Silviase/jgov_v1.4_full_ann huggingface dataset:
i）発電時に生じた排熱に利用価値を計算して、控除することで発電コストを計算する

ii）発電時に要した費用を生じた電力量と熱量の大きさに応じて按分する

ここでは、コジェネレーションにおいては、電力の利用と熱の消費は一体として扱うべきとの立場をとり OECD／IEA も採用する①の考え方を採用した。

次に、コジェネレーションの効果を概略的に把握するため、いくつかの前提を置いてその省 CO₂ 性、省コスト性を計算する方法を考えることとした。

i）コジェネレーションは、都市ガス（天然ガス）を燃料とする。

ii）コジェネレーションを補助するボイラは潜熱回収型ボイラであり、都市ガスを燃料とする。

iii）コジェネレーションは、稼働時は常に定格運転である（定格運転か停止の状態しかない）。したがって、稼働中は機器の定格性能で発電、排熱利用を行う。

iv）導入効果を評価するための対照は、電力を系統電力から調達し、熱は都市ガスを燃料とする潜熱回収型ボイラ（コジェネレーションの補助ボイラと同効率）から行っている状態とする。v）コジェネレーションによる電力が代替する系統電力の CO₂ 排出係数は一定とする（計算を簡便とするため）

vi）コジェネレーションによる排熱は熱損失を考えず、すべて有効利用される。

上記の仮定のもと、需要家の電力需要 X（年間）をコジェネレーションからの発電で賄った場合の CO₂ 排出削減量を試算することとした。定格能力 1kW のエネファームを年間 X 時間稼働させることで CO₂ 排出をどれだけ削減するかを概算するイメージである。考え方のイメージを図(2)-7 に示した。

コジェネレーションの発電効率、排熱利用効率をそれぞれ $ \varepsilon $ 、 $ \mu $ 、潜熱回収型ボイラの効率を $ \lambda $ 、系統電力の CO2 排出係数を $ \alpha $ 、コジェネレーション燃料である都市ガスの排出係数を $ \beta $ 、ユーザーの電力需要を X 、熱需要を Y とし、コジェネレーションで X の一部 Z を賄うことにする。コジェネレーションによる CO2 削減効果として、排熱利用による CO2 排出量の削減分はコジェネレーションの発電による削減分と整理した $ ^{13} $ 。
図(2)-7 コジェネレーションによる CO₂ 削減量の概算推計方法のイメージ

電力需要 X のうち Z をコジェネレーションからの電力で賄うことにすると、排熱利用によるボイラ燃料の節約分だけ、CO_{2} が削減される。

コジェネレーションが導入された場合、コジェネレーションによる発電1kWhにつき、燃料使用量は1/ε（kWh）、CO2排出量はβ*1/εとなる。また排熱回収熱量はμ*1/ε（kWh）、これによるボイラ燃料の削減量はμ/ελとなる。したがって1kWhの発電あたり排熱利用によるCO2削減量はβ*μ/ελとなる。

ここでは簡単化のため、運転時は常時定格運転と仮定し、ユーザーの時間あたり電力需要 X(kW)、熱需要 Y(kW)、コジェネレーションの発電能力（定格）を Z(kW) とすると、時間あたり CO₂ 排
出量は

$$ \begin{aligned}&( 導入前 )\quad\alpha X+\beta Y\ne\lambda\quad\text{⋯⋯⋯⋯⋯}\quad\textcircled{1}\end{aligned} $$

\[\left( 導入後 \right)\alpha\left(X-Z\right)+\beta Z\ne\varepsilon+\beta\left(Y-\mu Z\ne\varepsilon\right)\ne\lambda

\[=\left(\beta\left(\lambda-\mu\right)\ne\varepsilon\lambda-\alpha\right)Z\qquad\cdot\cdot\cdot\cdot\

となる。③式を用いて、エネファームを導入した場合の CO₂ 削減効果の概要を試算する。

計算に用いた設備等の諸元は表(2)-12のとおりである。

また系統電力の排出原単位 $ \alpha $ は表(2)-13 に示すとおり、代替される電力に応じ、以下の複数の値を使用した (単位 : kg-CO_{2}/kWh)。 $ ^{14} $

