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電力供給の仕組みから電力自由化の進行状況、電力消費量や環境問題といった電力事情まで、電力市場についてわかりやすく解説します。

電力市場(よく分かる電力市場)
 
  • 電力供給の仕組みは、大きく分けて発電送電小売の3つです。
  • 日本にの電力の自由化プロセスは、1995年からの発電の自由化に始まり、2000年からの小売市場の段階的自由化、2016年の完全自由化、2020年をメドとする発送電分離によって完成の予定です。

日本の電力市場を取り巻く状況は、めまぐるしく変化しています。生活に欠かせない電力の市場はどのように成り立っていて、どのように機能しており、どのような課題を抱えているのか、くわしく見ていきます。

電力供給の仕組み

電力供給は、大きく分けて発電送電小売の3つの事業から成り立っています。2016年まではこれらの3事業の全てを、各地方の電力市場を独占している一般電気事業者、つまり大手電力会社10社(東京電力関西電力中部電力中国電力四国電力北陸電力東北電力九州電力北陸電力沖縄電力)が、一貫して行なう、垂直一貫体制がとられてきました。

しかしながら、2016年の電力自由化によってこれらの3事業はそれぞれ独立した事業となりました。それぞれの事業の現状を説明していきます。

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発電事業

電力市場(よく分かる電力市場)

日本の電力需要の約3割を担っていた原子力発電は2011年以降、稼働率ほぼゼロに。

発電事業は1995年より自由化されていますが、主力は今も大手電力会社10社、戦後の電力需要増加に対応するべく1952年に国の特殊会社として設立された電源開発(J-Power)に在るといえます。

発電方法

国内に1300カ所以上の発電所を有する日本における発電事業は、主に火力、水力、原子力によるものです。

その割合は時代とともに変化してきましたが、1970年代以降は石油、石炭、液化天然ガス(LNG)を主原燃料とする火力発電が主力となり、東日本大震災以前の2009年では61.7%、2014年の統計値では88.4%を占めています。

原子力発電は、火力に次ぐ発電方法として、1970年代後半から徐々に増えはじめ、震災前には国内の32%の電力を生み出していましたが、2011年以降はほぼゼロにまで落ち込みました。水力発電は1960年代まで主要電源でしたが、以後は脱ダム化などにより発電量は停滞。このため、急速な増加を遂げる電力消費量全体に対しての割合は相対的に減少し、2013年の統計値では揚水発電と合わせても8.5%となっています。

電源構成とは?

(資源エネルギー庁の資料より転載)

一方、今後のエネルギー源として注目されている再生可能エネルギー源による発電は、様々な促進・援助策が講じられていますが、まだ数%程度に留まっています。

各発電方法のメリットとデメリット
発電方法 火力発電 原子力発電 水力発電
長所
  • 安定した高品質の電力を供給することが出来る。
  • 需要に応じて発電量を柔軟に調整できる。
  • 太発電単価が安い。
  • 火力発電と比べてCO2排出量が少ない。
  • 窒素酸化物と硫黄酸化物を排出しない。
  • 発電コストに占める燃料費の割合が小さい。
  • 石油や天然ガスに比べて可採年数が長い。
  • 維持コストが低い。
  • CO2排出量が少ない。
  • 自然の力を利用したエネルギー(再生可能エネルギー)である。
短所
  • CO2を多量に排出する。
  • 輸入に頼る化石燃料を大量に消費するため、燃料費の市場価格動向の影響を受けやすい。
  • 三重水素および温排水を放出する。
  • 高レベルの放射線や放射性物質の漏洩のリスクがある。
  • 高レベル放射性廃棄物の最終処分地が未に決定されていない。
  • 原子炉建設、使用済み核燃料の管理、廃炉、事故時の賠償など総合的に見て莫大なコストがかかる。
  • ダム建設時に莫大なコストがかかる。
  • 水没による社会・環境コストが大きい。

発電の原燃料

電力市場(よく分かる電力市場)

発電方法と同じように、主要電源も時代とともに大きな変遷を遂げてきました。

1965頃までは水力が、次いで1973年の第一次オイルショックまでは石油がメインでしたが、その後は石炭とLNG、原子力が、石油の代替原料として次第に比重を増していきました。

2013年時点での主要電源の割合は、LNG43.2%、石炭30.3%、石油等14.9%、水力(揚水を含む)8.5%、原子力1.0%、新エネルギー等2.2%となっています。

