第 7 号議案

容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026 年度）の再公表について（案）

第 387 回理事会（2023 年 1 月 25 日開催）の決議に基づき 2022 年度実施の容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026 年度）の約定結果を公表しましたが、容量確保契約金額の算出に関する経過措置における控除額等の算定誤りがあることが判明しました。
その結果、73 者の事業者（943 電源）の容量確保契約金額を訂正する必要が生じた
ため、約定結果を再公表いたします。
以上

別紙 1：容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026 年度）（2023 年 2 月 22 日訂正）
別紙 2：経過措置における控除額等の算定誤りについて
別紙 3：本機関ホームページでの公表イメージ「容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026 年度）の再公表について」

別紙1

容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026年度）
2023年1月25日
2023年2月22日訂正
電力広域的運営推進機関

目次
１．はじめに（１）容量市場の概要（２）約定結果の公表（３）本資料における用語説明

２．2022年度実施 容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）の約定結果（１）概要（２）約定総容量、約定価格、約定総額（３）一般送配電事業者・小売電気事業者が負担する容量拠出金（試算）（４）需要曲線と供給曲線（５）発動指令電源の調整係数

３．オークション結果の集計・公表（１）供給信頼度（２）電源等の応札容量（３）応札容量と落札容量（落札率）（４）発電方式別の応札容量（５）落札されなかった電源の応札容量（６）一般送配電事業者・小売電気事業者が負担する容量拠出金（試算）（７）応札価格の加重平均（８）応札価格の分布（９）応札価格一定額以上の応札容量（10）期待容量と応札容量の関係（11）卒FIT電源の期待容量と変動電源（アグリゲート）の応札容量について（12）調整機能あり電源の約定容量４．オークション結果の推移（１）需要曲線と供給曲線（２）応札容量（３）調整機能あり電源の約定容量

参考：各種資料等参照先

2

１．はじめに（１）容量市場の概要

3◼ 容量市場とは✓

容量市場とは、電力量（kWh）ではなく、将来の供給力（kW）を取引する市場。

✓

将来にわたる我が国全体の供給力を効率的に確保する仕組みとして、発電所等の供給力を金銭価値化し、多様な発電事業者等が市場に参加していただき供給力を確保する仕組み。

◼ 容量市場導入の目的✓ 発電事業者等に支払われる容量確保契約金額によって電源投資が適切なタイミングで行われ、予め必要な供給力が確実に確保されるようにすること。
✓ 卸電力市場価格の安定化を実現することで、小売電気事業者等の安定した事業運営を可能とするとともに、
電気料金の安定化により需要家にもメリットをもたらすこと。

（※概要説明ページ）•【かいせつ容量市場スペシャルサイト】 https://www.occto.or.jp/capacity-market/index.html•【容量市場説明会資料・動画】 https://www.occto.or.jp/market-board/market/youryou_setsumeikai.html【各市場の役割】

小売電気事業者等
kWh

kW
￥

￥

容量市場

卸電力市場
kWh

（広域機関）￥￥

kW

発電事業者等

１．はじめに（２）約定結果の公表

4◼ 電力広域的運営推進機関では、2022年度の容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026
年度）について、2022年8月から参加登録受付を開始し、11月にメインオークションの応札受付を行ったところ。
◼ この度、業務規程および募集要綱に定めるところにより、約定結果を公表する。
◼ 公表にあたっては、容量市場の在り方等に関する検討会において、市場競争の状況の検証のため、事業者の経営情報（個別電源の応札価格など）の扱いや個社情報が特定されないようにすること（※）等に留意した集計方法をとりつつ、オークション結果の集計・公表を行うこととされている。
※ 個社情報の特定に至らないよう、原則として3者以上のデータで構成されるよう集計する。

◼ なお、本資料の集計において、端数処理の関係で合計が合わないことがある。
＜電力広域的運営推進機関 業務規程＞＜容量市場メインオークション募集要綱＞（対象実需給年度：2026年度）（メインオークションの約定結果の公表）
第３２条の１８ 本機関は、メインオークション募集要綱に基づき、次の各号に掲げる事項を本機関のウェブサイトへの掲載等の方法
によって公表する。
一 約定総容量
二 約定価格三 約定総額四 その他公表すべき事項

第６章 落札電源および約定価格の決定方法
４．約定結果の公表
本オークションの約定結果が判明した後、本機関は以下の情報を公表します。公表時期は、「第３章 募集概要 １．募集スケジュール」をご参照ください。
• エリア毎の約定総容量、約定価格および約定総額（マルチプ
ライスでの約定分を除く）• エリア毎のマルチプライスでの約定総容量および約定総額• 落札電源毎の、当該電源の容量提供事業者名、電源ID（応札単位の附番（※））、落札容量※応札した電源等に対して、容量オークションごとに設定

＜参考＞容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）のスケジュール
2022年度4月

5月【募集要綱】
関連
文書
・
説明会
等

6月

7月

パブ
コメ

パブコメ
対応

業務マニュアル【参加登録編】

8月

9月

10月

5

2023年度
11月

12月

1月

2月

3月

4月

5月

▲容量市場メインオークション募集要綱公表 2022年7月27日(水)▲需要曲線公表 2022年7月27日(水)パブ パブコメ▲業務マニュアル公表 2022年7月28日(木)コメ 対応

業務マニュアル【応札・契約書の締結編】

パブパブコメ▲業務マニュアル公表 2022年9月29日(木)コメ 対応

事業者向けの説明等

参加
登録

メイン
オーク
ション
契約書
締結

その他

事業者情報の登録
2022年8月4日(木)~8月10日(水)電源等情報の登録
2022年8月17日(水)~8月30日(火)

電源等情報の登録支援
2022年6月28日(火)~7月8日(金)期待容量の登録2022年9月20日(火)~10月4日(火)応札の受付
2022年11月1日(火)~11月16日(水)本資料で説明約定結果の公表▲2023年1月25日(水)▲2023年2月22日(水)訂正
応札容量算定に用いた期待容量等算定諸元一覧の登録受付
2022年11月17日(木)~11月24日(木)
容量確保契約書締結の手続
約定結果の公表以降▲容量確保契約の結果公表
2023年4月頃▲調整係数の公表 2022年7月27日(水) ※発動指令電源の調整係数については参考値の公表となります。
▲アグリゲーター情報一覧の公表 2022年8月10日(水)～１．はじめに（３）本資料における用語説明 [1/3]
用語
電源等の区分

6
説明

オークション参加対象となる電源等の区分であり、以下の4つ

安定電源

期待容量が1,000kW以上の安定的な供給力を提供するもの
例：火力、原子力、大規模水力（揚水式、貯水式、一部の自流式）、地熱、バイオマス、廃棄物

変動電源
（単独）

期待容量が1,000kW以上の供給力を提供する自然変動電源
例：水力（一部の自流式）、風力、太陽光

変動電源
（アグリ
ゲート）

単体の期待容量が1,000kW未満の自然変動電源を組み合わせることにより、期待容量1,000kW以上の供給力を提供するもの例：水力（一部の自流式）、風力、太陽光

発動指令
電源

ディマンド・レスポンス（DR）、安定的に供給力を提供できない期待容量が1,000kW以上の電源、および単体の期待容量が1,000kW未満の電源を組み合わせることにより、期待容量1,000kW以上の供給力を提供するもの

