料金算定の前提となる供給力について

料金算定の前提となる供給力について
平成25年3月22日
東北電力株式会社
１ 料金原価算定上の
料金原価算定上の前提となる
前提となる供給力
となる供給力に
供給力について① （原子力運転計画）
原子力運転計画）
p1
東通原子力発電所1号機については，①敷地内断層の追加地質調査，②新安全基準を踏まえた様々な地震動の影響評価や
安全対策，③安全性確認のための審査や最終的な地元理解獲得など一定の期間が必要となることから，料金算定上の前提
として平成27年7月から電力量を織り込んでいる。
女川原子力発電所1～3号機については，復旧工事に加え，基準地震動超過※や新安全基準を考慮した地震・津波の評価を
実施しており，今後，これらを踏まえた安全性向上工事が更に一定量発生すると想定されるため，原価算定期間に電力量を
織り込んでいない。
※東日本大震災および4月7日宮城県沖の地震時に，敷地地盤で取得された地震観測記録が基準地震動Ssを一部の周期帯
で上回った。
なお，当社が受電している他社原子力については以下のとおり。
東京電力柏崎刈羽1号：東京電力が公表している総合特別事業計画を前提とし，当社独自の判断として平成25年度は未定，
平成26年度から織り込み。
東京電力福島第二3，4号：今後の再稼動の見通しが不透明であることから織り込まず。
日本原電東海第二：今後の再稼働の見通しが不透明であることから織り込まず。
ユニット名
東通1号機
H25年度
H26年度
H27年度
7月
女川1号機
女川2号機
女川3号機
は運転中の期間。
原価算定期間中に電力量を織り込んでいない
１ 料金原価算定上の
料金原価算定上の前提となる
前提となる供給力
となる供給力について
供給力について②
について②－１ （自他社火力
自他社火力の
火力の補修計画）
補修計画）
p2
火力の補修は，法定点検および安定供給維持に必要な最小限の補修を計画し，停止期間は極力短縮。
この結果，原価算定期間における自他社火力の補修日数は，震災後の需給ひっ迫により実施できなかった補修を織込んでも震
災前の過去5ヵ年平均を下回る(八戸5号はコンバインド化および燃料転換工事のため長期間停止予定)。
自
社
石
油
自
社
L
N
G
八戸火力発電所 3号機
八戸火力発電所 5号機
秋田火力発電所 2号機
秋田火力発電所 3号機
秋田火力発電所 4号機
新仙台火力発電所 1号機
計
仙台火力発電所 4号機
新潟火力発電所 4号機
新潟火力発電所 5号系列(2台)※2
東新潟火力発電所 1号機
東新潟火力発電所 2号機
東新潟火力発電所 3号系列(8台)※2
東新潟火力発電所 4号系列(6台)※2
東新潟火力発電所 港1号機
東新潟火力発電所 港2号機
計
H25年度
H26年度
251日
85日
285日
123日
72日
29日
352日
86日
146日
38日
89日
328日
228日
47日
82日
1,044日
169日
55日
717日
54日
98日
22日
81日
4日
496日
278日
70日
1,103日
H27年度
273日
78日
134日
27日
512日
100日
117日
13日
95日
504日
402日
60日
1,291日
H25～H27年度
3ヵ年平均
28日
270日
67日
69日
65日
28日
(257日) ※3 527日
80日
33日
95日
44日
63日
443日
303日
39日
47日
1,146日※1
※1 端数処理の関係により，燃料種別の合計値があわない。
※2 ( )は各系列を構成する発電機の台数を示す。
※3 ( )は八戸火力発電所5号機の補修日数を除いた合計を示す。
H18～H22年度
5ヵ年平均
64日
49日
93日
75日
66日
348日
39日
93日
72日
76日
477日
369日
49日
83日
1,259日
１ 料金原価算定上の
料金原価算定上の前提となる
前提となる供給力
となる供給力について
供給力について②
について②－２ （自他社火力
自他社火力の
火力の補修計画）
補修計画）
H25年度
能代火力発電所
自
能代火力発電所
社
原町火力発電所
石
原町火力発電所
炭
1号機
2号機
1号機
2号機
計
Ｉ発電所
※1
Ｊ発電所
他
社
石
炭
Ｋ発電所
Ｌ発電所
計
石炭計
※1 ＩＰＰを除く。
122日
10日
39日
26日
196日
38日
136日
137日
75日
58日
62日
