調整力市場の「時間」は細分化された、では「空間」は──2026年の現在地

1. 時間軸の細分化は完了した──そして単価は下がった

需給調整市場は2021年度の三次②から順次立ち上がり、2024年度に全商品が運開して調整力公募が廃止された（開始済み）¹。しかし全面運開後、全商品で応札不足が発生し²、一次調整力では応札量が募集量の20%未満、不足率80%という状況も報告された³。

その主因として審議会が特定したのが、商品要件そのものではなく取引の「時間の粗さ」だった。取引単位3時間ブロック・週間取引という設計が、コマごとの供出可能量しか確約できないリソースの応札を阻んでいたという整理である⁴。

この仮説は三次②で先行検証された。2025年3月14日から三次②の取引単位が3時間ブロックから30分に変更され（開始済み）、その後の実績では募集量が全国計で約1,717MW/日（約25%）減少する一方、応札量は約7,047MW/日（約52%）増加した⁵。募集量が減ったのはコマ単位で必要量を募集できるようになったため、応札量が増えたのはコマ毎の供出可能量に基づく応札が可能になったためと分析されている。落札価格は大きく上昇せず推移した⁶。

この成功体験を全商品に横展開したのが2026年3月14日受渡分からの措置である。一次〜三次①の複合市場商品についてもブロック時間が3時間から30分に見直され、取引タイミングが週間から前日に変更された（開始済み）⁷。必要量算定手法も、30分化に伴うデータ数減少と歯抜け約定リスクへの対応として「組み合わせによる算定」が採用され、これにより年間必要量は一次で全国計▲1.5%、二次①で▲2.7%と、従来のブロック単位算定より減少する試算となっている⁷。

移行後の実績は冒頭のとおりで、複合市場の平均約定単価は主要エリアで半減水準となり、事務局は「安値札の応札量が増加し、平均約定単価が低下した」と分析している。調達率は改善傾向にあるものの、一次調整力の調達未達は依然として残る⁸。2026年6月10日〜30日に全取引会員136社を対象に実施された実態調査（回答51社）でも、応札量の増加要因は入札単位時間の30分化、減少要因はスポット市場後の取引と整理され、応札不足が2026年度も課題として残っていることが確認されている⁹。

ここから読み取るべきは、制度改正の便益配分の転換である。時間細分化は「応札できなかったリソースが応札できるようになる」という参入促進策として設計されたが、必要量・募集量の圧縮効果と応札量の増加効果が同時に効くため、結果としてΔkW単価の下押し圧力として現れる。既存の応札者にとっては量的機会の拡大と単価低下のトレードオフであり、新規参入者にとっては参入障壁の低下と収益期待値の低下が同時に起きたと考えられる。

2. 空間軸の広域化は、商品ごとに進度が違う

広域調達・広域運用の進捗は商品ごとに大きく異なる。2026年8月時点の整理は以下のとおりである。

• 三次②・二次②：広域運用が実施済み。広域需給調整システム（KJC）上で運用されている（開始済み）¹⁰
• 一次・三次①：2024年度から広域調達が開始（開始済み）¹¹
• 二次①：KJCをプラットフォームとする広域LFCとして、2025年10月20〜28日に東京・東北エリア、2026年4月13〜23日に中部・北陸・関西・中国・四国・九州エリアで試験運用を実施する計画。安定運用が確認されれば正式運用に移行し、東地域は2026年度上期、中西地域も2026年度上期の広域運用開始が予定されていた（2026-08-10時点で後続資料での確認なし、開始済みの可能性あり）¹⁰
• 二次①の広域「調達」：2027年度開始を目指し、2026年度下期を実績評価期間と位置づけ（決定済み・未施行）¹⁰

つまり、5商品のうち最後まで残った二次①の広域化が、いま実務レベルで進行中の局面にある。二次①の広域調達開始（2027年度）を前提に、一次調整力のΔkWマージンについても、運用容量のフリンジとの二重確保を避ける観点から廃止の方向性が示されている¹¹。

