発電所の「発電能力」を価値化して取引する「容量市場」の創設議論が大詰めを迎えている。だが、仕組みが複雑で、国内では馴染みのない取引のため、電気事業者の間でも理解が進んでいるとは言い難い。需要家や小売電気事業者にとって負担が増す可能性もあるだけに、制度改正の内容はしっかり押さえておきたいところだ。

 2020年度の取引開始を目指して議論が進んでいる「容量市場」。10月18日、電力広域的運営推進機関が主催する検討会では、市場で決まった「容量価値」に対する小売電気事業者への負担の求め方や支払いのタイミングがテーマに上った。

 「いよいよ事業に直結する実務領域に焦点が移ってきた。残り時間が少なくなる中、議論を急ぐあまり、想定外の負担を負うようなルールが不意に決まるのが一番怖い」。老舗新電力の幹部は不安を漏らす。

 容量市場のほか、「ベースロード電源市場」や「非化石価値取引市場」といった新市場を、電力システム改革の当面の最終段階である発送電分離に合わせて整備する方向が、政府審議会で決まったのは2016年末のことだ。3月からこれら新市場を具体化するための検討が始まった。経済産業省は今年末にも「中間とりまとめ」で骨格を固めるべく、ここにきて議論を加速させている。

 並行して創設が検討されている複数の新市場の中でも、もっとも分かりにくいのが、類似した取引が国内にはない容量市場だろう。そのことが、新電力の不安を呼んでいるという面も強そうだ。

「調達先未定」の新電力が増えた

 容量市場は電源(発電設備)の建設投資の回収見込み(予見性)を高めるために、電源の「kW価値」(発電能力)を取引する。これまで総括原価方式で決めた電気料金で、電源投資の回収が保証されてきた大手電力が、競争環境の変化をにらんで全面自由化前から導入を強く求めていた経緯がある。

「発電能力」に対価を支払う
東京電力フュエル&パワーの千葉火力発電所(出所:東京電力ホールディングス)

 一方、経済産業省や安定供給を担う広域機関も全面自由化で供給力確保に不安を覚えた。

 電気事業者は毎年、10年先までの自社の需給見通しや発電所建設など「供給計画」の提出が義務付けられている。全面自由化が始まった2016年度は、「特に中小規模の小売電気事業者から、中長期の供給力を『調達先未定』とした計画が多数提出された」(広域機関幹部)。新規参入者の大半は、市場からの電力調達に頼り、自前の供給力や決まった調達先を持たない事業者が占めていたのだ。

 調達先未定の小売電気事業者が増えるということは、発電事業者から見れば長期相対契約が減ることを意味し、将来の収入の見通しが立ちにくくなる。こうした事態が電源投資の鈍化を招くと懸念した広域機関はこの年、経産大臣宛てに供給力確保の強化を求める意見書を提出した。これが、今日の容量市場導入議論の発端になっている。

 容量市場が立ち上がれば、小売電気事業者は自社の需要を賄うのに必要なkW価値(発電能力)の対価を需要規模に応じて支払うことが義務付けられる。その支払い単価を決めるのが容量市場だ。一方、発電事業者は容量市場で落札した電源の規模に応じて収入を得られる。この収入が、既存の電源の維持や更新、新規投資の計画立案を後押しするとされる。

 ただし、「電源の固定費のすべてを容量市場で回収できると考えるのは誤りだ。固定費の回収は他の市場といかに組み合わせて活用するかが鍵になる」と経産省幹部は明言する。


 将来の供給力不足を回避するのが容量市場の目的である。例えば4年後から5年後までの1年間のkW価格(発電容量1kW当たりの価格)をあらかじめ決め、当該年に支払いが発生する。これを毎年続ける。

 その際、価格はシングルプライスオークション方式で決める案が有力だ。発電事業者は電源単位で「kW価格」と「kW量」からなる売り入札を行う。kW価格が安い順に落札電源が決まり、必要なkW量(容量の確保目標)に達した最後の電源のkW価格が約定価格となるのがおおよその仕組みだ。

 ザックリ言えば、1kW当たりの建設費が安い電源ほど落札の可能性は高く、容量市場では収益を上げやすい。当該電源のkW価格と約定価格の差分が利益になるためだ。

固定費の安い電源が有利

 電源の発電コストは、固定費(建設費など)と可変費(燃料費など)の足し算で決まる。電源には原子力、水力、石炭火力、ガス火力、石油火力などの種類があるが、それぞれの電源の固定費と変動費にはトレードオフの関係があり、その特徴をうまく組み合わせることで全体コストの最適化(ベストミックス)を実現する。

