経済産業省
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総合資源エネルギー調査会総合部会 電力システム改革専門委員会地域間連系線等の強化に関するマスタープラン研究会(第3回)‐議事要旨

日時:平成24年3月26日(月曜日)13時~15時
場所:経済産業省別館9階944会議室

出席者

地域間連系線等の強化に関するマスタープラン研究会委員
横山座長、荒川委員、伊藤委員、大橋委員、岡田委員、荻本委員、鳥井委員、柳川委員

経済産業省
高原資源エネルギー庁長官、今井資源エネルギー庁次長、糟谷電力・ガス事業部長、新原省エネルギー・新エネルギー部長、三田電力・ガス事業部政策課長、片岡電力市場整備課長、佐藤電力基盤整備課長、米田ガス市場整備課長、村上新エネルギー対策課長、江澤電力需給・流通政策室長

オブザーバー
ESCJ江川事務局長、エネット遠藤取締役営業本部長、日本エネルギー経済研究所小笠原電力グループマネージャー・研究主幹、日本風力発電協会鈴木理事、電気事業連合会勝野企画委員会委員長、電源開発田生取締役、太陽光発電協会萩原副部会長(代理:池田部長)、東京ガス菱沼ソリューション技術部長(代理:土方グループマネージャー)

説明者
有限責任監査法人トーマツ西本ディレクター、財団法人電力中央研究所高崎上席研究員

議題

  1. 震災を踏まえた供給信頼度とFC必要量について
  2. 地域間連系線等の強化に係る工期の短縮について
  3. 送電線工事の工期短縮の可能性について
  4. 政策的観点から見たFC必要量の検証について
  5. ポテンシャルをベースとした地域内送電網強化の在り方について
  6. 北海道・東北地域における平成23年度風力受付応募量全量を導入する場合の系統対策について
  7. 地域間連系線等の強化に関するマスタープラン(骨子案)について
  8. 送電線工事費用と期間に関する考察について
  9. 連系線増強の技術的実現可能性検証報告書について

