資料は、沖縄エリアの調整力必要量を2022年度向け公募に向けて再検討するため、従来の制約と需給・供給信頼度の試算を整理した審議案である。事務局は、中央制御方式UFR(SSC)を用いた試算を根拠に、電源脱落時の周波数低下対応を理由としていた「電源Ⅰ-a最低57MW」「最低5台運転」「年間一定の電源Ⅰ調達」の制約は、考慮不要と整理する案を示した。これは委員会での決定ではなく、議論を求めている段階である。
2017~2019年度の実績から算定した「時間内変動」と「30分内残余需要予測誤差」の合成3σは、時間帯別に55~170MWであった。事務局は、沖縄エリアでは電源Ⅱの余力をエリア内で確保できる状況を踏まえ、電源Ⅰ-aとして最低限55MWを調達する考え方を引き続き検討するとした。これは提案であり、必要量の確定ではない。
2020年度供給計画では電源Ⅰ・Ⅱの合計容量が電源全体の90%超、H3需要の約129%とされる。独立系統で市場もなく、電源Ⅱ余力をエリア内で活用できることから、需要予測誤差は余力で充足可能との見方が示された。一方、電源構成が大きく変われば電源Ⅱ余力が不足する可能性がある。
沖縄の供給信頼度評価では、従来、最大単機容量と電源Ⅰを控除した供給力がH3需要を上回ることを基準としていた。事務局は、本土9エリアの年間EUE方式を参考に、沖縄でも年間EUEを用いる案を示した。算定では、最大発電機出力を現行最大の244MWではなく、牧港9G・石川2Gの118MW(H3需要比8.7%)に設定した。
| 試算条件・指標 | 結果 |
|---|---|
| 118MWを最大出力とした場合の8月LOLP 0.3日/月相当の必要予備率 | 15.0%(203MW) |
| 厳気象・稀頻度リスク分 | 5.2%(70MW) |
| 月ごとの必要予備率を一律とする場合の年間EUE | 1.515kWh/kW・年 |
| 月ごとの必要予備力を一律とする場合の年間EUE | 0.498kWh/kW・年 |
事務局は、沖縄では需要変動より発電機脱落の影響が大きく、実運用でも予備力を一律に管理していることから、供給信頼度基準を「需要1kWあたり年間EUE 0.498kWh/kW・年」とする案を提示した。本土9エリアの基準0.048kWh/kW・年より大きいが、小規模な独立系統で発電機出力の需要比が大きく、停電が幅広い時間帯に及ぶことが理由として推定されている。
最大出力を現行実績の244MWとした場合、同じ年間EUE基準を満たす必要予備率は26.0%(352MW)となり、118MW想定の203MWとの差は149MWである。この運用実態とのギャップの扱いは未決であり、論点3として調整力必要量の考え方、商品区分・要件、調達方法とあわせて検討する予定である。資料は論点1・2の整理について議論を求め、今後、議論を踏まえて論点3の検討を進めるとしている。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「沖縄エリアの調整力必要量の考え方について」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/chousei_jukyu/)をもとに当社作成
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