この回のダイジェスト
揚水予備力の計上変更案と夏季実績・冬季見通し、中長期調整力の試算結果が示された。
この回で示されたこと
- 揚水発電の予備力は、当日・2日間とも24時間の範囲で配分し、追加復水可能量を加える計上案が示された。変更には約3年のシステム改修が必要で、それまでの暫定措置として、需給ひっ迫時に発電可能量や上池水位を公表する方針である。資料1
- 2023年度夏季は全国最大需要時の予備率が14.4％、太陽光出力低下などが重なる時間帯も11.3％で、全エリアの安定供給を確保した。2024年度夏季に向け、北海道の猛暑H1需要想定の見直しを検討する。資料2
- 2023年度冬季は、厳寒H1需要に対し電源Ⅰ´、火力増出力、エリア間融通を織り込むと、全エリア・全月で予備率3％を上回る見通しである。最も厳しい1月は北海道・東北・東京が4.0％で、稀頻度リスク評価では北海道～東京ブロックの必要供給力を2万kW下回る試算となった。資料2
- 中長期の調整力設備量は、一定の前提による試算で全9エリアの必要量を充足した。一方、再エネ増加に伴い設備量の裕度が縮小する傾向が示され、確保方法・機能・必要量の具体策は引き続き検討する。資料3
- 需給調整市場の設備充足確認は、二次②・三次①で不足時に3σ相当まで追加調達する想定を踏まえ、3σ値で行った。必要量推計の仮定や新設・脱炭素型・分散型リソースの把握などが課題として挙げられた。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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揚水発電の予備力計上方法の見直しについて
- 揚水発電の予備力計上は、常に24時間に配分し、追加復水可能量も考慮する方法へ変更する方針である。詳細は一般送配電事業者と検討する段階である。 - ケーススタディでは、当日予備率と2日間予備率の差が縮まり、市場シグナルや追加供給力対策の判断指標として活用しやすくなる結果が示された。 - 2024年度以降は通知された上池水位の上下限を基に予備力を算出するため、現行の課題が残る。今回のケーススタディは緊急時に上下限を超えて運用できる前提である。 - システム改修には約3年かかる見込みであり、それまで揚水発電の発電可能量等を公表して需給ひっ迫の把握を支援する方針である。
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電力需給検証報告書（案）について
- 2023年度夏季の全国最大需要は7月27日の16,089万kWで直近5年間の最低となり、最大需要時の予備率14.4％、最小時も11.3％で全エリアの安定供給を確保した。 - 北海道は8月下旬の記録的猛暑により最大需要が猛暑H1想定を19万kW上回ったが、他エリアは想定を下回り、全国合計では994万kW下回った。 - 冬季の厳寒H1需要に対する試算では全エリア・全月で予備率3％超の見通しだが、1月の北海道・東北・東京は4.0％で、稀頻度リスク評価では北海道～東京ブロックに2万kWの不足が見込まれる。 - 見通しは供給力変化を反映した案であり、広域機関は需給を監視し、悪化が予見されれば関係機関と対策を講じる方針である。
- 3
中長期の調整力確保の在り方について（報告）
- 足元および2030年代前半頃の試算では、調整力設備量は全9エリアで必要量を充足するが、中長期は設備量の余裕が縮小する結果である。 - 中長期の結果は既設電源中心の推計で、新設・脱炭素型・分散型リソースを含まず、一定の前提に基づく試算である。 - 必要量の増加や火力退出のリスクを踏まえ、設備確保を楽観視できず、脱炭素型・分散型リソースやグリッドコードを含む対応検討が必要とされた。 - 確保方法・機能・設備量は未決定であり、需給調整市場や容量市場、同時市場の検討と連携して引き続き精度向上を図る方針である。
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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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