審議会・パブリックコメント・市場制度・予算・採択結果を、公表日の新しい順に掲載。上流（政策・予算）ほど先行度が高く、公募はその後に出ます。
種別・設備・テーマは1件に複数付くことがあります（例：審議会で予算配分を議論）。「遡及」は、論点の経緯を補うために後から収集した過去の資料です。
該当する項目はありません。
環境省は2026年10月13日に、再生可能エネルギー熱「地中熱」に関する懇談会を2026年10月19日（月）14:00〜15:30にオンラインで開催すると発表した。地中熱の普及促進を目的とし、庁舎における地中熱の導入事例の紹介と有識者を交えたパネル討論を行う。傍聴は申込フォームからの申込みが必要。
経済産業省の審議会・研究会2026年度一覧に、2026年度第9回 環境審査顧問会 風力部会が2026年10月15日開催として掲載された。環境審査顧問会 風力部会は個別の風力発電事業の環境影響評価について審査する会議体。開催案内の掲載時点で配布資料・議題の本文は確認できていない。
執行団体のEICが、地域レジリエンス・脱炭素化を同時実現する公共避難施設・防災拠点への自立・分散型エネルギー設備等導入推進事業（地域レジ事業）の説明会を、2026年11月12日（東京）と11月18日（大阪）にハイブリッド形式・参加無料で開催する。対象は全国の市町村の施設整備・環境・財政担当部局と、再エネ設備等の設計・施工事業者。次年度以降の申請を見据えた内容で、今回は全国で導入可能な地中熱利用設備に焦点を当てる。
経済産業省は2026年10月14日、再生可能エネルギー特別措置法第34条第4項の規定に基づき、納付金（電気の使用者から支払われた賦課金）を期限までに納付しない電気事業者として株式会社グルーヴエナジーを公表した。令和8年9月30日を納付期限とする納付金が同日までに納付されず、広域的運営推進機関が督促状で指定した令和8年10月13日の期限までにも納付がなかったため、同機関から経済産業大臣への通知を受けて公表された。
経済産業省は2026年10月14日付けで、一般送配電事業者10社から電気事業法第20条第1項に基づく最終保障供給約款の変更届出を、7社から同法第21条第1項に基づく離島等供給約款の変更届出を受理した。各社が添付した電気事業法施行規則第36条に基づく説明書では、変更の内容は「消費税等相当額を含んだ料金率の変更」とされ、請求の方法は従前どおりとされている。実施期日は各社いずれも令和8年11月1日。
2026年10月13日の第4回WGで、資源エネルギー庁は資料1により導入済みの分散型エネルギーリソースの運用実態を示した。導入支援事業の採択案件の2025年度運用データでは、卸電力市場を通じた取引は最適運用でも値差収益が需給調整市場の収益より小さく限定的であると確認された。系統用蓄電池は補助金と長期脱炭素電源オークションの案件で合わせて約510万kW、接続契約約4,100万kW、接続検討約2億1,100万kWが見込まれる一方、需給調整市場は2035年度時点で他電源を含め蓄電池577万kWで充足するとの見通しが示されており、事務局はほぼ需給調整市場のみで運用する従来のビジネスモデルに影響を及ぼす可能性があると記載した。決定事項はなく、出力制御の抑制に資する取組、長期エネルギー貯蔵技術への実証支援、サイバーセキュリティ対応の検討を今後の方向性として提示した。
2026年10月13日、経済産業省関係の資源確保関連3法案（原油等の安定的な輸送の確保のための指定水路の利用の合理化に関する法律案＝原油等調達多角化法案、特定貨物保険契約及び特定船舶保険契約の履行の確保に関する特別措置法案＝原油等輸送保険法案、独立行政法人エネルギー・金属鉱物資源機構法の一部を改正する法律案＝JOGMEC法改正法案）が閣議決定され、第222回国会に提出される予定となった。中東情勢の変化により原油タンカーが長期間にわたり事実上ホルムズ海峡を通航できない状況が生じたことを背景に、原油等の調達多角化・リスク低減を図るもの。JOGMEC法改正法案では、JOGMECの業務に、原油等の輸送事業・バイオ等燃料製造事業・金属再生資源の製錬事業に対する出資・債務保証と、CCSに対する助成金の交付等を追加する。CCS支援は経済産業大臣が定めた交付基準に基づき、CCSに要するコスト（基準価格）と炭素価格（参照価格）のコスト差に着目して行う。
電力広域的運営推進機関は2026年10月13日から10月26日まで、対象実需給年度2027年度の容量市場業務マニュアル6編（実需給期間中リクワイアメント対応の安定電源・変動電源（単独）・変動電源（アグリゲート）・発動指令電源の4編、ペナルティ・容量確保契約金額対応編、容量拠出金対応編）の案について意見募集を実施している。業務規程第6条第1項および第32条の5第2項に基づく手続で、意見は所定の様式により電子メールで提出する。前年度（2026年度向け）からの主な更新点として、調整不調ペナルティの扱い、同一受電地点に複数契約がある場合の扱い、アセスメント対象容量の確認という新業務、容量拠出金の算定方法の見直しが示された。
経済産業省は2026年10月13日に第1回 次世代ガス推進官民協議会を開催した。事務局は資源エネルギー庁 電力・ガス事業部 ガス市場整備室。経済産業省の審議会・研究会一覧に新設の会議体として掲載されたが、同日時点で開催資料が掲載されておらず、議題と論点は未確認。
資源エネルギー庁は2026年10月9日、「電気事業法の一部を改正する法律の施行期日を定める政令（案）」と「同法の施行に伴う関係政令の整備に関する政令（案）」を意見公募にかけた（案件番号620340014）。施行期日の案は令和8年12月2日で、政令案本文では「（Ｐ）」付きの暫定表記となっている。改正法（令和8年法律第68号）は第221回国会で2026年7月17日に成立し、一部の規定を除き公布後9月以内に施行とされていた。意見の受付は2026年10月9日12時00分から11月7日23時59分まで。
2026年10月9日、OCCTOは応札年度2026年度（第4回）の長期脱炭素電源オークションの参加登録・応札等のスケジュールを公表した。事業者情報の登録は2026年10月13日〜16日、電源等情報の登録は10月19日〜23日、期待容量の登録は12月9日〜15日、応札の受付は2027年1月19日〜26日、応札容量算定に用いた期待容量等算定諸元一覧の登録は2027年1月27日〜2月3日となる。約定結果の公表は応札受付の終了から3か月後を目途とし、応札年度の翌年度に実施するとされ、電力・ガス取引監視等委員会の監視状況等により前後しうる。手続は容量市場システム上で行い、2026年9月2日公表の募集要綱と9月30日改訂の業務マニュアルを参照する。
2026年10月9日、環境影響評価法施行令の一部を改正する政令および環境影響評価法の一部を改正する法律の施行期日を定める政令が閣議決定された。令和7年6月に成立した改正環境影響評価法（令和7年法律第73号）が、既存工作物を除却・廃止して同一または近接区域に同種の工作物を新設する事業（建替事業）に係る計画段階環境配慮書の記載事項を規定したことを受け、その対象となる建替事業の要件を政令で定めたもの。火力発電所は距離300メートル・出力比2.0、地熱発電所は300メートル・1.3、風力発電所は300メートル・1.1とし、あわせてダムの改築の事業に係る第一種事業・第二種事業の要件等を定める。改正法の施行期日は令和9年4月1日。
内閣府は2026年10月9日に令和8年第14回経済財政諮問会議を開催し、同日付で会議資料を公表した。案件は「中長期経済財政計画の推進に向けた具体化」の1件で、提出資料は有識者議員の資料1「責任ある積極財政に基づく『中長期経済財政計画』の実行～多角的な分析・検証に基づく柔軟な経済財政運営～」と資料2（参考資料）の2点。両資料の本文を確認したところ、労働・教育・研究などの分野が挙げられている一方で、GX・エネルギー・電力・脱炭素・データセンターに関する記述はなかった。
環境省は2026年10月9日、温室効果ガス排出量算定・報告・公表制度（SHK制度）における算定方法検討会の第13回を2026年10月15日10時00分から12時00分までオンライン会議形式（YouTubeライブ配信）で開催すると公表した。議題は「合成燃料等のサプライチェーン管理の扱いについて」と「CCSの扱いについて」の2件。資料は会議当日までに同制度の検討会ページに掲載される予定で、公表時点では未掲載。
2026年10月8日、経済産業省と国土交通省は、セントラル方式の一環としてJOGMECが実施するサイト調査（風況・海底地盤・気象海象）の対象区域として、和歌山県沖（東側）と鹿児島県いちき串木野市沖の2区域を新たに選定した。加えて、事業性の更なる検討およびコスト低減等の観点から北海道檜山沖を追加調査の対象区域として選定した。本年4月7日から6月5日にかけて都道府県に希望を確認し5区域から早期の調査開始の希望があり、有識者による第三者委員会の意見を踏まえて2区域を選定したもの。JOGMECは令和9年度政府予算の成立を前提に調査実施に向けた調整を進める。
2026年10月8日、OCCTOは対象実需給年度2027年度の容量拠出金説明会の開催を案内した。対象は2027年度の小売電気事業者、一般送配電事業者、配電事業者で、「容量市場業務マニュアル 容量拠出金対応編（対象実需給年度：2027年度）（案）」に記載された実務や消費税の扱いを説明する。開催は2026年10月21日14時30分〜16時のWeb開催で、申込期日は10月15日15時（定員制）。同業務マニュアル案については10月13日頃から意見募集を開始する予定とされた。
2026年10月7日の第7回WGで、資源エネルギー庁は資料5により、2030年度までの供給力確保策を既存の容量市場を補完する「補完オークション」として位置づける事務局案を示した。対象は10万kW以上の休廃止が予定される安定電源（原則火力）で、容量市場の未応札・非落札・退出電源が対象になり得る。マルチプライス（エリアまたは広域ブロック別）で複数年約定も可能とし、毎年度3年後の実需給年度までを対象に募集、原則需給ひっ迫時のみ稼働する。調達基準は、2026年9月29日の第122回調整力等委の486万kW案に対し、安定電源・変動電源の退出分（過去実績300万kW超）に予備電源制度の役割B分を上乗せし全体で500万kW程度を目安とする案。予備電源制度を包含する制度として整理し、費用は容量拠出金で回収するとした。あわせて資料4で予備電源の第3回募集は応札がなかったことが報告された。
2026年10月7日の第7回WGで、資源エネルギー庁は資料3により、長期脱炭素電源オークションの第4回入札に向けてLNG専焼の他市場収益の還付額を事前に固定する仕組みの還付水準額を示した。第4回WG（2026年7月14日）の8,000円/kW/年案に算定根拠が不十分との意見が多かったため試算条件を見直し、長期相対契約での売電を前提にシステムプライスとJLC年平均価格を用い、5年固定で9,800円/kW/年、10年固定で8,300円/kW/年（いずれも他市場収益の9割）とする案を提示した。今後5年間（2030年度まで）はこの水準を適用し毎年度コアCPIで自動補正、2031年度に再評価するとした。対象はLNG専焼に限り、蓄電池など他電源種は現行の実績還付のままとする案。
2026年10月7日の第7回WGで、資源エネルギー庁は資料6-1により、既設電源のコーポレートPPA（CPPA）に付随する非FIT非化石証書の取扱い、非FIT証書の認定業務の移管、2026年度第1回オークション結果を示した。発電事業者が需要家を広く募集し需要家が独立して小売事業者を指定するスキームでは、証書の供給先が需要家の選択で決まるため、事務局が事実関係を確認できる場合に限り高度化法上の外部調達として義務履行に使えることとし、当該小売事業者の販売電力量（送電端）の3%を上限とする案を提示した。2027年度の中間目標値の義務履行から適用する。また非FIT証書の認定の審査等の実務を2027年度からJEPXに移管する案を示した。
NEDOは2026年10月7日、「競争的な水素サプライチェーン構築に向けた技術開発事業／総合調査研究／水素キャリアに係る船陸インターフェースの国際標準化に向けた基礎調査」の実施体制を決定したと公表した。提案3件を審査し、実施予定先はPwCコンサルティング合同会社。水素社会の実現に向け、競争的な水素サプライチェーンの構築に資する水素の製造・輸送・貯蔵・利用等に関する調査・研究を行う総合調査研究の一環。
2026年10月6日の第13回WGで、資源エネルギー庁は資料1「大規模需要に対する規律確保と今後の対応について」で、系統の空押さえ対応策をこれまでの議論に基づいた内容で2027年4月1日付で関係規程類を改定し同日から運用開始する予定であること、対象は30MW以上の需要家で既存契約にも託送供給等約款改定以降適用することを示した。あわせて最終保障供給（LR）との関係を整理し、新設時にLR契約を締結する場合は段階別契約を受け付けない（1年を超える将来の電力容量は確保しない）、既存契約の途中からLRに移行する場合はLR契約期間中（1年間）に限って確保を継続する案を提示した。資料2「系統用蓄電池をはじめとする発電等設備の迅速な系統連系に向けた対応について」では、接続検討料（22万円・税込/地点）の引上げをまず系統用蓄電池を対象に全国一律で行う案と、低圧系統用蓄電池の分割設置対策として地権者同一性の確認期間を「1年の遡り」から「5年の遡り」に変更し蓄電設備を「特段の理由5」の対象外とする案を示した。
資源エネルギー庁は2026年10月6日、「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」改定案に対する意見公募を開始した（案件番号620340012、任意の意見募集、締切2026年11月6日）。改定案は、分散型電源（太陽光、風力、蓄電池、燃料電池）が採用する対象機器のうちIP通信機能を有するものについて、情報処理推進機構（IPA）のセキュリティ要件適合評価及びラベリング制度に基づく★1（JC-STAR★1）以上の適合ラベルが付与された機器を用いることを求める。適用は、太陽光発電設備・蓄電設備の特別高圧および高圧が2027年4月1日、低圧が2027年10月1日、風力発電設備が2027年4月1日、燃料電池が2028年4月1日以降に発電等設備に関する契約申込みを受付する案件からで、設備が未設置でも契約申込みの受付が完了しているものには遡及適用しない。ガイドラインの直近の改定は令和6年12月1日。
2026年10月6日に開催された第11回合同会議で、資料2「下位法令の検討体制等について」が示され、太陽電池廃棄物の再資源化等の推進に関する法律（令和8年5月29日成立・6月5日公布、公布後1年6か月以内の政令で定める日から施行）の下位法令について、本合同会合の委員・オブザーバーの一部で構成される「検討会」を創設して集中的に議論し、その結果を合同会合に報告・お諮りする案が提示された。施行に向けた予定スケジュールは、2026年10月～12月頃に検討会で政省令・告示に係る事項を審議、2026年12月頃～2027年3月頃に検討会審議結果の合同会議への報告・取りまとめとパブリックコメント、2027年春頃に政省令・告示の公布と太陽電池廃棄物再資源化等事業計画の認定事前申請開始、2027年秋～冬頃に施行とされた。資料3では基本方針の骨子（素案）として5つの目標が示された。
経済産業省は2026年10月6日に2026年度第4回 環境審査顧問会 太陽電池部会を開催した。開催資料は資料2「環境影響評価図書の審査について」で、審査対象はクリーンエナジー合同会社那須伊王野太陽光発電所事業の環境影響評価方法書。方法書本体（資料2-1-1）は顧問のみへの配付とされている。所管は大臣官房 産業保安・安全グループ 電力安全課。
NEDOは2026年10月6日、「太陽光発電導入拡大等技術開発事業／NEDOプロジェクトを核とした人材育成、産学連携等の総合的展開／ペロブスカイト太陽電池の研究開発・実装を担う人材育成特別講座」の実施体制を決定したと公表した。提案1件を審査し、実施予定先は有機系太陽電池技術研究組合と国立大学法人東京大学。事業期間は2026年度から2029年度（予定）で、プロジェクトコードはP25011。
電力・ガス取引監視等委員会は2026年10月5日、本年10月に電力広域的運営推進機関が実施予定の容量市場2026年度メインオークション（対象実需給年度2030年度）について、「容量市場における入札ガイドライン」に基づく事前監視の結果を公表した。売り惜しみの事前監視では、正当な理由⑤（容量市場オークションへ参加できないやむを得ない理由がある場合）に該当すると考える電源の有無を市場支配力を有する事業者に確認し、6事業者から計18電源の申出があったのに対し、6事業者14電源は該当することが確認され、残る4電源は該当が確認されなかったためメインオークションへの応札が求められた。価格つり上げの事前監視では、一部の電源について維持管理コストの考え方に照らして合理的とは認められない方法で応札価格が算定されていたため、該当事業者に応札価格の修正が求められた。
電力広域的運営推進機関（OCCTO）は、第17回 計画評価及び検証小委員会を2026年10月13日18時00分から20時00分までWebで開催すると公表した。議題は、「北海道本州間連系設備に係る広域系統整備計画」における工事費増額の中間検証、「東北東京間連系線に係る広域系統整備計画」における工事費増額の中間検証、「中部関西間連系線に係る広域系統整備計画」における工事内容（工事費・工期）の3件。機微な内容が含まれることから非公開での開催とされ、事務局資料は公表されていない。増額の幅や改定後の工事費・工期は本日時点で未確認。
電力広域的運営推進機関は2026年10月2日、2026年9月2日〜9月18日に実施した定款・業務規程・送配電等業務指針の変更案に対する意見募集の結果を公表した。変更は2026年7月に成立した改正電気事業法（2026年12月施行予定）への対応で、経済産業大臣が認定した基幹送変電設備整備等計画（地域内送電線等）および発電等用電気工作物整備等計画（大規模電源）に基づく資金の貸付け業務を機関の新業務として規定する。施行期日は2026年12月1日または経済産業大臣の認可を受けた日のいずれか遅い日（業務規程第66条の4を除く）。意見募集では特別会費の請求要件を「機関による財政健全性の確保の対応を以ってしても尚」償還が困難な場合に限る旨の修正が受け入れられた。
