第2回 送配電網投資・運用効率化委員会
資料1

調整力の広域化・費用適正化に関する取組みについて2023年11月15日

送配電事業の役割

2○ 一般送配電事業者は、 従来より、電力の安定供給に努めると共に、より低廉な価格でお客さまに電気をお届けするため、発電所とお客さまを繋ぐネットワーク設備の計画・工事・保全・運用等に加え、時々刻々と変化する電力の需要（使用量）と供給（発電量）のバランスを調整し周波数を維持する需給運用を担っている。
○ 本日は、一般送配電事業者が需要と供給のバランスを維持する際に必要となる調整力※の調達に関する課題とその解決に向けた取組について説明する。
※発電機等の出力の増減を行う能力（余力）（需要と供給のバランスの維持のイメージ）
時々刻々と変化
再エネ 変動需要

出力増

一般送配電事業者

出力増

火力

出力減
原子力、水力、地熱

朝

昼

夜

需要＝供給
となるよう調整本日の説明事項✓調整力の概要と調達・運用✓需給調整市場の現状分析と課題✓要因の分析と対応策✓更なる取組の検討

3

調整力の概要（需給バランスと周波数の関係）

4○ 電気は大量に貯めることが難しく、需要（電気の使用量）と供給（発電する量）を常にバランスさせる必要があり、この需給バランスが崩れると周波数が変動する。
○ 周波数が変動すると、例えば、それに伴いモータの回転数が変動し、モータを利用して製作している製品にムラを発生させてしまう等の影響が生じる可能性がある。また、大幅に周波数が低下した場合は、需給バランス維持のため、一部の負荷（需要）を遮断するといった対応が必要となる可能性がある。

○ そのため、一般送配電事業者は、需要や太陽光・風力の発電出力の変動に合わせて、火力・水力・
揚水発電や蓄電池、DR※等の出力を調整することで需給バランスを維持している。
※DR（ディマンド・リスポンス）とは、消費者の電力使用量を制御することで、電力需給バランスを調整するための仕組み（需給バランスと周波数の関係のイメージ）
60.4 周波数[Hz]

60.2
60.0
59.8

供給が増えると周波数が上昇需要が増えると周波数が低下59.6

時間→

周波数を基準値（東50Hz、西60Hz）とするよう需給バラン
スを維持（参考）発電事業者・小売電気事業者・一般送配電事業者の役割

5○ 発電事業者は発電した電気を販売、小売電気事業者は獲得した需要に供給する電気を調達する役割を担っている。そのため、各事業者は、実需給1時間前（以下、ゲートクローズ（GC））まで発電計画と需要計画を調整（計画値同時同量）している。

○ 一般送配電事業者は、発電事業者が発電した電気を需要家に届ける役割に加え、GC以降の需給バランスの維持（周波数維持）を担っている。
（各事業者の役割のイメージ）
小売電気事業者

発電事業者・DR
発電販売計画

相対契約
卸電力
取引市場
GC時点で、
発電量＝販売量となるよう調整（GC前後での役割のイメージ）
GC時点で、
需要＝調達量となるよう調整

前日
▼

需要家
GC
▼

需要

一般送配電事業者
GC以降の変動を調整

一般送配電事業者
実需給▼
GC以降の需給バランスを維持し安定した電気を供給GC時点の計画では、供給力と需要が一致
供給力

需要調達計画需給調整
市場

発電・小売事業者

調整

増加

供給力

需要

調整力の概要（調整力とは）

6○ 一般送配電事業者は、需給バランスを維持するために必要な火力発電等の出力調整機能を、調整力として確保している。
○ また、調整力を提供するリソースによって様々な特色がある。例えば、火力発電は、LNG等の燃料をボイラーに投入し、蒸気を作りタービンを回転させることで発電しており、燃料の投入量の増減により発電出力を制御できるため、リアルタイムに出力を変更する調整力として活用できる。また、DRは、
既存の電力需要パターンを変更することで調整力として活用できる。
（火力発電の基本構造）

ボイラーで燃料を燃やし
蒸気量を増やす

蒸気が増えるとタービンから発電機へ送られるエネルギーが増加（発電出力が増加）

画像：電気事業連合会HPより

調整力の概要（調整機能）

7○ 需要や再エネの変動は、その変動周期によって、長周期成分（十数分～数時間程度）、
短周期成分（数分～十数分程度）、極短周期成分（数秒～数分程度）の3つに分類される。
○ 各々に対応するための調整機能として、EDC※機能、LFC ※機能、GF(ガバナフリー)機能がある。
※EDC：Economic load Dispatching Control（経済負荷配分）、LFC：Load Frequency Control（負荷周波数制御）＜需要等の変動成分＞
拡大＜対応する調整機能＞

分解

長周期成分
kW

EDC機能
一般送配電事業者からの指令により、比較的長時間の負荷変動に対応

LFC機能
短周期成分

一日の需要カーブ

0時

12時

24時

一般送配電事業者からの指令により、需要予測が困難
な負荷変動等に対応

GF機能

負
荷

極短周期成分時間

発電機等のリソース側で周波数変動を検出し、LFCでは追従できないような負荷変動等に対応（参考）火力発電所におけるGF機能・LFC機能・EDC機能

8○ 一例として、火力発電所におけるGF機能・LFC機能・ EDC機能を説明する。GF機能は、基準周波数からの偏差に対してどれくらい発電機出力を変化させるかの定数が設定（調定率）されおり、その設定値（調定率）と周波数偏差に従って、蒸気加減弁を自動で開閉し出力を増減させる。

○ LFC機能は、周波数偏差や連系線潮流の計画値との差分をもとに、必要な制御量を一般送配電事業者の中央給電指令所にて算定し、発電機へLFC指令を送出し出力を増減させる。
○ EDC機能は、負荷変動等をもとに、必要な制御量を中央給電指令所にて算定し、発電機へEDC指令を送出し出力を増減させる。
（火力発電所におけるGF機能・LFC機能・EDC機能のイメージ）
一般送配電事業者（中央給電指令所）

LFC指令
EDC指令

周波数（回転数）

第19回需給調整市場検討小委員会（2020.9.29）
資料2-2を元に作成

調整力の調達・運用（調達方法の変遷）

9○ 2020年度までは、一般送配電事業者は、公募により発電事業者等から調整力を調達してきた。
○ 2021年4月からは、エリアを超えた広域的な調整力の調達・運用と、市場原理による競争活性化・透明化による調整力コスト低減を図るため、需給調整市場を開設し、調整力の一部を市場から調達している。
○ 現在は、公募と市場調達を併用し調整力を確保しているが、2024年度からは全量市場調達を開始することとなっており、準備を進めている。
＜2020年度以前＞（調整力調達方法の変遷）＜現在＞＜2024年度以降＞

各エリアの一般送配電事業者が調整力を公募により調達
エリアA
公募
応札
事業者A

一般送配電
事業者A

エリアB

エリアC

公募

公募

一般送配電事業者が調整力をエリアを超えて市場から調達
市場調達
＋
公募調達

一般送配電
事業者A

一般送配電
事業者B

需給調整市場

一般送配電
事業者C

調達

入札
エリアA

エリアB

エリアC

事業者A

事業者B

事業者C

調整力の調達・運用（需給調整市場における商品区分）

10○ 需給調整市場では、以下の観点を踏まえ、調整力に求める要件を細分化し、商品を5つに細分化。
✓ 一般送配電事業者が必要な調整力を確保・運用できること✓ 調整力の提供者（発電・DR等）が参画しやすく、従来型電源とDRがイコールフッティングとなることにも配慮した効率的な需給調整を実現できること○ 一次調整力はGF機能、二次調整力①はLFC機能に該当する商品となっている。

○ 二次調整力②および三次調整力①はいずれもEDC機能に該当するが、二次調整力②は比較的早く応動するが継続時間が短く、三次調整力①は応動時間が遅いが継続時間が長い商品設計としており、調整力を提供するリソースの特性により応札する商品を選択できるようにしている。
○ 三次調整力②は、GCまでの再エネ予測誤差に対応※するための商品であることから、指令間隔や応動時間を他の商品より長くしており、DR等の多様なリソースが参入できるようにしている。
※三次調整力②はFIT電源（FIT特例①③）の前日～GCまでの予測誤差をカバーするものであり、GC以前に発生する誤差に対応（需給調整市場における商品要件（一部抜粋））（詳細な商品要件は次ページ参照）

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

（GF）

（LFC）

（EDC）

（EDC）

（FIT予測誤差）

指令間隔－（自端制御）

0.5～数十秒

数秒～数分／または5分

数秒～数分／または5分

応動時間

10秒以内

5分以内

5分以内

15分以内

30分 他商品と
比べて長い
45分以内

継続時間

5分以上

30分以上

30分以上

3時間

3時間

EDC機能の中で要件を細分化

（参考）需給調整市場における商品の要件○ 需給調整市場で取り扱う5商品の要件については、事業者が参入しやすいように、電力広域的運営推進機関（以下、広域機関）での議論等を踏まえ、適宜見直しを行っている。