応札容量

容量オークションに参加する事業者が応札時に提⽰する、供給力として提供を希望する容量（単位 kW）

期待容量

設備容量のうち、供給区域の供給力として期待できる容量の最大値で、設備容量から補機等の構内需要電力や外気温による出力低下分等を差し引いたもの

調整係数

再エネや一般水力、揚水、発動指令電源の供給力評価を表す指標で、供給信頼度の評価において各電源の導入により安定電源の必要量と同等に評価できる供給力を安定電源代替価値として反映したもの
容量市場において調整係数が設定される電源の調達量（kW価値、期待容量）については、導入量に調整係数を乗じた容量とする

１．はじめに（３）本資料における用語説明 [2/3]
用語

7
説明

約定処理

全国市場の約定処理において、全国の需要曲線および供給曲線の交点における電源を確認し、需要曲線上の交点
における全国の供給信頼度をもとに、約定処理上の市場分断の判断を行う。
約定処理上の市場分断と判断された場合については、約定処理上の市場分断処理を行い、落札電源および約定価
格を決定する。

約定処理上の
市場分断

全国の需要曲線および供給曲線の交点における供給力をもとに算定した供給信頼度から各エリアの不足ブロック（エリア）・充足ブロック（エリア）について確認を行い、異なるブロック（エリア）が生じた場合については、約定処理上の市場分断と判断する。

約定処理上の市場分断処理全国市場の約定処理において、不足ブロック（エリア）と判断されたブロック（エリア）では追加処理、充足ブロック（エリア）と判断されたブロック（エリア）では減少処理を行う。
追加処理では、供給曲線上の交点の電源後で当該ブロック（エリア）における応札価格が最も安価な電源を1つ追加し、約定処理上の市場分断の判断、ブロック再構成、エリアプライスの更新を繰り返し行う。追加処理は、不足ブロック（エリア）が解消されるもしくは追加可能な電源がなくなった時点で処理を終了する。
減少処理では、供給曲線上の交点の電源以前で当該ブロック（エリア）における応札価格が最も高価な電源を１つ減少し、約定処理上の市場分断の判断、ブロック再構成、エリアプライスの更新を繰り返し行う。減少処理は、追加処理により増加した供給力と同量を減少した場合もしくは減少により供給信頼度が確保できなくなった時点で処理を終了
する。

供給信頼度

電力供給の信頼性を表す指標で、需要1kWあたりの年間供給力不足電力量（単位kWh/kW・年）の期待値（EUE）を指標とする。

エリア

一般送配電事業者が託送供給等約款により定める供給区域

不足エリア・
充足エリア

全国の供給信頼度に対して供給信頼度が確保できていないエリアを不足エリアと呼ぶ。また、全国の供給信頼度に対して供給信頼度が確保されているエリアを充足エリアと呼ぶ。

ブロック

約定処理上の市場分断の結果、連系線で直接接続された複数エリアが「不足エリア」もしくは「充足エリア」となった場
合にその複数のエリアを1つのブロックと呼ぶ。

１．はじめに（３）本資料における用語説明 [3/3]
用語

8
説明

エリアプライス

オークション方式は、シングルプライスオークションにより約定価格を決定する。
不足ブロック（エリア）は、マルチプライスが適用される場合を除き、当該ブロック（エリア）が充足ブロックとなる際に追加した電源の応札価格もしくは追加処理において最後に追加した電源の応札価格をエリアプライスとし、充足ブロック（エリア）は、当該ブロック（エリア）から減少した電源の次に当該ブロック（エリア）内で高価な電源の応札価格をエ
リアプライスとする。

マルチプライス市場競争が限定的となっているおそれがあるエリアにおいて、当該エリアのエリアプライスが隣接するエリアのエリアプライスの1.5 倍を超えた場合、隣接するエリアプライスの 1.5 倍を当該エリアのエリアプライスと設定し、それを上回る価格で応札されている電源等については、それぞれの電源等の応札価格をもって約定価格とする。

経過措置

電源等の区分が安定電源および変動電源（単独）を対象に、容量確保契約金額に対して、「電源等の経過年数に応じた控除」と「入札内容に応じた控除」により、支払額を減額するもの• 「電源等の経過年数に応じた控除」は、2010年度末以前に建設された電源の容量確保契約金額に対して、一定の控除率（対象実需給年度：2026年度では6.0%）を設定して、支払額を減額する。
• 「入札内容に応じた控除」は、メインオークション応札時の応札価格が、約定価格に一定の係数（対象実需給年
度：2026年度では85.6%）を乗じた価格以下だった電源の容量確保契約金額に対して、支払額を減額する。
• ただし、メインオークションの個々の電源の約定価格が、同指標価格の50%（※）以下となった場合は、「電源等の経過年数に応じた控除」と「入札内容に応じた控除」を行わない。 ※同指標価格の50%の値にて円未満を切り捨て• また、メインオークションの個々の電源の約定価格が、同指標価格の50%を超えており、かつ「電源等の経過年数に応じた控除」と「入札内容に応じた控除」の経過措置を適用した際に、同指標価格の50%以下となる場合は、当該電源の経過措置適用後の価格が同指標価格の50%の価格となるように、経過措置による控除額を調整する。

Net CONE（指標価格）

新規発電設備の固定費用から電力量取引やアンシラリーサービスによる収益を差し引いた正味固定費用（CONE＝
Cost of New Entry）

２．2022年度実施 容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）の約定結果
（１）概要

9

◼ 2022年度 容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）は、以下の結果となった。
➢ 約定総容量※1：1億6,271万kW（162,710,879kW）➢ エリアプライス 北海道：8,749 円/kW
東北：5,833 円/kW
東京
：5,834 円/kW
中部/北陸/関西/中国/四国 ：5,832 円/kW
九州
：8,748 円/kW
➢ 経過措置を踏まえた約定総額：8,504億円（850,396,238,334）➢ 特記事項✓ 約定処理の過程※2で北海道、東北、東京、九州、その他のブロック（エリア）となった。
✓ エリアプライスの関係から、北海道エリア・九州エリアではマルチプライス方式※3が適用された。
✓ 発動指令電源の調整係数反映前※4の応札容量は、メインオークションにおける応札上限容量※5を超過しなかった。
➢ 落札電源一覧（応札事業者名、電源ID※6、落札容量[kW]）については別紙に⽰すとおり。
※1 FIT電源等の期待容量等（全国計で2,427万kW）を含む調達量は1億8,698 万kW※2 約定処理においては、全国市場における全国の供給信頼度および各エリアの供給信頼度にもとづき約定処理上の市場分断を行う。
約定処理上の市場分断については「＜参考＞約定処理上の市場分断について（p.16）」を参照。
※3 マルチプライス方式が適用されたため、隣接エリアのエリアプライスの1.5倍が当該のエリアプライスとなり、それを超過した応札価格の電源は応札価格が約定価格となった。マルチプライスについては「＜参考＞マルチプライス適用時の考え方（p.17）」を参照。
※4 発動指令電源の調整係数については「（５）発動指令電源の調整係数（p.14）」を参照。
※5 メインオークションにおける応札上限容量（＝想定導入量上限）は、全国H3需要の4%※6 応札した電源等に対して、容量オークションごとに設定する。

