Author: zecpower

我々を取り巻く日本の電力業界は電力自由化と再エネ大量導入という二つの大きな課題を同時に遂行していこうという大変大きな転換点を迎えており、新たな電力政策が次から次へと打ち出されています。少し油断していると変化の波にのまれていくような状況にあるという事を感じておられる方が多数派ではないでしょうか。今回は今後の再エネに関する制度変更や需要家の動向を前提に再エネ発電事業者の視点で考えた場合にどのようなリスクが存在するのか、又その各リスクからどのような方策が考えられるのかをまとめてみました。2022年4月から始まるFIP制度や今後更に広まっていくであろうコーポレートPPA、そして自己託送の対象範囲の拡大等について、発電事業者の視点で考察を述べてみたいと思います。

＜インバランスリスクについて＞

FIPにせよPPAにせよ、FITと大きく異なるのは発電量予測とインバランス負担が発電事業者に課されることです。これには一定のコストが発生しますが、FIPについてはインバランスコストという名目で実質的にプレミアムに上乗せされます。PPAにおいては、当該コストは需要家への売電価格に内包されたものになります。

＜与信リスク＞

FIT、FIPにおいて、与信リスクは存在しませんが、PPAについては需要家毎に与信リスクが異なってきます。これを売電価格に反映できるかは需要家との交渉次第ですが、長期の与信リスクを正確に見積もることは相当困難であるため現実的には難しいのではないでしょうか。ただし、PPAの場合、他の需要家やJEPXおよび小売電気事業者等への供給先振替は適宜可能なため、その際のコストは発生するものの実質的な与信リスクはある程度減じられたものになると考えられます。更にFIPを組み合わせておけば、振替時にもプレミアムを受け取ることが可能ですのでリスク低減効果に与する手段と言えるのではないでしょうか。

＜収益変動リスク＞

FIPについてはFITに比べて収益変動が大きくなることは免れません（上振れの可能性もあり）。PPAについては、需要家との契約次第となりますが長期・固定価格での契約となることが一般的であると想定されますのでFITに近いと考えられます。

＜需給一致（30分同時同量）＞

FIT・FIPには存在しませんが、フィジカルPPAおよび自己託送においては制約事項となります。特に需要家の休業日や景気変動の影響等による電力需要低下時に発生する余剰電力をどのように取り扱うかは課題になりそうです。また、バーチャルPPAについても四半期ごとに非化石証書の受渡しを行うので、その面では緩やかな制約が存在しているとも言えそうです（当該四半期の発電量が電力需要を上回る場合、発電事業者がそのリスクを負担する可能性がある）。なお、直近の審議会から、非FIT非化石証書についても新設電源に限り需要家が直接購入できる方向で整理される模様です。なお、これもPPAにFIPを組み合わせておけば、余剰電力が発生する場合にも、市場もしくは小売電気事業者への売電収入に加えてプレミアムを受け取れますので一定のリスク抑制効果が期待できます。

＜契約交渉・締結＞

FIT・FIPは確立された手順を踏めば発電所を運開できるのに対し、PPAは需要家との交渉により基本的に個別契約となるのでやはり追加コストを要することは否めません。

以上のことを簡単に以下の表に纏めておきます。

	インバランスリスク	与信リスク	収益変動リスク	需給一致	契約交渉・締結
FIT	なし	なし	小	不要	確立手順
FIP	あり	なし	大	不要	確立手順
V-PPA(FIP)	あり	あり	小	不要	個別交渉
P-PPA(FIP)	あり	あり	小	要	個別交渉 *1
自己託送	あり	あり	小	要 *2	個別交渉 *1

*1：小売電気事業者との連系が不可欠　*2：常に需要電力＞供給電力を維持

これらの比較から、発電事業者（特に太陽光）の視点から見た場合、やはりFITが一番有力な選択肢となり得るでしょう。但し、今後は制度面から、中・大規模出力の太陽光発電所はFIP発電所に集約されていく方向です。一方で需要家から今後追加性のある非FIT電源への需要の高まりや市場高騰の影響により、新設電源については低廉化が進むFIT買取価格に比べその他の売電方法（上記表FIP以下）が収益面で有利となる可能性が大きいのではないでしょうか。上述の通り、PPAの場合には与信リスクや30分同時同量（フィジカルの場合）に保険的な意味からFIPを組み合わせることは有力な手段と我々は考えています。

ただ、ここでFIP電源における追加性の有無の判断が問題になります。

ゼックパワーでは、需要家と発電事業者が予めPPA契約を締結しその手段としてFIP電源を活用することは追加性があるとの見解に立っています（既に運開されたFIP電源でPPA契約を新たに締結するのは追加性なし）が、最終的な判断は需要家の考え方次第になるのではないでしょうか。

平素は格別のお引き立てをいただき、厚くお礼申し上げます。
弊社では下記日程を夏季休業とさせていただきます。

● 夏季休業期間
2021年8月12日(木)　～　8月16日(月)

ご不便をおかけいたしますが、何卒ご理解のほどお願い申し上げます。

本日より、ソーラージャーナル（アクセス・インターナショナル社）が主催する太陽光発電のオンライン展示会「SOLAR EXPO」に弊社ゼックパワーの紹介ページが掲載されましたのでお知らせいたします。