表(2)-12 家庭用燃料電池エネファーム（PEFC） $ ^{15} $ の諸元

発電効率( $ \varepsilon $ )	排熱回収効率( $ \mu $ )	ボイラ効率( $ \lambda $ )	ガス CO2 排出原単位( $ \beta $ ) LHV
0.39 (定格)	0.56 (定格)	1.02 (LHV)	0.203 (kg-CO2/kWh)

注）LHV：低位発熱量

表(2)-13 系統電力における電源別 CO₂ 排出原単位

LNG 火力 (2009)	LNG コッパイド 火力 (2009)	石油火力 (2010)	北海道電力全電源 (2010)	北海道電力全電源 (2013)
0.478	0.407	0.741	0.353	0.678

これを用いてエネファームが各電源を代替した場合の定格運転で1kWh発電した時のCO2削減効果は代替電源別に表(2)-14の中段のとおり。

また、エネファーム（1 kW）を保守管理規程の上限である年間稼働時間の4000時間、稼働させたとした場合の年間CO $ _{2} $ 削減量は表(2)-14の下段のとおりと試算される。

表(2)-14 異なる代替電源における CO₂ 削減効果及び CO₂ 削減量

(エネファーム 定格出力1 kW換算)

代替される電源	LNG 火力	LNG コッパイド	石油火力	北電 (2010)	北電 (2013)
CO2削減効果 (kg-CO2/kWh)	-0.243	-0.172	-0.508	-0.118	-0.443
CO2削減量 (t -CO2/年)	1.0	0.7	2.0	0.5	1.8

今回モデルとした山鼻地区の戸建住宅総床面積から、6％ケースの設備導入量の場合、概算で約2,000軒の戸建住宅 $ ^{16} $ に平均してエネファームが各1.5kWずつ入る。工学系サブグループの計算
とは考え方が異なるが、概算では、エネファームが年間4,000時間定格運転し、北海道電力の全電源平均（2013）を代替すると仮定すれば、地区の戸建住宅全体で年間5,316 t-CO₂の削減（1戸平均2.7 t-CO₂）、北海道電力の全電源平均（2010）の代替ならば1,416 t-CO₂（1戸平均0.75 t-CO₂）の削減と概算される。ここでは、コジェネレーションのCO₂削減効果が、外的要因である系統電力側の要素により、非常に幅を持った数字となるという点が重要である。

選択する系統側代替電源の CO₂ 排出原単位によってコジェネレーションによる CO₂ 削減効果が大きく変化し、ここでは最大 4 倍程度の開きがある。代替電源をどう選択するかが政策判断上は決定的に大きな意味を持つことがわかる。

次に、コジェネレーションによる発電コストについて考察した。

年あたり設備コストを U、年間稼働時間を H、燃料費（ガス料金）を Cg（円/kWh）とするとコジェネレーション（容量 1 kW）の発電コストは

\[ U+(\lambda-\mu)\cdot Cg\cdot H/\varepsilon\lambda\quad\cdot\cdot\cdot

で表される。

年間総発電量も H（kWh）であるので、1kWh あたりの発電コストは④の各項を稼働時間 H で割ると、結局、概算として

$$ U/H+(\lambda-\mu)\cdot Cg/\varepsilon\lambda\quad( 円 )\quad\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\cdot\textcircled{5} $$

となる。

ここで、⑤の第1項は設備コストを稼働時間で割った値であり、これを固定費とする。また、第2項は、発電にかかった燃料費からボイラにかかった燃料費を差し引いた上で、残りの燃料費を発電効率と低位発熱量時のボイラ効率の積で割ったものであり、これを変動費と呼ぶことにする。

エネファーム（1kW、耐用年数10年とした場合）の設備コストUをi）70,000円／年（開発目標）、ii）120,000円（現行水準）とし、ガス価格C_{g}=8.6円/kWh、稼働時間HがH=4000時間であるとした場合、発電コストは

$$ \begin{aligned}&i) では、17.5\ ( 固定費相当 )+&9.9\ ( 変動費相当 )&=27.4\quad&( 円 /kWh)\\&ii) では、30.0\ ( 固定費相当 )+&9.9\ ( 変動費相当 )&=39.9\quad&( 円 /kWh)\\& となる。\end{aligned} $$

現行水準では、変動費相当部分に比べ、固定費相当部分が非常に大きく、発電コストを押し上げているが、開発目標の水準まで設備コストが低下してくると、家庭向け電力料金水準程度まで発電コストが低下してくることがわかる。固定費部分を小さくするためには、Uの削減および／またはHの増加が必要である。

