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第437回定例研究報告会

2020年12⽉25⽇

2021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
電⼒・新エネルギーユニット

電⼒グループ

⼩笠原潤⼀

本報告のポイントIEEJ © 2020

 前⽇スポット取引の販売電⼒量に占める割合が3割に達し、前⽇スポット価格が発電設備の収益性および⼩売競争に⼤きな影響を及ぼすに⾄っている。中⻄
⽇本では⽯炭⽕⼒燃料費の⽔準に近付いている時期も⽣じ、LNG⽕⼒の維持に影響を与えている。こうした安価な前⽇スポット価格を通じた新電⼒の⼩売り販売により、新電⼒の販売シェアが増加した地域が多い。
 容量市場の2024年受渡オークションが実施され、落札価格が上限に達したた
め⼤きな話題となった。平均落札価格と⽶国容量市場と⽐較するとPJMより⾼額であるが、ニューヨーク市や新設のあったISO New England等と同程度の価格であり、需給がタイトになった場合の価格としては概ね妥当な⽔準であったと⾔える。
 再⽣可能エネルギー発電の導⼊拡⼤で従来型発電設備が減少している国・地域が増えており、再エネ出⼒減等が⽣じた場合の需給ひっ迫が懸念される。⽇本
でも計画停電には⾄らない⽔準ではあるものの需給ひっ迫により改善指⽰の回数が増加しており、安定供給の確保への視点も重要である。
 2021年は再エネ導⼊拡⼤に伴う系統制約や投資の必要性が明らかになる⾒込みであり、設備対策だけでなく運⽤での対策という考え⽅を検討する必要性が⾼まると考えられる。

1１．⽇本の電⼒市場の競争状態（１）電源種別発電電⼒量の推移
 東⽇本⼤震災以降、⽯油⽕⼒発電の割合が⾼まっていたが、2015年頃より徐々に10%を切る⽉が増加すると共に再⽣可能エネルギー発電の割合が5%を超え、2017年以降は10%前後で推移するようになっている。
億kWh18%

1,400

⾃家発余剰

16%

1,200

その他再エネ

14%
1,000

太陽光
⾵⼒12%

その他

800

10%

6008%

⽔⼒6%

その他⽕⼒400

原⼦⼒

⽯油⽕⼒4%
2002%

⽯炭⽕⼒0%

⽯油⽕⼒シェア

2020/82020/4

2019/122019/8

2019/42018/122018/8

2018/42017/122017/82017/4

2016/8

2016/122016/4

2015/122015/8

2015/4

2014/8

2014/12

2014/42013/122013/8IEEJ © 2020

2013/40

LNG⽕⼒

再エネシェア（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

2

１．⽇本の電⼒市場の競争状態（２）前⽇スポット価格と燃料費
 前⽇スポットシステム価格は2017年2⽉頃まで⽯油⽕⼒燃料費と連動性が強かったが、⽯油⽕⼒の減少もあり、これ以降LNG⽕⼒燃料費相当に近づいている。2015年頃から再⽣可能エネルギー発電の増加の影響で東⻄の市場分断が増加し、⻄⽇本が安価になる傾向にある。
 2018年10⽉から九州電⼒管内でFIT電気の出⼒抑制が⾏われるようになり、中⻄⽇本を中⼼にスポッ
ト価格がLNG⽕⼒燃料費を下回るほど価格⽔準が低迷している。2021年もスポット価格の低迷は継続する⾒込み。
億
地域別価格と⽯炭・LNG⽕⼒燃料費
前⽇スポット価格と燃料費円/kWh円/kWh
30kWh
350 252530025020200 1515150

