経済産業省
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総合資源エネルギー調査会電気事業分科会制度改革ワーキンググループ(第4回) 議事要旨

日時:平成19年10月15日(木)10:00~12:20

場所:経済産業省別館10階各省庁共用1028号会議室

出席者

委員

金本座長、大日方委員、鶴田委員、松村委員、山地委員、横山委員

オブザーバー

川崎関西電力株式会社お客様本部料金企画グループ部長、菅野有限責任中間法人日本卸電力取引所理事長、白羽株式会社エネット取締役営業本部長、神宮司公正取引委員会事務総局経済取引局調整課長、西澤東京電力株式会社執行役員企画部長、松本東京ガス株式会社エネルギーソリューション本部副本部長、三村社団法人日本消費生活アドバイザー・コンサルタント協会監事

事務局

西山電力・ガス事業部長、後藤電力・ガス事業部政策課長、伊藤同課長補佐、鍋島同課長補佐、片山電力市場整備課長、山口同課長補佐、吉野電力基盤整備課長、生越電力需給政策企画室長

議事概要

(1)開会

  • 片山電力市場整備課長より、資料確認。

(2)送電・系統運用部門の公平性担保のための方策について-同時同量・インバランス-

  • 片山電力市場整備課長より、資料3に基づき説明。
  • 以下の発言があった。
  • 12ページのイコールフッティングについて、PPSは30分の同時同量を、一般電気事業者は瞬時の同時同量を行っており、そもそもイコールフッティングとはなっていない。そのためにPPSはインバランス料金とアンシラリー費を払っており、インバランス料金をイコールフッティングの観点から決めるのは非常に難しい。事務局の案が、電力会社もアンバンドリングしたらどれくらいインバランスが出るかシミュレーションをするということなのであれば合理的なのでは。

    全体に言えることだが、垂直一貫体制の一般電気事業者とPPSという体制ではイコールフッティングが考えにくい。今回出来るとは思わないが、最終的な方法としては原子力は別としても発電部門を分離することではないか。そうすれば、シミュレーションもでき、電力会社もPPSも共通に予備力を持てる。

  • このワーキングでは発送電分離については議論することになっていないわけだが、垂直一貫体制を前提にするとおっしゃるように難しい面も有り、できるだけ公平性を確保するために若干フィクションに関わる計算をしなければならないのは事実。
  • インバランスに関する議論は複雑になってくる。それはある意味、垂直統合を維持するためのコストだと割り切って考えざるをえない。アンバンドリングを議論する場ではないが、アンバンドリングをすればシンプルな形になる。垂直統合を維持するならばイコールフッティングを確保するという観点からは複雑になるし、どこかで割り切らざるをえない。垂直統合を維持するのであれば、機能的にアンバンドリングした状態を理念的に入れざるを得ない。

    12ページの収支作成の仕方について、計画同時同量ができるならルールとしてシンプルになる可能性があるが、採用しないのであれば、エリアの同時同量のためにコストを抽出した上で一般電気事業者とPPSが公平に負担することは前提になるし、一般電気事業者がインバランス料金に関する収支を作成するということは最低限やっていかざるを得ない。一般電気事業者はインバランスは発生しないというが、エリア全体の同時同量と一事業者としての同時同量に分けて見れば、実体としては発生させている。シミュレーションは難しいかもしれないが、いくつかの仮定を置きながら検討して欲しい。

  • 12ページの考え方に賛成。

    13ページについて、変動範囲内インバランス料金の料金算定に当たり、コストを合理的に抽出して算定するという点には賛成だが、運転予備力自体は会社により系統容量の3~5%または最大電源ユニット相当、という違いがある。現段階では予備力の定義について踏み込まないが、予備力なのでコストは高くなると考えるのが普通であり、PPSの負担を重くしないという現実的な要請との調整をどう考えるかは難しい。変動範囲外インバランス料金を引き下げるにしても、実際は卸電力市場のプライスキャップになっている。

