資料５

需給調整市場の運⽤について
第98回 制度設計専⾨会合事務局提出資料
2024年６⽉25⽇（⽕）

1. 6⽉中旬までの需給調整市場の動き
2. 価格規律について
3. 中部エリアにおけるΔkW調達について2

1－1．前⽇取引（三次②）の４⽉1⽇〜6⽉10⽇までの動き
•
•
•
•
•

需給調整市場の三次調整⼒②（前⽇取引）の募集量について、6⽉1⽇より募集量が「⼀定割合を乗じた」量となったところ（※）。
（※）⼀定期間における、全エリア・ブロック別の調達率の平均値を乗じた。
4⽉からの平均約定単価等の動きについて確認を⾏った（次項及び次々項参照）。
平均単価︓多くのエリアでは４⽉より５⽉が⾼値であり、６⽉は4⽉より低値であった。
約定量︓6⽉10⽇までのデータを３倍して4⽉〜６⽉を⽐較したところ、4⽉から５⽉の下降量が⼤きかったエリアは北海道、東京、関⻄、九州が、5⽉から６⽉の下降量が多いと予想されるエリアは、東北と九州であった。
想定費⽤︓募集量を調整したことにより、多くのエリアにおいて費⽤削減効果があった。東北・中部は、4⽉と５⽉とで約定
量は同程度であったが、調達費⽤は５⽉の⽅が1.5〜3.5倍と多かった。これはエリア内の⽕⼒電源の応札が減少し、他エ
リアの⾼値電源がより約定しやすかったことが原因のひとつと考えられる。
項⽬

平均約定単価※1（円/ΔkW・30分）

最⾼約定単価（円/ΔkW・30分）

最低約定単価（円/ΔkW・30分)

想定費⽤※4
(億円)
約定量※4
(ΔMW)

⽉

北海道

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

4⽉※2

5.43

2.49

8.09

7.05

0.97

4.55

10.43

0.46

0.86

5⽉

11.31

8.59

9.88

11.25

2.73

3.97

6.70

0.69

1.31

6⽉※3

2.00

0.37

1.15

2.14

0.89

2.25

3.69

0.33

0.98

4⽉※2

321.00321.00321.00199.0023.89

197.00

197.0080.00

197.005⽉

321.00321.00160.00199.00160.00199.00

197.0066.17

197.006⽉※3

321.001.18

160.00183.938.35

183.93197.000.34

197.00

4⽉※2

0.34

0.33

0.33

0.34

0.34

0.32

0.32

0.30

0.34

5⽉

0.34

0.32

0.32

0.32

0.32

0.32

0.32

0.31

0.32

6⽉※3

0.34

0.16

0.30

0.31

0.34

0.25

0.25

0.16

0.25

4⽉※2

13.97

3.59

70.71

15.24

0.41

16.21

9.68

0.65

6.91

5⽉

3.37

12.57

47.83

25.76

1.07

7.18

7.20

0.82

7.15

6⽉※3

0.24

0.07

1.71

1.30

0.09

1.31

1.05

0.11

1.34

4⽉※2

42,87823,978145,703

36,046

7,100

59,32015,45923,532

134,158

5⽉

4,973

24,38980,65838,167

6,514

30,15017,913

19,72490,758

6⽉※3

2,024

3,348

24,631

10,150

1,666

9,745

4,730

5,521

22,772EPRXデータより事務局にて作成。
※1 平均約定単価は、想定費⽤/約定量合計。 ※2 4⽉は前⽇市場における⼆次②、三次①の追加調達分も含む。
※3 6⽉は6⽉1〜10⽇までのデータを使⽤している点に注意。※4 想定費⽤は、案件ごとの約定単価×約定量を⾜し上げて算出。未使⽤の起動費はTSOに返還される点に注意。
想定費⽤、約定量については、リソースの差し替え前後の数値が⼀部重複計上されている点に注意。

3

（参考）前⽇取引（三次②）の動き（4⽉、5⽉、6⽉1〜10⽇を元に作成）
円/ΔkW・30分

億円

4（参考）前⽇取引（三次②）の費⽤と約定量の動き（4⽉、5⽉、6⽉1〜10⽇を元に作成）※。6⽉は6⽉1〜10⽇までのデータを３倍して⽐較

5

1－2．週間取引（⼀次〜三次①）の４⽉1⽇〜6⽉10⽇までの動き•

需給調整市場の週間取引の募集量については、前⽇取引とは異なり、募集量の調整は⾏われていないところ。

•

4⽉以降の平均約定単価等の動きについて確認を⾏った（次項及び次々項参照）。

•

平均単価︓4⽉と５⽉を⽐較すると北海道エリアは約３円/ΔkW・30分上昇、九州エリアは２円/ΔkW・30分下降した。５⽉と６⽉を⽐較すると、東北エリアは約１円/ΔkW・30分上昇、九州エリアは約２円/ΔkW・30分下降したが、他エリアの値
差は0.６円/ΔkW・30分の範囲であった。

•

約定量︓東北・関⻄エリアは他エリアと⽐して約定量が多い。九州エリアは、4⽉と５⽉の約定量を⽐較すると約36％増加、5⽉
約定量を6⽉10⽇までのデータを３倍した数値と⽐較すると約40％増加傾向となる可能性がある。

