読了目安：約8分対象読者：上級（二次調整力①への応札可否を検討するアグリゲーターの運用責任者、一般送配電事業者の調達担当）種別：制度解説＋事業影響分析

最後の1つ

需給調整市場には5つの商品がある。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。このうち二次調整力①だけが、2026年度に入ってもなおエリア内での調達にとどまっていた。ほかの4つはすでに広域調達へ移っている。

資料2 p27の商品導入スケジュールは、その状態を1枚で示している。一次は2026年度から広域調達（前日）、二次②と三次①も2026年度から広域調達（前日）、三次②は広域調達（前日）。二次①だけが「エリア内調達（前日）」の欄に残り、2027年度の列で広域調達へ移る設計になっている。

事務局が今回示したのは、その予定どおりに進めてよいか、という判断である。

これが通れば、需給調整市場の全商品が前日取引かつ広域調達で揃う。制度の骨格が一巡する。

なぜ二次①だけ遅れたのか

理由は技術的なものだった。二次調整力①はLFC（負荷周波数制御）成分で、各エリアの中央給電指令所システムはLFCの演算周期・制御周期がそれぞれ違う。周期が揃っていない以上、エリアをまたいで1つの指令を出す仕組みが作れない。だから各エリアで調達し、各エリアで運用するしかなかった（資料2 p2）。

OCCTOが採ったのは、既存の広域需給調整システム（KJC）にモジュールを追加して広域運用を実現する方式である。手順は東地域（東北・東京）が先、中西地域（中部・北陸・関西・中国・四国・九州）が後だった。東地域は2025年10月20日から28日まで試験運用を行い、2026年1月30日に正式運用へ入っている。中西地域は2026年4月13日から試験運用を始め、当初は4月23日までの予定だったが一部エリアの中給システム改修の都合で4月28日まで延び、同日から正式運用に入った。

演算タイムオーバーという躓き

東地域の試験運用中、2025年10月25日に広域LFCの演算タイムオーバーが起きた。OCCTOは11月18日に広域LFCをロックして調査に入り、2026年1月9日に対策を現地へ反映している。試験開始から正式運用まで3か月かかったのは、この調査と対策のためである。

原因は資料2 p11に書かれている。KJCが日次ファイル（当該日にエリア中給から受信したファイル）を毎日決まった時刻に一括削除する処理を持っており、その削除が帯域を占有して広域LFCのファイル処理を遅らせていた。対策は削除処理を分割して実行すること。帯域の占有を抑えて事象は解消した。

評価は3項目

OCCTOは2025年10月16日から2026年7月31日までの実績をもとに、3つの観点で広域運用を評価した。

周波数は落ちていない

切替の前後で周波数変動は同程度。±0.1Hzおよび±0.2Hzの滞在率は「同水準以上」（資料2 p17・p22）。比較区間は、東地域がエリア内運用2026年1月1日〜1月30日に対して広域運用2026年1月30日〜2月28日、中西地域がエリア内運用2026年3月1日〜4月13日に対して広域運用2026年4月28日〜5月31日である。

広域化の前提条件は「周波数品質の維持に支障が生じないこと」だった。ここがクリアされたことが、調達側へ進む根拠になっている。

LFC動作量は減った

ARネッティングの効果として、東地域は上げ▲351MWh/日（▲14%）・下げ▲117MWh/日（▲4%）、中西地域は上げ▲1,943MWh/日（▲14%）・下げ▲2,615MWh/日（▲28%）。両地域を合わせると上げ▲2,294MWh/日・下げ▲2,732MWh/日になる（資料2 p18・p22）。

下げ側の低減率が中西地域で28%と突出している。上げ側は両地域とも14%でほぼ同じなので、差がついているのは下げだけである。

調整力kWhコストも下がった

2026年5月1日以降の実績で東地域▲15.3百万円/月・中西地域▲42.6百万円/月、合計▲57.9百万円/月（資料2 p20）。

シミュレーションの2倍になった理由

このコスト低減幅には前史がある。2020年の第18回小委で示されたシミュレーションは、8エリア計で▲1百万円/日、月に直して▲30百万円だった。実績はその約2倍に出た。