    市場価格の形成を阻害しない水準にするということは非常に重要。

  • 同時同量・インバランスについては、非常に難しい問題がある。電気という商品は電圧・周波数を一定にしたきっちりした品質でお届けする電力会社としての責務がある。そのために垂直一貫体制のもと全電源を一体として運用している。しかも、一分毎、数分毎に需要を見直し、全電源のもとに瞬時瞬時の同時同量を行っている。

    したがって、インバランス用電源と自社電源を切り分けることは困難であるから、全電源をもとにインバランス供給を行うということで、変動範囲内についても全電源平均コスト、小売料金と同じ考え方で設定している。変動範囲外については事故時等まれにしか使われないという点を考慮し、またPPSの負担も考慮した上で設定している。

    本来、PPSにも瞬時瞬時の同時同量が事業者の責務としてあるべきだと思うが、限界もあるので、30分・3%以内の同時同量としている。また、年間8760時間の中の最大電力の3%なので夜間等には実質倍以上の変動範囲となることもある。

    イコールフッティングを考えるのは難しいが、電力会社とPPSがそれぞれの責務を果たすという意味においては、現在の考え方は筋が通っている。

    資料にある運転予備力について、普通に考えるならば現在より高くなる可能性があるが、それらを踏まえて検討する必要がある。

  • 今、あたかも「PPSも本当は瞬時の実同時同量が望ましい」との説明があったが、根本的に考え方がおかしい。個々の単位が需給を合わせるのは意味が無いので、給電指令を行う一般電気事業者が責務としてエリア全体の需給を合わせるのであり、その事業者が発電・小売部門を持つことも認めることが垂直統合の基本的な考え方。一般電気事業者には瞬時瞬時の実同時同量を行う結果として、その結果必然的に30分同時同量が出来てしまうという有利さがある。したがって、形式的に30分同時同量を満たしていることになるものの、バーチャルにはエリアの実同時同量と小売・発電部門の30分同時同量に分かれている。垂直一貫においてのイコールフッティングについては、垂直一貫のメリットを採りながら競争上の有利さを取り除くことができるということを前提としていると思う。バーチャルには一般電気事業者にインバランスが発生していることは前提であり、インバランスの収支が出てくることは重要。
  • 各々が安定供給のためにどういう役割を果たすのか。電力会社は全体の系統を見て瞬時瞬時に同時同量をやっている。PPSは30分という形で参加してもらうということでやってきた。今回の議論は、料金水準についてPPSから不満があるということで、そこをどう考えたらいいのかということ。我々は変動範囲内については全電源平均コストで提供しており、コスト的にみればイコールフッティングであると認識しており、違うアイデアがあればやろう、という議論。機能的にアンバンドリング云々、ということは必要があれば分科会で議論すべきこと。
  • レトリックが違うが、それぞれおっしゃっている意味はそう違わないと思う。プラクティカルな解を見つけていきたい。
  • 運転予備力相当を切り出した上でPPSと一般電気事業者が公平に負担する仕組みはどうかという点について、イコールフッティングの観点に寄与することを期待。

    PPSとしては、インバランス料金負担がどう変わるのかが最大の関心事。現在、PPSは不可避的に発生せざるを得ない変動範囲内インバランスが圧倒的に多いが、15ページにあるようにインバランス料金の負担が重くならないという点をお願いしたい。

  • 日本の電気の質、電力会社の系統の管理能力は優れており引き続き維持すべきであるが、電力会社も小売・発電の前日計画と実績を見ればインバランスは発生していると思う。

    先程、電力会社は全電源を一体として管理しているとあったがやや不正確であり、コストの安い電源から高い電源までをメリットオーダーによって管理しているはず。PPSのインバランスにあてる分をマージナルコストで見ると、3%範囲内でもインバランス料金は現在より高くなるのではないかという懸念がある。その懸念が残りながらも、PPSと一般電気事業者のイコールフッティングの仕組みを入れることは重要。

