Category: ZPコラム

11月29日に総理官邸で開かれたGX実行会議において、政府が検討しているカーボンプライシング（以下「CP」とする）の導入に向けた、新たな制度案が示されました。その中で、企業に排出削減の取り組みを加速させるため、排出量を削減した分を株式や債券のように市場で売買する排出量取引を、2026年度以降に本格稼働させることが示されました。すでに東京証券取引所では、経済産業省からの委託事業として試行取引を行うカーボン・クレジット市場の実証を9月22日に開始しています（2023年1月末まで）。

制度案ではまた、化石燃料の使用を減らすため、電力会社に対しては、将来的に有償で排出枠を割り当て、負担を求めるとしています。さらに電力会社に加え、石油や石炭、天然ガスといった化石燃料を輸入している石油元売り会社、商社などにも一定の費用を負担させるとしています。再生可能エネルギーや蓄電池など、脱炭素につながる投資を「GX経済移行債」という新たな国債を発行して進め、企業が負担する資金を償還財源に充てるとのことです。一方で今回の案では、広く企業などに対して課税を行う炭素税の導入は見送られました。

それでは日本の立ち位置は現在どこにあり、CPの導入は我々にどのような影響が及ぶのでしょうか。

世界銀行の報告書「State and Trends of Carbon Pricing 2021」では、世界で炭素税や排出量取引制度などのCPを導入している国や地域はあわせて64（2021年時点）と報告されているので、日本は後発組といえるでしょうか。フィンランドは1990年に世界で初めて炭素税を導入した国で、CPの先進国とされます。炭素税という形でいち早くCPを取り入れ、CO2排出量の削減を達成しながら、経済成長も実現しているとして模範事例的に扱われることがあります。

少し前の資料になりますが、環境省のCPに関する検討会（ www.env.go.jp/content/900444188.pdf ）においてはCPの役割として以下の点が強調されていました。

• CPは、設定される炭素価格以下の対策の実施を後押しする。すなわち、炭素価格によって有利になる手段・技術が既存手段・技術と「代替」され、削減が進むこととなる。
• その時点のCPのみではその普及を後押しできないため、別途の施策が必要となる（ただしCPは、採算ラインの改善を通じて先進技術の社会実装を加速させる）。

CP導入が及ぼす影響については、家庭の場合、CPは企業に経済的な負担を強いるものであり、それが製品やサービスの価格に転嫁されることで、消費者の負担が増える可能性があります。電気やガス、ガソリンなどは生活に必須であるうえに、価格が上がっても需要が減りにくいことや、所得が少ない家庭ほど家計に占める光熱費が高いことなどから、CO2の排出コストが上がった場合に高所得家庭よりも大きな負担となる可能性があります。また、再生可能エネルギーに対しては優遇措置がとられる可能性も考えられます。

企業の場合は、長期的に大幅な排出量削減を実現するためのイノベーションが求められます。炭素税などのCPは、企業に直接的な経済負担が課されることになり、そのイノベーションに必要な研究開発の原資の圧迫や、コストが上がることによる国際的な競争力低下などに対する危機感が示されています。一方で、企業が排出量取引の議論や実証の場に参加するなど自発的にGX経済移行を進めることもでき、努力が正当に評価される仕組み作りへ積極的に関わっていくことも一つの戦略であると思われます。（参考：朝日新聞社 https://bit.ly/3WvCxrK ）

ここ最近のメディアにおいては気候変動、脱炭素、電力不足、料金高騰とそれに伴う補助金といった、一昔前では考えられないくらい電力界隈の話題が取り上げられるようになりました。我々、電力業界に身を置いている者だけでなく国民的な議論に発展することはとても良いことだと感じていますが、一方で偏向的な報道も一部見られることに少し不安を覚えることもあります。単なる期待や思想だけでなく、エビデンスも重視した冷静な議論が進んでいくことを期待したいと思います。

