本中間取りまとめは、変動性再エネの拡大に伴う需給運用の難化を背景に、kWh(供給力)とΔkW(調整力)をThree-Part Offer(起動費・最低出力費用・増分費用カーブ)に基づき同時に約定する市場の具体案と費用便益を整理したものである。検討会は、電力システム全体の検証を前提に、同時市場を基本的に導入する方向で検討を進めることを提案した。ただし、導入決定ではなく、制度・システムの詳細や残る課題の検討が必要である。
定量試算では、調整力必要量が需要比14.9%から9.0%へ低下するケースで、燃料費・CO₂対策コストが年602〜737億円減少した。混雑処理を再給電方式からSCUC・SCEDによる広域最適化に変える試算では、年959〜1,252億円の減少となった。導入費用は1,600〜1,800億円、10年評価のB/Cは6.4〜9.2である。これらは一定の仮定に基づく試算で、詳細設計や未評価要素により変わりうる。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、費用を過大、B/Cを過小に評価する可能性がある。
FIT特例①・③は、前日以降の計画・入札を固定する現行運用と、実需給に近づいて精緻化する再エネ予測とのずれが論点である。予測を都度反映すれば運用効率化が見込まれる一方、FIT特例①では小売側にインバランスリスクが及ぶ懸念があり、対応は未確定である。FIP等は発電事業者(または契約小売)が予測出力を入札・登録する整理を示した。DERの入札・集約ルールや、大規模揚水・蓄電池を市場運用する場合の対価も今後の課題である。
相対取引や先渡・先物、容量市場、FIT・FIP、間接送電権市場との整合も必要である。市場運営主体には、入札・約定・精算・監視に加え、広域需給運用、中立性・透明性、安定した運営とシステム開発能力が求められるが、主体は未決定である。
導入の是非は電力システム改革の検証を含む全体議論の中で判断する必要がある。検討会はその議論を踏まえつつ、買い入札、時間前市場、調整力価格、市場運営主体などの詳細設計を早急に進めることを提案した。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「中間取りまとめ」(経済産業省)(https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/doji_shijo_kento/index.html)をもとに当社作成
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