一方、ジェネライトの場合で、設備コストUが30,000円／年程度、発電効率εが0.34、排熱回収効率μが0.52程度であるので、5,000時間 $ ^{17} $ ／年の稼働とすると発電コストは、

$$ 6.0\ ( 固定費相当 )+\quad12.4\ ( 変動費相当 )=18.4\quad\ ( 円 /kWh) $$

程度となり、系統電力の発電コストにほぼ対抗できる水準である。このことが戸建住宅を除くユーザー部門では、コジェネレーション導入によって、余剰電力の買い取りなどがなくてもコスト
メリットが十分生じた要因であると考えられる。家庭にコジェネレーションが普及するために、より一層の設備コスト低下が望まれる。

ここでは、状況を簡略化した仮定をおいてコジェネレーションの効果を評価しようとしたが、工学系サブグループモデルからの計算結果に照らしても妥当な数字を概算でき、導入効果に関する大まかな傾向把握には有効であると考えられる。コジェネレーション自体は再生可能エネルギーと異なり CO2 フリーではないので、省 CO2 性については相対的なものであり、代替する系統電力電源の取り方によって大きく評価が変わる。コジェネレーションを低炭素化のツールとして考える場合、こうした特性を踏まえる必要がある。

## 7 ）北海道における分散協調型コジェネレーションネットワークの普及方策の検討（小括）

日本の北方地域において CO₂ 削減を図る方策として、札幌市山鼻地区という実在の地区をモデルとした工学系サブグループのシミュレーションの結果では、従来（給湯暖房用温水の生産を潜熱回収型ボイラとした状況）からさらに地域での CO₂ 削減を進める上では、家庭用ヘコジェネレーションを導入することの効果が大きいことが明らかにされた。この効果を出すには、家庭用コジェネレーションの導入規模や稼働率を上げるために、家庭で自家消費できなかった大量の余剰電力を系統電力に逆潮流し、他の需要家に消費してもらう必要性があることも示された。経済班の計算では、CO₂ 削減の費用対効果の面から家庭へのコジェネレーション導入規模を考えた場合、今回のモデルに沿った分析結果では、CO₂ の 6%削減シナリオのほうが 8%削減シナリオより費用対効果が高い結果となった。CO₂ 6%削減シナリオでは、概略的には家庭に現行の 2 台分程度の規模が導入という結果になっている。エネファームの価格が開発目標である 70 万円/kW まで低下したのちも、設備コスト部分の負担はまだ大きいため、設備稼働率が収益に大きく影響する。

また、余剰電力の売却価格水準を（日本卸電力取引所（JEPX）の現状の約定価格水準（7円～11円/kWh 程度より高い）現在の電力供給価格水準の16円/kWh 程度として計算した場合、エネファーム導入後の戸建家庭部門の収支は減益となる。業務用コジェネレーションが導入されるホテル、病院等とは異なり、固定費に相当する設備価格が割高であることに加え、発電電力の自家消費分が少なく、余剰電力が多いため、余剰電力の売却価格が収支に大きく影響するためである。

エネファームを戸建住宅に6%シナリオの程度まで導入するためには、その余剰電力を市場価格よりかなり優遇した価格で販売できるようにしないと導入インセンティブが働かない。そのためには、系外からの金銭的支援が必要ということになる。

そこで、FIT類似の制度で地域内から広く薄く補填をするとの政策オプションを検討した。この場合、賦課金水準は、2010年の電力価格、ガス価格等で試算すると、エネファーム価格が70万円/kWに低下したのちも、4円/kWh程度必要になり、地域の負担は大きいと考えられた。CO2削減コストも6.8万円t-CO2程度と高水準であった。

一方、コジェネレーションの代替電源をどう見るかによって賦課金水準は大きく変化した。例えば2010年北海道電力の石油火力代替とすると（電力供給原価、電力小売価格などが全電源平均より高くなるので）、電力会社、ガス会社の収支及び総合収支は全電源平均より大きく改善される。余剰電力は、近隣（バンク内）にしか融通されないため、その配電コストの低減分なども考慮すると、賦課金水準は3.3円/kWh程度から0.1円/kWh程度まで幅のある値を取りうるが、かなり低水準となるケースも生じる。また増益となりCO2削減コストが0となるケースも生じる。
コジェネレーションシステムを推進するインセンティブは、系統電力側の電源構成や原子力発電所の再稼働のみ通し等にも大きく依存することとなる。

