－115－

第３部

供

給

力

通電力などを決定する｡

Ⅰ

電力需給計画の概要

１

電力需給計画の意義

なお，電気事業者（特定電気事業者及び特定規模電気事業者を除く）は，電気事業法第 29条の定めにより，当該年度の開始前に経済産業
電力需給計画の目的は，想定した電力需要に大臣に届け出ることが義務づけられている供給対応して，電力の安定供給と電力設備の経済的計画の中に，長期需給計画（年度別，初年度以開発，経済的運用をはかるために電力需給の実降 10 年間）と短期需給計画（月別，初年度）を態を明確にし需給運用の指針を得ることにあ記載することになっている｡*

る｡
需給計画は，設備計画および運用計画のなか

２

供給力の分類と特質で最も基本となるものの一つで，同時に収支，
資金，燃料計画をはじめ，企業全般の事業計画

供給力は，使用するエネルギーの種類により，と密接な関連を有しており，10 年程度を対象と水力・火力・原子力・新エネルギーに大別されした長期需給計画と至近年を対象とした短期需る｡

給計画とがある｡

また，これらの供給力は日負荷曲線 (119 頁，
日負荷曲線に適合した各供給力の発電曲線参(1)

長期需給計画照) にあてはめた場合の分担部分に応じて，次の３種類に分類される｡

長期需給計画は，電源，送変電設備などの建水力（流込式，調整式フラット分）

設計画を作成するための基本となる計画であり， ベース供給力

火力（ベース火力，地熱）所定の供給信頼度を確保した上で，長期的な総原子力

合経費最小を目的として策定される｡
従って，電源開発計画とは密接不可分の関係にあり，この両計画は相互にフィードバックを受けつつ最適計画に導かれるものである。
当委員会では，長期需給計画の 10 年分を対象に調査を行っている。

(2) 短期需給計画

需要のベース
部分を分担する
ミドル供給力火力（ミドル火力）

ベース供給力とピーク供給力の中間部分を分担する
ピーク供給力需要のピーク部分を分担する

水力（調整式調整分，貯水式，揚水式）
火力（ピーク火力）

各供給力の特質は以下のとおりである｡

短期需給計画は，計画期間における電源開発計画が既に決定しているので，想定需要を，定められた供給設備によっていかに充足するかを決定し，需給運用の指針を得ることが目的となる｡ 検討の目的は電力の安定供給の確保と経済運用におかれ，期間内の必要な需給均衡度を算定することによって水・火・原子力発電所などの運転，補修計画，貯水池使用計画，会社間融＊電気事業法施行規則第 46 条参照｡

この章で述べる供給力の考え方は，日本電力調査報
告書の他，供給計画の供給力算定の基礎となるものである｡

－116－(1) 水力

価値の高いエネルギーが得られるため，今後も水力の主流として大型機の開発が計画されてい水力は，その機能別に見れば，自流式 (流込る｡
なお，近年では，深夜のポンプ運転時におい式，調整式)，貯水式，揚水式水力に分けられそれぞれ運用上の特質は以下のとおりである｡て出力調整機能をさらに高めた可変速揚水機＊1の開発導入も行われている｡

(a)

自流式水力

自流式には流込式と調整式がある｡
(ｱ)

流込式水力

調整池がなく河川流量をそのまま発電に使用するので，直接出水の影響を受ける｡ このため

このように，調整式・貯水式・揚水式は流込式と違って起動停止および出力調整が容易で，負荷変動に対する即応性が優れているため，日負荷曲線においては，一般的にピーク部分を分担している｡

季節的に，各年毎に流量が変動し，また，需要また，当委員会では，自流式 (流込式，調整の変化に見合った出力調整が行えない｡ そのた式)，貯水式を合せて一般水力とし，揚水式と区めベース負荷を分担し水の有効利用を主眼とし別している｡て運用される｡(ｲ)(2) 火力調整式水力河川流量を日間または週間で，調整池により調節し，時間的に出力調整が可能である｡ 出力

火力は，その消費燃料種別別に見れば，石炭，調整に即応でき，しかも比較的調整容量の大き

LNG (含む冷熱)，石油 (重・原油など)，LPG，

いものは負荷の小変動に応じて発電し，周波数

その他ガス (高炉ガス，コークス炉ガスなど)，

調整などに使用される｡

瀝青質混合物 (オリマルジョン＊2 など)，地熱な
どに分けられ，電源のベストミックスの観点か

(b)

貯水式水力

ら，石炭，LNG を主体に開発が推進されている｡

相当長期にわたって貯水池により流量調節を行うことができるもので，河川流量を豊水期に火力の特質としては以下のとおりである｡①

機器保安上，定期的に補修作業 (定期事業

貯水し，渇水期に放流する機能を有し，年間の者検査は，タービン４年を越えない時期に需給運用計画に基づいて効率的に運用される｡

１回，ボイラー２年を越えない時期に１

なお，調整式に比較して流入量による出力変動が少ないため，安定した発電ができる他，需回：詳細 135 頁参照) を行う必要がある｡②

計画外停止率が水力に比べ大きい｡

要変動に即応できる優れた予備力として使用さ
れている｡
(c)

揚水式水力

上下に貯水池をもち，深夜，休日などの軽負荷時(または豊水期) に揚水し，それを貯水してピーク時(または渇水期)に発電する方式で，純揚水式と自流分を伴った混合揚水式とがある｡
揚水発電は，揚水時，発電時の両損失が加算されて，総合効率は 65～75％程度となり，揚水することによってエネルギーは減少するが，火力・原子力発電の深夜余力などを利用して，このエネルギーをピーク時の電力に転換すること
により，調整式と同様の優れた調整能力を有し，＊1 可変速揚水発電システム
従来の揚水機は定速度で運転されることに対し可変速機は，周波数一定の３相交流が流れる固定子に対し，サイクロコンバーターによって周波数が変わる３相交流を流した回転子の周波数を変えることによって，回転速度を調整することができる｡
この特長としては，・ 揚水時の系統周波数制御 (AFC)・ 回転体の慣性エネルギーを利用した電力授受などによる系統安定度の向上
・ 運転可能領域の拡大
・ 部分負荷効率の改善による水車性能の向上などがあげられる｡＊2 オリマルジョン
南米ベネズエラのオリノコ川流域で産出される天然オリノコタールに水および界面活性剤を加えエマルジョン化（乳化）し，Ｃ重油並みの粘度としたもの。

－117－③

出力変化速度，出力変化幅に制限があり，起動停止に時間がかかる｡ また，起動停止④⑤(c) 石油火力 (重・原油火力等)
需給変動に柔軟に即応できる運用性と燃料供には熱損失を伴う｡

給のバッファ機能に優れていることから，ピー

最低出力運転に限界があり， 一般に最大出

ク負荷を主に分担する。脱石油化が推進されて力の 1／8～1／2 程度となっている｡

きたことで設備量は低下傾向にあるが，電源構大容量の高温高圧火力と小容量火力とは熱成のベストミックスの観点から，既設設備の長

効率に大きな差がある｡

寿命化などにより，ある程度の設備量を確保し主な燃料種別ごとの運用上の特質は現状でている｡

は以下のとおりである｡
(d)
(a)

石炭火力

地熱発電

地中から噴気する蒸気量を最大限に活用する

燃料の多様化や，経済性の面から着実に開発が進められている｡ 運用形態として，原子力にことが最経済運用となるので，高稼働運転とし，一般に出力変動は行わない運用としている｡

次ぐベース負荷を主に分担する｡
近年では，従来の石炭火力プラントと比べ高効率で二酸化炭素排出量を低減できるＰＦＢＣ（ Pressurized

Fluidized

Bed

火力発電所を負荷曲線の分担部分に応じ分類
すれば，以下のように大別される｡

Combustion

Combined Cycle：加圧流動床ボイラ複合発電）
や Ｉ Ｇ Ｃ Ｃ （ Integrated coal Gasification
Combined Cycle：石炭ガス化複合発電）のプラントも導入されている。

(a)

ベース火力

負荷曲線のベース部分を分担する火力発電所
で，一般に運転費が低廉で熱効率が高い大容量機が該当する｡
なお，原子力の増加に伴い，日間の需要変動

(b)

ＬＮＧ火力

に対応し，夜間は出力調整を行う傾向にある｡

LNG 燃料は，長期契約により原則として年間の燃料受入量が固定化されていることから，計画的に燃料を消費する必要がある｡
近年では，熱効率・負荷追随性の優れたコン
バインドサイクル発電＊が積極的に開発導入されており，その種々の利点を使いベースからピークまで需給状況に応じた幅広い運用が行われている｡
また，LNG を気化してガスにする際の膨張力を利用してタービンをまわして発電する冷熱発

(b)

ミドル火力

負荷曲線の中間部分を分担する火力発電所で，一般に中容量機が該当する｡
負荷の大きさに対応して出力調整を行い，ＤＳＳ(Daily Start Stop：深夜停止・起動，日間起動・停止) 機能を保有するものは，経済性などを考慮してＤＳＳを実施する｡
また，大容量機でも,ミドル供給力として運用させるため，ＤＳＳ機能を持つものもある｡

電も導入されている｡＊

コンバインドサイクル発電
コンバインドサイクルは，ガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたもので，従来型汽力と比較して，・ 熱効率が高い｡
・ 起動停止が容易でかつ負荷変化率が比較的大きく，負荷追随性に優れるなどの利点がある｡ 従って，ベースからピークまで需給状況に応じて幅広い運用が可能である｡
特に，耐熱材料や冷却機構の開発改良により，燃焼温度を高め，熱効率を向上させた改良型コンバイ
ンドサイクル発電(ＡＣＣ)がＬＮＧ火力の開発の主流になっている｡

(c)

ピーク火力

負荷曲線のピーク部分を分担する火力発電所
で，一般に運転費が高く熱効率の低い小容量機やガスタービン発電機が該当する｡
負荷変動に応じ出力変動を行い，停止待機やＤＳＳもミドル火力以上に実施する運用となる
ため，設備利用率は低い｡

－118－(3) 原子力(4) 新エネルギー＊2

原子力は，核分裂エネルギーを熱源とした一

近年ＣＯ2 などの発生による地球温暖化や酸種の汽力発電所で，原子炉の構造により，沸騰性雨による森林破壊など，地球環境問題に対す

水型(ＢＷＲ) や加圧水型(ＰＷＲ) などがあり，る国際的な関心の高まりから，環境負荷を低減

また，近年安全性，信頼性，運転性，稼動率なできる未開発エネルギーを利用した発電システ

どの面で一層の向上を目的に，改良型ＢＷＲ

ムの技術開発・試験導入がされている｡ 具体的(ＡＢＷＲ) や改良型ＰＷＲ(ＡＰＷＲ)の開には，太陽光・風力などの自然エネルギー，地発・導入が行われている｡

方自治体が導入主体となっている廃棄物発電や原子力の特質としては以下のとおりである｡①

バイオマス発電，燃料電池などがある｡

火力と同様，定期的に長期間補修作業 (タこれらのシステムは，電力の安定性の面や，ービンは，１年を経過した以降 13 月を超え

既存の電源と比較して発電コストが割高である

ない時期に１回，原子炉は，13 月を超えないことなど，信頼性や経済性の面での技術開発が時期に１回) を行う必要がある｡ 近年，作業課題である｡

効率向上などにより，停止期間の短縮化が図

新エネルギーの主な種類の概要は以下のとおられるとともに，13 月を超えた長期サイクルりである。

運転についても検討がなされている｡①②

原子炉の特性から，出力変化速度はきわめ

太陽電池：Ｐ型とＮ型の半導体を接合した
セルに光を当てると電位差を生じる原理（光て遅い｡電効果）を利用して，太陽光から直接電気を原子力は，運転費が低廉であり，また前述の発生させるシステムで，発電量，安定性，経②項の特質から，出力一定運転として，ベース

済性の面で多くの課題があるが，有用な再生負荷を分担する運用となる｡
特に，今後とも可能エネルギーである｡②

風力：風車の回転力を利用した発電システ〇

エネルギー源の多様化

ム｡ 大容量化・低コスト化により採算性が向〇

原子燃料の輸送，備蓄が比較的容易で，上し全国的に導入が進んでいるが，風況によエネルギー供給の安定性が高い｡

り発電力が大きく変動し，系統周波数維持の二酸化炭素 (ＣＯ2) を排出しないため，面で課題がある。こうした課題への対応策と環境負荷を低減できる｡

して蓄電池併設型の風力発電や，需給調整力〇などの諸利点から開発が促進されており，供給力としてより一層重要な役割を担っている｡

が不足する時間帯に解列する風力発電の募集等の措置が導入されている。

また近年，エネルギー有効利用の観点から原子力の定格熱出力一定運転＊1 が一般的に行われている。

＊1 定格熱出力一定運転＊2 新エネルギー

原子炉の熱出力を，原子炉設置許可で認められた最新エネルギーは「新エネルギー利用等の促進に関す大値である定格熱出力に一定に保って運転する方法。

る特別措置法」において「新エネルギー利用等」と規

従来は，冬季のように海水温度が低く発電設備の熱効

定されており，「技術的に実用化段階に達しつつある率が向上する時期には原子炉の熱出力を下げて，電気が，経済性の面での制約から普及が十分でないもので，出力を定格値で一定としていたが，定格熱出力一定運

石油代替エネルギーの導入を図るために特に必要な転では，定格値を上回る発電機出力で運転ができ，よもの」と定義されている。

り多くの発電が可能である。

－119－③

廃棄物：廃棄物 (ゴミ) の燃焼熱を利用し

３

需要，供給力の取扱い方て蒸気タービンを回し発電する｡
なお， 蒸気タービンに都市ガスを燃料とし(1) 需要に対する供給力たガスタービンを組み合わせることで発電効率を高めた ｢ス－パ－ゴミ発電｣ も導入されている｡④

電力は他産業と異なり，消費と生産が同時に行われるという特性をもっているので，常に需要に対応できる供給力を保有していなければな料を除いた再生可能な生物由来の有機性資源らない｡ しかも，需要はその種類により変動特を燃料として発電する。地球温暖化防止や農性が異なるし，かつ，時々刻々絶えず変動して山漁村の活性化に向けて導入拡大が期待されおり，これに対応する供給力も発電の種別，形ている。なお，使用燃料から供給計画では廃態によって異なる機能を有しているので，需要棄物に区分される。

の変動に対応して，いかに経済的で安定した供⑤

バイオマス：家畜の糞尿や木屑など化石燃

燃料電池：水素と酸素を化学反応させ，電力を取り出す発電システムで，発電効率が高給力を組み合わせるかが需給計画の要点となる｡(特に短期需給計画)

く天然ガス，メタノールなど石油に代替する

変動する需要に対応した供給力を確保するたエネルギーを利用することができる。なお，

めに，第一に着目すべき点は毎日の最大電力で使用燃料から供給計画では火力発電所に区分あり，この最大電力に対し，適正な余力をもっされる。

た供給力を保有していなければならない｡

また今後は，長期運転継続など，信頼性と経済性が実用化に向けての課題である｡

同時に１日の負荷曲線の形状によって最適な供給力の位置づけをいかに行うかが大きな問題となってくる｡

また平成 12 年 10 月に，各一般電気事業者は，

具体的には，１日のうちで負荷曲線に適合す

趣旨に賛同する一般消費者から広く寄付金を集る供給力を計画するには，まず自流式水力につめ，新エネルギー導入に支援を行うグリーン電

いてその日の可能発電力に対する調整能力(128

力制度を設立した。

頁②L5 および平水，④調整能力の項参照) をさらに,電気事業者（一般電気事業者，特定電気事業者，及び特定規模電気事業者）に対して，

第Ⅰ－１図

その販売電力量に応じ一定割合以上を新エネル

日負荷曲線に適合した各供給力の発電曲線

ギーでまかなうことを義務づけるＲＰＳ制度＊

揚水式水力が平成 15 年 4 月に導入された。
需要＊ＲＰＳ制度

貯水式水力

揚水用動力

「電気事業者による新エネルギー等の利用に関する特別措置法（ＲＰＳ法）」に基づき導入された制度。
エネルギーの安定的かつ適切な供給の確保や環境保全等を目的に電気事業者に対して、毎年その販売電力

調整式水力（調整分）
ｋW

量に応じた一定割合以上の新エネルギー等から発電

火力される電気の利用を義務付けている。地熱発電や水力発電については発電方式や出力により一部が対象と原子力なっている。
流込式および調整式水力のフラット分
0

時

刻（h）

24

－120－
算定し，各時間ごとの供給能力を求める｡ これ②

供給力を好条件，悪条件などすべての場と，貯水式・揚水式水力および火力・原子力と合を総合して，実際に需要家へ供給する平を組み合わせて最も経済的になるよう負荷配分

均的な値で表わし，需要との差が零となっ(経済的な供給力分担理論は 156 頁参照) を行た場合に需要が均衡したとする方法｡
この場合は，計画外停止，渇水などのマうことになるが，これら各供給力の発電曲線を

イナス要因があらかじめ各供給力から平均概念的に示せば第Ⅰ－１図のとおりである｡
すなわち，火力・原子力供給力は，前述のよ的に差引かれているので供給設備の平均的

うに，出力変化速度，出力変化幅に制約があるな稼働状態として表わされており，電力量

ので，需要のピーク部分，急変部分など需要特面の検討に適している｡

性による変化の大部分を流込式を除いた水力供給力によって充足すれば，運用上も，経済性の面からも好ましい｡ なお，系統容量の増大と複４需給計画算定方式の概要

雑化に伴い，各要素の時系列的特性を考慮したシミュレーション手法によって電力需給の実態(1) 算定方式の大要を解明する方法も実用化されている｡ ( 282 頁，
14 電力需給シミュレーション計算の項参照)

需給計画算定のため，需要と供給力の相対関係を計算する方法をルール化しており，この大(2)需給均衡度合いの表現方法

要は第Ⅰ－１表および第Ⅰ－３図のとおりである｡

電力の需給状況を検討するためには，需要と

(a)

需要の表現

供給力の均衡度合いを明らかにする必要がある｡

需要は時々刻々変化し，毎日の最大電力も天電力供給設備は突発的な事故あるいは計画にな候の影響，季節的影響などにより月間，年間をかった緊急補修など予期せぬ停止 (計画外停通じて激しく変動している｡ このため需要につ止) があり，一方，水力では河川流量の豊渇水

いては最大電力，負荷曲線，日量などについて，

によって発電力が変化し，さらに需要について

一般に次の３区分に集約して表現する｡

も気温の変動などにより大きく予測違いを生じ○最大３日平均需要る場合があり，ただ単に想定された最大需要に○平日平均需要見合う供給力を保有しただけでは，到底需給均○休日平均需要衡を保持しがたいので，予備力を持つことが必なお，近年週休２日制が定着しつつあること要となってくる｡ この予備力を適正量保有してから，土曜日は平日と区別して取り扱うこともいるかどうかを確める均衡度合いの表現方法とある｡

して次の２つが考えられる｡①

全国的に夏ピーク型になった主たる要因であ供給力を需要家に供給し得る最大限の能る冷房需要の動向については特に注目し，その力で表わし，これと需要との差で供給予備

性格と量を的確におり込むことが必要である｡

力を示し，この供給予備力が所定の量を満電力量に換算する場合は，これらの集約区分足しているかどうかを見る方法｡(158 頁，Ⅲ供給予備力編参照)

された日量と，代表する発生日数との積によって求める｡

計画外停止，渇水，需要変動などで予備力の稼働を必要とする機会は，偶発的に起きることが多く，これらの予測し得ない事

(b)
(ｱ)

