蓄電事業のビジネスモデル — 3つの市場と長期オークション、収支の組み立て

収支の式は1本で、どの項を固めるかが事業の形を分ける

蓄電事業の収入は、容量 (kWh) に比例する項と、出力 (kW) に比例する項に分かれます。値差で稼ぐ裁定は容量に、待機と供給力への対価は出力に比例します。初期費用の大半を占める電池は容量に比例して高くなるので、出力に比例する収入が厚いほど短時間型が、値差と長時間の要件が効くほど長時間型が有利になります。国の検討会の試算は、この式の最初の項だけでは事業にならないことを示しました。建設費が1kWhあたり6万円で値差だけを取ると、20年の IRR はマイナス0.7%です。

以下、4つの項を順に制度の数字で見ます。自分の前提で計算するには収支シミュレーターを使ってください。

① 卸電力の裁定 — 4時間の値差は全国で7〜11円

日本卸電力取引所のスポット市場は、翌日の電気を30分単位の48コマで取引します。下限は1kWhあたり0.01円で、太陽光が余る昼にこの下限に張り付くコマが出ます。4時間型の蓄電池が1日1回、安い4時間に充電して高い4時間に放電したときに取れる値差を、2025年度の全コマから計算したのが次の表です。

2025年度 (2025年4月〜2026年3月)。単位は円/kWh、「0.01円以下」は年間17,520コマのうちの数。夕方−日中 = 16〜21時の平均 − 9〜15時の平均。4時間値差 = 日ごとの高い8コマの平均 − 安い8コマの平均を年度で平均。日本卸電力取引所の公式CSVから当サイトが計算し、年度平均が資源エネルギー庁の資料の値と一致することを確かめた。九州の4時間値差は2023年度10.85円、2024年度11.13円。

値差が大きいのは、再エネが多く連系線が細い北海道・東北・九州です。ただし値差の全額が手元に残るわけではありません。往復効率が90%なら、放電1kWhのために1.11kWhを買うので、買値が7円のとき損失分だけで約0.8円が消えます。託送料金や再エネ賦課金 (充放電の損失分に課される) も差し引きます。米国の先行例では、同じ地域に蓄電池が増えるほど昼の安値が上がり、値差は縮みました (米国とG7の章)。

卸電力の直近の値差 — 11月4日受渡の蓄電池の卸売は9エリア平均で1日約10万円

上の表は1年間の平均です。ここでは、日本卸電力取引所が公表したスポット市場の直近の受渡日 (11月4日) の48コマを、エリアごとに集計しました。出力2MW・容量8MWh の蓄電池が、その日に安い時間に充電して高い時間に放電した場合の卸売の粗利も付けています。数字は公式の取引結果から毎日自動で計算し直します。

エリア別の3時間ごとの平均価格 (11月4日受渡)

単位は1kWh あたりの円。3時間 (6コマ) の単純平均。色が濃いほど高い。

エリア別の値差と、出力2MW・容量8MWh の蓄電池の卸売の粗利

価格の単位は1kWh あたりの円。4時間値差は、高い8コマの平均から安い8コマの平均を引いた値 (上の年度の表と同じ定義)。出力2MW・容量8MWhの蓄電池が1日1回、安い時間に充電して高い時間に放電した場合の卸売の粗利。充放電深度80% (1日に充電する量は6.4MWh)・往復効率90%・1コマ (30分) の充電と放電はそれぞれ最大1MWh、充電を終えてから放電する。託送料金・再エネ賦課金・取引手数料・電池の劣化は含まない。11月の累計は1日から受渡日まで (4日分) の合計、推計はその1日平均に30日を掛けた値。

直近7日の受渡日の推移

この試算は卸売の値差だけです。蓄電所の収入の柱になっている需給調整市場は、電力需給調整力取引所が公開データの商用利用に事前の契約を求めているため、日々の落札価格を載せていません。需給調整市場の仕組みと上限価格の推移は次の節、決算から計算した1か所の売上高は売上高の実績の節にあります。同じ出力を卸売と需給調整市場の両方に出すことはできないので、2つの収入は単純には足せません。

日本卸電力取引所 (JEPX) のスポット市場取引結果 (公式CSV) から当サイトが計算。出所: 日本卸電力取引所 スポット市場取引結果。最終計算 2026-11-03T12:40+09:00。