２．2022年度実施 容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）の約定結果（２）約定総容量、約定価格、約定総額 [1/2]＜約定結果＞
全国

約定総容量約定総額（経過措置控除後）

162,710,879 kW

850,396,238,334 円＜約定結果（エリア）＞
エリア毎の約定容量

エリア毎の約定総額

エリア

エリアプライス北海道

8,749※ 円/kW

5,231,090 kW

38,721,579,241 円

東北

5,833

円/kW

16,609,897 kW

80,855,254,602 円

東京

5,834

円/kW

53,536,700 kW

264,096,882,594 円

中部

5,832

円/kW

23,432,491 kW

115,291,805,834 円

北陸

5,832

円/kW

4,757,408 kW

22,954,472,591 円

関西

5,832

円/kW

26,123,850 kW

127,032,429,412 円

中国

5,832

円/kW

8,162,119 kW

39,755,201,874 円

四国

5,832

円/kW

7,952,551 kW

38,378,242,426 円

九州

8,748※ 円/kW

16,904,773 kW

123,310,369,760 円（経過措置控除後）※ マルチプライスでの約定あり

10

２．2022年度実施 容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）の約定結果（２）約定総容量、約定価格、約定総額 [2/2]＜エリア毎の約定結果（マルチプライスでの約定分を除く）＞
エリア毎の約定総額

エリア

約定価格

エリア毎の約定容量

北海道

8,749 円/kW※

34,421,524,135 円

東北5,833 円/kW

16,609,897 kW

80,855,254,602 円

東京

5,834 円/kW

53,536,700 kW

264,096,882,594 円

中部

5,832 円/kW

23,432,491 kW

115,291,805,834 円

北陸

5,832 円/kW

4,757,408 kW

22,954,472,591 円

関西

5,832 円/kW

26,123,850 kW

127,032,429,412 円

中国

5,832 円/kW

8,162,119 kW

39,755,201,874 円

四国

5,832 円/kW

7,952,551 kW

38,378,242,426 円

九州

8,748 円/kW※

120,919,573,760 円（経過措置控除後）＜エリア毎のマルチプライスでの約定結果＞

エリア毎の約定総額

エリア

約定価格

エリア毎の約定容量

北海道

応札価格

※

4,300,055,106 円

九州

応札価格

※

2,390,796,000 円（経過措置控除後）※ 電源の特定のおそれがあるため記載しない

11

２．2022年度実施 容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）の約定結果（３）一般送配電事業者・小売電気事業者が負担する容量拠出金（試算）12◼ エリア別の一般送配電事業者・小売電気事業者が負担する容量拠出金（試算）は、下記のとおり。
※「電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会 第四次中間とりまとめ」（令和3年6月）に基づき、一般送配電事業者の負担をH3需要の7%相当分とし、小売電気事業者の負担を一般送配電事業者負担分と経過措置控除分を差し引いたものとして試算※1を行った。

エリア

容量拠出金（試算）

一般送配電事業者

小売電気事業者（参考）
H3需要想定※2

北海道

30.9 億円

351.1 億円

497.2 万kW東北54.9 億円

618.3 億円

1,345.6 万kW

東京218.6 億円

2,459.9 億円

5,353.1 万kW

中部

100.3 億円

1,128.7 億円

2,457.0 万kW

北陸20.9 億円

235.2 億円

512.0 万kW

関西

110.6 億円

1,244.5 億円

2,709.0 万kW

中国

42.4 億円

477.4 億円

1,039.3 万kW

四国

19.7 億円

221.9 億円

483.0 万kW

九州

92.7 億円

1,075.9 億円

1,507.3 万kW

計691.1 億円

7,812.9 億円

15,903.5 万kW※1 算定方法については「＜参考＞容量拠出金の算定方法（p.18）」を参照。
※2 メインオークション開催前に公表される最新の供給計画における実需給年度（第5年度）のH3需要（離島除き）

２．2022年度実施 容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）の約定結果（４）需要曲線と供給曲線◼ 需要曲線に対する応札状況（供給曲線※1）は、下記のとおり。
※1供給曲線を公表するに際して、個社情報を特定できないようにするため、スムージング処理を行った。なお、米国PJMを含め、諸外国における供給曲線の公表も、スムージング処理後の供給曲線を公表している。

価格[円/kW]＜2022年度実施 容量市場メインオークションの供給曲線（スムージング処理後）＞調達量[万kW]

需要曲線
供給曲線※2
FIT電源等の期待容量※3、※4追加オークションで調達を予定している供給力※4※2 発動指令電源の応札容量については、調整係数反映後の容量とし、1,000kW未満となる電源等は除外している。
※3 応札後に織込む石炭とバイオマスの混焼を行うFIT電源の供給力を含む。
※4 供給曲線に織込む各容量については「＜参考＞FIT電源等の期待容量等について（p.15）」を参照。

（約定価格付近の拡大図）

13

２．2022年度実施 容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）の約定結果（５）発動指令電源の調整係数14◼ 応札の結果から事後的に算定した発動指令電源の調整係数、および応札容量の調整係数反映前後の容量は下記のとおり。
◼ 発動指令電源については、応札容量に調整係数を反映した容量にて約定処理を行った。また、応札容量に調整係数を反映した容量が 1,000kW未満となる場合は、当該電源等は非落札電源とした。
※発動指令電源の調整係数については、「＜参考＞発動指令電源の調整係数について（p.19~20）」を参照。

発動指令電源の応札容量[kW]発動指令電源の調整係数[%]エリア

調整係数反映前

調整係数反映後

66.4125876652067

233,028

149,114

東北100

528,418

東京

94.9094237960612

1,642,709

北海道

事後的に算定（参考）事前公表時※

63.9935925280152

1,055,131

中部
北陸

109,650100

関西

624,905四国

170,271
97.1991352142191

99.0395172229189※ 発動指令電源がH3需要の5%導入された場合の参考値（2022年8月5日公表）

同左

882,186

100

中国
九州

（約定処理に使用）（計）

756,307735,100

6,002,605

5,897,484

＜参考＞FIT電源等の期待容量等について

15◼ FIT電源の期待容量および追加オークションで調達を予定している供給力については、需要曲線作成
要領において公表している。
◼ 石炭とバイオマスの混焼を行うFIT電源については、FIT制度の適用を想定して応札しなかった電源、および応札した結果で非落札となった電源について、応札後にFIT電源等の期待容量に織り込んだ。
期待容量／供給力
FIT電源の期待容量追加オークションで調達を予定している供給力

太陽光、風力、水力、地熱、バイオマス

1,477万kW

石炭とバイオマスの混焼を行うFIT電源の供給力（応札後に織込む）

632万kW－

318万kW
第32回 容量市場の在り方等に関する検討会資料より

＜参考＞約定処理上の市場分断について

16◼ 需要曲線と供給曲線の交点における全国の供給信頼度は0.022 kWh/kW・年となった。
◼ 全国の供給信頼度をもとに約定処理上の市場分断の判断を行い、全国市場の約定処理後に北海道・東北・東京、九州が不足ブロック（エリア）となり、その他が充足ブロックとなった。

