資料５

東京エリアの2023年度夏季kW公募運用結果の事後確認等について
第91回 制度設計専門会合
事務局提出資料
令和5年11月27日（月）1. 東京エリアの2023年度夏季kW公募運用
結果の事後確認について
2. 需給調整市場の運用について（御報告）2１．東京エリアの2023年度夏季kW公募の運用結果について⚫ 東京エリアにおける2023年度夏季kW公募（随意契約によるDRの調達を含む。以下同じ。）に関連して、提供期間（7月１日～８月３１日）が終了し、東京電力パワーグリッド（以下「東京PG」という。）から精算結果等について報告があったことから、その内容について事後確認を行った結果を御報告する。
⚫ なお、第86回会合（2023年６月）における当該kW公募の契約金額の事後確認において、起動・確認運転・マストラン運転等が必要となる落札電源の燃料費については、調達側・提供側双方の申し出により事後精算が可能であったことから、燃料変動リスクが応札価格に織り込まれていなかった旨御報告したところ。当該電源については、精算協議において提供事業者から燃料費の実費精算について申し入れがあったことから、その協議結果についても事後確認を行った。
⚫ また、kW公募要綱においては、契約期間外においても協議により供給力の提供を求めているとこ
ろ、今回、東京PGから提供事業者に対して、６月下旬及び９月下旬に提供期間外の供給力の提供を求めた旨報告があったことから、これに伴う精算結果についても事後確認を行った。
（参考）ｋW公募の議論の経緯等
2023年3月29日

2023年４月19日
2023年５月30日

第60回電力・ガス基本政策小委員会
2023年3月時点における2023年度夏季の電力需給見通しについて、7月の東京エリアは、厳気象H1需要（※）に対し安定供給に必要な予備率が3.0％と、厳しい見通しであったことから、 2023年度夏季kW公募の実施を決定、募集対象・要件、市場供出の方法、費用負担の考え方について議論。
（※）10年に一度の厳しい暑さ・寒さを想定した場合の需要
東京エリアのkW公募開始、５月10日公募締め切り、５月19日落札結果公表

2023年６月19～30日

第62回電力・ガス基本政策小委員会
東京エリアの予備率が５月時点において3.1％であったことを受け、kW公募への応札案件のうち要件を満たす札について随意契約により供給力を調達することを決定
kW公募で調達した供給力の期間外提供

2023年６月26日

東京PGより、随意契約での調達について合意となった旨公表及び事務局に報告があった。

2023年７～８月

kW公募で調達した供給力の提供期間2023年９月19～30日

kW公募で調達した供給力の期間外提供

2023年９～1１月

東京PGより精算結果等について事務局に報告

3

2023年6月27日
第86回制度設計専門会合 資料８4

（参考）2023年3月29日
第60回電力・ガス基本政策小委員会 資料35

１－１．精算結果⚫ kW公募の精算結果について、東京PGから報告があった内容について以下を確認したところ、問題となる点は発見されなかった。

➢kW公募契約案件について、発動指令に基づき発動された電力を、卸市場等（※１）に供出して得た利益については、公募要綱に基づき精算が行われていた。
➢マストラン運転の市場供出で得た収益は全額還元された。
➢発動指令量未達分については、ペナルティとして還元された。

➢kW公募の調達額等約88億円（※２）に対し、還元額は約18億円(約20.3％)であった。
※１ 東京PGと需要抑制調整供給契約を締結していない負荷設備によるDR等の供出については、小売電気事業者の供給力とすることを認めている。
※２ 従前の公募調達予定費用約66億円に加え、約22億円（調整力活用分（市場供出で不落となったkWh分）の買取費用、事業税、燃料費精算分等）が含まれている。

2023年度夏季kW公募の精算結果（9月分含まず）
市場供出等で得た利益
（還元額）
（a）

案件合計

約18億円(※4)

発動指令 未達分
ペナルティ
（b）

6千万円

（参考）
調達価格等（※3）
（c）

88億円

（参考）
還元率
（ a/(c-b)）

20.3%

（参考）
契約容量（参考）
託送回収58.1万kW 約70億円※3 調整力活用分（市場供出で不落となったkWh分）の買取費用及び事業税及び、後述の燃料費精算等を含む。
※4 マストラン運転分（約17.9億円）を含む。

