インバランス料金制度等について
電力・ガス取引監視等委員会事務局
ネットワーク事業監視課

令和４年１月２８日

１．インバランス料金制度の改正について2

インバランスとは⚫ 2016年度からの小売全面自由化後、新たに計画値同時同量制度が導入され、小売事業者と発電事業者は、１日を48コマに分割した30分単位のコマごとに需要計画と発電計画を作成し、実需給の１時間前（ゲートクローズ）までに需給を一致させる運用を行っている。
⚫ 実需給において、計画からズレ（インバランス）が発生した場合は、一般送配電事業者
が、電源等（調整力）に指令を行いインバランスを解消するよう調整する。
現在の需給調整の仕組み
不足
インバランス

小売
事業者

需要計画
（GC前）

一般送配電事業者は、小売事業者や発電事業者が発生させたインバランスを予め契約により確保した需給調整用の電源等（調整力）を用いて解消する。

需要実績
（実需給）

不足
インバランス

発電
事業者

逆に、「需要計画＞需要実績」、「発電計画＜発電実績」のときは、余剰
インバランスとなる。
発電計画
（GC前）

発電実績
（実需給）

実際は、１コマ（30分）の中で稼働した調整力の中には、インバランスを埋めるために稼働したものと、時間内変動を調整するために稼働したものがある。3

（参考）計画値同時同量の流れ⚫ 発電事業者と小売事業者は、前日１２時までに翌日の４８コマの発電計画と需要計
画をそれぞれ策定。発電計画・需要計画は、各コマの１時間前まで変更可能。
⚫ 計画と実績の差（インバランス）は、送配電事業者が調整力を用いて補填・吸収。

⚫ インバランスを発生させた者は、インバランス分の電気について、送配電事業者との間で事
後清算。

前日

①発電事業者
発電計画提出

当日②小売事業者
需要計画提出

計画確定
時間前市場等で取引

需要計画修正後日③送配電事業者

発電計画修正

スポット市場等
で取引

１時間前
実需給コマ
（ゲートクローズ） （３０分）

計画確定

需給調整市場等で調達した
調整力を活用して計画からのずれを調整

インバラ
ンス調整
に要した
コストを
関係者間
で事後精
算

4

（参考）調整力について⚫ 現在、一般送配電事業者が需給調整に用いる調整力には、電源Ⅰと電源Ⅱ、三次調整力②が存在する。
⚫ 電源Ⅰは、一般送配電事業者が調整力専用として年間契約により常時確保する電源等であり、各一般送配電事業者が公募を実施して調達。

⚫ 電源Ⅱは、小売事業者が活用する電源等で、ゲートクローズ後に余力があれば調整力として一般送配電事業者が活用。
⚫ 三次調整力②は、一般送配電事業者が再エネ予測外れに備えた調整力として、2021年度から開設された需給調整市場を通じて調達。
電源Ⅰ、Ⅱの実運用

電源Ⅰの入札・契約• 電源Ⅰ:一般送配電事業者が調整力専用として常時確保する電源等• 入札者は、ユニットを特定した上で容量（kW）単位で入札• 原則、容量(kW)価格の低いものから落札

電力量（kWh）
価格

電源
Ⅱ

電源Ⅱの募集・契約• 電源Ⅱ：小売電源のゲートクローズ後の余力を活用する電源等• 容量（kW）価格の支払いは発生しない
ため、募集時にkW価格は考慮されない• 要件を満たしているかを確認してユニットを特定するのみ

電
源
Ⅱ

電
源
Ⅰ

電
源
Ⅱ

必要な量の
・・・ 電源に対して指令

一般送配電事業者は電源ⅠとⅡの中から電力量(kWh)価格の低い順に指令（メリット
オーダー）（調整力提供者はGCまでに、各ユニットの電力量（kWh）価格を登録）

電源Ⅰの費用精算• 落札時に決定した、容量（kW）価格を受け取る• 指令に応じて発電した電力量に応じて、電力量（kWh）価格で費用精算• 発電不調等があった場合のペナルティ
を精算

電源Ⅱの費用精算• 指令に応じて発電した電力量に応じて、電力量（kWh）価格で費用精算

5インバランスと調整力の精算⚫ インバランスを発生させた発電事業者又小売事業者は、インバランス分の電気について、
一般送配電事業者との間で事後精算する。
⚫ 一般送配電事業者は、調整力提供者に対し、需給調整の指令に応じて調整力を稼働させた分の対価を支払う。
インバランス補給

上げ調整（調整力kWh対価）

調整用電源（調整力提供者）

下げ調整

一般送配電
事業者

インバランス料金（kWh）
インバランス買取（調整力kWh対価）

発電事業者
小売事業者
（不足インバランスの場合）

発電事業者
小売事業者
（余剰インバランスの場合）

インバランス料金（kWh）

インバランス料金とは、一般送配電事業者が実需給における電気の過不足を調整する単価。
すなわち、インバランス料金は、実需給における電気の価値を表すもの。
6

現行のインバランス料金算定方法⚫ インバランス料金算定方法については、一般送配電事業託送供給等約款料金算定規則に規定。
１．インバランス精算単価
インバランス精算単価＝（スポット市場価格と１時間前市場価格の30分毎の加重平均値）×α＋β＋Ｋ－Ｌ
基準インバランス料金

α：系統全体の需給状況に応じた調整項

β：地域ごとの市場価格差を反映する調整項（精算月の全コマにおけるエリアプライスとシステムプライスの差分の中央値）
上限単価：複数エリアで予備率３％未満の時 200円/kWh、左記以外 80円/kWh
２．余剰インバランス精算単価（太陽光、風力の出力抑制を要請した場合）
インバランス精算単価＝０円／kWh
３．計画停電時、電力使用制限時のインバランス精算単価
計画停電時：200円/kWh

