第 1 回容量市場の在り方等に関する検討会資料 4 容量市場の基本的な考え方について ( 容量市場創設に向けた検討状況の整理 ) 平成 29 年 8 月 9 日容量市場の在り方等に関する検討会事務局

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1 第 1 回容量市場の在り方等に関する検討会資料 4 容量市場の基本的な考え方について ( 容量市場創設に向けた検討状況の整理 ) 平成 29 年 8 月 9 日容量市場の在り方等に関する検討会事務局

2 1. はじめに ( 容量市場創設の背景 ) 1 平成 28 年度供給計画では今後自然変動電源である風力太陽光の導入が進む一方で火力の稼働率は徐々に低下する見込みであることが明らかとなりまた特に中小規模の小売電気事業者からは中長期の供給力のうち多くを調達先未定とする計画が提出されたこのため当機関では実効性のある供給力確保の在り方について検討を進めるよう経済産業大臣に対して意見提出を行っていた ( 平成 28 年 6 月 ) 一方電力システム改革貫徹のための政策小委員会 ( 以下国の審議会 ) では単に卸電力市場等に供給力の調整機能を委ねるのではなく一定の投資回収の予見性を確保する施策である容量メカニズムを追加で講じ電源の新陳代謝が市場原理を通じて適切に行われることを通じてより効率的に中長期的に必要な供給力調整力が確保できるようにすることが示された ( 平成 29 年 2 月 ) 今後中長期的に約 1,500 万 kw の発電設備が休廃止される計画となっている小売電気事業者の供給力確保状況 ( 最大需要電力が 200 万 kw 未満の事業者を集計 ) 中小規模の小売事業者が中長期的な需要見通しに対して確保している供給力は約 30% 程度平成 28 年度供給計画の取りまとめより

3 ( 参考 ) 平成 28 年度供給計画のとりまとめに関する経済産業大臣への意見 2 平成 28 年度供給計画の取りまとめに関する経済産業大臣への意見について ( 抜粋 ) 1. 小売電気事業者の供給力確保の実効性について今回の供給計画からは小売電気事業者の多くが中長期の供給力を調達先未定として計画していることがわかったこの調達先未定の供給力については小売電気事業者が現時点において相対契約等で長期に亘る供給力を確保していないものの今後卸電力取引市場や新たな相対契約等の締結を通じて調達されていくものである今後原子力発電の再稼働や新規電源の導入により経年火力は停止され電源が入れ替わっていくことが想定されるしかし発電事業者にとって小売電気事業者との間に長期契約等がない場合保有する電源を期待通りに稼働させられるのかどうかの確証が得られず結果として計画通りに電源の新設入替えが行われない可能性があり将来市場調達可能な供給力が需要に対して十分に確保されないことも懸念されるこのため当機関としては上記の状況を注視しながら今後実施する需給変動リスク分析において将来の電力需給の見通しや電源入札等の実施の必要性などについて検討を深めていくこととする国においては将来の安定供給を確実に確保するため国民負担とのバランスに配慮しつつ容量メカニズムの導入等も含め実効性のある供給力確保の在り方について検討を進められたい

4 1. はじめに ( 当機関における検討 : 勉強会の開催 ) 3 前述の背景を踏まえ当機関においては平成 29 年 3 月より容量市場の在り方等に関する勉強会を開催しこれまで 4 回にわたり議論を行ってきたところ当該勉強会の主な位置付けは以下のとおり資源エネルギー庁及び当機関の共同事務局とする自由闊達な意見交換の妨げとならないよう非公開の会議として実施ただし用いた資料および議事要旨については当機関ウェブサイトにおいて毎回終了後に公開これまでの勉強会開催実績は以下のとおり開催日議題第 1 回平成 29 年 3 月 30 日 ( 木 ) 勉強会の設立について容量市場について ( 概要論点抽出 ) 第 2 回平成 29 年 5 月 30 日 ( 火 ) 容量市場の運用の流れと今後の議論の進め方容量市場の趣旨目的とリクワイアメントの在り方について第 3 回平成 29 年 6 月 22 日 ( 木 ) 容量市場の地理的範囲について容量市場の価格形成の在り方 ( 需要曲線について ) 第 4 回平成 29 年 7 月 14 日 ( 金 ) 新設電源と既設電源の扱い経過措置の考え方について容量確保期間契約期間等の考え方について勉強会において制度の基本的な設計に関してひととおり見回してきたと認識しており資料 2 に示しているとおり今回より検討会として改めて詳細な制度設計について検討を開始する

5 2. 容量市場の概要 ( 我が国における制度導入の目標 ) 4 平成 29 年度の供給計画の取りまとめにおいて中央 3 エリアではエリア単独で予備率が 8% を割り込む年度がある ( ) ことが示されているがこれを補うための発電所の建設にあたっては投資を決定してから資金を回収し終えるまでのリードタイムが長期に亘るという特徴がある ( : 連系線を考慮することで安定供給の基準とする 8% を確保できる見通しが得られている ) 今後市場環境の変化に伴い発電事業者が中長期的に投資回収の予見性を確保できない状況となれば従来と比較して電源投資を控えるという行動をとる可能性が高まると考えられるその結果として中長期的に供給力が不足することに起因する以下のような問題が顕在化することが懸念される 1 需給ひっ迫に伴い卸市場価格のスパイクが頻発する 2 上記に加え電源開発のリードタイムが長いことに鑑みれば卸市場価格が高止まりする 3 再エネを更に導入した際火力等の調整電源が確保できない場合には需給調整が困難となる上記を踏まえこれまでの勉強会における検討を通じて我が国における容量市場の目的は中長期的な供給力を確保することにより以下の 3 つの導入趣旨を満たす効果を得ることと整理をしてきた導入趣旨 1: 卸市場価格のスパイクを抑制する導入趣旨 2: 卸市場価格の高止まりを防止する導入趣旨 3: 再エネ導入拡大時における調整力の確保に寄与する

