経済産業省は、東京電力グループや関西電力など大手電力8社の小売部門と、予備力(予備電源)を卸電力市場に全量放出するルールで合意した。これまで不透明だった予備力運用が改善すれば、市場活性化への効果が期待できる。

 「ようやく解決される方向に向かうことを評価したい」。卸電力市場の活性化を一貫して唱えてきた有識者会議のメンバーはこう述べた。

 電力・ガス取引監視等委員会は10月26日、「旧一般電気事業者(小売部門)の予備力確保の在り方について」と題した1本の文書を提示した。

 そこには、北海道と沖縄を除く大手電力8社は、前日スポット市場での取引時点で、翌日の自社需要の1%を超える余剰予備力(想定外の需要の上振れなどに備える予備電源)はスポット市場に投入する。続いて、実需給の1時間前まで取引できる「1時間前市場」に残りの予備力を原則すべて投入することなどが明記されていた。

 つまり、実需給時点で大手電力の小売部門が確保する予備力はゼロになる。予備力が完全に卸電力市場に開放される分、取引所の活性化が期待できる。

中三社がそろって過剰予備力

 「ようやく」の思いは、多くの新電力にも共通するところだろう。

 全面自由化以降、夏場や冬場には時間帯によってスポット市場への売り入札量がなぜか大きく減り、電力価格が高騰する事態がしばしば発生した。スポット市場からの電力調達に頼る多くの新電力の収益を揺さぶってきた。大手電力の入札がルール通り行われているのかを疑う新電力は少なくなかった。

 文書は監視委員会のほか、資源エネルギー庁、電力広域的運営推進機関を加えた3者連名で作成された。監視委員会幹部は「あくまで現行の『自主的取組』の枠内における追加の“お願い事”であって、法的性格はない」と説明する。

 「自主的取組」とは、大手電力が卸電力市場の活性化に貢献するための“約束事”という建て付けになっているが、市場への入札に関する事実上のルールとして扱われてきた。今回の「予備力確保の在り方」も、今後は事実上のルールとなる。監視委員会は今回の措置で、スポット市場の売り入札量は最大4割程度増えると見込む。

 大手電力の小売部門における予備力の新ルールは11月から段階的に運用が始まり、1年後の2018年11月の完全実施を目指す。その間、大手各社は年末までに提出する「行動計画」に沿って、確保していた予備力を減らしていく。

 大手電力の小売部門による予備力確保問題が明るみに出たのは、9月29日の有識者会議(制度設計専門会合)の場においてだった。

 夏場の市場価格高騰などをきっかけに大手電力の入札行動の調査に乗り出した監視委員会は、中部電力や関西電力の小売部門が予備力をスポット市場入札時点で想定需要の2~5%以上、市場取引終了(ゲートクローズ)時点で2~3%以上を確保していた実態を明らかにした(「中部電や関電も、過剰な電源抱え込みにメス」参照)。

 2016年4月以降、東京電力エナジーパートナー(EP)による「予備力二重計上問題」は明らかになっていたが、大手の中三社の小売部門が揃って過剰な電源を抱え込んでいたことがこのとき判明した。

 全面自由化以降、ゲートクローズから実際の需給の場面にかけては、需給のズレを調整するのは大手電力の送配電部門(一般送配電事業者)の役割と整理された。これを、全面自由化以前に大手電力全体で確保していた「予備力」とは区別して「調整力」と呼び、送配電部門は「平年最大需要3日平均」の7%を調整力として確保する運用が始まっていた。

 大手3社については送配電部門の調整力とは別に、小売部門が独自に大きな予備力を抱えていたことになり、その分、卸電力市場に投入された電力が全面自由化以前に比べて減っていた可能性がある。

太陽光の発電量予測は大きくはずれることも

 中部電と関電の責任者はゲートクローズ後も小売部門が予備力を維持していた理由として、そろって「供給力確保義務」への対応を挙げた。

 だが、全面自由化後の制度を議論していた2014年9月には、ゲートクローズ後に大手電力の小売部門を含む小売電気事業者の供給能力が不足することがあったとしても、供給力確保義務違反には当たらないという整理が既になされている。ゲートクローズ後はあくまで送配電部門の責任なのである。今回の新ルールは、小売電気事業者の予備力の確保や行使に関する“細則”を改めて定めたということになる。

 では、なぜ、全面自由化後の新制度のもとで、これまで3社の小売部門は過剰な予備力を抱えて、手放そうとしなかったのか。

 9月2日、九州電力(送配電部門)は10~17時にかけて、「厳気象対応調整力」として需要家に節電を要請するデマンドレスポンス(DR)を発動した。非常時の調整力として通常の電源に代えて大手電力の送配電部門がDRを活用する制度は、2017年4月から始まっていだが、実際の活用はこれが初めてになる。

 だが、この日の九州エリアは、「厳気象」というほどの猛暑だったわけではない。実は事前の気象予測が外れ、太陽光発電の想定外の下振れに対応するため、需要家に節電を要請して需給調整を乗り切ったのである。ときには非常手段に訴えなければならないほど、太陽光の発電量予測は大きくはずれる可能性があることを示すエピソードと言えるだろう。

 実は、中部電の小売部門が予備力を手放さなかった理由の1つに、太陽光発電など自然変動電源への対応を挙げている。そして、そうした事態に備えるため送配電部門から小売部門に対して、小売り用電源の一部を送配電部門が使う調整力用に取り置きしておくよう要請していたことも明らかになった。

 だが、「本来、送配電部門はルールに基づいて事前に確保した調整力の範囲で太陽光などの変動にも対応できるはず。小売部門に余分な電源確保を要請するのは筋違い」と監視委員会幹部は断言する。仮に、太陽光の変動対応が現行の調整力で不足するなら、調整力のルールを見直すことで対応すべきだろう。

 ちなみに九電の場合、小売部門はこれまでもゲートクローズ時点で予備力は1%未満に減らしている。その上で、送配電部門はDRまで使って太陽光の変動に対応しようとしているわけだ。

1時間前市場の活性化も課題

 今回、新ルール運用に当たって、1年の試行期間を設けた。これまで、スポット市場入札時点で予備力を3~5%残していた東電EP、中部電と関電の小売部門は、この11月から2~3%に減らすことからスタートし、1年後までに1%未満に減らす。

 仮に実需給前日に行うスポット市場入札から当日までの間に、需要予測が変化し、供給力が不足しそうな場合は、1時間前市場で不足分を調達する必要がある。ここまでは大手電力を含む小売電気事業者に供給力確保義務がかかる。

 つまり、今回の新ルールは、大手電力の場合も不足分を1時間前市場で調達できることが前提になっている。ただ、直前の微調整に使われる1時間前市場の取引規模はこれまで、スポット市場に比べて大幅に小さい。1年間の試行期間を設けたのは、夏場や冬場を含めて、1時間前市場が大手電力の電力調達の場としても機能するかどうかを検証する意味がある。

 これまで取引量がわずかだった1時間前市場も、買い手が増えれば、それに合わせて取引量は増えていく可能性がある。

 新ルールを通して、スポット市場や1時間前市場を成長させられるか。3社の前向きな取り組みが大前提になる。