第8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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   同時市場における調整力に関するタスクアウト項目の報告について（最終報告）

   - 同時市場（前日以降もSCUCを反復）を前提にした技術検討の最終報告であり、整理された方向性や数値は制度決定ではない。 - 現行5商品を、一次・二次①は維持し、二次②・三次①・三次②をインセンティブ付きで集約する技術案が示された。 - 予備力は前日からGCまでの残余需要予測誤差の約30％を確保する案が現時点で適切とされ、2030年頃の必要量比率は需給調整市場14.9％、同時市場9.0％と試算された。 - 広域運用単位での調達、簡易複合約定、下げΔkW確保も提案されたが、制度・精算、電源脱落対応、フリンジ、実運用に向けた再確認が残る。

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2. 2

   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

   - 同時市場の基本ロジックは、年間を通じて制約を満たす実行可能解を概ね200秒以内に得たが、双対ギャップは平均約1％で仮の目標精度0.1％に未達であり、収束性改善が続く。 - 買い入札ロジックは小規模系統および広域系統のエリア単位検証で、系統制約に応じた想定どおりの挙動を確認した。ノード単位の検証と買い入札の配分方法などは今後の課題である。 - 調整力の上げ・下げ必要量を確保するロジックを実装し、試算では複合約定により運用コストが約0.75％低下した。3商品への集約案やインセンティブ設計は未確定部分を残す。 - 経済差替の挙動は小規模モデルで確認された一方、発動制限ΔkWを全シナリオで扱う最適化は困難と判断された。フリンジ設定の妥当な方法は確立しておらず、引き続き検討する。

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3. 3

   市場価格算定方法（検証B）に関する進捗報告について

   - 同時市場のΔkW約定量の特定・価格算定方式は未決定であり、4方式を試算した結果、安い順・高い順・全量約定で価格や費用の取り漏れ、必要量超過の課題が異なる。 - ΔkW収入を含めたUpliftは大宗のケースで卸取引費用の0～1％程度となり、判定期間が短いほど大きい傾向であった。 - 全電源一律0.33円の入札は発電機態勢等にほぼ影響しない一方、一部LNG火力の5円入札ケースではエネルギーコストが約1.8％（8億円）増え、当該電源のΔkW収入機会が減る可能性が示された。 - 時間前同時市場とGC後のインバランス価格は、数量偏差の差分精算を軸に複数方式を定量比較し、価格算定とΔkW差替えの扱いを今後検討する方針である。

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4. 4

   同時市場の詳細論点について②（同時市場におけるkWh・ΔkWの入札義務・価格算定・費用回収）

   - 同時市場では、調整機能を持つ電源にkWh・ΔkW両市場への入札を義務付ける事務局案が示されたが、対象範囲と根拠は未決定である。 - 前日kWh価格は案B-2のシャドウプライスと限界費用カーブによるシングルプライスを案とし、起動費等の未回収分はUpliftで補う方向である。 - ΔkWでは機会費用・逸失利益をThree-Part情報から算定し、供出インセンティブを高める価格方式や追加報酬を検討する。 - 調整力kWh価格、Upliftの期間・負担方法、インバランスとの連動を含め、示された制度設計はいずれも提案段階である。

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