2025年度冬季は各エリアで安定供給を確保した。全国最大需要は2026年2月9日9~10時の15,418万kWで、直近5年間で2番目の大きさとなり、同日の予備率は最大需要時・最小予備率時とも8.7%であった。需要実績は全国の厳気象H1想定を下回った一方、関西では2月に想定を25万kW上回り、超過は1日であった。前日の冷え込みと月曜日の暖房需要等が背景として示されている。2026年度冬季に向け、関西の実績を踏まえた需要想定を一般送配電事業者と検討する方針である。
全国最大需要時の供給力実績は1万6,760万kWで、前回想定を940万kW下回った。主な差は火力の減少(1,056万kW)、水力(235万kW)、揚水(283万kW)等であり、太陽光は想定を1,112万kW上回った。火力の差には計画外停止、需給停止、増出力未実施等が含まれる。計画外停止率は最大需要日に2.6%、期間平均2.0%で、2022年度冬季以降の実績平均は2.2%である。作業停止を含む供給力減少は最大需要日に5.6%であった。作業停止率は現在の需給検証で控除しておらず、詳細データを収集して今後検証する。
2026年度夏季の厳気象H1需要に対し、3月16日以降に判明した発電機作業の変更・トラブル停止や、東京エリアのkW公募落札量97.6万kWを反映して再評価した。発動指令電源、火力増出力、エリア間融通等を織り込むと、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。最小予備率時の最も低い値は東京エリアの8月前半で3.5%。供給力には全国一律2.6%の計画外停止率を反映し、連系線は予備率を均平化するよう活用する。9月は高需要が見込まれる9月1~18日を需給検証対象とし、19~30日の軽負荷期は平年H3需給バランスで確認する扱いである。稀頻度リスク評価では、7月前半の沖縄で必要供給力を2万kW下回るが、電源I’厳気象対応調整力で対応可能とされる。
見通しは実需給までの計画外停止等による供給力変化を含まない。広域予備率が8%を下回る場合の供給力提供通知を週間計画・翌々日段階から行い、容量市場の枠組みも活用する方針である。夏季中はkW・kWhの需給を監視し、悪化が予見されれば国・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。本資料は需給検証報告書の案であり、委員会で審議を求めている。
※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(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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