E002274

資源エネルギー庁
電力市場整備課 御中
平成23年度電源立地推進調整等事業
(諸外国における電気料金の実態調査)
報告書
2012 年 3 月

「諸外国における電気料金の実態調査」
目 次
1. 諸外国の電気料金構造の把握 ................................................................................. 1
1.1 米国 .................................................................... 1
1.1.1 カリフォルニア州 ................................................... 1
1.1.2 テキサス州 ......................................................... 8
1.1.3 カンザス州 ........................................................ 11
1.1.4 ニューヨーク州 .................................................... 13
1.2 英国 ................................................................... 18
1.3 ドイツ ................................................................. 24
1.4 フランス ............................................................... 28
1.5 スペイン ............................................................... 37
1.6 イタリア ............................................................... 41
1.7 ノルウェー ............................................................. 45
1.8 韓国 ................................................................... 48
2. 諸外国の電気料金水準に係る要因分析 ............................................................... 57
2.1 送配電料金水準に係る要因分析 ........................................... 57
2.1.1 送配電料金水準に影響する要因の抽出 ................................ 57
2.1.2 データセット ...................................................... 60
2.1.3 送配電単価の比較 .................................................. 64
2.1.4 送配電単価に影響する因子の検討 .................................... 65
2.1.5 我が国と諸外国の送配電料金差の要因分析 ............................ 72
2.2 小売料金水準に関する要因分析 ........................................... 94
2.2.1 小売料金水準に影響する要因の抽出 .................................. 94
2.2.2 データセット ...................................................... 95
2.2.3 小売料金水準の比較 ................................................ 96
2.2.4 小売料金指標に影響する因子の抽出 .................................. 99
2.2.5 我が国と諸外国の小売料金水準差の要因分析 ......................... 107
3. 諸外国の電気料金規制 .......................................................................................... 118
3.1 米国 .................................................................. 118
3.1.1 カリフォルニア州 ................................................. 118
3.1.2 テキサス州 ....................................................... 121
3.1.3 カンザス州 ....................................................... 125
3.1.4 ニューヨーク州 ................................................... 128
3.2 英国 .................................................................. 129
i

3.3 ドイツ ................................................................ 140
3.4 フランス .............................................................. 144
3.5 スペイン .............................................................. 149
3.6 イタリア .............................................................. 152
3.7 ノルウェー ............................................................ 156
3.8 韓国 .................................................................. 161
4. 需給対策としての料金設定の考え方 ................................................................. 166
4.1 系統運用者が提供するデマンドレスポンスプログラム ....................... 166
4.2 電力供給者が需要家に提供するにおけるデマンドレスポンス料金 ............. 169
5. 現地訪問調査 ......................................................................................................... 172
5.1 概要 .................................................................. 172
5.2 面談録 ................................................................ 175
ii

図 表 目 次
図 1-1 PG&E 社の総括原価構造 ....................................................................................... 1
図 1-2 PG&E 社の電気料金構造(家庭部門/非家庭部門/総合) ................................. 2
図 1-3 PG&E 社発電原価構成 ........................................................................................... 3
図 1-4 PG&E 社送電原価 ................................................................................................... 4
図 1-5 PG&E 社配電原価構成 ........................................................................................... 5
図 1-6 PG&E 社「その他」原価構成 ............................................................................... 6
図 1-7 事業報酬率(左:Rate of Return、右:Rate of Equity) ................................... 6
図 1-8 加州電力会社の事業報酬率算定に使用する資本コストと PG&E 社資本コス
ト ................................................................................................................................... 7
図 1-9 スマートメーター導入による既存機械式メーター加速償却と需要家負担 .. 8
図 1-10 テキサス州における電気料金構造の一例 ........................................................ 9
図 1-11 送配電単価の推移(家庭用低圧向け、Oncor Electric Delivery 社管内) ........ 10
図 1-12 カンザス州における電気料金構造(Kansas City BPU) ................................... 12
図 1-13 Consolidated Edison of New York 社の電気料金構造の推移 ........................... 14
図 1-14 Consolidated Edison 社の発電他費の構成推移 ................................................. 14
図 1-15 ニューヨーク州の電源構成と発電量の推移 .................................................. 15
図 1-16 ニューヨーク州の発電所向け燃料単価の推移 .............................................. 15
図 1-17 Consolidated Edison 社の電力調達量と単価の推移 ......................................... 16
図 1-18 Consolidated Edison 社の送配電費の構成推移 ................................................. 16
図 1-19 Consolidated Edison 社の設備投資の推移 ......................................................... 17
図 1-20 年間消費電力量 3300kWh の家庭用電気料金の内訳 .................................... 18
図 1-21 大手電力会社の収入・コスト実績提出フォーマット .................................. 19
図 1-22 発電事業及び小売事業の収入・コスト比較結果 .......................................... 20
図 1-23 ドイツの需要化種別料金構造(発電・販売/送電/税金/課徴金別)の
推移 ............................................................................................................................. 25
図 1-24 ドイツ全体での電気料金構造(発電・販売/送電/税金/課徴金別)の推
移 ................................................................................................................................. 25
図 1-25 家庭需要家の購入電力費の推移 .................................................................... 26
図 1-26 課徴金・税金負担額の推移 ............................................................................ 27
図 1-27 フランスにおける規制電気料金の推移(税抜き) ...................................... 28
図 1-28 フランス規制電気料金の項目(2009 年、2011 年) .................................... 29
図 1-29 CSPE 徴収額の推移 ............................................................................................ 31
図 1-30 フランスの送配電原価(2009 年) ................................................................. 32
図 1-31 スペインの料金コスト構造 .............................................................................. 37
iii

図 1-32 スペインにおける電力供給コストと電気料金収入の比較 .......................... 38
図 1-33 スペインにおける電力供給単価と電気料金単価の比較 .............................. 38
図 1-34 Special Regime Generation による補助金額の状況 .......................................... 39
図 1-35 自由化市場と規制市場の推移 ........................................................................ 41
図 1-36 年間消費電力量 2700kWh、設備容量 3kW,の家庭需要家における料金内訳
..................................................................................................................................... 42
図 1-37 全需要家の電気料金の推移 ............................................................................ 42
図 1-38 原油価格と電気料金の推移 ............................................................................ 43
図 1-39 ノルウェーの電気料金単価の推移 .................................................................. 45
図 1-40 ノルウェー全体の配電系統営業費用の構成(2010 年) ........................... 46
図 1-41 KEPCO における電気料金コスト開示項目 .................................................. 48
図 1-42 韓国における電気料金構造推移 .................................................................... 49
図 1-43 2005~2009 年度の総括原価の推移 ............................................................... 51
図 1-44 料金収入と総括原価のバランス .................................................................... 51
図 1-45 事業報酬率とレートベースの推移 ................................................................ 52
図 1-47 KEPCO 株式の配当率の推移 .......................................................................... 55
図 2-1 各国の送配電単価の比較 .................................................................................... 64
図 2-2 送配電料金単価の比較(2009 年) ........................................................................ 64
図 2-3 送配電料金単価と系統負荷率の関係 ................................................................ 66
図 2-4 需要密度と送配電単価の関係 ............................................................................ 67
図 2-5 一人あたり人件費と送配電料金単価の関係 .................................................... 68
図 2-6 電力会社の平均人件費と全産業平均人件費の乖離度 .................................... 68
図 2-7 送配電量あたり修繕費と送配電料金の関係 .................................................... 69
図 2-8 送配電資産残高(減価償却後)と送配電料金単価の関係 ................................. 70
図 2-9 需要家数と送配電料金の関係 ............................................................................ 70
図 2-10 需要家 1 件あたり固定資産額と送配電料金の関係 ...................................... 71
図 2-11 供給品質(停電時間)と送配電料金単価の関係 .......................................... 71
図 2-12 整理イメージ ...................................................................................................... 75
図 2-13 我が国と米国(カリフォルニア州)の送配電料金差異分析 ...................... 77
図 2-14 我が国と米国(テキサス州)の送配電料金差異分析 .................................. 79
図 2-15 我が国とフランスの送配電料金差異分析 ...................................................... 81
図 2-16 我が国とスペインの送配電料金差異分析 ...................................................... 83
図 2-17 我が国と英国の送配電料金差異分析 .............................................................. 85
図 2-18 我が国とイタリアの送配電料金差異分析 ...................................................... 87
図 2-19 我が国とノルウェーの送配電料金差異分析 .................................................. 89
図 2-20 我が国と韓国の送配電料金差異分析 .............................................................. 91
iv

図 2-21 設備投資と送配電固定資産額の関係 .............................................................. 92
図 2-22 送電線 1km あたりの帳簿原価と帳簿価格の比較(日本、フランス) ..... 94
図 2-23 小売料金指標の考え方 ...................................................................................... 95
図 2-24 小売料金水準の各国比較 .................................................................................. 97
図 2-25 発電設備、発電電力量の各国比較 .................................................................. 98
図 2-26 燃料費(円/kWh)と小売価格指標との関係 ............................................... 100
図 2-27 燃料単価および燃料消費量(総量および 1kWh あたり)と小売料金指標と
の相関 ....................................................................................................................... 101
図 2-28 従業員あたり人件費および設備量あたり修繕費と小売料金指標との相関
................................................................................................................................... 101
図 2-29 電気事業資産および減価償却率×電気事業資産と小売料金指標との相関
................................................................................................................................... 102
図 2-30 設備投資費と小売料金指標との相関 ............................................................ 102
図 2-31 発電設備比率と小売料金指標との相関 ........................................................ 103
図 2-32 火力発電設備比率と小売料金指標との相関 ................................................ 104
図 2-33 発電設備比率と小売料金指標との相関 ........................................................ 105
図 2-34 欧州電力小売市場での各社シェアと HHI 指標 ........................................... 106
図 2-35 HHI と小売料金指標との相関 ......................................................................... 106
図 2-36 我が国と米国(カリフォルニア州)の小売料金指標の差異分析 ............ 111
図 2-37 我が国と韓国の小売料金指標の差異分析 .................................................... 113
図 2-38 我が国とイタリアの小売料金指標の差異分析 ............................................ 115
図 2-39 我が国とスペインの小売料金指標の差異分析 ............................................ 117
図 3-1 カリフォルニア州における一般的な電気料金審査プロセス ...................... 119
図 3-2 送電・配電料金の原価構造例(テキサス州) .............................................. 123
図 3-3 Kansas City Board of Public Utilities における需要家種別原価配分結果 ...... 128
図 3-4 RIIO モデルの概念図 .......................................................................................... 131
図 3-5 ドイツのインセンティブ規制 .......................................................................... 143
図 3-6 スペインの電気料金の構造 .............................................................................. 150
図 3-7 2008 年以降の送配電料金算定の考え方 .......................................................... 151
図 3-8 ENS と R-ENS の関係 ......................................................................................... 153
図 3-9R-ENS と TSO の報酬/罰則金の関係 .............................................................. 154
図 3-10 NIU 及び UZI と TSO の報酬/罰則金の関係 ............................................ 154
図 3-11 ノルウェーにおけるレベニューキャップ算定の考え方 .......................... 156
図 3-12 韓国における電気事業体制 .......................................................................... 162
図 3-13 韓国における電源構成 .................................................................................. 162
図 3-14 料金許認可プロセス ...................................................................................... 163
v

図 3-15 料金規制の変更に向けたロードマップ ........................................................ 164
図 3-16 需要種別の平均単価の推移 .......................................................................... 165
図 4-1 デマンドレスポンス取引による金銭の流れ(ISO 投入・経済プログラムの
場合) ....................................................................................................................... 167
表 1-1 事業報酬率(Oncor Electric Delivery 社) .............................................................. 11
表 1-2 Consolidated Edison 社の事業報酬率 ................................................................... 17
表 1-3 大手小売会社の収入・コスト実績 .................................................................... 21
表 1-4 TCFE 算定方式 ...................................................................................................... 30
表 1-5 事業報酬率(RTE、ERDF) .............................................................................. 32
表 1-6 RTE/ERDF 社の設備投資予定額とレートベース見通し ................................. 33
表 1-7 RTE/EDRF の認可料金上昇率(前年比) ......................................................... 34
表 1-8 RTE/ERDF の総原価に加減されたインセンティブ額 ..................................... 35
表 1-9 2010 年と 2011 年における送配電原価、送配電単価の想定 .......................... 36
表 1-10 配電会社及び送電会社(Statnett SF)の料金収入上限額算定に関する基礎
指標 ............................................................................................................................. 47
表 1-11 KEPCO におけるコスト情報の概況 ................................................................. 50
表 1-12 韓国電力公社の設備資産(2011.1.1~2011.9.30) 単位:百万ウォン .... 53
表 1-13 韓国発電事業者における投資判断基準 .......................................................... 56
表 2-1 東京電力供給約款変更届における送電・配電関連費用 ................................ 58
表 2-2 データセット ........................................................................................................ 60
表 2-3 為替レート ............................................................................................................ 61
表 2-4 分析データ一覧(各国通貨ベースで整理) .................................................... 62
表 2-5 分析データ一覧(円ベースで整理) ................................................................ 63
表 2-6 分析で用いる値 .................................................................................................... 75
表 2-7 データセット ........................................................................................................ 95
表 2-8 小売料金分析に用いたデータセットのイメージ ............................................ 95
表 3-1 総原価の需要家種別への配分方式 概要表(PG&E 社) ............................ 120
表 3-2 デカップリング・プラスで電力会社が得る報酬 .......................................... 121
表 3-3 原価の電圧階級への配分ルール(一例のみ) .............................................. 125
表 3-4 原価の電圧階級への配分結果例 ...................................................................... 125
表 3-5 Kansas City Board of Public Utilities における需要家種別原価配賦基準 ...... 127
表 3-6 イギリスの配電会社(2010 年 12 月) ......................................................... 129
表 3-7 送電利用料金総収入額算定に係る報酬率算定要素の設定 .......................... 132
表 3-8 送電利用料金総収入額算定に係る報酬率算定要素の設定(2012 年度) . 133
表 3-9 フランスの電圧階級区分 .................................................................................. 147
vi

表 3-10 フランス送配電料金の構成 ............................................................................ 147
表 3-11 送配電料金の例(HTB 高圧需要の場合) ........................................................ 148
表 3-12 送配電・検針別料金単価実績(発電のぞく) ............................................ 152
表 3-13 配電会社の占有率(2010 年) ..................................................................... 152
表 3-14 韓国における電力市場参加者 ........................................................................ 161
表 3-15 韓国の発電設備容量と最大電力需要 (MW) ................................................ 163
表 3-16 電気料金の調整状況(2002~2010 年)(%) ......................................... 165
表 4-1 卸取引市場利用経済プログラムにおける費用回収方法の考え方 ............ 168
vii

1. 諸外国の電気料金構造の把握
1.1 米国
1.1.1 カリフォルニア州
(1) 電気料金の構造
カリフォルニア州で最も代表的な電力会社である Pacifc Gas & Electric 社(以下 PG&E)
の総括原価構造を図 1-1に示す。本調査では、カリフォルニア州特有の電力事情を踏まえて
「発電」「送電」「配電」「その他規制」に区分して分析することにする。
Year 2007 2008 2009 2010 2011
Generation
Utility Retained Generation Base 1,093,708,425 1,116,673,265 1,259,974,009 1,627,957,361 2,028,731,688
Power Purchase 2,922,955,799 3,183,058,980 4,899,773,071 3,513,146,747 3,406,849,380
DWR Contract 1,679,395,305 1,736,057,013 1,059,954,697 966,012,547 8,365,367
Others 6,549,300 6,651,554 4,051,638 -4,381,575 29,093,896
Transmission
Transmission Owner Rate Case revenue
Transmission Access Charge
Reliability Service
Others
Distribution
795,438,940 613,638,592 660,130,019 749,612,573 943,762,157
Distribution Base 2,746,357,207 2,912,220,522 2,958,694,799 3,167,416,363 3,639,540,096
Advanced Metering 112,441,153 74,033,461 104,208,004 103,403,469 129,990,861
Demand Response Program 45,777,674 39,382,608 49,976,413 45,064,071 39,462,023
Others
Bonds and Regulatory Fees
373,221,366 301,732,030 357,202,066 272,341,934 327,701,036
DWR Bonds Charge 367,334,220 372,136,128 389,865,195 431,956,334 411,616,611
Energy Recovery Bonds 233,866,568 305,711,858 174,959,904 317,693,580 266,077,086
Nuclear Decommissioning 23,293,179 23,767,585 24,857,179 49,930,978 58,453,827
Competition Transition Charge (CTC) 266,013,587 351,906,147 158,086,297 570,134,650 461,782,470
Public Goods Charge 0 260,388,241 -13,169,536 267,571,063 287,522,016
Others 169,627,017 245,542,926 295,574,393 409,851,207 374,807,856
Total 10,835,979,740 11,542,900,910 12,384,138,148 12,487,711,302 12,413,756,370
Million US$
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
2007 2008 2009
Year
2010 2011
図 1-1 PG&E 社の総括原価構造
1
Bonds and Regulatory Fees
Distribution
Transmission
Generation
出典: PG&E 社資料より三菱総合研究所作成

上記総括原価を、家庭部門と非家庭部門に分類し、想定される電力販売量で除して算出し
た料金単価構造を図 1-2に示す。料金の主要構成要素である発電コストが低減傾向にあるに
も関わらず、仕上がりの料金単価は増加傾向にある。これは近年の設備投資に伴う送配電コ
ストの上昇に起因する。詳細は次節で述べる。
18.0
16.0
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
RESIDENTIAL
NON-RESIDENTIAL
SYSTEM
2007
2008
2009
Generation Transmission Distribution
Unit
Revenue
Unit
Revenue
2
Unit
Revenue
Bonds and
Regulatory Charge
Unit
Revenue
Total
Proposed
Unit Revenue
2007 7.06 1.06 4.82 2.07 15.00
2008 7.28 0.79 5.13 2.01 15.21
2009 9.06 0.88 4.87 1.50 16.31
2010 7.47 1.00 5.07 2.86 16.40
2011 6.88 1.22 5.37 2.66 16.13
2007 7.65 0.91 2.96 1.81 13.33
2008 7.98 0.70 3.09 1.96 13.74
2009 8.73 0.70 2.97 1.57 13.97
2010 7.78 0.83 3.13 2.77 14.51
2011 7.34 1.07 3.78 2.79 14.98
2007 7.41 0.97 3.71 1.91 14.00
2008 7.70 0.73 3.91 1.98 14.33
2009 8.86 0.77 3.71 1.54 14.88
2010 7.66 0.89 3.88 2.81 15.24
2011 7.16 1.13 4.42 2.74 15.44
2010
2011
2007
2008
2009
2010
2011
2007
2008
2009
RESIDENTIAL NON-RESIDENTIAL SYSTEM
2010
2011
Bonds and
Regulatory Charge
Distribution
Transmission
Generation
出典:PG&E 社資料より三菱総合研究所作成
図 1-2 PG&E 社の電気料金構造(家庭部門/非家庭部門/総合)

(2) 各費目の特徴
1) 発電
総原価に占める発電コストの割合は 44%(2011 年)である。以前は 50%超を占めていたが、
ここ 2~3 年は総額・総原価に占める割合ともに低減傾向にある。
PG&E を含むカリフォルニア州大手電力会社の発電コストは大きく分けて「自社電源」
「外部購入」「DWR 1 契約」の 3 つに分類できる。
「自社電源」は、自社発電所にかかる O&M 費、減価償却費、及び発電資産簿価(償却後)
に報酬率を乗じた報酬額で構成されている。自社電源にまつわる原価は増加傾向にあり、そ
の理由として CPUC は、自社原子力発電所のタービン取替え費用、及びピーク電源確保の
ためのガス火力新設費用を挙げている。
「外部調達」は、他社(IPP 等)からの相対契約に基づく卸電力購入費用や、カリフォル
ニア州系統運用者である CAISO を通じて市場取引により調達する卸電力費用に相当する。
カリフォルニア州では IPP の太宗はガス火力であるため、外部調達費用はガス価格の影響を
受ける。2009 年の外部調達費高騰は、前年までのガス価格高騰の影響を受けたものと推定
される。尚、外部調達は「パススルーコスト」であり、報酬率の加算は認められない。
「DWR 契約」とは、加州 DWR から購入している電力費用であり、「外部調達」と同様
のパススルーコストである。2000 年から 01 年にかけて発生したカリフォルニア州電力危機
により PG&E は一時的に破産に追い込まれた際、当時同社が保有していた IPP との卸調達
契約について、破産後も需要家への電力供給を維持するため、契約者を DWR に変更し信用
力を補完したものである。DWR 契約は契約期間終了とともに消滅するため、原価も年を追
う毎に減少する傾向にある。2011 年時点で殆ど無くなっており、2017 年に完全に消滅する。
Million US$
8,000
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
2007 2008 2009 2010 2011
Utility Retained Generation Base Power Purchase DWR Contract Others
図 1-3 PG&E 社発電原価構成
1 DWR: Department of Water and Resources(カリフォルニア州水資源局)
3
出典:図 1-1より作成

2) 送電
PG&E 社総原価に占める送電コストの割合は約 8%(2011 年)である。送電料金は CPUC で
はなく連邦(FERC:Federal Energy Regulatory Commission)の認可事項であり、CPUC は連邦
認可の送電料金をそのまま積み上げて小売料金を審査する。「送電」の定義は各電力会社に
任されているのが実態であり、PG&E は 60kV 以上を送電と定義している。(一方 SCE 社は
200kV 以上を、SDG&E 社は 69kV 以上を送電と定義している)。
Million US$
1,000
800
600
400
200
0
2007 2008 2009 2010 2011
Transmission
Transmission Owner Rate Case revenue
Transmission Access Charge
Reliability Service
Others
図 1-4 PG&E 社送電原価
4
出典:図 1-1より作成
3) 配電
PG&E 社総原価に占める配電コストの割合は約 33%(2011 年)であり、金額ベースは増加傾
向にある。これは主に、配電関連設備の補修や新設活動が増加している為である。また、販
売やカスタマーサービスに係る原価も配電に組み込まれている。更に、デマンドレスポンス
に係る以下 2 点についても原価として認められている。
「AMI(Advanced Metering Infrastructure)」は、カリフォルニア州の全需要家を対象とし
たスマートメーター導入プロジェクトであり、CPUC が決定したスケジュールに沿ったメー
ター交換費用については、広く需要家から回収することが認められる。
「デマンド・レスポンスプログラム」では、中大規模需要家を対象としたピーク需要削
減メニューの導入に要する費用の回収が認められている。費用認可にあたっては CPUC が
費用対効果の分析を行い、メリットのあるプログラムについて実施を認めている。
尚、上記 2 点の総原価に占める割合は 1.3%(2011 年)である。

Million US$
4,500
4,000
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
2007 2008 2009 2010 2011
Distribution Base Advanced Metering
Demand Response Program Others
図 1-5 PG&E 社配電原価構成
5
出典:図 1-1より作成
4) その他
発電・送電・配電以外にも、原価に組み込まれている項目が多数あり、総原価の中で無視
できない割合を占めている。主要な原価項目は以下の通りである。
「DWR Bond Charge」は、2000-01 年のカリフォルニア州電力危機において DWR が PG&E
社が IPP と交わしていた卸電力取引契約を肩代わりした際、発生した追加コストを長期にわ
たって需要家から回収しているものである。
「Energy Recovery Bond」は、2000-01 年のカリフォルニア州電力危機によって PG&E 社
が破産し経営再建を図る際、需要家から 210 億ドルを追加的に徴収する事が CPUC によっ
て認められたものである。
「Competition Transition Charge (CTC)」は、競争移行のための補助金と呼ばれ、1990 年
代に小売自由化導入を決定した際、既存電力会社の発電原価と想定される市場価格の差分を
補填したものである。長期にわたって需要家から薄く広く回収することが認められた。
「Nuclear Decomissioning Charge」は、自社原子力発電所の解体やクリーン・アップなど
に要する費用を、NRC(連邦原子力規制委員会)のルールに基づいて毎年積み立てていく
ものであり、全需要家から広く回収することが認められている。
「Others」は、研究開発費(R&D 費)や環境対応費、規制当局への各種申請費用などが該
当する。
上記のうち、DWR Bond Charge、Energy Recovery Bond、Competition Transition Charge は
1990 年代の競争導入と 2000 年カリフォルニア州電力危機によって被った損失額を、CPUC
認可のもと需要家が長期にわたって返済しているものと看做すことができる。これらの費用
は PG&E 社総原価の 9%にも相当する。

Million US$
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
2007 2008 2009 2010 2011
DWR Bonds Charge Energy Recovery Bonds
Nuclear Decommissioning Competition Transition Charge (CTC)
Public Goods Charge Others
図 1-6 PG&E 社「その他」原価構成
6
出典:図 1-1より作成
(3) 事業報酬率
事業報酬率は、電力会社のレート･ベース(電気事業に供する資産の簿価(償却後))に乗
じて、需要家から回収するものとして、電力会社の収益性に大きく影響する項目である。
1) 基本的事業報酬率
カリフォルニア州では、基本的な事業報酬率を定めつつも、一部の個別項目には異なる報
酬率を当てはめるといった細かい対応を行っている。基本的な事業報酬率の推移は以下の通
り。
出典:Electric and Gas Utility Cost Report(CPUC、2011)
図 1-7 事業報酬率(左:Rate of Return、右:Rate of Equity)
PG&E 社の場合、2011 年の事業報酬率は 8.79%(Equity ベースでは 11.35%)となってい
る 2 。カリフォルニア州は、電力各社の普通株式、優先株式、社債に付与されている信用格
付け(Moody’s)に基づき算出される加重平均資本コスト(WACC)を報酬率と看做している。現
2 CPUC D.09-10-016

在 PG&E 社に与えられている格付けと資本構成から WACC を算出すると 8.64%となり、認
可されている報酬率に極めて近くなる。
種別 格付け(Moody’s) 資本コスト 資本構成比
普通株式 B++ 11.35% 52%
優先株式 Baa3 6.74% 4%
社債 A3 5.61% 44%
加重平均資本コスト(WACC) 8.64% 100%
出典:2011 Capitalization Rate Study (California State Board of Equalization、2011)
図 1-8 加州電力会社の事業報酬率算定に使用する資本コストと PG&E 社資本コスト
2) 個別設定報酬率
個別に設定している報酬率は幾つか存在すると考えられるが、スマートメーターに係る報
酬率設定につき整理する。
カリフォルニア州では、スマートメーター導入により、耐用年数に到達していない(減価
償却が済んでいない)機械式メーターの取替えが進むことになる。その場合、電力会社にと
って減損処理が発生するため、PG&E は CPUC に対して、特別償却の承認を申し立てた。
議論の結果、CPUC は 2011 年期初の償却後簿価 341 百万ドルに対して、6 年間での加速償
却を認めた。ただし、需要家負担軽減のため、当該資産に対する事業報酬率を、通常の 8.79%
から 6.3%に引き下げた 3 。
CPUC 決定文書の数値を踏まえて分析すると、この決定による需要家負担額は 6 年間で合
計 411 百万ドルであり、スマートメーター導入を見込まない場合の通常償却(263 百万ドル)
3 CPUC Decision D11-05-018
7

と比較すると、需要家にとって約 148 百万ドルの負担増(負担の前倒し)となる。
■加速償却
事業報酬率 6.30%
年
(A)
期初資産価値
(B)
減価償却額
( C)=(A)-(B)
期末資産価値
(D)=((A)+(B))/2×6.3%
事業報酬
(E)=(B)+(D)
需要家負担額
2011 341.1 44.7 296.4 20.1 64.8
2012 296.4 49.0 247.4 17.1 66.1
2013 247.4 53.7 193.7 13.9 67.6
2014 193.7 58.8 134.9 10.4 69.2
2015 134.9 64.4 70.5 6.5 70.9
2016 70.5 70.5 0.0 2.2 72.7
■通常償却
事業報酬率 8.79%
年
(A)
期初資産価値
(B)
減価償却額
( C)=(A)-(B)
期末資産価値
(D)=((A)+(B))/2×8.79%
事業報酬
(E)=(B)+(D)
需要家負担額
2011 341.1 18.9 322.2 29.2 48.1
2012 322.2 18.9 303.3 27.5 46.4
2013 303.3 18.9 284.4 25.8 44.7
2014 284.4 18.9 265.5 24.2 43.1
2015 265.5 18.9 246.6 22.5 41.4
2016 246.6 18.9 227.7 20.8 39.7
8
出典:CPUC D11-05-018 より三菱総合研究所作成
図 1-9 スマートメーター導入による既存機械式メーター加速償却と需要家負担
1.1.2 テキサス州
(1) 電気料金の構造
テキサス州は一部地域を除いて全面的小売自由化が実施されており、電力会社は自由に小
売料金を設定する事が出来る。従って、発電から販売までの料金全体にわたる総括原価は存
在しない。従って、料金構造の把握にあたって総括原価に依拠することは出来ない。
そこで、公開されている各種資料を用いて、以下の手続きによって料金構造の一例を推定
した。
小売料金単価の推移は、米国エネルギー省情報局(EIA: Energy Information
Administration)が毎年開示している州別の料金単価実績(家庭/業務/産業)から、家
庭用単価/非家庭用単価を算出した。
規制料金である配電・小売単価は、テキサス州最大の電力会社である Oncor Energy
Delivery 社の料金単価に基づき、家庭向け送電単価(低圧送電単価、1,000kWh/月
消費する標準家庭を想定)および業務向け送電単価(高圧送電単価、3,000kWh/月
消費する需要家を想定)を算出した。
発電単価の推移は、FERC が提示している“Annual Average Bilateral Prices“を用いた。
これは ERCOT での一日前電力取引価格の年平均値と見られ、必ずしも発電単価を
正しく反映しているとは限らないが、参照価格として用いる。家庭向け/非家庭向
けで価格は同一とする。尚、2004 年以前についてはデータを得られなかった。

小売料金単価から発電・送電・配電・その他単価を差し引いて、販売+マージンと
した。2004 年以前については発電単価のデータがないため、小売単価から送電・
配電・その他単価を差し引いて、発電+配電+マージンを算出した。
上記に基づいて推定した電気料金構造の一例を図 1-10に示す。料金増減はおおよそ発電
費の増減に対応していると見られるが、2009~2010 年の推定に見られるように、発電費の
低減幅がそのまま小売単価の低減に反映されているとは限らない。
cent/kWh
cent/kWh
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
家庭用料金(低圧)
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
業務用料金(高圧)
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
図 1-10 テキサス州における電気料金構造の一例
9
その他
販売+マージン
発電
発電+販売
配電
送電
その他
販売+マージン
発電
発電+販売
配電
送電
出典:各種資料より三菱総合研究所推定
(2) 各費目の特徴
1) 発電
テキサス州公益事業委員会(PUCT: Public Utility Commission of Texas)によると、テキサス
州の電気料金に影響を与える最も大きな要因は天然ガス価格である。2009 年時点でテキサ
ス州における発電量の 42%が天然ガス火力であり、需要の大きい年ほどガスの割合が高く

なる傾向がある。2008 年には 13 ドル/MMBtu という高値をつける場面があったが、2010 年
には 4.54 ドル/MMBtu まで低減しており、それに伴って発電単価も減少傾向にある。
2) 送電・配電
送電・配電費は規制料金であり比較的内容を分析しやすい。以下に Oncor Energy Delivery
社の送配電単価(家庭用)を示す。送配電料金は基本料金と従量料金に分かれているが、テ
キサス州の標準家庭(月間電力消費量 1,000kWh/月)を想定して、kWh あたりの価格を整理
している。
送電・配電単価は 2008 年まで大きな価格変更がなく、ほぼ一定の水準で推移していた。
しかし 2009 にスマートメーター導入に係る費用の徴収(Advanced Metering Cost Recovery
Factor)が始まったこと、また 2010 年に料金改定があり送配電単価本体の値上げが行われた。
結果として、2003~2011 年にわたって、年平均 1.8%での上昇傾向となっている。
その他費目の特徴は以下の通り。
・ Transmission Cost Recovery Factor
テキサス州は、送電料金自体の改正はあまり頻繁には行われていないかわりに、毎年 1~
2 回程度の料金調整を、Transmission Cost Recovery Factor (TRCF)として認めている。
・ Energy Efficiency Cost Recovery Factor
送配電事業者に対して省エネやピーク削減に資するプログラムの実施を課し、それに係る
費用の徴収を Energy Efficiency Cost Recovery Factor として認めている。
・ System Benefit Fund
低所得者向け電気料金の導入による標準料金との差額や、学校等での省エネ教育への協力
費用などを System Benefit Fund で回収することを認めている。
・ Nuclear Decommissioning Fund
テキサス州では小売料金が完全自由化しているため、原子力発電の廃炉に向けた費用の積
み立てを送配電料金経由で認めている。ただし料金単価に占める割合は極めて小さい。
単位:cent/kWh 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Customer Charge 0.071 0.072 0.076 0.075 0.079 0.087 0.088 0.015 0.016
Transmission System Charge 0.449 0.449 0.449 0.449 0.449 0.449 0.449 0.592 0.592
Transmission Cost Recovery Factor 0.040 0.050 0.090 0.076 0.122 0.206 0.219 0.052 0.095
Energy Efficiency Cost Recovery Factor 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.022 0.089 0.091
送電計 0.560 0.571 0.615 0.600 0.650 0.743 0.778 0.748 0.794
Customer Charge 0.203 0.202 0.198 0.199 0.195 0.187 0.186 0.042 0.041
Distribution System Charge 1.407 1.407 1.407 1.407 1.407 1.407 1.407 1.774 1.774
Metering Charge 0.221 0.221 0.221 0.221 0.221 0.221 0.221 0.220 0.220
Advanced Metering Cost Recovery Rider 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.221 0.219 0.219
配電計 1.831 1.830 1.826 1.827 1.823 1.815 2.035 2.255 2.254
System Benefit Fund 0.066 0.066 0.066 0.066 0.066 0.066 0.066 0.066 0.066
Nuclear Decommisioning Charge 0.017 0.017 0.017 0.017 0.017 0.017 0.017 0.017 0.017
Transition Charge 0.060 0.071 0.069 0.060 0.062 0.065 0.056 0.055 0.063
Excess Mitigation Credit 0.232 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000
Rate Case Surcharge 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.006 0.000 0.004 0.008
その他計 0.374 0.154 0.152 0.142 0.144 0.154 0.138 0.141 0.154
合計 2.765 2.555 2.593 2.570 2.617 2.711 2.951 3.144 3.202
出典:Public Utility Commission of Texas(PUCT)資料より作成
図 1-11 送配電単価の推移(家庭用低圧向け、Oncor Electric Delivery 社管内)
10

(3) 事業報酬率
テキサス州では、規制部門である送配電事業に関する事業報酬率は、電力各社の普通株式、
優先株式、社債に付与されている信用格付けに基づく加重平均資本コスト(WACC)で表して
いる。例えば Oncor Electric Delivery 社の場合、以下格付けに基づいて同社の WACC は 8.76%
と整理されている。
表 1-1 事業報酬率(Oncor Electric Delivery 社)
種別 格付け(Moody’s) 資本コスト 資本構成比
普通株式 B++ 11.25% 45%
社債 A3 6.73% 55%
加重平均資本コスト(WACC) 8.76% 100%
1.1.3 カンザス州
(1) 電気料金の構造
米国には、前述した私営電力会社の他に、自治体などが運営する公営電力会社が多数存在
する。その事業規模は小規模であることが多い。ここではカンザス州のカンザス・シティー
の半分(約 70,000 世帯)を供給区域とする Kansas City Board of Public Utilities(BPU)の料金
を紹介する。BPU はカンザス州で最も大きな公営電力である。小規模企業ながら発電所(主
に需給対応)を保有している。また電力調達は、他の地方自治体電気事業者と Joint Action
Agency を結成し、共同で発電事業者から電力を調達している。
同社は、原価計算と電気料金算出作業を外部企業(Black & Veatch)に委託し、その結果を承
認したうえで州の公益事業委員会(Kansas Corporation Commission: KCC)に申請している模
様である。Black & Veatch が算定した 2010 年の電気料金構造は次の通りである。
総原価($) US cent/kWh
燃料費 47,509,800 2.11
電力調達費 21,388,700 0.95
運用費(発電) 41,763,100 1.86
運用費(送配電) 23,251,000 1.03
運用費(需要家費) 5,768,400 0.26
運用費(販売費) 499,400 0.02
運用費(一般管理費) 18,722,600 0.83
財務コスト 25,075,000 1.11
その他費用 37,200,700 1.65
控除 (44,422,700) -1.97
合計 176,756,000 7.85
販売電力量(MWh) 2,251,148
11

図 1-12 カンザス州における電気料金構造(Kansas City BPU)
12
出典:Black & Veacth
(2) 各費目の特徴
1) 燃料費と電力調達費
BPU は、「燃料費と電力調達費」を「発電費」とは分けて計上している。これは、米国の
通例とは異なり、燃料費と電力調達費はパススルーコストとして事業報酬の対象とはしてお
らず、従って区別して明記するためである。尚、前述の通り、電力調達は、他の地方自治体
電気事業者と Joint Action Agency を結成し、共同で発電事業者から電力を調達している。
2) 運転費(と資本費)
電気事業遂行に係る保守管理費や人件費など運転費用全般が計上されている。また Black
& Veatch の資料には明記されていなものの、電気事業資産の減価償却費も計上されていると
考えられる。
3) 財務コスト
設備投資等に要する費用のうち、一部は事業債の形で調達されており、その調達コスト(返
済費用)が計上されている。総原価の 1/7 を占めており、無視できない規模となっている。
4) その他費用
その他費用で最も大きいのは、PILOT と呼ばれる拠出金である。カンザス・シティ地域
は人口減少や産業衰退の問題に直面しており、地域経済の基盤維持のために、公営事業のな
かで PILOT 拠出金を需要家から徴収するよう定められている。PILOT 以外には、リース資
産の支払い費用などが計上されている。

5) 控除
公営電力の特徴として、電気料金を低廉に保つために、本来需要家から徴収すべき費用の
一部を控除として取り外し、原価に加えないという手当てが行われている。上述の PILOT
拠出金全額が控除されている他、電気事業以外の控除収益や、事業報酬の一部などが控除分
に計上されている。これらの費用の大半は本来は電気料金で回収すべきものである。BPU
の平均電気料金は 7.85 cent/kWh であるが、本来は 10 cent/kWh 近い水準が求められるもの
と考えられる。
(3) 事業報酬率
カンザス州は、他州とは異なり、基本的に料金を決める原則・方法は電気事業者自身が定
め、KCC がその原則・方法に対して許可を与える形となっている。
1.1.4 ニューヨーク州
(1) 電気料金の構造
ニューヨーク州の代表的な電力会社である Consolidated Edision of New York 社(以下
ConEd 社)の料金構造の推移を次図に示す。ニューヨーク州は小売事業が完全自由化され
ており、ConEd 社管内では電力量ベースで 50%近い需要家が別の小売会社に供給先を切り
替えている。従って ConEd 社は管内の 50%の需要家に自社電力供給を、残り約半分には託
送サービスを提供していることになる。
料金構造を分析するうえで重要な資料が Consolidated Edision FERC F-1 及び SEC 10-K で
あるが、FERC F-1 には小売供給と託送供給のコスト分類が全く記載されていない。一方 SEC
10-K は直近の年度のみ、小売供給・託送供給別の販売量と収入が公開されているが、その
細目については全く記載がない。従って、一定の仮定を置いて費用を分類していく必要があ
る。本調査では、次の手順に則って費用を分類し、次図を作成した。
FERC F-1 に基づいて営業費用を「発電費」「送電費」「配電費」「販売費」「需要家費」
「一般管理費」「租税公課」「事業報酬(売り上げ―左記費用―租税公課)」に分類し
た。そのうち「送電費」「配電費」は送配電費とした。「発電費」「販売費」「需要家費」
は発電他費とした。
共通経費である「一般管理費」「租税公課」「事業報酬」は上記の費用に応じて比例按
分した。
SEC 10-K に基づいて小売供給量と託送供給量を整理した。
発電他費と租税公課は小売供給にのみかかると判断し、小売供給量で除して発電他単
価と租税公課単価とした。
送配電費は小売・託送両方にかかると判断し、送配電費を(小売供給量+託送供給量)
で除して送配電単価とした。
13

(US cent/kWh) 発電他 送配電 租税公課 合計
25
20
15
10
5
0
2.3
2.5
11.8
2001
2.1
2.6
10.1
2002
2.1 1.9
2.7 2.6
12.2 12.4
2003
2004
2.0
2.7
14.8 16.1 17.2
2005
14
2.1
3.0
2006
2.2
3.2
2007
2.3 2.7 2.9
3.4
4.0 4.3
18.7 17.3 17.3
出典:Consolidated Edison FERC F-1 及び SEC 10-K(各年)より作成
図 1-13 Consolidated Edison of New York 社の電気料金構造の推移
この図から明らかなように、最近の供給単価は 25 cent/kWh に近づいており、かなり高価
と言える。また、2004 年から 2010 年に至る増加率も著しいものがある。
(2) 各費目の特徴
1) 発電他費
発電他費の内訳を次図に示す。ConEd 社は自社電源をあまり保有しておらず、大半の電
力を相対取引または NYISO のスポット取引(主に一日前市場)で調達しており、この購入
電力費が、費用の大半を占めている。 購入電力費の単価は毎年 10 cent/kWh を上回る高水
準で推移しており、ニューヨーク州の電力料金が高い最も大きな原因となっている。
cent/kWh
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
図 1-14 Consolidated Edison 社の発電他費の構成推移
2008
2009
2010
事業報酬
一般管理費
需要家費
販売費
購入電力費
発電費

次図にニューヨーク州の電源構成・発電量の推移、および発電所向け燃料価格の推移を示
す。発電量ベースでは、約 50%が原子力と水力になっており、燃料価格の上昇の影響を受
けにくい構造と考えられる。しかし燃料価格自体が他州と比べて高い地域であるため、全体
として高水準の発電単価になっていると考えられる。
発電容量(MW)
45,000
40,000
35,000
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
0
2000
$/MMBtu
ガス 石炭 石油
原子力 水力 新エネ他
2001
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
2002
0
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
発電量(GWh)
15
160,000
140,000
120,000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
図 1-15 ニューヨーク州の電源構成と発電量の推移
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
図 1-16 ニューヨーク州の発電所向け燃料単価の推移
0
2000
2001
ガス 石炭 石油
原子力 水力 新エネ他
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
出典:EIA State Electricity Profile
ガス
石炭
石油
出典:EIA State Electricity Profile
次図に、ConEd 社の購入電力調達先の変遷と調達単価の推移を示す。2000 年前後は、調
達電力量の約半分が NYISO を通じた市場調達であった。しかし、小売競争の激化によって
自社需要家を失うなか、相対調達量の水準は維持してきた。これは、相対取引単価の方が市
場取引単価より安かったためと考えられる。ただし、2010 年は市場調達量を増やしている。
これは、2009 年以降、市場価格の方が相対より安くなる逆転現象が起こっているためであ
ると考えられる。全般的に、相対価格と市場価格を見比べ、安価な方からできるだけ調達し

ようという意図が見受けられる。
MWh
35,000,000
30,000,000
25,000,000
20,000,000
15,000,000
10,000,000
5,000,000
0
市場取引量
相対取引量
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
$/kWh
16
0.20
0.18
0.16
0.14
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.00
購入電力量総合単価
市場取引単価
相対取引単価
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
出典:Consolidated Edison FERC F-1(各年)
図 1-17 Consolidated Edison 社の電力調達量と単価の推移
2) 送配電費
送配電費の内訳を次図に示す。2006 年頃から急激に上昇しており、一般管理費と事業報
酬の増加が主要な原因であることが分かる。
cent/kWh
5
4
3
2
1
0
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
図 1-18 Consolidated Edison 社の送配電費の構成推移
事業報酬
一般管理費
地域運用費
配電費
送電費
一般管理費増大の最大の要因は企業年金支払額の大幅な増加(2001 年:-83 百万$→2010
年:347 百万$)と、公益事業委員会に支払う規制コスト(2001 年:25 百万$→2010 年:205
百万$)の大幅な増加である。その他人員増加に伴う給与支払額の増大も一定度寄与してい
る。
事業報酬の増大については、基本的に設備投資の増加が原因と考えられる。次図に ConEd
社の設備投資額の推移を示すが、同社固定資産の大半は送配電設備であり自社発電設備は保
有しなくなる傾向にある。投資額の大半は送配電部門に用いられていると考えられる。

