取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程（需給調整市場）
および取引規程別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）は，取引規程（需給調整市場）にもとづき，一次調

取引規程別冊（複合約定）は，取引規程（需給調整市場）にもとづき，複合商品

次調整力①の取引に関する事前審査（第３章），取引の実施（第４章），入札

取引規程別冊（二次調整力①）は，取引規程（需給調整市場）にもとづき，二整力の取引に関する事前審査（第３章），取引の実施（第４章），入札（第５の取引に関する事前審査（第３章），取引の実施（第４章），入札（第５章），約（第５章），約定処理（第６章），調整の実施（第７章）およびアセスメント章），約定処理（第６章），調整の実施（第７章）およびアセスメント（第８章）

定処理（第６章），調整の実施（第７章）およびアセスメント（第８章）について（第８章）について定めるものである。

について定めるものである。

定めるものである。

なお，章数および条数は，取引規程（需給調整市場）の章数および条数にそれぞれ対応する。

なお，章数および条数は，取引規程（需給調整市場）の章数および条数にそれぞれ対応する。

備考

なお，章数および条数は，取引規程（需給調整市場）の章数および条数にそれぞれ対応する。

2023年４月１日 実施

北海道電力ネットワーク株式会社
東北電力ネットワーク株式会社
東京電力パワーグリッド株式会社
中部電力パワーグリッド株式会社
北陸電力送配電株式会社
関西電力送配電株式会社
中国電力ネットワーク株式会社
四国電力送配電株式会社
九州電力送配電株式会社－1－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

目 次

目 次

目 次

備

考

第１章 総則第１条 （目的） ·············································５
第２条 （定義） ·············································５
第３条 （休業日・営業日および営業時間） ······················16

第２章 取引共通
第４条 （取引会員資格）······································17
第５条 （資産上の要件）······································17
第６条 （欠格事由）··········································17
第７条 （加入手続）··········································18
第８条 （審査手続および取引会員資格の取得） ··················18
第９条 （任意脱退）··········································19
第10条 （当然脱退）··········································19
第11条 （脱退の効果）········································19
第12条 （取引資格）··········································19
第13条 （リソース等が満たすべき要件） ························19
第14条 （電力制御セキュリティの確認） ························29
第15条 （システム売買方式による取引等） ······················30
第16条 （禁止行為）··········································30
第17条 （需給調整市場システムへのデータ登録） ················31
第18条 （調整電力量料金に適用する単価の登録） ················31
第19条 （各リスト・パターンの登録） ··························33
第20条 （規程類の遵守）······································34

第３章 事前審査

第３章 事前審査

第３章 事前審査

第21条 （性能確認）··········································35

第21条 （性能確認） ········································· 35

第21条 （性能確認）······································· 35

第22条 （確認項目）··········································36

第22条 （確認項目） ········································· 36

第22条 （確認項目）······································· 36

第23条 （性能データに関わる提出資料） ························38

第23条 （性能データに関わる提出資料） ························ 38

第23条 （性能データに関わる提出資料） ····················· 38

第24条 （実働試験の実施方法） ································41

第24条 （実働試験の実施方法）································ 41

第24条 （実働試験の実施方法） ····························· 41

第４章 取引の実施

第４章 取引の実施

第４章 取引の実施

第25条 （取引） ·············································53

第25条 （取引） ············································· 53

第25条 （取引） ·········································· 53

第26条 （取引対象のΔｋＷ）··································53

第26条 （取引対象のΔｋＷ）·································· 53

第26条 （取引対象のΔｋＷ） ······························· 53

第27条 （取引の実施方法）····································54

第27条 （取引の実施方法）···································· 54

第27条 （取引の実施方法） ································· 54

第28条 （実施日） ···········································54

第28条 （実施日） ··········································· 54

第28条 （実施日）········································· 54

第29条 （ΔｋＷの入札単位）··································54

第29条 （ΔｋＷの入札単位）·································· 54

第29条 （ΔｋＷの入札単位） ······························· 54

第30条 （入札受付時間）······································55

第30条 （入札受付時間）······································ 55

第30条 （入札受付時間）··································· 55－2－2023年４月１日改定

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程本則および別冊（二次調整力①）
第５章 入札第５章 入札第31条 （入札方法等）········································56

第６章 約定処理

取引規程別冊（複合約定）

第６章 約定処理

第31条 （入札方法等）····································· 56

第６章 約定処理

第32条 （約定） ············································· 57

第32条 （約定） ·········································· 57

第33条 （約定の通知）········································58

第33条 （約定の通知）········································ 59

第33条 （約定の通知）····································· 59

第34条 （計画等の提出）······································58

第34条 （計画等の提出）······································ 59

第34条 （計画等の提出）··································· 59

第７章 調整の実施

第７章 調整の実施

第35条 （調整の実施の原則）··································66

第35条 （調整の実施の原則）·································· 66

第35条 （調整の実施の原則） ······························· 66

第36条 （約定した単独発電機または各リスト・第36条 （約定した単独発電機または各リスト・第36条 （約定した単独発電機または各リスト・パターンの差替え） ··············67
第37条 （単独発電機または各リスト・パターン

パターンの差替え） ·············· 67
第37条 （単独発電機または各リスト・パターン

パターンの差替え）············ 67
第37条 （単独発電機または各リスト・パターンにおけるトラブル対応） ··············69

におけるトラブル対応） ·············· 69

におけるトラブル対応）············ 69

第38条 （ΔｋＷの供出協力）··································70

第38条 （ΔｋＷの供出協力）·································· 70

第38条 （ΔｋＷの供出協力） ······························· 70

第８章 アセスメント
第39条 （アセスメント）······································72

考第５章 入札第31条 （入札方法等）········································ 56

第32条 （約定） ·············································57

第７章 調整の実施

備第８章 アセスメント

第８章 アセスメント

第39条 （アセスメント）······································ 72

第39条 （アセスメント）··································· 72

第９章 ペナルティ
第40条 （ペナルティ）········································94
第41条 （アセスメント要件不適合時の対応） ····················95

第10章 精算第42条 （電力量の計量）······································98
第43条 （調整電力量の算定）··································98
第44条 （料金の算定期間）····································100
第45条 （決済の対象）········································100
第46条 （支払義務の発生）····································101
第47条 （事業税相当額）······································101
第48条 （消費税等相当額）····································102
第49条 （単位および端数処理） ································102
第50条 （料金等の授受）······································103

第11章 違約処理
第51条 （違約処理）··········································106
第52条 （取引停止）··········································106
第53条 （違約者の入札の扱い） ································106－3－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第12章 雑則
第54条 （知的財産権の取扱い） ································107
第55条 （取引情報の機密保持） ································107
第56条 （掲示事項）··········································107
第57条 （市況の報告）········································107
第58条 （システム障害の特例措置） ····························108
第59条 （市場運営者の免責）··································108
第60条 （臨機の処置）········································108
第61条 （細目的事項）········································109
第62条 （言語） ·············································109
第63条 （改定） ·············································109
第64条 （反社会的勢力の排除） ································109

第13章 売買手数料
第65条 （売買手数料）········································111

別表 ···························································112－4－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第１章 総則（目的）
第１条 取引規程（需給調整市場），取引規程別冊（三次調整力②），取引規程別冊（三次調整力①），取引規程別冊（二次調整力②）, 取
引規程別冊（二次調整力①），取引規程別冊（一次調整力）および取引規程別冊（複合約定）（以下，「本規程」という）は，需給調
整市場（以下，「本市場」という）におけるＦＩＴ特例制度①およびＦＩＴ特例制度③を利用している再生可能エネルギーの予測誤差に対応する「三次調整力②（ＲＲ－ＦＩＴ）」，ゲートクローズ以降に生じる予測誤差（長周期成分）および電源脱落等に対応する「三次調整力①（ＲＲ）」，ゲートクローズ以降に生じる予測誤差（長周期成分）に対応する「二次調整力②（ＦＲＲ）」, 時間内変動（短周期成分）および電源脱落等に対応する「二次調整力①（Ｓ－ＦＲＲ）」,時間内変動（極短周期成分）および電源脱落等に対応する「一次調整力（ＦＣＲ）」の取引，運用，精算等に関する事項について定める。
なお，一般送配電事業者（沖縄電力株式会社を除く）は，全国一市場（沖縄電力株式会社の供給区域を除く）で「三次調整力②（ＲＲ－ＦＩＴ）」，「三次調整力①（ＲＲ）」，「二次調整力②（ＦＲＲ）」, 「二次調整力①（Ｓ-ＦＲＲ）」および「一次調整力（ＦＣＲ）」を調達し，電源Ⅱ契約等および余力活用に関する契約として調達した電源等とあわせ，全国広域的に上げ調整および下げ調整を行うことで全国大で最経済となることを目指す。

（定義）
第２条 次の用語は，本規程においてそれぞれ次の意味で使用する。
(1) 市場運営者
本市場を運営する北海道電力ネットワーク株式会社，東北
電力ネットワーク株式会社，東京電力パワーグリッド株式会
社，中部電力パワーグリッド株式会社，北陸電力送配電株式会社，関西電力送配電株式会社，中国電力ネットワーク株式会社，四国電力送配電株式会社，および九州電力送配電株式会社をいう。
(2) 取引会員
市場運営者が第８条（審査手続および取引会員資格の取得）第４項により資格を付与した者(3) リソース調整に用いる発電機等（発電リソース）（受電電圧が高圧および特別高圧の発電機等に限る）および需要家等（需要リソー－5－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考ス）（需要抑制により電力量を供出する場合に限る）(4) 単独発電機
契約受電電力が1,000キロワット以上の発電リソースをアグリ
ゲートせずに取引会員が取引に用いる入札の単位をいう。
(5) 発電機リスト・パターン
契約受電電力が原則として1,000キロワット未満の発電リ
ソースのみをアグリゲートして入札に用いる場合に，取引会員が取引に用いる入札の単位をいい，パターン番号，供出可能量およびリソースに関する情報（受電地点特定番号，発電所名称，住所，契約受電電力，電圧区分，電源等種別，発電方式，火力燃料種別，BGコード，系統コード）等を記載した
リスト(6) 需要家リスト・パターン
需要リソースのみを用いる場合に，取引会員が取引に用いる入札の単位をいい，パターン番号，供出可能量およびリソースに関する情報（供給地点特定番号，需要家名称，住所，
契約電力，電圧区分，供出方法，小売電気事業者情報，他の需要抑制契約情報）等を記載したリスト(7) ネガポジリスト・パターン
契約受電電力が原則として1,000キロワット未満の発電リ
ソースおよび需要リソースをアグリゲートして入札に用いる
場合，受電地点と供給地点が同一となる地点（以下，「同一地点」という）の発電リソースおよび需要リソースを併せて入札に用いる場合（この入札単位を以下，「地点単位」という）または地点単位での供出可能量が原則として1,000キロ
ワット未満で他地点のリソースとアグリゲートして入札に用いる場合に，取引会員が取引に用いる入札の単位をいい，パ
ターン番号，供出可能量およびリソースに関する情報（需要リソースの場合は供給地点特定番号，需要家名称，住所，契約電力，電圧区分，供出方法，小売電気事業者情報，他の需要抑制契約情報, 発電リソースの場合は受電地点特定番号，
発電所名称，住所，契約受電電力，電圧区分，電源等種別，発電方式，火力燃料種別，BGコード，系統コード）等を記載
したリスト(8) 属地エリア
取引に用いられるリソースが託送供給等に関する契約の対象となる一般送配電事業者のエリア（沖縄電力株式会社の供給区域を除く）(9) ΔｋＷ
落札時間において，必要な能力をもった調整電源を調達し－6－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考た量で調整できる状態で確保し，必要なときに指令できる権利(10) 調整電力量
属地エリアの一般送配電事業者の指令にもとづく発電または需要抑制により供出した送電端における電力量（キロワッ
ト時）(11) 供出可能量
属地エリアの一般送配電事業者の指令または自端制御による周波数偏差にもとづく発電または需要抑制により供出が可
能な送電端における電力（キロワット）(12) 供出電力（30分）
属地エリアの一般送配電事業者の指令にもとづく発電または需要抑制により供出した30分ごとの平均電力（キロワット）(13) 供出電力（1分）
属地エリアの一般送配電事業者の指令にもとづく発電または需要抑制により供出した１分ごとの平均電力（キロワット）(14) 供出電力（属地周期）
属地エリアの一般送配電事業者の指令または自端制御による周波数偏差にもとづく発電または需要抑制により供出した属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの平均電力（キロワット）(15) 供出電力（1秒）
自端制御による周波数偏差にもとづく発電または需要抑制
により供出した１秒ごとの平均電力（キロワット）(16) 応動時間
三次調整力②，三次調整力①，二次調整力②および二次調
整力①の場合は，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから供出可能量まで出力を変化するために要する時間。一次調整力の場合は，属地エリアの一般送配電事業者が電源脱落等の発生を検知した時刻（ただし，属地エリアの一
般送配電事業者が電源脱落等の発生を検知した時刻において基準周波数を上回っている場合は，電源脱落等の発生後最初に基準周波数以下となった時刻とする）から供出可能量まで出力を変化するために要する時間(17) 継続時間
供出可能量または属地エリアの一般送配電事業者から指令された値（以下，「指令値」という）に応じた量を継続して供出し続けることが可能な時間－7－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考(18) 遅れ時間
属地エリアの一般送配電事業者の指令を受信または自端で周波数偏差を検知してからリソースが出力変化を開始するまでに要する時間（周波数計測遅れ，制御ロジックの演算遅
れ，実機器の制御遅れ等で構成）(19) 上り伝送遅延時間
専用線オンラインに接続するリソースにおいて，取引会員が瞬時供出電力を属地エリアの一般送配電事業者へ送信した時刻から，属地エリアの一般送配電事業者が受信する時刻までの通信設備の伝送に要する時間(20) 調定率
周波数偏差とリソースの出力変化量の関係性における傾きを示すもの(21) 周波数計測間隔
連続的に変動する周波数に対して，周波数偏差を検知する
時間の粒度(22) 周波数計測誤差
ある時刻においてリソースが自端で検出した周波数と，系
統における周波数のかい離(23) 不感帯
周波数偏差が発生している場合でもリソースの出力変化を不要とする範囲(24) 基準値
需要リソースが調整を行わない場合に想定される小売電気
事業者単位かつ30分ごとの需要電力量を属地エリアの「託送供給等約款」で定める損失率で修正した計画（キロワット
時）(25) 基準値計画
需要リソースを用いる場合に，取引会員が本市場に提出する約定した商品ブロックの１時間前から当該約定した商品ブ
ロックの終了時刻に亘る基準値（キロワット時）。なお，直前計測型の場合，約定した商品ブロックの開始時刻から当該約定した商品ブロックの終了時刻に亘る基準値（キロワット
時）(26) 合計基準値
基準値を30分ごとに需要家リスト・パターン単位およびネ
ガポジリスト・パターン単位に合計した値（キロワット時）(27) 合計基準値電力
合計基準値を２倍して電力に換算した値。なお，直前計測型の場合は１分基準値電力（直前計測型），属地周期基準値－8－2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考電力（直前計測型）または１秒基準値電力（直前計測型）（キロワット）(28) 実働試験基準値電力試験実施直前の60分＋試験時間（以下，「実働試験対象時間」という）における需要家リスト・パターン単位およびネ
ガポジリスト・パターン単位（リソース単位での試験を希望する場合は，リソース単位）かつ５分ごとの需要リソースが調整を行わない場合の需要想定値を属地エリアの「託送供給等約款」で定める損失率で修正した値（キロワット）(29) 事前予測型
あらかじめ予測した需要電力量を用いて基準値等を設定する方法(30) 直前計測型
約定した商品ブロック直前の需要の実績（属地エリアの「託送供給等約款」で定める損失率で修正した値とする）（以下，「需要実績」という）を用いて基準値等を設定する
方法(31) １分基準値電力（事前予測型）
合計基準値電力に整合する需要家リスト・パターン単位およびネガポジリスト・パターン単位かつ１分ごとの需要想定
値を属地エリアの「託送供給等約款」で定める損失率で修正した計画（キロワット）(32) 属地周期基準値電力（事前予測型）
合計基準値電力に整合する需要家リスト・パターン単位およびネガポジリスト・パターン単位かつ属地エリアの一般送
配電事業者と調整した送信周期ごとの需要想定値を属地エリ
アの「託送供給等約款」で定める損失率で修正した計画（キロワット）(33) １秒基準値電力（事前予測型）
合計基準値電力に整合する需要家リスト・パターン単位およびネガポジリスト・パターン単位かつ１秒ごとの需要想定
値を属地エリアの「託送供給等約款」で定める損失率で修正した計画（キロワット）(34) １分基準値電力（直前計測型）
簡易指令システムで接続する場合は，需要家リスト・パタ
ーン単位およびネガポジリスト・パターン単位かつ１分ごとの需要実績の商品ブロック開始前５点平均値（キロワット）。専用線オンラインで接続する場合は，需要家リスト・
パターン単位およびネガポジリスト・パターン単位かつ属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの需要実－9－2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

績の商品ブロック開始前５分間の平均値（キロワット）(35) 属地周期基準値電力（直前計測型）
需要家リスト・パターン単位およびネガポジリスト・パタ
ーン単位かつ属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信
周期ごとの需要実績の商品ブロック開始前５分間の平均値（キロワット）(36) １秒基準値電力（直前計測型）
需要家リスト・パターン単位およびネガポジリスト・パタ
ーン単位かつ１秒ごとの需要実績の商品ブロック開始前５分
間の平均値（キロワット）(37) １分基準値電力計画（事前予測型）
需要リソースを用いる場合に，取引会員が本市場に提出する約定した商品ブロックの１時間前から当該約定した商品ブ
ロックの終了時刻に亘る１分基準値電力（事前予測型）（キロワット）(38) 属地周期基準値電力計画（事前予測型）
需要リソースを用いる場合に，取引会員が本市場に提出する約定した商品ブロックの１時間前から当該約定した商品ブ
ロックの終了時刻に亘る属地周期基準値電力（事前予測型）（キロワット）(39) １秒基準値電力計画（事前予測型）
需要リソースを用いる場合に，取引会員が本市場に提出する約定した商品ブロックの１時間前から当該約定した商品ブ
ロックの終了時刻に亘る１秒基準値電力（事前予測型）（キロワット）(40) １分基準値電力計画（直前計測型）
約定した商品ブロックの開始時刻から当該約定した商品ブ
ロックの終了時刻に亘る１分基準値電力（直前計測型）（キロワット）(41) 属地周期基準値電力計画（直前計測型）
約定した商品ブロックの開始時刻から当該約定した商品ブ
ロックの終了時刻に亘る属地周期基準値電力（直前計測型）（キロワット）(42) １秒基準値電力計画（直前計測型）
約定した商品ブロックの開始時刻から当該約定した商品ブ
ロックの終了時刻に亘る１秒基準値電力（直前計測型）（キロワット）(43) 直前計測型基準値内訳実績
直前計測型を選択する場合に，取引会員が本市場に提出する約定した商品ブロックの開始時刻から当該約定した商品ブ－10－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

ロックの終了時刻に亘る基準値相当の需要実績（１分基準値
電力（直前計測型）,属地周期基準値電力（直前計測型）および１秒基準値電力（直前計測型））をキロワット時に換算した値における小売電気事業者単位かつ30分ごとの内訳(44) 発電販売計画
発電契約者が電力広域的運営推進機関に提出する30分ごとの発電リソースの稼働計画（属地エリアの一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」にもとづき修正された場合は修正後の値）（キロワット時）(45) 発電計画
発電販売計画における系統コード単位かつ30分ごとの稼働計画（キロワット時）(46) 合計発電計画
発電計画を30分ごとに発電機リスト・パターンおよびネガ
ポジリスト・パターン単位に合計した値（キロワット時）(47) 需要調達計画
小売電気事業者が電力広域的運営推進機関に提出する30分ごとの需要リソースの計画（属地エリアの一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」にもとづき修正された場合は修正後の値）（キロワット時）(48) 発電計画電力
発電計画を２倍して電力に換算した値（キロワット）(49) 合計発電計画電力
合計発電計画を２倍して電力に換算した値（キロワット）(50) １分発電計画電力
単独発電機の場合は，発電計画電力に整合する系統コード
単位かつ１分ごとの稼働計画（キロワット）。発電機リス
ト・パターンおよびネガポジリスト・パターンの場合は，合計発電計画電力に整合する発電機リスト・パターン単位およびネガポジリスト・パターン単位かつ１分ごとの稼働計画（キロワット）(51) 属地周期発電計画電力
単独発電機の場合は，発電計画電力に整合する系統コード
単位かつ属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの稼働計画（キロワット）。発電機リスト・パターンおよびネガポジリスト・パターンの場合は，合計発電計画電力に整合する発電機リスト・パターン単位およびネガポジリス
ト・パターン単位かつ属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの稼働計画（キロワット）(52) １秒発電計画電力－11－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

合計発電計画電力に整合する発電機リスト・パターン単位
およびネガポジリスト・パターン単位かつ１秒ごとの稼働計画（キロワット）(53) １分発電計画電力計画
発電リソースを用いる場合に，取引会員が本市場に提出する約定した商品ブロックの時間帯における１分発電計画電力（キロワット）(54) 属地周期発電計画電力計画
発電リソースを用いる場合に，取引会員が本市場に提出する約定した商品ブロックの時間帯における属地周期発電計画
電力（キロワット）(55) １秒発電計画電力計画
発電リソースを用いる場合に，取引会員が本市場に提出する約定した商品ブロックの時間帯における１秒発電計画電力（キロワット）(56) 発電上限
発電販売計画における系統コード単位かつ30分ごとの発電
可能な最大量（キロワット時）(57) 合計発電上限
発電上限を30分ごとに発電機リスト・パターンおよびネガ
ポジリスト・パターン単位に合計した値（キロワット時）(58) 発電上限電力
発電上限を２倍して電力に換算した値（キロワット）(59) 合計発電上限電力
合計発電上限を２倍して電力に換算した値（キロワット）(60) 需要抑制計画
需要抑制契約者が電力広域的運営推進機関に提出する需要
リソースの30分ごとの抑制計画（属地エリアの一般送配電事
業者が定める「託送供給等約款」にもとづき修正された場合は修正後の値）（キロワット時）(61) 合計需要抑制計画
需要抑制計画を30分ごとに需要家リスト・パターン単位およびネガポジリスト・パターン単位に合計した値（キロワッ
ト時）(62) 合計需要抑制計画電力
合計需要抑制計画を２倍して電力に換算した値（キロワット）(63) 需給調整市場に関する契約
需給調整市場での取引を希望する事業者が，調整の実施，実需給時点の調整電力量の受け渡し，対価の授受およびその－12－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

他取引の実施に関する事項について属地エリアの一般送配電事業者と締結する契約(64) 電源Ⅱ契約等
電源Ⅱ周波数調整力契約，電源Ⅱ需給バランス調整力契約
および電源Ⅱ´低速需給バランス調整力契約をいう。
(65) 余力活用に関する契約
本市場における商品の要件を満たす機能を有する電源について，ゲートクローズ後の余力を活用するために，調整力提供者と属地エリアの一般送配電事業者の間で締結する契約(66) 需給調整市場システム
本市場においてΔｋＷを取引するためのシステム(67) 専用線オンライン
属地エリアの一般送配電事業者が周波数制御または需給バ
ランス調整を行うため，属地エリアの一般送配電事業者の中央給電指令所システム（以下，「中給システム」という）か
ら専用線を用いた通信伝送ルートを通じて運転指令を行うシ
ステム(68) 簡易指令システム
属地エリアの一般送配電事業者と専用線オンラインで接続していないリソースに対して，取引会員の通信設備を介して需給バランス調整等の指令を行うシステム(69) Ｂルート
スマートメーターで計測したデータを利用者のＥＭＳ（Energy Management System）機器を介して送信するルート(70) 商品区分
本市場において取引する商品の仕分けをいい，三次調整力②，三次調整力①，二次調整力②，二次調整力①，一次調整
力および複合商品に区分
なお，複合商品とは，三次調整力①，二次調整力②，二次調整力①，一次調整力のうち，複数商品を組み合わせた商品のことをいう。
(71) 週間市場商品
週間断面で調達がなされる三次調整力①，二次調整力②，
二次調整力①，一次調整力または複合商品のことをいう。
(72) 週間市場商品約定単位
週間市場商品に入札する場合の入札ごとの約定単位のことをいい，以下の種類に分類される。
イ 三次調整力①のみ
ロ 二次調整力②のみ
ハ 二次調整力①のみ－13－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考ニ 一次調整力のみ
ホ 三次調整力①および二次調整力②
ヘ 三次調整力①および二次調整力①
ト 三次調整力①および一次調整力
チ 二次調整力②および二次調整力①
リ 二次調整力②および一次調整力
ヌ 二次調整力①および一次調整力
ル 三次調整力①，二次調整力②および二次調整力①
ヲ 三次調整力①，二次調整力②および一次調整力
ワ 三次調整力①，二次調整力①および一次調整力
カ 二次調整力②，二次調整力①および一次調整力
ヨ 三次調整力①，二次調整力②，二次調整力①および一
次調整力(73) 複合入札対象商品
複合商品に入札する場合に，当該リソースが入札可能なそれぞれの単独の商品区分のことをいう。
(74) 複合商品入札内数
複合商品に入札する場合に，当該リソースが入札したそれ
ぞれの単独の商品区分のことをいう。
(75) 複合約定対象商品
複合商品に約定した場合の当該リソースの約定したそれぞれの単独の商品区分のことをいう。
(76) ＥＤＣ
経済負荷配分制御。電力系統の安定かつ合理的運用を目的に，各電源等に最も経済的になるよう負荷配分を行う制御をいう。（Economic load Dispatching Controlの略）(77) ＬＦＣ
負荷周波数制御。定常時における電力系統の周波数および連系線の電力潮流を規定値に維持するため，地域要求量を検出し，電源等の出力を自動制御することをいう。（Load
Frequency Controlの略）(78) 地域要求量（ＡＲ）
属地エリアの一般送配電事業者の負荷周波数制御に用いる調整力の必要量をいい，周波数偏差と連系線潮流偏差から算出される制御必要量を指す。（Area Requirementの略）(79) ＥＤＣ演算周期
各電源等に経済負荷配分を行う演算周期をいう。
(80) ＥＤＣ指令周期
経済負荷配分により算定された値を含む指令値を各電源等に送信する間隔をいう。ＥＤＣ信号とＬＦＣ信号を一括して－14－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

送信する場合は，ＬＦＣ信号の送信間隔で指令を行うため，
ＥＤＣ演算周期とは一致しない。なお，中部電力パワーグリ
ッド株式会社および四国電力送配電株式会社においては，地域要求量が一定の閾値以上になるとき等，５秒に切り替える
場合がある。
(81) ＥＤＣ目標時刻
経済負荷配分により算定された指令値に，各電源等が出力を変化させることを求める時刻をいい，属地エリアの一般送
配電事業者が指令を送信した時刻から起算する。なお，中国
電力ネットワーク株式会社，四国電力送配電株式会社，九州
電力送配電株式会社においては，ＥＤＣ演算周期ごとに算定された各電源等の負荷配分量をＥＤＣ指令周期に合わせて線形に補間した上で送信するため，ＥＤＣ演算周期よりも短い時間となる。また，北海道電力ネットワーク株式会社においては，将来時刻に対するＥＤＣ演算を行っていないため，定めのないものとする。
(82）ＬＦＣ演算周期
ＡＲを検出し，各電源等の出力を自動制御する演算周期をいう。
(83) ＬＦＣ制御周期
ＡＲにより算定された値を含む指令値を各電源等に送信す
る間隔を言う。なお，中部電力パワーグリッド株式会社および四国電力送配電株式会社においては，ＡＲの閾値や指定により５秒に切り替える場合がある。また，関西電力送配電株
式会社においては，ＡＲが一定条件となった場合に制御を行う。
(84) 基準周波数
電力系統の運転の基準となる周波数。北海道電力ネットワーク株式会社，東北電力ネットワーク株式会社および東京電力パワーグリッド株式会社管内は50ヘルツ，中部電力パワー
グリッド株式会社，北陸電力送配電株式会社，関西電力送配電株式会社，中国電力ネットワーク株式会社，四国電力送配電株式会社および九州電力送配電株式会社管内は60ヘルツ(85) ＧＦ（ガバナフリー）運転
発電機の回転速度を負荷の変動の如何にかかわらず，一定の回転速度を保つように，動力である蒸気および水量を自動的に調整する装置である調速機（ガバナ）により，系統周波数の変化に追随して出力を増減させる運転をいう。
（Governor Freeの略）(86) 線形補間－15－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

二次調整力①または一次調整力（複合約定対象商品に二次調整力①または一次調整力を含む場合および約定したリソー
スが二次調整力①または一次調整力の余力活用に関する契約を締結している場合を含む）において，１分発電計画電力計
画または１分基準値電力計画（事前予測型）を提出する場
合，各１分発電計画電力または１分基準値電力（事前予測型）の当該１分間の各値を中央値（各30秒ごとの値）として，中央値から次の中央値で線形に補間することをいう。また，提出する値の直前の値または直後の値がない場合は，直近の線形補間の傾きで線形に補間する。

２ 第１項に定めのない用語については，別途本規程において定義する場合を除き，「電気事業法」，公正取引委員会および経済産業省が定める「適正な電力取引についての指針」，経済産業省が定める「需給調整市場ガイドライン」，「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」，「エネルギー・リソース・
アグリゲーション・ビジネスに関するガイドライン」および「エネルギー・リソース・アグリゲーション・ビジネスに関するサイ
バーセキュリティガイドライン」，電力広域的運営推進機関が定める「送配電等業務指針」および「業務規程」，一般送配電事業者が定める「余力の運用規程」および「託送供給等約款」等（以下，「関係規程類」という）に準ずる。

（休業日・営業日および営業時間）
第３条 本市場は，原則として休業日を設けず，１年間の各日を営業日とする。
２ 市場運営者が必要と認める場合は，臨時の休業日を定めることができる。
３ 市場運営者が入札を除く各種申込および市場運営に関するお問い合
わせ等を受け付ける時間は，平日（土曜日，日曜日，「国民の祝日に関する法律」に規定する休日，１月２日，１月３日，12月29日，12月
30日，12月31日を除く日）の９時から17時までとする。

－16－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第２章 取引共通（取引会員資格）第４条 市場運営者は，以下の全ての要件を満たす事業者に，本市場の取引会員たる資格を付与することができる。
(1) 法人格を有すること
なお，法人格は，６ヶ月以内に発行された登記事項証明書をもって確認する。
(2) 純資産額1,000万円以上を有すること(3) 適格請求書発行事業者であること
ただし，「適格請求書等保存方式」が導入される2023年10月
１日以降に限る。
２ 市場運営者は，第１項に定める要件を満たす事業者が発電リソース
および需要リソースを用いて本市場での取引を予定している場合で，その事業者が希望するときは，その事業者に対し取引会員たる資格を２つ付与することがある。

（資産上の要件）第５条 本市場において取引を行う取引会員の純資産額の最低額は，1,000万円とする。
２ 第１項の純資産額は，資産の合計額から負債の合計額を控除した額とし，市場運営者が提出を求める純資産額調書に記載する方法により計算する。
３ 取引会員は，毎年３月末現在で第２項の規定により純資産額調書を作成し，これを原則として，毎年７月末までに市場運営者に提出しなければならない。
４ 取引会員は，市場運営者からの請求があった場合は，第３項の純資産額調書に関する内容を証明するに足りる書類を添付しなければならない。

（欠格事由）
第６条 市場運営者は，本市場に取引会員として加入を希望する者（以下，「加入希望者」という）が次の各号（以下，「欠格事由」という）のいずれかに該当する場合，取引会員たる資格を付与することができない。
(1) 関係規程類への重大な違反を行ったこと，第64条（反社会的勢力の排除）第１項の各号のいずれかに該当すること，その他の理由により信用がないと認められる者，破産・会社更生・民事再生等の途中の者または外国法令上これらと同様に取り扱われ
ている者

－17－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考(2) 市場運営者または一般社団法人日本卸電力取引所から除名処分を受け，その事由が解消していない者(3) その他市場運営者が取引会員として不適格であると認める者
２ 取引会員資格取得後，欠格事由に該当するに至った場合または第４条（取引会員資格）第１項に定める要件を満たさなくなった場
合，市場運営者は取引会員を除名することができる。

（加入手続）
第７条 加入希望者は，本規程および関係規程類を遵守することに同意のうえ，市場運営者の作成した需給調整市場参加申込書に必要事項を記載して，これに記名捺印し，郵送にて市場運営者に提出しなければならない。
２ 第１項の需給調整市場参加申込書には，次に掲げる書類（以下，需給調整市場参加申込書とあわせて，「加入申込書類」という）を添付しなければならない。
(1) 取引会員たる資格を有している者であることならびに欠格事
由に該当しないことを誓約する取引会員適格誓約書および市場運営者が必要と認めたときはこれを証する書類(2) 第５条（資産上の要件）に定める入会申込日直前の年度末現在における純資産額調書(3) 第４条（取引会員資格）に定める登記事項証明書またはこれに代わる書類ならびに直近事業年度の貸借対照表またはこれに代わる書類(4) 前各号のほか，市場運営者が必要と認める書類（審査手続および取引会員資格の取得）第８条 市場運営者は，加入申込書類を受領した後，その取引会員資格審査を行う。
２ 市場運営者は，加入を拒絶する場合はその理由を付し，加入希望者に対して，別途定める様式（以下，「所定の様式」という）で通知を行う。
３ 市場運営者は，本条に定める審査等のために，加入希望者の臨席を求めて，その意見等を訊くことができる。
４ 市場運営者は，第１項の審査を完了し，加入希望者に対して取引会員加入の承認を行う場合，加入希望者に対して取引会員資格審査
結果通知書で通知する。
５ 加入希望者は第４項の通知の到達をもって，取引会員たる資格を取得する。
６ 資格を取得した取引会員が取引に係る業務の委託を希望する場
合，取引会員は，取引関連業務委託申請書を市場運営者へ提出する－18－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考こととし，市場運営者が承諾した場合に限り，業務を委託することができる。

（任意脱退）
第９条 取引会員が脱退を希望する場合は，脱退予定日を事前に所定の様式により市場運営者に通知しなければならない。

（当然脱退）
第10条 取引会員が次の各号のいずれかに該当した場合，当該取引会員は当然に脱退する。
(1) 解散した場合(2) 市場運営者から除名処分を受けた場合（脱退の効果）第11条 取引会員は脱退した場合においても，脱退前に本市場における取引において生じた全ての債務を免れるものではない。

（取引資格）
第12条 本市場での取引は，取引会員でなければ行うことができない。
２ 本市場での取引は，第13条（リソース等が満たすべき要件）に適合し，第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合しているリ
ソースでなければ行うことができない。
３ 本市場での取引は，取引会員が，属地エリアの一般送配電事業者と「需給調整市場に関する契約」を締結していなければ行うことができない。
４ 本市場での取引において，取引会員は，ΔｋＷを調達することはできない。

（リソース等が満たすべき要件）
第13条 第12条（取引資格）に規定する取引資格のうち，リソース等が満たすべき要件は次の各号のとおりとする。
(1) 運用に関する要件
イ 約定した商品ブロックごとの時間帯（以下，「提供期間」という）において，リソースを，本市場で約定したΔｋＷ（以下，「ΔｋＷ約定量」という）が供出可能な状態に維持すること。なお，複合商品の場合，週間市場商品約定単位ごとに，複合約定対象商品ごとのΔｋＷ約定量のうち，最大となるΔｋＷ
約定量（以下，「複合ΔｋＷ約定量」という）が供出可能な状態に維持すること。
ロ 発電リソースの場合，属地エリアの一般送配電事業者との－19－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考間で発電量調整供給契約を締結していること。
ハ 需要リソースの場合，属地エリアの一般送配電事業者との間で接続供給契約を締結していること。
ニ 提供期間における発電計画にΔｋＷ約定量（複合商品の場
合は，複合ΔｋＷ約定量）を適切に反映させること。
ホ 発電上限に，燃料計画，発電機の作業等に伴う出力制約および一般送配電事業者による系統作業等に伴う出力制約等を適切に反映させること。
ヘ 提供期間において，ΔｋＷ約定量の範囲内で属地エリアの一般送配電事業者からの指令に従い調整を行うこと。
なお，提供期間終了時に属地エリアの一般送配電事業者から復帰指令は行わない。
ただし，一次調整力においては周波数偏差を検知し，調定
率にもとづき調整を行うこと。
(2) 設備に関する要件
イ 対象リソースに関する要件(ｲ) 属地エリアの系統に連系するリソース（連系線を経由して属地エリアの一般送配電事業者の系統に接続するものを除く）で，属地エリアの一般送配電事業者から，オンライン（簡易指令システムを含む）で出力増減が可能であること。
ただし，一次調整力において監視方法がオフラインの場合を除く。
(ﾛ) 第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する応動時間以内に，属地エリアの一般送配電事業者の指令に応じた出力増減が実施できること。ただし，一次調整力においては，属地エリ
アの周波数偏差を検知して調定率にもとづいた出力増減が実施できること。
なお，次の場合においては，リソースの試運転や必要な対応工事・試験が完了した後，第21条（性能確認）に規定
する性能確認を実施する。
ａ 入札にあたり営業運転を開始していない場合
ｂ 属地エリアの一般送配電事業者とオンライン信号（簡易指令システムを含む）の送受信を開始していない場合（ただし，一次調整力において監視方法がオフラインの場合を除く）
ｃ 性能確認に必要な計量器の取り付け・取り替え等の工事が必要な場合(ﾊ) 契約受電電力が1,000キロワット以上の発電リソースの場合は商品区分ごとに原則としてユニット単位で入札を行うこととする。

－20－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考ただし，取引会員が計量単位での入札を希望するときは，属地エリアの一般送配電事業者との個別協議により入札可否を決定する。
なお，発電リソースと同一地点の需要リソースを用いて，地点単位での供出可能量が1,000キロワット以上となる
場合に限り，地点単位でネガポジリスト・パターンを用いて入札を行う。
(ﾆ) 契約受電電力が1,000キロワット未満の発電リソースを用いる場合，商品区分ごとに発電機リスト・パターン単位またはネガポジリスト・パターン単位で入札を行う。
ただし，契約受電電力が1,000キロワット以上の発電リソースで，リソースごとの供出可能量が年間の一部期間でも1,000キロワット未満であることを属地エリアの一般送配電事業者が認めたときは，発電機リスト・パターン単位またはネガポジリスト・パターン単位で入札を行うことができる。
なお，発電リソースと同一地点の需要リソースを用いて複数の地点をアグリゲートする場合（地点単位での供出可
能量が1,000キロワット未満の地点に限る），ネガポジリス
ト・パターン単位で入札を行う。
(ﾎ) 需要リソースの場合は商品区分ごとに需要家リスト・パ
ターン単位またはネガポジリスト・パターン単位で入札を行うこととする。
(ﾍ) 需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターンに含まれる需要リソースごとの供出電力が，供給地点に設置した計量器で計量できること。
(ﾄ) 二次調整力①または一次調整力に入札するリソースについては，それぞれ以下の要件を満たすこと。なお，二次調整力①は遅れ時間のみを対象とする。
ａ 遅れ時間(a) 二次調整力①の場合
調整実施指令信号を受信してから，応動開始するまでに要する時間は120秒以内とする。
(b) 一次調整力の場合
自端で周波数偏差を検知してから，応動開始するまでに要する時間は２秒以内とする。
ｂ 周波数計測間隔
0.1秒以下とする。
ｃ 周波数計測誤差±0.02ヘルツ以内とする。

