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

取引規程（需給調整市場）

2021年４月１日 実施

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x x x 力 送 配 電 株 式 会 社関 x x 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x x x 力 送 配 電 株 式 会 社

目 次

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） ５

第２章 取引共通

第４条 （取引会員資格） ５

第５条 （資産上の要件） ６

第６条 （欠格事由） ６

第７条 （加入手続） ６

第８条 （審査手続および取引会員資格の取得） ６

第９条 （任意脱退） ７

第10条 （当然脱退） ７

第11条 （脱退の効果） ７

第12条 （取引資格） ７

第13条 （リソース等が満たすべき要件） ７

第14条 （電力制御セキュリティの確認） 14

第15条 （システム売買方式による取引等） 15

第16条 （禁止行為） 15

第17条 （需給調整市場システムへのデータ登録） 16

第18条 （調整電力量料金に適用する単価の登録） 16

第19条 （需要家xxx・xxxxの登録） 17

第20条 （規程類の遵守） 18

第３章 事前審査

第21条 （性能確認） 18

第22条 （確認項目） 18

第23条 （性能データに関わる提出資料） 18

第24条 （実働試験の実施方法） 18

第４章 取引の実施

第25条 （取引） 18

第26条 （取引対象のΔｋＷ） 18

第27条 （取引の実施方法） 18

第28条 （実施日） 18

第29条 （ΔｋＷの入札単位） 18

第30条 （入札受付時間） 18

第５章 入札

第31条 （入札方法等） 19

第６章 約定処理

第32条 （約定） 19

第33条 （約定の通知） 19

第34条 （計画等の提出） 19

第７章 調整の実施

第35条 （調整の実施の原則） 19

第36条 （約定した発電機または需要家リスト・パターンの差替え） 19

第37条 （発電機または需要家リスト・パターンにおけるトラブル対応） 19

第38条 （ΔｋＷの供出協力） 19

第８章 アセスメント

第39条 （アセスメント） 19

第９章 ペナルティ

第40条 （ペナルティ） 19

第41条 （アセスメント要件不適合時の対応） 20

第10章 精算

第42条 （電力量の計量） 21

第43条 （調整電力量の算定） 22

第44条 （料金の算定期間） 23

第45条 （決済の対象） 23

第46条 （支払義務の発生） 23

第47条 （事業税相当額） 24

第48条 （消費税等相当額） 24

第49条 （単位および端数処理） 24

第50条 （料金等の授受） 25

第11章 違約処理

第51条 （違約処理） 26

第52条 （取引停止） 26

第53条 （違約者の入札の扱い） 27

第12章 雑則

第54条 （知的財産権の取扱い） 27

第55条 （取引情報の機密保持） 27

第56条 （掲示事項） 27

第57条 （市況の報告） 27

第58条 （システム障害の特例措置） 27

第59条 （市場運営者の免責） 28

第60条 （臨機の処置） 28

第61条 （言語） 28

第62条 （改定） 28

第63条 （反社会的勢力の排除） 28

第13章 売買手数料

第64条 （売買手数料） 29

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）および取引規程別冊（三次調整力①）（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）」ならびにゲートクローズ以降に生じる予測誤差（長周期成分）および電源脱落に対応する「三次調整力①（ＲＲ）」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）」および「三次調整力①（ＲＲ）」を調達し，電源Ⅱ契約等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をいう。

(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) 需要家リスト・パターン

需要リソースを用いる場合に，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

(4) 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）

(5) 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）

(6) 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

(7) 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）

(8) 供出可能量

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が可能な量（キロワット）

(9) 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）

(10)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）

(11)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供出可能量まで出力を変化するために要する時間

(12)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 (13)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）

(14)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）

(15)合計基準値

基準値を30分ごとに需要家リスト・パターン単位に合計した値（キロワット時）

(16)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）（キロワット）

(17)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（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）

(18)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 (19)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

(20)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）

(21)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）

(22)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）

(23)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）

(24)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）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）

(25)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）

(26)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）

(27)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） (28)１分発電計画電力

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）

(29)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）

(30)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）

(31)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） (32)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）

(33)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・パターン単位に合計した値（キロワット時）

(34)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） (35)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

(36)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。

(37)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 (38)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

(39)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

(40)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

(41)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①と三次調整力②とに区分

(42)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）

(43)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）

(44)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）

(45)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。 (46)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。

(47)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。

(48)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）

２ 本条に定めのない用語については，「電気事業法」，xx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」ならびに「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」ならびに「業務規程」および一般送配電事業者が定める「託送供給等約款」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，法人格を有し，純資産額1,000万円以上を有する事業者に，本市場の取引会員たる資格を付与することができる。

なお，法人格は，６カ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 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) 関係法令への重大な違反を行ったこと，第63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，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２通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。

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。

(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。

(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。

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

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) 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場合は，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。

(ﾆ) 需要リソースの場合は商品区分ごとに需要家リスト・パターン単位で入札を行うこととする。

(ﾎ) 需要家リスト・パターンに含まれるリソースごとの供出電力（30分）および供出電力（1分）が，供給地点に設置した託送供給の用に供する計量器で計量できること。

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。

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。ただし，発電リソースを用いる場合で，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，需要リソースを用いる場合で，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) 発電リソースの場合

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。

(b) 需要リソースの場合

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）

(a) 三次調整力②の場合

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,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通知を行うものとする。

(b) 三次調整力①の場合

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３分以内に通知する。

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３分以内 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， ＯｐｅｎＡＤＲ2.0に準拠する。

ａ 受信信号（調整実施指令信号）

(a) 発電リソースの場合

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。

(b) 需要リソースの場合

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

ⅰ 三次調整力②の場合

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。

ⅱ 三次調整力①の場合

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，当該時間の終了時刻から３分以内に通知する。

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３分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所定の様式により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。

(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（30分値の取得が可能なものに限る）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。

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」で定める特定計量器とする。

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，「日本工業規格ＪＩＳ Ｃ １１

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。

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。

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	1.0級
500キロワット以上	1.0級
10,000キロワット以上	0.5級

(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。

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
器差試験	１回／７年以内

(c) 取り付けるその他付属装置のうち，変成器は，「日本工業規格ＪＩ Ｓ Ｃ １７３１」または「電気学会電気規格調査会標準規格ＪＥＣ

１２０１」に準じて，確度階級は，1.0級を適用すること。

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。
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」で定める特定計量器