3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
(百万$) 電源設備 流通設備 設備計
500
0
2,397
1,946
2,011
996 1,369
561 534 887 1,156 1,571 2,062 2,233
575 796
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
17
2004
2005
2006
2007
2008
図 1-19 Consolidated Edison 社の設備投資の推移
2009
2010
出典:Consolidated Edison FERC F-1
3) 租税公課
租税公課としては主に連邦法人税と州税があるが、ニューヨーク州の場合はそれよりも州
フランチャイズ税の負担が大きい。2010 年のフランチャイズ税は 11.6 億ドルにのぼり、租
税公課の約 2/3 を占めている。ニューヨーク州公益事業委員会(NYPSC)も、この税が料金上
昇の一因になっていることを認識している 4 。
(3) 事業報酬率
ニューヨーク州では、他州と同様に規制部門である送配電事業に関する事業報酬率は、電
力各社の普通株式、優先株式、社債に付与されている信用格付けに基づく加重平均資本コス
ト(WACC)で表している。ConEd 社の場合、同社の 2009 年認定報酬率は 7.79%となってい
る。
表 1-2 Consolidated Edison 社の事業報酬率
種別 資本コスト 資本構成比
普通株式 10.00% 48.00%
優先株式 5.34% 1.10%
需要家デポジット 4.85% 1.30%
長期負債 5.79% 49.60%
加重平均資本コスト
(WACC)
7.79% 100%
出典:ORDER SETTING ELECTRIC RATES(NYPSC、2009 年 4 月 24 日)
4 ORDER ESTABLISHING THREE-YEAR ELECTRIC RATE PLAN〈2010 年 3 月 26 日〉、p33

1.2 英国
(1) 電気料金の構造
英国の送電・配電部門の規制機関であるガス電力市場局 (OFGEM: Office of Gas and
Electricity Markets)は、小売事業者に関するコスト、価格、マージン(利益)に関する分析レポ
ートを公表している。以下に、OFGEM が公表している家庭用電気料金の内訳を示す。
electricity bills (£/year)
500.0
450.0
400.0
350.0
300.0
250.0
200.0
150.0
100.0
50.0
0.0
16.9
16.9
13.5
57.5
236.6
18.9
30.2
15.1
64.3
245.7
3.8
21.8
34.8
17.4
74.0
287.1
4.4
22.4
35.8
13.4
67.2
309.1
18
4.5
21.8
39.2
17.4
69.6
282.8
4.4
23.6
47.2
18.9
80.2
297.4
2006 2007 2008 2009 2010 2011
4.7
税金
メーターコスト
環境コスト
送電コスト
配電コスト
発電・営業コスト
出典:Ofgem 資料より三菱総合研究所作成
図 1-20 年間消費電力量 3300kWh の家庭用電気料金の内訳
1) 発電・営業コスト(Energy, supply costs and margin)
発電・営業コストには具体的に以下のような項目が含まれている。2003 年以降のガス価
格の高騰のため、近年増加の傾向にある。
卸売価格 (Wholesale energy)
燃料費に当たる部分。燃料価格は非常に変動が激しいが、”hedging”と呼ばれる方
法で燃料の将来的な需要を予測し、取引することで、価格変動を抑えている。
供給コスト (Supply costs)
小売業にかかるコスト。宣伝費なども含まれる。
利益幅 (Profit margin)
小売業者の利益。
2) 配電コスト (Distribution charges)
配電線の設置、メンテナンス、運用のためのコスト。OFGEM が規制価格を設定している。

3) 送電コスト (Transmission charges)
高圧送電網の設置、メンテナンス、運用のためのコスト。OFGEM が規制価格を設定して
いる。
4) 環境コスト (Environmental costs)
国家エネルギー政策である、二酸化炭素削減目標達成や気候変動への対応のためのコスト。
再生可能エネルギー増強のためのネットワーク投資や排出量取引制度に伴う発電コストの
増分なども含まれる。近年増加の傾向にある。
5) メーターコスト (Meter provision)
メーターの取り付けおよびメンテナンスのためのコスト。
6) 税金(VAT)
付加価値税のこと。
(2) 発電・小売事業
英国では、6 大電力会社による発電/小売統合が進み、且つ全面自由化市場であることか
ら、特にコスト構造の把握が極めて困難であった。しかし競争の透明性確保の観点から、2009
年より以下表のような発電・小売別収支報告の提出が義務づけられるようになり、以下のよ
うな項目が把握できるようになった。
・ 発電事業に係る収入(売電収入)、コスト(燃料費、その他一般管理費)と単価
・ 小売事業に係る収入(販売収入)、コスト(卸電力費、送電等経費、その他一般管理費)
と単価
・ 一般管理費の配分方法(発電/販売)の大まかな考え方
図 1-21 大手電力会社の収入・コスト実績提出フォーマット
出典:Financial Information Reporting: Amended Guidance (OFGEM、2011)
19

2009 年度の実績(6 電力計)を OFGEM は次図のように発表している。
・ 発電部門の方が小売部門より利益率が大きい
・ 適用する会計基準の違い(UKGAAP or IFGRS)や各種特別損失の発生により、各社の収
益性を統一的に判断するのが困難。
Supplier’s costs と business cost の関係は、OFGEM によって定期的に公開されている。
出典:Financial Information Reporting: 2009 Results (OFGEM、2011)
図 1-22 発電事業及び小売事業の収入・コスト比較結果
20

①Centrica
表 1-3 大手小売会社の収入・コスト実績
unit
Generation
Electricity Supply
Domestic Non Domestic
Gas Supply
Domestic Non Domestic
Aggergate Supply business
2010 2010 2010 2010 2010 2010
Total revenue £m 1,245 2,789 1,845 5,566 2,081 12,281
Revenue from sales of
electricity and gas
£m 1,075 2,789 1,801 5,449 2,081 12,120
Other revenue £m 170 0 44 117 0 161
Total operating costs £m ‐893 ‐2,626 ‐1,724 ‐4,957 ‐1,971 ‐11,278
Direct fuel costs £m ‐816 ‐1,396 ‐1,041 ‐2,983 ‐1,573 ‐6,993
Other direct costs £m ‐22 ‐864 ‐465 ‐1,289 ‐237 ‐2,855
Indirect costs £m ‐55 ‐366 ‐218 ‐685 ‐161 ‐1,430
WACO F/E/G £/MWh, p/th ‐35.79 ‐53.69 ‐54.5 ‐56.4 ‐47.7 N/A
EBITDA £m 352 163 121 609 110 1,003
DA £m ‐126 ‐12 ‐6 ‐18 ‐13 ‐49
EBIT £m 226 151 115 591 97 954
Volume TWh, MThms 22.8 26 19.1 5,291 3,301 N/A
②E.ON UK plc Group
unit
Generation
Electricity Supply
Domestic Non Domestic
Gas Supply
Domestic Non Domestic
Aggergate Supply business
2010 2010 2010 2010 2010 2010
Total revenue £m 1,593.0 2,303.0 2,172.0 1,666.0 547.0 6,688.0
Revenue from sales of
electricity and gas
£m 1,575.0 2,303.0 2,172.0 1,666.0 547.0 6,688.0
Other revenue £m 18.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Total operating costs £m ‐1,330.0 ‐2,218.0 ‐2,008.0 ‐1,680.0 ‐480.0 ‐6,386.0
Direct fuel costs £m ‐860.0 ‐1,214.0 ‐1,394.0 ‐1,047.0 ‐371.0 ‐4,026.0
Other direct costs £m ‐140.0 ‐643.0 ‐549.0 ‐392.0 ‐83.0 ‐1,667.0
Indirect costs £m ‐330.0 ‐361.0 ‐65.0 ‐241.0 ‐26.0 ‐693.0
WACO F/E/G £/MWh, p/th 28.9 57.6 51.3 58.2 50.3 N/A
EBITDA £m 263.0 85.0 164.0 ‐14.0 67.0 302.0
DA £m ‐192.0 ‐32.0 ‐3.0 ‐20.0 ‐1.0 ‐56.0
EBIT £m 71.0 53.0 161.0 ‐34.0 66.0 246.0
Volume TWh, MThms 29.8 21.1 27.2 1,800.0 737.0 N/A
③EDF energy
Generation Electricity Supply Gas Supply
Aggergate Supply business
unit Nuclear
Non
Nuclear
Domestic Non Domestic Domestic Non Domestic
2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010
Total revenue £m 2,116.0 1,504.0 1,636.0 3,726.0 948.0 16.0 6,326.0
Revenue from sales of
electricity and gas
£m 2,107.0 1,467.0 1,632.0 3,725.0 946.0 16.0 6,319.0
Other revenue £m 9.0 37.0 4.0 1.0 2.0 0.0 7.0
Total operating costs £m ‐1,283.0 ‐1,150.0 ‐1,709.0 ‐3,564.0 ‐954.0 ‐7.0 ‐6,234.0
Direct fuel costs £m ‐290.0 ‐820.0 ‐919.0 ‐2,474.0 ‐522.0 ‐6.0 ‐3,921.0
Other direct costs £m ‐118.0 ‐178.0 ‐479.0 ‐931.0 ‐247.0 0.0 ‐1,657.0
Indirect costs £m ‐875.0 ‐152.0 ‐311.0 ‐159.0 ‐185.0 ‐1.0 ‐656.0
WACO F/E/G £/MWh, p/th 6.1 34.6 58.2 51.8 51.3 30.6 N/A
EBITDA £m 833.0 354.0 ‐73.0 162.0 ‐6.0 9.0 92.0
DA £m ‐285.0 ‐449.0 ‐14.0 ‐9.0 ‐7.0 0.0 ‐30.0
EBIT £m 548.0 ‐95.0 ‐87.0 153.0 ‐13.0 9.0 62.0
Volume TWh, MThms 47.9 23.7 15.8 47.8 1,017.4 19.6 N/A
21

④nPower
unit
Generation
Electricity Supply
Domestic Non Domestic
Gas Supply
Domestic Non Domestic
Aggergate Supply business
2010 2010 2010 2010 2010 2010
Total revenue £m 742.0 1,763.0 2,728.0 1,542.0 189.0 6,222.0
Revenue from sales of
electricity and gas
£m 733.0 1,763.0 2,728.0 1,542.0 189.0 6,222.0
Other revenue £m 9.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Total operating costs £m ‐392.0 ‐1,864.0 ‐2,654.0 ‐1,509.0 ‐181.0 ‐6,208.0
Direct fuel costs £m ‐28.0 ‐957.0 ‐1,747.0 ‐817.0 ‐120.0 ‐3,641.0
Other direct costs £m ‐84.0 ‐540.0 ‐780.0 ‐381.0 ‐31.0 ‐1,732.0
Indirect costs £m ‐280.0 ‐367.0 ‐127.0 ‐311.0 ‐30.0 ‐835.0
WACO F/E/G £/MWh, p/th N/A 59.6 51.9 51.7 51.7 N/A
EBITDA £m 350.0 ‐101.0 74.0 33.0 8.0 14.0
DA £m ‐139.0 ‐47.0 ‐15.0 ‐39.0 ‐3.0 ‐104.0
Generation plant impairment £m ‐249.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ‐
EBIT £m ‐38.0 ‐148.0 59.0 ‐6.0 5.0 ‐90.0
⑤SSE
Volume TWh, Thems 2.6 16.1 33.7 1,579.5 232.1 N/A
unit
Generation
Electricity Supply
Domestic Non Domestic
Gas Supply
Domestic Non Domestic
Aggergate Supply business
2010 2010 2010 2010 2010 2010
Total revenue £m 850.0 2,520.0 2,798.0 1,954.0 181.0 7,453.0
Revenue from sales of
electricity and gas
£m 798.0 2,514.0 2,798.0 1,954.0 181.0 7,446.0
Other revenue £m 52.0 6.0 0.0 0.0 0.0 6.0
Total operating costs £m ‐329.0 ‐2,376.0 ‐2,701.0 ‐1,831.0 ‐175.0 ‐7,083.0
Direct fuel costs £m 0.0 ‐1,377.0 ‐1,874.0 ‐1,146.0 ‐132.0 ‐4,530.0
Other direct costs £m ‐81.0 ‐755.0 ‐757.0 ‐474.0 ‐26.0 ‐2,012.0
Indirect costs £m ‐248.0 ‐244.0 ‐69.0 ‐210.0 ‐17.0 ‐540.0
WACO F/E/G £/MWh, p/th N/A 60.9 54.9 57.3 55.7 N/A
EBITDA £m 521.0 143.0 97.0 123.0 7.0 370.0
DA £m ‐125.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
EBIT £m 396.0 143.0 97.0 123.0 7.0 370.0
Volume TWh, MThms 29.6 22.6 34.1 1,999.0 237.0 N/A
⑥Scottish Power
unit
Generation
Conventional RE
Electricity Supply
Domestic Non Domestic
Gas Supply
Domestic Non Domestic
Aggergate Supply business
2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010
Total revenue £m 1,540.5 103.0 1,458.3 857.1 1,108.3 30.7 3,454.4
Revenue from sales of
electricity and gas
£m 1,540.5 103.0 1,458.3 857.1 1,108.3 30.7 3,454.4
Other revenue £m 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Total operating costs £m ‐1,233.3 ‐28.4 ‐1,532.0 ‐778.4 ‐1,038.1 ‐24.1 ‐3,372.6
Direct fuel costs £m ‐1,101.0 0.0 ‐914.7 ‐509.3 ‐655.4 ‐16.9 ‐2,096.3
Other direct costs £m ‐75.2 ‐27.0 ‐424.8 ‐235.7 ‐240.0 ‐4.6 ‐905.1
Indirect costs £m ‐57.1 ‐1.4 ‐192.5 ‐33.4 ‐142.7 ‐2.6 ‐371.2
WACO F/E/G £/MWh, p/th 42.5 68.3 52.5 58.9 62.1
EBITDA £m 307.2 74.6 ‐73.7 78.7 70.2 6.6 81.8
DA £m ‐118.8 ‐30.4 ‐0.6 ‐0.3 0.0 ‐0.9
EBIT £m 188.4 44.2 ‐74.3 78.7 69.9 6.6 80.9
Volume TWh, MThms 25.9 1.0 13.4 9.7 1,112.3 27.2
22

⑦6 社合計
unit
Generation
Electricity Supply
Domestic Non Domestic
Gas Supply
Domestic Non Domestic
Aggergate Supply business
2010 2010 2010 2010 2010 2010
Total revenue £m 9,694 12,469 14,126 12,784 3,045 42,424
Revenue from sales of
electricity and gas
£m 9,399 12,459 14,081 12,665 3,045 42,249
Other revenue £m 295 10 45 119 0 174
Total operating costs £m ‐6,639 ‐12,325 ‐13,429 ‐11,969 ‐2,838 ‐40,562
Direct fuel costs £m ‐3,915 ‐6,778 ‐9,039 ‐7,170 ‐2,219 ‐25,207
Other direct costs £m ‐725 ‐3,706 ‐3,718 ‐3,023 ‐382 ‐10,828
Indirect costs £m ‐1,999 ‐1,842 ‐671 ‐1,775 ‐238 ‐4,525
WACO F/E/G £/MWh, p/th
EBITDA £m 3,055 143 697 815 208 1,863
DA £m ‐1,465 ‐106 ‐33 ‐84 ‐17 ‐240
Generation plant impairment £m ‐249.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ‐
EBIT £m 1,340.6 38 664 731 191 1,623
Volume TWh, MThms 183.3 115 172 12,799 4,554
出典:各会社のアニュアルレポート等より三菱総合研究所作成
23

1.3 ドイツ
(1) コスト情報
エネルギー法(EnWG)第 35 条により、連邦ネットワーク庁により価格監視が行わ
れ、さらに同法第 63 条第 4 項により監視報告書(Annual Monitoring Report)の作成・
公表が義務付けられている。ただし、個別の電気事業者のコストデータ情報については
非公開扱いとなっている。
(2) 料金構造及び料金水準
1) 需要家巣別の料金構造
需要化種別の料金構造については、連邦ネットワーク監督庁 Monitoring Report にて報
告されている(下図参照)。
Euro cent/kWh
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Euro cent/kWh
30
25
20
15
10
5
0
11.12 10.95
0.85 0.99
2.69 2.97
1.65 1.51
5.93
5.47
12.57
1.28
3.21
1.46
6.62 5.99 5.45 6.16
24
11.89
12.29
1.39 2.19
3.07 3.10
1.43 1.54
15.74
3.58
4.53
1.47
2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2011年
19.35 19.75 19.75
2.06 2.19 2.37
4.70
21.08
21.52
2.57 3.33
23.38
4.72
5.23 5.18 5.39 5.47 5.76
6.37 5.49 5.08 4.99 4.89 4.89
6.21
6.84 7.33 8.14 7.81 8.01
2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2011年
課徴金
税金
送配電
発電・販売
課徴金
税金
送配電
発電・販売

Euro cent/kWh
30
25
20
15
10
5
0
18.93
2.48
4.66
7.30
4.49
20.08
2.58
5.26
6.34
21.39
2.81
5.47
5.92
5.90 7.19 8.36 8.11 8.41
25
22.75
2.91
23.42
3.71
25.45
5.18
5.68 5.79 6.11
5.80 5.81 5.75
2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2011年
課徴金
税金
送配電
発電・販売
出典:Bundesnetzagentur, Monitoringbericht (各年) - Entwicklung des Strom- und Gasmarktes
図 1-23 ドイツの需要化種別料金構造(発電・販売/送電/税金/課徴金別)の推移
2) ドイツ全体での料金構造
産業・業務・家庭部門を加重平均した電気料金構造については、BNetsAのMonitoring Report
では需要家種別の販売電力量が公表されていないため、ドイツ連邦経済省が毎年発表する
Energidaten(各年)における産業・業務(運輸や農業、公共も含む)・家庭部門別電力消費
量で按分して算出した。また Energiedaten は本調査実施時点では 2010 年までしか公表され
ていないため、2011 年の全国平均値は算出していない。
Euro cent/kWh
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
15.37
1.60
3.74
15.68
1.72
4.17
4.39 3.83
5.63
5.95
16.84
1.97
4.32
17.64
17.99
2.16 2.94
4.49 4.52
3.59 3.71 3.68
6.96 7.29 6.86
2006年 2007年 2008年 2009年 2010年
課徴金
税金
送配電
発電・販売
出典:三菱総合研究所作成
図 1-24 ドイツ全体での電気料金構造(発電・販売/送電/税金/課徴金別)の推移
購入電力費・販売費は増加基調にある。その一方で送配電費は低下傾向にあることがわか

る。課徴金は、再生可能エネルギーやコージェネレーションの普及に関するサーチャージ、
コンセッション料などの費用である。再生可能エネルギーの普及に伴い年々負担が増大し、
2010 年には 3.71¢/kWh(2006 年比 50 %増)に達している。
連邦ネットワーク監督庁は、小売分野における競争状況に注目している。下表は、家庭需
要家の購入電力費を、調達先の違いで示したものである。数年前までは供給者変更しても必
ずしも需要家メリットがあるといえない状況であったが、2009 年、2010 年には大きく低下
しており、供給者変更による価格低減効果が機能しつつあることを示している。
単位:¢/kWh
8
購入電力費
7
6
5
4
3
2
1
0
4.31
5.3
6.13
26
6.97
6.35
2006年 2007年 2008年 2009年 2010年
全平均 ﾃﾞﾌｫﾙﾄｻｰﾋﾞｽ選択需要家 供給者変更需要家
出典:Bundesnetzagentur, Monitoringbericht 2010 - Entwicklung des Strom- und Gasmarktes
図 1-25 家庭需要家の購入電力費の推移
3) 課徴金・税金
ドイツは、再生可能エネルギー法により、再生可能エネルギーの全量買取制度を導入して
おり、購入に係る負担増分は、小売供給会社を通じて電気料金にサーチャージが上乗せされ
全需要家が負担することとなっている。
このほかにも、コージェネレーションの普及促進策としての負担金や、電力ユーザーへの
環境税として位置づけられる電気税なども課せられている。
その結果、電力小売自由化直後は負担金が 41 億ユーロであったものが、2010 年には 169
億ユーロにまで増大している。特に、近年は急速な太陽光発電の普及拡大によりその負担額
の増加傾向は顕著なものとなっている。

課徴金・税金
(10億€)
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
4.1
0.3
2.0
1.8
6.9
0.6
0.9
2.1
3.4
8.5
1.0
1.2
2.0
4.3
9.5
0.7
1.6
2.1
5.1
0.7 0.5 0.6
11.4
11.9 12.3
12.9
13.5 13.8
14.3
0.8
0.8 0.9
0.8
1.9 2.3 2.9 3.7
4.3 4.9 5.3
2.2 2.2 2.1 2.1 2.1 2.2 2.2 2.1
6.5 6.6 6.5 6.3 6.4 6.3 6.3 6.2
27
16.9
0.5
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
電気税 コンセッション料 EEG KWKG
図 1-26 課徴金・税金負担額の推移
8.2
出典:BDEW 資料より三菱総合研究所作成

1.4 フランス
(1) 電気料金の構造
フランスの電力小売事業は全面自由化されており、需要家は自由料金(市場料金)または
規制料金から選択できるが、安価な原子力発電を利用した EDF の規制料金が自由料金を下
回る状況が常態化しており、多くの需要家は規制料金に残ったままである。
EDF が提供する規制料金は、契約電力や電圧に応じて大きく青(Blue)・黄(Yellow)・緑
(Green)の 3 種類に分かれており、それぞれの料金推移が公表されている。CRE が 2011 年に
発表した料金推移図を以下に示す。フランスの電気料金は安価というイメージが強いが、
2009 年頃から上昇傾向に転じていることに注意する必要がある。
注1) 青料金:低圧接続(50kV 未満)かつ 36kVA 以下(家庭用および小規模業務用)
注2) 黄料金:低圧接続(50kV 未満)かつ 36kVA 超 250kVA 以下(中規模需要家)
注3) 緑料金:高圧接続(50kV 以上)または低圧接続で 250kVA 超(大規模需要家)
出典:Electricity and Gas Market Observatory Q3 2011 (CRE、2011)
図 1-27 フランスにおける規制電気料金の推移(税抜き)
フランスの電力供給に関するコスト構造は規制料金といえども開示されていない。コスト
にマージンや税金を加えた料金についても、その構造は時系列的には整理・公表されていな
いのが現状である。ただし CRE は不定期に調査を行っており、2009 年と 2011 年について
は一部情報公開がなされているため、その情報を用いて料金構造を以下の通り推計した。
28

2009 年
2011 年
€ cent/kWh
€ cent/kWh
16.0
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
16.0
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
Blue Yellow Green
Blue Yellow Green
29
TVA(付加価値税)
CSPE
地方税
CTA
発電・販売費
送電・配電費
TVA(付加価値税)
CSPE
地方税
CTA
発電・販売費
送電・配電費
出典:各種資料より三菱総合研究所作成
図 1-28 フランス規制電気料金の項目(2009 年、2011 年)
(2) 各項目の特徴
規制料金に係る発電・販売費(Fourniture)は、電力供給に係る発電関連費(EDF の原子力
発電費、外部から電力購入費)や販売関連費(販売費、サービス費、一般管理費)、原子力
関連の租税公課、小売供給に係る EDF のマージンなどが含まれているが、費目の詳細は公
表されていない。
発電費は大半が原子力発電由来と考えられ、その単価は火力発電等と比べて相当安価に設
定されていると考えられる。
送電・配電費は現在、2009 年~2013 年にかけて適用されている TURPE3 枠組みの中で設

定されている(詳細は後述)
TCFE(Taxes sur la Consommation Finale d’Electricité)は電力使用税と訳すことができるが、
事実上地方税(自治体税+県税)と見なすことが出来る。算定方式は 2011 年 1 月から変更
になっており、電力消費量(kWh)に応じて以下の数式で算定される。
表 1-4 TCFE 算定方式
有効電力区分 単価
Ps≦36kVA TCFE = 0.75×(c1 + c2)€ /MWh
0≦c1≦8(taxe communale、自治体税)
2≦c2≦4(taxe départementale 県税)
36kVA⋖ Ps≦250kVA TCFE = 0.25×(c1 + c2)€ /MWh
0≦c1≦8(taxe communale、自治体税)
2≦c2≦4(taxe départementale 県税)
Ps⋖ 250kVA TCFE = 0.5€ /MWh
30
出典:Evolution des Taxes sur l’électricité (EDF、2011)
TCFE は 2010 年末まで TLE(Taxe Locale sur l’Electricité)として課税されていたが、250kVA
超など一部の需要家には課税されていなかった事や、kWh ベースではなく基本料金を含む
料金額に応じて課税されていたことが競争環境整備上適当でないとの指摘を EU から受け、
2011 年より衣替えしたものである。
CSPE(Contribution aux Charges de Service Public de l’Electricité)は、主に以下 3 項目に要する
費用を回収するために 2003 年から導入されたものである。
再生可能電源からの電力買取やコジェネレーション導入等に伴うコスト増加分
の回収(Surcoût lié à l'obligation d'achat)
主要グリッドに連系していない過疎地や島嶼部の電力供給基盤整備費用(Surcoût
de production de l'électricité)
その他社会的に必要性が認められる費用(Dispositions sociales)
CSPE 導入以降の徴収総額の推移は以下の通り。2010 年(見込み)には 2,232.7 百万€(約
2,200 億円)徴収されている。

注)オレンジ色が電力供給基盤整備費用、緑色が再生可能電力買取等費用、ピンク色がその他社会的に必
要性が認められる費用
出典:BILAN ET PERSPECTIVES DE LA REGULATION EN FRANCE(CRE、2010)
図 1-29 CSPE 徴収額の推移
CSPE 単価は、2004 年から 2010 年までは 4.5€ /MWh(0.45 円/kWh)であったが、再生可能
電源の増加により徴収額が不足しているため、2011 年に 7.5€ /MWh(0.75 円/kWh)に値上げ
された。尚、一需要家からの徴収額には 550,000€ の上限額が設定されている。
CTA(La Contribution Tarifaire d’Acheminement)は 2004 年に設定された費目であり、電力
産業向け年金に積み立てる費用を需要家から徴収するものである。金額は、送配電料金のう
ちの一定の割合に、労働省が定めた所定の料率(RTE :8.2%、ERDF :21%)を乗じたものであ
る。結果的に電気料金の 1~2%を占めている。
付加価値税の標準税率は 19.6%であり、36kVA 以上の需要家には全請求額に対して 19.6%
の TVA が賦課される。それ以下の需要家に対しては、基本料金及び CTA に対しては 5.5%
課せられ、残りの費目には 19.6%賦課される。
(3) 事業報酬率
フランスでは、規制部門である送配電事業に関する事業報酬率は、加重平均資本コスト
(WACC)で表している。送電部門の RTE、配電部門の ERDF ともに 7.25%の値が採用されて
おり、ここ数年間は固定されている。
31

表 1-5 事業報酬率(RTE、ERDF)
種別 資本コスト 資本構成比
普通株式 10.92 % 40 %
社債 4.80 % 60 %
加重平均資本コスト(WACC) 7.25 % 100 %
出典:Proposition de la Commission de régulation de l’énergie du 26 février 2009 relative aux tarifs d’utilisation des
réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (CRE、2009)
一方、小売事業(規制料金)に係る報酬率については公表されていない。しかし、RTE/ERDF
ともに EDF の子会社である事を鑑みると、EDF の小売事業についても同様の報酬率が設定
されていると思われる。
(4) 送配電費の構造
1) TURPE 3 における原価設定
フランスの送配電部門は認可料金であり、フランスの全送電系統を保有・運用する RTE
社とフランス配電網の 95%をカバーする ERDF 社の料金は、毎年 CRE によって認可・公開
される。2009 年~12 年の送配電料金は TURPE 3(第 3 次送配電料金)という体系に基づい
ており、その初年度である 2009 年に於ける原価構造は以下の通り認可されている。
項目
RTE ERDF
運転費
(OPEX)
運転費合計(グロス)
控除収入
3,085
-102
9,482
-1,141
運転費合計(ネット) 2,983 8,341
事業報酬 778 2,231
資本費
(CAPEX)
建中資産事業報酬
減価償却費
46
599
0
1,641
その他 0 -607
資本費合計 1,423 3,265
CRCP
-213 -231
EUからの国際連系線建設補助金 -5
需要家への直接販売収入
-25
国際連系線マネジメント収入 -145
2009年総原価
4,019 11,375
電力流通量見通し(TWh) 459.14
送配電単価(Euro cent/kWh) 3.35
百万ユーロ
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
-2,000
32
RTE ERDF
国際連系線マネジメント収入
需要家への直接販売収入
EUからの国際連系線建設補
助金
CRCP
資本費
(CAPEX)
出典:Proposition de la Commission de régulation de l’énergie du 26 février 2009 relative aux tarifs d’utilisation des
運転費
(OPEX)
réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (CRE、2009)
図 1-30 フランスの送配電原価(2009 年)
上記費用のうち運転費(OPEX)は主に以下の項目を含んでいる。
送配電ロス補償費:送配電事業者は送配電にロスを補償する(発電事業者から購入
する)ための費用を需要家から回収する。TURPE 3 期間中の補償予定額は RTE が
750 百万€(11.5TWh)、ERDF が 1,372 百万€(21.6TWh)。

系統システムサービス費:RTE は、(i) 一次・二次周波数調整(有効電力)、(ii) 一次・
二次電圧調整(無効電力)、(iii) その他システムサービス費の補償といった系統シ
ステム維持に係る費用を計上する。337.4 百万€ /年を想定。
バランシング費用:RTE は、需給インバランス(投入電力量と引出電力量の差分)
をバランスプロバイダー(フランス国内に 100 社以上登録)との間でまとめて決済
するサービスを提供している。その管理に要する費用を需要家に転嫁する。
混雑管理費用:送電混雑の解消とために要する費用を需要家に転嫁する。
国際連系線送電ロス費用:複数国にまたがる送電によるロス費用については、所定
の方法でフランスが負うべき費用分が算定され、それは需要家に転嫁される。
人件費:これまでの人件費の水準を踏まえて、また 2008 年に改正された電力・ガ
ス産業従事者向け年金システム政令(décret n° 2008-69)を踏まえて決定される。
送配電インフラセキュリティー費用:もともと 1999 年からセキュリティ強化に取
り組んでおり、防護フェンスの整備などに 2017 年までに 17 億€を投じることにな
っていたが、TURPE3 設定を契機に 24 億€に増額することになった。2009-12 年期
間に投じる金額も TURPE 3(186 百万€/年程度)計上されている。
税金等:地方税(RTE、ERDF)、地方電化費(RTE、ERDF)、フランチャイズ税(ERDF)
等、パイロン税(RTE)など。
親会社(EDF)向け支払金:料金徴収システムなど、EDF と共用する方が効率的であ
るものについては、RTE や ERDF が EDF に毎年費用を支払い、その部分を需要家
に転嫁することを認めている。年間 70 百万€程度が認められている。
資本費(CAPEX)については、事業報酬と減価償却費を主に見込んでいる。電力需要の増大
や他国との連系強化、供給品質の向上のために、TURPE3 期間(2009~2012)内に RTE と
して 47 億€(うち国際連系線整備に 15 億€、国内送電網新設に 14 億€、既存送電網の回収に
13 億€)、ERDF として 119 億€(うち供給品質の改善に 33 億€、新規接続に 39 億€)投じる
ことになっている。その結果増加する電気事業資産(Regulatory Asset Base:RAB)に対して
7.25%の事業報酬率を乗じて事業報酬額を決定する。
表 1-6 RTE/ERDF 社の設備投資予定額とレートベース見通し
■設備投資額(各年、百万ユーロ)
2009 2010 2011 2012
RTE 1,040 1,112 1,192 1,360
ERDF 2,588 2,732 2,786 3,770
■各年1月1日時点レートベース見通し(Regulatory Asset Base)
2009 2010 2011 2012
RTE 10,408 10,558 10,789 11,152
ERDF 28,450 29,973 31,558 33,124
出典:Proposition de la Commission de régulation de l’énergie du 26 février 2009 relative aux tarifs d’utilisation des
réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (CRE、2009)
33

認可された報酬額と実際に送配電事業者が得た送配電収入に差異がある場合、CRCP
(Compte de Régularisation des. Charges et des Produits:送配電費用・収益調整会計)によって
次年度以降に調整される。2008 年末時点で累積 941.3 百万€の回収超過となっていたため、
TURPE3 では、212.6 百万€/年(RTE)、231.1 百万€/年(ERDF)のペースで需要家に還元す
る(料金を低減する)ことになっている。
2) 2010 年以降の原価設定
2010 年以降の原価設定にはレベニューキャップ方式が採用されており、以下の式に基づ
き料金上昇率を決定する。
ZN = IPCHN – X + KN
ZN:N 年における料金上昇率。(N-1)年からの料金変化率で示す。
IPCHN:消費者物価指数上昇率。前年(N-1)の消費者物価指数とその前年(N-2)の消費者物価指
数の変化率で示す。
X :事業者の運営効率の向上や、需要家の負担上昇緩和の観点から決定する項。RTE は X=-0.4%、
ERDF は X=-1.3%に固定されている。
KN :CRCP 調整率。CRCP の着実な低減を図るため、各年末の CRCP 残価を踏まえて調整す
る。K N は 2%を上限値とする。HTB 電圧(RTE 事業範囲)、HTA/BT 電圧(ERDF 事業範囲)で
値は異なる。
2010 年、2011 年については以下の通り発表されている。
表 1-7 RTE/EDRF の認可料金上昇率(前年比)
2010年
2011年
RTE ERDF
IPCH2010 0.10% 0.10%
-X 0.40% 1.30%
K2010 2.00% 2.00%
Z2010 2.50% 3.40%
IPCH2011 1.74% 1.74%
-X 0.40% 1.30%
K2011 0.42% 0.90%
Z2011 2.56% 3.94%
出典:Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 6 mai 2010 portant application des règles
tarifaires pour l’utilisation des réseaux publics d’électricité
Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 12 mai 2011 portant application des règles tarifaires
34
pour l’utilisation des réseaux publics d’électricité
また、2010 年以降は送配電事業者に対して、コスト低減や供給品質向上に対するインセ

ンティブが設けられている。具体的には、運用費(OPEX)のうち税金など送配電事業者でコ
ントロールできない費目を除く部分について、コスト低減額(認可額と実際の発生額の差異)
のうち 50%を需要家に転嫁することを認めている(ただし実際の費用が認可額を上回った
場合はゼロ)。また停電時間について基準値を儲け、停電時間を低減させると追加で料金回
収できる(逆に停電時間が基準を上回る場合はペナルティとして料金を引き下げる)ように
なった。
2010 年、2011 年に認可されたインセンティブ総額は以下の通りである。RTE の運用費イ
ンセンティブがゼロであるのは、2009 年の OPEX 発生実績が認可額を上回っているためで
ある。ERDF の運用費報酬インセンティブがマイナスなのは、2009 年に OPEX 発生実績が
認可額を下回ったが、削減幅のうち 50%だけ原価から引き下げていることによる。
表 1-8 RTE/ERDF の総原価に加減されたインセンティブ額
RTE
ERDF
単位:百万ユーロ
2010年 2011年
運用費(OPEX)の低減による報酬 0.0 0.0
ロス補償費の低減による報酬 0.5 1.0
停電時間低減による報酬 -8.3 -4.2
報酬計 -7.8 -3.2
運用費(OPEX)の低減による報酬 -13.5 -34.0
ロス補償費の低減による報酬 0.3 2.0
停電時間による報酬 18.6 -25.0
サービス品質の向上による報酬 0.1 0.2
報酬計 5.5 -56.8
出典:Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 6 mai 2010 portant application des règles
tarifaires pour l’utilisation des réseaux publics d’électricité
Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 12 mai 2011 portant application des règles tarifaires
35
pour l’utilisation des réseaux publics d’électricité
以上より、2010 年と 2011 年の RTE/ERDF 原価は次表のように見積もられる(認可総原価
の値は公表されていないため、料金上昇率とインセンティブから推定した。料金上昇率は
2009 年の総原価に乗じるものとした)。原価全体に占めるインセンティブの影響はあまり大
きくないことが分かる。一方、電力流通量の増加見通しに対してレベニューキャップの増加
率が高いため、全体としての送配電単価は上昇する傾向にある。

表 1-9 2010 年と 2011 年における送配電原価、送配電単価の想定
年 単位:百万ユーロ RTE ERDF
36
電力流通量
見通し(TWh)
送配電単価
(Euro cent/kWh)
2009 認可総原価 4,019 11,375 459.14 3.35
上昇率認可による増加額 100 387
2010 インセンティブ ▲ 8 6
認可総原価 4,112 11,767 463.67 3.42
上昇率認可による増加額 105 464
2011 インセンティブ ▲ 3 ▲ 57
認可総原価 4,214 12,174 465.76 3.52
出典:三菱総合研究所推定

1.5 スペイン
(1) 電気料金の構造
スペインの電力規制機関である国家エネルギー委員会(CNE:Comisión Nacional de Energía)
が公表した同国電力供給コスト構造を図 1-31に示す。本表には、同国で小売供給を行う全
電力会社のコスト実績が掲載されている。
年 2006 2007 2008 2009 2010
1 発電コスト 13,136,753 11,136,670 14,210,041 9,503,524 7,140,081
2 送電コスト 939,862 1,010,764 1,157,789 1,254,219 1,317,512
3 配電コスト 3,561,000 4,427,254 4,733,735 5,384,477 5,201,546
4 過年度赤字補填 210,151 450,053 1,071,100 1,015,087 1,429,943
5 その他費用 822,116 1,572,714 2,107,813 2,175,174 1,236,545
諸税 362,555 1,020,491 1,070,063 1,246,432 797,329
原子力モラトリアム 125,615 3,320 3,321 13,454 91,660
放射性廃棄物処分費 38,143 46,218 57,564 62,891 473
システム安定化費用 55,334 54,150 58,913 59,989 54,939
その他 240,469 448,535 917,952 792,408 292,144
6 合計 18,669,882 18,597,455 23,280,478 19,332,481 16,325,627
単位:百万ユーロ
25,000,000
20,000,000
15,000,000
10,000,000
5,000,000
0
2006 2007 2008 2009 2010
37
その他費用
過年度赤字補填
配電コスト
送電コスト
発電コスト
出典:Informe Sobre Los Resultados de la Liquidacion Provincial (CNE、各年)より三菱総合研究所作成
図 1-31 スペインの料金コスト構造
スペインの規制料金は、供給コストが電力販売収入を上回る赤字状態が長年にわたって続
いており、その解消が大きな課題となっている。供給コスト(単価)と販売収入(単価)の
比較を図 1-32と図 1-33に示す。

百万ユーロ
25,000,000
20,000,000
15,000,000
10,000,000
5,000,000
0
-5,000,000
-10,000,000
2006 2007 2008 2009 2010
料金収入(百万ユーロ) 供給コスト(百万ユーロ) 収益(百万ユーロ)
出典:Informe Sobre Los Resultados de la Liquidacion Provincial (CNE、各年)より三菱総合研究所作成
図 1-32 スペインにおける電力供給コストと電気料金収入の比較
Euro
cent/kWh
2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年
供給単価 8.20 7.90 9.69 8.52 7.05
販売単価 6.92 7.31 7.27 6.02 5.12
出典:Informe Sobre Los Resultados de la Liquidacion Provincial (CNE、各年)より三菱総合研究所作成
図 1-33 スペインにおける電力供給単価と電気料金単価の比較
(2) 各費目の特徴
1) 発電
発電コストには、卸電力調達コスト(IPP からの買取コストも含む)、アンシラリーサー
ビス費、キャパシティ料金(電力会社が十分な供給力を確保するために、需要のみならず予
備力確保のために支払う費用)、国外との電力輸出入に係る費用が含まれる。また風力や太
陽光発電の買取費用(市場価格からの上乗せプレミアム)も含まれる。
2008 年の価格高騰の大きな要因は、燃料価格(ガス価格)の大幅上昇による発電コスト
の増加である。一方、2009 年は燃料価格が大幅に下落したにも関わらず、想定ほど発電コ
ストは下がらなかったとの評価が一般的である。ここでは、再生可能電源などの補助対象電
源(Special Regime Generation)の買取費用が電気料金構造に大きな影響を与えている。次図
の通り、補助金総額は 2005 年の 12 億ユーロから 2009 年の 60 億ユーロに急増しており、そ
の大きな要因を太陽光発電の買取費用が占める。下図右図は卸電力調達費用に占める再生可
能電源の割合であるが、2008 年以降燃料価格(主にガス価格)が大幅に値下がりしたにも
関わらず、買取費用によって大半がオフセットされている状況が見て取れる。
38

出典:The Spanish Gas and Electricity Sector: Regulation, Markets and Environmental Policies (2010)
図 1-34 Special Regime Generation による補助金額の状況
2) 送電・配電
送電・配電費用は、政令 2819 号(1998 年)や政令 222 号(2008 年)に基づきレベニューキャ
ップ制度が導入されている。各年の費用は、前年費用実績に基づいて、消費者物価指数や電
力需要増加率を加味し、補正した値が収入上限値として設定されている。
レベニューキャップに基づく送配電費用は、2006~2010 年の間で 7.6%/年の比較的高率で
上昇している。これは、同国の物価上昇率が高かったことや、政令 222 号によりパフォーマ
ンス制度が導入され、一定の供給品質をクリアすれば報酬を加算できる仕組みが導入された
ためと考えられる。
3) 過年度赤字補填
過年度の電気事業で被った赤字は、次年度以降の電気料金に上乗せして回収する事が定め
られている。赤字累積が進んだため、各年の補填額も、補填額が電気料金に占める割合も増
加傾向にある。
4) その他
その他の費用として、諸税や原子力モラトリアム費用、放射性廃棄物処理費、システム安定
化費用が含まれている。このうちシステム安定化費用は、系統運用者に支払う費用や、CNE
への拠出金など、同国自由化を円滑に推進するために必要な施策が計上されている。
39

(3) 報酬率の考え方
少なくとも送電・配電料金については、前年度実績に対して消費者物価指数や需要増加率
等で補正し当該年度料金とする方式が採用されており、所謂総括原価方式(報酬率含む)と
は考え方が異なると考えられる。
小売供給料金全体については、どの程度「報酬率」が制度的に規定され、また料金審査で
議論されているかは定かではない。しかしながら、前述の通り料金設定自体が原価割れを起
こしている現状を踏まえると、報酬率の議論があまり意味をなしていない可能性が高い。
40

1.6 イタリア
(1) 電気料金の仕組み
2007 年7月からの全面自由化により、家庭用も含む全ての需要家が供給先を自由に変更
できるようになっているが、自由化の権利を行使しない家庭用需要家及び小規模企業には、
引き続き規制料金が適用されている。以下に自由化市場と規制市場の推移を示す。2007 年
には約 72%の需要家が自由化の権利を行使していなかったが、2010 年では約 48%まで減少
している。
供給電力量(GWh)
120
100
80
60
40
20
0
2007 2008 2009 2010
図 1-35 自由化市場と規制市場の推移
41
Free Market
Regulated Market
出典:Enel Annual Report より三菱総合研究所作成
規制料金は全国一律であり、「発電費」「系統費」「一般経費」「税金」から構成されている。
電力ガス規制機関(AEEG:Autorità per l'energia elettrica e il gas)が料金の改訂を行う。
AEEG は四半期ごとの規制料金需要家の料金を公表している。2008 年から 2011 年の推移
を図 1-36に示す。

cent/kWh
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2.41 2.47
1.44
1.30
2.39 2.50
11.19 10.65
42
2.27
2.30
1.44 1.95
2.50 2.49
9.61 9.45
2008 2009 2010 2011
税金
一般経費
系統費
発電費
出典:AEEG「Composizione percentuale del prezzo dell'energia elettrica per un consumatore domestico tipo」より
三菱総合研究所作成
図 1-36 年間消費電力量 2700kWh、設備容量 3kW,の家庭需要家における料金内訳
また、産業用と家庭用を合わせた電気料金の推移を図 1-37に示す。これより発電にかか
る費用が 2004 年から 2008 年にかけて上昇し、それに伴って電気料金が推移していることが
わかる。この原因として燃料価格(原油価格)の上昇が挙げられる。電気料金と原油価格の
推移を図 1-38に示す。ここから、原油価格の上昇に伴って電気料金が上昇していることが
分かる。
イタリアでは原子力発電が皆無であることや、大きな割合を占める火力発電の中でも石油
やガスの比率が高いこと、ガスコンバインドサイクルの導入が他の欧州諸国に比べて遅かっ
たことなどから、発電にかかるコストが原油価格の変動の影響を受けやすいことがわかる。
(c€/kWh) 発電他 送配電 租税公課
20
15
10
5
0
1.9
3.2
7.1
2004
2.0
3.0
8.0
2005
2.2
3.0
9.7
2006
2.3
2.9
10.5
2007
2.4 2.4
2.4
2.5
2.3
2.5
12.6 11.9 11.1
2008
2009
図 1-37 全需要家の電気料金の推移
2010

