資料は、同時市場の電源起動・出力配分ロジックに組み込む調整力(ΔkW)の約定方法を検討したものである。結論は決定ではなく、簡易的な複合約定ロジックを基本案として提示し、下げ調整力にも必要量制約を設けることなどについて議論を求めるものである。
現行の分散市場では、下げΔkWを需給調整市場で調達する優位性は総じて低いと整理された。一方、同時市場ではkWhとΔkWを一括最適化できるため、リソース種別によらず限界費用の安い順に下げΔkWを確保する制約を加える案が示された。FIP等再エネ電源の下げ調整インセンティブは残る課題であり、市場制度全体との整合を引き続き検討する。
前日以降に都度SCUCを行うイメージ②は、追加起動の確実性を前提にできる点が、前日断面で確保するイメージ①との主要な差である。資料上の適用整理と必要量の試算は次のとおりである。
| 対象 | 現行制度 | イメージ① | イメージ② |
|---|---|---|---|
| 改善項目の適用 | MMSの抜本改修を要するものなど、実質困難な項目がある | TSO計画基準、EDC集約、確保エリア見直し等は適用可能。追加起動を伴う改善は前日市場のみ | 都度SCUCによる追加調達を想定 |
| 必要量の試算 | 14,200 MW | 13,100 MW(現行の約90%) | 7,200~11,700 MW(現行の約50~80%) |
試算では、イメージ②の幅は前日からGCまでの誤差に対してSCUC追加分をどの程度見込むかによる。イメージ①は追加起動の確実性がないため、同期間の誤差全量を予備力として確保する案が示されている。数値は第56回作業会の試算条件に基づく市場構造上の規模感であり、効率的調達(「3σ」から「1σ+追加調達」)の開始予定を反映したものではない。
簡易複合約定と下げΔkW制約はいずれも提案段階である。三次インセンティブの具体的設計、予備力必要量と追加起動リソースの見込み、確保エリア内の系統混雑への対応などが残る。また、商品集約は時間内変動の商品では行わない方向、需要・再エネ予測誤差に関わるEDC商品では性能評価に基づく優先約定を設けて集約する方向が、参考整理として示されている。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「電源起動・出力配分ロジックにおける ΔKW約定方法等について」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/chousei_sagyoukai/)をもとに当社作成
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