第４４回需給調整市場検討小委員会
第５７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 資料２

2024年度向け調整力必要量について（一次～三次①）

２０２３年１２月２１日
需給調整市場検討小委員会 事務局
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 事務局

2

はじめに

◼ 2024年度には調整力公募が終了し、2023年度に取引を実施していた三次①、三次②に加え、2024年度からは一次、二次①、二次②、複合商品の取引が開始され、全ての調整力を需給調整市場から調達することになる。
◼ これまで本小委員会で必要量の考え方を整理した、これらの一次～三次①（週間商品）について、2024年度
向けの調整力必要量の試算を実施したため、結果をご報告する。

出所）第43回需給調整市場検討小委員会（2023年11月9日）参考資料１をもとに作成

https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2023/2023_jukyuchousei_43_haifu.html

3目次

1. 一次～三次①の調整力必要量について（振り返り）
2. （2024年度向け）一次～三次①必要量の試算

3. まとめ4

目次

1. 一次～三次①の調整力必要量について（振り返り）
2. （2024年度向け）一次～三次①必要量の試算

3. まとめ一次～三次①の調整力必要量の考え方について（１／３）

5◼ 2024年度の需給調整市場全商品取引開始に向けて、これまで本小委員会等で調整力必要量について検討を行ってきたため、一次～三次①の調整力必要量の考え方について、改めて振り返りと整理を行う。
◼ 一次～三次①は、GCから実需給断面における時間内変動・予測誤差等に対応する「平常時対応の調整力」と、電源脱落等に対応する「緊急時対応の調整力」を調達することとしている。
◼ 「平常時対応の調整力」としては、時間内変動であるサイクリック分（極短周期成分）・フリンジ分（短周期成分）、
予測誤差であるサステンド分（長周期成分）に区分し、商品ごとに各事象に対応することとしている。
◼ このうち、一次はサイクリック分に対して自端制御（GF）で対応する調整力、二次①はフリンジ分に対してLFC信号により対応する調整力としており、また、サステンド分に対しては、 GC（実需給1時間前）時点の計画と実績需要の差分（予測誤差）に対応する調整力であるが、そのうちコマ間の差に対応する（短い応動時間が求められる）
調整力を二次②、コマ間で連続する量に対応する（継続時間が求められる）調整力を三次①と区分している。
＜エリア全体の需要＞

GF

GC以降の
残余需要

極短周期成分
（サイクリック分）

一次

短周期成分
（フリンジ分）

二次①

＋

予測
誤差

LFC

＋

※

BG
計画

▲ 前々 前コマ 現コマ
※残余分
GC コマ

二次②
EDC
現状、GF、LFC、EDCで調整している成分ごとに仕分け▲ 前々 前コマ 現コマ
GC コマ
長周期成分
（サステンド分）

三次①

6

一次～三次①の調整力必要量の考え方について（２／３）◼ また、「緊急時対応の調整力」としては、電源脱落が発生した場合に、事業者が追加供給力を確保するまでの間、周波数低下を一定の範囲内に抑え、周波数を回復させるための調整力であり、電源脱落直後から後続の供給力対策が行われるまでの調整力が必要となることから、一次・二次①・三次①の調整力として確保している。
◼ 「平常時対応の調整力」と「緊急時対応の調整力」を一次～三次①各商品毎に分類すると下表のとおり。

商品

平常時

緊急時

時間内変動の極短周期成分

電源脱落

時間内変動の短周期成分誤差

電源脱落

－

二次②

GC（実需給1時間前）時点の需要計画と実績需要の誤差（残余需要予測誤差のコマ間の差分）

電源脱落

三次①

GC（実需給1時間前）時点の需要計画と実績需要の誤差（残余需要予測誤差のコマ間の連続分）

一次

二次①

7

（参考） 需給調整市場で取り扱う商品の要件
一次調整力

二次調整力①

二次調整力②

三次調整力①

三次調整力②

英呼称

Frequency Containment
Reserve(FCR)

Synchronized Frequency
Restoration Reserve(S-FRR)

