2024年度以降のBG下げ代不足対応に関する検討資料
この資料は、2024年度以降のBG下げ代不足対応に向けた検討を目的としており、需給調整市場における応札不足の解消に関する取り組みを整理する。
資料の目的・背景
- BG下げ代不足に関連する方法1（一般送配電事業者によるユニット並解列）及び方法2（需給当日のユニット解列）の運用実態を確認
- 今後の方針について議論を行う必要がある
主要な検討内容・論点
BG下げ代不足対応の振り返り
- 下げ代不足: 第25回本小委員会にて、調整力提供者の下げ代が不足し、三次②応札不足が確認された。これを受け、方法1を2023年度から実施。
- 制度変更: 2024年度以降に電源Ⅱ契約を廃止し、新たな余力活用契約が開始されるため、BG下げ代不足の対応策を再検討する必要がある。
方法1と方法2の比較
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方法1:
- 一般送配電事業者が電源Ⅱ契約を利用し、ユニット並列を実施。
- メリット: 事前計画段階での応札可能。
- デメリット: 限定的な対応で、事務処理が煩雑。
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方法2:
- 調整力提供者が自身のバランスに基づき、需給当日にユニット解列の柔軟性を持つ。
- メリット: 制度変更に柔軟に対応可能。
- デメリット: 応札量の増加が限定的。
説明すべき課題
- 三次②の応札不足: 昼間に発電停止する調整力提供者が多く応札量が減少。
- 制度との整合性: 方法1の継続には制度変更との連携が重要で、2024年度以降は方法2が望ましい。
決定事項・制度変更
2024年度以降のBG下げ代不足対応については、以下の3つの論点に基づく議論が必要である。
| 論点 | 詳細 |
|---|
| 1 | 方法1の運用状況を確認 |
| 2 | 余力活用契約との整合性を検討 |
| 3 | 三次②応札不足対応の影響を考慮 |
重要な数値・データ
需給調整市場の取引実績
- 需給調整市場において、2021年度以降応札不足が発生。昼間の調整力提供者行動が影響を与えている。
エリア別応札量と不足量
| エリア | 方法1による約定実績 | 全約定量 |
|---|
| 四国 | 2,088 MW | 66,720 MW |
| 九州 | 4,257 MW | 135,975 MW |
需給調整市場における至近の検討状況
主要な論点
- 三次②への取り組み: 複数モデルを活用し、誤差低減に取り組み中。共同調達やアンサンブル予報を活用した試みも進行中。
- 効率的な調達の検討: 不足が見込まれる場合の時間前市場での調達枠組みを検討している。募集量を減少させる取り組みが期待されている。
重要な観点
- BG下げ代不足対応は応札量を増加させる取り組みであり、募集量低減の取り組みとは異なる。
方法の整理と今後の方向性
方法1と方法2の比較
- 方法1: 一定の応札量増加を寄与するが、実需給としては確保できないケースもある。制度上の整合に問題がある。
- 方法2: 応札不足を考慮し、2024年度以降の対応として方向性が示されている。
現在の状況
- 方法1は2023年度末までの対応とし、2024年度以降は方法2に切り替える見込み。
他調整力への対応
BG下げ代不足対応の拡大
- 三次②以外の調整力においても応札量減少が懸念され、調整力提供者が応札を控える可能性が考慮されている。
方法2の適用対象と判断基準
- 方法2は、ユニット解列申し出時にエリアの上げ代が十分な場合に許容。その他の調整力についても考慮される。
適用対象の提案
- 方法2の適用対象として、二次②、三次①、三次②が検討されている。
まとめ
2024年度以降のBG下げ代不足対応については、方法1を2023年度末までとし、2024年度以降は方法2に移行する方針が示されている。また、方法2の適用対象として二次②、三次①、三次②を考慮することが提案されている。応札不足の解消に向けて、市場のニーズに適切に応じる仕組みの構築が急務である。
