05:001/4ページ電力の安定供給の一環として新電力などの小売電気事業者や発電事業者に課されている「同時同量(需給管理)」。全面自由化を契機に導入した新制度の下で、ルール通りに同時同量をしないことが儲けにつながる状況が発生していた。新電力の参入を助けるはずの新制度を逆手に取った行為に非難が集まっている。「参入要件が低くペナルティ性も緩いと、こういうことが起きる」。)で委員の1人が憤慨気味に指摘した。俎上に上ったのは「インバランス料金」の算定方法の見直しだ。事前に提出した需要量や発電量の計画と、当日の実績を30分単位で一致させることが規定されている。電力の安定供給に欠かせない需給管理の責任を事業者が個々に負う。置き換えて導入された。インバランス料金は計画値と実績値にズレが生じたときに小売電気事業者や発電事業者が負担する精算金を指す。ズレを生じさせた事業者に対するペナルティの意味があり、本来は事業者に対して計画順守のインセンティブとして働くはずのものだ。ところが、導入された新制度においては直後から「インバランスを出した方が儲かると予見できる事態が生じていた」(経産省幹部)。処分する可能性も示唆していた。経産省側からすれば、新制度導入からほどなくして見直すのははばかられた面もあるだろう。その後、事態の推移を注視する姿勢をとってきた。「昨年8月から11月ころまでは大きな問題は生じていなかった。経産省の注意喚起も効いていたのだろう。ひどくなったのは年明けから」と経産省幹部は打ち明ける。現行のインバランス料金単価は、卸電力市場の価格をベースに「α値」と「β値」という2つの調整項を掛けたり、足したりして算出される。北陸では「不足」、関東は「余剰」で儲けα値は全国のインバランスの発生状況を踏まえた調整項で、具体的には日本卸電力取引所のスポット市場の価格を決める際の入札曲線を、インバランス発生量を加味して引き直して決める。全国のインバランスをゼロにするためには「事前のスポット市場でどういう取引が必要だったのか」から割り出すという考え方だ。β値は全国9エリアごとに異なる需給調整コストを反映させる調整項で、2016年度は前年度の実績をベースに、最もコストが安かった北陸エリアが「-3.90」、最も高かった東京エリアが「2.63」と決められた。β値はkWh当たりのインバランス料金に直接反映され、北陸エリアは全国平均より3.9円安く、東京エリアは2.63円高くなる。インバランス料金の決め方としては合理的なものだと言える。ところがフタを開けてみたら、α値は多くの時間帯で「1」近辺に張り付き、大きく変動はしなかった。インバランス料金の全国平均はほとんどのケースで市場価格と大きな違いが生じなかった。そこにエリアごとの調整項(β値)が乗ってくるとどうなるか。他のエリアでも同様のことが起きた。計画値と比較して不足インバランスを出した事業者は不足分をインバランス料金で買い取り、余剰インバランスを出した事業者は余剰分をインバランス料金で売り渡さなければならない。市場価格よりインバランス料金が安くなる確率が高いと想定される北陸エリアの場合、不足インバランスを出せばその分は高い確率で市場価格より安値で買えると想定できてしまう。東京エリアでは余剰インバランスを出せば市場価格より高値で買い取ってもらえる確率が高くなる。有識者会議では取引実態の一端が報告された。経産省が事業者ごとに提出された計画値と実績値を付き合わせたところ、北陸エリアでは実際には需要(顧客に売らなければならない電力)があるのに、何日にもわたってほとんどの時間帯で需要計画(=電力調達計画)がゼロになっていた小売電気事業者がいた。東京エリアでは何日もすべての時間帯で実際の需要を上回る需要計画を出していたケースがあった。ひどいものだと時間帯に応じて需要が変動していない直線的な需要計画の提出で済ませていた例もあった。なると需要計画に対する小売電気事業者の責任のかけらも見られない。実際に意図的と見られるインバランスがどれだけあり、どの事業者が行ったのかについて経産省は明らかにしていない。新規参入者だけでなく、同時同量に習熟しているはずの老舗新電力の関与も少なからず取りざたされている。一部の事業者からは「制度的な歪みがあって儲けられるなら、その歪みを突くのはある意味当たり前」との本音も聞こえてくる。「裁定取引が直ちに悪という決めつけはどうか。歪みの是正を促すシグナルでもある」といった声もある。