資料６－２
1２０２２年度以降のインバランス料金制度について

2（中間とりまとめ）34

令和元年１２月１７日

5改定

6

令和３年１２月２１日

電力・ガス取引監視等委員会事務局

78

資源エネルギー庁の審議会（電力・ガス基本政策小委員会）において、需給調整市場9の創設にあわせて 2021 年度からインバランス料金制度を改正する方針が示され、その10

詳細については、電力・ガス取引監視等委員会において、資源エネルギー庁及び電力広11

域的運営推進機関の協力を得つつ検討を進めることとされた。

12

これを受け、電力・ガス取引監視等委員会制度設計専門会合において、2019 年２月よ13り、資源エネルギー庁の審議会で示された考え方をベースに、新たなインバランス料金14

制度の詳細について議論を積み重ねてきた。今般、これまでの議論の結果を踏まえ、202215年度以降のインバランス料金制度の詳細設計の中間とりまとめを行うに至った。

16

なお、今後更に詳細な議論を要する事項については、引き続き、電力・ガス取引監視17等委員会制度設計専門会合において、資源エネルギー庁、電力広域的運営推進機関等の18協力を得つつ、検討を進めていく。

19※2019 年 11 月に開催された電力・ガス基本政策小委員会において、電力・ガス取引監

20視等委員会における検討結果も踏まえ、新たなインバランス料金制度の開始時期が212022 年度からに延期された。

2223
24

１．新たなインバランス料金の基本的考え方

25

インバランス料金は、実需給における過不足を精算する単価であり、価格シグナル26のベースとなるもの。したがって、2022 年度以降のインバランス料金制度は、インバ

27

ランスを発生させた者に合理的な負担を求める（発生させたインバランスが合理的な28価格で精算される）とともに、系統利用者に適切なインセンティブを与えるものとな

29

るよう、①インバランス料金が実需給の電気の価値を反映するようにし、②関連情報30をタイムリーに公表することが重要。

31

こうした考え方に基づき、インバランス料金は、その時間における電気の価値を反32映するよう、以下により算定する。

33ア）インバランス料金はエリアごとに算定する。（調整力の広域運用は考慮）

134イ）コマごとに、インバランス対応のために用いられた調整力の限界的な kWh 価格35を引用する。

36ウ）需給ひっ迫時における不足インバランスは、系統全体のリスクを増大させ、緊急37的な供給力の追加確保といったコスト増をもたらすことを踏まえ、そうした影響38がインバランス料金に反映されるよう、需給ひっ迫時にはインバランス料金が上39昇する仕組みを導入する。

4041２．インバランス料金の算定方法の詳細

42（１）インバランス料金の算定方法

43以下のア）、イ）及びウ）の高い方をインバランス料金とする。

44ア）インバランス対応のために用いられた調整力の限界的な kWh 価格：45以下の（２）により算定。必要な場合、（ ３ ）、（４）により補正。

46イ）kW 需給ひっ迫時補正インバランス料金：47以下の（５）により算定。

48ウ）kWh 需給ひっ迫時補正インバランス料金：49以下の（６）により算定。

5051（２）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

52①広域運用された調整力の kWh 価格を引用53

2021 年度以降の調整力の運用においては、インバランス対応は主に広域運用調整54力によって対応される1ことから、広域運用調整力の限界的な kWh 価格2をインバラ55ンス料金に引用することとする。この場合、広域運用されたエリアすべてが同一のイ56ンバランス料金となる。（エリア分断時の取扱いについては、以下④に記載。）

5758②各コマの限界的な kWh 価格の決定方法

59

調整力の広域運用は、2021 年度からは 15 分ごとの指令、2023 年度からは５分ご
12021 年度以降の調整力の運用は、以下のとおりとなる。
① 各一般送配電事業者が実需給の 20 分前までに予測したインバランス量については、広域需給調整システムにより北海道から九州までの９エリア分が集計され、全エリアの調整力を kWh価格の安いものから活用して対応。（広域メリットオーダー）② その後、実需給断面における、20 分前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、各エリアごとに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）※沖縄は系統が独立しているため、調整力の広域運用は行われない。
2 広域運用調整力の限界的な kWh 価格とは、上げ調整においては広域需給調整システムにより指令された調整力の最も高い kWh 価格、下げ調整においては広域需給調整システムにより指令された調整力の最も低い kWh 価格。