Frequency Restoration
Reserve(FRR)

Replacement
Reserve(RR)

Replacement
Reserve-for FIT(RR-FIT)

指令・制御

オフライン（自端制御）

オンライン（LFC信号）

オンライン(EDC信号)

オンライン(EDC信号)

オンライン

オンライン

オンライン

オンライン

オンライン

専用線のみ

専用線 または（簡易指令システム）※2

専用線 または
簡易指令システム

専用線 または
簡易指令システム

監視
回線

オンライン
（一部オフラインも可※1）

専用線のみ（オフライン監視の場合は不要）

入札時間単位

3時間※3

3時間※3

3時間※3

3時間※3

3時間※4

応動時間

10秒以内※8

5分以内

5分以内

15分以内

45分以内※5継続時間

5分以上※830分以上※330分以上※3

3時間※3

3時間※4

並列要否

必須

必須

任意

任意

任意

指令間隔

－（自端制御）0.5～数十秒

専用線：数秒～数分（簡易指令システム※2：５分）

専用線：数秒～数分
簡易指令システム：５分

30分

監視間隔

1～数秒※1

1～5秒程度

専用線：1～5秒程度（簡易指令システム※2：1分）

専用線：1～5秒程度
簡易指令システム：1分

1～30分※6

供出可能量

10秒以内に出力変化可能な量

5分以内に出力変化可能な量

5分以内に出力変化可能な量

15分以内に出力変化可能な量

45分以内※5に出力変化可能な量（機器性能上のGF幅を上限）（機器性能上のLFC幅を上限）(オンラインで調整可能な幅を上限)(オンラインで調整可能な幅を上限)(オンラインで調整可能な幅を上限)

5MW※7

専用線：5MW※7（簡易指令システム※2：1MW）

専用線：5MW※7
簡易指令システム：1MW

専用線：5MW※7
簡易指令システム：1MW

1kW

1kW

1kW

1kW

1kW

上げ／下げ

上げ／下げ

上げ／下げ

上げ／下げ

上げ／下げ

(入札量上限)最低入札量
刻み幅（入札単位）

上げ下げ区分5MW※7（オフライン監視の場合は1MW）※1 事後に数値データを提供する必要有り※2 休止時間を反映した簡易指令システム向けの指令値を作成するための中給システム改修の完了後に開始※3 将来「30分」に変更予定。システム改修内容を踏まえ、2026年度変更を目指し検討中※4 2025年度より「30分」に変更予定※5 2025年度より「60分以内」に変更予定※6 30分を最大として、事業者が収集している周期と合わせることも許容※7 2024年度に「1MW」に変更予定※8 2025年度にオフライン監視の場合、応動時間「30秒以内」、継続時間「設定なし」に変更予定

一次～三次①の調整力必要量の考え方について（３／３）

8◼ 一次～三次①（「平常時対応の調整力」「緊急時対応の調整力」）の必要量としては、各々の事象の過去実績
データ等を用いて、エリア単位で必要量を算出している。
◼ また、これらの調整力は対応する断面が同一（GC以降の誤差）であることから、時間的な不等時性を考慮して、複合約定（一次～三次①の複合商品）することにより、必要量を低減する取り組みを取り入れている。
◼ これらを踏まえ、第14回本小委員会（2019年11月5日）において、一次～三次①必要量は下表のとおり整理。
＜第14回本小委員会における一次～三次①の調整力必要量の考え方（算定式）＞
商品区分

対応する事象必要量の考え方（算定式）

一次

時間内変動（極短周期成分）＋
電源脱落「残余需要元データ※1 ー 元データ※110分周期成分」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

二次①

時間内変動（短周期成分）＋
電源脱落「元データ※1 10分周期成分ー 元データ※130分周期成分」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

二次②

需要・再エネ予測誤差「残余需要予測誤差30分平均値※2のコマ間の差」の3σ相当値

三次①

需要・再エネ予測誤差＋
電源脱落「残余需要予測誤差30分平均値※2のコマ間で連続する量」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

