経験から学ぶべき教訓を考えることにある。(以下「広域機関」)において検証委員会が開催され、大停電の発生原因の分析、停電後の供給力確保に至るプロセス、再発防止策、などが議論されているところである。従ってこれらの論点については、ここで中途半端な推測を披露するよりは、委員会での議論の結果が出るのを待つのが正しい態度であるように思える。北海道エリアにおいては、どのような電源脱落対策がなされていたのか整理した上で、「今後の発電所の運用方針はどうあるべきか」ということについて簡単に考えてみたい。今回の大地震のように、何らかの突発事象により大規模な電源脱落が起きた場合、大規模な停電を避けるためには、当然のことながら短時間で需給を再び一致させる必要がある。そのため、各送配電系統は電源脱落の影響をカバーしうる供給力の余剰資源を常時確保しておかなければならないことになる。マージン」といった形で指標化・具現化され、各エリアの送配電事業者はあらかじめ緊急時に備えてその確保に務めている。専門語が先行したが、それぞれの言葉の定義については、2015年度に開催された「調整力等に関する委員会」において概ね以下のように定められている。ディマンドレスポンス、その他の電力需給を制御するシステムその他これに準ずるものの能力をいう。「予備力」とは供給区域において、上げ調整力と上げ調整力以外の発電余力を足したものをいう。予備力は出力増加までにかかる時間に応じて、瞬動予備力(10秒程度)、運転予備力(10分程度)、待機予備力(数時間)に分けられる。「マージン」とは、電力系統の異常時または需給ひっ迫時等の対応として、連携線を介して他の供給区域と電気を需給するため、または電力系統を安定に保つために、各連携線の運用容量の一部として広域機関が管理する容量をいう。ホームページから上図は広域機関がまとめた大規模かつ長期的な供給力喪失への対策のイメージを示したものだが、大規模電源の脱落が起きた場合の望ましい対応を、上図を参考に整理すると以下のようになる。他方10秒程度で出力増加できる瞬動予備力を発動し、それでも電源脱落の影響がカバーできない場合は場合は連携線を介して広域機関の管理するマージンから必要相当の電力供給を受け周波数を安定させる。連携線を通じて電力供給を受けている間に、上げ調整力を活用し、運転中の火力発電の出力増加を図り、また需給調整契約に基づいて負荷の追加的な遮断を図る。それでも出力が足りない場合は10分程度で出力増加できる水力発電などの運転予備力を起動させ供給力を回復し、遮断した負荷を回復させて停電から復旧する。なっている停止発電所を稼働させて、また電源の復旧を進め、徐々に連携線の運用を平時に戻す。電源脱落があったとしても、この範囲で対応できれば、長時間、大規模な停電が発生しないで済む。今回の胆振東部地震の残念ながら、マージンおよび調整力の範囲で対応できなかったため、周波数維持に失敗しブラックアウトに至り、節電要請なども含めて綱渡りの総力戦に挑むことになった。当然ながら、このような状況はリスクに極めて脆弱であるし、また地元経済に大きな負の影響を及ぼすので望ましくはない。北海道において、どの程度の電源脱落が想定され、またその対策が講じられていたのかということを確認することが重要になる。(北本連携線)のマージンの必要量を、予備力・調整力との関係からまとめたものである。式の結果が(c)マージンの上限(60万kW)を超える場合、<(a-b)-c>に相当する容量を、瞬動予備力で積みますことで対応することとしている。具体的に数値を当てはめると、aについては北海道エリアの最大電源ユニットは泊原発3号機の91.2万kWだが、これに若干のバッファーを上乗せして94.1万kWとしているbについては系統定数(0.06)と周波数変動分(1)はそれぞれ定数で、最小需要については年度によって異なるが、2017年度の計画ベースでは345.8万kWとしているこれを算定式Fに入れると73.352万kWとなるが、これは北本連携線の(c)マージンの上限60万kWを上回っているため、マージンの設定量は60万kwとなる加えてマージンの不足分<(a-b)-c>の13.352万kW分は瞬動予備力でカバーするということになる。