この回のダイジェスト
第66回は冬季需給の具体的な見通しを示し、余力管理や発動方法の案を整理した。
この回で示されたこと
- 2021年度夏季の全国最大需要16,451万kWに対し供給力は18,796万kW、予備率は14.2％であり、各エリアで3％以上を確保した。資料1
- 冬季は東京の1・2月に追加公募による約63万kWを見込んで計上し、全期間・全エリアで予備率3％以上となる見通しである。一方、稀頻度リスク評価では東京1月41万kW・2月50万kW、中西エリア2月6万kWの不足を示した。資料1
- 厳気象時のkWh余力は2021年11月末の17,529GWhから2022年2月末の9,668GWhへ減少する見込みであり、kWhモニタリングを続ける必要性を示した。資料1
- 今冬のkWh余力率管理は、2週間先までを週単位で算定し、全国または連系線制約のない広域ブロックごとに公表する運用案である。通常は週1回、ひっ迫時は頻度を上げる。資料2
- 2024年度以降の発動指令電源と2022年度以降の電源Ⅰ´について、2グループに分けて輪番で部分発動し、広域予備率8％以上への回復を目指す案を示した。資料3
- 発動指令電源の導入上限を4％とする場合の供給信頼度試算では、年間調整係数は北海道83％、他8エリア100％となった。算出方法の導入と2025年度実需給向け容量市場・2023年度供給計画への適用は提案段階である。資料4
- 2023年3月末までの設備変化を踏まえた確認では、対策実施を条件に全10エリアでブラックアウトを回避できると評価した。北海道・東京・中国・九州では系統安定化装置等を前提とする。資料5
- 2022年度の補修調整後見通しでは、H3需要時は全エリア・月で予備率8％以上だが、厳気象H1需要時は東京の1月2.1％、2月0.4％で必要予備率3％を下回る暫定結果である。資料6
- 2021年度冬季kWモニタリングは2021年12月初めから2022年2月末まで実施予定である。需要の少ない週はH1からH3へ切り替える対象を12月第1週、1月第1週、2月第5週とし、計画外停止後の追加評価基準8.0％は開始時の状況を踏まえて設定する。資料7
前回からの変化
この回の資料の要約から AI が作成したダイジェストです（作成）。「資料N」は根拠にした資料で、押すと下の一覧の N 番目の資料へ移動します。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
この回の資料と要約
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電力需給検証報告書（案）について
- 2021年度夏季は8月5日の全国最大需要時に予備率14.2％、同日夕方の最小時も10.3％で、全エリアが予備率3％以上を確保した。全国の夏季最大需要実績は猛暑H1想定を252万kW下回った。 - 冬季は東京電力PGの追加供給力公募63万kW程度を見込んで計上し、全期間・全エリアで予備率3％以上を確保する見通しである。ただし落札契約は資料時点で未確定である。 - 稀頻度リスク評価では東京の1月・2月に41万・50万kW、中西エリアの2月に6万kWの不足が残り、実需給まで監視し必要時に対策を講じる方針である。 - 厳気象時のkWh余力は11月末17,529GWhから2月末9,668GWhへ減る試算であり、短期変動を捉えない月別評価のため継続監視が必要である。
- 2
昨冬の需給ひっ迫を踏まえた：広域的な需給ひっ迫対応に係る検討課題について
- 今冬は2週間先までのkWh余力を週単位で管理し、通常週1回、ひっ迫時は頻度を上げて更新する方針である。 - 余力率は需要に対するkWh余力の比率とし、エリア別算定後、連系線の制約を考慮した広域ブロック単位で算定・公表する予定である。 - 電源Ⅲ計画消費の未収集分、連系線潮流・空容量は、至近の過去実績を基に想定する。 - 詳細な処理方法と実務フローは今後整理し、事前確認試験も検討する段階である。
- 3
発動指令電源および電源 I ’ の部分発動について
- 2024年度以降の発動指令電源は、2グループに分けた輪番制で部分発動し、広域予備率8％以上への回復を目指す案である。 - 広域ブロック内で各エリアを均一に発動し、発動量・契約数・種別構成を可能な範囲で均等化して、発動量調整と公平性を図る。 - 2022・23年度の電源Ⅰ´にも同様の部分発動を適用する案であり、グループ間のkWh最高単価差も小さくする考えである。 - 発動指令電源の調達上限は2024年度3％、2025年度以降は追加オークション分を含めて4％とされ、部分発動案は運用実績を踏まえて追加検討する。
- 4
発動指令電源の導入量拡大に伴う供給信頼度への影響について
- 発動指令電源の導入上限3%・4%について、2025年度実需給向け容量市場の諸元で各月・年間調整係数を試算し、算出方法の導入と2025年度容量市場・2023年度供給計画からの適用検討を提案した。適用は未決定である。 - 各月係数は上限3%で夏季・冬季74～95%、4%で68～87%と100%を下回り、導入量増加に伴う停電量の増大と発動要件（時間帯・継続時間・回数）の制約が要因と推定された。 - 年間係数は端境期の供給力余力を停止可能量に算入し、月換算1.9か月を確保する試算で、上限3%は全エリア100%、4%は北海道83%・他エリア100%となった。未達分を追加設備量を含む調達量で確保する前提である。 - 容量市場での発動指令電源の扱いは、今回の結果を参考に容量市場検討会で議論するとしている。
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災害に強い電力供給体制の確認について：～ ブラックアウト発生の可能性の定期的な確認プロセスについて ～
- 電源配置・流通設備の変化を踏まえた検証で、全10エリアは対策の実施を条件にブラックアウトに至らないと確認された。 - 東北・中部・北陸・関西・四国・沖縄は現状で発生可能性なし、北海道・東京・中国・九州は対策を前提に回避可能との評価である。 - 対策が必要な4エリアでは系統安定化装置の検討・開発が進み、九州は2021年度末、他の3エリアは2023年度の運開予定である。 - 一般送配電事業者がシミュレーションを行い、広域機関がケース選定や結果の妥当性を確認した。
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2022年度の需給見通しと対応策の実施状況について
- 2022年度の補修調整前試算では、H3需要の必要予備率8％を7月の7エリアと東京の1・2月に、厳気象H1需要の必要予備率3％を7月・9月の一部エリアと東京の1～3月に下回る見通しであった。 - 補修調整後の暫定見通しではH3需要の全エリア・月で8％以上を確保する一方、東京の厳気象H1需要は1月2.1％、2月0.4％で3％を下回る。 - 補修時期の移動などにより供給力不足は縮小し、東京の不足は1月46万kW、2月138万kWとなったが、補修調整は継続中である。 - 休廃止予定電源の事前確認後に需給を再評価し、必要な時期・エリアでは追加供給力対策を検討する方針である。
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2021年度冬季需給バランスのkWモニタリングについて（報告）
- 広域機関は、2021年12月初めから2022年2月末まで冬季kWモニタリングを実施し、初回公表は11月末を予定する。 - 需要評価は月間予想・過去最大需要・リスクケースの3段階とし、リスクケースは原則H1需要、12月第1週・1月第1週・2月第5週はH3需要を適用する方針である。 - 計画外停止後の再評価で広域予備率が8.0%を下回るエリアがあれば追加公表する方針だが、8.0%は開始時の需給状況を踏まえて設定する仮置きである。
要約は AI が作成したものです。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
調整力及び需給バランス評価等に関する委員会
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