図 1-38 原油価格と電気料金の推移
(2) 家庭用電気料金の内訳
1) 発電費 (cost di approvvigionamento)
エネルギー卸売価格 (PED)と、調整費用(PPE)、マーケティング費用の合計。発電部分の
料率の改訂は、以前は 2 ヶ月ごとに行っていたが、2004 年 4 月以降、単一購入者(AU:
Acuirente Unico)が電力取引所ないしは発電事業者から直接購入した電力の調達費用を元に、
3 ヶ月ごとに見直しが行われている。
2) 系統費 (costi di rete e di misura)
送電・配電・メータにかかる全ての営業費用(資材費、用益費)や減価償却費、適切な資
本報酬などが対象となる。
送電料金は AEEG が設定し、配電料金に関しては事業者が AEEG の定めたガイドラインを
基に様々な料金オプションを設計し、AEEG の承認を受けて設定できる。
3) 一般経費 (oneri generali di sistema)
政府の政策を実施することで電気事業に発生した課題に関する費用を回収するためのも
の。以下のようなものが含まれている。
産業省によって課せられた費用
原子力発電旅廃炉費用、再生可能エネルギー促進費用、特定需要家に適用している割引料
金の費用、研究開発費用、電力自由化に伴う回収不能費用などが対象となる。
AEEG によって課せられた公益的課題の履行に関係する費用
料金規制によって配電事業者に認められた料金収入と実際の収入との差額を補填するた
めの費用などが対象となる。
供給の質を高めるためのインセンティブ規制に関する費用
43

AEEG によるプライス・キャップ制への移行に伴う費用
予想していなかった事象・規制の枠組みの変化・新たなユニバーサルサービスの導入など
に起因する費用、広報活動・DSM 活動に起因する費用などが対象となる。
4) 税金 (Imposte)
VAT と地方税等の合計
44

1.7 ノルウェー
(1) 電気料金の構造
送配電事業者には、エネルギー法に定められたライセンス規定 5 により、毎年財務情報及
び停電等の供給支障に関する情報を規制当局である水資源・エネルギー局(Norges vassdragsog
energidirektorat;以下、「NVE」という。)に報告することが義務付けられ、その詳細デー
タは Erapp システムとして公開されている。
なお、発電事業者・小売事業者にも同様の報告が義務付けられているが、これらは機密情
報に該当するため一般公開されていない。
1) 電気料金の構造
ノルウェーにおける電気料金(家庭・業務・産業の全平均値)の実績推移は、以下の通り
公表されている。税込み値で 50 ore/kWh(6~7 円/kWh)前後となっており、先進諸国のな
かでも極めて安価な部類に入る。赤部分は送配電費であり、年々徐々に減少していることが
分かる。青部分は燃料費および販売費に相当する部分である。ノルウェーの場合、水力発電
の比率が非常に大きいが、北欧諸国により形成される卸取引市場(Nord Pool)から調達し
ているため、その市場価格による影響を受け変動していると考えられる。
(øre/kWh)
70
60
50
40
30
20
10
0
34.4
4.5
16.6
42.1
38.7
5.0
4.6
17.0
18.6
13.3 17.1 18.5
2000
2001
2002
51.4
48.7 48.2
5.0
4.9 5.1
21.0
21.8 21.1
25.4 22.0 22.0
2003
2004
注)2008/09 年の税金等はまだ公表されていない
5 the Regulations of 7 December 1990 No. 959
2005
45
56.4
5.3
20.6
30.5
2006
50.6 51.9 49.8
5.5 5.5
5.5
20.0
18.9 18.1
25.1 27.5 26.2
2007
2008
図 1-39 ノルウェーの電気料金単価の推移
2009
租税公課
送配電
発電他
出典:Statistics Norway(各年)

2) 租税公課
租税公課については、ここではノルウェーにおける環境税として位置づけられている電気
利用税(2011 年現在、電気利用税は 11.21 Øre/kWh)がある。なお、電気利用税は電力多消
費産業とノルウェー北部の Nord-Troms 地方と Finnmark 地方については課税対象から免除
されている。
また、付加価値税として、発電料金及び送配電料金部分に対して 25%の税率が課せられ
る。
このほかに再生可能エネルギーの開発・振興を行う国有企業 Enova 社への補助金原資と
なる「エネルギー基金」の負担金がある。
3) 送配電料金
ノルウェーでは送電・配電部門は、電圧に応じて、送電系統、地域系統、配電系統の 3
階級に分けて定義され、送配電費用も各区分に応じて整理されている。
以下に、配電系統に関する営業費用の内訳を示す。
単位:1,000エーレ
16,000
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
-
46
一般経費配賦
固定資産除却損
不良債権処理
固定資産税
減価償却費
その他営業費用
人件費
卸電力取引に関する手数料
送電サービス料
配電系統ロス
出典:送配電事業者の財務報告データベースより三菱総合研究所作成
図 1-40 ノルウェー全体の配電系統営業費用の構成(2010 年)

表 1-10 配電会社及び送電会社(Statnett SF)の料金収入上限額算定に関する基礎指標
注)単位 1000 エーレ
(2) コスト費目に関する留意事項
47
出典:NVE,Annual Report 2010
1)送配電ロス
ノルウェーでは、送配電ロスは、送配電事業者が自身で発電する、もしくは卸取引市場か
ら調達することが求められ、送配電費として組み込まれている。
2)送配電部門間取引
送電系統、地域系統、配電系統の部門別に財務情報が整理されている。部門間取引の扱い
に注意する必要がある。例えば、配電系統の事業者は系統接続している上位系統の事業者に
対して自社内であっても系統利用料金を算定し、報告することが求められている。

1.8 韓国
(1) 電気料金の構造
2010 年 7 月に韓国政府の企画財政部(MOSF; Ministry of Strategy and Finance)により定め
られた情報公開ガイドラインに基づき、公益事業者はコスト情報の開示が求められている。
同ガイドラインに基づき、KEPCO(韓国電力)は 2010 年 11 月より、過去5年の自社のコ
スト内訳をホームページ上に公表している。当制度の目的は、公開に伴う国民からの監視を
通じて公益事業者に対しコスト低減圧力を与えることにある。
KEPCO におけるコスト開示項目は下表に示されるとおりである。韓国では適正コストに
適正利潤を上乗せした総括原価をもとに料金が決定される。適正コストは(A)営業費用、(B)
営業外費用、(C)所得税、(D)営業外収益に大別され、(A)+(B)+(C)-(D)にて算出される。
適正利潤はレートベースに事業報酬率を乗じたものである。なお、レートベースは、正味
の電気事業固定資産( 累計減価償却額を除き、再評価による差額を加味したもの)、2か
月の運転資本(減価償却費用およびその他現金以外の営業費用を除く、営業費用の1/6)、
発電子会社の株式持分、建設仮勘定の一部、の4項目から構成される。
事業報酬率は負債コストと資本コストの加重平均である WACC(Weighted Average Capital
Cost)によって定まり 6 、毎年改定される。
費目
備考
総括原価 ①適正コスト+②適正利潤により算定
① 適正コスト 下記、A+B+C-Dより算定
A 営業費用
卸電力購入費+燃料費
人件費
販売費、一般管理費等
発電会社からの購入電力量+島嶼部における発電の燃料費
一般管理費
研究開発費
人事、経理、総務等に伴う管理費
販売費
その他
広告費、販促費等
減価償却費 電気事業に関する資産
委託料
修繕費他
電気事業に関するコンサルティングおよび委託事業
B 営業外費用 有形固定資産売却損等
C 所得税 適正利潤に対する所得税
D 営業外収益 発電子会社の税引前利益、有形固定資産売却益、賃貸料所得等
② 適正利潤 下記、E×Fにて算定
E レートベース 電気事業固定資産、運転資本、子会社株式持分等
F 事業報酬率 WACCにより算定
図 1-41 KEPCO における電気料金コスト開示項目
6 資本コストは CAPM(資本資産価格モデル)に基づく
出典:KEPCO, Cost Information for KEPCO’s Electricity Rates, 2010
48

図 1-42は前述のコスト開示項目を参考に KEPCO 各年度財務諸表より作成した韓国にお
ける電気料金構造の推移である。送配電料金については、卸電力購入費を除く営業費用に事
業報酬率を上乗せして推計している。また、発電他は KEPCO 公表値である平均小売料金(料
金収入/販売電力量)から送配電料金を引いて算出している。なお、韓国における租税公課
は付加価値税(10%)、電力産業基盤基金(3.7%)である。
なお、電力産業基盤基金は、再生可能エネルギーの普及や気候変動枠組条約への対応等へ
の予算に充てられている。2007 年には 1 兆 2,922 億ウォンが拠出され、電力産業の競争力強
化や電力需給の安定に 3,884 億ウォン、気候変動枠組条約や国際環境規制への対応に向け、
新・再生エネルギーの開発・普及に 2,456 億ウォンが支援されている。近年では再生可能エ
ネルギー導入量の増加に伴い、こうした支援金も増額傾向にある。
(Won/kWh) 租税公課 送配電 発電他
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
29.9 17.7 17.6 16.5 16.7 16.5 10.6
10.1 10.2 10.2 10.2
15.5 15.8
17.1 16.7 10.5 11.5 11.8
10.7 10.8
46.6 55.7 56.6 57.5 57.2 59.4 60.3 61.6 67.5 69.7
2001
2002
2003
2004
2005
49
2006
2007
2008
図 1-42 韓国における電気料金構造推移
2009
2010
出典:KEPCO 財務諸表等より三菱総合研究所作成

表 1-11 KEPCO におけるコスト情報の概況
出典:KEPCO, Cost Information for KEPCO’s Electricity Rates, 2010
50

(2) コスト構造の特徴
図 1-43に 2005 年~2009 年における総括原価を示す。営業費用の 84%、総括原価の 79%
を卸電力購入費、あるいは燃料費が占めている。2009 年の適正利潤は総括原価の 8.9%を占
めている。
図 1-44は、料金収入と総括原価のバランスを示したものである。KEPCO は政府出資比率
51%の公社であり電気料金が政策的に低く設定されていることが知られているが、過去 5 年
は総括原価よりも料金収入が下回っている。ただし、適正コストとの比較では、燃料単価が
高騰した 2008 年以外は、料金収入によりも上回っている。言い換えれば、適正利潤分を確
保できていない状況が続いている。
Won/kWh
Won/kWh
120.00
100.00
120.00
100.00
80.00
60.00
40.00
20.00
0.00
‐20.00
80.00
60.00
40.00
20.00
0.00
FY 2005 FY 2006 FY 2007 FY 2008 FY 2009
図 1-43 2005~2009 年度の総括原価の推移
51
適正利潤
所得税
営業外収支
その他営業費用
販売費、一般管理費等
人件費
卸電力購入費+燃料費
出典:KEPCO, Cost Information for KEPCO’s Electricity Rates, 2010 より三菱総合研究所作成
FY 2005 FY 2006 FY 2007 FY 2008 FY 2009
120.00
100.00
78.00
76.00
74.00
80.00 72.00
総括原価/販売電力量
70.00
60.00
68.00
40.00総収入/販売電力量
66.00
20.00
0.00
64.00
62.00
60.00
FY 2005 FY 2006 FY 2007 FY 2005 FY 2008 FY 2009
図 1-44 料金収入と総括原価のバランス
適正コスト/販売電力量
総括原価/販売電力量
総収入/販売電力量
出典:KEPCO, Cost Information for KEPCO’s Electricity Rates, 2010 より三菱総合研究所作成

(3) 事業報酬率
KEPCO における 2009 年度の事業報酬率は 5.63%と公表されている。事業報酬率は近年低
減傾向にあるがレートベースは漸増しているため、適正利潤自体は一定水準で留まっている。
レートベース(billion Won)
70,000
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0
FY 2005 FY 2006 FY 2007 FY 2008 FY 2009
図 1-45 事業報酬率とレートベースの推移
52
7.00%
6.00%
5.00%
4.00%
3.00%
2.00%
1.00%
0.00%
出典:KEPCO, Cost Information for KEPCO’s Electricity Rates, 2010 より三菱総合研究所作成
(4) 政府における補填の状況
KEPCO は燃料費高騰を受け 2008 年には公的資金による補填(6680 億ウォン=467.6 億円)
を受けており、同時期に発電子会社の一つである韓国東西発電も約 2 億ウォンを計上してい
る。韓国東西発電では資産取得に関して国庫補助金を毎年僅かずつ利用しているが、それら
は減価償却費と相殺する形で計上されている 7 。
この背景には、韓国では産業用を中心に電気料金の引き上げ調整が行われてきたが、燃料
価格の高止まり等による発電コストの変動を反映できなかったため、2008 年のリーマン・
ショック後に韓国電力公社の経営状況は赤字に転じたことが挙げられる。2006 年は 2.07 兆
ウォン(1447 億円)、2007 年は 1.56 兆ウォン(1091 億円)の黒字を計上していたが、2008
年に一転して 2.95 兆ウォン(2062 億円)の赤字となっている。
しかしながら、この政府による補填金支出の措置は法律的な根拠がない状態で給付が実施
されたものである。これに関して、韓国の野党側は違法行為であると反対し、「韓国電力公
社は独占企業であり、上場され、外国人による投資も行われた企業である8。毎年 2 兆ウォ
ン前後の黒字を出せる企業に国民の税金を補助することは不適切(民衆党議員)」と表明し、
韓国国内で大論争を引き起こした経緯がある。
7 Korea East-West Power, Financial Report (http://www.ewp.co.kr/kor/)
8 韓国電力公社の資本構造と見ると、韓国政策金融公社が 29.95%、外国人投資家が 23.09%、政府が 21.12%
事業報酬率(%)

政府補助に関する枠組みとしては、韓国では韓国電力公社を含めた公共事業企業等に対し
て、政府による資産関連補助金を給付する制度がある。同政府補助金は「補助金の予算及び
管理に関する法律」(第 10898 号、2011 年 7 月 25 日一部改訂)及び「補助金管理に関する
法律」にもとづくものである。「補助金の予算及び管理に関する法律」は補助金予算の編成、
交付申請、交付手続き及び使用などに関する法律で、補助金が支給される対象事業の範囲等
を規定する。また補助事業ごとに適用する国庫補助率(基準補助率)は大統領令により定めさ
れると規定されている(第 9 条)。
下表に示すとおり事業用土地、建物、構築物、機械装置、その他有形資産に対して政府補
助金が支出されている。2011 年 9 月 30 日時点の資産関連政府補助金の帳簿価額は 3,387 億
ウォン(237 億円)で、内訳は土地が 31 億ウォン(2 億円)、建物が 460 億ウォン(32 億円)、
構築物が 1,506 億ウォン(105 億円)、機械装置が 426 億ウォン(30 億円)、その他有形資産
が 1500 万ウォン(105 億円)、建築中資産が 964 億ウォン(67 億円)となっている。
韓国電力公社の土地・設備等の資産の帳簿価格は、韓国の会計基準にしたがって資産関連
の政府補助金を控除して財務諸表に表示される。損益計算書上は、政府補助金は対象資産の
法定耐用年数による減価償却費に対応させるかたちで費用をオフバランスして当期損益に
反映される。
なお、IEA は「Energy Policies of IEA Countries, Korea2006 Review」報告書の中で、電力
企業に補助金を交付して各セクターのコスト構造を電力価格に直接的に反映させない韓国
の電力政策を改善し補助金を廃止することを提言している。
表 1-12 韓国電力公社の設備資産(2011.1.1~2011.9.30) 単位:百万ウォン
項目 期初帳簿価額
53
増減
増加 減少
減価償却
第 3 四半期末
帳簿価額
土地 6,625,262 89,597 2,682 0 6,712,177
政府補助金 3,099 7 0 0 3,106
合計 6,622,163 89,590 2,682 0 6,709,071
建物 1,950,580 267,929 123,574 154,785 1,940,150
政府補助金 45,365 3,146 0 2,506 46,005
合計 1,905,215 264,783 123,574 152,279 1,894,145
構築物 29,164,735 1,440,270 437,048 1,036,618 29,131,339
政府補助金 143,938 13,435 1,860 4,941 150,572
合計 29,020,797 1,426,835 435,188 1,031,677 28,980,767
で、政府関連資本の合計は 51.07%である。

項目 期初帳簿価額
54
増減
増加 減少
減価償却
第 3 四半期末
帳簿価額
機械装置 8,443,363 560,011 138,124 544,839 8,320,411
政府補助金 43,732 2,366 559 2,968 42,571
合計 8,399,631 557,645 137,565 541,871 8,277,840
輸送機器 20,968 15,115 10,266 5,859 19,958
政府補助金 0 0 0 0 0
合計 20,968 15,115 10,266 5,859 19,958
金融リース資産 1,120,143 4 0 96,345 1,023,802
政府補助金 0 0 0 0 0
合計 1,120,143 4 0 96,345 1,023,802
その他、有形資産 63,115 27,831 19,451 17,216 54,279
政府補助金 22 0 0 7 15
合計 63,093 27,831 19,451 17,209 54,264
建設中の資産 4,936,867 3,617,085 1,863,398 0 6,690,554
政府補助金 81,329 15,094 0 0 96,423
合計 4,855,538 3,601,991 1,863,398 0 6,594,131
出典:KEPCO 四半期報告書(2011 年 11 月 29 日)
なお、KEPCO の部分民営化は段階的に進行し、1989 年から普通株式の民間への売却を進
めているが、現状では前述のように株式の 51%が政府所有となっており、民営化の予定は
ない。かつては政府所有分と民間所有分で異なる配当率が設定されており、2001 年度には
政府株が 9%、その他の株式は 12%であった(OECD 報告書 9 によると、それより以前では政
府向けのみ無配とする等で内部留保を保つ場合もあった)。しかしながら、2002 年以降は政
府向けとその他で区別はなく、同じ配当率を設定している。なお、2008 年以降は当期純利
益を確保できておらず、無配当が続いている。
9 OECD, Regulatory Reform in Korea, 2000

25%
20%
15%
10%
5%
0%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
55
2008
2009
2010
2011
図 1-46 KEPCO 株式の配当率の推移
政府株
その他
出典:KEPCO より三菱総合研究所作成
韓国では 2011 年 9 月 15 日に大規模停電が発生し、15 時から 20 時の間、30 分間隔で順番
に電力供給が遮断され、大きな問題となった。KPX(韓国卸電力取引所)ではこの問題につ
いて、①残暑が続くなかで前日の需要見通しが甘かったこと、②負荷追従が可能な電源が少
なかった、③そもそもの供給予備率が低かったこと、が主な原因であったとしている 10 。
一方で、韓国では、発電事業者と販売事業者双方の入札で取引価格が決まる方式(卸電力
市場方式)ではなく、標準容量価格(CP: Capacity Payment)と発電機別変動費(Energy Payment)
の合計で取引価格が決まる CBP(Cost Base Pool)方式である。前者については、稼働に関わら
ず容量価格を支払うため、低効率の発電機の切り替えが難しく、過剰な設備投資のおそれが
あることなどが所轄官庁である知識経済部から指摘されていた。
しかしながら、実際には最大電力の伸びに対して設備容量は十分ではなく、供給予備率は
2005 年 13.0%であったのが、2010 年には 6.7%まで低下していた。この背景には経済成長に
伴う需要伸長も一因であるが、発電設備の投資環境が十分でなかったことや、Capacity
Payment のため古くて非効率な電源を修繕して保有するインセンティブが働き、有効な新規
投資が為されなかった等の、供給側の要因も考えられる。
下図表は 2007 年に発表された論文であるが、インタビュー調査により各発電事業者の投
資判断基準を整理したものである。KEPCO 発電子会社では政府の供給計画に沿うことが主
目的となっており、IPP では求める収益性の観点からそこまで投資に積極的ではない。この
ような状況から、本来の固定費分への補填を目的とした CP の制度が上手く機能していなか
った可能性がある。
10 KPX, Korea Power Industry Status, 2011

表 1-13 韓国発電事業者における投資判断基準
KHNP(韓国水力・原子 その他 KEPCO 子会社 5 IPP
力会社)
社
投資判断 原子力の年経費化コス 新設自体には積極的。し 事業収益性および資金
基準 トが LNG や石炭を下回 かし、現実的には建設サ 調達の面で、投資を抑制
った際に投資を検討す イトや政府目標の制約 している。
る。しかし、現実的には があるため、それに従
建設サイトや政府目標
の制約があるため、それ
に従う。
う。
目標 特に目標はなく、政府目 現在の市場シェアの維 成長と収益
標に沿って建設を行う。 持
必要とす
る事業報
酬率
N/A 7% 10%
出典:Jung-Yeon Park et al, Investment incentives in the Korean electricity market, Energy Policy, Volume 35, 2007
56

2. 諸外国の電気料金水準に係る要因分析
2.1 送配電料金水準に係る要因分析
送配電料金は各国とも規制料金であり、基本的に総括原価方式によって費用を積み上げ、
事業報酬を加えて総原価を導いたうえで料金を算出している。欧州の一部の国ではレベニュ
ーキャップ方式やインセンティブ方式など、必ずしも原価に依らない方式が本格的に適用さ
れているが、その基準となるのは飽くまで総括原価方式である。
燃料費変動の影響や市場競争圧力の影響をあまり受けない送配電料金であっても、国によ
ってその水準が全く異なる。その原因としては、設備利用の効率性(例えば、負荷率の低い
国・地域では、kWh 送配電量あたりの設備関連費が高くなる)や、設備の価格(資材費や
人件費の高い国・地域では高コスト構造が料金に反映される)や、需要密度(過疎地域の電
力会社では、少ない需要を満たすために長距離の送配電網を敷設する必要があり、コスト増
につながる)など、様々な要素が考えられる。
そこで、本節では、前章で整理した情報や数値を活用しつつ、各国の送配電単価の差異を
分析し、差異を生み出す主要な要因の把握を試みる。
尚、各国では電圧階級に応じて送電料金と配電料金に分けられているが、国によって電圧
階級区分が異なるために送電・配電別の分析は困難である。また同様に需要家種別(家庭、
業務、産業別)の分析は、国によってはデータ収集が難しいため、全需要家種をひとくくり
にする。従って、送電と配電を併せた送配電供給費用を、対応する総電力送配電量で除した
「送配電単価」を分析対象とする。
2.1.1 送配電料金水準に影響する要因の抽出
総括原価方式下の電気料金(送配電料金)では、「総原価」(=「適正費用」+「公正報酬」
-「控除収益」)を算定し、総原価と料金収入が一致するように料金単価を定めている。
総原価については、次表の送電・配電関係原価(東京電力)内訳によると、給与手当・修
繕費・委託費・賃借料・原価償却費・事業報酬の 6 つで総原価の 80%近くを占めており、
且つその合計と総原価との相関係数は殆ど 1 である。つまり送配電料金に決定的な影響を及
ぼす総原価は上記 6 つで説明できる可能性がある。
各国別に分析を行う場合、上記 6 項目のデータが細かく開示されていない可能性が大きい。
しかし、修繕費と委託費/賃借料にも強い相関があること(相関係数 0.8)、原価償却費や事
業報酬はレートベース(送配電事業用資産)に直結している項目である事を鑑みると、総原
価は「人件費」、「修繕費」、「送配電事業用資産」に連動していると考えることができる。
57

表 2-1 東京電力供給約款変更届における送電・配電関連費用
単位:百万円 H16改定 H18改定 H20改定
総原価との
相関係数
役員給与 299 616 498 0.55
給料手当 174,982 192,996 180,535 0.81
給料手当振替額(貸方) -1,776 -2,825 -1,646 -0.98
退職給与金 35,255 35,149 34,552 0.65
厚生費 31,841 34,145 32,031 0.92
委託検針費 18,652 18,524 18,495 -0.03
委託集金費 6,196 6,145 4,900 0.72
雑給 1,841 2,493 2,381 0.36
燃料費 0 0 0
使用済燃料再処理等発電費 0 0 0
廃棄物処理費 0 0 0
特定放射性廃棄物処分費 0 0 0
消耗品費 9,861 9,695 8,204 0.68
修繕費 220,790 241,567 239,369 0.29
水利使用料 250 249 252 -0.92
補償費 12,128 10,579 9,539 0.21
賃借料 118,911 125,859 121,074 0.81
託送料 0 17,165 19,711 0.08
0 0 0
事業者間清算費 23,592 2,507 3,011 -0.22
委託費 100,362 120,167 106,528 0.81
損害保険料 2,017 2,188 2,190 0.19
普及開発関係費 0 0 0
養成費 3,360 2,983 2,949 -0.13
研究費 11,996 12,527 6,373 0.80
諸費 25,901 26,531 18,696 0.79
電気料貸倒損 0 0 0
固定資産税 73,422 78,918 49,238 0.85
雑税 3,083 2,955 2,239 0.65
減価償却費 434,830 427,578 403,243 0.58
固定資産除却費 58,729 64,924 60,549 0.82
原子力発電施設解体費 0 0 0
共有設備費等分担額 749 752 968 -0.74
共有設備費等分担額(貸方) -1 -1 -1
建設分担関連費振替額(貸方) -502 -304 -238 -0.04
附帯事業営業費用分担関連費振替額 -955 -1,453 -304 -0.96
開発費 0 0 0
開発費償却 0 0 0
株式交付費 0 0 3 -0.75
株式交付費償却 0 3 0 0.95
社債発行費 0 0 1,165 -0.75
社債発行費償却 164 336 0 0.98
法人税等 15,342 19,523 13,375 1.00
電気事業報酬 190,029 191,023 170,136 0.78
合 計(百万円) 1,571,348 1,643,514 1,536,922 1.00
5項目合計(給与手当て・修繕費・賃
借料・原価償却費・電気事業報酬)
1,239,904 1,299,190 1,220,885 1.00
注)全需要に対する送配電費を見る観点から、特高・高圧需要のみならず低圧需要向けの送配電費用も含
んでいる。
出典:東京電力供給約款変更届出書より三菱総合研究所作成
送配電料金の高低は、以下のように「設備利用効率性」、「コスト効率性」「供給品質」に
関する指標を用いての分析を試みる。
(1) 設備利用効率性
年負荷率
年負荷率が高い、つまりある程度一定のロードプロファイルで電力が消費される国・地域
は、設備を効率的に利用できるため、送配電料金が低いと考えられる。一方日本のように負
荷率の低い国は、ピーク需要に対応するための送配電網整備を行わざるを得ないため、kWh
あたりの固定費がかさんで料金が上昇していると考えられる。
58

需要密度(送配電設備 km あたり送配電量、供給面積あたり送配電量)
狭い地域に需要が密集しており、需要密度の高い国・地域は、送配電網の恒長を短くすま
すことができるので、結果として設備投資額が抑制され、料金が下がる可能性がある。日本
のような需要密度の高い国では、この効果が期待される。
(2) コスト効率性
人件費(一人あたり人件費、送配電量あたり人件費、送配電網あたり人件費)
人件費の高低は、一人あたり金額の効率性(一人あたり人件費)或いは事業運営に要する
人数の効率性(送配電量あたり人件費または送配電網(km)あたり人件費)で判断できる。人
件費が効率的な国・地域は、事業全体としてコスト抑制努力がなされており、料金の低減に
結びついている可能性がある。
修繕費(送配電量あたり人件費、送配電網あたり人件費)
人件費と同様に、修繕費についてもコスト効率性を、送配電量あたり修繕費または送配電網
(km)あたり修繕費で判断できる。修繕費が効率的な国・地域は、事業全体としてコスト抑制
努力がなされており、料金の低減に結びついている可能性がある。
送配電事業資産(送配電網あたりレートベース)
事業報酬および営業費の中の主要項目である減価償却費は、レートベースにある一定の率を
乗じて算出されるものである。報酬率や減価償却率は国によって違うものの、資産が効率よ
く形成されていれば、料金低減に直接結びつく。このような設備の効率性は、送配電網 1km
あたりの Net Asset Base(減価償却後資産価値) 11 で判断できると考えられる。
停電時間・停電回数
停電時間や停電回数が少ない送配電系統は、それだけ設備の維持管理に費用をかけている、
つまり停電時間や停電回数が少ないほど送配電料金は高いと想定できる。
11 本来は Gross Asset Value(償却前資産価値)の方が、使用年数などの影響を排してより直接的に資産形
成の効率性を判断できる可能性があるが、国・地域によってはこの指標を入手できない事が想定される。
また料金水準には償却後資産価値の方が直接的に結びつくことから、本調査では償却後資産価値で分析す
る。
59

2.1.2 データセット
(1) データセット
各種資料を用いてデータを収集した。
表 2-2 データセット
調査対象(国、電力会社) 調査対象年 収集データ
米国(カリフォルニア州、PG&E
社)
米国(テキサス州、Oncor Electric
Delivery 社)
フランス(RTE 社と ERDF 社)
スペイン(ENDESA 社)
英国(National Grid、EDF Energy)
イタリア(Terna、ENEL)
韓国(KEPCO 社)
ノルウェー(国全体)
ドイツ(RWE 社など)
日本(東京電力)
2004~2009 年(しか
し、データ収集の制約
上、一部の年に関して
のみ収集可能なケー
スが大半)
60
送配電料金単価(認可ベー
ス、または財務諸表等に基づ
く実績ベース)
電力流通量(GWh)
送配電網恒長(km)
需要家数(戸)
年間設備投資額
送配電に係る人件費
送配電に係る社員数
年間修繕費
年間最大需要(MW)
年間負荷率(%)
収集データには、以下 2 通りのものが存在する。
認可ベースデータ:事前の原価想定や需要想定に従って規制当局が認可したデータ。
原価と料金の関係が正確に反映されているというメリットがあるが、実績とは多少
の差異があるというデメリットもある。
実績ベースデータ:電力会社の電力統計や財務諸表を用いる実績データ。実態を捉
えることが出来るというメリットがあるが、財務諸表の公開度によっては原価や料
金単価を必ずしも正しく把握できないというデメリットがある。
人件費と社員数は、社員一人あたりの人件費を算出するために用いるが。総配電部門と発
電/小売部門が一体となった全社ベースのデータしか開示されていないケースが多い。その
場合は、全社データで代用する。尚、人件費は給与+その他(厚生費、企業年金、ストック
オプション等)の総額ベースで把握する。
(2) 為替
為替は IEA/OECD Energy Prices and Taxes の掲載値を採用した(表 2-3) 12 。
(3) 分析データ
(1)(2)に基づいて整理したデータを表 2-4および表 2-5に示す。
12
購買力平価(PPP: Purchasing Power Parity)を用いた分析も可能だが、予備分析の結果、名目為替値で分析
するよりも各種相関係数が悪化したので、本調査では採用しないこととした。

表 2-3 為替レート
年 円 ユーロ ポンド ウォン ノルウェー
2000 107.80 1.085 0.661 1,131 8.81
2001 121.50 1.117 0.694 1,290 8.99
2002 125.25 1.061 0.667 1,251 7.97
2003 115.94 0.885 0.612 1,191 7.08
2004 108.15 0.805 0.546 1,145 6.74
2005 110.10 0.805 0.550 1,024 6.45
2006 116.35 0.797 0.543 952 6.42
2007 117.76 0.730 0.500 929 5.86
2008 103.39 0.684 0.546 1,101 5.64
2009 93.57 0.720 0.641 1,275 6.28
2010 87.76 0.755 0.648 1,155 6.05
出典:IEA Energy Prices and Taxes(ただしノルウェーのみ Norges Bank データを使用)
61

年 国 (通貨単位) 送配電料金 年間送電量 送電線恒長 配電線恒長 需要家数
表 2-4 分析データ一覧(各国通貨ベースで整理)
年間設備
投資費
送電/配電に
係る人件費
62
人員数 修繕費 最大需要 系統負荷率
(年平均)
電気事業資産(減
価償却後)
電気事業資産
(減価償却後)
(kmあたり)
事業報酬率 減価償却率
Currency/kWh GWh km km 戸・口 Currency Currency 人 Currency MW Currency Currency 回/年 分/年
2007 米国(PG&E) 百万USD 4.67 92,568 29,638 226,361 5,190,978 2,893 314 3,143 370 20,258 0.52 14,585 0.06 0.09 0.03 159.90 1.25
2008 米国(PG&E) 百万USD 4.64 94,770 30,326 226,927 5,278,738 1,332 324 3,299 420 20,385 0.53 15,530 0.06 0.09 0.03 153.40 1.20
2009 米国(PG&E) 百万USD 4.48 91,697 29,635 227,212 5,224,258 1,777 587 4,934 385 18,410 0.57 17,029 0.07 0.09 0.03 131.30 1.11
2010 米国(PG&E) 百万USD 4.77 92,650 30,318 227,426 5,212,599 1,792 614 5,259 415 19,286 0.55 18,506 0.07 0.09 0.03 130.40 1.11
2007 米国(Oncor) 百万USD 2.62 105,429 23,591 164,448 3,077,913 708 152 3,400 97 21,724 0.55 8,069 0.04 0.08 0.04 77.88 1.10
2008 米国(Oncor) 百万USD 2.71 107,829 23,983 165,211 3,109,701 882 149 3,600 91 22,179 0.56 8,606 0.04 0.08 0.04 85.40 1.10
2009 米国(Oncor) 百万USD 2.95 103,376 24,340 160,857 3,135,675 997 165 3,800 95 20,559 0.57 9,174 0.05 0.08 0.04 84.50 1.10
2010 米国(Oncor) 百万USD 3.14 109,323 24,625 165,211 3,160,851 1,021 173 3,800 85 22,127 0.56 9,676 0.05 0.08 0.05 96.60 1.20
2006 ドイツ 百万EUR 4.39 514,400 584,500 1,085,500 44,820,000 2,630 4,900 68,534 3,361 77,800 0.75 - - - - - -
2007 ドイツ 百万EUR 3.83 515,200 584,500 1,085,500 44,820,000 3,134 3,951 63,439 3,434 78,500 0.75 - - - - - -
2008 ドイツ 百万EUR 3.59 513,400 634,000 1,150,000 45,330,000 3,057 4,415 65,908 3,434 76,800 0.76 - - - - - -
2009 ドイツ 百万EUR 3.71 483,200 619,197 1,164,012 45,330,000 3,837 4,611 70,726 3,322 73,000 0.76 - - - - - -
2009 フランス 百万EUR 3.35 441,732 100,674 1,365,283 34,800,000 3,333 3,732 44,990 2,309 92,400 0.60 38,858 0.03 0.07 0.06 18.67 0.48
2010 フランス 百万EUR 3.42 465,259 104,553 1,370,246 35,000,000 3,590 3,673 44,780 2,309 96,700 0.60 40,531 0.03 0.07 0.06 4.80 0.33
2006 スペイン 百万EUR 1.98 269,930 55,342 690,803 25,688,978 3,514 1,135 14,894 1,437 42,417 0.73 23,207 0.03 0.04 0.05 0.00 1.95
2007 スペイン 百万EUR 2.31 278,037 55,713 742,232 26,247,021 3,491 1,037 11,529 1,130 44,876 0.71 25,119 0.03 0.05 0.05 0.00 1.52
2008 スペイン 百万EUR 2.45 281,116 56,972 762,396 26,826,986 3,480 1,030 11,905 1,160 42,961 0.75 27,408 0.03 0.05 0.04 0.00 1.15
2009 スペイン 百万EUR 2.93 265,855 57,639 809,572 28,050,761 3,153 1,342 12,912 1,572 44,440 0.68 30,865 0.04 0.06 0.04 0.00 0.91
2010 スペイン 百万EUR 2.82 273,908 58,449 859,930 27,786,795 2,341 1,055 10,758 1,399 44,122 0.71 34,009 0.04 0.05 0.04 0.00 3.17
2008 英国 百万GBP 2.28 342,168 23,884 785,272 29,661,000 4,131 769 23,176 845.77 60,289 0.68 36,532 0.05 0.05 0.03 72.86 0.76
2009 英国 百万GBP 2.52 322,717 23,890 740,633 29,365,000 4,452 857 23,944 946.32 60,231 0.65 42,919 0.06 0.05 0.02 0.00 0.00
2010 英国 百万GBP 2.45 328,318 24,305 753,487 29,365,000 4,610 731 24,436 857.72 60,893 0.65 43,312 0.06 0.05 0.04 0.00 0.00
2007 イタリア 百万EUR 2.42 301,066 44,399 1,200,161 36,240,417 1,752 1,424 26,288 1,813 56,800 0.61 26,328 0.02 0.07 0.04 6.88 58.00
2008 イタリア 百万EUR 2.15 283,478 44,342 1,207,341 35,583,000 1,951 1,381 25,194 1,486 55,300 0.59 28,505 0.02 0.07 0.04 5.98 90.24
2009 イタリア 百万EUR 2.19 271,233 62,183 1,198,327 36,033,000 1,961 1,424 23,218 1,140 51,900 0.60 26,617 0.02 0.07 0.05 5.89 78.29
2010 イタリア 百万EUR 2.25 265,765 62,580 1,204,982 36,609,000 2,255 1,388 22,638 1,160 58,400 0.52 27,894 0.02 0.07 0.05 5.05 89.00
2004 ノルウェー 百万NOR 21.80 121,964 30,283 299,566 2,303,000 3,239 2,187 4,760 3,622 20,675 0.67 48,516 0.15 0.07 0.00 0.00 0.00
2005 ノルウェー 百万NOR 21.10 125,769 29,626 297,912 2,303,000 2,733 2,155 4,923 3,774 21,401 0.67 47,983 0.15 0.06 0.07 0.00 0.00
2006 ノルウェー 百万NOR 20.60 122,255 29,358 299,161 2,303,000 3,516 2,393 4,989 4,235 21,575 0.65 48,066 0.15 0.06 0.07 1.40 1.80
2007 ノルウェー 百万NOR 20.00 127,128 29,746 298,815 2,303,000 4,165 2,208 4,442 4,809 21,588 0.67 48,400 0.15 0.07 0.06 1.40 1.90
2008 ノルウェー 百万NOR 18.90 128,231 29,438 301,579 2,303,000 5,117 2,576 4,702 5,799 21,589 0.68 54,386 0.16 0.07 0.06 1.70 2.10
2009 ノルウェー 百万NOR 18.10 122,790 29,742 304,577 2,303,000 5,526 2,767 4,890 5,799 21,963 0.64 56,843 0.17 0.06 0.06 1.20 1.80
2004 韓国 10億ウォン 16.52 324,885 15,206 380,364 17,061,591 3,329 625 18,081 738 51,264 0.76 29,946 0.08 - - 18.90 0.40
2005 韓国 10億ウォン 16.73 346,207 13,793 385,510 17,329,494 3,643 697 18,261 736 54,631 0.76 30,787 0.08 0.06 0.05 18.60 0.45
2006 韓国 10億ウォン 16.48 363,053 14,041 393,305 17,624,836 3,657 751 18,341 830 58,994 0.74 31,551 0.08 0.06 0.05 18.80 -
2007 韓国 10億ウォン 17.05 384,693 14,092 401,485 18,038,810 4,030 935 18,599 934 62,285 0.74 31,018 0.07 0.06 0.05 17.20 -
2008 韓国 10億ウォン 16.66 401,726 14,252 410,015 18,419,048 4,311 1,018 18,534 834 62,794 0.77 31,941 0.08 0.06 0.05 16.10 -
2009 韓国 10億ウォン 15.48 411,631 14,371 420,258 18,727,411 5,025 835 17,885 845 66,797 0.74 33,347 0.08 0.06 0.05 15.60 -
2010 韓国 10億ウォン 15.78 451,432 14,604 428,259 19,229,450 4,827 998 17,508 687 71,308 0.76 34,673 0.08 - 0.05 15.50 -
2004 日本(TEPCO) 億円 5.44 313,203 39,839 354,765 33,321,500 2,228 4,360 37,491 2,220 67,376 0.53 61,189 0.16 0.03 0.06 7.00 0.10
2005 日本(TEPCO) 億円 5.44 313,203 39,880 357,480 33,321,500 2,677 4,360 37,491 2,220 67,376 0.53 59,405 0.15 0.03 0.06 2.00 0.05
2006 日本(TEPCO) 億円 5.29 310,726 39,940 360,151 33,686,800 2,879 4,318 37,348 2,416 66,186 0.54 57,921 0.14 0.03 0.06 3.00 0.13
2007 日本(TEPCO) 億円 5.29 310,726 40,073 362,495 33,686,800 3,242 4,318 37,348 2,416 66,186 0.54 56,233 0.14 0.03 0.06 4.00 0.05
2008 日本(TEPCO) 億円 4.75 323,687 40,193 364,642 34,521,500 2,833 4,113 37,491 2,394 66,011 0.56 54,481 0.13 0.03 0.06 3.00 0.12
2009 日本(TEPCO) 億円 4.75 323,687 40,310 366,404 34,521,500 2,961 4,113 37,491 2,394 66,011 0.56 52,757 0.13 0.03 0.06 2.00 0.05
年間停電時
間
(SAIDI)
年間停電回
数
(SAIFI)

表 2-5 分析データ一覧(円ベースで整理)
年 国 (通貨単位) 送配電料金 年間送電量 送電線恒長 配電線恒長 需要家数
年間設備
投資費
送電/配電に
係る人件費
人員数 修繕費 最大需要 系統負荷率
(年平均)
電気事業資産
電気事業資産(減
(減価償却後)
価償却後)
(kmあたり)
事業報酬率 減価償却率
年間停電時
間
(SAIDI)
年間停電回
数
(SAIFI)
円/kWh GWh km km 戸・口 億円 億円 人 Currency MW 億円 億円/km 回/年 分/年
2007 米国(PG&E) 億円 5.51 92,568 29,638 226,361 5,190,978 3,407 369 3,143 436 20,258 0.52 17,175 0.07 0.09 0.03 159.90 1.25
2008 米国(PG&E) 億円 4.80 94,770 30,326 226,927 5,278,738 1,377 335 3,299 434 20,385 0.53 16,056 0.06 0.09 0.03 153.40 1.20
2009 米国(PG&E) 億円 4.19 91,697 29,635 227,212 5,224,258 1,663 549 4,934 360 18,410 0.57 15,934 0.06 0.09 0.03 131.30 1.11
2010 米国(PG&E) 億円 4.19 92,650 30,318 227,426 5,212,599 1,573 539 5,259 364 19,286 0.55 16,241 0.06 0.09 0.03 130.40 1.11
2007 米国(Oncor) 億円 3.08 105,429 23,591 164,448 3,077,913 834 179 3,400 114 21,724 0.55 9,502 0.05 0.08 0.04 77.88 1.10
2008 米国(Oncor) 億円 2.80 107,829 23,983 165,211 3,109,701 912 154 3,600 95 22,179 0.56 8,898 0.05 0.08 0.04 85.40 1.10
2009 米国(Oncor) 億円 2.76 103,376 24,340 160,857 3,135,675 933 155 3,800 88 20,559 0.57 8,584 0.04 0.08 0.04 84.50 1.10
2010 米国(Oncor) 億円 2.76 109,323 24,625 165,211 3,160,851 896 152 3,800 75 22,127 0.56 8,492 0.04 0.08 0.05 96.60 1.20
2006 ドイツ 億円 6.42 514,400 584,500 1,085,500 44,820,000 3,839 7,153 68,534 4,907 77,800 0.75 - - - - - -
2007 ドイツ 億円 6.18 515,200 584,500 1,085,500 44,820,000 5,056 6,374 63,439 5,540 78,500 0.75 - - - - - -
2008 ドイツ 億円 5.42 513,400 634,000 1,150,000 45,330,000 4,621 6,673 65,908 5,191 76,800 0.76 - - - - - -
2009 ドイツ 億円 4.82 483,200 619,197 1,164,012 45,330,000 4,987 5,992 70,726 4,317 73,000 0.76 - - - - - -
2009 フランス 億円 4.35 441,732 100,674 1,365,283 34,800,000 4,332 4,849 44,990 3,001 92,400 0.60 50,499 0.03 0.07 0.06 18.67 0.48
2010 フランス 億円 3.98 465,259 104,553 1,370,246 35,000,000 4,173 4,269 44,780 2,684 96,700 0.60 47,113 0.03 0.07 0.06 4.80 0.33
2006 スペイン 億円 2.89 269,930 55,342 690,803 25,688,978 5,129 1,657 14,894 2,098 42,417 0.73 33,878 0.05 0.04 0.05 0.00 1.95
2007 スペイン 億円 3.73 278,037 55,713 742,232 26,247,021 5,631 1,672 11,529 1,822 44,876 0.71 40,520 0.05 0.05 0.05 0.00 1.52
2008 スペイン 億円 3.71 281,116 56,972 762,396 26,826,986 5,261 1,557 11,905 1,754 42,961 0.75 41,429 0.05 0.05 0.04 0.00 1.15
2009 スペイン 億円 3.80 265,855 57,639 809,572 28,050,761 4,098 1,744 12,912 2,043 44,440 0.68 40,112 0.05 0.06 0.04 0.00 0.91
2010 スペイン 億円 3.27 273,908 58,449 859,930 27,786,795 2,721 1,226 10,758 1,626 44,122 0.71 39,531 0.04 0.05 0.04 0.00 3.17
2008 英国 億円 4.31 342,168 23,884 785,272 29,661,000 7,823 1,456 23,176 1,602 60,289 0.68 69,177 0.09 0.05 0.03 72.86 0.76
2009 英国 億円 3.68 322,717 23,890 740,633 29,365,000 6,498 1,251 23,944 1,381 60,231 0.65 62,652 0.08 0.05 0.02 0.00 0.00
2010 英国 億円 3.31 328,318 24,305 753,487 29,365,000 6,243 990 24,436 1,162 60,893 0.65 58,659 0.08 0.05 0.04 0.00 0.00
2007 イタリア 億円 3.90 301,066 44,399 1,200,161 36,240,417 2,826 2,298 26,288 2,925 56,800 0.61 42,471 0.03 0.07 0.04 6.88 58.00
2008 イタリア 億円 3.25 283,478 44,342 1,207,341 35,583,000 2,949 2,088 25,194 2,246 55,300 0.59 43,087 0.03 0.07 0.04 5.98 90.24
2009 イタリア 億円 2.84 271,233 62,183 1,198,327 36,033,000 2,548 1,851 23,218 1,481 51,900 0.60 34,591 0.03 0.07 0.05 5.89 78.29
2010 イタリア 億円 2.62 265,765 62,580 1,204,982 36,609,000 2,622 1,613 22,638 1,349 58,400 0.52 32,423 0.03 0.07 0.05 5.05 89.00
2004 ノルウェー 億円 3.50 121,964 30,283 299,566 2,303,000 520 351 4,760 581 20,675 0.67 7,788 0.02 0.07 0.00 0.00 0.00
2005 ノルウェー 億円 3.60 125,769 29,626 297,912 2,303,000 467 368 4,923 645 21,401 0.67 8,197 0.03 0.06 0.07 0.00 0.00
2006 ノルウェー 億円 3.73 122,255 29,358 299,161 2,303,000 637 434 4,989 768 21,575 0.65 8,714 0.03 0.06 0.07 1.40 1.80
2007 ノルウェー 億円 4.02 127,128 29,746 298,815 2,303,000 837 444 4,442 966 21,588 0.67 9,726 0.03 0.07 0.06 1.40 1.90
2008 ノルウェー 億円 3.47 128,231 29,438 301,579 2,303,000 939 473 4,702 1,064 21,589 0.68 9,977 0.03 0.07 0.06 1.70 2.10
2009 ノルウェー 億円 2.70 122,790 29,742 304,577 2,303,000 823 412 4,890 864 21,963 0.64 8,467 0.03 0.06 0.06 1.20 1.80
2004 韓国 億円 1.56 324,885 15,206 380,364 17,061,591 3,145 590 18,081 697 51,264 0.76 28,285 0.07 - - 18.90 0.40
2005 韓国 億円 1.80 346,207 13,793 385,510 17,329,494 3,917 750 18,261 792 54,631 0.76 33,102 0.08 0.06 0.05 18.60 0.45
2006 韓国 億円 2.01 363,053 14,041 393,305 17,624,836 4,470 918 18,341 1,014 58,994 0.74 38,561 0.09 0.06 0.05 18.80 -
2007 韓国 億円 2.16 384,693 14,092 401,485 18,038,810 5,109 1,185 18,599 1,184 62,285 0.74 39,319 0.09 0.06 0.05 17.20 -
2008 韓国 億円 1.56 401,726 14,252 410,015 18,419,048 4,049 956 18,534 784 62,794 0.77 29,995 0.07 0.06 0.05 16.10 -
2009 韓国 億円 1.14 411,631 14,371 420,258 18,727,411 3,688 613 17,885 620 66,797 0.74 24,472 0.06 0.06 0.05 15.60 -
2010 韓国 億円 1.20 451,432 14,604 428,259 19,229,450 3,667 759 17,508 522 71,308 0.76 26,346 0.06 - 0.05 15.50 -
2004 日本(TEPCO) 億円 5.44 313,203 39,839 354,765 33,321,500 2,228 4,360 37,491 2,220 67,376 0.53 61,189 0.16 0.03 0.06 7.00 0.10
2005 日本(TEPCO) 億円 5.44 313,203 39,880 357,480 33,321,500 2,677 4,360 37,491 2,220 67,376 0.53 59,405 0.15 0.03 0.06 2.00 0.05
2006 日本(TEPCO) 億円 5.29 310,726 39,940 360,151 33,686,800 2,879 4,318 37,348 2,416 66,186 0.54 57,921 0.14 0.03 0.06 3.00 0.13
2007 日本(TEPCO) 億円 5.29 310,726 40,073 362,495 33,686,800 3,242 4,318 37,348 2,416 66,186 0.54 56,233 0.14 0.03 0.06 4.00 0.05
2008 日本(TEPCO) 億円 4.75 323,687 40,193 364,642 34,521,500 2,833 4,113 37,491 2,394 66,011 0.56 54,481 0.13 0.03 0.06 3.00 0.12
2009 日本(TEPCO) 億円 4.75 323,687 40,310 366,404 34,521,500 2,961 4,113 37,491 2,394 66,011 0.56 52,757 0.13 0.03 0.06 2.00 0.05
63

