一般電気事業者と新電力の一般的な料金構造	
一般電気事業者	
夏季16.65円/kWh	  その他季15.55円/kWh	

1,638円/kW	

東電の業務用電力（500kW未満）を簡易化したもの	

従量料金（託送料金含む）	  基本料金
（託送料金含む）	

新電力（PPS）	

発電（調達）料金	

変動範囲内	  15.02円/kWh	  変動範囲超過	  夏季昼51.73円	  他季昼45.73円	  夜間28.04円	

インバラン
ス料金	
託送従量料金	

2.26円/kWh	

託送基本料金	

535.50円/
kW	
東電の接続送電サービス料金（高圧）	

1	  電力小売事業者（新電力）経営のポイント	

顧客（需要家）の	  確保	

第1回資料再掲	

再エネ発電所の確保	
経営の両輪	

・一般的な外部顧客	  ・自社事業所	

両者をバランスさせながら、徐々に拡大する。	

・自社建設（数年掛かる）	  ・他社（既存発電所）と契約	

一定の経営規模（需要規模、発電規模）を確保する	・需要家属性（負荷率、需要カーブ）、需要予測	  ・発電出力予測	  ・インバランス管理	2	  電力小売事業者（新電力）経営のポイント（２）	

第1回資料再掲	

発電・供給側	・再エネ電源の確保（特に、バイオマス、小水力等の出力安定型電源）	  ⇒高単価（プレミアム）での買取？	  
・常時バックアップ（JBU）の利用のしやすさ	  ・JEPX（卸取引所）の利用のしやすさ（取引単位、営業日）	  ・卸取引全面自由化	  ・変動型再エネ電源の場合、出力予測	  送配電	・地域間連系線の利用のしやすさ	  ・託送料金	  ・インバランス料金	  ・メーター	  需要側	・需要家の確保（自らが需要家となる需要家PPS方式）	  ⇒グリーン化メリット？コストメリット？	  
・需要規模、需要家の構成（負荷率、需要予測のしやすさ等）	  ・部分供給の利用のしやすさ	  3	  

新電力採算確保のポイント（需要家面）	
需要家面	
①スライド1枚目のように、電力料金総支払額に占める基本料金比率の高い需要家、つまり負荷率の低い需要家の場合、割高な電気料金を払っている。	  
⇒ PPSに切り替えるコストメリットが出やすい。	  
②様々なタイプの需要家を組み合わせることにより、負荷率を改善できる。（不等率）	  ・季節別や時間別の負荷パターンが異なる需要家の組み合わせ。	  
・需要ピーク時間が異なる需要家の組み合わせ。	  

＋	＝	4	  新電力採算確保のポイント（供給面）	
供給面	
①需要に合わせ、必要な電力量だけを調達する。（調達した電力は余らせず売る。FIT再エネ電源は、出力抑制せず売り切るほうが得）	  	  ②需要変動に追随する、ガス火力等の発電所を持っていないPPS（特に再エネ中心のPPS）の場合、以下のいずれかの方法で出力（供給力）変動させることにより、インバランスを最小化させる。	  
１．JEPXでの売買。ただし、最小取引単位が1,000kWh（500kWh/30分）
なので、これ未満では調整できない	  	  ２．「うなかみの大地（パル東京PPS）」のように、余剰トレンド（供給力＞需要）のPPSの場合、他社PPSに相対で売却する。（余剰変動範囲超過で無償で引き取られるよりマシ）	  	  ３．常時バックアップ（JBU）の利用：通告型（負荷予測に合わせ、毎時受電量を変える方式）の利用。ただし、利用規模がPPS需要拡大の3割までに限られる。事実上、一般電気事業者の調整力を利用する。	  	  ４．需要家側で部分供給（通告型）の利用。需要家PPSを前提なので、JBU利用とほぼ同じ効果。ただし一般電気事業者と交渉が必要。	  