電力会社とガス会社による合弁会社案は、収支改善の効果があるが、当初期待より効果は小さかった。これは、選択約款でのガス価格が抑えられていることなどからエネファームの導入後におけるガス会社の増益が小さいことが要因と考えられた。オール電化住宅と家庭用コジェネレーションが住宅設備市場で激しく競争しており、家庭用コジェネレーション向けのガス小売価格がかなり割安な水準に設定されているのではないかと考えられたが、政策を検討する上で、適切なガス供給価格の設定水準を見出すことはなかなか難しい問題である。設定数値によって結果が大きく左右されるため、悩ましい問題でもある。

庭先発電事業モデルは、コジェネレーション導入による損益をエネファーム導入ユーザーと電力会社の間で通算するモデルである。導入家庭の負担を庭先発電事業会社に転嫁し、電力会社がこの負担を電気代と熱代で回収するというモデルである。戸建住宅部門は、ほんのわずか収支がプラスになるように熱価格が設定される。設備コスト、ガス代金の増加分が庭先発電事業会社に転嫁される。戸建住宅には余剰電力の買い取りにおける外部からの補填という収支改善手段があったが、庭先発電事業には余剰電力の買取りがないため、減益部門を調整する外部からの補填手段が限られる。減益部門を解消する方策として、コジェネレーションに利用する燃料ガスコストに外部から支援する場合を検討した。このモデルでは電力供給原価が20.3円/kW（2013年）の場合、6%ケース（70万円/kW）でガス供給価格を6.4円/kWh以下、8%ケース（70万円/kW）で5.4円/kWh以下まで引き下げれば、関係者のうち唯一の減益部門である電力会社の総合収支が非負となる。その分の本来のガス価格との差額（それぞれ、2.0億円、2.9億円）を外部から補填する必要がある。

今回は、北方都市における CO₂ 削減のためのコジェネレーションの普及方策としてエネファームの導入についての条件検討を中心に分析を行ったが、工学系サブグループのモデルには、山鼻地区という限定された地域の電力需要、熱需要、建物構成を用いている点で一般化に限界があること、また各建物の需要変動は、すべて同じ変動パターンとしていること、住宅戸数などの条件が入っていないため、基本料金などの計算が直接できないことなど、1戸あたり市販のエネファーム1台より2～3倍の設備容量が入る状態を想定していること、家庭用コジェネレーション価格は現行よりかなり低額の70万円/kWを想定していること、比較のベースとしては、すでに給湯暖房はガスと潜熱回収型ボイラから行うとしていることなど、現在の状況とは異なる点があることから、実際の政策の参考とするには、今回の分析結果にはこうした制約があることに留意が必要である。また、家庭用コジェネレーションの場合、世帯人数や共働きか否か、戸建てか集合住宅か、などによっても各家庭で需要パターンに違いがあるため、本来、いくつかの需要パターンを組み合わせた検討が望まれるが、一方、そうしたデータを入手することは難しく、今後、スマートメータの普及にともなってデータ蓄積がされてくれば、研究が進むことを期待する。今回は、そこまで踏み込んでいないため、分析結果については、限界があることに留意する必要がある。

2015 年度は、エネファームを普及させる条件を検討したが、現在、設備価格がまだかなり高額である点がボトルネックである。このため CO₂ 削減コストも高止まりするので、この点の状況改善が強く望まれるところである。今年度から資源エネルギー庁では、価格低減を誘導するための
補助金制度を開始したが、その成果にも注目したい。

なお、家庭用コジェネレーションは、今回の分析では、戸建住宅のみに導入されるとしているが、近年、メーカーからマンション型エネファームが相次いで発売され、集合住宅への設置例が増えてきている。集合住宅においては熱損失が減少するため、熱電比がエネファームの発電／排熱利用と近くなること、建物内での熱融通も容易と考えられることから、コジェネレーションによる発電電力の自家消費割合が戸建住宅よりも増やせる可能性があり、集合住宅への導入のほうがコスト面では有望と期待される。

現在、電力市場、ガス市場、熱供給市場の自由化が政策的に推進されている。また、太陽光発電、ヒートポンプ、コジェネレーションのように需要家自身がエネルギーの生産者となる技術が次々に開発、普及し始めている。従来の電気は電力会社、ガスはガス会社から買うものという考え方も、大きな変化を迫られている。ドイツやデンマークですでに始まっているように、電力と熱を統合的に管理して、より条件のよい状態で供給するようなエネルギーの総合会社の出現の可能性が出てきている。

