資料の範囲・対象年度
提示本文は「取引ガイド（全商品）」第10版（2026年7月1日）等の抜粋で、需給調整市場への参入を希望する取引会員・事業者と、約定リソースに関する資格、登録、審査、入札、計画提出、アセスメント、ペナルティ、精算等を説明しています。商品区分、リソース種別、参入地点・電圧、計量方式、接続・監視方法によって手続や判定は異なります。本文に対象年度や制度全体の結論が明記されていない事項は特定できません。「2025年4月分」は精算例の掲載イメージで、対象年度を示すものではありません。一部様式例に「取引開始が2026年4月1日以降の実需給を対象」とありますが、本文全体への適用条件とはされていません。機器個別計測・低圧リソースの活用は2026年度から、特定計量システムは低圧2026年4月、高圧2027年4月開始との整理があります。
取引会員資格・申込み
取引会員には法人格、純資産額1,000万円以上、適格請求書発行事業者であることが必要で、取引規程第6条の欠格事由に該当する事業者には資格を付与できません。申込みには様式3（参加申込書）、様式4（適格誓約書）、様式5（純資産額調書）、発行後6か月以内の登記事項証明書、直近事業年度の貸借対照表を提出します。調整力提供者以外の発電契約者がいる場合は、その同意を得て属地TSOへ提出する扱いです。
発電・需要の双方で取引する事業者には、希望により資格が2つ付与される場合があります。その場合、資格ごとに事業者コードを取得し、様式3を別々に提出します。MMSコードとクライアント証明書も各2つ必要で、精算は資格ごとです。詳細は本取引所事務局への照会事項とされています。参入後も様式5と純資産証明書類を毎年7月末までに提出します。資格要件を満たさなくなった場合、取引停止・除名の可能性があり、参考説明では違約者の停止が停止命令日の翌日から6か月以内に解除されない場合は除名とされています。
入札単位・主な参入条件
契約受電電力1,000kW以上の発電リソースは原則単独入札、1,000kW未満はアグリゲート入札です。1,000kW以上でも、年間の一部期間に供出可能量が1,000kW未満となることを属地TSOが認めれば、リスト・パターン単位で入札できる例外があります。需要リソースは需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターン単位です。ネガポジ型は原則、1,000kW以上の地点を単独、未満をアグリゲートとしますが、1,000kW未満の発電・需要リソースで供出可能量が1,000kW以上となる場合はネガポジリスト・パターンを用います。
リソースは原則として属地エリアの系統に連系し、オンライン（簡易指令システムを含む）で出力調整でき、商品ごとの応動時間内に指令へ応じる必要があります。発電リソースは原則ユニット単位で系統コードを取得します。計量単位入札の可否は属地TSOとの個別協議で決まります。需要リソースは、リスト内なら供給地点の計量器、機器点参入なら機器点の特例計量器等で供出電力を計量できることが必要です。
供出期間中は約定ΔkW（複合商品は複合ΔkW約定量）を供出可能な状態にし、発電計画・発電上限や基準値計画に適切に反映します。提供期間中は約定量の範囲で属地TSOの指令に従いますが、終了時の復帰指令はありません。需要者・発電者には、指示数・実績電力量等を市場利用目的で共同利用することを原則あらかじめ明示します。受電点・機器点の区分に応じて発電量調整供給契約または接続供給契約も必要です。
FIT電力量を使う参入はできません。FIP電力量は利用できますが、FIT分と他の電力量・調整電力量を切り分け、インバランス補正できる場合に限り混在地点で条件付き参入ができます。切り分け不能な配線は不可です。同一受電点で受電点参入と機器点参入は併用できません。余力活用契約の系統コードのマスタパターンへの機器点リソース登録や、需要抑制量調整供給契約の地点に属する機器点リソース等も、本文が挙げる参入不可例です。
機器点・低圧参入、計量・通信
機器点参入では、取引会員の責任のもと、小売電気事業者が特例計量器等の設置後、所定様式で属地TSOへ計量を申し込みます。TSOの承諾後に協議・必要手続を経て開始日を定めます。やむを得ず開始できない場合は通知して再協議します。既申込み、通信接続不可、必要機器を設置できない場合、参入要件未充足等では申込みの全部または一部が承諾されないことがあります。計量器交換、潮流方向の追加・変更・廃止、計量終了、IoTルート閉塞後の再開にも申込みが必要です。設定、番号・ペアリングID共有、接続確認、通信不具合対応は取引会員側の責任です。TSOは契約終了等の場合にIoTルートを閉塞し、機器点特定番号を変更することがあります。