2.1.3 送配電単価の比較
今回の調査で収集したデータに基づき、各国の送配電料金単価を比較した結果を次図に示
す。最も高いのはドイツである。我が国の単価も他国と比べると高めである。最も安価なの
は韓国、次いでノルウェーである。
送配電料金(円/kWh)
送配電単価(円/kWh)
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
7.00
6.00
5.00
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
米国(PG&E)
4.2
米国(Oncor)
2.8
ドイツ
図 2-1 各国の送配電単価の比較
4.8
フランス
4.4
スペイン
3.8 3.7
64
英国
イタリア
2009年
2.8 2.7
ノルウェー
図 2-2 送配電料金単価の比較(2009 年)
韓国
米国(PG&E)
米国(Oncor)
ドイツ
フランス
スペイン
英国
イタリア
ノルウェー
韓国
日本(TEPCO)
1.1
日本(TEPCO)
4.7

2.1.4 送配電単価に影響する因子の検討
(1) 系統負荷率
系統負荷率は、どれくらい電力設備を効率的に使用しているかを表す数値であり、国・地
域の負荷平準化の度合いを示すものである。負荷率=(1 年間の平均電力)÷(1 年間の最
大電力)で表すことができるが、ここでは該当する総配電系統の年間最大需要(MW)と総配
電電力量(MWh)から、
系統負荷率 = (年間送配電電力量(MWh)/8,760)÷年間最大需要(MW)
で算出する。ここで送配電電力量は系統流入電力量(送配電ロスを含む)である。一般的に
負荷率が高いほど、該当する系統の設備は効率的に利用されており、送配電単価は下がる筈
である。
次表で示すように、データからも総配電単価と系統負荷率には負の相関があり、送配電料
金単価の差異を説明する要因として系統負荷率は有望と考えられる。ドイツが傾向から外れ
ているため相関係数は-0.34 とそれほど大きくないが、ドイツを外すと-0.69 まで向上する。
欧州諸国の大半は、需要のピークが冬季にあり、且つ暖房需要は日中を通して定常的に使
用する構造であるため、ピーク需要の立ち上がりは日本ほどではなく、従って負荷率は大き
い傾向がある。韓国は需要変化の小さい産業用需要の占める割合が大きく、負荷率は高くな
る傾向がる。日本や米国(カリフォルニア州、テキサス州)、フランスは、温度の高い夏季
昼間の冷房需要に対応するためピーク需要が大きく立ち上がり、従って負荷率は小さい傾向
がある。負荷率の改善を図るため、米国や欧州諸国はスマートメーターを導入し、時間帯別
料金などを導入してピーク需要の抑制を図ろうとしている。ノルウェーなど北欧では卸取引
所の価格がそのまま料金に反映されるメニューが存在しており、それを通して需要家に料金
の高いピーク時間帯の電力消費を低減させるインセンティブを与えている。韓国でも、1990
年後半から政府主導による DSM の取り組みが(①深夜料金、季時別料金の導入、②蓄熱温
水器等の普及等)実施されている。
65

円/kWh
7.00
6.00
5.00
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
注:相関係数:-0.34
0.40 0.45 0.50 0.55 0.60
負荷率
0.65 0.70 0.75 0.80
図 2-3 送配電料金単価と系統負荷率の関係
66
米国(PG&E)
米国(Oncor)
ドイツ
フランス
スペイン
英国
イタリア
ノルウェー
韓国
日本(TEPCO)
(2) 需要密度
需要密度を表す指標としては、「送配電網 1km あたり送配電量」「送配電網 1km あたり需
要家数」「供給面積(km 2 )あたり送配電量または需要家数」といったものが考えられる。需要
密度が大きい程、単位あたりの需要を流通させるために必要な固定費(設備関連費)は減少
し、料金は低減すると考えられる。
ここでは、後ほどの要因分析にも活用する観点から、「送配電網 1km あたり送配電量」の
逆数、つまり「送配電量あたりの送配電網長」と料金の関係を、次図の通り整理した。需要
密度が大きいほど料金も低くなる傾向が見て取れる。ただし日本(東京電力)は需要密度が
大きいにも関わらず料金はかなり高い。逆にイタリアは需要蜜度が低いにも関わらず料金は
低い。この 2 カ国については、需要密度以外に料金水準に大きく影響する項目があると考え
られる。例えば日本(東京電力)の場合、詳細は後述するが、高い設備費に影響されている
と考えられる。

円/kWh
7.00
6.00
5.00
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
注:相関係数:0.25
0.40 1.40 2.40 3.40 4.40 5.40
送配電量あたり送配電長(km/GWh)
図 2-4 需要密度と送配電単価の関係
67
米国(PG&E)
米国(Oncor)
ドイツ
フランス
スペイン
英国
イタリア
ノルウェー
韓国
日本(TEPCO)
(3) 運用コストの効率性(人件費)
前項で人件費と送配電費用の相関可能性を指摘したが、それを検証するために単位あたり
人件費と送配電料金の関係を確認した。人件費の指標としては、「一人あたり人件費」「送配
電量(電力消費量)あたり人件費」「送配電網 1km あたり人件費」といったものが考えられ
る。
ここでは、感覚的に理解しやすい一人あたり人件費と料金の関係を検討する。ここでいう
人件費は、給与だけでなく、厚生費や各種手当て、退職金・年金などを含むため、一人あた
り金額としては高めに取っている。下図の通り、人件費が高いほど料金も高いという傾向が
かなり明瞭に見受けられる。相関係数は 0.70 と比較的高い。
尚、我が国(東京電力)の人件費としては送配電関係費の役員給与・給料手当・給料手当
振替額(貸方)・退職給与金・厚生費を含んでいる。スペインの人件費は高額だが、給与水
準のみならず定年後の年金積立額が大きいことに起因している。

円/kWh
7.00
6.00
5.00
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
注:相関係数 0.70
0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600
一人あたり人件費(万円/人・年)
図 2-5 一人あたり人件費と送配電料金単価の関係
68
米国(PG&E)
米国(Oncor)
ドイツ
フランス
スペイン
英国
イタリア
ノルウェー
韓国
日本(TEPCO)
尚、各社・各国の人件費をその国の平均年収(全産業平均)で除した値の推移を次図に示
す。各社・各国の人件費と平均年収(全産業平均)はともに賃金だけでなく年金などの社会
保障関係や各種手当も含んでいる。一方全産業平均はパートタイム雇用も含む値であるため、
次図の値が 2だからといってそのまま電力産業の人件費水準が全産業平均の 2倍とは言えな
い。あくまで全産業平均との乖離度を、国/地域間で相対比較するためのものである。
もっとも乖離が大きいのはスペインである。これは電力会社の年金や手当が非常に手厚い
ためである。また、我が国(東京電力)も全産業平均よりも高めの水準と言える。
出典:OECD National Accounts (Average Wage and Salary)を用いて作成
図 2-6 電力会社の平均人件費と全産業平均人件費の乖離度

(4) 運用コストの効率性(修繕費)
修繕費(電力送配電量あたり)と電気料金の相関性を検討したところ、明瞭な相関性が観
察された。相関係数は 0.71 と比較的高い
円/kWh
7.00
6.00
5.00
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
注:相関係数 0.71
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40
送配電量あたり修繕費(円/kWh)
図 2-7 送配電量あたり修繕費と送配電料金の関係
69
米国(PG&E)
米国(Oncor)
ドイツ
フランス
スペイン
英国
イタリア
ノルウェー
韓国
日本(TEPCO)
(5) 設備コストの効率性(固定資産)
送配電原価で大きな割合を占める減価償却費および事業報酬は、各年度の送配電事業固定
資産(減価償却後)にある割合を乗じたものである。従って送配電料金と送配電資産残高に
は関連性があると考えられる。
送配電資産を送電・配電・変電資産と見なし、次図のように相関を検討した。おおよそ送
配電網 1km あたり固定資産額が高いほど送配電単価も高いという傾向が見て取れる。我が
国(東京電力)と韓国(KEPCO)を除けば一定の関係性が見て取れる。一方我が国(東京
電力)のプロットは他国からかなり離れており、1km あたり資産額が他国の 2 倍程度と大
きい。ただし、単価への影響はあまり大きくない。1km あたり資産額が大きい原因として
以下のものが考えられるが、後節で改めて検討する。
近年の設備投資:直近の設備投資が大きいほどレートベースが積みあがり、それ
に応じて料金も高くなる。
事業報酬率:我が国(東京電力)の現在の事業報酬率は 3%であり、他国(5~10%)
と比べて低い水準にある。従ってレートベースが大きくても料金への反映は限定
的になる可能性がある。
減価償却率:各国の償却ルールに応じて原価に反映される分は変化する。
その他の要因:設備投資や事業報酬率、減価償却率では説明しきれない要因とし

注:相関係数 0.42
て、耐震対応・土地代の差異・工事費単価の差異等が考えられる。
図 2-8 送配電資産残高(減価償却後)と送配電料金単価の関係
(6) 需要家数
需要家数が多い場合、その大半は家庭用需要家であると考えられるため、相対的にコスト
高な配電線への投資が増加せざるを得なくなり、結果として送配電料金の上昇につながる可
能性がある。
そこで、需要家数と料金の関係を確認した。数値上、相関係数は無視できない水準である
ものの、グラフ上からは特に有意な傾向は見られなかった。
相関係数:0.41
図 2-9 需要家数と送配電料金の関係
また、需要家 1 件あたりの固定資産額と送配電料金の関係も整理したが、前述の送配電長
70

1km あたり固定資産額と送配電料金の関係ほどの相関性は見受けられなかった。下図の場
合、米国やノルウェーなど需要密度の低い国・地域では需要家 1 件あたり固定資産額は大き
くなるが、それが必ずしも料金の上昇に繋がっているとは言い切れない。
相関係数:0.14
図 2-10 需要家 1 件あたり固定資産額と送配電料金の関係
(7) 供給品質
停電時間や停電回数など供給品質が良好な国・地域ほど、安定供給のための費用を多く投
じており、よって料金が上昇するという傾向を想定する事が出来る。
しかし次図の通り、停電時間と送配電料金との間に特段の相関性は見られない。停電は、
各社の供給品質向上に向けた取り組みの程度だけなく、台風や落雷、積雪などの自然的要因
や、隣接する電力系統での解列の波及など、複合的な要因によって発生するものである。従
って、供給品質の差異でもって料金の差異を分析するのは難しいと考えられる。
円/kWh
相関係数:0.17
7.00
6.00
5.00
4.00
3.00
2.00
1.00
英国
イタリア
0.00
ノルウェー
0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00
韓国
停電時間(分・年)
日本(TEPCO)
図 2-11 供給品質(停電時間)と送配電料金単価の関係
71
米国(PG&E)
米国(Oncor)
ドイツ
フランス
スペイン

2.1.5 我が国と諸外国の送配電料金差の要因分析
(1) 分析方針
ここでは、前項にて整理した各国料金差、各国の料金水準じ及ぼす因子の抽出を踏まえて、
我が国と諸外国の送配電料金差の理由(要因)を考察する。
我が国と諸外国の送配電料金格差の要因として様々なものが考えられるが、これまでのデ
ータの収集状況を踏まえて、以下のような要因に分解し検討する。
年負荷率
需要密度
人件費
修繕費
送配電資産に起因するコスト(事業報酬、減価償却、建設関連費)
残差(上記項目では説明しきれない部分)
1)負荷率
負荷率が良い国・地域ほど流通設備を効率よく使っているため、kWh あたり設備費は低
減する。我が国の負荷率は比較的低位にあるため、他国と比べて料金が高い一因と考えられ
る。そこでここでは、負荷率が現在より X%向上した場合、長期的には設備投資の回避等に
より X%分だけ設備が有効に利用されていることになり、コスト削減になると考える。そこ
で以下の式によって負荷率向上によるコスト差を算出することにする。
コスト差=(負荷率の向上率)×(設備費)
※(負荷率の向上率)=(国 X の負荷率―我が国の負荷率)/(我が国の負荷率)
※(設備費)=(送配電資産額)×(事業報酬率+減価償却率)
2)需要密度
電力需要が地域的に密集している程、単位あたりの電力を流通させるために必要な送配電
設備は少なくなり、料金の低下に結びつく。日本は狭い国土に大きな電力需要を擁しており、
他国と比べた場合に料金が安価になる要因(料金低下要因)と考えられる。
そこでここでは、需要密度が X 国並であった場合に必要な送配電長を求め、現在の送配
電長との差(km)を算出する。そして、現在の我が国の配電線資産額単価 13 を想定した場合に、
それが電気料金に反映される設備費の部分を求める。計算式は以下の通りとなる。
コスト差=(我が国と調査対象国の需要密度の差)×(送配電量)×(設備費単価)
13 需要密度の差は送配電長の差(km)となって現れるが、これは殆どが流通設備の末端部分、すなわち配電
線になると考えられる。そこで計算に用いる資産単価は、送配電線(送電線+変電所+配電線)単価では
なく、配電線単価を用いる。
72

(需要密度の差)=(国 X の需要密度(km/GWh)―我が国の需要密度(km/GWh)
(送配電量)=我が国における発受電量(GWh)
(設備費単価)=(配電線資産額単価(億円/km))×(事業報酬率+減価償却率)
3)人件費
人件費水準は、送配電料金水準に大きく影響する項目である。人件費の差異に起因するコ
スト差を、以下の式で算出する。
コスト差=(人件費単価(万円/人)の差)×(我が国の送配電事業従事社員数)
※(人件費単価の差)=(国 X の人件費単価―我が国の人件費単価)
4)修繕費
修繕費水準も、人件費と同様に送配電料金水準に影響する項目である。人件費の差異に起
因するコスト差を、以下の式で算出する。
コスト差=(修繕費単価(円/kWh)の差)×(我が国の年間発受電量(kWh))
※(修繕費単価(円/kWh)の差)=(国 X の人件費単価―我が国の人件費単価)
5)設備費
設備費については、設備投資時の設備単価に起因するもの、事業報酬率の差異に起因する
もの、減価償却率の差異に起因するもの、その他(設備投資や工事費などの差異に関わるも
の)に区分する。
① 設備費全体のコスト差
送配電設備単価の差異に起因するコスト差は、以下の式で計算できる。
コスト差=(送配電設備費単価(億円/km)の差)×(我が国の送配電網長(km))
※ (送配電設備費単価の差)=(送配電固定資産単価の差)×(事業報酬
率+減価償却率)
※ (送配電固定資産単価の差)=(国 X の送配電固定資産単価(億円/km))
-(我が国の送配電固定資産単価(億円/km))
② 事業報酬率
我が国は低金利等を背景にして、電力会社に対する事業報酬率は近年 3%程度とな
っている。一方諸外国は金利が比較的高く、電力会社の信用力(格付け)も我が国
電力会社程ではなかったケースが多く、一般的に事業報酬率は高めである。従って、
事業報酬率は日本の送配電料金を抑える要因(低下要因)になっていると考える。
73

報酬率の差異に起因するコスト差を、以下の式で算出する。
コスト差=(事業報酬率の差)×(我が国の送配電資産額)
※ (事業報酬率の差)=(国 X の事業報酬率)×(我が国の事業報酬率)
③ その他設備費
①の式は事業報酬率の差異(コスト差②)による影響や、減価報酬率の差異による
影響も内包している。そこで、コスト差③から①と②を差し引いた数値を、その他
の設備費要因と定義する。この要因には、いわゆる建設関連費(機材費、工事費、
土地取得費等)の差異や、国(地域)の最近の設備投資の差異が含まれている。
(参考)減価償却率
減価償却の方法や耐用年数は各国税制によって異なり、また投資タイミング(資産
取得)時期によって、減価償却率(注)に違いが生じ、送配電料金の差異に結びつ
いている可能性がある。しかしながら、減価償却率の違いによる影響要因の分析を
行ったとしても、これは各国の電気料金制度や、電気事業者の事業活動、あるいは
事業環境によってもたらされたものではない。
よって、減価償却率の差異による影響については、参考情報として位置づけて分析
を行うこととする。なお、減価償却率の差異に起因するコスト差は、以下の式で算
出する。
コスト差=(減価償却率の差)×(我が国の送配電資産額)
※ (減価償却率の差)=(国 X の減価償却率)×(我が国の減価償却率)
(注)ここでいう減価償却率は、各国(各電力会社)の財務諸表における実効的な
減価償却率(=減価償却額÷固定資産額)とする。
アウトプットイメージとしては次図を想定する。我が国のコスト高要因(増加要因)と、
我が国のコスト安要因(減少要因)に整理する。
74

円/kWh
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
増加 減少
A国 増加要因 減少要因 日本
図 2-12 整理イメージ
75
日本
残差
設備費要因
減価償却率要因
事業報酬率要因
修繕費要因
人件費要因
需要密度要因
負荷率要因
料金比較は、各国データがもっとも揃っている 2009 年断面で行う。比較の基準となる日
本のデータは、東京電力の値を用いる。
表 2-6 分析で用いる値
年度
年度末固定資産額(億円)
2006 2007 2008 2009 2010
送電設備 24,908 23,816 22,813 21,779 21,023
変電設備 9,868 9,484 8,997 8,663 8,344
配電設備
年度末送配電線長(km)
23,145 22,933 22,671 22,315 21,984
送電線長 39,940 40,073 40,193 40,310 40,481
配電線長
単位あたり資産額(億円/km)
360,151 362,495 364,642 366,404 368,007
送配電網kmあたり資産額 0.14 0.14 0.13 0.13 0.13
配電線kmあたり資産額 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06
A国
出典:数表でみる東京電力 平成 23 年度より作成

(2) 分析
1) 米国(カリフォルニア州、PG&E)
日本の送配電料金の方が約 0.55 円/kWh 高い。その原因として、以下のような我が国に
とっての原価増・原価減要因が存在する。
設備費:料金差にもっとも大きく影響しているのは設備費である。我が国の設備費はカ
リフォルニア州よりも高く、約 5,098 億円/年の原価増要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(0.74 円/kWh)はカリフォルニア州(0.39 円/kWh)より大きく、約
1,123 億円/年の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の負荷率(56%)はカリフォルニア州(57%)より若干低く、約 75 億円/年の
原価増要因となっている。
(参考)減価償却費:我が国実効減価償却率(約 6%)はカリフォルニア州(約 3%)より大きく、
約 1,506 億/年の原価増要因となっている。
事業報酬率:我が国の報酬率(約 3%)はカリフォルニア州の報酬率(約 9%)よりも低く、
同州と比べて約 3,034 億円/年の原価減要因となっている。
需要密度:我が国の需要密度(1.26km/GWh)はカリフォルニア州(2.80km/GWh)よりも大
きく、同州と比べて約 1,855 億円/年の原価減要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,097 万円/人・年)はカリフォルニア州(1,113 万円/人・年)より
も若干低く、同州と比べて約 58 億円/年の原価減要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、1,063 億円/年程度となっている。
76

日本 4.75 円/kWh
米国(PG&E) 4.19 円/kWh
価格差 0.55 円/kWh
要因
日本 米国(PG&E) 差分
77
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.56 (百分率) 0.57 (百分率) 1.6% 75 0.02
需要密度要因 1.26 km/GWh 2.80 km/GWh ▲ 499,946 km ▲ 1,855 ▲ 0.57
人件費要因 1,097 万円/人 1,113 万円/人 ▲ 16 万円.人 ▲ 58 ▲ 0.02
修繕費要因 0.74 円/kWh 0.39 円/kWh 0.35 円/kWh 1,123 0.35
設備費(全体) 0.13 億円/km 0.06 億円/km 0.07 億円/km 3,570 1.10
事業報酬率要因 0.03 (百分率) 0.09 (百分率) ▲ 0.06 (百分率) ▲ 3,034 ▲ 0.94
減価償却率要因 0.06 (百分率) 0.03 (百分率) 0.03 (百分率) 1,506 0.47
設備費要因 5,098 1.57
小計 2,855 0.88
残差 -1,063 ▲ 0.33
価格差 0.55
円/kWh
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
増加
減少
米国(PG&E) 増加要因 減少要因 日本
日本
残差
設備費要因
減価償却率要因
事業報酬率要因
修繕費要因
人件費要因
需要密度要因
負荷率要因
米国(PG&E)
図 2-13 我が国と米国(カリフォルニア州)の送配電料金差異分析

2) 米国(テキサス州、Oncor Electric Delivery)
日本の送配電料金の方が約 1.99 円/kWh 高い。その原因として、以下のような我が国に
とっての原価増・原価減要因が存在する。
設備費:料金差にもっとも大きく影響しているのは設備費である。我が国の設備費はテ
キサス州よりも高く、約 6,224 億円/年の原価増要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,097 万円/人・年)はテキサス州(407 万円/人・年)よりも高く、
同州と比べて約 2,587 億円/年の原価増要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(0.74 円/kWh)はテキサス州(0.15 円/kWh)より大きく、約 1,909
億円/年の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の負荷率(56%)はテキサス州(57%)より若干低く、約 121 億円/年の原価
増要因となっている。
(参考)減価償却費:我が国実効減価償却率(約 6%)はテキサス州(約 4%)より大きく、約 891
億/年の原価増要因となっている。
事業報酬率:我が国の報酬率(約 3%)はテキサス州の報酬率(約 8%)よりも低く、同州
と比べて約 2,625 億円/年の原価減要因となっている。
需要密度:我が国の需要密度(1.26km/GWh)はテキサス州(1.79km/GWh)よりも大きく、
同州と比べて約 213 億円/年の原価減要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、2,463 億円/年程度となっている。
78

日本 4.75 円/kWh
米国(Oncor) 2.76 円/kWh
価格差 1.99 円/kWh
要因
日本 米国(Oncor) 差分
79
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.56 (百分率) 0.57 (百分率) 2.5% 121 0.04
需要密度要因 1.26 km/GWh 1.79 km/GWh ▲ 173,167 km ▲ 213 ▲ 0.07
人件費要因 1,097 万円/人 407 万円/人 690 万円.人 2,587 0.80
修繕費要因 0.74 円/kWh 0.15 円/kWh 0.59 円/kWh 1,909 0.59
設備費(全体) 0.13 億円/km 0.04 億円/km 0.09 億円/km 4,490 1.39
事業報酬率要因 0.03 (百分率) 0.08 (百分率) ▲ 0.05 (百分率) ▲ 2,625 ▲ 0.81
減価償却率要因 0.06 (百分率) 0.04 (百分率) 0.02 (百分率) 891 0.28
設備費要因 6,224 1.92
小計 8,893 2.75
残差 -2,463 ▲ 0.76
価格差 1.99
図 2-14 我が国と米国(テキサス州)の送配電料金差異分析

3) フランス
日本の送配電料金の方が約 0.39 円/kWh 高い。その原因として、以下のような我が国に
とっての原価増・原価減要因が存在する。
設備費:料金差にもっとも大きく影響しているのは設備費である。我が国の設備費はフ
ランス州よりも高く、約 7,151 億円/年の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の負荷率(56%)はフランス(60%)より若干低く、約 326 億円/年の原価増
要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(0.74 円/kWh)はフランス(0.68 円/kWh)より大きく、約 195 億円
/年の原価増要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,097 万円/人・年)はフランス (1,078 万円/人・年)よりも若干
高く、フランスと比べて約 72 億円/年の原価増要因となっている。
(参考)減価償却費:我が国実効減価償却率(約 6%)はフランス (約 6%)とほぼ同等であり、
約 117 億/年の原価増要因となっている。
事業報酬率:我が国の報酬率(約 3%)はフランスの報酬率(約 7%)よりも低く、同国と
比べて約 2,242 億円/年の原価減要因となっている。
需要密度:我が国の需要密度(1.26km/GWh)はフランス (3.32km/GWh)よりも大きく、同
国と比べて約 2,016 億円/年の原価減要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、2,326 億円/年程度となっている。
80

日本 4.75 円/kWh
フランス 4.35 円/kWh
価格差 0.39 円/kWh
要因
81
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.56 (百分率) 0.60 (百分率) 6.9% 326 0.10
需要密度要因 1.26 km/GWh 3.32 km/GWh ▲ 667,492 km ▲ 2,016 ▲ 0.62
人件費要因 1,097 万円/人 1,078 万円/人 19 万円.人 72 0.02
修繕費要因 0.74 円/kWh 0.68 円/kWh 0.06 円/kWh 195 0.06
設備費(全体) 0.13 億円/km 0.03 億円/km 0.10 億円/km 5,026 1.55
事業報酬率要因 0.03 (百分率) 0.07 (百分率) ▲ 0.04 (百分率) ▲ 2,242 ▲ 0.69
減価償却率要因 0.06 (百分率) 0.06 (百分率) 0.00 (百分率) 117 0.04
設備費要因 7,151 2.21
小計 3,603 1.11
残差 -2,326 ▲ 0.72
価格差 0.39
円/kWh
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
日本
フランス
増加 減少
差分
フランス 増加要因 減少要因 日本
図 2-15 我が国とフランスの送配電料金差異分析
日本
残差
設備費要因
減価償却率要因
事業報酬率要因
修繕費要因
人件費要因
需要密度要因
負荷率要因
フランス

4) スペイン
日本の送配電料金の方が約 0.95 円/kWh 高い。その原因として、以下のような我が国に
とっての原価増・原価減要因が存在する。
設備費:料金差にもっとも大きく影響しているのは設備費である。我が国の設備費はス
ペインよりも高く、約 5,233 億円/年の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の負荷率(56%)はスペイン (68%)より低く、約 1,043 億円/年の原価増要
因となっている。
(参考)減価償却費:我が国実効減価償却率(約 6%)はスペイン (約 4%)より大きく、約 939
億/年の原価増要因となっている。
需要密度:我が国の需要密度(1.26km/GWh)はスペイン(3.26km/GWh)よりも大きく、同
国と比べて約 2,931 億円/年の原価減要因となっている。
事業報酬率:我が国の報酬率(約 3%)はスペインの報酬率(約 6%)よりも低く、同国と
比べて約 1,768 億円/年の原価減要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,097 万円/人・年)はスペイン (1,351 万円/人・年)よりも若干
低く、同国と比べて約 952 億円/年の原価減要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(0.74 円/kWh)はスペイン (0.77 円/kWh)より若干小さく、約 94
億円/年の原価増要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、1,592 億円/年程度となっている。
82

日本 4.75 円/kWh
スペイン 3.80 円/kWh
価格差 0.95 円/kWh
要因
日本 スペイン 差分
83
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.56 (百分率) 0.68 (百分率) 22.0% 1,043 0.32
需要密度要因 1.26 km/GWh 3.26 km/GWh ▲ 649,143 km ▲ 2,931 ▲ 0.91
人件費要因 1,097 万円/人 1,351 万円/人 ▲ 254 万円.人 ▲ 952 ▲ 0.29
修繕費要因 0.74 円/kWh 0.77 円/kWh -0.03 円/kWh ▲ 94 ▲ 0.03
設備費(全体) 0.13 億円/km 0.05 億円/km 0.08 億円/km 4,403 1.36
事業報酬率要因 0.03 (百分率) 0.06 (百分率) ▲ 0.03 (百分率) ▲ 1,768 ▲ 0.55
減価償却率要因 0.06 (百分率) 0.04 (百分率) 0.02 (百分率) 939 0.29
設備費要因 5,233 1.62
小計 1,469 0.45
残差 1,592 0.49
価格差 0.95
円/kWh
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
増加 減少
スペイン 増加要因 減少要因 日本
図 2-16 我が国とスペインの送配電料金差異分析
日本
残差
設備費要因
減価償却率要因
事業報酬率要因
修繕費要因
人件費要因
需要密度要因
負荷率要因
スペイン

5) 英国
日本の送配電料金の方が約 1.07 円/kWh 高い。その原因として、以下のような我が国に
とっての原価増・原価減要因が存在する。
人件費:我が国の人件費(1,097 万円/人・年)は英国(523 万円/人・年)よりも高く、英国
と比べて約 2,154 億円/年の原価増要因となっている。
設備費:我が国の設備費は英国よりも高く、約 1,649 億円/年の原価増要因となってい
る。
修繕費:我が国の修繕費(0.74 円/kWh)は英国 (0.43 円/kWh)より大きく、約 1,008 億円/
年の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の負荷率(56%)は英国 (65%)より低く、約 722 億円/年の原価増要因とな
っている。
(参考)減価償却費:我が国実効減価償却率(約 6%)は英国(約 2%)より大きく、約 1,953 億/
年の原価増要因となっている。
需要密度:我が国の需要密度(1.26km/GWh)は英国 (2.37 km/GWh)よりも大きく、英国
と比べて約 4,560 億円/年の原価減要因となっている。
事業報酬率:我が国の報酬率(約 3%)は英国の報酬率(約 5%)よりも低く、英国と比べ
て約 1,082 億円/年の原価減要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、1,613 億円/年程度となっている。
84

日本 4.75 円/kWh
英国 3.68 円/kWh
価格差 1.07 円/kWh
要因
日本 英国 差分
85
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.56 (百分率) 0.65 (百分率) 15.2% 722 0.22
需要密度要因 1.26 km/GWh 2.37 km/GWh ▲ 360,107 km ▲ 4,560 ▲ 1.41
人件費要因 1,097 万円/人 523 万円/人 574 万円.人 2,154 0.67
修繕費要因 0.74 円/kWh 0.43 円/kWh 0.31 円/kWh 1,008 0.31
設備費(全体) 0.13 億円/km 0.08 億円/km 0.05 億円/km 2,520 0.78
事業報酬率要因 0.03 (百分率) 0.05 (百分率) ▲ 0.02 (百分率) ▲ 1,082 ▲ 0.33
減価償却率要因 0.06 (百分率) 0.02 (百分率) 0.04 (百分率) 1,953 0.60
設備費要因 1,649 0.51
小計 1,843 0.57
残差 1,613 0.50
価格差 1.07
円/kWh
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
増加 減少
英国 増加要因 減少要因 日本
図 2-17 我が国と英国の送配電料金差異分析
日本
残差
設備費要因
減価償却率要因
事業報酬率要因
修繕費要因
人件費要因
需要密度要因
負荷率要因
英国

6) イタリア
日本の送配電料金の方が約 1.90 円/kWh 高い。その原因として、以下のような我が国に
とっての原価増・原価減要因が存在する。
設備費:料金差にもっとも大きく影響しているのは設備費である。我が国の設備費はイ
タリアよりも高く、約 6,942 億円/年の原価増要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,097 万円/人・年)はイタリア (797 万円/人・年)よりも高く、
同国と比べて約 1,125 億円/年の原価増要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(0.74 円/kWh)はイタリア (0.55 円/kWh)より大きく、約 626 億
円/年の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の負荷率(56%)はイタリア (60%)より低く、約 312 億円/年の原価増要因
となっている。
(参考)減価償却費:我が国実効減価償却率(約 6%)はイタリア (約 5%)より大きく、約 564
億/年の原価増要因となっている。
需要密度:我が国の需要密度(1.26km/GWh)はイタリア (4.65km/GWh)よりも大きく、同
国と比べて約 4,048 億円/年の原価減要因となっている。
事業報酬率:我が国の報酬率(約 3%)はイタリアの報酬率(約 7%)よりも低く、同国と
比べて約 2,110 億円/年の原価減要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、2,755 億円/年程度となっている。
86

日本 4.75 円/kWh
イタリア 2.84 円/kWh
価格差 1.90 円/kWh
要因
日本 イタリア 差分
87
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.56 (百分率) 0.60 (百分率) 6.6% 312 0.10
需要密度要因 1.26 km/GWh 4.65 km/GWh ▲ 1,097,567 km ▲ 4,048 ▲ 1.25
人件費要因 1,097 万円/人 797 万円/人 300 万円.人 1,125 0.35
修繕費要因 0.74 円/kWh 0.55 円/kWh 0.19 円/kWh 626 0.19
設備費(全体) 0.13 億円/km 0.03 億円/km 0.10 億円/km 5,396 1.67
事業報酬率要因 0.03 (百分率) 0.07 (百分率) ▲ 0.04 (百分率) ▲ 2,110 ▲ 0.65
減価償却率要因 0.06 (百分率) 0.05 (百分率) 0.01 (百分率) 564 0.17
設備費要因 6,942 2.14
小計 3,410 1.05
残差 2,755 0.85
価格差 1.90
円/kWh
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
増加 減少
イタリア 増加要因 減少要因 日本
図 2-18 我が国とイタリアの送配電料金差異分析
日本
残差
設備費要因
減価償却率要因
事業報酬率要因
修繕費要因
人件費要因
需要密度要因
負荷率要因
イタリア

7) ノルウェー
日本の送配電料金の方が約 2.05 円/kWh 高い。その原因として、以下のような我が国に
とっての原価増・原価減要因が存在する。
設備費:料金差にもっとも大きく影響しているのは設備費である。我が国の設備費はノ
ルウェーよりも高く、約 7,140 億円/年の原価増要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,097 万円/人・年)はノルウェー (843 万円/人・年)よりも若干
低く、同国と比べて約 953 億円/年の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の負荷率(56%)はノルウェー (64%)より低く、約 665 億円/年の原価増要
因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(0.74 円/kWh)はノルウェー (0.70 円/kWh)より大きく、約 117
億円/年の原価増要因となっている。
(参考)減価償却費:我が国実効減価償却率(約 6%)はノルウェー(約 6%)とほぼ同等であり、
約 108 億/年の原価増要因となっている。
事業報酬率:我が国の報酬率(約 3%)はノルウェーの報酬率(約 6%)よりも低く、同国
と比べて約 1,741 億円/年の原価減要因となっている。
需要密度:我が国の需要密度(1.26km/GWh)はノルウェー (2.72km/GWh)よりも大きく、
同国と比べて約 1,703 億円/年の原価減要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、1,104 億円/年程度となっている。
88

日本 4.75 円/kWh
ノルウェー 2.70 円/kWh
価格差 2.05 円/kWh
要因
日本 ノルウェー 差分
89
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.56 (百分率) 0.64 (百分率) 14.0% 665 0.21
需要密度要因 1.26 km/GWh 2.72 km/GWh ▲ 474,585 km ▲ 1,703 ▲ 0.53
人件費要因 1,097 万円/人 843 万円/人 254 万円.人 953 0.29
修繕費要因 0.74 円/kWh 0.70 円/kWh 0.04 円/kWh 117 0.04
設備費(全体) 0.13 億円/km 0.03 億円/km 0.10 億円/km 5,507 1.70
事業報酬率要因 0.03 (百分率) 0.06 (百分率) ▲ 0.03 (百分率) ▲ 1,741 ▲ 0.54
減価償却率要因 0.06 (百分率) 0.06 (百分率) 0.00 (百分率) 108 0.03
設備費要因 7,140 2.21
小計 5,538 1.71
残差 1,104 0.34
価格差 2.05
図 2-19 我が国とノルウェーの送配電料金差異分析

8) 韓国
日本の送配電料金の方が約 3.61 円/kWh 高い。その原因として、以下のような我が国に
とっての原価増・原価減要因が存在する。
設備費:料金差にもっとも大きく影響しているのは設備費である。我が国の設備費は韓
国よりも高く、約 4,642 億円/年の原価増要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,097 万円/人・年)は韓国(343 万円/人・年)よりも高く、同国
と比べて約 2,829 億円/年の原価増要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(0.74 円/kWh)は韓国 (0.15 円/kWh)より大きく、約 1,906 億円/
年の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の負荷率(56%)は韓国 (74%)より若干低く、約 1,535 億円/年の原価増要
因となっている。
需要密度:我が国の需要密度(1.26km/GWh)は韓国 (1.06km/GWh)よりも小さく、同国と
比べて約 298 億円/年の原価増要因となっている。
(参考)減価償却費:我が国実効減価償却率(約 6%)は韓国 (約 5%)より大きく、約 618 億/
年の原価増要因となっている。
事業報酬率:我が国の報酬率(約 3%)は韓国の報酬率(約 6%)よりも低く、同国と比べ
て約 1,388 億円/年の原価減要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、1,251 億円/年程度となっている。
90

日本 4.75 円/kWh
韓国 1.14 円/kWh
価格差 3.61 円/kWh
要因
日本 韓国 差分
91
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.56 (百分率) 0.74 (百分率) 32.4% 1,535 0.47
需要密度要因 1.26 km/GWh 1.06 km/GWh 64,942 km 298 0.09
人件費要因 1,097 万円/人 343 万円/人 754 万円.人 2,829 0.87
修繕費要因 0.74 円/kWh 0.15 円/kWh 0.59 円/kWh 1,906 0.59
設備費(全体) 0.13 億円/km 0.06 億円/km 0.07 億円/km 3,873 1.20
事業報酬率要因 0.03 (百分率) 0.06 (百分率) ▲ 0.03 (百分率) ▲ 1,388 ▲ 0.43
減価償却率要因 0.06 (百分率) 0.05 (百分率) 0.01 (百分率) 618 0.19
設備費要因 4,642 1.43
小計 10,440 3.23
残差 1,251 0.39
価格差 3.61
円/kWh
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
増加
減少
韓国 増加要因 減少要因 日本
図 2-20 我が国と韓国の送配電料金差異分析
日本
残差
設備費要因
減価償却率要因
事業報酬率要因
修繕費要因
人件費要因
需要密度要因
負荷率要因
韓国

(3) 設備費と設備投資の関係について
前節の分析では、我が国の設備費(送配電固定資産額)が、諸外国の送配電料金との差異
に大きく影響していることが明らかになった。
この設備費の大小に影響する要因として、直近の設備投資が考えられる。設備投資が活発
な国・地域では、レートベースが大きくなるため、減価償却費や事業報酬といった設備関連
費も大きくなる傾向があると考えられる。そこで、送配電長あたり設備投資額(億円/km)
と送配電長あたり送配電資産額(億円/km)の関係をプロットした。下図の通り、我が国を
除いて、設備投資が大きいほど、送配電資産額も大きくなる傾向が見て取れる。図のなかで
ノルウェーやイタリアといった国は、設備投資を長年にわたって抑制しており、既存設備の
減価償却が進んだため、レートベースが減少し、安価な料金に繋がっていると考えることが
できる。
一方、我が国のみ傾向に沿っていない。つまり我が国の(高い)設備費は直近の設備投資
だけでは説明できず、建設時の機械費や工事費の確認比較が必要となる。ちなみに重電機器
メーカー関係者ヒアリングによれば相対的に我が国電力会社向けに納品する機器の方がコ
スト高であることは否めないとのことであった。主な要因としては、機器の種類にもよるが
製品に要求される仕様の独自性が挙げられるとのこと。また、電力会社や対象とする機器に
もよるため一概には言えないが、価格よりも技術の先進性を重視する傾向があり、技術水準
に比べ相対的にコスト高の原因になっている可能性があるかもしれないとの指摘であった、
kmあたり送配電関連資産(億円/km)
0.20
0.18
0.16
0.14
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.00
0.000 0.002 0.004 0.006 0.008 0.010 0.012 0.014
送配電網長あたり設備投資額(億円/km)
図 2-21 設備投資と送配電固定資産額の関係
92
米国(PG&E)
米国(Oncor)
ドイツ
フランス
スペイン
英国
イタリア
ノルウェー
韓国
日本(TEPCO)
建設費の内訳は細かく公表されていない場合が殆どであるが、2009 年度末時点の我が国
(東京電力)とフランス(RTE)について、km あたり送電線設備の帳簿原価と帳簿価格を比

較することができたので、以下に概要を示す 14 。
帳簿原価ベースでは、我が国の価格はフランスの 6 倍超に及ぶことが分かる。構造物(鉄
塔など)の占める割合が非常に大きい。土地代はフランスの 20 倍超であるが、全体コスト
に占める割合は小さい。帳簿価格ベースでは、我が国の価格はフランスの 3.4 倍である。我
が国の方が減価償却が進んでおり、減価償却方法の差異、或いは我が国における直近の設備
投資抑制が示唆される。
総合的には、我が国の帳簿原価(取得価格)が設備費に大きく影響していると考えられる。
注:その他はリース資産及び無形固定資産
注 1:その他に分類できる項目はない。
注 2:2009 年時点の為替 1€ =130 円で計算
93
(万円/km) 帳簿原価 帳簿価格
土地 401 346
建物 99 28
構造物 15,063 4,133
機械装置 1,356 290
その他 20 2
合計 16,938 4,799
出典:平成 21 年度 託送供給等収支計算書第 5 表
(万円/km) 帳簿原価 帳簿価格
土地 17 11
建物 229 109
構造物 2,391 1,277
機械装置 130 29
その他 0 0
合計 2,768 1,426
14 帳簿原価:資産取得時の資産額(取得価格)。取得原価と工事負担金の合計。
帳簿価格:帳簿原価から原価償却累積額を除いた、分析時点での残存資産額。