（需給調整市場における商品要件）

需給調整市場の概要・商品要件2022年4月1日第3版より抜粋

11

（参考）FIT制度による再エネ予測誤差対応

12○ FIT電源（FIT特例①③※）の発電計画は、再エネ事業者ではなく一般送配電事業者の前日の再エネ出力予測をもとに策定されている。また、その発電計画は実需給まで見直しは行わないこととなっている。
○ そのため、一般送配電事業者が、前日の再エネ出力予測値とGC時点の再エネ予測値の差分をカバーするために、三次調整力②を調達している。三次調整力②はGC以前に発生する誤差に対応するものであり、供給力としての側面を持つ。
※FITインバランス特例によって、自由化された電力市場における計画値同時同量制度のもとにおいても、FIT発電事業者はインバランスの調整責任を負わない仕組みとなっている。FIT特例①③は買取義務者が異なっており、FIT特例①は小売電気事業者、FIT特例③は送配電事業者となる。

（再エネ予測誤差に対応する調整力）
前日

GC

電源トラブルや需要の見直し等に対し、小売電気事
業者や発電事業者は供給力を確保

GCまでの予測誤差に対し、
一般送配電事業者が三次調整力②を調達して対応

再エネ予測誤差（前日～実需給）

第7回需給調整市場検討小委員会（2018.11.13）資料3を元に作成

調整力の調達・運用（調整力ΔkW市場と調整力kWh市場）

13○ 需給調整市場は、調整力ΔkW市場（調達）と調整力kWh市場（運用）で構成される。
➢ 調整力ΔkW市場：発電事業者等が電源等を供出し、一般送配電事業者が調整力として最低限必要な量の電源等を事前に調達（予約）するための市場➢ 調整力kWh市場：実需給断面において、予約確保した電源等の中から、一般送配電事業者がkWh価格の安い順に稼働指令を行う市場※※現在は、市場調達と公募調達を併用しており、公募調達した電源も含めて調整力kWh市場を通じて、安い順に稼働指令を行っている（調整力の広域運用：P16,75参照）（調整力ΔkW市場と調整力kWh市場のイメージ）
一般送配電
事業者
調達
【週間・前日】

【実需給】

調整力
ΔkW市場

電
源
出
力

調整力ΔkW市場で調達（予約）確保した調整力で調整（kWh）

調整力
kWh市場

入札

指令

発電事業者等

卸電力市場等でkWhとして活用
時間（30分1コマ）

調整力の調達・運用（調整力ΔkW市場での調達タイミング）

14○ 一次～三次調整力①については、一部の火力発電機において1日以上の起動時間がかかるといった起動特性も踏まえ、調整力を確実に調達する観点から、週間断面で取引※を行うこととなっている。
○ また、 GCまでの再エネ予測誤差（FIT特例①③）に対応するための、三次調整力②は前日の再エネ出力予測を踏まえて必要量を決めるため、前日（スポット市場取引後）に調達を行っている。
※前週火曜日に翌週の土曜日～金曜日の調整力を取引（調整力ΔkW市場での調達タイミングのイメージ）
前週火曜日
前日

当日

調達対象期間火 水 木 金 土 日 月 火 水 木 金

前日

発電事業者等

入札

落札

需給調整市場

発電事業者等供給力(kWh)と調整力の供出に必要な電源を起動（一次～三次①）
調達

一般送配電
事業者

当日

入札

落札

需給調整市場（三次②）

翌日の天候等を踏まえ調達量を判断GC（実需給1時間前） 実需給
▽
▽

需給
調整

調達

一般送配電
事業者

一般送配電
事業者

（参考）需給調整市場における入札の価格規律

15○ 市場支配力を有する蓋然性の高い事業者は、需給調整市場への入札において一定の規範に基づいて行うこととされており、電力・ガス取引監視等委員会（以下、監視等委員会）にて、入札価格の考え方などが示された、「需給調整市場ガイドライン」が策定されている。

（調整力ΔkW市場の価格の考え方）
ΔkW価格 ≦ 当該電源等の逸失利益（機会費用）＋一定額等※※一定額等とは、発電機の固定費（資本費、運転維持費）や売買手数料が含まれる（調整力kWh市場の価格の考え方）

kWh価格 ≦ 限界費用または市場価格（逸失利益・機会費用の考え方）

需給調整市場ガイドライン（改訂 2023年3月10日）より抜粋

調整力の調達・運用（調整力kWh市場における広域需給調整）

16○ 実需給断面における調整力の運用について、従前は、各一般送配電事業者が、それぞれで調達した調整力を活用し、エリア毎に需給バランス調整を行っていたが、2020年3月から、調整力コストの低減を図るため、他エリアの一般送配電事業者が調達した調整力も含め相互に活用する広域需給調整を導入している。
○ エリア間をつなぐ地域間連系線（以下、連系線）の運用容量の範囲内で広域需給調整を行うこと
により、各エリアの需要と供給のずれを相殺し調整量を低減することができ、また、全国で安価な順に調整力を活用（広域メリットオーダー）することができる。
（広域需給調整のイメージ）＜広域需給調整をしない場合＞＜広域需給調整をする場合＞
上げ調整 大下げ調整 中上げ調整 小

需要
B
需要
A

発電
A

需要
B

Aエリア
15円/kWh

発電
B

Bエリア
地域間連系線

Aエリアの中で安価な調整力を活用

10円/kWh

Bエリアの中で安価な調整力を活用

発電
B

需要
A

発電
A
A＋Bエリア（広域運用）10円/kWh
AB両エリアの中から安価な調整力を活用

17✓調整力の概要と調達・運用✓需給調整市場の現状分析と課題✓要因の分析と対応策✓更なる取組の検討

需給調整市場の現状分析と課題（調達不足の発生）18○ 需給調整市場で取引を行っている三次調整力①・②について、供給力に余裕のある軽負荷期も含め恒常的に調達不足が発生しており、2022年度における三次調整力①の不足率※は43%、三次調整力②の不足率※は17%となっている。
※2022年度の「調達不足量(MW)／募集量(MW)」で算出○ なお、現在は公募により調達した調整力（電源Ⅰや電源Ⅱ）により、運用は行えている。
（2022年度における三次調整力①・②の調達不足の状況）
三次調整力①：調達不足率43%

三次調整力②：調達不足率17%15,00035,000一般送配電事業者による募集量

一般送配電事業者による募集量

30,000

調達不足量
（43%）

9,000

調達不足量
（17%）

25,000ΔkW(万kW/日)

ΔkW(MW/日)

12,0006,000

20,00015,00010,000

3,000

調達量

5,000

調達量
0

0

4/1

6/1

8/1

10/1

12/1

2/1

4/1

※グラフの募集量、不足量は日量の合計

6/1

8/1

10/1

12/1

2/1

（参考）2022年度における三次調整力①②の募集量

19○ 三次調整力①②の必要量は、再エネや需要の変動量の過去実績をもとに、月・時間帯や再エネ出力予測の大きさ毎にその必要量が設定されている。
○ 各エリアの2022年度8月15時断面の需要※1と三次調整力①②必要量※2,3の比率は、三次調整
力①は約0～5％、三次調整力②は約1～8％程度※1：各エリアの2022年度供給計画における8月15時断面の需要を採用※2：三次調整力①は、需給調整市場HPに掲載されている2022年度の募集量テーブルにおける第5ブロック（12～15時）の必要量を採用※3：三次調整力②は、需給調整市場HPに掲載されている2022年度の募集量テーブル（共同調達未考慮）における第5ブロック（12～15時）の各出力帯毎の必要量の平均値を採用

［ＭＷ］
1,800

（2022年度8月15時断面における各エリアの三次調整力①②必要量）
2022年度供給計画（8月15時断面）需要比率

1,600

北海道

1,400
1,200

東北 東京 中部 北陸 関西 中国 四国 九州

三次調整力①

2.0

4.9

0.0

0.0

1.9

2.0

1.6

0.8

3.7

三次調整力②

1.7

8.1

3.0

2.9

1.1

3.1

4.6

6.6

4.2

1,000

三次調整力①800

三次調整力②

600
400
200
0
北海道

東北

東京

中部

北陸

関西

中国

四国

九州

三次調整力①②の調達不足の要因

20○ 2022年度における三次調整力①②の調達不足が、募集量に対して発電事業者等の応札量が不足したこと（以下、応札量不足）によるものか、もしくは、連系線の活用枠を使い切り広域調達ができなかったこと（以下、連系線不足）によるものか分析を行った。
○ その結果、調達不足の内訳としては、三次調整力①は、応札量不足が57％、連系線不足が43％であり、三次調整力②は、応札量不足が70％、連系線不足が30％であった。
（2022年度における三次調整力①・②調達不足の要因）

