第１７７号

若 狭 ネ ッ ト

２０１９年

１０月８日

発 行： 若狭連帯行動ネットワーク
連絡先●福井：〒915-0035 越前市入谷町
13-20 山崎方 TEL 0778-27-8621 ●大阪：〒583-0007 藤井寺市林5-8-20-401 久保方 TEL 072-939-5660
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東電役員３人無罪の不当判決 ・・・ それなら、福島事故は一体誰に責任が？
リサちゃんとパパの会話：パート９

パパ その通りだ。海渡弁護士によると、判決では「長時間の搬送や待機等を伴う避難を余儀なくさせた結果，搬送の過程又は搬
送先において死亡させ」たの一言で片づけられていて、原子力災害の悲惨な被害が全く事実認定されていないという。被災者に寄り添わない刑事裁判なんて意味ないよね。

リサ ねえパパ。8年以上前に起きた福島第一原発重大事故って、今でも被害が続いているんでしょう。そんな大きな事故を起こした東京電力の当時の責任者が無罪になったって本当？
パパ 9月19日に東京地裁で出された刑事裁判の判決だね。事故当時の勝俣恒久会長（2002～08年社長）、武黒一
郎フェロー （2007～10年副社長(原子力・立地本部長)）、武藤栄副社長（2008～10

リサ そうよ。刑事事件では裁判で被害者の無念を晴らすことが目的なのに、ひどい！
パパ それに、伊方訴訟の最高裁判決でも「災害が万が一にも起こらないように原発の安全性を確保しなければならない」としていたのに、今回の東京地裁判決では「絶対的安全性の確保までを前提としてはいなかったとみざるを得ない」というんだから、ひどいもんだ。阪神・淡路大震災を繰り返さないために作られた政府の地震調査研究推進本部の長期評価で大きな津波が起こる可能性があると具体的に指摘され、東電社内でも検討が進んでいたのに、「絶対的安全性の確保」ま
で求めていないなんてよく言えたもんだ。

年原子力・立地本部副本部長、2010年6月～副社長(同本部長)） の3人の刑事責任が問われたんだけど無罪になった。
リサ 事故で避難した人の中に双葉病院の患者さんもいて、放射線防護具がなくて避難が遅れたり、放射線スクリーニング待ちのためバスの中で長い間放置されたり、病院自体が汚染されて高線量になったために救助作業も途中で打ち切られたり、人権無視の悲惨な被害がもたらされたんでしょう。

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原子力優先・再エネ妨害の電力システム改革に反対しよう！討論集会■□■□■□■□■□■□■□■□■□■□■□■□■□■□■□■□■□■□■

報告１．容量市場・ベースロード市場・非化石価値取引市場を斬る
報告２．関西電力の発注工事キックバックと腐敗した企業体質
日時：１０月２７日（日） 午後１時半～
場所：中央区民センター （地下鉄「堺筋本町」駅下車 ３番出口東へすぐ）
主催：若狭ネット ０７２-９３９-５６６０（くぼ）１０月２５日(金)午後４時に関西電力本社へ10.26反原発デーの申し入れをします！ 対話拒否の関電を賄賂問題で、一緒に追い詰めましょう！
巻頭以外の目次
１．容量市場・ベースロード市場・非化石価値取引市場を中心とした電力システム改革は、原発を維持し、再稼働を押し進め、再エネ拡大を阻害する---2.送配電網の全国統一公的管理で脱原発と再エネ優先接続・優先給電を！
２．旧一般電気事業者は市場支配力で「容量市場」を攪乱し、新電力との競争力維持に走る・・・「容量市場」の開設は断念すべき
３．旧一般電気事業者が、賠償費一般負担金「過去分」を新電力にも負担させ、新電力に奪われた市場を取り返すためのベース
ロード市場は閉鎖すべき
４．FIT賦課金低減に役立たないFIT非化石価値取引市場は即刻閉鎖し、新電力いじめと原発補助の非FIT非化石価値取引市場は開設断念すべき-1-

リサ 東電社内でも津波対策が必要だって言ってた人がいるのよね。

パパ そこが論理の飛躍なんだな。指定弁護士は「防潮壁の設置、建屋の大物搬入口や主要機器の設置されている部屋の水密化、代替電源などの高台設置などの対策をとる
べきで、それが終わるまで運転を停止すべきだった」と言ってるんだけど、判決は「停止以外の対策はいずれも津波発生までに完了したことが証明されておらず、停止だけが有効な対策だった」とし、個々の対策が可能だったか、それによって結果を回避できたかについては全く検討せず、判断も示さなかった。

パパ そうなんだ。推本の長期評価に基づいて津波高さを評価すると15.7mにもなったんだ。東電で津波対策を担当していた課長の証言では「土木調査グループとしては （従来の想定を超える
津波を） 考慮すべきであるという結論になった。できるだけ早い段階で（津波対策の） 検討を進めていく必要がある、というふうに考えた。」「震災の３年前から、現場では福島第一原発の新たな津波対策が必要と考えていた。」と言うんだ。現場では当然だったようだね。

そうしながら、「推本の長期評価に停止を義務付ける程度の信頼性があったか」という観点から論じている。そうではなく、「推本の長期評価を取り入れた津波対策を実施するべきだったかどうか」をまず判断すべきで、判決は、指定弁護士の主張を捻じ曲げ、判断
すべき論点をすり替えているんだ。

リサ じゃあ、確信犯じゃないの。東電の偉い人たちも当然報告を受けていたんでしょう。
パパ 当時の原子力部門ナンバー2の山下
和彦中越沖地震対策センター長は、2008年
2月16日の勝俣社長や役員が出席する「御前会議」で、「推本の長期評価に基づいて津波対策を実施する方針を社長や役員らに説明し、会社としてその方針が了承された」と供述しているし、「推本を踏まえた津波高さが10m以下であれば、東電は2009年の当初のバックチェック最終報告の時期までに津波対策工事を完了させていたはずだ」とも述べていた。実際、「武藤副本部長のお話として山下所長経由でお伺いした話ですと、海水ポンプを建屋で囲うなどの対策が良いのではとのこと」とのメールが御前会議直前の2月５日に出されていて、この時点では津波の高さは10m以内に収まり、対策は４m盤上で完結すると考えられていたんだ。工事スケジュールまで作られて工事を始める寸前だった。

リサ そうなんだ。だけど、福島原発以外で津波対策をとった原発ってあるの？
パパ 東海第二原発では、東電とほぼ同時期に対策の検討を始め、短期間で安く実施
できる水密化や防潮壁に代わる盛土の設置などの津波対策を実際にやってるし、東電の土木技術グループの担当者も、行政手続きを要しないで建設できる陸側の防潮壁の工事なら期限内に可能だったと証言している。
だから、期限内にできたかどうかが問題ではなくて、対策の有効性について争われていたんだ。たとえば、東電弁護側は「敷地の南側、北側、中間点の３か所に櫛の歯のような防潮堤を築くこととなったはずで、このような対策では、実際の地震の際に東側全面から襲来した津波の敷地への遡上を食い止めることはできなかった」と反論していたんだ。
ところが、判決はこの有効性について全く論じることも、判断することもなく、逃げたんだ。

ところが、3月に東電設計が詳細計算では高さが15.7mになると東電へ報告し、10m盤を大きく超え、必要な工事規模も格段に大きくなった。担当者から報告を受けた武藤副本
部長が防潮堤設置に必要な許認可手続きを調べるように指示しながら、7月には「津波想定 方法 は 土木 学 会 に 検 討して も らう 」と 伝え、担当者は「力が抜けた」と言ってる。この一連の流れ＝先送りについて東京地裁判決
はわざと認定していないんだ。おかしいね。

リサ 裁判の場で争われていることについて双方の主張を整理したうえで裁判所としての判断をくだすのが判決じゃないの？
パパ 普通はそうだね。そうすると被告人を無罪にするのは難しいので、停止以外の対策を無視し、推本の長期評価で停止を義務
付けるられるかというハードルの高い論点にすり替えたんだ。海渡弁護士の言うように「超えてはならない一線を超えた」とも言えるね。

リサ 津波対策をとったとしても間に合わず、運転停止だけが有効な対策で、「長期評価」にはそこまでの信頼性がなかったって？

-2-リサ 最高裁判所は「憲法の番人」で、裁判所は国民の味方だと思ってたけど、悪い人の味方なの？おかしいよ。

託送料金の収入で得た利益を「廃炉費負担金」として費用計上して、東電ホールディ
ングスHDへ上納しているんだ。東電HDでは
これを利益計上して、他の子会社からの利益も吸い上げて「廃炉費積立金」2,000億円を捻出している。これが送配電網の更新を妨げているんだ。経産省もそれが分かっているのに抜本的な手を打たないし、東電もまるで
他人事のように無責任を決め込んでいる。6
兆円もの廃炉費は有識者会議の試算にすぎず、廃炉費6兆円が必要だと認識した途端に東電は債務超過になって破産することになるから、「認識しない」振りをしている。

パパ そうだね。これでは、福島事故という大災害が起きたのに、誰にも責任がないってことになる。国民の不信感
は東電だけでなく裁判所へも向かわざ
るを得ないね。津波が来ると分かって
いて、対策を先延ばししたのは明白だ
から、東電役員の責任は重い。にもかかわらず、無罪だなんて信じられない。国民の不信感は東電、行政、司法のすべてに対して強まっている。国会で原発ゼロ法案が審議されるよう期待したいところだけどね。

リサ そういえば、東電役員の責任は裁判で追及されてるけど、法人としての東電の責任はどうなっているの？

リサ 指定弁護士は控訴したんだって？
パパ 事故直後に破産処理して責任をとらせることも議論されたけど、税金1兆円を注ぎ込
んで東電株を買取り、損害賠償や事故処理のために破産させないことにしたんだ。それが無責任体制の始まりだよ。東電に出資して原発推進を支えた金融機関や株主の責任も問われていない。銀行は、逆に、賠償費や事故処理費を融資して利子を稼いでいる。

パパ 「判決をこのまま確定させることは、著
しく正義に反します」として9月30日に控訴されたよ。指定弁護士は国民の期待を裏切らなかった。最後まで徹底して闘えば勝機は見えてくるはずだから、ぜひ頑張ってほしい
し、私たちも応援しなくちゃね。
リサ 私たちの未来がかかってるんだから、二度とこんな事故を繰り返させないために責任を明らかにしてほしいわ。私も応援する。