資源エネルギー庁は2026年10月2日、「二酸化炭素の貯留事業に関する法律に基づく貯留事業の実施に係るガイドライン（案）」に対する意見公募を開始した（案件番号620340011、受付締切2026年10月31日23時59分）。同日、同課から「二酸化炭素の貯留事業に関する法律に基づく経済産業大臣の処分に係る審査基準等の一部を改正する訓令案」に対する意見公募（案件番号620340010、締切同日時）も公示された。いずれも2026年9月30日に書面審議で開催された第6回CCS事業制度検討ワーキンググループ／中央環境審議会海底下CCS制度専門委員会 合同会合で事務局が示した資料2・資料3を踏まえたもの。
2026年10月2日に第12回 荷主判断基準ワーキンググループが開催された。配付資料は議事次第（80KB）、委員等名簿（101KB）、議事の取り扱い等について（45KB）、事務局資料「荷主制度に係る省エネ・非化石転換の現状及び今後の制度のあり方について」（2,817KB）の4点で、実質的な議題は事務局資料1件。会議の様子はネットライブ中継された。事務局資料の本文は未確認のため、制度見直しの具体的な内容・数値・適用時期は確認できていない。
2026年10月2日（金）の定例閣議において、政令案件として「エネルギーの使用の合理化及び非化石エネルギーへの転換等に関する法律施行令の一部を改正する政令」（経済産業省）が決定された。首相官邸の閣議案件ページに掲載されているのは件名のみで、改正の内容・対象範囲・施行日は未確認。同じ2026年10月2日には資源エネルギー庁が第12回荷主判断基準ワーキンググループを開催し、事務局資料「荷主制度に係る省エネ・非化石転換の現状及び今後の制度のあり方について」を示している。
環境省は2026年10月2日、「（仮称）新潟県村上市及び胎内市沖洋上風力発電事業環境影響評価準備書」（村上胎内洋上風力発電株式会社）に対する環境大臣意見を経済産業大臣に提出した。事業は出力690,000〜736,000kW、単機出力15,000kW級×46基。環境大臣意見は、洋上風力発電所の環境影響に係るモニタリングガイドラインに示された稼働中の水中音の伝搬状況等の項目を含めた事後調査の具体的な計画を策定し、評価書に記載した上で適切に実施することを求めている。準備書の縦覧は2026年3月3日〜4月3日（住民意見45件）、新潟県知事意見の提出は2026年9月11日。
OCCTOは2026年10月2日、防災業務計画 第2編第2章第6節（資機材・人員等）に基づく「2026年度 緊急災害対応に関する定期報告（資機材調査）」を実施すると公表した。報告対象は全会員、報告期日は2026年11月13日（金）で、同機関が掲載した今年度のExcel様式により提出する（前年度の様式は使用不可）。報告書に記載した連絡先は、防災業務計画に基づき必要に応じて関係会員に情報提供される。
2026年10月1日の第8回日本成長戦略会議で「日本成長戦略実行計画」の策定等が議論され、高市総理は年末までに同計画を策定するよう指示した。計画には今後5年間の国内投資の道筋とともに、複数年度で達成すべき目標・必要な予算額・期待する効果を明らかにするよう求めた。複数年度にわたる大規模かつ計画的な公的支援にコミットし投資の予見可能性を高めるため「別枠管理される特別会計」を設置し、来年度予算から政策を実行するため関係大臣に必要な法的措置等の検討を加速するよう指示した。成長投資・危機管理投資の加速に向け、人手・資金・電力・AI・経営資源などの戦略分野への円滑な供給を促進するとし、資金と電力の確保は関係省庁で検討を加速するとした。
OCCTOは2026年10月1日、2026年9月15日付で経済産業大臣から「積立金管理業務規程」「徴収等業務規程」の変更について認可を受けたと公表した。再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法第15条の20第1項後段および第40条第1項後段により、これらの規程の変更には経済産業大臣の認可が必要とされる。変更は第583回理事会（2026年9月9日）の議決を経て申請されていた。
OCCTOは2026年9月30日、業務規程第32条の5に基づき「容量市場業務マニュアル 長期脱炭素電源オークション 参加登録・応札・容量確保契約書の締結編（応札年度：2026年度）」を策定・公表した。2026年9月2日公表の募集要綱とあわせ、今回のオークションの参加登録から応札までの実務要件が確定した。募集スケジュールは事業者情報の登録受付が2026年10月13日〜16日、電源等情報が10月19日〜23日、期待容量が12月9日〜15日、応札の受付が2027年1月19日〜26日で、約定結果は応札受付期間の終了から3か月後を目途に応札年度の翌年度に公表される。募集量は脱炭素電源500万kWとLNG専焼火力600万kWで、蓄電池はリチウムイオンが40万kW、リチウムイオン以外が40万kWを上限とする。
2026年9月30日17時40分〜18時25分に第13回会議が開催され、9月30日に会議資料が公表された。議事は「年内に取り組むべき新内閣の課題」と「マクロ経済運営（金融政策、物価等に関する集中審議）」の2件。有識者議員提出資料（資料1）は、令和7年度補正で約3兆円を計上した物価高対策の見直しと、大型経済対策に基づく補正予算からの脱却方針の具体化を求め、年内に「予算編成の基本方針」を改定すべきとした。基金については、基金ルールを改正して長期の資金滞留を抑制し、必要に応じて返納するとしている。議事要旨は未掲載。
OCCTOは2026年9月30日、業務規程第32条の5に基づき「容量市場業務マニュアル 容量停止計画の調整業務編（実需給年度の2年度前に行う容量停止計画の調整）」および「容量市場業務マニュアル 長期脱炭素電源オークション 実需給期間前から発生するリクワイアメント対応編 (別冊)容量停止計画の調整業務」を策定・公表した。対象実需給年度は2028年度および2027年度で、容量市場に参加する事業者が行う容量停止計画の調整業務の手続きと容量市場システムの操作手順を定めている。
2026年9月30日15時00分〜17時00分にオンラインで開催された第5回小委員会で、資料1「事業用太陽光発電におけるFIT/FIP制度の支援重点化について」により、候補10類型に「一定の考え方」（①今後の導入、②地域との共生（a 新たな土地開発を伴わず従前の土地利用も大きく転換されない、または b 事業実施期間を通じた自治体・国の関与と監督が担保される）、③FIT/FIP制度の特性等（客観的な基準・証憑で明確に外延を画定・確認できる、逆潮流量の売電が想定される））の当てはめが行われた。支援重点化の対象とする方針が示されたのは、国・自治体所有の土地（公有地の貸付等により事業が実施される場合や自治体自ら実施する場合。売却の場合は当てはまらない）、温対法の「地域脱炭素化促進事業計画」の認定を受けた事業、ソーラーカーポート、インフラ空間（空港・道路・鉄道・港湾等。都市公園は対象としない）の4類型。対象としない方針が示されたのは、地域新電力への供給・自治体や地元事業者への供給・基金の活用、災害時における電力供給、工業団地・商業施設等の敷地内、ゴルフ場跡地・スキー場跡地等の未利用地及び耕作放棄地・荒廃農地。営農型太陽光発電については、農林水産省が「望ましい営農型太陽光発電」の考え方の明確化と規律強化のための制度改正を準備していることから、まずは制度改正の施行を優先し、次年度の委員会で施行後の運用状況も注視しつつ引き続き検討することとされた。検討スケジュールは、2026年10月〜2027年1月頃に認定基準・FIT/FIPの別・支援価格・期間等の具体の制度的論点を検討（うち具体的な支援のあり方は調達価格等算定委員会）、2027年2〜3月頃に再エネ特措法の下位法令等（省令・告示・ガイドライン）の改正に係るパブリックコメント手続、2027年4月1日に改正の施行とされている。
2026年9月30日、第6回 総合資源エネルギー調査会 資源・燃料分科会 カーボンマネジメント小委員会 CCS事業制度検討ワーキンググループと中央環境審議会 水環境・土壌農薬部会 海底下CCS制度専門委員会の合同会合が書面審議で開催された。資料2として「二酸化炭素の貯留事業に関する法律に基づく貯留事業の実施に係るガイドライン（案）」（1,369KB）、資料3として「（参考）モニタリング方法事例の解説」（369KB）が事務局から示された。資料本文は未確認のため、ガイドライン案の具体的な要求事項は確認できていない。
経済産業省の令和9年度概算要求・税制改正要望のページに、個別票（PDF）と政策評価体系図（PDF）が掲載された。個別票は事業別の要求内容と要求額を示す資料で、エネルギー・GX関連事業の要求状況を確認する一次資料にあたる。
OCCTOは2026年9月30日、北海道電力ネットワークが2026年8月に実施した需給バランス制約による自然変動電源の出力抑制について、業務規程第180条第1項に基づく検証結果を公表した。抑制実施日は8月25日（火、前日指示なしで当日抑制）、8月28日（金）、8月30日（日）の3日。検証の結果「今回の出力抑制の指令は下げ調整力不足が見込まれたため行われたものであり、適切であると判断する」とした。
2026年9月29日（火）17:00〜19:00に開催。配布資料は9月28日に公開された。資料1では、第121回（2026年8月24日）で整理した2030年度実需給までを念頭に置いた追加の供給力確保策「補完オークション」について、容量市場等との関係、需給見通しにおける調達基準、リクワイアメント等の詳細要件の3点を審議。調達基準は第6回電力安定供給WG（2026年8月31日）で示された厳気象H1予備率3%を基準とし、5%の水準まで確保を目指す案を提示した。実施時期は毎年3月頃（仮）の落札者決定で、最長で実需給の3年前（N-3年度）の確保となる。資料2では第113回で提案した新たなシグナル「過不足率（Planning Gap）」の詳細を議論し、小売事業者の調達量と一般送配電事業者の想定需要の差分を一般送配電事業者の想定需要で割って算出し、0%を基準に不足であれば負で表すとした。
OCCTOは2026年9月29日、2026年度第4回運用容量検討会の配布資料と議事録を掲載した。資料1「連系線の運用容量算出における検討条件の見直しについて（2027〜2036年度）」（2026年9月7日付）は、2026年5月に公表したフリンジの設定値に一部誤りがあったため修正すると説明している。中部関西間連系線の設定値は34万kWから36万kWに、中地域交流ループは38万kWから39万kWに修正され、北陸関西間連系線は16万kWで変更がない。誤りの原因は、フリンジの算出に本来織り込まないブランクのセルを0として取り込み、フリンジの3σ値が小さく算出されたことによるもので、他の連系線では同様の誤りが発生していないことが確認されている。
OCCTOは2026年9月29日、対象実需給年度2027年度の容量市場実務説明会（リクワイアメント／ペナルティ、容量確保契約金額対応）の開催案内を公表した。開催日時は2026年10月14日（水）14時15分〜16時、Webex Webinarsによるオンライン開催で、申込期限は2026年10月6日（火）15時。説明会資料は後日掲載される。
OCCTOは2026年9月28日、系統容量の空押さえ防止を目的に、契約申込みの手続きで事業用地の使用権原を確認する運用を導入したことを公表し、解説資料「発電設備等に関する系統アクセスの流れ」（P15・P37）と接続検討申込書の新様式を更新した。2026年10月1日以降に契約申込みの受付を行う案件から適用され、対象はFIP電源又はFIT電源となる予定の発電設備等を除く全電源。系統連系希望者は原則として連系承諾後2か月以内に用地の使用権原を証する書類を提出する必要があり、期限内に提出されない場合、一般送配電事業者又は配電事業者は確定した連系予約を取り消す。第6回・第11回 次世代電力系統ワーキンググループにおける整理に基づくもの。
2026年9月28日18:00〜20:00開催（資料は9月25日公開）。資料1では第7次エネルギー基本計画を踏まえた需要・電源前提（2050年の年間総電力量12,500億kWh、ベースシナリオで東京4,350億・関西1,930億・中部1,850億kWh）でシミュレーションし、ベース／データセンター地方分散／需要誘導限定の3ケースいずれでも現行の第2次広域系統長期方針で示した増強方策のB/Cの傾向は大きく変わらないと整理した。データセンター地方分散ケースでは9月11日認定のGX戦略地域（第1弾）DC集積型9地域10地点に各1GW相当（負荷率80%）の需要を配賦しており、需要と電源のアンバランスが解消されれば増強規模を縮小しても再エネ出力制御率は増加しないため、大規模需要の動向次第で増強規模の適正化が必要になり得ると明記した。あわせて本四連系線・阿南紀北直流幹線の更新（報告）、北海道本州間連系設備の工事費増額に対する中間検証実施（報告）、日本海ルートの検討状況が議題となった。
OCCTOは2026年9月28日、業務規程第100条第2項に基づき、2026年度第1四半期（2026年4月〜6月）の系統アクセス業務に関する実績（受付および回答状況）を取りまとめて公表した。
OCCTOは2026年9月28日、送配電等業務指針 別表8-1〜8-4に基づき、週間計画（翌週・翌々週）で本機関が指定する2点の時刻（最大需要時・最小予備率時）の2027年度分を指定・公表した。日付ごとの指定コマは9エリア分と沖縄分の2つのCSV（各6KB）で提供される。2028年度以降の指定時刻は、実績に応じた見直しの要否を検討した上で2027年度中に別途公表する。
2026年9月25日の第9回小委員会で、事務局は資料3「上下限価格に係る措置について」を示した。上限価格に係る措置（みなし保有措置）は、排出枠取引市場の月平均の取引価格が3か月連続で上限価格を上回る場合（価格要件）、または保有義務量通知後の12月以降に上限価格以下の売り注文がない等の状態が1か月以上続く場合（数量要件）に原則として発動する案。下限価格は月平均価格が3か月連続で下限を下回る場合にGX推進機構がシングルプライス方式のリバースオークションで排出枠を買い入れる案。いずれも月の市場開設日の7割以上で取引が成立した場合に限り平均価格を算定する。今年度の審議事項として、2027年度秋頃の市場開設に向けた市場設計と、2028年度開始の化石燃料賦課金の算定方法の詳細を年末頃を目途に取りまとめるとした。
2026年9月25日の第116回委員会は、海洋再エネ整備法適用外の着床式洋上風力を対象とする第4回入札（募集容量190MW、入札受付2026年10月13日〜26日、結果公表11月2日）の供給価格上限額を非公開で審議し、上限額は募集開始までに決定・事前非公表（開札後公表）とする。事務局の参考資料は、過去の上限価格が第1回（2020年度）34.0円/kWh、第2回（2023年度）・第3回（2024年度）24.0円/kWhであったこと、国内6件の実績で建設費が実証機205.6万円/kW・商用機77.9万円/kW、設備利用率27.7%、運転維持費3.6〜5.0万円/kW/年と想定値を上回ること、インフレや風車調達費の上昇を示し、「30円/kWh程度までを目安」としてコスト効率的な海域から案件形成する方針を確認した。報告事項として、2026年11月1日の発電側課金単価改定に伴い2024〜2026年度新規認定案件の調達価格に反映する発電側課金相当額（2024年度認定分で太陽光10kW未満0.44円/kWh、太陽光50kW以上250kW未満1.05円/kWh、陸上風力0.81円/kWh、地熱0.49円/kWh等）の算定方法が整理された。
2026年9月25日の第26回WGで、事務局は資料1-2「風力発電所における事故を踏まえた対応（案）」を示した。男鹿風力2号機のブレード破損の原因は、令和8年3月20日にレセプター以外の箇所へ着雷（129C）して雷がブレードシェルを貫通し、内部で放電・内圧上昇が生じて局所的な損傷と強度・剛性の低下を招き、4月12日に3月20日の落雷後最大となる風荷重が作用して破断したこととされた。設置者が設定していた落雷検出装置の自動停止の閾値が±100kA又は300C（IEC基準の雷保護レベルⅠ相当）であったため129Cの落雷では風車が停止せず落雷後の点検も実施されず、月例巡視点検も風車を動かした状態の肉眼目視であったため損傷を見落とした。設置者は閾値を±1kA又は1Cへ引き下げ、±20kA又は50C以上の検出時にはメンテナンス事業者によるブレード点検（導通測定を含む）を行い、月例巡視・落雷後点検は風車を停止させ望遠カメラ又はドローンの画像で確認するとした。これを踏まえ事務局は国の対応として、(1)落雷の状況や雷撃による損傷の有無を確認することの重要性についての注意喚起、(2)全設置者に対する保安規程の再検討の要請（停止水準の適切な設定または気象情報等に基づく事前停止等の同等の対策、停止後の異常の有無の点検、月例巡視での風車停止と望遠鏡・ドローン等によるブレード表面の異常確認および点検記録の作成・保存）、(3)事故原因等に関する保安上の知見の業界団体等を通じた横展開とフォローアップの3点を示した。あわせて近年の風力事故（保守不備42件、設備不備30件、自然災害23件等）とブレード損傷事故の原因分析を踏まえた留意事項の横展開と技術の高度化の方向性が示された。このほか令和8年熊本地震に伴う停電復旧対応の振り返り（資料2-1・2-2）と、首都圏における広域降灰に係る電気設備等の耐性評価（資料3）が議題となった。
2026年9月16日の第4回WGで、資源エネルギー庁は資料3「中長期取引市場の詳細検討③（市場範囲、供出量を高める方策等）」を提示した。市場範囲は全国単一ではなく東日本・西日本などの複数市場方式とし、各市場に総需要量最大の「基準エリア」を設定してそのエリアプライスで約定・受渡し（スポット市場渡しを推奨）する案を示した。供出義務の対象は保有電源最大出力500万kW以上の発電事業者（全国供給力の約7割）とその50%超出資のグループ会社で、供出量は3年前商品に5/7・1年前商品に2/7を配分し、7月・9月・11月・1月の年4回（各1か月間）に売り札を晒す運用を提案。3年前商品の売れ残りは翌年に繰り越さず、開設時の商品は3年前がベースのみ、1年前がベース＋ミドルとし、ピーク商品・負荷パターン別の最低供出割合は開設1年後に再検討するとした。
OCCTOは2026年9月16日、2026年度の予備電源募集（2027・2028年度からの制度適用開始分）に応札がなかったと公表した。募集期間は2026年8月19日〜9月15日で、東エリア（50Hz）100万kW、西エリア（60Hz）68万kWの休止電源を対象としていたが、応札はゼロ、募集要綱への意見募集でも意見提出はなかった。予備電源制度は大規模災害による電源脱落や需要急増時に一定期間内に稼働できる休止電源を維持する仕組みで、募集要綱・契約約款と応札書・提案書・誓約書・再応札書の各様式はサイトに掲載されている。