0日
82日
18日
606日
802日
H26年度
20日
124日
53日
122日
319日
98日
14日
33日
14日
26日
99日
45日
29日
91日
449日
768日
H27年度
64日
20日
106日
26日
216日
41日
137日
14日
66日
137日
0日
0日
91日
31日
517日
733日
※2 端数処理の関係により，燃料種別の合計値があわない。
H25～H27年度
3ヵ年平均
69日
51日
66日
58日
244日
59日
96日
61日
52日
74日
54日
15日
67日
47日
524日
768日
p3
H18～H22年度
5ヵ年平均
48日
71日
80日
70日
270日
77日
89日
87日
11日
67日
64日
60日
57日
70日
582日
852日
p4
２ 経済性（
経済性（メリットオーダー）
メリットオーダー）を踏まえた需給計画
まえた需給計画の
需給計画の策定
電源の補修計画や水力・火力・原子力・新エネルギー等の電源種別毎の発電特性および燃料特性等を踏まえ，需要電力量
に応じて，経済的な電源の組合せとなるように需給計画を策定。
【一日の需給運用のイメージ】
1日の運用状況イメージ
電源種別
発電燃料
単価※1
昼間帯
夜間帯
揚水発電
揚水発電
ﾋﾟｰｸ時運転
14.3
(需要変動に応じ
～22.9※2
て 出力調整)
自社・他社
石油
16.0
～20.8
需要変動に応じて
最低出力
出力調整
12.2
～13.2
需要変動に応じて
最低出力
出力調整
自社・他社石油
―
ピーク
自社LNG(従来型)
揚水動力
従来型
自社LNG(コンバインドサイクル)
他社石炭
自社
ミドル LNG コンバ
インド 9.1
サイク
～13.2
ル
フル出力
4.5
需要変動に応じ
て出力調整
ほぼフル受電
他社石炭
フル受電
～6.0
自社石炭
ベース
4.0
自社石炭
フル出力
フル出力
～4.1
一般水力・新エネ等
1
3
5
7
9 11 13 時間
15 17 19 21 23
※1 発電燃料単価(円/kWh)は，H25～H27年度の3ヵ年平均値。
※2 揚水動力の原資により異なる。
【参考】
参考】 電力量配分の
電力量配分の作成順について
作成順について
１．ベースロードを担う①および，調整裕度の少ない②の量を算出
２．揚水発電量の必要量③を算出
３．火力全体の分担（需要に対し前記１，２を除いた電力）を算出し，メリットオーダーにより個別火力機へ配分
〔具体的な作成順〕
①自他社原子力 ・・・ 一定運転。
一般水力
・・・ 自流式は，可能発電電力量から補修計画などによる減少分を控除し，新増設分を加味。
貯水池式は，年間の貯水池水位計画をもとに，補修計画などによる減少分を控除(自他社共)。
②自家発等
自社新エネ
他社火力
融通
取引所取引
・・・ 過去実績や事業者ヒアリングを踏まえ算出。
・・・ 過去実績等を踏まえ算出。
・・・ IPPは，年間の基準利用率から契約に基づく変動範囲内で，メリットオーダーを考慮し配分。
・・・ 融通の原資となる電源種別と同様の考え方で算出，一般電気事業者と調整。
・・・至近の購入・販売実績（平成22～24年度）を基に算出。（販売は需給状況を勘案し段階的に増加）
③揚水式発電
揚水式発電以外の電力量が決まった段階で揚水式発電として必要な量を算出。
その結果，揚水式発電として必要な水量を汲み上げるための揚水動力量※1も算出。
※1 揚水時のロス約30％を考慮すると，揚水発電電力量の約1.4倍。
③自社・他社火力
揚水動力量の算出により，最終的に自社火力および他社火力(電発，共同火力)の分担を決定。
分担する電力量を個別の火力機へ配分し，燃料調達も含めた最終的な電力量配分を算出。
p5
p6
３ 自他社火力
自他社火力の
火力の運転計画
自社火力は補修計画や発電特性を踏まえ，発電燃料単価が安価な石炭，LNG，石油の順に発電電力量を配分。
他社火力は発電事業者との契約の範囲で，経済性を考慮して計画。
具体的には，自他社を問わず，安価な石炭火力をベースに，LNG火力は熱効率が高いコンバインドサイクル※1を極力高稼働
とし，残りの部分を従来型※2のLNG火力と石油火力に配分。
【自他社火力の運転中利用率】
【燃料別の自他社火力発受電電力量※3 割合】
他社石油
0％
自社
石油
LNG 9％
自社石炭
従来型
30％
14％
他社石油
0％
自社
石油
LNG 7％
