2022年7~9月期は、スポット市場の約定量が852億kWh(前年同期比0.9倍)、平均システムプライスが24.8円/kWh(前年同期8.2円、16.6円上昇)であった。売り・買い入札量も前年同期比0.9倍で、売り入札は旧一般電気事業者が減少(0.8倍)、新電力等と一般送配電事業者は増加(各1.1倍、1.2倍)した。売り約定は旧一般電気事業者が0.7倍、新電力等が1.1倍、一般送配電事業者が1.2倍であり、買い約定では旧一般電気事業者の量が売りを上回り、新電力等は売りが買いを上回った。
時間前市場は約定量15.1億kWh(前年同期比1.4倍)、平均価格28.4円/kWh(前年同期8.4円)であった。旧一般電気事業者は売り7.6億kWh・買い10.3億kWh、新電力等は売り7.4億kWh・買い4.8億kWhで、旧一般電気事業者は買い越し、新電力等は売り越しである。先渡市場の約定は2,620MWhで前年同期比0.18倍にとどまり、電力先物の約定量はTOCOM約56.5万MWh、EEX約153.4万MWhであった。
各エリアのスポット平均価格は前年同期を上回り、東京が30.2円/kWhで最も高く、九州は12.8円/kWhであった。インバランス料金単価の平均は9月に全国的に上昇し、東北・東京では同月のエリアプライス平均との差が10円/kWh以上となった。個別の最高値は、インバランス料金単価が東京200円/kWh(7月1日)、エリアプライスが北海道・東北で200円/kWh(8月3日)などであり、多くのエリアでその後は低下・落ち着いた水準と報告されている。なお、2022年4月にインバランス料金制度が変更されている。
市場分断発生率は前年同期より全体に上昇し、とくに中国九州間連系線は当期間平均80.8%(前年同期25.5%)であった。北海道本州間は25.0%(同10.7%)、東京中部間(FC)は31.0%(同33.7%)である。北海道東北間・東北東京間には連系線作業による運用制約があり、分断発生には作業起因のものも含む。
30円/kWh以上の価格高騰日に関する確認では、記載された未供出事案を除き、入札可能量の全量がスポット市場に供出された。東北、東京EP、北海道、北陸、中国の各社で算定誤りやシステム更新漏れ等による未達があり、供出減少量は各受渡日で0.4~15.99GWhであった。複数事案では約定価格への影響可能性が示され、対象各社に再発防止を求め、東京EP、北海道、北陸、中国には文書による業務改善指導を実施した。高騰日における入札可能量は自社供給力の7.5~9.5%であった。
グロス・ビディングの売り入札量は256億kWh、売り約定量は254億kWhで、前四半期比はいずれも1.2倍であった。販売電力量に対する入札割合は各社で概ね横ばいだが、一部で減少し、中国電力は高騰日に買い戻せないおそれを理由に2021年11月以降減らしている。売りブロック入札割合はスポット価格が高い日に低く、約定率は価格が高い日に高い傾向が続いた一方、9月の約定率は低めであった。電源開発の電源切出しは設備総出力の約5%に当たる約61.9万kWで、前年同期から進展はなく、各社の追加切出しは未定である。
旧一般電気事業者からの相対供給は2022年9月時点で総需要の8.89%(63.11億kWh、前年同期比1.0倍)で、グループ外向けは6.39%(45.4億kWh)、新電力需要の32.7%に相当する。新電力の販売電力量シェアは総需要の19.5%で、低圧26.8%に対し特高・高圧は15.3%であり、直近では特高・高圧で減少傾向が示された。規制料金からの低圧スイッチング率は全国47.8%、旧一般電気事業者から新電力等へのスイッチング率は22.9%である。
公営水力では総設備容量約230万kWのうち約72.6万kW(31.5%)が競争入札等に移行済みで、残りの大半は旧一般電気事業者との随意契約が継続する。期中解約の協議申し入れ等は報告されなかった。都市ガスでは、旧一般ガス事業者9社の相対卸供給が2022年9月末の小売供給量の約10%、新規参入者向けは約0.6%であった。スタートアップ卸は問い合わせ105件に対し契約締結22件、交渉中23件である。資料は当四半期の実績報告であり、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~(令和4年7月~令和4年9月期)」(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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