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1 0 第 29 回調整力及び需給バランス評価等に関する委員会資料 2 確率論的必要供給予備 算定 法による必要供給予備 の検討について 2018 年 6 8 調整 及び需給バランス評価等に関する委員会事務局

2 ( 余 ) 1

3 1 必要供給予備 の検討課題及び検討スケジュール 2 本 は 全国及び各エリアで確保する供給信頼度の考え のうち 供給信頼度の指標選定と指標算定の前提条件について 経済性分析による適切な供給予備 の試算結果や現状の供給信頼度基準 容量市場の制度設計との関わりを踏まえつつ議論を う また 全国の供給信頼度の位置付けや活 法について 議論を う 2018 年度 第 1Q 第 2Q 第 3Q 第 4Q 容量市場検討 必要供給予備 算定 需要曲線シミュレーション 検討状況報告 オークション機能設計需要曲線の策定 市場分断時の約定処理 法の検討 2018 年度必要供給予備 検討 供給信頼度の指標選定 本 の議論 指標算定の前提条件 (1) 全国及び各エリアで確保する供給信頼度の考え 全国の供給信頼度の位置付け 活 法 各エリアの供給信頼度の位置付け 活 法 供給計画の需給ハ ランス 容量市場調達結果の評価 法 間接オークション導 後の計画潮流の扱い 調整 との関係

4 1 必要供給予備 の検討課題及び検討スケジュール 年度 第 1Q 第 2Q 第 3Q 第 4Q (2) 容量市場の制度設計に向けた検討 (3) 連系線の計画停 計画外停 マージン等の扱い検討 (4) 電源の計画停 を考慮した設備量の評価 改修検討 ツール改修電源の計画停 率調査 アデカシー確保における連系線制約の考え マージン等の扱い検討 (5) 変動要素のエリア間相関の確認 エリア間相関の確認 (6) 景気変動等による需要変動の扱い 年度実績追加 (7) 計画外停 率の調査 依頼 提出 2017 年度実績追加 (8) 諸元の公表 公表諸元準備 公表

5 2 本 の議論の対象 4 本 は 必要供給予備 の偶発的需給変動対応分について議論する なお 電源の計画停 を考慮した設備量の評価 ( 電源の計画停 期間が軽負荷期に 分に確保できず 重負荷期に 定の補修が必要となる可能性 ) 調整 との関係については別途整理する ( 必要供給予備 のイメージ ) 内の数字は必要供給予備力の検討において見直しを検討している数字 最大 3 日平均電力 (H3) 必要供給予備力 8~10% H3 需要の 108~110% 偶発的需給変動対応 7% 持続的需要変動対応 1~3% 本 の議論の対象 想定需要 供給力 出典 調整 及び需給バランス評価等に関する委員会平成 28 年度 (2016 年度 ) 取りまとめ抜粋 (

6 3 供給信頼度の指標選定 5 供給信頼度の指標は 本委員会におけるこれまでの議論を踏まえ 需要 1kW あたりの EUE とする 指標 LOLP (Loss of Load Probability) LOLE (Loss of Load Expectation) EUE (Expected Unserved Energy) 本委員会での定義 ある 1 において供給 不 が発 することを 1 回 と定義し 1 年間における回数の期待値 単位 : 回 / 年 1 年間における 供給 不 が発 する時間の期待値 単位 : 時間 / 年 1 年間における 供給 不 量 (kwh) の期待値 単位 :kwh/ 年 < イメージ図 > 供給力 3MWh 1MWh 2MWh 4MWh 1MWh 需要 3h 月 1 日 月 2 日 需要 2h 1h 需要 2h 1h LOLP=1 回 / 年 LOLE=3 時間 / 年 EUE=3MWh/ 年 LOLP=2 回 / 年 LOLE=3 時間 / 年 EUE=3MWh/ 年 LOLP=2 回 / 年 LOLE=3 時間 / 年 EUE=5MWh/ 年 出典 調整 及び需給バランス評価等に関する委員会平成 28 年度 (2016 年度 ) 取りまとめ抜粋 (

