エネルギーシステムインテグレーション...2015/05/11 ·...

エネルギーシステムインテグレーション

―新たな電力需給調整手段としての抑制制御と需要の能動化―

2015年5月11日

荻本和彦

東京大学生産技術研究所エネルギー工学連携研究センター

第21回 CEEシンポジウムRES時代の電力需給の新たな調整資源を考える

2Collaborative Research Center for Energy Engineering,

Institute of Industrial Science, the University of Tokyo ©2015 Ogimoto Lab.CEE

本日の内容

0. FIT制度の状況と対策・・・「ドライバー」

1. シナリオ選択のインパクト

2. Variability ：需給調整力不足の課題

3. Flexibility ：需給調整力向上への挑戦-電源、需要、流通・系統間連系、運用高度化、市場-

4. 電力市場の課題と取り組みとバッテリー

5. エネルギーシステムインテグレーション


Institute of Industrial Science, the University of Tokyo © Ogimoto Lab.CEE

2030年において、太陽光は2005年比約40倍、風力は2005年比約10倍として設備容量を想定。また、地熱、一般水力の設備容量に関しては、発電原価20円/kWhまでの導入拡大を想定。

発電電力量については、太陽光、風力、地熱は想定設備容量に想定稼働率を乗じて試算。また、一般水力の発電電力量は発電原価20円/kWhまでの導入拡大を想定して試算。

総合資源エネルギー調査会省エネルギー・新エネルギー分科会新エネルギー小委員会第4回資料1(2014)

エネルギー基本計画：RESの導入水準及び試算根拠

FIT制度の状況

[ 設備容量 ] 2030 (万kW) 設定根拠

太陽光 5,300 (17%) 「低炭素社会づくり行動計画」（平成20年7月閣議決定）において、2030年に2005年の約40 倍と想定。（2010年実績では2005年比で約2.5倍）

風力 1,000 (3.1%) 2030年に2005年の約10倍と想定。（2010年実績では2005年比で約2.2倍）

地熱 165 (0.5%) 発電原価20円/kWhまでの導入拡大を想定。

水力 5,560(17%)

一般水力2,785 発電原価20円/kWhまでの導入拡大を想定。

揚水2,775 電力供給計画等を参考に試算。（2010年度の設備容量は2,594万kW「平成22年度電力供給計画の概要」）

バイオマス・廃棄物－エネルギー基本計画では、設備容量を想定していない。

合計再生可能エネルギー等 12,025(38%)

[ 発電電力量 ] 2030 (億kWh) 設定根拠

太陽光 572 (5.6%) 設備容量に稼働率12%を乗じて試算。

風力 176 (1.7%) 設備容量に稼働率20%を乗じて試算。

地熱 103 (1.0%) 設備容量に稼働率70%を乗じて試算。

水力 1,073(10.5%)

一般水力1,019 (10.0%) 発電原価20円/kWhまでの導入拡大を想定。

揚水 54 (0.5%) 発電構成に応じて試算

バイオマス・廃棄物 217 (2.1%) バイオマス・廃棄物エネルギーの限界潜在量・導入量想定

合計再生可能エネルギー等 2,140 (21.0%)



2012年７月の固定価格買取制度開始後、2014年6月時点で、新たに運転を開始した設備は約11093MW（制度開始前と比較して約５割増）。


FIT開始以降のRES導入状況FIT制度の状況



2012年７月の固定価格買取制度開始後、2014年6月時点で、新たに運転を開始した設備は約11093MW（制度開始前と比較して約５割増）。

制度開始後、認定された容量のうち、運転開始済量の割合は約15%。

制度開始後の導入量、認定量ともに太陽光が９割以上を占める。


RES導入および「認定」状況FIT制度の状況

設備導入量（運転を開始したもの）認定容量

再生可能エネルギー発

電設備の種類固定価格買取制度導入

前固定価格買取制度導入後固定価格買取制度導入後

平成24年６月末までの

累積導入量

平成24年度の導入量

（７月～３月末）平成25年度の導入

量

平成26年度の導入量

（４月～6月末）平成24年7月～

平成26年6月末

太陽光（住宅）約４７０万ｋＷ９６．９万ｋＷ１３０．７万ｋＷ１２．４万ｋW ２９２万ｋＷ

太陽光（非住宅）約９０万ｋＷ７０．４万ｋＷ５７３．５万ｋＷ２０４．５万ｋW ６，６０４万ｋＷ

風力約２６０万ｋＷ６．３万ｋＷ４．７万ｋＷ０．２万ｋW １２１万ｋＷ

地熱約５０万ｋＷ０．１万ｋＷ０万ｋＷ０万ｋW １万ｋＷ

中小水力約９６０万ｋＷ０．２万ｋＷ０．４万ｋＷ０．７万ｋW ３２万ｋＷ

バイオマス約２３０万ｋＷ２．１万ｋＷ４．５万ｋＷ１．８万ｋW １２８万ｋＷ

合計約２，０６０万ｋＷ

１７５．８万ｋＷ７１３．９万ｋＷ２１９．６万ｋW ７，１７８万ｋＷ

（1,315,806件）１１０９．３万ｋＷ（７１４，３０３件）



これまでのエネルギー基本計画を踏まえて示した導入水準、認定量が全て運転開始した場合の再生可能エネルギー電源毎の導入量の内訳は以下のとおり。

認定取消し案件や事業断念案件、系統接続等の課題による制約を受ける案件が存在するため、全てが運転開始することは想定されない。


エネルギー基本計画とFITによる「導入および認定」の比較FIT制度の状況

発電電力量（億kWh）※括弧内は発電電力に占める割合

2013 （現在）

2020 （長期エネ需給見通し（再計算））

2030 （2030年のエネルギー需給の姿） (A)