◼ 不足ブロック（エリア）で、全国の供給信頼度を満たすまで電源の追加処理を行い、追加量は670万kW（内訳、東京192万kW、北海道134万kW、九州344万kW）となった。
◼ 北海道エリアが不足エリアのまま追加できる電源がなくなったため、減少処理は行わなかった。
＜全国市場の約定処理後＞＜追加処理①後＞＜追加処理②後＞＜追加処理③後＞エリア

追加量
供給信頼度※[万kW]

追加量
供給信頼度※[万kW]

追加量
供給信頼度※[万kW]

供給信頼度※ 市場分断

北海道

17.108

東北

0.044

東京

17.069ー

17.038

+134

0.037

0.022

ー

0.011

ー

0.004

0.063

0.030

＋95

0.014

ー

0.009

中部

0.004

0.002

0.002

0.001

北陸

0.002

0.002

0.001

0.000

関西

0.002

中国

0.002

0.002

0.001

0.000

四国

0.000

0.000

0.000

0.000

九州

12.248

不足

充足

不足

＋97

ー

ー

0.002

12.226

ー

ー

0.001

12.205

ー

＋344

0.000

0.017

※ 供給信頼度は四捨五入による表記上、零になる場合があるが、実際には停電量[kWh/年]が発生している。

＜参考＞マルチプライス適用時の考え方

17◼ 市場競争が限定的となっているエリアのエリアプライスが隣接エリアのエリアプライスの1.5倍を超える場
合については、隣接エリアのエリアプライスの1.5倍を当該エリアのエリアプライスとする◼ 応札価格が当該エリアのエリアプライスを上回る電源の約定価格は、当該電源の応札価格とする
約定処理イメージ＜エリアプライスのイメージ＞

価格(円/kW)①全国市場の約定処理＜約定電源＞
A1～A5、B1～B6＜エリアプライス（全国）＞
6,000円/kW

追加処理②市場分断処理
エリアＡのエリアプライス

10,000②約定処理上の市場分断処理＜約定電源＞
A6～A7(追加)、B5～B6(減少)＜エリアプライス＞
エリアA：10,000円/kW
エリアB： 5,000円/kW③市場競争が限定的＜エリアプライス（エリアA）＞
7,500円/kW＝5,000円/kW※ × 1.5③市場競争が限定的エリアAのエリアプライス＝エリアBのエリアプライス
×1.5倍

7,500
減少処理

6,000

①全国約定価格

B7

5,000

A1

B1

・・・

B4

B5

B6

A4

A5

A6

A7
②市場分断処理
エリアBのエリアプライス（隣接エリア）

容量(kW)※エリアBはエリアAの隣接エリア＜②市場分断処理後＞＜①全国市場の約定処理後＞
エリアプライス

電源

電源

約定価格

A1～A5

6,000円/kW

A1～A5

A6

－

A6

A7

－

B1～B6

6,000円/kW

6,000円/kW

約定価格

エリアAの市場競争が限定的であった場合

エリアプライスA1～A5
10,000円/kW

10,000円/kW

A7
B1～B4

電源

5,000円/kW

5,000円/kW

A6＜③市場競争が限定的＞

約定価格
7,500円/kW

A7

10,000円/kW※

B1～B45,000円/kW※マルチプライス適用

エリアプライス7,500円/kW

5,000円/kW＜参考＞容量拠出金の算定方法（容量市場説明会資料より）

18◼ 市場が分断される場合における容量拠出金の請求額は、以下の手順で算定を行う。
①エリア別の容量拠出金総額の算定②一般送配電事業者の負担額と請求額の算定

全国の容量拠出金の総額をエリア別のH3需要比率に応じて、各エリアに配分する。
凡例
エリア追加負担額

エリアの約定価格×エリアのH3需要に7%を乗じることで、エリア毎に一般送配電事業者の容量拠出金の負担額および毎月の請求額を算定する。

エリアＡのH3需要比率
エリアＢのH3需要比率

エリアＡ

全国の容量拠出金総額

エリアＢ

12か月分

7％

・
・
・

エリアＩ

エリアＩの一般送配電事業者の負担額

エリアＩの容量拠出金の総額
共通分

エリアＩの
エリア追加
H3需要比率 ＋ 負担額

エリアＩ

エリアＩの
容量拠出金総額

エリアＩの一般送配電事業者への毎月の請求額③小売電気事業者の負担総額の算定④各小売電気事業者への請求額の算定

当該エリアの容量拠出金の総額から一般送配電事業者の負担額と経過措置による控除額を減算することで、エリア毎の小売電気事業者の負担総額を算定する。

エリア毎の小売電気事業者の容量拠出金の負担総額を12等分し、小売各社の配分比率(実需給年の毎月のシェア変動を加味したもの)に応じて毎月の請求額を算定する。

凡例

経過措置の控除額

経過措置の控除額(追加負担分)

エリアＩに小売電気事業者がa・b・cの3社が存在し、小売各社の配分比率を25%、35％、40%とした場合

一般送配電事業者の負担額
経過措置による控除額の
エリアＩ分
エリアＩ

エリアＩの小売電気事業者の負担総額

エリアＩの小売電気事業者の負担総額

25%

小売a社への容量拠出金の請求額

35%

小売b社への容量拠出金の請求額40%

小売c社への容量拠出金の請求額

＜参考＞発動指令電源の調整係数について（1/2）

19◼ 発動指令電源が一定の導入量を超える場合には、供給信頼度を確保する観点から調整係数の設定が必要であると整理された。
◼ 発動指令電源の調整係数は、応札上限容量を設定※1した上で実際のメインオークションにおける応札容量に追加オークションの導入量を反映した容量をもとに調整係数を事後的に算定し、調整係数を反映後の応札容
量※2にて約定処理を行い落札電源を決定する。
※1 対象実需給年度2026年度の応札上限容量はメインオークション4%、追加オークション1%に設定※2 応札容量に調整係数を反映した容量が1,000kW未満となる場合は、当該電源等については非落札電源とする
第62回 制度検討
作業部会資料より

第38回 容量市場の在り方等に関する検討会資料より

＜参考＞発動指令電源の調整係数について（2/2）

20◼ 調整係数が適用される電源の調達量（kW価値、期待容量）は、導入量に調整係数を反映した容量となる。
◼ 約定した発動指令電源については、調整係数を反映後の応札容量が契約容量となるが、発動指令が発令された場合において、調整係数を反映前の応札容量（導入量）を提供※する必要がある。
※ 発動指令電源のアセスメントでは、調整係数反映前の容量の供給力を3時間継続して提供することでリクワイアメント達成となる

第37回 容量市場の在り方等に関する検討会資料より

第37回 容量市場の在り方等に関する検討会資料より

３．オークション結果の集計・公表◼ 2022年度実施 容量市場メインオークション（対象実需給年度：2026年度）の約定結果について、現時点の集計結果に基づき、以下の項目の公表を行う。
（１）供給信頼度（２）電源等の応札容量（３）応札容量と落札容量（落札率）（４）発電方式別の応札容量（５）落札されなかった電源の応札容量（６）一般送配電事業者・小売電気事業者が負担する容量拠出金（試算）（７）応札価格の加重平均（８）応札価格の分布（９）応札価格一定額以上の応札容量（10）期待容量と応札容量の関係（11）卒FIT電源の期待容量と変動電源（アグリゲート）の応札容量について（12）調整機能あり電源の約定容量