62023年6月27日
第86回制度設計専門会合 資料８（誤字修正）

7

１－２．入札価格に含まれた燃料費の精算について⚫ 契約電源のうち起動・確認運転・マストラン運転等に係る燃料費について、応札価格においては、燃料変動リスクは織り込まれていなかったところ、精算協議において、提供事業者から東京PGに対し、燃料費の実費精算について申し入れがあったことから、精算諸元等を確認した結果、燃料費の実費精算については合理的に処理されたと考えられ、問題となる点は発見されなかった。
（確認内容）➢ 精算協議の結果、東京PGは、提供事業者に対し、応札時の価格から約９億円多く支払うこととなった。
➢ 精算額の諸元等について、東京PG及び提供事業者に対し、確認を行った結果は以下のとおり。

• 燃料調達方法：価格固定化等を行なわず調達時点の燃料価格等に基づき調達。
• 燃料の必要量：提供期間外の供出（６月（※１））によるマストラン必要量、確認運転の追加、及び、発電機の熱効率悪化影響（※２）等により約15.1％増加した。（※１）９月の期間外提供については、後述。（※２）発電機の熱効率悪化(経年劣化により想定より悪化)により、７月の燃料消費量は計画値より実績値は25.5％増となった。8月は計画外停止があったことから消費量は－4.3％減であった。

• 応札時想定燃料単価の変動（7～８月（※3））‒燃料費の変動：応札時より4.8～11.8％、上昇した。
‒為替の変動：応札時より6.4～6.9％、円安化した。
（※3）多くの燃料が消費された月であり精算額の大部分を構成（参考１）応札時の燃料価格の考え方：入札時点における燃料先物市場価格及び 為替レートを基に計上。（参考２）マストラン供出された電力量分の燃料費に対して、市場供出収益は約31％であった（費用＞収益）。（参考３）マストラン等に係る燃料の量は、燃料の最低取引量を超えたことから、精算時において最低取引量は勘案されなかった。

8

（参考）2023年度夏季kW公募公募要綱抜粋 第6章応札方法
3．入札価格等（１）容量価格は、原則として、契約設備を用いて募集概要に応じた追加供給力の供出を行なうために要する、合理的に想定可能な費用相当額（適正利潤を含みます。） とし ていただきます。 ただし、原則として、契約設備が発電設備である場合は、仮に当社との間で本要綱にもとづく2023年度夏季追加供給力契約を締結せず、契約設備を運 転しないと きであっても発生すると見込まれる費用相当額については容量価格に含めないも のといたします。また、容量価格に含まれる費用相当を支出することにより 本要 綱による提供期間の前後にも運転可能となることで収益（本要綱にもとづく募集および受給の後に、同様の公募等が行なわれ、当該公募に活用される場合も含み ます。）が見込まれるときは、当該収益相当額（当該提供期間外の運転に伴う可 変費相当は除きます。）は容量価格から控除するものといたします。（予見が困難であ るときで、入札後に見込み等が明らかとなった場合等は、精算について協 議させていただきます。）（略）（４）落札した契約設備について、契約者または当社が求めた場合には、提供期間の 終了までの間において、契約者が(1)に関して実際に要した費用（マストラン等運転に係る 燃料費等の可変費に限ります。）について、当社に提示していただき、 入札時における容量価格の算定との乖離が生じた場合には、実際に要した費用にもとづく精算につい て協議を行なうものといたします。この場合、当社が必要と 判断したときには、マストラン等運転に係る燃料費等の可変費算定の前提となる 燃料価格等に関して、当社に説 明や資料の提出等を行っていただくことがあります。
2023年6月27日
第86回制度設計専門会合 資料８9

１－３．提供期間外の発動指令に伴う契約及び精算について⚫ ６月下旬及び９月下旬において、東京PGから提供事業者に対し提供期間外の供給力の提供を求めたことに伴う精算結果について、事後確認（精算諸元の提出含む）を行った（次項及び次々項参照）。
⚫ 確認の結果及び提出された諸元から、以下の観点から契約の経緯・契約内容は合理的でないとは言い切れず、精算結果について問題となる点は発見されなかった。
➢ 契約経緯：６月・９月とも逼迫の可能性確認後、提供事業者との協議を開始していた。
➢ 契約条件：・６月：還元額を、利益の50％（※１）としていたところ、提供期間外の供出インセンティブを確保する観点から、合理的な範囲であったと考えられる。なお、実際の発動指令はなかった。 （※１）提供期間中は利益の全額を還元
・９月：上記６月の条件に加えて、発動指令時に調整力として活用するkWh単価（以下、「発動指令時単価」という。）は、緊急的確保自家発の精算に係る参考価格（45円/kWh） とされていたところ。稼働予定がなかった電源を３日後に緊急的に稼働させる対応であったこと、及び、市場価格が逼迫時のインバランス料金単価の水準を超えたコマがあったことを鑑みれば、事後的ではあるが合理的であったと考えられる。

