蓄電池の一次オフライン枠に経過措置の事務局案。フリッカ対策・異常時必要量・調定率とあわせ、一次調整力の見直し4点が第62回需給調整市場検討小委に

読了目安：約12分対象読者：上級（アグリゲーター 必読。PCSの設定はEPC・O&M担当、東エリアの収益見通しは投資家にも関係）種別：審議会資料の解説

第62回で示された4つの見直し

2026年度から需給調整市場は全商品が前日取引になった。OCCTOはその後の取引状況を、取引会員と一般送配電事業者へのアンケートで調べている。資料3によれば、前日取引化のあとも応札不足は抜本的には改善していない。設備としては調整力に使えるのに、要件を満たせず応札を見送っているリソースもあった（資料3 p.2・p.9）。

事務局は寄せられた意見のうち、先行して対応できると判断したものを資料3で、一次調整力の異常時必要量の見直しを資料4で示した。整理すると次の4つになる。

資料はどの項目も「〜してはどうか」と書いており、会合に諮った事務局案である。以下、蓄電池への効き方が大きい順に見ていく。

一次オフライン枠の容量上限と経過措置

一次調整力のオフライン枠は、専用線によるオンライン監視を前提にしない枠で、求められるのは平常時の応動だけである（資料3 p.19）。蓄電池がこの枠に入れる範囲は、2023年9月27日の第42回小委で決まった。長期脱炭素電源オークションでは設備容量10MW以上の蓄電池に原則として専用線の設置を求めると整理されていたため、それを踏まえて、オフライン枠に入れる蓄電池を「設備容量1MW以上10MW未満、かつ特別高圧（一部の22kV等）・高圧」に限ったのである。この整理は2024年11月18日に取引ガイドとして公表された（資料3 p.21）。

困ったのは、上限が決まる前に設備仕様を固め、設置を進めていた蓄電池だ。一次オフライン枠の商品要件も技術要件も満たせる。それでも制度上の上限があるため、需給調整市場に参加できない。事業者アンケートでそうした蓄電池の存在が確認された（資料3 p.21・p.22）。

事務局案は、こうした蓄電池に足元の応札を認めつつ、長く見れば調整電源としてオンラインで使えるようにしていく考え方をとる。専用線オンライン化工事を申し込んだ後、オンライン監視で一次調整力を出せるようになるまでの間に限り、一次オフライン枠への参加を経過措置として認める（資料3 p.22）。

対象と判定日

経過措置を入れると、オフライン枠に入れる蓄電池は次のどちらかになる（資料3 p.23）。

• 1MW以上10MW未満で、特別高圧（一部の22kV等）または高圧の蓄電池（従来どおり）
• オフライン枠の設備容量上限が議論された2023年9月27日以前に系統連系の申し込みを完了していた、1MW以上かつ特別高圧の蓄電池（今回の経過措置）

2つ目の条件には10MW未満という上限が付いていない。上限ができる前に申し込んでいた特別高圧の蓄電池なら、10MWを超えていても対象になり得る、という書き方である。

実務で効くのは判定の日付だ。系統連系の申し込みを「完了」した日も、専用線オンライン工事を申し込んだ日も、工事費負担金契約およびそれに準ずる契約を締結した日で判定する案になっている。理由として資料は、工事の実施が事実上確定する時点であること、一般送配電事業者が確認できることを挙げる（資料3 p.23）。申込書を出した日や設計を始めた日ではない。

なお、給電情報伝送用の専用線（SV/TM）が取引規程の要件を満たしていれば、調整力指令用の専用線（LFC/EDC等）がなくてもオンライン監視の一次調整力に応札できる、という注記も付いている（資料3 p.22）。

期限と例外

経過措置には期限がある。早くから調整電源として貢献してほしい、という趣旨からだ。期限は原則として、各エリアが示している専用線敷設工事の標準工期とする。標準工期に幅があるエリアでは、その最長の期間を使う（資料3 p.23）。

例外は2つある。一般送配電事業者側の工事都合など、蓄電池事業者の責任によらない事情で工事が長引いた場合は、工事完了までオフライン枠への参入を認める。事業者が発注した資材のメーカー納期が遅れた場合などは、証跡をもって属地のTSOと協議したうえで、同じく工事完了まで認める（資料3 p.23）。

対象外もはっきりしている。上限が設定された後に設置された10MW以上の蓄電池は、上限を踏まえた設備構成になっている可能性が高く、系統連系と専用線オンライン化工事の工期が大きくずれる例も限られるとして、この運用の対象から外した（資料3 p.23）。

