2025年度実施の容量市場メインオークションでは、約定総容量は1億6,608万kW、経過措置控除後の約定総額は約2兆2,094億円であった。エリアプライスは北海道14,972円/kW、東北・東京15,111円/kW、中部・北陸・関西・中国・四国12,388円/kW、九州15,112円/kWである。FIT電源等の期待容量などを含めた調達量は1億9,677万kWとなる。
| 指標 | 主な結果 |
|---|---|
| 全国の応札容量 | 約1億7,234万kW。全体の落札率は96.4% |
| 区分別落札率 | 安定電源96.6%、変動電源(単独・アグリ)100%、発動指令電源89.4% |
| 全国の供給信頼度 | 0.013 kWh/kW・年(目標調達量で維持される基準値は0.009) |
| 応札価格 | 加重平均2,621円/kW。応札容量の74.7%が0円/kW、Net CONE(10,075円/kW)以上は1,931万kW |
需要曲線・供給曲線の交点における供給信頼度を基に市場分断を判定した結果、中部・北陸・関西・中国・四国が充足ブロック、その他のエリアが不足ブロックとなった。不足エリアでは全国の供給信頼度を満たすため計688万kWを追加した(北海道91万kW、東京432万kW、九州165万kW)。東北・東京が不足状態のまま追加可能な電源がなくなったため、減少処理は行われなかった。
発動指令電源は調整係数反映後の容量で約定処理された。北海道の調整係数は事後算定で約90.9%、他エリアは100%である。調整係数反映後の応札容量が全国H3需要の4%に相当する応札上限を超え、同一価格の応札が複数あったため、中部・中国・四国・九州では実効性達成率で落札電源を決定し、一部は同率のためランダムに決定した。
応札容量の92.8%は安定電源であり、発電方式別ではLNGが38.9%、石炭等が22.1%、揚水が13.3%を占めた。非落札容量は623万kWで、その87.8%が石油・LNG、60.1%が実需給年度起点で経年40年以上の電源であった。応札価格がNet CONE以上の容量では、石油・LNGが合計74%を占める。
登録期待容量に対し、期待容量を下回る容量で応札したケースは約490件・847万kW、期待容量を登録したが応札しなかったケースは約360件・954万kWであった。卒FIT電源の期待容量は98万kW、変動電源(アグリゲート)の応札容量は84万kWである。
2029年度の容量拠出金は、メインオークションと長期脱炭素電源オークションの約定結果に基づく試算である。メインオークション分は一般送配電事業者1,850.4億円、小売電気事業者2兆851.9億円、長期脱炭素電源オークション分はそれぞれ47.5億円、561.2億円と試算された。メイン分の送配電事業者負担はH3需要の8%相当とし、小売負担は送配電事業者負担と経過措置控除分を差し引いて算定している。
本資料は約定結果と集計値の公表であり、個社情報を特定しないため原則3者以上のデータで集計し、供給曲線にはスムージング処理を施している。容量拠出金は試算値であり、資料には確定請求額として示されていない。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「容量市場メインオークション約定結果(対象実需給年度:2029年度)」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/youryou_kentoukai/)をもとに当社作成
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