このようなビジネス環境の大きな変動期にあっては、様々なサービスの勃興があり、予期せぬ技術やサービスのブレークスルーも生まれる可能性が高いため、より幅広く精密な情報収集と慎重な制度検討が政策を考える上では重要であると思われる。

## （４）九州におけるスマートコミュニティ事業の調査

昨今、電力システムの改革が進められようとしている中で、電力小売全面自由化・発送電分離後の体制に則して、地域におけるスマートコミュニティは分散型エネルギー普及にとって重要な要素となっている。

電力システム改革が進む中、電力小売全面自由化・発送電分離後の体制に則して、地域における節電所（Community Energy Management Systems；CEMSと略称）の役割やスマートシティも分散型エネルギーの普及にとって鍵となると考えられたことから、2016年3月3～4日、福岡県北九州市スマートコミュニティ創造事業を視察した。地域節電所は、地域の電力制御センターのモデルとなると考えられた。また福岡県みやま市でのスマートコミュニティ事業の聞き取り調査を行った。

## 1 ）北九州市東田地区のスマートコミュニティ創造事業

## a）北九州スマートコミュニティ創造事業の概要

国の「次世代エネルギー・社会システム実証」では、電気の有効利用に加え、熱や未利用エネルギーも含めたエネルギーの「面的利用」や、地域の交通システム、市民のライフスタイルの変革など複合的に組み合わせたエリア単位での次世代のエネルギー・社会システム・スマートコミュニティの実証を行っている。これは関連産業の次世代化、国際標準化を進め、環境エネルギー産業の競争力強化を目指すものである。北九州スマートコミュニティ創造事業は、2010年4月8日に全国4か所のスマートグリッド実証地域として関西文化学術研究都市(けいはんな学研都市)、横浜市、豊田市と並んで北九州市八幡東区東田地区が選定され、展開された北九州市の事業である。77の企業・団体・協議会が参加して実施された。実証地域による実施プランについては、実証事業の内容を具体化するためのマスタープランが取りまとめられた。
北九州市におけるマスタープランの概要は以下の通りである。

・目的：今後新規に開発する北九州市小倉北区城野（約20ha）にエネルギーマネジメントシステムをはじめとしたさまざまな対策を反映させ、大幅な省エネルギー、CO2の削減を図るなど市内及び国内への展開を図ること。また、本実証事業を通じ、全世界で100兆円規模といわれる「スマートシティ市場」を先導するイノベーションを起こすとともに、「アジア低炭素センター」などを通じて海外展開を行い、国の新成長戦略の具体化を図るものである。

・実証地域の現状：人口 600 人 224 世帯 面積 1.2km²

·事業費総額（5年間）：16,334 百万円

・具体的取り組み：

- 隣接する工場群にある廃熱や水素を民生利用するとともに、建物間の電力融通を行うなど、地域エネルギーを有効活用するエネルギーマネジメントを実施する

-地域のエネルギー需給状況に応じて電力料金を変動させるダイナミックプライシングを実施するとともに、家電機器等の制御を行う

北九州スマートコミュニティ創造事業では以下の取り組みが行われた。

構造改革特区（北九州国際物流特区）認定のもと、従来は「資本関係、人的関係、生産工程関係等における」密接な関係へ限定されていた電気事業法の「特定供給」の対象を、「共同して組合を設立し、当該組合が発電設備施設の保有または維持管理を行う場合であって、その関係が今後も長期間にわたり継続することが見込まれること。」と規制を緩和した。そして、「北九州東田前田地区電力需給組合」を設立し、新日本製鉄八幡製鉄所のガスエンジンコジェネレーション（33,000kW）を中心として、その他、太陽光発電等の電力も活用し、その組合員に対する電力供給を行えるようにした。この電力供給は特定供給であるため、料金認可制度の対象外となっている。