260との指令によって運用される予定。したがって、30 分コマ内に、前半 15 分と後半 1561分の二つの限界的な kWh 価格が存在することになる。（2023 年度以降は５分ごと６62つの限界的な kWh 価格が存在することになる。）

63

30 分コマのインバランス料金は、そのコマでさらに１kWh のインバランスが増え64た場合に生じる費用の増減（30 分全体の限界的な費用）を反映させることが適当と考65えられることから、各 15 分の限界的な kWh 価格を各 15 分におけるインバランス量66によって加重平均して得られる値をインバランス料金に引用することとする。

67

30 分コマ内で上げ指令と下げ指令が両者存在したケースでは、上げ指令の価格が高68い方と下げ指令の価格が低い方とから同量を相殺し、残ったものの限界的な kWh 価69格を加重平均することとする。

7071③広域運用調整力への指令がゼロであった場合の扱い

72

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、

73

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74格と、指令されなかった下げ調整力の最も高い kWh 価格の平均を引用する。

75
76
77
78

④エリア分断時の扱い調整力の広域運用において、連系線に空き容量がなく分断があった場合3は、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。

7980（３）太陽光等の出力抑制のケースの扱い

81

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82

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。

83

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の出力84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ついては、実際に稼働し85た調整力の kWh 価格を引用するのではなく、インバランス料金の算定に用いる調整

86

力の限界的な kWh 価格＝０円/kWh とする。

87
88

なお、系統余剰／系統不足の判断は、広域需給調整システム運用時の指令量に基づいて判断する。

89
3 分断の判断は、あるエリアで予測されたインバランスの全量が広域運用調整力によって対応できなかった場合、そのエリアは分断されたものと見なすこととする。以下、分断されたエリアごとの各エリアの集合を「広域ブロック」という。また、広域ブロックは、広域需給調整システムの運用に基づく分断の判定により定義する。

3

90（４）電源Ⅲ抑制のケースの扱い

91

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

92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

93（電源Ⅲ抑制）4。

94

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95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96て、その電源Ⅲの下げ調整 kWh 価格をインバランス料金に反映させるのが適当であ97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、インバランス料

98金の算定に用いる調整力の限界的な kWh 価格は、広域需給調整システムに登録され99た調整力の下げ指令単価の最低値とする。

100

なお、系統余剰／系統不足の判断は、広域需給調整システム運用時の指令量に基づ101

いて判断する。

102
103（５）kW 需給ひっ迫時補正インバランス料金

104

需給ひっ迫時、すなわち一般送配電事業者が用いることができる「上げ余力」が少105ない状況での不足インバランスは、大規模停電等の系統全体のリスクを増大させ、緊106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107もの。したがって、需給ひっ迫時、すなわち「上げ余力」が一定値以下になった場合

108には、そうした影響（コスト増）をインバランス料金に反映させ、系統利用者に対す109

る適切なインセンティブとなるよう、料金を上昇させることで、需給の改善を促して110いくことが適当である。

111

このため、以下のような直線的な式に基づき、そのコマの「上げ余力」（以下、「補112正料金算定インデックス」という。）に対応する需給ひっ迫時補正インバランス料金を113決定し、これが、上述（１）のア）調整力の限界的な kWh 価格よりも高い場合は、こ114の価格を当該コマのインバランス料金とする。

4

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。

4115
116117118

上図におけるＡ～Ｄの具体的な数値の設定については、必要に応じて見直しを行う
ことを前提に、当面は以下の設定とする。
A：これ以上「補正料金算定インデックス」を低下させることは許されない水準として、

119

需要家に痛みのある協力を求める対策のタイミングを参考に、政府が需給ひっ迫警120報を発令する予備率（３％）を参考に３％とする。

121

B：「補正料金算定インデックス」が低下するリスクに備えて対策を講じ始める水準とし122て、通常時には用いない供給力である電源Ⅰ’を発動し始めるタイミングを参考に、

123

これまで電源Ⅰ’が発動されたケースにおける広域エリアでの概ねの予備率（10％）

124を参考に 10％とする。

125

B ’： B～B’までは、確保済みの電源Ⅰ’で対応すると考えられる水準。したがって、

126

B’は、これ以上「補正料金算定インデックス」が低下すると電源Ⅰ’以外の新たな127

供給力を追加的に確保することが必要になり始める水準として、確保済みの電源Ⅰ’

