2026年4月~9月10日の市場データ(4~7月確報、8~9月速報)では、8月の三次②市場は全エリア平均約定単価が7月の1.88円から2.03円/ΔkW・30分へ上昇し、想定費用も9.21億円から13.86億円へ約1.5倍となった。約定量の増加に加え、北陸の平均単価が0.79円から5.48円へ6倍以上となったことなどが示されている。最高単価は全体では前月と同じ97円だが、中部・北陸・四国では2倍以上に上昇した。 複合市場も8月に全エリア平均単価が2.89円から3.15円、想定費用が148.20億円から181.68億円へ増加した。東北では平均単価の上昇と約定量の増加を背景に、想定費用が30.56億円から46.40億円へ約1.5倍となった。9月は10日までの速報値であり、費用・約定量の月比較には資料中で3倍換算した図表が用いられる点に留意が必要である。
一次調整力は北海道・中国・四国・九州で充足している一方、多くのエリアで未達が続く。中国では渇水による発電制約で随意契約の揚水発電機の稼働量が低下し、8月上旬以降、募集量が高水準となった。エリアごとに募集量の変動もあるため、事務局は約定単価・調達費用を含めて引き続き注視する。 4~8月の余力活用契約による追加起動では、東京の起動指令回数が前月に続き高水準であった。起動費等の速報値は発電機ごとの費用差があり、起動回数との相関は必ずしもない。また、報告費用には余力活用電源の運用コスト全体が含まれるわけではない。起動費等の事後精算は4~7月に各エリアで発生した一方、経済差替に伴う事後精算は全エリアで0件であった。参考資料では、二次調整力①の広域LFC運用について、周波数品質の著しい悪化はなく、LFC動作量と調整力kWhコストの低減も確認されたとしている。
2026年4~6月の対象は12社・56件で、固定費回収率は全体で4~117%であった。117%となったDRリソースのリストパターン方式の1件を除くと4~46%である。高回収の1件では、生産計画の変更で供出余力・応札量が増え、年間固定費を第1四半期に回収した。回収後にA種電源の考え方で入札していることは確認されたが、第1四半期のみで年間固定費を全額回収する応札行動は必ずしも適切ではないと整理された。ほかにも、B種電源を固定費回収が保証される制度と誤認する例や、実績応札量が想定を大きく超えても当初価格を継続する例があった。 事務局が今後の監視方針として示したのは、①当年度分の固定費回収後は、0.33円/ΔkW・30分の一定額と逸失利益(機会費用)を超える応札がないか厳格に確認し、必要に応じ説明を求めること、②合理的理由なく第1四半期の応札実績が年間想定応札量の4分の1を大きく上回るなど、計画と実績の乖離が著しい場合、実態に基づく想定応札量・入札価格への見直しを要請することである。これは資料上の「こととしたい」という監視方針であり、すでに乖離が認められた事案には、ガイドラインに基づく考え方を説明して見直しを要請した。 ガイドライン上、B種電源の一定額は、当年度の固定費回収上限額から他市場収益を差し引いた額を想定応札量で除して算定する。想定応札量は停止期間や運転パターン、過去実績等を踏まえるもので、実績と完全一致する必要はないが、前提の変化や継続的な大幅乖離があれば見直しが必要である。B種制度は応札インセンティブを確保するものであり、未回収固定費の全額回収を保証する制度ではない。固定費回収不足だけを理由に入札価格を引き上げることも、合理的とは認められない。
参考資料の導入スケジュールでは、二次調整力①が2028年度以降に前日広域調達を開始することで、全商品が前日取引かつ広域調達となる見込みである。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「需給調整市場の運用等について」(電力・ガス取引監視等委員会)(https://www.egc.meti.go.jp/activity/index_systemsurveillance.html)をもとに当社作成
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