2026年9月15日18:00〜20:00に第80回技術的検討作業会との合同で開催。事務局は、東地域（2026年1月30日運用開始）・中西地域（4月28日開始）で広域LFC運用が実現し、2026年5〜7月の試験期間で調整力費用を月5,790万円（東1,530万円・中西4,260万円）、LFC動作量を上げ2,294MWh/日（▲14%）・下げ2,732MWh/日（▲16%）低減できたことを踏まえ、二次調整力①の広域調達を2027年度から開始する案を提示した。上期報告（4〜8月）では、複合商品の前日取引化や上限価格の段階的引下げ（2026年9月1日適用）などにより複合市場の応札量が増え一次調整力の未達は改善傾向にある一方、三次調整力②は前日取引化で応札量が減り不足率の高い日が増加し、平均落札単価も燃料費高騰で乱高下していると整理した。下期は三次②必要量算定手法の検証、揚水の公募・契約価格・水位管理、市場外調整力（自然体余力）の実態調査を継続する。
OCCTOは2026年9月15日、容量市場FAQページの「長期脱炭素電源オークションFAQ」（Excel、20260915_youryou_long_faq.xlsx）を更新した。メイン・追加オークションFAQは2025年7月1日版のまま変更なし。応札年度2026年度（第4回募集）の募集要綱は9月2日に更新されており、今回のFAQ更新はその募集要綱に対応するもの。FAQファイルはExcel形式のため、追加・修正された個別の質問項目は未確認。
2026年9月14日、kWhとΔkWを同時に約定する同時市場の制度設計を扱う検討会の第25回が開催され、事務局資料（資料4・資料5）が公表された。同検討会は2025年10月の第二次中間取りまとめで導入方針を固め、2026年度からの「第1フェーズ」で技術研究（計算負荷、揚水など日本固有のモデル化、電圧階級の絞り込み）と詳細業務設計を進めることとしており、直近の第24回（6月29日）では「同時市場の検討に係る業務設計・技術研究会」の設置と第1フェーズの進め方を示していた。2026年度後半にシステムベンダー選定とシミュレーション開始、2027年3月に技術研究の簡易報告書公表が予定されている。第25回の資料本文は未確認のため、個別の論点・決定事項は把握できていない。
経済産業省は2026年9月11日、GX戦略地域制度の第1弾として、2026年4月24日に選定した有望地域38件の中から計画熟度が高まった18地域（21地点）を認定した。類型別では、(1)コンビナート等再生型が川崎市（南渡田地区・扇島地区）の1地域、(2)データセンター集積型が北海道石狩市・苫小牧市、秋田市、宮城県富谷市、栃木県矢板市、茨城県常総市・つくば市、富山県南砺市、香川県綾川町・坂出市・丸亀市、福岡県北九州市・直方市・鞍手町、鹿児島県薩摩川内市の9地域（10地点）、(3)脱炭素電源活用型が青森県六ヶ所村・六戸町、秋田市、福島県浪江町、新潟県聖籠町・柏崎市・小千谷市、福井県福井市・小浜市、島根県松江市の8地域（10地点）。認定地域では補助金による設備投資支援、電力系統の優先整備、規制改革を実施し、残る有望地域は計画の磨き上げ後に段階的に認定、類型④（脱炭素電源地域貢献型）は10月中旬から二次公募を行う。
環境省は2026年9月7日付で、地域脱炭素推進交付金（地域脱炭素移行・再エネ推進交付金）の今年度5回目となる脱炭素先行地域づくり事業の採択額一覧と、4回目となる重点対策加速化事業の採択額一覧を公表した。先行地域づくり事業は上士幌町・鹿追町（北海道）、つくば市、生坂村（長野）、北広島町（広島）の5団体で計28億5,613万5千円、最大は鹿追町の11億5,178万8千円。重点対策加速化事業は山形市、横須賀市、藤沢市、燕市、岡崎市、京都府、兵庫県、荒尾市、鹿児島県、士幌町の10団体で計14億7,649万7千円、最大は兵庫県の2億8,991万円。令和8年度は4月1日・4月9日・4月24日・6月29日に続く採択で、事業計画期間はいずれも複数年度（R4〜R12の範囲）。
2026年9月1日（火）開催の第76回検討会の議事録が2026年9月29日に掲載された。資料4では、2026年7月21日〜8月3日に実施した「長期脱炭素電源オークション募集要綱（応札年度：2026年度）」と「長期脱炭素電源オークション容量確保契約約款」の案に対する意見募集の結果を報告。25者から合計83件（募集要綱53件、約款30件）の意見があり、うち制度設計に影響する意見は5件で、ゼロプレミアム案件が複数の連系点を持つ場合の応札単位などが論点となった。あわせて資料3で容量市場追加オークション約定結果、資料5で2025年度包括的検証後の電源等区分および需給ひっ迫時に対応するリクワイアメント・ペナルティの検討の方向性が示された。
2026年8月26日の第17回GX実行会議で、資料1「エネルギー需給構造の強靱化に向けた我が国GXの加速について」（GX実行推進担当大臣兼経済産業大臣提出資料）と資料2「我が国のGX政策・GX投資の進捗（参考資料）」（内閣官房GX実行推進室提出資料）が示された。GX戦略地域制度については、2025年末から公募を開始し、2026年4月24日に一次審査の結果として「有望地域」を決定したことが報告された。有望地域の内訳は、①コンビナート等再生型が6地域（千葉県、川崎市、兵庫県、岡山県、山口県、香川県）、②データセンター集積型が9地域（北海道、秋田県、宮城県、栃木県、茨城県、富山県、香川県、福岡県、鹿児島県）、③脱炭素電源活用型が23地域44拠点（北海道9市町ほか、青森県、秋田県、山形県、岩手県、福島県、群馬県、茨城県、新潟県、石川県、福井県、和歌山県、京都府、兵庫県、島根県、佐賀県、長崎県、鹿児島県）で、④脱炭素電源地域貢献型は事業者公募中で11月頃に決定予定とされた。有望地域では地域協議会の設立や投資案件の具体化など取組が進展しており、有望地域のうち計画内容の熟度が十分に高まり基準に達した地域を近日中に「第一弾」として認定し、その後も熟度が高まった段階で順次認定していく予定とされた。あわせて、認定後の主な支援として、類型①は設備投資の後押しと規制・制度改革、類型②は貸付けによる電力系統の先行整備と事業者の立地誘導、類型③・④は脱炭素電源を活用する事業者の設備投資の後押しが整理された。
2026年8月26日の第8回小委員会で、事務局は資料3「排出枠取引市場の詳細設計の検討」を示した。市場の設置・運営はGX推進機構が主体的な役割を担いつつ業務の一部を専門性のある事業者に委託する案、制度対象者ではない親会社等は子会社・関連会社である制度対象者からの委託売買のみ認め（自己勘定取引は不可）、兄弟会社の市場参加は認めない案、マーケットメイカー等の取引業者にはカーボン・クレジット市場で前年度に売り買い双方の気配提示を年間営業日数の50%以上行った実績等を求める案が示された。共同届出の密接関係者には会社法上の子会社・関連会社に加え兄弟会社も認めるとした。
2026年8月24日の第4回小委員会で、資料1「事業用太陽光発電におけるFIT/FIP制度の支援重点化について」が示された。昨年度の調達価格等算定委員会の意見で、事業用太陽光（地上設置）を2027年度以降FIT/FIP制度の支援の対象外とする一方、地域共生が図られた形で導入が期待される太陽光発電に支援を重点化する方針で具体の検討を行うこととされたことを受けた検討。資源エネルギー庁はこれまで関係法令遵守の認定要件化、FIT/FIP交付金の一時停止措置、説明会等による周辺地域の住民への事前周知措置など事業規律の強化に取り組んできたが、支援の重点化の検討ではこうした対応を超えて特に地域共生が図られた形で導入が期待されるものを選定する必要があるとされた。また、設備の類型毎に一律の支援を行う面的な支援制度であるというFIT/FIP制度の特性や、環境省が実施する地域脱炭素の取組といった他の支援措置との役割分担にも留意が必要とされた。これらを踏まえ、支援重点化の対象とすべき類型の検討において重要な視点として、①今後の導入、②地域との共生、③FIT/FIP制度の特性等の3点が示された。資料2は「電力ネットワークの次世代化について」。次回以降の会合で、この「一定の考え方」に基づき、ヒアリング等で挙げられた個々の候補類型に対し当てはめを行うこととされた。
OCCTOは2026年9月29日、第121回調整力及び需給バランス評価等に関する委員会の議事録を掲載した。同委員会は2026年8月24日（月）18:00〜20:00に開催され、議題は「2027年度の需給見通しについて（報告）」。配布資料として議事次第、資料1〜3、議事録が公表されている。
2026年度予備電源募集（2027年度・2028年度制度適用開始向け）の基本要件と募集要綱（2026年8月19日）を公表した。第2回募集の結果を踏まえ、募集量は東エリア100万kW、西エリア68万kW。制度適用期間は2027年4月〜2029年3月の間に始まる連続12〜36か月。応札単価の目安は直近3回（第4〜6回）の容量市場メインオークション上限価格（指標価格の1.5倍）の平均値14,860円/kWで、燃料関係費用を除く応札単価の低い順に評価、マルチプライス方式。補填金の対象費用に経年改修費を加え、技術的確認の一環として必要性・妥当性を確認する。
2026年8月6日の第12回次世代電力系統WGで、資源エネルギー庁は資料2「系統用蓄電池をはじめとする発電等設備の迅速な系統連系に向けた対応について」を示した。系統用蓄電池の接続検討の申込みは2022年度に600件程度であったところ2025年度には2.5万件程度まで増加し、契約申込みも2022年度の40件程度から2025年度には3,900件程度まで増加した。2026年3月末時点で連系済みの系統用蓄電池は約84万kWに対し、接続検討受付の状況にあるのは約19,100万kW、契約申込み受付の状況にあるのは約3,500万kWである。導入済みの対策として、接続検討プロセスでは①接続を希望する土地に関する情報をまとめた書類提出の要件化（令和8年1月〜）、②1事業者当たりの接続検討申込数の上限設定（令和8年8月〜）、③工事費等が事業者の要望に合わないと判明した時点で早期に接続検討の結果を回答する運用改善（令和8年4月〜）、契約申込みプロセスでは④接続を希望する土地の使用権原提出の要件化（令和8年10月〜）、⑤契約申込み時の保証金の引上げおよび工事費の分割払いにおける初回の最低支払額の設定（令和8年4月〜）の5点が整理され、①③④は系統用蓄電池を含む発電等設備全体に、②⑤は系統用蓄電池のみに適用されると明記された。足下で接続検討数が増加を続け発電設備全体の接続検討にも影響が継続していること、需給調整市場への参入を目的とする低圧系統用蓄電池の接続ニーズが増えつつあること（低圧は接続検討を経ずに直接契約申込へ進む）、系統用蓄電池について現在35GWもの契約申込済み案件が積み上がっていることを踏まえ、①入り口対策の強化と②契約申込み済み案件の実態把握を踏まえた対策を検討することとされた。具体的検討事項の案として、引き上げを含めた接続検討料の在り方の見直し、土地の確保に関する追加的な対策、低圧の発電等設備（特に系統用蓄電池）に対する対策、接続検討・契約申込みプロセスにおける電源種ごとの取扱い（電源種にかかわらず先着優先で取り扱うことの是非）、容量が確保されている案件のステータスを把握する実態調査、事業者都合で工事等のスケジュールを遅らせている場合の対応に関する整理が挙げられた。順潮流側ノンファーム型接続については、第7回で賛同を得た3方針（計画値制御を目指す、導入までの暫定対策として早期連系追加対策の充電制限時間の柔軟化等を検討する、ノンファーム型接続の導入を前提とする中での系統増強の在り方を検討する）のうち、暫定対策の方向性が議論された。
2026年8月3日の第3回WGで、資源エネルギー庁は資料3「中長期取引市場の詳細検討②（供出量を高める方策等）」を提示した。事後調整付商品は燃料指標（Index）活用方式を採用し、商品数の制度上の上限は設けない（市場運営者の判断に委ね、開設後に見直す）方向に改めた。供出を求める量は、小売電気事業者の供給計画における年間需要電力量の10%を全体量とし、各対象事業者の実績発電量（供給計画の送電端電力量の推定実績値）で按分する案を示した。太陽光・風力などの変動性電源、揚水式水力・蓄電池、FIT電源の実績発電量は控除し、FIP電源は控除しない。グループ会社の実績発電量は出資比率を乗じて合算し、範囲はa案（3分の1以上の出資）とb案（50%以上保有）を提示した。500万kWを下回る場合でも特定エリアの卸供給で支配的な地位を有する事業者は対象に含める案を示した。商品ごとの供出配分は5/7・2/7のa案、最低供出割合のb案、全量を3年前に求めるc案を、供出期間は販売期間全体のA案と期間限定のB案を比較した。市場範囲については委員意見を踏まえ、売り札のエリアを非表示としたうえで買い手が約定エリアを指定する（D）エリア指定入札案を新たに紹介した。
2026年7月31日、第79回 調整力の細分化及び広域調達の技術的検討に関する作業会と合同で開催。資料2「需給調整市場に係る実態調査結果等について」で、事業者アンケートでは応札単価が下がった要因として上限価格の引下げとの回答が多かったことを示し、参考として、第4回電力安定供給WG（7月14日）で一次・二次①・複合商品の上限価格を2026年9月1日実需給分から10円に引き下げることが示されたことを報告した。
2026年7月30日公表。複合商品・一次調整力・二次調整力①の上限価格を2026年9月1日（適用開始。初回約定処理は8月31日）から当面の間10.00円/ΔkW・30分とした。二次調整力②・三次調整力①は7.21円、三次調整力②は上限なし。上限価格を超過した約定は精算手続きで上限価格を適用して料金計算する。第4回電力安定供給WGの審議結果による更新。
GHGプロトコルは2026年7月29日、Scope 2 公開協議（約1,100件・56か国）の意見の要約を公表した（詳細版は8月25日）。毎時一致と送電可能性（地理的一致）の要件は、特に企業・業界団体から支持が低かった一方、大半の組織を毎時一致から免除する措置と、既存の長期契約を引き続き認めるレガシー条項は幅広く支持された。ISBは4月に協議結果を先に審査して改定の方向を定めると決め、7月に、異なる変化の理論を反映した複数のマーケット基準の報告方式についてさらに検討するよう方向づけ、技術作業部会に検討の深掘りと残る論点の解決を指示した。今後の手順と追加の公開協議は標準策定手続きに沿って行うとした。
環境省は2026年7月23日、温対法の算定・報告・公表制度で用いる令和6年度の電気事業者ごとの基礎排出係数（非化石電源調整済み）・調整後排出係数等（2026年1月9日公表）について、令和7年度中に新規参入した電気事業者の係数追加、令和6年度中に新規参入した事業者の係数更新、令和7年度の電力メニューに応じた排出係数（メニュー別排出係数）の公表を希望する事業者の係数更新を行ったと公表した。特定排出者が2026年7月23日以降に令和7年度の温室効果ガス排出量を算定・報告する際に用いる係数となる。他人から供給された電気の使用に伴うCO2排出量は、環境大臣と経済産業大臣が公表する基礎排出係数（非化石電源調整済み）と調整後排出係数で算定する。
総務省は令和8年度ワット・ビット連携関連実証事業について、2026年5月22日公募・7月15日選定の結果、6事業を採択した。代表機関はNTTドコモビジネス（医療・スマート保安の分散推論、DCは札幌・三鷹・千代田・横浜・広島）、九州電力（九州版ワット・ビット連携モデル、DCは糸島・粕屋・玄海町）、グラビス・アーキテクツ（農業・医療データ主権の分散AI、DCは北見・石狩）、KDDI（APNとGPU仮想化によるロボット遠隔推論、DCは多摩・堺）、日本電気（地域分散型DCによる地産地消型データ流通、DCは栃木市・鹿沼市）、MESH-X（バーチャルハイパースケーラー、全国11拠点、東京電力PG・ソフトバンク・富士通等が共同提案）。目的は電力・通信・データセンター事業者が一体でAPN（オールフォトニクス・ネットワーク）等を用いた分散DCの連携を実証すること。個別の予算額・実証期間は公表資料に記載がない。
2026年7月14日開催。資料6「需給調整市場について」で、前日取引化後の期間①〜④を通じて応札未達や上限価格付近で一定程度約定できる状況が継続し、市場における競争状況が改善したとは評価し難いとして、一次・二次①・複合商品の上限価格を15円から10円/ΔkW・30分へ引き下げ、2026年9月1日実需給分から適用する案を示した。14円/ΔkW・30分を超える約定量は全体の約3%にとどまる一方、調達費用では約17%を占めると分析した。
2026年7月14日の第115回委員会で、資料1「洋上風力発電について」を審議。洋上風力促進WG・洋上風力促進小委員会合同会議において、洋上風力の導入拡大にあたっては、産業基盤の構築を迅速かつ効率的に進める観点に加えて国民負担の抑制と両立する観点からも、基本的には発電事業としての条件に優れコスト効率的に事業を実施できる海域から優先的に案件形成を進めることが望ましく、30円/kWh程度までを案件形成にあたっての目安とする方針が示されたことが報告された。この30円/kWh程度という水準は、価格調整スキームの措置にあたって議論を行った当時の第1〜3ラウンド公募における供給価格上限額の最高値（29円/kWh）と概ね同水準である。このため、仮に目安と同水準の30円/kWhが供給価格上限額として設定された場合に40％の価格調整を適用すると、第103回で参照した29円/kWhを超えることになる点に留意しつつ、価格調整スキームの具体的な取扱い（価格調整の上限、適用にあたっての基本的な考え方等）を検討することとされた。また、海洋再エネ整備法第16条第2項により、公募占用指針に定める事項のうち供給価格上限額、公募に基づく基準価格又は調達価格の額の決定の方法、交付期間又は調達期間などは本委員会の意見を尊重して経済産業大臣が決定する事項として整理されている。
2026年7月1日、経済産業省・国土交通省告示第81号で水素社会推進法の基本方針が改正された。第二の「低炭素水素等供給等事業の内容及び実施方法」に、価格差支援・拠点整備支援を伴わない計画に適用する評価項目を新設し、エネルギー政策（安全性、安定供給：発電などに向け大規模に供給する場合は日本企業による上流権益への参入と価格の安定、輸入相手国の地政学的リスクへの対応、特定の国に依存しない強靱なサプライチェーン、環境適合性：供給される水素等が低炭素であること、経済効率性）とGX政策（供給事業・利用事業の双方で日本産業の国際競争力強化に寄与、国内の排出削減）、実施方法（供給事業者・利用事業者の確実性）を定めた。価格差支援の評価項目にも、上流権益の参入比率と価格の安定、地政学的リスク、特定国非依存の項目を追加した。同日、資源エネルギー庁は第4回長期脱炭素電源オークションの応札に向けた予備審査の依頼方法を公表し、事前相談は7月1日以降、依頼受付は8月1日から8月31日18時、結果通知は11月30日予定とした。価格差支援の記載要領も7月1日版に更新。