－21－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

ｄ 不感帯
基準周波数が50ヘルツの場合，±0.01ヘルツ以内とし，基準周波数が60ヘルツの場合，±0.012ヘルツ以内と
する。
ｅ 調定率
５％以下とする。
(ﾁ) 一次調整力において，監視方法がオフラインの場合，発電機リスト・パターン，需要家リスト・パターンまたはネガポ
ジリスト・パターン（以下，「各リスト・パターン」という）を用いて入札すること。
ロ 通信設備に関する要件
通信設備は，需給調整機能に必要となる，次の各号に定める送受信機能を具備すること。ただし，一次調整力において監視方法がオフラインの場合を除く。また，複合商品の場合
は，複合入札対象商品に応じた送信機能を具備すること。
なお，取引会員は，属地エリアの一般送配電事業者の中給シ
ステムと専用線オンラインにて接続するか，簡易指令システムを用いたオンラインにて接続するかを選択する（二次調整力①
または一次調整力の場合，専用線オンラインを選択するものとする）。ただし，単独発電機を用いる場合で，１発電機の容量が10万キロワット以上の場合は，属地エリアの一般送配電事業者の中給システムと専用線オンラインにて接続する。
また，各リスト・パターンを用いる場合で，簡易指令シス
テムを用いたオンラインにて接続するときは，同一の伝送媒
体および送受信装置に接続するリソースから供出される電力の合計が100万キロワット以下になるように複数の伝送媒体および送受信装置に分割等を行う。

(ｲ) 専用線オンラインで施設する場合
送受信機能は以下のとおりとする。
なお，当該機能については，「電力制御システムセキュ
リティガイドライン」に準拠する。また，属地エリアの一
般送配電事業者が定めるセキュリティ要件に従う。
ａ 受信信号（調整実施指令信号）(a) 単独発電機の場合
提供期間においては，属地エリアの一般送配電事業者が送信するリソースの出力増減指令（接点信号）または出力調整指令（数値指令）を受信する。
ただし，二次調整力①の場合は，属地エリアの一
般送配電事業者と協議のうえ，受信機能の要件を決－22－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

定する。
(b) 各リスト・パターンの場合
提供期間においては，属地エリアの一般送配電事業者が送信するリソースの出力変化量指令を受信する。
ｂ 送信信号（給電情報）(a) 三次調整力②の場合
ハ(ﾍ)ａに定める時間ごとのハ(ﾎ)に定める瞬時供
出電力を属地エリアの一般送配電事業者に原則として，次の30分コマの終了時刻までに通知する。
なお，システムトラブル等により補正計測電力が欠測した場合には，データ補完したうえで属地エリアの一般送配電事業者に通知する。
ただし，システムトラブル等により次の30分コマの終了時刻までに通知できなかった場合で，属地エリアの一般送配電事業者から求めがあったときは，求めがあった日の翌営業日までに通知を行うものとする。
(b) 三次調整力①，二次調整力②，二次調整力①および一次調整力の場合
ハ(ﾍ)ａに定める時間ごとのハ(ﾎ)に定める瞬時供
出電力を属地エリアの一般送配電事業者に原則として，当該時間の終了時刻から３分以内に通知する。
なお，システムトラブル等により補正計測電力が欠測した場合には，データ補完したうえで属地エリアの一般送配電事業者に通知する。
ただし，システムトラブル等により当該時間の終了時刻から３分以内に通知できなかった場合で，属地エリアの一般送配電事業者から求めがあったときは，求めがあった日の翌営業日までに通知を行うものとする。
また，本項に規定する営業日は，属地エリアの一般送
配電事業者の営業日とし，第３条（休業日・営業日および営業時間）第３項に定める平日とする。
(ﾛ) 簡易指令システムを用いたオンラインで施設する場合
送受信機能は以下のとおりとする。
なお，当該機能については，「エネルギー・リソース・ア
グリゲーション・ビジネスに関するサイバーセキュリティガ
イドライン」のセキュリティ要件に準拠するものとし，取引会員のアグリゲーションコーディネータシステムと簡易指令システム間のインターフェースの通信仕様については，Ｏｐ－23－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

ｅｎＡＤＲ2.0bに準拠する。
ａ 受信信号（調整実施指令信号）(a) 単独発電機の場合
ⅰ 調整実施指令信号
属地エリアの一般送配電事業者から，リソースの出力調整指令（数値指令）または出力変化量指令を受信する。
ⅱ 調整実施指令変更信号
属地エリアの一般送配電事業者から，リソースの出力調整指令（数値指令）または出力変化量指令の変更を受信する。
ⅲ 調整実施取消信号
属地エリアの一般送配電事業者から，リソースの出力調整指令（数値指令）または出力変化量指令の取消を受信する。
なお，余力活用に関する契約を締結する場合，取引会員は，ⅰからⅲにかかわらず，出力調整指令（数値指令）に限り受信する。
(b) 各リスト・パターンの場合
ⅰ 調整実施指令信号
属地エリアの一般送配電事業者から，リソースの出力変化量指令を受信する。
ⅱ 調整実施指令変更信号
属地エリアの一般送配電事業者から，リソースの出力変化量指令の変更を受信する。
ⅲ 調整実施取消信号
属地エリアの一般送配電事業者から，リソースの出力変化量指令の取消を受信する。
ｂ 送信信号(a) 調整実施信号
属地エリアの一般送配電事業者からの調整実施指令信号に対する応答として，調整実施信号を通知する。
(b) 瞬時供出電力
ⅰ 三次調整力②の場合
ハ(ﾍ)ｂに定める時間ごとのハ(ﾎ)に定める瞬時
供出電力を属地エリアの一般送配電事業者に原則として，次の30分コマの終了時刻までに通知する。
なお，システムトラブル等により補正計測電力が欠測した場合には，データ補完したうえで属地－24－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考エリアの一般送配電事業者に通知する。
ただし，システムトラブル等により次の30分コ
マの終了時刻までに通知できなかった場合で，属地エリアの一般送配電事業者から求めがあったと
きは，求めがあった日の翌営業日までに所定の様式により通知を行うものとする。
ⅱ 三次調整力①および二次調整力②の場合
ハ(ﾍ)ｂに定める時間ごとのハ(ﾎ)に定める瞬時
供出電力を属地エリアの一般送配電事業者に原則として，当該時間の終了時刻から３分以内に通知する。
なお，システムトラブル等により補正計測電力が欠測した場合には，データ補完したうえで属地エリアの一般送配電事業者に通知する。
ただし，システムトラブル等により当該時間の終了時刻から３分以内に通知できなかった場合
で，属地エリアの一般送配電事業者から求めがあったときは，求めがあった日の翌営業日までに所定の様式により通知を行うものとする。
また，本項に規定する営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の営業日とし，第３条（休業日・営業日
および営業時間）第３項に定める平日とする。
(ﾊ) 通信設備の施設に係る費用(ｲ)および(ﾛ)の場合における通信設備の施設に係る費用は，取引会員の負担とする。
ハ 計量設備に関する要件
第39条（アセスメント）に必要な計量器，その他付属装置（計量器箱，変成器，変成器の２次配線および計量情報等を伝送するための通信装置等をいう）については，以下のとおりとする。
(ｲ) 計量器の設置位置
計量器の設置位置は以下のとおりとする。
ａ 発電リソースの場合，原則としてユニット単位で受電地点に計量器を設置する。
なお，技術上，経済上やむを得ない場合で，受電電圧と異なる電圧で計量を行うときは，受電電圧と同位にするために，属地エリアの一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」にもとづき計量値の補正方法を協議する。
ｂ 需要リソースの場合，需要家単位で原則として供給地－25－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考点に計量器を設置する。
なお，技術上，経済上やむを得ない場合で，供給電圧と異なる電圧で計量を行うときは，供給電圧と同位にするために，属地エリアの一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」にもとづき計量値の補正方法を協議する。
(ﾛ) 計量器およびその他付属装置の設置(ｲ)における設置位置に，「託送供給等約款」にもとづき属地エリアの一般送配電事業者により託送供給の用に供する計量器が設置されている場合は，同計量器を利用できるものとする。
ただし，約定対象商品の供出電力が当該計量器から取得できる場合に限る。
上記以外の場合，市場運営者が指定する計量器または「計量 法」にもとづく特定計量器とする。
ａ 託送供給の用に供する計量器
託送供給の用に供する計量器を利用する場合，属地エリアの一般送配電事業者へ当該リソースの対象となるサービス（パルス提供サービスまたはＢルートサービス）を申込
みのうえ，計量値を取得できるようパルス受信装置またはＥＭＳ等を設置する。
ｂ 市場運営者が指定する計量器(a) 市場運営者が指定する計量器は，「日本産業規格ＪＩＳ Ｃ １１１１（交流入力トランスデューサ）」に準じて，原則としてユニットごとの発電機の定格出力または需要家ごとの接続供給契約における契約電力に応じた階級指数を適用する。
なお，市場運営者が指定する計量器の階級指数よりも指数の低い，高精度な計量器を適用することもできるものとする。
発電機の定格出力または接続供給契約における契約電力

階級指数500キロワット未満

2.0級

500キロワット以上

1.0級

10,000キロワット以上

0.5級(b) 市場運営者が指定する計量器の性能・精度の確認は以下のとおり，定期的な試験を実施し，(a)の階級指数に従った器差であることを確認する。
なお，試験結果については，属地エリアの一般送配電事業者の求めに応じて提出する。

－26－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）
試験内容

試験頻度

器差試験

１回／７年以内

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考(c) 取り付けるその他付属装置のうち，変成器は「日本産業規格ＪＩＳ Ｃ １７３１‐１およびＪＩＳ Ｃ １
７３１‐２」または「電気学会電気規格調査会標準規格
ＪＥＣ１２０１」に準じて，確度階級は，1.0級を適用すること。
なお，変成器の確度階級は，市場運営者が指定する確度階級よりも高い，高精度な変成器を適用することもできるものとする。
(d) 取り付けるその他付属装置のうち，変成器および変成器の２次配線の健全性を確認するため，以下の定期的な試験を実施すること。
なお，試験結果については，属地エリアの一般送配電事業者の求めに応じて提出する。
試験内容

試験頻度

外観点検
ブッシング点検
２次回路絶縁抵抗測定
２次回路抵抗測定

１回／21年以内※２次回路構成を変更の都度測定結果を記録することとし，変更後の負担が誤差保証範囲を超えた場合は試験を行うこと。

２次回路負担測定※
ｃ 「計量法」にもとづく特定計量器
取り付ける計量器（特定計量器）およびその他付属装置は，「計量法」の定めに応じたものを適用する。
(ﾊ) 設置する計量器の個数原則として，取引に用いる計量器は１つとする。ただし，取引会員が複数の計量器による取引を希望する場合
は，属地エリアの一般送配電事業者と協議する。
(ﾆ) 計量器の設置に係る費用
本市場の取引における計量設備等の施設に係る費用は，全て取引会員の負担とする。
(ﾎ) 一般送配電事業者がアセスメントを行うために必要なデー
タを送信する設備
取引会員は，属地エリアの一般送配電事業者がアセスメントを行うために必要なデータ（以下，「瞬時供出電力」という）を次の各号により算出し，(ﾍ)で定める周期で送信する機能を具備すること。

－27－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

なお，一次調整力において監視方法がオフラインの場
合，提供期間が属する月の翌月に，属地エリアの一般送配電事業者が通知した日の翌営業日までに属地エリアの一般送配電事業者が指定する期間の瞬時供出電力を所定の様式で提出する。本項に規定する営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の営業日とし，第３条（休業日・営業日および営業時間）第３項に定める平日とする。
ａ リソースごとの補正計測電力の算出(a) 専用線オンラインを用いる場合
補正計測電力は，以下のとおりとする。
ⅰ 発電リソースの場合(ﾛ)で設置した計量器から，送信周期に合わせ取得
した計量値（(ﾛ)によって変成器が設置されている場
合は，(ﾛ)で設置した計量器における変成器の合成変
成比〔合成変成比＝変圧比×変流比〕を乗じるものとする）にもとづき算出した値（キロワット）
ⅱ 需要リソースの場合(ﾛ)で設置した計量器から，送信周期に合わせ取得した計量値（(ﾛ)によって変成器が設置されている場合は，(ﾛ)で設置した計量器における変成器の合成変成比〔合成変成比＝変圧比×変流比〕を乗じるものとする）を属地エリアの「託送供給等約款」で定める損失率で修正した値にもとづき算出した値（キロワット）(b) 簡易指令システムを用いる場合
補正計測電力は，以下のとおりとする。
ⅰ 発電リソースの場合(ﾛ)で設置した計量器から，送信周期に合わせ取得した計量値（(ﾛ)によって変成器が設置されている場合は，(ﾛ)で設置した計量器における変成器の合成変成比〔合成変成比＝変圧比×変流比〕を乗じるものとする）にもとづき算出した当該周期における平均電力（キロワット）
ⅱ 需要リソースの場合(ﾛ)で設置した計量器から，送信周期に合わせ取得した計量値（(ﾛ)によって変成器が設置されている場合は，(ﾛ)で設置した計量器における変成器の合成変成比〔合成変成比＝変圧比×変流比〕を乗じるものとする）を属地エリアの「託送供給等約款」で定める損失率で修正した値にもとづき算出し－28－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考た当該周期における平均電力（キロワット）
ｂ 合計補正計測電力の算出(a) 発電機リスト・パターンの場合
合計補正計測電力は，ａ(a)ⅰまたはａ(b)ⅰで算出した発電リソース単位の補正計測電力を発電
機リスト・パターン単位に合計した値とする。
(b) 需要家リスト・パターンの場合
合計補正計測電力は，ａ(a)ⅱまたはａ(b)ⅱで算出した需要リソース単位の補正計測電力を需要家リス
ト・パターン単位に合計した値とする。
(c) ネガポジリスト・パターンの場合
ⅰ 発電リソースにおける合計補正計測電力は，ａ(a)ⅰまたはａ(b)ⅰで算出した発電リソース単位の補正
計測電力をネガポジリスト・パターン単位に合計した値とする。
ⅱ 需要リソースにおける合計補正計測電力は，ａ(a)ⅱまたはａ(b)ⅱで算出した需要リソース単位の補正
計測電力をネガポジリスト・パターン単位に合計した値とする。
ｃ 瞬時供出電力の算出
瞬時供出電力は，別表１のとおりとする。
(ﾍ) 送信周期(ﾎ)で算出した瞬時供出電力を属地エリアの一般送配電事
業者へ送信する周期は次のとおりとする。
ａ 専用線オンラインを用いる場合
属地エリアの一般送配電事業者が定めた通信プロトコ
ルにおける送信周期ｂ 簡易指令システムを用いる場合
三次調整力②のみのときは，30分の約数である１
分，２分，３分，５分，６分，10分，15分，30分のいずれかの内，事前に簡易指令システムに登録した送信周期とする。三次調整力①，二次調整力②に簡易指令システムを用いて参入するとき，送信周期は１分とする。

（電力制御セキュリティの確認）
第14条 取引会員は，第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)ロに定める通信設備を施設するにあたり，属地エリアの一般送配電事業者へ以下の書類等を提出し，属地エリアの一般送配電事業者－29－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考は，当該書類等により当該通信設備のセキュリティの妥当性を確認する。
(1) 専用線オンラインの場合取引会員の電力制御システムが，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠していることが確認できる書類等(2) 簡易指令システムの場合取引会員のシステムおよび取引会員と簡易指令システム間のインターフェースが，「エネルギー・リソース・アグリゲーショ
ン・ビジネスに関するサイバーセキュリティガイドライン」に準拠していること，簡易指令システムとの直接的な接続部において
は，「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠していることが確認できる書類等（システム売買方式による取引等）
第15条 本市場の取引は，需給調整市場システムを通じて行う。
なお，取引会員は，需給調整市場システムを利用するために必要となる機材等を，自己の責任と負担において用意する。
２ 取引会員は，市場運営者が定める操作方法に従い，需給調整市場システムを操作しなければならない。
３ 取引会員は，需給調整市場システムの操作を通じて，本市場の円滑な業務執行を妨げてはならない。
４ 取引会員は，当該取引会員名によって需給調整市場システムを通じて行われた取引について，一切の責任を負う。
５ 需給調整市場システムの稼働時間は，以下のとおりとする。
(1) 第３条（休業日・営業日および営業時間）に定める営業日の０時から24時までをシステム稼働時間とする。
(2) 市場運営者は，やむを得ない場合は，(1)の需給調整市場システ
ム稼働時間を変更することができる。この場合，市場運営者は速やかに取引会員に変更後の需給調整市場システム稼働時間を通知する。
(3) 市場運営者は，やむを得ない場合は，需給調整市場システム
を 臨時に停止し，または休止することができる。

（禁止行為）
第16条 取引会員は，次の各号に掲げる行為を行ってはならない。
(1) 仮想の取引または取引会員以外の他人による取引(2) 単独または他人との共同により相場を変動させる取引(3) 相場が自己や他人の操作によって変動する旨の流布(4) 本市場の価格を参照する他の料金等を変動させることを目的と－30－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

した取引
(5) 本市場以外の電力に関連した取引において利益を得る目的で，本市場の相場を変動させるような取引(6) 本市場の価格形成に影響を及ぼすインサイダー情報にもとづく
取引(7) 市場支配力の行使などによる市場における需給関係では正当化できない水準と認められる価格での入札(8) ΔｋＷ約定量にもとづく調整電力量料金に適用する単価が,一般的な発電原価または卸電力取引市場価格から合理的な説明がつかないほどかい離した水準と認められる価格形成(9) 属地エリアの一般送配電事業者が求める提出物等における虚偽の報告・提出（需給調整市場システムへの登録情報を含む）(10) 第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合しない単独
発電機または各リスト・パターンへの差替え行為(11) ΔｋＷ約定単価の変更によるペナルティ料金の回避を目的とした差替え行為(12) 第三者の権利を侵害する行為(13) 故意または過失によりに供出可能量を超えて入札する行為(14) 発動指令に対し，故意または過失により応動しない等，Δｋ
Ｗ約定量にもとづく調整を行わない行為(15) 故意または過失により実態とかい離した発電販売計画・需要調達計画・基準値計画を設定する行為(16) 提供期間において属地エリアの一般送配電事業者の調整の実施を妨げる行為(17) 市場運営者の運営および需給調整市場システムの安定稼働を妨げる行為(18) 取引停止の通告を受けた取引会員，単独発電機または各リス
ト・パターンによる入札(19) 属地エリアの一般送配電事業者が取引会員のリソース等の応動を正確に把握することを妨げる行為
２ 第１項に掲げる行為を行った場合，市場運営者は取引会員に対し，除名することができる。

（需給調整市場システムへのデータ登録）第17条 取引会員は，本市場の取引に必要となる関係諸元を需給調整市場システムに登録する。
２ 取引会員は，登録したデータに変更が生じた場合は，遅滞なく需給調整市場システムに再登録する。

（調整電力量料金に適用する単価の登録）－31－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第18条 取引会員は，単独発電機ごとの，または，各リスト・パターンが属する系統コードごとの調整電力量料金に適用する以下の単価を需給調整市場システムに登録する。なお，商品区分が一次調整力のみの場合は，需給調整市場システムへの調整電力量料金に適用する単価登録は不要とする。
(1) Ｖ１単価：上げ調整電力量料金に適用する単価(2) Ｖ２単価：下げ調整電力量料金に適用する単価
なお，市場運営者が必要と認める場合は，単価の算定根拠を確認するものとし，取引会員はこれに応じるものとする。
２ 事業税相当額に収入割相当額を含む取引会員の場合，第１項(1)のＶ１単価は，あらかじめ需給調整市場システムへ登録した収入割に相当する率から算出される収入割相当額分を控除したものとする。
３ 取引会員は，商品区分が一次調整力のみの場合を除き，事前審査の申請にあわせて，１日分の調整電力量料金に適用する単価（以下，「初期登録単価」という）を需給調整市場システムに登録するものとし，初期登録単価に変更が生じた場合は，需給調整市場シス
テムに再登録する。なお，第４項の単価登録がなされない場合は，全ての時間帯において初期登録単価が適用される。
４ 取引会員は，毎週火曜日の14時までに，当該週の土曜日から翌週の金曜日までの第45条（決済の対象）に定める調整電力量料金に適用する単価を，需給調整市場システムに登録する。
なお，当該期限までに登録が行われなかった場合は，第３項で登録した初期登録単価を第45条（決済の対象）に定める調整電力
量料金の算定に適用する。
５ 第４項の単価登録以降に第４項で登録した単価を変更する場合
は，各30分コマの実需給の開始時刻の１時間前までに行う。
６ Ⅴ１単価およびＶ２単価の単位は円／キロワット時とし，銭単位まで登録する。
７ 単独発電機の場合は，運転パターンごとに最大10パターンに区分
し，かつ，出力帯ごとに最大20通りに区分したＶ１単価およびＶ２単価を登録する。
また，各リスト・パターンの場合は，供出電力帯ごとに最大20通りに区分したＶ１単価およびＶ２単価を登録する。
なお，出力帯および供出電力帯は，最下限値ゼロキロワット時から登録する。
８ 単独発電機の場合，最低出力から最大出力までの間において，常に上位の出力帯の単価が下位の出力帯の単価を上回るように登録する。なお，出力帯が最低出力未満の場合はこの限りではない。
また，各リスト・パターンの場合は，常に上位の供出電力帯の－32－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

単価が下位の供出電力帯の単価を上回るように登録する。

（各リスト・パターンの登録）第19条 取引会員は，属地エリアごと，商品区分ごとに各リスト・パター
ンをそれぞれ最大20パターンまで登録することができる。
２ 取引会員は，各リスト・パターンの変更を希望する場合は，四半
期ごとに以下のいずれかのスケジュールで需給調整市場システムに登録する。
(1) 10月１日付取引から変更する場合：４月１日から６月30日まで(2) １月１日付取引から変更する場合：前年７月１日から前年９月30日まで(3) ４月１日付取引から変更する場合：前年10月１日から前年12月31日まで(4) ７月１日付取引から変更する場合：１月１日から３月31日まで
３ リソースのスイッチングやトラブルに伴い各リスト・パターンの変更が必要となった場合は，第２項のスケジュールに関わらず，需給調整市場システムに登録する。この場合，変更後の各リスト・パ
ターンが第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合していることを確認でき，かつ，属地エリアの一般送配電事業者の判断により，運用上可能な範囲で各リスト・パターンの変更を認める。
４ 異なる属地エリアのリソースを同一の各リスト・パターンに登録することはできないものとする。
５ 異なる系統コードに属する各リスト・パターンの間および単独発
電機とネガポジリスト・パターンの間でリソースを重複して登録することはできないものとする。
６ 週間市場商品の場合，取引会員は，需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターン登録時に，基準値の設定方法を事前予測型または直前計測型から選択するものとする。なお，同一の系統
コードにおいて需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パ
ターンごとに異なる設定方法を選択することはできないものとする。
７ 週間市場商品の場合で，取引会員が基準値の設定方法の変更を希望するときは，四半期ごとに第２項のいずれかのスケジュールで需給調整市場システムに登録する。
８ 取引会員が異なる基準値の設定方法を用いて週間市場商品での取引を希望する場合，商品区分ごとに系統コードを２つ取得することで，それぞれの系統コードごとに１つずつ基準値の設定方法を用いることができる。この場合においても，需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターンを20パターンずつ登録することを可能とする。なお，同一の需要リソースを異なる基準値の設定方法に－33－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

おける需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターンの間で重複して登録することはできないものとする。
９ 各リスト・パターンを用いる場合は，属地エリアごと，商品区分
ごと，基準値の設定方法ごとに以下の区分で原則として１系統コードを取得して登録する。
(1)発電機リスト・パターン(2)需要家リスト・パターン(3)ネガポジリスト・パターン
10 地点単位での供出可能量が1,000キロワット以上となるネガポジ
リスト・パターンを用いる場合，第９項にかかわらず，入札単位ごとに系統コードを取得して登録する。

（規程類の遵守）第20条 取引会員は，本規程および関係規程類についてその遵守義務を負う。
２ 本規程および関係規程類が改定または改正された場合は，取引会
員は改定または改正後のものについて遵守義務を負うものとする。

－34－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

第３章 事前審査

第３章 事前審査

第３章 事前審査（性能確認）（性能確認）

備考（性能確認）

第21条 取引会員は取引規程（需給調整市場）第17条（需給調整市場シス

第21条 取引会員は取引規程（需給調整市場）第17条（需給調整市場システ

第21条 取引会員は取引規程（需給調整市場）第17条（需給調整市場シス

テムへのデータ登録）の登録時に希望する商品の性能確認の申請をムへのデータ登録）の登録時に希望する商品の性能確認の申請を行テムへの データ登録）の登録時に複合約定を希望する場合は，複行い，属地エリアの一般送配電事業者は，登録された単独発電機まい，属地エリアの一般送配電事業者は，登録された単独発電機または合約定に係る性能確認の申請を行い，属地エリアの一般送配電事業

たは各リスト・パターンに含まれるリソースが第26条（取引対象の各リスト・パターンに含まれるリソースが第26条（取引対象のΔｋ者は，登録された単独発電機または各リスト・パターンに含まれるΔｋＷ）に定める当該商品の要件に適合していることを確認するＷ）に定める当該商品の要件に適合していることを確認する（以下，リソースが第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める当該商品の要件に（以下，「性能確認」という）。

「性能確認」という）。

適合していることを確認する（以下，「性能確認」という）。

２ 属地エリアの一般送配電事業者は当該申請の受付後，取引規程２ 属地エリアの一般送配電事業者は当該申請の受付後，取引規程２ 属地エリアの一般送配電事業者は当該申請の受付後，取引規程（需給調整市場）第17条（需給調整市場システムへのデータ登（需給調整市場）第17条（需給調整市場システムへのデータ登録）（需給調整市場）第17条（需給調整市場システムへのデータ登録）録）で登録された性能確認に必要となるデータ（以下，「性能で登録された性能確認に必要となるデータ（以下，「性能デーで登録された性能確認に必要となるデータ（以下，「性能データ」

データ」という）にもとづき，原則として３ヶ月以内に性能確タ」という）にもとづき，原則として３ヶ月以内に性能確認を実という）にもとづき，原則として３ヶ月以内に性能確認を実施す

認を実施する。

施する。

る。

３ 取引会員は，当該申請にあたり，第23条（性能データに関わ

３ 取引会員は，当該申請にあたり，第23条（性能データに関わる

３ 取引会員は，当該申請にあたり，第23条（性 能データに関わるる提出資料）に定める性能データを需給調整市場システムへ登

提出資料）に定める性能データを需給調整市場システムへ登録す提出資料）に定める性能データを需給調整市場システムへ登録す

録する。

る。

る。

なお，需給調整市場システムに登録できない大容量のデータ

なお，需給調整市場システムに登録できない大容量のデータに

なお，需給調整市場システムに登録できない大容量のデータにつについては，属地エリアの一般送配電事業者が指定する記録媒

ついては，属地エリアの一般送配電事業者が指定する記録媒体にいては，属地エリアの一般送配電事業者が指定する記録媒体に保存

体に保存し，郵送等にて属地エリアの一般送配電事業者に提出

保存し，郵送等にて属地エリアの一般送配電事業者に提出する。

し，郵送等にて属地エリアの一般送配電事業者に提出する。

する。
また，第23条（性能データに関わる提出資料）に定める性能

また，第23条（性能データに関わる提出資料）に定める性能デまた，第23条（性能データに関わる提出資料）に定める性能デー

データのうち稼働実績データ等については，当事者以外が作成

ータのうち稼働実績データ等については，当事者以外が作成したタのうち稼働実績データ等については，当事者以外が作成したものしたもので現状の機能を反映した最新のものとする。ただし，もので現状の機能を反映した最新のものとする。ただし，実証事

で現状の機能を反映した最新のものとする。ただし，実証事業等に実証事業等に活用したデータについて，属地エリアの一般送配業等に活用したデータについて，属地エリアの一般送配電事業者

活用したデータについて，属地エリアの一般送配電事業者が認めた電事業者が認めた場合には，当事者が作成したものでも可能とが認めた場合には，当事者が作成したものでも可能とする。

場合には，当事者が作成したものでも可能とする。

する。
４ 第22条（確認項目）(4),(5),(7)について，試験成績書もしく

４ 第22条（確認項目）(4),(5),(7)から(11)について，試験成績書

４ 第22条（確認項目）(1), (2)について，試験成績書もしくは稼働

は稼働実績データ等の提出が困難な場合または試験成績書もし

もしくは稼働実績データ等の提出が困難な場合または試験成績書

実績データ等の提出が困難な場合または試験成績書もしくは稼働実

くは稼働実績データ等では第22条（確認項目）に定める確認がもしくは稼働実績データ等では第22条（確認項目）に定める確認績データ等では第22条（確認項目）に定める確認ができなかった場

できなかった場合は性能確認として実働試験を実施する。

ができなかった場合は性能確認として実働試験を実施する。

合は性能確認として実働試験を実施する。

なお，実働試験に係る費用は，取引会員が負担する。

なお，実働試験に係る費用は，取引会員が負担する。

なお，実働試験に係る費用は，取引会員が負担する。

５ 性能確認は，単独発電機の場合は原則としてユニットごとに５ 性能確認は，単独発電機の場合は原則としてユニットごとに実５ 性能確認は，単独発電機の場合は原則としてユニットごとに実実施する。また，各リスト・パターンを用いる場合は，原則と施する。また，各リスト・パターンを用いる場合は，原則として施する。また，各リスト・パターンを用いる場合は，原則としてして各リスト・パターンごとに実施する。

各リスト・パターンごとに実施する。

各リスト・パターンごとに実施する。

６ 属地エリアの一般送配電事業者が現地調査の実施や詳細デー

６ 属地エリアの一般送配電事業者が現地調査の実施や詳細データ

６ 属地エリアの一般送配電事業者が現地調査の実施や詳細データ

タの提出を求めた場合，取引会員はその求めに応じるものとすの提出を求めた場合，取引会員はその求めに応じるものとする。

の提出を求めた場合，取引会員はその求めに応じるものとする。

７ 属地エリアの一般送配電事業者は，単独発電機または各リス

７ 属地エリアの一般送配電事業者は，単独発電機または各リス

７ 属地エリアの一般送配電事業者は，単独発電機または各リス

ト・パターンが第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適ト・パターンが第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合

ト・パターンが第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合

る。

－35－

2023年４月１日改定

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（複合約定）

合するか否かの合否判定を，取引会員に通知する。適合していするか否かの合否判定を，取引会員に通知する。適合しているとするか否かの合否判定を，取引会員に通知する。適合しているとると判断された場合は，属地エリアの一般送配電事業者は取引判断された場合は，属地エリアの一般送配電事業者は取引会員と判断された場合は，属地エリアの一般送配電事業者は取引会員と会員と「需給調整市場に関する契約」の締結に向けた協議を開「需給調整市場に関する契約」の締結に向けた協議を開始する。

「需給調整市場に関する契約」の締結に向けた協議を開始する。

始する。また，適合しないと判断された場合は，当該取引会員

また，適合しないと判断された場合は，当該取引会員は本市場にまた，適合しないと判断された場合は，当該取引会員は本市場に

は本市場において当該単独発電機または各リスト・パターンをおいて当該単独発電機または各リスト・パターンを用いて当該商おいて当該単独発電機または各リスト・パターンを用いて複合商

用いて当該商品の取引をすることはできない。

品の取引をすることはできない。
８ 性能確認による適合判定後に，性能データを変更する場合，取８ 性能確認による適合判定後に，性能データを変更する場合，取取引会員は性能データを需給調整市場システムに再登録後，性引会員は性能データを需給調整市場システムに再登録後，性能確引会員は性能データを需給調整市場システムに再登録後，性能確能確認の申請を行い，原則として性能確認を受けるものとす

認の申請を行い，原則として性能確認を受けるものとする。

認の申請を行い，原則として性能確認を受けるものとする。

なお，リソースのスイッチングやトラブルに伴い各リスト・パターンに変更が生じた場合で，属地エリアの一般送配電事業者が認めるときは，実働試験を省略することがある。

考品による取引をすることはできない。

８ 性能確認による適合判定後に，性能データを変更する場合，る。

備

なお，リソースのスイッチングやトラブルに伴い各リスト・パ

なお，リソースのスイッチングやトラブルに伴い各リスト・パターンに変更が生じた場合で，属地エリアの一般送配電事業者がターンに変更が生じた場合で，属地エリアの一般送配電事業者が認めるときは，実働試験を省略することがある。

認めるときは，実働試験を省略することがある。

また，需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パター

また，需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターン

また，需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パタ

ンのリソースの変更がなく，基準値の設定方法のみを変更する場のリソースの変更がなく，基準値の設定方法のみを変更する場合，ーンのリソースの変更がなく，基準値の設定方法のみを変更す合，変更後の基準値の設定方法で既に性能確認による適合判定を変更後の基準値の設定方法で既に性能確認による適合判定を受けてる場合，変更後の基準値の設定方法で既に性能確認による適合受けていて，属地エリアの一般送配電事業者が認めるときは，実いて，属地エリアの一般送配電事業者が認めるときは，実働試験を判定を受けていて，属地エリアの一般送配電事業者が認めると働試験を省略することができる。

省略することができる。

きは，実働試験を省略することができる。
９ 性能確認により，第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件

９ 性能確認により，第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件にに適合していると判断された後，実働試験の実施時期による供適合していると判断された後，実働試験の実施時期による供出可

出可能量の補正が必要な場合，取引会員は，属地エリアの一般能量の補正が必要な場合，取引会員は，属地エリアの一般送配電

送配電事業者へその旨を申し出たうえで，リソースの需要実績

事業者へその旨を申し出たうえで，リソースの需要実績など補正など補正量を証明できるデータを需給調整市場システムに登録量を証明できるデータを需給調整市場システムに登録後，属地エ

後，属地エリアの一般送配電事業者が適当と認める場合は，供リアの一般送配電事業者が適当と認める場合は，供出可能量の補出可能量の補正を行う。

正を行う。

10 出力増減指令（接点信号）により応動を求める属地エリアにおいては，取引会員と属地エリアの一般送配電事業者の間で，目標値として用いる数値を協議のうえ定める。
（確認項目）（確認項目）

第22条 第21条（性能確認）の確認項目は以下のとおりとする。
(1) 指令・指令間隔
第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定するオンライン指令（簡易指令システムを除く）による調整が可能であること。

（確認項目）

第22条 第21条（性能確認）の確認項目は以下のとおりとする。
(1)制御・制御間隔(1) 複合約定を希望する商品に係る各商品の要件

第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する自端制御による調整が可能であること。

ロ 複合約定を希望する商品に二次調整力①を含む場合，取引規程信号）による指令を行う場合，目標値として用いる数値を協別冊（二次調整力①）第22条（確認項目）のとおりとする。

議のうえ，調整が可能であること。

第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する監視間隔でデータの収集・提出が可能であること。
(3) 通信回線

イ 複合約定を希望する商品に一次調整力を含む場合，取引規程別冊（一次調整力）第22条（確認項目）のとおりとする。

なお，属地エリアの一般送配電事業者が出力増減指令（接点(2) 監視・監視間隔

第22条 第21条（性能確認）の確認項目は以下のとおりとする。

ハ 複合約定を希望する商品に二次調整力②を含む場合，取引規程(2) 監視・監視間隔

別冊（二次調整力②）第22条（確認項目）のとおりとする。

第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する監視間隔でデータの収集・提出が可能であること。
(3) 通信回線

ニ 複合約定を希望する商品に三次調整力①を含む場合，取引規程別冊（三次調整力①）第22条（確認項目）のとおりとする。
(2) 複合約定を希望する商品に係る合成した指令信号への追従－36－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）
取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）に定めるセキュリティ要件を遵守していること。

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

専用線オンラインで接続する場合，取引規程（需給調整市

考イ 第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する応動時間以内に応札場）第13条（リソース等が満たすべき要件）に定めるセキュリ

予定の複合商品に係る合成した指令に追従すること。

ティ要件を遵守していること。
(4) 応動時間・供出可能量

備

ロ 提供期間中は繰り返し指令に応じること。

(4) 応動時間・供出可能量

ハ 供出可能量のうち，一部の量が発動可能であること。

イ 第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する応動時間以内にイ 第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する応動時間以内に供供出可能量まで到達できること。なお，ＬＦＣ制御を行っ

出可能量まで到達できること。なお，発電リソースにおいなお，(1)の確認により，(2)の確認を代替できる場合もあり，確認た場合（手動の指令値等でＬＦＣを模擬する場合を含む）て，定格出力を超えて応動可能な場合，定格出力を超えて応項目の詳細は属地エリアの一般送配電事業者が調整できるものとす

は，別表２に定めるＬＦＣ演算周期において算定される指動可能となる範囲をＧＦ幅（定格出力外）として確認する。

る。

令値に対して，需給調整市場システムへデータ登録された
ＬＦＣ変化速度で算定される時刻までに到達すること。
ロ 提供期間中は繰り返し指令に応じること。

ロ 提供期間中は調定率にもとづいて繰り返し応動可能なこ

ハ 供出可能量のうち，一部の量が発動可能であること。

ハ 周波数偏差を検知していない場合に以下のとおり応動すると。

ニ 指令量をゼロとする指令が行われた場合は，発電計画，
属地周期発電計画電力計画，属地周期基準値電力計画（事前予測型），属地周期基準値電力計画（直前計測型）にもとづいた応動をしていること。

こと。
(ｲ) 専用線オンラインの場合
周波数偏差を検知していない場合は，発電計画，属地周期
発電計画電力計画，属地周期基準値電力計画（事前予測型），属地周期基準値電力計画（直前計測型）にもとづいた応動をしていること。
(ﾛ) 監視方法がオフラインの場合
周波数偏差を検知していない場合は，発電計画，１秒発電
計画電力計画，１秒基準値電力計画（事前予測型），１秒基
準値電力計画（直前計測型）にもとづいた応動をしていること。

なお，第23条（性能データに関わる提出資料）にもとづいて

なお，第23条（性能データに関わる提出資料）にもとづいて確確認を行う場合は，発電計画電力，合計発電計画電力またはベ認を行う場合は，発電計画電力，合計発電計画電力またはベース

ースラインにもとづいた応動をしていること。

ラインにもとづいた応動をしていること。

(5) 継続時間(5) 継続時間

第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する継続時間以上，供出可能量の出力を継続的に発動可能であること。
(6) 各リスト・パターン
イ 需要家リスト・パターンおよびネガポジリスト・パターン

第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する継続時間以上，供出可能量の出力を継続的に発動可能であること。
(6) 各リスト・パターン
イ 需要家リスト・パターンおよびネガポジリスト・パターン