  • 資料がぼかして書いてあるため議論が広がって恐縮。13ページの「運転予備力相当」に事務局の思いがある。実態上、給電指令という形で社内の全ての電源を切り分けることなく運営しているものを、忠実に再現シミュレーションできるのかというと、規制コストも考慮しなければならず、今後の詳細制度設計で、ある程度割り切った形で考えていかなければならない。

    イコールフッティングをコンセプトとして、実際の規制としてもどのようにすればうまくいくのか、料金水準が問題だという指摘等も合わせて、現実的な解を考えていく。

  • 運転予備力の計算をどうやるかというのはなかなか難しいということかと思う。コストは高くなるというのは基本的にあるが、それをそのままやるのか。効率的に運用している分、機械的な適用はできないと思うので、おおざっぱな方向性を出していくことかと思う。
  • 理論的にいうとマージナルな所も固定費を含むわけだが、現実を考えると実際にかかるのは運転のマージナルコストである。償却が終わったもので、メンテナンス費と燃料費がかかるということだと思うが、全電源だから安くなるとは限らないのではないか。
  • 電源を積み木に例えると、積み木自体が揺れている。一番上に積むものも、下で揺れているものとバランスを取りながら積んである。そういう意味で全電源一体運用である。
  • インバランス料金以外の料金体系との整合性を考えると、将来の原価を予測して回収し、実績も集計して、差違があれば何らかの措置をとろうということかと思う。

    それは制度設計の当初からできるならやっていたはずのこと。そのためには、系統と発電の分離計算や発電機の紐付け関係を明らかにするということがあって相当に難しく、そのため、現在のような制度になっているのだと思う。

    イコールフッティングという言葉には2種類あって、1つはインバランス料金がいくらであろうが、部門別計算して振替計算をしていれば計算上イコールフッティングになる。しかし、資料にあるのは実調整コストよりもPPSのインバランス支払額が高いということをイコールでないとしていると思う。それを解決するには原理原則に戻り厳密な計算をすべきということになるのだと思うが、それも難しいと思う。インバランス料金にも階層があるが、範囲内、範囲外にわけたとき、範囲内の料金についてものすごい争いがあるかというと違う。範囲外については非常に高いという印象がある。階層に分けて話すのが、収束しやすいのではないか。

  • 13ページの考え方はエリア全体の同時同量を管理するための平均的コストを出そうというアプローチである。このとき、平均的コストを変動範囲内料金として変動範囲外料金についてはそのX倍とする方法と、平均コストをもとに予めインバランス量を想定して変動範囲内料金・範囲外料金で按分しようというアプローチがあり得るが、ここでは元になる変動範囲内を固定してX倍とする方が自然ではないかというアプローチ。
  • 細かいところは詳細設計に先送りする。山地委員から固定費の議論があったが、本当に公平性を厳密に詰めるのは難しい。有る程度おおざっぱなところで当面やっていく。

    次に、インバランスに係る事業リスクの低減策についてご議論いただきたい。

  • 時間前市場について。日本で実施する際には、欧州と日本では系統の管理方法、特に連系線の管理方法が異なるということをよく認識しておいていただきたい。欧州は系統容量が大きく、周波数が変動しにくいため、連系線にしても比較的ラフに潮流管理をしている。一方、日本は系統容量が小さく、周波数変動が起こりやすいため連系線の潮流管理は厳密。このようなことから、市場がクローズした後の処理にそれなりの時間がかかることを認識していただきたい。

    マンパワーとコストをかければ、処理時間を短縮出来るのではないかという指摘もあるが、処理の並列化・自動化には限界がある。詳細設計の際にこのことに留意した十分な議論が必要。

    従来の通告変更に係る業務も入ってくる。通告変更を利用する者の利便性が損なわれないような配慮を。

  • 欧州の当日市場の例が示されているが、取引量割合が低いように思われる。何か制約があるのか。
  • 制度的な制約があるということではないと思うが、マーケットの性質から鑑みると、自然な数字ではないかと認識している。
  • 事務局には、詳細制度設計に入るまでに欧州における当日市場の制約条件の有無を調査していただくことを希望する。

