電力市場制度の全体整理

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Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights reserved. 1 主な施策の時系列整理(2019年11月時点) FY19 FY20 FY21 FY22 FY23 FY24 発電送配電小売容量市場発電側基本料金規制料金撤廃 FIT非化石市場需給調整市場 BL市場メインオークション追加オークション開設(契約発効) 課金・転嫁市場取引 FY20分入札 FY20分取引 ※以降、前年度入札⇒当該年度取引非FIT非化石市場事業者登録⇒入札⇒取引審査⇒契約三次② インバランス見直し一次・二次・三次① FIT制度入札拡大/FIP制度導入査定順次撤廃 ※準備の整ったエリアから高度化法第1Ph 中間審査第2Ph 託送制度見直し系統増強費用反映(全国調整スキーム)/レベニューキャップ制導入/早期廃炉費用上乗せ、等送電ロス率見直し(実績反映・毎年) FIT激変緩和措置措置期間終了災害時データ提供電事法改正(スマメデータの提供) 計量法運用見直し柔軟な計量の仕組み導入重点モニタリング申請受付配電事業化アグリゲーションBiz ライセンス制導入事業規制導入(届け出制) PV廃棄費用積立共通第3弾電事法改正法的分離サイバーセキュリティガイドライン改定・運用 ※グレー部分：検討中だが実施時期未定のもの入札拡大/FIP制度導入系統増強費用反映(全国調整スキーム)/レベニューキャップ制導入/早期廃炉費用上乗せ、等柔軟な計量の仕組み導入ライセンス制導入事業規制導入(届け出制)

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Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights reserved. 2 主な施策の時系列整理(取引細分化) FY19 FY20 FY21 FY22 FY23 FY24 発電送配電小売容量市場オークション発効比率算定期間供出金支払い追加オークション発電側基本料金【新】卸料金&託送料課金 PPA協議(転嫁) システム改修制度設計新制度開始【新】卸料金＋【新】託送料金容量市場発電側基本料金 PPA協議(転嫁) 需給調整市場発電側基本料金制度設計・システム構築・審査・契約締結取引開始(FY21：三次②、以降順次展開) 新インバランス料金非FIT非化石市場発電所登録入札＜JEPX＞非FIT非化石市場応札・購入＜JEPX＞需給調整市場審査・契約締結審査・契約締結需給調整市場入札・発動入札・発動制度設計 BL市場入札(JEPX） BL市場応札(JEPX）供出以後、前年度入札⇒当該年度供出引取 ※以後、前年度入札⇒当該年度引取

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Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights reserved. 3 施策別・部門別SCOPE 発電送配電小売高度化法 BL市場容量市場発電側基本料金再エネ主力化託送制度需給調整市場規制料金撤廃非化石価値拠出 (市場・相対) 非化石価値調達 (市場・相対) 目標履行価値訴求 - 再エネプラン - CO2フリー必要kW入札リクワイアメント拠出金支払い DR入札・発動託送料負担 ⇒卸料金減額託送料減額 ⇒卸料金増額託送料変更 (発電側課金追加) 競争化(FIP) - 市場取引 - インバラ負担 - 環境価値訴求地域活用化系統増強利用の多様化 - 直接取引 - 環境価値活用発動指令電源確保ﾚﾍﾞﾆｭｰｷｬｯﾌﾟ制 - 必要投資確保 - コスト効率化託送料負担増 ⇒市場価格↓ 託送料負担増 ⇒市場価格↓ 系統増強費回収 - 全国負担式 - 託送式 ΔkW入札ネガワット調整金 ΔkW算定・調達市場運営インバランス算定 ΔkW・kWh発動 ΔkW入札 ΔkW・kWh発動各種取り組み - 標準メニュー提示 - 燃調取扱い見直し - 自由料金見直し - 営業方法見直し、等柔軟な計量最終保証提供送電ロス率見直し非化石価値提供必要量入札必要量調達非化石電源増強 (メンテ、更新等)