② 需給調整市場 — 初期の高値は、上限価格の引き下げで縮んでいる

需給調整市場は、送配電事業者が周波数と需給のずれを直す調整力を調達する市場です。対価は、指令に応じて出力を増減できる幅 (ΔkW) を30分間空けて待つことに払われます。応答の速さで5つの商品に分かれ、蓄電池は最も速い一次調整力と二次調整力①を得意とします。

2024年度に一次調整力の取引が始まった当初は、募集量の約8割が集まらず、上限に近い価格でも約定しました。蓄電池の事業計画の多くはこの時期の単価を前提にしましたが、制度は3つの方向で変わりました。2026年3月14日から週間取引が前日取引 (スポット市場の後、30分コマ) になり、募集量が減り、上限価格が2回下がっています。審議会の資料は、14円を超える約定が量では約3%なのに調達費用の約17%を占め、その高値帯に蓄電池が多いと指摘しました。調整力の費用は託送料金を通じて電気の利用者が負担するので、高値が続けば制度の側が動きます。

出所: 電力安定供給ワーキンググループ 第1回 資料8・第4回 資料6、電力需給調整力取引所 2024年度・2025年度の取引実績。

③ 容量市場 — 4年後の供給力を約束し、kW に対価を受け取る

容量市場は、4年後に電気を供給できる能力を電力広域的運営推進機関が入札で確保する市場です。蓄電池は、期待容量が1,000kW以上で、1日1回以上・連続3時間以上の運転ができれば、安定電源として参加するのが基本です。約束した時間に動けなければ減額されます。2029年度向けの入札では蓄電池の応札が169万kW (全体の1.0%) に増えました。2027年度向けは8万kWでした。

メインオークションのエリア別約定価格 (円/kW・年)。出所: 電力広域的運営推進機関。2029年度の指標価格は10,075円。蓄電池の調整係数 (運転継続時間に応じて評価を割り引く係数) の具体値は本ページでは扱っていません。

価格は年度で3,495円から15,111円まで動いており、20年の収支の柱にするには振れが大きい収入です。運転開始から最初の受渡年度までは収入がないことにも注意が要ります。

④ 長期脱炭素電源オークション — 20年の固定収入と引き換えに、市場収入の約9割を返す

新設の脱炭素電源に、固定費の水準の容量収入を原則20年間与える入札です。応札した価格がそのまま約定価格になります。蓄電池にとっては、市場の変動から切り離された返済の原資になるので、大型案件の融資の前提として使われています。引き換えに、卸電力や需給調整市場で得た収入の約9割 (領域によって95%・90%・85%) を事後に還付します。落札した容量は容量市場のメインオークションから控除されます。

出所: 電力広域的運営推進機関の約定結果と募集要綱。落札件数は落札電源の一覧から当サイトが数えた。個別案件の約定価格は公表されていない。

回を追うごとに要件は厳しくなりました。最低容量は1万kWから3万kWへ、運転継続時間は3時間から6時間へ上がり、第3回からは電池セルの製造国を1か国30%未満とする制限と、制御機器のセキュリティ認証 (JC-STAR★1) が加わりました。資源エネルギー庁は、電池の値下がりを見込んで実現が難しい金額で応札し、下がらなければ違約金を払って退出する案件があると記し、違約金の引き上げを検討するとしています。落札案件の一覧は長期オークションの落札と補助金で確かめられます。

長時間の蓄電池 — 第3回はリチウムイオン以外が多く落札し、第4回は電池の作り手を見る

長期脱炭素電源オークションの第3回 (応札年度2025年度、2026年5月13日公表) では、電源種が「蓄電池 (リチウムイオン蓄電池以外の蓄電池)」の落札が9件・699,658kWとなり、「蓄電池 (リチウムイオン蓄電池)」の10件・551,469kWを上回りました。この回から、蓄電池は1日1回以上、連続6時間以上の運転継続 (年平均) ができるものに限られています。落札電源の一覧の列は事業者名・案件名・電源種・落札容量で、電池の方式やメーカーは書かれていません。

出所: 電力広域的運営推進機関 約定結果 (本体 p10・p14) と別紙の落札電源一覧。件数と kW は別紙の各行を当サイトが足した。落札容量は調整係数を掛けた後の kW で、設備容量ではない。区分A = 既設の揚水とリチウムイオン (上限40万kW)、区分B = 新設の揚水とリチウムイオン以外と長期エネルギー貯蔵システム (上限40万kW)。