取引会員間の需要リソースに重複がないことおよび需要リ取引会員間の需要リソースに重複がないことおよび需要リソ

ソースが複数の小売電気事業者に所属していないこと。ただースが複数の小売電気事業者に所属していないこと。ただし，し，供出電力（属地周期）が明確に区別・区分可能なことを専用線オンラインの場合は供出電力（属地周期）が，監視方法

属地エリアの一般送配電事業者が認めた場合は，この限りでがオフラインの場合は供出電力（1秒）が明確に区別・区分可はない。

能なことを属地エリアの一般送配電事業者が認めた場合は，この限りではない。

また，需要リソースが需要抑制量調整供給契約を締結してまた，需要リソースが需要抑制量調整供給契約を締結してい－37－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）いる場合，当該需要リソースが所属する需要抑制バランシン

る場合，当該需要リソースが所属する需要抑制バランシンググ

ググループに，当該各リスト・パターンに属さない需要者をループに，当該各リスト・パターンに属さない需要者を含まな含まないこと。

いこと。

なお，異なる系統コードに属する各リスト・パターンの間で需要リソースに重複がないこと。
ロ 発電機リスト・パターンおよびネガポジリスト・パターン
取引会員間の発電リソースに重複がないこと。

考

なお，異なる系統コードに属する各リスト・パターンの間で

ロ 発電機リスト・パターンおよびネガポジリスト・パターン
取引会員間の発電リソースに重複がないこと。
また，異なる系統コードに属する発電機リスト・パターン

ンおよびネガポジリスト・パターンの間で発電リソースにおよびネガポジリスト・パターンの間で発電リソースに重複重複がないこと。

備

需要リソースに重複がないこと。

また，異なる系統コードに属する発電機リスト・パター(7) 遅れ時間

取引規程別冊（複合約定）がないこと。
(7) 遅れ時間取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)イ(ﾄ)ａ(a)に規定する時間以内に応動開始すること。

要件）(2)イ(ﾄ)ａ(b)に規定する時間以内に応動開始すること。
(8) 周波数計測（計測間隔）
取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)イ(ﾄ)ｂに規定する間隔で周波数計測データの収集が可能であること。
(9) 周波数計測（計測誤差）
取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)イ(ﾄ)ｃに規定する計測誤差以内で周波数計測データの収集が可能であること。
(10) 不感帯取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)イ(ﾄ)ｄに規定する範囲外の周波数偏差を検知した場
合には，応動すること。
(11) 調定率
取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)イ(ﾄ)ｅに規定する調定率にもとづき応動をしていること。なお，周波数変動補償機能が具備されている場合には，当該機能の具備をもって，調定率にもとづく応動に関する要件を満たしていることとみなす。

（性能データに関わる提出資料）
第23条 第21条（性能確認）の確認のために取引会員が提出する性能データに関わる提出資料は以下のとおりとする。
(1) 指令・指令間隔
属地エリアの一般送配電事業者からオンライン指令に応じることが可能であることが確認できるもの。
なお，属地エリアの一般送配電事業者が出力増減指令（接点信号）による指令を行う場合，協議により定めた目標値の（性能データに関わる提出資料）（性能データに関わる提出資料）

第23条 第21条（性能確認）の確認のために取引会員が提出する性能デー
タに関わる提出資料は以下のとおりとする。
(1) 制御・制御間隔

第23条 第21条（性能確認）の確認のために取引会員が提出する性能データに関わる提出資料は以下のとおりとする。
(1) 複合約定を希望する商品に係る各商品の要件に関する資料

周波数偏差に応じて自端制御による調整が可能であることがイ 複合約定を希望する商品に一次調整力を含む場合，取引規程別確認できるもの。ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約または余力冊（一次調整力）第23条（性能データに関わる提出資料）のと活用に関する契約を締結し一次調整力相当の機能を有する場合はその契約書の写しをもってこれに代えることができる。

－38－

おりとする。
ロ 複合約定を希望する商品に二次調整力①を含む場合，取引規程2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

指令に応じることが可能であることが確認できるもの。

ハ 複合約定を希望する商品に二次調整力②を含む場合，取引規程

約書の写しをもってこれに代えることができる。

別冊（二次調整力②）第23条（性能データに関わる提出資料）(2) 監視・監視間隔のとおりとする。

属地エリアの一般送配電事業者がオンラインで監視できる取引会員が収集する発電実績の監視間隔および発電実績とし

ニ 複合約定を希望する商品に三次調整力①を含む場合，取引規程

こと，監視間隔および発電実績として収集保存されたデータて収集保存されたデータが確認できるもの。ただし，電源Ⅱ周

別冊（三次調整力①）第23条（性能データに関わる提出資料）のが確認できるもの。ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約または波数調整力契約または余力活用に関する契約を締結し一次調整

とおりとする。

余力活用に関する契約を締結し二次調整力①相当の機能を有力相当の機能を有する場合はその契約書の写しをもってこれにする場合はその契約書の写しをもってこれに代えることがで代えることができる。

きる。

(2) 複合商品に係る合成した指令信号への追従に関する資料
以下のイまたはロ(3) 通信回線

イ 単独発電機においては，定格出力，最低出力，出力変化速度「電力制御システムセキュリティガイドライン」に準拠し専用線オンラインで接続する場合，「電力制御システムセキが確認できるもの。ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約または余ていることが確認できるもの。ただし，電源Ⅱ周波数調整力

ュリティガイドライン」に準拠していることが確認できるも力活用に関する契約を締結し複合約定を希望するすべての商品契約または余力活用に関する契約を締結し二次調整力①相当の。ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約または余力活用に関する相当の機能を有する場合はその契約書の写しをもってこれに代の機能を有する場合はその契約書の写しをもってこれに代え契約を締結し一次調整力相当の機能を有する場合はその契約書えることができる。

ることができる。

の写しをもってこれに代えることができる。

(4) 応動時間・供出可能量
以下のイまたはロ(4) 応動時間・供出可能量
以下のイまたはロ

ロ 単独発電機の場合は出力変化曲線，各リスト・パターンの場

イ 単独発電機においては，定格出力，最低出力，出力変化

イ 単独発電機においては，定格出力，最低出力，出力変化速合は実証事業等の抑制実績（データ取得日，時間，出力が記載

速度が確認できるもの。ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約

度，ＧＦ幅が確認できるもの。なお，発電リソースにおいされたもの）であって，第１項(1)に定める稼働データ。ただまたは余力活用に関する契約を締結し二次調整力①相当のて，定格出力を超えて応動可能な場合，ＧＦ幅（定格出力

し，出力変化曲線や実績データのサンプリング周期は，応札予機能を有する場合はその契約書の写しをもってこれに代え外）が確認できるもの。

定の複合商品に係る各商品のうち，最短のサンプリング周期とることができる。

ロ 単独発電機の場合は出力変化曲線，各リスト・パターンの場合は実証事業等の実績データ（データ取得日，時間，考のとおりとする。

契約を締結し二次調整力①相当の機能を有する場合はその契(3) 通信回線

備

別冊（二次調整力①）第23条（性能データに関わる提出資料）

ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約または余力活用に関する(2) 監視・監視間隔

取引規程別冊（複合約定）

ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約または余力活用に関するなる商品と同一の周期ごとの全計測点を30分コマ単位で評価し契約を締結し一次調整力相当の機能を有する場合はその契約て，第26条（取引対象のΔｋＷ）(2)で定める指令間隔ごとの指書の写しをもってこれに代えることができる。

令に追従できる確認に対して90％以上が第24条（実働試験の実

ロ 以下の(ｲ)または(ﾛ）の稼働実績データ

施方法）に定める許容範囲内で応動していることが確認できる（ｲ）専用線オンラインの場合

もの。

出力が記載されたもの）であって，以下の内容が確認でき

単独発電機の場合は出力変化曲線，各リスト・パターンのる稼働データ。ただし，出力変化曲線や実績データのサン

場合は実証事業等の実績データ（データ取得日，時間，出力プリング周期は属地エリアの一般送配電事業者と調整したが記載されたもの）であって，登録した供出可能量まで10秒

送信周期以内とし，属地エリアの一般送配電事業者と調整

以内で応動していることが確認できる稼働データ。

した送信周期ごとの全計測点を30分コマ単位で評価して，以下の応動に対して90％以上が第24条（実働試験の実施方法）に定める許容範囲内で応動していることが確認できる(ﾛ)監視方法がオフラインの場合
実証事業等の実績データ（データ取得日，時間，出力が記もの。

載されたもの）であって，登録した供出可能量まで10秒以内(ｲ) 登録した供出可能量を出力するまでの時間が５分以内で応動していることが確認できる稼働データ。

であること。また，供出可能量および，遅れ時間から設定される中間線を上回る応動が可能であること。
(ﾛ) 第26条（取引対象のΔｋＷ）(2)で定める指令間隔ご－39－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考との指令に追従できること。
(ﾊ) 指令量をゼロとする指令が行われた場合は発電計画電力，合計発電計画電力またはベースラインにもとづいた運転を30分以上行うこととする。
(ﾆ) 供出可能量の30％から70％範囲内の任意の出力で，少なくとも１コマ（30分）の出力継続が確認できること。

なお，イまたはロにおける最低出力が，取引規程（需給調

なお，イまたはロにおける最低出力が，取引規程（需給調整整市場）第18条（調整電力量料金に適用する単価の登録）第市場）第18条（調整電力量料金に適用する単価の登録）第８項

８項の最低出力として用いることが不適当な場合，代替するの最低出力として用いることが不適当な場合，代替する値を証

値を証明できる資料(5) 継続時間
以下のイまたはロ

明できる資料(5) 継続時間
以下のイまたはロ

イ 単独発電機においては，定格出力の継続時間が確認でき

イ 単独発電機においては，定格出力の継続時間が確認できるるもの。ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約または余力活用もの。ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約または余力活用に関に関する契約を締結し二次調整力①相当の機能を有する場する契約を締結し一次調整力相当の機能を有する場合はその合はその契約書の写しをもってこれに代えることができる。

契約書の写しをもってこれに代えることができる。
ロ 単独発電機の場合は出力変化曲線，各リスト・パターンのロ 単独発電機の場合は出力変化曲線，各リスト・パターン

場合は実証事業等の実績データ（データ取得日，時間，出力の場合は実証事業等の実績データ（データ取得日，時間，が記載されたもの）であって，以下の内容が確認できる稼働出力が記載されたもの）であって，以下の内容が確認できデータ。

る稼働データ。

ただし，出力変化曲線や実績データはサンプリング周期を

ただし，出力変化曲線や実績データはサンプリング周期

属地エリアの一般送配電事業者と調整した値（監視方法がオを属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期以内

フラインの場合は，１秒以内とする）として，30分コマ単位

として，30分コマ単位の内90%以上が第24条（実働試験のの内すべての計測点が第24条（実働試験の実施方法）第１項

実施方法）に定める許容範囲内で応動していることが確認(1)ロ(ﾛ)ｂ，(2)ロ(ｲ)bまたは(2)ロ(ﾛ)bに定める許容範囲内できるもの。

で応動していることが確認できるもの。

(ｲ) 単独発電機の場合は，定格出力で30分以上の運転を継(ｲ) 単独発電機の場合は，定格出力以上で５分以上の運転を続していること。
(ﾛ)各リスト・パターンの場合は，登録された供出可能量で30分以上の応動を継続していること。
(6)各リスト・パターン
発電機リスト・パターン，需要家リスト・パターン，およびネガポジリスト・パターン(7) 遅れ時間

継続していること。
(ﾛ) 各リスト・パターンの場合は，登録された供出可能量で５分以上の応動を継続していること。
(6)各リスト・パターン
発電機リスト・パターン，需要家リスト・パターン，およびネガポジリスト・パターン(7) 遅れ時間取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべ取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべきき要件）(2)イ(ﾄ)ａ(a)に規定する時間以内に応動開始する要件）(2)イ(ﾄ)ａ(b)に規定する時間以内に応動開始することことが確認できるもの。

が確認できるもの。
(8) 周波数計測（計測間隔）
取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき－40－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考要件）(2)イ(ﾄ)ｂに規定する間隔で周波数計測データの収集が可能であること。
(9)周波数計測（計測誤差）
取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)イ(ﾄ)ｃに規定する時間以内に応動開始することが確
認できるもの。
(10)不感帯
不感帯がある場合は，取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)イ(ﾄ)ｄに規定する範囲内の不感帯であることを確認できるもの。
(11)調定率
取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)イ(ﾄ)ｅに規定する調定率にもとづき応動することが確認できるもの。周波数変動補償機能が具備されている場合には，当該機能の具備が確認できるもの。ただし電源Ⅱ周波数調
整力契約または余力活用に関する契約を締結し一次調整力相当の機能を有する場合はその契約書の写しをもってこれに代えることができる。
２ 第１項(4)および(5)において，稼働データを活用する場合

２ 第１項(4)および(5)において，稼働データを活用する場合は，

２ 第１項(2)において，稼働データを活用する場合は，所定の様は，所定の様式に以下の項目について属地エリアの一般送配電

所定の様式に以下の項目について専用線オンライン場合は属地エ式に以下の項目について応札予定の複合商品に係る各商品のうち事業者と調整した送信周期ごとの値（キロワット）を記入した

リアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの値（キロワッ

最短のサンプリング周期ごとの値（キロワット）を記入したものものを提出する。

ト），監視方法がオフラインの場合は１秒ごとの値（キロワッを提出する。

ト）を記入したものを提出する。
(1) 単独発電機の場合は，発電計画電力，発電実績，応動実績

(1) 単独発電機の場合は，発電計画電力，発電実績，応動実績

(1) 単独発電機の場合は，発電計画電力，発電実績，応動実績

(2) 各リスト・パターンの場合は，発電計画電力，合計発電計(2) 各リスト・パターンの場合は，発電計画電力，合計発電計画(2)各リスト・パターンの場合は，発電計画電力，合計発電計画

画電力またはベースライン，実績データおよび応動実績

（実働試験の実施方法）
第24条 実働試験の実施方法は以下のとおりとする。
(1) 単独発電機の場合

電力またはベースライン，実績データおよび応動実績

（実働試験の実施方法）

電力またはベースライン，実績データおよび応動実績

（実働試験の実施方法）

第24条 実働試験の実施方法は以下のとおりとする。
(1) 単独発電機の場合

第24条 実働試験は，複合約定を希望する各商品の実働試験および複合商品の合成した指令信号への追従に関する実働試験を以下のとお

イ 実働試験は原則としてユニットごと，商品区分ごとに以イ 実働試験は原則としてユニットごと，商品区分ごとに以下下の手順で行う。なお，ＧＦまたはＥＤＣ機能を有する場の手順で行う。なお，ＥＤＣまたはＬＦＣ機能を有する場合

合は，原則として当該機能をロックした状態で試験を行は，原則として当該機能をロックした状態で試験を行う。

う。

り実施する。
(1) 複合約定を希望する各商品の実働試験
イ 複合約定を希望する商品に一次調整力を含む場合，取引規程別冊（一次調整力）第24条（実働試験の実施方法）の(ｲ) 取引会員は，試験候補日時を選定し，属地エリアの一般送配電事業者へ通知する。

(ｲ) 取引会員は，試験候補日時を選定し，属地エリアの一般送
配電事業者へ通知する。

なお，原則として，試験候補日は３日選定し，試験時

なお，原則として，試験候補日は３日選定し，試験時間

間（３時間）は各々の日に対して第29条（ΔｋＷの入札（３時間）は各々の日に対して第29条（ΔｋＷの入札単単位）のいずれかの中から，入札を予定している時間帯位）のいずれかの中から，入札を予定している時間帯を１を１つ選定する。

つ選定する。

とおりとする。
ロ 複合約定を希望する商品に二次調整力①を含む場合，取引規程別冊（二次調整力①）第24条（実働試験の実施方法）のとおりとする。
ハ 複合約定を希望する商品に二次調整力②を含む場合，取引規程別冊（二次調整力②）第24条（実働試験の実施方－41－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）
ただし，取引会員が同一の試験候補日において，複数

取引規程別冊（一次調整力）
ただし，取引会員が同一の試験候補日において，複数の取引規程別冊（複合約定）

時間帯で試験を希望する場合は，その限りではない。

ニ 複合約定を希望する商品に三次調整力①を含む場合，取(ﾛ) 属地エリアの一般送配電事業者は，エリアの系統状況等(ﾛ) 属地エリアの一般送配電事業者は，エリアの系統状況等を

引規程別冊（三次調整力①）第24条（実働試験の実施方を勘案し，選定された試験候補日時で実働試験が可能であ

勘案し，選定された試験候補日時で実働試験が可能であれ

れば，試験日時を決定する。

ば，試験日時を決定する。

なお，試験候補日時で試験が実施できない場合は，取なお，試験候補日時で試験が実施できない場合は，取引会員と協議のうえ，試験日時を再設定する。

法）のとおりとする。

(2) 複合商品の合成した指令信号への追従に関する実働試験
イ 単独発電機の場合(ﾊ) 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能デー(ﾊ) 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能データ(ｲ) 実働試験は原則としてユニットごとに以下の手順で行タに関わる提出資料）第１項(4),(5),および(7)を確認に関わる提出資料）第１項(4)，(5)，(8)， (10)およびう。ただし，複合約定を希望する商品に一次調整力を含まするため，以下の３つの試験を行う。

(11)を確認するため，以下の２つの試験を行う。

ずＧＦ機能を有する場合，二次調整力①を含まずＬＦＣ機

ａ 指令量を供出可能量としたときの応動時間,継続時

ａ 周波数偏差を模擬した信号に対して調定率にもとづく能を有する場合，または三次調整力①および二次調整力②

目標値を供出可能量としたときの応動時間，継続時間おを含まずＥＤＣ機能を有する場合は，原則として当該機能

よび遅れ時間を確認する試験をロックした状態で試験を行う。

間および遅れ時間を確認する試験

ｂ 指令量を繰り返し変化させたときの応動を確認す
る試験

ｂ 周波数偏差を模擬した信号を繰り返し変化させたとき

なお，試験日時の選定方法は，複合約定を希望する商品にの，不感帯の範囲外について調定率にもとづく応動をし応じて取引規程別冊（三次調整力②）第24条（実働試験のていることを確認する試験実施方法），取引規程別冊（三次調整力①）第24条（実働ｃ 指令量がゼロの場合の応動を確認する試験考法）のとおりとする。

の時間帯で試験を希望する場合は，その限りではない。

引会員と協議のうえ，試験日時を再設定する。

備

試験の実施方法），取引規程別冊（二次調整力②）第24条（実働試験の実施方法），取引規程別冊（二次調整力①）(ﾆ) 属地エリアの一般送配電事業者は，試験日において原

第24条（実働試験の実施方法），取引規程別冊（一次調整則，別表２で定めるＬＦＣ制御周期ごとに指令を行う。

力）第24条（実働試験の実施方法）に準ずる。

指令がない場合は，原則，対象の時刻の直前の時間

また，実働試験の評価に用いる計画および実績データの提に対する指令値に従った運転を継続する。

出については，複合約定を希望する商品のうち，最短のサ

上記応動を求めない場合，属地エリアの一般送配電

ンプリング周期の発電計画電力，および複合約定を希望す

事業者は詳細については取引会員と調整する。

る商品のうち最短のサンプリング周期ごとの発電実績およ(ﾎ) 取引会員は，実働試験対象時間において，属地周期発(ﾆ) 取引会員は，実働試験対象時間において，属地周期発び応動実績を当該商品の取引規程別冊第24条（実働試験の電計画電力を所定の様式にて，属地エリアの一般送配電

電計画電力を所定の様式にて，属地エリアの一般送配電事

実施方法）に準じて提出する。

事業者に提出する。また試験時間において，属地エリア

業者に提出する。また試験時間において，属地エリアの一の一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの発電実績

般送配電事業者と調整した送信周期ごとの発電実績およびａ 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能データ

および応動実績を所定の様式にて，属地エリアの一般送

応動実績を所定の様式にて，属地エリアの一般送配電事業に関わる提出資料）第１項(2)を確認するため，複合約定

配電事業者に提出する。

者に提出する。

を希望する商品に係る合成した指令信号を繰り返し変化さ

なお，実働試験の評価に用いる属地周期発電計画電

なお，実働試験の評価に用いる属地周期発電計画電力

力は，電力広域的運営推進機関に提出された発電計画

は，電力広域的運営推進機関に提出された発電計画にもにもとづくものとする。

とづくものとする。

また，実働試験の評価に用いる属地エリアの一般送配電

また，実働試験の評価に用いる属地エリアの一般送配電事

事業者と調整した送信周期ごとの発電機の発電実績および業者と調整した送信周期ごとの発電機の発電実績および応動

応動実績は，取引規程（需給調整市場）第13条（リソース

実績は，取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満等が満たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)に準じて計量器等にて取引たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)に準じて計量器等にて取引会員が取会員が取得する。
ロ 実働試験結果の評価は属地エリアの一般送配電事業者にて以下の手順で行う。

せたときの応動を確認する試験を行う。
ｂ 属地エリアの一般送配電事業者は，指令時刻等を取引会員と調整する。

得する。
ロ 実働試験結果の評価は属地エリアの一般送配電事業者にて以下の手順で行う。

－42－(ﾛ) 実働試験結果の評価は属地エリアの一般送配電事業者にて以下の手順で行う。
2023年４月１日改定

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）(ｲ) 試験時間において，イ(ﾎ)により提出された属地周期(ｲ) 試験時間において，イ(ﾆ)により提出された属地周期発

ａ 試験時間において，(2)イ(ｲ)により提出された複合約定

発電計画電力，発電実績および応動実績を用いて評価す

電計画電力，発電実績および応動実績を用いて評価する。

を希望する商品のうち最短のサンプリング周期の発電計取引規程本則および別冊（二次調整力①）

る。

備

考

画電力，複合約定を希望する商品のうち最短のサンプリ
ング周期ごとの発電実績および応動実績を用いて評価する。

(ﾛ) 実働試験結果の評価における確認事項および判断方法
は以下のとおりとする。

(ﾛ) 実働試験結果の評価における確認事項および判断方法は以下のとおりとする。

ｂ 実働試験結果の評価における確認事項および判断方法は以下のとおりとする。

試験時間において，発電実績が許容範囲内であること

試験時間において，周波数偏差を模擬した信号に対試験時間において，実績データが許容範囲内であるを属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期

し，調定率にもとづく調整を実施していることを確認

ことを複合約定を希望する商品のうち最短のサンプリ

ごとに確認し，評価は30分コマ単位に行い，計測点のし，平常時を模擬した試験および異常時を模擬した試

ング周期ごとに確認し，評価は30分コマ単位に行い，うち90％以上が許容範囲内である場合に第26条（取引験の各々で評価を行うこととする。

計測点のうち90%以上が許容範囲内である場合に第26対象のΔｋＷ）に定める要件に適合していると判断す
る。

各々の試験に対し，応動実績が許容範囲内であることを属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合していると判断する。

なお，応動実績とは，取引規程（需給調整市場）第期ごとに確認する。なお，評価は30分コマ単位に行

また，実働試験における実績データの許容範囲は，13条（リソース等が満たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)ｃで定い，平常時を模擬した試験においては計測点のうち90%以下の(a)から(e)の許容範囲を組み合わせて算定す

める瞬時供出電力を指す。

以上，異常時を模擬した試験においてはすべての計測る。

また，実働試験における応動実績の許容範囲は，指令値変更に伴い応動している時間を除く時間，変更前

点が許容範囲内である場合に第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合していると判断する。

(a) 複合約定を希望する商品に三次調整力①および二次指令値から増加する変更指令があった場合，変更前指また，不感帯が設定されている場合，設定した不感調整力②を含む場合，三次調整力①および二次調整

令値から減少する変更指令があった場合のそれぞれに帯の範囲内の模擬信号については，評価の対象外とす

力②の許容範囲は，取引規程別冊（二次調整力②）

ついて以下のとおり算定する（算定された許容範囲のる。

第24条（実働試験の実施方法）に定める許容範囲と時間が重複する場合は，それぞれ算定された属地周期

なお，本規程において異常時とは属地エリアの一般ごとの許容範囲のうち，上限値の最大値および下限値

送配電事業者が電源脱落等発生を検知した時刻（ただなお，この場合の許容範囲の算定に用いる供出可の最小値を用いるものとする）。

し，属地エリアの一般送配電事業者が電源脱落等発生

能量は，三次調整力①の供出可能量と二次調整力②の供出可能量を比較し，大きい方の供出可能量を用

なお，許容範囲の算定に用いる「応動時間」は５分を検知した時刻において基準周波数を上回っている場とする。また，「遅れ時間」は120秒とし「上り伝送遅

合は，電源脱落等発生後最初に基準周波数以下となっ

延時間」は取引会員と属地エリアの一般送配電事業者

た時刻とする）を起点に周波数低下が継続している期の間で協議のうえ定めた値とする。

間とする。

ａ 出力変化量指令および出力増減指令(接点信号)のリ実働試験における応動実績の許容範囲は，以下のとお

する。

いる。
(b) 複合約定を希望する商品に三次調整力①を含み，二次調整力②を含まない場合の三次調整力①の許容範囲
は，取引規程別冊（三次調整力①）第24条（実働試験

ソースの場合り算定する。

(a) 指令量変更に伴い応動している時間を除く時間

次調整力①を含まない場合の二次調整力②の許容範囲
ａ 平常時を模擬した試験

下限値「指令量－供出可能量×10％」から上限
値「指令量＋供出可能量×10％」(b) 変更前指令量から増加する変更指令があった場の実施方法）の許容範囲とする。
(c) 複合約定を希望する商品に二次調整力②を含み，三繰り返し変化される模擬信号に対し，模擬信号入力後から10秒後以降の応動実績について，以下の許容範囲内であることを30分コマ単位に評価する。

合は，取引規程別冊（二次調整力②）第24条（実働試験の実施方法）の許容範囲とする。
(d) 複合約定を希望する商品に二次調整力①を含む場合の二次調整力①の許容範囲は，取引規程別冊（二次調整力①）第24条（実働試験の実施方法）の許容範囲とⅰ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り

調定率から算出される理論値±供出可能量×10％

伝送遅延時間が経過するまで
下限値「変更前指令量－供出可能量×10％」かする。
(e) 複合約定を希望する商品に一次調整力を含む場合，

ｂ 異常時を模擬した試験－43－

複合約定に含まれる一次調整力の供出可能量を許容範
2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

ら上限値「変更後指令量＋供出可能量×10％」

周波数偏差が0.2ヘルツを上回る（なお，属地エリアがⅱ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り

北海道電力ネットワーク株式会社の場合，0.2ヘルツでは

伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り伝

なく0.3ヘルツを上回る）模擬信号に対し，模擬信号入力

送遅延時間が経過するまで

後から10秒後以降の応動実績について，以下の許容範囲

取引規程別冊（複合約定）

備

考

囲とする。

以上で５分以上継続していることを評価する。
下限値「変更前指令量＋供出可能量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－「供出可能量－供出可能量×10％」以上

遅れ時間－上り伝送遅延時間）－供出可能量×10％」または「変更後指令量－供出可能量×

なお，応動実績とは，取引規程（需給調整市場）第13条

10％」のいずれか小さい方から上限値「変更後指（リソース等が満たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)ｃで定める瞬時供令量＋供出可能量×10％」

出電力を指し，遅れ時間（２秒）および取引会員と属地エリ

ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指アの一般送配電事業者の間で協議のうえ定めた上り伝送遅延時間の補正を行ったうえで評価することとする。

令があった場合，上記算定式の「変更後指令量－
供出可能量×10％」の許容範囲は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時
間および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。
(c) 変更前指令量から減少する変更指令があった場
合ⅰ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り
伝送遅延時間が経過するまで
上限値「変更前指令量＋供出可能量×10％」か
ら下限値「変更後指令量－供出可能量×10％」
ⅱ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り
伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまで

上限値「変更前指令量－供出可能量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－
遅れ時間－上り伝送遅延時間）＋供出可能量×10％」または「変更後指令量＋供出可能量×10％」のいずれか大きい方から下限値「変更後指
令量－供出可能量×10％」
ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指令があった場合，上記算定式の「変更後指令値＋供出可能量×10％」の許容範囲は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の－44－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時
間および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。

上式の指令量とは，属地エリアの一般送配電事業者が指令した指令値（発電端により指令を行っている場合は，属地エリアの一般送配電事業者との協議により定めた算出式により，発電端の指令値を送電端に換算した値とする）をいう。
また，「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから５分間とする。
また，指令の送信方法は以下のとおりとする。
ＬＦＣ制御を行った場合（手動の指令値等でＬＦＣを模擬する場合を含む）は，別表２に定めるＬＦＣ
演算周期において算定される指令値に対して，需給調整市場システムへデータ登録されたＬＦＣ変化速
度で指令値まで到達することとし，ＬＦＣ演算周期において算定される指令値が変更されるごとに許容範囲の算定を行うこととする。

ｂ 出力調整指令（数値指令）のリソースの場合(a) 指令値変更に伴い応動している時間を除く時間

下限値「指令値－供出可能量×10％」から上限
値「指令値＋供出可能量×10％」(b) 変更前指令値から増加する変更指令があった場
合ⅰ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り
伝送遅延時間が経過するまで
下限値「変更前指令値－供出可能量×10％」か
ら上限値「変更後指令値＋供出可能量×10％」
ⅱ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り
伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまで

下限値「変更前指令量＋供出可能量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－
遅れ時間－上り伝送遅延時間）－供出可能量×－45－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考10％」または「変更後指令値－供出可能量×10％」のいずれか小さい方から上限値「変更後指
令値＋供出可能量×10％」
ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指令があった場合，上記算定式の「変更後指令値－
供出可能量×10％」の許容範囲は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時
間および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。
ｃ 変更前指令値から減少する変更指令があった場
合ⅰ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り
伝送遅延時間が経過するまで
上限値「変更前指令値＋供出可能量×10％」か
ら下限値「変更後指令値－供出可能量×10％」
ⅱ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り
伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまで

上限値「変更前指令値－供出可能量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－
遅れ時間－上り伝送遅延時間）＋供出可能量×10％」または「変更後指令値＋供出可能量×10％」のいずれか大きい方から下限値「変更後指
令値－供出可能量×10％」
ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指令があった場合，上記算定式の「変更後指令値＋供出可能量×10％」の許容範囲は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時
間および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。

上式の指令値とは，属地エリアの一般送配電事業者が指令した指令値（発電端により指令を行っている場合は，属地エリアの一般送配電事業者との協議－46－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考により定めた算出式により，発電端の指令値を送電端に換算した値とする）をいう。
なお，「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから５分間とする。
また，指令の送信方法は以下のとおりとする。

ＬＦＣ制御を行った場合（手動の指令値等でＬＦＣを模擬する場合を含む）は，別表２に定めるＬＦＣ
演算周期において算定される指令値に対して，需給調
整市場システムへデータ登録されたＬＦＣ変化速度で指令値まで到達することとし，ＬＦＣ演算周期において算定される指令値が変更されるごとに許容範囲の算定を行うこととする。

(ﾊ) (ﾛ)に定める許容範囲の算定における指令量について，試験時間内の初回の指令値に対する変更前
指令量はゼロとする。

(2) 各リスト・パターンを用いる場合
イ 実働試験は各リスト・パターンごと，商品区分ごとに以(2) 各リスト・パターンを用いる場合
イ 実働試験は各リスト・パターンごと，商品区分ごとに以下下の手順で行う。

の手順で行う。

(ｲ) 取引会員は，試験候補日時を選定し，属地エリアの一(ｲ) 取引会員は，試験候補日時を選定し，属地エリアの一般

般送配電事業者へ通知する。

ロ 各リスト・パターンを用いる場合(ｲ) 実働試験は各リスト・パターンごとに以下の手順で行う。

送配電事業者へ通知する。

なお，試験日時の選定方法は取引規程別冊（三次調整力①）第24条（実働試験の実施方法），取引規程別冊（二次なお，原則として，試験候補日は３日選定し，各々なお，原則として，試験候補日は３日選定し，各々の調整力②）第24条（実働試験の実施方法），取引規程別冊の日に対して試験候補日における試験時間（３時間）

日に対して試験候補日における試験時間（３時間）は第（二次調整力①）第24条（実働試験の実施方法），取引規は第29条（ΔｋＷの入札単位）のいずれかの中から，29条（ΔｋＷの入札単位）のいずれかの中から，入札を

程別冊（一次調整力）第24条（実働試験の実施方法）に準入札を予定している時間帯を１つ選定する。

予定している時間帯を１つ選定する。

ずる。

ただし，取引会員が同一の試験候補日において，複数の時間帯で試験を希望する場合は，その限りではな

ただし，取引会員が同一の試験候補日において，複数の時間帯で試験を希望する場合は，その限りではない。

い。

また，実働試験の評価に用いる計画および実績データの提出については，複合約定を希望する商品のうち，最短のサンプリング周期の計画および複合約定を希望する商品のう(ﾛ) 属地エリアの一般送配電事業者は，エリアの系統状況(ﾛ) 属地エリアの一般送配電事業者は，エリアの系統状況等

ち最短のサンプリング周期ごとの実績データを当該商品の等を勘案し，選定された試験候補日時で実働試験が可能を勘案し，選定された試験候補日時で実働試験が可能であ

取引規程別冊第24条（実働試験の実施方法）に準じて提出であれば，試験日時を決定する。

れば，試験日時を決定する。

する。

なお，試験候補日時で試験が実施できない場合は，取引会員と協議のうえ，試験日時を再設定する。

なお，試験候補日時で試験が実施できない場合は，取引会員と協議のうえ，試験日時を再設定する。

ａ 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能デー(ﾊ) 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能デー(ﾊ) 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能データタに関わる提出資料）第１項(2)を確認するため，複合約タに関わる提出資料）第１項(4)，(5)，および(7)を確に関わる提出資料）第１項(4)，(5)，(8)，(10)および定を希望する商品に係る合成した指令信号を繰り返し変化

認するため，以下の３つの試験を行う。

(11) を確認するため，以下の２つの試験を行う。

させたときの応動を確認する試験を行う－47－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）
ａ 指令量を供出可能量としたときの応動時間，継続時
間および遅れ時間を確認する試験
ｂ 指令量を繰り返し変化させたときの応動を確認する
試験
ｃ 指令量がゼロの場合の応動を確認する試験

取引規程別冊（一次調整力）
ａ 周波数偏差を模擬した信号に対して調定率にもとづく目標値を供出可能量としたときの応動時間，継続時間お取引規程別冊（複合約定）

備考ｂ 属地エリアの一般送配電事業者は， 指令時刻等を取引会員と調整する。

よび遅れ時間を確認する試験
ｂ 周波数偏差を模擬した信号を繰り返し変化させたとき(ﾛ) 実働試験結果の評価は属地エリアの一般送配電事業者にの，不感帯の範囲外について調定率にもとづく応動をして以下の手順で行う。

ていることを確認する試験

ａ 実働試験対象時間において，(2)ロ(ｲ)により提出された複合約定を希望する商品のうち最短のサンプリング周期の計画および複合約定を希望する商品のうち最短のサン(ﾆ) 取引会員は，事前予測型を選択している場合，設定(ﾆ) 取引会員は，事前予測型を選択している場合で，専用線した試験開始時刻の60分前までに，所定の様式にて属地

オンラインのときは，実働試験対象時間において，設定しｂ 実働試験対象時間において，応動実績が許容範囲内であエリアの一般送配電事業者に属地周期基準値電力（事前た試験開始時刻の60分前までに，所定の様式にて属地エリることを複合約定を希望する商品のうち最短のサンプリ予測型），属地周期発電計画電力を提出する。

アの一般送配電事業者に属地周期基準値電力（事前予測

ング周期ごとに確認する。なお，評価は30分コマ単位に型），属地周期発電計画電力を提出する。

行い，計測点のうち90%以上が許容範囲内である場合に第直前計測型を選択している場合，専用線オンラインの場合，属地エリアの一般送配電事業者と調整した送監視方法がオフラインのときは，実働試験対象時間にお信周期ごとの需要実績を，当該時間の終了時刻から３

いて，設定した試験開始時刻の60分前までに，所定の様分以内に専用線オンラインを通じて属地エリアの一般式にて属地エリアの一般送配電事業者に１秒基準値電力

送配電事業者へ送信する。

（事前予測型），１秒発電計画電力を提出する。
直前計測型を選択している場合で，専用線オンライン(ﾎ) 属地エリアの一般送配電事業者は，原則，別表２で定めるＬＦＣ制御周期ごとに指令を行う。
指令がない場合は，原則，対象の時刻の直前の時間に対する指令値に従った運転を継続する。
上記応動を求めない場合，属地エリアの一般送配電事業者は詳細については取引会員と調整する。

プリング周期ごとの実績データを用いて評価する。

26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合していると判断する。

また，実働試験における実績データの許容範囲は，以下の(a)から(e)の許容範囲を組み合わせて算定する。

のときは，試験開始時刻の５分前から，属地エリアの一
般送配電事業者と調整した送信周期ごとの需要実績を，(a) 複合約定を希望する商品に三次調整力①および二次

当該時間の終了時刻から３分以内に専用線オンラインを調整力②を含む場合，三次調整力①および二次調整

通じて属地エリアの一般送配電事業者へ送信する。

力②の許容範囲は，取引規程別冊（二次調整力②）

監視方法がオフラインのときは，試験開始時刻の５分
前から，１秒ごとの需要実績を試験日の翌営業日以内に第24条（実働試験の実施方法）に定める許容範囲とする。

所定の様式で属地エリアの一般送配電事業者に提出す

なお，この場合の許容範囲の算定に用いる供出可能

る。

量は，三次調整力①の供出可能量と二次調整力②の(ﾍ) 取引会員は，事前予測型を選択している場合，実働試(ﾎ) 取引会員は，事前予測型を選択している場合で，専用線

験対象時間における試験対象の各リスト・パターンの，オンラインのときは，実働試験対象時間における試験対象

属地周期基準値電力（事前予測型），属地周期発電計画の各リスト・パターンの，属地周期基準値電力（事前予測(b) 複合約定を希望する商品に三次調整力①を含み，二電力と属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周型），属地周期発電計画電力と属地エリアの一般送配電事

次調整力②を含まない場合の三次調整力①の許容範

期ごとの実績データを所定の様式にて，属地エリアの一業者と調整した送信周期ごとの実績データを所定の様式に

囲は，取引規程別冊（三次調整力①）第24条（実働

般送配電事業者に提出する。また試験時間において，属て，属地エリアの一般送配電事業者に提出する。また試験地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの時間において，属地エリアの一般送配電事業者と調整した(c) 複合約定を希望する商品に二次調整力②を含み，三応動実績を所定の様式にて，属地エリアの一般送配電事

送信周期ごとの応動実績を所定の様式にて，属地エリアの次調整力①を含まない場合の二次調整力②の許容範

業者に提出する。

一般送配電事業者に提出する。

囲は，取引規程別冊（二次調整力②）第24条（実働監視方法がオフラインのときは，実働試験対象時間にお供出可能量を比較し，大きい方の供出可能量を用いる。

試験の実施方法）の許容範囲とする。

試験の実施方法）の許容範囲とする。

ける試験対象の各リスト・パターンの，１秒基準値電力(d) 複合約定を希望する商品に二次調整力①を含む場合（事前予測型），１秒発電計画電力，および，１秒ごとのの二次調整力①の許容範囲は，取引規程別冊（二次調実績データを所定の様式にて，属地エリアの一般送配電事

