英国における電力制度改革の動向平成13年11月14日大阪ガス株式会社ご説明内容  英国の電気事業  新卸電力取引制度（NETA）  送電料金制度  まとめ 1 英国の電気事業英国の電源構成の推移  ピーク需要：57GW、総発電設備容量：72GW（1997） – 参考）東京電力ピーク需要：58GW（1999）  天然ガス発電のシェアが年々増加傾向 – ０％（1990）→38％（1999）燃料別発電量シェアの推移（％） 100% 80% 1 8 04 1 9 18 20 1 60% 40% 6 9 38 23 0 23 69 46 20% 水力他輸入ガス石油原子力石炭 24 0% 1990 1995 1999 3 History 1880～1940 1881：London近郊にて初の電力供給事業開始 1900：４００を超す電気事業者（電圧、周波数、AC/DC混在） 1926：中央電気局設立→全英基幹系統の建設 1935：132kV全国送電網完成（配電部門は多事業者混在） History 1940～1980（国営化・統合）北スコットランド水力電気局(1947:NSHEB) （発送配電一貫）北アイルランド電気局(1931:NIES) 南スコットランド電気局(1955:SSEB) （発送配電一貫）（発送配電一貫）電気会議（EC：1957) 中央発電局（CEGB：1957) （発送電） Central Electricity Generating Board １２地区配電局(REB：1957) （配電） Regional Electricity Board 132kV全国送電網完成(1935) History 1989 電気法（分割・民営化）スコットランド発送配電一貫のまま株式会社化 Scottish Hydro Electric Scottish Power 北スコットランド水力電気局（NSHEB）南スコットランド電気局（SSEB） 1979年保守党サッチャー政権 →国有企業の民営化 1987年電力民営化選挙公約 1989年7月法制化「1989年電気法」 1990年3月31日施行（ｲﾝｸﾞﾗﾝﾄﾞ･ｳｪｰﾙｽﾞとｽｺｯﾄﾗﾝﾄﾞのみ） Scottish Nuclear社の設立北アイルランド 1992.3：全発電設備売却送配電会社として民営化（NIE） 3社に224万kWを売却したが長期電力購入契約状態で参入者もなく競争なし NIES イングランド・ウェールズアイルランド中局発電局（CEGB） 12配電局（REB） 132kV以下分割＆株式会社化発電3社・ National Power ・ Power Gen ・ Nuclear Electric 送電1社・ National Grid 12配電会社 RECs（Regional Electricity Companies） Privatization 民営化施行（90.3）順次全面的株式公開（買収可能） 90年 RECs 91年発電会社・スコットランド 95年 National Grid、REC政府株 96年原子力会社 91.6（100％株式公開） 98 Southernと合併 Scottish Hydro Electric Scottish Power Scottish Nuclear Scottish & Southern Energy 91(民営化）原子力会社についても民営化決定（95年） British Energy 93.6（100％株式公開） 96.7（100％株式公開）・Magnox Electricと原子燃料会社 NIE （92.3 民営化）設立（NEとSNの持株会社：96） Nuclear Electric National Power Power Gen National Grid RECs 91.3（60％） 95.3（40％） 2000.10 分離 Innogy（国内） International Power 90年（12RECsに割当） 95年（一般公開） 90.12（100％株式公開） 95.5 政府所有特別株の効力消滅 →買収自由化英国の電力供給システム構造（1990-2001）  1990年に国有電気事業の再編・民営化を実施。  発送配電分離と卸電力取引制度(強制プール)を導入  90年4月以降、順次小売自由化範囲を拡大し、99年5月に小売全面自由化を完了。 (主要 3 社) 発電送電 (N G C ) 配電供給 NP PG BE IP P (約 30 社) その他発電電力プール（N G C が運営）配電会社 IP P 系小売他小売 (12 社) 需要家需要大口需要家家 8 自由化の進展状況  新規事業者の参入 – 発電ライセンス保有者：7社(90)→49社(98) – 小売ライセンス保有者：37社（98）  新規事業者へのスイッチ – 乗換え率：27.4％（781万件／全体2850万件） 9 発電事業者シェア 100 1.7 7 0 17.4 80 % 60 40 20 旧国営会社系 21.5 36.2 7.8 8.1 45.5 25.5 8.8 5.8 22.4 19.7 12.1 28.4 17.4 14.8 98 winter 99 summer IPP etc EDF+Scott Eastern BE+ME National Power PowerGen 0 1990 10 1MW超市場における事業者シェア 1990 Competitive Retail to 1MW over 100 80 60 39 47 42 43 48 51 53 50 48 20 26 32 27 24 20 1996 1997 1998 4 7 12 15 40 57 20 46 46 42 15 37 16 33 to new comer to other LDC stay 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 11 100kW～1MW市場における事業者シェア 1994 Competitive Retail to 100kW-1MW 100 80 60 8 11 14 34 39 18 22 30 41 70 59 40 20 13 53 to new comer to other LDC stay 47 41 1997 1998 0 1994 1995 1996 12 電力料金の推移  自由化開始時点（1990）と比較すると、電力料金は名目価格で横ばい～若干の低下。名目価格：p/kWh  しかし、インフレ率を加味した実質価格では30～35％の低下。 10 200 9 166.4 180 8 7 7.86 7.75160 7.47 140 7.77 6 5 4 120 117.4 4.43 4.67 80 3.92 3.66 3 90 100 家庭用小口商業用小口産業用大口産業用物価指数 91 92 93 94 95 96 97 98 99 60 13 新卸電力取引制度（NETA）従来卸売制度（強制プール）の問題点  市場が一つであり、市場間の競争が働かない  大規模事業者が価格操作を行いやすい  プール価格が低下しにくい価格決定方式  市場参加者が売り手（発電側）のみであり、買い手（需要側）不在の市場である  相対契約をベースとした、ガス市場取引との取引ルールの違い 15 英国の制度見直しポイント NETA（New Electricity Trading Arrangements）  強制プール制度から任意プール制度へ →相対取引や取引所取引をベースとする  National Grid（NG）社は、系統運用者（SO）としての役割に限定  Balancing Mechanism（需給調整）市場  Imbalance Settlement（インバランス決済） 16 英国の新取引市場時期先渡・先物市場短期契約市場需給調整市場（BM市場）インバランス決済 1年程度前～前日前日～ 3.5時間前 3.5時間前～受渡時点受渡終了後役割長期契約締結運営者私設取引所 or なし(相対) 参加者価格決定リアルタイムの長期契約と想定需給ｱﾝﾊﾞﾗﾝｽを需給の差を調整調整私設取引所 or なし(相対) System Operator (NGC) 任意 (発電者、供任意 (発電者、供任意 (発電者、供契約量と実取引量の差分を決済 Central Settlement （NGC）強制給者、需要家等) 給者、需要家等) 給者、需要家等) （全市場参加者）市場価格 or 相対取引価格市場価格 or 相対取引価格入札形式（応札価格） SOの需給ﾊﾞﾗﾝｽｻｰﾋﾞｽｺｽﾄに基づき算定 17 英国の新取引市場 1年程度前～前日前日～3.5時間前先渡・先物市場短期契約市場発電発電発電私設取引所供給供給発電発電発電相対契約私設取引所相対契約供給供給供給 3.5時間前～受渡需給調整市場発電発電 Bid/Offer入札ＳＯ（ＮＧＣ）インバランス決済発電発電差分決済ＣＳ（ＮＧＣ）供給 Bid/Offer入札契約情報受渡後契約情報供給供給計量値差分決済供給供給発電量/需要量（30分単位） 