なぜ上限の40万kWを超えて落札されたのか

第3回の蓄電池の枠は、蓄電池だけの枠ではありませんでした。既設の揚水とリチウムイオンで合計40万kW、新設の揚水とリチウムイオン以外と長期エネルギー貯蔵システムで合計40万kWです。脱炭素電源全体の落札は426.1万kWで、募集量の500万kWに届きませんでした。この場合、揚水・蓄電池などの区分は「募集上限の2倍」を跨ぐ電源まで落札できると募集要綱で決まっており、区分Aは81.9万kW、区分Bは88.6万kW (リチウムイオン以外70.0万kW、揚水の新設18.6万kW) になりました。他の区分から枠を回したのではありません。個別の約定価格と、落札した電源のセルの製造国は公表されていません。

リチウムイオン以外の9件を落札したのは誰か

9件とも、電池の方式とメーカーは事業者の発表にも書かれていません。業界誌の PVeye (2026年6月号) は匿名の開発関係者の話として、住友電気工業製のレドックスフロー電池だと報じていますが、一次資料では確かめられません。手がかりになるのはセルの製造国の制限です。第3回はリチウムイオン以外の区分でも、日本を除く1国・地域のセルの落札容量を区分の全落札の30%未満に抑えるため、1か国の上限は約21万kWになります。Bison energy のグループの2件は合計28.2万kWなので、2件がともに同じ外国のセルを使うことはできません。9件の多くが日本製のセルであれば、報道の内容と矛盾しません。

国産の長時間型は1つ減った

経済産業省は2025年3月12日の資料6で、ナトリウム硫黄 (NAS) 電池とレドックスフロー電池を長時間の充放電を特徴とする蓄電池に挙げ、「既に商用化されており日本企業が先行し強みを持つ領域」と書きました。長時間のエネルギー貯蔵 (LDES) は資源の調達リスクが低く、「長時間率においてLIBと比較してコストが低い傾向」にあるとも記していますが、同じ頁にコストを比べる数字は載っていません。

出所: 経済産業省 資料6 (2025年3月12日) が引いた NEDO の調査 (2021年3月)。比較対象のリチウムイオン電池 (三元系) は400〜600米ドル/kWh。

日本ガイシは2025年10月31日に NAS 電池の製造・販売の終了を決め、新規製造は行わない方針です。最終出荷は2027年1月ごろの予定で、第3回の応札 (2026年1月) の時点で新規受注はしていませんでした。住友電気工業は2026年9月7日、レドックスフロー電池 V40シリーズに出力2MW・容量12MWh の構成を加えました。12MWh を2MW で割ると6時間で、長期オークションの運転継続時間の要件と同じ長さです。同社はこのシリーズについて、長期オークションなどで「多数の採用実績」があるとしていますが、件数や案件名は示していません。

第4回は、リチウムイオンでも電池の作り手を見る

第4回 (応札年度2026年度) の募集要綱は2026年9月2日に確定しました。蓄電池の枠は揚水・長期エネルギー貯蔵システムから切り離され、リチウムイオン40万kW、リチウムイオン以外40万kWの別の区分になりました。応札は2027年1月19〜26日です。

出所: 電力広域的運営推進機関 募集要綱 (応札年度2025年度・2026年度) と制度詳細の資料。第4回の上限価格は要綱の本文と表の数字が食い違っており、どちらが正しいかは同機関の説明を待つ必要がある。

第4回の「認定付き」は、経済安全保障推進法に基づく蓄電池の供給確保計画の認定を受けたメーカーが、自ら保有する製造拠点でつくったセルを使うリチウムイオン蓄電池を指します。委託や OEM でつくったセルは含まれず、約定後にセルを変えるときも認定を受けた別のメーカーに限られます。認定付きをすべて判定した後、上限が埋まっていないときだけ、認定の無いリチウムイオンが落札される可能性があります。GSユアサは2026年2月に定置用リチウムイオン電池の計画の認定を受け、電池から制御システムまで国産化して2028年10月から年2GWh を供給するとしています。一方、パワーエックスは、セルやモジュールは中国などのパートナーから調達していると説明しています。