    時間前市場について、スポット取引のゲートクローズの実質的な後倒しになる、過小な前日計画を提出し時間前市場で調達を図るケースが出てくるのではといった懸念を電力会社から聞いている。

    時間前市場の基本的性質の設定の仕方が大事。前回WGで述べたようにスポット取引の補完的性質を持たせることが望ましいと認識。24時間型とはしないということからもかなり限定的な性質を持つものと考える。また、スポット取引のゲートクローズの後倒しにならないような措置をすべき。

  • 現在は、前日12時を翌日計画提出の締切としているが、時間前市場が悪用される懸念が拭いきれない。十分に吟味をしていただきたい。 
  • 手数料設定等、市場設計をしっかりすれば、問題行為はおこらないのでは。

    全国市場に関して、連系線をまたぐような取引については連系線空き容量との関係で差別化を検討する必要があるのではないか。

  • 突発的なトラブルに対しては電源を早く入手したいというニーズがあり、時間前市場に期待している。また、前日の計画段階からの天候の変化による需要上ブレ対応もできると考えられる。既に整理されている事例・課題を踏まえ、前向きに創設に向けた検討をしていただきたい。
  • 発電事業者も同時同量達成に向けて努力しているが、現状はインバランスの負担が重く事業にとってのリスク。インバランス料金水準のほか、代替手段である時間前市場については発電者も購入可となるようあわせて検討していただきたい。

    また、発電事業者の発電不調時の調整容易化についても検討をよろしくお願いしたい。

  • 資料3は、前半が料金水準について、後半はインバランスがおこらないような方策についての検討という整理と理解。しかし、後半の16ページに挙げられている余剰電力買取料金水準、裾切り値設定は、料金水準に絡む問題ではないか。買取料金は非規制とのことだが、ここで扱っているのはどういう位置付けなのか。
  • 整理学の問題かもしれないが、裾切り値設定は新しいエリアに参入したPPSの規模が小さい間の事業リスク低減策という位置付け。

    余剰電力買取料金は、非規制のためインバランス料金とは区別しここで整理。非規制ではあるが、WG・分科会の議論を通して事業者へ求めていきたい事項という位置付け。

  • 今回のWGのマンデートに含まれないかもしれないが、平成18年6月に発表した公正取引委員会の報告書との比較で、今回カバーされていない部分について述べたい。

    公正取引委員会の報告書では、需要予測と供給実績の差に対してのみインバランス料金を課す計画同時同量制の導入を提案した。資料30ページ上段にあるように、変動範囲外インバランスの裾切り値設定においての規模の小ささを考慮するという発想を前提とするならば、計画同時同量の導入もリスクの軽減策としてあり得るのではないかと考えた。

    また、公正取引委員会の報告書では計画同時同量と結びつけて、需給調整市場についても述べている。報告書で例としてあげた英国ではインバランス料金はコスト積み上げではなく、リアルタイムマーケットを通じて決まっている。先頃から話にでているように、コスト積み上げには限界がある。報告書では市場価格を前提に価格水準を決めるという方式を提案させていただいた。

    周波数の維持といった技術的観点から計画同時同量は難しいということも分からなくないが、日本では3%以内としている許容範囲を5%程度で設定している国もあったように記憶している。技術的なことなので深入りはしないが、我が国における見方だけが唯一ではないだろう。

    変動範囲外インバランス料金について範囲内料金のx倍というペナルティー的な性質をもたせるという説明があった。競争者が競争者に対してペナルティーを課すというのはおかしいので、これは一貫体制の中で、中立的な立場での運用が期待されていることの現れであると理解。このことを踏まえると、公正取引委員会の報告書で提案した事項は、垂直分離の問題に踏み込まずとも検討できるものと認識。