上記すべて「残余需要元データ※3－（BG計画－GC時点の再エネ予測値）」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

複合商品(一次～三次①)※1 残余需要1～10秒計測データ※2 残余需要30秒計測データ30分平均値 ー （BG需要計画 ー GC時点の再エネ予測値）※3 残余需要1分計測データ

9（参考） 一次～三次①（平常時対応）の必要量◼ 平常時対応については、エリア単独の変動（誤差）実績データを諸元として、エリア毎の必要量を算出している。
◼ それぞれの調整力の量は、各商品で対応する事象に対し、過去の誤差実績データ等をもとに算定している。

出所）第14回需給調整市場検討小委員会（2019年11月5日）資料2

https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2019/2019_jukyuchousei_14_haifu.html

10（参考） 一次～三次①（緊急時対応）の必要量◼ 電源脱落に対応する量については、各エリアで分担することができるため、50Hz及び60Hz毎の同一周波数連系
系統の単機最大ユニット容量を、同一周波数連系系統の各エリアの系統容量をもとに按分した量としている。

出所）第14回需給調整市場検討小委員会（2019年11月5日）資料2

https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2019/2019_jukyuchousei_14_haifu.html

11（参考） 週間商品の必要量算定式

出所）第14回需給調整市場検討小委員会（2019年11月5日）資料2をもとに作成
https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2019/2019_jukyuchousei_14_haifu.html

（参考） 週間商品の複合約定時の必要量算定式

12出所）第14回需給調整市場検討小委員会（2019年11月5日）資料2をもとに作成
https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2019/2019_jukyuchousei_14_haifu.html

13（参考） 複合商品における調達量の考え方

出所）第22回需給調整市場検討小委員会（2021年3月30日）資料2をもとに作成
https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2020/2020_jukyuchousei_22_haifu.html

14（参考） 複合商品ヘの入札の考え方

出所）第22回需給調整市場検討小委員会（2021年3月30日）資料2をもとに作成
https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2020/2020_jukyuchousei_22_haifu.html

2022年度からの三次①取引開始と応札不足について

15◼ 一次～三次①のうち、三次①については2022年度から需給調整市場で取引が開始されている。
◼ 需給調整市場の全商品が取引される前の2023年度までは、一般送配電事業者が調達する調整力として調整力
公募（電源Ⅰ・Ⅱ）が併存していることを踏まえ、GC以降に必要となる調整力のうち一部を調整力公募で調達し、残りを三次①として需給調整市場から調達することとした。（加えて、小売電気事業者が活用できる供給力を減少させることの無いよう、三次①必要量を補正している）◼ 他方、2022年度の三次①取引開始以降、募集量に対して応札量が不十分といった応札不足の状況が継続していることが確認されている。

出所）第35回需給調整市場検討小委員会（2023年1月24日）資料3

https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2022/2022_jukyuchousei_35_haifu.html

出所）第84回制度検討作業部会（2023年9月11日）資料5

https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/seido_kento/pdf/084_05_00.pdf

（参考） 三次①の必要量の補正と調整力の上限について

16◼ 電源Ⅰと三次①が混在している現時点においては、三次①の調達量を【一次～三次①の複合約定時の必要量－
電源Ⅰ確保量】と定めた上で、調整力確保量の上限である7%を超過しないよう以下2点必要量の補正をしている。
➢ 補正①：電源Ⅰを調達済みであることから、夏季（7～9月）および冬季（12～2月）のブロック6ならびに＿＿＿＿ブロック7の三次①調達量を0に補正➢ 補正②：エリア想定需要に加え、小売事業者が予備力として確保する可能性のある1%分を控除◼ この点、第86回調整力及び需給バランス評価等に関する委員会（2023年5月29日）において、2023年時点
での調整力調達量の上限をH3需要の7%としていたところ、2024年度以降は上限を設定しないことと整理されたため、調整力確保量の上限に係る必要量の補正は不要となる。