委員からの主な意見

  • あまり大きな増強をしたくない意思表明と聞こえる。増強は必要命題と理解。また、再エネの大量導入を考えても、90万kWに上乗せして検討すべきではないか。
  • 増強の工期の長期化、コストの肥大化のリスクも踏まえると、複数地点同時並行で進めることも考えるべき。北本も同様に考えると、30万kWの2ユニットの増強も考慮してはどうか。
  • ただし、希頻度大災害、再エネ対策が地域経済に寄与するものではなく、また後者については地域のニーズによるものではないことを考えると、プロジェクトごとに主体を分けるべき。一部は国のプロジェクトとして、国全体で費用を分担することも含めて考えるべきとの印象。
  • 今回の風力の資料は第一期目と理解。今回は、500万kW程度まで増やせるとの説明。応募量は一つの考えだが、賦存量、ポテンシャルを含めて、次のステップの検討も進めて頂きたい。
  • 国の政策として、洋上風力も考えているのであれば、将来的には、これも積極的に含めた検討を考慮して頂きたい。
  • 設備利用率については、20%とのことであったが、北海道、東北の風況の豊かな地域では、もっとあると認識。コスト算出にも影響を及ぼす。
  • 海底ケーブルを本格的に考えることが重要。北本が最優先であり、その次として地域間連系線・の広がりということになる。
  • ケーブルの工事費、期間について。実績を踏まえた評価としては理解。3.11後の、緊急時、新しい状況であるとの認識を踏まえた評価が必要。
  • 互いの系統のリザーブを考えると90万kWが妥当であり、これ以上増やすと電源の対策費が増える、との説明と理解した。もともとは必要性から検討したが、実際の連系による効果を経済性も含めて考えたところ90万kWが上限との理解でよいか。
  • 資料3-1のP8。需要側対策は1ヵ月後になくなっているように見える。1ヵ月後には需要側対策は必要ないということか。本当にこうなるかは不確実性があると考える。
  • 将来更なる増強が必要となる事態があるのではないか。これを踏まえるとどの地点が、コスト的、運用的に妥当かも含めて検討すべき。
  • 資料4について。P7。太平洋側については、地内増強はあまり必要ない。よって、下北、津軽、秋田の検討を行なったとのことであった。つまりこのコストでもしかすると500万kWぐらいの連系が可能と理解したがいかがか。
  • 資料5。将来の電源配置や既設発電所の運用形態が結果に効いてくる。風力の抑制を積極的に取り入れることで、エネルギーは失わないが、増設コストやタイミングを抑制できる。
  • FC増強については、A,B,C案が既設地点。DがHVDCを採用し大容量で工期もかかる案。デマンドサイドを含めた検討や費用対効果はご議論頂きたい。超稀頻度のものに対して、どこまで連系線あるいは電源の予備をもつかというご議論を頂きたい。
  • 同時平行的にしてはどうか、との議論について。C案では、既設の2地点をそれぞれ30万kWおよび60万kW増強する案。
  • 既設FC地点では、1地点での拡大には限界があり、複数地点への分散となる。ただし、HVDCで大容量をやるとなると、投資効率的には一箇所に集中し、工期的にも長期を要する。
  • 工期については、少しでも短縮していくようにしたい。
  • 90万kWの系統余力について。確かにこの検討は、限度ではなく、一方が8%の余力を持っていれば、90万kWの増容量で融通できるというもの。もう少し時間軸を伸ばすと、応援側に予備力以外で供給余力があれば、まだ応援可能という可能性はある。
  • 1ヵ月後の需要対策について。確かに、このとおり供給力が積み上がっていくかについても不確定要素が多い。必要であればDSMを期待したい。
  • 風力、メガソーラーの大量導入で地産地消を越える部分は、他社の調整力を期待せざるを得ない。そのための系統増強に多額のコストと期間がかかる。その上でのエネルギーミックス議論を望む。
  • 北本30万kW増容量は、北海道、本州側共に、特段の系統増強不要。それを超えると抜本的な基幹系統の増強対策が必要。
  • 岩手地区はポテンシャルが高い。実際平成22から23年において応募量が増えている。特に赤線部分は、今回、49万kWの応募を160億円程度の増強費用をかけて入れる検討をしている。
  • kWh単価をいかに下げていくかが重要。トーマツが過去の見積もりから見て違和感が無いとのことだったが、今後は10電力の見積もりの取り方についてはさらなる検討があり得る。
  • FC90万kW以上の上乗せの議論で、稀頻度のリスクに対してものすごいインフラを張るのは対応としてややどうかと思う。自家発などの対応などをより厚くしていくのが現実的ではないか。
  • 全国大で再エネ導入や供給安定対策をしていくとき、それぞれの増強対策の整合性があるかどうかを費用対効果で分析する。その際には今後のエネルギーミックスの状況等でかなり変わるので引き続き分析が必要。
  • 資料6について、今後の「広域運営のあり方」とあるが、中長期の連系線のロードマップ、エネルギーミックスに関係する。今後の広域運営のあり方のイメージをお聞きしたい。
  • この問題は一つを考えると他が変わる多体問題。骨子について、「Ⅲ.対応策の検討」の箇所で、現在の案では供給信頼度の再評価で考えているが、その前に何かあるのではないか。基本的な考え方として優先順位の論理構成をすると納得しやすくなる。
  • 震災対応として、全ての可能性に手当てをすると非常に設備が大きくなりがち。今回の1ヶ月、との考えは一つのメルクマールとしては妥当。しかし将来の変化への対応としては、フレキシビリティが重要。
  • 再エネを国としてサポートするのであれば戦略的に考えておく必要。一方で国がお金を出すならその理由を整理すべき。
  • 実際には土地収用などを含めて検討しても最善ケースでどうしても7、8年はかかる。10年が半分にはならない。
  • 90万kWの増強では、将来の変化を踏まえると、各案をしばらくフレキシブルに検討していくことが重要。
  • 老朽化があるので定期的なメンテナンスが必要。常時潮流が乗るのであれば、冗長性をもった設備形成が重要。
  • 資料5で応募量をベースとして検討しているが、2年間風力の補助金がなく、地点開発が出来ない状況。実際の開発候補地はこの倍はある。
  • 東北管内の実際の風力出力を協会で解析したところ、出力が80%となるのは、年間の10%未満。これも踏まえた検討をして頂きたい。
  • スライド13で、東北の日本海の送電線は長期的な話だと思うが、長い送電線であり、直流送電、場合によっては60Hz地域への送電も検討に入れて頂きたい。
  • FCコスト評価で、海外の連系線との比較評価が必要。その際に差異があれば原因は仕様なのか、規制なのか深堀して頂きたい。
  • 費用負担について、電気料金、託送料金とするとどのくらいの金額なのか。国の関与としても国民のメリット・デメリットを示す必要がある。
  • 基本問題委員会や電力システム改革において分散型エネルギーの重要性が指摘されている。コージェネレーションの供給力評価についてもマスタープランに記載して頂きたい。
  • 報告書をまとめるにあたって、背景などにビジョン、目的、目標、評価の視点などを入れて頂きたい。これがあって、どんな課題、解決があるか、との構成となると思う。

以上

関連リンク

 
最終更新日:2012年4月4日
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