本資料は、需給調整市場で応札が少ない揚水発電について、一次・二次①を含む商品への応札リスクを下げる早期・期間限定の対応案を示し、議論を求めるものである。対応策①・②の導入が決定したわけではなく、適用対象や時期、具体的な運用は今後、国と連携して整理する段階である。
主な障壁は、ΔkW発動に備えるポンプアップ原資の確保と、一次・二次①の約定時に必要な最低出力での並列運転である。後者は並列要件自体より、週間断面では電源態勢の持替えを確約できず、アセスメント違反や計画不一致のリスクが生じる点が問題とされる。2026年度に予定する週間商品の前日取引化で、この制約は一定程度緩和する見込みである。
| 案 | 適用状況・TSOの対応 | 費用・アセスメントの提案 |
|---|---|---|
| 対応策①:代替ΔkW | 揚水事業者が最低出力等の供給力を準備できない場合、TSOが余力活用電源等で代替ΔkWを確保する。 | 揚水へのΔkW費用は支払わず、通知後のアセスメントは実施しない案。代替ΔkW費用は一般負担とする。 |
| 対応策②:TSOによる並列 | 供給力は確保できたが販売先がなく、揚水を並列できない場合、TSOが調整力指令で並列し、調整力として運用する。 | ΔkW費用を支払い、システム改修に数年を要するため、期間限定で実質的にアセスメントⅠ・Ⅱを免除する案。 |
対応策①では、一次・二次①を含む落札済み週間商品について、供出不可の通知を前日12~15時に行う案である。対応策②では、最低出力分の並列・上げ調整と別電源の下げ調整に伴う精算のほか、発電計画がゼロの場合のΔkW約定範囲へのアクセス、公平性やゲーミング防止が論点となる。対応策②は、属地TSOと一次調整力相当以外の調整力機能で余力活用契約を結んでいることが条件であり、適用時は揚水事業者が水位の上下限幅を広げる必要がある。
両案は事業者に新たな義務を課すものではなく、応札リスクを軽減する選択肢として提案されている。取引規程外の対応であり、開始には事業者と一般送配電事業者の申合書等を改定し、業務フローや不適切行為の扱いを定める必要がある。適用対象商品は、一次・二次①の単独商品またはこれらを含む複合商品に限定する案である一方、揚水以外のリソースへの適用や終了時期は未決定である。
事業者ヒアリングでは、供出リスク低下による応札量の増加が見込まれるとの意見があった。他方、最低出力を考慮した複合入札は価格算定が煩雑で、単独入札に比べた収支上の誘因が乏しいとの指摘や、ツール改修に数か月かかる見込み、前日通知への対応負担も示された。資料は、誘導的・規制的措置を含む追加検討の必要性を挙げている。
対応策の対象リソース、適用期間、運用・精算の詳細は、国との連携のもとで引き続き検討する。資料では、応札不足が緩和した時点または2026年度の前日取引化時点で終了する選択肢にも触れているが、終了条件は定まっていない。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「調整力提供者における揚水応札拡大方策について」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/jukyuchousei/)をもとに当社作成
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