•

想定費⽤︓4⽉、５⽉の数値と 6⽉10⽇までのデータを３倍した数値を確認したところ、九州エリアは、毎⽉30億円程度、関⻄エリアは、毎⽉20億程度、東北エリアは6⽉のみ約20億円程度かかる⾒込み。他エリアは、10億円以下であった。
項⽬

⽉
4⽉
平均約定単価※1
5⽉（円/ΔkW・30分）
6⽉※2
4⽉
最⾼約定単価（円/ΔkW・30分） 5⽉
6⽉※2
4⽉
最低約定単価
5⽉

北海道
4.37
7.29
7.12
19.51
19.51
19.51
0.01
0.34

6⽉※2
4⽉
5⽉
6⽉※2
4⽉
5⽉
6⽉※2

0.48
12.23
16.07
8.71
46,62936,717
20,389（円/ΔkW・30分）

想定費⽤※3
(億円)
約定量※3
(ΔMW)

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

1.26
1.37
2.42
7.66
6.14
11.08
0.34
0.34

1.14
2.43
2.29
7.21
7.21
7.21
0.34
0.34

3.24
3.11
2.66
12.82
10.48
16.19
0.34
0.34

0.67
0.42
0.51
14.13
14.29
15.65
0.34
0.34

2.42
1.92
2.23
14.84
19.51
16.19
0.34
0.34

1.49
2.09
1.52
15.52
19.51
19.51
0.34
0.34

2.16
1.76
2.00
19.51
19.51
19.51
0.34
0.34

7.67
5.67
4.07
19.51
19.26
19.50
0.34
0.34

0.34
9.83
8.00
6.30
129,753
97,39443,331

0.34
5.01
8.56
3.44
73,22458,577
25,118

0.34
9.82
7.19
2.34
50,50838,46914,640

0.34
1.58
0.97
0.38
39,141
38,535
12,422

0.34
22.02
22.22
7.58
151,605
193,075
56,582

0.34
6.09
8.83
2.28
68,39370,55024,906

0.34
5.53
4.26
1.63
42,57340,316
13,624

0.34
29.44
29.51
9.85
63,95086,80340,398※1 平均約定単価は、想定費⽤/約定量合計。 ※2 6⽉は6⽉1〜10⽇までのデータを使⽤している点に注意。
EPRXデータより事務局にて作成。
※3 想定費⽤は、案件ごとの約定単価×約定量を⾜し上げて算出。未使⽤の起動費はTSOに返還される点に注意。想定費⽤、約定量については、リソースの差し替え前後の数値が⼀部重複計上されている点に注意。

6

(参考）週間取引（⼀次〜三次①）の動き（4⽉、5⽉、6⽉1〜10⽇を元に作成）
円/ΔkW・30分

億円

7（参考）週間取引（⼀次〜三次①）の費⽤と約定量の動き（4⽉、5⽉、6⽉1〜10⽇を元に作成）

8

1－3．⼀次調整⼒・⼆次調整⼒①の調達率が著しく低いエリアについて
 ４⽉〜6⽉10⽇までの需給調整市場の調達状況を確認したところ、東京エリア・中部エリアについては、4⽉以降⼀次調整⼒・⼆次調整⼒①の調達率が他エリアと⽐して著しく低かった（参考︓スライド10〜18）。
 前回は、発電事業者に対して供出がない理由について確認したところ。今回は、需要BG側に余⼒の供出の余地がないか（※）確認を⾏い、以下の回答を得た。
 需要BGの需要計画の最終通告期限をゲートクローズに近づけインバランス発⽣を最⼩限にする運⽤が⾏われることによって、需給調整市場の前⽇取引（三次②）に対して、発電事業者からも需要BGからもΔkWの供出が⾏われず、前⽇取引（三次②）の効率的な取引が損なわれている可能性があるのではないか。
（※）相対での確保量が確定した後、前⽇10時のスポット市場でより安く電気が調達できたときに、相対確保分
を前⽇14時の需給調整市場に供出することはあり得るか。

（事業者聞き取り内容）（A社）
 契約上、需要BGがΔkWを市場供出することはできない。
 最終通告期限については、電気事業法上の同時同量義務の達成にあたりインバランス発⽣を最⼩限とする
⽬的から可能な限りゲートクローズに近づける協議をし合意した結果である。なお、当社は、電⼒受給契約において、上記協議を前提とした費⽤を発電事業者に対して負担している。
（B社）
 最終通告を伝えた後、需要減少により需要BG全体で余剰側となった場合、発電事業者（最終通告後）の電源を原資として需要BGが需給調整市場に供出することはできない契約もあるものの、需要BGが確保している他の契約電源を原資とした需給調整市場への⼊札は実施している。

9

北海道エリアの調達率（4⽉1⽇〜6⽉10⽇）●⼀次調整⼒●⼆次調整⼒①●⼆次調整⼒②●三次調整⼒①●三次調整⼒②

10東北エリアの調達率（4⽉1⽇〜6⽉10⽇）●⼀次調整⼒ （ 5月18～24日は大型火力機が起動していなかったことから調達率が低下したと考えられる。）●⼆次調整⼒①●⼆次調整⼒②●三次調整⼒①●三次調整⼒②

