小売電気事業者の負担は間違いなく増える--。「容量市場」の導入議論をつぶさにウオッチしてきた大手新電力の幹部は厳しい表情を浮かべる。

 経済産業省は11月10日の有識者会議(制度検討作業部会)で、容量市場の創設に関連して導入する「経過措置」案を提示した。経過措置は小売電気事業者の負担軽減を目的に導入されるものだが、提示された案が実施されたとしてもなお、相当の負担がのしかかるおそれを冒頭の新電力幹部は感じ取ったのだ。

古い発電所も容量市場の取引対象
古い発電所も容量市場の取引対象
1969年に稼働した東京電力ホールディングスの水殿発電所
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 容量市場は将来にわたって電源不足を招くことがないよう、発電所(電源)の建設・維持に関する採算性の見通しを高める目的で立ち上げる新たな市場をいう(「『たなぼた利益』か否か、新市場の損得を読む」参照)。2020年に取引を始めることが2016年末までの議論で決まった。その後、新市場の具体的な設計を巡って議論が交わされてきたが、経産省は骨格を12月中にも固める方針だ。議論は大詰めに差しかかっている。

小売事業者の7割は影響を把握できていない

 にもかかわらず、現段階でも容量市場が小売電気事業者にもたらす影響についてはほとんど理解されていないといっていい。現行の卸電力市場が実際に発電した電力(kWh)を売買するのとは根本的に異なり、容量市場は発電能力に相当する「kW価値」を金額換算する。電気事業者であってもkW価値を具体的にイメージできる事業者はほとんどいないのが実態だろう。

 日経エネルギーNextビジネス会議が会員の小売電気事業者を対象に、10月に実施したアンケートでも、影響については「わからない」と回答した事業者が42%、「(負担が増えるか増えないか)どちらとも言えない」が33%に上り、7割以上の事業者が新制度の影響を測りかねている様子が浮かび上がった(「関電の重要事項説明は『独禁法上、OK?』」参照)

 容量市場は安定供給に全国で必要とされる電源の量と、発電能力1kW当たりの価格を決定し、規模に応じて小売電気事業者に支払いを求める。発電事業者は発電能力に応じて支払いを受けられるという仕組みだ。

 容量市場の導入が決定された昨年までの議論において、経産省は「中長期では小売電気事業者が負担する総コストは現行と同等水準に収斂する」と説明してきた。つまり、小売電気事業者は新たにkW価値(容量価値)を負担することになるが、その分は卸電力市場(前日スポット市場や1時間前市場)のkWh価格が下がるというのだ。このことが小売電気事業者の警戒心を和らげてきた大きな要因になってきたと言えるだろう。

 この説明は理論的には間違っていない。ただし、「中長期では」という条件が付いている。もっと言えば、容量市場と現行の卸電力市場が完全な自由市場として、“正常”に機能すればの話なのである。「いつ、総コストが同等水準に収斂するのか、だれかが保証してくれているわけではない」(新電力の幹部)。

 それどころか、先の有識者会議で経産省が提出した説明資料には「容量市場の導入直後においては、卸電力市場のkWh価格に与える影響は限定的と考えられる」と明記された。つまり、小売電気事業者がkW価値を負担するようになっても、すぐにkWh価格が下がるわけではないことを経産省も認めた格好なのだ。

 容量市場の導入により、少なくとも初期の段階では、小売電気事業者の負担は純粋に増える。では、小売電気事業者が新たに負うことになる負担とはどの程度のものなのか。

 実は、小売電気事業者が背負う負担については概算を含めて、これまでの議論の過程では一切明らかにされていない。このことが容量市場を理解しにくいものにし、議論から小売電気事業者の関心を遠ざけてきた大きな要因になってきたのではなかろうか。

 そこで、有識者や電気事業者の取材を元に容量市場の負担を試算してみた。

100万kWの発電所は年間40億円の収入

 まず、参考になるのは既に容量市場を導入している海外の事例だ。

 経産省が議論の過程でしばしば引き合いに出す米国PJM(ペンシルバニア、ニュージャージーなど5州とワシントンDCを対象とするエリア)の場合、容量市場における直近の落札価格は1日当たり100ドル/MWだった(2019/2020年価格)。

 これを円換算で1年当たりに置き換えると、4088円/kW(1ドル=112円)になる。発電事業者は1kW当たりの発電能力を1年間維持する見返りとして4088円、100万kWの大型発電設備なら1基で1年に40億8800万円を受け取れる計算になる。

 経産省はモデルプラントの固定費の経年推移を、11月10日の有識者会議の場で参考資料として公表した。そのグラフから読み取れる減価償却費を除いた固定費は、LNG火力で約4000円/kW、石油火力で約6000円/kWという水準だ(正確な数値は公表していない)。市場価格は入札行動などで変わるため、固定費原価がそのまま反映されるわけではないが、PJMの市場価格4088円/kWという水準は、国内の容量市場価格を占ううえでも参考になると見ていいだろう。

 国内で必要と見込まれる発電能力については、電力広域的運営推進機関が公表している「供給力の見通し」が参考になる。小売電気事業者の支払いが最初に発生する2024年の「年間最大需要3日平均(H3)」の見込みは約1億6000万kWである(容量市場は4年後のkW価値を決める)。これに不測の事態に備えて確保する予備力(H3の8%)を上乗せした量を仮に全国で必要になる電源の確保量とみなしたとき、PJMの市場価格を掛け合わせると7064億円となる。