リサ まるで、火事場泥棒ね。
パパ 東電を破産処理しなかったツケが今来ているんだ。損害賠償費が足りないからと言って、来年４月から賠償費一般負担金「過去分」2.4兆円が託送料金に転嫁され、40年間にわたって毎年600億円ずつ回収される。リ
サは原発の電気を使ってないのに、「過去分」を払わされるんだ。原子力とは無縁の新電力に契約変更しても払うことを義務付けられるんだよ。「これは憲法違反」だって提訴の準備をしている消費者団体もあるよ。

パパ 実は、東電の無責任体質は今でも続いているんだよ。福島事故被災者の集団賠償請求を拒否したり、普通の東電社員による賠償請求により厳しい姿勢で臨んだり、100万トンを超える放射能汚染水を薄めて海に放出しようとしたり、まるで他人事だ。9月の台風による千葉県での大停電でも、鉄塔や2千本もの電柱が倒壊したのに、現状把握もせず、甘い復旧見通しを出して、孤立した住民を裏切ったり、とんでもない。停電の原因を「想定外に強かった台風」に帰着させ、東電の施設管理責任には頬かむりしている。

リサ 関西電力でも、工事費が業者から関電役員へ賄賂として環流したって話が出てるけ
ど、無責任なのは東電だけじゃないのね。

送配電網の大半は1970年代をピークに整備されているため、すでに更新時期を迎えて
いて、東電も2017年度から10年間の更新計画を立てたんだけど、資金不足に直面してるんだ。送配電網の更新費の原資は託送料金
だけど、東電の場合には福島第一原発の汚染水対策・廃炉費に毎年2,000億円を積立てることになっていて、その大半を託送料金の高止まりで捻出することになっている。

パパ 福島事故の前から続いていた「慣例」のようだけど、地元対策として歴代役員の間で受け継がれていたようだね。事故後は原発再稼働の妨げにならないよう、一層注意して対応するようになったようだけど、悪事は隠し続けられない。内部告発から金沢国税局が動いて、慌てて賄賂を「返金」したようだけ
ど、この問題も徹底して追及しないとね。

-3-

容量市場・ベースロード市場・非化石価値取引市場を中心とした電力システ
ム改革は、原発を維持し、再稼働を押し進め、再エネ拡大を阻害する --送配電網の全国統一公的管理で脱原発と再エネ優先接続・優先給電を！
新電力の電力市場シェアは2019年6月現在、図1

や地元有力者からの賄賂＝発注工事費のキックバのように14.8％に達し、低圧分野では直線的に伸びックが暴露されるなど旧一般電気事業者は苦境に続けています。特別高圧・高圧分野でも、原発を再あえいでいます。「意図通り」には進まないのです。

稼働した関西・九州・四国では旧一般電気事業者

しかし、現在進められている電力システム改革のによる巻き返しにあっていますが、他エリアでは伸び行方によっては事態が大きく変化する恐れもありま続けています。新電力への切替えと旧一般電気事す。脱原発・再エネ拡大へ政策転換するのか、原発業者内での規制料金から自由料金へ切り替えを含

再稼働・再エネ抑制へ後退するのか、大きな分岐点

めた低圧分野でのスイッチングは31.5％に達し、毎にさしかかっているとも言えます。

年約６％の割合で切替えが進んでいて、旧一般電

経産省が進めようとしている電力システム改革は、

気事業者の最大の利益源だった低圧分野の規制

容量市場、ベースロード市場、非化石価値取引市

料金契約はあと３年程度で50％を割り込む勢いです。

場などが中心ですが、これらは旧一般電気事業者

しかし、旧一般電気事業者の市場支配力は衰えの市場支配力を維持し、強めることにもつながり、電てはいません。余裕がなくなった分だけ、なりふり構

力自由化（＝電力地域独占体制の解体）に逆行します。

わぬ「凶暴」さを示すようにもなっています。原発再容量市場は、電気料金を高止まりにさせる可能性

稼働による特別高圧・高圧分野での顧客取り戻しやが高いだけでなく、83％の電源を保有する旧一般関西電力による市民団体との対話拒否がその例で電気事業者が、米PJMでの図2の例のように、容量

すが、低圧分野では原発再稼働に反対する過半数

市場の約定価格を上下に攪乱させ、相対契約を介の国民の声を反映しして新電力への切替えが止まり

して新電力の市場競争力をそぎ落とす力を得ることません。また、関西電力による高浜原発の地元業者になりかねません。調整力確保の目的であれば、容図１．新電力シェアの推移(2012.4～2019.6) （新電力シェアは着実に上昇し､2019年6月現在、総需要の約14.8％（特高・高圧需
要の約14.9％、低圧需要の約14.8％）を占める。関西電力と九州電力での原発再稼働による巻き返しは、特高・高圧分野で限定的であり、低圧分野では、全エリアで新電力のシェアが増え続けている） （出典：事務局提出資料，自主的取組・競争状態のモニタリン
グ報告（平成31年4月～令和元年6月期），電力・ガス取引監視等委員会 第41回制度設計専門会合, 資料8(2019.9.13)）-4-

図2．北米最大の地域送電機関(RTO)であるPJMにおける容量市場で激しく乱高下するメインオークション約定価格（出典：Analysis of the 2021/2022 RPM Base Residual Auction: Revised, The Independent Market Monitor for PJM, August 24, 2018）

量市場ではなく、「戦略的予備力」で十分であり、旧ない恥さらしの「非化石価値取引市場」なるものは開一般電気事業者を卸電力市場へ強制的に参加さ設すべきではありません。
他方、新電力シェアが伸びているとはいえ、東京

せ、公平な電力取引を監視するのが先決です。
ベースロード市場は、旧一般電気事業者が新電

電力と関西電力以外のエリアではまだ不十分なた力に奪われた市場を高値供出価格で取り戻すため

め、2020年に廃止される予定だった総括原価方式のものと化しており、即刻閉鎖すべきです。ベースロ

が、来年度は低圧分野の規制料金として残されよう

ード市場は、福島事故賠償費一般負担金「過去分」

としています。これは「旧一般電気事業者が電気料の託送料金への転嫁を新電力に飲ませるために導金を独占的に一時引き下げて新電力を駆逐した上入したものですが、新電力の買い控えという逆襲にで大幅値上げをする恐れがある」というのがその理あっています。原点に立ち返って、2020年４月から

由です。しかし、それは旧一般電気事業者の低圧の一般負担金「過去分」の託送料金への転嫁を撤

分野での電気料金値下げの原資を担保することに回すべきです。旧一般電気事業者の相対取引を卸なり、市場支配力の温存につながります。とはいえ、電力市場で行うグロスビディングを10～20％ （ミドル

規制料金から自由料金への切替えは年６％の割合

電源の一部に限られる)に留めるのではなく、ベースロ

で今後も続くでしょうから、一方的に有利な状況がード電源を含めたすべての相対取引を卸電力市場続くわけではありません。

で行わせ、価格決定プロセスを透明化させ、すべて政府が行うべきは、旧一般電気事業者による電の小売事業者が公平に取引できるようにすべきです。

力地域独占状態の速やかな解体であり、再生可能

FIT非化石価値取引市場は、FIT賦課金の国民負エネルギーを抜本的に普及・拡大させるための一連担軽減にはつながっておらず、閉鎖すべきです。

の施策を実施することです。すなわち、電力需給面

2020年開設予定の非FIT非化石価値取引市場は、から再エネ開発を制限する「接続可能量」の撤廃、事業者間の非化石電源比率のデコボコをならす役

送電容量面から再エネ接続を制限する「送電線へ割しか果たせず、大型水力や原子力を持たない新の接続拒否」の禁止と接続工事費の撤廃、これらを電力を非FIT非化石証書(原子力)の押し売りでいじ通した再エネの優先接続・優先給電、それを保証す

め、原発補助金を獲得させるものでしかありません。

るための送配電網の全国統一の公的管理の実現で新電力も、自分の首を絞めることになる非化石価値す。そのためには、原発ゼロ法案などによる脱原発取引市場での証書購入、とりわけ非化石証書(原子政策への転換と石炭火力の新増設中止・早期廃止

力)の購入は控えざるを得ないでしょう。世界に例のが不可欠です。以下では、具体的に検討します。

-5-

旧一般電気事業者は市場支配力で「容量市場」を攪乱し、新電力との競争力維持に走る・・・「容量市場」の開設は断念すべき年）の発電容量をメインオークションで一括確保、②容量市場は世界の常識ではない

1年前（2023年）に不足分を追加オークションで調達、経産省は「容量市場ありき」で、2020年開設に向③非定期に不足分を特別オークションや電源入札

けて準備を進めています。しかし、容量市場は世界で調達するものです。「不足分」の調達は考慮されの常識ではなく、容量市場のない国の方が多いのていますが、「超過分」の売却は考慮されていませです。欧州では、図３のように、英は容量市場をもっん。というのも、②で余剰電源を売却すると、①と②ていますが、仏は供給側に容量確保義務を課し、オの間に価格差が生じ、それが当該電源を買い戻し

ランダとスイスには容量市場はなく、独、ベルギーおた発電事業者にあぶく銭(利益)をつかませることによびスウェーデンは「戦略的予備力（容量予備力）」なるからです。これは、米国で実際に恒常化していを用いていて、需要調整するデマンド・レスポンス

る問題であり、容量市場の重大な欠陥の一つです。

Demand Side Responseと特定の待機電源（近い将来廃止・そのため、日本の容量市場では、メインオークショ

休止しそうな電源など） を確保し、供給不足時に発動さンで4年先の必要容量をぴったりと一括確保し、余せる方式です。経産省が当初参考にしていたカナ

剰分が出ても電源売却せず、余剰分を抱えこむ方

ダ・アルバータ州の容量市場も2016年11月から2021

針をとったのですが、過剰な容量確保にならざるを

年運用開始に向けて準備されていたところ、2019年

得ません。それは、発電事業者に大判振る舞いして、4月の州選挙で新政府が発足し、「複雑な容量市場

電気料金を高止まりにしかねないのです。

への移行は行わない」として2019年７月に容量市場

容量市場は高くつく

創設を撤回しています。米国でも容量市場があるのは北東部が中心で、それぞれに大きな問題を抱え

現に、米国では容量市場のない地域のほうが電ています。なかでも、米国最大のRTOで米13州とワ気料金が安いのです。米国の容量市場は北東部のシントンDCを管轄し、大規模な容量市場を運営する

PJM Interconnection、ISO New England、New YorkPJMは、経産省が国内へ導入しようとする容量市場

ISO（NYISO) に限られ、Midcontinent ISO（MISO)

