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

取引規程（需給調整市場）

2024年４月１日実施

一般社団法人電力需給調整力取引所

第１章総則

第１条（目的）１

第２条（定義）１

第３条（休業日・営業日および営業時間） 12

第２章取引共通

第４条（取引会員資格） 12

第５条（資産上の要件） 13

第６条（欠格事由） 13

第７条（加入手続） 13

第８条（審査手続および取引会員資格の取得） 14

第９条（任意脱退） 14

第10条（当然脱退） 14

第11条（脱退の効果） 14

第12条（取引資格） 15

第13条（リソース等が満たすべき要件） 15

第14条（電力制御セキュリティの確認） 24

第15条（システム売買方式による取引等） 25

第16条（禁止行為） 25

第17条（需給調整市場システムへのデータ登録） 26

第18条（調整電力量料金に適用する単価の登録） 27

第19条（各リスト・パターンの登録） 28

第20条（規程類の遵守） 29

第３章事前審査

第21条（性能確認） 29

第22条（確認項目） 29

第23条（性能データに関わる提出資料） 29

第24条（実働試験の実施方法） 30

第４章取引の実施

第25条（取引） 30

第26条（取引対象のΔｋＷ） 30

第27条（取引の実施方法） 30

第28条（実施日） 30

第29条（ΔｋＷの入札単位） 30

第30条（入札受付時間） 31

第５章入札

第31条（入札方法等） 31

第６章約定処理

第32条（約定） 31

第33条（約定の通知） 31

第34条（計画等の提出） 31

第７章調整の実施

第35条（調整の実施の原則） 31

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） 32

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） 32

第38条（ΔｋＷの供出協力） 32

第８章アセスメント

第39条（アセスメント） 32

第９章ペナルティ

第40条（ペナルティ） 32

第41条（アセスメント要件不適合時の対応） 34

第10章精算

第42条（電力量の計量） 37

第43条（調整電力量の算定） 37

第44条（料金の算定期間） 39

第45条（決済の対象） 39

第46条（支払義務の発生） 40

第47条（事業税相当額） 40

第48条（消費税等相当額） 41

第49条（単位および端数処理） 42

第50条（料金等の授受） 42

第11章違約処理

第51条（違約処理） 44

第52条（取引停止） 45

第53条（違約者の入札の扱い） 45

第12章雑則

第54条（知的財産権の取扱い） 45

第55条（取引情報の機密保持） 45

第56条（掲示事項） 46

第57条（市況の報告） 46

第58条（システム障害の特例措置） 46

第59条（市場運営者の免責） 47

第60条（臨機の処置） 47

第61条（細目的事項） 47

第62条（言語） 48

第63条（改定） 48

第64条（反社会的勢力の排除） 48

第13章売買手数料

第65条（売買手数料） 49

別表 270

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，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

本市場を運営する一般社団法人電力需給調整力取引所をいう。なお，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は，市場運営者からの委託にもとづき，属地エリアの一般送配電事業者として，本市場の運営に係る業務を行うことがある。

(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

(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，直前計測型または逐次計測型の場合，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）とし，逐次計測型の場合は属地周期基準値電力（逐次計測型）または１秒基準値電力（逐次計測型）（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) 逐次計測型

一次調整力において約定した商品ブロックを５分ごとに区切り，基準値等を設定する方法。各基準値等は当該５分ごとの区切りの開始時刻の直前５分間の需要実績を用いて設定する。

(32) 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）

(33) 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）

(34) 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）

(35) 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績の商品ブロック開始前５分間の平均値（キロワット）

(36) 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）

(37) 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）

(38) 属地周期基準値電力（逐次計測型）

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５分間の平均値（キロワット）。なお，５分間の平均値に用いる需要実績は，商品ブロックを５分ごとに区切った場合の，当該５分ごとの区切りの開始時刻の直前５分間とする。

(39) １秒基準値電力（逐次計測型）

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５分間の平均値（キロワット）。なお，５分間の平均値に用いる需要実績は，商品ブロックを５分ごとに区切った場合の，当該５分ごとの区切りの開始時刻の直前５分間とする。

(40) 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）

(41) 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）

(42) 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）

(43) 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）

(44) 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）

(45) 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）

(46) 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

(47) 属地周期基準値電力計画（逐次計測型）

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（逐次計測型）（キロワット）

(48) １秒基準値電力計画（逐次計測型）

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（逐次計測型）（キロワット）

(49) 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）

(50) 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）

(51) 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）

(52) 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）

(53) 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）

(54) 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）

(55) 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）

(56) 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）

(57) １秒発電計画電力

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）

(58) 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）

(59) 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）

(60) 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）

(61) 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）

(62) 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）

(63) 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）

(64) 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）

(65) 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）

(66) 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）

(67) 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）

(68) 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

(69) 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。

(70) 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

(71) 地内系統混雑

基幹系統およびローカル系統において，送電設備および変電設備における電気の潮流が系統安定度等にもとづき算定される運用可能な容量を超過する，または超過するおそれがあり，発電設備等を出力制御する必要が生じている状態

(72) 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

(73) 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

(74) 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

(75) 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

(76) 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。

(77) 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。

(78) 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

(79) 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。

(80) 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。

(81) 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。

(82) 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）

(83) 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）

(84) 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）

(85) 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。

(86) 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。

(87) 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。

(88) 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。

(89) 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。

(90) 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

(91) 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）

(92) 線形補間

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」，市場運営者が公表するルールその他の定め等（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。

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

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

(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，一次調整力については，提供期間において，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。

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。

ただし，2023年４月以降に系統連系申込を行うリソース（2023年４月以降にリプレース等の系統連系申込を行うリソースを含む。以下，

「新設発電機」という）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30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。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。

(ﾘ) 一次調整力において，監視方法がオフラインの場合で需要家リスト・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）を用いるときは，当該リスト・パターンに含まれるすべての自家発における電源種別および燃料・発電方式等がａからｈのいずれかに該当すること。ａ火力（水素，アンモニア，合成メタン，バイオマス（専焼のみ），ＬＮ

Ｇ（アンモニア混焼を前提としたＬＮＧ火力のみ））

ｂＣＣＳ（Carbon dioxide Capture and Storage）付火力ｃ水力（揚水，一般（貯水式，自流式））

ｄ蓄電池

ｅ地熱

ｆ原子力

ｇ太陽光

ｈ風力

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）

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１秒から５秒程度以内に通知する。

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１秒から５秒程度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，ＯｐｅｎＡＤＲ2.0b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

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。

(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ＪＩＳＣ１１

１１（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。

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

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。

(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。

試験内容	試験頻度
器差試験	１回／７年以内

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。

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	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。
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
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。

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。

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) 故意または重過失により供出可能量を超えて入札する行為

(14) 発動指令に対し，故意または重過失により応動しない等，ΔｋＷ約定量にもとづく調整を行わない行為（取引会員が故意または重過失により各取引規程別冊第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）第１項(2)に定める代替不可申請を行っていないと市場運営者が判断した場合を含む）

(15) 故意または重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）

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，属地エリアの一般送配電事業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Ｖ

１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，前回の変更申込みから３ヶ月経過した場合（初回登録後最初の変更申込みにあっては，初回登録から３ヶ月経過した場合）に，各リスト・パターンの変更を申込むことができる。変更を希望するときは，変更を希望する内容を需給調整市場システムに登録する。

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，取引を希望する商品区分が一次調整力のみで，取引開始が2025年４月１日以降の実需給を対象とする場合，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，直前計測型または逐次計測型から選択するものとする。

ただし，属地エリアの一般送配電事業者において逐次計測型の実施ができない場合は逐次計測型を選択することはできないものとする。

なお，余力活用に関する契約を締結する場合は，直前計測型または逐次計測型を選択することはできないものとする。

また，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，前回の変更申込みから３ヶ月経過した場合（初回登録後最初の変更申込みにあっては，初回登録から３ヶ月経過した場合）に変更を申込むことができる。変更を希望するときは，変更を希望する内容を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。