自社石炭
従来型
28％
15％
他社石油
0％
自社
LNG 石油
従来型 7％
自社石炭
13％
31％
他社石炭
22％
LNG
ｺﾝﾊﾞｲﾝﾄﾞ
26％
他社石炭
24％
LNG
ｺﾝﾊﾞｲﾝﾄﾞ
25％
発電燃料単価
[円/kWh]
A
95
4.1
B
95
4.0
C
75
9.1
D
79／63※5
10.0／12.2※5
E
71／51※5
10.4／13.2※5
F
78
13.2
F
33／26※5
16.0／17.5※5
G
36
16.3
H
44
16.5
I
92
4.5
J
90
4.6
K
89
4.9
L
87
6.0
M
87
5.2
N
63
5.0
O
15
20.8
石炭
自
LNG
ｺﾝﾊﾞｲﾝﾄﾞ
25％
運転中利用率※4
［％］
燃料別
他社石炭
24％
LNG
社
平成25年度
791億kWh
平成26年度
739億kWh
平成27年度
716億kWh
石油
※1 ガスタービンと蒸気タービンを組み合わせた発電設備。燃焼器でガスを燃や
し，その燃焼ガスでガスタービンを回して発電し，さらにその高温ガスの廃熱
を回収し，蒸気を発生させ，蒸気タービンを回して発電する方式。
※2 ボイラーで発生した蒸気をタービンに導き，蒸気タービンを回して発電する従
来型の方式。
※3 離島の内燃力を除く。
※4 発電電力量を「補修による停止期間を除いた時間×定格出力(ガスタービン
は大気温度による出力低下も考慮)」で除した値(％)。
運転中利用率，発電燃料単価は，ともにＨ25～Ｈ27年度の3ヵ年平均値。
※5 左／右 は，それぞれ コンバインドサイクル／従来型の値。
他
石炭
社
石油
p7
４ 自他社火力
自他社火力の
火力の運転中利用率と
運転中利用率と発電燃料単価
発電燃料単価（
単価（3ヵ年平均）
年平均）①
発電燃料単価の安い火力機を高稼働にするメリットオーダーの考え方に基づき計画。
具体的な火力発電所の運転中利用率と発電燃料単価の関係は以下のとおり。
(円/kWh)
25
凡例
廃止計画がある発電所のためH発電所に比べ低稼働
補修期間が長く，限られた期間で燃料最低
使用量制約を満たすため，LNG機の中でも
高稼働（27年度よりＬＮＧ）
20
石油
※2
H
G
発電燃料単価
A発電所
B発電所
C発電所
D発電所
E発電所
F発電所
F発電所
G発電所
H発電所
I発電所
J発電所
K発電所
L発電所
M発電所
N発電所
O発電所
F
※1
15
LNG
※2
F
他燃料への転換のための補修があり，運
転期間が端境期に限定されるためG・H発
電所に比べ低稼働
10
※1
D
C
日間起動停止運用可能であり，軽負荷時に
運用停止することから，D発電所に比べ低稼働
5
契約に上限利用率があるため，他の石炭に
比べ低稼働
0
20
40
60
運転中利用率
自社LNG
自社石油
他社石炭
他社石油
(注) ・※1はコンバインドサイクル
・※2は従来型を示す。
・F発電所については，
26年度までは石油，
27年度は燃料転換により
LNGとなります。
N
石炭
0
自社石炭
80
100
(％)
p8
４ メリットオーダーによるＩＰＰ
メリットオーダーによるＩＰＰ年間電力量
ＩＰＰ年間電力量（
年間電力量（3ヵ年平均）
年平均）の配分結果②
配分結果②
ＩＰＰは，メリットオーダーを基本とし，契約に基づく変動範囲内となるよう配分している。
凡 例
Ｍ発電所
Ｎ発電所
Ｏ発電所
３ヵ年平均
[円/kWh]
25
20
発
電 15
燃
料
単 10
価
5
0
0
20
40
60
運転中利用率（％）
80
100
Ｐ発電所
p9
４ 年度別自他社火力
年度別自他社火力の
火力の運転中利用率と
運転中利用率と発電燃料単価
発電燃料単価（
単価（平成25,26,27
平成25,26,27年度
25,26,27年度）
年度）③
(円/kWh)
平成25年度
平成26年度
平成27年度
25
廃止計画のある発電所の
ためＨ発電所に比べ低稼働
20
石油
石油
発電燃料単価
石油
※2
補修期間が長く，限られた
期間で燃料最低使用量制
約を満たすため，LNG機の
中でも高稼働
※2
※2
F
※1
G
ＬＮＧ
15
LNG
※2
※1
日間起動停止運用 ※2
可能であり，軽負荷
時に運用停止する
C
ことから，D発電所
N
に比べ低稼働
石炭
10
5
LNG
※1
※2
F
※1
他燃料への転換補
修があり，運転期
間が端境期に限ら
れG・H発電所に比