モデルですが、連邦エネルギー規制委員会FERCの容量市場は限定的な任意の小規模オークション

から2022/23年向け2019年メインオークションの中止

で、中西部のElectric Reliability Council of Texas

を命令され、再開の目処が立たない状況です。

(ERCOT)、Southwest Power Pool(SPP)、California

日本で開設される容量市場は、①4年先（2024

ISO(CAISO)には容量市場などありません。

図３．欧州の容量市場導入状況(左)と米地域送電機関RTO（Regional Transmission Organization） (右)：IEA, 電力市場のパワリン
グ 低炭素電力システムへの移行期における市場設計と規制(2017); 自然エネルギー財団, 自然エネルギー最前線 in U.S.(2018.7)-6-

図４．米国での７エリアでの電力価格の違い（ERCOT, SPP, CAISOは容量市場なし, NYISO, ISO-NE, PJMは容量市場あり, MISOの容量市場は任意で限定的：右端3エリアの電力価格は容量市場分$10～30/MWhだけ他エリアより高い）（出典：2018(2017) State of the Market Report for the ERCOT Electricity Markets, IMM for ERCOT, 2019(2018)）

図４のように、容量市場のない左側３エリア（MISO

用の新設電源への投資回収の予見性を高め、更新には限定的な容量市場があるものの価格への影響は小を促すことでした。そのためにNet CONE(Cost of Newさい） の地域送電機関の電力価格は$25～40/MWh

Entry)と呼ばれる指標価格が設定され、これを40年間で、2016～18年にやや増えていますが、増加分は受け取れれば投資回収が容易になると喧伝されてそれほど大きくありません。他方、容量市場のある右いました。ところが、PJMでの2007/08～2021/22年向側 3エ リ ア の 電 力 価 格 は $40～ 80/MWhで 、 $10～

けメインオークションの約定価格は$16.5～$174/MW

30/MWhの容量価値分だけ高く、また、2016～18年-dayに留まり、約$300/MW-dayのNet CONE (図５参の増加量が顕著に大きいことがわかります。これは、照)の5.5％～58％にすぎません。これでは新設電源

容量市場の約定価格が乱高下するためです。PJMへの投資予見性が高まっているとは到底言えないの容量市場では3年前のオークションで約定価格がでしょう。需給調整用新設電源の更新に特化した$165/MW-day（2018/19年向け）、$100/MW-day(2019「戦略的予備力（容量予備力）」を導入する方が、よ/20年向け)、$76.5/MW-day(2020/21向け )と下がってり安く安定的に対応できます。国際エネルギー機関

いくため、2019～20年にはその差が少し縮まります

IEAは、「これは短期的にはよいが、長期的には施が、2021年には再び$140/MW-dayへ2倍に急騰す

設更新が課題になる」と批判していますが、休廃止

るため、2018年レベルへ戻ります。このように、電力候補を待機電源にすれば済みますし、IoTによるデ価格は容量価値分だけ高くなり、しかも、乱高下のマンドレスポンスの拡大、「再エネ＋蓄電池」システ

激しいのが特徴です。これでは、電気料金の高騰防

ムの予想以上に速いコスト低減、再エネ中心の地域

止・安定化に資するとはとても言えません。しかも、分散型エネルギーシステムの普及など未来志向でこの2021/22年用メインオークションを契機に、PJM

検討すれば自ずと解決の道は開けてきます。それをでの容量市場に大問題が発覚し、2022/23年用の見通すのが本来の政策の在り方ではないでしょうか。

2019年オークションが中止されるに至ったのです。

容量市場を揺るがす「補助金付原子力発電」

新設電源資本費回収にはほど遠い約定価格

現に、PJMの容量市場は、「約定容量の約86％を容量市場開設の最大の理由は、電力需給調整

占めるガス・石炭火力と原子力への補助金」と化し-7-

日本における容量市場での調達量と調達価格の決め方（約定法）
日本の容量市場は2020年開設に向けて準備中ですが、現在考えられている容量市場のメインオークションでの発電容量の調達量と調達価格の約定法は図Aの通りです。
まず、「指標価格」と「目標調達量」を決め、「需要曲線」を描きます。
指標価格はNet CONEに等しいとします。このNet CONE
は新設のコンバインドサイクル・ガスタービン発電機CCGTを40年間維持するための費用を、割引率5％で現在価値に直し、kW・年当りの価格として求めたもの（12,307円/kW・年）から容量市場以外での収益（3千円/kW・年）を差し引いたもの
で、9,307円・kW・年と試算されています。ここには、コストの約85％を占める燃料費やCO2対策費は含まれていません
が、利子・配当などの資金調達費、事業税等は含まれています。

図A．日本の容量市場での約定の仕組み

目標調達量は「各月最大3日平均電力H3」の108％を必
要供給力として、厳気象対応分（H3の2％）と稀頻度対応分（H3の1％）を加えたもので、H3の111％（約5％の計画停止を踏まえると約116％）になります。
この（目標調達量，指標価格）を基準点として、Net CONE
を1.5倍にした上限価格の線を描き、供給力確保コストと停電コストの和が最小になるトレードオフ曲線が基準点を通るように描き、それを折れ線で近似したものが図Aの需要曲線です。
供給曲線は、価格と容量のセットで発電事業者が入札したものを合わせて、価格の小さいものから順に並べたものです。発電事業者は、①既設電源については、約定価格にかな り ゆきかわらず運転するため、0円（成行価格）で入札し、②補修・廃止を検討している既設電源については、約定価格によって補修・廃止を検討するため、「必要費用－他市場からの収益」の額で入札し、③新設電源については、約定価格によっ て 建 設 の 是 非 と 運 転 開 始 時 期 を 判 断 す る た め 、 Net
CONE で入札します。
需要曲線と供給曲線の交点が約定点であり、ここで約定
量と約定価格が決まります。
仮に、発電事業者が①の電源を一部売り惜しみすると、供給曲線が左へずれて、約定点が上がって約定量が減る

図B．日本の追加オークションでの約定の仕組み

代わりに約定価格が引上げられます。②の価格を引上げて高値入札を行っても同様のことが起こります。逆に、値下げをして安値入札を行うと約定点が斜め下へ下がり、約定量が増える代わりに約定価格が安くなって、競合相手に容量収入減の損失をもたらせます。体力のある大規模発電事業者なら、このような操作で競争相手を排除することもやりかねません。
日本の追加オークションでは、図Bのように、需要が増える場合しか考慮せず、電源差替えも原則認めないため、需要曲線が右へシフトする場合だけを想定し、やむを得ず認められた解約容量があれば、それを考慮して需要曲線を描き、これに供給曲線（落札されていない②と③の電源が対象）を描いて約定させます。

-8-

図５．米PJMの容量市場メインオークションBRAの2020/21向け2017年実施と2.21/22向け2018年実施の比較（需要曲線はやや引き上げられたがほとんど変わらず、供給曲線が大きく引上げられた。これは、原子力への補助金批判を受けて、それまでゼロドル入札していた原子力の一部を高値入札した結果であり、原子力の落札量は747万kW、27.3％も減少した。）（出典：2021/2022 Base Residual Auction RTO Supply Curve；2020/2021 Base Residual Auction RTO Supply Curve）ており、需給調整用新設電源の投資予見性確保と及はこれからで、他州とは異なり、まだ約定容量の１は無縁です。米国の原子力は、容量市場収入とス％にすぎません。シェールガスの価格低下も影響しポット市場での売電収入とでようやく生残ってきたのていますが、原子力補助金の影響は否定できませですが、それも限界に達し、60年運転の免許を取っん。そこで、原子力の一部入札価格をゼロから大幅ても、コスト高で早期廃炉を余儀なくされているのがに引上げたのです。その結果、2018年オークション

現状です。そこで導入されたのが、イリノイ州の2016の 約 定 価 格 は $76.5/MW-dayか ら $140/MW-dayへ

年ZES(Zero Emission Standard)による原子力補助金制

急騰しました。結果として、原子力の27％が落札さ

度ZECs（Nuclear Zero Emission Credits）です。これを皮切り

れずに終わりましたが、落札された原子力の容量収に、ニューヨーク州（2016年)、コネティカット州(2017

入がほぼ2倍に増えたので、収支はプラスになります。

年)、ニュージャージー州(2018年)と州政府による原これに怒りを隠せないのが、ガス・石炭火力事業

子力支援策導入が続き、ペンシルベニア州でも検者です。原子力事業者は補助金を受けながら、容討されています （ペンシルベニア州では支援決定に至量市場でも収入を得ているのに、ガス・石炭火力はらないまま、スリーマイル島原発1号が2034年までの運転冷遇され、原子力以上に競争力を失いつつありま

免許を残して2019年9月20日に早期閉鎖されました）。

す。この怒りを取り込んだのが、連邦エネルギー規

ところが、この補助金がPJMの容量市場を大混乱

制委員会FERCで多数派を占める共和党出身者委に陥れ、2019年オークションを中止させる引き金に員達です。FERCはPJMに改善策を出すよう指示し、なったのです。そのあらましは以下の通りです。

PJMは二つの改善策を提案しました。

補助金によって息を吹き返した原子力は、容量市

一つ目は、従来通りにオークションを実施した後場で確実に落札させるため「ゼロドル入札」を繰り返で、補助金を得ている原子力などの電源を外して約し、表１のように、容量市場の約定価格は2016年以定価格を決めるという方法ですが、これでは原子力降のオークション （2019/20向け以降） で下落し続けまがゼロドル入札で落札を確実にし、しかも、高い約した。州政府は原子力補助金のせいではないと弁定価格が保証され、一層の原子力優遇になります。

明していますが、PJMエリアでは風力や太陽光の普二つ目は、補助を受ける電源の入札価格を新設-9-

電源と同様にNet CONE並にして高値入札させ、退見通せないのが現状です。

出希望電源と入替える方法ですが、これでは新設

目標量を常に超過調達＝電源売却で「あぶく銭」

電源との入替えが阻害される可能性があります。
FERCは両案とも拒否し、「市場外で自己保有まPJMの容量市場では、もう一つの大問題としてたは相対取引を行う固定資源所要量FRR制度」を「容量売却Sell Offerによるあぶく銭」問題があります。

原子力に適用し、その容量を既確保分として容量市

これは、PJMのメインオークションでは常に20％程度

場の調達容量から控除するように指示したのです。

の超過調達状態になっていて、20ヶ月前、10ヶ月前、

これでは、容量市場の15％程度を占める原子力が3ヶ月前の3回行われる追加オークションで容量売却

管理対象外になり、3年後の容量確保ができなくなが続いています。これは、メインオークションで落札る可能性も出てきます。しかも、一度FRR認定されるした事業者が売却容量分以上の容量を差し出して、と5年間は市場へ復帰できないため、容量収入が断

