2021年7〜9月期は、JEPX取引量が電力需要に占める割合が9月時点で41.5%となり、前年同月の40.0%を上回った。スポット市場の約定量は923億kWhで四半期として過去最大、前年同期比1.1倍であり、平均システムプライスは8.2円/kWh(前年5.9円)であった。時間前市場は10.7億kWh(同0.9倍)、先渡市場は14,770MWh(同2.8倍)である。
スポット価格は全エリアで前年同期平均を上回った一方、東京・中部間連系線の増強(120万kWから210万kW)後、同連系線の分断率は前年同期の64.2%から33.7%へ低下した。東西市場間値差は日平均約0.21円/kWhであった。各地域間の分断率は概ね前年同期並みで、北海道本州間では低下したが、中国九州間などでは高い水準が続いた。
特定日3日間の調査では、旧一般電気事業者各社が見積もった入札可能量に対し、端数処理による差を除いて同量を入札し、余剰電力を全量供出していた。対象日の入札可能量は合計3.9億kWh、供給力の14.6%で、前年同期の3.1億kWh・11.3%から増加した。入札制約の大半は揚水運用(81%)である。
時間前市場の売り札引上げ状況は事業者ごとに差が残り、GC1時間前以降に札を残していない事業者は9社中4社であった。各社の運用見直し状況を引き続き確認するとしている。グロス・ビディングの売り入札量・売り約定量はともに369億kWhで、前四半期比1.2倍。各社の販売電力量に対するGB入札比率は、進捗に差があるものの概ね横ばいまたは減少であった。電発電源は全体約1,200万kWのうち約61.9万kW(約5%)が切り出し済みで、各社とも追加切出しは未定である。
新電力の販売電力量は476億kWh(前年同期411億kWh)、総需要に占めるシェアは9月時点で21.7%(前年19.1%)となった。低圧は24.5%、特別高圧・高圧は20.3%である。新電力の販売電力量に対するJEPX買い約定量の比率は93.3%、同一コマの自社売買を相殺した実質買越し量の比率は39.8%であった。
旧一般電気事業者からの相対供給は総需要の8.86%(61.66億kWh)で、前年同期比1.6倍である。うちグループ外への供給は47.9億kWhで、新電力需要の31.7%に相当する。公営電気事業では25事業体のうち10事業体が競争入札等へ移行している。地方公共団体の長期契約については、期中解約の申し入れを受け、ガイドラインに基づく解約補償金を提示して協議を継続する事例が確認された。
小売では、新電力シェアが長期的に上昇し、規制料金から自由料金または新電力への低圧スイッチング率は2021年9月に全国44.1%、旧一般電気事業者から新電力等への切替率は20.4%となった。燃料費調整、FIT賦課金、消費税を除く電力量単価は、各電圧で低下傾向と報告された。
都市ガスでは、2021年9月末時点の旧一般ガス事業者9社による相対卸供給は全国の都市ガス小売供給量の約10%であり、新規参入者向けは約0.4%であった。スタートアップ卸は問合せ93件のうち契約締結12件、交渉中28件、交渉終了53件である。資料は2021年7〜9月期のモニタリング結果を報告し、今後も継続して市場を監視するとしている。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「自主的取組・競争状態のモニタリング報告:電力市場のモニタリング報告」(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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