べ低稼働
石炭
石炭
契約に上限利用率があるため，他
の石炭に比べ低稼働
0
0
20
40
60
80
0
100
凡 例
[自社石炭]
A発電所
B発電所
[自社LNG]
C発電所
D発電所
E発電所
F発電所
[自社石油]
F発電所
G発電所
H発電所
20
40
60
運転中利用率 (％)
80
[他社石炭]
I発電所
L発電所
J発電所
M発電所
K発電所
N発電所
100
0
20
[他社石油]
O発電所
40
60
80
100
(注) ※1はコンバインドサイクル
※2は従来型を示す。
p10
４ 年度別メリットオーダーによる
年度別メリットオーダーによるＩＰＰ
メリットオーダーによるＩＰＰ年間電力量
ＩＰＰ年間電力量の
年間電力量の配分結果
配分結果（
結果（平成25,26,27
平成25,26,27年度
25,26,27年度）
年度） ④
ＩＰＰは，メリットオーダーを基本とし，契約に基づく変動範囲内となるよう配分している。
凡 例
Ｍ発電所
平成25年度
Ｎ発電所
平成26年度
25
[円/kWh]
25
25
20
20
20
発
電15
燃
料
単10
価
発
電15
燃
料
単10
価
発
電15
燃
料
単10
価
5
5
5
[円/kWh]
0
20
40
60
80
運転中利用率（％）
100
Ｐ発電所
平成27年度
[円/kWh]
0
0
Ｏ発電所
0
0
20
40
60
80
運転中利用率（％）
100
0
20
40
60
80
運転中利用率（％）
100
p11
５ 需要電力量
需要電力量に
力量に対する需給
する需給計画
需給計画（
計画（平成25
平成25～
25～27年度
27年度）
年度）
メリットオーダーを踏まえた平成25～27年度の需給計画は以下のとおり。
(送電端： 億kWh)
年度
平成25年度
平成26年度
平成25～27年度
3ヵ年平均
平成27年度
項目
水力発電所
自
社
電
源
供
給
電
力
量
69
87
87
81
石炭
223
194
212
210
LNG
298
294
264
285
石油
74
49
46
56
▲4
▲4
64
19
8
9
9
9
667
630
683
660
電気事業者※2
▲ 55
▲6
▲ 39
▲33
卸供給事業者
189
192
186
189
その他※3
31
31
33
32
合計
165
217
180
188
揚水式発電所の揚水動力量
▲2
▲3
▲4
▲3
合計
830
844
859
844
需要電力量
830
844
859
844
火力発電所
原子力発電所※1
新エネルギー等発電所
合計
他
社
電
源
卸供給
※1 ▲は停止中における所内電力の受電による。
※2 ▲は一般電気事業者への融通送電が含まれることによる。
※3 自家発(新エネルギー等を含む)，新電力への供給，市場取引等。
注 四捨五入の関係で，合計が合わない場合がある。
【参考】
参考】 平成20
平成20年度
20年度におけるメリットオーダー
年度におけるメリットオーダー（
におけるメリットオーダー（計画・
計画・実績）
実績）と今回計画
今回計画メリットオーダー
計画メリットオーダー
平成20年度計画
今回計画
(3ヵ年平均)
平成20年度実績
[円/kWh]
25
［円/kWh］
25
[円/kWh]
25
廃止計画がある発電所のため，Ｈ発
石油 電所に比べ低稼働
補修期間が長く，限ら
れた期間で燃料最低
使用量制約を満たす
※2
ため，ＬＮＧ機の中で
G
F
※1
も高稼働
石炭の利用率低下
石油 分やLNG調達量制
石油
約のため利用率増
原子力停止を踏ま
え長期停止中から
の復活のため
20
発
電
15
燃
料
単
価
20
年間調達量を
制約とした計画
O
E
石油
ＬＮＧ
※2
※1
発
電
燃15
料
単
価
ＬＮＧのスポット調達や需給
状況を踏まえ，石油利用率
減
契約上の下限利用
率程度で計画
E
発
電
燃15
料
単
価
※2
※1
石油
10
ＬＮＧのスポット調達に
よる，コンバインドサイ
クル利用率増
石炭
契約上の上限利用率
程度で計画
石炭
5
5
N
A
ベース電源の停止リスクを
考慮し低めの利用率で計画
需給状況に応じ稼働増で対応
0
0
0
0
20
40
60
他燃料への転換工
F ＬＮＧ
事があり,運転期間
※2
※1
が端境期に限定さ
れるため,Ｇ・Ｈ発電
所より低稼働
C
日間起動停止可能であ
石炭
り，軽負荷時に運用停
