この回のダイジェスト
夏季実績を検証し、冬季対策案と供給信頼度評価の検討課題を提示した回である。
この回で示されたこと
- 夏季の全国最大需要は8月5日13～14時に1億6,095万kW、同時刻の予備率は12.6%で、各エリアの安定供給を確保した。最大需要時の供給力実績は想定を1,859万kW下回り、2025年度夏季に向けて8・9月に想定超過があったエリアの需要想定を検討する方針である。資料1
- 2024年度冬季は厳寒H1需要を前提に、全エリアで予備率3%以上を確保する見通しである。北海道の稀頻度評価では電源脱落量を154万kWから129万kWに見直す案が示され、1月に129万kWの脱落を想定しても予備率8.3%を見込む。資料1
- EUEによる供給信頼度評価について、6月の厳気象対応、実運用の評価条件への反映、連系線運用容量、地内系統混雑の4課題を検討する提案が示された。算定方法や基準の変更は決定しておらず、地内系統混雑の評価手法は年度内を目途に検討状況を報告する案である。資料2
- 6月の必要供給力は、2027年度試算で厳気象対応分12.6%となった一方、2022年6月の実績を除いて春季・秋季と同様に算定する暫定案では3.9%であり、確定値ではない。需要想定方法を一般送配電事業者と再検討する。資料2
- 今冬の暫定対応案として、翌日計画公表以降、揚水発電機の運用切り替えと余力活用電源の追加起動を広域予備率8%未満、オーバーパワー運転等を5%未満で実施する案が示された。週間・翌々日予備率は調整力必要量相当を供給力に計上し、2025年1月中の開始を目指す提案である。資料3
- 揚水の調整力不足に対し、余力範囲の考え方、一時的なTSO運用、随意契約を検討し、電力・ガス取引監視等委員会と具体化する段階である。資料3
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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電力需給検証報告書（案）について
- 2024年度夏季の全国最大需要は8月5日に1億6,095万kW、最大需要時の予備率は12.6%で、各エリアとも安定供給を確保した。至近5年間では4番目の需要実績である。 - 8月は北陸・九州、9月は7エリアで猛暑H1想定を超える需要が発生し、2025年度の需要想定に実績を反映する方針である。 - 2024年度冬季は厳寒H1需要に対して全エリアで予備率3%以上を確保できる見通しであり、稀頻度リスクに必要な供給力も確保できる見通しである。 - 北海道の稀頻度評価では電源脱落量を154万kWから129万kWへ見直す案が示され、OCCTOは冬季の需給を監視し、必要時に追加対策・周知を行う方針である。
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今後の供給信頼度評価の課題整理について
- EUEによる供給信頼度評価について、6月の厳気象対応、運用実態、連系線容量、地内系統混雑の4課題を検討する提案であり、評価方法の変更は未決定である。 - 2022年6月の東京エリア最大需要は5,254万kWで、2027年度の厳気象対応分は実績を含む試算で12.6%、除外する暫定案では3.9%となる。 - 連系線容量が小さいと広域融通が制限され、EUEが増える傾向があるため、実運用や運用容量の検討状況を踏まえて評価上の扱いを整理する。 - 地内系統混雑を評価できるツールを技術検討し、年度内を目途に報告する案である。
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2024年度の広域予備率の状況に基づく需給運用の課題整理について
- 今冬の暫定対応案として、翌日計画公表以降、揚水発電の運用切り替えと余力活用電源の追加起動を予備率8％未満で行い、オーバーパワー運転等は5％未満に変更する提案である。 - 週間・翌々日予備率は、調整力必要量相当を供給力に計上する案を提示し、ツール改修等を経て2025年1月中の運用開始を目指す。 - 追加対策で予備率が回復するとインバランス料金が低下し、小売の同時同量インセンティブを弱める懸念があるため、料金算定の恒久対応は引き続き検討する。 - 揚水の余力範囲、一時的なTSO運用、随意契約による調整力不足対応は、監視や導入時期を含め関係機関と検討中である。
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。
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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