第62回 制度設計専門会合

この回の資料と要約

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   「2020年度冬期スポット市場価格の高騰について」の報告書に関する意見公募の結果について

   - 報告書への意見公募で60件の意見が寄せられ、グロス・ビディング停止理由と、内外無差別な卸売りに向けた発販分離等の検討を報告書に追記した。 - 発販分離は実施決定ではなく、売入札体制や会計分離とともに総合検討する課題として記載された。 - 限界費用入札、発電情報公開、需給ひっ迫時のインバランス料金は、制度設計や妥当性の検討・分析を継続する。 - インバランス料金の上限は2022年度以降原則600円/kWhで、制度開始後2年間は暫定的に200円/kWhとする予定である。

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   2020 年度冬期スポット市場価格の高騰について

   - 2020年12月〜2021年1月の高騰は、寒波・燃料制約等で売り切れが続く中、買い入札価格が上昇したことが直接要因と分析された。100円/kWh超のコマは350に達した。 - 監視対象の旧一電・JERAについて、相場を動かす目的の売り惜しみ等は確認されなかったが、一部の需要予測には改善指導があり、HJKSの登録漏れ等も確認された。 - 価格高騰とインバランス収支の大幅黒字を受け、還元方法や入札・情報公開・調整力運用などの制度課題は引き続き検討中である。 - 2022年度導入予定の新インバランス料金制度は、需給状況を反映してスパイラル高騰を抑える見通しとされた。

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   旧一般電気事業者の不当な内部補助防止策について

   - 旧一電各社は内外無差別な卸売の体制を整備しており、合理的理由なく社内向け価格が低い事例は確認されなかったが、取引条件の差異と定量化が課題である。 - 2021年度末までの先渡売入札は5月末時点で3社に限られ、資料は相対卸・先渡・先物市場の活用を促している。 - 2021年度の各社見通しでは小売平均単価が電力調達費と非化石証書費の合計を下回らず、2020年7～12月の重点モニタリングでも基準価格以下の契約は確認されなかった。 - 事務局は、内外無差別の実効性・透明性を高めるため、会計分離や発販分離、卸市場ルールの見直しなどを今後検討する案を示した。

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   旧一般電気事業者のスポット市場における 自主的取組について

   - 旧一電は余剰電力を限界費用ベースで全量供出してきたが、ガイドライン上の位置づけは未明確であり、取引拡大後の市場環境も踏まえて見直しが提案された。 - 検討論点は、支配力のある事業者の余剰全量供出、限界費用への機会費用の反映、相場操縦規制とセーフハーバーの整理であり、具体的規律は未決定である。 - 価格高騰時に市場価格が30円以上となった場合、売り入札を確認し、自社需要の見積もりと実績を翌週目途に公表する監視案が示された。 - 自主的取組と機会費用は継続検討し、当面の監視・公表は会合で確認された方針に沿って対応する予定である。

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   2020年度冬季の需給ひっ迫を踏まえた調整力の調達・運用の改善等について

   - 燃料制約時の火力電源の調整力kWh価格には、燃料を先に使うことで次の入船までに生じる機会費用を含めるのが基本であり、市場価格を用いる算定期間の考え方が示された。 - 機会費用の市場価格推計には、過去のスポット価格、先渡・先物価格、週間広域予備率から推計するインバランス料金の3案が例示されたが、算定方法は未確定である。 - 2022年度向け公募では、電源Ⅰʼの想定発動回数を現行の3.6回から7回に見直し、一般送配電事業者へ要請する案である。根拠は2017～2020年度の広域予備率8％以下の日数の平均7日である。

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   簡易指令システム接続工事に関する今後の対応について

   - 簡易指令システム接続工事は、申込見通しを踏まえて受付枠の追加拡大を行わない案が示され、会合で確認・意見を求めている。 - 第6サイクルの新規申込見通し38件は通常枠20件を超えるが、試験日程の調整で対応可能と見込む一方、空き日数を超える申込は受け付けられない可能性がある。 - 累計接続数は2025年度断面で最大248接続の見通しで、仕様上限約500接続を下回るため、上限拡大は当面行わず現行システムで運用する案である。 - 毎年度初めにアンケートを行い、申込・接続見通しを会合に報告して対策の要否を審議する方針である。

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   時間前市場等のあり方について

   - 時間前市場の活性化に向け、ザラバにSPAを併設し、ブロック入札で火力の起動台数を調整する案が示されたが、導入時刻・頻度を含め未決定である。 - 前日17時では当日12時までにガス・石油火力の90%が起動可能、太陽光最大予測誤差の改善率は54%。当日3時ではそれぞれ64%、67%となり、起動余力と予測精度にトレードオフがある。 - 2019年の時間前市場取引割合は日本0.9%に対し、ドイツ19.2%、英国12.8%、スペイン12.5%であった。 - SPAの具体的な時刻・頻度に加え、三次調整力②との調達順序や余剰調整力の時間前市場への入札、費用負担などを今後検討する。

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   需給調整市場（三次調整力②）の運用状況について

   - 三次調整力②は5月下旬以降、全国で応札量が増加し、6月1～16日は全ブロックで平均応札量が平均募集量を上回った。応札事業者は6月中旬時点で13者である。 - 調達不足は6月2～16日に大きく減少した。応札増加と連系線配分見直しの影響と事務局は分析するが、東北では不足がなお続いている。 - 連系線配分見直し後、三次②の市場分断は多くの連系線で減少し、時間前市場の分断は16日間で1コマだった。実績期間が短いため、αは再見直しせず状況を確認する提案である。 - 今後は調達量、応札、価格、連系線利用などを継続分析し、3時間の商品ブロック見直し等の市場ルール検討に結果を提供する方針である。

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   再給電方式における費用負担等のあり方について

   - 再給電費用は混雑エリアの発電事業者への課金ではなく、託送料金による一般負担とする案が適当と整理された。課金システム費約68億円以上に対し、再給電費用は10年間で約15億円または約75億円の試算である。 - 2023年度開始のレベニューキャップ制度では、再給電費用を制御不能費用として、実績額を翌期などに託送料金へ上乗せ回収する提案を料金制度専門会合へ伝える。 - 混雑地域の下げ指令価格は限界費用を基礎とする規律を設け、電源Ⅲにも再給電指令・価格精算ができるよう約款や契約を整える案である。 - インバランス費用との切り分けは、混雑対応の下げ指令量を上げ指令量とみなし、エリア内上げ指令の加重平均単価を掛けて算定する簡易ルールが提案された。

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    自主的取組・競争状態のモニタリング報告

    - 2021年1〜3月期はJEPX取引量の需要比率が3月に38.5％へ拡大し、スポット平均価格は前年同期6.8円/kWhから26.2円/kWhへ上昇、1月15日に過去最高251円/kWhを記録した。 - 旧一電は調査対象日の入札可能な余剰電力を全量供出した一方、特定日平均の入札可能量は前年同期の4.2億kWhから2.2億kWhへ減少し、燃料制約も増加した。 - 新電力シェアは19.5％、規制料金からのスイッチング率は42.0％まで上昇したが、5％程度以上の有力な独立競争者が2者以上いるエリアはなく、料金規制解除の競争圧力条件は満たされていない。 - ガスの旧一般事業者による新規参入者向け相対卸は都市ガス需要の約0.7％であり、スタートアップ卸は5月末時点で11件が契約締結済み、22件が交渉中である。

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