  • 裾切り値の設定については、系統の安定性を乱さないことが基本。30ページ下段の「参入後の一定期間に限り」という文言は、当面様子見をするためのものと理解。

    リアルタイムマーケットについては、発送電一貫体制のもとではなかなか機能しないだろうし、そもそも一貫体制維持が本検討の前提であり、導入は難しい。

  • コスト積み上げではなく、マーケットで決まる価格を指標とした料金設定ができないか、というのが発言の趣旨。

    また、インバランス料金が考え方の変更に伴い逆に上がる可能性もあるとの話だが、もしそうであるならばリスク低減策についてはやれるだけやっておくことが必要だろう。

  • コスト積み上げ式でも、厳密にやればやるほど市場価格に近づくのではないか。マーケット連動型の価格設定については、1日前市場ができてから2年数ヶ月という現状で、系統運用部門に負担がかかる仕組みを作ってうまくワークするのかという懸念がある。

    運転予備力というコンセプトを取り出してきたのは、イコールフッティング実現のため、総括原価方式のもとでインバランス料金設定の前提となる考え方を変えていこうということ。

    実受け渡しまで時間が短いものを、全てマーケットを通した取引でやっていけるのか不安がある。一歩一歩進めてきたい。

  • 海外では、前日スポット価格を元にしているところもあるが、日本はスポット価格にどの程度正当性があるのか不安がある。
  • 裾切り値について。先ほどの裾切りが可能なら計画同時同量も可能ではという指摘は逆だと思う。計画同時同量を入れられないことを前提として、裾切り値を導入するのではないか。ぜひとも導入していただきたい。また、30ページの「一定期間」と限定する合理性が無いように思う。「一定期間」が「小規模な事業者が存在しなくなるまで」という意味であるならともかく、理由付けに乏しい。

    余剰電力買取について。系統運用上の制約から買い手独占市場となっており、実質的な卸取引が非規制でいいのかについて議論の余地があるはず。また、マーケットメーカー制が取引所に導入されれば意味は成さないが、買取価格が正当な水準であるとするならば、買い手独占市場の価格であることから卸電力取引所での価格支配力の行使を監視する指標、マージンの監視をするベース情報として使えるのではないか。

  • 標準変動範囲は、最大電力に対しての3%であるため、PPSは夜間・端境期にはそれなりに余裕を持った調整ができているものと認識。インバランスの発生状況についてデータ的な精査が必要と思う。裾切り値設定については、系統に与える影響が小さいとはいえ、これまでの同時同量の考え方とは違う方向に舵きりがなされていると感じる。

    余剰電力買取については買い手独占市場云々というよりも、同時同量を守っていくインセンティブ的な面が必要。

  • 25ページのバランシンググループについて、今の制度だと代表契約者はPPSである必要があるのか。そうだとしたら、26ページでPPS以外の第三者が代表契約者になれるようにするということは、法律を変えるということか。
  • 代表契約者はPPSでなくてはならない。あくまでも制度上は代表契約者は引き続き残り、代表契約者が担っている役割の一部を外部の第三者に委託することを可能にしてはどうかということ。元々、代表契約者制度の考え方自体は、各一般電気事業者の託送供給約款の中に織り込まれているため、約款の手当で基本的には出来るのではないか。
  • バランシンググループを形成することは、PPS全体のリスクを下げることになるから、第三者が託送料金の精算等を担うことが出来るようになれば、かなり使い勝手が良くなるだろう。そういった業務を専門に行う会社が出来て、その会社が各PPSの情報の守秘義務等について調整しながらやればいいのでは。

    30ページの裾切りの話だが、一定期間と限定されている。自由化が始まった頃の話だが、丸紅が負荷調整の出来る電源をもっておらず、規模が小さくエリアに対する影響も小さいので、インバランスを垂れ流ししていたことがあった。ちょうど同じ頃、イギリスでも、規模が小さい事業者については、そのまま負荷調整せずに系統に入ることを許容している、という話を聞いたことがある。ここでいう裾切り値の設定というのはおそらく、産業政策的な観点から提案されているものだと思うが、ある規模を決めて、それ以下であれば負荷追従せずに、そのまま系統に入ることを許容する、そういう考え方もあるのかなと思う。

