資料６

需給調整市場B種電源協議の報告等について
第95回 制度設計専門会合
事務局提出資料
2024年３月２８日（木）1.需給調整市場B種電源の協議について
2.ブラックスタート機能契約協議について

3.関西エリアの系統安定対策機能調達について

2

１．需給調整市場B種電源の協議について⚫ 第94回制度設計専門会合（2024年2月）において、事前的措置の対象事業者が決定したところ。
⚫ 複数の事業者から需給調整市場ガイドライン（※）におけるB種電源協議の申し入れがあったことから、内容について確認を行ったので御報告する。
⚫ なお、新規の申し入れについては、2024年度期中においても行うことができる。
（参考）2024年３月8日時点のB種電源協議申し入れ状況（以降申し入れ案件なし）• 申し入れ事業者数：２件• 申し入れ案件数：５件（電源３件、蓄電池VPP２件）（※）新たな需給調整市場ガイドラインは、2024年３月25日付けで改定（2024年４月１日受渡分から適用）された。
（参考）需給調整市場ガイドライン価格規律
ΔkW 価格≦当該電源等の逸失利益（機会費用）＋一定額等
一定額＝0.33 円/Δ kW・30 分（※１）または電力・ガス取引監視等委員会事務局との協議を経て決定した額（※２）とし、等は売買手数料とする。
（※１）A 種電源という （※２）B 種電源といい、一定額については、制度設計専門会合等の整理に従い必要資料を提出した上で、電源毎に、固定費回収のための合理的な額を上回らない範囲で決定される。

一定額
逸失利益
（機会費用）

当該部分を協議3

1-1.一定額算定諸元となるΔkWの必要量について⚫ 一定額の算定の過程においては、ΔkWの想定約定量を算出することが求められるが、一般送配電事業者等の系統運用におけるΔkWの必要量が算出上の諸元となる場合がある。
⚫ そうしたΔkWの必要量については、送配電網協議会需給調整市場運営部のHPに掲載されることとなっているが、今般事業者から申し入れがあった時点（３月上旬）においては、 2022年度実績を基に算定されたΔkW必要量しか公表されていなかった。需給調整市場運営部によると、2023年度実績を基に算定された2024年度のΔkW必要量の公表について、上半期については３月19日に公表、下半期については７月頃を予定しているとのことである。
⚫ B種電源の一定額については、年間通して１つの単価を算出することを念頭においているため、本来は2023年度実績を基にしたΔkW必要量で一定額を通年で算出することが望ましいが、そうした対応は上述のとおりスケジュール上困難であることから、現在の申し入れについては、事業者負担等を考慮し、2022年度実績を基にしたΔkW必要量で算定した一定額の申し入れについて、受け付けることとした。
⚫ なお、当該申し入れを受けた時点において、他の事前的措置の対象事業者に申し入れ予定を確認したところ、ΔkW必要量の公表がされていないことを理由として、３月に申し入れを行わない事業者がないことを確認した。
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1-2．B種電源一定額の諸元の確認⚫ 申し入れがあったB種電源５件については、第90回制度設計専門会合（2023年10月）において整理した内容に従い、B種電源の一定額の諸元（固定費、他市場収益、ΔkW想定約定量、所有する他電源等に関する確認）の確認を行った。
➢ 固定費（電源固定費）•

全件固定費の内訳は、人件費、委託費、保守・修繕費、減価償却費等であった。また、事業報酬を算入していないことを確認した。

（蓄電池固定費）•固定費については、蓄電池及び需給調整市場への供出に要するシステムに係る固定費が計上されていた。

•

需給調整市場への供出に要するシステムについては、他電源と共有する部分について、想定稼働量で按分し、控除していた。

5➢ 他市場収益（電源）•容量収入を計上•

相対卸収益について、契約済みの相対契約単価を基に計上•

卸電力取引収益について、想定市場価格と限界費用から売電量を想定し計上•需給調整市場ΔkWの一定額以外の収益について約定想定量・想定市場価格・限界費用等を基に計上•調整力kWh収益について、過去の発動実績から発動指令kWhを想定した上で、マージン10%を計上•その他、FIT・FIP・非化石価値等の想定収入を計上（蓄電池VPP）•