7 3 供給信頼度の指標選定供給信頼度の指標を 需要 1kW あたりの EUE とする理由 6 需要 1kWあたりのEUEを選定する理由 従来は 8 ピーク需要発 断 で評価していたが 昨今の再エネ導 量拡 等の影響により 夏季ピークであったエリアにおいても冬季の残余需要との差が さくなる傾向があることから 8,760 時間の評価が必要となった 現在では シミュレーションの計算能 向上によって 全国の需要 再エネ変動等による 8,760 時間の確率計算ができるようになり EUE による供給信頼度の評価が可能となった LOLP は 8,760 時間評価のもとでは 1 年のある 1 (24 時間 ) において供給 不 が 1 時間発 しても 10 時間発 しても同じ値 (LOLP=1 回 / 年 ) となり 供給 不 の さが考慮されない このため 供給 不 時間を考慮できる LOLE や EUE に べて 供給信頼度の評価が不 分であると考えられる LOLE は エリア単位で たときの供給 不 発 頻度 ( 年あたり時間 ) の期待値を す指標であり 供給 不 の きさ (kwh) は考慮されず エリアの設定範囲により値が変化する これらのことから LOLE の値を 9 エリア 律に設定しても 各需要家の供給 不 の きさ ( 年あたり kwh) がエリアにより異なることとなる EUE は エリア単位で たときの供給 不 量 ( 年あたり kwh) の期待値を す指標であり その値を 9 エリア 律に設定しても エリアにより需要の規模が異なることから 各需要家の供給 不 の きさ ( 年あたり kwh) はエリアにより異なることとなる EUE をエリアの総需要で割った 需要 1kW あたりの EUE にすることで 需要 1kW あたりの停電量 ( 年あたり kwh) の期待値を し エリアの設定範囲によって値が変化しない このことから その値を 9 エリア 律に設定した場合には 需要家が同じような規模であると仮定すると 各需要家の供給 不 の きさ ( 年あたり kwh) をエリアの規模によらず 律にすることができる このため 需要 1kW あたりの EUE を供給信頼度の指標として いることが適切であると考えられる 出典 調整 及び需給バランス評価等に関する委員会平成 28 年度 (2016 年度 ) 取りまとめに 部追記 (

8 ( 参考 ) 再エネ導入量拡大を踏まえた適切な供給信頼度の評価 7 EUEは 別でみると夏季 (7 9 ) の値が他の より きくなった 時間帯別でみると 刻 (17 時頃 ) の値が最も きく 後年度 太陽光発電の導 が進むにつれて 刻以降 (17 20 時頃 ) の値が増加する傾向となった この結果は 従来の8 の需要ピークのみに注 した分析ではなく 8,760 時間を対象とした分析を う必要性を していると考えらえる 9 エリア計の EUE=15( 百万 kwh/ 年 ) 月別 EUE(9 エリア計 ) 時間別 EUE(9 エリア計 7 月 ) EUE( 百万 kwh) EUE( 百万 kwh) 月 時刻 2016 年度 2020 年度 2025 年度 2016 年度 2020 年度 2025 年度 出典 調整 及び需給バランス評価等に関する委員会平成 28 年度 (2016 年度 ) 取りまとめ抜粋 (

9 用語単位定義供給信頼度関量市場関4 指標算定の前提条件 8 供給信頼度に関係する 語については以下の通り定義を う 係なお 偶発的需給変動に対応するための必要供給予備 は 供給信頼度基準から算定 供給信頼度 kwh/kw 年 偶発的需給変動に対する需要 1kWあたりの供給 不 量の期待値 (EUE) 供給信頼度基準 は kwh/kw 年 供給 を調達することで遵守すべきEUEの値 供給信頼度の基準値 必要供給予備 % はkW 偶発的需給変動に対応するための必要供給予備 と持続的需要変動に対応するための必要供給予備 の合計 ( ) % はkW 適切な供給予備 と同値と整理 ) 標調達量 % はkW 容量市場における需要曲線において 調達の 標とする量経済性分析における供給 確保コストと停電コストの和が最 となる供給予備 容シミュレーションによる分析によって設定する場合 必要供給予備 とは同値とはならない可能性がある 係価格指標シミュレーションによる分析によって設定する場合 Net Coneとは同値とならない可能性がある 信頼度 標量 % はkW 需要曲線の設計に いる基準値 ( 容量市場の検討においては必要供給予備 標調達量に対応する 円 /kw 容量市場における 標調達量を確保するための調達価格 最低限確保する調達量 % は kw 需要曲線において上限価格に対応する供給 Net Cone 円 /kw 新規発電設備の固定費 から電 量取引やアンシラリーサービスによる利益を差し引いた正味固定費 語については 今後 本委員会及び容量市場検討会において定義の議論を深めていく

