2024年4月から2025年3月10日までの取引では、前日取引(三次調整力②)は、募集量削減の考え方が導入された2024年11月以降、多くのエリアで平均約定単価・想定費用が低下した。一方、2025年2月は多くのエリアで平均約定単価が前月より上昇し、北海道では募集量の増加に伴い高値リソースの約定機会が増えたことなどが要因として示された。週間取引(一次~三次①)はエリア差があり、東北・関西の平均約定単価・想定費用が相対的に高い傾向である。北海道・九州では2月も最高約定単価が上限価格に達する状況が続いた。
東京・中部では、発電・小売事業者間の契約見直しに伴う余力の週間商品への応札が1月中旬から始まった。東京では2月も一次・二次①への応札が継続したが、中部では少なく、小売事業者に余力がなかったことなどが理由として報告された。さらに、2025年4月1~4日の受渡分から、両エリアで余力応札に加えて電源の追加起動による応札も始まった。週間取引の調達率が低い東京・中部などでは、余力活用契約に基づく起動指令が多い傾向も示されており、資料は調達率や起動費等を引き続き注視するとしている。
※4~1月は確報値、2~3月は速報値であり、3月は1~10日の実績である。3月を月間値として比較する参考図では、同期間の数値を3倍している。想定費用は案件ごとの約定単価と約定量の積み上げで、未使用の起動費はTSOに返還される。
2025年度の事前的措置対象事業者から申し入れのあったB種電源について、2025年3月25日時点で2社・10件(電源5件、蓄電池VPP5件)の協議が整った。事務局は、固定費・他市場収益・想定約定量や所有する他電源との費用・収益の区分を確認し、数値の誤りが見つかった項目は修正された。個別精査でも不適切な点は見受けられなかったため、事業者と事務局で確認した値を「一定額」とすることが提案されている。
B種電源の一定額は、当年度分の固定費回収に必要な合理的額を上限として事務局との協議で決める。固定費から差し引く他市場収益には、容量市場収入(経過措置で得ていない額も得たものとみなす)等を含む。今回の案件は一定額が1.64円/ΔkW・30分を超えるため、固定費総額、2024年度の応札額水準との差の理由、他市場収益・想定約定量を恣意的に少なく見積もっていないかを追加確認した。事業者は、需給ひっ迫のおそれがある際の余力応札、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か月ごとの報告に対応する方向である。協議未了の案件は、整い次第、次回以降に報告される。
東北では一次・二次①の調達率が平均2割以下で、未調達分を余力活用電源で補っている。週間複合商品の平均約定単価は2024年4月の2.3円から12月の6.6円/ΔkW・hへ上昇し、レベニューキャップ申請単価2.76円を上回った。エリア内で唯一、調整機能を持つ揚水発電機が余力活用電源として使えない可能性もあり、東北電力ネットワークは2025年度の随意契約を相談した。
| 契約案の項目 | 内容 |
|---|---|
| 期間・容量 | 契約時から2026年3月まで。最大23万kWで、BGが使わない容量を週ごとに協議して調達する案 |
| 価格 | A種電源のΔkW価格の考え方をもとに協議し、全体で申請単価2.76円/ΔkW・h以下とする予定 |
| 運用・市場調達 | 揚水機はBGが運用。随契で確保したΔkW分を、週間商品の募集量から商品ごとに控除する案 |
事務局は、調達率の低い高速商品を補う点と、揚水の調整力を予約確保する点に意義があると評価した。最大23万kWは市場募集量の2~5割程度で募集量に達しないこと、価格を申請単価以下とする予定であることから、公平性とコストの適切性も一定程度保たれるとし、契約を認めて差し支えないとの考えを示した。契約価格、相対交渉の内容、事後精算額は、透明性確保のため引き続き厳正に事後監視する方針である。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「需給調整市場の運用等について」(電力・ガス取引監視等委員会)(https://www.egc.meti.go.jp/activity/index_systemsurveillance.html)をもとに当社作成
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