1受電点あたり特例計量器等は4台までで、2台目以降は既設の他の特例計量器等すべてと並列接続にします。特例計量器を使う場合、特定計量開始の30日前までに経済産業大臣へ届け出ます。低圧機器点参入で受電点に発電量調整供給契約がある場合、小売電気事業者と発電契約者は同一事業者である必要があります。代表契約者を選任する場合等は原則参入不可ですが、インバランス責任等への留意を前提に、システム対応可能なエリアに限る扱いがあります。また機器点以下のリソースを構内等の別系統へ切替えできないことも条件です。
商品によって専用線オンラインまたは簡易指令システムを選択します。一次調整力は原則専用線（オフライン監視を除く）、二次調整力①も専用線です。二次調整力②、三次調整力①・②はどちらも選択可能です。10万kW以上の単独発電機は専用線に限定されます。簡易指令で接続するリスト・パターンは、同一伝送媒体・送受信装置に接続する合計を100万kW以下とし、必要に応じて分割します。
実績データは属地TSO指定の期限までに送ります。簡易指令では三次調整力②・①、二次調整力②の対象データは当該コマの次の30分コマ終了まで、二次調整力①・一次調整力の欄は図表上「－」です。専用線では通信プロトコルの送信周期において各時間終了後1～5秒程度以内です。伝送システム異常で送れない場合、TSOから依頼された日の翌営業日までに提出します。一次調整力のオフライン監視では、指定期間の瞬時供出電力を様式35で依頼日の翌営業日までにメール提出します。
ΔkW評価用計量器・付属装置は取引会員が設置・負担し、条件を満たせば託送計量器を使える場合があります。指定計量器等には精度、試験、検定等の要件があり、トランスデューサのアナログ出力はサンプリング周期1秒以下です。電力量計は送信周期ごとの差分を周期時間で割って平均電力を求め、変成器経由の場合は合成変成比を乗じます。需要リソースは約款の最新損失率で修正し、複数地点は電圧別に修正後に合算します。異なる電圧での計量がやむを得ない場合は属地TSOとの協議で修正方法を定めます。
MMS登録、事前審査・性能確認、変更
取引会員は事前審査に向けてMMSに事業者概要、電源等、審査用データ、各パターン・リストパターン、調整単価等を登録します。各リスト・パターンは所定規格のXMLで、地点、電圧、契約電力、所属事業者・BG、系統コード、機器点、再エネ、変圧器等を条件に応じて入力します。系統コードごとの各リスト・パターン登録上限は499です。
各リスト・パターンで参入する場合、使用リソースをマスタパターンに登録し属地TSOの審査を受けます。TSOは同一系統コードのパターンで利用できるかを確認し、合否を通知します。合格前のリソース追加はできず、合格済みマスタパターンのリソース変更には再申請が必要です。性能確認は、性能データ等で第26条要件を確認する方法（原則3か月以内）と、性能確認省略設定等に基づきパターン情報を確認する方法（原則10営業日以内）があります。現地調査・追加データを求められた場合は応じます。不適合でも具体的改善を示して再申請できます。
マスタパターン・各リストパターンの変更申込みは前回申込みから3か月後、初回変更は初回登録から3か月後に可能です。第19条第6項該当の変更は発生時点でTSOへ相談します。審査完了・取引開始の目安は3か月ですが、申込み集中時は延びることがあります。派生パターンに係る第21条第1項(2)の確認では、基準パターンであること、供出可能量の変更が基準の±10％以内、使用リソースがマスタパターン登録済みであること等を確認します。適合すれば派生パターンとして使用できます。派生パターン申込みは入札希望日の10営業日前までと記載されています。第19条第6項に伴う変更では、対象リソースを除いても要件適合が確認できTSOが認める場合、実働試験を省略し早期変更できることがあります。
商品別の性能条件には、二次調整力①の指令受信から応動開始までの遅れ時間（既設120秒以内、新設30秒以内）、一次調整力の周波数計測・誤差・不感帯・遅れ時間・調定率等があります。一次調整力の計測誤差・不感帯の数値は本文の複数箇所に異なる記載があるため、適用時は該当する商品別要件を参照します。一次調整力オフライン監視を需要家リスト等で行う場合、対象自家発の電源種別等に条件があり、受電点以下に対象外電源があれば参入できません。