資源エネルギー庁の制度ページに掲載された認定供給等事業計画は、2025年9月30日認定の2件（豊田通商・ユーラスエナジー・岩谷産業・愛知製鋼、レゾナック・日本触媒）、12月19日認定の2件（JERA・豊田自動織機・AGC・日本碍子・アイシン福井・中部電力ミライズ、三井物産・北海道電力・UBE三菱セメント・東ソー）、2026年3月27日認定の4件（やまなしハイドロジェンカンパニーとサントリー・巴商会、同社とヒメジ理化・巴商会、北海道電力・三井物産・IHI・苫小牧埠頭、JERAほか8社）、6月30日認定の1件（IHI・三菱ガス化学・北海道電力・日本甜菜製糖・コベルコパワー神戸・住友化学・UBE。認定番号は2026低炭素水素等第1号）の計9件。価格差に着目した支援の申請（27件）の受付は2025年3月31日に締め切られ、第2回の申請受付は公表されていない。拠点整備支援は2026年度以降の交付要綱（2026年4月7日制定）と交付規程（4月8日）がJOGMECから公表され、助成率は1/2。
2026年度応札（第4回）の募集要綱案と容量確保契約約款案の主なポイントを報告し、意見募集を開始した。変更点は、水素・アンモニアに低炭素水素等の事前審査と実需給での燃料確認を求める、海洋再エネ整備法の第2・第3ラウンド公募案件のうちゼロプレミアム案件に限り洋上風力の参加を認める、風力に廃棄等費用の積立てを求める、LNG専焼火力の募集量を第4〜10回の7回分で合計3,900〜5,500万kW（各回550〜800万kW程度）とし第4回は600万kW、供給力提供開始期限をLNGは8年から11年（アセス済み7年）・LDESは4年から7年に、一般水力・揚水（新設）・LDES・原子力の上限価格の諸元コストを1.5倍から2倍に、制度適用期間を「20年以上」から「20年以上40年以下」（上限価格を引き上げた電源種とLNGは30年）に、水素・アンモニア・CCSの約定にインフレ継続の影響試算額を反映、リチウムイオン蓄電池は経済安保法認定メーカーのセルを使う案件を優先約定（第3回のセル製造国30%制限はリチウムイオンには適用しない）、調整不調電源の減額を経済的ペナルティに変更。応札受付は2027年1月19〜26日。
2026年6月29日の第24回検討会で、資源エネルギー庁と電力広域的運営推進機関は第1フェーズの進め方を報告した。資料3では、第21回検討会（2026年2月27日）の決定に基づき、検討会の下に非公開の「同時市場の検討に係る業務設計・技術研究会」を設置したことを示した。2023年8月に設置された技術検証会は計16回を実施して2026年3月に閉会し、残る論点は新研究会で扱う。資料4（デロイト トーマツ）では、技術研究はPJM・NYISO・CAISO・ERCOTの4社を比較したうえで、システム導入年度が新しくベンダーが特定可能で日本との差分把握に適するERCOTをモデルケースとして選定し、ERCOTの業務マニュアルで実施されていない機能を難易度が高い研究テーマとする方法を示した。優先的に検証するのは系統規模の大きい日本での前日SCUCの計算可否と、ERCOTでは実施されていない週間単位の運用最適化。2026年9月に技術検証を開始できるよう研究テーマの確定と具体化を進め、技術研究会は毎月開催して2027年1月に研究レポートのドラフト、2027年2月に取りまとめ結果とアクションプランを報告する計画。資料5では詳細業務設計の論点をA〜Kの11セット（開催市場、運転パラメータ・運転制約、入札・市場差替、計画作成、制約処理、差分精算・ΔkW約定、価格規律・取引監視、アップリフト、DER、揚水・蓄電池、他システム連携）とその他論点（小売・TSO想定需要の扱い、送電ロス、FIT電源①③の取扱い、運営主体）に振り分け、2026年7月から2027年3月の検討スケジュールを示した。一部の論点は2027年度以降の検討となる想定とされた。
2026年6月25日の第2回WGで、資源エネルギー庁は資料3「中長期取引市場の詳細検討①（商品、入札・約定、市場範囲）」を提示した。販売開始時期は取引年度の開始時点（4月1日）、販売期間は当該年度内（翌年3月31日まで）を基本とし、小売電気事業者の供給計画提出（毎年2月上旬）までは各商品が販売されている必要があるとした。市場運営者に最低限設定を求める負荷パターンは、3年前商品がベース商品、1年前商品がベース商品とミドル商品。ベース商品は全日0〜24時、ミドル商品は平日8〜20時の出力一定と定義した。事後調整（燃調）付商品は取り扱う方向とし、事後調整なし商品との双方の設定を市場運営者に求め、調整方式は燃料指標（Index）活用方式が望ましいとして商品数は最大2種類までとする案を示した。購入最小単位は100kW（受渡し30分単位で50kWh）、売り入札はアイスバーグオーダー方式（板に出す数量5MW以上）も選択可能、部分約定は認める方向。約定方式はザラバを基本とし、板寄せを行う場合はマルチプライスオークション（売り手は自らの売入札価格、買い手は約定価格の加重平均で精算）とする案を示した。市場範囲は（A）単一市場、（B）複数市場、（C）9エリア市場の3案を比較し、エリア指定入札は認めない前提で、あらかじめ基準エリア（各市場範囲で約定量が最大となるエリア）を設定して値差を清算する方法を提案した。
2026年6月10日の第11回次世代電力系統WGで、資源エネルギー庁は資料2「系統用蓄電池をはじめとする発電等設備の迅速な系統連系に向けた対応について」を示した。一事業者あたりの接続検討数の上限は2026年8月1日付で運用開始することが前回（第10回・2026年4月16日）に報告されており、各一般送配電事業者が算定した具体的な上限数は、北海道が平均値＋2σ4に対し上限5、東北が6で上限6、東京が11で上限11、中部が7で上限7、北陸が5で上限5、関西が12で上限12、中国が4で上限5、四国が4で上限5、九州が8で上限8、沖縄は設定なしとなった。実績使用年度は関西が2024年度、その他のエリアは2023年度である。各社のHP等でもこの情報を周知していくとされた。契約申込みにおける事業用地の土地使用権原の提出の要件化については、2026年10月1日付（予定）で関係規程類を改正し、同日以降に契約申込みの受付を行う案件より運用を開始することとされた。電力広域的運営推進機関（OCCTO）の意見募集において、既設発電所は既に当該土地を長期間にわたり問題なく使用している実績があることから改修範囲外の使用権原の提出を省略してほしい、土地の新たな取得を伴わない既存設備の改修では提出を不要としてほしいという意見が寄せられたことを踏まえ、既設設備について①既に事業を実施している土地において増強・更新・改修が行われる場合、②土地の追加取得を行った場合であっても出力増加などの系統への影響が生じない場合には、使用権原の提出を不要とすることとされた。本規律の趣旨は、事業確度が低いにもかかわらず連系予約を維持する案件の状況を是正し、事業確度の高い事業者が迅速に系統接続できるよう空押さえの防止に向けた取組を行うことであり、これから事業を開始しようとする場合の契約申込を念頭に議論を進めてきたと整理された。
2026年6月2日の第1回WGで、資源エネルギー庁は資料5「中長期取引市場の整備に向けた具体的な制度設計について」を提示した。電力システム改革の検証を踏まえた制度設計WGとりまとめ（2026年3月）で示された基本的方向性を引き継ぎ、①取り扱う商品、②価格の考え方、③約定方式、④供出量を高める方策、⑤市場範囲・市場分断リスクへの対応、⑥決済・清算方法、⑦運営主体、⑧市場参加者、⑨他市場との関係、⑩市場監視の10論点を整理し、各論点の今後の検討事項を示した。取引年度は市場開設から当分の間は実需給の3年前と1年前、受渡し期間は原則単年、負荷パターンは3年前がベース中心・1年前がミドル中心、非化石価値は取り扱わないことが既に整理されている。供出は保有電源の最大出力の合計が500万kW以上の発電事業者を対象に、原則として電気事業者の販売電力量の10%を求める方向。売り手は電気事業法に基づき届出を行った発電事業者、買い手は供給力確保義務を課される小売電気事業者から始めるとされた。
2026年5月28日の第25回WGで、事務局（産業保安・安全グループ電力安全課）は資料2「風力発電所における事故について」を示した。2026年4月12日14時4分頃に秋田県男鹿市の風の王国・男鹿風力発電所（独Enercon社製E82-E2、1,870kW×4基、2016年11月運転開始）の2号機でブレード損傷事故が発生し、人的被害はなかった。設置者から5月12日付けで電気関係報告規則第3条に基づく事故報告（中間報告）が提出され「雷と推定されるが原因調査中」とされ、変圧器故障で通電せず風車が運転停止中かつ落雷検出装置も作動していない期間があったため、令和7年8月5日から令和8年1月14日までの雷撃の有無を把握できていなかったことが確認された。国の対応として、5月1日に国内全ての風車設置者へ落雷及び落雷痕の有無の確認（確認できない場合は内部点検）を要請し、5月15日には風車停止中であっても落雷を把握するよう「発電用風力設備の技術基準の解釈」を明確化する改正案のパブリックコメントを開始した。あわせて令和3〜7年度の風力発電所事故の発生状況（電気事業の用に供しないもの137件、うち主要電気工作物の破損128件＝87%）と、原因別内訳（保守不備42件、設備不備30件、自然災害23件（雷17件）、不明32件）、ブレード破損29件の原因内訳（雷14件＝48%）が整理された。
2026年1月応札・5月13日公表の第3回オークションの約定結果を報告した。脱炭素電源は募集量500万kWに対し426.1万kW（約定総額4,748億円/年）と募集量に達しなかった。内訳はリチウムイオン蓄電池・揚水（新設を除く）81.9万kW、リチウムイオン以外の蓄電池・揚水（新設）・LDES 88.6万kW、脱炭素火力（水素・アンモニア・CCS）51.7万kW、既設原子力の安全対策投資55.8万kW、その他脱炭素電源148.2万kW（原子力の新設・リプレース138.1万kWを含む）。蓄電池の落札率は46%（応札125.1万kW）に上昇。LNG専焼火力は募集量292.9万kWに対し303.8万kW（応札の落札率64%）。第3回では蓄電池のセル製造国1国あたりの落札容量を30%未満に制限する規則を導入した。次回に向けては、水素・アンモニアの低炭素水素の事前審査、経済安保法認定メーカーのセルを使う蓄電池の優先約定、洋上風力のゼロプレミアム案件の参加、制度適用期間の上限40年などが国の審議会で議論されていると報告した。
長期展望レビューのシナリオ設定と需要・電源のエリア配賦を整理した。ベースシナリオは将来の電力需給シナリオのエリア配賦（2050年12,500億kWh）とし、電源立地地域への需要誘導が「進展する」「限定的な」シナリオでは、データセンター（GX戦略地域の議論等を踏まえ別途設定／供給計画個別計上値ベース）、半導体、水素製造、DACのエリア配賦を変えて需要と電源のアンバランスの変化を設定する。電源のエリア配賦は各シナリオ共通で、供給計画最終年度の設備量や接続契約申込済の電源を考慮。再エネの一部を需要比率で配置した場合や蓄電池の設備量を変えた場合の感度分析を行う。この整理をもとにシミュレーションし、次回以降、状況変化が現行の長期展望に及ぼす影響の確認結果を示す。
2026年4月21日の第17回で、事務局は「水素・アンモニアの社会実装に向けた当面の課題と今後の重点取組（案）」を示し、委員の意見を踏まえた更新版（2026年7月）を公表した。最大の課題を価格低減と需要創出と位置づけ、①産業競争力強化に向けた研究開発・商用実証（高温ガス炉・天然水素・触媒等）、②「水素大動脈構想」の実現による社会実装の加速、③国際展開・国際標準化・国際海運の3柱で施策を整理した。水素大動脈構想は、燃料電池商用車の重点地域（福島・東京・神奈川・愛知・兵庫・福岡）と幹線道路を中心に、大規模水素ステーションの整備とFC商用車の集中投入で需要の塊をつくる取組群で、水素基本戦略の方針を具体化するもの。重点取組として、GX・エネルギー政策の観点からの長期脱炭素電源オークション制度の改正、「クリーン水素」認証の仕組みの整備、「水素調達1％宣言」キャンペーン、GX-ETSや賦課金と連携したグリーン価値市場の創造、分野別国際標準戦略（2026年4月策定）、シンガポールでのアンモニアバンカリング拠点構築を挙げた。グリーンイノベーション基金の液化水素サプライチェーン実証は、豪州からの輸送を国内実証に切り替えた。
2026年4月3日の第113回制度検討作業部会で、資料4「非化石価値取引について」が示された。2026年度の供給計画とりまとめを元に外部供出可能量を約1,270億kWh（速報値1,115億kWh）と試算し、需給バランスを速報値と同じ1.05とすると、2026年度の中間目標値の算出における外部調達比率は約14.8%（速報値12.9%）となるとして、これを用いる案が示された。2025年度については非FIT証書の需給ひっ迫に備え、代替調達（FIT証書の調達による義務履行）を、第4回非FITオークションで必要調達量を1.3円/kWhで入札することを条件に認める案が示された。
2026年3月27日の第16回で、事務局は長期脱炭素電源オークションの水素・アンモニア案件の事前審査の基準骨子案を示した。第4回オークションから、供給される水素・アンモニアが基準値以下の低炭素であること、水素等製造事業に日本企業（発電事業者でなくても可）が出資する見込みがあること（出資率は事業者判断）、輸入相手国の地政学的リスクへの対応、供給事業と利用事業それぞれで主要設備（製造設備・輸送船／国内貯蔵設備・発電設備）のうち最低1つが日本産業の競争力強化に寄与すること、発電事業者・供給事業者・上流製造事業体の間で拘束力のある売買契約が締結される見込みがあること、を求める。原則一応札につき上流は1つとし、単独の供給事業者が全量を確保できる契約がある場合に限り複数上流を認める。スキームは、助成金を希望しない計画認定の予備審査で適合を確認して入札要件とし、落札案件に限り本審査・認定する（認定期間は制度適用期間の原則20年）。資料6では、3月27日付で価格差支援の計画2件（やまなしハイドロジェンカンパニーとサントリー、同社とヒメジ理化。いずれも水電解）を新たに認定し、拠点整備支援は2025年6月30日の締切までに12件の申請があり、JERAと北海道電力ほかのアンモニア案件2件を認定したこと、認定案件は2030年度までに供給開始・15年の支援・支援終了後10年の事業継続を求めるため、経産省・JOGMECのモニタリングと小委員会への定期報告で管理することを示した。
広域機関が実施主体となった容量市場の2025年度包括的検証の検証報告書（別紙1）の概要を報告した。Call for Evidence（2025年10月10日〜11月10日）で事業者から意見を集め、12月・1月の検討会で集計結果を紹介した上で取りまとめた。検証の結果、供給力確保の手段として「集中型の容量メカニズム」は適切な仕組みと評価し、中長期的な供給力確保・投資予見性・卸電力市場価格への影響・調整力確保の各観点でも容量市場は制度主旨に対する役割を一定程度果たしてきたとした。一方、制度導入後の状況変化で顕在化した課題への対応と、複数の制度・市場にまたがる課題を整理し、今後の主な検討課題として、指標価格（Net CONE）の諸元とモデルプラント、需要曲線に加算する供給力、電源の特性に応じた参加区分や調整係数（同一区分である揚水・蓄電池の取扱い）、指標価格見直しに伴う容量拠出金負担の影響緩和措置、複数年契約と約定価格の下限設定（投資予見性向上）、計画停止・市場応札・供給指示のリクワイアメント、ペナルティレートの設計、発動指令電源の応札時期・実効性テスト・ベースライン、容量拠出金の算定方法と情報公開、調整力機能を持つ電源へのインセンティブと需給調整市場との役割分担などを挙げた。抜本的な制度変更は投資予見性の維持の観点から慎重な検討を要するとし、2026年度メインオークション（対象実需給2030年度）から見直し可能な課題を精査して反映、広域機関が主体となる課題は順次着手、利害関係が多岐にわたる課題は国の審議会と連携する。報告書は3月末に広域機関HPで公表予定。
2026年3月27日の第9回次世代電力系統WGで、資源エネルギー庁は資料1「系統用蓄電池をはじめとする発電等設備の迅速な系統連系に向けた対応について」を示し、一事業者あたりの接続検討数の上限設定の基本的な考え方を整理した。適用対象は、電源間の公平性の観点からは全電源種を対象とすることが望ましいとしつつ、足下では系統用蓄電池の接続検討申込みが半数以上を占め一部の事業者による多数の申込みが行われている実態を踏まえ、まず接続検討が急増している系統用蓄電池について上限を設定し、その他の電源への適用は今後の接続検討の状況を踏まえて必要と判断される場合に検討することとされた。他の電源種や需要と併設する蓄電池は、設備容量等の面から蓄電池が主たる設備と判定される場合に対象となり、判定は各エリアの一般送配電事業者等が行う。一事業者の判断は接続検討申込書に記載された事業者名・住所等を基に行い、必要に応じて項目を追加する。上限数の対象範囲は系統連系希望者による接続検討申込みから接続検討結果の回答までとし、上限を超過する申込みが行われた場合は一般送配電事業者による申込書類の確認を行わず、上限超過が解消された後に改めて接続検討の申込みを求めることとされた。上限数は全国一律ではなくエリア毎に設定し、各エリアの過去年度における一事業者当たり接続検討件数（1事業者あたりの3か月間での系統用蓄電池の接続検討受付件数）の実績をサンプルとして平均値＋2σを上限とし、算定には系統用蓄電池の接続検討が急増する以前の前年度実績を用いることを基本とした。1つの事業用地で連系位置等の条件を変更し複数パターンで接続検討を行う必要があるとの事業者意見を踏まえ、足下の申込みの90%程度をカバーできる水準として上限数の最低値を5件とし、平均値＋2σまたは5件のいずれか高い方を上限とすることとされた。沖縄エリアは現時点で大量申込みがないため当面は上限設定を行わない。あわせて系統情報の開示の在り方として、開示情報における電源の新設情報を契約申込みの受付がなされたタイミングで開示の対象とし、提供情報の更新頻度を年1回から半年に1回に変更すること、既設及び新設の電源の「電源の燃種（電源種）」「設備容量」「連系位置」等の情報を更に開示させる方策を検討することとされた。