 容量市場とは、燃料費は高いが建設費は安い石油火力などが優位な市場で、建設費が最も高いとされる原子力などの固定費回収には向いていない。仮に落札したとしても、利益(kW価格と約定価格との差分)は相対的に小さいはずだ。

 では、固定費が高い電源はどうすればいいのか。市場取引で固定費を回収しようとするならば、実際に発電した電気の1kWh当たりの価格を決めて売買する「kWh市場」が適している。電力の主力市場と呼ばれる日本卸電力取引所(JEPX)のスポット市場がその代表だ。

 というのも固定費が高い電源は一般的に燃料費が安い。限界費用(燃料費相当)で売り札を入れれば、落札の可能性は高く、利益(限界費用と約定価格の差分)も相対的に大きくなる。その利益を固定費回収に充てるわけだ。仮に価格が日々変動するスポット市場だけでは収入の見通しが立ちにくいとすれば、一定期間のkWh取引を約定する先渡市場の活性化などが望まれる。容量市場ができても、「kWh市場が電力のメインの取引市場であることは変わらない」(経産省幹部)。

 単純だが、こうしたkW市場(容量市場)とkWh市場(スポット市場など)の“役割分担”ついてイメージを持っておくことは、今後の議論を理解するうえでも有益だろう。容量市場は、燃料費は高いが、日々の需要の上振れや年間の需要ピークへの対応に欠かせない電源により適している。kWh市場での約定機会が少ない電源の固定費回収を助ける性格が強い市場なのだ。

 経産省は容量市場について「投資回収の予見性を高めるための措置」であり、「理論上は電力調達の総コストは変わらない」と説明している。つまり、小売電気事業者は容量市場を通してkW価格を発電事業者に支払うことになるが、その分はkWh市場の価格が下がるはずという理屈だ。


 だが、これはkW市場とkWh市場の両方が十分に競争的で、歪みや不正がない完璧な市場環境が前提だ。海外の市場に比べて流動性が低く(取引量が少なく)、支配的事業者である大手電力の入札行動の影響を受けやすいのが日本の電力市場の現実だ。「理屈通りにすぐさまスポット市場が安くなるとは到底思えない」(新電力幹部)といった不安を口にする新電力は多い。

 その意味でも、スポット市場など電力市場の活性化は引き続き重要な課題だ。そして、市場監視もいっそう厳格化することが求められる。

 現在、大手電力は余剰電力を当該電源の限界費用でスポット市場に投入することが義務付けられている。だが、2016年11月には、限界費用を上回る売り入札を繰り返していた東京電力エナジーパートナー(EP)が業務改善勧告を受けるなど、市場の健全化は途上にあると言っていい。
 
 大手電力はこれまで、「スポット市場では固定費が十分に回収できない」という不満を繰り返し訴えてきた。しかし、固定費回収の新たな仕組みを追加する以上、スポット市場では限界費用での玉出しは必須だ。そもそもスポット市場が十分に競争的であれば、限界費用での玉出しは最も経済合理的(儲けの機会が多い)なはずだが、これをわざわざルール化し、監視しなければならないところに日本の市場の未熟さがある。限界費用を上回る売り入札は支配的事業者による相場操縦(価格のつり上げ)に当たる。

 容量市場においても大手電力が支配的事業者であることに変わりはない。市場支配力を抑止するルールづくりや市場監視は欠かせない。

 kW価値の二重取り防止も重要なテーマだ。容量市場の設立は電気の価値を「kW価値」(発電能力)と「kWh価値」(エネルギー)に分けて扱う試みである一方で、実際の発電コストや電気料金の中では両者は混在している。容量市場から得たkW価値収入分は他の市場価格や取引価格から控除する実効的な仕組みが必要になる。

kW価格分を値引きしないと見合わない

 その点、今後立ち上がる新市場を含めて取引市場間の整合性を確保するのはもちろん、常時バックアップを含む相対取引の価格がどうなるのかも重要な視点だ。

 今回、経産省は「国全体で必要となる供給力(kW価値)は全て容量市場で取引する」「相対取引であっても、kW価値の支払いは容量オークションを通して行う」といった方向性を提示している。そうなれば、容量市場を通してkW価値の支払いを受けた発電事業者は、現行の相対取引価格(売価)から、受け取ったkW価値相当分を差し引かなければ、二重の支払いを受けることになってしまう。小売電気事業者にとっては負担が二重になる。

