英国における電力制度改革の動向

1. 英国における電力制度改革の動向 平成13年11月14日 大阪ガス株式会社

2. ご説明内容 • 英国の電気事業 • 新卸電力取引制度（NETA） • 送電料金制度 • まとめ

3. 英国の電気事業

4. 英国の電源構成の推移 • ピーク需要：57GW、総発電設備容量：72GW（1997） • 参考）東京電力　ピーク需要：58GW（1999） • 天然ガス発電のシェアが年々増加傾向 • ０％（1990）→38％（1999）

5. History 1880～1940 1881：London近郊にて初の電力供給事業開始 1900：４００を超す電気事業者 （電圧、周波数、AC/DC混在） 1926：中央電気局設立→全英基幹系統の建設 1935：132kV全国送電網完成 （配電部門は多事業者混在）

6. History 1940～1980（国営化・統合） 北スコットランド水力電気局(1947:NSHEB) （発送配電一貫） 南スコットランド電気局(1955:SSEB) 北アイルランド電気局(1931:NIES) （発送配電一貫） （発送配電一貫） 電気会議（EC：1957) 中央発電局（CEGB：1957) Central Electricity Generating Board （発送電） １２地区配電局(REB：1957) Regional Electricity Board （配電） 132kV全国送電網完成(1935)

7. History 1989 電気法（分割・民営化） スコットランド 発送配電一貫のまま株式会社化 1979年 保守党サッチャー政権 →国有企業の民営化 1987年 電力民営化選挙公約 1989年7月 法制化 「1989年電気法」 1990年3月31日 施行 （ｲﾝｸﾞﾗﾝﾄﾞ･ｳｪｰﾙｽﾞとｽｺｯﾄﾗﾝﾄﾞのみ） Scottish Hydro Electric 北スコットランド水力電気局（NSHEB） Scottish Power 南スコットランド電気局（SSEB） Scottish Nuclear社の設立 北アイルランド 1992.3：全発電設備売却 送配電会社として民営化 （NIE） NIES イングランド・ウェールズ 3社に224万kWを売却したが長期電力購入契約状態で 参入者もなく競争なし 分割＆株式会社化 中局発電局 （CEGB） 発電3社 ・ National Power ・ Power Gen ・ Nuclear Electric 送電1社 ・ National Grid アイルランド 12配電局 （REB） 132kV以下 12配電会社 RECs（Regional Electricity Companies）

8. Privatization 民営化施行（90.3） 91.6（100％株式公開） 順次全面的株式公開（買収可能） 90年 RECs 91年 発電会社・スコットランド 95年 National Grid、REC政府株 96年 原子力会社 98Southernと合併 Scottish Hydro Electric Scottish & Southern Energy 91(民営化） Scottish Power Scottish Nuclear 原子力会社についても民営化決定（95年） British Energy 設立（NEとSNの持株会社：96） 93.6（100％株式公開） 96.7（100％株式公開） NIE ・Magnox Electricと原子燃料会社 （92.3 民営化） Nuclear Electric 2000.10 分離 Innogy（国内） International Power National Power 91.3（60％） 95.3（40％） Power Gen 90年（12RECsに割当） 95年（一般公開） National Grid RECs 90.12（100％株式公開） 95.5 政府所有特別株の効力消滅 →買収自由化

9. 英国の電力供給システム構造（1990-2001） • 1990年に国有電気事業の再編・民営化を実施。 • 発送配電分離と卸電力取引制度(強制プール)を導入 • 90年4月以降、順次小売自由化範囲を拡大し、99年5月に小売全面自由化を完了。 需　　要　　家

10. 自由化の進展状況 • 新規事業者の参入 • 発電ライセンス保有者：7社(90)→49社(98) • 小売ライセンス保有者：37社（98） • 新規事業者へのスイッチ • 乗換え率：27.4％（781万件／全体2850万件）

11. 発電事業者シェア 旧国営会社系

12. 1MW超市場における事業者シェア 1990 Competitive Retail to 1MW over

13. 100kW～1MW市場における事業者シェア 1994 Competitive Retail to 100kW-1MW

14. 電力料金の推移 • 自由化開始時点（1990）と比較すると、電力料金は名目価格で横ばい～若干の低下。 • しかし、インフレ率を加味した実質価格では30～35％の低下。

