前日取引化後も市場外に残る調整力。OCCTO事務局が2026年4〜6月の火力・揚水の自然体余力を報告し、応札されない理由を提供者に確かめる方針案

読了目安：約9分対象読者：上級／アグリゲーター 必読（需給調整市場に蓄電池で応札し、募集量の動向から応札計画を立てる運用責任者）種別：審議会資料の解説

自然体余力とは。発電上限−発電計画−ΔkW約定量

会合で配られた用語集は、自然体余力を「調整力提供者の発電計画上で起動している電源の発電出力上限と計画値の差分のうち、需給調整市場で約定した調整力を差し引いてた後に残る、自然に生じている余力」と定義している（資料1-2 用語集 No.76）。資料3の算出式は、発電上限−発電計画−ΔkW約定量である（p.8）。

余力が生まれる電源は、余力活用契約を結んでいるが需給調整市場には参入していない電源だ（資料3 p.2）。余力活用契約とは、調整機能をもつ電源のGC後の余力を一般送配電事業者が使うための契約を指す（用語集 No.39）。似た言葉に「追加起動余力」がある。こちらは発電計画上で停止している電源を、一般送配電事業者が余力活用契約にもとづいて追加起動し、確保する余力で（用語集 No.75）、今回の調査の対象外である（資料3 p.8）。

この自然体余力は、第56回小委員会（2025年6月3日）の整理を受けて、2025年度は募集量から控除されていた。ただ、資料3は同時に、全商品の前日取引化で状況が変わる可能性が高いので、2026年度以降は状況に応じて改めて検討することとしていた、と振り返っている（p.2）。同じ会合の資料4は、2026年度の取引実績の説明で「自然体余力の控除終了」と書く（p.13・p.15）。控除は前日取引化までの措置で、2026年度の募集量からは差し引かれていない。

火力の結果。東京・中部・東北に厚い

調査の対象は、GC以降に生じる変動に対応する調整力（一次〜三次①）の機能をもつ火力機である。期間は2026年4月1日〜6月30日。GC時点の発電計画・発電上限および発電下限と、ΔkWの約定実績を使った。調整力提供者（BG）が起動を確定させた電源だけを数えている（資料3 p.8）。

平均値が大きいのは東京1,307MW、中部1,151MW、東北859MWの3エリア。1σ値でも東京515MW、中部361MW、東北316MWが上位に並ぶ。北海道と北陸は1σ値が1MWで、平均はそれぞれ156MW・160MWだった（p.9）。1σ値をどう求めたかについて、資料3に説明はない。

規模の感覚をつかむため、資料3 p.10は同じ表に各エリアのH3需要と複合必要量を参考として載せている。H3需要は、期間中の最大需要の上位3日平均である。平均値をH3需要で割った比率は四国14.6％、東北8.4％、中部5.9％、中国5.9％の順に高い。東京エリアの1σ値515MWは、同エリアの複合必要量1,441MWの約36％にあたる（編集部の算出）。

四国の比率が高い点には事情がある。資料3 p.19の四国のグラフには「6/1〜 市場参入に伴い、火力機2台を算定対象に追加（1,050MW×2）」と注記がある。6月から対象の電源が増えており、平均491MWにはその分が入っている。どれだけ押し上げたかは、資料からは読み取れない。

9エリア合計の数字は扱いに注意

資料3 p.9の表は、9エリア合計を2026年4〜6月で1σ値1,627MW・平均5,489MW、2024年4〜6月で1σ値1,670MW・平均5,473MWとしている。差分の欄は1σ値がΔ43、平均が+16である。この数字だけを見ると、平均はむしろ増えたことになる。

ただし、同じ表の各エリアの値を足すと、2026年は1σ値1,418MW・平均5,298MWにしかならない。2024年は足し算がそのまま合計欄と一致する。2026年の合計欄だけが、各エリア値の和より1σ値で209MW、平均で191MW大きい。どちらが正しいのか、資料に説明はない。エリア値の和で比べると、2026年は2024年より1σ値で252MW、平均で175MW少ない。資料3のまとめ（p.28）が書く「2024年度比で減少傾向」は、こちらの見え方に近い。本稿では、9エリア合計よりもエリア別の値を根拠に話を進める。