94
出典:RTE Annual Report 2010
図 2-22 送電線 1km あたりの帳簿原価と帳簿価格の比較(日本、フランス)
2.2 小売料金水準に関する要因分析
本節では、前述の送配電料金水準に係る要因分析結果を踏まえ、各国の小売料金水準につ
いて、差異を生み出す主要な要因の把握を試みる。なお、その際には、「発電」と「送配電」
はコスト・料金変動のパターンがかなり異なるので、分けて分析する方がより実態に即して
いると考え、小売料金全体ではなく、小売料金から送配電料金を差し引いた部分を対象に分
析を実施する。
2.2.1 小売料金水準に影響する要因の抽出
小売料金を構成する項目およびその考え方は各国で異なるが、大枠として、「租税公課」
「送配電料金」が含まれていると捉えることができる。よって、小売料金全体から、租税公
課および送配電料金を除いたものを「小売料金指標」とすることで、上記の影響を除いた小
売料金の高低を評価することが可能となる。(送配電料金に係る分析は前述のとおりだが、
法人分離が行われている国では系統運用会社が課すネットワーク料金、会計分離が行われて
いる国では、送電・配電部門の総収入/総送電量を送配電料金と見なす)
「小売料金指標」には発電費用(燃料費、修繕費、人件費等)、販管費(検針費等)など
が含まれているが、影響を与える要因しては下記が候補として挙げられる。
電源構成(発電容量構成、発電量構成)
燃料価格
燃料の調達方式(長期相対契約、スポット取引の多様)
電源調達方式(自社電源の割合、相対電力と卸取引電力の割合)
各設備コスト(kW あたり:コスト効率性評価)、人件費単価
小売市場における競争

単価
(¥/kWh)
2.2.2 データセット
95
租税公課
送配電に
係る料金
小売料金指標と
定義
図 2-23 小売料金指標の考え方
需要家が支払う
料金
送配電料金に係る分析と同様に、下記に示す資料を用いてデータを収集した。基本的には
各国の規制機関および事業者のデータから収集を行ったが、欠損している場合等、一部では
IEA の Electricity Information や Energy Price and Taxes を用いている。また、燃料費、修繕
費など各国、各州単位でのデータ収集が難しいものについては、事業者データから発電設備
量の比で拡大推計を行っている。為替については送配電料金と同様に、IEA/OECD Energy
Prices and Taxes の掲載値を採用している。
表 2-7 データセット
調査対象(国、電力会社) 調査対象年 収集データ
米国(カリフォルニア州 CA、
PG&E 社)
米国(テキサス州 TX 、 Oncor
Electric Delivery 社)
米国(ニューヨーク州 NY 、
Consolidated Edison Company of
New York 社)
米国(カンザス州 KS、Kansas City
Power & Light Company 社)
フランス(RTE 社と ERDF 社)
スペイン(ENDESA 社)
英国(National Grid、EDF Energy)
イタリア(Terna、ENEL)
韓国(KEPCO 社)
ノルウェー(国全体)
ドイツ(RWE 社など)
日本(東京電力)
2000~2009 年(しか
し、データ収集の制約
上、一部の年に関して
のみ収集可能なケー
スが大半)
表 2-8 小売料金分析に用いたデータセットのイメージ
送配電料金単価(認可ベー
ス、または財務諸表等に基づ
く実績ベース)
電源種別発電電力量(TWh)
電源種別発電設備量(GW)
自社発電量、外部調達(相対、
取引所)
需要家数(戸)
燃料調達価格($/固有単位)
燃料消費量(TJ)
年間設備投資額(送配電以
外)
送配電以外に係る人件費
送配電以外に係る社員数
年間修繕費(送配電以外)
年間最大需要(MW)
年間負荷率(%)
小売市場の競争指標(HHI)

料金単価 (円/kWh) 基礎データ
ID 国名 年 小売料金 送配電料金租税公課 小売-送配電-租税公課 総発電電力量(TW自社発電量 外部調達(相対) 外部調達(取引所需要家数
01 日本(東電 2000 18.7 5.2 1.3 12.2 265.6 265,600.0 47,800.0 22,140,000
01 日本(東電 2001 18.7 5.3 1.3 12.2 257.0 257,000.0 50,100.0 22,740,000
01 日本(東電 2002 17.1 4.6 1.2 11.3 253.7 253,700.0 59,100.0 23,280,000
01 日本(東電 2003 17.2 4.5 1.2 11.5 233.7 233,700.0 68,900.0 23,710,000
01 日本(東電 2004 16.9 4.5 1.2 11.2 261.8 261,800.0 54,100.0 24,070,000
01 日本(東電 2005 17.2 4.4 1.2 11.7 269.7 269,700.0 48,200.0 24,440,000
01 日本(東電 2006 17.6 4.5 1.2 12.0 271.0 271,000.0 46,100.0 24,880,000
01 日本(東電 2007 17.7 3.8 1.1 12.8 273.5 273,500.0 55,400.0 25,330,000
01 日本(東電 2008 19.7 4.0 1.1 14.6 259.7 259,700.0 56,800.0 25,740,000
01 日本(東電 2009 17.3 4.2 1.1 12.0 252.2 252,200.0 54,000.0 26,060,000
01 日本(東電 2010 17.7 4.1 1.1 12.6 264.0 264,000.0 55,300.0 26,360,000
02 韓国 2000 261.7 - - - 14,975,793
02 韓国 2001 8.2 2.8 1.0 4.4 281.1 - - - 15,618,745
02 韓国 2002 8.4 1.8 1.0 5.6 302.0 - - - 16,490,026
02 韓国 2003 8.2 1.7 1.0 5.5 320.6 - - - 16,775,526
02 韓国 2004 8.0 1.6 1.0 5.4 341.7 - - - 17,061,591
02 韓国 2005 9.0 1.8 1.1 6.2 364.3 - 10,411.9 338,863.0 17,329,494
02 韓国 2006 10.6 2.0 1.3 7.3 380.8 - 10,369.8 354,866.0 17,624,836
02 韓国 2007 11.2 2.2 1.4 7.6 402.3 - 11,802.7 374,566.0 18,038,810
02 韓国 2008 8.4 1.6 1.0 5.8 421.6 - 12,389.2 392,430.0 18,419,048
02 韓国 2009 6.9 1.1 0.8 5.0 432.7 - 9,476.4 405,689.0 18,727,411
02 韓国 2010 7.4 1.2 0.9 5.3 473.8 - 14,228.3 440,863.0 19,229,450
03 イギリス 2000 7.8 0.2 335.0 28345000
03 イギリス 2001 8.3 0.4 28160000
03 イギリス 2002 8.8 0.5 346.9 29038000
2.2.3 小売料金水準の比較
2010 年(ノルウェーのみ 2009 年)における各国の小売料金水準を図 2-24に示す。小売
料金に占める各項目の構成比は、各国の制度設計や税制に負うところが大きいが、概ね送配
電と租税公課の合計値が占める割合は 30%前後となる国が多い。
小売料金単価全体ではドイツが最も大きいが、内訳を見ると送配電料金や租税公課の割合
が大きく、それらを除いた小売料金指標で比較すると下記に示す対象国の中では6番目に位
置する。送配電、租税公課を除いた我が国の電気料金は 12.6 円となり、下記対象国の中で
は、イギリス、イタリアに続き 3 番目となっている。
円/kWh
30.0
25.0
20.0
15.0
10.0
5.0
0.0
合計
租税公課
送配電料金
小売料金指標
(小売料金‐送配電料金‐租税公課)
7.1 7.4 7.4
1.0
1.0
0.9
1.2
0.8
2.7
5.0 5.3
3.9
9.3
0.5
1.9
7.0
12.0 12.3 12.5
2.8
0.8
2.8
1.4
3.2
4.1
5.0
8.6 7.9 8.6
96
17.4 17.7 17.9
3.6
1.1
4.1
0.9
3.6
2.6
2.9
8.7
18.4
5.2
12.6 13.4 12.8
20.9
4.3
8.0

図 2-24 小売料金水準の各国比較
97

なお、参考として各国の発電設備量と発電電力量の構成を図 2-25に示す。各国、各州で
電源構成は大きく異なる。火力比率で昇順に並び替えたところ、ノルウェー、フランスでは
それぞれ水力、原子力のため火力比率が著しく低く、逆にイギリス、米国(KS)、米国(TX)
などでは火力比率が高いことが分かる。
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
図 2-25 発電設備、発電電力量の各国比較
98
再生可能他
水力
原子力
火力
再生可能他
水力
原子力
火力

2.2.4 小売料金指標に影響する因子の抽出
ここでは各要因と小売料金指標について散布図を作成することで、要因の強さや方向など
を確認する。ただし、各国のデータには部分的に取得できなかったものもあるため、プロッ
ト数はグラフによって異なることに留意が必要である。
(1) 燃料費
一般に、燃料費が小売価格に与える影響は非常に大きく、2008 年前後の燃料価格の高騰
により欧州各国では小売料金水準が軒並み上昇した経緯もある。ここでは、各国、各州の燃
料費を各種データから収集、推計し、前述の「小売料金指標」との相関を確認する。なお、
燃料費の計算方法としては、日本(東電)においては電気事業便欄より「燃料費」の項目を
時系列で抜き出し、米国各州では Form-1 の Electric Operation and Maintenance expense に掲載
されている Fuel(Steam Power Generation, Nuclear Power Generation, Other Power Generation)
と Power Purchase の合計により算出している。欧州各国においては各国でのデータ収集が困
難であったことから、IEA, Electricity Information から、各年度の Fuel input と Fuel price for
electricity generation を乗じて推計している。
1kWh あたりの燃料費と小売価格指標との間には、全体として正の相関が確認される(相
関係数 0.78)。相関係数は 0.78 であり、全体の回帰直線の傾きは 1.00 と大きい。つまり、全
体の傾向としては 1kWh あたりの燃料費が 1 円上がれば、小売価格指標も 1 円上がる関係に
ある。このことから、対象国の全体の傾向としては、燃料価格の上昇は燃料費調整制度の機
能も含めて、ほぼそのまま小売価格に転嫁されていると捉えることができる。
一方で、国別で見た際には、火力比率の低いフランス、ノルウェーでは燃料費との相関が
低く、小売価格指標も低い水準にある。日本(東電)、韓国等では相関は高いものの傾きが
小さく、燃料費が与える影響が他国と比べて低い傾向にある。韓国については 2010 年以前
には単純に燃料費調整制度が導入されていなかったこと、日本(東電)については、柏崎刈
羽が停止した 2007 年、2008 年などでは LNG 代替による燃料費上昇分(構成変化分)は、
燃料費調整制度を通じた小売価格への反映がなされなかったことが要因として考えられる。
イタリアや米国(NY)において、燃料費の変動が大きいのは火力比率が高いこと、特に
米国(NY)については卸電力市場からのスポット調達が多いことが影響していると考えら
れる。また、両地域では小売は完全自由化しているため、燃料費の高騰が小売価格にも直接
的に反映されやすいと推察される。
99

小売価格指標(円/kWh)
25
20
15
10
5
0
0.0 2.0 4.0 6.0 8.0 10.0 12.0 14.0 16.0
1kWhあたりの燃料費(円/kWh)
図 2-26 燃料費(円/kWh)と小売価格指標との関係
100
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
09.米国(CA)
10.米国(カンザス)
11.米国(NY)
(2) 燃料単価、燃料消費量
1kWh あたりの燃料費(円/kWh)は、下式のように燃料価格(円/MJ)と、1kWh あたり
の燃料消費量(MJ/kWh)に分解できる。
1kWh あたりの燃料費【円/kWh】 =燃料価格【円/MJ】 × 燃料消費量【MJ】 / 発電電
力量【kWh】
当該国の燃料調達価格と、燃料消費量のどちらの影響がより強いかを確認するために、そ
れぞれで散布図を作成した。なお、燃料価格には各国の発電用の原油調達価格を指標として
いる。
燃料単価と小売価格指標には全体で弱い正の相関(相関係数 0.36)が見られるが、燃料消
費量では総量および 1kWh で基準化した場合でも相関が観察されにくい。よって、前述の
1kWh あたりの燃料費は、燃料消費量の変動よりも燃料価格の影響の方が強いものと見込ま
れる。国別では、米国(KS、NY、TX)は押しなべて原油調達価格が低いことが特徴的で
ある(青楕円部分)。

小売価格指標(円/kWh)
25
20
15
10
5
0
0 500000 1000000 1500000 2000000
原油調達価格(円/TJ)
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
10.米国(KS)
11.米国(NY)
12.米国(TX)
小売価格指標(円/kWh)
25
20
15
10
5
0
0 1000000 2000000 3000000 4000000
燃料消費量(TJ)
101
01.日本(東電)
小売価格指標(円/kWh)
25
20
15
10
5
0
0.0 0.5 1.0 1.5 2.0 2.5
1kWhあたりの燃料消費量(MJ/kWh)
01.日本(東電)
図 2-27 燃料単価および燃料消費量(総量および 1kWh あたり)と小売料金指標との相関
(3) 人件費、修繕費
人件費は各国従業員一人あたり、修繕費は送配電部分を除いたものを各国の発電設備量合
計で基準化し、散布図を作成した。従業員一人あたりについては、小売価格指標と弱い正の
相関(相関係数 0.38)が確認される。我が国の一人あたり人件費は今回の対象国の中ではや
や高い水準にあり、小売価格指標に影響を与えている可能性がある。また、修繕費について
も水力比率の高いノルウェーを除くと高い正の相関が伺える(相関係数 0.71)。
小売価格指標(円/kWh)
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 5 10 15 20
従業員一人あたり人件費(100万円/人)
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
09.米国(CA)
10.米国(KS)
12.米国(TX)
小売価格指標(円/kWh)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
修繕費(円/kW)
図 2-28従業員あたり人件費および設備量あたり修繕費と小売料金指標との相関
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
05.スペイン
06.フランス
08.ノルウェー
09.米国(CA)
10.米国(KS)

(4) 設備投資費、電気事業資産
設備投資費・電気事業資産は、送配電部分を除いたものを、各国の発電設備量合計で基準
化し、散布図を作成した。結果を下図に示す。kW あたりの電気事業資産総額とは相関が見
られない(相関係数-0.15)が、減価償却率の差異による影響を補正することで小売料金指
標との相関が観察される(相関係数 0.45)。なお、減価償却率は「2.1 送配電料金水準に化
係る要因分析」と同様、各国(各電力会社)の財務諸表における実効的な減価償却率(減価
償却額÷固定資産額)を用いている。kW あたりの設備投資費とは正の相関(相関係数 0.45)
があり、直近の設備投資の方が直接的に影響している可能性がある。
小売価格指標(円/kWh)
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 20,000 40,000 60,000 80,000 100,000
電気事業資産(円/kW)
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
05.スペイン
06.フランス
08.ノルウェー
09.米国(CA)
10.米国(KS)
小売価格指標(円/kWh)
102
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
0 1000 2000 3000 4000 5000
電気事業資産(円/kW)
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
08.ノルウェー
09.米国(CA)
図 2-29 電気事業資産および減価償却率×電気事業資産と小売料金指標との相関
小売価格指標(円/kWh)
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
設備投資費(円/kW)
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
09.米国(CA)
図 2-30 設備投資費と小売料金指標との相関

(5) 発電設備比率
発電設備の変動費だけではなく固定費を含んだ影響を確認するために、各国の発電設備比
率(火力比率、原子力比率、再生可能エネルギー比率)との相関を確認した。なお、ここで
は再生可能には水力は含めていない。
全体の傾向としては、火力比率が大きいイギリスやイタリアなどでは小売料金指標が高い
傾向にある。ただし、米国の CA、KS、TX などでは火力発電比率は高いが、燃料調達価格
が安いためにトレンドからは外れている。原子力については逆の傾向が観察されるが、同様
に米国(CA,KS,TX)および水力比率の高いノルウェーはトレンドから外れている。ただし、
フランスが全体傾向をけん引しているとも考えられる。また、再生可能エネルギー発電設備
比率は、火力比率の高いイタリアやイギリスなどはトレンドから外れる傾向にあるが、スペ
イン、ドイツなど再生可能エネルギー比率が高い国では小売料金指標に影響を与えているよ
うに観察される。火力比率、原子力比率、再生可能比率のそれぞれの相関係数は 0.56(米国
除く)、-0.62(米国除く)、0.70(日本、イタリア、イギリス、米国(NY)除く)
小売価格指標(円/kWh)
25
20
15
10
5
0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
火力発電設備比率
小売価格指標(円/kWh)
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
09.米国(CA)
10.米国(KS)
11.米国(NY)
12.米国(TX)
小売価格指標(円/kWh)
25
20
15
10
5
0
103
25
20
15
10
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3
再生可能設備比率
5
0
0 0.2 0.4 0.6 0.8
原子力発電設備比率
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
09.米国(CA)
10.米国(KS)
11.米国(NY)
12.米国(TX)
図 2-31 発電設備比率と小売料金指標との相関
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
09.米国(CA)
10.米国(KS)
11.米国(NY)
12.米国(TX)

火力についてはより詳細な影響を確認するために、さらに天然ガス、石炭、石油の3つに
分類した。天然ガス火力は、燃料調達価格の安い米国の CA、TX を除くと正の相関が確認
される(相関係数 0.64、ただし米国 CA、TX)。石油火力についても同様であり、相関係数
は天然ガスよりも高い(相関係数 0.70)。
一方で、石炭火力については全体として負の相関が伺える(相関係数-0.54)。石炭につい
ては安価なベース電源として、その構成比率が高いほど、小売料金指標が低下する傾向にあ
ると言える。
以上より、電源種別に関する要因としては、原子力・石炭などのベース電源比率が高いほ
ど小売料金指標は低く、石油・天然ガスなど化石燃料を用いるミドル・ピーク電源比率が高
いほど小売料金指標も高いと考えられる。
小売価格指標(円/kWh)
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3
石油火力設備比率
小売価格指標(円/kWh)
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
05.スペイン
06.フランス
09.米国(CA)
10.米国(KS)
11.米国(NY)
12.米国(TX)
小売価格指標(円/kWh)
104
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6
石炭火力設備比率
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0 0.2 0.4 0.6 0.8
天然ガス火力設備比率
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
05.スペイン
06.フランス
09.米国(CA)
10.米国(KS)
11.米国(NY)
12.米国(TX)
図 2-32 火力発電設備比率と小売料金指標との相関
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
05.スペイン
06.フランス
09.米国(CA)
10.米国(KS)
11.米国(NY)
12.米国(TX)

(6) 設備利用の効率性(負荷率、需要規模)
設備利用の効率性の指標としては、負荷率(設備稼働率の視点)や、需要家一人あたりの
年間電力量(需要規模の視点)とが考えられるが、両方で小売価格指標の間に負の相関が確
認される(負荷率との相関係数-0.33、一人あたり電力量との相関係数-0.66)。
負荷率が高い場合は設備の効率的な利用が促されると共に、安価なベース電源の利用比率
が高くなるために小売価格指標が小さくなるものと考えられる。需要家一人あたりの電力量
との因果関係としては、需要規模が大きくなるほど需要家費・固定費の割合が小さくなる効
果が推察される。ただし、小売価格指標が安いために需要家あたりの電力消費規模が増える
という逆の関係も考えられる。
小売価格指標(円/kWh)
25
20
15
10
5
0
0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
負荷率
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
10.米国(KS)
12.米国(TX)
小売価格指標(円/kWh)
105
25
20
15
10
5
0
0 10000 20000 30000 40000 50000
図 2-33 発電設備比率と小売料金指標との相関
需要家あたりの年間電力消費量(kWh/年・件)
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
09.米国(CA)
10.米国(カンザス)
11.米国(NY)
12.米国(Oncor)
(7) 小売市場の競争状態
小売自由化との関連を見るため、市場の集中度の指標である HHI(ハーフィンダール・
ハッシュマン・インデックス)を用いて相関を確認した。HHI は各社のシェアの二乗の総
和であり、各企業のシェアの格差が小さく、市場に参加するプレイヤーが少ないほど値が大
きくなる。独占状態の場合は 100%のシェアが 1 社なので、100^2=10000 となる。
図 2-35は HHI と小売価格指標との相関を確認したものである。HHI とは負の相関(相関
係数-0.60)となっており、1 社のシェアが高い国ほど小売価格指標が低い傾向にある。通常
は競争が激しいほど小売単価は下落に向かうと考えられるが、これは HHI が高い国はもと
もと小売価格が低いために競争が働きにくくなっている、もしくは自由化していない、とい
う逆の因果関係の可能性も考えられる。

小売価格指標(円/kWh)
25
20
15
10
5
0
図 2-34 欧州電力小売市場での各社シェアと HHI 指標
出典:Capgemini, European Energy Markets Observatory
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000
HHI
図 2-35 HHI と小売料金指標との相関
106
01.日本(東電)
02.韓国
03.イギリス
04.イタリア
05.スペイン
06.フランス
07.ドイツ
08.ノルウェー
09.米国(CA)
10.米国(KS)
11.米国(NY)

2.2.5 我が国と諸外国の小売料金水準差の要因分析
(1) 分析方針
ここでは、前項にて整理した各国料金差、各国の料金水準に及ぼす因子の抽出を踏まえて、
我が国と諸外国の小売料金指標の差の理由(要因)を考察する。要因としては様々なものが
考えられるが、これまでのデータの収集状況と散布図で確認した相関関係を踏まえて、以下
のような要因に分解し検討する。
燃料費
人件費
修繕費
電気事業資産に起因するコスト(減価償却、設備投資費)
負荷率
需要規模
残差(上記項目では説明しきれない部分)
まず、燃料費(その中でも燃料単価)、人件費、修繕費、減価償却費、設備投資費などは
小売料金指標と正の相関があることが観察された。
その他の需要側の要因としては、負荷率と需要規模を加味する。前者については効率的な
設備形成に寄与し、長期的には電源構成にも影響を及ぼすと考えられ、後者については検針
費などの需要家費の部分でメリットが生まれると考えられる。なお、2009 年断面で比較と
し、我が国については、東京電力の値を利用する。
1)燃料費
燃料費水準は、小売料金に非常に大きく影響する項目である。燃料費の差異に起因するコ
スト差を、以下の式で算出する。
コスト差=(燃料費単価(円/kWh)の差)×(我が国の発電電力量)
※(燃料費単価の差)=(国 X の燃料費単価―我が国の燃料費単価)
2)人件費
人件費水準の計算式は送配電料金の分析と同様である。
コスト差=(人件費単価(万円/人)の差)×(我が国の電気事業従事社員数(ただし送
配電事業は除く))
107

※(人件費単価の差)=(国 X の人件費単価―我が国の人件費単価)
3)修繕費
修繕費水準は発電設備量 kW で基準化して計算する。(予備検討の結果、発電電力量 kWh
で基準化しても結果はほぼ同じである)
コスト差=(修繕費単価(円/kW)の差)×(我が国の発電設備量合計(kW))
※(修繕費単価(円/kWh)の差)=(国 X の修繕費単価―我が国の修繕費単価)
4)設備費
設備費については、減価償却費とその他設備費の差異に起因するものに区分する。
①減価償却費
減価償却費は、各国の減価償却率×電気事業資産額で推計したものを用いる。ここ
でいう減価償却率は、各国(各電力会社)の財務諸表における実効的な減価償却率
(減価償却額÷固定資産額)とする。
コスト差=(減価償却費単価(円/kW)の差)×(我が国の発電設備量合計)
※ (減価償却費単価の差)=(国 X の減価償却費単価-我が国の減価償却
費単価)
②その他設備費
本来ならば設備費は電気事業資産総計と相関する部分だが、前述の検討の結果、直
近の設備投資費の方が対象国の中では相関が高い。そのため、その他の設備費要因
としては、設備投資費の差に起因する部分から推計を行う。
5)負荷率
負荷率が良い国・地域ほど発電設備を効率よく使っているため、長期的には電源構成にも
影響を及ぼすと考えられる。我が国の負荷率は比較的低位にあるため、他国と比べて料金が
高い一因と考えられる。ただし、具体的な影響についての因果関係を求めることが難しいこ
とから、ここでは以下の式によって簡易的に負荷率向上によるコスト差を算出することにす
る。
コスト差=(負荷率の向上率)×(回帰式で求められた傾き)
108

6)需要規模
需要家一人あたりの消費電力量が大きいほど、コストに占める需要家費の占める割合が小
さくなり、料金の低下に結びつくと考えられる。日本では省エネ家電等の普及もあり、一人
あたりの電力消費量が他国と比べ小さい傾向にあるため、料金が高価になる要因(料金上昇
要因)と考えられる。ただし、具体的な影響についての因果関係を求めることが難しいこと
から、ここでは以下の式によって簡易的に負荷率向上によるコスト差を算出することにする。
コスト差=(需要規模の向上率)×(回帰式で求められた傾き)
109

(2) 分析
1) 米国(カリフォルニア州、PG&E)
日本の小売料金指標の方が約 4.43 円/kWh 高い。その原因として、以下のような我が国
にとっての原価増・原価減要因が存在する。
燃料費:料金差にもっとも大きく影響しているのは燃料費である。我が国の燃料費(4.73
円/kWh)はカリフォルニア州(3.77 円/kWh)よりも高く、約 2,412 億円/年の原価増要因と
なっている。
人件費:我が国の人件費(1,346 万円/人)はカリフォルニア州(1,113 万円/人)より大きく、
約 293 億円/年の原価増要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(2,668 円/kW)はカリフォルニア州(343 円/kW)より大きく、約
1,499 億円/年の原価増要因となっている。
減価償却費:我が国の減価償却費(2,409 円/kW)はカリフォルニア州(503 円/kW)より大
きく、約 1,299 億/年の原価増要因となっている。
設備投資費:我が国の設備投資費(4,554 円/kW)はカリフォルニア州(2,222 円/kW)より大
きく、約 1,504 億/年の原価増要因となっている。
需要規模:我が国の需要家一人当たり電力消費量(9,678kWh/年・人)はカリフォルニア
州(17,535kWh/年・人)より大きく、約 1.86 円/kWh の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の 2009 年の年負荷率(64%)はカリフォルニア州(57%)より若干高く、約
1.19 円/kWh の原価減少要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、1.01 円/kWh 程度である。
110

要因
日本 CA 差分
111
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.64 (百分率) 0.57 (百分率) 0.07 (百分率) -1.19
燃料費要因 4.73 円/kWh 3.77 円/kWh 1 円/kWh 2,412 0.96
人件費要因 1,346 万円/人 1,113 万円/人 233 万円.人 293 0.12
修繕費要因 2,668 円/kW 343 円/kW 2,325 円/kW 1,499 0.59
設備投資費要因 4,554 円/kW 2,222 円/kW 2,332 円/kW 1,504 0.60
需要規模要因 9,678 kWh/年・人 17,535 kWh/年・人 ▲ 7,857 kWh/年・人 1.86
減価償却費要因 2,410 円/kW 503 円/kW 1,906 円/kW 1,229 0.49
小計 3.41
残差 1.01
価格差 4.43
円/kWh
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
増加分
減少分
CA 増加要因 減少要因 日本
日本
残差
需要規模要因
設備投資費要因
減価償却費要因
修繕費要因
人件費要因
燃料費要因
負荷率要因
図 2-36 我が国と米国(カリフォルニア州)の小売料金指標の差異分析
CA

2) 韓国
日本の小売料金指標の方が約 7.05 円/kWh 高い。韓国は設備負荷率が高く、原子力や石
炭などの安価なベース電源の利用比率が大きいため、燃料費や負荷率による要因が大き
い。需要規模が大きいことや、人件費、修繕費等も韓国の方が安価であることから、差
が生じている。
燃料費:我が国の燃料費(4.73 円/kWh)は韓国(2.68 円/kWh)よりも高く、約 5,171 億円/
年の原価増要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,346 万円/人)は韓国(482 万円/人)より大きく、約 1,085 億円/
年の原価増要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(2,668 円/kW)は韓国(777 円/kW)より大きく、約 1,219 億円/年
の原価増要因となっている。
減価償却費:我が国の減価償却費(2,409 円/kW)は韓国(1,957 円/kW)より大きく、約 292
億/年の原価増要因となっている。
需要規模:我が国の需要家一人当たり電力消費量(9,678kWh/年・人)は韓国(23,108kWh/
年・人)より大きく、約 3.17 円/kWh の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の 2009 年の年負荷率(64%)は韓国(74%)より低く、約 1.63 円/kWh の原
価増要因となっている。
設備投資費:我が国の設備投資費(4,554 円/kW)は韓国(6,212 円/kW)より大きく、約 1,069
億/年の原価減少要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、0.41 円/kWh 程度である。この部分については、政策
的に安価に抑えているといった理由も影響していると考えられる。
112

要因
日本 韓国 差分
113
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.64 (百分率) 0.74 (百分率) -0.10 (百分率) 1.63
燃料費要因 4.73 円/kWh 2.68 円/kWh 2 円/kWh 5,171 2.05
人件費要因 1,346 万円/人 482 万円/人 864 万円.人 1,085 0.43
修繕費要因 2,668 円/kW 777 円/kW 1,890 円/kW 1,219 0.48
設備投資費要因 4,554 円/kW 6,212 円/kW ▲ 1,658 円/kW ▲ 1,069 ▲ 0.42
需要規模要因 9,678 kWh/年・人 23,108 kWh/年・人 ▲ 13,430 kWh/年・人 3.17
減価償却費要因 2,410 円/kW 1,957 円/kW 453 円/kW 292 0.12
小計 7.46
残差 ▲ 0.41
価格差 7.05
円/kWh
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
増加分
減少分
韓国 増加要因 減少要因 日本
図 2-37 我が国と韓国の小売料金指標の差異分析
日本
残差
需要規模要因
設備投資費要因
減価償却費要因
修繕費要因
人件費要因
燃料費要因
負荷率要因
韓国

3) イタリア
日本の小売料金指標の方が約 1.17 円/kWh 高い。イタリアは燃料費や設備投資の面でコ
ストが小さく、増加分のほとんどを占めている。一方で、需要規模、人件費、負荷率な
どは日本のコストが小さく、増加要因と減少要因が相殺している。
燃料費:我が国の燃料費(4.73 円/kWh)はイタリア(3.49 円/kWh)よりも高く、約 3,113 億
円/年の原価増要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(2,668 円/kW)はイタリア(1,970 円/kW)より大きく、約 450 億円
/年の原価増要因となっている。
減価償却費:我が国の減価償却費(2,409 円/kW)はイタリア(1,691 円/kW)より大きく、約
464 億/年の原価増要因となっている。
設備投資費:我が国の設備投資費(4,554 円/kW)はイタリア(1,726 円/kW)より大きく、約
1,824 億/年の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の 2009 年の年負荷率(64%)はイタリア(60%)より若干高く、約 0.73 円/kWh
の原価減少要因となっている。
需要規模:我が国の需要家一人当たり電力消費量(9,678kWh/年・人)はイタリア
(7,439kWh/年・人)より小さく、約 0.53 円/kWh の原価減少要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,346 万円/人)はイタリア(3,238 万円/人)より小さく、約 2375
億円/年の原価減少要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、1.04 円/kWh 程度である。
114

要因
日本 イタリア 差分
115
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.64 (百分率) 0.60 (百分率) 0.04 (百分率) -0.73
燃料費要因 4.73 円/kWh 3.49 円/kWh 1 円/kWh 3,113 1.23
人件費要因 1,346 万円/人 3,238 万円/人 ▲ 1,892 万円.人 ▲ 2,375 ▲ 0.94
修繕費要因 2,668 円/kW 1,970 円/kW 698 円/kW 450 0.18
設備投資費要因 4,554 円/kW 1,726 円/kW 2,828 円/kW 1,824 0.72
需要規模要因 9,678 kWh/年・人 7,439 kWh/年・人 2,239 kWh/年・人 ▲ 0.53
減価償却費要因 2,410 円/kW 1,691 円/kW 719 円/kW 464 0.18
小計 0.12
残差 1.04
価格差 1.17
円/kWh
16.0
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
増加分
減少分
イタリア 増加要因 減少要因 日本
日本
残差
需要規模要因
設備投資費要因
減価償却費要因
修繕費要因
人件費要因
燃料費要因
負荷率要因
イタリア
図 2-38 我が国とイタリアの小売料金指標の差異分析

4) スペイン
日本の小売料金指標の方が約 1.17 円/kWh 高い。スペインと日本では燃料費の差異が最
も大きく、主な増加要因となっている。また、負荷率の寄与も大きい。減少分について
は需要規模要因もあるが、再生可能電源導入の影響も可能性として考えられる(買取費
用以外にもバックアップ電源として火力発電が必要になっている等)。
燃料費:我が国の燃料費(4.73 円/kWh)はスペイン(3.61 円/kWh)よりも高く、約 2,812 億
円/年の原価増要因となっている。
修繕費:我が国の修繕費(2,668 円/kW)はスペイン(2,018 円/kW)より大きく、約 419 億円
/年の原価増要因となっている。
減価償却費:我が国の減価償却費(2,409 円/kW)はスペイン(2,055 円/kW)より大きく、約
228 億/年の原価増要因となっている。
設備投資費:我が国の設備投資費(4,554 円/kW)はスペイン(3,847 円/kW)より大きく、約
456 の原価増要因となっている。
負荷率:我が国の 2009 年の年負荷率(64%)はスペイン(68%)より若干低く、約 0.69 円/kWh
の原価増要因となっている。
人件費:我が国の人件費(1,346 万円/人)はスペイン(1,427 万円/人)より小さく、約 102
億円/年の原価減少要因となっている。
需要規模:我が国の需要家一人当たり電力消費量(9,678kWh/年・人)はスペイン
(8,988kWh/年・人)より大きく、約 0.16 円/kWh の原価減少要因となっている。
上記では説明しきれない残差は、0.87 円/kWh 程度である。
116

要因
日本 スペイン 差分
117
コスト差額
(億円)
価格差
(円/kWh)
負荷率要因 0.64 (百分率) 0.68 (百分率) -0.04 (百分率) 0.69
燃料費要因 4.73 円/kWh 3.61 円/kWh 1 円/kWh 2,812 1.12
人件費要因 1,346 万円/人 1,427 万円/人 ▲ 82 万円.人 ▲ 102 ▲ 0.04
修繕費要因 2,668 円/kW 2,018 円/kW 650 円/kW 419 0.17
設備投資費要因 4,554 円/kW 3,847 円/kW 707 円/kW 456 0.18
需要規模要因 9,678 kWh/年・人 8,998 kWh/年・人 680 kWh/年・人 ▲ 0.16
減価償却費要因 2,410 円/kW 2,055 円/kW 354 円/kW 228 0.09
小計 2.04
残差 ▲ 0.87
価格差 1.17
円/kWh
14.0
12.0
10.0
8.0
6.0
4.0
2.0
0.0
増加分
減少分
スペイン 増加要因 減少要因 日本
日本
残差
需要規模要因
設備投資費要因
減価償却費要因
修繕費要因
人件費要因
燃料費要因
負荷率要因
スペイン
図 2-39 我が国とスペインの小売料金指標の差異分析

3. 諸外国の電気料金規制
3.1 米国
3.1.1 カリフォルニア州
(1) 小売自由化の経緯
カリフォルニア州では、1996 年に成立した電気事業再編法(AB1890)に基づき 1998 年から
小売自由化が開始され、需要家は自由に電力会社を選択できるようになった。競争促進の観
点から PG&E を含む従来の大手電力会社は自社発電設備の売却し、また送電網については
所有権を電力会社に残したまま、独立系統運用機関として CAISO が設立された。また、競
争促進の観点から、電力会社の料金単価は 1996 年の水準で一定期間のあいだ凍結されるこ
とになった。
2000~01 年に発生したカリフォルニア州電力危機(卸料金の高騰)により、小売料金が
凍結されていた電力会社は逆ザヤを伴う経営危機に陥り、PG&E など一部電力会社は経営破
たんに追い込まれた。結果としてカリフォルニア州は電力緊急対策法(AB1X)を成立させ、
「電力会社にかわって DWR による電力調達」「自由化プロセス中断、規制料金への回帰」
等に至った。この出来事は米国全体での自由化の趨勢に大きな影響を与え、本電力危機以降、
新たに自由化に踏み込む州は皆無となった。
しかし 2005 年頃から消費者団体等から自由化再開要望が出てきた他、一部の地方自治体
が“CCA (Community Choice Aggregation)“という制度を活用して、自治体レベルで需要をアグ
リゲートし、従来の電力会社以外から電力を安価に調達しようとする動きも表面化した 15 。
CPUC 自身は自由化再開に慎重であったが、2009 年ついに AB1X の改正法である SB695 を
成立させ、2010 年から限定的な自由化再開に踏み切った。自由化範囲は業務・産業需需要
家に限定されており、しかも変更枠の上限値が設けられているものの、供給者変更への需要
家の関心は高く、現状変更枠は埋まっている状態である。
(2) 電気料金の認可体制
上述の通り小売自由化が一部再開された状況ではあるが、従来の電力会社が自社供給エリ
アで供給する料金については依然として規制料金であり、CPUC の審査・認可を得る必要が
ある 16 。
カリフォルニア州における一般的な料金認可プロセスを次図に示す。同州では、およそ 3
年おきに各電力会社から届け出られた総原価(Revenue Requirement)を審査のうえ決定し、次
いで各需要種への原価配分と料金決定を行う。これは General Rate Case (GRC)と呼ばれ、通
15
海外電力 2010 年 8 月号(海外電力調査会)
16
小売料金の規制権限は州(州の公益事業委員会)に存在する。ただし、送電部門は連邦政府(連邦エネル
ギー規制委員会:FERC)が規制権限を有する。
118

常 1~2 年の審査機関を要する重要な審査手続きである。消費者団体などの利害関係者が参
加する公聴会が頻繁に開催され、提示された資料や議事録は原則として全て公益事業委員会
のホームページに掲載される。一般的に、同州を含む米国電気料金の査定手続きは、透明性
を重要視したものである一方、審査に極めて多くのリソースを投入し、長期化・複雑化する
傾向がある。
基本的に、GRC は 2 ステップに分かれている。まず“GRC Phase 1“で、総原価を決定する。
その際には、前章で述べた各種 Bond や Regulatory Fee、省エネプログラム等 CPUC が関与
する様々なプログラムに要する原価についても決定する。ついで“GRC Phase 2“で、原価の
配分につき審査し、最終的に料金が決定する。
GRC で決定されるのは、電気料金全体の 50%程度と言われている。総原価は、自社資産
の O&M 費や原価償却費、報酬率、CPUC が関与する各種プログラム費用を対象とするが、
外部電力調達費や原子力廃炉費などパススルーコストは別途審査が行われる。また送電費は
FERC 管轄であるため、この GRC では所与のものとして取り扱われる。
出典:Rate Design Basics (カリフォルニア州 DRA、2011)
図 3-1 カリフォルニア州における一般的な電気料金審査プロセス
(3) 料金の振り分け方
上記の GRC Phase 2 において原価を振り分ける際、カリフォルニア州では発電原価と配電
原価の一部について EPMC(Equal Percentage of Marginal Cost)方式という特徴的な方法が採
用されている。これは、対象となる発電原価/配電原価は、需要家種毎に算定された限界供
給コストに比例して配分されるというものである。
次表に、各原価の配分方式概要を示す。自社電力供給資産(配電網、発電所)の運用に伴
う原価は、EPMC によって各需要家種に配分される。一方、外部電力調達費用(ECRA: Energy
119

Cost Recovery Amount)や Nuclear Decommissioning に要する費用は、単純に kWh で按分さ
れる。FERC 管轄の送電費用は、限界供給費用(kW)按分と kWh 按分の併用と考えられる。
表 3-1 総原価の需要家種別への配分方式 概要表(PG&E 社)
出典:2011 GENERAL RATE CASE PHASE 2 PREPARED TESTIMONY EXHIBIT (PG&E-1)
120

(4) デカップリング・プラス
カリフォルニア州では、電力会社が実施した省エネプログラムの成果を定量的に評価し、
プログラムに要した費用よりも省エネ効果が大きかった場合に、その差額の一部を報酬とし
て配電料金原価に加えることを認めている。これは Risk/Reward Incentive Mechanism for
Energy Efficiency Programs (RRIM)という名称で実行されており、通称デカップリング・プラ
スと呼ばれている。
これは、省エネの推進は電力会社の売上減少に結びつくことから、電力会社に対して何ら
かのインセンティブを付与する(販売電力量の多寡とは関係なく一定の収益を認める)こと
が省エネ実施上必要として始まったものである。
電力会社は毎年、プログラムの実施結果と費用を CPUC に報告し、その報告を CPUC が
評価(場合によって第三者機関に評価を依頼)し評価を確定する。
現在、報酬率は、正味経済的価値(省エネプログラム実施による省エネメリットープログ
ラム実施費用)の 7%と定められている。海外電力調査会のレポートによると、2004-08 年
累計で PG&E 社が得た報酬額は 104 百万ドルである。これの年平均値を需要家から配電料
金として徴収する場合、配電原価への増分額は 104÷5=約 21 百万ドル/年となる。
表 3-2 デカップリング・プラスで電力会社が得る報酬
項目 PG&E SCE SDG&E 合計
目標値
省エネ(GWh) 4,313 4,788 1,175 10,276
(2004-08 年累積) ピークカット(MW) 936 1,006 223 2,165
認定値
省エネ(GWh) 5,243 5,175 1,103 11,521
(2004-08 年累積) ピークカット(MW) 925 930 198 2,053
正味経済的価値(百万$) 1,486 1,063 231 2,781
報酬率 7% 7% 7% 7%
報酬額(百万$) 104 74 16 195
121
出典:海外電力 2010 年 8 月号(海外電力調査会)
尚、省エネメリットの算定方法や、その成果の需要家への転嫁のあり方については、電気
料金の上昇を嫌がる消費者団体等の反対が大きく、7%という報酬率が決まるまで様々な紆
余曲折を経ている。
3.1.2 テキサス州
(1) 小売自由化の経緯
テキサス州では、2002 年 1 月から小売自由化が始まり、既存電力会社に対して、それま
での規制料金より 6%低い料金の提示を義務付ける所謂 Price To Beat が導入された。また
2005 年からは Price to Beat 以外の自由な料金設定が解禁されたが、従来の電力会社は平行し
て Price to Beat の提示を義務付けられていた。2007 年 1 月でもって Price to Beat は終了とな
り、完全に自由料金設定に移行した。一方送電･配電料金は引き続きテキサス州公益事業委

員会(Public Utility Commission of Texas:PUCT)の規制下にある。
(2) 電気料金の認可体制
小売料金については完全自由化されているため、PUCT はラストリゾート料金や低所得者
向け料金等一部を除いて審査は行っておらず、事後監視を基本とした規制活動を行っている。
一方送電・配電料金については、他州とは異なり ERCOT がテキサス州内でほぼ閉じてい
る系統となっているため、FERC ではなく PUCT が許認可手続きを行う。
Substantive Rule 25 によると、送電/配電料金の申請(届出)は定期的に行うよう定めてい
るが、具体的に頻度やタイミングは定めていない。一方で認可された料金体系と実際の費用
の乖離状況に応じて、料金の調整を PUCT に申請できる。そのタイミングは年に最大 1 回
と定められている。
(3) 料金に関する規制、割り振り
1) 小売料金に関する規制
テキサス州は、小売料金算定にあたって算入していい原価項目を Substantive Rule 25.231
で以下のように規定している。
(A)O&M 費、(B)減価償却費(定額法での償却)、(C)連邦法人税、(D)その他税、(E)
広告費や寄付費(ただし省エネ、コスト節減、ピークシフト、再生可能エネルギー普及促
進の為の広告費等に限る。また総額は電気事業収入の 0.3%を上限とする)、(F)原子力廃
炉費用、(G)保険費用(事故時の保障等に備えるもので、公益事業委員会が認めるもの
のみ)、(H)退職者向け給付金
事業報酬は、レートベース×報酬率で算定する。報酬率は電力会社の WACC に基づくも
のとする。レートベースに算入していい資産は以下のように定める。
(A)立法化支援に関する費用(業界団体経由も含む) (B)政治家候補の支持に使われた資
金、(C)あらゆる政治活動の支持に使われた資金、(D)政治的、宗教的運動の推進に使われ
た資金、(E)社会的、娯楽的、共済組合、宗教的なクラブや組織あるいはそこに所属する
人の支持に使われた資金、(F)電力消費の増大を促進させた資金(G)上記の(A)~(F)に該当
するものを含む小包や手紙の送付に使われた資金、(H)保険でカバーできなかった事故等
の保証金や修繕費用、(I)料金を超過徴収した場合の返還に係る事務費用や利息、(J)公益
事業委員会が不必要または不適切と判断するあらゆる支出
なお、基本的に自由料金であるので、ラストリゾート料金や低所得者料金など、一部の料
金にのみ適用されている可能性がある。
122

