「本当に解けるか」を実際に計算して確かめる計画が消えた——同時市場の第1フェーズが方針転換

読了目安：約8分対象読者：上級（系統用蓄電池を運用・開発中のアグリゲーター、発電事業者、市場参加者）種別：制度解説＋一次資料の読み解き

同時市場は、卸電力市場（kWh）と需給調整市場（ΔkW）を一体で約定させる制度である。約定処理はSCUC（系統制約付き電源起動停止計画）とSCED（系統制約付き経済負荷配分）で構成され、北米では既に稼働している。ただし、日本の系統規模と制度をそのまま載せて実運用の時間内に解けるかどうかは、誰も実測していない。

第1フェーズで何が変わったのか

第1フェーズは、その実測をやる段階のはずだった。資料4 p.4には当初の想定が整理されている。「SCUC・SCEDは北米では既に導入されているものの、日本特有の制度や運用方法を反映できるか不明である」。これに対する対応策が「外部ベンダーによる技術シミュレーションを行い、上記課題の実現性を確認する技術研究を行う」だった。

その欄が今回、書き換わった。p.6の工程表では、シミュレーションの実施（技術研究会社へ委託）の枠に注記が入っている。

p.15はさらに踏み込んで、「今後改めて実効的かつ実施可能なシミュレーションの要否・実施方針を検討する」「本資料ではこれまでの検討結果をご説明する」と書いた。資料4の後半に並ぶシミュレーション素案は、これからやる計画ではなく、やらないと決めたものの記録である。

代わりに何をするのか

資料4 p.9が、シミュレーションあり／なしの2案を並べている。

「あり」の場合は、実際にシミュレーション環境で計算を実施し、処理時間と収束性を定量的に確認する。「なし」の場合は、海外ISOの制約条件や求解時間を基準に、日本特有の運用条件との差分を整理し、その差分が求解時間・収束性に与える影響度をヒアリングで確認する。こちらの処理時間・収束性の確認は定性的と書かれている。

同じ資料の中で、確認方法の欄が一語だけ変わっている。技術的難易度が高い課題の抽出と、課題に対する運用上の工夫については、もともと両案とも定性的な確認だった。変わったのは処理時間と収束性の1行であり、そこが実現可能性判断の核心にあたる。

ヒアリング先として想定されているのは、主にシステム導入実績のある海外ベンダーで、研究会・検討会に参加する国内システムベンダーからも適宜知見を得るとされている。

日程はp.13にある。調査①実現可能性（デスクトップ調査）、調査②海外ISOにおける業務フロー調査、調査③研究会・検討会コメントに対する海外調査を2026年内に進め、調査①〜③に関するヒアリング調査を経て、2026年12月頃に第6回研究会で海外調査進捗報告、2027年3月末に最終報告という並びである。業務フローの最終化も同じ3月末に置かれている。第1フェーズの成果物は研究レポートと業務概要フローの2点になる。

日本側が置いていた前提

やらないと決まった素案ではあるが、日本側がどんな系統モデルで検証しようとしていたかは、そのまま資料に残っている。p.27の系統情報素案を読むと、想定していた規模が分かる。

蓄電ユニットについて保有する情報は、接続ノード番号・電源種・出力上下限・充放電効率・蓄電量上下限の5項目である。蓄電所150という数字は、p.20の同時市場システム想定機能でも「最適運用又はBG入札（揚水約40機＋蓄電池150機）」という形で出てくる。

入札データ側はp.28にある。供給側はThree-Part情報で、起動費［円］、無負荷コスト［円/h］、増分費用カーブは価格［円/kWh］と量［MW］のセットを10点。蓄電池・揚水については、端点（開始時・終了時）の蓄電量を、週間運用で決定された情報として蓄電量［MWh］・2コマ分（1コマ目と48コマ目）渡す設計になっている。日をまたぐSOCは週間運用側で決まり、前日市場のSCUCはその端点を制約として受け取る形である。

評価指標はp.30で、計算時間の目安60分程度・MIP Gap 0.1%と置かれた。北米の実績はPJMがMIP Gap 0.05%（11時入札締切から13時30分結果公表の2時間半）、NYISOが二段階アプローチ（第1段階1%、第2段階0%。5時締切から11時公表の6時間）、CAISOが計算1時間未満でMIP Gap 0.5%から0.05%へ（10時締切から13時公表の3時間）、ERCOTは収束性の明記なし（10時締切から13時30分公表の3時間半）。ただし資料は「日本の制度的特徴（計画値同時同量制度、計画提出制度等）を踏まえて処理時間を決定する必要があることから、北米事例はあくまでもシミュレーション条件検討上の参考としての位置づけである」と注記している。

