容量市場
ーその概要と問題点ー
2019年1月21日

松久保肇（原子力資料情報室）
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今日のおはなし
そもそも電力システム改革とは？

電力の価値って？
容量市場とは？
容量市場の何が問題？

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https://www.mhlw.go.jp/file/05-Shingikai-12602000-Seisakutoukatsukan-Sanjikanshitsu_Roudouseisakutantou/0000094529.pdf

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電力自由化の現状（2018年9月）

http://www.enecho.meti.go.jp/statistics/electric_power/ep002/pdf/2018/0-2018.pdf

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2018年の電力卸取引所スポット市場の変動幅

7.00（平均価格を基準としたときの変動幅）

6.00
5.00

4.00
3.00
2.00

1.00
0.00
(1.00)

1/1

12/31

 現状、容量が不足は発生していないが、需給ひっ迫時に価格の高騰が発生している 本来であれば卸電力取引所の上場商品で需給調整は十分に達成可能だが、現状は流動性が不十分なため、価格変動が大きく、指標性が不十分

電力の価値とは？
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これまではこの価値だ
けが取引

これまで

これ以外にベースロード電源市場もhttp://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/kihon_seisaku/denryoku_kaikaku/pdf/005_07_00.pdf

電力需要(kW)7

非化石価値取引市場(kWh単位)
容量市場(kW価値)

スポット市場・時間前市場(kWh価値)
調整力市場(kWh価値)

先渡市場、ベースロード電源市場(kWh価値)
https://www.kepco.co.jp/energy_supply/supply/denkiyoho/availability/reference_juyou.htmlを加工

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http://www.meti.go.jp/committee/sougouenergy/kihonseisaku/denryoku_system_kaikaku/pdf/03_05_00.pdf

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なぜ容量市場が必要とされるのか

限界費用以上の価格でないと発電すると赤字になる

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再エネ大量導入時代の卸電力市場価格イメージ

再エネ導入による市場価格の低下

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電源R(稼働)再エネ大量導入価格が限界費用を下回る

再エネが発電できる時間

稼働できない電源や収益帯は、市場価格が低下性が下がる電源が増加

収益性の低下
収益性のない電源の廃炉＋適切なタイミングで電源新設投資が行われない

容量が不足
市場価格の高止まり

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容量確保策の類型

日本もこれを導入する
計画

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容量市場とは？

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容量市場にはだれが参加できるの？

 取引対象年（取引年+4年後）に容量として期待できる発電所はFIT電源除きすべて参加可能。

 容量認定方法：水力・火力・原子力と新エネルギーでは見積り方が違う
 水力・火力・原子力：可能発電電力の合計から、所内消費電力と停止電力を差し引いたもの
 新エネルギー：最大需要電力発生時に安定して発電し得る場合のみ、計上可能
 風力：最大需要発生時（月内は同一時刻）における発電実績の下位5日平均値
 太陽光：過去20ヶ年の最大3日平均電力の該当日において、エリアの一般送配電事業者が指定する時間における、発電推計データ（計60データ）から、下位5日平均値を算出し、自家消費分を差し引いたもの
 参加電源へのリクワイアメント
 ＜平常時からのリクワイアメント＞①年間で一定時期や一定時間以上、稼働可能な計画としていること。

②計画外停止をしないこと。
 ＜需給ひっ迫のおそれがあるときの追加的なリクワイアメント＞③需給ひっ迫のおそれがあるときに、稼働可能な計画となっている電源等について、小売電気事業者との契約により電気を供給、若しくは、卸電力市場・需給調整市場に応札すること、一般送配電事業者の指示等があった場合に電気を供給すること等。

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容量市場の売り手・買い手・コスト負担

 売り手：発電事業者
 買い手：電力広域的運営推進機関が目標調達量を一括して買い取り

 コスト負担：小売電気事業者と一般送配電事業者が費用支払い、最終的に消費者が負担する

偶発的需要変動対応分（H3+７%）
最大3日平均電力

持続的需要変動対応分（H3+1~3%）

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容量市場の価格決定方法
日本では新設ガスコンバインドサイクル発電所を40年で回収する前提で計算。
現時点での価格は9307円/kW

