2024年4月の需給調整市場全面運開に向け、12社の調整力提供者に応札準備状況を聴取した。システム整備と実務準備はおおむね初回取引に間に合う見込みである一方、商品要件や価格規律が応札を抑える要因となる意見が確認された。資料末尾の速報では、3月26日に実施された初回取引はシステムトラブルなく進んだが、4月1~5日の対象期間に、一次・三次①・複合商品は全エリアで調達不足があり、二次①・二次②も大半のエリアで不足した。1ブロックでも不足があれば「調達不足あり」とする集計である。
| 応札を抑える要因 | 応札への影響 |
|---|---|
| 揚水の並列必須要件、週間先の運用制約 | 一次・二次①への応札が難しい |
| 余力活用と比べた収益性、起動費の回収漏れリスク | 追加起動や多数ブロックへの応札を控える |
| 相対契約の通告変更権、発動量の不確実性 | 週間時点で余力を確定できず、応札量を抑える |
| BG下げ代不足、複数ユニット応札のアセスメント・ペナルティリスク | 持ち下げ応札や複合入札を避ける |
| ΔkW上限価格と機会費用・逸失利益の不一致 | 上限超過が見込まれる週間商品に応札しない場合がある |
応札不足が全面運開当初に顕在化する可能性を踏まえ、制度検討作業部会では、安定供給に必要な調整力を準備するため、余力活用による特別対応を実施する整理となった。本資料はその具体的な運用案を示す。市場外の原則外対応であり、経済性と事業者間の公平性を確保し、特定事業者に恣意的な有利・不利が生じないようにすることが前提である。
| 論点 | 提案されている基本的な考え方 |
|---|---|
| 判断タイミング | 週間計画、翌々日計画、翌日計画の提出後の3回。電源態勢の変更時は間の判断もあり得る |
| 判断基準 | 約定ΔkW、エリア内全電源の余力、次回判断時に起動した場合の余力を考慮しても必要量が不足し、次回判断では間に合わない電源に限り起動を判断する。起動量は想定不足量を基本に、余力減少リスクも加味する |
| 追加起動順 | 調整単価・起動費を考慮し、社会コストが過度に増えない順とする案。指標単価の安い順も選択肢である |
追加起動順の指標単価案は「(持ち替え費用単価×最低出力+起動費)÷ΔkW」である。判断基準や指標単価を含む運用の細部は、本資料では提案・検討段階である。
週間商品は2026年度の前日取引化が予定され、揚水の運用見通しや相対契約の余力確定などの制約が一定程度軽減すると見込まれている。ただし、これは予定・見通しである。ΔkW上限価格は2024年4月1日~10月4日適用分として、一次・二次①・複合商品が19.51円/ΔkW・30分、二次②・三次①が7.21円/ΔkW・30分と公表済みである。
広域機関は国と連携し、2024年度以降の取引実績を注視する。応札行動の確認のため事業者ヒアリングを随時行い、特に技術的検討が必要な課題の対応策を検討する。商品要件や価格規律に関する課題も、取引実績を踏まえて引き続き検討する方針である。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「調整力提供者ヒアリングを踏まえた対応の方向性について」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/jukyuchousei/)をもとに当社作成
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