128の発動が確実となる水準を参考に、電力広域的運営推進機関における需給ひっ迫の129基準となる広域エリアでの予備率（８％）を参考に８％とする。

130

C：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131

たに１kWh 確保するために十分な価格ということから、新たにＤＲを追加的に確保132するのに必要となる価格として、電源Ⅰ’の公募結果から電源Ⅰ’として確保した

133

ＤＲを一般送配電事業者が想定する回数発動した場合の価格を参考に、原則として

134

600 円/kWh とする。ただし、2022 年度から 2023 年度までの２年間は、暫定的な135措置として、需給要因により高騰したと考えられる過去の時間前市場での約定の最136高価格を参考に 200 円/kWh を適用する。

137

暫定措置期間終了後は、600 円/kWh に変更することを原則とする。ただし、暫定措138

置期間中のインバランスの発生状況やインバランス料金の状況、リスク回避のため

139の手段の整備状況などを確認した上で、必要に応じ、暫定的な措置の延長や段階的

5

140

変更を検討する。

141

D：確保済みの電源Ⅰ’のコストとして、電源Ⅰ’応札時に応札者が設定する kWh 価格

142の上限金額の各エリア最高価格の全国平均を参考に 45 円/kWh とする。ただし、C143の設定における暫定措置期間中のインバランスの発生状況やインバランス料金の状

144

況、リスク回避のための手段の整備状況などを確認した上で、必要に応じ、見直し145を検討する。

146
147
148

上図における「補正料金算定インデックス」は、調整力の広域運用が行われるエリ
ア毎に、以下の式により算出する。

149
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

150
151

152
153
154
155
156
157

各コマの「補正料金算定インデックス」の諸元となる広域エリア内の供給力及びエリア需要は、ゲートクローズ時点における予測値を用いる。
なお、将来的（2024 年度）には補正料金算定インデックスを各一般送配電事業者等の予備率（広域予備率）と一本化することを目指す。

158159（６）kWh 需給ひっ迫時補正インバランス料金160

燃料不足懸念がある状況での不足インバランスは、貴重な燃料を使うことにより大161

きな社会的コストを発生させることから、それを適切に反映してインバランス料金が162上昇することが適当と考えられる。

163

その反映方法については、燃料不足懸念等が発生した時に調整力を提供する発電事

164

業者が、燃料不足懸念等を反映した調整力の kWh 価格登録、具体的には燃料不足懸6165

念等により生じる機会費用を加味した kWh 価格登録を行えば、調整力の限界的な

166

kWh 価格が上昇し、燃料不足懸念等を反映したインバランス料金となる。

167

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、これらにより燃168

料不足懸念等が発生した時に調整力の限界的な kWh 価格が十分に上昇しない可能性

169

がある。

170

⚫

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

171

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172費用を全て反映できるものとはなっていない。

173⚫

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

174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175の機会費用の反映に抑制的となる可能性がある。

176

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177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5を178

インバランス料金に反映する仕組みとして、kWh 不足の度合いに応じた補正インバ

179

ランス料金（kWh 需給ひっ迫時補正インバランス料金）を設定する6。

180

kWh 不足の度合いに応じた補正インバランス料金を設定するためには、kWh 不足

181を反映した指標が必要となる。kWh 不足を反映した指標としてkWh 余力率があるが、182

kWh 余力率はコマごとではなく、一週間単位で管理することとされているため、kW

183

需給ひっ迫時補正インバランス料金のような直線的な式を設定することは、現状では184困難。

185

このため、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

186

率が３%未満の期間において、80 円/kWh の補正インバランス料金を適用する7。ただ187

し、暫定措置期間中の kWh 余力率に関する関係機関における詳細検討の状況等を踏188まえ、必要に応じて見直しを検討する。

189

なお、kWh 需給ひっ迫時補正インバランス料金の導入に当たっては、インバランス

190

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、その導191

入時期については、システム改修が完了次第導入することとする。

5

緊急的な燃料の追加確保や将来の燃料確保量の増大（燃料余剰リスクの増大）等のコスト。
kWh 価格に機会費用を全て反映できるようになれば、調整力の限界的な kWh 価格による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需給ひっ迫時補正インバランス料金の設定は廃止する。
7 簡易的手法による kWh 需給ひっ迫時補正インバランス料金 80 円/kWh の反映方法の一案としては、kWh 余力率３%未満の時間帯に 80 円/kWh の調整力が稼働しているとみなして、上述（２）の計算を行う方法が考えられる。
6 スポット市場価格や調整力