1010100

⽯炭⽕⼒燃料費

LNG⽕⼒燃料費

北海道

東京

関⻄

九州

（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

2020/72020/1

2019/7

2019/1

2018/7

2018/1

2017/72017/1

2016/7

2016/1

2015/72015/1

2014/7

2014/1

2013/702013/1

⽯炭⽕⼒燃料費
⽯油⽕⼒燃料費
前⽇スポット52012/72020/92020/2

2019/72018/12

2018/52017/32017/10

取引量
LNG⽕⼒燃料費
⽯油⽕⼒燃料費2

2016/8

2016/1

2015/6

2014/11

2014/402013/902013/2502012/75IEEJ © 2020203

１．⽇本の電⼒市場の競争状態（３）⼩売競争の状況（2016年4⽉以降）
 2020年7⽉時点での離脱率は全国平均で19.7%となった。引き続き⾼圧需要家での離脱率が⾼く、北海道、東京、関⻄での離脱率が⾼くなっている。東京と中部、関⻄では低圧の離脱率も⾼⽔準になっている。中⻄⽇本の前⽇スポット価格は変動費相場になりつつあり、容量市場の受け渡しが開始されるまでの間、スポット市場で調達して供給を⾏う新電⼒の競争⼒が⾼まる可能性がある。
45%

特別⾼圧
⾼圧
低圧電⼒
低圧電灯
合計

40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%

2016/42017/42018/4
2019/42020/42016/10
2017/102018/10
2019/10
2016/42017/42018/4
2019/42020/4
2016/102017/10
2018/10
2019/10
2016/42017/42018/4
2019/42020/4
2016/102017/10
2018/10
2019/10
2016/42017/42018/4
2019/42020/4
2016/102017/10
2018/10
2019/10
2016/42017/42018/4
2019/42020/4
2016/102017/10
2018/10
2019/100%

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

沖縄

IEEJ © 2020

北海道（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

4

１．⽇本の電⼒市場の競争状態（４）回避可能原価と競争
 FIT精算⽤に公表されている回避可能原価のうち固定費が含まれている回避可能原価2と前⽇スポット価格を⽐較すると、前⽇スポット価格が回避可能原価2を下回る⽉が増加しており、固定費回収が困難な相場となっていることが分かる。東京エリアでは全電源可変費をも下回る⽔準になっている。

前⽇スポット離脱率

2020/72020/1

2019/7

2019/1

2018/7

2018/1

2017/1

2016/7

2016/1

2015/7

2015/1

2017/720%

回避可能原価1

回避可能原価2

前⽇スポット（注）回避可能原価1は⻑期調整を重視した全電源平均可変費の発電原価に基づき算定されたもので、回避可能原価2は再エネの種類別に供給⼒評価を考慮して可変費に固定費の要素を加味したもの（出所）回避可能原価は低炭素投資促進機構、前⽇スポット価格はJEPX、離脱率は電⼒ガス取引等監視委員会

2020/72020/1

2019/70%
2019/10
2018/75%
2018/15
2017/710%

2016/110

2015/72020/72020/1

2019/7

2019/1

2018/7

2018/1

2017/72017/1

2016/7

2016/1

2015/1

2014/7

2014/1

2013/7

2015/7

回避可能原価2

離脱率15%

2015/10%0

前⽇スポット15

2014/710%

5
2013/1

回避可能原価2

九州

2014/120%10

2012/7

回避可能原価1

2013/715IEEJ © 20200%円/kWh30% 20

東京

回避可能原価15%
2014/7

2012/7

離脱率10%

2017/1

前⽇スポット2020/72020/1

2019/7

2019/1

2018/7

2018/1

2017/72017/1

2016/7

2016/1

回避可能原価2

2013/1

回避可能原価1

2015/7

2015/1

2014/7

2014/1

2013/7

2013/1

2012/7015%

2014/1

525%20%2013/710

2013/115円/kWh20

関⻄30% 円/kWh2025%20% 15
15% 10
10%
55%
0%
020

2016/7北海道

2012/7円/kWh25

離脱率

5１．⽇本の電⼒市場の競争状態（５）容量市場取引結果
 容量市場の約定価格が上限の14,137円/kW・年となったことで⼤きな話題となった。⽶国RTO・ISOの容量価格と経過措置価格・総平均価格を⽐べると、PJM RTO
容量価格に対しては⾼額であるが、ニューヨーク市や新設があったISO New
England、PJM SWMAAC、PJM ATSIでも同程度の価格を付けることがあり、需給がタイトになった場合の価格としては概ね妥当な⽔準であったと⾔える。

