2024年度に全商品で取引が始まったが、取引開始後も応札不足が続いている。全国の不足率は一次80%程度、二次①70~80%、二次②20~30%、三次①約50%、複合商品約60%、三次②は4月末まで40~70%、前日追加調達の一時中断後は20~60%である。商品ごとに募集量や集計期間が異なるため、数値は各資料の記載範囲での比較である。
不足はエリアに偏りがある。一次・二次①では東京・中部で応札がほぼなく、一次は九州もほぼゼロであった一方、二次①は北海道・北陸で募集量をほぼ充足した。二次②は北海道・中部で応札がなく、北陸・四国ではほぼ充足した。三次①は北海道で応札がなく、北陸・四国でほぼ充足した。複合商品・三次②は全エリアで応札があったものの、いずれも募集量を満たすエリアはなかった。三次②では、二次②・三次①の前日追加調達が5月1日受渡分から一時中断され、募集量が縮小した後に不足率も低下した。これは実績の変化であり、因果関係の確定を示すものではない。
全61会員に調査を依頼し、36会員から回答を得た。応札準備が整った会員Aは25会員、準備未了の会員Bは13会員である。リソースごとに回答区分が異なるため、回答区分の合計は会員数と一致しない。
会員Aでは25会員中18会員が、指定期間に応札を見送ったリソースがあると回答した。影響度・回答数の双方で目立った障壁は、起動費の取り漏れリスクと調整力発動リスクであり、河川制約や下げ代不足も挙げられた。会員Bでは、調整力発動リスクに加え、ΔkW上限価格が影響の大きい障壁として示された。回答数ではΔkW上限価格が最多で、余力活用と比べた金銭的インセンティブの劣後が続いた。
背景には、揚水発電の発動量が不確定な場合の上池水位リスク、週間取引での並列必須要件や先行き不透明な運用、歯抜け約定による起動費回収漏れ、再エネ上振れ時の下げ代不足などがある。会員Bの応札予定からは、2024年度中に約900MWの供出ポテンシャルが見込まれ、以後も新規リソース、とくに蓄電池の導入が予定されている。これは見込みであり、確定した供出量ではない。
資料は、応急対策で安定供給上の致命的な問題を防ぎつつ、原則外の対応に依存しない市場を目指し、恒久対策を速やかに検討する考え方を示す。対応の基本的な選択肢は、①リクワイアメント・ペナルティや要件の技術的見直し、②金銭的インセンティブの調整や応札リスクの低減、③市場参加の規制的措置である。
障壁にひもづく供出ポテンシャルを踏まえ、まず5,000MW/日以上のポテンシャルがある障壁を優先して検討する案が示された。検討対象は技術的検討と金銭等調整に整理され、設備・運用上の制約など制度上の対応が困難とされた項目は対象外である。規制的措置は適用範囲が未検討のため、今回の具体的な検討対象には含めていない。具体的な制度変更は決定されていない。
広域機関が主体となり、特に技術的検討が必要な6項目について、国およびEPRXと連携して検討を進める方針である。金銭等調整も含む各障壁への検討を継続し、必要に応じてアンケート結果を深掘りする。また、障壁が一定程度解消した段階で、応札方針が経済合理的かつ不足解消につながるかを改めて調査する。会員から寄せられたデータ提供、約定結果表示、制度案内などの要望も、必要に応じてEPRX・一般送配電事業者と対応可否を検討する。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「取引状況を踏まえた応札不足対応について」(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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