第9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

1. 1

   市場価格算定方法（検証B）に関する進捗報告について

   - 時間前・インバランス価格の試算では、需要上振れ時に「前日＜時間前＜インバランス」、下振れ時は逆となり、BGの同時同量・ヘッジを促す構造が確認された。制度決定ではなく、設定シナリオに基づく試算結果である。 - V1/V2方式では燃料費最小の電源運用にならない懸念が示され、前日市場と同じThree-Part情報・案B-2を用いる案では、その懸念の解消と調整力応動インセンティブが確認された。 - ΔkWのTwo Settlementのケーススタディでは、確保量や価格指標の変化によって精算不足・過不足が生じ、起動費等をUpliftでしか回収できない場合がある。 - ΔkWの精算設計は未決定であり、対価性、機会費用・逸失利益の確定時点、起動費等のUpliftとの整合を今後さらに検討する。

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   同時市場の詳細論点について③：時間前市場の設計、その他の論点

   - 時間前市場は、都度SCUC・SCEDを行う時間前同時市場を第一目標とし、実現性が乏しい場合はザラバ中心の市場とする案である。複数回約定や折衷型も選択肢として残る。 - 時間前取引はkWhの差分決済が候補だが、ΔkWの決済時点や機会費用・逸失利益の扱いは未決定であり、精算の複雑化が論点である。 - 小売の売り入札・発電事業者の買い入札、Three-Part入札、未約定の自社電源余力の活用を検討する一方、入札変更規律、系統制約、FIT特例①のインバランスリスク、DER・揚水等の運用方法は詳細設計が必要である。 - 他市場との制度整合と、安定運営・中立性・透明性・高度なシステム開発能力を備える運営主体の具体化は今後の検討事項である。

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3. 3

   同時市場における費用便益分析の結果について

   - 同時市場の10年定量試算では、便益1兆18億～1兆2,726億円、費用1,389～1,562億円、B/C 6.4～9.2となった。導入決定ではなく、一定の前提に基づく試算である。 - 主な便益は調整力コスト低減と広域での混雑処理費用低減で、年間それぞれ602～737億円、959～1,252億円と推計された。 - 費用は海外のノーダル制移行事例を基に1,600～1,800億円と評価し、次期中給システムのサンクコストを切り分けていないため、定量B/Cは過小評価の方向である。 - 売り不足・価格高騰や非効率な電源態勢の改善などは定性的便益として整理されたが、定量値には含まれず、設計詳細や未評価項目で費用便益は変わり得る。

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