卸電力市場に8割を供給する大手電力会社の支配力

【前提：電力市場の現状認識】

■新電力 vs みなし小売等（旧一般電気事業者及び特定送配電事業者）の電力販売動向

・新電力の販売量は電力市場の約20％を占めるに至った。

■2016年4月1日に電気の小売業への参入が全面自由化

・東電等の地域独占電力会社のみとの契約から

⇒通信会社やガス＆エネルギー会社等が運営する電力会社など、

⇒様々な業種が運営する電力会社（約700社）と契約する事が可能になった。

◆消費者余剰の分析

◆規制・制度改革による新規需要の創出

◆規制・制度改革による消費者余剰のまとめ

①価格引き下げ効果

・規制・制度改革による価格低下幅が大きいほど消費者余剰は大きくなる。

②需要曲線のシフト

・規制・制度改革による品質の向上や新商品・新サービスが需要を喚起し、需要曲線の上方シフトを引き起こせば、消費者余剰が増加する。

③当該分野の市場規模

・市場規模が大きれば、同じ価格の低下幅でもそれだけ消費者余剰が大きくなる。

④需要の価格弾力性

・需要が価格弾力的な財・サービスであればあるほど（＝弾力性が大＝需要曲線の傾きが緩やか）、小さな価格低下幅に対してでも需要増加効果が大きいので、消費者余剰の拡大が大きくなる。