不足率
（再掲）

内訳

三次
調整力①

三次
調整力②

４３％

１７％

応札量
５７％
不足※1

７０％

連系線
４３％
不足※2

３０％

※1：2022年度の「応札不足量(MW)／調達不足量(MW)」で算出※2：2022年度の「連系線不足量(MW)／調達不足量(MW)」で算出＜連系線不足のイメージ＞ 連系線に空きがなく広域的な調達に限界

連系線

募集量 応札量Aエリア

募集量 応札量
Bエリア

需給調整市場の現状分析と課題（調達費用の増大）

21○ 2022年度における三次調整力①②のにおける調達費用は、約1,670億円であった。

○ 2022年度以降のΔkW単価を確認したところ、平均単価については、需給調整市場ガイドライン改定の効果もあり、至近は三次調整力②の価格は安定してきたが、三次調整力①は依然として高額な傾向にある。また、最高価格については、広域的な予備率8%時のインバランス料金※1である45円/kWhを超えるケースもある。
※1：広域予備率とインバランス料金の関係についてはP25参照（三次調整力①・②の調達費用）
2021年度
［億円］

三次
調整力
②
合計

200
200

2022年度 2023年度※2
［億円］
［億円］

三次②
最高額

広域予備率3%
以下時インバランス
料金(200円)を超過

広域予備率8%時
インバランス料金(45円)を超過

三次①
最高額

150
100

－

1,207

1,207

352

1,320

1,672

346

229

ΔkW単価(円/kW・30分)

三次
調整力
①

（2022年度以降の三次調整力①②の調達単価※3）

50

45
0

15

三次①
平均 三次②平均

10平均単価※4
三次②に比べ
三次①が高値
の傾向

三次①
三次②

5.80
3.01

575
5

※2：8月実績まで※3：グラフのデータは一週間移動平均値※4：2022年4月～2023年8月実績の平均

0
4/1 5/1 6/1 7/1 8/1 9/1 10/111/112/1 1/1 2/1 3/1 4/1 5/1 6/1 7/1 8/1

2022年度

2023年度三次調整力②とスポット市場との相関性

22○ 卸電力取引市場（スポット市場）価格と需給調整市場の三次調整力②のΔkW価格の関係性を確認したところ、一定の相関が確認されている。
（スポット市場と三次調整力②の価格の関係性）
40
三次②応札単価とスポット価格の35
相関係数※は0.710

14
三次②応札単価

12

スポット落札単価

30

20
6

15

4

10

2023年2月

2022年12月

2022年10月

2022年8月

2022年6月

2022年4月

2022年2月

2021年12月

0

2021年10月

0

2021年8月

5
2021年6月

2

JEPX単価(円/kWh)25

8

2021年4月

ΔkW単価(円/kW・30分)

10※1週間移動平均での相関。相関係数は、-1から1までの値を取り、1に近づくほど強い相関があることを示す。

課題が生じる要因（推定）23○ 調達不足や費用増大への対策としては、必要量を減らすことが考えられる一方で、需給バランスを維持するためには単純に必要量を減らすことには限界があることから、現在生じている課題の要因を分析したうえで、適切な対策を取る必要がある。

＜課題＞
調達不足
（※）

＜事実＞
応札量が不足（P20参照）＜推定要因＞①新規事業者の参入（取引会員数の拡大）が進んでいない②既存事業者の応札量が少ない③必要量・調達量が多い

調達費用
増大

連系線で分断（P20参照）④調整力の連系線利用枠が少ない

価格の高騰（P21参照）

競争が活性化していない（調達不足※）⑤応札価格が高い③必要量・調達量が多い

（参考）調整力の必要量ならびに調整力kWh費用低減に向けた取組（実施済み・検討済み）

24○ 一般送配電事業者はこれまで、国や広域機関と協力しながら、調整力の必要量（ΔkW）や調整
力kWh費用の低減に向けた様々な取組を行っている。（各取組の概要はP68以降の参考資料を参照）

2021年度

2022年度

2023年度

2024年度～▼三次調整力②取引開始▼三次調整力①取引開始▼一次～二次調整力②取引開始調整力必要量（ΔkW）の低減▼三次調整力②共同調達▼複合約定ロジックの導入（2024年度～）

再エネ予測精度向上▼複数の気象モデル導入
調整力kWh費用の低減▼広域需給調整の導入（2020年3月～）▼アンサンブル予報導入▼取引ブロックの30分化（2025年度～一部開始）▼二次調整力①
広域運用の導入※（2026年度～）※二次調整力①の広域調達は2027年度開始予定

（参考）広域予備率とインバランス料金

25○ 小売電気事業者と発電事業者は、30分単位のコマごとに需給計画と発電計画を作成し、実需給の1時間前（ゲートクローズ）までに需給を一致させる運用を行っている。
○ 実需給において、計画からズレ（インバランス）が発生した場合は、一般送配電事業者が、調整力を活用してインバランスを解消するように調整を行うが、その際に使用した電気について、事業者と一般送配電事業者との間で事後精算を行う。
○ その精算に用いる料金をインバランス料金といい、需給運用において供給力にどれだけ余力があるかを示す広域予備率が低くなるほど、単価が上昇する設計となっている。
（需給ひっ迫時の補正インバランス料金）
インバランス料金制度等について（2022.1.28）
監視等委員会HP 抜粋

26✓調整力の概要と調達・運用✓需給調整市場の現状分析と課題✓要因の分析と対応策①新規事業者の参入②既存事業者の応札③必要量・調達量の低減④調整力用の連系線利用枠⑤応札価格✓更なる取組の検討

需給調整市場における取引会員数の推移①新規事業者の参入

27○ 需給調整市場において調整力を供出いただける事業者（以下、取引会員）を拡大すべく、事業者を対象とした需給調整市場に関する説明会や業界団体への勧奨活動を行っている。また、需給調整
市場の商品要件について、事業者の要望を踏まえ適宜見直し※1が行われている。
○ そうした取組みもあり、2023年10月末における取引会員は57会員※2となっており、市場開設当初から2倍以上に増加している。
○ 引続き、市場の活性化による調達不足や調達費用増大の解決に向け、取引会員の拡大に取組む。
※1：需給調整市場の商品要件については、広域機関の需給調整市場検討小委員会にて検討されている※2：57会員のうち5会員が発電と需要リソース（DR）で2つの資格を取得し、会社数としては52社となる（取引会員数の推移）

60

市場開設当初から2.4倍に増加

40

31
28 28 29 29 29

30

24 26

20

15 15 16 15 15
13 13

10

32 33

17 18

37 38 38
34 35 35 35 36 36 35 36 36

19 19 20 20 19 18 18 19
19 20 21

11 13 13 13 13 14 14 14 14 14 14 14

51 51

39 41

20 20 21 23

29 33 33

36 37 37 39

16 16 16 16 16 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18

市場参加申込

市場取引

会員資格数

2023/10末

2023/9末

2023/8末

2023/7末

2023/6末

2023/5末

2023/4末

2023/3末

2023/2末

2023/1末

2022/12末

2022/11末

2022/10末

2022/9末

2022/8末

2022/7末

2022/6末

2022/5末

2022/4末

2022/3末

2022/2末

2022/1末

2021/12末

2021/11末

2021/10末

2021/9末

2021/8末

2021/7末

2021/6末

2021/5末

02021/4末

取引会員数

50

47

54 55 55 57

取引会員数の拡大に向けた取組み①新規事業者の参入

28○ 現状、新規取引会員の参入（取引会員数の拡大）に向けた取組として以下を行っている。
①事業者を対象とした需給調整市場に関する説明会の開催（年3回程度実施）②業界団体への勧奨活動（毎年、4団体を対象に実施）○ また、広域機関において、事業者の要望を踏まえた商品要件の見直しが検討されており、市場運営者である一般送配電事業者としても、適宜、広域機関と連携して対応している。
○ 新規取引会員の参入（取引会員数の拡大）に向けて、上記以外の取組についても、引き続き検討していく。
①説明会の開催

年3回程度②業界団体への勧奨活動【広域機関】商品要件の見直し

毎年実施

取引会員数の拡大による市場の活性化• 調達不足の解消• 競争による価格低下に伴う費用低減商品要件見直し・最低入札量5MW→1MW・三次②応動時間見直し
・取引ブロック3時間→30分
・・・etc29✓調整力の概要と調達・運用✓需給調整市場の現状分析と課題✓要因の分析と対応策①新規事業者の参入②既存事業者の応札③必要量・調達量の低減④調整力用の連系線利用枠⑤応札価格✓更なる取組の検討

応札量が限定的となる要因（アンケート結果）②既存事業者の応札30○ 広域機関において、 2022年4月12日～4月18日の期間で、4月上旬時点で取引に参加している
事業者15社を対象に、応札量が少ない原因等についてアンケートが実施された。
○ その結果、週間取引としている三次調整力①について、週間段階では実需給までの電源トラブルや需要増大リスクに備え、需給調整市場への調整力の応札量が抑えられていることが分かった。