N
止するため，Ｄ発電所よ
り低稼働
契約に上限利用率があるため，他
の石炭機より低稼働
ＬＮＧ
10
M
5
20
長期停止からの復活
を考慮し，需給状況に
応じて利用率減
D
10
80
100
運転中利用率[％]
p12
0
20
40
60
80
100
0
20
40
60
80
100
運転中利用率［%］
運転中利用率[％]
凡 例
[自社石炭]
A発電所
B発電所
[自社LNG]
C発電所
D発電所
E発電所
F発電所
[自社石油]
F発電所
G発電所
H発電所
[他社石炭]
I発電所
J発電所
K発電所
L発電所
M発電所
N発電所
[他社石油]
O発電所
(注) ※1はコンバインドサイクル
※2は従来型を示す。
p13
【参考】
参考】 ［震災前］
震災前］平成22
平成22年度
22年度における
年度におけるメリットオーダーの
におけるメリットオーダーの計画
メリットオーダーの計画と
計画と実績
計画策定時は，運転再開の時期を見通せなかった柏崎刈羽1号機を停止継続としてメリットオーダーに基づき，安価な電源ほど
高稼働になるように計画。
結果的に柏崎刈羽1号機が平成22年6月に運転再開したことから，燃料費の高い石油およびLNG(従来型)火力の稼動が減少。
なお，需要は，東日本大震災があったものの，猛暑・厳冬により年間では計画を上回る実績。
［円/kWh］
［円/kWh］
25
平成22年度計画
25
当時，１ユニットのみの石油火力
は，計画時点で認可出力に対する
最低出力の割合程度で計画
20
20
ピーク電源として利用率
19～25％で計画
発
電
15
燃
料
単
価10
E
契約上の下限利
用率程度の運転
石油
発
電
15
燃
料
単
価10
石油
当該年度に運開する電源のた
め，発電効率等の実績がないこ
とから，計画時点ではＤ発電所よ
LNG り若干下回る利用率で計画
F
平成22年度実績
※2
O
夏季･冬季の計画外停止，震災
による被災のため，Ｆ・Ｈ発電所
より利用率が低下
G
LNG
ほぼ計画並み
E
※2
※1
※1
石炭
C
石炭
5
震災以降の供給力対応等
のため稼働増
5
Ｃ発電所の運開および，設備の経
年度度合等を考慮し，低稼働とし
て計画
計画外停止により
利用率減少
0
B
0
0
20
凡 例
[自社石炭]
A発電所
B発電所
40
60
運転中利用率［%］
[自社LNG]
C発電所
D発電所
E発電所
[自社石油]
F発電所
G発電所
H発電所
80
100
0
[他社石炭]
I発電所
J発電所
K発電所
20
[他社石油]
L発電所
M発電所
N発電所
O発電所
40
60
運転中利用率［%］
80
100
(注) ※1はコンバインドサイクル
※2は従来型を示す。
p14
【参考】
参考】 震災後におけるメリットオーダーの
震災後におけるメリットオーダーの実績
におけるメリットオーダーの実績（
実績（平成22
平成22年度
22年度・
年度・平成23
平成23年度
23年度）
年度）
東日本大震災による火力発電所や原子力発電所の停止，新潟・福島豪雨による水力発電所の停止があったことから，燃料
調達等を考慮したメリットオーダーに基づき運転。
なお，東日本大震災の影響や電力使用制限令および節電のご協力などによる需要減はあったものの，供給力が大幅に低
下したことから，LNGや石油火力も高稼働となり利用率が大幅に上昇。
［円/kWh］
［円/kWh］
平成22年度実績
平成23年度実績
25
25
震災により被災した
電源であるが，冬季
の供給力を目標に
復旧したことから特
に高稼働となった
石油
20
20
石油
発
電
15
燃
料
単
価10
経年設備であるこ
とから計画外停止
リスク等を踏ま
え，石油火力と同
程度で運用
発
電
燃15
料
単
価
10
LNG
※2
G
E
LNG
※2
※1
契約上の上限利用率
程度の実績
C
※1
震災による
震災による火力
による火力・
火力・原子
力発電所の
力発電所の停止などに
停止などに
より，
より，平成22
平成22年度
22年度と
年度と比
較し，ほぼ全
ほぼ全ての電源
ての電源
が高稼働となった
高稼働となった
石炭
5
5
0
N
L
計画外停止により
利用率減少
石炭
0
0
20
40
60
運転中利用率［%］
80
100
0
20
40
60
運転中利用率［%］
80
100
凡 例
[自社石炭]
A発電所
B発電所
[自社LNG]
C発電所
D発電所