量では、系統用蓄電池の主流がリチウムイオンであることは変わりません。ただし6時間以上の長期オークションでは、国は方式ごとに枠を分け、リチウムイオン以外にはセルの製造国の上限を、リチウムイオンには国の認定を受けたセルの優先をかける形にルールを寄せています。NAS 電池は日本ガイシが新規製造をしないため、この枠に戻る見込みは小さいとみられます。第3回のリチウムイオン以外の70万kWがどのメーカーの電池かは公表資料で確かめられず、第4回の結果 (2027年度に公表予定) と、落札事業者や電池メーカーの今後の発表で確かめる必要があります。

事業の形は、市場連動型と固定収入型の間に並ぶ

融資が付いた案件は、返済の原資をどう示したか

出所: 各社の発表資料。

出力2MW級の蓄電所の月間売上高は1か所約1,900万円、リミックスポイントは想定を2,000万円から1,500万円に引き下げ

市場連動型の蓄電所が実際にいくら売り上げているかは、運転を始めた蓄電所を持つ上場企業の決算から計算できます。東京証券取引所のプロ向け市場 TOKYO PRO Market に上場するエネルギーパワーは、出力1,979kW・容量8,226kWh の蓄電所を3か所持ち、主に需給調整市場に調整力を提供して収入を得ています。決算短信に載った系統用蓄電池事業の売上高を、蓄電所ごとの運転月数の合計 (延べ24か月) で割ると、2026年8月期の平均で1か所あたり月約1,912万円になります (当サイトの計算)。

当サイトの計算。朝来・丹波は2025年12月、和歌山は2026年3月に商業運転を始めた。運転を始めた月も1か月と数えたため、実際の月間売上高はこれよりやや高い可能性がある。上期は中間決算短信の単体の数字、通期は連結決算の数字で、下期は通期から上期を差し引いて求めた。いずれも費用を差し引く前の売上高で、通期の系統用蓄電池事業のセグメント利益は1億4,017万円。 エネルギーパワーの3か所はいずれも出力1,979kW・容量8,226kWh。取得を発表した際の開示資料は「出力：8,226kWh 容量：1,979kW」と出力と容量の数字を逆に書いており、当サイトは単位 (kW と kWh) から判断した。リミックスポイントの想定は「出力約2MW / 容量約8MWh規模の施設の場合」。

1か所の月間売上高は上期から下期に約3割減りました。下期の始まった2026年3月には、需給調整市場の取引が前の週から前の日に移り、一次・二次①の募集量が減り、上限価格も1ΔkW・30分あたり15円に引き下げられています。エネルギーパワーも決算短信で「政府による需給調整市場の運用方針の厳格化等」に触れました。上期の数字が冬の3か月 (2025年12月〜26年2月) だけであることや、和歌山の運転開始の3月を丸1か月と数えたことも、上期と下期の差に影響します。上限価格は9月に10円へさらに引き下げられましたが、10円になってからの期間は下期の数字に含まれていません。

リミックスポイントは10月19日の発表で、稼働中の蓄電所1か所の月間売上高の見込み (「月間見込売上高」) を約1,500万円とし、それまで示していた約2,000万円から引き下げました。同社は6月24日と8月の資料で、稼働中の施設1か所あたりの「想定月間収益」を約2,000万円とし、8月19日の開示では玉名市の蓄電所について、需給調整市場に参入した後の「月間の見込売上高」を、同じ注記を付けて約2,000万円としていました。8月の約2,000万円には「需給調整市場参入後」という条件が付いていますが、10月19日の約1,500万円は「稼働済施設」とだけ書かれています。どの数字にも、市場の取引価格をもとにした同社の試算や、運用を任せる事業者 (アグリゲーター) の実績などを踏まえた想定だとの注記があり、引き下げた理由は示されていません。同社が自社で保有する蓄電所 (開発中を含む) は6月23日時点の7か所から10月19日に12か所に増え、2029年3月期までに48か所を開発して、うち25か所を自社で保有する計画です。

シミュレーターの初期値との差の大半は、需給調整市場の収入にある

当サイトの収支シミュレーターの初期設定「高圧 2MW・4時間型」で1年目の売上高を計算すると、年約6,108万円、月にならすと約509万円で、実績の4分の1強にとどまります。差の大半は、需給調整市場の収入の見込み方から生じています。初期値は、2025年度の一次調整力の平均単価から約定の割合を2割と仮定して当サイトが置いた1kWあたり年13,700円ですが、エネルギーパワーの実績から卸電力市場での値差収入を差し引いて逆算すると、1kWあたり年約10.6万円になります (容量市場の収入は無いものとし、出力を2,000kWとした当サイトの概算)。シミュレーターに「決算の実績から逆算」の設定を加えました。上限価格が10円に下がった後の収入は、需給調整市場の1kWあたりの値を下げて試算してください。

