電力市場制度の全体整理

 電力市場制度の全体整理

電力市場制度の全体整理ドキュメントです。

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エネがえる

May 11, 2020
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  1. Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights

    reserved. 電力市場制度 全体整理 2019年12月 エネルギーアンドシステムプランニング株式会社
  2. Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights

    reserved. 1 主な施策の時系列整理(2019年11月時点) FY19 FY20 FY21 FY22 FY23 FY24 発 電 送 配 電 小 売 容量市場 発電側基本料金 規制料金撤廃 FIT非化石市場 需給調整市場 BL市場 メインオークション 追加オークション 開設(契約発効) 課金・転嫁 市場取引 FY20分入札 FY20分取引 ※以降、前年度入札⇒当該年度取引 非FIT非化石市場 事業者登録⇒入札⇒取引 審査⇒契約 三次② インバランス見直し 一次・二次・三次① FIT制度 入札拡大/FIP制度導入 査定 順次撤廃 ※準備の整ったエリアから 高度化法 第1Ph 中間審査 第2Ph 託送制度見直し 系統増強費用反映(全国調整スキーム)/レベニューキャップ制導入/早期廃炉費用上乗せ、等 送電ロス率 見直し(実績反映・毎年) FIT激変緩和措置 措置期間終了 災害時データ提供 電事法改正(スマメデータの提供) 計量法 運用見直し 柔軟な計量の仕組み導入 重点モニタリング 申請受付 配電事業化 アグリゲーションBiz ライセンス制導入 事業規制導入(届け出制) PV廃棄費用積立 共 通 第3弾電事法改正 法的分離 サイバーセキュリティ ガイドライン改定・運用 ※グレー部分:検討中だが実施時期未定のもの 入札拡大/FIP制度導入 系統増強費用反映(全国調整スキーム)/レベニューキャップ制導入/早期廃炉費用上乗せ、等 柔軟な計量の仕組み導入 ライセンス制導入 事業規制導入(届け出制)
  3. Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights

    reserved. 2 主な施策の時系列整理(取引細分化) FY19 FY20 FY21 FY22 FY23 FY24 発 電 送 配 電 小 売 容量市場 オークション 発効 比率算定期間 供出金支払い 追加オークション 発電側基本料金 【新】卸料金&託送料課金 PPA協議(転嫁) システム改修 制度設計 新制度開始 【新】卸料金+【新】託送料金 容量市場 発電側基本料金 PPA協議(転嫁) 需給調整市場 発電側基本料金 制度設計・システム構築・審査・契約締結 取引開始(FY21:三次②、以降順次展開) 新インバランス料金 非FIT非化石市場 発電所登録 入札<JEPX> 非FIT非化石市場 応札・購入<JEPX> 需給調整市場 審査・契約締結 審査・契約締結 需給調整市場 入札・発動 入札・発動 制度設計 BL市場 入札(JEPX) BL市場 応札(JEPX) 供出 以後、前年度入札⇒当該年度供出 引取 ※以後、前年度入札⇒当該年度引取
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    reserved. 3 施策別・部門別SCOPE 発 電 送 配 電 小 売 高度化法 BL市場 容量市場 発電側基本料金 再エネ主力化 託送制度 需給調整市場 規制料金撤廃 非化石価値拠出 (市場・相対) 非化石価値調達 (市場・相対) 目標履行 価値訴求 - 再エネプラン - CO2フリー 必要kW入札 リクワイアメント 拠出金支払い DR入札・発動 託送料負担 ⇒卸料金減額 託送料減額 ⇒卸料金増額 託送料変更 (発電側課金追加) 競争化(FIP) - 市場取引 - インバラ負担 - 環境価値訴求 地域活用化 系統増強 利用の多様化 - 直接取引 - 環境価値活用 発動指令電源 確保 レベニューキャップ制 - 必要投資確保 - コスト効率化 託送料負担増 ⇒市場価格↓ 託送料負担増 ⇒市場価格↓ 系統増強費回収 - 全国負担式 - 託送式 ΔkW入札 ネガワット調整金 ΔkW算定・調達 市場運営 インバランス算定 ΔkW・kWh発動 ΔkW入札 ΔkW・kWh発動 各種取り組み - 標準メニュー提示 - 燃調取扱い見直し - 自由料金見直し - 営業方法見直し、等 柔軟な計量 最終保証提供 送電ロス率見直し 非化石価値提供 必要量入札 必要量調達 非化石電源増強 (メンテ、更新等)
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    reserved. 4 主な施策の事業インパクト(現状想定) 売上 売上・収入 原価 その他費用 収支 容量市場 発電側基本料金 卸料金に転嫁(協議) 託送料金低減(必然) 売上への影響なし 売上への影響なし PPA協議コスト (人件費) 容量拠出金負担(必須) 2,000-9,000円/kW? 卸料金の低減(協議) 卸料金協議次第で増減 PPA協議コスト (人件費) 高度化法対応 何もなければ影響なし 卸料金協議次第で増減 再エネ/CO2フリー等 付加価値メニュー提供 証書又は価値付き電源 の調達(必然) 賦課金方式で小売料金 に転嫁(制度議論中) 新プラン作成・販売 にかかる人件費、 営業費 制度設計、新プランの リリース次第で増減 インバランス変更 売上への影響なし 予測・運用、外生要因 によって変動 予測ツール(気象 データ等)の購入 需給運用次第で増減 需給調整市場 他アグリゲータから の調整対応(需要減) 調整力収入 ネガワット調整金 発動コスト 調達量削減 (他アグリゲータ要請) システム開発 需要先開拓、報償 Bizモデル構築次第で 増減
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    reserved. 5 課題:容量市場 発電事業者 (FIT除く) OCCTO 小売電気事業者 入札 容量契約 (リクワイアメント) 負担比率提示 (エリアH3シェア) 拠出金支払 一送 電源供出 発動指令 拠出金交付 ISSUE① 相対卸契約 ISSUE② ✓ 発電事業者は容量市場と相対卸との二重取り不可。 ✓ 小売事業者は相対卸協議により容量拠出金に見合う価格低減が必要。 ✓ 容量拠出金はエリアH3需要の比率に応じて按分。 ✓ H3発生時のピークシフトによる容量拠出負担軽減は検討の余地あり。 1 2 取引イメージ
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    reserved. 6 課題:需給調整市場 一送(10社) OCCTO 発電事業者 小売電気事業者 アグリゲータ 必要量提示 審査・契約 入札(ΔkW) ISSUE① ✓ 限界的kWh価格をインバランス料金として精算。 ✓ 需給ひっ迫時は、上記と異なり補正インデックスに応じて価格が上昇。 ✓ 予測精度向上、電源確保、DR活用等によるインバランスコスト縮小化が必要。 1 発動 調整金支払 約定+調整金支払 インバランス調整・精算 取引イメージ
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    reserved. 7 課題:発電側基本料金 発電事業者 小売電気事業者 一送 PPA:卸料金、託送料転嫁取り決め 1 電力供給 取引イメージ 発調契約 最大受給kW取り決め 託送料金請求・支払 卸料金支払 2 ISSUE① ISSUE② ✓ 最大受給電力を超過した場合は超過金(1.5倍)が発生。 ✓ 請求は一括して発調契約先にくるため、発電者分の切り分けが必要。 ✓ 発電課金に伴い、需要側託送料金も減額。 ✓ エネ庁は原則、発電側課金は卸料金への転嫁を想定。 ✓ 発電・小売間の相対協議による卸料金調整が必要。
  9. Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights

    reserved. 8 APPENDIX
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    reserved. 9 容量拠出総額の算定 出所)OCCTO 容量市場説明会資料
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    reserved. 10 H3需要発生時間帯 OCCTO 電力受給報告書(2019年10月)を基に弊社作成 エリア 夏季(FY19実績) 冬季(FY19想定) 北海道 11~12時 17~18時 東北 13~14時 17~18時 東京 14~15時 17~18時 中部 14~15時 9~10時 北陸 14~15時 9~10時 関西 14~15時 9~10時 中国 14~15時 9~10時 四国 14~15時 18~19時 九州 15~16時 18~19時 沖縄 16~17時 18~19時
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    reserved. 11 2022年度以降のインバランス制度(全体像) 出所)第39回 制度設計専門会合資料
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    reserved. 12 2022年度以降のインバランス制度(需給ひっ迫時①) 出所)第39回 制度設計専門会合資料
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    reserved. 13 2022年度以降のインバランス制度(需給ひっ迫時②) 出所)第39回 制度設計専門会合資料 A B‘ C B D これ以上「補正料金算定インデックス」を低下させることは 許されない⽔準として、需要家に痛みのある 協力を求める対策のタイミングを参考。(例えば、 政府が需給ひっ迫警報を発令する予備率=3%) これ以上「補正料金算定インデックス」が低下すると電源Ⅰʼ以外の新たな供給力を追加的に確保すること が必要になり始める⽔準として、確保済みの電源Ⅰʼの発動が確実となる⽔準を参考。 (例えば、広域機関における需給ひっ迫の基準となる予備率=8%) 「補正料金算定インデックス」が不⾜するリスクに備えて対策を講じ始める⽔準として、通常時には用い ない供給力である電源Ⅰʼを発動し始めるタイミングを参考。 (例えば、これまで電源Ⅰʼが発動されたケー スにおける広域エリアでの概ねの予備率=10%) 緊急的に供給力を1kWh追加確保するコストとして、市場に出ていない供給力を新たに1kWh確保するため に⼗分な価格として、 新たにDRを追加的に確保するコストからの見積もりを想定。 確保済みの電源Ⅰʻのコストを反映することを想定。
  15. Confidential Ⓒ 2019 Energy and System Planning Corp, All rights

    reserved. 14 分散リソース(DER)活用ニーズ 出所)第9回 エネルギー・リソース・アグリゲーション・ビジネス検討会資料