各RTOの容量価格＄/MW・⽇

500
450
400
350
300
250
200
150
100
50

IEEJ © 2020

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

0

PJM

PJM SWMAAC

PJM ATSI

NYCA

NYC

ISONE

⽇本総平均

⽇本経過措置⽇本約定価格 課題は需給が正しく反映された⼊札であったかであり、罰則の在り⽅等を⾒直す余地があると考えられる。PJMでも落札者の供給⼒コミットメントを移転することで肩代わりする仕組みもあり、参考になるのではないか。
※ ⽯炭⽕⼒廃⽌の⼿法として容量市場の仕組みを活⽤する考え⽅もあるが、欧州でも採⽤例は少なく、慎重な検討が必要ではないか（イタリアの信頼度オプション型容量市場で採⽤）。

（注）1$＝105円で算定（出所）各RTO・ISOウェブサイトより作成

6【参考】北東部地域の卸供給費⽤の内訳
 PJMとISO New Englandの卸供給費⽤の内訳は下図の通りである。卸供給費⽤のうちPJMでは容量市場の費⽤負担は2019年で1.13セント/kWhであり、 2円弱/kWhとされている⽇本よりも割安であるが、ISO New Englandでは2.9セント/kWhと負担額は⾼くなっている。

PJMセント/kWh1212101088664422

容量

送電ｻｰﾋﾞｽ料⾦

ｱﾝｼﾗﾘｰｻｰﾋﾞｽ料⾦

その他

エネルギー

アンシラリー

容量送電課⾦20192018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

20112010

2009

2008

2007

2000
2001
2002200320042005
2006
20072008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
エネルギー

2006

00IEEJ © 2020

ISO New England

セント/kWh

RTO費⽤（出所）Monitoring Analytics, “State of the Market Report for PJM” （出所）ISO New England, “Annual Markets Report”

7１．⽇本の電⼒市場の競争状態（６）⾮化⽯証書取引
⾮化⽯証書約定結果

億kWh円/kWh

30

1.35

25

1.30
1.25

20

1.20

15

1.15

10

1.10

2020年度2

2020年度1

2019年度42019年度3

2019年度2

2019年度1

2018年度42018年度3

1.00
2018年度20
2018年度1

1.05

2017年度5

⾮FIT（再エネ指定なし）約定量
⾮FIT（再エネ指定）約定量
FIT約定量
FIT約定平均価格

IEEJ © 2020

⾮FIT（再エネ指定）約定平均価格
⾮FIT（再エネ指定なし）約定平均価格

 FIT⾮化⽯証書の取引量は2020年度第1回オークションで1.5億kWh、第2回で5.1億kWhと増加している。第1回の取引量は2020年4〜6⽉のFIT買取量の5.2%を占めており、第2回ではFIT買取量に対して相当量証書としての落札が増えている模様である。
 2020年11⽉11⽇に⾮FIT⾮化⽯証書取引が開始された。⾮FIT⾮化⽯証書取引
では下限価格が設定されていないが、⾮FIT（再エネ指定）が1.2円/kWhそして⾮FIT（再エネ指定なし）が1.1円/kWhであった。
 ⽶国における再エネクレジット（REC）の取引価格が0.8セント/kWh〜1.5セント/kWhであることや過去の⽶国のグリーン料⾦調査例でも1.0セント/kWh程度であったことから、⾮化⽯のプレミアムは1円程度という認識が醸成されたのではないか。

（出所）⽇本卸電⼒取引所

8１．⽇本の電⼒市場の競争状態（７）⽇本の冬季需給⾒通し
 今年の冬の電⼒需給は厳冬時に最低限確保が必要な供給予備率3%を確保しているが、厳冬に追加的な要因が加わった場合には需給がタイト化する可能性がある（北陸、関⻄、九州ではエリア単独で不⾜も） 。供給予備率の算定には10年に⼀度の厳気象に備えて確保される電源Ⅰʻが含まれており、⾮考慮の場合に東エリアで3%を下回る⾒込みとなっている。
 電⼒広域的運営推進機関による需給改善指⽰も2017年冬頃より発動回数が増加している。
2018年9⽉は北海道地震に伴うもので特殊例であるが、それを除いても気候要因でも需要増等で発動される回数が増加している。また太陽光発電予測誤差に起因する指⽰も⽣じてきている。こうした状況は広く周知されておらず、情報提供の在り⽅を⾒直し必要がある。
2020年度冬季需給⾒通し中⻄エリア（電源Ⅰʼ除き）（出所）電⼒広域的運営推進機関「電⼒需給検証報告書」2020年10⽉より作成

