この回のダイジェスト
N-1電制の精算案と系統運用システム開発状況を示し、連系線要件の新規プロセス開始はなかった。
この回で示されたこと
- N-1電制ガイドラインを2022年度中の本格適用に向けて作成し、特別高圧のローカル系統・基幹系統の放射状系統を原則対象、ループ系統を個別判断、地域間連系線を対象外とする方針を示した。資料2
- 発電機会損失の精算標準値は、アンケートの特異値を除いた最大値（H1）とする案を提示した。標準値は未決定であり、追加データ・委員意見を踏まえたガイドライン案を2021年8～9月に示す予定である。資料2
- FIT太陽光・風力の電制後発電量は、一般送配電事業者公表の30分単位の発電予測値を発電BG内の認可出力比で配分する案を採用し、水力・地熱・バイオマスは提出計画値を用いる整理を示した。資料2
- 2020年度第4四半期の確認で、北海道本州間・東京中部間・中国九州間の3連系線が検討開始要件に適合したが、いずれも既に進め方を議論済みで、新たな計画策定プロセス開始案件はなかった。資料3
- 地内基幹送電線制約による出力制限の要件該当はなく、過去に基本要件を定めながら増強に至らなかった広域連系系統もなく、事業者の増強ニーズ指標は現段階で対象外と報告した。資料3
- コネクト＆マネージ制御システムは2021年6月時点でノンファーム方式・再給電方式とも要件定義を完了し、予定どおり進捗している。再給電（調整力活用）は2022年度、一定順序方式は2023年度中の導入を目指す計画である。資料1
前回からの変化
- 前回は再給電方式の混雑実態公表案が議論段階であったが、今回はN-1電制について、特異値除外後の最大値（H1）を精算標準値とする案と、追加データを反映したガイドライン案を2021年8～9月に示す予定が提示された。資料2
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
- 1
日本版コネクト＆マネージを実現する制御システムの開発 プロジェクト推進状況（ご紹介）
- 東京電力パワーグリッドのNEDO事業は、ノンファーム方式に再給電方式を加え、2024年2月の開発完了を目指すものである。 - 2021年6月時点で両方式の要件定義が完了し、予定どおり進捗している。仕様書は一般送配電事業者へ共有する予定である。 - 調整力活用の再給電方式は2022年度、一定順序方式は2023年度中の導入を目指し、後者は実系統での実証も予定する。 - ノンファーム方式は前日15～17時、実需給5時間前、実需給1時間前の計3回制御値を通知する。高低圧電源は連系時の系統に固定して扱う。
- 2
流通設備効率の向上に向けて（コネクト＆マネージに関する取組について）
- N-1電制本格適用は2022年度中を目指し、系統条件に応じた適用と一般送配電事業者による電制対象電源の選定をガイドラインにまとめる予定である。 - 費用精算は代替電源調達費用・再起動費用を標準値で行う方針で、特異値を除外した後の最大値（H1）を使う案が示されたが、具体的な標準値は未決定である。 - FIT電源の電制では、固定買取価格に基づく収入減少分などを精算対象として整理し、特例制度により費用負担者が異なる。 - 太陽光・風力の精算対象電力量は、既存のFIT発電予測値を認可出力比で配分する案を採用し、計画値のある電源は計画値を使う。
- 3
計画策定プロセスの検討開始要件適否の状況について（報告）
- 2020年度第4四半期の確認で、北海道本州間・東京中部間・中国九州間の3連系線が要件に適合したが、いずれも進め方を議論済みで、新たな計画策定プロセスの開始案件はない。 - 北海道本州間と東京中部間は2027年度末の増強を予定し、中国九州間はマスタープラン中間整理を踏まえて整備計画の具体化を検討する。 - 地内基幹送電線の制約による出力制限は該当なしであり、事業者の増強ニーズも対象となる過去実績がなく現段階では対象外である。 - 要件確認をマスタープラン検討内の評価により行う仕組みとする方向性が示されたが、制度変更は決定されていない。
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。
広域系統整備委員会
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