そして IT を活用したエネルギー供給・利用管理の大規模な実証事業として実施された。この事業では

①住民や事業所など事業家が太陽光発電を設置することで、エネルギーの消費者(consumer)にとどまらず、生産消費者(prosumer)への変革を目指す、②従来からのエネルギー供給者に加え、prosumerである市民や事業者が考え・参加することで自ら使うエネルギーを自ら管理するマネジメントを実現する、③地域電力の需要と供給を最適化する「地域節電所（CEMS）」を持ち、ダイナミックプライシングとインセンティブプログラムを組み合わせた仕組みを導入する、等の取り組みが行われ、実証事業が終了した現在は、CO2排出30%削減マンションや水素実証住宅、水素ステーションなどを居住者に提供するとともに、児童生徒・学生、一般社会人等さまざまな人々に環境ミュージアムやエコハウスなどの見学ツアーを受け入れ、広く環境・エネルギーへの関心を高める環境学習の中核としての役割を担っている。

## b）ダイナミックプライシングの実証

北九州市東田地区では、特定供給であることの特徴を生かし、電力の需給状況に応じて電力料金を柔軟に変える「ダイナミックプライシング」（2012年度から）と、ピーク時に節電した分を市民や企業にポイントとして還元する「インセンティブプログラム」（2013年度から）による実証事業が行われた。一般にダイナミックプライシングの実証は、電気事業法の規制により電力料
金が統制されていることから、商品券などの給付の形で代替的に行われるが、ここでは特定供給事業である利点を生かして、実際の料金を変動させて実施された。

これらの取り組みは、電力の需給が逼迫するタイミングを事前に予測することで、需要家である市民や企業にピークの時間帯の電気の使用を抑えてもらう、いわゆるデマンドレスポンスの実証実験である。東田地区で実施された電気料金の設定に関しては、基本となる季節別・時間帯別の季時別料金である「ベーシックプライシング」、きめ細かな時間ごとに需要を予測する「リアルタイムプライシング」、そして逼迫した状況における「クリティカルプライシング」の3つによって電気料金が設定されている。2012（平成24）年度は、前日の予想最高気温が30℃をこえると適応され、特に電気が多く使われそうな時間帯に電気料金を高めに、逆に使用頻度の低い時には安く設定することで、ピークシフト・ピークカットによるエネルギー需要の平準化を狙った。市民のエネルギーの使い方とまち全体のエネルギーマネジメントを検証した。

さらに、この実証実験では、7 世帯が入居する水素実証住宅「ひがしだ H2」と218 世帯が居住する CO2 30%削減マンション「リビオ東田ヴィルコート」の196 世帯の参加のもと、「ダイナミックプライシング」を適応する127 世帯と、適応しない69 世帯をランダムに設定し、2 つのグループによる実証実験を進めた。夏季では、前日に最高気温が30 度以上と予想される日の13 時～17 時のピーク時に、冬季では、前日の最低気温が5 度未満と予想される日の8～10 時と夜の18 時～20 時の2 つのピーク時に、それぞれ「ダイナミックプライシング」を発動した。担当者の説明によれば、ピーク時の料金は5 つのレベルに設定し、レベル1は15 円/kWh、レベル2は50 円/kWh、レベル3は75 円/kWh、レベル4は100 円/kWh、レベル5は150 円/kWh とし、レベル2～5 の料金を、夏季は40 日間、冬季は42 日間適応した。結果、夏季には9～13%のピークカット効果が見られ、冬季にも10～12%のピークカット効果が見られ、夏・冬を通して料金が高くなるほどに効果が高いという結果が出た（表(2)-15）。2013 年冬は、価格差に対して反応はあるが、これまでの実証結果より、ピークカット効果が小さいことも明らかになった。「慣れ」による節電行動の懈怠が出てきているのではないか、という担当者の説明もあり、ダイナミックプライシングの課題と考えられた。

表(2)-15 ダイナミックプライシングによるピークカットの結果（2年間、夏季・冬季）

電気料金( / kWh)	50 円	75 円	100 円	150 円
2012 年夏	9.0%	9.6%	12.6%	13.1%
2012 年冬	10.2%	10.7%	9.0%	12.0%
2013 年夏	11.1%	10.1%	9.7%	10.1%
2013 年冬	7.1%	—	7.5%	—

(出所) 担当者説明より。

この実証実験から、一年を通して消費者の節電に対する意識の高さが示された。「ダイナミックプライシング」は、天気や気温などによる需給状況の変化に応じて電気料金を日々変動させ、供給量に対して需要が過大になるであろう時間帯に、電気を使う人の節電行動を促し、ピークカットとピークシフトを行う新しい取り組みとして注目される。

