資料は、BG下げ代不足による三次②などの応札不足に対し、2023年度末までは方法1(一般送配電事業者が電源Ⅱ契約を活用してユニットを並列・解列)、2024年度以降は方法2(需給当日にBGの申し出を受けてユニット解列を許容)で対応する方向を提案している。併せて、方法2の適用対象を二次②・三次①・三次②とし、エリアの上げ代の判断方法は別途整理する案である。いずれも資料上は委員会への提案であり、確定決定ではない。
| 対応案 | 方法1:2023年度末まで | 方法2:2024年度以降の提案 |
|---|---|---|
| 実施内容 | 電源Ⅱ契約を用い、一般送配電事業者の判断でユニットを並列する | BGの申し出に対し、エリアの上げ代が十分と判断できる場合に需給当日の解列を許容する |
| 制度との整合 | 2024年度以降は一般送配電事業者が基本的に起動停止権を持たない余力活用契約となるため、整合に手当てが必要 | 起動停止権がなくても実施可能と整理され、制度変更と整合する |
| 対象商品 | ― | 二次②・三次①・三次②。一次・二次①、およびそれらを含む複合商品は対象外。二次②・三次①のみの複合商品は対象 |
2023年4月1日~5月31日の方法1による約定は四国・九州のみで、全約定量に占める割合は各エリア約3%であった。ただし、方法1による約定があったブロックに限ると、四国は約32%、九州は約21%である。両エリアでは電源Ⅲや再エネの抑制が行われた日も多かった。
一方、約定時にはエリアの下げ代不足が強く、電源Ⅱ等を抑制して方法1のユニットを追加起動する余裕がなく、実需給で実質的にΔkWを確保していないケースがあった。結果としてΔkWの確保が不要だったケースであり、資料は安定供給上の支障はなかったとしている。方法2も、解列を許容することで実需給断面にΔkWを確保しない場合があるが、運用上の問題はないとの整理である。
太陽光出力が大きく残余需要が少ない昼間は、BGが同時同量を確保するため発電機を停止することがある。停止予定機を三次②に応札して落札されると運転が必要になり、別の電源の停止や余剰インバランスのリスクが生じるため、応札を控える要因となる。
募集量は複数モデル、共同調達、アンサンブル予報などにより減少傾向であり、2023年度は調達不足量も減少したと資料はみている。ただし不足率の高い日には約30%の不足が残り、応札不足は継続している。募集量を下げる施策だけでは不十分と考えられ、応札量を増やすBG下げ代不足対応を続ける意義があるとの整理である。
方法2の実施条件である「エリアの上げ代が十分にある」ことの判断は、効率的な調達や三次②の時間前市場への供出との整合を踏まえて別途整理する。方法2は予測誤差対応商品で、実需給が近づくにつれ調整力発動の要否を判断できる商品を対象とする考えであり、時間内変動対応の一次・二次①は適用できないとの提案である。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「2024年度以降のBG下げ代不足対応について」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/jukyuchousei/)をもとに当社作成
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