この回のダイジェスト
第3回では、費用便益分析や変動性再エネの扱いに複数の案と未決論点が示された。
この回で示されたこと
- DRをBG内で活用して同時同量を実現する「フレックス・プロバイダー」への移行を提案し、同時市場に事業者の運用実態を踏まえた制度設計を求めた。資料1
- 同時市場の費用便益分析は、価格弾力性を考慮しない定量分析から始め、総電源エネルギーコスト・CO₂対策コストの低減を便益として評価する案を示した。評価期間は2030年頃から10年、割引率4％、年経費率10.7％とし、定量評価可能な項目でB/Cが1を超えるかを確認する案である。資料2
- 便益候補にkWh・ΔkWの取り合い解消による調整力コスト低減と、SCUC・SCEDによる広域的な混雑処理費用の低減を挙げた。費用項目や定量化の範囲、BG・TSO側のシステム対応費用の評価方法は未整理である。資料2
- FIT特例①・③は、TSO予測に基づく計画配分量を最低価格（現行例0.01円/kWh）で売り入札する扱いを想定した。時間前断面の扱いと調整力確保の方式は未決である。資料3
- FIP電源等のSCUC入力をBG計画とするかTSO独自予測とするか、相対契約電源の市場入札を必須とするか市場外登録を認めるかは未決とし、入札方式や予測誤差への調整力確保を引き続き検討する。資料3
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この回の資料と要約
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同時市場と Demand Response
- Energy Poolは、DRを市場向けに束ねるアグリゲーターから、BG内でリソースを活用して同時同量を担うフレックス・プロバイダーへの移行を提案している。 - 2022年度の同社DR実績は経済DRが95％を占め、市場取引は5％であった。 - 生産プロセスDRは生産管理との調整が必要で、共通の費用積算や市場要件の達成に課題があるとしている。 - 同時市場には、セルフスケジュールや余力融通を含むBG運用と多様なバランシングスキームを促す制度設計を求めている。
- 2
同時市場における費用便益分析の進め方について
- 同時市場の費用便益分析は、需要の価格弾力性を考慮しないモデルから始め、総電源エネルギーコスト・CO₂対策コストの低減を定量評価する案である。 - 評価期間は2030年頃から10年、割引率4％、年経費率10.7％とし、定量評価可能な項目でB/C＞1かを検討する提案である。 - 便益候補はkWh・ΔkWの取り合い解消による調整力コスト低減と、全国規模の混雑処理による費用低減であり、システム構築・連携費用も評価対象候補である。 - 米国の便益実績は同時最適以外の制度効果を含むため直接適用できず、今後のロジック・価格算定等の検証を踏まえて定量・定性分析を具体化する方針である。
- 3
同時市場における変動性再エネの取り扱いについて
- 同時市場での変動性再エネの扱いは検討段階であり、FITの特例制度やFIP制度の趣旨を尊重しつつ、入札・計画・調整力の設計を整理する資料である。 - FIT特例①③はTSO予測と計画配分を軸に扱う案、FIT特例②・FIP・非FITはBGが予測・市場調整しインバランスリスクを負う整理である。 - FIP電源等のSCUC入力をBG計画とTSO予測のどちらにするかは未決であり、導入量や蓄電池併設の実態を踏まえて検討する。 - 変動性再エネの入札方式、相対契約の市場参加要件、時間前市場での再最適化と予備力確保は今後の設計課題である。
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同時市場の在り方等に関する検討会
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