容量収入、蓄電池所有者との契約等に基づき計上。

（注）蓄電池VPPの応札において、他社蓄電池に係る費用は、約定ごとに契約単価に基づき支払いが行われることから、入札単価には機会費用として表れる（発電機における起動費と同じ扱い）。この場合の機会費用収益は、蓄電池所有者の収益となり、蓄電池を使った応札者の他市場収益とはならない。

6➢ ΔkW想定約定量（電源想定約定量）•

販売予測を基に、ΔkW供出電源を特定。過年度の約定率の実績を乗じて約定量を算定。

•約定量の算定にあたっては、2022年度実績を基に算定されたΔkW必要量しか公表されていなかったことから、2022年度実績を基に算定されたΔkW必要量を参照した。

（蓄電池VPP想定約定量）•

2024年度の供出予定ブロック数を算定し、2023年度の約定率の実績を乗じて約定ブロック数を算定。約定ブロック数に、１ブロック当たりのΔkWを乗じた。

•

年度内に、蓄電池（市場供出に要するシステムを共有）を追加する場合は、想定約定量の見直しを行う。

•

なお、事業者は、今後契約蓄電池数増加に向けて検討中であり、ΔkW･30分当たりのシステム費用は縮小することが期待される。

➢ 所有する他電源等に関する確認（電源/蓄電池VPP）•

他電源等において発生している固定費の内訳、及び、他市場収益の確認を行い、B種電源の固定費及び他市場収益と他電源との固定費及び他市場収益は別管理されており、重複計上や、B種電源に固定費を過大に算入する等の行為はなかったことを確認した。
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1-3．一定額1.64円/ΔkW・30分を超える案件について⚫ 今回申し入れがあった案件について、５件中４件が、1.64円/ΔkW・30分（※）を超える申し入れであったことにより、より厳正に個別精査を行う観点から、以下について詳細に確認したが、不適切と見受けられる点はなかった。なお、電源種によって、申し入れの単価水準には、大幅な違いがあった。
（確認内容）•

提出された固定費の総額に問題となる点がないこと•

2023年度の応札額水準との違いの理由•

他市場収益及びΔkW想定約定量の算定について、恣意的に少なく算定していないこと（所有電源すべてに対し、同一の卸市場価格予測、需給予測等を参照し、電源毎の他市場収益及びΔkW想定約定量を算定した）。

（※）一定額1.64円/ΔkW・30分は、2021～2023年度向けの電源Ⅰ約定電源のエリア評価用kW価格の上位４位平均値から算出した値（注）蓄電池VPPの応札において、他社蓄電池に係る費用は、約定ごとに契約単価に基づき支払いが行われることから、入札単価には機会費用として表れる（発電機における起動費と同じ扱い）（参考）一定額1.64円/ΔkW・30分について

第89回制度設計専門会合（2024年9月）資料7 P7抜粋

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1-4．その他協議事項について⚫ B種電源協議に当たり、以下の協議事項について確認を行った結果、申し入れがあった５件について以下のとおり回答を得た。
（電源）・協議事項１について、ひっ迫の恐れがあるときは、需給調整市場を含む各種市場へ可能な限り応札する方向。 協議事項２、３の内容について対応する方向。

（蓄電池VPP）
・協議事項１～３の内容について対応する方向。
第89回制度設計専門会合（2024年9月）資料79

1-5．まとめ⚫ 今回、協議の申し入れがあったB種電源５件に関して、ΔkWの一定額の算定諸元について確認を行った。
⚫ 確認の過程において、数値の誤りが発見された項目については修正が行われ、それ以外も含めて不適切な点は発見されなかったことから、事業者と監視等委員会事務局で確認した値を一定額とすることとしたい。

⚫ 当該申し入れ案件については、需給調整市場ガイドライン改定後の入札から当該一定額を織り込んでΔkW入札が行われることが見込まれるが、需給調整市場ガイドラインと整合的な応札行為と判断することとしたい。