18 主な新規参入私設取引所取引所名内容 UKPX ・スウェーデンの商品取引会社OMグループが母体 IPE ・石油・ガスの先物を専門とする欧州最大の事業者・英国における認可取引所の有資格事業者 APX ・米国での実績を有する電力取引所・先物、スポットのほか、第三者への決済ｻｰﾋﾞｽも提供 Power Ex EFA EnMO ・ネット上で先物、スポット、決済ｻｰﾋﾞｽを提供・従来のプール制の下で仲介業を展開・NGC社とNord Pool社が共同設立・英国のガス・スポット取引にも参入 19 Balancing Mechanism（需給調整）市場  先物／先渡市場を想定需要に沿うように調整する市場  市場参加者とSO（NGC）との間で取引  Offer入札(発電増 or 需要減)は安いものから落札  Bid入札(発電減 or 需要増)は高いものから落札 MW Pair 2： Offer ￡40/MWh Bid ￡38/MWh Offer 2 購入 Offer 1 購入実需要 Pair 1： Offer ￡30/MWh Bid ￡28/MWh 最終給電計画(FPN) Pair -1： Offer ￡20/MWh Bid ￡18/MWh Bid -1 購入 Pair -2： Offer ￡10/MWh Bid ￡8/MWh 16:00 16:30 20 インバランス決済  各事業者の計画発電量(需要量)と計量値との差分は、インバランス価格で決済される。  インバランス価格はSSPとSBPから成る。 ◎SSP(System Sell Price：系統販売価格) BM(需給調整) 事業者が発電超過あるいは需要不足の際に、電気 SOから各事業者へ支払われる価格。 BM市場ＳＯ Bid応札者への販売収入より決定。 Bid価格ｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ決済発電超過事業者 SSP ◎SBP(System Buy Price：系統購入価格) 事業者が発電不足あるいは需要超過の際に、電気各事業者からSOへ支払われる価格。 BM市場ＳＯ Offer応札者からの調達コストより決定 Offer価格発電不足事業者 SBP 21 インバランス価格の推移  ＳＳＰ（発電超過時：ＳＯ→事業者への支払い）は安定しているが、ＳＢＰ（発電不足時：事業者→ＳＯへの支払い）のボラティリティは高い。つまり、同じインバランスを発生させた場合でも、発電不足(需要超過)の方がリスクは大きい。  そのため、出力調整の容易な電源（揚水、ガスタービン等）が重用されている模様。 S S P /S B P 0 1 /0 8 /2 0 0 1 250 S ys te m S e l l P r ic e ( S S P ) S ys te m B u y P r ic e ( S B P ) ￡/M W h 200 150 100 50 0 0 6 12 18 24 30 p e r io d ( 3 0 分単位) 36 42 48 22 System Operator（NGC）の役割  従来の役割である中央給電指令機能は廃止  ＮＥＴＡの下での役割 ①エネルギー・バランス・サービス（EBS）・各事業者から提出された取引量と、SOの想定需要量を比較しながら、電力システム全体の需給バランスを調整する。・調整方法としては、BM市場での調達のほか、SO自身が相対取引や先物取引により、必要な電力を調達することも可能。 ②システム・バランス・サービス（SBS）・電力の品質を維持するために、電圧維持や周波数制御、無効電力供給などの補助(アンシラリー)サービスを行い、系統を安定化。 ※）これらの費用の回収方法については後述 23 プール制度とNETAの比較 Pool 市場形態市場形態参加の必要性公設強制参加者ライセンス所有者プール（CfD) 取引価格需給均衡価格上限価格価格規制￡2.9/kWh （VOLL) インバランス決済なし価格情報プール価格プール補助サービスコスト送電サービス料金プール送電制約解消コスト送電サービス料金プール規則ルールプール決済規約市場操作の罰則なし規制者直接的な規制者なし取引の種類価格ルール NETA Usual Market Balancing Market 私設公設任意任意任意任意 BSC party 相対取引 BN市場取引取引所取引インバランス決済 no rule 応札価格（BM) none