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。 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

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 ごとの補正計測電力を需要家リスト・パターンごとに合計した値とする。

ｃ 瞬時供出電力の算出

(a) 専用線オンラインを用いる場合

瞬時供出電力は，以下のとおりとする。

ⅰ 発電リソースの場合補正計測電力

ⅱ 需要リソースの場合

三次調整力②のときは，合計基準値電力から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値とし，三次調整力①のときは，次のとおりとする。

(ⅰ)事前予測型を選択しているとき

１分基準値電力（事前予測型）から合計補正計測電力および合

計需要抑制計画電力を差し引いた値 (ⅱ)直前計測型を選択しているとき

１分基準値電力（直前計測型）から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

(b) 簡易指令システムを用いる場合

瞬時供出電力は，以下のとおりとする。

ⅰ 発電リソースの場合

(ⅰ)出力調整指令を選択しているとき補正計測電力

(ⅱ)出力変化量指令を選択しているとき

三次調整力②のときは，補正計測電力から発電計画電力を差し引いた値とし，三次調整力①のときは，補正計測電力から１分発電計画電力を差し引いた値

ⅱ 需要リソースの場合

三次調整力②のときは，合計基準値電力から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値とし，三次調整力①のときは，次のとおりとする。

(ⅰ)事前予測型を選択しているとき

１分基準値電力（事前予測型）から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

(ⅱ)直前計測型を選択しているとき

１分基準値電力（直前計測型）から合計補正計測電力および合計需要抑制計画電力を差し引いた値

(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。ただし，三次調整力①にも参入する場合，簡易指令システムに登録する送信周期は１分とする。

三次調整力①のときは，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イスが，「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約定量に基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発電機または需要家リスト・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)故意に供出可能量を超えて入札する行為

(14)発動指令に対し，故意に応動しない等，故意にΔｋＷ約定量にもとづく調整を行わない行為

(15)故意に実態とかい離した発電販売計画・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，発電機または需要家リスト・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，発電機ごとの，または，属地エリアごと，商品区分ごと，基準値の設定方法ごとにすべての需要家リスト・パターンに対して共通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。

(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，市場運営者が必要と認める場合は，単価の算定根拠を確認する。

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，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 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，需要家リスト・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Ｖ１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０キロワット時から登録する（最下限値が０キロワット時以外の場合は，最下限値を０キロワット時とみなして，調整電力量料金の算定を行う）。

８ 発電リソースの場合，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，最低出力未満はこの限りではない。

また，需要家リスト・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。

（需要家リスト・パターンの登録）

第19条 取引会員は，属地エリアごと，商品区分ごとに最大20パターンまで需要家リスト・パターンを登録することができる。なお，取引会員は三次調整力①で登録された需要家リスト・パターンを用いて三次調整力②の商品区分においても取引することができる。

２ 取引会員は，需要家リスト・パターンの変更を希望する場合は，四半期ごとに以下のいずれかのスケジュールで需給調整市場システムに登録する。

(1) 10月１日付取引から変更する場合：４月１日から６月30日まで

(2) １月１日付取引から変更する場合：７月１日から９月30日まで

(3) ４月１日付取引から変更する場合：10月１日から12月31日まで

(4) ７月１日付取引から変更する場合：１月１日から３月31日まで

３ 需要家のスイッチングやトラブルに伴い需要家リスト・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，変更後の需要家リスト・パターンが第26条（取引対象のΔ ｋＷ）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需要家リスト・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需要家リスト・パターンに登録することはできないものとする。

５ 三次調整力②としてのみ供出可能な需要家リスト・パターンと三次調整力①として供出可能な需要家リスト・パターンの間で需要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 三次調整力①の場合，取引会員は，需要家リスト・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，同一の系統コードにおいて需要家リスト・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 三次調整力①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，四半期ごとに第２項のいずれかのスケジュールで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三次調整力①での取引を希望する場合，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，需要家リスト・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・パターンの間で重複して登録することはできないものとする。

（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更改された場合は，取引会員は更改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）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（確認項目）

第22条 取引規程別冊（三次調整力②）および取引規程別冊（三次調整力①）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）および取引規程別冊（三次調整力①）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）および取引規程別冊（三次調整力①）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）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（取引対象のΔｋＷ）

第26条 取引規程別冊（三次調整力②）および取引規程別冊（三次調整力①）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）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（実施日）

第28条 取引規程別冊（三次調整力②）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（ΔｋＷの入札単位）

第29条 取引規程別冊（三次調整力②）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（入札受付時間）

第30条 取引規程別冊（三次調整力②）および取引規程別冊（三次調整力①）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）および取引規程別冊（三次調整力①）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）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（約定の通知）

第33条 取引規程別冊（三次調整力②）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（計画等の提出）

第34条 取引規程別冊（三次調整力②）および取引規程別冊（三次調整力①）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）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（約定した発電機または需要家リスト・パターンの差替え）

第36条 取引規程別冊（三次調整力②）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（発電機または需要家リスト・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）および取引規程別冊（三次調整力①）による。

（ΔｋＷの供出協力）

第38条 取引規程別冊（三次調整力②）および取引規程別冊（三次調整力①）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）および取引規程別冊（三次調整力①）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)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)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する。

また，第37条（発電機または需要家リスト・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（1.5） 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（1.5）

なお，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Δ ｋＷ）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およびペナルティ料金Ⅱ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。

(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) 取引会員は対象日，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もしく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

（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，

および，監督機関への報告(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歴月内で同一の発電機または需要家リスト・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，市場運営者は不適合を引き起こした発電機または需要家リスト・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，同一の発電機について同一の提供期間において三次調整力②および三次調整力①のいずれにも約定があり，アセスメントⅡの不適合が判明した場合，不適合回数は三次調整力①の不適合として加算するものとする。

(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発電機または需要家リスト・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) 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，取引停止処分および不適合回数の積算の対象外とする。

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電源Ⅱ契約等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) 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) 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，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

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)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，電源Ⅱ周波数調整力契約または電源Ⅱ需給バランス調整力契約を締結している場合を除く。

(2) 発電機および需要家リスト・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ができないと判断した場合

（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，発電機または需要家リスト・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。

(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から下げ調整電力量料金を差し引いた金額とする。ただし，上げ調整電力量料金が下げ調整電力量料金を下回る場合は，調整電力量料金は，下げ調整電力量料金から上げ調整電力量料金を差し引いた金額とする。