認定済案件が運転開始した場合

(2014年5月末時点) (B)

2030(2030年のエネルギー需給の

姿)との比較(B/A)

太陽光 92（1.0%） 308（2.9%） 572 （5.6%） 840（8.2%） 147%

風力 49（0.5%） 88（0.8%） 176 （1.7%） 65（0.6%） 37%

地熱 26（0.3%） 34（0.3%） 103 （1.0%） 37（0.4%） 36%

水力 800（8.5%） 805（7.7%） 1,073 (10.5%) 822（8.1%） 77%

バイオマス・廃棄物 37（0.4%） 179（1.7%） 217 （2.1%） 254（2.5%） 117%

合計 1,004（10.7%） 1,414（13.5%） 2,140（21.0%） 2,018（19.8%） 94%

設備容量（万kW）同上同上同上同上

太陽光 1,432 2,800 5,300 7,431

風力 271 500 1,000 372

地熱 52 53 165 53

水力 4,745 4,925 5,560 4,777

バイオマス・廃棄物（※）－－－ 363

合計 6,500 8,278 12,025 12,995



北海道電力、沖縄電力においては、昨年から、既に再生可能エネルギー発電設備の受入れが困難な状況。

今般、一部の電力各社（東北、四国、九州）においても、再生可能エネルギー発電設備の導入量と申込量の合計が低負荷期の電力需要を超過。（北海道、沖縄でも、更に接続が困難な状況に至っている。）

このため、上記の電力各社は、一定規模以上の再エネ発電設備の接続申込みへの回答を保留すること等を公表。

RESの電力各社系統への受入れ状況FIT制度の状況

電力

会社

設備認定量

（万ｋＷ）

太陽光・風力の導入量と申込

量の合計（万ｋＷ）

低負荷期電力需要

(万ｋＷ)現在の各社の状況

北海道約３３０

（導入量：約70）

※平成25年３月の時点で、太

陽光を約190万ｋＷ、風力を

56万ｋＷ受付済み

約２７０

１０ｋＷ未満の太陽光を除くすべての接続申込の回答保留（9月30日公表）（ただし、５００ｋＷ以上の太陽光発電設備は、出力抑制を

無補償とすることを条件に接続可能。）

東北約１１５０約1260（接続検討未了の案

件約600を含む）約９７０

５０ｋＷ未満の案件を除くすべての接続申込の回答

保留（9月30日公表）

四国約２５０約 280（接続検討未了の案

件約20を含む）約２５０

１０ｋＷ未満の太陽光を除くすべての接続申込の回

答保留（9月30日公表）

九州約１７９０

約1760

導入量：約 390

申込量：約1370（接続検討

未了の案件約500を含む）

約８００

１０ｋＷ未満太陽光を除くすべての接続申込の回答保留

（9月24日公表）

沖縄約６０

約３２（太陽光の

み）導入量：約１

３申込量：約１９約５０

申込量が受入可能量を超過（9月30日公表）今後は「特定期間の太陽光発電停止」や「太陽光発電設備側に

おいて蓄電池設置」による対策を含め、個別に協議。

総合資源エネルギー調査会省エネルギー・新エネルギー分科会新エネルギー小委員会系統WG第2回資料1(2014)



中立的な専門家により、電力会社の接続可能量の検証、接続可能量の拡大方策等について審議を行うため、本委員会の下に、系統ワーキンググループ（WG）が設置され、以下の内容を検討した。

WGは10/16, 10/30, 12/16の３回開催され、12/18に小委員会に結果を報告した。

系統ワーキンググループの設置FIT制度の状況

総合資源エネルギー調査会省エネルギー・新エネルギー分科会新エネルギー小委員会第2回資料７(2014)

検討事項想定される検討内容

１．接続可能量の検

証に関する事項

○現状における各電力会社の接続可能量の算定方法、算定のための前提条件等について、各社の地域特性を踏まえて、整理・検証

自然変動電源の出力変動と平滑化効果の検証

需給調整が困難となる断面の整理（需要想定、需要カーブ、制約の種類（短期の調整力、長期の調整

力））

需給調整に用いられる調整電源の活用状況（応答性、運用可能な最低出力）、出力抑制の活用状況の

検証

地域間連系線の活用状況の検証

２．接続可能量の拡

大に関する事項

○接続可能量の拡大方策のオプションを整理（※効果、費用、期間の観点から整理することを検討。）

（オプションの例）

①運用の見直し

調整電源の更なる活用

自然変動電源の出力抑制の更なる活用

地域間連系線の更なる活用

②設備の増強

蓄電池、地域間連系線、地内送配電網

③その他

自然変動電源の変動特性の把握

発電出力予測の活用・精緻化

需要対策

経済産業省資源エネルギー庁

北海道東北北陸中国四国九州沖縄

風力接続可能量：（ａ）（万kW）

56 ※１ 200 ※１ 45 ※１ 100 60 ※１ 100 2.5

太陽光接続可能量：（ｂ）（万kW）

117 552 70 558 219 817 35.6

太陽光・風力接続可能量（a)+(b)