➢ 精算・６月：提供期間外の供出については、当初から契約事項に含まれていたことから、必要な燃料費の精算は、当初契約の精算において行われ、本資料1－2において確認をしたとおり、問題となる点は発見されなかった。
・９月：9月の稼働に伴うマストラン費用等が実費を基に精算されていた。また、発動指令分の精算は上記契約条件に沿って行われ、市場供出で得た利益については適切に還元されていた。
・9月分の精算結果
市場供出等で得た利益
（還元額）
(a)

９月

約2億円(※3)

発動指令未達分ペナルティ(b)

調達価格等（※2）
(c)

-7億円

（参考）
還元率
(a/(c-b))（参考）
契約容量31.2%

57.6万kW※2調整力活用分（市場供出で不落となったkWh分）の買取費用及び事業税等を含む。※3 任意供出分及びマストラン運転分（約1.9億円）を含む。

（参考）
託送回収約5億円

10 ６月下旬の提供期間外供出に関する契約の確認結果⚫ 契約の経緯➢６月下旬の需給逼迫の可能性を確認したことから、本来の提供期間（７～８月）の契約協議と並行して協議を行った。
➢契約対象の選定は、kW公募に落札して6月下旬の供給力供出が可能であった電源とした。
※随意契約で調達した案件は第62回電力・ガス基本政策小委員会（2023年５月30日）で追加調達が整理された後に、提供期間（7～8月）の稼働可否から再度確認して随意契約の協議を行っていた状況であった。

⚫ 契約の内容➢契約期間：６月19日～30日➢kW分の契約額内訳：マストラン分の燃料費➢市場供出で得た利益の50％を還元（※）。（※）提供期間は、利益は全額還元。
➢６月は、本来の提供期間開始前であり発電所の整備期間であることから、発動指令に対する未達分のペナルティは契約上免除。
➢なお、マストラン費用節減のため、需給ひっ迫が予見される際に前々日等に行われる発動指令をもって運転開始し、そのまま提供期間運転への移行を可能とする運用方法とした。（実際は、6月29日起動完了後以降マストラン運転となった。）

11 9月下旬の提供期間外供出に関する契約の確認結果⚫ 契約経緯➢東京PGにおいて、9月14日（木）に翌週の予備率の低下が確認され、9月19日（火）に９月最終週においての逼迫の可能性が確認されたことから、随時、資源エネルギー庁、広域機関と協議を行い、追加供給力対策の方針を決定し、kW公募電源に対し提供期間外の稼働に関する協議を開始した。
➢なお、８月の提供期間が終了する段階では、9月気象予報や想定需要等からも需給ひっ迫可能性が発現しておらず、マストラン運転を継続して燃料費等をはじめ公募調達費用が増大する懸念や、需給ひっ迫時の状況（予備率、発生タイミング等）により一旦停止した電源を稼働する際の条件・費用等も異なってくること等から、具体的に延長稼働に関する協議をすることが困難な状況であった。
➢契約対象の選定は、想定予備率に対して需給ひっ迫解消に必要かつ最小限の容量で、緊急的に稼働が可能なkW公募に落札した電源とした。

⚫ 契約期間：9月１９日～３０日⚫ 契約額内訳➢kW確保費用：マストラン分の燃料費が主であり、再稼働に伴うメンテナンス費用等が発生した。

➢発動指令時単価：•提供事業者の発動指令時単価は、限界費用ではなく、第65回制度設計専門会合にて整理された緊急的確保自家発の精算に係る参考価格（45円/kWh）を参照することとした（利益は50％還元。ペナルティ対象外）。 （注）当該電源による供出電力は限界費用ベースで市場入札を実施し、約定すれば、（市場価格ｰ限界費用）×50％還元となる。

•これは、稼働予定のない電源に対して、申し入れから３日後に稼働を要請する緊急のものであった
ことから、緊急時確保自家発と同等の扱いとすることは合理的であると考えた。
（参考１）発動コマ２６コマ中１３コマで還元があった（還元額平均単価は、13.42円/kWh）。 （参考２）マストラン供出された電力量分の燃料費に対して、市場供出収益は約39％であった（費用＞収益）。