揚水も5エリアで残る

揚水発電は、設備容量の余力（kW余力）に加え、池の水位の余力（kWh余力）も考える必要がある。停止中やポンプモードでも二次②・三次①なら供出できるため、BG計画で稼働していないコマも計算に入れた。随意契約を結んでいる揚水は対象外である（資料3 p.21）。対象は北海道・東京・関西・四国・九州の5エリア。東北・北陸・中部・中国は、随意契約箇所とのkWhの切り分けが難しい、対象の発電所がない、計上できる余力がほとんどない、といった理由で外れた。

2026年4〜6月の5エリア合計は1σ値185MW・平均669MWで、2024年同期の246MW・908MWから減った（p.24）。平均は関西374MW、九州170MW、東京115MW。東京は2024年同期の282MWから大きく下がっている。なお2024年の東京の1σ値は、p.24の表が24MW、p.26の表が20MWで、資料の中で一致していない。

前日取引化で減るはずだった。4つの発生要因

減ると見られていた理由は資料3 p.2の注にある。スポット市場の売れ残り分が一次〜三次①や複合商品に入札されるようになるので、自然体余力は減少すると想定される、という読みだった。前日取引化前の2024年4月〜2025年1月には、9エリアすべてで自然体余力が確認されていた（p.5）。

前日取引化前の要因は4つに分けて整理されていた（p.6）。市場応札の結果不落になった、あるいは入札を見送った「市場売れ残り」。一部の相対契約で通告変更権の行使期限が入札時刻以降になるため市場に出せない「契約要因」。LNGタンクが1基で、燃料消費計画に応じた応札しかできないがkWとしては残る「燃料制約」。出力変化率が商品要件を満たさない「要件起因の入札制約」。このうち一般送配電事業者が調整力として使えるとされ、控除の対象になったのは前の2つだけである。市場売れ残り分の控除期間は「まずは2025年度のみ」とされていた。

前日取引化で解消が見込まれたのは、主に市場売れ残りだった。今回の資料3は、2026年4〜6月に残った余力がどの要因によるものかを分けていない。

事務局の提案は2つ

資料3のまとめ（p.28）は、火力・揚水とも4〜6月（軽負荷期）は2024年度比で減少傾向にあるが、前日取引化後のいまも一定程度存在すると結論づけた。そのうえで次の2点を示している。

いずれも「こととしたい」「してはどうか」という事務局の提案で、控除を再開するといった決定は含まれていない。同じ会合の資料4は、2026年度下期の課題一覧に「8-3 市場外調整力の実態調査」を掲げた（p.27）。端境期と重負荷期それぞれの状況を調べる方向が示され（p.35）、下期は市場外調整力の調査やアンケートを踏まえ、国とも連携して必要な追加施策を検討するとしている（p.27）。

蓄電池の運用事業者が見ておくところ

2026年度の募集量について、資料4は商品ごとに同じ書き方をしている。自然体余力の控除は終わった。一方で、一次と二次①は前日取引化と同時に募集量を1σ相当値に変え、揚水の随意契約も続けて募集量を圧縮している（p.13・p.15）。そのうえで一次は東北・東京・北陸・関西で、二次①は東北・北陸・関西で不足率が高い傾向にあるという。

市場外に残る余力の扱いは、蓄電池にとって向きの違う2つの話につながる。控除の議論が戻れば、募集量が減る方向に働く。提供者への確認をきっかけに余力が市場へ出てくれば、応札する競合が増える。どちらに進むかは、今回の資料では決まっていない。

よくある質問

編集部の見立て

1. 前日取引化で余力は解消するという前提は、少なくとも軽負荷期の実測では当たらなかった。控除を終えた2026年度の募集量は、市場外に余力が残る状態で決まっていることになる。
2. 焦点は提供者への確認で何が出てくるかだ。前日取引化前の整理では、燃料制約と要件起因の入札制約は控除の対象外だった。残った余力がこの2つによるものなら、市場に出す道は狭い。市場売れ残りや契約要因に近いものなら、市場への参入を促す話になりうる。これは今回の資料にない編集部の読みで、確認結果を見るまでは決められない。
3. 9エリア合計の欄と各エリア値の和の食い違いは、次回以降の資料で直るかどうかを見ておきたい。全国の増減の見え方が逆になるためだ。

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）