この回のダイジェスト
第76回では、停止率見直しと2050年調整力・慣性力の試算が示された。
この回で示されたこと
- EUE算定の計画外停止時間について、供給計画での作業停止予定と実績との差分を集計する案が示された。2019～2021年度実績を2022年度に集計し、分析結果を同年12月頃に委員会へ付議する予定である。資料1
- 新方式による計画外停止率は、火力・揚水・一般水力を対象に算定する案である。自然災害や燃料制約による停止・抑制をEUE評価に織り込むかは、原因調査後に検討する段階である。資料1
- 2050Withoutの調整力試算では、年間平均必要量を北海道150万kW、東北377万kW、東京592万kWと推計した。平均確保可能量はそれぞれ217万、583万、3,139万kWで、北海道のみ年間1時間不足する試算である。資料2
- 東3社の再エネ変動対応費用は、ΔkW費用315億円、調整力kWh費用1,451億円、合計1,766億円／年と試算された。再エネ設備量比で単純換算した全国目安は約3,532億円／年である。資料2
- 2050Withoutの慣性力対策費用は、基本シナリオで年74.3～252.1億円、需要立地最適化で年68.9～216.7億円、自然体で年54.6～203.7億円と試算された。対策費用の決定ではなく、試算結果の報告である。資料3
- 次の検討として、連系線増強を反映した2050With基本シナリオの慣性力確保状況などを試算する方針が示された。資料3
前回からの変化
- EUE算定では、前回示された春季・秋季の厳気象対応や稀頻度リスクの検討に加え、計画外停止実績を供給計画上の停止予定との差分で集計する見直し案が示された。停止率への採用方法は分析後に決める段階である。資料1
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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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算定に用いる計画外停止実績を、翌日計画で稼働予定の電源中心から、年間の供給計画と作業停止実績との差分で集計する案が示された。 - 新方式による停止率の扱いは未決定であり、2019～2021年度のデータを前倒しで集計・分析したうえで検討する。 - 自然災害や燃料制約による停止・抑制は原因を調査する案であり、EUE評価への反映は調査結果等を踏まえて判断する。 - 予定では事業者が9月30日までにデータを提出し、分析・検証結果を2022年12月頃に委員会へ付議する。
- 2
将来の再生可能エネルギー導入拡大に伴う調整力の検討について
- 2050Withoutの年間平均調整力必要量は、北海道150万kW（H3需要比19%）、東北377万kW（19%）、東京592万kW（8.2%）と試算された。 - 想定設備での確保可能量は北海道217万kW、東北583万kW、東京3,139万kWであり、北海道のみ年間1時間、連系線からも調達できない不足が生じる結果となった。 - 再エネ変動対応費用の東3社年間概算は、ΔkW費用315億円と調整力kWh費用1,451億円の合計1,766億円である。全国規模の単純な目安は約3,532億円とされた。 - いずれも前提に基づく試算であり、確定値ではない。今後、連系線増強後の2050Withについて必要量と確保費用を試算する。
- 3
将来断面の慣性力確保状況の試算について（報告）
- 2050年の連系線増強前（2050without）で慣性力不足対策を試算し、年間追加費用はシナリオ別に約54.6～252.1億円となった。いずれも概算値である。 - 再エネ設備量を見直した基本シナリオでは年74.3～252.1億円で、見直し前の年117.5～316.6億円から低下した。 - 対策対象は主に東北・東京と中西6エリアであり、同期電源運転や同期調相機設置を必要期間・量に応じて組み合わせる想定である。 - 今回は感度係数・管理値に前回値を用いた。今後、連系線増強を反映した2050年with基本シナリオを試算する方針である。
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調整力及び需給バランス評価等に関する委員会
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