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、三次調整力①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。
三次調整力①の役割
三次調整力①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。
三次調整力①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、三次調整力①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。
三次調整力①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
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。
事故時の電源脱落による周波数低下に対しては、応動時間が速く、持続時間の短い一次調整力から順に、二次調整力①、三次調整力①へ持ち替えていき、周波数を回復させます。
必要量の算定方法
三次調整力①の必要量は、以下の式で算定する予定となっています。
三次調整力① = 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 のコマ間で連続する量 ）の３σ相当値※2 事故時必要量 = 単機最大ユニット容量の系統容量按分値※3 ※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。 ※3：当該週の50Hz及び60Hzにおける同一周波数連系系統の単機最大ユニット容量を系統容量をもとに按分 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
平常時の三次調整力①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、三次調整力①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と三次調整力①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分平均値のコマ間で連続する量」を元にデータを抽出し、三次調整力①の調整力必要量が算定される予定です。
2022年度の調達量
＜調達量の算定について＞
2022年度から、需給調整市場での三次調整力①の調達が開始されます。
電源Ⅰ（約7%）の調達比率はそのままで、電源Ⅱ余力に入れ替わる形で三次調整力①は調達されます。
三次調整力①の調達量は、上述のように平常時と事故時の必要量（個別商品としての必要量）から算出される予定ですが、2022年度は、調整力公募である電源Ⅰ（約7%）もまだ確保されています。
「個別商品としての必要量（案１）」は、全てを需給調整市場で調達される前提で算出されており、電源Ⅰと合わせると、過剰に調整力を調達する恐れがあります。
そこで、2022年度における「電源Ⅰ＋三次①の必要量」と、2024年度における「一次～三次①の複合約定時の必要量」を同等となるように三次調整力①の必要量（案２）を調整することとなりました。
＜調達量の補正について＞
三次調整力①は、実需給の前週に取引が行われますので、その段階で上記の必要量が確保されることとなります。
しかし、この調達量が多い場合、その後に行われる前日スポット市場において、十分な売り入札が残っておらず、小売電気事業者の調達に支障をきたす可能性が考えられます。
そこで、2022年度の「供給可能設備量（kW）」から「エリア想定需要」を差し引いたものが、「電源Ⅰ ＋三次①調達量」の上限となるように、三次調整力①の調達量に補正を加えることとなりました。
2023年度の三次①調達量の取り扱いについては、2022年度の約定実績や予測誤差の発生状況等を踏まえて改めて検討することとなっています。
取引スケジュール
需給調整市場では、三次調整力①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
三次調整力①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、2022年度から需給調整市場にて取引が開始されました。
平常時は、需要の「長周期成分」を調整する役割を果たし、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。
事故時は、電源脱落による周波数低下に対して、応動時間が速く、持続時間の短い一次調整力から順に、二次調整力①、三次調整力①へ持ち替えていき、周波数を回復させます。
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。
2022年度の調達量は、調整力公募による電源Ⅰの調達を踏まえて、一次～三次①の複合約定時の必要量から電源Ⅰ 確保量を控除することで算定し、小売電気事業者の供給力確保を考慮した補正が施されています。
2023年度の三次①調達量の取り扱いについては、2022年度の約定実績や予測誤差の発生状況等を踏まえて改めて検討することとなっています。
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