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 4 回）議事要旨 1. 日時：平成 24 年 4 月 6 日（金）15：00-17：00 2. 場所：経済産業省別館 11 階 1120 会議室 3. 出席者（敬称略）： ○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 ○経済産業省髙原資源エネルギー庁長官、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、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、東京ガス菱沼基盤技術部長 4. 議題・広域運用に係る日欧米の比較について・地域間連系線等の強化に関するマスタープラン中間報告書（案）について 5. 委員からの主な意見・２０２０年までに、ということに違和感がある。社会からは「次の災害に間に合うのか」と聞かれるのではないか。・Ｐ３０の北本、地内については、前回かなり踏み込んだ数字があったので、中間報告書にその数字を入れて頂きたい。・ＦＩＴ法には安定供給を理由とする接続拒否事項があり、多く発動されるとＦＩＴ法の意味が薄れる、との指摘が多い。ＦＩＴに関しても事業者を含めて実態を踏まえて議論していきたい。・先ほどの北本に関するご指摘については、報告書Ｐ３０の「将来計画を含む」との記載が先を見た計画であることを意味している。・Ｐ２２の風力の供給力評価については、欧州の事例や国内の取組等を踏まえた記載ぶりとしていただきたい。・前回、東北の北や西に風力３２０万 kW を入れる際の地内増強の費用が出された。一方、岩手での風力連系はそれほど増強費用がかからないように見えた。東北での全体としての導入量としてこの分を上積みしたものを示してほしい。・Ｐ２４で既存電源の調整機能向上や再エネの発電抑制によりトータルで再エネを増やすことを検討と書いてあり、費用をかけずに導入量を増やすというのが大変重要な観点。・今回は、費用について丹念に検討している。Ｐ１１の「基本的考え方」に際して当然経済性を見ていることも記載していただきたい。・導入量の見込み値の扱いは検討させていただく。要は、北海道電力及び東北電力で行った一 1／3 例という位置づけということなのだが、分かりやすく記載する。・大前提として経済性があることを冒頭に記載する。・本研究会は実情を踏まえた、しっかりとした議論の積み重ねができており、具体案の検討、課題の洗い出しなど極めて有意義であった。具体的な案や課題を電力システム改革専門委員会に速やかに報告して、より実情に沿った議論にしていただきたい。・ＦＣ増強目標を喫緊の課題で２１０万 kW、政策的な観点でみてできるだけ早期に３００万 kW とすることは妥当と評価している。このためには事務局の強力なサポートが必要。・北本を事業者負担で３０万 kW 増強することは妥当。一方、それ以上は基幹系の増強が含まれ負担が極めて重い。今回の検討を電力システム改革専門委員会や国民の目に早く触れさせて国民負担で行うことが妥当かを議論するべき。国民がそれを支持するのであれば、具体的な増強の検討をするべき。・資料３について、平常時に関して、欧州は連系線に関する記述が主だが、米国は需給バランスに関する記述が主となっており、論点を絞ってまとめていただきたい。また、非常時の運用の記述との整合を踏まえて記載していただきたい。・Ｐ３１で様々な政策的支援が挙げられている。特に費用がストランデッド化することを避けることを視野に入れるべき。ランニングコストなど長期的な観点の支援策が必要。・ランニングコストも含めた確実な費用回収はＰ２７に「総括原価コストへの確実に反映できる仕組み」とあるが、御指摘は承った。・事業者から見ると経済合理性はないが、国民経済からみて政策的に推進する施策があるのは正しい。冒頭に国民経済の観点で、費用対効果で見てある程度合理性があるが事業者ではできない施策など経済性の観点を大きく打ち出していただきたい。・正確に費用対効果を考えるとＦＣは厳しいかもしれないが、リスク対応として考えられる。かっちりした費用対効果が無くてもある程度の数値は見せた方が地に足の付いた議論になる。・再エネも蓄電池や出力抑制、解列を含め費用対効果で考えるべきというのはそのとおり。・取引活性化を論点として書くのは良い。費用対効果の分析が今後必要とされる。・将来の状況変化に対する柔軟性について最初の考え方に記載していただきたい。・２０２０年まではどうしてもかかる、とのこと。では２０２０年まではどうするのかが気になる。・再エネが２０２０年まで連系できない、ということでは問題。費用対効果で、蓄電池、解列など連系線が整備される前にもやっていくべきことはある。接続拒否事由についてはどこかで議論が必要。・２０２０年までかかる主な理由である土地取得は、送電線の新設と既設増強で異なる。・ＦＣの既設増強案と新設案の工期の違いは、送電線の増強と新設の違いなので明記する。・事業者として、稀頻度だが影響の大きい、複数エリアの大規模電源の同時脱落リスクを考慮して、安定供給のためのＦＣ増強必要量を９０万 kW とした。これに一定の妥当性がある、と評価をされたこと、また国として工期短縮に向けた取り組みを行う、とされたことから、事業者として早期増強に向け努力していく。・今回の９０万 kW は、Ｎ−１を大きく超える極めて稀頻度な事故を考え、さらに需要脱落も含めない厳しい条件下で考えている。更なる増強は「政策的判断」で行なわれるものと理解。・更なる増強は将来の電力需給、デマンド・レスポンスの普及や効果等を考慮した上で、費用対 2／3 効果を踏まえて必要量を検討すべきであり、国がその必要性を精査して判断し、国民への説明責任を十分に果たすことが重要。・風力について例外的に地内増強を支援とある。その他再エネの扱い、費用対効果を踏まえ、国がその必要性を精査した上で判断し、費用負担・回収方法を含め、国民に説明責任を果たすことが実施するときの大前提。・２０２０年までの対応としては、東清水ＦＣの運用を現在の１３万 kW から平成２４年度中に３０万 kW にしたい。これは当初平成２６年とされていた計画の前倒し。・風力発電の供給力については、Ｐ２２で「期待することは不可能」とあるが、長期的な需給バランスを組む上では厳しい、ということを付言していただければと考える。・Ｐ１８に経済性だけでなくリスク対応の観点も踏まえ、とあり、今後の検討で踏まえていきたい。・今回のようにＦＣ費用などについて第三者検証をしたのは画期的プロセスであった。電力システム改革専門委員会で丁寧に説明していく。・緊急時に連系線の運用容量を拡大できるのであれば、通常時のマージンを減らして空容量を増やせるのではないか。・Ｐ２４にマージンを「平常時は市場活性化等の観点からも利用」とある。マージンＢは代替供給力の確保があり、使い勝手が悪い。デマンド・レスポンスを代替とすることも検討していただきたい。・Ｐ２９の「検討の方向性」で、安定供給、再エネの観点とあるが、競争促進という観点も入れていただきたい。・ＥＳＣＪの喫緊の課題である、運用容量の緊急時の評価と市場分断について方向付けをいただいたので、それに沿って取り組んでいく。連系線増強の調整プロセスも遅れないように実施する。・東日本大震災では、関東の大需要地帯の需要減少は少なく、需給ギャップが生じた。一方で、東北は需要が減った。阪神淡路大震災でも需要が減少し、計画停電は無かった。次の災害では需要が減少する可能性があり、地震発生とその影響などの研究が更に進むことを期待している。以上 3／3