第 4 号議案

容量市場の 2023 年度メインオークション需要曲線の決定および公表について（案）
容量市場メインオークション実施にあたり、業務規程第 32 条の 13 の規定に基づき策定した需要曲線の原案は、国の関連審議会等の意見を踏まえ、決定することとしている。
2023 年度メインオークションの需要曲線については、第 83 回制度検討作業部会の審議内容を踏まえ、別紙 1 のとおり決定する。なお、決定した需要曲線については、本機関ウェブサイトにて公表する。
また、「2023 年度メインオークション 需要曲線作成要領」についても別紙 2のとおり定め、公表する。
<参考 業務規程>（メインオークション需要曲線の策定及び公表）
第 32 条の 13 本機関は、メインオークション需要曲線の原案を策定する。
2 本機関は、前項の規定により策定した原案を国が関連する審議会等（以下「国の関連審議会等」という。）に提出し、その意見を求める。
3 本機関は、前項の国の関連審議会等からの意見を踏まえ、メインオークション需要曲線を決定する。
4 本機関は、メインオークション募集要綱に定める予定公表期日において、前項の規定により決定したメインオークション需要曲線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。
以上

別紙 1：2023 年度メインオークションにおける需要曲線
別紙 2：2023 年度メインオークション需要曲線作成要領（対象実需給年度：2027 年度)

別紙1

2023年度メインオークション需要曲線

2023年8月2日
電力広域的運営推進機関

はじめに◼ 容量市場におけるメインオークション需要曲線の原案については、業務規程32条の13の規定に基づき策定、国の関連審議会等へ提出し、その意見を踏まえ、広域機関においてメインオークション需要曲線を決定し、公表することとしている。
◼ 2023年度メインオークションにおける需要曲線については、第83回制度検討作業部会（2023年7月31日開催）の審議内容を踏まえ決定する。

＜広域機関 業務規程＞（メインオークション需要曲線の策定及び公表）
第32条の13 本機関は、メインオークション需要曲線の原案を策定する。
2 本機関は、前項の規定により策定した原案を国が関連する審議会等（以下「国の関連審議会等」という。）に提出し、その意見を求める。
3 本機関は、前項の国の関連審議会等からの意見を踏まえ、メインオークション需要曲線を決定する。
4 本機関は、メインオークション募集要綱に定める予定公表期日において、前項の規定により決定したメインオークション需要曲線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。

1

2023年度メインオークションにおける需要曲線◼ 2023年度メインオークション（対象実需給年度：2027年度）における需要曲線の原案と約定処理において加算する供給力の関係は下図のとおり。
➢ 目標調達量：1億8,447万kW➢ 約定処理において加算する供給力：

2,053万kW（①～③）＋α（④※）※オークションで落札していない石炭とバイオマスの混焼を行うFIT電源等の供給力確認のうえ、事後的に織り込む（参考）2022年度メインオークション：632万kW、2021年度メインオークション：553万kW①FIT電源等の期待容量②追加AXで調達を予定

1,612万kW

321万kW③容量市場外の見込み供給力
控除量120万kW④事後的に織り込む供給力(応札後に確認)
α万kW

2（参考）目標調達量の算定諸元

3＜2023年度供給計画（2027年度断面）＞

単位：万kW

北海道

東北

東京

中部

北陸関西

中国

四国

九州

9社計

H3需要※1499

1,3515,496

2,443517

2,726

1,039487

1,53116,089

H3需要※1498

1,347

5,493

2,443517

2,726

1,037487

1,512

16,060（離島除き）※1 北海道、東北、北陸エリアは1月断面、その他エリアは8月断面※2 四捨五入の関係で合計が合わないことがある※3 発動指令電源の調達量は、応札容量（導入量）に調整係数を事後的に反映して織り込む
・調整係数は、メインオークションの応札容量に追加オークションで調達を予定している供給力に加え、事後的に算定（参考）指標価格（Net CONE）の算定諸元

