この回のダイジェスト
三次②容量上限案と発電側基本料金案を具体化し、冬季高騰時の監視・調整力対応を報告した。
この回で示されたこと
- 三次②向け連系線容量は、スポット後空容量から時間前市場向け確保量αを差し引く方式とし、αは連系線・方向別に356～1,450MW、年間一定量とする算定結果を示した。資料1
- 発電側基本料金について、kW課金とkWh課金を1対1とする前回の方向性に沿い、kWh単価の算定、原則全電源を対象とする案、自家消費を除くメーター計量値で課金する案を提示した。全国平均の粗い試算単価は0.25円/kWhである。資料2
- 割引制度では、割引Aの基幹系統を空き容量の有無によらず対象とする案、既存電源に従来想定の割引水準を適用する案、ノンファーム型電源には割引を設けない案を示した。既存相対契約の価格協議指針を設ける方針も提示した。資料2
- スポット価格は1月13日に日平均154.6円/kWh、1月15日にコマ価格251円/kWhを記録した。提出データでは12月・1月の全日で入札時点の余剰電力が市場に供出され、相場変動目的などの問題行為は現時点で確認されていない。資料6
- インバランス料金単価の上限200円/kWhを1月17日受渡分から導入し、JEPXは2月27日以降、需給曲線の全48コマ分を原則取引当日中に公開した。発電情報の開示拡充や燃料制約運用の明確化などは今後の検討課題として提示した。資料6
- 需給ひっ迫時の電源Ⅱ指令、事前予約、揚水ポンプ原資の市場調達について事務局の分析を示した。予備率の算定方法の精査を提起し、2022年度以降の補正インバランス料金算定インデックスを今冬に当てはめて分析する予定を示した。資料3
- 東京電力PGは揚水発電可能量の低下を踏まえ、2021年1月にスポット・時間前市場でのポンプ原資調達を依頼した。関西電力送配電も事前予約と市場調達を実施し、1月15日以降に調整力確保の見込みが立ったため依頼を終了した。資料4資料5
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
三次調整力②向け連系線容量の確保量について
- 2021年度の三次②向け連系線容量は、スポット市場後の空容量から時間前市場向け確保量αを差し引く考え方である。 - 2019年度実績を基に算出したαは、連系線・方向別に356～1,450MWであり、時間帯・季節を問わず年間一定量とする。 - αは、時間前市場と三次②への影響額の合計が最小となる値として試算し、三次②への影響は隣接エリア調達を前提に算出した。 - 本資料は制度開始時の上限値算出結果の報告であり、調達実績がない段階では過去の時間前市場実績を基に容量を設定する考え方である。
- 2
発電側基本料金の見直しについて
- 2023年度導入予定の発電側基本料金は、kW課金とkWh課金を1対1とする方向を踏まえ、kWh単価を想定発電量で期初設定し、実績発電量に応じて課金する案である。粗い全国平均試算は0.25円/kWhである。 - kWh課金は原則全電源が対象だが、最大受電電力・実際の逆潮がともに10kW未満の小規模電源は当分対象外とし、自家消費分も課金対象発電量から除く案である。 - 割引Aの判定は全基幹系統を対象とし、既存割引の経過措置にはA-2・B-2水準を適用、ノンファーム型電源には割引しない案である。いずれも提案段階である。 - 小売側の託送料金減額分を相対契約の取引価格に適切に反映する方針だが、FIT電源の小売買取・送配電買取に伴う調整措置や、負担が減額分を上回る場合の扱いは未決であり、今後の審議対象である。
- 3
スポット価格高騰期間における一般送配電事業者の対応等について
- 今冬の需給ひっ迫時には通常の調整力に加え、自家発やオーバーパワー、融通、市場調達などが使われ、一部で電源Ⅱも指令された。 - 燃料制約で売り入札されなかった電源Ⅱへの指令は当該コマの市場供出量に影響しなかったと分析されたが、先々の燃料利用可能量には影響し得る。 - 電源Ⅱの事前予約は予測外れ対応などが目的で、市場への影響は限定的またはなかったとの整理である。揚水のポンプアップ用市場調達はやむを得ないとの事務局見解が示された。 - 売り切れ時にも高い予備率が示された要因は、揚水の実際の利用可能量や火力の燃料制約が十分反映されない算定方法とされ、算定方法の精査と補正インバランス料金算定指標の追加分析が提起された。
- 4
電源Ⅰポンプ原資の市場調達について
- 東京電力PGは、需給ひっ迫時に揚水発電の水量を確保するため、調整力提供者へ市場でのポンプ原資調達を依頼した。 - 1月1日時点で不足インバランス約3,840万kWhが見込まれ、揚水発電可能量は1月6日夜に約593万kWh、1月7日に枯渇する見通しだった。 - 1月3日スポットは3,840万kWh、時間前市場は各コマ50万kWhを希望し、その後も需給・融通送電・気象予測に応じて希望量を設定した。 - エリア外調達を依頼する制度の導入方針は示されていたが、契約協議次第であり、実施可否は未確定だった。
- 5
今冬の需給ひっ迫時における対応
- 2020年度冬季、燃料制約と寒波による需要増で関西エリアの需給がひっ迫し、1月12日に最大需要2,595万kWを記録した。 - 1月6～8日、揚水発電量の枯渇見通しを受けて電源Ⅱ事前予約を準用し、調整力提供者から計5,265万kWhを確保した。 - 揚水原資は12月29日から時間前市場、1月6日以降はスポット市場にも調達を依頼したが、希望量全量の約定には至らず、1月15日以降に依頼を終了した。 - 資料は、電源Ⅱ事前予約について市場影響とひっ迫融通回避の両面を示し、スポット市場前の予約を認める過去の暫定案を紹介するが、新たな制度決定は示していない。
- 6
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、寒波による需要増と燃料制約等を背景とする実質売り入札の減少、売り切れ下の買い入札価格上昇で生じ、1月15日にコマ価格251円/kWhを記録した。 - 旧一電9社・JERAの提出データでは、入札時点の余剰電力は全量供出され、現時点で相場変動を目的とする問題行為は確認されていない。需要見積もりの期間平均乖離は0.9％だが、1月14日は2.8％であり、事務局は予測精度向上を指導した。 - インバランス料金上限200円/kWhは1月17日受渡分から導入済みであり、JEPXは2月27日から需給曲線を全48コマ分、原則当日中に公開している。 - 発電情報の公開拡充、需要予測の精緻化、燃料・揚水制約の基準明確化、グロス・ビディングや内外無差別卸売等は今後の検討課題であり、制度変更の決定ではない。
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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