第26回 調整力及び需給バランス評価等に関する委員会

この回の資料と要約

1. 1

   2018年1月22日（月）～1月28日（日）のDR実績（Box設置分のみ）

   - 2018年1月、電源Ⅰ’のDRは5日連続で計8回発動し、初回から3回目までは実行率80％以上だったが、4回目以降は46～59％に低下した。 - 発動対象600軒中140軒から反響があり、連日対応の困難を訴えた需要家は12軒であった。事業者は1月25日以降に運用を見直し、メニュー拡充と需要家フォローを課題に挙げた。 - 事業者は、Ⅰ’容量の算定、連続発動時の達成要件、FIT関連資金の一部を調整力・予備力普及に充てる案を提示したが、いずれも検討要請であり決定事項ではない。

   要約を読む配信元のPDF
2. 2

   検討スケジュールについて

   - 2018年度は供給計画、電源入札等の要否判断、需給検証を並行して進める日程案であり、スケジュールは変更される可能性がある。 - 電源入札の判断に向け、第1年度と第2～10年度の需給評価・リスク分析を行い、確率論的手法や供給信頼度の指標・必要予備力を検討する。 - 稀頻度リスク対応のコスト試算等を審議し、2019年度分の調整力公募に向けた必要量・要件を検討する一方、具体的な公募日程は一般送配電事業者が定める。 - マージンの必要量は目的別区分に応じて検討し、北海道本州間の増強後や東京中部間の設備状況など、条件に応じて見直す。

   要約を読む配信元のPDF
3. 3

   ２０１８～２０２７年度を対象とした電源入札等の検討開始の要否について

   - 2018年度は全エリアで供給予備率8％以上、猛暑H1需要時も3％以上を確保する見通しであり、N-1故障を想定した追加検証でも3％を確保できるため、STEP2へ進まない。 - 2019～2027年度は2021年度の8月17時断面で広域的に予備率7.9％となるが、原子力供給力を未定・ゼロとした評価であり、再稼働等を踏まえ継続評価する。 - このため中長期のSTEP1判断は現時点で行わず、STEP2への移行判断もしない。第1年度は供給計画と夏季需給検証、第2～10年度は供給計画を基準とし、STEP2では入札以外の対策も検討する。

   要約を読む配信元のPDF
4. 4

   平成３０年度供給計画の取りまとめについて

   - 平成30年度の短期需給見通しは、全国合計で全月8％以上の予備率を確保し、最小は8月の9.7％である。連系線活用の試算では全エリア・全月で8％以上となる。 - 中長期は全国合計の8月15時予備率が2021年度でも10.3％だが、夕刻の17時評価では連系線活用後も同年度の9社合計が7.8％となり、追加電源を加えたケースは試算上の結果である。 - 需要はほぼ横ばいの一方、昨年度計画より供給力が大きく低下しており、容量市場開始の2024年度前の需給ひっ迫が懸念されるため、供給力の継続評価と国との対策検討を進める方針である。 - 冬季の残余需要最大時評価、軽負荷期の調整力確保、未捕捉電源や揚水・蓄電池の供給力算定方法が今後の制度・評価上の課題である。

   要約を読む配信元のPDF
5. 5

   2018年度夏季の猛暑H1需要発生時の電力需給見通しについての概要（案）

   - 2018年度夏季の猛暑H1需要時は、電源Ⅰ´・火力増出力・連系線の活用により、全エリアで供給予備率3％以上を確保できる見通し案である。 - 需要は供給計画のH3需要を基礎に10年に1回程度の猛暑を想定し、供給力には小売調達分、一般送配電事業者の調達分、発電余力等を計上する。 - これらの対策を使わない試算では東京・中部・四国に3％未満の月があり、東京は8月に最大135万kWの追加供給力が必要となる。 - 猛暑H1需要とN-1故障の同時発生時は東京で追加対策が必要だが、連系線のマージンも活用した再均平化で7・8月とも3％以上を確保できることを確認した。

   要約を読む配信元のPDF

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。