この回のダイジェスト
第73回では、市場監視の状況に加え、複数の制度案や対応方針が示された。
この回で示されたこと
- 旧一般電気事業者のスポット市場における自主的取組では、連系線の過去5年間の月別分断率を先に考慮し、初年度5％の閾値と市場シェア50％以上を用いる経過措置案が示された。資料2
- 発電実績公開は、認可出力10万kW以上のユニットを対象に、30分ごとの発電量等を実需給後5日以内に公開する案が示された。2023年度のできるだけ早い時期の開始を目指す。資料3
- 常時バックアップは原則廃止の方向性を維持し、通常の卸取引で内外無差別性が確認されたエリアから廃止検討に着手する案が示された。2023年度通年契約に向けた旧一電の取組を定期確認する方針である。資料4
- 最終保障供給料金は、沖縄を除く各エリアで、前々月21日から前月20日までのエリアプライス月間平均を従量料金に反映する算定案が示された。料金改定は未決定である。資料5
- 北海道の電圧調整電源公募について、固定費相当額の精算を運転要請期間に限り、起動指令に伴う追加費用は実費精算する案が示された。2023年度分の運用開始を予定する。資料6
- 2022年度向け電源Ⅰ’公募では平均kW価格が4,892円から4,006円へ低下し、応札容量は1,150.6万kWとなった。週次の調整力価格公表を2022年3月分で終了する案も提示された。資料8
- 簡易指令システム接続工事は、第11サイクル以降の申込見通しを踏まえ、受付上限の追加拡大は不要との案が示された。2026年度の累計接続予定291件は現行上限約500件を下回る。資料7
- インバランス料金では、エリア内運用に必要な分を除く調整力をKJCに幅広く登録する案と、未登録時の料金算定・理由報告の案が示された。電源Ⅰ’等の料金計上方法も今後検討する。資料9
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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スポット市場価格の動向等について
- 2022年5月の平均システムプライスは16.95円/kWhで、4月以降はおおむね10～25円/kWh、日本の月平均価格と前年同月比上昇率は概ね欧州を下回った。 - 5月は需要が前年並みでも売り・買い入札量がともに10％超減り、約定総量は約5％減少、売り切れは7コマ発生した。 - 定期検査・長期停止や電源廃止を背景に供給力・稼働量が低下し、売り入札価格は3月上中旬のピーク後に低下傾向となった。 - 複数社の限界費用見直し後も市場価格への大きな影響は確認されず、事務局は入札価格・量の監視を継続する方針である。
- 2
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
- 旧一般電気事業者の余剰電力全量供出を適取GLに位置づける検討の一環として、対象事業者の経過措置B案が提案された段階である。 - B案は、過去5年間に月別分断率が初年度の閾値5％を一度でも超えた連系線を分断扱いで市場画定し、各市場でシェア50％以上を基準とする。閾値は毎年レビューし、対象事業者がいなくなれば措置を廃止する案である。 - 公開データの試算では、閾値5％・10％・20％・30％に対し市場画定は9・6・5・4エリアとなる。試算の発電容量には契約容量が含まれていない。 - 全事業者への事後的な相場操縦監視を継続し、価格高騰日のランダム抽出監視や、各コマのPSI自動判定システムも検討する。
- 3
発電実績の公開について：第73回 制度設計専門会合 事務局提出資料
- 容量市場開始前の措置として、認可出力10万kW以上のHJKS登録ユニットの発電実績を公開する案が示されたが、制度としては未決定である。 - 公開項目はユニット別・30分コマ別発電量と電源種別・発電方式で、実需給後5日以内に広域機関が一覧公開する案である。 - ユニット固有の合理的理由があれば非公開・粒度低減を検討し、一般送配電事業者の費用は託送料金で負担する案である。 - システム整備を進め、2023年度のできるだけ早い時期の公開を目指し、容量市場開始後も公開方法を見直す方針である。
- 4
2022年度受渡しの相対卸契約および常時バックアップに関する状況について