11東京エリアの調達率（4⽉1⽇〜6⽉10⽇）●⼀次調整⼒●⼆次調整⼒①●⼆次調整⼒②●三次調整⼒①●三次調整⼒②

12

中部エリアの調達率（4⽉1⽇〜6⽉10⽇）●⼀次調整⼒●⼆次調整⼒①●⼆次調整⼒②●三次調整⼒①●三次調整⼒②

13

北陸エリアの調達率（4⽉1⽇〜6⽉10⽇）●⼀次調整⼒●⼆次調整⼒①●⼆次調整⼒②●三次調整⼒①●三次調整⼒②14

関⻄エリアの調達率（4⽉1⽇〜6⽉10⽇）●⼀次調整⼒●⼆次調整⼒①●⼆次調整⼒②●三次調整⼒①●三次調整⼒②15中国エリアの調達率（4⽉1⽇〜6⽉10⽇）●⼀次調整⼒●⼆次調整⼒①●⼆次調整⼒②●三次調整⼒①●三次調整⼒②

16

四国エリアの調達率（4⽉1⽇〜6⽉10⽇）●⼀次調整⼒●⼆次調整⼒①●⼆次調整⼒②●三次調整⼒①●三次調整⼒②

17九州エリアの調達率（4⽉1⽇〜6⽉10⽇）●⼀次調整⼒●⼆次調整⼒①●⼆次調整⼒②●三次調整⼒①●三次調整⼒②18

1-4-①．ドイツの需給調整市場について 前回の会合において海外における需給調整市場の状況について⾔及する意⾒（※）があったところ、ドイツ等の状況を確認した。
 ドイツにおいては、2017年10⽉に調整⼒kWh市場において、⼀時的な価格⾼騰が⽣じ、その後、上限価格を設定する等の対応がとられた。
 さらに、2018年10⽉から2019年7⽉にかけて、ΔkWの約定判定の際にkWh価格を⼀定程度考慮する措置がとられたが、ΔkWの調達コストが⼤きく上昇したため、当該措置は停⽌された。* 現在は、ΔkWの価格の低い順に約定が⾏われている。
出所）”Lessons learnt from Germanyʼs mixed price system”, www.next-kraftwerke.com（※）委員意⾒概要︓⽇本は需給調整市場について他国と⽐して後発。需給調整市場がワークしている国の状況及び改善のヒントを調査するべき。

電⼒広域的運営機関「欧⽶諸国の需給調整市場に関する調査」最終報告書（2018年7⽉）36ページの記述• 2017年10⽉17⽇に、エネルギー⼊札価格＝77,777€/MWhのTCRリソースが発動された。
• 2017年末に、BNetzAは、暫定的な措置として、SCRとTCRのエネルギー⼊札価格に関して、9,999€/MWhの上限を設定した。
出所） Elia Grid International 社への紹介

事務局注︓TCR＝三次調整⼒、SCR＝⼆次調整⼒、BNetzA＝ドイツの規制機関、2017年12⽉以前の上限価格は、99,999€/MWh。現在の上限
価格は15,000€/MWh (consentec, “Description of the balancing process and the balancing markets in Germany” (05 August2022) 16ページ)

Tennet Market Review 2017 48ページの記述
2017年10⽉17⽇にインバランス価格は歴史的な⾼値である24,455€/MWhをつけた。これはドイツの需給調整シ
ステムの余⼒がなくなったため、aFRRの起動において競争が制限されたからであった。このことは、ドイツの市場参加者
19が極めて⾼い⽔準での需給調整kWh価格登録を⾏う動機付けとなり、インバランス価格の⾼騰につながった。

1-4-②．欧州の需給調整市場における起動費の織りこみ ⼀般に、欧州の需給調整市場においては、起動費はΔkW価格ではなく、kWh価格に織り込まれていると考えられる。フランスにおいては調整⼒kWhの発動順における起動費の考慮⽅法が明⽰されている。
フランスにおける起動電源決定時のkWh価格への起動費の織りこみ⽅法
𝑃𝑟𝑖𝑥
•
•
•
•
•

𝑝𝑎𝑟𝑀𝑊ℎ𝑃𝑟𝑖𝑥é𝐹𝑜𝑟𝑓𝑒𝑖𝑡 𝐷é𝑚
𝑃 𝐷

𝑃𝑟𝑖𝑥
𝑝𝑎𝑟𝑀𝑊ℎ ∶起動機の札の価格（単位︓€/MWh）𝑃𝑟𝑖𝑥: 起動費⽤を除く⼊札価格 （単位︓€/MWh）é
𝐹𝑜𝑟𝑓𝑒𝑖𝑡 𝐷é𝑚 : 調整⼒の⽕⼒電源機の固定的起動費相当額 （単位︓€/MWh）𝑃 : 最低出⼒ （単位︓MW）
𝐷 : 継続時間 （単位︓分）
RTE “Market Rules Chapter 2. Balancing Mechanism” （2024年4⽉） 57ページ