電力使用制限時：100円/ kWh

４．ブラックアウト発生からネットワークの復旧までの間のインバランス料金

ブラックアウト発生当日：直前のスポット市場価格、ブラックアウト発生翌日以降：直前一週間のスポット市場価格の平均値【βの値】日本卸電力取引所（JEPX）のHPにて公表（http://jepx.org/market/index.html）
年月2021年10月
2021年11月
2021年12月

北海道
0.00
-1.43
0.00

東北
0.00
-0.43
0.00

東京
0.00
-0.23
0.00

中部
0.92
0.92
0.55

北陸
0.92
0.92
0.00

関西
0.93
0.93
0.00

中国
0.78
0.93
0.00

【Ｋ、Ｌの値】令和２年経済産業省告示第７５号（2020年４月1日～）

四国
0.73
0.93
0.00

九州
-2.37
-0.38
-0.48

沖縄
0.00
0.00
0.00

単位：円／kWh

北海道

東北

東京

中部

北陸

関西

中国

四国

九州

沖縄

Ｋ

2.98

1.46

1.46

0.49

0.48

0.48

0.48

0.49

0.54

0.00

Ｌ

1.18

0.43

0.43

0.74

0.71

0.71

0.71

0.72

0.70

0.01

7

（参考）現行インバランス料金の算定方法

第9回制度設計WG(2014.10)
事務局資料 一部抜粋

⚫ インバランス料金は、スポット・時間前市場価格に系統全体の需給状況に応じた調整項（α）を乗じた価格を基礎とし、これに地域ごとの市場価格差を反映する調整項（β）、インセンティブ定数（k,l）を加減算して求められる。
⚫ αには、そのコマで生じたインバランスがスポット市場で取引されたと仮定し、この場合の仮想的な入札曲線の交点を求めた上で、これを実際の約定価格で除した値が用いられる（系統全体が不足であればα＞１、余剰であれば0＜α＜1となる）。

インバランス精算単価＝スポット市場価格と時間前市場価格の30分毎の加重平均値×α＋β+k－l
α：系統全体の需給状況に応じた調整項
β：地域ごとの市場価格差を反映する調整項（精算月の全コマにおけるエリアプライスとシステムプライスの差分の中央値）
k, l ：インセンティブ定数（系統全体が不足の場合加算、余剰の場合減算）

スポット市場での入札曲線を利用したαの決定➢ 実際に発生したインバランス相当量が仮にス
ポット市場で取引されていたと想定した上で、仮想的な入札曲線の交点を求め、市場価格から補正すべき加算・減算額を計算する方法を採用。
➢ これにより、系統全体で生じるインバランスの発生量が僅かである場合には、市場価格から大きく異ならない料金でインバランス料金精算が行われることとなる。
※インバランス料金の算定にスポット市場価格を用いる際には、連系線制約による市場分断を行わずに算定することが適当（地域間の差異についてはβにより調整するという考え方）。

例：系統全体で不足インバランスが400万kWh
発生した場合入札価格※本事案は余剰のため逆方向にシフト
仮想的な交点

前日スポット市場
価格に対するこの値の比率をαとする。

400万kWh分

約定量（例：200万kWh）

入札量8

2022年度以降の新たなインバランス料金の詳細設計等について⚫ 資源エネルギー庁の審議会において、需給調整市場の創設に併せて、現行のインバランス料金制
度を抜本的に見直すという方針の下、電力・ガス取引監視等委員会では、制度設計専門会合において、新たなインバランス料金制度の詳細設計及び関連情報の公表のあり方について、2019
年２月から検討を行い、2020年３月にその内容を取りまとめた。
現行のインバランス料金制度

2022年度以降のインバランス料金制度
電源の稼働コストのメリットオーダー

スポット市場

卸電力取引所の市場価格をベースとした制度

調整力のkWh価格をベースとした制度（スポット市場価格と時間前
市場価格の加重平均値）
×α+β+K-L

30分コマ内の前半15分、後半15分における調整力の限界的kWh価格の加重
平均値

時間前市場

課題：
① 系統全体の需給バランスを一致方向に促すインセン
ティブが弱い。
② 一般送配電事業者は、インバランス料金では調整力コストを十分に回収できない。

更に需給ひっ迫時には、インバランス料金が上昇する仕組み
を導入（補正インバランス料金）。

対応：① 系統利用者に対し、系統全体の需給バランスを一致方向に促すインセンティブを付与。
② 調整力のkWh価格をインバランス料金に反映することで、一般送配電事業者は、需給調整コストを回収可能。
9

（参考）現行のインバランス料金制度の課題⚫ 現行のインバランス料金は、原理的に、エリア毎・コマ毎の実需給の電気の価値（電気を供給するコストや需給の状況）を反映しないケースがあり得、実際にそのようなケースが発生していた。
現行インバランス料金の状況
全国ベースではインバランス量に応じてインバランス料金が上下しているが、各エリア毎に見ると、インバランスの量が必ずしもインバランス料金に反映されていない。

10

2022年度以降の新たなインバランス料金の考え方⚫ インバランス料金は、系統利用者の価格シグナルのベースとなるもの。したがって、① 実需給の電気の価値（電気を供給するコストや需給の状況）が適切にインバラン
ス料金に反映されるようにするとともに、② その価格や需給状況に関する情報がタイムリーに公表されるようにする。
新たなインバランス料金の基本的な考え方① インバランス料金が、実需給の電気の価値を表していること② 系統利用者に対して需給調整の円滑化に向けた適切なインセンティブとなること③ 一般送配電事業者が調整力コストを適切に回収できるものであること

