需給調整市場の運用に関する資料
資料の概要
本資料は、需給調整市場の運用に関する情報をまとめたものであり、第3回制度設計・監視専門会合での事務局提出資料として、2024年11月15日に提供された。
需給調整市場の動き（2023年4月1日〜10月31日）
1. 基本情報
各エリアの需給調整市場の動向は以下の通りである。
2. 価格の変動
- 10月の平均約定単価は、前月より多くのエリアで低下した。
- 特に、北海道と九州では顕著であり、北海道は8月321円から9月49円、10月は70円となった。九州も同様に、9月197円から10月95円に低下した。
3. 各エリアの平均約定単価
| 月 | 北海道 | 東北 | 東京 | 中部 | 北陸 | 関西 | 中国 | 四国 | 九州 |
|---|
| 4月 | 5.43 | 2.49 | 8.16 | 7.06 | 0.97 | 4.48 | 10.53 | 0.46 | 0.86 |
| 10月 | 8.00 | 3.08 | 7.42 | 3.87 | 0.53 | 1.04 | 0.75 | 0.80 | 1.54 |
4. 最高約定単価と最低約定単価の変動
-
最高約定単価の変動
| 月 | 北海道 | 東北 | 東京 | 中部 | 北陸 | 関西 | 中国 | 四国 | 九州 |
|----------|-------:|-----:|-----:|------:|-----:|-----:|-----:|-----:|-----:|
| 9月 | 49 | 160 | 172 | 183.93| 172 | 79.95| 95.09| 79.95| 197 |
| 10月 | 70 | 95 |132.45|183.93 | 95 | 95 | 19.41| 95 | 95 |
-
最低約定単価の変動
| 月 | 北海道 | 東北 | 東京 | 中部 | 北陸 | 関西 | 中国 | 四国 | 九州 |
|----------|-------:|-----:|-----:|-----:|-----:|-----:|-----:|-----:|-----:|
| 10月 | 0.10 | 0.32 | 0.32 | 0.30 | 0.32 | 0.14 | 0.14 | 0.32 | 0.32 |
5. 調達率の動向
- 東京エリアでは一次調整力および二次調整力①の調達率が著しく低い状況が続いており、中部エリアでは一時的に改善されるも元の低い状況に戻った。
その他の重要事項
今後の論点
- 落札電源の実需給断面における経済差替の運用見直しが議論され、経済差替による利益の帰属や精算方法についての詳細な討議が予定されている。
議論のポイント
- 経済差替のインセンティブ設計や各事業者間の利益の帰属に関する議論が進められている。
経済差替に伴う発電事業者の事務手続き
背景
経済差替の実施に際して、発電事業者が直面する事務手続きとその負担についての情報が整理されている。
発電事業者別事務手続きの所要時間
| 発電事業者 | 作業内容 | 所要時間 | 対応 |
|---|
| A社 | 差替前スポット約定結果バランス作成と経済差替の実施要否判断 | 約1時間 | 人間系ツール |
| A社 | 差替実施時のBGバランス作成 | 約1時間 | 人間系ツール |
| A社 | 差替実施前後のBGバランスからΔkW価格算定 | 約30分 | ツール |
| A社 | 週間市場でのΔ収益と比較し経済差替の最終判断 | 約30分 | 人間系 |
| A社 | 需給調整市場システムでの差替処理約定量単価の更新 | 約30分 | 人間系ツール |
| B社 | 需給状況を踏まえ最経済計画を作成 | 約2時間 | 人間系 |
| B社 | ΔkW単価検討と需給調整市場システムへの差替登録 | 約1時間 | ツールシステム |
| C社 | 経済差替の要否検討 | 不明 | 人間系 |
| C社 | 差替操作 | 約1時間 | ツール |
| C社 | 需給調整市場システムへの再登録 | 不明 | ツール |
課題の指摘
多くの発電事業者から、経済差替の実施要否の検討や差替後のΔkW価格算定についての負担が大きいとの意見が寄せられている。
経済差替の運用見直し
論点2：利益の精算方法
- 現行の運用では、経済差替を実施する場合、1時間前までにΔkW価格の再登録が求められる。これは経済差替の障壁になっているとの意見がある。
- 提案として、ΔkW価格の再登録を求めず、後日に発電事業者がΔkW価格を算定し、一般送配電事業者と事後精算することが検討されている。
論点3：監視方法
- 経済差替を確認なしに認めた場合、不適切な利益が発生する懸念がある。
- 発電事業者が経済差替理由及び諸元を提出し、一般送配電事業者が確認を行う仕組みが提案されている。
需給調整市場の運用見直し案
まとめ
- 利益の帰属: 発電事業者と一般送配電事業者間で等分とする。
- 精算方法: ΔkW価格の再登録を求めず、事後に発電事業者が計算して精算する。
- 監視方法: 経済差替理由等を確認後、合理性がない場合は報告。
揚水発電の運用主体変更経緯
1. 背景
揚水発電の運用主体は2023年度までは、一般送配電事業者と調整力提供者の間で混在していたため、調整力の価格に差異が生じていた。
2. 技術的な詳細
過去の調整力の登録価格は以下の通りである。
| 運用主体 | 調整力提供者の揚水発電の登録kWh価格 |
|---|
| 一般送配電事業者 | 諸経費 + 一定額 |
| 調整力提供者 | ポンプアップコスト + 諸経費 + 一定額 |
3. 運用主体変更の目的
2024年度から全商品の取引が開始されるため、運用主体を調整力提供者に統一する必要がある。
2024年度以降の運用のあり方
1. 調整力市場の競争
運用主体を調整力提供者に統一することで、調整力市場の競争を促すことが期待される。
2. 運用主体に関する基本的な考え方
需給調整市場は競争を通じて透明性を持って調整力を確保することが求められる。
課題とリスク
1. 顕在化した課題
揚水発電の運用主体変更により、調整力提供者が需給調整市場に応札しにくくなり、供出される揚水発電が減少する傾向がある。
2. 運用主体の変更による影響
一般送配電事業者が調整力として揚水発電を確保することが難しくなり、調整力提供者による余力活用に制約が生じる。
今後の対応策
1. 揚水発電の一時的なTSO運用
特定の条件をトリガーに一般送配電事業者に運用主体を変更することが提案されている。
2. 追加供給力対策
一般送配電事業者が揚水発電の一時的なTSO運用切り替えを行う必要がある。
中部エリアの揚水発電機の運用状況
1. 契約の概要
- 契約期間: 2024年7月20日 ～ 2025年3月31日
- 契約額: 事後精算を実施し、精算額は発電事業者が運用する他の揚水発電ユニットの実績値に基づく。
2. 運用状況
- 夏季の調整力指令では稼働率が低調であったが、この契約によりその制約が緩和された。
- 中部エリアの週間市場調達単価は4.2円/∆kW・hで、全国加重平均は6.6円/∆kW・hであった。
3. 揚水発電機を随契調達する意義
揚水発電は、短時間での起動停止が容易であり、調整力の確保に有用である。
4. 今後の展望
中部エリアでの揚水発電機の随意契約は安定的な調整力の確保及び広域予備率の改善に寄与するものである。
5. 重要なポイント
安易な随意契約は電源参加機会の公平性やコストの適切性、透明性から望ましくなく、一般送配電事業者は公募調達に基づいて対応すべきである。
まとめ
本資料は、需給調整市場の状況を把握する上での重要な参考資料であり、今後も需給調整市場の動向を注視し、制度設計における適切な見直しが求められる。