2) 送配電料金やその他の料金に関する規制、電圧階級別への費用割り振り
送配電料金についても、基本的に上記と同様の規則が適用されているが、要素別
(Transmisson Service Rates, Transmission Cost Recovery Factor、Nuclear Decommissioning Fee 等)
にも計上して費目の明記がなされている場合がある。
Oncor Electric Delivery 社が現在 PUCT に申請した送電･配電料金に係る総原価を以下に示
す。特徴として配電に係る O&M 費が大きいことが挙げられる。配電 O&M 費 10 億ドルの
うち 6 億ドルは、ERCOT 内の他電力会社に支払う送電・配電料金である(電力会社区域を
跨ぐ送電、配電が日常的に実施されているため、隣接電力会社に支払う金額は大きくなる傾
向にある)。しかし、送電系統・配電系統の違いに関わらず、他社による送配電は全て配電
費に計上されているため、配電費が大きく見えるようになっている。
単位:$ 送電 配電 検針 請求
カスタマー
サービス
計
O&M費 89,355,575 1,091,316,189 100,408,691 6,462,724 33,599,387 1,321,142,566
減価償却費 138,493,534 322,183,684 32,500,258 0 3,788,953 496,966,429
各種税(法人税除く) 49,616,191 331,597,771 8,109,985 75,415 594,968 389,994,330
連邦法人税 80,660,117 148,626,031 10,683,822 507,811 2,290,424 242,768,205
事業報酬 247,086,813 437,886,396 24,236,043 296,835 1,651,872 711,157,959
その他収益 -25,594,919 -32,228,220 -16,355,501 0 -261,489 -74,440,128
総原価 579,617,311 2,299,381,850 159,583,298 7,342,785 41,664,115 3,087,589,359
百万ドル
2,400
1,900
1,400
900
400
-100
送電
配電
検針
請求
カスタマー サービス
123
その他収益
事業報酬
連邦法人税
各種税(法人税除く)
減価償却費
O&M費
出典:Oncor Electric Delivery 社資料より三菱総合研究所作成
図 3-2 送電・配電料金の原価構造例(テキサス州)
一つ一つの細かい原価費目について、配分方法を定めて電圧階級別に配分している配分方
法は約 60 種類あり、それらを組み合わせて使っているため、非常に複雑な方法となってい
る。しかし、一番のベースとなる配分の方法は 6 つであり、それらは需要家(Customer)ベ

ース、料金収入(Revenue)ベース、送電量(Energy)ベース、最大電力(Load ベース)の
4 タイプに分類される。
Customer ベース
顧客数に基づいて配分する方法。重み付けをするかしないかで 2 種類存在。
CUS_U(Customer Unweighted):年末(年度末)の顧客数の割合に応じて配分す
る。主に、顧客サービス、販売費等の項目の配分に用いられている。
CUS_W(Customer Weighted):年末(年度末)の顧客数を Meter Weighting(需要
家のタイプ毎に使用しているメーター設備の違いを考慮して、その設備投資
額で重み付けを行なう。)で重み付けした割合に応じて配分する。主に検針
に関わる項目の Allocation に用いられている。
Revenue ベース
・Revenue:需要家のタイプからの電気料金収益総額の割合に応じて配分する方法。
主に回収不能費などに用いられている。
Energy ベース
・Energy:需要家のタイプ全体での小売電力量(MWh)の割合に応じて配分する方法。
Load ベース
ピーク時の電力負荷(kW)の割合に応じて配分する方法。計算に使用する負荷の範
囲の違いで、2 種類。配電システム等は、顧客の最大必要負荷を供給できるように構
築、計画されるため、最大負荷の割合で配分されている。
NCP(Non-Coincident Peak):需要家のタイプ毎の各月の 15 分間隔の総需要の
中で最も高い負荷(12 か月分)の平均を取った負荷の割合に応じて配分する
方法。送電・配電等の設備費や建設仮勘定などの Allocation に用いられてい
る。
4CP(4-Coincident Peak):12 ヶ月分ではなく、6~9 月の 4 ヶ月間の 15 分間
隔の最大平均負荷の割合に応じて配分する方法。TCRF(送電コスト回収係
数)に関する Allocation については、NCP ではなく、4CP が用いられている。
配分率の例を次表に示す。
124

CUS
Retail MWh
NCP
4CP
項目\電圧階級別
需要家数
(年度末)
電力送電量
(年度計)
最大電力/MW
6~9月最大電力の
平均
表 3-3 原価の電圧階級への配分ルール(一例のみ)
家庭用(低圧)
二次階級
(10kW未満)
二次階級
(10kW以上)
二次階級
(10kW未満)
二次階級
(10kW以上)
一次変電所 送電系統 電灯 卸(XFMR) 卸(DLS) TOTAL
データ 2,685,933 218,606 179,563 1,924 4,035 66 174 69,125 17 67 3,159,510
配分率 85% 7% 6% 0% 0% 0% 0% 2% 0% 0% 100%
データ 36,134,350 1,200,391 40,101,716 1,080 6,000,416 965,156 5,401,437 457,506 N/A N/A 90,262,053
配分率 40% 1% 44% 0% 7% 1% 6% 1% 0% 0% 100%
JUL 2009 10,660,504 254,557 8,798,539 3,559 1,357,431 284,205 1,403,866 125,091 98,020 163,554 23,149,326
AUG 2009 11,104,703 247,145 9,559,421 4,158 1,434,034 278,041 1,449,217 125,091 90,013 153,854 24,445,678
SEP 2009 10,471,828 232,230 9,075,465 3,481 1,397,359 271,779 1,417,696 125,091 81,139 136,414 23,212,482
OCT 2009 7,839,173 229,140 8,319,921 3,517 1,390,138 265,857 1,440,020 125,091 57,351 92,045 19,762,253
NOV 2009 7,292,141 222,896 7,033,830 3,319 1,291,467 245,962 1,314,065 125,091 61,456 89,761 17,679,989
DEC 2009 9,574,217 261,628 6,867,445 4,369 1,237,109 213,400 1,347,632 125,091 95,899 143,670 19,870,461
JAN 2010 10,442,870 260,840 7,139,733 3,255 1,253,537 217,899 1,346,146 125,091 110,354 167,811 21,067,536
FEB 2010 8,456,165 244,053 6,621,309 3,692 1,246,656 233,415 1,380,380 125,091 87,469 139,089 18,537,320
MAR 2010 7,531,305 210,518 6,311,364 3,594 1,339,710 232,131 1,323,320 125,091 83,202 126,932 17,287,166
APR 2010 5,774,069 195,840 7,002,954 3,894 1,351,646 248,985 1,320,110 125,091 46,665 81,519 16,150,774
MAY 2010 10,191,730 215,603 8,526,100 3,728 1,419,435 266,239 1,378,490 125,091 79,559 138,657 22,344,631
JUN 2010 9,536,671 228,881 8,633,601 3,528 1,418,337 282,950 1,459,089 125,091 89,249 151,992 21,929,389
Maxium 11,104,703 261,628 9,559,421 4,369 1,434,034 284,205 1,459,089 125,091 110,354 167,811 24,510,705
配分率 45% 1% 39% 0% 6% 1% 6% 1% 0% 1% 100%
データ 9,884,021 218,834 8,217,191 3,113 1,302,841 259,814 1,116,757 0 N/A N/A 21,002,571
配分率 47% 1% 39% 0% 6% 1% 5% 0% 0% 0% 100%
出典:Oncor Electric Delivery 社送配電料金申請書類(2011 年)
各原価は上記のような配分率に従ってそれぞれの電圧階級に配分されている。その総括表
を以下に示す。基本的には NCP や 4CP に近い割合で配分されていることが分かる。
表 3-4 原価の電圧階級への配分結果例
項目 配分方式 家庭用(低圧)
送電関連O&M費はNCPとその類似形
配電O&M費は配電資産現存価値とその
O&M費及び一般管理費
類似形ベース
(他社による送電費除く)
カスタマーサービスはCUS
検針費はCUSベース
他社による送電費 4CPによる配分
O&M費及び一般管理費
計
-
減価償却費等
NCPをベースとした配分
法人税以外の諸税
税の種類に応じて、送電量/人員配置
/NCP等の比率で配分
小計
-
事業報酬
電気事業資産現存価値ベース
事業法人税
電気事業資産現存価値ベース
サービス原価計 -
その他収入
-
総原価
-
3.1.3 カンザス州
二次階級
(10kW未満)
二次階級
(10kW以上)
125
二次階級
(10kW未満)
二次階級
(10kW以上)
一次変電所 送電系統 電灯 卸(変電所) 卸(DLS) TOTAL
金額 295,235,976 20,190,407 234,441,037 354,113 27,663,574 941,814 602,402 20,030,141 335,919 2,570,891 602,366,273
比率 49.0% 3.4% 38.9% 0.1% 4.6% 0.2% 0.1% 3.3% 0.1% 0.4% 100%
金額 296,211,707 6,558,190 246,258,905 93,283 39,044,505 7,786,308 33,467,818 0 0 0 629,420,717
比率 47.1% 1.0% 39.1% 0.0% 6.2% 1.2% 5.3% 0.0% 0.0% 0.0% 100%
金額 591,447,683 26,748,597 480,699,942 447,396 66,708,079 8,728,122 34,070,220 20,030,141 335,919 2,570,891 1,231,786,990
比率 48.0% 2.2% 39.0% 0.0% 5.4% 0.7% 2.8% 1.6% 0.0% 0.2% 100%
金額 171,226,260 10,914,865 138,380,291 100,765 11,785,547 424,613 326,140 23,932,158 159,473 1,222,782 358,472,895
比率 47.8% 3.0% 38.6% 0.0% 3.3% 0.1% 0.1% 6.7% 0.0% 0.3% 100%
金額 145,928,384 6,085,047 146,509,950 31,487 19,325,079 2,673,352 14,023,541 5,325,493 69,654 406,152 340,378,139
比率 42.9% 1.8% 43.0% 0.0% 5.7% 0.8% 4.1% 1.6% 0.0% 0.1% 100%
金額 908,602,327 43,748,509 765,590,184 579,647 97,818,705 11,826,088 48,419,901 49,287,792 565,046 4,199,825 1,930,638,024
比率 47.1% 2.3% 39.7% 0.0% 5.1% 0.6% 2.5% 2.6% 0.0% 0.2% 100%
金額 229,641,782 11,894,618 189,925,190 97,403 16,411,853 861,090 817,335 12,381,696 300,616 1,739,562 464,071,146
比率 49.5% 2.6% 40.9% 0.0% 3.5% 0.2% 0.2% 2.7% 0.1% 0.4% 100%
金額 80,302,977 4,387,933 65,975,350 43,530 5,983,119 301,496 270,928 4,153,138 101,034 588,581 162,108,088
比率 49.5% 2.7% 40.7% 0.0% 3.7% 0.2% 0.2% 2.6% 0.1% 0.4% 100%
金額 1,218,547,087 60,031,061 1,021,490,724 720,580 120,213,678 12,988,674 49,508,165 65,822,625 966,696 6,527,969 2,556,817,258
比率 47.7% 2.3% 40.0% 0.0% 4.7% 0.5% 1.9% 2.6% 0.0% 0.3% 100%
金額 26,590,507 2,497,345 16,868,571 40,465 1,786,764 44,332 70,875 747,508 1,370 55,653 48,703,390
比率 54.6% 5.1% 34.6% 0.1% 3.7% 0.1% 0.1% 1.5% 0.0% 0.1% 100%
金額 1,191,956,579 57,533,716 1,004,622,152 680,115 118,426,913 12,944,342 49,437,290 65,075,117 965,326 6,472,316 2,508,113,867
比率 47.5% 2.3% 40.1% 0.0% 4.7% 0.5% 2.0% 2.6% 0.0% 0.3% 100%
出典:Oncor Electric Delivery 社送配電料金申請書類(2011 年)
(1) 小売自由化の経緯
1990 年代にカンザス州の電力自由化について議論され、アンバンドリングや小売競争を
規定した法案が 98年から 99年にかけて州議会に提出されたが、採択されることはなかった。
その後、2000 年のカリフォルニア州電力危機等の影響を受けて、同州として自由化を進め
る動きは見られなくなり今日に至っている。
(2) 料金の認可体制
他州と同様に、州の公益事業委員会である Kansas Corporation Commission (KCC)が料金申

請を受付け、審査のうえ認可することになっている。料金審査以外にも、事業者のコンプラ
イアンス、料金、サービスの質、安全性に関する訴えに対する調査、電力調達形態の妥当性
に関する調査、州内送配電線の設置許認可を行っている。また、各電力会社の経営状態につ
いて助言を行うこともある。
(3) 料金の関する規制、割り振り
1) 小売料金に関する規制
小売料金に関する規定はカンザス州法第 66 条に整理されている。基本的には従来からあ
る総括原価方式である。前述の通り、原価の組み立てや事業報酬率に関して具体的なルール
は定めておらず、事業者が事実上自由に設定し、それを KCC が審査する形になっている。
2) 需要家種別への割り振り
Kansas City Board of Public Utilities(BPU)の場合、需要家種別に割り振りに関する基本的な
考え方は以下の通り、オーソドックスなものである。
各費目を適切に需要家種別に振り分けるために、費目毎に、配賦基準(需要量
(kWh)べース、需要(kW)ベース、需要家数ベース、直接配賦)を設定する。
それぞれの需要家種別毎に、上記基準に従って発電費、送電費、配電費、需要
家費ごとに分類する。
上記のうち需要ベースの配分については、AED 法: The Average and Excess
Demand Method が用いられている。そこでは、ピーク需要と年平均需要が考慮
される。
I. 電力供給量予測に負荷率を考慮してエネルギー責任分担率を算出する。その
際用いる送配電ロス率は、1 次送電線電圧・2 次送電線電圧・変電所電圧と
需要家を関連付けるために、需要家種別によって異なる。
.
II. エネルギー責任分担率の年平均を計算して、年平均需要(kW)を得る。
III. 負荷率を考慮して需要家種別の最大需要(kW)を計算する。負荷率は、他の
事業者や KCBPU の検針実績値を考慮した Black & Veatch の経験則であ
る。
IV. 最大需要と年平均需要の差を(需要家種別)超過需要(Excess Demand)とし
て定義する。
126

V. 一方で、系統最大需要(501,000kW)と系統年平均需要(280,650kW)の差
を系統超過需要(220,350kW)として定義する。この系統超過需要の値を
需要家種別超過需要のシェアで、各需要家種に分配する。
AED Responsibility の値は次のように算出される(Percent(x): 値 x の class
別のシェア)。
BPU の料金算定(2010 年の需要家別料金算定)における、配賦基準は以下の通りである。
表 3-5 Kansas City Board of Public Utilities における需要家種別原価配賦基準
2010 Sales Loss Factor
Energy Responsibility
Amount Percent
Average
Annual
Demand
[kWh] [kWh] ENR1 [kWh] [kWh] CAP1 [kWh] CAP2 [kWh] [kWh] CAP4
Rate 100-Residential 525,174,299 5.80% 557,509,871 22.68% 63,644 40.38% 157,612 26.96% 93,968 31.55% 69,531 133,175 26.58%
Rate 200-Small General Service 210,425,754 5.78% 223,328,757 9.08% 25,494 35.00% 72,840 12.46% 47,346 15.90% 35,035 60,529 12.08%
Rate 300-Large General Service 659,877,468 4.81% 693,238,531 28.20% 79,137 47.96% 165,001 28.22% 85,864 28.83% 63,532 142,669 28.48%
Rate 400-Large Power Service 796,030,443 2.51% 816,487,221 33.21% 93,206 66.43% 140,310 24.00% 47,104 15.82% 34,854 128,060 25.56%
Rate 500-School District 51,320,025 5.80% 54,479,856 2.22% 6,219 35.00% 17,769 3.04% 11,550 3.88% 8,546 14,765 2.95%
Rate 700-Lighting 8,319,612 5.80% 8,831,861 0.36% 1,007 39.99% 2,521 0.43% - 0.00% - 1,007 0.20%
Borderline 18,398,591 4.00% 19,165,199 0.78% 2,188 45.00% 4,862 0.83% 2,674 0.90% 1,979 4,167 0.83%
KCK 49,344,633 4.72% 51,787,069 2.11% 5,913 41.74% 14,163 2.42% 3,528 1.18% 2,609 8,522 1.70%
BPU Interdepartmental 31,805,755 5.50% 33,656,884 1.37% 3,842 40.00% 9,605 1.64% 5,763 1.94% 4,264 8,106 1.62%
Total 2,350,696,578 4.38% 2,458,485,249 100.00% 280,650 48.00% 584,683 100.00% ##### 100.00% 220,350 501,000 100.00%
127
Annual
Load Factor
Maximum Class
Demand
Amount Percent
Class Excess Demand
Amount Percent
Allocated
System
Excess
Demand
AED Responsibility
Amount Percent
Average
Number of
Customers
X
Customer Related Cost
Weighted
Weighting
No. of Percent
Factors
Customers
A X*A CUS1
Weighting
Factors
B
Services
Weighted
No. of
Customers
X*B
Percent
CUS2
Weighting
Factors
C
Meters
Weighted
No. of
Customers
X*C
Percent
CUS3
Laterals and Secondary
Weighted
Weighting
No. of Percent
Factors
Customers
D X*D CUS4
Rate 100-Residential 60,392 1.00 60,392 68.33% 1.00 60,392 69.79% 1.00 60,392 73.11% 1.00 60,347 78.30%
Rate 200-Small General Service 6,529 2.00 13,058 14.78% 2.00 13,058 15.09% 2.01 13,145 15.91% 2.00 13,040 16.92%
Rate 300-Large General Service 554 10.00 5,540 6.27% 14.57 8,070 9.33% 10.53 5,835 7.06% 4.86 2,690 3.49%
Rate 400-Large Power Service 24 20.00 480 0.54% 7.29 175 0.20% 41.67 1,000 1.21% 0.00 - 0.00%
Rate 500-School District 78 20.00 1,560 1.77% 10.00 780 0.90% 10.00 780 0.94% 2.00 156 0.20%
Rate 700-Lighting 6,773 0.54 3,688 4.17% 0.04 245 0.28% 0.00 25 0.03% 0.00 - 0.00%
Borderline 119 5.00 595 0.67% 5.00 595 0.69% 2.00 238 0.29% 2.00 238 0.31%
KCK 19,968 0.14 2,745 3.11% 0.14 2,895 3.35% 0.03 546 0.66% 0.03 532 0.69%
BPU Interdepartmental 64 5.00 320 0.36% 5.00 320 0.37% 10.00 640 0.77% 1.00 64 0.08%
Total 94,501 88,378 100.00% 86,530 100.00% 82,601 100.00% 77,067 100.00%
出典:Black & Veatch
以上の配賦基準を活用しつつ、原価を需要家種別に振り分けた結果を次図に示す。米国に
おける主な私営電力会社と同様に家庭用ほど単価が高くなり、規模の大きな業務・産業用に
なるほど下がっていく傾向が分かる。
販売電力量 単価
内訳
No. 需要家種別
想定(kWh)
(cent/kWh) 発電 送電 配電 需要家 販売
1 Rate 100-Residential 525,174,299 7.03 3.21 0.41 0.97 1.91 1.19
2 Rate 200-Small General Service 210,425,754 6.89 3.53 0.46 1.23 1.03 0.64
3 Rate 300-Large General Service 659,877,468 4.43 2.85 0.35 0.89 0.11 0.09
4 Rate 400-Karge Power Service 796,030,463 3.00 2.31 0.26 0.32 0.01 0.01
5 Rate 500-School District 51,320,025 5.58 3.53 0.46 0.95 0.15 0.31
6 Rate 700-Lighting 8,319,612 15.97 1.97 0.19 0.83 0.07 4.57
7 Borderline 18,398,591 4.89 2.94 0.36 0.94 0.25 0.33
8 KCK 49,344,633 9.94 2.44 0.28 0.89 0.26 0.57
9 BPU Interdepartmental 31,805,755 4.97 3.22 0.41 1.08 0.17 0.10
10 Total 2,350,696,578 4.94 2.82 0.34 0.75 0.57 0.39

cent/kWh
9.00
8.00
7.00
6.00
5.00
4.00
3.00
2.00
1.00
0.00
Rate 100‐
Residential
Rate 200‐Small
General
Service
Rate 300‐Large
General
Service
Rate 400‐Karge
Power Service
128
Rate 500‐
School District
Rate 700‐
Lighting
図 3-3 Kansas City Board of Public Utilities における需要家種別原価配分結果
3.1.4 ニューヨーク州
販売
需要家
配電
送電
発電
(1) 小売自由化の経緯
ニューヨーク州では 1998 年から小売自由化のパイロットプログラム(Retail Access)が始ま
り、2002 年時点でほぼ全面的に自由化された。社会的料金(Social Tariff)など一部を除いて、
発電・小売分野は完全競争となっている。一方、送配電は引き続き料金規制が行われている。
(2) 料金の認可体制
他州と同様に、州の公益事業委員会である New York State Public Service Commission が料
金申請を受付け、審査のうえ認可することになっている。料金審査以外にも、事業者のコン
プライアンス、料金、サービスの質、安全性に関する訴えに対する調査、電力調達形態の妥
当性に関する調査、州内送配電線の設置許認可を行っている。
(3) 自由料金下での課題
ニューヨーク州の平均電気料金は 20 cent/kWh を超えており、米国でも最も高い水準にあ
る。その原因として、前節でも述べた通り、他地域と比べて高い燃料費や、供給安定性の改
善を目指した送配電網や変電所の新設・改修、企業年金負担の増加や、高水準のフランチャ
イズ税(不動産税)などが挙げられる。
小売分野は完全競争となっているため、料金面で直接規制することは原則的に出来ない。
一方規制分野(送配電や社会的料金メニューなど)では、原価への生産性向上ファクター
(Productivity Factor)2%/年の導入によって、原価上昇の伸びを抑える対策を採っている 17 。ま
た、不動産税の回避のため、オフィスの集約などの動きを支援している。
17 ORDER ESTABLISHING THREE-YEAR ELECTRIC RATE PLAN (2010 年 3 月 26 日)

3.2 英国
(1) 経緯
英国は電力市場の自由化とともに、発送電を独占していた CEGB(国有発送電局)を発電
会社 3 社(National Power, Power Gen, Nuclear Electric)と送電 1 社(National Grid)に分割され、
民営化された。このとき同時に、12 の国有配電局も民営化された。英国では、1990 年から
段階的に小売分野の自由化が進められ、1999 年以降、全面自由化が実施されている。現在
でも引き続き料金規制が残っているのは、送配電部門のみである。
送電部門は、現在 NGET(National Grid Electricity Plc)、Scottish Hydro Electric Transmission
Limited、SP Transmission Limited の 3 社が、それぞれイングランドとウェールズ、北スコッ
トランド、南スコットランドにおいて保有している。送電系統はこの 3 社が所有しているが、
2005 年に BEETA(英国電力取引送電制度)が導入され送電料金が一本化されてからは、料
金の算定や集金に関しては GBSO(単一系統運用者)である NGET が一括で行っている。
配電部門を構成している企業を以下に示す。2010 年 10 月に新たに Cheung Kong Group が
参入した。
表 3-6 イギリスの配電会社(2010 年 12 月)
Network Company Owner Activity
Northern Electric Distribution Ltd Berkshire Hathaway Inc DNO
Yorkshire Electricity Distribution Ltd Berkshire Hathaway Inc DNO
Central Networks East Plc E.ON AG plc DNO
Central Networks West Plc E.ON AG plc DNO
UK Power Networks (EPN) Plc Cheung Kong Group DNO
UK Power Networks (LPN) Plc Cheung Kong Group DNO
UK Power Networks (SPN) Plc Cheung Kong Group DNO
SP Manweb plc Iberdrola S.A. DNO
SP Distribution plc Iberdrola S.A. DNO
Western Power Distribution (South
Wales) plc
PPL Corporation DNO
Western Power Distribution (South West) PPL Corporation DNO
Electricity North West Ltd
North West Electricity
Networks (Jersey) Ltd
DNO
Scottish Hydro-Electric
Power Distribution plc
Scottish & Southern Energy
plc
DNO
Southern Electric Power
Distribution plc
Scottish & Southern Energy
plc
DNO
Energetics Electricity Ltd
Energetics Networked Energy
Ltd
IDNO
ESP Electricity Limited
ABN Amro - Infrastructure
Capital Equity Fund
IDNO
Independent Power Networks Ltd Inexus Group Ltd IDNO
The Electricity Network Company Ltd Prime Infrastructure Ltd IDNO
UK Power Networks (IDNO) Ltd Cheung Kong Group IDNO
※DNO:Distribution Network Operator,IDNO:Independent Distribution Network Operator
出典:2011 GB National Reports to the European commission (Ofgem)より三菱総合研究所作成
129

(2) 送電部門における料金規制
1) 概要
送電料金は、以下より形成されている。
・ 送電線使用料金 (Transmission Network Use of charge)
・ 接続料金 (Connection Charge)
・ バランシングサービス料金 (Balancing Service Use of System Charge)
送電系統の設備費は送電線使用料金と接続料金により回収され、アンシラリーサービスや
エネルギーインバランスの解消などの系統運用費用はバランシングサービスにより回収さ
れる。
2) 送電線使用料金
送電線使用料金の回収対象となる費用は、送電系統設備の資本費や運用費、維持管理費で
ある。また、送電利用料金にはゾーン制が採用されており、地域ごとの送電コストを送電利
用料金に反映させている。
送電線使用料金は、総収入規制 (Revenue Cap)により規制されている。2007 年から
2012 年の 3 月までは、TPCR4 (Transmission Price Control)に準拠し、RPI-X モデル18に よって規制料金を算定している。現在は、2006 年 12 月の OFGEM 決定 19に基づいて、料
金収入上限額に対する規制 (規制期間は 2007-2012 年度)が適用されている。
2013 年 4 月からは、RIIO (Revenue using Incentives to deliver Innovation and
Outputs)モデルと呼ばれる低炭素経済への移行に向けた送電ネットワークへの移行を行
う。”Revenue = Incentives + Innovation + Outputs”という基本的な考え方の元、従来の
RPI-X モデルを踏襲しつつ、より将来投資や新規分野への進出に対応しやすいように改良
されている。RIIO モデルによる規制は、2013 年 4 月から 2021 年 3 月までの 8 年間とされ
ている。 20
また、2010 年の 4 月には、”TII framework (Transmission Investment Incentive
Network)”と呼ばれる枠組みが発表された。これは 2020 年の再生可能エネルギー政府取り
組みに向けて現行の TPCR4 の期間中に大規模な設備投資を行う送電会社(TOs)に対して、
Ogfem が援助を行うというものである。これによって、Ofgem は 2011-12 年と 2012-13 年
にかけて総額 9,500 万ポンドの援助を見込んでいる。
18 RPI:小売物価指数、X:効率化係数
19 OFGEM, Transmission Price Control Review: Final Proposals 2006/12
20 2011 GB National Reports to the european commission (Ofgem)
130

図 3-4 RIIO モデルの概念図
出典:Ofgem, Handbook for implementing the RIIO model
①料金総収入上限額の算定式
National Grid の場合、以下の式により料金収入上限額が決められている。
Tot = PRt + TIRGt + PTt + IPt + CxIncRAt + lEt + DISt + ERt + LCt + TSt +
TOInct-Kt
Tot :t 年における収入上限額
PRt :t 年における基本託送収入額。下記計算式で求められる
PRt = RBT ×PITt
RBT :£987,300,000(2004/05 年の物価水準で)
PITt :t 年における消費者物価指数調整値。下記計算式で求められる
PITt = [1 + RPIt/100] ×PITt-1
上記計算式より、PRt は下記計算式で求められる
PRt = PRt-1 ×[1+ (RPIt + X) /100]
PRt-i :t-1 年における基本託送収入額
RPIt :t-1 年の 5 月から 10 月まで(両月を含む)の 6 ヶ月各 月および t-2 年の
同期各月の小売物価指数の算術平均値変化率。(値は正負どちらの場合もあり
うる)
X :2
TIRGt :t 年における送電投資案件の年間許容収入額。
PTt :t 年における収入調整額(値は正負どちらの場合もありうる)
IPt::t 年におけるインセンティブ収入調整額(値は正負どちらの場合もありうる)
CxIncRAt :設備投資インセンティブ収入調整額(値は正負どちらの場合もありうる)
131

IEt :株式の発行等に伴う手当
DISt :特定の事業者に対する t 年における収入調整額(値は正負どちらの場合もありう
る)
ERt :価格調整に関る費用
LCt :予期せぬコストに対する許容収入額
TSt :特定の事業者に対する t 年における収入調整額(値は正負どちらの場合もありうる)
TOInct :送電設備投資に対する一年間の許容収入額
Kt :許容収入額に対する補正項(値は正負どちらの場合もありうる)
132
資料:OFGEM 資料より三菱総合研究所作成
②資本コスト
規制対象の総収入額の算定には資本コストが組み込まれている。資本コストは対象となる
資産に対し報酬率を乗じて算定される。
報酬率は、加重平均資本コスト (WACC)を用いて決定している。以下にて報酬率設定の
考え方を整理する。
現行価格規制における報酬率の設定
以下に、現行価格規制における加重平均資本コストを構成する各要素の値、及び主要要素
の設定根拠・考え方についての OFGEM の見解を示す。
表 3-7 送電利用料金総収入額算定に係る報酬率算定要素の設定
項目 設定値 根拠・考え方等
リスクフリーレート 2.50% ―
債務プレミアム 1.25%
公益企業の債務プレミアムの水準は低く、金利でみると 0.98
-1.30%であり、格付けでみても A または BBB が多い。
長期平均スプレッド分析では 1.0-1.5%の範囲であった。
負債コスト 3.75%
市場分析の結果から負債コストの適切な範囲としては 3.5-
4.0%が妥当
CAPM や過去の株価収益率の分析等の伝統的な評価手法
を利用して算出・決定した。様々な要素を考慮しつつ CAPM
株主資本コスト 7.00%
よりも市場利回りを重視した料金設定を行った。
(参考)Smithers 社は、DPCR4 における 6.5-7.5%は妥当で
はない。またβ値は十分に低い(β値=0.5)とする証拠が
あるとして 4.5-6.25%を算出している。
株主資本比率 60% ―
法人税率 30% ―
WACC(実質・税引前) 6.25% ―
WACC(実質・Vanilla) 5.05% ―
WACC(実質・税引後) 4.40% ―
資料:Transmission Price Control Review(2006/12)より作成

(参考)CAPM における株主資本コスト算出方法
CAPM (Capital Asset Pricing Model)とは、株主(投資家)が企業に期待する利回りのことで、
理論的には企業は CAPM 相当の利回りを株主に対して実現できなければ、株主資本は他の
投資機会に奪われることになる。CAPM における株主資本コスト算出方法の概要を以下に
示す。
株主資本コスト=リスクフリーレート + β× (市場全体の投資利回り-リスクフリーレ
ート)
リスクフリーレート:リスクの無い (あるいは限りなく小さい)資産・金融商品から受け取
ることができる利回りのこと。我が国では、他の金融商品よりも運用利回りの高い「10 年
もの国債」の利回りを使うのが一般的とされる。
リスクプレミアム:市場全体の投資利回りからリスクフリーレートを引いたもの。
β (ベータ):個別企業の株価変動を株式市場全体の株価変動で除したもの。株価変動が小
さい。一般に利益変動が小さく安定企業と呼ばれる企業ほどβ値は小さくなる。
③価格規制改定における報酬率の設定
OFGEM は規制対象送電会社の財務実績や電力供給サービスの実績に基づき、毎年総収入
額の改定・調整を行っている。これとは別に政策変更等の理由があれば算定方式などを改定
することができる。
以下に、2012 年度価格規制改定における加重平均資本コストを構成する各要素の値、及
び主要要素の設定根拠・考え方についての OFGEM の見解を示す。
表 3-8 送電利用料金総収入額算定に係る報酬率算定要素の設定(2012 年度)
項目
決定値
(2012 年度)
133
根拠・考え方等
リスクフリーレート 2.00%
現行 2.5%より引き下げ。
これは、コンサルタント Europe Economics 社による Smithers
Report(TPCR4 の決定のベース)が、2006 年以降、リスクフ
リーレートの著しい低下に関する指摘を受けたものである。
なお、EU 域内の公的債務危機が英国の金融市場に影響を
与え、債券市場では、英国国債の利回りが急落している
が、スポットレート変動(短期の市場変動)に左右されるべき
ではない。
現行に同じ
欧州圏での公的債務危機が英国の金融市場に影響を与え
債務プレミアム 1.25%
ている。債券市場では、従来型および物価スライド制の英
国債の利回りが急落し、逆に、BBB に格付けされた企業が
A ランク(N 会社の信用格付けと同じ)の企業に支払う社債
割増料が急騰している。
負債コスト 3.25% 現行 3.75%より引き下げ。
株主資本コスト 7.00% 現行に同じ
株主資本比率 60% 現行に同じ
法人税率 30% ―

WACC(実質・Vanilla) 4.75% 5.05%より引き下げ。
資料:Transmission Price Control Review4 Rollover(2011/11)より作成
3) 接続料金
送電系統と系統利用者の設備 (発電所や配電系統)を接続する系統連携設備は、送電系統
の所有者によって建設・所有され、そのコストは GBSO によって利用者から、一括もしく
は通常 40 年で回収される。接続料金として回収が認められる費用には、接続に要する資産
に係る費用だけでなく、設計費用や障害物除去や整地に係る費用の回収も認められている。
接続料金は総括原価方式で規制されており、接続料金の算定に当たっては、シャロー接続
の考え方が導入されている。なおシャロー接続とは、接続料金で徴収する費用の範囲を接続
設備の設置費用とその維持運営費用に限定し、それを超える、接続設備や接続によって発生
する基幹送電系統の増強費用は、送電線使用料としてすべての系統利用者の負担とする考え
方のことである。
①原価対象の算定
対象となる資産の構成対象要素は以下の通りである。
接続工事費
設計費
建設中利子
予定損害賠償額
上記費用は、次のいずれかの方法を用いて、毎年4月定期的に改定される。
小売物価指数(RPI)を用いる方法 21
最新の同等資産(Modern Equivalent Asset: MEA22 )の価格を評価する方法
設備の総資産額(GAV)を減価償却年で年経費化したものが純資産となる。
純資産額 n=総資産額 n ×
n:年数
耐用年数-(減価償却期間 n+0.5)
耐用年数
134
資料:CUSC Code Section14
このようにして算定した純資産額に、資本報酬や上に挙げた維持管理費などを加えた金額
が、接続料金として徴収される。
21
ある年の資産価格は、前年の資産価格に前年と前々年のそれぞれの 5~10 月の RPI の比を乗じて算出す
る。
22
技術の進展により、過去に取得した資産と同機能の資産を同一の形態で取得できない場合に当該評価方
法を使用する。

②接続料金の算定式
年間の接続料金の算定フォーミュラを以下に示す。
年間の接続料金
= Dn (GAVn) + Rn (NAVn) + SSFn (RPIGAVn) + TCn(GAVn)
1)n が減価償却期間の範囲内の場合
n :年数
Dn :減価償却率(通常、2.5%)
GAVn :n 年における規制資産価値
RPIGAVn :小売物価指数によって再評価された n 年における規制資産価値
NAVn :再評価された規制資産価値に基づく n 年における総資産価値
Rn :事業報酬率
SSFn :地域固有指数(各地域の固有費用を全地域対象の規制資産で除した値に等しい)
TCn :n 年における送電維持運営費用(その他の送電所有者活動費用)
2)n が減価償却期間 を超過しているの場合
n :年数
GAVn :関連する指数化方法によって再評価された n 年における GAV
RPIGAVn :RPI 指数化によって再評価された n 年における GAV
NAVn :0
Dn :0
Rn :事業報酬率
SSFn :地域固有指数(各地域の固有費用を全地域対象の規制資産で除した値に等しい)
TCn :n 年における送電維持運営費用の構成要素(その他の送電所有者活動費用)
135
資料:CUSC Code Section14 等より作成
4) バランシングサービス料金
バランシングサービス料金とは、GBSO が需給バランスの維持や潮流の安定など、系統運
用に要したコストを回収するためのものである。系統運用に関わる施設費や人件費もこれに
含まれる。
バランシングサービス料金は、回収対象費用を内部費用と外部費用に区分し、一定のフォ
ーミュラによって、30 分単位で料金単価を算定し、系統利用者から徴収する。
①外部費用
外部費用とは、バランシングサービス契約費用や送電混雑解消に関わる費用のことである。
GBSO に対して系統運用コストを最小化するようなインセンティブを与えるために、スライ
ディングスケール規制が採用されている。
外部費用は、バランシングメカニズムやアンシラリーサービスに関わる市場調達費用等の
費用変動リスクが大きい。
・予め定められる基準費用と比較し、実績費用が尐なければその差分に一定係数(sharing
factor)乗じた額をNGET の利潤として認め、逆に実績費用が多ければ、同じく基準費用と
の差分に一定係数を乗じた額をNGET の損失として負担させる。

・内部費用と比較して費用変動リスクが大きいため、NGET に対する利益・損失配分の上
限は予め一定値に限定され(cap, floor)、パラメータは毎年見直される
外部費用のsharing factor
出典: CUSC-Section14July 2011”, National Grid
なお、基準費用は、NGET から提出される翌年以降の費用見通しや過去の費用実績等を開示
して、オープンなコンサルテーションプロセスを経て OFGEM が決定する。
②内部費用
内部費用とは、BM 市場の運営に付帯する費用のことである。この費用は、市場環境など
により毎年変動するため、事業者の費用回収リスクを考慮する必要がある。そのため、基準
費用を定めて超過利潤・損失を一定割合で事業者と需要化でシェアすることでインセンティ
ブを確保する、プロフィットシェアリング規制が採用されている。
136

内部費用は系統運用に関わる施設費用、人件費等であり、費用の変動リスクが小さいも
の。
・内部費用は更にインセンティブ規制の対象となる費用(incentivised cost)とそれ以外の
費用(non incentivised cost)に区分される。
・内部費用は変動リスクが小さいため、インセンティブ規制の対象となる費用は、外部
費用のようなcap/floor は設けられておらず、単純なプロフィットシェアリングが適用
される。
・規制パラメータは原則として5 年に1 度の送電料金価格レビュー(TPCR)と併行して見
直しが行われる。
NGETへの
インセンティブ額(£)
Sharing factor = 0.15
基準額 55.3(百万£)
内部費用のsharing factor
内部費用
出典: CUSC-Section14July 2011”, National Gridに基づき、三菱総合研究所作成
③バランシングサービス料金の算定式
○総回収金額の算定
・毎日の総回収金額を外部コスト、内部コスト別に算定する。
総バランシングサービス料金回収額(BSUoSTOT)
=外部費用分の料金回収額(BSUoSEXT)+内部費用分の料金回収額(BSUoSINT)
BSUoSEXT=CSOBM+BSCC+Incpay(外部費用分)±(その他調整)
CSOBM :バランシングメカニズムの運営に関する、NGET の純支出
BSCC :バランシングサービス契約の費用
Incpay :NGET が享受/負担するインセンティブ額
注1) Incpay の額は、年間の実績が確定した後でなければ算定できないので、期中は予測
に基づいた暫定額をおいて毎日の料金を算定する。また、期中はその日までの実績値を踏
まえ、毎日ローリングでIncpay の額が調整される。
注2) 内部費用分についても、プロフィットシェアに基づくインセンティブ額について、
ほぼ同様の処理が行われる。
・料金には、その日までの実績から予想される一日当たりのインセンティブ額(内部費用、
137

外部費用)も含まれる。
・一日のインセンティブ額は、実績を踏まえて期末(365 日目)まで毎日ローリングで調整
される。
○各送電線利用者の料金精算
・①で算定された毎日の総回収金額(BSUoSTOT)を計量された送電量(MWh)にもとづいて
按分し、送電ロス率を考慮に入れて毎日の各送電線利用者の料金精算額を算定。
・なお、送電側、需要側双方に課金される(送電側、需要側がほぼ 50:50 の比率で負担)
○期後の最終精算(Reconciliation)
・期中(365 日)の毎日の料金精算完了後、NGET は速やかに最終的な実績データに基づい
て、各総送電利用者の毎日の料金支払額を再計算し、過不足があれば精算する。
(3) 配電部門における料金規制
1) 配電料金の概要
配電料金は、以下より形成されている。
配電線使用料金 (Distribution Network Use of charge)
接続料金 (Connection Charge)
2) 配電線使用料金
配電設備の設置・維持費用を回収するための料金である。
配電線使用料金は、総収入規制方式 (total amount of revenue)で規制されている。配電会社
の年間許容収入額は、負荷需要家からの収入(ADt:インポート料金)と発電事業者からの収
入(AGt:エクスポート料金)とに大別される。
現在は、料金収入上限額に対する規制 (規制期間は 2005-2010 年度)が適用されている。
①インポート料金の算定方法
以下の式により料金収入上限額が決められている。
ADt = BRt + PTt + IPt − KDt
ADt:t 年における許容需要収入額
BRt:t 年における基本需要収入額
PTt:t 年における収入調整額(値は正負どちらの場合もありうる)
IPt:t 年におけるインセンティブ収入総額(値は正負どちらの場合もありうる)
KDt:t 年の補正係数(値は正負どちらの場合もありうる)
BRt = (PU ×GRt + PE)× PIADt − MGt
PU:配電設備(HV、LV)に関して定める許容収入額
PE:配電設備(EHV)に関して当局が定める許容収入額
138

GRt:成長率
PIADt:物価補正指数
RDt-1:t-1 年における規制需要収入額
ADt-1:t-1 年における許容需要収入額
・研究開発投資を行うインセンティブとして、総収入額の 0.5%を上限にその回収を認める制
度や、ロス率や停電時間を基準以内に抑えた場合に収入額の増額が認められる制度を組み入れ
ている。
資料:OFGEM「Statutory consultation on the licence modifications」より三菱総合研究所作成
②エクスポート料金の算定方法
以下の式により料金収入上限額が決められている。
AGt = IGt + RPZt − KGt
AGt:t 年における許容ネットワーク発電収入額
IGt:t 年における分散発電インセンティブ収入額
RPZt:RPZ(Registered Power Zones)におけるインセンティブ収入額
KGt:t 年の補正係数。下記数式で計算される。
RGt-1:t-1 年におけるネットワーク発電収入額
AGt-1:t-1 年における許容ネットワーク発電収入額
It:t-1 年における許容ネットワーク発電収入額
PRt:適用利子率
配電事業者に接続インセンティブを与えるため、接続量に応じてボーナスを与える制度を
導入している。
資料:OFGEM「Statutory consultation on the licence modifications」より三菱総合研究所作成
3) 接続料金
配電電系統と系統利用者の設備 (発電所や負荷系統)の接続に要した費用は、利用者から
その実費を回収する。
接続料金は総括原価方式で規制されている。負荷設備の場合は、接続料金の算定に当たっ
ては、シャロー接続の考え方が導入されている。また、配電系統に接続される発電設備の場
合には、準シャロー接続の考え方が導入されている。ここで準シャロー接続とは、接続に要
した工事費用に加え、接続に伴って発生する配電系統の増強工事費用の一部を一括で回収し、
残りの部分を配電線使用量で負担するといった考えである。
139

3.3 ドイツ
(1) 経緯
ドイツでは、エネルギー事業法によって料金規制を受ける。全面自由化が開始される 1998
年以前は、低圧需要家に対してのみ総括原価方式により料金規制が実施されていたが、全面
自由化以後も、2007 年まで低圧需要家に対しては規制料金が存在し、「連邦電気料金令」に
基づく州経済省による報酬率規制となっていた。ただし、料金水準については上限規制がお
かれ、上限値の範囲で料金改定を行うことができた。
送配電料金については、完全自由化実施時においては規制を行わずに事業者の届出による
こととした。
以下、託送料金規制に関する主な経緯を示す。
・ 第一次協定 VVⅠ(1998 年 5 月~2000 年 1 月) 23により、距離比例方式による料金
設定が行われていた。
・ しかしながら、距離により料金を決める方式は実質的に料金水準の高区設定するもの
であるとして批判を受けたこともあり、第二次協定 VVⅡ(2000 年 2 月~2000 年 1
月)により、VVⅠは廃止され、距離とは無関係な需要家の接続階級電圧による料金
設定が行われることとなった。
・ 電力系統アクセス料金令(2005 年 7 月施行)により、送配電料金は需要家が接続す
る電圧階級別に総括原価方式により算定する。
こうした中、ネットワーク部門に対して経営効率化インセンティブを持たせるため、2009
年より電気料金規制(インセンティブ規制導入に関する省令(2009 年 1 月施行))におい
てインセンティブ規制及びレベニューキャップ方式が導入された。
(2) 料金規制の概要
ドイツでは、全面自由化が実施されており、引き続き料金規制が残っているのは、送配電
部門のみである。
前述したように、原価あるいは料金そのものを規制するのではなく、料金収入上限額を規
制するレベニューキャップ方式による規制が行われている。
さらに、インセンティブ規制(EnBG21a 条)が 2009 年 1 月より導入されている。その制
度概要を以下に示す。
(3) インセンティブ規制の概要
1)収入上限額
23 VDEW、VIK、BDI による 3 者協定
140