（広域機関による事業者アンケートの結果）

第29回需給調整市場検討小委（2022.6.24）資料2を抜粋

調達タイミングの見直し（週間⇒前日）（1/3）②既存事業者の応札

31○ 週間取引時点での翌週の天候・気温等の予測は変わる可能性があり、正確な需要や再エネ出力の想定が難しく、発電事業者は、需要の上振れや再エネ出力の低下、発電機のトラブル停止等が発生しても供給力が不足しないように電源等を確保したうえで、需給調整市場へ応札している。

○ そのため、広域機関において、調整力の調達タイミングを週間から前日へ見直すことが議論され、システム改修を完了する2026年度に移行する方針が決定した。今後、発電事業者の需給変動リスクの低減による応札量の増加に寄与すると考えられる。
（事業者が応札量算定時において見込むリスク（イメージ））
＜週間＞
＜前日＞
電源等

需要の上振れ需要、再エネの誤差低減

再エネの下振れ？

発電機トラブル

？

リスク
対応

調整力
供出

実需給までの間が長いため、翌週の需要や再エネの正確な想定が難しく、また、発電機がトラブル停止するリス
クもあるため、電源等の調整力市場への供出が限定

調整力
供出

発電機トラブル
リスク低下

週間よりも前日の方が、需要や再エネの想定精度が高く、また、発電機がトラブル停止するリスクも低減されるた
め、電源等を調整力市場へ供出しやすい調達タイミングの見直し（週間⇒前日）（2/3）②既存事業者の応札

32○ 発電事業者等がリスク分としてkWh単価の安い電源を一定量確保した（需給調整市場へ供出しない）ケースを想定し、調達費用への影響を確認※したところ、リスク分を見込まない場合に比べ、調整力の調達費用が増大する結果となった。
○ そのため、前日取引とすることは、調達費用の増大課題に対しても効果があると考えられる。
※2021年度実績（発電実績、発電計画、稼働率、スポット市場価格等）および容量市場単価等からユニット毎のΔkW価格を推定し、リスク見込み
有・無の2パターンにおいて2024年度の調達費用を試算。今回の試算は、全エリアではなく、1エリアを対象に実施。

（週間段階でのリスク織込みによる影響のイメージ）（週間段階でのリスク織込みによる影響評価）

kWh単価
ΔkW約定範囲
リスク見込み年間調達費用の増加割合（倍）

リスク分

2.0

ΔkW約定範囲
リスク見込みなし

発電機A

B

C

D

量
(ΔkWh)※よりkWh単価の安い電源をリスク対応分として確保し、その残りを応札すると推定し影響を確認

1.5

1.0

今回の試算では、見込むリスク量が増えるほど、調達費用が増大
0.5

0.0

0

2

4

6

8

10

発電事業者等が見込むリスク量（H3需要に対する％）

調達タイミングの見直し（週間⇒前日）（3/3）②既存事業者の応札33○ ΔkWの応札単価にはΔkWを確保することに伴い、事業者がその後の卸電力市場に応札できなくなる
不利益分が、逸失利益（P15参照）として含まれている。
○ 週間取引時のスポット市場価格想定は市場のボラティリティリスクを考慮した応札単価となっていると考えられるが、前日取引であれば、スポット市場価格の実績をもとに算定されることから、応札単価適正化に対する相当の効果が期待できる。
（応札単価の適正化のイメージ）逸失利益として、卸電力市場価格－限界費用をΔkW価格へ反映

(kWh)

ΔkW

8

9

13

各発電機の限界費用(円/kWh)

第35回需給調整市場検討小委員会（2023.1.24）資料2 抜粋

前週
応札
▼

12時
スポット約定▼スポット市場価格想定
8～12円

約定価格
10円

翌週の市場価格を想定するため、ボラティリティリスクを考慮

12～14時
応札▼
約定価格10円をもとに算定

スポット市場価格の実績をもとに算定するため適正化に効果

相互理解を目的とした意見交換会②既存事業者の応札34○ これまで需給調整市場の説明会等は、取引規程や需給調整市場システムに関して、送配電網協議会（需給調整市場運営部）と事業者の間で行ってきた。
○ 一方で、調整力の提供事業者へのアンケートにおける「意見交換する場を設けてほしい」等の声を踏まえ、調整力を実際に調達・運用している各エリアの一般送配電事業者と取引会員等の間における意見交換会を開催している。
○ 意見交換会により、互いの課題をより具体的に共有することで、応札量が増加しない要因の発見などにつながるよう取り組んでいきたい。
（意見交換会に関する取組のイメージ）①開催案内＋事前アンケート②参加申込み（アンケート回答）

送配電網協議会

送配電網協議会

協議会HPで案内

取引会員等にメールで案内事前アンケート

事業者B

事業者C

TSO1

TSO2

事業者A

事業者C

参加
申込み
事業者A

事業者C

事業者B
事業者A

③意見交換会を実施

取引会員等

取引会員等以外

（参考）意見交換会への申込み状況②既存事業者の応札35○ 意見交換会には19事業者から合計49の申込があった。（6社が複数エリアに申込、日程調整段階
で1社が取り下げ）○ 参加申込時のアンケートにおいて、計68件の質問等が寄せられ、2024年度より新たに導入される複合商品※1を含めた入札・約定方法や運用方法、余力活用契約※2に関する質問が多くあった。
※1：一次～三次①調整力の複数商品を供出可能な火力発電等は、個別商品毎ではなく複合的な入札を可能としている（P71参照）※2：一般送配電事業者がGC後に周波数制御・需給バランス調整・系統運用等を実施する際に、発電機等の余力を活用し社会コストの低減等、より効率的・安定的な需給調整・系統運用を行うための契約【エリア別申込数※3】【事前アンケートの項目分類と件数】

エリア

申込数

項目

件数

北海道

6

余力活用

11

東北

4

入札・約定方法

7

東京

11

運用方法

6

中部

5

商品・要件

6

北陸

3

審査・手続き6

関西

4

アセスメント

5

中国

3

通信回線

5

四国

4

精算

3

九州

9

その他

19

合計

49

合計

68

※3：複数エリア申込も別カウント、取り下げも含む36✓調整力の概要と調達・運用✓需給調整市場の現状分析と課題✓要因の分析と対応策①新規事業者の参入②既存事業者の応札③必要量・調達量の低減④調整力用の連系線利用枠⑤応札価格✓更なる取組の検討

調整力の必要量③必要量・調達量の低減

37○ 調整力の必要量は、各商品で対応すべき変動量の過去実績をもとに設定しており、具体的には過去実績の3σ相当値※を用いることとしている。
※ 3σ相当値：過去実績相当の誤差に対応できるように、過去実績をもとに統計処理した値。具体的には、99.87パーセンタイル値（全体10000個のデータの場合、小さい方から数えて9987番目の値）を使用。

（必要量の考え方のイメージ）＜商品で対応すべき変動量の過去実績＞＜必要量（3σ相当値）の設定＞

大きさ
大きさ順に
並び替え

変動実績

時間

11個のデータがある場合、3σ相当値として、小さい方から10番目相当のデータを必要量に設定

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

（参考）必要量の算定の考え方（平常時）③必要量・調達量の低減

38○ 広域機関において、一次～三次調整力①の必要量を算定するデータの考え方が整理されており、下表で抽出されたデータの3σ相当値を平常時の必要量として設定している。
第14回需給調整市場検討小委員会（2019.11.5）資料2 抜粋※1：残余需要1～10秒計測データ※2：応動時間（5分）に対してkWhが発生する周期（10分周期）とし、その他も同様※3：残余需要30秒計測データ30分平均値－（BG需要計画－GC時点の再エネ予測値）※4：残余需要とは、需要電力（太陽光発電の自家消費分を除いたもの）から、太陽光発電（自家消費分を除く）及び風力発電の出力を控除した需要

（参考）必要量の算定の考え方（事故時）③必要量・調達量の低減○ 電源脱落に対応するための調整力については、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で按分して調達することとなっている。

（同一周波数系統における短期最大ユニット容量の例）平成30年度供給計画ベース
第14回需給調整市場検討小委員会（2019.11.5）資料2 抜粋

39

週間断面の調達量低減③必要量・調達量の低減

40○ 2026年度から調達タイミングを前日に変更するまでの期間において、より効率的に調整力を調達する方法として、週間断面での調達量を３σ相当から1σ相当に減らし、調整力が不足する可能性がある場合は、前日に追加調達する方法が広域機関の委員会等で議論されており、一般送配電事業者も検討に協力している。
○ 具体的には、調整力不足の予見性も得られる可能性がある長周期成分に対応するための、二次調
整力②と三次調整力①の週間断面での調達量が1σに低減される※予定。
※複合商品の必要量を1σに低減し調達量を低減（調整力の必要量算定と効率的な調達のイメージ）
約99.87%程度をカバー３σ
約84.14%程度をカバー１σ

