2025年4月~7月10日の需給調整市場では、三次②の6月平均約定単価が多くのエリアで1円未満となり、5月に高かった東京も3.12円から1.21円へ低下した。一方、週間取引(一次~三次①)では自然体余力の控除開始後、関西・中国を除く7エリアで6月の約定量が減少したが、関西の想定費用は9エリア中最大の33.32億円となった。
| 対象 | 6月の主な結果 | 背景・留意点 |
|---|---|---|
| 三次②(前日取引) | 多くのエリアの平均単価が1円未満。東京は1.21円。 | 最高単価は中部・北陸200円、九州197円、東北195円。 |
| 一次~三次①(週間取引) | 7エリアで約定量が前月比減。関西の想定費用は33.32億円。 | 6月14日受渡分以降、準備が整ったエリアから自然体余力の控除を開始。関西は6月21日、北海道は7月5日受渡分から。 |
週間取引では、中部・北陸・九州の想定費用が前月比で増加し、東北・東京・四国では減少した。東北を除くエリアで6月の最高約定単価が上限価格となり、北海道・中国・九州では4月以降、上限価格に張り付いている。7月は10日までの速報値であり、月間値との単純比較には留意が必要である。
一次調整力は北海道に加え、中国・四国でも応札量が募集量を上回る機会が増えたが、多くのエリアでは未達が続いている。複合商品は一部エリアで応札量が募集量を下回る状態が自然体余力控除開始後も続く一方、募集量を上回る機会が増えたエリアもある。複合商品の応札量に加え、約定単価・調達費用の推移も監視対象である。
7月以降は自然体余力控除の影響が月を通じて表れる見込みであり、北海道・関西でも揚水随意契約が開始されるため、資料は引き続き動向を注視するとしている。募集量・応札量・調達率の図は日単位の集計であり、募集量と応札量の関係が調達率と一致しない場合がある。
4~6月の余力活用契約による起動指令は、6月に東京14回、中部16回、東北9回などであった。起動費・最低出力費用は概算を含み、6月は報告済みの速報値のみである。表の費用には、起動済電源の余力を調整力として活用したコスト等が含まれず、余力活用電源の運用コスト全体を示すものではない。
今年度開始の事後精算は、4~5月の起動費等精算が北海道・東京・中国などで計上された。経済差替に伴う精算は中部のみで、4月0.8億円(304件)、5月1.4億円(655件)であった。これは一般送配電事業者から発電事業者への精算額である。
監視では、火力電源のV1・V2(調整力kWh市場の上げ・下げ調整価格)について、限界費用の捉え方に誤りのある事案が確認された。MMSは最大20の出力帯ごとに価格を登録し、出力帯の上昇に伴ってV1・V2が単調増加する仕様である。ガイドライン上、火力電源の限界費用は増分燃料費等を基本とする。
資料に記載された対応は見直しの要請であり、是正完了や制度変更の決定は示されていない。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「需給調整市場の運用等について:第11回 制度設計・監視専門会合 事務局提出資料」(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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