この回のダイジェスト
インバランス料金案と電源Ⅰ’広域調達方針を具体化した。
この回で示されたこと
- 2021年度以降のインバランス料金は、広域運用調整力の限界的なkWh価格を基礎とし、30分コマ内の価格を指令量で加重平均する案が示された。上げ・下げ指令が混在する場合は、高価格側と低価格側から同量を相殺する。資料2資料3
- 時間前市場の新しい約定から異なる事業者の5取引を単純平均した価格Pで補正し、5件未満は不足分にエリアプライスを用いる案が示された。系統余剰時の余剰料金は調整力価格とPの低い方、系統不足時の不足料金は高い方とする。資料2資料3
- 需給ひっ迫時は予備率に応じて料金を上乗せし、ゲートクローズ直後に公表する実需給時点の予備率予測を使う案が示された。予備率や料金の具体値、判定方法は未確定である。資料2資料3
- 需給調整費用は、起因者・受益者を特定できる費用を当該者から、特定できない費用を託送料金から回収する案が示された。インバランス料金収入が対応費用を上回る場合の余剰の使途・管理方法は今後の検討事項である。資料2
- 2020年度向け電源Ⅰ’広域調達では、落札した域外電源の契約量と同量の連系線容量を確保する方針案が示された。上限値は方向別に概ね2万〜278万kWで、例として東北→東京188万kW、中部→関西22万kW、中国→九州278万kWである。資料5
- 公営電気事業の売電契約について、自治体ごとの見直し状況と障壁をヒアリングし、結果を公表する方針案が示された。2019年1〜3月期に入札された3件と、期間前の入札分を合わせ、供給中の事例は5件、最大出力合計17万5,250kWである。資料8
前回からの変化
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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[電力・ガス取引監視等委員会 第３９回制度設計専門会合 議事概要]
- 2021年度以降のインバランス料金補正では、時間前市場の直近5取引の価格変動や戦略的操作への懸念が示され、加重平均など操作を抑える設計が提案された。制度変更は確定していない。 - ひっ迫時の価格シグナル強化には大きな異論はないが、新電力への収支影響、精算・還元の時期、公表の迅速化を慎重に検討すべきとの意見が出た。 - 電源Ⅰ’は2020年度向け公募から広域的調達を進めることが示された。募集条件の統一や、2021年度に向けたJEPXのシミュレーション・報告も予定されている。 - 公営電気事業の競争入札実施出力は全体約247万kWのうち17.5万kW（約7％）であり、自治体の契約見直しを後押しするよう求める意見があった。
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2021年度以降のインバランス料金の詳細設計等について
- 2021年度以降、広域運用調整力の限界的kWh価格を基礎に、30分内の価格を加重平均してインバランス料金に反映する案である。指令ゼロ時の扱いなどは未決定である。 - 卸市場価格との逆転を避ける補正案では、時間前市場の異なる事業者による新しい約定5件の平均価格を参照する。出力抑制中の系統余剰は0円/kWhとする案である。 - 需給ひっ迫時は予備率に応じて不足料金を上乗せする案だが、予備率の基準値や料金上限など具体値は継続検討である。 - 費用は起因者を特定できれば当該者から、特定できなければ託送料金で回収する案であり、余剰収支の使途や管理方法も今後の検討事項である。
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２０２１年度以降のインバランス料金制度について：（電力・ガス取引監視等委員会制度設計専門会合第36回～39回の議論のまとめ）
- 2021年度以降の制度改正に向け、実需給の電気の価値を反映する料金を目指し、広域運用調整力の限界的kWh価格を基礎に算定する案である。 - 卸市場価格との逆転を補正し、出力抑制中の系統余剰は0円/kWh、上げ余力が低い需給ひっ迫時は料金を引き上げる仕組みを検討する。 - 料金・指令量・算定根拠などはコマ終了後30分以内を目安に公表し、需要・発電や供給力の予測情報も段階的に開示する方針である。 - 具体的なひっ迫水準、上げ余力の算出、需給判定、公表方法などは未確定であり、検討を継続する。
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[インバランス料金制度の見直しについて]