LNGの需要はすでに拡大傾向にありましたが、2011年の東日本大震災以降は、原子力発電の割合がゼロに近づくほど減ったため、その不足分を埋めるべく、さらにLNGの需要が増しています。このため、原燃料費はほぼ倍増しており、家庭用の電気料金は約25%、産業用の電気料金は約40%上昇。電力会社の料金値上げに繋がることになりました。

今後はいかに電源のベストミックスを図っていくか、技術革新によりいかに、再生可能エネルギーを含めた電力コストの削減を可能にしていくかが課題となっています。

卸電力市場

発電事業はこれまで大手電力会社10社による垂直一貫体制の一部であり続けてきたこともあり、電力の卸売市場はこれら一般電力事業者10社による長期の相対取引が大部分を占めていました。

しかし1995年の第1次電気事業制度改革によって発電と同時に卸売も自由化され、さらに2003年の第3次改革の一環として、会員制の卸電力市場「日本卸電力市場(JPEX)」が設立されたことで、余剰電力をすべて取引所で売ることが出来るようになりました。

現在の取引所取引のシェアは小売販売量全体の1%程度にすぎませんが、取引量が増えれば、ベースとなる発電設備を持てない小規模の新電力にとっても電気を調達しやすくなります。

新電力が、長期的に一般電気事業者がもつ電源から、不足分の発電量を買電できるような体制が整えば、大手電力事業者間でも競争が起き、電気料金の高騰を抑制する効果も期待できるとされているため、さらなる卸売市場の活性化が望まれています。

送電の流れ

電力市場(よく分かる電力市場)

変電所の設備
A:入力(受電)側、B:出力(送電)側
1-入力架線、2-アース線、3-電力架線、4-避雷器、5-断路器、6-遮断器、7-調相設備 8-電圧管理用変圧器、9-主変圧器、10-管理建屋、11-隔離柵、12-出力架線

各発電所で作られた電気は、送電線、変電所、配電線などを通って、各需要家の元に届けられます。

発電所では数千ボルト~2万ボルトの電圧の電気がつくられますが、発電所に併設されている変電所でまず27.5万ボルト~50万ボルト程度の超高電圧に変電されて送電線に送り出されます。これが各地に設けられた超高圧変電所で15.4万ボルトに変電され、それから1次変電所で6.6万~15.4万ボルトに変電されて大規模工場や鉄道会社などの超高圧需要家に送られます。超高電需要家はこれを必要な電圧にまで落として電力を消費しますが、残りは中間変電所に送られ、さらに2.2万ボルトに変電され、配電変電所で6600ボルトにまで落とされ、ビルや病院、工場などの高圧需要家に配電されます。

6600ボルトになった電気は電柱の上にある柱状変圧器(トランス)で100Vまたは200Vに変圧され、引込線から各家庭へと送られます。変電を繰り返して徐々に電圧を下げるのは超高圧から高圧、高圧から低圧へと発熱による送電ロスを少なくするためです。送電ロスが少なくなればなるほど、長距離の区間を効率的に送電することができます。

配送電事業は現在、大手電力会社10社が管理・運営していますが、2020年をメドに、発送電の法的分離が行われることが決まっています。電力会社の発電事業と送電事業を分離することで、新規事業者の参入を促し、競争が生まれることで電気料金の値下げにつながることが期待されていますが、その実現性に関しては賛否両論があります。

なお、2016年4月からの小売自由化に伴い、電力大手10社は新電力が小売する際に送配電網を利用料として徴収する託送料金を経済産業大臣に提出しましたが、下方修正を求められています。託送料金は新電力が小売市場に参入する際の料金設定に大きく影響するため、公平な条件での市場競争が行われるための重要な要素と考えられます。このため、全面自由化から発送電分離が予定されている2020年までは「料金の経過措置期間」と定められています。

小売市場の変遷

発電所で作った電力を最終的な電力の需要家に販売する電気の小売市場は、自由化が始まる2000年まで、一般電力事業者、すなわち地方ごとに電力市場を独占している大手電力会社10社が行ってきました。しかし、第2次および第3次制度改革によって、2000年より超高圧、2004年から500kWh以上の高圧、2005年から50kWh以上の高圧需要家へと徐々に自由化されました。2016年4月には、第5次制度改革により、小売自由化の枠が50kWh未満の低圧需要家にまで拡大され、完全自由化が達成されました。これによって電気料金体系にも変化がもたらせると考えられます。

