みずほリサーチ＆テクノロジーズ

コンサルティングレポート

vol.5

2023

社会動向レポート

再エネ主力電源化による電力市場﻿
変化と電力ビジネスの今後～重要性が高まる卸電力市場価格シナリオ分析～

サステナビリティコンサルティング第1部
エネルギービジネスチーム

上席主任コンサルタント
コンサルタント
コンサルタント

境澤
豊田
高津

亮祐
涼平
尚人

1．
はじめに

2．
電力市場価格への注目

再生可能エネルギーの政策は、固定価格買取

これまで、国内の電力供給システムは旧一般

制度（FIT 制度）によるコスト低減化のフェーズ

電気事業者が各電力供給エリアにおける需要家から再生可能エネルギーの電力市場への統合をの電力消費量に合わせて発電所を新設する方式

促す政策へと転換期を迎えている。

で水力発電から火力発電へと主力電源は変化し再生可能エネルギーの電力市場への統合は、（1）

コーポレート PPAてきた。近年では世界的な脱炭素化のトレンドによる需要家の再生可能エ

において、国内でも再生可能エネルギーの積極

ネルギー調達や、蓄電池・ディマンドレスポン的な導入が進められている。2012年度の固定価（2）の活用など、電力取引に関わるすべての事

格買取制度（FIT 制度）開始以降、太陽光発電を業者の創意工夫を促すものとなり、再生可能エ

中心に再生可能エネルギーの導入が進み、10年

ネルギーを活用したビジネスがより身近なもの

間で7,000万 kW 程度の新規導入が実現していとなりつつあるといえる。このような中で、電る。これはエネルギー基本計画が掲げる力ビジネスの事業性評価の指標となる卸電力市

ネの主力電源化

場価格は再生可能エネルギーの導入の進展に

生可能エネルギーの導入はこれまでの電力供給

よってこれまでにない動きを示すようになってシステムや市場へも変化として現れ始めており、おり、ビジネスの企画・検討において卸電力市

本稿で取り上げる卸電力市場の価格についても

場価格の見通し分析は不可欠な要素となりつつその動向や見通しに注目するプレイヤーが拡大

ある。

している。

ス

再エ

を実現するものであるが、再本稿では特定の中長期の電力需給シナリオに基づく卸電力市場価格の見通し分析をとりあげつつ、こうした新たなビジネスモデルにおける当該分析の活用ニーズについて解説する。

（1）卸電力市場価格推計モデルの考え方
卸電力市場は国内で発電を行う発電事業者を売り手、我々電力消費者に電力を供給する小売
電気事業者を買い手とする市場で、一般社団法人日本卸電力取引所（JEPX）が運営を行ってい1

再エネ主力電源化による電力市場変化と電力ビジネスの今後～重要性が高まる卸電力市場価格シナリオ分析～﻿

な燃料価格に代表される。

る。発電事業者は発電した電力を当該市場か相卸電力市場では発電事業者の限界費用が安い

対取引によって販売し収入をあげ、小売電気事

順に約定されるが、実際に発電事業者が得られ業者は自社保有の電源や相対取引等で確保でき卸電⼒市場は国内で発電を⾏う発電事業者を売り⼿、我々電⼒消費者に電⼒を供給する
る収入は電力需給がバランスした際の電源の売なかった消費者向けの電力を当該市場で調達す
⼩売電気事業者を買い⼿とする市場で、⼀般社団法⼈⽇本卸電⼒取引所（JEPX）が運営をり入札価格で統一される（図表1横軸方向の赤点る。卸電力市場は30分を1コマとした取引であ⾏っている。発電事業者は発電した電⼒を当該市場か相対取引によって販売し収⼊をあげ、線）。そのため、発電事業者はまず最低限回収す
り、その価格はコマごとの電力需要や入札され⼩売電気事業者は⾃社保有の電源や相対取引等で確保できなかった消費者向けの電⼒を当る必要のある燃料価格（限界費用）での入札を行る発電量、化石燃料価格等によって変動する。
該市場で調達する。卸電⼒市場は 30 分を 1 コマとした取引であり、その価格はコマごとの価格の低下は発電事業者に事業リスクをもたらい、決定された市場価格との差分を固定費の回し、価格高騰は最終的に小売電気事業者から消収費用として充当している （図表1緑色部分）。