10 4 指標算定の前提条件 (1) 経済性分析による適切な供給予備 の試算 9 本委員会におけるこれまでの議論供給 を多く確保するほど供給信頼度は まる ( 停電の発 リスクは低下する ) が 供給 の確保のためのコストが増加することを踏まえ 下図に すとおり 供給 確保コストと停電コストの和が最 となる供給予備 を適切な供給予備 と なす ( そのときの指標の値を供給信頼度の基準値と なす ) こととしている 停電コスト ( 円 / 年 ) = 停電コスト単価 ( 円 /kwh) EUE(kWh/ 年 ) 予備力の値を変えながら 確率論的手法により不足電力量 (EUE) を算定し それより停電コストを求め その近似曲線 f(x) を描く 停電コスト減分 ( 円 /kw/ 年 ) = -f (x) 停電コストの近似曲線 f(x) を微分して計算 コスト ( 円 / 年 ) コスト ( 円 /kw/ 年 ) 最小値 供給力確保コスト 2 停電コスト コストの増分 ( 停電コストは減分 ) で表現した場合 交点 1 供給力確保コスト増分 2 停電コスト減分 M opt 供給予備力 (kw) M opt 供給予備力 (kw) 供給力確保コスト ( 円 / 年 ) = 供給力確保単価 ( 円 /kw/ 年 ) 予備力 (kw) 供給力確保コスト増分 ( 円 /kw/ 年 ) = 供給力確保単価 ( 円 /kw/ 年 ) 出典 調整 及び需給バランス評価等に関する委員会平成 28 年度 (2016 年度 ) 取りまとめ抜粋 部修正 (

11 4 指標算定の前提条件 (1) 経済性分析による適切な供給予備 の試算 10 経済性分析による適切な供給予備 の試算結果 (2016 年度供給計画の2016 年度断 ) 適切な供給予備 は 5.8%(EUEは概ね15 百万 kwh/ 年程度 ) 7.8%(EUEは概ね4 百万 kwh/ 年程度 ) の範囲となった 試算結果 ( 前提条件 ) 詳細は参考資料 1 を参照 需要 再エネ設備量等の諸元は 2016 年度供給計画の 2016 年度断 の値 供給 確保コストは 発電コスト検証ワーキンググループの報告書を基に設定 (9,800 16,800 円 /kw/ 年 ) 停電コストは 旧 ESCJ のアンケート調査を基に設定 (3,050 5,900 円 /kwh) 連系線利 計画は 2016 年度年間計画 ( 当初予定 ) EUE=25 百万 kwh/ 年 コスト ( 円 /kw) 予備力 :9.1 百万 kw(5.8%) 5000 供給力追加コストの増分 停電コストの減分カーブ (9 エリア ) 適切な供給予備力 EUE=4 百万 kwh/ 年 EUE=15 百万 kwh/ 年 予備力 :12.3 百万 KW(7.8%) 予備力 ( 百万 kw) 停電コスト ( 単価 :3,050 円 /kwh) 停電コスト ( 単価 :5,900 円 /kwh) 供給力コスト ( 単価 :16,800 円 /kw/ 年 ) 供給力コスト ( 単価 :9,800 円 /kw/ 年 )

