検証Bは、同時市場の価格算定方法が市場価格と回収漏れ費用に与える影響を調べる作業である。価格算定方式は未決定であり、検証Aと同じ需給データおよび標準的なSCUC・SCEDで得た電源構成・出力配分を固定し、広域機関を中心に複数の価格シナリオを並行比較する方針である。比較指標は市場価格の平均値・ボラティリティとUpliftの多寡である。
| 論点 | 比較する案・条件 | 判断に必要な点 |
|---|---|---|
| 最低出力費用 | 最低出力の平均費用と限界費用カーブ/平均費用カーブ | 平均費用カーブは第一二区分の費用回収漏れや価格高騰を避け得る一方、出力量確定後の価格計算負荷等を検証する。両カーブの価格差を測る。 |
| ΔkWの考慮 | 案A:ΔkWを考慮しない/案B-1:同時最適結果でkWhとして出せる領域を考慮/案B-2:同時最適結果にシャドウプライスを適用 | 調整力確保のため出力下限で運転する電源が、追加需要に応じて出力を増やす限界電源とは限らない。kWh価格とΔkW価格への影響を比較する。 |
| 需要の価格弾力性・ΔkW-Ⅰ | 当面、需要を固定し、ΔkW-Ⅰは検証対象外 | 買い入札による需要変化は検証Aで実現性・妥当性を検討中である。需要固定のため、TSO予測需要と小売調達需要の差であるΔkW-Ⅰの価格算定も扱えず、検討進捗に合わせて追加する。 |
価格シナリオの結果を踏まえ、まず前日同時市場のkWh価格方式を検討し、方式によって変わり得るΔkW価格も続けて検討する。さらに、前日同時市場・時間前市場・調整力kWh市場・余力活用契約で価格規律が異なる場合の経済性や、小売事業者のヘッジ・計画値同時同量のインセンティブも検証課題である。
検証Aと共通の全国需給データを用いて年間8,760時間をシミュレーションする。需要は第6次エネルギー基本計画の2030年度野心的想定8,640億kWhを送電端ベースに換算した7,681億kWhとし、需要カーブ・エリア配分は2019年度実績を基に補正する。電源は2030年度想定を基礎とし、再エネ設備量は同計画の野心的水準を反映する。
調整力は簡易区分とし、調整電源の固定運転(セルフスケジュール)は模擬しない。燃料種・出力帯ごとに非公開の個別諸元を平均化するが、計算収束性と実態への近さを考慮し、石炭・従来型LNGなど設備規模の幅が大きい燃種は小・中・大に分ける。標準ロジックでは予備力7%、LFC調整力2%を確保する。燃料費は公開燃料価格・部分負荷効率等を用いた標準モデルによる試算であり、市況変動を踏まえた追加検証の要否は今後検討する。
市場価格が限界費用を反映して起動費等を含まない場合、電源は市場収益だけで起動費や最低出力費用を回収できないことがある。Upliftの多寡は、費用回収漏れの判定期間に左右されるため、各価格シナリオでコマ単位・1日・1週間の方式を定量比較し、方向性を整理する提案である。
判定期間のほか、起動費が漏れない価格計算の実現性、費用回収の対象者、負担を約定量で比例配分するかも未決である。起動費等の回収を調整力供出のための起動分と区別する論点も示されている。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「同時市場における価格算定方法の検証(検証B)の進め方等について」(経済産業省)(https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/doji_shijo_kento/index.html)をもとに当社作成
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