電力需給の構造的な変化が密かに進行している。4月以降、日本卸電力取引所(JEPX)の市場価格は安値で安定しているものの、この安値に慣れ切ってしまうのは危険だ。夏場の需要ピークに天候不順などが重なると、不意に「構造的変化」が顕在化し、電力相場は荒れる恐れがある。

 4月からここまで、卸電力市場は比較的安値で安定した状態が続いている。昨年12月からこの3月にかけての異常と言える高値は何だったのかと首をかしげる市場関係者も多いのではないか。しかし、つぶさに見れば、市場関係者を震撼させるような電力需給の変化が、今も安値安定の影に隠れて進行している。この夏、市場は荒れても不思議はない。

 冬の高値については、特殊要因による一時的なものという見方もある。未確認だが、原子力発電の再稼働の見込みが狂った西日本の大手電力が、それを補うためにスポットで高値のLNG(液化天然ガス)を調達せざるを得なかったうえ、卸電力市場においては買い手に回ったことが市場の高値につながったというのが1つの説だ。

太陽光発電の増加が卸電力価格を下押し

 要因がそれだけならば、高値は一時的かもしれない。しかし、見落としてはならないのが構造的な変化だ。

 前回、このコラムでは「停止火力残高」が増えていることなどを挙げ、市場に投入される電源が減少していく「売り玉不足」が起きているのではないかと指摘した(「電力は余っているのに、なぜ市場価格は高い?」)。背景として大手電力の自社需要の減少(顧客の離脱)が引き金になっている可能性についても触れた。今回は、今後の卸電力価格をどう見通すかの観点からさらに深掘りしておきたい。

 このところの安値は太陽光発電の影響が大きいと見ている。5月は、東日本の日本海側や西日本で降水量が少なく、日照時間がかなり長くなった。月間降水量は東海地方で平年の49%、中国地方が30%と、それぞれ統計を取り始めた1946年以降、5月では最も少ない降水量だった。太陽光で発電した電気が西日本を中心にエリアの電力需要を吸収し、さらに余った電力が供給力としてJEPXに投入されたため、価格も低下した。

 とりわけ、太陽光発電が豊富な九州エリアでは、昼間に4円/kWh以下を付けた時間帯が出るなど電力価格は歴史的な低水準にまで下がった。

九州は歴史的安値
関西・九州エリアの価格推移[日中時間帯](出所:日経エネルギーNext電力研究会)

停止火力の増加が暗示する供給力の不安定さ

 九州電力エリアでは、2016年10月に定期検査に入った川内原発1号機(89万kW)が今年1月に、同2号機(89万kW)が3月に復帰。これらの営業運転に合わせて、豊前1、2号機(石油火力50万kW×2基)を2020年度に停止させる。そのほか、苅田新2号機(石油火力37.5万kW)を今年5月に、相浦1、2号機(石油火力計87.5万kW)を2018年度に廃止する計画が決まっている。

 いずれも燃料は重油や原油で、合計出力は225万kWになるが、これらの調整が太陽光由来の出力で想定外の展開になっている可能性がある。

 5月の九州エリアの需給状況は、太陽光発電の出力が大きく、需要の7割近くを太陽光発電で賄ったとみられる日もある。ある意味、他の発電設備の電気は追いやられる事態だ。ゴールデンウィーク(GW)には太陽光発電に対して出力抑制指示が出されたとの報道もあったが、太陽光に続いて風力発電などの出力抑制も現実味を帯びる。

 そこで、前回も掲載した火力発電の停止量(実績量と計画量)の最新のグラフを参照されたい。

昨年夏より停止火力は増加
停止中火力発電設備の積み上げグラフ[2016年4月~2017年8月](出所:JEPX発電情報公開データを基に日経エネルギーNext電力研究会が作成)

 今年の5月は昨年の同時期に比べて停止電源の残高が減少するスピードが速かったことがわかる。定期点検をGW中心に行い、GWが明けると一気に電源を復帰させたようだ。

 一方で、8月下旬までの推移(計画)を観察すると、今夏の停止火力は7月半ばに底入れし、昨年と同様、8月下旬から本格的に反転するようだ。

 しかしながら、今年は昨年に比べて底入れの深さが浅い。より細かく見ると、中部電力と関西電力が昨年より停止量を積み増している。その一方で、九州電力はこの8月の停止はゼロの計画だ。

 中部電や関電は、市場価格が低めに推移する中で、停止させやすい(=動かしづらい)電源を積極的に停止する計画を立てているのではないか。夏に向けてさらに停止火力残高が積み上っていくことも考えられる。

 一方、九電は出力調整できない原子力が稼働することを前提に太陽光由来の発電量の変動を考慮したとき、火力停止の予定を立てにくくなっているのではないか。そのため、まだ火力電源に関する停止電源の計画が未反映となっている可能性を感じる。

 これらが示唆するこの夏のJEPX相場はいかなるものか。

新制度も市場価格の不透明感を増す材料

 関電の高浜原発も稼働する中、太陽光発電の影響がより顕著になり、西日本のエリア価格は底値を探ることになると思われる。しかしながら、停止火力の残高は昨年より高水準だ。急に電力需給が厳しくなってもすぐに運転できる体制が整わない可能性がある。

 太陽光発電への依存が高まっている分、仮に今夏が日照時間の少ない夏にでもなれば、分単位で急減する太陽光発電を補うための電力供給は大きく不足する。そうした事態になれば、一気に価格が跳ねる素地が既に生まれていると考えられる。

 折しも、インバランス料金制度の見直しが議論されている。エリア間の調整力コスト(最終的なエリア需給を調整するために大手電力の送配電部門が支払うコスト)を反映させる「β値」が見直され、全国需給とエリア内需給の格差を調整する「α値」の算出方法が修正される。

 新たな算定法は夏過ぎ以降の導入になると見られるが、需給がタイトになった際のインバランス料金の上昇がより鮮明になりそうだ。すると、そうした局面では電力価格も上昇しやすくなる。

 加えて、大手9電力は発電部門と小売部門間の取引の透明性を高める自主的取り組みとして、自社の需要の一定割合をいったん市場に投入する「グロスビディング」を今年度から始める。システム対応の問題で各社の開始時期は異なるが、北海道電力、北陸電力、九電はすでに4月から始めているとされる。

 スポット市場における約定量の推移を見ると、4月は3月と大きな違いはないものの、5月は下旬に向けて顕著な増加を示している。グロスビディングが本格的に始まっている兆しが見られる。

 6月2日渡しの約定量は1億100万kWhに達し、過去最高を記録した。翌週の5日からの週は、後半にかけて最大約定量を連日超える状況が生じ、9日渡しでは1億600 万kWを超えた。

卸電力取引所での取引成立が急増
スポット市場における約定量の推移(出所:日経エネルギーNext電力研究会)

 グロスビディングは、大手電力が限界費用(燃料コスト相当)ベースで売り買い両建ての取引を行う。そのため、通常は市場価格への影響はニュートラルといわれている。ただし、需給ひっ迫時など供給力に余裕がないとなれば、自社需要を満たすための電力を確保するために、大手電力は50円/kWhというような高値で買い戻す“絶対買い”も辞さないという。そうなれば、価格は50円/kWhまで高騰する恐れがある。

 この4月から5月にかけてのJEPXの値動きを見ると、売り玉不足の懸念は一見、杞憂に思えるかもしれない。しかしながら、太陽光発電や停止電源の動向、グロスビディングなどの新制度の運営を合わせて考えると、波乱局面も十分にあり得る。

 市場の健全な育成に不可欠な売り玉不足の解消を根本的に考える段階に来ているのではないだろうか。