文書の対象と基本事項
本資料は、電力広域的運営推進機関が2021年7月1日に公表した「容量市場 メインオークション募集要綱」で、対象は2025年度（2025年4月1日～2026年3月31日）の供給力です。沖縄地域およびその他地域の離島を除く全国を対象とします。参加希望事業者は要綱と容量確保契約書の条件を確認し、関係法令等を遵守して手続を行います。手続費用は応札事業者の負担、提出書類は日本語、通貨は円です。
参加対象・登録できる電源等
参加登録できるのは、電気事業法第22条の3に定める電気供給事業者で、自らまたは他社所有の電源等を用いて応札する意思がある者です。電源等は、安定電源、変動電源（単独）、変動電源（アグリゲート）、発動指令電源に区分されます。安定電源と変動電源（単独）は原則として期待容量1,000kW以上、変動電源（アグリゲート）は同一供給区域内の小規模変動電源を組み合わせて1,000kW以上、発動指令電源は所定の電源等や特定抑制依頼等で1,000kW以上の供給力を提供するものです。発動指令電源にはオンライン機能（簡易指令システムを含む）が必要です。
実需給年度とFIT買取期間が重なるFIT電源および同様に扱うFIP電源は原則参加できません。ただし、差分計量等で確認できる非FIT相当分や所定の混焼バイオマスの非FIT相当分などは登録可能です。電源入札で落札した電源、実需給年度中に供給力を提供できない電源、試行ノンファーム型接続適用電源なども登録できません。自家消費、自己託送・特定供給、特定送配電事業者の利用に必要な容量を超えて供給力を提供できる部分は、例外的に登録可能です。
安定電源・変動電源（単独）は計量単位ごと、変動電源（アグリゲート）は小規模変動電源リストごと、発動指令電源は電源等リストごとに応札します。応札容量は1,000kW以上、1kW単位です。
登録・応札手続と期限
登録・応札は容量市場システムで行います。事業者コード、系統コード、クライアント証明書が未取得の場合は事前取得が必要です。登録は事業者情報、電源等情報、期待容量の順で、前段階の登録完了が次段階の条件です。2024年度向けに登録済みの事業者情報は確認・必要な修正を行い、2025年度向けの期待容量と応札情報は改めて登録します。応札受付終了後から約定結果公表までは登録内容を変更できません。
本文に記載された予定期間は、事業者情報登録が2021年7月12日～16日、電源等情報登録が7月20日～8月6日、期待容量登録が8月23日～9月10日、応札受付が10月1日～14日です。期待容量等算定諸元一覧の応札関連事項は10月15日～20日に登録する予定で、需要曲線は2021年7月、約定結果は同年12月に公表予定とされています。日程は不測の事態により変更される可能性があります。
期待容量は安定電源・変動電源では供給計画ガイドラインに基づき、発動指令電源では実績と将来計画を踏まえて算定し、kW単位で登録します。アグリゲートは内訳となる小規模変動電源の期待容量の合計です。FIT・非FIT混在の計量単位は非FIT分で算定し、石炭混焼を除くバイオマス混焼FIT電源は「設備全体の期待容量－設備全体の期待容量×認定バイオマス比率」で算定します。提出書類は原則様式2、発動指令電源は様式3です。新設電源、余剰の自家用電気工作物、設備更新による増出力について登録後に変更が生じた場合は、判明後速やかに再提出します。
応札には参加登録完了通知が必要です。応札容量は1,000kW以上かつ登録済み期待容量以下、価格は円/kWで1円単位です。受付期間内は変更・取消ができますが、受付終了後はできません。受付終了後、発動指令電源を除き、応札関連事項を記載した様式2を指定期限までに提出します。不備が期限までに解消されない場合、容量確保契約が解約されることがあります。本文では、市場支配力を有する事業者を発電規模500万kW以上とし、所定の事前確認なしに基準価格等を超えて応札した場合、特段の事情がなければ応札取消の対象と判断され得るとしています。