整力①）第24条（実働試験の実施方法）の許容範囲と業者に提出する。また試験時間において，１秒ごとの応動

する。

－48－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）
実績を所定の様式にて，属地エリアの一般送配電事業者に提出する。

取引規程別冊（複合約定）

備考(e) 複合約定を希望する商品に一次調整力を含む場合，
複合約定に含まれる一次調整力の供出可能量を許容範

直前計測型を選択している場合，試験開始時刻５分

直前計測型を選択している場合で，専用線オンラインの前から，試験開始時刻までの属地エリアの一般送配電

ときは，試験開始時刻５分前から，試験開始時刻までの属事業者と調整した送信周期ごとの需要実績および試験地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの需時間における属地周期基準値電力（直前計測型）と，

要実績および試験時間における属地周期基準値電力（直前

属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ご計測型）と，属地エリアの一般送配電事業者と調整した送との需要実績と応動実績を所定の様式にて，属地エリ

信周期ごとの需要実績と応動実績を所定の様式にて，属地アの一般送配電事業者に提出する。

エリアの一般送配電事業者に提出する。

囲とする。

監視方法がオフラインのときは，試験開始時刻５分前
から，試験開始時刻までの１秒ごとの需要実績および試
験時間における１秒基準値電力（直前計測型）と，１秒ごとの需要実績と応動実績を所定の様式にて，属地エリアの一般送配電事業者に提出する。
なお，実働試験対象時間において，リソース単位でなお，実働試験対象時間において，リソース単位でのの属地周期基準値電力（事前予測型），属地周期基準

属地周期基準値電力（事前予測型），１秒基準値電力

値電力（直前計測型），属地周期発電計画電力,実績デ（事前予測型），属地周期発電計画電力，１秒発電計画

ータおよび応動実績（リソース単位に配分した指令値

電力，実績データおよび応動実績を提出する場合，各リを含む）を提出する場合，各リスト・パターンごとのスト・パターンごとの試験を省略することができる。

試験を省略することができる。
また，実働試験の評価に用いる属地エリアの一般送

また，実働試験の評価に用いる属地エリアの一般送配配電事業者と調整した送信周期ごとの実績データおよ電事業者と調整した送信周期ごと，または１秒ごとの需び応動実績は，取引規程（需給調整市場）第13条（リ

要実績および応動実績は，取引規程（需給調整市場）第ソース等が満たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)に準じて計量器13条（リソース等が満たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)に準じて等にて取引会員が取得する。

計量器等にて取引会員が取得する。

ロ 実働試験結果の評価は属地エリアの一般送配電事業者にて以下の手順で行う。
(ｲ) 実働試験対象時間において，イ(ﾍ)により提出された

ロ 実働試験結果の評価は属地エリアの一般送配電事業者にて以下の手順で行う。
(ｲ) 専用線オンラインの場合

属地周期基準値電力（事前予測型）または属地周期基準

実働試験対象時間において，イ(ﾎ)により提出された属地エ

値電力（直前計測型），属地周期発電計画電力，実績デリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの属地周ータおよび応動実績を用いて評価する。

期基準値電力（事前予測型）または属地周期基準値電力（直前計測型），需要実績および応動実績を用いて評価す(ﾛ) 実働試験対象時間において，応動実績が許容範囲内でる。

あることを属地エリアの一般送配電事業者と調整した送実働試験対象時間において，周波数偏差を模擬した信号

信周期ごとに確認する。なお，評価は30分コマ単位に行に対し，調定率にもとづく調整を実施していることを確認

い，計測点のうち90%以上が許容範囲内である場合に第し，平常時を模擬した試験および異常時を模擬した試験の26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合している

各々で評価を行うこととする。

と判断する。
なお，応動実績とは，取引規程（需給調整市場）第

各々の試験に対し，応動実績が許容範囲内であることを属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとに－49－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

13条（リソース等が満たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)ｃで定確認する。なお，評価は30分コマ単位に行い，平常時を模める瞬時供出電力を指す。

擬した試験においては計測点のうち90%以上，異常時を模

また，実働試験における応動実績の許容範囲は，指擬した試験においてはすべての計測点が許容範囲内である

令値変更に伴い応動している時間を除く時間，変更前

場合に第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合し指令値から増加する変更指令があった場合，変更前指ていると判断する。

令値から減少する変更指令があった場合のそれぞれに

また，不感帯が設定されている場合，設定した不感帯ついて以下のとおり算定する（算定された許容範囲のの範囲内の模擬信号については，評価の対象外とする。

時間が重複する場合は，それぞれ算定された属地周期ごとの許容範囲のうち，上限値の最大値および下限値

取引規程別冊（複合約定）

備考実働試験における応動実績の許容範囲は，以下のとおり算定する。

の最小値を用いるものとする）。
なお，許容範囲の算定に用いる「応動時間」は５分

ａ 平常時を模擬した試験とする。また，「遅れ時間」は120秒とし「上り伝送遅繰り返し変化される模擬信号に対し，模擬信号入力後延時間」は取引会員と属地エリアの一般送配電事業者

から10秒後以降の応動実績について，以下の許容範囲内の間で協議のうえ定めた値とする。

であることを30分コマ単位に評価する。
調定率から算出される理論値±供出可能量×10％ａ 指令量変更に伴い応動している時間を除く時間
ｂ 異常時を模擬した試験
下限値「指令量－供出可能量×10％」から上限値「指令量＋供出可能量×10％」
ｂ 変更前指令量から増加する変更指令があった場合(a) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまで
下限値「変更前指令量－供出可能量×10％」か

周波数偏差が0.2ヘルツを上回る（なお，属地エリアが北海道電力ネットワーク株式会社の場合，0.2ヘルツではなく0.3ヘルツを上回る）模擬信号に対し，模擬信号入力
後から10秒後以降の応動実績について，以下の許容範囲
以上で５分以上継続していることを評価する。
「供出可能量－供出可能量×10％」以上

ら上限値「変更後指令量＋供出可能量×10％」(b) 変更後指令が送信されてからから遅れ時間およ

なお，応動実績とは，取引規程（需給調整市場）第び上り伝送遅延時間の経過以降，応動時間および13条（リソース等が満たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)ｃで定上り伝送遅延時間が経過するまでめる瞬時供出電力を指し，遅れ時間（２秒）および取引会員と属地エリアの一般送配電事業者の間で協議の下限値「変更前指令量＋供出可能量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－

うえ定めた上り伝送遅延時間の補正を行ったうえで評価することとする。

遅れ時間－上り伝送遅延時間）－供出可能量×10％」または「変更後指令量－供出可能量×10％」のいずれか小さい方から上限値「変更後指
令量＋供出可能量×10％」
ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指(ﾛ)監視方法がオフラインの場合
実働試験対象時間において，イ(ﾍ)により提出された１秒周
期ごとの１秒基準値電力（事前予測型）または１秒基準値
電力（直前計測型），需要実績および応動実績を用いて評価する。

令があった場合，上記算定式の「変更後指令量－
供出可能量×10％」の許容範囲は変更後指令が送試験時間において，周波数偏差を模擬した信号に対信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間のし，調定率にもとづく調整を実施していることを確認

経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時

し，平常時を模擬した試験および異常時を模擬した試－50－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）間および上り伝送遅延時間が経過するまでとす

取引規程別冊（一次調整力）(a) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまで
上限値「変更前指令量＋供出可能量×10％」か
ら下限値「変更後指令量－供出可能量×10％」

考各々の試験に対し，応動実績が許容範囲内であることを属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周
期ごとに確認する。なお，評価は30分コマ単位に行い，計測点のうち90%以上が許容範囲内である場合に第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合していると判断する。

(b) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上

また，不感帯が設定されている場合，設定した不感帯り伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上りの範囲内の模擬信号については，評価の対象外とする。

伝送遅延時間が経過するまで

備験の各々で評価を行うこととする。

る。
ｃ 変更前指令量から減少する変更指令があった場合

取引規程別冊（複合約定）

実働試験における応動実績の許容範囲は，以下のとおり算定する。

上限値「変更前指令量－供出可能量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－

ａ 平常時を模擬した試験

遅れ時間－上り伝送遅延時間）＋供出可能量×

繰り返し変化される模擬信号に対し，模擬信号入力後10％」または「変更後指令量＋供出可能量×から10秒後以降の応動実績について，以下の許容範囲内10％」のいずれか大きい方から下限値「変更後指であることを30分コマ単位に評価する。

令量－供出可能量×10％」

調定率から算出される理論値±供出可能量×10％

ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指ｂ 異常時を模擬した試験令があった場合，上記算定式の「変更後指令量＋

周波数偏差が0.2ヘルツを上回る（なお，属地エリアが供出可能量×10％」の許容範囲は変更後指令が送

北海道電力ネットワーク株式会社の場合，0.2ヘルツでは信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間のなく0.3ヘルツを上回る）模擬信号に対し，模擬信号入力

経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時

後から10秒後以降の応動実績について，以下の許容範囲

間および上り伝送遅延時間が経過するまでとす以上となることを５分以上継続していることを評価する。

る。
「供出可能量－供出可能量×10％」以上

上式の指令量とは，属地エリアの一般送配電事業者が指令した指令値をいう。

なお，応動実績とは，取引規程（需給調整市場）第13条

なお，「指令値変更に伴い応動している時間」とし（リソース等が満たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)ｃで定める瞬時て扱う対象は，属地エリアの一般送配電事業者が指令を供出電力を指し，遅れ時間（２秒）の補正を行ったうえで送信してから５分間とする。

評価することとする。

また，指令の送信方法は以下のとおりとする。
ＬＦＣ制御を行った場合（手動の指令値等でＬＦＣを模擬する場合を含む）は，別表２に定めるＬＦＣ演
算周期において算定される指令値に対して，需給調整
市場システムへデータ登録されたＬＦＣ変化速度で指令値まで到達することとし，ＬＦＣ演算周期において算定される指令値が変更されるごとに許容範囲の算定を行うこととする。

－51－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考(ﾊ) (ﾛ)に定める許容範囲の算定における指令量について，試験時間内の初回の指令値に対する変更前指令
量はゼロとする。

－52－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

第４章 取引の実施

第４章 取引の実施

第４章 取引の実施
（取引）

（取引）
第25条 本市場で行われる取引は，第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める

第25条 本市場で行われる取引は，第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める

ΔｋＷを対象として，第31条（入札方法等）により実施する。

ΔｋＷを対象として，第31条（入札方法等）により実施する。

ΔｋＷを対象として，第31条（入札方法等）により実施する。

第26条 本市場において取引されるΔｋＷは，次の各号に掲げる要件を（取引対象のΔｋＷ）（取引対象のΔｋＷ）

第26条 本市場において取引されるΔｋＷは，次の各号に掲げる要件を満第26条 本市場において取引されるΔｋＷは，次の各号に掲げる要件を満たすものとする。

たすものとする。

満たすものとする。

(1) ΔｋＷの区分(1) ΔｋＷの区分(1) ΔｋＷの区分

取引会員が供給する電力量を増加させること，または取引取引会員が供給する電力量を増加させること，または取引会

取引会員が供給する電力量を増加させること，または取引会員が制御する電力消費量を減少させることによる調整であ員が制御する電力消費量を減少させることによる調整であるこ会員が制御する電力消費量を減少させることによる調整であること。
(2) 指令・制御取引会員のリソースは，属地エリアの一般送配電事業者とオンライン（簡易指令システムを除く）で接続され，属地エ

考

（取引）

第25条 本市場で行われる取引は，第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める（取引対象のΔｋＷ）

備

と。

ること。

(2) 指令・制御(2) 指令・制御取引会員のリソースは，周波数偏差を自端で検知したうえ
で，制御が可能であること。

取引会員のリソースの複合約定対象商品について，すべての商品の指令・制御に関する要件を満たすこと。

リアの一般送配電事業者からの指令にもとづく制御が可能であること。
なお，属地エリアの一般送配電事業者からの指令の間隔は0.5秒から数十秒とする。
(3) 監視の通信方法および間隔(3) 監視の通信方法および間隔(3) 監視の通信方法および間隔

属地エリアの一般送配電事業者は，取引会員のリソースの属地エリアの一般送配電事業者は，取引会員のリソースの応取引会員のリソースの複合約定対象商品について，すべて応動等について，オンライン（簡易指令システムを除く。）

動等について，オンライン（簡易指令システムを除く。）で監の商品の監視の通信方法および間隔に関する要件を満たすこ

で監視できること。

視できること，または取引会員が事後に実績を提供することでと。

監視できること。
なお，属地エリアの一般送配電事業者による監視の間隔は１秒から５秒程度とする。
(4) 応動時間

なお，属地エリアの一般送配電事業者による監視の間隔は１秒から数秒程度とする。
(4) 応動時間(4) 応動時間

属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから，取属地エリアの一般送配電事業者が電源脱落等の発生を検知し引会員のリソースが供出可能量まで出力を変化するために要た時刻（ただし，属地エリアの一般送配電事業者が電源脱落等する時間は，５分以内とする。また，供出可能量または指令の発生を検知した時刻において基準周波数以上場合は，電源脱量および遅れ時間から設定される中間線を上回る応動が可能

落等の発生後，最初に基準周波数下回った時刻とする）から，であること。

取引会員のリソースが供出可能量まで出力を変化するために要取引会員のリソースの複合約定対象商品について，すべての商品の応動時間に関する要件を満たすこと。

する時間は，10秒以内とする。
(5) 継続時間(5) 継続時間(5) 継続時間

取引会員のリソースは，第29条（ΔｋＷの入札単位）に定取引会員のリソースは，第29条（ΔｋＷの入札単位）に定めめる商品ブロックにおいて，供出可能量または指令量を30分る商品ブロックにおいて，電源脱落等が発生し，周波数が基準以上継続して出力し続けることが可能であること。

周波数から0.2ヘルツ（北海道電力ネットワーク株式会社の属取引会員のリソースの複合約定対象商品について，すべての商品の継続時間に関する要件を満たすこと。

地エリアにおいては0.3ヘルツ）を差し引いた値を継続して下回る場合に，供出可能量を５分以上継続して出力し続けること－53－

2023年４月１日改定

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（複合約定）

備考が可能であること。
(6) 並列要否(6) 並列要否

単独発電機の場合，取引会員のリソースが並列していること。
(7) 入札量上限の商品の並列要否に関する要件を満たすこと。

(7) 入札量上限(7) 入札量上限

第22条（確認項目）(4)で確認した取引会員の単独発電機ままたは各リスト・パターンの供出可能量を上限とする。

取引会員のリソースの複合約定対象商品について，すべてたは各リスト・パターンの供出可能量を上限とする。
(8) 最低入札量

1,000キロワットを最低入札量とする。

（取引の実施方法）

取引会員のリソースの複合約定対象商品について，すべてと。

第22条（確認項目）(4)で確認した取引会員の単独発電機(8) 最低入札量(6) 並列要否

単独発電機の場合，取引会員のリソースが並列しているこの商品の入札量上限に関する要件を満たすこと。
(8) 最低入札量

1,000キロワットを最低入札量とする。

（取引の実施方法）

1,000キロワットを最低入札量とする。

（取引の実施方法）

第27条 本市場における取引では，取引会員と一般送配電事業者が市場運第27条 本市場における取引では，取引会員と一般送配電事業者が市場運営

第27条 本市場における取引では，取引会員と一般送配電事業者が市場運営者の定めるところにより，原則として取引実施日の次の土曜日か者の定めるところにより，原則として取引実施日の次の土曜日からそ

営者の定めるところにより，原則として取引実施日の次の土曜日か

らその次の金曜日の第29条（ΔｋＷの入札単位）に定める３時間にの次の金曜日の第29条（ΔｋＷの入札単位）に定める３時間に調整をらその次の金曜日の第29条（ΔｋＷの入札単位）に定める３時間に調整を行うことができるΔｋＷの売買を行い，当該期間における調行うことができるΔｋＷの売買を行い，当該期間における調整力の受調整を行うことができるΔｋＷの売買を行い，当該期間における調整電力量の受け渡しおよび対価の授受が行われなければならない。

け渡しおよび対価の授受が行われなければならない。

整電力量の受け渡しおよび対価の授受が行われなければならない。

２ 対象となるΔｋＷならびに実需給時点の調整電力量の受け渡

２ 対象となるΔｋＷならびに実需給時点の調整力の受け渡し，対２ 対象となるΔｋＷならびに実需給時点の調整電力量の受け渡

し，対価の授受およびその他取引の実施に関する事項について

価の授受およびその他取引の実施に関する事項については，属地

し，対価の授受およびその他取引の実施に関する事項について

は，属地エリアの一般送配電事業者との間で締結する「需給調エリアの一般送配電事業者との間で締結する「需給調整市場に関は，属地エリアの一般送配電事業者との間で締結する「需給調整整市場に関する契約」にもとづき行う。

する契約」にもとづき行う。

市場に関する契約」にもとづき行う。

（実施日）

（実施日）

（実施日）

第28条 本市場における取引は，取引規程（需給調整市場）第３条（休第28条 本市場における取引は，取引規程（需給調整市場）第３条（休業第28条 本市場における取引は，取引規程（需給調整市場）第３条（休

業日・営業日および営業時間）に規定する営業日において，第30条

日・営業日および営業時間）に規定する営業日において，第30条（入業日・営業日および営業時間）に規定する営業日において，第30条（入札受付時間）に定める入札受付時間に入札を行い，第32条（約札受付時間）に定める入札受付時間に入札を行い，第32条（約定）に（入札受付時間）に定める入札受付時間に入札を行い，第32条（約定）に定める日に約定処理を実施する。

定める日に約定処理を実施する。

定）に定める日に約定処理を実施する。

２ 市場運営者が必要であると認めた場合は，第１項の規定にか

２ 市場運営者が必要であると認めた場合は，第１項の規定にかか

２ 市場運営者が必要であると認めた場合は，第１項の規定にかかかわらず，取引の実施日を変更することがある。
３ 第２項の場合，市場運営者は予め変更の内容を取引会員に通知する。

（ΔｋＷの入札単位）

わらず，取引の実施日を変更することがある。
３ 第２項の場合，市場運営者は予め変更の内容を取引会員に通知する。

わらず，取引の実施日を変更することがある。
３ 第２項の場合，市場運営者は予め変更の内容を取引会員に通知する。

（ΔｋＷの入札単位）（ΔｋＷの入札単位）

第29条 本市場における取引は，取引実施日の次の土曜日からその次の金第29条 本市場における取引は，取引実施日の次の土曜日からその次の金曜

第29条 本市場における取引は，取引実施日の次の土曜日からその次の金曜

曜日を日ごとに次の３時間単位に区切り，各３時間単位のΔｋＷに日を日ごとに次の３時間単位に区切り，各３時間単位のΔｋＷについ日を日ごとに次の３時間単位に区切り，各３時間単位のΔｋＷについついて行うものとし，この３時間単位のΔｋＷを商品ブロックとすて行うものとし，この３時間単位のΔｋＷを商品ブロックとする。

て行うものとし，この３時間単位のΔｋＷを商品ブロックとする。

る。

(1) ０時00分から３時00分まで(1) ０時00分から３時00分まで(1) ０時00分から３時00分まで(2) ３時00分から６時00分まで(2) ３時00分から６時00分まで(2) ３時00分から６時00分まで(3) ６時00分から９時00分まで(3) ６時00分から９時00分まで(3) ６時00分から９時00分まで(4) ９時00分から12時00分まで(4) ９時00分から12時00分まで－54－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）(4) ９時00分から12時00分まで(5) 12時00分から15時00分まで(5) 12時00分から15時00分まで(5) 12時00分から15時00分まで(6) 15時00分から18時00分まで(6) 15時00分から18時00分まで(6) 15時00分から18時00分まで(7) 18時00分から21時00分まで(7) 18時00分から21時00分まで(7) 18時00分から21時00分まで(8) 21時00分から24時00分まで(8) 21時00分から24時00分まで

備考(8) 21時00分から24時00分まで（入札受付時間）
第30条 本市場における入札受付時間は，実需給日に対応する前週月曜日（入札受付時間）（入札受付時間）

第30条 本市場における入札受付時間は，実需給日に対応する前週月曜日の第30条 本市場における入札受付時間は，実需給日に対応する前週月曜日のの14時から前週火曜日の14時までとする。

14時から前週火曜日の14時までとする。

14時から前週火曜日の14時までとする。

２ 入札内容の取消または変更は，第１項に定める入札受付時間

２ 入札内容の取消または変更は，第１項に定める入札受付時間内

２ 入札内容の取消または変更は，第１項に定める入札受付時間内に内に限り可能とする。

に限り可能とする。

限り可能とする。

３ 市場運営者は，やむを得ない場合は，第１項の入札受付時間

３ 市場運営者は，やむを得ない場合は，第１項の入札受付時間を

３ 市場運営者は，やむを得ない場合は，第１項の入札受付時間を延を延長することができる。この場合，市場運営者は速やかに変延長することができる。この場合，市場運営者は速やかに変更後長することができる。この場合，市場運営者は速やかに変更後の入更後の入札受付時間を取引会員に通知する。

の入札受付時間を取引会員に通知する。

４ 市場運営者は，やむを得ない場合は，取引を臨時に停止または休止することができる。

４ 市場運営者は，やむを得ない場合は，取引を臨時に停止または休止することができる。

札受付時間を取引会員に通知する。
４ 市場運営者は，やむを得ない場合は，取引を臨時に停止または休止することができる。

５ 市場運営者は，実需給日に対応する前週月曜日の14時に，調５ 市場運営者は，実需給日に対応する前週月曜日の14時に，調達

５ 市場運営者は，実需給日に対応する前週月曜日の14時に，調達対達対象日の商品ブロックごとに，各エリアの一般送配電事業者

対象日の商品ブロックごとに，各エリアの一般送配電事業者が調象日の商品ブロックごとに，各エリアの一般送配電事業者が調達をが調達を希望するΔｋＷおよびその合計量（以下，「必要量」

達を希望するΔｋＷおよびその合計量（以下，「必要量」とい希望するΔｋＷおよびその合計量（以下，「必要量」という）を公という）を公開する。

う）を公開する。

開する。

－55－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）
第５章 入札（入札方法等）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

第５章 入札第５章 入札（入札方法等）備

考（入札方法等）第31条 取引会員は，第30条（入札受付時間）に定める入札受付時間内

第31条 取引会員は，第30条（入札受付時間）に定める入札受付時間内

第31条 取引会員は，第30条（入札受付時間）に定める入札受付時間内に，供出を希望する実需給日の商品ブロックごとに，あらかじめに，供出を希望する実需給日の商品ブロックごとに，あらかじめ需に，供出を希望する実需給日の商品ブロックごとに，あらかじめ需給調整市場システムに登録している単独発電機または各リス

給調整市場システムに登録している単独発電機または各リスト・パ

需給調整市場システムに登録している単独発電機または各リス

ト・パターンを選択し，その電源等コード（取引会員で設定する電ターンを選択し，その電源等コード（取引会員で設定する電源等デー

ト・パターンを選択し，その電源等コード（取引会員で設定する電源等データを一意に識別するコード），パターン番号（各リスト・タを一意に識別するコード），パターン番号（各リスト・パターンを源等データを一意に識別するコード），パターン番号（各リスト・パターンを用いる場合に限る），約定希望ΔｋＷ，約定可能な最低用いる場合に限る），約定希望ΔｋＷ，約定可能な最低ΔｋＷ（以パターンを用いる場合に限る），単一商品ごとの約定希望ΔｋＷ，ΔｋＷ（以下，「最小約定希望量」という）および30分あたりの単下，「最小約定希望量」という）および30分あたりの単価を需給調整

複合ΔｋＷ約定量として約定可能な最低ΔｋＷ（以下，「最小約定価を需給調整市場システムに登録する。

市場システムに登録する。

希望量」という）および30分あたりの単価を需給調整市場システムに登録する。

なお，単価の単位は，円/キロワットとし，銭単位まで登録す

なお，単価の単位は，円/キロワットとし，銭単位まで登録する。

る。

なお，単価の単位は，円/キロワットとし，銭単位まで登録する。

２ 取引会員は，同一単独発電機および同一各リスト・パターン

２ 取引会員は，同一単独発電機および同一各リスト・パターンに

２ 取引会員は，同一単独発電機および同一各リスト・パターンににおいて異なる入札単価で分割して入札することも可能とす

おいて異なる入札単価で分割して入札することも可能とする。

おいて異なる入札単価で分割して入札することも可能とする。

３ 取引会員は，単独発電機または各リスト・パターンの入札量

３ 取引会員は，単独発電機または各リスト・パターンの入札量上

３ 取引会員は，単独発電機または各リスト・パターンの入札量上上限を超える約定希望ΔｋＷ，最小約定希望量を登録してはな

限を超える約定希望ΔｋＷ，最小約定希望量を登録してはならな

限を超える約定希望ΔｋＷを登録してはならない。また，単一商

らない。

い。

品の約定希望ΔｋＷのうち最大の約定希望ΔｋＷを超える最小約る。

定希望量を登録してはならない。
４ 取引会員は，同一の時間帯において，同一の系統コードに属する複数の各リスト・パターンを用いることはできない。

４ 取引会員は，同一の時間帯において，同一の系統コードに属す
る複数の各リスト・パターンを用いることはできない。

４ 取引会員は，同一の時間帯において，同一の系統コードに属す
る複数の各リスト・パターンを用いることはできない。
５ 取引会員は，複合商品に入札する場合，原則として，当該単独
発電機および各リスト・パターンにおける複合入札対象商品のうち入札時点における供出可能量が最も大きな商品を入札し，他の商品はそれぞれを内数として全量入札するものとする。

５ 取引会員は，同一の時間帯において，同一の単独発電機また

５ 取引会員は，同一の時間帯において，同一の単独発電機または６ 取引会員は，同一の時間帯において，同一の単独発電機またはは同一の各リスト・パターンを用いて，週間市場商品のうち，同一の各リスト・パターンを用いて，週間市場商品のうち，複数同一の各リスト・パターンを用いて，週間市場商品のうち，複数複数の商品区分に同時に入札することはできない。ただし，第の商品区分に同時に入札することはできない。ただし，第２項にの商品区分に同時に入札することはできない。ただし，第２項に２項にもとづき複合商品に分割して入札する場合に，やむを得

もとづき複合商品に分割して入札する場合に，やむを得ず複数のもとづき複合商品に分割して入札する場合に，やむを得ず複数のず複数の商品区分に同時に入札するときはこの限りではない。

商品区分に同時に入札するときはこの限りではない。

商品区分に同時に入札するときはこの限りではない。

６ 事業税相当額に収入割相当額を含む取引会員の場合，第１項

６ 事業税相当額に収入割相当額を含む取引会員の場合，第１項に７ 事業税相当額に収入割相当額を含む取引会員の場合，第１項ににより登録するΔｋＷの入札単価は，あらかじめ需給調整市場

より登録するΔｋＷの入札単価は，あらかじめ需給調整市場シスより登録するΔｋＷの入札単価は，あらかじめ需給調整市場シスシステムへ登録した収入割に相当する率から算出される収入割

テムへ登録した収入割に相当する率から算出される収入割相当額

テムへ登録した収入割に相当する率から算出される収入割相当額

相当額分を控除したものとする。

分を控除したものとする。

分を控除したものとする。

－56－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

第６章 約定処理

第６章 約定処理

第６章 約定処理（約定）（約定）
第32条 本市場における取引は，マルチプライスオークションとし，全国

第32条 本市場における取引は，マルチプライスオークションとし，全国一市場で，商品ブロックごとに，三次調整力①，二次調整力

一市場で，商品ブロックごとに，三次調整力①，二次調整力②，二

国一市場で，商品ブロックごとに，三次調整力①，二次調整力②，二次調整力①および一次調整力の合成値をもとに算出する必次調整力①および一次調整力の合成値をもとに算出する必要量（以②，二次調整力①および一次調整力の合成値をもとに算出する必要量（以下，「三次①から一次の複合必要量」という），二次調

下，「三次①から一次の複合必要量」という），二次調整力②，二要量（以下，「三次①から一次の複合必要量」という），二次調

整力②，二次調整力①および一次調整力の合成値をもとに算出す

次調整力①および一次調整力の合成値をもとに算出する必要量（以整力②，二次調整力①および一次調整力の合成値をもとに算出する必要量（以下，「二次②から一次の複合必要量」という），お下，「二次②から一次の複合必要量」という），および二次調整力

る必要量（以下，「二次②から一次の複合必要量」という），および二次調整力①および一次調整力の合成値をもとに算出する必①および一次調整力の合成値をもとに算出する必要量（以下，「二よび二次調整力①および一次調整力の合成値をもとに算出する必要量（以下，「二次①から一次の複合必要量」という。また，三次①から一次の複合必要量」という。また，三次①から一次の複合要量（以下，「二次①から一次の複合必要量」という。また，三次①から一次の複合必要量，二次②から一次の複合必要量および必要量，二次②から一次の複合必要量および二次①から一次の複合

次①から一次の複合必要量，二次②から一次の複合必要量および二次①から一次の複合必要量をあわせて「複合必要量」という）必要量をあわせて「複合必要量」という）ならびに各商品の必要量

二次①から一次の複合必要量をあわせて「複合必要量」という）ならびに各商品の必要量をともに充足するまで，調達費用が最小をともに充足するまで，調達費用が最小となるように以下のとおり

ならびに各商品の必要量をともに充足するまで，調達費用が最小となるように以下のとおり約定する。

約定する。

となるように以下のとおり約定する。

また，ΔｋＷ約定量は，最小約定希望量から約定希望ΔｋＷまで

また，複合ΔｋＷ約定量は，最小約定希望量から単一商品の約での間で確定する。

の間で確定する。

定希望ΔｋＷのうち最大の約定希望ΔｋＷまでの間で確定する。

(1) ΔｋＷの入札単価の安いものから約定(1) ΔｋＷの入札単価の安いものから約定(1) ΔｋＷの入札単価の安いものから約定(2) ΔｋＷの入札単価が同値の場合，経由する連系線が少ない(2) ΔｋＷの入札単価が同値の場合，経由する連系線が少ないも(2) ΔｋＷの入札単価が同値の場合，経由する連系線が少ないもものから約定(3) 経由する連系線数が同値の場合，系統上優先されるエリアに連系しているものから約定

のから約定

のから約定

(3) 経由する連系線数が同値の場合，系統上優先されるエリアに連系しているものから約定(3) 経由する連系線数が同値の場合，系統上優先されるエリアに連系しているものから約定

２ 複合必要量または必要量を充足する約定予定のΔｋＷにおい

２ 複合必要量または必要量を充足する約定予定のΔｋＷにおい

２ 複合必要量または必要量を充足する約定予定のΔｋＷにおいて，最小約定希望量の制約がある場合に行う経済性を考慮したて，最小約定希望量の制約がある場合に行う経済性を考慮した調て，最小約定希望量の制約がある場合に行う経済性を考慮した調調達，連系線の運用容量制約，一次調整力のオフライン枠の落達，連系線の運用容量制約，一次調整力のオフライン枠の落札量

達，連系線の運用容量制約，一次調整力のオフライン枠の落札量

札量上限制約または約定処理における計算収束状況等により，上限制約または約定処理における計算収束状況等により，第１項

上限制約または約定処理における計算収束状況等により，第１項第１項のとおり約定しないことがある。

のとおり約定しないことがある。

３ 市場運営者は，実需給日に対応する前週火曜日の15時までに第１項の約定処理を実施する。
４ 連系線の混雑等により連系線に制約が発生した場合は，分断後の当該エリアごとに第１項の約定処理を実施する。
５ 当面の間，一次調整力（複合商品入札内数に一次調整力を含

考

（約定）

第32条 本市場における取引は，マルチプライスオークションとし，全また，ΔｋＷ約定量は，最小約定希望量から約定希望ΔｋＷま備

３ 市場運営者は，実需給日に対応する前週火曜日の15時までに第１項の約定処理を実施する。
４ 連系線の混雑等により連系線に制約が発生した場合は，分断後の当該エリアごとに第１項の約定処理を実施する。
５ 当面の間，一次調整力（複合商品入札内数に一次調整力を含むのとおり約定しないことがある。
３ 市場運営者は，実需給日に対応する前週火曜日の15時までに第１項の約定処理を実施する。
４ 連系線の混雑等により連系線に制約が発生した場合は，分断後の当該エリアごとに第１項の約定処理を実施する。
５ 当面の間，一次調整力（複合商品入札内数に一次調整力を含む

む場合を含む）は，以下の範囲ごとに広域調達する。

場合を含む）は，以下の範囲ごとに広域調達する。

場合を含む）は，以下の範囲ごとに広域調達する。

(1) 北海道電力ネットワーク株式会社の属地エリア(1) 北海道電力ネットワーク株式会社の属地エリア(1) 北海道電力ネットワーク株式会社の属地エリア(2) 東北電力ネットワーク株式会社および東京電力パワーグリ(2) 東北電力ネットワーク株式会社および東京電力パワーグリッ(2) 東北電力ネットワーク株式会社および東京電力パワーグリッ

ッド株式会社の属地エリア

ド株式会社の属地エリア

ド株式会社の属地エリア(3) 中部電力パワーグリッド株式会社，北陸電力送配電株式会(3) 中部電力パワーグリッド株式会社，北陸電力送配電株式会(3) 中部電力パワーグリッド株式会社，北陸電力送配電株式会

社，関西電力送配電株式会社，中国電力ネットワーク株式会社，関西電力送配電株式会社，中国電力ネットワーク株式会社，社，関西電力送配電株式会社，中国電力ネットワーク株式会社，社，四国電力送配電株式会社および九州電力送配電株式会社の四国電力送配電株式会社および九州電力送配電株式会社の属地エ

四国電力送配電株式会社および九州電力送配電株式会社の属地エ

属地エリア

リア

リア

－57－

2023年４月１日改定

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（複合約定）

６ 当面の間，二次調整力①（複合商品入札内数に二次調整力①６ 当面の間，二次調整力①（複合商品入札内数に二次調整力①を

６ 当面の間，二次調整力①（複合商品入札内数に二次調整力①をを含む場合を含む）は，属地エリアごとに調達し，連系線を経含む場合を含む）は，属地エリアごとに調達し，連系線を経由し含む場合を含む）は，属地エリアごとに調達し，連系線を経由し由した調達は行わない。

た調達は行わない。

た調達は行わない。

（約定の通知）（約定の通知）備考（約定の通知）第33条 市場運営者は，第32条（約定）にもとづく約定結果を，約定処第33条 市場運営者は，第32条（約定）にもとづく約定結果を，約定処理

第33条 市場運営者は，第32条（約定）にもとづく約定結果を，約定処理後速やかに需給調整市場システムを通じて約定した当該取引会後速やかに需給調整市場システムを通じて約定した当該取引会員お理後速やかに需給調整市場システムを通じて約定した当該取引会員および属地エリアの一般送配電事業者に週間市場商品約定単位

よび属地エリアの一般送配電事業者に週間市場商品約定単位で通知

員および属地エリアの一般送配電事業者に週間市場商品約定単位で通知する。

する。

で通知する。

ただし，約定のない週間市場商品約定単位での通知はしない。

ただし，約定のない週間市場商品約定単位での通知はしない。

ただし，約定のない週間市場商品約定単位での通知はしない。

また，同一の単独発電機または各リスト・パターンが，同一のまた，同一の単独発電機または各リスト・パターンが，同一の提また，同一の単独発電機または各リスト・パターンが，同一の提供期間において，取引規程（需給調整市場）第２条（定義）

供期間において，取引規程（需給調整市場）第２条（定義）(72)

提供期間において，取引規程（需給調整市場）第２条（定義）(72)イ，ロ，ハまたはニのいずれか１つのみの種類の週間市場商

イ，ロ，ハまたはニのいずれか１つのみの種類の週間市場商品約定(72)イ，ロ，ハまたはニのいずれか１つのみの種類の週間市場商品約定単位が通知された場合は，当該約定分は複合商品ではなく単位が通知された場合は，当該約定分は複合商品ではなく単一商品

品約定単位が通知された場合は，当該約定分は複合商品ではなく単一商品に約定したものとみなし，それ以外の場合は複合商品にに約定したものとみなし，それ以外の場合は複合商品に約定したも単一商品に約定したものとみなし，それ以外の場合は複合商品に約定したものとみなす。

のとみなす。

約定したものとみなす。

２ 第１項にもとづき通知する内容は次の各号の事項とする。

２ 第１項にもとづき通知する内容は次の各号の事項とする。

２ 第１項にもとづき通知する内容は次の各号の事項とする。

(1) 約定した単独発電機または各リスト・パターン(1) 約定した単独発電機または各リスト・パターン(1) 約定した単独発電機または各リスト・パターン(2) ΔｋＷ約定量，ΔｋＷ約定単価(2) ΔｋＷ約定量，ΔｋＷ約定単価(2) 複合ΔｋＷ約定量，ΔｋＷ約定単価ならびに複合約定対象商(3) 商品ブロック(3) 商品ブロック(3) 商品ブロック

品ごとのΔｋＷ約定量および無効ΔｋＷ約定量(4) 商品区分(4) 商品区分(4) 商品区分

３ 第１項の通知をもって，取引が成立したものとし，取引会員

３ 第１項の通知をもって，取引が成立したものとし，取引会員

３ 第１項の通知をもって，取引が成立したものとし，取引会員

は，提供期間において，ΔｋＷ約定量の供出が可能な状態に維は，提供期間において，ΔｋＷ約定量の供出が可能な状態に維持

は，提供期間において，ΔｋＷ約定量の供出が可能な状態に維持持することおよびΔｋＷ約定量の範囲内で属地エリアの一般送することおよびΔｋＷ約定量の範囲内で調整力を供出する義務をすることおよびΔｋＷ約定量の範囲内で属地エリアの一般送配電

配電事業者の指令に従うことの義務を負う。

負う。

事業者の指令に従うことの義務を負う。

（計画等の提出）
第34条 第33条（約定の通知）で約定の通知を受領した取引会員は，約（計画等の提出）（計画等の提出）

第34条 第33条（約定の通知）で約定の通知を受領した取引会員は，約定第34条 第33条（約定の通知）で約定の通知を受領した取引会員は，約定の結果を反映した計画等を以下のとおり提出する。

の結果を反映した計画等を以下のとおり提出する。

定の結果を反映した計画等を以下のとおり提出する。

(1) 単独発電機で約定した場合，約定結果にもとづいた発電販(1) 単独発電機で約定した場合，約定結果にもとづいた発電販売(1) 複合約定対象商品に一次調整力を含む場合（余力活用に関す

売計画を電力広域的運営推進機関に提出し，出力変化量指令

計画を電力広域的運営推進機関に提出し，１分発電計画電力計

る契約において，一次調整力に相当する機能で契約を締結してを選択した場合は，１分発電計画電力計画または属地周期発画または属地周期発電計画電力計画を，商品ブロックの開始時いる場合を含む）

