読了目安：約8分対象読者：上級（需給調整市場で収益を見込むアグリゲーター・市場参加者、系統用蓄電池の投資家）種別：ニュース解説（審議会資料）

7〜9月の火力の自然体余力は9エリア平均5,320MW

資料2（31頁）は、2026年7月1日〜9月30日の実需給データから各エリアの火力機の自然体余力を算定した。式は「発電上限−発電計画−ΔkW約定量」で、GC時点の値を使う。対象は一次〜三次①の機能を持つ火力機のうち、調整力提供者（BG）が起動を確定させた電源だけだ。一般送配電事業者が調整力不足のときに追加起動で確保する余力は含まない（p.6）。

9エリア合計の平均は5,320MWで、2025年同期の4,999MWから321MW増えた（p.7）。エリア別では東京1,502MW、中部1,125MW、東北967MWが大きい。前年からは東北が407MW、中部が225MW、四国が136MW増え、中国は324MW、北陸は88MW、東京は79MW減った。

四国は6月1日から、市場参入に伴って火力機2台（1,050MW×2）を算定対象に加えている（p.17）。四国の前年比の増加分を、そのまま余力の増加と読むのは避けたい（編集部）。

最大需要の上位3日平均（H3需要）に対する割合は、東北7.4%、北海道6.4%、四国5.8%が高く、東京は2.7%、関西は1.3%にとどまる（p.8）。資料は平均と並べて「1σ値」も示している。9エリア合計で1,345MW（前年1,293MW）だが、北陸1MW、四国2MW、九州4MWと平均に比べて極端に小さいエリアもある。1σ値をどう算出したかは、今回の資料に書かれていない。

複合必要量4,968MWを上回った。ただし必要量の側も下がっている

p.8の表には【参考】として各エリアの複合必要量が並ぶ。9エリア合計は4,968MWで、自然体余力の平均5,320MWがこれを352MW上回った。平均が複合必要量を上回ったのは北海道（281MW／241MW）、東北（967／585）、中部（1,125／650）、中国（440／339）、四国（285／152）の5エリア。東京（1,502／1,582）、北陸（108／131）、関西（359／710）、九州（253／578）の4エリアは下回った。

前年同期と並べると構図が変わって見える。2025年7〜9月は自然体余力4,999MWに対して複合必要量5,505MWで、余力のほうが506MW少なかった（p.9）。このとき平均が複合必要量を上回っていたのは中部・北陸・中国の3エリアだった。1年で差は858MW動いたが、余力の増加分は321MWで、残る537MWは複合必要量の減少による（編集部の計算）。余力が大きく増えたというより、必要量が下がった年に余力がほぼ同じ水準で残った、と読むほうが実態に近い。

資料自体は、この大小比較から結論を出していない。複合必要量は【参考】の扱いで、自然体余力と募集量の関係を式で示した記載もない。本稿もここから「控除で募集量が何MW減る」という試算はしない。

揚水は5エリアで算定。合計欄の数字は扱いに注意

揚水発電は停止中やポンプモードでも二次②・三次①（EDC）を出せるため、BG計画で稼働していないコマも算定に含めた（p.19）。随意契約の揚水は対象外。算定したのは北海道・東京・関西・四国・九州の5エリアで、東北と中部は随意契約箇所とのkWhの切り分けが難しいこと等、北陸は対象の発電所がないこと、中国は計上できる余力がほとんどないことを理由に外した。

エリア別の平均は北海道0MW、東京165MW、関西450MW、四国50MW、九州264MW（p.20・21）。5エリアの複合必要量（参考）は合計3,102MWとされる（p.21）。

「控除」は新しい話ではない。2025年度は募集量から差し引いていた

自然体余力の控除と聞くと新しい制度案に見えるが、経緯をたどると違う。第63回資料3（2026年9月15日）p.2によれば、余力活用契約を結んでいるが需給調整市場に参入していない電源に由来する自然体余力は、第56回小委（2025年6月3日）の整理を受けて、2025年度は募集量から控除してきた。