供給力の表現出水時点のとり方

象を確率的に求め，信頼度と供給予備力保一般水力および混合揚水式水力の自流分は，有量との関連を明らかにして需給状況を明

河川の出水の度合いによって可能発電力が変化

確にするにはこの方法が適している｡

するので，これらを計画面に適用するため，過－121－
第Ⅰ－1 表

項

算

目

需

要

供

出

の

表

現

出水時点

需給計画の算定方式の大要

供

給

能

定

方

力

式
供

給

電

力

量

月別最大3日平均電力をとる。

月別平日平均需要，休日平均需要をとる。

第Ⅴ出水時点（最渇水日）を基準とする。

第Ⅲ出水時点（平

水

日）

給
水
力
表

水・火・原子力共通

の
現

水

調整能力

第Ⅴ出水時点における調整能力を算定する。 平日平均需要，休日平均需要に対し，通常（128頁調整能力を参照）

期待し得る調整電力量を算定する。

停止分に含めず，計画外停止発生度数と計画外停止

計画外停止出水の関係を求め，必要供給停止分に含める。

予備力面で考慮する。
補
力

潜

修

計画補修による停止出力を控除する。

在

控除する

需 給 均 衡 の 場 合

同左―――――――

月別に適正供給予備力を保有することに需要と供給力の過不足零をもって，需給均よって需給均衡がとれたとする。

衡がとれたとする。
自流分は第Ⅲ出水時点を基に月日数によ―――――――

月電力量への換算方法

る。需要は，平日平均日数，休日平均日数
による。

数

値

表

現

送電端数値とし，必要に応じ発電端数値

同

もとる。

去の各年，各月の実績可能発電力持続曲線から第Ⅰから第Ⅴの５つの出水時点で代表し取り扱(ｲ)

左計画外停止の考え方

供給能力は計画外停止をなしとしたときの値によって表現する｡ 計画外停止による影響につうこととしている｡ (第Ⅰ－２図参照)

いては，過去の実績から計画外停止の規模とその第Ⅰ－2 図出現度数の関係を確率計算によって求め，これを出水時点の表示

必要供給予備力の面で考慮することとしている｡

代表出水時点

また，発電電力量の日量，月量を算出するに当たっては，計画外停止を考慮している｡

第Ⅰ
時点

(ｳ)
第Ⅱ
時点

計画補修の取扱い

計画的な補修については，あらかじめ各月需給均衡度などを考慮して補修計画を作成し，これにｋW

もとづき算出された補修出力を供給力から控除

第Ⅲ時点

する｡

第Ⅳ時点

(ｴ)

第Ⅴ時点

潜在出力等の取扱い

一般水力の調整能力分や揚水式水力の日間で発電可能な電力量を日負荷曲線にあてはめた場
30

1
日

数（日）

合に生じた潜在出力は，原則として水力の供給

－122－

第Ⅰ－3 図算定フ

水第Ⅴ出水時点供給能力
潜在出力を控除
計画補修分控除

力

火

ロ

ー

〔供給電力量計算〕
各需要の発生日数を乗じ，月間・年間電力量を求める。

〔供給能力計算〕

水第Ⅲ出水時点供給力

力

計画補修・計画外停止控除

力火

計画補修分控除

力（計画補修分控除）＊ ＊など考慮
稼動可能限界

原 子 力

原 子 力

そ
の
他
（新エネルギー・自家発・卸電力取引所取引分など）

その他（新エネルギー・自家発・卸電力取引所取引分など）

融

融

通

通

揚
供給能力合計

最用

動

力

供給電力量合計

3

大

供

水

給

日

平

均

予

電

備

平

日

平

均

需

要

休

日

平

均

需

要

力

力

余

力

ま

た

は

不

足

能力で控除する｡ なお，需要の１時間内変動に対水などに備えて保有する供給力であるため，当該応する供給力分についても，水力から控除する必最大需要の発生時間以外の時間帯の予備力は，最要があるが，上記潜在出力分は１時間内変動対応

大需要と同等以上を保有していることが前提で分に充当できることから，いずれか大きい方を控ある｡

除すればよい｡(152 頁，潜在出力参照)

また，夏季あるいは冬季などは特に，需要 (最大３日平均電力) の想定気象条件より過酷な猛

(c)
(ｱ)

需給均衡度の表現
供給能力

電力の需給均衡度を評価するには，前述の種々の需要，供給力の組み合わせによって供給予備力
保有量を算出することが必要となるが，供給予備力保有量を表現する基準としては○需

要……最大３日平均電力 (月間)

○供給力……出水は第Ⅴ出水時点
計画外停止なしとした場合

暑，厳寒時の気象条件を考慮した最大需要 (月間最大電力) に対応する供給予備力についても，緊急的な需給対策を加味した検討が必要である｡(167 頁，6 実績供給予備力参照)
(ｲ)

供給電力量

電力量の需給均衡度は，供給力を豊水などの好条件，計画外停止，渇水などの悪条件などを総合して平均的な値で表わし，需要との差により表現
し，過不足零でもって需給均衡がとれたとする｡

によって表現する｡
この供給予備力は，需要変動や計画外停止，渇＊稼動可能限界：136 頁参照

－123－

５

広域運営との関連一段と強化された｡ さらに， 昭和 54 年 12 月には北海道・本州間連系設備 (150MW) が運転開(1)

広域運営の意義と運用

(a)

意義

始して，全国常時連系系統が完成した｡なお，新信濃周波数変換設備は，平成４年５月に 300MW
から 600MWに増設され，また，北海道・本州間連

広域運営の目的は，全国の電力会社および電源開発会社が自主的経済責任体制の利点を生かし系設備は，昭和55年６月に150MWから 300MW，さらに平成５年３月には，600MWに増設された｡

ながら， 各社協調のもと， 設備の開発や運用な

大規模電源の開発，系統規模の拡大に伴い，昭どを効率的に実施することにより，電力需給の安和 48 年５月に，わが国初めての 500kV 送電線

定と事業運営の効率性の向上を図ることである。

が運転開始して以来，500kV 送電線による連系強

この体制は昭和33年４月１日に発足した。

化が着々と図られており，昭和55年５月には中・電気事業における広域運営の重要性にかんが西地域間，平成６年６月には中国～四国間， 平み，昭和39年に公布された電気事業法においても

成７年６月には東北～東京間で 500kV連系系統＊「広域運営のための宣言規定(第28条) 」などがが完成した｡その後も、平成11年3月に北陸・中部

織り込まれ，平成7年に新たに位置づけられた卸間連系設備(300MW),平成12年6月に四国・関西間供給事業者の能力の活用とあわせ，電力の安定的連系設備(1,400MW)，平成13年6月には中国・関西

かつ効率的な供給に欠かせないものとして位置

間の500kV２点連系運用開始，平成18年3月には東づけられている。

清水周波数変換設備が一部稼働（最大100MW）を開始するなど,連系設備の強化が着実に進められ

(b)

組織

広域運営の実施体制として，中央電力協議会とている。
平成18年度末の連系概要を第Ⅰ－５図に示す｡

地域電力協議会を設けている｡その組織および構成会社は第Ⅰ－４図，第Ⅰ－２表のとおりであ(2)

需給計画と広域運営との関連る｡
広域運営発足の契機は，戦後の電力不足による(c)

広域運営のための連系設備需給不均衡の是正であり， 各電力会社は， この昭和26年電力再編成のころは，東北電力－東京

不均衡是正を目的とした計画的な融通電力の受電力，中部電力－関西電力，関西電力－中国電力

給および緊急時の相互応援によって，電力危機をで一次送電線 (154kV， 110kV) による並列運転克服してきた｡

が行われていたが，系統容量の拡大に伴って技術

その後， 電源開発の促進などにより，需給の的諸問題が発生し，次第に常時並列運転は行われ均衡が維持できるようになり，さらに近年では電なくなった｡ このため，電力融通は発電所や負荷源多様化が着実に推進されており，これらの時代の切換などによって行われていた｡ その後超高の変化に即した安定供給，効率運用のための融通

圧送電線が増加し，これら技術的諸問題が解消すの拡大に努力が払われ，現在に至っている｡

るとともに，昭和 34 年～39 年にかけて，275kV，220kV 送電線による各地域内，地域間連系が進め＊電気事業法第28条(平成7年一部改正)られた｡ 昭和 40 年 10 月佐久間地点に建設され電気事業者相互の協調

た 50Hz・60Hz 周波数変換装置 (300MW) により，

｢電気事業者は， 電源開発の実施， 電気の供給， 電

50・60Hz が結ばれ，北海道を除く全国常時連系

気工作物の運用等その事業の遂行に当たり， 広域的運運転が可能となり，広域的な電力融通の受給に画営による電気事業の総合的かつ合理的な発達に資する期的な威力を発揮した｡

ように， 卸供給事業者の能力を適切に活用しつつ，相昭和52年12月には，新信濃変電所の周波数変換装置 (300MW) が運転開始し， 50・60Hz 連系は互に協調しなければならない｡｣

－124－
第Ⅰ－4 図
中央電力委員会

中央電力協議会組織図（平成 19 年７月現在）

幹事会

広 域 運 営 委 員 会
給 電 運 用 委 員 会
技術開発推進委員会
事第Ⅰ－2 表構

務局

広域運営構成会社一覧表

成

会

社

備

中 央 電 力 協 議 会

9 電力，電源開発

東地域電力協議会

北海道・東北・東京電力・電源開発

中地域電力協議会

中部・北陸・関西電力・電源開発

西地域電力協議会

中国・四国・九州電力・電源開発需給計画に関連する広域運営の効果としては，(c)

考昭和 33 年 4 月発足時は北地域電力協議会（北海道・電源開発）を置いたが，昭和 43 年 9 月に，東地域
電力協議会に統合した。

広域電源開発による設備の節減

供給予備力の節減，安定供給の維持，広域電源開各社の自主的経営責任体制のもとに，広域的見発による経費の節減などがあげられる。これらは地から，各社各地域における立地条件などを考慮

電力融通の形などで需給計画に表すこととなる｡

し，広域電源開発をすることにより，全国大での(141頁，(6)融通電力の項参照)

電源開発の効率化を図ることができる｡

以下に広域運営の効果について具体的に記載
する。

(d)

接じょう地帯における電力設備の有効利用(a)

供給予備力の節減

隣接二社間の需要地と電源地点の地理的関係

電力系統を連系すれば，電源の脱落事故，水力を活かし，ある地点で他社へ送電し，他の地点で発電所の出水状況および需要想定誤差などに対受電することにより両社の電力設備の有効利用処するための供給予備力は， 供給信頼度条件をを図ることができる｡

一定とした場合，単独系統の場合に比べて大幅に減少し，電源開発量の節減を図りうる｡(b)

電力の安定供給ならびに円滑な運用

送電線の作業停止時に融通を受給して供給信頼度の向上を図るなど，電力の安定供給ならびに円滑な運用を図ることができる。

－125－
第Ⅰ－5 図平成 18 年度末の連系概要

－126－

Ⅱ

電力需給計画の具体的算定手法

先に述べた算定方式に従って，具体的に供給力

２

供給力各要素の具体的算
定方法

(1)

一般的事項

な算定方法は，当委員会の供給力分科会，研究会

(a)

設備容量

などにおいて検討を行い，また，中央電力協議会

設備容量としては，認可最大出力をとる｡

各要素の算定を行うこととなるが，現在の具体的などの関係諸機関とも十分協議，調整を諮って確立したものである｡(b) 供給能力①

１

供給力算定要領

最大電力バランスでは，〔供給能力－需要〕 を保有供給予備力として表示することになっているので，各供給力においては，それぞれ供給予備力相当分を含んだ最大の電力調査報告書における供給力の具体的算定能力をもって示す｡

方法ならびに調書の作成要領は，｢電力調査報告
書供給力算定要領｣ により明らかにされている｡②

供給能力は発電所の発電能力から，計画

この ｢供給力算定要領｣ は，電力調査報告書のほ補修による停止電力と最大需要電力発生時

かに供給計画などの各種計画を作成する際の基に必要とする所内消費電力を差し引いたも礎として広く用いられている｡

ので１時間平均電力をもって示す｡

内容は①供給力調書作成要領

すなわち，供給能力は送電端で表わす｡②供給力算定要領

なお，短期需給計画では，所内消費電力を差し引く前の発電端も合わせて表してい③供給力調書記載様式る｡の３部および付則からなっている｡ 各部の内容
は概略次のとおりである｡③

供給能力は水力，火力，原子力，融通およびその他（新エネルギー・自家発など）(1)を加算した合計で示す｡

供給力調書作成要領

供給力調書作成上の方針および項目として，調
査期日，調書期間，調査範囲，算定値，算定区分，(c) 供給電力量①

供給電力量は，想定された需要をもととして，水力の出水を平水年とした場合につ算定条件などについて定めている｡

いて算出し，年間電力量をもって表現する｡(2)

供給力算定要領②

年間電力量は，原則として月別の供給電力量計算により求める｡
供給電力量計算では供給力算定上の細則で○需要の変動

(a)

設備容量

(b)

供給能力

○供給力の変動（計画補修，計画外停止など）

(c)

供給電力量

を総合的に組み合わせ，経済性，運用上の制

(d)

供給予備力

約を考慮して想定される稼働状態にもとづき，各供給力の分担する供給電力量を算定の項目に分かれている｡

し，電力量バランスを作成する｡(3)

供給力調書記載様式

供給力調書の様式，および記載上の注意事項を記している｡③

供給電力量についても，供給能力と同様送電端で表わす｡
なお， 短期需給計画では発電端も合わせて表している｡

－127－(d)

水時点における補修量を計上する｡

年度

４月１日に始まり，翌年３月 31 日に終る会計

一方， 長期需給計画では， 長期的に予定される計画補修， 短期需給計画における補修量およ

年度をとる｡

び実績の傾向をもとに補修量を算定する｡(2) 水力の供給力

補修量の算定については， 供給能力の減少とともに調整電力の減少についても考慮する必要

(a)

がある｡

水力の分類

(ｲ)

水力の分類には構造によるもの， 運用方法によるものなどいくつかの分類方法があり， 一般

所内消費電力水力の所内消費電力は， 過去の実績ならびに水力と揚水式水力に区分し， さらに一般水力に

設備計画値などをもとに算定する｡

ついては， 機能別に自流式水力と貯水式水力に電能力の 0.2～0.4％程度となっている｡(ｳ)

分類している｡ また， 自流式水力をさらに流込

一般に，発機能別の供給能力

式水力と調整式水力に細分している｡ (143 頁＜

水力の供給能力は， 以下の機能別分類による

参考＞[水力発電所の分類・級別分類] の項参照)

区分に従って算定し， それらの算術合計をもって供給能力とする｡

(b)

(ⅰ)

水力の供給能力水力の供給能力算定にあたっての一般的事項

自流式水力

自流式水力の供給能力は第Ⅴ出水時点の平均
可能発電力に調整能力を加算したもので表わす｡

は， 以下の通りである｡
水力の発電能力は，その発電所として常時，負
＊1

従って，

で，最大需要電力発供給能力＝平均可能発電力 (第Ⅴ出水時点)

生時に安定して発電し得る最大の能力を示すも＋調整能力－停止電力 (計画補修

荷曲線の形を満足した上分) －所内消費電力のである｡
なお， 近年増加傾向にある河川環境維持のための放流等， 制約を考慮した発電能力を求めるとなる｡
なお， やや容量の大きい調整池を有する発電所のうち， 系統運用に及ぼす影響の大きなもの必要がある｡
また， 供給能力は， 発電能力から計画補修にについては， (ⅱ)項で述べる貯水式水力と同様

よる停止電力， 所内消費電力を差し引いたものに， 個別の検討を行い供給能力を算定する場合

で示す｡

がある｡
①

従って，
供給能力＝発電能力－停止電力 (計画補修分)－所内消費電力

水力発電所のすべての設備が健全である場合に， そのときの水量を最大取水量の範囲内で完全に利用して発生できる発電力をいう｡

となる｡
(ｱ)

可能発電力

水力の計画補修

補修計画の策定に当たっては， 需給の安定と経済性を念頭に具体的な作業計画， 需給状況，
河川の出水予想， 潮流， 電圧対策， などを十発電実績の可能発電力 (実績可能発電力) を算定する場合は， 発電実績にいっ水電力を加算して求められる｡
実績可能発電力＊2＝発電実績＋いっ水電力分考慮して，実施時期の調整を行う必要がある｡
なお， 揚水機については，需給および系統上の要請による起動停止頻度が高いため， 一般水力に比べ補修インターバルが短くなっている。
停止電力 (計画補修分) は， 短期需給計画については， 補修計画に基づく具体的な停止をベースとして， 補修実績の傾向を参考に， 第Ⅴ出＊1

負荷曲線の形を満足した水力発電所の発電能力：
151 頁， (4)日負荷曲線における水・火・原子力供給力の負荷分担の項参照｡＊2 「放水位上昇による減少電力」を「いっ水電力」の外数として扱い，（実績可能発電力＝発電実績＋いっ水電力＋放水
位上昇による減少電力）と表す場合がある。

－128－
また，日可能発電電力量を 24 時間で除したも発電される部分を調整電力， その毎時間の合計のを平均可能発電力と称しており， 自己の調整を調整電力量と称している｡ この調整電力量は，池および上流発電所の水量調整により，自然流量

平均可能発電力以下に減少した貯水分に相当す

以上の発電を行う発電所についても，これを加える電力量と等しくなる｡

た日可能発電電力量の 24 時間平均値を用いる｡
第Ⅱ－1 図調整式発電所の調整運用（例）

日可能発電電力量
平均可能発電力＝②

24
Ｌ５および平水 (第Ⅴ・第Ⅲ出水時点) 水力の供給能力の算定については， Ｌ５ (第Ⅴ出水時点) における能力を使用している｡
また，供給可能電力量の算定については， 平
水 (第Ⅲ出水時点) における能力から求めた電力量を使用している｡
なお，出水時点は流況曲線 (144 頁＜参考＞[流況曲線・出水時点] の項参照) を作成し求め
ている｡
③

出水率

〔調整能力の算定〕ある時刻，日，または月の実績可能発電力を，その月の平水年＊1

調整能力は， それぞれの発電所の第Ⅴ出水時

における月平均可能発電力で点における可能発電力をもとに， 調整池容量，

除し， これを百分率で表わしたものを出水率と最大発電力， 水系運用に関する制約などを考慮

称し， 実際に発生した出水の豊渇水の程度を表し，水力供給力の分担する負荷曲線に適合させてわすものとして使用している｡

算定する｡

なお， 各社の出水率は一般にその社の自流式発電所を対象として算出している｡
出水率は期， 年についても算出される｡

従って，新増設発電所など，比較的数も少なく，個々に取扱われるものについては， 以上の各条件を考慮し，個々の発電所について算定される｡

このほか， 一定期間における水力発電所の平一方，既設自流式水力のように，多数の発電所

均可能発電力を， その認可最大出力で除し， こが対象となる場合には，これを総合して取扱い，れを％表示したものを設備出水率と称し， 同一

一般に， 第Ⅱ－２図の曲線で表わされるように設備に対し異なった年または月の出水状態を比較するのに用いられている｡④

調整能力

調整池を持っている水力発電所では， 逆調整
運用＊2 を行う場合を除き， 一般に河川の流水を深夜に貯水し， 昼間， 点灯時など重負荷時に増加放流する第Ⅱ－１図のような運転が行われる｡
図で斜線の施してある平均可能発電力を超えて＊１ 平水年：130 頁脚注参照＊２

逆調整運用：発電所の下流水量を平滑化するよ

うに調整する運用

第Ⅱ－2 図 限界調整電力，電力量曲線

－129－
総合平均可能発電力に対する限界調整電力，電力＊3

量の関係をあらかじめ求めておき， これを用②

貯水池水位の低下による発電能力の減少③

灌漑用水のための責任放流量などの制約条

いて算定する場合が多い｡
将来年度への適用に当たっては， 責任放流な件などを考慮の上④

負荷曲線への適合を検討して算出される｡

どの制約条件の変化，運転予備力，周波数調整の分担，送変電系統の運用との協調などを考慮し，調整能力の変化について検討する必要がある｡
(ⅱ)

貯水式水力

(ⅲ)