費者への電気料金の引き上げにつながることと（3）

この考え方を踏まえると、火力発電を主力電

電⼒需要や⼊札される発電量、化⽯燃料価格等によって変動する。価格の低下は発電事業者（4）に事業リスクをもたらし、価格⾼騰は最終的に⼩売電気事業者から消費者への電気料⾦の引き上げにつながることとなる
（3）

なる

。

。

源としていた国内の市場価格の変動要因には、

卸電⼒市場価格の推計⼿法の⼀つにメリットオーダーモデルがある。メリットオーダー

卸電力市場価格の推計手法の一つにメリット①燃料費がかからず限界費用が実質的に0円でオーダーモデルがある。メリットオーダーモデ

ある再生可能エネルギーや、化石燃料よりも限ルは国内の電力をできるだけ低価格で確保する

界費用の安い原子力発電の導入といった市場価

市場原理に基づき、国内全体の時間ごとの電力格の低下要因と、②電化等による電力需要の増モデルは国内の電⼒をできるだけ低価格で確保する市場原理に基づき、国内全体の時間ごとの電⼒需要を発電コストの安い電源から稼働することを想定し、将来の卸電⼒市場価格を推計するモデルであり、兼ねてから⽕⼒発電の新設計画の⼀指標として⽤いられている。

メリットオーダーモデルにおいて重要となるのが限界費⽤の考え⽅である。限界費⽤と加や、化石燃料価格の高騰といった市場価格の需要を発電コストの安い電源から稼働することは電⼒単位、たとえば 1kWh の発電を追加的に⾏う際に必要な費⽤であり、天然ガスや⽯上昇要因の両方が存在するといえる。図表1でを想定し、将来の卸電力市場価格を推計するモ炭のような燃料価格に代表される。
デルであり、兼ねてから火力発電の新設計画のは現状から将来にかけて化石燃料価格の変動は

卸電⼒市場では発電事業者の限界費⽤が安い順に約定されるが、実際に発電事業者が得ないものの限界費用の安い再エネの導入が進ん一指標として用いられている。
られる収⼊は電⼒需給がバランスした際の電源の売り⼊札価格で統⼀される（図表１横軸だことで市場価格が低下するイメージを示してメリットオーダーモデルにおいて重要となるいる。
のが限界費用の考え方である。限界費用とは電⽅向の⾚点線）。そのため、発電事業者はまず最低限回収する必要のある燃料価格（限界費
図表2の卸電力市場のスポット価格の推移で力単位、たとえば1kWhの発電を追加的に行う⽤）での⼊札を⾏い、決定された市場価格との差分を固定費の回収費⽤として充当しているは複数の価格決定要因が存在するものの、2012（4）
際に必要な費用であり、天然ガスや石炭のよう（図表１緑⾊部分）。

図表1

メリットオーダーと価格変動のイメージ

図表１ メリットオーダーと価格変動のイメージ

＜現状＞

＜将来＞

発電コスト
稼働する電源

売れ残る電源市場価格
固定費回収に充当できる収入

石炭

LNG

石油

稼働する電源市場
価格

売れ残る電源

価格下落
石油
石炭

原子力

LNG

原子力
再エネ

再エネ

需要量

供給量

需要量

供給量

（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成

この考え⽅を踏まえると、⽕⼒発電を主⼒電源としていた国内の市場価格の変動要因には、①燃料費がかからず限界費⽤が実質的に 0 円である再⽣可能エネルギーや、化⽯燃料よりも限界費⽤の安い原⼦⼒発電の導⼊といった市場価格の低下要因と、②電化等による2

図表 2 の卸電⼒市場のスポット価格の推移では複数の価格決定要因が存在するものの、2012 年度以降の価格は再⽣可能エネルギーの導⼊によって低下傾向にあることや、原⼦⼒発電の再稼働が進む⻄⽇本（60Hz）エリアは東⽇本（50Hz）エリアよりも価格が低い傾向にある⼀⽅で、近年は化⽯燃料価格の⾼騰によって急上昇していることが⾒て取れる。また、