電気料金の設定は、原価主義の原則、公正報酬の原則、電気使用者に対する公平の原則の3原則に基づき、総括原価方式が採用されています。もっとも1999年の第2次制度改革によって、電気料金の選択メニューの設定条件が緩和され、それまでの経済産業大臣の許可制(公共料金)から、届出制となりました。電力会社はこれによって、まだ小売自由化の対象となっていない顧客に対しての電気料金を、消費者の利益を害する可能性がない限りにおいて、改定すること可能となり、経営状況に合わせた適切な料金設定をしやすくなりました。2016年4月からの小売市場の完全自由化により、これまで自由化対象でなかった低圧需要家に対しても自由な電気料金設定が出来るようになったため、大手10社および新規参入の新電力各社は様々な料金体系の電気料金プランを発売しています。

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今後の電力自由化プロセス

日本における電力の自由化プロセスは、1995年からの発電の自由化に始まり、2000年からの小売市場の段階的自由化、2016年の完全自由化、2020年をメドとする発送電分離によって一応の完成を見る予定です。

この自由化プロセスを公正かつ着実に進める舵取り役を果たしているのが、経済産業省、そしてその外局のひとつである資源エネルギー庁ですが、そのほかにも今後の電力自由化プロセスの監視役を果たす経済産業大臣直属の電力取引監視等委員会が2015年9月1日に設立されました。

同委員会は、事業者に対する報告聴取や立入検査、業務改善勧告などを委員会単独で行う権限、さらに経済産業大臣に建議する権限を与えられています。各事業者の電気の需給状況の監視にあたるとともに、適正な取引や競争ルールの策定なども担当しています。

広域系統運用の拡大

1995年の第1次改革に始まった電気事業制度改革は、現在、第4次改革まで終了しています。2013年からの第5次改革では、①広域系統運用の拡大、②小売・発電の全面自由化、③発送電の法的分離、が3本柱として据えられています。

その第1段階として2015年4月1日に創設されたのが電力広域的運営推進機関(OCCTO)です。電源の広域的な活用に必要な送配電網の整備を進めること、そして平常時・緊急時の需給調整機能を全国大で強化することを目的としており、全ての電気事業者が同機関の会員となることを義務付けられています。

2016年4月1日からの電気の小売完全自由化実施にあたり、新電力への切り替えをスムーズに進めるための「スイッチング支援システム」を提供しているほか、全国レベルでの需給調整機能を果たすための「広域機関システム」にも着手しています。

小売・発電の全面自由化

小売・発電の全面自由化に向けては、電力システム改革実施にあたり電力市場の厳正なる監視役を果たす電力取引監視等委員会が、目下、以下を担当しています。

  1. 小売電気事業者の登録の審査 → 2016年4月以降に電力の小売を行う事業者の登録の適否(電気の使用者の利益の保護のために適切でないと認められるものか否か)について審査する。
  2. 小売の営業等に関するルールの検討 → 不当な解約制限の禁止など、小売の営業を行う際のルールや適正な取引に関するルールについて、ガイドライン案をまとめる。
  3. 送配電ネットワーク使用料(託送料金)の審査 → 小売電気事業者が電力を供給する際に支払う、送配電ネットワークの使用料(託送料金)の水準等について、年内に大臣の認可が降りるよう審査する。
  4. 自由化の広報 → 2016年4月の小売全面自由化にあたり、説明会の開催や広報ツールの作成・配布、各種広報媒体を通じた周知などに取り組む。

なお、小売全面自由化後は、需要家保護の観点から「料金の経過措置期間」が設けられ、この間は規制料金メニューが残されます。安定供給の要である送配電部門についてはすぐに自由化せず、規制部門として、引き続き地域独占の下で安定供給が行われます。

また、小売全面自由化によって、これまでの「一般電気事業」、「特定規模電気事業」といった電気事業者の区別がなくなるため、発電事業、送配電事業、小売電気事業ごとに、必要な規制が課されることになります。具体的には、自由化後は発電事業は届出制、送配電事業は許可制、小売電気事業は登録制となります。

発送電分離

発電部門と配送電部門の分離、つまり発送電分離は、2020年をメドとした法的分離によって行われる予定になっています。発電事業・送電事業に関する会計を分離独立させる会計分離はすでに行われていますが、会計のみの分離では十分な中立性が保てないという弱点があります。

