報告書番号

Y10021

タイトル（和文）

デマンドレスポンスプログラムの導入がわが国の発電コストに与える影響

タイトル（英文）

Estimation of Power Generating Cost Reduction by Introduction o Demand Response Program in Japan

概要 （図表や脚注は「報告書全文」に掲載しております）

デマンドレスポンス（DR)とは、時間的に変化する供給コストを反映した料金単価、若しくは卸電力価格高騰時や需給逼迫時に電力利用を抑制するように設計されたインセンティブに反応して、需要を変化させるものである。
わが国では、需要の増加があまり見込めず、需給の逼迫状態に陥ることは考え難いが、年負荷率の更なる向上が求められ、また、化石燃料費の更なる高騰も予想される。従って、デマンドサイドマネジメントは必要であり、省エネ以外に、需要家側を対象にDRの適用可能性について検討がなされている。しかし、電力供給側の発電コストを含めた、DRの社会的な費用便益の評価にまでは至っていない。
そこで、DRプログラムの社会的な費用便益分析を行う上で必要な電力供給側の評価のうち、同プログラムが発電コストに与える影響について評価した。
夏季最大3日のピーク時間帯（13時から16時）のみ発動して最大需要を抑制するDRプログラムを想定した。全国大の電源を対象とした長期電源構成モデルを使用して、同プログラムが2013年度以降に導入された場合の、評価期間（2010年度から2040年度）における発電コストへの影響を評価した。
その結果、平均発電原価（評価期間内の総発電コストを総消費電力量で除したもの）は、ピークカット率α（%）の増加に伴い減少する。評価期間内の平均年負荷率が約0.6％向上するα=1.0％時点の平均発電原価は、DRを導入しない場合に比べて0.19％程度減少した。
また、DRによるピークカット率の増加に伴い、電源新設の回避や延伸化により固定費が減少し、化石燃料費の影響により可変費がやや増加した。結果として、DRにより最大需要を追加的に1kW削減することによる発電コストの回避可能原価は、平均8500円/kW程度となった。これは、おおよそLNG火力発電所の建設単価の年経費相当である。

概要 （英文）

Demand response (DR) is a tariff or program established to motivate changes in electric use by end-use customers in response to changes in the price of electricity over time or to give incentive payments designed to induce lower electricity use at times of high market prices or when grid reliability is jeopardized.
Because demand grows very slowly in Japan, it is not expected to fall into the situation that power supply and demand is stringent as in the U.S. However, there is still a need for improvement of the annual load factor. Further rise of the fossil fuel expense is expected in the future. Although some has studied DR potential in Japan from the customer-side views through pilot projects using smart meters and customer surveys so far, the cost-benefit analysis of DR introduction has not been performed yet.
Using CRIEPI's Long-term Power Generation System Expansion Model, we estimated the impact of a peak-cutting DR program on the power generation cost of Japanese power system toward 2040 as a part of the cost-benefit analysis. We assumed the peak-cutting DR program as follows. The DR program period was set three hours between 13H and 16H on the three highest days of maximum demand in a year. During the program period, it is assumed that we can reduce the demand in LT(peak)*(1-alpha/100) by the DR program. Where, LT (peak) is the peak demand in fiscal year (FY) T and alpha(%) is the peak cutting rate.
According to our result, the unit generation cost averaged during the estimation period (FY2010 – FY2040), which is total cost divided by total generated energy during the period, decreases as the peak cutting rate of DR increases. When the peak demand is cut by 1.0%, the annual road factor increases by 0.6% and the unit generation cost decreases by 0.19% compared to the non-DR case. The avoided cost of the DR program, which is a power generation cost merit by reducing 1kW of peak demand, is about 8500yen/kW on average. This avoided cost is approximately equal to the annualized unit construction cost of LNG power plant.

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