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2023

2022 年度から全国的に発⽣している再⽣可能エネルギーの出⼒制御のように限界費⽤が実
質的に 0 円となる再エネ電⼒で飽和しているエリア・時間帯では、卸電⼒市場価格は JEPXのシステム上の最低価格である 0.01 円/kWh となっていることも確認されている（図表３）。
図表2

スポット市場価格の推移図表２ スポット市場価格の推移
50Hzエリア平均価格（円/kWh）
30

60Hzエリア平均価格

25
20
15
10
5

1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q
1Q
2Q
3Q
4Q

0

FY2012FY2013

FY2014FY2015FY2016FY2017FY2018FY2019FY2020

FY2021

FY2022（資料）⼀般社団法⼈
⽇本卸電⼒取引所公開データより、みずほリサーチ＆テクノロジ（資料）一般社団法人 日本卸電力取引所公開データより、みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成
ーズ作成
図表3

スポット市場価格0.01円/kWh コマ数の推移（コマ）

図表３ スポット市場価格 0.01 円/kWh コマ数の推移

北海道

東北

東京

中部

北陸

関西

中国

四国

九州

3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0

1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q
FY2018FY2019FY2020

FY2021

FY2022（注）同時発生したコマは各エリアで重複計上している（注）同時発⽣したコマは各エリアで重複計上している（資料）一般社団法人 日本卸電力取引所公開データより、みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成（資料）⼀般社団法⼈ ⽇本卸電⼒取引所公開データより、みずほリサーチ＆テクノロジ

ーズ作成
年度以降の価格は再生可能エネルギーの導入に御のように限界費用が実質的に0円となる再エネ電力で飽和しているエリア・時間帯では、卸よって低下傾向にあることや、原子力発電の再稼(2)卸電⼒市場の⾒通し分析へのニーズ
電力市場価格は JEPX のシステム上の最低価格
働が進む西日本（60Hz）エリアは東日本（50Hz）
⻑期の市場価格の⾒通しは、政策の変化や燃料価格の⾼騰リスク、需要家の⾏動変化などである0.01円 /kWh となっていることも確認さエリアよりも価格が低い傾向にある一方で、近不確実な要素が多く含まれているが、シナリオに応じた中⻑期のトレンドを定量的に分析れている（図表3）。
年は化石燃料価格の高騰によって急上昇していする⼿法として活⽤されている。
ることが見て取れる。また、2022年度から全国
具体的には、以下のような事業者において卸電⼒市場の⾒通し分析のニーズがあると考的に発生している再生可能エネルギーの出力制
えられ、再⽣可能エネルギーの普及拡⼤に伴い、①から③へと広がりを⾒せている。

①

電源の新設を検討する発電事業者
先に述べた通り、電源の固定費は市場価格とその電源の限界費⽤の差分から充当さ3れるため、建設する電源が将来においても費⽤を回収できるかを評価するうえで当該分析が求められる。従来は⽕⼒発電の新設を検討する事業者を中⼼としてニーズが存再エネ主力電源化による電力市場変化と電力ビジネスの今後（2）
卸電力市場の見通し分析へのニーズ～重要性が高まる卸電力市場価格シナリオ分析～﻿

（5）

ビジネスモデルや、需要家側が電力消費量

長期の市場価格の見通しは、政策の変化や燃を変化させるディマンドレスポンスを活用す

料価格の高騰リスク、需要家の行動変化など不るビジネスモデルが始まりつつある。これら

確実な要素が多く含まれているが、シナリオにの事業性評価においても当該分析が活用でき応じた中長期のトレンドを定量的に分析する手る。

法として活用されている。
具体的には、以下のような事業者において卸電力市場の見通し分析のニーズがあると考えられ、再生可能エネルギーの普及拡大に伴い、①

3．代表的なシナリオにおける﻿
卸電力市場の見通し
ここでは、限界費用ベースのメリットオーダーから③へと広がりを見せている。

に基づく長期の卸電力市場のシナリオ分析を行①

電源の新設を検討する発電事業者

う。この分析では、災害等による突発的な需給先に述べた通り、電源の固定費は市場価格

逼迫の発生、燃料価格の高騰、これらに伴う需とその電源の限界費用の差分から充当される

要家の行動変化は考慮しない。

ため、建設する電源が将来においても費用を回収できるかを評価するうえで当該分析が求（1）前提条件

められる。従来は火力発電の新設を検討する

今回想定するシナリオのコンセプトと詳細を

事業者を中心としてニーズが存在したが、FIT

図表4、5に示す。シナリオは第6次エネルギー制度から市場参加を前提とした FIP 制度に移基本計画や、中長期の系統マスタープラン等の行したことで、再生可能エネルギー発電事業