12 4 指標算定の前提条件 (2) 今後の全国の供給信頼度基準の考え 11 全国の供給信頼度基準の考え は 以下のとおり整理してはどうか なお 各エリアの供給信頼度基準の整理によって 改めて議論を うことも考えられる 全国の供給信頼度基準 従来は供給信頼度基準を各エリアでLOLP0.3 / とし 地域間連系線を活 した他エリアからの応援を考慮した上で 各エリアの必要供給予備 ( 偶発的需給変動対応分 ) を7% と整理している 今後は 需要 1kWあたりのEUE を供給信頼度の指標として 再エネ導 量拡 の影響などを必要供給予備 に評価することが必要である 今回の前提条件における経済性分析の試算結果は 適切な供給予備 % 程度であり 現在の必要供給予備 7% と概ね同じ 準であった 現在の必要供給予備 7% は これまでの 年に亘る安定供給の実績があること また 近の再エネ導 が 定程度進んでいることを踏まえると 現状レベル (7%) を下回らないことが妥当と考えられるのではないか 他 で経済性分析から導かれる適切な供給予備 には幅 ( %) があることから 直ちには7% を引き上げることは不要ではないか 以上から 現時点では 全国の供給信頼度基準は 現状レベル を下回らないことと整理し 現状の全国の必要供給予備 7% に相当する 需要 1kWあたりのEUE として設定することとしてはどうか 各エリアの供給信頼度基準 ( 次回以降整理 ) 各エリアの供給信頼度基準については 間接オークションによる供給 や連系線空容量の設定 法等を含めて次回以降整理する

13 4 指標算定の前提条件 (3) 全国の供給信頼度の基準値の試算結果 12 全国の必要供給予備 7% に相当する供給信頼度の基準値を試算した結果 EUEで740 万 kwh/ 年程度 ( 需要 1kWあたりのEUEでは0.047kWh/kW 年 ) となる ( 供給信頼度の基準値を全国 = 各エリアとして試算 ) 今回の試算結果は 2016 年度供給計画の諸元を基に算定したものであり 今後 具体的な諸元を集約した上で 改めて算定を う ( 以降 供給信頼度の基準値は 需要 1kWあたりのEUEで x kwh/kw 年とする ) なお 各エリアの供給信頼度の基準値については 次回以降整理する 2016 年度断 での試算結果 ( 前提条件は参考資料 1を参照 ) 北海道東北東京中部北陸関 中国四国九州 9エリア計 需要 ( 万 kw) 510 1,353 5,247 2, ,634 1, ,518 15,745 必要供給 ( 万 kw) [ 必要供給予備率 (%)] 16,847 [7.0] 供給信頼度 EUE( 万 kwh/ 年 ) (740) 需要 1kW あたりの EUE (kwh/kw 年 ) (0.047) x (0.047)

14 4 指標算定の前提条件 (4) 需給状況が変化した場合の必要供給予備 の試算結果 13 需要及び太陽光発電設備量が増加した場合の必要供給予備 の試算結果 供給信頼度基準を満たす必要供給予備 は 需要の増加に対してはほとんど変化しなかった (7.0% 7.1%) 太陽光発電設備量の増加に対しては2% 程度の増加 (7.0% 8.8%) となった ( 太陽光発電設備量の増加に伴い必要供給予備 が増加する要因については次 を参照 ) 今後 供給信頼度基準を満たす必要供給予備 は 需給状況に応じた確率計算を い 算定や分析をしていくこととしてはどうか 必要に応じて 再エネ供給 の評価 法の 直しについて検討を う 需要 ( 全国 ) 太陽光発電設備量 ( ピーク時 L5) 変化前変化後変化前変化後 需給状況の変化 15,745 万 kw 16,556 万 kw (+800 万 kw 程度 ) 795 万 kw 1,344 万 kw (+550 万 kw 程度 ) 必要供給予備 需要 1kW あたりの EUE 0.047kWh/kW 年 7.0% 7.1% 7.0% 8.8%

15 4 指標算定の前提条件 (4) 需給状況が変化した場合の必要供給予備 の試算結果 14 太陽光発電設備量の増加に伴い 必要供給予備 が増加する要因は以下のとおり 出典 調整 及び需給バランス評価等に関する委員会平成 28 年度 (2016 年度 ) 取りまとめ参考資料別冊 2 (