第３章事前審査

（性能確認）

第21条取引規程別冊（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）による。

（確認項目）

第22条取引規程別冊（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）による。

（性能データに関わる提出資料）

第23条取引規程別冊（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）による。

（実働試験の実施方法）

第24条取引規程別冊（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）による。

第４章取引の実施

（取引）

第25条取引規程別冊（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）による。

（取引対象のΔｋＷ）

第26条取引規程別冊（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）による。

（取引の実施方法）

第27条取引規程別冊（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）による。

（実施日）

第28条取引規程別冊（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）による。

（ΔｋＷの入札単位）

第29条取引規程別冊（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）による。

（入札受付時間）

第30条取引規程別冊（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）による。

第５章入札

（入札方法等）

第31条取引規程別冊（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）による。

第６章約定処理

（約定）

第32条取引規程別冊（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）による。

（約定の通知）

第33条取引規程別冊（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）による。

（計画等の提出）

第34条取引規程別冊（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）による。

第７章調整の実施

（調整の実施の原則）

第35条取引規程別冊（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）による。

（約定した単独発電機または各リスト・パターンの差替え）

第36条取引規程別冊（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）による。

（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）による。

（ΔｋＷの供出協力）

第38条取引規程別冊（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）による。

第８章アセスメント

（アセスメント）

第39条取引規程別冊（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）による。

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Δ ｋＷ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（1.0） 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（1.0）

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Δ ｋＷ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Δｋ

Ｗ）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。

ただし，地内系統混雑に起因する出力抑制が行われた場合を除く。

(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各取引規程別冊第39条（アセスメント）のアセスメントにより判明した各取引規程別冊第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件の不適合の原因が，地内系統混雑に起因する場合，当該30分コマのペナルティ料金Ⅰ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４項の確認の対象外とする。

４当面の間，取引規程別冊（三次調整力②）第39条（アセスメント），取引規程別冊（三次調整力①）第39条（アセスメント），取引規程別冊（二次調整力②）第39条（アセスメント），取引規程別冊（二次調整力①）第39条（アセスメント），取引規程別冊（一次調整力）第39条（アセスメント）および取引規程別冊（複合約定）第39条（アセスメント）に定めるアセスメントⅡにおいて，不適合が判明し，取引会員からの申し出等により，取引会員と属地エリアの一般送配電事業者は協議を行い，アセスメントⅡの不適合が属地エリアの一般送配電事業者起因であることを属地エリアの一般送配電事業者が認めた場合は，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。

５余力活用に関する契約を締結しているリソースが，本市場にて約定し，同一提供期間に約定している商品区分相当の機能と異なる機能を提供することが余力活用に関する契約の内容となっている場合において，取引規程別冊（複合約定）第39条（アセスメント）に定めるアセスメントⅡにおける不適合が判明し，取引会員からの申し出等により，取引会員と属地エリアの一般送配電事業者は協議を行い，約定した商品の要件を満たしていることが明らかであることを属地エリアの一般送配電事業者が認めた場合は，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ΔｋＷ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

不適合回数の加算の対象外とする。ｂａ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。ｂａ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）(7)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。

４アセスメントⅠまたはアセスメントⅡにおいて不適合が判明した場合，市場運営者は，不適合となった理由および代替不可申請を行わなかった理由について，取引会員へ確認する。

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

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，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，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。

ただし，上限価格を超えるΔｋＷ約定単価で約定した場合は，第61条（細目的事項）(3)のいずれかまたは複数に該当する場合を除き，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約定単価から上限価格を差し引いた値ごとに，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を約定料金から差し引く。

(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，取引会員が余力活用に関する契約を締結している場合，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（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。

ただし，上限価格を超えるΔｋＷ約定単価で約定した場合は，第61条（細目的事項）(3)のいずれかまたは複数に該当する場合を除き，第40条（ペナルティ）に定めるペナルティⅠ料金およびペナルティⅡ料金の算定式において用いるΔｋＷ料金の算定式における「ΔｋＷ約定単価」を「ΔｋW約定単価から上限価格を差し引いた値」ごとに置き換えて算定したペナルティ料金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を差し引く。

(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）

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属地エリアの一般送配電事業者が認め，その旨を属地エリアの一般送配電事業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。

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 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余力活用に関する契約とあわせて行う。

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等を行った場合，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。

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，市場運営者および一般送配電事業者は，本市場の取引に関する情報

（公知の内容を除く）について，あらかじめ当該情報を提供した者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(1)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。

（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約定や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。

（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) 以下のいずれかまたは複数に該当する場合

イ持ち下げ供出機のΔｋＷの入札単価のうち，持ち下げ供出機の入札単価を起動供出機の入札単価よりも高値とし，約定順位を起動供出機よりも劣後させること目的として，関係規程類において望ましいとされる入札価格から算出される入札単価に加算した単価を含めて入札する場合

なお，上記の「起動供出機」とは，入札時点で，ΔｋＷを供出するために実需給において起動することを計画していた単独発電機または各リスト・パターン（発電リソースを用いる場合）のことをいい，「持ち下げ供出機」とは，入札時点で，起動供出機の最低出力を維持するために実需給において出力を下げることを計画していた単独発電機または各リスト・パターン（発電リソースを用いる場合）のことをいう。

ロ ΔｋＷの入札単価のうち，単独発電機または各リスト・パターン（発電リソースを用いる場合）の起動に係る費用を含めて入札する場合

ハ取引規程別冊（三次調整力②）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）第３項，取引規程別冊（三次調整力①）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）第３項，取引規程別冊

（二次調整力②）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）第３項，取引規程別冊（二次調整力①）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）第３項，取引規程別冊（一次調整力）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）第３項および取引規程別冊（複合約定）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）第３項にもとづき，起動に係る費用を含めたΔｋＷ約定単価に変更する場合

（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

(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。

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。

取引規程別冊（三次調整力②）

取引規程別冊（三次調整力②）は，取引規程（需給調整市場）にもとづき，三次調整力②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。

第３章事前審査

第21条（性能確認） 50

第22条（確認項目） 51

第23条（性能データに関わる提出資料） 52

第24条（実働試験の実施方法） 55

第４章取引の実施

第25条（取引） 61

第26条（取引対象のΔｋＷ） 61

第27条（取引の実施方法） 62

第28条（実施日） 63

第29条（ΔｋＷの入札単位） 63

第30条（入札受付時間） 63

第５章入札

第31条（入札方法等） 64

第６章約定処理

第32条（約定） 65

第33条（約定の通知） 65

第34条（計画等の提出） 66

第７章調整の実施

第35条（調整の実施の原則） 67

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） 68

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） 70

第38条（ΔｋＷの供出協力） 71

第８章アセスメント

第39条（アセスメント） 71

第３章事前審査

（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（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（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）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」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，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する。

４第22条（確認項目）(4)から(6)について，試験成績書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。

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実施する。

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ト・パターンが第 26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適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・パターンを用いて当該商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。

９性能確認により，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された後，実働試験の実施時期による供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，供出可能量の補正を行う。

（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含む）による調整が可能であること。

(2) 監視・監視間隔

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

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。

(4) 応動時間・供出可能量

イ第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する応動時間以内に供出可能量まで到達できること。

ロ提供期間中は繰り返し指令に応じること。

ハ供出可能量のうち，一部の量が発動可能であること。

ニ指令がない場合，または指令量をゼロとする指令が行われた場合は，発電計画，合計発電計画または基準値計画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ースラインにもとづいた応動をしていること。

(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) 並列可否

単独発電機において，停止状態からΔｋＷ約定量にもとづく調整を行うことを予定している場合は，停止状態から第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する応動時間以内に供出可能量まで到達できること。