  • 裾切りによってあまりに優遇されてしまうと、大きい会社をばらして小さい会社を作るようになったりして、系統運営を預かる人から見ると心配な面もあると思うので、その辺はしっかりした制度を作っていかないといけない。
  • 一定期間に限定していることについては、会社を分けても参入する社があり得るとしても一定期間に限定するとすれば、それに対する布石にもなる。また、新しいエリアに参入して一定期間経てば大きくなっていただくことを前提に、一定期間というのを入れている意味もある。

    そもそもコンセプトに合意して頂けるかどうか、また、もし合意頂けるのであっても技術的にどういう制度にしていくかについては議論が必要。一定期間や裾切り値をいくらにするか等の詳細については、やると決まった後に詰めていかなければいけない。

  • 100万kW規模のPPSを、千分割して裾切り対象にするなどということがあってはならない。そういう場合は系統に影響が出るはずだから、別途手当てが必要。
  • 今も1発電所から複数のPPSに供給しているところもあるので、それらを全部ダメだというわけにもいかない。その辺は詳細を詰める段階で色々議論頂きたい。

    その他、発電事業者の発電不調時の調整容易化の論点については、事務局のプレゼンの内容で異論はないか。(意見無し。)

  • 同時同量の話は、そもそも契約があっての上での話であり、契約が守れない時に違約金の請求を行うということは当然の話。しかし、これから自由化を進めていく時に、インバランス料金が高いと新規参入がうまく進まないと思うので、慎重に検討を進めて頂きたい。

    また、エリア全体の系統運用は一般電気事業者がされているということだが、33ページの海外のインバランス料金制度のところで、インバランス料金の決済方法を見ると、英国のみ系統運用者が行っていない。これだと、決済を行う機関にもまた別の料金がかかってくるので負担が増えるのかなと思うが、英国だけがこういう制度をとっているというのはどういう意味か。

  • 33ページの注1にもあるが、英国の場合はそもそもインバランス供給に要する費用は託送料金で回収されており、ここに書いてあるインバランス料金はインセンティブを与えるだけのもの。ここで決済されたものについては、系統利用者の方に返還される仕組みになっている。
  • 今回の議論の整理をしたい。

    前半のインバランス料金制度については、様々な議論があったが、13~15ページにある事務局の提案についてはほぼコンセンサスを得られたかと思う。インバランス料金をいかに公平なものにしていくかという観点に立って、これから運転予備力という概念を使って具体的な計算方法等について、詳細制度設計において詰めていっていただければと思う。変動範囲外については、参入阻害的でなく、モラルハザードを防止できて、スポット市場価格ともかけはなれていないことが必要。だいたいの方向性について11月15日の合同会議で結論を出せれば、水準等の議論については、詳細制度設計で。

    後半のインバランスに係る事業リスク低減については、時間前市場については19から20ページにあるような難しい問題もあるが、創設する方向については異論がなかったと思う。具体的な取引形態等については、これから取引所とも議論して検討を進めていって頂きたいが、11月15日に基本的なところについて合意を得られれば、詳細制度設計で議論頂きたいと思う。

    バランシンググループ及び発電事業者の発電不調時の調整容易化については、特段問題がなかったので、今の方向で引き続き事務局の方で検討して頂ければと思う。

    買い取り料金の水準については、規制下にないので我々が結論を出してどうこう言う立場にないが、事業者が適切に設定していただきたい。

    裾切りの議論については、いくつか懸念点について議論があったが、もう少し整理をしていただいて、11月15日に改めて議論したい。

  • 次回は、10月25日15:30より開催予定。

(3)閉会

以上
文責:事務局

 
 
最終更新日:2007年10月18日
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