16 4 指標算定の前提条件 (5)EUE の採 法 15 全国の供給信頼度基準は 現状の必要供給予備 7% に相当する需要 1kWあたりのEUEとする 供給信頼度の基準値は 今後 需要 1kWあたりのEUEで x kwh/kw 年とする 具体的な基準値については 今後 諸元の妥当性を含めて算定を うこととする 今後 毎年度 再エネ導 量増加などの需給状況の変化に対して 供給信頼度の基準値を満たす 必要供給予備 を確率計算 1 2で算定や分析を うこととする なお 現時点で想定していない需給状況の変化等が発 した場合は 供給信頼度の基準値や その算定 法を含めて 改めて整理することとする 1 電源の計画停 を考慮した設備量の評価 ( 電源の計画停 期間が軽負荷期に 分に確保できず 重負荷期に 定の補修が必要となる可能性 ) 調整 との関係については別途整理する 2 確率計算や統計処理の 法についても 引き続き 検討を進める

17 5 全国の供給信頼度基準の主な活 法 16 今後の制度設計を踏まえて 全国及び各エリアの供給信頼度基準の検討に関係する項 を整理すると下表のように整理できると考えられる 本 は 全国の供給信頼度基準の活 法として 容量市場における需要曲線との関係について考察する ( 各エリアの供給信頼度のあり は次回以降整理する ) 需要曲線 容量市場 市場分断 間接オークション 電源 札 全国の供給信頼度基準 各エリアの供給信頼度基準 本 の考察対象 次回以降整理

18 6 全国の供給信頼度基準の主な活 法 ( イメージ ) 17 全国の供給信頼度基準を満たす必要供給予備 は 容量市場の需要曲線における信頼度 標量として設計の基準に活 することを想定 < 本委員会 > 全国の 1 信頼度 標量 ( 下図の信頼度 標量に対する割合の 100% の値 ) を決定する < 容量市場検討会 > 1 信頼度 標量をベースに 需要曲線を設計する ( 設計は 約定価格や量の分散等の分析も考慮 ) 2 標調達量とそれに対応する価格指標 を設定する 3 最低限確保する量とそれに対応する上限価格を設定する 4 確保量の最 値を設定する 容量市場の約定価格は ( 札戦略に基づく kw 価値の ) 札価格であり 経済性分析 法で いる電源コストとは異なる 1.5 Net CONE 97% 99.8% 102.5% 容(PJMはGross CONE 量と 較して きい 価) 格(2 1.0 Net CONE 0.75 Net CONE の倍4 数) 信頼度 標量に対する割合 (%) 3 103% 107.6% PJM 英国 出典 第 10 回容量市場の在り 等に関する検討会 ( 2018/youryou_kentoukai_haihu10.html)

19 7 全国の供給信頼度基準と各エリアの供給信頼度基準の関係 ( 次回以降整理 ) 18 全国の供給信頼度基準と各エリアの供給信頼度基準との関係は次回以降整理する 我が国及び諸外国における実態などは以下のとおりである ( 本 ) 従来は供給信頼度基準を各エリアでLOLP0.3 / とし 地域間連系線を活 した他エリアからの応援を考慮した上で 各エリアの必要供給予備 ( 偶発的需給変動対応分 ) を7% と整理している 全国の供給信頼度基準は設定されていない 各エリアの必要供給予備 は 供給計画における需給バランス評価及び電源 札等の検討開始の判断基準として活 している 供給計画における需給バランス評価及び電源 札等の検討開始の判断にあたっては 各エリアの予備率を均平化した上で評価している (PJM) 信頼度 標量は LOLE が 10 年に 1 度 ( 毎年ではなく平均で確保 ) としている 電源 札の基準は LOLE が 5 年に 1 度 (3 年連続未達で電源 札の検討開始 ) としている

20 以下 参考資料 19

21 ( 参考資料 1) 今回試算の前提条件 20

22 ( 参考 ) 今回試算の前提条件 (1) 確率論的必要供給予備力算定手法において考慮する需給変動要因 21 確率論的必要供給予備 算定 法において考慮する需給変動要因は以下のとおり 出典 調整 及び需給バランス評価等に関する委員会平成 28 年度 (2016 年度 ) 取りまとめ参考資料別冊 1 (