週間調達分

第83回制度検討作業部会（2023.7.31）資料3を元に作成

再エネ予測精度向上（1/3）［㋐複数の気象モデル］ ③必要量・調達量の低減

41○ 一般送配電各社は「太陽光発電の出力予測精度向上に向けた研究会」に参加し、㋐複数の気象モデルや㋑アンサンブル予報の導入など、再エネ出力の予測精度向上に向けた取組みを行っており、
再エネ予測誤差をカバーするための三次調整力②の必要量の低減に努めている。
○ 複数の気象モデルの導入については、従来よりも誤差が増加する事例もあるが、全体的な大外し誤差は低減されている。
（㋐複数の気象モデルの活用による効果イメージ）
日射量

気象モデルA

誤差

誤差

気象モデルAの誤差

統合予測（A+B）
の誤差
大外し誤差
が低減

統合予測（A+B）

実績

誤差が増加
する事例も発生気象モデルB

複数のモデルを統合することで個々のモデルが持つ不完全性を補う

時間時間

再エネ予測精度向上（2/3）［㋐複数の気象モデル］ ③必要量・調達量の低減

42○ 複数気象モデルの導入は、九州、中部エリアが先行して導入し、その後、各エリアが順次導入を行っており、2021年5月までに、全エリアで複数の気象モデルの活用を開始している。
○ 三次調整力②の必要量低減効果を、複数の気象モデル導入前後で確認したところ、各エリアで低減効果が出ており、最大で40%程度の低減効果が出ているエリアもあった。

（㋐複数の気象モデル導入による三次②必要量低減効果）[億ΔkWh]

80

▲9%

導入前
導入後

+27%※1

60

▲25%
40
▲15%

20
▲16%

▲40%
0
北海道

東北

東京

北陸

関西

中国

【補足】
• 各エリアで、複数モデルの導入および必要量への反映時期が異なるため、効果の評価対象データは下記のとおり異なる➢ 東京・北陸・関西・中国・四国✓ 導入前：従来モデルでの2021年度必要量✓ 導入後：年度途中から複数モデルを反映した場合の2021年度必要量▲29%➢ 北海道・東北✓ 導入前：従来モデルでの2021年度必要量✓ 導入後：複数モデルを反映した2022年度
必要量

四国※1：風力発電出力予測の更新頻度細分化により、年間を通じてGC予測精度が向上。
結果として、三次調整力②で対応する前日～GCまでの予測誤差が増加※2：先行して本取組みを導入していた中部、九州については未掲載

再エネ予測精度向上（3/3）［㋑アンサンブル予報］ ③必要量・調達量の低減

43○ アンサンブル予報※は、予報のばらつき具合を用いて、気象予測の信頼度を分析する手法であり、気象会社にて翌日の日射量予測の信頼度を「高」と「低」の二つにランク付けし、その信頼度の高低によって、三次調整力②の必要量を使い分けることで、必要量の低減に取り組んでいる。
○ アンサンブル予報に基づく信頼度予測は、2022年7月より中部エリアに先行的に導入され、2023年
度からは全社で導入済み。
※「アンサンブル（集団）予報」は、数値予報の処理過程において生じ得る誤差の要因に対応する、わずかなばらつき（摂動）を加えた複数の予測（アンサンブルメンバー）によって、予測の不確実性を評価する手法（台風進路のアンサンブル予報の例）（㋑アンサンブル予報を用いた必要量低減のイメージ）

気象庁HPから引用

信頼度「低」
日射量

信頼度「高」
日射量

前日の予測

従前は信頼度によらず、必要量を決定

必要量
小 誤差が小さく
前日の
予測

なり、必要
量が低減

必要量
大
想定される
ブレの範囲

想定される
ブレの範囲

三次調整力②の時間前市場供出

その他

44

○ 電源の有効活用、及び社会コスト軽減の観点から、2023年10月より、一般送配電事業者が前日に調達した三次調整力②余剰分を時間前市場に供出する運用を開始している。
○ 三次調整力②は、3時間ブロック単位で調達しており、そのブロック内で再エネ予測誤差が最大となる
時間帯の値で調達量が算出されている。そのため、上げ調整力として使用しないことが明らかな部分
を対象に市場供出を行っている。
○ 一般送配電事業者における時間前市場への入札業務（入札量算定、価格設定、入札など）及び約定後の発電計画見直し等は、運用者によるハンド対応となることから、ツール等を使いながら運用者の業務負担軽減に努めている。
（三次調整力②の時間前市場供出のイメージ）前日 ▶ 12:00
需給調整市場～
15:00 （三次②調達）▶
▶ 17:00
～
当日

時間前市場

第29回需給調整市場検討小委員会（2022.6.24）資料３を元に作成

ブロック期間（3時間）
内で再エネ出力誤差が最大となる時間帯の値（最大値）を調達

太陽光予測値より上の部分は、実需給で使用しないため、一般送配電事業者が時間
前市場へ供出ΔkW
調達量

太陽光出力予測値

45✓調整力の概要と調達・運用✓需給調整市場の現状分析と課題✓要因の分析と対応策①新規事業者の参入②既存事業者の応札③必要量・調達量の低減④調整力用の連系線利用枠⑤応札価格✓更なる取組の検討

連系線利用枠の拡大（1/2）④調整力用の連系線利用枠

46○ 連系線に電気を流せる容量には限界（以下、運用容量）があり、供給力の取引に利用できる容量と、調整力の取引に利用できる容量（以下、連系線利用枠）に分けられている。
○ 連系線利用枠は、需給調整市場での広域的調達による経済的メリットと、卸電力市場で用いる連系線容量の減少による経済的デメリットを考慮し、社会便益が最大となるよう設定されている。
○ 一方で、前述（P20）のとおり、連系線制約により調整力の広域調達ができていないケースもあり、社会便益を損なうことなく連系線利用枠を拡大することにより、より一層の広域調達を促すことができないか、広域機関において検討が行われている。
連系線利用枠に計画潮流は考慮
していない

調達不足

【現在】

（連系線利用枠の拡大のイメージ）【連系線利用枠拡大】 逆向き潮流であれば、その範囲で調整力を
調整力の連系線利用枠送ることが可能（拡大）

調整力の連系線利用枠

計画潮流
（供給力）

連系線

逆方向の計画潮流
（供給力）

充足

余剰

余剰なし

連系線

Aエリア
Aエリア
約定量
応札量
募集量

Bエリア
Bエリア
約定量
応札量
募集量

Aエリア
Aエリア
約定量
応札量
募集量

Bエリア
Bエリア
約定量
応札量
募集量

Aエリア

Bエリア

Aエリア

Bエリア

Bエリアに余剰があるものの連系線制約によりAエリアで一部しか約定できない

連系線制約緩和によりAエリアでの約定量が増加

連系線利用枠の拡大（2/2）④調整力用の連系線利用枠

47○ 現在、連系線利用枠は、運用容量の範囲内で設定されており、需給調整市場における取引は、その範囲内で行われている。
○ 一方、連系線に流れる潮流が調整力ΔkWの約定の方向と反対方向の場合、実際に使用できる連系線容量については大きくなることも考えられることから、需給調整市場の取引において、一定量の想定潮流を設定することで、連系線利用枠を拡大する方法について、2026年度からの導入を目指して検討が行われている。
（想定潮流を設定することによる連系線利用枠の拡大のイメージ）
運用容量（順）【実需給断面】【現在のΔkW取引時】
実際に使用可能な連系線容量

順方向

逆方向

ΔkW
マージン
反対
方向

運用容量（逆）

計画潮流

卸電力
市場向け

連系線
利用枠
実際に使用
可能な連系
線容量

考慮されて
いない

第34回需給調整市場検討小委員会（2022.12.14）資料2を元に作成【ΔkW取引時の利用枠拡大】

取引時に使用可能な連系線容量

卸電力
市場向け

連系線
利用枠
想定潮流
を設定

反対方向

想定潮流に対する相殺分を加味することで、取引時に使用可能な連系線容量が増加

48✓調整力の概要と調達・運用✓需給調整市場の現状分析と課題✓要因の分析と対応策①新規事業者の参入②既存事業者の応札③必要量・調達量の低減④調整力用の連系線利用枠⑤応札価格✓更なる取組の検討

応札価格の高騰

⑤応札価格

49

○ 需給調整市場への応札価格の考え方は、監視等委員会の「需給調整市場ガイドライン」に示されており、卸電力市場に応札できなくなる不利益分（逸失利益）、スポット価格より高価な電源を追加並列することによる損失や追加起動費（機会費用）などを織り込むことができる。
○ 逸失利益については調達タイミングを前日に見直すことで、適正化の効果が期待（P33）されるが、機会費用のうち追加起動費が応札価格にどのような影響を与えるのか、一定の前提をもとに分析を行った。
○ また、三次調整力②とJEPX市場価格や燃料価格と一定の相関があることが確認（P22）されているが、燃料費が高騰した場合に一次～三次調整力①の価格にどのような影響があるか、分析を行った。