電計画電力計画を，商品ブロックの開始時刻の１時間前まで

刻の１時間前までに需給調整市場システムに登録する。登録後に需給調整市場システムに登録する。登録後に１分発電計画に１分発電計画電力計画または属地周期発電計画電力計画を変電力計画または属地周期発電計画電力計画を変更する場合

更する場合は，各30分コマの実需給の開始時刻の１時間前まで

ただし，単独発電機の場合で，出力調整指令のときは，取引は，各30分コマの実需給の開始時刻の１時間前までに需給調に需給調整市場システムに再登録する（商品ブロックの開始時

規程別冊（一次調整力）第34条第１項(1)にかかわらず，属地

整市場システムに再登録する（商品ブロックの開始時刻の１

刻の１時間前までに１分発電計画電力計画または属地周期発電

周期発電計画電力計画および１分発電計画電力計画を提出する

時間前までに１分発電計画電力計画または属地周期発電計画

計画電力計画の登録が間に合わなかった場合は，再登録はでき必要はないものとする。

電力計画の登録が間に合わなかった場合は，再登録はできなないものとする）。ただし，再登録をする１分発電計画電力計－58－

取引規程別冊（一次調整力）第34条（計画等の提出）第１項のとおりとする。

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

いものとする）。ただし，再登録をする１分発電計画電力計

画または属地周期発電計画電力計画に含まれる30分コマのう(2) (1)以外の場合で，複合約定対象商品に二次調整力①を含む

画または属地周期発電計画電力計画に含まれる30分コマのうち，開始時刻が再登録をする時刻から１時間未満の30分コマの場合（余力活用に関する契約において，二次調整力①に相当す

ち，開始時刻が再登録をする時刻から１時間未満の30分コマ

１分発電計画電力または属地周期発電計画電力計画は，すでにる機能で契約を締結している場合を含む）の１分発電計画電力または属地周期発電計画電力計画は，す登録されている１分発電計画電力計画または属地周期発電計画

取引規程別冊（二次調整力①）第34条（計画等の提出）第１

でに登録されている１分発電計画電力計画または属地周期発電力計画の当該30分コマの１分発電計画電力または属地周期発項のとおりとする。ただし，単独発電機の場合で，出力調整指電計画電力計画の当該30分コマの１分発電計画電力または属

電計画電力計画から変更することはできないものとする。

令のときは，取引規程別冊（二次調整力①）第34条第１項(1)

地周期発電計画電力計画から変更することはできないものとする。
また，発電販売計画における発電上限は，取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(1)ホに規定するものとする。
なお，発電販売計画，発電上限，１分発電計画電力計画および属地周期発電計画電力計画は第39条（アセスメント）に

備

考にかかわらず，属地周期発電計画電力計画および１分発電計画
また，発電販売計画における発電上限は，取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(1)ホに規定するものとする。

電力計画を提出する必要はないものとする。
(3) (1)および(2)以外の場合
取引規程別冊（二次調整力②）第34条（計画等の提出）第１

なお，発電販売計画，発電上限，１分発電計画電力計画およ項のとおりとする。

び属地周期発電計画電力計画は第39条（アセスメント）に用いる。

用いる。
(2) 需要家リスト・パターンで約定した場合は以下のとおりと(2) 需要家リスト・パターンで約定した場合は以下のとおりとす

する。

る。

イ 事前予測型を選択しているとき

イ 事前予測型を選択しているとき

取引会員は，基準値計画および１分基準値電力計画（事(ｲ) 専用線オンラインで接続するとき

前予測型）を記載した事前予測型基準値計画（1分）また取引会員は，基準値計画および１分基準値電力計画（事前は基準値計画および属地周期基準値電力計画（事前予測予測型）を記載した事前予測型基準値計画（1分）または基型）を記載した事前予測型基準値計画（属地周期）を，商

準値計画および属地周期基準値電力計画（事前予測型）を記

品ブロックの開始時刻の１時間前までに需給調整市場シス載した事前予測型基準値計画（属地周期）を，商品ブロック

テムに登録する。

の開始時刻の１時間前までに需給調整市場システムに登録する。
(ﾛ) 監視方法がオフラインのとき取引会員は，基準値計画および１分基準値電力計画（事前予測型）を記載した事前予測型基準値計画（1分）または基
準値計画および１秒基準値電力計画（事前予測型）を記載した事前予測型基準値計画（1秒）を，商品ブロックの開始時
刻の１時間前までに需給調整市場システムに登録する。

ロ 直前計測型を選択しているとき

ロ 直前計測型を選択しているとき(ｲ)取引会員は，約定した需要家リスト・パターンの商品(ｲ)専用線オンラインで接続する場合，取引会員は，約定しブロックの開始時刻の５分前から開始時刻までの，属地た需要家リスト・パターンの商品ブロックの開始時刻の５

エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの需分前から開始時刻までの，属地エリアの一般送配電事業者

要実績を，専用線オンラインを通じて属地エリアの一般と調整した送信周期ごとの需要実績を，専用線オンライン

送配電事業者へ送信する。

を通じて属地エリアの一般送配電事業者へ送信する。監視方法がオフラインの場合，取引会員は，約定した需要家リ
スト・パターンの商品ブロック（属地エリアの一般送配電事業者が実需給日の翌月に指定する商品ブロックに限る）－59－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考の開始時刻の５分前から開始時刻までの，１秒ごとの需要実績を，属地エリアの一般送配電事業者から求めがあった
日の翌営業日までに所定の様式により通知する。

(ﾛ) 約定した需要家リスト・パターンの属地周期基準値電(ﾛ) 約定した需要家リスト・パターンの属地周期基準値電力力（直前計測型）は，約定した需要リソースの商品ブロ（直前計測型）または１秒基準値電力（直前計測型）は，ックの開始時刻の５分前から開始時刻までの(ｲ)の属地約定した需要リソースの商品ブロックの開始時刻の５分前

エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの需から開始時刻までの(ｲ)の属地エリアの一般送配電事業者

要実績の平均値とする。ただし，(ｲ)の需要実績が送信と調整した送信周期ごとまたは１秒ごとの需要実績の平均されなかった場合は，送信された(ｲ)の需要実績の平均値とする。ただし，(ｲ)の需要実績が送信されなかった場

値を属地周期基準値電力（直前計測型）とみなす。

合は，送信された(ｲ)の需要実績の平均値を属地周期基準値電力（直前計測型）または１秒基準値電力（直前計測型）とみなす。

なお，(ｲ)の属地エリアの一般送配電事業者と調整しなお，(ｲ)の属地エリアの一般送配電事業者と調整した

た送信周期ごとの需要実績が当該時間の終了時刻から送信周期ごとの需要実績が当該時間の終了時刻から３分

３分以内に送信されなかった場合で，属地エリアの一以内に送信されなかった場合で，属地エリアの一般送配

般送配電事業者から求めがあった日の翌営業日までに電事業者から求めがあった日の翌営業日までに所定の様

所定の様式による通知が行われた場合には，送信され式による通知が行われた場合には，送信されたものとす

たものとする。

る。

上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の営営業日とし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業

業日とし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業日・日・営業日および営業時間）第３項に定める平日とす

営業日および営業時間）第３項に定める平日とする。

る。
(ﾊ) 同一の需要家リスト・パターンが連続して週間市場商(ﾊ) 同一の需要家リスト・パターンが連続して週間市場商品に品に約定している場合は，最初の商品ブロックの１分基約定している場合は，最初の商品ブロックの１分基準値

準値電力（直前計測型）または属地周期基準値電力（直電力（直前計測型），属地周期基準値電力（直前計測

前計測型）を，当該連続して約定している商品ブロック型）または１秒基準値電力（直前計測型）を，当該連続のすべてに適用するものとする。

して約定している商品ブロックのすべてに適用するものとする。

(ﾆ) 小売電気事業者ごとの内訳を記載した直前計測型基準(ﾆ) 同一の需要家リスト・パターンが同一の提供期間に一次調

値内訳実績を，商品ブロックの属する月の翌月10日まで

整力以外の商品区分で約定している場合または余力活用に需給調整市場システムに登録する。

に関する契約において，一次調整力に相当する機能以外で契約を締結している場合は，小売電気事業者ごとの内訳を記載した直前計測型基準値内訳実績を，商品ブロックの属する月の翌月10日までに需給調整市場システムに登録する。

(ﾎ) 小売電気事業者ごとの基準値は，１分基準値電力（直(ﾎ) 同一の需要家リスト・パターンが同一の提供期間に一次前計測型）または属地周期基準値電力（直前計測型）を

調整力以外の商品区分で約定している場合または余力活２で除した値を，当該30分コマの直前計測型基準値内訳

用に関する契約において，一次調整力に相当する機能以実績の小売電気事業者ごとの基準値相当の需要実績を直外で契約を締結している場合，小売電気事業者ごとの基－60－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

前計測型基準値内訳実績の合計値で除した比率で按分し準値は，１分基準値電力（直前計測型），属地周期基準た値（以下，「修正後基準値」という）とする。小売電

値電力（直前計測型）または１秒基準値電力（直前計測気事業者ごとの修正後基準値の合計値が１分基準値電力型）を２で除した値を，当該30分コマの直前計測型基準（直前計測型）または属地周期基準値電力（直前計測

値内訳実績の小売電気事業者ごとの基準値相当の需要実型）を２で除した値と一致しない場合は，直前計測型基

績を直前計測型基準値内訳実績の合計値で除した比率で準値内訳実績のうち最初に記載された小売電気事業者の按分した値（以下，「修正後基準値」という）とする。

基準値は１分基準値電力（直前計測型）または属地周期

小売電気事業者ごとの修正後基準値の合計値が１分基準

基準値電力（直前計測型）を２で除した値から，当該小値電力（直前計測型），属地周期基準値電力（直前計測

売電気事業者以外の修正後基準値の合計値を差し引いた型）または１秒基準値電力（直前計測型）を２で除した値とする。

値と一致しない場合は，直前計測型基準値内訳実績のう

取引規程別冊（複合約定）

備考ち最初に記載された小売電気事業者の基準値は１分基準
値電力（直前計測型），属地周期基準値電力（直前計測型）または１秒基準値電力（直前計測型）を２で除した値から，当該小売電気事業者以外の修正後基準値の合計値を差し引いた値とする。
なお，基準値計画，１分基準値電力計画（事前予測型），

なお，基準値計画，１分基準値電力計画（事前予測型），属

属地周期基準値電力計画（事前予測型），属地周期基準値電地周期基準値電力計画（事前予測型），１秒基準値電力計画

力計画（直前計測型）および１分基準値電力計画（直前計測（事前予測型），１分基準値電力計画（直前計測型），属地周型）は第39条（アセスメント）に用いる。

期基準値電力計画（直前計測型）および１秒基準値電力計画（直前計測型）は第39条（アセスメント）に用いる。

また，約定したパターン番号と基準値計画，事前予測型基

また，約定したパターン番号と基準値計画，事前予測型基準

準値計画（1分），事前予測型基準値計画（属地周期）また値計画（1分），事前予測型基準値計画（属地周期）または事は直前計測型基準値内訳実績に記載されたパターン番号が異前予測型基準値計画（1秒）に記載されたパターン番号が異ななる場合は，基準値計画，事前予測型基準値計画（1分），

る場合は，基準値計画，事前予測型基準値計画（1分），事前

事前予測型基準値計画（属地周期）および直前計測型基準値

予測型基準値計画（属地周期），事前予測型基準値計画（1

内訳実績が提出されなかったものとする。

秒）および直前計測型基準値内訳実績が提出されなかったもの(3) 発電機リスト・パターンで約定した場合，約定結果にもととする。

づいた発電販売計画を電力広域的運営推進機関に提出し，１(3) 発電機リスト・パターンで約定した場合，約定結果にもとづ分発電計画電力計画または属地周期発電計画電力計画を，商いた発電販売計画を電力広域的運営推進機関に提出し，専用線

品ブロックの開始時刻の１時間前までに需給調整市場システオンラインで接続する場合は１分発電計画電力計画または属地

ムに登録する。登録後に１分発電計画電力計画または属地周

周期発電計画電力計画を，監視方法がオフラインの場合は１分期発電計画電力計画を変更する場合は，各30分コマの実需給発電計画電力計画または１秒発電計画電力計画を，商品ブロッの開始時刻の１時間前までに需給調整市場システムに再登録

クの開始時刻の１時間前までに需給調整市場システムに登録すする（商品ブロックの開始時刻の１時間前までに１分発電計る。登録後に１分発電計画電力計画，属地周期発電計画電力計

画電力計画または属地周期発電計画電力計画の登録が間に合画または１秒発電計画電力計画を変更する場合は，各30分コマわなかった場合は，再登録はできないものとする）。ただの実需給の開始時刻の１時間前までに需給調整市場システムにし，再登録をする１分発電計画電力計画または属地周期発電

再登録する（商品ブロックの開始時刻の１時間前までに１分発計画電力計画に含まれる30分コマのうち，開始時刻が再登録

電計画電力計画，属地周期発電計画電力計画または１秒発電計をする時刻から１時間未満の30分コマの１分発電計画電力ま画電力計画の登録が間に合わなかった場合は，再登録はできな

たは属地周期発電計画電力は，すでに登録されている１分発いものとする）。ただし，再登録をする１分発電計画電力計－61－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

電計画電力計画または属地周期発電計画電力計画の当該30分

画，属地周期発電計画電力計画または１秒発電計画電力計画に

コマの１分発電計画電力または属地周期発電計画電力から変含まれる30分コマのうち，開始時刻が再登録をする時刻から１更することはできないものとする。

時間未満の30分コマの１分発電計画電力，属地周期発電計画電取引規程別冊（複合約定）

備

考力または１秒発電計画電力は，すでに登録されている１分発電
計画電力計画，属地周期発電計画電力計画または１秒発電計画
電力計画の当該30分コマの１分発電計画電力，属地周期発電計
画電力または１秒発電計画電力から変更することはできないも
なお，発電販売計画における発電上限は，取引規程（需給のとする。

調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(1)ホになお，発電販売計画における発電上限は，取引規程（需給調規定するものとし，発電販売計画，発電上限，１分発電計画

整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(1)ホに規定

電力計画および属地周期発電計画電力計画は第39条（アセス

するものとし，発電販売計画，発電上限，１分発電計画電力計

メント）に用いる。

画，属地周期発電計画電力計画および１秒発電計画電力計画はまた，約定したパターン番号と１分発電計画電力計画また第39条（アセスメント）に用いる。

は属地周期発電計画電力計画に記載されたパターン番号が異また，約定したパターン番号と１分発電計画電力計画，属地なる場合は，１分発電計画電力計画および属地周期発電計画

周期発電計画電力計画または１秒発電計画電力計画に記載され電力計画が提出されなかったものとする。

たパターン番号が異なる場合は，１分発電計画電力計画，属地
周期発電計画電力計画および１秒発電計画電力計画が提出され(4) ネガポジリスト・パターンで約定した場合は以下のとおりとする。
イ 発電リソースの場合
約定結果にもとづいた発電販売計画を電力広域的運営推進

なかったものとする。
(4) ネガポジリスト・パターンで約定した場合は以下のとおりとする。
イ 発電リソースの場合機関に提出し，１分発電計画電力計画または属地周期発電計

約定結果にもとづいた発電販売計画を電力広域的運営推進機

画電力計画を，商品ブロックの開始時刻の１時間前までに需関に提出し，専用線オンラインで接続する場合は１分発電計画

給調整市場システムに登録する。登録後に１分発電計画電力

電力計画または属地周期発電計画電力計画を，監視方法がオフ

計画または属地周期発電計画電力計画を変更する場合は，各ラインの場合は１分発電計画電力計画または１秒発電計画電力

30分コマの実需給の開始時刻の１時間前までに需給調整市場

計画を，商品ブロックの開始時刻の１時間前までに需給調整市システムに再登録する（商品ブロックの開始時刻の１時間前

場システムに登録する。登録後に１分発電計画電力計画，属地までに１分発電計画電力計画または属地周期発電計画電力計

周期発電計画電力計画または１秒発電計画電力計画を変更する

画の登録が間に合わなかった場合は，再登録はできないもの

場合は，各30分コマの実需給の開始時刻の１時間前までに需給とする）。ただし，再登録をする１分発電計画電力計画また調整市場システムに再登録する（商品ブロックの開始時刻の１は属地周期発電計画電力計画に含まれる30分コマのうち，開時間前までに１分発電計画電力計画，属地周期発電計画電力計

始時刻が再登録をする時刻から１時間未満の30分コマの１分

画または１秒発電計画電力計画の登録が間に合わなかった場合

発電計画電力または属地周期発電計画電力は，すでに登録さは，再登録はできないものとする）。ただし，再登録をする１

れている１分発電計画電力計画または属地周期発電計画電力

分発電計画電力計画，属地周期発電計画電力計画または１秒発計画の当該30分コマの１分発電計画電力または属地周期発電

電計画電力計画に含まれる30分コマのうち，開始時刻が再登録

計画電力から変更することはできないものとする。

をする時刻から１時間未満の30分コマの１分発電計画電力，属地周期発電計画電力または１秒発電計画電力は，すでに登録されている１分発電計画電力計画，属地周期発電計画電力計画または１秒発電計画電力計画の当該30分コマの１分発電計画電力，属地周期発電計画電力または１秒発電計画電力から変更す－62－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）ロ 需要リソースの場合(ｲ) 事前予測型を選択しているとき
取引会員は，基準値計画および１分基準値電力計画（事前予測型）を記載した事前予測型基準値計画（1

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考ることはできないものとする。
ロ 需要リソースの場合(ｲ) 事前予測型を選択しているとき
ⅰ 専用線オンラインで接続するとき分）または属地周期基準値電力計画（事前予測型）を

取引会員は，基準値計画および１分基準値電力計画（事前記載した事前予測型基準値計画（属地周期）を，商品予測型）を記載した事前予測型基準値計画（1分）または基ブロックの開始時刻の１時間前までに需給調整市場シ

準値計画および属地周期基準値電力計画（事前予測型）を記

ステムに登録する。

載した事前予測型基準値計画（属地周期）を，商品ブロックの開始時刻の１時間前までに需給調整市場システムに登録する。
ⅱ 監視方法がオフラインのとき取引会員は，基準値計画および１分基準値電力計画（事前測型）を記載した事前予測型基準値計画（1分）または１秒
基準値電力計画（事前予測型）を記載した事前予測型基準値
計画（1秒）を，商品ブロックの開始時刻の１時間前までに(ﾛ) 直前計測型を選択しているとき
ⅰ 取引会員は，約定したネガポジリスト・パターンの商需給調整市場システムに登録する。
(ﾛ) 直前計測型を選択しているとき

品ブロックの開始時刻の５分前から開始時刻までの，属ⅰ 取引会員は，約定したネガポジリスト・パターンの商品

地エリアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとのブロックの開始時刻の５分前から開始時刻までの，属地エ

需要実績を，専用線オンラインを通じて属地エリアの一リアの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの需要実

般送配電事業者へ送信する。

績を，専用線オンラインを通じて属地エリアの一般送配電
事業者へ送信する。監視方法がオフラインの場合，取引会
員は，約定したネガポジリスト・パターンの商品ブロック（属地エリアの一般送配電事業者が実需給日の翌月に指定する商品ブロックに限る）の開始時刻の５分前から開始時刻までの，１秒ごとの需要実績を，属地エリアの一般送配電事業者から求めがあった日の翌営業日までに所定の様式

ⅱ 約定したネガポジリスト・パターンの属地周期基準値により通知する。

電力（直前計測型）は，約定したネガポジリスト・パタ

ⅱ 約定したネガポジリスト・パターンの属地周期基準値電ーンの商品ブロックの開始時刻の５分前から開始時刻ま力（直前計測型）または１秒基準値電力（直前計測型）

でのⅰの属地エリアの一般送配電事業者と調整した送信は，約定したネガポジリスト・パターンの商品ブロックの周期ごとの需要実績の平均値とする。ただし，ⅰの需要

開始時刻の５分前から開始時刻までのⅰの属地エリアの一実績が送信されなかった場合は，送信されたⅰの需要実

般送配電事業者と調整した送信周期ごとまたは１秒ごとの績の平均値を属地周期基準値電力（直前計測型）とみな

需要実績の平均値とする。ただし，ⅰの需要実績が送信さす。

れなかった場合は，送信されたⅰの需要実績の平均値を属
地周期基準値電力（直前計測型）または１秒基準値電力

なお，ⅰの属地エリアの一般送配電事業者と調整し（直前計測型）とみなす。

た送信周期ごとの需要実績が当該時間の終了時刻から

なお，ⅰの属地エリアの一般送配電事業者と調整した

３分以内に送信されなかった場合で，属地エリアの一

送信周期ごとの需要実績が当該時間の終了時刻から３分

般送配電事業者から求めがあった日の翌営業日までに以内に送信されなかった場合で，属地エリアの一般送配－63－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

所定の様式による通知が行われた場合には，送信され電事業者から求めがあった日の翌営業日までに所定の様たものとする。

式による通知が行われた場合には，送信されたものとす

上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の取引規程別冊（複合約定）

備

考

る。

営業日とし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業

上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の営日・営業日および営業時間）第３項に定める平日とす

業日とし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業日・る。

営業日および営業時間）第３項に定める平日とする。

ⅲ 同一のネガポジリスト・パターンが連続して週間市場
商品に約定している場合は，最初の商品ブロックの１分

ⅲ 同一のネガポジリスト・パターンが連続して週間市場商基準値電力（直前計測型）または属地周期基準値電力品に約定している場合は，最初の商品ブロックの１分基準（直前計測型）を，当該連続して約定している商品ブロ

値電力（直前計測型），属地周期基準値電力（直前計測

ックのすべてに適用するものとする。

型）または１秒基準値電力（直前計測型）を，当該連続して約定している商品ブロックのすべてに適用するものとす

ⅳ 小売電気事業者ごとの内訳を記載した直前計測型基準
値内訳実績を，商品ブロックの属する月の翌月10日までに需給調整市場システムに登録する。

る。
ⅳ 同一のネガポジリスト・パターンが同一の提供期間に一
次調整力以外の商品区分で約定している場合または余力活用に関する契約において，一次調整力に相当する機能以外で契約を締結している場合は，小売電気事業者ごとの内訳を記載した直前計測型基準値内訳実績を，商品ブロックの属する月の翌月10日までに需給調整市場システムに登録すⅴ 小売電気事業者ごとの基準値は，修正後基準値とする。

る。小売電気事業者ごとの修正後基準値の合計値が１分ⅴ 同一のネガポジリスト・パターンが同一の提供期間に一基準値電力（直前計測型）または属地周期基準値電力

次調整力以外の商品区分で約定している場合または余力活（直前計測型）を２で除した値と一致しない場合は，直用に関する契約において，一次調整力に相当する機能以外

前計測型基準値内訳実績のうち最初に記載された小売電で契約を締結している場合は，小売電気事業者ごとの基準

気事業者の基準値は１分基準値電力（直前計測型）また

値は，修正後基準値とする。小売電気事業者ごとの修正後

は属地周期基準値電力（直前計測型）を２で除した値か基準値の合計値が１分基準値電力（直前計測型），属地周ら，当該小売電気事業者以外の修正後基準値の合計値を期基準値電力（直前計測型）または１秒基準値電力（直前差し引いた値とする。

計測型）を２で除した値と一致しない場合は，直前計測型
基準値内訳実績のうち最初に記載された小売電気事業者の基準値は１分基準値電力（直前計測型），属地周期基準値
電力（直前計測型）または１秒基準値電力（直前計測型）
を２で除した値から，当該小売電気事業者以外の修正後基

なお，発電販売計画における発電上限は，取引規程（需給準値の合計値を差し引いた値とする。

調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(1)ホになお，発電販売計画における発電上限は，取引規程（需給調規定するものとし，発電販売計画，発電上限，１分発電計画

整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(1)ホに規定

電力計画，属地周期発電計画電力計画，基準値計画，１分基するものとし，発電販売計画，発電上限，１分発電計画電力計

準値電力計画（事前予測型），属地周期基準値電力計画（事画，属地周期発電計画電力計画，１秒発電計画電力計画，基準前予測型），１分基準値電力計画（直前計測型）および属地

値計画，１分基準値電力計画（事前予測型），属地周期基準値

周期基準値電力計画（直前計測型）は第39条（アセスメン

電力計画（事前予測型），１秒基準値電力計画（事前予測ト）に用いる。

型），１分基準値電力計画（直前計測型），属地周期基準値電－64－2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考力計画（直前計測型）および１秒基準値電力計画（直前計測
また，約定したパターン番号と属地周期発電計画電力計型）は第39条（アセスメント）に用いる。

画，１分発電計画電力計画，基準値計画，事前予測型基準値

また，約定したパターン番号と１秒発電計画電力計画，１分

計画（1分），事前予測型基準値計画（属地周期）または直発電計画電力計画，属地周期発電計画電力計画，基準値計画，

前計測型基準値内訳実績に記載されたパターン番号が異なる

事前予測型基準値計画（1分），事前予測型基準値計画（属地場合は，１分発電計画電力計画，属地周期発電計画電力計周期）または事前予測型基準値計画（1秒）に記載されたパタ

画，基準値計画，事前予測型基準値計画（1分），事前予測

ーン番号が異なる場合は，１分発電計画電力計画，属地周期発型基準値計画（属地周期）および直前計測型基準値内訳実績

電計画電力計画，１秒発電計画電力計画，基準値計画，事前予が提出されなかったものとする。

測型基準値計画（1分），事前予測型基準値計画（属地周期），事前予測型基準値計画（1秒）および直前計測型基準値

２ 余力活用に関する契約において，二次調整力①に相当する機能以外で契約を締結している場合は，取引規程別冊（複合約定）第34条（計画等の提出）のとおりとする。

内訳実績が提出されなかったものとする。
２ 余力活用に関する契約において，一次調整力に相当する機能以外で契約を締結している場合は，取引規程別冊（複合約定）第34条（計画等の提出）のとおりとする。

－65－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

第７章 調整の実施

第７章 調整の実施

第７章 調整の実施（調整の実施の原則）（調整の実施の原則）
第35条 ΔｋＷ約定量にもとづく調整の実施は，属地エリアの周波数偏差第35条 ΔｋＷ約定量にもとづく調整の実施は，属地エリアの一般送配電事業者からの指令により行われるものとし，指令方法は次のとおを検知し，リソースの調定率にもとづき調整を行うこととし，属地エ電事業者からの指令により行われるものとし，指令方法は次のとおりとする。

リアの一般送配電事業者からの指令は行わない。なお，同一の系統

りとする。

なお，同一の系統コードの単独発電機または各リスト・パター

コードの単独発電機において，同一提供期間に三次調整力②に同時に(1) 複合約定対象商品に一次調整力を含む場合ンにおいて，同一提供期間に異なる商品区分で約定している場合の約定している場合は，三次調整力②の指令を行い，この場合において当該提供期間における各商品の指令は以下のとおり。

も属地エリアの周波数偏差を検知し，リソースの調定率にもとづき調整を行うこととする。

取引規程別冊（一次調整力）第35条（調整の実施の原則）のとおり指令を行う。
なお，同一系統コードの単独発電機または各リスト・パター

ずれか，または複数に同時に約定している場合は，属地エ

また，同一の系統コードの単独発電機または各リスト・パターンにリアの一般送配電事業者と協議した指令方法による指令をおいて，同一提供期間に三次調整力①，二次調整力②，二次調整力①合の当該提供期間における指令の扱いは除く。

行う。

または複合商品のいずれか，または複数に同時に約定している場合(2) 複合約定対象商品に二次調整力①を含む場合

ロ 一次調整力に同時に約定している場合は，取引規程別冊（複合約定）第35条（調整の実施の原則）のとおり指令を考（調整の実施の原則）

第35条 ΔｋＷ約定量にもとづく調整の実施は，属地エリアの一般送配

イ 三次調整力②，三次調整力①または二次調整力②のみでい備

は，取引規程別冊（複合約定）第35条（調整の実施の原則）のとおり指令を行う。

ンにおいて同一提供期間に，異なる商品区分で約定している場

取引規程別冊（二次調整力①）第35条（調整の実施の原則）のとおり指令を行う。

行う。

なお，同一系統コードの単独発電機または各リスト・パター

ハ 上記に該当せず，複合商品と同時に約定している場合

ンにおいて同一提供期間に，異なる商品区分で約定している場

は，取引規程別冊（複合約定）第35条（調整の実施の原合の当該提供期間における指令の扱いは除く。

則）のとおり指令を行う。

ただし，複合約定対象商品に三次調整力①，二次調整力②の別表２に定める属地エリアの一般送配電事業者のＬＦＣ制御周

いずれか，または複数を含む場合および同一系統コードの単独

期ごとに，指令を行う。ＥＤＣ・ＬＦＣ信号を一括して送信する

発電機において同一提供期間に三次調整力②に約定している場

場合は，ＥＤＣ・ＬＦＣそれぞれの演算結果を合算した指令とす

合は，属地エリアの一般送配電事業者と協議した指令方法による（ＥＤＣを除外している時間を除く）。

る指令を行う。

ただし，手動で指令値を送信する場合は，ＬＦＣ制御周期によ(3) 複合約定対象商品に二次調整力②を含む場合

らず，需給調整市場システムへデータ登録されたＬＦＣ変化速度

取引規程別冊（二次調整力②）第35条（調整の実施の原則）

で指令値まで到達する時間を到達時刻とする指令を行うこととすのとおり指令を行う。

る。なお，指令を出力増減指令（接点信号）により行う場合，取なお，同一系統コードの単独発電機または各リスト・パター

引会員は属地エリアの一般送配電事業者と第21条（性能確認）第ンにおいて同一提供期間に，異なる商品区分で約定している場

10項で確認した目標値を元に第24条（実働試験の実施方法）およ合の当該提供期間における指令の扱いは除く。

び第39条（アセスメント）における指令値を定めることとし，第(4) 複合約定対象商品に三次調整力①を含む場合

24条（実働試験の実施方法）(1)ロ(ﾛ)および第39条（アセスメン

取引規程別冊（三次調整力①）第35条（調整の実施の原則）

ト）(3)に定める評価により第26条（取引対象のΔｋＷ）に定めるのとおり指令を行う。

要件の不適合が判明したときは，取引会員の求めに応じ，事後的

なお，同一系統コードの単独発電機または各リスト・パターに属地エリアの一般送配電事業者から取引会員に対し所定の様式ンにおいて同一提供期間に，異なる商品区分で約定している場

により，不適合となった30分コマの指令値を開示することとす

合の当該提供期間における指令の扱いは除く。

る。

ただし，複合約定対象商品に二次調整力②を含む場合は，(3)のとおり指令を行う。

２ 第１項の調整の実施にもとづく実需給時点での調整電力量の受２ 第24条（実働試験の実施方法）(1)ロ(ﾛ)および第39条（アセスメ－66－

2023年４月１日改定

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程本則および別冊（二次調整力①）
け渡しは，属地エリアの一般送配電事業者との間で定める受電地点

ント）(3)に定める評価により第26条（取引対象のΔｋＷ）に定めるにて行う。

要件の不適合が判明したときは，取引会員の求めに応じ，事後的に取引規程別冊（複合約定）

備考

属地エリアの一般送配電事業者から取引会員に対し所定の様式により，不適合となった30分コマの周波数実績等を開示することとする。
３ 本市場にて約定したリソースおよび余力活用に関する契約を締

３ 本市場にて約定したリソースおよび余力活用に関する契約を締結結しているリソースに対する調整の実施は全国大で行うこととしているリソースに対する調整の実施は全国大で行うこととし，上し，上げ調整指令はＶ１単価の安いものから順に行い，下げ調整

げ調整指令はＶ１単価の安いものから順に行い，下げ調整指令はＶ

指令はＶ２単価の高い順に行う。

２単価の高い順に行う（一次調整力に相当する機能のリソースを除

ただし，連系線の運用容量制約および系統制約が生じる場合等はその限りではない。

く）。ただし，連系線の運用容量制約および系統制約が生じる場合
等はその限りではない。

なお，二次調整力①の商品区分に相当する調整の実施は，属地

なお，二次調整力①の商品区分に相当する機能に対する調整の実

エリアごとに行うこととし，上げ調整指令および下げ調整指令

施は，属地エリアごとに行うこととし，上げ調整指令および下げ調

は，系統周波数を一定に保つよう，属地エリアごとの一括指令ま整指令は，系統周波数を一定に保つよう，属地エリアごとの一括指

たは出力変化速度など属地エリアごとの優先順位による指令を行

令または出力変化速度など属地エリアごとの優先順位による指令を

う。

行う。

４ 余力活用に関する契約を締結しているリソースが本市場にて約４ 余力活用に関する契約を締結しているリソースが本市場にて約定定した場合，そのリソースの余力の範囲で一体的に指令を行う。

した場合，そのリソースの余力の範囲で一体的に指令を行い，この場合においても属地エリアの周波数偏差を検知し，リソースの調定率にもとづき調整を行うこととする。

（約定した単独発電機または各リスト・パターンの差替え）（約定した単独発電機または各リスト・パターンの差替え）（約定した単独発電機または各リスト・パターンの差替え）

第36条 取引会員が，約定した単独発電機または各リスト・パターンの第36条 取引会員が，約定した単独発電機または各リスト・パターンの差

第36条 取引会員が，約定した単独発電機または各リスト・パターンの差替えを希望する場合，当該取引会員は，提供期間の開始時刻の替えを希望する場合，当該取引会員は，提供期間の開始時刻の１時差替えを希望する場合，当該取引会員は，提供期間の開始時刻の１時間前までに差替え後の単独発電機または各リスト・パターン

間前までに差替え後の単独発電機または各リスト・パターンの情報

１時間前までに差替え後の単独発電機または各リスト・パターンの情報を需給調整市場システムに再登録し，再登録後直ちに，第を需給調整市場システムに再登録し，再登録後直ちに，第34条（計の情報を需給調整市場システムに再登録し，再登録後直ちに，第34条（計画等の提出）に準じて再登録後の計画等を提出または登画等の提出）に準じて再登録後の計画等を提出または登録する。こ34条（計画等の提出）に準じて再登録後の計画等を提出または登録する。この場合，差替え後の単独発電機および各リスト・パタの場合，差替え後の単独発電機および各リスト・パターンを複数と録する。この場合，差替え後の単独発電機および各リスト・パターンを複数とすることは可能とする。

することは可能とする。

ーンを複数とすることは可能とする。

また，以下の各号のいずれかに該当する場合は，各号に定める方法による差替えを行うことができない。

また，以下の各号のいずれかに該当する場合は，各号に定める方法
による差替えを行うことができない。

なお，取引会員は，同一種類の週間市場商品約定単位ごとに差替えを行うこととし，差替えを行う複合約定対象商品ごとのΔｋＷ約定量は，当該週間市場商品約定単位に含まれる全ての複合約
定対象商品で同一の値とする。
また，以下の各号のいずれかに該当する場合は，各号に定める方法による差替えを行うことができない。

(1) 単独発電機を用いた差替えを行う場合(1) 単独発電機を用いた差替えを行う場合(1) 単独発電機を用いた差替えを行う場合

同一の時間帯に本市場において約定している単独発電機のイ 同一の時間帯に本市場において約定している単独発電機のイ 同一の時間帯に本市場において約定している単独発電機

とき，当該単独発電機のΔｋＷ約定量（同一提供期間においとき，当該単独発電機のΔｋＷ約定量（同一提供期間においのとき，当該単独発電機のΔｋＷ約定量（同一提供期間にて複数約定している場合は，当該単独発電機のΔｋＷ約定量て複数約定している場合は，当該単独発電機のΔｋＷ約定量

おいて複数約定している場合は，当該単独発電機のΔｋＷ－67－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）の合計値とする）および複合ΔｋＷ約定量（同一提供期間にの合計値とする）および複合ΔｋＷ約定量（同一提供期間に約定量の合計値とする）および複合ΔｋＷ約定量（同一提おいて複数約定している場合は，当該単独発電機の複合Δｋ

おいて複数約定している場合は，当該単独発電機の複合Δｋ

供期間において複数約定している場合は，当該単独発電機

Ｗ約定量の合計値とする）を入札量上限から差し引いた量をＷ約定量の合計値とする）を入札量上限から差し引いた量をの複合ΔｋＷ約定量の合計値とする）を入札量上限から差超えて，当該単独発電機を用いた差替えを行うこと。

超えて，当該単独発電機を用いた差替えを行うこと。

し引いた量を超えて，当該単独発電機を用いた差替えを行

ただし，複合約定対象商品のΔｋＷ約定量は差し引かない。

ただし，複合約定対象商品のΔｋＷ約定量は差し引かな
い。

備

考

うこと。
ただし，複合約定対象商品のΔｋＷ約定量は差し引かな

なお，入札期間中および約定処理中の単独発電機に係る差なお，入札期間中および約定処理中の単独発電機に係る差替えは，当該単独発電機が約定しているものとみなして扱

替えは，当該単独発電機が約定しているものとみなして扱

う。

う。

い。
なお，入札期間中および約定処理中の単独発電機に係る差替えは，当該単独発電機が約定しているものとみなして

ロ 監視方法がオンラインの場合，差替え先として，監視方法
がオフラインのリソースを用いた差替えを行うこと。

扱う。
ロ 監視方法がオンラインの場合，差替え先として，監視方法がオフラインのリソースを用いた差替えを行うこと。
ハ 差替え先リソースの差替え後の複合ΔｋＷ約定量の合計
値が差替え前リソースの複合ΔｋＷ約定量を超えること｡(2) 各リスト・パターンを用いた差替えを行う場合
イ 異なる商品区分のみに供出可能な各リスト・パターンを用いること。
ロ 同一の時間帯において，同一の系統コードに属する複数の各リスト・パターンを用いること。

(2) 各リスト・パターンを用いた差替えを行う場合
イ 異なる商品区分のみに供出可能な各リスト・パターンを用いること。

(2) 各リスト・パターンを用いた差替えを行う場合
イ 異なる商品区分のみに供出可能な各リスト・パターンを用いること。

ロ 同一の時間帯において，同一の系統コードに属する複数の各リスト・パターンを用いること。

ロ 同一の時間帯において，同一の系統コードに属する複数の各リスト・パターンを用いること。

ハ 同一の時間帯に本市場において各リスト・パターンを用

ハ 同一の時間帯に本市場において各リスト・パターンを用い

ハ 同一の時間帯に本市場において各リスト・パターンを用いるとき，当該各リスト・パターンのΔｋＷ約定量（同一るとき，当該各リスト・パターンのΔｋＷ約定量（同一提供いるとき，当該各リスト・パターンの各商品ごとのΔｋＷ

提供期間において複数約定している場合は，当該各リス期間において複数約定している場合は，当該各リスト・パタ

約定量（同一提供期間において複数約定している場合は，

ト・パターンのΔｋＷ約定量の合計値とする）および複合

ーンのΔｋＷ約定量の合計値とする）および複合ΔｋＷ約定

当該各リスト・パターンのΔｋＷ約定量の合計値とする）

ΔｋＷ約定量（同一提供期間において複数約定している場

量（同一提供期間において複数約定している場合は，当該各および複合ΔｋＷ約定量（同一提供期間において複数約定合は，当該各リスト・パターンの複合ΔｋＷ約定量の合計

リスト・パターンの複合ΔｋＷ約定量の合計値とする）を入している場合は，当該各リスト・パターンの複合ΔｋＷ約値とする）を入札量上限から差し引いた量を超えて，当該札量上限から差し引いた量を超えて，当該各リスト・パター

