資料５

2023年度からの新たな託送料金制度（レベニューキャップ制度）における調整力
費用の算定方法等について
第７１回 制度設計専門会合
事務局提出資料
令和４年３月２４日（木）本日の議論⚫ 2021年度から需給調整市場が開設され、ゲートクローズ前の再エネ予測外れに対応するための調整力である三次調整力②の取引が開始された。三次調整力②の調達原資であるFIT交付金見込額は当初約170億円としていたが、実際に取引が開始されると、その確保費用見込額は約1,100億円となることが判明した。
⚫ 必要な調整力を市場を通じて透明性をもって、より効率的に調達するために需給調整市場が開設されたが、調整力の確保には相応の費用がかかることが明らかとなった。今後、順次開始される一次調整力から三次調整力①の確保費用についても、相当な費用となることが不可避であり、費用低減のためのあらゆる方策が必要とされる。
⚫ 一次調整力から三次調整力①の調達原資は託送料金であり、現在、託送料金制度
は2023年度からの新制度（レベニューキャップ制度）の運用開始に向けて、一般送配電事業者からの申請、審査に向けた準備を行っているところ。調整力費用の審査・査定
方法についても、今後、料金制度専門会合において議論が進められる予定。

⚫ 今回は、料金制度専門会合での議論に先立ち、これまで調整力に関する様々な論点について議論を行ってきた制度設計専門会合からの意見等を伝えるべく、レベニュー
キャップ制度における、2023年度から2027年度までの第一規制期間における調整力
費用の算定方法と費用低減の方策について検討を行ったので、その内容について御議論いただきたい。
2

１．レベニューキャップ制度の全体像

3

託送料金制度（レベニューキャップ制度）中間取りまとめ詳細参考資料

4託送料金制度（レベニューキャップ制度）中間取りまとめ詳細参考資料

5

（参考）制御不能費用には分類しない費用（事後検証を行う費用）

託送料金制度（レベニュー
キャップ制度）中間取りまとめ
詳細参考資料⚫ 以下の費用については、外生的な要因に影響を受ける一方で、一定の効率化を求める点も考えられることから、制御不能費用には分類せず、事後的に確認、検証を行った上で、必要な調整を行う。
費用（大項目）費用（小項目）

特に留意、確認すべき事項✓

増強費用の金額については、国による査定に加え、工事主体の事業者に対し、その他の事業者が事前に効率化を求めていくべきという観点から、事後的に確認が必要。

事業者間精算費✓

各事業者が他社の託送原価に対し、事前に効率化を求めていくべきという観点から、事後的に確認が必要。

補償費✓

当事者同士の交渉を踏まえて、補償金額が過大となっていないか、
適切な交渉が実施されているか、事後的に確認が必要。

✓

災害の規模や頻度が事前に予期できないことや、迅速な対応を優先する観点から、費用が上昇する可能性が高い。一方で、災害時においても何らかの効率化を求める観点からは、過去の災害時における復旧費用との比較等を通じて、事後的に復旧費用の妥当性を検証することが必要。

✓

我が国においては、今後順次、広域調達や需給調整市場での調達に移行していく中で、市場の広域化、成熟を通じてマーケット価格については、低減の余地があると考えられることから、事後的にその状況を確認することが必要。

託送料

地域間連系設備の増強等に係る費用（9社負担分）

災害復旧費用

調整力費用

調整力固定費（～2023年度）
及び調整力可変費
需給調整市場における1次～3次調整力①の調達費用

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２．調整力費用（一次～三次①）
の算定方法

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2021年度以降の調整力の調達・運用について⚫ 2021年度以降、需給調整市場の開始により、これまで一般送配電事業者が自エリアを対象とした公募で年間単位で調達していた調整力（電源Ⅰ）は、一次調整力から三次調整力①までに商品が細分化され、全国大の市場調達により週間単位で効率的に調達が行われることとなる。
ゲートクローズ（GC）（実需給一時間前）
需給一致の
役割分担

発電・小売BGがGCまでの需給一致の計画を策定※

一般送配電事業者が、GC以降の需要予測誤差、再エネ予測誤差、時間内変動等を調整※FITインバランスはFIT事業者に代わり、一般送配電事業者がGCまでのFIT再エネ予測誤差を三次調整力②を調達して調整。