インバランス料金（その時間における電気の価値を反映）

タイムリーな情報発信（補正）
調整力のkWh価格

需給ひっ迫による停電リスク等のコストインバランスを埋めるため用いられた
調整力の限界的なkWh単価

その時間帯における需給ひっ迫状況を踏
まえ、インバランスの発生がもたらす停電リスク等のコスト増
11新たなインバランス料金制度の効果⚫ インバランス料金がそのコマの電気の価値を反映するとともに、タイムリーな情報公表により、価格メカニズムを通じて、最適配分や電気の有効利用が促進される。

インバランス料金がそのコマの電気の価値を反映（＝限界的な発電コスト＋希少性）
タイムリーな情報公表
時間前市場の価格、スポット市場の価格にも反映される
価格メカニズム

最適配分、電気の有効利用（DR等の需要側対応）
12

２．インバランス料金の算定方法（沖縄エリア以外）

13

2022年度以降のインバランス料金の算定方法の全体像

調整力の限界的なkWh価格（通常インバランス料金）

対策発動時にメリット
オーダーに組み入れ対策

インバランス
料金

どちらか
高い方

各条件を満たした場合に、通常及び需給ひっ迫時補正インバランス
料金より優先して適用需給ひっ迫時補正インバランス
料金

kWh価格

電源Ⅰ’

電源Ⅰ’のkWh価格

電力使用制限100円/kWh

計画停電

補正インバランス料
金の上限価格自家発発動時は、自家発なかりせばの補正インデックスに基づき算定。
※電源Ⅰ’長時間発動時も同様

太陽光・風力出力抑制時（系統余剰）
電源Ⅲ抑制時（系統余剰）
ブラックアウト発生～ネットワーク復旧

14

2022年度以降のインバランス料金の算定方法の全体像

調整力の限界的なkWh価格（通常インバランス料金）

対策発動時にメリット
オーダーに組み入れ対策

インバランス
料金

どちらか
高い方

各条件を満たした場合に、通常及び需給ひっ迫時補正インバランス
料金より優先して適用需給ひっ迫時補正インバランス
料金

kWh価格

電源Ⅰ’

電源Ⅰ’のkWh価格

電力使用制限100円/kWh

計画停電

補正インバランス料
金の上限価格自家発発動時は、自家発なかりせばの補正インデックスに基づき算定。
※電源Ⅰ’長時間発動時も同様

太陽光・風力出力抑制時（系統余剰）
電源Ⅲ抑制時（系統余剰）
ブラックアウト発生～ネットワーク復旧

15

インバランス料金の基本的な考え方（調整力の限界的なkWh価格）⚫ 一般送配電事業者は、実需給で発生するインバランスについて、調整力をメリットオーダーで運用することにより調整する。
⚫ このとき、発電事業者等による調整力のkWh価格の登録が十分に競争的なものとなれば、実需給で稼働する調整力の限界的なkWh価格はその時間帯の電気の価値を原則として反映すると考えられる。

⚫ したがって、基本的に、各コマごとに稼働した調整力の限界的なkWh価格をインバランス料金に引
用する。
kWh価格

インバランスが更に１単位増えた場合に稼働する調整力のkWh価
格をインバランス料金とする。

発電計画

調整力稼働量

限界的な
kWh価格

電気の価値を反映

kWh

調整力提供者

調整力提供者

調整力提供者は発電コストと需給状況を見て、kWh価格を登録

調整力提供者

メリットオーダーは電気の価値を反映した供給曲線となる 16

調整力の限界的なkWh価格の算定方法⚫ 2021年度からの需給運用では、調整力の広域運用が実施されており、一般送配電事業者が実需給20分前までに予測した各エリアのインバランス量は、広域需給調整システムを通じて９エリア分（北海道～九州）が集計され、９エリアの調整力をkWh価格の安いものから順に運用している。（広域メリットオーダー）–

20分前までに予測できなかったインバランスや時間内変動への対応は、各エリアにて自エリアの調整力を用いて対応（エリアごとのメリットオーダー）⚫ 調整力が広域運用されることにより、調整力のkWh価格の登録はより競争的なものとなる。このため、インバラン
ス料金の算定に用いる調整力の限界的なkWh価格は、広域運用された調整力の最も高い価格（上げ調整の場合。下げ調整の場合は最も低い価格）を引用する。
–

広域運用された調整力には時間内変動対応は含まれていないため、インバランス対応のために活用された調整力と言うことができる。

⚫ 調整力の広域運用は15分単位で実施されるため、30分コマのインバランス料金は、前半15分と後半15分の
限界的なkWh価格を調整力の指令量で加重平均して算出する。

指令量

広域運用で指令された調整力

120MWh

10円

～

80MWh

14円

～
8円

8円

前半15分

後半15分

最高 10円
合計量 80MWh

最高 14円
合計量 120MWh

インバランス料金（調整力の限界的なkWh価格）
前半15分と後半15分の限界的なkWh価格を調整力指令量で加重平均した値をその時間帯のインバランス料金とする。

10×80＋14×120
80＋120＝ 12.4円※2023年度から広域運用は５分単位となることから、2023年度以降は、
５分×６コマの価格を加重平均して算出する。
17

連系線に分断があった場合の取扱い⚫ 地域間の連系線に空きがない場合は、調整力の広域運用が限定的なものとなる。
⚫ その場合、分断されたエリアごとに、広域運用された調整力の限界的なkWh価格を引用する。
⚫ したがって、調整力の限界的なkWh価格によるインバランス料金は、分断されたエリアごとに定まることとなる。
広域運用の分断①広域運用②エリア内運用