23 ( 参考 ) 今回試算の前提条件 (2) 確率論的必要供給予備力算定手法によるシミュレーション諸元 22 項目 全般 評価断 供給 再エネ 連系線 電源の計画外停 率 的関数 説明 平成 28 年度 (2016 年度 ) 供給計画をベースとして 諸元を設定 2016 年度 補修後の各 の供給予備率が 1 年間を通して 律の値になるものと仮定し 9 エリアの供給信頼度が 律となる必要供給予備 を算定 旧 般電気事業者の導 量想定値 空容量 + マージンの範囲内で応援できるものとした 空容量 + マージンは 2016 年度当初計画の平常時の値を基に設定 連系線作業による空容量の減少は考慮していない エリア間の計画潮流については 2016 年度当初計画の値を設定 2017 年度の調査結果 ( 次 参照 ) を設定 全国と各エリアの供給信頼度の基準値は同じ値を設定 確率変数のエリア間の相関エリア間の応援ロジック 需要 ( 気温の影響による需要変動 ) 太陽光 発電 : エリア間の相関を考慮 ( 全時間帯 ) 需要 ( その他要因による需要変動 ): エリア間で無相関 ( 全時間帯 ) 計上エリア優先ロジック 複数エリア不 時は 応援後の不 エリアの不 率を同率とする 供給 確保コスト 発電コスト検証ワーキンググループの報告書を基に設定 ( 新設電源の年経費 ) 9,800(LNG ) 16,800( 油 ) 円 /kw/ 年 旧 ESCJのアンケート調査を基に設定停電コスト 3,050 5,900 円 /kwh 出典 調整 及び需給バランス評価等に関する委員会平成 28 年度 (2016 年度 ) 取りまとめ抜粋 部修正 (

24 ( 参考 ) 今回試算の前提条件電源の計画外停止率 23 今回試算の前提条件 出典 第 25 回調整 及び需給バランス評価等に関する委員会資料 4 部追記 (

25 ( 参考 ) 今回試算の前提条件供給力確保コスト 24 出典 第 1 回調整 及び需給バランス評価等に関する委員会資料 7 (

26 ( 参考 ) 今回試算の前提条件供給力確保コスト 25 出典 第 1 回調整 及び需給バランス評価等に関する委員会資料 7 (

27 ( 参考 ) 今回試算の前提条件停電コスト 26 出典 第 1 回調整 及び需給バランス評価等に関する委員会資料 7 (

28 ( 参考資料 2) 経済性分析による適切な供給予備 の算定 順 27

29 ( 参考 ) 経済性分析による適切な供給予備力の算定手順 28 経済性分析による適切な供給予備 は以下の 順で算定しており 具体的な内容を次 以降に す 1 確率論的必要供給予備 算定 法において考慮する需給変動要因等の諸元設定 (21 26 参照 ) 2 供給 確保コストカーブの作成 3 停電コストカーブの作成 確率論的必要供給予備 算定 法を使 4 供給 確保コストと停電コストの和が最 となる供給予備 ( 適切な供給予備 ) の算定 5 適切な供給予備 を踏まえた供給信頼度の基準値の算定 確率論的必要供給予備 算定 法を使

30 ( 参考 ) 経済性分析による適切な供給予備力の算定手順 29 2 供給 確保コストカーブの作成 供給 確保コストを以下の式により算定する 供給 確保コスト ( 円 / 年 ) = 供給 確保コスト単価 ( 円 /kw/ 年 ) 予備 (kw) 供給 確保コスト単価は 9,800(LNG ) 円 /kw/ 年 16,800( 油 ) 円 /kw/ 年を設定するため それぞれの供給 確保コストカーブを作成する ( 予備 の増加に 例するため 線形の近似曲線となる ) 800, , ,000 供給力追加コストカーブ (9 エリア ) コスト ( 百万円 ) 500, , , , , 予備力 ( 百万 kw) 供給力コスト ( 単価 :16,800 円 /kw/ 年 ) 供給力コスト ( 単価 :9,800 円 /kw/ 年 )