■電気事業に従事していなかった業者が、どうやって電気調達しているのか？

・新しく参入した新電力、ほとんどが自社の電源を保有していない。

⇒その電力調達の場として日本卸電力取引所（通称JEPX）が存在する。

⇒どこかで電力を調達してこないと、当然、販売することなどできない。

⇒多くの新電力はこのJEPXで電力を調達している。

注：新電力F―Power（エフパワー、東京都港区）が会社更生法の適用を申請（2021年3月24日）

・負債総額４６４億円

■JEPX取引量の推移

・販売電力量全体に占めるJEPXの取引量は小売全面自由化後に急増。

⇒2016年4月　小売全面自由化直後：2.1％

⇒2021年3月時点：38.5％

・残り約60％は

⇒旧一般電気事業者系内の自家需要だったり

⇒発電と小売りとで結ばれる『相対取引契約』で動く電力

■卸電力市場への供給量を絞る：売り惜しみ

・旧一般電気事業者（東電等の大手電力会社）が意図的に供給力に制約を掛けると

⇒今冬のスポット価格急騰現象が起きる。

・供給力、つまり発電出力に上限があるため

⇒限界費用曲線（＝供給曲線：完全競争市場）が、最大出力で垂直（供給の価格弾力性がゼロ）になるという供給制約現象が引き起こされる。

尚、電力の場合は、需要の価格弾力性は低い（価格の変化に対して需要の増減が少ない＝生活必需品）ので、需要曲線の傾きが大きい（急峻）。

特に卸電力市場（リアルタイム市場）においては価格が上昇したからといって急に需要を抑制する事は難しい。

更に電力産業の特性である

電力を貯蔵する事もできず、

『同時同量＝供給と需要を常に一致させる』制約、つまり供給不足は即停電に追い込まれる事態に直面する。

その為、『供給の弁が』絞り込まれると、

需要側は、停電回避の為に金に糸目を付けずの行動に追い込まれ、価格急騰に拍車が掛かる。

今冬の卸電力市場（＝約1カ月間に渡るスポット価格の急騰現象）で起きた価格急騰現象。

・需要が最大出力を上回る局面では

⇒市場価格が限界費用 P0 ではなく

⇒限界費用にプレミアムを上乗せした価格P1 で決まるベクトルが働く。

■電気代が月5万円に急騰も（新電力会社との電気料金契約の一種類）

・『市場連動型プラン』という料金プランで契約した場合の落とし穴

　　（変動金利と同じ概念でイメージ化できる）

⇒日本卸電力取引所(JEPX)の価格に連動して電気料金の単価が決まる契約である。

⇒卸電力市場は電力量1kWh当たりの価格を30分ごとに決めて売買される。

・2020年12月中旬から始まった日本卸電力取引所（JEPX）の価格高騰

・電気料金の構成（市場連動型プラン）

⇒「JEPX」からの電気調達費用（図中「1.電力仕入費用」）に、

⇒電線の使用料になる「２．電力送電費用（＝託送料金）」、その他「３．再エネ賦課金」「４.取引手数料」を加えたもので構成されている。

⇒2018年度のスポット価格（電気調達費用＝電力仕入費用）の平均は9.8円/kWhだった。

⇒ 2019年度のスポット価格（電気調達費用＝電力仕入費用）の平均は7.9円/kWhだった。

⇒昨年末からの急激な上昇で21年1月15日には一時、251円/kWhを超え、1日の平均でも100円/kWhを超える日が続いた。

⇒例年の10倍を超える水準であった。

⇒30分ごとの金額と約定量を計算すると、総額1兆5000億円を超える。

⇒これは、年間取引額を超える金額が（わずか3週間で）小売事業者から発電事業者に移動したことを意味する。

【2020 年 11 月と 2021 年１月との比較】

◆小売事業者：630億円の買い越し

・買約定：500億円(11月）⇒5,590億円（今年1月）に増加

・売約定：300億円（11月）⇒4,960億円（今年1月）に増加

◆大手電力

・11月：110億円の売り越し（売約定：240億円、買約定：130億円）

・2021年1月：190億円の買い越し（売約定：1,900億円、買約定：2,090億円）

◆一般送配電事業者のインバランス収支（2020 年 12 月から 2021 年１月のインバランス収支）

・10 社計約 1,100 億～1,200 億円規模の黒字の見込み（貸倒損を含む）

注：既に会社更生法の開始決定を受けた小売事業者もあるなど今後貸倒損が発生する可能性（約 200 億円）

■情報の非対称性と供給力の影響が不透明な為、スポット価格は『投機的に急騰』した

◆市場操作とも疑われる情報発信例：最もらしい情報を市場に流す事例として『LNG不足等』による供給不足現象

・国際的な LNG 供給サイドのトラブル

・厳冬に伴う東アジアの LNG 需要増加による同燃料の調達環境の急激な悪化

・同時期に発生した複数の大規模石炭火力の計画外停止

・断続的な寒波による国内の電力需要増等が重なる

・発電事業者が燃料不足による LNG 火力の出力抑制を行った

◆LNGは世界的に余剰

⇒供給能力が需要を上回る状況は2030年まで続く見通し

・需給ギャップは拡大

⇒米国を中心にLNGの輸出プロジェクトが相次いで稼働し余剰感があったところに

⇒世界的な新型コロナウイルスの感染拡大が需要を直撃した

■■JEPXの価格高騰原因■■

◆市場での売り買いの極端なギャップ

以下『日本卸電力取引所　取引監視・取引検証 四半期報告』　令和２年度 冬期－ 2021/1/1 ～ 2021/3/31 受渡分 スポット取引・時間前取引 －の総括より

