読了目安：約9分対象読者：上級（系統用BESSの長期収益モデルとファイナンスの価格前提を組む事業開発担当、電力市場参加者）種別：制度解説＋事業影響分析

ベースロード市場に代わる「3年前の値札」

中長期取引市場は、小売電気事業者に課される量的な供給力確保義務とセットで設計されている新しい市場である。実需給の3年前と1年前の段階で電気を売買し、誰でも参照できる中長期の価格指標を作ることを目的とする。いまあるベースロード市場は、この市場の開設にあわせて発展的に解消される予定になっている。

市場が市場として成り立つには、売り札が十分に出ていなければならない。買い手だけ集めても値はつかない。だから一定規模以上の発電事業者に「必ず出す」義務を課す設計が採られている。今回の資料3は、その義務を数字に落とす回だった。

資料3は2部構成である。前半（p4〜p27）が市場の範囲と市場分断リスクの負担をどう設計するかを扱い、後半（p28〜p57）が「供出量を高める方策」にあたる。本稿が読むのは後半である。

会合は2026年9月16日16時から18時までオンラインで開かれ、議題は資料3の1件のみ。本稿を書いている時点で議事結果と委員意見は公表されていない。

線引きは500万kW。12社で全国の71.4%

供出を求める対象は、資料3 p30の表現で「原則として、保有する電源の最大出力の合計が500万kW以上の発電事業者」である。p31には2026年3月時点の実名と出力が並ぶ。

沖縄電力を除く旧一般電気事業者のグループと電源開発、という顔ぶれになる。線の引き方としては素直で、12社目の四国電力534万kWと、基準に届かない日本原子力発電226万kWのあいだには倍以上の開きがある。500万kWは、境界付近の事業者を割るような線ではない。

この12社の供給力は、全国の総供給力の71.4%を占める（出典は電力調査統計）。7割を押さえておけば市場に札は出る、という前提で組まれた設計である。

グループ会社の扱いも整理された。対象は「対象事業者、その親会社又はこれらが株式・持分の50%超を保有する発電事業者（当該事業者が株式・持分の50%超を保有する発電事業者を含む）」（p32）。前回のWGでは「50%以上」とするｂ案が出ていたが、支配関係を有するといえるのは50%超であるとして修正された。ちょうど50%の折半出資は、どちらのグループにも積まれない。対象事業者同士が互いに要件を満たす場合は、当事者間で供出量を割り振ることが認められる。

出す量は「小売の需要の10%」

供出を求める量は、小売電気事業者の需要電力量の10%である（p32）。これを対象の発電事業者に求め、各社の実績発電量（kWh）をベースに按分する。グループ会社の実績発電量は出資比率を乗じて合算する。

ここは読み違えやすい。分母は自社の発電量ではなく、小売側の需要である。全体で「小売の需要の10%」という総量を先に置き、それを発電実績の比で各社に割り付ける。だから各社の義務量は、自社の発電量が増減するだけでなく、他社の発電量や国全体の需要でも動く。

いったん決めた量を後で計算し直すかについては、やり直さないという整理になった（p38・ａ案）。N−3年度の時点で算定した供出量を、N−1年度で再算定せずそのまま維持する。理由も明示されている。

義務が膨らむかもしれない状態を残しておくと、発電事業者は玉を抱え込む。抱え込まれれば相対市場が痩せる。それを避けたいという理屈である。ただし電源の廃止や長期の計画外停止で供出量が過大になる場合は、対象事業者の申し出に基づいてN−1年度時点で調整する余地は残されている。

3年前に5/7、1年前に2/7

実需給年度（N年度）ごとに算定した供出量は、5/7をN−3年度の3年前商品、2/7をN−1年度の1年前商品に割り振る（p35・ａ案）。

根拠は小売側の義務にある。小売電気事業者の量的な供給力確保義務は、実需給の3年度前に想定需要の5割、1年度前に7割という水準で検討されている。買い手が3年前に5割を取りに来るのだから、売り手も3年前に5/7を出す。そろえたわけである。

この比率は固定ではない。事務局は同じ資料のp34で、3年前商品が価格指標の形成の中心になることを踏まえれば8割／2割といった配分も考えられるか、と併記している。市場開設後の入札・約定の状況を見て適時見直す方針が示されており、5/7という数字はいまのところ「小売側の義務に合わせた出発点」と読むのが正確である。

年4回、各1か月。7月・9月・11月・1月

供出のさせ方には2つの案があった。販売期間を通じて売れ残りを晒し続けるＡ案と、期間を区切って取引を集中させるＢ案である。採られたのはＢ案で、供出を求める期間は1か月間、これを年4回設定する（p42）。

理由は3つ示されている。売り手と買い手が同じ時期に参加すれば札に厚みが出て流動性に資すること。年4回あれば小売が需要見通しや相対契約の進捗に応じて調達時期を選べること。そして、売り札を長期間置き続ける事業者の負担を抑えられること。市場そのものは通年で開設され、期間外の売買入札も妨げない。

この並びは、相対取引の実務カレンダーに合わせて置かれている。資料3 p44によれば、相対契約の交渉はおおよそ毎年8月から12月に集中し、供給計画の提出は2月上旬である。7月は交渉が始まる直前、1月は交渉が終わって供給計画を出す直前にあたる。市場の日程が、相対交渉の日程を挟み込む形になっている。

後半ほど重くなる算定式

各期間にいくら出すかは、次の式で決まる（p45）。

年間必要量100の計算例が p46 に置かれている。5月に期間外の任意供出で4が約定して残96。7月は96÷4＝24を供出し、12が約定して残84。8月に期間外で9が約定して残75。9月は75÷3＝25を供出し、15が約定して残60。10月に4が約定して残56。11月は56÷2＝28を供出し、18が約定して残38。12月に8が約定して残30。1月は30÷1＝30を供出し、10が約定して残20。

