2023年度第1回 マージン検討会

この回の資料と要約

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   長期・年間マージン算出の考え方について

   - 直近1年間の実績では、5連系線のマージン設定に大きな乖離はなく、設定方針を見直す有意な根拠は確認されなかった。現行の実需給断面の考え方を継続する案である。 - 2024・2025年度は月別、2026～2033年度は平日の年度最大月を中心に値を示し、区分内訳がある場合は合計と併記する案である。需給調整市場向けΔkWマージンは長期・年間断面では設定しない。 - 北陸フェンスでは需要実績が想定を上回り522MWに達し、計画上限510MWを超えた。東北東京間では直近1年間に7.3％の時間で潮流調整を行い、延べ8,660万kWhを調整した。 - 北海道風力実証マージンは実証終了等を条件に廃止する扱いが示され、最大電源脱落マージンの2025年度以降の算出方法は継続検討である。

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   マージンの設定の考え方及び確保理由

   - 実需給断面の確保理由を基礎に年間・長期マージンを設定し、目的別区分を組み合わせる資料である。 - A0・B0は需給調整市場等のエリア外調達分で、長期・年間断面では設定しない。A1は供給先の予備力不足時に原則ゼロから不足分を設定する。 - B1・B2は電源脱落等への周波数制御、C1・C2は連系線事故や気象リスク時の潮流抑制を担い、連系線や方向で算定条件が異なる。 - 北海道本州間、東北東京間などでは複数区分の加算または大きい方を採用する規則があり、北陸の融通期待量は複数線を合わせて管理する。

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   2024・2025年度の年間マージン（案）

   - OCCTOは2024・2025年度の連系線マージン案を提示しており、想定需要の見直し等で変更される可能性がある。 - 東京中部間は両年度とも双方向600MW、東北東京間は東北⇒東京が2024年度39～489MW、2025年度40～420MWである。 - 北本は季節・平休日・昼夜で異なり、北海道⇒東北向きは約180～380MW、東北⇒北海道向きは約479～610MWの範囲である。 - 作業時は別途設定し、需給調整市場分はエリア外調達量未定のため未設定である。

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   2026~2033年度の長期マージン（案）

   - 2026～2033年度の長期マージン案は年度間で同一であり、想定需要の見直し等により変更される場合がある。 - 北海道⇒東北は最大需要時140 MW・マージン最大時340 MW、東北⇒北海道はそれぞれ480 MW・570 MWである。 - 東京中部間は両方向600 MW、東北⇒東京は0～450 MW、中部⇒北陸と関西⇒北陸は各0～510 MWで、その他の方向は0 MWである。 - 需給調整市場分はエリア外調達量が未定のため未設定である。

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   東北東京間連系線の連系線潮流抑制のためのマージン設定の実績について

   - 東北東京間連系線の東京向きマージンは、2022年度の実需給断面で1,041時間設定され、気象リスク発生時間は当初推定を上回る1,188.5時間であった。 - マージン設定に伴う潮流調整は50日・740時間、9,944万kWhであり、運用見直しによる差し引き抑制量は905万kWhであった。 - 設定中のスポット市場分断は52コマ（26時間）で、資料は市場への影響を極めて限定的と評価した。対象送電線の事故実績はなかった。 - 早期注意情報の利用による潮流調整量は49万kWh増加したが、総量の0.5％であり、現行運用を継続して効果を確認する方針である。

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