なお，リソースが，本市場とは別に電源Ⅱ契約等を締結している場合，当該電源Ⅱ契約等における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，発電機または需要家リスト・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，発電機または需要家リスト・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（電源Ⅱ契約等を締結していない場合は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。

(4) 売買手数料

売買手数料は，発電機または需要家リスト・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

約定料金および上げ調整電力量料金支払い時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

ペナルティ料金および下げ調整電力量料金支払い時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，属地エリアの一般送配電事業者が取引会員に支払う約定料金および上げ調整電力量料金ならびに取引会員が属地エリアの一般送配電事業者に支払う下げ調整電力量料金，ペナルティ料金および売買手数料に，それぞれ消費税等相当額を加算するものとする。

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，料金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。

２ 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 般送配電事業者から支払われる金額（約定料金および調整電力量料金〔料金算定 期間において上げ調整電力量料金が下げ調整電力量料金を上回る場合に限る。〕） について，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。

３ 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，取引会員から支払われる金額（調整電力量料金〔料金算定期間において下げ調整電力量料金が上げ調整電力量料金を上回る場合に限る。〕，ペナルティ料金および売買手数料）について，取引会員に対して請求書を送付するものとする。

４ 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市場運営者が認め，その旨を市場運営者が取引会員に通知した場合

５ 取引会員が第４項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４項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

４項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４項まで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４項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。

６ 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。

７ 第４項および第５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。

８ 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，再算定の結果，再算定後の料金と既に通知し，または請求した料金との間に差額が発生した場合は，次の料金支払いにあわせて精算するものとする。

９ 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64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。

10 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９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号に準ずる。

11 リソースが本市場とは別に電源Ⅱ契約等を締結している場合は，当該電源Ⅱ契約等とあわせて料金等の授受を行う。

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，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カ月以内に，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 取引会員および市場運営者は，本市場の取引に関する情報について，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，「電気事業法」および関係法令にもとづく監督官庁の要請に対して当該監督官庁に提示する場合は，この限りではない。

（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) 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。

（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。

（言語）

第61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62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63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しないものとする。

(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64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，毎年度３月末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。

目 次

第３章 事前審査

第21条 （性能確認） 30

第22条 （確認項目） 31

第23条 （性能データに関わる提出資料） 32

第24条 （実働試験の実施方法） 33

第４章 取引の実施

第25条 （取引） 36

第26条 （取引対象のΔｋＷ） 36

第27条 （取引の実施方法） 37

第28条 （実施日） 37

第29条 （ΔｋＷの入札単位） 37

第30条 （入札受付時間） 37

第５章 入札

第31条 （入札方法等） 38

第６章 約定処理

第32条 （約定） 38

第33条 （約定の通知） 39

第34条 （計画等の提出） 39

第７章 調整の実施

第35条 （調整の実施の原則） 40

第36条 （約定した発電機または需要家リスト・パターンの差替え） 40

第37条 （発電機または需要家リスト・パターンにおけるトラブル対応） 41

第38条 （ΔｋＷの供出協力） 42

第８章 アセスメント

第39条 （アセスメント） 42

第３章 事前審査

（性能確認）

第21条 取引会員は第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，登録された発電機または需要家リスト・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，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，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，需要家リスト・パターンを用いる場合は，原則として需要家リスト・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，発電機または需要家リスト・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，需給x x市場システムを通じて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」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 市場において当該発電機または需要家リスト・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，需要家のスイッチングやトラブルに伴い需要家リスト・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

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，発電販売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

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) 需要家リスト・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・パターンに属さない需要者を含まないこと。

三次調整力②としてのみ供出可能な需要家リスト・パターンと三次調整力①として供出可能な需要家リスト・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・パターンの間で需要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契約等があ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，監視間隔が確認できるものおよび発電実績として収集保存されたデータ。ただし，電源Ⅱ契約等があ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契約等があ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 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契約等の契約書の写しをもってこれに代えることができる。

ロ 発電機の場合は出力変化曲線，需要家リスト・パターンの場合は実証事業等の抑制実績（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，出力変化曲線や抑制実績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45分以内であること。 (ﾛ) ３時間以内で以下の何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％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 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。ただし，電源

Ⅱ契約等があ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 発電機の場合は出力変化曲線，需要家リスト・パターンの場合は実証事業

等の抑制実績（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

(ｲ) 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。

(ﾛ) 需要家リスト・パターンの場合は，登録された供出可能量の需要抑制が

３時間以上継続していること。

(6) 並列可否

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) 需要家リスト・パターン需要家リスト・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) 発電機の場合は，発電計画電力，発電実績，応動実績

(2) 需要家xxx・xxxxの場合は，ベースライン，需要実績，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。

(1) 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（属地エリアにおいて中給システムと簡易指令システムが未接続の場合においては，指令を出さないとき）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45分前までに指令を実施する。ただし，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，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，応動実績の許容範囲は以下のとおりとする。 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，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い，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の場合は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）から発電計画電力を差し引いた値をいう（以下，「発電リソースの場合の指令量」という）。

(2) 需要家リスト・パターンを用いる場合

イ 実働試験は需要家リスト・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（属地エリアにおいて中給システムと簡易指令システムが未接続の場合においては，指令を出さないとき）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45分前までに取引会員に指令を実施する。ただし，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需要家リスト・パターンの，５分ごとの，実働試験基準値電力，需要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，リソース単位での実働試験基準値電力，需要実績および応動実績

（リソース単位に配分した指令値を含む）を提出する場合，需要家リスト・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分ごとの需要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(ﾍ)により提出された５分ごとの実働試験基準値電力，需要実績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，応動実績の許容範囲は以下のとおりとする。 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（以下，「需要リソースの場合の指令量」という）。

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，45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

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発電機または需要家リスト・パターンの供出可能量を上限とする。

(8) 最低入札量

通信設備が専用線オンラインの場合は5,000キロワット，簡易指令システムの場合は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発電機または需要家リスト・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），需要家リスト・パターン番号（需要リソース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。

また，同一発電機および同一需要家リスト・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。

ただし，取引会員は，発電機または需要家リスト・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。また，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需要家リスト・パターンを用いることはできない。

