資料６－１

インバランス料金制度の見直しについて（補正インバランス料金のC及びDの値）
第85回 制度設計専門会合
事務局提出資料
令和５年５月22日（月）本日の議論⚫ インバランス料金制度に関し、前回の第84回会合（令和５年４月25日）において、2024年度以降の補正料金算定インデックスについて広域予備率を参照する旨を整理したところ。
⚫ その際、2023年度までの暫定的措置として200円/kWhとされている補正インバランス
料金カーブのＣ及びＤの値についても、今後検討を進めていくこととされた。
⚫ 本日は、Ｃ及びＤの値の考え方について議論いただきたい。
2023年4月
第84回制度設計専門会合
資料８1

補正インバランス料金カーブについて①⚫ 2022年度から開始されているインバランス料金制度は、需給調整市場の発足を踏まえて検討が行われ、第44回制度設計専門会合（2019年12月17日）において中間とりまとめ注１が行われた。
注１ その後、パブリックコメント手続きに付されたが修正なしとなった。

⚫ 中間とりまとめにおいては、需給ひっ迫時補正インバランス料金について、以下の整理がなされている。
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高価格を参考に 200 円/kWh を適用する。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変更を検討する。
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、C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況などを確認した上で、必要に応じ、見直しを検討する。

2

補正インバランス料金カーブについて②⚫ また、第44回制度設計専門会合（2019年12月17日）の中間とりまとめにおいては、需給ひっ迫時補正インバランス料金について、下記のような整理が行われている。
「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いくことが適当である。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、この価格を当該コマのインバランス料金とする。」⚫ 上記の理解の下、追加的に電源Ｉ’を確保する際のコストとして、電源Ｉ’のエリア別最高調達価格（の単純平均額）を算出し、それを参考に600円／kWhという数値を割り出したもの。
⚫ 他方で、電源Ｉ’の調達価格は近年下落傾向にあり、直近では324円／kWhまで下落している。
（第84回制度設計専門会合（2023年4月25日）資料６から抜粋）

3

追加供給力確保コスト⚫ 近年、需給対策の一つとして追加供給力公募（kW公募）が行われており、2022年冬季追加供給力公募の調達コストは、kWhあたり710円～850円程度となっている。
2022年度冬季追加供給力公募 概要
対象設備等：電源及びDR。 供給力は、供給計画に計上されていないものが対象。
提供期間：2023年1月4日～2月28日の土日祝日を除く9時～20時
運転継続時間： １日１回発動の場合は、原則、５時間以上／回 １日２回以上発動の場合は、原則、３時間以上／回
発動回数：１日１回発動の場合は、６回。 １日２回以上発動の場合は、12回。
運用方法：
・広域予備率8％未満を基本に発動指令を３時間前までに行う。
・発動指令に基づき、電源等は時間前市場等に応札（発動指令時以外の自主的な応札も可）。ただし、DRで市場入札が困難な場合は、小売電気事業者の供給力とし時間前市場等への供出等に用いることにより代替可能。
・市場に応札し未約定となった場合は、一般送配電事業者の調整力として活用される。

東日本最高落札価格： 30,696円/kW→ 1時間あたり価格（3時間×12回） ＝ 852.7円/kWh
西日本最高落札価格： 25,557円/kW→ 1時間あたり価格（3時間×12回） ＝ 709.9円/kWh※冬季追加供給力公募については、マストラン電源も応募しており、DRについては最高価格は10,000円であった。
4容量市場価格⚫ 2024年度以降の容量市場価格を踏まえると、2024年以降のkWの調達コストは、kWhあたり97.1円～392.7円程度となっている。
2024年度～2026年度の容量市場約定価格
2024年度
全エリア：14,137円/kW（392.7円/kWh）

2025年度北海道 ：5,242 円/kW (145.6円/kWh)
北海道・九州エリア以外 ：3,495 円/kW (97.1円/kWh)九州エリア ：5,242 円/kW (145.6円/kWh)
2026年度北海道 ：8,749 円/kW (243.0円/kWh)
東北 ：5,833 円/kW （162.0円/kWh）
東京 ：5,834 円/kW （162.1円/kWh）
中部/北陸/関西/中国/四国 ：5,832 円/kW (162.0円/kWh)
九州 ：8,748 円/kW (243.0円/kWh)
括弧内は発動指令電源のリクワイアメント（年間発動回数12回、発動後継続時間3時間）から算出した一時間あたりの価格
5海外における補正インバランス料金の上限価格⚫ 海外における補正インバランス料金の上限価格は、数百円～1000円と過去に紹介されている。
2019年11月
第43回制度設計専門会合
資料56

補正インバランス料金カーブに係る考慮事項（小売電気事業者負担）⚫ 2019年の議論においては、高い水準のインバランス料金を設定した場合に、小売電気事業者の収支に与える影響を懸念する旨の指摘があった。