実態が報告された有識者会議では電気事業者の責任を問う識者のコメントが相次いだ。「(当局は)監視を強化すべき」「(行政処分などの)制裁の発動に踏み込むべき」「電力価格が高ければ買わないで済ます(不足インバランスを出す)というのでは、適正な価格を形成する卸電力市場の機能が損なわれる」――。インバランス料金制度を設計した経産省より新電力など小売電気事業者に対して厳しい目が向けられたのは、新規参入を含む新電力に配慮した制度設計が今回の問題を生んだ面が大きいからだ。1つはα値の決め方だ。スポット市場の入札曲線を全国のインバランス量に応じて引き直してインバランス料金を決めるという考え方は理にかなったものだが、それだけではインバランス料金が高騰する恐れがあった。そこで、α値の上限と下限を一定の範囲に押さえる目的で、これまでは買い入札量と売り入札量のそれぞれ上位と下位の20%ずつを除外して引き直していた。その結果、2016年度のエリア調整前のインバランス料金の最高値は21.82円/kWhで、最低値は3.86円/kWhだった。通常は先に触れたとおり、市場価格(10円/kWh前後)と大きな差はなく、最も大きく振れても上値は2倍程度で収まった。仮に入札曲線の両端を全く除外していなかったとしたら、最高値は504.2円/kWh、最低値は0円/kWhになったと試算される。変動幅は大きく膨らみ、小売電気事業者や発電事業者が負うリスクは大きなものになっていた。需要の3%を超える不足インバランスには市場価格の3倍を支払い、余剰インバランスはタダで召し上げられた。旧制度は新電力に過度の負担を強い、大きな参入障壁になっていると新電力は訴えてきた。規模の小さい新規参入者の場合、インバランスが発生しやすい。全面自由化を機に多くの新電力参入が想定された中、新制度ではインバランス料金が通常は市場価格から大きく乖離しないことを前提に設計した経緯がある。「にもかかわらず」というのが、有識者会議の多くのメンバーの気持ちだったに違いない。悪質なインバランスをなくすには、インバランス料金の水準を事前に予測しにくくすることが有効とされる。経産省は今秋にもα値やβ値の決め方を変更し、予見可能性を下げる。α値は算定時の入札曲線の除外幅を両端から3%程度にまで縮め、振れ幅が大きくなるようにする。エリア特性を反映させるβ値はこれまでのような定数ではなく、卸電力市場における「エリアプライスとシステムプライス(全国基準)の差額の1カ月の中央値」とし、1カ月ごとに事後的に決める方式に変える。それでも「予見可能性を完全に排除できるわけではない」(経産省幹部)。同時に立ち上がる需給調整市場(一般送配電事業者が系統安定のための電源を調達する市場)の価格が適用されることが決まっている。現行の過渡的な制度で、過重なシステム変更を伴うような抜本的な改定は見送った。同省は提出された計画値や卸電力市場での取引の監視を強化し、悪意のあるインバランスを出した事業者には業務改善命令などの発動も視野に入れていく。一方で市場価格をベースとしたインバランス料金制度は、適正な市場価格の形成が大前提だ。実は現行のインバランス料金制度は「売り入札量が買い入札量よりも数倍多い状況」(経産省資料)を想定して設計されていた。2016年度の卸電力市場は売り入札量が買い入札量を下回る時間帯が頻出した。卸電力市場は厚みに乏しい難点がある。して、電力取引全体に占める市場取引量は非常に少ない。電力需要が高まる夏場や冬場に電力価格が高騰し、想定外の高値での調達を余儀なくされ、ダメージを受けた新電力も少なくない。した事態が、「新電力を意図的なインバランスに走らせた」(関係者)と指摘する声もある。意図的なインバランスはほめられた話ではない。そのために系統の安定化にかかる余分なコストは結局、需要家が負担することになる。一方でインバランス料金制度が健全かどうかは市場の活性化度合いが大きく左右する。このことは経産省も事業者も改めて認識しておくべきだろう。日経エネルギーNext、紙からデジタルへエネルギービジネスの専門情報を発信する日経エネルギーNextは、デジタルメディアとして再始動いたしました。エネルギービジネスの最新動向やニュースの裏側を深掘りした解説記事をWebサイトにてお読みいただけます。更新情報は公式Facebookページやメールマガジンにてお知らせ致します。メールマガジンのご登録はこちらから。