両社の蓄電所は設備台帳で、両社の開示資料はリミックスポイントとエネルギーパワーの企業ページで確かめられます。

• エネルギーパワー 2026年8月期 決算短信 (連結、2026年10月15日)
• エネルギーパワー 2026年8月期 中間決算短信 (非連結、2026年4月14日)
• エネルギーパワー 固定資産の取得及び資金の借入に関するお知らせ (2024年11月27日、朝来・丹波)
• エネルギーパワー 固定資産の取得及び資金の借入に関するお知らせ (2025年8月12日、和歌山)
• リミックスポイント 自社保有蓄電所の運営状況に関する主要KPI開示のお知らせ (2026年6月24日)
• リミックスポイント 2027年3月期 第1四半期 決算補足説明資料 (2026年8月14日)
• リミックスポイント 蓄電ソリューション事業の現状と中期経営計画目標の上方修正について (2026年8月28日)
• リミックスポイント 系統用蓄電所 (熊本県玉名市) の需給調整市場参入に関するお知らせ (2026年8月19日)
• リミックスポイント 「恵那岩村3蓄電所（仮称）」の開発用地等を取得 (2026年10月19日)

費用 — システムは1kWhあたり6〜8万円、その外に連系と運転維持の費用がある

この単価に、受変電設備、系統連系の工事費負担金、制御用の専用線は含まれていません。資料は、補助金を使わない海外製の案件には1kWhあたり2〜4万円の水準もあると記しています。運転を始めてからは、託送料金 (試算の前提は特別高圧の全国平均で月503.80円/kW と 0.88円/kWh)、発電側課金 (月75.13円/kW)、充放電の損失分にかかる再エネ賦課金が毎年出ていきます。これらは当サイトのシミュレーターの運転維持費には入っていないので、上乗せして確かめてください。託送料金の単価は送配電会社ごとに違い、改定もされます。蓄電池への当て方は次の節で、北海道電力ネットワークの2026年11月の改定を例に説明します。

国の補助金の交付決定

出所: 環境共創イニシアチブの交付決定の一覧を当サイトが集計 (合計は円単位で足してから丸めた値)。令和7年度補正の補助率は、リチウムイオン電池で出力1,000kW以上30,000kW未満が3分の1以内、30,000kW以上が2分の1以内。東京都には対象経費の3分の2以内・上限20億円の助成がある。

託送料金と発電側課金 — 北海道電力ネットワークの2026年11月の改定で読む

系統用蓄電池は、充電の側で電気を使う側の託送料金を負担し (払うのは託送の契約者で、電気料金を通じて蓄電所に転嫁されます)、放電の側では発電側課金の対象になります。どちらも送配電会社が国の承認を受けた収入の見通し (レベニューキャップ) を上限に単価を決めるので、見通しが変わると単価が変わります。北海道電力ネットワークは2026年9月4日に見通しの変更の承認を受け、9月11日に託送供給等約款の変更を届け出ました。新しい単価は11月1日から使われます。

値上げの理由 — 5年間で544億円増えた費用の内訳

約定・公募の結果の24億円の内訳は、容量拠出金21億円、予備電源の費用3億円、ブラックスタート電源の確保費用は1億円未満の減少。四捨五入のため合計が合わない場合がある。 年2,402億円のうち、発電側課金で賄うのは165億円 (7%)。対象の費用は、発電側も受益すると考えられる上位の系統 (基幹系統と特別高圧系統の送電費・受電用変電費) の固定費です。

新旧の単価 — 標準の契約は基本料金だけが上がる

低圧・高圧・特別高圧の標準の契約は、契約の大きさにかかる基本料金だけが上がり、電力量料金は据え置かれます。電力量料金まで上がるのは、基本料金のない従量制の契約と発電側課金です。蓄電所の収支に直接効く行には印を付けました。

出所: 北海道電力ネットワーク 別紙2 託送料金単価表 (2026年9月11日)。消費税等相当額を含む。臨時接続送電サービスの電力量料金 (電灯9.06円・動力5.35円・高圧2.73円・特別高圧1.23円) は据え置きで、基本料金は標準の料金率を電灯で10%、それ以外で20%割り増したもの。割引A-2・A-3は標準電圧100,000ボルトを超えるかどうかで単価が違い、Aの対象になる変電所は約款の別表2が定める。低圧の電灯は家庭など、動力は工場のモーターなど。 🔋 は系統用蓄電池の収支に直接効く行。