揚水式水力

供給能力の算定は上池， 下池の水位によって定まる発電能力と発電日量をもとに負荷曲線に適合させて算出する｡

貯水式水力は， 大幅に発電力を調整し得る機

なお， 純揚水式における発電日量は， 貯水池

能を持っており， 需給計画に大きな影響を与え

容量および揚水原資を考慮して算出される， 限るため， 各発電所の特性を考慮し， 個々に発電

界揚水発電日量を使用する｡ この場合の貯水池計画を作成する場合が多い｡

容量は，上池， 下池のうちいずれか小さい方で(なお， 自流式水力でもやや大容量の調整池を有する発電所についても， 本項に述べるような供給力算定をする場合がある)
これらの発電所の運用は， 貯水池， 調整池の月間， 年間水位計画にもとづいて行われ， 毎日

制約され，この容量より揚水原資が下回る場合は揚水原資保有量＊5 で制約される｡
また， 混合揚水式の発電日量は前記の限界揚水発電日量に自流発電日量，補給・補填発電日量を加える必要がある｡の発電は平日の平均発電日量に， 必要に応じ，これらの自流発電，補給・補填発電は，一般水補給発電日量ならびに補填発電日量＊4 を加えて力と同様に，河川流量および調整池，貯水池によ行われる｡

る調整にもとづくので，調整能力，流量特性，系

従って， 需給計画における供給能力の算定に

統からの要請などの諸条件を考慮して算出する｡

当たっても，①(平日平均発電日量) ＋ (補給発電日量)＋ (補填発電日量) ＝限界発電日量をもととし，＊3

限界調整電力， 電力量：
保有する貯水池・調整池の設備容量をもととし，最近の調整実績，貯水池・調整池，水系の運用実態を加味して，計画外停止，渇水など異常事態の発生に際して，水力発電所の調整能力を最大限に活用した場合に，発電し得る調整電力，電力量をいう｡ 従って，限界調整電力 (電力量) は，調整電力 (電力量) の稼働可能値を示すもので，通常時の実際稼働値よりその数値は大きくなる｡
多数発電所の場合，平均可能発電力と限界調整電
力， 電力量との関係は，一般に第Ⅱ－２図のような曲線で表わされる｡
この曲線を作成する場合は， 平均可能発電力整電
力 (電力量) の実績を検討し，期待し得る限界調整能力を求め，同時に個々の水系，発電所ごとに運用計画を検討して確認する｡ なお，調整能力曲線は，ピーク継続時間のとり方，各河川の出水の不等時性などにより異なった曲線を画くので，運用実態に即し，妥当な実現確率のものをとるよう留意する必要がある｡
また，限界調整能力は，異常時における稼働可能値を示しているため，供給電力量計算は，上流貯水池の補填発電など，異常時運用の影響を除き，通常運用される程度の調整電力，電力量を用いて算定する｡＊4補給発電ならびに補填発電日量：
補給発電とは，需要の月内変化，水力供給力の豊渇水変動など，通常の需給変動に対応し，発電力を増減させ，月内の火力燃料経費を最小とするなど経済性を高めるとともに，需給均衡度を一定に保つための発電をいう｡
需給状況の変動と補給発電の関係を概念図として図示すれば第Ⅱ－３図のようになる｡
また， 補填発電とは， 需要の予想以上の増加， 計
画外停止などの異常時に， 上記の補給発電に加え，貯水池を最大限に活用して， 一時的に増加発電を行い， 需給均衡を維持するための発電をいう｡ 異常事態の解消後は， 以後の需給運用に支障を来たさないよう， 水位の回復がはかれる範囲内の発電量であることが必要であり， 貯水池ごとの能力に応じて計上されている｡
補給発電， 補填発電の能力は， 個々の発電所の調整能力， 河川流量特性および系統からの発電要
求度合 (連続補填日数， 発生頻度， 貯水池水位への影響) によって左右されるため， これらの時系
列的特性をおり込んだシミュレーション計算などの方法で検討が行われている｡ なお， 自流式水力のうちやや大容量の調整池を有する発電所 (AB 級)については， 通例， 補填発電能力はあまり見込み得ない｡＊5 揚水原資保有量：
揚水用動力に利用し得る火力・原子力の余力， 余
剰電力を揚水可能時間について合計したものであり， 各時間の電力は， 最大揚水入力以下となる｡(第Ⅱ－４図参照)

－130－
第Ⅱ－３図

需給状況の変動と補給発電算定する｡ 一般に， 発電電力量の 0.3～0.7％程度となっている｡(ｳ)

機能別の供給電力量

水力の供給電力量は， 以下の機能別分類による区分に従って算定し， それらの算術合計をもって供給電力量とする｡
(ⅰ)

自流式水力

自流式水力の可能発電電力量は実績の可能発
電電力量の累年平均値とする｡
なお， やや大容量の調整池を有する発電所については， 次に示す貯水式水力の供給電力量算
第Ⅱ－４図

揚水原資

定方法に準じた取扱いをすることもある｡
(ⅱ)

貯水式水力

貯水式水力の可能発電電力量は， 貯水池使用
ルールにもとづき， 過去の毎年毎日の流量を用いて算出した発電電力量の累年平均値とする｡
累年期間は， 自流式水力同様，原則として至近 30 ヵ年とする。
なお， 水位変動による電水比， 最大出力の変化の少ない発電所については， 目標水位および累年平均流量により電力量を算出する簡略手法も用いられるが， 異常流入時の影響などに十分
留意しなければならない｡
なお，その池容量の制約から，揚水，発電のサイクルがおおむね日単位のものと，週末，休祭日にも揚水して，週単位の調整が可能なものとがあり，週間調整が可能な場合は，揚水原資もそれに見合った算定を行う｡(c)

水力の供給電力量

水力の供給電力量は， 平水年＊における可能
発電電力量からいっ水電力量を差し引き (すな
わち発電電力量を算定し)，さらに所内消費電力量を差し引いたもので示す｡
供給電力量＝可能発電電力量－いっ水電力量－所内消費電力量＝発電電力量－所内消費電力量(ｱ)

いっ水電力量水力のいっ水電力量は， 計画外停止， 計画補修， 余剰などによる電力量を計上する｡(ｲ)

所内消費電力量

過去の実績ならびに設備設計値などをもとに既設の貯水池，調整池のうち，責任放流などの制約条件のきびしい個所あるいは，系統への影響度合いが少ない個所等については，実績可能発電
電力量をそのまま採用する場合もある｡
貯水池使用ルールの作成にあたっては，貯水式水力の持つ，発電力を大幅に調整しえる特性を生かして，需給上の要請を最大限に満足するよう考慮しなければならない｡
しかし，その反面，貯水池には，灌漑用水等による責任放流，洪水調節のための制限水位，河川維持流量の放流など，各種の制約条件が付帯する場合も多く，これらを総合して貯水池使用ルールを策定する必要がある｡＊

平水年：
水力発電所の状況については， 計画では実現期待度が最も高いと考えられる累年平均値 (平水年) を用いることにしている｡
累年平均値は，原則として至近 30 ヵ年の実績値の平均を用いる。
（Ｐ286 15 供給計画作成に関する諸事項検討結果について：参照）

－131－(この場合，台風などの異常時流入量の取扱い

また，広域的電力需給の見地からも，使用ルー
ルに検討を加え，その効果を十分発揮するよう考には注意する必要がある)

慮する必要がある｡③

ールを作成する｡

貯水池使用ルールの策定過程はおおよそ下記

貯水池使用ルールは，一般に，目標水位ならびのとおりである｡①

先ず，発電および貯水池運用に対する要請，
制約条件として次の各項を検討する｡〔需給上の要請〕○最大需要電力に対するピーク発電 (負荷曲線の形状により影響を受ける)②の計算結果をもとにして，貯水池使用ルに基準使用水量を定め，毎日の使用水量は，この２要素と前日末保有量，当日流入量とから決められるが，目標水位のほか，いくつかの補助水位線を設定したり，下流発電所の流入量を考慮して，貯放流を行うルールを付加する場合もあり，貯水○所定の供給予備力を確保するために必要な池，流入量の特性，貯水池使用上の制約条件，各発電出力の確保 (水位変動による発電出力

社系統の特性，各社系統に占める貯水池のウェイの変動が大きい場合は， 特に考慮する必要

トなどにより，それぞれ工夫がなされている｡
第Ⅱ－５図に貯水池使用ルールの例を示す｡がある)○下流発電所の渇水を補うための補給放流

第Ⅱ－５図(連接水系の最上流に位置している場合は貯水池使用ルール（例）特に重要である)○自流式水力の年間，月間にわたる豊渇水変動
および需要の変動を補うための補給発電○需要増加，計画外停止等の異常時に対する補填供給力としての期待○発電力に速応性を有しているため，運転予備力としての期待○周波数調整運転○その他 (潮流対策， 電圧対策ほか)〔制約条件〕
水利使用規則， ダム操作規程， 取水規程，灌漑用水に関する契約などをもととして，○灌漑用水などのための責任放流量，
ならびに
保持水位
○洪水調節のための水位調節○河川維持のための放流量○観光上の要請による放流量，ならびに保持水位○上， 下流の状況 (水系特性， 河川状況による放流制限， 水量変動制限など)○流量の特性 (豊渇水の出現確率)②

次に，代表的な年度 (平水年，過去の平均流量などによる) について，平均流入量，
平均使用水量などを用いて，①の各条件をおり込み，水位計画，発電電力量を，月，旬程度を単位として，概略の検討を行う｡

＊

電水比：
発 電 力

を電水比といい，kW／m3／s，
使用水量
MWh／m3／s・D などの単位を用いる｡

－132－④③の貯水池使用ルールにもとづき， 過去に分けられ， このうち自流分発電は， 一般の毎年毎日の流量を用いて使用水量を算出

水力と同様河川流量および貯水池， 調整池

し， 水位－電水比， 水位－最大使用水量・による調整にもとづくものである｡

最大出力の関係をも考慮して毎日の発生電②

揚水分発電電力量の算定

力， 電力量を算定する｡ この結果から①の揚水式水力の可能発電電力量は自流分発各条件の充足状況を検討して最適な貯水池

電と揚水分発電の合計で示される｡ このう

使用ルールを確立する｡ (あらかじめ設定

ち， 自流分発電については， 河川流量なされた水位－使用水量の関係を用いて貯水

らびに一般の貯水池， 調整池に準じて算定式の水力の発電電力量を算定する上記のよされた水位計画にもとづいて算定する｡
揚水分発電には， その発電の目的によっうな計算を， 通常ルール計算と称し， また第Ⅱ－5 図のような水位曲線をルール・カて主として次の２種類がある｡

ーブと称している)○需給均衡を維持するためのもの (供給力
揚水発電，マージン揚水発電などと称され貯水池使用ルールを作成する場合は， 必ている)

要な需給均衡度を保ち， 需給費用を最小とする配慮が必要である｡ ただし， ルール・

○経済性の向上を図るためのもの (経済揚カーブ法では， 毎日の使用水量決定の際に水発電)

これらの要因を十分おり込めないので， シ

後者は一般に揚水発電による減分費用と，ミュレーション手法などによる検討も行わ揚水のための増分費用を比較し， 効果があれている｡ (このほか， 機械計算による最る場合に行われるが， そのようなケースと適化法として， ダイナミックプログラミン

しては， 下記のものがある｡

グ法， グラディエント法， 最大原理法そ○余剰電力が発生する場合の他の方法があるが， 適用に当たっては，○深夜， 休日などの原子力， 火力の余力で揚水して経済効果がある場合

将来の出水予測誤差などを十分配慮しておく必要がある)(ⅲ)①○下池でいっ水の可能性がある場合 (上池

揚水式水力＊

容量が特に大きい場合に限る)
揚水発電による効果の判定は下式による｡

揚水発電の分類
揚水式水力の発電は大別して○自流分発電 (混合揚水式のみ)

効果＝○揚水分発電＊揚水式水力：
揚水式水力は， その運用方法により下記のように分けられる｡○日間調整式：揚水， 発電のサイクルがおおむね日単位のもので， 池容量から見た等価ピーク継続時
間は４～７時間程度である｡○週間調整式：日間調整式と同様の運用を行うほか，週末， 休祭日等の軽負荷時にも揚水して，負荷の週間変動に対する調整を行うもので，池容量から見た等価ピーク継続時間は日間調整式のものよりかなり長くなければならない｡
上記のほか， 貯水式水力に揚水設備を付加して，通常の貯水池と同じく補給， 補填運用に重点をおくとともに， 豊水期に極力揚水して貯留し， 重負荷期， 渇水期などに発電する年間調整式のものもある｡
等価ピーク継続時間とは， 調整可能な水を使用して最大発電した場合に発電を継続できる時間数いう｡(148 頁， (a)供給能力計算の項参照)－

揚水発電による
火力発電低減量

低減量の
減分単価

×

揚水のための火力
原子力発電増加量

×＝揚水分発電電力量×
起 動 費
揚水分発電電力量

＋起動費

増加量の
増分単価

減分単価＋

－

増分単価
揚水総合効率

揚水総合効率＝揚水時の効率×発電時の効率

このほか， 発電の目的によっては， 運転予備
力， 周波数調整用， 系統運用対策などのための稼働がある｡
また， 揚水運転時における周波数調整を目的とした可変速揚水発電システムが最近開発され

－133－
一部揚水式水力において採用されている。
本システムの採用により， 特に夜間時の周波

発電電力量

利用率＝

可能発電電力量× 100(％)

数調整用負荷としての利用が可能となり， 今後可能発電電力量－ (計画外停止，計画補修，余剰によるいっ水電力量)

系統および電源全体のより一層の効率的運転が期待される｡＝

揚水分発電は， 需給各要素の変動により大きい影響を受けるため， 通常の供給電力量計算で×100(％)

可能発電電力量＝100－ (停止率＋余剰率) (％)

は精度の高い発電量を想定することは困難であ

これらから， 発電電力量はる｡ このため，○需要変動， 出水変動， 計画外停止を多数
断面組み合せた多断面計算○これらの要素の組み合せに時系列特性をとり入れたシミュレーション計算

発電電力量＝可能発電電力量×利用率(％)
100から算定することができる｡
この利用率は機能別に停止率， 余剰率に分離などの詳細な計算を行い， さらに， 実運用面して想定する｡

も考慮し， これらの検討結果から保有供給予備

(ⅰ)

停止率

力， 原子力， 高効率火力， 低効率火力の構成，

計画外停止および計画補修により発生するい揚水式水力の比率などと発電量との一般的な相っ水電力量の可能発電電力量に対する比率であ関関係を求め， これを用いて将来年度におけるる｡
計画外停止， 計画補修によるいっ水電力量

平均的な発電見込量を算定する場合が多い｡
停止率＝〔揚水用動力量〕
揚水式発電所が揚水のために使用する電力量(揚水用動力量) は， 揚水分発電電力量を揚水総合効率で除して必要量を算定するが， 電力量バ
ランスでは揚水分発電電力量と差し引きせず，揚水用動力量欄に負の供給力として計上する｡
揚水用動力量＝(ｴ)

揚水分発電電力量
揚水総合効率

利用率

発電電力量は前述のように可能発電電力量か可能発電電力量

短期需給計画では予定される補修計画をもとに，過去の補修実績の傾向などを参考にして算定する｡
長期需給計画では短期需給計画における停止率， 長期的に予定される補修， 実績の傾向などをおり込み算定する｡
なお， 自流式水力は， 全発電所を一括して扱
い，原則として過去 10 ヵ年程度の実績を参考に

らいっ水電力量を控除して求められるが， 可能して想定する｡

発電電力量に対する発電電力量の割合を示すの(ⅱ)に利用率＊ を用いる｡

×100 (％)

余剰率

需要に対し， 供給力が過剰となり， 水力発電
所でいっ水電力を生じる場合， これを余剰電力といい，これの可能発電電力量に対する比率を，余剰率という｡＊水力の利用率：
利用率は， 設備の稼働状況を表現する指標として用いられるが， 水力は火力や原子力のように燃料を与えることによって発電できるものとは異なり， 降雨降雪による河川の流量をもととして発電するものである｡
このような理由から， 水力の利用率は流量から決る可能発電電力量に対する発電電力量の比で表わしており， 火力や原子力で表現する設備利用率とは異なって
いる｡

余剰率＝

余剰によるいっ水電力量
可能発電電力量×100(％)

－134－(ｵ)

供給能力＝発電能力－停止電力 (計画補修)

供給電力量計算と出水時点－所内消費電力

出水時点は，第Ⅰ～第Ⅴの５つの時点 (145 頁＜参考＞出水時点の定義参照) を代表することにしているが， 最近の需給検討において， 一般となる｡

水力の影響が減少していることから，第Ⅲ時点

コンバインドサイクルの系列毎の供給能力は，(平水) のみで代表させるのが一般的となってい稼働軸の発電能力の合計から所内消費電力を差る｡

し引いたものとする｡

なお， 出水変化を考慮した詳細計算を行う場

ただし， 稼働軸の発電能力の合計が系列毎の合，冒頭の５つの出水時点における可能発電力と認可出力を超過する場合は認可出力から所内消第Ⅱ－１表に基づく各出水時点毎の月間の発生

費電力を差し引いたものとする｡
また， 構造上大気温の影響により大きく発電

日数により，電力量バランスの算定を行う｡

能力が変化するコンバインドサイクルは， 冬季
第Ⅱ－1 表

供給電力量計算におけるに比べ夏季は８～15％低下する｡ このため吸気出水時点と発生日数

側に冷却装置を設けたり， 液体酸素を吹き込む

出水時点

Ⅰ

Ⅱ

Ⅲ

Ⅳ

Ⅴ

発生日数

4日

6日

残日数

6日

4日

等の出力低下防止対策が研究されている｡
第Ⅱ－6 図コンバインドサイクル出力特性曲線

従って， このような発生日数を乗じて得られた水力可能発電電力量が， 月間可能発電電力量
出力低下防止対策を実施した場合に一致しない場合は， 電力量計算時のみ， 第Ⅲ
能発電電力量に一致させる必要がある｡

発電能力

出水時点の可能発電電力量を調整して， 月間可現行どおり(3) 火力の供給力
火力は， 設備の特質上， 定期的な点検・補修が必要であり， 需給計画ならびに燃料計画に与える影響が大きい｡ 従って， 火力発電計画， 補修計画の策定に当たっては， 需給均衡度， 経済

大気温

性， 燃料消費などについて十分検討する必要がある｡(a)

火力の供給能力(ｱ)

火力の計画補修(ⅰ)

定期補修

火力の発電能力は， 安定して発電し得る最大火力機器は， 高温， 高圧のヒートサイクルの能力を示し， 設備容量から， コンバインドサで使用され， その構造も複雑であるため， 事故

イクルなどでは大気温の影響による能力減分を発生を未然に防ぎ， かつ， 長期間安定した運転差し引いたもので示す｡

を継続するには定期的に点検・補修作業を行う必要があり， わが国では， 定期事業者検査＊1 (電発電能力＝設備容量－大気温の影響による能力減分

気事業法第 55 条) が法規上から定められている｡

また， 供給能力は発電能力から， 計画補修に数も長く， 計画的に実施する必要があり， これよる停止電力を差し引き， さらに所内消費電力に伴う供給能力の増減は需給計画や電源の開発を差し引いたもので示す｡

計画に直接影響を与えることになる｡

このような定期的な点検， 補修は， 所要日

－135－
短期需給計画では， ユニットごとに具体的に特別な付帯作業内容も考慮して， 日数が定められ， 補修実施時期の検討が行われる｡
長期需給計画では， 標準的な補修日数と運転(ｲ)

所内消費電力火力の所内消費電力は， 一般に第Ⅱ－７図のように， 出力に比例して増加する部分と出力に無関係な一定値とを含んでいる｡ 所内率＊2 は，期間等を考慮して補修量を算定している｡
(ⅱ)

中間補修

定期補修に対して必要に応じ実施される補修

所内率＝

所内消費電力発電端出力×100 (％)

で表され， 出力の増加に伴い漸減する｡

を中間補修と称している｡ 中間補修のうち日数が短く軽負荷時に実施可能な場合には， 通常供第Ⅱ－７図

所内消費電力と所内率

給能力の減少としては見込まないこととしている｡＊1 定期事業者検査の実施時期については，電気事業
法施行規則により，運転が開始された日または定期事業者検査が終了した日から，次に示す時期までに実施するように定められている｡[定期自主検査]
蒸気タービン

