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再生可能エネルギーの拡大に向けた政策検討のための
再生可能エネルギーの拡大に向けた政策検討のための 電力系統に係る基礎調査 2010 年 3 月 東京都 目 次 1． 背景と目的 ............................................................................................................. 1 2． 都および国の施策と動向 .......................................................................................... 2 2.1 都の施策 .................................................................................................................. 2 2.2 国の施策 .................................................................................................................. 4 3． 再エネ利用を基本とした社会の必要性 ...................................................................... 6 3.1 再エネに対する時代の要請 ........................................................................................ 6 3.2 再エネの特性 ........................................................................................................... 12 3.2.1 再エネごとのメリットとデメリット .............................................................................12 3.2.2 特性のまとめ ...............................................................................................................14 4． 再エネ利用を基本とした電力系統の考え方 ............................................................. 16 4.1 現状分析 ................................................................................................................. 16 4.1.1 再エネ供給と電力需要の地域的な偏在性と普遍性 .........................................................16 4.1.2 エネルギー自給率の向上（再エネ供給量の拡大） .........................................................17 4.1.3 再エネ発電の平準化 .....................................................................................................17 4.2 電力系統の考え方 .................................................................................................... 18 5． 資料 ..................................................................................................................... 19 5.1 わが国の電気事業の状況........................................................................................... 19 5.1.1 火力発電所の位置図 .....................................................................................................19 5.1.2 9 電力の幹線と主要な発電所位置図 ...............................................................................25 5.1.3 わが国の会社間連系に関する情報整理 ..........................................................................35 5.1.4 東北、四国における主要幹線における考察 ...................................................................39 5.1.5 幹線整備計画の概要 .....................................................................................................42 5.1.6 電力各社の経営スタンス ..............................................................................................43 5.1.7 風力発電の入札/応札状況 .............................................................................................47 5.1.8 「回避可能原価」と「焚き減らし」 .............................................................................48 5.1.9 電力融通の種類 ...........................................................................................................49 5.1.10 日本卸取引所における商品 .........................................................................................52 5.1.11 市場監視....................................................................................................................53 5.1.12 連系線の利用 .............................................................................................................54 5.1.13 託送システム .............................................................................................................58 5.1.14 インバランス制度 ......................................................................................................60 5.1.15 常時バックアップ ......................................................................................................61 5.1.16 30 分同時同量についての根拠 .....................................................................................62 5.1.17 わが国の電力自由化分野における新規参入者の動向 ....................................................63 5.1.18 電力自由化の概要 ......................................................................................................73 5.1.19 将来の地域間連系線強化の仮試算 ...............................................................................76 5.2 再エネの状況 ........................................................................................................... 81 5.2.1 わが国の再エネの目標 .................................................................................................81 5.2.2 海外の再エネの動向 .....................................................................................................89 5.2.3 太陽光発電と風力発電の合成発電量と電力需要の月別比較 ............................................95 5.2.4 都道府県別再生可能電力自給率 ....................................................................................98 5.2.5 再エネ事業者等サイドの論点のまとめ ........................................................................ 101 5.3 海外の電力系統の状況 ............................................................................................ 105 5.3.1 諸外国との電力系統の概要 ......................................................................................... 105 5.3.2 EU スーパーグリッド構想 ........................................................................................... 132 5.3.3 EU の系統に関する独立規制機関 ................................................................................. 143 5.3.4 EU 指令における系統に関する内容 .............................................................................. 144 5.4 その他動向 ............................................................................................................ 148 5.4.1 ヒアリング要旨 ......................................................................................................... 148 5.4.2 日本風力発電協会の連系対策に関する考え方 .............................................................. 152 5.4.3 太陽光発電協会の連系対策に関する考え方 ................................................................. 154 5.4.4 スマートグリッドの動向 ............................................................................................ 156 5.4.5 関連する検討会について ............................................................................................ 158 5.4.6 資源の可採年数 ......................................................................................................... 165 用語集....................................................................................................................... 169 1．背景と目的 太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギー（以下、「再エネ」という。）は、気候変動 対策として大量導入が期待されているところである。特に、化石燃料のほとんどを海外に依存 しているわが国にとっては、気候変動対策以外にエネルギー自給率の向上や、エネルギーの長 期的安定供給といったエネルギーセキュリティなどの面においても、再エネの導入は重要であ る。 しかし、風力発電や地熱発電などの再エネは地域偏在性が高く、都内での導入は限定的とな り、再エネを飛躍的に導入拡大するためには都内のみの設置では限界がある。したがって、再 エネの飛躍的導入拡大のためには、東北地方や北海道など再エネの豊かな地域による再エネ供 給が必要であり、このための電力系統の拡充が求められる。 本調査では、再エネの特徴を活かしつつ、電力系統を利用した広域的な再エネ電力の利用の ために、再エネごとの特徴や現在の電力系統の現状の整理、将来の導入目標や参考とすべき海 外の動向などの調査を実施した。 －1－ 2．都および国の施策と動向 2.1 都の施策 （1）東京における目標 ①東京都再生可能エネルギー戦略 都では、2006 年 3 月に「東京都再生可能エネルギー戦略」を策定し、中長期的視点に立った 利用目標を提起するとともに、施策の基本的方向を示した。この戦略において、東京の再エネ の利用目標として「2020 年までに東京のエネルギー消費に占める再生可能エネルギーの割合を 20％程度に高めることをめざす」ことを掲げた。 表 2-1 東京都再生可能エネルギー戦略の削減目標 2020 年までに東京のエネルギー消費に占める再生可能エネルギー の割合を 20％程度に高めることをめざす。 ②カーボンマイナス東京 10 年プロジェクト 2006 年 12 月に、都は、 「10 年後の東京～東京が変わる～」において、 「2020 年までに、東京 の温暖化ガス（温室効果ガス）排出量を 2000 年比で 25%削減する」ことを掲げた。これを受け、 2007 年１月に、 「カーボンマイナス東京 10 年プロジェクト」を開始し、この基本方針である「東 京都気候変動対策方針」で、今後 10 年間の都の気候変動対策の基本姿勢を明確化するとともに、 代表的な施策を先行的に提起した。 東京都気候変動対策方針の中で、低 CO2 型社会へ向け、省エネルギー対策の徹底と再エネや 未利用エネルギーの積極的な活用を基本とすることを明記している。 表 2-2 カーボンマイナス東京 10 年プロジェクトの削減目標 2020 年までに、東京の温暖化ガス（温室効果ガス）排出量を 2000 年比で 25%削減する。 （2）キャップ＆トレードによる再エネ需要 都では、2010 年 4 月から「温室効果ガス排出総量削減義務と排出量取引制度」を開始する。 同制度では、特定の事業所に対し、一定量の削減量を義務づけし、「自らで削減」または「他者 の「削減量」の取得（排出量取引） 」により義務履行を行うことが、大きな特徴となっている。 さらに、「他者の「削減量」の取得（排出量取引）」において、「再エネクレジット」として、 再エネの環境価値（グリーン電力証書、生グリーン電力、都の太陽エネルギーバンクなど）を 利用できるとしており、同制度の施行により、再エネ需要の増大が予想される。 －2－ （3）地域間連携による需給マッチング 後述するように、再エネは種類によって地域偏在性が高く、一方、需要は大都市や産業集積 地帯に高いことから、需要と供給の地理的なアンバランスが課題としてあげられている。 これまで、こうしたアンバランスを解消する手段として、グリーン電力証書など、発電量を 証書化しこれを他者が購入することで“形式上のアンバランス解消” （環境価値の取引）が行わ れてきた。 これに加えて、再エネの賦存量が大きい地域の再エネ電力を、需要の大きい地域に直接供給 する取組が検討されている。これは、都における「生グリーン電力」による需給マッチングで あり、異なる電力会社間（東北→東京）での託送が 2010 年 4 月から行われる予定である。 －3－ 2.2 国の施策 地球温暖化対策に関する基本原則を定め、地球温暖化対策の基本となる事項を定めた地球温 暖化対策基本法案が閣議決定（2010 年 3 月 12 日）された。この中で、中長期的な目標に関し、 以下の 3 つが掲げられている。ただし、2020 年に向けた中期目標の条件として、2009 年 9 月国 連気候変動首脳会合で鳩山首相が発言したものと同様の「すべての主要国による公平かつ実効 性のある国際的な枠組みの構築」及び「意欲的な目標の合意」が前提とされている。 表 2-3 中長期目標 温室効果ガスの排出の量の削減に関する中長期的な目標 ・2020 年までに 1990 年比で 25％削減する。 （すべての主要国による公平かつ実効性のある国際 的な枠組みの構築及び意欲的な目標の合意を前提とする） ・2050 年までに 1990 年比で 80％を削減する。 （世界全体の温室効果ガスの排出量を尐なくとも 半減するとの目標をすべての国と共有するよう努めるものとする） 再生可能エネルギーの供給量に関する中期的な目標 ・2020 年までに一次エネルギー供給量に占める再生可能エネルギーの割合を 10％に達するよう にする。 （出典）環境省 「地球温暖化対策基本法案の概要」 また、法案では、目標達成のための基本的な施策について記載している。その中でも具体的 な施策として、 「国内排出量取引制度の創設」、「地球温暖化対策のための税の検討」（地球温暖 化対策税） 、 「再生可能エネルギーの全量固定価格買取制度の創設」について明記されている。 －4－ 表 2-4 基本的施策の概要 ＜地球温暖化対策のうち特に重要な具体的施策＞ ・国内排出量取引制度の創設 ・地球温暖化対策のための税の平成 23 年度からの実施に向けた検討その他税制全体のグリー ン化 ・再生可能エネルギーの全量固定価格買取制度の創設その他の再生可能エネルギーの利用の 促進 ＜日々の暮らし＞ ・機械器具建築物等の省エネの促進 ・自発的な活動の促進 ・教育及び学習の振興 ・排出量情報等の公表 ＜国際協調等＞ ・国際的連携の確保、国際協力の推進 ＜地域づくり＞ ・都市機能の集積等による地域社会の形成に係る施策 ・自動車の適正使用等による交通に係る排出抑制 ・森林の整備、緑化の推進等温室効果ガスの吸収作用の保全及び強化 ・地方公共団体に対する必要な措置 ＜ものづくり＞ ・革新的な技術開発の促進 ・機械器具・建築物等の省エネの促進 ・温室効果ガスの排出の量がより尐ないエネルギーへの転換、化石燃料の有効利用の促進 ・地球温暖化の防止等に資する新たな事業の創出 ・原子力に係る施策 ・地球温暖化への適応 等 （出典）環境省 「地球温暖化対策基本法案の概要」 －5－ 3．再エネ利用を基本とした社会の必要性 3.1 再エネに対する時代の要請 （1）気候変動対策としての低炭素社会の実現 日本国政府では、 「世界全体の温室効果ガス排出量を現状に比して 2050 年までに半減」する という長期目標を、国際的に共有することを提案している。また、 「低炭素社会づくり行動計画」 では「2050 年までの長期目標として現状から 60～80％の削減」、 「地球温暖化対策基本法」では 「温室効果ガスの排出量を 2050 年までに 80％削減」を掲げている。 東京都では、2007 年 6 月に「東京都気候変動対策方針」を公表し、様々な施策を国より先行 的に実行している。 低炭素社会の実現のためには、再エネの積極的な導入や、その他低炭素電源により、極力 CO2 を排出しないしくみが必要となる。しかし、近年、石炭火力発電の増加や、原子力発電設備利 用率の低迷などの傾向が見られており、特に再エネの飛躍的導入が待たれるところである。 石炭 図 3-1 発電設備容量の推移（一般電気事業用） （出典） 「平成 20 年度エネルギーに関する年次報告」 （エネルギー白書 2009） 図 3-2 発電電力量の推移（一般電気事業用） （出典） 「平成 20 年度エネルギーに関する年次報告」 （エネルギー白書 2009） －6－ [%] 100.0 90.0 80.2 80.0 74.2 72.7 70.0 73.8 80.8 84.2 81.7 81.3 76.6 80.5 80.1 73.4 75.4 71.9 69.9 68.9 60.7 60.0 59.7 60.0 0 50.0 1990 1992 1994 1996 図 3-3 1998 2000 2002 2004 2006 2008 原子力発電設備利用率 （出典）独立行政法人 原子力安全基盤機構「原子力施設運転管理年報」 （2）持続可能性 「持続可能な社会」を創り上げるための基本的な計画である「循環型社会形成推進基本計画」 （2008 年 3 月）では、 「再生可能エネルギーの積極的な利活用」が掲げられている。 究極的な持続可能性を追求するならば、無尽蔵なエネルギー源である再エネへ早期転換する ことが望ましい。 （3）経済性 日本エネルギー経済研究所の予測によれば、2035 年のアジアのエネルギー消費量は着実な経 済成長の下、現在の約 2 倍へ拡大（2007 年 36 億トン→2035 年 71 億トン）するものとし、2007 年から 2035 年までの世界のエネルギー消費増加量の約 9 割が途上国によるものとされている。 －7－ 図 3-4 世界の地域別一次エネルギー消費 （出典）日本エネルギー経済研究所、 「アジア／世界エネルギーアウトルック 2009」2009 年 10 月 特に、中国、インドは安定した経済成長に伴い、両国がアジアに占めるシェアは 2035 年に 66%へ拡大する。一方、日本は省エネの進展とともに、経済の成熟化・人口減尐に伴いシェア が 14%から 7%まで減尐する。 図 3-5 アジアの地域別一次エネルギー消費 （出典）日本エネルギー経済研究所、 「アジア／世界エネルギーアウトルック 2009」 、2009 年 10 月 原油価格は、産油国の政情等により一時的に高騰した。現在は、落ち着きを取り戻しつつあ るものの、その変動の予測は難しい。オイルピークを迎えることや投機対象となることなどに より、今後も原油価格の先行きは不透明である。 また、原油価格の高騰は、他のエネルギー価格の上昇や、資材価格の上昇に波及するなど、 影響が大きい。こうしたことから、再エネの重要性が今後高まっていくと考えられる。 －8－ （ドル/バレル） 160 イランによるミサイル 発射（'08.7） ﾅｲｼﾞｪﾘｱにおける武装勢力の 石油関連施設攻撃（'08.6） リーマン ショック ウラン濃縮をめぐるｲﾗ ﾝと欧米との対立が深 刻化（'08.2） 140 120 ﾄﾙｺ軍とｸﾙﾄﾞ人武装勢 力が衝突（'07.9） 100 ｲｽﾗｴﾙとﾋｽﾞﾎﾞﾗとの 間で紛争勃発（'06.7） 対ｲﾗｸ武力行使開始 （'03.3） 80 60 ｻｳｼﾞｱﾗﾋﾞｱの石油施 設にﾃﾛ攻撃（'06.2） 米国同時多発ﾃﾛ（'01.9） ｻｳジの外国企業 にﾃﾛ攻撃（'04.5） 40 ｲﾗｸ情勢不安定化 （'04.4-） 20 ﾍﾞﾈｽｴﾗの石油労働 者ｽﾄﾗｲｷ（'02.12） 図 3-6 2009年 2008年 2007年 2006年 2005年 2004年 2003年 2002年 2001年 2000年 1999年 1998年 1997年 1996年 1995年 1994年 1993年 1992年 1991年 0 原油価格動向と主要な要因 （出典） 「平成 20 年度エネルギーに関する年次報告」 （エネルギー白書 2009） （4）エネルギーセキュリティ わが国の一次エネルギー総供給量の大半は、輸入に頼っており、シェアが大きい順に石油、 石炭、天然ガス、原子力（ウラン）と続いている。 （10 18 J） 石油 石炭 天然ガス 原子力 水力 新エネルギー・地熱等 25 22.00 22.76 19.66 20 22.75 22.81 3.1% 2.8% 10.2% 12.6% 12.3% 15.92 16.47 14.38 15 12.42 17.5% 9.6% 13.8% 11.5% 17.9% 10.7% 16.5% 18.0% 21.3% 18.5% 16.8% 22.1% 20.0% 10 6.38 5 29.3% 71.6% 69.9% 56.0% 64.7% 49.0% 53.6% 43.9% 55.4% 55.9% 0 65 70 75 80 図 3-7 85 90 95 00 一次エネルギー国内供給の推移 （出典） 「平成 20 年度エネルギーに関する年次報告」 （エネルギー白書 2009） －9－ 05 07 年度 原油のほぼ全量を輸入に依存し、その多くを中東に依存している我が国の石油の供給構造は、 他の先進国と比較して脆弱なものとなっている。 図 3-8 原油の中東依存度 （出典） 「平成 20 年度エネルギーに関する年次報告」 （エネルギー白書 2009） また、化石燃料の輸入額は増加の一途であり、2008 年の総輸入額（＝国内資金流出額）は約 23 兆円となっている。再エネの導入は、エネルギーセキュリティ向上の他、国内資金の流出抑 制という副次的効果がある。 図 3-9 化石燃料の輸入額の推移 （出典）地球温暖化対策に係る中長期ロードマップ検討会公開シンポジウム資料 －10－ 2006 年度におけるわが国のエネルギー自給率は 4%に過ぎない。 その内訳としては、 水力 34%、 廃棄物等 32%のシェアが大きい。 原子力 地熱・新エネルギー等 水力 石炭 天然ガス 石油 100% 80% 60% 40% 20% 0% 60 エネルギー自給率 （原子力含む） 57% (57%) 70 14% (14%) 80 90 (年) 6% (12%) 00 5% (16%) 4% (19%) 05 4% (18%) 06 4% (19%) 図 3-10 日本のエネルギー総供給構成及び自給率の推移 （出典） 「平成 20 年度エネルギーに関する年次報告」 （エネルギー白書 2009） エネルギー自給率4%の内訳 石油 3% 石炭 0% 天然ガス 15% 水力 34% 廃棄物等 32% 地熱、 太陽光等 16% 図 3-11 エネルギー自給率 4%の内訳 （出典） 「平成 20 年度エネルギーに関する年次報告」 （エネルギー白書 2009） こうした脆弱なエネルギー供給構造を克服するために、国内での再エネ利用拡大によるエネ ルギー自給率の向上が望まれる。 －11－ 3.2 再エネの特性 3.2.1 再エネごとのメリットとデメリット （1）再エネ全体 ①メリット ・枯渇しない ・CO2 を殆ど排出しない ・設備設置の急速拡大が可能 ・エネルギー安全保障 ・防災リスク軽減 ・小規模分散が可能 ②デメリット ・出力のコントロールが難しい （2）風力発電 ①メリット ・枯渇の心配がない ・コストパフォーマンスに優れ、すでに商業化段階 ②デメリット ・地域偏在性が強く場所を選ぶ。北海道、東北、九州エリアでの賦存量が大きいが、一定以下 の風速（風速 5m/s 以下）のエリアの方が圧倒的に広く、こうしたエリアにおけるコストパフ ォーマンスは低い。 （MW） 70,000 60,000 風力発電ポテンシャル 50,000 全発電設備容量 40,000 30,000 20,000 10,000 0 北海道 東北 東京 北陸 中部 関西 中国 四国 九州 図 3-12 地域別風力発電ポテンシャル（発電容量）と全発電設備容量 （出典）一般社団法人日本風力発電協会ロードマップ検討 WG 資料により都環境局が作成 －12－ 沖縄 ・電力系統容量による系統接続の制約、自然公園法、森林法など、開発適地の地域規制や利用 制限により開発が不可能または困難な場合がある ・気象条件によって、発電出力が左右され、蓄電池などが無ければ出力を思い通りに制御でき ない （3）太陽光発電 ①メリット ・枯渇の心配がない ・他の再エネと比較して、設置が容易である ・地域偏在性が小さい ・計画から竣工（運転開始）までのリードタイムが短い ②デメリット ・気象条件によって、発電出力が左右され、蓄電池などが無ければ出力を思い通りに制御でき ない 図 3-13 太陽光発電の出力変動 （出典）次世代送配電ネットワーク研究会資料（2010 年 3 月） （4）地熱発電 ①メリット ・気象条件によらず、出力が安定 ・他の再エネと比較して設備利用率が高い ②デメリット ・地域偏在性が大きい ・多くの有望地熱開発地域が自然公園地域内に賦存 ・有望地熱開発地域が、温泉地域近傍に存在し、温泉への影響を懸念する温泉事業者等との調 整が必要 ・地下深部の調査を要することから開発のリードタイムが長く、また相応のコストも要する －13－ （5）中小規模水力発電 ①メリット ・気象条件によらず、比較的出力が安定 ・大規模水力発電と比較して、環境影響が小さい ・ダム式では、負荷追従運転が可能 ②デメリット ・降雤量が尐ない場合、安定した電力を得られない （6）バイオマス発電 ①メリット ・稲わらや家畜排せつ物などを利用できるため資源の有効活用、廃棄物の削減に寄与 ・既設の石炭火力発電については、バイオマスを石炭と混合して利用することにより、資源の 有効活用と CO2 排出原単位の低減が可能 ・資源を確保できれば、気象条件によらず安定した電力が得られる ②デメリット ・林地残材、農業系残渣は賦存量が豊富だが、収集・運搬コストが高く、現状では利用が進ん でいない ・他の再エネと異なり、継続的に資源を投入する必要あり ・海外産の資源を利用する場合は「地産地消」とはならない 3.2.2 特性のまとめ 再エネごとの各種評価のまとめを以下に示す。 －14－ 表 3-1 再エネ別定性的評価のまとめ 発電コスト （安い：◎） 資源利用 （無尽蔵：◎） リードタイム※ （短い：◎） CO2 排出 （小さい：◎） エネルギー セキュリティー （安全保障：◎） × ◎ ◎ ○ ◎ ◎ × × × ◎ ◎ ◎ ◎ × ◎ （流れ込み式） （ダム式） △ ○ ○ ◎ ◎ × ○ △ ○ ○ △ ◎ ◎ △ ○ △ △ ○ ◎ ◎ 賦存量 （高い：◎） 地域偏在性 （低い：◎） 出力調整 （可能：◎） ベース 負荷追従 風力発電 ◎ × × 太陽光 発電 ◎ ◎ 中小水力 △ × 地熱発電 ○ バイオマス 発電 △ △ ◎ （未利用）（廃棄物） （注）※：「リードタイム」とは、構想から運転開始までの時間をいい、フィージビリティスタディや環境アセスメント等も考慮している。 －15－ 4．再エネ利用を基本とした電力系統の考え方 4.1 現状分析 4.1.1 再エネ供給と電力需要の地域的な偏在性と普遍性 再エネの中でも風力発電については、前述のとおり地域偏在性が強く、結果として賦存量と 電力需要に地域的なアンバランスが生じている。図 4-1に示すのは 2008 年、2050 年、2100 年 における電力需要（2050 年以降は想定）と、風力発電の賦存量を地域的に比較したものである が、北海道では、賦存量が圧倒的に多く、東北・九州では、電力需要とほぼ同様の賦存量とな っている。他方、東京・関西等においては、電力需要が圧倒的に大きくなっている。 一方で、太陽光発電の場合は、電力需要量に応じた導入を進めることで、地域的なバランス は相応に保たれる。 （TWh） 350 電力需要（2008） 300 電力需要（2050） 電力需要（2100） 250 風力賦存量 200 150 100 50 0 北海道 東北 東京 図 4-1 中部 北陸 関西 中国 四国 九州 沖縄 年別電力需要と風力発電の賦存量の地域別比較 （出典）電気事業連合会統計、日本風力発電協会資料より作成 （1）偏在性 再エネ賦存量と電力需要における地域的なアンバランスは概ね以下のとおりとなる。 ・東京、中部、関西においては、電力需要が大きいのに対し、風力発電の賦存量は小さい。 ・北海道、東北、九州においては、電力需要に対し風力発電の賦存量は比較的大きく、2100 年 時点では、風力発電の賦存量が電力需要を上回る。 ・北海道、東北においては、他の再エネも含め、将来的には地域での消費を上回る電力が発生 し、東京や中部といった電力の大消費地への送電が必要となるため、送電の系統容量の強化 が必要となる。 －16－ （2）普遍性 再エネの中には、太陽光発電などのように地域偏在性がさほど大きくないエネルギーもある。 太陽光発電は、地域的な日射量の差はあるが、他の再エネより地域偏在性が小さく、 「電力需要 の高い地域＝設置できる屋根面積などのポテンシャルが大きい」というような図式が成り立つ ため、偏りは小さい。 4.1.2 エネルギー自給率の向上（再エネ供給量の拡大） ・北海道や東北での再エネを東京へ送る供給量を拡大することにより、エネルギー自給率を向 上することができる（エネルギー供給量も確保することができる） 。 4.1.3 再エネ発電の平準化 ・地域ごとの気象状況による再エネ発電の影響の平準化、すなわち、一カ所では不安定性が際 だつものの、広域的に見ると、 “ならし効果1”が現れる。 ・以下は風力発電における検討例であるが、単独のウィンドファームに比べ、複数のウィンド ファーム、さらに、蓄電池などを併設することにより、相応の平滑化効果が期待できること を示している。 風力発電の出力特性ー４（平滑化効果） 地域分散および地形による平滑化効果 ウインドファーム単位、グループ単位、管内一括時の20分間変動電力値 をプロットし、連系量が2倍および3倍時の値は、管内一括と同じ値と仮定 20分間変動電力［％］は、この値以上に大きくならない（＝マージンあり） 東北電力殿公表値は、JWPA解析値の累積出現頻度９９．９０％に相当 連系容量の増大に伴い、20分間変動電力は低減 ウインドファーム単位では100%変動もあるが、複数の合計で30%程度 管内合計で20%程度、蓄電池システム併設時は10%未満である。 