2024年4~6月期のスポット市場では、約定量は572億kWhで前年同期比1.0倍(グロス・ビディング分を補正した比較では1.2倍)、平均システムプライスは10.0円/kWhで前年同期の8.6円から上昇した。売り入札量991億kWh、買い入札量727億kWhはいずれも前年同期比1.1倍であり、2023年10月の旧一般電気事業者によるグロス・ビディング休止後も、補正後の比較では取引量が維持されている。
| 指標 | 2024年4~6月 | 前年同期との比較 |
|---|---|---|
| スポット約定量 | 572億kWh | 1.0倍(補正後1.2倍) |
| スポット平均価格 | 10.0円/kWh | 8.6円から上昇 |
| 時間前市場約定量・平均価格 | 19.5億kWh・10.5円/kWh | 量1.2倍、価格9.4円から上昇 |
| 先渡市場約定量 | 0 | 前年同期は3,360MWh |
| 先物約定量 | TOCOM約4.0億kWh、EEX約126.4億kWh | 前年同期より増加 |
スポット価格の上昇について資料は、LNGスポット価格が平均10.9ドルから11.2ドル/MMBtuへ、為替が137.5円から155.8円/ドルへ上昇したことを併記する。全エリアの平均価格も前年同期を上回り、東西値差は2023年度平均の約2.5円/kWhから当期約2.9円/kWhとなった。市場分断率は東京中部FC、中部北陸、中部関西で当期平均がそれぞれ42.8%、40.4%、48.0%であり、連系線作業による停止・制約が上昇要因の一つとされる。
スポット市場では、新電力その他の売り入札339億kWh・買い入札397億kWh、売り約定280億kWh・買い約定343億kWhで、買い約定が売り約定を上回った。旧一般電気事業者も買い約定228億kWhが売り約定129億kWhを上回る状態が続いた。時間前市場では、旧一般電気事業者の買い約定14.5億kWhが売り6.7億kWhを上回る一方、新電力その他は売り12.8億kWhが買い5.0億kWhを上回った。
旧一般電気事業者の余剰電力について、サンプル日の供給力に対する入札可能量は、価格の高い日で8.5~10.1%、低い日で12.6~13.9%であった。売り札引き上げのサンプル調査では、GC(ゲートクローズ)1時間前に該当する件数は469件中139件で、前四半期とほぼ同程度である。売りブロックは価格が高い日に入札割合が低く約定率が高い傾向が続き、全体の約定率は低めで推移した。資料は、グロス・ビディング休止後、従来0.01円/kWhで出していた余剰分を限界費用での売りに変更したことが、売りブロックの約定率低下につながったと説明する。
電源開発電源の切出しは設備総出力約1,200万kWのうち約61.9万kW(約5%)で、前年同期から進展はなく、各社とも追加切出しは未定である。公営水力は総設備容量約231万kWのうち140万kW(61%、前期比74万kW増)が競争入札等による契約である。公営自治体から旧一般電気事業者への長期契約の期中解消・見直しの申入れは、当期確認されなかった。
2024年6月の新電力シェアは総需要の18.1%(特高・高圧15.2%、低圧24.7%)で、直近は増加傾向と報告された。低圧では規制料金から自由料金または新電力へのスイッチング累計が全国48.3%、旧一般電気事業者から新電力等へのスイッチングが22.4%で、いずれも直近は横ばい傾向である。年度ごとのスイッチング率は2020年度をピークに低下し、2023年度は全国2.7%であった。2023年の規制料金改定後、低圧では規制料金が自由料金を上回る状況が継続している。
旧一般電気事業者からの相対供給は2024年6月に総需要の9.74%(58.02億kWh、前年同期比1.5倍)で、グループ外への供給は総需要の7.39%(44.0億kWh)となり、新電力需要の40.7%に相当する。都市ガスでは、旧一般ガス事業者9社の相対卸供給量が全国小売供給量に占める割合は約10%、新規参入者向けは約0.5%であった。スタートアップ卸は問合せ119件のうち契約締結済み24件、交渉中17件、交渉終了78件である。
本資料は2024年4~6月期の取引実績と競争状況を報告するものであり、新たな制度変更の決定や提案は示していない。事務局は、今後も電力市場のモニタリングを継続するとしている。
※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:電力市場のモニタリング報告」(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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