21

３．オークション結果の集計・公表（１）供給信頼度 [1/2]22◼ 約定処理の結果、全国の供給信頼度は、0.022 kWh/kW・年、オークションで確保した容量における供給信頼度とブロック構成は下記のとおりとなった。
◼ 以降では、エリアプライスの異なる北海道、東北、東京、九州とそれ以外のエリアで区分した集計も行う。
供給信頼度 [kWh/kW・年]

ブロック1

ブロック2

目標調達量において維持される全国の供給信頼度基準値

0.048

全国の供給信頼度（需要曲線と供給曲線の交点）

0.022

エリア

供給信頼度※1 [kWh/kW・年]

北海道

0.037

497.2 万kW

622 万kW東北

0.004

1,345.6 万kW

2,013 万kW

東京

0.009

5,353.1 万kW

5,748 万kW

中部

0.001

2,457.0 万kW

2,740 万kW

北陸

0.000

512.0 万kW

665 万kW

関西

0.000

2,709.0 万kW

2,824 万kW

中国

0.000

1,039.3 万kW

1,261 万kW

四国

0.000

483.0 万kW

915 万kW

九州

0.017

1,507.3 万kW

1,910 万kW15,903.5 万kW

18,698 万kW

合計

想定需要

※1 供給信頼度は四捨五入により表記上、零になる場合があるが、実際には停電量[kWh/年]が発生している。
※2 FIT電源等の期待容量等を含む。（全国計で2,427万kW）

調達量※2

３．オークション結果の集計・公表（１）供給信頼度 [2/2]

再掲

23◼ 需要曲線と供給曲線の交点における全国の供給信頼度は0.022 kWh/kW・年となった。
◼ 全国の供給信頼度をもとに約定処理上の市場分断の判断を行い、全国市場の約定処理後に北海道・東北・東京、九州が不足ブロック（エリア）となり、その他が充足ブロックとなった。

◼ 不足ブロック（エリア）で、全国の供給信頼度を満たすまで電源の追加処理を行い、追加量は670万kW（内訳、東京192万kW、北海道134万kW、九州344万kW）となった。
◼ 北海道エリアが不足エリアのまま追加できる電源がなくなったため、減少処理は行わなかった。
＜全国市場の約定処理後＞＜追加処理①後＞＜追加処理②後＞＜追加処理③後＞エリア

追加量
供給信頼度※[万kW]

追加量
供給信頼度※[万kW]

追加量
供給信頼度※[万kW]

供給信頼度※ 市場分断

17.069ー

17.038

+134

0.037

0.022

ー

0.011

ー

0.004

0.063

0.030

＋95

0.014

ー

0.009

中部

0.004

0.002

0.002

0.001

北陸

0.002

0.002

0.001

0.000

関西

0.002

中国

0.002

0.002

0.001

0.000

四国

0.000

0.000

0.000

0.000

九州

12.248北海道

17.108

東北

0.044

東京

不足

充足

不足

＋97

ー

ー

0.002

12.226

ー

ー

0.001

12.205

ー

＋344

0.000

0.017

※ 供給信頼度は四捨五入による表記上、零になる場合があるが、実際には停電量[kWh/年]が発生している。

３．オークション結果の集計・公表（２）電源等の応札容量

24◼ 全国の応札容量は合計で17,618万kW、そのうち電源等の区分別に、安定電源が 16,549万kW（93.9％）、変動電源（単独）が 430万kW（2.4％）、変動電源（アグリゲート）が 49万kW（0.3％）、発動指令電源が 590万kW（3.3％）であった。
電源等の区分別の応札容量[単位：万kW]

北海道

安定電源

変動電源（単独）

変動電源（アグリ）

発動指令電源
北陸

全国

中国

九州

九州エリア

関西

東北

東京

中部

北海道エリア四国

中部/北陸/関西/
中国/四国エリア

東京エリア

東北エリア

※ 発動指令電源の応札容量は調整係数反映後の容量で集計。

３．オークション結果の集計・公表（３）応札容量と落札容量（落札率）

25◼ 全国の電源等の区分別の落札率は、安定電源が91.9%、変動電源（単独）・変動電源（アグリゲート）がいずれも100%、発動指令電源が99.1%であった。また、全体の落札率は92.4%だった。
◼ 全国における、落札率は下記のとおり。

全国※1※ 発動指令電源の応札容量は調整係数反映後の容量で集計。

電源等の区分別の落札率

電源等の区分別の落札容量[単位：万kW、%][単位：万kW、%]合計

安定

変動（単独）

変動（アグリ）発動指令

落札容量（16,271万kW）

非落札容量（1,346万kW）[万kW]※1 エリア別の結果は、3者未満のデータとなるため記載しない。

３．オークション結果の集計・公表（４）発電方式別の応札容量

26◼ 全国の発電方式別の応札容量※とその比率は、下記のとおり。
※ 電源等の区分のうち、安定電源と変動電源（単独）のみの発電別方式の応札容量とその比率を⽰している。

◼ 一般水力は 1,306万kW（7.7%）、揚水は 2,333万kW（13.7%）、石炭等は 4,031万kW（23.7%）、LNGは 7,238万kW（42.6%）、石油その他は 1,266万kW（7.5%）、原子力は776万kW（4.6%）、その他再生可能エネルギーは 30万kW（0.2%）であった。
[万kW]

発電方式別の応札容量（全国）

発電方式別の応札容量比率（全国）
※4

※3

※1
※1

[万kW]

※2

※3

※4

※2

石炭等のうち、非効率石炭火力の応札容量は901万kW（5.3%）※1 揚水：純揚水と混合揚水を合算※2 石炭等：石炭とバイオマス混焼を合算※3 石油その他：石油・LPG・歴青質混合物・その他ガスを合算※4 その他再生可能エネルギー：太陽光・風力・地熱・バイオマス専焼・廃棄物を合算

３．オークション結果の集計・公表（５）落札されなかった電源の応札容量

27◼ 落札されなかった電源の応札容量は1,346万kWであった。そのうち、発電方式別では石油・石炭・
LNGの火力が99.6％を占めた。また、経年40年※1以上の電源の割合は46.7%であった。
※1 経年は実需給年度（2026年度）を起点に算定。
※2 発動指令電源の応札容量は調整係数反映後の容量で集計。

発電方式別

経年別

29.6%
5.6%

※2

64.4%
0.4%

[単位：万kW]３．オークション結果の集計・公表

再掲（６）一般送配電事業者・小売電気事業者が負担する容量拠出金（試算）28◼ エリア別の一般送配電事業者・小売電気事業者が負担する容量拠出金（試算）は、下記のとおり。
※「電力・ガス基本政策小委員会制度検討作業部会 第四次中間とりまとめ」（令和3年6月）に基づき、一般送配電事業者の負担をH3需要の7%相当分とし、小売電気事業者の負担を一般送配電事業者負担分と経過措置控除分を差し引いたものとして試算※1を行った。