15. 新卸電力取引制度（NETA）

16. 従来卸売制度（強制プール）の問題点 • 市場が一つであり、市場間の競争が働かない • 大規模事業者が価格操作を行いやすい • プール価格が低下しにくい価格決定方式 • 市場参加者が売り手（発電側）のみであり、買い手（需要側）不在の市場である • 相対契約をベースとした、ガス市場取引との取引ルールの違い

17. 英国の制度見直しポイント NETA（New Electricity Trading Arrangements） • 強制プール制度から任意プール制度へ 　　→相対取引や取引所取引をベースとする • National Grid（NG）社は、系統運用者（SO）としての役割に限定 • Balancing Mechanism（需給調整）市場 • Imbalance Settlement（インバランス決済）

18. 英国の新取引市場

19. 英国の新取引市場 1年程度前～前日 前日～3.5時間前 3.5時間前～受渡 受渡後 先渡・先物市場 短期契約市場 需給調整市場 インバランス決済 発電 発電 発電 発電 発電 発電 発電 発電 発電 発電 Bid/Offer入札 差分決済 私設取引所 相対 契約 私設取引所 相対 契約 ＳＯ （ＮＧＣ） ＣＳ （ＮＧＣ） 計 量 値 供給 供給 供給 供給 供給 供給 Bid/Offer入札 差分決済 供給 供給 供給 供給 契約情報 契約情報 発電量/需要量 （30分単位）

20. 主な新規参入私設取引所

21. MW Pair 2： Offer ￡40/MWh Bid ￡38/MWh Offer 2 購入 Offer 1 購入 Pair 1： Offer ￡30/MWh Bid ￡28/MWh 最終給電計画(FPN) Pair -1： Offer ￡20/MWh Bid ￡18/MWh Bid -1 購入 Pair -2： Offer ￡10/MWh Bid ￡8/MWh 16:00 16:30 Balancing Mechanism（需給調整）市場 • 先物／先渡市場を想定需要に沿うように調整する市場 • 市場参加者とSO（NGC）との間で取引 • Offer入札(発電増 or 需要減)は安いものから落札 • Bid入札(発電減 or 需要増)は高いものから落札 実需要

22. インバランス決済 • 各事業者の計画発電量(需要量)と計量値との差分は、インバランス価格で決済される。 • インバランス価格はSSPとSBPから成る。 ◎SSP(System Sell Price：系統販売価格) 事業者が発電超過あるいは需要不足の際に、 SOから各事業者へ支払われる価格。 Bid応札者への販売収入より決定。 ◎SBP(System Buy Price：系統購入価格) 事業者が発電不足あるいは需要超過の際に、 各事業者からSOへ支払われる価格。 Offer応札者からの調達コストより決定 BM(需給調整) ｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ決済 電気 発電超過 BM市場 ＳＯ 事業者 Bid価格 SSP 電気 発電不足 BM市場 ＳＯ 事業者 Offer価格 SBP

23. インバランス価格の推移 • ＳＳＰ（発電超過時：ＳＯ→事業者への支払い）は安定しているが、ＳＢＰ（発電不足時：事業者→ＳＯへの支払い）のボラティリティは高い。つまり、同じインバランスを発生させた場合でも、発電不足(需要超過)の方がリスクは大きい。 • そのため、出力調整の容易な電源（揚水、ガスタービン等）が重用されている模様。

24. System Operator（NGC）の役割 • 従来の役割である中央給電指令機能は廃止 • ＮＥＴＡの下での役割 ①エネルギー・バランス・サービス（EBS） 　・各事業者から提出された取引量と、SOの想定需要量を比較しながら、電力システム全体の需給バランスを調整する。 　・調整方法としては、BM市場での調達のほか、SO自身が相対取引や先物取引により、必要な電力を調達することも可能。 ②システム・バランス・サービス（SBS） 　・電力の品質を維持するために、電圧維持や周波数制御、無効電力供給などの補助(アンシラリー)サービスを行い、系統を安定化。 ※）これらの費用の回収方法については後述