E発電所
[自社石油]
F発電所
G発電所
H発電所
[他社石炭]
I発電所
J発電所
K発電所
L発電所
M発電所
N発電所
[他社石油]
O発電所
(注) ※1はコンバインドサイクル
※2は従来型を示す。
【参考】
参考】 経済性（
経済性（メリットオーダー）
メリットオーダー）の実例(
実例(平成24
平成24年
24年8月22日
22日の例)
p15
平成24年度夏季は，東日本大震災以降継続している原子力発電所や原町火力発電所の停止などにより，ベース供給力が
減少したものの，メリットオーダーの考え方にもとづき運用。
・電力需要は，気象条件
等により大きく変動し必
ずしも予測どおりになら
ない。(制約)※
・需要の急激な変動に追
従して供給力を調整し，
電力品質を維持するた
め，出力変化速度が速
く負荷追従性に優れた
LNG火力で出力調整(一
時的に減少)する場合が
ある。(制約)※
平成24年夏季の需給運用イメージ
（平成24年8月22日実績)
揚水発電
他社石油
自社石油
自社ＬＮＧ（従来型）
揚水動力
自社ＬＮＧ（コンバインドサイクル）
・電力需要が低い時間帯
に火力の余力を活用し
て揚水する。
他社石炭
自社石炭
・一般水力や新エネ等は
当日の気象条件により
出力が変動。(制約)※
メリットオーダーによる火力の配分
原子力の運転が無いなかで，調整裕度が少ない，一
般水力や新エネルギー等を優先的に配分。
残りを調整裕度が大きい火力発電所や揚水発電所に
配分。なお，配分にあたり，発電燃料単価が安価な発
電所から順番に行うことが基本。
具体的には，発電燃料単価が安価な石炭火力はベー
ス供給力として，24時間フル出力で運転。
LNGコンバインドサイクルは，出力変化速度が速く負
荷追従性に優れているため出力調整する場合がある
が，ベースからミドル供給力として，昼間帯は極力高
稼働で運転し，夜間帯は需要に応じて出力調整。
LNG従来型は，ミドル供給力として石油火力より優先
的に配分するが，昼間帯は需要変動に応じて出力調
整し，夜間帯は最低出力または停止が基本。
石油火力と揚水発電はピーク対応とし，昼間帯は電力
需要が大きい時間帯に需要変動に応じて運転し，夜
間帯は最低出力または停止が基本。
他社受電については，契約上の制約があるものの，
基本的には自社電源と同様に電源種別に応じて受
電。
一般水力・新エネ等
時間
※その他，メリットオーダーの理論どおりにならない制約
・燃料の供給量および輸送能力，燃料設備能力
・発電設備のトラブルや設備保安上の制約
・送電線に流れる電力の上限による制約
・他社発電設備の契約上の条件
がある。
p16
【参考】
参考】 最大電力に
最大電力に対する需給
する需給計画
需給計画（
計画（平成25
平成25～
25～27年度
27年度）
年度
原子力発電所などの停止が継続する中，火力発電所などの補修時期の調整および期間短縮や自家発の活用などにより，安
定供給に必要な予備率（通常：8～10%）を確保。
(送電端： 万kW)
年度
H25年度
H26年度
H27年度
項目
水力発電所
石炭
供
給
電
力
自
社
電
源
他
社
電
源
火力発電所
LNG
石油
原子力発電所
新エネルギー等発電所
合計
電気事業者※1
卸供給
卸供給事業者
その他※2
合計
合計
最大3日平均電力
ひっ迫時需要抑制電力
供給予備力
供給予備率※3(％)
※1
※2
※3
注
▲は一般電気事業者への融通送電が含まれることによる。
自家発(新エネルギー等を含む)，新電力への供給等。
( )はひっ迫時需要抑制電力を考慮した供給予備率を示す。
四捨五入の関係で，合計が合わない場合がある。
70
302
523
247
0
10
1,153
▲ 11
291
32
313
1,466
1,294
14
172
13.3
(14.5)
141
302
513
137
0
11
1,104
42
292
24
358
1,462
1,320
14
142
10.8
(11.9)
140
302
527
134
106
10
1,220
▲ 22
292
25
294
1,514
1,343
14
171
12.8
(14.0)
p17
【参考】
参考】 供給予備率の
供給予備率の妥当性について
妥当性について
最大3日平均電力需要に対して必要な予備率（通常：8～10％）を確保することを前提に，今後とも全国的に厳しい需給状
況の継続が予想されることも踏まえて計画を策定。