出所）第35回需給調整市場検討小委員会（2023年1月24日）資料3をもとに作成

https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2022/2022_jukyuchousei_35_haifu.html

出所）第86回調整力及び需給バランス評価等に関する委員会（2023年5月29日）資料1をもとに作成
https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/2023/chousei_jukyu_86_haifu.html

17

一次～三次①における調整力の効率的な調達について◼ 前述の三次①応札不足の状況を踏まえ、第40回本小委員会（2023年6月29日）において、調整力の効率的な調達として、一次～三次①の商品の考え方を再整理した。
◼ 一次～三次①における調整力の効率的な調達とは、メイン取引（週間断面）において1σ相当値を調達し、不足すると見込まれる場合は、以降の需給調整市場（前日断面）で追加で調達する取り組みである。
◼ 具体的には、調整力不足の予見性という観点から一次および二次①については予見困難であることから3σ相当値を調達することとし、二次②および三次①についてはある程度予見可能であることから、週間調達時は1σ相当値を調達することで、必要量の低減を図ることとした。
◼ また、二次②および三次①について、調整力が不足すると予見される断面※においては、前日の需給調整市場にて
3σ相当値まで追加調達する、具体的には【複合必要量の3σ相当値 - 複合必要量の1σ相当値)】を追加調達することとした。
※ 追加調達判断時点での最新の広域予備率が12%を下回った場合、前日断面で追加調達を行う。

【効率的な調達のイメージ】

追加調達判断（不要なら取引終了）
調整力必要量調整力必要量

1σ相当

需給調整
市場取引

調整力必要量

1σ相当

調達量

追加調達
必要分

1σ相当

調達量

追加調達

調整力必要量

調達量

追加調達
必要分

追加
調達分

1σ相当

（参考） 週間商品における効率的な調達の取り組み

18出所）第40回需給調整市場検討小委員会(2023年6月29日) 資料2をもとに作成
https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2023/2023_jukyuchousei_40_haifu.html

19

2024年度以降の一次～三次①の調整力必要量について◼ 効率的な調達を踏まえると、2024年度以降の一次～三次①の調整力必要量の考え方は下表のとおり。
＜2024年度以降の週間市場における一次～三次①の調整力必要量の考え方（算定式）＞
商品区分

対応する事象必要量の考え方（算定式）

一次

時間内変動（極短周期成分）＋
電源脱落「残余需要元データ※1 ー 元データ※110分周期成分 」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

二次①

時間内変動（短周期成分）＋
電源脱落「元データ※110分周期成分 ー 元データ※130分周期成分 」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

二次②

需要・再エネ予測誤差「残余需要予測誤差のコマ間の差※2」の1σ相当値

三次①

需要・再エネ予測誤差＋
電源脱落「残余需要予測誤差30分平均値※3のコマ間で連続する量」の1σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

上記すべて「残余需要元データ※4－（BG計画 － GC時点の再エネ予測値）」の1σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

複合商品(一次～三次①)＜調整力の効率的な調達における一次～三次①追加調達必要量の考え方（算定式）＞
追加調達判断基準

追加調達必要量（算定式）

追加調達実施時の必要量(週間市場+前日市場)

追加調達判断時点での最新の広域予備率
が12%を下回った場合

複合商品3σ相当値 - 複合商品1σ相当値

複合3σ相当値※1 残余需要1～10秒計測データ※2 残余需要1分計測データ30分周期成分 ー （BG需要計画 ー GC時点の再エネ予測値）ー 残余需要予測誤差30分平均値のコマ間で連続する量※3 残余需要30秒計測データ30分平均値 ー （BG需要計画 ー GC時点の再エネ予測値）※4 残余需要1分計測データ

（参考） 二次②算定式におけるデータ諸元の変更（1／２）

20◼ 第14回本小委員会での整理では、GC以降の残余需要の変動に対しては、一次～三次①で対象を細分化して連続的に対応することとした。
◼ この点、一次・二次①はTSOの残余需要実績の10分・30分周期成分を用いて算出としている一方で、二次②・三次①は残余需要の30分平均値を用いて算出しており、これによって二次①と二次②の間に不連続領域が発生していることが確認された。
◼ なお、算定式の10分・30分周期成分については、10分・30分移動平均値として算出している。