2021年度

三次②

2022年度

三次②

電源Ⅰ

電源Ⅱ

（各エリアにて公募により年間単位で調達）

電源Ⅰ（小売電源等のGC後の余力を活用。
稼働に応じたコストのみを精算）

三次①

電源Ⅱ

（市場を通じて週間
単位で広域調達）

2023年度

三次②

2024年度

三次②

電源Ⅰ

一次

二次①

二次②

（市場を通じて週間単位で広域調達）

費用負担

FIT賦課金

時間

三次①

三次①

※調達した調整力の稼働コストは、インバランス料金を元に精算。

※電源Ⅰの確保後に三次①の調達量を決定しているため、確保量が純増。
2023年度以降の扱いは未定。

電源Ⅱ

レベニューキャップ制度
第一規制期間開始

余力活用電源

容量市場の運用開始（容量市場のリクワイアメントで余力を活用。稼働に応じたコストのみを精算）

託送料金

三次①の取引開始。

インバランス料金

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（参考）需給調整市場における商品の概要

電力広域的運営推進機関
2021年6月 第24回需給調整市場検討小委員会 資料29

一次調整力～三次調整力①の調整力費用の全体像⚫ 需給調整市場では、買い手である一般送配電事業者は買い入札価格を提示せず、必要量のみを示し、原則、売り入札価格の安い順から必要量分だけ約定させる。また、約定方式はマルチプライス方式を採用しており、約定した調整力は、入札価格で精算が行われる。
⚫ 各商品（一次～三次②）の必要量は、電力広域的運営推進機関（以下「広域機関」という。）の委員会において、必要量の算出方法に係る詳細検討が行われている。
⚫ また、入札価格（調達単価）は、制度設計専門会合において、大きな市場支配力を有する蓋然性の高い事業者に対して、上限価格を設定し、この価格以下での入札を要請している。※
一次調整力～三次調整力①の調整力費用
調整力費用 ＝ 必要量 × 調達単価
制度設計専門会合で入札価格の考え方を整理
広域機関の委員会で必要量の算出方法を整理※要請対象外の事業者においても、この上限価格を遵守している限りにおいては、確実に、電気事業法による業務改善命令等の対象とはならない、
すなわち、セーフハーバーであることを示している。

10

２－１．調整力費用（一次～三次①）の算定方法（必要量）

11

論点：一次～三次①調整力費用の算定方法（必要量）⚫ 需給調整市場の各商品の必要量については、広域機関の委員会において、必要量の算定方法に係る詳細検討が既に進んでいる。
⚫ 例えば、各商品の必要量は、同時にその必要量の最大値が発生するわけではないこと（調整力
稼働の不等時性）から、単一の電源等で複数商品への入札が可能な場合には、これを許容することとし、各商品の必要量の合計を低減させる工夫を行っている。
⚫ このような最適化手法を、落札評価プロセスにおいて複合約定ロジックとして組み入れることにより、必要量の最小化を図ることとしている。
⚫ 以上を踏まえ、一次調整力から三次調整力①までの必要量については、広域機関の複合約定ロジックの考え方に基づき見積もることとしてはどうか。
電力広域的運営推進機関
2021年3月 第22回需給調整市場検討小委員会
資料2

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（参考）一次～三次①の複合約定ロジックによる必要量算定式⚫ 広域機関の委員会で整理された複合約定ロジックの考え方による一次～三次①の必要量算定式は以下のとおり。
➢ 複合約定時の必要量 ＝｛残余需要元データ ー（BG計画 ー GC時点の再エネ予測値）｝の３σ＋ 単機最大ユニット⚫ 一次～三次①は、GC以降の需要予測誤差、再エネ予測誤差、時間内変動等に対応するための調整力であるため、三次②で対応するGC前の再エネ予測誤差については、必要量には含まれない。
電力広域的運営推進機関
2019年11月 第14回需給調整市場検討小委員会
資料2

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（参考）複合約定ロジックによる調整力必要量の低減効果について⚫ 広域機関において、2020年度の実績を基に、一次～三次①の商品ごとの必要量と複合約定ロジックの考え方に基づく必要量とを試算したところ、複合約定ロジックの導入により調整力必要量を４割程度低減できることが確認されている。
電力広域的運営推進機関
2021年9月 第25回需給調整市場検討小委員会
資料3

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（参考）電源Ⅰ必要量との比較評価について⚫ スライド８のとおり、調整力の調達は、これまで公募で調達していた電源Ⅰが、一次～三次①に細分化され、需給調整市場を通じて調達が行われる。
⚫ 2021年度向けの電源Ⅰの必要量と複合約定ロジックによる一次～三次①の必要量を比較したところ、両者の必要量はほぼ同等レベルであることが確認されている。
電力広域的運営推進機関
2021年9月 第25回需給調整市場検討小委員会
資料3

