第6回 電力レジリエンス等に関する小委員会

この回の資料と要約

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   更なる供給力等の対応力確保策の検討：〜稀頻度リスク他〜

   - 厳気象対応と稀頻度リスク対応を合わせ、平年H3需要の111%（計画停止分を含む設備量で約116%）を確保する案が示された。決定ではなく、委員会での議論対象である。 - 容量市場開設前は、稀頻度リスク分1%を電源Ⅰ′公募で調達し、供給力不足時には特別調達電源を用いることで、早期開設をせず安定供給を維持する提案である。 - 費用負担は、小売負担とする案、予備力を送配電が確保・負担する案が併記され、未決定である。送配電負担案には託送料金制度の見直しが必要となる。 - 容量市場導入後はEUE算定で調達量を継続的に見直し、需給検証と調達の整合を図る案であり、詳細は国と引き続き検討する。

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   更なる供給力等の対応力確保策の検討～北海道エリアの特殊性～

   - 北海道の冬季供給信頼度は、154万kWの大規模電源脱落時にも厳寒H1需要の103％を確保する水準を基準とする案で、必要供給力は625万kWである。 - 新北本30万kWの運開後は冬季信頼度を維持する必要供給力を600万kWと試算し、差分25万kWを新北本の供給力評価とする考え方が示された。 - 胆振東部地震後の設備対策は進行中だが、当面は154万kW脱落を考慮し、対策状況を踏まえて見直す案である。 - 北海道の冬季追加供給力の調達・費用負担は容量市場と異なる可能性があり、具体策は検討会で継続検討する。

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   北本の更なる増強等の検討

   - 北本の更なる増強は信頼度上不可欠ではないが、費用対便益では北斗～今別ルート30万kW・地内増強なしが唯一B/C 1超（1.57）となり、まとめ案に示された。これは提案であり、最終決定とは記されていない。 - 提案案の概算工事費は約430億円、工期約5年である。評価便益967億円は広域取引拡大による燃料費・CO₂対策費削減の現在価値で、再エネ由来は54.1％との試算である。 - 増強による供給予備力節減や事故時の停電量低減も見込まれるが、発生頻度や市場条件などが定まらず、費用対便益には定量化して含めていない。 - 旧北本変換器は更新を前倒しして自励式化する必要はなく、設備更新時期に改めて判断する案である。

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   太陽光・風力発電設備の周波数変動に伴う解列の整定値等の見直し

   - 既設発電設備のUFR整定変更は、効果の大きい設備から個別協議を進め、約270万件に及ぶ高圧・低圧設備の早期一律義務化は現時点で不可欠としない案である。 - 全件変更ではメーカー技術員派遣費だけで約810億円と試算され、その他の対応費も必要であるため、対象拡大は実績や費用対効果を踏まえて判断する。 - 短期は負荷側UFR等を活用して周波数低下を抑え、発電側の整定変更促進も継続する；取組成果が十分でない場合は中長期の義務化を国に検討要請する案である。 - UFR整定値・運転可能周波数の要件化と系統アクセスルール改定を進め、最終的に系統連系技術要件へ反映する方向である。

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   本小委員会で整理した事項について（案）

   - 北本は北斗～今別ルートに新々北本30万kWを新設し、地内増強なしとする案である。旧北本の自励式化は不要とし、設備更新時に判断する。 - 必要供給力は厳気象2％、稀頻度リスク1％（北海道エリア冬季を除く）、計画停止対応4.5％とし、供給信頼度はEUE算定で評価する。 - 太陽光・風力の解列対策として整定変更を促し、負荷側UFR等を実施する。既連系設備への整定変更義務化は中長期的な検討事項である。 - 需給調整市場、連系線の増強・活用、停電コスト調査は継続検討であり、連系線策は国の費用負担議論を踏まえて必要に応じ検討する。

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