需給調整市場の価格規律は、電源をA種(固定費回収済み等)とB種(固定費未回収)に分ける案である。A種は機会費用(逸失利益)に一定額0.33円/ΔkW・30分を加え、B種は固定費回収に必要な範囲内で、監視等委員会との個別協議により一定額を決める。固定費上限は「減価償却費等を含む固定費-他市場収益」とし、容量市場の経過措置で減額された収入も得たものとみなす。事業報酬は一定額に算入しない案が適当とされている。
B種協議では、所有する全電源の固定費・他市場収益見込み、容量市場応札価格の根拠、想定約定量の試算根拠などを提出させ、他電源への費用・収益の付け替えを確認する。協議結果は電源を特定できない範囲で公表する。協議がガイドライン適用後も整わない場合、暫定額は0.33円を上限とし、協議成立後の差額は以後の取引に計上できる。これらは審議を踏まえて委員会へ報告し、ガイドライン改定を進める提案である。
電源トラブル時のΔkW高値再登録は、現時点では認めない案である。市場調達額が上がり、費用が国民負担となるためであり、調整力の調達状況を踏まえて必要に応じ見直す。現行の差替え時の基本ルールは、差替え後ユニットに合わせて単価を変更する一方、差替え後単価を差替え前以下とすることである。
持ち下げ供出機・差替え電源の再登録単価を算定する際は、当初応札時に参照した市場価格と限界費用を用いる案である。差替え単価には起動供出機のコストを含めず、従来の「差替え前単価以下」の制限も維持する。起動費を計上して約定した後、一般送配電事業者の停止指令で実需給までに起動しなかった場合は起動費を清算する。起動費等の入札反映は原則1回分までとする整理などをガイドラインに明記する案も示されている。
2028年度向け以降の公募では、応札検討者に必要kW・kWhの目安を応札前に示す方向である。送配電事業者は全ての候補電源の組み合わせを検討し、必要量の最高値を提示する。既契約・新規参入の事業者に同じ対応を行うことを確認しており、公平性上問題ないとの事務局判断である。
ただし、落札後に確定した必要量が事前提示した最高値を下回ると、最高値を前提に他市場収益を見積もった応札額が、実際の必要量に基づく場合より高くなる可能性がある。実質的な競争がない場合にこの差が生じたときは、約定後必要量で他市場収益を再計算し契約する案であり、事務局が落札結果確認時に必要性と再計算額を確認する。
2024~2026年度の既契約案件では、純揚水等のBS必要容量と容量市場の供給力の重複を避けるため、該当分が容量市場から部分退出する整理となった。容量市場収入の減少分は応札後の制度変更によるため、事業者だけに負担を求めず当事者間で協議する案である。妥当と認められた見直し額は、レベニューキャップの検証を経て収入見通し・託送料金に反映される。
また、2029年度向け以降の公募要綱では、最低支払額にBS機能維持コストに加え、BSに必要なkW・kWhを確保することで生じる逸失利益を含めることを認める案である。容量市場収入決定後に最低支払額で契約し、必要kW・kWh分の期待利潤を含める案件は、監視等委員会が事後に額の妥当性を確認する。2028年度向け公募は募集開始済みであり、この案の対象外である。
2024年度以降、沖縄を除く9エリアでは電源Ⅰ・Ⅱの公募を行わず、需給調整市場を通じて調整力を調達する。一方、沖縄では公募が続くため、公平性・透明性を確保する考え方を示す調整力ガイドラインは沖縄向けに存続させ、必要な修正を行うことが適当との提案である。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「需給調整市場の運用等について」(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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