性能データの提出が困難、または資料のみで適合を確認できない場合、商品区分ごとに実働試験を行います。原則、単独発電機はユニットごと、各リスト・パターンはパターンごとで、費用は取引会員負担です。不適合なら当該商品で取引できません。試験候補日・時間帯は会員が選び属地TSOへ連絡し、系統・需給状況で実施できない場合は協議して再設定します。計画・基準値等の提出期限や様式は商品・接続方式により異なります。個別リソースデータ提出や上位商品での適合等を条件に、省略・代替が認められる場合がありますが、TSOの判断を含む可能性として記載されています。
実働試験の例・複合商品
単独発電機・蓄電池（ポジ）等の試験では原則LFC・EDC機能をロックします。会員は候補日と入札予定の30分コマから2コマを選びTSOへメール通知します。試験は標準パターンの2試験で、発電計画は開始60分前までに広域機関へ提出します。専用線オンラインでは様式19-1による計画・実績等もTSOへ提出します。試験aは模擬周波数信号に対する調定率に基づき応動時間・継続時間・遅れ時間を確認し、試験bは不感帯外の周波数偏差に対して調定率どおりに出力が変化するか確認します。
異常時試験は通常、所定の周波数偏差を上回る模擬信号の発出期間について、供出可能量の90％以上に相当する許容範囲以上の応動を10秒以内に開始し、5分以上継続することを確認します（評価間隔1秒）。適合時、試験で10秒以内に供出した量が入札量上限です。オフライン監視には別条件があり、周波数低下しきい値は北海道電力ネットワーク株式会社の属地エリアで0.3Hz、他の記載では0.2Hzを上回る値、応動時間は30秒以内で、5分継続確認は対象外です。異常時期間の起点は原則TSOが電源脱落等を検知した時刻で、その時点の周波数が基準周波数以上なら、発生後初めて基準周波数を下回った時刻です。
平常時の単独発電機試験では、模擬信号入力後10秒以降の応動実績を「調定率から算出される理論値±供出可能量の10％」と比較し、30分コマ単位で評価します。不感帯内は対象外で、評価点の90％以上が許容範囲内であることが示されています。リスト・パターンの試験はパターン・商品区分ごとで、基準値や需要実績の提出方法・時期は事前予測型、直前計測型、逐次計測型で異なります。所定様式でリソース単位データを出せば試験を省略できる場合があります。試験・アセスメントは主に送電端の実出力（需要は需要実績）と基準との差を評価し、30分コマごとに所定計測点の90％以上が許容範囲内かを確認します。評価間隔は商品により1分、調整した送信周期、または一次調整力平常時試験の1秒です。
複合約定を希望する場合、各商品の事前審査に加え、合成指令信号への追従性能を確認します。様式14-1～14-4または20-1～20-4を属地TSOへ提出し、性能データのサンプリング周期は構成商品のうち最短周期です。複合商品の実働試験では、含めない機能は有していても原則ロックします。試験日時は各商品の取引規程別冊に準じ、計画・実績データは構成商品のうち最短周期で提出します。事前審査合格後は、会員が属地TSOと精算詳細等を定める「需給調整市場に関する契約」を締結します。双方押印の契約書を郵送交換し、各1通保有します（取引規程第2章第12条）。
基準値設定、変更連絡、計画・実績提出
需要家リスト等は商品・契約条件に応じて事前予測型、直前計測型、逐次計測型を選びます。逐次計測型は一次調整力のみでTSOが対応できない場合は選べません。余力活用契約では直前計測型・逐次計測型を選べず、同一系統コード内で方法を混在できません。事前予測型は落札ブロック最初のコマの1時間前までに需要想定値を提出します。直前計測型は開始5分前から開始時刻までの平均需要実績を使い、連続約定では最初のブロックの基準値を継続します。逐次計測型は5分ごとに直前5分の需要実績を使います。三次調整力②では直前計測型を使えません。
スイッチング、受電点廃止、BG変更、FIT電源増築、機器点特定番号変更等があれば、パターン削除・情報変更・再申込み等を速やかに行うか、属地TSOへ事前連絡します。未対応の場合、実績電力量がゼロ算定となる、またはインバランス補正に影響する場合があります。