173 752 115 658 279 917 38.1

合成2σ出力（万kW） 105.6 547 62 463 171.5 622 28.8

合成最大出力（万kW） 106.7 549 64 490 190.3 629 30.1

昼間最低負荷：（ｃ）※２（万kW）

308.4（5月26日

12時）

791（5月12日

13時）

252（5月12日

13時）

554（5月12日

13時）

264.5（5月12日

12時）

788（5月12日

13時）

68.0（4月7日

14時）

（ａ）／（ｃ）（%） 18.2% 25.3% 17.9% 18.1% 22.7% 12.7% 3.7%

（ｂ）／（ｃ）（%） 37.9% 69.8% 27.8% 100.7% 82.8% 103.7% 52.4%

８７６０時間断面における需要実績に基づいた分析（２０１３年度）

再エネ出力抑制量（万kWh/年）（抑制率（％））

4,943（2.9%）

52,102（4.6%）

4,400（3.3%）

11,236（1.3%）

16,400（4.5%）

46,446（4.2%）

-

G－② 太陽光発電の接続可能量（風力接続可能量ケース）

各社が公表している風力発電の接続可能量を前提として算定した太陽光発電の接続可能量

9

※１風力接続可能量は、地域間連系線活用による実証分を踏まえたもの（北海道：２０万ｋＷ東北：４０万ｋＷ北陸：３０万ｋＷ四国：２０万ＫＷ）。

但し、北海道電力では、地域間連系線を用いて、風力発電の出力に相当する電気を東京電力に送電することから、北海道電力の需給バランスに影響しないため、合成出力には含んでいない。

※２昼間最低負荷については、4月又は5月のGWを除く晴れた休日昼間の太陽光発電の出力が大きい時間帯の需要に、余剰買取による太陽光発電の自家消費分を加算している。




再エネの接続可能量の拡大方策としては以下のものが考えられる。これらの方策について、可能な限り定量的な評価を行う。なお、評価にあたっては、kWベースでの導入量のみならず、再エネの最大導入との観点からは、kWhベースでの導入量の評価を行うことが適当ではないか。

① 出力抑制ルールの見直し（時間単位の出力抑制）

② 出力抑制ルールの見直し（出力抑制日数の拡大、対象範囲の拡大等）

③ 蓄電池の設置・運用システムの開発（北海道、東北、九州での実証試験）

④ 地域間連系線の活用・増設

上記以外の方法としては以下のような方策もあり、今後とも検討を行っていく必要がある。

① 出力抑制の代わりに、再エネ電力の価格を下げることや、売電価格に一定のプレミアムを付与して、再エネ事業者に市場で直接売電させることによる売り先の確保。

② 料金メニューや需要機器（EVやヒートポンプ、給湯器等）の普及による需要創出。また、再エネ電源の出力が高い時間帯に電力需要をシフトする自動化されたシステムの開発、導入。

③ 火力発電などの、運用改善や設備対応による、最低運転電力、負荷変化速度、起動時間などの運転特性の向上。

総合資源エネルギー調査会省エネルギー・新エネルギー分科会新エネルギー小委員会系統WG第2回資料1(2014)より作成

系統WG:接続可能量の拡大方策導入拡大に向けた技術オプション

本日コスト検証WG から（第7回資料5）

IEA: Medium-Term Renewable Energy Market Report 2014 Market Analysis and Forecasts to 2020 (2014.8)http://www.iea.org/newsroomandevents/pressreleases/2014/august/name-125080-en.html

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Small

hydro

Solar PV

residential

Solar PV

commerical

Bioenergy Bioenergy

co-firing

Geothermal Solar PV

utility

CSP

w/storage

Large

hydro

Onshore

wind

Offshore

wind

New

coal

New

gas

CCGT

USD

2013

per M

Wh

2020

2014

2013

PJM

CWE

ITALY

2013 average

wholesale price:

Small scale Utility scale Fossil fuels

国際エネルギー機関IEAは、2014年8月に、再生

可能エネルギーと従来電源の発電コストの比較を含む、「Medium-Term Renewable Energy Market Report 2014 Market Analysis and

Forecasts to 2020」を発表した。

http://www.iea.org/newsroomandevents/pressreleases/2014/august/name-125080-en.html

Figure 1: LCOE of renewable energy technologies and conventional power plants at locations in Germany in 2013. The value under the technology refers in the case of PV to the insolation global horizontal irradiation (GHI) in kWh/(m²a), for the other technologies it refers to the number of full load hours (FLH) for the power plant per year. Specific investments are taken into account with a minimum and maximum value for each technology.

Figure 11: LCOE of wind power by location and full load hours in 2013Figure 8: LCOE of PV plants in Germany based on system type and irradiation (GHI in kWh/(m²a)) in 2013.