- OCCTOは、需給調整市場の開設後を見据え、需給ひっ迫時に小売事業者が供給力を確保する誘因を重視したインバランス料金制度案を提示した。基本原則は、調整力コストの適切な回収、需給調整のインセンティブ、実需給の電気の価値の反映である。 - 料金指標には連系線混雑を考慮した広域予備率を用い、予備率8～10％で上昇を開始、3％で上限に達する案である。上限価格は電源Ⅰ’の追加調達コストを踏まえ、1,900円/kWhとしている。 - 調整力参照価格は加重平均とし、30分料金には前後半15分の最高価格を加重平均する考えを示した。余剰収支は送配電が損得なく清算し、容量市場を通じて小売等へ還元する案である。 - これらはOCCTOの提案であり、広域運用の詳細、混雑時の予備率算定、料金・余剰収支の精算方法は今後の検討事項である。
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電源Ⅰʼの広域的調達について
- 2020年度向け電源Ⅰ’の広域調達では、落札した域外電源の契約量と同量の連系線容量を確保する方針である。 - 確保量の上限には、広域機関が2018年度実績を基に評価し、2020年度の運用容量を反映した値を用いる提案である。 - 域外応札は、調達費削減効果が連系線確保によるコスト増を上回ると評価された場合に限り落札対象とする。 - 2021年度以降は運用実績などを踏まえて経済メリットと上限のあり方を再検討する。
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2020年度向け調整力公募に向けた課題整理について
- 2020年度向け電源Ⅰ´のエリア外調達では、連系線確保量の上限を2018年度の最小空容量に固定せず、調達コスト削減と市場分断による発電コスト増加を比較して決める案が示された。これは提案段階であり、国に速やかな決定を求めている。 - 2018年度実績に基づく試算では、東北→東京や中部→関西などで最小空容量を超える調達の社会的便益があり得るとされた。中部→関西の上限候補は約22万kWである。 - 試算は公募未実施エリアの価格を全国平均とするなどの仮定を含む簡易評価であり、上限まで調達する義務はない。2021年度以降は運用実績等を用いて上限の最適配分を検討する案も示された。 - 北海道・北陸・中国・四国では応札が低迷する可能性があるとして、公募参加を関係事業者に働きかけるよう国に求めている。
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第39回 制度設計専門会合 事務局提出資料 ～自主的取組・競争状態のモニタリング報告～ (平成31年1月～3月期)
- 2019年1～3月期のJEPX取引シェアは平均30.8％、スポット約定量は697億kWhで前年同期の3.3倍となった一方、時間前市場の約定量は前年同期の0.5倍であった。 - スポット平均価格は8.86円/kWhに低下したが、東西市場分断率は平均99.0％で、地域間の価格差が続いた。 - 旧一般電気事業者のGB売り約定量は312億kWh。北陸・九州電力は2019年4月から電源切出しを開始・増量し、東北電力分は検討・協議中である。 - 新電力シェアは3月時点で総需要の14.8％、スイッチング率は新電力への切替と社内切替を合わせて24.8％となり、資料は今後も市場監視を継続するとしている。
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公営電気事業の契約見直しに関する実態調査について
- 公営電気事業の契約見直し状況とボトルネックを調べ、結果を公表する方針である。調査・公表は提案段階で、契約変更は各自治体の判断である。 - ガイドライン策定後4年間の実績は、契約更新時の一般競争入札への移行が2自治体、契約期間内の解消が0自治体である。 - 2019年1～3月期の入札は3件・最大出力合計13万7,250kWであり、期間前から供給中の2件を含めると5件・17万5,250kWである。 - 事務局は関係自治体と旧一般電気事業者にヒアリングし、見直しの状況や障壁を確認する予定である。
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。
制度設計専門会合
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