9ページ以降の試算では調整力としてJBUに大きく依存。	

5	  PPS採算改善のための、PPS間協力の可能性	
発電	

卸売	

小売・需要	再エネ発電所の共同設置	  （共同出資や、資金協力）	
①特にベース電源	

需要家の融通	②PPS間の相対卸取引	  電力の融通	
③代表PPS制度（バランシンググループ）	

再エネ電源共同開発機構	  （協議会・連絡会）	
共同ファイナンス支援機構	

PPS支援PPS	  （幹事PPS）	

6	  PPS採算改善のための、PPS間協力の可能性	
① ベース電源となる再エネ発電所の共同開発	
例えば大型のバイオマス発電所を、複数のPPSで共同出資、共同所有で開発。	  
A社PPSには6割、B社PPSには4割、といったあらかじめ決めた比率で複数社への売電を行う。（比率は変更可）	  ② PPS間の相対卸取引	
常時バックアップ（JBU）の利用や、JEPXの利用には制約があるため、余剰／不足をPPS間で融通しあう。（現状でも行われている）	  なるべく供給・需要のタイプが異なる多数のPPS間の協調が望ましい。	  
③ 代表PPS制度（バランシンググループ：BG）	
代表契約者がインバランス費用総額を、グループに参加するPPSに配分する。
BGに参加する各社のインバランス精算単価が安くなる効果がある。が、どの程度安くなるかは相手次第。自社と相手の費用の中間のイメージ。	  
インバランス低減メリット：10％～50％（理想的状態）	  例：自社が40円支払い、相手が0円で買い取り、ならば中間の20円。	  
BG参加各社の皆が、似たようなポジションの場合、効果が出ない。	  
BGの組成・運用に、通常費用が掛かる。	  
※BGは一般電気事業者のエリアごと。（現状でも行われている）	  7	  PPS試算のための、仮の需要カーブ（イメージ図）	
1年を通じた、平均的な需要カーブ（＝供給カーブ、調達ポジション）	
本来は、先に需要カーブがあり、その上でそれを満たす供給側を考えるべきだが、	今回はある程度、一般的な業務部門のカーブを想定しながらも、次ページ以降の供給優先で検討。	
（なるべくハードルを下げるため、一定の再エネ率を満たしながら、常時バックアップを用いて、小規模PPSでも採算が取れることを優先）	
ただし、JEPXの最小取引量制限は未チェック。	
800
700
600

縦軸はkWのイメージだが、年間平均なので1日のピークkWを表していない。	

変動範囲超過インバランス

500

変動範囲内インバランス
JEPX仕入れ400

東電常時バックアップ
300

太陽光バイオマス

200
100
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 478	  PPS試算のための前提条件①（オリジナルシナリオ：需要規模6MW）	
需要の仮定	

契約電力（kW ）
電力使用量（kW h）

6,000
21,024,000

負荷率40%（千円/年）	

東電から購入の場合	
基本料金	

117,936	

従量料金	

378,432	

総電力費用	

496,368	⇒ これ以降、PPS試算では、左表の東電への支払負担と同じになるような料金設定を仮定。	

PPS供給の仮定	 再エネ100％にこだわらず、まずは需要家PPSの成立を目指すところから	
太陽光
設備容量
バイオマス
（契約容 東電
常時バックアップ(e量）
kW 他社P P S
相対卸取引
合計
太陽光再エネバイオマス
東電
常時バックアップ
電力購入 他社P P S
相対卸取引
JEP X 仕入れ(g)量（kW h）
変動範囲内インバランス(h)変動範囲超過インバランス(h)合計
再エネ(d)

3,000
1,000
2,000
0
6,000
3,153,600
7,008,000
8,760,00001,000,000
1,000,000
500,000
21,421,600①ベース電源としてバイオマス発電所を持つという想定。	
採算改善のため、東電からの常時バックアップを活用	

