この回のダイジェスト
再給電の費用負担案と、冬季の価格高騰に関する監視結果・制度課題が示された。
この回で示されたこと
- 基幹送電線の混雑処理を、ノンファーム型接続とメリットオーダーによる再給電へ移す方針が示され、調整力を使う方式は遅くとも2022年中、調整力以外の電源も制御する方式は2023年中の開始を目指すと報告された。資料1
- 再給電費用の負担先として、新規接続の発電事業者、混雑地域の発電事業者、系統利用者全体の3案が示された。負担方法は未決定であり、費用の区分管理や非混雑地域の上げ指令費用の按分方法も論点である。資料1
- 再給電に使う上げ調整力について、事務局は導入を速やかに行うため、エリア内運用調整力のみを使う案を提示した。コスト上昇を伴う提案であり、確定事項ではない。資料1
- 2020年12月中旬以降のスポット価格高騰について、寒波による需要増、LNG在庫減少などで実質的な売り入札が減り、売り切れが続くなか買い入札価格が約定価格を押し上げたと整理された。旧一電等9社の監視では、燃料制約の算定などに現時点で問題となる行為は確認されなかった。資料2
- 市場情報の開示、インバランス料金と実需給の電気の価値との照合、先物・先渡等のヘッジ手段の活用が今後の検討課題として示された。JEPXによる取引後の需給曲線の常時公開は提案段階である。資料2
前回からの変化
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
- 1
再給電方式における費用負担等のあり方について
- 基幹送電線の混雑処理を、ノンファーム型接続とメリットオーダーによる再給電へ移す方針であり、調整力を使う方式は遅くとも2022年中の開始を目指す。 - 再給電では市場取引を維持したまま、一般送配電事業者が混雑地域に下げ、非混雑地域に同量の上げ指令を行う。限界費用ベースの精算を前提に、発電事業者に下げ指令による損失は生じないと整理されている。 - 再給電費用の負担者は、新規接続電源、混雑地域電源、系統利用者全体の三案が示された段階で、費用の区分管理方法も含め未決定である。 - 上げ調整力はエリア内運用調整力のみを使う案が事務局から提案されたが、広域運用調整力よりコストが上がる可能性があり、決定事項ではない。
- 2
スポット市場価格の動向等について
- 2020年12月中旬以降のスポット価格高騰は、需要増・LNG在庫減少等による実質売り入札の減少と売り切れを背景に、買い入札価格が上昇したものと整理されている。現時点で旧一電等の問題行為は確認されていないが、詳細分析は継続する。 - 価格は1月13日に日平均154.6円/kWh、1月15日にコマ最高251円/kWhを記録し、1月17日のインバランス料金上限200円/kWh導入後、1月下旬に概ね沈静化した。 - 需給曲線の常時公開、発電・燃料情報の開示、インバランス料金制度の分析、先渡・先物等のヘッジ手段の活用が今後の検討課題であり、資料時点では提案・検討段階である。
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。
制度設計専門会合
ほかの開催回と資料を、開催日の順に確認できます。