第53回 制度設計専門会合

この回の資料と要約

1. 1

   需給調整市場において適正な取引を確保するための措置について（とりまとめ）（案）

   - 需給調整市場では競争が限られる場面を想定し、電気事業法上の事後措置に加えて、市場支配力を持つ可能性が高い事業者に価格規律を要請する案である。 - 2021年度の対象は、季節別の地理的範囲で電源Ⅰ・Ⅱの発電容量シェアが20％以上の事業者とし、2022年度以降は実績を踏まえて再検討する。 - 予約電源のkWh価格は全事業者について限界費用または市場価格以下とし、その他のkWh価格とΔkW価格には固定費回収額・機会費用を反映した上限等を設ける。 - 価格規律を超えただけで直ちに業務改善命令等の対象とはせず、重大な市場影響をもたらす取引かを判断し、市場開始後に措置を監視・見直す。

   要約を読む配信元のPDF
2. 2

   発電側基本料金の見直しについて

   - 日本地熱協会は発電側基本料金の導入趣旨に概ね賛同するが、系統ルール見直しと整合した制度設計を求める暫定見解である。 - 契約kW課金を維持し、小売側の託送料金減額を発電側へ確実に充当する仕組みを求めている。 - 既設・既認定案件は課金対象外、新規FIT・FIP案件は調達価格算定で負担を考慮するよう要望している。 - 開発に10年以上と多額の先行投資を要する地熱事業について、継続・新規開発を損なわない制度設計を求め、割引制度は全体案を見て判断するとしている。

   要約を読む配信元のPDF
3. 3

   発電側基本料金の見直しについて

   - 発電側基本料金は、発電事業者にも送配電網費用の一部をkWに応じて負担させる制度であり、託送料金総額を変えず需要側負担を減らす現行案が示されている。 - 現行案には、基幹系統の投資効率化・送電ロス削減効果を反映する割引Aと、条件を満たす高圧・低圧電源への追加割引Bがある。 - ノンファーム接続や基幹送電線の利用ルール見直しにより系統混雑管理と価格シグナルの導入が進むため、基本料金も新ルールとの整合が必要とされた。 - 具体的な見直し案は未決定であり、どのように制度を改めるかが審議事項である。

   要約を読む配信元のPDF
4. 4

   発電側基本料金に対する 当協会からの意見

   - 日本木質バイオマスエネルギー協会は、発電側基本料金を出力に応じたkW単位で課金するよう求めている。調査対象63発電所の平均稼働日数は322日である。 - 国内森林由来の燃料を使う発電所は燃料供給上、山間部に立地しやすく、地域別・電圧別割引の効果を受けにくいと協会は見込む。 - 資料に示された自己託送や自営線マイクログリッドへの課金は制度設計上の案であり、協会の決定事項ではない。 - 協会は、事業者に過度な負担を与えない制度設計、再エネの事情を踏まえた送配電網整備、実施時の十分な説明を要望している。

   要約を読む配信元のPDF
5. 5

   発電側基本料金：制度見直しにあたって

   - JPEAは、発電側基本料金の必要性を含む託送料金制度全般を新しい系統利用ルールに合わせて見直し、導入が必要ならkW課金からkWh課金を基本とするよう提案している。制度変更は未決定である。 - 月150円/kWの試算では、太陽光の負担は約1.4円/kWh、石炭火力・原子力は約0.26〜0.30円、風力は約0.82円となり、設備利用率の低い電源ほどkWh当たり負担が大きい。 - 配電系統では系統増強費用の多くが事業者負担である実態や送電ロス削減等を踏まえ、配電網内の立地割引を検討するよう求めている。 - FIT・FIP電源は買取期間中の課金対象外とする提案であり、課金水準等を含む見直し案が示された後の再ヒアリングを要望している。

   要約を読む配信元のPDF
6. 6

   発電側基本料金の見直しについて（日本風力発電協会（JWPA）提出資料）

   - JWPAは再エネ導入拡大に資することを前提に発電側課金の導入に基本賛同し、算定方式はkW固定額ではなくkWh従量制とするよう提案している。 - ノンファーム接続拡大による設備容量と実潮流の乖離、低設備利用率の再エネへの相対的な負担増などを、kW課金への懸念として挙げる。 - 接続契約申込済みを含む全FIT認定案件を調整措置の対象とし、事後課金を避けるか課金分を全額補填するよう求めているが、いずれも協会の要望であり決定ではない。 - 見直し案は未提示であり、負担水準や小売側課金の減額分の還元・転嫁担保を明示した上で、案の提示後に再度ヒアリングするよう求めている。