エリア

容量拠出金（試算）

一般送配電事業者

小売電気事業者（参考）
H3需要想定※2

北海道

30.9 億円

351.1 億円

497.2 万kW東北54.9 億円

618.3 億円

1,345.6 万kW

東京218.6 億円

2,459.9 億円

5,353.1 万kW

中部

100.3 億円

1,128.7 億円

2,457.0 万kW

北陸20.9 億円

235.2 億円

512.0 万kW

関西

110.6 億円

1,244.5 億円

2,709.0 万kW

中国

42.4 億円

477.4 億円

1,039.3 万kW

四国

19.7 億円

221.9 億円

483.0 万kW

九州

92.7 億円

1,075.9 億円

1,507.3 万kW

計691.1 億円

7,812.9 億円

15,903.5 万kW※1 算定方法については「＜参考＞容量拠出金の算定方法（p.18）」を参照。
※2 メインオークション開催前に公表される最新の供給計画における実需給年度（第5年度）のH3需要（離島除き）

３．オークション結果の集計・公表（７）応札価格の加重平均

29◼ 全国の応札価格の加重平均は、1,634円/kWであった。電源等の区分別では、安定電源が1,736
円/kW、変動電源（単独）が0円/kW、変動電源（アグリゲート）が41円/kW、発動指令電源が79円/kWであった。
◼ エリア・ブロックでは、北海道エリア：5,622円/kW、東北エリア：550円/kW、東京エリア：1,304円/kW、中部/北陸/関西/中国/四国エリア：1,629円/kW、九州エリア：2,447円/kWであった。

応札価格（加重平均）

北海道エリア東北エリア

中部/北陸/関西/
中国/四国エリア

九州エリア[単位：円/kW]

全国

東京エリア

※ 発動指令電源の応札容量は調整係数反映後の容量で集計。

３．オークション結果の集計・公表（８）応札価格の分布

30◼ 応札価格を、①0円、②～Net CONEの50%以下、③～Net CONE以下、④Net CONE超、の4つの区分にした、応札価格の分布は下記のとおり。

◼ ①0円は75.5％、②～Net CONEの50%以下は9.0％、③～Net CONE以下は13.1％、④
Net CONE超は2.3％であった。
◼ なお、変動電源では99%以上、発動指令電源では98%以上の応札価格が0円/kWだった。

安定電源
[万kW]

変動電源
（単独）
[万kW]

変動電源
（アグリ）
[万kW]

発動指令
電源
[万kW]

合計

16,549

430

49

590

④

413

（対象無し）（対象無し）（対象無し）③

2,308（対象無し）

*

7

②

1,587

1

*

3

①

12,241

429

46

579

[万kW]
* 3者未満のデータとなるため記載しない。
※ 発動指令電源の応札容量は調整係数反映後の容量で集計。

３．オークション結果の集計・公表（９）応札価格一定額以上の応札容量

31◼ 応札価格が、9,557円/kW（NetCONE）以上の電源等の応札容量は、下記のとおり。
◼ 応札価格9,557円/kW以上の応札容量は413万kWであった。発電方式別では、石油・LNG・石炭で100％だった。

応札価格一定額以上の応札容量（発電方式別）[単位：万kW]３．オークション結果の集計・公表（10）期待容量と応札容量の関係

32◼ 容量市場では、登録した期待容量よりも小さい容量で応札することや、期待容量は登録したものの、応札しないことが認められている。そのため、期待容量が登録された各電源の応札及びその容量は以下のいずれかとなる。
①登録した期待容量と同じ容量で応札した場合②登録した期待容量よりも小さい容量で応札した場合③期待容量は登録したものの、応札しなかった場合◼ 上記②・③の件数と減少量は下記のとおりであり、「アグリゲートして応札する事業者が、期待容量登録を応札容量より多く登録したケース」などが見られた。
容量[万kW]件数

減少量②登録した期待容量よりも小さい容量で応札

約230件

448万kW③期待容量は登録したものの、応札しなかった

約120件

752万kW※ 発動指令電源の応札容量は調整係数反映前の容量で集計。

３．オークション結果の集計・公表（11）卒FIT電源の期待容量と変動電源（アグリゲート）の応札容量について

33◼ FIT電源等の期待容量の算定では、FIT買取期間が終了した容量分は期待容量から控除するとしているところ、卒FIT（2025年度末までにFIT認定が終了する設備）の期待容量と、変動電源（アグリゲート）の応札容量は、下記のとおり。
期待容量／応札容量
卒FIT（2025年度末までにFIT認定が終了する設備）の期待容量

78万kW

変動電源（アグリゲート）の応札容量

49万kW
第32回 容量市場の在り方等に関する検討会資料より

３．オークション結果の集計・公表（12）調整機能あり電源の約定容量

34◼ 調整機能あり電源の約定容量は下記のとおり。
◼ なお、調整機能ありの非落札電源の応札容量の総量は1,336万kWだった。
調整機能あり電源の約定容量（内）LNG

（内）揚水

（参考）
調達量※

全国

12,353 万kW

5,700 万kW2,333 万kW

18,698 万kW

北海道

442 万kW

54 万kW

76 万kW

622 万kW

東北

1,230 万kW

538 万kW

45 万kW

2,013 万kW

東京4,314 万kW2,330 万kW

982 万kW

5,748 万kW中部

2,086 万kW1,284 万kW

383 万kW

2,740 万kW

北陸355 万kW

88 万kW

11 万kW

665 万kW

関西

1,748 万kW

740 万kW

381 万kW

2,824 万kW中国

674 万kW

243 万kW

187 万kW

1,261 万kW

四国

604 万kW

86 万kW

65 万kW

915 万kW

九州

901 万kW

338 万kW204 万kW

1,910 万kW

※ FIT電源等の期待容量等を含む。（全国計で2,427万kW）

４．オークション結果の推移◼ 容量市場メインオークションの結果について、以下の項目の初回から今回までの推移を⽰す。

（１）需要曲線と供給曲線（２）応札容量（３）調整機能あり電源の約定容量35

４．オークション結果の推移（１）需要曲線と供給曲線

36◼ これまでのオークションにおける「需要曲線と供給曲線」の推移は下記のとおり。
対象実需給年度:2024年度＜容量市場メインオークションの供給曲線（スムージング処理後）と各諸元＞
縦軸：価格[円/kW]

横軸：調達量[万kW]

需要曲線
供給曲線※1
FIT電源等の期待容量※2追加オークションで調達を予定している供給力

対象実需給年度:2025年度※1 【2025年度】発動指令電源の応札容量については、メインオークションにおける調達上限容量を超過した非落札電源の容量は除外している。
【2026年度】発動指令電源の応札容量については、調整係
数反映後の容量とし、1,000kW未満となる電源等は除外している。
※2 応札後に織込む石炭とバイオマスの混焼を行うFIT電源の供給力を含む
対象実需給年度

対象実需給年度:2026年度

NetCONE

2024年度

2025年度

2026年度

9,425
円/kW

9,372
円/kW

9,557
円/kW

目標調達量

177,468,513 176,991,335 178,295,201
kW
kW
kW

FIT電源等の期
待容量

11,789,258
kW

18,889,612
kW

21,087,676
kW

追加オークションで調達を予定している供給力－3,167,258
kW

3,180,694kW４．オークション結果の推移（２）応札容量37◼ これまでのオークションにおける「応札容量」の推移は下記のとおり。

＜電源等の区分別の応札容量＞＜発動指令電源の応札容量＞
合計

容量[万kW]