9	  需要家PPSの試算①、PPS間協力を行った場合の採算改善	
需要家PPSの場合	

（千円/年）	

PPS間協力ある場合	 （千円/年）	

PPS収入	 主に小売収入	

501,262	

501,262	

PPS費用	 購入電力費用	

295,674	②PPS相対取引を活用	 -­‐1,000	

294,674	

託送料金	

86,070	

インバランス費用	

40,735	

管理費等	

36,000	

費用合計	

458,479	

-­‐9,147	

449,332	

42,784	

+9,147	

51,931	PPS収益	

86,070	③代表PPS制度を活用	 -­‐8,147	

32,588	
36,000	

黒字	

収益改善	

金銭的メリット試算	  主体	メリット	

需要家	

上表の試算は東電と同じ電気料金という前提。	  
需要家メリットの原資として、4千万円程度ある、と言える。	  
排出係数が下がる、という環境面メリットも。	  

再エネ発電所	

上表の試算では1円/kWhのプレミアムを想定。	  
総額約1千万円の上乗せ収益。	

PPS	

顧客に料金面で還元した場合、その残り。	

10	  PPS試算のための前提条件②（大きく：需要規模20MW）	
需要の仮定	

契約電力（kW ）
電力使用量（kW h）

20,00070,080,000

負荷率40%（千円/年）	

東電から購入の場合	
基本料金	

393,120	

従量料金	

1,261,440	

総電力費用	 1,654,560	

⇒ これ以降、PPS試算では、左表の東電への支払負担と同じになるような料金設定を仮定。	

PPS供給の仮定	
太陽光設備容量
バイオマス（契約容 東電
常時バックアップ(e量）
kW 他社P P S
相対卸取引
合計
太陽光再エネバイオマス
東電
常時バックアップ
電力購入 他社P P S
相対卸取引
JEP X 仕入れ(g)量（kW h）
変動範囲内インバランス(h)変動範囲超過インバランス(h)合計
再エネ(d)

10,000
5,000
5,000
0
20,00010,512,000
35,040,000
21,900,000
03,000,000
3,000,000
1,500,000
74,952,000①ベース電源としてバイオマ
ス発電所を持つという想定。	
採算改善のため、東電からの常時バックアップを活用	

11	  需要家PPSの試算②、PPS間協力を行った場合の採算改善	
需要家PPSの場合	

PPS間協力ある場合	 （千円/年）	

（千円/年）	

PPS収入	 主に小売収入	

1,696,542	

PPS費用	 購入電力費用	

1,017,354	

1,696,542	
②PPS相対取引を活用	

-­‐3,000	

1,014,354	

託送料金	

286,901	

インバランス費用	

122,205	

管理費等	

48,000	

費用合計	

1,474,460	

-­‐27,441	

1,447,019	

222,082	

+27,441	

249,523	

PPS収益	

286,901	
③代表PPS制度を活用	-­‐24,441	

97,764	
48,000	

黒字	

収益改善	金銭的メリット試算	  主体	メリット	

需要家	

上表の試算は東電と同じ電気料金という前提。	  
需要家メリットの原資として、2.2億円程度ある、と言える。	  
排出係数が下がる、という環境面メリットも。	  

再エネ発電所	

上表の試算では1円/kWhのプレミアムを想定。	  
総額約4500万円の上乗せ収益。	

PPS	

顧客に料金面で還元した場合、その残り。	

12	  PPS試算のための前提条件③（小さく：需要規模2MW）	
需要の仮定	
契約電力（kW ）
電力使用量（kW h）

2,000
7,008,000

負荷率40%（千円/年）	

東電から購入の場合	
基本料金	

39,312	

従量料金	

126,144	

総電力費用	

165,456	

⇒ これ以降、PPS試算では、左表の東電への支払負担と同じになるような料金設定を仮定。	

PPS供給の仮定	
太陽光
設備容量
バイオマス
（
契約容 東電常時バックアップ(e量）
kW 他社P P S
相対卸取引
合計
太陽光
再エネ
バイオマス
東電常時バックアップ
電力購入 他社P P S
相対卸取引
JEP X 仕入れ(g)量（kW h）
変動範囲内インバランス(h)変動範囲超過インバランス(h)合計
再エネ(d)

1,500
0500
0
2,000
1,576,800
03,504,000
001,000,000
1,000,000
7,080,800

採算改善のため、東電からの常時バックアップを活用	

13	  需要家PPSの試算③、PPS間協力を行った場合の採算改善	
需要家PPSの場合	

（千円/年）	

PPS間協力ある場合	 （千円/年）	

PPS収入	 主に小売収入	

166,352	

166,352	

PPS費用	 購入電力費用	

77,156	

77,156	

（変化なし）	  託送料金	

28,690	

インバランス費用	

64,550	

管理費等	

30,000	

費用合計	

200,396	-­‐12,910	

187,486	

-­‐34,044	+12,910	

-­‐21,134	

PPS収益	

28,690	③代表PPS制度を活用	 -­‐12,910	

51,640	
30,000	赤字	赤字縮小	

金銭的メリット試算	  主体	

メリット	

需要家	

上表の試算は東電と同じ電気料金という前提。	  
需要家メリットの原資は無い（マイナス）。	  
排出係数が下がる、という環境面メリットも小さい。	  

再エネ発電所	

上表の試算では1円/kWhのプレミアムを想定。	  
総額約150万円の上乗せ収益。	

PPS	

PPSが3400万円の赤字であり、顧客に料金面で還元できない。（値上げか、PPS側で損をかぶるか）	

14