2024年度は、前日取引(三次調整力②)で募集量削減の考え方を導入した2024年11月以降、多くのエリアで平均約定単価と想定費用が低下した。一方、週間取引(一次~三次調整力①)はエリア差があり、北海道・九州は平均約定単価が相対的に高く、北海道・東北・関西・九州は調達費用が高い傾向であった。北海道・九州では週間取引の最高約定単価が年間を通じて上限価格に達していた。
| 対象 | 2024年度の主な結果 | 2025年4月1~10日の速報値 |
|---|---|---|
| 前日取引(三次②) | 11月以降、多くのエリアで平均単価・想定費用が低下 | 平均単価は北海道6.89円、他エリアは概ね3円未満。東北の最高単価は195円 |
| 週間取引(一次~三次①) | 北海道・九州の平均単価が相対的に高く、最高単価は上限に張り付く月が継続 | 全エリアの平均単価が3円以内。北海道・九州の最高単価は上限の19.51円 |
※単価は円/ΔkW・30分。想定費用は約定単価×約定量の集計であり、未使用の起動費はTSOへ返還される。2025年4月の数値は4月1~10日の速報値である。
2024年度前半は北海道、東北、東京、中部、九州で調達未達が確認された。年度後半には北海道・東北・九州で調達率が上昇する傾向がみられた一方、東京・中部は引き続き低かった。東京・中部では2025年1月中旬から契約見直しによる余力の週間商品への応札が始まり、4月からは電源の追加起動による応札も開始された。調達率は引き続き注視する方針である。資料中の個別推移グラフはテキスト化された内容から数値を読み取れないため、定量的な比較は示されていない。
2024年度は、週間取引の調達率が低いエリア、とくに東京・中部で、余力活用契約に基づく起動指令が多い傾向であった。起動費と最低出力費用の概算合計は中部263.7億円、東京76.9億円であった。ただし、この費用集計には、起動済み電源の余力を調整力として使うコスト等が含まれず、余力活用電源の運用コスト全体を表すものではない。2025年4月から起動費の事後精算が始まっており、今後も動向を注視する。
B種電源は、ΔkW価格の「一定額」を0.33円/ΔkW・30分とするA種電源と異なり、当年度分の固定費回収に必要な合理的額を上限として、事前に監視等委員会事務局と協議する制度である。2025年4月10日時点で協議済みは3社14件(電源9件、蓄電池VPP5件)であり、今回、新たに1社4件の確認結果を報告した。
事務局は、固定費・他市場収益・ΔkW想定約定量や、同一事業者が保有する他電源との費用・収益配分を確認した。一定額が1.64円を超えるため、固定費総額、2024年度の応札額水準との差、他市場収益と想定約定量の算定を個別に精査し、不適切な点は認められなかった。確認過程で判明した数値誤りは修正され、事務局が確認した額を今回の一定額とした。対象事業者は、固定費回収後のマージンを0.33円とし、固定費回収状況を3か月ごとに報告するなどの協議事項に対応する方向である。今回以外の案件も、協議が整い次第、会合に報告予定である。
ΔkW価格に含めた起動費のうち、実際に使用しなかった分は発電事業者等から一般送配電事業者へ返還する仕組みである。2024年4月分の調査では過回収は確認されず、入札価格の詳細を継続調査としていた。今回、事前的措置対象事業者の2024年12月1~9日の起動供出札・余力供出札を調べた結果、全対象事業者でガイドラインに沿った価格算定が確認され、特段の問題は認められなかった。
別件として、ある事業者から、約定リソース差替に伴うΔkW価格差額の事後精算で返還額を誤算定し、2023年4月~2024年7月に合計約600万円の返還漏れが生じたとの報告があった。一般送配電事業者と精算を協議中である。これは起動費過回収とは別の事案である。
※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_systemsurveillance.html)をもとに当社作成
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