Demand Tariffの
Zone1(A)とZone12(B)の価格差 10.9￡/kW (A)
(B)
→
発電側のP
(G①)（2016
年）の、同地 点間における価格差19.2￡/kWに 比べて、小さい（35ページ参照）*1： National grid、The statement of use of system charges、2016
(A)
(B)
*1： Ofgem、Locational charging on Britain’s gas and electricity networks、2007
−風力発電マップ*1−
•
建設中や承認済の風力発電を示す−火力発電マップ*1−
• 2000年以降の、600MW超のガス火力発電と熱電併給（CHP）発電を示す
Ofgemによると、英国の地点別料金制度は、風力発電の立地に対してはインセンティブとして作用していない一方で、
火力発電に対してはインセンティブとして効果的に作用し、大需要地近傍への立地誘導ができたと評価している。
発電マップ（英国）
ガス火力発電
CHP
建設中 承認済 申請済
地点別料金制度により、ガ スの輸入配管と火力発電 が大需要地近傍に建設さ れ、既存の送電インフラの 増強を回避している
（
Ofgem*
1） 風力発電の建設場所は、英国全体に散ら ばっており、地点別料 金制度の影響を受け ていない（Ofgem*1）
送電料金の 発電事業者 への課金
安 高
送配電料金 ＝ 過去の容量 [kW]
②* P
(L)[NOK/kW] * k ＋ 使用量 [kWh] * P
S[NOK/kWh] * C
loss,I送配電料金 ＝ 過去の使用量 [kWh]
①* P
(G)[NOK/kWh] ＋ 使用量 [kWh] * P
S[NOK/kWh] * C
loss,I地点別料金の設定ロジック（ノルウェー、送配電料金）* 1, 2
ノルウェーでは、固定料金は、発電側は過去の使用量に対して、小売側は過去の容量に対して課金される。実際の使 用量に対するkWh課金単価は、接続地点の限界ロス率によって決まる。
P
(G) ：Statnett
が決定する単価[NOK/kWh]
③P
S ： ノルドプールのシステム価格[NOK/kWh]
④C
loss,i ： 接続地点iの限界ロス率→40ページ参照
P
(L) ：Statnettが決定する単価 [NOK/kW]
⑤k
：k
ファクター→41
ページ参照■計算式
①： 過去10年間の年間発電電力量（送電端）の平均値とする。発電端の計測値しかない場合は、発電端の 計測値から1.5%を差し引いた数値を使用するが、それよりも良い変圧器や変電所の参照データがあれ ば、良い方のデータを用いる。揚水発電については、発電端の数値が用いられる。なお、新規の発電所 については、初年度とその翌年は発電量の予測値が使用され、3年目以降は過去のデータを参照する。
②： 過去5年間のピーク時間帯の消費電力の平均値とする
③：
2014年は0.012NOK/kWh。Commission regulation 774/2010により、0〜1.2€/MWhの範囲での設定
が規定されている④： 市場全体の需給均衡価格
⑤：
2014年は170NOK/kW。なお、給電停止の通知時間と給電停止時間に応じて、料金設定を
170NOK/kW（2014年の場合）の5%、25%、50%、75%に変更できる（右表参照）
発電側（G）
小売側（L）
固定料金
kWh課金
固定料金
kWh課金
*1： Statnett、2014 tariff bookket
*2： Nord REG、Economic regulation of electricity grids in Nordic countries、2011
*3： Statnettウェブサイト
−
Statnettの送電料金表*
3−P(G)
0.012NOK/kWh
P(L)
170NOK/kW
kファクターのc
1.5
15分前通知
給電停止時間 の制約無し