6 H29 H30 H31 H32 H33 H34 H35 H36 H37 H38 H29 H30 H31 H32 H33 H34 H35 H36 H37 H38 ( 参考 ) 競争の活発化により設備投資を抑制される実例 5 全面自由化以降特に競争の活発な東京中部関西エリアにおいては従来と比べて旧一般電気事業者による発電投資が控えられ電源の新設やリプレース等が十分になされない状態で既存発電所が廃止される結果その他 7 エリアと比較して予備率が低く推移する見通しとなっているこのような状況を踏まえ 4 2 6( 参考 1) 2020 東京中部関西エリアの予備率低下要因について年に向けて容量市場の整備を進めているところ東京中部関西エリア ( 以下中央 3 エリア ) の予備率が低くなった要因を分析した中央 3 エリアの旧一般電気事業者 3 社 ( 中央 3 者 ) は自社需要に対する供給力は確保しているもののその他 7 社 ( 中央 3 者以外の旧一般電気事業者 7 者 ) に比べて予備率は低くなっているまた中央 3 エリアでは確保済供給力の保有が相対的に少ない特性を持つ新電力のシェアが高いためエリア全体の予備率を押し下げている (49 頁参照 ) % 20.0% 15.0% 10.0% 旧一般電気事業者の予備率 1 新電力需要 2 シェア ( エリア需要比 ) 中央 3エリアの状況 (H33) その他 7エリアの状況 (H33) 5.0% 0.0% 中央 3 社計 H33 予備率 18.5% H33 予備率 8.2% その他 7 社計 30.0% 25.0% 20.0% 15.0% 10.0% 5.0% 0.0% 中央 3 エリア計 H % H % 1 ( 小売供給力 + 発電余力 )/ 小売需要により算出なお H30 年度以降については調整力供出予定分を控除 2 エリア需要 - 旧一般電気事業者の小売需要により算出その他 7 エリア計 130.0% 120.0% 110.0% 100.0% 90.0% 80.0% 70.0% 60.0% 50.0% 21.3% 9.4% 78.7% 需要電力調整力他エリア予備率 4.2% その他事業者 9.7% 予備率 8.2% 85.1% 供給力旧一般電気事業者 130.0% 120.0% 110.0% 100.0% 90.0% 80.0% 70.0% 60.0% 50.0% エリア予備率 23.0% 10.1% 10.7% 89.3% 需要電力調整力他その他事業者 7.0% 予備率 18.5% % 供給力旧一般電気事業者 ( 注 1) エリア需要を 100% としたときの需要電力と供給電力の内訳 ( 注 2) 調整力他には FIT 送配電買取分等を含む第 14 回調整力及び需給バランス評価等に関する委員会資料より

7 ( 参考 ) 中長期的に必要な供給力を確保できないことによって生じ得る問題 6 第 2 回電力システム改革貫徹のための政策小委員会資料より

8 2. 容量市場の概要 ( 容量市場の位置付け ) 7 国の審議会において容量市場は中長期的な供給力を確保するための効率的な一手段として考えられている第 2 回電力システム改革貫徹のための政策小委員会資料より

9 2. 容量市場の概要 ( 容量市場の位置付け言葉の定義 ) 8 一般的に市場とは売り手と買い手が商品役務を売買する場を指す言葉ではあるが容量市場 (capacity market) という言葉は世界的にも国の審議会においてもより広い概念を指す言葉として用いられているため本検討会においても以下の定義により今後の議論を進めていくこととする ( ) また国の審議会における議論を踏まえ本検討会においても現時点で分散型の可能性を完全に排除するものではないがまずは集中型を軸に詳細な検討を進めることとする容量メカニズム 1 中長期の供給力確保策のうち戦略的予備力や容量市場等の各スキームの総称容量市場容量市場 ( 集中型 ) ( ) 議論の状況に応じて定義も見直すこととする 2 小売事業者に対してその規模に応じた中長期的な供給力 (kw 価値 ) に相当する金銭の支払い ( 又は kw 価値の確保 ) を求めるとともに発電事業者等に対しては kw 価値の収益機会を付与するスキーム戦略的予備力補助金分散型 3 容量市場において必要な容量を市場管理者等が一括で調達するスキーム容量価格 : 市場管理者等が設定した需要曲線によりオークションで一義的に決定発電事業者等 : 入札を実施し約定分の対価を受取小売事業者 : 市場管理者等が割り当てた容量分を支払 ( オークション参加せず )

10 2. 容量市場の概要 ( 容量市場の流れ ) 9 容量市場における一連の流れについては以下のとおり整理できる全国大で必要な供給力調整力の確保時期確保量を設定 ( 容量市場で確保すべき供給力 ( 容量 ) を設定 ) A. 容量市場で確保すべき供給力の設定 B. 発電事業者等の容量認定事前期間実需給から X 年前にオークションを実施発電 A 発電 B 発電 C kw 価値 kw 価値 kw 価値容量市場 ( 市場管理者等 ) 支払支払支払オークションへの参加は任意落札者に対するリクワイアメントを設定 ( 後述 ) 取引期間小売 A 小売 B 小売 C 期間中の供給力容量確保状況等に鑑み精算を行う不足等があった場合は各事業者にペナルティーを課す実需給後

11 2. 容量市場の概要 ( 容量市場おける当機関の役割 ) 10 国の審議会では当機関が市場管理者等として一定の役割を果たすとともに今後の技術的な内容を含む詳細設計についても検討を進めていくことが提案された当機関では国の議論の方向性を踏まえつつ容量市場の創設に向けた詳細設計に向けてまずは関係者間での議論を行う勉強会を立ち上げたのち今回の検討会開催に至っている第 2 回電力システム改革貫徹のための政策小委員会資料より

3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (1) 他市場との関係 11 卸電気市場との関係発電事業者等は卸電力市場 (kwh 価値 ) と容量市場 (kw 価値 ) の双方の収益によって投資回収を行うことができるため平均的中長期的に見れば容量市場価格に応じて卸電力市場価格が下がるという関係ベースロード (BL) 電源市場との関係 BL 市場で取り扱う電源の kw 価値は

