長期 ~ 当日断面における予備力確保のイメージ 2 供給予備力 ( 本資料記載部分 ) 需給ハランス調整に対応した調整力原則小売電気事業者が確保すべき予備力需要長期短期 (GC 断面等 ) 連系線期待分上げ方向上げ方向現在はマージン (3%) これまでの供給予備力 (8~10%)

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ねんたろうかやぬま
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1 1 第 1 回調整力等に関する委員会資料 6-1 これまでの供給予備力の考え方について平成 27 年 4 月 30 日調整力等に関する委員会事務局

2 長期 ~ 当日断面における予備力確保のイメージ 2 供給予備力 ( 本資料記載部分 ) 需給ハランス調整に対応した調整力原則小売電気事業者が確保すべき予備力需要長期短期 (GC 断面等 ) 連系線期待分上げ方向上げ方向現在はマージン (3%) これまでの供給予備力 (8~10%) これまでの運転予備力 (3~5%) 需要連系線期待分上げ方向下げ方向これまでの瞬動予備力 (3%) 連系線期待分上げ方向下げ方向周波数制御に対応した調整力

3 供給予備力必要量の考え方及びその背景 3 S33 年の日本電力調査委員会報告において電源開発計画策定の指標として確率論的手法による供給予備力必要量の考え方が記載されている背景当時 ( ) は戦後の電源開発の促進により需給が改善されてきたものの異例の渇水や設備事故発生時等にはまだ需要家に迷惑をかける事態が生じていたこれらの状況下においても安定供給を維持するため計画的に電源開発を進め適正な予備力を確保することが求められた水主火従期の後半電源開発のリードタイム及び経済性を考慮した電源開発計画を策定するにあたりその指標となる供給予備力必要量が検討された供給予備力必要量は予測できない設備の事故渇水などのリスクを最大限考慮すると過大な設備投資が必要となるため安定供給と経済性を考慮した確率論的手法が採用された

4 供給予備力必要量の考え方の変遷 4 当初 (S33 年 ) 示された供給予備力必要量の考え方について確率論的手法に関する基本的な考え方については大きな見直しが行われることなく現在に至っている ( 分析データの追加等算定手法の見直しは都度実施 ) 当初から見直されていない項目確率論的手法供給力が不足する確率 ( 見込不足日数 ) を目標値として供給予備力必要量を算定見込不足日数 :0.3 日 / 月エリア間の不等時性を考慮した連系効果の考慮見直しが行われた項目変動要素の追加 S35 年頃に需要変動を追加当初は電源の計画外停止出水変動のみ考慮持続的需要変動( 景気変動に基づく想定値の誤差 ) 等 S37 年頃から導入当初は過去の実績より 3% 程度で設定等

5 見込不足日数の考え方 5 見込不足日数 0.3 日 / 月については日本電力調査委員会の解説書 (S37 年版 ) に記載がある日本電力調査委員会解説書 (S37 年 11 月 ) 見込不足日数 (0.3 日 / 月 ) については過去の実績から事故渇水が一度発生した場合は 6 日間連続するものと考えなければならないそのため供給予備力を保有する目標としてある月に 20 年に 1 回の確率で発生する事故渇水による出力減少量までを充足することとすれば 1 ヶ月に 0.3 日であることが予想される状況となる

6 供給予備力必要量の考え方 6 これまでの LOLP 解析により得られた偶発的需給変動対応分 7%( 連系線期待分の 3% を除く ) に EPA 法により算出された持続的需要変動対応分 1~ 3% を加えた 8~10% を供給予備力 ( 率 ) 必要量としている需要の変動循環景気による中長期的な需要変動気象要因による需要変動気象要因以外による需要変動電源の計画外停止持続的需要変動偶発的需給変動過去の景気変動実績に基づき 1~3% LOLP 解析の結果から [ エリア内対応 ] 7% 供給予備力 ( 率 ) 必要量 8~10% 供給力の変動出水変動等 LOLP 解析の結果から [ 連系線期待分 ] 3%