4＜Net CONE※の算定に関する諸元＞項目

2023年度
メインオークション

2022年度
メインオークション

実需給年度:2027年度

実需給年度:2026年度

諸元
経済産業省 総合資源エネルギー調査会 発電コスト検証WG
長期エネルギー需給見通し小委員会に対するコスト等の検証に関する報告「（参考資料2）各電源の諸元一覧」）の「LNG火力」

モデルプラント

CCGT

CCGT

コスト評価年数

40年

40年

インフレーション率

10.29％

5.25％

内閣府 国民経済計算（GDP統計）
GDPデフレータ（暦年：1-12月）総固定資本形成
基準年（2014年）：99.1％、2022年：109.3％

0.39%

総務省統計局 消費者物価指数（コアCPI）
全国の生鮮食品除く総合の「消費者物価指数」

な 40る年
コ運ス転トにの必加要
味と―評価期間の期待インフレ率

0.52%

系統接続費

1.56千円/kW

1.56千円/kW

接続契約に基づく実績値（工事費負担金の実績の平均値から設定）

経年に伴う修繕費等の増分費用

3万円/kW程度

3万円/kW程度

発電コスト検証WGに基づくヒアリング結果（30,861円/kW）

評価期間の割引率（税引前WACC）

5%

5%

容量市場以外からの収益

5,033円/kW4,800円/kW

期待インフレ率 ＝ 0.4×前年度のコアCPIの変化率＋0.6×前年度の期待インフレ率

税引前WACC ＝ 自己資本比率 × 自己資本コスト /（1 – 実効税率）＋ 他人資本比率 × 他人資本コスト

第47回容量市場の在り方等に関する検討会
容量市場以外からの収益＝GrossCONEの34%(14,802円/kW×34%)※ 新規電源の建設および維持・運営のための総コストをコスト評価期間で均等化したコストから容量市場以外の収益を差し引いたもの

別紙 2

２０２３年度メインオークション
需要曲線作成要領（対象実需給年度：２０２７年度）

２０２３年８月２日
電力広域的運営推進機関目次
Ⅰ．基本事項 ......................................................................... 2
１．目的 ........................................................................... 2
２．用語の定義 ..................................................................... 2Ⅱ．需要曲線 ......................................................................... 4１．需要曲線の形状 ................................................................. 4２．目標調達量 ..................................................................... 4３．指標価格（Net CONE） ........................................................... 6４．上限価格 ....................................................................... 6５．上限価格における調達量 ......................................................... 7６．調達価格ゼロにおける調達量 ..................................................... 9Ⅲ．諸元 ............................................................................ 10１．目標調達量に係る諸元 .......................................................... 10２．指標価格に係る諸元 ............................................................ 11（１）モデルプラントのコスト .................................................... 11（２）経済指標等 ................................................................ 12
Ⅳ．算定結果 ........................................................................ 13
Ⅴ．約定処理において加算する供給力 .................................................. 13

1Ⅰ．基本事項
１．目的
本要領は、電力広域的運営推進機関（以下「本機関」という。
）の業務規程第 32 条の 13 および第 32 条の 21 の規定に基づき策定する需要曲線の原案等に関する具体的事項を定め、本機関の需要曲線作成に関する業務の適正かつ円滑な運用を図ることを目的とする。

２．用語の定義
本要領で使用している用語の定義は以下のとおりである。
（1）実需給年度
容量確保契約に基づき、供給力を提供する年度。
（2）容量オークション
メインオークションおよび追加オークション(調達/リリースオークション)、長期脱炭素電源オークションの総称。
（3）メインオークション
メインオークションで募集する供給力を調達するため、実需給年度の 4 年前に実施する入札。
（4）追加オークション
調達オークションおよびリリースオークションの総称。
（5）調達オークション
追加オークションのひとつで、必要供給力に対し、メインオークションで調達した供給力に不足が認められた場合に、追加で容量提供事業者を募集する入札。
（6）リリースオークション
追加オークションのひとつで、必要供給力に対し、メインオークションで調達した供給力に余剰が認められた場合に、本機関との間で締結した容量確保契約に定められた容量を売却する容量提供事業者を募集する入札。
（7）長期脱炭素電源オークション
長期脱炭素電源オークション募集要綱で定める供給力を調達するために実施する入札。
（8）Gross CONE
新規電源の建設および維持・運営のための総コストをコスト評価期間で均等化したコスト（LCOE：Levelized Cost of Electricity）。単位は[円/kW]。
Gross Cost of New Entry の略。
（9）指標価格（Net CONE）
2

