この回のダイジェスト
自然体余力の控除、EPPS控除、前日取引後の時間不足対策が提案・検討された。
この回で示されたこと
- 2024年4月～2025年1月の実需給データで、余力活用契約を結ぶ火力電源の自然体余力が全9エリアで確認された。中部では契約要因分を控除対象とする案が示され、1σ値304MW、平均718MWと試算されたが、控除の実施や具体的方法は未決定である。資料1
- 電源脱落時にEPPSの動作期待分を一次・二次①・三次①の必要量から控除する案が示された。試算では全9エリア合計の必要量を年平均2,193MWから1,200MWへ約45％減らす見込みであり、運用開始には必要量見直しの準備が必要である。資料2
- 2026年度の前日取引化後、需給調整市場の約定処理を原則14時～15時の60分以内に完了させる前提で開発する整理が示された。取引開始当初は複合市場を先に、三次②市場を後に処理する方向である。資料3
- 約定後の下げ調整力不足対応に使える時間を確保するため、長周期組み合わせ処理を按分処理を含めて15時30分頃までに行う案Bを、足元の対応のベースとすることが提案された。決定事項ではない。資料3
前回からの変化
- 応札不足対策として継続検討されていた市場外調整力について、中部エリアの自然体余力を契約要因と要件起因に分け、契約要因分を控除対象とする案と控除量の試算が示された。控除対象商品や算定方法、開始時期は引き続き未決定である。資料1
この回の資料の要約から AI が作成したダイジェストです（作成）。「資料N」は根拠にした資料で、押すと下の一覧の N 番目の資料へ移動します。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
この回の資料と要約
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市場外調整力の控除について（その1）
- 需給調整市場の応札不足対策として自然体余力の募集量控除を検討し、2024年4月～2025年1月の実績では全9エリアで一定量を確認したが、控除実施は未決定である。 - 控除には調整力として機能し、GC時点で蓋然性高く残ることが必要であり、過度な控除は追加起動コストや調整力不足を招くおそれがある。 - 中部エリアでは相対契約により応札できず残った「契約要因」を2025年度の控除対象とする整理が適切とされ、対象量は1σ値304MW・平均718MWと試算された。商品要件を満たさない余力は対象外である。 - 他エリアの要因調査を行い、対象商品・控除量の算定方法・開始時期を引き続き検討する。全エリア同時期の開始が望ましいとの考えが示されている。
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異常時（電源脱落）対応調整力の取扱いについて
- 電源脱落対応の一次・二次①・三次①について、EPPS動作期待分を必要量から控除する案が示された。運用開始は必要量見直しの準備後とする提案である。 - 控除量は単機最大ユニット容量からEPPS動作期待分を差し引き、差引後が動作期待分以下なら動作期待分を固定する。各エリアには系統容量に応じて按分する。 - 2024年データの試算では、全9エリアの必要量は年平均2,193MWから1,200MWへ約45％減る見込みである。 - EPPSの健全側起動条件は2025年4月8日に0.1Hzから0.2Hz低下まで動作するよう変更済みである。シミュレーションでは健全側への影響は軽微とされたが、系統特性定数等への影響は継続検討となる。
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市場約定処理を踏まえた優先給電ルールとの関係について
- 2026年度の前日取引化後、市場約定は後続の下げ調整力不足対応の時間を確保するため、原則14～15時の60分以内に完了させる前提で開発する整理である。 - 約定後の長周期組み合わせ処理が長時間化し、制御指示が前日17時頃を超える可能性がある。再エネ出力制御指令日数は2021年度82日から2024年度381日へ増加した。 - 時間不足への足元の対策として、長周期組み合わせを途中で打ち切る案Bをベースに、15時30分頃までに可能な処理を行うことが提案されている。これは決定事項ではない。 - 前日取引化当初は複合市場、三次②市場の順にシリアル処理する方向であり、2027年度以降は市場一本化を志向するが、実現性等は今後精査する。
要約は AI が作成したものです。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
需給調整市場検討小委員会
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