北海道

東北

東京中部

関⻄四国

中国

（出所）電⼒広域的運営推進機関「需給状況悪化時の対応」より作成

2020/9東エリア（電源Ⅰʼ除き）

中⻄エリア

2020/4東エリア

2019/113⽉

2019/62⽉

2019/11⽉

2018/812⽉

2018/30.0%

2017/102.0%

2017/54.0%

2016/126.0%

2016/78.0%

2016/210.0%

2015/912.0%

2015/41816141210864
2014.0%IEEJ © 2020

需給改善指⽰回数回

九州

9２．欧⽶の状況（１）欧⽶卸電⼒市場価格の推移
 欧⽶でもコロナ禍による電⼒需要の減少と⼀次エネルギー価格の低迷により、卸電⼒市場価格が低⽔準となった。電⼒各社の収⼊減が懸念されるも他のエネルギー産業より影響は軽微であった模様。
欧州前⽇スポット価格€/MWh100

8090

7080
70

60

60

50

50

40

4030302020

1010（出所）各取引所ウェブサイトより作成

2020/112020/62020/1

2019/8

2019/3

2018/10

2018/52017/72017/2

2016/92016/42017/12EPEX（独）Omie（⻄）EPEX（⽩）Denmark East（丁）2015/6

2015/1

2020/112020/62020/1

2019/8

2019/3

2018/10

2018/52017/120
2015/11

Nord Pool（北欧）EPEX（仏）EPEX（蘭）N2EX（英）GME（伊）

2017/72017/2

2016/92016/4

2015/6

2015/112015/10

IEEJ © 2020

⽶国RTO・ISOリアルタイム市場価格$/MWh90

PJM East

PJM West

ComEd

AEP

Dominion

New England

New York

MISO

California

ERCOT

SPP

（出所）各RTO・ISOウェブサイトより作成

10

２．欧⽶の状況（２）電気料⾦国際⽐較
 再⽣可能エネルギー発電導⼊拡⼤で賦課⾦や送配電費⽤の増加により、電気料⾦が上昇している国が増加している。そのため太陽光発電の⾃家設置に経済性が⽣じる国・地域が増加しており、蓄電池併設でもメリットが⽣じる場合も出てきている。

円/kWh
5045

太陽光発電の⾃家設置に経済性が⽣じる国・地域

4035
3025
2015
105

エネルギー

ﾊﾜｲ州
ｱﾗｽｶ州
ﾏｻﾁｭｰｾｯﾂ州
ｺﾈﾁｶｯﾄ州
ﾛｰﾄﾞｱｲﾗﾝﾄﾞ州
ﾆｭｰﾊﾝﾌﾟｼｬｰ州
ｶﾘﾌｫﾙﾆｱ州
ﾆｭｰﾖｰｸ州
ﾒｲﾝ州
ｳﾞｧｰﾓﾝﾄ州
ﾆｭｰｼﾞｬｰｼﾞｰ州
ﾐｼｶﾞﾝ州
ｳｨｽｺﾝｼﾝ州
ﾍﾟﾝｼﾙﾍﾞﾆｱ州
ﾐﾈｿﾀ州
ﾒﾘｰﾗﾝﾄﾞ州
ﾜｼﾝﾄﾝDC
ｱｲｵﾜ州
ｲﾘﾉｲ州
ｻｳｽｶﾛﾗｲﾅ州

