需給調整市場は、一般送配電事業者が周波数調整・需給調整を行うための調整力を調達する市場と位置付けられ、現在の調整力公募の後継制度と考えられています。
ここでは、需給調整市場の調整力（一次～三次調整力①）のうち、二次調整力②についてわかりやすく解説します。
需給調整市場
一般送配電事業者は、調整力による系統安定化業務（需給バランス調整、周波数制御）を実施するために、調整力を確保する必要があります。
「調整力」とは、周波数制御、需給バランス調整その他の系統安定化業務に必要となる発電設備（揚水発電設備を含む。）、電力貯蔵装置、ディマンドリスポンスその他の電力需給を制御するシステムその他これに準ずるもの（ただし、流通設備は除く。）の能力をいう。
出典：電力広域的運営推進機関 業務規程 定義
調整力による系統安定化業務（需給バランス調整、周波数制御）に必要な調整電源は、機会の公平性、調達コストの透明性・適切性の観点から、調整力公募を通じて調達されます。
公募で調達した電源は、電源そのものを確保できるため、電源の持つ能力である「供給力（kW）」と「調整力（ΔkW）」を一体のものとして運用することができました。
しかし、2024年までに、一般送配電事業者は、電源の持つ調整力のみを調達して系統安定化業務（需給バランス調整、周波数制御）に対応するという制度に変更することとなりました。
その調整力を調達する市場として「需給調整市場」が2021年4月に開設されました。
DENLOG需給調整市場の商品分類（一次調整力～三次調整力①）については、こちらで解説しています。
二次調整力②の役割
二次調整力②は、十数分～数時間程度の需要変動である「長周期成分」に対する周波数制御用の調整力としての役割を果たします。
電力需要は、需要の変動周期により、「極短周期」「短周期」「長周期」に区分され、そのうち「長周期成分」について、経済負荷配分（EDC）機能により対応しています。
二次調整力②は、「長周期成分」に対するための、現状の経済負荷配分（EDC）による周波数制御機能に相当する商品として設計されました。
DENLOG経済負荷配分（EDC）や周波数制御については、こちらの記事で解説しています。
平常時の役割 ＜需要・再エネの予測誤差対応＞
需要予測誤差
実際の需要や再エネの発電出力は、時々刻々と変化しています。
小売電気事業者は、自社の需要を30分単位で予測し、「BG計画」を作成しています。
実際の需要と完全に一致するBG計画を策定することができず、ゲートクローズ（GC）後に予測と実績に差が生じます。
これを「予測誤差」と呼び、二次調整力②は、このBG計画と実際の需要との予測誤差を調整する役割を担います。
再エネ予測誤差
予測誤差は、需要予測だけではなく、再エネ予測についても同様に発生します。
FIT特例制度①および③による再エネ予測（一般送配電事業者が予測）において、ゲートクローズ（GC）時点に想定された再エネ予測値と実績値についても「予測誤差」が生じます。
二次調整力②は、このゲートクローズ後の再エネ予測誤差についても対応する役割を担います。
事故時の役割 ＜二次調整力②は対象外＞
事故時というのは、電源が予期せぬトラブルなどで停止すること（電源脱落）を言います。
電源脱落時には、供給力の急激な減少により周波数が低下し、大規模な停電につながる恐れがあります。
大規模な停電を防ぐために、調整力によって減少した分の供給力を瞬時に補給する必要があります。
二次調整力②は、電源脱落時の周波数低下に対しては、対応を行いません。
DENLOG二次調整力①と②は、応動時間、継続時間が同じなのですが、二次②については、系統への並列が任意で選択できます。
並列していない可能性のある電源では、いつ発生するかわからない事故への対応は難しいという考えから、二次調整力②には事故時の役割が与えられていません。
事故時は、一次調整力、二次調整力①、三次調整力①で対応すると整理されています。
必要量の算定方法
二次調整力②の必要量は、以下の式で算定する予定となっています。
二次調整力② = 平常時必要量 平常時必要量 = （ 残余需要予測誤差30分平均値※1 のコマ間の差 ）の３σ相当値※2 ※1：残余需要30秒計測データ30分平均値 -（BG需要計画 - GC時点の再エネ予測値） ※2：「3σ相当値」いわゆる、統計的処理を行った最大値。具体的には、99.87パーセンタイル値（全体10000個のデータの場合、小さい方から数えて9987番目の値）を使用。 出典：電力広域的運営推進機関 第14回需給調整市場検討小委員会 資料２
平常時の必要量
平常時の二次調整力②は、需要の「長周期成分」を調整する役目を果たす必要があります。
需要の長周期成分には、需要予測誤差に加えて、発電事業者や小売電気事業者のバランシンググループ（BG）による発電計画の出力変化成分が一定量含まれていると考えられます。
そのため、二次調整力②で対応すべき「長周期成分」は、このBG計画による成分を除外したものとなります。
上記の図は、長周期成分の需要（紫線）を「予測誤差」（TSOが調整する部分）「BG計画」（BGが自らの計画値同時同量達成のため変化させる部分）の２つの成分に切り分けたものです。
一般送配電事業者（TSO）が需給調整市場で確保すべき調整力は、上記のうち、「予測誤差」（TSOが調整する部分）となります。
さらに、「予測誤差」（TSOが調整する部分）は、応動時間によって二次調整力②と三次調整力①に役割を切り分けします。
二次②は、応動時間が速いので、予測誤差の前後30分コマの差分（緑矢印）について調整を行います。
例えば、左図では、前々コマ、前コマ、現コマと緑の矢印分だけ、予測誤差が増加するので、これを二次②で調整するものです。
二次②で調整した後、次の30分コマからは、応動時間は遅いものの、継続時間が長い、三次①にバトンタッチし、二次②は次の調整に向けて再びスタンバイすることになります。
二次調整力②の必要量を算定するためのデータは以下のように整理されれます。
この「残余需要予測誤差30分平均値のコマ間の差」を元にデータを抽出し、二次調整力②の調整力必要量が算定される予定です。
必要量の試算結果
以下は、東京電力PGエリアでの、二次調整力②の必要量の試算結果です。
系統容量の2～4%程度（800MW～2,300MW）が一次調整力の必要量として試算されています。
取引スケジュール
需給調整市場では、二次調整力②の入札は、週間単位で実施されます。
対象週の入札は、前週の月曜14時～火曜14時を受付期間とし、火曜15時までに約定処理がなされます。
このサイクルを毎週繰り返していく予定です。
まとめ
二次調整力②は、現状の経済負荷配分（EDC）による周波数制御機能に相当する商品として設計されました。
平常時の二次調整力②は、需要の「長周期成分」を調整する役割を果たします。
長周期成分からBG計画分を切り分けた「予測誤差」（TSOが調整する部分）に対して調整を行います。
事故時の役割は与えられていません。これは、系統並列が任意で選択できるため、いつ発生するかわからない事故への備えとしての役割に向かないためです。
一次調整力、二次調整力①・②、三次調整力①は、週間単位での取引となり、対象週の前週火曜14時に入札締め切り、火曜15時に約定処理というスケジュールで予定されています。
国の審議会等では、調達必要量や要件の検討が進められており、それら概要が、適宜公開されています。
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