太陽光発電のオンライン展示会 －SOLAR EXPO－
https://expo.solarjournal.jp/
SOLAR EXPO 特別企画「FIPへの移行にどう備えるか？」
https://expo.solarjournal.jp/contents/FIPfestival/
SOLAR EXPO ゼックパワー ブース
https://expo.solarjournal.jp/booth/ZEC/

上記ページからも、お問い合わせや資料ダウンロードをしていただけるようになりました。
また当ウェブサイトや（株）ゼックのサイトにも引き続き、ご案内を掲載しております。
弊社ではFIP実証トライアルにご参加いただける事業者様を引き続き募集しておりますので、どうぞお気軽にお問い合わせください。

ゼックWebサイトの弊社実証トライアルご案内ページはこちら

日本版FIPの収益構造(3)

今回は前々回で予告しておりました「FIP制度に移行することにより新たに発生する費用」について考察したいと思いますが、その前に1点、前々回で触れた環境価値の価格について補足させて頂きます。

 前々回では参照価格の算定に用いられる同価値は直近４回の平均価格となるが、実際の市場における売却（約定）単価が相違する場合、収益が変動する可能性があると述べました。この点について経産省に確認したところ、平均価格の具体的な算出方法（前々回の例では小数点第二位を四捨五入）は今後議論されるとのことで、収益の変動は最小限に抑えられる可能性があることをご認識頂ければと思います。

 さて、それでは以下より今回の本題に入ります。私たちの考えるところ、FIT制度に比べFIP制度における発電事業者の新たに発生するコスト負担は主に以下になるものと考えています。

• インバランスコスト
• 気象・発電量予測コスト
• JEPX関連費用または相対契約コスト
• OCCTOへの発電計画提出コスト
• 出力制御（オンライン制御）対応
• システム構築・運用コスト

 上記個々の項目について、検討したいと思います。

１）インバランス負担

エリア毎の30分毎計画発電量と実発電量が異なった場合、30分コマ毎に確定したインバランス単価にもとづいてペナルティを支払わなければなりません。特に風力や太陽光などの変動電源は発電量予測が難しく、これら発電事業者にとってインバランスを最小化することは大きなハードルとなるでしょう。また、昨冬においてはインバランス単価も高騰が生じましたが、このようなリスク負担も新たに発生することになります。

２）気象・発電量予測コスト

インバランス最小化のため、一般的に気象予測あるいは発電量予測会社の情報を利用することになると思われますが、ドイツでは単体ではなく複数の会社と契約し予測精度を高める工夫がされています。

３）JEPX関連費用または相対契約コスト

発電した電力は市場または相対で売却することになりますが、ここで発生するコストは以下になります。

・JEPX関連費用
入会金（10 万円）、信認金（100 万円）、年会費（50 万円）、その他預託金・売買手数料
また、30分毎の取引単位は500kWhになりますのでこれと実発電量との過不足についてもコストとして認識する必要があります。

　・相対契約コスト
相手先探索、契約交渉・更新、不随する手続きコスト　→　主に人的コスト

４）OCCTOへの発電計画提出コスト

発電量予測に基づいて発電量計画の提出が必要になります。また、インバランス回避のため時間前市場で新たに売買した際は、修正した計画を期限までに再提出しなければなりません。

５）出力制御（オンライン制御）対応

FIP電源（FITからの移行も含めて）は系統混雑時において送配電事業者による出力制御対象となるため、オンライン制御機能を具備する必要があります。

６）システム構築・運用コスト

上述の２）、３）、４）については人力でも対応可能ですが、発電所の規模や数によってはシステムを導入したほうがコスト面や正確性といった点で有利になる可能性があります。

特にFITからFIPへ移行する場合、基本的にはこれらのコストをバランシングコスト（初年度は1円/kWh）で吸収できるか否かが移行を決める最大要因になりますが、市場高騰がある程度の頻度で生じるのであれば少々のマイナスコストは受け入れることが可能になります（先に公開された広域機関による「2021年度供給計画の取りまとめ」では2021年度および2022年度は電力需給が比較的タイトになるとの報告がなされています）。

また、５）を除くコストについては、一定のコストを支払ってアグリゲータに移転することも可能です。自社のリソースとFIP制度の下での収益性を考慮し、自社による直接売電かアグリゲータに売電するかを最終的に判断することになるかと思います。しかしながら、実際にこれらのコストを正確に見積もることは困難であり、また、相当の労力を要するものと推測されますので、一部の発電事業者を除いては先ずはアグリゲータに売電することを前提にFIP収益シミュレーションを行い、検討を進めるほうが効率的であろうと考えております。

※ゼックパワーではインバランスを極小化するため、各発電所の発電量を1分毎に取得しスポット市場における計画ずれを時間前市場で補正する運用を行います。これは各発電所の監視サイトへのアクセスもしくはスマートメータによる発電量取得機器を取り付けることで実現しますので、発電事業者様においてはこれに伴う対応費用が発生する可能性があります。

