2022年度は、3次①・3次②とも調達未達のブロックが発生した。募集があったブロックのうち未達となった割合は、3次①が約70%(1,314/1,850ブロック)、3次②が約40%(1,260/2,917ブロック)であり、3次①の不足がより大きい。年度平均の約定単価(単純平均)は3次①が8.49円、3次②が6.77円/kW・30分であった。3次①では、応札不足による競争の弱まりと調達費用の上昇、調達不足が続く場合の安定供給への懸念が示されている。資料時点では、公募電源の活用により日々の需給に支障はなく、2024年度以降の余力活用契約もセーフティネットとなり得るとの整理である。
参加事業者10社への報告徴収では、追加起動を伴う供出をしない理由として、15分応動要件、燃料調達環境、水力の運用制約、設備台数、システム開発中などが挙げられた。また、起動電源の起動費を回収できない懸念などから、追加起動に伴う持ち下げを行わない事業者や、週間断面では需要・再エネ予測の不確実性が大きく持ち替え対象を特定しにくい事業者もあった。事務局は、要件等の工夫で解決できる課題か検討し、起動・持ち替え供出のインセンティブを検討する必要があるとしている。
| 論点 | 確認結果と事務局の整理 |
|---|---|
| ΔkW価格・他市場収益 | 固定費回収状況を個別に区別せず「回収済み電源」として応札した対応は、問題とならないのではないかとの見解である。他市場収益は固定費の過回収防止のため年度内に見直す必要があり、少なくとも月1回を基準としてはどうかとの提案である。 |
| ΔkW価格に含むリスク等 | 非予約電源として発動された場合の逸失利益、約定後のBG需要計画増加への対応費用、卸電力価格の変動リスク(予想価格との差額とは別)の算入は、現行ガイドラインでは認められないと考えられる。ただし、予約・非予約電源のインセンティブを踏まえ、扱いの検討が必要である。 |
| 揚水機の予約電源kWh単価 | 固定費を算入した単価は現行ガイドライン上認められないと考えられる一方、TSO運用で稼働する分について市場価格相当の報酬を事業者が得るのも適当でないとして、現行の単価登録を認めてはどうかとの提案である。 |
| 非予約電源の固定費等 | kWh単価への未回収固定費算入の割合は事業者間で0〜約60%とばらついた。予約・非予約電源のインセンティブ、またkWh単価がインバランス料金やスポット市場の価格シグナルになり得る点を踏まえ、単価のあり方を検討する必要がある。 |
2024年度から全商品取引が始まる予定であり、調達不足の解消とTSOによる調整力の確実な確保に向け、予約電源と非予約電源の供出インセンティブのバランスが課題である。未回収固定費がある電源では、資料は予約電源の方が有利と整理する一方、限界費用が市場価格を下回る場合に予約電源が市場価格との差分をΔkWとkWhの双方で得ることの適否を検討課題としている。固定費回収済み電源では、予約電源のマージンに稼働率5%を乗じるため、調整力の稼働状況によっては非予約電源の方が経済的となる場合がある。検討にあたっては、非予約電源の収益機会が弱まると調整力機能を持つ電源の維持意欲を損なう可能性と、kWh単価がインバランス料金・スポット価格へ与える影響に留意する必要がある。
※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(三次調整力①及び②)の運用状況等について」(電力・ガス取引監視等委員会)(https://www.egc.meti.go.jp/activity/index_system.html)をもとに当社作成
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