一方、広域調達の実効性を左右する地域間連系線の確保量には不確実性が残る。連系線確保量は、広域調達によるコスト削減額と市場分断による卸電力市場の調達費用増加額を比較し、社会コストが最小となる水準に設定される¹²。従来は時間前市場向けに残す容量（α）と、スポット市場向けに残す容量（β）の二段構えだったが、全商品前日取引化に伴い2026年度以降はαのみの設定となる¹²。ただし2026年度に適用する確保量の具体値は、前日取引化後の実績を蓄積してから算出し専門会合に報告するとされており（継続検討中）、2026年8月10日時点で後続資料での確認はできていない¹²。

なお、新設の周波数変換設備（新FC、2027年度末運開予定）を一次・二次①の広域運用に活用する案については、現状活用案ではコスト回収に平均4.7年を要しB/Cが1.0を下回る可能性が高いとして、現段階での実施は見送られている¹³。広域化は「連系線があれば進む」ものではなく、費用便益で線引きされている点は押さえておきたい。

3. 市場の外側に残るもの──募集量は市場の外で決まる

投資判断上、最も見落とされやすいのが「需給調整市場の募集量は、市場外の調達手段によって差し引かれた残り」という構造である。

第一に、市場外調整力（自然体余力）の控除が2025年6月から開始されている（開始済み）¹⁴。2024年度実績の調査では9エリア全てで一定の自然体余力が確認され、たとえば東北で平均936MW（H3需要比7.0%）、東京で平均1,491MW（同2.8%）といった規模が示された⁴。控除開始後、2025年6月の約定量は関西・中国を除く7エリアで減少している¹⁵。

第二に、揚水等の随意契約である。2025年度には中部・東北・関西・北海道・東京の5エリアで揚水随契が承認され、2026年度以降も調整コスト抑制のため市場外調達手段（余力活用電源・揚水等随意契約）の併用が必要と整理されている¹⁶。中部エリアの2026年度調達ポートフォリオは市場：揚水随契：余力＝40：40：20と明示され、調達単価は2.2〜3.2円/ΔkW・h程度と試算されている¹⁷。同社の2025年度実績では需給調整市場からの調達単価が6.21円/kW・hであったのに対し揚水随契は0.67円とされており、市場外調達の単価優位が調達ポートフォリオ選択の根拠となっている¹⁷。

第三に、応札不足への「制度的措置（供出義務化）」は依然として継続検討中である。審議会は、まず誘導的措置（30分化、前日取引化、起動費の事後精算、ペナルティ緩和等）を実施し、その効果を確認したうえで制度的措置を検討する順序を確認している¹⁸。将来シナリオを楽観・中間・悲観の3通りで想定し、シナリオに応じて制度的措置の強度を見直す整理も示されている¹⁹。2026年度の実態調査でも応札不足が課題として残ると報告されており⁹、この論点が完全に消えたわけではない。

4. 中長期の需要見通し──必要量は増えるが、余裕はない

2026年6月の報告では、2035年度までの調整力必要量が全国で2025年度比113〜123%（2029年度で106〜111%）に増加する見通しが示された。エリア差は大きく、北陸162〜167%、東北147〜157%と増加率が高い²⁰。充足確認の結果は2029年度・2035年度ともに全エリアで「可」だが、これは広域運用を考慮した場合の結論であり、東北や九州ではエリア単独で確保できない場面が確認されている。また、設備量も増加するものの必要量の増加が並走するため「余裕があるとは言えない」、2035年度は設備量の余裕が小さくなる傾向にあると明記されている²⁰。

この一文は、広域調達の政策的意味を端的に示している。広域化はコスト削減策として語られてきたが、中長期にはエリア単独では成立しない安定供給を成立させるための必須条件になりつつあると考えられる。

5. 今後の注目点（ステータス整理）