⽇本
送配電費

南ｵｰｽﾄﾗﾘｱ
ﾋﾞｸﾄﾘｱｵｰｽﾄﾗﾘｱ⾸都

欧州

北海道
沖縄
東電PG
東北
中部

ﾄﾞｲﾂ
ﾍﾞﾙｷﾞｰｲﾀﾘｱ
ｽﾍﾟｲﾝ
ﾎﾟﾙﾄｶﾞﾙ
ﾃﾞﾝﾏｰｸｱｲﾙﾗﾝﾄﾞ
ｲｷﾞﾘｽ
ｷﾌﾟﾛｽ
ｵﾗﾝﾀﾞ
ｵｰﾄﾘﾘｱﾙｸｾﾝﾌﾞﾙｸﾞ
ﾗﾄﾋﾞｱ
ﾁｪｺ
ｷﾞﾘｼｬ
ｽﾛﾊﾞｱｷｱﾌﾗﾝｽ
ｽﾛﾍﾞﾆｱｽｳｪｰﾃﾞﾝ
ﾏﾙﾀ

0

オーストラリア
税⾦
再エネ負担⾦⽶国

IEEJ © 2020

（注）為替レートはNEDO「外貨換算レート表」を⽤い、2019年平均1ユーロ＝123.6円、1ドル＝110.1円を使⽤。
（出所）欧州はEurostat（年間電⼒消費量1,000kWh〜2,500kWh需要家）、⽇本は電⼒・ガス取引監視等委員会「電⼒取引報集計結果」の電灯平均単価と賦課⾦2.90円/kWhを使⽤、⽶国はEIA, ”Electricity Annual”より作成

11

２．欧⽶の状況（３）ドイツにおける従来型発電設備⾒通し万kW
10,000

ドイツ2023年までの在来型発電設備容量⾒込み9,143.6

8,860.6

9,000
8,000

6,730.4

7,000
6,000
5,000
4,000

 2019年の最⼤電⼒は7,653.5万kWであったので、再⽣可能エネルギー発電が低出⼒になった場合には国外からの輸⼊に⼤きく依存することになる。

3,000
2,000
1,000

原⼦⼒

褐炭⽕⼒

⼀般炭⽕⼒

ガス⽕⼒

2023

新設

廃⽌

セキュリティー予備⼒

原⼦⼒退出

褐炭⽕⼒

2019-2022

2019/4

運転開始

閉鎖

2018-2019/03

2018-2019/03

20170

IEEJ © 2020 ドイツでは脱原⼦⼒政策に加え、脱⽯炭⽕⼒発電も進める⽅針を決めた。その⼀⽅で再⽣可能エネルギー発電以外の供給⼒が増加しておらず、RWEは2017年には9,143.6万kWあった従来型発電設備は2023年には6,730.4万kWとなる⾒込みとしている（26.4%減少）。昨年時点では2020/23年時点での⾒込みが7,540万kWとしていたので、減少⾒込みが更に拡⼤したことになる。

⽯油⽕⼒

 ドイツ周辺のフランス、ベルギー及びオランダでも負荷追従可能な発電設備容量の減少が続いている。今年の冬はフランスでコロナ禍の影響により原⼦⼒発電の停⽌容量が増え、厳冬となった場合に需給がタイトになる可能性が⽣じている。

（出所）RWE, “Factbook 2019”12

２．欧⽶の状況（４）カリフォルニアISOの需給ひっ迫
 カリフォルニアISOでは2020年8⽉14⽇と15⽇の⼣⽅に需給ひっ迫となり、8⽉14⽇は最⼤100万kW、15⽇は47万kWに計画停電を⾏った。

2020年8⽉14⽇の需給万kW
5,000
4,500 猛暑による需要の増加が影響しているが、8⽉14⽇の最⼤電⼒4,678万kWは2019年4,430万
kWより⼤きいが、2017年5,012万kW・2018年4,643万kWと⽐べると異常な⽔準ではなく、5年に⼀度の最⼤電⼒4,776万kWの範囲内であった。

4,000
3,500
3,000
2,500
2,000

 猛暑により広域的に需要が増加しており、カリフォニアISOは他州からの輸⼊に⼤きく依存しているが、輸⼊が減少して州内の供給⼒で対応しきれなかったことが計画停電に繋がった。

1,500
1,000
500
0IEEJ © 2020

0:00
1:10
2:20
3:30
4:40
5:50
7:00
8:10
9:20
10:30
11:40
12:50
14:00
15:10
16:20
17:30
18:40
19:50
21:00
22:10
23:20