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第90回制度設計専門会合（2024年10月）資料711

第90回制度設計専門会合（2024年10月）資料712

第90回制度設計専門会合（2024年10月）資料713

第90回制度設計専門会合（2024年10月）資料714

1.需給調整市場B種電源の協議について
2.ブラックスタート機能契約協議について

3.関西エリアの系統安定対策機能調達について

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２．ブラックスタート必要kW・kWh確保に伴う既契約の再協議に関して⚫ 第93回制度設計専門会合（2024年１月）において、ブラックスタート必要kW・kWh確保に伴う既契約の再協議に関する協議状況について報告を行った。
⚫ その際に、2024年度のBS必要kW・kWh確保に起因する容量市場の退出量が確定しなければ、2024年度4月からの容量拠出金の算定・請求、容量確保契約金額の交付およびアセスメント、2025年度の追加オークションの実施判断に影響を与えることとなることから、これらに影響を与えないよう、 電力広域的運営推進機関が行う準備期間を考慮し、当事者は2024年2月21日までに結論を得るべく努力すべき、としていたところ。

⚫ 容量市場の退出量については、既に全エリア登録済みである旨報告があったことから、本件再協議が容量市場等の制度の運用に影響することはないと考えられる。
⚫ 他方で、容量市場からの退出量については合意したものの、精算額についての協議が継続しているエリアがあり、状況を確認した。

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2-1．協議が行われている事項⚫ 状況を確認したところ、容量市場部分退出に伴い、容量収入が減少した電源について、 ①既契
約電源の当初容量収入がBS入札額よりも大きい場合で、②当初容量収入とBS入札額の差額（下図「B」部分）の扱いについて協議が行われているとのことであった。

●既契約者が一般送配電事業者に支払いを求めている内容
既契約者は、当該逸失利益についても支払いを求めているところ。
一般送配電事業者は、支払いの合理性を認めることが困難であり、現状では支払う判断が出来かねるため、継続協議を求めると回答している。

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2-２．これまでの経緯
１．BS公募要綱と契約内容について⚫ 2024～2026年度向けBS機能公募は、2020年度～2022年度にかけて行われた。このときの公募要綱においては、容量収入は０円と想定した上で入札し、その後契約締結段階において実際の容量収入を控除した額を契約額とすることとしていた。
⚫ このため、2024年度向けについては、容量収入がBS入札額を超えた場合においては支払い額はゼロ円であった。なお、2025年度向け以降は、最低支払額が導入されたため、容量収入がBS入札額を超えた場合においては、最低支払額が支払われることとなっていた。
２．揚水運用主体の変更⚫ 2024年度以降、揚水機の運用主体を調整力提供者とする整理が、第67回制度設計専門会合（2021年11月）においてなされた。
⚫ 一般送配電事業者は既契約者に対し、第83回制度設計専門会合（2023年３月）及び第86回調整力及び需給バランス評価等に関する委員会（2023年５月）の整理に基づき、2028年度向け公募より必要なkW・kWhに関する記載を要綱に明記することとなった。過年度に行った契約については、第83回制度設計専門会合において、BSに必要なkW・kWh量に関して事業者間で申し合わせを行う事を認めた。
⚫ なお、一般送配電事業者は、BSに必要なkW・kWh量をあらかじめ通知することについて、公募要綱に記載していなかったが、契約書には「常時、ブラックスタート機能を提供可能な状態に維持すること。」と記載していた。

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３．容量市場の目標調達量と募集要綱⚫ 容量市場の目標調達量の算定においては、需要計画に偶発的需要変動対応分等に備えた供給力を加算し算定しており、BSに必要な供給力は容量市場では確保しないこととなっている。
⚫ 他方、2024～2026年度向け容量市場メインオークションにおいては、揚水機の供給能力の算定方法について「可能発電電力合計から所内消費電力及び計画補修等による停止電力を差し引いたものとする。」と定めており、BSに必要な供給力は控除すべきと明記されていない。なお、落札された供給力に求められるリクワイアメントやペナルティは明記されている。
４．容量市場収入の減収額について⚫ 第90回制度設計専門会合（2023年10月）において、BS機能公募では、「固定費ー他市場収益」等の価格規律を定めているところ。当該容量市場収入の減少は、応札後事後的に制度変更によって発生した費用であることから、応札事業者にすべての負担を求めることは適当でないと考える旨、及び、一般送配電事業者が揚水機にかかるBS必要量を確保することができることを踏まえ、当事者間で費用負担について真摯に協議することを求めた。

