2024年7~9月期は、スポット市場で30円/kWh以上となる価格高騰日が29日(前年同期8日)に増加し、平均システムプライスも14.2円/kWhと前年同期の11.7円から上昇した。7~8月は西日本で気温上昇による需要増と、原子力・水力・石炭火力など限界費用の低い電源の停止が重なり、西高東低の価格傾向となった。8月末は台風10号による火力・水力の停止や出力制約、燃料制約が加わり、8月29・30日の価格が上昇した。
9月は残暑が続き、特に9月9日・16日の週は全国需要が前年より約7%増加した一方、発電機の停止量も増えた。各社の買い入札増に加え、中部―北陸間連系線の点検に伴う運用変更で北陸―関西間が停止し、周辺の連系が分断しやすくなった。これらが重なり、9月11日以降は北海道から北陸を中心に東側の価格が高い傾向となった。資料は、需給逼迫と連系線制約が価格高騰に関係したと整理している。
| 指標 | 2024年7~9月期 | 前年同期比・比較 |
|---|---|---|
| スポット市場約定量 | 704億kWh | 0.8倍(グロス・ビディング分調整後1.0倍) |
| 時間前市場約定量 | 21.1億kWh | 1.3倍 |
| 先物市場約定量 | 206.6億kWh | 約5倍 |
| 先渡市場約定量 | 200MWh | 昨年6月以来の約定 |
時間前市場の増加要因の一つとして、容量確保契約を結ぶ旧一電が、翌日の広域予備率低下見込みに伴う供給力提供通知を受けて電力を供出したことが挙げられている。先物市場はEEXの取引参加企業が前年9月末の60社から84社に増え、短期から中長期の商品でヘッジ需要と流動性が高まったとされる。
旧一電の売り札引き上げ時刻の標本調査では、GCの1時間前に該当する件数が526件中143件で、前四半期の139件から約6%増えた。売りブロックは、価格が高い日に約定しやすく、7月・9月には約定率30%超の日も確認された。グロス・ビディング休止後に一時低下した約定率は、今期平均8%まで上昇した。休止後は、従来0.01円/kWhで供出していた余剰分を限界費用での供出に改めたことが、ブロック札の約定しにくさにつながったと説明されている。
旧一電からの相対供給は2024年9月時点で総需要の10.8%(81.28億kWh)であり、グループ外向けは総需要の7.5%(56.88億kWh)、新電力需要の36.9%に相当する。電発電源の切り出しは対象設備総出力約1,200万kWの約5%に当たる61.9万kWで、前年同期から進展はなく、各社の追加切り出しは未定である。一方、公営水力は設備容量約231万kWのうち140万kW(61%)が競争入札等による契約となり、2024年1~3月期から74万kW増加した。
2024年9月の新電力シェアは総需要の20.4%(低圧26.9%、特高・高圧16.5%)で、直近は増加傾向である。みなし小売事業者と関連会社による旧供給区域外の供給比率は全国4.1%(前年同月3.4%)で、中国エリアが10.0%と最も高い。低圧では、規制料金から自由料金または新電力へ移った割合が全国48.9%、旧一電から新電力等への移行率が22.7%で、いずれも直近は横ばい傾向とされる。
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の小売供給量に占める割合は2024年9月末で約10%、新規参入者向けは約0.3%である。新規参入支援のスタートアップ卸は、問い合わせ119件のうち契約締結24件、交渉中14件、交渉終了81件であった。
※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(2024年7月~2024年9月期)」(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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