この回のダイジェスト
間接オークション導入後のマージン設定案と年間・長期計画値を示した回である。
この回で示されたこと
- 2018年10月1日の間接オークション導入に合わせ、長期・年間計画では実需給で必要な場合を除きマージンを原則ゼロとし、東北東京間など3方向は実需給で設定され得る範囲を示す案である。資料1資料2資料3
- 2020～2027年度の長期計画案では、東北⇒東京を2020年度28～478MW、2021年度40～490MW、2022～2027年度0～450MW、中部⇒北陸を各年度0～590MW、中国⇒四国を各年度0～700MWとした。資料1資料3
- 系統情報サービスでは範囲の最小値を表示して注記を付す。年間計画も同様の範囲設定とし、実需給で必要に応じて見直す方針である。資料1資料2資料3
- 2018年度下期の北海道⇒東北は、運用容量300MW時の一部作業等で従来102～182MWだった年間計画値を12MWに変更した。北本増強分の必要量の扱いは検討中であり、掲載表には増強分を反映していない。資料1資料2
- 泊発電所3号機再稼働で最大ユニット容量が変わる場合の試算として、東北⇒北海道の長期値を2020年度749MW、2021年度760MW、2022～2027年度720MWと提示した。現行値の変更決定ではない。資料1資料3
- 北海道風力連系拡大策として、他エリアからの調整力調達や出力制限を前提に北本の南向きマージンを減らす案は技術的に実現可能とされた。短周期調整力1万kW調達時の経済的損失試算は増強前約4.9億円／年、増強後約3.1億円／年で、費用対効果等は国の検討事項として残った。資料1
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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間接オークション導入後 及び 北海道本州間連系設備増強後の マージン設定について
- 2018年10月の間接オークション開始に合わせ、マージンは実需給で必要な場合を除き原則ゼロとするルールへ変更する。三連系線は実績を踏まえ、長期・年間計画で設定可能性のある範囲を示す案である。 - 長期計画の範囲は、東北東京間（東北⇒東京）最大0～450MW等、北陸フェンス0～590MW、中国四国間0～700MWであり、系統情報サービスでは最小値を表示して注記する。 - 北海道本州間設備の増強後は、瞬動予備力の積み増しを将来マージンで扱う整理となったが、現状の発電計画では当面の見直しは不要である。最大ユニット稼働時の東北⇒北海道マージンは2020年度749MWなどと試算された。 - 風力連系拡大に向けた調整力のエリア外調達等は技術的に可能と報告された一方、市場取引への影響もあり、費用対効果や対策の組合せは今後の検討事項である。
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2018・2019年度の予備力・調整力及び潮流抑制のためのマージン（年間計画：2018年10月〜2020年3月）
- 資料は、間接オークション導入後の2018年度下期～2019年度の連系線マージン年間計画を改めるものである。 - 設定断面を長期・年間・翌々日とし、実需給で必要な場合を除いて原則ゼロ、計画段階で確定困難な場合は蓋然性のある範囲を設定する。 - 東北東京間、北陸中部間、中部北陸間、中国四国間などに範囲設定が残り、東京中部間は両方向600MWを維持する。 - 北本増強後の必要マージンの扱いは未決定であり、需要見直し等により計画値も今後変更され得る。
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2020～2027年度の予備力・調整力及び潮流抑制のためのマージン（長期計画）
- 2020～2027年度の長期計画では、間接オークション後の設定断面を長期・年間・翌々日とし、一部連系線は実需給で必要となり得るマージンを固定値でなく範囲で示す案である。 - 新たに範囲を示す主な値は、東北東京間の東北⇒東京が2020年度28～478MW、2021年度40～490MW、以降0～450MW、中部北陸間が0～590MW、中国四国間が0～700MWである。 - 実需給時の予備力不足に備えた最大値は参考試算であり、通常の長期計画値とは異なる。需要想定等で計画値は変わり得る。 - 泊発電所3号機再稼働を前提とした北海道本州間の最大機容量変更値は条件付き試算であり、風力実証の2022年度以降の扱いなどは未確定である。
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。
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