7

192
193

以上、インバランス料金の算定方法の詳細をまとめると下図のとおりとなる。

194

195
196
197

（７）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

198

需給ひっ迫時において一般送配電事業者は、通常の調整力に加えて、電源Ⅰ’や緊199

急的に追加確保した自家発からの逆潮も供給力として活用する。更に、需給ひっ迫時200には、国によって、電気事業法に基づく電力使用制限や計画停電といった対策が講じ201られることがある。

202

そのコマにおける電気の価値を適切にインバランス料金に反映させるためには、こ203

れらの対策が講じられた際には、そのコストがインバランス料金に反映されることが204適当であることから、以下のような方法でインバランス料金に反映する。

205
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

⼀般送配電事業者が電源Ⅰʼを稼働さ稼働した電源Ⅰʼについても広域運⽤された調整⼒の⼀せた場合部とみなして、上述（２）の計算を⾏う。
ただし、kWh 不⾜に対応するために⻑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Ⅰʼの⻑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、その値に基づいて上述（５）の計算を⾏う。

⼀般送配電事業者が緊急的に追加確

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保した⾃家発からの逆潮を利⽤した場スが低下していたかを算定し、その値に基づいて上述合（５）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、kWh 価格＝100 円

8/kWh の調整⼒が稼働したとみなして、上述（２）の計算を⾏う。
計画停電

計画停電を調整⼒とみなし、kWh 価格＝C 円/kWhの調整⼒が稼働したとみなして、上述（２）の計算を⾏う。

206※節電要請については、その発動をインバランス料⾦に反映させる特別なルールを導⼊しない。

207※⼀般送配電事業者のインバランス料⾦収⼊・⽀出については、それに対応するために指令した調整

208

⼒の kWh ⽀出・収⼊とをあわせてインバランス収⽀として管理する。インバランス収⽀は、収⽀均衡を209原則とし、インバランス収⽀の過不⾜については、託送収⽀に繰り⼊れ、託送料⾦を通じて調整する。

210
211

なお、需給ひっ迫時に、価格メカニズムを通じて新たな供給源の参入や需要側の取212組を促すとともに、電気の最適配分を実現していくためには、こうしたケースにおい213てもスポット市場や時間前市場を開場し、取引が可能となることが重要。したがって、

214

電力使用制限や計画停電が実施されるケースも含めて、原則として卸電力取引市場

215（スポット市場、時間前市場）は閉じないこととする。

216
217

（８）ブラックアウトが発生した場合のインバランス料金及び卸電力市場のあり方

218

複数の事故が同時に発生する等によって、ごく短時間でも需給が大きく崩れた場合

219には、いわゆるブラックアウト（全域停電）が発生する可能性がある。また、ブラッ

220

クアウトからの復旧は、複数の発電機を段階的に並列していくことが必要といった技

221

術的な理由によって時間がかかることがある。

222
223

ブラックアウトとなった場合には様々な混乱が生じる可能性が高く、関連する情報を全ての関係者がタイムリーかつ偏りなく得られない状況になる可能性がある。

224

以上を踏まえ、ブラックアウトの発生からネットワーク機能が復旧するまでの間に225

ついては、無用な混乱を回避するとともに、市場参加者の公平性を確保するため、卸

226

電力取引市場を一旦停止し、この期間中のインバランス料金については、ブラックア

227

ウト発生前の卸電力取引市場価格（スポット市場価格）を適用する。

228
状況
ブラックアウトが発⽣した場合
⁻ 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、インバランス料⾦の扱い
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︓

9

卸電⼒取引市場の扱い
卸電⼒取引市場を停⽌

設備損壊など当⾯物理的にブラックアウト発⽣直前⼀週間の通電しえない地域を除く。

スポット市場価格の平均値（各48 コマ）229※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230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。

231
232

（９）沖縄エリアにおけるインバランス料金

233

沖縄エリアにおける上述（２）の算定においては、調整力の広域運用が行われない234

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

235

料金を算定する。

236

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237とから、以下のように算定することとする。

238

⚫

239
240

エリア内で稼働した調整力のうち、kWh 価格の高いものから順に 20MWh 分の加重平均価格を引用することとする。

⚫

30 分コマにおいて上げ調整と下げ調整が同時に行われた場合は、上げ調整の高い241

方から、下げ調整の低い方から、どちらかの調整量がゼロになるまでそれぞれ相242

殺し、残った方の kWh 価格の高いものから順に 20MWh 分の加重平均価格を引243用することとする。

244

kW 需給ひっ迫時補正インバランス料金については、上述（５）の考え方に基づき、245以下の設定とする。

246
247
248

上図におけるＡ～Ｄの具体的な数値の設定については、必要に応じて見直しを行うことを前提に、当面は以下の設定とする。

249

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250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％に相当す