7 持続的需要変動の考え方 (EPA 法 ) 7 EPA(Economic Planning Agency) 法は季節調整を必要とするデータに対して有効な分析手法過去の需要実績 ( 各月最大 3 日平均電力 ) から以下に示すようシーズン成分とイレギュラー成分を除去したトレンド成分サイクル成分の合成値 (TC 成分 ) を循環的景気変動分として扱うこの TC 成分と回帰直線との最大偏差を景気変動分に対応するために必要な予備力としている TC 成分景気変動成分各月最大 3 日平均電力実績 TCSI データ TC 成分の回帰直線 5 か年 (15 か年,10 か年 ) T( トレンド ) 成分 : 趨勢的傾向要素時系列データの傾向 ( 上昇下降横ばい等 ) 傾向を示す線を傾向線という C( サイクル ) 成分 : 循環変動要素 S( シーズン ) 成分 : 季節変動要素 I( イレギュラー ) 成分 : 不規則変動要素傾向線の周りをほぼ一定周期をもって規則的に変動する動き ( 景気変動や商品のライフサイクルによる変動等 ) 傾向線の周りを1 年周期で変動する動き ( アイスの売上のように夏は売れ冬は売れないといった毎年同じパターンで繰り返す変動 ) 傾向線の周りを不規則に変動する動き ( 法規税制改正やキャンペーン等によって起こる変動 ) 出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

8 偶発的需給変動の考え方 (LOLP 解析 ) 8 LOLP(Loss of Load Probability) 解析は確率分布で表される偶発的な需給変動に対し見込不足日数が所与の目標値 (0.3 日 / 月 ) となるよう必要な供給予備力を算出モンテカルロ法により解析 H3( 最大 3 日平均電力 ) 出力減少量供給予備力供給能力不足日数需要持続曲線 1 ヶ月 (31 日 ) 平日休祭日夏季ピーク 1 ヶ月 (8 月 ) の毎日の需要を模擬した需要持続曲線を作成需給変動要因として需要変動出水変動電源の計画外停止を考慮作成した需要持続曲線に対し上記の需給変動下において停電が発生する ( 供給力が需要を下回る ) 日数を不足日数とする出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料一部修正

9 ( 参考 ) モンテカルロ法の使用例 9 サイコロの 1 の目が出る確率の理論値は 1/6 であるモンテカルロ法は試技回数を十分に多く繰り返すことにより 1/6 に近い答えを求めることができるどの目も出目確率は 1/6 初期値設定試技回数 n=0, 1 の出目累計回数 k=0 試技開始 n=n+1 0~6の乱数 R 発生 R 1か? Yes No k/n の変化が十分小さくなるまで繰り返す出目確率の近似値 (k/n) の推移 1 の出目確率の近似値 :k/n 出目確率の理論値 =1/6 k=k 試技結果の記録 n 回目の試技までの 1 の出目割合は, k/n この時の k/n の値が 1 の目が出る確率の近似値試技回数 n 出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

10 ( 空白 ) 10

11 供給予備力必要量の算定フロー ( 単独系統の場合 ) 11 データの初期設定 1 需要持続曲線 2 変動分布 ( 需要変動出水変動電源の計画外停止 ) 3 初期供給予備力 4 見込不足日数目標値 (0.3 日 / 月 ) 等需要変動出水変動電源計画外停止供給力過不足量算出着目エリア不足日数の算出累積応援電力なし no 指定回数は終了したか yes 供給予備力を修正 no 見込不足日数は目標値か? A エリア B エリア yes END (Output : 供給予備力 )

12 供給予備力必要量の解析 ( 単独系統の場合 ) 12 単独系統における供給予備力必要量は見込不足日数が目標値となるように供給予備力を増減させて試行錯誤で算出する見込不足日数 =Σ 不足日数 i 出力減少発生確率 i (i=1,2,: 離散化した度数 ) ( 不足日数に出力減少発生確率を乗じたものを出力減少の大きさごとに求めその総和が見込不足日数となる ) 不足電力不足日数のイメージ供給予備力最大 3 日平均電力出力減少 ( ) A( 電源の計画外停止による変動 ) 総合確率変動分布発生確率 C( 需要変動 ) B( 河川流況の変化による水力発電の出力変動 ) 不足日数需要持続曲線日数平日日数 - 側 A: 事故減少出力 + 側 A: B: 渇水出力 B: 豊水出力 C: 需要増加 C: 需要減少出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