電圧フリッカ対策。PCSの移動平均は初期値0.1秒

2つ目は、蓄電池が実際に起こした電圧フリッカへの対応である。一般送配電事業者への調査で「蓄電池の運用」に関する課題が出され、詳しく聞き取ったところ、機器の設定によっては蓄電池が周波数変動にごく短い周期で追従し、配電系統で電圧フリッカを起こしていた（資料3 p.25）。

発生したのは九州エリアの配電系統で、2025年12月と2026年3月の2件。系統はそれぞれ別である。どちらも一次オフライン枠として約定し、調整力として応動していた蓄電池が起点になった（資料3 p.26）。資料が示す設備の概要は次のとおり。

両方とも既存の要件は満たしている。資料は主な原因を2つ挙げた。自端制御向けの周波数計測に移動平均計測時間幅が設定されておらず、瞬時値に追従する仕様だったこと。出力変化速度の設定がなく、周波数変動にごく短い周期で追従していたこと（資料3 p.26）。

移動平均計測時間幅については、日本電機工業会（JEMA）の「需給調整市場の一次調整力におけるPCSの周波数計測に関するガイドライン」が、初期値を0.1秒とし、配電系統特有の事情などでTSOから指定があればそれに従う、としている。事務局は当該設備で検証も行い、移動平均計測時間幅を設定すればフリッカが消えることを確かめた（資料3 p.27）。

これを踏まえた案が、需給調整市場の一次調整力の周波数計測仕様として「PCSを用いた周波数計測時の移動平均計測時間幅は初期値を0.1秒とし、別途TSOから指定があればそれに従う」と新たに定めるものだ。いまの需給調整市場の要件には、計測間隔（0.1秒以下）はあっても移動平均計測時間幅はない。既設のPCSにも遡って対応を求めるべきだが、事業者の対応に時間がかかるとして、要件化から1年間を経過措置とする。ただし経過措置の間でもフリッカが確認されれば、周辺の需要家への影響を考えて早めの対応を求める（資料3 p.30）。

出力変化速度のほうは、市場の要件にはしない方向だ。東京（2026年5月）・中部（2024年12月）・関西（2026年5月）・中国（2026年6月）・九州（2026年3月）の各エリアは、蓄電設備の系統連系時に出力変化速度などの設定をすでにお願いとして公表している。新しく連系する蓄電池はその設定がされるとみて、状況を見ながら検討する、とした（資料3 p.29）。事務局は、この問題は本来、需給調整市場に参加するかどうかに関係なく系統に連系するリソースが一律に対応すべきものとも考えられる、とも書いている（資料3 p.30）。

異常時必要量から需要減少量を控除。東エリア3社で10月から

3つ目は資料4で、蓄電池の設備ではなく、一般送配電事業者が一次調整力をどれだけ調達するかの話になる。

これまで一次調整力の事故時対応分は、50Hz・60Hzそれぞれの最大電源脱落量を各エリアの系統容量で按分して決めてきた。2018年6月20日の第15回作業会で、事故時対応分は小さくできる可能性があるものの見直しは引き続き検討、とされていた（資料4 p.2）。電源が脱落して周波数が下がると、負荷の周波数特性に応じて需要も減る。この減る分を、必要量から差し引くのが今回の案である（資料4 p.8）。

式は「需要減少量＝負荷の周波数特性×周波数低下幅×系統容量」。確実に期待できる量にするため、各数値は安全側にとる（資料4 p.11）。

• 負荷の周波数特性：北海道エリアは4.0%MW/Hz、東京・東北エリアは3.0%MW/Hz。50Hz系統では小さいほうの3.0%MW/Hzを使う（資料4 p.12）
• 周波数低下幅：異常が起きたエリアは、EPPSが0.4Hz低下で動作することに合わせて0.4Hz。EPPSで送電する健全側のエリアは0.2Hz（資料4 p.16）
• 系統容量：各月の最小需要は年間で一律とは言えないため、前年度の最小需要を月ごとに使う（資料4 p.18）

資料の算出例では、系統容量25,000MW・単機最大ユニット1,356MWの場合、異常発生エリアは1,356MWからEPPS受電分600MWと需要減少量300MWを引いて456MW、健全側エリアは600MWから150MWを引いて450MWになる。大きいほうの456MWが異常時一次必要量で、見直しをしない場合より300MW少ない（資料4 p.20〜22）。

東エリア3社に当てはめた参考表もある。見直し前の異常時一次必要量は、単機最大1,356MWの場合で756MW、1,000MWの場合で600MW。見直し後は月によって383〜440MWで、EPPS送電分が決め手になるため単機最大の違いでは変わらない。資料は「3社合計で300MW程度の減少」「必要量の多い月と少ない月で60MW程度の差」と書いている（資料4 p.32）。