２ 三次調整力①と三次調整力②のいずれにも入札できる発電機の場合で，供出を希望する実需給日の同一の時間帯において既に三次調整力①に約定しているときは，入札量上限から三次調整力①に約定した当該発電機の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，当該発電機のΔｋＷ約定量の合計値とする）を差し引いた量を超えて，当該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。

３ 三次調整力①と三次調整力②のいずれにも入札できる需要家リスト・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三次調整力①に約定しているときは，当該需要家リスト・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。

４ 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または連系線の運用容量制約等により，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) 約定した発電機または需要家リスト・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) 約定したリソースが発電リソースの場合，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。

(2) 約定したリソースが需要リソースの場合，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，約定した需要家リスト・パターン番号と基準値計画に記載された需要家リスト・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。

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。ただし，簡易指令システムが中給システムに直接接続することとなった場合，簡易指令システムでの指令方法が変更となることがある。

なお，同一の系統コードの発電機において，同一提供期間に異なる商品区分で約定している場合，当該提供期間の三次調整力②の約定は，三次調整力①が約定しているものとして指令を行う。

(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，発電販売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電源Ⅱ契約等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。

４ 電源Ⅱ契約等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。

（約定した発電機または需要家リスト・パターンの差替え）

第36条 取引会員が，約定した発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リスト・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，差替え後の発電機を複数とすることは可能とする。

また，以下のいずれかに該当する場合は，差替えを行うことができない。

(1) 発電機を用いた差替えを行う場合

同一の時間帯において三次調整力①または三次調整力②に約定している発電機の場合，当該発電機の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，当該発電機の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，当該発電機を用いた差替えを行うこと。

なお，入札期間中および約定処理中の発電機に係る差替えは，当該発電機が約定しているものと見なして扱う。

(2) 需要家リスト・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需要家リスト・パターンを用いること。

ロ 同一の時間帯において三次調整力②に約定している需要家リスト・パターンの場合，当該需要家リスト・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場合は，当該需要家リスト・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，当該需要家リスト・パターンを用いた差替えを行うこと。

ハ 三次調整力①または三次調整力②に約定した需要家リスト・パターンの差替えを希望する場合で，差替え後の需要家リスト・パターンとして，差替え前の需要家リスト・パターンと同一時間帯の異なる商品に約定している需要家リスト・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需要家リスト・パターンに係る差替えは，当該需要家リスト・パターンが約定しているものと見なして扱う。

なお，差替え後の発電機または需要家リスト・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，複数の発電機に差替える場合は，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，差替え前の発電機のΔｋＷ約定量を差替え後のそれぞれの発電機へ配分した値とし，それぞれの発電機ごとに評価を行う。

２ 第１項により差替えを希望する場合は，差替え後の発電機または需要家リスト・パターンは，連系線の運用容量に影響を与えないよう，差替え前の発電機または需要家リスト・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，ΔｋＷ約定単価を差替え前の発電機または需要家リスト・パターンのΔｋＷ約定単価以下の値へ変更することができるものとする。

（発電機または需要家リスト・パターンにおけるトラブル対応）

第37条 約定した発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リス ト・パターンについて，第36条（約定した発電機または需要家リスト・パター ンの差替え）に準じて代替する発電機（複数の発電機による代替も可能とする）または需要家リスト・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発電機または需

要家リスト・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。

(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発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リスト・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。

３ 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， ΔｋＷ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（発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リスト・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出来ない場合

(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発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リスト・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，ΔｋＷ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三次調整力①に約定している場合は，三次調整力①とあわせてアセスメントⅠを実施するものとする。

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とする。

また，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) 発電リソースの場合

発電上限電力－発電計画電力－電源Ⅰ契約等契約電力 (ﾛ) 需要リソースの場合

合計基準値電力－合計需要抑制計画電力－電源Ⅰ契約等契約電力ロ 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) 発電リソースの場合

発電上限電力－発電計画電力－電源Ⅰ契約等契約電力－控除ΔｋＷ約定

量

(ﾛ) 需要リソースの場合

合計基準値電力－合計需要抑制計画電力－電源Ⅰ契約等契約電力－控除 ΔｋＷ約定量

上式の電源Ⅰ契約等契約電力は，電源Ⅰ周波数調整力契約，電源Ⅰ需給バランス調整力契約および電源Ⅰ´厳気象対応調整力契約（以下，「電源Ⅰ契約等」という）における契約電力（当該リソースが直接電源Ⅰ契約等を締結している場合に限らず，当該リソースが電源Ⅰ契約等を締結している他のリソースを代替している場合の代替供出分も含めるものとする）とし，控除Δ ｋＷ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。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，ΔｋＷ約定量は，当 該リソースのΔｋＷ約定量の合計値としてアセスメントⅡを実施する。

なお，同一リソースが同一提供期間において三次調整力①に約定している場合は，三次調整力②の約定量に対しても取引規程別冊（三次調整力①）第39条

（アセスメント）（3）に定めるアセスメントⅡを実施し，その判定の結果を適用するものとする。

また，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。

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

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。

(ｲ) 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％

(ﾛ) 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％」

(ﾊ) 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％」

上式の指令量は，発電リソースの場合は発電リソースの場合の指令量とし，需要リソースの場合は需要リソースの場合の指令量（第24条〔実働試験の実 施方法〕(2)ロ(ﾛ)ｃにおける実働試験基準値電力は基準値と読み替えるもの とする）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。

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，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から，供出電力（30分）を次のとお り算定する。