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Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights reserved. 4 主な施策の事業インパクト(現状想定) 売上売上・収入原価その他費用収支容量市場発電側基本料金卸料金に転嫁(協議) 託送料金低減(必然) 売上への影響なし売上への影響なし PPA協議コスト (人件費) 容量拠出金負担(必須) 2,000-9,000円/kW？卸料金の低減(協議) 卸料金協議次第で増減 PPA協議コスト (人件費) 高度化法対応何もなければ影響なし卸料金協議次第で増減再エネ/CO2フリー等付加価値メニュー提供証書又は価値付き電源の調達(必然) 賦課金方式で小売料金に転嫁(制度議論中) 新プラン作成・販売にかかる人件費、営業費制度設計、新プランのリリース次第で増減インバランス変更売上への影響なし予測・運用、外生要因によって変動予測ツール(気象データ等)の購入需給運用次第で増減需給調整市場他アグリゲータからの調整対応(需要減) 調整力収入ネガワット調整金発動コスト調達量削減 (他アグリゲータ要請) システム開発需要先開拓、報償 Bizモデル構築次第で増減

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Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights reserved. 5 課題：容量市場発電事業者 (FIT除く) OCCTO 小売電気事業者入札容量契約 (リクワイアメント) 負担比率提示 (エリアH3シェア) 拠出金支払一送電源供出発動指令拠出金交付 ISSUE① 相対卸契約 ISSUE② ✓ 発電事業者は容量市場と相対卸との二重取り不可。 ✓ 小売事業者は相対卸協議により容量拠出金に見合う価格低減が必要。 ✓ 容量拠出金はエリアH3需要の比率に応じて按分。 ✓ H3発生時のピークシフトによる容量拠出負担軽減は検討の余地あり。 1 2 取引イメージ

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Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights reserved. 6 課題：需給調整市場一送(10社) OCCTO 発電事業者小売電気事業者アグリゲータ必要量提示審査・契約入札(ΔkW) ISSUE① ✓ 限界的kWh価格をインバランス料金として精算。 ✓ 需給ひっ迫時は、上記と異なり補正インデックスに応じて価格が上昇。 ✓ 予測精度向上、電源確保、DR活用等によるインバランスコスト縮小化が必要。 1 発動調整金支払約定+調整金支払インバランス調整・精算取引イメージ

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Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights reserved. 7 課題：発電側基本料金発電事業者小売電気事業者一送 PPA：卸料金、託送料転嫁取り決め 1 電力供給取引イメージ発調契約最大受給kW取り決め託送料金請求・支払卸料金支払 2 ISSUE① ISSUE② ✓ 最大受給電力を超過した場合は超過金(1.5倍)が発生。 ✓ 請求は一括して発調契約先にくるため、発電者分の切り分けが必要。 ✓ 発電課金に伴い、需要側託送料金も減額。 ✓ エネ庁は原則、発電側課金は卸料金への転嫁を想定。 ✓ 発電・小売間の相対協議による卸料金調整が必要。

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Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights reserved. 10 H3需要発生時間帯 OCCTO 電力受給報告書(2019年10月)を基に弊社作成エリア夏季(FY19実績) 冬季(FY19想定) 北海道 11～12時 17～18時東北 13～14時 17～18時東京 14～15時 17～18時中部 14～15時 9～10時北陸 14～15時 9～10時関西 14～15時 9～10時中国 14～15時 9～10時四国 14～15時 18～19時九州 15～16時 18～19時沖縄 16～17時 18～19時

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Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights reserved. 13 2022年度以降のインバランス制度(需給ひっ迫時②) 出所)第39回制度設計専門会合資料 A B‘ C B D これ以上「補正料金算定インデックス」を低下させることは許されない⽔準として、需要家に痛みのある協力を求める対策のタイミングを参考。（例えば、政府が需給ひっ迫警報を発令する予備率＝３％）これ以上「補正料金算定インデックス」が低下すると電源Ⅰʼ以外の新たな供給力を追加的に確保することが必要になり始める⽔準として、確保済みの電源Ⅰʼの発動が確実となる⽔準を参考。（例えば、広域機関における需給ひっ迫の基準となる予備率＝８％）「補正料金算定インデックス」が不⾜するリスクに備えて対策を講じ始める⽔準として、通常時には用いない供給力である電源Ⅰʼを発動し始めるタイミングを参考。（例えば、これまで電源Ⅰʼが発動されたケースにおける広域エリアでの概ねの予備率＝１０％）緊急的に供給力を1kWh追加確保するコストとして、市場に出ていない供給力を新たに1kWh確保するために⼗分な価格として、新たにＤＲを追加的に確保するコストからの見積もりを想定。確保済みの電源Ⅰʻのコストを反映することを想定。