(7) 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。

ただし，供出電力（30分）が明確に区別・区分可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ググループに，当該需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターンに属さない需要者を含まないこと。

なお，異なる系統コードに属する需要家リスト・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。

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

（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。

ただし，電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約を締結し三次調整力②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) 監視・監視間隔

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が確認できるもの。

(3) 通信回線

「電力制御システムセキュリティガイドライン」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」に準拠していることが確認できるもの。

(4) 応動時間・供出可能量以下のイまたはロ

イ単独発電機においては，定格出力，最低出力，出力変化速度が確認できるもの。

ロ単独発電機の場合は出力変化曲線，各リスト・パターンの場合は実証事業等の実績データ（データ取得日，時間，出力が記載されたもの）であって，以下の内容が確認できる稼働データ。

ただし，出力変化曲線や実績データのサンプリング周期は５分以内とする。

(ｲ) 登録した供出可能量を出力するまでの時間が60分以内であること。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，登録した供出可能量を出力するまでの時間が45分以内であること。

(ﾛ) 予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，３時間以内で以下のいずれかの出力応動が確認できること。

ａ増加，増加，減少ｂ増加，減少，減少ｃ増加，減少，増加

(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分間行うこととする。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，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３時間行う

こととする。

(ﾆ) 供出可能量の30％から70％の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（需給調整市場）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るもの。

その他，市場運営者が他の資料に拠ることを認めた場合は，当該提出資料をもってこれに代えることができる。

その他，市場運営者が他の稼働データに拠ることを認めた場合は，当該稼働データをもってこれに代えることができる。

(ｲ) 単独発電機の場合は，定格出力で30分間以上の運転を継続していること。ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの

実需給を対象とする場合，定格出力で３時間以上の運転を継続していること。

その他，市場運営者が他の内容に拠ることを認めた場合は，当該内容をもってこれに代えることができる。

(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分間以上の応動を継続していること。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，登録された供出可能量で３時間以上の応動を継続していること。

(6) 並列可否

単独発電機の起動カーブ（データ取得日，時間，出力が記載されたもの）であって，(1)の指令送信後に，並列準備～並列～供出可能量までに要する時間が60分以内であることが確認できるもの。ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，単独発電機の起動カーブ（データ取得日，時間，出力が記載されたもの）であって，(1)の指

令送信後に，並列準備～並列～供出可能量までに要する時間が45分以内であることが確認できるもの。

(7) 各リスト・パターン

発電機リスト・パターン，需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターン

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，所定の様式に以下の項目について５分ごとの値（キロワット）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，発電実績および応動実績

(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。

なお，三次調整力①の性能確認において適合したリソースで，取引会員が希望し属地エリアの一般送配電事業者が認めるときは，三次調整力②の商品区分における実働試験を省略して三次調整力①における供出可能量を入札量上限とすることができるものとする。また，二次調整力②の性能確認において適合したリソースで，取引会員が希望し属地エリアの一般送配電事業者が認めるときは，三次調整力②の商品区分における実働試験を省略して二次調整力②における供出可能量を入札量上限とすることができるものとする。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，二次調整力②の性能確認において適合したリソースで，Δ ｋＷを３時間供出可能なリソースの場合，取引会員が希望し属地エリアの一般送配電事業者が認めるときは，三次調整力②の商品区分における実働試験を省略して二次調整力②における供出可能量を入札量上限とすることができるものとする。

(1) 単独発電機の場合

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の手順で行う。なお，ＧＦまたはＬＦＣ機能を有する場合は，原則として当該機能をロッ

クした状態で試験を行う。

(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１日選定し，試験時間（30分間を３コマ）は試験候補日に対して，入札を予定している時間帯を３つ選定する。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，原則として，試験候補日は３日選定し，試験時

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

なお，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。

(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，取引会員と協議のうえ，試験日時を再設定する。

(ﾊ) 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能データに関わる提出資料）の(4)から(6)を確認するため，以下の３つの試験を行う。

ａ指令量を供出可能量としたとき，または指令値を発電上限電力としたときの応動時間および継続時間を確認する試験

ｂ指令量を供出可能量の一部としたときの応動を確認する試験。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，指令量または指令値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

(ﾆ) 属地エリアの一般送配電事業者は，試験日において指令量または指令値の変更が必要となる30分コマに対して60分前までに指令を実施する。

なお，30分コマに対して60分前までに取引会員に指令がない場合は，前

30分コマの指令値に従った運転を継続する。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，属地エリアの一般送配電事業者は，試験日において指令量または指令値の変更が必要となる30分コマに対して45分前までに指令を実施する。

なお，30分コマに対して45分前までに取引会員に指令がない場合は，前

30分コマの指令値に従った運転を継続する。

なお，専用線オンラインの場合は，指令時刻等を取引会員と調整する。 (ﾎ) 取引会員は，実働試験対象時間において，５分ごとの，単独発電機の発電計画電力，発電実績および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，実働試験の評価に用いる５分ごとの単独発電機の発電計画電力は，電力広域的運営推進機関に提出された発電計画にもとづいた発電計画電力とする。

また，実働試験の評価に用いる５分ごとの単独発電機の発電実績および応動実績は，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)ハ(ﾎ)に準じて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(ﾎ)により提出された５分ごとの単独発電機の発電計画電力，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。

ａ簡易指令システムで接続し，出力変化量指令を選択する場合

実働試験対象時間において，応動実績が許容範囲内であることを５分ごとに確認し，全て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。

なお，応動実績とは，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)ハ(ﾎ)ｃで定める簡易指令システムを用い，出力変化量指令を選択する場合の瞬時供出電力を指す。

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含まない場合と，増加方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合，および減少方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合のそれぞれについて以下のとおり算定する。

(a) 指令値変更に伴い応動している時間を含まない場合指令量±供出可能量×10％

(b) 増加方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合

「変更前指令量－供出可能量×10％」から「変更後指令量＋供出可能量×10％」

「変更前指令量＋供出可能量×10％」から「変更後指令量－供出可能量×10％」

上式の指令量とは，簡易指令システムを用い，出力変化量指令を選択する場合に，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から送信された指令値の到達時刻の直前の60分間とする。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，「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から送信された指令値の到達時刻の直前の45分間とする。

ｂ簡易指令システムで接続し，出力調整指令（数値指令）を選択する場

合，または専用線オンラインで接続する場合

実働試験対象時間において，発電実績が許容範囲内であることを５分ごとに確認し，全て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。

なお，発電実績とは，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)ハ(ﾎ)cで定める簡易指令システムを用い，出力調整指令（数値指令）を選択する場合の瞬時供出電力，または取引規程（需給調整市場）第13条（リソース等が満たすべき要件）(2)ハ(ﾎ)cで定める専用線オンラインを用いる発電リソースの場合の瞬時供出電力を指す。

また，実働試験における発電実績の許容範囲は，指令値変更に伴い応動している時間を含まない場合と，増加方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合，および減少方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合のそれぞれについて以下のとおり算定する。

(a) 指令値変更に伴い応動している時間を含まない場合指令値±供出可能量×10％

(b) 増加方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合

「変更前指令値－供出可能量×10％」から「変更後指令値＋供出可能量×10％」

「変更前指令値＋供出可能量×10％」から「変更後指令値－供出可能量×10％」

上式の指令値とは，簡易指令システムで接続し，出力調整指令（数値指令）を選択する場合，または専用線オンラインで接続する場合に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，以下のとおりとする。

(a) 簡易指令システムで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者から送信された指令値の到達時刻の直前の60分間とする。

(b) 専用線オンラインで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから60分間とする。ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日ま

での実需給を対象とする場合，「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，以下のとおりとする。

(a) 簡易指令システムで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者から送信された指令値の到達時刻の直前の45分間とする。