31 ( 参考 ) 経済性分析による適切な供給予備力の算定手順 30 3 停電コストカーブの作成 停電コストを以下の式により算定する 停電コスト ( 円 / 年 ) = 停電コスト単価 ( 円 /kwh) EUE(kWh/ 年 ) 停電コスト単価は 3,050 円 /kwh 5,900 円 /kwh を設定するため それぞれの停電コストカーブを作成する EUE を算出する予備 は任意で数点を設定し その点を通る近似曲線を作成する ( 予備 が 定以上 きいと不 電 量は発 しないが 予備 減少に伴い不 電 量は増加 ) 各エリアの予備 の設定次第で 連系線制約等によって全国の EUE が変わるため 実際の計算では各エリアの需要 1kW あたりの EUE を 律 ( 供給信頼度を 律 ) と仮定し それに対する全国の予備 を確率論的必要供給予備 算定 法で算定している 800, ,000 停電コストカーブ (9 エリア ) コスト ( 百万円 ) 600, , , , , ,000 y = 2,694, e x R² = y = 1,393, e x R² = 不 電 量に対する予備 を算定し 近似曲線を作成 予備力 ( 百万 kw) 停電コスト ( 単価 :3,050 円 /kwh) 停電コスト ( 単価 :5,900 円 /kwh)

32 ( 参考 ) 経済性分析による適切な供給予備力の算定手順 31 ( 例 :EUE=15 百万 kwh/ 年における停電コストの算定 ) 各エリアの需要 1kWあたりのEUEは 律 万 kwh/kw 年 9エリア計のEUE=15( 百万 kwh/ 年 ) 北海道 東北 東京 中部 北陸 関西 中国 四国 九州 9エリア計 目標値 :EUE( 百万 kwh/ 年 ) 需要 ( 万 kw) 510 1,353 5,247 2, ,634 1, ,518 15,745 必要供給力 ( 万 kw) 603 1,524 5,844 2, ,938 1, ,723 17,822 単独 必要予備力 ( 万 KW) ,077 必要予備率 (%) 必要供給力 ( 万 kw) 535 1,364 5,699 2, ,801 1, ,540 16,660 連系 必要予備力 ( 万 KW) 必要予備率 (%) LOLE( 時間 / 年 ) 連系効果 確率論的必要供給予備 算定 法で全国の予備 を算定 停電コストカーブ (9 エリア ) 800, ,000 コスト ( 百万円 ) 600, , , , , ,000 0 y = 2,694, e x R² = y = 1,393, e x R² = 停電コスト ( 単価 :3,050 円 /kwh) 予備力 ( 百万 kw) 予備 9.2 百万 kw(5.8%) における EUE15 百万 kwh/ 年と停電コスト単価から停電コストを算定し グラフにプロット 停電コスト ( 単価 :5,900 円 /kwh)

33 ( 参考 ) 経済性分析による適切な供給予備力の算定手順 32 4 供給 確保コストと停電コストの和が最 となる供給予備 ( 適切な供給予備 ) の算定 供給 確保コストと停電コストの和が最 となる点を適切な供給予備 と なしている これをコストの増分( 停電コストは減分 ) で表した場合 供給信頼度を向上させるための 供給 確保コスト増分 と 停電コスト減分 が同じ値となる供給信頼度が適切な供給信頼度となる 供給 確保コスト増分 ( 円 /kw/ 年 ) = 供給 確保コスト単価 ( 円 /kw/ 年 ) 停電コスト減分 ( 円 /kw/ 年 ) = 停電コストの近似曲線を微分して計算 下の右図において 供給 確保コスト増分 と 停電コスト減分 が同じ値となる供給信頼度は 供給 確 保コストと停電コストに幅があることから の4 点となり これを結んだ で す範囲が適切な供給予備 となる コストの増分 ( 停電コストは減分 ) で表した場合 コスト ( 百万円 ) 800, , , , , , , ,000 供給力追加コスト 停電コストカーブ (9 エリア ) 供給 確保コスト + 停電コストの和が最 となる点を適切な供給予備 と なす コスト ( 円 /kw) 供給力追加コストの増分 停電コストの減分カーブ (9 エリア ) ( 下限値 ) ( 上限値 ) 適切な供給予備力 予備力 :12.3 百万 KW(7.8%) 予備力 :9.1 百万 kw(5.8%) 予備力 ( 百万 kw) 予備力 ( 百万 kw) 停電コスト ( 単価 :3,050 円 /kwh) 停電コスト ( 単価 :5,900 円 /kwh) 供給力コスト ( 単価 :16,800 円 /kw/ 年 ) 供給力コスト (16,800)+ 停電コスト (3,050) 供給力コスト (9,800)+ 停電コスト (5,900) 供給力コスト ( 単価 :9,800 円 /kw/ 年 ) 停電コスト ( 単価 :3,050 円 /kwh) 停電コスト ( 単価 :5,900 円 /kwh) 供給力コスト ( 単価 :16,800 円 /kw/ 年 ) 供給力コスト ( 単価 :9,800 円 /kw/ 年 )