約款は蓄電池をどう扱うか

出所: 北海道電力ネットワーク 託送供給等約款 (令和8年11月1日実施)。附則3の申し出をするのは託送の契約者 (蓄電所に充電の電気を供給する小売電気事業者など) で、揚水等損失率は蓄電所ごとに毎年協議で決まる。発電側課金を払う義務は発電者 (蓄電所の事業者) にある。

試算 — 特別措置を受けても、上昇率はあまり下がらない

当サイトの試算。充電も放電も最大1kW、同時最大受電電力1kW、1発電バランシンググループ、所内の照明や空調など充電以外の電気なし、系統設備効率化割引なし。附則3の適用ありは本則22条(2)ハ(ホ) の当サイトの解釈による。揚水等損失率は送配電会社と契約者が蓄電所ごとに毎年協議して決め、約款にも単価表にも値は載っていない。損失率が1ポイント上がるごとに、高圧の増える額は約2.4円大きくなる (20%なら75.24円)。電力量料金は、充電側の単価が据え置きで放電分は免除されるため変わらない。低圧で受電する蓄電所は含めていない。

特別措置 (附則3) を受けた高圧の蓄電所は、増える額が月51.37円で、受けない場合の266.20円の約5分の1にとどまります。ただし上昇率は28.0%で、受けない場合の31.6%に近く、特別高圧では受けたほうが高くなります (23.9%対21.7%)。増える額が小さいのは、もともとの負担が小さいからです。当サイトの解釈では、附則3を使うと差し引く電力も損失分に縮むので (電力・ガス取引監視等委員会の資料の算定の考え方と整合します)、出力の9割に、1kWあたり月110円から137.50円に上がる発電側課金の基本料金がかかります。高圧で増える51.37円のうち、発電側課金の分は24.75円、充電側の分は26.62円です。附則3は申し出がなければ使えず、その場合は充電に高圧や特別高圧の基本料金が満額でかかります。

需要家の側 — ピークを下げる蓄電池の価値は上がる

北海道電力は9月25日、託送料金の変動分を低圧と高圧・特別高圧の電気料金に反映すると発表し、規制料金は経済産業相に届け出ました。約款19条(2)イ(イ)により、低圧の実量契約と契約電力500kW未満の高圧では、その月と前11か月の最大需要電力のうち大きいほうが契約電力になります。工場やビルの蓄電池で使用のピークを1kW下げたときに節約できる額は、基本料金の値上げの分だけ増えます。企業が実際に節約できる額は小売の料金で決まり、北海道電力の高圧電力と業務用電力ではどちらも年3,322.80円増えます。

出所: 北海道電力「託送料金の見直しに伴う電気料金の見直しについて」と添付資料 (2026年9月25日)。従量電灯Bは規制料金、高圧電力と業務用電力は高圧の自由料金 (一般料金)。料金単価はいずれも消費税等相当額を含み、再生可能エネルギー発電促進賦課金と燃料費等調整額を含まない。モデル家庭の料金は賦課金を含み燃料費等調整額を含まない。節約の額は力率による割引や割増を考える前の値で、当サイトの計算。

この改定を記事で詳しく検証しました: 北海道電力ネットワークが11月に託送料金上げ、系統用蓄電池の負担増は特別措置で縮む。北海道の蓄電所は設備台帳で、北海道電力の開示は北海道電力の企業ページで確かめられます。

• 北海道電力ネットワーク「託送供給等に係る収入の見通しの変更承認について」(2026年9月4日)
• 北海道電力ネットワーク「託送供給等約款の変更届出について (託送料金の見直し)」(2026年9月11日)
• 同 別紙1 託送供給等約款の変更届出の概要について
• 同 別紙2 託送料金単価表
• 北海道電力ネットワーク 託送供給等約款 (令和8年11月1日実施)
• 北海道電力「託送料金の見直しに伴う電気料金の見直しについて」(2026年9月25日) と添付資料
• 電力・ガス取引監視等委員会 発電側課金の導入について 中間とりまとめ 概要 (蓄電池の電力量料金の免除と対象電力の算定)