 実際の必要量は「需要曲線」として広域機関が容量市場の取引の都度定める決まりで、現時点の需要見通しがそのまま当てはまるわけではない。だが、予測できる仮定に基づけば、国内で立ち上がる容量市場を通して動く金額は年間7000億円規模になる可能性がある。これが毎年、発電事業者が受け取る総額であり、小売電気事業者が支払う総額に相当する。かなり大きな金額になりそうなことがわかる。

 あとは個別の事業者にどう振り分けるかだ。配分方法はまだ固まっていないが、小売電気事業者への振り分け方の1つの有力な案として、エリアごとの年間のピーク需要の時間帯における個別事業者の需要量(kW)の比率で割り振る案が挙がっている。エリアごとに必要になる電源の確保量はエリアのピーク需要で決まるという考え方だ。

販売量1kWh当たり1.6~2.4円の負担

 東京エリアに当てはめれば、2015年度のピーク需要は5587万kWだった。この年の大手電力10社のピーク需要の単純合計は1億6718万kWだったので、東京エリアの小売りに対しては約2340億円の負担が割り当てられることになる[約7000億円×(5587万kW/1億6718万kW)]。東京エリアでピーク需要時に仮に10万kWの需要を持っていた小売電気事業者は、年間で約4億2000万円を負担する計算になる[2340億円×(10万kW/5587万kW)]。

 売り上げに占める負担額をわかりやすく表現するため、販売電力量1kWh当たりの負担に置き換えて見てみると、負荷率30%の場合で1.6円/kWh[4億2000万円/(10万kW×0.3×8760時間)]、負荷率20%で2.4円となる(*1年は8760時間)。新電力の場合、負荷率は20~30%というケースが多いと見られるが、上記の配分方法を前提としたとき、負荷率が小さい新電力ほど販売電力量当たりの負担額は大きくなる。

 1kWh当たり2円前後の負担をどう見るか。小売電気事業者の収益構造は様々だが、仮に1kWh当たりの電気料金の平均単価が30円で、そのうち託送料金が3分の1を占めるとしたら、kW価値の支払いは収入の1割程度を占める可能性がある。

 以上はあくまで諸条件を仮置きした試算に過ぎない。1kW当たりの負担が1円程度で済む場合もあるだろう。それでも、薄利と言われる電気事業にあって、他の諸々の経費を差し引けば、赤字に陥る新電力が出ないとは言えない水準ではなかろうか。

 ある老舗新電力の幹部は「自社への影響が一番心配なのはもちろんだが、他の新電力への影響がどうなるかも心配している。もし、新電力の倒産が相次ぐことにでもなれば、新電力への信頼がぐらつき、自社の事業にも跳ね返ってくる」と不安を隠さない。

 容量市場は発電事業者に収入をもたらし、小売電気事業者に支出を強いる。自前の電源を保有する新電力の場合も、多くは自社の需要が自社の発電量を上回るため、支出の方が多くなる。自社電源を持たず、市場から電力を調達している割合が大きい新電力ほど負担は大きい。逆に予備力を含めて自社需要を上回る電源を持つ大手電力は収入の方が多くなる。

最重要は“容量市場効果”の早期実現

 冒頭で触れた「経過措置」は、新市場導入初期の小売電気事業者の負担を和らげる方策として経産省が提案した。

 経過措置の背景や考え方は複雑なので、ここでは詳細は取り上げない。当初は容量市場の存在を前提としないで建てられた古い電源に対するkW価値の支払いが、経済学上の「たなぼた利益(ウインドフォール)」に当たるか否かが争われた(「『たなぼた利益』か否か、新市場の損得を読む」参照)。

 だが、経産省は見方が分かれたこの論争に決着をつけることなく、単純に小売電気事業者に対する「負担軽減策」として導入案を提示してきた。既に触れたように、容量市場導入後、直ちにスポット市場などにおけるkWh価格が下がる可能性は低く、小売電気事業者は負担だけが増えると見られるためだ。

 議論の経緯を抜きにして、経産省案の“結論”だけをかいつまんで言えば、2020年の取引開始時に決まる2024年分の小売電気事業者の支払総額を、市場で決まる金額から既設電源分の42%を差し引く。控除額は毎年7%ずつ減らし、小売電気事業者は2030年分から市場で決まる全額を負担する。

 初期の負担軽減策として十分かどうかは見方が分かれるところだ。

 古い電源にはたなぼた利益になると見なす立場や、スポット市場などのkWh価格が容量市場効果で容易に下がることはないと見る新電力などには、実質6年の経過措置期間は短く、負担軽減(控除額)も不十分と映る。

 一方で経産省案は2021~23年の3年分は支払いが発生しない(2020年の取引開始時点で2021~23年分の取引は行わない)。容量市場導入から間をおかず、kW収入を期待していた大手電力などから見れば、取り分は減ることになる。大手電力は経過措置の導入自体に難色を示している。

 経過措置はほぼ経産省案で固まる見通しだ。しかし、何よりも重要なのは、容量市場立ち上げ後、可能な限り早期に容量市場効果を実現し、スポット市場などにおけるkWh価格を下げていくことだ。

 スポット市場が大手電力の市場支配力により、全面自由化後も少なからず歪められてきた実態は、これまでしばしば報じてきた通りだ。

 市場の活性化(取引量の増大)を推進する重要性は、容量市場の立ち上げでさらに強まったと言っていい。スポット市場や1時間前市場だけでなく、容量市場からも市場支配力を排除するルールや運用、監視は必須だ。

 さもなければ、市場の“不完全さ”が、新電力を無用に破綻に追いやることになりかねない。経産省の電力市場政策が改めて問われている。

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