・2020 年 12 月下旬(12月26日）から約 1 か月に渡り

⇒旧一般電気事業者の売入札量が大きく減少し

⇒市場価格高騰の引き金となった。

尚、今回の長期(約3週間）に渡る価格高騰事象は、世界の電力卸市場において、いまだかって一度も起きていない極めて稀な現象であった。

・高騰の直接的な原因が

⇒市場における売り切れであることを踏まえれば

⇒供給力を有する者が供出可能な電源については，

⇒適切に市場に供出され，最大限活用される環境を整備することが重要である。

・売れ切れが発生するような需給逼迫時には

⇒更に高単価が予想される『時間前市場』での高値約定に追い込まれる（インバランス料金の支払いに直面）

⇒不足インバランスの発生を回避を回避する為に、スポット市場での高値約定が加速。

⇒市場情報不足（情報の非対称：火力発電設備を持たない新電力の情報取集ノウハウ欠如）により疑心暗鬼の中

⇒買い入札単価は急速かつスパイラル的に上昇した。

・特に旧一般電気事業者については

⇒意図的であるか否かを問わず、その入札行動が市場価格形成に大きな影響力を持つため

⇒需要予測の精緻化，燃料制約・揚水制約の運用基準の明確化により

⇒市場取引の透明性を高める必要がある。

【電力小売市場の活性化に向けた提言：内閣府　規制改革　規制改革推進会議等の意見等　『電力小売市場の活性化に向けた提言』令和元年５月 20 日　規制改革推進会議　より】

（１）大手電力会社が行う電力の卸供給について、公正かつ有効な競争の観点から、発電部門が担うことが望まし旨を、ガイドラインその他の形において明確に示すこと

（２）グロス・ビディングにおいて、大手電力会社の発電部門と小売部門が分かれて売買入札を行うことが望まし旨を、ガイドラインその他の形において明確に示すこと

２.卸電力市場の透明性の確保

・卸電力市場の取引に当たっては、インサイダー取引を防止するために、一定規模以上の発電ユニットの計画停止・計画外停止や、送電設備の運用容量・使用状況に関する情報について、公開を行うこととされている。

・しかし、これらの情報と同様に市場価格に重大な影響を及ぼしうる、発電所の稼働状況（燃料制約等の発電所の稼働に影響を与える情報等も含む。以下同じ。）については、公開が求められていない。

・そのため、発電所を有する大手電力会社とそれ以外の事業者とで情報の非対称性が生じることになり、インサイダー取引や相場操縦が行われる可能性も否定できない。

・こうした情報は事業者の経営情報が含まれるケースがあることなどにも留意しつつ、卸電力市場における適正な取引を促進するとともに、多様なプレイヤーにとっての市場に関する予測可能性を向上させる等の観点から、情報公開が適切に行われることが不可欠である。

・したがって、市場価格に重大な影響を及ぼしうる発電所の稼働状況等に関する情報について、適切かつタイムリーな開示が行われるよう、早急に検討を進め、今年度内に結論を得るべきである。

【電力・ガス取引監視等委員会の分析：売り札切れの継続】

・旧一電及び JERA の売り入札量の減少等については、以下が主な要因

①期間の前半については、主に LNG 燃料制約等の発電機の出力制約等の増加

②後半は、主に自社需要（自社小売向け及び他社卸分）の増加

③その他、石炭火力発電所のトラブル等による供給力の減少

燃料不足懸念及び需要増によって系統全体の需給がひっ迫したことの影響が、余剰電力が取引されるスポット市場において売り切れが継続するという形で現れたものと分析された。