12 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (1) 他市場との関係 11 卸電気市場との関係発電事業者等は卸電力市場 (kwh 価値 ) と容量市場 (kw 価値 ) の双方の収益によって投資回収を行うことができるため平均的中長期的に見れば容量市場価格に応じて卸電力市場価格が下がるという関係ベースロード (BL) 電源市場との関係 BL 市場で取り扱う電源の kw 価値は国の審議会の議論を踏まえて検討する需給調整市場との関係 ( 下図 ) 容量市場としてどこまでのリスクに対応した電源を対象とするかその範囲を定義する考え方の整理は重要な論点またこの議論は発電設備の調整能力の評価にも関わる事項のため需給調整市場の設計にも依存容量メカニズムで扱う kw 価値の基本的概念の範囲を定義する考え方 ( 線引きの仕方 ) は国や調整力委員会の議論を踏まえた今後の検討課題と位置付けまずは容量メカニズムで扱う kw 価値の基本的概念について議論を進める

13 ( 参考 ) 投資回収のための仕組みと kwh 価格の関係 12 総合資源エネルギー調査会基本政策分科会電力システム改革貫徹のための政策小委員会資料より

14 ( 参考 ) 勉強会における主な議論 13 大きな論点は調整力のところの kw と容量市場の kw をどう考えるのかという点ではないか容量市場と需給調整市場との関係について kw 価値の概念や両市場の棲み分けを考慮して市場設計を進めてもらいたい

15 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (2) 我が国全体における供給力との関係 ( 電源等の選択可能性 ) 14 容量市場を小売事業者に対してその規模に応じた中長期的な供給力 (kw 価値 ) に相当する金銭の支払いを求めるとともに発電事業者に対しては kw 価値の収益機会を付与するスキームと考えれば発電事業者等は必ずしも容量市場で kw 価値を販売しないという戦略をとることも許容されると考えられる一方で仮に一定の要件を満たす全発電事業者等に対して容量市場への参加を求める設計とすると市場管理者としては容量市場で確保すべき供給力を算定しやすくなると考えられるがこの実現のためには法制度面を含む検討が必要になると考えられるまずは発電事業者が容量市場で kw 価値を販売しないことを選択し得ることを前提として検討関連論点 1 容量市場で kw 価値を販売する電源等の参加要件を課すべきかどうか参加要件を課さない場合これまで供給計画の対象外となっている小規模電源等を含め様々な電源等が市場に大量に参加するがそれらの電源を認証しリクワイアメントやペナルティを適用することに困難は生じないか関連論点 2 容量市場で kw 価値を販売しない電源の供給力をどのように扱うか発電事業者の通常の行動としては容量市場からの収益を期待して容量市場に参加するものと考えられるが敢えて容量市場に参加しない (kw 価値への対価の受取りを放棄する ) 電源等はリクワイアメントを満たせない電源であると考えられるこのためリクワイアメントの設定次第ではあるものの特別な場合を除いては供給力としての評価は 0 となると考えられる市場支配力の行使を防止する観点から一旦容量市場に参加しなかった電源等に関しては特定の条件を満たさない限り容量市場への復帰を認めない等何らかの要件を課すこととするべきか

16 ( 参考 ) 発電事業者等が取り得る戦略と需要曲線の関係 15 電気の価値に対する今後の取引形態を念頭に置けば発電事業者等は kw 価値の販売において電源の特性に応じて次の 3 つの戦略が考えられる戦略 1 kw 価値の販売により固定費をすべて回収するための収益確保を目指す戦略 2 kw 価値の販売により固定費の一部を回収するための収益確保を目指す戦略 3 kw 価値を販売しない発電事業者等が容量市場で kw 価値を販売しないことを選択し得るとした場合容量市場において供給曲線を策定する際にこれらの電源 ( 特に戦略 3 の電源 ) をどのように評価するかということが論点となる戦略 3 戦略 2 戦略 1 変動費固定費ペナルティのリスク kw 以外の価値の対価容量市場の対象 kw 以外の価値の対価 kw 価値の対価 kw 価値相当 kw 以外の価値の対価 kw 価値の対価 kw 価値相当系統全体の電源等前ページ関連論点 2 で示したように供給力を 0 と見做すか価格 ( /kw) 容量市場に参加しない電源 ( 戦略 3) 需要曲線供給曲線 kwの必要量容量市場に参加する電源 ( 戦略 1 2) 量 (kw)

3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (2) 我が国全体における供給力との関係 ( 容量オークションの位置付け ) 16 国の審議会では集中型を軸とすべきとの整理がなされたがその一方で集中型であってもオークションとは別に私契約に基づく相対契約 ( 自社保有を含む以下同じ ) を通じ異なる価格で取引することは制度設計上可能であることが示されている

17 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (2) 我が国全体における供給力との関係 ( 容量オークションの位置付け ) 16 国の審議会では集中型を軸とすべきとの整理がなされたがその一方で集中型であってもオークションとは別に私契約に基づく相対契約 ( 自社保有を含む以下同じ ) を通じ異なる価格で取引することは制度設計上可能であることが示されているこの集中型を軸とすべきとの結論に至る議論では以下のメリット ( 水色 ) デメリット ( オレンジ色 ) が評価されたが仮に集中型のスキームにおいてオークションとは別の相対契約を認める場合いくつかの項目ではそのメリットが小さくなる又はデメリットが大きくなると考えられる集中型 ( オークションとは別に相対契約を許容 ) 必ずしも統一的に価格が決定されるわけではなくなるため指標性は低くなる相対契約がどの程度存在するかを評価の上容量オークションを開催することが必要となり市場管理が更に複雑となるすべての小売事業者が相対契約でどれだけの kw 価値を確保していたかを確認する必要となり確認コストが大きくなる ( 補論 1) 相対取引分について透明性が低くなる (P17 P18 参照 ) 現時点でオークション外の取引を認める仕組みとする可能性を排除するものではないが上記の得失も踏まえまずは kw 価値の取引は全て容量オークションで行うことを前提に具体的な課題を整理していくこととした

18 ( 参考 ) 全量オークションと相対契約の比較相対契約を認めない場合 17 全量オークションとした場合でも相対契約と同等の対応が可能と考えられる kwh の供給と kw 価値の提供を切り離す仕組みとなるため集中型の市場において全ての kw 価値を容量オークションに出す仕組みとしても kwh の供給にあたっては従来どおり卸取引市場だけでなく自社所有電源や相対契約電源など自由な形態での売買が可能また一定の条件下では容量市場外で事業者同士が特定契約を締結することにより容量オークション価格の変動リスクをヘッジすることが可能であると考えられるつまり容量市場で相対契約を認めることと全量オークションの後に特定契約による値差ヘッジを行うことは実質的に等価であると考えられる < 一定の条件として考えられる事項 > (1) 市場間値差が発生しないこと ( 発生したとしてヘッジの仕組みがあること ) (2) 発電側が受け取る額と小売り側が支払う額が等しいこと (3) オークションがシングルプライスで約定されること