(ｲ) 専用線オンライン接続リソースの場合 ａ 発電リソースの場合

受信した瞬時供出電力から30分コマごとの平均値を算出し，その平均値から発電計画電力を差し引いた値

ｂ 需要リソースの場合

受信した瞬時供出電力を30分コマごとに平均した値 (ﾛ) 簡易指令システム接続リソースの場合

ａ 発電リソースで出力調整指令（数値指令）を選択している場合

受信した瞬時供出電力から30分コマごとの平均値を算出し，その平均値から発電計画電力を差し引いた値

ｂ 発電リソースで出力変化量指令を選択している場合または需要リソースの場合

受信した瞬時供出電力を30分コマごとに平均した値

(3) 約定したリソースが電源Ⅱ契約等を締結し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。

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。

目 次

第３章 事前審査

第21条 （性能確認） 46

第22条 （確認項目） 47

第23条 （性能データに関わる提出資料） 48

第24条 （実働試験の実施方法） 49

第４章 取引の実施

第25条 （取引） 55

第26条 （取引対象のΔｋＷ） 55

第27条 （取引の実施方法） 56

第28条 （実施日） 56

第29条 （ΔｋＷの入札単位） 56

第30条 （入札受付時間） 56

第５章 入札

第31条 （入札方法等） 57

第６章 約定処理

第32条 （約定） 57

第33条 （約定の通知） 58

第34条 （計画等の提出） 58

第７章 調整の実施

第35条 （調整の実施の原則） 60

第36条 （約定した発電機または需要家リスト・

パターンの差替え） 61

第37条 （発電機または需要家リスト・パターン

におけるトラブル対応） 62

第38条 （ΔｋＷの供出協力） 63

第８章 アセスメント

第39条 （アセスメント） 63

別表 71

第３章 事前審査

（性能確認）

第21条 取引会員は第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，登録された発電機または需要家リスト・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，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，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，需要家リスト・パターンを用いる場合は，原則として需要家リスト・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，発電機または需要家リスト・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，需給x x市場システムを通じて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」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 市場において当該発電機または需要家リスト・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，需要家のスイッチングやトラブルに伴い需要家リスト・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。

また，需要家リスト・パターンの需要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。

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

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，電源Ⅱ契約等を締結している発電機に対して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，Ｅ ＤＣ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 販売計画（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

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) 需要家リスト・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。

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・パターンに属さない需要者を含まないこと。

三次調整力②としてのみ供出可能な需要家リスト・パターンと三次調整力①として供出可能な需要家リスト・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・パターンの間で需要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契約等があ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，監視間隔が確認できるものおよび発電実績として収集保存されたデータ。ただし，電源Ⅱ契約等があ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契約等があ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 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契約等の契約書の写しをもってこれに代えることができる。

ロ 発電機の場合は出力変化曲線，需要家リスト・パターンの場合は実証事業等の抑制実績（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，出力変化曲線や抑制実績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27点以上が第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％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 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。ただし，電源

Ⅱ契約等があ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 発電機の場合は出力変化曲線，需要家リスト・パターンの場合は実証事業

等の抑制実績（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，出力変化曲線や抑制実績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27点以上が第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) 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。 (ﾛ) 需要家リスト・パターンの場合は，登録された供出可能量の需要抑制が

３時間以上継続していること。

(6) 並列可否

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) 需要家リスト・パターン需要家リスト・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) 発電機の場合は，発電計画電力，発電実績，応動実績

(2) 需要家リスト・パターンの場合は，ベースライン，需要実績，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。

(1) 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（属地エリアにおいて中給システムと簡易指令システムが未接続の場合においては，指令を出さないとき）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，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27点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，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(b)ⅰ(ⅱ)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，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27点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，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(b)ⅰ(ⅰ)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(a)ⅰ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から算定した１分ごとの平均電力を指す。

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％」

(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。

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，電源Ⅱ契約等を締結している場合で， 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，電源Ⅱ契約等を締結してい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) 電源Ⅱ契約等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) 需要家リスト・パターンを用いる場合

イ 実働試験は需要家リスト・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（属地エリアにおいて中給システムと簡易指令システムが未接続の場合においては，指令を出さないとき）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，当該時間の終了時刻から３分以内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需要実績を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 る試験対象の需要家リスト・パターンの，１分基準値電力（事前予測型），

１分ごとの需要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。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分ごとの需要実績および試験時間における１分基準値電力（直前計測型）と，１分ごとの需要実績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），需要実績および応

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，需要家リスト・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分ごとの需要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(ﾍ)により提出された１分ごとの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），需要実績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27点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) 電源Ⅱ契約等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，電源Ⅱ契約等を締結していない発電機または需要家リスト・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，当面の間，15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

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発電機または需要家リスト・パターンの供出可能量を上限とする。

(8) 最低入札量

通信設備が専用線オンラインの場合は5,000キロワット，簡易指令システムの場合は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。

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。

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。

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発電機または需要家リスト・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），需要家リスト・パターン番号（需要リソース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。

また，同一発電機および同一需要家リスト・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。

ただし，取引会員は，発電機または需要家リスト・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。また，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需要家リスト・パターンを用いることはできない。

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または連系線の運用容量制約等により，第１項のとおり約定しないことがある。

３ 市場運営者は，実需給日に対応する前週火曜日の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) 約定した発電機または需要家リスト・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) 約定したリソースが発電リソースの場合，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し，簡易指令システムで接続し，出力変化量指令を選択した場合は，１分発電計画電力計画を，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。登録後に１分発電計画電力計画を変更する場合は，各30分コマの実需給の開始時刻の１時間前までに需給調整市場システムに再登録する（商品ブロックの開始時刻の１時間前までに

１分発電計画電力計画の登録が間に合わなかった場合は，再登録はできないものとする）。ただし，再登録をする１分発電計画電力計画に含まれる30分コマのうち，開始時刻が再登録をする時刻から１時間未満の30分コマの１分発電計画電力は，すでに登録されている１分発電計画電力計画の当該30分コマの１分発電計画電力から変更することはできないものとする。

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，発電上限および１分発電計画電力計画は第39条（アセスメント）に用いる。

(2) 約定したリソースが需要リソースの場合は以下のとおりとする。イ 事前予測型を選択しているとき

取引会員は，基準値計画および１分基準値電力計画（事前予測型）を記載した事前予測型基準値計画を，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。

ロ 直前計測型を選択しているとき

(ｲ) 簡易指令システムで接続する場合，取引会員は，約定した需要リソースの商品ブロックの開始時刻の５分前から開始時刻までの１分ごとの需要実績を，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。専用線オンラインで接続する場合，取引会員は，約定した需要リソースの商品ブロックの開始時刻の５分前から開始時刻までの，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を，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。

(ﾛ) 約定した需要リソースの１分基準値電力（直前計測型）は，約定した需要リソースの商品ブロックの開始時刻の５分前から開始時刻までの(ｲ)の

１分ごとの需要実績の平均値とする。ただし，(ｲ)の１分ごとの需要実績が送信されなかった場合は，送信された(ｲ)の１分ごとの需要実績の平均値を１分基準値電力（直前計測型）とみなす。

なお，(ｲ)の１分ごとの需要実績が当該時間の終了時刻から３分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所定の様式による通知が行われた場合には，送信されたものとする。