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2-3．事務局としての見解⚫ 第90回制度設計専門会合において、当事者間での協議を求めたのは、BS機能契約に関し、BS公募の応札後に事後的に生じた、BS機能契約上も想定されていなかった容量市場収入の事後的減少によって発生した費用（＝Aの部分）の負担について、当事者間協議をすることを求めたものであった。
⚫ 容量市場からの収入に変更があったとしても、BS機能契約上のTSOからの支払い額が変わらない場合（2024年度０円、2025年度以降最低保障額）における、発電事業者にとっての容量市場からの収入減少額（＝Bの部分）についてまで、協議をするよう求めたものではない。
⚫ なお、当事者の主張は次項のとおり。

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（参考）双方の主張

一般送配電事業者の主張
以下の理由から、B部分について当社が負担すべき理由が十分でないと考える。
•••

B部分は、締結済のBS機能契約における基本料金の考え方（入札価格－容量市場収入、ゼロ円または最低保証額）の範囲外であること。
また、B部分は、重複の上で締結した容量確保契約を前提とした逸失利益部分であり、初めからＢＳ必要量を確保した上で容量市場に応札したことで部分退出が生じないエリアにおいては、TSOの費用負担範囲外となること。
第90回制度設計専門会合にて議論された、2029年度向け以降のBS公募要綱に対する整理「最低支払額に、BS機能維持コスト及びBS機能公募に応札することによって発生する逸失利益を支払う旨記載する」は承知しているものの、上記整理の根拠である「応札事業者のインセンティブ」において、既存の契約がある以上前提が異なると言え、当然に上記整理があてはまるものではないこと。

既契約者の主張
以下の理由から、B部分の支払いを求める•

当時の供給計画におけるBS機能に必要なkWh分の扱いや、容量市場・BS機能公募の募集要綱、契約経緯を踏まえると容量市場にBS機能を含めた全量入札を実施した判断は、その時点においては合理的であった。

•2024～2026年度については、既に広域機関と応札事業者間において契約が締結済であったところ、事後的な制度変更および広域機関との交渉経緯等諸般の事情に鑑みて、容量市場から退出を余儀なくされたことにより、容量市場収入が減少し、逸失利益が発生している状況•

第90回専門会合においても『当該容量市場収入の減少は、応札後事後的に制度変更によって発生した費用であることから、応札事業者にすべての負担を求めることは適当でないと考える』と整理されており、応札事業者が負担すべきではない•

第93回制度設計専門会合（2024年1月）において、合理性があればTSOが既契約者の容量市場収入減少額を負担しても、当該負担を行うことが市場競争に悪影響を及ぼすものではないとされており、合理性の確認の中で、「負担額の適切性の判断は、最終的な負担割合のみをもって行うことは困難であり、それぞれの事案ごとに経緯や協議結果を踏まえて行う必要がある」とあることから、エリアごとに費用負担に差がでることは否定されていない。
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2-4．2029年度向け公募について⚫ 第90回制度設計専門会合（2023年10月）において、2029年度向け以降のBS機能公募において、逸失利益の支払いについて募集要綱に記載することを認められたところであるが、こうした議論が2028年度向け以前の公募において既存の公募要綱や契約内容の解釈にただちに影響を与えるものではないと考える。

第90回制度設計専門会合資料7（2023年10月）

221.需給調整市場B種電源の協議について
2.ブラックスタート機能契約協議について

3.関西エリアの系統安定対策機能調達について

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（参考）関西エリア水力幹線の特徴
⚫

⚫
⚫
⚫

関西電力送配電の水力幹線は、中部・北陸エリアにある電源（全て非調整電源）を関西エリアまで送電する長距離送電系統であり、275kV送電線・154kV送電線で構成されている。
北陸エリアにある水力発電を関西エリアに送電するためのものであることから、水力幹線と呼ばれているが、昨今は、太陽光発電所なども接続されている。
ただし、太陽光発電等が接続された現在においても、出力調整可能な電源は、水力発電に限られる。
他エリアと接続せずに長距離を送電する幹線であることから、事故時や作業時の系統切替や電圧調整が必要となる。
ケース１：着雪防止対策