風力発電導入量と20分間変動電力 100 風車単独 年間：（風力単独） 90 20分間変動電力[％] 80 70 60 50 40 累積出現頻度＝100.00% 累積出現頻度＝99.90% 累積出現頻度＝99.73% 累積出現頻度＝99.00% 累積出現頻度＝90.00% 累積出現頻度＝20.00% 東北電力殿解析値 (H16-9) 東北電力殿推定値 (H16-9) 東北電力殿推定値 (H20-11) 累乗 (累積出現頻度＝100.00%) 累乗 (累積出現頻度＝99.90%) 累乗 (累積出現頻度＝99.00%) 累乗 (累積出現頻度＝90.00%) 30 累積出現頻度＝100.00% 累積出現頻度＝99.90% 累積出現頻度＝99.73% 累積出現頻度＝99.00% 累積出現頻度＝90.00% 累積出現頻度＝20.00% 東北電力殿解析値 (H16-9) 東北電力殿推定値 (H16-9) 東北電力殿推定値 (H20-11) 累乗 (累積出現頻度＝100.00%) 累乗 (累積出現頻度＝99.90%) 累乗 (累積出現頻度＝99.00%) 累乗 (累積出現頻度＝90.00%) 風力発電導入量と20分間変動電力 年間： （風力＋御蓄電池） 蓄電池システムとの合成出力 100 90 80 20分間変動電力[％] 70 60 50 40 30 20 20 10 10 0 0 0 100 200 300 400 500 600 風力系統連系量[MW] 700 800 900 1,000 0 100 200 300 400 500 600 風力系統連系量[MW] 700 800 900 1,000 1 図 4-2 風力発電の広域的な運用による平滑化効果 （出典）日本風力発電協会、風力発電の導入ポテンシャルと電力系統連系対策、2009 年 12 月 1 ならし効果とは、再エネが広範囲に分散して設置されるほど、その出力変動が総合的に平滑化される ことをいう。 －17－ 4.2 電力系統の考え方 ・電気事業法第 26 条第 1 項では、電力会社に、自社の管轄地域内に周波数と電圧を一定範囲内 に維持するよう義務づけられている。 ・地域間連系線を利用するのは、広域的な電力融通などの機会であり、電力の不足を補うもの や、計画的な受給による融通などが実施されてきた。 ・1990 年代には、電力会社による地域独占が指摘され 1995 年の電気事業法改正により、電気 事業への参入規制が緩和されるとともに、卸託送の活性化が図られた。 ・2000 年の電気事業法改正では部分自由化や特定規模電気事業者（PPS）の概念が導入された。 PPS は現在も一定量のシェアを維持しているものの、全体の 2.5％とごくわずかなシェアで停 滞している。 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 電力（特高） 電力（高圧） 電力（全体） 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 図 4-3 （年度） PPS のシェア推移 （出典）経済産業省電力調査統計 ・2005 年 4 月の制度改革による振替供給料金制度の廃止にともない、会社間連系線の利用率は 拡大し、遠距離での託送料金の負荷が軽減され、コスト障壁が緩和された。 ・このように、火力発電などある程度コントロールできる電力についての取り扱い範囲は拡大 したものの、現状の再エネについては、「30 分同時同量」の原則等もあり、太陽光発電や風 力発電により発電された電力は、発電した電力会社内での消費が基本となっている。 ・東京都のように「電力需要が大きいが再エネ資源が乏しい」地域では、低炭素化に向け、他 地域からの再エネ供給を必要としているため、こうした基本を見直す必要がある。 ・再エネの大量導入の進んでいる欧州などの国々では、国を超えた再エネ電力のやり取りが行 われている。日本における再エネの飛躍的導入拡大を進めるためには、このような事例を参 考にしながら、検討を進めていく必要がある。 （出典）資源エネルギー庁電力・ガス事業部「託送制度について」 （2006 年 3 月） 資源エネルギー庁電力市場整備課「電力自由化について」 （2007 年 7 月） 資源エネルギー庁 web 情報「我が国の電気事業制度について」 －18－ 5．資料 5.1 わが国の電気事業の状況 5.1.1 火力発電所の位置図 （1）石炭火力発電所一覧 表 5.1-1 石炭火力発電所一覧 一般電気事業者 事業者 北海道電力 北海道電力 北海道電力 北海道電力 北海道電力 北海道電力 北海道電力 東北電力 東北電力 東北電力 東北電力 東京電力 東京電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 北陸電力 北陸電力 北陸電力 北陸電力 北陸電力 北陸電力 関西電力 中国電力 中国電力 中国電力 中国電力 中国電力 中国電力 中国電力 四国電力 四国電力 四国電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 燃料 発電所 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 石炭 奈井江 奈井江 砂川 砂川 苫東厚真 苫東厚真 苫東厚真 能代 能代 原町 原町 広野 常陸那珂 碧南 碧南 碧南 碧南 碧南 敦賀 敦賀 七尾大田 七尾大田 富山新港 富山新港 舞鶴 三隅 水島 水島 大崎 新小野田 新小野田 下関 西条 西条 橘湾 松浦 苓北 苓北 苅田 具志川 具志川 金武 金武 都道 号 府県 1 北海道 2 北海道 3 北海道 4 北海道 1 北海道 2 北海道 4 北海道 1 秋田 2 秋田 1 福島 2 福島 福島 5 1 茨城 1 愛知 2 愛知 3 愛知 愛知 4 愛知 5 1 福井 2 福井 1 石川 2 石川 石炭1 富山 石炭2 富山 京都 1 1 島根 1 岡山 2 岡山 広島 1 1 山口 2 山口 1 山口 1 愛媛 2 愛媛 1 徳島 1 長崎 1 熊本 熊本 2 福岡 新1 1 沖縄 2 沖縄 沖縄 1 沖縄 2 その他の電気事業者 MW 175 175 125 125 350 600 700 600 600 1,000 1,000 600 1,000 700 700 700 1,000 1,000 500 700 500 700 250 250 900 1,000 125 156 259 500 500 175 156 250 700 700 700 700 360 156 156 220 220 都道 府県 電源開発 石炭 磯子 神奈川 電源開発 石炭 高砂 兵庫 電源開発 石炭 高砂 兵庫 電源開発 石炭 竹原 広島 電源開発 石炭 竹原 広島 電源開発 石炭 竹原 広島 電源開発 石炭 松島 長崎 電源開発 石炭 松島 長崎 電源開発 石炭 石川 沖縄 電源開発 石炭 石川 沖縄 電源開発 石炭 松浦 長崎 電源開発 石炭 松浦 長崎 電源開発 石炭 橘湾 徳島 電源開発 石炭 橘湾 徳島 福島 常盤共同火力 石炭 勿来 福島 常盤共同火力 石炭 勿来 福島 常盤共同火力 石炭 勿来 住友共同電力 石炭 新居浜東 愛媛 住友共同電力 石炭 新居浜西 愛媛 住友共同電力 石炭 新居浜西 愛媛 住友共同電力 石炭 壬生川 愛媛 相馬共同火力 石炭 新地 福島 相馬共同火力 石炭 新地 福島 酒田共同火力 石炭 酒田 山形 酒田共同火力 石炭 酒田 山形 戸畑共同火力 石炭 戸畑 福岡 日本製紙 石炭 釧路工場 北海道 新日本製鐵 石炭 室蘭製鐵所中央 北海道 新日本製鐵 石炭 釜石火力 岩手 新日本製鐵 石炭 広畑 兵庫 新日本製鐵 石炭 戸畑 福岡 新日本製鐵 石炭 大分 大分 糸魚川発電 石炭 糸魚川 新潟 中山名古屋共同発電 石炭 名古屋 愛知 明海発電 石炭 豊橋 愛知 神鋼神戸発電 石炭 神鋼神戸発電所 兵庫 神鋼神戸発電 石炭 神鋼神戸発電所2 兵庫 三菱レイヨン 石炭 三菱レイヨン大竹 広島 土佐発電 石炭 土佐発電所 高知 住友大阪セメント 石炭 高知工場第一 高知 住友金属工業 石炭 住友金属鹿島火力 茨城 宇部興産 石炭 宇部興産 山口 事業者 燃料 発電所 号 MW 新1 1 2 1 2 3 1 2 1 2 1 2 1 2 7 8 9 1 1 2 1 1 2 1 2 2 1 1 1 1 3 9 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 600 250 250 250 350 700 500 500 156 156 1,000 1,000 1,050 1,050 250 600 600 27 75 75 250 1,000 1,000 350 350 156 80 100 136 133 137 300 134 136 135 665 665 40 150 65 475 195 （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） 表 5.1-2 石炭火力発電所電力会社別整理 電力会社 北海道電力 東北電力 東京電力 中部電力 北陸電力 関西電力 中国電力 四国電力 九州電力 沖縄電力 その他 合計 MW 2,250 3,200 1,600 4,100 2,900 900 2,715 1,106 2,460 752 16,091 38,074 （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） －19－ 図 5.1-1 石炭火力発電所一覧 （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） －20－ （2）LNG 火力発電所一覧 表 5.1-3 事業者 東北電力 東北電力 東北電力 東北電力 東北電力 東北電力 東北電力 東北電力 東北電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 燃料 発電所 LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG 東新潟 東新潟 東新潟 東新潟 東新潟 東新潟 新潟 新潟 新仙台 千葉 千葉 五井 五井 五井 五井 五井 五井 五井 姉崎 姉崎 姉崎 姉崎 姉崎 姉崎 袖ヶ浦 袖ヶ浦 袖ヶ浦 袖ヶ浦 品川 川崎 横須賀 横浜 都道 号 府県 1 新潟 2 新潟 3コ 新潟 4コ 新潟 港1 新潟 港2 新潟 新潟 3 4 新潟 2 宮城 1コ 千葉 2コ 千葉 1 千葉 2 千葉 3 千葉 4 千葉 5 千葉 6B 千葉 6GT 千葉 1 千葉 2 千葉 3 千葉 4 千葉 5 千葉 6 千葉 1 千葉 2 千葉 3 千葉 4 千葉 1コ 東京 神奈川 1コ 神奈川 G/T2 5 神奈川 LNG 火力発電所一覧（一般電気事業者） 事業者 MW 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 600 600 1,090 1,610 350 350 250 250 600 1,440 1,440 265 265 265 265 350 350 126 600 600 600 600 600 600 600 1,000 1,000 1,000 1,140 1,500 144 175 燃料 LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG 発電所 横浜 横浜 横浜 南横浜 南横浜 南横浜 富津 富津 富津 富津 東扇島 東扇島 知多 知多 知多 知多 知多 知多 知多 知多 知多 知多 知多第二 知多第二 知多第二 知多第二 新名古屋 新名古屋 四日市 四日市 四日市 四日市 都道 府県 神奈川 神奈川 神奈川 神奈川 神奈川 神奈川 千葉 千葉 千葉 千葉 神奈川 神奈川 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 三重 三重 三重 三重 号 6 7コ 8コ 1 2 3 1コ 2コ 3コ 4コ 1 2 1B 1GT 2B 2GT 3 4 5B 5GT 6B 6GT 1B 1GT 2B 2GT 7コ 8コ 1 2 3 4コ MW 350 1,400 1,400 350 350 450 1,000 1,000 1,520 507 1,000 1,000 375 154 375 154 500 700 700 154 700 154 700 154 700 154 1,458 1,534 220 220 220 585 事業者 燃料 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 中国電力 中国電力 中国電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG LNG 都道 号 府県 1 川越 三重 2 川越 三重 3コ 川越 三重 4コ 川越 三重 5 堺港 大阪 6 堺港 大阪 7 堺港 大阪 8 堺港 大阪 1 南港 大阪 2 南港 大阪 3 南港 大阪 関西国際空港エネルギーセンター 大阪 1GT 関西国際空港エネルギーセンター 大阪 2GT 5 姫路第一 兵庫 6 姫路第一 兵庫 1 姫路第二 兵庫 2 姫路第二 兵庫 3 姫路第二 兵庫 4 姫路第二 兵庫 5 姫路第二 兵庫 6 姫路第二 兵庫 3 水島 岡山 1コ 柳井 山口 2コ 柳井 山口 3 新小倉 福岡 4 新小倉 福岡 5 新小倉 福岡 1コ 新大分 大分 2コ 新大分 大分 3コ 新大分 大分 発電所 （注）平成 21 年 3 月末現在、表中「号」の“コ”はコンバインドサイクル （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） 表 5.1-4 LNG 火力発電所一覧（その他の電気事業者） 都道 府県 LNG 戸畑 戸畑共同火力 福岡 LNG 戸畑 戸畑共同火力 福岡 LNG 君津 君津共同火力 千葉 LNG 高浜 群馬県 群馬 JFEスモール LNG 川鉄千葉クリーンパワーステーション 千葉 LNG 藤沢工場第二 荏原製作所 神奈川 東京ガス横須賀パワー LNG 横須賀パワーステーション 神奈川 LNG 酉島エネルギーセンター ガスアンドパワー 大阪 LNG 船町 中山共同発電 大阪 事業者 燃料 発電所 号 MW 3 4 5 1 1 1 1 1 1 250 375 300 25 382 64 200 146 144 （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） 表 5.1-5 LNG 火力発電所電力会社別整理 電力会社 MW 0 北海道電力 東北電力 5,700 東京電力 25,252 中部電力 14,713 北陸電力 0 関西電力 6,832 中国電力 1,740 四国電力 0 九州電力 4,095 沖縄電力 その他 1,886 0 60,218 合計 （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） －21－ MW 700 700 1,701 1,701 250 250 250 250 600 600 600 20 20 729 713 250 325 325 450 600 600 340 700 700 600 600 600 690 870 735 図 5.1-2 LNG 火力発電所位置図 （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） －22－ （3）石油火力 表 5.1-6 事業者 北海道電力 北海道電力 北海道電力 北海道電力 北海道電力 北海道電力 北海道電力 東北電力 東北電力 東北電力 東北電力 東北電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 東京電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 燃料 発電所 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 苫小牧 伊達 伊達 知内 知内 音別GT 音別GT 八戸 秋田 秋田 秋田 新仙台 横須賀 横須賀 横須賀 横須賀 横須賀 横須賀 横須賀 鹿島 鹿島 鹿島 鹿島 鹿島 鹿島 大井 大井 大井 広野 広野 広野 広野 渥美 渥美 渥美 武豊 都道 MW 号 府県 250 北海道 1 350 北海道 1 350 北海道 2 350 北海道 1 350 北海道 2 74 北海道 1 74 北海道 2 3 250 青森 2 350 秋田 3 350 秋田 4 600 秋田 1 350 宮城 350 神奈川 3 350 神奈川 4 350 神奈川 5 350 神奈川 6 350 神奈川 7 350 神奈川 8 30 神奈川 G/T1 1 600 茨城 2 600 茨城 3 600 茨城 4 600 茨城 5 1,000 茨城 6 1,000 茨城 1 350 東京 2 350 東京 3 350 東京 1 600 福島 2 600 福島 3 1,000 福島 4 1,000 福島 1 500 愛知 3 700 愛知 4 700 愛知 2 375 愛知 石油火力発電所一覧（一般電気事業者） 事業者 燃料 発電所 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 中部電力 北陸電力 北陸電力 北陸電力 北陸電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 関西電力 中国電力 中国電力 中国電力 中国電力 中国電力 中国電力 中国電力 四国電力 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 武豊 武豊 西名古屋 西名古屋 西名古屋 西名古屋 尾鷲三田 尾鷲三田 富山 富山新港 富山新港 福井 多奈川第二 多奈川第二 宮津エネルギー研究所 宮津エネルギー研究所 海南 海南 海南 海南 御坊 御坊 御坊 相生 相生 相生 赤穂 赤穂 玉島 玉島 玉島 岩国 岩国 下松 下関 阿南 都道 府県 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 愛知 三重 三重 富山 富山 富山 福井 大阪 大阪 京都 京都 和歌山 和歌山 和歌山 和歌山 和歌山 和歌山 和歌山 兵庫 兵庫 兵庫 兵庫 兵庫 岡山 岡山 岡山 山口 山口 山口 山口 徳島 号 MW 事業者 3 4 1 2 3 4 1 3 4 1 2 三国1 1 2 1 2 1 2 3 4 1 2 3 1 2 3 1 2 1 2 3 2 3 3 2 1 375 375 220 220 375 375 375 500 250 500 500 250 600 600 375 375 450 450 600 600 600 600 600 375 375 375 600 600 350 350 500 350 500 700 400 125 四国電力 四国電力 四国電力 四国電力 四国電力 四国電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 九州電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 沖縄電力 燃料 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 発電所 阿南 阿南 阿南 坂出 坂出 坂出 唐津 唐津 大分 大分 苅田 相浦 相浦 川内 川内 豊前 豊前 新喜界 新知名 新与論 牧港 牧港 牧港 牧港 牧港 石川 石川 牧港GT 牧港GT 石川GT 石垣GT 石垣GT 宮古GT 宮古GT 宮古GT 都道 号 MW 府県 2 220 徳島 3 450 徳島 4 450 徳島 2 350 香川 3 450 香川 4 350 香川 2 375 佐賀 3 500 佐賀 1 250 大分 2 250 大分 新2 375 福岡 1 375 長崎 2 500 長崎 500 鹿児島 1 500 鹿児島 2 1 500 福岡 500 福岡 2 1.1 鹿児島 1 1.1 鹿児島 1 1.1 鹿児島 1 5 85.0 沖縄 6 85 沖縄 7 85 沖縄 8 85 沖縄 9 125 沖縄 1 125 沖縄 2 125 沖縄 1 60 沖縄 2 103 沖縄 1 103 沖縄 1 5 沖縄 2 5 沖縄 1 5 沖縄 2 5 沖縄 3 5 沖縄 （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） 表 5.1-7 事業者 常盤共同火力 北海道PE 君津共同火力 君津共同火力 鹿島共同火力 鹿島共同火力 鹿島共同火力 鹿島共同火力 和歌山共同火力 和歌山共同火力 和歌山共同火力 瀬戸内共同火力 瀬戸内共同火力 瀬戸内共同火力 瀬戸内共同火力 瀬戸内共同火力 瀬戸内共同火力 瀬戸内共同火力 瀬戸内共同火力 瀬戸内共同火力 瀬戸内共同火力 大分共同火力 大分共同火力 日立造船 日立造船 日立製作所 日立製作所 昭和電工 昭和電工 トーメンパワー寒川 新日本石油精製 新日本石油精製 新日本石油精製 新日本石油精製 ジェネックス ポリプラスチックス コスモ石油 出光興産 出光興産 神戸製鋼所 九州石油 石油火力発電所一覧（その他） 燃料 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 石油 発電所 勿来 苫小牧共同 君津 君津 鹿島 鹿島 鹿島 鹿島 和歌山 和歌山 和歌山 倉敷共同 倉敷共同 倉敷共同 倉敷 福山共同 福山共同 福山共同 福山共同 福山共同 福山共同 大分 大分 茨城工場第一 茨城工場第一 日立臨海 日立臨海 川崎工場 川崎工場 寒川パワーステーション 室蘭 横浜 根岸製油所ガス化複合 麻里布 水江 富士工場 コスモ石油 北海道製油所 愛知製油所 神鋼加古川 大分第二 都道 府県 福島 北海道 千葉 千葉 茨城 茨城 茨城 茨城 和歌山 和歌山 和歌山 岡山 岡山 岡山 岡山 広島 広島 広島 広島 広島 広島 大分 大分 茨城 茨城 茨城 茨城 神奈川 神奈川 神奈川 北海道 神奈川 神奈川 山口 神奈川 静岡 三重 北海道 愛知 兵庫 大分 号 6 3 3 4 1 2 3 4 1 2 3 新1 3 4 5 新1 2 3 4 5 6 1 2 2 3 1 2 3 4 1 5 3 1 1 1 1 1 1 1 1 1 表 5.1-8 石油火力発電所電力会社別整理 電力会社 MW 175 250 350 350 350 350 350 350 75 75 156 145 156 156 156 145 75 156 156 156 156 255 255 103 109 103 86 62 62 66 50 49 342 132 238 47 200 15 226 55 137 北海道電力 MW 1,798 東北電力 1,900 東京電力 10,780 中部電力 5,090 北陸電力 1,500 関西電力 8,175 中国電力 3,150 四国電力 2,395 九州電力 4,628 沖縄電力 その他 1,006 合計 6,879 47,301 （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） －23－ 図 5.1-3 石油等火力発電所位置図 （注）平成 21 年 3 月末現在 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） －24－ 5.1.2 9 電力の幹線と主要な発電所位置図 （1）北海道電力 図 5.1-4 北海道電力管内の幹線と主要な発電所 （出典）北海道電力 web 情報（http://www.hepco.co.jp/corporate/ele_power/equipment/stb_2.html） （注）2009 年 12 月 22 日現在 －25－ （2）東北電力 図 5.1-5 東北電力管内の幹線と電力需要実績 （出典）東北電力「東北電力 NOW CSR Report 2009」 －26－ （3）東京電力 図 5.1-6 東京電力管内の発電所 東京電力「サステナビリティリポート 2009」 図 5.1-7 東京電力における幹線の状況 （出典）東京電力 web 情報（http://www.tepco.co.jp/csr/sustainability/facilities-j.html） －27－ 図 5.1-8 東京電力における主要送電ネットワーク －28－ （4）中部電力 図 5.1-9 中部電力の幹線と主要な発電所 （出典）中部電力 web 情報（http://www.chuden.co.jp/corporate/company/com_setsubi/index.html） （注）2009 年 3 月末現在 －29－ （5）北陸電力 図 5.1-10 北陸電力管内の幹線と主要な発電所 （出典）北陸電力「データでみる北陸電力 2009 年度版」 －30－ （6）関西電力 図 5.1-11 関西電力管内の幹線と主要な発電所 （出典）関西電力「会社案内 2009」 －31－ （7）中国電力 図 5.1-12 中国電力管内の幹線と主要な発電所 （出典）中国電力 web 情報（http://www.energia.co.jp/ir/gaiyo/keiei-h20-3a.pdf） －32－ （8）四国電力 図 5.1-13 四国電力管内の主要幹線等 （出典）四国電力「よんでんグループ CSR レポート 2009」 表 5.1-9 四国電力の主要実績 （出典）四国電力「よんでんグループ CSR レポート 2009」 表 5.1-10 四国の県別電力需要（2008 年度 単位：百万 kWh） （出典）四国電力「平成 20 年度電力需給状況」 －33－ （9）九州電力 図 5.1-14 九州電力管内の幹線と主要な発電所 （出典）九州電力「九州電力 CSR 報告書 2009」 （注）2009 年 3 月末現在 －34－ 5.1.3 わが国の会社間連系に関する情報整理 （1）電力系統の概要図 （送電容量 10 万 KW） 図 5.1-15 わが国の系統構成 （出典）電気事業分科会制度改革評価小委員会第 3 回会合資料（2005 年 11 月 21 日） －35－ （2）地域間連系線整備状況 表 5.1-11 国内の地域間連系線整備状況 区間 北海道 － 東北 東北 － 東京 名称 北海道・本州間電力連系設備（増設） 田子倉本名線 いわき幹線 相馬双葉幹線 東京 佐久間 新信濃 東清水 北陸 中部 中部 － 中部 － 関西 － 北陸 － 関西 直流 城端開閉所 加賀嶺南線 越前嶺南線（昇圧） ±250 275 275 500 275 275 500 南福寺連系所 関開閉所 西部南京都線 三重東近江線（昇圧） 275 275 500 220 220 500 500 関西 － 中国 姫路岡山線 西播磨東岡山線 西播磨東岡山線（昇圧） 山崎智頭線 関西 中国 － 四国 － 四国 阿南紀北直流幹線 中四幹線（1回線） 中四幹線（2回線） 本四連系線（1回線） 本四連系線（2回線） 中国 － 九州 新関門幹線（1回線） 新関門幹線（昇圧）（1回線） 新関門幹線（2回線） 関門連系線 （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 直流 ±250 220 220 500 500 110 220 220 500 より作成 －36－ 電圧・容量 kV 600 kV kV kV 6,310 300 600 100 1,000 kV kV kV 5,570 300 kV kV kV 5,570 kV kV kV kV 16,660 kV 1,400 kV kV kV kV 2,400 kV kV kV kV 5,570 備考 MW 2極 MW MW MW MW MW 設計：300MW 設計：500kV MW MW 設計：500kV MW H6廃止 設計：500kV MW MW H12廃止 H12廃止 MW 設計：220kV MW （3）地域間連系線の利用状況 表 5.1-12 連系線通過電力量、連系線利用相対取引利用実績、連系線利用ｽﾎﾟｯﾄ取引利用実績、全国融通実績 順方向 12,235 2,911,146 46,533 100,587 11,254 539,366 1,001 36 322,328 46,644 3,991,130 0 -673,924 -8,139 -757,714 -210,444 -362,929 -1,060,768 -1,148,108 -771,299 -1,323,478 -6,316,803 順方向 6,086 3,121,681 52,479 140,227 11,101 574,489 8,310 653 293,123 54,201 4,262,351 逆方向 -631 -1,158,634 -30,311 -731,616 -237,511 -268,146 -958,643 -1,044,835 -733,060 -1,190,361 -6,353,748 順方向 10,759 2,924,093 57,688 81,185 15,543 153,620 9,168 0 349,910 65,637 3,667,602 逆方向 -8,564 -843,110 -214,162 -695,731 -128,528 -220,928 -1,147,407 -1,120,448 -888,747 -1,414,513 -6,682,138 （単位：万kWh） 2008 順方向 逆方向 6,008 -25,167 2,722,685 -842,813 30,551 -63,166 133,214 -728,608 7,720 -220,169 534,874 -172,309 6,502 -1,036,326 0 -864,750 293,452 -811,957 74,651 -1,317,684 3,809,657 -6,082,949 3,952,028 39102 -6,221,650 -95,153 4,206,776 55575 -6,176,952 -176,796 3,587,014 80588 -6,479,081 -203,057 3,697,953 111704 2005 北海道本州間（北海道・本州間電力連系設備） 東北東京間（相馬双葉幹線） 東京中部間（佐久間・新信濃・東清水周波数変換設備） 中部関西間（三重東近江線） 中部北陸間（南福光連系所） 北陸関西間（越前嶺南線） 関西中国間（西播東岡山線・山崎智頭線） 関西四国間（阿南紀北直流幹線） 中国四国間（本四連系線） 中国九州間（関門連系線） 計 順方向：北海道→東北 順方向：東北→東京 順方向：東京→中部 順方向：中部→関西 順方向：中部→北陸 順方向：北陸→関西 順方向：関西→中国 順方向：関西→四国 順方向：中国→四国 順方向：中国→九州 連系線利用相対取引利用実績(累積値) 連系線利用ｽﾎﾟｯﾄ取引利用実績(累積値) （全国融通実績を含む） 2006 逆方向 2007 -5,723,314 -359,635 （出典）電力系統利用協議会「各種統計情報」 （億kWh） 350 北海道→東北 300 東北→東京 東京→中部 250 中部→関西 200 中部→北陸 150 北陸→関西 関西→中国 100 関西→四国 中国→四国 50 中国→九州 0 2005 2006 2007 2008 図 5.1-16 連系線通過電力量（順方向） （出典）電力系統利用協議会「各種統計情報」 （億kWh） 160 北海道→東北 140 東北→東京 120 東京→中部 100 中部→関西 中部→北陸 80 北陸→関西 60 関西→中国 40 関西→四国 中国→四国 20 中国→九州 0 2005 2006 2007 図 5.1-17 連系線通過電力量（逆方向） （出典）電力系統利用協議会「各種統計情報」 －37－ 2008 表 5.1-13 地域間連系線の容量に対する使用状況（2008 年度） 区間 北海道 － 東北 － 東京 － 中部 － 中部 － 北陸 － 関西 － 関西 － 中国 － 中国 － 東北 東京 中部 関西 北陸 関西 中国 四国 四国 九州 容量 600 MW 6,310 MW 1,000 MW 5,570 MW 300 MW 5,570 MW 16,660 MW 1,400 MW 2,400 MW 5,570 MW 最大容量 53 553 88 488 26 488 1,459 123 210 488 順方向 （出典）電力系統利用協議会「各種統計情報」 －38－ 1 272 3 13 1 53 1 0 29 7 逆方向 3 84 6 73 22 17 104 86 81 132 （単位：億kWh） 順方向 逆方向 1% 5% 49% 15% 3% 7% 3% 15% 3% 84% 11% 4% 0% 7% 0% 71% 14% 39% 2% 27% 5.1.4 東北、四国における主要幹線における考察 （1）東北電力における幹線等の状況 ・東北電力は南北に長い地勢ではあるが、東北のエネルギー需要の中心は仙台であり、仙台以 南の幹線強化が求められた結果、西仙台変電所以西に 50 万 V の幹線が敷設されている。 ・西仙台変電所以北については、現在 27.5 万 V の幹線がループ状に整備されている。 図 5.1-18 東北電力管内の幹線と電力需要実績 （出典）東北電力「東北電力 NOW CSR Report 2009」 －39－ （2）四国電力における幹線等の状況 ・四国電力管内の主要幹線は、図 5.1-19のとおりであり、東西に長い地形のため東西方向の完 成整備が図られてきた。 ・特に電力需要の大きい愛媛県においては、安定供給のために、伊方原子力発電所などの電源 や、幹線の整備が必要とされてきたことから四国中央幹線が整備された。 図 5.1-19 四国電力管内の主要幹線等 （出典）四国電力「よんでんグループ CSR レポート 2009」 表 5.1-14 四国電力の主要実績 （出典）四国電力「よんでんグループ CSR レポート 2009」 表 5.1-15 四国の県別電力需要（2008 年度 単位：百万 kWh） （出典）四国電力「平成 20 年度電力需給状況」 －40－ （3） まとめ ・四国電力は東西に長く、また、本州との連系線は東側にしか無いため、電力需要の中心であ る四国西部の安定供給のために、東西方向の幹線の強化が古くから行われていたと考えられ る。 ・東北電力は南北に長い地勢ではあるが、東北のエネルギー需要の中心は仙台であり、東京電 力と連系する、仙台以南の幹線強化が求められた結果、西仙台変電所以西に 50 万 V の幹線 が敷設されている。 ・西仙台変電所以北については、現在 27.5 万 V の幹線がループ状に整備されているが、より安 定した供給構造を目指すため、上北－宮城間に 50 万 V の幹線工事が着工し 2013 年に完成す る予定であり、東北電力管内の幹線強化は着実に進んでいる状況にある。 