燃料価格高騰の影響（1/2）

⑤応札価格

50

○ 燃料価格が一次～三次調整力①のΔkW価格に与える影響を確認するため、燃料価格の高騰前である2021年度※と、燃料価格が高騰している2022年度の市場価格等をもとに、調整力の調達費用を試算し、その結果を比較することとした。
※燃料価格の差が顕著に表れる4月～9月を対象として比較した（燃料価格の推移と試算範囲）
アジアLNGスポット価格（JKM）100円/MMBtu

80.0

日本LNG輸入価格（JLC）100円/MMBtu
原油CIF(万円/kL)
システムSP（円/kWh）60.0

石炭（CIF)千円/MT

40.0

燃料価格
高騰後

2021年4～9月と2022年4～9月を元に試算した結果を比較

燃料価格
高騰前

20.0

2021年度

2022年度

12月

11月

10月

9月

8月

7月

6月

5月

4月

3月

2月

1月

11月

10月

9月

8月

7月

6月

5月

4月

0.0

12月

スポット市場の価格上昇

燃料価格高騰の影響（2/2）

⑤応札価格

51

○ 燃料価格高騰前後の需給調整市場のΔkW価格等をもとに、全量市場取引後の調整力ΔkW価格を試算※1したところ、燃料価格高騰にともない、9エリア平均で約2円/kW・30分程度上昇し、全エリアにおいて一次～三次調整力①のΔkW単価が上昇する結果となった。
○ 一方で、燃料価格高騰に伴う調整力調達費用の増加に対し、一般送配電事業者として対策を講じることは困難と考えられる。
※1：燃料高騰前の試算は、2021年度実績（発電実績、発電計画、スポット市場価格等）を用いてΔkW価格のうち逸失利益（機会費用）分を算定。
燃料高騰後は、2022年度の限界費用やスポット市場価格を用いて算定（他諸元は高騰前と同様）（燃料価格高騰による一次～三次①調整力のΔkW価格への影響分析）
5

ΔkW価格（円/kW・30分）

燃料高騰 前9エリア合計燃料高騰 後

4

費用
ΔkW価格※2(億円) (円/kW・30分)

燃料価格高騰前149

0.6

燃料価格高騰後

685

2.８

3

2.2円/kW・30分の増加（試算値）

2

1

0
北海道

東北

東京

中部

北陸

関西

中国

四国

九州

※2：ΔkW価格は一次～三次①相当量による9エリアの加重平均価格

起動費の見込み方による影響

⑤応札価格

52

○ 週間・前日調達時点で、発電事業者が追加起動が必要と判断した電源については、入札価格に起動費が織り込まれΔkWの取引が行われる。一方で、ΔkW約定後の需要見直し等により、実際には追加起動が不要となるケース（起動費が発生していない）が考えられる。

○ 2022年4～11月のΔkW約定結果と発電機の稼働実績を確認したところ、下げ代不足対応や三次調整力②運用の効率化等による停止が63ブロック（約定ブロックの約6%）あり、結果として実需給断面に不要であるΔkWを調達していた断面もあると考えられる。
○ この点は、国の審議会において、起動中止となった電源の起動費は事後精算（一般送配電事業者に返還）することで整理※されたので、調達費用が低減されると考えられる。
※第79回制度設計専門会合（2022.11.25）にて整理され、2023年5月に需給調整市場の取引規程を改定。

（2022年4月～11月におけるΔkW約定電源の停止実績）項目

停止実績※1

システム約定ブロック数（3時間1ブロック）1111

停止したブロック数※2

66

三次①

17

三次②

49

一般送配電事
業者判断(a)下げ代不足

14(b)三次②運用の効率化

35

発電事業者等事由(c) 事業者によるΔkW差替

14(d)トラブル停止

3

停止した調整力停
止理由※1:全国ではなく、１エリアの実績を調査※2:ブロック（6コマ）のうち、1コマでも停止していたら「停止」としてカウント
結果として起動が不要だったと想定されるケース(約6%)上限価格の設定

⑤応札価格

53

○ 需給調整市場では、ΔkW価格が200円/kW・30分を超える高額な入札も見受けられるが、応札量が不足しているため、ΔkWとして約定する状況となっている。
○ そのため、需給調整市場の週間取引において上限価格を定めたうえで、調達未達になった場合は、前日取引で三次調整力②と併せて調達し、それでもなお未達となれば、安定供給の観点から一般
送配電事業者からの起動指示を含めた余力活用電源等を活用する仕組みを検討することについて、
一般送配電事業者より提案し、国や広域機関とともに検討を進めている。
＜調整力ΔkW市場（週間）＞
ΔkW
入札価格

高額な入札

＜当日・実需給＞

応札量が少なく高額でも落札していた

自然体で出力に空きがあれば、調整力として活用（余力活用）

高
不落札
高額な入札が不落札となることで、

上限価格

ΔkW
として確保

余力

供給力
kWh

供給力
kWh

発電機A

発電機B

調達不足が発生落札
安

54✓調整力の概要と調達・運用✓需給調整市場の現状分析と課題✓要因の分析と対応策✓更なる取組の検討

更なる取組の検討

55○ 現在および2024年度に向けて、国・広域機関と協力しながら、需給調整市場の課題を解決すべく、
これまでに説明したような様々な取組みを検討している。
○ 上記以外にも、調整力の調達費用・量の適正化に向けて、一般送配電事業者において、以下のような取り組みも検討していることから、本日、ご説明する。まだ、実現性があるかまでの検討はできていな
いが、引き続き検討をするにあたり、ご意見をいただきたい。

（本日ご紹介する取組）✓ 一次～三次調整力①の共同調達✓ 小売電気事業者の需要計画の精度向上

一次～三次調整力①の共同調達

更なる取組156○ 調整力の必要量は、各エリアにおける需給変動の実績等をもとに、それぞれのエリアで算定している。
一方で、需給変動等は全エリアで一斉に発生しない要素もあり、エリア間の不等時性を考慮して必要量を算定すれば、各エリアの必要量の合計値より小さい値となることが考えられる。
○ 三次調整力②については、2022年度より、エリア間の不等時性を考慮した必要量を複数エリアで共同調達※していることから、今回は、一次～三次調整力①の商品について、エリア間の不等時性を考慮して必要量を低減し、複数エリアで共同調達※を行う方策について検討を行っている。
※実際には、各エリアを一括して調達した調整力をエリア毎に配分するのではなく、予め一定量(低減された必要量が配分された量)をエリア毎に調達し、各エリアで調達量を超える予測誤差が生じた場合等は、連系線を介してエリア間で融通を行う。

（不等時性を考慮することによる必要量の低減イメージ）＜エリア毎に必要量を算定＞＜エリア間の不等時性を考慮して算定＞

Aエリア
需要変動等
の実績

Aエリア＋Bエリア
調整力
必要量

両エリアで合算した需要変動等の実績

調整力
必要量

Bエリア
調整力
必要量

不等時性を考慮することで必要量が低減

エリア間の不等時性を考慮することによる必要量の低減

更なる取組157○ 各エリアの必要量と、共同調達エリアで不等時性を考慮した場合の一次～三次調整力①複合必要量について、まずは連系線による制約を考慮せずに、低減率の試算※を行った。
○ なお、三次調整力②において連系線の空き状況を踏まえて設定されている共同調達エリアを参考に、
東エリア（東北・東京）、中西エリア（北陸・関西・四国・中国・九州）を対象とした。
○ その結果、一次～三次調整力①複合必要量のエリア間の不等時性における年間の低減効果としては、東エリアで14.8%、中西エリアで21.0%となり、一定の効果がみられる。
※2022年度実績を用いて不等時性を考慮した一次～三次調整力①複合必要量（電源脱落分除く）を算定し、連系線の容量を考慮せずに低減率を試算。連系線容量を考慮した場合の低減効果については、P58を参照（西エリア5社の年間必要量の試算結果）

250

250

200

200

九州

150

四国

150

東京

14.8%減

100
50

億kWh

億kWh

（東エリア2社の年間必要量の試算結果）

中国
100
50

東北

0

0

個別

共同

21.0%減

関西
北陸
個別

共同

共同調達の対象と必要量の低減効果

更なる取組158○ 共同調達を行う一次～三次調整力①の対象について、（案1）複合商品を対象、（案2）単独・複合商品を対象の2案について、連系線による制約を考慮したうえで必要量の低減効果を確認※した。
○ その結果、案1では、東エリアで約4.0％、中西エリアで約9.0%、案2では東エリアで約9.8%、中西エリアで約15.5%の必要量の低減効果があった。必要量の考え方や運用面・システム面が相当程度複雑化すること等も考慮しながら、両案について、引き続き、詳細な検討を進めていく。
※2022年度実績を用いて不等時性を考慮した一次～三次調整力①複合必要量を算定し、2023年度の連系線空利用枠の50%を活用すると仮定（必要量低減のイメージ）した場合の案1と案2の低減効果を試算