容量[万kW]※※

対象実需給年度
安定電源

変動電源（単独）

変動電源（アグリ） 発動指令電源

対象実需給年度
応札容量
調達上限容量・応札上限容量（メインオークション）※ 発動指令電源の応札容量は調整係数反映前の容量で集計。

４．オークション結果の推移（３）調整機能あり電源の約定容量

38◼ これまでのオークションにおける「調整機能あり電源の約定容量」などの推移は下記のとおり。

＜調整機能あり電源の約定容量＞
容量[万kW]

調達量
FIT電源等の期待容量等

調整機能なし電源調整機能あり電源※ カッコ内の数値は調達量に対する割合。

（内）揚水（内）LNG
対象実需給年度

＜各種資料等参照先＞

39

・容量市場に関するお知らせ等
https://www.occto.or.jp/market-board/market/index.html

・かいせつ容量市場スペシャルサイト
https://www.occto.or.jp/capacity-market/index.html

・容量市場の在り方等に関する検討会
https://www.occto.or.jp/iinkai/youryou/index.html

・容量市場説明会資料・動画
https://www.occto.or.jp/market-board/market/youryou_setsumeikai.html

・総合資源エネルギー調査会 電力・ガス事業分科会
電力・ガス基本政策小委員会 制度検討作業部会
中間とりまとめ（平成30年7月）
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/20180713_01.pdf

第二次中間とりまとめ（令和元年7月）

https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/20190724_01.pdf

第三次中間とりまとめ（令和2年7月）

https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/20200730_01.pdf

第四次中間とりまとめ（令和3年6月）

https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/20210614_1.pdf

第七次中間とりまとめ（令和4年7月）

https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/20220714_1.pdf＜お問い合わせ先＞ ・容量市場問合せ窓口

mail: youryou_inquiry＠occto.or.jp（＠は半角に変更して下さい）

40
公表日2023/2/22訂正

訂正内容
p.9 経過措置を踏まえた約定総額
p.10 ＜約定結果＞約定総額（経過措置控除後）（訂正前→訂正後）
8,425億円（842,513,715,729円） → 8,504億円（850,396,238,334）
p.10 ＜約定結果（エリア）＞エリア毎の約定総額（経過措置控除後）
p.11 ＜エリア毎の約定結果（マルチプライスでの約定分を除く）＞（訂正前→訂正後）
東北： 79,851,177,628 円 → 80,855,254,602 円
東京：261,750,872,264 円 → 264,096,882,594 円
中部：113,925,171,476 円 → 115,291,805,834 円
北陸： 22,593,776,043 円 → 22,954,472,591 円
関西：125,415,074,172 円 → 127,032,429,412 円
中国： 39,138,736,872 円 → 39,755,201,874 円
四国： 37,806,958,273 円 → 38,378,242,426 円
p.12 容量拠出金（試算）p.28 容量拠出金（試算）（訂正前→訂正後）

北海道： 348.7 億円 → 351.1 億円
東北：
611.6 億円 → 618.3 億円
東京： 2,433.4 億円 → 2,459.9 億円
中部： 1,116.5 億円 → 1,128.7 億円
北陸：
232.7 億円 → 235.2 億円
関西： 1,231.0 億円 → 1,244.5 億円
中国：
472.3 億円 → 477.4 億円
四国：
219.5 億円 → 221.9 億円
九州： 1,068.5 億円 → 1,075.9 億円
計：7,734.1 億円 → 7,812.9 億円

p.26 非効率石炭火力の応札容量（訂正前→訂正後）
897万kW → 901万kW

別紙2

容量市場
経過措置における控除額等の算定誤りについて

2023年2月22日

電力広域的運営推進機関

はじめに

2

◼ 容量市場のメインオークションにおいては、事業者の応札の後、下記の約定処理を行っております。
➢ 落札電源および約定価格の決定➢ 「容量確保契約金額の算出に関する経過措置における控除額」の算定➢ 「容量確保契約金額」の算定◼ 今回、容量確保契約金額の算出に関する経過措置における控除額等の算定に誤りがあったことから約定結果を再公表するものです。
＜約定処理の流れ＞

落札電源および約定価格の決定「容量確保契約金額の算出に関する経過措置における控除額」の算定「容量確保契約金額」の算定

「容量確保契約金額の算出に関する経過措置における控除額」の算定について

3◼ 容量市場の経過措置による控除には「電源等の経過年数に応じた控除」と「入札内容に応じた控除」があり、「容量確保契約金額の算出に関する経過措置における控除額」を算定します。

◼ 容量確保契約金額は、以下のように算定します。
容量確保契約金額 ＝ 契約単価×契約容量 － 容量確保契約金額の算出に関する経過措置における控除額◼ 「容量確保契約金額の算出に関する経過措置における控除額」や「容量確保契約金額」の算定方法
等については、募集要綱・約款・業務マニュアルに記載しています。

➢ 容量市場メインオークション募集要綱（対象実需給年度：2026年度）（p.33~34）１.容量確保契約金額／２.容量確保契約金額の算出に関する経過措置
https://www.occto.or.jp/market-board/market/jitsujukyukanren/files/220727_mainauction_boshuyoukou_jitsujukyu2026.pdf➢ 容量市場 容量確保契約約款（p.6）第7条 容量確保契約金額の算定（p.26~28）附則（2021年7月1日） 第2条 容量確保契約金額の算出に関する経過措置
https://www.occto.or.jp/market-board/market/jitsujukyukanren/files/220727_kakuhokeiyaku.pdf➢ 容量市場業務マニュアル（メインオークションへの応札・容量確保契約書の締結編）（対象実需給年度：2026年度）（p.66~67）3.4.2 経過措置関連の表示について
https://www.occto.or.jp/market-board/market/jitsujukyukanren/files/220929_manual_jitsujukyu2026.pdf

誤算定に関わる経過措置控除額算定の概要

4◼ 容量市場の2022年度メインオークション（対象実需給年度2026年度）における経過措置は、以下のように、3つの領域に応じて算定を行います。
A) 経過措置として、①電源等の経過年数に応じた減額(6%)、②入札内容に応じた減額(14.4%)を該当する電源について適用するB) ただし、約定価格がNetCONEの1/2未満になる電源については、経過措置を適用しない
C) また、約定価格がNetCONEの1/2以上になる電源でも、経過措置適用後の受取額がNetCONEの1/2の時の受取額未満になる場合は、受取額の減額をNetCONEの1/2の時の受取額までとする
制度検討作業部会
第7次中間とりまとめ資料に一部加筆(領域B) (領域C) (領域A)今回の誤算定の詳細

5◼ 今回、約定価格がNetCONEの1/2を下回る、(領域B)に該当する状況はありませんでした。
◼ 一方、東北・東京・中部～四国エリアにおいては、(領域C)に該当する状況となったため、本来はNetCONEの1/2の時の受取額までの減額とすべきところを、誤ってそれよりも減額してしまいました。
◼ 具体的な誤算定の例は以下のようになります。（1,000kWの電源を仮定、簡易化のため千円未満切り捨てで表記。）
エリア