7月24、9月25、11月28、1月30。後ろにいくほど1回あたりが重くなる。売れ残りが後半に寄る設計なので当然ではあるが、供出義務を負う側から見れば、1月に向けて札を出す量が膨らんでいく。期間外の任意供出による約定も年間の必要量に算入されるため、早めに売っておけば後半の負担は軽くなる。

年度末の扱いも明示された。最終回（1月）で期間開始時点の未約定残量の全量を供出し、期間終了まで札を晒し続ければ、未約定分が残っていてもその年度の供出義務は履行完了として扱う。上の例では20が売れ残ったまま終わるが、それでも義務は果たしたことになる。売る義務ではなく、出す義務である。

売れ残りは1年前へ持ち越さない

3年前商品で札を晒したのに売れ残った分をどうするか。繰り越さない、というのが結論である（p50・ｂ案）。晒した時点で供出を満たしたものと扱い、同一需給年度の1年前商品で再度の供出は求めない。

理由は2つ挙げられている。各取引年度に供出すべき量が事前に確定して予見可能性が確保されること。そしてもう1つが、電源調達側にとって効いてくる。

3年前市場で売れ残った大手電源は、1年前市場のために温存されるのではなく、N−2年度の相対市場に戻ってくる。玉が出てくるタイミングが制度的に予測可能になる、ということである。

BESSへの影響：ピーク商品が外れた

最低限設定される商品の負荷パターンも整理された。市場運営者に設定を求めるのは、3年前商品がベース商品、1年前商品がベース商品およびミドル商品（p53）。

委員・オブザーバーからは、夕方時間帯等を対象とするピーク商品を設定してほしいという要望が出ていた。事務局はこれを採らなかった。開設当初は商品数を絞って取引を集約し、各商品の流動性の確保と価格指標の形成を図ることが重要だ、という従前の整理を維持している。ただし市場運営者がピーク商品等を追加で設定することを妨げるものではないと明記されており、開設後の取引状況・調達ニーズ・供出意向を見て追加設定や見直しを検討するとされている。

負荷パターン別・事後調整の有無別の最低供出割合についても、市場開設時は総量のみを規定し、割合は設けない（p55・p57・ｂ案）。発電事業者の電源構成によって出せる負荷パターンに制約があり得ること、開設前には商品ごとの供出量や買い手の需要を見通しにくいことが理由で、開設後1年間の運用状況を踏まえて導入を検討するとされている。

ここまでがエネ庁の案である。BESS側から見ると、影響は3つに分かれる。

1. 指標の受益者になる

BESS事業者は500万kW基準に遠く及ばないので、供出義務の対象ではない。一方で、3年前・1年前のベース／ミドル価格が公的に形成されれば、充放電スプレッド収益を長期にわたって見積もるときの外部参照値ができる。これまで参照できたのは非公開の相対価格とスポット実績だけで、プロジェクトファイナンスの場で価格前提を説明するのが難しかった。そこに使える数字が増える。

2. 肝心の時間帯だけ数字が立たない

BESSの収益の中核は、安い時間に充電して高い時間に放電するスプレッドであり、その「高い時間」は主に夕方のピーク帯である。ところが最低限設定されるのはベースとミドルにとどまる。「3年後の夕方の電気はいくらか」を公的な指標で語れない状態が、当面続く。ベースとミドルの指標が整うほど、ピーク帯だけが空白として目立つことになる。委員・オブザーバーがピーク商品を求めたのも、おそらく同じ問題意識からだろう。開設後の追加設定は妨げられていないのだから、そこへの働きかけは業界にとって実利のある論点になる。

3. 相対市場のカレンダーが読める

3年前商品の売れ残りを繰り越さない整理により、売れ残った大手電源はN−2年度の相対取引に出てくる。BESSアグリゲーターが電源を相対で調達する立場にあるなら、この時期は調達の好機として見込める。あわせて、年4回の供出期間（7月・9月・11月・1月）には大手の売り札が集中するので、相対交渉の水準もこのカレンダーに引きずられる。交渉のタイミングを合わせる価値はある。

なお、資料3の前半にある市場範囲と市場分断リスクの負担の設計は、本稿では扱っていない。

よくある質問

編集部の見立て

1. 5/7という配分は出発点であって着地点ではない。事務局自身がp34で8割／2割を併記しており、しかも「3年前商品が価格指標形成の中心」という理由づけまで書いている。3年前へ寄せる方向の圧力は、すでに資料の中にある。長期収益モデルを組むなら、3年前商品の厚みは今の5/7より増える側に振れ得ると見ておくほうが安全である。
2. ピーク商品の見送りは、BESS業界にとって数少ない「まだ動かせる」論点である。事務局は拒否したのではなく、開設当初は絞ると言っている。市場運営者による追加設定を明示的に認めてもいる。開設前の今が、根拠をそろえて要望を出すタイミングとしては最も効く。
3. この市場の設計は、BESSを当事者として想定していない。供出義務の対象でもなければ、最低限設定される商品もBESSの稼ぎどころとは重ならない。それでも価格指標は全事業者の前提になる。当事者でない者がいちばん影響を受ける、という構図をどう扱うかが、この市場に対する業界の立ち位置を決める。

今から備えること

編集体制と事実確認プロセス

数値照合表

本文に出した主要な数値を、一次情報の該当箇所と1対1で対照した表である。ページ番号は資料3のものを指す。

出典（一次情報）