Fraunhofer ISE: c(2014.1)http://www.ise.fraunhofer.de/en/press-and-media/press-releases/press-releases-2014/what-does-it-cost-to-convert-renewables-into-electricity

ドイツの研究機関FraunhoferISEは、2014年1月に、再生可能エネルギーと従来電源の発電コストの比較を含む、報告書を発表した。

http://www.ise.fraunhofer.de/en/press-and-media/press-releases/press-releases-2014/what-does-it-cost-to-convert-renewables-into-electricity

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Small

hydro

Solar PV

residential

Solar PV

commerical

Bioenergy Bioenergy

co-firing

Geothermal Solar PV

utility

CSP

w/storage

Large

hydro

Onshore

wind

Offshore

wind

New

coal

New

gas

CCGT

USD

2013

per M

Wh

2020

2014

2013

PJM

CWE

ITALY

2013 average

wholesale price:

Small scale Utility scale Fossil fuels

1) IEA: Medium-Term Renewable Energy Market Report 2014-Market Analysis and Forecasts to 2020 (2014.8)2) Frounhofer ISE Levelized Cost of Electricity- Renewable Energy Technologies (2014.1)

コスト検証WGの結果とIEA、Fraunhoferの報告書1,2)の比較

注：IEA 報告書のFigure 6 Levelised costs of electricity (USD per MWh)に、為替レート105円/$, 1.3 €/$で、コスト検証委員会報告書、日本のFIT価格、とFronhofer報告書の値を重ねた。コスト検証委員会報告書: 政策費込、ｖ政策費なし、 2030年の想定幅日本のFIT価格：⇒は2012から2015への変化を表す。Frounhofer報告書から、PV: Figure 8: LCOE of PV plants in Germany based on system type and irradiation in 2013のPV small/utility 1050kWh/(m²a)

Wind: Figure 11: LCOE of wind power by location and full load hours in 2013の1300/2000 onshoreの中間値と、2800 off-shoreの値

コスト検証WG 第7回資料5

IRENA: Renewable Energy Power Generation Costs in 2014 (2015.1) http://www.irena.org/menu/index.aspx?mnu=Subcat&PriMenuID=36&CatID=141&SubcatID=494

国際再生可能エネルギー機関IRENAは、2015年1

月に、再生可能エネルギーと従来電源の発電コストの比較、さらにはIntegration Costを含む、「IRENA: Renewable Energy Power Generation Costs in 2014 」を発表した。

http://www.irena.org/menu/index.aspx?mnu=Subcat&PriMenuID=36&CatID=141&SubcatID=494

EC: Integration of renewable energy in Europe (2014.06)http://blogs.dnvgl.com/utilityofthefuture/integration-of-renewable-energy-in-europe

Integration Cost (系統安定化費用）に言及した文献は多いが、分野横断的な検討は少ない。

KEMAなどによる報告書「Integration of renewable

energy in Europe」は、そのような総合的な検討の試みの例。

送電、配電、需給調整などの広い分野の分析を試みている。

Figure 1: Topology of regional transmission grid model of continental Europe in 2020

http://blogs.dnvgl.com/utilityofthefuture/integration-of-renewable-energy-in-europe

IEAでは、2011.4にIEAより刊行された”Harnessing Variable Renewables: a Guide to the Balancing Challenge”の続編として、2011.12より GIVAR IIIの検討

として、再生可能エネルギー発電の大量導入の影響とそれに対する電力システムの柔軟性向上に関する検討が行われIntegration Cost（系統安定化費用）の考え方を示した。

報告書「The Power of Transformation」は、2014.2にIEAにより発刊され、2015.4にNEDOによる邦訳が公開された。

http://www.iea.org/w/bookshop/add.aspx?id=465 http://www.nedo.go.jp/library/denryoku_henkaku.html

https://www.iea.org/bookshop/465-The_Power_of_Transformation

http://www.nedo.go.jp/library/denryoku_henkaku.html

http://www.iea.org/w/bookshop/add.aspx?id=465




長期のエネルギー需給：ビジョンと計画 10年、20年後を考えるためには、より長期を見通すことが必要。持続可能性のもと、資源制約，環境制約，国際的な社会経済活動，産

業競争力など，広範な視点に基づく方針決定が重要計画策定と実施にあたっては，エネルギー基本計画などブレない方針

が重要


環境省

2050年のCO2▲80%の姿の検討例(2012)

資源エネルギー庁

エネルギー基本計画試算(2010)



解析条件:需要と電源設備構成◆解析期間: 2013-2030

◆基本的な需給条件

2008.3に発表され, 2008.8に再検討された「長期エネルギー需給見通し」の「最大導入ケース」、2010.6の「エネルギー基本計画」の試算結果

◆設備構成・運用の想定

中期的には電力会社の計画など公開情報を参考にし、長期的には独自想定。

需要は、気温よる変化、EV、HP給湯、バッテリーの導入効果を取り込む。

石炭火力，天然ガス火力：寿命は運開後40年、予備力などを基準に適宜追加。

石油火力：各システムに最小容量を残し、その他は寿命に従い廃止

連系線の運用：想定による設定

PV、風力は2010年の気象に基づく毎時の変動、水力は毎月の変動を反映

◆解析ツール: ESPRIT陳,池田,東,石関,境,中村,鈴木,荻本:Benders分解法による連系系統の最適電源開発計画,

電気学会論文誌B,Vol.113-B,No.6,p643-652 (1993)

荻本,大関,植田:太陽光発電を含む長期電力需給計画手法,電気学会論文誌,Vol.130-B, No.6,p575-583 (2010)など参照




発電機の負荷配分

10電力システム別の各月の負荷持続曲線に対し，(1) 発電機の事故の影響を織り込んだ等価負荷持続曲線を作成(2) 等価負荷持続曲線に対して，発電機の投入方法（負荷配分）