15

一次～三次①の必要量の更なる低減⚫ これまで電源Ⅰの必要量は、エリアによってはH3需要の７％を超過する量が算定されることもあったが、年間を通じて一般送配電事業者が電源を専有することに対する小売事業者の供給力確保の影響への考慮や、必要量に対する不足分は電源Ⅱを適切に活用することで対応できると考えられていたことから、電源Ⅰの調達量はH3需要の７％としていた。
⚫ 2024年度以降は、電源Ⅱが廃止となり、必要な調整力は需給調整市場を通じて、確保することとされていることから、一次～三次①の調達量は時間帯によっては電源Ⅰの調達量よりも増加することが見込まれる※。
※電源Ⅰの必要量は、残余需要（需要から太陽光と風力の出力を控除した量）が残余需要ピークの95%以上となる時間帯のコマ（主に夕方の太陽光の出力が低下する時間帯に多い）を対象に算定している。他方で、一次～三次①の必要量は、１日を３時間ごとに区切った時間帯（ブロック）ごとにそれぞれ算出しているため、日中の太陽光の出力予測誤差の大きい時間帯では、電源Ⅰの必要量よりも大きくなる場合がある。

電力広域的運営推進機関
2021年9月 第25回需給調整市場検討小委員会
資料3

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一次～三次①の必要量の更なる低減（続き）⚫ 他方で、2022年度から始まる新インバランス料金制度が価格シグナルとして適切に機能することで、BGに対し需要計画等の精緻化など需給調整の円滑化に向けた適切な行動を促すことにつながり、調整力の必要量の低減が期待される。
⚫ このため、需給調整市場における調整力の調達費用については、約定価格だけでなく、実際の調達量についても、事後的にその状況を確認すべきではないか。

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２－２．調整力費用（一次～三次①）の算定方法（調達単価）18一次～三次①調整力費用の算定方法（調達単価）⚫ 需給調整市場の入札価格（調達単価）の考え方については、市場の適正な取引を確保するため、制度設計専門会合において、2019年12月から2020年12月にかけて、相当な議論を積み重ね、整理を行い現在の運用に至っている。
⚫ したがって、一次調整力から三次調整力①までの調達単価については、制度設計専門
会合で整理された入札価格の考え方に基づき算定することが妥当と考えられる。
⚫ 次頁以降、逸失利益（機会費用）や固定費回収のための合理的な額の見積もり方
法について検討を行った。
需給調整市場ガイドライン（抜粋）２．調整力ΔkW市場（１）ΔkW電源
ΔkW価格≦当該電源等の逸失利益（機会費用）＋一定額
ここで、一定額＝当該電源等の固定費回収のための合理的な額（当年度分の固定費回収が済んだ電源等については、一定額＝限界費用×一定割合）（２）電源Ⅰ
2021年度以降も、エリアごとに調達される電源Ⅰ公募の仕組みは継続することとされており、各エリアともそのエリアの旧一電（発電・小売）以外の参加者は限定的と考えられることから、2021年度以降の電源Ⅰ公募においても、旧一電各社に対し、これまでと同様、「固定費＋事業報酬相当額」を基準として各電源等の入札価格を設定する。
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ΔkW価格における逸失利益（機会費用）の考え方⚫ 需給調整市場ガイドラインでは、逸失利益（機会費用）を以下のとおり整理している。

⚫ 一次～三次①は、実需給の前週に取引が行われるため、ここでの卸電力市場価格（予想）はスポット市場価格（予想）を指すこととなるが、スポット市場価格（予想）より高価な電源は、ΔkW価格に起動費等の機会費用を計上し、スポット市場価格（予想）より安価な電源は、ΔkW価格にスポット市場価格（予想）と限界費用との差額の逸失利益を計上する。
需給調整市場ガイドライン（抜粋）（逸失利益（機会費用）の考え方）(ア)卸電力市場価格（予想）よりも限界費用が高い電源を追加的に起動並列しΔkWを確保する場合
この場合、当初の計画では起動しなかった電源であるため、その起動費や最低出力までの発電量について、卸電力市場価格（予想）と限界費用との差額の機会費用が発生。
(イ)卸電力市場価格（予想）よりも限界費用が安く、定格出力で卸電力市場に供出する計画だった電源の出力を下げてΔkWを確保する
場合
この場合、ΔkWで落札された分は卸電力市場で応札できなくなるため、その分の発電可能量（kWh）について、卸電力市場価格（予想）と限界費用との差額の逸失利益が発生。
【図表４】調整力ΔkW市場に供出する電源のΔkW確保の考え方