13 初期設定 ( 需要持続曲線 ) 13 8 月の平日 ( 特異日除く ) の最大需要実績を基に最大 3 日平均電力と平日平均電力を想定し下図のように一次式で近似させた月間の需要持続曲線を作成需要最大 3 日平均電力平日平均最大電力 1.5 日平日日数 /2 平日日数 31 日出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

14 変動分布 ( 需要変動 ) 14 需要変動は気温による変動 ( 高気温による冷房需要の増加など ) と気温以外の要因による変動 ( 一時的な社会現象による TV 需要増など ) に分ける 8 月の最大 3 日平均電力を基準として最大 3 日平均電力からの確率的な変動を考慮して決定 ( 確率的変動は正規分布に従うとした ) 需要 = 最大 3 日平均電力 +( 気温による変動 )+( 気温以外による変動 ) 需要変動確率分布 ( 気温要因 ) 需要変動確率分布 ( 気温外要因 ) 需要変動量 + 発生確率需要変動量 + - 発生確率 -

15 変動分布 ( 電源計画外停止率 ) 15 ( 参考 ) 計画外停止日数計画外停止率 = 運転日数 + 計画外停止日数 100(%) 水力:0.5% 火力:1ユニット当り運開後 3 年以内 :5.0% 運開後 3 年経過 :2.5% 原子力: 火力に準ずる日本電力調査委員会実績調査より出力減少のイメージ計画外停止 =0 発電出力日数 ( 日 )

16 変動分布 ( 出水による出力変動 ) 16 自流式水力が対象原則として至近 30 ヶ年の流量記録により出水デュレーションカーブ ( ) を作成する供給能力としては第 Ⅴ 出水時点 ( 最渇水日 ) を基準にする貯水式揚水式水力については H3 時点での供給能力とする出水デュレーションカーブ供給力変動確率分布 + 発生確率最大出力第 Ⅰ 時点第 Ⅱ 時点第 Ⅲ 時点第 Ⅳ 時点第 Ⅴ 時点 L5 出力出水変動率 - 第 Ⅴ 出水時点出力出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

17 供給予備力必要量の算定フロー ( 連系系統の場合 ) 17 データの初期設定 1 需要持続曲線 2 変動分布 ( 電源の計画外停止出水変動需要変動 ) 3 初期供給予備力,4 指定回数 5 見込不足日数目標値 (0.3 日 / 月 ) 等需要変動着目エリアを指定出水変動電源計画外停止 no 指定回数は終了したか yes 各エリアの供給力過不足量算出着目エリアの供給力は余力があるか no 他エリアからの応援電力の計算着目エリアの供給力に加算 yes 供給予備力を修正着目エリア no 各エリアの見込不足日数は目標値か? END yes 着目エリアは供給力不足か yes no 追加応援追加応援着目エリアを変更不足日数の累積 no 全てのエリアの計算が終了したか yes A エリア B エリア出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

18 供給予備力必要量の解析 ( 連系系統の場合 ) 18 各エリアの供給力の過不足量をモンテカルロ法で求め着目エリアの供給力が不足している場合は他エリアからの連系容量を考慮して応援電力を算出する応援電力の考慮により各エリアの必要予備力が変動する [ 不足電力 ( 応援後 )]=[ 不足電力 ( 応援前 )]-[ 他社からの応援電力 ] 応援前応援後不足電力不足日数供給予備力最大 3 日平均電力出力減少需要持続曲線不足電力応援電力不足日数供給予備力最大 3 日平均電力出力減少需要持続曲線 0 日数平日日数 0 日数平日日数連系効果 ( 他エリアからの応援 ) を織り込むことにより不足日数が減少するためエリア内に確保する予備力が減少する出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

19 連系系統解析における応援可能量設定 19 連系線の運用容量および計画潮流を基に他エリアからの応援可能量を設定応援可能量 = 運用容量 - 計画潮流マージン応援の考え方は以下のとおり着目したエリアで不足電力が生じている場合まずは同一ブロック内で応援ブロック内での応援後不足が継続する場合全ブロックから応援運用容量空容量計画潮流応援可能量中国関西北陸中部東京東北北海道九州四国ブロック 3 ブロック 2 ブロック 1 出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