◆流れ込み水力，地熱，原子力：ベース電源として優先的に投入◆火力：発電単価（燃料費など）の安い順に投入◆貯水池式水力：発電可能電力量を制約として投入◆揚水：揚水メリットに基づき運転を決定

次に、各１日の毎時について、需給調整力の充足をチェックし、発電機の部分負荷運転と追加起動、揚水の稼働を決定して、抑制電力量を低減する。

Coal 1

Nuclear

Coal 2

Oil 2

Hydro w/ reservoir

Gen. Capacity

Geothermal

Oil 1

Hydro (run-of-river)

LNG 2

LNG 1 PV,

Wind

EV Charge HP Water Heat

Battery Charge

Pump Input

Original LOAD

Equivalent load

aPeak: Base:

System Load

Min

imum

Load

dis

patc

h

需給調整力評価を含む電源運用分析負荷持続曲線による経済負荷配分

荻本和彦,片岡和人,池上貴志,野中俊介,東仁,福留潔_将来の電力システムの需給調整力の解析手法_IEEJ,Journal-C,Vol.132-No.10-pp.1376-1383 (2012)



シナリオ設定

検討シナリオとしては以下の表に示す通り，「震災以前の見通し」に対し原子力発電の扱いよりに４シナリオを設定した。

太陽光発電と風力発電については，導入促進として，2020年において震災前見通しの28GW、6GWに対し風力のみ10.6GW、2030年においては震災前見通しの53GW、10GWに対し，PVは同量、風力は28GW (地域導入量は，資源量ベース)を仮定した。

需給バランスは、シナリオ3aで各10電力システムにおいて予備力10%程度を目安とし、2a, 2b, 4aはほぼそれを踏襲した。

上記とは別に新規火力制約シナリオを設定した。

荻本,片岡,池上,宇田川,赤井:我が国の長期電力需給ベストミックスの検討(3),エネルギー資源学会第30回エネルギーシステム・経済・環境コンファレンス,1-1 (2014)

No. シナリオ名内容

1 震災前

見通し

2010年エネルギー基本計画の再現

PV53GW、風力 10GW

2a 原子力

開発継続

60年廃止

原子力の開発は一定量を見込む。

福島を除く原子力は 60年廃止

火力の一定増強, PV53GW, 風力 28GW

2b 原子力

開発継続

40年廃止

原子力の開発は一定量を見込む。

福島を除く原子力は 40年廃止


3a 原子力

開発中止

40年廃止

原子力の開発は工事中 2基のみ。

原子力は運開後 40年で廃止。


4a 原子力

5年内廃止

原子力を 5年で全廃




新設原子力の建設費は，35万円/kWを想定

原子力の燃料費は，1円/kWhを想定

新設火力の建設費は，石炭火力は25万円/kW，LNG火力は15万円/kWを想定

火力の燃料費は，2012年コスト検証委員会想定単価を使用。（いずれも少し前に比べると極めて高い水準ではあるが

2020年や2030年に向かってさらに高くなるリスクも）

石炭124$/ton石油123$/bblLNG734$/ton（為替:85.74¥/$）

原子力・火力のシナリオ




PVと風力導入シナリオ

太陽光発電の導入については、既設/新設住宅、住宅以外の業務用ビル、産業、メガソーラーの一括の３分野について想定し、新築・既築住宅、非住宅の分野でのコストと導入量を想定した。

コストについては、2030年において新築住宅は建材一体型で増分工事費なし、既築は設置資材、工事費で10万円/kW増、その他は規模のメリットがありその中間とした。

風力は15万円/kWを一定とした。

地域別導入量は、PVはピーク需要比例、風力は、陸上は賦存量ベース、洋上は立地の自由度が上がり、需要地により近い地点の開発が可能と想定した。

表2 PV, 風力発電のシステム別導入量

太陽光発電の導入コスト ‘(新築/既築住宅、非住宅)

系統風力 PV 1 2a-4a 1-4a

北海道 0.6 1.8 2.1 東北 3.2 9.1 5.1 東京 0.4 1.0 17.5 中部 0.4 1.0 7.9 北陸 0.7 2.0 1.9 関西 1.2 3.3 8.9 中国 0.8 2.3 3.5 四国 0.5 1.3 0.9 九州 2.1 5.8 4.8 沖縄 0.2 0.5 0.4

全国計 10 28 53




2030の電源設備容量

シナリオ設定：設備容量火力は50年の寿命を基本とし，2014年以降の石炭火力3.7GW,天然ガ

ス火力28.8GW、石油火力24.0GWの廃止を想定した.

コジェネの800億kWhは家庭用,業務用,産業用の導入量を想定し,それぞれを都道府県別の一般世帯比率の世帯人員比率,業務用建物の床面積,産業付加価値額の比率で配分した.

バイオマスの300億kWhは需要比例の導入,水力の900億kWhと地熱の170億kWhは資源量ベースの導入（累積）を想定した.




図4 2030年の発電電力量の比較

解析結果：発電電力量シナリオ2a～4aにおける原子力の発電量の減少は一部再生可能エネル

ギーの導入により補われるが,主として新規開発を含む石炭火力,天然ガス火力稼働増加と,本来低稼働率の石油火力によって補われる.