20

1-4-③．ドイツの需給調整市場の価格⽔準(ΔkW)
 ドイツ（2023年）の需給調整市場においては、4時間ごとのブロックでΔkW商品が取引されており、年間平均約定価格は、ブロックにもよるが、0.07円〜11.00円/ΔkW。
1ユーロ＝169円換算。出所︓REGELLEISTUNG.NET なお、３商品合計での年間平均調達量は、ブロックにもよるが3,000〜3,300MW程度。
FCR(上下)、aFRR（上げ）、mFRR（上げ）のブロック別の年間平均。なお、ドイツの需要（ピーク時間帯・年間平均）は64,000MW程度であるため、需要ピークの約5%を調達している。
(円/ΔkW) aFRR上げ調整力約定価格（2023年）(円/ΔkW)(円/ΔkW)

20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0

(1ユーロ = 169円換算)

ドイツの調整力商品名

応動時間

調達方法

ドイツ(2023年)での平均価格

日本の調整力商品

FCR（Frequency Containment
Reserve）

30秒

シングルプライス（多数国間共同調達）

6.25～11.00円/ΔkW

1次調整力

aFRR(automatic Frequency
Restoration Reserve)

5分

マルチプライス（オーストリアとの共同調達）

0.92～3.63円/ΔkW

2次調整力

mFRR(manual Frequency
Restoration Reserve)

15分

マルチプライス（オーストリアとの共同調達）

0.07円～0.84円/ΔkW

3次①相当

21

1-4-④．ドイツの需給調整市場の価格⽔準(kWh) ドイツ（2023年）の需給調整市場kWh商品の⽉間平均応札価格は、商品・時間帯にもよるが、100〜1,100円/kWh。
1ユーロ＝169円換算。出所︓REGELLEISTUNG.NET この⽔準は、ドイツの卸電⼒市場価格の⽔準（2023年年間平均:16.1円/kWh）と⽐較して相当程度⾼い。
1ユーロ＝169円換算。出所︓Energy-Charts.info (前⽇取引スポット価格)(円/kWh)(円/kWh)(1ユーロ = 169円換算)

ドイツの調整力商品名

応動時間

調達方法

ドイツ(2023年)での平均価格

日本の調整力商品

FCR（Frequency Containment
Reserve）

30秒

シングルプライス（多数国間共同調達）

6.25～11.00円/ΔkW

1次調整力

aFRR(automatic Frequency
Restoration Reserve)

5分

マルチプライス（オーストリアとの共同調達）

0.92～3.63円/ΔkW

2次調整力

mFRR(manual Frequency
Restoration Reserve)

15分

マルチプライス（オーストリアとの共同調達）

0.07円～0.84円/ΔkW

3次①相当

22

（参考）ドイツのインバランス制度
 ドイツのインバランス料⾦は、⾼額になるコマもあるが、多くの時間帯においては低廉な⽔準となっている。
 加えて、エリアインバランスによってBG収⽀が変わる仕組みとなっている。
ステップ１
以下のモジュール１〜３のうちの最⾼価格（上げ調整時）⼜は最低価格（下げ調整時）をインバランス料⾦とするモジュール１ 発動された調整⼒（4秒ごと）のkWh価格の15分間加重平均（正の価格（上げ調整優越）も負の価格（下げ調整優越）もあり得る）
モジュール２ 時間前市場価格（エリアインバランス量によって10ユーロ/MWh⼜は最⼤25%の補正あり）
モジュール３ 需給ひっ迫補正価格（エリアで確保した調整⼒の80%を使⽤した時点から上昇）※需給ひっ迫時などを除けば、基本的にはモジュール１の価格で価格が決定されることが多い。
※モジュール1の価格は、⾼額な調整⼒kWh価格を反映して⾮常に⾼額になることもあるが、多くの時間帯では上げ調整⼒価格と下げ調整⼒価格が加重平均計算
によって打ち消されるなどして、時間前市場価格（モジュール２）と⼤幅には乖離しない⽔準となる。

ステップ２
ステップ１で算出されたインバランス価格の正負とBGのインバランス量の不⾜・余剰により⽀払い・受け取り⾦額を算定
BGの不足／余剰

インバランス価格

BGの収支

不足（BGがkWh受取）

正支払い

不足（BGがkWh受取）負受取

余剰（BGがkWh供出）

正受取

余剰（BGがkWh供出）

負支払い

Consentec GmbH, “Description of the balancing process and the balancing
Markets in Germany” 2022年8月5日などから作成(コマ数)

21,723コマ

年間コマ数︓
35040コマ(1⽇96コマ)(円/kWh)