国内企業においては、従来の脱炭素を目的とした再エネ調達から、最近の電気料金の高騰を受け経済的理由からも太陽光の電力を欲するところが増えているようです。

背景には、JERAがカタールとのLNG長期契約の一部を打ち切り、東京ガスがオーストラリアのLNGプロジェクトの権益を売却するなど、電気料金の将来の予見性はますます困難になってくると思われますが、このような環境下において、ある程度の電気料金変動に対するリスクのヘッジを企業自身が行う有力な手段として捉えられているという一面もあるのではないでしょうか。

一方で、我々が耳にするところでは、全国的な太陽光発電の適地の減少と系統に空き容量がなく連系までに要する時間がやはりネックとなっているようです。また、小売電気事業者の電気料金が再エネ調達価格を上回る現況下において、電気料金に対する補助金はPPAや自家消費との価格差を縮小させることになります。このため、再エネ導入促進という観点ではマイナスになりますが、今は背に腹は代えられないという政府の考えなのでしょう。

このように様々な課題や矛盾を抱えながらも、特に電力料金が高止まりしている局面においては再エネ、特に太陽光の需要は確実に高まっていくため、ここ当面のエネルギー政策は日本のカーボンニュートラルや将来の電源構成に大きな影響を与えることになるでしょう。

一部の再エネ業者においては地元住民との話し合いに真摯に向き合わないなど負の側面を取り上げられることもありますが、再エネそのものを否定する国民は少ないと思いますので、当社も微力ながら再エネの更なる普及・維持に貢献したいと願っております。

先月ご案内した2022年4月から9月までの東京エリアにおけるFIP収益シミュレーションを当社Webサイトに掲載しておりますのでご参照頂ければ幸いです（https://zecpower.co.jp/）。なお、当シミュレーションは今後も定期的に更新していく予定です。

政府目標である2030年再エネ比率36~38%や2050年カーボンニュートラルに向けて、新規再エネの更なる導入や既存再エネの最大限の活用を進めることが重要とする一方で、目標達成への明確な道筋はいまだ見えず、課題が山積しているように思います。再エネの更なる普及に向けた促進策の一つとして、FITの後継と位置づけられるFIP制度が今年4月から始まりました。しかし、これまでのFIPの入札は不調で、直近の第12回太陽光入札（FIP）における落札容量は募集容量の10分の1にも満たない状況であったことは本メールニュースの前号でお伝えしたとおりです。この現状をどう打破していけばいいのでしょうか。

8月17日の経産省再エネ大量導入委において、再エネのさらなる導入に向けた考え方がいくつか示されました。電源については①適地への最大限の導入、②既存再エネの有効活用、及び③再エネの市場電源化・自立化が主な題目で、その中でFIP制度の推進に向けた蓄電池設置の促進、蓄電池事後設置ルール見直しによるFIP移行推進など、FIP発電所への蓄電池併設を推進する方向性が示されました。FIP発電所の建設においては、FITと異なり将来的な収入を正確に見通せないことからファイナンスをつけることが容易でないことが指摘されます。蓄電池を併設すれば、太陽光であれば市場価格の安い時間帯に充電し、高い時間帯に売電するピークシフトなども可能になり、収益性を改善する一助となる可能性があります。しかし高い導入・運用コストや複雑なオペレーションを要するなど高いハードルがあります。自家消費の太陽光発電設備に併設する蓄電池や、系統用蓄電所などに対しては補助金があるようですが、一般的な産業用太陽光発電所に蓄電池を導入するには、その採算性を含め難題がありそうです。

ところで、『株式会社脱炭素化支援機構』という脱炭素特化型官民ファンド機関の設立を環境省が9月14日に認可しました。この機関は「…民間企業等による意欲的な脱炭素事業への継続的・包括的な資金支援の一環として、前例に乏しい、認知度が低い等の理由から資金供給が難しい脱炭素事業活動に対する資金供給を行う…」ことが目的であり、FIP発電所建設や蓄電池導入も支援対象に含まれることが望まれます。