ただしダイナミックプライシングの対象が家庭の場合、電力は必需品でもあり利用せざるを得
ない部分は節電できないので、節電量をどこまでも大きくできるものではなく、生活の質の確保とのバランスも考えることが必要とのことである。

ダイナミックプライシングの効果はむしろ、域内のショッピングモール（Shopping Center；SC）や病院などにおいて、BEMS（Building Energy Management System；ビルエネルギー管理システムともいい、以下、BEMSと略称）による最適制御等で発揮されていたようである。東田の中心に位置するイオンモール八幡東が北九州スマートコミュニティ実証実験に新たに参加し、「イオンとともに暮らすことがエコになる」というコンセプトから生まれた「スマートイオン1号店」が誕生した。地域節電所（CEMS）からの毎日の気象情報や発電・需要予測をもとに、地域節電所からの要請に基づいて、館内のテナントにイオンのエネルギーセンターから要請を行い、電力需要のピークカットを行うことで、東田のまち全体の電力のピークカットに貢献している。イオンモールではピーク時間に来店するとポイントを付与するという形で住民にピークカットへのインセンティブを与える取り組みも実施している。

また、この地区の病院で、BEMSによる空調、照明、さらには人工透析用給湯設備（再エネを用いて加温、熱使用量が大きい）等のきめ細かな制御と組み合わせ、2013年度の当初見込みより45%程度の節電効果を生んだ事例がある。ここでは透析設備の加温は太陽光発電と組み合わせたヒートポンプであったが、寒冷地である北海道ではコジェネレーション、貯湯槽と組み合わせた加温が想定され、それとBEMSを組み合わせた制御が効果的と思われる。

こうした需要家側の Prosumer としての取り組みは、今後のエネルギー関係企業の戦略にも大きな影響を与えていくと思われる。

## 2 ）福岡県みやま市の取り組み

## a）みやま市の取り組みの概要

ドイツ、デンマーク、スウェーデンなどでは、基礎自治体がエネルギーの総合会社を運営し、地域の熱供給と電力供給を総合的に管理運営して、最適化を図る例が見られるが、日本ではこれまで、電力会社は一般電気事業者の地域独占であり、そのような事例はほぼ皆無であった。しかし、電力・ガス事業の自由化が推進され、状況に変化が生じてきている。みやま市の取り組みはその先駆的事例である。みやま市は、福岡県南部に位置し、市域の多くは筑紫平野に含まれる平地である。市の南西部は全国有数の日照量に恵まれた地域で、太陽光発電に適している。地域資源の有効活用と遊休地の有効活用、FIT（固定価格買取制度）の積極的利用の面から、太陽光発電に特に注力しており、住宅用太陽光発電設備は、補助制度などにより8.9％と全国平均の5.6％より高い普及率となっている。また、メガソーラーが市内に点在しており、そのうち市が出資するみやまスマートエネルギー会社では、5,000kWの太陽光設備を有している。市内にある全ソーラー施設の年間発電量を合計すると、昼間の時間帯であれば、市内の全ての家庭・施設を100%まかなうことができる発電量になる。

また、人口減少・過疎化に伴う独居老人世帯の増加や若者の定住促進、地域雇用の創出及び産業の振興といった全国共通の課題がみやま市でも発生していた。それゆえ、地域における経済的自立を図り、地域雇用を創出し安心した定住化を図る解決策の一例として、電力小売り自由化を自治体にとってエネルギー政策で課題解決のチャンスと捉え、「公共エネルギーサービス供給」により解決を図ろうとしたのである。みやま市の取り組みは、他の自治体への先導的な役割を担
い、モデルケースとなることを期待するとともに、新しく生まれるサービスを定着させ、みやま市に新しいビジネスを生み、雇用が生まれることで、地域内の経済循環を図ることを目指した。地域資源を活かしたまちづくりと分散型エネルギーインフラの確保による災害に強いまちづくりのため、また経済産業省「大規模ホームエネルギーマネジメントシステム情報基盤整備事業」終了後にサービスを継続できる受け皿として、2015年3月に市自らが関与する電力売買の事業会社である『みやまスマートエネルギー株式会社』を設立した。市内の太陽光発電を中心に、市内で算出される再生可能エネルギーによる電力を地域で消費し、電力消費に絡むキャッシュフローを地域内に取り込める仕組みを構築し、エネルギーを地産地消する取り組みを始めている。現在、市役所本庁舎をはじめとする35の市内民間企業に電力を供給しており、2016年4月からは一般家庭にも電力供給を開始した。