PV(PV),風力発電(Wind),地熱(GEOT),バイオマス(Bio)の導入量は各シナリオ共通に想定した発電を行う条件としているため,各シナリオで同じ発電電力量になっている.




0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029

燃料費（兆円）

シナリオ1

シナリオ2a

シナリオ2b

シナリオ3a

シナリオ4

シナリオ4b

シナリオ4c

シナリオ4d

火力発電の燃料費は,原子力の発電量の減少を補うために,シナリオ1に対し,4aで最大2.7兆円と大幅に増加する.

原子力の発電量の低下は、一定程度の石炭火力と天然ガス火力の増強の想定の下でも、天然ガス、石油の燃料費の大幅な増加につながる。

検討結果：燃料費

図4 2030年の年間の燃料費




0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029

排出量（億トン）

シナリオ1

シナリオ2a

シナリオ2b

シナリオ3a

シナリオ4

シナリオ4b

シナリオ4c

シナリオ4d

2030年に向け，原子力の利用が制約されるシナリオではCO2排出量は大幅に増大する。

火力発電における石炭火力の発電量の増加はCO2の排出量を増加する。

検討結果：CO2排出量




エネルギー需給に電力需給の占める割合は着実増加するため、電力需給のエネルギー自給率を見ることには一定の意義がある。

電源の自給率は、再生可能エネルギーの最大限の導入を仮定しても、原子力の発電量の低下する場合、大幅に低下する。

石油、天然ガス、石炭は、発電所には1ヶ月分そこそこの貯蔵しかないことを認識する必要がある。

図4 電力部門のエネルギー自給率

検討結果：安定供給に向けた自給率

原子力の発電量の低下により、自給率が大幅に低下する。




エネルギー/電力システム：実施可能な計画策定電力需給における需要想定と電源確保方法

についての解析・評価

50Hz/60Hz間連系を含む送電網などの流通設備の課題の発見と対応策の解析・評価

需要の能動化による電力システムの需給調整力の確保、向上

2020年，2030年，その後に向けたS+3Eなど目標の再確認

実行可能な移行プロセスの実践電力システム間連系の最適化


荻本和彦：論壇日本の長期エネルギー需給戦略, 日本エネルギー学会誌Vo.91,pp141-145(2012)荻本和彦：時論長期エネルギー需給計画とインテグレーション, 原子力学会誌Vol. 54, No. 7, p02-03 (2012)荻本和彦：総論わが国における電力需給の展開と課題, 電気評論12月号_p7-12 (2012)



再生可能エネルギーの出力変動（Variability）

再生可能エネルギーをエネルギー源として導入するためには、水力の場合と同様、出力変動特性を分析・把握し、きめ細かな運用と設備形成が必要。

太陽光発電、風力発電など、ならし効果による変動性の緩和は期待いできるが，それでも残る出力変動は大きい。

50Hzの電力会社管内別，合計の風力発電電力(2011)

2. Variability:需給調整力不足の課題



再生可能エネルギーの導入量の増加により、電力システム全体の需給調整問題が発生する理由は、

再生可能エネルギーの発電量の変動による、変動要素の増加

火力など従来系統の需給調整を担う発電方式の運用量の減少

RE導入の課題：需給調整力不足の２つの要素

2030年において総発電量におけるPV発電の割合20%まで増加した場合の残余需要

荻本和彦,片岡和人,池上貴志,野中俊介,東仁,福留潔:将来の電力システムの需給調整力の解析手法,電気学会論文誌C,Vol.132 No.8,pp1376-1383 (2012)



Institute of Industrial Science, the University of Tokyo ©2015 Ogimoto Lab.CEE 32

東北システム 13ウインドファーム（291.95MW)_10秒サンプルデータの分析によれば、風力の短時間変動(20分窓)は定格容量の20%に登る。

電力システムの現状のLFC調整容量（需要の2%程度）を仮定し中間期の最小需要を仮定すると、東北システムの最小需要8GWでは0.8GW、東京・東北連系システムの最小需要を30GWでは3GWに風力の連系容量が制限される厳しさ。

風力発電の短時間出力変動（20分窓）

風力発電出力変動分布ＡグループＢグループ

Ｃグループ

片岡和人,池上貴志,宇田川佑介,荻本和彦,大関崇,斉藤哲夫:再生可能エネルギー発電と需要の変動特性の分析・評価,電気学会新エネルギ－・環境，メタボリズム社会・環境システム合同研究会,FTE-12-052,MES-12-023 (2012)




現状の電力システムではn-1基準による最大ユニット容量の脱落を想定しており、その最大値は原子力の1350MW。

大きな天候の変化にともなう継続した出力減少、上昇は、定格容量の数割と言われ、稀頻度でも、電力システムの運用に深刻な影響を与える。

様々なRESの変動から発生する正味(残余)需要のRamp (発電量低下と需要増の同時発生など)の特性分析、予測が重要。

片岡,池上,宇田川,荻本,斉藤:風力発電ならびに残余需要のランプの予備的分析,電気学会全国大会 (2013)