政策動向、IEA 等の公的機関が示した公表情報者も当該評価を行うニーズが現れている。

をもとに当社が想定したものである。想定するシナリオは再生可能エネルギーの導入、原子力②

自社電力の脱炭素化を狙う電力需要家

発電の再稼働、電力需要の変化、地域間連系線

各企業が自社電力の脱炭素化目標を掲げるの増強計画で場合分けを行っている。各シナリ

なかで、再生可能エネルギーをコーポレート

オのコンセプトおよび公開されているシナリオ

PPA のような長期相対契約によって確保するとの関係を図表4に示す。各シナリオの名称は手法がある。その際の取引価格設定のために再エネや原子力の導入度合に応じて設定してい将来の卸電力市場価格の見通しや変動リスク

るが、この度合が高まるほど系統増強や電化にの把握に当該分析を行う企業が現れている。

よる電力需要が推進される。
分析は1時間毎の粒度での年間8,760コマにつ③

電力システムにおける新たなビジネスモデ
ルを検討する事業者

いて沖縄エリアを除く9エリアの電力融通制約を考慮して実施する。また、いずれのシナリオ

太陽光発電や風力発電は発電量が天候にでも革新的原子炉の将来的な導入は想定しておよって変動し、必要なときに電力が得られな

らず、蓄電池においては実績としての導入ペー

いというデメリットが存在する。このデメリッ

スを維持するものとしている。

トを解消するために、再生可能エネルギーの火力電源においてはシナリオ共通の条件と発電状況や市場価格を参照しながら、蓄電池

し て 化 石 燃 料 価 格 は IEA の World Energyの充放電スケジュールを決定し収益を挙げる

Outlook 2022の公表政策シナリオ（STEPS）の4

みずほリサーチ＆テクノロジーズ

図表4

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2023

想定したシナリオの概要と公表シナリオ指標の比較
現行ペースの再エネ導入・需要見通しを維持するシナリオ

エネ基
努 力継続
水準
シ ナリ オ

電力需要

需要： OCCTO需要想定を使用し、以降横置き
再エネ ： エネ基 努力継続ケース水準
洋上風力産業ビジョンの30GW想定を達成
原子力 ： エネ基水準を達成するように稼働プラントを選定
連系線 ： 計画策定プロセスまでの増強を考慮

マスタープランWEO APS
2050年
WEO APS
2030年

政策支援による再エネ導入・電化需要増加を考慮するシナリオ

2 0 50 2 0 50

需要： OCCTO需要想定を使用。電化による需要増加を考慮
再エネ ： エネ基 政策対応強化ケース水準
洋上風力産業ビジョンの45GW想定を達成
原子力 ： エネ基水準を達成するように稼働プラントを選定
連系線 ： 計画策定プロセスまでの増強を考慮

エネ 基 達 成水準シ ナリ オ

供給計画

2030

再エネ導入進展に合わせ出力抑制低減施策が取られるシナリオ

2 0 50WEO STEPS
2050年

WEO STEPS
2030年

需要： OCCTO需要想定を使用。電化による需要増加を考慮
再エネ ： エネ基 政策対応強化ケース水準
洋上風力産業ビジョンの45GW想定を達成
原子力 ： 廃炉の決定していないプラントは全て再稼働
連系線 ： マスタープランの増強方策を考慮

原発
最大 限活用シ ナリ オ2 0 30 2 0 30

エネ基
エネ基
努力継続 政策対応強化
ケース
ケース

非化石電源
設備容量

（注） 右図におけるWEOの設備容量は当社推計値（注）右図における WEO の設備容量は当社推計値（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成

