この回のダイジェスト
2019年度以降の需給見通しは基準を満たし、電源入札等のSTEP2移行は不要と整理された。
この回で示されたこと
- 連系線の空き容量を使った融通を評価に反映し、2019年度は全エリア・全月、2020～2028年度は全エリア・評価時間帯で予備率8％以上を確保する見通しが示された。資料1
- 2019年度夏季は猛暑H1需要と計画外停止を想定し、8月の9エリア予備率は最大需要断面で4.9％、17時の予備率最小断面で3.6％となる試算である。稀頻度リスクの必要供給力水準は検討中であり、平年H3需要の1％程度を仮定した試算では、17時の超過分が約54万kW不足する一方、ひっ迫時抑制電力約100万kWを考慮すれば最低限必要な予備率を確保できているのではないかと整理された。資料2
- 2019～2028年度の電源入札等の検討開始判断（STEP1）では、2019年度の平年H3・厳気象H1評価、2020～2028年度の平年H3評価が基準を満たすため、いずれの年度もSTEP2へ進む必要はないとされた。資料3
- 2019年度冬季の厳寒H1分析では、連系線活用後の予備率は9エリアで最低6.9％、10エリアで最低7.3％となり、全エリアで判断基準の3％を上回る見通しが示された。北海道の稀頻度リスクは、今冬の需要分析等を踏まえ6月頃に別途報告する予定である。資料3
- 容量市場開始前の供給力不足への懸念を踏まえ、補修時期調整、休止時期の後ろ倒し・再立ち上げ、休廃止予定電源の事前把握を検討する方針が示された。送配電事業者が供給力を確保する場合の費用負担を含む制度措置も国に検討を求めている。資料1
- 容量市場の供給力確保と供給計画の役割を踏まえ、事業者別に把握する情報や確認事項を整理し、供給計画の見直しを進める方針が示された。需給調整市場に向けた調整力の検討と、インバランス制度・費用負担の見直しも国に求めている。資料1
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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２０１９年度供給計画の取りまとめについて
- 2019年度供給計画では、連系線活用後の需給評価で、短期は全エリア・全月、中長期は全エリア・年度で予備率8％以上を確保する見通しとなった。 - - 全国需要は2018～2028年度でほぼ横ばいだが、地域別には予備率の差があり、融通前には一部地域・時点で8％を下回る。 - - 容量市場が始まる2024年度まで、供給力の確保不足への懸念は残る。機関は補修調整や休止電源の活用策を検討し、費用負担を含む制度措置を国に求めている。 - - 容量市場後の供給計画の役割整理と、再エネ予測誤差に対応する調整力の確保・運用は、引き続き検討中である。
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2019年度夏季の猛暑H1需要発生時の電力需給見通しについての概要（案）
- 2019年度夏季は、猛暑H1需要と一定の計画外停止を想定しても、最大需要断面・予備率最小断面とも全国で予備率3％以上を確保する見通しである。 - 8月の9エリア予備率は最大需要断面で4.9％、予備率最小断面（17時）で3.6％である。 - 稀頻度リスクを平年H3需要の1％（158万kW）と仮定すると、予備率最小断面では約54万kW不足するが、約100万kWのひっ迫時抑制電力を考慮し、最低限必要な予備率は確保できるのではないかと試算している。 - 稀頻度リスクの必要供給力水準は小委員会で議論中であり、本資料は概要案として委員会審議を求めるものである。
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2019～2028年度を対象とした電源入札等の検討開始の要否について
- 2019～2028年度は、各対象期間の需給評価で基準を満たす見通しであり、電源入札等の実施判断（STEP2）へ進む必要はないと判断した。 - 2019年度冬季は、厳寒H1需要と計画外停止を考慮しても全エリアで予備率3%以上を確保する見通しで、全国9エリアの最低予備率は2月の6.9%である。 - 冬季分析は一部実績未確定の試算であり、稀頻度リスクの必要供給力水準は検討中。北海道の稀頻度リスク対応は、今冬の需要分析等を踏まえ6月頃に別途報告予定である。
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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