第80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

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   確率論的必要供給予備力算定手法(EUE算定)における諸課題の検討について

   - EUE算定向け計画外停止率を供給計画時点と実績の差分で再算定し、2019～2021年度平均は火力4.3%、揚水1.2%、自流・調整池式水力4.3%、貯水式水力2.1%となった。これはトラブル停止率ではなく、EUE算定用の値である。 - 福島県沖地震と燃料制約による停止・抑制を算定率から除外し、3年ごとに集約・分析する提案が示された。火力の待機停止時間を運転時間に含めると、火力平均は5.6%から4.3%となる。 - 再算定値を供給信頼度基準へ反映するか、必要供給力へ反映するかは未決であり、厳気象対応には当面従来の火力計画外停止率2.6%を用いる提案である。 - 厳気象対応は春秋2%、夏冬3%、稀頻度リスクは通年1%と整理された。2026年度容量市場の目標調達量は約957万kW増の試算だが、計画停止可能量の見直しを含め確定していない。

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   持続的需要変動対応の必要供給予備力見直しに伴う対応について

   - 持続的需要変動対応分は、DECOMP法の2.01％と従来手法の2.0％を根拠に、必要予備力を1％から2％へ見直す整理である。 - 容量市場への反映時期と供給計画の補完評価基準は、EUE算定等との整合を踏まえ継続検討である。 - 2023年度供給計画では、小売電気事業者に従来どおり1％の予備率確保を求める案であり、2024年度以降は国と検討する。 - 実運用の需給ひっ迫判断基準は、持続的需要変動分の見直し後も広域予備率8％未満を維持する整理である。

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   再エネ予測精度向上に向けた取り組みについて

   - 複数の気象モデルは2022年4月に全エリアで適用を完了し、導入後5エリアの試算では三次②必要量が合計17.1％低減した。北海道・東北の効果は2022年度の事後検証で確認予定である。 - 中部エリアでは2022年7月から、アンサンブル予報の信頼度に応じて必要量テーブルを使い分ける手法を先行導入し、7〜10月の必要量は従来比6.7％低減した。8月は増加しており、GC予測誤差の扱いは継続検討である。 - 他エリアへの展開方針が気象勉強会で確認され、各エリアのテーブル適用後に広域機関が事前評価して導入する案が示された。エリア規模の影響などを事前検証し、運用詳細を引き続き検討する。 - NEDO事業は2024年度まで技術開発を継続し、得られた知見を事業者の実装検討へつなぐ方針案である。

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   今後の需給運用の対応について

   - 翌々日計画は、2024年度に週間計画を更新して2点の広域予備率を公表する運用案である。更新がなければ週間計画を採用する。 - 2025年度からBG・一般送配電事業者が計画を48点で提出し、広域機関が48点の広域予備率を算出・公表する方針である。 - 運用開始後、計画値の蓋然性を確認し、疑義があれば事業者に想定・改善方法を聞き取る。発電上下限値の適切な入力も求める。 - 週間計画の48点化は、具体的な必要性に応じて検討する案である。

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