1ユーロ＝169円で換算。 出所︓ www.netztransparenz.de （reBAP）

23

1－4－⑤．ドイツのインバランス価格の考え⽅
 ドイツのインバランス制度の趣旨として、系統全体の需給調整はTSOが⾏うことが合理的であるという考え⽅が根底にあると⾒られる。
とりわけ変動再エネがある系統においては発電量の正確な予測はできず、需要予測も正確にはできないため、エリア
インバランスの発⽣を防ぐことは不可能である。したがって、エリアインバランスの調整を図ることが系統の安定のために不可⽋である。（3.1）
このため、個々のBGによる分散的な需給調整は理論的には理解できるものの、TSOによる系統全体の需給調整を実す
ることは、系統利⽤者全体にとって⼤きなコスト削減をもたらす。この考えに沿えば、個々のBGは、⾃らが需給調整する場合と⽐較してほんの⼀部のコストを負担するだけで済む。
他⽅で、この考えの下では、個々のBGのインバランスは互いに打ち消し合うため、TSOが負担する費⽤のほんの⼀部
しか課⾦されないことになる。個々のBGのインバランスとシステムのインバランスが相関関係を持つかによって、課⾦額は、個々のBGの相対的規模よりも⼤きくなるか、⼩さくなるかが決まる。システムのインバランスとはランダムにインバランスを⽣み出すならば、平均的には⼤きなインバランスコストは発⽣しない。
この連帯のコンセプトは、BGのインバランスコストは、調整⼒kWh価格だけでなく、他のBGのインバランスによっても変動しうるという仕組みを受け⼊れることによって成り⽴つ。また、このコンセプトの下では、インバランス費
⽤は、個々のBGのインバランス発⽣量とは本質的に無関係であり、15分間の同時同量のための需給管理義務といったものとも関わりがない。⼀定のインバランスの発⽣は許容され、インバランス精算に関係したインバランス量だけが、費⽤として請求される。
このため、個々のBGが発⽣させるインバランスの原因、例えば需要予測の質や短期的な需給管理の⽅策を持っているかといったことは、考慮されない。許容されないほど多くのインバランスを派⽣させたときのみ、BGは契約によってペナルティを科される可能性がある。TSOが⼤きなインバランスの発⽣を特定した場合に、BGは他のBGとともに、そ
うしたインバランスが避けられかったかを説明することになる。（6.3）
Consentec GmbH, “Description of the balancing process and the balancing
Markets in Germany ‐ Explanatory document on behalf of the German transmission system operators (2022年8月5日)

24

1. 6⽉中旬までの需給調整市場の動き
2. 価格規律について
3. 中部エリアにおけるΔkW調達について

25

2．価格規律の⾒直し等について
 前回会合においては、現⾏の需給調整ガイドラインについての発電事業者の声について考察し、⾒直し案についても提⽰した。
 今回は、前回提⽰した案について、さらに考察した結果等について御報告するもの。
前回会合資料 ５．まとめ（抜粋）• 同時に、需給調整市場ガイドラインについての発電事業者の声について考察し、見直し案につ いても提示した。現行ガイドラインの価格規律において、コスト取り
漏れリスクや余力活用契約より インセンティブが低くなるリスクが大きいとは考えにくく、そうしたリスクが存在することをもって火力発電事業者が需給調整市場に応札しないことが、経済的に合理的行動と言えるのか疑問が残る ものの、応札量増加を促すために、価格規律見直しに向けた検討を開始することについてど
う考えるか。
• 今回の制度設計専門会合の議論を踏まえ、揚水発電の公募や需給調整市場ガ
イドラインの見直しについて、引き続き検討することとしたい。
• 現在の状況が、一部の支配的な事業者の恣意的な応札行動によってもたらされているとすれば、 市場支配力の行使が疑われるところであり、そうした観点からも動向を注視することが必要では ないか。
26

2-1.前回会合で検討した案
 前回会合では、以下の案を提⽰した。
＜余⼒活⽤と⽐較した⾦銭的インセンティブ（持替供出）＞①持ち上げ・持ち下げ供出分に対してインセンティブを加算して⽀払う②⾮予約電源のkWhマージンを下げる＜起動費の取り漏れリスク回避 ＞③全てのブロックへの起動費等算⼊を認める案について④起動費等算⼊を⼀切認めず事後精算する案について
 今回会合では、上記のうち、「④起動費等算⼊を⼀切認めず事後精算する案」について考察を深めた。

27

2-2.起動費の取り漏れリスク回避 前回会合で⽰した、起動費の取り漏れリスク回避に係る起動費等算⼊を⼀切認めず事後精算する案については、起動費をΔkW価格に算⼊しないというもの。
 この点、スライド20等のとおり、欧州の需給調整市場でも起動費は調整⼒kWh価格に織り込まれていると考えられ、ΔkW価格には算⼊されていないものと考えられる。
 そこで、我が国の需給調整市場において、起動費をΔkW価格に計上せず事後精算
する場合、どのような運⽤になるか等を次ページ以降で考察した。

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第97回制度設計専⾨会合資料３（2024年5⽉）

29

（参考）ブロック⼊札について
 起動費等については、第69回制度設計専⾨会合（2022年１⽉24⽇）において、ブロック⼊札の導⼊や、リンクブロック機能等の導⼊が⾏われれば、適切に計上することが可能と⾔及していた。
 他⽅、その後の広域機関等の検討（2023年6⽉）において、応札不⾜を助⻑する可能性やシステム改修が必要で導⼊に時間を要するなどの観点から、導⼊が⾒送られている。
第69回制度設計専⾨会合 資料4（2022年1⽉）

