第23回 同時市場検討会資料解説

資料3では、同時市場で電源をどう動かすかを決める計算方法の検証状況が報告されている。今回の中心は、「自己計画電源等に一定の制約を課すロジック」である。資料では、検証Aの複数の検証項目のうち、今回この項目の検討状況を報告すると整理されている。

自己計画電源とは、発電事業者が自分で運転計画を決める電源である。同時市場では、発電事業者が電源を「自己計画電源」とするか、「市場計画電源」とするかを選べる方向で議論されてきた。市場計画電源は、市場の計算で起動や出力が決まる電源である。

自己計画電源は、発電事業者の契約や燃料調達の事情を反映しやすい。一方で、系統混雑や需給ひっ迫が起きる場面では、市場全体の計算に合わせて出力を調整する必要が出る。資料では、安定供給の観点から必要がある場合、自己計画電源にも「一定の制約」を求めると説明されている。

ここでいう一定の制約とは、自己計画電源の出力を市場の計算で調整できるようにすることを指す。たとえば、太陽光や風力が多く発電して電気が余る時間帯には、ほかの電源の出力を下げる必要がある。送電線が混雑している場合には、混雑を悪化させる場所の電源を抑える必要がある。電気が不足しそうな時間帯には、出力を上げられる電源を使えるようにする必要がある。

資料では、制約を課す対象を見つけるため、まず系統をグループに分ける考え方が示されている。系統とは、発電所、送電線、変電所、配電線などを通じて電気を届ける仕組みである。送電線が混雑しているとき、その混雑に影響する場所と、影響しにくい場所を分ける必要がある。

グループ化の方法として、LMPを使う方法と、潮流感度を使う方法が検討された。LMPは、地点ごとの電気の価格を表す考え方である。送電線の混雑があると、同じ時間でも地点によって電気の価値が変わる。潮流感度は、ある場所の発電量を変えたときに、送電線の流れがどれくらい変わるかを表す。今回の資料では、潮流感度を使う方法の方が、混雑している系統と混雑していない系統を正しく分けやすいと整理されている。

資料では、余剰時とひっ迫時に分けて検証している。余剰時とは、電気が余りやすい場面である。太陽光が多く発電する昼間などがイメージしやすい。ひっ迫時とは、電気が足りにくい場面である。猛暑や寒波で需要が増える時間帯などが考えられる。

余剰時には、自己計画電源に「出力下限解除」を求める。出力下限とは、電源が最低限出すことになっている出力である。出力下限解除とは、その最低出力に固定せず、必要に応じて出力をさらに下げられるようにすることを指す。資料では、混雑系統のグループで下げ可能量の合計がゼロかどうかを見て、制約を課すか判定する方向が示されている。

下げ可能量とは、発電所の出力をどれくらい下げられるかを示す量である。資料では、関門連系線の混雑があるケースなどを使い、下げ可能量がゼロになる時間帯と再エネ抑制が生じる時間帯の関係を確認している。再エネ抑制とは、太陽光や風力が発電できる状態でも、需給や送電線の制約により発電量を下げることである。

検証では、自己計画電源に制約を課すと、再エネ抑制量が大きく減少する結果も示されている。これは、自己計画として固定されていた電源の出力を市場の計算で調整できるようにしたためである。

ひっ迫時には、自己計画電源に「出力上限解除」を求める。出力上限とは、自己計画として登録された出力の上限である。出力上限解除とは、必要な場合に、その上限を外して市場の計算で出力を増やせるようにすることを指す。資料では、非混雑系統のグループで上げ可能量の合計がゼロかどうかを見て、制約を課すか判定する方向が示されている。

上げ可能量とは、発電所の出力をどれくらい増やせるかを示す量である。電気が不足しそうなとき、上げ可能量が残っていれば、その電源を使って需給を調整できる。上げ可能量がない場合には、自己計画電源の扱いを変え、より広い電源を市場の計算対象に入れる必要が出る。

資料では、制約をどの市場で反映するかも論点になっている。これまでは、ある市場で制約が必要と分かった場合、次の市場取引で反映する考え方が示されていた。今回の検証では、計算時間が短く済むなら、1回の市場取引の中で自己計画電源の出力調整を行うことも検討対象に入るとされた。