各年における収入上限額は、ベンチマーキング比較の結果に基づき(同規制 6 条 1 項)、
以下の方法で設定される。送配電事業者がこの収入上限額より低く費用を支出すれば、差額
を利益として得ることができる(同規制 5 条)というものである。
収入上限額の算定式は以下のとおり
ただし、
EO t = KA dnb,t + (KA vnb,0 + (1 - V t ) · KA b,0 ) · (VPI t /VPI 0 - PF t ) · EF t + Q t +
(VK t - VK 0 ) + S t
EO t t年における収入上限額
KAdnb,t t年における効率性の影響を受けないコスト要素
KAvnb,0 基準年における供給地域の構造の違いに起因するコスト要素
V t t年における非効率の程度。
KAb,0 基準年における事業活動の効率性によって違いが生じるコスト要素.
VPIt t年における消費者物価指数。
VPI0 基準年における消費者物価指数。
PF t t年における生産性向上率(PF2009=1.25%)
EF t 拡張係数。需要家数の増加や電力需要の増大等に起因する託送業務費用の変
動に配慮したもの。
Q t 電力品質(停電時間や停電頻度、供給されなかった電力量等)の水準に応じ
た割増/割引額。
S t 差額調整金。前規制期間における実際の料金収入額が料金収入上限額を上回
った場合の差額を規制期間(5 年)で除したもの。第2規制期間(2014~2018
年)以降に適用される。
VK t t年における変動費。
VK0 基準年における変動費。
2)生産性向上率
インセンティブ規制においては、送配電事業における生産性向上の動向や物価動向を反映
させるための生産性向上率が収入上限額の決定に際して用いられている。
送配電事業においては相当程度の生産性の向上が見込まれることから第1規制期間は1 .
25%、第2規制期間は1.5%の生産性向上率が適用されることが決まっている。第3規制期
間については、送配電事業者の生産性向上の状況を考慮して決定されることとなっている。
3)規制期間
5年である。
4)拡張係数
送配電事業においては、需要家数の増大や電力需要の増大、供給エリアの拡大といった託
送費用増大要因についてはこれを拡張係数と定義し、収入上限額算定に際して配慮されるこ
ととなっている。
141

拡張係数は、電圧レベル(ガスの場合は「圧力レベル」)に関係なく下式により決定する。
EF t, level i = 1 + 1 / 2 * max ((F t, i - F 0, i) / F 0, i, 0) + 1 / 2 * max ((t AP i - AP 0, i ) /
AP 0, i, 0)
ただし、
EFt, Ebene i 規制期間中のt年における拡張係数
Ft,i t年における供給エリアの面積
F0,i 基準年における供給エリアの面積
APt,i t年における接続点数
AP0,i 基準年における接続点数
5)効率性比較
効率性の比較(同規則12 条ないし14 条)により、個々の事業者の効率性の値
(Effizienzwert)が決定される(同規則12 条2 項)。効率性評価においては、DEA(Data
Envelopment Analysis)及びSFA(Stochastic Frontier Analysis)といった手法を用いて評価さ
れることとなっている。効率性の値は、総費用(同規則6 条に基づき規制官庁の審査を受け
る)から事業者の効率性の影響を受けない費用、例えば、フランチャイズフィー、事業税、
EEG課徴金、EnWG 23 条により認可された設備投資予算等(インセンティブ規則11条2項))
や、供給地域の構造上の違いに由来する費用(同条3 項)を差し引いて、事業活動の効率性
の比率で表される(同規則12 条2 項)。
この結果、最も効率的な事業者のみが効率的、即ち100%効率的であるとされ、この事業
者の効率性の値は100%となる。効率性の値が60%以下の事業者の効率性の値は60%となる
(同規則12条4項)。
インセンティブ規制の導入によりもたらされると懸念されている品質の低下を防ぐため、
ボーナス・割増料金システムも導入された(同規則18条ないし20条)。停電時間や供給され
なかった電力量等により計られる供給の安定性やサービスの質等について、平均値を上回る
場合、許されるネット総収入額に割増しが追加され、下回る場合、割引が行われる。
142

出典:RWE 資料
図 3-5 ドイツのインセンティブ規制
143

3.4 フランス
(1) 電力自由化の経緯
フランスでは、2000 年の電力自由化法により小売自由化の導入が決定され、2007 年 1 月
から自由化範囲は家庭用を含む全ての需要家に拡大されたが、EDF からの供給を継続する
需要家が依然多く、新規参入者への切り替えは限定的である。これは、フランス政府が経済
的・安定的な料金での電力供給が公共サービス維持のために重要という立場を取っており、
EDF による規制料金での電力供給を認めてきたからである。
自由化の権利を行使しない需要家は、規制料金の継続適用が認められている。一方、市場
料金を選択した需要家は原則的に規制料金に回帰できない。ただし、家庭用需要家に限って
は規制料金への回帰が認められていた。
このような状況下。競争環境の整備を目指す EU は、フランスに対して再三、公平な競争
が阻害されているとして規制料金の撤廃を強く求めてきた。上記を受けてフランスは 2010
年 12 月に電力市場新組織法(NOME:La nouvelle organisation du marché de l’électricité)を成立
させ、以下につき実施することとなった。
EDF の原子力発電電力のうち最大 1,000 億 kWh/年(EDF 発電電力の 25%程度)
を新規参入者を含む他電力会社に対して売却する(価格はフランス政府が省令で
定める)。これまで安価な原子力料金にアクセスできなかった新規参入者の競争
力強化を実現し、競争を促す。(規制料金を撤廃する代わりの 2025 年までの時限
的措置)
家庭用需要家及び 26kV 以下の業務・産業需要家を除く大口需要家に対する規制
料金を 2016 年 1 月 1 日までに撤廃させ、市場料金に完全移行させる。(逆にい
うと、家庭需要家や小規模業務・産業需要家に対する規制料金は存続する)
規制料金の認可プロセスの改正
容量保証制度の導入
上記により、EDF は規制料金向け電力の調達源を原子力から多様化する必要が出てくる
ため、長期的には規制料金の引き上げや新規参入の促進に繋がる可能性がある。
(2) 電気料金の認可体制
規制電気料金はこれまで、CRE が料金水準に係る勧告を行った後、フランス政府が認可
し省令により実施されていた。しかし NOME 試行後は、CRE 勧告にフランス政府が異議を
唱えない限りは、CRE 勧告がそのまま決定として施行されるようになっている。
規制料金は現在、小売・送配電ともに 1 年に 1 回の頻度で改定されている。
144

(3) 電気料金規制と需要家区分への割り振り
1) 小売規制料金
小売料金については、「コストを反映した合理的な料金」という考え方は、エネルギー法
(Code de l’energire)337 条や複数の省令に明記されているものの、その算定方法詳細について
は明確な規定はないのが現状である。
2009 年に発出された電力規制料金に関する政令(2009-975)では、規制料金は発電
コストや総配電コストなどの原価を反映し、合理的な報酬率を加えた料金にする
よう定めている。
上記より以前に公布された政令(2001-678)では、規制料金は長期限界発電費用を
もとに算定される発電費用(販売費用等も含まれる)、送配電費用に基づいて設
定される事になっている 24 。
長期限界費用の算定には資源・エネルギー総局が 3 年おきに策定する
様々な発電方式の発電設備運用費用や発電設備投資費用のデータが用
いられる。
ただし、長期限界費用を用いた場合、収支均衡を満たせない場合がある。
その際は、限界費用と実際の平均費用の差額分を加算して電気料金に加
える措置が実質的に取られている。
2) 送配電料金
規制料金である送配電料金は現在、2009 年~12 年の送配電料金は TURPE 3(第 3 次送配
電料金)という体系に基づいている。
その初年度(基準年)である 2009 年は、事業報酬規制による総括原価方式(「費用+レー
トベース×事業報酬率」)に基づき算出されている。算定に含む費用としては系統運用費用、
系統建設費用、系統損失電力購入費用、系統サービス費用、公租公課、国内系統混雑費用、
送電事業者間補償(ITC)に係る費用等が存在する。
レートベースは、純帳簿価格を耐用年数に基づき減価償却した貸借対照表の事業資
産を基準としている。
報酬率は WACC(加重平均資本コスト)に基づき決定する。
見込み報酬額と実際に送配電事業者が得た利益との間に乖離が生じた場合は、「送配電費
用・収益調整会計制度(CRCP:Compte de Regulation des Chrages et des Produits)によって調整
される。
2010 年以降の原価設定にはレベニュー・キャップ方式が採用されており、以下の式に基
づき料金上昇率を決定されている。
ZN = IPCHN – X + KN
ZN:N 年における料金上昇率。(N-1)年からの料金変化率で示す。
24 海外諸国の電気事業(海外電力調査会)
145

IPCH N:消費者物価指数上昇率。前年(N-1)の消費者物価指数とその前年(N-2)の消費者物価指
数の変化率で示す。
X :事業者の運営効率の向上や、需要家の負担上昇緩和の観点から決定する項。RTE は X=-0.4%、
ERDF は X=-1.3%に固定されている。
K N :CRCP 調整率。CRCP の着実な低減を図るため、各年末の CRCP 残価を踏まえて調整す
る。K N は 2%を上限値とする。HTB 電圧(RTE 事業範囲)、HTA/BT 電圧(ERDF 事業範囲)で
値は異なる。
また、2010 年以降は送配電事業者に対して、コスト低減や供給品質向上に対するインセ
ンティブが設けられている。具体的には、運用費(OPEX)のうち税金など送配電事業者でコ
ントロールできない費目を除く部分について、コスト低減額(認可額と実際の発生額の差異)
のうち 50%を需要家に転嫁することを認めている(ただし実際の費用が認可額を上回った
場合はゼロ)。また停電時間について基準値を儲け、停電時間を低減させると追加で料金回
収できる(逆に停電時間が基準を上回る場合はペナルティとして料金を引き下げる)ように
なった。
3) 電圧階級別への費用の割り振りについて
①考え方
電圧階級別への費用の割り振りに関する規則の詳細は、政府や電力会社が公表している各
種資料では明らかになっていない。ただし、他国と同様に、一般的な原則として「発生源負
担の原則」「固定費は基本料金で、変動費は従量料金で回収」は同国でも適用されていると
考えられる。
また、TRUPE3 文書では以下の 2 点につき記載されている。
・ 低圧需要になるほど料金は高くなる。電力は超高圧から高圧・低圧への流れていく為、
例えば高圧需要は超高圧と高圧を用いる一方、低圧需要は超高圧から低圧まで全ての
設備を利用する。
・ ポートフォリオ効果が存在する。各需要家はそれぞれの契約電力(ピーク電力)の責
任を負うが、電力使用プロファイルは個々の需要家で異なる。高圧になるほど系統が
メッシュ構造になっているため、ポートフォリオ効果が発現する(結果として安価に
なる)。一方低圧になるほど、一方方向の Dead End 系統になりポートフォリオ効果が
限定的になる。
②電圧階級区分
フランスの電圧階級区分は以下の通りである。
146

表 3-9 フランスの電圧階級区分
電圧階級(Un) カテゴリー
Un ≦ 1kV LV (Low Voltage) 低圧
1kV ⋖ Un ≦40kV HVA1 Medium Voltage
40kV ⋖ Un ≦50kV HVA2 (HVA)
50kV ⋖ Un ≦130kV HVB1
High and Very
高圧
130kV ⋖ Un ≦350kV HVB2 High Voltage
350kV ⋖ Un ≦500kV HVB3
(HVB)
③料金の基本的な構成
フランスの送配電料金は基本的に以下のような費目を中心に構成されている。
表 3-10 フランス送配電料金の構成
CG 顧客管理費
CC 検針費
CI 系統利用費(発電事業者)
CS 系統利用費(電力需要家)
CMDPS 契約電力超過課徴金
CACS バックアップ電力供給設備費
CR 需要家アグリゲーション経費
CDPP 契約電力超過予定金
CER 無効電力調整費
この中で中心となるのは CS(系統利用費)である。
(年間固定費 a2・Psouscribe):契約電力は Psouscribe であり、それに電圧種別の係数 a2 を乗じ
た a2・Psouscribe が固定費用(利用容量予約金)となる。
(年間従量費 b・τ c ・Psouscribe):年間送配電量 Esoutiree に応じて課金される量。電圧種別の
係数 b や c を加味する。また D は年間系統利用時間である。つまりスポット的な利用にな
ればなるほど従量部分の単価が上がる仕組みになっている。τは需要家の負荷率に相当する
147

ことになる。指数 c は 1 未満であるので、結局は負荷率の良い需要家ほど、従量費単価は安
くなることになる。
(CMDPS):契約電力(kW)を超過して電力を使用した際に課せられる課徴金である。契約
電力を 10%超過してそれを 100 時間/月用いた場合、契約電力を 10%増やして契約した場合
と同等の送配電料金になるよう調整されている。なおΔP は超過消費電力である。
次表に HTB 需要家に対する基本的な CS 料金の係数表を示す。これを踏まえると高圧需
要家への送配電料金単価(CS のみ)は、負荷率に大きく依存するが、おおよそ 1~1.5 €
cent/kWh となる。
表 3-11 送配電料金の例(HTB 高圧需要の場合)
電圧階級
a2
(€ /kW/年)
b
(€ /kW/年)
c
α
(€ /kW)
HTB3 5.55 15.35 0.932 0.25
HTB2 10.20 23.86 0.717 0.59
HTB1 13.55 49.10 0.777 0.79
出典:Proposition de la Commission de régulation de l’énergie du 26 février 2009 relative aux tarifs d’utilisation
des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (CRE、2009)
148

3.5 スペイン
(1) 小売自由化の経緯
2003 年に小売部門は全面自由化され、需要家は、①従来の電力会社から「規制料金」で
供給を受ける、或いは②別電力会社から「自由料金」で供給を受ける、から選択できるよう
になった。2008 年 7 月には高圧(1kV 以上)の規制料金が撤廃され、2009 年 7 月には低圧(1kV
未満)規制料金が撤廃され、ラストリゾート料金に移行した。規制料金に留まることを希望
する低圧需要家は、自動的にラストリゾート料金を選択することになった。
スペインでは、卸電力市場である OMEL や相対取引で調達された電力が、配電会社(販
売会社)を通じて供給されるが、自由料金では卸電力費用や販売費用が自由化されており、
事業者間の競争促進を企画している。
しかし、規制料金の供給コストが料金に反映されていない(つまり規制料金が市場実勢よ
りも安価に設定されている)ため、ラストリゾート料金の存在する低圧需要家の自由料金移
行は進んでいない。
逆ザヤの解消に向けては、電力会社各社が大幅な値上げを求めているが、消費者の反発を
恐れる政府が値上げに消極的であり、最終的な料金認可を行う産業観光商務省による認可水
準は十分ではない。
(2) 電気料金の認可体制とコスト構造
現時点での規制料金であるラストリゾート料金は、産業観光商務省が 3 ヶ月おきに料金を
認可する。同省傘下の CNE(Comisión Nacional de Energía :国家エネルギー委員会)が審
査・承認し、同省が発表する。同省は、値上げ率を 2014 年以降まで 1~4%/年に留める方針
を示している。
料金審査にあたって、電気料金の算定方法は 1998 年の自由化以降の規制料金コスト構造
を示した政令 2017 号(1997 年)と、その改正令である 1432 号(2002 年)で以下のように規
定されている。我が国の電気料金算定規則と比べると、各費目の設定はあまり詳細ではなく、
規制当局の判断に委ねられる部分が多いと考えられる。
149

供給
コスト
系統
利用
料金
発電
コスト
150
規制料金 自由料金
販売費 規制 自由
過年度欠損金補填 規制 規制
システムコスト 規制 規制
配電コスト 規制 規制
送電コスト 規制 規制
供給多角化コスト
(再生可能電力買取費、原子力モラトリアム費など)
規制 規制
容量料金(ｷｬﾊﾟｼﾃｨﾍﾟｲﾒﾝﾄ) 規制 規制
アンシラリー料金 規制 自由
卸電力コスト 規制 自由
:電力需要想定に対応するための最も経済的な発電コストを設定する。卸電力調達コスト
(IPP からの買取コストも含む)、アンシラリーサービス費、キャパシティ料金(電力会社が十分な供給力
を確保するために、需要のみならず予備力確保のために支払う費用)が含まれる。また、国外との電力輸
出入に係る費用も含む。認可にあたっての単価選定は、ガス価格の動向などを踏まえて「最適な」価格を
設定する。
:政令 2819 号(1998 年)や政令 222 号(2008 年)に基づき計算した、送配電サービス提供
に要する費用。尚、コストに影響する送配電線新設は CNE 認可事項である。
原子力モラトリアム費用や、再生可能電力の買取プレミアム(買取価格―市場価格)などが相当する。
:系統運用者に支払う費用や、CNE への拠出金、CTC(Competition Transition Cost:自
由化に伴うストランデッドコストや増分コストの補填金で CNE が認可するもの)などが含まれる。※CTC
は 2006 年に廃止。
:政令 2819 号(1998 年)に基づき計算した、電力販売に要する費用。検針費も含む。
:過年度の電気事業で被った最終損失(未回収費用)を回収するもの。
出典:RD1432/2002、海外電力 2011 年 1 月号、および
Electricity Tariff Structure: The Spanish Case (CNE、2009 年)等より作成
図 3-6 スペインの電気料金の構造
尚、送配電料金については、レベニューキャップ方式が採用されており、総括原価方式で
はなく、過去年度の費用実績に基づき、物価上昇率や電力需要増加率で補正をかけた費用を
料金上限値として認可している。
1997 年の政令 2017 号で定められていた料金算定方式は以下の通りであった。
DRt = DRt-1 ×(1+(CPIt-X)/100)×(1+ΔDt×Eff)
DR t:年度 t の配電料金
CPI t:年度 t の消費者物価指数上昇率
X:生産性指標(Productivity Factor)で、通常 1%に設定される。
ΔD t:年度 t の電力需要増加率想定
Eff:効率性指標(需要一単位増加あたりの増分増加収入に対応)
また、2007 年の政令 22 号により、「設備投資費用の変動」を料金に反映できるようにな
り、かつ所定の供給品質や送電ロス率の遵守に成功した場合は、次年度以降に報酬金に相当

するインセンティブを需要家から回収できるようになった。その結果、配電料金の上昇率は
過去よりも大きくなっている。
図 3-7 2008 年以降の送配電料金算定の考え方
151
出典:Iberdrola Invester Day (2011)

3.6 イタリア
(1) 経緯
イタリアでは、1996 年の EU 電力自由化指令に基づき、電力自由化が進められた。発電、
電力の輸出入、販売は自由に行うことができる一方で、送電と配電は政府が責任を持ち、免
許を発給する仕組みとなっている。
AEEG は、送電・配電・メーターに関わる規制料金に関して、ホームページで公表してい
る。
単位:Euro cent/kWh
表 3-12 送配電・検針別料金単価実績(発電のぞく)
152
出典:AEEG Annual Report 2011
送電部門に関しては、ほぼ Terna Rete Elettrica Nazionale の独占状態であり、全体の 98%を
保有している。一方配電部門に関しては、100 を超える配電業者が存在しているが、約 86%
の電力を Enel Distribuzione が供給している。
表 3-13 配電会社の占有率(2010 年)
出典:AEEG Annual Report 2011

(2) 送配電部門における料金規制
1) 送電料金の概要
2004 年から 2007 年は、資本費を除いた営業費と原価償却費に対してのプライスキャップ
規制があった。2008 年から 2011 年においては、「停電によって供給できなかった電力量」、
「停電の回数」、「停電がなかった需要家数」の 3 つの指標に関して、新たにインセンティブ
規制が導入されている。
①停電によって供給できなかった電力量(ENS:Energy Not Supplied)による規制
規制に反映する ENS(R-ENS:Regulated Energy Not Supplied)は、実際の ENS とは異なり、
以下のように制限されている。
ENS が 2250MWh 以下であれば、ENS は直線的に増加する。
ENS が 2250MWh 以上 40000MWh 以下であれば、ENS は一定(=750MWh)とする。
図 3-8 ENS と R-ENS の関係
出典:AEEG「THE ITALIAN INCENTIVE REGULATION FOR IMPROVING THE CONTINUITY OF
153
ELECTRICITY TRANSMISSION」
R-ENS と TSO(Transmission System Operator)の報酬/罰則金に関しては、以下のグラフに
示したような関係がある。

図 3-9R-ENS と TSO の報酬/罰則金の関係
出典:AEEG「THE ITALIAN INCENTIVE REGULATION FOR IMPROVING THE CONTINUITY OF
154
ELECTRICITY TRANSMISSION」
②需要家数あたりの停電回数(NIU:Number of Interruptions per grid User)による規制
前年度に対する一年間の停電回数の増減割合と TSO の報酬/罰則率に関して、以下のグ
ラフに示したような関係がある。なお、短期のものから長期のものまで、全ての停電を対象
とする。
図 3-10 NIU 及び UZI と TSO の報酬/罰則金の関係
出典:AEEG「THE ITALIAN INCENTIVE REGULATION FOR IMPROVING THE CONTINUITY OF
ELECTRICITY TRANSMISSION」
③停電がなかった需要家数(UZI:number of grid Users with Zero Interruptions)による規制

前年度に対する停電がなかった需要家数の割合と TSO の報酬/罰則率に関して、図 3-10
に示したような関係がある。
2) 配電料金の概要
AEEG は 2006 年 12 月よりイタリア国内で事業を展開している全ての配電事業者に対して、
家庭用を含む全低圧需要家にスマートメーターを設置することを義務付けた。一方、2008
年から 2011 年にかけてスマートメーターへの投資コストを電気料金により回収することを
保証している。
155

3.7 ノルウェー
(1) 経緯
ノルウェーでは 1997 年よりインセンティブ規制システムが導入された。NVEが送配電
事業者の年間料金収入額に上限を設けるもの(レベニューキャップ制)である。この制度を
導入することにより送配電事業者に対してコスト削減インセンティブを高めることが期待
された。しかしながら、過度なコスト削減により必要な運営管理や投資がなされず供給信頼
度が低下することが懸念されたため、2001 年からは、送配電事業者の年間料金収入額を決
定する際に、供給信頼度に関する指標が調整要素として織り込まれることとなった。
(2) 料金規制の概要
ノルウェーでは、水資源・エネルギー省(NVE;Norwegian Water Resources and Energy
Directorate、石油・エネルギー省(Ministry of Petroleum and Energy)の外局として設立され
た)が、エネルギー法(1991 年 1 月 1 日発効)に基づき送配電事業に関する料金規制を行
っている。
現在の配電料金についてはレベニューキャップ方式による料金規制がなされている。これ
は毎年の料金収入(レベニュー)に上限を設定するものである。上限値の設定に際しては、
当該送配電会社の費用原価、及び過去の電力品質(停電時間・停電頻度)や営業・維持・修
繕費用に関する全送配電会社の過去の実績データから計算された標準値からの乖離状況に
よって査定・調整を行われている。
料金収入額による規制は受けるが、送電料金、配電料金に対する直接的な規制はなく、料
金設計に関して、NVE の許認可を受けることはない。
図 3-11 ノルウェーにおけるレベニューキャップ算定の考え方
156

(3) 料金規制方式
レベニューキャップ規制を行っており、料金収入上限額(レベニューキャップ)を決定す
る際に、比較評価手法を利用している。
(4) 規制対象
送配電事業者(155 社 25 )に適用される。
(5) 規制期間・料金改定頻度
現在の料金規制方式が適用される期間は 2007 年~20011 年(5年間) 26 である。一般に、
効率化努力により費用削減が進めば利益拡大を図ることが可能となるが、規制期間が長くな
るほど、期待利益が大きくなるため、効率化インセンティブが働くとされる。なお、この規
制期間中は、適用される料金規制方式に基づき、毎年改定が実施される。
(6) 経営努力の評価
ある地方配電会社のある年の料金収入上限額は、過去(2年前)の営業費用や維持・修繕
費用が全体平均に比べ高い(低い)ほど、また配電ロスが大きい(小さい)ほど、相対的に
低く(高く)査定される仕組みになっている。
(7) 電力品質管理のための系統信頼度指標
停電時間、及び停電頻度を指標として採用している。
(8) 料金収入上限額(レベニューキャップ)の算出方法
1) 料金収入上限額(レベニューキャップ)の算出方法
料金収入上限額は下式により算出される。標準原価への同調圧力を示す係数ρは現在 0.6
に設定されている。
RC ( 1
)
C C
t
t 2
AP
inv t 2
RCt: t年の収入上限額
ρ: 標準原価への同調圧力を示す指数である(degree of norm cost;現在 0.6
に設定) 27 。
Ct-2: 配電会社の 2 年前の原価(停電(頻度/時間)、インフレ等による調整
済み)
C*: 標準原価(毎年、各配電会社の原価を用いた配電ロスも含めた DEA-
25 NVE, Annual Report 2010
26 直近の規制期間は、2004~2006 年(3 年間)、2001~2003 年(3 年間)であった。
27 効率の低い(Ct-2>C*)配電事業者にとっては、ρが高くなるほど料金収入上限額が抑制されるが、効
率の高い(Ct-2

ベンチマーキング分析により算出される。)
APinvt-2: 配電会社の 2 年前の投資額を現在価値換算したもの
2) 原価の算出方法
Ct CPIt
OM t 2 CENSt
2
CPIt
2
PLt
2 Pt
DEPt
2 RABt
2
WACCt
OM: 営業・維持・修繕費用、電力品質に関する費用も含む。 (ただし、Statnett
は除く)
CPI: 消費者物価指数
DEP: 減価償却費
RAB: 規制対象資産(regulatory asset base) (ただし、定額法による減価償却
法を適用)
WACC: 資本コスト(WACC;加重平均資本コスト)。企業が資本調達する際の
費用を指す。通常は%で表される。
PLt-2: t-2 年の送配電ロス
3) WACC
Pt: t年の Nord Pool の地域スポット価格(Local area prices).
CENS:供給支障によるコスト
ARt: 料金収入上限額
PTt: 固定資産税
TCt: 送配電事業者が負担する課徴金
Rf: リスクフリーレート
Tax rate(t):法人税 28%
Market premium (MP):市場プレミアム4%
Asset Beta:0.35 (equity Beta βe:0.875)
Debt/equity share:有利子負債比率(負債:60%/自己資本:40%)
Debt premium (Pd):負債プレミアム 0.75
4) DEA による標準原価の算出方法
DEA(Data Envelopment Analysis;以下「DEA」という)は、各配電会社のコスト効率性
を相対比較するために利用される。以下に、DEA を用いて標準原価を算出する手順を示す。
Step 1:各配電会社について、個別に DEA-Score を算出する。この結果、各配電会
158
DEP-DEP RAB -RAB
WACC
AR
t RC t PTt
TCt
CENS t
t t 2 t t
2
WACC t
Rf 1teMP0. 6Rf+
Pd 1- t
0. 4
t

社の DEA-Score が 0~1(数値が大きいほど効率性が高い)の数値で表さ
れる。
Step 2:Step 1 で算出した全配電会社の DEA-Score を、配電会社それぞれの原価に
よる加重平均値を算出する。
Step 3:各配電会社の DEA-Score に(1-上記加重平均値)を加え、個別に修正
DEA-Score を求める。
Step 4:各配電会社の原価に対して、Step3 で算出した修正 DEA-Score を乗じるこ
とで個別に調整前標準原価を算出する。
Step 5:Step 4 で求めた調整前標準原価の合計が原価の合計と等しくなるように、
各社の調整前標準原価に一定係数を乗じることで標準原価とする。
(9) 配電会社間の補正実施状況
DEA においては、配電会社による条件の違いを考慮し、以下のような要因による補正を
行っている。大別すると、需要構造、供給設備、地理的条件による要因がある。電圧レベル
の違いにより異なる補正要因が適用されている。
(10) 料金設計
料金収入額による規制は受けるが、送電料金、配電料金に対する直接的な規制はなく、料
金設計に関して、NVE の許認可を受けることはない。ただし、NVE は料金構造について規
則を定めており、これに基づき配電会社は料金設計を行わなければならない。
1) 送電系統・地域系統
送配電料金は、系統に電力料金を投入する発電事業者と、電力を利用する需要家のそれぞ
れに対して個別に課される 28 。
送電系統・地域系統に接続する需要家に課せられる料金メニューは、エネルギー料金
(NOK/kWh)と電力料金(NOK/kW)により構成される。エネルギー料金はノルドプール
のシステム価格(NOK/kWh)に接続地点における送電ロス率を乗じたものによって算出さ
れる。なお、送電ロス率は、平日/休日、昼間/夜間によって異なり、また毎週更新される。
電力料金は、接続地点の過去 5 年間のピーク時の平均消費電力量に基づき決定される。
発電事業者からは、送電系統・地域系統における実際の費用から、上記の需要家料金によ
る回収費用を差し引いた残りが料金回収の対象となる。この場合、過去 10 年間の平均発電
実績により算出される。なお、発電事業者向け料金の水準は、Commission regulation 774/2010
により 0~1.2€ /MWhとすることが規定されている。
2) 配電系統
NVE は料金構造についての規則 29 を制定し、この中で配電系統に接続する「家庭用需要家」
28 わが国の制度においては、需要家が負担することとしている。
29 規則 No.302(1999 年 3 月 11 日発効)
159

に対して、基本料金(fixed component)( NOK/ 年)と従量料金(energy component.)
(NOK/kWh)といった複数の要素からなる料金構造とすることを求めている。
Fixed component
区分 対象となる費用
Energy component
個別需要家の年間固定費用である。具体的には計量器、検
針費、料金決済・収受費用などが該当する。
需要家の消費電力量に配電系統におけるマージナルロスに
関する費用
160

3.8 韓国
(1) 韓国の電気事業の概要
韓国では 2001 年に政府主導のもと KEPCO の発送電分離が実施され、現状では発電部門
は KEPCO 子会社として 6 社に分割されている。また、卸電力取引所(KPX)も同時期に
開設され、従来からの PPA 契約を除き、発電会社は取引所への参加が義務付けられている。
韓国の電力市場参加者は電力市場を開設した当時、韓国電力公社(韓電)と発電子会社 6
社を含む 10 社であったが、現在はエネルギー事業者と小型水力発電企業が電力市場に新規
参入したこと等により 2010 年末時点で 422 社と大幅に増加した。
下表に示す「新再生エネルギー発電企業」は太陽光、風力、バイオマス、燃料電池、廃棄
物、潮力などによる新エネルギー及び再生可能エネルギー発電企業を手掛ける企業で 357
社が存在する。「地域電力事業者」は『韓国電気事業法(2011.7.25 一部改訂、第 10912 号)』
の第 7 条第1項にもとづき認可され、特定地域において電力需要の 50%以上の供給能力を
有する電力事業者を指す。また、「集団エネルギー事業者」は多数のユーザーを対象に熱或
いは熱と電気を供給する企業で、法的根拠は『集団エネルギー事業法』である。「一般発電
企業」は法律による固有名詞ではなく(『電気事業法』にも一般発電企業のカテゴリーはな
い)、韓国電力公社の発電子会社以外の主要発電企業 8 社を指し、韓国電力公社の発電子会
社と区別するためのカテゴリーである 30。また、「その他」には電力産業への新規参入を準
備中、あるいは建設中の準会員企業を指す。
表 3-14 韓国における電力市場参加者
項目 電力市場参加企業
1 市場及び系統運営者 韓国電力取引所
2 送配電及び販売企業 韓国電力公社
3 韓国電力公社の発電子会社 韓国水力原子力、その他5社
4 一般発電企業 KPOWER、その他7社
5 新再生エネルギー発電企業 357社
6 地域電力事業者 10社
7 直購入事業者 -
8 集団エネルギー事業者 KGエネルギー、その他17社
9 自家用発電企業 POSCO、その他19社
10 その他 2社
11 計 422社
30 2012 年 2 月 15 日、韓国の電力市場監視委員会の回答による。
出典:『2010 年電力市場分析報告書』電力市場監視委員会、2011 年 3 月
161

KEPCO子会社
韓国南東発電
(KOSEP)
韓国中部発電
(KOMIPO)
韓国西部発電
(WP)
韓国南部発電
(KOSPO)
料金維持のため、コストベース・プールとなって
いる。KPXが各発電機の特性から運転経費を
算出し、卸電力料金を決定。
(発電事業者は価格を入札しない)
法制度上は5万kW以上の大口需要家は
市場からの直接調達や、特定電気事業者(ア
グリゲーター)からの調達も可能だが、KEPCO
の料金水準が低いため、KEPCO以外の購入
者は現れていない。
原子力
34.1%
水力
1.3%
発電電力量
天然ガス
15.1%
韓国東西発電
(KEWESPO)
韓国水力・原子力
(KHNP)
韓国水資源公社
(KAWACO)
韓国電力取引所
(KPX)
韓国電力公社
(KEPCO)
需要家
162
卸電気事業者
図 3-12 韓国における電気事業体制
石油
4.6%
再生可能
エネルギー事業者
再生可能エネルギー事業者の供給コスト
とKPXの平均取引価格の差額は政府が
補填。
IPPs
PPA(電力売買契約)を結んでいる場合
は、市場への参加は任意。ただし新規の、
PPAは現在認められていない。
出典:海外諸国の電気事業、KEPCO, Annual Report2011 等より作成
その他再
生可能
0.4%
石炭
44.6%
水力
7.5%
原子力
24.1%
図 3-13 韓国における電源構成
設備容量
天然ガス
24.3%
石油
9.6%
その他再
生可能
1.5%
石炭
32.9%
出典:KEPCO, Annual Report2011 より作成
停電が頻繁に発生することによる社会的コストの大きさに鑑み、韓国政府は今後とも発電
設備容量を増加させるとともに、設備予備率を高めることで電力供給の安定性を維持する基
本方針である。
韓国電力業界の設備予備率は表 2 に示すとおり近年下落傾向にある。2006 年には設備予
備率が 9.8%と一桁に落ちて需給不安が拡大した。同年は異常気候の影響で最大電力需要が
大幅に増加したことが背景にあるが、電力需要の増加傾向はその後も継続している。
2008 年にはリーマン・ショック後の景気低迷や節電運動などの影響で、最大電力需要が

2003〜2007 年の年平均増加率である 7.1%より遥かに低い前年比 0.8%(509MW)増にとど
まった一方で、発電設備容量が 2007 年比 4.7%増の 70,353 MW を記録したことで発電設備
予備率は 10%台に回復した。しかし、2009 年からの景気回復と冬季の寒波の影響で最大電
力需要は再び急増し、発電設備予備率は 9.8%に下落した。2010 年には 6.7%と一層縮小し
た。
韓国の電力市場監視委員会がまとめた『2010 年電力市場分析報告書』(2011 年 3 月)によ
ると、2018 年までに発電設備容量を 101,311MW、2024 年までに 112,294MW に増加させ、
発電設備予備率を 18%への大幅に引き上げる予定である。
項目
発電設備
容量
最大電力
需要
設備予備
(予備率)
表 3-15 韓国の発電設備容量と最大電力需要 (MW)
実績値 展望値
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2013 2018 2024
61,737 64,778 67,196 70,353 73,310 76,078 82,750 101,311 112,294
54,631 58,994 62,285 62,794 66,797 71,308 76,207 85,810 95,038
7,106
(13.0%)
5,784
(9.8%)
4,911
(7.9%)
7,559
(12.0%)
163
6,513
(9.8%)
4,770
(6.7%)
6,543
(8.6%)
15,501
(18.1%)
17,256
(18.2%)
出典:『2010 年電力市場分析報告書』電力市場監視委員会(2011年3月)
(2) 電気料金の認可体制
韓国における料金の許認可プロセスは下図に示すとおりである。まず、電気事業法に基づ
き、KEPCO から MKE(知識経財省)に対して料金改定申請を行う。次に MKE は価格安定
化法に基づき、専門家によって形成される韓国電力委員会(MKE 管轄)と料金の妥当性を
評価する。その後、MOSF(企画財政部)との協議し、最終的な認可を行う。
図 3-14 料金許認可プロセス
出典:KEPCO, Investor Presentation, 2011
なお、韓国では 2011 年 7 月から燃料費調整制度が導入され、燃料費調整単価が需要家に
課されることになった。燃料費調整単価は毎月改定され、3 か月間の平均単価がその 2 か月

後に反映される。(3~5 月の燃料費平均単価が、8 月に反映される)また、KEPCO では中
長期的なロードマップとして、プライスキャップ等に代表されるようなインセンティブ制度
や、需要種別の格差が解消された後に、電圧別による価格設定への変更等を検討している。
各需要種の料金設定の考え方については、KEPCO が米国証券取引委員会(SEC)に提出し
た書類 Form-20F に記載されている 31 。料金設定にあたっては政府の関与が大きく、同資料
によると、「需要家利益、今後の設備計画、物価への影響、電力需要への影響等を加味して、
総合的に決定される」となっているが、詳細な計算式については公開されていない。
図 3-15 料金規制の変更に向けたロードマップ
164
出典:KEPCO, Investor Presentation, 2011
(3) 電気料金の状況
韓国の電気料金は OECD 加盟国の中でも低い電気料金となっているが、近年においては
継続的に上昇傾向にある。表 3 に示すように、2002 年以降 2010 年まで毎年電気料金の調整
が行われており、9 年間の累計で産業用は 35.7%、深夜電気料金は 78.6%引き上げられた。
韓国政府は住宅用電気料金を高く設定し、産業用及び農業用の電気料金を低く設定するこ
とによって産業と農業の国際競争力を確保し、国内物価を安定させる方針を基本政策として
維持している。2010 年の住宅用電気料金は 119.9 ウォン(8.38 円)/kWh で、産業用は 76.6
ウォン(5.35 円)/kWh、農業用は 42.5 ウォン(2.97 円)/kWh である 。2010 年までの 9 年
間で住宅用電気料金は 1.2%の引き下げが行われたが、住宅用電気料金は産業用電気料金の
1.56 倍、農業用電気料金の 2.82 倍であり、事実上、住宅用電気料金で産業用と農業用の電
気料金を補填する構造になっている。
韓国では安い電気料金を維持する政府方針にもとづき、電力会社の発電原価を下回る電気
料金の設定を継続しながら、先進国の中で最も低いレベルを維持してきた。2010 年までに
電気料金の引き上げ調整が行われたものの産業用電気料金は依然として原価の 89.39%で、
住宅用の 94.25%より低い。ただし、下図表に示されるように、近年では工業用料金の平均
単価も年々引き上げる傾向にある。
31 http://sec.gov/Archives/edgar/data/887225/000119312510149420/d20f.htm#toc18378_13

表 3-16 電気料金の調整状況(2002~2010 年)(%)
調整時期 住宅用 一般用 教育用 産業用 農業用 街灯 深夜
2002 年 6 月 1 日 △ 0.5 - - - - - -
2003 年 1 月 1 日 △ 2.2 △ 2.0 - 2.5 - - -
2004 年 3 月 1 日 △ 2.8 △ 3.5 △ 3.0 - - - 8.0
2005 年 12 月 28 日 2.4 2.8 △ 15.3 3.3 0.9 3.4 10.6
2007 年 1 月 15 日 - - - 4.2 4.2 9.7
2008 年 1 月 1 日 - 3.2 - 1.0 - - 17.5
2008 年 11 月 13 日 - 3.0 4.5 8.1 - 4.5 -
2009 年 6 月 27 日 - 2.3 6.9 6.5 - 6.9 7.7
2010 年 8 月 1 日 2.0 - 5.9 5.8 - 5.9 7.7
期間累計 △ 1.2 △ 0.8 △ 2.8 35.7 0.9 27.5 78.6
注:△は引下げ割合。
Won/kWh
120
100
80
60
40
20
0
出典:『2010 年度公共機関の決算評価』韓国国家予算政策処編、2011 年
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
図 3-16 需要種別の平均単価の推移
165
Residential
Public & Service
Educational
Industrial
Agricultural
Street‐Lighting
出典:KEPCO, Statistics of Electric Power in Korea, 2011

4. 需給対策としての料金設定の考え方
我が国では当面厳しい需給状況が続くことが想定されている。こうした中、欧米、特に米
国においてデマンドレスポンス料金あるいはデマンドレスポンスプログラムといった料金
政策により需要を管理する手法が導入されている。わが国においてもこうした料金政策の導
入には、需給対策として有効に機能するだけでなく、需要家サービスの向上、電力供給シス
テムの効率化を通じた電気料金の低減に貢献する可能性がある。
ここでは、こうした需給対策としての料金設定の構造がどのようになっているのか、ある
いはデマンドレスポンス料金設定に際して必要なインセンティブ原資、及びその考え方につ
いて整理することとする。
4.1 系統運用者が提供するデマンドレスポンスプログラム
ISO・RTO といった系統運用者は、市場参加者である電力供給事業者(LSE)やアグリゲ
ーターと呼ばれる事業者との間で、需要削減量としてキャパシティ(kW)あるいはエネル
ギー(kWh)の取り引きを行うこと、デマンドレスポンスの確保・実現を図っている。
系統運用者を中心とした金銭の流れ、プログラム料金設計の考え方について整理する。
(1) 卸取引市場を利用した経済プログラムの場合
以下では、卸電力取引市場(一日前市場あるいはリアルタイム市場)を利用して需要削減
量の取引及び決済の仕組みについて概要を説明する。
■料金設計の考え方
取引市場の活用をベースとしているため、市場価格による取り引きとなる。
■決済の仕組み
・ LSE が供給力を確保・調達するために ISO に支払った費用(最終的には需要家による負
担)は、需要削減(デマンドレスポンス)を行ったアグリゲーター・需要家に対し、デ
マンドレスポンスプログラム・インセンティブ原資として還元される(赤太線)。ただ
し、アグリゲーターはアグリゲーションに係る経費や需要削減需要家の需要削減パフォ
ーマンスを加味して、インセンティブを需要家とシェアする(赤線)。
・ インセンティブ原資の LSE への配賦は当該時間帯の需要に応じた負担(原因者負担)と
なる(青太線)。
・ LSE は小売料金に転嫁し、需要家より料金回収を図る(青線)。
・ アグリゲーターによる DR プログラムによる獲得した需要削減量は、ISO が提供するプ
ログラムを通じて市場投入するケースと、LSE に対して相対契約により提供するケース
166

がある。また、需要家は ISO が要求する要件を満たせば、ISO と直接取引することも可
能であるが、ISO が提供するプログラムにはペナルティが課されるため、アグリゲータ
ーを介してプログラムに参加することになる。
図 4-1 デマンドレスポンス取引による金銭の流れ(ISO 投入・経済プログラムの場合)
需要削減量×市場価格
需要削減
需要家
アグリゲーター
需要削減量×市場価格×x%
G G
G
電気の流れ
需要削減
需要家
ISO
デマンドレスポンスによるお金の流れ(インセンティブ提供)
デマンドレスポンスによるお金の流れ(インセンティブ原資の回収)
なお、これに関連して、FERC は Order 745 で、卸取引市場における費用回収の考え方に
についてオーダーを発令している。以下にその概要を紹介する。
デマンドレスポンスプロバイダーが削減を実施すると、電力需要が低下し、これに伴い
ISO/RTO においては需要側からの料金収入が減少する。さらに、こうした状況が発生した
場合、ISO/RTO は、エネルギー市場を相殺したリソースについて、LMP(Locational Marginal
Price:地点別決済価格)で発電事業者とデマンドレスポンスプロバイダーの両方に支払い
が発生する。ISO/RTO がデマンドプロバイダーを含むリソースに負う額と、需要側から取
得する収入との間に生じる差額が発生し、この費用を何らかの方法で回収することが重要で
167
LSE1
需要削減量×市場価格
×当該時間帯 LSE 別需要/全需要
その他
需要家
LSE2
その他
需要家

ある。
FERC は、以下の費用回収方式について、関係者からの意見募集を行い以下 5 方式の提案
を受けたとして紹介している。FERC はこれらすべてについて検討を行い、後述の見解を示
すにいたっている。
表 4-1 卸取引市場利用経済プログラムにおける費用回収方法の考え方
費用回収方法の考え方
①デマンドレスポンスプロバイダーに関連する小売事業
者(LSE:Load Service Entity)のみに費用を割り当て
(理由)原因者負担の概念から、デマンドレスポンスの
全利益を享受する LSE に限定するべきというもの
②系統接続の全需要家に費用を割り当て
原因者負担の概念をより広く考え、系統利用者全体か
ら費用回収を図るもの
③費用負担を二分割し、一部を直接 LSE に、そして残り
を系統接続の全需要家に割り当て(上記 2 案の折衷案)
④デマンドレスポンスを入札(bid)して卸売市場に売る
小売客(Retail Customer)にデマンドレスポンス補償費用
を直接割り当て
⑤デマンドレスポンス費用をディスパッチアルゴリズム
に組み込む方法。具体的には一日前市場における市場決
済価格に費用を上乗せすることで費用回収を図るもの
送電制限が行われない時間帯において ISO/RTO はその系統全体で単一の LMP を確立する
が、この場合において、もしデマンドレスポンスが実施されれば、系統接続の全需要家が便
益を得ることになる。
送電混雑が発生した場合は、ゾーン毎に異なる LMP が設定されることになるが、こうし
た場合にデマンドレスポンスが実施された場合には、当該実施時間帯においてエネルギー市
場の購入者に対してデマンドレスポンス補償に関わる費用を比例的に配分(上表における回
収方法①)すれば、デマンドレスポンスの実施により、市場価格の低下という便益を得られ
た事業者に費用を割り当てることが妥当であるとの見解を示している。
なお、全費用をデマンドレスポンスプロバイダーに関連する LSE に割り当てる方法(回
収方法②)は、デマンドレスポンスから便益を得る関係者のすべてを含んでいない。LSE
と系統接続の全需要家に費用割り当てを二分させる方法(回収方法③)は、各々にどれくら
いの便益が得られるかについての配慮もなく費用負担を任意に分割しているように見える
上記を踏まえ、FERC は、RTO/ISO に対して、上記の回収方法①の考え方に基づきデマン
168