122021年10月1日
第65回制度設計専門会合 資料４（参考）公募要綱抜粋（提供期間外供出に関係する部分）（略）
第5章 募集概要
1．募集内容および2023年度夏季追加供給力が満たすべき要件は以下のとおりといたします。
（略）
2．2023年度夏季追加供給力が満たすべき運用要件は原則として以下のとおりといたします。
(1) 運用要件（略）(2)その他
ヲ 提供期間外における契約設備の供給力提供に関する協議
落札者は、提供期間外である2023年6月および2023年9月において供給力の提供が可能となる見通しがある場合、同期間における供給力の提供に関する事項（運用上および精算上必要な細目 等）について、当社との協議に応じていただきます。
（略）
第8章 契約条件
1．主たる契約条件は以下のとおりです。
（略）(12) 提供期間外における契約設備の供給力提供に関する協議
落札者は、提供期間外である2023年6月および2023年9月において供給力の提供が可能となる見通しがある場合、同期間における供給力の提供に関する事項（運用上および精算上必要な細目等）について、当社との協議に応じていただきます。

13

１－４．運用結果⚫ 東京PGから提出された運用結果は以下のとおりであり、問題となる点は発見されなかった。
（確認結果）
1. 発動指令への対応について➢発動指令があった案件について、未達度合は、0.40～14.33％(契約案件毎に平均)であった。
（未達理由）• 予定どおり自家発電設備稼働等による使用電力抑制を行ったが、ベースラインを低く想定したことにより、契約電力を下回った（DR）。
• 「光化学スモッグ注意報発令」に伴う燃料使用制限で自家発電設備の稼働が不可となった（DR。ペナルティ対象外）• 東京PGからの発動指令が契約時の指令応動時間以降であった（電源。ペナルティ対象外）。

2. 市場入札等について➢発動指令に対して応動した電力は、市場へ供出、又は、小売電気事業者の供給力として活用（※1）されていた。（※1）東京PGと需要抑制調整供給契約を締結していない負荷設備によるDR等の供出については、小売電気事業者の供給力とすることを認めている。

➢市場入札は、「エリアプライス」と「発動指令時単価（※２）」の高い方で行われており、徒に高値入札が行われた、ということはなかった。 （※２）9月提供分は、限界費用ベースで市場入札を実施。
➢市場で不落となった電力については、調整力として活用され、「発動指令時単価」で精算された。
➢小売電気事業者の供給力として活用される案件については、「発動指令時単価」が回避可能費用単価と比して高値であったことから、公募要綱に従い、東京PGから回避可能費用単価（※３）との差額が支払われた。
（※３）回避可能費用単価は、30分単位でスポット市場と時間前市場の加重平均単価から算出。

3. マストランを必要とする電源について➢マストラン分の運転による電力は、契約期間中、全コマ全量約定した（電源）。
14発動指令量とkW提供事業者の実績計測値・市場入札量等（約2,542万kWh発動）
提供期間/期間外の別

期間内

期間外

契約量

発動指令の時間帯

発動指令量
(kWh)

実績計測値（マストラン分含む）(kWh)

実績計測値のうち発動指令に伴う市場約定量及び小売供給力量(kWh)

実績計測値のうち発動指令に伴う調整力活用分
(kWh)

未達度合
(コマ単位)

7/10

15:00-20:00

2,880,000

2,886,322

27,9502,531,872

0%

7/11

15:00-20:00

2,905,000

2,912,307

24,2922,561,515

0-12.32%

7/12

16:00-21:00

2,041,000

2,055,570

582,957

1,244,063

0%

7/18

15:00-20:00

2,617,000

2,620,246

994,5221,331,874

0ｰ87.48%

7/19 13:00-17:00

2,304,000

2,278,973

02,017,773

0-10.64%

8/25 15:00-18:00

1,728,000

1,658,354

0

1,462,454

3.62-4.24%

8/29 16:00-19:00

1,728,000

1,732,890

0

1,536,990

0%8/30 16:00-19:00

1,728,000

1,732,046

0

1,536,146

0%

9/19 15:00-19:00

2,304,0002,306,774

2,002,800

42,7740%

9/20 15:30-18:30

1,728,000

1,732,761

1,502,100

34,7610%

9/28 14:00-20:00

3,456,000

3,458,353

03,066,5530%

58.1万kｗ

57.6万kW（参考）マストラン供出量：提供期間内130GWｈ 提供期間外：10GWh

15

３．まとめ⚫ 今回のｋW公募の精算及び運用について、 特に問題となる点はなかったと考えられる。
⚫ なお、還元率は約21％（マストラン除くと1.13％）と、 2021年度冬季及び2022年度夏季の公募と比して、2022年度冬季の東日本と同程度の低い水準であったところ。
⚫ これは、調達量に対する発動量は過去の公募と比して少なく、「市場約定単価」＞「発動指令時単価」となるコマの割合が、2021年度冬季及び2022年度夏季の公募と比して少なく、還元単価も小さかったことが要因と考えられる。
（参考）2021年度冬季kW公募以降の発動指令量等
2021年度冬（東京）
発動指令量

