需要地併設型PV、蓄電池・VtoH、需要応答(DR)を反映した将来ロードカーブを作成し、春秋の再エネ余剰を試算した資料である。春秋平日は、想定した上げDRと揚水・蓄電池の活用により、多くのケースで再エネ出力制御を概ね回避できる水準とされた。一方、春秋の土日では余剰がより大きく、特に2040年の需要11,000億kWhケースでは、蓄電池等を最大限活用しても出力制御が生じる試算であり、上げDRの実用化をさらに加速する必要性が示されている。
| 対象 | 試算結果・条件 |
|---|---|
| 春秋平日 | 最大余剰は1,890万kW。2050年・原子力小・需要12,500億kWhでは出力制御量が▲20万kWと試算される一方、原子力大では同需要でも1,050万kW。 |
| 春秋土日 | 2040年・需要11,000億kWhでは余剰発生量5,160万kWに対し、揚水稼働量と蓄電池導入量相当の合計は2,160万kWであり、出力制御が残る水準とされる。 |
| 原子力条件 | 2050年の原子力大ケースは原子力小ケースより、同じ需要・再エネ設備容量でも出力制御量が多い試算である。 |
検討は、①需要要素別のベースカーブ、②DR、③需要地併設型設備、④再エネ余剰量の確認、の順で行う。季節は春秋を4・5・10・11月、夏を6~9月、冬を12~3月と定義する。将来ロードカーブは、需要要素ごとの利用時間帯・季節性を置き、DRによる需要の時間移行を反映したうえで、系統から見た需要に換算する試算である。
DRは再エネ活用を目的とする想定であり、実績ではなく将来の試算前提である。需要を時間帯間で移す形を中心に、給湯HP・EV充電は夜間から昼間へ、産業需要は平日から土日へ、データセンター需要は夏冬の平日昼間から春秋昼間へ移す。2040年のDR率は実現の不確実性を踏まえ、2050年設定の半分とされる。
| 対象 | 2040年 | 2050年 | 主な移行時間帯 |
|---|---|---|---|
| 給湯HP(春秋) | 40% | 80% | 夜間22~8時から昼間8~16時 |
| 運輸(夏冬/春秋) | 15%/35% | 30%/70% | 夜間から、夏冬は土日、春秋は当日および土日の昼間 |
| 産業 | 2.5% | 5% | 平日6~24時から土日6~24時 |
| データセンター | 10% | 20% | 夏冬平日8~21時から春秋昼間6~16時 |
春秋の余剰試算では、昼間需要に上げDRを反映し、太陽光・風力は将来導入量と実績ベースの平均設備稼働率から供給力を置く。火力・バイオマスは余剰に備えた最低出力相当、水力・地熱は実績ベース、原子力はケース別の設備容量と想定出力を用いる。鉄鋼の計画的DRの可能性には触れているが、将来のDR余地縮小も想定し、この検討では織り込んでいない。資料の後半にあるケース別・月別・曜日別のロードカーブは、これらの前提に基づく図示であり、本文から個々の時間帯の数値を読み取れるデータ表は示されていない。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「需要地併設型PVなどを考慮したロードカーブの想定について」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/shorai_jukyu/)をもとに当社作成
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