 この点に関して不安を口にする新電力幹部もいる。発電事業者と新電力(小売電気事業者)との関係では、「大手をはじめ発電事業者の方が強い立場にあるケースが多く、価格改定がスムーズに進むかどうか不透明」(新電力幹部)だというのだ。相対取引はあくまで事業者間の取り決めだが、経産省には取引価格からkW価値の適正な控除を促すガイドライン作成などが求められる場合もあるだろう。

 細部の設計次第では、新電力には思わぬ負担増につながる可能性もある。

 10月18日の広域機関での検討会では、小売電気事業者に対するkW価値支払いの配分法が論点として挙がった。容量市場で決まるのはkW価値の単価と全国規模で確保が求められるkWの総量である。そこでトータルの金額が決まることになるが、それをどう割り振るかだ。


 検討会では大枠の基準として、小売電気事業者の年間の最大需要(kW)、年間の販売電力量(kWh)、および両者の併用などの案が示された。容量市場はkW価値を扱うのだから、最大需要に応じて負担を配分するのが自然に見える。事実、検討会の場では学識者などから最大需要に賛意を示す声も少なくなかった。

 だが、ある新電力幹部は最大需要を基準に用いることには強い難色を示す。

 新電力も顧客の構成などで需要カーブは一様ではないが、大手電力に比べて負荷率は一般的に小さい(電力販売量の割には最大需要が大きい)。つまり、売り上げに占める容量支払いが大手電力の小売り部門より大きくなる可能性が高い。そのため、相対的に競争力を削がれるというのが理由だ。

 大手電力に比べて新電力の負荷率が小さいのは、原子力や水力など24時間安価に使えるベース電源にアクセスしにくいという理由が大きい。経産省は、大手電力に原子力や水力などの電源を供出させる「ベースロード電源市場」の設立を決めているが、詳細な検討は容量市場と並行して進められており、容量市場が立ち上がる時点ではベースロード電源市場の成果は十分に見えていない可能性が高い。具体的な配分法は今後詰めることになるが、論理的な観点だけでなく、これまでの経緯や競争環境を配慮する必要もあるだろう。

kW収入は「たなぼた利益」か

 年末にかけて議論を煮詰めていくうえで、大きな焦点となりそうなのが「経過措置」だ。実は、容量市場導入前に建設された電源に、容量市場からkW価値を支払うかどうかが決まっていない。

 理論的には中長期的に、容量市場への支払い分は、スポット市場などkWh市場の価格低下に現れるとされている。しかし、容量市場が立ち上がったからといって、スポット市場における 発電事業者や小売電気事業者の入札行動に直ちに変化が現れるとは考えにくい。ということは、kW価値を支払う分、当面は小売電気事業者の負担が今より増すことになりかねない。容量市場の効果が現れて、kWh市場の価格が低下するまで、容量市場を介した発電事業者への支払いを軽減する必要があるという考え方が、ここで言う経過措置だ。

 そうなると、発電事業者は受け取りが減る。だが、容量市場導入前に建設された電源は、容量市場の存在を前提としないで投資が決定されたものだ。つまり、容量市場の効果でkWh市場の価格が下がる前の段階では、kW価値の支払いを受けなくてもkWh市場の存在だけで従来と同水準の利益を維持できるはずだと、経過措置導入を支持する側は主張する。したがって、kW価値の受け取りは「ウィンドフォール」(たなぼた利益)に当たると見なせるため、経過措置は妥当だと訴える。

 こうした経過措置の考え方に、国内電源の大半を保有する大手電力は反発している。国は容量市場導入の必要性について、国費を使った再生可能エネルギーの拡大に伴う火力などの稼働率低下への対応(調整力の確保)などを挙げている。容量市場がそうした市場環境の変化を踏まえた供給力確保の方策だとしたら、電源建設時期で扱いを区別する理由はなく、kW価値の受け取りはウィンドフォールには当たらないと主張する。

 容量市場で動く金額は数千億円に上るとの試算もある。経過措置の扱いは、小売電気事業者や需要家の負担を大きく左右する可能性がある。大詰めに向けて、透明性が高く、誰もが納得できる議論が求められる。