19 ( 参考 ) 全量オークションと相対契約の比較相対契約を認める場合 18 仮に容量オークション以外での kw 取引 ( 相対契約 ) を認める仕組みとする場合市場管理者には以下のような管理が求められる 1. すべての相対契約の確認容量オークションの割り当てにおいて相対契約による kw 価値取引分を適切に控除する必要があるためすべての相対契約の情報を把握しておく必要がある 2. 容量オークションへの相対契約の反映容量オークションを通じて市場管理者が確保すべき kw 価値の総量は系統全体で確保すべき供給力から相対契約で確保されているすべての kw 価値を控除して算出する必要がある相対契約により kw 価値を確保した小売事業者に対しては容量オークションにおける支払額の割り当てにあたり本来の配分から既に確保済みの kw 価値を控除して支払額を算出請求する必要がある相対契約で kw 価値を販売した発電事業者等に対しては既に販売済みの kw 価値を再度容量オークションへ応札することのないよう入念にチェックする必要があるしかし我が国における電気事業者の数は 900 者を越え相対契約の件数は膨大になると考えられるなかで相対契約の形式は多様でありその実態を正確に把握することは困難である実態の伴わない相対契約による小売事業者の支払い逃れ等の不正行為等を阻止するためには多大な管理コストを要しそれでも完全にリスクを排除できる保証はない前ページで示した一定の条件下においては前項で述べたとおり相対契約を認めない場合においても相対契約と同等の対応が可能であるなかで相対契約を認めるということはコストとリスクの増大を招く結果となるのではないか

20 ( 参考 ) 勉強会における主な議論 19 容量市場における kw 価格の変動リスクは特定契約によりヘッジが可能と考えられる市場管理者が kw 価値を一括調達する仕組みであれば小売事業者による独占力の行使を回避する意味においても集中型を主体として相対契約を認めないという考え方があり得る

21 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (3) リクワイアメントについて 20 リクワイアメント ( 要件 ) はそれが満たされたのかのアセスメント ( 評価 ) 満たされない場合のペナルティ ( 精算 ) と密接に関っており検討に際してはそれぞれの関連や棲み分けに留意することが必要容量市場落札電源に対するリクワイアメント ( 要件 ) は容量市場で何を約定し何に対して対価を渡すのかを明確化することで規定されるものと考える容量市場により中長期的な供給力を確保するためには落札電源 ( ) には対象となる期間をとおして供給力としての価値を発揮できる状態にあることが求められる具体的にはニーズがある際に発電できる状態にあること ( ) をリクワイアメントの基本と考えて良いのではないか ( 電源には DR も含みその場合には DR を発揮できる状態にあることをリクワイアメントの基本と考える ) < 容量市場の目的 > 中長期の供給力を経済的に確保し安定供給を確保すること < 基本的なリクワイアメント > 当該電源等に対し発電のニーズがある際に供給力を提供できる状態 ( 発電できる状態 ) にあることを基本要件と考える < 導入趣旨を踏まえたアセスメント > 導入趣旨 1 卸取引市場における価格スパイク抑制導入趣旨 2 卸取引市場における価格高止まりの抑制導入趣旨 3 再エネ導入拡大時の調整力確保導入趣旨に沿った評価指標を満たしていない場合にペナルティの対象とする

22 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (3) リクワイアメントについて ( アセスメントの一案 ) 21 導入趣旨 1:kWh 市場における価格スパイクの抑制 kwh 市場のボリュームが小さいため需要と供給がひっ迫して買い入札量に比べ売り入札量が少ない断面においては大きな価格スパイクが発生する可能性がある導入趣旨 2:kWh 市場における価格高止まりの抑制今後需給のひっ迫が顕在化してから投資判断がなされるような状況となれば当該発電所等が運転開始するまでの期間 kwh 市場の取引価格は高止まりすることが懸念される例えば需給ひっ迫の想定される時間帯 ( ) において電気を供給していること又はスポット市場に応札していることがリクワイアメントに対する評価要素の一つとして考えられるのではないか ( ) 夏季冬季ピークに限らず作業停止の影響なども含め実際に需給が厳しくなる断面通常想定される定検等に伴う停止の扱いについては別途検討他方リクワイアメントおよびペナルティを厳しくすることで市場参入障壁になることや市場価格が高くなることが想定されるため信頼度と経済性のバランスを考慮することが必要ではないか導入趣旨 3: 調整電源として活用できる電源等の適切な確保今後既設電源の老朽化が進む一方で調整能力を有する火力発電所等の電源投資が適切に行われなければ系統内の調整能力が減少し再エネ電源の出力抑制の増加や新規再エネ電源の導入阻害要因となる可能性がある調整能力の提供が可能な場合には極力これを利用可能な状況にしておくべきであるが需給調整市場については今後議論が開始される状況であるため容量市場に参加した電源の調整能力の在り方については需給調整市場の設計も踏まえて引き続き検討する

23 ( 参考 ) 勉強会における主な議論 22 kw 価値という曖昧なものを取引する市場であるためそれぞれの電源等に対してどのようなリクワイアメントを課していくべきか整理が必要調整力の観点からは中給指令に対応できる能力が必要であるが容量の提供という観点からはそのような能力とは関係なく必要な時間帯に発電していることが求められるのではないかペナルティが重すぎると参入障壁になるという議論がある一方軽く設定することで系統に必要な容量が実質的に不足することになってはならない容量市場は DR を含め中長期的な供給力を確保する仕組みであり調整力の調達までをリクワイアメントに入れるべきではないペナルティを避けるために BG 内で差し替えを行うとすれば規模の経済性により支配的事業者が圧倒的に有利になるのではないかアセスメントにおいて需給ひっ迫が想定された時間帯を誰が設定し誰が確認するかということは明確化していく必要がある

