2020年度夏季は、全国最大需要時(8月20日)の需要が1億6,639万kW、予備率が11.8%であり、計画外停止284万kW(予備率への影響▲1.7ポイント)を含めても安定供給に必要な供給力を確保した。各エリアの最大需要を合算した需要実績は1億6,902万kWで、猛暑想定の1億6,973万kWを71万kW下回った。主因は気温影響▲94万kWであり、その他要因は+23万kWだった。東エリアでは想定ほどの猛暑にならず、中部・関西・中国・四国では想定の前提と同等以上の気象条件となった。今後の夏季見通しには、これらの実績を反映するよう検討する。
供給力実績は想定を合計192万kW上回った。太陽光が想定を1,792万kW上回る一方、火力は計画外停止や需給停止などにより621万kW、水力は出水・貯水池運用により220万kW、想定を下回った。夏季の新型コロナウイルス関連の定検変更等による供給力影響は、月別で▲106.3万~▲158.6万kWであった。
2020年度冬季は、過去10年間で最も厳寒となった年度並みの気象を想定し、計画外停止率2.6%、需要の不等時性、連系線活用を織り込んで評価した。新型コロナウイルスの影響でGDP・IIPの前提が下方修正されていたが、需要低下は見込まずに検証した。12~3月の全国10エリアの予備率は、各月とも3%以上となる見通しである。1月は全国10エリアで4.6%、東北・東京はそれぞれ3.0%で、最も余裕が小さい月である。
| 冬季の論点 | 試算結果と対応 |
|---|---|
| 稀頻度リスク | 東京は1月に64万kW、中西5エリアは12月に47万kWの不足を試算。東京では実証試験設備等を最大約68万kW、中西5エリアでは小売事業者のひっ迫時抑制電力を約60万kW追加できる見込みとし、必要量を確保できる見通しである。 |
| 北海道の大規模電源脱落 | 2月に154万kWの脱落を想定しても、北本受電や通告調整契約等の対策後、予備率8.3%を確保する見通しである。 |
| 新型コロナウイルス関連の供給力影響 | 定検変更等による影響は1月・3月に各▲0.3万kWで、検証に織り込み済みである。 |
需要は供給計画のH3需要を基礎に、厳寒時のH1需要として想定した。供給力には小売・発電事業者の供給力、一般送配電事業者の調整力等に加え、電源Ⅰ´と火力増出力を計上した。再エネ・揚水は、8760時間の需給評価を踏まえた火力等の安定電源代替価値で評価する。予備率の均平化には連系線の空容量を用い、全エリア一律の計画外停止率とエリア間の最大需要発生のずれも反映した。
稀頻度リスクの評価では、沖縄を除く各エリアの平年H3需要の1%を基準とし、連系線制約が顕在化するブロックごとに必要量と予備率3%に対する余剰供給力を比較した。東京・中西5エリアの不足は、検証上は追加供給力を見込むことで補う扱いであり、資料は確保できる「見通し」として示している。委員会では本報告書案が審議対象となっている。
※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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