表 5.1-16 東北電力における幹線整備計画 －41－ 5.1.5 幹線整備計画の概要 表 5.1-17 電力会社別の幹線整備計画の概要 電力会社 区分 送電線路名 区間 北海道電力 着工準備中 狩勝幹線 南早来（変）～北新得（変） 東北電力 中部電力 275 建設中 十和田幹線 上北（変）～岩手（変） 500（※） 建設中 北上幹線 岩手（変）～宮城（変） 500 着工準備中 青葉幹線 東京電力 電圧 （kV） こう長 電線の種類 回線数 着工予定年月 （km） 及び太さ（mm） TACSR 610×2 平成20年5月 114 2 TACSR 1160×2 （2008年5月） 平成18年8月 114 2 SBTACSR 530×4 （2006年8月） 平成18年8月 184 2 SBTACSR 530×4 （2006年8月） 平成21年4月 57 2 TACSR 410×4 （2009年4月） 平成21年7月 51 2 SBTACSR 780×4 （2009年7月） 平成22年2月 1 2 SBTACSR 530×4 （2010年2月） 平成18年1月 112 2 TACSR 810×4 （2006年1月） 平成18年9月 16.6 3→4 CV 2000 （2006年9月） TACSR 810×4 平成18年12月 16 2 ACSR 410×2 （2006年12月） CV 1000 平成19年3月 6 2 CV 1200 （2007年3月） TACSR 410×4 平成19年3月 63 2 TACSR 1160×2 （2007年3月） 宮城（変）～西仙台（変） 275→500 着工準備中 むつ幹線 東通原子力（発）～上北（変） 275→500 （※） 着工準備中 宮城中央支線 青葉幹線No.113～宮城中央（変） 275→500 建設中 西上武幹線 西群馬（開）～新所沢（変） 500 建設中 横浜港北線 横浜火力（発）～港北（変） 275 建設中 中東京幹線 中東京幹線#189～中東京幹線#236－1 275 建設中 東新宿水道橋線 水道橋（変）～東新宿（変） 275 建設中 上越火力線 上越火力（発）～新北信（変） 275 建設中 駿河東清水線 駿河（変）～東清水（変） 275 16 浜岡原子力（発）～新佐倉（変） 275 0.4 着工準備中 浜岡新佐倉線 着工準備中 鈴鹿開閉所 TACSR TACSR CV 610×4 平成8年12月 410×2 （1996年12月） 2500×2 2→3 CV 275 － 4 1 2 TACSR PPS171～泉北（変） 275 6 2 CV 湾岸西火力線 PPS172～PPS171 275 5 2 CV 島根原子力線 島根原子力（発）～北松江（変） 500 16 2 ACSR 着工準備中 北松江幹線 北松江(変）～日野（変） 500 41 2 TACSR 九州電力 建設中 北九州幹線 脊振（変）～北九州（変） 500 84 2 TACSR 沖縄電力 建設中 吉の浦火力線 渡口幹線T#34，35～吉の浦火力開閉所 132 1.2 4 TACSR/A C 132 － 8 500 61.2 2 中国電力 伊勢幹線 着工準備中 鈴鹿（開）π引込 伊勢幹線No.110，111～鈴鹿（開） 建設中 湾岸東火力線 建設中 建設中 着工準備中 吉の浦火力開閉所 電源開発 建設中 （注） ACSR TACSR SBTACSR CV OF 大間幹線 － 大間原子力（発）～東北電力（株）むつ幹線#1 ：鋼心アルミより線 ：鋼心耐熱アルミより線 ：低ロス型鋼心アルミより線 ：架橋ポリエチレン絶縁ピニルシースケーブル ：油入ケーブル （出典）資源エネルギー庁「電源開発の概要」 （2010 年 1 月） －42－ － － ACSR 平成21年4月 （2009年4月） 平成21年6月 （2009年6月） 平成21年12月 810×2 （2009年12月） 平成17年10月 2000 （2005年10月） 平成17年10月 600 （2005年10月） 平成19年3月 410×4 （2007年3月） 平成21年5月 410×4 （2009年5月） 平成18年4月 810×4 （2006年4月） 410 平成19年4月 2000 （2007年4月） 平成20年8月 （2008年8月） 平成18年5月 610×4 （2006年5月） 600 （500） 275 関西電力 － 2 使用開始 予定年月 平成20年11月 （2008年11月） 平成22年10月 （2010年10月） 平成22年12月 （2010年12月） 平成22年6月 （2010年6月） 平成21年11月 （2009年11月） 平成22年6月 （2010年6月） 平成24年5月 （2012年5月） 平成21年6月 （2009年6月） 平成20年12月 （2008年12月） 平成22年4月 （2010年4月） 平成23年6月 （2011年6月） （平成18年3月） （2006年3月） 平成26年3月 （2014年3月） 平成22年6月 （2010年6月） 平成23年6月 （2011年6月） 平成23年6月 （2011年6月） 平成20年6月 （2008年6月） 平成20年6月 （2008年6月） 平成22年12月 （2010年12月） 平成22年3月 （2010年3月） 平成23年6月 （2011年6月） 平成22年10月 （2010年10月） 平成22年10月 （2010年10月） 平成22年5月 （2010年5月） 備考 基幹系統増強 電源関連 （※最大使用電圧575kV） 電源関連 電源関連 電源関連 （※最大使用電圧600kV） 電源関連 需要対応 潮流増加対応 需要対応 （西上武幹線関連） 需要対応 電源対応 需要対策 中部・東京間連系 需要対策 需要対策 需要対策 電源対応 電源対応 電源関連 電源関連 系統対策 需要対応 需要対応 電源関連 5.1.6 電力各社の経営スタンス 事業社名 北海道電力 東北電力 東京電力 表 5.1-18 電力各社のスタンス 低炭素社会での経営課題 原子力発電の位置づけ 新エネに関する記述 ・ 「CO2 排出原単位を 90 年度比から平均 ・低炭素化だけでなく、エネルギーセキュ ・2020 年度までに 5,000kW の大規模太陽 20%程度削減」および「発電電力量にお リティー確保の観点からも重要な役割を 光発電の導入 ける非化石エネルギー比率 50%以上」を 担う 経営課題の一つに位置づけ ・泊発電所 3 号機でのプルサーマル計画を ・原子力発電所の新増設、設備利用率向上 可能な限り早期に実現 が不可欠 ・非化石エネルギーの利用拡大、これに伴 う系統安定化対策など技術的課題に対応 していかなければならない ・地域特性を踏まえたヒートポンプ機器の 普及拡大による電化の推進 ・事業活動のあらゆる面において、安全確 ・原子力発電を経営の中心に据え、安定供 ・2020 年度までに数箇所でメガソーラーを 保、安定供給を徹底する企業文化を企業 給、環境適合、経済性の達成を実現する 導入 グループ全体に根付かせるとともに、す ・超長期的には発電電力量に占める原子力 べての業務品質の向上に取り組んでいく の割合を 40%程度にすることを目指す ・エネルギーの供給側と使用側とが一体と ・安定供給確保、ベースロード、経済性や ・現在、3 地点でメガソーラー、1 地点でウ なった取り組みが不可欠 地球温暖化防止の観点からも極めて重要 ィンドファーム計画を推進 ・CO2 排出量の大きい電力業界に期待され な役割を担う る役割にどのように答えていくかが重要 ・4 つの新設プラントの着実な推進に力を な経営課題 注ぐ ・できるだけ早くプルサーマルの導入を実 現 －43－ 事業社名 中部電力 北陸電力 低炭素社会での経営課題 ・地球温暖化防止は電気事業者にとって経 営の最重要課題 ・電気供給面では、原子力の推進、高効率 LNG 火力の導入、再エネの開発などが課 題 ・中でも原子力の推進が最も重要、原子力 の一層の推進は最優先で取り組むべき経 営課題 ・需要面では、ヒートポンプ機器の利用な ど電化を推進 ・電気事業の「CO2 排出原単位を 90 年度 比から平均 20%程度削減」および「発電 電力量における非化石エネルギー比率 50%以上」を経営課題の一つに位置づけ ･原子力を中核に、水力、太陽光、風力、木 質バイオマスなどの導入拡大を着実に推 進 原子力発電の位置づけ 新エネに関する記述 ・温室効果ガス削減のためには、原子力が ・メガソーラーたけとよ、碧南火力におけ 最も効果を発揮すると考えており、これ るバイオマス混焼、グループ会社と一体 まで以上に原子力を推進していく になった風力発電所の開発を推進 ・浜岡原子力発電所のリプレース計画など を経営施策の中心として着実に進める ・低炭素社会の実現のみならず、将来にわ ・原子力のほか、新エネルギーを 2007 年度 たる安定供給や経済性の観点から必要不 比 2.5 倍程度導入し、2020 年度非化石エ 可欠な電源 ネルギー比率を 65%程度まで高めていく ･2015 年度までのプルサーマル導入を目指 ･水力発電では、河川維持放流水の活用、新 す 規地点開発、既存設備改修による出力増 を推進 ･北陸 3 県 4 箇所に 1MW のメガソーラー発 電所を建設 ・木質バイオマス混焼を七尾大田発電所で も導入開始予定 －44－ 事業社名 関西電力 中国電力 四国電力 低炭素社会での経営課題 ・原子力の安全安定運転の継続、火力の熱 効率の向上、新エネルギーの利用による 系統電力の一層の低炭素化および高効率 機器の開発普及やエネルギーの効率的利 用のコンサルティングなどを通じた電化 推進など、需給両面の取り組みを推進 ・CCS など革新的技術の開発については国 や電力大での取り組みと合わせて推進 ・高効率機器の開発普及やエネルギーの効 率利用など ・長期的なエネルギーの安定確保、地球環 境問題への対応、経済性などから、原子 力をはじめとするバランスの取れた電源 構成を実現し、CO2 排出原単位を低減さ せる ・島根、上関の 3 基の原子力開発を経営の 最重要課題として取り組んでいる ・クリーンコールテクノロジーの開発、電 化推進、省エネ促進を積極的に進める ・環境問題への対応を経営の需要課題のひ とつとして捉える ・原子力の安全・安定運転、LNG への燃料 転換、再エネの導入など、費用対効果を 見極めつつ低炭素かに積極的に取り組ん でいく ・電化の推進が社会全体の低炭素化に貢献 するという観点から、需要サイドにおい ては、ヒートポンプなど電化に力を入れ る 原子力発電の位置づけ 新エネに関する記述 ・系統電力の低炭素化を進めていく上で中 ・福井でメガソーラー設置のための基礎研 核を担うものと位置づけ 究を開始予定、堺のメガソーラーでは建 ･リプレースも含めた新増設についても重 設・運営を通じて課題を抽出、検証し、 要な課題 普及拡大に貢献 ・2010 年度中の高浜発電所へのプルサーマ ・風力は淡路島で建設を進める ル導入を目指す ・新規原子力開発を着実に推進 ・低炭素社会実現に向けた鍵は原子力発電 ・新規開発計画がないため、既存設備をい かにトラブルなく有効活用できるかが重 要 －45－ ・松山のメガソーラー導入やグループ一体 となった風力発電の開発にとりくんでお り、これらの運用を通じたデータや知見 収集に努め、最栄可能エネルギー大量導 入に備えていくことが重要 事業社名 九州電力 沖縄電力 低炭素社会での経営課題 原子力発電の位置づけ 新エネに関する記述 ・CO2 排出量を削減することは喫緊の非常 ・エネルギーセキュリティや地球環境問題 ・2017 年度までに設備量で太陽光、風力そ に重要な課題 などへの対応の観点から、安全確保を最 れぞれ 100 万 kW の導入を目指す ・原子力発電の推進、太陽光、風力、水力、 優先に原子力発電の推進に取り組む ・港発電所跡地に 3000kW のメガソーラー 地熱、バイオマスといった再エネの開 の建設中 発・導入、省エネの推進などあらゆる対 ・マイクログリッドシステムを鹿児島県の 策を実施し、CO2 排出量の削減に取り組 小規模離島 6 島に構築し、実証試験を実 んでいく 施する ・低炭素社会の実現に向けた地球温暖化対 ・バイオマス燃料の混焼運用、マイクログ 策は経営の重要課題のひとつとして位置 リッド実証事業、可倒式風力発電設備の づけ積極的に取り組んでいる。 導入を含めたグループ大での風力発電へ ･地理的、地形的および需要規模の制約から の取り組みの着実な推進 水力、原子力発電の導入が困難であり、 化石燃料に頼らざるを得ないが、取り得 る最大限の取り組みを着実に進める （出典）エネルギーフォーラム「2010 年の経営課題と展開」（2010.1）より作成 －46－ 5.1.7 風力発電の入札/応札状況 表 5.1-19 風力発電の入札/応札状況 電力 会社 北海道 東北 東京 中部 四国 九州 東北 東京 北陸 関西 中国 四国 九州 九州 北海道 北海道 東北 東北 北陸 九州 九州 九州 九州 北海道 九州 九州 九州 九州 九州 北海道 北海道 東北 東北 東北 中国 中国 九州 九州 九州 沖縄 東北 東北 中国 中国 四国 四国 九州 九州 九州 九州 北海道 北海道 北海道 東北 東北 東北 東北 四国 四国 九州 九州 九州 九州 中国 中国 北海道 東北 東京 中部 北陸 関西 中国 四国 九州 沖縄 合計 小計 合計 規模など 出力要件 大規模 離島 一般 自治体 大規模 小規模 離島 離島 自治体 離島 離島 研究・教育 大規模 中規模 大規模 一般 自治体 解列 解列 出力変動緩和制御型 解列 出力一定制御型 離島 研究・教育 大規模 中規模 一般 自治体 出力変動緩和制御型 離島 研究・教育 地域 解列 自治体 一般 大規模 大規模 大規模 中規模 離島 地域 研究・教育 自治体 解列 解列 出力変動緩和制御型 解列 解列 解列 募集年度 和暦 西暦 H11 1999 H13 2001 H13 2001 H13 2001 H13 2001 H13 2001 H14 2002 H14 2002 H14 2002 H14 2002 H14 2002 H14 2002 H14 2002 H14 2002 H15 2003 H15 2003 H15 2003 H15 2003 H15 2003 H15 2003 H15 2003 H15 2003 H15 2003 H16 2004 H16 2004 H16 2004 H17 2005 H17 2005 H17 2005 H18 2006 H18 2006 H18 2006 H18 2006 H18 2006 H18 2006 H18 2006 H18 2006 H18 2006 H18 2006 H18 2006 H19 2007 H19 2007 H19 2007 H19 2007 H19 2007 H19 2007 H19 2007 H19 2007 H19 2007 H19 2007 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H20 2008 H21 2009 H21 2009 合計 合計 合計 合計 合計 合計 合計 合計 合計 合計 募集 kW 60,000 100,000 10,000 20,000 15,000 50,000 100,000 30,000 10,000 10,000 10,000 30,000 50,000 4,500 80,000 20,000 90,000 10,000 10,000 70,000 600 50,000 3,250 13,080 50,000 4,250 60,000 4,040 2,000 30,000 20,000 50,000 5,000 50,000 50,000 5,000 50,000 1,450 2,000 11,000 70,000 10,000 50,000 5,000 20,000 10,000 130,000 2,650 2,000 20,000 30,000 10,000 10,000 50,000 50,000 50,000 10,000 30,000 20,000 170,000 3,250 30,000 2,000 90,000 10,000 273,080 645,000 40,000 20,000 20,000 10,000 220,000 125,000 761,990 11,000 2,126,070 応募 倍率 kW 195,000 3.3 293,250 2.9 4,250 0.4 21,000 1.1 － 84,750 1.7 376,150 3.8 54,500 1.8 0 0.0 0 0.0 4,500 0.5 0 0.0 60,050 1.2 4,060 0.9 651,000 8.1 9,850 0.5 527,850 5.9 58,350 5.8 － 114,400 1.6 600 1.0 673,480 13.5 1,800 0.6 15,050 1.2 701,893 14.0 1,900 0.4 858,450 14.3 2,590 0.6 44 0.0 － － 540,000 10.8 90,000 18.0 220,000 4.4 350,000 7.0 3,900 0.8 1,051,200 21.0 0 0.0 59 0.0 － 610,000 8.7 50,000 5.0 240,000 4.8 8,000 1.6 － － 1,871,980 14.4 0 0.0 0 0.0 35,960 1.8 － － － 240,000 4.8 1,960,000 39.2 190,000 3.8 40,000 4.0 － － 831,220 4.9 0 0.0 30,370 1.0 1,980 1.0 － － 870,900 3.2 5,195,600 8.1 58,750 1.5 21,000 1.1 0 0.0 0 0.0 606,400 2.8 0 0.0 6,326,786 8.3 0 0.0 13,079,436 6.2 263,680 534,835 35,750 20,000 9,000 0 124,290 11,000 441,933 0 1,440,488 30,000 0 0 6,000 0 0 0 20,000 24,550 0 80,550 H11 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 60,000 195,000 244,500 333,850 67,330 66,040 274,450 319,650 465,250 100,000 2,126,070 195,000 403,250 499,260 2,037,330 718,843 861,084 2,255,159 2,815,940 3,293,570 0 13,079,436 57,000 192,750 193,260 340,600 53,120 66,604 269,699 185,005 82,450 0 1,440,488 0 27,750 2,800 0 0 0 30,000 20,000 0 0 80,550 1999 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 －47－ 3.3 2.1 2.0 6.1 10.7 13.0 8.2 8.8 7.1 0.0 6.2 決定 kW 57,000 107,750 4,250 20,000 11,000 49,750 101,900 31,500 0 0 4,500 0 51,300 4,060 92,260 6,920 90,350 10,370 9,000 74,900 0 55,000 1,800 15,050 38,070 0 63,970 2,590 44 30,000 19,500 50,000 5,310 50,000 60,000 3,900 50,970 0 19 辞退 kW 6,000 21,750 2,800 30,000 69,992 9,663 50,000 5,890 20,000 47,480 0 0 1,980 28,000 4,950 10,000 39,500 入札/抽選 入札 入札 入札 入札 入札 入札 入札 入札 入札 入札 入札 入札 入札 入札 抽選 抽選 入札 抽選 入札 入札 入札 抽選 抽選 抽選 抽選 抽選 抽選 抽選 抽選 入札 抽選 抽選 抽選 抽選 入札 抽選 抽選 抽選 抽選 抽選 抽選 抽選 入札 抽選 入札 抽選 抽選 抽選 抽選 抽選 入札 抽選 抽選 入札 抽選 抽選 抽選 入札 抽選 抽選 抽選 抽選 抽選 入札 抽選 備考 辞退による追加 5.1.8 「回避可能原価」と「焚き減らし」 ・ 「電気そのものの価値」であり、発電に要したコストである。 ・その時に対象となる電源により、採用する回避可能原価は異なり、火力発電代替であれば、 「火力発電コスト」 （汽力発電単価）が採用される。 ・また、電力会社による風力発電の入札・抽選の際に採用されたのは、火力発電の運転の調整 として、 「燃料節約費」 （「燃料費単価」または「焚き減らしコスト2」ともいわれる）が採用 された。 ・2009 年度における、わが国の太陽光発電の全量買取に関する検討においては、「全電源平均 可変費3」 ）として約 6 円/kWh が採用されている。 石油火力発電（原油直焚き）の焚き減らしコストの試算例 ・再エネ電力が導入されても、LNG 火力、石炭火力など火力発電すべてが発電量を落とす訳で はなく、発電コストの高い石油火力発電からではないかという見解から、焚き減らしコスト は、 「石油火力発電の焚き減らしコスト」とするべきなのではないかという意見がある。 ・以下に、石油火力発電（原油直焚き）による焚き減らしコスト試算の例を示す。 表 5.1-20 2008 年 5 月の石油火力発電焚き減らしコストの試算 燃料原価 19.01 円/kWh CO2 価格 2.79 円/kWh 再エネ発電焚き減らし価格 21.80 円/kWh （出典）中島大「分散型エネルギー社会を目指して」Web より作成 注）試算の条件等は別表 5.1-21 のとおり。 （原油価格等は、2008 年 5 月平均） 表 5.1-21 石油火力発電焚き減らしコスト試算の条件等 単位 備考 発電効率 ％ 36.5 原油価格 ＄/bbl 112.647 東京工業取引所アラビアンヘビー ドルレート 円/＄ 103.90 税関長公示レートの月平均 ユーロレート 円/€ 162.20 税関長公示レートの月平均 € /t-CO2 25.501 kg-CO2/MJ 0.0684 CO2 価格 CO2 排出係数 EUROPEAN CLIMATE EXCHANGE の 加重平均値 事業者からの温室効果ガス排出量算定 方法ガイドライン （出典）中島大「分散型エネルギー社会を目指して」Web より作成 2 3 電力会社の風力発電による入札等の資料によれば 3～3.5 円/kWh 程度 買取制度小委員会資料（2009 年 7 月）によれば、約 6 円 kWh －48－ 5.1.9 電力融通の種類 電力需給の安定ならびに効率性向上を図るための電力融通が各社間で行われ、これらは次に 示す全国の電力各社間で契約・受給される「全国融通電力」と、電力 2 社間で契約・受給され る「二社間融通電力」に大きく分類できる。 （1）全国融通電力 主に一般電気事業者間の電力需給の不均衡緩和と、相互電力設備の合理的および効率的運用 を図ることにより、広域運営を円滑に行う目的で締結された。全国融通契約書に基づいて受給 される融通電力をいう。 ①需給相互応援融通電力（応援的な融通） ある会社が、電力設備の突発的な故障、天候の急変などによって、供給力不足を生じた時、 あるいは、渇水や故障の長期化により、近い将来、そのような供給量の不足が予測される場合 に、需給の不均衡を緩和するために受給される融通電力をいう。 ②広域相互協力融通電力（ベース供給余力の有効活用を図る融通） 深夜や休日の需要が尐ない時の高出水などにより供給力が過剰になる場合等、低負荷時のベ ース供給力の余力を有効に活用するために行う融通電力をいう。 ③経済融通電力（経済性を追求した融通） ある会社で、運転費が比較的高い発電機を運転しなければならず、他の会社で、それより安 い運転費で発電でき、しかもまだ余力のある発電機がある場合には、後者が増加発電して前者 に電気を送り、後者が高運転費発電機の出力を抑える。このような方法で、送受電会社の供給 余力の範囲内で経済性の追求を図る融通電力をいう。 （2）二社間融通電力 二社間で、相互に電力設備の有効利用を図る目的で締結された二社間融通契約書に基づいて 受給される融通電力をいう。 ①特定融通電力（特定地域の需要、特定の発送電設備に関する融通） 電源の広域開発に伴うもの、特定の発送電設備の広域的活用に伴う融通および特定地域の広 域的活用に伴う融通および特的地域を対象に長期にわたって行う融通電力をいう。例えば、自 社管轄外に建設した原子力発電所などがその例となる。 ②潮流調整電力（電力の安定供給を図る融通） 送電線の作業停止時に他の会社から受電して供給信頼度の向上を図るなど、電力の安定供給 ならびに円滑な運用を図ることを目的に系統運用上の必要により受給される融通電力をいう。 －49－ ③系統運用電力（設備の効率的運用目的とした融通） 隣接電力会社間において、相互に発送電設備を有効利用（送電ロスの減尐、送変電設備の節 減など）して行う融通を「系統運用電力」という。 この融通電力は原則として、両者の受給バランスに支障を与えないように、通常同一時間帯 に同一電力を他の受給地点変換することとしている。 ④系統融通電力（運用上やむをえず受給される融通） 各社とも電力系統を常時連系しているため、運用上やむをえず受給される電力をいう。 （出典）財団法人 高度情報科学技術研究機構、 「原子力百科事典 ATOMICA」より作成 表 5.1-22 電力融通の概要 全国融通 （9 社間） ①需給相互応援 受電会社の要請により、受電会社の不足する電力を補うために受給する 電力 ②広域相互協力 送電会社の要請により低負荷時に生じるベース電源の供給余力を有効 活用するために受給する電力 ③経済融通（注） 供給余力の範囲内で、送受電会社が経済性を追求するために受給される 電力 ①特定融通 特定電源もしくは特定地域の需要を対象に受給される電力、又は広域運 営を目的として長期にわたり受給される電力 ②系統運用 隣接会社間において、相互に発送電設備を有効利用（送電ロスの減尐、 送変電設備の節減等）するため受給される電力 ③潮流調整 送電線の作業停止時の潮流軽減等、系統運用上の必要により、電力の安 定供給及び円滑な運用を図るため受給される電力 ④系統融通 電力系統を各社間で常時連系しているためにやむを得ず受給される電 力 二社間融通 表 5.1-23 2008 年度における融通実績 全国融通 （9 社間） 二社間融通 ①需給相互応援 454 万 kWh ②広域相互協力 0 ③経済融通 （注） － ①特定融通 不明 ②系統運用 不明 ③潮流調整 不明 ④系統融通 不明 （出典）ESCJ 統計資料 －50－ 表 5.1-24 2007 年度一般電気事業者間融通 （単位：MWh） 北海道 東北 東京 北陸 中部 関西 中国 四国 九州 受電電力量 ▲ 59,796 ▲ 10,169,140 12,389,563 1,575,419 ▲ 2,761,944 8,660,399 ▲ 1,593,138 ▲ 7,672,115 ▲ 369,248 合計 0 （出典）資源エネルギー庁「電力需給の概要」 図 5.1-20 電力融通の概要図 （出典）環境市場新聞 web 情報 （http://econews.jp/assets_c/2009/04/denkisituations6-thumb-650x541-26.gif） －51－ 5.1.10 日本卸取引所における商品 ・日本卸電力取引所では、取引する電気の受け渡し時期によって 2 つの定型商品市場（スポッ ト市場、先渡定型市場）と自由な取引の場として先渡掲示板市場が用意されている。 ・2010 年 3 月現在、日本卸電力取引所では取引ニーズ、取引の成立性を検証するため、グリー ン電力の卸電力および京都メカニズムクレジットの試行取引を実施している。 図 5.1-21 用意されている市場 （出典）日本卸電力取引所 「日本卸電力取引所における取引の概要」 ①スポット市場における商品 ・1 日に受け渡される電気を 30 分毎 48 商品に区分 ・取引の単位は 1,000kW を 1 単位とする。 ・入札の際、連系線送電可否判定のため、供給力のあるエリアまたは需要のあるエリアを指定 する必要がある。 ②先渡定型市場における商品 ・1 年間に受け渡される電気を 1 ヶ月間を 1 単位として取引 ・1 ヶ月の需給パターンにより 24 時間型と昼間型の 2 種類を用意 ・取引の単位は 1,000kW を 1 単位とする ・入札の際、連系線送電可否判定のため、供給力のあるエリアまたは需要のあるエリアを指定 する必要がある。 ③先渡掲示板市場における商品 ・将来受け渡される電気に関する売買の要求を自由に掲示板に記載し、自社の要求と合致する 掲示を見つけたものは、連絡先に自ら連絡し、売買の交渉を行う ④グリーン電力卸取引と京都メカニズムクレジット市場 1）グリーン電力卸取引 ・取引の単位は、月換算 10,000kWh 以上から ・整形されない（ある時間までに発電量を予定できない）電気も売買可能 ・期間の制約はない。 2）京都メカニズムクレジット市場 ・取引の単位は、10,000t-CO2 以上の 10,000t-CO2 刻み －52－ 5.1.11 市場監視 ・市場監視は，JEPX 事務局員により取引者の行動を常時監視するとともに，すべての取引デー タに基づきほぼ毎月市場取引監視委員会・市場取引検証特別委員会を開催して検証を行って いる。 ・禁止行為と認定された場合には事業者名，処分内容等を公表することとしているが，2010 年 3 月現在までの監視活動の結果，そのような状況に至った例は無い。 ①事務局員による監視 ・スポット取引：1 日あたりの全ての商品（48 商品）について，取引参加者別の入札を監視 ・先渡取引：開場時間中の入札挙動（入札価格・量，タイミング）を監視 ②市場取引監視委員会による監視 ・スポット取引：発電市場における市場占有率の大きな事業者による，需給逼迫時の意図的 な価格吊り上げなどスポット価格の操作の有無について監視 ・先渡取引：自己取引・偽装取引・見せ玉等による価格操作の有無，カルテルなど独禁法違反 行為（予め他の取引者と通謀の上，成立見込みのある取引きを行うなど）について監視 （出典）日本卸電力取引所「日本卸電力取引所の取引状況および市場監視の仕組みについて」 －53－ 5.1.12 連系線の利用 （1）運用容量・空容量 ・1 つの送電ルートで実際に送電可能な電力量のことを「運用容量」という。 ・運用容量は、大きく以下の 4 つで決定され、これらの限界値のうち、一番低い値によって定 まる。 表 5.1-25 制約要因 熱容量限度 送電線に流せる電流の限界 系統安定度限度 発電機の回転の足並みの乱れの限界 電圧安定性限度 末端の電圧低下の限界 周波数維持限度 周波数変動の限界 （出典）電力系統利用協議会 「電力系統利用に関する技術資料」 ・欧米のようなグリッドがメッシュ状に構成されている場合は、系統安定度限度、電圧安定性 限度、周波数維持限度によって運用容量が制約されることはないが、日本のようなグリッド 構成であると、この 4 つが制約要因となる。 ・連系線の空容量は、次のように決められる。 空容量 ＝ 運用容量 － マージン － 計画潮流またはフェンス潮流 ・マージンとは、系統の異常時などの時のために、一般電気事業者が連系線を介して他の管轄 制御エリアから電力を受給するために確保しておく容量のこと。 ・計画潮流とは、要領登録または容量確保された連系線等の利用計画を潮流の向きを考慮して 合算した値のこと。 ・フェンス潮流とは、ループ系統内でのルート断故障において、健全ルートへの回りこみ潮流 を考慮して、複数送電線の潮流の合計値の組み合わせで最大となる潮流値のこと。 図 5.1-22 連系線の運用容量 （出典）電力系統利用協議会 「電力系統利用に関する技術資料」 －54－ ・空容量等の公開は次のとおり。 表 5.1-26 ESCJ が公表する情報および公表の手段、対象者、時期 （出典）電力系統利用協議会 「電力系統利用協議会ルール」 （2）混雑管理 ①容量割当 ・日本では、基本的に先着優先による方法であるが、前日スポット市場で取引が行われる時点 で連系線に空容量がある場合、前日スポット市場による間接オークションによる方法をとっ －55－ ている。 表 5.1-27 割当方法 割当方法 採用地域 先着優先 先に申し込んだ利用者を優先 日本（相対契約） 比例配分 申し込み量に比例して割当 米国、 （欧州） 直接 容量を利用する権利をオークション 欧州 間接 スポット市場の売買価格差により割当 オークション 日本（JEPX） Nordpol、欧州 （出典）岡本浩 「系統ゼミナール」 ・なお、全国融通（電気事業法第 28 条の趣旨に基づく広域運営に関わる相互協調を目的として 管轄制御エリアの安定供給を維持するために一般電気事業者の送電部門により受給される融 通）のための連系線利用は、安定供給確保のため、優先的に扱われる。 ②混雑処理 ・混雑とは、連系線の潮流が計画段階または運用段階において連系線を利用できる量を超過し た状態を指す。 ・混雑処理は次の順位で抑制する。 ① 新規利用潮流 ② 既存契約等による利用潮流 ③ 前日スポット市場成約による利用潮流 ④ 全国融通による利用潮流 ⑤ 長期固定電源を原資とする潮流 ・時間的に余裕がなく、緊急の対応が必要な場合は、緊急抑制（緊急時に系統安定を確保する ために、給電指令に基づき抑制効果が大きい託送等の潮流を抑制する混雑処理）を基本とす る。 －56－ 図 5.1-23 混雑処理 （出典）電力系統利用協議会 「電力系統利用に関する技術資料」 －57－ 5.1.13 託送システム （1）日本 ・託送とは、電力小売り事業者が、一般電気事業者が所有する送配電線を利用することであり、 接続供給と振替供給に分別される。 ・接続供給は、特定規模電気事業者から受電した一般電気事業者が、同時に、その受電した場 所以外のその供給区域内の場所において、当該他の者のその特定規模電気事業の用に供する ための電気の量の変動に応じて、当該他の者に対して電気を供給することを指す。 図 5.1-24 接続供給のイメージ図 （出典）中部電力 Web ページ ・振替供給は、他の者から受電した者が、同時に、その受電した場所以外の場所において、当 該他の者に、その受電した電気の量に相当する量の電気を供給することを指す。 ・なお、いわゆるパンケーキの問題（供給区域をまたぐごとに課金される問題）の解消のため、 2005 年の改正時に、振替供給にかかる送電費用は供給区域内外の取引にかかわらず、各供給 区域における系統利用料金が一本化されている。 図 5.1-25 振替供給のイメージ図 （出典）中部電力 Web ページ ・託送料金は、一般電気事業託送供給約款料金算定規則によって算定される。電力会社の固定 費・変動費から、会計上送配電にかかる部分のみ抜き取ることにより、特別高圧と高圧の託 送費用が算出されている。 －58－ 図 5.1-26 東京電力における電力託送料金 （出典）東京電力 Web ページ －59－ 5.1.14 インバランス制度 ・一般電気事業者と違い発送配電設備全体の運用を行っていない PPS が一般電気事業者と同等 の同時同量を達成することは困難であることから 30 分同時同量のルールで、インバランスを 30 分単位で 3%以内に収めることが基本となっている。 ・PPS によるインバランスは，一般電気事業者が，自らの発電量を調整して補正を行うことで、 インバランスを解消させている。 ・このうち供給力不足のインバランスについては一般電気事業者が補填することになるため， PPS は当該一般電気事業者にその対価（接続インバランス）を支払うことになる。 ・一方で、電力会社は通常の系統エリア全体の系統運用業務を行うことで同時同量を達成して いるため、自社の発電と需要に着目すると、実質的にはインバランスを認識していないとい うことになっている。 ・PPS に対してインバランス料金を設定しているのは、一定規模以上のインバランスの発生が 周波数及び電圧の安定性確保に支障を与えることから、インバランスの発生を抑止し、系統 の安定を維持する必要があるため。 ・一方で、PPS の規模が小規模で、系統全体に与える影響が非常に軽微な場合、厳密な同時同 量達成義務を課すことは、参入障壁となっていると考えられる。 図 5.1-27 インバランス電力 （出典）制度改革評価小委員会報告書参考資料集 －60－ 5.1.15 常時バックアップ ・常時バックアップとは、PPS など新規参入者が不足分の電力について電力会社から継続的に 卸売を受けて、需要家に供給することをいう。 ・PPS の電源調達の選択肢としては、自社保有電源、自家発設置者、一般電気事業者からの常 時バックアップ、卸電力取引所、IPP・卸電気事業者など多様化し始めているが、現状におい ては様々な制約により、一般電気事業者からの常時バックアップに当面の間はある程度依存 せざると得ない状況となっている。 図 5.1-28 PPS の供給源 （2006 年 3 月時点） （出典）内閣府規制改革会議 平成 19 年第 3 回 IT・エネルギー・運輸 TF 資料 －61－ 5.1.16 30 分同時同量についての根拠 ・平成 11 年 7 月の電気事業審議会基本政策部会・料金制度部会合同小委員会報告によると、以 下のように 30 分同時同量について定められている。 ・単位時間については、現在の自己託送、特定電気事業への補完供給における計測単位と同様 に 30 分とすることが適当 ・変動範囲については、現行制度の特定電気事業者が補完供給の際に達成すべきこととされて いる変動範囲と同じく、原則 3%と定めることが適当 ・ただし、需要の急変動時間帯など技術的に負荷追随が困難な場合等、新規参入者の正当な努 力によっても同時同量が達成できない場合には、電力会社はそうした事情も勘案して、柔軟 に対応 （平成 11 年 7 月電気事業審議会基本政策部会・料金制度部会合同小委員会報告） －62－ 5.1.17 わが国の電力自由化分野における新規参入者の動向 （1）PPS の参入状況の変化 ・図 5.1-29は、9 電力管内の PPS 参入状況を示したものである。 ・PPS の kWh ベースの参入率は、特別高圧では、2006 年度の 4.5%をピークに減尐傾向にあり、 2008 年度では 3.7%まで減尐している。 ・一方、高圧では、増加傾向にあり、2008 年度では、2.5%まで上昇している。 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 電力（特高） 電力（高圧） 電力（全体） 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 図 5.1-29 電気の新規参入者のシェアの推移 （出典）経済産業省電力調査統計 図 5.1-30 市場構造の推移 （出典）内閣府規制課改革会議 平成 19 年第 3 回 IT・エネルギー運輸 TF 資料 （注）データは 2006 年度。 －63－ （年度） （2）価格動向等 ①契約種別電力価格の比較 ・特別高圧産業用の電気料金の推移は電灯料金単価の推移とあまり変わらず、自由化の競争に よる効果が現れているとは言い難い。 ・一方、特別高圧業務用においては、概ね減尐傾向にあり、競争による効果の影響が見られる。 電気料金の推移（2000年度を基準として指数化） 1.1 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 2000 2001 2002 2003 特別高圧 産業用 2004 2005 特別高圧 業務用 2006 2007 （年度） 電灯 図 5.1-31 電気料金の推移（指数） （出典）電気事業便覧、経済産業省電力需給調査 ・四半期ごとの平均単価の推移を見ると、電力自由化が開始された 2000 年度の初頭、明かに開 きがあった、産業用と業務用の電力単価の差は、狭まりつつあり、2009 年 7～9 月では、産 業用 10.2 円/kWh、業務用 11.7 円/kWh と、1.5 円/kWh の差となっている。 ・高圧においても同様の傾向が見られ、同時期の産業用と業務用の差は 0.1 円/kWh と、ほとん ど差がない状況にある。 （円／kWh） 2000 4～6 2000 7～9 2000 10～12 2001 1～3 2001 4～6 2001 7～9 2001 10～12 2002 1～3 2002 4～6 2002 7～9 2002 10～12 2003 1～3 2003 4～6 2003 7～9 2003 10～12 2004 1～3 2004 4～6 2004 7～9 2004 10～12 2005 1～3 2005 4～6 2005 7～9 2005 10～12 2006 1～3 2006 4～6 2006 7～9 2006 10～12 2007 1～3 2007 4～6 2007 7～9 2007 10～12 2008 1～3 2008 4～6 2008 7～9 2008 10～12 2009 1～3 2009 4～6 2009 7～9 2009 10～12 2010 1～3 20.0 18.0 16.0 14.0 12.0 10.0 8.0 6.0 4.0 2.0 0.0 特別高圧 産業用 特別高圧 業務用 高圧 産業用 図 5.1-32 自由化分野の料金推移 （出典）経済産業省電力需給調査 －64－ 高圧 業務用 ②電力会社別電力価格の比較 ・一般電気事業者の電力の料金単価の推移をみると、概ね減尐傾向にある。 ・電力会社間の料金格差は、2004 年度あたりで小さくなったものの、現在では、差が開きつつ ある。 （円／kWh） 17 16 15 14 13 12 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 北海道電力 東北電力 東京電力 中部電力 関西電力 中国電力 四国電力 九州電力 2006 図 5.1-33 一般電気事業者ごとの料金推移 （出典）電気事業便覧 －65－ 2007 北陸電力 （年度） ③電力会社別電力価格の比較 ・当初高かった、わが国の料金水準は、海外の先進国と変わらないレベルにまでなっている。 為替レートの影響もあるが、フランス、ドイツ、イタリア、イギリス、アメリカと家庭用の 電力価格を比較すると中位程度になる。 家庭用電力価格の推移 （円／kWh） 35.0 30.0 25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 0.0 1995 1996 1997 フランス 1998 1999 2000 ドイツ 2001 2002 イタリア 2003 2004 イギリス 2005 2006 アメリカ 2007 日本 図 5.1-34 電力価格の国際比較（家庭用電力価格の推移） （出典）Energy Prices ＆ Taxes（IEA／OECD） ・非家庭用においても同様の傾向が見られる。 非家庭用電力価格の推移 （円／kWh） 30.0 25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 0.0 1995 1996 1997 フランス 1998 1999 2000 ドイツ 2001 イタリア 2002 2003 イギリス 2004 2005 アメリカ 2006 2007 日本 図 5.1-35 電力価格の国際比較（非家庭用電力価格の推移） （出典）Energy Prices ＆ Taxes（IEA／OECD） －66－ ・PPP（Purchasing Power Parities）換算したものをそれぞれ示す。PPP は、各国の物価を基準と して換算を行っているため、各国の物価水準の影響を取り除くことが出来る。 （円／kWh） 30.0 25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 0.0 1995 1996 1997 1998 フランス 1999 ドイツ 2000 2001 イタリア 2002 2003 イギリス 2004 2005 アメリカ 2006 2007 日本 図 5.1-36 国際比較（PPP 換算家庭用電力価格の推移） （出典）Energy Prices ＆ Taxes（IEA／OECD） （円／kWh） 25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 0.0 1995 1996 1997 フランス 1998 1999 ドイツ 2000 2001 イタリア 2002 2003 イギリス 2004 2005 アメリカ 2006 日本 図 5.1-37 国際比較（PPP 換算非家庭用電力価格の推移） （出典）Energy Prices ＆ Taxes（IEA／OECD） －67－ 2007 ・PPP 換算した電気料金の比較を以下に示す。 （円／kWh） 10.0 9.0 8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 フランス ドイツ イタリア イギリス 日本 図 5.1-38 税金の国際比較（PPP 換算家庭用電力価格の推移） （出典）Energy Prices ＆ Taxes（IEA／OECD） （円／kWh） 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 フランス ドイツ イタリア イギリス 日本 図 5.1-39 税金の国際比較（PPP 換算非家庭用電力価格の推移） （出典）Energy Prices ＆ Taxes（IEA／OECD） －68－ （3）一般電気事業者の経営指標 ・2000 年の自由化以降、電力単価は減尐したが、2004 年度の 16 円台前半を底に増加に転じ、 2007 年度では、17.3 円/kWh となっている。 ・2004 年度以降の増加の大きな要因は燃料価格の高騰である。 （円／kWh） 平成 12 年 3 月 部分自由化開始 5.0 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 人件費 燃料費 修繕費 支払利息 減価償却費 公租公課 地帯間購入電力料 他社購入電力料 法人税等 その他費用 図 5.1-40 一般電気事業者の費用の推移 （出典）電気事業便覧 図 5.1-41 ニューヨーク原油先物市場の推移（WTI 原油価格） －69－ （年度） ・一般電気事業者の利益率は、他産業に比べ、著しく高い水準で推移してきたものの、2007 年 度においては、平均レベルまで下がってきている。 売上高営業利益率の推移 16% 14% 12% 平成 12 年 3 月 部分自由化開始 10% 8% 6% 4% 2% 0% 1997 1998 1999 2000 2001 2002 一般電気事業者 2003 全産業 2004 2005 製造業 2006 2007 （年度） 非製造業 図 5.1-42 売上高営業利益率の推移 （出典）電気事業便覧 売上高経常利益率の推移 平成 12 年 3 月 部分自由化開始 10% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 1997 1998 1999 2000 2001 一般電気事業者 2002 全産業 2003 2004 2005 製造業 図 5.1-43 売上高経常利益率の推移 （出典）電気事業便覧、財務省法人企業統計 －70－ 2006 2007 非製造業 （年度） 図 5.1-45 約定総量 （出典）JEPX ホームページ －71－ 平均価格 JEPX 取引量の推移 (千kWh) 2009/12/2 2009/10/2 2009/8/2 2009/6/2 2009/4/2 2009/2/2 2008/12/2 2008/10/2 2008/8/2 2008/6/2 売り入札総量 2008/4/2 2008/2/2 2007/12/2 2007/10/2 2007/8/2 2007/6/2 2007/4/2 2007/2/2 2006/12/2 2006/10/2 2006/8/2 2006/6/2 2006/4/2 2006/2/2 2005/12/2 2005/10/2 2005/8/2 2005/6/2 2005/4/2 2010/2/1 2009/12/1 2009/10/1 2009/8/1 2009/6/1 2009/4/1 2009/2/1 2008/12/1 2008/10/1 2008/8/1 2008/6/1 2008/4/1 2008/2/1 2007/12/1 2007/10/1 2007/8/1 2007/6/1 2007/4/1 2007/2/1 2006/12/1 2006/10/1 2006/8/1 2006/6/1 2006/4/1 2006/2/1 2005/12/1 2005/10/1 2005/8/1 2005/6/1 2005/4/1 （4）電力市場における状況 ・JEPX における取引をみると、総じて売り入札総量が、買い入札総量を上回っている。 （MWh） 100,000 90,000 80,000 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 0 買い入札総量 （出典）JEPX ホームページ 図 5.1-44 スポット取引における売り入札総量と買い入札総量の推移 ・約定総量は 2008 年度以降、安定した量が取り引きされ、2009 年度以降は平均約 900 万 kWh/ 日となっている。 ・平均価格の推移をみると、2005 年～2008 年においては日による価格の格差が大きいが、2009 年度に入ってからは、低位で安定している。 20,000 (円／kWh) 24.0 18,000 16,000 22.0 20.0 14,000 18.0 12,000 16.0 14.0 10,000 12.0 8,000 6,000 10.0 8.0 4,000 6.0 2,000 4.0 2.0 0 0.0 （5）省 CO2 化に関する課題 ・特定規模需要において、需要家が PPS を含む電力会社を選択する要件に「炭素強度」が求め られている。特に大規模事業所ほど、環境意識が高い傾向にあるため、こうした状況が PPS 事業者を選択する機会を尐なくしている可能性がある。 ・以下は、電力の CO2 排出係数を比較したものであるが、PPS の排出係数は、一部を除くと高 い値となっている。 ・実際には、大規模需要家が多い、都市圏を持つ、東京電力、関西電力、中部電力の排出係数 との比較ということになる。 表 5.1-28 各電気事業者の排出係数（2008 年度） 会社名 北海道電力 東北電力 東京電力 中部電力 北陸電力 関西電力 中国電力 四国電力 九州電力 沖縄電力 イーレックス エネット F-Power サミットエナジー GTF グリーンパワー 新日鐵エンジニアリング 新日本石油 ダイヤモンドパワー パナソニック 丸紅 地球温暖化対策推進法上の排出係数 CO2 排出係数 （kg-CO2/kWh） 0.588 0.469 0.418 0.455 0.550 0.355 0.674 0.378 0.374 0.946 0.416 0.395 0.322 0.445 0.513 0.706 0.497 0.402 0.506 0.327 0.555 一般電気事業者 PPS 地球温暖化対策推進法上の排出係数 （出典）一般電気事業者ホームページ、東京都環境局「東京都エネルギー環境計画書・エネルギー状況報告 書集計結果報告書（2009（平成 21）年度） 」 －72－ 5.1.18 電力自由化の概要 ・1990 年代世界的な流れとなった規制緩和の進展の中で、日本の高コスト構造、内外価格差の 是正が課題となり、日本においても電力自由化が進められてきた。 ・1995 年の制度改正では、発電事業への新規参入の拡大、特定電気事業の創設、選択約款届出 制による料金規制の緩和などが行われた。 図 5.1-46 1995 年の制度改正 （出典）電力事業連合会 Web ページ ・日本全体の規制緩和の流れは続き、1999 年に制度改正され、特定規模電気事業者の創設、送 電ネットワーク利用の条件整備、料金規制手続きの合理化、料金メニューの多様化などの改 正が行われ、2000 年 3 月から小売りの部分自由化が始まった。 －73－ 図 5.1-47 1999 年の制度改正 （出典）電力事業連合会 Web ページ ・2003 年の改正では、電気の安定供給確保のための発送電一貫体制の堅持、送配電部門の公平 性・透明性の向上、卸電力取引所の創設 、託送制度の見直しなどが行われた。 ・2007 年 4 月には電気事業分科会において、家庭部門も含めた全面自由化の是非についても検 討されたが、現時点での自由化範囲の更なる拡大は、メリットがもたらされない可能性が高 いとして、一定期間をおいて改めて検討されることとなった。 －74－ 図 5.1-48 自由化の範囲の拡大 （出典）電力事業連合会 Web ページ 自由化の範囲の拡大 1995 年 電力会社に卸電力を供給する発電事業者（IPP）の参入 大型ビル群など特定の地点を対象とした小売供給が特定電気事業者に認められる。 2000 年 2,000kW 以上で受電する大需要家に対して、特定規模電気事業者（PPS）による小 売が認められる。 2003 年 有限責任中間法人日本卸電力取引所が設立。 2004 年 2000 年に定められた基準を 500kW 以上に引き下げ。 2005 年 2004 年に定められた基準を 50kW 以上に引き下げ。 2005 年 日本卸電力取引所の市場が開設。 －75－ 5.1.19 将来の地域間連系線強化の仮試算 ・風力発電による発電電力について、電力会社間を越える運用をする場合に必要な、連系線の 容量を基に、新規に必要な連系線の容量を仮試算した。 ・試算にあたり、電力会社別の原子力発電規模、揚水発電所、最低需要電力、風力発電導入量 等を想定した。 表 5.1-29 電力会社別最低需要電力想定（千 kW） 北海道 東北 東京 北陸 中部 関西 中国 四国 九州 沖縄 2004 2,384 5,863 20,465 7,762 1,716 9,823 4,679 2,295 6,320 489 2008 2,449 6,022 21,021 7,973 1,763 10,090 4,806 2,357 6,492 502 2020 2,645 6,504 22,701 8,610 1,904 10,896 5,190 2,546 7,011 542 2030 2,452 6,029 21,046 7,982 1,765 10,102 4,812 2,360 6,499 503 2050 2,204 5,420 18,918 7,175 1,586 9,080 4,325 2,121 5,842 452 2100 1,377 3,387 11,824 4,484 991 5,675 2,703 1,326 3,651 283 合計 61,796 63,475 68,549 63,551 57,124 35,703 （注）2004 年における最低需要電力を基に各年を推計した。最低需要電力は、風力 発電系統連系対策小委員会（2004 年 4 月）資料による －76－ 2020年における連系線の想定 北海道 需要電力量 （A) 発電設備容量 内数：原子力発電設備容量 内数：揚水発電所（純揚水＋混合揚水） （B) 最大電力 （C) 最小電力（想定：最大電力＊0.4） (D) 最小電力－原子力発電設備容量＋揚水容量 (E) 電力殿公表値に基づく受入可能電力（含む逆算値） (F) 受入可能容量（想定≒(D)＊0.2） (G) 現状会社間連系線熱容量 MWh MW MW MW MW 0.4 MW MW MW 0.2 MW MW 東北 34,383,845 87,584,872 6,505 1,158 400 6,112 2,645 1,887 270 400 600 東北 17,141 3,274 462 16,415 6,504 3,692 250 700 6,000 東京 東京 312,056,820 中部 140,105,587 （I) 風力導入目標値 内数：陸上ウインドファーム 内数：洋上ウインドファーム （J) 風力最大出力(想定：累積出現頻度≒100％) （K) 風力最大出力(想定：累積出現頻度≒80％) （L) 追加対策（想定：(K)－（H)－(F)＋(α ) (M) 追加：揚水 (N) 追加：連系線（送り） (P) 合計：連系線(送り） (Q) 合計：連系線(受け） 0.2 MW MW MW MW 0.9 MW 0.5 MW MW MW MW MW MW 100 990 990 0 891 495 -5 1,250 -1,255 -1,155 東北 中国 四国 九州 66,116,592 30,995,821 92,748,905 6,859 2,022 686 6,404 2,546 1,210 160 200 2,400 中国 1,400 関西 500 300 550 550 0 495 275 -425 300 -725 -225 中国 19,414 5,258 1,450 19,029 7,011 3,203 560 600 5,570 中国 32,473 4,884 4,485 30,206 8,610 8,211 8,114 1,898 220 6,026 1,904 226 34,864 9,768 5,266 33,122 10,896 6,394 12,201 1,280 2,123 13,273 5,190 6,033 3,100 900 中部 1,600 0 300 1,300 1,200 1,200 2,530 2,530 0 2,277 1,265 -1,790 3,850 -5,640 -4,440 東京 関西 157,528,786 61,834 17,308 10,333 66,384 22,701 15,726 5,570 関西 (H) 中三社への深夜帯送電可能（想定≒(G)＊0.2） 北陸 30,404,981 1,430 930 500 1,287 715 -6,825 2,000 -8,825 -4,440 －77－ 1,100 1,320 1,320 0 1,188 660 -940 900 0 0 関西 中部 5,570 関西 100 1,100 220 220 0 198 110 110 0 0 110 関西 16,660 関西 220 220 0 198 110 -7,635 600 0 -6,445 3,300 1,100 600 500 990 550 -4,055 2,500 0 -6,555 -3,405 9社計 951,926,208 199,405 46,850 196,971 68,007 46,582 1,240 9,100 1,100 2,640 2,640 0 2,376 1,320 -380 3,900 -4,280 -3,180 中国 11,000 10,000 1,000 9,900 5,500 -21,945 15,300 -20,725 2030年における連系線の想定 北海道 需要電力量 （A) 発電設備容量 内数：原子力発電設備容量 内数：揚水発電所（純揚水＋混合揚水） （B) 最大電力 （C) 最小電力（想定：最大電力＊0.4） (D) 最小電力－原子力発電設備容量＋揚水容量 (E) 電力殿公表値に基づく受入可能電力（含む逆算値） (F) 受入可能容量（想定≒(D)＊0.2） (G) 現状会社間連系線熱容量 MWh MW MW MW MW 0.4 MW MW MW 0.2 MW MW 東北 31,876,689 81,198,475 6,505 1,158 400 5,667 2,452 1,694 270 300 600 東北 17,141 3,274 462 15,218 6,029 3,217 250 600 6,000 東京 東京 289,302,677 中部 129,889,555 （I) 風力導入目標値 内数：陸上ウインドファーム 内数：洋上ウインドファーム （J) 風力最大出力(想定：累積出現頻度≒100％) （K) 風力最大出力(想定：累積出現頻度≒80％) （L) 追加対策（想定：(K)－（H)－(F)＋(α ) (M) 追加：揚水 (N) 追加：連系線（送り） (P) 合計：連系線(送り） (Q) 合計：連系線(受け） 0.2 MW MW MW MW 0.9 MW 0.5 MW MW MW MW MW MW 100 1,800 1,800 0 1,620 900 500 1,250 -750 -650 東北 28,187,951 146,042,312 中国 四国 九州 61,295,591 28,735,709 85,985,964 6,859 2,022 686 5,937 2,360 1,024 160 200 2,400 中国 1,400 関西 500 300 1,000 600 400 900 500 -200 300 -500 0 中国 19,414 5,258 1,450 17,641 6,499 2,691 560 500 5,570 中国 32,473 4,884 4,485 5,587 7,982 7,583 8,114 1,898 220 28,004 1,765 87 34,864 9,768 5,266 30,707 10,102 5,600 12,201 1,280 2,123 12,305 4,812 5,655 2,800 900 中部 1,500 0 300 1,100 1,100 1,200 4,600 3,600 1,000 4,140 2,300 -150 3,850 -4,000 -2,800 東京 関西 61,834 17,308 10,333 61,544 21,046 14,071 5,570 関西 (H) 中三社への深夜帯送電可能（想定≒(G)＊0.2） 北陸 2,500 800 1,700 2,250 1,250 -4,350 2,000 -6,350 -2,800 －78－ 1,100 2,400 1,200 1,200 2,160 1,200 -300 900 0 0 関西 中部 5,570 関西 100 1,100 500 200 300 450 250 250 0 0 250 関西 16,660 関西 400 300 100 360 200 -5,250 600 0 -4,350 3,300 2,000 500 1,500 1,800 1,000 -2,100 2,500 0 -4,600 -2,000 9社計 882,514,922 199,405 46,850 182,609 63,048 41,623 1,240 8,100 1,100 4,800 3,800 1,000 4,320 2,400 800 3,900 -3,100 -2,000 中国 20,000 12,800 7,200 18,000 10,000 -10,800 15,300 -14,700 2050年における連系線の想定 北海道 需要電力量 （A) 発電設備容量 内数：原子力発電設備容量 内数：揚水発電所（純揚水＋混合揚水） （B) 最大電力 （C) 最小電力（想定：最大電力＊0.4） (D) 最小電力－原子力発電設備容量＋揚水容量 (E) 電力殿公表値に基づく受入可能電力（含む逆算値） (F) 受入可能容量（想定≒(D)＊0.2） (G) 現状会社間連系線熱容量 MWh MW MW MW MW 0.4 MW MW MW 0.2 MW MW 東北 28,653,204 72,987,393 6,505 1,158 400 5,094 2,204 1,446 270 300 600 東北 17,141 3,274 462 13,679 5,420 2,608 250 500 6,000 東京 東京 260,047,350 中部 116,754,656 （I) 風力導入目標値 内数：陸上ウインドファーム 内数：洋上ウインドファーム （J) 風力最大出力(想定：累積出現頻度≒100％) （K) 風力最大出力(想定：累積出現頻度≒80％) （L) 追加対策（想定：(K)－（H)－(F)＋(α ) (M) 追加：揚水 (N) 追加：連系線（送り） (P) 合計：連系線(送り） (Q) 合計：連系線(受け） 0.2 MW MW MW MW 0.9 MW 0.5 MW MW MW MW MW MW 100 4,500 4,500 0 4,050 2,250 1,850 1,250 600 700 東北 25,337,484 131,273,988 中国 四国 九州 55,097,160 25,829,851 77,290,754 6,859 2,022 686 5,337 2,121 785 160 200 2,400 中国 1,400 関西 500 300 2,400 600 1,800 2,160 1,200 500 300 200 700 中国 19,414 5,258 1,450 15,857 5,842 2,034 560 400 5,570 中国 32,473 4,884 4,485 5,022 7,175 6,776 8,114 1,898 220 25,172 1,586 -92 34,864 9,768 5,266 27,602 9,080 4,578 12,201 1,280 2,123 11,060 4,325 5,168 2,400 900 中部 1,400 0 300 900 1,000 1,200 11,500 3,600 7,900 10,350 5,750 4,750 3,850 900 2,100 東京 関西 61,834 17,308 10,333 55,320 18,918 11,943 5,570 関西 (H) 中三社への深夜帯送電可能（想定≒(G)＊0.2） 北陸 6,400 800 5,600 5,760 3,200 2,900 2,000 900 2,100 －79－ 1,100 6,000 1,200 4,800 5,400 3,000 1,600 900 0 0 関西 中部 5,570 関西 100 1,100 1,200 200 1,000 1,080 600 600 0 0 600 関西 16,660 関西 1,000 300 700 900 500 1,600 600 0 2,000 3,300 5,000 500 4,500 4,500 2,500 3,900 2,500 0 1,400 2,400 9社計 793,271,840 199,405 46,850 164,143 56,672 35,247 1,240 7,100 1,100 12,000 3,800 8,200 10,800 6,000 4,500 3,900 600 1,700 中国 50,000 15,500 34,500 45,000 25,000 22,200 15,300 3,200 2100年における連系線の想定 北海道 需要電力量 （A) 発電設備容量 内数：原子力発電設備容量 内数：揚水発電所（純揚水＋混合揚水） （B) 最大電力 （C) 最小電力（想定：最大電力＊0.4） (D) 最小電力－原子力発電設備容量＋揚水容量 (E) 電力殿公表値に基づく受入可能電力（含む逆算値） (F) 受入可能容量（想定≒(D)＊0.2） (G) 現状会社間連系線熱容量 MWh MW MW MW MW 0.4 MW MW MW 0.2 MW MW 東北 17,908,252 45,617,121 6,505 1,158 400 3,184 1,377 619 270 100 600 東北 17,141 3,274 462 8,550 3,387 575 250 100 6,000 東京 東京 162,529,594 中部 北陸 関西 中国 四国 九州 72,971,660 15,835,927 82,046,243 34,435,725 16,143,657 48,306,721 6,859 2,022 686 3,335 1,326 -10 160 0 2,400 中国 1,400 関西 500 300 3,553 2,994 558 3,197 1,776 1,276 300 976 1,476 中国 19,414 5,258 1,450 9,911 3,651 -157 560 0 5,570 中国 61,834 17,308 10,333 34,575 11,824 4,849 32,473 4,884 4,485 3,139 4,484 4,085 8,114 1,898 220 15,732 991 -687 34,864 9,768 5,266 17,251 5,675 1,173 12,201 1,280 2,123 6,913 2,703 3,546 1,000 900 中部 800 -100 300 中部 5,570 関西 100 1,100 5,847 3,507 2,340 5,263 2,924 3,024 0 0 3,024 関西 200 700 5,570 関西 (H) 中三社への深夜帯送電可能（想定≒(G)＊0.2） （I) 風力導入目標値 内数：陸上ウインドファーム 内数：洋上ウインドファーム （J) 風力最大出力(想定：累積出現頻度≒100％) （K) 風力最大出力(想定：累積出現頻度≒80％) （L) 追加対策（想定：(K)－（H)－(F)＋(α ) (M) 追加：揚水 (N) 追加：連系線（送り） (P) 合計：連系線(送り） (Q) 合計：連系線(受け） 0.2 MW MW MW MW 0.9 MW 0.5 MW MW MW MW MW MW 100 49,282 19,362 29,920 44,354 24,641 24,441 1,250 23,191 23,291 東北 1,200 23,237 15,154 8,084 20,914 11,619 33,610 3,850 29,760 30,960 東京 6,070 2,237 3,833 5,463 3,035 32,995 2,000 30,995 30,960 －80－ 1,100 1,728 1,245 482 1,555 864 64 900 0 0 関西 16,660 関西 4,896 4,640 256 4,407 2,448 14,842 600 0 12,593 3,300 6,381 3,901 2,480 5,743 3,190 12,070 2,500 0 9,570 9,579 9社計 495,794,900 199,405 46,850 102,589 35,420 13,995 1,240 2,800 1,100 24,006 8,808 15,198 21,606 12,003 10,903 3,900 7,003 8,103 中国 125,000 61,849 63,151 112,500 62,500 133,224 15,300 91,925 5.2 再エネの状況 5.2.1 わが国の再エネの目標 （1）対象とする資料 以下の資料を対象に目標値を整理した。 ・ （独）国立環境研究所「日本温室効果ガス排出量 2020 年 25%削減目標達成に向けた AIM モ デルによる分析結果（中間報告） 」 （平成 21 年 11 月 19 日） ・環境省「温室効果ガス 2050 年 80％削減のためのビジョン」（平成 21 年 8 月 14 日） ・環境省「低炭素社会構築に向けた再生可能エネルギー普及方策について」 （平成 21 年 2 月 10 日） ・環境エネルギー政策研究所「2050 年自然エネルギービジョン」 （2008 年 6 月 3 日） －81－ （2）個別の目標値について ①AIM モデル 資料名： （独）国立環境研究所「日本温室効果ガス排出量 2020 年 25%削減目標達成に向けた AIM モデルによる分析結果（中間報告）」 （平成 21 年 11 月 19 日） ・同資料では、2020 年において、 「一次エネルギー供給の 10%」を再エネにより供給すること を意識した算出が行われている。 ・この 10%の達成のために、大規模水力発電の取り扱いと他の再エネの導入量のバランスによ り、2 とおりのケースが提示されている。 表 5.2-1 再エネ導入量 2005 太陽光発電 地熱発電 風力発電 バイオマス・ 廃棄物発電 中小水力 大規模水力 バイオマス熱利用 その他 合計（大規模水力含まず） （一次エネルギー供給比） 合計（大規模水力含む） （一次エネルギー供給比） （万kL） （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （万kL） （万kL） （万kL） 35 144 74 52 44 109 252 223 16 11 1,644 20,599 142 687 1,251 2% 2,894 5% －82－ 固定 140 573 74 52 164 403 364 325 30 21 1,771 21,559 258 725 1,755 3% 3,526 6% 2020 ▲10% ▲15% ▲20% 参照 140 685 903 1,930 573 2,802 3,694 7,900 74 148 208 208 52 104 146 146 164 269 468 957 403 661 1,100 2,000 364 586 586 586 325 523 523 523 30 99 248 248 21 70 174 174 1,771 1,771 1,771 1,771 21,559 21,559 21,559 21,559 258 317 458 458 733 839 839 839 1,764 2,942 3,710 5,226 3% 5% 7% 10% 3,535 4,714 5,481 6,997 6% 9% 13% 10% ②2050 年 80％削減のためのビジョン 資料名：環境省「温室効果ガス 2050 年 80％削減のためのビジョン」 （平成 21 年 8 月 14 日） ・資料名のタイトルのごとく、GHG において、2050 年に 80%の削減を達成するための算出が 実施されており、この中での再エネの一次エネルギー供給に占める割合は、ビジョン A で、 28%、ビジョン B で 40%と提示されている。 ・ビジョン A と B の想定は表 5.2-3のとおりであり、また、グラフより、それぞれの一次エネ ルギー供給は、320［石油換算百万トン］ 、360［石油換算百万トン］程度と類推される。 ・これらを基に、ビジョン A では 109［原油換算百万 kL］、ビジョン B では 138［原油換算百 万 kL］程度となる。 表 5.2-2 一次エネルギー供給に占める再エネの割合 ビジョン A 28% ビジョン B 40% （注）大規模水力含む 表 5.2-3 ビジョン A、B の想定 ビジョン A 【経済発展・技術志向】 利便性・効率性の追求から都心部へ人口・資本の 集中が進展 一人当たり GDP 成長率２％／年、人口 9500 万人 を想定 ●高品質なものづくり拠点となり、世界をリード する。 ●産業、系統電力、生活、交通等各分野で革新的 技術を開発・普及し、徹底した低炭素化を実現。 ●家庭からの CO2 排出は、概ねゼロになる。 図 5.2-1 ビジョン B 【地域重視・自然志向】 ゆとりある生活を求めて、都心から地方への人口 と資本の分散化 一人当たり GDP 成長率１％／年、人口１億人を 想定 ●活気のある地方都市。分散型コミュニティ。地 方への人口回帰。都市ごとに自立したシステム。 ●自給自足。地産地消。各都市のユニークな魅力 が高まる。 ●農山漁村が、食料だけではなく、太陽光発電や バイオ燃料などエネルギーの生産拠点に。 カーボン・オフセットにも活用される。 一次エネルギー供給量 －83－ 表 5.2-4 一次エネルギー供給 再エネ 再エネ量の推計 （石油換算百万トン） （原油換算百万 kL） （原油換算百万 kL） －84－ ビジョン A 360 389 109 ビジョン B 320 346 138 ③環境省再エネ普及方策 資料名：環境省「低炭素社会構築に向けた再生可能エネルギー普及方策について」（平成 21 年 2 月 10 日） ・2020 年における再エネ導入量は、5,331 万 kL、2030 年では、7,191 万 kL と推計され、それぞ れの一次エネルギー供給に占める割合は、10～11%、14～16%となっている。 