一部の電源を入替えると共に、売却容量分の電源たれますが、これを補うための州政府補助金の拡大を取り戻すことによって行われます。追加オークショも容易ではありません。原子力の早期閉鎖＝市場ンの約定価格で電源入替えが行われますが、追加外での容量減少が見えてきます。PJMは到底飲め

オークションで落札された電源はその約定価格に基ないため、これを拒否したのです。この膠着状態はづく容量収入を得る一方、容量市場から出ていく電

簡単には解決できません。そのため、FERCは2019

源はメインオークションと追加オークションの約定価

年オークションの中止を命令しましたが、打開策を格の差額を受け取ります。たとえば、表1の2018/19

図６．米PJMの容量市場における追加オークションの仕組み（需要超過分と電源差替え分を合わせて需要曲線を作成し、PJMによる容量売却分と電源差替え・追加入札分を含めた供給曲線を作成し、約定させる。供給曲線のゼロドル入札と傾斜箇所の落札分は容量売却分となる。）（第15回容量市場の在り方等に関する検討会，資料4(2018.9.19)の図を一部修正）- 10 -

速な価格低減で期待の膨らむ「再エネ＋蓄電池」シ

表１．PJMのメインオークションBRAと3回の追加オークション（1st IA～3rd IA）の約定価格[$/MW-day]
DeliveryBRA
1st IA
2nd IA
3rd IAYear（3年前） （20ヶ月前） （10ヶ月前） （3ヶ月前）
2012/2013$16.46 $16.46$13.01$2.51
2013/2014$27.73 $20.00
$7.01
$4.05
2014/2015 $125.47$5.54$25.00$25.51
2015/2016 $136.00 $43.00 $136.00$163.20
2016/2017$59.37 $60.00$31.00$5.02
2017/2018 $120.00 $84.00$26.50$36.492018/2019 $164.77 $27.15$50.00$34.992019/2020 $100.00 $51.33$32.87$28.352020/2021$76.53 $42.90－－
2021/2022 $140.00－－－

ステムによる電力貯蔵容量の拡充など、未来志向の需給調整策はいくらでもあるのです。強引な容量市
場開設は、再エネ普及を中心とする未来志向の解決策を阻害することにもなりかねません。
旧一般電気事業者による国内容量市場の支配
卸電力市場の発達した欧米での容量市場は、卸電力市場だけではコスト回収できなくなった火力や原子力に容量収入という補助金を提供する役割を

注：2015/16年向けの3次追加オークションは、PJMからの要請
でSell Offerが中止されたため、追加オークションの価格がメ
インオークションを超える結果となった。
（出典：2019 Monitoring Analytics, 2019 Quaterly State of theMarket Report for PJM: January through March）

果たしています。火力・原子力は、コストが安く競争力を増す風力、原子力ともコストで競合するようになった太陽光などが中心の卸電力市場では生き残れなくなっており、図２のような容量市場のないところで

年 向 け オ ー ク シ ョ ン の 約 定 価 格 は 、 メ イ ン BRAでは赤字経営で早期閉鎖を余儀なくされるでしょう。

$164.77/MW-day、追加 3rd IAで$34.99/MW-dayでところが、日本では卸電力市場が未発達で、発電

すので、その差額は$129.78/MW-dayにもなります。

容量の83％を占有する旧一般電気事業者による相容量市場から出ていく電源と入っていく電源の所有対取引が電力市場を支配しています。この下で、容者が同じ事業者であれば、単なる電源の入れ替え

量市場を開設しても、容量収入は欧米でのようなになり、損得はありません。しかし、容量売却分との「補助金」にはなりません。なぜなら、相対取引価格

入れ替えの場合には、約定価格の差額が「あぶくで容量収入に相当する資本関連費用が回収されて銭」となって事業者の懐に転がり込むのです。そのいるからです。そのため、容量収入は発電事業者にため、供給力を提供できる見込みのない電源をメイ

よるコストの二重取りになってしまうため、「容量市場ンオークションで落札させ、追加オークションで電源に関する既存契約見直し指針」(2019.7)で、容量収入替えを行い、その際に容量売却があれば丸儲け

入分を相対取引価格から控除するよう指示されていできるという、もう一つの大きな欠陥が明らかになっます。もう少し具体的に言うと、発電事業者は容量たのです(詳細な仕組みは図６参照)。

市場を介して広域機関（電力広域的運営推進機関）へ

これを教訓として、日本の容量市場では、「メイン電源容量を提供する代わりに容量収入として「容量オークションで4年先 （PJMでは3年先） の目標調達量

確保契約金額」を受け取りますが、その原資は、小を正確に一括調達して、過剰な容量確保はしない」、

売事業者が広域機関へ支払う（発動指令電源等の一したがって、「容量売却はしないし、電源の差替えも部は送配電事業者も負担する）「容量拠出金」です。発特別な場合を除いて認めない」という、非常に硬直電事業者と小売事業者が同じ旧一般電気事業者でした方針を打ち出しています。しかし、少子高齢化とある場合には、発電部門の容量収入は小売部門の省エネ推進・電力消費削減の流れの中で、そもそも容量支出と相殺されますので、差し引きゼロになり、「4年先の電力需要を正確に見積もる」のは至難の「補助金」にはなりません （ただし、後述するように、相業ですし、予備力を多めに取っておく現在の方法よ

対取引先が新電力の場合は事情が異なります）。

り優れた見積もり法があるとは思えません。「できなつまり、容量市場で約定価格が高くなろうが、低くいこと」を前提とし、「解決困難な壁」が見えているのなろうが、旧一般電気事業者への影響はほとんどなに、容量市場開設へ突っ走るのは無謀です。むしろ、く、どうでも良いのですが、新電力との競争力には大IoTによるデマンド・レスポンスのきめ細かな拡充、急きな影響を与えます。独自の電源を持たない新電力- 11 -

の小売事業者は容量拠出金を支払わねばならず、この弱みにつけ込んで、旧一般電気事業者はグ

それを発電事業者との相対取引で相殺できない部

ループ内子会社との相対契約とは異なる不利な条

分は小売料金へ転嫁する以外にありません。そうす

件を新電力に強要しています。そのため、容量価値

ると、競争力が失われます。容量市場の約定価格が分の発電事業者(旧一般)との取引価格での清算も高くなると、その恐れが高まるのです。

不公平になるのは避けられません。清算されなかっ旧一般電気事業者は83％の電源容量を持っていた容量価値分はそっくりそのまま新電力の負担になますので、容量市場を支配するのは簡単です。売りってしまいます。経産省は、激変緩和措置として、惜しみや高値入札をすれば約定価格をつり上げら

容量価値分を最初の2024年度は58％とし、次年度

れ、ゼロ円入札を重ねれば約定価格を引き下げらから65％、72％、79％、86％、93％と順次引上げ、れます。それは、PJMの容量市場で原子力の「ゼロ2030年度には100％にするとしていますが、相対取ドル入札」と「高値入札」で現実に起きたことです。

引での清算が公平に行われるのであれば、このようエリア内で圧倒的な支配力をもつ旧一般電気事業

な経過措置は不要です。新電力に対する不公平な者が新電力の市場奪取攻勢を黙ってみているわけ

清算を前提にしたこのような経過措置は、逆に、旧がありません。

一般電気事業者による新電力いじめを容認するのと同じですし、いじめの度合いを６年間継続的に増相対取引を介した新電力への不公平取引

やしていくことになるのです。

たとえば、新電力の販売電力量は、2019年6月現

卸電力取引を増やし、相対取引を減らせ！

在、94億kWhで14.8％のシェアですが、旧一般電気事業者と相対取引23億kWh、常時バックアップ1.8

新電力は、このまま我慢を強いられ続けるのでし

億kWh、計25億kWh（新電力販売電力量の26％、総需ょうか。そうではありません。その答えも欧米の経験

要の3.7％） を占めています。2018年6月の29億kWhが語ってくれます。
容量市場を設置しているPJMも英国も、2010年頃からは減っていますが、新電力にとっては依然としは販売電力量の8～9割が相対取引でした。ところが、て無視できない大きな部分を占めています。
他方で、旧一般電気事業者間での競争も激しく

今では、5割程度に下がり、相対取引価格は卸電力なってきて、旧一般電気事業者は、自エリア内での市場での約定価格に引きずられて下がり続けていま

グループ内外との相対取引を減らし、他エリアでもす。これには、二つの事情があります。

グループ外との相対取引も減らす一方、他エリアで一つ目は、風力や太陽光など再生可能エネルギのグループ・子会社との相対取引を増やすなど、相ーが政策的に推進されて発電コストが急激に下がり、対取引の内容を変えつつあります。これを受けて、卸取引価格を引き下げる主役になっていることです。

新電力は卸電力市場での電力調達比率を最近急

二つ目は、相対取引を卸電力市場を介して行うこ速に高めており、2018年6月の45.5％から2019年6月とで、相対取引価格が透明になり、相対取引価格がの87.8％へ急激に伸ばしました。これは旧一般電気

下落し、また、相対取引から卸取引への切替えが進事業者によるグロスビディング （自社内での相対取引んだことです。

の一部を卸電力市場でも行い、余剰電力取引も兼ねる）「卸電力市場での相対取引」は、たとえば、PJMでの拡大や間接オークション（エリア間連系線をまたぐ送は、相対取引する発電事業者と小売事業者を事前

電量のメリットオーダーによる約定）実施などによる卸電に登録しておき、両者間での取引量は市場での応力取引量の拡大とも連動しています。それでも、や

札量で突き合わせますが、取引価格は市場での約はり、需給調整用の相対契約や常時バックアップ契

定価格ではなく相対取引価格で清算されます。この約は避けられず、販売電力量の1/4程度の相対契約

とき、発電事業者の落札量が相手小売事業者の落が必要なのです。

札量より多ければ、その差が他の小売事業者へ市- 12 -

日本における容量市場に参加できる電源、リクワイアメントおよびペナルティ○参加可能電源：安定的な供給力を提供できる全電源等が任意に参加可能で、参加義務なし
実需給期間中にFIT制度が適用されている電源は参加できない（調達容量に容量価値なしで算入）
1,000kW以上の安定電源：
一般水力（貯水式，自流式でダム供給またはL5供給力に調整能力を加味している場合）、揚水、火力（石炭・ＬＮＧ,
石油・ＬＰＧ, その他ガス, 瀝青質混合物, その他）, 原子力, 新エネルギー等（地熱・バイオマス・廃棄物），安定的に供給できる自家発電を含む
1,000kW以上の変動電源：
新エネルギー等（風力・太陽光：L5出力比率で評価），一般水力（自流式で「最渇水日（第V出水時点）の平均可能発電力L5」のみで供給力を算定している場合）（L5出力比率：風力では最大需要発生時における発電実績の下位5日平均値。
太陽光では、過去20年間の最大3日平均電力該当日の発電推計データの下位5日平均値）

