第74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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   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

   - 2022年3月の需給ひっ迫を受け、EUEによる供給信頼度評価の前提を見直す論点が整理されたが、具体的な変更は未決定である。 - 主な論点は、春季・秋季の厳気象・稀頻度リスク、補修停止可能量と追加設備量、電源の計画外停止・燃料リスク、連系線の停止・運用容量低下の4点である。 - 春季・秋季にもリスクを加える場合、現行基準0.048kWh/kW・年や追加設備量の再算定が必要となる可能性がある。 - 広域機関が論点を順次検討し、本委員会で議論することが提案された。

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   沖縄エリアの必要予備力算定における前提条件見直しおよび調整力必要量の考え方について

   - 沖縄電力の実運用確認でGF4台運転時の周波数品質は従来運用と同等と確認され、悪天候時を除いて常時GF4台運転を開始することとされた。 - GF対象4台のみGF分を控除して再算定した必要予備力は337MWであり、TSO確保分203MWを除く134MWを沖縄電力BGが確保する整理である。 - 2023年度向け調整力必要量は、電源Ⅰ-aが49MW、電源Ⅰ-bが154MW、電源Ⅰ´が73MWと整理された。 - GF4台運転の整理には悪天候時の例外があり、慣性力やRoCoFへの影響は別途検討事項である。

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   ２０２３年度向け調整力の公募にかかる必要量等の考え方について（案）

   - 2023年度向け調整力公募の必要量等を示す案であり、委員会審議・理事会決議後に一般送配電事業者へ通知する。需給状況により今後の公募量は変わり得る。 - 沖縄以外の電源Ⅰ-a必要量はH3需要比5.1〜8.1％、電源Ⅰ-bは三次調整力①の不足リスクを踏まえ0.5〜5.5％とする案であるが、募集量は原則最大7％とし、電源Ⅰ-aを優先する。 - 電源Ⅰ´必要量は沖縄以外で最大3日平均電力の3％、沖縄で5.2％とし、沖縄の電源Ⅰ必要量は203MW（電源Ⅰ-a 49MW、電源Ⅰ-b 154MW）とする案である。 - 電源Ⅰ´の長時間発動への協力依頼を2023年度まで継続する案であり、2024年度以降は調整力を需給調整市場から調達する予定である。

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   2022年度調整力の確保に関する計画の取りまとめについて（報告）

   - 2022年度の電源Ⅰ・Ⅰ´は、募集量・必要時期に対して概ね確保されたと報告された。なお、2023年度3月の中部は電源Ⅰが必要量7％を下回るが、中部電力PGは安定供給に支障なしとの見解を示した。 - 8月の最大3日平均電力に対する電源Ⅰ・Ⅱの割合は全エリアで50％以上であり、オンライン制御可能な電源Ⅱの契約量は前年比0.5％減である。 - 電源Ⅰ´では需要抑制が構成の約54％を占め、逆潮流アグリゲーションが約5％を占めた。エリア外調達は552.9千kW、全体の約14％で、前年度より増加した。 - 確保計画は計画停止を織り込んで年度前に提出される。月別確保率と募集量では需要の基準年度が異なる点に留意が必要である。

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   2022年度冬季の需給見通しについて

   - 2022年度冬季は厳寒H1需要に対する予備率3％未満が見込まれ、供給力対策が必要である。 - 6月28日時点の需給ギャップは1月に東北・東京で▲103万kW、西日本6エリアで▲99万kW、2月に東北・東京で▲95万kWである。 - 新地1号の12月末復旧見通しや赤穂2号の制約緩和で予備率は改善したが、高浜3号の復旧時期は未定である。 - 休止火力の再稼働可能性を検討し、リードタイムと連系線容量を考慮して早期に具体的な準備を進める必要がある。

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