Aエリア

Bエリア

Cエリア

Dエリア

20分前までに予測されたインバランス

20分前までに予測されたインバランス

20分前までに予測されたインバランス

20分前までに予測されたインバランス

20分前までに予測されなかったインバランス

20分前までに予測されなかったインバランス

20分前までに予測されなかったインバランス

20分前までに予測されなかったインバランス

時間内変動

時間内変動

時間内変動

時間内変動

18

30分コマ内で上げ指令と下げ指令がある場合の取扱い（上げ下げの相殺）⚫ インバランス料金は、インバランス対応のために稼働した調整力のkWh価格を反映させるという考え方を踏まえ、時間内変動への対応のために稼働した分は取り除いて引用することとしている。
⚫ こうしたことから、30分コマ内で上げ指令と下げ指令の両方がある場合については、上げ指令の価格が高い方と下げ指令の価格が低い方から同量を相殺し、残ったものの限界的なkWh価格（不足時は最も高いkWh価格、余剰時は最も低いkWh価格）を引用する。
広域運用で指令された調整力
上げ
MWh
120

広域運用で指令された調整力

インバランス予測値
13円

100

12円
20

11円
t

8円
▲60
▲80

13円
12円
12円

40
20

▲80

（注）加重平均していることと同じ

7円
前半

後半

②相殺後の限界的なkWh価格をインバランス料金とするt

8円

下げ

インバランス
料金

11円

▲60

7円
前半

①上げ指令の価格が高い方と下げ指令の価格が低い方か
ら同量を相殺

上げ
MWh
120

後半

下げ

※この場合、上げ指令80MWh分、下げ指令80MWh分は、30分コマ単位の実績では相殺され、インバランスとはならないため、時間内変動と考える。インバランス料金で回収する対象は、インバランスに対応する調整
力稼働分とすることが適当。

19

広域運用調整力の指令量がゼロの場合の取扱い⚫ 広域エリア合計でのインバランスが小さく、広域運用調整力の指令量がゼロの場合、当該エリアのインバランス料金は、指令されなかった上げ調整力の最も安いkWh価格と、指令されなかった下げ
調整の最も高いkWh価格の単純平均を引用する。
広域運用調整力の指令量がゼロの場合の取扱い
kWh価格

指令されなかった
上げ調整力の最も安いkWh価格

これらの価格の平均を引用

11円
10円

指令されなかった
下げ調整力の最も高いkWh価格

kWh

下げ余力

上げ余力

発電計画

20

2022年度以降のインバランス料金の算定方法の全体像

調整力の限界的なkWh価格（通常インバランス料金）

対策発動時にメリット
オーダーに組み入れ対策

インバランス
料金

どちらか
高い方

各条件を満たした場合に、通常及び需給ひっ迫時補正インバランス
料金より優先して適用需給ひっ迫時補正インバランス
料金

kWh価格

電源Ⅰ’

電源Ⅰ’のkWh価格

電力使用制限100円/kWh

計画停電

補正インバランス料
金の上限価格自家発発動時は、自家発なかりせばの補正インデックスに基づき算定。
※電源Ⅰ’長時間発動時も同様

太陽光・風力出力抑制時（系統余剰）
電源Ⅲ抑制時（系統余剰）
ブラックアウト発生～ネットワーク復旧

21

需給ひっ迫時補正インバランス料金（供給力の追加確保コストを反映）⚫ 需給ひっ迫時の不足インバランスの発生は、大規模停電等の系統全体のリスクを増大させ、緊急的な供給力の追加確保や、将来の調整力確保量の増大といったコスト増につながる。
⚫ このため、新たなインバランス料金制度では、こうしたコストが料金に反映されるよう、一般送配電事業者が活用可能な「上げ余力」が減少するにつれ、リスクに備えた緊急の供給力追加確保や将来の調整力確保量の増加といった追加的コストが上昇していくと考え、それを一定の式（下図のような直線）で表し、インバランス料
金に反映させることとした。
⚫ 需給ひっ迫時にインバランス料金が上昇する仕組みとすることにより、需給ひっ迫時には時間前市場の価格も上昇し、ＤＲや自家発など追加的な供給力を引き出す効果や、需要家が節電する効果も期待される。
需給ひっ迫時の補正インバランス料金
C
600円
/kWh

2022年度から2023年度までの２年間は、暫定的措置として200円/kWhを適用

確保済みの電源Ⅰ‘のkWh価格を参
考に決定。

D

上げ余力が減少するにつれ、不足インバランス
が追加的コストを発生させる確率が上昇

インバランス料金

緊急的に供給力を1kWh追加確保するコストとして、市場に出ていない供給力を新たに1kWh確保するために十分な価格として、新たにＤＲを追加的に確保するのに必要な価格。

45円
/kWh

A
３％
政府が需給ひっ迫警報を発令する水準を参考に決定。

B‘
８％
電源Ⅰ‘を発動が確実となる水準を参考に決定。

補正料金算定インデックス

Ｂ（送配電事業者が活用できる電源の上げ余力）
10％
電源Ⅰ‘を発動し始める
タイミングを参考に決定。

22

補正料金算定インデックスの設定について⚫ 需給ひっ迫時補正インバランス料金の算定諸元となる補正料金算定インデックスの設定は以下のとおり。
⚫ 一般送配電事業者等が算定する予備率の算定方法を参考に、特に調整電源の水力の供給力の計上方法については、各社にバラツキがあったことから、料金算定の透明性や、需給ひっ迫時に真に必要な場合は、貯水量を数時間で使い切る運用もあり得るという観点から、設備の最大出力及び貯水量を踏まえた単純な式でコマ毎の最大値を算定するという方法に統一した。
補正インバランス料金算定式に用いる「補正料金算定インデックス」（横軸）の算定方法
調整力の広域運用が行われるエリア（広域エリア）ごとに次式で算定する。
当該コマの広域エリア内の供給力 － 当該コマの広域エリア需要※
補正料金算定インデックス ＝
当該コマの広域エリア需要※
電源種別
火力等
調整電源
（電源Ⅰ・
Ⅱ）