周波数への影響も確かめられている。東京・東北エリアでは周波数の変化幅は大きくなるものの負荷脱落には至らず、北海道エリアでも周波数低下幅は周波数低下限度の範囲内にとどまった（資料4 p.23・p.24）。

適用はまず東エリア3社（北海道・東北・東京）で、各TSOや事業者の準備期間を考えて2026年度下期、2026年10月1日から運用を始める案だ。中西エリア（60Hz系統）は事情が違う。負荷側UFRに加えて系統安定化システムを入れており、そのシステムは見直し前のGF量を前提に設計されている。必要量を減らすと設計の想定から外れるおそれがあるため、現時点での適用は難しいとし、周波数制御体系を見直す際などに別途検討するとした（資料4 p.26〜31）。

調定率5%超と折れ線調定率の扱い

4つ目は一次調整力の技術要件、調定率である。調定率は周波数偏差と出力変化量の関係の傾きで、小さいほど周波数の変化に敏感に応動する。需給調整市場では海外事例と既存電源の統計値をもとに5%以下と整理され、火力・揚水発電などはグリッドコード（系統連系技術要件）でも要件化されている（資料3 p.11）。東京エリアでの要件化は、火力設備が2016年4月、揚水発電設備が2025年4月である（資料3 p.14）。

論点①は調定率が5%を超えるリソースだ。GF機能を持っていれば、調定率が5%を超えても変化量が相対的に小さくなるだけで、周波数偏差に応じて応動すること自体は変わらない。要件を満たさないのは、グリッドコードで調定率が定められる前から連系していたリソースが主だと考えられる。そこで、属地エリアのグリッドコードで調定率が定められる以前から系統連系していたリソースについては、原則外として5%以下の要件を緩め、一次調整力への応札を認める案が出た（資料3 p.14）。

論点②は折れ線調定率である。PCS等を使うリソースが周波数変動の大きさに応じて人為的に調定率を変えることは原則として認めず、機器保護など設備特性上の理由に限って原則外とする、というのが2024年7月30日の第49回小委の整理だった（資料3 p.15）。今回は、設備特性上やむを得ず折れ線調定率になるリソースの供出可能量を次のように決める案が示された（資料3 p.18）。

• （A）設定される調定率のうち最大の調定率で、0.6Hzの周波数低下が続くときに供出できる量
• （B）0.6Hz以内の最初の折れ点で、周波数低下が続くときに供出できる量
• （A）と（B）の大きいほうを「今回整理した供出可能量」とし、1.0Hzの周波数低下時に実機の調定率に基づいて10秒以内に供出できる量（異常時要件）と比べて、小さいほうを供出可能量にする

オフライン枠の供出可能量も、0.2Hz（北海道エリアは0.3Hz）の周波数低下を基準に、同じ考え方で算定方法を見直す案になっている（資料3 p.19）。

蓄電池の事業者が確かめること

4つの案を、蓄電池を持つ側の手元作業に置き換えるとこうなる。

資料3の要件変更（表の1〜4・6）は、EPRXの取引規程が改定されてから順次適用される（資料3 p.32）。改定の中身と時期は、EPRX側の公表で確かめることになる。

よくある質問

編集部の見立て

1. 経過措置は救済だが、期限付きで出口が決まっている。判定を工事費負担金契約の締結日に置いたことで、対象かどうかは書類で客観的に決まる。一方で、期限となる標準工期をどの時点から数えるかは、資料3には書かれていない。経過措置で応札できる期間の見積もりは、属地のTSOに確かめるまで幅を持たせておくのが無難だ。
2. フリッカ対策の初期値0.1秒と、資料の検証結果は同じ数字ではない。p.27の表では、当該設備で移動平均計測時間幅を設定しないとき、200・300・400msecのときにフリッカが発生し、500msecと1,000msecで消失している。100msec（0.1秒）の結果は表に載っていない。「TSOから指定があればそれに従う」という但し書きが、配電系統によっては実際に使われる可能性がある。PCSを選ぶときは、0.1秒に固定できるかではなく、指定値に合わせて変えられるかを見ておきたい（編集部の解釈）。
3. 東エリアでは、異常時必要量の控除で一次調整力の調達量が減る方向に動く。同じ会合の資料3は、調定率の緩和や経過措置で応札できるリソースを増やす方向の案である。調達量が減り、応札量が増える。両方が同時に効けば、東エリアの一次調整力は需給が緩む方向に動く（編集部の解釈。資料はこの組み合わせの影響を試算していない）。

編集体制と事実確認プロセス

数値照合表

本文に出した主要な数値と事実を、一次情報の該当箇所と1対1で対照した表である。

出典（一次情報）