新北陸幹線

北陸
中部
若狭湾

美濃幹線

水力幹線全体ケース３：系統切替時の位相調整

関西幹線
ケース２：２回線作業時の電圧対策

関西中部伊勢湾24

3-1．関西送配電からの相談内容（相談内容）➢ 関西エリアの水力幹線は、76件(※)の非調整電源の水力発電所及び太陽光発電所が接続している幹線。
※至近の連系予定を含む➢ 当該幹線に接続する発電機については、2024年度の余力活用契約の対象電源がなかったところ。当該幹線において、発電機の増出力をともなう系統安定対策が必要となった場合に、現行の託送約款に基づく接続契
約内容では増出力指令を行うことができない。
給電指令（出力増加）が必要なケース
No

ケース

詳細

頻度

1

新北陸幹線（山）の着雪防止対策

豪雪地帯であることから、雪による鉄塔倒壊を防止するため、融雪用に電流を系統設備により確保しているところ。
系統設備の故障等により融雪できない場合に、発電機の出力増加により電流を確保したい。

緊急時対応のため、 頻度は稀

2

東海幹線もしくは美濃幹線の2回線作業時の電圧対策

軽負荷期に作業する場合、系統の末端電圧が上昇傾向となることがある。基本的には系統対策により電圧調整が可能であるが、万一の電圧過昇の場合には発電機の出力増加を行いたい。

軽負荷時かつ想定を超える電圧過昇の場合のため、頻度は稀

3系統切替時の位相調整

系統作業に伴う水力幹線の発電機の系統切替を行う場合、位相調整が必要となる。位相調整時は出力抑制を優先して行うが、万一の位相調整量不足の場合に発電機の出力増加を行いたい。

位相調整時は出力抑制を優先するため、出力増加に至るケースの頻度は低25

3-2．対応案について⚫ 関西送配電は、前項の対応として以下を検討している。
（対応案）⚫ 系統安定対策として増出力指令を行う可能性がある発電所とあらかじめ契約を締結することとしたい。なお、当該契約においては、対象となる電源は、当該幹線に接続する水力発電所のうち、効果的な発電機を限定した上で随意契約で調達することとしたい。
⚫ 給電指令（出力増加）を行う対象発電所は全て水力発電所であるため、ダム・貯水池の貯水量をTSO都合で使用することになる。具体的には、下図イメージのように、発電事業者がピーク立てする予定であった水量を先使いすることになる。
⚫ そのため、BGの経済運転機会の逸失を考慮した精算とすることを検討。（下図イメージの場合は、給電指令時の関西エリアプライスとピーク立て時間帯の関西エリアプライスの値差を精算単価とする）（参考）精算単価の案
MW

給電指令を考慮した運転カーブ

BG経済運転カーブ

水量を先使いするMW

給電指令

ピーク時に売電できなくなる

ピーク時に売電する計画

時刻

時刻
関西ｴﾘｱﾌﾟﾗｲｽ
10円/kWh

精算単価：給電指令kWh×（20円/kWh－10円kWh）

関西ｴﾘｱﾌﾟﾗｲｽ
20円/Kwh26

3-3．事務局の見解⚫ 2024年度からは需給調整市場が始まることから、調整電源の調達は需給調整市場で行われることが前提となる。
⚫ また、需給調整市場で調達ができない系統安定機能の調達においては公募での調達が前提となると考えられ、「一般送配電事業者が行う調整力の公募調達に係る考え方」によれば、電源等の参加機会の公平性・コストの適切性・透明性の観点から、公募することが望ましいとされているところ。
⚫ 今回の関西送配電からの相談については、系統安定対策として必要な契約であること、及び、系統安定に必要となる電源が立地場所から特定されていることから、参加機会の公平性に配慮することが不可であることから、随意契約を行うことはやむを得ないと考えられる。

⚫ 一方で、今回の契約は、原則公募の考え方から外れることから、対象電源の選定等にあたっては、前項の関西送配電対応案においても「効果的な電源を限定」するとしているところ、系統安定対策として契約電源を必要最小限に限定することとした上で、随意契約とすることを認めることとしてはどうか。
⚫ 運用については、コストの適切性及び透明性の観点から、随意契約の内容及び精算単価等について、厳正な事後監視を行うこととしたい。
⚫ また、実際に増出力指令した際には報告を求め、指令の適切性及び精算単価の適切性について事後監視を行うこととしたい。

27

28