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ΔkW価格への逸失利益の計上方法⚫ ΔkW価格に計上する逸失利益は、発電事業者の週間計画時点での電源の発電余力を需給調整市場（一次～三次①）に供出した場合の、ΔkW供出量分のスポット市場価格（予想）と限界費用との差額となる。
⚫ この考え方を踏まえると、各コマのBG計画における各電源の発電量と発電実績との差分は、上げ調整力として運用された部分であるため、当該差分はΔkWとして確保され運用されたものと考えられるのではないか※。
–

時間内変動に対応する調整力は、細かく上げ調整と下げ調整を繰り返しkWhが発生しないため、上記の考え方で全ての調整力がカバーできるわけではない点に留意が必要。

⚫ したがって、ΔkW価格への逸失利益の計上は、上げ調整力として運用された電源ごとの限界費用とスポット市場市場価格（実績）を考慮して、試算することとしてはどうか。
※当該差分には、三次②運用分も含まれることから、三次②発動量を算出し発電実績から控除する。

ΔkW価格への逸失利益の計上方法＜BG計画＞＜発電実績＞

フル出力＜発電実績－BG計画＞

フル出力

フル出力
限界費用がス
ポット市場価格より高いため、逸失利益は考慮しない。

逸失利益＝11円－10円
＝１円
三次②
約定分

リソース

9円 10円 12円 13円
A
B
C
D

三次②
発動分

リソース

9円 10円 12円 13円
A
B
C
D

リソース

9円 10円 12円 13円
A
BC
D
11円←スポット市場実績価格

21電源Ⅰ・Ⅱ契約における起動費の精算方法⚫ 電源Ⅰ・Ⅱ契約では、発電事業者は起動費を事前に登録し、一般送配電事業者から起動指令が行われると、登録された起動費に基づき精算が行われる。
⚫ このとき、BG計画において予め電源の起動が予定されている場合は、一般送配電事業者からの指令タイミングにより、いくつかの精算パターンが発生する。
BG計画において予め電源の起動が予定されている場合の起動費の精算パターン
パターン

精算方法

①BG計画上、稼働計画はないが、一般送配電事業者からの指令により起動する場合

一般送配電事業者から発電事業者に対し、登録された起動費が支払われる。

②BG計画上の起動時刻から変更を求めない場合

発電事業者は予定通り電源を起動するため、一般送配電事業者との間で精算は発生しない。

③一般送配電事業者からの指令により、BG計画より起動時刻を前倒しする場合（下図①）

前回解列からの時間が短くなるため、BG計画よりも起動費が少額となる（hot→very hot）ため、起動費の差額（100万円）を発電事業者から一般送
配電事業者に支払う。

④一般送配電事業者からの指令により、BG計画より起動時刻を後倒しする場合（下図②）

前回解列からの時間が長くなるため、BG計画よりも起動費が高額となる（hot→cold）ため、起動費の差額（200万円）を一般送配電事業者から発電事業者に支払う。

起動時の状態

起動費（例）

２時間以内（very hot）

200万円

８時間以内（hot）

300万円

５６時間以内（cold）

500万円

前倒し

解列

TSO指令に
よる起動①

BG計画上
起動

（ベリーホット） （ホット）

後倒し

TSO指令による起動②（コールド）

時刻22

ΔkW価格への起動費等の機会費用の計上方法⚫ 需給調整市場に応札する場合、現状の電源Ⅰ・Ⅱの運用を基に考えると、以下のパターンに応じて、それぞれ起動費等の機会費用をΔkW価格に計上するものと考えられる。
⚫ したがって、ΔkW価格への起動費等の機会費用の計上は、電源Ⅰ・Ⅱの運用実績を
以下のパターンに当てはめて、試算することとしてはどうか。
ΔkW価格への起動費等の機会費用の計上方法
パターン

精算方法

①BG計画上、稼働計画がないが、需給調整市場に応札するために起動する場合

起動費や最低出力までの発電量について、スポット市場価格（予想）と限界費用との差額の機会費用をΔkW価格に計上する。

②BG計画上の起動時刻から変更しない場合

発電事業者は予定通り電源を起動するため、ΔkW価格に起動費等は計上しない。

③BG計画上、起動する電源で需給調整市場に応札するため、BG計画より起動時刻を前倒しする場合（下図）前回解列からの時間が短くなるため、BG計画よりも起動費が少額となる（hot→very hot）ため、起動費の差額（100万円）と最低出力までの発電量について、スポット市場価格（予想）と限界費用との差額の機会費用をΔkW価格に計上する。

