この回のダイジェスト
導入判断は未決定のまま、制度設計と技術・価格検証の進め方が示された。
この回で示されたこと
- 第7次エネルギー基本計画を踏まえ、中間取りまとめで提案した仕組みを前提に検討を進めるか、導入判断に必要な追加事項は何かを検討会に提示した。導入決定ではない。資料1
- 同時市場の基本要素として、Three-Part OfferによるkWh・ΔkW同時取引、系統制約を考慮するSCUC・SCED、発電余力全量の入札、時間前同時市場、Upliftを提示した。自己計画電源の入札や出力上下限は原則選択・設定できる整理だが、取引規律などは未整理である。資料1
- 費用便益試算では、混雑処理費用を年959〜1,252億円、燃料費・CO₂対策コストを年602〜737億円低減する結果を示した。導入後の確定効果ではない。資料1
- 検証Aでは、当日18時断面の計算時間が需要変動ケースで約4〜9秒、再エネ変動ケースで約4〜5秒となり、変動に応じた起動・停止と出力配分を確認した。特定モデル・条件下の技術検証である。資料2
- 検証Bでは、地内混雑時のkWh価格についてIESO方式、LMP加重平均案、米国ISO参考方式を比較対象として示し、東京エリアを二ゾーンに分けた年間の価格・補填額比較を提案した。日本での方式は未決定である。資料3
- ΔkW価格とUpliftは「機会費用なし」「最低出力費用のみ」の二案を定量評価し、Two Settlementも再試算する方針を示した。市場運営主体の必要機能、導入スケジュールや段階導入も今後の検討事項として提示した。資料1資料3
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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本検討会における今後の検討について
- 第7次エネルギー基本計画を受け、同時市場の導入に向けた本格検討を再開する方針であるが、導入自体は未決定である。 - kWhとΔkWの同時約定、Three-Part Offer、系統制約を考慮するSCUC・SCEDを中核とし、混雑処理費用は年959〜1,252億円、調整力関連の燃料費等は年602〜737億円低減すると試算された。 - 入札義務、価格・アップリフト、時間前市場の取引・決済、実需給の精算など、制度設計上の論点が残る。 - 運営主体、導入スケジュール、事業者のシステム改修負担を含む準備を検討し、小委員会等へ報告する提案である。
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電源起動・出力配分ロジックの技術検証（検証A）の進捗報告について
- 前日・当日の時間前同時市場を模擬した検証では、変動に応じた電源起動・停止と出力配分が確認され、当日は計算対象期間の短縮などにより計算時間が大幅に短くなった。導入決定ではなく、技術検証の結果である。 - ザラバ方式の模擬では高需要+2%で7地域に地内系統混雑が生じた一方、SCUCを用いた時間前同時市場では制約違反が生じなかった。 - 前日約定結果の起動停止を一部固定する試算では計算時間が短縮したが、低需要時の収束性や混雑系統の特定方法には課題が残る。 - 開場時間・頻度、制度・運用面の設計は未確定であり、残る比較評価やデータ引継ぎ等の検証を継続し、次回以降に報告する予定である。
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[市場価格算定方法（検証B）における検証の進め方について]
- 同時市場の検証Bでは、前日kWh価格の検証基準として案B-2（同時最適結果のシャドウプライス）等を整理したが、制度としては未確定であり、Upliftは卸取引費用の0〜1％程度との試算である。 - 地内混雑時のkWh価格は、IESO方式とLMP加重平均案を東京エリアの二分割試算で比較し、価格と市場外補填の特徴を明らかにする提案である。 - ΔkW価格は「機会費用を反映しない案」と「最低出力費用のみ反映する案」を定量比較し、価格・Upliftに加えて前日から時間前へのTwo Settlementも再検証する。 - TSO需要に基づく電源起動と小売入札需要に基づく価格算定の連携、差替え電源や精算の扱いが未決課題であり、相互影響を踏まえて制度全体を検証する方針である。
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同時市場の在り方等に関する検討会
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