34 ( 参考 ) 経済性分析による適切な供給予備力の算定手順 33 5 適切な供給予備 を踏まえた供給信頼度の基準値の算定 4で算定した適切な供給信頼度の範囲から基準値として採 したいポイント( 例えば 適切な供給信頼度の上限値 下限値 ) と 致する供給信頼度の基準値 (EUE) を算定する 具体的には 3の停電コストカーブ作成時と同じ 法で 各エリアの需要 1kWあたりのEUEを 律 ( 供給信頼度を 律 ) と仮定した上で それに対する全国の予備 を確率論的必要供給予備 算定 法で算定し 適切な供給信頼度の上限値 下限値と予備 が 致するポイントのEUEを供給信頼度の基準値とする コスト ( 円 /kw) 供給力追加コストの増分 停電コストの減分カーブ (9 エリア ) ( 下限値 ) ( 上限値 ) 適切な供給予備力 EUE=4 百万 kwh/ 年 EUE=15 百万 kwh/ 年 予備力 :12.3 百万 KW(7.8%) 予備力 :9.1 百万 kw(5.8%) 予備力 ( 百万 kw) 停電コスト ( 単価 :3,050 円 /kwh) 停電コスト ( 単価 :5,900 円 /kwh) 供給力コスト ( 単価 :16,800 円 /kw/ 年 ) 供給力コスト ( 単価 :9,800 円 /kw/ 年 )

35 ( 参考資料 3) 電源の計画停 を考慮した設備量の評価 34

36 ( 参考 ) 電源の計画停止を考慮した設備量の評価 ( 今後の検討課題 ) 35 現状は 各 の最 需要電 ( 最 3 平均電 (H3)) に対する必要供給予備 が 律 ( 下図 x%) となるように電源の補修を計画 ( 実施 ) したものとして算定している しかしながら 昨今の再エネの導 量拡 等の影響により 夏季ピークであったエリアにおいても残余需要で ると夏季と冬季の差が さくなる傾向があり 電源の計画停 期間が軽負荷期に 分に確保できず 重負荷期に 定の補修が必要となる可能性があることを踏まえ 電源の計画停 を考慮した必要供給予備 ( 下図 y%) の評価について検討中 現状 各 の最 需要電 ( 最 3 平均電 (H3)) に対する必要供給予備 が 律 (x%) となるように電源の補修を計画 ( 実施 ) したものとして算定 検討中 電源の計画停 を考慮した設備量の評価イメージ 各 の最 需要電 ( 最 3 平均電 (H3)) に対して EUE の基準値を満たす必要供給予備 が 律 (x%) 及び電源の計画停 必要量を考慮した必要供給予備 が 律 (y%) となる計算を実施 設備量 電源補修計画 + 電源の計画停 必要量設備量電源補修計画電源補修不 量 x% x% 供給 1 x% x% x% y% x% x% y% x% y% 供給 1 y% A エリアの 別の最 需要電 (H3) A エリアの 別の最 需要電 (H3) 太陽光発電の供給 ( 下位 5 平均値 :L5) を含む 太陽光発電の供給 ( 下位 5 平均値 :L5) を含む

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