■電力の供給予備率『3％』を下回ると計画停電の恐れ

・最大電力需要に対して供給力の余裕がどの程度あるかを測る指標。

⇒供給力から最大需要を引いた値を最大需要で割って算出する。

⇒電力需要は一定時間の平均値に対して上下3%程度の振れがあるため、予備率3%は最低限必要。

⇒さらに電力会社は発電所トラブルなどによる供給力低下や気温上昇による需要増加を見越して、7～8%以上の予備率を確保することが一般的。

・予備率の推移とスポット価格との関係

・1月6日、電力広域的運営推進機関（OCCTO）から各発電事業者に対し、

⇒発電設備を最大出力で運転するとともに、余剰電力を市場に供給するよう指示が出ていた。

⇒各エリア間で発電設備を最大限活用し、互いに電力を融通し、計画停電には至らなかった。

・他方、卸電力市場では『電力予備率が相対的に高い（10％前後を維持）』にも関わらず、価格高騰化が一気に拡大した。

・予備率が3%を下回ると、計画停電を実施する恐れがある。

⇒最大需要に達したとき電力を賄いきれず、大規模停電を招きかねない。

・電力会社は必要な予備率を上回る電力については、

⇒他の需給が逼迫する電力会社に融通したりする。

・電力融通

⇒電力の周波数は東西間で異なる。

・両地域を橋渡する『周波数変換設備』の容量は

⇒210万kWに限定されており

⇒電力融通のボトルネックになっている。

■新電力事業は薄利多売型ビジネス

◆電源調達費用の原価に占める割合が高いのが特徴

・電力仕入費用が1円/kWh下がれば、それだけで粗利が2倍になる。

　（価格単価のイメージより）

⇒安く電源を調達できれば、一気に収益が増える。

・今回のように、電力仕入費用が高騰すれば大きな損失が出てしまう。

⇒例えば150円で仕入れて23.5円で売る

⇒今回の取引価格（電力仕入費用）高騰で1兆5,000億円が電力小売業者（約800社）から大手電力会社に移動

◆電気料金の構成要素：電力送電費用（＝託送料金）

・小売事業者が、送配電事業者に「電気を運ぶ」ための費用として払うもの。

⇒託送料金は家庭向け電気料金に30～40％程度含まれている。

⇒具体的には送配電部門の人件費や送配電設備に 係る修繕費、減価償却費などの費用。

◆低圧電力に負担を押し付ける託送料金体系

・電力需要の構成：低圧需要家が40％、高圧・特別需要家が60％。

・旧一般電気事業者の利益構成：90％は低圧需要家、10％は高圧・特別需要家。

⇒託送料金の格差に原因が有る。

◆『発電側で負担すべき費用』が託送料金に振り替えられている

・原発の使用済核燃料再処理費用（託送料金に含まれる割合：3.4％）

・電源開発促進税（託送料金に含まれる割合：12.6％）

が託送料金に含まれている。

◆電力会社が供給する電力

・電圧によって「低圧」「高圧」「特別高圧（特高）」に分けられる。

◆特別高圧・高圧・低圧の区分

・低圧は「50kW未満で一般家庭や商店」。

・高圧は50～2,000kWの施設（中小ビルや中小規模工場）を対象。

⇒特別高圧は、受電電圧が2万V以上、契約電力が2,000kW以上の大規模施設(大規模工場やデパート、オフィスビル）が対象。

■2017年の改正FIT法の施行の影響

・別ルートからの電力仕入れ料金の高騰が新電力に追い打ちを掛けた

⇒FIT電気を仕入れる際の価格が、卸電力市場の価格に紐づくことになった。

・2017年から制度化された送配電買取：特定卸供給

⇒小売事業者はFIT発電所の電気を直接買い取れず

⇒いったん送配電事業者が買い取って

⇒その発電所からの承諾を得ている小売事業者に「卸供給」する仕組みに変わった。

【小売事業者】

・自分が事実上契約した発電所の電気をFIT価格そのままではなく、

⇒市場価格で買い取らねばならない。

【送配電事業者】

・FIT価格で買い取る

⇒例えばFIT価格27円/kWh、市場価格200円kWhとすれば、

⇒27円で買って

⇒200円で売れる

⇒173円が儲けになる。

◆『再生エネルギーの仕入れを主』に「卸電力市場からの電力仕入れが従」の経営形態を取る新電力にも多大な影響を与えた。

【秋田県鹿角市が出資する地域電力小売りの「かづのパワー」事例】

・地産地消・再エネ促進のうたい文句の裏側