Gross CONE から容量市場以外の収益を差し引いたもの。新規電源の建設および維持・運営のため、容量市場に求める収益。単位は[円/kW]。
Net Cost of New Entry の略。
（10）モデルプラント
Net CONE を算定する際の対象電源の種別。
（11）コスト評価期間
Gross CONE を算定する際の評価期間。単位は[年]。
（12）需要曲線
メインオークションおよび調達オークションで調達価格を決定するため用いられる、調達量[kW]と調達価格[円/kW]の関係を示す線。
（13）目標調達量目標とする需要１kW あたりの年間停電量の期待値における供給力。単位は[kW]。
（14）上限価格需要曲線における調達価格の最大値。単位は[円/kW]。
（15）上限価格における調達量
需要曲線において、上限価格で調達する調達量の最大値。単位は[kW]。
（16）調達価格ゼロにおける調達量
需要曲線において、調達価格がゼロのときの調達量。単位は[kW]。
(17) トレードオフ曲線
調達量を変数とし、停電コスト（停電量と停電単価の積）と調達コスト（調達量と調達価格の積）の和が最小となるときの調達価格を本機関の確率論的必要供給予備力算定手法（以下、「EUE算定」という。
）により複数点求め、それらの点を結んだ近似曲線。

3Ⅱ．需要曲線
１．需要曲線の形状
需要曲線は、以下の４点を直線で結んだ形状とする。
①目標調達量と指標価格の交点②上限価格③上限価格における調達量④調達価格ゼロにおける調達量

価格[ 円/kW]
②上限価格

③①

指標価格

④０
上限価格における 目標調達量
調達量
図1

調達量[kW]

調達価格ゼロにおける調達量

需要曲線の形状

２．目標調達量
目標調達量は、最新の供給計画における実需給年度の全国 H3 需要（離島除き）に、偶発的需給変動対応分、持続的需要変動対応分、厳気象対応分、稀頻度リスク対応分、追加設備量を加えたものとする。なお、容量市場に参加しない FIT 電源等の期待容量、追加オークションで調達を予定している供給力、容量市場外で一定の蓋然性がある供給力として国の審議会で整理された控除量、応札後に事後的に織り込むオークションで落札していない石炭とバイオマスの混焼を行う FIT 電源等の供給力については、約定処理において供給力に加算した上で、約定電源を決定する。
また、メインオークションにおける発動指令電源の調達量は、経済産業省 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（以下、「制度検討作業部会」という。
）で示された上限とする。

4

項目

詳細
自然変動電源の出力変動、電源の計画外停止、気温等による需要変偶発的需給変動対応分動に対応する供給力。
厳気象対応分
10 年に 1 回程度の厳気象（猛暑および厳寒）に対応する供給力。
想定したリスクを超える規模の供給力喪失若しくは需要増加のリスク、又は、これらを設定するときに想定されていないリスクであ
稀頻度リスク対応分って過去の事象等をもとに想定すべきと考えられる大規模かつ長期間の供給力喪失のリスク対応する供給力。
持続的需要変動対応分
景気変動等による需要変動に対応する供給力。
追加設備量
計画停止可能量を確保するために必要な供給力。
（参考１）FIT 電源の期待容量算定の考え方
FIT 電源の期待容量＝（FIT 導入容量＋FIT 増加容量※1－FIT 買取終了分の容量）×調整係数※2※１ 太陽光・風力は最新の供給計画（第１年度、第５年度）における設備量をもとに算定
水力・地熱・バイオマスは供給計画における「発電所の開発等についての計画書」をもとに算定※２ 太陽光・風力・水力はエリア毎の調整係数を使用（参考２）石炭とバイオマスの混焼を行う FIT 電源の取扱い
石炭とバイオマスの混焼を行う FIT 電源は、当該発電設備を供給計画に計上していること（供給計画に関連した石炭混焼バイオ発電設備の事業者報告で確認がなされたもの）を前提に、以下の場合、事後的に当該設備の FIT および非 FIT 分の供給力を集計し、約定処理において供給力に加算する。
a. FIT 制度の適用を想定して応札しなかった場合
b. 応札した結果、非落札となった場合（ただし、約定処理において、織り込むことができない場合がある）