※前頁のパターン④のようにBG計画より起動時刻を後倒しするということは、需給調整市場に調整力を応札する場合において発生し得ない。
起動時の状態

起動費（例）

２時間以内（very hot）

200万円

８時間以内（hot）

300万円

５６時間以内（cold）

500万円

23

ΔkW価格への逸失利益（機会費用）の計上方法のまとめ⚫ 一次～三次①の調整力費用のうち、ΔkW価格への逸失利益（機会費用）の計上については、過去の各コマのBG計画における各電源の発電量と発電実績、起動費の精算実績、電源ごとの限界費用とスポット市場市場価格（実績）のデータを基に、以下のようにΔkW価格に計上する逸失利益（機会費用）を試算することとしてはどうか。
ΔkW価格への逸失利益（機会費用）の計上方法①一般送配電事業者が起動指令を行った電源
起動費や最低出力までの発電量について、スポット市場価格（実績）と限界費用との差額を算出し、当該電源のΔkW供出量（＝実績発電量※－BG計画における発電量）で除す。※三次②発動量は控除する。
②一般送配電事業者が上げ調整指令を行った電源スポット市場価格（実績）が限界費用よりも高い場合、これらの差額を算出し、当該電源のΔkW供出量で除す。
スポット市場価格（実績）が限界費用よりも安い場合、逸失利益はゼロとする
上記①、②により算出した価格を電源ごとに加重平均し、ΔkW価格に計上する。
ΔkW供出量

フル出力
逸失利益＝11円－10円＝１円
限界費用がス
ポット市場価格より高いため、逸失利益は考慮しない。

リソース【各リソースの逸失利益（機会費用）の例】
・リソースB：逸失利益÷発電量実績 ＝（スポット市場実績価格ー限界費用）÷ ΔkW供出量
三次②発動分

・リソースC：逸失利益÷（ ΔkW供出量ー三次②発動量））＝０
・リソースD：機会費用÷ ΔkW供出量 ＝（起動費＋最低出力までの費用）÷ ΔkW供出量

9円 10円 12円 13円
A
B
C
D

機会費用
＝起動費＋(限界費用13円－市場価格11円)×最低出力までの発電量

11円
スポット市場実績価格

24

ΔkW価格における固定費回収のための合理的な額の考え方⚫ 需給調整市場ガイドラインでは、固定費回収のための合理的な額の考え方を以下のとおり整理している。
需給調整市場ガイドライン（抜粋）②「固定費回収のための合理的な額」について
固定費回収のための合理的な額の考え方は、調整力kWh市場と同様に、以下のとおり、当該電源等の当年度分の固定費から他市場で得られる収益（需給調整市場での既回収分も含む）を差し引いた分とする。

固定費回収のための合理的な額(円/ΔkW)＝｛①電源等の固定費(円/kW・年)－②他市場で得られる収益(円/kW・年) ｝÷③想定年間約定ブロック数)
想定年間約定ブロック数＝想定年間予約時間÷３時間
また、予約電源が、調整力kWh市場において、kWh価格を市場価格で登録することにより、「市場価格－限界費用」分の収益が発生した場合は、当該収益についても当年度分の固定費の既回収分とする。
【図表５】需給調整市場における電源等の固定費回収額の合理的な考え方

25

固定費の計上対象とする調整力の範囲について⚫ これまで電源Ⅰの必要量は、エリアによってはH3需要の７％を超過する量が算定されることもあったが、必要量に対する不足分は電源Ⅱを適切に活用することで対応できると考えられていたことから、電源Ⅰの調達量はH3需要の７％としていた。
⚫ 2024年度以降は、電源Ⅱが廃止となり、必要な調整力は需給調整市場を通じて、確保することとされていることから、一次～三次①の調達量は時間帯によっては電源Ⅰの調達量よりも増加することが見込まれる。

⚫ したがって、固定費回収のための合理的な額を見積もるに当たっては、電源Ⅰ分に加えて電源Ⅱ分の固定費も考慮する必要があるのではないか。
⚫ また、その考慮すべき範囲については、前々頁までの方法で算出した逸失利益と起動費等から、各電源の仮のΔkW価格のメリットオーダーを作成し、一次～三次①の複合約定ロジックの考え方に基づく必要量分までとすることでどうか。
固定費の計上対象とする調整力の範囲
ΔkW価格