24 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (4) 容量市場の地理的範囲 ( 発電側の検討 ) 23 シングルプライスオークションを行うことを前提として比較した結果発電側については以下のとおり OP.1-1 ( 連系線の運用制約を考慮反映した全国統一市場 ) とする方向で検討を進めることとした考え得る選択肢勉強会における評価全国単一規模でのオークション連系線の運用制約を考慮する OP.1-1 エリア間に値差が発生するものとする我が国全体として経済的に供給力を確保するために望ましい考え方ではないか集中型オークションエリア毎のオークション OP.1-2 エリア間に値差が発生しないものとする OP.2 連系線の運用制約は考慮しない OP.3 エリア外からの供給力は認めない kwh 取引との整合性などの観点から値差が発生するとするほうが自然オークションの結果特定のエリアに極端な量の電源等が偏在するようなことも否定はできないこのような場合実需給断面において連系線において運用制約が発生することで想定していた供給力を確保できなくなり需給ひっ迫を招くことともなり得る国民負担を軽減するためにはエリア外からの入札も含め全体として最経済的な kw 確保を目指すことが望ましい OP.4 エリア外からの供給力を認める広域的な経済性を確保できる可能性はあるがそのためには入札者が適切に入札エリアを選択する必要がある

25 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (4) 容量市場の地理的範囲 ( 小売側の検討 ) 24 発電側を OP.1-1 とした場合小売側の扱いについては以下の整理が考えられるこれについては引き続き議論を行う考え得る選択肢 OP.1-1-a 小売事業を営むエリア毎に発電側のオークション約定額を課す OP.1-1-b 発電事業者側へ支払われる総額を全国で集計のうえ小売事業者に対し配分して請求する例 1 小売側にも発電側のオークション結果と同程度の値差を課す例 2 小売側の負担額については kw あたりの単価は同額とする勉強会における評価発電側に支払われる総額と小売側の負担する総額の間に発生する差異 ( 剰余金 ) の扱い ( ) については整理が必要 ( ) 例 : 連系線の増強に充当する等小売側の総支払額を抑制効果がある小売側の負担についても地域特性が反映されることが望ましい

26 ( 参考 ) 小売側の扱いについて OP.1-1-a と OP.1-1-b の比較 (1/2) 25 OP.1-1-a の考え方とした場合連系線に制約が生じエリア間で値差が発生すると容量市場において発電事業者等へ支払われる総額と小売事業者へ支払われる総額に差異 ( 剰余金 ) が生ずるこのときの剰余金をどう扱うかが課題となる ( 広域機関が維持管理するか何らかの精算対象とするか収益と認識する場合には課税の是非をどう考えるか ) 容量オークション約定結果エリア価格 :$5 エリア価格 :$10 エリア1 エリア2 必要供給力合計 :1,000 電源等 1,500@ $5 500 連系線運用容量 500 必要供給力合計 :1,000 電源等 500@ $10 エリア価格 :$5 エリア価格 :$10 エリア1 エリア2 発電事業者の受取り : 1,500 $5 =$7,500 小売事業者の支払い : 1,000 $5 =$5,000 OP.1-1-a の場合の精算イメージ発電事業者の受取り : 500 $10 =$5,000 発電事業者等の受取り総額 : $7,500+$5,000=$12,500 小売事業者からの支払い総額 : $5,000+$10,000=$15,000 小売事業者の支払い : 1,000 $10 =$10,000

27 ( 参考 ) 小売側の扱いについて OP.1-1-a と OP.1-1-b の比較 (2/2) 26 OP.1-1-b の考え方によれば OP.1-1-a と比較して小売事業者の総支払額が少なくなる ( 発電事業者等へ支払われる総額と小売事業者へ支払われる総額に差異剰余金は生じない ) 下図に精算のイメージを示す OP. 1-1-bの場合の精算イメージ1 エリア価格 :$5 エリア価格 :$10 エリア1 エリア2 発電事業者の発電事業者の受取り : 受取り : 1,500 $5 500 $10 =$7,500 =$5,000 発電事業者等の受取り総額 : $7,500+$5,000=$12,500 小売事業者の支払い : 12,500 1/3 =$4,167 小売事業者の支払い : 12,500 2/3 =$8,333 小売事業者からの支払い総額 : $4,167+$8,333=$12,500 OP. 1-1-bの場合の精算イメージ2 エリア価格 :$5 エリア価格 :$10 エリア1 エリア2 発電事業者の発電事業者の受取り : 受取り : 1,500 $5 500 $10 =$7,500 =$5,000 発電事業者等の受取り総額 : $7,500+$5,000=$12,500 小売事業者の支払い : 12,500 2= $6,250 小売事業者の支払い : 12,500 2= $6,250 小売事業者からの支払い総額 : $6,250+$6,250=$12,500 スポット市場の取引と同様に考えれば容量市場の取引においても小売側に発電側のオークション約定価格と同額を課す案 (1-1-a) とするほうが整合性が高いと考えられる他方小売の総支払額抑制の観点から当面は全国における発電事業者への支払い総額を全ての小売事業者へ配分する考え方 (1-1-b) も一案

28 ( 参考 ) 勉強会における主な議論 27 自社電源や相対契約により供給している発電事業者と小売事業者で決済単価が異なると差し引きで負担増となる場合があり得る供給力を確保している事業者にとって負担増とならないよう考慮すべき発電事業者への支払額を一旦集計のうえ小売事業者に配分する考え方 (OP.1-1-b) のほうが柔軟な対応ができるのではないか剰余金の発生は JEPX におけるスポット市場の仕組みと同様であることから小売側にも発電側のオークション約定額と同額の支払いを求めること (OP.1-1-a) が望ましいのではないかいずれにしてもオークションの結果にプライスシグナルが表れていることに鑑みそれを歪めないことを前提として考えるべきシステム開発に要する労力についても加味した上で制度設計を考えていく必要があるのではないか OP.1-1-a を選択した結果として発生する剰余金の発生については将来の再生可能エネルギーの大量導入時における連系線増強の財源に充てる可能性もあり得ることについて考慮が必要