資料では、SCUCとDC-OPFという計算方法が出てくる。SCUCは、どの発電所を起動するかを決める計算である。発電所には、起動に時間がかかるもの、最低限の出力があるもの、出力を急に変えにくいものがある。こうした条件を踏まえて、どの発電所を動かすかを決める。DC-OPFは、送電線の流れや発電量の制約を考慮して、発電量の配分を計算する方法である。

資料3では、今回の検証により、「自己計画電源等に一定の制約を課すロジック」は検証Aとして完了すると整理された。今後は、1回の市場でSCUC計算を2回行えない場合と、2回行える場合に分けて、詳細検討と技術研究を進める方向である。

資料4では、同時市場の第1フェーズで検討する項目が整理されている。第1フェーズとは、同時市場を実際に動かすため、詳細な業務設計や技術研究を進める段階である。資料では、第二次中間取りまとめを前提に、事業者へのヒアリングや技術研究を行いながら検討を進めるとされている。

検討事項は、開催市場、入札・登録、約定、価格規律・取引監視、アップリフト、運営主体、その他に分けられている。開催市場では、前日市場、時間前市場、直前市場の詳細を検討する。前日市場は、実際に電気を使う日の前日に開く市場である。時間前市場は、前日市場の後に需要や再エネ発電量の見通しが変わった場合に、計画を修正する市場である。直前市場は、実需給の直前に計画を調整する市場である。

資料では、時間前市場について、前日の夕方に1回、当日に2回の合計3回程度開くことを基本方向としながら、開催時刻や回数を検討するとされている。直前市場では、1日24回または48回開くか、直前のコマだけを取引対象にするか、その後の時間帯まで対象にするかが論点になっている。

入札・登録では、売り入札、買い入札、電源差替などが扱われる。売り入札では、発電計画の提出方法、電源情報の登録方法、火力発電の運転制約、自己計画電源の登録方法などを検討する。買い入札では、需要量だけを登録できるか、受電地点を特定する必要があるか、大規模需要の地点をどう扱うかが論点になっている。

電源差替とは、ある電源で供給する予定だった電気を、別の電源や市場取引に置き換えることである。資料では、電源差替のための入札をどう特定するか、会計上の課題が出るか、IBTという仕組みを使えるかも検討対象になっている。IBTは、同じ事業者内または関係する事業者間の内部的な取引を整理する仕組みとして検討されている。

約定では、電源約定で小売想定需要とTSO想定需要をどう扱うか、自己計画電源に一定の制約を課すロジック、調整力の精算、差分精算、約定結果の通知・公表、調整力価格、BG計画への反映、送電ロスの扱いが検討事項になっている。TSO想定需要とは、一般送配電事業者が見込む需要である。BG計画とは、発電や需要の計画をまとめる単位である。

価格規律・取引監視では、入札価格や市場価格に上限・下限を設けるか、市場支配力をどう判定するか、監視機関や同時市場の関係機関が何を確認するかが論点になる。市場支配力とは、特定の事業者が市場価格に大きな影響を与えられる力を指す。

アップリフトも重要な検討事項である。アップリフトとは、市場価格だけでは回収できない発電コストを個別に補償する仕組みである。たとえば、安定供給のために発電所を起動したものの、市場価格で得られる収入では起動費を回収できない場合がある。資料では、補償対象、負担配分、起動に長時間かかる電源の補償費用の算定方法を検討するとされている。

運営主体については、同時市場を運営する組織に求める条件が示されている。市場を安定して運営できること、取引参加者から信頼される中立性・透明性があること、高度なシステム開発能力を持つこと、必要な人材や経理的基礎を備えることが求められる。

その他の検討事項として、週間運用、安定供給との関係、特殊なリソース、インバランス制度、下位系統混雑、余力活用契約、容量市場との関係、次期中給システムとの関係などが挙げられている。中給システムとは、電力の需給運用を行う中央給電指令所などで使われるシステムである。

資料4は、同時市場の導入に向けた作業項目を一覧化する資料である。資料3で扱われた自己計画電源の制約ロジックも、この後の詳細業務設計や技術研究につながる。同時市場は制度の方向性を決める段階から、実務・システム・監視・精算の設計へ進んでいる。