2026年度からは需給調整市場の全商品が前日取引になった。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ので、自然体余力は減ると想定されていた（同p.2の注記）。そのため、2026年度以降は状況に応じて改めて検討する、としていた。

その状況を測ったのが、第63回の4〜6月調査と今回の7〜9月調査である。4〜6月の火力は9エリア平均5,489MW・1σ値1,627MW（第63回資料3 p.9）、7〜9月は5,320MW。減るはずだった余力は、軽負荷期にも重負荷期にも一定程度残っていた（資料2 p.31）。今回の論点は、控除を始めるかどうかではない。2026年度以降も続けるのか、続けるならどう算定するのか、である。

アンケートで何を聞くのか

事務局は自然体余力を「需給調整市場では調達されていないものの、実需給断面において、一般送配電事業者が調整力として活用可能な市場外調整力」と定義する。そのうえで、募集量未達の中で自然体余力があるのは「調整力として活用可能な電源が、需給調整市場で応札されていない」状況だと整理した（p.26）。応札不足が続き、一般送配電事業者の調整費用が高騰していることを、分析を急ぐ理由に挙げている。参考資料1 p.14も、この調査を「応札不足」の論点「市場外調整力の実態調査」に位置づけている。

アンケートの対象は調整力提供者で、調査項目は2つある（p.27）。1つ目は自然体余力の発生要因で、GC時点で余力として残る理由（市場売れ残り、需給リスクの織り込み、商品要件による制約、燃料制約等）と、各要因を解消できるか、自然体余力を定量評価する方法を確認する。2つ目は余力活用電源の応札で、余力活用契約を結びながら需給調整市場に応札していない電源について、卸電力市場や需給調整市場で起動が決まらない要因を聞く。目的はどちらも「応札障壁等の解消」の検討とされた。

結果を分析したうえで今後の対応を検討する。その例として資料が挙げたのが「需給調整市場への応札増加となる施策」と「自然体余力の控除」の2つだ（p.26・31）。2025年6月の第56回で使った調査項目と、当時の要因も参考として再掲された（p.28・29）。

資料に書かれていないことも多い。アンケートを出す時期、回答期限、どこまでの事業者に送るのかは示されていない。蓄電池がアンケートや控除の対象に含まれるかも書かれていない。控除をするかどうか、量、方法、適用時期は、いずれも未定である。第64回の議事録は11月5日時点で掲載されていない。

蓄電池の収益前提にどう効くか

ここからは編集部の見立てを含む。需給調整市場で稼ぐ蓄電池にとって、資料が挙げた2つの対応例はどちらも追い風ではない。控除が続けば、その分だけ市場で調達する量が小さくなる方向に働く。応札増加策で火力の余力が市場に出てくれば、今度は売り手が増える。どちらに転んでも、募集量未達を前提にした高めの約定価格は続きにくくなる、と見ておくのが無難だろう。

エリア差も見ておきたい。平均が複合必要量を上回った5エリアのうち、東北（967MW、H3需要比7.4%）と中部（1,125MW）は余力の絶対量が大きく、前年同期からも増えている。逆に関西（359MW／複合必要量710MW）や九州（253MW／578MW）は余力が必要量の半分前後にとどまる。控除や応札増加策の効き方は、エリアで一様にはならないはずだ。

いま打てる手は多くない。収益見通しに、需給調整市場の募集量が今より小さくなるケースを感度として置く。自社のリソースが応札しなかったコマの理由（商品要件、SOCの制約など）を説明できるようにしておく。あとは次回以降の小委で控除の具体案が出るかを追うことになる。

よくある質問

編集部の見立て

1. 今回の新しさは数字より方針にある。重負荷期にも余力が残ったことで、2025年度に行っていた控除を2026年度以降どう扱うかが、アンケートを経て議題に戻ってくる。
2. 合計で余力が必要量を上回った主因は、必要量側の減少（5,505MWから4,968MWへ）だった。余力の増加（321MW）より必要量の減少（537MW）のほうが大きい。
3. 控除が続いても応札増加策が採られても、需給調整市場の需給は売り手に有利な方向へは動きにくい。収益計画では、価格が下がる側の感度を厚めに見ておきたい。

いつまでに何をするか

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）