第2回 卸電力市場、需給調整市場及び需給運用の在り方勉強会

この回の資料と要約

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   前回の勉強会の振り返りと今後の進め方等について

   - 本資料は、前回の課題を踏まえた今後の検討軸を提示するもので、具体的な制度変更や施策は未決定である。 - 目指す姿は、再エネ導入と市場統合が進む中でも、燃料を確保し、実需給で必要なkWh・ΔkWを安定供出できる全国最適の需給運用である。 - 市場をその実現手段とし、時系列ごとの機能、メリットオーダーや価格シグナル、公正な取引機会、および発電・送配電・小売の役割を検討する。 - 検討対象は2024年以降の容量市場開始後の仕組みであり、供給力・調整力等の確保課題は勉強会の射程外である。

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   現状の需給運用および一般送配電事業者が把握している電源等の情報について

   - 一送は年間から実需給まで計画・市場情報を段階的に反映し、調整力を確保・運用するが、週間断面では計画情報が限られ需給想定の精度に制約がある。 - 2021年度に一送が起動・停止を指令できる電源Ⅰ・Ⅱは発電設備出力の約54％であり、2024・2025年度の容量市場落札電源では調整機能ありの割合が設備出力比で51％・47％との試算である。 - 2024年度以降は調整力公募を廃止し、需給調整市場でΔkWを調達し、余力活用契約を結んだ電源等も用いて需給調整する仕組みとなる。 - 緊急時の追加起動基準は未確定であり、需給ひっ迫時に一送が担う需給一致と週間想定の精度向上に向け、非調整電源の計画・余力情報を把握する仕組みが重要との提案である。

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   電力システムの課題改善に向けた仕組みについて

   - 東京ガスは、電力制度の複雑さに起因する供給力確保、発電収益の予見性、社会全体の運用効率の課題を指摘する。 - 改善策の一例として、系統運用と市場運営を統合し、kWh・ΔkWを同時調達して実績需要に応じて精算するPJM型の仕組みを提示する。導入決定ではない。 - この仕組みにより、電源の過剰確保や市場の売り切れを抑え、需給を反映した価格形成と電源の最適活用が期待されるとしている。 - 検討時には、小売・発電事業者の創意工夫、市場支配力、特に中小発電事業者の燃料調達と稼働予見性への影響に注意が必要である。

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   電力市場におけるBG（発電・小売事業者）からみた課題について

   - 関西電力は、長期のkW確保、中期の燃料・kWh確保、短期市場取引を通じ、全体の供給力・調整力を確保するための課題と対応方向を提示している。提案であり、資料に制度変更の決定は示されていない。 - 長期では、新規電源投資の収入予見性と必要な既設電源の維持費回収を支える仕組みを提案する。小売には長期販売量の見通しにくさもある。 - 燃料調達に約2カ月を要し、その後の市場取引や電源トラブルで燃料消費が変動するため、短期取引量の予見性向上、燃料状況のモニタリング、広域調整や必要時のkWh確保を提案する。 - 短期市場ではブロック入札、歯抜け約定、発電機の起動制約などが課題であり、市場ごとの役割に沿った運用改善とブロック入札最適化を提案する。

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   DRの拡大に向けた市場制度の課題

   - 大阪ガスは、DRの市場参加を妨げる要因として、大型電源前提の要件、待機によるkWh・ΔkWとの併用制約、小売とアグリゲーター間の調整実務を挙げている。制度変更の決定ではなく、拡大に向けた提案・期待である。 - 国内の調整力公募ではDR落札量が全体の3～4割に達し、価格は電源より約20％安いとされる。資料は、短期準備と地域分散をDRの強み、大型電源の常時供給力を補う役割として整理する。 - 海外事例を踏まえ、容量市場の募集量・要件の選択肢拡大、DR向け1次調整力商品の設計、ローカル市場・低圧リソースによる混雑対策を提案している。 - 目指すのは系統・市場・ルール・技術の連動であり、まず容量市場でDRを促進し、kWh・ΔkWとの併用を進めることである。

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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。