(b) 専用線オンラインで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから45分間とする。

(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，商品区分ごとに以下の手順で行う。

(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１日選定し，試験時間（30分間を３コマ）は試験候補日に対して，入札を予定している時間帯を３つ選定する。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，原則として，試験候補日は３日選定し，各々の日に対して試験候補日における試験時間（３時間）は第29条（ΔｋＷの入札単位）のいずれかの中から，入札を予定している時間帯を１つ選定する。なお，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。

(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，取引会員と協議のうえ，試験日時を再設定する。

(ﾊ) 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能データに関わる提出資料）の(4)および(5)を確認するため，以下の３つの試験を行う。

ａ指令量を供出可能量としたときの応動時間および継続時間を確認する試験

ｂ指令量を供出可能量の一部としたときの応動を確認する試験

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，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

(ﾆ) 取引会員は，設定した試験開始時刻の60分前までに，所定の様式にて属地エリアの一般送配電事業者に，５分ごとの，合計発電計画電力および実働試験基準値電力を提出する。

(ﾎ) 属地エリアの一般送配電事業者は，試験日において，指令値の変更が必要となる30分コマに対して60分前までに取引会員に指令を実施する。

なお，30分コマに対して60分前までに取引会員に指令が無い場合は，前

30分コマの指令値に従った運転を継続する。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，属地エリアの一般送配電事業者は，試験日において，指令値の変更が必要となる30分コマに対して45分前までに取引会員に指令を実施する。

なお，30分コマに対して45分前までに取引会員に指令が無い場合は，前

30分コマの指令値に従った運転を継続する。

なお，専用線オンラインの場合は，指令時間等を取引会員と調整する。

(ﾍ) 取引会員は，実働試験対象時間における試験対象の各リスト・パターンの，５分ごとの，合計発電計画電力，実働試験基準値電力，実績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配電事業者に提出する。

なお，リソース単位での発電計画電力，実働試験基準値電力，実績データおよび応動実績（リソース単位に配分した指令値を含む）を提出する場合，各リスト・パターンごとの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５分ごとの合計発電計画電力は，電力広域的運営推進機関に提出された発電計画にもとづいた合計発電計画電力とし，実働試験の評価に用いる５分ごとの実績データおよび応動実績は，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)ハ(ﾎ)に準じて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５分ごとの合計発電計画電力，実働試験基準値電力，実績データおよび応動実績を用いて評価する。

(ﾛ) 実働試験対象時間において，応動実績が許容範囲内であることを５分ごとに確認し，全て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。

なお，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含まない場合と，増加方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合，および減少方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合のそれぞれについて以下のとおり算定する。

ａ指令値変更に伴い応動している時間を含まない場合指令量±供出可能量×10％

ｂ増加方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合

「変更前指令量－供出可能量×10％」から「変更後指令量＋供出可能量

×10％」

ｃ減少方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合

「変更前指令量＋供出可能量×10％」から「変更後指令量－供出可能量

×10％」

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，以下のとおりとする。

ａ専用線オンラインで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから60分間とする。ｂ簡易指令システムで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者から送信された指令値の到達時刻の直前の60分間とする。

ただし，予定している三次調整力②の取引開始が2025年３月31日までの実需給を対象とする場合，「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，以下のとおりとする。

ａ専用線オンラインで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから45分間とする。ｂ簡易指令システムで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者から送信された指令値の到達時刻の直前の45分間とする。

第４章取引の実施

（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ΔｋＷを対象として，第31条（入札方法等）により実施する。

（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たすものとする。

(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

指令システムを含む）で接続され，属地エ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30分とする。

(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応動等について，オンライン（簡易指令システムを含む）で監視できること。

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分から30分とする。

ただし，簡易指令システムを用いる場合は，30分の約数である１分，２分，

３分，５分，６分，10分，15分，30分とする。また，簡易指令システムを用いる場合で，三次調整力①または二次調整力②にも参入するときは１分とする。

(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する時間は，60分以内とする。

ただし，2025年３月31日までを実需給とする取引にあっては，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから，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する時間は，45分以内とする。

(5) 継続時間

取引会員のリソースは，30分間以上供出可能量または指令量を継続して出力し続けることが可能であること。

ただし，2025年３月31日までを実需給とする取引にあっては，取引会員のリソースは，第29条（ΔｋＷの入札単位）に定める商品ブロックの時間中，供出可能量または指令量を継続して出力し続けることが可能であること。

(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。

ただし，第21条（性能確認）において，第22条（確認項目）(6)で停止状態から(4)の応動時間以内に供出可能量まで到達できることを確認している場合は，取引会員のリソースの並・解列を任意とする。

(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）

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，原則として翌日の第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「需給調整市場に関する契約」にもとづき行う。

（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）

第29条本市場における取引は，取引実施日の翌日を次の３時間単位に区切り，各３時間単位のΔｋＷに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る。

(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

(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

(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

(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

（入札受付時間）

第30条本市場における入札受付時間は，実需給前日の12時から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内に限り可能とする。

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更後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。

５市場運営者は，実需給前日の12時に，調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が調達を希望するΔｋＷおよびその合計量（以下，「必要量」という）を公開する。

第５章入札

（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・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ΔｋＷ

（以下，「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。

５週間市場商品と三次調整力②のいずれにも入札できる単独発電機の場合で，供出を希望する実需給日の同一の時間帯において既に週間市場商品に約定しているときは，入札量上限から週間市場商品に約定した当該単独発電機のΔｋＷ約定量

（複合商品の場合は，複合ΔｋＷ約定量）（同一提供期間において複数約定している場合は，当該単独発電機のΔｋＷ約定量〔複合商品の場合は，複合ΔｋＷ約定量〕の合計値とする）を差し引いた量を超えて，当該単独発電機を用いて三次調整力②の入札をすることはできないものとする。

６週間市場商品と三次調整力②のいずれにも入札できる各リスト・パターンの場合で，供出を希望する実需給日の同一の時間帯において既に週間市場商品に約定しているときは，当該各リスト・パターンを用いて三次調整力②の入札をすることはできないものとする。

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項により登録するΔ ｋＷの入札単価は，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。

第６章約定処理

（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，全国一市場で，商品ブロックごとに，必要量を充足するまで，調達費用が最小となるように以下のとおり約定する。

また，ΔｋＷ約定量は，最小約定希望量から約定希望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

(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

(4) 連系するエリアが同一の場合，入札時間の早いものから約定

２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調達，連系線の運用容量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項のとおり約定しないことがある。

３市場運営者は，実需給前日の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。

（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通知する。

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

(2) ΔｋＷ約定量，ΔｋＷ約定単価

(3) 商品ブロック

(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売計画を電力広域的運営推進機関に提出する。

(2) 需要家リスト・パターンで約定した場合，取引会員は，基準値計画を，商品ブロックの開始時刻の１時間前までに需給調整市場システムに登録する。

なお，基準値計画は，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に記載されたパターン番号が異なる場合は，基準値計画が提出されなかったものとする。

(3) 発電機リスト・パターンで約定した場合，約定結果にもとづいた発電販売計画を電力広域的運営推進機関に提出する。

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，発電販売計画および発電上限は第39条（アセスメント）に用いる。

(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。イ発電リソースを用いる場合

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機関に提出する。

ロ需要リソースを用いる場合

取引会員は，基準値計画を，商品ブロックの開始時刻の１時間前までに需給調整市場システムに登録する。

なお，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し，発電販売計画，発電上限および基準値計画は，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に記載されたパターン番号が異なる場合は，基準値計画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を締結している場合で，同一の時間帯における約定したパターン番号，第１項にもとづき提出された計画等のパターン番号，および余力の運用規程における第25条（余力提供計画）第１項(3)に定めるパターン番号の全部または一部が異なるとき（同一の時間帯において余力の運用規程における第25条（余力提供計画）第１項(3)に定めるパターン番号が提出されない場合および余力の運用規程における第24条（各種計画提出）第４項の定めに反する場合も含む），第１項にもとづき提出された計画等のパターン番号および余力の運用規程における第25条（余力提供計画）第１項(3)に定めるパターン番号は以下のとおり取り扱う。