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英国の容量市場、どんな電源が落札している？
 2021-22の調達目標量：46,300MW(英国全体の必要容量予測量：110,000MW、約40%) 調達量：50,400MW

 容量価格：£8.40/kW、消費者負担：£4.23億（約600億円）
2018-19の価格は￡19.4/kW、総額約￡9.7億（1400億円）

英国の原発設
備容量は約8000MW

英国の石炭設英国のLNG設
備容量は約
備容量は約3000MW
35000MWhttps://home.kpmg/content/dam/kpmg/uk/pdf/2018/02/capacity-market-auction-results.pdf

容量市場のコスト
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100万kW級の発電所だと年間93億円をもらえることに！

 現時点でのNet CONE価格は9,307円/kW
 調達目標量は明らかでないが、英国事例では調達目標年の必要設備容量の40%程度を調達

 現時点での容量市場開設は2020年、初回受け渡し年は2023年。
 電力広域的運営推進機関が発表している2023年8月時点の供給力見通しは1.7億kW

 仮にこの容量のうち英国並みの40％程度を容量市場で確保する場合、費用は約6,300億円
三菱総研の評価（20%を調達と仮定）

英国の電力市場価格（N2EX Day AheadAuction）の変動幅比較（2014、2018）19（各年の平均価格を0としたときの変動幅）

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2014

22018

10
(1)
(2)
1/1

12/31

 容量市場導入前(2014)よりも導入後(2018)のほうが電力市場の変動幅が大きいここまでのまとめ
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容量の確保方法• 様々種類がある 例：容量市場（米・英）、戦略的予備力（北欧、ドイツ）• 日本は容量市場を選択
容量の確保方法• 市場運営者が一括して発電事業者から確保• 価格はオークションで決定される

コスト回収• 小売り・託送から回収される＝消費者負担• 確保する容量の量にもよるが、コストは3000~6000億円程度？
容量市場を導入して目標は達成されるか？
• 老朽化した電源の維持には効果的だが、新設電源は落札率が低い• 市場価格の低下につながっているか？

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そもそも論① やれることはやったのか？

電源開発電源の切り出し系統の有効活用

新設電源分の予測への組み入れ

電源開発の電源切り出し状況
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1700万kW中、62万kWしか市場に供給されていない

 電源開発の電源きりだしがきわめて低調 電源開発の発電量（640億kWh）が市場に提供されれば、新電力シェアのニーズの太宗はまかなえる23

エリアの予備率将来予測
複数エリア、年度で予備率8％を下回る

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連系線活用で予備率8％を下回るエリアは0に

https://www.occto.or.jp/kyoukei/torimatome/files/180330_kyoukei_torimatome.pdf

未計上電源を盛り込むと、余裕度はさらに増加
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 供給計画未計上電源は1,170万kW
 内、一般送配電事業者に系統アクセス申し込みがあり、工事計画届け出のある電源は105万kW

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そもそも論② 負担の公平性、安全性・環境負荷

既設電源は国民負担で建設＝容量市場で二重取り
既設電源は投資回収済みのものも多い

老朽化原発、CO2排出量多の電源が有利
せめて、総括原価方式で投資回収が進んでいた電源についてはFIT電源と同様の扱いをとるべき

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そもそも論③

容量市場は必要か？

送電網拡充や蓄電池の活用、DR等で安定化は可能
火力・原子力を優遇する容量市場と再エネ主力化は矛盾

市場はいつまでも非効率か？
中長期に火力・原子力を優遇することの意味

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まとめ
 電力自由化のなかで、投資回収予見性が下がることで、一時的に容量不足に陥るリスクは存在
 ただし、実際に容量不足に陥るかは、系統運用の効率化や、再エネ電源の大量導入に向けた各種対応いかんにかかわってくる また、市場が成熟してくれば、卸電力市場におけるシグナルで十分に投資回収予見性は確保することもできる
 容量市場の導入は固定費の回収が終わった＝老朽化した電源の稼働延長を促す。原発は老朽化してリスクの高いもの、火発はCO2排出量の多いものが生き残ることに！

 容量市場は複雑かつ大規模なシステムであり、導入したら、撤退することは難しい
 リスクを過大に言い立てるのではなく、まずはやれることをやってから考えるべき。