この回のダイジェスト
第3回は、需給運用の検討軸を示し、先物・再エネ統合の課題と提案を共有した。
この回で示されたこと
- 2024年以降の容量市場開始後を念頭に、燃料確保、電源起動、メリットオーダー、価格形成を時間軸で検討する枠組みを提示した。供給力（kW）や調整力等の確保方法は対象外である。資料1
- 欧米市場の参考例として、欧州の前日・当日市場による参加者間のインバランス解消と、米国のリアルタイム市場による系統運用者の調整・差分精算を整理し、欧州取引所のブロック入札方式を紹介した。国内導入の決定ではない。資料2
- 電力先物について、価格指標・ヘッジ・発電マージン固定の機能と、流動性、証拠金、監視、会計等の課題を提示した。資料作成時点では、円建てLNG先物を2022年4月4日に上場する予定としていた。資料3
- 電力先物価格が将来の発電・消費判断を支え得るとの将来像を示し、EEXグループの先物・現物・清算一体運営の利点を紹介した。日本の電力を用いた価格・発電の数値例は仮定である。資料4
- JWPAは、実需給に近い時間前取引の充実を提案し、2020年度の再エネ予測誤差やFIP移行時のインバランス懸念を示した。混雑管理では再給電やゾーン制・ノーダル制を論点として挙げ、方式は確定していない。資料5
- JPEAは、太陽光の予測誤差に対応するための時間前市場活性化、スポット入札締切やゲートクローズの後ろ倒し、マイナス価格の効果検討を提案した。将来の再エネ・蓄電池向け調整力商品やkWh・ΔkW統合も検討候補である。資料6
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
- 1
具体的な課題を踏まえた検討の視点について
- 卸電力市場・需給調整市場・需給運用の具体的な変更は未決定であり、本資料は制度検討の視点を示すものである。 - 目標は、燃料・電源の特性や再エネによる変動を踏まえた安定供給と、全国メリットオーダーに基づく持続可能で公正な供給の両立である。 - 燃料確保、電源起動、メリットオーダー、価格シグナルについて、実需給までの各時点で誰が何を担うかを検討する。 - 焦点は2024年以降の容量市場開始後の需給運用・市場であり、供給力や調整力などの確保方法は対象外である。
- 2
資料4 欧米の卸電力市場の役割・機能について（一般財団法人電力中央研究所）（PDF形式：2,346KB）
- 本資料は欧米の卸電力市場を短期の需給運用に着目して比較した参考報告であり、制度の優劣判定や変更の決定を示すものではない。 - 欧米とも前日市場で実需給時に使う発電ユニットを決めるが、欧州は市場参加者の取引でインバランスを解消し、米国は系統運用者がリアルタイム調整と価格算定を担う。 - 欧州では需給調整市場価格、米国ではリアルタイム価格をインバランス精算に用い、米国の前日市場はリアルタイム価格のヘッジ機能も持つ。 - わが国は欧州型に近いとされ、ブロック入札の各方式が課題改善の参考例として紹介されている。
- 3
電力市場における先物市場の役割と課題
- TOCOM電力先物は、将来価格の指標形成、スポット価格ヘッジ、清算機関による信用リスク遮断を担い、現物を受け渡さず差金決済する市場である。 - 資料時点の参加者は141社で前年比147％増、取引高・取組高も概ね前年の2倍となったが、規模は国内電力需要量の1％以下で未成熟とされる。 - 電力先物と燃料先物を組み合わせて発電マージンを固定できる。プラッツJKM参照の円建てLNG先物は2022年4月上場予定として記載されている。 - 流動性、証拠金負担、市場監視・情報共有、会計処理、利用者への普及が課題として挙げられ、対応は検討事項の段階である。
- 4
電力システムの目指すべき姿：先物市場が貢献できること
- 資料は、電力先物の価格発見とヘッジ機能を通じ、市場参加者の調達・発電判断と将来の需給調整を促す考えを示すもので、制度決定ではない。 - 原油の実例と仮定の電力例では、先物売りヘッジが価格下落時の損失を補い、増産・発電を可能にする仕組みを説明している。 - 日本の電力先物はベンチマーク確立の途上であり、取引量はJEPXの2〜3％程度だが、流動性は向上していると説明される。 - EEXグループは先物・スポット現物・集中決済を一体運営し、資金効率、先物から現物への転換、市場監視の向上を利点として挙げる。
- 5
再エネ発電事業者からみた電力市場等における課題について
- JWPAは再エネの市場統合に賛同し、2030年度導入見込量を最低水準と位置づける一方、FIP移行を妨げない短期整備と大量導入を支える長期設計を求める。 - 2020年度の風力・太陽光の予測誤差は地域単純合計で約1.36万GWh、時間前市場取引量は4,020GWhであり、時間前市場の充実や広域合算を提案する。 - 1,000kW以上の陸上風力は2023年度、着床式洋上風力は2024年度からFIP入札制に限る案を踏まえ、JWPAは2022年度中頃までにインバランス解消策の方向性を示すよう求める。 - 将来の市場方式は未確定であり、移行期には合意形成、事業者支援、投資回収の不確実性抑制、再エネアグリゲーターの見通し明確化が必要だとする。
- 6
太陽光発電の大量導入及び「電力市場への統合」に向けた視点での課題
- 太陽光の累計導入量は2020年度末約61GWであり、2030年度末は国の見通し103.5～117.6GW、JPEA目標125GWである。これらは見通し・目標で、決定値ではない。 - FIP・非FIT電源のインバランスリスクに対応するため、約定量がスポット市場の50分の1未満にとどまる時間前市場の活性化や、入札締切り・ゲートクローズの後ろ倒しをJPEAが提案する。負担増やシステム改修の懸念も示す。 - 出力抑制時の価格シグナルを有効にするため、マイナスのスポット価格を許容する効果とデメリットの検討を提起する。再エネ・蓄電池向け需給調整商品や、kWh・ΔkW市場統合も検討候補である。 - 非FIT・非FIP事業者には売電収入を固定する先物市場の活用ニーズが生じるとの見通しを示す。
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。
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