北米4ISOとの規模比較

差分評価という方式を採る以上、日本と北米の差がどこにあるかが結論を左右する。資料4 p.42・p.43の比較表が、その差を数字で見せている。

系統規模は日本150GWでPJMと同じ、NYISO 30GW、CAISO 50GW、ERCOT 80GW。ここは並ぶ。差が出るのは蓄電リソースの中身である。

全体の比率だけ見れば、日本の18.4%はNYISOやPJMより高い。ところが内訳を開くと、27.6GWのうち27.3GWが揚水で、蓄電池は0.3GWしかない。SCUC・SCEDの最適化対象となる蓄電ユニット数も、CAISO 156、ERCOT 84、NYISO 40、PJM 32に対し、日本は26である（揚水11を足して全体37）。

日本は揚水大国であり、蓄電池小国のまま同時市場の設計に入っている。この構図を差分評価の基準にすると、蓄電池の扱いについては「日本はCAISOほど蓄電池が多くないから、そこまで厳密に扱わなくても解ける」という向きの結論が出やすい。実際に運転を開始する蓄電所は今後増え続けるので、設計時の前提と実態は年を追うごとにずれていく。

なお、この表にはひとつ整合しない箇所がある。ERCOTは全体18.8%（15GW）に対し蓄電が22.5%（15GW）と、内訳が全体を上回る表記になっている。原典の記載のまま引いた。

実測しないことの意味

実装方法の検討経緯を読むと、今回の見送りが二段構えの後退であることが分かる。p.21によれば、当初は2案が比較されていた。①北米で導入実績のある市場システムパッケージを導入する、②約定シミュレーション環境を構築する、の2つである。

ベンダーからは①について「市場システムパッケージは単純にそのまま導入できるものではなく、制約の設計を丁寧に進める必要があるため、実質的なシステム開発に近く、短期間で対応はできない」「将来的な市場設計が固まっていない中では適切な市場パッケージを選定できない」との意見が出た。②については「過去に実施されている定式化・制約内容をシミュレーション環境として再現するのであれば、３か月程度で可能と想定している」「過去に同様のプロジェクトを4-5カ月程度で実施した経験があり、トピック数によるが対応は可能である」という回答だった。

①が落ちて②が現実的とされ、その②も今回見送られた。

研究会側は、この展開を早い段階で心配していた。p.69に記録された第1回技術研究会の意見にこうある。

p.70にはもう一段強い意見も残っている。「実装の負担が大きい割に得られるメリットが小さい要素については、同時市場制度側へフィードバックし、制度そのものを削ぎ落とすという選択肢もあり得る」。

実測をしていれば、「この制約を入れると60分で解けない」という事実が制度側へ跳ね返る経路があった。定性評価だけになると、その跳ね返りが起きにくい。かわりに簡略化の判断は、海外ISOの実務がどうしているかという参照に寄る。

蓄電池にとってこれが効いてくる場面は具体的にある。資料4 p.23のベンダー意見に、こういう一節がある。「北米でも膨大な蓄電池が入ってきているが、それらすべてをSCUCで求解しているわけでなく、容量の小さなものはセルフスケジュールにまわして割り切っていると聞いている」。日本で小規模BESSを最適化対象から外す論拠として、この一行はそのまま使える。制約の扱いそのものは資料4 p.65に別途整理されており、そちらは項目を分けて扱う。

編集部の見立て

1. 同時市場の導入時期そのものは、本日変更されていない。変わったのは実現可能性を何で判断するかであって、ロードマップの日付ではない。ただし2027年3月末の成果取りまとめが「判明点と不明点」のうち不明点を多く含む形になれば、そこから先の工程の確度は下がる。研究会が第1回の時点で釘を刺していたのは、まさにその点である。
2. 差分評価という方式は、基準になる海外ISOの選び方に結論が引きずられる。p.69には「日本におけるSCUCやSCEDの最適化対象として重要とされる揚水発電所が所在していない」ためERCOTだけを見ても意味が薄い可能性がある、という指摘も残っている。12月の第6回研究会で、どのISOをどう基準に置いたかは読む価値がある。
3. 蓄電池側から見ると、注視すべき問いは「解けるか」から「解く対象に入るか」へ移った。26ユニットという現在の数字を前提に設計が進むと、数が増えた後で扱いを変えるのは難しくなる。論点セットJ（揚水・蓄電池）の審議入りの時期が、実質的な期限になる。

今から備えること

数値照合表

本文に出した数値・引用を、一次情報の記載と1対1で対照した表である。ページ番号は資料4の該当ページを指す。

よくある質問

編集体制と事実確認プロセス

出典（一次情報）