４年以内

ボイラー

２年以内

(電気事業法施行規則第 94 条 2)
また，経済産業省原子力安全・保安院通達原院第7 号 ｢火力設備における電気事業法施行規則第 94 条の 2 第 2 項第 1 号に規定する定期事業者検査の時期
変更承認に係る標準的な審査基準例および申請方
法等について｣ (146 頁参考) により， 適切な運転管理と保守点検が行われている場合には，ﾎﾞｲﾗｰ等
においては 24 月を限度として、蒸気ﾀｰﾋﾞﾝにおいては、3 月を限度として， 定期事業者検査の実施時期を延長することができる｡ また， 前回検査からの運転時間や起動回数が少ない場合は， ﾎﾞｲﾗｰ等は最
大 2 年， 蒸気ﾀｰﾋﾞﾝは最大 4 年延長することができる｡＊2 所内率：
所内率には, 供給能力算定用と供給電力量算定用の２通りの意味がある｡

供給能力を算定する場合の所内消費電力は，最大電力発生時における必要量をとる｡所内率は，
最近の 50 万 kW 級以上を例にとれば，○

石炭：５～８％○

石油：２～６％○

LNG ：３～５％○

LNG コンバインド：１～２％程度である｡(b)

火力の供給電力量

火力の供給電力量は， 発電電力量から所内消費電力量を差し引いたもので示す｡
供給電力量＝発電電力量－所内消費電力量(ｱ)

供給電力量の算定

火力供給電力量は， 送電端需要から水力供給
電力量， 原子力供給電力量， その他（新エネル
ギー,自家発など）供給電力量， 融通電力量， 揚
水用動力量 (負の供給力) など火力以外の供給
電力量を差し引いた残余分を分担するものとし，原則として供給電力量計算により算定する｡(148 頁３(1)(b)供給電力量計算の項参照)
なお， 長期需給計画等では， 年または月単位

－136－のそれぞれの電力量から上記同様の差引計算に

出力との相関や運転計画によって変化するので，より火力供給電力量を算出する場合がある｡

これらを考慮して算定する必要がある｡

この場合，供給予備力の保有状況を考慮して，需要電力量充足の可否， 需給特性から余剰電力

発電電力量＝供給電力量＋所内消費電力量
所内消費電力量

発生の可能性などを検討して算定しなければな
所内率＊4＝らない｡＊1

ユニット別の電力量配分は， 熱効率 ， 燃料×100(％)
供給電力量＋所内消費電力量
火力の所内率は， 最近の 50 万 kW 級以上を例に費などを織り込んだ運転費特性に従い， 等増分とれば，燃料費法あるいは優先順位法によって算定する｡○

石炭：５～８％( 137 頁＜参考＞ 〔火力ユニット別電力量配分〕○

石油：４～７％の項参照)○

LNG ：３～５％○

LNG コンバインド：１～３％

また， 燃料制約， 系統運用上の制約がある場
合， これを考慮するとともに， 計画補修以外の程度である｡

補修・事故などによる停止を考慮した稼働可能限(c)

界＊2 を越さないよう留意する｡

火力機の運用に当たっては， 機器の構造上お火力運用上の制約条件

なお， 設備の稼働状況を示す指標として， 設

よび系統運用上等からの制約があるため， 需給

備利用率， 運転中利用率， 計画補修除き利用率

計画の策定においては，これらを考慮した上で，＊3などが一般に使われる｡(ｲ)

所内消費電力量

ユニットに供給電力量を割り充てる必要がある｡
制約のおもなものとして，下記(ｱ)～(ｵ)がある｡

火力の所内消費電力量は， 前に述べたような＊1 熱効率：
発電電力量と消費した燃料の発熱量との比を熱効率と称し発電電力量 (kWh) ×3600[860]熱効率＝×100 (％)
燃料発熱量 (kJ [kcal])で表わす｡
なお， 発電電力量を送電端としたものを送電端熱効率， 発電電力量を発電端としたものを発電端熱効率と称する｡
また， 単位電力量を発生するために要する熱量を熱消費率と称し
熱消費率 (kJ[kcal]／kWh) ＝
燃料発熱量 (kJ[kcal])
3600[860]×100＝
発電電力量 (kWh)熱効率 (％)
で表わす｡
運転熱効率は， ボイラ効率， タービン効率などを総合した設計熱効率に， 実際運転時の利用率による熱効率の低下などを考慮して想定する必要がある｡
このため，既設ユニットについては， 過去の実績から求める利用率との相関関係から， また， 新設
ユニットについては設計熱効率に型式容量の等しい発電機の運転実績などを勘案して算出している｡
従って， 各発電機の供給電力量から燃料消費量を算出するには， 先ず，
熱消費量 (kJ[kcal]) ＝供給電力量 (kWh)×熱消費率 (kJ[kcal]／kWh)
供給電力量 (kWh)＝×3600[860]×100
熱効率 (％)
により， 必要とする熱量を算出し， これから

燃料消費量 (kl) ＝

熱消費量 (kJ[kcal])

燃料発熱量 (kJ[kcal]／kl)
として算定する｡
また， 単位電力量を発生するために要する燃料消費量を燃料消費率と称し，燃料消費量 (ｌ)
燃料消費率 (ｌ／kWh) ＝発電電力量 (kWh)で表わす｡（注）上記の式における[]内は kcal の場合を示す。
＊2 稼働可能限界：
供給電力量計算において発電機別発電電力量を算出する場合は， 一般に各発電機の送電端最大出力に計画外停止， 設備・運用上の制約条件などを織り込んだ稼働可能限界係数を乗じて各発電機の限界出力を算定する｡
供給電力量計算時の限界出力＝送電端最大出力×稼働可能限界係数＊3 設備利用率，運転中利用率，計画補修除き利用率：
設備
発電電力量
＝
×100 (％)
利用率
認可最大出力×暦日数×24
運転中

＝

発電電力量

×100 (％)
認可最大出力×発電時間
利用率
計画補修除き利用率
発電電力量＝
認可最大出力× (暦日数－計画補修日数) ×24
×100 (％)*4 所内率：135 頁脚注 所内率の項参照

－137－
周波数調整， 運転予備力の分担

自動制御装置の制御範囲などから， 最低負荷

負荷の急変， 電源脱落等に備えて， 周波数調には限度があるが， ユニットによって全出力の(ｱ)

整能力， 運転予備力を分担する必要がある｡(ｲ)

系統運用上からの要請

潮流改善，電圧対策，電力の安定供給面から，出力の増加又は抑制を必要とする場合がある｡(ｳ)

1／2 程度のものから 1／8 程度まで下げることが可能なものまである｡(ｵ)

環境対策面からの制約

地区の環境規制により， ばいじん， 硫黄酸化

深夜停止起動(ＤＳＳ)ユニットの選定

物や窒素酸化物の総排出量規制(時間又は日間)

ＤＳＳユニットの選定にあたっては， 発電所などの制約が生ずる場合には， 発電所毎またはの運転台数・補助蒸気確保等を考慮した上で，翌ユニット毎の燃料切り替えや出力抑制を考慮す

朝の負荷立ち上がり時における供給力確保に留る必要がある｡

意する必要がある｡(ｴ)

最低負荷限度

燃料燃焼の不安定性，ボイラチューブの過熱，＜参

また地区によっては， 年間総排出量の規制に
より発電所の運転が制約され， 電力量バランス
策定に影響することがある｡

考＞〔火力ユニット別電力量配分〕
供給電力量計算では， 出水， 需要など供給力， 需要の変動を組み合わせた各日について， 需要負荷曲線から水力供給力， 原子力供給力， その他供給力（新エネルギー，自家発など）を差引き 24 時間
各時間， または， 区分された時間帯ごとに火力分担出力が算出される｡ このようにして算出された分担出力を発電機別に， 経済配分する方法として
は， 現在○ 等増分燃料費法○ 優先順位法が用いられている｡(ｲ) 等増分燃料費法 (Incremental loading)
各発電機ごとの出力配分は， 運転予備力の保有などの制約条件を満たし， かつ， 運転費を最小とす
る経済的な運用を満足させるものでなければならない｡ このような出力配分方法として， 制約条件を考慮しない単純な場合について検討すると次のようになる｡
いま， 稼働中の n 台の発電機の出力をＰ１，Ｐ２…Ｐｎ， これらの発電機で発電を必要とする火力合
計分担出力をＰＲとし， 各発電機の運転費はＦ １(Ｐ１)，Ｆ２(Ｐ２) ……Ｆｎ(Ｐｎ) で表わされるものとすると， 各発電機の合計運転費を最小とするには，
Ｐ１＋Ｐ２＋………………＋Ｐｎ＝ＰＲの条件のもとで
Ｆ１＋Ｆ２＋………………＋Ｆｎ＝Ｆを最小とするような各発電機出力(Ｐ１，Ｐ２…Ｐｎ)
を求めればよい｡ Lagrange の未定係数法によれば，
λなる未定係数を導入して，
Ⅰ＝〔Ｆ１(Ｐ１)＋Ｆ２(Ｐ２)＋………＋Ｆｎ(Ｐｎ)〕－λ(Ｐ１＋Ｐ２＋……＋Ｐｎ－ＰＲ)で表わされるⅠを極小値とするＰ１，Ｐ２…Ｐｎがこの場合運転費を最小とすることになる｡
従って， ⅠをＰ１，Ｐ２……Ｐｎについて偏微分し，
０とおけば

∂Ｉ

∂Ｆ１
＝

∂Ｉ
＝
∂Ｐｎ

－λ＝０
∂Ｐ１

∂Ｐ１

∂Ｆｎ

－λ＝０

∂Ｐｎ

∂Ｆ１
∂Ｆ２
∂Ｆｎ
＝
＝……
＝λ
∂Ｐ１
∂Ｐ２
∂Ｐｎ
となる｡
すなわち， 合計運転費を最小とするためには， 各発電機の増分運転費 ∂Ｆ/∂Ｐ (出力ＰMW で運転
中， 微少 MW の出力を増加するために要する単位
出力当たり費用) が等しくなるような出力を各発電機で分担すればよいことになる｡
運転費には， 燃料費， 修繕費， 運炭・灰捨費，
人件費などがあるが， 一般に出力との関数関係が明らかな燃料費を対象として考えればよいので，
このような原則に従って出力配分を行う方法を等増分燃料費法と称している｡
具体的な出力配分に当たっては， 先ず稼働発電機の最低負荷 (運転可能な最低負荷および他の制約
条件を織込む) を火力分担発電力から先取りし， 残余を等増分燃料費法で配分することになる｡ この方法では， 最経済的な出力配分が行われるが， 計
算は下記の優先順位法より複雑になる｡(ﾛ) 優先順位法 (Base loading,Priority loading)
熱効率， 燃料単価などを考慮して， あらかじめ各発電機の発電優先順位を定めておき， この順位に従って負荷を分担する方法で， 具体的には火力で分担する出力のうちから， 先ず， 稼働発電機の最低負荷を差引き， 残余を順次定められた優先順位に従い稼働可能限界を考慮して発電力を充足する｡
この算定方法によると， 前項(ｲ)で述べた等増分
燃料費法に比較して発電順位の高い高効率火力は負荷率が高く， 順位の低い低効率火力では負荷率が低く計算される場合があるが， 計算が比較的容易であるため簡便法として利用されている｡∴

－138－(d)○共同火力の補修時は， 当該ユニットによる共同火力の計画算入方法

直接需要家に電力を供給している共同火力は電力会社受電電力を０とするほか， 共同火第Ⅱ－８図のように地元電力会社， 共同火力，

力への補充電力を負の供給力として計上する｡

需要家３者の間で受給が行われる｡〔供給電力量〕
第Ⅱ－8 図電力会社， 共同火力， 需要家の第Ⅱ－10 図の方法で算定している｡

相互関係
第Ⅱ－10 図卸供給

共同火力供給電力量の算定方法

共同火力

電力会社

(１機の場合の例)(その他事業者)

補充電力（契約による）注1

常

時

電
力

（供

特
定
供
給
給
約

款
に
よる
）
需要家

計画補修、作業故障などによる停 止 時 間

運 転 時 間 (T 1 )

需
送 送要
電 電家
端 電へ
供 力 の
給 （ P1 ）能力(P) 受 電
電力
電会
力社

（T2)

補充電力量
(W')

補充電力量
相 当 分 (W')

電 力 会 社
受電電力量
(W)

(P 2 )

注１． 共同火力の計画外停止， 補修時などには， 共同火力が不足分を地元電力会社から受電して，需要家に送電する｡ この電気を一般に補充電力

注１．Ｐ２／Ｐ は 50％の場合が多い｡
２．上図のＷ，Ｗ'は一般に下式で算出される｡と称する｡

Ｗ＝ＬｆＰ２Ｔ１－Ｗ'
Ｗ'＝Ｌｆ'Ｐ１Ｔ２

第Ⅱ－9 図(Lｆ， Lｆ' は負荷率)

共同火力受電分の供給能力(１機の場合の例)(e)0－

卸電力入札により電気の供給を行う事業者

P
P=発電能力-所内電力

共同火力の供給能力

p2
共同火力が特定需要家に送電する電力

電力会社の
受電電力

特定協力
p
2

（IPP）からの電力の受給は，第Ⅱ－11 図のような関係になる。
第Ⅱ－11 図IPP からの受電

卸供給

常 時
計画
補修時

卸電力入札により電気の供給を行う事業者（IPP）の計画算入方法

＋

電力会社A

電力会社B

p
2

電力会社BがAの電気を託送補充電力(特定供給用に共火へ送電)● 受給点（電力会社Aが受電）共同火力からの電力会社受電分電力ならびに

卸供給

IPP

IPP

（管外IPPの場合）（管内IPPの場合）

受電電力量は， 一般に下記のような取扱いがなされている｡ (第Ⅱ－９図参照)〔供給能力〕〔供給能力，供給電力量〕○計画補修がない場合は， 電力会社受電分を○自社火力に準じた方法で， 供給能力，供給全量計上する｡

電力量を算定し計上する｡

－139－(4) 原子力の供給力

(ⅱ)

中間補修

定期補修に対して必要に応じ実施される補修
原子力は運転費が低廉であることからベース

を中間補修と称し， 一般に供給力の減少として供給力となっており， また， 大容量機が多く，見込んでいる｡

かつ補修日数も火力機に比べ長いことから， そ(ｲ)の運転状況が電力需給および燃料消費に与える影響は非常に大きい｡
従って， 原子力発電計画， 補修計画の策定に

所内消費電力供給能力を算定する場合の所内消費電力は，最大電力発生時における必要量をとるが， 原子力の所内率は３～６％程度となっている｡

あたっては， 需給均衡度， 経済性， 燃料計画等について充分検討する必要がある｡(b)

原子力の供給電力量

原子力の供給電力量は，(a）

原子力の供給能力

原子力の供給能力は，供給能力＝設備容量 * －停止電力 (計画補修)－所内消費電力

供給電力量＝発電電力量－所内消費電力量
で示す｡
(ｱ)

供給電力量の算定

原子力は燃料供給および価格の安定性， 経済
性， 環境特性等に優れているため， 通常負荷調で示す。
なお， 計画補修後の出力上昇は徐々に行われることを考慮して， 並列後の一定期間の供給能
力はこの能力低下を見込んでいる｡

整を行わず， ベース供給力としての運用を行っている｡
短期需給計画では，ユニットごとに補修計画か(ｱ)

原子力の計画補修

ら定まる稼動日数と計画補修除き利用率（計画外

(ⅰ)

定期補修

停止および計画補修に伴う出力低下などを考慮

原子力は， 定期検査が義務付けられておりしている。）から供給電力量を算定している。ま(電気事業法第 54 条)，その間隔は次のように定た，定格熱出力一定運転を行うユニットについてめられている｡

は，発電電力量の増加分を考慮する。

原 子 炉……１３月以内
タービン……１年経過後,１３月以内(電気事業法施行規則第 91 条， 関連規則第 89～94 条)
原子力の補修日数については， 一般に原子炉

長期需給計画ではユニットごとに平均的な年間設備利用率から算定している｡(ｲ)

所内消費電力量

所内消費電力量については， 補修計画をもとに運転中と停止中に区分して算定している｡の補修日数がタービンよりも長期にわたるため，

所内消費電力量＝運転中所内電力量＋停止中

補修日数としては原子炉の補修日数を用い， そ

所内電力量の際， 燃料取替のための工程を考慮した日数で原子力の所内率は３～７％程度である｡

補修量を算定している｡
また，13 月を超えた長期サイクル運転についての検討がなされている｡
短期需給計画では， さらに， ユニットごとに具体的に特別な付帯作業内容も考慮して， 日数が定められ， 補修実施時期の検討が行われる｡
長期需給計画では， 標準的な補修日数と運転期間等を考慮して補修量を算定している｡(c)

原子力運用上の制約条件

原子力には原子燃料面から特有の運用制約があり， 需給計画策定にあたっては， これらに留意しておく必要がある｡(ｱ)

出力変化速度

補修前後の出力増減における出力変化は， 燃料に与える影響への配慮から， 火力に比べ徐々に行われる｡＊定格熱出力一定運転による出力増加分は，能力に織込んでいない。

(ｲ)

コーストダウン

原子燃料の特性から， 定期補修前に出力低下

－140－を起こすことがある｡(ｳ)

パターン変更 (ＢＷＲの場合)(ｲ)

小売託送の取扱いについて(i)接続供給

炉の出力分布， 燃料の燃焼度分布の安定化，接続供給は，一般電気事業者が，他の一般電気均等化等のため， 適宜制御棒の挿入パターンの事業者あるいは特定規模電気事業者の発電・調達変更を行うが， これにあたり出力低下が必要でした電気を，一般電気事業者のネットワークを利ある｡

用し，同時に供給地域内の特定規模需要に送り届(ｴ)ステムフリーテスト(ＰＷＲの場合)

蒸気タービンの各弁の機能確認をするため運転中に適宜開閉テストを行うが， これにあたり出力が低下する｡

けるとともに，需要の変動などにより不足する電気を供給することをいう。（第Ⅱ-13 図）(ii)振替供給
振替供給は，一般電気事業者が，他の一般電気事業者あるいは特定規模電気事業者の発電・調(5)その他供給力達した電気を，一般電気事業者のネットワークを利用し，同時に他の一般電気事業者との連系点ま(a)新エネルギー

で送り届けることをいう。（第Ⅱ-14 図）

新エネルギーの供給能力・供給電力量について
は安定的に見込めるものについて計上する。

第Ⅱ－12 図自己託送のイメージ(b)自家発受電
自家発受電の供給能力・供給電力量については,受給契約等をもとに実態に合わせ算定し、計上する｡(c)営業運転前試運転電力
短期需給計画では，原子力，火力，ＩＰＰ等の営業運転前試運転の供給能力・供給電力量については, 試運転計画ならびに過去の実績を参考に算定し、計上する。

第Ⅱ－13 図 接続供給のイメージ(d)卸電力取引所を通じた取引電力
卸電力取引所を通じた取引電力・取引電力量については, 安定的に見込めるものについて計上する。
＜参考＞[託送の取扱いについて](ｱ)

自己託送の取扱いについて

電気事業者以外のものが，自家用発電設備によって発電した電気を，自家消費を目的として，一般電気事業者のネットワークを利用し，他の場所にある工場などに送るために一般電気事業者が行うサービスをいう。（第Ⅱ-12図）
なお，補給電力については，基本的には供給約款の自家発補給電力に準じた扱いとなる。

