市場で買えなかった調整力は、どこから来ているのか

市場の外からです。火力の余力と、揚水との個別契約が埋めています。

調整力の市場（需給調整市場）では、募集した量に対して札が足りないことがしばしばあります。2024年4月に全商品が揃った直後は、募集量に応札が届かず、翌月には一部の商品で前日の追加調達を一時止めました。それでも停電は起きていません。足りない分は、別のところから来ているからです。

2つの「市場の外」

ひとつは火力の余力です。発電所は前日に翌日の発電計画を出しますが、計画に使っていない余りの出力があります。送配電会社は、この余りを当日に使う契約（余力活用契約）を火力などと結んでいて、使った分だけ電気の量（kWh）で精算します。待機料は払いません。資源エネルギー庁がこの費用を市場と同じ単位に換算すると、2026年1月は1kWを30分あたり0.93円相当で、同じ月の市場（複合商品）の平均約定単価3.15円の3分の1以下でした（2026年5月13日 資料8。単位が違うので参考の比較です）。

もうひとつは揚水との個別契約です。送配電会社は既設の揚水と直接契約して市場の外で確保してきました（2026年度の計画は5社で合計266万kW＝47-2）。ただし北海道と東京では、この揚水の個別契約が2026年3月末で終わっています（同資料8）。市場の外の床は、少しずつ市場の中へ戻され始めています。

国も「当面は併用」と言っている

資源エネルギー庁は2025年5月の審議会で、「調整力の調達コストを最小にするには、当面の間、市場以外の調達手段（余力活用電源・揚水等の随意契約）を併用していくことが必要」と整理しました。市場は入口で、床は市場の外にある。これが今の日本の形です。

調達費用は減っている

市場で買う費用は、2024年4月の月236億円から2025年9月の128億円へ減りました。理由として資料は、募集量に削減係数を入れたこと（2024年6月）と、市場の外で確保した分を募集量から引くようにしたこと（2025年6月）を挙げています。市場が小さくなったのではなく、市場の外の床を織り込んで、市場で買う量を減らした形です。

海外との違い

英国の当日の調整（Balancing Mechanism）も、ドイツの調整力（4つの送電会社が共同運営するregelleistung.netの入札）も、市場で買う仕組みです。市場で買えなかった分を火力の余力と揚水の個別契約で埋める日本の形は、日本の設計です。この違いが、47-4で見た「日本には市場の外の床がある」という設計差の正体です。

出典

• 送配電網協議会「余力活用ガイド」第2版 2023年12月1日／「余力の運用規程」2023年12月1日（余力活用契約、kWh精算）
• 資源エネルギー庁「需給調整市場について」第1回電力安定供給WG 資料8、2026年5月13日（2026年1月 余力平均単価0.93円/kW・30分、複合商品平均約定単価3.15円、北海道・東京の揚水随意契約は2026年3月末で終了）
• 資源エネルギー庁 第103回制度検討作業部会 2025年5月28日（当面は市場以外の調達手段の併用が必要）
• 資源エネルギー庁 第108回制度検討作業部会 資料4、2025年10月29日（調達費用の月次推移）
• 電力広域的運営推進機関 第54回需給調整市場検討小委員会 資料4、2025年3月4日（2024年5月以降、二次②・三次①の前日追加調達を一時中断）
• NESO Balancing Mechanism／regelleistung.net（独4TSO共同運営、入札による調達）