事務局の説明は「資源価格の高騰によって発電コストがシミュレーション時よりも上昇している等」というもので、注記に通関統計からの数字が引かれている。石炭が2020年平均8,540円/MTから2026年6月23,200円/MTへ。JLC（液化天然ガス）が43,270円/MTから92,100円/MTへ。どちらも2倍以上になっている。

広域化の効果は、高い電源を安い電源に置き換えることで出る。置き換え前の電源が高いほど、差額は大きくなる。燃料価格が上がったぶんだけ、同じ置き換えでも浮く金額が増えたという理屈である。

この構造は、限界費用がほぼゼロの蓄電池にとっては追い風の側に働く。燃料費で動く電源との価格差が開くほど、メリットオーダーの中で先に呼ばれる位置に近づく。

応札できる範囲が広がる

BESS側から見ると、変わるのは2つある。

1つ目は応札先である。いまの二次①はエリア内調達なので、自エリアの一般送配電事業者にしか売れない。広域調達になれば、東地域または中西地域のブロック内で、立地エリアを越えて約定し得る。不足率が高い東北・東京・北陸・関西へ、余裕のあるエリアのリソースが供給できる形になる。

2つ目は価格の比べられ方である。これまで「自エリアに他の調整力が少ない」ことを根拠に通っていた価格は、広域メリットオーダーの中で他エリアの電源と直接比較されることになる。二次①は2026年度からすでに前日取引と上限価格設定の下にあり、その上限価格は第4回電力安定供給ワーキンググループでさらに引き下げられて2026年9月1日から適用されている。2027年度の広域化は、同じ方向に圧力をかける。

応札できる範囲は広がり、通る価格は下がりやすくなる。どちらか片方だけを見て計画を組むと外す。

全量が広域市場に出るわけではない

ここが実務上いちばん効く。

資料2 p25は課題・懸念事項として2点を挙げている。連系線ルート断時に当該エリアへ調整機能が存在しない電源構成となる懸念。そして、連系線のΔkWマージンは一次調整力から優先して確保されるため、二次①のΔkWマージンは「二次①確保量ー一次ΔkWマージン」で算定され、全量が確保されない場合があるという点である。広域調達した二次①が活用できず、特定エリアで不足する可能性が指摘されている。

これに対する事務局の整理はこうである。二次①の必要量は誤差実績の3シグマ相当値だが、広域調達する市場募集量は1シグマ相当値であり、その差分は余力を通じて自エリアから調達している。だから現時点で広域調達による運用上の課題が生じる可能性は低い。

読み替えると、必要量のうち市場に出るのは1シグマ分だけで、残りは引き続き自エリアの余力活用から取る。広域化イコール募集量の大幅増ではない。自エリアの余力活用契約と市場応札の配分は、この前提で組み直す必要がある。

編集部の見立て

1. 2027年度の応札計画は、自エリア前提からブロック前提へ組み替えるのが妥当である。ただし募集量が1シグマ相当に留まる設計を踏まえると、広域市場だけを見た計画では量が足りない。余力活用契約との二本立てで設計するほうが実態に合う。
2. 価格前提は下方に置き直したい。上限価格の引き下げが2026年9月1日に適用済みで、そこへ2027年度の広域化が重なる。二次調整力①単独の収益を厚く見積もった投資判断は見直す余地がある。
3. 制度の骨格はこれで一巡する。全商品が前日取引かつ広域調達で揃ったあと、論点は要件緩和・応札不足対策・同時市場との接続へ移っていく。次に読むべき資料の場所が変わる。

今から備えること

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。ページ番号は資料2のものを指す。

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）