第44回 制度設計専門会合

この回の資料と要約

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   ２０２２年度以降のインバランス料金制度について（中間とりまとめ）

   - 2022年度開始予定のインバランス料金制度について、料金算定と情報公表の詳細を中間整理したものであり、追加検討事項が残る。 - 料金は調整力の限界的なkWh価格と需給ひっ迫時補正料金の高い方を基本とし、ひっ迫度に応じ料金を引き上げる。 - 需給ひっ迫時補正の基準は3％・8％・10％、Cは通常600円/kWhだが2022～2023年度は暫定200円/kWh、Dは45円/kWhとする。 - 料金や需給・調整力情報は原則コマ終了後30分以内に公表し、ブラックアウト中は市場を停止して所定の直前市場価格を適用する。

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   2022年度以降のインバランス料金の詳細設計等について

   - 需給ひっ迫時補正料金のCは、制度開始後2年間（2022〜2023年度）200円/kWhとし、その後600円/kWhへ移行することを原則とする事務局案である。実績を確認し、延長・段階変更を検討する。 - Dは45円/kWh、インデックスはA＝3％、B′＝8％、B＝10％の提案であり、通常料金と補正料金の高い方を採用する。 - 沖縄の通常料金は、上げ・下げ調整を相殺した残存調整力の価格から算定し、X＝20MWhを当分の間用いる提案である。 - 沖縄の需給ひっ迫水準と調整力価格規律は未確定であり、電源Ⅰ′の運用開始時期や他エリアの検討を踏まえて今後議論する。

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   相場操縦規制等の在り方について④

   - 時間前市場での価格支配力行使による相場操縦について、資料は判断の考え方を提示した段階であり、規制の具体化は未決定である。 - 市場分断などで支配力を持つ事業者が、合理的説明のない高価格入札や供出可能な電源の出し惜しみを行い、価格・約定量に大きな影響を与えた場合、相場操縦に該当し得る。 - 時間前市場はザラ場方式で個々の取引が他取引に直接影響しにくい一方、札が少ない市場では出し惜しみの影響が大きくなり得る。 - 対象とする具体例、影響の判断基準、指針改定、モニタリング・執行の在り方は次回以降も検討する。

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   [需給調整市場の監視及び価格規律のあり方について]

   - 需給調整市場では、競争が弱い局面での市場支配力行使を監視対象として整理する考え方が示されたが、指針や具体的な規律は未決定である。 - kWh価格は限界費用または卸市場価格と利幅・指令確率、ΔkW価格は起動費や卸市場での機会費用等を踏まえた合理性が判断軸となる。 - 市場分断や需給ひっ迫で競争が弱まると高価格が生じ得て、kWh価格はインバランス料金、ΔkW費用は系統利用者や将来の託送料金に影響し得る。 - 業務改善命令・勧告の対象や一部事業者への事前の価格規律について、時間前市場の規制議論も踏まえて今後検討する。

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   発電側基本料金の詳細設計について④

   - 発電側基本料金は、既存の発電量調整供給契約を活用して課金・回収する案であり、個別発電者が支払義務を負うことを基本とする。未払い時の逆潮停止やBG経由の契約・支払い方法には実務上の検討が残る。 - 割引地域の判定は、割引Aが基幹変電所・開閉所単位、割引Bが配電用変電所単位である。発電者が接続地域を確認できる情報提供の仕組みを一般送配電事業者に検討要請する案である。 - 需要側託送料金の減額分は、相対契約の卸料金に適切に充当する考え方であり、FIT電源も調達価格とは別の上乗せで転嫁する案である。FITの調整措置は別途検討される。 - 容量市場では発電側基本料金をGross CONEに含める整理となり、Gross CONE 14,107円、Net CONE 9,307円/kW・年が示された。料金単価は2015年度情報による簡易試算で、全社平均約150円、エリア別123～169円/kW・月である。

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   一般送配電事業者による２０２０年度向け調整力の公募調達結果等について

   - 2020年度向け電源Ⅰ-a・Ⅰ-bは募集量をほぼ満たしたが、旧一電以外の落札割合はⅠ-aで0％、Ⅰ-bで1.4％にとどまり、平均kW価格は前年度より上昇した。 - 電源Ⅰ’は必要量算定を変更して全エリアで募集し、募集428.7万kWに対し426.5万kWを落札した；旧一電以外の落札量は減少し、DRの落札量は増加した。 - Ⅰ’の広域調達を初めて実施し、落札は27.4万kW（全体の6％）であった；価格上昇には新規調達エリアの一部が高価だったことも関係した。 - 今後の対応案として、価格や応札構成の変化を分析し、必要に応じ公募改善を検討するとともに、広域調達の費用・市場分断への影響を評価する。

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   自主的取組・競争状態のモニタリング報告：電力市場のモニタリング報告

   - 2019年7～9月期のJEPX取引シェアは平均36.6％、スポット約定量は797億kWhで、ともに前年同期比約2倍となった。価格は前年同期より低下したが、前期比では上昇した。 - 市場分断は東京中部間で平均78.3％、北海道本州間で63.7％発生し、地域間の価格差がみられた。先渡市場の取引は限定的で、電力先物市場は9月に取引を開始した。 - 新電力の9月シェアは総需要15.8％、低圧16.7％で、JEPX調達比率は88.4％であった。低圧スイッチング率は全国33.0％、新電力等への切替は12.9％である。 - 旧一般電気事業者のGB売り入札・約定量は各339億kWh、相対供給は総需要の4.30％であった。本資料は実績報告であり、事務局は今後もモニタリングを続けるとしている。

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   約款上の送電ロス率の変更について（報告）

   - 一般送配電事業者10社の電圧別約款送電ロス率改定が2019年12月16日に認可され、2020年2月1日に実施予定である。 - 新率は原則、2016～2018年度の実績平均を反映し、現行率が実績を上回っていた乖離を縮小する。 - スマートメーター設置完了前に約款率が実績率を上回ると、新電力の需要実績は過大、旧一電小売は過小となり、インバランス上の公平性が損なわれる。

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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。