5

３．指標価格（Net CONE）
Net CONE は、Gross CONE の算定値から容量市場以外の収益を差し引いて算定する。Gross CONE
は、経済産業省 総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会 長期エネルギー需給見通し小委員会
発電コスト検証ワーキンググループ（以下、「発電コスト検証 WG」という。
）で示された諸元および容量市場の在り方等に関する検討会（以下、「容量市場検討会」という。
）等において整理された項目に経済情勢を反映し、算定する。
なお、モデルプラントはコンバインドサイクル・ガスタービン発電（CCGT）とする。
項目

詳細発電所の建設費用。モデルプラントについては、1 サイトに建設費複数基建設されている場合を考慮し、共通設備を平均化する等の補正を実施（リプレイスの場合も含まれる）。
資本費
OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity
廃棄費2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。
発電プラントの運転に要する人件費。給料手当や厚生費、退人件費職給与金などが含まれる。サンプルプラントの平均値。
発電コスト
検証 WG
発電に要する設備を通常の利用条件を維持するための点検、修繕費
修理費用を、稼働年数を通じた平均値として計上。サンプルプラントの平均値。
運転維持費
廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費、損害保険料、雑諸費給、雑税など。サンプルプラントの平均値。
事業の全般的な管理業務に要する費用（本社などの人件費、業務分担費 修繕費、諸費）を、当該発電事業に係る費用として分配したもの。サンプルプラントの平均値。
系統接続費
系統接続にかかる工事費負担金等の費用。
大規模改修費
大型の設備更新等にかかる費用。
容量市場
租税事業税。
検討会等
送配電関連設備の費用（送電費及び受電用変電費）におい発電側基本料金て、発電側が負担する費用。
容量市場以外からの収益 GrossCONE に一定割合(34%)を乗じて算出。

４．上限価格指標価格の１．５倍とする。

6

５．上限価格における調達量調達コスト（調達量と調達価格の積）と停電コスト（停電量と停電単価の積）の和が最小となる点を結ぶ近似曲線（以降、トレードオフ曲線という）と上限価格の交点の調達量とする。
調達価格[円/kW]

上限価格トレードオフ曲線（調達コストと停電コストの和が最小となる点を結ぶ近似曲線）

上限価格における調達量

図 2

調達量[kW]

上限価格における調達量の設定＜手順＞トレードオフ曲線の求め方（ア）総コスト（調達コストと停電コストの和）最小となる点が、指標価格と目標調達量の交点を通る条件を満たす時の停電単価を求める。
調達コストを固定（調達価格＝指標価格）、停電単価を変数とし、前述の条件を満たす総コスト最小となる点を算出し、その時の停電単価を求める。
総コスト[円]＝調達コスト[円] + 停電コスト[円]＝(調達量[kW]×調達価格[円/kW])+(停電量[kWh]×停電単価[円/kWh])※調達量に対する停電量は EUE 算定により求めることができる。
※図３のとおり総コスト（調達コストと停電コストの和）が最小となる点は、停電単価により変化する（図３のようにα＜βの場合、総コスト最小の点は右に移動）。容量市場では、総コスト最小となる点は指標価格と目標調達量の交点を通ることを条件としているため、当該条件における停電単価が求められる（図３の左）。
＜総コストカーブ（停電単価α円）＞＜総コストカーブ（停電単価β円）＞

総コスト

総コスト

総コスト最小となる点
総コスト
調達コスト(指標価格で固定)

指標価格

総コスト最小となる点
総コスト
調達コスト(指標価格で固定)

指標価格

停電コスト(停電単価 α 円)