⇒水力発電所やＪＥＰＸから電力を仕入れてきた

⇒調達価格は通常の１０倍近くに膨らみ、かづのパワーは１月下旬、小売事業を休止することを決めた。

⇒顧客は東北電力の子会社が引き取った。

■『同時同量』の義務

・自社の需要家（電力を利用する家庭や企業）が必要とする電力量に調達量をぴたりと合わせなければいけない

⇒バランスが崩れると電気が不安定になったり、ひどい場合は停電が発生する。

・2018年9月6日（木）未明、北海道胆振東部を最大震度7の地震が襲った。

⇒この地震にともない、北海道エリアにおいて、

　3時25分、日本で初めてとなるエリア全域におよぶ大規模停電（ブラックアウト）が発生した。

【以下の順番で発電所が停止】

① 苫東厚真火力発電所（2号機・4号機）の停止（116万kW）

② 風力発電所の停止（17万kW）

③ 水力発電所の停止（43万kW）

④ 苫東厚真火力発電所（1号機）の停止（30万kW）

⑤ ブラックアウトの発生

・「停電」のメカニズム

⇒電気は、電気をつくる量（供給）と電気の消費量（需要）が常に一致していないと、

　電気の品質（周波数）が乱れる。

⇒供給が需要を上回る場合は周波数が上がり、その逆の場合は周波数が下がる。

⇒これがブレてしまうと、

　電気の供給を正常におこなうことができなくなり、

　安全装置の発動によって発電所が停止してしまい、

　場合によっては大停電に陥る。

⇒需要に対する供給がバランスを崩し、

　電気が足りなくなって周波数が下がったことから、大停電が実際に起きた。

・電力会社は、電気の使用量（需要）を予測しながら、発電量の調整を行い、

　同時同量を常に達成させる義務がある。

⇒地域の電力会社が『瞬時単位』の同時同量を行う。

⇒新電力が行うのは「30分同時同量」である。

・電気事業法により、

　新電力は、瞬間的な需要と供給がずれても

　30分間の総量（kWh）でつじつまを合わせれば良いルールになっている。

■同時同量制約は市場経済（完全競争市場）に馴染まないと言うより害である

・卸電力市場への電力供給が不足する事態に直面すると

⇒『供給の価格弾力性はゼロ＝供給曲線は垂直』になる

■インバランス料金制度

・現在の電気事業制度では、大規模停電防止と需要家保護の観点から、

⇒何らかの理由で新規参入発電事業者(PPS)などが系統に自らの供給分見合いの電力を入力できなかった
場合、

⇒『一般送配電事業者』（旧一電から法的分離がされていない）がこれを「肩代り」供給し、

⇒料金を新規参入発電事業者(PPS)に請求する「インバランス料金制度」が設けられている。

・小売事業者の需要計画（需要想定)と実際の需要にズレが生じたときに、

⇒そのズレに対して『一般送配電事業者』に対して支払うお金（＝インバランス料金）。

　同様に、発電事業者は発電計画と実際の供給力のズレに対して支払う。

・電力系統の安定

⇒小売電気事業者に対しては

　供給能力の確保義務が課されている（電気事業法第２条の１２）

⇒託送制度上、

　同時同量の未達分（以下「インバランス」という。）についてはインバランス料金の支払い

　が必要となること

⇒一般送配電事業者は、

　　系統安定をネットワーク全体の管理によって維待しており、

　　小売電気事業者はそのためのコストを託送に付随するサービス（アンシラリーサービス＝

　　需給調整市場）として負担することにより担保されている。

■新電力F―Power（エフパワー、東京都港区）が会社更生法の適用を申請（2021年3月24日）

・負債総額４６４億円

⇒１月に寒波で卸電力価格が高騰した際、

⇒需要実績が計画を上回った新電力は多く、インバランス料金を送配電会社に払う必要が生じた。

⇒北陸電力送配電（富山市）の売掛金２１億７６８７万円が含まれていることが、６日分かり、売掛金にはこの料金の未払い分も含まれるとみられる。（富山新聞：2021.04.07より）

⇒中国電力ネットワークの９４億６４０４万円、関西電力送配電の４７億８２８１万円、中部電力パワーグリッドの４４億６９４７万円に次いで多い。（富山新聞：2021.04.07より）

⇒エフパワーはスポンサーを探し、再建を目指す。顧客への電力供給に支障はないとしている。（富山新聞：2021.04.07より）