10

251

る予備力8を加えた値として９万 kW を参考に９万 kW とする。

252

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253

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％254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 を参考に 33 万 kW

255とする。

256

B ’：最低限必要な周波数調整分（電源Ⅰa 必要量）とエリア内単機最大ユニットの電源257脱落分（電源Ⅰb 必要量）は、電源Ⅰ’発動時点で最低限維持すべき予備力と考え、

258

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259

して 30 万 kW を参考に 30 万 kW とする。

260

C 及び D：他のエリアの設定と同様とする。

261
262

なお、上述（ ３ ）、（ ４ ）、（７）及び（８）については、沖縄エリアにも同様のルー

263

ルを適用する。kWh 需給ひっ迫時補正インバランス料金については、沖縄エリアは264

kWh 余力率管理の対象外となっているため、今後、必要に応じて検討を行う。

265266【参考】卸市場価格による補正

267

電源Ⅰなど、登録された調整力 kWh 価格が必ずしもその時点の需給状況を考慮さ268れたものとなっていない場合があり、そのため、稼働した調整力の限界的な kWh 価269格が電気の価値を適切に反映しない場合があり得る。こうしたことから、卸市場価格270との関係が逆転する場合においては、以下の補正を行うこととしていた。その後、2020271

年度冬季の需給ひっ迫において、卸市場価格が需給の状況等とは乖離して高騰した。

272

このような事象が再度発生した場合には、卸市場価格補正によりこうした市場価格を273反映したインバランス料金が算出されることとなり、実需給における電気の価値を適274切に反映したものとならなくなる。

275

系統利用者による需給一致のインセンティブは、特に需給ひっ迫時において機能す276

ることが重要であり、需給ひっ迫時には需給ひっ迫時補正インバランス料金の仕組み

277により、需給一致のインセンティブが確保されることや、2020 年度冬季の需給ひっ迫

278時に新電力等が受けた影響等を考慮し、卸市場価格による補正は廃止する。

279

なお、新たなインバランス料金制度の開始後、系統不足時にインバランス料金が市

280場価格を下回る（系統余剰時にインバランス料金が市場価格を上回る）事象がどの程281度発生するか、その状況を注視していく。

8

沖縄の厳気象 H1 需要は 160 万 kW 程度であるため、２％は 3.2 万 kW 程度に相当。

11

系統余剰のとき

系統不⾜のとき調整⼒の限界的な kWh 価格
余剰インバランス料⾦

⼜は卸市場価格Ｐ

調整⼒の限界的な kWh 価格（低い⽅）
調整⼒の限界的な kWh 価格
不⾜インバランス料⾦

調整⼒の限界的な kWh 価格

⼜は卸市場価格Ｐ
（⾼い⽅）

282

⚫

283

上表において P は、当分の間、時間前市場における取引の実需給に近い取引から異なる５事業者・５取引の単純平均価格を用いる。

284⚫

調整力の広域運用が分断した場合は、分断したエリア毎に算定する。

285⚫

当該エリアの異なる事業者による取引件数が５件未満である場合には、残りの件

286287288

数はエリアプライスを引用する。
⚫

系統余剰／系統不足の判断は、広域需給調整システム運用時の指令量に基づいて判断する。

289
290

３．タイムリーな情報公表の詳細

291（１）情報公表の意義292

インバランス料金が、その時間における電気の価値を反映することを踏まえ、以下293の意義に基づき、関連情報がタイムリーに公表されるべきである。

294① 需給バランス確保の円滑化を通じた安定供給の確保

295

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

296

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297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。

298② 電気の有効利用の促進・新たなビジネスモデルの育成

299

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300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301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302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。