第Ⅱ－14 図

振替供給のイメージ

－141－(6) 融通電力(一般電気事業者間融通)
融通電力には大別して，電力需給・系統の安定維持を図り，広域運営を円滑に行うことを目的として電力９社間で締結された融通契約に基づき受給する｢全国融通｣ と，電源開発会社或いは電力会社の委託開発や輪番開発などの特定の電源を送電原資として実施するもの， 特定地域の需要を対象とするもの， 接じょう地帯における設備節減を目的とするもの等，関係二社間の融通契約に基づき受給する ｢二社間融通｣ があり， その種別は， 第Ⅱ－２表のとおりである｡
需給計画では特に計画化したもののみ計上し，随時的な融通， ならびに系統融通は計上しないことにしている｡
なお， 融通電力は， 最大電力バランスでは最大需要電力発生時に期待し得る送受電最大電力を， また， 電力量バランスでは平水年において期待し得る送受電電力量を計上することとしている｡
電気事業法においては，卸売供給のうち，一定以上長期安定的なものについては，卸供給として位置付けられ，取引の公平性，透明性とこれを通じた効率的な供給の確保を図るため， 規制の対象となっている｡ これに伴い，一般電気事業者間融通についても ｢卸供給 (供給電力が 1,000kWを超えて 10 年以上の期間にわたり行うものと供給電力が 10 万ｋＷを超えて５年以上の期間にわたり行うもの)｣ と ｢その他 (｢卸供給｣ 以外のもの)｣ に区分されており，全国融通はその他に区分される｡

第Ⅱ－15 図広域相互協力の例

－142－
第Ⅱ－2 表契約種別

電力名称

電 力 融 通 の 種 別

運用名称(a) 需給相互応援融通電力
発電機脱落事故等におい内

容

発電 機脱落事 故等 を契運転予備電力て，受電会社の電力を補う需給計画への反映
需給計画に計上しない機として，不可避的に受給される電力ために，受電会社の要請により受給する電力
突発 的な発電 機故 障等

全
随時応援電力需給計画に計上しないにより，エリアの供給力確保が困難となる場合に，こ国

れ を解 消するた めに 随時的に受給する電力

融(b)広域相互協力融通電力
軽負荷時および豊水時に通年末年始，ゴールデンウ
広域協力電力需給計画に計上しないィ ーク 期間なら びに 夜間

おいて，長期固定電源の発

お よび 休日など の軽 負荷

電抑制回避のため，送電会時および豊水時に，長期固社の要請により受給する電定電源（原子力，水力(除力く揚水)，地熱）の発電出
力 抑制 を回避す るた めに
随時的に受給する電力(c)特定融通電力

需給計画に計上する電源の広域開発に伴うもの,特定の発送電設備の広域的活用に伴うもの，その他広域運営を目的として受給する電力および特定地域
二の需要を対象に長期にわたって受給する電力社(d)潮流調整電力

間信頼度維持および系統の安需給計画に計上する隣接電力会社間で，供給定運用を図るため受給する
融通電力(e)系統運用電力

需給計画に計上する隣接電力会社間で，電力設備の有効利用を図るため受給する電力(f)系統融通電力
隣接電力会社間で，系統を連系運用しているためやむをえず受給される電力需給計画に計上しない

－143－

参考－1 表
区

分

分

類

機能別

級

水 力 発 電 所 の 分 類

出力調整機能の保有状況

備

調整池を持たず，河川の流量そのままの

自

AⅠ

流込式

一

発電に限定されて，出力調整の能力を有Aしないもの。

般 流

AⅡ

小容量の調整池を有しているもの。

調整式
水

考

別

級別分類を行う場合，AB，B 級に
AB式

やや大容量の調整池を有するもの。

該当する場合でも，水系として一貫運用される発電容量の合計が

力

貯

揚
水
式
水
力

水

式

B

大容量の調整池・貯水池を有し，発電量

10,000kW 以下のものについては，を季節的に移行できるもの。

すべてA 級として扱うこととする。
○PA 級のうち，自流分のないもの

PA
揚

水

式

PAB
PB

級別の分類は一般水力と同様とし，それは PA0 と表示する。

ぞれに P を冠する。

○自流分のある混合揚水式と自流分のない純揚水式に分類している。

水力発電所個々の出力調整機能を定量的に算定し，級別に A 級，AB 級，B 級の３つに区分し分類している。
なお，A 級を調整池の有無によって AⅠ級と AⅡ級に細分している。

参考－2 表級別項目

水 力 発 電 所 の 級 別 分 類
B 級・PB 級

AB 級・PAB 級

20％以上

5％以上

B 級,PB 級,AB 級,PAB

調整率（％）
Q(有効貯水量: ㎥/s･D）
R(年間総流入量: ㎥/s･D）

AⅡ級，PAⅡ級…調整
150％以上－下流発電所の取扱い

池を有するもの。
AⅠ級…AⅡ級，PAⅡ級に該当しないもの。
PA 級のうち,自流分の補給持続日水（日）Q(有効貯水量: ㎥/s･D）
P(発電所最大使用水量: ㎥/s）

級以外の発電所とする。

補給率（％）
P(発電所最大使用水量: ㎥/s）
R(年間総流入量: ㎥/s･D）
365

A 級・PA 級

ないものは,PA0 と表示

15 日以上

3 日以上

B 級または PB 級より下

B 級，PB 級，AB 級，

AⅡ級，PAⅡ級より下流の発電所で，次の 2

PAB 級より下流の発電

流の発電所で残流率

条件をすべて満足す

所で次の 2 条件をすべが 50％以下のもの，おるもの。

て満足するもの。

よび B 級，PB 級，AB(ｲ) 残流率(注 2 参照)(ｲ) 残流率が50％以下。 級， PAB 級，AⅡ級，する。

が 50％以下。

(ﾛ) 上流貯水池の有効PA 級より下流の発電(ﾛ) 上流貯水池の有効容量をも総合加算

所で B 級，PB 級，AB

容量をも総合加算

した後，調整率，補級，PAB 級に該当せず，した後，調整率，補給持続日数の2 条件

残流率が 50％以下の給率，補給持続日数が上記数値を満足

ものは AⅡ級とする。

の 3 条件が上記数する。

値を満足する。

－144－＜参考＞(注) 1.級別分類は，定量的には各条件をすべて具備することを標準としている。
2.1 ㎥/s･D とは毎秒 1 ㎥の水が一日間流れた場合の水量(86,400 ㎥)でこれを 1 米個日ともいう。
残流率＝S(年間残流量;㎥/s･D)/T(年間総使用水量; ㎥/s･D)
残流量＝当該発電所の総流入量－上流発電所総流出量3.混合揚水発電所の使用水量は揚水して再使用する分が含まれているため，この分を補正する必要があり，「最大使用水量 P(㎥/s)」を P(㎥/s)－揚水限界日量(㎥/s･h)/12(h)として算定する。
なお，揚水限界日量としては，上池，下池容量および揚水設備，揚水原資などそれぞれにつき算出した揚水日量のうちの最小値をとる。

能発電力の変化は，過去の変動実績を集約して，
参考－４表に示す５時点で表現している｡〔流況曲線〕
流況曲線とは， 月間， 年間等一定期間の可能

第Ⅴ出水時点可能発電力

なお，発電力を大きさの順に並べ， 可能発電力と日数の関係を図示したものをいう｡

第Ⅲ出水時点可能発電力×100 (％)

を低下率，現在流況曲線を作成するための出水資料としては，原則として至近３０ヵ年 (具体的には各回の供給力算定要領で定める) の各年毎日の可能
発電力が用いられている｡
需給計画では通常月を単位とした流況曲線 ＊が作成されている｡

第Ⅰ出水時点可能発電力
第Ⅲ

〃

〃

×100 (％) を上昇率と称し，豊渇水時点の平均に対する度合を示す｡
参考－1 図

Series 流況曲線とParallel 流況曲線

流況曲線には Series 流況曲線および Parallel
流況曲線があり， 作成方法および主な特徴は参考－３表のとおりである｡
なお， 新増設地点を既設供給力に織込む場合
あるいは， 既設供給力で水系の運用方法に変更がある場合は，過去におけるその地点の河川流量資料などを用いて，毎日の可能発電力を算出し，既設供給力の毎日の可能発電力に加算あるいは修正して， 新たな総合流況曲線を作成する｡〔出水時点〕
需給計画を作成する場合， 出水変動による可

参考－3 表
項

作

成

目

方 法

Series 流況曲線と Parallel 流況曲線の作成方法と特徴
Series 流況曲線

Parallel 流況曲線

N 年間毎日の可能発電力を，発生した年

N 年間各年の流況曲線における同一順位

や日に無関係に，大きさの順に並べ，上の可能発電力を平均し，これを連ねて作成

位から順に N 個づつ平均し，これを連ね， する。
１年に圧縮する。
特徴

豊渇水が極端に表現される傾向になる。

平均的な流況曲線となり，豊渇水がならされて表現される傾向になる。

＊

流況曲線：需給計画では，月を単位とした流況曲線が使用されているが，水力発電所の建設計画等に際しては，年を単位とした流況曲線が作成され，最大出力・常時出力・可能発電力などの算定に用いられている。

－145－＜参考＞参考－4 表出水時

点

出水時点の定義

各出水時点の可能発電力

第Ⅰ出水時点（最豊水日）

PSH5＋PPH52

第Ⅱ出水時点（豊水日）

PPH5

第Ⅲ出水時点（平水日）

月平均可能発電力

第Ⅳ出水時点（渇水日）

PPL5

第Ⅴ出水時点（最渇水日）(注)

PSH5＝Series

PSL5＋PPL5
2

備（参考－1 図参照）

出水率算定の際の基準とするなど，平均的な出水の基準として用いている。

通常最大電力バランスの検討に用いており，一般に L5 と略称している。

流況曲線の最高 5 日平均（可能発電力）

PPH5＝Parallel 流況曲線の最高 5 日平均
PSL5＝Series

流況曲線の最低 5 日平均（可能発電力）

PPL5＝Parallel 流況曲線の最低 5 日平均考－146－＜参考＞について,適切な措置が行われていること。

平成 17 年 10 月 18 日付，経済産業省原子力安全・保ハ

前回の検査の終了後,ボイラー等又は蒸気ター

安院通達 原院第 7 号「火力設備における電気事業法

ビンに事故又は故障が発生した場合は,事故又は施行規則第 94 条の 2 第 2 項第 1 号に規定する定期事

故障が発生した部位に恒久的な事故及び故障の業者検査の時期変更承認に係る標準的な審査基準例防止対策が施されており,かつ,類似の部位に適及び申請方法等について」 (定検時期延長に関する切な事故及び故障の防止措置が行われているこ部分の主たる内容)と。

１．審査基準ニ

前回の検査の終了後,45 月以上経過した日まで

電気事業法施行規則第 94 条の 2 第 2 項第 1 号のの間において,軸受振動による警報発信（昇速中規定による承認は次に定めるところにより行う。
(1)ボイラー,独立過熱器及び蒸気貯蔵器（以下「ボのものを除く。
）がないこと。
ホ

前回の検査の終了後,45 月以上経過した日以降イラー等」という。
）並びに蒸気タービン①

においてロックアウトによる非常調速装置そのボイラー等又は蒸気タービンが次のイ～ハの条

他の非常停止装置の作動試験がされており,当該件を満たす場合は 1 月を,蒸気タービン(複数のボイラーで稼働するものを除く。)が次のイ～ホの条装置の健全性が確認されていること。
②

ボイラー等が次の条件をいずれも満たす場合は件を満たす場合は 3 月を限度として,定期事業者

24 月を限度として,定期事業者検査（初回の定期検査の時期の延長を承認することができる。ただ事業者検査を除く。
）の時期の延長を承認することし,当該承認により定められた時期をさらに延長ができる。ただし,(1)の③に係る場合を除き,当該することはできない。

承認により定められた時期をさらに延長することイ

ボイラー等又は蒸気タービンの使用の状況にはできない。

応じて,次の運転管理及び日常点検がなされて（イ～ホの延長条件は省略）

おり,また,他の火力設備における事故及び故(1)の①の条件により定期事業者検査の時期の延長の承認を受けようとする蒸気タービン（1 月について適切な処置がなされていること。

を限度として延長するものに限る。
）に蒸気を供給

(ｲ)

(ﾛ)

(ﾊ)

別紙 1 の「1.運転管理」に従って運転管理するボイラー等であって,(1)の②の規定により定が行われていること。

期事業者検査の時期の延長の承認を受けたものにボイラー等又は蒸気タービンが定格圧力のあっては,当該承認により定められた時期までに5%を超えて運転された時間が,年間 12 時間(1)の②の条件の適合性を再度評価し,(1)の②の以内であること。

条件を満たす場合に限り,当該蒸気タービンの定ボイラー等又は蒸気タービンが,定格温度

期事業者検査の時期の延長の承認により定められより 28℃以上高い温度で運転されておらた時期を限度として,定期事業者検査の時期の延ず,8℃以上高い温度で運転された時間が年間 400 時間以内で,かつ,14℃以上高い温度

(ﾆ)

ロ

③

障の状況を踏まえ,同種の事故及び故障の防止

長を承認することができる。
④(1)の①及び(1)の②のただし書きにかかわらず,で運転された時間が 80 時間以内であること。

ボイラー等にあっては,前回の検査以降の負荷

別紙 1 の「2.日常点検」に従って日常点検

運転の時間（以下「運転時間」という。
）が 4,000が行われていること。

時間又は負荷運転とした回数（以下「起動回数」

前回の定期事業者検査（平成 12 年 7 月以前にという。
）が 120 回（低サイクル疲労対策を実施行われた定期検査及び平成 15 年 9 月以前に行わしているものにあっては 240 回）になると見込れた定期自主検査を含む。以下,単に「前回の検まれるいずれか早い時期を限度として,定期事査」という。）の結果,ボイラー等又は蒸気ター

業者検査の時期の延長を承認することができる。

ビンに特に支障が認められていないこと,若し

ただし,一回の承認による延長期間の限度は,最

くは前回の検査において異常が認められた箇所
及び異常が発生するおそれがあるとされた箇所

大 2 年とする。
⑤(1)の①のただし書きにかかわらず,蒸気ター

－147－
ビンにあっては運転時間が 8,000 時間又は起動

火力設備によるものにあっては様式 5 を示す。

回数が 240 回（低サイクル疲労対策を実施しているものにあっては 480 回）になると見込まれるいずれか早い時期を限度として,定期事業者
検査の時期の延長を承認することができる。ただし,一回の承認による延長期間の限度は,最大4 年とする。
（｢(2)ガスタービン｣,｢(3)小型ガスタービン｣,「(4)炉頂圧ガスタービン」,「(5)液化ガス設備」,(6)「ガス化炉設備」）は省略）(7)休止予定の火力設備(1)～(6)のただし書きにかかわらず,対象とする火力設備の使用を休止する場合において,その休止
しようとする期間が今回定期事業者検査を行うべき
時期を経過した後にわたる期間であって,当該設備における保全・管理の方法に関することを定めているものにあっては,4 年を限度として,定期事業者検査の時期の延長を承認することができる。なお,当該承認により定められた時期より早期に当該設備を再び使用しようとする場合は,当該承認により定められた時期に至っていなくても定期事業者検査を行う
こととする。
(8)定期事業者検査の延長に際し,火力設備の設置者が行う設備点検について(1)～(6)において,延長の程度を考慮した点検が適切に行われていないものでないものと認められない場合は,定期事業者検査の時期の延長を承認することはできない。
（別紙 1 の「3.定期点検」を一例とする。）
２．申請方法等
定期事業者検査の時期の延長に係る承認を受けようとする事業者は,申請書及び使用の状況を記載した書類を当該対象火力設備の設置の場所を管轄する
経済産業局長に定期事業者検査を行う 1 ヶ月前までに提出することが望ましい。
なお,使用の状況を記載した書類として審査業務の円滑化の観点から提出されるものの一例として,
ボイラー等,蒸気タービン,液化ガス設備及びガス化
炉設備にあっては様式 1,ボイラー等であって,(1)の②又は(1)の③に該当する設備にあっては様式 2,ガスタービン（小型ガスタービン及び炉頂圧ガスター
ビンを除く）にあっては様式 3,小型ガスタービン及び炉頂圧ガスタービンにあっては様式 4,休止予定の（注）別紙 1,様式 1～5 等は記載省略

－148－

３

需給計画の策定(ｳ)

需要……各月最大３日平均電力

(ｴ)

供給予備力

需給計画では， 長期にわたる電力の安定かつ次に， 保有供給予備力 (＝供給能力合計－需低廉な供給を行うため， 必要な供給力の確保，

要) を算出し， 別に定められた目標供給予備力

電源構成のベストミックス＊1 の構築， 電力供給と比較することにより， 所定の需給均衡度を満の効率化を図るよう検討が行われる｡

足しているか否かを判断することとしている｡

このうち， 短期需給計画では， 具体的な供給運用指針とするため， 各月の最大電力， 電力量バランスについて表現しているが，長期需給計画

なお， 供給予備力の比較を行う際は， 下式で表わされる供給予備率 (％) を用いている｡
供給予備率＝では， ８月最大電力 (ただし，12 月に年間最大供給予備力 (MW)電力が発生する会社は 12 月も作成)，
年間電力量

需要 (最大３日平均電力， MW)

バランスによって需給状況を表現している｡
なお， 以下の記載内容は需給計画策定の基本

×100(％)

この計算から得られた結果は， 最大電力バランスで表現される｡

的な考え方の一例を挙げたものである｡(1) 供給能力計算と供給電力量計算
需給計画を検討， 作成するため， 一般に次の２種類の計算が行われる｡○供給能力計算(b)

供給電力量計算

供給電力量計算は， 日常の運用状態における各供給力の稼働状況を想定し， 運用上の諸問題を検討するとともに， これらの運用実態にもとづき各供給力の月間， 年間電力量の算定をするために行われる｡○供給電力量計算

具体的には， 通常第Ⅲ (平水) 出水時点にお(a)

供給能力計算

供給能力計算は， 計画外停止， 渇水， 需要

ける一般水力供給力, 稼働可能限界を考慮した
火力・原子力供給力（136 頁，脚注*2 稼働可能の増加などの異常事態が発生した場合， これに対処するための， 供給力の限界能力を見極め，これと需要を対比することにより， 予備力保有
状況を明らかにするために行われる｡
具体的に先ず次のような基準的な状態における供給能力， 需要により算出する｡
(ｱ)

水力供給力

(月平均＊2 計画補修分の停止電力は控除する｡)○自流式水力……各月第Ⅴ出水時点における供給能力○貯水式・揚水式水力……限界発電日量による
供給能力
(ｲ)

火力・原子力供給力……各月，月平均の供給能力(月平均可能出力から月平均計画補修出力を控除する｡)
供給力はいずれも計画外停止による供給能力減少がない状態におけるもので表わす｡＊1 ベストミックス：
経済性， エネルギー需給安定及び環境保全の３者(｢３つのＥ｣ ：Economic Growth, Energy Security
and Environmental Protection)の同時達成を目標とした電源構成｡
我が国では， この目標の達成のために， エネル
ギーの安定供給確保に努力しつつ， エネルギー消費の一層の効率化， 新エネルギー， 原子力等の非化石エネルギーの導入促進等に努め， さらに， 石油， ＬＰＧ， 石炭， 天然ガス等在来型のエネル
ギーも含め， 個々のエネルギーごとの特色に着目した電源構成の最適化に取り組んでいる｡＊2 月平均：
月平均とは， 可能出力や補修出力を月内の日数を使って月内で平均化したものである｡
例，月平均可能出力
500MW (送電端出力 480MW) のユニットが月途中の 16 日に運開する場合の月平均可能出力 (送電端) は480MW×15 日／30 日＝240MW
月平均補修出力同上のユニットが月内で 20 日間補修となる
場合の月平均補修出力は480MW×20 日／30 日＝320MW

－149－
限界の項参照），池容量等をもとに算定する揚水(2) 需給計画算定過程

式供給力に需要の変動を組み合わせた多数の代
表断面について， 供給力の稼働状況を算定することにしている｡ このような計算断面として，需給計画算定過程を図示すると次頁の第Ⅱ－16 図のようになる｡