電源等リスト登録では、発電側の受電地点特定番号について受電地点明細表、FIT買取期間満了案内、売電検針票のいずれか1点、電源種別区分について発電事業届出書、電気工作物関係の届出書、指定された再エネ関係書類のいずれか1点を提出します。発電方式区分と設備容量も電源種別区分と同じ書類で確認します。多くの基本情報は書類提出不要です。参加登録時にFIT認定を受けている場合はFIT認定通知を提出し、供給力制御に蓄電設備等を使う場合は、制御方法や蓄電容量・出力等を確認できる資料を必要に応じて提出します。需要家の場合は需要家名について需要家との合意書等、供給地点特定番号について検針票等を提出します。発動指令電源の提供者がオンライン装置等を新設する場合は、工期を踏まえて属地一般送配電事業者へ申し込みます。
落札決定・価格・公表
入札は封印入札で、原則として落札電源の最高応札価格を単一の約定価格とする第1価格決定方式（シングルプライス）です。需要曲線と価格順の供給曲線の交点に基づいて落札電源を決め、応札単位の一部だけを約定することはありません。同価格等が境界となる場合は、超過容量が最小となる組み合わせや供給信頼度シミュレーション等で決定し、条件によってはランダムに決定します。供給信頼度が不足するエリア（ブロック）は市場分断され、追加・減少処理を別途行います。発動指令電源には別途公表される調達上限容量が適用されます。
市場分断時はエリア別価格となります。市場競争が限定的となるおそれのあるエリアでエリアプライスが隣接エリアの1.5倍を超える場合、価格を隣接エリア価格の1.5倍とし、それを上回る応札価格の落札電源は個別応札価格で約定するマルチプライス方式です。需要曲線と供給曲線が交差しない場合は、落札電源中の最高応札価格が約定価格です。本機関はエリア別の約定容量・価格・総額、マルチプライス分の容量・総額、落札電源ごとの事業者名・電源ID・落札容量を公表し、契約締結期間終了後にはエリア別の契約締結容量・価格・総額等も公表します。
契約・退出・実需給前の要件
応札情報の登録は容量確保契約の申込みとして扱われ、約定結果公表日に公表内容に従う契約が成立します。落札事業者は予定上2022年2月28日までに契約手続を行います。落札電源は原則として供給計画に計上しますが、所有者が発電事業者に該当しない場合等は不要です。契約に必要な情報を提出しないなど市場運営に支障をきたす行為には、参加制限等の参入ペナルティが科される場合があります。
容量確保契約金額は、契約単価（メイン・調達オークションの約定価格を落札容量で加重平均し、円未満切捨て）に契約容量を乗じ、経過措置控除額や所定のペナルティ等を差し引いて算定します。年間額を原則12分割し、円未満を切り捨てます（3月分は残額）。主燃料が石炭の安定電源のうち、設計効率がHHV・発電端42％以上と確認できない非効率石炭火力は契約金額から20％減額されます。経過措置は安定電源・変動電源（単独）のうち、2010年度末までに建設された電源等など所定条件に該当する場合に適用され、設備更新等の例外があります。
実需給年度開始前の退出ペナルティは、契約変更・解約確認期間終了日までの退出では契約金額の5％、翌日以降は10％を基礎に、退出容量／契約容量を乗じます。実需給期間中は10％を基礎に同様に算定します。退出後の契約容量が1,000kW未満なら全量退出扱いです。追加オークションの実施・価格条件によって、実需給前の退出ペナルティが一部または全額返金される場合があります。算定通知に異議がある場合は本機関に申し出ることができます。
実需給前のリクワイアメントとして、安定電源と変動電源（アグリゲートを除く）は、実需給年度の2年度前に行われる定期補修・中間補修等の容量停止計画の調整に応じます。調整機能を有する安定電源には属地一般送配電事業者との余力活用契約が必要です。発動指令電源は実需給年度の2年度前の夏季または冬季に実効性テストを受け、結果等を提出します。ただし、同年度に一般送配電事業者による発動実績があり、登録地点・期待容量等の条件を満たし、本機関が合理的と判断する場合は、発動実績の提出でテストを省略できます。電源等リストは本機関指定の受付期間内に提出します。