-500

原⼦⼒

⽔⼒

⽯炭⽕⼒ガス⽕⼒

⾵⼒太陽光

その他再エネ

蓄電池

輸⼊

合計

純負荷

（出所）California ISO, “Todayʼs Outlook”より作成

 カリフォルニアISO内には2020年8⽉時点で472.1万kWもの蓄電池が設置されているが、⼆次調整⼒⽤が⼤半でピーク⽤供給⼒として使⽤でけいていないことも計画停電を回避できなかった理由の⼀つと考えられる（8⽉14⽇の最⼤出⼒14.7万kW）。現在、エネルギー取引としての活⽤を検討しており、2021年秋に新しい制度の運⽤を開始する予定である。
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２．欧⽶の状況（５）慣性⼒の低下と対策の考え⽅
北欧⽉平均・最⼤・最⼩慣性⼒の推移

GWs

300

北欧では安定運⽤上の慣性⼒の⽬安を130〜140GWsとしている。

280
260

 再⽣可能エネルギー発電は系統全体で余剰が⽣じた場合等、抑制に厳しい条件が課せられており、慣性⼒の低下を理由にした抑制⼿続きを定めることは容易ではない。

240
220
200
180160140120

平均最⼤最⼩140GWs

2020/92020/52020/1

2019/92019/5

2019/1

2018/92018/5

2018/1

2017/92017/52017/1

2016/92016/5

2016/1100

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 テキサス州ERCOT、アイルランド、イギ
リス及び北欧では慣性⼒と呼ばれる周波数を安定化させるための回転エネルギーを持
つ同期発電機の能⼒が、⾮同期型（⾵⼒や太陽光等）の増加により減少したため、追加的な対策に取り組んでいる。

130GWs（注）慣性⼒の値は1分間隔値（出所）Fingrid, “Kinetic energy of the Nordic power system real time data”より作成

 そのため上記の国・地域ではFast
Frequency Response（FFR）と呼ばれる⼀次調整⼒よりも周波数低下に対して即時に応答する調整⼒を追加配備している。北欧でも慣性⼒の安定運⽤上の⽬安を下回る時間帯が増えたことから今年からFFRの調達を開始した（北欧全体で30万kW）。イ
ギリスではDynamic Containmentを2021年に100万kW調達予定である。これら追加対策は負担増加要因となる。
 わが国でも電⼒広域的運営推進機関で慣性⼒等の再⽣可能エネルギー発電導⼊拡⼤下での系統運⽤上の課題への対応策について検討を開始したが、多様な観点での対策構14築が求められる。

３．2021年電気事業の課題
 2021年度より需給調整市場において三次調整⼒①（オンライン、応動時間15分以内、継続時間3時間）及び三次調整⼒②（オンライン、応動時間45分以内、継続時間3時間）の広域運⽤が開始される予定になっている。既に中部、北陸、関⻄、中国及び九州と5地域で運⽤が⾏われており、4⽉以降は全地域での広域運⽤に移⾏することになっている。⼀次調整⼒〜⼆次調整⼒②の市場詳細検討は2021年度中の検討完了の⽬標となっている。
 2024年度受渡し分の容量市場オークションでの⾼い落札価格となった結果を受け、制度の⾒直しの検討が⾏われているが、抜本的⾒直しは難しく、⾮落札供給⼒の供給⼒計上⽅法の⾒直し等に⽌まるのではないか。
 慣性⼒等、再エネ⼤量導⼊下での技術的課題とその対策の検討が電⼒広域的運営推進機関で開始され、2021年5⽉に検討結果が公表される予定になっている。諸外国の事例を⾒ても慣性⼒低下を理由として再エネ出⼒抑制を実施するのは難しいため、対策については諸外国の例を確認しつつ検討を進める必要がある。

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 先進諸国を中⼼にコロナ禍による需要減及び卸電⼒市場価格の低迷で投資余⼒が減退している。送配電投資の増加に対する批判が拡⼤している国もあり、再エネ導⼊拡⼤に対して設備投資での対策ではなく運⽤での対策へのニーズが拡⼤している。我が国も投資拡⼤による電気料⾦上昇を抑えるため、運⽤での対策という考え⽅を拡⼤する必要が⾼まると考えられる。
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