この回のダイジェスト
LNG基地・電源表示・市場制度など複数分野で事務局案や進捗が示された。
この回で示されたこと
- LNG基地の余力判定は毎年度定量的に行い、直近情報を反映して公表することや、第三者が利用可能性を把握できる公表方法に改める案が示された。ルームシェアの貯蔵料金は平均貯蔵量を基準とすることを望ましい行為とし、配船調整等で生じる貯蔵量の増減を料金に反映する扱いも提案された。資料1
- ガスのスイッチング・開閉栓業務は標準化協議が概ね整い、情報共有手段を電子的手段とすることで合意した。設備情報依頼の任意化、法定消費機器情報の供給開始日前日までの提供、廃止取次なしのスイッチング等の標準フロー作成に着手し、2019年2月までに一定の取りまとめを示す予定である。資料2
- FIT電気や特定電源メニューの表示方法、間接オークション後に電源特性を表示する条件について、ガイドライン改正に向けた事務局案が示された。次回にパブリックコメント案を報告し、7月下旬をめどに意見募集を始める予定である。資料3
- 時間前市場の利用実態を会員アンケートと個別ヒアリングで把握し、入札可能量の可視化やSPA導入などを検討する案が示された。先渡市場は清算価格をエリアプライスに変更し、東日本・西日本の2エリア化と手数料見直しを2018年8月を目途に実施する計画である。資料4
- 2018年1〜3月期のJEPX取引量は前年同期を上回り、3月の約定量は需要の12.1％、期中平均は9.3％であった。新電力の2018年3月販売シェアは12.7％、スイッチング件数は合計約1,013万件・16.2％であった。資料5
- FITインバランスリスク料は2017年度に全エリアで収入0円、負担増分合計60億円となった。本来の算定開始まで1年以上の見込みであり、移行を急ぐ要請と、暫定単価をFITインバランス量で加重平均する方法が提案された。資料6
- インバランス料金見直し後、全国では不足・余剰と料金の逆転事例が減った一方、エリア別には多数残った。2017年度送配電事業者の年間収支は暫定試算で10社合計274億円の赤字であった。資料7
- 調整力公募は今年度から最低容量を区分別に5MWまたは1MWへ統一し、9月初旬募集開始・2か月募集とするほか、電源Ⅰ′未達ペナルティの段階化とDR需要家重複確認を実施する方針である。資料8
- 託送料金原価総額を変えず、発電側基本料金、立地地点別割引、需要側基本料金率の見直しを行う中間とりまとめ案が示された。導入は2020年以降できるだけ早い時期を目指し、発電側負担は原価の約1割、単価の簡易試算は約150円/kW・月である。資料10資料9
前回からの変化
- 電源表示ルールは、前回の基本方向に加えて、FIT証書保有の有無による表示、実質再エネ表示の条件、特定電源メニュー控除の算定方法などの案が示された。次回にパブリックコメント案を報告する予定である。資料3
- 時間前市場は、前回の論点整理から、会員アンケート・個別ヒアリングの実施案と、可視化・入札処理短縮・SPA導入などの検討候補へ具体化した。先渡市場の清算価格・市場範囲・手数料を2018年8月目途に見直す計画も示された。資料4
- FIT特例①のインバランスリスク料について、前回示された2017年度収入ゼロ・負担増60億円の状況を再確認し、システム改修に1年以上を要する見込みと暫定算定の改善案が追加された。資料6
- 調整力公募では、前回の提案・検討事項のうち、最低容量の統一、2か月の募集期間、電源Ⅰ′ペナルティ段階化、DR重複時の再確認を今年度から実施する方針が示された。資料8
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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第３１回制度設計専門会合 事務局提出資料 ガスの卸調達・適正取引の在り方について ～ LNG基地第三者利用制度の利用促進について～
- LNG基地の余力判定について、リスク容量と利用実績に大きな乖離があり余力を過少評価する場合、合理的説明や運用実態に応じた改善を求める案が示された。 - 自社利用計画を毎年度定量的に判定・更新し、直近の情報を反映した、第三者が余力を把握しやすい公表へ改める案が提示された。 - 料金課金標準は利用方式との整合を重視し、ルームシェアでは平均貯蔵量を望ましい行為としてガイドラインに明記する案である。 - 配船調整・LNG貸借による貯蔵量の増加分を料金へ反映することを問題行為、減少分の反映を望ましい行為とする案が示された。いずれも会合での検討事項であり、決定ではない。
- 2
第31回制度設計専門会合 事務局提出資料 ガスの卸調達・適正取引の在り方について ～ スイッチング業務等の標準化について～
- ガスのスイッチング・開閉栓業務フローは標準化の協議が概ね整い、情報共有手段は電子的手段に統一することで合意した。一部フローは確認中である。 - 設備情報の提供依頼は新小売事業者の任意とし、法定消費機器情報は供給開始日の前日までに導管事業者から提供する扱いとする。 - 標準フローがなかった「廃止取次なし」のスイッチングと名義等変更の業務フローは作成に着手した。要求情報・レイアウト等は今後の検討事項である。 - 2018年度中に各論点を順次検討し、遅くとも2019年2月に一定の取りまとめを示す予定である。
- 3
間接オークション導入等に伴う電源表示ルール等の見直しについて
- FIT電気は、非化石証書の保有有無で表示を分ける案であり、実質再エネ訴求には再エネ指定証書が必要である。 - 特定電源メニューの販売量は注記し、全体構成からの控除は望ましい行為とする案である。 - 取引所調達でも追加対応により電源特性を維持する場合、その表示を恣意的に選ばず一律に行うことが望ましいとの整理案である。 - 改正案は未確定であり、パブリックコメントを経て平成30年10月の間接オークション導入に向けて準備する予定である。
- 4
時間前市場等に関する今後の検討事項・スケジュール