停電コスト(停電単価 β 円)

調達量

調達量

目標調達量

目標調達量

図 3

総コストカーブ※（イ）（ア）で算出した停電単価 を用いて、調達価格を変数とした場合の総コストが最小となる点を複数プロットし、それらの点から対数近似をとりトレードオフ曲線（総コストを微分し7た曲線）を作成する。
※トレードオフ曲線算定に用いた停電単価は 3,937 円/kWh
トレードオフ曲線
f (x) ＝ A・e (－B・ｘ)
なお、係数 A、B 以外の項目は、以下とする。
・f (x) は調達価格 [円/kW・年]
・x は調達量 [kW]・e はネイピア数（＝2.718281828…）
調達価格[円/kW]

トレードオフ曲線
f (x) ＝ A・e (－B・ｘ)
上限価格

指標価格

上限価格における調達量

調達量[kW]

目標調達量

図 4トレードオフ曲線8６．調達価格ゼロにおける調達量
トレードオフ曲線と目標調達量（t）の交点から右下に直線（図 5：緑色の三角形の斜辺）を引き、目標調達量以上の範囲において、トレードオフ曲線を上回る部分（①）と下回る部分（②）の面積が等しくなる時の x 軸との交点（n）を調達価格ゼロにおける調達量とする。
調達価格ゼロにおける調達量 ＝ 目標調達量 ＋2
B

調達価格[円/kW]

トレードオフ曲線
f (x) ＝ A・e (－B・ｘ)∙ 𝑓(𝑡) ∙ (𝑛 − 𝑡)－∫ 𝑓(𝑥)𝑑𝑥 = ①＋③

指標価格∫ 𝑓(𝑥)𝑑𝑥= ②＋③１３t
目標調達量２

調達量[kW]m n
調達価格ゼロにおける調達量

図 5 調達価格ゼロにおける調達量の求め方∵①＋③＝②＋③より∙ f(t) ∙ (n − t) − ∫ f(x)dx = ∫ f(x)dxm∞∙ f(t) ∙ (n − t) + ∙ [f(x)] = − ∙ [f(x)]t𝑚(∫ f(x) = − f(x))∙ f(t) ∙ (n − t) + ∙ f(𝑚) − f(t) = ∙ f(𝑚) − ∙ f(∞)
∙ f(t) ∙ (n − t) − ∙ f(t) = 0n=t+(∵f(t)で全体を除算 )9－∞(e＝0 のため、f(∞)＝0)

Ⅲ．諸元
１．目標調達量に係る諸元
目標調達量の算定に用いる諸元は以下のとおり。
項目
数値
備考
全国 H3 需要160,597,900 kW
諸元は 2023 年度供給計画の 2027 年度断面（離島除き）
供給信頼度基準 0.044[kWh/kW・年]を満たす必要供給
偶発的需給変動分
6.5%※1力を算定
諸元は 2023 年度供給計画の 2027 年度断面
第 77 回調整力及び需給バランス評価等に関する委員
持続的需要変動分
2%※1
会「（資料 1-2）持続的需要変動対応の必要供給予備力について」
第 81 回調整力及び需給バランス評価等に関する委員
稀頻度対応分
1%※1
会「（資料 1）確率論的必要供給予備力算定手法(EUE算定)における諸課題の検討について」
厳気象対応分

夏季・冬季 3%※1
春季・秋季 2%※1

追加設備量

2.4%※1※2

同上計画停止可能量 1.90 ヶ月を満たす追加設備量を算定
諸元は 2023 年度供給計画の 2027 年度断面

※1 対全国 H3 需要比※2 厳気象対応・稀頻度リスク(春秋)の供給力は、安定電源の補修調整で対応（参考）・追加オークションで調達を予定している供給力は対全国 H3 需要比 2％・FIT 電源の期待容量は、以下の諸元により算定① 2022 年度末確認の FIT 電源の導入容量② 2023 年度供給計画（第１年度、第５年度）における太陽光・風力の設備量③ 2026 年度末までに FIT 買取終了予定の容量④ 2023 年度供給計画における水力・地熱・バイオマスの発電所の開発等についての計画書⑤ 調整係数（広域機関が別途公表する「調整係数一覧」）
・メインオークションにおける発動指令電源の応札上限容量は 4％（第 64 回制度検討作業部会で示されたメインオークションにおける想定導入量）