電⼒広域的運営推進機関
第39回需給調整市場検討⼩委員会 資料2（2023年6⽉）

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2-3.起動費をΔkW価格に計上せず事後精算する案の運⽤のイメージ
 起動費をΔkW価格に計上せず事後精算する場合、まず、起動済の電源については燃料費等の限界費⽤を反映した調整⼒kWh価格（V1,V2価格）に基づき、メリットオーダーで運⽤され、指令量に応じて精算されることが想定される。（現状と同様。）
 現在の余⼒活⽤電源の運⽤においても、起動費（V3）はkWh価格（V1,V2価格）とは別
途登録されており、起動指令が⾏われるたびに起動費（V3）が⽀払われる運⽤となっている。
起動費をΔkW価格に計上しない運⽤とする場合、余⼒活⽤契約と同様に、起動が必要な都
度、起動費（V3）が⽀払われることになる。
 ⼀般には、起動費（V3）は調整⼒kWh価格（V1,V2価格）よりも遙かに⾼額であり、追加
起動せずに需給運⽤できるのであれば、⼀般送配電事業者は追加起動を⾏わず、確保した電源と余⼒活⽤できる電源の中から、最も経済的に調整電源を運⽤するものと考える。
第71回制度設計専⾨会合資料5（2022年3⽉）31

（参考）4⽉1⽇から6⽉15⽇までの余⼒活⽤契約に基づく起動指令について
 2024年度以降は、必要な予備⼒を含めた供給⼒は容量市場により確保されているところ。
 前回会合での報告に引き続き、5⽉19⽇までに余⼒活⽤契約に基づく起動指令（※）が何回⾏われたか確認した。
（※）BG計画上停⽌していた電源の追加起動
 週間商品の調達率が⽐較的低い東北、東京、中部、中国エリアについては起動指令の回数が多い傾向があった。
 7⽉以降は需要期に差し掛かり、余⼒が減ると⾒込まれることから、起動費等の動向について引き続き注視していく。
●余⼒活⽤契約に基づく起動指令の回数（回）●起動費と最低出⼒費⽤（概算値を含む）
北海道

東北

東京

中部

北陸

中国

4月

0

約0.1億

約0.4億円

約1.1億円

約0.4億円

約6.5億

5月

約5億

約7.4億

約3.5億

算定中

0

約2.8億

6月

0

算定中

0

算定中

0

算定中

32

2-4.起動費をΔkW価格に計上せず事後精算する案の留意点
 前述の運⽤をとる場合、実需給時に起動させるかどうかは予め⼀般送配電事業者が指⽰しておく必要があるため、ΔkW商品の要件を⼀部修正することが必要になる。
※例えば、現状は「指令から15分以内に応動」とあるところを、「○時間前までに⼀般送配電事業者から起動指令があった場合には、指令から15分以内に応動」とする等。なお、要件を変更する場合は、需給調整市場の精算システムを回収するために、⼀定の期間及び費⽤を要する。

※なお、余⼒活⽤契約の場合、起動できる電源は、余⼒活⽤に関する契約に係る余⼒の運⽤規程 第32条において「必要なΔkWが需給調整市場で調達できず、調整⼒の確保に必要となる場合」と定められている。

 また、起動費をΔkW価格に計上しない場合、ΔkWとして事前に確保されていながら、起動費の存在により、実需給時には調整⼒として確保済みの他の電源や、余⼒活⽤電源に指令が出されるケースが頻発することも考えられる。別の⾔い⽅をすれば、起動費をΔkW市場で勘案しない
ため、ΔkW市場においては安価になるが、kWhを勘案すると⾼価になる電源がΔkW市場で多く落札される結果にもなり得る。
 このことは、電源の追加的な起動を増加させるとともに、他電源との持ち替えによるΔkWの応札も促せる可能性があるということであり、追加起動電源の確保によりΔkWの確保を容易にする意
味では利点となる。⼀⽅で、需給調整市場の競争環境をドラスティックに変化させることにもなり得るし、起動費を要する調整電源ばかりをΔkWとして調達するという結果になることも考えられるため、ΔkW市場への応札価格を⼀部調整するという案も考えられる。

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2-5.起動費をΔkW価格に計上しない場合の応札価格設定案＜現状＞
ケース１（余⼒供出札）
ΔkW収益︓逸失利益※＋⼀定額
kWh収益︓限界費⽤×10%×指令量 ※逸失利益＝（市場価格－限界費⽤）×ΔkW約定量
ケース２（起動供出札）
ΔkW収益︓起動費＋(限界費⽤－市場価格)×最低出⼒量＋⼀定額
kWh収益︓限界費⽤×10%×指令量（※）連続するブロックにおいて、起動費は２回まで計上可能。取り漏れが発⽣した場合は、先々取引に算⼊可能。

＜案１＞
ケース２（起動供出札）
ΔkW収益︓(限界費⽤×10%）×最低出⼒量＋⼀定額
起動指令に伴う精算（事後）︓ 起動費＋ 限界費⽤×最低出⼒量（※）（※）最低出⼒帯のV1単価には限界費⽤×10％のマージンが含まれていると考えられるところ、ΔkWで約定したブロックについて当該V1単価で⽀払いが⾏われるとマージンの⼆重⽀払いが発⽣するため、最低出⼒費⽤の精算時にマージン分の⼆重⽀払いを回避する処理（V1単価登録時にマージン10％を計上しない等）が必要と考える。
この他、供出されたΔkWに対応するkWh収益（最低出⼒と定格の間の出⼒帯）︓（限界費⽤＋限界費⽤×10%）×指令量が得られる。

＜案２＞
ケース２（起動供出札）
ΔkW収益︓⼀定額
起動指令に伴う精算（事後）︓ 起動費＋(限界費⽤＋限界費⽤×10%）×最低出⼒量
この他、供出されたΔkWに対応するkWh収益（最低出⼒と定格の間の出⼒帯） ︓（限界費⽤＋限界費⽤×10%）×指令量が得られる。