図表5

図表５

導入量の詳細

系統電力
需要
億kWh

導⼊量の詳細エネ基努力継続水準

エネ基達成水準

原発最大限活用

2030

8,716

8,716

8,716

2050

8,572

9,212

9,212

2030

2050

2030

2050

2030

2050

原子力

1,955

1,608

1,955

1,608

2,691

2,344

太陽光

8,760

12,072

10,00013,781

10,00013,781

風力

1,549

4,396

1,960

6,156

1,960

6,156

その他再エネ

3,112

3,200

3,271

3,279

3,271

3,279

非化石電源 GW

系統利用が可能な蓄電池

2030年度： 4.8GW、2050年度 7.4GW

地域間連系線

既存計画および以下の系統マスタープラン方針を考慮
・北海道～東京間： 200万kW（2030年度運開）・九州～中国間： 278万kW（2040年度までに運開）・中国～関西間： 135万kW（2040年度までに運開）

左記に加えて以下を考慮
北海道～東北間： 400万KW
東北～東京間： 600万kW
東京～中部間： 270万kW（いずれも2040年度までに運開）

化石燃料価格2023 石炭：13,671円/トン
2030 石炭：8,848円/トン
2050 石炭：7,001円/トン

石油：7,792円/bbl
石油：8,923円/bbl
石油：10,338円/bbl

LNG：57,400円/トン
LNG：60,509円/トン
LNG：58,843円/トン（注） 電力需要・地域間連系線・化石燃料価格はWorld Energy Outlookやマスタープランと各シナリオの非化石電源容量を参考としながら決定（注）電力需要・地域間連系線・化石燃料価格は World Energy Outlook やマスタープランと各シナリオの非化石電源容量を参考としながら決定（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成(2) 分析結果
①エリア別の年間平均値の推移
5

想定したシナリオに基づいて算出した電⼒供給エリアの 10 年ごとの卸電⼒市場価格の年間平均値を図表６に⽰す。東北・東京エリアは東⽇本エリア、九州エリアを除く⻄⽇本エリ再エネ主力電源化による電力市場変化と電力ビジネスの今後～重要性が高まる卸電力市場価格シナリオ分析～﻿

考え方を考慮し、再生可能エネルギー等の脱炭

2023年度は直近の化石燃料価格の高騰を考慮し素電源の導入によって石炭燃料への依存度・価ているため、全国的に卸電力市場価格の年間平格が低下する想定とした。また、分析で使用す均値は15円 /kWh となっているが、石炭価格のる火力発電は現在公開されている新規開発・廃低下や原子力発電の再稼働、再生可能エネル

止情報を反映し、石炭火力については稼働開始

ギーの導入によって2030年度、2040年度の卸電から45年が経過したタイミングで廃止する想定

力市場価格は低下する。原発最大限活用シナリとした。一方で、水素・アンモニア火力への移オで非化石電源の容量が最も大きく、他の2シ

行や CCS を利用した電源については中長期的ナリオよりも2030年度の価格の下落幅は大きい。

な導入量の特定が困難であることから本分析でエネ基達成水準シナリオ、原発最大限活用シナは想定しない。

リオではエネ基努力継続水準よりも非化石電源

揚水発電・蓄電池については、再生可能エネの導入量を大きく想定しているが、その分2050

ルギー余剰に対して蓄電し、火力電源の必要時

年度まで電力需要の増加や系統増強を考慮してに優先的に発電を行うと想定している。発電パいるため、各シナリオで大幅な分析結果の乖離

ターン等その他の計算モデルの考え方は資源エは見られなくなっている。

ネルギー庁の系統ワーキンググループにおける地域別にみると、2050年度に卸電力市場価格

各一般送配電事業者の想定を踏襲している。

が西日本・九州エリアで上昇していることがわかる。これは経年した石炭火力の退出を見込ん

（2）
分析結果

でいることで各エリアの供給力が低下し、高価①エリア別の年間平均値の推移

な LNG 火力・石油火力が稼働する必要が発生したためである。また、北海道エリアでは2050想定したシナリオに基づいて算出した電力供年度までに洋上風力発電の導入が進むことで当給エリアの10年ごとの卸電力市場価格の年間平量が⽣じ卸電⼒市場価格は⼤幅に減少する。エネ基達成⽔準シナリオと⽐較して原発最⼤
該エリアの電力需要以上の発電量が生じ卸電力
均値を図表6に示す。東北・東京エリアは東日
限活⽤シナリオで当該エリアの平均価格が⼤きいのは、原発最⼤限活⽤シナリオでは北海
市場価格は大幅に減少する。エネ基達成水準シ
本エリア、九州エリアを除く西日本エリアは統
道・本州間の地域間連系線の増強を⼤きく⾒込んだことで本州との電⼒融通が⾏われ、
北海
ナリオと比較して原発最大限活用シナリオで当合したうえで年間の平均価格を記載している。
道エリアにおける再エネ余剰が低減されるためである。
図表6