NetCONE

NetCON
Eの1/2時
の受取額

エリア
プライス時
の受取額

経過措置適用後の受取額(最大ケース)

東北

9,557

4,778
千円

5,833
千円

4,693
千円

東京

9,557

4,778
千円

5,834
千円

中部
～四国

9,557

4,778
千円

5,832
千円

円/kW

円/kW

円/kW

該当領域

本来設定
すべき受取額誤って設定してしまった受取額

経過措置適用時にNetCONEの1/2を下回る(領域C)

4,778
千円

4,693
千円

4,694
千円

経過措置適用時にNetCONEの1/2を下回る(領域C)

4,778
千円

4,694
千円

4,692
千円

経過措置適用時にNetCONEの1/2を下回る(領域C)

4,778
千円

4,692
千円

NetCONEの1/2時の受取額を下回る→領域Cに該当

差分

85千円
低めに誤算定84千円
低めに誤算定86千円
低めに誤算定NetCONEの1/2時の受領額までの減額とすべきところ、誤ってそれよりも減額してしまった※ 北海道・九州エリアは(領域A)に該当する状況となるため、本事象の対象外です。
（北海道エリア：エリアプライス時の受取額8,749千円、経過措置適用後の受取額(最大ケース)でも7,039千円、九州エリア：エリアプライス時の受取額8,748千円、経過措置適用後の受取額(最大ケース)でも7,038千円となり、いずれもNetCONEの1/2時の受取額を下回らない。）※ 変動電源(アグリゲート)、発動指令電源は、経過措置対象電源ではないため、本事象の対象外です。

誤算定の影響範囲◼ 本件により影響のあった事業者は73事業者・943電源となり、非常に広い範囲に影響を与えてしまいました。
◼ いずれも、本来の容量確保契約金額より低めに誤算定してしまっているものでした。
◼ また、本事象により経過措置を踏まえた約定総額も低めに誤算定してしまっていました。
➢ 訂正前公表額： 8,425 億円➢ 訂正後公表額： 8,504 億円 （ 78.8億円の誤算定 ）6誤算定の経緯および再確認

7◼ 今回の誤算定の経緯は以下のようになります。
➢ 約定結果（容量確保契約金額や控除額等）の算定で必要となる集計用ファイルを作成し、検証を行いました。
➢ 追加的な検証の一環として、昨年度と同様の処理の部分については、昨年度の情報・設定を利用して照合・確認を実施しました。
➢ 当該検証後、今年度の約定結果を算定する際に、設定を戻す点が漏れ、誤算定が生じました。

◼ 本事象は事業者様にて契約書情報をご確認いただくプロセスにおいて、事業者様からのお問い合わせにより判明いたしました。
◼ 今回の誤算定を踏まえ、当該集計用ファイルを含め、改めて再確認を行いました。

再確認による追加の誤算定の判明

8◼ 再確認の結果、非効率石炭火力の応札容量の集計にも同様の誤りがあることが判明いたしました。
◼ 正しい非効率石炭火力の応札容量は以下のようになります。
➢ 訂正前公表値：

897万kW（5.3%）➢ 訂正後公表値：

901万kW（5.3%） （ 3.4万kWの誤算定 ）容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026年度）（４）発電方式別の応札容量（2023年1月25日公表）

897万kW → 901万kW

約定結果の再公表および今後の再発防止◼ 今回の誤算定により、一部事業者の容量確保契約金額を訂正する必要があるため、約定結果を再公表いたします。
◼ 訂正箇所は以下の通りとなります。
• 経過措置を踏まえた約定総額

訂正前公表額：8,425 億円
訂正後公表額：8,504 億円（ 78.8億円の誤算定 ）※ 付随して、「エリア毎の約定総額（経過措置控除後）」「容量拠出金（試算）」も訂正となります。
詳細は次ページを参照ください。

• 非効率石炭火力の応札容量

訂正前公表値： 897万kW
訂正後公表値： 901万kW◼ 以下2点の方向で再発防止策を検討してまいります。

（発生原因からのアプローチ）• 検証済の集計用ファイルの変更を禁止する仕組みや運用を整備する。
※検証などは集計用ファイルの外側（別ファイル）で実施し、設定の戻し忘れ等を回避する。

• また、中期的には、当該プロセスのシステム化により、人為的な誤りリスクの低減を目指す。
（発見経緯からのアプローチ）• 事業者様による契約書情報の確認プロセスについて、約定結果公表前に機関内でシミュレーションを行い、算定結果の検証を強化する。

9

約定結果の公表資料の訂正内容
公表日
2023/2/22訂正

10

訂正内容
p.9 経過措置を踏まえた約定総額
p.10 ＜約定結果＞約定総額（経過措置控除後）（訂正前→訂正後）
8,425億円（842,513,715,729円） → 8,504億円（850,396,238,334）
p.10 ＜約定結果（エリア）＞エリア毎の約定総額（経過措置控除後）
p.11 ＜エリア毎の約定結果（マルチプライスでの約定分を除く）＞（訂正前→訂正後）
東北： 79,851,177,628 円 → 80,855,254,602 円
東京：261,750,872,264 円 → 264,096,882,594 円
中部：113,925,171,476 円 → 115,291,805,834 円
北陸： 22,593,776,043 円 → 22,954,472,591 円
関西：125,415,074,172 円 → 127,032,429,412 円
中国： 39,138,736,872 円 → 39,755,201,874 円
四国： 37,806,958,273 円 → 38,378,242,426 円
p.12 容量拠出金（試算）p.28 容量拠出金（試算）（訂正前→訂正後）

北海道： 348.7 億円 → 351.1 億円
東北：
611.6 億円 → 618.3 億円
東京： 2,433.4 億円 → 2,459.9 億円
中部： 1,116.5 億円 → 1,128.7 億円
北陸：
232.7 億円 → 235.2 億円
関西： 1,231.0 億円 → 1,244.5 億円
中国：
472.3 億円 → 477.4 億円
四国：
219.5 億円 → 221.9 億円
九州： 1,068.5 億円 → 1,075.9 億円
計：7,734.1 億円 → 7,812.9 億円

p.26 非効率石炭火力の応札容量（訂正前→訂正後）
897万kW → 901万kW

別紙3

容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026 年度）の再公表について本機関は 2023 年 1 月 25 日に容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026 年度）を公表しましたが、容量確保契約金額の算出に関する経過措置における控除額等の算定誤りがあることが判明しました。
その結果、73 者の事業者（943 電源）の容量確保契約金額を低めに誤算定してしまっておりました。
また約定総額も約 78.8 億円低めに誤算定しておりました。当該訂正を行うため、約定結果を再公表いたします。
事業者の方々にはご迷惑をおかけしましたことをお詫び申し上げます。本機関では今後このような事態が生じないよう再発防止に努めてまいります。


容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026 年度）（2023 年 2 月 22 日訂正）
（●KB）



容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026 年度） 別紙：落札電源一覧）（●KB）※訂正無し

容量市場の経過措置における控除額等の算定誤りに関する詳細については、以下リンク先資料をご確認下さい。


容量市場 経過措置における控除額等の算定誤りについて

容量市場メインオークション約定結果（対象実需給年度：2026 年度）の訂正箇所

（●KB）
（●KB）