商品、複合毎の低減量を算出(案2)

複合商品の低減量を算出(案1)
低減

低減
低減

低減

低減

単独商品
一
次

二
次
①

二
次
②

複合
三
次
①

一
次
～
三
次
①

（必要量低減の効果の試算）【案1（複合商品を対象）で算定したケース】[億kWh]

エリア

共同
調達前

共同
調達後

必要量
低減量

低減率
[%]

東

230

221

▲9

▲4.0

中西

221

201

▲20

▲9.0

【案2（単独・複合商品を対象）で算定したケース】[億kWh]

エリア

共同
調達前

共同
調達後

必要量
低減量

低減率
[%]

東

230

207

▲23

▲9.8

中西

221

186

▲34

▲15.5

一次～三次調整力①の共同調達（まとめ）更なる取組159○ 調整力の必要量の低減を目指し、一次～三次調整力①について、エリア間での不等時性を考慮して必要量を算定し、複数エリアで共同調達を行う方法について検討を行った。
○ 今回は、（案１）各複合を算定対象とした場合および、（案2）各単独商品・各複合を算定対象とした場合における必要量の算定方法を検討し、一定の仮定のもと、その効果量について試算を行ったところ、約4.0%～15.5%程度の低減効果があることが確認できた。
○ 2024年度からの調整力の全量市場調達や余力活用の開始といった状況の変化もあることから、それによる運用への影響なども踏まえつつ、引き続き、実現性も含めて検討を行う。

小売電気事業者の需要計画の精度向上（検討の概要）

更なる取組260○ 一次～三次調整力①の複合必要量の主な要素の一つは、小売電気事業者の策定する需要計画の予測誤差対応分であるため、需要計画の精度向上を一般送配電事業者からの情報提供等により協働で改善する方策がないか、との着眼点から検討を行うこととした。

○ そのため、どのような場合に予測誤差が大きくなっているか、需要の大小やスポット市場価格との関係など様々な観点から、2021年1月～2023年5月における東京エリアの小売電気事業者の需要計画と需要実績についてデータ分析を行った。
（小売電気事業者の需要予測精度向上と調整力必要量低減のイメージ）
一般送配電事業者

調整力で対応する範囲が減少

実際の需要

需要計画と
実績の差を
調整力で調整需要計画（精度向上）

需要計画
自分のお客さまの需要を予測し、需要計画を作成

小売電気事業者

予測精度
向上に
資する取組

一般送配電事業者

小売電気事業者

①一般送配電事業者の需要想定との比較

更なる取組261○ 一般送配電事業者（東京PG）の想定需要※および小売電気事業者の需要計画と需要実績との差分を比較したところ、以下の傾向にあった。
✓ 一般送配電事業者の予測誤差は、±2%の範囲に約7割が含まれ、不足・余剰が対称的に発生✓ 小売電気事業者の需要計画は余剰傾向（不足側の発生頻度は一般送配電事業者より少ない）○ 需給調整市場で調達する調整力は不足側へ対応するものであることから、小売電気事業者の需要計画が一般送配電事業者に比べ、実績よりも高めになりやすい傾向からは、調整力必要量の低減に資する検討は難しいと考えられる。
※小売電気事業者はGCの数時間前に計画提出すると考え、TSOの需要想定は実需給5時間前のデータを採用（一般送配電事業者の想定需要および小売電気事業者の需要計画と実績との差分）50

発生頻度[％]※

40
30

不足

余剰

(想定＜実績)(想定＞実績)一般送配電事業者は約7割が誤差±2％以内（不足・余剰は対照的）

小売電気事業者は一般送配電事業者よりも余剰側が多い傾向

2010一般送配電事業者
小売電気事業者

注）グラフのレンジ外にも若干の予測誤差の発生はあるが記載省略

0-10～-8 -8～-6

-6～-4

-4～-2

-2～0

0～2

2～4

4～6

需要実績との差分 （想定または計画－実績）/実績［%］※発生頻度は、対象期間における「該当コマ数／全コマ数」として算出

6～8

8～10

②スポット市場価格との関係

更なる取組262○ 東京エリアのスポット市場価格と需要計画と実績の差分を確認したところ、スポット価格が高額になる
ときに小売電気事業者の需要計画が実績を下回る状況が多く発生していた。
○ 市場調達での供給力確保が中心となる場合、高需要時にはスポット市場価格が高騰し、自社需要を満たすだけの供給力が確保できず、需要計画に対して調達未達となっていると想定されるため、一般送配電事業者からの情報提供等により、調整力必要量の低減を図ることは難しいと考えられる。

（予備率の高さと小売電気事業者における需要想定誤差の関係）
40

発生頻度[％]※

30

不足(想定＜実績)余剰(想定＞実績)スポット価格高騰時(■)に不足側が多くなっている

50～300円
20～50円
10～20円
0～10円

20

10

0
-8～-6

-6～-4

-4～-2

-2～0

0～2

2～4

需要実績との差分 （計画－実績）/実績 [%]※発生頻度は、対象期間における「該当コマ数／価格帯毎の全コマ数」として算出

4～6

6～8
注）グラフのレンジ外にも若干の予測誤差の発生はあるが記載省略

（参考）③需要の大きさとの関係、④予備率の高さとの関係 更なる取組2 63○ 需要の大きさや予備率の高さと、需要計画と実績の差分についても確認を行ったが、高需要発生時や予備率が低い時には、小売電気事業者全体の需要計画が実績を下回る状況が多く発生していた。
（需要の大きさとの関係）（予備率との関係）

50

40

4700～5700万kW30

高需要時(■)に不足側が多くなっている

2600～3500万kW
1800～2600万kW

20

8%以下
8～15%
15～30%

30

発生頻度[％]※

発生頻度[％]※

40

3500～4700万kW

予備率低下時(■)に不足側が多くなっている

30%以上

20

10

10

0

0

-8～-6 -6～-4 -4～-2 -2～0 0～2

2～4

4～6

6～8

需要実績との差分 （計画－実績）/実績 [％]-8～-6 -6～-4 -4～-2 -2～0 0～2

2～4

4～6

6～8

需要実績との差分 （計画－実績）/実績 [％]※発生頻度は、対象期間における「該当コマ数／需要大きさ（予備率）幅毎の全コマ数」として算出
注）各グラフのレンジ外にも若干の予測誤差の発生はあるが記載省略

（参考）分析データの留意点

更なる取組264○ 今回の分析に用いた需要計画は、インバランス精算の際に用いるデータを使用している。

○ 計画値同時同量制度の下で、各事業者は、需要調達計画や発電販売計画等の提出が義務付けられており、かつ、それぞれの計画を整合させる必要があるが、各事業者が提出する計画間で不整合があった場合は、インバランス精算においては計画間で整合が取れるよう書換を行っており、提出された需要計画のままとなっていないケースも含まれる。 （下図イメージ参照）○ なお、需要計画の策定にあたっては調達計画に合わせて作成しないことが求められているものの、事業者が調達できた供給力に需要計画を合わせるといったことも可能であり、小売電気事業者が想定した需要とは異なる値が登録されている可能性もある。
（インバランス精算に用いる需要計画のイメージ）
発電販売計画需要調達計画
需要計画
発電計画
販売計画
調達計画

100

100
【発電事業者】
100発電して、100を市場等で販売

100

120

需要計画
（インバランス精算用）

書換

100

調達計画と需要計画が一致するように書換を実施

小売電気事業者の需要計画の精度向上（分析結果より）更なる取組265○ 2021年1月～2023年5月の東京エリアの小売電気事業者の需要計画をもとに分析を行ったところ、スポット市場価格高騰などの供給力が厳しくなった場合に不足側の誤差が大きくなる傾向にあった。
○ 供給力の確保状況に左右され誤差が大きくなっているとすれば、小売電気事業者の需要予測精度向上（調整力必要量の低減）に対し、一般送配電事業者からの情報提供等の取組では効果がないと考えられる。

○ 2024年度からの容量市場開始や予備電源制度の検討など、国において供給力確保に関する取組が行われており、それらの取組により不足側の誤差が低減することも考えられる。一般送配電事業者としても、引き続き必要な分析・取組を行ってまいりたい。
（各検討項目における分析結果）
No