10

２．指標価格に係る諸元（１）モデルプラントのコスト
指標価格の算定に用いるモデルプラントのコストは以下のとおり。
項目
数値
備考
発電端
140 万 kW
設備容量（送電端）
（137.2 万 kW）
建設費
12 万円/kW
発電コスト検証 WG 長期エネルギー需給見通
資本費
廃棄費用
建設費の 5%
し小委員会に対するコスト等の検証に関す
人件費
6.0 億円/年
る報告「（参考資料 2）各電源の諸元一覧」の「LNG 火力」
修繕費
建設費×1.6%/年
運転維持費
諸費
建設費×0.7%/年
業務分担費
直接費※×14.5%/年
接続契約に基づく実績値（工事費負担金の実系統接続費1.56 千円/kW績の平均値から設定）
経年に伴う修繕費等の増分
30,861 円/kW
発電コスト検証 WG に基づくヒアリング結果
事業税
1.3%
第 44 回制度設計専門会合「（資料 6）発電側発電側課金150 円程度/kW・月
基本料金の詳細設計について」
第 47 回容量市場の在り方等に関する検討会
容量市場以外からの収益
5,033 円/kW「
（資料 4）NetCONE について」
GrossCONE の 34%(14,802 円/kW×34%)※直接費＝人件費＋修繕費＋諸費11

（２）経済指標等
指標価格の算定に用いる経済指標※1 等は以下のとおり。
項目
数値
算出式等
発電コスト検証 WG のコスト算定年（基準年）から Net CONE算定年までの物価上昇率の実績値。
インフレーション率

10.29%

インフレーション率 ＝2022年(暦年)の総固定資本形成- 1
2014年(暦年)の総固定資本形成

基準年（2014 年）：99.1％、2022 年：109.3％
将来の物価上昇率の予測値における過去 10 年の平均値。
期待インフレ率※2

割引率（税引前 WACC）

備考
内閣府 国民経済計算（GDP 統計）
暦年デフレーター（暦年）の総固定資本形成

総務省統計局 消費者物価指数(コア CPI)
全国の生鮮食品除く総合の「消費者物価指数」＝0.4×前年度のコア CPI 変化率＋0.6×前年度の期待インフレ率 統計表：app1-1 参照
割引率（税引前 WACC）

0.52% 期待インフレ率

5%＝自己資本比率×自己資本コスト＋他人資本比率×他人資本コスト
1－実効税率※1 算定時点の最新の経済指標。
※2 計算式は、「日本経済のリスクプレミアム（著者：山口勝業、東洋経済社）」を参考に設定。

12

Ⅳ．算定結果
項目数値
目標調達量
184,473,695kW
指標価格（Net CONE）
9,769 円/kW
上限価格
14,653.5 円/kW
上限価格における調達量
183,636,913kW
調達価格ゼロにおける調達量
189,818,084kW※ メインオークションにおける発動指令電源の応札上限容量 6,423,916kW

Ⅴ．約定処理において加算する供給力約定処理においては、以下に記載の FIT 電源等の期待容量等を供給力に加算する。
項目
供給力
備考
最新の FIT 電源の事業認定情報
FIT 電源等の期待容量
16,124,143kW
等から集計した期待容量
追加オークションで調達を見込
追加オークションで調達をみ、約定処理で加算する供給力
3,211,958kW
予定している供給力（メインオークションにおけるH3 需要の 2%分）
第 81 回制度検討作業部会におい
容量市場外の見込み供給力て容量市場外で一定の蓋然性が1,200,000kW
控除量ある供給力として整理された控除量
応札後に、オークションで落札していない石炭とバイオマスの事後的に織り込む供給力
事後的に反映混焼を行う FIT 電源等の供給力を確認し、事後的に織り込む
以上

13