実効性テストでは、発動指令に基づき3時間継続して供給力を提供します。指令は提供開始時刻の3時間前までに行われ、設定時間は土日祝日を除く9時～20時です。夏季・冬季それぞれ1回まで再実施でき、初回・再実施のいずれかを選んで結果を提出します。指令に基づき2日連続で実施した場合は、1日目、2日目、2日間平均のいずれかを選べます。3日以上連続のテストは行いません。
4－1 実需給期間前のアセスメントとペナルティ
容量提供事業者は発電計画・実績等、評価に必要な情報を本機関へ提供します。本機関は電源区分ごとに評価結果を通知し、事業者は異議を申し出られます。本機関は内容を確認し、結果を変更するかどうかと、変更する場合は変更内容を通知します。
本機関は実需給年度の2年度前に、安定電源および変動電源（アグリゲートを除く）の容量停止計画を取りまとめます。調整が必要な場合は、対象時期に停止予定の安定電源提供者へ時期調整を依頼します。調整に応じず供給信頼度確保に影響する場合、または追加設備量を利用する場合は調整不調電源となります（基準は別途公表）。安定電源は余力活用契約締結を示す書類の写しも提出します。
発動指令電源の未達成量は、コマごとのリクワイアメント未達成量の合計を3で除して算定します。テスト結果に準ずる発動実績を用いる場合も同じです。実効性テスト時の期待容量または対象発動実績が契約容量未満なら不足分を未達成量とします。ただし、必要情報を提出しない場合、期待容量・発動実績が1,000kW未満の場合、または発動実績の妥当性を確認できない場合は契約容量全量が未達成量です。実績が契約容量を上回れば、調達上限容量を超えない範囲で登録期待容量を増やせる場合があります。
調整不調電源には、追加設備量を利用する場合は契約単価等を基礎に0.3％／日、供給信頼度確保に影響する場合は0.6％／日を調整不調日数に応じて適用し、契約金額を減額します。合理的理由等があれば対象外となる場合があり、停止計画調整後の事業者都合による変更等が信頼度に影響する場合は該当額の1.5倍となることがあります。調整機能を有する電源が余力活用契約を締結しない、または実需給期間中に解約した場合、原則として当該電源の契約容量全量を市場退出とし契約金額の10％を科します。やむを得ない事由を本機関が認めれば、調整機能を「無」に変更し、ペナルティを科さない場合があります。
発動指令電源がテスト結果等を提出しない、または契約容量から未達成量を差し引いた容量が1,000kW未満の場合は、契約容量全量を市場退出とし市場退出ペナルティを科します。結果が契約容量に満たない場合は未達成量相当を一部退出とし、未達成量×契約単価×5％の経済的ペナルティを科します。この場合、市場退出ペナルティは別途科されません。
4－2 実需給期間中のリクワイアメント・評価
安定電源は実需給年度にアセスメント対象容量以上の供給力を提供できる状態を維持します。容量停止計画を提出する場合、停止または対象容量以下の出力は8,640コマ（180日相当）まで認められます。停止計画のない時間帯に小売電気事業者等が使わない余力は卸電力取引所等に入札しますが、市場がない場合、所定の燃料制約等、平常時のバランス停止から起動することが不経済な場合、提供可能量が対象容量以上の場合など、本機関が認める理由があれば入札量を減らせます。需給ひっ迫のおそれがある停止計画のないコマでは、属地一般送配電事業者の供給指示に応じてゲートクローズ以降の余力を提供しますが、給電申合書等が未締結、送配電事業者が直接出力制御できる場合などは例外です。非効率石炭火力は年間設備利用率を50％以下にしながら対象容量以上の供給力を提供します。