2026年3月24日、電力広域的運営推進機関（OCCTO）は接続検討申込書の変更に伴う新様式を公開した。第7回次世代電力系統ワーキンググループ（2026年2月9日）において「接続検討の早期化に資する運用変更」について議論がなされ、2026年4月より開始することとなったことを受けたもので、「系統アクセス手続きで用いる様式集」が更新された。なお、2025年12月15日にも、第5回次世代電力系統ワーキンググループ（2025年11月14日）における土地に関する書類提出の要件化を反映した接続検討の新様式が公開され、2026年1月より受付を行う案件から適用が開始されている。
2026年3月18日、電力広域的運営推進機関（OCCTO）は「系統用蓄電池の契約申込み時の保証金の増額」「系統用蓄電池の工事費負担金の分割払いの厳格化」について公表した。第6回次世代電力系統ワーキンググループ（2025年12月24日）および第7回次世代電力系統ワーキンググループ（2026年2月9日）における議論を踏まえ、2026年4月以降に契約申込みを受領する案件から適用を開始するとされた。あわせて、発電設備等に関する契約申込み、電源接続案件一括検討プロセスの再接続検討の申込み、混雑緩和希望者提起による系統増強プロセスの開始申込み又は同プロセスへの応募における保証金の算定方法に関する公表資料と、送配電等業務指針第103条第3項に基づき「工事費負担金の支払い条件の変更に応じる場合」の考え方に関する公表資料が示された。
OCCTOは2026年3月10日、2025年度予備電源募集（2026年度・2027年度制度適用開始向け、2025年8月から応札受付）の落札結果を公表した。落札は西エリアの2電源で、JERA 知多第二発電所2号（愛知県知多市、LNG、822,842kW、制度適用期間2027年6月〜2028年5月、短期立ち上げ）と関西電力 御坊発電所3号（和歌山県御坊市、石油、542,143kW、2028年3月〜2031年2月、短期立ち上げ）。募集量は東西各100万kWで、東エリアの落札はなかった。2025年度募集では応札単価の目安を第1〜5回容量市場メインオークションの上限価格（指標価格の1.5倍）の平均値14,399円/kWとし、目安以下の電源のうち燃料関係費用を除く応札単価が低い順に評価、落札価格はマルチプライス方式。
2026年3月4日の第112回制度検討作業部会で、資料6「非化石価値取引について」が示された。第3フェーズの上下限価格について、2026年度は現行水準を据え置き、FIT証書市場の下限価格（現行0.4円/kWh）は2027年度に非FIT証書市場の下限価格（0.6円/kWh）と同水準に引き上げ、2028年度以降も合わせることを基本とし、FIT証書市場の上限価格（現行4.0円/kWh）は代替手段のあり方を検討したうえで第3フェーズ中に撤廃する案。非FIT証書市場の下限価格は物価動向を踏まえ2028年度に0.8円/kWh（現行の約1.4倍）とし、上限価格（1.3円/kWh）は第3フェーズ中維持する案。影響緩和策として2027年度以降の中間目標値の需給バランスを例えば1.10に見直すことが考えられるとした。
2025年度の検討状況と2026年度以降の課題を整理した。制度的措置（供出義務化）は第103回制度検討作業部会（2025年5月28日）で、市場での調達割合を増やす方向は合理的としつつ事業者負担を踏まえ2026年4月からの導入を一旦見送り、市場状況により検討を再開する方向。市場外調整力（自然体余力）の募集量からの控除は第56回（2025年6月3日）で整理し、火力は「市場売れ残り」「契約要因」、揚水は池水位制約を考慮して自然体余力の1σ相当を控除、準備が整ったエリアから順次、期限はまず2026年3月まで。週間商品の調達コスト削減は第103回・105回TFで更なる募集量削減や上限価格見直しが一案とされ、第108・109回を経て第110回TF（2026年1月23日）で、市場募集量の上限を1σ相当値に統一し、一次・二次①・複合商品の上限価格を19.51円から15円/ΔkW・30分に引き下げる方向（市場状況により緩和または更なる引き締め）。2026年度は現週間商品の前日取引化と30分取引化を開始し、2027年度の二次①広域調達に向けてフォローする。
2026年2月18日、約1年8か月ぶりに開催された第15回で、事務局は最近の政策動向を整理した。水素社会推進法に基づく価格差に着目した支援は、2025年3月31日の締切までに計27件の計画申請があり、年度後半にかけて審査を進め、2025年12月までに4件（豊田通商ほかのグリーン水素、レゾナックほかの水素・アンモニア、JERAほかと三井物産ほかの米国産アンモニア）を認定した。価格差支援は15年間3兆円規模と位置づけた。長期脱炭素電源オークションでの水素・アンモニアの可変費の扱いは、初回は対象外、第2回（2025年1月）で固定的な燃料費を応札価格に算入可、第3回（2026年1月）で燃料費の値差部分かつ設備利用率40％分まで対象を広げた経緯を示し、資料2で第4回からの水素・アンモニア案件の事前審査（水素社会推進法の予備審査を活用）の考え方を諮った。
2026年2月9日の第7回次世代電力系統WGで、資源エネルギー庁は資料1-1「系統用蓄電池をはじめとする発電等設備の迅速な系統連系に向けた対応について」を示した。接続検討の早期化に資する運用変更として、現状は受付から3か月以内（逆変換装置を使用する発電出力500kW未満の案件は2か月以内）に工事内容・所要工期・工事費負担金等を回答することとなっているところ、事業者が接続検討の申込み時に「上位系統増強の受容性の有無」および「工事費負担金の上限額」を提示し、一般送配電事業者の検討途中で事業者の条件に合わないことが判明した段階で速やかに連系「否」として回答することを可能とする運用を、配電系統に連系する高圧の発電等設備について2026年4月より開始することとした。この場合に上位系統増強の受容性を確認する対象設備は配電用変電所・配電塔であり、特別高圧系統に連系する設備については検討の上で適用が妥当と判断される場合に運用変更を行うとされた。系統用蓄電池の空押さえ対策（保証金の増額と工事費負担金の分割払いの厳格化）は、OCCTOの公表資料の改定を行った上で2026年4月以降に契約申込みを受領する案件から適用を開始することとされた。順潮流側ノンファーム型接続については、OCCTOの検討結果として、リアルタイム制御は相対的に早期に導入できるが蓄電池事業者にとって事業計画が立てづらく需給運用上の影響やインバランス量が大きいという課題があり、計画値制御は実需給前に混雑が判明するため事業計画への影響が小さくインバランス量も小さいという特徴が示されたことを踏まえ、リアルタイム制御や簡易的な計画値制御の導入を経ずに、発電側の仕組みを参考とする計画値制御の導入を目指して検討を進めることとされた。計画値制御によるノンファーム型接続の導入には5〜7年を要することから、導入までの暫定対策として、2025年4月に開始した早期連系追加対策（充電制限）の見直しを含めた追加的な暫定対策を検討することとされた。早期連系追加対策を適用する蓄電池の接続は全体の約3%（容量ベース）にとどまり、一般送配電事業者の充電制限時間の設定が1か月ごとや四半期ごとにならざるを得ず柔軟性が低いことが要因の一つとされた。
2026年2月5日に取りまとめられた「令和8年度以降の調達価格等に関する意見」。事業用太陽光（地上設置）について、FIT制度開始以降に認定量・導入量がともに大幅に拡大し、全ての規模で着実なコスト低減が実現され、足下では入札上限価格を下回る落札が継続的に見られ、入札回によっては大幅に下回る落札も見られること、PPAによる収益の確保等によりFIT/FIP制度によらない案件の形成も見られること、一方で自然環境・安全・景観等の地域共生上の課題が顕在化し「負の外部経済性」が生じているのではないかとの指摘がなされる状況に至っていることを総合的に判断し、2027年度以降、FIT/FIP制度における支援の対象外とすることとした。地域共生が図られた形で導入が期待される太陽光発電の類型等の詳細は再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会で電源横断的に検討し、支援の重点化を行う対象等の2027年度以降の具体的な支援のあり方は来年度の本委員会で検討・決定することとされた。既にFIT認定を受けた事業用太陽光（地上設置）は2027年度以降もFIP移行を認める。入札制度は、2026年度の事業用太陽光について上限価格を事前公表、対象範囲は原則250kW以上（屋根設置区分は免除）、実施回数4回、初回募集容量91MWとし、4回すべてについて同一の入札上限価格を設定した。陸上風力は2028年度以降について政府が一律の調達価格/基準価格を設定する方向で来年度以降検討するとされた。着床式洋上風力（整備法適用外）については、延期した第4回入札を2026年度に実施し、入札実施回数は2025・2026年度の2年間で1回・秋頃、上限価格は事前非公表、募集容量190MW、事業計画の受付を再度実施することとした。2026年度のバランシングコストの増額分は＋1.00円/kWh。
2026年2月2日の第114回委員会で、資料1「再生可能エネルギーの自立化について」と別紙「令和8年度以降（2026年度以降）の調達価格等についての意見（案）」を審議。全ての電源について業界団体へのヒアリングを通じて事業者の取組を確認し、最新のコストデータに基づき技術進展を踏まえたコスト低減の状況・自立化に向けた進捗状況を検証した結果、事業用太陽光（地上設置）はFIT制度開始から現在にかけて大規模のみならず全ての規模において技術革新等による着実なコスト低減が実現され、FIT/FIP制度からの自立の時期が到来しつつあることが確認され、2027年度以降、再エネ賦課金を用いたFIT/FIP制度における支援の対象外とすることについて議論が行われた。住宅用太陽光と事業用太陽光（屋根設置）はコスト低減が着実に進展してきたものの自立化に向けては更なるコスト低減が必要とされ、陸上風力も同様、地熱・中小水力は中長期的なコスト低減、バイオマスは発電コストの大半を燃料費を含む運転維持費が占める構造で自立化への課題が大きいとされた。洋上風力は、大規模化や案件形成による産業基盤の構築を通じてコスト低減が期待される一方、黎明期にある状況やインフレ等の事業環境変化を踏まえ、今後の洋上風力全体における価格設定や案件形成の進め方に係る方針を整理する必要があることが確認された。別紙では2026年度の事業用太陽光（地上設置）の調達価格/基準価格を10kW以上50kW未満9.9円/kWh、50kW以上入札対象範囲外9.6円/kWh、屋根設置（10kW以上）を1〜5年19円/kWh・6〜20年8.3円/kWh（2026・2027年度）、住宅用（10kW未満）を1〜4年24円/kWh・5〜10年8.3円/kWh（2026・2027年度）、2026年度の地上設置250kW以上の入札（第28〜31回）の供給価格上限額を4回とも9.60円/kWhとした。
2026年1月23日の第110回制度検討作業部会で、資料5「非化石価値取引について」が示された。中間目標値の確報値の設定では、需給バランスの変化による証書価格の変動を緩和する観点から需給バランスを固定する案が示された。上下限価格については、非化石電源の維持・拡大が進む方向に制度を見直すことが重要として、FIT証書市場は段階的な下限価格の見直しや上限価格の是非を、非FIT証書市場はGX-ETSのインセンティブ水準とのバランスや物価状況を踏まえて下限価格のあり方を検討し、上限価格は当分の間現在の水準を維持することが適当とした。
2026年1月21日の第24回WGは、議題1として秋田県新屋浜風力発電所のブレード破損事故を再び取り上げ、設置者・メンテナンス事業者による報告（資料1-1）と事務局資料（資料1-2）が提出された。第23回（2025年6月18日）の第一報に続く報告であり、風力の事故審議が第一報と報告の2段階で行われている。このほか、新潟県営高田発電所における水圧管路の破断事故（議題2）、南海トラフ巨大地震に係る電気設備等の耐性評価（議題3、電気事業連合会資料・送配電網協議会資料を含む）、首都直下地震及び日本海溝・千島海溝周辺海溝型地震に係る電気設備等の耐性評価（議題4）が議題となり、委員からの意見書（資料5）も提出された。配布資料一覧（議事次第）のみを確認しており、各資料の本文は未確認。
2026年1月20日の第113回委員会で、資料1「入札制・地域活用要件について」を審議。事業用太陽光については、上限価格は事業者の参入を促す観点から2026年度も事前公表、入札対象範囲は原則250kW以上（2023年10月から設けられた屋根設置区分に該当する案件は入札制の適用を免除）とする案が示された。着床式洋上風力（再エネ海域利用法適用外）については、2025年12月17日の洋上風力促進ワーキンググループで撤退の要因検証や公募制度の見直しを含む事業環境整備のあり方等について一定の整理がなされ、その中で事業環境の変化（インフレ等）や風車調達費用等の建設費用の増加が見られた点にも言及されたことを踏まえ、入札上限価格の設定に関する考え方や具体的水準は洋上風力全体の方針を踏まえて以降の委員会で検討するとし、延期した第4回入札については、入札実施回数を2025・2026年度の2年間で1回・秋頃の実施とし、事業計画の受付を再度実施し、上限価格は事前非公表、募集容量は190MWとする案が示された。整備法適用外の着床式洋上風力の認定件数・容量は11件・743MW（2025年12月時点）。また、事業用太陽光（地上設置）を2027年度以降の支援区分の対象外とする方針との整合から、2026年度に実施する太陽光発電の入札では、認定取得期限までに認定を取得できない場合に第2次保証金（5,000円/kW）を次回入札へ繰り越す措置を適用せず一律没収とし、保証金免除事由により没収された保証金もその後に返還しないこととする案が示された。
2026年1月9日の第112回委員会で、資料1「風力発電について」を審議。洋上風力発電の定期報告データとして、資本費6件（うち実証機2件の平均205.6万円/kW、商用機4件の平均77.9万円/kW、いずれも想定値56.5万円/kWを上回る）、運転維持費5件（実証機1件3.0万円/kW/年、商用機4件平均2.6万円/kW/年、想定値2.25万円/kW/年）、設備利用率5件平均31.6％（想定値30.0％）が示された。洋上風力発電の2028年度にFIP制度のみ認められる対象は、第1ラウンド3海域の撤退等の状況変化はあったものの、引き続き国民負担の抑制を図りながら導入拡大を進める方針を踏まえ、2027年度と同様とすることを基本としつつ来年度に検討することとされた。着床式洋上風力（整備法適用対象）の価格調整スキームについては、物価変動率の下限を1％から2％に引き上げることを今年度議論するとされていたが、第1ラウンドの事業撤退を受けて関係審議会で公募制度の見直しが行われており、本スキームを適用した事例も存在しないことから、引き続き案件の形成状況等を注視しつつ来年度以降の委員会で検討することとされた。なお、陸上風力の2026年度の入札制と着床式洋上風力（整備法適用外）の2025・2026年度の入札制（募集容量、入札上限価格等）は別日の委員会で議論するとされた。
2025年12月24日の第6回次世代電力系統WGで、資源エネルギー庁は資料3「発電等設備における系統アクセス手続きの規律強化について」を示した。①土地に関する書類提出の要件化は、2026年1月5日以降に接続検討申込み及び契約申込みの受付を行う案件から適用され、接続検討申込書の新様式が電力広域的運営推進機関（OCCTO）のHPで公開済みであることが報告された。最新様式は受付日（申込書類に不備がなく検討料の入金が確認された日付）で適用されるため、既に申込みを行っている案件にも適用される可能性があるとされた。②契約申込みにおける事業用地の使用権原の提出については、契約申込み時等に用地交渉を行いつつ連系承諾以降に土地を取得することが多い実態を踏まえ、連系承諾から2か月以内に使用権原を証する書類（土地の登記簿謄本、賃貸借契約書の写し等）の提出を求め、期限内に提出されない場合は連系予約を取り消すこととされた。FIT/FIP制度では既に使用権原を証する書類の提出が求められていることから、本要件の対象電源は非FIT/非FIP電源とされ、FIT/FIP制度の利用を取りやめた場合は速やかに書類を提出すること、要件逃れのために虚偽の申請を行った場合も連系予約を取り消すこととされた。環境影響評価が必要となる電源など合理的な理由が認められる場合に限り提出期限を延長する対応も示された。③契約申込み時の空押さえへの更なる対応として、2025年9月末時点の全国（沖縄を除く）の系統用蓄電池の契約申込みが約2,400万kWで前年比約3.9倍（太陽光は約1.1倍、風力はほぼ等倍）となっていることを踏まえ、系統用蓄電池に対象を限定した暫定的かつ追加的な対策として、（A）契約申込み時の保証金を概算工事費負担金の5%から現行の2倍となる10%に増額、（B）工事費負担金の分割払いを利用する場合に初回支払額として全体の最低50%の支払いを求める運用の厳格化を導入することとした。本対策は系統用蓄電池の接続ルールの見直しが完了するまでの暫定的なものとし、他の発電等設備への対象拡大や恒久化は暫定対応の進捗等を踏まえて検討することとされた。
2025年12月22日の第16回GX実行会議（持ち回り開催）で、内閣官房GX実行推進室は資料3「GX戦略地域制度を通じたGX産業クラスターの創出－中間とりまとめ（案）－」を示した。GX戦略地域制度を、地域選定を行う3類型（①コンビナート等再生型、②データセンター集積型、③脱炭素電源活用型（GX産業団地））と事業者選定を行う④脱炭素電源地域貢献型に整理し、類型ごとの選定プロセス、選定要件、支援パッケージを具体化した。類型①〜③はいずれも2段階審査で、公募・一次審査で「有望地域」を選定し、国が事業計画の洗練をサポートした上で最終審査で「GX戦略地域」を決定する。審査は外部有識者による審査委員会が総合的に評価して行い、選定後も計画を継続的にアップデート・報告させ、明らかに計画の進捗が見られない場合は選定の取消しを含めて検討するとされた。選定単位は類型①が都道府県又は政令指定都市、②が都道府県、③が都道府県・市区町村又は広域連携エリアで、市区町村や民間事業者との連名（コンソーシアム等）での申請も可。データセンター集積型は10年程度でGW級への拡張が可能な電力供給、通信ネットワークの地中化・冗長性、半径10km圏内に集積地全体で30ha以上（分譲面積）の産業用地、既存のDC集積地からの分散立地などを要件とし、脱炭素電源活用型は総面積10ha以上、最寄りのIC・幹線道路・鉄道駅・港等から5km以内、入居企業に脱炭素電力100%活用を課す分譲要件などを要件とした。支援は電力系統の先行的・計画的整備（一般送配電事業者等への運転開始前の貸付け等）、通信インフラ整備（補助率1/2〜4/5）、DC整備（1/2）、脱炭素電源等の整備（2/3等）、事業化促進（1/2）、類型④の設備投資支援（中堅・中小は最大1/2、大企業は最大1/3を想定）などで、いずれも予算編成の議論等を経て措置が確定するとされた。
