2018年10〜11月、九州では8日間にわたり9〜16時に再エネ出力制御が行われた。資料は、余剰が見込まれる時間帯にも、①スポット市場価格が平均約3〜7円/kWh、②インバランス料金が平均約3〜6円/kWhにとどまり、余剰を十分に反映していないと整理する。また、スポット入札終了時に関門連系線の空きが残るコマがあり、11月10日には最大595MWであった。これらは分析で確認された事象であり、原因への対応は提案段階である。
| 課題 | 資料が示す状態・影響 |
|---|---|
| エリアプライス | 余剰時は0円/kWh近傍が合理的とするが、現状は太陽光の売入札価格などにより下げ止まる。安価な電気を使う需要・蓄電等への価格シグナルが弱まる。 |
| インバランス料金 | 一部コマでエリアプライスを上回り、余剰を市場で売るより余剰インバランスとして精算する方が経済合理的になり得る。 |
| 連系線 | スポット市場で使われなかった空き容量は、その後の広域周波数調整で活用され、他エリアに下げ調整が必要となった。 |
| 論点 | 資料の提案・整理 | 状態 |
|---|---|---|
| 太陽光の限界費用 | 発電量を買取事業者が制御できない場合、FIT・卒FITとも限界費用をJEPX最低入札価格(0.01円/kWh)とする。契約上制御できる場合は、契約上の買取価格(従量制なら従量料金)とする。 | 入札の考え方の整理案 |
| FIT特例①の余剰 | 激変緩和措置対象電源でも、市場売却・他社転売分は計画に基づき対象外となり、市場連動の回避可能費用が適用される仕組みの周知・運用を徹底する。自社需要を超える分のFIT特例③(送配電買取)への切替えも促す対応を資源エネルギー庁に求める。 | 対応を望む提案。切替えは発電事業者に損失を生じさせないと記載 |
| 出力制御量 | 前々日予測だけで決めず、前日10時のスポット市場での売れ残り実績を考慮して制御量を算定し、発電計画を変更する方式などを検討する。 | 資源エネルギー庁での検討を提案 |
| インバランス料金 | 出力制御時の余剰インバランス料金がエリアプライスを十分下回るよう、算定方法を検討する。K・L定数による補正の検討と合わせ、実務上の実現可能性も踏まえる。 | 電力・ガス基本政策小委員会での検討を提案 |
回避可能費用は原則として市場価格連動であるが、小売買取には自由化後5年間の激変緩和措置があり、一定条件下で従来方式が適用される。市場売却・転売分は裁定取引防止のため同措置の対象外となる。FIT特例①の全電源を特例③へ移すことは、一般家庭を含む契約の切替え交渉コストから現実的でないとの見方が示されている。資料は各対応を提案・検討事項としており、決定済みの制度変更は示していない。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「第35回 制度設計専門会合 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_system.html)をもとに当社作成
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