なお、近いうちに当ウェブサイト上で（株）ゼックが管理する6基の高圧太陽光発電所を対象に過去6ヶ月間のFIP収益シミュレーション結果を公表します。実際のJEPX市場価格に基づき正確に市場売電額などを計算し、プレミアム交付額や非化石価値取引市場での証書取引、アグリゲーター（ゼックパワー）への支払い額も考慮しており、実際のFIP発電所収入に近い結果になっています。おそらく他社ではまだ得られない情報だと思いますので、ぜひ当ウェブサイトを時々ご訪問いただけたらと思います。

今年度1回目の太陽光発電の入札結果については、本ZPコラムvol.13でお伝えしましたが、第2回の入札結果はこれに輪をかけて低調な結果となりました。

＜FIT＞
募集要領：50MW (50MW)
落札容量：11.86MW (24.76MW)
落札件数：18件 (39件)

＜FIP＞
募集要領：175MW (175MW)
落札容量：14.32MW (128.94MW)
落札件数：10件 (5件）
※（）内は今年度第1回目の結果

上記の通り、落札容量の低下はFIT・FIPともに言えることから、太陽光発電については適地の減少ということもありますが、買取価格の低下が強く影響している証左なのでしょう。
特にFIPについては、現在のような市場価格高騰が来年度のFIP参照価格の根拠となるため、運用開始初年度の収益予見性が一層困難になるという側面もあるのではないでしょうか。

我々としてはこれまでお伝えしましたように、PPAにおいても長期的な需要家の与信リスクを低減する意味でFIPを活用することは有効な手段だと考えています。
ただし、入札に際し、第１次・第２次保証金の払込が必要であるなど、発電事業者にとって使い勝手が良いものとは思えませんし、この点、当局には今後改善を望みたいところであります。

一方で、「需要家主導による太陽光発電導入促進補助金」では相応の規模の予算と手厚い補助が目に付きますが、中小規模の発電事業者にとってはかなり敷居の高い制度のように思えます。
国としては、従来のFIT一辺倒から多面的な方向で更なる再エネ導入を模索しているのでしょうが、2030年の高い導入目標（2030年度は2020年度のほぼ倍に相当する設備容量を導入）に向けてはここ数年の政策が岐路になると想像されますので、スピーディな再エネ大量導入を実現すべく抜本的な制度の見直しが期待されます。

日本では昨秋からの卸電力価格の高騰が続くなか、今年6月下旬に一部地域で「電力需給ひっ迫注意報」が発令され、依然として今夏の電力需給は厳しく、節電が広く呼びかけられています。今冬は例年よりさらに厳しい見通しが示されています。LNGの需要増と価格高騰、石炭・原油も価格高騰傾向であり、またウクライナ情勢の影響などによる電力価格の高騰は世界的なものとなっています。

しかし、それでも日本の昨秋以降の電力市場価格高騰は諸外国に比べれば相対的に低くとどまっており、弊社の一方の母体があるドイツを例示して比較するとそのことがおわかりいただけると思います。

	日本 JEPXスポット月平均 （円/kWh）	ドイツ及びルクセンブルク EPEX Spotmarkt月平均 （円/kWh） ※1ユーロ=135円で計算
2021年8月	8.58	11.16
2021年9月	7.91	17.33
2021年10月	12.06	18.83
2021年11月	18.48	23.78
2021年12月	17.35	29.84
2022年1月	21.94	22.64
2022年2月	20.64	17.39
2022年3月	26.19	34.02
2022年4月	17.76	22.37
2022年5月	16.95	23.96
2022年6月	21.27	29.43
2022年7月	24.80	42.53

日本では2年前の冬の市場価格高騰などを踏まえ、価格高騰リスクをヘッジするための対策が諸々考えられてきました。電力市場価格は従前より燃料価格と強く相関することが知られており、ウクライナ情勢の悪化に伴いLNGなどの燃料価格のさらなる上昇が見込まれた2月28日の週以降、TOCOM電力先物の価格はすべての限月で高騰し、3月後半以降の今夏の価格は上昇しました。