2025年12月19日の第7回小委員会で、事務局は資料3「排出量取引制度における上下限価格の水準（案）」を示した。2026年度の下限価格を1,700円/トン、上限価格を4,300円/トン程度とし、以降は実質価格上昇率3%を前提に段階的に引き上げ、2027〜2030年度の見通しも示す案。上限は排出枠が不足した場合にあらかじめ定めた価格を支払うことで義務履行を可能とし、下限はリバースオークションや将来の割当基準の強化で維持し、2033年度以降の政府オークション導入後はオークションの入札価格に下限を設けるとした。
産業構造審議会 排出量取引制度小委員会は2025年12月19日、経済産業大臣の諮問を受けて「脱炭素成長型投資事業者排出枠の割当ての実施に関する指針に関する意見」（別添：中間整理）と「令和8年度の参考上限取引価格及び調整基準取引価格に関する意見」を取りまとめた。制度対象はCO2の直接排出量が直近3か年度平均で10万トン以上の事業者（300〜400社程度、温室効果ガス排出量の6割近く）で、割当量はベンチマーク（基準活動量×各年度の目指すべき排出原単位。2030年度に上位32.5%水準）またはグランドファザリング（基準排出量×削減率。エネルギー起源は年率1.7%、プロセス由来は年率0.3%）で算定する。2026年度の参考上限取引価格は4,300円、調整基準取引価格は1,700円（いずれも1トン当たり）で、2027〜2030年度は前年度の価格に物価変動の見通し＋1.03を乗じた価格を基礎に毎年度定める。
2025年12月16日の第109回委員会で、資料4「太陽光発電について」を審議。太陽光は調達価格/基準価格が卸電力取引市場価格を下回るなど着実なコスト低減が実現され、既にFIT/FIPによらない案件の形成も見られている等、FIT/FIP制度からの自立の時期が到来しつつあるとされ、特に大規模な事業用太陽光については入札件数の減少やPPA等を活用した卸電力取引市場価格を大幅に下回る価格での入札も生じていることが確認された。2025年11月12日の再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会では、電源横断的に①各電源における自立化に向けた進捗や技術動向等を踏まえた今後の支援のあり方、②再エネ導入拡大と国民負担抑制のバランスを踏まえた支援の方向性が議論され、太陽光発電における地域共生上の課題や地域への裨益等の電源の持つ特性を踏まえ、今後はメリハリのある支援、具体的には屋根設置等の地域共生が図られている太陽光発電への積極的な支援を実施していくことの必要性が指摘された。再エネ特措法第2条の3第2項又は第3条第5項に基づく調達価格/基準価格の算定では、支援策の重点化の方向性等を「その他の事情」として勘案する必要があると整理された。以上を踏まえ、2027年度以降の事業用太陽光（地上設置）の取扱いとして、自立の時期が到来しつつある状況と支援策の重点化の方向性を勘案した上で支援の必要性について検討を行い、次回以降の委員会で最新のコストデータを踏まえて方針を議論すること、併せて地域共生が図られた形で導入がされる太陽光発電への支援の重点化についても検討することとする案が示された。
2025年12月12日の第109回制度検討作業部会で、資料3「非化石価値取引市場について」が示された。高度化法第3フェーズ（2026〜2028年度）について、2040年度の非化石電源比率目標（60%以上に見直す方針）に向けて中間目標値は証書供給量の見通しを踏まえて設定する現行方法を維持しつつ、外部供出可能量の想定を精緻化（データの最新化、旧一般電気事業者以外の内部取引量と非FIT証書への自発的な需要の控除）する案、義務対象は現行の5億kWh以上を維持する案、2026年度の需給バランスを1.05とする案が示された。上下限価格についてはインフレの進行等を踏まえた第3フェーズのあり方を論点として提示した。
2025年12月9日の第6回小委員会で、事務局は資料3「中間整理（案）」と資料4「各業種のベンチマーク指標（案）」を示した。中間整理（案）は、制度対象者、排出実績量の算定、登録確認機関、ベンチマーク・グランドファザリングによる割当て、割当てにおけるその他の勘案事項、移行計画、排出枠取引市場、発展の方向性の各事項を整理したもので、同年12月19日に小委員会の意見（中間整理）として取りまとめられた。
2025年11月14日の第5回次世代電力系統WGで、資源エネルギー庁は資料2「発電等設備における系統アクセス手続きの規律強化について」を示した。①接続検討申込み時の土地に関する書類提出の要件化について、対象を系統用蓄電池に限らず接続検討が必要となる全ての新設発電等設備とし、接続検討申込書の記載事項として発電等設備の設置場所における登記簿等の確認結果、所有者名、対応状況等が記載された書類の提出を求めることとした。対象範囲は発電等設備の設置を検討している土地全体で、発電設備と受電設備等の設置場所が異なる場合は受電設備等の設置場所も調査の対象となる。記載内容に虚偽が判明した場合は申込が無効となる場合があるとされ、2026年1月以降に接続検討申込み及び契約申込みの受付を行う案件から適用を開始することとされた。要件化の背景として、防災公園などの公共的な土地、既に別の建物が建設中の土地、住居以外が建設できない土地など事実上事業の実施が不可能と思われる土地での接続検討が行われている事例があったことが示された。②接続検討に資する情報公開として、ウェルカムゾーンマップの拡充や系統用蓄電池の接続検討に関する回答状況を簡易的に示す等の対応を各一般送配電事業者で検討することとした。③契約申込みのプロセスでは事業用地における使用権原の確認が行われておらず、事業用地を確保していないにも関わらず接続の権利（契約）だけを確保する事例があることから、使用権原を証する書類の提出を系統接続に係る契約の要件とし、使用権原の取得が確認できない場合は申込みを取り下げ扱いとする方針が示された。あわせて、土地と系統接続の権利をセットで確保し自社では設置・運用せず他社への売却を前提とするビジネスモデルの事業者が一定数存在するとのヒアリング結果が報告され、2019年頃に導入された容量確保時の保証金や容量開放ルールの標準化・明確化をより強化する検討が提起された。
2025年11月10日の第38回合同会議で、資料2「第1ラウンド事業からの撤退の要因分析等」が示された。撤退の要因は（1）公募当時の評価基準と事業計画、（2）公募選定後の事業環境の変化等に整理された。（1）については、当時の公募制度が「価格点＝120点×（最も低い供給価格/当該事業者の供給価格）」という採点方法を採用し価格点に大きな点差が生じ得る評価基準であった中で、三菱商事コンソーシアムから顕著に安価な供給価格が提案されたことが挙げられ、3海域の事業実現性評価点の1位と2位の点差は10.00点/9.00点/7.00点であったのに対し、価格点の1位と2位の点差は26.23点/36.35点/32.40点であった。（2）については、インフレ・為替・金利上昇等の事業環境の変化やサプライチェーンの逼迫等の複合的要因により風車調達費用と洋上・陸上工事費用がいずれも公募参加時の見込みから2倍以上に増加し、FIP制度への移行、価格調整スキームの導入、海域占用期間の予見可能性確保を前提としてもコスト増加を賄う収入確保の見込みが立たなかったと分析された。影響としては170万kWの導入の遅れ、地元関係者の信頼、国内サプライチェーン等への波及が挙げられた。公募制度を含む事業環境整備の課題として①変動リスクへの対応が不十分な供給価格の設定、②促進区域の地盤等のデータ提供の方法、③再エネ価値を高く評価する需要家の不足、④風車メーカー等との価格交渉力の確保のしづらさ、⑤海外サプライチェーンへの依存、⑥事業実現性が相対的に過小評価され得る価格点の設計、⑦撤退時におけるルールの不明確さ、⑧基地港湾の柔軟な利用のあり方、⑨供給価格の決定からファイナンスクローズに至るまでの期間の長さの9項目が挙げられ、①〜⑤は一定の対応がなされている/なされる見込みである一方、⑥〜⑨を中心とした公募制度の見直しが必要とされた。資料4「洋上風力の政策的位置付けと今後の検討の視座」では、洋上風力の位置付けは変わらず、第2ラウンド・第3ラウンドの事業完遂が極めて重要であるとされた。
長期展望レビューにおける2050年の前提条件として需要と電源の設定を整理した。年間総電力量は「将来の電力需給シナリオ」の12,500億kWhモデル、ロードカーブは同シナリオの考え方を基本にDR・蓄電池を考慮し、水素製造・DACの可制御需要を模擬。電源ごとの設備量は、太陽光260GW（第43回基本政策分科会の参考値）、陸上風力41GW、洋上風力45GW（官民協議会目標）、水力・バイオマス・地熱等34GW、揚水27GW、火力139GW（リプレース仮定、水素・アンモニアは脱炭素電源オークションの結果も考慮）、原子力37GW（既存・建設中が60年運転した場合の2030年時水準を維持、現行から追加）、蓄電池24GW（将来の電力需給シナリオの値、現行から変更）。次回以降、需要・電源のエリア配賦とシナリオ設定を整理する。
GHGプロトコルは2025年10月20日から2026年1月31日まで、Scope 2 ガイダンス（2015年）の改定案の公開協議を行った。マーケット基準について、品質基準4を改め契約証書は消費と同じ時間（毎時）に発行・償却されたものに限る（免除あり）、品質基準5を改め契約証書は消費拠点と同じ市場範囲から調達する（または送電可能性の基準を満たす）、標準供給サービス（SSS）の按分ルール、残余ミックスの定義の見直し、残余ミックスがない場合の化石電源係数の使用を提案した。実現可能性の措置として、負荷プロファイル、年間消費量［X］GWh以下などの免除基準（選択肢を提示）、段階的導入、レガシー条項を挙げた。改定版の公表は2027年末を見込み、その後複数年で段階的に適用する案とした。
2025年10月17日の第4回小委員会で、事務局は資料3「ベンチマーク・グランドファザリングの割当水準の考え方等について」を示した。基準年度の標準的な排出原単位を上位50%水準とし、2030年度のベンチマーク水準を上位15%と50%の中間の上位32.5%とする案、プロセス由来CO2のグランドファザリング削減率を年率0.3%（2030年度までの5年で1.5%）とする案、副生燃料の利用に係る排出を消費側のプロセスに通常燃料との差分としてGF方式で割り当てる案が示された。
2025年10月15日、同時市場の在り方等に関する検討会は第二次中間取りまとめを公表した。同時市場は現在のスポット市場・時間前市場・需給調整市場を代替し、実需給の1週間程度前からゲートクローズ直前までの需給運用を最適化する市場と位置づけられた。主要な仕組みは①電力と調整力の同時約定、②発電余力全量の入札義務と自己計画電源、③スリーパート情報（起動費・最低出力費用・増分費用カーブ）と運転パラメータに基づく入札・約定、④アップリフト（市場価格で回収できない発電費用の個別補償）、⑤SCUC・SCEDによる系統制約を考慮した約定（基幹系統＝上位2電圧階級を対象）、⑥時間前市場での同時約定の繰り返しの6点。開設する市場は週間運用、前日市場、時間前市場（前日夕方1回・当日2回の計3回程度）、直前市場（1日24回または48回、出力配分のみ）。発電事業者は現行で差し引かれている予備力分も含めた発電余力全量を電力・調整力の両方に入札する義務を負い、市場外の相対契約による供給は自由だが自己計画電源としての電源情報・発電計画の登録が必要。電力（kWh）価格は電源態勢のシャドウプライス（需給均衡点の増分費用）のシングルプライスとし、増分費用カーブには＋10%程度のリスクを織り込むことを可能とした。調整力（ΔkW）価格は確保による逸失利益から事後的に算出するシングルプライス。時間前市場以降は前日市場からの約定量の差分を当該市場価格で精算する。小売電気事業者はkWhの対価に加えアップリフトの応分負担を求められる。容量市場リクワイアメントの改定が必要とされ、FIT特例①・③は買取義務者がエリア単位で売り入札するが前日6時配分の計画値が不変で時間前以降の最適化対象外となる課題が示された。詳細検討を要する事項として技術的検討、入札・情報提供義務の詳細、アップリフト、揚水・DERの取扱い、取引規律・監視が挙げられた。
2025年10月1日の第104回委員会で、資料3「洋上風力発電事業を取り巻く事業環境変化を踏まえた令和7年度入札（着床式洋上風力発電（再エネ海域利用法適用外））の実施について」及び資料4「令和7年度の入札制度（着床式洋上風力発電（再エネ海域利用法適用外））に関する意見（案）」を審議し、2025年10月14日に開始予定だった第4回入札の延期を決定した。理由は、①入札上限価格については、第1ラウンド3海域の事業からの事業者の撤退に至った要因の検証や公募制度の見直しを含む事業環境整備のあり方について関係審議会が年内目途に行う一定の整理を踏まえた検討を行う必要があること、②入札参加要件である再生可能エネルギー発電事業計画の提出について、電力広域的運営推進機関が2025年9月1日〜19日に受付を行ったが提出事業者がおらず、仮に入札を実施しても入札件数は0件となるため、来年度に延期しても延期による不利益を被る事業者が存在しないこと。延期する第4回入札を含む具体的な入札実施回数及び時期は、関係審議会の整理を踏まえた上で2026年1月下旬を目途に再度委員会で検討することとされた。あわせて、再エネ海域利用法に基づく第1ラウンド3海域の選定事業者が2025年8月27日に開発中止の決定を公表したこと、および着床式洋上風力（整備法適用外）のこれまでの価格（2014〜2019年度36円/kWh、2021年度32円/kWh、2022年度29円/kWh、第1回入札上限34.0円/kWh、第2回・第3回24.0円/kWh、いずれも事前非公表、募集容量は第1回120MW・第2回以降190MW）が整理された。
2025年9月30日の第76回小委員会で、資料1「再エネ価値が適切に評価される環境の整備」として非化石価値取引市場の課題整理（案）が示された。FIT証書市場は約定価格が下限0.4円/kWh近辺に張り付き、需要家の中長期PPA締結のインセンティブを阻害しているとして下限価格の引上げと上限価格（4.0円/kWh）の是非の早急な検討を、高度化法義務達成市場（非FIT証書）は売れ残りを減らす方策（需給バランスの更なる引下げ等）を短期課題とした。中長期課題として、投資促進効果に応じた証書価値の差別化、FIT証書の取扱い、需要家が参加できない非FIT証書（再エネ指定）市場への需要家ニーズの反映、GX-ETS・RE100・時間的価値・場所的価値の動向を踏まえた議論を挙げ、制度検討作業部会等で議論することとした。
2025年9月24日の第4回次世代電力系統WGで、資源エネルギー庁は資料4「系統用蓄電池の迅速な系統連系に向けて」を示した。2024年度に一般送配電事業者等が受付を行った接続検討（500kW以上）は全体で14,276件（2023年度の6,725件から倍増）、うち系統用蓄電池は9,544件（2023年度の1,599件から約6倍）で、接続検討数の高止まりが続いていると整理された。規律強化の具体策として、①接続検討申込み時の土地に関する書類提出の要件化（事業用地に関する調査結果や登記簿等の提出。登記簿は申込者の名義である必要はなく、取得できない場合は別方法での確認結果の提出を求める）と、②接続検討数の上限設定（一事業者の接続検討申込みに対し、一般送配電事業者が行う接続検討の受付から結果回答までの期間における案件数に上限を設定し、上限を超える申込みは案件の優先順位が高いものから上限の範囲内で実施する）の2つの方向性が示された。上限設定の背景として、一事業者が短期間に100件以上の接続検討申込みを同一の一般送配電事業者に対して行っている事例が複数あることが挙げられた。接続検討申込み前の案件精査に資する情報公開の在り方も検討を進めることとされた。接続ルールについては、順潮流側で発電側類似のノンファーム型接続を導入するにはシステム構築に5年以上を要する可能性が判明したことを踏まえ、中長期的には発電側ノンファーム型接続を参考に混雑時の充電制限を前提として容量を確保せずとも接続を可能とする仕組みの導入を進めることとし、制御手法の技術的な評価・検討を電力広域的運営推進機関（OCCTO）に委ねることとされた。
2025年9月22日の第20回検討会で、資源エネルギー庁と電力広域的運営推進機関は資料3「今後の検討の進め方等について」と資料4「第二次中間取りまとめ（案）」を提示した。同時市場はJEPXと需給調整市場（EPRX）を代替する市場であり、導入には入札受付・約定処理・価格算定・精算に加えて高度な計算処理機能を持つシステム開発が必要と整理。導入に必要な作業を①市場制度の詳細設計、②同時市場システムの開発、③運営主体の決定・市場開設準備の3点とし、約定処理機能の開発が特に重要かつ難易度が高いため、他の市場機能と開発プロセスを分けることも検討するとした。ロードマップは第1フェーズ（業務設計）、第2フェーズ（要求定義）、第3フェーズ（システム開発）、第4フェーズ（事業者連携・最終準備）、第5フェーズ（導入）の5段階で、第2フェーズの検討結果を踏まえて同時市場の導入可能性を最終判断するとした。第1・第2フェーズは資源エネルギー庁と広域機関を事務局とし、企業秘密に関わる検討があるため非公開の会議体で詳細検討を行い重要論点と進捗を公開の検討会で議論する形が示された。参考として、次期中央給電指令所システムの開発が、海外パッケージソフトのカスタマイズ範囲の大幅増加により基本設計に時間を要している状況も示された。
2025年度応札（第3回）の募集要綱案・約款案への意見募集の結果を報告した。26者から137件（要綱107件・約款30件）。応札判断に影響する意見は4件で、蓄電池の「セル製造国・地域」1国あたり30%制限（2件）、可変費の補正方法（1件）、事後的な費用増加の増加金額の算定（1件）。