25. プール制度とNETAの比較

26. 送電料金制度

27. 現行の送電料金制度 送電料金（Transmission Charges） ①送電線使用料金（Transmission Network Use of System Charges) ・・・送電設備の資本コスト、維持管理コスト ②接続料金(Connection Charges) ・・・NGCが所有する基幹系統網と発電所を結ぶ設備（電源線等）の資本コスト ③バランシング・サービス料金(Balancing Services Use of System Charges) ・・・SO（NGC）が行うEBS、SBSに要するコスト ④送電ロス(Transmission Losses) ・・・送電ロスによって生じる、総発電量と総需要量の差分の調整

28. 送電線使用料金 • NGCが送電線所有者(Transmission Owner)として機能することにより発生する費用（建設コスト、維持管理コスト）を回収。 • 発電側料金（15地域）と需要側料金（12地域）に区分。 • 発電所立地のアンバランスを解消するために、料金に傾斜をつける。 →ex)ロンドン市内（需要密集地）での発電側料金はマイナス • プライスキャップによる料金規制 →現行料金水準は、90-92年度比▲37％

29. バランシング・サービス料金 • ①エネルギー・バランス・サービス（EBS）＝電力系統全体の需給バランス調整 　　・計画と実量との乖離がある事業者から、インバランス料金として、回収。 　　・料金水準は、SOの調達コスト（先物市場、BM市場）にて決定。 　　・ただし、EBSコストのうち、BM市場での取引コスト、補助サービス契約コストなどは、系統使用料金として全員から回収。 • ②システム・バランス・サービス（SBS）＝電力の品質維持、系統安定化 　　・系統使用料金として利用者全員から回収。 • ①EBS、②SBSとも、系統使用料金については内部費用はプライス・キャップ、外部費用はスライディング・スケール方式によるインセンティブ規制を受ける。 SOと事業者が 損失折半 損失上限 損失配分ゾーン 基準コスト範囲（デッドバンド） 利益配分ゾーン SOと事業者が 利益折半 利益上限

30. 接続料金／送電ロス • 接続料金 • 基幹系統網と発電事業者をつなぐ接続設備（電源線等）にかかる建設コスト、維持管理コストを当該事業者より回収。 • 料金は総括原価方式により決定。 • 送電ロス • 系統全体の送電ロスを、45：55の比率で発電側と需要側に課す。 • 地域毎の送電ロスの相違は考慮されていない。

31. 現行送電料金の問題点 • NETAとの関連 • 送電ロス、送電制約が適切に考慮されていない • NGCの送電線建設投資に対するシグナル、インセンティブがない • ガスの輸送制度との整合

32. 送電料金制度改革の方向 • ガス電力市場局（OFGEM）は、2002年4月からの新送電制度導入を目指し、検討中。 • 新制度の柱は以下の２点 ①送電線利用権(Transmission Rights)の設定 ・送電線の容量を権利化し、独立した「利用権取引市場」に　　　て取引を実施 ②地点別限界送電ロス(Locational Marginal Losses)の考慮 　　　　・現行とは異なり、地域毎の送電ロスを考慮

33. 送電利用権制度の枠組み • 原則：物理的電力取引量と利用権量を一致させる。 • NGCが「利用権市場」を運営。 ＮＥＴＡ 利用権取引 先渡・先物市場 初期配分 各事業者は、自らの取引量に見合った利用権をNGCから取得。（競売 or 設定された料金） 短期契約市場 二次市場 短期契約市場の取引に合わせ、利用権容量を調整。 BM市場 BM市場連動 BM市場のBid/Offer入札に連動させ、市場参加者の利用権量を調整。 ｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ決済 ｲﾝﾊﾞﾗﾝｽ決済 利用権と実際の使用量に過不足が生じる場合はインバランス決済。

34. まとめ　～我が国の送電制度改革への参考点～まとめ　～我が国の送電制度改革への参考点～ • 強制プール（公設）の失敗を経て、任意プール（私設）への転換 • 系統運用者による需給調整を、中央給電指令方式から市場原理による調整へと転換 • 事業者への同時同量インセンティブの与え方 　　→インバランス決済 • 送電料金の構成 　　→資本コスト、SOコスト、送電ロスを区分 • 送電権の導入