表 5.2-5 再エネ導入量（環境省再エネ普及方策） 太陽光発電 風力発電（陸上） 風力発電（洋上） 中小水力 地熱発電 バイオマス・ 廃棄物発電 太陽熱利用 その他熱 合計 大規模水力 再生可能エネルギー合計 一次エネルギー国内供給に占める割合 （参考）長期エネルギー需給見通しに おける「最大導入ケース」 （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （万kW） （万kL） （PJ） （万kL） （PJ） （万kL） （万kL） 2005 142 35 108 44 0 0 11 16 52 73 223 252 24 61 297 768 1,249 2020 3,700 906 1,000 399 100 60 174 243 104 145 519 586 51 131 380 982 3,451 2030 7,900 1,934 1,300 518 700 419 302 421 162 227 519 586 87 225 380 982 5,312 （万kW） （万kL） （万kL） 4,574 1,700 2,933 4,833 1,900 5,331 4,853 1,900 7,191 （万kL） －85－ 5% 10～11% 14～16% 2,036 3,202 － ④JREPP2050 自然エネビジョン 資料名：環境エネルギー政策研究所「2050 年自然エネルギービジョン」（2008 年 6 月 3 日） ・2050 年をターゲットにしたビジョンであり、電源に占める自然エネルギーの比率を発電量ベ ースで 7 割程度としている。表 5.2-6の中で、原油換算については、電力量を換算した推計値 である。 表 5.2-6 石炭 石油 ガス 原子力 水力(揚水) 水力 地熱 バイオマス 太陽光 風力 合計 自然エネルギー比率 再エネ導入量（JREPP2050 自然エネビジョン） 系統電源 億kWh 300 0 1,289 644 87 1,181 720 359 150 876 5,605 59% 分散電源 電力量合計 億kWh 億kWh 115 415 0 0 353 1,642 0 644 0 87 13 1,194 106 826 823 1,182 1,350 1,500 0 876 2,761 8,366 79% 67% －86－ 設備容量 原油換算 百万kW 万kL 5.6 － 0 － 34.2 － 11 － 19.8 － 27.6 2,775 11.8 1,920 15.9 2,747 142.7 3,486 50 2,036 318.5 12,965 78% － （3）目標値のまとめ ・対象資料を横並びで比較する。 ・対象年度の制約から、2020 年と 2050 年について比較する。 ①2020 年の比較 ・AIM と「環境省の再エネ普及方策」、また公開されている情報が限定されているが、 「長期エ ネルギー需給見通し（再計算） 」 （平成 21 年 8 月）についても合わせて比較する。 ・AIM の値は、10%の導入を意識していることから比較的高い数値となっている。また、AIM の値は、 「環境省の再エネ普及方策」の値を参考にしていることから、近い数値となっている。 ・需給見通しは、麻生首相による「2005 年度比 15%」を前提に作られているもので、MOE の 値に比べ、小さい。 表 5.2-7 2020 年の導入量の比較（発電容量） （単位：万 kW） 太陽光発電 風力発電 バイオマス・廃棄物発電 中小水力 地熱発電 合計（大規模水力含まず） 大規模水力 合計（大規模水力含む） 表 5.2-8 2005 144 109 223 11 52 539 20,599 21,138 AIM ▲15% ▲20% 3,694 7,900 1,100 2,000 523 523 174 174 146 146 5,637 10,743 21,559 21,559 27,196 32,302 MOE METI 3,700 1,100 519 174 104 5,597 4,833 10,430 2,800 500 361 － － 3,661 － － 2020 年の導入量の比較（一次エネルギー換算） （単位：万 kL） AIM 2005 太陽光発電 風力発電 バイオマス・廃棄物発電 中小水力 地熱発電 バイオマス熱利用 その他 合計（大規模水力含まず） 大規模水力 合計（大規模水力含む） 35 44 252 16 74 142 687 1,250 1,644 2,894 ▲15% 903 468 586 248 208 458 839 3,710 1,771 5,481 －87－ MOE ▲20% 1,930 957 586 248 208 458 839 5,226 1,771 6,997 906 459 586 243 145 1,113 3,452 1,900 5,331 METI 700 200 408 － － 335 812 2,455 － － ②2050 年の比較 ・環境省による「2050 年 80％削減のためのビジョン」と JREPP による「2050 自然エネビジョ ン」を比較する。 ・一次エネルギー換算は、いずれも推計値ではあるが、かなり近い値となっている。 表 5.2-9 2050 年の導入量の比較（一次エネルギー換算） （単位：万 kL） 資料 2050 年 80％削減のためのビジョン （環境省） 2050 自然エネビジョン（JREPP） －88－ ビジョン A ビジョン B 導入量 10,899 13,840 12,965 5.2.2 海外の再エネの動向 （1）主要国における再エネの位置付け ・主要国における再エネについて、以下の項目ごとに整理した。次ページに示す。 ・根拠となる法律等 ・対象となる再エネ等 ・導入目標 ・再エネ電力のインセンティブ ・再エネ導入支援策 －89－ 表 5.2-10 主要国における再エネの位置付け 英国 Renewable Obligation （RO）など 【新エネ法】※1 【RO】 太陽光発電、風力発電、バ 埋立ガス、下水ガス、出力 イオマス発電、中小規模水 2 万 kW 以下の水力発電、 力発電、地熱発電、太陽熱 風力発電(陸上・洋上)、化 利用、バイオマス熱利用、 石燃料との混焼以外のバ 雪氷熱利用、温度差熱利 イオマス、地熱、潮力、波 用、バイオマス燃料製造 力、太陽光及びエネルギー 作物 フランス エネルギー法 ドイツ EEG2009 など 【エネルギー法】※2 風力、太陽光、地熱、波力、 潮力及び水力のエネルギ ー並びにバイオマス、廃棄 物ガス、汚水浄化施設から 発生するガス及びバイオ ガスから採取されるエネ ルギー 導入目標 【政府目標】2010 年に原 油換算 1,910 万 kL 再エネ電力 のインセン ティブ※4 RPS 制度（2003～）、固定 買取制度に関する検討を 実施中 【EU 指令】2020 年に 23％ 【政府目標】2010 年に再 エネのシェアを 10％、熱 エネルギーに占めるシェ アを 50％増 固定買取制度（太陽：30 セント/kWh＋奨励金、風力 8.2 セント/kWh など） 【EEG2009】※3 波力エネルギー、潮汐エネ ルギー、海洋温度差エネル ギー、及び海流エネルギー を含む水力、風力エネルギ ー、太陽光エネルギー、地 熱、バイオガス、バイオマ スから生産されたエネル ギー 【EU 指令】2020 年に 18％ 【 政 府 目 標 】 2020 年 に 30％、暖房で同 14％、交 通燃料では 2015 年に 8％、 2020 年に 12％ 固定買取制度（太陽：31.94 セント/kWh、風力 5.02 セ ント/kWh など） 再エネ導入 支援策 初期投資に対する支援や 税制優遇など 税制優遇（還付、免除）な ど 税制優遇（還付、免除） 低利融資など 根拠となる 法律等 対象となる 再エネ等 日本 新エネ法など 【EU 指令】2020 年に 15％ 【政府目標】2015 年に電 力消費に占める再エネの シェアを 15．4％まで引き 上げ RPS 制度および 5,000kW までの再エネ発電に対す る固定買取制度を、2010 年までに導入 税制優遇（還付、免除）な ど スペイン 再生可能エネルギー法 固定買取特別法 【固定買取特別法】 太陽光、太陽熱、風力、地 熱、バイオマス、バイオガ ス、水力、潮力、海洋熱、 海流、一般固形廃棄物（た だし、全て 5 万ｋＷ以下） 【EU 指令】2020 年に 20％ 【政府目標】2010 年に電 力消費に占める再エネの シェアを 29．4％の達成を 見込む 固定買取制度（太陽： 455.13EUR/MWh、風力： 75.68EUR/MWh など） 導入支援 税制優遇（還付、免除） 低利融資など （注）※1 RPS 法に関しては、新エネルギー等として、太陽、風力、バイオマス、中小水力（～1,000kW）、地熱（バイナリー等）を対象としている。 ※2 バイオマスは、動物性及び植物性の物質を含む農業、林業並びに隣接産業の生産物、廃棄物及び排泄物のうち、微生物により分解されるもの、並びに産業及び家 庭ごみのうち微生物により分解されるもの ※3 バイオマスから生産されたエネルギーとは、廃棄物ガス及び汚泥ガスを含み、家庭廃棄物及び産業廃棄物の生物学的に分解可能な部分から生産されたエネルギー をいう。 ※4 固定買取に関しては、エネルギー種別、規模、立地によって幅広い＋αの補償が実施されている場合が多い。 （出典）総合資源エネルギー調査会新エネルギー部会資料、EU 指令（2009/28/EC）、JBIC「欧州における再生可能エネルギーの普及状況と奨励策の概要」、国立国会図書館調 査及び立法考査局調査企画課「外国の立法」等をもとに作成 －90－ 表 5.2-11 EU 加盟国における再エネ目標および導入状況 最終エネルギー消費に対する再エ ネの割合（2005） 2020 年における最終エネルギー 消費に対する再エネの導入目標 ベルギー 2.2% 13% ブルガリア 9.4% 16% チェコ 6.1% 13% 17.0% 30% 5.8% 18% 18.0% 25% アイルランド 3.1% 16% ギリシア 6.9% 18% スペイン 8.7% 20% フランス 10.3% 23% イタリア 5.2% 17% キプロス 2.9% 13% ラトビア 32.6% 40% リトアニア 15.0% 23% ルクセンブルグ 0.9% 11% ハンガリー 4.3% 13% マルタ 0.0% 10% オランダ 2.4% 14% 23.3% 34% ポーランド 7.2% 15% ポルトガル 20.5% 31% ルーマニア 17.8% 24% スロベニア 16.0% 25% スロバキア 6.7% 14% フィンランド 28.5% 38% スウェーデン 39.8% 49% 1.3% 15% デンマーク ドイツ エストニア オーストリア 英国 （出典）EU 指令（2009/28/EC） －91－ （2）主要国における導入状況 ・主要国における一次エネルギー総供給量とシェアを図 5.2-2に示す。 ・原子力の導入が大きいフランスのみ化石エネルギー（石油・石炭・天然ガス）のシェアが 50％ あまりとなっているが、その他の国では 80～90％程度のシェアとなっている。 ・再エネのシェアはいずれの国も 10％を下回る水準である。 600,000 100% 90% 一次エネルギー総供給量（ktoe） 500,000 80% 70% 400,000 太陽光 太陽熱 風力 60% 300,000 50% 40% バイオマス 水力 地熱 海洋 原子力 200,000 30% 20% 100,000 化石エネルギー 合計 10% 0 0% 日本 図 5.2-2 スペイン 英国 フランス ドイツ 主要国における一次エネルギー総供給量とシェア （出典）IEA 統計 ・主要国における再エネの一次エネルギー供給量とシェアを図 5.2-3に示す。 ・最も供給量が大きいのがドイツであり、そのうち、バイオマスのシェアが 75.9％（固体バイ オマスが最も大きい）となっている。 ・ドイツ・スペインは風力発電のシェアが大きく、フランス・日本は水力のシェアが高い。 －92－ 30,000 一次エネルギー総供給量（ktoe） 25,000 太陽光 20,000 太陽熱 風力 15,000 バイオマス 水力 地熱 10,000 海洋 5,000 0 日本 図 5.2-3 スペイン 英国 フランス ドイツ 主要国における再エネの一次エネルギー供給量とシェア （出典）IEA 統計 （3）主要国における電源の低炭素化比率の整理 ・主要国における発電量とエネルギー種別構成を図 5.2-4に示す。 ・原子力のシェアが圧倒的に大きいフランス（77％）を除くと他の主要国における化石燃料の シェアは 60～80％の水準となっている。 1,200,000 100% 1,000,000 80% 石炭 原油 発電量（ GW ｈ/y ） 800,000 石油製品 60% 天然ガス 原子力 600,000 水力 40% 地熱 太陽/風力ほか 400,000 廃棄物 20% 200,000 0 Total 0% 日本 図 5.2-4 スペイン 英国 フランス ドイツ 主要国における発電量とエネルギー種別構成 （出典）IEA 統計 －93－ ・電源構成から、低炭素電源（再エネと原子力）のみの抜き出したものを図 5.2-5に示す。 ・英国（6.3％） 、日本（9.1％）以外は再エネの導入率は 10％を上回る水準となっている。 100% 90% 発電量に占める低炭素電源比率 80% 70% 60% 再生可能エネルギー等 50% 原子力 40% 30% 20% 10% 0% 日本 スペイン 図 5.2-5 英国 フランス ドイツ 主要国における低炭素電源比率 （注） 「再生可能エネルギー等」には、Combustible renewables and waste（可燃性の再エネ および廃棄物）を含む （出典）IEA 統計 －94－ 5.2.3 太陽光発電と風力発電の合成発電量と電力需要の月別比較 （1）太陽光発電 ・太陽光発電の月別発電量は、夏場は梅雤で日射量の落ちる 7 月以外は発電量が高く、12 月と 1 月の発電量が低いのが特徴である。 表 5.2-12 2007 年度における日射気候区別月別 kW あたりの発電電力量（kWh/kW） 10 月 11 月 12 月 Ⅰ 4月 99 5月 113 6月 103 7月 82 8月 111 9月 85 82 56 37 1月 37 2月 44 3月 67 917 Ⅱ 106 119 99 83 115 95 90 72 53 55 60 81 1,027 Ⅲ 100 120 107 71 114 80 78 69 68 75 94 84 1,061 Ⅳ 110 123 106 87 118 99 88 76 63 66 80 91 1,107 （出典）NEF「平成 19 年度 住宅用太陽光発電システム価格及び発電電力量等について」 （kWh） 140 120 100 Ⅰ Ⅱ 80 Ⅲ 60 Ⅳ 40 20 0 4月 5月 図 5.2-6 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 2007 年度における日射気候区別月別ｋＷあたりの発電電力量 図 5.2-7 日射気候区Ⅲにおける電力フローと日射気候区分 －95－ 合計 （2）風力発電 ・北海道内における風力発電の月別の設備利用率は、7 月が最も低く、12 月が最も高くなって いる。 表 5.2-13 平成 20 年度における北海道の風力発電月別設備稼働率 （単位：%） 設備利用率 4月 5月 6月 7月 8月 9月 20.4 23.0 21.4 15.7 18.5 21.9 10 月 11 月 12 月 29.0 29.5 39.2 1月 2月 3月 27.8 30.8 31.1 合計 25.7 （出典）経済産業省原子力安全・保安院北海道産業保安監督部「平成 21 年度 北海道における風力発電の現状と 課題」 （2009 年 11 月） （%） 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 4月 5月 6月 図 5.2-8 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 平成 20 年度における北海道の風力発電月別設備稼働率 （出典）経済産業省原子力安全・保安院北海道産業保安監督部「平成 21 年度 北海道における風力発電の現状と 課題」 （2009 年 11 月） －96－ （3）「太陽光発電＋風力発電」と電力需要 ・太陽光発電と風力発電による 2100 年における供給量と、電力需要を月別に比較する。 ・月別の需要量は、2007 年度における全国の発受電量を用い、将来フレームの電力需要に合わ せた。 ・年間を通じて需要のピークのでる 7～9 月は、発電量が不足するということが分かる。 表 5.2-14 将来フレームによる発電量と需要量の想定 太陽光発電 風力発電 電力需要 2,628 2,409 5,223 億 kWh 億 kWh 億 kWh 表 5.2-15 「太陽光発電＋風力発電」と電力需要の月別比較 （単位：億 kWh） 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10 月 11 月 12 月 1月 2月 3月 合計 太陽光発電 248 297 265 176 282 198 193 171 168 186 233 208 2,626 風力発電 159 180 167 123 145 171 227 231 306 217 241 243 2,409 電力需要 391 389 412 447 501 449 407 409 453 470 460 435 5,223 （億kWh） 600 電力需要 500 400 300 風力発電 200 100 太陽光発電 0 4月 5月 図 5.2-9 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 「太陽光発電＋風力発電」と電力需要の月別比較 －97－ 3月 5.2.4 都道府県別再生可能電力自給率 都道府県別の再生可能電力の発電量と、電力消費量の関係から「再生可能電力自給率」を算 出し、比較する。 （1）算出方法 再生可能電力の発電量に関する正確な値は、公表値として得ることができないため、RPS 法 関連の情報等を基に推計する。 再生可能電力は、風力、太陽光、水力、バイオマス、地熱、その他（複合）とし、都道府県 別の電力需要と合わせ、算出方法を以下に示す。 表 5.2-16 都道府県別再生可能電力発電量と電力需要 対象 算出方法概要 1 風力・水力・地熱・ RPS 法関連情報 ）から、2008 年度における都道府県別導入規模（kW）を整理し、 その他（複合） 2008 年度の全国の総発電量（kWh）を都道府県別導入規模で案分する。 2 3 NEF ）による都道府県別太陽光発電導入量（kW） 、エネルギー白書 ）による住宅・ 非住宅別太陽光発電導入量（kW） 、RPS 法関連情報より都道府県別太陽光発電導入 太陽光 量（kW） （主に非住宅）等より 2008 年度における「都道府県別太陽光発電導入量 4 （kW） 」を推計。「買取制度小委員会」資料 ）による「kW 当たり発電量（kWh） 」 を用いて都道府県別に換算する。 5 バイオマス METI による調査結果 ）を利用し都道府県別に発電量を算出する。 6） 電気事業便覧 による 2008 年度における電灯使用量と、電力については、掲載さ 電力需要 れていた直近年（2004 年度）の都道府県別実績と、2008 年度の全国の電力使用量 を基に、都道府県別に算出する。 （出典）1） 「RPS 法ホームページ」web 情報（http://www.rps.go.jp/RPS/new-contents/top/main.html） 2） （財）新エネルギー財団「年度別・都道府県別住宅用太陽光発電システム導入状況」および「2008 年 度住宅用太陽光発電システム都道府県別販売実績」 （http://www.solar.nef.or.jp/system/html/taiyou_sys080421.pdf） （http://www.solar.nef.or.jp/system/html/taiyou_sys081202.pdf） 3）資源エネルギー庁「エネルギー白書 2009 年版」 （http://www.enecho.meti.go.jp/topics/hakusho/2009energyhtml/index2009.htm） 4）総合資源エネルギー調査会新エネルギー部会・電気事業分科会買取制度小委員会「第２回買取制度小 委員会」資料 5）資源エネルギー庁「平成 21 年度新エネルギー等導入促進基礎調査事業（バイオマス・廃棄物による 発電利用および熱利用の導入実績調査） 」 （平成 22 年 3 月） 6）資源エネルギー庁「電気事業便覧」 （2）算出結果 次ページ以降に算出結果を示す。 －98－ 表 5.2-17 都道府県別再生可能電力自給率のまとめ 北海道 青森県 岩手県 宮城県 秋田県 山形県 福島県 茨城県 栃木県 群馬県 埼玉県 千葉県 東京都 神奈川県 新潟県 富山県 石川県 福井県 山梨県 長野県 岐阜県 静岡県 愛知県 三重県 滋賀県 京都府 大阪府 兵庫県 奈良県 和歌山県 鳥取県 島根県 岡山県 広島県 山口県 徳島県 香川県 愛媛県 高知県 福岡県 佐賀県 長崎県 熊本県 大分県 宮崎県 鹿児島県 沖縄県 全国 PV 風力 MWh MWh 382,934 25,337 427,934 4,747 100,436 17,941 0 31,843 182,307 3,548 37,714 7,907 103,632 36,724 100,599 51,357 0 49,241 446 42,464 0 92,612 101,243 69,253 6,169 75,974 7,717 69,163 10,754 15,313 4,905 13,386 114,512 9,215 2,676 12,915 0 29,402 0 69,032 13,675 43,618 78,486 110,628 80,206 121,039 50,582 34,952 2,230 36,193 6,765 33,366 0 88,574 64,151 92,133 89 25,217 73,919 21,412 87,846 9,188 188,104 13,640 0 57,128 0 67,954 168,632 40,040 28,985 22,332 0 31,964 73,874 32,646 54,514 17,346 25,254 105,360 63,365 35,598 98,221 46,221 42,660 72,913 17,079 32,769 1,486 52,946 202,901 52,597 51,058 21,405 3,058,059 2,046,556 再生可能エネルギー発電量 水力 バイオマス 地熱 MWh MWh MWh 24,346 282,304 0 7,090 128,656 0 20,983 26,470 0 16,624 122,532 0 30,804 69,378 0 9,146 18,631 0 58,398 120,352 0 29,367 160,892 0 17,342 32,549 0 28,974 42,623 0 1,293 212,204 0 3,114 423,024 0 240 902,633 0 11,637 347,620 0 38,728 279,962 0 23,618 94,800 0 11,545 51,973 0 16,336 8,341 0 38,479 18,404 0 84,062 38,660 0 28,552 78,911 0 54,518 127,307 0 26,205 313,792 0 21,893 124,250 0 17,467 12,742 0 31,022 234,919 0 1,116 493,192 0 18,037 309,657 0 10,865 10,938 0 6,496 18,367 0 22,267 10,654 0 33,942 25,343 0 32,840 65,602 0 26,353 264,537 0 13,294 263,325 0 1,916 2,806 0 0 40,589 0 11,454 175,088 0 11,780 35,183 0 13,510 369,836 0 5,509 17,944 0 5,533 41,056 0 13,644 61,862 0 21,203 103,551 5,694 26,756 120,850 0 27,858 79,797 0 4,791 75,336 0 960,948 6,859,445 5,694 自給率 電力需要 その他 MWh 0 38 0 0 0 0 0 2,833 108 178 48 0 0 4 0 0 442 0 6 0 0 351 86 0 0 0 0 0 7 0 0 8 8 0 0 0 0 0 2 0 16 335 0 0 0 0 81 4,549 計 MWh 714,921 568,465 165,830 170,999 286,037 73,398 319,105 345,048 99,241 114,685 306,158 596,634 985,015 436,141 344,757 136,709 187,688 40,268 86,290 191,755 164,756 371,290 541,328 231,677 68,632 306,072 582,883 483,978 47,116 120,193 129,955 261,037 155,578 358,844 485,292 56,039 72,553 293,062 118,825 513,959 122,433 191,366 191,079 180,297 202,039 363,152 152,669 12,935,250 GWh 30,773 8,767 8,574 15,171 7,314 7,651 14,903 25,839 17,572 17,101 40,044 38,146 83,427 53,458 16,992 11,444 8,888 8,011 6,564 16,113 15,250 32,117 61,541 16,645 13,564 16,809 61,904 41,218 8,069 6,686 3,938 4,992 17,701 20,156 12,651 6,406 7,741 9,810 4,681 32,022 6,085 7,931 11,256 8,449 7,256 9,952 7,351 888,936 －99－ 風力 1.2% 4.9% 1.2% 0.0% 2.5% 0.5% 0.7% 0.4% 0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.0% 0.0% 0.1% 0.0% 1.3% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% 0.2% 0.1% 0.3% 0.0% 0.0% 0.0% 0.2% 0.0% 1.1% 2.2% 3.8% 0.0% 0.0% 1.3% 0.5% 0.0% 0.8% 1.2% 0.1% 1.0% 1.2% 0.4% 0.2% 0.0% 2.0% 0.7% 0.3% PV 0.1% 0.1% 0.2% 0.2% 0.0% 0.1% 0.2% 0.2% 0.3% 0.2% 0.2% 0.2% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.1% 0.2% 0.4% 0.4% 0.3% 0.3% 0.2% 0.2% 0.3% 0.2% 0.1% 0.2% 0.3% 0.3% 0.2% 0.3% 0.3% 0.3% 0.3% 0.3% 0.4% 0.3% 0.4% 0.3% 0.6% 0.6% 0.6% 0.4% 0.7% 0.5% 0.3% 0.2% 水力 バイオマス 0.1% 0.9% 0.1% 1.5% 0.2% 0.3% 0.1% 0.8% 0.4% 0.9% 0.1% 0.2% 0.4% 0.8% 0.1% 0.6% 0.1% 0.2% 0.2% 0.2% 0.0% 0.5% 0.0% 1.1% 0.0% 1.1% 0.0% 0.7% 0.2% 1.6% 0.2% 0.8% 0.1% 0.6% 0.2% 0.1% 0.6% 0.3% 0.5% 0.2% 0.2% 0.5% 0.2% 0.4% 0.0% 0.5% 0.1% 0.7% 0.1% 0.1% 0.2% 1.4% 0.0% 0.8% 0.0% 0.8% 0.1% 0.1% 0.1% 0.3% 0.6% 0.3% 0.7% 0.5% 0.2% 0.4% 0.1% 1.3% 0.1% 2.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.5% 0.1% 1.8% 0.3% 0.8% 0.0% 1.2% 0.1% 0.3% 0.1% 0.5% 0.1% 0.5% 0.3% 1.2% 0.4% 1.7% 0.3% 0.8% 0.1% 1.0% 0.1% 0.8% 地熱 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.1% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% その他 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 合計 2.3% 6.5% 1.9% 1.1% 3.9% 1.0% 2.1% 1.3% 0.6% 0.7% 0.8% 1.6% 1.2% 0.8% 2.0% 1.2% 2.1% 0.5% 1.3% 1.2% 1.1% 1.2% 0.9% 1.4% 0.5% 1.8% 0.9% 1.2% 0.6% 1.8% 3.3% 5.2% 0.9% 1.8% 3.8% 0.9% 0.9% 3.0% 2.5% 1.6% 2.0% 2.4% 1.7% 2.1% 2.8% 3.6% 2.1% 1.5% 北海道 青森県 岩手県 宮城県 秋田県 山形県 福島県 茨城県 栃木県 群馬県 埼玉県 千葉県 東京都 神奈川県 新潟県 富山県 石川県 福井県 山梨県 長野県 岐阜県 静岡県 愛知県 三重県 滋賀県 京都府 大阪府 兵庫県 奈良県 和歌山県 鳥取県 島根県 岡山県 広島県 山口県 徳島県 香川県 愛媛県 高知県 福岡県 佐賀県 長崎県 熊本県 大分県 宮崎県 鹿児島県 沖縄県 全国 0% 1% 風力 2% PV 3% 水力 4% バイオマス 5% 地熱 図 5.2-10 都道府県別再生可能電力自給率のまとめ －100－ 6% その他 7% 5.2.5 再エネ事業者等サイドの論点のまとめ （1）太陽光発電（太陽光発電協会） ・すでに買取価格の優遇による施策が開始されている太陽光発電については、太陽光発電協会 （JPEA）により、制度の目的を明確にすることや、適正な価格設定とその明確化、既存制度 からのスムーズな移行、G 電力証書など他制度との整合を図ることなどが提言された。 ・以下、JPEA による意見の概要を示す。 表 5.2-18 JPEA による太陽光発電に関する「全量買取制度に対する意見」の概要 １．全量買取の『目的』を明確にし、太陽光発電ほか再生可能エネルギー別の役割分担の 指針が示されること。 全量買取導入の『目的』が明確に示されること。たとえば、エネルギー自給率の向上、CO２削減、産 業創生による雇用の確保、国際競争力確保などの達成手段として期待される種別、量的役割が国の指 針として掲げられることを希望する。 特に太陽光発電は、 ①『目的』達成に向けてより多くの国民が参加できる技術である。 ②民生家庭部門でのＣＯ２削減にはきわめて効果がある。 ③併せて初期設備補助がなされれば個人の参加のみならず自治体独自の（支援による）参加を促 し、かつシステム価格の低減化にも繋がる。 ④世界をリードする技術蓄積がある。 などの特長があり、目的の明確化は費用負担を含め、より幅広く国民的コンセンサスを得るために必要 と考える。 ２．全量買取の制度設計における設定価格の決定メカニズムを明確にすること。 誰が何時どのような方法で価格決定するのかを明らかにし、負担者の理解促す。 ①全量買取の原資を何処に求めるかは公平であらねばならない。一部の過度な負担が一部の利益 を生み出す仕組みは排除すべきである。 ②電気の代替と考えるとセキュリティや環境問題の原因者として電気の消費者であるが、ＦＩＴのよう に電気料金上乗せは産業競争力の低下など限界がある。 ③浅く広く負担の場合、税（環境税）であるが公平性の担保が必要である。 ④制度は時限を設け、普及を市場に委ねる条件を明らかにする。例えば高圧料金並にコストダウン （非住宅自家消費）が図られるまでとか、そのため業界は最大限の努力を払う。 ⑤新たな価値付け（グリーン）による市場化も時限を短くする方法である。 ３．既存制度（余剰電力購入）からスムーズな移行が行われること。 導入における市場の混乱、設置者間の公平性を期すためには、現状余剰電力購入メニューからの移 行を円滑に行わなければならない。特に現行補助制度の復活で第一段に点火、余剰倍額買取で第二 段に点火、順調に普及が回復してきた現在、全量買取制度がこれら効果を十分配慮した、さらに普及を 加速するための第三段への点火であることを希望する。 －101－ ４．目標達成状況を定期的にレビューすること。 制度が市場要求、あるいは国の方針から乖離していくことを防ぐためには目標達成度合いを検証し、 適切な時期に制度の見直しが図れるようにする一方、市場が混乱しない継続性を持った制度でもあるこ とが必要と考える。 ５．グリーン証書制度など付加価値を担保する制度との整合を図ること。 電気以外の価値を全国統一ルールの下で担保することは負担政策から市場経済による広く浅い負担 に移行する方法になりうる。ただしグリーン価値の所有権の問題は議論の余地がある。 （出典）再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム第１回ヒアリング（2009 年 11 月） （2）風力発電（風力発電事業者懇話会、一般社団法人日本風力発電協会） ・風力発電については、風力発電事業者懇話会（WPDA）、一般社団法人日本風力発電協会（JWPA） の 2 者共同により、FIT に関する適正な制度設計、抜本的な系統連系対策、その他規制緩和 などが提言された。 ・以下、WPDA、JWPA 共同による意見の概要を示す。 表 5.2-19 「風力発電を対象としたフィードインタリフ（FIT）に関する要望」の概要 ■日本において風力発電の導入が進まない理由の一つは、事業採算性の悪化 ■温室効果ガス排出量の削減手段として民主党がマニフェストに掲げる Feed-in Tariff （FIT）制度は、風力発電の事業採算性を大きく改善する効果が期待できる ■FIT 制度が実際に風力発電の導入拡大に結びつくためには、以下の条件が満たされ ることが必要 ■買取期間・価格が事業採算性を満たす水準に設定されること ■抜本的な系統連系対策が実施されるまでは、系統連系を申請順に認めるルールが適 用されること ■今後の風力発電導入を促進するために、抜本的な系統連系対策の実施や規制の緩 和など、政策的支援も合わせてお願いしたい （出典）再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム第１回ヒアリング（2009 年 11 月） －102－ （3）地熱発電（日本地熱開発企業協議会） ・地熱発電については、日本地熱開発企業協議会（地開協）により、買取対象、買取価格、諸 制度の規制緩和などが提言された。 ・以下、地開協による意見の概要を示す。 表 5.2-20 地開協による地熱発電に関する「再生可能エネルギーの全量買取についての意見」の概要 １）買取対象 ・全ての地熱発電を対象にする。（発電方式によらない） 【※従前はフラッシュ発電方式は RPS の対象外とされていた】 ・基本的に新設を対象。既設については他の制度（補助金等）で対応。 ・電力会社に蒸気を供給する場合は、蒸気供給も対象とする。 例：買取価格の６４％※２を蒸気代とする（※２：21 世紀懇談会モデルによる） ２）買取価格と事業化可能資源量 ・①導入目標６２万 kW： 買取価格 24.5 円/kWh [15 年平均] ⇒ ６２万 kW で CO2 削減量 395 万 t／年 ・②導入目標９５万 kW： 買取価格 29.7 円/kWh [15 年平均] ⇒ ＋３３万 kW で CO2 削減量 605 万 t／年 ・ 国立公園特別地域内で①に相当 ⇒ +１６７万 kW（推定） ※「地熱発電に関する研究会中間報告」参考資料 1 のデータを参考に試算 ※ 買取価格は現状の補助制度なしが前提（送電線コスト含む） ３）買取期間と価格低減ポテンシャル ・15 年間（償却期間）は固定価格で買取、16 年以降は市場価格で取引 ・地熱発電は長期間の運転継続が可能であり、償却期間を過ぎれば大幅にコストが低減する。 ・買取制度が長期間継続（例えば 2050 年まで）すれば、地熱発電全体の平均価格は低減される。 ４）他の制度との関連 ・固定価格買取制度の対象（新設）となり、適切な価格・期間が設定された場合は、補助金等の優 遇策は不要。（補助金等を前提とした価格設定がなされた場合は必要） ・固定価格買取制度の対象とならないもの（既設）は、補助金等の優遇策が必要。 ・地熱開発促進調査のような基礎的な資源評価は、継続・拡大。 ５）開発のリードタイムと規制緩和 ・環境アセス開始から運転開始までに約 10 年かかる。 ・リードタイム短縮のためには、環境アセス、温泉法、国有林関係等の手続き簡素化が必要。 ・国立公園特別地域内の開発規制が緩和されれば、事業化可能資源量は大幅に増大する。 （前述） （出典）再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム第１回ヒアリング（2009 年 11 月） －103－ （4）八都県市首脳会議による「再生可能エネルギーの導入拡大についての要望」 ・八都県市首脳会議（埼玉県・千葉県・東京都・神奈川県・横浜市・川崎市・千葉市・さいた ま市）により、 「再生可能エネルギーの導入拡大についての要望」が、平成 20 年 4 月 25 日に 実施された。 ・要望には、政策上の再エネの位置づけ明確化、太陽光発電、風力発電のための系統運用、系 統に関する情報共有などが盛り込まれている。 表 5.2-21 八都県市首脳会議による「再生可能エネルギーの導入拡大についての要望」 １ 日本のエネルギー政策の基本方針に、再生可能エネルギーを大きな柱として位置付 け、その導入目標量を飛躍的に引き上げ、目標達成を目指した取組を着実に進める こと ２ 太陽光発電や風力発電などが、制約なく受け入れ可能となるよう電力系統の適切な 運用を図るとともに、その整備や技術開発を促進すること ３ 電力系統に関する情報を関係者で共有できる仕組みを構築すること （出典）東京都 web 情報（http://www.metro.tokyo.jp/INET/OSHIRASE/2008/04/20i4p600.htm） －104－ 5.3 海外の電力系統の状況 5.3.1 諸外国との電力系統の概要 （1）電気事業体制 ①スペイン 1）供給体制 スペインでは、電力法によって発電部門は、一般供給制度（Regimen Ordinario）と特別供給 制度（Regimen Especial）に分かれている。特別供給制度とはコジェネや再エネなどの発生電力 を 5 万 kW 以下の小規模・再エネ発電会社・自家発が供給するものであり、卸市場の導入時に 再エネを促進するために設けられた制度となっている。 図 5.3-1 スペインの電力事業体制 （出典）海外電力調査会 「海外諸国の電気事業 第 1 編」 2）発電・配電・小売部門 スペインにおける発電・配電・小売は、垂直統合型電力会社の 5 社の寡占状態となっている。 表 5.3-1 5 大グループ Endesa Iberdrola Union Fenosa Hidrocantabrico Enel Viesgo その他 発電・配電・小売 発電 配電 67.5 100.0 25.9 34.0 23.4 43.5 11.0 15.6 5.1 4.7 2.1 2.3 32.5 0.0 100.0 100.0 小売 89.6 53.4 13.2 11.0 10.5 1.6 10.4 100.0 （出典）海外電力調査会 「海外諸国の電気事業 第 1 編」 3）送電部門 REE が独立送電系統運用を行っている。系統の技術的運用のみを担う系統運用者として、す べての利用者に対して非差別的な送電サービスを提供する義務を負っている。 －105－ なお、REE は 400kV 送電線・220kV 送電線を所有しており、系統の所有権分離がなされてい る。 4）国際連系 ・スペインでは、フランス、ポルトガル、モロッコ、アンゴラと国際連系している。 ・スペイン政府とフランス政府は、2008 年ピレネー山脈をまたいだ 400kV 国際連系線を敷設す ることで合意しており、また、REE はフランスやポルトガルとの国際連系線の容量を増強す る計画を発表している。 表 5.3-2 国名 スペインの国際連系線 400kV 220kV 132～110kV 110kV 未満 スペイン～フランス 2 ルート 2 ルート 2 ルート － スペイン～アンドラ － － 1 ルート － スペイン～ポルトガル 3 ルート 3 ルート 1 ルート 2 ルート スペイン～モロッコ 2 ルート － － － （出典）海外電力調査会 「海外諸国の電気事業 第 1 編」 図 5.3-2 スペインにおけるグリッドマップ （出典）REE 社 Web ページ －106－ 表 5.3-3 2009 年電力輸出量（単位：GWh） フランス ポルトガル モロッコ 2351 7439 4598 （出典）ENTSO-e ②ドイツ 1）供給体制 ドイツでは、垂直統合形態の 4 大電力グループ（E.ON、RWE、EnBW、Vattenfall Europe）と 小規模な公営電力会社、の 2 つに大別される。 図 5.3-3 ドイツの電力事業体制 （出典）(社)海外電力調査会 Web ページ 2）発電・配電・小売部門 電力グループ内で、発電・送電・配電・小売は、部門別に会社を分離している。部門別分離 の形態として、最上位組織として持ち株会社を設置している。 4 大電力グループは、垂直統合形態の事業を行っており直接的に最終需要家に電力を販売し ている。小規模な公営電力会社は、およそ 900 社程度あり、各自治体区域内の配電事業と小売 事業を行っている。なお、4 大電力グループで発電設備容量の約 68%を占め、また小売電力量 においても 45%を占めている。 3）送電部門 ・4 つの地域に分けられ、4 大電力グループが所有・運用を行っていた。その所有もそれぞれ 4 大電力の子会社が所有しており、法的分離されていたが、2009 年 12 月に E.ON は、オランダ の系統運用事業者である TenneT に売却され、さらに、Vattenfall は、 2010 年 3 月に 50Hertz （Elia） －107－ ベルギーの系統運用事業者に売却された。現在、Vattenfall の区域は、Elia によって運用され ている。 ・RWE と EnBW については、送電部門を売却するという計画は公表されていない。 図 5.3-4 ドイツの高圧送電系統の所有・運用 4）電力取引市場 資 1．概要 ・ドイツの卸電力取引は、EEX で行われ、ドイツの大手電力会社、地方自治体営の電力会社、 外国電気事業者の他、国内外の大手金融機関などが参加している。 ・EPEX SPOT（EEX のジョイントベンチャー）では、市場での約定翌日に現物の引渡しが行わ れるスポット市場、時間前市場である intraday 市場が開設されている。 －108－ 図 5.3-5 EEX 電力取引 (出典)EEX Web ページ ・需給バランスを確保するための全国予備力市場が導入されている。予備力市場では、各 TSO から必要量が提出され、各発電事業者から予備力の容量が入札される 表 5.3-4 プライマリ予備力 予備力の種類 ・ガバナによる制御 ・需給バランスの小変動による周波数偏差に対応 ・30 秒以内に動作し、単一事象当たりの動作時間は 15 分まで セカンダリ予備力 ・LFC による自動制御 ・プライマリ予備力による周波数調整後に残る周波数偏差を解消するため に用いられる ・5 分以内に動作し、単一事象当たりの動作時間は、30 秒から 15 分まで ミニット予備力 ・手動による制御 ・一般に電源脱落や需要予測誤差をカバーするために用いられる ・15 分以内に手動で動作し、単一事象あたりの動作時間は 15 分から 1 時 間（事象によっては 7 時間） （出典）海外電力調査会 「海外諸国の電気事業 第 1 編」 資 2．取引量と価格 ・EEX での取引量の総需要量に対する比率は、25％（2008 年） （出典）電力中央研究所 －109－ ：Price Baseload Price Peakload 図 5.3-6 Volume Baseload Volume Peakload スポット商品の価格と取引量（2009） （出典）EPEXSPOT ：Price Baseload Price Peakload 図 5.3-7 Volume Baseload Volume Peakload スポット商品の価格と取引量（2004～） （出典）EPEXSPOT －110－ 資 3．電力価格のマイナス ・クリスマスで電力需要が下がっている中、強風が吹くという天候により風力発電による発電 量が増えた結果、スポット市場における電力価格がマイナスとなった。 図 5.3-8 2009 年 12 月 25 日のスポット商品の価格と取引量 図 5.3-9 2009 年 12 月 26 日のスポット商品の価格と取引量 ③イギリス 1）供給体制 電気事業を行う際にはライセンスの付与によって電力事業を行うことが出来る。ライセンス の種類は、「発電ライセンス」、「供給ライセンス」、「配電ライセンス」、「送電ライセンス」、 「連携ライセンス」の 5 種類が規定されている。発送電分離から、供給ライセンスと配電ライ センスを重複して所有することは出来ず、また、連携ライセンスは他のライセンスと重複でき ないようになっている。 －111－ 図 5.3-10 イギリスの電力事業体制 （出典）(社)海外電力調査会 Web ページ 2）発電・配電・小売部門 発電・送電・配電・供給の各部門に機能分離されており、発電部門と供給部門は全面自由化 されている。 2008 年現在、発電市場では 73 社、小売市場では 66 社（ライセンス所有者の数であり、積極 的に事業を行っている会社はその半分程度）が事業を展開している。 3）送電部門 送電設備は、地域によりそれぞれ所有が異なり、次の事業者が所有している。 ・イングランド地域・ウェールズ地域：NATIONAL GRID（NGET） ・南スコットランド地域：Scottish Power Transmission Limited（SPTL） ・北スコットランド地域：Scottish Hydro-Electric Transmission Limied（SHETL） また、系統運用は、NATIONAL GRID がその役割を担っている。 4）国際連系 イングランド・ウェールズの系統は 400kV 2 ルートで連系されており、2008 年現在の送電容 量は 220 万 kW である。連系線は、スコットランドにおける風力開発を背景に、100 万 kW 程度 の増強が計画されている。 北アイルランドとスコットランドは海底直流ケーブル 50 万 kW で連系されており、フランス とは、±270kV、200 万 kW の海底直流ケーブルで連系されている。 また、オランダとの海底直流ケーブル（BritNed）100 万 kW が 2007 年から建設が開始されて おり、2010 年末までには完成し運用開始予定となっている。なお、潮流は双方向可能で、オラ －112－ ンダとイギリスの卸電力価格によって決まる。 ・ 図 5.3-11 イギリスの送電網 （出典）National Grid GB Seven Year Statement 2009 5）電力取引市場 資 1．概要 2005 年より、英国大で統一された電力取引制度 BETTA（British Electricity Trading and －113－ Transmission Arrangements）が運用されている。BETTA の導入によりイングランド・ウェールズ とスコットランドの電力取引制度が統合され、英国大での自由な電力の取引が可能となった。 図 5.3-12 BETTA での市場の概要 （出典）電力中央研究所 「欧州の電気事業制度改革の動向と英国の電力市場および経営戦略」 現在、取引は原則的にすべて発電事業者，供給事業者，需要家，私設取引所事業者などの市 場参加者に任せる形となっている。電力取引所を通さない契約も可能とし，長期相対契約も自 由に締結できるようになった。 なお、電力の取引所取引は、APX Power UK で行われ、スポット市場（日内契約）とプロン プト市場（日契約、週末契約など）で取引が行われる。 需給調整を行うインバランス市場は、ELEXON で行われ、系統への電力販売と購入で価格が 異なる二重インバランス価格（SBP、SSP）制度をとっている。市場参加者が契約と物理的な取 引量を乖離させ系統のバランスを崩すことを阻止するインセンティブを与えるように設計され ている。 （それぞれ個々の事業者が保有する契約料と計量値の 30 分差分をインバランスと定義 している） －114－ 資 2．取引量と価格 ・スポットおよびプロンプト商品の取引量(10TWh)の需要量に対する比率は 2008 年で 3.0～3.5% 程度 （出典）電力中央研究所「欧州の電気事業制度改革の動向と英国の電力市場および経営戦略」 ￡/MWh MWh 2007 2008 2009 2010 図 5.3-13 スポット商品の価格と取引量 (出典)APX Group Web ページ ￡/MWh MWh 2007 2008 2009 図 5.3-14 プロンプト商品の価格と取引量 (出典)APX Group Web ページ プロンプト商品：日契約、週契約、組み合わせブロック契約 －115－ 2010 ・インバランス市場で取引量(15TWh)の実際の需要量に対する比率は、4%程度 （出典）電力中央研究所「欧州の電気事業制度改革の動向と英国の電力市場および経営戦略」 ￡/MWh 140.0 SBP 120.0 SSP 100.0 80.0 60.0 40.0 20.0 20 01 20 /4 0 20 1 /8 01 /1 20 2 02 20 /4 0 20 2 /8 02 /1 20 2 03 20 /4 0 20 3 /8 03 /1 20 2 04 20 /4 0 20 4 /8 04 / 20 12 05 20 /4 0 20 5 /8 05 /1 20 2 06 20 /4 0 20 6 /8 06 /1 20 2 07 20 /4 0 20 7 /8 07 /1 20 2 08 20 /4 0 20 8 /8 08 /1 20 2 09 20 /4 0 20 9 /8 09 /1 2 0.0 図 5.3-15 インバランス市場価格と取引量 （出典）ELEXON データより作成 SBP（System Sell Price） ：契約量超過分の電力価格 SSP（System Buy Price） ：契約量不足分の電力価格 ④デンマーク 1）送電部門の分離 2005 年に設立された国有の系統運用事業者である Energienet Denmark が 400kV 以上の送電線 を所有し、系統運用を行っており、系統の所有権の分離がなされている。 400kV 以下の送電線については、発電・小売事業者と法的分離がなされている。 －116－ （2）連系可能容量 ETSO では、年 2 回（夏期、冬期の）国際連系線の託送可能容量を公開している。 図 5.3-16 2008-2009 年冬における連系可能容量 （出典）ENTSO-e －117－ （3）輸出入電力量 図 5.3-17 2008 年における電力輸出入量 （出典）ENTSO-e 図 5.3-18 UCTE における電力の輸出入の推移 （出典）ENTSO-e －118－ （4）系統の所有権のアンバンドリングの状況 ・EU 電力自由化指令（2009/72/EC）において、競争的な市場を形成するという目的のために、 系統の所有権を発電・小売事業者から、系統運用者（TSO：Transmission System Operator）に 移すアンバンドリングの実施を求めている。 ・ただし、分離の方法として、①所有権を完全分離、②運用・経営を独立、③送電事業運用の みを独立、の 3 つから選択可能とした。 ・以下に、欧州における系統のアンバンドリングの状況を示す。 図 5.3-19 系統のアンバンドリング状況 （注）2005 時点 （出典）電力中央研究所報告 「送電部門から見た欧州電気事業制度改革の動向」 －119－ 表 5.3-5 系統のアンバンドリング状況 （注）2005 時点 （出典）電力中央研究所報告「送電部門から見た欧州電気事業制度改革の動向」 －120－ （5）系統利用 ①送電料金 ・欧州では、系統運用者は電力事業者からの所有権分離あるいは法的分離がされており、発電 利用者は、送電線を利用して需要家に対して送電を行っている。 ・国際電力取引規則（1228/2003）では、送電料金設定方式の細則までは規定されていないが、 発電側が負担する送電料金の割合を、需要側が負担する送電料金よりも低くなければならな いとしている。 ・各国とも、全ての系統使用者に対して公平な系統利用と電力系統の安定性・信頼性を確保す るために送電料金が設計されている。 図 5.3-20 送電料金とその構成（2007 年データ） （注）各国送電料金設定には条件等の差異が存在するため、ETSO が一定条件のもと比較しているもの。 （出典）EUROPREAN TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS －121－ 表 5.3-6 欧州における送電料金の特徴（2007 年データ） （出典）EUROPREAN TRANSMISSION SYSTEM OPERATORS －122－ （6）同時同量制度：ドイツ、フランス（バランシング・グループ） ・ドイツやフランス、北欧では、同時同量の規制がかけられるのは、バランシング・グループ に課せられる。 ・バランシング・グループとは、同時同量が課される単位のことであり、系統運用者に対して のインバランスは、各事業者ではなく、バランシング・グループに対して課されることにな る。バランシング・グループに属する発電所及び小売事業者から生じる発電電力量の合計値 と電力消費量の合計値を一定範囲内に収める義務が課せられている。 ・バランシング・グループ責任者は、複数の発電会社と需要家の発受電量を取りまとめ、系統 運用者との需給偏差の決済を担当しており、需給調整を行った系統運用者に対して、インバ ランス料金を支払う。 ・ドイツでは、インバランス料金は 15 分単位で計量されており、系統運用者が、予備力市場（イ ンバランス市場）で調整分を調達する。 図 5.3-21 バランシングループ （出典）内閣府規制改革会議 平成 19 年第 3 回 IT・エネルギー・運輸 TF 資料 －123－ （7）同時同量制度：イギリス（計画同量制度） ・計画同量制度は，例えば，翌日の需要予想量を，事前に系統運用者（日本でいえば，一般電 気事業者）に通告し，当該需要予想量と供給実績とのインバランスに対してのみ，インバラ ンス料金を課す制度である。この場合，供給事業者は，計画に基づいて供給すればよいため， 需要実績に基づく同時同量に比べて負担が軽減される。 ・英国においては，系統運用者が予め発電を行う者等から入札を通じて電力を確保するリアル タイム市場を導入することによって行われ，インバランス料金はリアルタイム市場を通じて 決まった料金が適用される。 図 5.3-22 計画同時同量 （出典）内閣府規制改革会議 平成 19 年第 3 回 IT・エネルギー・運輸 TF 資料 （8）EU における連系線容量割当 ・EC Regulation 1228/2003 では、域内における電力自由化を促進めるため、各国の混雑管理方 式など電力取引についての原則が規定されている。 ・EU では、連系線の容量割当には、主にオークションが用いられており、その方法は、Implict オークションと Explict オークションの 2 つに分けられる。 ①Implict オークション ・Implict オークションは、電力を市場を通じて取引した際に、一緒に連系線を利用できる権利 （送電権）が与えられる。つまり Implict オークションでは、卸電力取引の入札結果と連動し －124－ て容量割当が行われる。 ・Implict オークションは、市場の統合（Market coupling）と市場の分断（Market splitting）が採 用されている。 ・Market coupling では、同じ構造を持つ市場における複数の電力市場で個別に売買の入札が行 われ、Market splitting では、複数のエリアを単一の電力市場として取り扱い、すべての売買に 関して同時に入札が行われる。 ・Market coupling は、price coupling と tight volume coupling に分けられる。Price coupling は電力 市場が TSO の提供する利用可能な連系線容量などの情報から連系量を算定するのに対し、 tight volume coupling では TSO が利用可能な連系線容量を決定する。 図 5.3-23 Implicit オークションの地域 （出典）EMCC Market Coupling Symposium ・2010 年 3 月、APX-Endex（オランダ、イギリス） 、Belpex（ベルギー）、EPEX Spot（フランス、 ドイツ） 、GME（イタリア） 、Nord Pool Spot、OMEL（スペイン、ポルトガル）らの TSO が、 PCR（Price Coupling of Regions）プロジェクト（欧州規模で一つの price coupling とする計画） を発表した。 ②Explict オークション ・Explict オークションでは、連系線の容量は、電力とは別に購入する必要がある。 ・送電権を卸電力取引とは独立して購入する。 ・年・月・日単位でオークションが開催され、電力潮流の方向別に入札される。 －125－ 表 5.3-7 送電国 オーストリア ベルギー チェコ デンマーク フィンランド フランス ドイツ ハンガリー 受電国 チェコ ドイツ ハンガリー Explicit Auction 混雑なし Explicit Auction イタリア オーストリア：Explict Auction スロベニア スイス フランス オランダ ドイツ ポーランド スロバキア オーストリア ノルウェー スウェーデン ノルウェー スウェーデン ベルギー ドイツ オーストリア：Explict Auction Explicit Auction Explicit Auction Explicit Auction（TSO Auction） Explicit Auction Explicit Auction Explicit Auction Explicit Auction デンマーク東部：Implicit Auction デンマーク西部：Explicit Auction Market Splitting Market Splitting Market Splitting Market Splitting Explicit Auction Explicit Auction イタリア フランス：Explicit Auction スペイン スイス イギリス オーストリア チェコ デンマーク東部 デンマーク西部 フランス オランダ スウェーデン スイス オーストリア スロバキア ルーマニア Explicit Auction フランス：先着リスト Explicit Auction 混雑なし Explicit Auction Implicit Auction Explicit Auction Explicit Auction Explicit Auction（TSO Auction） アクセス制限（商業ライン） Explicit Auction Explicit Auction Explicit Auction Explicit Auction ハンガリー：Explicit Auction セルビア：比例配分 ハンガリー：Explicit Auction クロアチア：比例配分？ Implict Aution 上限なし、50%を Implicit Auction イタリア：Implicit Auction ギリシア：Explicit Auction ドイツ セルビア クロアチア イタリア 欧州における容量割当 オーストリア フランス ギリシア 方法 －126－ 期間 年、月、日 － 年、月、日 年、月、日 日 年、月、日 月、日 年、月、日 年、月、日 年、月、日 年、月、日 年、月、日 年、月、日 日 年、月、日 日、Intradaily 日、Intradaily 日、Intradaily 日、Intradaily 年、月、日 年、月、日 年、月、日 日 年、月、日、Intradaily 日、Intradaily 年、4 ヶ月、3 ヶ月、月、日 年、月、日 日 年、月、日 年、月、日 年、月、日 日 月、日 年、月、日 年、月 年、月 年、月 年、月 日 日 日 年 送電国 イタリア ノルウェー ポーランド スペイン スウェーデン スイス イギリス 受電国 スロベニア スイス デンマーク西部 スウェーデン フィンランド チェコ ドイツ スロバキア スウェーデン フランス ポルトガル ドイツ ノルウェー デンマーク フィンランド ポーランド オーストリア フランス ドイツ イタリア フランス アイルランド 方法 イタリア：Implicit Auction スロベニア：比例配分/Explicit Auction Implicit Auction Market Splitting Market Splitting Market Splitting Explicit Auction Explicit Auction Explicit Auction アクセス制限（商業ライン） Explicit Auction その他 アクセス制限（商業ライン） Explicit Auction Explicit Auction Explicit Auction アクセス制限（商業ライン） Explicit Auction 上限なし Explicit Auction その他 Explicit Auction Explicit Auction 期間 日 日 日、Intradaily 日、Intradaily 日、Intradaily 年、月、日 年、月、日 年、月、日 日 年、月、日、Intradaily 日 年、月、日 年、月、日 年、月、日 日 月、日 日、Intradaily 月、日 日 年、4 ヶ月、3 ヶ月、月、日 年 （出典）ETSO 「An Overview of Current Cross-border Congestion Management Methods in Europe」より作成 －127－ （9）規制機関に関する動向 ・各 EU 加盟国は自由化を保証し、EU 規制を遵守しているかどうかを監視するためにエネルギ ー国家規制当局（NRA）を置かなければならないが、EC は規制当局の力にかなりばらつきが あることや政治的に干渉される可能性があることを懸念している。 ・第 3 次パッケージでは、NRA は拘束力のある決定を下しペナルティを課す力を持っているこ とやより効果的な競争が行われるような対応策を講じていくべきである、と言われていた。 ・しかし、EC は規制当局の設置について完全に独立していないことや十分な決定権や力を持っ ていないことで多くの加盟国を批判している。 ・2009 年 6 月、国際的なエネルギー市場で EU 規制の様々な条項を侵害しているとして EC は EU 加盟国 25 カ国に書状を送付し批判した。 ・TSO および大規模な公益事業が確実に EU 規制を遵守するために NRA が発行する明確なペナ ルティが重要だと EC はみなしている。 ・欧州エネルギー規制協会（ERGEG）は第 3 次パッケージ下で、スロベニアを拠点とする欧州 規制連携庁（ACER）を形成し、2011 年 3 月の開始を予定している。 ・ACER は EC と NRA に対して助言・提言を発行できる唯一の機関となる。 ・そのような中 ERGEG は、ACER が拘束力のある決断を下せないことが原因で規制上不安定 になることを懸念している。 ・政治的な干渉により 欧州のエネルギー規制に影響がある場合もあるとされており、それら政 治的影響への問題として、当局の役割が加盟国によって異なることが考えられている。 －128－ 表 5.3-8 国 スウェーデン エネルギー規制当局の担当 規制当局 役割 Swedish Energy Inspectorate ・法の遵守および変更の提言を保証。 ・ネットワーク料金の提言は行うが、最終決 定は政府が行う。 ・分離はスウェーデン公正取引委員会が実 施。 デンマーク Danish Energy Regulatory ・DSO、TSO や供給責任のある企業への料 Authority （DERA） 金設定や規定。 ・DERA は料金と分離を担当 ・ネットワーク計画と送電線のモニタリングな どの規制は Danish Energy Agency が担 当。 イギリス ・ネットワーク事業者および発電事業者への The Office and Gas and Electricity Markets （Ofgem） 免許状を交付。 ・ネットワーク運用など規制活動に対する料 金設定。 ・ネットワーク事業者へ料金を上げることに 関する許可の付与。 ・企業に対してペナルティを課す。 ドイツ ・分離やネットワーク料金など大規模エネル Bundesnetzagentur （Federal Network Agency） ギー産業の監視を担当。 ・ネットワーク料金の設定。 ・グリッド利用計画の設定。 ・最終消費者電力価格については各州が責 任。 ・分離を担当。 フランス ・送電料金やグリッド利用・アクセスに関する Energy Regulatory 系統運用、投資計画、連系ルールの認可。 Commission ・バランシングルールや国際間ルールの認 可。 ・入札の実行。 スペイン National Energy Comission ・料金設定への提言（価格設定はできな い）。 ・競争の監視。 （出典）エネルギー当局のウェブサイト －129－ （10）再エネの優先規定 ①優先的接続 ・優先的接続とは、系統制約を伴う連系案件について、再エネに何らかの優先性を持たせる規 定。なお、定義は各国毎に異なるもの。 ・例えば、送電容量に制限がある状況において、複数の発電機が同時に連系を申し込んだ場合、 再エネ電源を従来電源に比して優先的に連系させるなど。 ②優先的給電 ・優先的給電とは、再エネ電力は原則として全量系統に流入させ、需要が急に減尐した場合な どは、従来電源によって需給バランスを一致させること。 ・系統混雑等が発生した場合の抑制も、従来電源による調整の後とする。 －130－ 表 5.3-9 各国の優先規定 フランス ドイツ EU イギリス スペイン デンマーク × － － ○ ○ ○ 義務ではない。各国任 意に判断 全電源は平等、先着 順。 電力自由化法第 2 条 により全電源を日差別 的に系統接続 再生可能エ ネルギ ー 法第 5 条に規定有り。 ただし、経済的に不合 理な場合（系統増強費 用が発電建設費の 25％ を超える 系統 増 強）は、系統運用者は 接続に必要な系統増 強責務を負わない（同 法 9 条） 2007 年政令第 661 号 17 条及び附則 11 で規 定有り。同時に再エネ を含む複数の電源接 続が申請され、系統制 約により全台接続困 難な場合、他電源に比 して連携契約の締結 順位は再エネのほう が上となる。 電力供給法第 27 条で 再エネ電源、ごみ発電 は優先的接続が認め られている。 ○ － － ○ ○ ○ 義務化※、ただし、系 統信頼度の維持が前 提。 全電源は平等。導入 量が小規模なた め問 題小。明確な規定は 存在しないが、英国議 会では RPS によって 既に 優 先 性が 確 保さ れているとの見解。 導入量が小規模なた め、まだ大きな問題と なっていない。 再生可能エ ネルギ ー 法 11 条に規定有り。 ただし、送電容量不足 などの技術的理由で 優先給電できない場 合有り。 2007 年政令第 661 号 17 条に規定有り。系 統で吸収できる場合に 限り、再エネ電力を優 先的に供給する。ただ し、需給バランス等の 技術的理由で優先給 電できない場合有り 電力供給法第 27 条に より小規模風力発電、 そ の他再エ ネ電源 等 は発電計画の提出義 務が無い。 優先的接続 優先的給電 （出典）資源エネルギー庁 「再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム」 －131－ 5.3.2 EU スーパーグリッド構想 ・EU スーパーグリッド構想とは、洋上風力発電や波力発電、太陽熱発電など欧州・北アフリカ 地域の再エネを結ぶ欧州大陸全体を覆うグリッド構想のことを指す。 ・EU スーパーグリッド構想は、北海スーパーグリッド構想、Desertec 計画の大きく 2 つの構想 からなるものである。 （1）北海スーパーグリッド ①概要 ・北海スーパーグリッド構想とは、北海に建設される洋上風力発電を高圧直流送電（HVDC） で結び、国家間の電力取引を可能とするものである。 ・北海スーパーグリッド構想に関する統一された計画はなく、産業界の協議会や非政府機関に よる様々な計画があるのが現状である。 ・しかし、計画はすべて HVDC によるものであり、またノルウェーの水力発電を背景において いるということで共通している。 ②経緯 ・北海グリッドに関する議論は、TEN-E（欧州横断エネルギーネットワーク：Trans European Network）のプロジェクトとして 2007 年から議論が始まっており、「EU's Strategic Energy Review2008」の中では、主要プロジェクトとして位置づけられている。 ・2009 年 9 月にスウェーデン政府がホスト国として、「European Policy Workshop on Offshore Wind Powr Deployment」が開かれ、このワークショップで北海をグリッドでつなぐことが宣 言された。 ・これは、2009 年 12 月の EU9 カ国（ドイツ、フランス、ベルギー、オランダ、ルクセンブル グ、デンマーク、スウェーデン、イギリス、アイルランド、 ）エネルギー担当閣僚会議でフォ ローアップされており、「The North Seas Countries’ offshore grid initiative」が発表された。 （2010 年にノルウェーが参加し、10 カ国となっている） ・The North Seas Countries’ offshore grid initiative では、2010 年の後半までにグリッド計画を明確 化することが記載されている。 ・現在、EWEA など団体や非政府機関による様々な計画が提案されているところである。 －132－ ③計画 ・EC による一般的な北海スーパーグリッド計画の概要は、図 5.3-24のようなものである。 図 5.3-24 EC によるスーパーグリッド構想 （出典）Working Group for offshore and onshore grid development in Northern Europe 資料 ・以降に現在提案されている主な概略図を示す。 －133－ 図 5.3-25 Greenpeace によるスーパーグリッド構想 ケーブル容量(MW) コスト (M€ /km) 220 0.30377 （出典）Greenpeace and 3E, A North Sea Electricity Grid [R]evolution －134－ 350 0.4453 500 0.6086 図 5.3-26 EWEA によるスーパーグリッド構想 （出典）EWEA, Oceans of Opportunity 「Offshore Report」 －135－ 図 5.3-27 Zeekracht によるスーパーグリッド構想 （出典）Zeekracht 「Energy Ring Proposal」 －136－ 図 5.3-28 Statnett によるスーパーグリッド構想 (出典)Statnett 「Grid development Plan for 2008」 －137－ 図 5.3-29 Friends of the Supergrid によるスーパーグリッド構想 (出典)Source: Friends of the Supergrid. －138－ ④主な機関、企業 ・様々な機関が北海スーパーグリッドの構想を提案している。関連する主な機関、企業は次の とおりである。 表 5.3-10 主な機関および企業 Germany, France, Belgium, Netherlands, Luxembourg, 政府 Denmark, Sweden, UK, Ireland, European Commission, Energinet.dk, Svenska Kraftnät (SE), 50Hertz (DE), TSO National Grid (UK), Elia (BE), TenneT (NL), Statnett (NO),, Greenpeace, WWF, Germanwatch, European Climate Forum, NGO European Climate Foundation, Potsdam Institute for Climate Impact Research, Zeekracht,, 3E, Consultancies Therma1, Garrad Hassan,, Vatennfall, Developers Mainstream Renewable Power, Suez-Tractebel,, DEME Blue Energy, Hochtief Construction AG, Service companies Parsons Brinckerhoff, Visser & Smit Marine Contracting,, Areva, Suppliers Prysmian Cables, Siemens,, Industry European Wind Energy Association, Associations ⑤系統運用 ・システムの運用に関しては、現在 2 つのオプションが示され、議論されているところである。 －139－ ・1 つは、欧州委員会が示しているもので、各地域の TSO が調整を取りながら開発・運用をし ていくべきというものである。 ・もう一つのオプションとして、OTSO（Offshore Transmission System Operator）が各地域のグ リッドまでは責任を持ち、各国のグリッド内に入ったら、そこからは各国の TSO がシステム の運用を行うというものである。 ・この場合、OTSO には、EU レベルの機構であることが求められる。 図 5.3-30 OTSO 創設の流れ （出典）Mainstream Renewables 図 5.3-31 OTSO の運用ルール （出典）Mainstream Renewables ⑥再エネへのインセンティブ関する問題 ・スーパーグリッドを通って輸送される電力は、様々な国へ輸送される。したがって、それぞ れの地域で再エネ導入に対する異なる支援制度であることが問題となる。 （例えば、オランダ など一部の国では公共団体からインセンティブの運用資金を調達している、グリーン電力証 書が取引可能な制度のある国では、証書コストが電気の市場価格に上乗せされている、など） ・また、風力発電事業者が受ける様々な税控除があり、ある国に供給される電力に対して風力 －140－ 発電地帯が別の国にある場合、ディベロッパーが補償されるかどうかは不明。 ・ドイツでは、風力発電は全て優先接続されるため、スーパーグリッドに接続されたときに、 既存のグリッドとの整合性が問題となってくる。 －141－ （2）Desertec ①概要 ・Desertec 構想は、ローマクラブによって提唱されたもので、北アフリカ地域で太陽熱発電や 太陽光発電によって発電された電力を HVDC によって欧州へ輸送することが、その目的であ る。 ・計画のスパンとしては、北海スーパーグリッド構想よりもずっと長いスパンで考えられてお り、2050 年を見据えて計画されているものである。 図 5.3-32 Desertec 構想 ②主な機関、企業 ・2009 年に Desertec 構想の実現のため、太陽熱発電事業者や HVDC 業者など 12 事業者が参画 して、Desertec industrial initiative(DII)が設立された。 DII リスト ABB Abengoa Solar Cevital Deutsche Bank E.ON HSH Nordbank MAN Solar Millennium Munich Re M+W Zander RWE Schott Solar Siemens ・DII の目的は、2050 年までに、ヨーロッパの最終電力消費の 15%を、北アフリカ及び中東 （MENA）地域における CSP、PV の電力で賄うというものである。 －142－ 5.3.3 EU の系統に関する独立規制機関 ・現在、欧州大での TSO を創設するという議論はなされていない。 ・これは、同期していない 4 つの地域（UK、Ireland、Nordel、European Continent）の同期が難 しいということに起因している。 ・EC と ERGEG は、欧州大での市場統合への第一段階として、各 TSO に対する市場の連携に ついて調査をしているところである。 ・第 3 次 EU 指令において、欧州大でのエネルギー規制機関 ACER（Agency for the Cooperation of Energy Regulators）が設立され、2011 年 5 月からの運用スタートとされている。 ・ACER は、各国のエネルギー規制機関の代替ではなく、各国のエネルギー規制機関の強化や 政治的、商業的圧力からの保護などが目的であり、グリッドコードに関する勧告や方針のみ を議題とし、国境間の拘束力のある決定をする権力は有していない。 －143－ 5.3.4 EU 指令における系統に関する内容 （1）EU 指令における変遷 表 5.3-11 EU 指令における系統に関する整理 EU 電力指令（1996） 部門別の ・垂直統合型事業者は、発 分離 改正 EU 指令（2003） 第 3 次 EU 指令（2009） ・送・配電系統運用者は、 ・系統の所有権を発電・小 電・送電・配電・その他 尐なくとも法的形態、組 売事業者から、系統運用 事業別に会計分離。また 織および意思決定の点 者に移すアンバンドリ 送電系統運用者は他の においては他の事業か ングの実施。 活動から経営的に独立。 ら独立 開放形態 ・交渉による第三者アクセ ・規制による第三者アクセ ・規制による第三者アクセ ス ス ス ・規制による第三者アクセ ス ・単一購入者 規制機関 ・規制、監督及び透明性の ・電気事業の利益より完全 ・機能的、法的に他のどの ための適切・効果的な機 に独立した規制権限の 公的私的機関からも独 構創設 機能を有する組織を一 立している一つの国家 つ以上指定。 規制機関を指定する ・法人格を持った各構成国 のエネルギー規制機関 の活動を支援し、調整す る機関を設立する （出典）海外電力調査会 「海外諸国の電気事業 第 1 編」より作成 －144－ （2）第 3 次 EU 指令 ・国の独占企業などの垂直統合型の電気事業者は、その関連企業を優遇し新規事業者を冷遇する という事態があるが、法令はこれを効果的に防止できていないという調査結果を欧州委員会は 公表した。 ・第 3 次自由化指令は、EU における自由競争による電力市場の統合と発展を目指し、エネルギ ー規制機関の独立性強化を行い、さらに、将来のエネルギー需給バランスへの危惧、及び、気 候変動への影響に対処しようというものである。 図 5.3-33 第 3 次指令のイメージ （出典）小笠原潤一 「新しい EU 電力市場規制提案について」 （3）系統のアンバンドリング ・第 3 次指令では、発電、送電、配電・販売の各事業をアンバンドリングすることを明記し、次 の 3 つ方法を選択可能とした。 ①所有権を完全分離 ②運用・経営を独立（ITO：Independent Transmission Operator） ③送電事業運用のみを独立（ISO：Independent system operator） ・2007 年に公表された第 3 次パッケージ案では、送電部門の所有権分離は資本関係から切り離す 分離方式であったが、フランス、ドイツなどの反対により、系統運用部門のみを分離する ISO 方式、改正 EU 指令の法人分離を前提とする厳格な規制・監視を適用する独立系統運用方式も 追加されている （4）規制機関の強化 ・欧州共同体に法人格を持った、各構成国のエネルギー規制機関の活動を支援し調整する機関を 設立することが規定された ・2007 年に公表された第 3 次パッケージ案では、EU 加盟国の規制機関の間の協調を図る組織と して ACER（Agency for the Cooperation of the Energy regulators）を設けることが記載されて いた。 ・国際連系線の建設には、様々な利害関係者からの合意を得る必要があり、それが合意を得るこ とが難しいことなど電気事業者としても、強い権限を持つ当局が設立されることにはメリット があった。 －145－ ・国際連系線の送電容量や系統規則の制定など拘束力の決定権限を ACER に与えることを欧州議 会も望んでいたが、第 3 次指令において、最終的には各国の規制機関によって行われるという ことになった。 表 5.3-12 規制機関の強化 改正 EU 指令（2003） 第 3 次 EU 指令（2009） 電気事業の利益より独立した国家規制機関を指 機能的、法的に他のどの公的私的機関からも独 定し、以下の責務を担う。 【第 23 条(1)】 立している一つの国家規制機関を指定し、以下 ①加盟各国の規制機関と協力し、供給セキュ の責務を担う。 【第 35 条(1)】 リティーの監視を行い、内容を隔年で報告 送配電料金やその算定方法の基準等を認可 すること【第 4 条】 透明性義務の監視 ②非差別的、効率的な競争、効率的な市場の 国際連系間における規制機関の協力 機能を確保し、監視を行う責務。特に国際 市場開放度及び競争の監視 連系線容量管理・割当規則、国内系統の混 送電運用者の投資計画、ネットワークセキ 雑管理メカニズム、系統利用に係わる情報 ュリティ、供給信頼ルール、価格、送電容 提供等【第 23 条(1)】 量、接続など、送配電システム運用にかか ③託送料金・バランス料金の設定及び変更の 認可【第 23 条(2)】 ④利害関係者間の紛争処理【第 23 条(5)】 ⑤市場支配力の濫用を回避するための措置を 実施し、内容を毎年報告する【第 23 条(8)】 ⑥情報秘匿義務の遵守確保【第 23 条(9)、第 12 条、第 16 条】 （出典）資源エネルギー庁電気事業分科会資料より作成 －146－ る各種モニタリング【第 37 条】 （5）ENTSO-e の設立 ・ETSO（送電事業者協会：European Transmission System Operations）や UCTE（送電強調連 盟：Union for the Coordination of Transmission of Electricity）が存在したが、任意の組織であっ た。 ・EU 規則（Regulation(EC)No714/2009）において、全ての系統運用者が、市場を促進し、国境 を越えた送電、機能を強化するために協力し、欧州における技術的な送電ネットワークを促進 させることを目的に ENTSO-e（European Network of Transmission System Operators for Electricity）の設立を規定。 ・2009 年 7 月より、ATSOI, BALTSO, ETSO, NORDEL, UCTE , UKTSOA が統合され ENTSO-e の運営が開始された ・ENTSO-e には、ネットワークセキュリティ、ネットワーク接続規則、ネットワーク開放ルール 容量割当、混雑管理や運用のための共通ツール策定などを、各国規制機関や欧州委員会と調整 の下、共通的な市場・技術的規則を発展させることを規定している。 ・総合的な評価（モデル、シナリオ）で策定された毎年の 10 年投資計画を策定、公表するという ことも規定。 図 5.3-34 ETSO-e （出典）ETSO-E Web ページ －147－ 5.4 その他動向 5.4.1 ヒアリング要旨 太陽光発電や風力発電等の再エネに関する関係者に対して、再エネの連系に係る問題や現状 の課題等のヒアリングをおこなった。 以下に、ヒアリングの要旨をまとめる。 （1）太陽光発電 【大量導入の課題】 ・太陽光発電を大量導入することで生じる問題に対する課題出しは終わっている。対策の実施 時期等の検討はこれから行うという状況。 ・挙げられている主な課題は、出力調整（特異日）・配電線毎のバンクの問題（電圧上昇）・コ スト負担などである。 【大量導入に向けて】 ・配電圧が 100V であることがそもそも問題である。 ・配電圧を 200V とすれば低圧系統問題は解決するので、配電圧昇圧をしていくべき。 ・101±6V の幅を緩めてもいいのではないか。送電先の負荷によってけっこう範囲を振れるこ とがある。 ・抑制することがインセンティブにつながるような、ディマンドに応じた電気料金制度に変え られないか。 ・需要側に一定の責任を持たせることも必要になってくる。 ・例えば PPS と組んで再エネ分を加味した料金体系をモデル的にできないだろうか。 ・スマートメーターの導入は需要側調整に必要であるが、検針員（労組問題）や電力計機器メ ーカーなど、その導入に対して問題は多い。 ・電気事業者も太陽光発電の導入に取り組んでいかなければと思ってはいるが、太陽光部門が マイナーなため、なかなか導入が推進されないという状況。 ・グリーン PPS を育てるための施策を打てないだろうか。 ・究極的には地産地消の市民発電所のようなものがたくさんできるのがよいが、再エネに対す る消費者の意識がまだ育っていない。 ・電事法は、再エネ導入に際して障壁となるような細かいことはたくさんある。 ・しかし、再エネ導入に関して、改正となるといろいろなところでひずみが生じてくる。改正 する場合は、大掛かりなものにならざるを得ない。 ・例えば電事法の中で、電力契約は 1 事業所 1 契約と決まっているため、高圧契約を結んでい る工場で太陽光発電を導入すると、売電時に昇圧しなければならない。運用のフレキシビリ ティをあげられないか。 ・電事法で太陽光発電は、タービンとは全く異なる仕組みであるが、発電機という基準で適用 されてしまう。 ・架台に関しても過剰設計であることがある。 －148－ 【その他】 ・住宅屋根に太陽光発電を大量に導入するのは、EU（40%が大型の太陽光発電）より日本が先 行しており、特に東京が世界初の事例になってくる。 ・太陽光発電の大量導入によって問題が生じてくるのは導入の集中度によるので、東京都の多 摩地区あたりが最初に問題が生じてくるのではないか。 ・マンションに太陽光発電を導入する際、個別インバーターをいくつかつなげたときの実証デ ータが求められたケースがある。 ・連系に関して明確な基準がないので、電力会社の担当により条件が異なることがある。 （2）風力発電 【風力発電の連系】 ・連系線容量は、全体の系統容量の割合のうち 10～20%が安全を見越した最大容量となる ・ガバナフリー容量は、3～5％が最も安全 ・2100 年を考えると、全体の系統容量が小さくなっているので、連系線容量はよりシビアなも のになり、一旦トラブルがあると、被害が大きくなってしまうだろう。 ・太陽光発電、風力発電で電力の多くを賄うようになると、雷など短絡で電圧が落ちる（まば たき）ことが出てくる、そのようなことが起こらないようにマトリクスコンバーターを設置 していく必要がある。 ・マトリクスコンバーターは、現在 200kW 程度のものしかない（メーカー側は技術的にはもっ と大きい容量のものを作れるとのこと）が、望みは数万 kW レベル。 ・技術開発は、素材開発（超電導、変換機、送電・蓄電）の研究を進めていくべき。 ・解列枠の風車でも、現在はまだ解列を求められたことはないが、電力需要の落ち込みにより 出力を落とすことを要請されることはある。 ・解列されたとしても、約款に公表に関する事項の記載があるため公表できない。 ・公表される機会がないので、解列が行われるときにそれが不公平であったかどうかの判断が 出来ない 【課題など】 ・電力会社から見ると供給義務を全うするため、信頼性のある電源で供給したいというのがあ る。しかし、それを第 3 者がチェックする機関がないのが問題である。 ・風力発電の導入を進めるために、効率の悪い発電所や排出係数の高いものから出力を抑制す るルールに出来ないか。 ・101±6V の変動幅を広げることで風力の連系にも余裕が生じる ・需要側でインバーターの入っていない機器がどれほど利用されているかなどの調査が必要で はないか。需要側の過負荷対応が必要になってくる。 ・現在、電力の会社間取引（電力融通）は、コスト見合いのみで取引されているのが実態であ －149－ る。 ・この取引に CO2 を考慮するような仕掛けができないか。 （3）中小水力発電 ・中小水力発電は、地域内自給を考えている。 ・グリッドの整備というよりも、小水力発電につなげる送電線容量というローカルな整備が必 要である（送電線が細いため繋げられないことがある） ・ “発電所”と認められるには、その一つ一つに必須となる設備をつけなければならない。その ため、小さな落差溝（1 ヶ所で 5kW 程度）がたくさんある場合は、1 つの発電所として見な す“郡発電”として認めるなど、発電所の定義を変えなければ、普及が進まない ・中小水力発電のポテンシャルは、環境省の推計で全国 300 万～500 万 kW 程度。設備利用率 は 60%程度。 ・中小水力発電は、全量をグリッドに供給している。 ・流れ込み形式なので、調整電源としての利用は難しい ・大きいところでは、1 ヶ所で 1,500kW という地点も存在する ・焚き減らし価格は火力平均価格とされているが、高効率な石炭火力発電所は、効率が悪くな るためベース電源として利用されており、また燃料コストが高いものから焚き減らしていく はずなので、石油火力から算定するべきである。 ・再エネ普及には、優先接続が必要。 ・連系する際には、申請する発電所ごとの個別対応であるため、申請などに際しての手間が非 常にかかる。再エネ横並びの連系条件など標準化が必要である。 ・系統調査（20 万円程度）によって高圧線に乗せられる容量を調べるが、自社で計算したり、 怪しいところを質問するということを繰り返した結果、高圧線に流せる容量が増えたという ことがあった。 ・送電コストの不透明性は依然ある。 （基本的には、工場（需要）も発電所（供給）も、設置し たところから変電所までの送電に係るコストは等しいはずだが、不透明） ・系統の技術者が電力会社にしかおらず、系統に係るコストなどの議論ができないという現状 がある。 （4）地熱発電 ・現在、1 ユニット 6 万 kW のものが最大。容量は八丁原 2 ユニット 11 万 kW が最大の地熱発 電所。 ・単基で 1～2 万 kW 程度のものを作るという方向になっている（大型になるとリスクが大きい） ・地熱発電所の建設には、環境アセス＋建設で 10 年程度かかる。 ・系統環境アセスメント（電力会社）に 4 年、発電所環境アセスメント（県 or 国）に 3 年かか り、これらの環境アセスは同時にはできない。 ・環境アセスメントを行う対象が、火力発電所と比較して地熱発電所の場合は、出力の下限が 低い。 －150－ ・地熱発電の普及のためには、系統と発電所の環境アセスメント期間の同時並行、アセスメン トの対象となる出力の裾上げが必要。 ・変電所（メインのグリッド）までの送電線は自営であるためかなりのコストである。変電所 まで 10～20km ならば、数万 kW でやっとペイするという感覚。 ・送電線の償却期間は、民間企業は発電所と同じレベルの 15 年と見積もるのが一般的。電力会 社は 40 年くらいか。 ・地熱発電会社は、電力会社に蒸気を供給という形をとっている。したがって電力会社はお客 さんであるため、面と向かって意見を言える立場にないのが現状。 （5）特定電気事業者 【需給バランス・指令所】 ・中央給電指令では、管内の需給バランスをとっており、一般電力事業者とも連絡をとってい る。 ・周波数・電圧調整は、一般電力事業者に半分くらい依存して行っている状況。 ・一般電力事業者と、1 ヶ所 187,000kV で連系しているが、これ以上の容量の送電線にはつな がせてくれない。 ・安定供給のため、電力会社が自社でコントロールできない電源（特に再エネ）をつなぐこと は嫌がる ・例えば遮断機などでも絶対に電力会社側に設置することはできない。 ・基本的には、一般電力事業者との融通はしないが、Wh に過不足がある場合に売買している。 【系統への接続】 ・新規発電所などの建設するときには、系統へ接続可能かどうかを電力会社が検討を行うが、 系統に関する話を知っている知らないで、落とし所が全く変わってくる ・接続検討を行うコンサルに頼むと数 100 万かかり、小規模な事業者には耐えられない ・誘導発電器（60kW）を一般電気事業者の送電線につなげることに 1 年要した。 ・電力会社の説明は、一般論として正しいことを主張するが、個別事例を見ると接続可能なケ ースというのが多い ・電事法の中で供給責任が定められており、電気事業者は安定供給に関して最も重要視してい る。 ・安定供給という面では、送電の事故が最も影響がある。 （柏崎刈羽原発が止まっても大規模な 停電は起きていない） ・自社の送電網に連系を望む再エネ発電があっても拒むことはしない。これは、電力会社とエ リア規模があまりに違うためである。（電圧問題は局所的なものであるため、対応することが できる。 ） －151－ 5.4.2 日本風力発電協会の連系対策に関する考え方 －152－ （出典）日本風力発電協会、 「25％削減と自然エネルギー社会への道筋シンポジウム資料」より抜粋 －153－ 5.4.3 太陽光発電協会の連系対策に関する考え方 －154－ （出典）再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム資料より抜粋 －155－ 5.4.4 スマートグリッドの動向 （1）スマートグリッドとは ・スマートグリッドとは、 「電力需給両面での変化を踏まえ、情報通信技術によって効率的に需 給バランスをとり、電力の安定供給を実現するための電力送配電網」4と、捉えられている。 （出典）資源エネルギー庁「次世代エネルギー・社会システム協議会」 ・スマートグリッドの導入の事情は、送電インフラの状況や経済情勢などにより異なる。 ・例えば、アメリカは、①送電インフラが脆弱でかつ電源開発が進まない状況への対応、②情 報通信技術の導入による停電時間の低減など電力系統の信頼性向上、などを背景に対応を急 いでいる。 ・EU では、再エネを大量導入するための手段として推進している。 ※なお、2009 年の EU 電力自由化指令ではスマートグリッドに関して、需要家による電力消費 状況把握、消費ピーク時の回避、エネルギー効率向上に資するためのインテリジェント計測 システム（スマートメーター）の導入を、2020 年までに需要化の尐なくても 80％の導入と規 定している。 ・海外事例におけるスマートグリッドに関する要件を整理すると、例えば、以下のような概念 が含まれている。 表 5.4-1 海外事例におけるスマートグリッドの要件の例 ・再エネの導入に伴う系統の安定化 ・IT を活用し、電力を効率的利用 ・供給と需要の連携 ・電力信頼度の向上 ・電力品質の向上 ・電力市場の活性化 ・また、わが国におけるスマートグリッドの定義は以下のように表現されている。 表 5.4-2 日本型スマートグリッドの定義 1 中長期的には電力ネットワークモデルと、地産地消モデルが並存・両立・地産地 消を可能とする地域レベルでのエネルギーマネジメントシステムによって電力 ネットワークの負荷を低減しつつ、電力ネットワークは地産地消モデルのバック アップとしても機能するという相互補完関係が構築される可能性がある。こうし たシステムの全体が将来の「日本型スマートグリッド」と考えられる。 4 資源エネルギー庁「次世代エネルギー・社会システム協議会」 －156－ （2）スマートグリッドプロジェクト ①ドイツ 「E-Energy」プログラム 再エネを含む国内のエネルギーについて、現代の情報通信技術を用いて統合・最適化し、供 給システムを構築するプロジェクト。 具体的には、国内 6 地域で、関連する計画や技術の開発・転換に総額 6000 万ユーロを助成す る。 ②デンマーク EDISON Project 人口約 4 万人、 面積 588k ㎡のボーンホルム島に風力を中心とするスマートグリッドを構築し、 風力発電と電気自動車の充電を同調させる技術・インフラ（V2G）を開発することを目的にし たプロジェクト。 ③オランダ スマートシティプログラム アムステルダムにおいてスマートグリッド導入計画を推進。アムステルダム他全域でも電力 会社を中心にスマートグリッド計画が進行中。 ④その他のプロジェクト 図 5.4-1 スマートグリッドに関するプロジェクト （出典）資源エネルギー庁「次世代エネルギー・社会システム協議会」資料 －157－ 5.4.5 関連する検討会について ・電力系統への再エネの導入について、次世代送配電ネットワークやスマートグリッドの観点 など、国内の審議会にて議論されている。 （1）次世代エネルギー・社会システム協議会 （資源エネルギー庁省エネルギー・新エネルギー部） 1）経緯 ・環境と経済の両立が可能な低炭素社会の構築に向け、新エネルギーの大幅導入と次世代自動 車等の新たな需要に対応しつつ、電力の安定供給を実現することが必要。 ・こうした観点から、経済産業省では既に系統安定化や国際標準等について部分的に検討をは じめているところ。 ・こうした検討を横断的にとりまとめ、統一的に進めるため、「次世代エネルギー・社会シス テム協議会」という省内横断的なプロジェクトチームを設置 2）関連する研究会 ・蓄電池システム産業戦略研究会 ・次世代自動車戦略研究会 ・都市熱エネルギー部会 ・ゼロ・エミッションビルの実現と展開に関する研究会 ・次世代送配電ネットワーク研究会 ・次世代エネルギーシステムに係る国際標準化に関する研究会 ・スマートコミュニティ関連システムフォーラム 3）中間取りまとめ概要 ・ 「スマートグリッド」のあり方や、電力だけでなく熱エネルギーや交通システムも含めた「ス マートコミュニティ」など、次世代のエネルギー需給・社会システムの在り方の検討を行っ た。 ・再エネが大量に導入されても安定供給を実現する強靱な電力ネットワークと地産地消モデル の相互補完が「日本型スマートグリッド」 ・2020 年に向けた系統対策を進めるとともに、電力ネットワーク全体と地産地消の相互補完関 係の可能性を見据えて、技術的課題、社会コスト最小化の観点から検証を進めることが必 ・2020 年を見据えた電力系統対策、需要サイドのエネルギーマネジメントによる「地産地消」 といった、電気の有効利用に加え、廃熱の有効活用（エネルギーの「面的利用」 ）も含めるこ とにより、更なるエネルギー利用効率の向上、CO2 の削減が可能。 ・こうしたエネルギーに加え、地域の交通システムや都市計画、消費者行動などを複合的に組 み合わせ、 「次世代エネルギー・社会システム」の検討を進めることが必要 －158－ 4）スケジュール ・2009 年 11 月～2010 年 1 月、計 7 回開催。 ・2010 年 1 月中間とりまとめを公開。 ・さらに数回協議会を開催し、実証事業について検討予定。 －159－ （2）次世代送配電ネットワーク研究会 （資源エネルギー庁電力基盤整備課） 1）経緯 ・蓄電池等の最適制御を含む世界最先端の送配電ネットワークの構築に向けて検討することは 喫緊の課題。 ・このような課題に対応し、次世代送配電ネットワークの開発・整備に取り組むため、産学官 一体となって、系統安定化対策の技術的課題の整理検討、工程表（ロードマップ）策定、コ スト等を検討する必要があるため、「次世代送配電ネットワーク研究会」を設置。 2）検討事項 ・2020 年頃の太陽光発電等の大量導入時における送配電ネットワークの構築に向けた技術的課 題の整理 ・次世代送配電ネットワーク構築に向けた工程表（ロードマップ）の策定 ・これら系統安定化対策に要するコストの検討 ・国としての次世代送配電ネットワークの構築に向けた支援の在り方 3）スケジュール ・2009 年 8 月～、全 10 回開催予定 ・2010 年 4 月とりまとめ予定。 －160－ （3）再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム （資源エネルギー庁省エネルギー・新エネルギー部） 1）経緯 ・再エネの導入拡大は、エネルギー源の多様化、地球温暖化対策のみならず、環境関連産業育 成の観点からも重要である。 ・このため、各エネルギー源の特性に合わせて、固定価格買取制度等の規制や公的支援、民間 企業等による自主的取組等を組み合わせ、導入拡大が進む環境を整備することは不可欠であ る。 ・特に、技術革新や産業育成等の高い政策効果が見込まれる太陽光発電については、今月１日 から余剰電力の買取制度が開始している。 ・更なる環境整備に向けて、国民負担の在り方、電力系統安定化対策などの多様な論点を踏ま えつつ、再エネの全量買取制度の在り方について検討を行うことを目的に、 「再生可能エネル ギーの全量買取に関するプロジェクトチーム」を立ち上げることとする。 2）検討事項 ・買取対象 ・買取価格・買取期間 ・買取費用の負担の在り方 ・電力系統安定化対策 ・他国の再エネ導入推進制度の動向 3）スケジュール ・2009 年 11 月～会合およびヒアリングを実施 ・2010 年 3 月に中間とりまとめ（制度のオプション（選択肢）を提示）を公表 ・4 月以降 全国説明会（全国 10 数箇所程度）の開催 会合において関係団体等からのヒアリングを開催 －161－ （4）低炭素電力供給システムに関する研究会 （資源エネルギー庁電力・ガス事業部） 1）経緯 ・2008 年 6 月『低炭素社会・日本』が公表され、この中で、我が国の CO2 排出量の約 3 割を占 める電力分野において、2020 年までに発電時に CO2 を排出しないゼロ・エミッション電源の 割合を 50%以上に向上させること等の目標が掲げられている。 ・これを受け、 「低炭素電力供給システム」を確立し、低炭素社会の実現をリードするための具 体的な方策等について検討を行うことを目的に、資源エネルギー庁電力・ガス事業部に「低 炭素電力供給システムに関する研究会」を立ち上げることとする 2）検討事項 ・低炭素化に向けた電源ごとの課題の整理と対応策 ・太陽光発電等の再エネの導入拡大に向けた対策 ・原子力の推進 ・火力の高効率化と石炭火力の位置づけ（IGCC＋CCS 等） ・今後の電源のベストミックスの考え方 ・新エネルギー等の大量導入に対応した最適な系統安定化対策と需要面の対応（電気自動車、 ヒートポンプ等） ・太陽光等の新エネルギーが大幅に導入された場合の対応やコスト負担の考え方 ・その他（CO2 フリー電気の取引、超電導送電によるネットワークの低炭素化等） 3）スケジュール ・2008 年 7 月～2009 年 7 月、計 8 回開催。 ・2009 年 7 月報告書を公表。 －162－ （5）低炭素電力供給システムに関する研究会新エネルギー大量導入に伴う系統安定化対 策・コスト負担検討小委員会 （資源エネルギー庁電力・ガス事業部） 1）経緯 ・今後の新エネルギーの大量導入に伴って必要となる系統安定化対策及びコスト負担の在り方 については、電力系統への影響やその影響に対する対策、さらにはそれらの対策を組み合わ せた具体的シナリオの策定や考え方の整理に専門的議論が相当程度必要とされた。 ・このため、 「低炭素電力供給システムに関する研究会」の下に小委員会を設置し、集中的に議 論することが適当であると判断され、本小委員会の設置が決定された。 2）検討事項 ・新エネルギーの大量導入に伴って必要となる系統安定化対策の(複数)時系列シナリオ ・新エネルギーの大量導入に伴って必要となるコスト負担の在り方 3）スケジュール ・2008 年 9 月～2009 年 1 月、計 4 回開催。 ・2009 年 1 月報告書を公表。 －163－ （6）地球温暖化対策に係る中長期ロードマップ検討会 （環境省） 1）経緯 ・地球温暖化対策について、我が国は、すべての主要国による公平かつ実効性のある国際枠組 みの構築及び意欲的な目標の合意を前提に、中期的には温室効果ガス排出量を 2020 年までに 1990 年比 25％削減する目標を掲げているところである。 ・また、長期的には、11 月に日米両国首脳の間で合意された「気候変動交渉に関する日米共同 メッセージ」において、2050 年までに自らの排出量を 80％削減することを目指すこととして いる。 ・長期的視点を含めた中期目標達成のためには、いつ、どのような対策・施策を実施していく ことが必要かというロードマップを策定する必要がある。 ・この目標達成のための対策・施策のパッケージを政府として検討していくにあたり、専門的・ 技術的観点からの具体的な提案を行うことを目的として、「地球温暖化対策に係る中長期ロ ードマップ検討会」を設置し、調査を実施する。 ・本検討会は全体検討会と分野別の４つの WG（自動車 WG、住宅・建築物 WG、地域づくり WG、エネルギー供給 WG）から構成する 2）検討事項 ・中期（25%削減） ・長期（80％削減）目標達成のための対策・施策パッケージを政府として検 討していくにあたり、専門的・技術的観点からの具体的な提案を行う ・自動車 WG：運輸部門に係る対策目標、施策郡の検討 特に環境対応車の普及 ・住宅・建築物 WG：家庭部門・業務その他部門に係る対策目標・施策郡の検討 特にゼロエミッション住宅・建築物 ・地域作り WG：低炭素型の都市・地域作り、公共交通部門に係る対策目標、施策群の検討 特に公共交通機関の利用推進、低炭素型都市づくり 特に、農山村のバイオマス供給源、吸収源としての活用 ・エネルギー供給 WG：再エネ導入に係る対策目標・施策群の検討 その他のエネルギーの低炭素化のための対策目標・施策群の検討 （7）地球温暖化対策に係る中長期ロードマップ検討会エネルギー供給ＷＧ 1）経緯 ・ロードマップ検討会の分野別 WG の一つで、再エネ導入に係る対策目標・施策群の検討・そ の他のエネルギーの低炭素化のための対策目標・施策群の検討を行う。 －164－ 5.4.6 資源の可採年数 （1）原油 ・世界の原油確認埋蔵量は 2007 年末時点で 1 兆 2,379 億バレル（オイルサンドを除く）であり、 これを原油生産量で除した可採年数は 41.6 年となっている。 ・現在、世界最大の確認埋蔵量を保有しているのはサウジアラビアであり、世界全体の 21％の シェアを占めている。以下、イラン（同 11％）、イラク（同 9％） 、クウェート（同 8％） 、ア ラブ首長国連邦（同 8％）と第 5 位までを中東産油国が占めている。そして、第 6 位はベネ ズエラ（同 7％）であり、この OPEC6 カ国だけで、世界全体の石油確認埋蔵量の約 3/2 を占 めている。 図 5.4-2 世界の原油確認埋蔵量（2007 年末） （出典）経済産業省「エネルギー白書」 －165－ （2）天然ガス ・世界の天然ガスの確認埋蔵量は、2007 年末で約 177 兆 m3 であり、ヨーロッパ・旧ソ連、中 東及びその他の地域におおむね 3 分の 1 ずつ存在している。 ・石油埋蔵量の約 61％が中東に存在していることと比べると、天然ガス埋蔵量の地域的な偏り は小さい。また、天然ガスの可採年数は 2007 年末時点で 62 年となっている。 図 5.4-3 地域別天然ガス埋蔵量（2007 年末） （出典）経済産業省「エネルギー白書」 －166－ （3）石炭 ・石炭の可採埋蔵量は約 8,475 億トンとなっている。可採年数（可採埋蔵量／年産量）が 133 年 （BP 統計 2008 年版）と石油等のエネルギーより長いのも特徴である。 図 5.4-4 世界の石炭可採埋蔵量 （出典）経済産業省「エネルギー白書」 －167－ （4）ウラン ①確認埋蔵量 ・Uranium 2007 によれば、ウランの確認埋蔵量は 547 万トン、可採年数は 100 年となっている。 表 5.4-3 ウランの確認可採埋蔵量と可採年数 確認可採埋蔵量 可採年数 Uranium 2001 （2002 年） 393 万トン 61 年 Uranium 2003 （2004 年） 459 万トン 85 年 Uranium 2005 （2006 年） 474 万トン 85 年 Uranium 2007 （2008 年） 547 万トン 100 年 （出典）OECD/NEA （注）※1）OECD/NEA がウラン資源の開発状況／ウラン生産計画をとりまとめた資料 を出版 ※2）新興国におけるウラン需要の拡大／解体核兵器からの燃料供給低下を見込 んでウラン鉱山開発が進展したことにより、確認埋蔵量は大幅に増加 ②究極埋蔵量 ・在来型ウラン資源の究極埋蔵量は 1601 万トン（Uranium 2007）となっている。 ・化石資源と比べると、十分な探鉱活動が実施されていない地域が多い。 ・確認可採埋蔵量は、今後も探鉱活動／鉱山開発の強化により増加する可能性が高い。 ③ウランの生産量ピーク ・プルサーマル燃料、軍事用核燃料の発電量燃料への転換など、天然ウラン採掘以外の原子力 燃料の供給源もあり、原子力燃料需給の予測には不確定要素が多い。 ・上記に加えて、確認可採埋蔵量及び年間ウラン需要ともに今後増加していくと考えられるた め、現時点で生産量ピークを想定するのは困難。 ・主要国では、2040 年～2050 年ごろに天燃ウラン生産量のピークがくることを想定して、高速 増殖炉の開発を進めているところである。 －168－ 用語集 2 次系（系統） ５０Ｈｚ地域 ６０Ｈｚ地域 C 重油 CB 自動トリップ CCS（Carbon Dioxide Capture and Storage） DSO (Distribution System Operator) ELD（Economic Load Dispatch） 基幹系統（１次系統）から電圧を落として、需要地への 供給（配電系統に至るまでの間）を主体的に担う系統。 北海道電力株式会社、東北電力株式会社、東京電力 株式会社が運用する管轄制御エリア。 