発動指令電源：1,000kW以上のデマンドレスポンスDR（Demand Response, アグリゲーター単位でエリア毎に4年前目標調達量確保(全量)に応札、2年前に需要家リストを提出し、実効性テストを受けて、落札量確定），
1,000kW単位にアグリゲートできる水力・火力・原子力・新エネルギー等（安定的に供給できない自家発電を含む）○容量市場のリクワイアメント＜発動指令電源のリクワイアメント＞
年間発動回数12回，指令応動3時間・継続時間3時間＜安定電源・変動電源のリクワイアメント＞
平常時の計画停止等①年間で一定時期や一定時間以上、稼働可能な計画（一般送配電事業者との停止期間調整を除く）②計画外停止しない（必要に応じ一定の条件下で稼働できる状態にある電源は計画外停止としない）
平常時の市場応札①稼働可能な計画となっている電源における余力を市場へ応札②相対契約等を締結している場合、小売電気事業者が活用しない余力を市場へ応札
需給ひっ迫のおそれがあるとき
小売電気事業者との相対契約で電気を供給、または、スポット市場等の卸電力市場・需給調整市場に応札、さらに、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○容量市場のペナルティ＜平常時のペナルティ＞
経済的ペナルティ額＝ペナルティ対象となる停止日数×容量確保契約金額×0.6[％/日]（＝「計画停止日数＋計画外停止日数」×5－180）＜需給ひっ迫のおそれがあるときのペナルティ＞
経済的ペナルティ額＝リクワイアメント未達成量×ペナルティレート（＝容量確保契約金額×100÷(容量確保契約量・Z)，Z＝1年間で需給ひっ迫のおそれがあると想定される時間）＜共通＞
経済的ペナルティの月間上限額＝容量確保契約金額の1/6（≒18.3%）
経済的ペナルティの年間上限額＝容量確保契約金額の110％（容量確保契約金額の減額とペナルティ徴収の合計に対して）※容量確保契約金額はリクワイアメント達成状況に応じて、広域機関から発電事業者へ支払われ、未達成の場合は減額され、ペナルティも徴収される（出典：電力広域的運営推進機関，容量市場の概要について(2019.3)；電力・ガス基本政策

小委員会制度検討作業部会第二次中間とりまとめ(2019.7)；電力広域的運営推進機関，容量市場の概要について(2019.3)）- 13 -

場の約定価格で取引されます。つまり、発電事業者

ターネットIoT(Internet of Things)」を通じて電力需要にとっては余剰分の取引が自動的に行われることにを束ね（アグリゲート）、遠隔・統合制御する高度ななるのです。

エネルギー・マネジメント・システムに変貌しようとし

しかし、これも長くは続きません。再エネのコストています。さらに、小規模再エネ、蓄電池、電気自低下で卸市場での約定価格が下落し、相対取引価

動車バッテリなどをアグリゲートして「仮想発電所

格より安くなれば、質的な変化が起こります。取引相

VPP（Virtual Power Plant)」として機能させることも視

手の小売事業者は相対取引価格の値引きを発電

野に入っています。つまり、これまでのような「電源事業者に求め、それが繰り返されると、相対取引か開発による需給調整」ではなく、「身の回りに埋もれら卸市場での電力調達へ切り替えることになります。

ている大小のエネルギーをネットワークで束ねて統それは、PJMや英国で実際に起きていることです。

合的に管理する需給調整」が国際的に注目されて卸電力市場での取引では発電コストの安い電源いて、その技術開発と標準化を競う状況になっていから落札される「メリットオーダー」が主役になり、発るのです。日本は原子力と石炭火力の維持・延命に電コストの高い電源は燃料費を回収できても、固定利益を見いだす旧一般電気事業者と経産省の反動

資本の回収まではできない恐れが出てきます。容量

的な動きに足を取られ、国際的な孤立を深め、チャ市場がない場合には、需給逼迫時に約定価格が高ンスをミスミス見逃してしまうのでしょうか。

騰してこの部分を回収できる仕組みになっています

国内の再生可能エネルギーはFIT制度等で急速が、容量市場がある場合には、需給逼迫が起こらなに普及したものの、2018年度末現在、水力8.8％、

いように供給力市場へ発電容量を投入しますので、

太陽光・風力・バイオマスなどで8.8％の計17.6％に約定価格の高騰が起こらない代わりに、高い容量価

留まっています。このレベルであれば、送配電網の値を払わされます。つまり、卸電力市場が相対取引

地域独占を排した全国統一管理を行えば、太陽光を凌駕して取引価格を支配するまでに成熟した段などの出力変動を十分吸収できます。変動電源が階では、容量市場での容量価値は原子力やガス・将来、30％にも増えると、蓄電池などとのシステム化

石炭火力への補助金と化すのです。

が必要になりますが、経産省の「エネルギー情勢懇

この補助金が高くつくことは、図２をみれば一目瞭

談会提言～エネルギー転換へのイニシアティブ～」

然です。容量市場のない卸電力市場のほうが、需(2018.4.10)では、2030年に再エネコストは7円/kWh

給逼迫時の一時的高騰はあっても、平均的には、へ下がるものの蓄電池コストは55円/kWhもかかり、

電気料金は安く安定しているのです。需給逼迫時「再エネ＋蓄電池システム」は69円/kWh（再エネ抑制の価格高騰を防ぐためには、容量市場ではなく「戦コスト7円/kWhを加算） と非常に高く見積もられていま

略的予備力」で対応する方が賢明だと言えます。

す。ところが、米ロサンゼルス市水道電力局が投資決定した「太陽光40万kW＋蓄電池30万kW/4時間

ＩｏＴ-ＤＲや再エネを普及・拡大させることが肝心（夕方７時～11時） 」のシステム統合価格はたったの

米国のSPPやERCOTなど電気料金の低いエリア

4.0セント/kWh(約4.2円/kWh)で、経産省見積価格のでは安価な風力が大きな役割を果たしています。

1/15以下です。再エネ拡大の進むカリフォルニア州、PJMでは風力や太陽光がまだ1％程度ですが、1.5

イリノイ州、テキサス州を中心に全米で「再エネ＋蓄

倍ないし4.5倍に増え始めていて今後が期待されま電池」システムが普及し始めていて、すでに100万

すし、デマンドレスポンスやエネルギー効率化も約kWの蓄電池が導入され、2023年には250万kWに

定容量の8.3％を占め、1.5倍に増えています。この達するとみられています。

デマンドレスポンスは電力需要を調整するものです

容量市場開設を断念し、再エネ・蓄電池・DR・IoT

が、需要を下げる調整は「ネガワット取引」ともいわなどの未来志向で、旧一般電気事業者の電源の大れています。このデマンドレスポンスは、「モノのイン半を卸電力市場へ強制的に参加させるべきです。

- 14 -

旧一般電気事業者が、賠償費一般負担金「過去分」を新電力にも負担させ、新電力に奪われた市場を取り返すためのベースロード市場は閉鎖すべき表２．ベースロード市場2019年8月9日の取引結果
エリア
北海道
東京・東北
西
約定価格円/kWh
12.47
9.77
8.7
約定量 MW
12.7
88.2
83.4
億kWh
1.1
7.7
7.3

初回オークションは惨めな結果
今年(2019年)8月から始まったベースロード市場のオークションは惨めな結果に終わりました。約定

注：エリアは、北海道(北海道)、東京・東北（東京・東北）、

量はたったの16.1億kWh、供出量下限の688億kWh

西（中部・北陸・関西・中国・四国・九州）とされている。

（常時バックアップ等控除前）の2.3％にすぎませんでした。旧一般電気事業者からの供出量そのものは約

今回のベースロード市場約定価格は元より、スポット

600億kWhと推定され、十分だったのですが、供出価格よりも安いはずです。したがって、今回のベー価格が8.7～12.47円/kWhと高く (表２参照)、卸電力

スロード市場での約定価格で新電力に売却すると、市場の直近のスポット平均価格約8円/kWh（図７参

その電源分は、奪われた市場を取り戻すのと同じ効

照） を超えていたからです。今の卸電力市場では比果を生み出します。つまり、小売事業者(旧一般)が

較的コストの高いミドル電源を中心に取引されてい奪われた市場を取り戻すのが難しくても、ベースロて、ベースロード市場ではより安価なベースロード電

ード電源を小売事業者(旧一般)との取引より高値で源が取引されることから、5円/kWh程度にはなるだろ

取引できるのですから、「新電力が小売事業者(旧うと期待されていました。ところが期待に反する「旧一般)と同じ役割を代行させられる」のと同じです。

一般電気事業者による高値入札」で、供出上限価

総括原価方式で停止中原発も含めて価格算定

格に張り付く値になっていたと推定されます。

こうなることは初めから分かっていて、電力・ガス奪われた市場を取り返すのがベースロード市場

取引監視等委員会でも、オークション後に不当に高

この価格でベースロード電源が取引された場合、く設定されていないか、チェックすることになってい何が起こるのでしょうか。旧一般電気事業者が自社ますが、供出上限価格より安ければ、手の出しようの小売事業者（旧一般）と取引する際の卸価格は、がありません。この供出上限価格は「ベースロード電図７．スポット市場における価格の推移(2012.4.1～2019.6.30)（出典：事務局提出資料，自主的取組・競争状態のモニタリング報告（平成31年4月～令和元年6月期），電力・ガス取引監視等委員会 第41回制度設計専門会合,- 15 -

資料8(2019.9.13)）

ベースロード市場（BL市場）の概要
ベースロード市場の性格：石炭火力・大型水力・原子力等の安価なベースロード電源の一部を適正な価格で市場供出という名目で、賠償費一般負担金「過去分」2.4兆円の託送料金による回収（2020年度から40年間、600億円/年）を新電力に受入れさせる代わりに導入が政治的に決められた日本独自の市場➢「原子力に関する費用について、託送料金の仕組みを通じた回収を認めることは、結果として、原子力事業者
に対し、他の事業者に比べて相対的な負担の減少をもたらすものである。このため、競争上の公平性を確保する観点から、原子力事業者に対しては、例えば、原子力発電から得られる電気の一定量を小売電気事業者が広く調達できるようにするなど、一定の制度的措置を講ずるべきである。」（電力システム改革貫徹のための政策小委員会中間とりまとめ(2017.2)）➢「沖縄エリアにおいては、需要家一般に対して新たな負担を求める措置はないことも踏まえ、ベースロード市場は開設されない。」（資源エネルギー庁，ベースロード市場ガイドライン(2019.3.19)）