2025年8月28日の第19回検討会で、資源エネルギー庁と電力広域的運営推進機関は資料3「同時市場の制度に関する論点について⑥（取りまとめ方針等）」を提示した。第13回（2025年2月19日）の検討再開以降に議論した論点（週間運用、前日市場・時間前市場の市場制度・入札・約定・価格算定・精算、実需給に関する仕組み）について、いずれも一定の方向性が得られたとして取りまとめに入る方針を示した。第二次中間取りまとめは議論の取扱い順ではなく体系的に再構成し、同時市場の全体像を把握しやすい形にするとして、①導入の意義、②基本的な考え方（位置付け・各事業者の参加の在り方）、③取引の仕組み（開設市場、入札・約定・価格算定・精算）、④約定結果の通知等、⑤他制度との関係、⑥追加検討を要する事項、⑦今後の進め方という構成案を提示した。取りまとめ内容は同時市場の骨子案と位置付け、制度設計WGや次世代電力・ガス事業基盤構築小委員会に報告するとした。費用便益分析については、定量評価の結果は便益／費用＝6.4〜9.2であり、調整力必要量の低減による総燃料コスト低減（便益①）と混雑処理費用の低減（便益②）を算定したもので、卸電力取引所の売り切れに起因する価格高騰の抑止や需給調整市場の応札不足の解消等は定量評価に含まれていないと補足した。2025年7月22日の第3回制度設計WGでの意見（各事業者の役割の共有、実装までの過渡期措置、電源投資インセンティブを削がない制度設計、十分な準備期間）も参照された。
2025年8月26日の第15回GX実行会議で、GX実行推進担当大臣兼経済産業大臣提出資料1「GXをめぐる情勢と今後の取組について」により、地域に偏在する脱炭素電源等を核に新たなGX型の産業集積とワット・ビット連携（電力・通信インフラの一体整備）を目指す「GX戦略地域」制度の創設が示された。専門家の議論を踏まえて①コンビナート等の再生（GX新事業創出）、②データセンターの集積、③脱炭素電源の活用（GX産業団地等）の3類型を整理し、選定された地域に規制・制度改革と支援策を一体で措置する仕組みとし、国家戦略特区とも連携するとされた。3類型のうち①コンビナート等再生型と②データセンター集積型については、より意義のある地域選定につながるよう選定要件を具体化・決定した上で、同日8月26日から自治体等からの提案募集を開始し、全都道府県向け説明会も開催することとされた。選定要件はインフラ整備、競争力強化、脱炭素、地域との連携の4つの観点で整理され、これに加えて事業者単位の支援を既存枠組みも活用しながら継続することとされた。
2025年8月7日の第2回小委員会で、事務局は資料3「ベンチマーク・グランドファザリングによる割当量の計算方法」を示した。ベンチマークの適用が難しい分野ではグランドファザリング（制度開始直前3か年の排出量の平均に一定の削減率を乗じて割当量を算定）も活用するとし、災害や法令に基づく検査で操業が止まった期間の扱い、活動量が前年比±7.5%を超えて変動した場合を構造的変化とみなして割当量を調整する案、事業譲渡・合併時の基準活動量・基準排出量の承継を示した。
2025年8月6日の第34回合同会議で、資料2「公募占用指針改訂案について」と資料3「洋上風力発電に係る電源投資を確実に完遂させるための更なる事業環境整備について」を審議。2025年2月に閣議決定された第7次エネルギー基本計画で、洋上風力について「投資が大規模かつ総事業期間が長期間にわたることから、収入・費用の変動リスクに対応できる強靱な事業組成を促進し、洋上風力発電への電源投資を確実に完遂させるために必要な規律強化や環境整備を進める」とされたことを具体化するため、これまでの見直しに留まらず、公募の公平性を損なわないことを前提として更なる制度のあり方を検討することとされた。検討項目の例は、Ⅰ脱炭素電源が適切に評価されるための環境整備（PPA市場の活性化、脱炭素電源に対する需要の喚起）、Ⅱ電源投資に係る事業環境整備（海域の占用期間に係る予見性の確保、事業完遂に資する金融支援）。第32回（2025年6月3日）の事業者ヒアリングでは、公募制度に関する要望が9社（価格調整スキームの見直し、価格評価点の見直し（最低制限価格の導入等）、PQ（事前資格審査制度）の導入、計画の柔軟性の確保、2段階方式の導入等）、PPA促進・再エネ価値の向上が9社、海域占用許可の延長が7社（原則更新の許容、40年間への延長）、長期脱炭素電源オークションへの参加容認が5社、港湾が5社、固定資産税の減免が3社、供給上限額が3社などであった。
GHGプロトコルの独立標準委員会（ISB）は2025年7月14日、Scope 2 技術作業部会が提案したロケーション基準・マーケット基準の改定案を公開協議にかけることを承認した（いずれも賛成10・反対1）。マーケット基準の改定案は、再エネ等の契約証書と消費電力の毎時の一致と地理的な一致を求めるもので、毎時の一致は自主的なクリーンエネルギーの主張をする場合に限って求め、小規模組織の免除、長期契約の経過措置（レガシー条項）、推計による毎時データの利用、段階的導入を伴う。改定案の確定文は2026年半ば、第2次協議を経た改定版全体の公表は2027年末を見込むとした。限界影響法（MIM）は今回の協議には進めず（賛成7で不継続）、Actions and Market Instruments 作業部会で検討を続ける。
2025年6月27日の第3回次世代電力系統WGで、資源エネルギー庁は資料4「系統用蓄電池の迅速な系統連系に向けて」を示した。系統用蓄電池の接続検討が急増し連系までの期間が長期化している状況に対し、課題①多数の接続検討申込みへの対応（案件確度が低い系統連系手続の増加、容量の空押さえ）、課題②柔軟かつ合理的な接続ルールへの見直し、課題③一般需要の接続との競合により生じる課題の解消の3つを整理し、それぞれ対応①系統アクセス手続きの規律強化、対応②系統用蓄電池の接続ルールの見直し、対応③系統用蓄電池と一般需要の両者が効率的に連系できる取組みの推進という方向性を示した。対応①については、発電等設備の系統アクセス手続きが接続検討と契約申込みの二つのプロセスから成り（事前相談は任意、低圧では接続検討は不要）、接続検討では事業確度の低い申込みの低減、契約申込みでは空押さえの防止が必要とし、この検討を系統用蓄電池に対象を限らない形で行うこととした。関係事業者へのヒアリング結果として、接続検討の申込件数に制約がないため多数の申込みが促されること、インターネットの地図情報を元に空いている土地へ申込む例、自らは蓄電池事業を行わず投機目的で手続を進め系統連系する権利を有償譲渡し数十件の回答書を束にして取引する事業者がいることが報告された。対応②では、混雑時に充電制限を行うことを前提に、発電側で導入されているノンファーム型接続や北海道エリアで先行実施中のリアルタイム制御を参考に、系統用蓄電池向けの接続ルールの検討を進めることとした。あわせて、系統用蓄電池の接続検討が補助金・長期脱炭素電源オークションの公募期限近くに集中している分析結果が示された。
2025年度応札（第3回）の募集要綱案と約款案の主なポイントを報告し、意見募集を開始した。既設火力のCCS付火力への改修（年間7割以上のCO2貯蔵をリクワイアメント化）と長期エネルギー貯蔵システム（LDES）を対象に追加。上限価格の閾値を10万円/kW/年から20万円/kW/年に引き上げ、水素・アンモニア・CCSは閾値を撤廃し、応札価格に算入できる燃料費をLNG・石炭との価格差部分かつ設備利用率4割分までとする。脱炭素電源の募集量は第2回と同じ500万kW。募集上限は、脱炭素火力（水素・アンモニア・CCS）50万kW、蓄電池・揚水・LDESは運転継続時間6時間以上に限定して80万kW（揚水リプレース・リチウムイオン蓄電池40万kW／揚水新設・非リチウムイオン蓄電池・LDES 40万kW）、リチウムイオン蓄電池は国外製セルのセル製造国1国あたり30%未満、既設原子力の安全対策投資150万kW（第2回200万kW）。LNG専焼火力は200万kW追加募集に第2回の残余約93万kWを加え約293万kW。落札価格の補正は費用別指標による自動補正との選択制、長期・大規模案件の他律的な費用増は9割を落札価格に反映、他市場収入の範囲を拡大し証憑提出を明確化（初回・第2回にも遡及）。蓄電池にはJC-STAR★1の取得を要件化。
2025年6月18日の第23回WGは、議題1として秋田県の新屋浜風力発電所におけるブレード破損事故を取り上げ、事務局資料（資料1-1）と設置者・メンテナンス事業者による第一報（資料1-2、さくら風力株式会社（株式会社新エネルギー技術研究所）、株式会社日立パワーソリューションズ資料）が提出された。このほか、新潟県営高田発電所における水圧管路の破断事故（議題2）、令和7年の林野火災への対応の振り返り（議題3）、災害対応に向けた事前伐採の促進（議題4）、南海トラフ巨大地震に係る電気設備等の耐性評価（議題5）が議題となった。配布資料一覧（議事次第）のみを確認しており、各資料の本文は未確認。
2025年2月閣議決定の第7次エネルギー基本計画などの環境変化を踏まえ、第88回（2025年3月）で整理した第3次広域系統長期方針に向けた4つの検討事項（①長期展望のレビュー、②高経年化設備更新ガイドラインのバージョンアップ、③既設連系線の更新の評価・実施スキーム、④同時市場を見据えた混雑処理）のうち、①の進め方と基本的な考え方（費用便益評価手法：便益項目、燃料費＋CO2対策コスト、アデカシー面、費用項目、評価の考え方）を整理した。次回以降、シナリオ設定（考え方・前提条件）の整理を進める。
2025年1月応札・4月28日公表の第2回オークションの約定結果を報告した。脱炭素電源は募集量500万kWに対し503.0万kW（約定総額3,464億円/年）を落札。内訳は蓄電池・揚水（運転継続時間3時間以上6時間未満）96.1万kW、同（6時間以上）76.9万kW、既設火力の改修9.5万kW、既設原子力の安全対策投資315.3万kW、一般水力（調整式）5.2万kW。蓄電池の応札695.6万kWに対する落札率は20%。LNG専焼火力は募集量224.4万kWに対し131.5万kW。次回に向けては、CCS付火力への改修とLDES（長期エネルギー貯蔵）の対象追加、事業報酬率を電源種一律WACC5%から建設リードタイムに応じ4〜6%へ、上限価格の閾値を10万円/kW/年から20万円/kW/年へ引き上げる方向が国の審議会で議論されていると報告した。
容量市場の開設5年後を目途に行うとされていた包括的検証について、第101回制度検討作業部会（2025年4月1日）の整理を受け、広域機関が実施主体となり2025年度の1年間で行う進め方を示した。目的は①制度主旨の再確認、②現行の仕組みの再確認と必要に応じた機能性向上、③市場運営の効率化。対象はメインオークションと追加オークションを中心とし、長期脱炭素電源オークションや他制度は主な対象としない。進め方は、論点・検証項目の設定と客観的事実の収集・情報提供（ステップ1、7月・9月）、意見募集（ステップ2、10〜11月頃）、検討の方向性を整理した取りまとめ（ステップ3）の3段階で、抜本的な見直しは国の審議会での審議を経て、検証結果は2026年度メインオークション（対象実需給2030年度）から反映する。検証項目の例として、供給力確保・投資予見性・卸市場価格への影響・調整力確保・容量メカニズムの適合性、需要曲線と指標価格、応札・約定ルール、リクワイアメント・ペナルティ強度、発動指令電源、容量確保契約金額・容量拠出金、運営業務の効率を挙げた。
2025年4月22日の第15回検討会で、資源エネルギー庁と電力広域的運営推進機関は資料3「同時市場の制度に関する論点について②（入札・電源運用）」を提示した。週間運用については、毎日翌日から1週間を対象とした電源の起動停止計画（週間SCUC）を行い、起動に長時間を要する電源には送配電事業者または同時市場運営者が起動指令を行い、指令を受けた事業者は前日市場に市場計画電源として入札する仕組みを整理した。市場の開催・参加に関する詳細（開催時刻、参加資格、取引単位）は詳細設計段階で決定するとしつつ、暫定イメージとして前日市場は午前10時入札締切、参加資格はJEPXの会員資格に準じて小売・発電・DR事業者・アグリゲーターと一般送配電事業者、取引単位は30分（1日48コマ）でkWh市場0.1MW・調整力市場は最低入札量1MW・刻み幅1kWを示した。自己計画電源の制約については、定格出力と登録出力量の差分（余力）はスリーパート情報で入札されたものとして扱い、制限の発動は直近のSCUCで変動性再エネの出力制御に至ったか（抑制側）・広域予備率不足に至っているか（焚増側）で判断し、長期固定電源と所定の運転制約に基づく最低出力は抑制順を最後にする整理を示した。自己計画電源は自ら起動を確定させるためアップリフトの対象外とされた。同じ回で変動性再エネ、大規模揚水・蓄電池の取扱いも議論された。
2025年3月24日の第14回検討会で、資源エネルギー庁と電力広域的運営推進機関は資料3「同時市場の制度に関する論点について」を提示した。相対契約が紐づく自己計画電源（発電事業者が自ら電源起動を確定させる電源）について、①同時市場への入札を必須とする案と、②発電計画等の情報登録のみを認める案を比較し、①では相対契約が契約価格と市場価格の差金決済を含むことになり法律・会計上の整理が必要、②では市場外で取引される電源に制約を及ぼす仕組みの検討が必要と整理した。いずれでも電源態勢は同じになるとした。自己計画電源の入札が制限される場合については、出力制御や系統混雑、需給ひっ迫時の制約の考え方を明確化し、どの地点・時間帯で制限されるかを事前に示す仕組みと、年単位の見通しの公表が重要とした。エリア内で系統混雑が発生した場合のkWh価格算定は、①系統制約がない場合を仮定した電源態勢のシャドウプライスをエリア単一価格とする方式と、②地点ごとの限界価格を地点ごとの需要で加重平均する方式を比較し、②の方が実態を反映した価格に近いとしつつ、年間を通じた市場価格や市場外補填の多寡を定量比較して決めるとした。TSO想定需要で追加起動される電源（ΔkW-Ⅰ）の確保方法と運転費用の回収方法も論点とされた。
2025年3月21日の第103回委員会で、資料1「再エネ海域利用法に基づく公募占用指針について」を審議。価格調整スキームの物価変動率の上限は、一律に40％を適用するのではなく、他電源のコスト水準も勘案しながら公募の度に本委員会で上限価格と併せて審議し、40％に設定すると過度な国民負担が生じると判断された場合には40％未満の水準を採用して公募占用指針に明記することとされていた。本委員会では、第1〜3ラウンドの事業者（長崎県五島市沖を除く。同海域は既に洋上工事が開始されており、変動後物価指数が洋上工事に係る工事計画の届出予定日の直前1年間を参照するため本スキームに基づく価格調整が観念し得ない）について、仮に資本費部分（全体の7割）に40％の価格調整があったとしても当時の供給価格上限額に達しないことを確認し、価格調整の上限は原則どおり40％を適用することを確認した。参考資料では各海域の供給価格・保証金が示され、供給価格は秋田県能代市・三種町・男鹿市沖13.26円/kWh、秋田県由利本荘市沖11.99円/kWh、千葉県銚子市沖16.49円/kWh、長崎県西海市江島沖22.18円/kWh、その他5海域は3円/kWh。新たな保証金制度では第二次保証金が5,000円/kWから10,000円/kW、第三次保証金が13,000円/kWから24,000円/kWに見直される。
2025年3月10日の第31回合同会議で、資料1により「一般海域における占用公募制度の運用指針（改訂案）」のパブリックコメント（2024年11月29日〜12月30日実施）の結果が示され、42者から234件の意見が寄せられた。意見の内訳はセントラル調査の基本化71件、事業性評価（迅速性評価など）43件、価格点評価（準ゼロプレミアム水準など）36件、価格調整スキーム24件、事業計画の柔軟性23件、港湾・占用許可11件、その他25件。これらを踏まえ2025年1月29日に「一般海域における占用公募制度の運用指針（改訂版）」を公表し、本会議では第1〜3ラウンドに関する公募占用指針の改訂案を議論した。資料2では第3ラウンド公募結果が示され、青森県沖日本海（南側）と山形県遊佐町沖の合計約110万kWについて、全ての参加事業者が迅速性が満点となる2030年6月に運転開始時期を設定し、ゼロプレミアム水準（3円/kWh）で入札した。青森はJERAを代表企業とするつがるオフショアエナジー共同体（61.5万kW、SGRE SG DD-236 15MW機41基）、山形は丸紅を代表企業とする山形遊佐洋上風力合同会社（45.0万kW、同型30基）が選定された。参考資料5は再エネ海域利用法改正法案（EEZにおける設置許可制度の創設等）の概要。
2024年4月の全商品取引開始（全面運開）後、全商品で募集量に対する応札量の未達が発生し、三次調整力②の調達費用が高騰したことを受け、2024年度に実施・検討した応札不足対策を整理した。募集量の削減として、三次②募集量の一定割合圧縮（第93回制度検討作業部会、6月1日〜）、二次②・三次①の前日追加調達の一時中断（第91回、5月1日〜）、三次②の効率的な調達（第94回、7月1日〜）、中部エリアの揚水随意契約による募集量控除（7月20日〜）を実施。応札の誘導的措置として、起動費取り漏れ分の事後精算（2025年度〜）、一般送配電事業者による代替ΔkW確保・揚水並列、一次・二次①を含む商品の複数ユニット持ち下げに対するアセスメント緩和（定格容量の10.01%以下、第52回）を決定。制度的措置（制度的な供出義務化）は技術的な論点の検討を概ね完了し、実施要否は国と連携して検討。2026年度からの前日取引化に向け、連系線枠はシリアル処理（先行を複合市場、後続を三次②市場）、ロング機の起動は余力の特別対応、応札商品の偏りの恒久対策は市場一本化案を本案とすると整理（第52・53回）。一次調整力は不足率80%程度、東京・中部で不足が目立ち北海道は4月中旬以降ほぼ充足。
2025年2月3日に取りまとめられた「令和7年度以降の調達価格等に関する意見」。太陽光については、年間導入量が適地の不足等を背景にFIT制度導入当初に比べて低下している中で、比較的地域共生がしやすく自家消費型で導入されることで系統負荷の小さい屋根設置太陽光のポテンシャルを更に積極的に活用することが重要であるとし、屋根設置太陽光の設置者となる建物所有者の財務基盤や与信が小さい傾向にあることを踏まえ、早期の投資回収を可能とする「初期投資支援スキーム」を措置した。事業用太陽光（屋根設置）は事業継続・適切な廃棄の確保のため「階段型の価格設定」、住宅用太陽光は投資回収期間の早期化効果を最大化するため「支援期間の短縮」を基本とした。入札制度については、2025年度の事業用太陽光の入札対象をFIP電源のみとし、250kW以上全体で単一の入札枠の中で競争することとし、初回の募集容量は過去1年間の落札容量（全体）の平均値である79MWとした。洋上風力については、大規模な洋上風力発電に係る電源投資を確実に完遂させるための制度のあり方として、価格調整スキームの算式・参照物価指数・上下限・IRRの措置事項を取りまとめ、物価変動率の上限は40％を基本としつつ、公募の度に本委員会で上限価格と併せて審議し、過度な国民負担が生じると判断される場合は40％未満を採用することとした。また、着床式洋上風力（再エネ海域利用法適用外）第4回入札の入札実施スケジュールが取りまとめられた。