2022年度夏（東北～九州）

2022年度冬（東日本）

2022年度冬（西日本）

2023年度夏（東京）

4.5千万kWh

7.2千万kWh58％71％

発動時間帯のシステムプライス単価（単独エリア実施の場合はエリアプライス）

38.9円

44.7円

還元単価の平均（※２）

32.1円

39.2円

8.0円

7.0円

8.7円

還元率

38%

42%

26%

0.14%

21%

還元率
（マストラン除く）

29%

20%

1.04%

0.14%

1.13％

市場約定単価＞「発動指令時単価」となったコマの割合（※１）

6.2千万kWh29%

2.5千万kWh
23%

26.6円

25％
22.6円

（注）期間外提供含む。（※１）還元額ありのコマ数/発動指令コマ数（※２）還元額が0円以上のコマの還元単価の単純平均値

16（参考）発動指令があった日におけるスポット価格と「発動指令時単価」の価格帯（2023年度夏季）

７～９月の「発動指令時単価」の価格帯

８月

7月

９月

回避可能費用東京（円/kWh）17（参考）DRの「発動指令時単価」ついて⚫ DR事業者の「発動指令時単価」について、回避可能費用単価（※）と比して高値となっており還元が行われなかったことから、諸元について聞き取りを行ったところ、以下の回答があり、特段問題となる点はなかったと考えられる。
（※）当該事業者は、東京PGと需要抑制調整供給契約を締結していない負荷設備によるDR等の供出であったことから、発動指令された電力は小売電気事業者の供給力となり、その場合は回避可能費用単価との差額を還元することとなる。回避可能費用単価は、30分単位でスポット市場と時間前市場の加重平均単価から算出される。

（事業者回答）「発動指令時単価」は、ネガワット調整金と顧客報酬の合計額とした。
（参考）公募要綱抜粋

第5章 募集概要（略）
2．2023年度夏季追加供給力が満たすべき運用要件は原則として以下のとおりといたします。
(1) 運用要件(2) ト 市場への供出等の義務原則として、当社からの指示に応じ、日本卸電力取引所のスポット市場または時間前市場（以下、総称して「卸電力取引市場」といいます。）への売り入札を行っていただき、当該入札に係る約定により得られる利益を当社に還元していただきます。
なお、当社との間で需要抑制調整供給契約が締結されていない負荷設備によるDR等で、契約設備を含むバランシンググループ（以下「BG」）からの供出が困難な場合は、当社と協議のうえ、当該DRの契約設備に供給する小売電気事業者の供給力とし、卸電力取引市場への供出等に用いることにより代替できるものといたします。（この場合、当社に還元する利益は、原則として、スポット市場および時間前市場における約定価格の、30分コマごとの売買取引の数量により加重平均して得られる回避可能費用単価〔再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則[平成二十四年七月一日施行]附則第十三条第一項にもとづき算定される回避可能費用単価。以下同じ。〕と、契約者が提出した増出力費用単価のいずれか高い方による収益が得られたものとみなして算定するものといたします。）ただし、この場合、当該小売電気事業者との間で、卸電力取引市場への入札、および当社に対し利益を還元するに際して必要な合意がなされている等、本要綱にもとづく契約の履行に支障をきたさないようにしていただくことが必要です。

