2020年12月〜2021年1月の高騰について、監視等委員会は、旧一般電気事業者(旧一電)・JERAに相場を動かす目的の売り惜しみ等があった事実を確認しなかった。高騰の直接要因は、売り入札がほぼ全量約定する状態で買い入札価格が上昇したことである。12月中旬から売り切れが生じ、12月26日〜1月22日は多くのコマで売れ残りが1%以下となった。1月13日の日平均価格は約154.6円/kWh、1月15日の最高コマ価格は251円/kWhであり、100円/kWh超のコマは350に達した。
| 局面 | 市場・需給の動き |
|---|---|
| 供給側 | 寒波による需要増、燃料在庫への懸念に伴う火力の燃料制約、電源トラブル等で、旧一電・JERAの実質売り入札量が減少。複数社は買い越しとなった。 |
| 価格形成 | 売り切れ時には買い入札価格が約定価格を決める。インバランス料金がスポット価格を上回るコマが394発生し、不足インバランスを避けたい買い手の高値入札を招いて、価格上昇が続く循環が生じたと分析された。 |
| 沈静化 | 1月17日受渡分からインバランス料金単価の上限を200円/kWhとし、1月24日受渡分以降は需給曲線公開の影響も受けて価格が低下。1月末には平時の水準に戻った。 |
旧一電・JERAについて、2020年12月〜2021年1月の全日・全コマを対象に、入札可能量、需要見積り、燃料制約、買い入札、グロス・ビディング、HJKS開示を検証した。
燃料不足への懸念で発電電力量(kWh)の持続力が低下し、寒波による需要増が重なったため、瞬間的な発電容量(kW)に余力があっても売り切れが続いた。一般送配電事業者は電源Ⅰを中心に、電源Ⅰ’、オーバーパワー、自家発電、他エリアからの融通、燃料制約中の電源Ⅱ、揚水用電力の市場調達を組み合わせて需給を調整した。
調整力稼働や燃料の先使いを踏まえると、価格上昇自体には合理性があり得る一方、スポット価格が需給ひっ迫や調整力コストと異なる動きをした局面もあった。資料は、2022年度導入予定の新インバランス料金制度により、調整力コストと需給ひっ迫度が料金に反映され、同様のスパイラル高騰は生じなくなるとの見通しを示す。また、2020年12月〜2021年1月の一般送配電事業者のインバランス収支は、貸倒損を考慮して約1,100億〜1,200億円の黒字見込みである。還元・調整の対象や方法は意見が分かれ、資源エネルギー庁で引き続き検討する段階である。
資料が示すのは検討方針であり、以下は決定済みの措置ではない。市場の公正性・透明性と、需給・電気の価値を反映する価格形成を高めるため、次の課題を検討する。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「2020 年度冬期スポット市場価格の高騰について」(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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