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。

(ﾊ) 同一の需要家リスト・パターンが連続して三次調整力①に約定している場合は，最初の商品ブロックの１分基準値電力（直前計測型）を，当該連続して約定している商品ブロックのすべてに適用するものとする。

(ﾆ) 小売電気事業者ごとの内訳を記載した直前計測型基準値内訳実績を，商 品ブロックの属する月の翌月10日までに需給調整市場システムに登録する。

(ﾎ) 小売電気事業者ごとの基準値は，１分基準値電力（直前計測型）を２で除した値を，当該30分コマの直前計測型基準値内訳実績の小売電気事業者ごとの基準値相当の需要実績を直前計測型基準値内訳実績の合計値で除した比率で按分した値（以下，「修正後基準値」という）とする。小売電気事業者ごとの修正後基準値の合計値が１分基準値電力（直前計測型）を２で除した値と一致しない場合は，直前計測型基準値内訳実績のうち最初に記載された小売電気事業者の基準値は１分基準値電力（直前計測型）を２で除した値から，当該小売電気事業者以外の修正後基準値の合計値を差し引いた値とする。

なお，基準値計画，１分基準値電力計画（事前予測型）および１分基準値電力計画（直前計測型）は第39条（アセスメント）に用いる。

また，約定した需要家リスト・パターン番号と基準値計画，事前予測型基準値計画または直前計測型基準値内訳実績に記載された需要家リスト・パターン番号が異なる場合は，基準値計画，事前予測型基準値計画および直前計測型基準値内訳実績が提出されなかったものとする。

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，指令方法は次のとおりとする。

なお，同一の系統コードの発電機において，同一提供期間に異なる商品区分で約定している場合，当該提供期間の三次調整力②の約定は，三次調整力①が約定しているものとして指令を行う。

(1) 簡易指令システムで指令を行う場合

イ 到達時刻の15分前までに指令を行うこととし，到達時刻から終了時刻（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。また，約定した最初の商品ブロックの指令は，商品ブロック開始後15分を到達時刻とした指令を行う。

なお，同一の系統コードのリソースにおいて連続して約定し，後続の商品ブロックが三次調整力①の場合，当該後続の約定した最初の商品ブロックの指令は，商品ブロック開始時刻を到達時刻とした指令を行う。

ロ 指令値を変更する場合は，到達時刻の15分前までに指令を行う。この場合，到達時刻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。

ハ 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。ただし，提供期間の最初の30 分コマの開始時刻から15分後を到達時刻とする指令が行われなかった場合は，発電販売計画（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）にもとづいた運転を継続 する（この場合，指令量はゼロとみなす）。

ニ 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。

(2) 専用線オンラインで指令を行う場合

イ 電源Ⅱ契約等を締結している発電機の場合

別表に定める属地エリアの一般送配電事業者のＥＤＣ指令周期ごとに，指令を行う。ＥＤＣ・ＬＦＣ信号を一括して送信する場合は，ＥＤＣ・ＬＦＣそれぞれの演算結果を合算した指令とする（ＬＦＣを除外している時間を除く）。

ただし，手動で指令値を送信する場合は，ＥＤＣ指令周期によらず，需給調整市場システムへデータ登録されたＥＤＣ変化速度で指令値まで到達する時間またはＥＤＣ目標時刻のいずれか長いほうを到達時刻とする指令を行うこととする。

なお，指令を出力増減指令（接点信号）により行う場合，属地エリアの一般送配電事業者が指令を作成するための目標値として用いた数値を第24条

（実働試験の実施方法）および第39条（アセスメント）に定める指令値として扱うこととし，第24条（実働試験の実施方法）(1)ロ(ﾛ)および第39条（アセスメント）(3)に定める評価により第26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件の不適合が判明したときは，取引会員の求めに応じ，事後的に属地エリアの一般送配電事業者から取引会員に対し所定の様式により，不適合となった30分コマの目標値を開示することとする。また，別表に定めるＥＤＣ目標時刻がＥＤＣ演算周期よりも短い指令を行う場合で，第24条（実働試験の実施方法）(1)ロ(ﾛ)および第39条（アセスメント）(3)に定める評価により第 26条（取引対象のΔｋＷ）に定める要件の不適合が判明したときは，取引会員の求めに応じ，事後的に属地エリアの一般送配電事業者から取引会員に対し，所定の様式により，不適合となった30分コマのＥＤＣ演算周期において算定された指令値を開示することとする。

ロ 電源Ⅱ契約等を締結していない発電機の場合，または需要家リスト・パターンを用いる場合

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分後を到達時刻とする指令を行う。指令の間隔は当面の間，15分とする。

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電源Ⅱ契約等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。

４ 電源Ⅱ契約等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。

（約定した発電機または需要家リスト・パターンの差替え）

第36条 取引会員が，約定した発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リスト・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，差替え後の発電機を複数とすることは可能とする。

また，以下のいずれかに該当する場合は，差替えを行うことができない。

(1) 発電機を用いた差替えを行う場合

同一の時間帯において三次調整力①または三次調整力②に約定している発電機の場合，当該発電機の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，当該発電機の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，当該発電機を用いた差替えを行うこと。

なお，入札期間中および約定処理中の発電機に係る差替えは，当該発電機が約定しているものと見なして扱う。

(2) 需要家リスト・パターンを用いた差替えを行う場合

イ 三次調整力②のみに供出可能な需要家リスト・パターンを用いること。 ロ 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需要家リスト・

パターンを用いること。

ハ 同一の時間帯において三次調整力①に約定している需要家リスト・パターンの場合，当該需要家リスト・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場合は，当該需要家リスト・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，当該需要家リスト・パターンを用いた差替えを行うこと。

ニ 三次調整力①または三次調整力②に約定した需要家リスト・パターンの差替えを希望する場合で，差替え後の需要家リスト・パターンとして，差替え前の需要家リスト・パターンと同一時間帯の異なる商品に約定している需要家リスト・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需要家リスト・パターンに係る差替えは，当該需要家リスト・パターンが約定しているものと見なして扱う。

なお，差替え後の発電機または需要家リスト・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，複数の発電機に差替える場合は，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，差替え前の発電機のΔｋＷ約定量を差替え後のそれぞれの発電機へ配分した値とし，それぞれの発電機ごとに評価を行う。