これまでに数社の事業者様からお問い合わせをいただき現在収益シミュレーションの準備に入っておりますが、更に種々の条件下にある発電スポットについて本邦FIP制度の下での経済的なリスク評価を蓄積してまいりたいと考えております。

ゼックパワーでは引き続きFIP収益シミュレーションを無料で提供しておりますので、ご興味がございましたらお気軽に下記までお問い合わせください。

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株式会社ZECPOWER（ゼックパワー）
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日本版FIPの収益構造(2)

前回の終わりで、次回（今回）は「FIP制度に移行することにより新たに発生する費用」について述べたいと記載いたしましたが、費用部分のお話は次回に回させていただきます。ここではFIP制度の根幹部分の内容が2021年2月26日に経済産業省においてとりまとめがありましたので、ここではそれを先に共有したいと思います。内容は盛りだくさんですのでここでは発電事業者の収益に関連しそうなFIP制度内容の要点のみを記載したいと思っております。これまでの記載とかぶる部分もありますがご了承ください。

 

◆要点1 → 環境価値の売却がFIP発電事業者は可能になりました。　

FIT発電所のもとでは、環境価値は国民の支援を受けているという整理のもと、発電事業者側にはないという事になっておりました。ところがFIP電源に関しては環境価値は発電事業者側に残し、それを市場又は相対で売却できるという事になりました。つまり環境価値は発電事業者がその努力によって高く売れば売るほど収益状況がよくなる仕組みになっています。

FIP電源の環境価値＝非FIT電源の環境価値

 

◆要点2 → FIP電源は下げ調整力として利用する事が可能になりました。

来年度導入予定の需給調整市場においてFIP電源の下げ調整として利用できるようになります。需給調整市場は送配電事業者の執り行う入札によって募集することになります。そのまま売電した方がいいのか、需給調整市場で入札した方がいいのかを選択することになります。売却する選択肢が増えるという面ではメリットと言えるかもしれませんが変動電源（太陽光、風力）のみを対象とする場合は効果は限定的でしょう。

 

◆要点3 → ＦＩＰプレミアム（市場プレミアム）とは別のプレミアムがつく。

　ＦＩＰ制度下では発電量の予測をし、計画発電量を広域機関に届け出を行いますがそのバランシングコスト名目として1円/ＫＷｈ（毎年漸減）を新たな収入源として受領することができます。もちろんこの中から実際のバランシングコスト分の負担が生じますが、それを最小限にとどめる事でFITにはない新たな収入源を確保する事が可能です。これはとても大きな収入アップの要因です。

 

◆要点4 → 中規模新規FIP電源は入札ではない。　

新規FIT電源の設備認定取得において250KW以上は入札によって新規買取価格が決まるがFIP電源では定格出力250～1000KWの範囲内であれば、入札ではなくFIP価格が固定されています。これは認定を取る上において大きなアドバンテージになるのではないかと思います。入札に比べてFIP価格を高く設定できる可能性が大きくなるという面では収益最大化に寄与すると言えるでしょう。

 

◆要点5 → 事後的な蓄電池併設可能、買取価格は不変　

2022年度以降の認定FIP発電所については、パワコンよりパネル側の蓄電池新増設を基準価格の変更なしに認める。これはFIT時代には認められていなかったものでFIP電源の優位な部分であると思います。2022年から直ちに蓄電池をつけるという案件も少ないと思われますが蓄電池の投入が一般化した時には大きな収益をもたらすことが想像できます。

 

以上、FITからFIPに移行することによって何がどう変わるのかを説明いたしました。FIT制度下では国の制度の中で身動きを取れないくらいがんじがらめに規則で縛られていた発電所でありましたが、しかし決まった固定価格での収入がほぼ保証されていた発電所というイメージがありました。一方FITからFIPに移行することによって発電事業としての当たり前の義務は課されるものの、環境価値や管理プレミアム、一部発電規模での非入札方式であったり、将来的には蓄電池増設による収入アップが図れる等制度の柔軟性が飛躍的に高まっているのではないかと思います。FITという固定された収益をただ受け取るだけの世界から、発電事業者としての責任と義務を全うし、自らの努力次第で収益を増加させることが可能になるFIPを選択するか、電力自由化の真っただ中にある我々にとってどの道を選ぶかはこれからの大きな課題だと思うのです。それでは上で述べた努力次第の努力っていうのは何かという事です。

それはFIPで課された当たり前の義務を如何に低コストで仕上げていく事ができるかに尽きるのだと思います。これまで述べてきたようにFIP発電事業者には毎日の発電量報告が義務化され、それによるインバランス負担を求められるようになります。これを如何に低コストで遂行できるかに尽きるのです。株式会社ゼックパワーではドイツインパワー社の15年に及ぶこれまでのドイツでの実績を背景としたVPPシステムを構築しており現在も日本FIP仕様への改変作業を進めています。

FITからFIP電源に移行した際に、収益がどのように変わるのかがわかるような、過去の発電量をもとにシミュレーション（試算）するサービスを提供する予定です。興味のある事業者様は是非お問い合わせください、無料で試算いたします。

 

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