   要約を読む配信元のPDF
7. 7

   発電側基本料金の見直しについて：地域密着型バイオマス発電側からの意見

   - 日本有機資源協会は、最大出力kWに応じた発電側基本料金の考え方を妥当とする一方、提示水準の年1,800円/kWは地域密着型バイオマス発電に重いとの意見である。 - 農村・郊外や山間部に立地し、系統設備・需要地から遠くなりやすい特性を踏まえ、地域別・電圧別の割引項目を検討するよう求めている。 - FIT買取期間中の調整措置と、送配電設備の都合で逆潮流できない場合の扱いは、今後の議論として丁寧な説明を要望している。 - 既存設備の激変緩和、小売料金への転嫁ガイドラインでの事業継続への配慮、導入スケジュールの提示を求めている。

   要約を読む配信元のPDF
8. 8

   発電側基本料金の導入について

   - 経団連は、系統に接続して逆潮流する全電源を対象とする発電側基本料金の早期導入を提案している。導入決定ではない。 - 再エネ適地は北海道・東北・九州などに偏る一方、需要は横ばいから微減、再エネ設備容量は拡大する見通しである。 - 料金を立地判断の誘因とし、発電コストとネットワークコストの合計最小化を目指す。例示では合計が1,500億円から1,300億円に下がる。 - 2018年の一般負担上限引き上げが立地時の系統費用考慮を弱めたとして、発電側負担割合の定期的な見直しも提案している。

   要約を読む配信元のPDF
9. 9

   第53回 制度設計専門会合：中小水力発電4団体 ご説明資料

   - 中小水力発電4団体は、発電側基本料金の目的に賛同しつつ、新規開発や既存事業の継続を損なわない公平な課金制度を求めている。 - 基本料金相当額を売電料金へ適切に転嫁できるようガイドラインへの明記を提案し、導入後の小売電気事業者への監視徹底も要望している。 - 山間部に立地する水力発電所の特性を踏まえた割引制度と、配電系統内で消費される電源を上位系統の潮流によらず割引対象とすることを提案している。 - これらは団体の要望であり、制度変更の決定や適用時期は資料に示されていない。

   要約を読む配信元のPDF
10. 10

    電力・ガス取引監視等委員会 第53回制度設計専門会合：『発電側基本料金の見直し』への期待と要望

    - BPAは、発電側基本料金が設備増強の迅速化・効率化を促し、再生可能エネルギーの拡大につながる制度となることを期待している。 - 制度設計には、電源間・事業種間の公平性を求めている。 - 費用負担方式として、稼働率向上のインセンティブが得られるkW課金を提案している。 - FIT電源の負担増への小売側調整を確実にし、送配電事業者への売電にも適用されるガイドラインを求めている。

    要約を読む配信元のPDF
11. 11

    発電側課金について

    - 送配電網協議会は、送配電関連費用の一部を発電側にも負担させる「発電側基本料金」の導入に賛成しており、本資料は確定事項ではなく事業者側の提案である。 - 基本設計は、原価総額を変えず、一部固定費を最大逆潮kWに応じて回収し、需要と発電が同一地点なら需要側順潮kWを超える逆潮分を課金対象とする考え方である。 - 風力連系に伴う3件の設備増強例では、投資規模は約7億～19億円、工事期間は約35～45か月であった。 - 料金導入によりネットワークコストを意識した立地・運用を促し、社会的コスト抑制と再エネ導入拡大につなげるとして、過去の審議と実例を踏まえた議論を求めている。

    要約を読む配信元のPDF
12. 12

    自主的取組・競争状態のモニタリング報告：電力市場のモニタリング報告

    - 2020年7～9月期はJEPX取引量が拡大し、スポット約定量848億kWh、時間前約定量12.1億kWhはいずれも過去最大となった一方、両市場の平均価格は前年同期を下回った。 - 8月中旬以降に価格高騰が発生し、調査では大半の事業者がスポットの入札可能量を全量供出していたが、一部の予備力確保について超過分の供出を指導した。 - 新電力シェアは9月時点で総需要の19.1％（高圧等17.9％、低圧21.1％）に上昇し、実質買越し量は新電力販売量の39.8％であった。 - 家庭向けの情報開示は事業者数ベースでは項目ごとに差があるが、契約口数ベースでは電源構成96.1％、CO₂排出係数95.8％が開示済み事業者との契約であった。

    要約を読む配信元のPDF

要約は AI が作成したものです。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。