２ 第１項により差替えを希望する場合は，差替え後の発電機または需要家リスト・パターンは，連系線の運用容量に影響を与えないよう，差替え前の発電機または需要家リスト・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，ΔｋＷ約定単価を差替え前の発電機または需要家リスト・パターンのΔｋＷ約定単価以下の値へ変更することができるものとする。

４ 取引規程別冊（三次調整力②）第30条（入札受付時間）に定める三次調整力②の入札受付時間および取引規程別冊（三次調整力②）第32条（約定）に定める約定処理の実施中においては，提供期間が実需給前日となる三次調整力①の差替えを行うことはできない。

（発電機または需要家リスト・パターンにおけるトラブル対応）

第37条 約定した発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リス ト・パターンについて，第36条（約定した発電機または需要家リスト・パター ンの差替え）に準じて代替する発電機（複数の発電機による代替も可能とする）または需要家リスト・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発電機または需要家リスト・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。

(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発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リスト・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。

３ 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， ΔｋＷ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（発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リスト・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出来ない場合

(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発電機または需要家リスト・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発電機または需要家リスト・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，ΔｋＷ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三次調整力②に約定している場合は，三次調整力②とあわせてアセスメントⅠを実施するものとする。

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) 発電リソースの場合

発電上限電力－発電計画電力－（電源Ⅰ契約等契約電力－電源Ⅰ需給バランス調整力契約電力）

(ﾛ) 需要リソースの場合

合計基準値電力－合計需要抑制計画電力－（電源Ⅰ契約等契約電力－電源Ⅰ需給バランス調整力契約電力）

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) 発電リソースの場合

発電上限電力－発電計画電力－（電源Ⅰ契約等契約電力－電源Ⅰ需給バランス調整力契約電力）－控除ΔｋＷ約定量

(ﾛ) 需要リソースの場合

合計基準値電力－合計需要抑制計画電力－（電源Ⅰ契約等契約電力－電源Ⅰ需給バランス調整力契約電力）－控除ΔｋＷ約定量

上式の電源Ⅰ契約等契約電力は，電源Ⅰ周波数調整力契約，電源Ⅰ需給バラ ンス調整力契約および電源Ⅰ´厳気象対応調整力契約（以下，「電源Ⅰ契約等」という）における契約電力（当該リソースが直接電源Ⅰ契約等を締結している 場合に限らず，当該リソースが電源Ⅰ契約等を締結している他のリソースを代 替している場合の代替供出分も含めるものとする）とし，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約定量の合計値とする。

(2) 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とする。

また，以下に該当する場合は，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 発電リソースの場合

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で，１分発電計画電力計画が，未提出のとき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」に準拠しないとき

ロ 需要リソースの場合

(ｲ) 事前予測型を選択しているとき

事前予測型基準値計画が，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

(ﾛ) 直前計測型を選択しているとき

ａ 簡易指令システムで接続する場合で，約定した商品ブロックの開始時刻（同一の需要家リスト・パターンが連続して約定している場合は，最初の商品ブロックの開始時刻とする）の５分前からの１分ごとの需要実

績が計測点５点のうち１点も送信されなかったとき，または専用線オンラインで接続する場合で，約定した商品ブロックの開始前５分間（同一の需要家リスト・パターンが連続して約定している場合は，最初の商品ブロックの開始前５分間とする）における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が１点も送信されなかったとき。なお，上記の需要実績が当該時間の終了時刻から３分以内に送信され 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所定の様式による通知が行われた場合には，送信された

ものとする。

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。

ｂ 直前計測型基準値内訳実績が未提出の場合

(3) 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）ものとする。

アセスメントⅡは，ロで算定する供出電力（1分）がイで算定する許容範囲内であることを１分ごとに確認することとし，計測点30点のうち27点以上が許容範囲内である場合に指令に従い調整したと判定する。

なお，同一リソースが同一提供期間において三次調整力②に約定している場合は，三次調整力②の約定量に対しても上記アセスメントⅡを実施するものとする。

また，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３分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所 定の様式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（1分）が算定できなかったときは，当該供出電力（1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における許容範囲は，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 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除く時間指令量±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

「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

「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 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。

ただし，到達時刻の15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除く時間指令値±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

「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

「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。

なお，ＥＤＣ制御を行った場合，「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。

ⅰ 専用線オンラインで接続し，電源Ⅱ契約等を締結している場合 (ⅰ)ＥＤＣ制御を行った場合

属地エリアの一般送配電事業者が指令を送信してから別表に定 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，「指令値変更 に伴い応動している時間」は属地エリアの一般送配電事業者がx x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。

(ⅱ)手動で指令値を送信する場合

需給調整市場システムへデータ登録されたＥＤＣ変化速度で応動したときに送信された指令値に到達するまでの時間または(ⅰ)で算定されるＥＤＣ制御を行った場合の「指令値変更に伴い応動している時間」のいずれか長いほうを「指令値変更に伴い応動している時間」として扱う。

ⅱ 専用線オンラインで接続し，電源Ⅱ契約等を締結してい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ⅰ，ⅱ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。

ｂ 需要家リスト・パターンを用いる場合

(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±当該30分コマのΔｋＷ約定量×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－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％」

(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＋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，簡易指令システムにて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。

なお，上記ⅰ，ⅱ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。ただし，到達時刻の15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。

(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複数約定している場合，当該リソースのΔｋＷ約定量の合計値とする。

(ﾊ) 電源Ⅱ契約等を締結していない場合，(ｲ)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，約定した商品ブロックの前の提供期間において，三次調整力②または三次調整力①が約定している場合を除き，以下のとおり扱う。

ａ 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ときは，約定した商品ブロック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) 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，約定した商品ブロック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。

(c) 専用線オンラインで接続するときは，約定した商品ブロック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。

ｂ 需要家リスト・パターンを用いる場合

(a) 簡易指令システムで接続するときは,約定した商品ブロック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，約定した商品ブロックの初回の指令値に対する変更前指令量はゼロとする。

(ﾆ) 同一の系統コードのリソースが，簡易指令システムで接続または専用線オンラインで接続（需要家リスト・パターンまたは電源Ⅱ契約等を締結していない発電機）する場合，三次調整力①に約定している提供期間の前の提供期間において，三次調整力②に約定しているときは，三次調整力①の提供期間の開始時刻を到達時刻とする指令値変更について，変更前指令値と変更後指令値の差が三次調整力①の約定量を超えている場合に限り，

