2026年度の厳気象H1需要に対し、夏季・冬季とも発動指令電源、火力増出力、エリア間融通を織り込むと、広域予備率3%以上を確保する見通しである。ただし夏季の東京エリアは、公募分を含めない場合、最大需要時・最小予備率時の一部で3%を下回る。一般送配電事業者によるkW公募で最大約120万kW(エリア予備率約2.0%相当)の増加が見込まれ、公募結果を反映すれば3%を上回る見通しである。
| 評価・条件 | 見通し |
|---|---|
| 最大需要時 | 公募分を含め、全エリアで広域予備率3%超 |
| 最小予備率時 | 公募分を含めない場合、東京は7月3.5%、8月2.4%。公募分を見込めば3%超の見通し |
| 稀頻度リスク | 夏季・冬季とも各エリアで必要供給力を確保する見通し |
| 北海道の大規模電源脱落 | 129万kW脱落時も、北本受電・通告調整契約等により冬季各月で予備率10.4%以上の見通し |
最大需要時の評価では柏崎刈羽原発6号機を運転中の計画として計上しているが、2026年3月16日時点で営業運転には至っていない。冬季需要は今冬の実績等を踏まえて今後精査する。
需要は一般送配電事業者のエリア別想定を用い、供給力は事業者の供給計画を基礎に評価する。太陽光は過去の最大3日需要日における低位実績、水力・風力はEUE算定による安定電源代替価値、揚水は予備率が一定となるよう配分する。エリア間融通、計画外停止率、不等時性も評価に織り込む。
本機関は容量市場の枠組みを活用し、kW・kWh両面の需給モニタリングを継続する。需給悪化が予見される場合は国・一般送配電事業者と追加対策を講じ、需給ひっ迫の可能性がある場合はSNS等で周知する準備を進める。また、供給計画が月前後半単位の評価となったことを受け、需給検証の評価期間拡大を検討する。
2026~2035年度を対象とする電源入札等の検討開始(STEP1)は、供給計画に基づく年間EUE評価を基本とし、需給検証時点の予備率評価を補完的に確認する整理で判断する。2026年度は東京エリアで年間EUEの目標停電量を超える見通しだが、夏季のkW公募により目標内に収まる見込みであるため、現時点では短期断面の電源入札等の実施判断(STEP2)へ移行しない方針が示された。
一方、2026年度の供給計画では、2028年度以降も複数エリアで目標停電量超過が見込まれる。2027年度以降については、次年度の供給計画等を踏まえ、短期の追加供給力調達のあり方を含めてSTEP1を改めて判断する。実需給では需給変化を注視し、必要に応じ国や事業者と連携する。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「2026年度の厳気象H1需要時の需給見通しについて」(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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