変動電源も原則として対象容量以上の供給力を維持し、計画停止等は8,640コマまで認められます。日没・無風・渇水等の自然影響による出力低下・停止には容量停止計画の提出は不要です。発動指令電源は指令に適切に対応して創出した供給力を、相対契約による供給または卸電力取引所への入札で提供します。指令は年間12回まで（1日1回まで）、応動の3時間以上前に行い、継続時間は3時間、設定時間は土日祝日を除く9時～20時です。送配電事業者が別途供給力提供を依頼する場合があり、その依頼はペナルティ対象外とされています。市場で約定しない場合に備え、送配電事業者との精算契約が必要です。
アセスメントは原則30分コマ単位で行います。安定電源・変動電源の停止計画は、提出時期、需給状況、承認済み作業停止計画との整合等により未達成コマ数が1倍または5倍になります。本文の表では、平常時の毎月下旬・火曜17時までの提出や休日・夜間の停止は原則1倍、需給ひっ迫のおそれがある場合や平常時の火曜17時以降かつ休日・夜間以外の提出等は5倍です。安定電源は実需給月の前月末まで、変動電源（単独）は前月下旬までの提出が条件の一つです。火曜17時までに提出済みで後から変更があっても、本機関が合理的と判断すれば1倍とする規定があります。変動電源アグリゲートは毎月評価し、需給ひっ迫のおそれがあるコマの未達成コマ数を5倍します。
安定電源の卸市場入札では、需給ひっ迫のおそれがある場合の未入札余力を未達成量とします。供給指示に応じた電気を供給していないと判断された場合は、ゲートクローズ以降の余力全量が未達成量です。発動指令電源はコマ単位で達成率・未達成量を算定し、需要抑制はベースラインと計量値の差、発電は計量値とベースラインの差で地点ごとに算定します。達成率等が負値なら零とし、電圧区分に応じた損失率を考慮して送電端換算します。
実需給期間中のペナルティ・精算
安定電源および変動電源（単独）の供給力維持に関するペナルティは、年間停止コマ相当数が8,640を超えた分に契約金額の0.0125％を乗じて算定し、負値は零です。変動電源アグリゲートは年間の未達成コマ相当数が8,640を超えた分を同様に算定します。
安定電源の需給ひっ迫時の未入札余力や供給指示未達には、未達成量×ペナルティレートを科します。レートは契約金額÷（契約容量×Z）です。本文にはZを30時間とする記載と、2025年3月28日の変更として本オークションでは90時間とする記載が併存しています。非効率石炭火力の年間設備利用率が50％を超えた場合は、原則3月分に契約金額の20％を科します。発動指令電源の対応未達には、契約金額×110％×未達成量÷（対象容量×3時間×12回）を科します。
経済的ペナルティの年間上限は契約金額の110％、月間上限は18.3％です。ただし、発動指令電源および非効率石炭火力の稼働抑制未達に対するペナルティは月間上限の対象外です。ペナルティは毎月算定し円未満切捨てです。算定結果は通知され、異議申出ができます。重大な違反には、一定期間のオークション参加制限や期待容量の評価引下げ等があり得ます。
各月の支払・請求額は、月ごとの契約金額から実需給期間中の経済的ペナルティを差し引いて算定します。正値は登録銀行口座への支払、負値は本機関からの請求で、振込手数料は容量提供事業者負担です。契約金額の消費税等は外税です。容量提供事業者は契約に基づき電源等を差し替えできます。戦争、大規模自然災害、事後的な法令改正等による運転停止、送電線故障による出力抑制等の不可抗力で供給困難な場合はリクワイアメント不履行の責めを負いませんが、燃料費等の経済的事情は除外されています。誓約書違反、提出情報の虚偽、容量市場運営に重大な問題を生じさせる行為があれば、本機関は契約を解約し、市場退出ペナルティに加えて参入ペナルティや、退出までに交付された契約金額を上限とする経済的ペナルティを科す場合があります。
本文記載の改定点
2025年3月28日の追記では、第62回容量市場の在り方等に関する検討会の審議を踏まえ、発電余力の卸電力取引所等への入札および電気の供給指示への対応に関するリクワイアメントの経済的ペナルティ算定式について、Zを90時間とすると記載されています。本文にはZ＝30時間の記載も残っているため、両記載が併存している点を示します。