想定したシナリオにおける卸電力市場の分析結果
図表６ 想定したシナリオにおける卸電⼒市場の分析結果
北海道（円/kWh）

東日本

西日本

九州

20

20

20

15

15

15

10

10

10

5

5

5

0

2023

2030

2040

2050

エネ基努力継続水準シナリオ

0

2023

2030

2040

エネ基達成水準シナリオ

2050

0

2023

2030

2040

2050

原発最大限活用シナリオ（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成

6

みずほリサーチ＆テクノロジーズ

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2023

該エリアの平均価格が大きいのは、原発最大限るかが今後焦点となるといえ、当該分析は蓄電活用シナリオでは北海道・本州間の地域間連系池事業においては日中に安い電力を調達し、夜線の増強を大きく見込んだことで本州との電力間に販売する際の事業性評価に活用されること融通が行われ、北海道エリアにおける再エネ余が想定されるほか、電力需要家の視点では夜間剰が低減されるためである。

から朝にかけての再エネ電力調達を行う際の参（6）考指標として活用ができる。

②九州エリアにおける時刻別・月別の平均価格
ここまで各エリアの年間平均値を示してきた③シナリオの不確実性について（感度分析の例）

が、図表7ではエネ基達成シナリオの九州エリ

本分析によって脱炭素電源の導入が進むこと

アにおける時刻・月別の卸電力市場価格の平均で中長期的に卸電力市場価格は低下する傾向に値の推移を示す。年間の平均価格の傾向と同様あることや、西日本・九州エリアでは石炭火力②九州エリアにおける時刻別・⽉別の平均価格 の退出によって市場価格が上昇することが示さに石炭価格の低下や原子力発電の再稼働、再生
ここまで各エリアの年間平均値を⽰してきたが、図表７ではエネ基達成シナリオの九州
可能エネルギーの導入によって2030年度で大幅れたが、考慮されていない要素として、厳気象
エリアにおける時刻・⽉別の卸電⼒市場価格の平均値の推移を⽰す。
年間の平均価格の傾向
な価格の低下が起こっている。また、日中の平や災害による需給逼迫、地政学的なリスクに伴と同様に⽯炭価格の低下や原⼦⼒発電の再稼働、再⽣可能エネルギーの導⼊によって2030
均価格が2円/kWh 相当まで低下する一方で夜間
う化石燃料価格の高騰による突発的な市場高騰
年度で⼤幅な価格の低下が起こっている。また、⽇中の平均価格が2 円/kWh 相当まで低下
から朝方にかけての市場価格は7円/kWh 水準をリスク、カーボンプライシングの反映がある。
する⼀⽅で夜間から朝⽅にかけての市場価格は 7水素・アンモニア・CCS
円/kWh ⽔準を保っていることがわかる。
保っていることがわかる。これは日中の電力供活用電源の導入によっ給が太陽光発電によって確保されていることにて供給力確保の可能性はあるものの、これらの
これは⽇中の電⼒供給が太陽光発電によって確保されていることに対して夜間では引き続
対して夜間では引き続き火力発電の稼働が必要考慮されていない要素は卸電力市場価格の上昇
き⽕⼒発電の稼働が必要であることを⽰している。
電⼒需要の⼩さい春季・秋季と電⼒需要であることを示している。電力需要の小さい春要因となり得る。また、卸電力市場価格の変化の⼤きい夏季・冬季の⽉別でみた場合でも同様である。このことから、国内の再エネ主⼒電
季・秋季と電力需要の大きい夏季・冬季の月別
は、電化の推進や水素製造による新規の電力需源化にはいかに夜間や夏季・冬季の電⼒供給に再⽣可能エネルギーを活⽤するかが今後焦でみた場合でも同様である。このことから、国要創出に影響する可能性がある。
点となるといえ、当該分析は蓄電池事業においては⽇中に安い電⼒を調達し、夜間に販売す内の再エネ主力電源化にはいかに夜間や夏季・

