第4回 同時市場の在り方等に関する検討会

この回の資料と要約

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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

   - 同時市場向けSCUC・SCEDの技術検証中間報告であり、基本ロジック、買い入札、週間運用はいずれも動作や有効性を確認した段階で、実運用仕様は未確定である。 - 全国規模モデルでは実行可能解を約20秒で得たが、多くのケースで精度目標0.3%に届かず、特に春期の収束性向上が課題である一方、需給配分や揚水運用は概ね妥当だった。 - 買い入札は小規模モデルで需要抑制と混雑解消への効果を確認したが、複数札・時間別価格弾力性と実規模での計算負荷は今後検証する。 - 週間SCUCの簡易手法案は、発電コスト増0.02%に対し計算時間を4.28時間から1.10時間へ短縮したが、週間運用の目的や蓄電池・揚水の扱いを含めて改良を続ける。

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   本日の議論内容等について

   - 同時市場の導入可否は未決定であり、検討会は仕組みの具体化と費用便益分析を進めている。今回、SCUC・SCEDの検証進捗と海外調査結果を報告する。 - 技術検証では運用可能性や計算時間、前提条件を確認し、価格算定では市場価格や価格のばらつき、Upliftを比較する。 - 時間前市場の設計、BGの調達・運用自由度、約定価格と費用回収が主要な未決論点である。 - 費用便益分析では同時最適化や広域混雑処理の効果を候補とし、費用・便益の範囲、前提、主体別影響を明確にする。

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   北米（ERCOT・CAISO） 海外調査報告について

   - ERCOT・CAISOの調査では、再エネ予測を直前まで更新しても大きな誤差に備えるアンシラリーが必要との見解であり、日本ではFIT電源などの制度差を踏まえた検討が必要である。 - ノーダル制など複雑な制度変更には、透明性のある丁寧な議論が重視され、前日・リアルタイム市場の一体的な改革や系統増強との併議も示唆された。 - 長期相対契約への影響は米国では限定的との回答だが、日本への適用は未確定である。セルフスケジュール増加は下げ調整力を減らし得るため、指令に応じる誘因も検討課題である。 - 米国ISOはアンシラリー用マージンを設けず運用しており、OCCTOはkWh・ΔkW同時制約の計算負荷と系統差を検証する方針である。ERCOTのupliftは運転した発電機の不足収入を補い、費用を買い手が購入量に応じて負担する。

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   米国・PJMにおける市場設計（電源の入札方法、Upliftの取扱い等)について

   - PJMでは容量市場約定電源に前日市場へのマストオファー義務があり、起動判断（セルフ／プール）と経済配分可能な出力帯を分けて登録する。2021年の発電量のうち、約定結果でスケジュールが変わる割合は前日55％、リアルタイム56％である。 - 全電源にコストベースオファーが必要であり、価格ベース利用には資格が要る。PJMは需給状況とThree Pivotal Supplier Testの結果に応じて約定に用いるオファーを選ぶ。 - Upliftは市場収入で不足する起動費等や機会費用を補填する市場外支払いである。Make-Wholeはプール電源が対象で、セルフ電源はDispatchable範囲に限りLOCの対象となる。 - 2022年の主な補填額はDay-Ahead Operating Reserve 5,880万ドル、Balancing Operating Reserve 2億2,910万ドルである。費用負担は費目ごとに需要案分と乖離を生じさせた参加者への配分を組み合わせる。

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