需給調整市場では2025年度上期も募集量に対する応札不足が続いた。市場外調整力(自然体余力)の控除、EPPS動作期待分の控除、揚水発電の随意契約などで募集量を調整し、三次②では募集量削減や30分単位化も進めた。全国では一次・二次①の不足がなお大きい一方、二次②は全エリアでおおむね募集量を充足し、三次①・複合商品・三次②も年度当初より改善した。一次では東北・東京・中部・九州、二次①では東北・東京・中部の不足率が高い状態が続くなど、商品・エリアによる差が残る。図表の数値系列は本文に示されていないため、具体的な不足率は特定できない。
| 対策・取引 | 状態・適用時期 | 要点 |
|---|---|---|
| EPPS動作期待分の控除 | 2025年4月26日実需給分から準備済みエリアで開始 | 固定600MWを考慮した必要量算定により、試算では全9エリア合計約2,193MWから約1,200MWへ、約45%低減する見込み |
| 市場外調整力の控除 | 2025年6月14日実需給分から順次開始。適用期限は2026年3月 | 火力の「市場売れ残り」「契約要因」と、揚水の水位制約を考慮した自然体余力を対象とする。燃料制約・要件起因の入札制約は対象外 |
| 揚水発電の随意契約 | 中部に加え、東北・北海道・関西・東京で認められた | 市場未達時の調整力確保に用いる。参加機会・価格の適切性を確認し、契約価格等は事後監視する |
| 三次② | 30分コマ化は2025年度から適用 | 効率的調達(3σから1σ相当)や募集量削減と合わせ、高い調達率を維持 |
2026年度には週間商品の前日取引化と全商品の30分化を予定する。前日化による応札余力の増加が見込まれる一方、資料は応札不足の解消を確定事項とはしていない。一次のΔkWマージンは供給力・運用制約上、基本的に廃止する方向と整理されたが、実績が乏しいため廃止時期は未決定である。二次①の広域調達は、広域運用を確認した上で2027年度開始を目指して検討する。
制度的措置(市場応札の義務化等)は、2026年4月からの導入を見送る方向で整理された。事業者のシステム改修や運用負担が理由である。ただし、市場状況が悪化すれば導入検討を再開し得る。また、同時市場の開始前に全電源の応札を一定範囲で求める方向性が示された。システム改修費を回収できず事業者に非合理的損失を与える電源群は、制度的措置の対象外とする方向である。
三次②の必要量は、過去の再エネ出力誤差実績を基に、日射量予測の信頼度階級別テーブルから算定している。NEDO事業で得られた信頼区間幅予測は、日射量の誤差幅から必要量を直接算出する考え方であり、予測精度面の示唆がある。安定供給や実務上の影響、現行方式との比較を含め、一般送配電事業者等と詳細検討を進める予定である。北陸では1σ対応の信頼度階級予測を2025年10月から導入することとなり、東京・中部でも必要量低減効果が見込まれる見通しである。
変動性再エネについては、現行制度でもFIP電源等の市場参加は可能だが、予測誤差を考慮すると応札量が小さくなり得る。出力制御時には需給調整市場の対価性が相対的に高まる可能性があり、まず出力制御断面での活用に向けて課題を検討する方向である。
2025年度下期は、2026年度の前日取引化等への準備に加え、三次②必要量の低減、2027年度の二次①広域調達、揚水発電の市場活用、市場外調整力控除の実態確認を進める予定である。週間商品の調達費用については、市場外調整力や揚水随意契約による募集量控除の効果を注視し、必要に応じて追加の募集量削減や上限価格見直しを検討する。これらは検討課題であり、実施決定ではない。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「需給調整市場検討小委員会における議論の方向性と整理(2025年度上期実績および2025年度下期の予定)」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/chousei_sagyoukai/)をもとに当社作成
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