今回の計画では，仮に2010年並の猛暑が発生した場合の需要に対しても3％以上の予備力を確保できる見通し。
<最大3日平均需要に対する需給計画>
<2010年並の猛暑時を想定した需要に対する需給計画>
[万kW，％]
H25年8月
H26年8月
H27年8月
力
1,466
1,462
1,514
最大3日平均電力
1,294
1,320
1,343
14
14
14
供
給
ひっ迫時需要抑制電力
172
142
171
(186)
(154)
(185)
13.3
10.8
12.8
予
備
率
(14.5)
(11.9)
(14.0)
※ ( )内はひっ迫時需要抑制電力を考慮した予備力，予備率を示す。
注 四捨五入の関係で，合計が合わない場合がある。
予
備
力
[万kW，％]
供
給
力※1
猛暑時を想定した需要※2
ひっ迫時需要抑制電力
H25年8月
H26年8月
H27年8月
1,477
1,473
1,525
1,394
1,420
1,443
14
14
14
予
備
力※3
(97)
(67)
(96)
予
備
率※3
(7.0)
(4.8)
(6.7)
※1 最大3日平均電力に対する供給力に，火力増出力分(11万ｋＷ)
を考慮。
※2 猛暑時を想定した需要は，最大3日平均電力に気象影響分100
万ｋＷを考慮。
※3 予備力，予備率については，ひっ迫時需要抑制電力を考慮し
た予備率のみ( )書きで示す。
注 四捨五入の関係で，合計が合わない場合がある。
p18
【参考】
参考】 火力の
火力の運転中利用率について
運転中利用率について
火力の運転中利用率とは
• 補修期間やトラブルによる計画外停止等を除いた設備を自由に使える期間において，発電設備をどの程度利用した
かを示す指標。
• すなわち，発電燃料費が安い火力の運転中利用率を極力高くし，発電燃料費が高い火力の運転中利用率を極力低
くすることが経済的となる
運転中利用率の計算方法のイメージ
①石炭，LNG・石油（従来型)のイメージ
• 需給運用等による停止・出力抑制に加え，過去のトラブル実績を踏まえた計画外停止リスクを考慮。
• なお，利用率の算出においては，計画補修（試運転期間を含む)期間《下図の
の部分》を除外。
②LNG・石油（ガスタービン)のイメージ
• コンバインドサイクルガスタービンおよびシンプルサイクルガスタービン(緊急設置電源)は，大気温度が高くなると空
気密度が低くなるため最大出力が低下し，夏季の発電出力は，定格出力に比べて約8～15％程度低下する。
• このため，利用率は，大気温度上昇に伴う出力減《下図の
の部分》を除外のうえ，石炭，LNG・石油(従来型)と
同様に算出。
※上記の考え方により，ベース供給力である石炭火力の利用率上限は95％としている。
対象期間(1年間のイメージ)
大気温度上昇に伴うガスタービンの出力低下
定格出力
トラブルによる
計画外停止を想定
発電出力
運用による停止
夜間等の運用による出力抑制など
運転中利用率＝
計画補修・試運転期間
(参考)設備利用率＝
＋
定格出力×対象期間
p19
【参考】
参考】 供給力算定－
供給力算定－電源別の
電源別の特徴に
特徴について①
水力(揚水式)
(揚水発電)
毎時間の需要のうち揚水発電を除いた供給力を上回る部分について，揚水発電電力量として算出する。
(揚水動力)
上記で算出した揚水発電電力量に相当する水を上池へ汲み上げる際のロス分約30％を考慮し算出する。
揚水式発電電力量の
揚水式発電電力量の算定イメージ
算定イメージ
揚水発電を除いた供給力
総
需
要
この部分が
揚水発電電力量
【当社の揚水発電所の特徴】
揚水発電所の設備出力は，自他社合計で71万kW。
これは，8月最大3日平均電力需要に対する割合として
5％程度。
当社揚水発電所については，通常は発電しないものの，
電源のトラブルなど予期せぬ事態には速やかに発電で
きるよう，準備しておく役割が大きい。
このため，年間の供給電力量も小さい。
需要のデュレーションカーブ
揚水発電所の供給電力量
設備出力
(万kW)
自社揚水
他社揚水
合
時 間
計
46
25
71
供給電力量 （億kWh）
H25年度
H26年度
H27年度
0※1
2※2
2※2
2※2
0※2
0※2
2
2
2
※1 自社揚水の平成25年度については，主要な発電所が新潟･福島
豪雨水害の影響により，年間を通じて運転できない見通し。
※2 平成26年度と27年度は，自社揚水を優先して使用する計画として