項目

①

一般送配電事業者の需要想定との比較②

スポット市場価格との関係③

需要の大きさとの関係④

予備率の高さとの関係

結果

小売電気事業者の需要計画は余剰側になりやすい傾向あるた
め、不足側に対応する上げ調整力低減に対し、TSOの需要想定をもとにした情報提供等は効果が低いと考えられる
スポット市場価格高騰時や高需要時等には需要計画が不足側になる傾向がある。
これは、供給力を市場調達できなかった結果とも考えられるため、需要想定精度の改善に対し、一般送配電事業者からの情報提供等による効果は低いと考えられる

まとめ

66

○ 本日は、一般送配電事業者が需要と供給のバランスを維持するために必要となる調整力の調達に関する課題とその解決に向けた取組について、ご説明させていただいた。
○ 調整力の調達に関する課題を解決するため、現在、国や広域機関において、調整力の調達タイミングの見直しや上限価格設定などの取組について検討が行われており、一般送配電事業者としてもその検討に協力し、実運用に向けて準備を進めていくこととしたい。また、一次～三次調整力①の共同調達といった新たな取組みについて、検討を深掘りしていく。

○ 今後も、一般送配電事業者として、市場の取引状況の分析等を行いながら、引き続き調整力の必要量・調達量の低減や効率的な運用に取組むにあたり、新たな分析の視点や取組事項があれば、ご意見をお願いしたい。

67

以下、参考資料

（参考）調整力の必要量ならびに調整力kWh費用低減に向けた取組（実施済み・検討済み）○ 調整力の必要量低減に関するこれまでに実施または検討済みの取組は以下のとおり。
取組（導入時期）効果

概要

三次調整力②共同調達（2021年度～）

三次調整力②の • 複数エリアで同時に最大の再エネ誤差が発生
ΔkW必要量低減 しないとうい不等時性を考慮することで必要量を低減

複合約定ロジックの導入（2024年度～）

一次～三次調整
力①のΔkW必要量低減

取引ブロックの30分化（三次②：2025年度～）

三次調整力②の • 取引単位を3時間ブロックから30分ブロック
ΔkW必要量低減 単位に見直すことで、必要量を低減したり応（一次～三次調
札量を増加
整力①についても検討中）

二次調整力①広域運用の導入（2026年度～）

二次調整力①のkWh費用低減• 火力発電等は一次～三次調整力①の複数商品を供出可能であり、それらの商品が櫃量となる時間は異なる（不等時性）• 不等時性を考慮し、複数商品を供出可能なリソースについては複合的な入札を可能とすることで必要量を低減• 二次調整力①（LFC機能）について、広域メリットオーダーでの運用を行うことで、kWh
費用を低減

68

（参考）三次調整力②の共同調達（1/2）

69○ 需給調整市場での調達開始時点では、三次調整量②は過去の再エネ予測誤差実績（3σ相当）をもとに、各エリア毎に必要量を算出していたが、2022年度より、複数エリア間で同時に３σ相当の再エネ予測誤差は同時に発生しない（不等時性）という前提に立って、複数エリアでの三次調整
力②の共同調達※を行うことで、必要量の低減を図っている。
※2022年度は、連系線空き容量実績を踏まえ東北・東京(東ブロック)、北陸・関西・中国・四国・九州(中西ブロック)の2か所で共同調達を実施（共同調達の導入前のイメージ）（共同調達の導入後のイメージ）

エリア 必要量10

各エリア毎に再エネ予
測誤差実績（3σ）
から必要量を設定
15

10
10

10
15

20

10

10

A

10

B

15

C

10

D

10

E

10

F

20

G

10

H

15

I

10

合計

110

エリア 必要量
10

連系線に空きのある
エリアを対象に共同調達を実施

B
C
共同調達
20

共同調達
50

A

10

共同調達エリア毎の再エネ予測誤差実績（3σ）
から必要量を設定

必要量が低減

D

10
20
10

E
F
G

50

H
I
合計

90

（参考）三次調整力②の共同調達（2/2）

70○ 三次調整力②の共同調達における2022年度の必要量低減効果としては、東ブロックで23%減、
中西ブロックで8%減となった。

（三次調整力②共同調達における2022年度の必要量低減効果）
中西ブロック全体（北陸・関西・中国・四国・九州）
8%低減
120

東ブロック全体（東北・東京）
120

23%低減

100

必要量(億ΔkWh)

必要量(億ΔkWh)

100
80
60
40

80
60
40

20

20

0

0

単独調達

共同調達

単独調達

共同調達

（参考）複合約定ロジックの開発（1/3）

71○ 需給調整市場では、商品を5区分に分けているが、火力発電等のように、単一リソースで一次～三次調整力①の複数商品を供出可能なものがあり、また、それぞれの商品の最大必要量が発生する
時間は異なるという特性（不等時性）がある。
○ 商品毎に必要量を合計して調達するよりも、不等時性を考慮した調達を行うことで、調達量の低減を図ることができるため、複数商品を供出可能なリソースについては複合的な入札（複合商品）を可能としている。

（不等時性を考慮した調達による調達量低減のイメージ）※簡略化のため、二次①と二次②を「二次」、三次①を「三次」と記載

第22回需給調整市場検討小委員会(2021.3.30)資料2 に一部追加

複合的な入札を考慮することで必要量の低減を図ることができる
三次
三次

二次
一次

二次
一次
kWh

kWh

（参考）複合約定ロジックの開発（2/3）

72○ 複合商品の入札を可能とする一方で、リソースの特性によっては、一次調整力のみ応札可能な場合などもあるため、多様なリソースの市場参加によって商品毎の競争が一層促進するよう、単一商品の入札も可能としている。

○ そのため、一次～三次調整力①の商品毎の必要量、および不等時性を考慮した合成の必要量を充足させることを前提に、単一商品の入札や、複数商品の複合的な入札を最適に組み合わせる複合
約定ロジックを調達システムに実装すべく、システム開発を行っている。
（複合約定ロジックの導入イメージ）

第22回需給調整市場検討小委員会(2021.3.30)資料2 抜粋※簡略化のため、二次①と二次②を「二次」、三次①を「三次」と記載

（参考）複合約定ロジックの開発（3/3）

73○ 広域機関において、2020年度の実績をもとに、一次～三次調整力①の商品毎の必要量と複合約定ロジックを導入した際の必要量を試算し、複合約定の導入効果について評価がなされた。
○ その結果、商品毎の必要量は、年間平均の合計値が各エリアH3需要の11～16%程度となる一方、複合約定時の必要量は6～9%程度となり、複合約定の導入により調整力の必要量を4割程度低減できる見込み。

（複合約定ロジックの導入による調整力の必要量低減効果の試算）

第25回需給調整市場検討小委員会(2021.9.17)資料3

4割程度
低減

（参考）取引ブロックの30分化

74○ 三次調整力②は３時間ブロックで取引をしているが、必要量や発電事業者等の応札量も3時間ブ
ロック単位で算出されるため、時間帯によっては調達量が過大であったり、発電事業者等の応札量が減少したりして、調達不足の原因となっていると考えられる。
○ そのため、需給調整市場のシステム改修等を行い、2025年度から三次調整力②の取引ブロックを30分化することで準備を進めている。なお、一次～三次調整力①についても同様の課題があると考えられるため、取引ブロックの30分化について検討を行っている。（時期未定）（取引ブロック30分化による効果のイメージ）
3時間ブロック（8ブロック/日）

30分化（48コマ/日）

供出可能量 ブロック内のコマのうち最小供出可能量で応札

応
札
量

募集量
募
集
量
1ブロック

…5ブロック…

応札量増加

ブロック内のコマのうち最大必要量で募集

8ブロック

募集量
減少
31 32 33 34 35 36コマ

5ブロック

（参考）二次調整力①広域運用の導入

75○ 前述の広域需給調整は、GC時点の計画誤差について広域的な調整を行う取組であり、リアルタイ
ムでの需要変動分については、各エリアで調達した二次調整力①（LFC機能）にて対応している。
○ 更なる調整力の広域運用による調整力費用の低減に向け、2026年度より、二次調整力①の広域運用を開始すべく、一般送配電事業者においてシステム開発等の準備を進めている。

（二次調整力①広域運用のイメージ）＜広域運用前の調整力の活用＞
二次調整力①にて二次調整力①にて調整の必要な部分
調整の必要な部分

AR2
既LFC
動作量1

AR1
AR2

既LFC
動作量1

AR1

既LFC
動作量2

既LFC
動作量2

EDC1

EDC2

EDC1
＋
EDC2

Aエリア

Bエリア

A+Bエリア＜広域運用後の調整力の活用＞
周波数品質にかかわる部分
であり、早期に解消すべく全エリアに速度比で配分制御済みの出力であり、安価な電源で出力を維持すべく、メリットオーダーで配分【条件】
・A,Bエリアの変化速度が同じ
・Aエリアの調整力kWh単価が安い

AR1
AR2

全エリアで
速度比按分

既LFC
動作量1

そのまま

B→A
エリア持替

安価なエリア
に持替

EDC1
＋
EDC2

A+Bエリア