北海道エリアで2025年7月19日に開始した揚水随契は、2025年11月末までの複合必要量の51.9%を担い、総合単価を随契前の9.2円から7.6円/ΔkW・hへ押し下げた。資料は、費用低減と一定の市場参加機会が確認されたとして、2026年度以降も契約を継続する考えを示している。継続は資料時点での事業者の意向であり、決定事項とは記載されていない。
| 指標 | 随契前(4/1~7/18) | 随契後(7/19~11/30) |
|---|---|---|
| 揚水随契の確保割合 | ― | 51.9% |
| 総合単価 | 9.2円/ΔkW・h | 7.6円/ΔkW・h |
| 需給調整市場単価 | 9.6円/ΔkW・h | 11.6円/ΔkW・h |
| 余力活用単価 | 6.7円/ΔkW・h | 11.9円/ΔkW・h |
随契後、揚水の単価は3.8円/ΔkW・hで、RC申請単価5.43円/ΔkW・hを下回った。市場調達・余力活用の一部を相対的に安価な揚水随契へ置き換えたことが、総合単価低下の要因とされる。一方、市場・余力活用それぞれの単価は随契前より上昇した。資料は、ベース電源の複数台補修停止による電源持替費用の増加や、市場調達に占める蓄電池の割合上昇を要因として挙げている。
| 項目 | 内容 |
|---|---|
| 契約期間・容量 | 2025年7月19日~2026年3月31日、34万kW(定格20万kW×2台の85%) |
| 契約額 | 対象発電機の固定費(容量市場収入等を除く) |
| 運用 | TSOが運用し、池容量はBGとTSOで分割して計画・管理 |
| 市場募集量 | 揚水随契で確保したΔkWのうち1台分相当(20万kW)を商品ごとの週間募集量から控除 |
北海道は連系線の運用容量が小さく、他エリアからの調整力調達が限られる。電源構成上、安価な海外炭等がベース電源となるため、調整力には石油火力や蓄電池など高価な電源が必要となり、調達単価が他エリアより高いと資料は説明する。随契した揚水の調整能力は全商品で活用可能として各商品の募集量から控除され、随契後は需給調整市場の調達量・費用が減少した。
随契後も応札量に対して一定量を調達しており、とくに蓄電池では、応札量に占める調達量の割合に前後で大きな変化はなく、市場参加機会が確保されたと資料は評価する。調達電源の構成は基本的に変わっていないとされる。電源種別ごとの単価には競争による低下傾向があるものの、揚水随契単価をなお上回る。
事業者は、前日取引化に伴うスポット市場での供給力の先取りに備えるため、揚水随契で調整力を事前確保することが、連系線制約のある北海道の安定供給により資するとしている。2026年度以降も随契を継続し、調達費用による社会コストの抑制と、確実な調整力確保を目指す意向である。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「北海道エリアにおける揚水随意契約について」(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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