このようにカーボンニュートラルに向けた政冬季の電力供給に再生可能エネルギーを活用す

策・技術開発が進む昨今においては、卸電力市

る際の事業性評価に活⽤されることが想定されるほか、電⼒需要家の視点では夜間から朝にかけての再エネ電⼒調達を⾏う際の参考指標として活⽤ができる(6)。

エネ基達成⽔準シナリオにおける九州エリアの時刻別・⽉別平均価格の推移
図表7図表７
エネ基達成水準シナリオにおける九州エリアの時刻別・月別平均価格の推移（円/kWh）
16

2023

2030

2040

2050

14

14

12

12

10

10

8

8

6

6

4

4

2

2

0

0

4

8

12

16

2023

（円/kWh）
16

0

20
（時）

4

5

6

7

8

2030

9

2040

10 11 12

1

2050

2

3
（月）

（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成③ シナリオの不確実性について（感度分析の例）

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本分析によって脱炭素電源の導⼊が進むことで中⻑期的に卸電⼒市場価格は低下する傾向にあることや、⻄⽇本・九州エリアでは⽯炭⽕⼒の退出によって市場価格が上昇すること

市場の推計で考慮すべきシナリオが多様に存在するとともに、各要素が相互に作⽤している。こうした複雑性を持つ推計において、事業者は⾃⾝の事業に対してリスクとなるシナリ
オを考慮した事業検討を進めて⾏くことが求められる。図表８に化⽯燃料価格が 2023 年度
再エネ主力電源化による電力市場変化と電力ビジネスの今後 ～重要性が高まる卸電力市場価格シナリオ分析～﻿
⽔準を維持した場合を想定した感度分析結果を⽰す。これまでの3 シナリオと⽐較して⽯炭⽕⼒の価格低下が発⽣しない点が⼤きな違いとなるが、本要素を変更しただけでも北海道エリアを除いた市場価格は⼤幅に上昇していることがわかる。
図表8

図表 8：化⽯燃料価格を維持した場合の卸電⼒市場の分析結果
化石燃料価格を維持した場合の卸電力市場の分析結果
北海道（円/kWh）

東日本

西日本

九州

20

20

20

15

15

15

10

10

10

5

5

5

0

2023

2030

2040

2050

0

エネ基努力継続水準シナリオ

2023

2030

2040

2050

0

エネ基達成水準シナリオ

2023

2030

2040

2050

原発最大限活用シナリオ（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成（資料）みずほリサーチ＆テクノロジーズ作成

場の推計で考慮すべきシナリオが多様に存在すの道のりにおいて、再生可能エネルギーの出力るとともに、各要素が相互に作用している。こ制御の実施や0.01円 /kWh コマの発生など、今うした複雑性を持つ推計において、事業者は自までにない傾向を示し始めており、これに適応身の事業に対してリスクとなるシナリオを考慮するように新たな事業リスク評価へのニーズや、した事業検討を進めて行くことが求められる。

新規ビジネスの創出が起こっている状況にある。

4. 再⽣可能エネルギー拡⼤に対応した新たなビジネスの創出

卸電⼒市場価格は、化⽯燃料価格の⾼騰や電⼒需要の増加によって上昇する余地はある

ものの、再⽣可能エネルギーをはじめとする脱炭素電源の導⼊は市場価格低下に寄与する。

⼀⽅で、⻑期的に退出が進む⽯炭⽕⼒に代替する電源の投資が不⼗分な場合、供給⼒の不⾜電力系統の脱炭素化は天候に依存する再生可
図表8に化石燃料価格が2023年度水準を維持しによって市場価格が上昇することを定量分析によって⽰した。シナリオの不確実性やモデ
能エネルギーを中心として達成され、安定的なた場合を想定した感度分析結果を示す。これまル分析では再現できない事項には充分に留意する必要があるが、近年の卸電⼒市場は、”再電力供給システムに必要な機能や技術は、再生での3シナリオと比較して石炭火力の価格低下
エネの主⼒電源化”への道のりにおいて、再⽣可能エネルギーの出⼒制御の実施や0.01 円
可能エネルギーの導入量に連動して、実装が進が発生しない点が大きな違いとなるが、本要素/kWh コマの発⽣など、今までにない傾向を⽰し始めており、これに適応するように新たなむと考えられる。総じて、再生可能エネルギーを変更しただけでも北海道エリアを除いた市場
事業リスク評価へのニーズや、新規ビジネスの創出が起こっている状況にある。
導入進展に伴って変化する市場に合わせて、我々
価格は大幅に上昇していることがわかる。
の生活・経済活動の対応が必要なフェーズに入っ
電⼒系統の脱炭素化は天候に依存する再⽣可能エネルギーを中⼼として達成され、安定4．
再生可能エネルギー拡大に対応した