このみやまスマートエネルギー（株）は、生活インフラである電力を自治体主導で安く安定的に提供することに加え、高齢者の見守りや子育て世代支援といった、エネルギー以外の住民サービスを付加価値として提供することを目指している。さらに、一般家庭の電気代が毎年約20億円、市外に流出していたものを市内の電力会社に切りかえることで地域経済への貢献にもつながり、そこから得られた収益を最大限市民サービスに還元することを目指している。

みやまスマートエネルギー（株）の事業の第1段階は、主要な公共施設32施設と市内の工場など高压契約需要家を対象に需給の最適化を図るとともに、ピーク電源として発電コストの低い太陽光電源を利用した低コストの電力供給を実現し、その電力料金の削減分を市内の産業育成に充てることで、地域活性化を図るものである。このことに関しては、みやま市の担当者によれば、

（EPCO）エプコ株式会社：住宅関連サービスをコアにスマートエネルギー事業を手掛ける。（出所）みやま市提供資料より簡略して作成。

図(2)-8 みやま市におけるエネルギーの地産地消の流れ
地域に会社があることで、支払先を切り替えてもらうことで会社の利益になるとともに、市民のサービス還元にもつながる。

一方、第2段階では、市民による再生可能エネルギーの取り組みも支援しながら、市民を対象に低压小売を開始するとともに、企業立地や企業の競争力の強化にも結び付けていく段階に入っていく。さらに、余剰分の域外販売など新たなエネルギー供給事業への拡大も視野に入れる必要がある。

## b）みやまスマートエネルギー（株）における電源確保

みやまスマートエネルギー（株）の電源としては、九州電力の電源、地域外発電事業者のミドル電源、太陽光余剰電力やメガソーラーのピーク電源がある。送電に関しては、九州電力の送電網を経て電気がみやま市の公共施設32施設やみやま市住宅・産業施設に送られ、電力が販売され、需要家は料金を支払う仕組みである。みやまスマートエネルギー（株）における、再生可能エネルギーの受入範囲としては、太陽光発電、風力発電、バイオマスで50%、その他にいくつかのバックアップがある。ただ再生可能エネルギーの受け入れには、九州電力の上限があり、自由に受け入れることはできない。その対応策として、蓄電池による電圧変動の緩和の実証試験や、独自にグリッドを構築することも考えられているとのことである。

## c）みやま市がスマートコミュニティになるための課題

みやま市においてスマートコミュニティを構築していくための課題は3つある。

第１には、“電力が安いまち”として売り出しているみやま市であるが、コスト面の課題がある。電力小売りは離島を除く九州全域で行っており、太陽光余剰電力はプラス１円高く買い取っている一方、販売管理費（間接経費）や電気仕入れ、送電線の減価償却費は経営のスリム化で対応している。しかし、ものを売るために買ってもらっている人件費、広告費、旅費、販売管理費（販管費）が掛かっているので、採算のベースラインに乗るには、5000kWをこえないと販管費はカバーできない。その対応としては、広域自治体連合等の地域連携により、共同購買によるコスト削減・管理コストの分担・電力融通によるインバランスリスクの低減が考えられている。みやま市のモデルは、近隣の自治体とも手を結び、九州一円に広がり全国に広げていく予定、とのことである。

第 2 に、みやまスマートエネルギー（株）における安定的な収益の確保と安定した電力供給をどのように担保するのか、もしみやまスマートエネルギー（株）の経営が不安定になった場合には、筆頭株主である市の責任や、融資する側として参画している金融機関の責任も問われてくる。市民に対する説明責任や情報公開の徹底は不可欠であるといえよう。

第 3 には、みやま市が進める総合戦略におけるエネルギー戦略の位置づけである。とりわけ、上述の人口減少、高齢化への対応はみやま市の高齢化率が 34% である。このように、喫緊の課題であることから、エネルギーの地産地消によって得られた経済効果を市民にどのような形で還元するのか、得られた原資を生活支援サービスにどう活かすのか、という点である。それは、エネルギーの地産地消により、みやま市ならではの付加価値をどうつけていくのか、と言い換えてもよい。このことに関しては、みやま市としては、大規模 HEMS（Home Energy Management System）情報基盤整備事業に参画し、電力データを利活用したサービスの評価確認を実行中であり、市民の