非調整電源
（電源Ⅲ）

※ エリア需要は、一般送配電事
業者によるゲートクローズ時点での予測値を用いる。

「補正料金算定インデックス」における各電源の供給力の算定方法
起動並列している電源の最大出力を計上

一般水力

貯水式、
調整池式

以下の２つの値のうち小さいものを各コマごとに算定（※）
設備の最大出力 orそのコマで調整力として活用できる貯水量／３時間＋発電計画値（BGと共用の場合）

揚発

純揚水・
混合揚水

以下の２つの値のうち小さいものを各コマごとに算定（※）
設備の最大出力 orそのコマで調整力として活用できる貯水量／３時間＋発電計画値（BGと共用の場合）

火力・原子力・
一般水力・揚発等
太陽光・風力

発電計画値を計上（一般送配電事業者の緊急確保自家発は含めない）
気象予測に基づく出力想定値※ ３時間は、点灯ピーク等のピーク時間に合わせ貯水量を全て使い切ることを想定。そのコマにおいて下池の制約等がある場合にはそれも考慮する。

23

2022年度以降のインバランス料金の算定方法の全体像

調整力の限界的なkWh価格（通常インバランス料金）

対策発動時にメリット
オーダーに組み入れ対策

インバランス
料金

どちらか
高い方

各条件を満たした場合に、通常及び需給ひっ迫時補正インバランス
料金より優先して適用需給ひっ迫時補正インバランス
料金

kWh価格

電源Ⅰ’

電源Ⅰ’のkWh価格

電力使用制限100円/kWh

計画停電

補正インバランス料
金の上限価格自家発発動時は、自家発なかりせばの補正インデックスに基づき算定。
※電源Ⅰ’長時間発動時も同様

太陽光・風力出力抑制時（系統余剰）
電源Ⅲ抑制時（系統余剰）
ブラックアウト発生～ネットワーク復旧

24

太陽光等の出力抑制時のインバランス料金⚫ 太陽光・風力の出力抑制が行われているコマにおける系統余剰の発生は、実質的に限界費用0円/kWhの太陽光等を下げていると見なすことが適当であると考えられる。したがって、太陽光等の出力抑制が行われているコマで系統余剰となった場合については、実際に稼働した調整力のkWh
価格を引用するのではなく、インバランス料金を0円/kWhとする。
✓ 太陽光等の出力抑制実施エリアを含む広域ブロック内のインバランス料金に０円/kWhを適用する。
✓ 系統余剰/系統不足の判断は、広域需給調整システム（KJC）運用時の指令量に基づいて判断する。
✓ 広域ブロックは、KJCの運用に基づく分断の判定により定義する。
系統余剰時（太陽光等の出力抑制が行われたコマ）
系統余剰時（通常）
出力抑制により下げ調整力を確保

kWh価格

kWh価格

出力抑制により確保した下げ調整力
が稼働

下げ調整
下げ調整

発電計画

発電計画

卸電力市場価格（持ち替え後）インバランス料金
実際に稼働した下げ
調整力のkWh価格

約定量等

卸電力市場価格
kWh※太陽光等で下げ調整が出来ない

kWh注）太陽光・風力の出力抑制が行われているコマでは、限界費用0円/kWhの太陽光等を25抑制して火力等の調整電源との持ち替えを行い、下げ調整力を確保している。

電源Ⅲ抑制時のインバランス料金⚫ 太陽光等の出力抑制には至らないまでも、優先給電ルールにより、一般送配電事業者からの指令によって、
オフラインの火力等の出力を計画値から下げる場合がある（電源Ⅲ抑制）。
– 例）下げ代を確保するために電源Ⅰ・Ⅱとの持ち替えを行うケースなど（下図）⚫ このような状況において、系統余剰が発生した場合、持ち替えた電源Ⅰ・Ⅱを下げることとなるが、実質的には、
電源Ⅲを下げているとみなすことができる。したがって、その電源Ⅲの下げkWh価格をインバランス料金に反映させるのが適当であるが、電源Ⅲの価格をタイムリーに把握することは困難であるため、以下のとおりとする。
✓ 電源Ⅲ抑制実施エリアを含む広域ブロック内のインバランス料金は、広域需給調整システム（KJC）に登録された調整力の下げ指令単価の最低値とする。
✓ 系統余剰/系統不足の判断は、KJC運用時の指令量に基づいて判断する。
✓ 広域ブロックは、KJCの運用に基づく分断の判定により定義する。
系統余剰時の電源Ⅲ抑制実施時におけるインバランス料金について①前日夕方時点

発電
計画
（前日）

円/kWh
約定量等

②実需給時点
実需給 発電計画

円/kWh
電源Ⅲと持ち替えをして、調整力
を確保。

約定量等

系統余剰が発生した場合に、電源Ⅰ・Ⅱを下げる。

余剰
下げ

太陽光等

電源Ⅲ

電源Ⅰ・Ⅱ

kWh

太陽光等

電源Ⅲ

電源Ⅰ・Ⅱ

実質的には電源Ⅲを下げているとみなすことができる
が、電源Ⅲ抑制の価格をタイムリーに把握できないた
め、KJCに登録された調整
力の下げ指令単価の最低値を電源Ⅲ抑制時の価格とみなす。

kWh26

2022年度以降のインバランス料金の算定方法の全体像

調整力の限界的なkWh価格（通常インバランス料金）

対策発動時にメリット
オーダーに組み入れ対策

インバランス
料金

どちらか
高い方

各条件を満たした場合に、通常及び需給ひっ迫時補正インバランス
料金より優先して適用需給ひっ迫時補正インバランス
料金

kWh価格

電源Ⅰ’

電源Ⅰ’のkWh価格

電力使用制限100円/kWh

計画停電

補正インバランス料
金の上限価格自家発発動時は、自家発なかりせばの補正インデックスに基づき算定。
※電源Ⅰ’長時間発動時も同様

太陽光・風力出力抑制時（系統余剰）
電源Ⅲ抑制時（系統余剰）
ブラックアウト発生～ネットワーク復旧

27

需給ひっ迫時に講じられる各種の対策の取扱いについて⚫ 需給ひっ迫時において、通常の調整力に加えて、電源Ⅰ’、緊急的に追加確保した自家発からの逆潮、電力使用制限や計画停電といった対策が講じられた場合については、以下のような方法でそのコストをインバランス料金に反映させる。
需給ひっ迫時に講じられる対策

