同時市場 第二次中間取りまとめ：発電余力の全量入札義務とアップリフトを含む骨子を公表

2025年10月15日、同時市場の在り方等に関する検討会は第二次中間取りまとめを公表した。同時市場は現在のスポット市場・時間前市場・需給調整市場を代替し、実需給の1週間程度前からゲートクローズ直前までの需給運用を最適化する市場と位置づけられた。主要な仕組みは①電力と調整力の同時約定、②発電余力全量の入札義務と自己計画電源、③スリーパート情報（起動費・最低出力費用・増分費用カーブ）と運転パラメータに基づく入札・約定、④アップリフト（市場価格で回収できない発電費用の個別補償）、⑤SCUC・SCEDによる系統制約を考慮した約定（基幹系統＝上位2電圧階級を対象）、⑥時間前市場での同時約定の繰り返しの6点。開設する市場は週間運用、前日市場、時間前市場（前日夕方1回・当日2回の計3回程度）、直前市場（1日24回または48回、出力配分のみ）。発電事業者は現行で差し引かれている予備力分も含めた発電余力全量を電力・調整力の両方に入札する義務を負い、市場外の相対契約による供給は自由だが自己計画電源としての電源情報・発電計画の登録が必要。電力（kWh）価格は電源態勢のシャドウプライス（需給均衡点の増分費用）のシングルプライスとし、増分費用カーブには＋10%程度のリスクを織り込むことを可能とした。調整力（ΔkW）価格は確保による逸失利益から事後的に算出するシングルプライス。時間前市場以降は前日市場からの約定量の差分を当該市場価格で精算する。小売電気事業者はkWhの対価に加えアップリフトの応分負担を求められる。容量市場リクワイアメントの改定が必要とされ、FIT特例①・③は買取義務者がエリア単位で売り入札するが前日6時配分の計画値が不変で時間前以降の最適化対象外となる課題が示された。詳細検討を要する事項として技術的検討、入札・情報提供義務の詳細、アップリフト、揚水・DERの取扱い、取引規律・監視が挙げられた。

要点

• 同時市場はスポット市場・時間前市場・需給調整市場を代替し、実需給の1週間程度前からゲートクローズ直前までの需給運用を最適化する市場。
• 発電事業者は予備力分も含めた発電余力全量を電力・調整力の両方に入札する義務。市場外の相対供給は自由だが自己計画電源として電源情報・発電計画の登録が必要。
• 開設市場は週間運用・前日市場・時間前市場（前日夕方1回＋当日2回程度）・直前市場（1日24回または48回、出力配分のみ）。
• kWh価格は電源態勢のシャドウプライス（需給均衡点の増分費用）のシングルプライス。増分費用カーブに＋10%程度のリスクを織り込み可能。
• ΔkW価格は調整力として確保されたことによる逸失利益から事後的に算出しシングルプライス。応動速度の速い電源への上乗せも検討。
• アップリフト（起動費等の未回収分の個別補償）を導入し、小売電気事業者はkWh対価に加え応分の負担を求められる。
• 系統制約は基幹系統（上位2電圧階級）を考慮対象とし、ローカル系統以下の混雑管理との両立は引き続き検討。
• FIT特例①・③は買取義務者がエリア単位で売り入札。前日6時配分の計画値が不変のため時間前市場以降の最適化対象外となる課題がある。FIP電源は一般の電源と同様に入札。
• 容量市場リクワイアメントの改定が必要。詳細検討事項として技術的検討、入札・情報提供義務、アップリフト、揚水・DER、取引規律・監視が残る。