（1）需要家リスト・パターン

基準値計画のパターン番号を用いる。

ただし，約定したパターン番号と基準値計画に記載されたパターン番号が異なる場合は，基準値計画が提出されなかったものとし，余力の運用規程における第25条（余力提供計画）第１項(3)に定めるパターン番号も提出されなかったものとする。

（2）発電機リスト・パターン

約定したパターン番号を用いる。

（3）ネガポジリスト・パターンイ発電リソースを用いる場合

約定したパターン番号を用いる。ロ需要リソースを用いる場合

基準値計画のパターン番号を用いる。

ハ発電リソースおよび需要リソースを用いる場合基準値計画のパターン番号を用いる。

３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。

第７章調整の実施

（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電事業者からの指令により行われるものとし，簡易指令システムでの指令方法は，次のとおりとする。

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当該提供期間における各商品の指令は別表３のとおり。

(1) 到達時刻の45分前までに指令を行うこととし，提供期間の最初の30分コマから終了時刻（同一の系統コードのリソースにおいて，同一日，同一商品区分で連続して約定した場合は，最終商品ブロックの終了時刻）までの指令とする。

(2) 指令値を変更する場合は，対象の30分コマに対して45分前までに指令を行う。この場合，当該対象30分コマから提供期間の終了時刻（同一の系統コードのリソースにおいて，同一日，同一商品区分で連続して約定した場合は，最終商品ブロックの終了時刻）までの指令とする。

(3) 対象の30分コマに対して45分前までに指令がない場合は，前30分コマの指令値に従った運転を継続する。

ただし，対象の30分コマが提供期間の最初の30分コマの場合は，発電計画，合計発電計画または基準値計画にもとづいた運転を継続する（この場合，指令量はゼロとみなす）。

(4) 提供期間の終了時刻（同一の系統コードのリソースにおいて，同一日，同一商品区分で連続して約定した場合，最終商品ブロックの終了時刻）においては，提供期間の終了時刻まで指令しているため，あらためて復帰指令は行わない。

なお，専用線オンラインでの指令方法は，属地エリアの一般送配電事業者と協議する。

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にて行う。

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Ｖ２単価の高い順に行う。

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機能に対する調整の実施は，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。

（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。

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

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とき，当該単独発電機のΔｋＷ約定量（同一提供期間において複数約定している場合は，当該単独発電機のΔｋＷ約定量の合計値とする）および複合ΔｋＷ約定量（同一提供期間において複数約定している場合は，当該単独発電機の複合ΔｋＷ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超えて，当該単独発電機を用いた差替えを行うこと。

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扱う。

(2) 各リスト・パターンを用いた差替えを行う場合

イ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。

ロ同一の時間帯に本市場において約定している各リスト・パターンの場合，当該各リスト・パターンのΔｋＷ約定量（同一提供期間において複数約定しているときは，当該各リスト・パターンのΔｋＷ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超えて，当該各リスト・パターンを用いた差替えを行うこと。

ハ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・パターンとして，差替え前の各リスト・パターンと同一時間帯の異なる商品に約定している各リスト・パターンを用いること。

なお，入札期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扱う。

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26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件に適合し，当該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・パターンに差替える場合は，第39条（アセスメント）および取引規程（需給調整市場）第40条（ペナルティ）における算定上，第39条（アセスメント）および取引規程（需給調整市場）第40条（ペナルティ）のΔｋＷ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・パターンと同一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，差替え後の単独発電機または各リスト・パターンのΔｋＷ約定単価を，差替え後の単独発電機または各リスト・パターンに応じたΔｋＷ約定単価（関係規程類において望ましいとされる値）となるよう変更すること。

ただし，差替え後の単独発電機または各リスト・パターンのΔｋＷ約定単価が差替え前のΔｋＷ約定単価を上回る場合は，差替え前のΔｋＷ約定単価以下の値とすること。

（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の１時間前までの間に以下のとおり対応する。

(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る）または各リスト・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単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，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する。

ただし，第３項の地内系統混雑の通知によりΔｋＷ約定量を供出できなくなった場合，属地エリアの一般送配電事業者への連絡は不要とする。

(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る。

ただし，第３項の地内系統混雑の通知によりΔｋＷ約定量を供出できなくなった場合，属地エリアの一般送配電事業者への提出は不要とする。

３属地エリアの一般送配電事業者は，地内系統混雑によりΔｋＷ約定量を供出できなくなった約定結果について取引会員に通知し，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）に準じて単独発電機の差替えもしくは代替

不可申請を求める。

４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）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40条（ペナルティ）のΔｋＷ約定量は，Δ ｋＷ約定量から代替不可申請に応じた量を減じた値とする。

（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・パターンの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

(4) ΔｋＷ約定量が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（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る。

また，取引会員は，必要に応じて，取引規程（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録）の規定により，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う。

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価とし，Ｖ１単価およびＶ２単価は，取引規程（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録）の規定により登録された単価とする。

第８章アセスメント

（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約定量を下回っていないことを評価する（以下，「アセスメントⅠ」という）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供期間において複数約定している場合は，Δ ｋＷ約定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る。

また，同一リソースが同一提供期間において週間市場商品に約定している場合は，週間市場商品とあわせてアセスメントⅠを実施するものとする。

ただし，週間市場商品のΔｋＷ約定単価が上限価格を超えている場合にアセスメントⅠに用いるΔｋＷ約定単価は，約定した週間市場商品の上限価格とする。

また，複合商品に入札した場合，取引規程別冊（複合約定）第33条（約定の通知）第１項にもとづく約定結果の通知が単一商品の場合においても，複合商品における上限価格を適用する。

なお，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電力とする。

また，基準値計画の提出が必要な場合において，基準値計画が，未提出の場合または電力広域的運営推進機関が定める「ビジネスプロトコル標準規格」に準拠しない場合は，アセスメントⅠにおける供出可能量はゼロとして扱う。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

(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

(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

（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合

(ｲ) 単独発電機の場合

発電上限電力－発電計画電力－控除ΔｋＷ約定量

(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）＋（合計基準値電力－合計需要抑制計画電力）－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価対象の約定分のΔｋＷ約定単価よりΔｋＷ約定単価が安い約定分，および評価対象の約定分とΔｋＷ約定単価が同一かつ既に評価を行った約定分のΔｋＷ約定量

（複合商品の場合は，複合ΔｋＷ約定量）の合計値とする。

(2) 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の指令に従い実際に調整していることを評価する（以下，「アセスメントⅡ」という）ものとし，アセスメントⅡは，ロで算定する供出電力（30分）がイで算定する許容範囲内であれば指令に従い調整したと判定する。

また，簡易指令システムで接続する場合は，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）に定める瞬時供出電力が次の30分コマの終了時刻までに送信されなかった場合で，属地エリアの一般送配電事業者から求めがあった日の翌営業日までに所定の様式等による通知が行われなかったことにより，ロに定める供出電力（30分）が算定できなかったときは，当該供出電力（30分）について許容範囲を逸脱したものとして扱う。専用線オンラインで接続する場合は，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）に定める瞬時供出電力が当該時間の終了時刻から１秒から５秒程度以内に送信されなかった場合で，属地エリアの一般送配電事業者から求めがあった日の翌営業日までに通知が行われなかったことにより，ロに定める供出電力

（30分）が算定できなかったときは，当該供出電力（30分）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とし，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）第３項に定める平日とする。

