2023年度夏季の東京エリアkW公募は、精算と運用の事後確認で問題となる点は発見されなかった。7~8月の契約容量は58.1万kWで、発動指令量は約2,542万kWh。市場供出等の利益還元は約18億円、調達額等は約88億円、還元率は約20.3%であった。マストラン運転分の収益約17.9億円を除く還元率は1.13%である。
還元率が過去の2021年度冬季・2022年度夏季より低い主因は、調達量に対する発動量が少なく、市場約定単価が発動指令時単価を上回るコマも少なかったことである。発動指令への平均未達度合は案件ごとに0.40~14.33%で、未達にはDRのベースライン想定や燃料制限などがあった。市場入札はエリアプライスと発動指令時単価の高い方を基準とし、マストラン分は全コマで全量約定していた。
| 論点 | 確認結果 |
|---|---|
| 契約電源の燃料費 | 応札価格に燃料変動リスクは織り込まれておらず、実費精算により応札時価格から約9億円を追加支払い。燃料価格・為替の上昇や燃料必要量の増加を確認し、精算は合理的と判断された。 |
| 6月の期間外供出 | 利益の50%を還元する条件で契約。実際の発動指令はなく、必要燃料費は本契約の精算で処理された。 |
| 9月の期間外供出 | 利益の50%還元に加え、緊急稼働を踏まえ発動指令時単価に参考価格45円/kWhを採用。精算額は約7億円、還元額は約2億円(還元率31.2%)で、実費等に基づく精算に問題はなかった。 |
6月・9月の契約は、需給逼迫の可能性を確認した後に協議が始まり、必要かつ緊急に稼働できる落札電源を対象としていた。9月は、8月時点では逼迫が見込まれず、稼働延長の具体的協議が困難だったと説明されている。
募集量30万kW(最大90万kW)に対し、応札量は71.2万kW、落札量は57.6万kWで、平均落札価格は11,316円/kWであった。マストラン費用を除く平均は3,032円/kWである。落札後の随意契約はDRのみ0.5万kWで、当初の応札価格で契約された。公募調達費用は随意契約分を含め約66億円であった。
Pivotal Supplierに該当する事業者の入札価格についても聴取し、燃料費や固定費の計上方法を確認した。燃料費は入札時の先物価格・為替を基に算定され、修繕費は想定運転可能期間のうち提供期間分を按分していた。資料は、価格規律の考え方に沿った確認を報告している。
需給調整市場の上限価格は、資源エネルギー庁の電力・ガス基本政策小委員会で商品別に整理された。週間取引で必要量を確保し、市場調達の機会を損なわないことを重視した決定である。
| 商品 | 上限価格の基本水準 |
|---|---|
| 複合・一次・二次① | 前日取引の加重平均値+3σ相当(約50円/ΔkW・h) |
| 二次②・三次① | 前日取引の加重平均値+1σ相当(約20円/ΔkW・h) |
| 前日取引(三次②等) | 設定なし |
価格水準は実際の取引状況を踏まえ、必要な調整力の確保とコスト抑制を両立する観点から不断に見直す。例えば3か月ごとに妥当性を確認し、関係事業者のセルフレビューを行う案が示されている。取引規程の改定を経て運用の詳細が定められる予定である。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「東京エリアの2023年度夏季kW公募運用結果の事後確認等について」(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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