出所）第14回需給調整市場検討小委員会（2019年11月5日）資料2をもとに作成
https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2019/2019_jukyuchousei_14_haifu.html

21（参考） 二次②算定式におけるデータ諸元の変更（２／２）◼ 不連続領域においても実需給でΔkWを調達しておくことが必要と考えられることから、二次①の算定式における「元データ30分周期成分」を二次②の算定式に用いることで、不連続領域の解消を図ることとした。
◼ 具体的な算定式は以下のとおり。
➢ 残余需要の30分周期成分 ー （BG需要計画 ー GC時点の再エネ予測値）
ー 残余需要予測誤差30分平均値のコマ間で連続する量【不連続領域のイメージ】
残余需要元データ

残余需要10分移動平均

残余需要30分移動平均

算定式の違いにより、二次①と二次②の間に不連続領域が発生

一次

元データ30分周期成分の3σ相当
残余需要予測誤差30分平均値の3σ相当

BG需要計画 ー GC時点の再エネ予測値

残余需要30分単純平均

二次①

二次②の算定式を変更することで、不連続領域を解消

二次②

前コマからの連続する予測誤差三次①

BG需要計画 ー GC時点の再エネ予測値

（参考） 調整力における特定地域立地電源の考え方

22◼ 一般的な調整力とは別に、特定の地域に立地していることが系統安定化上重要である特定の機能を有した電源として、「特定地域立地電源」がある。
◼ 特定地域立地電源は、一般送配電事業者にその目的に応じた起動停止権があり、系統安定化のために起動並列した電源余力は要件を満たす限り、安価な調整力（実質的に0円のΔkW）としても活用可能となる。
◼ そのため、調整力調達コスト低減の観点から、実際の運用断面においてほぼ確実に起動並列が見込まれる場合は、
特定地域立地電源の余力について、調整力募集量から控除することとする（優先約定させていることと同義）。

出所）第８回需給調整市場検討小委員会（2019年1月24日）資料3をもとに作成

https://www.occto.or.jp/iinkai/chouseiryoku/jukyuchousei/2018/2018_jukyuchousei_08_haifu.html

23

目次

1. 一次～三次①の調整力必要量について（振り返り）
2. （2024年度向け）一次～三次①必要量の試算

3. まとめ

24

2024年度向け一次～三次①の調整力必要量の試算（１／２）◼ 2024年度向けの一次～三次①の必要量として、以下の算定式に基づき、試算を行った。

◼ なお、2024年度以降の必要量については2023年度実績データから算出することとなるが、本試算における必要量は現時点で利用可能な2022年度実績データから算出している。
商品区分等

必要量の考え方（算定式）

備考

一次「残余需要元データ ー 元データ10分周期成分」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値-

二次①「元データ10分周期成分 ー 元データ30分周期成分」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値-

二次②「残余需要予測誤差のコマ間の差」の1σ相当値

効率的な調達導入
および不連続領域対応のため
算定式変更

三次①

「残余需要予測誤差30分平均値のコマ間で連続する量」の1σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

効率的な調達導入のため算定式変更

複合商品(一次～三次①)「残余需要元データ－（BG計画 － GC時点の再エネ予測値）」の1σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

効率的な調達導入のため算定式変更

追加調達実施時の(週間市場+前日市場)で調達する必要量「残余需要元データ－（BG計画 － GC時点の再エネ予測値）」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

前日市場での追加調達量は【複合3σ相当値-複合1σ相当値】

25

2024年度向け一次～三次①の調整力必要量の試算（２／２）◼ 2024年度向けの一次～三次①の必要量の各エリア試算結果は以下のとおり。

◼ 効率的な調達導入後の調達量について、週間市場での調達量の全エリア平均値は4.9％であり、また、前日市場での追加調達量の全エリア平均値は4.2％であった。
◼ このうち追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではない（追加調達指標である広域予備率が閾値12%
を下回った場合のみ）ことには留意が必要。
2024年度必要量
20.0%