一般に第Ⅱ－３表の断面を組み合わせ， 電力量
は， 各組み合わせで得られた日供給電力量に，(3) 需要の表現

それぞれの組み合わせの発生日数を乗じて算定する｡

需要は一般に各月について①

第Ⅱ－3 表諸元

供給電力量計算に用いる計算断面
需要

水力供給力

火力･原子力

位から３日とり平均したものである)②

平日平均

第Ⅲ出水時点③

調整電力量は考
休日平均
慮

休日平均需要 (日曜， 祭日， 年末年始，

給能力に平均的ゴールデンウィークなど， 平日に比較してな計画外停止をかなりの需要減少のある日をとる)

なお，平･休日の計算断面

平日平均需要 (最大３日平均需要を含む
月間の平日平均需要である)

供給力
各ユニットの供最大３日平均需要 (毎日の最大電力を上見込んだ稼動可なお， 近年週休２日制が定着しつつあ

能限界を乗ずるることから， 土曜日は平日と区別して取り扱うこともある｡

上記のように供給能力， 供給電力量を算定す
るが， 目的に応じ， 需要， 供給力各変動要因

④

月間電力量

で表現する｡の計画に与える影響に留意し， 下記のような断また， 供給能力計算， 供給電力量計算には負面および組み合わせをとり検討することもある｡

荷曲線を用いて計算を行うが， このためには次①

揚水発電稼働状況の検討：需要に最大３日平均日等を追加｡②

７， ９月等の特異月の検討：前半後半にのような表現法があり，各社の需要特性に応じ，また， 計算目的により， それぞれ適切な表現方法をとっている｡

分けて検討する｡ ( 153 頁， 〔特異月におけ(ｲ) 24 時間表示

る需給バランスの計上方法〕の項参照)(ﾛ) ５時間帯表示③

火力・原子力の具体補修量が月平均補修量

午前平均(８時～12 時の４時間平均電力)に比し特に大きい場合の検討：具体補修に合

午後平均(13 時～17 時の〃)わせ， 複数断面をとる｡

点灯平均(17 時～21 時の

〃

)

④

渇水対策の検討：第Ⅴ出水時点よりさらに出水率の低いシリーズ L５時点などをとる｡
また， 目的によっては前記第Ⅱ－３表の計算
断面の一部を省略する場合もある｡

深夜平均(23 時～６時の７時間平均電力)
その他 (残余時間５時間の平均電力)(ﾊ) ５時間帯＋最大時表示(ﾛ)のうち，最大電力発生時間帯需要を最〔うるう年の取扱い〕

大電力と他の３時間平均電力に分けて別個

短期需給計画では， うるう年を考慮して算定に表示する｡ (第Ⅱ－17 図参照)

されるが， 長期需給計画では平年と同一日数として取扱うことにしている｡ ただし、短期と同様に、具体的な供給運用方針を得ることを目的として需給計画を策定する年度はうるう年を考慮して算定する。

－150－

第Ⅱ－16 図需 給 計 画 算 定 概 念 図

－151－
第Ⅱ－17 図負荷曲線の表現方法(a)

供給能力計算の場合(ｱ)

供給力の負荷曲線へのあてはめ(ⅰ)

ピーク供給力の調整可能分について，下記諸元を算出する｡○自流式水力のうち， 一括して取扱うものについては第Ⅴ出水時点における限界調
整電力， 限界調整電力量｡○貯水式水力， 新増設水力など， 個別に取扱われるもの， ならびに揚水式水力については， 最大電力， 限界発電日量 (深夜
発電分があれば両者から控除する｡)(ⅱ)

需要持続曲線から， 計画融通，その他供給力など，固定的な供給力を差引
いた負荷曲線を作成する｡(ⅲ)(ⅱ) で作成された差引負荷曲線のピーク部分に， 順次(ⅰ)のピーク供給力を投入し， それを差引いた負荷曲線を作成する｡ ピーク部分の充足に当たっ

なお，時間帯表示を行う場合の各時間帯のとり方は負荷曲線の変化に応じて適宜変更することもある｡(4) 日負荷曲線における水・火・原子力
供給力の負荷分担
水力発電所の一日に発電し得る電力量は， 河
川流量， 調整池， 貯水池容量などから制約を受ける｡ 一方， 水力発電所の運転費は， 火力・原
子力発電所に比べて極くわずかであり， かつ，
負荷変化能力も大きい｡
従って， 一日の需要を水・火・原子力供給力で負担する場合， 水力は限られた電力量の範囲内で， 電力系統に最も有効となるよう， その発電曲線を定めなければならない｡
このためには， 水力供給力は日負荷曲線のピーク部分を充足し， かつ火力・原子力供給力の分担が平坦になるよう算定すればよい｡ (詳細説
明は， 156 頁， ＜参考＞日負荷曲線における水力・火力・原子力供給力負荷分担の検討参照)
この基本原則にのっとって， 水・火・原子力
供給力の負荷分担を算定することになるが，この算定方法を具体的に述べると下記のようになる｡ては， 限界調整電力の範囲内で調整電力量を使用しきるまで調整電力を充足し，残余の負荷曲線を極力フラットにする｡
揚水式水力の場合は， 限界発電日量を考慮してピーク部分を充足するとともに， それに見合う揚水用動力を最大
第Ⅱ－18 図

需要持続曲線と各供給力の分担

－152－
揚水入力の範囲内でオフピーク時の供給(b)

供給電力量計算の場合力が極力フラットになるように付加する｡

供給電力量計算についても， 同様な過程で計(ⅳ)次に水力供給力のうちピーク供給力と算が進められるが， 供給能力計算との主な相異して用いられなかった部分，すなわち，一括扱い自流式水力の平均可能発電力以点は以下のとおりである｡①

いられず， 日常運用値が用いられる｡

下の部分(深夜時の貯水は当然考慮する)
および貯水式個別検討地点などの深夜発②

揚水式については， まず， 自流発電量のみで充足し， 供給能力計算の前項 (ⅵ)にお電分(フラット)を充足する｡

いて供給力が不足する場合には， 不足分に(ⅴ)また， 原子力についてはフラット出力

対して供給力揚水発電*２を計上する｡

として充足する｡(ⅵ)残余の負荷曲線が火力で分担する部分

一般水力の調整可能分として限界値が用

③

となる｡

火力については， 分担負荷および所要運

転予備力 (水力と分担) を満足するように稼(ｲ)潜在出力*1 がある場合の供給力の表現

働させる火力ユニットを決定し， 各時間ご

潜在出力を生じた場合， 最大電力バランスでとにユニットを決定し，各時間ごとにユニット別負荷配分を行う｡

は既設調整能力， 揚水式から控除することを原則としている｡④

さらに， 昼間帯稼働火力と深夜帯稼働火

需要の１時間内変動対応供給力

力の運転費差などを検討して， 揚水発電に需要の１時間内変動に対する供給力を計上す

よる効果のある場合は， 経済揚水発電を計(ｳ)

上することになる｡

る場合には既設一般水力および揚水式水力分で補正する｡( 278 頁， 12 短時間内における需要変動と対応供給力の運用実態に関する調査・検討の項参照)＊１ 潜在出力：

最大需要時に必ずしも可能最大出力で運転できな供給能力計算の結果から得られるピーク供給力

いことがある｡ このとき， 出力を低下させてピーの稼働状況および， 差引負荷曲線の形状は， 第ク継続時間を満足させるように運転することが必Ⅱ－19 図の３つに分けることができる｡

要となり潜在出力を生ずることになる｡(Ａ)(Ｂ)では供給能力計算における有効出力が第Ⅱ－19 図

可能最大発電力に達している場合であり， 一方

有効出力と差引負荷曲線(Ｃ)では， 有効出力は可能最大発電力に達せず，
その差はピーク供給力として有効化されず潜在化することになる｡
この可能最大電力と有効出力の差を潜在出力と称している｡
ピーク供給力の潜在化は， 年間のうち負荷曲線が比較的平坦な場合とか， 自然流量が少なく， 貯水池の補給発電も少なくてよいような月の渇水日に起りやすい｡ また， 大規模な水力発電所が建設される場合には， 運開当初， 一時的に潜在を生ずる場合がある｡
特に揚水式水力の場合， １日の発電電力量が池容量や揚水原資等によって限定されているので，＊2

供給力揚水発電：マージン揚水発電ともいう。

－153－(5) 火力・原子力補修量の算定〔特異月における需給バランスの計上方法〕(a)

短期需給計画における月別補修量の算定がはっきりした傾向を有する場合は， 実運用に

短期需給計画では， 次の各条件を考慮して各おいても，これらのことを考慮して，火力補修，

下記のような需要， 出水特性等の月内の状況

発電機ごとに補修時期を計画する｡○月別需給均衡の確保○前回からの補修間隔， 補修日数
○経済性
○作業処理能力 (同一発電所内での能力および全体としての能力)○送変電系統との関連 (潮流対策，電圧対策，事故対策)

貯水池運用などを決定している｡○７， ９月など月内で需要の傾向がはっきりした傾向を持つ場合○３月など月内で水力供給力の状況がはっきりした傾向を持つ場合
従って， 年度需給計画等を策定する場合も，
前記のように月を単位として供給能力計算を行うと， 実態に合わない需給均衡度を示すおそれ○作業工程との関連 (同一発電所で各ユニッもあるので， このような懸念のある場合は第Ⅱトをシリーズに実施する場合， 送電線作業－20 図のように， 前半， 後半の２断面についなど他の作業との関連など)て需給バランスを検討し， このうち， 代表的な○原子燃料燃焼度

断面について需給バランスを表現することがで○燃料使用計画

きることにしている。

①

月別需給均衡を確保するには，後述の(b)長期需給計画における月別補修量の算定と第Ⅱ－20 図特異月の需給バランス作成方法の改善例

同様な方法で， あらかじめ月別補修枠を定め， その範囲内に収まるよう， 補修時期を設定すればよい｡②

経済性の検討は， 燃料費の低減を主眼におき， 各月稼働火力の増分燃料費を極力一定にすることを目標にして計画を策定することにしている｡ その具体的な方法は各社，各年度の実情に応じて選定されるが， その一例として， 下記のような方法もある｡○運転単価のグループごとに区分された発電機の， 最上積火力の各月運転時間を一定に
する｡

(b)

長期需給計画における月別補修量の算定○毎月最上積火力の燃料費を一定にする｡ (具長期需給計画では， 多数の発電機の具体的な体的な補修計画を作成したあと， たとえば，補修計画を作成することが困難な場合が多いの

平日平均， 平水の場合 (M－M 断面と略称す

で， 一般に火力・原子力発電所全体の年間補修

る) について， 各月の最上積燃料費を比較量を算出し， これを月別に配分する方法を用いし， アンバランスがあれば， 補修計画の手ている｡

直しを行う)

ただし， 火力・原子力台数が少なく， 上記のなお， 計画に用いる月平均補修出力は，ような方法では正確な補修実施状況を近似させ補修出力を補修停止日数の， 当該月日数にることがむずかしい場合とか， 特に具体的補修

対する比率を用いることにしているが， 月

計画を必要とするような詳細検討を行う場合に内各日のうち補修量が月平均値を大幅に越は， 短期需給計画の場合と同様に， 具体的にユえる日のある場合は， このような時期の需ニットごとの補修計画を作成する｡③

給状況について， 特に留意する必要がある｡

－154－(ｱ)

ここで， 年間補修量を DＴ， また

年間補修量

火力・原子力発電所全体の年間補修量は次式

Pｊ＝Dｊ＋Mｊ
12で算出する｡

m＝ (ΣPｊ－DＴ) ／ΣLｊ

年間補修量 (MW・月) ＝

ｊ＝１

Σ (可能出力：MW) × (補修期間：月)スタッキングレシオ

12

＊

ｊ＝１

とおくと， 各月の供給予備率を等しくするよう

この式でΣは定期補修の対象となるすべての発電所について加算することを意味し， スタッ

な月別補修量は下式で算出される｡
Dｊ＝Pｊ－mLｊ

キングレシオとは， 計算上の月別補修枠の範囲

この場合， 月別供給予備率は m×100(％)，

で， 具体補修をあてはめるために必要な歩留り

月別供給予備力は，
Mｊ＝mLｊ率のことをいう｡
供給能力計算は月を単位として行うので， 補となる｡

修期間は日数を月数に換算したものを用いる｡

前式の Dｊの年間合計値が DＴに等しい

したがって， 年間補修量の単位は＜MW・月＞とことは， 下式で証明される｡

なる｡

ΣPｊ－DＴ(ｲ)

ΣDｊ＝ΣPｊ－

補修量の月別配分

ΣLｊ・ΣLｊ＝DＴ

上記の年間補修量を月別に配分する場合は，なお， 前式で求めた Dｊが負になることがあ

まず， 各月の需給均衡度を均一にすることが原

るが， このような場合は当該月の Dｊ， Mｊを則となる｡

Dｊ＝０， Mｊ＝Pｊ

各月の最大３日平均需要電力をLｊとして固定し， 残余の月だけを対象にして，水力供給力をHｊ

月別予備率を均等にする｡

火力・原子力可能出力を

Tｊ

その他供給力(融通・自家発など)をOｊ

火力・原子力補修量をDｊ

保有供給予備力をMｊ(j＝１， ２……12)とすると， Dｊ＋Mｊ は下式で求められる｡
Dｊ＋Mｊ＝Hｊ＋Tｊ＋Oｊ－Lｊ＝Tｊ－ (Lｊ－Hｊ－Oｊ)
水力・その他供給力差引負荷

Dｊ＜０となるのは

Pｊm＜Lｊ すなわち，

特定月の需要が著しく大きい場合などに生じやすい｡
各月供給予備力と火力・原子力補修量の関係は
第Ⅱ－21 図となる｡
開発計画の策定にあたっては， 上記のようにして算出した各月の供給予備力 Mｊ を，必要供給予備力 Mｊ’ と比較し， Mｊ≪Mｊ’ となる場
合は，所定の供給信頼度を保持できるよう， 開＊

スタッキングレシオ：
長期需給計画では, 一般に補修出力に補修日数を乗じて得られる年間補修量 (MW・月) を用いて, 補
修の月別配分, 月別需給均衡度を検討するが, 具体的に各ユニットの補修を決定する場合には, ユニッ
ト容量の大小, 補修日数の長短, 作業工程, 作業処
理能力, 補修必要時期などの制約を受け, 必要補修量から得られた補修枠の範囲内で各ユニットの補修を完全に, うまくはめこむことは難しく, ある時
点では供給予備力が減少して需給均衡度が低下す
るおそれがあるので,これを防止するため, 補修

枠の内に必要補修量に対する余裕を見込むことが必要になる｡
このような余裕をおり込むため, 必要量からくる月
別補修枠と, 実際の補修量との比を求め, これをスタ
ッキングレシオと称し, 長期需給計画の策定のために用いる｡
なお, スタッキングレシオには, このほかに標準補
修日数に対し, 補修に付帯して実施される作業日数の増加分も考慮している｡

－155－
発地点の運開くり上げ等の対策を検討する必要がある｡ また， Mｊ≫Mｊ’ となる場合は， 開発地点の運開くり下げ等の検討が必要になる｡
このように，火力・原子力補修量の計算と，開発計画の選定とは切り離せない関係にあるので，第Ⅱ－22 図に計算手順の具体例を記載した。
第Ⅱ－21 図各月供給予備力と火力・原子力補
修量(ⅰ)

特定月の補修量が０となる場合(ⅱ)

年間を通じて補修を行える場合

第Ⅱ－22 図火力・原子力補修量の計算と開発計画の選定流れ図の例

－156－＜参考＞

水力の当日分使用水量を一定とし， 簡略化のため，

日負荷曲線における水力・火力・原子力供給力負荷分担の検討(a) 供給信頼度面
先ず， 供給信頼度面から検討すると次のようになる｡
保有予備力は， 最大需要電力に対応する供給予備力(率) で表現されているが， 安定した電力供給を行う
ためには， 一日のうち他の時間についても同一の供給
信頼度を確保する必要がある｡ したがって， 最大電力発生時以外の時間についても， 最大電力発生時と同率か， またはそれ以上を保有する必要がある｡
通常最大需要電力と他の重負荷時の需要電力との差は少ないため，各時間帯ともピーク時と同一量またはそれ以上の量を保有することとして算定している｡
このためには， 第Ⅱ－23 図でもわかるように， 水
力供給力の調整可能部分をピーク部分から順次投入し，火力分担部分を平坦にするよう充足すればよい｡

一日のうちの落差変動を考慮しないことにすると
24

水力日発電電力量 Ｈ＝ΣＨi＝一定
i＝1

また，原子力は燃料費が火力に比べて廉価なため，各時間とも一定の発電電力量を取ることが経済的であり，
24

原子力日発電電力量 Ｎ＝ΣＮi＝一定
i＝1

となる｡
そして日需要電力量から水力・原子力発電電力量を差引いた
24

火力日発電電力量 Ｔ＝ΣＴi
i＝1

も一定となる｡
したがって， 燃料費を最小とするためには，
24

第Ⅱ－23 図

需要持続曲線と予備力

ΣＴi＝Ｔ (一定)i＝1の条件のもとで，24

24

ΣＦi＝Σ f i (Ｔi)
i＝1

i＝1

を最小とするような火力発電電力Ｔi を求めればよい｡
これは 131 頁に記載した等増分燃料費法と全く同じ形式であるから，∂Ｆi∂Ｔi(b) 経済運用面
一方， 経済運用面から考察すると， 系統の運用経費の多くを占める火力燃料費を最小とするよう火力供給力の運用方法を算定しなければならない｡
水力供給力の運用方法の基本を求めるため， 簡単な系統を例にとり考察してみる｡
いま各時間の水力発電出力合計をＨi (i＝１， ２………24)
火力発電出力合計を
Ｔi (i＝１， ２………24)
原子力発電出力合計をＮi (i＝１， ２………24)
また，各時間の火力燃料費合計Ｆi とＴi との関係を
Ｆi＝f i (Ｔi)で表わす｡

＝λ＝(一定) (i＝１， ２…………24)が求める解である｡ すなわち， 各時間の増分燃料費を等しくすればよい｡
合計燃料費と合計出力の関係は， 一般に次のような２次式で近似できる｡
Ｆi＝ａＴi2＋ｂＴi＋ｃ
したがって，∂Ｆi∂Ｔi
Ｔi＝＝２ａＴi＋ｂ＝λλ－ｂ２ａとなり， 火力出力は一定， すなわち， 平坦出力運転
が燃料費を最小とすることが分かる｡
以上の検討から， 水力供給力の負荷曲線は， ピー
ク部分を充足し， かつ， 火力供給力の分担出力が平坦になるよう算定すればよいことがわかる｡
なお， 揚水式水力の稼働に必要な揚水用動力の負荷
曲線のあてはめについては， 上記と同様の検討から火力供給力の分担部分が極力平坦となるよう算定することになる｡

－157－＜参考＞

揚水式水力の運転態様から見た供給力分担例

揚水式発電所の運転については，・需要の形状 · 高原型，ピーク型，フラット型
・需給状況 ··· 供給力揚水，余剰揚水(経済揚水)・設備状況 ··· 電源構成比率，揚水池容量・その他 ····· 周波数調整，系統制約，保安揚水等により種々な態様があり，ここでは一般的な事例および留意すべき事例を示す。
※差引負荷 ··· 総需要から一般水力，原子力，他社受電，融通など計画的に見込まれる供給力を差引いた需要とした。

－158－

Ⅲ

供 給 予 備 力

また， 供給予備力の表現方法としては
需

要 ·····最大３日平均電力

供給力 ·····第Ⅴ出水時点における計画

１

概

要

補修分を控除した無事故時の供給能力(1) 供給予備力の意義との差引きによることとしている｡(3) 供給予備力必要量の検討

電力の需要に対し安定した供給を行うためには， 現在および将来における需要を的確に把握必要な供給予備力の量を決定するに当たってし， これに応じられる電力供給設備を建設し，運用することが必要である｡