シングル・プライス・オークション方式で年複数回取引：2020年度から電気受け渡し開始（先渡市場と同様に、前日スポット市場を通じて約定量の電気を受け渡し、ベースロード市場約定価格（受け渡し期間を通じて固定価格）で取引（前日スポット市場価格との値差は卸電力取引所内で清算））

供出量下限：新電力需要（旧一般電気事業者からの離脱需要）×ベースロード比率（56％）×調整係数
1.0～0.67（新電力シェア＜15％で1.0、30％以上で0.67(=2/3)、15～30％で直線的に減少）をベースに、入札前年度常時バックアップ契約に基づく取引量（2020/21年度は1/2）、新電力との相対契約（適格相対契約）に基づく控除量（当初10％、状況を見ながら拡大）およびベースロード市場創設前の電源開発切り出し量を控除

供出上限価格：ベースロード電源の発電平均コストから容量市場の期待収入（金額確定の場合）を控除した価格➢「みなし小売電気事業者特定小売供給約款料金算定規則」に準じて、各営業費項目の額と事業報酬の合計を算定、当該大規模発電事業者ベースロード電源に係る水力・火力・原子力・新エネ発電費の合計をベースロード電源想定発電電力量で除した値。
未稼働電源固定費を含む。
➢合理的に説明できる場合に限り、ベースロード電源を保有する自己又はグループ内の発電部門固有の事
業報酬率を用いることを妨げない。
購入量制限：転売防止のためベース需要（日別べース需要のうち年間18日程度（5％）の下位需要を除いたもの）に基づく
購入量可能量（適格相対契約量を控除）を買い手事業者に課す。
旧一般電気事業者も他エリアで買い入札を行える。
エリア分割：スポット市場の市場分断発生頻度を考慮して3エリアに分割（北海道エリア：北海道； 東京・東北エリア：東京・東北； 西エリア：中部・北陸・関西・中国・四国・九州）
卸電力市場との関係：卸市場が機能し、競争が十分に活性化された段階では、ベースロード市場を終了することが望ましいと考えられる。（ベースロード市場ガイドライン(2019.3.19)）
監視：電力・ガス取引監視等委員会が供出量と供出価格をオークション後と受渡後に監視する。
(出典：電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会第二次中間とりまとめ(2019.7)；同中間取りまとめ(2018.7)；
資源エネルギー庁，ベースロード市場ガイドライン(2019.3.19)，第201回電力・ガス取引監視等委員会(2019.3.28)）- 16 -

源の発電平均コストから容量市場の期待収入 （金額

る恐れもあるとの指摘が出てきたのです。その結果、確定の場合） を控除した価格」とされていますが、発経産省は来年度も規制料金を残す方向です。これ

電平均コストは、悪名高い「総括原価方式」 （みなしでは、旧一般電気事業者の思うつぼです。「電力自小売電気事業者特定小売供給約款料金算定規則）に準由化」は「９電力会社による地域独占体制の解体」とじて、ベースロード電源 （水力・火力・原子力・バイオマ

同義であり、それを促す施策をこそとるべきです。こス等） の営業費と事業報酬の合計を算定し、ベースれに逆行する「規制料金存続」は「９電力会社による

ロード電源の想定発電電力量で割って求めることに地域独占体制の延命」にしかなりません。残っていなっています。

る規制料金を通じてコスト回収と利益確保が保証さ

しかも、ここには停止中の原発など「未稼働電源の固定費」も含まれ、「合理的に説明できる場合にれるのですから、これを原資に自由料金を下げることも可能になるからです。

限り、ベースロード電源を保有する自己又はグルー「９電力会社による地域独占体制」のベースは送プ内の発電部門固有の事業報酬率を用いることを配電網の地域独占であり、送配電網の所有権分離妨げない」とされていますので、自社内の事業報酬

または管理運営権の剥奪＝全国一律の公的管理率を適用することさえ認められているのです。

への移行を断行し、支配力の根っこを奪い取るべき当然ながら、「使用済燃料再処理等拠出金発電です。送配電網が新電力にも解放され、再エネの優

費、廃棄物処理費、特定放射性廃棄物処分費、損

先接続・優先給電体制が実現されれば、再エネ普害保険料、原子力損害賠償資金補助法一般負担及を指示する国民の声を背に、たとえ「安値攻勢」

金、原賠・廃炉等支援機構一般負担金、固定資産にあっても、新電力は踏ん張れます。

除却費、原子力発電施設解体費」などの原発コスト

総括原価方式による規制料金が来年度以降も継が含まれるとともに、再稼働のための安全対策工事

続されれば、総括原価方式が適用されるベースロー

費や特定重大事故等対処施設建設費なども「固定ド市場と合わせて、尻すぼみなっていた総括原価方資産税」や「減価償却費」を介して算定されます。

式による利益の源泉が広げられてしまいます。
新電力から「ノー」を突きつけられたベースロード

総括原価方式は規制料金として来年度も残る

市場は即刻閉鎖すべきです。

総括原価方式は現在なお、低圧分野で「規制料

旧一般電気事業者の市場支配

金メニュー」として旧一般電気事業者から提供されていて、2019年6月現在68％が規制料金下にありま

旧一般電気事業者は次のような手口で自社系列す。しかし、低圧分野でも、規制料金メニューから自以外の小売事業者への電力売り惜しみと高値取引

由料金メニューまたは新電力への切替えは毎年約で電力市場への支配力を維持しようとしています。

６％の割合でコンスタントに進んでおり、あと３年程第1に、旧一般電気事業者は電源開発分を含め度で50％を割り込む勢いです。来年度の発送電分て83％もの電源を占有していますが、卸電力市場

離を契機に規制料金もなくすことになっていました。

へは限界費用の高い余剰電源（ミドル・ピーク電源）し低圧分野の規制料金は旧一般電気事業者にとってか出していません。2017年7月から徐々に自社内相利益獲得の最大の源泉ですので、大きな痛手です。

対取引 （自社内では発電部門と小売・送配電部門が連ところが、東京電力と関西電力以外のエリアでは新携して電源を運用しており、自社内で相対取引契約があ

電力の成長が初期段階にあり、旧一般電気事業者

るわけではない） の10～20％程度をスポット市場を介の電力市場支配力が依然として強いため、来年度して行うグロス・ビディング（この場合は相対取引契約をから規制料金をなくしてしまうと、旧一般電気事業者

卸電力市場に登録する）を行い、2018年10月から間接が安値攻勢をかけて新電力を駆逐してしまう恐れがオークション（スポット市場でのメリットオーダー（入札価格あり、市場独占後に電気料金が大幅に引上げられの安い順）による約定順に連系線を利用できる）が始まっ- 17 -

図８．総電力需要の推移と卸電力市場JEPX取引量とそのシェアの推移（旧一般電気事業者によるグロスビディングは当初の「各社10％程度」の目標を2019.6月時点ですでに超過達成（東電23.5％、関電
22.9％、中部電13.5％、九州26.2％、北海道61.6％、東北21.5％など：北海道と東北はネットビディングを含む）しており、将来の目標「各社20～30％程度」に近づいていて、伸びしろは少ない） （出典：事務局提出資料，自主的取組・競争状態のモニタリング報告（平成31年4月～令和元年6月期），電力・ガス取引監視等委員会 第41回制度設計専門会合, 資料8(2019.9.13)）

たことで、2019年6月にはスポット市場での取引が電調達量に占める常時バックアップの割合は2014年6

力需要の35.4％へ上昇しました（図８参照）。しかし、月の約30％から2019年6月には0.3％へ激減していグロス・ビディングも目標値にほぼ達したため、頭打ます。これはスポット市場で電力を調達しやすくなっ

ちの状態になっています。とはいえ、シェア14.8％をた一方、常時バックアップの取引価格等の条件がス占めるに至った新電力は、スポット市場からの調達

ポット市場より悪い結果だと推定されます。

比率を2018年6月の45.5％から2019年6月には87.8

第4に、新電力との相対取引は2018年末に約6％％へ伸ばすことができました。それは新電力のシェへ増えたものの、2019年6月には3.7％へ激減していア拡大で余剰になった比較的高価なミドル・ピーク

ます。これは、図９のように、旧一般電気事業者間の電源の卸取引が増えた結果に過ぎず、大型水力な競争激化に対応して、2019年度から他エリアでの系

ど安価なベースロード電源は旧一般電気事業者が列会社（グループ・子会社）への相対取引を増やす抱え込んだままです。

一方、新電力などグループ外(旧一般電気事業者の第2に、電源開発（Ｊパワー）と事実上無期限の長

子会社を含む）との相対取引を減らす方針へ転換し期契約で約1,700万kWを独り占めにして、新電力へたためです。しかし、新電力との2019年6月の相対は約46.6万kW、2.7％しか切り出していません。

取引は25億kWhで、新電力販売電力量94億kWhの第3に、新電力への常時バックアップについては、26％を占めており、無視できないウェイトです。

「適切な電力取引についての指針」で、「新規参入

第5に、先渡市場の2017年度約定量は約0.48億

者が旧一般電気事業者に継続的に電力の卸供給

kWh、総需要の0.002％にすぎず、2019年度に入っを受けることで、ベースロード電源の供給量が足りなても状況は変わらず、ベースロード市場に対応する

いときに常時バックアップを受けることができ、特高「24時間型-年間」商品への入札はありませんでした。

圧電力と高圧電力が3割、低圧電力が1割程度確保

このような状況下では、新電力を利する「適正なされるような配慮を旧一般電気事業者が行う事が適価格のベースロード市場」などそもそも期待できなか当」とされているにもかかわらず、新電力による電力ったのです。

- 18 -

図９．総需要に占める相対取引による供給量の割合及び相対取引による供給社数の推移

図10．新電力の電力調達状況（2012.9～2019.6）（図９および図10の出典：事務局提出資料，自主的取組・競争状態のモニタリング報告（平成31年4月～令和元年6月期），電力・ガス取引監視等委員会 第41回制度設計専門会合, 資料8(2019.9.13)て相対的な負担の減少をもたらすものである。この賠償費一般負担金[過去分」の託送料金転嫁

ため、競争上の公平性を確保する観点から、原子力

ベースロード市場は、「石炭火力・大型水力・原子事業者に対しては、例えば、原子力発電から得られ力等の安価なベースロード電源の一部を適正な価る電気の一定量を小売電気事業者が広く調達でき格で市場へ供出する」という名目で開設されました

