第7回 同時市場の在り方等に関する検討会

この回の資料と要約

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   同時市場における費用便益分析の具体的進め方について

   - 同時市場の費用便益分析は、2030年頃から10年を対象に、シミュレーションによる便益評価と海外事例に基づく費用推定を行う案である。 - 定量便益は、調整力コスト低減と広域混雑処理による燃料費・CO₂対策コスト低減の2項目であり、二重計上を避ける算定順も提案されている。 - 費用は市場・事業者システムの新規構築や追加改修を対象とし、同時市場の有無にかかわらず必要な次期中給の更新費用は算入しない考え方である。 - 具体的な試算とB/C提示は今後の作業であり、将来の再エネ導入、制度差、定量化できない便益・費用も検討課題である。

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   同時市場の詳細論点について①（入札と電源の調達・運用）

   - 同時市場の入札・電源運用について、自己計画電源と市場計画電源を設け、入札区分は発電事業者が原則選択できるようにする案が示されたが、導入決定ではない。 - 平常時は燃料制約等を除く供給力全量、緊急時は供給力全量の市場供出が提案された。予備力の扱いは容量市場等にも関わるため、別途検討する。 - 前日市場で約定しなかった自社電源の余力活用を認める案が示された一方、系統混雑を避ける情報登録や運用条件は未決である。 - 相対契約に伴う電源差替は、Three-Part Offerを生かす方式が課題であり、法務・会計、決済、システム、監視を含め継続検討する。

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   米国・PJMにおける調整力の取り扱い

   - PJMはReserveとRegulationを市場調達し、Frequency Responseを強制供出とする。Reserveは前日・リアルタイム、Regulationはリアルタイムのみで調達する。 - Reserveは逸失利益を加味した実効コスト順、Regulationは逸失利益等を含むRankを応動実績で補正した順に約定する。価格はいずれもマージナルなリソースを基準とするシングルプライス方式である。 - 調達費用は小売事業者が需要シェアに応じて負担し、相対取引分を反映して補正する。 - 起動費等の機会費用の回収方法やReserveの逸失利益算定は未確認であり、資料は追加調査が必要としている。

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   米国・PJMにおける相対取引の運用について・第4回検討会での意見へのご回答

   - PJMのIBTは、市場外の相対契約をInScheduleで報告し、地点別価格に基づく料金精算をPJM経由で行う仕組みであり、PJMの電源起動・出力配分には影響しない。 - IBTは物理的な電力移転が条件で、双方の市場参加者による登録・承認が必要である。差金決済型の相対取引の実態や会計・運用との関係は未確定で、追加調査が必要である。 - 質疑回答では、コストベース算定価格以下の登録、緊急時のセルフスケジュールへの指示、リアルタイム・オファーの65分前までの一部更新などが示された。 - Upliftは再エネの影響による発生が確認され、Economic Load Responseも対象である。太陽光・風力のプールスケジュール比率はそれぞれ86％・95％と報告された。

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   ΔkW価格算定方法（検証B）に関する進捗報告について

   - 同時市場のΔkW価格算定方法は未決定であり、価格・約定量の複数案を引き続き定量比較する提案である。 - 基本試算では、年間卸取引費用に対する機会費用は2.4%、逸失利益は0.3%で、合計2.7%となり、kWh収入のみを前提としたコマ単位Upliftの3.6%の約80%であった。 - ΔkW必要量を超える余力の約定量をどう扱うかで価格が変わり、安価順・高価順・余力全量の各方法に課題があるため、シングルプライスとマルチプライスの両面で検証する。 - まず前日以降にΔkW差替えがない前提で収入とUpliftを合わせて評価し、時間前同時最適時の費用扱いや「その他（一定額）」は継続検討する。

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