29 ３勉強会におけるこれまでの検討状況５需要曲線について 28 透明性に鑑み実績に応じた見直しが比較的容易なのではないかと考えられることや設定主旨を直感的に理解することが可能と考えられることからまずはPJM等の諸外国と同様の需要曲線 Net CONE Cost of New Entryに基づく設定を作成する方針としたその際まずは供給力の変化に対するkW価値に対する支払い額の極端な変動を抑え適切な価格シグナルを発信することを目指して右肩下がりの需給曲線を検討する需要曲線の作成にあたって総費用最小化の考え方についても可能な範囲で加味していくことも検討する事例紹介 PJMにおける需要曲線の考え方支払額 ($/MW/day) 新需要曲線 1.5 Net CONE 旧需要曲線 1.0 Net CONE Installed Reserve Margin 2016 PJM Reserve Requirement Study においては 2017/2018の IRMは16.6%とされている 0.75 Net CONE 0.2 Net CONE PJM Manual 18 より事務局にて作成 IRM IRM IRM IRM -3.0% -0.2% +1.0% +2.9% IRM+8.8% IRM 供給力(MW) +5.0%

30 参考イギリスにおける需要曲線の考え方 29 イギリスでは信頼度基準を LOLE ３時間/年とし調達目標量を設定する調達目標量は年ごとに算定され 50GW前後で推移している調達目標量の容量価格をNet CONEとする 2017年は49 /kw/年調達目標量の-1.5GWの容量価格をプライスキャップとして75 /kw/年と設定するまた調達目標量の +1.5GWを0 /kw/年と設定する支払額 ( /kw/年) Price Cap 75 Net CONE 49 供給力(GW) 調達目標量 1.5GW National Grid Capacity Market Auction Guidelines より事務局にて作成調達目標量調達目標量 1.5GW

31 ( 参考 ) 供給力確保コストと停電コストの双方を考慮した総費用最小化について 30 調整力及び需給バランス評価等に関する委員会にて供給信頼度を表す指標として 1kW あたりの EUE を軸として検討が進められている容量市場において調達目標量に対して未達となる約定がなされた場合 EUE が増加することとなるここに停電コストの概念を加味することで供給力調達コストを含めた総コストを最小化するような市場調達を検討することができると考えられる現時点では停電コストの評価が難しいが算定方法について検討を継続する 1 調達コスト最小化相反 2 停電コスト最小化 ( 信頼度優先 ) 3 総コスト最小化 (1 と 2 の中間 ) 調達コスト + 停電コスト停電コスト調達コストコストコストコスト最も経済的となる調達量調達コスト停電コスト合計設備量設備量設備量

32 ( 参考 ) 勉強会における主な議論 31 事業予見性に関しては事業期間の要素が重要であり例えば国の審議会などで示されている耐用年数 (40 年程度 ) と考えるか実務において念頭におく回収年数 (15 年程度 ) を考えるかということは重要な要素需要曲線を誰が設定すべきなのか第 3 者による検証が必要なのかということについて検討が必要停電コストを考慮してコスト最小化を図るのは研究の分野ではよくある手法だが評価が難しい需要曲線は色々な専門家を交えあるべき姿を考えていく必要がある PJM を参考としても良いが英国や欧州の事例も確認することも有益ではないか小売事業者から見れば透明性のある仕組みでなければ支払うことに納得しない支払いを受ける発電側と支払う立場の小売側では納得感が異なることに考慮が必要小売事業者は海外事例があるからということでは納得しないはず傾斜型の需要曲線は価格が高い場合には調達量が少なくなることを許容する仕組みとして理解できる上限価格を定める以上それより高額の入札であればどこまで未達になっても仕方がないという考え方であろう本当に足りない場合には広域機関の電源入札制度で対応することも可能需要曲線は電源新設のリードタイムや緊急性に鑑みれば通常の発電所を想定した Net CONE だけでなく震災時のような緊急設置電源を想定することも考え得るのではないか 2 重払いについて議論する場合 Net CONE を想定する際において他市場の収益を考慮していることに留意すべき

33 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (6) 新設電源既設電源の扱い 32 国の審議会やこれまでの勉強会の議論において容量市場は中長期的に必要な供給力等 (kw 価値 ) を確保する手段であり発電することができる能力を取引する市場として整理されている本質的に新設電源と既設電源の提供する発電することができる能力に差異は無いものと考えられる従って提供された発電することができる能力に対して容量市場から支払われる金額は新設電源に対するものと既設電源に対するものは等しくあるべきと考えられる第 5 回電力システム改革貫徹のための政策小委員会資料より

34 ( 参考 )IEA における新設電源既設電源の取り扱いに関する見解年 5 月 22 日に開催された制度検討作業部会 ( 第 6 回 ) にて IEA マシューウィッテンステイン氏より電力市場のリパワリング容量メカニズムをデザインするという議題にて容量市場のプレゼンがあった委員より容量メカニズムにて新設と既設で市場を分けることは有効か? という質問に対し IEA マシューウィッテンステイン氏より電源というのは容量ベースで新設電源と既設電源には同じように報酬を与えていくべきという回答があった ( 参考 :NEDO ホームページ Re-Powering Markets (IEA) の日本語訳より抜粋 ) すでに卸電力市場から十分な収入を獲得している資源が容量支払いの形で追加の利益を受けるべきかという問題がある一つの答えは kwh の供給と同様に容量の提供がサービスであると認識することである卸電力市場で何が起こっていようが問題の資源は容量市場へ参加することで信頼度の必要性を満たすために利用できることを約束しているしたがってこれらの資源が容量市場から収入を得ることは合理的であるその問題を考察するもう一つの方法は容量市場がなくかつ卸電力市場にプライスキャップがないと何が起こるかを考えることである供給不足の期間卸電力市場の価格は市場の全ての電源の限界費用を超えた値まで上昇し全ての発電機は同じ限界利益を受け取る容量市場は確実な収入源を持つことで供給不足の期間に受け取る限界利益に置き換わるもしくはオフセットする卸電力市場に参加する特定の資源に対する差別がないのと同様に容量市場での差別があってはならない