週間調達量 平均値

追加調達量 平均値

15.0%
10.0%
5.0%

0.0%
北海道

東北

東京

中部

北陸

関西

中国

四国

九州

2024年度
平均値

北海道

東北

東京

中部

北陸

関西

中国

四国

九州

全国

週間調達量
複合1σ

6.3%

5.7%

4.3%

4.3%

4.0%

4.7%

4.8%

5.1%

4.7%

4.9%

追加調達量
複合(3σー1σ)

5.2%

5.6%

4.1%

3.7%

2.9%

3.6%

3.1%

5.2%

4.3%

4.2%

※ 2022年度実績データをもとに算出した各月H3需要比の平均値

26(参考) 試算に用いたH3需要◼ 2024年度向けの一次～三次①の必要量の試算では、必要量と各月H3需要との比率とすることで、各エリアの設備量によらずエリア間比較ができるように表現している。
◼ 本試算で使用している各月H3需要については、「全国及び供給区域ごとの需要想定（2023年度）」における2024年度の月別需要想定値を用いており、具体的な数値は下表のとおり。
＜2024年度（想定：第2年度）のH3需要＞

[MW]

4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月

11月

12月

1月

2月

3月

北海道

3,980

3,560

3,570

4,100

4,170

3,880

3,910

4,450

4,820

4,990

4,960

4,540

東北

10,81010,09010,80013,08013,34011,770

10,310

11,58013,02013,66013,62012,260

東京

38,59037,30042,96055,14055,14046,65038,39040,33044,80048,95048,95043,490中部

18,09018,18020,31024,70024,70022,21018,90019,13021,72023,56023,56020,620

北陸

3,845

3,500

4,025

4,930

4,930

4,360

3,725

4,100

4,755

5,180

5,180

4,520

関西

18,316

18,623

21,566

27,51027,51023,576

19,26019,49823,93625,27025,27021,543

中国

7,570

7,470

8,350

10,43010,430

9,310

7,700

8,360

10,13010,37010,370

9,020

四国

3,330

3,420

3,850

4,950

4,950

4,240

3,680

3,690

4,560

4,560

4,560

3,940

九州

10,02010,51012,06015,41015,41013,23011,12011,55013,97014,58014,58012,260出所）全国及び供給区域ごとの需要想定（2023年度）をもとに作成

https://www.occto.or.jp/juyousoutei/2022/files/230125_juyousoutei.pdf

（参考） 【北海道エリア】週間市場での調達量と追加調達量の試算結果※3,980MW比※3,910MW比

年間平均値

週間調達量

追加調達量

6.3%

5.2%

追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではないことに留意（追加調達指標を下回った場合のみ黒＋赤を調達）

27※4,170MW比※4,990MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東北エリア】週間市場での調達量と追加調達量の試算結果

年間平均値

週間調達量

追加調達量

5.7%

5.6%

28

※10,810MW比※13,340MW比※10,310MW比※13,660MW比

追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではないことに留意（追加調達指標を下回った場合のみ黒＋赤を調達）

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東京エリア】週間市場での調達量と追加調達量の試算結果

年間平均値

週間調達量

追加調達量

4.3%

4.1%

29

※38,590MW比※55,140MW比※38,390MW比※48,950MW比

追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではないことに留意（追加調達指標を下回った場合のみ黒＋赤を調達）

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中部エリア】週間市場での調達量と追加調達量の試算結果

年間平均値

週間調達量

追加調達量

4.3%

3.7%

30

※18,090MW比※24,700MW比※18,900MW比※23,560MW比

追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではないことに留意（追加調達指標を下回った場合のみ黒＋赤を調達）

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北陸エリア】週間市場での調達量と追加調達量の試算結果

年間平均値

週間調達量

追加調達量

4.0%

2.9%

31

※3,845MW比※4,930MW比※3,725MW比※5,180MW比

追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではないことに留意（追加調達指標を下回った場合のみ黒＋赤を調達）

