第25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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   2018年1月22日～2月2日および2月22日の東京エリア需給状況について

   - 2018年1月下旬～2月、寒波による需要増と火力発電所の計画外停止などが重なり、東京エリアで需給余力が低下した。OCCTOは1月23～26日、2月1～2日、2月22日に融通を指示し、最大指示電力は263万kWであった。 - 1月下旬～2月初めは複数日に需要が厳寒H1想定を超え、予備率は最低3.8%となった一方、2月22日は需要が想定未満でも予備率5.3%で融通指示に至った。 - 資料は需要増、火力停止、FIT特例制度①などのインバランス、揚水発電可能量の低下を複合要因として挙げるが、速報値を含み、要因の確認は継続中である。 - 今後、関係事業者へのヒアリングと需給状況の追加確認を検討し、市場・小売事業者の行動や制度上の課題を調べる方針である。

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   検討スケジュールについて

   - 2018年度は、供給計画の取りまとめと需給評価を進め、第4四半期に電源入札等の検討開始の必要性を判断する予定である。判断結果は本資料では未確定である。 - 稀頻度リスクに対応する供給力確保コストの試算を検討し、国への報告後、必要に応じ委員会で審議する予定である。 - 調整力公募と需給調整市場に向け、必要量・要件・広域調達・商品設計を段階的に検討する。公募の具体日程は一般送配電事業者が検討する。 - マージンは目的・リスク区分ごとに必要量を検討し、系統状況や供給予備力等の議論を踏まえて維持・見直しを判断する。

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   確率論的必要供給予備力算定手法による必要供給予備力の検討について

   - 2016年度諸元による試算では、応援配分の見直しで9エリア計の必要予備率はほぼ不変、相関見直しで低下、計画外停止率見直しで上昇し、3項目反映後は5.8％となった（EUE目標15百万kWh／年）。 - 応援量は全国の応援可能量を不足率が同率となるよう配分する案であり、相関は過去実績からエリア間の不等時性を反映する改修案である。 - 連系線の計画停止・計画外停止は全体影響が小さい試算を踏まえ、現時点で必要予備力算定に織り込む必要性は低いと整理されたが、マージンの扱いは継続検討である。 - 2018年度の必要供給予備力は未決定であり、揚水・DR、1時間内変動、電源計画停止などの手法検討を容量市場の検討と整合させて進める。

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   電源入札等の検討開始の判断基準について

   - 電源入札等のSTEP1判断基準について、事務局は第1年度と第2～10年度で評価根拠を分ける見直し案を提示したが、本資料では委員会決定に至ったとは確認できない。 - 第1年度は供給計画と電力需給検証の結果を判断材料とし、ひっ迫時にはDR再募集や補修調整等を行い、不足時は国の審議会を経て節電等を要請する案である。 - 第2～10年度は供給計画の需給バランス評価をSTEP1の判断根拠とし、各種リスク情報はデータを蓄積して傾向を分析する案である。 - 2017年度および2018～2026年度の当時の評価では、連系線活用や追加対策により基準を確保できる見通しから、検討開始は不要との判断案が示された。

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   北海道本州間連系設備増強後のマージンの設定及び今後の活用方法の検討について

   - 北本連系設備は2019年3月に60万kWから90万kWへ増強予定で、資料は増強後のマージン設定案を提示している。区分A1・C1は現行の必要性・量を継承し、区分B1は最大電源脱落時の不足分をマージンで確保して瞬動予備力の積み増しを不要とする案である。 - 風力の短周期変動対策では、エリア外調達用マージンを設定して短周期広域周波数調整を使い、平常時AFCを併用する方法が望ましい案とされた。平常時AFCだけを対策に使うと、現行の周波数維持機能が低下する可能性がある。 - 短周期調整力必要量を1万kW増やすごとの市場取引上の損失は、試算で増強前約4.9億円／年、増強後約3.1億円／年である一方、蓄電池容量の低減や風力導入拡大の可能性も示された。 - これらは確定決定ではなく提案・試算であり、電源構成、需要、燃料費、調整力の配分などの前提によって結果は変わる。

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