インバランス料金の計算方法

電源Ⅰ‘

稼働した電源Ⅰ’についても広域運用された調整力の一部とみなして、調整力の限界的なkWh価格を算出する。
ただし、kWh不足に対応するために長時間発動を行った場合は、広域運用された調整力の一部とはみなさず、電源Ⅰ’の長時間発動がなければどの程度補正料金算定インデックスが低下していたかを算定し、その値に基づいて需給ひっ迫時補正インバランス料金の計算を行う。

緊急的に確保した自家発からの逆潮

その自家発がなければどの程度補正料金算定インデックスが低下していたかを算定し、その値に基づいて需給ひっ迫時補正インバランス料金の計算を行う。

電力使用制限電力使用制限を調整力とみなし、100円/kWhの調整力が稼働したとみなして、調整力の限界的なkWh価格を算出する。

計画停電

計画停電を調整力とみなし、需給ひっ迫時補正インバランス料金の上限価格（Cの価格）の調整力が稼働したとみなして、調整力の限界的なkWh価格を算出する。
28

（参考）インバランス料金への反映方法：緊急的に確保した自家発からの逆潮⚫ 一般送配電事業者が緊急的に確保した自家発については、需給の状況に応じてきめ細かく出力を変更できない等の理由により、すべてのコマにおいてメリットオーダーに則った稼働になるとは限らないことや、調達価格についても後日交渉といった取扱いがされるケースがあり、その時点でkWh価格が確定してないことがあり得る。
⚫ このため、インバランス料金への反映には、そのコマの電気の価値が適切にあらわされるよう、一定の仮定をおいた価格設定など何らかの工夫が必要であるが、早期の具体化は困難。
⚫ したがって、当面の対応として、自家発等のkWh価格をインバランス料金に反映させることはせず、補正インバ
ランス料金のカーブで代替し、横軸である「補正料金算定インデックス」には自家発等の稼働分を含めず、「自家発等を稼働させていなかったらどの程度まで補正料金算定インデックスが低下していたか」を指標として、そのコマにおける補正インバランス料金を算定する。

インバランス料金

補正インバランス料金カーブ

自家発等が活用される確率（コスト）は、「自家発等を稼働させていな
かったらどの程度まで低下していたか」を指標として算定する。
自家発の発動がなければここまで低下していたA
電源Ⅰ’以外の新たな供給力（自家発等）を追加的に確保することが必要になる区間

自家発の発動により緩和された

B‘

B

確保済みの電源Ⅰ’で対応すると考えられる区間（Ｂから電源Ⅰ’が稼働する確率が発
生し、Ｂ’で100％稼働するという考え方）

横軸：「補正料金算定インデックス」には自家発等を含めない※電源Ⅰ’の長時間発動の場合も同様の取扱いとする。

292022年度以降のインバランス料金の算定方法の全体像

調整力の限界的なkWh価格（通常インバランス料金）

対策発動時にメリット
オーダーに組み入れ対策

インバランス
料金

どちらか
高い方

各条件を満たした場合に、通常及び需給ひっ迫時補正インバランス
料金より優先して適用需給ひっ迫時補正インバランス
料金

kWh価格

電源Ⅰ’

電源Ⅰ’のkWh価格

電力使用制限100円/kWh

計画停電

補正インバランス料
金の上限価格自家発発動時は、自家発なかりせばの補正インデックスに基づき算定。
※電源Ⅰ’長時間発動時も同様

太陽光・風力出力抑制時（系統余剰）
電源Ⅲ抑制時（系統余剰）
ブラックアウト発生～ネットワーク復旧

30

ブラックアウトが発生した場合のインバランス料金等の取扱いについて⚫ ブラックアウトが発生した場合のインバランス料金の扱い及び卸電力取引市場の扱いは以下を基本的な考え方とする。
状況

インバランス料金の扱い

卸電力取引市場の扱い

ブラックアウト※が発生した
場合

ブラックアウト発生当日：
ブラックアウト発生直前のスポット市場価格（各48コマ）ブラックアウト発生翌日以降：
ブラックアウト発生直前一週間のスポット市
場価格の平均値（各48コマ）

卸電力取引市場を停止

⁻ ブラックアウト～ネットワーク機
能が復旧するまで
⁻ ネットワーク機能の復旧には、
設備損壊など当面物理的に通電しえない地域を除く※ ブラックアウト以外に、何らかのトラブルにより卸電力市場システムが停止した場合等、市場の運営が困難となった場合にもブラックアウト時と同様のインバラ
ンス料金を適用する。

31

（参考）kWh不足需給ひっ迫時補正インバランス料金

2021年11月 第67回制度設計
専門会合 資料6 一部改変

⚫ 2022年度から開始される新インバランス料金制度において、燃料不足懸念等をインバランス料金に反映する方法としては、調整力kWh価格に燃料不足懸念等による機会費用を加味することで通常インバランス料金により対応可能。
⚫ しかしながら、調整力kWh価格については、以下の懸念があり、これらにより調整力kWh価格が十分に上昇せず、通常インバランス料金では対応できない可能性がある。
① スポット市場価格が機会費用を全て反映することにより上昇すれば、これに伴い調整力kWh価格も上昇するが、現状は、必ずしもスポット市場価格に機会費用を全て反映できるものとはなっていない。
② 調整力kWh価格への機会費用の反映について、発電事業者は、スポット市場価格の機会費用の反映
方法をにらみながら行動するため、調整力kWh価格への機会費用の反映に抑制的となる可能性がある。