たといえ、近年の蓄電池ビジネスの開始や再生的な電⼒供給システムに必要な機能や技術は、再⽣可能エネルギーの導⼊量に連動して、
実

新たなビジネスの創出

可能エネルギーを活用した水素製造ビジネス、装が進むと考えられる。総じて、再⽣可能エネルギー導⼊進展に伴って変化する市場に合わ

再生可能エネルギーのポテンシャルの高い地域
卸電力市場価格は、化石燃料価格の高騰や電せて、我々の⽣活・経済活動の対応が必要なフェーズに⼊ったといえ、近年の蓄電池ビジネ

での半導体工場の建設など、取り組みを開始し力需要の増加によって上昇する余地はあるもの
スの開始や再⽣可能エネルギーを活⽤した⽔素製造ビジネス、再⽣可能エネルギーのポテの、再生可能エネルギーをはじめとする脱炭素ている企業も現れている。

ンシャルの⾼い地域での半導体⼯場の建設など、取り組みを開始している企業も現れてい電源の導入は市場価格低下に寄与する。一方で、中長期的な市場価格の見通しや電力供給エリ

長期的に退出が進む石炭火力に代替する電源のア・日夜間の差分傾向を、シナリオ分析を通じ投資が不十分な場合、供給力の不足によって市て定量的に把握することは、再生可能エネルギー

場価格が上昇することを定量分析によって示しとの共生を見据えた事業計画の策定に有効であた。シナリオの不確実性やモデル分析では再現る。また、これらの取り組みは再生可能エネル

できない事項には充分に留意する必要があるが、ギーの新規開発を促し、再生可能エネルギーの

近年の卸電力市場は、 再エネの主力電源化 へ導入が進めば当該事業や系統増強がさらに推進

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みずほリサーチ＆テクノロジーズ

コンサルティングレポート

されるというような相互作用を及ぼすため、当該事業の実現・成功が国内のさらなる再生可能
エネルギーの導入に寄与するものといえるだろう。
注

企業や自治体などの需要家が、発電事業者から10〜20年間の中長期的な期間で再生可能エネルギーの電力を購入する契約（2） 電力の需給状況に応じて需要家の電力消費量を変化させ報酬を得るモデル。電力の供給を火力発電に依存しやすい朝方、夜間での電力消費を太陽光発電
による電力供給の余剰が起きやすい日中にシフトさせることなどがあげられる。
（3） 卸電力市場価格は、需要家が小売電気事業者との間で取引を行う電気料金の一部をなすものであり、電力消費者が支払う料金には託送料金や再エネ賦課金等が追加される（4） 従来の火力発電等の電源は卸電力市場で費用回収を行っていたが、再生可能エネルギーの導入に伴う卸電力市場価格の低下によって長期の投資回収予測が難化しており、高経年発電所の退出や新規投資の停滞に繋がっている。
（5） 市場価格が安い時間帯に充電を行い、市場価格が高騰する時間帯に放電（売電）を行うことで価格差から収益を挙げるビジネスモデルはアービトラージビジネスモデルと称されている。
（6） 再生可能エネルギー電力調達の同時性は現状で議題にあがり始めた段階であるが、例えば日中に消費する電力は太陽光発電から調達が可能なものの、夜間の消費電力は太陽光発電からの調達が出来ず風力等からの調達が必要になることが挙げられる。
（1）

参考文献
1. 経済産業省（2021）「第6次エネルギー基本計画」
2. 経済産業省（2021）「2030年度におけるエネルギー需給の見通し」3. International Energy Agency（2022）「 World
Energy Outlook 2022」
4. 電力広域的運営推進機関（2023）「広域系統長期方針（広域連系系統のマスタープラン）」

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vol.5

2023