「指令値変更に伴い応動している時間」は45分間とする。

(ﾎ) 同一の系統コードのリソースが，簡易指令システムで接続または専用線オンラインで接続（需要家リスト・パターンまたは電源Ⅱ契約等を締結していない発電機）する場合，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，三次調整力①に約定しているときは，三次調整力②の提供期間の開始時刻を到達時刻とする指令値変更について，「指令値変更に伴い応動している時間」は45分間とする。

(ﾍ) 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(ｲ)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。

ロ 供出電力（1分）の算定

属地エリアの一般送配電事業者は，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から，供出電力（1分）を次のとおり算定する。

(ｲ) 専用線オンライン接続リソースの場合

受信した瞬時供出電力から算出した１分ごとの平均電力 (ﾛ) 簡易指令システム接続リソースの場合

受信した瞬時供出電力

(4) 以下に該当する30分コマについては，アセスメントⅡの対象外とする。（ただし，(3)ロで算定した供出電力（1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。）

イ 約定したリソースが電源Ⅱ契約等を締結しΔｋＷ約定量以上の余力の部分を使用した時間を含む場合

ロ 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時間を含む場合

ハ 専用線オンラインを用いて接続するリソースの場合で，ＬＦＣを使用した時間を含む場合

(5) ＬＦＣ機能を有していない場合，またはＬＦＣ機能をロックしている場合に おいて，ＧＦ運転機能を使用する場合は，アセスメントⅡ実施時までに属地エ リアの一般送配電事業者が当該リソースのＧＦ運転機能の具備を確認した上で， ＧＦ成分を除去しアセスメントⅡを実施する。

ＧＦ成分を除去したアセスメントⅡは次のとおり行う。

イ (3)ロに定める供出電力（1分）が，(3)イに定める許容範囲を逸脱する場合，次の(ｲ)または(ﾛ)により，当該計測点におけるＧＦ成分を除去した供出電力（1分）を求める。

(ｲ) 別表に定める属地エリアの一般送配電事業者のＥＤＣ目標時刻がＥＤＣ演算周期と等しい場合，ＥＤＣ演算周期よりも長い場合またはＥＤＣ目標時刻について定めのない場合

ａ 許容範囲を逸脱した計測点の前後５分の範囲において，指令値が同一のときは，当該10分間の供出電力（1分）を移動平均した値

ｂ 許容範囲を逸脱した計測点の前後５分の範囲において，当該計測点と指令値が異なる時間を含むときは，指令値が異なる時間を除いた時間の供出電力（1分）を移動平均した値

(ﾛ) 別表に定める属地エリアの一般送配電事業者のＥＤＣ目標時刻がＥＤＣ演算周期よりも短い場合

ａ 許容範囲を逸脱した計測点の前後5分の範囲において，ＥＤＣ演算周期で算定される指令値が同一の場合は，当該10分間の供出電力（1分）を移動平均した値

ｂ 許容範囲を逸脱した計測点の前後５分の範囲において，当該計測点と ＥＤＣ演算周期で算定される指令値が異なる時間を含む場合は，指令値が異なる時間を除いた時間の供出電力（1分）を移動平均した値

ロ 許容範囲を逸脱した計測点の供出電力（1分）を，イで求めたＧＦ成分を除去した供出電力（1分）に置き換えてあらためて当該30分コマのアセスメントⅡを行う。

なお，30分コマに含まれる計測点の全てにおいて供出電力（1分）が許容範囲内となる場合，上記のイおよびロの処理は行なわない。

また，上記のイおよびロを行ったにも関わらず，当該30分コマのアセスメントⅡが不適合となった場合で，その不適合が，大規模電源脱落等による周波数

の変動に伴い，ＧＦ運転機能によるリソースの応動が除去しきれなかったために生じたと考えられるときは，取引会員は属地エリアの一般送配電事業者にその旨を申し出て協議を行うこととし，属地エリアの一般送配電事業者が，各計測点における許容範囲の逸脱の要因をＧＦ運転機能による応動の影響の残余によるものと認めたときは，当該計測点について許容範囲内として扱う。

(6) (3)ロに定める供出電力（1分）を30分コマごとに平均した値が，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を２倍して電力に換算した値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（1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。

別表 専用線オンラインでの指令方法（一般送配電事業者別）

	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	九州電力送配電 株式会社
ＥＤＣ 制御信号	出力調整指令 （数値指令）	出力調整指令 （数値指令）	出力調整指令 （数値指令）	出力増減指令 （接点信号）注1	出力調整指令 （数値指令）	出力調整指令 （数値指令）	出力調整指令 （数値指令）	出力調整指令 （数値指令）	出力調整指令 （数値指令）
ＥＤＣ・ＬＦＣ 信号の送信方法注2	一括注3	個別注4	個別	一括	一括	個別	一括	一括	一括
ＥＤＣ 演算周期	３分	３分	５分	５分	５分	３分	５分	５分	５分
ＥＤＣ 指令周期	３秒	３分	５分	10秒	30秒	３分	10秒	20秒	５秒
ＥＤＣ注5 目標時刻	－	３分後	５分後	10分後	５分後	３分後	10秒後	１分後	５秒後

注1：一部水力発電所に対しては出力調整指令（数値指令）を実施。

注2：ＥＤＣ・ＬＦＣ信号の送信方法については，経済負荷配分制御にもとづく指令値と負荷周波数制御にもとづく指令値について，合算して各電源等に送信する場合を一括とし，それぞれ個別に各電源等に送信する場合を個別とする。

注3：火力発電所にはＥＤＣのみの指令値も送信。

注4：一部，ＥＤＣ・ＬＦＣ一括で指令している発電所有り。

注5：上表のＥＤＣ目標時刻を超過する指令を行う場合，需給調整市場システムに登録されたＥＤＣ変化速度で指令値に到達するまでの時間をＥＤＣ目標時刻とする。

（用語の定義）

発電等機能に関連する次の用語は，本表および取引規程においてそれぞれ次の意味で使用する。

(1) 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）

(2) 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）

(3) 地域要求量（ＡＲ）

各一般送配電事業者の負荷周波数制御に用いる調n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）。

(4) 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。

(5) 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。

(6) 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，各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。

(7) 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）

（改廃履歴）

2020年 1月 9日 制定

2020年 4月 1日 改定

2020年 8月 1日 改定

2020年11月30日 改定

2021年 4月 1日 改定