⚫ このため、スポット市場価格や調整力kWh価格に機会費用を全て反映できるようになるまで、 燃料不足懸念等が生じた場合に発生する追加的なkWh供給力コストをインバランス料金に反映する仕組みとして、kWh不足需給ひっ迫時補正インバランス料金の設定も必要と考えられないか。
–

スポット市場価格や調整力kWh価格に機会費用を全て反映できるようになれば、通常インバランス料金が燃料不足懸念等を適切に反映したものとなるため、kWh不足需給ひっ迫時補正インバランス料金の設定は廃止することとしてはどうか。

⚫ kWh不足需給ひっ迫時補正インバランス料金の設定においては、当面は、暫定的措置として簡易的な手法で対応することとし、kWh余力率が３%未満の時間帯において、80円/kWhの補正
インバランス料金を適用することとしてはどうか。
–

なお、簡易的な手法であったとしても、インバランス料金算定システムの改修やkWh余力率算定のシステム化を要することから、2022年４月からの制度開始には間に合わず相応の時間を要するものと考えられる。

32

３．インバランス料金の算定方法（沖縄エリア）33

沖縄エリアのインバランス料金の算定方法（調整力の限界的なkWh価格）⚫ 沖縄エリアは広域運用が導入されないことから、エリア内で稼働した調整力の限界的なkWh価格を引用してインバランス料金を算定する。
⚫ エリア内調整力は、インバランス対応と時間内変動対応の両方のために稼働することから、エリア内で稼働した調整力のうち、kWh価格の高いもの（上げ指令の場合。下げ指令の場合はkWh価格の低いもの）から順に一定量（20MWh）の加重平均価格を引用する。
–

太陽光等の出力抑制時、電源Ⅲの出力抑制時、需給ひっ迫時に講じられる各種対策の取扱い、ブラックアウトが発生した場合の取扱いについては、沖縄エリアにおいても同様のルールを適用。

沖縄エリアのインバランス料金（調整力の限界的kWh価格）

エリア需要実績

kW

上げ
kWh

14円

上げ調整

３０分コマ内に指令された調整力

12円
9円
８円

8円

7円

9円

12円 14円

XkWh

7円

BG計画

kWh価格の高い方から順に
20MWhの加重平均価格をインバランス料金とする。（上げ指令の場合）

20MWh
t

34

30分コマ内で上げ指令と下げ指令がある場合の取扱い（上げ下げの相殺）⚫ 30分コマにおいて上げ指令と下げ指令が同時に行われた場合は、上げ指令の高い方か
ら、下げ指令の低い方から、どちらかの調整量がゼロになるまでそれぞれ相殺し、残った方の kWh 価格の高いものから順に一定量（20MWh）の加重平均価格を引用する。
30分コマ内で上げ指令と下げ指令がある場合の取扱い②相殺後の限界的なkWh価格
をインバランス料金とする（上位XkWh分加重平均）

３０分コマ内に指令された調整力
エリア需要実績

kW

kWh

上げ

上げ
kWh
9円
８円
7円
5円
4円

上げ調整
下げ調整

8円
7円

①価格の高い方から上げ下げ
同量を相殺

BG計画

XkWh

20MWh
下げ

下げ

t

35

沖縄エリアの需給ひっ迫時補正インバランス料金の設定⚫ 沖縄エリアの補正インバランス料金の価格設定（C及びDの値）及び補正料金算定イ
ンデックスの考え方（A、B及びB’の値）については、他エリアと同様の設定とする。
沖縄エリアの需給ひっ迫時補正インバランス料金

600円
/kWh
2022年度から2023年度までの２年間は、暫定的措置として200円/kWhを適用

インバランス料金

C

D
45円
/kWh

A

B´

Ｂ

9万kW

30万kW

33万kW

補正料金算定インデックス

A：最低限必要な周波数調整分5.7万kWに、他エリアにおいて需給ひっ迫警報を発令する予備率3%と計画停電を実施する予備率
1％の差分となる予備率2%※を加えた予備力9万kWを参考とする。
B’：電源Ⅰ’の発動が確実となる水準は、電源Ⅰa必要量と電源Ⅰb必要量を加えた値として、30万kWを参考とする。
B：沖縄エリアにおけるB’の水準30万kWに、他エリアにおけるB’の水準（電源Ⅰ’の発動が確実となる水準）8%とBの水準（電源Ⅰ’を発動し始める水準）10％の差分となる2%に相当する予備力※を加えた値として、33万kWを基準とする。

36

４．インバランス関連情報の公表について37

インバランス関連情報の公表の意義⚫ インバランス料金が系統利用者の価格シグナルのベースとして機能するためには、関連する情報をタイムリーに公表することが必要となる。
⚫ そこで、系統利用者に対し適切な行動を促し、公平性を確保する観点から、インバラン
ス関連情報をタイムリーに公表する仕組みを導入した。
情報公表の意義・目的① 需給バランス確保の円滑化を通じた安定供給の確保

系統の需給状況やインバランスの発生状況、インバランス料金に関する情報をタイムリーに提供することにより、
系統利用者が最新の状況を踏まえて自らの需要予測を精査し、市場取引などを通じて調達量を調整することを促進。
② 価格シグナルを通じた電気の有効利用の促進・新たなビジネスモデルの育成

インバランス料金（＝リアルタイムの電気の価格）に関する情報をタイムリーに公表することで、状況変化があった場合にそれが速やかに時間前市場価格等に反映されることを促進。今後、需給の状況変化に応じて電気の消費・供給・充放電を変化させるといった分散型の取り組みが拡大するための環境を整備。
③ 適正な競争の確保（情報格差の防止）

電力市場における公平な競争を確保する観点から、一部の者（調整力提供者）のみがインバランス料金の予測に資する情報を持つことがないようにする。
④ インバランス料金の透明性の確保
インバランス料金が適正に算定されているかについて、算定諸元を提示し、検証できるようにする。