複合約定ロジックによる
一次～三次①の必要量

ここまでの電源を固定費の計上対象とする。

逸失利益は、「スポット市場価格（実績）－限界費用」から算出。
起動費、最低出力までの発電コストは、2021年度の電源Ⅰ・Ⅱの運用実績から算出。
これらをΔkW価格として、メリットオーダーに
並べる。

ΔkW
各電源のΔkW供出可能量

26

電源等の固定費の算定方法⚫ 固定費の計上対象とする調整力の範囲を確定した後は、これらの固定費をどのように試算するかが次の論点となる。
⚫ 電源Ⅰについては、これまでの調整力公募においてkW価格（固定費）の精算が行われていることから、約定実績のデータを引用することが可能。
⚫ 他方、電源Ⅱについては、kW価格の精算は行われず、稼働実績に応じたkWh価格の精算しか行われないため、固定費をどのように試算するか整理が必要。
⚫ 現在、公表データの中で引用可能なものとして、資源エネルギー庁の発電コスト検証
WG（発電コストレビューシート）のデータがあるため、これを基に電源Ⅱについては固定費を試算することとしてはどうか。
ΔkW価格への固定費回収のための合理的な額の計上方法
電源等の固定費は、
電源Ⅰについては、調整力
公募の約定実績、
電源Ⅱについては、発電コ
スト検証WGのデータを引
用する。

資本費
（減価償却費、固定資産税、水利使用料
等）

未回収分

運転維持費

調整力ΔkW市場にて回収（人件費、修繕費、一般管理費等）

その他諸経費

固定費の内訳

他市場で得た収益

固定費の回収27

他市場で得られる収益の算定方法⚫ ΔkW価格に計上する固定費回収のための合理的な額では、電源等の当年度分の固定費から他市場で得られる収益（需給調整市場での既回収分も含む）を差し引くことが求められている。
⚫ 他市場で得られる収益については、電源Ⅰ（2023年度のみ）、容量市場（2024年度以降）、ブラックスタート機能公募、スポット市場等が考えられる。
⚫ 電源Ⅰ（2023年度のみ）、容量市場（2024年度以降）※、ブラックスタート機能公募については、約定実績のデータを引用することが可能。※容量市場の2026年度、2027年度分については、次頁参照。
⚫ 他方、スポット市場等からのkWh収益については、個々の電源等のkWh収益を把握できないため、どのように試算するか整理が必要。
⚫ スポット市場等で約定した電源等の発電量は、BG計画に反映されることを踏まえると、電源等の定格出力とBG計画値からBG計画分の稼働率が算出できるため、これを固定費回収率と仮定し、他市場で得られる収益に加味することとしてはどうか。
他市場で得られる収益の算定方法
未回収固定費100

固定費単価(円/kW)

80 未稼働率

（80%）

調整力
BG計画

20 稼働率

(20%)

他市場収益
（電源Ⅰ及び容量市場等）

稼働分は収益があるものと仮定（kWh収益）28

他市場で得られる収益の算定方法（容量市場の約定価格想定値）⚫ 他市場で得られる収益のうち、容量市場から得られる収益（容量市場の約定価格）については、2024年度が14,137円/kW、2025年度が3,495円/kW（北海道、九州は5,242円/kW）であるため、これを引用することが可能※。

⚫ 2026年度、2027年度の約定価格想定値については、容量市場の指標価格（Net
CONE）（2024年度：9,425円/kW、2025年度：9,372円/kWの平均値）を引用してはどうか。
電力広域的運営推進機関
2021年4月 第31回容量市場の在り方等に関する検討会 資料5※容量市場から得られる収益を算定するに当たっては、経年、入札価格による控除額も考慮。
※2023年度は容量市場開始前であるため、未回収固定費が大きくなることが想定される。このため、2024年度から2027年度までの未回収固定費を参照することも可能としてはどうか。

29

ΔkW価格に計上する未回収固定費の割合⚫ 電源等の固定費から他市場で得られる収益を差し引くことで、需給調整市場で回収が期待される未回収固定費が算出される。
⚫ 他方で、需給調整市場には、調整力ΔkW市場と調整力kWh市場があり、需給調整
市場ガイドラインでは、どちらにも未回収固定費（固定費回収のための合理的な額）を計上することが可能。

