2025年4月~11月10日の市場実績では、10月の三次調整力②は関西・中国以外で平均約定単価が前月比で低下した。週間取引(一次~三次①)は北海道・東京・中部・関西・九州で平均約定単価が上昇した一方、最高約定単価は全エリアで上限価格に達した。
週間取引の想定費用は東北・中部・北陸以外で前月比減少した。東京では10月11日実需給分から揚水発電の随意契約に伴い募集量が見直され、想定費用・約定量が減少した。東北では揚水発電機の計画停止と自然体余力の控除量低下を背景に募集量が増え、想定費用・約定量が増加した。11月値は1~10日の速報値であり、参考図の比較では費用・約定量を3倍している。
一次調整力は多くのエリアで未達が続く一方、複合商品はエリア差があるものの、直近は多くのエリアで応札量が募集量を上回っている。図表は日単位集計であり、募集量・応札量と調達率が一致しない場合がある。
4~10月の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、および4~9月の事後精算実績を提示し、いずれも引き続き動向を注視する。10月の費用は速報値で、事業者報告分のみを集計している。起動費等の表は起動済電源の余力活用コストなどを含まず、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資料上、中部で4~9月に計上され、起動費等事後精算は北海道・東京・中国などで計上された。
需給調整市場ガイドラインでは、ΔkW価格の「一定額」はA種電源で0.33円/ΔkW・30分、B種電源では監視等委員会事務局との事前協議により、当年度の固定費回収に必要な合理的額を上回らない範囲で決める。固定費回収後はA種電源の扱いとなる。
今回、蓄電池1件について固定費、他市場収益、想定約定量、他電源との費用按分を確認した。固定費の期間按分や費用配賦を確認し、合理的に説明できない費用は修正された。一定額が1.64円/ΔkW・30分を超える案件としての個別精査も行い、不適切な点は見られなかった。事務局確認値を当該案件の一定額とする協議が整った。
協議済みの累計は9社35件(電源28件、蓄電池2件、蓄電池VPP5件)であり、今回はそのうち1社1件を報告した。ひっ迫時の応札、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か月ごとの報告も、当該案件で対応する方向を確認した。他案件は協議が整い次第、次回以降に報告する。
※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15回 制度設計・監視専門委員会 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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