一方のドイツですが、ご存知のとおりロシアからのLNG供給を絞られてしまうなど厳しいエネルギー事情に直面しており、3月以降の電力価格高騰は日本よりさらに激しいものとなっています。今月は日本で約26円/kWhに、ドイツでは50円/kWhを超える可能性があります。ドイツ連邦政府は、電力価格の高騰に苦しむ国民の負担を軽減するため、月に約5.03円/kWh（今年6月時点、3.723 ct/kWh）の負担を強いられていた再エネ賦課金の支払いを今年7月から免除しています。2022年の脱原発を標ぼうし、積極的に再エネ電力を導入してきたドイツですが、苦境に立たされているそのエネルギー戦略を今後どのように進めていくのでしょうか。

7月14日に開催された電力・ガス基本政策小委員会において、事務局資料に以下の記載がありました。

—————————————————————————-

新設FIP電源または2022年度以降に営業運転開始となったFIT電源がFIP電源に移行した場合、発電事業者と需要家における非FIT非化石証書の直接取引を認めることとしてはどうか。

—————————————————————————-https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/068_04_00.pdf  (P.27)

各委員から反対意見もなかったので、このまま認められる方向で進んでいくものと感じられました。上記が実現した場合には、発電事業者・需要家ともにFIPを利用したバーチャルPPAも検討の俎上に乗ってくるのではないかと期待されます。

 ＜メリット＞

①既存の小売と需要家の電力供給契約に影響を及ぼさない。

②30分同時同量の制約から解放される。

　→四半期毎に総発電量について、発電所から需要家へ非FIT非化石証書の受け渡しが行われる

③疑似的な物理電力の受け渡し（市場価格との値差を精算）まで実施するスキームでは、

　・プレミアム支給分については実質的な電力価格の値下げ原資となり得る。

　・長期契約を締結する場合、発電事業者においては電力販売の長期固定化、需要家においても購入   価格をある程度固定できる。

　→小売と需要家との契約にも依存しますが、小売の電力販売価格が市場価格にある程度追随する   と考えれば、需要家の負担は中長期的にほぼ一定となる。

④発電事業者にとって、非化石価値取引市場での未約定リスクを回避できる。

＜デメリット＞

①契約締結までの労力

　・発電事業者・需要家の与信。

　・発電電力量と需要電力量のマッチング。

　・電力・非化石価値の価格や契約期間、精算方法等の取り決め。

②発電事業者の追加コスト

　・市場へ発電事業者自らが直接売電する場合には、

　　－JEPXにおける各種費用

　　－OCCTOへの発電計画提出

　　－インバランス負担

　　－システム投資を含むオペレーション費用等

　・アグリゲータへ委託する場合は、その費用

③需要家において、電力価格の精算まで行う場合、短期的には電力購入費用が増加する可能性がある（市場価格＜ストライクプライスの場合）。

④発電電力量と需要電力量の差分に対する手当て（RE100等を目指す場合）

発電事業者と需要家が上記デメリットを許容できるのであれば、フィジカルPPAに比較して関係者の運用負担も軽いと想定されるため魅力は大きいと思われます。

現に諸外国では、日本の制度や環境と異なるところがあるとはいえ、コーポレートPPAにおいてはバーチャルPPAのシェアが高いようです。

また、自己託送を援用した再エネコーポレートPPAやFIT証書の需要家への開放等は制度設計から施行まで比較的短期に実現された印象なので、FIPを利用したバーチャルPPAも既に視野に入れて販売・調達計画を練ることも必要ではないでしょうか。

入札実施機関である電力広域的運営推進機関（OCCTO）は今月17日、太陽光第 12 回入札（令和４年度第１回）の結果について公表しました。
https://nyusatsu.teitanso.or.jp/servlet/servlet.FileDownload?file=00P7F00000bNBz2
フィード・イン・プレミアム（FIP）対象区分のうち発電出力が 1,000kW以上の太陽光発電設備が入札となり、250kW以上1MW未満は引き続き固定価格買取制度（FIT）の対象となっていました。