⚫ 両市場にどの程度計上するかは、実際は応札事業者の入札戦略によるが、今回の試算においては、等分で計上するとみなし、ΔkW価格に計上する未回収固定費は５割※とすることでどうか。
ΔkW価格に計上する未回収固定費の割合
資本費（減価償却費、固定資産税、水利使用料
等）

調整力ΔkW市場にて回収（未回収分の５割※）
未回収固定費

運転維持費

調整力kWh市場にて回収（未回収分の５割）（人件費、修繕費、一般管理費等）

その他諸経費

固定費の内訳

他市場で得た収益

固定費の回収※需給調整市場の競争状況が時期によって異なることが想定されるため、約定確率を考慮した未回収固定費の設定について更に精査が必要。

30

ΔkW価格への固定費回収のための合理的な額の計上方法のまとめ⚫ 一次～三次①の調整力費用のうち、ΔkW価格への固定費回収のための合理的な額の計上については、過去の各コマのBG計画における各電源の発電量、電源Ⅰや容量市場等の約定実績、発電コスト検証WG等のデータを基に、以下のようにΔkW価格を試算することとしてはどうか。
ΔkW価格への固定費回収のための合理的な額の計上方法①固定費の計上対象とする調整力の範囲
各電源のBG計画値等を基にΔkW供出可能量を算出。次にこれらの電源について逸失利益と起動費等を算出し、これを仮のΔkW価格
としてメリットオーダーを作成。このメリットオーダーから一次～三次①の複合約定ロジックの考え方に基づく必要量分までを固定費の計上対象とする調整力の範囲とする。
②電源等の固定費
電源Ⅰは調整力公募の約定実績、電源Ⅱは発電コスト検証WGのデータを引用する。
③他市場で得られる収益
電源Ⅰ（2023年度のみ）、容量市場（2024年度以降）、ブラックスタート機能公募については、約定実績のデータを引用。ただし、容量市場の2026年度、2027年度の約定価格想定値は、容量市場の指標価格を参考に設定する。
kWh収益については、電源等の定格出力とBG計画値からBG計画分の稼働率を算出し、これを固定費回収率として電源等の固定費から控除する。
④ΔkW価格に計上する未回収固定費（＝②－③）の割合
未回収固定費は、調整力ΔkW市場と調整力kWh市場で等分で回収するとみなす。
上記①～④により算出した価格を複合約定ロジックの考え方による調整力必要量で除し、ΔkW価格に計上する。
資本費

上記②の考え方により算定。

（減価償却費、固定資産税、水利使用料等）

未回収固定費

運転維持費

調整力kWh市場にて回収（人件費、修繕費、一般管理費等）

その他諸経費
固定費の内訳

未回収固定費の５割を調整力ΔkW市場で回収するとみなし（上記④）、これを調整
力必要量で除し、ΔkW価格に計上する。

他市場で得た収益
固定費の回収上記③の考え方により算定。

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調整力費用の算定方法に係る事務局提案のまとめ⚫ レベニューキャップ制度における、2023年度から2027年度までの第一規制期間における一次調整力から三次調整力①までの調整力費用については、以下の方法で算定することとしてはどうか。
① 必要量については、広域機関で検討された複合約定ロジックの考え方に基づき試算。
② 調達単価については、需給調整市場ガイドラインの考え方に基づき、前頁までの方法で、逸失利益（機会費用）、固定費回収のための合理的な額を試算。

⚫ 以上の考え方を制度設計専門会合における整理とし、料金制度専門会合における調整力費用の審査・査定方法として提案することとしてはどうか。

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３．調整力費用等の需給運用の更なる費用低減に向けた検討

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調整力費用等の需給運用の更なる費用低減に向けた検討⚫ 調整力費用等の需給運用の費用低減に向けた取組としては、現状、広域需給調整の実施等が行われており、また、2022年４月から新インバランス料金制度が開始されると、インバランス料金がBGに対し需要計画等の精緻化に向けたインセンティブとなり、系統全体のインバランス量が低減することが期待されている。
⚫ しかし、調整力費用の増加が見込まれる中、引き続き需給運用の更なる費用低減に向けたあらゆる方策の検討が必要。例えば、一般送配電事業者各社では、現在、中給システムのリプレースに向けた仕様統一の検討を行っており、特にEDC制御による仕様統一や、起動費、最低出力コスト、限界費用カーブ等の情報を用いて発電機の起動停止計画を策定する機能※の実装は、全国大でのメリットオーダーの更なる追求に貢献し、需給運用コストを低減させることにつながる。 ※この機能により、Three Part Offerが実施可能となる。
⚫ 他方で、これらの機能実装が最大限効果を発揮するためには、一般送配電事業者による需給運用に係る制度面での追加的な整理が必要な面もある。