いる。
【参考】
参考】 供給力算定
供給力算定－
算定－電源別の
電源別の特徴に
特徴について②
原子力
平成25～27年度については，料金算定にあたり，前提となる運転計画をもとに算出。
水力(一般水力)
一般水力は，自流式(流れ込み式※1，調整池式※2)と貯水池式※3に分類され，発電電力量は，過去の実績等を
踏まえ，以下のとおり算出。
自流式発電所の発電電力量は，可能発電電力量※4から補修計画などによる減少分※5を控除し，新増設分を加
味して算出。
貯水池式は，年間の貯水池水位計画をもとに，補修計画などによる減少分を控除して算出。
貯水池に流入する水量は，至近30ヵ年の平均値を使用。
※1
※2
※3
※4
流れ込み式：河川流量を調整せずにそのまま発電する方式。
調整池式：調整池を持ち，河川流量を1日～週間単位で調整できる発電方式。
貯水池式：大きな貯水池を持ち，年間を通して季節的な出力調整ができる発電方式。
可能発電電力量とは，設備が健全とした場合に，その時の流入量を使用可能な範囲で，全て利用したとき
に発電できる量であり，至近30ヵ年の平均値を使用。
※5 平成25年度の自社自流式発電所については，新潟・福島豪雨水害に伴う発電機復旧作業による停止，な
らびに，河川災害復旧工事による運用停止などにより，平成26・27年度と比較し，発電電力量は減少して
いる。
p20
【参考】
参考】 供給力算定－
供給力算定－電源別の
電源別の特徴に
特徴について③
他社購入電力
〔他社火力 (電源開発(株)・共同火力・IPP)〕
石炭火力（電源開発，共同火力，IPP）および石油火力(IPP)から受電があるため，自社火力の電源別の特徴
を踏襲し，メリットオーダーの考え方に基づき，受電電力量を算出。
ただし，IPPについては，年間の基準利用率から契約に基づく変動範囲を考慮。
〔他社原子力 (日本原電(株)〕
事業者から提示された補修停止計画を参考に，自社原子力と同様に算出。
ただし，今回の料金算定上の前提となる供給力では，平成25年度から平成27年度まで停止で見込む。
〔他社水力 (電源開発(株)・公営(県営)・東星興業(株)・東北水力地熱(株))〕
一般水力については，事業者ヒアリングを踏まえ，過去10年程度の実績を踏まえた標準的な供給電力量（自
社一般水力の可能発電電力量に相当）から，発電所補修計画による減少分を控除することで，受電電力量を
算出。
揚水式水力（電源開発）については，自社揚水式水力と同様に受電電力量（および揚水動力量）を算出。
〔その他自家発等〕
過去実績や事業者ヒアリングを踏まえ，受電電力量を算出。
〔融通 (一般電気事業者からの電気の購入)〕
原資となる電源種別により，上記と同様に算出。
p21
p22
【参考】
参考】 供給力算定
供給力算定－
算定－電源別の
電源別の特徴について④
特徴について④
火力
燃料面の制約や補修計画を踏まえ，運転可能な範囲で経済的な運転計画を策定。
具体的には，発電ユニット毎の発電電力量は運用制約を考慮した上で，メリットオーダー方式にて算出。
自社火力の電源別の特徴は以下のとおり。
石炭
能代1・2号，原町1・2号 計320万kW
• ベース供給力として最大限運転が基本。
[自社火力発電設備に占める割合27％(平成25年度末)，自社火力発電電力量比38％(平成25年度)]
コンバインドサイクル(仙台4号，新潟5号系列，東新潟3・4号系列
• 環境性，熱効率に優れ，ベース～ミドル供給力として活用。
LNG
計346.5万kW)
従来型(新潟4・6号，東新潟1・2・5・港1・港2号 計252.3万kW)
• 環境性，経済性，安定調達に優れたLNGを使用するが，コンバインドサイクルと比較すると熱効率は低い
ため，通常，ミドル供給力として活用。
• 原子力が停止しているため，ベース供給力が少ない場合，一部は，ベース供給力として活用。
[自社火力発電設備に占める割合51％(平成25年度末)，自社火力発電電力量比50％(平成25年度)]
石油
八戸3・5号，秋田2～5号，新仙台1号，東新潟港3号系列 計256.1万kW※
• 燃料費が高いことなどから，ピーク供給力として活用。
• 原子力の大半が停止しているため，ベース供給力が少ない場合，一部の石油火力はピーク～ミドル供給
力として活用。
[自社火力発電設備に占める割合22％(平成25年度末)，自社火力発電電力量比12％(平成25年度)]
※ 離島の内燃力は除く。