今回の入札では事前に上限価格が公表（10.00円/kWh）され、募集容量はFIP対象区分が175MW、FIT対象区分が50MWの合計225MWでした。結果、落札した案件はFIP対象が128.94MWで、件数はたった5件だけでした。FIT対象は合計24.76MWの39件であり、いずれも募集容量に達しませんでした。なお落札価格の加重平均はFIP対象が9.87円/kWh、FIT対象が9.93円/kWhとのことです。

落札件数：
250kW-1MW未満（FIT）　39件
1MW以上（FIP）　5件

但し入札参加資格の審査のために提出された事業計画の合計出力はFIP対象が約181MW、そのうち入札に参加できることを通知されたのは12 案件の約179MWで、募集枠の175MWを超えていました。

その背景にはそもそも、FIPで求められる発電計画の作成とそれが外れた場合のインバランスコスト負担リスクは大きいと見られており、積極的に活用しようという機運に乏しいことがあげられるのではないでしょうか。また250kW以上1MW未満の区分においてFITでなくFIPを選択する場合、入札をしなくても10円/kWhの基準価格が適用されるため、そちらに多く流れた可能性もあります。

また卸電力市場ではFIP基準価格を上回る高騰相場が続き、プレミアムが殆ど給付されない状況下でFIPの事業収支が見通せない一方、コーポレートPPAなどによる長期固定での売電スキームを志向する事業者も多いとみられます。

　本年４月より、FIP制度が施行されておりますが、現時点では実質的に既存FIT電源からの移行のみがFIP電源の対象となっており、その運用は６月下旬頃からを予定されております（下記URLの最終頁「2022年度FIP制度施行に向けたスケジュール（イメージ）」を参照）。www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/saiene/kaitori/dl/fip_2020/fip_document02.pdf

　これに伴い、先日、東芝エネルギーシステム社がFIP制度を適用したサービスの電力需給契約を締結されたと発表されましたが、2022年夏を目途に同発電所（九州エリア）の運開、2023年初頭までにFIP制度適用開始という内容でした。
https://www.global.toshiba/jp/news/energy/2022/05/news-20220517-02.html

　発電所規模も450kWですので、一気呵成にFIP導入を進めるというよりも状況を見ながら先ずは試運転といった印象を受けます。これは、先月、本メールニュースでもお伝えした通り、市場高騰の継続とそのボラティリティの大きさが影響しているようにも感じられます。

　また、新インバランス制度も本年4月から運用開始されています。旧インバランス制度では、システムプライスを基準としてエリア毎に補正を掛けていましたが、新制度ではエリア毎の需給調整市場の価格がダイレクトに反映されますので、各エリアの電源構成が価格に影響を及ぼします。
　短期（4月のみ）の評価ではありますが、新インバランス制度下における日中帯のインバランス価格では、九州がもっとも安定しており、東に向かうにつれボラティリティが増加、東京エリアをピークにその差が歴然と現れています。少なくとも、4月の1カ月のみで言えば、端境期にもかかわらず、過去に比べ中部エリア以東はインバランスリスクがかなり大きくなっていると言えそうです。上記で九州エリアの電源を選択されたのは、そのような背景を考慮されているのかもしれません。
　下図はインバランス料金情報公表ウェブサイトからGW中の4月30日と5月2日における東京エリアのインバランス料金価格を抜粋したものです。いずれも前日市場の日中帯はほぼ0.01円/kWhに張り付いていたにもかかわらず、インバランス料金は高いボラティリティが示されています。

 

 

 

 

 

　ただし、洋上風力の大量導入や原発の再稼働など、東日本エリアだけでも中長期的な変動要素が数多くあります。また、国際的な資源価格の動向や日本の購買力などもこれら電力価格に影響を及ぼすことから、情報収集／整理と多面的な評価がより重要性を増していくと考えられます。

ロシアによるウクライナへの軍事侵攻から約2か月となる中で燃料価格が国際的に高騰しており、日本でも天然ガスは去年の同じ時期の3倍前後の水準で推移しています。一般の電気料金は高止まりしており、いわゆる新電力の事業者には新規申込みの停止や小売事業からの撤退を表明するところがあるなど大きな影響が及んでいます。

