第73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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   電力需給検証報告書（案）について

   - 2022年度夏季は、猛暑H1需要に対して全期間・全エリアで予備率3％以上を見込むが、7月は8エリアが3％台となる厳しい試算である。 - 稀頻度リスク評価では7月に東北・東京・中部で84万kW、北陸〜九州で9万kWが不足する。kW公募は実施予定だが落札量未確定のため今回の見通しには未反映である。 - 2021年度冬季の全国最大需要時は予備率11.3％を確保した一方、3月22日は地震停止と寒気による需要増で東北・東京などがひっ迫し、警報や節電等の対策が行われた。 - 発電機補修計画の変更、特に高浜3号の運転計画未定を夏季評価に反映した。明治用水漏水による火力出力制約は影響未確定で、見通しに含めていない。

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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　定義集

   - 本資料は、需給バランス評価・調整力、容量市場、需給調整市場などで使う用語の参照用定義集であり、新たな政策決定や提案を示すものではない。 - 調整力は不足時の上げ・余剰時の下げに分かれ、供給予備力は応動速度により瞬動・運転・待機に区分される。供給信頼度はLOLP・LOLE・EUEで異なる側面を測る。 - 電源Ⅰ・Ⅰ´・Ⅱ・Ⅲは確保主体や運用目的が異なる。電源Ⅰ・Ⅰ´の必要量は広域機関の考え方を基に一般送配電事業者が募集量を設定する。 - 容量市場・需給調整市場や連系線マージンの定義も整理されているが、項目ごとに定義の出典・状態が異なり、更新状況は出典資料との照合が必要である。

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   kWhモニタリングの結果報告について（報告）

   - 2021年度冬季の実績比較では、kWhモニタリングは2か月先の余力見通しに一定程度機能したと評価され、2022年度夏季を含む高需要期も継続する方針が示された。 - 平年並み見通しに対し、12月の実績余力は概ね近かったが、1〜2月は下回った。実績需要は気温を反映した理論値を12月〜2月の全エリアで上回った。 - 追加調達が多く、実績の消費はkWhバランス評価のシミュレーションより進んだ。条件設定に時間がかかるなど、機動性と見込み精度に課題が残る。 - 需要想定は実績を反映して更新する方針であり、需給ひっ迫への備えは当面、kWhモニタリングの着実な実施で進める。

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   将来の再生可能エネルギー導入拡大に伴う調整力の検討について

   - 再エネ5～6割シナリオにおける年間平均の調整力必要量は、北海道144万kW（H3需要比28％）、東北289万kW（20％）、東京527万kW（9.6％）との試算である。 - 既存電源だけでは北海道・東北で不足時間が生じる一方、連系線制約なしの東エリア広域運用を前提にすれば必要量を確保できるとの結果である。 - HVDCを含む広域運用や蓄電池・DSR等の活用が検討案として示されたが、実現性・運用方法は未確定であり、継続検討となる。 - 試算は再エネ変動や予測精度の仮定、理想的な広域運用条件に基づくため、今後マスタープランシナリオで再算定し、関連委員会と連携して検討する。

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   東北東京間連系線（東京向）運用容量超過への対応について

   - 2022年3月22～23日、揚水発電可能量不足による東北・東京エリアの停電回避のため、東北東京一体運用を行い、連系線の運用容量を断続的に超過した。 - 超過中の常磐幹線2回線事故では大規模停電のおそれがあったが、当時の気象状況と事故実績から発生リスクは低いと判断し、需給ひっ迫による停電回避を優先した。 - 超過量・期間の見通しや超過時の影響が広域機関に十分共有されなかったことを踏まえ、一般送配電事業者が事故影響や潮流抑制条件を事前に検討・説明する対応案が示された。 - 事前準備の具体事項は未整理であり、広域機関と一般送配電事業者が今後詰める方針である。

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   北海道エリアにおける電圧調整機能の公募調達について

   - 北海道エリアの電圧調整電源は、2023年度分から公募調達する整理であり、本資料は必要調達量に基づく公募実施の審議を求めるものである。 - 道央基幹系統では無効電力−70 MVar、北本連系設備の安定運転対策では道南350 MW以上または道央600 MW以上の発電機並列を必要量とする。 - 2022年度分は相対取引で調達し、2023年度向け公募は2022年秋に実施、2023年4月の運用開始を想定する。 - 2024年度以降は、募集時点の設備実態に応じて必要量を再算定して公募する提案である。

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   「再エネ主力電源化」に向けた 技術的課題及びその対応策の検討状況について：～感度係数の特性分析と将来断面的慣性力確保状況の試算～

   - 感度係数は潮流、送電線、発電機の運転状態、電圧階級で変わり、地点差も確認されたため、詳細な算定方法は継続検討である。 - 将来試算では、発電機Msys最小の代表断面でRoCoFを確認し、2.0Hz/s超過時の感度係数を8760時間に適用するなど、暫定前提を定めた。 - 2050年withoutでは東北・東京と中西6エリアでRoCoFが2.0Hz/sを超過し、対策費用は年約117.5～316.6億円と試算された。 - 2030年断面は今回の前提でRoCoFが全対象エリア2.0Hz/s以下となった。今後は連系線増強を反映した2050年withを試算する方針である。

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   2022年度冬季の需給見通しについて（報告）

   - 高浜3号の運転計画が次期定検予定の2023年7月まで「未定」となり、供給力ゼロとして再評価した結果、西日本の需給見通しが悪化した。 - 厳寒H1需要では東京と西日本6エリアの1・2月の予備率が3％未満で、東京の不足は各月199・192万kW、西日本6エリア合計は149・18万kWである。 - 東京の休止火力は再稼働検討中が1台・58万kW、西日本は中部の3台・89万kWにとどまり、追加の供給力対策が必要な見通しである。 - 高浜3号・新地1・2号の復旧時期確認や再稼働可能電源の評価を続け、国・事業者と連携して調達審議に必要な需給見通しを精査する方針である。

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