35 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (6) 新設電源既設電源の扱い ( 新陳代謝の考え方について ) 34 前述の総論がある一方で電源の新陳代謝を促すためには新設電源と既設電源を非対称に扱うことは合理的との議論がなされる場合がある経年化した電源であっても新設の高効率電源へ置き換えることによる可変費の抑制よりも新設にかかる投資が上回るようであれば既設電源を使い続けることが経済合理的な判断と言える健全な電力供給システムの維持にあたって本来懸念しなければならないのは既設電源を使用し続ける経済合理性が失われた状況においても置き換わるべき新設電源への投資が進んでいないことではないかと考えられるすなわち新陳代謝を促すということの主旨としては経年電源は可能な限り利用しつつも適切な時期には円滑に廃止できるよう新設電源への投資を後押しすることであって意識的に経年電源の廃止を促進することではないと考えるべきではないか新設電源と既設電源に対する容量市場の支払いに差異を設けることは既設設備の休廃止を過剰に促進し安定供給への悪影響や国民負担の増加を招くおそれがあるのではないか

36 ( 参考 ) 勉強会における主な議論 35 新設電源であろうが既設電源であろうがより効率的に目的が達成されることが重要もし本当に新陳代謝が必要ということであれば容量市場で対応するのは筋が悪い容量市場の政策目的として新規投資の促進までを含めるのは非常に困難少なくとも容量市場が新規投資のディスインセンティブにならなければ問題は無い実際には長期にわたり予見性のある市場を作るのは不可能であることから新設電源よりも既設電源が有利になり易いということには懸念がある

37 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (7) 容量確保期間および契約期間 ( 容量確保期間について ) 36 容量市場に関わる事業者等のニーズを勘案し容量オークションにおける容量確保期間契約期間等については以下の考え方として引き続き検討を進めることとした発電事業者の予見性を高めるためには必要な電源等を中長期的に確保することが必要であることから数年前 (4 年前程度 ) にメインオークションを実施するメインオークションに加え DR 提供事業者の参入を妨げないことや発電事業者側の設備稼働状況の見極めに配慮し実際の需給が近づいた時点 (1 年前程度 ) で追加オークションを開催する追加オークションに当たっては発電事業者側の計画見直しに対する修正にも対応可能とすることで安定供給維持の一助とする容量オークション ( メイン ) 実施オークション対象年メインオークションでの約定 ( 中長期 1 年 ) 例 :4 年円支払オークション対象年に必要となる供給力のほぼ全量を確保することを前提としたオークションを実施する容量オークション ( 追加 ) 実施オークション対象年追加オークションでの約定 ( 短期 1 年 ) 例 :1 年円支払メインオークションにおける供給力の不足等を調整するため追加的にオークションを実施する

38 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (7) 容量確保期間および契約期間 ( 契約期間について ) 37 短期的な契約期間長期的な契約期間のどちらの場合にもそれぞれにメリットデメリットがあるため短期間オプションと長期間オプションの双方を併存する考え方を採り得るものと考えられる ( 英国に実績あり ) しかしながら長期間オプションを設定した場合において後に将来展望における見誤りや制度的不備が顕在化したとしても既に締結した長期に亘る契約の履行が避けられないとすると大きな損失となりかねない以上のことからまずは短期的な契約期間 (1 年間 ) として制度を開始し約定価格の値動きや各事業者の行動やニーズ等を把握した上で将来的に適切な長期間オプションの導入について検討することとするあるいは当面は対象を新設電源に限定することで長期オプションを早期に導入することもあり得る容量オークション ( メイン ) 実施オークション対象年メインオークションでの約定 ( 中長期 1 年 ) 例 :3~4 年円支払メインオークションでの約定 ( 長期間オプション ) ( 中長期複数年 ) 円支払円支払円支払

39 ( 参考 ) 勉強会における主な議論 38 容量確保期間について必要容量の精度を上げた形でオークションにかけるほうが最終的な小売事業者の負担軽減という面から見ても望ましいのではないか容量確保期間についてある程度電源が実際にできるまでのリードタイムを考慮した設定が必要追加オークションの実施にあたっては支配的な事業者の市場支配力を軽減するための措置が適切に講じられることが重要長期契約のオプションに関しては新設電源を対象にして先行的に開始することがあり得るのではないか

40 3. 勉強会におけるこれまでの検討状況 (8) 経過措置の考え方 39 容量市場の導入が決定した時点 ( ) において既に稼働している電源は容量市場の導入決定以前に容量市場からの収入をあてにすることなく発電事業を行うことの意思決定がなされていたものと考えられるそのためこのような電源に対し新たに容量市場からも費用を支払うことはウィンドフォール ( 制度導入に伴って発生する電源運開時には予想しなかった収益 ) にあたるのではないかと指摘される場合がある ( : 市場環境に変化が生じた震災後に新設が決定された電源等を容量市場からの支払い対象と考える案も採り得る ) 容量市場導入直後の仕組みを検討するに当たり上記の指摘に対して 2 つの選択を採り得るのではないか選択 1 制度導入時点で電源 A 種と電源 B 種が存在することは事実であるが中長期的な供給力の確保という今回の制度導入趣旨に鑑み制度的に特段の対応は行わない選択 2 電源 A 種に対し容量市場から費用を支払うことに関しとりわけ制度導入時点からある一定の期間においてはウィンドフォールの要素を含むことなどから当該期間においては何らかの経過措置を講ずる必要がある経過措置の是非については重要な論点ではあるが制度全体の詳細検討自体は進められると考えられることからこれらについてはその要否も含めて引き続き慎重に議論を行う

41 ( 容量市場の導入決定時期 )2020 年 20XX 年 β 年 ( 参考 ) 経過措置の一案 40 前述の選択 2 とした場合例えば電源 A 種が当初想定していた事業年数を終えるまでを経過措置期間とし発電事業者間の公平性の観点から以下の措置とすることも考えられるのではないか経過措置期間においては電源 A 種へは容量市場から支払いを行わない経過措置期間の終了後は電源 A 種においてもそれ以降に新たに増改良投資を行って事業を継続することは十分考えられることから電源 B 種と同様そのための費用回収に充てる収入を容量市場に見込んだうえで投資判断がなされると考え改めて支払の対象とすることで差し支えは無い仮にこうした措置を採る場合個別電源ごとに当初想定していた事業年数とその経過を客観的に把握することは不可能 ( 事業者の自己申告に従うこととなる ) であることからマクロに想定せざるを得ないすなわち経過措置の起算時点 ( 例 :2020 年 ) で事業者ごとに有する電源 A 種の割合を α% とするこれらの電源は一定のペースで当初想定していた事業年数を経過していき β 年後にはすべての電源が当初想定していた事業年数を終えるものと仮定する電源 A 種の割合 100% 電源 A 種 : 容量市場の支払から控除 α% 電源 B 種 : 容量市場の支払対象