イ許容範囲の算定

(ｲ) アセスメントⅡは，指令値変更に伴い応動している時間を含まない30分コマと，増加方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む30分コマ，ならびに減少方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む30分コマに分けて行う。

ａ単独発電機の場合

(a) 簡易指令システムで接続し，出力変化量指令を選択するリソースの場合

ⅰ 指令値変更に伴い応動している時間を含まない場合指令量±当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％

ⅱ 増加方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合

「変更前指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」から「変更後指令量＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」

ⅲ 減少方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合

「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」から「変更後指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」

上式の指令量とは，簡易指令システムで接続し，出力変化量指令を選択する場合に，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から送信された指令値の到達時刻の直前の45分間とする。

なお，指令値変更に伴い応動している時間に属地エリアの一般送配電事業者から指令を送信した時刻を含む30分コマについては，当該30分コマに送信した指令値および当該30分コマの１つ前の30分コマに送信した指令値にもとづき算定される許容範囲または当該30分コマの１つ前の30分コマに送信した指令値および当該30分コマの１つ前の30分コマより前に送信した直近の指令値にもとづき算定される許容範囲のいずれかの範囲内であれば指令に従い調整したと判定する。

ただし，指令の対象の30分コマに対して45分前より以前に属地エリアの一般送配電事業者が指令値の変更または取消を行った場合，変更前または取消前の指令は許容範囲の算定に用いないものとする。

(b) 簡易指令システムで接続し，出力調整指令（数値指令）を選択する場合，または専用線オンラインで接続するリソースの場合

ⅰ 指令値変更に伴い応動している時間を含まない場合指令値±当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％

ⅱ 増加方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合

「変更前指令値－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」から「変更後指令値＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」

ⅲ 減少方向への指令値変更に伴い応動している時間を含む場合

「変更前指令値＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」から「変更

後指令値－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」

上式の指令値とは，簡易指令システムで接続し，出力調整指令（数値指令）を選択する場合，または専用線オンラインで接続する場合に，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。

ｂ各リスト・パターンの場合

(a) 指令量変更に伴い応動している時間を含まない場合指令量±当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％

(b) 増加方向への指令量変更に伴い応動している時間を含む場合

「変更前指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」から「変更後指令量＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」

「変更前指令量＋当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」から「変更後指令量－当該30分コマのΔｋＷ約定量×10％」

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，以下のとおりとする。

ｉ専用線オンラインで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから45分間とする。

ⅱ 簡易指令システムで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者から送信された指令値の到達時刻の直前の45分間とする。

(ﾛ) (ｲ)に規定するΔｋＷ約定量は，同一リソースが同一提供期間において，三次調整力②に複数約定している場合，当該リソースの三次調整力②のΔ ｋＷ約定量の合計値とする。

(ﾊ) 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，三次調整力②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①に約定しているときは，三次調整力②の提供期間の開始30分コマにおける許容範囲に三次調整力②の提供期間の開始時刻における変更前指令値と変更後指令値の差を「指令値変更に伴い応動している時間」は５分間として，三次調整力②の評価粒度の30分間に均した許容範囲（〔三次調整力②の提供期間の開始時刻における変更前指令値と変更後指令値の差〕×〔５分間/30分間〕）を組み合わせる。

ロ供出電力（30分）の算定

属地エリアの一般送配電事業者は，供出電力（30分）について，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）の規定にもとづき受信した瞬時供出電力を30分コマごとに平均して算定する。

(3) 約定したリソースが余力活用に関する契約を締結しΔｋＷ約定量以上の余力の部分を使用した場合または第26条（取引対象のΔｋＷ）に定めるΔｋＷの要件を超えて指令を行った場合は，アセスメントⅡの対象外とする。（ただし， (2)ロで算定した供出電力（30分）が，ΔｋＷの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実際に調整していることを確認できない場合はこの限りではない）

(4) (2)ロに定める供出電力（30分）が，欠測等によ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，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（30分）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。

(5) 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は，(2)から(4)の定めにかかわらず，各取引規程別冊第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。

イ三次調整力①のみに同時に約定している場合

取引規程別冊（三次調整力①）第39条（アセスメント）に定めるアセスメントⅡとする。

ロ二次調整力②のみに同時に約定している場合

取引規程別冊（二次調整力②）第39条（アセスメント）に定めるアセスメントⅡとする。

ハ三次調整力①および二次調整力②に同時に約定している場合

取引規程別冊（複合約定）第39条（アセスメント）に定めるアセスメント

Ⅱとする。

ニ二次調整力①，一次調整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ている場合

取引規程別冊（複合約定）第39条（アセスメント）に定めるアセスメント

Ⅱとする。

ホ余力活用に関する契約において，三次調整力①に相当する機能，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，一次調整力に相当する機能のいずれか，または複数の機能で契約を締結している場合

取引規程別冊（複合約定）第39条（アセスメント）に定めるアセスメント

Ⅱとする。

取引規程別冊（三次調整力①）

取引規程別冊（三次調整力①）は，取引規程（需給調整市場）にもとづき，三次調整力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（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（第８章）について定めるものである。

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。

第３章事前審査

第21条（性能確認） 78

第22条（確認項目） 79

第23条（性能データに関わる提出資料） 81

第24条（実働試験の実施方法） 83

第４章取引の実施

第25条（取引） 90

第26条（取引対象のΔｋＷ） 90

第27条（取引の実施方法） 91

第28条（実施日） 91

第29条（ΔｋＷの入札単位） 91

第30条（入札受付時間） 92

第５章入札

第31条（入札方法等） 92

第６章約定処理

第32条（約定） 93

第33条（約定の通知） 94

第34条（計画等の提出） 95

第７章調整の実施

第35条（調整の実施の原則） 101

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） 103

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） 105

第38条（ΔｋＷの供出協力） 106

第８章アセスメント

第39条（アセスメント） 106

第３章事前審査

（性能確認）

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る。

ただし，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する。

（確認項目）に定める確認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。

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実施する。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，実働試験を省略することができる。

（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含む）による調整が可能であること。

(2) 監視・監視間隔

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

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。

(4) 応動時間・供出可能量

イ第26条（取引対象のΔｋＷ）に規定する応動時間以内に供出可能量まで到達できること。

なお，専用線オンラインで接続し，余力活用に関する契約を締結する単独発電機に対してＥＤＣ制御を行った場合（手動の指令値等でＥＤＣを模擬する場合を含む）は，需給調整市場システムへデータ登録されたＥＤＣ変化速

度にもとづいてＥＤＣ演算周期において算定される指令値に対して，別表２に定めるＥＤＣ目標時刻までに到達すること。

ただし，ＥＤＣ目標時刻がＥＤＣ演算周期よりも短いときは，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してからＥＤＣ演算周期が経過する時間までに到達すること。また，ＥＤＣ目標時刻について定めのない場合は，15分以内に到達すること。

ロ提供期間中は繰り返し指令に応じること。

ハ供出可能量のうち，一部の量が発動可能であること。

ニ指令がない場合，または指令量をゼロとする指令が行われた場合は，発電計画（簡易指令システムで接続し，出力調整指令〔数値指令〕を選択するときに限る），１分発電計画電力計画，１分基準値電力計画（事前予測型），または１分基準値電力計画（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ースラインにもとづいた応動をしていること。

(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) 並列可否

(7) 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。ただし，供出電力（1分）が明確に区別・区分可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。

なお，異なる系統コードに属する需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターンの間および異なる基準値の設定方法に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。

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

（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。ただし，電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約を締結し三次調整力①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) 監視・監視間隔

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が確認できるもの。ただし，電源

Ⅱ契約等または余力活用に関する契約を締結し三次調整力①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。

(3) 通信回線

「電力制御システムセキュリティガイドライン」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」に準拠していることが確認できるもの。ただし，電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約を締結し三次調整力①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。