（出所 2019年11月第43回制度設計専門会合 資料５）

7

電源Ⅰ’のkWh価格について⚫ 2022年度の電源Ｉ’の調達結果から、確保済みの電源Ⅰ’の上限kW価格の各エリア最高価格の全国平均は92円/kWhと前年度から大幅に上昇。
⚫ 他方で、当該価格設定については、「燃料価格高騰の予測が困難であったため単価上限値（200円/kWh）を指標とした」との回答を行ったエリアも存在しており、必ずしも稼働に要するコスト（電気の価値）が反映されているとは言い難い。
⚫ 全体として、kWh価格が高価な一部電源と、DRとの間にはkWh価格において大きな乖離が存在している。
（第84回制度設計専門会合（2023年4月25日）資料６から抜粋）

8

広域予備率とJEPX前日スポット価格の関係⚫ 2022年度における広域予備率とJEPXの前日スポット価格との関係は下図のとおりであり、広域予備率8～10%の際の前日スポット価格は40円～120円/kWh程度であった。（北海道、東京エリア除く。）

北海道エリア250
200
150
100500024

東北エリア

250

6810

エリアプライス（円/kWh）

エリアプライス（円/kWh）⚫ 北海道では広域予備率8～10%のとき、6～80円/kWh、東京では23～200円/kWhであった。

20015010050002

広域予備率（%）

エリアプライス（円/kWh）

エリアプライス（円/kWh）

200
150
100
50002468106810

中部エリア

東京エリア

250

4

広域予備率（%）

6

広域予備率（%）

810

250

200
150
100
500024

広域予備率（%）

9関西エリア
250250

エリアプライス（円/kWh）

エリアプライス（円/kWh）

北陸エリア

200
150
10050002468200150
1005000102

広域予備率（%）

10050046810

広域予備率（%）

10810200150
1005000246

広域予備率（%）

九州エリア

250

エリアプライス（円/kWh）

エリアプライス（円/kWh）

エリアプライス（円/kWh）

15028

四国エリア

250

20006

広域予備率（%）

中国エリア

250

4

200
150
1005000246

広域予備率（%）

81010

（参考）広域予備率と調整力の限界的kWh価格との関係⚫ 2022年度における広域予備率と通常の調整力（緊急自家発等の追加供給力対策のコストではないもの）の限界的なkWh価格との関係は以下のとおり。
⚫ 現行の補正インバランス料金カーブにおいては、調整力の限界的kWh価格が当該カーブよりも低い場合には、インバランス料金は赤線に補正されることになる。
北海道エリア200
150
100500024

東北エリア

250

6810

限界的kWh価格（円/kWh）

限界的kWh価格（円/kWh）

250

200
150
100
50002

広域予備率（%）

10050046

広域予備率（%）

810

限界的kWh価格（円/kWh）

限界的kWh 価格（円/kWh）

1502810810

250

20006

中部エリア

東京エリア

250

4

広域予備率（%）

200
150
100
5000246

広域予備率（%）

11北陸エリア

関西エリア

250

200

150
100
5000246810

限界的kWh価格（円/kWh）

限界的kWh価格（円/kWh）

250

200
150
100
50002

広域予備率（%）

中国エリア

200
150
100
50002

46810810

広域予備率（%）

68106810

四国エリア

250

限界的ｋWh価格（円/kWh）

限界的kWh 価格（円/kWh）250

4

広域予備率（%）

200150100500024

広域予備率（%）

九州エリア
限界的ｋWh 価格（円/kWh）250
2001501005000246

広域予備率（%）

12Cの値がスポット市場に与える影響について⚫ JEPXにおいては、一定量の買入札が200円/kWh前後で入札されており、インバランス料金カーブ（Cの値）が入札行動に影響を与えている可能性がある。

⚫ 市場において売入札量が不足した場合、Cの値で約定する可能性もある。
2022年8月3日16時～16時30分
北海道、東北、東京エリアの入札カーブ

2023年5月3日16時～16時30分
北海道、東北、東京エリアの入札カーブ（出所：一般社団法人 日本卸電力取引所（JEPX）のウェブサイトから転載）（出所：一般社団法人 日本卸電力取引所（JEPX）のウェブサイトから転載）

2022年度の広域予備率とJEPXスポット価格との関係（東京エリア）
（再掲）
東京エリア
エリアプライス（円/kWh）250
2001501005000246

広域予備率（%）

81013

Cの値についての論点⚫ 2024年度以降、C値については600円/kWhとすることを原則としていたところ、200円/kWhとする暫定措置を終了させてよいか、慎重な検討が必要。
考えられる論点と考え方• 社会的な追加供給力確保コストとの関係→ DR等の調達価格（電源Ⅰ’ ）は、以前の600円/kWhの水準から、直近では324円／kWhまで下落している
ところである一方で、2022年度冬季kW公募に要する費用（710円/kWh～850円/kWh）、諸外国における補正インバランス料金価格などを勘案すると、600円/kWhという水準は、必ずしも非合理とは言えない。
• 短期的な需給一致のインセンティブとの関係→ C値については、需要低減や出力増加などの短期的な需給一致のインセンティブとも関係しうるところであり、追加供給力等の調達価格以外にも考慮要素があるのではないか。
• スポット市場の入札行動に与える影響との関係→ C値を引き上げた場合、売り入札量が不足するコマにおいて、スポット市場約定価格がC値に張り付く可能性がある。
• インバランス料金の負担水準との関係→ 需給ひっ迫時に不足インバランスを出した電気事業者に大きな影響を及ぼすことになる。