20 連系系統信頼度解析に用いる各エリア需要の不等時量 20 各エリアの最大需要が発生する日時は必ずしも一致しないため不等時量を考慮 8 月の需要実績から全国の不等時量を算出全国の不等時量 = 全国合計 ( 各エリアの最大需要の単純合計 ) - 全国合成 ( 当該時間の全国の需要 ) 全国の不等時量は想定年度の最大 3 日平均電力 (H3) 比にて各エリアへ配分 < 不等時量の算定例 ( 北海道から見た東北の不等時量 )> 東北 8 月 H3 (8 月 H3の全国合計 - 8 月 H3の全国合成 ) 北海道以外のエリアの8 月 H3の合計値 [MW] 全国大の不等時量出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

21 A 社に着目した場合の連系系統解析における応援イメージ 21 単独系統信頼度解析により A エリアに供給力不足が発生したため他エリアの供給余力により A エリアに応援する場合 ( 各エリアの供給力過不足量算出結果を以下の表の値とする ) Aエリア Bエリア Cエリア需要 (D) 1,050 2,000 1,500 供給力 (S) 1,000 2,020 1,580 供給余力 (S-D) 各エリアの需要は不等時量を考慮する運用容量と計画潮流の差分が応援可能な容量 ( ただし供給余力を上限とする ) A エリア需給差 (S-D)=-50 B エリア需給差 (S-D)=+20 C エリア需給差 =+80 応援応援 40 A エリアは B C エリアより供給余力比にて応援を受け供給力不足を解消出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料

22 LOLP 解析による算出結果 22 H17 年度計算結果 ( 想定断面 :H21 年度 ( 第 5 年度 )8 月 ) 北海道東北東京中部北陸関西中国四国九州 9 社計最大 3 日平均電力 (MW) 4,800 14,380 61,830 26,560 5,450 30,640 11,960 5,640 16, ,090 各社単独時ケース各社連系時ケース連系効果 ( 単独 - 連系 ) 予備力 (MW) 予備率 (%) 予備力 (MW) 予備率 (%) 予備力 (MW) 予備率 (%) 629 1,497 5,377 2, ,675 1, ,627 17, ( 平均 ) 358 1,107 4,392 1, , ,152 12, ( 平均 ) , ( 平均 ) 単独 ( エリア間連系を考慮しない ) ケースと連系 ( エリア間連系を考慮する ) ケースの予備率の差が連系効果連系効果分を連系線のマージンとして設定出典 : 広域的運営推進機関設立準備組合第 5 回マージン及び予備力に関する勉強会 (H ) 中部電力殿資料参考偶発的需給変動の算定結果 ( 全国計 1 ) S37 年頃 : S42 年 12 月断面 9.8%( 単独時 ) 4.1%( 連系時 2 ) S62 年 : H 8 年 8 月断面 10.0%( 単独時 ) 6.9%( 連系時 ) H17 年 : H21 年 8 月断面 9.6%( 単独時 ) 7.0%( 連系時 ) 1 沖縄電力を除く 2 連系線容量に制約がないことを前提とした算定値

23 ( 参考 ) 諸外国の供給信頼度の評価方法と基準 23 評価方法指標考え方評価基準 LOLP (Loss of Load Probability) 需要に対して供給力が下回る日数の期待値を基準値以内に収めるために必要な予備率を算出日本 :0.3 日 / 月供給支障の発生頻度に着目した評価 LOLE (Loss of Load Expectation) 需要に対して供給力が下回る時間数の期待値を基準値以内に収めるために必要な予備率を算出 NERC:10 年に 1 日仏 :3 時間 / 年以下 LOLEV (Loss of Load Events) 需要に対して供給力が下回る回数の期待値を基準値以内に収めるために必要な予備率を算出 ERCOT:10 年に 1 回

本日の議論 2 本日は 6 月に実施する以下の業務における需給バランスの評価における供給予備力の基準についてご議論いただく供給計画とりまとめ (STEP0, 対象 : 第 1 年度 ~ 第 10 年度 ) 電源入札等の検討開始の要否判断のための需給バランス評価 (STEP1, 対象 : 第 1

第 2 回調整力及び需給バランス 1 評価等に関する委員会資料 3 平成 28 年度供給計画とりまとめ時点での需給バランス評価の基準について平成 28 年 5 月 30 日調整力及び需給バランス評価等に関する委員会事務局本日の議論 2 本日は 6 月に実施する以下の業務における需給バランスの評価における供給予備力の基準についてご議論いただく供給計画とりまとめ (STEP0, 対象 : 第