルギー取引（kWh市場）、容量市エネルギ 取引（kWh市場） 容量市場（kW市場）、調整⼒取引（ΔkW）と3つの市場のバランスの中で「正しい価値づけ」の検証が必要
い価値づけ」の検証が必要。

（出所）電⼒広域的運営推進機関「平成２９年度供給計画の取りまとめ」

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制度改⾰の進捗状況
新しい市場創設が検討されているが、各種課題もあり議論は遅延気味。欧⽶でも類似市場の仕組みが⾒直されており、全体的な再整理も必要ではないか。

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内容予定課題ベースロード電源
市場

原⼦⼒発電、⽯炭⽕⼒、⽔⼒発電等のベース供給⼒を先渡オークションで販売（当⾯、年取引） 2019年度取引開始
 2020年度受渡開始

 制度の複雑化と検証可能性

連系線利⽤ルール

⻑期で確保された連系線予約を前⽇ス
ポット取引化し、間接送電権を販売することでリスクヘッジ可能に 2018年度間接オークション（連系線利⽤の取引所取引化）導⼊ 2019年度間接送電権導⼊

 間接送電権の会計上の扱い

容量市場

卸市場活性化により固定費回収が難しくなった通常供給⼒をネットワーク部⾨が供給⼒価値を買い上げ、⼩売事業者が負担

 2020年度取引開始
 2021年容量契約発効（受渡開始）

 既設の扱い
 ⼩売事業者の負担増

⾮化⽯価値取引市場

⾮化⽯電気を全て証書化し、⼩売事業者が買い取ることで⾮化⽯⽬標達成を促す

 2018年度FIT分販売開始（オークションを通じた販売）
 2019年度全⾮化⽯取引開始

 進捗状況が⾮公表

その他市場

グロスビディング：旧⼀般電気事業者が取引所で限界費⽤ベースにより売り・買い⼊札を同時に⾏う
需給調整市場：柔軟に調整⼒の取引や調達を可能にする市場（広域化） 2017年度グロスビディング開始
 2020年度需給調整市場創設
 2020＋X年度広域需給調整市場創設

 ⼩売電気事業者の予備⼒確保（注）⾚字は当初予定からの変更点
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⽶国における卸電⼒市場改⾰
 FERCでは、再⽣可能エネルギー発電導⼊拡⼤や蓄電池等の新しい技術の普及に対応するため、2014年から卸電⼒市場の健全化に向けて規則の改定を進めている。

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内容Settlement Intervals
and Shortage Pricing（2016/6オ ダ（2016/6オーダー825）• リアルタイム市場取引の決済時間を5分間隔とする。また連系線を跨ぐ取引及び運転予備⼒の決済時間もこれに揃える。
• Scarcity Pricing（停電コスト並みの卸価格適⽤）の発動は運転予備⼒の確保量が⽬標値を下回った場合とする。

Offer Caps（2016/11
オーダー831）
オダ 831）• 前⽇エネルギー市場及びリアルタイム市場の価格キャップ（上限額）を1ドル/kWhから改定し、2ドル/kWhとする。

Fast Start Pricing（2016/12規則案ｌ）• 指令後10分以内に起動可能で最⼩運転時間が1時間以下の供給⼒でエネルギー市場⼊札を⾏うもの。
• 従来は価格設定が困難であったが、供給⼒としてのコミットメント費⽤（起動費⽤と停⽌時の費⽤）を考慮した価格形成を認める。

Uplift Allocation andTransparency（（2017/1規則案）
規則案）• 機会損失への⽀払いやモデル化されていない系統制約解消等のためにマニュ
アルで給電されたがエネルギー価格・予備⼒価格では不⾜する供給⼒に⽀払われていたUplift Credit（緊急時のDR買取を含む）を市場参加者の前⽇（ 急時含 ） 市場参加者 前
エネルギー市場とリアルタイム市場の差に限定する。
• インバランスや混雑を緩和させるものと悪化させるものに分け、悪化させるものにUplift費⽤の割当を⾏う。リアルタイム市場の給電に基づくものも割当対象外。
• 各送電ゾーン毎にUplift費⽤の状況を定期的にFERCへ報告する。

（注）機会損失とは前⽇エネルギー市場で稼働が決まっても需要減や連系線潮流変動でリアルタイム市場で給電されなかった供給⼒の機会損失
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今後の課題

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 電気事業から得られるマージンが縮⼩傾向にあると共に再⽣可能エネルギー発電の更なる導⼊拡⼤を⾒据え、各種新市場の検討が進められているが遅延気味である。
市場の検討が進められているが遅延気味である これは新市場開設にはそれぞれ競争関係に変化を及ぼす可能性があり 総合的な姿が⾒えない段階では利害関係者の能性があり、総合的な姿が⾒えない段階では利害関係者の理解が得られにくい状況であることも影響している。
 欧⽶でも低炭素電源の普及拡⼤に伴い卸電⼒市場の⾒直し欧⽶でも低炭素電源 普及拡⼤ 伴 卸電⼒市場 ⾒直しが進められており、我が国でも将来の供給⼒の分散型化の進展を⾒据えた次世代型電⼒システムの構築に向けた議論の深化が必要ではないか。の深化が必要ではないか

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