第4回 制度設計・監視専門会合

この回の資料と要約

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   インバランス料金制度の詳細設計等について

   - 今夏の東京では、時間前市場に売り札があっても買い入札が20～25円/kWh程度にとどまり、需給ひっ迫に応じた約定価格の上昇が見られなかった。需要BG278者中23者（約8％）は、対象時間帯に20％以上の不足インバランスを発生させていた。 - 事務局は、補正料金算定インデックスに広域予備率を使う現行運用を継続し、追加供給力対策コストを通常インバランス料金で反映する方向を提案した。コスト特定とシステム改修は引き続き課題である。 - C=300／400／600円、D=50円の試算では、通常時の分布はほぼ変わらず、需給ひっ迫時の最高値や200円以上の発生コマが増えた。試算結果であり、C・D値変更は未決定である。 - 累積価格閾値制度案は、直前7日間のスポット価格200円/kWh以上が30コマに達した翌日から上限を200円/kWhとし、該当コマがゼロになれば解除する内容である。2025年度は現行C=200円・D=45円を継続し、2026年度実施を目指す提案である。

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   需給調整市場の運用等について

   - 11月は前日取引の平均単価や東京の想定費用が低下し、北海道・九州の最高価格も下がった一方、週間取引では両エリアの最高単価が上限付近にあり、九州の想定費用が最も高い状態が続いた。 - 4～12月の調達率は東京・中部の一次調整力・二次調整力①が他エリアより著しく低く、同地域では余力活用契約に基づく起動指令が多い傾向が続いた。 - Ｂ種電源5件の2024年7～9月固定費回収率は約39～89％であり、固定費回収後のΔkWマージンを0.33円/ΔkW・30分として、10～12月分も確認する。 - 2029年度向けブラックスタート公募は入札を開始済みであり、逸失利益を支払う要綱と、実需給前年度の再算定（入札時の基本料金が上限）が確認された。

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   発電側課金のアンケート等について

   - 発電側課金のアンケートは126社が回答し、認知度は98％、転嫁ガイドラインの認知度は83％であった。 - 協議後に一部または全額が未転嫁となった回答は小売・発電双方で約2割あったが、ヒアリングでは双方合意による価格設定等が中心で、小売側が転嫁を拒む事案は確認されなかった。 - 自治体のごみ発電入札で仕様書に課金の扱いが明記されず、発電契約者が課金を肩代わりする事案があり、自治体等538先と小売全731社に留意点を周知した。 - 制度情報の特設ページを設け、発電者向け説明資料を作成中である。次年度も未払い・周知・手続上の課題を調査する方針である。

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   内外無差別な卸売にかかる 子会社の対象外電源

   - 子会社電源は原則として内外無差別な卸売の対象であり、自家消費用・FIT・経過措置・規模僅少の4類型を対象外とする基準案が示された。 - 経過措置・規模僅少は、対象電源の合計発電量をエリア内小売販売総電力量の1％未満とし、規模僅少電源には環境アセスメント対象事業に該当しない出力条件も設ける案である。 - 基準は事業者が年度実績等を用いて判断し、不明点は事務局に確認する運用案であり、2025年上半期予定の第9回FUでは対象外電源を評価から除く。 - 類型・基準は現時点の整理で、価値の高い小規模電源や電力市場環境の変化を踏まえて見直す可能性がある。

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   自主的取組・競争状態のモニタリング報告（2024年7月～2024年9月期）

   - 2024年7～9月期はスポット価格30円/kWh以上の日が29日となり、平均価格も前年同期を上回った。西日本では需要増と低限界費用電源の停止、9月は残暑・需給逼迫と連系線作業が価格上昇に重なった。 - スポット約定量は704億kWhで前年同期比0.8倍、時間前市場は21.1億kWhで1.3倍、先物は206.6億kWhで約5倍となった。時間前市場の増加要因の一つに、供給力提供通知を受けた旧一電の供出がある。 - 公営水力の競争入札等による契約は設備容量の61％に拡大した一方、電発電源の追加切り出しは未定である。旧一電の相対供給は総需要の10.8％であった。 - 2024年9月の新電力シェアは20.4％、域外みなし小売等の供給比率は4.1％である。都市ガスのスタートアップ卸は問い合わせ119件、契約締結24件、交渉中14件であった。

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