資料４－３

需給調整市場（三次調整力➁）の当社応札量の考え方について

2021年5月31日
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ご説明内容◼ 三次調整力➁（以下、ΔkW）における中部エリアの調達不足を認識しています。
◼ 当社が中部エリアで実施している「ΔkW応札量算定の考え方」や「応札量の増加に向けた課題」について、ご説明いたします。
第23回 需給調整市場検討小委員会

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資料2-1抜粋© 2021 JERA Co., Inc. All Rights Reserved.

ΔkW応札量算定の考え方 【概観】◼ 中部エリアでは、「下表のB」の考え方で応札量を算定しています。
◼ なお、東京エリアでは自社による応札は行っていないものの、システム上の制約等により、「下表のA」に基づいた入札量を発電契約者に連携しています。
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資料2-1抜粋（一部 当社加筆）

当社（中部エリア）の考え方

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中部エリアのΔkW応札量算定の考え方 【詳細】
◼ 当社は、応札時点の最経済計画による発電機態勢の余力(Step1)に加えて、電源持替や追加起動も含めた余力(Step2)も対象とすることで、応札量を出来る限り増やせるように取り組んでいます。
◼ 代表的には下図：➊～➌のパターンに大別され、ベース火力の持ち下げも可能な範囲で実施しています。また、全出力帯で最も遅い変化速度で応動時間45分を達成できることを前提とし、ブロック商品に対応するための各電源の6コマ最小の余力（前頁および参考１参照）を応札対象としています。
＜ΔkW応札量算定の具体的なイメージ＞
Step1：最経済計画による入札可能ΔkW(❶)

Step2：電源持替や追加起動によるΔkW捻出(➋/➌)

電 源

状 態

入札パターン

電 源状 態

入札パターン

電源A

運転予備

➊電源A

運転予備

(済)

電源B

定格出力－電源B 運転予備(持替)

➋電源C

停止－

電源C 運転予備(起動)➌❶最経済計画からのΔkW
MW

発電機
出力

❷持替によるΔkW（❶～➌とも、変化速度も考慮した余力範囲）❸追加起動によるΔkW

定格定格電源
B
電源 電源
高速機
AC
低速機

ベース火力 ➡

電源
電源
BA
高速機
低速機

起動なし

ベース火力 ➡

➡ ピーク火力C

追加起動➡ ピーク火力

注：簡易的な表現のため、実際の入札パターンはこの限りではない。
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Step2のΔkW応札量の増加に向けた課題◼ ΔkWに落札した場合は発電機の運転が求められますが、追加起動台数が増えると出力低下が不可能な最低出力分が積み上がり、結果として発電計画における「下げ代」が減少します。
◼ さらに、落札からゲートクローズまでの販売電力の減少や設備トラブルによる最低出力の上昇などの需給変動の不確実性を踏まえると、計画内不一致となるリスク（参考２参照）があります。そのため、全ての余力を応札対象とすることは難しいと考えています。
◼ このため、最低出力に上記リスクを回避するためのバッファ（過去実績に基づき算出）を加算し、市場ルールや設備制約を踏まえて応札量を決定しています。 【次頁イメージ参照】

ΔkW落札時点
kW,ΔkW

ΔkW

余力未使用

ΔkW落札～ゲートクローズ
余力確保
余力確保
供給力

供給力 最経済計画を変化させて応札（追加起動等）

販売
電力

最低運転
出力

＜販売計画＞＜発電計画＞

販売
電力（需給変動が大きいケース）

追加起動等による応札原資

ΔkW
下げ代

下げ代限界

需要減

供給増

追加販売
時間前市場

最低出力増加分

最低運転
出力

余力(確保済)

追加起動等による積み上がり

計画内不一致リスク（供給力余剰）
バッファを考慮する必要＜販売計画＞＜発電計画＞

販売
電力トラブル等による最低出力の更なる増

最低運転
出力

＜販売計画＞＜発電計画＞
注：調達計画はゼロと仮定

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2021年4月A日の応札事例◼ 当社は、前述のStep1(下図｜運転余力※1の応札可能性)とStep2(下図｜追加起動等による応札可能性)を上限に、市場ルールや設備制約※2を踏まえて応札量を決定しています。
◼ その結果、応札量は、上限出力と発電計画を単純に差し引きした余力そのものとはなりません。
※1：ブロック時間内の最小余力を織り込んで算出したもの※2：全出力帯における最も遅い変化速度の選択や、点灯帯にむけた起動過程での応札対象除外なども影響

運転余力の応札可能性：上げ代
追加起動等による応札可能性：下げ代(青実線－黒点線)の応札検討(黒点線－赤実線)があれば、追加起動等による応札検討
下げ代は残るが、追加起動可能な発電機がなく供出不可（運転余力のみ）

下げ代を使用して追加起動による供出を実施
さらなる追加起動を行うには下げ代が不足しており供出不可

ブロック３

ブロック４

ブロック５
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計画内不一致を回避する
バッファブロック６ブロック７© 2021 JERA Co., Inc. All Rights Reserved.

2021年4月B日の応札事例◼ 前頁と同様の考え方に基づき応札しており、応札量は、上限出力と発電計画を単純に差し引きした余力そのものとはなりません。
運転余力の応札可能性：上げ代
追加起動等による応札可能性：下げ代(青実線－黒点線)の応札検討(黒点線－赤実線)があれば、追加起動等による応札検討
下げ代は残るが、追加起動可能な発電機がなく供出不可（運転余力のみ）

運転余力はあるが、45分応動による出力変化に制約があるため供出不可
運転余力はあるが、45分応動による出力変化に制約があるため供出不可
下げ代を使用して、追加起動による供出実施済
当該追加起動に伴い、出力を下げた別の電源は45分応動による出力変化に制約があるため供出不可

ブロック３

ブロック４

ブロック５
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計画内不一致を回避する
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今後のΔkW応札量の増加に向けた課題◼ 当社としてもΔkWの調達未達については課題と認識しており、需給変動リスクの精査などを通じて、応札量の増加に向けた継続的な検討を行ってまいります。
◼ その他、以下の課題についても、市場ルールの解釈なども含めて、確認が必要であると考えております。

課題（落札後の需給変動に起因するもの）
項

１目

応札量算定上の出力変化速度の取扱い（電源Ⅱあり）

現対応案

状

アセスメントの遵守のため全出力帯で最も遅い変化速度で応動時間45分を達成できる量

市場ルールとして応札時点で認識する出力帯の負荷変化速度で応札を可能＊とする＊三次➀でも応札量増加効果に期待

２

供給力余剰時の計画内不一致の取扱い

計画値同時同量の遵守等のため一部の発電機の応札を見送りPage 7

顕在化した供給力余剰について発電計画における運用緩和、時間前市場の可能な限りの活用© 2021 JERA Co., Inc. All Rights Reserved.

参考１｜ΔkW応札量が少ない要因（補足）◼ 当社は、下図と同様に、「単一ユニットがブロック期間を通じて供出可能となる値（最小値）」となるように、応札量を算定しています。
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資料2-1抜粋（一部 当社加筆）

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参考２｜ΔkW応札量が少ない要因（補足）◼ 当社は、落札以降（発電機態勢決定後）の需給変動に伴い、供給力が余剰となるリスクが存在するものと考えています。供給力余剰時の時間前市場への売電による市況影響や計画値同時同量の遵守のため、当該リスクを回避（一部の発電機のΔkW応札見送り）させる対応を行っています。
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資料2-1抜粋（一部 当社加筆）調整電源でも短時間停止が不可の場合は同様の懸念あり

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