解説需給調整市場電力市場発電事業者蓄電池・DR事業者
需給調整市場の前日取引化・30分化で何が変わったか——2026年度の応札不足と収益機会の現在地
2026年3月14日受渡分から全商品が前日取引・30分ブロックへ移行した。先行した三次②では募集量が約25%減・応札量が約52%増。ただし2026年度も応札不足は残り、上限価格は15.00円/ΔkW・30分へ引下げ。単価より稼働コマ数で稼ぐ設計への転換が必要である。
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Policy Intelligence Library
電力・GX政策を、事業判断の言葉で読む
蓄電池、FIP、容量市場、GX、系統混雑。「誰の、どの判断に効くのか」まで整理したナレッジです。
解説需給調整市場電力市場新電力・小売電気事業者発電事業者
バランシンググループ（BG）とは何か｜代表契約者・計画値同時同量・インバランス精算の関係を解説
バランシンググループ（BG）とは、複数の小売電気事業者や発電事業者が集まり、需要と供給の計画を一つのまとまりとして届け出て、計画と実績のずれ（インバランス）をまとめて精算する枠組みです。代表契約者が一般送配電事業者との窓口となり、グループ全体で計画値同時同量を達成することで、事業者ごとの過不足を相殺します。インバランス料金は実需給時の電気の価値を反映する価格シグナルと位置づけられています。
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解説需給調整市場系統・インフラ再エネ制度発電事業者蓄電池・DR事業者
再エネ出力制御はなぜ起きるのか──優先給電ルールと遠隔制御が発電事業者の収益を左右する仕組み
再エネ出力制御は「下げ調整力が尽きた時、優先給電ルールに沿って前日計画段階で実施される最後の需給調整手段」である。制御量を左右するのは自社の発電性能ではなく、遠隔制御への対応可否と連系線・揚水の運用条件であり、オンライン化は制御量低減効果が明らかとされている。
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解説需給調整市場発電事業者蓄電池・DR事業者
二次調整力②は「5分・EDC」の入口商品——30分コマ化後の応札戦略を読み解く
需給調整市場は2026年3月14日受渡分から全商品が前日取引・30分単位に移行し、二次調整力②を含む一次〜三次①は「複合市場」として一括で約定される仕組みに変わった（開始済み）。商品単体の要件だけを見て応札可否を判断すると、実際の約定量・約定単価の決まり方を読み違える構造になっている。
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動向需給調整市場発電事業者蓄電池・DR事業者
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
2026年3月14日受渡分から、需給調整市場の全商品が前日取引・30分コマに移行した（開始済み）。移行直後の1週間では、複合市場の平均約定単価が東京で4.91円/kW30分から2.31円へ、中部で3.49円から1.89円へ低下している。「応札しやすくなる制度改正」は、同時に「ΔkW単価が下がる制度改正」でもある。
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