2025年4月~9月10日の需給調整市場では、商品・エリアにより価格と応札状況に差がある。前日取引(三次②)の8月平均約定単価は全エリアで前月比上昇または横ばいで、中部・関西の最高単価は200円、東北は195円であった。週間取引(一次~三次①)の8月平均単価は中部・九州を除くエリアで前月から低下した一方、中国・九州では4月以降、最高約定単価が上限価格に達している。
7月19日に揚水発電の随意契約が始まった北海道・関西では、週間取引の8月想定費用が7月比でそれぞれ6.61億円、8.96億円減少した。募集・応札状況では、一次調整力の未達が多くのエリアで続く。複合商品は全体として応札量が募集量を上回るが、東京など一部では不足が続いており、東京では今後の揚水随契開始後も価格・調達費用を含めて注視するとしている。なお、9月値は1~10日の速報値であり、月間値との単純比較には注意を要する。募集量・応札量と調達率も日単位集計のため一致しない場合がある。
余力活用契約に基づく起動指令回数と起動費・最低出力費用、起動費等および経済差替の事後精算実績が示された。起動・最低出力費用は8月速報値であり、起動済み電源の余力活用コスト等を含まないため、余力活用電源の運用コスト全体を示すものではない。経済差替の事後精算は4~7月に主として中部で計上され、7月には東京でも2件の精算があった。資料は、いずれも今後の動向を引き続き注視するとしている。
B種電源では、ΔkW価格の「一定額」を、当年度分の固定費回収に必要な合理的な範囲内で、事前に監視等委員会事務局と協議して定める。2025年9月12日時点で累計8社・32件(電源27件、蓄電池VPP5件)の協議が整い、今回は4社・13件を報告した。事務局は固定費、他市場収益、想定約定量、他電源との費用・収益の区分を確認し、確認した額を当該13件の一定額とした。制度趣旨に反する事実は確認されなかった。
協議では、合理的説明ができない固定費や想定約定量の算定方法が修正された。例として、自家消費分の費用を除外し、実態に即した減価償却費へ改め、前年の電源トラブルを根拠にした故障想定を取り除いた。また、固定費に含む設備と整合するよう想定供出量を見直した。一定額が1.64円/ΔkW・30分を超える案件は、固定費総額、前年度応札額との差、他市場収益・想定約定量を恣意的に低くしていないかを個別に精査する扱いである。
B種電源には、需給ひっ迫のおそれがある場合の余力応札、固定費回収後のマージンを0.33円/ΔkW・30分とすること、電源名の事前説明と固定費回収状況の3か月ごとの報告(調整力kWhのマージンを含む)が求められる。協議開始時には高単価案件や、容量市場に応札しないことが一定額の上昇につながる案件も見られたため、来年度に向けた協議のあり方を次回以降検討する予定である。
6月までに協議が整ったB種電源18件について、2025年4~6月の回収状況を確認し、約定実績に基づき回収額が適切に管理されていると報告した。回収率はリソースごとに異なり、0~22%程度である。これは固定費全体に対する割合ではなく、固定費回収上限額(当年度分の固定費から他市場収益を差し引いた額)に対する率である。7月以降も確認を続けるとしている。
※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:第13回 制度設計・監視専門会合 事務局提出資料」(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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