るようにするなど、一定の制度的措置を講ずるべきが、それは建前にすぎず、実際には、福島事故のである。」と明記されているのです。当然のことです

損害賠償費一般負担金「過去分」2.4兆円を託送料が、「沖縄エリアにおいては、需要家一般に対して金で回収する （2020年度から40年間、毎年600億円で、新たな負担を求める措置はないことも踏まえ、ベー

新電力負担はシェアに応じて高まる）ことを新電力に受スロード市場は開設されない。」 （資源エネルギー庁，ベ入れさせる代わりに、政治的取引として導入されたースロード市場ガイドライン(2019.3.19)）とされています。

日本独自の市場 （沖縄を除く） なのです。「電力シス

ベースロード市場の実態は、旧一般電気事業者

テム改革貫徹のための政策小委員会中間とりまとが高値入札して、奪われた市場を取り返す手段としめ」(2017.2)には、「原子力に関する費用について、て使われようとしています。こんなベースロード市場

託送料金の仕組みを通じた回収を認めることは、結は即刻閉鎖し、２０２０年４月からの一般負担金「過果として、原子力事業者に対し、他の事業者に比べ去分」の託送料金への転嫁を撤回すべきです。

- 19 -

FIT賦課金低減に役立たないFIT非化石価値取引市場は即刻閉鎖し、
新電力いじめと原発補助の非FIT非化石価値取引市場は開設断念すべき
非化石価値取引市場は日本独自の市場であり、

表３．非化石電源種別の割合（表４の供給事業者）
年度
2017 2018
非化石電源比率加重平均
18％ 23％
非 水力
8％
7％
化 原子力
3％
6％
石 新エネルギー等
1％
1％
電 非化石証書等
6％9％
源
非化石証書使用量[GWh]2.224.9
種 余剰非化石電気相当量の分配[GWh] 51,837 75,163
合計
18％
23％

RPS制度（Renewables Portfolio Standard 再生可能エネルギ
ー利用割合基準制度）下での再エネ証書取引以外、他の国に創設例はありません。この市場ではFIT非化
石証書（固定価格買取FIT(Feed-in Tariff)）と非FIT非化石
証書の２種類が取引されますが、前者は「FIT非化
石証書収入でFIT賦課金による国民負担を軽減する」ことを目的とし、後者は「高度化法上の非化石電源 （原子力を含む） 調達目標の達成を後押しする」こ
とを目的としています。しかし、いずれも、その目的
達成にはほど遠く、国民負担軽減に役に立たないばかりか、旧一般電気事業者による新電力いじめを促し、再エネの普及を妨害し、原子力容認の世論づくりを意図するものと言わざるを得ません。
FIT賦課金を軽減できないFIT非化石証書取引
FIT非化石価値は2018年5月から2017年分の取引が開始されましたが、2017年は5.2GWh、2018年（1～12月）は35.3GWh（日本卸電力取引所JEPXの非化石

注：「余剰非化石電気相当量の分配」とは「売残りFIT非化石証書の分配量」のことである。
注：非化石証書取引は2.2/51,839＝0.004％(2017)、24.9/75,188＝0.03％(2018)に留まり、売れ残ったFIT非化石証書の非化
石価値（余剰非化石電気相当量）は販売電力量に応じて分配されている。

表４．非化石電源比率と特定エネルギー供給事業者の数
年度
2017 2018
４０％～
０
２
非
３５％～４０％０１
化
３０％～３５％１
１
石
２５％～３０％３１
電２０～２５％
３
３ 注：「特定エネルギー源
１５～２０％
１
１
供給事業者」とは前
比
１０～１５％
８
１４ 年度の電気供給量
率
５～１０％
３０ ３６ が５億kWh以上であ
０～５％
０
０
るもの
合計
４６ ５９

以上の特定エネルギー供給業者に関する集計では、（表３および表４の出典：資源エネルギー庁，高度化法に基づく非化石エネルギー源の利用目標達成計画について，第20回電力・ガス基本政策小委員会，資料8(2019.8.29)）

表３のように、2018年度の「非化石証書使用量」は小売事業者とそうでない事業者の間で小売競争力

24.9GWh、0.03％にすぎず、売れ残った証書は小売に差が生じ、体力のない小売事業者はFIT非化石事業者へ無償配分され、その量は「余剰非化石電価値取引で体力を失っていかざるを得ないのです。

気相当量の分配」75,163GWh、99.97％にもなって高度化法 （エネルギー供給事業者による非化石エネ

います。2019年1～3月分は106GWh（ JEPX取 引 証 書

ルギー源の利用及び化石エネルギー原料の有効な利用量） へ増えていますが、微々たるものであることに変の促進に関する法律） による「2020年4月～22年11月

わりはありません。FIT非化石価値売却収入は費用分の中間評価」実施時には、この「余剰非化石電気負担調整機関である低炭素投資促進機構GIOの収相当量の分配」分は非化石電源比率に算定できな入となり、翌年度FIT賦課金の引き下げに活用されいことになっていますので、FIT電源で電力供給してるはずでしたが、これでは完全な失敗と言えます。

いてもFIT非化石価値を購入しなければならないの

仮に、FIT非化石価値がすべて売却されて、FITです。極めておかしなことです。無意味で有害なFIT

価値取引市場取引結果）に留まり、電気供給量500GWh

賦課金の引き下げに使われたとしても、FIT非化石

非化石価値取引市場は閉鎖すべきです。

価値を購入した小売事業者が料金へ転嫁すれば、非FIT非化石価値は新電力いじめの原資になる

FIT賦課金引き下げ効果は相殺され、結局、国民がFIT非化石価値を負担させられるため意味がありま

非FIT非化石価値取引は2020年４月から予定させん。実際には、FIT非化石価値を料金転嫁できるれていますが、非化石電源比率を全国的に平均化- 20 -

日本にしか存在しない非化石価値取引市場の概要○非化石価値の売り手：非化石価値取引市場または相対取引も可（相対取引と同時または他社販売）
ＦＩＴ電源：費用負担調整機関である低炭素投資促進機構GIO(Green Investment Promotion Organization）
非ＦＩＴ非化石電源：発電事業者、卒FIT電源をアグリゲートしている小売電気事業者等（卒FIT電源は、2019年度約53万件、2023年までの累計約165万件・670万kW：資源エネルギー庁，
住宅用太陽光発電設備のFIT買取期間終了に向けた対応(2018.9.12)）○FIT非化石証書の取引：GIOが年4回、3ヶ月分の証書をオークションへ入札、入札最低価格1.3円/kWh～入札最高価格4.0円/kWhで、マルチ・プライス・オークション（落札価格は小売事業者の買取入札価格になる）。
売れ残ったFIT非化石証書は、ゼロエミ価値や非化石価値を販売電力量のシェアに応じて無償で小売事業者へ配分する（ただし、高度化法の中間評価では、この無償配分証書分は非化石電源比率に算定できない）。
（エネルギー供給事業者による非化石エネルギー源の利用及び化石エネルギー原料の有効な利用の促進に関する法律）○非FIT非化石証書の取引：再エネ指定（大型水力、卒FIT電源等）・指定なし（大型水力、卒FIT電源、原子力等）のいずれも、2020年4月発電分以降、年4回、3ヶ月分の証書を入札最高価格4.0円/kWh（最低価格なし）以下
で、シングル・プライス・オークション（落札価格は約定価格で統一）。売残り証書は分配しない(年度内のみ有効)。
非化石証書のグループ内取引可能量は、①特例措置非設定事業者では、特例措置設定基準年の全国平均
非化石電源比率、②特例措置設定事業者では、特例措置設定基準年の当該事業者の非化石電源比率、の範囲内とし、グループ外への非化石証書取引の経済合理的行動に期待し、JEPXへの販売は強制しない○非化石証書のもつ３つの価値①非化石価値：高度化法の非化石電源比率算定時に利用可能。小売事業者が非FIT非化石電源から相対で電気を調達していても非化石証書を取得していない場合は非化石電源比率に算定できない。
②ゼロエミ価値：温対法上のCO2排出係数に利用可能（小売電気事業者が調整後排出係数算定時に、調達した非化石証書の電力量に「全国平均係数」を乗じることで算出したCO2排出量を実二酸化炭素排出量から減算できる）③環境表示価値：小売電気事業者が需要家に対して付加価値を表示・主張することが可能。
トラッキング付非化石証書は需要家がRE100への報告に活用可能。
（出典：電力・ガス基本政策小委員会 制度検討作業部会 第二次中間とりまとめ(2019.7)；同中間取りまとめ(2018.7)）

表５．旧一般電気事業者の2018年度自社発電電力量[百万kWh]（各社有価証券報告書に記載されたもの）
種別
水力
火力
原子力
新エネ等
合計
水力＋新エネ 水力＋新エネ＋原子力
北海道電力
4,083
19,0820145
23,310
4,228
4,228
17.5％
81.9％
0.0％
0.6％
18.1％
18.1％
東北電力
7,372
53,8300732
61,934
8,104
8,104
11.9％
86.9％
0.0％
1.2％
13.1％
13.1％
東京電力
11,071
179,610071
190,752
11,142
11,142
5.8％
94.2％
0.0％
0.0％
5.8％
5.8％
中部電力
8,500
104,000
0100
112,600
8,600
8,600
7.5％
92.4％
0.0％
0.1％
7.6％
7.6％
北陸電力
6,235
20,2030
426,442
6,239
6,239
23.6％
76.4％
0.0％
0.0％
23.6％
23.6％
関西電力
13,496
61,20730092
19104,814
13,51543,607
12.9％
58.4％
28.7％
0.0％
12.9％
41.6％
中国電力
3,299
32,0390
835,346
3,307
3,307
9.3％
90.6％
0.0％
0.0％
9.4％
9.4％
四国電力
3,390
19,9783,339
3,654
30,361
7,044
10,383
11.2％
65.8％
11.0％
12.0％
23.2％
34.2％
九州電力
5,099
26,531
28,812
1,038
61,4806,137
34,949
8.3％
43.2％
46.9％
1.7％
10.0％
56.8％
9社計
62,545
516,480
62,2435,771
647,039
68,316
130,559
9.7％
79.8％
9.6％
0.9％
10.6％
20.2％
注：発電電力量は送電端電力量で、融通・他社受電電力量（電源開発（Jパワー）、日本原電からの受電および電力会社間融通量）
は電源構成が不明なため除外し、揚水発電所の揚水用電力量(消費分)も除外した。販売電力量はここで除外した分を含めた発電電力量から送配電網による損失電力量を差し引いた分になる。表３のFIT電源75,188GWh[百万kWh]は含まれていない。