14

Dの値についての論点⚫ 電源Ｉ’の調達価格（上限kWh価格の各エリア最高価格の全国平均）を踏まえ、D値の引き上げ（45円/kWh→92円/kWh）の2024年度からの引き上げも論点となる。
考えられる論点と考え方• 指標価格の妥当性→ 指標価格（上限kWh価格の各エリア最高価格の全国平均）は、2018年度～2022年度は、33円/kWh～45円/kWhで推移。2023年度の92円/kWhは、一時的な価格上昇の可能性あり。（一部の事業者は、補正インバランス料金の最高価格（200円/kWh）を参考にしたと回答しており、必ずしも電源の電気の価値を反映しているとは言い難い。）• 補正インバランス料金カーブとの関係→ 電源I‘は、広域予備率８～10％の段階で活用されると考えられるところ、電源Ｉ’のkWh価格の大宗は45円/kWh以下である。（また、広域予備率の低下にともなって補正インバランス料金は上昇することに加え、電源Ⅰ´が発動した場合は、そのkWh価格を通常のインバランス料金カーブに算入するため、電源Ｉ’の発動に伴うコスト割れも考えにくい。）➢ 2024年度のD値は45円/kWhで据え置くこととし、今後、電源Ⅰ´に相当する発動指令電源（あるいはDR）のkWh価格の動向を踏まえて、2025年度以降のD値の見直しを行うこととしてはどうか。

15

【参考】電源Ⅰ´のkWh価格について⚫ 電源Ⅰ´が発動した場合は、そのkWh価格を通常のインバランス料金カーブに算入することとしている。
2019年11月
第43回制度設計専門会合
資料5 を一部改変

16

C値についての論点②⚫ 前述のとおり、C値については、2019年の中間とりまとめにおいて、「原則として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高価格を参考に 200 円/kWh を適用する。」とした上で、「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変更を検討する。 」としていたところである。

⚫ 今回、2022年度の広域予備率とスポット価格の関係を確認する中で、Ｃ値がスポット市場の約定価格に一定の影響を与えていると考えられる事例が見受けられた。

⚫ また、2022年度においては、広域予備率が3%を割り込んだ事例は限定的な場面であった。
⚫ こうした中で、将来的に600円/kWhに引き上げるという方向性は堅持した上で、①2024年度において暫定的な措置を終了するのではなく、Ｃ値を200円/kWhとすることも一案である。
⚫ なお、他の案として、②Ｃ値を300円/kWhに引き上げる案や、③補正料金算定インデックス3%以下の料金カーブを引き上げる案も考えられるが、これらについては慎重な検討が必要ではないか。
300円/kWh①C値を見直さない②C値を300円/kWhに引き上げ

300円/kWh③1%時点のC値を300円/kWhに引き上げつつ、３％～８％は従来のカーブを継承

200円
/kWh

200円/kWh

４５円/kWh

４５円/kWh

４５円
/kWh
8%
3%
補正料金算定インデックス

10%8%
3%
補正料金算定インデックス

10%

1%

8%
3%
補正料金算定インデックス

10%

17

沖縄エリアの補正インバランス料金の価格設定について⚫ 沖縄エリアの補正インバランス料金についても、沖縄以外の補正インバランス料金と同様の考え方により、C値を200円/kWh、D値45円/kWhと設定している。
⚫ 2024年度の補正インバランス料金について、沖縄以外の補正インバランス料金と同様の考え方により、C値を設定することとしてはどうか。

18

沖縄エリアの補正インバランス料金の価格設定について

2019年12月 第44回制度設計
専門会合 資料3-1 一部改変

⚫ 「１．需給ひっ迫時におけるインバランス料金について」における、沖縄エリアを除く、補正インバラン
ス料金の価格設定についての事務局からの提案をまとめると、以下のとおり。

• C：新たにDRを追加的に確保するコスト＝200円/kWh（暫定的な措置）• D：確保済みの電源Ⅰ’のコスト＝45円/kWh⚫ 沖縄エリアについても、上記の考え方に基づき、補正インバランス料金を設定することとしてはどうか。
⚫ 特に、沖縄エリアについては、卸電力取引市場がなく、小売事業者の調達手段が限られている（特に当日断面での需給調整手段は存在しない）ことも踏まえ、補正インバランス料金の設定について一定の配慮が必要と考えられるか。

需給ひっ迫時の補正インバランス料金

C

いずれか高い方を採用
インバランス料金

200円/kWh（暫定的な措置）

通常インバランス料金（調整力の限界的kWh価格）

D
45円
/kWh

補正料金算定インデックス19今後の進め方について⚫ 今回いただいた委員及びオブザーバーの意見を踏まえて、次回以降、さらに検討を深めることとしたい。

20