稀頻度の大幅な出力変動：Ramp

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

11

18

72

37

33

55

94

74

55

93

17

11

78

30

39

48

91

06

75

11

86

11

30

47

14

23

31

54

19

16

60

51

77

91

18

97

7

pu none

up

down

4月

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

図1 風力発電ランプ図3 残余需要ランプ図5 ランプ変化率頻度

元需要

残余需要

風力発電量

0

20

40

60

80

100

120

140

-13

00

-11

00

-90

0

-70

0

-50

0

-30

0

-10

0

10

0

30

0

50

0

70

0

90

0

11

00

13

00

fre

q.

of

occ

ure

nce

swing rate (MW/hour)

load

r_load

需要増と発電減の同時発生

厳しい稀頻度事象の発生

元需要

残余需要




原子力や、石炭火力、天然ガス火力などの大規模系統電源は、経済性、環境性などの優れた特性を有するが、その特性を最大限に発揮するためには、ベース電源として一定出力の運転を行うことが望ましい。

そもそも、低炭素化、化石資源の制約は、出力調整の容易な火力発電の利用の低減を意味し、電力システムの供給側の需給調整力の低下は世界共通の課題。

電力システムにおけるニーズに応じて、調整力の価値は、大きさ、速さ、継続時間、確実性で決まる。

高効率天然ガス複合発電IGCC, IGFC先進的原子力発電

図の出典：CoolEarthエネルギー革新技術計画報告書

需給調整は共通の課題




足元の現状から、将来のニーズと可能性を見通して、設備と運用の双方による段階的対応が必要かつ有効

新しいニーズの反映による、従来電源の需給調整力の最大活用：火力発電の最低運転電力低減、負荷調整能力の向上、起動時間短縮

揚水の積極運用、可変速化による揚水運転時の調整力向上

水力の運用の高度化

新たに導入されるRESの発電の調整力の積極的活用風力のピッチ角制御などによる出力抑制、発電制御

PVのインバータ制御の高度化

民生・業務の建物、PHEV/EVの充電需要に分散型の電力貯蔵を含む需要の能動化(自動デマンドレスポンス)

送電線、系統連系の拡充によるならし効果と電力システムの柔軟性資源の最大活用の環境整備

PV、風力など出力の変動する再生可能エネルギー発電の出力把握・予測を含めた運用の高度化と最適設備形成による電力システムの進化

現在新たに検討が進められているスマートグリッド的対応策

柔軟性向上と変動性低減 :3. Flexibility: 需給調整力向上への挑戦



電力・情報ネットワーク

3.分散エネルギーマネジメントと需要の能動化

1.系統電源の調整力向上

2.再エネの最適構成・配置と調整力向上

5.予測と運用高度化

エネルギ｜貯蔵技術活用

4.送配電網と系統連系

経済原理

物理法則

0 73 146 219 292 365 438 511 584 657 730

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

14000

15000

16000

17000

18000

19000

20000

21000

22000

23000

24000

25000

TIME (H)

LOAD

(MW

)

EQUIVALENT LOAD DURATION CURVE OF IN PERIOD OFGRIDM 5 2001

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

UNIT PROD. COST (\/KWH)

需給運用における柔軟性向上の体系3. Flexibility: 需給調整力向上への挑戦

海洋

小水力

地熱

バイオ

太陽光

風力産業

需給運用

業務(小規模) 住宅業務(大規模) 交通

蓄電池

燃料貯蔵

住宅

揚水

水力

火力原子力



火力発電の柔軟性向上

図１発電プラント運用性向上のポイント

電力系統に並列される火力発電機の台数減少にあっても最大の調整力が発揮できるよう，従来および今後建設される発電プラントには，負荷調整能力の更なる向上として、負荷変化速度の向上、最低負荷の低減，起動時間の短縮などが求められる。

部分負荷運転による効率低下やこれまでより機器に負担を与える運用による維持費の増加や機器劣化の進展などに注意が必要。

荻本,石井,北内,黒石,戸根,船橋:火力発電などによる電力システムの柔軟性向上の可能性,電気学会全国大会 (2013)

3. Flexibility: 需給調整力向上への挑戦



火力発電の近年の実績としては、タービンの起動時の熱応力の高度管理、過熱器変圧運転の導入、復水調整運転によるタービン低圧抽気の絞り運転などで、起動時間短縮、負荷変化速度の向上の例がある。

今後は，既設火力では，変圧運転範囲拡大と大型補機切替自動化による負荷変化率向上，新設の石炭火力やコンバインド火力では，それぞれの技術特性に着目し更なる最適化により、運用特性改善の可能性がある。

部分負荷運転時の効率低下や機器劣化防止など、経済性、保守性などの総合的な視点からの検討が必要。

火力発電の特性と部分負荷効率

Steam power Gen.(Dram boiler 350MW Class）

1~4%

Steam power Gen., Gas and Oil(One through boiler ,

1,000~600MW Class）3~5%

25% approx.

15~30%

30% approx.

25~50%

（Plant Type）（Load Response）（Min. Load）

Gas Turbine Combined Cycle（GTCC)

5% approx.