定量の合計値とする）を入札量上限から差し引いた量を超各リスト・パターンを用いた差替えを行うこと。

ンを用いた差替えを行うこと。

えて，当該各リスト・パターンを用いた差替えを行うこ

ただし，複合約定対象商品のΔｋＷ約定量は差し引かない。

ただし，複合約定対象商品のΔｋＷ約定量は差し引かない。

と。
ただし，複合約定対象商品のΔｋＷ約定量は差し引かない。

ニ 異なる商品区分に約定した各リスト・パターンの差替え

ニ 異なる商品区分に約定した各リスト・パターンの差替えを

ニ 異なる商品区分に約定した各リスト・パターンの差替えを希望する場合で，差替え後の各リスト・パターンとし希望する場合で，差替え後の各リスト・パターンとして，差を希望する場合で，差替え後の各リスト・パターンとして，差替え前の各リスト・パターンと同一時間帯の異な替え前の各リスト・パターンと同一時間帯の異なる商品に約て，差替え前の各リスト・パターンと同一時間帯の異なるる商品に約定している各リスト・パターンを用いるこ定している各リスト・パターンを用いること。なお，入札期

商品に約定している各リスト・パターンを用いること。

と。なお，入札期間中および約定処理中の各リスト・パ

間中および約定処理中の各リスト・パターンに係る差替え

なお，入札期間中および約定処理中の各リスト・パター

ターンに係る差替えは，当該各リスト・パターンが約定は，当該各リスト・パターンが約定しているものとみなしてンに係る差替えは，当該各リスト・パターンが約定していしているものとみなして扱う。

扱う。

るものとみなして扱う。

ホ 監視方法がオンラインの場合，差替え先として，監視方法
がオフラインのリソースを用いた差替えを行うこと。

－68－

ホ 監視方法がオンラインの場合，差替え先として，監視方法がオフラインのリソースを用いた差替えを行うこと。
2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考ヘ 差替え先リソースの差替え後の複合ΔｋＷ約定量の合計
値が差替え前リソースの複合ΔｋＷ約定量を超えること｡

なお，差替え後の単独発電機または各リスト・パターンは，なお，差替え後の単独発電機または各リスト・パターンは，第なお，差替え後の単独発電機または各リスト・パターンは，第第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合し，当該取引26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合し，当該取引会員

26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合し，当該取引会員

会員が属地エリアの一般送配電事業者と「需給調整市場に関すが属地エリアの一般送配電事業者と「需給調整市場に関する契が属地エリアの一般送配電事業者と「需給調整市場に関する契る契約」を締結しているものに限る。

約」を締結しているものに限る。

約」を締結しているものに限る。

また，複数の単独発電機または各リスト・パターンに差替え

また，複数の単独発電機または各リスト・パターンに差替える

また，複数の単独発電機または各リスト・パターンに差替える

る場合は，第39条（アセスメント）および取引規程（需給調整場合は，第39条（アセスメント）および取引規程（需給調整市

場合は，第39条（アセスメント）および取引規程（需給調整市

市場）第40条（ペナルティ）における算定上，第39条（アセス場）第40条（ペナルティ）における算定上，第39条（アセスメン

場）第40条（ペナルティ）における算定上，第39条（アセスメンメント）および取引規程（需給調整市場）第40条（ペナルテト）および取引規程（需給調整市場）第40条（ペナルティ）のΔト）および取引規程（需給調整市場）第40条（ペナルティ）の複ィ）のΔｋＷ約定量は，差替え前の単独発電機または各リス

ｋＷ約定量は，差替え前の単独発電機または各リスト・パターン

合ΔｋＷ約定量は，差替え前の単独発電機または各リスト・パタ

ト・パターンのΔｋＷ約定量を差替え後のそれぞれの単独発電のΔｋＷ約定量を差替え後のそれぞれの単独発電機または各リスーンの複合ΔｋＷ約定量を差替え後のそれぞれの単独発電機また機または各リスト・パターンへ配分した値とし，それぞれの単ト・パターンへ配分した値とし，それぞれの単独発電機または各は各リスト・パターンへ配分した値とし，それぞれの単独発電機

独発電機または各リスト・パターンごとに評価を行う。

リスト・パターンごとに評価を行う。

または各リスト・パターンごとに評価を行う。

２ 第１項により差替えを希望する場合は，差替え後の単独発電

２ 第１項により差替えを希望する場合は，差替え後の単独発電機

２ 第１項により差替えを希望する場合は，差替え後の単独発電機

機または各リスト・パターンは，連系線の運用容量に影響を与

または各リスト・パターンは，連系線の運用容量に影響を与えなまたは各リスト・パターンは，連系線の運用容量に影響を与えなえないよう，差替え前の単独発電機または各リスト・パターン

いよう，差替え前の単独発電機または各リスト・パターンと同一

いよう，差替え前の単独発電機または各リスト・パターンと同一と同一の属地エリアから選定する。

の属地エリアから選定する。

の属地エリアから選定する。

３ 第１項により差替えた場合，取引会員は，ΔｋＷ約定単価を３ 第１項により差替えた場合，取引会員は，ΔｋＷ約定単価を差３ 第１項により差替えた場合，取引会員は，ΔｋＷ約定単価を差差替え前の単独発電機または各リスト・パターンのΔｋＷ約定

替え前の単独発電機または各リスト・パターンのΔｋＷ約定単価

替え前の単独発電機または各リスト・パターンのΔｋＷ約定単価

単価以下の値へ変更することができるものとする。

以下の値へ変更することができるものとする。

以下の値へ変更することができるものとする。

４ 第１項の規定にかかわらず，取引規程別冊（三次調整力②）第30

４ 第１項の規定にかかわらず，取引規程別冊（三次調整力②）第４ 第１項の規定にかかわらず，取引規程別冊（三次調整力②）第条（入札受付時間）に定める三次調整力②の入札受付時間および取30条（入札受付時間）に定める三次調整力②の入札受付時間およ30条（入札受付時間）に定める三次調整力②の入札受付時間およ

引規程別冊（三次調整力②）第32条（約定）に定める約定処理の実び取引規程別冊（三次調整力②）第32条（約定）に定める約定処

び取引規程別冊（三次調整力②）第32条（約定）に定める約定処

施中においては，提供期間が実需給前日となる二次調整力①の差替

理の実施中においては，提供期間が実需給前日となる一次調整力

理の実施中においては，提供期間が実需給前日となる複合商品のえを行うことはできない。

の差替えを行うことはできない。

差替えを行うことはできない。

（単独発電機または各リスト・パターンにおけるトラブル対応）（単独発電機または各リスト・パターンにおけるトラブル対応）（単独発電機または各リスト・パターンにおけるトラブル対応）

第37条 約定した単独発電機または各リスト・パターンが，ΔｋＷ約定第37条 約定した単独発電機または各リスト・パターンが，ΔｋＷ約定量

第37条 約定した単独発電機または各リスト・パターンが，複合ΔｋＷ

量を供出できなくなった場合，取引会員は，提供期間の開始時刻

を供出できなくなった場合，取引会員は，提供期間の開始時刻の１約定量を供出できなくなった場合，または複合約定対象商品の一の１時間前までの間に以下のとおり対応する。

時間前までの間に以下のとおり対応する。

部のΔｋＷ約定量が供出できなくなった場合，取引会員は，提供(1) 取引会員は，ΔｋＷ約定量を供出できなくなった単独発電(1) 取引会員は，ΔｋＷ約定量を供出できなくなった単独発電機(1) 取引会員は，複合ΔｋＷ約定量を供出できなくなった単独発機または各リスト・パターンについて，第36条（約定した単または各リスト・パターンについて，第36条（約定した単独発電機または各リスト・パターンについて，第36条（約定した単独発電機または各リスト・パターンの差替え）に準じて代替

電機または各リスト・パターンの差替え）に準じて代替する単独発電機または各リスト・パターンの差替え）に準じて代替すする単独発電機（複数の単独発電機による代替も可能とす

独発電機（複数の単独発電機による代替も可能とする）または

る単独発電機（複数の単独発電機による代替も可能とする）まる）または各リスト・パターンの再登録を行う。

各リスト・パターンの再登録を行う。

期間の開始時刻の１時間前までの間に以下のとおり対応する。

(2) 取引会員は，(1)の再登録ができない場合または再登録した(2) 取引会員は，(1)の再登録ができない場合または再登録した単－69－

たは各リスト・パターンの再登録を行う。
(2) 取引会員は，(1)の再登録ができない場合または再登録した

2023年４月１日改定

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（複合約定）

単独発電機または各リスト・パターンがΔｋＷ約定量を供出

独発電機または各リスト・パターンがΔｋＷ約定量を供出でき単独発電機または各リスト・パターンが複合ΔｋＷ約定量を供できない場合は，直ちに需給調整市場システムに代替不可のない場合は，直ちに需給調整市場システムに代替不可の内容を出できない場合は，直ちに需給調整市場システムに代替不可の内容を登録（以下，「代替不可申請」という）するとともに，登録（以下，「代替不可申請」という）するとともに，その旨を内容を登録（以下，「代替不可申請」という）するとともに，その旨を属地エリアの一般送配電事業者へ電話等を用いて連属地エリアの一般送配電事業者へ電話等を用いて連絡する。

その旨を属地エリアの一般送配電事業者へ電話等を用いて連絡絡する。
(3) (2)の連絡を受けた属地エリアの一般送配電事業者は，他の取引会員または他の一般送配電事業者へ代替可能な単独発電(3) (2)の連絡を受けた属地エリアの一般送配電事業者は，他の取引会員または他の一般送配電事業者へ代替可能な単独発電機または各リスト・パターンの供出を依頼する。

機または各リスト・パターンの供出を依頼する。

考する。
(3) (2)の連絡を受けた属地エリアの一般送配電事業者は，他の取引会員または他の一般送配電事業者へ代替可能な単独発電機
または各リスト・パターンの供出を依頼する。

２ 取引会員は，ΔｋＷ約定量を供出できなくなった単独発電機ま２ 取引会員は，複合ΔｋＷ約定量を供出できなくなった単独発電

２ 取引会員は，ΔｋＷ約定量を供出できなくなった単独発電機

たは各リスト・パターンについて，供出できなくなった理由を所機または各リスト・パターンについて，供出できなくなった理由

または各リスト・パターンについて，供出できなくなった理由

定の様式にて速やかに属地エリアの一般送配電事業者に提出すを所定の様式にて速やかに属地エリアの一般送配電事業者に提出を所定の様式にて速やかに属地エリアの一般送配電事業者に提

る。

出する。

備

する。

３ 取引会員が代替不可申請を行った場合，第39条（アセスメン

３ 取引会員が代替不可申請を行った場合，第39条（アセスメン

３ 取引会員が代替不可申請を行った場合，第39条（アセスメント）ト）および取引規程（需給調整市場）第40条（ペナルティ）におト）および取引規程（需給調整市場）第40条（ペナルティ）におおよび取引規程（需給調整市場）第40条（ペナルティ）における算

ける算定上，第39条（アセスメント）および取引規程（需給調整ける算定上，第39条（アセスメント）および取引規程（需給調整定上，第39条（アセスメント）および取引規程（需給調整市場）第市場）第40条（ペナルティ）のΔｋＷ約定量は，ΔｋＷ約定量か市場）第40条（ペナルティ）の複合ΔｋＷ約定量は，複合ΔｋＷ

40条（ペナルティ）のΔｋＷ約定量は，ΔｋＷ約定量から代替不可

ら代替不可申請に応じた量を減じた値とする。

約定量から代替不可申請に応じた量を減じた値とする。

申請に応じた量を減じた値とする。

（ΔｋＷの供出協力）（ΔｋＷの供出協力）（ΔｋＷの供出協力）

第38条 取引会員は，次の各号のいずれかに該当する場合で，属地エリ

第38条 取引会員は，次の各号のいずれかに該当する場合で，属地エリア

第38条 取引会員は，次の各号のいずれかに該当する場合で，属地エリアの一般送配電事業者から商品ブロックの開始時刻の１時間前まの一般送配電事業者から商品ブロックの開始時刻の１時間前までにアの一般送配電事業者から商品ブロックの開始時刻の１時間前までにおいて，ΔｋＷの供出を要請されたときは，可能な範囲で協おいて，ΔｋＷの供出を要請されたときは，可能な範囲で協力すでにおいて，ΔｋＷの供出を要請されたときは，可能な範囲で協

力する。

る。

力する。

(1) 第37条（単独発電機または各リスト・パターンにおけるト(1) 第37条（単独発電機または各リスト・パターンにおけるトラ(1) 第37条（単独発電機または各リスト・パターンにおけるトラ

ラブル対応）第１項(3)の規定により，属地エリアの一般送配

ブル対応）第１項(3)の規定により，属地エリアの一般送配電事

ブル対応）第１項(3)の規定により，属地エリアの一般送配電電事業者から代替となる単独発電機または各リスト・パター

業者から代替となる単独発電機または各リスト・パターンの供事業者から代替となる単独発電機または各リスト・パターンのンの供出依頼を受けた場合

出依頼を受けた場合(2) 需給調整市場システムの障害等に伴い，需給調整市場シス
テムによる約定処理ができない場合(3) 連系線のトラブル等により，約定結果を踏まえた調整が行えない場合(4) ΔｋＷ約定量が必要量に満たなかった場合

供出依頼を受けた場合(2) 需給調整市場システムの障害等に伴い，需給調整市場システ
ムによる約定処理ができない場合(3) 連系線のトラブル等により，約定結果を踏まえた調整が行えない場合(2) 需給調整市場システムの障害等に伴い，需給調整市場システ
ムによる約定処理ができない場合(3) 連系線のトラブル等により，約定結果を踏まえた調整が行えない場合(4) ΔｋＷ約定量が必要量に満たなかった場合(4)複合ΔｋＷ約定量が複合必要量に満たなかった場合またはΔ
ｋＷ約定量が各商品の必要量に満たなかった場合

２ 第１項によりΔｋＷの供出協力に応じた取引会員は，第34条

２ 第１項によりΔｋＷの供出協力に応じた取引会員は，第34条

２ 第１項によりΔｋＷの供出協力に応じた取引会員は，第34条（計画等の提出）により，代替の結果を反映した計画等を提出（計画等の提出）により，代替の結果を反映した計画等を提出す（計画等の提出）により，代替の結果を反映した計画等を提出すする。また，取引会員は，必要に応じて，取引規程（需給調整る。また，取引会員は，必要に応じて，取引規程（需給調整市る。また，取引会員は，必要に応じて，取引規程（需給調整市

市場）第18条（調整電力量料金に適用する単価の登録）の規定

場）第18条（調整電力量料金に適用する単価の登録）の規定によ場）第18条（調整電力量料金に適用する単価の登録）の規定によにより，調整電力量料金に適用する単価を登録する。

り，調整電力量料金に適用する単価を登録する。

３ 第１項によりΔｋＷの供出協力に応じた単独発電機または各３ 第１項によりΔｋＷの供出協力に応じた単独発電機または各リ－70－

り，調整電力量料金に適用する単価を登録する。
３ 第１項によりΔｋＷの供出協力に応じた単独発電機または各リ
2023年４月１日改定

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（複合約定）

リスト・パターンは，第32条（約定）により約定したものとし

スト・パターンは，第32条（約定）により約定したものとして扱

スト・パターンは，第32条（約定）により約定したものとして扱

て扱う。

う。

う。

なお，ΔｋＷの供出協力に応じた単独発電機または各リス

なお，ΔｋＷの供出協力に応じた単独発電機または各リスト・

なお，ΔｋＷの供出協力に応じた単独発電機または各リスト・パト・パターンにおけるΔｋＷ約定単価は，当該提供期間におけパターンにおけるΔｋＷ約定単価は，当該提供期間における約定

ターンにおけるΔｋＷ約定単価は，当該提供期間における約定結果

る約定結果をもとに属地エリアの一般送配電事業者との協議に結果をもとに属地エリアの一般送配電事業者との協議により決定

をもとに属地エリアの一般送配電事業者との協議により決定した単より決定した単価とし，Ｖ１単価およびＶ２単価は，取引規程した単価とし，複数の商品区分に約定している場合のＶ１単価お価とし，Ｖ１単価およびＶ２単価は，取引規程（需給調整市場）第（需給調整市場）第18条（調整電力量料金に適用する単価の登よびＶ２単価は，取引規程（需給調整市場）第18条（調整電力量18条（調整電力量料金に適用する単価の登録）の規定により登録さ録）の規定により登録された単価とする。

料金に適用する単価の登録）の規定により登録された単価とす

れた単価とする。

備

考

る。

－71－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

第８章 アセスメント

第８章 アセスメント

第８章 アセスメント（アセスメント）（アセスメント）備考（アセスメント）

第39条 属地エリアの一般送配電事業者は，取引会員が，提供期間におい第39条 属地エリアの一般送配電事業者は，取引会員が，提供期間におい第39条 属地エリアの一般送配電事業者は，取引会員が，提供期間におて，ΔｋＷ約定量の供出が可能な状態に維持していることおよびΔて，ΔｋＷ約定量の供出が可能な状態に維持していることおよび属

いて，ΔｋＷ約定量の供出が可能な状態に維持していることおよ

ｋＷ約定量の範囲内で属地エリアの一般送配電事業者の指令に従い地エリアの周波数偏差を検知し，リソースの調定率にもとづき実際

びΔｋＷ約定量の範囲内で属地エリアの一般送配電事業者の指令

実際に調整していることを確認するため，次のとおり提供期間の30に調整していることを確認するため，次のとおり提供期間の30分コに従い実際に調整していることを確認するため，次のとおり提供

分コマごとにアセスメント（以下，「アセスメント」という）を実

マごとにアセスメント（以下，「アセスメント」という）を実施す

期間の30分コマごとにアセスメント（以下，「アセスメント」とい

施する。

る。

う）を実施する。

(1) 提供期間におけるリソースの供出可能量がΔｋＷ約定量を(1) 提供期間におけるリソースの供出可能量がΔｋＷ約定量を下(1) 提供期間におけるリソースの供出可能量が複合ΔｋＷ約定量

下回っていないことを評価する（以下，「アセスメントⅠ」

回っていないことを評価する（以下，「アセスメントⅠ」といを下回っていないことを評価する（以下，「アセスメントⅠ」とという）ものとし，アセスメントⅠにおける供出可能量は，う）ものとし，アセスメントⅠにおける供出可能量は，次の式いう）ものとし，アセスメントⅠにおける供出可能量は，次の次の式により算定された値とする。ただし，同一リソースがにより算定された値とする。ただし，同一リソースが同一提供

式により算定された値とする。ただし，同一リソースが同一提

同一提供期間において複数約定している場合は，ΔｋＷ約定

期間において複数約定している場合は，ΔｋＷ約定単価が安い順

供期間において複数約定している場合は，ΔｋＷ約定単価が安

単価が安い順にアセスメントⅠをそれぞれ実施するものとすにアセスメントⅠをそれぞれ実施するものとする。また，同一い順にアセスメントⅠをそれぞれ実施するものとする。また，

る。また，同一リソースが同一提供期間において三次調整力

リソースが同一提供期間において三次調整力②または週間市場

同一リソースが同一提供期間において三次調整力②または週間②または週間市場商品に約定している場合は，三次調整力②

商品に約定している場合は，三次調整力②および週間市場商品

市場商品に約定している場合は，三次調整力②および週間市場

および週間市場商品とあわせてアセスメントⅠを実施するもとあわせてアセスメントⅠを実施するものとする。

商品とあわせてアセスメントⅠを実施するものとする。

のとする。

なお，発電リソースを用いる場合で同一リソースにおける複合ΔｋＷ約定量の合計が一次調整力のΔｋＷ約定量の合計と等しい場合，次の式に「ＧＦ幅（定格出力外）」を加算し，アセスメントⅠを実施する。

イ 同一リソースが同一提供期間において複数約定していな

イ 同一リソースが同一提供期間において複数約定していない

い場合

場合

(ｲ) 単独発電機の場合(ｲ) 単独発電機の場合

発電上限電力－発電計画電力(ﾛ) 発電機リスト・パターンの場合

合発電上限電力－発電計画電力＋ＧＦ幅（定格出力外）(ﾛ) 発電機リスト・パターンの場合

合計発電上限電力－合計発電計画電力

イ 同一リソースが同一提供期間において複数約定していない場

合計発電上限電力－合計発電計画電力＋ＧＦ幅（定格(ｲ) 単独発電機の場合
発電上限電力－発電計画電力(ﾛ) 発電機リスト・パターンの場合
合計発電上限電力－合計発電計画電力

出力外）(ﾊ) 需要家リスト・パターンの場合(ﾊ) 需要家リスト・パターンの場合

合計基準値電力－合計需要抑制計画電力

合計基準値電力－合計需要抑制計画電力(ﾊ) 需要家リスト・パターンの場合
合計基準値電力－合計需要抑制計画電力(ﾆ) ネガポジリスト・パターンの場合(ﾆ) ネガポジリスト・パターンの場合（合計発電上限電力－合計発電計画電力）＋（合計基（合計発電上限電力－合計発電計画電力）＋（合計

準値電力－合計需要抑制計画電力）＋ＧＦ幅（定格出力

基準値電力－合計需要抑制計画電力）

ロ 同一リソースが同一提供期間において複数約定している

外）(ﾆ) ネガポジリスト・パターンの場合（合計発電上限電力－合計発電計画電力）＋（合計基準値電力－合計需要抑制計画電力）

ロ 同一リソースが同一提供期間において複数約定している場

場合合(ｲ) 単独発電機の場合(ｲ) 単独発電機の場合－72－

ロ 同一リソースが同一提供期間において複数約定している場合(ｲ) 単独発電機の場合
2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

発電上限電力―発電計画電力－控除ΔｋＷ約定量

発電上限電力―発電計画電力＋ＧＦ幅（定格出力外）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

発電上限電力―発電計画電力－控除ΔｋＷ約定量－控除ΔｋＷ約定量(ﾛ) 発電機リスト・パターンの場合(ﾛ) 発電機リスト・パターンの場合

合計発電上限電力－合計発電計画電力－控除ΔｋＷ

合計発電上限電力－合計発電計画電力＋ＧＦ幅（定格約定量(ﾊ) 需要家リスト・パターンの場合

合計発電上限電力－合計発電計画電力－控除ΔｋＷ約定量出力外）－控除ΔｋＷ約定量(ﾊ) 需要家リスト・パターンの場合

合計基準値電力－合計需要抑制計画電力－控除ΔｋＷ

合計基準値電力－合計需要抑制計画電力－控除ΔｋＷ

約定量(ﾆ) ネガポジリスト・パターンの場合(ﾛ) 発電機リスト・パターンの場合

約定量(ﾊ) 需要家リスト・パターンの場合
合計基準値電力－合計需要抑制計画電力－控除ΔｋＷ
約定量(ﾆ) ネガポジリスト・パターンの場合（合計発電上限電力－合計発電計画電力）＋（合計（合計発電上限電力－合計発電計画電力）＋（合計基基準値電力－合計需要抑制計画電力）－控除ΔｋＷ約

準値電力－合計需要抑制計画電力）＋ＧＦ幅（定格出力(ﾆ) ネガポジリスト・パターンの場合（合計発電上限電力－合計発電計画電力）＋（合計基準値電力－合計需要抑制計画電力）－控除ΔｋＷ約定量

定量外）－控除ΔｋＷ約定量

上式の控除ΔｋＷ約定量とは，当該リソースにおいて評上式の控除ΔｋＷ約定量とは，当該リソースにおいて評価対の約定分のΔｋＷ約定単価よりΔｋＷ約定単価が安い約定分，お上式の控除ΔｋＷ約定量とは，当該リソースにおいて評価対象

価対象の約定分のΔｋＷ約定単価よりΔｋＷ約定単価が安象の約定分のΔｋＷ約定単価よりΔｋＷ約定単価が安い約定

よび評価対象の約定分とΔｋＷ約定単価が同一かつ既に評価を行い約定分，および評価対象の約定分とΔｋＷ約定単価が同分，および評価対象の約定分とΔｋＷ約定単価が同一かつ既にった約定分のΔｋＷ約定量（複合商品の場合は，複合ΔｋＷ約定

一かつ既に評価を行った約定分のΔｋＷ約定量（複合商品評価を行った約定分のΔｋＷ約定量（複合商品の場合は，複合量）の合計値とする。

の場合は，複合ΔｋＷ約定量）の合計値とする。

ΔｋＷ約定量）の合計値とする。

(2) 属地エリアの一般送配電事業者が，提出された発電販売計(2) 属地エリアの一般送配電事業者が，提出された発電販売計画(2) 属地エリアの一般送配電事業者が，提出された発電販売計画

画における発電上限において出力制約等が適切に反映されてにおける発電上限において出力制約等が適切に反映されておらにおける発電上限において出力制約等が適切に反映されておらおらず不適当と認めた場合，アセスメントⅠにおける発電上ず不適当と認めた場合，アセスメントⅠにおける発電上限電力ず不適当と認めた場合，アセスメントⅠにおける発電上限電力

限電力または合計発電上限電力は，属地エリアの一般送配電

または合計発電上限電力は，属地エリアの一般送配電事業者がまたは合計発電上限電力は，属地エリアの一般送配電事業者が事業者が出力制約等を適切に反映した発電上限電力または合

出力制約等を適切に反映した発電上限電力または合計発電上限

出力制約等を適切に反映した発電上限電力または合計発電上限

計発電上限電力とする。

電力とする。

電力とする。

また，以下のいずれかに該当する場合は，アセスメントⅠ

また，以下のいずれかに該当する場合は，アセスメントⅠに

また，以下のいずれかに該当する場合は，アセスメントⅠににおける供出可能量はゼロとして扱う。

おける供出可能量はゼロとして扱う。

おける供出可能量はゼロとして扱う。

イ 需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パター

イ 需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターン

イ 需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パター

ン（需要リソースを用いる場合に限る）の場合で，直前計（需要リソースを用いる場合に限る）の場合で，直前計測型

ン（需要リソースを用いる場合に限る）の場合で，直前計測型を選択しているときであって，以下のいずれかに該当を選択しているときであって，以下のいずれかに該当する場

測型を選択しているときであって，以下のいずれかに該当

する場合

合

する場合

(ｲ) 約定した商品ブロックの開始前５分間（同一の需要(ｲ) 約定した商品ブロックの開始前５分間（同一の需要家(ｲ) 約定した商品ブロックの開始前５分間（同一の需要家

家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターンがリスト・パターンまたはネガポジリスト・パターンが連続

リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターンが連

連続して週間市場商品に約定している場合は，最初の商して週間市場商品に約定している場合は，最初の商品ブロ

続して週間市場商品に約定している場合は，最初の商品

品ブロックの開始前５分間とする）における属地エリア

ックの開始前５分間とする）における属地エリアの一般送ブロックの開始前５分間とする）における属地エリアのの一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの需要実績

配電事業者と調整した送信周期ごとの需要実績が１点も送一般送配電事業者と調整した送信周期ごとの需要実績がが１点も送信されなかったとき。

信されなかったとき。

１点も送信されなかったとき。

なお，上記の需要実績が当該時間の終了時刻から３

なお，監視方法が専用線オンラインの場合，上記の需

なお，上記の需要実績が当該時間の終了時刻から３分分以内に送信されなかった場合で，属地エリアの一般

要実績が当該時間の終了時刻から３分以内に送信されな以内に送信されなかった場合で，属地エリアの一般送配送配電事業者から求めがあった日の翌営業日までに所かった場合で，属地エリアの一般送配電事業者から求め電事業者から求めがあった日の翌営業日までに所定の様定の様式による通知が行われた場合には，送信されたがあった日の翌営業日までに所定の様式による通知が行式による通知が行われた場合には，送信されたものとすものとする。

われた場合には，送信されたものとする。

る（監視方法がオフラインの場合を除く）。

－73－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の営

上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の営営業日とし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業

業日とし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業日・業日とし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業日・日・営業日および営業時間）第３項に定める平日とす

営業日および営業時間）第３項に定める平日とする。

営業日および営業時間）第３項に定める平日とする。

備

考

る。
(ﾛ) 直前計測型基準値内訳実績が未提出のとき
ロ イ以外の場合であって，以下に該当する場合(ﾛ)

直前計測型基準値内訳実績が未提出のとき

ロ イ以外の場合であって，以下に該当する場合(ﾛ) 直前計測型基準値内訳実績が未提出のとき
ロ イ以外の場合であって，以下に該当する場合

第34条（計画等の提出）で求められる需給調整市場シス

第34条（計画等の提出）で求められる需給調整市場システ

第34条（計画等の提出）で求められる需給調整市場システ

テムに登録する計画が未提出のとき，または第34条（計画

ムに登録する計画が未提出のとき，または第34条（計画等のムに登録する計画が未提出のとき，または第34条（計画等の等の提出）で求められる計画が電力広域的運営推進機関の提出）で求められる計画が電力広域的運営推進機関の定める

提出）で求められる計画が電力広域的運営推進機関の定める定める「ビジネスプロトコル標準規格」に準拠しないとき「ビジネスプロトコル標準規格」に準拠しないとき「ビジネスプロトコル標準規格」に準拠しないとき(3) 提供期間において，ΔｋＷ約定量の範囲内で，属地エリア(3) 提供期間において，属地エリアの周波数偏差を検知し，リソ(3) 提供期間において，ΔｋＷ約定量の範囲内で，属地エリアのの一般送配電事業者の指令に従い実際に調整していることをースの調定率にもとづき実際に調整を実施していることを評価

一般送配電事業者の指令に従い実際に調整していることを評価評価する（以下，「アセスメントⅡ」という）ものとする。

する（以下，「アセスメントⅡ」という）ものとする。また，する（以下，「アセスメントⅡ」という）ものとする。

アセスメントⅡは，ロで算定する供出電力（属地周期）が平常時および異常時の各々で評価を行うこととする。

アセスメントⅡは，ニで算定する供出電力（1分）または供イで算定する許容範囲内であることを属地エリアの一般送配

出電力（属地周期），供出電力（1秒）がハで算定する許容範電事業者の送信周期ごとに確認することとし，各30分コマに囲内であることを約定している商品（同一リソースが余力活

おいて，計測点のうち90％以上が許容範囲内である場合に指用に関する契約において，契約を締結している商品相当を含

令に従い調整したと判定する。

む）の最短のサンプリング周期ごとに確認することとし，評価は，以下のとおりとする。
イ 同一リソースが同一提供期間に三次調整力②，三次調整
力①もしくは二次調整力②に相当する機能，二次調整力①に相当する機能または，一次調整力に相当する機能のうち，いずれか２つ以上の機能により応動するリソースの場
合は，各30分コマにおいて属地エリアの一般送配電事業者
が任意の計測点を選定し，アセスメントⅡを行い（以下，「複数機能アセスメントⅡ」という），計測点のうち90％以上が許容範囲内である場合に指令に従い調整したと判定する。
ロ 同一リソースが同一提供期間に三次調整力②，三次調整
力①または二次調整力②に相当する機能のみで応動するリソースの場合は，各30分コマにおいて計測点のうち90％以上が許容範囲内である場合に指令に従い調整したと判定す－74－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

る。
イ 平常時におけるアセスメントⅡ
属地エリアの一般送配電事業者が任意の時間帯を選定し，ハで算定する当該時間帯の供出電力（属地周期）または供出電力（１秒）を用いて，30分コマごとに近似線を作成する。その近似線の傾きが当該リソースの調定率の傾きと同方向である場合に調整したと判定する。
また，取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満

また，監視方法が専用線オンラインの場合，取引規程（需給ただし，取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）に定める瞬時供出電力が当該時間の終了時刻

調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）に定める瞬たすべき要件）に定める瞬時供出電力が当該時間の終了時刻かから３分以内に送信されなかった場合で，属地エリアの一般時供出電力が当該時間の終了時刻から３分以内に送信されなから３分以内に送信されなかった場合で，属地エリアの一般送配送配電事業者から求めがあった日の翌営業日までに所定の様った場合で，属地エリアの一般送配電事業者から求めがあった

電事業者から求めがあった日の翌営業日までに所定の様式によ式による通知が行われなかったことにより，ロに定める供出日の翌営業日までに所定の様式による通知が行われなかったこ

る通知が行われなかったことにより，ニに定める供出電力（1

電力（属地周期）が算定できなかったときは，当該供出電力とにより，ハに定める供出電力（属地周期）が算定できなかっ分），供出電力（属地周期）または供出電力（1秒）が算定で（属地周期）について許容範囲を逸脱したものとして扱う。

たときは，当該供出電力（属地周期）について許容範囲を逸脱きなかったときは，当該供出電力（1分），当該供出電力（属したものとして扱う。

地周期）または供出電力（1秒）について許容範囲を逸脱したものとして扱う。

上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の営業日

上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の営業日と上記の営業日は，属地エリアの一般送配電事業者の営業日ととし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業日・営業日おし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業日・営業日およびし，取引規程（需給調整市場）第３条（休業日・営業日およびよび営業時間）第３項に定める平日とする。

営業時間）第３項に定める平日とする。

営業時間）第３項に定める平日とする。

ロ 異常時におけるアセスメントⅡハで算定する供出電力（属地周期）または供出電力（１秒）
が，(ｲ)で算定する許容範囲内であることを30分コマごとに専用線オンラインの場合は，属地エリアの一般送配電事業者の送信周期ごと，監視方法がオフラインの場合は，１秒ごとに確認することとする。また，評価は属地エリアの一般送配電事業者
が電源脱落等の発生を検知した時刻（ただし，属地エリアの一
般送配電事業者が電源脱落等の発生を検知した時刻において基準周波数以上の場合は，電源脱落等発生後，最初に基準周波数を下回った時刻とする）を起点に10秒後の出力値変化量が周波数偏差にもとづく理論値（理論値がΔｋＷ約定量より大きい場
合は，ΔｋＷ約定量とする）に到達していること，および周波数低下の継続中は，最低５分以上継続して出力していることを確認し，計測点の内，１点でも許容範囲外である場合は，当該計測点が含む30分コマを調整できなかったと判定する。
なお，上記の「周波数低下の継続中」とは，周波数が基準周
波数から0.2ヘルツ（北海道電力ネットワーク株式会社の属地エリアにおいては0.3ヘルツ）を差し引いた値を継続して下回る場合とする。
イ 許容範囲の算定(ｲ) アセスメントⅡにおける許容範囲は，指令値変更に伴(ｲ) 許容範囲の算定

ハ 許容範囲の算定

アセスメントⅡにおける許容範囲は，属地エリアの一般送配－75－

アセスメントⅡにおける許容範囲は，約定している商品そ2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

い応動している時間を除く時間，変更前指令値から増加

電事業者が電源脱落等の発生を検知した時刻（ただし，属

れぞれについて，以下の(ｲ)から(ﾍ)の許容範囲を組み合わせ

する変更指令があった場合，変更前指令値から減少する地エリアの一般送配電事業者が電源脱落等の発生を検知して算定する。なお，商品ごとの許容範囲の算定におけるΔｋ

変更指令があった場合のそれぞれについて以下のとおり

た時刻において基準周波数以上の場合は，電源脱落等発生

Ｗ約定量は，同一リソースが同一提供期間に約定している商算定する（算定された許容範囲の時間が重複する場合

後，最初に基準周波数下回った時刻とする）を起点に10秒

品ごとのΔｋＷ約定量を合計したΔｋＷ約定量を用いるもの

は，それぞれ算定された属地周期ごとの許容範囲のう後から周波数低下が継続している期間（５分を上限とすとする。

ち，上限値の最大値および下限値の最小値を用いるもの

る）において，以下のとおり算定する。

とする）。

「属地エリアの一般送配電事業者が電源脱落等の発生を検契約において，約定している商品区分と異なる商品相当の機なお，以下の「応動時間」は５分とする。また，「遅知した時刻（ただし，属地エリアの一般送配電事業者が電能で契約を締結しているときは，異なる商品相当を三次調整

源脱落等の発生を検知した時刻において基準周波数を上回

力②または複合約定対象商品としてみなし，以下の(ｲ)から引会員と属地エリアの一般送配電事業者の間で協議のうっている場合は，電源脱落等発生後，最初に基準周波数以(ﾍ)の許容範囲と組み合わせて算定する。

え，定めた値とする。

下となった時刻とする）を起点に10秒後の周波数偏差にもまた，三次調整力②または複合約定対象商品とみなした商とづく理論値（理論値が当該30分コマのΔｋＷ約定量より品相当の供出可能量（需給調整市場へ参加している場合）ま大きい場合には，当該30分コマのΔｋＷ約定量とする）－

たは余力活用供出可能量（需給調整市場へ参加していない場

当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」以上合）をΔｋＷ約定量とみなす。

(a) 出力変化量指令および出力増減指令(接点信号)のリソースの場合

考

ただし，同一リソースが同一提供期間に余力活用に関する

れ時間」は，120秒とし，「上り伝送遅延時間」は，取ａ 単独発電機の場合

備

ⅰ 指令量変更に伴い応動している時間を除く時間(ｲ) 複合約定対象商品に三次調整力①および二次調整力②を下限値「指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量

含む場合または三次調整力①および二次調整力②が同時に×10％」から上限値「指令量＋当該30分コマのΔ約定しているとき，三次調整力①および二次調整力②の許ｋＷ約定量×10％」

容範囲は，取引規程別冊（二次調整力②）第39条（アセス

なお，当該リソースが余力活用に関する契約をメント）(3)イに定める許容範囲とする。

締結している場合に，ΔｋＷ約定量の範囲を上回

なお，この場合の許容範囲の算定に用いるΔｋＷ約定量

るまたは下回る指令（以下，「余力への指令」とは，週間市場商品約定単位ごとに三次調整力①ΔｋＷ約定いう）を行ったときは，以下のとおり扱う。

量と二次調整力②ΔｋＷ約定量を比較し，大きい方のΔｋ(ⅰ) 指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき

Ｗ約定量を合計した値を用いる。

下限値「当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」(ﾛ) 複合約定対象商品に三次調整力①を含み，二次調整力②以上を含まない場合または三次調整力①が同時に約定し，二次(ⅱ) 指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき

調整力②に同時に約定していないときの三次調整力①の許上限値「当該30分コマのΔｋＷ約定量×

容範囲は，取引規程別冊（三次調整力①）第39条（アセス10％」以下メント）(3)イに定める許容範囲とする。

ⅱ 変更前指令量から増加する変更指令があった場(ﾊ) 複合約定対象商品に二次調整力②を含み，三次調整力①

合を含まない場合または二次調整力②が同時に約定し，三次(ⅰ) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上調整力①に同時に約定していないときの二次調整力②の許り伝送遅延時間が経過するまで容範囲は，取引規程別冊（二次調整力②）第39条（アセス