小難しく述べたが、結果だけ言えば、北海道電力は少なくとも94.1万kWの電源脱落までは調整力とマージンで対応できるように準備していた“はず”ということである。現実はどうだったのかを見てみよう。上の表は地震直前の北海道の各電源の発電量をまとめたものである。気になるのが瞬動予備力に相当するGF量は8.95万kWしか確保されておらず、13.352万kWに至っていないことである。定格出力からの短時間の超過運転分をGF量と同様認めれば16.9万kWまでは瞬動予備力として確保が見込めるため、やや甘くなるが、この点についてはスレスレ及第点は与えられる体制は整えていたと言えよう。これに北本連携線のマージン分60万kWとエリア需要(308.7万kW)の周波数1Hz変動分18.5万kWを足せば、北海道電力は概ね95.4万kW程度の電源脱落に耐えられる体制は整えていたと評価できる。現実には赤枠で囲った奈井江1号機、知内1号機、伊達2号機、苫東厚真1号機を除いて発電機は停止し、残った4つの発電機の運営も不安定な状況に陥った。結果として火力計119.4万kW、水力計9.0万kW、総計128.4万kWの電源が脱落し、想定範囲を大きく超えたため大規模停電が起きてしまい、その後も調整力不足のため、最終的には周波数を維持できず、全道ブラックアウトにつながってしまった。北海道電力は事前の準備として最大95.4万kW程度の電源脱落までには対応できうる体制を整えていたしかしながら現実には128.4万kWの電源脱落が生じたため、大規模な停電が起き、周波数の維持に失敗し、最終的には全道ブラックアウトしたということになるが、ここから今後、今回のような大規模停電を避けるために学ぶべき教訓は、例えば以下のようなものになりうるだろう。1今後は、電源脱落の想定を、電源ユニット単位ではなく、発電所単位に改めるべきなのではないか?2また、1のような前提の下で、今後は発電所単位の電源脱落に耐えられるように、送配電事業者はより分散的な系統運用を行うべきなのではないか?1に関してだが、今回の地震で苫東厚真発電所は、ユニット単位(最大70万kW)ではなく、最終的には発電所レベル(165万kW)の電源脱落を起こした。地震という災害の特性を考えれば、これは当然想定される話なのだが、このようなケースは超希頻度リスクとしてこれまで想定されていなかった。現実に発電所レベルのダウンという事態が起きたのだから、今後は電源脱落の想定もユニット単位から発電所単位に変更すべきであろう。続いて2に関してだが、1のように電源脱落の想定を変えた場合、今回のような発電所の超集中運用は難しくなる。現状であれば北海道エリアが対応できる電源脱落はせいぜい110万kW規模までで、それ以上の電源脱落があれば、ブラックアウトとまでは行かずとも一部地域の長期停電は避けられなくなる可能性が高い。これは冬の北海道では命に関わる問題であろう。ような運用は認められるべきではないだろう。仮に泊原発が再稼働することがあったにしても、この議論は適用されるべきである。原発に関しては、揚水発電所の夜間の運転予備力増強に貢献するため、その分は考慮に入れてもいいのかもしれない。いずれにしろ同原発の基毎の出力(1,2号機(57.9万kW)、3号機(91.2万kW))を考えると、1,2号機の同時運転までは許されても、3号機に関しては単独運転を条件にすべきであろう。2019年3月の北本連携線の30万kW分の増強以降は、苫東厚真2号機と4号機の併用や、泊原発3号機と1,2号機いずれかの併用も視野に入れてもいいのかもしれない。以上やや雑な議論になったかもしれないが、今回の震災は「電源の分散」の重要性を我々に痛感させた。これを機に、政府として、この観点で何らかの系統の運用指針の見直しを図るべきであろうし、また、住民の命を守るためにも各地方自治体は電力会社と系統運用について協議をしていく体制のあり方を考えるべきなのではないかと思う。ACCOUNT株式会社アゴラ。