- スポット・時間前市場の約定量は2012～2017年度に年平均5割超増えた一方、先渡市場は年平均21.0％減であり、時間前・先渡市場の活性化が検討課題である。 - インバランス料金、常時BU、FIT特例の変更は検討中であり、実施されれば時間前市場の需給調整や先渡市場の価格リスク回避の需要が増える可能性がある。 - 時間前市場は会員アンケートと個別ヒアリングで課題を深掘りし、入札可能量の可視化や処理時間短縮、計画反映自動化、SPA導入などを検討する提案である。 - 先渡市場は清算価格・市場範囲・手数料の見直しを2018年8月目途に予定し、約定方法、預託金、常時BU電源の供出等は流動性やニーズを踏まえて検討する。
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第31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30年1月〜3月期）
- 2018年1〜3月期のJEPX約定量は前年同期比2.8倍、需要に占める割合は期中平均9.3％、3月時点で12.1％となった。スポット市場の約定量は214億kWhで、平均価格は11.96円/kWhであった。 - 北海道・本州間と東京・中部間では市場分断が頻発し、3月末には北海道のエリア価格がシステム価格を上回った。旧一般電気事業者のグロス・ビディング売り約定は150億kWhであった。 - 電源切出しでは北海道・東北で2018年4月に新たな切出しが始まり、九州・北陸では協議・検討が続いた。相対供給は3月時点で総需要の1.73％であった。 - 新電力の販売シェアは3月時点で総需要の12.7％、スイッチング実績は自社内切替えを含め約16.2％であり、部分供給件数は約1万6千件に減少した。
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インバランスリスク料について（FIT制度のインバランス精算への影響）
- FIT特例①では回避可能費用による精算の負担増をリスク料で補うが、2016年度はエリア差が大きく、2017年度は収入ゼロで負担増60億円が残った（試算）。 - 本来はコマ・エリア等ごとに算定する単価が、システム対応の遅れで年度・全エリア共通の告示単価となっており、適切な補填にならない可能性がある。 - 発生率の計算・業務フローやデータ連携が未整備で、本来方式への移行にはなお1年以上かかる見込みである。 - 移行を急ぐよう関係者に要請し、暫定期間はFITインバランス量で加重平均するなどの算定工夫を行う提案である（未決定）。
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インバランスの状況について
- 2017年10月の料金算定見直し後、全国では不足・余剰と料金の逆転事例が減ったが、エリア別では多数残り、地域需給が料金に反映されない状況が報告された。 - 全国のインバランス発生状況に顕著な変化はなく、2017年度後半の需要比はエリアごとに余剰・不足の水準が異なる。 - 2017年度の一般送配電事業者の収支は暫定試算で合計274億円の赤字であり、月平均赤字は制度見直し後に約27億円から約19億円へ縮小した。 - 全国平均の概算では不足時に2.3円/kWhの利益、余剰時に2.2円/kWhの損失が生じる単価差が示された。
- 8
調整力の公募調達の改善について
- 旧一電以外の応札・落札が少なかったことを受け、最低容量、公募日程、電源Ⅰ′のペナルティ、DR需要家重複時の確認を今年度から改善する方針である。 - 最低容量は電源Ⅰ・Ⅱのa・b区分で5MW、電源Ⅱ′・Ⅰ′で1MWに統一し、公募は9月初旬開始、募集期間は2か月とする。 - 電源区分・調達期間の細分化と電源Ⅰ-bの通信方式は継続検討であり、揚水のポンプアップ方式は今年度統一しない。 - 送配電がポンプアップする場合のエリア外kWh調達依頼の仕組みは導入方針だが、契約協議次第で未確定である。
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送配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討ワーキング・グループ 中間とりまとめ
- 需要停滞、再エネ連系増、設備高経年化を受け、託送料金原価総額を変えずに費用負担と送配電網の効率利用を見直す方向を示した中間とりまとめである。 - 発電側に上位系統固定費の一部を逆潮kWに応じて課金し、立地条件に応じた割引を設ける方針である。逆潮10kW未満の小規模電源は当分対象外とする。 - 固定費は原則基本料金で回収する方向だが、低圧需要家向け託送料金は当分見直さず、FIT買取期間中の調整条件などは継続検討である。 - 送電ロス情報の公表と一般送配電事業者による補填への移行を基本方針とし、具体策を今後詰める。制度導入は2020年以降できるだけ早い時期を目指す。
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第31回 制度設計専門会合：事務局提出資料 送配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討WG 中間とりまとめについて
- 中間とりまとめは、託送料金の原価総額を変えず、発電側基本料金の導入と需要側基本料金率の引上げで固定費回収構造を改める案を示した。制度導入は決定済みではなく、2020年以降できるだけ早い時期を目指す。 - 発電側基本料金は逆潮する電源にkW課金し、需要側契約kWを超える逆潮分を対象とする。逆潮10kW未満は当分対象外で、発電側負担は原価の1割程度、約150円/kW・月が簡易試算の目安である。 - 追加増強コストの小さい地域には立地割引を設ける案である。FIT期間中の調整措置、既存契約での費用転嫁、ノンファーム型接続への適用などは引き続き検討する。 - 送電ロスは発生状況の公表を進め、一般送配電事業者による一括補填・調達への移行を基本に具体策を検討する。
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。
制度設計専門会合
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