第96回 調整力及び需給バランス評価等に関する委員会

この回の資料と要約

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   中長期の調整力確保の在り方について

   - 中長期の調整力必要量は、需給調整市場の算定手法との整合を基本とする提案であり、将来推計では再エネ導入量との相関分析を9エリアで行う。時間内変動はN倍、予測誤差は予測精度向上を踏まえ0.66×N倍と置く案である。 - 停止調整前（実需給2年度前以前）は、計画停止可能量1.9か月分に基づく月別割合と計画外停止率を考慮する。停止調整後（実需給1年前）は、計画停止分を設備量から除いて把握し、計画外停止率のみ考慮する。 - 中長期の設備確保は容量市場を基本とし、確保機能は需給調整市場の要件に合わせる方向である。10年先までの充足確認は節目の年度を詳細算定し、中間年度は簡易確認する案である。 - これらは委員会への提案であり、容量市場の具体策、同時市場やグリッドコード等の検討状況を踏まえて今後見直し得る。

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   2024年度供給計画の取りまとめについて

   - 2024年度供給計画では、年間EUEが目標停電量を超える年度・地域があり、2025年度は北海道・東京・九州、長期では東北・沖縄などにも超過が見込まれる。評価は供給計画の諸元に基づく結果である。 - 月別予備率は第1・2年度とも全エリアで10％超だが、2024年度には需要電力量に対し供給電力量が約13億kWh（需要比約1.8％）下回る断面があり、夏冬のkWhモニタリングを行う方針である。 - 全国需要は経済成長やデータセンター・半導体工場の新増設を背景に2033年度まで増加する見通しであり、火力休廃止や補修停止が需給評価に影響している。 - 2025年度は追加オークションの要否・結果を踏まえ需給対策を検討し、2026年度以降も容量停止計画の調整結果を確認して供給力を再精査する方針である。

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   2024年度夏季の猛暑H1需要時の需給見通しについて

   - 2024年度の猛暑H1・厳寒H1需要に対し、夏季・冬季とも全エリアで予備率3％以上を確保できる見通しである。夏季は最大需要時と17時の最小予備率時、冬季は最大需要時で評価した。 - N-1相当の稀頻度リスクに必要な供給力は確保できる見通しであり、北海道の大規模電源脱落時も北本受電等を織り込むと1月の予備率は3.9％となる。 - 供給計画のEUE評価では一部年度・エリアで目標停電量超過が見込まれる一方、2024年度は電源入札等の実施判断（STEP2）へ移行しない案が示された。 - 2025年度以降のSTEP1は翌年度の供給計画等を踏まえて改めて判断し、需給状況の変化には国・事業者と連携して対応する方針である。

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