2024年11月1日から、エリアごとの需給状況と余力活用コストとのバランスを考慮した募集量削減の考え方が導入された。導入後は多くのエリアで、前日取引(三次調整力②)の平均約定単価・想定費用が10月以前より低い傾向となった。12月はエリアごとに前月比の動きが異なるため、全エリア一様の低下ではない。1月は1~15日の速報値である。
| 指標 | 資料が示す主な動き |
|---|---|
| 平均約定単価 | 11月以降、多くのエリアで10月以前より低い水準。12月は地域差あり |
| 想定費用 | 10月から11月にかけて多くのエリアで減少。東京は10.11億円から2.63億円、中部は4.06億円から1.03億円 |
| 週間取引の九州費用 | 8月の44.58億円をピークに減少し、12月は24.69億円。平均約定単価も11月3.64円、12月3.26円と低下 |
想定費用は案件ごとの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。週間取引の単価は12月に多くのエリアで概ね横ばいであり、前日取引の動向とは区別される。北海道・九州の週間取引では最高約定単価が上限価格に張り付く状況が続いている。
調達率の図表は2024年4月1日から2025年1月15日までの推移を示すが、提示された本文には個別グラフの数値がなく、エリア別・商品別の水準は特定できない。資料は引き続き調達率を注視するとしている。東京・中部では、発電事業者と小売事業者の協議およびシステム改修が整い、週間取引の応札が1月18~24日受渡分から開始された。調達率図表は1月15日までのため、この開始は反映されていない。
4~12月の余力活用契約に基づく起動指令は、週間取引の調達率が低いエリア、とくに東京・中部で回数が多い傾向が継続した。起動費等は引き続き注視する。費用表は速報値を含む概算であり、起動済み電源の余力を調整力として使うコスト等を含まないため、余力活用電源の運用コスト全体を表すものではない。
中部電力パワーグリッドは、週間商品の未達が2024年度ベースで8割を超える状況を受け、ブラックスタート機能契約のある揚水発電機のΔkWを随意契約で調達している。契約期間は2024年7月20日から2025年3月31日、容量は約61万kWである。発電事業者に生じる卸市場での逸失利益や供給力減少に伴う代替調達費等を、他の揚水機ユニットの実績を基に事後精算する仕組みである。
夏季(7~8月)は火力よりkWh価格が高い揚水の発動機会が少なく、稼働率は低かった。発電事業者の計画水位に合わせる制約が緩和され、需給調整に不要な揚発・揚水運転が減ったことも要因とされた。夏季の支払実績は、中部の週間市場調達単価4.2円/ΔkW・h、全国加重平均6.6円を下回り、総合的な需給調整費用もレベニューキャップ申請単価2.3円/ΔkW・hを下回った。ただし、軽負荷期は市場収益が得られやすく、発電事業者への支払額が重負荷期より増える可能性があるため、経済性は夏・冬と春・秋を通じて確認する必要がある。
事務局資料は、揚水発電の短時間起動・停止の容易さと高い負荷追従性を踏まえ、調整力の安定確保や広域予備率の改善に一定の意義があるとの考えを示す。中部の契約では揚水の供給力を広域予備率に計上し、契約分のΔkWを市場募集量から控除している。週間・翌々日時点で確保できる供給力となる点が、予備率の実態との乖離を改善する理由として挙げられている。
他の一般送配電事業者にも、次年度に向けて必要に応じ随意契約を検討する余地があるとの提案であり、決定事項ではない。随意契約は参加機会の公平性、コストの適切性、透明性の観点から安易に行うべきでなく、事務局が各社に説明を求め確認することが前提である。中部の夏・秋を通じた運用報告を踏まえ、他社への横展開等について意見を求めている。
※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5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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