2025年1月30日の第102回委員会で、資料2「初期投資支援スキームについて」を審議。小売電気事業者の夜間電力料金プランの調査結果として、旧一般電気事業者10社と新電力100社のうち2025年1月時点で確認できたプランでは、夜間電力料金プランを提供している事業者は122件（27社）、その平均値は23.4円/kWh、中央値は24.2円/kWhであった。初期投資支援スキームの論点は、論点1投資回収期間、論点2事業継続・適切な廃棄の確保、論点3自家消費、論点4国民負担の4点で、自家消費の促進（FIT/FIP価格を電気料金水準より低く設定）と国民負担の抑制（初期投資支援スキームによる国民負担が従来の価格設定による国民負担を割引現在価値ベース・割引率2％で上回らないこと）を前提に、投資回収期間の早期化を最大限図ることとされた。廃棄等費用の積立期間（FIT/FIP期間の後半10年間）に支援額が存在して源泉徴収が可能であることから、廃棄等積立制度の対象である事業用太陽光（屋根設置）は「階段型の価格設定」、住宅用太陽光は投資回収期間の早期化効果を最大化する「支援期間の短縮」のスキームを採ることとされた。算定結果は、事業用太陽光（屋根設置）が初期投資支援期間5年・初期投資支援価格19円/kWh程度、住宅用太陽光が4年・24円/kWh程度。前提条件は、電気料金水準として産業用19.56円/kWh・家庭用27.31円/kWh（2025年度の価格設定時の自家消費便益の想定値）を超えないようにし、加重平均後の卸電力取引市場価格を8.3円/kWhと設定している。
2024年11月26日の第99回委員会で、資料1「大規模な洋上風力発電に係る電源投資を確実に完遂させるための制度のあり方について」を審議。価格調整スキームは「落札後1度のみ調整を行う方式（1回調整方式）」を採用し、第1〜3ラウンド公募の自然条件をもとに最新のNEDO着床式洋上風力コストモデルで試算した資本費と運転維持費の比率7：3を踏まえ、物価変動率を資本費部分に相当する基準価格の7/10に連動させる。論点はa式の考え方、b参照する物価指数、c上下限とIRRの設定の3点。物価変動率の上限を一律40％とすることについて、全委員から、調整前の価格が高い場合には過大な国民負担が生じるおそれがあるため、40％という割合だけでなく調整後の価格の適正水準・絶対値を踏まえた設定が必要であるとの指摘がなされた。参考資料1では、電力広域的運営推進機関が2024年11月5日に公表した入札結果として、陸上風力第4回入札（募集1.0GW、供給価格上限額14.00円/kWh、落札17件・885,250kW、最低11.33円/kWh、加重平均12.73円/kWh、最高13.99円/kWh）、着床式洋上風力第3回入札（募集190MW、上限24.00円/kWh・非公表で実施、事業計画0件・入札0件・落札0件）、バイオマス第7回入札（募集30MW、上限17.80円/kWh・非公表、入札0件）が報告された。
2024年11月21日の第30回合同会議で、資料1「洋上風力発電に係る電源投資を確実に完遂させるための制度のあり方について」により、2024年9月から計5回の議論の取りまとめが示された。論点は、Ⅰ迅速性とスケジュールの確実性の両立（運転開始時期の設定、リスクシナリオへの対策の重点評価、撤退や遅延を抑止する保証金制度の見直し、ゼロプレミアム水準に対する考え方）、Ⅱ収入・費用の変動等に伴うリスク分担（価格調整スキームの導入）、Ⅲ主要製品に係る計画変更要件の整理、Ⅳ価格評価点のあり方、Ⅴセントラル方式によるサイト調査の基本化の5点。制度見直しは事業規律の強化やIRRの引下げを含むため、第4ラウンド以降の応札・落札事業者には選択的な措置の適用を認めず一律に適用する。保証金は第1〜3ラウンドの公募占用指針で規定した水準の約2倍とし、遅延期間に応じて段階的に没収する。第1〜3ラウンドの選定事業者には一律適用は困難とし、保証金制度の見直しを含む見直しを受け入れる事業者に対してのみ適用し、価格調整スキームについては当該措置適用後の将来の物価変動のみを基準価格/調達価格に反映する。資料2は「一般海域における占用公募制度の運用指針（改訂案素案）」。
脱炭素成長型経済構造への円滑な移行のための低炭素水素等の供給及び利用の促進に関する法律（水素社会推進法）が2024年10月23日に施行され、同日付で基本方針（経済産業省・国土交通省告示第5号）が施行された。基本方針は、低炭素水素等の供給及び利用の意義・目標、価格差に着目した支援と拠点整備支援の対象となる計画の評価項目（エネルギー政策：安全性・安定供給・環境適合性・経済効率性、GX政策：産業競争力の強化・経済成長・脱炭素化）を定め、価格差支援は年間千トン（水素換算）以上の供給、拠点整備支援は年間1万トン以上の供給量を必須の要件とする。資源エネルギー庁の制度ページでは、価格差に着目した支援の申請受付期間を2024年11月22日から2025年3月31日とし、2025年1月31日までの申請は先行的に審査を開始するとした。拠点整備支援の申請受付は2025年3月5日から6月30日まで。
OCCTOは2024年10月1日、初回となる2024年度予備電源募集（2025年度・2026年度制度適用開始向け）に応札がなかったと公表した。募集期間は2024年8月30日〜9月30日、募集量は東エリア（50Hz）・西エリア（60Hz）各100万kW。対象は容量市場で安定電源に区分される火力で送電端10万kW以上、メインオークションで不落札・未応札・差替元となった電源のいずれかを2年連続で満たすもの。制度適用期間は2025年4月〜2027年3月の間に始まる12〜36か月。調達は事業者提案に基づく総合評価方式で、短期立ち上げ電源と長期立ち上げ電源は同一区分で募集。補填金の対象は休止措置と休止状態の維持に係る費用（修繕費、固定資産税、事業税、人件費等）。
2024年度応札（第2回）の募集要綱案・約款案への意見募集の結果を報告した。52者から242件（要綱215件・約款27件）で、様式（蓄電池に係る事業計画）に関する意見が117件と最多。応札判断に影響する意見66件は、約定結果公表日（5件）、接続検討回答書（33件）、蓄電池に係る事業計画（28件）の3種類。最低容量が1万kWから3万kWに変わった蓄電池・揚水と一般水力に限り、接続検討回答書の提出期限を電源等情報登録期間の10月25日から11月28日まで延長する。
2024年7月9日の第78回小委員会で、資源エネルギー庁は資料5「分割供給の導入に係る対応について」を示した。第76回の議論を踏まえ、分割供給を新たに導入し部分供給は分割供給の導入と同時に新規受付を停止することとなったとしたうえで、部分供給の既存契約の移行期間について、4月は契約更新が集中することなどを踏まえ約1年の経過措置を設け、2025年7月1日までに分割供給に移行する案を示した。合理的な理由のない分割供給の拒否や供給条件の変更は適当でなく、事案が明らかになれば事務局が精査し必要に応じ委員会に報告するとし、分割供給の仕組みは必要に応じQ&Aを整備するとした。
2024年度応札（第2回）の募集要綱案と約款案の主なポイントを報告し、意見募集を開始した。国の審議会の整理を反映し、既設原子力の安全対策投資（2013年の新規制基準対応）と3万kW以上10万kW未満の一般水力の新設・リプレースを対象に追加、蓄電池・揚水の最低入札容量を1万kWから3万kWに引き上げ、蓄電池には事業計画（メーカー・型番、安全設計、地元調整、広域認定など）の提出を求める。水素・アンモニア・バイオマスの上流側固定費は合理的に説明できる部分を応札価格に算入可能とする。募集量は初回の400万kWを超える水準、募集上限は既設火力の改修100万kW、蓄電池・揚水は運転継続時間3〜6時間未満と6時間以上に分けて設定、既設原子力にも上限を設ける方向で国の審議会が議論中。他市場収益の還付は、メインオークション価格が契約単価（事業報酬を除く）を上回る場合の重複部分を85%還付とする。
2024年6月17日の第76回小委員会で、資源エネルギー庁は資料11「分割供給の導入について」を示した。一の需要場所で1引込み・1計量により異なる2者の小売電気事業者が小売供給契約を結ぶ「分割供給」を認め、当面は2者に限定、形態は非需要追随供給＋需要追随供給と時間分割型のみ（併用不可）、対象は特高・高圧、需要側の不足インバランスは需要追随供給を行う者が負担、一方の契約解除時は残る契約を原則継続とする案。分割供給の導入と同時に部分供給は新規受付を停止し指針を廃止、2024年10月初旬目途に受付を開始する案。自己託送で残余需要を小売供給で賄うケースの小売供給は分割供給に当たらず、このケースや自家発補給契約で分割供給を行うことは現時点では認められないとした。
2024年6月7日の合同会議で、事務局は5月17日に成立（5月24日公布、令和6年法律第37号）した水素社会推進法の施行に向けた政省令・告示の論点を示した。低炭素水素等の要件は、水素が Well to Gate で3.4kg-CO2e/kg-H2、アンモニアが0.87kg-CO2e/kg-NH3（いずれもグレーから約7割削減）、合成燃料39.9g-CO2e/MJ、合成メタン49.3g-CO2e/MJ。価格差に着目した支援は、供給開始後15年間、基準価格と参照価格の差額を原則全額支援し、物価・為替や原料費の変動は算定式で基準価格に反映する一方、工事遅延などのコストオーバーランは反映しない。規律として、15年の支援後に供給事業者へ10年間の供給義務を課す、単年度の支援上限額を設ける、最終製品の価格転嫁を織り込んだ計画を優先して認定する、を示した。夏頃の施行と申請受付開始を目指すとした。
2024年1月応札・4月26日公表の初回オークションの約定結果を報告した。脱炭素電源は募集量400万kWに対し401.0万kW（約定総額706億円/年）を落札。うち蓄電池・揚水は募集上限100万kWに対し166.9万kW（蓄電池の応札455.9万kWに対し落札率24%、揚水83.8万kWに対し69%）、既設火力の改修82.6万kW。LNG専焼火力は3年分の募集量600万kWに対し575.6万kW（1,766億円/年）。次回に向けては、既設原子力の安全対策投資と3万kW以上10万kW未満の一般水力を対象に追加し、水素・アンモニア・バイオマスの上流固定費を応札価格に算入可能とする方向が国の審議会で整理されていると報告した。
2024年5月8日の第74回小委員会で、資源エネルギー庁は資料11「部分供給の見直しを踏まえた対応について」を示した。部分供給に関する指針の改正案のパブリックコメントを4月19日から実施中であることを報告し、再エネ電源を活用したオフサイトPPAで実態として部分供給が使われている需要家のニーズに配慮して、部分供給とは別に、一の需要場所で1引込みにより2者以上の小売電気事業者から供給を受けることを希望する場合の扱い（公平性・需要家保護を担保するルール）を速やかに検討する案を示した。検討に当たっては負担の公平性・需要家保護、一般送配電事業者の実務対応、小売電気事業者に不合理な条件を課さないことに留意するとした。
2024年3月29日の第72回小委員会で、資源エネルギー庁は資料4「部分供給の見直しについて」を示した。部分供給は卸電力市場が機能するまでの当面の対策として旧一般電気事業者に対応を求めたものだが、ベースロード市場の創設やJEPXの取引量の増大（総需要の30〜40%程度）を踏まえ役割を果たしたとして、原則廃止の方針とし、制度趣旨にそぐわない活用が見られる通告型の部分供給は指針を改正して新規の受付を行わず、既存案件は契約更新時等に通告時間の見直しを求める案を示した。指針改正のパブリックコメントを4月中旬に始め、5月下旬〜6月上旬頃の施行を予定した。
2024年3月29日の第18回検討会（書面開催）で、資料3「電気事業者別排出係数の算定について」が示された。現行の基礎排出係数は非化石電源由来の電気を排出ゼロとして扱うため、環境価値を持たない電気（いわゆる抜け殻電気）の需要家もゼロ排出として基礎排出量を算定でき、費用負担と排出削減効果に齟齬があるとして、非化石証書・グリーン電力証書・再エネ電力由来J-クレジットの取引を反映した新基礎排出係数を新設し、メニュー別係数も設ける方向を示した。呼称は「基礎排出係数（非化石電源調整済）」とする案②が望ましいとし、2025年度の報告から使えるよう2024年度中に算定・公表する予定とした。調整後排出係数は現行制度から変更しない。
資源エネルギー庁は「自己託送に係る指針の一部を改正する通達」（2024年2月9日）により、自己託送に係る指針を2024年2月12日から改正適用した。自己託送利用者は自ら設置した非電気事業用電気工作物を維持・運用する者に限られ、他者が設置した設備の譲渡・貸与を受けたものは該当しない（完全子会社が設置した設備の譲渡のみ例外）。自己託送における需要は最終的に電気を使用する者の需要とされ、需要場所内で他者に融通する場合はその他者全てとの密接な関係が必要で、他者が設置した受変電設備の譲渡・貸与を受けた場合も該当しない。利用者は密接な関係を証する書類と宣誓書を提出し、虚偽の場合の契約解除に同意する。附則で、2023年12月31日以前に接続の契約申込み（特別高圧・高圧は接続検討の申込み）を完了した案件は従前の例による（申込み後の名義変更を除く）。
2024年2月7日に取りまとめられた「令和6年度以降の調達価格等に関する意見」。2023年10月に設けられた屋根設置太陽光区分について、不当な認定取得を防ぐため、原則としてFIT/FIP認定申請時に建築基準法に基づく検査済証の写し、不動産登記法に基づく建物表題登記、パネル設置図面、太陽光発電設備の全量が申請された建築物の屋根の上に設置されていることを示す外観写真の提出を求めることとした。必要書類が申請時に用意できない場合は運転開始時までに提出する誓約で代替できるが、誓約に基づく提出がないまま運転を開始した場合やパネルが一部でも建物に設置されていない場合は、認定計画に従って事業を実施する義務に違反するものとして認定の取消しを行う。立入検査等も必要に応じて実施する。屋根設置区分の認定申請は2023年10月1日から12月15日までの2ヶ月半で607件・85MWであった。入札制度は、上限価格を事前公表、入札対象範囲は原則250kW以上を維持し、入札上限価格は2024年度の入札対象範囲外の地上設置の調達価格・基準価格9.2円/kWhと2025年度のそれとの間を刻む形で設定した。発電側課金については、各一般送配電事業者の託送供給等約款が2024年1月17日に認可されたことを踏まえ、2024年度以降の新規認定FIT/FIPについて、認定出力ではなく最大受電電力が10kW以上の場合のみ調達価格等の算定において考慮することとした。
2023年12月26日の第68回小委員会で、資源エネルギー庁は資料3「再エネ導入の拡大に向けた今後の自己託送制度の在り方について」を示した。自己託送は自家発自家消費の延長として再エネ賦課金の対象外だが、他者が開発・設置した発電設備をリース等で借り受けて名義上の管理責任者となる事例や、需要場所内で密接な関係のない他者に電気を融通する事例が多く見られるとして、発電側（案1 発電設備の所有、案2 維持・管理、案3 送電する電気の性格）と需要側（案4 電気の最終消費者）の4案を比較し、要件が外形的に明確で迅速に対応できる案1と案4で要件を厳格化する案を示した。他者設置の発電設備・受電設備の譲渡・貸与を受けたものは対象外（完全子会社からの譲渡のみ例外）、需要場所内で融通する場合は融通先の他者全てとの密接な関係を求め、宣誓書と虚偽時の契約解除への同意を求める。適用対象は2023年12月末までに系統連系手続き（特高・高圧は接続検討申込み、低圧は契約申込み）に達していない案件とし（案A）、2024年1月1日から改正指針の施行までは自己託送の接続供給契約の新規申込みの受付を停止する案。
2023年12月6日の合同会議で、事務局は中間取りまとめ（案）を示した。低炭素水素等の環境適合性は炭素集約度で評価し、グレー水素から約70％削減に相当する3.4kg-CO2/kg-H2を原則とする。価格差に着目した支援は、プロジェクトごとに基準価格（国内供給分の製造・供給コストと利益を回収できる価格。算定式または固定値を事前に提示し、支援期間15年間は原則固定。建設費の10％の予備費を計上可）と参照価格（代替される原燃料の日本着価格として公表される指標）を定め、その差額の全部または一部を15年間支援する。参照価格が基準価格を上回って超過利益が生じる場合は差分を国へ返還する。価格差支援の対象は年間千トン（水素換算）以上の供給、拠点整備支援は拠点全体で年間1万トン以上の利用を最低要件とし、1万トン未満の小規模案件はハブ＆スポークのスポークとしてハブと一体で申請できる。
2023年2月8日に取りまとめられた「令和5年度以降の調達価格等に関する意見」。事業用太陽光の入札制度について、上限価格は事業者の積極的な参入を促すため2021年度から続けてきた事前公表を維持し、入札対象範囲は、250kW以上／未満で資本費に一定の差異が見られること、入札準備に必要な経費は小規模案件ほど相対的に重い負担であること、対象拡大により入札件数が大幅に増加するおそれ（2021年度実績で100〜250kWは1,000件超の認定件数）があることを踏まえ、原則250kW以上とした。入札実施回数は年4回。屋根設置太陽光については、前年度に既築建物への屋根設置を入札免除としていたところ、建物登記等の提出を求め屋根設置を適切に確認することを前提に、既築建物に限らず屋根設置の太陽光発電について入札制の適用を免除することとし、今後フォローアップを行い必要に応じて見直しを検討することとした。低圧事業用太陽光（10〜50kW）の地域活用要件（設置場所で少なくとも30％の自家消費等、災害時に自立運転を行い給電用コンセントを一般の用に供すること）については、2020年度以降の当該区分の認定量が大きく減少傾向にある中で、温対法の地域脱炭素化促進事業制度に基づく自治体の促進区域内・自治体の認定を受けている事業であることの確認など、要件適用の際の条件に関する更なる議論・検討を進めることとした。発電側課金については、既認定FIT/FIPは調達期間等の終了後から課金対象とし、新規FIT/FIPは調達価格・基準価格等の算定において考慮することとし、エリア別ではなく全国平均での費用負担の増加分を想定し、割引制度の適用は考慮しないこととされた。
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