2017年10~12月期は、JEPXの取引量が拡大し、約定量が電力需要に占める割合は期平均8.2%、12月時点で7.8%となった。前年同期比は期平均2.7倍であり、スポット市場約定量は163億kWh(2.9倍)、時間前市場は5.3億kWh(1.3倍)であった。スポット市場では旧一般電気事業者の売り約定が128億kWh(3.9倍)、新電力等の買い約定が102億kWh(2.0倍)に増加した。
| 指標 | 2017年10~12月期 | 比較・補足 |
|---|---|---|
| スポット平均システムプライス | 9.34円/kWh | 前年同期8.25円、前期9.50円。前期比では低下 |
| 時間前市場平均約定価格 | 9.80円/kWh | 前年同期8.23円、前期9.12円。上昇 |
| スポット市場分断発生率 | 東西71.2%、北海道・本州91.8% | 東西は前年同期47.3%、北海道・本州は87.0% |
燃料価格(一般炭、C重油、LNG)とシステムプライスはいずれも10月から12月にかけて上昇した。価格は時間帯・地域で異なり、夜間平均8.21円/kWhに対し昼間は10.15円/kWhであった。11月中旬以降、中部以西の各エリア価格とシステムプライスの値差が拡大し、北海道の価格差も大きい状態が続いた。東西値差の日平均はマイナス1.02円/kWhで、東より西が高い日が前期より増えた。
スポット市場では売り入札348億kWhの87%を旧一般電気事業者が占め、買い入札314億kWhは旧一般電気事業者189億kWh、新電力等124億kWhであった。余剰電力の取引所への供出は、特定日の調査で各社がおおむね入札可能量に近い量を入札していた。売買両建て入札は各社で両建てコマ率が90%以上だが、両建てでも売買量が偏る場合が多く、グロス・ビディングに伴う高値の買い入札も見られた。
先渡市場の約定量は引き続き非常に少なく、月間商品の買い入札は前期より減少、週間商品は概ね同水準であった。旧一般電気事業者は経済効果を目的に活用する一方、市場分断時の精算価格変動や需給変動をリスクとして挙げている。電源切出しは複数社で実施済みであり、北海道電力は2018年4月から水力発電所由来の年間約2億kWh、東北電力は同月から1万kWを期間を定めず切り出す方向で協議中である。いずれも協議段階である。北陸・九州電力も検討・協議中である。
相対取引による供給は総需要の1.68%(12月、12.3億kWh)で、グループ外供給は総需要の1.04%、新電力需要の8.1%を占めた。地方公共団体の売電契約は解消・見直しの協議例があるものの、「申し入れ・相談はない」とする回答が大勢であり、当期に公営電気事業の新たな競争入札はなかった。過去の入札に基づき供給中の契約は8件である。
JEPX約定量は2012~2016年度に年平均34.3%増加した一方、先渡市場は年平均9.8%減少した。スポット価格は2013年度冬季をピークに下落した後、2016年6月以降は上下を繰り返しながら緩やかな上昇傾向にある。価格ボラティリティは2017年5月をピークに低下している。入札量を10万kW増やす簡易試算では、売り・買いとも価格が約0.30円/kWh変動する結果である。
2017年12月時点の新電力シェアは総需要の約12.7%、特高・高圧15.8%、低圧7.7%で、関西・北海道・東京のシェアが相対的に高い。新電力の調達に占めるJEPX比率は38.9%、常時バックアップは14.9%である。部分供給は12月末に17,465件となり、前回9月末の18,398件から減少した。供給形態は「新たな形態」が最多である。
スイッチングは2017年12月時点で、新電力への切替が約542万件(8.7%)、旧一般電気事業者内の規制・自由契約間切替が約346万件(5.5%)で、合計約888万件(14.2%)である。地域別の新電力切替率は東京12.2%、関西11.5%が高く、中国2.2%、北陸2.6%が低い。資料は当期のモニタリング結果を報告し、今後も継続して市場を監視する方針を示す。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「自主的取組・競争状態のモニタリング報告(平成29年10月~12月期)」(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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