は， 計画外停止， 渇水あるいは短期かつ， 不将来における需要は長期的には景気変動によ

規則に発生する需要増加など， 偶発的需給変動

り， 短期的には気象条件などにより変動する｡

によって生ずる供給力不足に対処する供給予備

また， 供給設備においては， 事故などの計画

力と， 経済の好況などによって， 需要が持続的外停止あるいは渇水などが発生すれば供給能力に想定値を上回る可能性に対処する供給予備力が低下する｡とに区分して検討する必要がある｡

従って， これらの設備の計画外停止， 渇水，また， 日々あるいは時々刻々の需要に対して需要の変動など予測し得ない事態が発生しても，安定に供給するために実運用面で必要な予備力供給支障を起こすことなく安定して供給するには， 需要・供給力の態様にあわせて種々の保有は， 想定される需要以上の供給力を持つことが形態をとることとなるが， これについては後述

必要であり， この供給力が供給予備力である｡

する｡ ( 166 頁． ５ 日常運用から見た予備力の供給予備力は保有量が少なければ， 供給支障

分類の項参照)の発生度合が多くなり， また保有量が大きいと供給支障は少なくなるが， 設備投資が過大となる｡

２

従って，供給予備力の適正保有量は，供給信頼供給予備力算定方法の大要と対象要因度との関連から検討されなければならない｡
当委員会では，この供給予備力について昭和

供給予備力を検討する定量的な算定方法とし32 年から具体的検討を行い， 確率計算による算ては， 確率事象として取扱う方法と， シミュレ

定手法を確立し，適正保有量の検討を進めてきた。

ーション手法による方法などがある｡

その後， 中央電力協議会では送電連系と予備力

供給予備力の対象となる要因としては， 設備に関する検討の一環として， この算定手法に基の計画外停止， 渇水， 需要の急激な増加などがづき具体的な連系容量を考慮した供給予備力に考えられるが， このうち， 景気変動などにもとついて検討を行った。

づく持続的需要超過を除いては， 偶発的に発生する事象であり， 発生時期， 大きさなどが予測(2) 供給予備力の定義できないため， 確率手法によって出現度数を求め， この結果から供給予備力の量と供給信頼度

供給予備力は， 次のように定義する｡の関連を検討し， 適正な供給予備力の保有量を｢計画外停止， 渇水， 需要の変動などの予測し求めることとしている｡

得ない異常事態の発生があっても， 安定した供すなわち， 偶発的事象に対処する供給予備力給を行うのを目的として， あらかじめ想定需要を定める要因として， ①計画外停止

以上に保有する供給力を供給予備力という｡｣

動

②出水変

③需要の短期偶発的な変動をとり上げ， こ－159－
れらを確率計算の対象にしている｡

Wm＝Ｆi＋Ｄj

景気変動などによる持続的需要超過に対処す
る供給予備力の算定に当たっては， 後述のとおり， 確率的に発生する事象ではないので別途考慮することとしている｡

Ｄj＝Wm－Ｆimax

P (Wm)＝ Σ

Ｆi＝0Ｐ(Ｆi)・Ｐ(Ｄj＝Wm－Ｆi)

また， 需要の計画値からの変動量 (以降需要変動という) をｅj とし， その発生確率をＰ

具体的連系を考慮した供給予備力の算定に当(ｅj) とすれば， 出力変動と需要変動を組み合たっては， 連系容量ならびに計画外停止， 出水

わせた総合出力変動量Ａi とその発生確率Ｐ

変動，需要の予想誤差などの変動要因について，(Ａi) は前と同様に次により求められる｡

地域間あるいは各社間の不等時性を考慮するこ

Ａi＝Wm＋ｅjととしている｡
なお， 近年， 冷暖房需要の増大により需要が気温次第で大きく変動すること， また電源構成の変化， 連系系統の拡充強化， さらに電源立地のリードタイムの長期化など， 需給両面での変動要因が現れてきているので今後の推移に注目する必要がある｡

ｅj ＝Ａi－Wm

max

Ｐ(Ａi)＝Σ

Wm＝minＰ(Wm)・Ｐ(ｅj ＝Ａi－Wm)

ただし， Ａi は出力減少を正とする｡
もし， 供給予備力がＲあったとすれば， その需要に対する供給不足量は (Ａi－Ｒ) であり，その発生率はＰ(Ａi) である｡

(2) 供給信頼度の表わし方

３

偶発的需給変動に対処す
る供給予備力の算定方法(1) 総合した出力変動確率の求め方
出力変動の確率は， 発電設備の多数台数の組み合せから得られる発電停止出力とその確率，
出水状況のある基準値 (第Ⅴ出水時点) に対す
る出力変動量 (出水変動量) とその確率の合成から求めることができる｡
いま， ｎ台の発電機の組み合せで， 計画外停止により停止する発電力をＦi (kW)， その確率をＰ (Ｆi) で表わし， 出水状況によるある基準
値からの出力変動量をＤj (kW)， その確率をＰ(Ｄj) で表わすと， これらの合成確率は， 発電機の計画外停止と出水変動を総合した発生確率を表わすこととなる｡
発電機の計画外停止と出水変動は， それぞれ

供給信頼度の表わし方には， 種々の方法が考えられるが， 当委員会では， 見込不足日数という表現方法を用いている＊｡
見込不足日数は， 供給不足日数の期待値を表わすもので， 最大需要電力持続曲線と総合の出力変動量Ａi，その確率Ｐ(Ａi ) から求めることができる｡
第Ⅲ－１図において供給予備力 Ｒがある場合の供給力をＧ， 出力減少をＡi とすれば， (Ｇ－Ａi ) と最大需要電力持続曲線が交わる点により供給不足日数が求まり， これをＥi とする｡
同じＡi に対しＲを多くもてばＥi は減少することとなる｡
供給予備力Ｒに対する見込不足日数は， 次式により求める｡
見込不足日数＝ΣＥi・Ｐ(Ａi)

独立な事象であると考えられるので， ２事象を総合した出力変動量 Wm とその確率 Ｐ (Wm) は
次式のようになる｡＊ 見込不足日数の他に需給度という表現方法もある(261 頁(9)需給度の項参照)｡

－160－
第Ⅲ－１図

最大需要電力持続曲線と供給不足

より， 起動停止による影響が強いため， 運転状

日数

況を日数で表わすこととし， 水力については計
画外停止継続時間を重負荷時間に対する比率により， 計画外停止日に換算表現することとしている｡(ｲ)

計画外停止率の数値

以上の定義に従った全国電力会社の実績調
査結果 (一般水力については， 昭和 30～32 年
度の 3 ヵ年， 揚水式水力については， 昭和
53～平成 15 年度の 26 ヵ年，火力については，
昭和 30～平成 17 年度の 51 ヵ年) をもとに，経年的な変化， 運転状況の変化などを織り込み，
将来を想定すると次のとおりとなる｡
水

力＊1 (揚水式を含む) 0.5％

火

力＊2 (原子力は現在これに準じている)
350MW

ユニット以上 2.5％

265MW

ユニット以下 2.0％

ただし， 運転開始初期は 5.0％
なお，各供給力の計画外停止率については，(3) 具体的算定方法

今後も随時調査を行い， その結果を反映させ確率計算による供給予備力必要量の具体的算ていく必要がある｡(ｳ)

定方法は下記のとおりである｡ (詳細な計算手順
および計算例は， 257 頁， ７ 必要供給予備力の具体的計算手順および計算例の項参照)
この確率計算に用いている各要因の諸元は，実績調査の結果をもとに定めている｡(a)

計画外停止率 ｐ は， 次式により算定する｡

ここにＯ

外停止となる確率Ｐ(ｒ) を２項分布により
Ｐ(ｒ)＝ｎＣｒ・ｐｒ・(１－ｐ)ｎ－ｒｒ＝0,1,2,3……

として作成し， 比例配分により停止出力区分ごとの確率を求め水力・火力・原子力の確率を相互に乗積して供給力総合の確率分布を作成する｡ 概要は第Ⅲ－２図のとおりとなる｡

Ｒ：運転時間である｡(ｱ)

それぞれグループ別にｎ台のうちｒ台が計画

ｐ：計画外停止率[計画外停止率の定義]

Ｒ＋Ｏ
Ｏ：計画外停止時間

外停止確率分布は水力・火力・原子力について，

ここに計画外停止確率ｐ＝

計画外停止確率分布

次に， 発電機多数台の組み合せによる計画(b)
計画外停止時間(ｱ)

発電所において， 発電機， タービン， ボ
イラ， その他関連設備 (送電線， 変電所など

出水変動確率
流量記録

原則として至近 30 ヵ年の流況記録 (Series
流況) による｡

を含む) の故障等が原因で， 発電支障 (一時停止を含む) を来たした時間を計画外停止時間という｡ 水力においては， 洪水などに原因する取水不能による停止は除いている｡
この場合， 火力・原子力の故障等は運転時間＊1

揚水式発電所の計画外停止率の調査については，
245 頁参照｡＊2 火力発電所の計画外停止率の調査については，
220 頁参照。なお，第 13 回調査から認可出力 350MW
以上のユニットを調査対象としている。

－161－(ｲ) 出水変動確率分布
第Ⅴ出水時点自流において， 調整能力を付加した水力最大出力を基準とし， ある自流にでは， 従来の考え方を変更するまでには至っていないと考えられた｡ ( 276 頁． 11 供給予備力
に関する運用面からの調査の項参照｡)

おける水力最大出力との差を出水変動量とす

その後， 夏季の冷房需要の増加に伴う気温にる｡ 出水変動確率分布の概要は第Ⅲ－３図のよる需要変動量の増大を踏まえ， 需要の不規則

とおりである｡

変動を重負荷日 (最大３日平均電力発生日) の気温による需要変動分とその他の要因による変第Ⅲ－2 図計画外停止確率分布

動分に区分して捉える方法が考えられている｡

第Ⅲ－4 図

第Ⅲ－3 図需要変動確率分布

出水変動確率分布(d)

総合出力変動確率

計画外停止， 出力変動， 需要変動を総合した
出力変動確率分布の概要は第Ⅲ－５図のとおり
である｡
(e)

需要持続曲線

平日平均最大電力と最大３日平均電力の実績比などをもとに想定最大３日平均電力により，想定平日平均電力を求め１次式で近似させて月(c)

需要変動確率

需要の不規則変動については， 短期間の偶発間の需要持続曲線を作成する｡ 需要持続曲線の
概要は第Ⅲ－６図のとおりである｡

的な変動として， 毎日の運転計画における翌日
需要予測の偏差の確率分布を使用している｡ この確率分布は， 昭和 39 年度における需要予測
誤差実績をもととして， 累積確率が 0.99 となる誤差変動が最大３日平均電力の６％となる誤差正規曲線により算出している｡
需要変動確率分布の概要は， 第Ⅲ－４図のとおりである｡
なお， 50 年度に中央電力協議会で 49 年度の１年間， ８月および 12 月については， 45 年
～49 年の５ヵ年予測偏差の実績を調査した結果

第Ⅲ－5 図総合出力変動確率

－162－
第Ⅲ－6 図

第Ⅲ－7 図

需要持続曲線(f)

見込不足日数－供給予備力の関係①

第Ⅲ－７図において計画外停止， 出力変第Ⅲ－8 図

供給予備力関係図

供給予備力と見込不足日数の関係

動，需要の変動を総合した出力変動量をＡi ，その確率をＰ (Ａi) とするとき， 供給予備
力Ｒ を保有すれば， このとき需要持続曲線
における不足日数はＥi となる｡ この場合の見込不足日数は見込不足日数＝ΣＥi・Ｐ (Ａi )により求められる｡ ここでＲを保有するときのＥi は，Ｒを保有しないとき (Ａi－Ｒ)の出力減少におけるＥi と同じである｡②

供給予備力ＲをパラメータとしてＲに対する見込不足日数の関係を求めると第Ⅲ－８図のとおりである｡(4)連系系統を総合する場合の供給予備力(a)

需要の不等時性の算入

過去の実績にもとづき第Ⅲ－９図のように，連系系統を総合する場合は， このほかに需要の不等時性の導入， 出水の不等時性の導入， 総合供給予備力の配分などが必要となる｡
これらの問題について当委員会では従来次の合成最大需要電力持続曲線を作成することにより， 需要の不等量を導入することができる｡
ここに需要不等量Ｄd

はＤd＝想定合計最大３日平均電力×実績に方法を用いていた｡

不

等

量

もとづく
合計最大３日平均電力
平日平均最大電力Ｄm は
Ｄm＝合成平日平均最大電力である｡

比－163－
第Ⅲ－9 図需要の不等時性の参入力から各社別可能発電力ＰＡ， ＰＢ， ＰＣを求め，これに相当した各社調整電力をＰＡ',ＰＢ',ＰＣ'とすれば，Ｐ'＝ＰＡ'＋ＰＢ'＋ＰＣ' として求められる｡
この合成調整電力Ｐ'を用いて不等時性を算入したときの水力最大出力の持続曲線を算出する｡(c)

連系系統を総合した供給予備力(a)，(b)項における不等時性を算入して，１社のみの供給予備力の算定と同様の計算を行えば，総合した供給予備力と見込不足日数の関係を求めることができる｡(d)

総合した供給予備力の配分方法

各社が連系され，広域運営を行うこととすれば，(b)

出水の不等時性の算入

各社の時系列流況記録を合計して求めた可能発電力の合成流況曲線に， 合成調整能力を付加することにより不等時性を算入した出水状況の変化を求めることができる｡ この場合， 合成可能発電力Ｐにおける合成調整電力 (Ｐ') は次により求める｡
第Ⅲ－10

図のようにＰに等しい合計可能発電

各社は予備力を共有することができる｡

この場合， 同一の供給信頼度で必要とする予備力は各社単独時に比較し，少なくてすむことになる｡
各社総合の目標供給予備力が決まり， これを各社がどのように分担するか， 予備力の各社配分方法はいろいろ考えられる｡
主な配分方法としては，次のようなものがある｡(ｱ)

各社単独時における見込不足日数一定とする配分

第Ⅲ－10 図出水の不等時性の算入

これは連系による各社減少見込不足日数を一定とするもので，融通による応援機会に主眼点をおき，これを均一にする配分方法である｡
これの算定方法は， 次のとおりである｡ 第Ⅲ－11 図において供給信頼度基準としての見込不足日数を i 日とし，Ａ社，Ｂ社，Ｃ社それぞれ単独の場合の供給予備力をＡi (kW)，
Ｂi(kW)，Ｃi(kW) とし，Ａ，Ｂ，Ｃ社総合の場合の供給予備力をＴi (kW) とするとき(Ａi＋Ｂi＋Ｃi) －Ｔi(kW)

だけ供給予備力を節減しうることになる｡
この場合， Ｔi の各社保有量内訳は各社合計
値がＴi (kW) で各社の見込不足日数が同一となるＡi'＋Ｂi'＋Ｃi'＝Ｔi (kW) となるようなＡi'， Ｂi'， Ｃi' の予備力を保有すればよいことになる｡

－164－
第Ⅲ－11 図

見込不足日数を一定とする配分

各社の供給予備力必要量へと順次展開する方法
であるが， さらに中央電力協議会は， 一層実態に即した検討を行うため具体的連系容量のもとに相互応援を考慮し， 各社それぞれの供給過不足状況がどうなるかを求め， 各社とも所要の供給信頼度に達するまでくり返し計算を行う手法を確立した｡
中央電力協議会連系特別専門委員会 (昭和45 年 12 月)｢わが国電気事業における送電連系と予備力の今後のあり方について｣ を参照
すなわち， 各社別の水力・火力・原子力の計
画外停止， 出水変動それぞれの確率分布は(3)で述べた確率計算手法と同様の手法で算定し，これらの総合確率分布から， 累積確率分布曲線に変換する｡ これらをもとに各社別にモンテカ
ルロ法により出力変動をサンプリングし， 各社

各社単独時の保有量による配分の供給予備力初期値， 需要持続曲線により各社

連系による予備力節減量を， 各社単独時保の供給力過不足を算出し， あらかじめ決められ有量に比例して配分するもので， 応援機会よ

た会社間応援融通ルールを適用した応援電力をり連系による応援電力の大きさにも着目した

求めたのち，各社別の見込不足日数を算定する｡

配分方法である｡

こうした計算をある回数だけ行って求められた

(ｲ)

(ｳ)

各社均一率による配分

見込不足日数の和を計算回数で割った値が所与

総合時の保有率をそのまま各社で均一に保の目標値になるよう各社の必要供給予備力を求有するもので， 各社の予備力保有率そのものめる｡ (264 頁． ９ 連系を考慮した場合の供給に主眼点をおき， これを均一にする配分方法

予備力計算の具体例の項参照)

である｡[各社固有の予備力必要量]
前述のように算定すれば， 各社が連系するこ以上は， 各社， 各地域間が完全に総合運転可とにより供給予備力を節減することができるが，能であることを前提として求めたものであるが，この場合， 連系する相互の系統の規模が類似し実際の系統では， 連系設備， 潮流上の条件などているときは， ほぼ同率の予備力必要量となるの制約を受けるため， 必要供給予備力およびそが， 一方の系統に比し他方が１／３とか１／５の配分量については具体的な連系容量を考慮しのように小さいと予備力必要量が大きい系統にて修正する必要がある｡

偏る傾向となる｡
すなわち， 両系統の見込不足日数が同一とな(5)

具体的連系容量を考慮した場合の供給予備力計算手法

るように予備力量を算出した場合， 小さい系統
は予備力の大部分を連系を通じて大系統に依存する結果となり， 小系統の保有予備力が極端に上述の算定方法は， 各社， 各地域間の連系容小さくなる現象が生ずる｡

量が無限大であると仮定し， 需要および出水の

この場合には， 小系統では運転予備力として不等時性を算入して全国総合の供給予備力必要

必要な量の予備力さえも保有できず， 毎日の運量を求め， これに連系容量を考慮して各地域，用にも支障をきたすことになり，また，予備力応
援を受電する頻度および受電電力が大きくなっ－165－て， 仮に連系線に事故が発生した場合には大き動に対処するための供給予備力は， 前述のとおな供給支障を発生するおそれがある｡ このため，

り変動要因の合成確率分布から供給力不足の発各社は自社系統の安定運転のため， ある量の予生する日数の期待値 (見込不足日数) を定める

備力を固有の予備力として保有しなければならことによって必要量を定めることができる｡
見込不足日数としては従来 0.3 日／月を採用ない｡
その必要量は， 次のような事項を総合勘案して定める必要がある｡①

していたが， 今までこの目標値に対応する供給
予備力を保有していたときはおおむね需給の安

万一， 大電源脱落時に単独系統となって定を確保して来ており， また， 計算上も上記のも， 周波数低下が許容最大値を超えないよ

見込不足日数の大部分は若干の周波数低下にと＊うな瞬動予備力 を保有していること｡

どまる程度のきわめて軽微な供給力不足である｡

供給力減少の主な原因は， 火力・原子力

しかしながら， 将来にわたっては， 周波数にの計画外停止であるので， 連系状態でも少関するサービス要求の高度化， あるいは電力流

なくとも最大ユニット級１台に相当する程通系統の供給コストと信頼度， 需給調整契約等

度の予備力は自社で保有していること｡

緊急時対策の織込みを考慮しながら， 各社必ず②

予備力応援の受電頻度が他社に比べて大しも一律ではなく， それぞれの実態に応じて電きくならないよう， かつ， 送受の機会も

源面の信頼度の向上を図っていくことが合理的均等に近くなるように考慮する｡と考えられる｡③

４

供給予備力必要量の考え
方(2)

持続的需要超過に対処する供給予備力

供給予備力は， 前述のとおり各種の必要対象
要因に対して保有するのであるが， 個々の要因

電力需要は経済の景気変動などにより， かな

に対するそれぞれの必要量をすべて保有すれば，りの期間持続的な超過を生ずることが過去の実供給支障は少なくなるが， 過大な設備投資とな

績から認められる｡

り不経済である｡ 反対に保有量が少なければ供これらの要因としては， いわゆる循環的景気給支障の発生する頻度が多くなり， 安定な供変動による需要増加などに基づく偏差が考えら給を期し得ない｡