- 2022年度、旧一電の社外向け供給力は前年度比30.2%増の見込みだが、需要期の相対卸は前年割れの見込みであり、期中契約は集計に含まれない。 - 常時バックアップは契約量・口数が急増し、上位5契約先が各エリアの契約量の5割以上を占める一方、多くの旧一電が新規契約や増量を停止している。 - 価格改定がないままスポット価格との値差が生じ、価格高騰期に負荷率と新電力の売り入札量が上昇したため、一部で裁定取引に使われた可能性が示されたが、個別実態は未確認である。 - 常時バックアップ原則廃止の方向性を維持しつつ、通常卸の内外無差別性が確認されたエリアから廃止を検討する案であり、交渉・標準メニュー・社内体制の定期確認と利用実態調査が提案されている。
- 5
最終保障供給料金の在り方について
- 沖縄電力エリアを除き、自由料金との逆転を抑えるため卸市場価格を最終保障供給料金に反映する算定案が示されたが、改定は未決定である。 - エリアプライスの前々月21日～前月20日の平均を計量月に反映し、基本料金は維持する案である。 - マイナス補正は過去最低水準を下回る場合に限り、従量料金の下限を標準料金メニューとする案である。 - 料金見直しだけでは需要家が小売契約を結べない問題は解決しないとして、小売政策全体の検討を資源エネルギー庁に委ねることが提案されている。
- 6
北海道エリアにおける電圧調整機能の公募調達について
- 北海道エリアの電圧調整電源は、2023年度分から公募調達することが決定済みである。今回の資料は、競争が生じにくい公募の入札価格と費用精算に関する事務局案である。 - 入札価格には固定費相当額を設定し、電源Ⅰと同様の費用項目を最低出力相当分まで対象とする案である。精算期間は運転要請期間に限り、募集要綱に想定期間を示したうえで実績期間に基づいて精算する。 - 追加起動に伴う持ち替え費用は入札価格に含めず、指令ごとに実費精算する案である。指令で生じた発電余力の需給調整市場等への応札も求める案である。 - 予定日程は、2022年7月に募集要綱案の意見募集、9～10月に公募、11月下旬に落札結果公表、2023年4月に運用開始である。
- 7
簡易指令システム接続工事に関する アンケート結果を踏まえた対応について(2022年度)
- 120事業者へのアンケートで、今後の申込意思がある事業者は26社、第9サイクル以降の申込予定は計114件である。 - 第10サイクルは新規申込予定29件が上限20件を超えるが、試験期間に13日の空きがあり、現時点では対応可能との見通しである。 - 第11サイクル以降は現行受付枠で対応可能と見込み、追加の受付枠拡大策は不要との考えを提示している。 - 2026年度の累計接続予定291件は現行上限約500件以内であり、当面は現システムで運用し、定期調査で拡大要否を見直す方針案である。
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今年度実施する調整力の公募調達等について
- 2022年度向け電源Ⅰ’は応札が増え、平均kW価格が4,892円から4,006円へ低下し、DRが落札容量の約63％を占めた。資料は広域調達や要件統一による競争進展を背景としている。 - 電源Ⅰの平均価格も11,852円から11,615円へ低下し、旧一電以外が電源Ⅰ-aで初めて53.4万kWを落札したが、電源Ⅰ-bでの落札はなかった。 - 公募要件やペナルティ、簡易指令システムの対象を見直した一方、アンケートでは申請の電子化や募集情報の早期開示、長時間発動の価格・準備期間などへの要望が示された。 - 事務局は週ごとの調整力kWh価格公表を2022年3月分で終了する案を提示した。新制度下の詳細な公表が始まっており、終了は審議対象である。
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インバランス料金の状況について
- 新インバランス料金の開始後、4月1日～5月15日は大きなシステム障害なく運用されたが、燃料費上昇を背景に調整力価格が高い時間帯があり、価格登録の監視を続ける。 - 再エネ抑制時の0円料金は沖縄以外で適用されたが、広域ブロック単位の算定によるもので、適用エリアすべてで抑制があったわけではない。 - 事務局は、エリア内対応分を除く調整力のKJC登録、未登録時の料金算定ルール追加と理由報告を提案している。 - 電源Ⅰ’の広域ブロック変化による料金反映のずれについて、旧調達方式への復帰ではなく、発動指令電源も含めた料金計上方法をシステム改修も視野に今後検討する案である。
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。
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