38

インバランス料金に係る関連情報の公表内容⚫ 新たなインバランス料金では、以下の情報項目についてタイムリーに公表を行う。
情報の種
類

情報の項目

①系統の
需給に関
する情報

• エリア総需要量（実績値）• エリア総需要量（予測値）• エリア総需要量（需要BG計画値の総計）

コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）
一週間前、前日夕方、当日午前中などに公表
翌日計画・当日計画確定後に速やかに公表

•
•
•
•
•
•

エリア総発電量（実績値）
エリア総発電量（予測値）
エリア総発電量（発電BG計画値の総計）
エリア太陽光・風力発電量（実績値）
エリア太陽光・風力発電量（予測値）
エリア太陽光・風力発電量（発電BG計画値の総計）

コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）
前日夕方、当日午前中などに公表
翌日計画・当日計画確定後に速やかに公表
コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）
前日夕方、当日午前中などに公表
翌日計画・当日計画確定後に速やかに公表

•
•
•
•

連系線の空き容量発電ユニット等の停止情報
広域エリア供給力/広域予備率（GC時点での最終計画値）
広域エリア供給力/広域予備率（予測値）• 補正料金算定インデックス（GC時点での最終計画値）

状況変化に基づき随時公表
状況変化に基づき随時公表
GC後速やかに公表（実需給前まで）
一週間前、前日夕方、前日23時から30分ごとに当日０時
から24時までの各コマのGC時点の予測値を公表
コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）

②インバラ
ンスに関す
る情報

•
•
•
•

インバランス料金
広域運用調整力の指令量（≓インバランス量）
インバランス料金の算定根拠（指令した調整力の限界的なkWh価格）
インバランス料金の算定根拠（需給ひっ迫時補正インバランス料金）

コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）
コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）
コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）
GC後速やかに公表（実需給前まで）

③調整力
に関する
情報

• 広域運用調整力の指令量（≓インバランス量）• 指令した調整力の限界的なkWh価格（＝インバランス料金の算定根拠）• 広域需給調整システムに登録された調整力等の詳細（メリットオーダー）

コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）
コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）
コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）※公表のタイミング※公表の方法は、当分の間、９エリア全体、東日本３エリア、西日本６エリアそれぞれについて、広域メリットオーダーを近似した直線を公表

39

インバランス料金に係る関連情報の公表先⚫ インバランス料金に係る関連情報の公表先は以下のとおり。
情報の種
類

情報の項目

①系統の
需給に関
する情報

• エリア総需要量（実績値）• エリア総需要量（予測値）• エリア総需要量（需要BG計画値の総計）

各一般送配電事業者のHP

•
•
•
•
•
•

エリア総発電量（実績値）
エリア総発電量（予測値）
エリア総発電量（発電BG計画値の総計）
エリア太陽光・風力発電量（実績値）
エリア太陽光・風力発電量（予測値）
エリア太陽光・風力発電量（発電BG計画値の総計）

各一般送配電事業者のHP

•
•
•
•
•

連系線の空き容量発電ユニット等の停止情報
広域エリア供給力/広域予備率（GC時点での最終計画値）
広域エリア供給力/広域予備率（予測値）
補正料金算定インデックス（GC時点での最終計画値）

②インバラ
ンスに関す
る情報

•
•
•
•

インバランス料金
広域運用調整力の指令量（≓インバランス量）
インバランス料金の算定根拠（指令した調整力の限界的なkWh価格）
インバランス料金の算定根拠（需給ひっ迫時補正インバランス料金）

インバランス料金単価中央算定システム（ICS）のHP※

③調整力
に関する
情報

• 広域運用調整力の指令量（≓インバランス量）• 指令した調整力の限界的なkWh価格（＝インバランス料金の算定根拠）• 広域需給調整システムに登録された調整力等の詳細（メリットオーダー）

インバランス料金単価中央算定システム（ICS）のHP※

公表先

広域機関のHP
発電情報公開システムのHP
広域機関のHP
広域機関のHP
広域機関のHP／
インバランス料金単価中央算定システム（ICS）のHP※※沖縄エリアは、インバランス料金単価沖縄算定システムのHP 40

（参考）インバランス料金の情報公表（計画停電時等）⚫ インバランス料金の情報公表は、コマ終了後速やかに公表（遅くとも30分後まで）することとしている。
⚫ 一方で、計画停電時や電力使用制限時等については、復旧作業などに注力する緊急的な状況であり、また、実施時間等は政府等との調整が必要なため、タイムリーに情報公表システムに反映する運用が当面は困難となることが想定される。
⚫ このため、これらの事象が発生した際には、その実施時間等を一般送配電事業者のホームページに公表し、インバランス料金については、あらかじめ、インバランス料金の公表用ホームページ等に常時分かりやすい形で注記して情報発信することとし、システムへの反映のあり方は、ニーズ等を踏まえ、引き続き、国、広域機関、
一般送配電事業者において検討していくこととしてはどうか。
⚫ なお、計画停電時や電力使用制限時の適用については、実施が決定した段階で、政府等から広く国民への周知が行われることとなる。
2022年度以降のインバランス料金制度について（中間とりまとめ）

計画停電時等のインバランス料金
事象

インバランス料金

計画停電

需給ひっ迫時補正インバランス料金の上限
価格

電力使用制限100円/kWh

ブラックアウト発生
からネットワーク機
能の復旧までブラックアウト発生当日：
ブラックアウト発生直前のスポット市場価格（各48コマ）ブラックアウト発生翌日以降：
ブラックアウト発生直前一週間のスポット市
場価格の平均値（各48コマ）※ 広域予備率に基づく需給運用を前提にした情報発信のあり方について、今後、国、広域機関において検討が進められていく予定である。

41