ドレスポンス補償に関わる費用の回収を図るべきであると結論付けている。
(2) 卸取引市場を利用した信頼度プログラムの場合
信頼度プログラムでは、卸電力取引市場(一日前市場あるいはリアルタイム市場)を利用
して、インセンティブ額を算出している。一方、需要削減量の取引及び決済の仕組みについ
て概要を説明する。
■料金設計の考え方
インセンティブの付与については、卸取引市場の活用をベースとしているため、市場価格
を利用した取り引きとなる。これにより市場の透明性を確保するとともに、経済合理性のあ
る需要削減活動を狙っている。
一方、インセンティブ原資の回収方法については、必ずしも市場価格の利用を前提として
いるわけではない。
■決済の仕組み
NYISO の場合は、送電線利用者から取引量(MWh) に対して$0.0871/MWh を乗じた金
額を手数料として回収するとしている。ちなみに$0.0871/MWh という料金単価は、年間の
NYISO の信頼度プログラムの予算 2.6 百万ドル(2012 年)を信頼度プログラム取引量で除
することで算出したものである。
4.2 電力供給者が需要家に提供するにおけるデマンドレスポンス料金
電力供給事業者が、需要家に対してデマンドレスポンス料金を提供する場合を想定する。
需要家に提供される料金メニューとしては、RTP、CPP、PTR などがあるが、ここでは
CPP を例にとり、カリフォルニア州公益事業委員会(以下 CPUC という)の見解を紹介す
る。
■料金設計の考え方
CPUC は、CPP 料金設計に関する検討要素として、以下を挙げている。
CPP 料金の水準
年間イベント回数
発動時期
イベント期間の長さ
ここでは、これらについての CPP の最終決定の内容、及びそれに関連してなされた議論
の一端を紹介する。
① CPP 料金の水準
169

なお、一部に見られた意見としては、限界能力費用の代わりに新設ガスタービンの建
設費用を使うべき、そもそも新設ガスタービンの建設費用の利用が妥当かどうか判断す
るために、電力供給会社の実際の限界費用を CPUC が調査すべきといった指摘がなさ
れていた。
また、料金水準の透明性の観点から、CPUC は電力供給会社に対して、自社の CPP
料金で限界能力費用の根拠をしっかり説明すること。さらに、実際の費用、CAISO の
不足料金、(将来創設された場合)中央集権的な能力市場または掲示板と比較して、新
設タービンの年間費用が限界能力費用算出により適している理由について説明すべき
であるとしている。
なお、CPP イベントが夏期に集中する場合、CPP 料金導入によって毎月の電気料金
支払額の変動は大きくなる。本来 CPP は日々変動する市場環境の反映を目的とし需要
抑制を図ろうとしているため、市場がひっ迫し、CPP イベントが多数発動される月に
電気料金支払額が高くなるのは道理にかなっている。
なお、CPP イベントが夏期に集中する場合、CPP 料金導入によって毎月の電気料金
支払額の変動は大きくなる。本来 CPP は日々変動する市場環境の反映を目的とし需要
抑制を図ろうとしているため、市場がひっ迫し、CPP イベントが多数発動される月に
電気料金支払額が高くなるのは道理にかなっている。
② 年間イベント回数
電力会社は、年毎のイベント回数の変動を認めた上で、平均的回数に基づき料金を設
計するように求めている。
CPP 料金は系統運用状況を踏まえた発動が望ましいが、系統運用状況は毎年異なる。
したがって、PG&E と SCE のようにイベント回数を固定するのではなく、SDG&E のよ
うに回数の変動を認めるべきであるというのが CPUC の見解である。
③ イベント発動時期
電力会社は、平日、休日、または季節を問わずいつでもイベント発動を可能にすべき
である。
需給ひっ迫は夏期平日午後に発生頻度が高いが、システム状況の制約や卸売価格の上
昇は、週末や祝日、あるいは季節を問わず起こりうる。風力のような断続的な再生可能
資源の役割が大きくなることも、季節や時間帯に関わりなく需給ひっ迫が発生する可能
性を高めると評している。
平日以外、夏期以外の発動も認めるとしている。需給ひっ迫イベントは夏期平日午後
の発生頻度が高いものの、それ以外の時期にも発動される場合を想定し、電力供給会社
はこのことを顧客に十分周知すべきであるとしている。今後ますます再生可能資源の役
170

割が大きくなることを考えると、料金の柔軟性を高めるものであり、適当であると考え
る。
④ イベント期間の長さ
CPP 時間帯の長さに関しては柔軟性が求められるため、特段の一般的指針を定めな
いものとしている。CPP 時間帯の長さは、個別の料金設計手続きの中で決定されるべ
きである。
CPUC は電力供給会社に現行のピーク時間を 2pm から 6pm とする方向で検討を命じ
た。PG&E が提示した新たな CPP 料金は、2pm から 6pm の 4 時間を基に設計されてお
り妥当であると考えられるとしている。しかし、SDG&E が指摘するように、状況によ
ってはそれ以外の時間帯が優位となる場合もあるかもしれない。例えば、CP はイベン
ト時間として 7 時間を主張した。
最終的に CPP イベント期間を決めるには、電力会社の供給地域におけるシステム条
件の過去のデータと今後の予測に基づく論理的判断が必要になる。システム条件が時間
とともに変化し、より短時間または長時間の CPP 時間帯が適切となる場合もある。
■決済・回収の仕組み
原則として、原価を料金水準に反映させるとの考え方は従来から変わっていない。た
だし、原価を各時間帯あるいは需要家層種別に配布する際、特定の時間帯(クリティカ
ルピーク時)にはしっかり原価を反映させることで、需給環境情報を需要家に提供する
とともに需要抑制を狙おうとするものである。
171

5. 現地訪問調査
5.1 概要
(1) 訪問先
2 月 6 日
2 月 7 日
日時 訪問先
2 月 8 日 【フランス】RTE
2 月 9 日
【ドイツ】連邦ネットワーク庁(BNetzA:
Bundesnetzagentur)
【ドイツ】ドイツ電気事業連合(BDEW:
Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.)
【ノルウェー】SINTEF
(Selskapet for INdustriell og TEknisk Forskning ved
norges tekniske hoegskole)
2 月 10 日 【ノルウェー】Statnett
(2) 調査結果概要
3 カ国ともに、規制分野(送配電)ではレベニュー・キャップ規制を実施してお
り、料金単価での規制は行っていない。
レベニュー・キャップ規制では、対象となる事業者の総収入のみを事業者と規制
当局の間で議論し決定している一方、そのコストの細かな内訳については殆どチ
ェックしていないのが現状のようである。規制当局/事業者ともに、どの費目が各
国の高い/安い料金に影響しているのか、特に分析している様子はなかった。
ドイツの規制当局は、細かい費目の「コストの妥当性」を証明することの難しさ
を指摘した。むしろ、総収入に絞って議論する方が労力も下がり、かつ目に見え
る形で料金の制御に繋がるメリットがあるとしていた。
フランスの事業者は、人件費や修繕費など個別の費目で議論することの「非効率
性」を指摘していた。
尚、発電や小売については各国とも料金規制は行っていない。
事業者の効率性評価:レベニュー・キャップ制度では事業者のコスト効率性を統
計的に評価し(DEA 法等を利用)、ベンチマーク比較によって定量的に各社をポ
イント付けしているが、果たして各社の電気事業環境などを反映して適切に評価
172

されているのか懸念される部分である。
設備投資への影響:各国ともに施設老朽化への対応、或いは再生可能電源普及を
見越した送電系統整備等の観点から、今後大幅な設備投資を予測しているが、レ
ベニュー・キャップは、その動きを阻害しないよう詳細制度設計する必要がある。
(e.g.,フランスでは、設備投資は効率性評価に含めず、旧来の形通り規制当局が
認可している)
各国とも、料金水準の高低の背景を詳細に把握している訳ではなかった。ただし、以下の
通りいくつかコメントを得ることができた。
(ドイツ)
ドイツの送配電料金水準は、他の欧州諸国より高いということは自覚している。
その原因として以下 2 点を主に考えている。
総括原価方式:総括原価の場合、電力会社の申請書類(コスト情報)を規
制当局が審査するが、コストが高いように見えても証明するのは難しい。
電力会社の説明を崩せる程の論拠を整えるのは容易ではなく、最終的に認
可するしかなかった。
垂直統合型の業界構造:過去ドイツの電力会社は垂直統合型であったため、
会計分離を行っているとはいっても、本来送配電に含むべきでないコスト
まで加えられていた可能性はあり、それを規制側の審査で発見するのは容
易ではない。
人件費や修繕費などの費目一つ一つについて分析は行っていない。例えば人件費。
電力業界に限らずエネルギー業界の人件費は高いとドイツでは言われており、そ
れが料金増につながっている可能性はある。しかし高いといっても、それが妥当
ではないということをどうやって証明するのか。
(フランス)
少なくとも人件費水準への批判はない。RTE は国営の性質もあり、公務員水準+
α程度の水準である。
人件費や修繕費といった部分は、Contorollable OPEX として送収入規制がかかる
ので、その中でコスト低減を行っている。各年の総収入はインフレ率と事業者の
生産性向上を加味して決まるが、生産性向上のために 1%/年程度の値が決められ
ている。
(ノルウェー)
1990 年の自由化以降、Statnet は極端に送電網投資を減らしてきた。その代わり、
混雑料金の価格シグナルを使った系統運用の工夫、料金の工夫によって供給安定
性の維持に努めてきた。←CAPEX が安い理由の一つ。
173

ノルウェーは他国とは異なり、kWh あたりの OPEX が極めて小さいことが挙げ
られる。これは、ノルウェーの一人あたり電力消費量が極めて大きい(約
20,000kWh/年)事に起因すると考えられる。つまり検針費などの固定的な需要家
費は、kWh ベースで見た場合はかなり安価になるの。
一人あたりのネットワーク敷設費用など、需要密度が小さいことに起因するコス
トアップ要因も考えられるが、一人あたりに大量に電力を消費する構造が、一人
あたりの固定的な経費の水準を薄めて、安い単価につながっていると考えられる。
もともと欧州が負荷率が高いこともあり、各訪問先に取り組みを訪ねたが、何か
具体的に負荷率向上に向けた取り組みを行っているところは少なかった。
ただし、デマンド・レスポンスについては、費用対効果を見極めつつ、その活用
可能性を検討している向きも見られた。(e.g., RTE)。
(ドイツ)BNetsA の職員数は現在、エネルギー規制局(電力・ガス)で総勢 180
名。2006 年開設当初は 40 名であったが、業務拡大に伴って増員し、現在に至っ
ている。業務の多寡に応じて職員数は変動する。電力とガスに完全に分離してい
る訳ではなく、両産業に関わる職員が多い。
ノルウェーでは、規制当局⇔電力会社間の転職が行われているようである。
老朽化した設備の更新や、再生可能電源導入への対応のため、今後送配電設備投
資を増やす、従って送配電料金は上昇する可能性が大きいという意見が圧倒的で
あった。
小売料金についても、上記ネットワーク費用の影響、更なる再生可能電源(高コ
スト)の普及等を踏まえて、上昇する可能性が大きいという意見が圧倒的であっ
た。
ドイツでは更に、調整電源の問題、増え続ける規制コスト(電力会社職員の 10%
が再生可能電源連系対応)、自然保護による追加コストなど、様々なコスト増要
因が待ち構えていることを指摘していた。
174

5.2 面談録
(1) Bundesnetzagentur(連邦系統ネットワーク庁)
日時:2012 年 2 月 6 日 14:00~16:00
○ Bundesnetzagentur における送配電料金規制
・ Bundesnetzagentur(以下 BNetsA)の規制領域は、①発電所の連系接続料金、②送配電網
に係る事項全般、及び③送配電料金である。
・ 電気料金のうち BNetsA が規制するのは送配電料金部分(小売料金全体の 20%程度)の
み。発電料金や販売料金は自由化されており規制外(ただし Monitoring report 等により
競争状況の分析は実施)。
・ 2009 年以前は、事業者毎に総括原価方式での料金審査・認可を行っていた。内容、申請
のタイミング、認可期間いずれも事業者によって異なっていた。
・ 2009 年から総収入規制(レベニュー・キャップ)を導入した。全ての送電事業者(TSO)、
配電事業者(DSO)は 2009 年から、同一の内容、タイミング、認可期間で審査するように
なった。現在は 2009~2013 年の第一期間。2014 年~2018 年が第二期間である。
・ ドイツでは 700 もの DSO が存在し、そのうち 200 は BNetsA が管理している。200 社全
てについて同一の審査を行うのは大変且つ意味も少ないので、需要家が 30,000 戸に満た
ない DSO については簡略化した認可プロセスを使用。
○ 送配電料金水準に関する認識
・ ドイツの送配電料金水準は、他の欧州諸国より高いということは自覚している。その原
因として以下 2 点を主に考えている。
総括原価方式:総括原価の場合、電力会社の申請書類(コスト情報)を規
制当局が審査するが、コストが高いように見えても証明するのは難しい。
電力会社の説明を崩せる程の論拠を整えるのは容易ではなく、最終的に認
可するしかなかった。
垂直統合型の業界構造:過去ドイツの電力会社は垂直統合型であったため、
会計分離を行っているとはいっても、本来送配電に含むべきでないコスト
まで加えられていた可能性はあり、それを規制側の審査で発見するのは容
易ではない。
・ 人件費や修繕費などの費目一つ一つについて分析は行っていない。例えば人件費。電力
業界に限らずエネルギー業界の人件費は高いとドイツでは言われており、それが料金増
につながっている可能性はある。しかし高いといっても、それが妥当ではないというこ
とをどうやって証明するのか。
175

○レベニュー・キャップ導入の経緯と動機、料金水準への認識
・ レベニュー・キャップ規制は、英国初め欧州主要国で導入済みであるが、ドイツが
採用したのは 2009 年であり、他国よりも遅い。
・ 2009 以前は総括原価、つまりコスト+αの規制を行っていたが、コストの妥当性検
証に限界があった。一つ一つの費目については、何をもって「妥当な」コスト水準
とするのか、明確で説得力のある理屈を作るのは極めて難しい、或いは可能であっ
ても大変な労力を要する。
・ またコストの考え方については、電気事業者の方が、詳細な元データを握っている
分、知識やロジックの組み立ての面で有利である。規制側から見ると料金水準が妥
当でないように見えても、「コストが高い事を証明する」のは容易ではない。
・ 一方レベニュー・キャップであれば、上記のようなコスト一つ一つの精査を回避し
つつ、且つ事業者毎の特殊性も特に加味せずに料金の低減に繋げることが出来る。
・ ただしレベニュー・キャップ導入のためには、現在の原価を効率的なコストと非効
率的なコストに分類し、非効率な部分を低減していく仕組みが必要である。其の為
に BNetsA は一つ一つのコストをチェックするのではなく、あくまで DEA や SFA
など数学的な処理によって非効率な部分を抽出している。
・ レベニュー・キャップ導入に際し、電力業界から激しい反対があった。コスト削減
は既に取り組んでおり、収入キャップが導入されると、人員削減を行うしかないと
いう論拠であった。
・ BNetsA は、電力業界が指摘しなかった事項、たとえば新規ビジネスの可能性、情報
システムなど一部ハード設備の共用使用など、人員削減を行わなくとも取り組める
と思われる施策を提示し、根拠作りを行っていった。最終的には政治的な判断もあ
って導入が決定した。
・ 現制度導入後もまだ業界と揉めている部分はあり、一部は裁判に持ち込まれており、
BNetsA の職員が出廷・証言する事もある。
○ レベニュー・キャップ方式の概要
・ レベニューキャップ方式では、以下の総収入算定式が用いられている。
EO t = KA dnb,t + (KA vnb,0 + (1 - V t ) · KA b,0 ) · (VPI t /VPI 0 - PF t ) · EF t + Q t + (VK t -
VK 0 ) + S t
・ スタート年(2009 年)の総収入を次の 3 つに分割している。KA dnb,t は税金など、BnetsA
の管轄外で、効率化がそもそも不可能な要素である。KA vnb,0 は、租税公課を除いた
送電収入(OPEX と CAPEX)は、効率的なコストであり削減が困難な KA vnb,0 と、
非効率的であり、削減していくべきコスト KA b,0 に分割する。
176

Efficient Cost と Inefficient Cost の分解は、4 種類の効率性テスト(DEA、
SFA 等)を 2 種類のコスト(OPEX と CAPEX)に対して行い決定してい
る。
数学的に処理しており、分解にあたって一つ一つの費目を細かく分析し
ている訳ではない。
できるだけ統一的に使いたいが、特例措置を認めることもある。例えば
山間地帯の DSO は、山が多いための追加コストなどがあり、そういう
事情は認めて Inefficient コストの割合を引き下げるという手当てを行う
ことも行っている。
・ KA b,0 は、第一期間と第二期間の合計 10 年をかけて低減しゼロにしていく。従って、
式中の V t は 0.1 となる。
・ VPI t /VPI 0 は、レベニュー・キャップにインフレを加味するものである。VPI 0 は基
準年の物価指数であり、VPI t は、期間中各年の物価指数である。
・ しかし、一般的なインフレ指数と、エネルギー事業(電力・ガス)のインフレ指数は異
なるはずである。且つ、送配電事業は基本的に独占業態であり、規模の経済が働くもの
であるので、ある程度の生産性(Productivity)向上を見込めるはずである。それを表すの
が PF t であり、物価指数から差し引くことでインフレ率を調整している。PF t は
1.25%/年(第一期間)、1.50%(第二期間)と既に決まっている。1.25 や 1.50 という
値は、本制度を導入する前、2006 年に BnetsA で行った検討、及び外部コンサルに
委託して算出した電気事業の Total Productivity Factor (TPF)も参考にして決めている。
ただし、最終的な決定にあたっては政治的な配慮がなされており、従って 1.25 や 1.50
という値そのものに経済的な意味がある訳ではない。
・ Q は、供給品質のインセンティブを持たせる項である。基本的に各社の年間停電時
間(SAIDI)と年間停電回数(SAIFI)を、国の平均値と比較し、乖離が大きいほど Q の
値も大きくなる。ただし、Q の収入全体に与える影響は±4%に収めるよう、上限や
下限を設けている。レベニュー・キャップの最も重要なポイントは inefficient コス
トを削減することにあり、Q によって収入が大幅に増減してしまうと、inefficient
コストの管理行為が意味のないものになってしまう。
・ S はインバランス(総収入規制で認可された収入額と、実際に徴収された収入の差
分)を調整する項である。第一期間が終了した時点で何らかの S が算出される筈で
あり、それは第二期間の 5 年間にわたって調整される。
・ レベニュー・キャップの目標は、電気事業者にとって実現可能である(無理のない
目標である)ことが重要。
○ レベニュー・キャップ規制の課題
177

・ レベニュー・キャップは、総収入を抑制しようとする仕組み。一方ドイツでは、再
生可能電源の大量連系に伴い系統増強つまり設備投資が必要である。レベニュー・
キャップが設備投資意欲を阻害する恐れがあるという批判がある。
・ 現在の制度では、2009 年以前に建設され、現在稼動しているもののみ、BNetsA が
審査・認定のうえ KA dnb,t に加えることを認めている。2009 年~2013 年に実行され
る送電投資は、すぐ料金に反映させる事は認めておらず、それが実際に建設され、
十分に稼動していることを確認した後、第二期間の料金の一部としてみとめること
になっている(期ずれ問題)。
・ 送電投資は、可能な限り事前に認可し速やかに料金に反映させる事が望ましい。し
かし、その為にはコストの適正さをチェックする必要がある。しかし規制当局が個々
のコストの妥当性を検証するのは困難であり、実際には判断できない。そこで、実
際に建設され、十分に稼動している事を確認するまで料金に算入しないことにした。
○ 送配電料金の見通し
・ 第一期間である 2013 年にかけては、インフレを除けば総収入は少しずつ減少するよう
な制度設計になっているため、インフレ以外の理由で料金が上昇するような事は想定し
ていない。
・ 一方、第二期間の開始年(2014 年)は、料金が上がる可能性はある。これは第一期間中に
行われた送配電投資(主に再生可能電源の大量連系に伴う系統増強費用)が加算される
見込みである為。
○ 電気料金(小売料金)の見通し
・ 小売料金は BnetsA の管轄外。ただし、燃料費の上昇傾向、再生可能電源の買取費用転
嫁(EEG)の増大傾向を踏まえると、今後も徐々に高くなっていくだろう。
○ BNets A の体制
・ BNetsA の職員数は現在、エネルギー規制局(電力・ガス)で総勢 180 名。2006 年開設
当初は 40 名であったが、業務拡大に伴って増員し、現在に至っている。業務の多寡に
応じて職員数は変動する。
・ 電力とガスに完全に分離している訳ではなく、両産業に関わる職員が多い。
・ 収入全体の分析は 5 年おきにしか行わない(第一期間、第二期間の直前)。一方、上記
数式の調整項に当たる部分(KA dnb,t 、VPI t 、 PF t 、 EF t 、 Q t など)は BnetsA が
毎年情報収集し、試算・設定している。
178

(2) BDEW(ドイツ電力・水事業連合)
日時:2012 年 2 月 7 日 15:00~17:00
○ ドイツのエネルギー政策と系統増強
・ ドイツでは、2011 年 7 月に政府が発表したエネルギーコンセプトに基づき、2030
年までに電力量の 80%を再生可能エネルギーで賄う目標を立てている。原子力はフ
ェイドアウトの方向であり、日本の福島発電所事故を受けて、完全撤廃の時期を早
めたうえで発表されている。
・ 再生可能電源導入の現状は、陸上風力とバイオマスが大半。PV はここ 2~3 年で急
激に伸びてきたが、電源構成に占める割合は決しておおきくはない。更に、今後は
洋上風力の本格的導入が予想されている。
・ 電力需要地(ドイツ西部)と再生可能電源立地点(風力は北部、PV は南部)は地
域ミスマッチを起こしている。つまり系統の増強が必要。現在でも風力が大量に入
った北部系統の負荷が高まっている。増強の実現には、計画から各種許認可そして
工事完成まで 10 年程度の歳月を要する。2020 年までの 30~55 Billion Euro の系統増
強費が必要と言われている。
○ 送配電のレベニュー・キャップ方式について
・ 2009 年に導入されたレベニュー・キャップ方式では、送配電収入を「効率性と無関係の
政策的コスト(税金、再生可能電源買取費など)と、「効率的コスト」「非効率的コスト」
に分解している。「非効率的コスト」は 2009 年から 10 年かけてゼロしていく、つまり
毎年 10%ずつ削減することになる。
・ 「効率的コスト」「非効率的コスト」の分解は、DEA 分析と SFA 分析を併用している。
どの程度「非効率コスト」が算出されるかは、送配電事業者の収益性に大きく影響しう
るので、慎重な検討が必要である。
・ DEA/SFA 分析にはいくつか留意点がある。まず統計的に有意な分析を行うには十分な
サンプル数が必要。ドイツは 700 もの配電事業者(DSO)が存在するという特殊な国で
あるため、この分析が可能になった。一方 TSO は国内に 4 社しかなく、サンプル数を
増やすために他の欧州諸国も加えて分析した。
・ パラメータとして DEA で 2 つ、SFA でも 2 つ設定しており、各事業者について最も有
利な値が用いられる。「これが正しい」というような統計分析方法は存在せず、各社か
ら提供されるデータも定義がバラバラだったりするので、複数〈4 つ〉の評価軸を準備
し、いずれか一つでも良好な値が出れば、その会社は非効率とはいえない、という判断
が下せるようになっている。
179

・ 分析当初、非効率という判定が続出する懸念を持っていたが、蓋を開けると非効率と判
定されたのは全体の 8%程度であった。
○ レベニュー・キャップ式の課題
・ レベニュー・キャップ方式について必ずしも反対している訳ではない。
・ この制度が浮上した時、業界としては、1 回認可されれば 5 年間は料金を確実に見通す
ことが出来る、インセンティブ導入は収益増のチャンスでもある、というメリットもあ
ると考えていた。総括原価方式は、毎年申請する必要があり、長期に料金を見通せない、
労力がかかる、効率化するインセンティブが働かない、というデメリットもある。
・ ただし、レベニュー・キャップは、電気事業に大きな構造変化がなく、効率化に集中で
きる環境にある場合のみ、効力を発揮する。ドイツは再生可能電源の大量導入と多額の
系統増強、という重大な構造変化に直面しており、効率化よりも系統増強への投資費用
確保の方が重要である。しかし現在のレベニュー・キャップは系統増強費の料金組み込
みが 3~7 年先となっており、その間は企業が自前で対応する形になってしまている。
・ その結果、法律上は送配電事業者に 9.05%の報酬率(自己資本ベース)が認められてい
るにも関わらず、実態は 4.1%しかない。これは、企業は自己資金で投資を行い、それ
を料金で回収できていないからである。
・ RWE 社は送配電事業の株式のうち 75%を外国企業に売却したが、これは自己資本利益
率を整えるため。(E.ON も送配電事業を売却したが、これは競争制限防止法の観点で
EU から命令されたものであり、送配電事業の収益悪化と直接関係がある訳ではない)
○ 電気料金・送配電料金の傾向について
・ (送配電料金単価)2006 年以降低減傾向にある。規制当局の取り組みは成功を収め
ているというのが一般的な評価。
・ (電気料金)燃料費の上昇および租税公課の上昇により、大幅に増加する傾向にあ
る。送配電料金単価の低減効果は完全に打ち消されている。租税公課のうち再生可
能電源買取費は 3.5 セント/kWh である。3.5 のうち半分は PV と言われている。
・ 現在のところ、需要家はこのような料金上昇を受容していると考える(高い環境意
識のため)、しかし、ドイツの料金は既に高すぎると指摘する人も出てきつつある。
再生可能電源の宿命として、要する費用の割に発電への寄与は小さい。
○ ドイツの電気料金水準(送配電料金水準)が他国よりも高い理由
(BDEW の公式見解ではなく、私見という位置付けでの回答)
180

・ いくつか理由が考えられるが、主なものは以下の通りである。
・ 費用を 100%需要家に負担させる規制の存在:1998 年の自由化開始により一時的に料金
が大幅に下がった。これは、顧客離脱を恐れた大手電力会社が対応したためであるが、
結果として顧客流出は殆どなかった。その結果、政府が低減した分を使って、環境税や
再生可能電源買取など、100% 需要家に費用負担させる制度を導入した。電力会社に効
率化を働きかけるような制度ではなかった。
・ 発電部門の利ざや拡大:1990 年代に旧式の電源を廃棄した結果、2000 年以降発電容量
の余裕が減り、発電市場での価格が上昇し、発電事業者の利ざやが増加した。増加した
利ざやは需要家に転嫁され、料金上昇につながっている。ドイツでは、自由化により利
益の源泉は発電セクターに移ったと言われている。
・ 規制コストの増加:再生可能電源買取導入により、一部の電力会社では、スタッフの 10%
は連系対応にかかりきりになっていると言われている。発電への寄与が少ないにも関わ
らずスタッフが増えており、料金上昇につながっている。このコストは買取費用ではな
く、送配電費に計上されるので、送配電費が他国より高くなる、という結果に繋がって
いる。
○ 電気料金・送配電料金の見通し
・ (送配電料金)系統増強に係る費用をよりタイムリーに料金に反映できるよう、現行制
度の修正を政府に要望している。それが認められれば、料金は上昇する方向になるだろ
う。
・ (電気料金)再生可能電源の拡大は、化石燃料費低減の効果があるので、全部が全部料
金上昇に繋がる訳ではない。しかし、大量導入の裏返しで必要となる調整電源の議論が
全く出来ていない。供給力変動への迅速な対応といった観点ではガス火力が良いだろう
が、国内では住民の反対運動が強く、立地するのは極めて困難である。仮に出来たとし
ても、通常稼動する訳ではなく利益を生む電源ではないので、費用負担のあり方も考え
る必要があるが、議論できていない。
・ また洋上風力の増加が見込まれているが、ドイツの海岸地帯は海部分含めて自然保護地
となっており、風力を立地できない。つまり陸からかなり離れた場所に建てる必要があ
り、送電線敷設費が、他国の事例よりも大幅に高くなると見られている。
・ また、送電線増強といっても、架空送電網の整備の場合、これも住民の反対を受ける。
現在 110kV 以下は原則地下(コストは地上の 3 倍)に作ることになっており、政治家の
中には将来的に 380kV も地下に、という意見を主張するものもいる。これらも将来の費
用上昇要因である。
181

○ DR、スマートメーター
・ ドイツは負荷率がよく、DR を行う緊急性も乏しいため、しっかり取り組んでいる訳で
はない。
・ DR の前提となるスマートメーター導入は、2 年前に大きな議論になったが、主に個人
情報保護の問題があること、(当時は)メーター費用が高く費用対効果に課題がある、
といったことから、議論は下火になっている。尚、公営電力会社の一部はパイロットプ
ロジェクト等で導入しているケースがある。ただしスマートメーター取り付け費用を送
配電料金で回収することは、現在のところ認められていない。
182

(3) RTE
日時:2012 年 2 月 8 日 10:00~12:00
○ フランスの送電事業について
・ 第二次大戦前から国際協調(スイスの水力発電所からの電力輸入など)を行っている。
また 1950 年代には UCTE が設立され、各国間の電力融通協調が長年にわたって行われ
ている。
・ 現在は ENTSO-E がその役割を担っている。北部アフリカ(チュニジア等)からの電力
輸入を見据えてマグレブ地域が組み込まれている他、現在はトルコとの連系可能性を検
討している。広域協調は広がる傾向にある。
・ フランスでは送電線は RTE が独占して所有・運用している。配電系統は REDF がフラ
ンスの需要家の 90%をカバーしている。その他に 25 の小規模配電事業者(LDC)が活
動している。
・ 現在、電気料金は、送配電料金と EDF が提供している規制小売料金が規制対象となっ
ている。規制当局である CRE が料金を認可する権限を持つ。政府は、エネルギー政策
上の観点から拒否権を行使できるが、料金水準(高い/安い)の理由では拒否できなくな
っている。
・ 現在、送配電料金は TRUPE3(2009 年~2013 年)の規制下にある。送配電費用に含む
運用費用(OPEX)はロス補償費/運用・保守費/アンシラリーサービス費/混雑管理費/バ
ランシングサービス運用費/国際系統運用管理費/人件費/セキュリティー費等を考慮す
る。設備費(CAPEX)については、税前 7.25%の事業報酬率が認められている。(TURPE1
では 6.5%、TURPE2 では 7.25%だった)
・ 送電料金は、距離に依存しない均一料金であり、電圧階級別(63/90kV、225kV、400kV)
に設定されている。
・ 発電事業者が払う送電費用は 0.19€ /MWhと小額である。これは送電収入全体の 2%に
満たない。電力を他国に輸出するに際しての、国際連系線の管理費の一部を賄うという
位置付けで料金を設定している。
○ フランスのインセンティブ規制
・ 欧州他国と同様にフランスも送配電料金にレベニュー・キャップ規制を導入している。
・ ただし、レベニュー・キャップに該当する部分は送収入の 25%程度に限られている。
レベニュー・キャップ規制対象:OPEX のうち補修費や人件費等制御可能なも
の(Controllable OPEX)、混雑管理費
レベニュー・キャップ規制対象外:CAPEX 全般、OPEX のうち送電ロス補償
183

費、アンシラリーサービス費、セキュリティー費、国際系統管理費、租税公課
等
・ ポイントは、設備投資は効率化の対象ではなく、事業者の設備投資計画を規制当局が事
前に認可し、認可されれば料金に算入される形となっている。ドイツは設備投資も効率
化の対象になっており、料金低減と送電設備投資の矛盾が生じている。
・ Controllable OPEX は、認可料金と実績値を比較し、実績値が認可額を下回れば、その
差額の 50%を需要家に請求していいことになっている。一方、実績値が認可額を上回
っても、差額の回収は認められず、全て事業者の持ち出しになる。
・ また供給品質インセンティブを存在しており、停電時間がある一定の水準を下回った場
合は、所定の式に従って需要家に徴収していいことになっている。ただし上限値/下限
値が設けられており、収入全体に及ぼす影響は小さい。
○ 送電料金水準について
・ 2000 年の CRE 設立以降、フランスでは総収入をコントロールするという形で規制が行
われてきた。
・ 私は料金の責任者として週に 2 回のペースで CRE と話し合う立場にあるが、費目の細
かい部分で議論するということは殆どない。むしろ、総収入の水準をどの程度におくか、
という点での議論が多い。
・ 従って、どのファクターが料金水準に大きく効いているか、という点では具体的な知見
がある訳ではない。少なくとも人件費水準への批判はない。RTE は国営の性質もあり、
公務員水準+α程度の水準である。
・ 人件費や修繕費といった部分は、Contorollable OPEX として送収入規制がかかるので、
その中でコスト低減を行っている。各年の総収入はインフレ率と事業者の生産性向上を
加味して決まるが、生産性向上のために 1%/年程度の値が決められている。
・ フランスの送電費用内訳は、Controllable OPEX が 19%、バランシング電力費が 29%、人
件費 16%、税金 11%、減価償却費 19%という構成である。細かい費目を議論しても、低
減可能なのは Contollable OPEX と人件費、合計 30%強であり、その効果は限定的と思う。
費目一つ一つをチェックするよりも、総収入を議論する方が良いし、時事業者と規制当
局双方にとっても対応コストが少なくすむ。
・ 送電料金の国際比較は ENTSO-E の”overview of transmission tariffs”を参考にしてほしい。
各国毎に送電料金に入っている要素が異なるので、一概に高い・安いを比べて何か議論
するのは難しいと考えている。
184

○ 電気料金の見通し
・ 電気料金は上昇する方向だろう。そのうち RTE が管轄する送電料金は、TURPE2→3 へ
の移行にあたり、増える送電投資を踏まえて料金は実質値上げとなった。その傾向は更
に続いており、2013 年からの TRUPE4 に向けて、RTE としては確実に送電投資が実施
できるような形で料金が決まるよう政府と交渉しているところである。
○ デマンドレスポンス
・ フランスは、他国との連系協調が確立しており、欧州全土が寒波に襲われるような極端
な気象条件でない限り、あるいは基幹送電線が故障するなどの重大事故がない限り、電
力が足らなくなるということは現状考えにくい。
・ ただし局所的に系統が脆弱な地域があり、需給が逼迫するケースがある。そのような地
域では Ecowatt プログラムとして、需給状況を E-mail や携帯電話経由で需要家に通知し、
自発的な DR を求める取り組みを行っている。
・ RTE は最終需要家に供給する会社ではないので、料金や規制といった点で何か具体的な
アクションをするというよりは、情報提供をするというスタンスである。
・ 具体的な取り組みについては RTE の Adequacy Report を参照してほしい。ウェブに詳細
な英語版を公開している。
・ 従来から EDF には EJP や Tempo といった料金メニューがあり、冬季のピーク時に高く
する代わりに、他の季節を安価にするプログラムを用いている。
・ 尚、この冬は史上初めてピーク需要が 100GW を突破した。この調子で需要が増え続け
るようだと、長期的には課題となるかもしれない。また政治的状況によっては、国内の
原子力発電所を減らすべきと主張する政治家が増えつつあり、若干気になっているとこ
ろである。
185

(4) SINTEF
日時:2012 年 2 月 9 日 12:00~14:00
○ ノルウェーのネットワーク料金の構造
・ ノルウェーのネットワークは Central Gird(132-420kV)、Regional Grid(33-132kV)、
Distribution Grid(

・ 効率性を図る指標として DEA 分析を行い、各電器事業者の非効率性の有無、またはそ
の定量化を行っている。その方法は完璧ではないかもしれないが、事業者を競争させて、
プレッシャーを与えることが出来る。
・ 総括原価方式は、コストの適正性を図る、あるいはコスト低減を図るという視点ではあ
まり効率的な方法ではないと考える。
・ 単価での規制を図る場合は、イギリスが数年前まで行っていた Price Cap の事例を調べ
てみるといいのではないか。
○ 電気料金の見通しについて
・ まずネットワーク料金は上昇する方向性だろう。自由化以降 20 年間、設備投資を抑制
し、運用の見直しで効率化を図ってきたが、今後は老朽化した系統の補強や、他国との
連系強化に多額の費用が必要と言われている。一説には総額 400 億 NOK といわれてお
り、それが本当に実行されたら影響は大きい。
・ ただし、電気料金全体でみた場合も、上記ネットワーク料金の影響が考えられる他、再
生可能エネルギー導入加速化の方向性もあり、2020 年に向けて上昇する可能性が高いと
考えている。
187

(5) Statnett
日時:2012 年 2 月 10 日 09:00~12:00
○ Statnett について
・ Statnett は、ノルウェーのグリッド(Central/Regional/Distribution)のうち、Central のほ
ぼ全て(90%以上)と一部の Regional Grid を保有・運用する送電線事業者(TSO)。従業員数
は 900 名であり、ノルウェーの電気事業規模自体も大きくないので、かなり小さい会社
である。
・ ノルウェーの電気事業は、送配電事業のみ規制料金であり、発電と小売は完全な自由競
争方式である。
○ 送電原価の算定
・ 電気事業に直接関連するコストのみ総原価(≒レベニュー・キャップ)に組み込んでい
る。
(例)コンサルティング部門に要する経費は原価に入っていない。
(例)広告費は現在のところ入っている。Stantett は国営企業かつ独占形態な
ので、あまり広告費を使う必要性はないが、例えばスピードスケート大会に
協賛したりすることがある。電気事業との直接の関連性でいうとグレーな部
分ではあるが、規制当局(NVE)は今のところ認めてくれている。
・ レベニュー・キャップの計算方法は 2007 年に決まり、大きな変更は行われない。キャ
ップの計算の為に、原価は毎年改定される。
・ 総原価に関連する 5 大費目は、①原価償却費、②O&M 費、③電力ロス補償費(ロス量
×電力市場価格)、④系統運用費(アンシラリーサービスの容量確保費も含む)、⑤事業
報酬、である。その内訳例は別添付参照。
・ 原価は 2 年前のコスト実績に基づいて決定されるが、その場合直近 2 年間の設備投資費
が回収できず、所謂「期ずれ」が発生する。そこで、「原価」+「税金等」+「直近 2
年間の設備投資に起因する減価償却費」を加えて、必要収入(Allowed Revenue)を算出さ
れ、NVE によって認可される。Allowed revenue から各種料金が算出される。
・ 送配電事業者は、コストに関連する情報を NVE に E-rapp システムを通じて届け出てお
り、その内容はウェブで公開されている(ノルウェー語)。
○ 事業報酬率
・ 事業報酬率は、一定の計算方法が決まっており、毎年 NVE が値を発表する。ノルウェ
188

ーのリスクフリーレートに基づく CAP-M 方式である。資本 40%:負債 60%を想定して
いる。
・ 資本のリスクフリーレートはノルウェー国債(5 年もの)、β値は 0.35、市場プレミアム
4%である。負債はリスクフリーレートはノルウェー国債〈5 年もの〉にプレミアム 0.75%
を加算する。
・ 結果として、最近の報酬率は 5%程度である。
○ 料金の適正性担保について
・ ノルウェーは料金単価の規制はされておらず、レベニュー・キャップ方式で総収入が規
制されている。
・ DEA 分析によって各社の収入はベンチマーク比較されており、その結果が公開される
ことにより自社の費用効率性が需要家の知るところとなっている。配電会社はノルウェ
ーにたくさんあるので、国内比較の形で毎年評価が行われる。一方送電会社(TSO)は
1 社しかないので、EU 内他社との国債ベンチマークが行われる。頻度は毎年ではない。
・ DEA のような効率性分析は、その詳細や妥当性を議論することも必要だが、とにかく
出てきた結果を「どうやって(how)」活かしていくかを議論する事が非常に重要。出て
きた結果を規制に何か硬直的に結びつけるよりは、事業者と規制当局の間の議論のタネ
として使い、お互いが納得できるような規制に落とし込んでいく(Soft Landing)事で効果
が出る。
・ ベンチマーク分析の結果として、各社の総収入 CA の他に、標準化済みコスト CS が算出
される。最終的に認可される総収入は 0.4×CA + 0.6×CS となる。(効率的な会社は CS
が大きくなる)
・ つまり平均より効率的な会社の仕上がり報酬率は、規制当局が認可する報酬率より高く
なることになる。
○ 供給品質の向上
・ レベニュー・キャップ規制は供給安定性規制を組み込んでいないので、供給品質(停電
時間)によって総収入が増減するインセンティブも導入されている。
・ これは、停電した場合に発生する社会的コストを(ある方法で)算出し、それを収入に
反映させている。これにより、社会的コストを下回るような停電回避策を TSO/DSO が
講じるインセンティブを与えている。
・ なお、このインセンティブが料金収入全体に及ぼす影響は小さい。
189

○ 送電料金の課題
・ 今後の課題は何といっても送電網への投資である。1990 年の自由化以降、Statnet は極端
に送電網投資を減らしてきた。その代わり、混雑料金の価格シグナルを使った系統運用
の工夫、料金の工夫によって供給安定性の維持に努めてきた。その努力は限界に来てお
り(打てる手段はやりつくしており)、一方で今後設備の老朽化の影響が出てくる可能
性を懸念している。
・ そこで、2020 年にかけて総額 400 億 NOK の投資が必要であることを政府に訴えている。
これが認められる場合、当然ながら送電料金は上昇する。
・ WACC の計算方式が現在の経済状況を必ずしも反映していないことも問題と考えてい
る。資本と負債の構造や、Statnett が置かれている信用、今後必要となる送電投資を考
えると、現在の WACC は不十分と考えている。
・ ベンチマークの適正性も更に改良していく必要があるだろう。
○ 需要家種別料金の設定
・ 繰り返すが、総収入が規制されている一方、それに対応する料金は一義的には Statnett
が決定できる。
・ ただし、決定にあたっては各種ステークホルダーと意見交換するプロトコルが存在する。
まず Stantett の取締役会には政府(エネルギー・石油省)から役員が派遣されている。
また、料金設定にあたってはアルミニウムや石油精製といった大規模産業需要家との事
前協議、また一般需要家(消費者団体)との事前協議を行う必要がある。また、NVE
も需要家から吸い上げた意見を踏まえて、suggestion を行うことがある。
・ つまり、一義的に Statnett が決めるといっても、実際は合議制によって決まり、産業労
金は政府の一定の産業政策の影響を受けることになる。
・ 料金は①変動費(全体の 1~2 割)と②固定費(全体の 8~9 割)に分かれるが、①②そ
れぞれについてノルウェーの特徴をおさえる必要がある。
・ 先ず、地域によって料金が異なるいわゆる point-to-point 料金であることに留意してほし
い。
・ ①変動費は、ロス補償費(のマージナルプライス)である。ロス補償費は、送電ロス量
×電力スポット価格である。ロス量は、送電距離が長いほど大きくなることから、
Generator サイドでは、発電所が多いのに需要が少ない地域では大きくなる。逆に
Consumer サイドでは、発電所が少ないので需要が多い地域では大きくなる。このため、
Oslo のような大消費地の需要家は高めのロス補償費を支払うことになる。
・ 大量に電力を使う大規模需要家にとっては、発電地域に工場があると、ロス補償費が小
さくなるというメリットがある。
190

・ ②固定費は、基本的に過去 5 年間のピーク需要の平均値で決まる。また、「一般用」「発
電用」「大規模工場用」の 3 種類存在する。
・ 発電所の多い地域に立地している需要家の価格は低くなる(数式における Pt の効果。い
わゆる Co-localisation 効果)。
・ また、「大規模工場用」の価格も低減される(数式における c の効果)
・ 「発電用」の料金は電圧階級に関わらず従量制となっており、0.008NOK/kWh である。
・ 結果として、送電に要するコスト(レベニューキャップ 4500、ロス補償電力 1,000)に
対して、回収する収入は、「発電所向け」980、「需要家向け(固定費)」2,900、「需要家
向け(変動費)」1,100、残りのボトルネックインカム 520 となる(別途回収)。
・ 国営会社として、できるだけ需要家への負担をおさえ、また産業振興を図りたい。一方
で発電所は水力中心であり北欧地域での競争力を有しているので、送電費用のち一定の
負担をお願いしたい。そのような状況下で話し合った結果、現在の料金構造になってい
る。
○ デマンド・レスポンスについて
・ Statnett として何か DR に注力している訳ではない。
・ スマートメーターを全国に将来的に設置しようという議論があることは承知している。
・ ノルウェーはスポット価格に連動する小売料金メニューが普及している、また産業用を
中心に interruptible 契約が普及していることから、需給が厳しくなれば市場価格が上昇
し、価格上・契約上の観点で需要を抑制するメカニズムがある程度備わっていると理解
している。
191