下限値「変更前指令量－当該30分コマのΔｋＷ

メント）(3)イに定める許容範囲とする。

約定量×10％」から上限値「変更後指令量＋当該(ﾆ) 複合約定対象商品に二次調整力①を含む場合または二次

30分コマのΔｋＷ約定量×10％」

調整力①が同時に約定しているときの二次調整力①の許容

なお，当該リソースが余力活用に関する契約を範囲は，取引規程別冊（二次調整力①）第39条（アセスメ

締結している場合に，余力への指令を行ったときント）(3)イに定める許容範囲とする。

は，以下のとおり扱う。

(ﾎ) 複合約定対象商品に一次調整力を含む場合または一次調(ⅰ-ｲ) 変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上整力が同時に約定しているとき，複合約定対象商品に含ま－76－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

回るとき

取引規程別冊（複合約定）

備考れる一次調整力および一次調整力のΔｋＷ約定量の合計を下限値「変更前指令量－当該30分コマのΔｋ

許容範囲とする。

Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋ(ﾍ) 同一リソースが同一提供期間に複合商品と三次調整力②でＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上

同時に約定している場合，三次調整力②の許容範囲は，取引(ⅰ-ﾛ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下規程別冊（三次調整力②）第39条（アセスメント）(2)イに回るとき定める許容範囲とする。

上限値「変更後指令量＋当該30分コマのΔｋ

なお，同一リソースが余力契約に関する契約を締結している

Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋ場合で同一提供期間において，週間市場商品のΔｋＷ約定量お

Ｗ約定量×10％」のいずれか大きい方以下

よび三次調整力②のΔｋＷ約定量を合計した範囲（以下，「合(ⅰ-ﾊ） 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下

計ΔｋＷ約定量」という）を上回るまたは下回る指令を行った

回り，かつ変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲

ときは，以下のとおりとする。

を上回るときⅰ 出力変化量指令のリソースの場合

許容範囲の制限は設けない。

(ⅰ) 変更前指令量または変更後指令量が合計ΔｋＷ約(ⅱ) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上定量の範囲を上回るとき

り伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り「約定している商品それぞれについて，本項に伝送遅延時間が経過するまで記載する(ｲ)から(ﾍ)を組み合わせて算定した許容

なお，余力への指令を行った場合は，変更後指範囲の下限値」または「合計ΔｋＷ約定量－（週

令が送信されてから遅れ伝送遅延時間の経過以

間市場商品約定単位ごとに三次調整力①ΔｋＷ約降，需給調整市場システムへデータ登録されたＬ定量と二次調整力②ΔｋＷ約定量を比較し，Δｋ

ＦＣ変化速度で応動したときに 送信された指令値

Ｗ約定量の大きい方のΔｋＷ約定量を合計したΔに到達するまでの時間，または応動時間のいずれ

ｋＷ約定量＋三次調整力②の合計したΔｋＷ約定

か長い方および上り伝送遅延時間が経過するまで量）×10%－（複合約定対象商品における二次調整とする。

力①および二次調整力①の合計したΔｋＷ約定量）×10%－（複合約定対象商品における一次調整

下限値「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋＷ

力および一次調整力の合計したΔｋＷ約定量）」

約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令のいずれか小さい方以上からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）(ⅱ) 変更前指令量または変更後指令量が合計ΔｋＷ約－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」または定量の範囲を下回るとき「変更後指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量×「約定している商品それぞれについて，本項に10％」のいずれか小さい方から上限値「変更後指記載する(ｲ)から(ﾍ)を組み合わせて算定した許容令量＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」

範囲の上限値」または「（週間市場商品約定単位

ただし，変更後指令が送信されてから応動時間ごとに三次調整力①ΔｋＷ約定量と二次調整力②および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指ΔｋＷ約定量を比較し，ΔｋＷ約定量の大きい方令があった場合，上記算定式の「変更後指令量－のΔｋＷ約定量を合計したΔｋＷ約定量＋三次調

当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」の許容範囲

整力②の合計したΔｋＷ約定量）×10%＋（複合約は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上定対象商品における二次調整力①および二次調整

り伝送遅延時間の経過以降，次の変更指令が送信力①の合計したΔｋＷ約定量）×10%＋（複合約定されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経対象商品における一次調整力および一次調整力の過するまでとする。

合計したΔｋＷ約定量）」のいずれか大きい方以

なお，当該リソースが余力活用に関する契約を

下

－77－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

締結している場合に，余力への指令を行ったとき

取引規程別冊（複合約定）

備考(ⅲ) 変更前指令量が合計ΔｋＷ約定量の範囲を下回は，以下のとおり扱う。

り，かつ変更後指令量が合計ΔｋＷ約定量の範囲を(ⅱ-ｲ) 変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上上回るとき，または変更前指令量が合計ΔｋＷ約定

回るとき量の範囲を上回り，かつ変更後指令量が合計ΔｋＷ

下限値「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋ

約定量の範囲を下回るとき

Ｗ約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後許容範囲の制限は設けない。

指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延ⅱ 出力調整指令（数値指令）のリソースの場合時間）－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」(ⅰ) 変更前指令値または変更後指令値が合計ΔｋＷ約または「当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」

定量の範囲を上回るときのいずれか小さい方以上「約定している商品それぞれについて，本項に(ⅱ-ﾛ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下記載する(ｲ)から(ﾍ)を組み合わせて算定した許容回るとき範囲の下限値」または「当該30分コマの発電計画

上限値「変更後指令量＋当該30分コマのΔｋ

電力＋合計ΔｋＷ約定量－（三次調整力①ΔｋＷ

Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋ

約定量と二次調整力②ΔｋＷ約定量を比較し，Δ

Ｗ約定量×10％」のいずれか大きい方以下

ｋＷ約定量の大きい方のΔｋＷ約定量を合計した(ⅱ-ﾊ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下ΔｋＷ約定量＋三次調整力②の合計したΔｋＷ約回り，かつ変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲

定量）×10%－（複合約定対象商品における二次調を上回るとき整力①および二次調整力①の合計したΔｋＷ約定

許容範囲の制限は設けない。

量）×10%－（複合約定対象商品における一次調整

ⅲ 変更前指令量から減少する変更指令があった場

力および一次調整力の合計したΔｋＷ約定量）」

合のいずれか小さい方以上(ⅰ) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上(ⅱ) 変更前指令値または変更後指令値が合計ΔｋＷ約り伝送遅延時間が経過するまで定量の範囲を下回るとき

上限値「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋＷ「約定している商品それぞれについて，本項に約定量×10％」から下限値「変更後指令量－当該記載する(ｲ)から(ﾍ)を組み合わせて算定した許容30分コマのΔｋＷ約定量×10％」

範囲の上限値」または「当該30分コマの発電計画

なお，当該リソースが余力活用に関する契約を電力＋（週間市場商品約定単位ごとに三次調整力

締結している場合に，余力への指令を行ったとき①ΔｋＷ約定量と二次調整力②ΔｋＷ約定量を比は，以下のとおり扱う。

較し，ΔｋＷ約定量の大きい方のΔｋＷ約定量を(ⅰ-ｲ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上合計したΔｋＷ約定量＋三次調整力②の合計した回るとき

ΔｋＷ約定量）×10%＋（複合約定対象商品におけ下限値「変更後指令量－当該30分コマのΔｋる二次調整力①および二次調整力①の合計したΔ

Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋｋＷ約定量）×10%＋（複合約定対象商品におけるＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上

一次調整力および一次調整力の合計したΔｋＷ約(ⅰ-ﾛ) 変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下定量）」のいずれか大きい方以下回るとき(ⅲ) 変更前指令値が合計ΔｋＷ約定量の範囲を下回

上限値「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋり，かつ変更後指令値が合計ΔｋＷ約定量の範囲を

Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋ上回るとき，または変更前指令値が合計ΔｋＷ約定

Ｗ約定量×10％」のいずれか大きい方以下

量の範囲を上回り，かつ変更後指令値が合計ΔｋＷ(ⅰ-ﾊ）変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上約定量の範囲を下回るとき－78－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

回り，かつ変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲

取引規程別冊（複合約定）

備考

許容範囲の制限は設けない。

を下回るとき
許容範囲の制限は設けない。
(ⅱ) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り
伝送遅延時間が経過するまで
なお，余力への指令を行った場合は，変更後指令が送信されてから遅れ伝送遅延時間の経過以降，需給調整市場システムへデータ登録されたＬ
ＦＣ変化速度で応動したときに 送信された指令値に到達するまでの時間，または応動時間のいずれか長い方および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。

上限値「変更前指令量－当該30分コマのΔｋＷ
約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」または「変更後指令量＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか大きい方から下限値「変更後指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」
ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指令があった場合，上記算定式の「変更後指令量＋
当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」の許容範囲は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。
なお，当該リソースが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
(ⅱ-ｲ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき下限値「変更後指令量－当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量×90％」のいずれか小さい方以上(ⅱ-ﾛ) 変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
上限値「変更前指令量－当該30分コマのΔｋ－79－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

Ｗ約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後
指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」
または「当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか大きい方以下(ⅱ-ﾊ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回り，かつ変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
許容範囲の制限は設けない。
上式の指令量とは，属地エリアの一般送配電事業者が指令した指令値をいう。
また，「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから５分間とする。
なお，余力への指令を行った場合の「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，需給調整市場システムへデータ登録されたＬＦＣ変化速度で応動したときに 送信された指令値に到達するまでの時間，または応動時間のいずれか長い方とする。
(b) 出力調整指令（数値指令）のリソースの場合
ⅰ 指令値変更に伴い応動している時間を除く時間

下限値「指令値－当該30分コマのΔｋＷ約定量
×10％」から上限値「指令値＋当該30分コマのΔ
ｋＷ約定量×10％」
なお，当該リソースが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
(ⅰ) 指令値がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき
下限値「当該30分コマの発電計画電力＋当該30
分コマのΔｋＷ約定量×90％」以上(ⅱ) 指令値がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
上限値「当該30分コマの発電計画電力＋当該30
分コマのΔｋＷ約定量×10％」以下
ⅱ 変更前指令値から増加する変更指令があった場
合(ⅰ) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまで
下限値「変更前指令値－当該30分コマのΔｋＷ－80－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

約定量×10％」から上限値「変更後指令値＋当該
30分コマのΔｋＷ約定量×10％」
なお，当該リソースが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
(ⅰ-ｲ) 変更後指令値がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき下限値「変更前指令値－当該30分コマのΔｋＷ
約定量×10％」または「当該30分コマの発電計画
電力＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上(ⅰ-ﾛ) 変更前指令値がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
上限値「変更後指令値＋当該30分コマのΔｋＷ
約定量×10％」または「当該30分コマの発電計画
電力＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか大きい方以下(ⅰ-ﾊ) 変更前指令値がΔｋＷ約定量の範囲を下回り，かつ変更後指令値がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき
許容範囲の制限は設けない。
(ⅱ) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り
伝送遅延時間が経過するまで
なお，余力への指令を行った場合は，変更後指令が送信されてから遅れ伝送遅延時間の経過以降，需給調整市場システムへデータ登録されたＬ
ＦＣ変化速度で応動したときに 送信された指令値に到達するまでの時間，または応動時間のいずれか長い方および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。

下限値「変更前指令値＋当該30分コマのΔｋＷ
約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」または「変更後指令値－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか小さい方から上限値「変更後指
令値＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」
ただし，変更後指令が送信されてから応動時間－81－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指令があった場合，上記算定式の「変更後指令値－
当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」の許容範囲は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。
なお，当該リソースが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行った
ときは，以下のとおり扱う。
(ⅱ-ｲ) 変更後指令値がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき下限値「変更前指令値＋当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後
指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」
または「当該30分コマの発電計画電力＋当該30
分コマのΔｋＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上(ⅱ-ﾛ) 変更前指令値がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
上限値「変更後指令値＋当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマの発電
計画電力＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか大きい方以下(ⅱ-ﾊ) 変更前指令値がΔｋＷ約定量の範囲を下回り，かつ変更後指令値がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき
許容範囲の制限は設けない。
ⅲ 変更前指令値から減少する変更指令があった場
合(ⅰ) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまで
上限値「変更前指令値＋当該30分コマのΔｋＷ約
定量×10％」から下限値「変更後指令値－当該30
分コマのΔｋＷ約定量×10％」
なお，当該リソースが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
(ⅰ-ｲ) 変更前指令値がΔｋＷ約定量の範囲を上－82－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

回るとき
下限値「変更後指令値－当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマの発電
計画電力＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上(ⅰ-ﾛ) 変更後指令値がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
上限値「変更前指令値＋当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマの発電
計画電力＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか大きい方以下(ⅰ-ﾊ) 変更前指令値がΔｋＷ約定量の範囲を上回り，かつ変更後指令値がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
許容範囲の制限は設けない。
(ⅱ) 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り
伝送遅延時間が経過するまで
なお，余力への指令を行った場合は，変更後指令が送信されてから遅れ伝送遅延時間の経過以降，需給調整市場システムへデータ登録されたＬ
ＦＣ変化速度で応動したときに 送信された指令値に到達するまでの時間，または応動時間のいずれか長い方および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。

上限値「変更前指令値－当該30分コマのΔｋＷ
約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」または「変更後指令値＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか大きい方から下限値「変更後指
令値－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」
ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指令があった場合，上記算定式の「変更後指令値＋
当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」の許容範囲は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経－83－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考過するまでとする。
なお，当該リソースが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
(ⅱ-ｲ) 変更前指令値がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき下限値「変更後指令値－当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマの発電
計画電力＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上(ⅱ-ﾛ) 変更後指令値がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
上限値「変更前指令値－当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後
指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」
または「当該30分コマの発電計画電力＋当該30
分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか大きい方以下(ⅱ-ﾊ) 変更前指令値がΔｋＷ約定量の範囲を上回り，かつ変更後指令値がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
許容範囲の制限は設けない。

また，「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから５分間とする。
なお，余力への指令を行った場合の「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，需給調整市場システムへデータ登録されたＬＦＣ
変化速度で応動したときに 送信された指令値に到達するまでの時間，または応動時間のいずれか長い方とする。
ｂ 各リスト・パターンを用いる場合(a) 指令量変更に伴い応動している時間を除く時間

下限値「指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」から上限値「指令量＋当該30分コマのΔｋＷ
約定量×10％」
なお，当該各リスト・パターンが余力活用に関す－84－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考る契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
ⅰ 指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき
下限値「当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」以上
ⅱ 指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回るとき
上限値「当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」以下(b)変更前指令量から増加する変更指令があった場合
ⅰ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまで
下限値「変更前指令量－当該30分コマのΔｋＷ約
定量×10％」から上限値「変更後指令量＋当該30
分コマのΔｋＷ約定量×10％」
なお，当該各リスト・パターンが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
(ⅰ) 変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき
下限値「変更前指令量－当該30分コマのΔｋＷ
約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上(ⅱ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回ると
き上限値「変更後指令量＋当該30分コマのΔｋＷ
約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋＷ約
定量×10％」のいずれか大きい方以下(ⅲ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回り，
かつ変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回る
とき許容範囲の制限は設けない。
ⅱ 変更後指令が送信されてからから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまで
なお，余力への指令を行った場合は，変更後指令が送信されてから遅れ伝送遅延時間の経過以降，需給調整市場システムへデータ登録されたＬ
ＦＣ変化速度で応動したときに 送信された指令値に到達するまでの時間，または応動時間のいずれか長い方および上り伝送遅延時間が経過するまで－85－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

とする。

下限値「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋＷ
約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」または「変更後指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか小さい方から上限値「変更後指令量＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」
ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指令があった場合，上記算定式の「変更後指令量－
当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」の許容範囲は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。
なお，当該各リスト・パターンが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
(ⅰ) 変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき
下限値「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋＷ
約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上(ⅱ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回ると
き上限値「変更後指令量＋当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋ
Ｗ約定量×10％」のいずれか大きい方以下(ⅲ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回り，
かつ変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回る
とき許容範囲の制限は設けない。
(c)変更前指令量から減少する変更指令があった場合
ⅰ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまで－86－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

上限値「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋＷ約
定量×10％」から下限値「変更後指令量－当該30
分コマのΔｋＷ約定量×10％」
なお，当該各リスト・パターンが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
(ⅰ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき
下限値「変更後指令量－当該30分コマのΔｋＷ
約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上(ⅱ) 変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回ると
き上限値「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋＷ
約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋＷ約
定量×10％」のいずれか大きい方以下(ⅲ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回り，
かつ変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回る
とき
許容範囲の制限は設けない。
ⅱ 変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，応動時間および上り
伝送遅延時間が経過するまで
なお，余力への指令を行った場合は，変更後指令が送信されてから遅れ伝送遅延時間の経過以降，需給調整市場システムへデータ登録されたＬ
ＦＣ変化速度で応動したときに 送信された指令値に到達するまでの時間，または応動時間のいずれか長い方および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。

上限値「変更前指令量－当該30分コマのΔｋＷ
約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」または「変更後指令量＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか大きい方から下限値「変更後指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」
ただし，変更後指令が送信されてから応動時間および上り伝送遅延時間が経過するまでに次の指－87－2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）備考令があった場合，上記算定式の「変更後指令量＋
当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」の許容範囲は変更後指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間の経過以降，次の変更指令が送信されてから遅れ時間および上り伝送遅延時間が経過するまでとする。
なお，当該各リスト・パターンが余力活用に関する契約を締結している場合に，余力への指令を行ったときは，以下のとおり扱う。
(ⅰ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回るとき
下限値「変更後指令量－当該30分コマのΔｋＷ
約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋＷ約定量×90％」のいずれか小さい方以上(ⅱ) 変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回ると
き上限値「変更前指令量－当該30分コマのΔｋＷ
約定量／（応動時間－遅れ時間）×（変更後指令からの経過時間－遅れ時間－上り伝送遅延時間）＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」または「当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」のいずれか大きい方以下(ⅲ) 変更前指令量がΔｋＷ約定量の範囲を上回り，
かつ変更後指令量がΔｋＷ約定量の範囲を下回る
とき
許容範囲の制限は設けない。

上式の指令量とは，属地エリアの一般送配電事業者が指令した指令値をいう。
また，「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから５分間とする。
なお，余力への指令を行った場合の「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，需給調整市場システムへデータ登録されたＬＦＣ変化速度で応動した
ときに 送信された指令値に到達するまでの時間，または応動時間のいずれか長い方とする。
(ﾛ) (ｲ)に規定するΔｋＷ約定量は，同一リソースが(ﾛ) (ｲ)に規定するΔｋＷ約定量は，同一リソースが同一提

同一提供期間において，二次調整力①に複数約定してい供期間において，一次調整力に複数約定している場合，当る場合，当該リソースの二次調整力①のΔｋＷ約定量の該リソースの一次調整力のΔｋＷ約定量の合計値とする。

－88－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

合計値とする。
(ﾊ) (ｲ)に定める許容範囲の算定における指令量または指令値について，以下のとおり扱う。
ａ 単独発電機の場合(a) 出力変化量指令および出力増減指令(接点信号)のときは，二次調整力①の初回の指令が送信されるまでの指令量はゼロとする。また，二次調整力①の指令が送信されなかったときは，指令量ゼロの指令が送信されたものとする。
(b) 出力調整指令（数値指令）のときは，二次調整
力①の初回の指令が送信されるまでの指令値は発電計画電力とする。
ｂ 各リスト・パターンを用いる場合
二次調整力①の初回の指令が送信されるまでの指令量はゼロとする。
(ﾆ) 同一リソースが余力活用に関する契約を締結していない場合で，二次調整力①に約定している提供期間の前の提供期間において，三次調整力②に約定しているときは，二次調整力①の提供期間の開始時刻における指令値
変更について，変更前指令値が二次調整力①の約定量を超えている場合に限り，「指令値変更に伴い応動している時間」は45分間として，許容範囲は取引規程別冊（三次調整力②）第39条（アセスメント）(2)イの許容範囲として算出する。
ただし，当該リソースの三次調整力②が出力調整指令を選択し，属地エリアの一般送配電事業者と協議した
二次調整力①の指令が出力変化量指令または出力増減指令（接点信号）の場合は変更前指令値を出力変化量指令
および出力増減指令（接点信号）に換算する。
(ﾎ) 同一リソースが余力活用に関する契約を締結していない場合で，二次調整力①に約定している提供期間の前の提供期間において，三次調整力①に約定しているときは，二次調整力①の提供期間の開始時刻における指令値
変更について，変更前指令値が二次調整力①の約定量を超えている場合に限り，「指令値変更に伴い応動している時間」は15分間として，許容範囲は取引規程別冊（三次調整力①）第39条（アセスメント）(3)イの許容範囲として算出する。
ただし，当該リソースの三次調整力①が出力調整指令を選択し，属地エリアの一般送配電事業者と協議し－89－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考た二次調整力①の指令が出力変化量指令または出力増
減指令（接点信号）の場合は変更前指令値を出力変化
量指令および出力増減指令（接点信号）に換算する。
(ﾍ) 同一リソースが余力活用に関する契約を締結していない場合で，二次調整力①に約定している提供期間の前の提供期間において，二次調整力②に約定しているときは，二次調整力①の提供期間の開始時刻における指令値
変更について，変更前指令値が二次調整力①の約定量を超えている場合に限り，許容範囲は取引規程別冊（二次調整力②）第39条（アセスメント）(3)イの許容範囲として算出する。
ただし，当該リソースの二次調整力②が出力調整指令を選択し，属地エリアの一般送配電事業者と協議した二次調整力①の指令が出力変化量指令または出力増減指令（接点信号）の場合は変更前指令値を出力変化量指令および出力増減指令（接点信号）に換算する。
(ﾄ) 同一リソースが余力活用に関する契約を締結していない場合で，二次調整力①に約定している提供期間の後の提供期間において，三次調整力②に約定しているときは，三次調整力②の提供期間の開始時刻前の45分間は，(3)イに定める許容範囲に取引規程別冊（三次調整力②）第39条（アセスメント）(2)イの許容範囲を組み合わせる。
ロ 供出電力（属地周期）の算定

ハ 供出電力（属地周期）または供出電力（1秒）の算定

ニ 供出電力（属地周期），供出電力（1秒）または，供出電力（1分）の算定

属地エリアの一般送配電事業者は，取引規程（需給調整

属地エリアの一般送配電事業者は，取引規程（需給調整市

属地エリアの一般送配電事業者は，取引規程（需給調整市

市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）の規定にも場）第13条（リソース等が満たすべき要件）の規定にもとづ場）第13条（リソース等が満たすべき要件）の規定にもとづとづき受信した瞬時供出電力から，供出電力（属地周期）

き受信または，提出された瞬時供出電力から供出電力（属地き受信した瞬時供出電力から，供出電力（属地周期），供出を次のとおり算定する。

周期）または供出電力（1秒）を次のとおり算定する。

電力（1秒）または，供出電力（1分）を次のとおり算定す(ｲ) 監視方法が専用線オンラインの場合，供出電力（属地る。

周期）を次のとおり算定する。

(ｲ) 単独発電機で出力変化量指令および出力増減指令（接点信号）の場合
ａ 補正計測電力を瞬時供出電力として受信している
とき受信した瞬時供出電力から属地周期発電計画電力を差し引いた値
ｂ 補正計測電力から属地周期発電計画電力を差し引

なお，供出電力（属地周期）の算定において，遅れ時間

なお，同一リソースが同一提供期間に複数の商品に同時に(2秒)および取引会員と属地一般送配電事業者の間で協議約定している場合は，約定している商品（同一リソースが余のうえ定める上り伝送遅延時間の補正を行うものとする。

力活用に関する契約を締結している商品相当を含む）のうａ 単独発電機の場合

ち，最も粒度の細かい瞬時供出電力と同等の粒度の供出電力(a) 補正計測電力を瞬時供出電力として受信しているときを算出する。
(ｲ) 供出電力（属地周期）の算定受信した瞬時供出電力から属地周期発電計画電力を差し引いた値(b) 補正計測電力から属地周期発電計画電力を差し－90－

ａ 単独発電機の場合(a) 同一リソースが三次調整力①，二次調整力②（複合約定対象商品に三次調整力①および二次調整力
2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）
いた値を瞬時供出電力として受信しているとき受信した瞬時供出電力

取引規程別冊（一次調整力）引いた値を瞬時供出電力として受信しているとき

取引規程別冊（複合約定）

考②を含む場合を含む）および三次調整力②のいず受信した瞬時供出電力

れか，または複数に同時に約定している場合（余(ﾛ) 単独発電機で出力調整指令の場合

ｂ 各リスト・パターンの場合力活用に関する契約において，契約を締結してい受信した瞬時供出電力受信した瞬時供出電力る商品相当を含む）(ﾊ) 各リスト・パターンの場合受信した瞬時供出電力

備受信した瞬時供出電力(ﾛ) 監視方法がオフラインの場合，供出電力（1秒）は提出された瞬時供出電力とする。
なお，供出電力（1秒）の算定において，属地エリアの遅れ時間(2秒)の補正を行うものとする。

(b) 同一リソースが三次調整力①，二次調整力②（複合約定対象商品に三次調整力①および二次調整力②を含む場合を含む）および三次調整力②のいず
れか，または複数に同時に約定している場合（余力活用に関する契約において，契約を締結している商品相当を含む）を除く場合
ⅰ 出力変化量指令および出力増減指令（接点信号）の場合(ⅰ) 補正計測電力を瞬時供出電力として受信しているとき受信した瞬時供出電力から属地周期発電計
画電力を差し引いた値(ⅱ) 補正計測電力から属地周期発電計画電力を差し引いた値を瞬時供出電力として受信しているとき受信した瞬時供出電力
ⅱ 出力調整指令の場合受信した瞬時供出電力
ｂ 各リスト・パターンの場合受信した瞬時供出電力(ﾛ) 供出電力（1秒）の算定
属地エリアの一般送配電事業者は，取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）の規定にもとづき提出された瞬時供出電力を供出電力（1秒）とする。

(ﾊ) 供出電力（1分）の算定
ａ 専用線オンラインで接続する場合受信した瞬時供出電力から算出した１分ごとの平均
電力
ｂ 簡易指令システムで接続する場合受信した瞬時供出電力(4) 余力活用に関する契約を締結していない場合で，第26条(4) (3)イに定める平常時のアセスメントⅡにおいて，下げ調整の(4)余力活用に関する契約を締結していない場合で，第26条（取引（取引対象のΔｋＷ）に定めるΔｋＷの要件を超えて指令を応動が原因となり，アセスメント不適合となる場合，(3)ハに定対象のΔｋＷ）に定めるΔｋＷの要件を超えて指令を行った時－91－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

行った時間を含む30分コマについては，アセスメントⅡの対める供出電力（属地周期）または供出電力（1秒）のうち，下げ間を含む30分コマについては，アセスメントⅡの対象外とす

象外とする。

調整による応動をしている点を除き，再度アセスメントⅡを実

る。

備

考

施するものとする。

(5) (3)ロに定める供出電力（属地周期）を30分コマごとに平均(5) 以下に該当する30分コマについては，アセスメントⅡの対象(5) (3)ニに定める供出電力（1分），供出電力（属地周期）またした値が，欠測等により託送供給の用に供する計量器により外とする。

は供出電力（1秒）を30分コマごとに平均した値が，欠測等によ計量された電力量を２倍して電力に換算した値と一定の閾値イ 余力活用に関する契約を締結していない場合で，第26条（取り託送供給の用に供する計量器により計量された電力量を２倍を超えるかい離があった場合は，取引会員と属地エリアの一

引対象のΔｋＷ）に定めるΔｋＷの要件を超えて指令を行った

して電力に換算した値と一定の閾値を超えるかい離があった場

般送配電事業者において協議を行うこととし，かい離の原因

時間を含むとき

合は，取引会員と属地エリアの一般送配電事業者において協議が取引会員が用いる計量器と託送供給の用に供する計量器のロ 余力活用に関する契約において，三次調整力②に相当するを行うこととし，かい離の原因が取引会員が用いる計量器と託

計測誤差または取引会員が用いる計量器と託送供給の用に供機能，三次調整力①に相当する機能，二次調整力②に相当す

送供給の用に供する計量器の計測誤差または取引会員が用いるする計量器の異常等にもとづくものと属地エリアの一般送配る機能のいずれか，または複数の機能で契約を締結していな計量器と託送供給の用に供する計量器の異常等にもとづくもの

電事業者が認めるときに限り，取引会員に対し，アセスメン

い場合で，ＥＤＣを使用した時間を含むときと属地エリアの一般送配電事業者が認めるときに限り，取引会

トⅡに用いる実績の代用データの提出を求め，あらためて供ハ 余力活用に関する契約において，二次調整力①に相当する員に対し，アセスメントⅡに用いる実績の代用データの提出を機能で契約を締結していない場合で，ＬＦＣを使用した時間

求め，あらためて供出電力（1分），供出電力（属地周期）またを含むときは供出電力（1秒）を定める。

出電力（属地周期）を定める。
また，属地エリアの一般送配電事業者が認めないと判断した場合は，アセスメントⅡの不適合等の処置を実施する。

また，属地エリアの一般送配電事業者が認めないと判断した

なお，当該取引における取引規程（需給調整市場）第45条(6) (3)ハに定める供出電力（属地周期）または供出電力（1秒）

場合は，アセスメントⅡの不適合等の処置を実施する。

(決済の対象)に定める約定料金およびペナルティ料金に係る支を30分コマごとに平均した値が，欠測等により託送供給の用になお，当該取引における取引規程（需給調整市場）第45条(決払期日は，取引規程（需給調整市場）第50条（料金等の授受）供する計量器により計量された電力量を２倍して電力に換算し済の対象)に定める約定料金およびペナルティ料金に係る支払期日にかかわらず，協議が完了した翌月の末日(当該日が金融機関のた値と一定の閾値を超えるかい離があった場合は，取引会員とは，取引規程（需給調整市場）第50条（料金等の授受）にかかわ

休業日の場合はその直前の休業日でない日)とする。

属地エリアの一般送配電事業者において協議を行うこととし，らず，協議が完了した翌月の末日(当該日が金融機関の休業日の場

かい離の原因が取引会員が用いる計量器と託送供給の用に供す合はその直前の休業日でない日)とする。

る計量器の計測誤差または取引会員が用いる計量器と託送供給の用に供する計量器の異常等にもとづくものと属地エリアの一
般送配電事業者が認めるときに限り，取引会員に対し，アセス
メントⅡに用いる実績の代用データの提出を求め，あらためて供出電力（属地周期）または供出電力（1秒）を定める。
また，属地エリアの一般送配電事業者が認めないと判断した場合は，アセスメントⅡの不適合等の処置を実施する。
なお，当該取引における取引規程（需給調整市場）第45条(決済の対象)に定める約定料金およびペナルティ料金に係る支払期日
は，取引規程（需給調整市場）第50条（料金等の授受）にかかわ
らず，協議が完了した翌月の末日(当該日が金融機関の休業日の場
合はその直前の休業日でない日)とする。
(7) 属地エリアの一般送配電事業者は必要に応じて，監視方法がオ(6) 複合約定対象商品に一次調整力を含み，かつ，監視方法としてフラインを選択しているリソースの応動実績値を取引会員へ事前オフラインを選択している場合，属地エリアの一般送配電事業者の通知なしに直接確認することができる。応動実績値の確認を求は必要に応じて，一次調整力の応動実績値を取引会員へ事前の通められた取引会員は，その求めに遅滞なく応じなければならな

知なしに直接確認することができる。応動実績値の確認を求めらい。上記確認の結果，アセスメントⅡに提出された応動実績値にれた取引会員は，その求めに遅滞なく応じなければならない。上－92－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

改ざん等の不正行為があると属地エリアの一般送配電事業者が判記確認の結果，アセスメントⅡに提出された応動実績値に改ざん断した場合，アセスメントⅡの不適合等の処置の実施および取引等の不正行為があると属地エリアの一般送配電事業者が判断した規程（需給調整市場）第41条（アセスメント要件不適合時の対場合，アセスメントⅡの不適合等の処置の実施および取引規程応）第３項の処分を行う。

（需給調整市場）第41条（アセスメント要件不適合時の対応）第備

考

３項の処分を行う。
なお，当該取引における取引規程（需給調整市場）第45条(決なお，当該取引における取引規程（需給調整市場）第45条(決済済の対象)に定める約定料金およびペナルティ料金に係る支払期日の対象)に定める約定料金およびペナルティ料金に係る支払期日は，は，取引規程（需給調整市場）第50条（料金等の授受）にかかわ取引規程（需給調整市場）第50条（料金等の授受）にかかわらず，らず，協議が完了した翌月の末日(当該日が金融機関の休業日の場

協議が完了した翌月の末日(当該日が金融機関の休業日の場合はその合はその直前の休業日でない日)とする。

直前の休業日でない日)とする。

(6) 同一リソースが同一提供期間において，以下に該当する場(8) 同一リソースが同一提供期間において，以下に該当する場合

合は，(2)から(5)の定めにかかわらず取引規程別冊（複合約は，(2)から(7)の定めにかかわらず，取引規程別冊（複合約定）

定）第39条（アセスメント）に定めるアセスメントⅡを実施

第39条（アセスメント）に定めるアセスメントⅡを実施するもの

するものとし，その結果を約定している全ての商品に適用すとし，その結果を約定している全ての商品に適用するものとす

るものとする。

る。

イ 三次調整力②，三次調整力①，二次調整力②，一次調整

イ 三次調整力②，三次調整力①，二次調整力②，二次調整力

力または複合商品のいずれか，または複数に同時に約定し①または複合商品のいずれか，または複数に同時に約定して

ている場合

いる場合

ロ 余力活用に関する契約において，三次調整力②に相当す

ロ 余力活用に関する契約において，三次調整力②に相当する

る機能，三次調整力①に相当する機能，二次調整力②に相機能，三次調整力①に相当する機能，二次調整力②に相当す

当する機能，一次調整力に相当する機能のいずれか，またる機能，二次調整力①に相当する機能のいずれか，または複は複数の機能で契約を締結している場合

数の機能で契約を締結している場合－93－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第９章 ペナルティ（ペナルティ）第40条 第39条（アセスメント）のアセスメントにおいて第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件の不適合が判明した場合，ペナルティ料
金Ⅰおよびペナルティ料金Ⅱを，30分コマごとに次のとおり算定する。
(1) アセスメントⅠにおける不適合時
ペナルティ料金Ⅰ＝ΔｋＷ料金×未達率×倍率（1.5）
未達率＝（ΔｋＷ約定量－供出可能量）／ΔｋＷ約定量
ΔｋＷ料金＝ΔｋＷ約定単価×ΔｋＷ約定量
なお，上式におけるΔｋＷ約定量は，複合商品に約定している
場合は複合ΔｋＷ約定量とし，供出可能量は，取引規程別冊（三次調整力②）第39条（アセスメント）(1)，取引規程別冊（三次調整力①）第39条（アセスメント）(1)，取引規程別冊（二次調整力②）第39条（アセスメント）(1)，取引規程別冊（二次調整力①）
第39条（アセスメント）(1)，取引規程別冊（一次調整力）第39条（アセスメント）（1）および取引規程別冊（複合商品）第39条（アセスメント）(1)で算出されたアセスメントⅠにおける供出可能量とし，未達率はゼロを下限とし，上式におけるΔｋＷ約定量
は，第37条（単独発電機または各リスト・パターンにおけるトラブル対応）における代替不可申請量を減じた値とする。
また，第37条（単独発電機または各リスト・パターンにおけるトラブル対応）において代替不可申請を行った場合，別途，代替不可申請によるペナルティ料金Ⅰを次のとおり算定する。
代替不可申請によるペナルティ料金Ⅰ＝
ΔｋＷ約定単価×代替不可申請量×倍率（1.5）(2) アセスメントⅡにおける不適合時
ペナルティ料金Ⅱ＝ΔｋＷ料金×倍率（1.5）ΔｋＷ料金＝ΔｋＷ約定単価×ΔｋＷ約定量
ただし，(1)に該当する場合は以下のとおりとする。
ペナルティ料金Ⅱ＝
ΔｋＷ料金×（ΔｋＷ約定量－ΔｋＷ約定量×(1)の未達率）／ΔｋＷ約定量×倍率（1.5）
なお，上式におけるΔｋＷ約定量は，複合商品に約定している場合は複合ΔｋＷ約定量とし，未達率はゼロを下限とする。
２ 第39条（アセスメント）のアセスメントにより判明した第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件の不適合の原因が，取引会員および属地エリアの一般送配電事業者の双方に予見性が無い系統起因による出力抑制等が行われたものである場合で，属地エリアの一般－94－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

送配電事業者が取引会員から所定の様式により申し出を受け付けた
ときは，以下の各号のすべてが認められる場合に限り，当該30分コ
マのペナルティ料金Ⅰおよびペナルティ料金Ⅱの算定上，倍率を1.0倍とし，第41条（アセスメント要件不適合時の対応）第１項における処分および第41条（アセスメント要件不適合時の対応）第２項(1)における不適合回数の積算の対象外とする。
(1) 出力抑制等の発生タイミングに関係なく，取引会員が実需給日に対応する入札受付開始時点の段階で，系統起因による出力抑制等が属地エリアの一般送配電事業者からリソースへ通知されていない場合(2) 取引会員が対象日，対象時間，影響のあったリソース名およびリソースの供給地点特定番号または受電地点特定番号を属地
エリアの一般送配電事業者へ提出し，属地エリアの一般送配電事業者が，当該不適合の原因が系統起因による出力抑制等と判定した場合
３ 当面の間，取引規程別冊（複合約定）第39条（アセスメン
ト）に定める複数機能アセスメントⅡを実施した場合であって，アセスメントⅡの不適合が判明した場合であっても，属地エリアの一般送配電事業者との協議により，属地エリアの一般送配電事業者がリソースの応動に明らかな不備がないと認めた
ときは，アセスメントⅡの不適合が生じた30分コマをペナルテ
ィ料金Ⅱの対象外とし，第41条（アセスメント要件不適合時の対応）第２項(1)における不適合回数の積算の対象外とする。

（アセスメント要件不適合時の対応）
第41条 アセスメントⅠにおいて第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件の不適合が判明した場合，市場運営者は，当該取引会員に対し，次の処分を行うことができる。
(1) 市場運営者は取引会員に対して所定の様式等をもって是正勧告を行うこと，ならびに，経済産業省資源エネルギー庁，経済産業
省電力・ガス取引監視等委員会および電力広域的運営推進機関への報告(以下，「是正勧告等」という)を行うことができる。また，是正勧告等によって，その後の取引において改善が見られな
い場合，またはその不適合が取引会員の故意もしくは重過失による場合は，市場運営者は取引会員の本市場における新規の取引を停止し，または取引会員を除名することができる。
(2) 取引会員が(1)により取引停止処分を受けた場合，取引会員は本市場における新規の取引を行うことができない。
(3) その不適合が想定外の事故やシステムトラブル等で長時間Δ
ｋＷの供出が不可能となったことにより生じた場合で，取引会－95－2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考員がその不適合の事由および解消のために行った事項等を所定の様式にて，属地エリアの一般送配電事業者に提出することに
より市場運営者が認めるときは，市場運営者は，(1)にかかわらず，当該提供期間よりも後の提供期間について，是正勧告等，取引停止または除名の対象外とする。
２ アセスメントⅡにおいて第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件の不適合が判明した場合，市場運営者は，当該取引会員に対し，次の処分を行うことができる。
(1) 市場運営者は取引会員に対して，所定の様式をもって是正勧告等を行うことができる。なお，取引会員のその不適合回数（提供期間単位で積算）が１暦月内で同一の単独発電機または各リスト・パターンにおいて同一商品に対するアセスメント不適合が３回以上となった場合（一次調整力の場合は異常時におけるアセスメント不適合が１回以上となった場合），市場運営者は不適合を引き起こした単独発電機または各リスト・パター
ン（当該パターンの原因となったリソースを含む他のパターンを含む）の本市場における当該商品の新規の取引を停止することができる。
なお，不適合回数は以下のとおり商品区分ごとに加算する。
イ 同一の提供期間において三次調整力②，三次調整力①，二次調整力②，二次調整力①または一次調整力のうちいずれか１つの商品にのみ約定した場合
約定した商品の不適合として加算する。ただし，余力活用に関する契約を締結している場合で，複数機能アセスメ
ントⅡを実施したときは，不適合回数の加算の対象外とする。
ロ 同一の提供期間において三次調整力①，二次調整力②，二次調整力①または一次調整力のうちいずれか１つの商品（以下，「単独週間商品」という）および三次調整力②に約定した場合
約定した単独週間商品の不適合として加算する。ただし，余力活用に関する契約を締結している場合で，複数機
能アセスメントⅡを実施したときは，以下のとおりとする。
(ｲ) 三次調整力②および三次調整力①または二次調整
力②に約定した場合
不適合回数の加算の対象外とする。
(ﾛ) 三次調整力②および二次調整力①に約定した場合
ａ 余力活用に関する契約において，一次調整力に相当する機能で契約を締結しているとき－96－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