中部電力株式会社、北陸電力株式会社、関西電力株 式会社、中国電力株式会社、四国電力株式会社、九 州電力株式会社が運用する管轄制御エリア（連系線 利用に係わるルールの用語なので、沖縄電力株式会 社は含めていない。）。 重油のうち、引火点 60℃以上、動粘度 20ｍ㎡/s 以 上、残留炭素分 4％以上、硫黄分 2.0％以上の性状を 有するもの。 遮断器の自動遮断動作。 大規模な CO2 発生源から排出されるガス中の CO2 を、分離・回収し、それを地中もしくは海洋の深くに貯 留・隔離することにより、大気中に CO2 が放出される のを抑制する技術。 配電系統運用者。 給電司令所より送信される出力指令信号。 ＦＣ 周波数変換設備のこと（周波数変換設備とは、周波数 の異なる２つの交流系統を、直流を介して連系するこ とを目的として、設置される電力変換設備）。 LFC (Load Frequency Control) 負荷周波数制御。平常時における電力系統の周波数 及び連系線の電力潮流を規定値に維持するために、 負荷変動に起因する周波数変化量や連系線電力変化 量などを検出し、発電機の出力を制御すること。 LFC 調整能力 LFC 容量 N-1 基準 N-2 基準 需給不均衡に起因する周波数変動を感知し、需給不 均衡を解消するために給電システムからの自動的な 発電機出力制御の能力。 負荷周波数制御（LFC: Load Frequency Control）を 行うことのできる発電所で調整可能な発電機出力。負 荷周波数制御とは、負荷変動に起因する周波数変化 量や連系線電力変化量等に応じて発電機出力を制御 することであり、数 10 秒から数 10 分の周期の負荷変 動を吸収する。 機器装置の単一故障（Ｎ－１故障※）時に確保すべき 信頼度基準（※：使用に供される機器装置（Ｎ個）が１ 個減る意味）。 機器装置の２箇所同時喪失（Ｎ－２故障※）時に確保 すべき信頼度基準（※：使用に供される機器装置（Ｎ 個）が２個減る意味）。 －169－ PSVR (Power System Voltage Regulator) 送電電圧制御励示装置。送電線送り出し電圧を基準 値に自動的に調整する装置。 RPS 制度（Renewables Portfolio Standard 制度） エネルギーの安定的かつ適切な供給を確保及び新エ ネルギー等の普及を目的に、電気事業者に対して、毎 年その販売電力量に応じた一定割合以上の新エネル ギー等から発電される電気の利用を義務付けた制度。 SVC (static var compensator) 調相設備の一種である静止形の無効電力補償装置。 TBC (Tie line Bias Control) 周波数バイアス連系線電力制御。周波数の変化量と 連系線潮流の変化量とを同時に検出し、負荷変化が 自系統内で生じたと判断される場合にのみ、自系統の 発電機の出力を制御する方式。 TSO (Transmission System Operator) 送電系統運用者。 Ｔ分岐 送電線から開閉設備を経ずに送電線を直接分岐させ る分岐形態。電気的な切り離しを行うには昇塔作業等 が伴う。 UCTE （the Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity） 欧州大陸の２３カ国、３３の TSO が加盟する、送電会 社の事業者団体。UCTE がカバーする地域の電力消 費量は、EU 全体の８割。 UF リレー(Under Frequency) 周波数が制限値以下になったことを検出して動作する 保護リレー。 UPS （Uninterruptible Power Supply） 無停電電源装置。 UV リレー(Under Voltage) 電圧が制限値以下になったことを検出して動作する保 護リレー。 VQC (voltage reactive power controller) 電圧無効電力制御装置。電圧、無効電力調整を自動 で行う装置。 WAMS 相対取引 GPS の時刻情報を活用して欧州大で同時刻の潮流、 電圧などの系統データを収集し、状態の監視に用いる システム。 取引所取引以外の、売り手と買い手が両者の合意に よって契約を結び、当事者間が受け渡しの責任を負う 取引。 アデカシー 「セキュリティー」とともに電力系統の信頼度を評価す る指標の１つで、電力設備が健全な状態及びＮ－１の 状態において、設備がその容量以内であり、系統電圧 が許容値以内となること。 アルミ線 電気抵抗が小さく、電線のうち主に通電を担う部分。 －170－ アンシラリー対策費 アンシラリーサービスとは電気の品質維持のためのサ ービスで、系統制御･需給ディスパッチング、発電設備 からの無効電力の供給を行ってネットワークを安定さ せること、需給バランス調整･周波数制御、事故時の発 電機出力の上昇などを指している。これらのサービス にかかる費用がアンシラリー対策費。 安定運用 系統を定められた状態に維持できるよう運用すること。 安定性判別 電力系統の安定性（安定度）が保たれているかを判定 すること。 安定度（問題） 電力系統に擾乱が発生した場合の発電機の同期、電 圧、周波数の安定性をいう（安定度が厳しい場合には 擾乱発生時に大きな電力動揺を生じる）。 安定度解析 電力系統の安定度の確保について、想定する事故に 対する解析計算を行うもの。 異常時における発電機の出力調整 異常時において、電力系統の崩壊を防止するために、 一部の発電機の出力増加や出力抑制などの調整を行 うこと（平常時において発電者が行う、負荷調整のため の出力調整とは異なり、異常時の対策として、一般電 気事業者の送電部門が給電指令により実施する）。 維持流量 河川には一定の流量がなければ河川環境、河川利 用、河川管理などに支障が生じることから、舟運、漁 業、景観、塩害の防止、河川管理施設の保護などを総 合的に考慮し、渇水時においても維持すべき流量。 位相 一般電気事業者 一般電気事業者の供給区域 インバランス インバランス市場 インピーダンス ウィンドファーム 交流である電圧・電流の波形の状態をいう。連系され ていない系統相互を接続させる場合には位相を合わ せることが必要となる。 日本全国を網羅する供給区域ごとに１０電力会社が存 在（北海道電力～沖縄電力）。小口分野の需要家に は、規制料金で供給し供給義務を持つ。また大口分野 の需要家には、自由な料金で供給するとともに最終保 障義務を負う。 一般電気事業者が一般電気事業を営む区域で経済産 業大臣に許可を受けたもの。 発電量と需要の不一致のこと。（60ページ参照） インバランスを解消するため、需給調整を行うリアルタ イム市場。 交流回路における電圧と電流の比。インピーダンスが 小さいほど電流は流れやすい。 １サイトに風車を多数設置している大規模な風力発電 所。 －171－ エネルギーセキュリティ 塩害 遠隔地電源 応急復旧時間 エネルギーセキュリティとは、政治、経済、社会情勢の 変化に過度に左右されずに、国民生活に支障を与え ない量を適正な価格で安定的に供給できるように、エ ネルギーを確保すること。 風雤によって運ばれた塩分が送電線のがいし等に付 着して絶縁レベルを下げる異常状態。 需要地から遠距離に置かれた電源。 電気工作物の点検・修繕等作業時、作業を緊急に中 止し、当該電気工作物を使用できる状態に戻すまでに 必要となる時間。 オシロ（グラフ） 事故時の電圧、電流、保護リレーの動作状況などを波 形としてタイムチャートに記録する装置。 卸・小売契約 小売事業者と発電事業者との間の、卸契約および需 要者との間の小売契約。 卸託送 他の一般電気事業者、卸電気事業者が発電した電力 を供給区域外の電力会社に送る託送（58ページ参照） 卸取引市場 電力会社や PPS などが、自社で生じた余剰電力を売っ たり、不足した電力を調達したりする場所。卸電力取引 所の取引を通じて、事業者間の競争が促進され、全国 規模で電力の流通が活発化することが期待されてい る。（52ページ参照） オンラインメンテナンス 状態監視保全やリスク情報を活用した運転中保守。 会社間連系線 回線数 開閉器 開閉所 各電力会社が所有する系統間をつなぐ送電線。地域 間連系線。（35ページ参照） 送配電線の単位であり、三相交流では電線３本で１回 線の構成となる。 遮断器、断路器、接地開閉器など電路を開閉する機器 の総称。 送電ルートの変更等を行うための開閉設備を施設した 電気所。 外乱へのロバスト性 制御系の安定性や制御性能が、設計時には取り込め ない制御対象の不確かさや変動（外乱）に対しても保 証されること。 概略系統図 第３者情報および保安上公表できない情報のセキュリ ティを配慮して作成された、系統の概要図。 外輪系統 需要地を環状に取り囲むように施設された基幹系統。 解列 電力系統から発電設備等を切り離すこと。 遮断装置または遮断器を用いて、電力系統から発電 設備等を解列することのできる箇所。 解列箇所 －172－ 解列（一斉解列）電源の脱落 架空送電線 片母線 過渡安定度 ガバナフリー運転 過負荷 発電所や電源線の事故等により、電力系統に並列運 転している電源が電力系統から切り離されること（一斉 解列は多数の発電機等が一斉に切り離されること）。 鉄塔などの支持物に施設した送電線。 二重母線で運用している変電所、開閉所の母線のうち 一方の母線。 電力系統に比較的大きなじょう乱が発生した場合の系 統安定度。 発電機が回転数の変動を感知し、適正周波数のため の回転数を維持するように自動的かつ瞬時の回転数 制御。 送電線や変圧器などの流通設備において、定格容量 （設備容量）以上の潮流が流れること。 空おさえ 容量登録や容量確保を行っている利用計画に関して、 その後減尐する変更の必要性が生じたが、適切に変 更を申し込まず、そのままにしておくこと。 基幹系統（送電線） 全系統に重要な影響を及ぼす主要発電所・変電所及 びこれらを連絡する超高圧送電線などから構成され、 電力系統全体の骨格となる部分（送電線）。 技術基準 電気事業法の規定に基づき定められた「電気設備技 術基準（電気設備に関する技術基準を定める省令）」。 既設設備との接続点 既存契約 逆潮・逆潮流 逆変換装置 系統連系する地点。 平成１６年度に実施された契約認定において認定され た、認定時点で実績または計画がある連系線等を利 用している託送契約、一般電気事業者の融通および 他社受電。 発電設備設置者から電力系統側へ向かう有効電力の 流れ。 電力用半導体素子のスイッチング作用を利用して、直 流電力を交流電力に変換する装置。 給電運用 需要者に対して絶えず良質で安定した電力を供給する ことを目的とし、電力系統を構成する発電所・変電所・ 開閉所および送電線などの電力設備を、合理的かつ 効率的に総合運用すること。 給電指令所 系統運用業務及び需給運用業務を直接担当するため の指令機関であり、中央給電指令所とその下位の給 電指令機関からなる。 供給計画 電気事業法第２９条に定める、電気の供給ならびに電 気工作物の設置および運用についての計画。 供給支障 グリッドコード グリッドパリティ 需要者への電気の供給が停止すること。 電力系統の運用に関するルール。 既存の電力価格と同等の価格になること。 －173－ 計器用変成器 直接測定することが困難な主回路の高電圧や大電流 を、それぞれ測定しやすいような大きさの電圧・電流に 変換する機器で、計器用変圧器と計器用変流器の総 称。 （電力）系統 電力の発生から消費に至るまでの発電所、送電線、変 電所、開閉器、配電線、需要家等の一連の設備が一 体的に結合されたシステム。送電系統（発電所から配 電用変電所まで）と配電系統（配電用変電所から需要 家まで）より構成される。 系統安定化装置 系統安定化対策 系統安定性 系統運用 系統運用者 系統運用電力 系統規模 系統切替 系統構成 系統制御所 系統分離 系統（全系）崩壊 系統容量 事故波及防止のために電源制限や系統分離などの操 作を自動で行う装置。 電力品質の安定化のための各種対策。出力が不安定 な新エネルギーの大量導入時には、配電網の電圧上 昇対策、周波数変動対策、余剰電力対策等が課題と なる。 同期の安定性、電圧の安定性、周波数の安定性の総 称。 需要者に対して安定した電力を供給するために、電力 系統の周波数調整、電圧調整、潮流調整ならびに最 適系統構成などの運用を行う業務。 電力系統の運用責任者をいう。我が国においては一 般電気事業者の送配電部門が該当する。 送変電設備の有効利用等を図るために一般電気事業 者２社間で送受電している融通。 電力系統の規模のこと（「系統容量」参照）。 電力系統の一部を現在接続中の系統から他の系統に 切り替えること。 電力系統における変電所などの電気所と送電線の接 続関係。 系統切替など系統設備の遠隔操作を行うための制御 所。 常時は１つである系統を事故の波及防止のために分 離させるもの。 電力系統の広範囲（全系）にわたり供給不能となるこ と。 ある時点でその系統に並列されている発電機の発電 端出力の合計。 軽負荷（時） 夜間、休日などで電力消費量の尐ないこと（期間）。 広域安定度 広域にわたる安定度。 複数の電気事業者の電力供給に供するために開発さ れた電源（発電所）。 第３者の故意・過失による火災や異物接触等の流通 設備への被害の総称。 広域開発電源 公衆災害 鋼心 強度が大きく、電線のうち主に張力を担う部分。 －174－ 交直変換設備 直流送電や非同期連系を目的として、交流と直流の電 力変換を行う設備（長距離の海底ケーブルで直流送電 を行う場合、その両端に設けられる。）。 後備保護 主保護で故障除去できない場合に動作し、故障点を電 力系統から切り離す保護方式。 混雑（処理） 送電線の潮流が、計画段階又は運用段階において、 当該送電線の利用できる量を超過した状態（混雑を解 消することを目的とした潮流抑制処理の総称）。 再閉路 最大電源ユニット 作業停止 先渡し取引 下げしろ 事故停電（作業停電） 事故波及防止リレー 試充電 送電線または配電線の故障時に、故障遮断した遮断 器をある時間後自動的に再投入すること。 同一管轄制御エリア内にある電源ユニットのうち、定格 出力が最大のもので単機容量が最大の発電機、また は送電線１回線停止で脱落する発電機の単機容量の 合計が最大のもの（送電線停止の波及により停止する 発電機を除く）。 送電線などの電力設備において、作業などのためにあ らかじめ定められた順序により電力設備の停止を行う こと（発電機においては、直ちにユニット停止の必要が なく、当面運転を継続し需給上停止可能な時期に修理 のために停止することも含む。）。 翌々日以降において特定の期間を通じ、現物の受渡し を原則として、当事者間の特定の取引条件に基づいて 行われる相対取引。 再エネの発電量が非常に大きい場合や需要が尐なく なる深夜などでは、総発電量が需要量を上回ることが ある。このような場合、需要量に合わせるために発電 量を下げる操作を行うが、下げ代とはこの発電量を下 げることができる量を指す。原子力発電などベース電 源では発電量を下げるという対応できないため、LNG 火力発電などのミドル電源で対応する。 停電のうち、事故によるもの。作業停電とは予め計画 された作業のための停電。 事故による影響が系統内で波及・拡大することを未然 に防止することを目的とするリレー。 事故により停電した直後の送電線に対して直接常時 の運転電圧で充電すること。 自動単相再閉路 再閉路とは送電線又は配電線の事故時に、遮断（開 路）した遮断器を、ある時間後に自動的に再投入（閉 路）すること。自動単相再閉路とは、一相事故時（三相 交流では３つの相がある）に故障相のみ遮断した後、 自動操作で再閉路を行うこと。 自動電圧調整装置(ＡＶＲ) 発電機の運転状態が変動しても、その端子電圧をあら かじめ設定された基準電圧に維持するため、励磁電流 を調整する装置。 －175－ 自動同期検定装置 遮断器(CB (Circuit Breaker)) 重潮流 充電電流 周波数調整 周波数調整力 重負荷（時期） 需給エリア 需給相互応援融通 需給調整 需給バランス 需給逼迫 出水変動 主保護 需要設備 需要ピーク 主要変圧器 需要抑制 常時容量 信頼度基準 同期発電機または逆変換装置を用いた発電設備等の 電力系統への並列に際して、電力系統側と発電設備 側との周波数、電圧および位相がある範囲内になった 時に自動的に投入する装置。 常時又は事故時の電路を開閉（入／切）する能力をも つ装置（スイッチ）。 送電線などの流通設備を流れる潮流が多いこと。 電圧印加時に導体と対地間および導体相互間の静電 容量に応じて流れる、電圧に対し９０°進み位相の電 流。 周波数を標準周波数に維持するよう、瞬時の負荷変 動に応じて発電機出力を制御する調整。 周波数調整を行うことのできる発電所で調整可能な発 電機出力。周波数調整とは、電力系統の周波数を規 定値に維持するために、負荷変動に応じて発電機出 力を制御すること。 需要（負荷）が大きいこと（時期）。 一般電気事業者の供給区域をいう。 設備トラブルや天候急変による需要急増等による供給 力不足に対して、供給力に余力のある電力会社が、要 請により不足分の電力を補うために融通を行うもの。 系統運用者がエリアの需要と供給力をバランスさせて 安定供給を確保するための調整。 想定した電力需要または実績の電力需要に対する、 需要と供給の均衡度合いを示すもの。 需要が供給力の限界に近づく状態。 河川流量の変化による水力発電所の出力変動のこ と。 保護範囲内の故障に対し、故障発生後最も高速にか つ最小限の範囲で故障点を電力系統から切り離す保 護方式。 電気の使用を目的に設置する電気工作物のうち電力 系統に連系される設備。 月別の最大三日平均電力の年間最大値。 電力を適正な電圧で経済的に輸送するために主回路 の電圧の変成を行うもので、一般に変電所では降圧用 を発電所では昇圧用のこと。 負荷抑制に同じ。 設備を連続して運転可能な熱的容量。 設備健全時または機器装置故障時に確保すべき信頼 度の基準。 －176－ 水力発電（貯水池式・調整池式・流込 式・揚水式） 水の力を利用して電気を生み出すもので、せき止めた 河川の水を高い所から低い所まで導き、その流れ落ち る勢いにより水車を回して電気を起す。貯水池式：水 量が豊富な時期に河川水を大きな池に貯め込み、電 力が多く消費される夏季や冬季にこれを使用する年間 運用の発電方式。調整池式：夜間や週末の電力消費 の尐ない時には発電を控えて河川水を池に貯め込 み、消費量の増加に合わせて水量を調整しながら発 電する方式。 スタンバイ電源 スポットネットワーク方式 再エネなどの発電量を予測し、電力が不足すると予測 される場合のために予備的に用意しておく電源。 配電方式の一つ。電力会社の変電所から、直接需要 家の変圧器に３回線で電気を送るもの。 スマートグリッド 様々な定義があると思われるが、概ね「従来からの集 中型電源と送電系統との一体運用に加え、情報通信 ネットワークにより分散型電源や需要家の情報を統 合･活用して、高効率、高品質、高信頼度の電力供給 システム」を指すと考えられる。 スマートメーター スマートメーターとは、狭義には電力量計の電子化の ことであるが、広義には電力会社と需要家の双方向通 信を実現することで、電力会社における業務改善、顧 客サービス（料金メニュー）の多様化、さらにはデマンド コントロール等を可能にする手段のこと。 制御区域 当該系統運用者が監視・制御を行う範囲の電力系統。 制御所 いくつかの発電所・変電所・開閉所などを集中的に遠 隔監視制御する機関。 セキュリティー 「アデカシー」とともに電力系統の信頼度を評価する指 標の１つで、想定された事故に対して、電力系統が動 的な状態を含めて供給を維持できること。 設備利用率 設備利用率は、次の式で算出される。（設備利用率＝ 発電電力量［ｷﾛﾜｯﾄ時］の合計 / （（定格電気出力［ｷﾛ ﾜｯﾄ］×歴時間［時間］）の合計)×100(%)。 ゼロ・エミッション電源 発電時に CO2 を排出しない電源のことであり、具体的 には、原子力発電や再生可能エネルギー（太陽光、風 力等）等を指す。「低炭素社会づくり行動計画」におい て、2020 年を目途にゼロ・エミッション電源の割合を５ ０％以上とすることが掲げられている。 －177－ 全国融通 前日スポット市場 送電経路 送電損失 送電端電力 送配電部門 送変電設備 全国融通とは、突発的な発電故障等により供給力が 不足する場合に受給する需給相互応援融通と、軽負 荷時および豊水時に長期固定電源の出力抑制を回避 するために受給する広域相互協力融通の総称。 取引所において翌日に受け渡しが行われる電気の売 買を行う市場（＝スポット市場）。 送電電力が通過する一般電気事業者の管轄制御エリ ア、および地域間連系線。 送電系統で生じるロス分のエネルギー。 発電所の送出地点で表した電力をいい、発電端電力 （発電所の発電機端子での発生電力）から発電所所内 消費電力を差し引いたもの。 送電部門および配電部門の総称。 流通設備のうち送電線、変電所および開閉所の輸送・ 分配を行う設備。 太陽光発電の出力抑制 現在は、太陽光発電のパワコンディショナー(パワコン) には設定電圧があり、電力会社から供給される電気の 電圧が、その設定電圧より高くなると、パワコンは太陽 光発電を抑制する仕組みになっている。太陽光発電の 大量導入に伴い発生する余剰電力対策としての出力 抑制機能の具備については、今後検討が必要。 託送契約 脱調 接続供給契約および振替供給契約の総称。 同期機の同期運転が保たれなくなった状態。 脱調分離 電力系統内に脱調が生じた場合に、全系統への波及 を防止するために、脱調を検出し系統を分離すること。 多点連系 他物接触 ダム水位制約 ダム放流制約 短地絡（短絡地絡） 単独運転 電力会社間などの連系点（主に交流連系点）が２点以 上あるもの。 送電線など電力機器へのクレーンの接触、飛来物の 接触などの異常状態。 ダム水位の変動範囲に上限または下限を設定するこ と。 ダムからの放流量に上・下限値を設定すること、また はダムからの放流を不可とすること。 短絡とは電線間など電気回路中の２点が異常状態とし て電気的につながり異常電流が流れること。地絡とは 電線など対地との間に電位をもつ電気回路の一部が 異常状態として対地と電気的につながり異常電流が流 れること。 発電設備等が連系している電力系統が、故障等によっ て系統電源と切り離された状態において、連系してい る発電設備等の運転だけで発電を継続し、線路負荷 に有効電力を供給している状態。 －178－ 単独運転制御装置 ルート事故等を検出し、必要に応じて電源又は負荷を 瞬時に自動制御し、単独系統を成立、維持させる装 置。 単独系統（本系統） 電力系統は原則として並列して運転される（本系統） が、作業又は系統故障等によって、その一部が本系統 から分離し独立して運転している系統。単独系統に連 系している発電設備等の運転だけで発電を継続し、負 荷に電力供給を行うもの。 短絡容量 三相短絡故障時に電源から故障点に流入する仮想的 な電力（故障点から見た等価的な電源容量となり、電 力機器などの容量決定要因となるほか、じょう乱時の 動揺の目安となる。）。 断路器 充電された電路を開閉分離するための開閉器（負荷電 流や事故電流を遮断するもの（遮断器）ではない）。 地域間連系設備 地域間連系線（一般電気事業者の管轄制御エリアを 常時連系している 250kV 以上の交流連系線、直流連 系線および交直変換設備）およびそれらを構成する設 備。 地域間連系線 電力会社の供給エリア間を結ぶ送電設備。主な連系 線は 13 箇所ある。電力取引で連系線が混雑すると連 系線を境に市場分断が起こることがある。 蓄電池 電気エネルギーを化学エネルギーに変換して貯蔵し、 必要に応じて電気エネルギーを取り出す装置。 地中送電線 電線にケーブルを使用し、地中に施設した送電線。 地内送電線 中央給電指令所 中性点接地装置 地内系統（地域間連系線を除く各一般電気事業者の 管轄制御エリアの系統）の送電線。 複雑な“電気の道”を使って、各発電所の特性・能力、 送電線や変電所の状況（修理・故障など）をにらみなが ら、需要にあわせて電気を供給する中枢となっている のが中央給電指令所で、３つの仕事を行っている。 ・翌日の需要を予測して発電計画を作る。 ・１０分後の需要を予測して、発電量を細かく調整す る。 ・送電系統運用計画を作る。 電力系統の地絡故障時等の異常電圧の抑制、保護装 置の動作の確実性を向上させるため、変圧器や発電 設備の中性点を接地する装置。 長期固定電源 原子力、水力（除く、揚水式）および地熱発電所。 超高圧変電所 一次電圧が１８７ｋＶ以上の変電所。 －179－ 調整対象者 調整電源 調相設備 電気事業者、特定規模電気事業者（Ｐ ＰＳ）、卸電気事業者 潮流（管理） 直流連系設備 通告値 作業計画策定の際調整が必要な他の一般電気事業 者および卸電気事業者、関係事業者（作業調整にあた り、発電計画・発電機停止計画変更が必要となる事業 者を想定）。 急激な需要の変動などに敏速に対応可能な電源。揚 水発電や石油火力発電など。 適正な系統電圧の維持、送電損失の軽減を目的とし た、無効電力潮流を調整する設備（電力用コンデン サ、分路リアクトル、ＳＶＣ（静止形無効電力補償装 置）、同期調相機など）。 自家発設置者等を会員とし、公平性、透明性をもった 電力系統の円滑な利用を支援。 電力（電気）の流れのことで、電力系統内の有効電力 及び無効電力の流れの総称（これを管理すること）。 直流連系線および交直変換設備を構成する流通設 備。 連系線利用計画をもとに一般電気事業者の送電部門 が決定した受給日当日の３０分ごとの連系線を利用す る電力量。 通告変更処理 連系線利用計画をもとに一般電気事業者の送電部門 が決定した需給日当日の３０分ごとの連系線を利用す る電力量（通告値）を変更する手続き。 低圧（高圧、特高）事業所 受電する電圧が低圧（600Ｖ以下）、高圧（7,000Ｖ以 下）、特別高圧（7,000Ｖを超えるもの）である事業所。 定格遮断電流 すべての定格および規定の回路条件のもとで、規定の 標準動作責務と動作状態とに従って遮断することがで きる遮断電流の限度。 定格電流 遮断器の場合、定格電圧・定格周波数のもとで温度上 昇の限度および最高許容温度を超えないで、その遮 断器に連続して通じうる電流の限度。 定格熱出力一定運転 原子力発電所において、原子炉で発生する熱（原子炉 熱出力）を一定（定格値）に保ったまま運転する方法。 定態安定度 低電圧運転 電圧安定性 電圧階級 電力系統が定常状態にあって微小なじょう乱が加わっ た場合の安定度。 塩害に対する電線の絶縁を維持させるために送電電 圧を低めに設定して地絡事故の回避を図るための運 転方法。 じょう乱発生時や負荷急変時における系統電圧の安 定性（電圧安定性が失われると系統電圧が大幅に低 下し、負荷脱落や系統崩壊等により供給支障に至るこ とがある。）。 当該送配電系統の公称電圧値。 －180－ 電源制限 電源線 負荷の脱落など需給バランスが電源の過大となった際 に電源の出力を制限させるもの。 発電設備を電力系統に接続する送電線。 電源の脱落 発電所や電源線の事故等により、電力系統に並列運 転している電源が電力系統から切り離されること。 電源貯蔵者 蓄電池など瞬時に電力供給が可能な設備を用意して おり、電力取引市場で電力が不足した際に供給すると いうプレーヤーを想定して電源貯蔵者とした。 電線路 発電所、変電所、開閉所およびこれらに類する場所な らびに電気使用場所相互間の電線（電車線を除く。）な らびにこれを支持し、または保蔵する工作物。 転送遮断装置 電力管制 電力系統 電力需給 電力設備 電力用コンデンサ 同期（再同期） 同期調相機 特定規模電気事業者（PPS） トリップ 生グリーン電力 遮断器の遮断信号を通信回線で伝送し、別の構内に 設置された遮断器を動作させる装置。 全国規模の再エネを含めた電力の需要・供給を制御を 行う給電指令所のこと。空港における航空管制のよう なものを想定した。 発電所での電力発生から需要家に至るまでの、変電 所・送電線など電力流通設備が一体的に結合されたシ ステム。 時々刻々変動する負荷に対し常に供給力を確保して 需要と供給力の均衡をはかり、水力・火力・原子力発 電、電力融通などの供給力を総合的に組み合わせて 信頼性および経済性の高い運用を行うこと。 「流通設備」および「発電設備」。 調相設備として電圧維持等に使用されるコンデンサ。 複数の電力設備が同一のタイミング（周波数・位相）を もって運転されている状態をいう。再同期とは、一旦 別々になった系統が再び同期をとって連系されること をいう。 調相設備の一種である回転式の無効電力補償装置。 2000 年の電力小売自由化後に設立された電気事業 者であり、電気の小売自由化の対象需要家に電力会 社の電線路を使って又は自営線を敷設して電気を供 給する事業を行う。 リレーの動作により、自動的に発電機や送電線、変圧 器などが遮断器によって電力系統から切り離されるこ と。 グリーン電力証書は再エネ電力の「環境付加価値」を 「電気そのものの価値」である電力と切り離して売買す るというものであるが、生グリーン電力は、風力発電等 の再エネ電力そのもの（生グリーン電力）を発電所から 需要者に送電するシステムを指す。 －181－ バイオマス 配電昇圧 バイナリー発電 発電機出力の持替 発電制約 発電設備 バンク ヒートポンプ 標準周波数 避雷器 フォルトロケータ 不確定変動要素 負荷遮断（抑制） 負荷調整能力 負荷追従運転 生物資源(バイオ/bio)の量(マス/mass)をあらわし、エ ネルギー源として再利用できる動植物から生まれた有 機性の資源。 変圧器から住宅等への配電電圧を現状の 100V から 上げること。 未利用となっている中高温熱水（150～200℃）地熱資 源の有効利用を図るため、低沸点媒体蒸気による発 電方式。 負荷に対して主として供給する発電機を他の発電機に 替えるもの。 電源出力に上・下限値を設定すること、または出力調 整を不可とすること。 電気を発電することを目的に設置する電気工作物のう ち電力系統に連系される設備。 変電所等における変圧器。 大気中の熱を圧縮機(コンプレッサ)を利用して効率よく くみあげ、移動されることにより冷却や加熱を行うシス テム。 電力系統の運転の基準となる周波数。我が国では５０ Ｈｚ及び６０Ｈｚがある。 避雷器雷または回路の開閉などによる過電圧の波高 値が、しきい値を超えた場合に、放電により過電圧を 制限して電気設備の絶縁を保護し、かつ続流を短時間 で遮断して系統の正常な状態を乱すことなく、原状に 自ら回復する機能をもつ装置（続流とは、避雷器の放 電現象が実質的に終了した後、引き続き電力系統から 供給されて避雷器を流れる電流をいう。主に、気中、タ ンク形の酸化亜鉛形避雷器が用いられているほか、ギ ャップ付避雷器などもある。）。 変電所などの電気所から事故点までの距離を早急に 自動で検出する装置。事故対応の迅速化、効率化が 図れる。 各一般電気事業者の系統規模に対する相対的な電源 規模や構成、確保している予備力、および卸電力取引 所取引を含めた連系線の利用状況、電源の計画外停 止、需要変動および出水変動。 異常時において、電力系統の崩壊を防止するために、 一部の負荷（需要）への供給を遮断（または抑制）する こと。 周期の長い変動への対応は、その変動幅も大きいこと から対応する発電機の経済性を考慮した負荷配分制 御する能力。 負荷の変動に対応して発電量を調節する運転。 －182－ 負荷平準化（ピークシフト、ピークカッ ト、ボトムアップ） 賦存量 不特定電源 電力負荷を需要の多い時期から尐ない時期に移行（ピ ークシフト）、需要の多い時期の電力需要を削減（ピー クカット）、需要が尐ない時期の電力需要を創出（ボト ムアップ）することにより、効率的な電源運用を図るも の。 資源の潜在的な存在量。ポテンシャル。地域的制約や 技術的制約等により実際に利用できる量は賦存量より も尐なくなる。 連系設備の増強検討の直接起因となる電源が特定で きないこと。 不要解列（防止） 配電線の系統切替などによる電圧位相の急変、上位 系統への落雷等による瞬時電圧低下といった、本来的 には分散型電源が解列されてはならない事象を単独 運転検出装置（受動的方式）などが検出して分散型電 源を解列すること、及びこの防止策。 振替供給料金 「振替供給料金」とは、PPS 等が電力会社の供給区域 を跨いで電気の供給を行う場合の、その跨いだ供給区 域の電力送電網の利用に係る料金のことであり、「振 替供給料金制度」とは、供給区域を跨ぐごとに課金さ れる方式 平常系統 供給信頼度を考慮して、平常時の運用のために予め 定められている系統構成。 並列 一つの電力系統に他の電力系統または同期機などを 加えて運用するとき、両者の周波数、電圧および位相 の大きさを合わせたうえ接続すること。 ベース電源 変圧器タップロック 変電所 防災対策レベル 放射状系統 保護リレー 母線 電力需要のベース部分に対する供給を担い、電力需 要の変化に応じた発電出力の調整を行わず出力一定 で運転する電源。一般的に、建設単価が高く、燃料単 価が安い。 変圧器のタップ（電圧を変えるために複数設けられた 端子）の変更をロックするもの。 構外から受電した電気を構内の変圧器などによって変 成（電圧を落とす）して構外に送電する施設。500kV 変 電所とは受電する側の電圧階級が 500kV であるも の。 地中ケーブルの損壊事故等に対する防災対応のレベ ル。 発変電所間や変電所相互間が１ルートの送電線で放 射状に接続、運用されている系統。 送電線、電力機器など保護の対象物に発生した異常 状態に応動し、遮断器などに適切な指令を与えること を目的とするリレー（継電器）。 電気所において、送電線や構内の機器を結び、共通に 利用される電路。 －183－ 母線（事故） 無効電力（制御） 変電所や開閉所などの電気所において、送電線や構 内の機器を結び、共通に利用される電路（この電路で 発生した事故）。 需要家の需要設備等において熱・動力などのエネルギ ーとして使用されないが、有効電力を送電するための 電圧の維持など、電力系統の安定運用に必要となる 電力（または、この制御）。 無停電工法 作業停電を回避するために、バイパスケーブルを用い るなどにより、停電をしないで作業を行う工法。 メッシュ系統 ループ方式が広域的に行われる系統。 有限責任中間法人電力系統利用協議 会（中立機関、協議会） 改正電気事業法（2003 年 6 月公布）に基づき、2004 年 6 月に経済産業大臣の指定を受けた我が国唯一の 「送配電等業務支援機関」。電気事業制度改革の一環 として 2004 年 2 月に設立され、中立者（学識経験者）、 一般電気事業者、特定規模電気事業者（ＰＰＳ）、卸電 気事業者・自家発設置者等を会員とし、公平性、透明 性をもった電力系統の円滑な利用を支援するため、系 統に係るルールの策定・監視、連系線連絡業務、系統 情報の公開業務等を実施。 余剰電力 需要家の需要設備等において熱・動力などのエネルギ ーに変換される電力（単に「電力」という場合には有効 電力の意味が一般的）。 発電事業者が需給ギャップの解消や設備稼働率向上 のために相互に協調して行う電源開発や電力の取引。 （49ページ参照） 揚水発電所のポンプアップ運転。モーターの動力を必 要とする。 託送契約が締結されており、かつ、週間計画の段階で ３０分ごとの連系線等の利用計画として決定されるこ と。 発電量が需要量を上回り、余剰となった電力。 予備率 需要以上に保有する供給力の需要に対する比率。 予備力 設備の故障・計画外停止、異常気象（渇水など）または 需要変動など予測し得ない事態が発生しても、安定し た供給を行うために、需要より多く保有する供給力。 予備率低減 連系線に期待する予備力の増加により、一般電気事 業者の予備率（想定需要以上に保有する供給力の想 定需要に対する比率）の低減が期待されること。 雷害 送電線への落雷による供給支障事故など、雷により電 力系統が受ける被害。 (発電所の)リプレース 老朽化した発電所を新設発電所に切替えること。 有効電力 融通（電力融通） 揚水機（ポンプ運転） 容量確保 －184－ 輪番停電 ルート事故 ループフロー ループ系統 連系（系統連系） 連系線等の利用計画 連続許容温度 広範囲の一斉停電を防ぐため、地域ごとに順番に１～ 2 時間程度の停電を行って不足する電力を補うこと。 １ルートの送電線に装荷されている回線の全てが停止 する事故。 ループ（あるいはメッシュ）系統に流れる潮流をいう。そ れぞれの送電線。 発変電所間や変電所相互間が異なったルートの送電 線で環状に接続、運用されている系統。 発電設備を電力会社の送電または配電線に接続して 運用すること。 容量登録を行う際や年間・月間・週間計画等の策定を 行う際に、連系線等を利用する計画として、計画潮流 に織り込まれる個別の計画。 送電線や変圧器などの流通設備において、連続使用 しても導体や絶縁体の性質が変わらない許容温度。 （出典）METI「低炭素電力供給システムに関する研究会報告書」 METI「電力系統の構成及び運用に関する研究会」 ESCJ「電力系統利用協議会ルール」 ESCJ「電力系統利用協議会ルールに関する説明資料」などより作成 －185－