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3月22日に開催された経産省「第5回 あるべき卸電力市場、需給調整市場及び需給運用の実現に向けた実務検討作業部会」での議論から、時間前市場のあり方について少し述べたいと思います。

まずスポット市場と時間前市場における約定量について、直近の3か月間の対比で時間前はスポットの1.5～1.8％程度でした（JEPX ウェブサイトより抜粋し当社作成）。

約定量(kWh)
	スポット市場	時間前	割合
2023年1月	31,646,058,350	548,013,400	1.7%
2023年2月	28,247,012,950	412,955,750	1.5%
2023年3月	25,795,594,250	453,188,200	1.8%

 

上記の作業部会において、各事業者において、時間前市場へのニーズとして、大きいと考えられるものとして以下が挙げられています。

・再エネの出力変動に伴う調整のための売買に最も大きなニーズがあるか

・小売電気事業者が需要変動に応じたポジション調整のために行う売買

・変動性再エネ以外の発電事業者による電源脱落時等の買い、経済差し替えのための買い、前日同時市場で約定しなかった電源の売り

 

再エネの市場統合に向けた市場環境の整備の一環として、時間前市場の流動性の向上について議論がなされており、三次調整力②の時間前市場への投入や時間前市場のシングルプライスオークション導入も議論されています。今後の再エネ大量導入を前提とすると、更なる時間前市場の流動性の向上に資する市場の仕組みが重要としています。

その一方で、流動性の向上を求めるだけでなく、時間前市場の流動性が向上すると非効率となる可能性があるとの懸念や、効率性の向上のために時間前市場においても前日同時市場のような仕組みを導入することも検討されています。

安定供給の確保を大前提として、流動性と効率性双方のバランスが取れた仕組みを検討することが重要です。

バランシンググループ（BG）などが予測誤差を調整する場として、時間前市場の流動性向上が必要です。時間前市場を活性化することで、市場参加者には需要予測の改善、リスクの低減、効率的な取引などの利点があると思われます。

今回は幾つかのトピックについて情報共有させて頂きます。

１．2022年度第4回　FIT・FIP入札結果
去る3月10日に公表された今年度最後のFIT・FIPの入札結果は以下の通りでした。
これまで以上に低調な結果となりましたが、来年度も入札機会毎の上限価格は低減されていくため、
当面入札が活性化する可能性は低いかと思われます。
1) FIT
　募集容量：50MW
　落札容量：15.8362MW（25件）
　落札価格（加重平均）：9.59円/kWh
2) FIP
　募集容量：175MW
　落札容量：16.2045MW（9件）
　落札価格（加重平均）：9.56円/kWh

２．23年度の再エネ賦課金
https://www.nikkei.com/article/DGXZQOUA223770S3A320C2000000/
今年度は日中帯においても市場価格が高騰傾向にあり、FIT電源の市場収入が膨らんだため制度導入以来
初めて再エネ賦課金が引き下げられます（本日、1.4円/kWhと公表されました）。
2円/kWh強の引き下げというのは決して小さくないと思うのですが、肝心の電気・ガス料金は補助金で
幾分緩和されているとはいえ当面高値で推移しそうなので引き下げによる影響は限定的でしょうか。

３．太陽光・風力の出力制御
先日のエネ庁系統ワーキンググループにおいて、31年度時点の太陽光・風力の導入量を想定した出力制御の
見通しが各一般送配電事業者より公表されました。これによれば、対策を講じない場合、北海道と東北では
50％を超える出力制御率が見込まれる驚きの試算結果となっています（最下部参照）。
連系線を活用してもこのような高い出力制御率が偏在することが予見されていますので、系統増強以外で
何らかの追加対策が検討される可能性が高いのではないでしょうか。
例えば、現在の市場は0.01円／kWhが下限値ですが、ネガティブプライスの導入により余剰電力の積極的な
活用（上げDRやPower to Gas等）が期待されます。これらの技術・コスト面の克服や社会実装までの工程
および市場の設計変更に伴うシステム変更等を考慮すれば、時間的な猶予はごく限られているように思えます。
しかし、エネルギーミックス実現のため更なる再エネ導入に向けては不可避な課題ですので、国を挙げて
早期に取り組んでもらいたいと思います。

エリア：出力制御率
——————-
北海道：53.6%
東北　：54.2%
東京　： 3.4%
中部　： 2.8%
北陸　： 4.2%
関西　： 3.8%
中国　：25.5%
四国　： 2.8%
九州　：26.0%

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。