電力卸売市場（JEPX）においても高騰相場は継続し、今月（4/1-4/24）のシステムプライス平均価格は約17.2円/kWhと昨年同月の7円程度と比べ大幅に高くなっています。そこには国際的な燃料価格高騰が影響していることは想像に難くありませんが、今春はさらに極端といえるほどボラティリティ（価格変動）が高くなっていることが特徴的です。ボラティリティの高い相場は今冬から続いており、特に夜間や雨、曇りの天気の時間帯に価格が高止まりする傾向が強くみられる一方で、日照が期待できる時間帯は最低価格の0.01円/kWhに張り付く状況が頻発しています。特に週末の低需要となる時間帯で顕著に現れます。これは我が国で極端に偏重する太陽光発電の影響が著しく、高値から安値までの振れ幅が大きくなっていることを示すものといえます。

ところで、3月25日に開催された資源エネルギー庁「卸電力市場、需給調整市場及び系統運用の在り方勉強会」において、太陽光発電協会（JPEA）から、卸電力価格がマイナス価格になることを許容する場合のメリット・デメリットを検討してはどうか、という効果的な価格シグナルの在り方に向けた提言がありました。九州以外でも出力抑制が発生することが想定されるところ、出力抑制が発生しているエリア、時間帯でスポット価格が0.01円/kWhになれば価格シグナルを発するが、需要側の行動変容は一部に留まっており、必ずしもその価格シグナルが効果的に働いていない可能性があるそうです。マイナス価格を許容する場合、需要側を含む行動変容がより効果的に喚起され太陽光の余剰電力がより活用され、結果的に出力抑制が減ることで全体最適が実現すると期待されるのではないかとしています。

https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/oroshi_jukyu/pdf/003_08_00.pdf

また、下限価格0.01円/kWhで売り入札を出しても余剰電力となってしまい約定するとは限らないという問題がすでに顕在化しており、この未約定リスクに対処する意味でもマイナス価格で売り入札するニーズが生まれるのかもしれません。

３月の３連休に近所の公園まで花見に行きました。前週の開花予想では咲き始めということでしたが、穏やかな陽気が続いていましたので少し期待しつつ現地へ足を運びました。残念ながら、まだつぼみの状態で当日の花見は叶わなかったのですが、天気にも恵まれ人もまばらであったこともあり快適な散歩日和となりました。その時点では、２２日は雨模様と若干の気温低下が見込まれていたものの、まさか経済産業省大臣が節電を呼びかける事態になろうとは想像だにしていませんでした。

２２日の東日本エリアの需給ひっ迫は地震による火力発電所の複数脱落、天候不順による太陽光発電量の低下、気温低下に伴う電力需要増といった「三重苦」が重なったという報道を目にしましたが、裏では、端境期突入に伴う中部・東京間FCの一部計画停止（３０万キロワット減）、地震の影響による東京・東北間の連系線容量減（５００万キロワット→２５０万キロワット）という制約もあったようです。

当日午前中のSNSには、電力関係者から諦観や絶望に近いコメントも見られましたが、厳しい状況の中、停電の回避までこぎつけた関係者や需要家の方々には改めて敬意を表したいと思います。また、今回、各メディアに取り上げられ、日本の電力事情が厳しい状況にあるということを多くの国民が認識できたという点では悪いことばかりではないような気もしています。

来年度は更に需給が厳しくなるとの見込みであり、このままですと同様の事態が頻発しかねないうえ、小売電気市場そのものが崩壊しかねない状況になる恐れもあるのではないでしょうか。おそらく何らかの見直しは施されると思いますが、現状では時間軸が見えないため一刻も早い方針が打ち出されることを望みます。

また、FIP事業者においては、経済的には価格高騰は望ましいものだと思いますが、価格高騰は概して再エネ発電の貢献が少ない時間帯であることや、外部環境の激しい変化（例えば、原発の早期再稼働）が生じることで投資が抑制される可能性もあり得ます。

これを機に安定的な電力供給と市場環境が早期に整備されることを期待します。