不適合回数の加算の対象外とする。
ｂ ａ以外のとき
二次調整力①の不適合として加算する。
(ﾊ) 三次調整力②および一次調整力に約定した場合
ａ 余力活用に関する契約において，二次調整力①に相当する機能で契約を締結しているとき
不適合回数の加算の対象外とする。
ｂ ａ以外のとき
一次調整力の不適合として加算する。
ハ イおよびロ以外の場合複合商品の不適合として加算する。
(2) (1)による取引停止処分は，取引会員の申請にもとづき処分対象となった単独発電機または各リスト・パターン（当該パターンの原因となったリソースを含む他のパターンを含む）につき第24条（実働試験の実施方法）に定める実働試験を実施し，市場運営者が，その条件を満たすと判断しない限り解除されない。この場合の実働試験の実施に要する費用は取引会員が負担する。
(3) その不適合が想定外の事故やシステムトラブル等で長時間Δ
ｋＷの供出が不可能となったことにより生じた場合で，取引会員がその不適合の事由および解消のために行った事項等を所定の様式にて，属地エリアの一般送配電事業者に提出することにより市 場運営者が認めるときは，市場運営者は，(1)にかかわらず，当該提供期間よりも後の提供期間について，是正勧告等，取引停止処分および不適合回数の積算の対象外とする。
３ 一次調整力に約定した場合（複合約定対象商品に一次調整力を含
む場合を含む）で，監視方法がオフラインのときに，取引規程別冊（一次調整力）第39条（アセスメント）(7)または取引規程別冊（複合約定）第39条（アセスメント）(6)にもとづく応動実績値の確認により不正行為が確認されたとき，市場運営者は，当該取引会員に対し，次の処分を行うことができる。
(1) 取引会員の本市場における新規の取引を停止することができる。
(2) 市場運営者が不正行為が悪質であると判断した場合は，取引会員を除名することができる。

－97－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第10章 精算（電力量の計量）第42条 リソースごとの電力量（以下，「実績電力量」という）は，以下のとおりとし，約定されたすべての商品と電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約を合算して計量する。
(1) 発電リソースの場合
実績電力量は，受電地点ごとに取り付けた託送供給の用に供する計量器により受電電圧と同位の電圧で，30分単位で計量す
るものとする。ただし，受電電圧と同位の電圧で計量できない
場合およびユニットごとに計量できない場合の実績電力量は，属地エリアの一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」にもとづき協議のうえ決定するものとする。
(2) 需要リソースの場合
実績電力量は，供給地点ごとに取り付けた託送供給の用に供する計量器により供給電圧と同位の電圧で，30分単位で計量す
るものとする。ただし，供給電圧と同位の電圧で計量できない
場合の実績電力量は，属地エリアの一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」にもとづき協議のうえ決定するものとする。
２ 計量器の故障等により，正しく計量できない場合は，その都度属地エリアの一般送配電事業者と協議のうえ，実績電力量を決定するものとする。

（調整電力量の算定）第43条 調整電力量は，30分コマごとに以下のとおり算定する。
(1) 単独発電機を用いる場合
発電リソースごとに第42条（電力量の計量）で規定する実績
電力量から発電計画を減じた値とする。
(2) 発電機リスト・パターンを用いる場合
第42条（電力量の計量）で規定する発電リソースの実績電力量から発電計画を減じ，発電機リスト・パターン単位で合計した値とする。
(3) 需要家リスト・パターンを用いる場合
基準値から，イおよびロで算出する値を減じ，需要家リス
ト・パターン単位で合計した値とする。
イ 第42条（電力量の計量）で規定する需要リソースごとの実績電力量を属地エリアの一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」における損失率で修正し，所属小売電気事業者単位で合計した値－98－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考

ロ 需要抑制計画を所属小売電気事業者単位で合計した値(4) ネガポジリスト・パターンを用いる場合
イおよびロで算出する値を合計した値とする。
イ 発電リソース
第42条（電力量の計量）で規定する発電リソースの実績電力量から発電計画を減じ，ネガポジリスト・パターン単位で合計した値
ロ 需要リソース
基準値から，(ｲ)および(ﾛ)で算出する値を減じ，ネガポジ
リスト・パターン単位で合計した値(ｲ) 第42条（電力量の計量）で規定する需要リソースごとの実績電力量を属地エリアの一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」における損失率で修正し，所属小売電気事業者単位で合計した値(ﾛ) 需要抑制計画を所属小売電気事業者単位で合計した値
２ 第１項により算定された調整電力量は，30分コマごとに以下のとおり区分するものとする。
(1) 上げ調整電力量
調整電力量が正の場合の電力量(2) 下げ調整電力量
調整電力量が負の場合の電力量
３ 提供期間の各30分コマにおいて，各リソースは属地エリアの一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」における調整電源または調整負荷として扱い，調整電力量の算定対象とする。ただし，以下の各号のいずれかに該当するリソースについては，この限りでない。
(1) 取引規程別冊（三次調整力②）第39条（アセスメント）(1)および取引規程別冊（三次調整力①）第39条（アセスメント）(1)，取引規程別冊（二次調整力②）第39条（アセスメント）(1)，取引規程別冊（二次調整力①）第39条（アセスメント）(1)，取引規程別冊（一次調整力）第39条（アセスメント）(1)，または取引規程別冊（複合約定）第39条（アセスメント）(1)で算出されたアセスメントⅠにおける供出可能量がゼロ以下となった場合（同一リソースが同一提供期間において複数約定している場合は，全ての約定において供出可能量がゼロ以下のとき）。
ただし，電源Ⅱ周波数調整力契約もしくは電源Ⅱ需給バラン
ス調整力契約を締結している場合，または余力活用に関する契約を締結し下げ余力がある場合において余力の運用規程における第８条（調整力）第１項(1)から(7)に該当しない場合を除－99－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

く。
(2) 単独発電機および各リスト・パターンにおける故障・トラブル等により調整ができない場合。
(3) 属地エリアの一般送配電事業者が調整できないと判断した場合。
(4) 一次調整力のみで約定した場合。ただし，電源Ⅱ周波数調整
力契約もしくは電源Ⅱ需給バランス調整力契約を締結している
場合，または余力活用に関する契約を締結している場合において余力の運用規程における第８条(調整力)第１項(1)から(7)に該当しない場合を除く。

（料金の算定期間）
第44条 第45条（決済の対象）の約定料金，調整電力量料金，ペナルティ
料金および売買手数料の算定期間は，毎月１日から当該月末日までの期間（以下，「料金算定期間」という）とする。

（決済の対象）第45条 本市場における取引に係る決済の対象は，以下のとおりとする。
(1) 約定料金
約定料金は，単独発電機または各リスト・パターンごと，30
分コマごとに，ΔｋＷ約定単価にΔｋＷ約定量（複合商品の場
合は，複合ΔｋＷ約定量）を乗じた金額を料金算定期間に亘って合計した金額とする。
(2) 調整電力量料金
調整電力量料金は，上げ調整電力量料金および下げ調整電力
量料金で構成され，属地エリアの一般送配電事業者から取引会員へ支払う金額と，取引会員から属地エリアの一般送配電事業者へ支払う金額を個別に算定する。
なお，取引会員が電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約を締結している場合，電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約の調整電力量料金は，本市場の調整電力量料金とあわせて算定する。
イ 上げ調整電力量料金
上げ調整電力量料金は，単独発電機または各リスト・パター
ンごと，30分コマごとに，第18条（調整電力量料金に適用する単価の登録）にて登録された区分ごとに，それぞれの区分に対応するＶ１単価（余力活用に関する契約において下げ余力のみを契約し，第40条（ペナルティ）第１項(1)で算出されたアセ
スメントⅠにおける未達率が１となる場合はＶ２単価とする）に第43条（調整電力量の算定）により算定された上げ調整電力－100－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考量を乗じた金額を，料金算定期間に亘って合計した金額とする。
ロ 下げ調整電力量料金
下げ調整電力量料金は，単独発電機または各リスト・パター
ンごと，30分コマごとに，第18条（調整電力量料金に適用する単価の登録）にて登録された区分ごとに，それぞれの区分に対応するＶ２単価（電源Ⅱ契約等を締結していない場合，余力活用に関する契約を締結していない場合または余力活用に関する契約において上げ余力のみを提供する契約を締結している場合
はＶ１単価とする）に第43条（調整電力量の算定）により算定された下げ調整電力量を乗じた金額を料金算定期間に亘って合計した金額とする。
(3) ペナルティ料金
ペナルティ料金は，第40条（ペナルティ）で定めるペナルテ
ィ料金Ⅰ（代替不可申請によるペナルティ料金Ⅰを含む）およびペナルティ料金Ⅱを料金算定期間に亘って合計した金額とする。
(4) 売買手数料
売買手数料は，単独発電機または各リスト・パターンごと，30分コマごとに，別途定める売買手数料の単価を２で除した値にΔｋＷ約定量（複合商品の場合は，複合ΔｋＷ約定量）を乗じた金額を料金算定期間に亘って合計した金額とする。

（支払義務の発生）第46条 第45条（決済の対象）の約定料金，調整電力量料金，ペナルティ
料金および売買手数料の支払義務は，原則として第50条（料金等の授受）により属地エリアの一般送配電事業者または取引会員が相手方へ請求書を送付した日に発生する。

（事業税相当額）第47条 本規程において，事業税相当額とは，「地方税法」および「特別法人事業税及び特別法人事業譲与税に関する法律」の規定により課される事業税に相当する金額をいい，収入割相当額とは，事業税相
当額のうち収入割に相当する金額をいう。
２ 第45条（決済の対象）の約定料金，調整電力量料金およびペナル
ティ料金算定時の収入割相当額および事業税相当額の算定方法は以下のとおりとする。
(1) 属地エリアの一般送配電事業者が事業税相当額に収入割相当額を含む取引会員に支払う場合算定された約定料金および上げ調整電力量料金に収入割相当－101－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備

考

額をそれぞれ加算する。
なお，収入割相当額に適用する収入割に相当する率は，取引会員が需給調整市場システムに登録した収入割に相当する率とする。
(2) 取引会員が属地エリアの一般送配電事業者に支払う場合算定されたペナルティ料金および下げ調整電力量料金に事業税相当額をそれぞれ加算する。
なお，事業税相当額に適用する事業税率は，属地エリアの一
般送配電事業者の事業税率とする。

（消費税等相当額）
第48条 本規程において消費税等相当額とは，「消費税法」の規定により課される消費税および「地方税法」の規定により課される地方消費税に相当する金額をいう。
２ 「需給調整市場に関する契約」にもとづく精算において，以下の消費税等相当額に関する算定区分（以下，「請求書発行区分」という）に応じて，消費税等相当額を加算するものとする。
なお，取引会員が電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約を締結している場合，消費税等相当額については請求書発行区分が同一の電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約にもとづく料金と合わせて算定する。
(1) 属地エリアの一般送配電事業者が取引会員に支払う料金（仕入明細書）
約定料金および上げ調整電力量料金の合計額(2) 取引会員が属地エリアの一般送配電事業者に支払う料金（仕入明細書における対価の返還）ペナルティ料金(3) 取引会員が属地エリアの一般送配電事業者に支払う料金（適格請求書）
下げ調整電力量料金(4) 取引会員が市場運営者に支払う料金（適格請求書）
売買手数料
３ 消費税等相当額の計算にあたっては，第45条（決済の対象）により算定した約定料金，上げ調整電力量料金，下げ調整電力量料金およびペナルティ料金に第47条（事業税相当額）第２項(1)に定める収入割相当額または第47条（事業税相当額）第２項(2)に定める事業税相当額を加算し，請求書発行区分ごとに合算した金額を課税標準とする。

（単位および端数処理）－102－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第49条 本規程において，料金その他を計算する場合の単位および端数処
理は，次のとおりとする。
(1) 電力量の単位は１キロワット時とし，その端数は小数点以下第１位で四捨五入するものとする。
(2) 電力の単位は１キロワットとし，その端数は小数点以下第１位で四捨五入するものとする。
(3) 金額の単位は１円とし，各料金の算定過程における端数処理は行わず，最終的な金額が確定した時点でその端数は切り捨てるものとする。
(4) 第47条（事業税相当額）に定める収入割相当額，事業税相当額
および第48条（消費税等相当額）に定める消費税等相当額を加算して授受する場合は，収入割相当額，事業税相当額および消費税等相当額が課される金額，収入割相当額，事業税相当額ならびに消費税等相当額の単位は１円とし，その端数はそれぞれ切り捨てるものとする。

（料金等の授受）第50条 第45条（決済の対象）により算定した約定料金，調整電力量料
金，ペナルティ料金および売買手数料について，属地エリアの一般送配電事業者は原則として，提供期間が属する月の翌々月15日までに，需給調整市場システムを通じ，取引会員に通知する。
なお，属地エリアの一般送配電事業者が行う料金等の通知のために発行する請求書の様式は「適格請求書等保存方式」における適格請求書等とする。（ただし，属地エリアの一般送配電事業者からの取引会員に対する売買手数料の通知は，市場運営者が発行する適格請求書等
による）また，属地エリアの一般送配電事業者が発行する適格請求書等で，請求書発行区分が仕入明細書または仕入明細書における対価の返還に該当する場合，通知日の翌日から起算して５日以内に，取引会員から
記載内容の誤りに関する連絡がない場合，当該適格請求書等の記載内
容に同意したものとみなす。
２ 第45条（決済の対象）により算定した約定料金，調整電力量料金，
ペナルティ料金および売買手数料に，第47条（事業税相当額）に定める収入割相当額，事業税相当額および第48条（消費税等相当額）に定める消費税等相当額を加算した料金について，属地エリアの一般送配電事業者から取引会員へ支払う金額と，取引会員から属地エリアの一
般送配電事業者へ支払う金額を相殺のうえ精算する。
３ 第２項で相殺した結果，属地エリアの一般送配電事業者から取引会員へ支払う金額がある場合は，取引会員は，第１項の通知日の翌日から起算して６日以内に，属地エリアの一般送配電事業者に対し－103－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考て請求書を送付するものとする。
４ 第２項で相殺した結果，取引会員から属地エリアの一般送配電事
業者へ支払う金額がある場合は，属地エリアの一般送配電事業者
は，第１項の通知日の翌日から起算して６日以内に，取引会員に対して請求書を送付するものとする。
５ 取引会員および属地エリアの一般送配電事業者は請求された金額を同月末日（当該日が金融機関の休業日の場合はその直前の休業日
でない日）（以下，「支払期日」という）までに，その相手方が指定した金融機関を通じて相手方に支払うものとする（支払に伴う費用は支払者の負担とする）。ただし，取引会員が次のいずれかに該当する
場合は，この限りでない。
(1) 第10条（当然脱退)により脱退となった場合(2) 取引会員が振り出しもしくは引き受けた手形または振り出した小切手について銀行取引停止処分を受ける等支払停止状態に陥った場合(3) 取引会員が破産手続き開始，再生手続き開始，更生手続き開始，特別清算開始もしくはこれらに類する法的手続きの申立てを受けまたは自ら申立てを行なった場合(4) 取引会員が強制執行または担保権の実行としての競売の申立てを受けた場合(5) 取引会員が公租公課の滞納処分を受けた場合(6) その他の理由で取引会員に明らかに料金の支払いの延滞が生じるおそれがあると市場運営者が認め，その旨を市場運営者が取引会員に通知した場合
６ 取引会員が第５項各号のいずれかに該当する場合の支払期日
は，次のとおりとする。
(1) 取引会員が第５項各号のいずれかに該当することとなった日までに支払義務が発生した料金で，かつ，属地エリアの一般送
配電事業者への支払いがなされていない料金（支払期日を超過していない料金に限る）については，取引会員が第５項各号のいずれかに該当することとなった日を支払期日とする。ただし，取引会員が第５項各号のいずれかに該当することとなった
日が支払義務発生日から７日を経過していない場合は，支払義
務発生日の翌日から起算して７日目を支払期日とする。
(2) 取引会員が第５項各号のいずれかに該当することとなった日の翌日以降に支払義務が発生する料金については，支払義務発
生日の翌日から起算して７日目を支払期日とする。
７ 請求書の送付が，通知日の翌日から起算して６日以内に行われなかった場合は，その遅延した日数に応じて支払期日を延長するもの
とする。

－104－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考８ 第５項および第６項の支払いが，支払期日までに行われなかった場
合，支払期日の翌日から起算して支払いの日まで，当該不払い額から第47条（事業税相当額）第２項(1)に定める収入割相当額または第47条（事業税相当額）第２項(2)に定める事業税相当額および消費税等相当額を差し引いた金額に対して年10パーセント（閏年の日を含む期間についても，365日あたりの割合とする）の延滞利息を請求者へ支払うものとする。
９ 第45条（決済の対象）により算定した料金について，第40条（ペナルティ）第２項により再算定が必要となった場合等は，属地エリアの一般送配電事業者と協議のうえ，料金の再算定を行うものとする。なお，料金の再算定は，請求書発行区分ごとに，料金算定期間ごとに行い，再算定後の料金と既に通知し，または請求した料金との差額を確認する。再算定の結果，差額が発生した場合は，次の料金支払いにあわせて属地エリアの一般送配電事業者が請求書発行区
分ごとに，料金算定期間ごとに適格請求書等を再発行し精算する。
また，属地エリアの一般送配電事業者が再発行する適格請求書等で，請求書発行区分が仕入明細書または仕入明細書における対価の返還に該当する場合，通知日の翌日から起算して５日以内に，取引会員から記載内容の誤りに関する連絡がない場合，当該適格請求書等の記載内容に同意したものとみなす。
10 属地エリアの一般送配電事業者は市場運営者の委託のもと，第65条（売買手数料）に定める売買手数料を取引会員から徴収する。
11 属地エリアの一般送配電事業者は，取引会員に対し有する債権および第10項で徴収した売買手数料に係る市場運営者の債権と，自己が取引会員に対して負う債務とを弁済期の先後を問わずいつでも相殺処理することができる（取引会員が脱退した場合も同様とする）
ものとし，その場合の料金の通知，請求書の送付および料金の支払
い等は前各項に準ずる。
12 電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約を締結している場合，料金等の授受については当該電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約とあわせて行う。

－105－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第11章 違約処理（違約処理）
第51条 市場運営者は，本規程に違反する者を違約者とする。
ただし，市場運営者が認める場合はこの限りではない。
２ 市場運営者は，取引会員が違約者となった場合，第52条（取引停止）および第53条（違約者の入札の扱い）の規定にもとづき処理する。
３ 取引会員が，第16条（禁止行為）に定める行為等，本規程に違反する行為またはこれに準ずる行為を行った場合，属地エリアの一般送配電事業者は取引会員に対し，約定料金を支払わないことがある。

（取引停止）
第52条 市場運営者は，取引会員が違約者となった場合，直ちにその旨を当該取引会員に通告するとともに，当該取引会員の本市場における取引を停止させる。ただし，市場運営者が必要と認めた取引については，この限りではない。
２ 第１項の場合において，当該取引会員が取引の停止を命ぜられた日の翌日から起算して６ヶ月以内に，市場運営者がその事由の解消を確認し，再度違約者となるおそれがないと認めるときは，市場運
営者は，第１項の規定による取引の停止を解除する。
３ 第１項の場合において，第２項に規定する期間内に取引の停止が解除されなかったときは，市場運営者は，当該取引会員を除名する。

（違約者の入札の扱い）
第53条 取引会員が取引停止処分または除名処分となった場合，当該取引会員の入札情報は取り消される。ただし，市場運営者が取引停止処分または除名処分を決定した時点で既に当該取引会員の入札について約定処理が開始されていた場合はこの限りでない。この場合において，当該取引会員は約定した入札に関する取引に限り行うことが
できる。

－106－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第12章 雑則（知的財産権の取扱い）
第54条 市場運営者が公表する情報等の知的財産権は，市場運営者に帰属する。

（取引情報の機密保持）第55条 取引会員および市場運営者は，本市場の取引に関する情報（公知の内容を除く）について，あらかじめ相手方の承諾を得ずに第三者に開示または漏洩してはならない。
２ 第１項にかかわらず，次の各号に掲げる場合は，本市場の取引に関する情報を開示することができるものとする。
(1) 監督官庁の要請に対して必要な限度で開示する場合(2) 第56条（掲示事項）にもとづき市場運営者がインターネット上のウェブサイトに掲示する方法により開示する場合(3) 本規程にもとづく処分内容について経済産業省資源エネルギー庁，経済産業省電力・ガス取引監視等委員会および電力広域的運
営推進機関へ報告する場合（掲示事項）
第56条 市場運営者は，次の各号に掲げる事項を市場運営者が運営するイ
ンターネット上のウェブサイトに掲示する。
(1) 取引規程類(2) 需給調整市場システム稼働時間の変更(3) 取引日時の臨時変更または取引の臨時休止(4) 取引会員の加入，脱退に関する事項(5) 取引会員の氏名，商号または名称(6) 是正勧告，取引停止またはその解除に関する事項(7) 前各号の他，市場運営者が必要と認める事項（市況の報告）第57条 本市場の市況を一般公衆または新聞通信社等に報告する必要がある場合，市場運営者がこれを行うものとし，取引会員は，既に公表されている情報を活用する場合を除きこれに類する行為を行うことができない。ただし，市場運営者が認める場合はこの限りではない。
２ 第１項にかかわらず，取引会員および市場運営者は，第55条（取引情報の機密保持）第２項第１号によって監督官庁へ開示した情報にもとづき，監督官庁が本市場の市況の報告を行うことを認めるも
のとする。

－107－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考（システム障害の特例措置）
第58条 市場運営者は，市場運営者の責めに帰すべき事由を除き，利用するシステムの運用において次の各号に掲げる損害について，その責めを負わない。
(1) 天災地変，その他不可抗力と認められる事由による入札，約定処理，その他諸手続等の遅延または不能により生じた損害(2) 取引会員が所有する通信回線，通信機器，インターネットまたはコンピュータシステム（ソフト・ハード，需給調整市場シ
ステムを含む）等の障害もしくは瑕疵によるデータ伝送遅延，不能，誤動作またはその他一切の不具合により生じた損害(3) 第三者による妨害，侵入または情報改変等によって生じた需給調整市場システムの中断，遅滞，中止，データの消失，情報漏洩（個人情報を含む）等により生じた損害(4) 需給調整市場システムにログインするためのユーザアカウン
トまたはログインパスワードの漏洩，盗難等によって悪意の第三者が取引会員を装った取引により生じた損害(5) その他市場運営者の責めに帰すことができない事由により生じた損害
２ 取引会員が所有する通信回線，通信機器もしくはコンピュータシ
ステム等の障害または瑕疵が発生した場合，取引会員が自らの責任と費用負担によりそれを解決するものとし，市場運営者はその原因を調査する業務または解決するための義務を負わない。

（市場運営者の免責）第59条 市場運営者は，市場運営者の責めに帰すべき事由により，取引会
員に損害を与えた場合は，直接損害に関してのみ，１億円を上限として損害賠償責任を負う。
ただし，故意または重過失による場合は，この限りではない。
２ 第１項の場合（ただし書きを含む）において，間接的損害については，市場運営者は免責とする。

（臨機の処置）第60条 需給調整市場システムが障害等により停止した場合，本規程において必要となる需給調整市場システムへの登録および需給調整市場システムを介して行う通知等の実施方法は，都度，市場運営者が定め周知する。
２ 本規程に定めのない事項で臨機の処置を必要とする場合は，市場運営者は，本規程の趣旨に準じてその処置を定める。

－108－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考（細目的事項）
第61条 取引会員は，次の各号のいずれかに該当する場合，本規程に定めのない細目的事項については，属地エリアの一般送配電事業者に確認を行い，その内容に従うものとする。
（1）揚水発電設備もしくは蓄電池設備のいずれかまたは両方を用いる場合（2）配電事業者から託送供給または電力量調整供給を受けるリソースを用いる場合（3）起動供出機の約定を前提として入札単価を補正のうえ入札する場合または属地エリアの一般送配電事業者が起動停止を行う
ことができるリソースを用い入札単価に起動費等を含めて入札
する場合
（言語）
第62条 本市場での取引において，取引会員は，需給調整市場システムに登録するデータ等または市場運営者もしくは属地エリアの一般送配電事業者へ提出する書類等を，日本語で作成するものとする。
ただし，書類等の原文が外国語の場合は，原文の提出とあわせて，その和訳を提出するものとし，その和訳された書類を正式な書
類とする。

（改定）
第63条 法令の変更または関係規程類の変更等があった場合，もしくは市
場運営者が必要と認めた場合，市場運営者は，本規程を改定することができる。
２ 市場運営者は，第１項にもとづき本規程を改定する場合，変更後の取引規程の実施期日までに変更後の取引規程の内容を電磁的方法
または書類等により取引会員に通知するものとする。

（反社会的勢力の排除）
第64条 取引会員が次の各号のいずれかに該当する場合は，市場運営者は何らの通知または催告を要することなく，ただちに除名することができるものとし，この場合，除名された取引会員は損害賠償その他一切の請求をすることができないものとする。
(1) 取引会員の代表者，責任者，実質的に経営権を支配する者，
役員またはその支店もしくは事務所の代表者が，暴力団，暴力
団員，暴力団準構成員，暴力団関係者，総会屋その他これらに準ずる者（以下これらを総称して「反社会的勢力」という）であると認められる場合(2) 反社会的勢力が経営に実質的に関与していると認められる場
合

－109－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考(3) 反社会的勢力を利用する等の行為をしたと認められる場合(4) 反社会的勢力に対して資金等を供給し，または便宜を供与する等の関与をしていると認められる場合(5) 反社会的勢力と社会的に非難されるべき関係を有していると認められる場合(6) 自らまたは第三者を利用して，市場運営者に対して，次のいずれかの行為を行なった場合
イ 暴力的な要求行為
ロ 法的な責任を超えた要求行為
ハ 取引に関して脅迫的な言動をし，または暴力を用いる行為
ニ 虚偽の風説を流布し，偽計または威力を用いて相手方の信用を棄損し，または業務を妨害する行為
２ 取引会員は，自らが第１項各号に該当しないことを確約し，将来も第１項各号に該当しないことを確約するものとする。

－110－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考第13章 売買手数料（売買手数料）
第65条 市場運営者は，第50条（料金等の授受）にもとづく請求および支払いにあわせて，取引会員から別途定める売買手数料を徴収する。
２ 売買手数料は，取引の状況，本市場の市場開設業務に要する費用等を参照のうえ，本市場において，実需給日が属する年度毎に定め，当該年度の取引開始の前日までに翌年度の売買手数料を公開する。
３ 売買手数料は，ΔｋＷ約定量（複合商品の場合は，複合ΔｋＷ約定量）に応じた従量制とする。
４ 第３項の売買手数料に賦課される消費税等相当額は，取引会員が支払う。
５ 第４項の計算にあたっては，売買手数料を課税標準とし，税率は実需給日のものとして算出した金額とする。

－111－

2023年４月１日改定

備

取引規程本則 別表考

別表１ 商品区分および入札単位ごとの瞬時供出電力

注１

商品区分

(3) 二次調整力①の場合（(4)以外の場合
で，複合約定対象商品に二次調整力①含
むときを含む）

簡易指令システムのとき専用線オンラインのとき

簡易指令システムのとき

専用線オンライン－

補正計測電力
注２
または，補正計測電力から１分発電
計画電力を差し引いた値注２－

補正計測電力注２または，補正計測電力から属
地周期発電計画電力を差し引いた値注２

補正計測電力補正計測電力補正計測電力－補正計測電力から１分発電計画
電力を差し引いた値

補正計測電力注2または，補正計測電力から属
地周期発電計画電力注
３を差し引いた値注2(1) 三次調整力②の場合

専用線オンラインのとき

出力増減指令(接点信号)(2) 三次調整力①または二次調
整力②の場合（複合約定対象商品に三次調整力①および二次調整力②を含むときを含む）

補正計測電力注２または，補正計測電力から発電計
画電力を差し引いた値注
２

単
独
発
電
機

出力調整指令出力変化量指令発電機リスト・パター
ン

需
要
家
リ
ス
ト
・
パ
タ
ー
ン

事前予測型

直前計測型

補正計測電力補正計測電力補正計測電力から発電計画電力を差し引いた値－(4) 一次調整力の場
合（複合約定対象商品に一次調整力を含
むときを含む）(5) 一次調整力で監視方法がオフラインの場合

オフライン

補正計測電力注2または，補正計測電力から属地周期発電計画
電力注３を差し引いた値注2－

合計補正計測電力から合計発電計画電力を差し引いた値

合計補正計測電力から１分発電計
画電力を差し引いた値

合計補正計測電力から属地周期発電計画電力
注３を差し引いた値

合計補正計測電力から１秒発電計画電力注５を差し引いた値

合計基準値電力から合計補正計測電力および合計
需要抑制計画電力を差し引いた値

１分基準値電力（事前予測型）から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

属地周期基準値電力（事前予測型）注４から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

１秒基準値電力（事前予測型）注６から合計補正計
測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値－

１分基準値電力（直前計測型）から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

属地周期基準値電力（直前計測型）から合計
補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

１秒基準値電力（直前計測型）から合計補正計測
電力および合計需要抑制
計画電力を差し引いた値－112－

2023年４月１日改定

備

取引規程本則 別表

ネ
ガ
ポ
ジ
リ
ス
ト
・
パ
タ
ー
ン

注
７

発電リソース

需
要
リ
ソ
ー
ス

事前予測
型

合計補正計測電力から合計発電計画電力を差し引いた値

合計補正計測電力から１分発電計
画電力を差し引いた値

合計補正計測電力から属地周期発電計画電力
注３を差し引いた値

合計補正計測電力から１秒発電計画電力注５を差し引いた値

合計基準値電力から合計補正計測電力および合計
需要抑制計画電力を差し引いた値

１分基準値電力（事前予測型）から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

属地周期基準値電力（事前予測型）注４から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

１秒基準値電力（事前予測型）注６から合計補正計
測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値－

１分基準値電力（直前計測型）から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

属地周期基準値電力（直前計測型）から合計
補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

１秒基準値電力（直前計測型）から合計補正計測
電力および合計需要抑制
計画電力を差し引いた値

直前計測
型

考

注１：同一リソースが同一提供期間に複数の商品に同時に約定している場合は，約定している商品（同一リソースが余力活用に関する契約において，契約を締結している商品相当を含む）のう
ち，最短のサンプリング周期の瞬時供出電力の商品区分の欄を参照する。
注２：瞬時供出電力は，属地エリアの一般送配電事業者と協議のうえ，決定する。
注３：取引会員が属地周期発電計画電力計画を提出せずに１分発電計画電力計画を提出しているときは，１分発電計画電力の線形補間を行い，線形補間後の値を属地周期発電計画電力とみなす。
注４：取引会員が属地周期基準値電力計画（事前予測型）を提出せずに１分基準値電力計画（事前予測型）を提出しているときは，１分基準値電力（事前予測型）の線形補間を行い，線形補間後の値を属地周期基準値電力（事前予測型）とみなす。
注５：取引会員が１秒発電計画電力計画を提出せずに１分発電計画電力計画を提出しているときは，１分発電計画電力の線形補間を行い，線形補間後の値を１秒発電計画電力とみなす。
注６：取引会員が１秒基準値電力計画（事前予測型）を提出せずに１分基準値電力計画（事前予測型）を提出しているときは，１分基準値電力（事前予測型）の線形補間を行い，線形補間後の値を１秒基準値電力（事前予測型）とみなす。
注７：ネガポジリスト・パターンに発電リソースおよび需要リソースが含まれる場合は，発電リソースの瞬時供出電力および需要リソースの瞬時供出電力を合計した値を瞬時供出電力とする。

－113－

2023年４月１日改定

取引規程本則 別表

－114－

備

考

2023年４月１日改定

備

取引規程本則 別表考

別表２ 専用線オンラインでの指令方法（一般送配電事業者別）
北海道電力
ネットワーク株式会社

東北電力
ネットワーク株式会社

東京電力
パワーグリッド株式会社

中部電力
パワーグリッド
株式会社

北陸電力
送配電
株式会社

関西電力
送配電
株式会社

中国電力
ネットワーク
株式会社

四国電力
送配電
株式会社

九州電力
送配電
株式会社

ＥＤＣ・ＬＦＣ
信号の送信方法注１

一括注２

個別注３

個別

一括

一括

個別

一括

一括

一括

ＥＤＣ
制御信号

出力調整指令（数値指令）

出力調整指令（数値指令）

出力調整指令（数値指令）

出力増減指令（接点信号）注４

出力調整指令（数値指令）

出力調整指令（数値指令）

出力調整指令（数値指令）

出力調整指令（数値指令）

出力調整指令（数値指令）

ＥＤＣ
演算周期

３分

３分

５分

５分

５分

３分

５分

５分

５分

ＥＤＣ
指令周期

３秒

３分

５分

10秒

30秒

３分

10秒

20秒

５秒

ＥＤＣ注５
目標時刻

－

３分後

５分後

10分後

５分後

３分後

10秒後

１分後

５秒後

ＬＦＣ
制御信号

出力調整指令（数値指令）

出力調整指令（数値指令）

出力増減指令（接点信号）

出力増減指令（接点信号）注４

出力調整指令（数値指令）

出力増減指令（接点信号）注６

出力調整指令（数値指令）

出力調整指令（数値指令）

出力調整指令（数値指令）

ＬＦＣ
演算周期

３秒

５秒

１秒

５秒

２秒

0.5秒

２秒

２秒

５秒

ＬＦＣ
制御周期

３秒

５秒

１秒

10秒注７

30秒

0.5秒注８

10秒

20秒注９

５秒

注1：ＥＤＣ・ＬＦＣ信号の送信方法については，経済負荷配分制御にもとづく指令値と負荷周波数制御にもとづく指令値について，合算して各電源等に送信する場合を一括とし，それぞれ個別に各電源等に送信する場合を個別とする。
注2：火力発電所にはＥＤＣのみの指令値も送信。
注3：一部，ＥＤＣ・ＬＦＣ一括で指令している発電所有り。
注4：一部水力発電所に対しては出力調整指令（数値指令）を実施。
注5：上表のＥＤＣ目標時刻を超過する指令を行う場合，需給調整市場システムに登録されたＥＤＣ変化速度で指令値に到達するまでの時間をＥＤＣ目標時刻とする。
注6：10秒継続または積分量超過にて制御出力。
注7：ＡＲがある閾値以上になると５秒。
注8：ＡＲが一定条件となった場合に制御。
注9：指定により５秒に切り替え。
（用語の定義）
発電等機能に関連する次の用語は，本表および取引規程においてそれぞれ次の意味で使用する。

－115－

4/26 nを削除

2023年４月１日改定

取引規程本則 別表

備考(1) ＥＤＣ
経済負荷配分制御。電力系統の安定かつ合理的運用を目的に，各電源等に最も経済的になるよう負荷配分を行う制御をいう。（Economic load Dispatching Controlの略）(2) ＬＦＣ
負荷周波数制御。定常時における電力系統の周波数および連系線の電力潮流を規定値に維持するため，地域要求量を検出し，電源等の出力を自動制御することをいう。（Load Frequency Co
ntrolの略）(3) 地域要求量（ＡＲ）
各一般送配電事業者の負荷周波数制御に用いる調整力の必要量をいい，周波数偏差と連系線潮流偏差から算出される制御必要量を指す。（Area Requirementの略）。
(4) ＥＤＣ演算周期
各電源等に経済負荷配分を行う演算周期をいう。
(5) ＥＤＣ指令周期
経済負荷配分により算定された値を含む指令値を各電源等に送信する間隔をいう。ＥＤＣ信号とＬＦＣ信号を一括して送信する場合は，ＬＦＣ信号の送信間隔で指令を行うため，ＥＤＣ演
算周期とは一致しない。なお，中部電力パワーグリッド株式会社および四国電力送配電株式会社においては，地域要求量が一定の閾値以上になるとき等，５秒に切り替える場合がある。
(6) ＥＤＣ目標時刻
経済負荷配分により算定された指令値に，各電源等が出力を変化させることを求める時刻をいい，各一般送配電事業者が指令を送信した時刻から起算する。なお，中国電力ネットワーク株式会社，四国電力送配電株式会社，九州電力送配電株式会社においては，ＥＤＣ演算周期ごとに算定された各電源等の負荷配分量をＥＤＣ指令周期に合わせて線形補間した上で送信するため，Ｅ
ＤＣ演算周期よりも短い時間となる。また，北海道電力ネットワーク株式会社においては，将来時刻に対するＥＤＣ演算を行っていないため，定めのないものとする。
(7）ＬＦＣ演算周期
ＡＲを検出し，各電源等の出力を自動制御する演算周期をいう。
(8) ＬＦＣ制御周期
ＡＲにより算定された値を含む指令値を各電源等に送信する間隔を言う。なお，中部電力パワーグリッド株式会社および四国電力送配電株式会社においては，ＡＲの閾値や指定により５秒に切り替える場合がある。また，関西電力送配電株式会社においては，ＡＲが一定条件となった場合に制御を行う。
(9) ＧＦ（ガバナフリー）運転
発電機の回転速度を負荷の変動の如何にかかわらず，一定の回転速度を保つように，動力である蒸気および水量を自動的に調整する装置である調速機（ガバナ）により，系統周波数の変化に追随して出力を増減させる運転をいう。（Governor Freeの略）－116－

2023年４月１日改定

取引規程本則および別冊（二次調整力①）

取引規程別冊（一次調整力）

取引規程別冊（複合約定）

備考（改廃履歴）
2020年 1月 9日 制定
2020年 4月 1日 改定
2020年 8月 1日 改定
2020年11月30日 改定
2021年 4月 1日 改定
2022年 4月 1日 改定
2023年 4月 1日 改定－117－

2023年４月１日改定