34

2-6.両案の⽐較
 各案を⽐較すると下表のとおりと考えられ、発電事業者にとっての運⽤を考えると、案２のメリットが⼤きいと考えられるが、詳細は要検討。
余力活用契約とのインセンティブ比較

起動費の取り漏れリスク

コストの低い電源に差し替えた時の扱い

案１
・ΔkW︓(限界費⽤×10%）×最
低出⼒量＋⼀定額• 起動指令の有無にかかわらず、「(限界費⽤×10%）×最低出⼒量＋⼀定額」の収益を得る。

• リスクは⽣じない（最低出⼒帯のV1価格においてマージンが重複しないよ
う調整が必要）• ΔkWの再登録が必要となる場合がある（「(限界費⽤×10%）×最低出⼒量」の部分）

・事後精算︓「起動費＋限界費⽤×最低出⼒量」• 起動指令があった場合の収⼊は基本的には余⼒活⽤契約と同じ（最低出⼒帯のV1価格においてマージンが重複しないよ
う調整が必要）• ΔkWに最低出⼒までの発電に係るマージンを含める
ことで、起動電源の競争⼒が低下し、競争環境への影響が緩和される。

案２
・ΔkW︓
⼀定額

• 起動指令の有無にかかわらず、「⼀定額」の収益を得る。

• リスクは⽣じない• ΔkWの再登録は⽣じない

・事後精算︓「起動費＋(限界費⽤＋限界費⽤×10%)×最低
出⼒量」• 起動指令があった場合の収⼊は基本的には余⼒活⽤契約と同じ• 競争環境の変化が案１と⽐して、相対的に⼤きい。
• 起動供出札の⽅に価格優位性が⽣じるため、応札を誘因できる可能性がある
ことと、他電源との持ち替えによる余⼒供出札の応札も誘因できる可能性がある。

（参考）特徴（注）その他、同時同量の観点から起動電源の計画値計上についての整理や、持ち下げ電源のΔkWが需給調整市場に出づらくなる可能性への対応、ΔkW約定電源と余力活用契約電源との最適運用に関する確認等の検討が必要と考えられる。

35

2-7．要起動電源が増加することについて 起動費を事後精算とした場合、ΔkWとして調達する電源に要起動電源が多く含まれる可能性が⽣じる。
 他⽅で、⼀般送配電事業者は、実需給時には余⼒活⽤電源の調整⼒の利⽤可能性も含めて検討し、ΔkWとして確保した電源の起動の要否を判断することになると考えられることから、調整
⼒調達費⽤において、起動費として要する費⽤が著しく増加する可能性は⾼くないのではないか。
むしろ、起動費がすべからくΔkWに織り込まれるということがなくなることから、費⽤は減少する
可能性もあるのではないか。

36

2-8．費⽤の取り扱い
 起動費を事後精算とする場合に、起動費相当額を託送料⾦負担ではなく、ドイツのようにインバラ
ンス料⾦負担とする考え⽅もある。
 他⽅で、起動費をインバランス料⾦で参照する調整⼒kWh価格に反映させた場合、エリアの需給バランスに関わらず調整⼒kWh価格がスパイクする可能性もあることから、現⾏のインバラン
ス料⾦の考え⽅との整理が必要となる。
 また、フランスのように⼀定の算式で調整⼒kWh価格に反映させようとしても、システム構築などに⼀定の時間を要するほか、V1、V2単価の修正に伴う実運⽤への影響も慎重に⾒極める必要がある。
 起動費相当額をkWh価格に織り込むことや、原資をインバランス料⾦とすることについては、こうした課題を詳細検討することが必要となることから、現時点では対応せず、将来的な課題と整理することが考えられる。

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2-9．起動費をΔkW価格に計上せず事後精算することの今後の検討
 起動費をΔkW価格に計上せず事後精算することについては、発電事業者が需給調整市場に応札する上での運⽤負担を減らすといった効果は観念されるものの、もともと現時点でも需給調整
市場に応札することが経済的に合理的な⾏動となるはずの発電事業者が、そうした対応を追加的にとることで、現在の応札⾏動を変えるかどうかは不明である。
 特に、各BGとの契約によって、実需給の直前（約１時間前）までBGの追加供給依頼に対応しなければならない場合などは、需給調整市場ガイドラインの問題ではなく、発電事業者とBGとの契約によって需給調整市場への⽟出しが抑制されていると考えられる。
 BGが実需給の直前まで⾃らの⼒で供給⼒を調整しようとすることは、それによって当該BGの需給バランスの誤差を減らす効果はあるかもしれないものの、需要予測の誤差は⼀定程度の割合で発⽣すると考えられるため、エリアや広域的な需給バランス調整の上で、どのようなメリットをもたらしているかは検証が必要となる。⼀⽅で、BGが実需給の直前まで電源を確保していることが、発電事業者にとって需給調整市場への応札時の⽀障になっているかどうかについても、検証が必要となる。
 そうしたことを確認した上て、需給調整市場ガイドラインの⾒直しの要否を検討していくことが考えられる。
一次調整力・二次調整力①に応札を行わない理由についての発電事業者からの回答（第９７回制度設計専門会合（２０２４年４月）資料３ P12から抜粋）