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【関西エリア】週間市場での調達量と追加調達量の試算結果

年間平均値

週間調達量

追加調達量

4.7%

3.6%

32

※18,316MW比※27,510MW比※19,260MW比※25,270MW比

追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではないことに留意（追加調達指標を下回った場合のみ黒＋赤を調達）

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中国エリア】週間市場での調達量と追加調達量の試算結果

年間平均値

週間調達量

追加調達量

4.8%

3.1%

33

※7,570MW比※10,430MW比※7,700MW比※10,370MW比

追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではないことに留意（追加調達指標を下回った場合のみ黒＋赤を調達）

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【四国エリア】週間市場での調達量と追加調達量の試算結果

年間平均値

週間調達量

追加調達量

5.1%

5.2%

34

※3,330MW比※4,950MW比※3,680MW比※4,560MW比

追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではないことに留意（追加調達指標を下回った場合のみ黒＋赤を調達）

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【九州エリア】週間市場での調達量と追加調達量の試算結果

年間平均値

週間調達量

追加調達量

4.7%

4.3%

35

※10,020MW比※15,410MW比※11,120MW比※14,580MW比

追加調達量については、毎回必ず調達される訳ではないことに留意（追加調達指標を下回った場合のみ黒＋赤を調達）

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北海道エリア】各商品の試算結果

36※3,980MW比※4,170MW比※3,910MW比※4,990MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東北エリア】各商品の試算結果

37※10,810MW比※13,340MW比※10,310MW比※13,660MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東京エリア】各商品の試算結果

38※38,590MW比※55,140MW比※38,390MW比※48,950MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中部エリア】各商品の試算結果

39※18,090MW比※24,700MW比※18,900MW比※23,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北陸エリア】各商品の試算結果

40※3,845MW比※4,930MW比※3,725MW比※5,180MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【関西エリア】各商品の試算結果

41※18,316MW比※27,510MW比※19,260MW比※25,270MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中国エリア】各商品の試算結果

42※7,570MW比※10,430MW比※7,700MW比※10,370MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【四国エリア】各商品の試算結果

43※3,330MW比※4,950MW比※3,680MW比※4,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【九州エリア】各商品の試算結果

44※10,020MW比※15,410MW比※11,120MW比※14,580MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北海道エリア】一次の試算結果

45※3,980MW比※4,170MW比※3,910MW比※4,990MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

46（参考） 【東北エリア】一次の試算結果※10,810MW比※13,340MW比※10,310MW比※13,660MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

47（参考） 【東京エリア】一次の試算結果※38,590MW比※55,140MW比※38,390MW比※48,950MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

48（参考） 【中部エリア】一次の試算結果※18,090MW比※24,700MW比※18,900MW比※23,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

49（参考） 【北陸エリア】一次の試算結果※3,845MW比※4,930MW比※3,725MW比※5,180MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【関西エリア】一次の試算結果

50※18,316MW比※27,510MW比※19,260MW比※25,270MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

51（参考） 【中国エリア】一次の試算結果※7,570MW比※10,430MW比※7,700MW比※10,370MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

52（参考） 【四国エリア】一次の試算結果※3,330MW比※4,950MW比※3,680MW比※4,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【九州エリア】一次の試算結果

53※10,020MW比※15,410MW比※11,120MW比※14,580MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北海道エリア】二次①の試算結果

54※3,980MW比※4,170MW比※3,910MW比※4,990MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東北エリア】二次①の試算結果

55※10,810MW比※13,340MW比※10,310MW比※13,660MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東京エリア】二次①の試算結果

56※38,590MW比※55,140MW比※38,390MW比※48,950MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中部エリア】二次①の試算結果

57※18,090MW比※24,700MW比※18,900MW比※23,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北陸エリア】二次①の試算結果

58※3,845MW比※4,930MW比※3,725MW比※5,180MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【関西エリア】二次①の試算結果

