2024年度冬季の全国最大需要は、2025年1月10日9~10時の14,788万kWで、直近5年間では4番目であった。同日の予備率は最大需要時12.5%、点灯帯の最小予備率時12.4%であり、各エリアも最大需要時に4%以上を確保した。冬季の安定供給は実績として確認された。
一方、3月には東北・東京・北陸・関西で、月別の厳気象H1需要想定を超える日が計6日あった。東京は3月5日の降雪等の影響で冬季最大需要4,837万kWとなり、想定4,802万kWを上回った。機関は、これら4エリアについて一般送配電事業者と実績を踏まえた需要想定を検討し、2025年度冬季の検証に反映する方針である。
全国最大需要時の供給力実績は16,642万kWで、2024年10月の想定18,200万kWを1,558万kW下回った。太陽光は想定を1,305万kW上回り、原子力も再稼働により184万kW上回った一方、火力は1,409万kW、揚水は571万kW、水力は115万kW下回った。火力の差には需給停止971万kW、計画外停止26万kW、増出力未実施114万kWなどが含まれる。太陽光が減る点灯帯の最小予備率時も、供給力は想定比1,900万kW減であったが、予備率は12.4%であった。
冬季の計画外停止率は最大需要日に0.3%、期間平均1.1%。作業停止を含めた最大需要日の供給力減少は5.5%であった。2022年度冬季以降の計画外停止率平均は2.3%で、需給検証で採用中の2.6%に概ね近い。厳気象対応では、運用による補修調整の余地等を考慮し、当面2.6%を用いる提案である。作業停止の詳細データ収集を始めており、停止率の扱いは今後も検証する。
3月19日以降に判明した発電機の復旧・停止等を反映して再評価した結果、厳気象H1需要に対し、発動指令電源、火力増出力、エリア間融通を織り込めば、7~9月の最大需要時・最小予備率時とも全エリアで最低基準の予備率3%以上を確保する見通しである。全国10エリアの予備率は、最大需要時で最も低い7月が10.6%、最小予備率時で最も低い8月が8.7%である。稀頻度リスク評価でも、各エリアで必要供給力を確保できる見通しとされた。
ただし、試運転中の新設火力はトラブルがなければ追加供給力となり得るものの、今回の見通しには算入していない。女川2号も7月28日以降の運転継続に向け認可申請中であり、確度が高まれば供給力に計上する予定である。実需給までの計画外停止など供給力変動の可能性も残る。
機関は、広域予備率が8%を下回った場合の供給力提供通知を週間計画・翌々日段階から行うなど、容量市場の枠組みも活用して供給力確保に取り組む方針である。夏季はkW・kWh両面で需給を監視し、気象予報等から悪化が見込まれる場合は国・一般送配電事業者と連携して追加対策を講じる。また、需給ひっ迫のおそれがある場合のSNS等による周知準備を進める。
本資料は2025年5月16日の委員会で審議を求める報告書案であり、夏季見通しは3月19日以降の供給力変化を反映したものである。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「電力需給検証報告書(案)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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