⚫ したがって、今後、以下の事項等について関係機関と連携し、より検討を深めていくべきではないか。
需給運用の更なる費用低減に向けて検討を深めるべき事項① 余力活用電源の運用方法の明確化
電源Ⅱ契約では、一般送配電事業者は、起動指令等が柔軟にできるため、電源Ⅰ・Ⅱの持ち替えによる経済運用や上げ余力の確保が可能。
電源Ⅱ廃止後の余力活用電源においても経済差し替えは許容されているが、一般送配電事業者からの起動指令等はひっ迫時などに限定する方向であるため、より詳細な運用方法の整理が必要ではないか。
② 電源Ⅲ（非調整電源）のオンライン指令機能の具備
上記においてEDC制御により実現される最適運用は調整力の範囲に限られる。
より最適なメリットオーダーを実現するためには、電源Ⅲについても一般送
配電事業者からオンライン指令可能となるよう機能を具備すべきではないか。
③ リクワイアメント発動のための電源等の価格情報等の提供
容量市場の需給ひっ迫時のリクワイアメントでは、容量提供事業者に対し、市場応札や一般送配電事業者からの供給指示に応じることが求められる。これらのリクワイアメントを効率的に運用するために、電源等の限界費用、起動費等を一般送配電事業者に登録する仕組みが必要ではないか。

各BGによる最適運用は、全体を俯瞰した場合、部分最適にとどまる。
TSOにより全体最適のための調整を実施。
これに電源Ⅲも追加されることで、より最適なメリットオー
ダーが実現される。

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電力広域的運営推進機関
2022年3月 第71回調整力及び需給バランス
評価等に関する委員会 資料535（参考）②EDC機能の仕様見直しの方向性○ 仕様統一時には、インバランス対応に要した調整力コストをインバランス料金で回収する制度に鑑み
BG計画を基にしたインバランス分のみをEDC配分対象とするロジックも考えられるが、余力活用の仕組みの整理において、容量市場開設後も経済性向上を目的とした出力増減を行うこととなっており、社会全体の燃料コスト低減の観点から、稼働している電源等の制御可能範囲をEDC配分対象とする方向で検討。
※現状も調整電源の制御可能範囲をEDC配分対象としている○ また、今後のエリア内混雑発生に備えて、送変電設備を最大限活用したメリットオーダーを実現すべく、
潮流制約を考慮したEDC機能として構築する方向。
EDC配分対象＝BG計画を基にしたインバランス分
定格出力

BG計画値

BG計画
ΔkW

TSO調整

ΔkW

市場調達したΔkWを活用しTSOは経済差
替えしない

最低出力
発電機A
調整単価：安

B

C D E
高

発電機A

TSOの需要想定値

B

C D E

EDC配分対象＝BG計画を基にしたインバラン
ス分

EDC配分対象＝稼働している電源の制御可能範囲
定格出力
BG計画値

BG計画
ΔkW

ΔkW

最低出力
発電機A
調整単価：安

調整電源の
BG計画

B

TSOの需要想定値

市場調達したΔkWと稼働電源の余力を活用
してTSOが最経済追求
C D E
発電機A B C D E
高目標断面

EDC配分対象＝調整電源の制御可能範囲インバランス分発電機
最低出力合計

TSO調整

調整電源の
BG計画

発電機
最低出力合計非調整分

非調整分©Transmission & Distribution
Grid Council

（参考）④発電機の起動停止に関する方向性

電力広域的運営推進機関
2022年3月 第71回調整力及び需給バランス
評価等に関する委員会 資料536○ 2024年度以降、平常時は卸電力市場ならびに需給調整市場をふまえて、発電事業者が発電機の起動停止計画を策定することになる。
○ 一方で、再エネ出力抑制の回避や需給ひっ迫時の供給力確保の議論が進行中であることを考慮すると、緊急時の周波数維持に支障を及ぼさないよう、揚水の上池管理機能や、「起動費」「最低出力コスト」「限界費用カーブ」等の情報を用いた発電機の起動停止計画（UC）策定機能※（潮流制約を考慮）は具備しておく（使用しなければ平常時整理と同様）方向で検討中。
※ Three-Part Offerと同じ機能
2021.12.14 第42回電力・ガス基本政策小委 資料5より一部抜粋©Transmission & Distribution Grid Council