研究課題
若手研究(B)
全発電事業者がスポット市場に限界価格で電力販売入札を行い，価格順に並び替えられた供給曲線と各時間の需要値の交点によって電力価格と各社の発電量分配を決定する電源開発計画シミュレーションモデルを構築した。需要の価格弾力性やデマンドレスポンスは考慮せず，発電機の故障によって供給不足が発生すると電力価格は上限値まで高騰する。また，全発電事業者が所有する設備容量が年間固定費で入札され，価格順で並び替えられた売入札曲線を生成する。買入札価格は市場管理者が発電事業者の投資行動を予測し，適正な供給信頼度を維持できるようにあらかじめ決定し公表する。二つの曲線の交点により，対象年の決済価格と支払い対象となる電源容量が決定される。電力市場設計として，1) 価格上限値が2000円/kWhで設定されているスポット市場のみで構成された電力市場の場合（EOM_2000)，2) 価格上限値が100円/kWhで設定されているスポット市場のみで構成された電力市場の場合（EOM_100)，3) 価格上限値が2000円/kWhで設定されているスポット市場と容量市場で構成された電力市場の場合（CM_100)の3種類を想定し，複数年を対象としたモンテカルロシミュレーションを行い，新規発電事業者の確率的投資行動戦略にもとづく各年の総発電機容量およびLOLPを算定した。その結果，EOM_100はEOM_2000と比較して価格上限値が低いため，価格変動は安定しているものの新規電源開発は行われず，LOLPは年々増加した。一方，CM_100で容量市場を導入することで新規電源開発が促されEOM_2000と同程度の信頼度を得たものの支払い総額はEOM_2000よりも高く，価格安定化とのトレードオフが示された。
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