提出物には発電販売計画、発電計画電力計画、基準値計画、需要実績、直前計測型基準値内訳実績、機器点計画等があります。書類・粒度・提出先は商品区分、約定形態、受電点・機器点、電圧、発電・需要・ネガポジの別、基準値方式、接続方式等により異なり、詳細は該当する取引規程別冊によります（第6章第34条）。発電販売計画には発電契約者が広域機関へ提出した値を用います。高圧以上の受電点参入の契約電源は、原則約定の有無を問わず「調整電源」として提出しますが、一次調整力のみは調整電源として扱わない記載があります。発電上限には機器特性・発電機や系統作業の制約を反映し、その上限からΔkW約定量分の出力上昇幅を確保します。
対象となる発電計画・事前予測型基準値計画等は約定商品ブロック開始1時間前までに登録します。開始まで1時間未満のブロックでは登録済み計画を変更できない扱いが記載されています。未提出・不備の場合、当該ブロックの供出可能量をゼロとする項目があります。大容量で市場システムに登録できないデータは提出方法を属地TSOに確認します。直前計測型では開始5分前から開始時刻までの需要実績を送信し、簡易指令は1分ごと、専用線はTSOと調整した周期で送ります。直前計測型基準値内訳実績は約定ブロック開始後からその月の翌月10日までに登録します。ネガポジ型等の計画・基準値提出は条件に応じて組み合わせ、所定XMLでリスト・パターンごとにファイルを作成します。小売契約先のスイッチングでは、小売事業者から会員へ連絡し、会員が新小売事業者を反映したパターンを登録してTSOへ変更承認を依頼します。
入札・差替え・約定
市場運営者は実需給日前日11時30分に商品ブロックごとの調達希望ΔkW等を公開します。会員は同日11時30分から14時までに市場システムへ入札し、取消・変更もこの時間内に限られます。入札項目は電源等コード、必要に応じパターン番号、希望ΔkW、最小約定希望量、30分あたりΔkW約定単価、該当時の持ち下げ単価分・起動費単価分等です。最低入札量は1,000kWで、希望量・最小希望量ともにこれ以上とし、事前審査の入札量上限を守ります。
同一時間帯の同一リソースによる複数商品区分への同時入札は原則不可です。例外的な分割入札等でも各商品合計は供出可能量以下です。単独発電機が複合商品と三次調整力②の双方に入札する場合は供出領域を重複させず、本文所定の下限・上限関係に従います。同一発電機・同一リストパターンを異なる単価に分けて入札できる場合もあります。複合市場商品と三次調整力②のパターンは商品ごとに管理され、同時間帯の両市場への入札やパターン間のリソース重複はできません。入札には事前登録済みパターンから1つを選びます。単独発電機・パターンの差替えは提供期間1コマ目のGCまで可能ですが、差替え後の単価等に制約があり、差替え先の禁止条件も取引規程第5章第31条、第7章第36条の説明にあります。
複合商品は原則、入札量上限が最も大きい商品に入札し、他商品は内数として全量入札します。入札単価は複合商品で1つであり商品別設定はできません。事業税相当額に収入割相当額を含む事業者は、その収入割相当額を含めない単価を登録します。単価は商品区分ごとの上限価格以下とし、持ち下げ単価分があればその分を差し引いた単価で上限を満たします。上限価格は当面、実需給日の2週間前までに公開されます（第4章第30条、第5章第31条）。
約定処理は原則、実需給日前日15時までです。安価な入札から選び、同値なら経由連系線が少ないもの、さらに同数なら系統上優先されるエリアを優先します。複合商品処理後に三次調整力②を処理しますが、最小約定希望量、連系線運用容量、一次調整力オフライン枠、計算収束状況等により順序どおりでない場合があります。マルチプライス方式で入札単価が約定単価です。約定通知で取引が成立し、提供期間中の供出可能状態維持とTSO指令への対応が生じます。複合商品入札が単一商品で約定する場合もあります。
アセスメント・トラブル・ペナルティ
アセスメントⅠは供出可能量がΔkW約定量を下回らないか確認します。単独発電機は基本的に発電上限電力から発電計画電力を差し引き、規定に応じ定格出力外のGF幅等を加算します。出力制約等が発電上限にある場合はGF幅を加算しません。リスト・パターン等は参入方法、地点、電圧、発電・需要別に応じた算式を用い、ネガポジリストは発電側と需要側を合算します。同一リソースに複数約定があれば原則単価の安い順に評価し、先行する安価な約定等の控除量を差し引きます。他商品約定量も関係する場合があります（第8章第39条）。