あり市況価格送電（バランス）料金送電（バランス）料金（将来は送電権市場取引）需給調整決済コード１９９８年競争法 OFGEM 24 送電料金制度現行の送電料金制度送電料金（Transmission Charges） ①送電線使用料金（Transmission Network Use of System Charges) ・・・送電設備の資本コスト、維持管理コスト ②接続料金(Connection Charges) ・・・NGCが所有する基幹系統網と発電所を結ぶ設備（電源線等）の資本コスト ③バランシング・サービス料金(Balancing Services Use of System Charges) ・・・SO（NGC）が行うEBS、SBSに要するコスト ④送電ロス(Transmission Losses) ・・・送電ロスによって生じる、総発電量と総需要量の差分の調整 26 送電線使用料金  NGCが送電線所有者(Transmission Owner)として機能することにより発生する費用（建設コスト、維持管理コスト）を回収。  発電側料金（15地域）と需要側料金（12地域）に区分。  発電所立地のアンバランスを解消するために、料金に傾斜をつける。 →ex)ロンドン市内（需要密集地）での発電側料金はマイナス  プライスキャップによる料金規制 →現行料金水準は、90-92年度比▲37％ 27 バランシング・サービス料金  ①エネルギー・バランス・サービス（EBS）＝電力系統全体の需給バランス調整・計画と実量との乖離がある事業者から、インバランス料金として、回収。・料金水準は、SOの調達コスト（先物市場、BM市場）にて決定。・ただし、EBSコストのうち、BM市場での取引コスト、補助サービス契約コストなどは、系統使用料金として全員から回収。  ②システム・バランス・サービス（SBS）＝電力の品質維持、系統安定化・系統使用料金として利用者全員から回収。  ①EBS、②SBSとも、系統使用料金については内部費用はプライス・キャップ、外部費用はスライディング・スケール方式によるインセンティブ規制を受ける。 SOと事業者が損失折半損失上限損失配分ゾーン基準コスト範囲（デッドバンド）利益上限 SOと事業者が利益折半利益配分ゾーン 28 接続料金／送電ロス  接続料金 – 基幹系統網と発電事業者をつなぐ接続設備（電源線等）にかかる建設コスト、維持管理コストを当該事業者より回収。 – 料金は総括原価方式により決定。  送電ロス – 系統全体の送電ロスを、45：55の比率で発電側と需要側に課す。 – 地域毎の送電ロスの相違は考慮されていない。 29 現行送電料金の問題点  NETAとの関連  送電ロス、送電制約が適切に考慮されていない  NGCの送電線建設投資に対するシグナル、インセンティブがない  ガスの輸送制度との整合 30 送電料金制度改革の方向  ガス電力市場局（OFGEM）は、2002年4月からの新送電制度導入を目指し、検討中。  新制度の柱は以下の２点 ①送電線利用権(Transmission Rights)の設定・送電線の容量を権利化し、独立した「利用権取引市場」にて取引を実施 ②地点別限界送電ロス(Locational Marginal Losses)の考慮・現行とは異なり、地域毎の送電ロスを考慮 31 送電利用権制度の枠組み  原則：物理的電力取引量と利用権量を一致させる。  NGCが「利用権市場」を運営。ＮＥＴＡ利用権取引先渡・先物市場初期配分各事業者は、自らの取引量に見合った利用権をNGCから取得。（競売 or 設定された料金）短期契約市場二次市場短期契約市場の取引に合わせ、利用権容量を調整。 BM市場 BM市場連動 BM市場のBid/Offer入札に連動させ、市場参加者の利用権量を調整。ｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ決済ｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ決済利用権と実際の使用量に過不足が生じる場合はインバランス決済。 32 まとめ～我が国の送電制度改革への参考点～  強制プール（公設）の失敗を経て、任意プール（私設）への転換  系統運用者による需給調整を、中央給電指令方式から市場原理による調整へと転換  事業者への同時同量インセンティブの与え方 →インバランス決済  送電料金の構成 →資本コスト、SOコスト、送電ロスを区分  送電権の導入 33