303③ 適正な競争の確保（情報格差の防止）

304

電力市場における適正な競争を確保する観点から、一部の者（調整力提供者）のみ

305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。

306④ インバランス精算の透明性の確保

12

307

インバランス料金が適正に算定されているか検証できるようにする。

308
309

（２）公表されるべき情報の項目及びタイミング

310

系統の需給に関する情報

311
312

系統の需給状況は、系統利用者が最新の状況を踏まえてインバランス料金を予測し、市場取引などを通じて自らの計画をより合理的なものとする上で重要な情報となる。

313
314

⚫

エリアの需要に関する情報

項目名

公表のタイミング

エリア総需要量（実績値）

コマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）

エリア総需要量（予測値）

一週間前、前日夕方、当日午前中などに公表

エリア総需要量（需要 BG 計画値の総翌日計画・当日計画確定後に速やかに公表

計）

315
316

⚫

エリアの発電に関する情報

項目名

公表のタイミング

エリア総発電量（実績値）

コマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）

エリア総発電量（予測値）

前日夕方、当日午前中などに公表

エリア総発電量（発電 BG 計画値の総翌日計画・当日計画確定後に速やかに公表

計）
エリア風力・太陽光発電量（実績値）

コマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）

エリア風力・太陽光発電量（予測値）

前日夕方、当日午前中などに公表

エリア太陽光・風力発電量（発電 BG 計

翌日計画・当日計画確定後に速やかに公表

画値の総計）

317※風力発電量については、エリア内の導入量等を踏まえ、段階的な対応を検討。

318319⚫

エリアの需給状況に関する情報

項目名

公表のタイミング

連系線の空き容量

状況変化に基づき随時公表

発電ユニット等の停止情報

状況変化に基づき随時公表

広域エリア供給力/広域予備率（GC 時

GC 後速やかに公表（実需給前まで）

点での最終計画値）

13

広域エリア供給力/広域予備率（予測一週間前、前日夕方、前日 23 時から 30 分ごとに当日０値）

時から 24 時までの各コマの GC 時点の予測値を公表

補正料金算定インデックス（GC 時点コマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）での最終計画値）

320
321

インバランス料金に関する情報322

インバランス料金の情報は、系統利用者が最新の状況を把握する上で不可欠な情報で323あるとともに、その算定根拠を公表することでインバランス料金の透明性を確保するこ

324とに資する。

325

なお、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326

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

327

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。

328

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329

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330

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

331

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

332者において検討する。

333
項目名

公表のタイミング

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）

広域運用調整力の指令量（≓インバラ

コマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）

ンス量）
インバランス料金の算定根拠（指令しコマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）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（卸市場

コマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）価格による補正インバランス料金）
インバランス料金の算定根拠（需給ひGC 後速やかに公表（実需給前まで）っ迫時補正インバランス料金）

334
335

調整力に関する情報

336

調整力の稼働情報は、系統利用者がインバランス料金を予測する上で重要な情報であ337

るとともに、一部の者（調整力提供者）のみがその情報を持つことがないよう、公表を338行うことが適正な競争の確保に資する。

14

339
項目名

公表のタイミング

広域運用調整力の指令量

コマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）指令した調整力の限界的な kWh 価格

コマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）（＝インバランス料金の算定根拠）
広域運用システムに登録された調整力

コマ終了後速やかに公表（遅くとも 30 分後まで）

等の詳細（メリットオーダー）※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

340
341
342

（参考）これまでの審議経過343

平成 31 年 2 月 15 日

第 36 回制度設計専門会合344

平成 31 年 4 月 25 日

第 37 回制度設計専門会合345

令和元年 5 月 31 日

第 38 回制度設計専門会合

346

令和元年 6 月 25 日

第 39 回制度設計専門会合

347

令和元年 7 月 31 日

第 40 回制度設計専門会合

348

令和元年 9 月 13 日

第 41 回制度設計専門会合

349

令和元年 10 月 18 日

第 42 回制度設計専門会合350

令和元年 11 月 15 日

第 43 回制度設計専門会合

351

令和元年 12 月 17 日

第 44 回制度設計専門会合

352

令和２年３月 31 日

第 46 回制度設計専門会合353

令和２年６月 30 日

第 48 回制度設計専門会合354

令和２年７月 31 日

第 49 回制度設計専門会合355

令和２年９月８日

第 50 回制度設計専門会合

356

令和３年 10 月１日

第 65 回制度設計専門会合

357

令和３年 10 月 22 日

第 66 回制度設計専門会合

358

令和３年 11 月 26 日

第 67 回制度設計専門会合

359

令和３年 12 月 21 日

第 68 回制度設計専門会合

15