 週間応札時点で需要の変動に影響されず稼働を計画している電源の余力を応札の基本としているが、当該期間には該当する電源がなかった。

38

1. 6⽉中旬までの需給調整市場の動き
2. 価格規律について
3. 中部エリアにおけるΔkW調達について39

3-1．中部エリアにおけるΔkW調達について
 ⼀般送配電事業者から、ブラックスタート機能契約のある揚⽔機のΔkWを随意調達したい旨相談があったことから、内容について確認した。
（中部電⼒パワーグリッドからの相談）
 中部エリアにおいては、需給調整市場からの週間商品の未達実績(2024年度実績)が８割を超えており、緊急的にブラックスタート機能契約のある揚⽔機のΔkWを随意契約で調達し、経済性を踏まえつつ△kWを確保したい。
 今般、ブラックスタート機能契約の発電所を随意契約の候補とした理由は、各発電所がBG間の相対契約により年間で計画を⽴てる電源が⼤半である中で、年度途中で新たに契約交渉が可能となる電源は既にTSOと固定費負担に関する契約関係にあるブラックスタート機能契約機であると考えたため。
 具体的には、TSOが使⽤権を有し、実需給の運転態勢を⾒据えた運転を⾏うことで、電源Ｉと同じく、揚⽔機ス
ペック（GF・LFC・EDCおよびポンプ）を踏まえた△kW最⼤化による費⽤低減が図れると考えたため。
検討中の契約内容は以下のとおり。
 契約期間︓契約時〜2025年３⽉
 契約額︓TSOへの揚⽔機貸与に伴い発⽣する、JEPX市場の取引を基準としたBGの逸失利益および供給⼒減に伴うBGの代替調達コスト等の実績に対し、事後精算する。
 契約容量︓約50万〜60万kW。BGが確保すべき供給⼒を鑑みて、電源Ｉの確保量の３〜４割程度と限定的であり、中部エリアの市場募集量には到達しない⾒込み。
（注）需給調整市場募集量から、濁⽔などの制約も考慮した容量を控除することを検討しているところ。当⾯は、週間商品必要量から控除を優先に考えているが、状況によっては前⽇商品必要量からの控除も選択肢。
 その他︓ポンプアップ原資は、エリア内調整⼒にて確保することを検討。なお、電源Ⅰと同じく１ユニット単位で契約する事を検討しているため、V1・V2単価は、TSOによるポンプアップ原資をもとに算定される。2024年度は、当該契約による確保量を考慮しても△kW希望量を下回ることから、随意契約を希望する複合リソースを有する
揚⽔機がある場合は、協議を⾏いたい所存。
 また、年度後半の需給調整市場の応札状況にもよるが、2025年度においては公募調達による枠組みが整備された場合には、ΔkW必要量の⼀部を確保することを検討したい。
40

（参考）中部電⼒パワーグリッド提出資料

41

3-2．事務局の評価
 需給調整市場設⽴時の考え⽅に⽴てば、ΔkWは需給調整市場を通して調達することが望ましく、また、需給調整市場での調達が困難である場合においては「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」を参照し、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、公募により⾏うことが望ましいと考えられるところ。
 今回の相談案件について、電源等の参加機会の公平性及びコストの適切性の観点から確認を⾏った結果、及び、需給調整市場でのΔkWの未達率が他エリアと⽐して著しく⼤きい当該エリアが、随意契約によってΔkWの⼀部を確保しエリアの安定供給を確保する⾏為が、合理的でない⾏為とは⾔い切れないことから、随意契約によるΔkWの調達を認めることとしてはどうか。
 その際には、コストの透明性を担保する観点から、契約当事者に対して、相対交渉においてBS機能提供
事業者の提⽰額の適切性を確認した上で契約を⾏うことを求めるとともに、監視等委員会において、契約価格及び相対交渉の内容、事後精算の額等について厳正な事後監視を⾏うこととしたい。
 なお、随意契約で調達したΔkW量については、需給調整市場の募集量から控除することが考えられるところ。具体的な控除⽅法については、資源エネルギー庁や広域機関との協議を⾏い決定されることが望ましいと考える。
（電源等の参加機会の公平性）


以下の説明があったことから、随意契約を⾏ったとしても電源等の参加機会の公平性は、⼀定程度保たれているものと考えられる。
中部エリアでは、週間商品の未達率が約80％であること、今回随意契約で契約するΔkWは電源Ⅰ確保量の３〜４割程度であり、市場募集量に到達しない。
ブラックスタート機能電源以外で随意契約の相⼿⽅となりえる揚⽔機との契約を妨げていない。

（コストの適切性）


以下の説明があったことから、コストの適切性は保たれているものと考えられる。
多様な機能を有する揚⽔機は需給調整の様々な断⾯に⽤いられるが、TSOが運⽤権を有し実需給に引き付けることができれば、機会ロスが少なく、需給調整商品ごとに市場調達することと⽐して費⽤低減効果が⾼いことから、揚⽔機を随意契約対象とした。
42
契約額について、仮に需給調整市場に応札した場合にΔkWとして計上されるであろう逸失利益をもとに算定されている。

43