三次調整力②(FIT特例①・③の再エネ予測誤差に対応する調整力)は、2021年4月に市場取引を開始し、前日に広域調達する仕組みである。資料は4〜11月の運用と入札価格を分析し、全国では8月以降、応札量が募集量を概ね上回った一方、11月の東北・北陸・九州では募集量に届かない時間帯が見られたと報告した。11月時点の応札会員数は全国14者であり、地域別には約定価格にも差があった。
全約定の平均価格は2.30円/kW・30分、最高は80円台であった。約定量のうち、1円以下が56.0%、0.1円以下が2.8%、10円超が4.6%である。調達費用は4〜11月実績で約784億円、2021年度試算で約1,122億円であった。
ガイドライン上、ΔkW価格は「逸失利益(機会費用)+固定費回収のための合理的な額」以下とする考え方である。事業者への確認では、多くがこの枠組みに沿っていたが、固定費・他市場収益・想定年間約定ブロック数の算定方法に差があった。一部では他市場収益を差し引かない、または三次②以外の供出時間も分母に含める例が確認され、事務局は実績を踏まえた算定の検討を要請した。固定費の考え方を見直すと入札価格が上昇する可能性がある。
機会費用の確認では、停止電源の起動費や最低出力までの発電コストを、連続する各ブロックに全額重複計上する事業者が複数あった。同一電源を連続ブロックで落札した場合、起動費は通常1回分であるため、重複計上は複数ブロック約定時に過回収となりうる。一方、均等配分では歯抜け約定時に回収漏れが生じるため、資料は約定確率の高いブロックへの傾斜配分が望ましいか、またブロック入札導入時の費用計上をどう整理するかを論点として提示した。これは決定事項ではない。
2021年度の費用試算は約1,122億円である。次年度は、実績に近い年間約定ブロック数を用いるなど価格設定を見直す事業者があれば費用が数百億円増える可能性がある一方、起動費等の重複計上が改善されれば同程度の費用軽減もありうる。募集量や取引状況にも左右されるため、年間費用の見込みは約700億〜1,300億円という試算上の幅で示された。次年度のFIT交付金算出に際して、この費用見通しも参考に資源エネルギー庁の小委員会で議論するよう求めている。市場取引の分析は継続し、会合へ報告する方針である。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「需給調整市場(三次調整力②)の運用状況について」(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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