れる｡

従って， 供給予備力の適正保有量は供給信頼

この需要変動要因については， 当委員会の需度との関連で検討を行うことになる｡ 設備計画

要分科会で過去数回にわたり検討してきたが，において供給予備力の必要量を決定するに当たその後昭和 62 年６月に中央電力協議会においてっては，前述のとおり，偶発的需給変動に対処す

一つの考え方が示されている｡

る供給予備力と， 持続的需要超過に対処する供給予備力とに区分して検討する必要がある｡

これによれば， 持続的需要変動については，
昭和 51～60 年度各月最大３日平均電力の実績分
析結果における第２次オイルショック以降の至(1)

偶発的需給変動に対処する供給予備力

近５ヵ年の実績， ならびに今後の産業構造の変化なども勘案し， 至近年においては少なくとも１～３％の幅で考慮しておくことが妥当と考え

計画外停止， 渇水および短期不規則な需要変られる｡
持続的需要超過に対処する供給予備力の必要＊

瞬動予備力については 166 頁 5 日常運用から見た

予備力の分の項参照｡

量については， 以上のような検討結果や各社それぞれの需要特性など総合勘案の上， 自主的に決定する必要がある｡

－166－

５

日常運用から見た予備力の分類

第Ⅲ－12 図大電源脱落時の周波数，予備力
応動状況例

日常運用面から予備力を分類すれば， 日々の需要変動に応じて変化する供給予備力を実際の需給態様に合わせて， どのような形で保有するかによって， 第Ⅲ－１表のように待機 (コールド) 予備力， 運転 (ホット) 予備力および瞬動（スピニング）予備力に区分することができる｡
なお， この分類表には， 常時の周波数調整を行うための供給力を含んでいないが， これは常時使用するものであるから予備力としては取り扱わない｡
また， 電源開発計画や年度需給計画における供給予備力は， 需要および供給力を１時間平均値を用いて表現しているので， 供給能力を計上する場合には， 需要の時間内変動に対する周波数調整用の供給力が確保できるよう， 十分考慮
第Ⅲ－１表
対

象

要

日常運用面における予備力

因分

相当の時間的余裕をもって予測しうるもの(イ) 需要想定値に対する持続的増加(ロ) 渇 水(ハ) 停止までに相当の時間的余裕のある
電源，または電源送電系統の不具合(イ) 天候急変などによる需要の急増(ロ) 電源を即時，または短時間内に停止・出力抑制しなければならないもの

待

機

類

予

備

定 義 と 具 体 的 設 備

力(コールドリザーブ)

運

転

予

備

力

(ホットリザーブ)

起動から全負荷をとるまでに数時間程度を要する供給力
停止待機中の火力で，起動後は長期間継続発電可能

即時に発電可能なもの，および短時
間内(10 分程度以内)で起動して負荷をとり待機予備力が起動して負荷をとる時間まで継続して発電しうる供給力
部分負荷運転中の火力発電機余力，
および停止待機中の水力

瞬

電

源

脱

落

事

故

動

予

備

力

上記の運転予備力の一部である(スピニングリザーブ)

電源脱落時の周波数低下に対して即時に応動を開始し，急速に出力を上昇し(10 秒程度以内)，少なくとも瞬動予備力以外の運転予備力が発動されるまでの時間，継続して自動発電
可能な供給力ガバナーフリー運転中の発電機のガバナーフリー分余力

－167－
しておく必要がある｡ (278 頁， 12

ること｡

短時間内に

おける需要変動と対応供給力の運用実態に関す③

一般に公表するものであるから， 簡明でしかも理解しやすいものであること｡

る調査・検討の項参照)
これら予備力の発動状況は第Ⅲ－12 図のようなどが考えられる｡
以上のことから調査報告書の実績供給予備力になる｡(率) としては， 計画との対比に重きをおいて，

６

実績供給予備力計画の際の供給予備力算定と同一の考え方により表現する方法 (準計画ベース) で記載するこ(1) 実績供給予備力の意義とを基本としている｡

電力需給の実績を明確に把握するとともに，計画外停止や融通など毎日の需給状況の変化を計画値との比較検討を行い， 将来の目標供給予考慮し算出した供給予備力の月最小値に着目し備力を実績面より検討するための素材を得て，た表現 (実績ベース

今後の計画に反映させる意義を持っている｡

備力) や， 最大３日平均需要の発生日に着目しまた， 需給状況の実態を表わすという点からた表現 (実績ベース(a)

日常運用時の予備力保有状況

現実に保有し得た予備力の量， 水・火・原子
力別内訳などを明らかにすることは，出水変動，

最小３日実績平均供給予
実績最大３日発生日平均

供給予備力)，最大１日需要の発生日に着目した表現 (実績ベース

実績１日最大発生日供給予備力) がある｡

需要変動， 計画外停止発生などに際し， どのよ

実績供給予備力は毎日毎日の実績値そのもの

うに予備力を稼動したかを把握することができ，であり， これをなんらかの方法で集約表現する

また， 融通応援状況より広域運営の実際活用度ためには， 必然的に若干の割り切りが必要とな合についても明らかにすることができる｡

る｡ 以上のような表現方法にしても， 本項冒頭の留意事項を極力満たすよう考慮されたもので(b)

計画との対比

実績供給予備力を長い年月にわたって明らかにすることは， 計画された供給予備力量によっはあるが， 異なった目的で見た場合， 誤った判断をするおそれがあることから， その意味あい
を十分理解のうえ活用する必要がある｡て得られる実際のサービス・レベルを表わすこととなり， 供給予備力の必要量によって実績面よ(b)ろん，これは短期間の実績のみでは不適当であり，今後， 引き続き調査を継続することによって大具体的表現方法(ｱ)りの貴重な判断材料を得ることができる｡ もち

実績供給予備力 (準計画ベース)

需要と供給力の算定方法を次のように定義し，その差引きによって表現する｡

きな価値を発揮することとなるのはいうまでも

需

ない｡

供給力

要……実績最大３日平均電力
水(2) 表現方法

力
自流式水力……実績最渇水５日平均自流(休日， 特異日を除く) に対応する計画(a)

表現方法の考え方

当委員会の調査報告書に， 実績供給予備力を表現する際に留意すべき点としては，①

できるだけ， 需給の実態を忠実に表わすものであること｡②

計画の供給予備力との関連を考慮し，できるだけ，同一の考え方にもとづくものであに準じた供給能力をとる｡ (なお， 大容量の調整式は下記の貯水式水力に準ずる)
貯水式・揚水式水力……月平均実績水位をもとに計画に準じて算出した供給能力をとる｡(月平均計画補修出力を差引く)

－168－
第Ⅲ－13 図
実績需要

実績供給予備力の概念図

実績供給力分担水をとり， 貯水式・大容量調整式・揚水

実績供給能力（実績最渇水5日平均における）水力計画外停止式水力は毎日の実績水位をもとに計画に準じて算出した供給能力をとる。 (補実績

修出力を差引く)

供給予備力
水
水

力

力

最大3日
平均電力

火力･原子力……毎日の実績可能出力を

火力・原子力計画外停止出力とる。この場合， 試運転分および増出力分*2 は実績値を計上する。

待機中出力
火 力
原子力

力……自流式水力は毎日の供給能力［実績設備可能出力－補修出力

火 力
原子力

＋試運転出力＋増出力］
融通……毎日の実績融通電力を計上する｡

なお， 卸電気事業者および卸供給事業者か
融

通

融

通

らの受電分も同様の扱いとする。また，その火力・原子力……月平均実績供給能力をと

他供給力分（新エネルギー，自家発等）は，る｡ この場合， 試運転分＊1 および火力

安定的な供給力とみなせる実績値をとる。

の長期計画停止機などの運転再開分は卸電力取引所取引分については，融通または安定的な供給力として見込まれた実績

その他供給力分に準じた扱いとする。

値を計上する。
(ｳ) 実績最大３日発生日平均供給予備力[設備可能出力－計画補修出力＋試運(実績ベース)

転出力＋火力の長期計画停止機な
どの運転再開後出力（すべて月平均
融需要と供給力の算定方法を次のように定義し，

出力）]最大３日最大電力発生日についてそれぞれ算定

通……原則として計画値を計上する｡

し，その平均値により表現する。

なお， 卸電気事業者および卸供給事業者からの受電分も同様の扱いとする。 また，その需

要……当該日の実績最大電力の平均値

供給力 (計画外停止があった場合は供給力から控除)

他供給力分（新エネルギー，自家発等）は，

水

計画計上したもののうち，安定的な供給力と力……自流式水力は当該日の供給能力みなせる実績値をとる。 卸電力取引所取引分とし， 貯水池・大容量調整式・揚水式水については，融通またはその他供給力分に準力は当該日の実績水位をもとに計画に準じた扱いとする。

じて算出した供給能力の平均値とする｡(補修出力を差引く)
火力・原子力……当該日の実績可能出力の(ｲ) 実績最小３日平均供給予備力

平均値とする｡ この場合，試運転分およ(実績ベース)

び増出力分は安定的な供給力として見込需要と供給力の算定方法を次のように定義

まれた実績値を計上する。

し， 毎日についてこの差引きから予備率を求［実績設備可能出力－補修出力

め， 最小値から３日間をとり，この平均値に＋試運転出力＋増出力］

よって表現する｡
需

要……毎日の実績最大電力

供給力 (計画外停止があった場合は供給力
から控除)
＊1

試運転分：営業運転開始前および火力の定期点検

中の運転出力。

＊2

増出力分：設備容量を超えた出力。

－169－
融通……当該日の実績融通電力を計上す

(a)

る｡

需

毎日の発電端における日負荷曲線のうち 1 時間最大電力＊1 を選ぶ

なお，卸電気事業者および卸供給事業者からの受電分も同様の扱いとする。また，その他供給力分（新エネルギー，自家発等）は，安定的な供給力とみなせる実績値をとる。

要……実績最大３日平均電力

最大電力発生時刻における水･火･
原子力所内消費電力を差引

卸電力取引所

取引分については，融通またはその他供給力分に毎日の送電端最大電力

準じた扱いとする。
(ｴ)

①

ＰL

実績最大 3 日平均電力の算出
Ｐ3＝ＰL 最大 3 個の平均

実績１日最大発生日供給予備力(実績ベース)

需要と供給力の算定方法を次のように定義し，
１日最大電力発生日について算定し表現する。
需(b)たと仮定した場合に負荷曲線への適合など

要……当該日の実績最大電力を考慮して最大限に発電し得る実績最渇水供給力 (計画外停止があった場合は供給力か

５日平均出力時点における供給能力

ら控除)
水供給力(送電端)……計画外停止がなかっ(ｱ)

力……自流式水力は当該日の供給能力

水力(ⅰ)自流式水力 (休日， 特異日を除く)とし， 貯水池・大容量調整式・揚水式水(大容量の調整式は貯水式水力に準ずる)

力は当該日の実績水位をもとに計画に準じて算出した供給能力とする｡ (補修出

毎日の自流式可能発電力

力を差引く)
火力・原子力……当該日の実績可能出力と送電端負荷曲線の最大電する｡ この場合，試運転分および増出力

力発生時刻における実績
自流式発電力＊2分は安定的な供給力として見込まれた実績値を計上する｡[実績設備可能出力－補修出力

同時刻の計画外停止出力＋試運転出力＋増出力]
融を発電力に加算＊3

通……当該日の実績融通電力を計上する｡

実績調整能力と限界調整能力の差を加算

なお， 卸電気事業者および卸供給事業者から負荷曲線への適合を考慮する。計画
値との比較検討の受電分も同様の扱いとする。また，その他供給
毎日の自流式供給能力ＰNF

力分（新エネルギー，自家発等）は，安定的な供②給力とみなせる実績値をとる。 卸電力取引所取引分については，融通またはその他供給力分に準じた扱いとする。

最渇水 5 日平均供給能力（最渇水自流 5 日間の平均）
ＰN5(3) 実績供給予備力 (準計画ベース) の具体的算定方法＊1

実績供給予備力 (準計画ベース) の具体的算定方法は次のとおりである｡

ピークカットなどにより人為的に最大電力が変化している場合には修正する｡＊2 計画補修がある場合は，これを控除したものである｡＊3 計画外停止出力を発電力に加算する理由は， 目標予備力を算出する場合も計画外停止分を予備力の対象として含めた手法で算出しているためである。

－170－(ｳ)(ⅱ)貯水式水力毎日の実績水位をもととして，補給・補填日量，責任放流などの制約条件を考慮して計画に準じて算出する供給能力融通原 則 と し て 計画 を 計 上

ＰIn③
日常の運用では計画に計上されていない融ＰRV通も同時に受給されているが， これらは随時的なものである場合が多く， 常時供給力とし

月 平 均 可 能 供 給 力 を と るては期待できないため， これを除き計画融通
月平均計画補修出力を差引だけをとる｡ＰR

なお， これによると受給実態と大幅に差異が生ずる場合には， 計画融通の受給条件を考慮のうえ， 必要により実態に適合するよう会(ⅲ)揚水式水力社間で補正する｡

毎日の実績水位をもととして，自流発電日量，補給・補填日量，責任放流，限界揚水発電日量などの④(ｴ)

実績供給能力Ｐ5

Ｐ5＝ＰN5＋ＰR＋ＰP＋ＰS＋ＰIn

制約条件を考慮して計画に準じて算出する供給能力(c)

実績供給予備力， 実績供給予備率
実績供給予備力＝実績供給能力 (Ｐ5)月 平 均 可 能 供 給 力 を と る－実績最大３日平均電力 (Ｐ3)月平均計画補修出力を差引

ＰP

実績供給予備率＝(ｲ)(Ｐ5－Ｐ3)×100％

Ｐ3

火力・原子力(4)

月平均実績供給能力＊をとる｡
この場合， 試運転分および火力の長期計画

実績最小３日平均供給予備力(実績ベース) の具体的算定方法

停止機などの運転再開分は安定的な供給力として見込まれた実績値を計上する。

実績最小３日平均供給予備力 (実績ベース)の具体的算定方法は次のとおりである｡

月 平 均 設 備 可 能 出 力(a)

毎日の送電端最大電力

月平均計画補修出力を差引
月平均の試運転出力・火力の長期計画停止機などの運転再開後出力を加算

月平均実績供給能力

需要…毎日の送電端最大電力

(b)

ＰL

①

供給力 (送電端)……計画外停止があった場合にはその分を差引いた供給能力

ＰS＊ 報告書の最大電力バランスにおいても火力・原子力の供給能力として月平均供給能力をとっている｡

－171－
(ｱ)

水

(ｳ)

力

融

通

(ⅰ)自流式水力毎日の実績融通電力（需要最大時）Ｐ′In
毎 日の 自流 式供 給能 力

ＰNF②

同時刻に発生した計画外停止出力

(ｴ)

を差引

自 流 式 供 給 能 力

Ｐ′5

Ｐ′5＝Ｐ′NF＋Ｐ′R＋Ｐ′P＋Ｐ′S＋Ｐ′In

Ｐ′NF(ⅱ)貯水式水力(c)

毎日の実績水位をもととし計画に準じて算出する供給能力 ＰRV

実績最小３日平均供給能力

実績最小３日平均供給予備率

月間のうち供給予備率が最小となった３日③
間，すなわち(Ｐ′5－ＰL)
ＰL

×100％の最小

毎 日 の 補 修 出 力 を 差 引

３個の平均により算出する｡

同時刻の計画外停止出力を差引(5) 実績最大３日発生日平均供給予備力 (実績ベース) の具体的算定方法

貯 水 式 供 給 能 力

Ｐ′R

実績最大３日発生日平均供給予備力 (実績ベ(ⅲ)揚水式水力ース) の具体的算定方法は次のとおりである｡(a)

毎日の実績水位，限界揚水発電日量などをもととし，計画に準じて算出する供給能力④

需要…当該日の送電端最大電力
毎日の送電端最大電力

ＰP

ＰL

①

実績最大 3 日平均電力の算出
Ｐ3＝ＰL 最大 3 個の平均

毎 日 の 補 修 出 力 を 差 引

同時刻の計画外停止出力を差引(b)
揚 水 式 供 給 能 力

(ｲ)

Ｐ′ P

火力・原子力毎日の実績設備可能出力

供給力(送電端)…計画外停止があった場

合にはその影響分を差引いた供給能力
(ｱ)

水

力

(ⅰ)

自流式水力

ＰS
当 該 日 の 自 流 式 供 給 能 力

毎日の計画補修出力を差引
当該日の計画外停止出力を差引
毎日の試運転出力・増出力を加算
当該日の供給能力の平均値を算出
毎日の計画外停止出力を差引
自 流 式 供 給 能 力
火力・原子力供給能力

Ｐ′ S

Ｐ″NF

－172－(ｳ)(ⅱ)貯水式水力
当該日の実績水位から計画に準じて算出する供給能力

当 該 日 の 補 修 出 力 を 差 引

当該日の計画外停止出力を差引
当該日の供給能力の平均値を算出
貯 水 式 供 給 能 力

融通毎日の実績融通電力（需要最大時）Ｐ″In(ｴ)

実績最大３日平均供給能力Ｐ″5Ｐ″5＝Ｐ″NF＋Ｐ″R＋Ｐ″P＋Ｐ″S＋Ｐ″In(c)

実績最大３日平均供給予備力，供給予備率Ｐ″ R

実績最大３日平均供給予備力＝
実績最大３日平均供給能力 (Ｐ″5)－実績最大３日平均電力 (Ｐ3)(ⅲ)揚水式水力
実績供給予備率＝
当該日の実績水位，限界揚水発電(Ｐ″5－Ｐ3)Ｐ3×100％

日量などをもとに，計画に準じて算出する供給能力

当 該 日 の 補 修 出 力 を 差 引

当該日の計画外停止出力を差引(6) 実 績 １ 日 最 大 発 生 日 供 給 予 備 力(実績ベース) の具体的算定方法
実績１日最大発生日供給予備力 (実績ベース)の具体的算定方法は次のとおりである｡

当該日の供給能力の平均値を算出
揚 水 式 供 給 能 力(a)

需要…当該日の発受電端最大電力
実 績 １ 日 最 大 電 力

Ｐ″p

(b)
(ｲ)

火力・原子力Ｐ1

供給力(発受電端)…計画外停止があった

場合にはその影響分を差引いた供給能力

当該日の実績設備可能出力(ｱ)
当該日の計画補修出力を差引
当該日の試運転出力・増出力を加水力(ⅰ)自流式水力
当 該 日 の 自 流 式 供 給 能 力

算当該日の計画外停止出力を差引
当該日の計画外停止出力を差引
自 流 式 供 給 能 力
当該日の供給能力の平均値を算出
火力・原子力供給能力

Ｐ″s

Ｐ‴ NF

－173－(ｳ)(ⅱ)貯水式水力
当該日の実績水位から計画に準じ

融通

毎日の実績融通電力（需要最大時）Ｐ‴ Inて算出する供給能力

当 該 日 の 補 修 出 力 を 差 引

当該日の計画外停止出力を差引
貯 水 式 供 給 能 力

Ｐ‴ R

(ｴ)

実績１日最大供給能力Ｐ″1

Ｐ″1＝Ｐ‴ NF＋Ｐ‴ R＋Ｐ‴ P＋Ｐ‴ S＋Ｐ‴ In(c)

実績１日最大供給予備力， 供給予備率
実績１日最大供給予備力＝(ⅲ)揚水式水力実績１日最大供給能力 (Ｐ″1)

当該日の実績水位，限界揚水発電
日量などをもとに，計画に準じて算出する供給能力

当 該 日 の 補 修 出 力 を 差 引

当該日の計画外停止出力を差引
揚 水 式 供 給 能 力

(ｲ)

Ｐ‴ p

火力・原子力当該日の実績設備可能出力

当該日の計画補修出力を差引
当該日の試運転出力・増出力を加算
当該日の計画外停止出力を差引
火力・原子力供給能力

Ｐ‴ s－実績１日最大電力 (Ｐ 1)
実績供給予備率＝(Ｐ″1－Ｐ1)
Ｐ1×100％