FIP等の変動性再エネは、現行制度でも需給調整市場に参加できる。参加形態に応じて提出する計画とΔkW供出可能量の算定が異なり、約定したΔkWは制度上評価される。最低入札量は1,000kWであり、未満の発電リソースは発電機リスト・パターンで束ねる。需要抑制や逆潮流を組み合わせるネガワット型・ネガポジ型は、単体でもリスト・パターンと基準値計画等の提出が必要である。
| 参加形態 | 入札・計画の要点 |
|---|---|
| 発電(ポジワット型) | 単体は発電計画、複数発電所は発電機リスト・パターンと各発電所の計画を提出。供出可能量は発電上限と計画値の差 |
| ネガポジ型 | ネガポジリスト・パターンで入札し、発電計画と基準値計画を提出。発電側の余力と需要抑制分を合算 |
| ネガワット型 | 需要家リスト・パターンで入札し、基準値計画を提出。供出可能量は基準値の合計 |
天候により発電可能量が変わるため、ΔkW約定量を供出できないリスクがある。予測の下振れを見込んで応札量を抑えれば不適合を避けやすくなる一方、応札量は小さくなる。アセスメント不適合には金銭的ペナルティや取引停止等があり、変動性再エネに限定した緩和は供出の確実性や他リソースとの公平性を踏まえ慎重な検討が必要とされる。予測精度向上、蓄電池併設、PCS機能向上が技術面の対応策として挙げられている。
参加形態によっては、機器個別計測や一次オフライン枠を利用できる。機器個別計測は2026年度から適用開始予定であり、受電点では調整力が他の需要変動に埋もれる場合に、制御対象機器の出力等を直接計測して評価・精算する仕組みである。一次オフライン枠は対象要件を満たすリソースに限り応札可能である。
需給調整市場のΔkW価格は、原則として逸失利益(機会費用)に一定額等を加えた範囲で設定される。資料の試算では、平常時はFIPプレミアムと非化石価値も得られる卸電力市場・PPAが、需給調整市場より対価性で優位となる場合が多い。PPA価格が卸市場価格を上回る場合は、PPAが優位となり得る。
一方、優先給電ルールによる出力制御時には、発電実績に基づくFIPプレミアムや非化石価値(および契約によってはPPA価格)が得られない一方、需給調整市場ではΔkW約定価格を得られるため、同市場が優位となる場合が多い。出力制御の実施有無を事業者が応札判断時に把握しにくい点は課題である。比較結果は資料に示された単価等の前提に基づく試算であり、常に同じ優劣になるとは限らない。
資料は、まず出力制御断面で変動性再エネの調整機能を活用するため、関連課題の解決に向けて検討を進める方向性を提示している。対価性については、同時市場で検討が始まっているΔkWのパフォーマンス価値(応動性の評価)や、将来の技術・制度動向も踏まえて関係箇所と引き続き検討する提案である。これらは本資料で決定された制度変更ではない。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「将来の変動性再エネの調整機能の活用方法の検討について」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/chousei_sagyoukai/)をもとに当社作成
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