2020年12月中旬以降、寒波による需要増とLNG火力の停止・出力低下などを背景に、スポット市場価格が急騰した。1日平均は2021年1月13日に154.6円/kWh、コマ価格は1月15日に過去最高の251円/kWhに達した。全国需要は前年同期比で12月後半に8%、1月(21日まで)に11%増加し、12月1日から1月22日までの停止・出力低下は一日平均73百万kWであった。12月末から1月初めには停止・出力低下に占めるLNG火力の割合も上昇した。
| 指標 | 主な実績 |
|---|---|
| スポット価格・1日平均最高(1月13日) | 154.6円/kWh |
| スポット価格・コマ最高(1月15日) | 251円/kWh |
| 全国需要の前年同期比 | 12月後半 +8%、1月(21日まで)+11% |
| 停止・出力低下(12月1日〜1月22日) | 一日平均73百万kW |
売り入札量は12月下旬以降に減少し、1月の買い入札増に追いつかず、売り入札のほぼ全量が約定した。12月26日頃から旧一電・JERAの売り入札が低下した背景として、LNG燃料制約や旧一電の需要増に加え、一部旧一電がグロス・ビディングを取りやめたことが挙げられている。この取りやめは売り入札と高値買い戻しの買い入札を同程度に減らし、ネット約定量は変わらないため、資料は価格への影響を極めて限定的とみている。
売り玉切れが起きるコマでは供給曲線が垂直となり、約定価格は電源の限界費用ではなく買い入札価格で決まる。こうした不足インバランスの局面では、スポット価格がインバランス料金より安いため、限られた売り玉を奪い合い、価格が連鎖的に上昇し得る。現行のインバランス料金もスポット市場の入札曲線から算出されるため、買い入札価格が市場価格を決める局面では、電気の実際の価値から離れる可能性がある。
インバランス料金は1月14日に過去最高の224.96円/kWhを記録した。これを踏まえ、1月17日以降、2022年度以降の制度の一部を前倒しし、料金上限を200円/kWhとする措置が導入された。上限設定後は、それ以前と比べてスポット価格の日平均が低下した。
監視等委員会事務局は旧一電(沖縄電力を除く9社)の売り入札について、燃料制約の根拠・時間帯配分、予備力、需要見積もり、入札可能量との整合、HJKSへの情報登録を調査・分析している。1月14日は旧一電全体の需要見積もりが実績を2.8%上回り、各社から需要の伸びや太陽光発電量の予測との差が説明された。事務局は需要を過剰に見積もらないよう、より正確な予測を行うよう指導した。現時点で、意図的に相場を変動させる目的の行為は確認されていない。
当面、平日の朝夕それぞれで最高価格となったコマの加工済み需給曲線を、受渡日当日に継続公開する。今後はLNG在庫や入船予定も含めて燃料制約の根拠を詳しく確認し、売り惜しみ等の問題行為の有無を監視する。また、入札・発電状況や見通しの情報開示のあり方を検討し、スポット価格・インバランス料金、先渡・先物市場、需要側・供給側の反応、一般送配電事業者のインバランス収支を注視して、委員会として必要な対応を検討する。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「スポット市場価格の動向について」(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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