59※18,316MW比※27,510MW比※19,260MW比※25,270MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中国エリア】二次①の試算結果

60※7,570MW比※10,430MW比※7,700MW比※10,370MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【四国エリア】二次①の試算結果

61※3,330MW比※4,950MW比※3,680MW比※4,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【九州エリア】二次①の試算結果

62※10,020MW比※15,410MW比※11,120MW比※14,580MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北海道エリア】二次②の試算結果

63※3,980MW比※4,170MW比※3,910MW比※4,990MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東北エリア】二次②の試算結果

64※10,810MW比※13,340MW比※10,310MW比※13,660MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東京エリア】二次②の試算結果

65※38,590MW比※55,140MW比※38,390MW比※48,950MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中部エリア】二次②の試算結果

66※18,090MW比※24,700MW比※18,900MW比※23,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北陸エリア】二次②の試算結果

67※3,845MW比※4,930MW比※3,725MW比※5,180MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【関西エリア】二次②の試算結果

68※18,316MW比※27,510MW比※19,260MW比※25,270MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中国エリア】二次②の試算結果

69※7,570MW比※10,430MW比※7,700MW比※10,370MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【四国エリア】二次②の試算結果

70※3,330MW比※4,950MW比※3,680MW比※4,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【九州エリア】二次②の試算結果

71※10,020MW比※15,410MW比※11,120MW比※14,580MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北海道エリア】三次①の試算結果

72※3,980MW比※4,170MW比※3,910MW比※4,990MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東北エリア】三次①の試算結果

73※10,810MW比※13,340MW比※10,310MW比※13,660MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【東京エリア】三次①の試算結果

74※38,590MW比※55,140MW比※38,390MW比※48,950MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中部エリア】三次①の試算結果

75※18,090MW比※24,700MW比※18,900MW比※23,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【北陸エリア】三次①の試算結果

76※3,845MW比※4,930MW比※3,725MW比※5,180MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【関西エリア】三次①の試算結果

77※18,316MW比※27,510MW比※19,260MW比※25,270MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【中国エリア】三次①の試算結果

78※7,570MW比※10,430MW比※7,700MW比※10,370MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【四国エリア】三次①の試算結果

79※3,330MW比※4,950MW比※3,680MW比※4,560MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

（参考） 【九州エリア】三次①の試算結果

80※10,020MW比※15,410MW比※11,120MW比※14,580MW比

グラフ右上「※」：各月H3需要比

81

目次

1. 一次～三次①の調整力必要量について（振り返り）
2. （2024年度向け）一次～三次①必要量の試算

3. まとめ82

まとめ◼ 一次～三次①の調整力必要量の考え方について、本小委員会等における議論を振り返ると、下表のとおりとなる。
◼ 今回、2024年度からの需給調整市場全商品取引開始に向け、一次～三次①の調整力必要量について試算し、その結果※をお示しした。
◼ 今後、2024年度より、今回整理した考え方に基づき、一次～三次①調整力の調達を開始することとしたい。
※ 今回の試算は2022年度実績データから算出であり、実際の2024年度必要量は2023年度実績データから算出する。

商品区分等

必要量の考え方（算定式）

備考

一次「残余需要元データ ー 元データ10分周期成分」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値-

二次①「元データ10分周期成分 ー 元データ30分周期成分」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値-

二次②「残余需要予測誤差のコマ間の差」の1σ相当値

効率的な調達導入
および不連続領域対応のため
算定式変更

三次①

「残余需要予測誤差30分平均値のコマ間で連続する量」の1σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

効率的な調達導入のため算定式変更

複合商品(一次～三次①)「残余需要元データ－（BG計画－GC時点の再エネ予測値）」の1σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

効率的な調達導入のため算定式変更

追加調達実施時の(週間市場+前日市場)で調達する必要量「残余需要元データ－（BG計画－GC時点の再エネ予測値）」の3σ相当値＋
単機最大ユニット容量の系統容量按分値

前日市場での追加調達量は【複合3σ相当値-複合1σ相当値】