前日・時間前・直前市場を11論点で設計
詳細業務設計は、AからKまでの11の論点群に整理されました。対象は、(1)市場の開催時刻・回数、(2)電源が登録する運転パラメータ、(3)入札と電源差し替え、(4)発電・販売計画への約定結果の反映、(5)需給・系統制約の処理、(6)市場間の差分精算、(7)価格規律と市場監視、(8)アップリフト、(9)分散型エネルギーリソース（DER）、(10)揚水発電・蓄電池、(11)他システムとの連携です。
時間前市場については、前日夕方に1回、当日に2回の計3回程度を開く考え方を軸に検討します。現行のザラバ方式を併存させるかは未決定です。直前市場も1日24回または48回とする案が示され、直後の30分コマだけを取引対象とするか、その先の時間帯まで扱うかを詰めます。
前日市場についても、現行スポット市場の午前10時締め切りをそのまま踏襲するとは決まっていません。市場ごとの開催時刻、入札締め切り、約定結果の通知時刻を、発電事業者、小売電気事業者、一般送配電事業者の計画策定業務と整合させる必要があります。
価格・精算・アップリフトは継続審議
価格面では、前日市場から直前市場までの取引差分をどのように精算するか、同一の30分コマについて複数市場の結果を通算するかが論点です。発電機の起動費や最低出力費用など、市場価格だけでは回収できない費用を補填するアップリフトについても、対象費用、算定単位、負担者を今後設計します。
委員からは、技術研究と業務設計を別々に進めるのではなく、計算上可能な機能と事業者が実務上対応できる業務を往復しながら検討する必要があるとの意見が出ました。また、海外市場の仕組みをそのまま採用せず、日本の系統構成や発電ポートフォリオ、現行の計画提出・精算制度との整合を確認すべきだとの指摘もありました。
さらに、市場の開催回数を増やすほど予測誤差を取引で調整しやすくなる一方、入札、計画変更、システム連携の負担も増します。このため、直前市場の24回案と48回案、ザラバ市場との併存、約定結果の自動反映などについては、事業者ヒアリングと技術検証を経て判断することになりました。
蓄電池はSOC、DERはベースラインが焦点
蓄電池・揚水発電では、充電と放電を時間軸で連続して扱い、SOC（充電残量）、出力、運転時間などの制約を約定計算へ反映する必要があります。充放電価格の登録方法や、蓄電池を中心とするバランシンググループの運用も検討対象です。制度設計次第では、卸市場の価格差を利用する裁定取引と、ΔkW供出を組み合わせた現在の収益モデルを再検討する必要があります。
アグリゲーターや需要家側のDERについては、最低入札量、複数設備の集約単位、需要抑制量を測るベースライン、受電点より内側にあるBTM設備の扱いが焦点です。kWhとΔkWで共通のベースラインを利用できるかによって、DRやVPPの入札、実績評価、精算業務が変わる可能性があります。
発電事業者には、出力上限・下限、起動時間、出力変化速度など、約定計算に必要な運転パラメータの整備が求められます。小売電気事業者は、前日から直前までの市場取引を発電・販売計画へ反映する仕組みや、当日運用の人員・システム体制を見直す可能性があります。
金融機関や投資家にとっては、市場間精算、アップリフト、系統混雑時の制約処理、蓄電池のSOC制約が収益予測に影響します。ただし、導入時期、価格算定式、具体的なペナルティー、入札条件は今回決定されていません。現段階では、プロジェクトファイナンスの前提を確定するのではなく、複数の制度ケースによる感応度分析が必要になります。
出典