(4) 応動時間・供出可能量以下のイまたはロ

イ単独発電機においては，定格出力，最低出力，出力変化速度が確認できるもの。

ただし，電源Ⅱ契約等または余力活用に関する契約を締結し三次調整力①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。

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，出力が記載されたもの）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１分以内とし，１分ごとの全計測点を30分コマ単位（30点）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もの。

(ｲ) 登録した供出可能量を出力するまでの時間が15分以内であること。

(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３時間行うこととする。

(ﾆ) 供出可能量の30％から70％の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。

(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るもの。

その他，市場運営者が他の資料に拠ることを認めた場合は，当該提出資料をもってこれに代えることができる。

その他，市場運営者が他の稼働データに拠ることを認めた場合は，当該稼働データをもってこれに代えることができる。

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１分以内として， 30分コマ単位（30点）の内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もの。

(ｲ) 単独発電機の場合は，定格出力で３時間以上の運転を継続していること。その他，市場運営者が他の内容に拠ることを認めた場合は，当該内容を

もってこれに代えることができる。

(ﾛ) 各リスト・パターンの場合は，登録された供出可能量で３時間以上の応動を継続していること。

(6) 並列可否

単独発電機の起動カーブ（データ取得日，時間，出力が記載されたもの）であって，(1)の指令送信後に，並列準備～並列～供出可能量までに要する時間が15分以内であることが確認できるもの。

(7) 各リスト・パターン

発電機リスト・パターン，需要家リスト・パターンまたはネガポジリスト・パターン

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，所定の様式に以下の項目について１分ごとの値（キロワット）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，発電実績および応動実績

(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。なお，二次調整力②の性能確認において適合したリソースで，ΔｋＷを３時間供出可能なリソースの場合，取引会員が希望し属地エリアの一般送配電事業者が認めるときは，三次調整力①の商品区分における実働試験を省略して二次調整力②における供出可能量を入札量上限とすることができるものとする。

(1) 単独発電機の場合

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の手順で行う。なお，ＧＦまたはＬＦＣ機能を有する場合は，原則として当該機能をロックした状態で試験を行う。

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

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，その限りではない。

(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，取引会員と協議のうえ，試験日時を再設定する。

(ﾊ) 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能データに関わる提出資料）の(4)から(6)を確認するため，以下の３つの試験を行う。

ａ指令量を供出可能量としたとき，または指令値を発電上限電力としたときの応動時間および継続時間を確認する試験

ｂ指令量または指令値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

(ﾆ) 属地エリアの一般送配電事業者は，試験日において指令量または指令値への到達を求める時刻（以下，「到達時刻」という）の15分前までに指令を行う。ただし，対象の時刻に対して15分前までに指令がない場合は，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。

なお，専用線オンラインの場合は，指令時刻等を取引会員と調整する。

(ﾎ) 取引会員は，簡易指令システムで接続し，出力変化量指令を選択する場合，実働試験対象時間において，１分発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業者に提出する。また試験時間において，１分ごとの発電実績および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。

簡易指令システムで接続し，出力調整指令（数値指令）を選択する場合，または専用線オンラインで接続する場合，試験時間において，１分ごとの発電実績および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，実働試験の評価に用いる１分発電計画電力は，電力広域的運営推進機関に提出された発電計画にもとづくものとする。

また，実働試験の評価に用いる１分ごとの単独発電機の発電実績および応動実績は，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)ハ(ﾎ)に準じて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) 試験時間において，イ(ﾎ)により提出された１分発電計画電力，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。

ａ簡易指令システムで接続し，出力変化量指令を選択する場合

試験時間において，応動実績が許容範囲内であることを１分ごとに確認し，評価は30分コマ単位に行い，計測点30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。

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と，増加方向への指令値変更に伴い応動している

時間，および減少方向への指令値変更に伴い応動している時間のそれぞれについて以下のとおり算定する。

(a) 指令値変更に伴い応動している時間を除く時間指令量±供出可能量×10％

(b) 増加方向への指令値変更に伴い応動している時間

「変更前指令量－供出可能量×10％」から「変更後指令量＋供出可能量×10％」

「変更前指令量＋供出可能量×10％」から「変更後指令量－供出可能量×10％」

上式の指令量とは，簡易指令システムを用い，出力変化量指令を選択する場合に，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から送信された指令値の到達時刻の直前の15分間とする。なお，上記の「指令値変更に伴い応動している時間」が毎分ゼロ秒（以下，「正分」という）を除く時刻に開始および終了する場合は，

「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，当該開始時刻の直前の正分から当該終了時刻の直後の正分までとする。

ｂ簡易指令システムで接続し，出力調整指令（数値指令）を選択する場合，または専用線オンラインで接続する場合

試験時間において，発電実績が許容範囲内であることを１分ごとに確認し，評価は30分コマ単位に行い，計測点30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。

また，実働試験における発電実績の許容範囲は，指令値変更に伴い応動している時間を除く時間と，増加方向への指令値変更に伴い応動している時間，ならびに減少方向への指令値変更に伴い応動している時間のそれぞれについて以下のとおり算定する。

(a) 指令値変更に伴い応動している時間を除く時間指令値±供出可能量×10％

(b) 増加方向への指令値変更に伴い応動している時間

「変更前指令値－供出可能量×10％」から「変更後指令値＋供出可能量×10％」

「変更前指令値＋供出可能量×10％」から「変更後指令値－供出可能量×10％」

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，以下のとおりとする。

(a) 専用線オンラインで接続し，余力活用に関する契約を締結し三次調整力①または二次調整力②相当の機能を有する場合で，ＥＤＣ制御を行った場合（手動の指令値等でＥＤＣを模擬する場合を含む）属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから別表２に定めるＥＤＣ目標時刻までとし，ＥＤＣ指令周期で送信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。

ただし，ＥＤＣ目標時刻がＥＤＣ演算周期よりも短いときは，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してからＥＤＣ演算周期が経過するまでの時間とすることとし，ＥＤＣ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。また，別表２にＥＤＣ目標時刻について定めのないときは，属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから15分間とし，ＥＤＣ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) 専用線オンラインで接続し，余力活用に関する契約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るが三次調整力①または二次調整力②相当の機能を有さない場合または簡易指令システムで接続する場合

ⅰ 専用線オンラインで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから15分間とする。

ⅱ 簡易指令システムで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者から送信された指令値の到達時刻

の直前の15分間とする。

また，上記(a)(b)の「指令値変更に伴い応動している時間」が正分を除く時刻に開始および終了する場合は，「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，当該開始時刻の直前の正分から当該終了時刻の直後の正分までとする。

(ﾊ) 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を締結しているが三次調整力①または二次調整力②相当の機能を有さない場合，(ﾛ)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簡易指令システムで接続し出力変化量指令を選択するときは，試験時間の開始時刻から開始15分後までの指令量はゼロとする。簡易指令システムで接続し出力調整指令（数値指令）を選択するときは，試験時間の開始時刻から開始15分後までの指令値は発電計画電力とする。

ｂ専用線オンラインで接続するときは，試験時間内の初回の指令値に対する変更前指令値は発電計画電力とする。

(ﾆ) 指令値変更に伴い応動している時間に新たに指令値の変更が行われた場合は，変更前の指令値に対し算定した上限値および下限値を(ﾛ)に定める時間保持するものとし，複数の指令値変更に伴い応動している時間が重なる場合は，最も大きい上限値から最も小さい下限値の間を許容範囲とする。

(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，商品区分ごとに以下の手順で行う。

(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，各々の日に対して試験候補日における試験時間（３時間）は第29条（ΔｋＷの入札単位）のいずれかの中から，入札を予定している時間帯を１つ選定する。

