2025年4月~2026年2月10日の取引実績では、前日取引(三次調整力②)の1月平均約定単価は四国を除く全エリアで前月比上昇し、最高単価も北海道を除いて上昇した。東北・中部・北陸・中国では最高単価がそれぞれ195円、200円、194円、194円/ΔkW・30分に達した。2月は10日までの速報値である。
週間取引(一次~三次①)では、1月の平均約定単価が中部・関西・中国・四国で上昇し、最高約定単価は全エリアで上限価格となった。想定費用は北海道・東北・北陸を除いて前月比増加した。中部・関西では、随意契約を結ぶ揚水発電機の稼働量低下もあり、約定量と想定費用が高い水準であった。想定費用は約定単価と約定量の積み上げであり、未使用の起動費はTSOに返還される。2月の費用・約定量は1~10日の実績を3倍して月間値と比較している。
一次調整力は、引き続き多くのエリアで未達が多い。一方、複合商品はエリアごとの差があるものの、直近では多くのエリアで応札量が募集量を超えている。中部・関西では揚水発電機の稼働量低下もあり、募集量が高い水準となっている。募集量の変動があるため、事務局は約定単価・調達費用を含めて引き続き動向を注視するとしている。図表は日単位集計のため、募集量と応札量の大小関係が調達率と一致しない場合がある。
余力活用契約に基づく起動指令は2026年1月まで確認対象とされ、動向を継続監視する。起動費・最低出力費用の1月値は速報値であり、表の費用は起動済み電源の余力活用コストなどを含まず、余力活用電源の運用コスト全体を示すものではない。中部の1月値は起動費のみで、最低出力費用は翌月以降の報告に反映予定である。
2025年4~12月の起動費等の事後精算は北海道で8~12月に増加し、12月は4.7億円であった。経済差替に伴う事後精算は主に中部で発生し、10月に5.2億円(2,156件)となった。東京は各月0.0億円の表示を含む少額精算である。0.0億円は1,000万円未満を示す。これらは実績であり、資料は今後も動向を注視するとしている。
B種電源では、ΔkW価格の「一定額」を、当年度分の固定費回収に必要な合理的な範囲で事務局との事前協議により定める。A種の一定額は0.33円/ΔkW・30分である。B種の固定費上限は、当年度分の減価償却費等を含む固定費から他市場収益を控除して算定し、容量市場収入は経過措置で得ていない場合も得たものとみなす。
今回、蓄電池の1社1件について、固定費、他市場収益、想定約定量、他電源との費用按分を確認した。固定費の期間按分や費用の按分を確認し、合理的な説明ができない項目は修正された。容量市場収入は新規リソースで参入機会がなく、卸電力市場収益はアービトラージを予定せず、応札余力確保のための充放電収支もマイナス見込みとして計上していない。想定約定量は供出可能量と想定約定ブロック数から算定された。
一定額が1.64円/ΔkW・30分を超える案件として、固定費総額、2024年度の応札額水準との差、他市場収益・想定約定量の算定を個別精査し、修正後の協議内容に不適切な点はないと確認した。また、需給ひっ迫のおそれがある場合の応札、固定費回収後のマージンを0.33円とすること、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(調整力kWhのマージンを含む)に対応する方向を確認した。制度設計の趣旨に反する事実は見受けられず、事務局が確認した値を今回の一定額とした。2026年2月10日時点の協議成立は累計9社・37件であり、今回の1社1件を含む。
※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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