- 21 -

させるインセンティブしか働かず、再エネ普及を逆に妨げます。というのも、旧一般電気事業者は表５のよ
うに、非FIT非化石価値の大部分を占める大型水力と原子力を保有し、送配電網独占をテコに卒FIT電源のアグリゲートと独自の再エネ開発を進めており、
これらの非FIT非化石価値売却を通して得た収益を元手に小売競争力を高め、新電力の競争力を削ぎ、図11．化石電源グランドファザリング（特例措置）

新電力による再エネ拡大を妨げようとするからです。
この点については、さすがに、電力・ガス取引監視量を一定とし、第2フェーズで控除量を検討し直すこ等委員会も気付いていて、「発電事業者に非化石とになっています。

証書収入の使途を義務化できないため、旧一般電

非化石価値のグループ内取引上限は、非化石電気事業者内の発電部門から小売部門への内部補源比率が全国平均より低い「特例措置設定事業者」

助で小売市場での競争が歪められる可能性」に対では特例措置設定基準年の当該事業者の非化石する具体策を検討中とのことですが、実際のところ

電源比率とされる一方、「特例措置非設定事業者」

打つ手はありません。

では、特例措置設定基準年の全国平均非化石電

非FIT非化石証書取引は全国平均化を進めるだけ

源比率に設定されます。
したがって、第1フェーズでは、非化石電源比率

高度化法では、「2030年度に44％以上」という非が全国平均より高い事業者では、全国平均までしか化石電源調達目標達成に向け、年電力供給量が５

グループ内で取引できず、これを超える分は相対取

億kWh以上の特定エネルギー供給事業者には達成

引か非化石価値取引市場で売り出す一方、「当該計画の提出を義務付け、第1フェーズ（2020年度初～

事業者の中間評価達成目標－特例措置設定基準

23年度末） 終了後、2023年7月以降に「2020年4月～

年の全国平均」分はグループ外から購入しなけれ22年12月発電分」について中間評価を行うこととしばなりません。ところが、旧一般電気事業者間で余ています。この中間評価ではFIT電源の「余剰非化

剰証書を交換する相対取引を行えば、損得なしで石電気相当量」については勘案しないだけでなく、入手できますから、これが多用されることでしょう。

グループ内での非化石価値取引に制限を課し、中「特例措置設定事業者」の場合には、再エネ等を間評価達成目標に満たない量はグループ外から非増やしても、「特例措置設定基準年の当該事業者

化石価値を購入しなければならないことになっていの非化石電源比率」を超える分は自らの非化石価ます。その結果、非FIT非化石証書の取引では、再値とすることはできず、相対取引か非化石価値取引

エネ普及を促すのではなく、非化石価値の全国平市場で売り出す一方、「当該事業者の中間評価達均化を進める結果に終わることは見えています。

成目標－特例措置設定基準年の当該事業者の非

このグループ内取引制限は図11のような「化石電化石電源比率」分はグループ外から相対取引か非源グランドファザリング（特例措置）」のとられた供給

化石価値取引市場で入手しなければなりません。

業者とそれ以外とで区別されています。第1フェーズ

つまり、事業者が非化石電源比率を目標以上に

では基準年を2018年度として対象事業者の非化石高めていても、自らの非化石価値として扱うことはで証書購入分を除く非化石電源比率の全国平均(表３

きず、相対取引か非化石価値取引市場に売り出し

では2018年度23％)を基準に、非化石電源比率がこて、グループ外から非化石価値を購入しなければな

れより低い事業者の達成目標をその程度に応じてらないのです。また、新電力が非FIT非化石電源か

図11のように一定量控除します。ただし、達成目標

ら相対で電気を調達していても、非化石証書を取得

は2030年度44％に向けて漸増させ、そこからの控除していない場合は非化石電源比率に算定できない- 22 -

ため、非化石価値を相対取引で電気と共に購入す約された中で、非化石価値取引市場を開設しても、るか、別途、相対取引または非化石価値取引市場

それが再エネの拡大に寄与するなどということはありで購入しなければならないのです。

得ません。第5次エネルギー基本計画における2030

結局、大型水力、卒FIT電源など非化石電源を多年目標の原子力・石炭を大幅に削減して脱原発・脱く保有し、また、原子力を再稼働させた旧一般電気

石炭へ舵を切り、再エネを大幅に増やして、抜本的事業者に非化石価値収入が集まって市場競争力とな再エネ拡大策を講じるのが先決です。

なる原資が増え、非化石電源比率の低い新電力な

非化石証書(指定なし)は原子力への補助金

どは非化石価値購入で利益を削ったり、小売料金へ転嫁して競争力を失ったりすることになるのです。

非化石証書(再エネ指定なし：原子力)は原子力

そうなることがわかっているのに、わざわざ非化石証への補助金そのものです。表５のように、旧一般電書を購入して競争相手を有利にし、かつ、自らの損気事業者の発電電力量に占める「水力＋新エネ」の失を増やす事業者などいないでしょう。「グループ外

比率は北陸電力の23.6％、四国電力の23.2％を除への非化石証書取引の経済合理的行動に期待し、き、20％未満ですが、「水力＋新エネ＋原子力」の

JEPXへの販売は強制しない」（制度検討作業部会 第二比率は、原発を再稼働させた関西電力、九州電力、

次中間とりまとめ，2019.7)としていますが、「強制されず

四国電力では、41.6％、56.8％、34.2％に跳ね上がに購入する事業者」などいないでしょう。経済合理的っています。これらの事業者は、当然のこととして、行動は非化石価値を購入しないことだからです。

非化石価値取引市場には非FIT非化石価値（再エ仮に、非化石価値取引市場が活性化しても、結ネ指定なし：原子力）を優先的に入札し、その購入果として得られるのは、非化石電源比率の事業者間を新電力に促し、電力消費者にそれを開示させるこのデコボコをなだらかにする、一種の「全国平均化」とで、原子力再稼働に向けた世論操作を押し進め、が行われるだけです。非化石電源比率が全国的に原子力の維持・推進のための補助金と化すでしょう。

未達成でも、非化石価値取引市場がそれを高める

敷地直下や極近傍に活断層が走っていて適合ようには作用しません。非化石価値取引市場では、性審査が止まっている原発は別として、東京電力、

その意図に反して、「高度化法上の非化石電源調

東北電力、中国電力など他の旧一般電気事業者も達目標の達成を後押しする」ことなど不可能です。

これを受けて原発の再稼働に一層強い衝動力を働かせることになるかもしれません。

非化石電源比率を高める再エネ推進策が先決

しかし、福島事故9年目の今なお、依然として国なぜなら、再エネの普及・拡大を阻害しているの民の過半数は再稼働反対であり、非化石証書(原子は、高度化法が前提としている第5次エネルギー基力)の購入を電力消費者が支持するとは考えられず、

本計画 (2018.7)の2030年度電源構成目標そのもの

新電力もそれを配慮して買い控えざるを得ないでしであり、「原子力20～22％」「石炭火力約26％」というょう。結局、非化石価値取引市場は、非化石証書

ベースロード電源による再エネへの制約だからです。

(原子力)は売れず、非化石証書(再エネ)が不足した

そこでは、再エネは22～24％（水力約9％を含むので、まま低調したものに終わらざるを得ないのです。

太陽光、風力、地熱、バイオマスなどの再エネは13～15

FIT非化石価値取引市場は閉鎖し、非FIT非化石％） と低く設定されていて、原子力優先の「太陽光・価値取引市場の2020年度開設は断念すべきです。

風力の接続可能量」による制約、送電線容量不足を世界のどこにも存在しない非化石価値取引市場理由とした接続拒否、高すぎる送電線への接続工に拘泥するのはやめ、炭素税を課し、排出権取引を事費の強要など、再エネ拡大を妨げるさまざまな障導入し、接続可能量を撤廃し、送配電網の全国統壁が設けられているからです。これをそのままにして

一公的管理で再エネの優先接続・優先給電を行い、おいて、非化石電源比率を高める条件が非常に制再エネの抜本的拡大を大胆に実施すべきです。

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日程予定★☆★☆★☆★☆★☆★☆★☆★☆

１０月１３日（日）午前１０時～午後３時
戦争はいやや！核なんかいらへん！２０１９
場
主

所：
催：

大阪 長居公園 南児童遊園
反核フェステイバル実行委員会

06-6653-0038

１０月２５日（金） 午後４時～
１０・２６反原子力デー 関西電力申し入れ行動
１０月２５日(金)午後４時に関西電力本社へ10.26反原発デーの申し入れをします！ 対話拒否の関電を賄賂問題で、一緒に追い詰めましょう！
場
主

所：
催：

関西電力 本社（地下鉄四つ橋線「肥後橋」駅下車）
若狭ネット ０７２-９３９-５６６０

１０月２７日（日） 午後１時半～
原子力優先・再エネ妨害の電力システム改革に反対しよう！討論集会
報告１．容量市場・ベースロード市場・非化石価値取引市場を斬る
報告２．関西電力の発注工事キックバックと腐敗した企業体質
場

所： 中央区民センター（地下鉄「堺筋本町」駅下車

主催： 若狭ネット

３番出口東へすぐ）

０７２-９３９-５６６０（くぼ）１１月２３日（土） 午後１時４０分～
原発・核燃にとどめを！関西集会
場
主

所：
催：

守口文化センター （京阪「守口市駅」東口から徒歩２分）
脱原発政策実現全国ネットワーク 関西・福井ブロック
０７２-８４３-１９０４◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇

編集後記◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆

私たちは、６月２１日関電株主総会場前で、チラシを配布しました。福井や愛知からチラシの注文があり、チラシを見た方から、関電が過去に起こした深刻な事故等もチラシに入れてほしいとの要望があり、第２弾のチラシを作成しました。同封しますので、ぜひ、ご活用ください。
原発輸出で経済拡大をもくろんだ安倍政権は「お友達」を大切にする政権だと、世間から揶揄されています。
関西電力も、原発再稼働のために、地域のボス、地元企業の経営者、立地自治体関係者や原発担当者な
どとスクラムを組んで「お友達」の輪を作り、関電幹部らも私欲を肥やしていました。経団連の中西会長に至っては、「関西電力の会長、社長とはお友達だから悪口なんて言えない」とコメントしていて、唖然とします。
原発を！原発を！と叫ぶ輩を一日も早く退出させないととんでもないことになりますね。

きよ子◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇◆◇