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，その限りではない。

(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，取引会員と協議のうえ，試験日時を再設定する。

(ﾊ) 属地エリアの一般送配電事業者は，第23条（性能データに関わる提出資料）の(4)および(5)を確認するため，以下の３つの試験を行う。

ａ指令量を供出可能量としたときの応動時間および継続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

(ﾆ) 取引会員は，事前予測型を選択している場合，設定した試験開始時刻の60分前までに，所定の様式にて属地エリアの一般送配電事業者に１分発電計画電力または１分基準値電力（事前予測型）を提出する。

簡易指令システムで接続し，直前計測型を選択している場合，試験開始時刻の５分前から，１分ごとの需要実績を，次の30分コマの終了時刻までに簡易指令システムを通じて属地エリアの一般送配電事業者へ送信する。なお，専用線オンラインで接続し直前計測型を選択している場合，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実績データを，当該時間の終了時刻から１秒から５秒程度以内に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。

(ﾎ) 属地エリアの一般送配電事業者は，到達時刻の15分前までに指令を行う。ただし，対象の時刻に対して15分前までに指令がない場合は，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。

(ﾍ) 取引会員は，事前予測型を選択している場合，実働試験対象時間における試験対象の各リスト・パターンの，１分基準値電力（事前予測型），１分発電計画電力，１分ごとの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業者に提出する。また試験時間において，１分ごとの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。

直前計測型を選択している場合，試験開始時刻５分前から，試験開始時刻までの１分ごとの実績データおよび試験時間における１分基準値電力

（直前計測型），１分ごとの実績データ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，リソース単位での１分発電計画電力，

１分基準値電力（事前予測型）または１分基準値電力（直前計測型），実績データおよび応動実績（リソース単位に配分した指令値を含む）を提出する場合，各リスト・パターンごとの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１分ごとの実績データおよび応動実績は，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)ハ(ﾎ)に準じて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１分ごとの１分発電計画電力，１分基準値電力（事前予測型）または１分基準値電力（直前計測型），実績データおよび応動実績を用いて評価する。

(ﾛ) 実働試験対象時間において，応動実績が許容範囲内であることを１分ごとに確認する。なお，評価は30分コマ単位に行い，計測点30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。

なお，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と，増加方向への指令値変更に伴い応動している時間，ならびに減少方向への指令値変更に伴い応動している時間のそれぞれについて以下のとおり算定する。

ａ指令値変更に伴い応動している時間を除く時間指令量±供出可能量×10％

ｂ増加方向への指令値変更に伴い応動している時間

「変更前指令量－供出可能量×10％」から「変更後指令量＋供出可能量

×10％」

ｃ減少方向への指令値変更に伴い応動している時間

「変更前指令量＋供出可能量×10％」から「変更後指令量－供出可能量

×10％」

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，以下のとおりとする。

ａ専用線オンラインで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから15分間とする。ｂ簡易指令システムで接続する場合

属地エリアの一般送配電事業者から送信された指令値の到達時刻の直前の15分間とする。

なお，上記ａ，ｂの「指令値変更に伴い応動している時間」が正分を除く時刻に開始および終了する場合は，「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う対象は，当該開始時刻の直前の正分から当該終了時刻の直後の正分までとする。

(ﾊ) 余力活用に関する契約を締結していない場合，(ﾛ)に定める許容範囲の算定における指令量について，以下のとおり扱う。

ａ簡易指令システムで接続するときは，試験時間の開始時刻から開始15分後までの指令量はゼロとする。

ｂ専用線オンラインで接続するときは，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。

(ﾆ) 指令値変更に伴い応動している時間に新たに指令値の変更が行われた場

合は，変更前の指令値に対し算定した上限値および下限値を(ﾛ)に定める時間保持するものとし，複数の指令値変更に伴い応動している時間が重なる場合は，最も大きい上限値から最も小さい下限値の間を許容範囲とする。

第４章取引の実施

（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ΔｋＷを対象として，第31条（入札方法等）により実施する。

（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たすものとする。

(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含む）で接続され，属地エ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数秒から数分とする。

ただし，余力活用に関する契約を締結していない単独発電機または各リスト・パターンへ専用線オンラインを用いて指令を行う場合，および簡易指令システムを用いる場合は，５分とする。

(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応動等について，オンライン（簡易指令システムを含む）で監視できること。

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。

ただし，簡易指令システムを用いる場合は，１分とする。

(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する時間は，15分以内とする。

(5) 継続時間

取引会員のリソースは，第29条（ΔｋＷの入札単位）に定める商品ブロックの時間中，供出可能量または指令量を継続して出力し続けることが可能であること。

(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。ただし，第21条（性能確認）において，第22条（確認項目）(6)で停止状態から(4)の応動時間以内に供出可能量まで到達できることを確認している場合は，取引会員のリソースの並・解列を任意とする。

(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）

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。

（実施日）

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）

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。

(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

(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

(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

(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

（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内に限り可能とする。

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

６市場運営者は，当面の間，実需給日に対応する２週間前までに，週間市場商品の商品区分ごとにΔｋＷ約定単価の上限価格（以下，「上限価格」という）を公開する。

Document Metadata

Table of Contents

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取引規程（需給調整市場）

目 次

第１章 総則

第２章 取引共通

第３章 事前審査

第４章 取引の実施

第５章 入札

第６章 約定処理

第７章 調整の実施

第８章 アセスメント

第９章 ペナルティ

第10章 精算

第11章 違約処理

第12章 雑則

第13章 売買手数料

別 表 270

第１章 総則

（目的）

（定義）

（休業日・営業日および営業時間）

第２章 取引共通

（取引会員資格）

（資産上の要件）

（欠格事由）

（加入手続）

（審査手続および取引会員資格の取得）

（任意脱退）

（当然脱退）

（脱退の効果）

（取引資格）

（リソース等が満たすべき要件）

（電力制御セキュリティの確認）

（システム売買方式による取引等）

（禁止行為）

（需給調整市場システムへのデータ登録）

（調整電力量料金に適用する単価の登録）

（各リスト・パターンの登録）

（規程類の遵守）

第３章 事前審査

（性能確認）

（確認項目）

（性能データに関わる提出資料）

（実働試験の実施方法）

第４章 取引の実施

（取引）

（取引対象のΔｋＷ）

（取引の実施方法）

（実施日）

（ΔｋＷの入札単位）

（入札受付時間）

第５章 入札

（入札方法等）

第６章 約定処理

（約定）

（約定の通知）

（計画等の提出）

第７章 調整の実施

（調整の実施の原則）

（約定した単独発電機または各リスト・パターンの差替え）

（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）

（ΔｋＷの供出協力）

第８章アセスメント

（アセスメント）

第９章 ペナルティ

（ペナルティ）

（アセスメント要件不適合時の対応）

第10章 精算

（電力量の計量）

（調整電力量の算定）

（料金の算定期間）

（決済の対象）

（支払義務の発生）

（事業税相当額）

（消費税等相当額）

（単位および端数処理）

（料金等の授受）

第11章 違約処理

（違約処理）

（取引停止）

（違約者の入札の扱い）

目次

第１章総則

第２章取引共通

第３章事前審査

第４章取引の実施

第５章入札

第６章約定処理

第７章調整の実施

第８章アセスメント

第９章ペナルティ

第10章精算

第11章違約処理

第12章雑則

第13章売買手数料

別表 270

第１章総則

第２章取引共通

第３章事前審査

第４章取引の実施

第５章入札

第６章約定処理

第７章調整の実施

第９章ペナルティ

第10章精算

第11章違約処理

第12章雑則

第13章売買手数料

目次

第３章事前審査

第４章取引の実施

第５章入札

第６章約定処理

第７章調整の実施

第８章アセスメント

第３章事前審査

第４章取引の実施

第５章入札

第６章約定処理

第７章調整の実施

第８章アセスメント

目次

第３章事前審査

第４章取引の実施

第５章入札

第６章約定処理

第７章調整の実施

第８章アセスメント

第３章事前審査

第４章取引の実施