アセスメントⅡは提供期間中、原則30分コマごとに応動を評価します。提示本文には、1分値30点中27点以上（90％以上）が許容範囲内なら適合とする記載があります。指令方式・商品構成によって範囲、応動時間、算定周期が異なり、通常の許容範囲は指令量等を中心にΔkW約定量の±10％が基本です。出力変化量指令・接点信号指令の通常応動時間は5分、遅れ時間は120秒（新設発電機30秒）との記載があります。余力活用契約、複数約定、欠測、オフライン等には個別の条件・例外があります。TSOの求めがあった日の翌営業日までに未送信データを通知せず算定不能となる場合、許容範囲逸脱として扱う記載があります。計測誤差等をTSOが原因と認める場合に限り、協議のうえ代用データで再算定します。
リソーストラブルで約定量を供出できず代替もない場合、提供期間開始1時間前（1コマ目のGC）までに市場システムへ代替不可申請を登録し、属地TSOへ連絡します。変更後の発電・需要計画を所定先へ反映し、理由を様式23で速やかに提出します。地内系統混雑ではTSOが前日17時以降に通知し、本文所定のペナルティ・報告例外が適用されます。
アセスメントⅠ・Ⅱの不適合ペナルティ倍率は、Ⅰが1.5倍、Ⅱが1.0倍で、両方を算定する場合も料金上限は約定ΔkW料金の1.5倍です。ペナルティⅠは未達率等を用い、代替不可申請量や原因に応じた倍率が適用されます。予見性のない系統起因の出力抑制等や地内系統混雑など、所定条件で倍率を1.0とする例外があります。不適合には是正勧告等があり、改善されない場合は取引停止・除名等の対象となり得ます。処分では故意・過失、再発性、注意義務、規模、管理体制、再発防止策等を考慮します。TSO起因と認められた不適合等を対象外とする当面の扱いもあります。
料金・精算
持ち下げ単価分・起動費単価分を含めて入札する場合、会員は入札時にMMSへ登録します。返還が必要なら提供期間の属する月の翌月第1営業日までに返還情報を登録し、TSOは返還情報を反映して精算額を算定、翌々月15暦日までに通知します。不整合等は協議し、協議後の再算定額を次回料金に反映する扱いです（第10章第44条）。
料金は原則月1回、料金算定期間の翌々月に精算します。TSOは提供期間の属する月の翌々月15日までに精算額通知書等を通知し、同一精算月の料金は原則合算・相殺します。明細等の誤りは通知日の翌日から5日以内に会員が連絡しなければ記載内容に同意したものとみなされます。相殺後にTSOから会員への支払いがある場合、会員は通知日の翌日から6日以内に請求書を送ります。会員からTSOへの支払いでは精算額通知書が請求書を兼ねます（第10章第51条）。起動費単価分を含む単価で約定し、提供のための起動がなければ原則返還しますが、余力活用契約がありTSOから起動指令があった場合は余力の運用規程に基づき精算します。持ち下げ供出機のコストを反映した単価となるよう返還する一方、所定の加重平均価格で入札する場合は返還不要です。
V1（上げ）・V2（下げ）単価は需給調整市場システムに登録します。通常は毎週火曜日14時までに当該週土曜から翌週金曜分を登録し、3週間前の同曜日から登録可能です。未登録なら初期登録単価が適用され、変更は各30分コマの実需給開始1時間前までです。一次調整力のみは登録不要です。料金は30分コマごとに算定し、リソース・会員単位で項目別に合算して端数処理します。約定料金はΔkW約定単価・約定量、調整電力量料金はV1・V2単価・調整電力量等に基づきます。売買手数料もコマごとの約定量で算定し料金精算と合わせて徴収します。手数料単価は実需給日の属する年度ごとに定め、翌年度分は当該年度最初の実需給日の2週間前までに公表します。年度途中の大幅な収支乖離が見込まれ、市場運営者が影響のおそれを判断した場合、改定適用初日の2週間前までの公表により改定することがあります（第10章第46条、第13章第66条）。
低圧機器点リソースの調整力は小売電気事業者コード単位等で実績を積み上げます。発電側は発電実績から低圧機器点発電基準値を差し引き、需要側は基準値から需要実績を差し引いて合算します。計量値は発電量調整供給契約や受電点逆潮流の有無により使い分け、その他の場合は機器点計量値を「1－約款損失率」で除します（第10章第43条）。精算例は主に三次調整力②を例示する税抜額・単価であり、一律適用値ではありません。本文にはページ665・675の「修正」表示がありますが、修正内容の説明はありません。