18参考：2021年度冬季以降の追加kW・kWh公募の精算結果
kW公募
2021年度冬
（東京）

kWh公募

2022年度夏

2022年度冬

2022年度冬（東北～九州）

西日本（中部～九州）東日本（※2）（東北、東京）2023年度夏

2021年度冬（東京）（北海道～九州）

2022年度夏（北海道～九州）

2022年度冬（北海道～九州）

募集量

55万ｋW
（最大80万ｋW）

120万ｋW（最大140万ｋW）

103万kW（最大170万kW）

99万ｋW（最大190万ｋW）

30万kW（最大90万kW）

3億kWh

10億kWh

20億kWh

契約量63.1万ｋW135.7万ｋW103.5万kW185.6万ｋW

58.1万kW

4.17億kWh

9.3億kWh

18.6億kWh

電源最高単価15，530円/ｋW

13，718円/ｋｗ

30，696円/ｋW

25，557円/ｋW（※3）

37.61円/kWh36.95円/kWh58.11円/kWh

DR
最高単価

2，400円/ｋW

10，000円/ｋW

10，000円/ｋW

10，000円/ｋW

（※3）

ーーー

平均単価

14，400円/ｋW

7，761円/ｋW

25，972円/ｋW

6，810円/ｋW

11，316円/kW

35.88円/kWh

36.04円/kWh53.23円/kWh

平均単価

2，284円/ｋW

2，811円/ｋW

5，795円/ｋW

5，960円/ｋW

3，032円/kWーーーマストラン除く

調達額

今回御報告

約89億円

約112億円

約335億円

約101億円

約95億円

約151億円

337億円

1,099億円

約34億円

約47億円

約88億円

約0.14億円

約20億円

約88億円

208億円

359億円

38％

42％

26％

0.14%

21％

約58％

62％

33％

約55億円
約8,800円/ｋW

約65億円
約4,800円/ｋW

約247億円
約19,000円/ｋW

約100億円
約7,600円/ｋW

約75億円
約12,940円/kW

約64億円
約15円/kWh

129億円
約14円/kWh

740億円
約39.9円/kWh

（※１）

還元額
（※１）

還元率
（※１）
託送回収額
（※１）

（※１）調整力活用分（市場供出で不落となった分）の買取費用及び事業税を含み、不要と なった起動費・確認運転費分及びペナルティ戻し分を控除。期間外提供分含む。
（※2）公募未達分は、『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』に基づき調達された。なお、数値は、追加調達（随意契約）をした案件含む。
（※3）応札価格つり上げ防止の観点から非公表。

191. 東京エリアの2023年度夏季kW公募運用結果の事後確認について
2. 需給調整市場の運用について（御報告）20（御報告）需給調整市場における上限価格の設定について⚫ 第89回会合（2023年９月）において、需給調整市場における上限価格の設定について、上限価格の水準は、不確実性がある週間取引で無理に調達せず、リスクを減らした価格で取引する指標として用いられるものとして、一般送配電事業者の提示案について差し支えないと考える旨提示したところ。
⚫ その際に、安定供給等の観点が関係することから、必要に応じて資源エネルギー庁において議論されるべきと考える旨をお示しした。
⚫ その後、資源エネルギー庁第66回電力・ガス基本政策小委員会において、安定供給及び市場調達の機会を徒に損なわない観点から検討がなされ、できる限り市場を通じて必要な調整力を確保する観点からは、多少調達コストが上昇しても、確実に必要量を確保することが重要であることから、以下のとおり商品毎に上限価格を設定する整理となった。
⚫ なお、上限価格については、需給調整市場取引規程（※）にて運用の詳細が規程されることとなる。
（※）パブリックコメントを経て改定される。（同規程パブリックコメント提示案の一例：上限価格を上回る札が約定した場合、上限価格で精算する。 ）●上限価格の水準（電力・ガス基本政策小委員会の整理）

電力・ガス基本政策小委員会の整理（参考）
一般送配電事業者提出案

複合・一次・二次①

二次②・三次①

前日取引の加重平均値＋３σ相当を基本とする（約50円/ ΔkW･h（※1））

前日取引の加重平均値＋１σ相当を基本とする（約20円/ ΔkW･h（※１））

（※2）

前日取引
（三次②等）

設定なし（※2）

前日取引の加重平均値＋１σ相当を基本とする（約20円/ΔkW･h）

設定なし（※１）資料は1時間単位の値を記載。需給調整市場システムに登録する単価は30分単位となる。
（※２）実際の取引状況を踏まえ、必要な調整力の確保と調整力コストの抑制の両立を図る観点から、上限価格の水準については、不断に見直すこととし、例として、一定期間（例えば３ヶ月）毎に上限価格の妥当性を確認するとされた。

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第66回電力・ガス基本政策小委員会資料４ （2023年10月）

第89回制度設計専門会合資料７（2023年9月）

第66回電力・ガス基本政策小委員会資料４ （2023年10月）

第89回制度設計専門会合資料７（2023年9月）

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