1（参考資料８）２０２２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

電力・ガス取引監視等委員会事務局

67

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8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9

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10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。

11

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、本年２月より、12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制度13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、2022 年14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。

15

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16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17

協力を得つつ、検討を進めていく。

18※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

19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202022 年度からに延期された。

212223

１．新たなインバランス料金の基本的考え方

24

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25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

26

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27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

28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29をタイムリーに公表することが重要。

30

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31映するよう、以下により算定する。

32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）

33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

134を引用する。（卸電力市場価格に基づく補正の仕組みも導入）35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36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37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38昇する仕組みを導入する。

3940

２．インバランス料金の算定方法の詳細

41（１）インバランス料金の算定方法

42以下のア）及びイ）の高い方をインバランス料金とする。
（ただし、太陽光等の出力43抑制が行われているコマの扱いは（４）のとおりとする。）

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）により補正。

46イ）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。

4849（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

50①広域運用された調整力の kWh 価格を引用

51

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52力によって対応されることから、広域運用調整力の限界的な kWh 価格1をインバラン53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ン54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。）

5556②各コマの限界的な kWh 価格の決定方法

57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58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 1559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６60つの限界的な kWh 価格が存在することとなる。）

61

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62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63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64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。
1

限界的な kWh 価格＝上げ調整においては最も高い kWh 価格、下げ調整においては最も低いkWh 価格

2

6530 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66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67格を加重平均することとする。

68
69③広域運用調整力への指令がゼロであった場合の扱い

70

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、

71

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

72格と、指令されなかった下げ調整の最も高い kWh 価格の平均を引用する。

73
74④エリア分断時の扱い

75
76

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2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。

7778（３）卸市場価格による補正

79

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80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

81

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

82との関係が逆転する場合においては、以下の補正を行う。

系統余剰のとき系統不⾜のとき

余剰インバランス料⾦

調整⼒kWh価格
⼜は卸市場価格Ｐ（低い⽅）

限界的な調整⼒
kWh価格

不⾜インバランス料⾦

限界的な調整⼒
kWh価格調整⼒kWh価格
⼜は卸市場価格Ｐ
（⾼い⽅）

83
84



85

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。

86



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。

87



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

88
89

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、広域運用調整力の指令量に基づいて判断する。

2 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。

3

90
91

（４）太陽光等の出力抑制のケースの扱い

92

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93

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。

94

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95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

96の算定に用いる調整力の限界的な kWh 価格＝０円/kWh とする。

97

なお、系統余剰／系統不足の判断は、広域運用調整力の指令量に基づいて判断する。

9899（５）需給ひっ迫時補正インバランス料金

100

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101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102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103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

104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105

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106いくことが適当である。

107

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108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109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110の価格を当該コマのインバランス料金とする。

111112113114

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、

4

115

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116報を発令する予備率（３％）を参考に３％とする。

117

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118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、

119

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％）

120を参考に 10％とする。

121

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、

122

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123

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’

124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125基準となる広域エリアでの予備率（８％）を参考に８％とする。

126

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127

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128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

129

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130600 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131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132高価格を参考に 200 円/kWh を適用する。

133

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134

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、

135

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。

136

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

137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、C138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

139

況などを確認した上で、必要に応じ、見直しを検討する。

140141142

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。

143
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

144
1455

146147
148149150
151

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。

152
153

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。

154

155
156
157

（６）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

158

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159

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

160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161られることがある。

162

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163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164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。

6165
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。

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/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。

166※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。

167※⼀般送配電事業者のインバランス対応に係る調整⼒の kWh コストについては、収⽀均衡を原則と168し、今後の収⽀状況を踏まえ、その管理⽅法等について検討を⾏う。

169
170

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171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172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、

173

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174（スポット市場、時間前市場）は閉じないこととする。

175
176

（７）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

177

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

178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

179

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

180

術的な理由によって時間がかかることがある。

181
182

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。

183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184

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

185

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

7

186

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。

187
状況
ブラックアウトが発⽣した場合インバランス料⾦の扱い
ブラックアウト発⽣当⽇︓

卸電⼒取引市場の扱い
卸電⼒取引市場を停⽌

⁻ ブラックアウト〜ネットワーク機 ブラックアウト発⽣直前のスポット能が復旧するまで市場価格（各 48 コマ）

⁻ ネットワーク機能の復旧には、 ブラックアウト発⽣翌⽇以降︓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）

188※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189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。

190
191
192

（８）沖縄エリアにおけるインバランス料金

193

沖縄エリアにおける上述（２）の算定においては、広域運用が導入されないことか194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195算定する。

196

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197とから、以下のように算定することとする。

198



199
200

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

201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202

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203用することとする。

204

なお、沖縄エリアでは、上述（３）の補正は行わない。また、上述（４）
、
（６）及

205

び（７）については、沖縄エリアにも同様のルールを適用する。需給ひっ迫時補正イ206

ンバランス料金については、基本的には上述（５）の考え方に基づき、今後、検討を207行う。

208

8

209

３．タイムリーな情報公表の詳細

210（１）情報公表の意義

211

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212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。

213① 需給バランス確保の円滑化を通じた安定供給の確保

214

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

215

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216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。

217② 電気の有効利用の促進・新たなビジネスモデルの育成

218

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219

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220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221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。

222③ 適正な競争の確保（情報格差の防止）

223

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

224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。

225④ インバランス精算の透明性の確保

226

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。

227
228

（２）公表されるべき情報の項目及びタイミング

229

系統の需給に関する情報

230
231

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。

232
233



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）

234
235



エリアの発電に関する情報

項目名

公表のタイミング

9

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）

236※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。

237
238



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）
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）

239
240

インバランス料金に関する情報

241

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242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

243とに資する。
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）10

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）

244
245

調整力に関する情報

246

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247

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248行うことが適正な競争の確保に資する。
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）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

249
250
251

（参考）これまでの審議経過252

平成 31 年 2 月 15 日

第 36 回制度設計専門会合

253

平成 31 年 4 月 25 日

第 37 回制度設計専門会合

254

令和元年 5 月 31 日

第 38 回制度設計専門会合

255

令和元年 6 月 25 日

第 39 回制度設計専門会合

256

令和元年 7 月 31 日

第 40 回制度設計専門会合

257

令和元年 9 月 13 日

第 41 回制度設計専門会合

258

令和元年 10 月 18 日

第 42 回制度設計専門会合

259

令和元年 11 月 15 日

第 43 回制度設計専門会合

260

令和元年 12 月 17 日

第 44 回制度設計専門会合

11