このため、法的分離により送配電部門を中立化し、適正な対価(託送料金)を支払った上で、誰でも自由かつ公平・平等に送配電ネットワークを利用できるようにすることが望まれています。

発送電分離に際しては配送電事業者に以下のことが義務付けられます。

  1. 需給バランス維持(周波数維持義務)。
  2. 送配電網の建設・保守。
  3. 最終保障サービス(需要家が誰からも電気の供給を受けられなくなることのないよう、セーフティネットとして最終的な電気の供給を実施)。
  4. 離島のユニバーサルサービス(離島の需要家に対しても、他の地域と遜色ない料金水準で電気を供給 (需要家全体の負担により費用を平準化)。

そのほか、小売事業者には空売り規制を行い必要な供給力を確保するよう義務付ける一方、広域機関にはセーフティーネットとして発電所の建設社を公募する仕組みを創設させ、供給力不足に備えるなど、一連の安定供給確保策が講じられていく予定です。

電力事情について

エネルギー自給率が5.5~6%(2013年統計値)と極めて低い日本では、エネルギー源となる原燃料の確保がかねてからの重要課題ですが、冷暖房需要の増加やコンピュータや通信機器の普及などによる電力使用量の増大に対処するためには、加えて、昼夜間や季節間の電力需要格差の解消や、効率的な発電設備の利用と発電コスト低減が今後の大きな課題となっています。

日本の電力消費

日本の電力消費量は生活水準の工場や高度情報社会の進展によって、1980年代の5000億kWhレベルから2010年代には10000億kWhレベルに30年間で倍増しています。また、一次エネルギーに占める電気の比率(電力化率)も、1970年の26%、1980年の33%から2010年には44%と大幅に増えています。電力消費は全ての分野で増えていますが、なかでも家庭電力消費の伸びは顕著で、快適な生活環境指向の高まりや、コンピュータや通信技術の発達などを背景に、今後さらに増加していくことが予測されます。

電力の消費量増加とともに注目されるのが時間帯や季節による電力使用量の格差の拡大です。年間でみると冷房による夏季の電気消費量の伸びが大きく、1日でみると真夏の気温がピークになる午後2時頃の消費量が最大となっています。電気は貯めておくことができないエネルギーであるため、消費量の格差を縮め、発電設備の利用効率をいかに上げるかが、今後の課題となっています。

地球温暖化対策

日本の発電電力量あたりのCO2排出原単位は、原子力比率の高いフランス(2010年の統計値で0.09kg・CO2/kWh)や水力発電比率の高いカナダ(同0.19kg・CO2/kWh)ほど低くはないものの、他の欧米主要国と比較すると比較的低い水準(同0.39kg・CO2/kWh)にありまたが、東日本大震災後の原子力発電所長期停止によって火力発電量が増えたため、2010年度より0.126kg・CO2/kWh高い0.476kg・CO2/kWhとなりました。

エネルギーの低炭素化対策として、電気の供給側の努力として安全確保を前提とした原子力発電の活用や、再生可能エネルギーの開発・普及、LNGコンバインドサイクル発電の導入や石炭火力の高効率化等による火力発電熱効率のさらなる向上と送配電ロスの低減等の電力設備の効率向上などの取り組みが電力事業社側から推奨されている一方、電力利用者には省エネ努力や省エネ型電気機の使用などが促進されています。

再生可能エネルギーへの取り組み

電力市場(よく分かる電力市場)

エネルギー自給率の向上と地球温暖化防止に応えるエネルギー源として活用が促進されている風力、太陽光、地熱、中水力(1000kW以下)、バイオマスなどの再生可能なエネルギー源による電力は、原燃料を輸入に頼らずに済む国産エネルギーであること、CO2の排出量が少ないことといった数々の利点から、これからのエネルギー源として注目されています。しかし様々な支援策もかかわらず、再生可能エネルギー源による発電は2014年で1.9%と、1999年に掲げられた2010年までに3%という目標を大きく下回っています。

2012年7月から導入された再生可能エネルギー発電促進賦課金、3カ月後の2012年10月1日から導入された地球温暖化対策のための税が導入されるなど、再生可能エネルギー促進のための税制は次々に生まれていますが、本格的普及には技術開発によるコスト低減やスマートグリッドなどによる自然条件に左右されがちな再エネの効率的利用法の発展が不可欠となるでしょう。

 

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