この回のダイジェスト
冬季kW未達分の事後確認、BS随意契約案、発電側課金の2024年度導入方針などを提示した。
この回で示されたこと
- 東日本エリアの2022年度冬季kW未達分25.1万kWに対し、随意契約1件で52.6万kWを容量単価28,450円/kW、約150億円で調達した。事務局は費用計上を合理的と評価し、固定費は追加供給力に必要な範囲で、燃料費は実費契約と確認した。資料1
- 東京エリアの2026年度向けブラックスタート機能公募で落札事業者が辞退した1地区について、事務局は機能を持つ他の電源1件との繰上げ協議を基本に随意契約を認める方針を示した。公募実施者が提示額を確認し、契約価格と交渉内容を事後監視する。資料2
- 発電側課金は託送料金総額を変えず一部を発電側へ移す制度とし、2024年度導入の方針が示された。課金はkW・kWhを1対1とし、系統への逆潮が10kW未満の小規模電源は対象外とする。既認定FIT/FIPの課金相当額は需要側託送料金で調整する案が提示されたが、確定事項ではない。資料3
- 電力先物情報を市場間相場操縦の発見端緒として現物市場の監視に使い、情報取得が困難な国外取引所・取引所外取引については、当面一部事業者に不定期の報告を求める案が示された。実施決定ではない。資料4
- 2022年度第3回ベースロード市場オークションは合計120.8MW（年間換算約10.6億kWh）が約定した。燃料費の事後清算を軸にした制度案が提示されたが、基準石炭価格、係数設計、対象とするオークション回は未決である。資料5
- 2022年7～9月期のスポット市場約定量は852億kWh、平均システムプライスは24.8円/kWhであった。相対供給は9月時点で総需要の8.89%、新電力の販売電力量シェアは19.5%であり、委員会は市場動向のモニタリングを継続するとした。資料6
前回からの変化
- ベースロード市場では、第3回の約定量が120.8MWにとどまり、燃料費見積り単価は49,704～131,248円/tと幅が確認された。前回の燃料費見積りルール明確化・燃料費調整制度等の選択肢から、今回は石炭価格差を事後清算する案を軸に検討を深める段階へ進んだが、導入は未決定である。資料5
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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2022年度冬季追加供給力公募（ｋW公募）必要量未達分調達結果の事後確認について
- 2022年度冬季の東日本エリアkW公募の未達分25.1万kWに対し、随意契約1件で52.6万kWを追加調達し、単価は28,450円/kW、総額は約150億円であった。 - 当該案件は当初公募では上限価格超過で不落だったが、随意契約では燃料費が当初比約60％減となり、事務局は費用項目・単価の考え方を合理的と評価した。 - 1月の発動指令への応動には再稼働上の不確実性が残り、ペナルティ対象外とする契約はやむを得ないと評価された一方、応動可否は2回目の確認試験後の判断事項であった。 - 調整力の不足時は再募集・短期公募が原則であり、個別協議契約では必要性の理由公表と契約容量・単価の報告が望ましいとされる。
- 2
東京エリアにおける2026年度向けブラックスタート機能公募について
- 2026年度向け東京エリアBS公募で4地区のうち1地区の落札者が辞退し、契約前のため支払いは発生していない。 - 当該地区は他の候補が1件のみで新規参入も困難なため、その事業者との繰上げ協議を基本に随意契約することを認める方針である。 - 契約前に提示額の適切性を確認し、監視等委員会が契約価格と交渉内容を厳正に事後監視する。 - 辞退事業者は、2027年度向けの予備機必須化とNet CONE相当額の控除により落札可能性が低下すると判断し、想定していた設備増強を断念した。
- 3
発電側課金に係る検討について
- 発電側課金は託送料金総額を変えず、発電事業者にも系統費用の一部を負担させる制度で、2024年度導入の方針が示されている。 - 課金は契約kWと発電量kWhを1：1で組み合わせ、小規模な逆潮10kW未満は対象外とする。 - 既認定FIT/FIPは調達期間等の終了後に課金し、新規FIT/FIPは価格算定で考慮する。揚水発電・蓄電池はkW課金を課し、kWh課金を免除する方向である。 - 既認定FIT/FIPの課金対象外分は需要側託送料金で調整する案が提示され、揚水発電・蓄電池の免除分の扱いなどは未決である。
- 4
市場間相場操縦の監視について
- 電力先物の取引拡大を受け、監視等委は先物取引情報を市場間相場操縦の発見端緒として監視に活用する案を示したが、実施決定ではない。 - 2021年度の取引高はTOCOM 1,577 GWh、EEX 5,626 GWhで、スポット市場取引量比は約2.2％である。 - 情報取得が難しい国外取引所・取引所外の取引について、当面は一部の電気事業者に不定期で報告を求める案である。 - 先物取引と現物取引を合わせた利益だけで相場操縦と断定せず、正当な取引の可能性も踏まえ慎重に判断する必要がある。
- 5
ベースロード市場に関する検討について
- 2022年度第3回BL市場オークションの約定量は120.8MW（年間換算約10.6億kWh）で、第1・2回より限定的であった。約定価格は電力先物価格に近いが、売り札平均は高く買い札平均は低い状態が続いた。 - 石炭燃料費の見積りには先物価格を大きく上回る事業者があり、過大なリスクプレミアムによる売り惜しみの懸念が議論された。 - 事務局は、基準石炭価格を織り込んで入札し、受渡年度の価格との差を後から清算する案を軸に検討することを提示したが、制度導入は未決定である。 - 係数をエリア共通とするか事業者別とするか、事後清算を全オークションに導入するか一部に限るかが、今後の主な論点である。
- 6
～自主的取組・競争状態のモニタリング報告～（令和4年7月～令和4年9月期）
- 2022年7～9月期のスポット約定量は852億kWh（前年同期比0.9倍）、平均価格は24.8円/kWh（前年同期8.2円）であり、時間前市場の約定量・価格も前年同期を上回った。 - エリア価格は全地域で前年同期より高く、市場分断率は全体に上昇し、とくに中国九州間が80.8%となった；インバランス料金平均は9月に全国的に上昇した。 - 高騰日に旧一般電気事業者等の未供出事案が5社で確認され、再発防止要請や一部への文書指導が行われた；グロス・ビディングは前四半期比で増加した。 - 新電力シェアは総需要の19.5%で、低圧は26.8%、特高・高圧は15.3%；資料は電力・ガス市場の監視を継続する方針を示す。
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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