42 参考経過措置の一案事業者毎に所有するすべての電源に対する容量市場の支払額として便宜的にオークション約定額から一律で上記の比率を控除することとする前述の減額率のカーブを事業者毎に設定するすなわち発電事業者への控除率は制度導入直後のα から漸減し β年後の20xx年にはゼロとなるつまり 20XX年以降はすべての電源に対し容量オークションの約定額で支払いがなされることとなる経過措置期間中の電源Ａ種と電源Ｂ種の比率を機械的に設定することになるため実際に電源の更新を行ったか否かについては控除率に何ら影響しない従って徒に電源Ａ種の休廃止を促進する懸念は無い α βの具体的な設定については別途詳細検討が必要例えば以下の考え方があり得る α 事業者毎に制度導入時点での電源構成に応じて設定 β 法定耐用年数等を参考に全ての事業者に共通の経過措置期間として設定する 41

43 ( 参考 ) 勉強会における主な議論 42 容量市場で約定した電源は供給力として必要な電源ということであるのでそれに対する支払いは容量市場以前に建設された電源以降の電源に関わらずウィンドフォールとは認識しないのが自然容量市場導入前の電源の中にもバリエーションはあり例えば東日本震災後に火力電源入札ガイドラインに応じて 15 年の PPA を結び建設した電源などについては経過措置の対象とすることの是非について議論が必要既に卸市場の価格は年々低下しており稼働率も低下しており経過措置を講ずる時間的余裕があるかは疑問現時点で卸市場価格が低下していることは容量市場とは関係がなくウィンドフォールの議論にあたって容量市場の導入に依るものか否かということのみを考えるべき小売事業者への過度な負担が一度にかかることが小売市場の競争にブレーキとなることを懸念している小売事業者の立場からすると経過措置は消費者に対する価格の高騰にならなければどのような形でも構わない

44 4. 今後の開催予定 43 第 2 回検討会 : 9 月 27 日 ( 木 )16:00~18:00 第 3 回検討会 :10 月 18 日 ( 水 ) 9:00~11:00 第 4 回検討会 :11 月 13 日 ( 月 )13:00~15:00

45 ( 参考 ) 実務上の詳細設計に係る論点 ( 事前期間 ) 44 事前期間に関する論点論点論点 1-1 確保すべき容量の規模 ( 稀頻度リスク対応予備力調整力対応 ) 論点 1-2 容量市場の対象電源論点 1-3 容量の認証プロセス認証方法論点 1-4 需要曲線の設定論点 1-5 容量市場の地理的範囲論点 1-6 新設電源と既設電源の扱い当検討会の課題必要量算定の考え方等技術的な課題について検討電源の特性に応じたリクワイアメント ~ ペナルティの詳細について検討容量認証の決定プロセスの詳細について検討具体的な考え方 ( モデルプラント算定条件等 ) 作成プロセスについて検討配分方法の具体案を検討必要に応じて継続検討 ( 参考 ) 国の TF において想定される検討事項容量市場との関係整理 ( 確保する目的商品構成等 ) 他制度との関係等基本的な考え方の整理広域機関における検討内容の確認 ( これまでの勉強会での検討を踏まえ ) 基本的な考え方の確認および整理

46 ( 参考 ) 実務上の詳細設計に係る論点 ( 取引期間 ) 45 論点当検討会の課題 ( 参考 ) 国のTFにおいて想定される検討事項論点 2-1 オークション制度の設オークションの実施に係る詳細について検討広域機関における検討内容の確認計論点 2-2 容量確保期間論点 2-3 取引契約期間期論点 2-4 間の電源の調整係数論論点 2-5 点 ( 必要であれば継続検討 ) 電源の特性を踏まえた調整係数について詳細検討 ( これまでの勉強会での検討を踏まえ ) 基本的な考え方の確認および整理広域機関における検討内容の確認 ( 懸念事項および対応方針に整理を踏ま市場支配力を軽減す懸念事項および対応方針の整理え ) 具体的な考え方を検討る措置論点 2-6 関連する事項 ( リクワイアメント~ペナルティ広域機関における検討内容の確認実効性の確保のための仕組み ( 電源差し替え ) 認証プロセス追加オークション等 ) について検討

47 ( 参考 ) 実務上の詳細設計に係る論点 ( 実需給後その他 ) 46 実需給後に関する論点論点論点 3-1 当検討会の課題発電事業者広域機関間広精算プロセスの詳細検討域機関小売電気事業者間の精算プロセス方法論点 3-2 公正公平な競争環境の実現と柔軟性の確保 ( 経過措置の扱いを含めた整理を踏まえ ) 具体的な考え方を検討 ( 参考 ) 国の TF において想定される検討事項経過措置の扱いに関する検討入札価格の適切性の確保適切性評価の要否について整理その他他の市場との関係電事法との関係 ( 必要であれば技術的側面について検討 ) 各市場との関係について全体像を整理業務プロセスを広域機関で検討し検討結果をもとに政省令等について対応エネルギー政策との整合性確認エネルギー基本計画エネルギーミックスとの関係について整理

Ⅰ. 論点の明確化 1

第 4 回容量市場の在り方等に関する勉強会資料 3 新設電源と既設電源の扱いおよび経過措置の考え方について平成 29 年 7 月 14 日容量市場の在り方等に関する勉強会事務局 Ⅰ. 論点の明確化 1 1. はじめに 2 国の審議会において費用対効果の観点から新設電源と既設電源で容量市場での支払額に差を設けることを検討する必要があると提案されている一方で kw の確保という観点では本質的には新設電源と既設電源に差を設ける必要はないという意見もある

第 1 回容量市場の在り方等に関する検討会資料 4 容量市場の基本的な考え方について ( 容量市場創設に向けた検討状況の整理 ) 平成 29 年 8 月 9 日 容量市場の在り方等に関する検討会事務局

第 1 回容量市場の在り方等に関する検討会資料 4 容量市場の基本的な考え方について ( 容量市場創設に向けた検討状況の整理 ) 平成 29 年 8 月 9 日容量市場の在り方等に関する検討会事務局