第83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

   - EUEの新たな信頼度基準は、算定誤りを訂正した結果、0.044kWh/kW・年である。夏季・冬季の必要供給力はH3需要の111%、春季・秋季は110%とする整理である。 - 厳気象対応は夏季・冬季3%、春季・秋季2%、稀頻度リスクは通年1%とする。年間計画停止可能量は1.9か月を継続し、状況に応じて見直しを検討する。 - 火力のEUE算定向け計画外停止率は4.3%に改めて信頼度基準へ反映するが、厳気象対応には当面2.6%を用いる。連系線は年間運用容量で算定する。 - 春季・秋季の追加供給力には発動指令電源の追加調達を活用する方針が提案されたが、容量市場での具体策と日程は今後の審議事項である。

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   確率論的必要供給予備力算定手法(EUE算定)における新たな供給信頼度基準の算定について（報告）

   - 揚水発電の計画外停止率に火力相当の4.3％を誤適用していたため再算定し、新たな信頼度基準は0.044kWh/kW・年となった（従来0.048）。 - 誤算定の影響は第81回委員会で示した信頼度基準に限られ、EUE課題の検討内容や目標調達量の試算などには及ばない。 - 厳気象対応・稀頻度リスクはEUEを減らし、計画外停止率の見直しは増やす方向に働くが、需要カーブの特性により影響は単純加算できない。 - 計画外停止率は今後3年周期で集約・分析する案が示され、再発防止にチェックリスト作成と変更箇所のダブルチェックを行う。

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   週間計画の非調整電源計画値の蓋然性確認結果について（報告）

   - 2022年度夏季・冬季の確認では、スポット約定想定量を含む非調整電源計画値の採用に直ちに問題となる水準は認められなかった。2023年度以降、この計画値を用いて週間計画の広域予備率を算出・公表する。 - 最小予備率時の週間計画値は当日計画比で夏季＋1.7％、冬季＋0.6％、広域予備率への影響はそれぞれ＋0.5％、＋0.2％であった。 - スポット約定想定値を含めない場合、最小予備率時の差は夏季▲3.0％、冬季▲4.9％となり、広域予備率への影響もそれぞれ▲0.9％、▲1.5％であった。 - 事務局は、容量市場の重要指標である週間計画の広域予備率について、算出諸元の妥当性を継続確認する。

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   2023年度の需給見通しについて（報告）

   - 2023年度の需給見通しは、2月10日までに提出された供給計画（案）に基づく現時点の試算であり、全事業者の計画がそろった確定値ではない。 - 厳気象H1需要に対する予備率は、東京の7月が3.2％である。冬季は北海道・東北で1月5.5％、2月6.3％となり、今冬実績による需要上方修正の可能性も残る。 - 供給力は電源の運転継続・再稼働などで増える一方、補修増加や休止、水力供給力の減少などで減る要因もあり、補修計画以外の変化が大きいと整理されている。 - 提出データの確認と3月の供給計画取りまとめ後に追加供給力対策の要否を判断し、必要に応じて国や事業者と連携する方針である。

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