3~4%Steam power Gen., Coal

(One through boiler ,1,000~600MW Class） 0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

100 75 50 25 15Net

The

rmal

Effi

cien

cy (P

U)

Load Rate (%)

SteamGTCC

図2 部分負荷時の効率低下Fig.2 Net Thermal Efficiency Decline at a partial Load

表1 火力発電の負荷変化速度と最低負荷Table 1 Load response and Minimum load of

Thermal Power Plant

荻本,石井,北内,黒石,戸根,船橋:火力発電などによる電力システムの柔軟性向上の可能性,電気学会全国大会 (2013)




化石燃料の集中/分散電源の位置づけ

化石燃料を使う火力発電は、再生可能エネルギー発電、原子力発電などのCO2フリーな電源と比較して、設備費が安価であるが燃料費が総費用の大きな割合を占める。

化石燃料は、大半を輸入に依存し安定供給、経済性などの課題を持つが、一定の設備量を確保し、必要に応じて購入量を調整し、必要な備蓄と組み合わせることで、突発的な災害や紛争、短期的な需給調整、天候不順や電源不足などの中期的な供給力不足などへの対応が可能である。

大型火力による集中発電は、発電効率の徹底追及と機動的な需給運用が可能である。一方、分散電源は、熱需要との組み合わせた熱併給発電（コージェネ）により、全体での効率向上の追求ができる。

分散の化石燃料発電は、需要側に設置することで、燃料の確保量に応じて、集中電源、送配電網などの不具合に対応して、電力供給を継続できる可能性を持つ。

コジェネレーションは、高効率運転は熱利用の範囲に限られるが、需給調整に貢献する余地も有する。この実現には、経済性、設備費増、制度などの課題の解決が必要である。




水力・揚水

IEA_Hydropower_Technology Roadmap (2012)

火力発電と比較して、起動停止時間が短く(火力の数時間に対し数分)、負荷変化速度も大きい(火力の数%/分に対し、～100%/分)一般水力、揚水など水力の需給調整力の価値は大きい。

揚水発電は、需要を等価的に増加することで火力などの運用量を増加し需給調整力を高めるとともに、発電時および、可変速揚水の場合は揚水時の需給調整力の増加することができ、効果的な運用が可能となる。

今後、電力システムの運用ニーズの見通しのもと、貯水池運用を含めた最適化、設備増強・新規開発による水力/揚水の既設設備の一層の活用、今後の電力システムの需給調整力確保への貢献が期待される。

一般水力/揚水によるFlexibilityの向上への期待は大きいが、運用については河川の運用からの制約、新規開発については開発地点の制約も大きい。

一般水力/揚水については、kWあたりの実現可能量が火力の約10倍であることを再認識し、個別の技術開発、電力システム全体の最適化の見地から、運用高度化、新規開発を考えることが必要であろう。

下位想定

上位想定




広い地域でのPV出力のならし効果と発電予測

天気などにより変動する再生可能エネルギー発電の出力は、広範囲の多くのシステムを対象として合計すると、速い周期の変動が打ち消しあい、変動の周期が穏やかになるという「ならし効果」がある。

PVの合計出力の変動は、エリアの合計日射量の変動に近く、複数の県などの広い地域の場合、短い変動性分(1時間未満など)は相対的に小さくなる。

ならし効果は、風力発電でも見られるが、地形など地域特性により個別の出力変動特性が大きくことなるといった特徴がある。

さらに、PV、風力など異なった原理による変動性の再生可能エネルギー発電の変動はそれぞれ独立であり、適切な導入量の配分により更なる「ならし効果」が得られる。

「ならし効果」を十分に考慮した発電特性の分析、発電予測への応用は今後重要な検討課題である。

太陽光発電のならし効果のイメージ

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

時間 [h]

日射強度

[kW

/m2]

1分値データ1時間平均1時間平均-直線補間擬似快晴の20%ならし効果による変動抑制

1時間値の持つ変動を加味すると曇天分のみ期待できる

ならし効果で変動抑制。期待値も1時間値平均に近づく。

荻本和彦,大関崇,植田譲:太陽光発電を含む長期電力需給計画手法,電気学会論文誌,Vol.130-B, No.6,p575-583 (2010)

変動性のRESのならし効果




出力の変動する風力発電や太陽光発電においても、発電出力(有効電力）の抑制方向の制御、機器の電流定格の範囲での無効電力の制御ができる。

ヨーロッパの風力発電では、系統連系要件の整備と並行して、優先給電ルールのものとで風力発電の需給運用、電圧制御、周波数異常時の出力制御が行われている。

系統の電圧・周波数変動時には、機器の設計により運転継続の特性が決定されることから、系統連系要件、機器仕様、系統運用との組み合わせが重要になる。

ヨーロッパにおいては、今後、同期化力を模した慣性制御、電力動揺制御、高調波電流吸収、ブラックスタート機能など、様々な機能が新たに求められる可能性がある。

PVについても、ドイツの系統連系要件において、小規模を含め遠隔制御の要件が定められ、例外規定としてパネル出力の70%のインバータ容量が推奨されるなど、新しい動きが現れている。

3. 需給調整問題解決の可能性

風力・太陽光発電の抑制と協調運転

E. Quitmann, ENERCON: Ancillary services from WT and related Grid Codes, IRED (2012)

慣性制御

逆相制御

第一波応答

平滑化制御

ダンピング制御

ブラックスタート

イン

バー

タ連

系の

最大

出力

割合




電力システムの需給バランスは現在、主要な発電設備を利用した集中エネルギーマネジメントによって管理されている。将来、再生可能エネルギーによる発電がシステムに組み込まれた際には、需要能動化を利用した分散エネルギーマネジメントによる電力システムの需給調整の分担が期待されている。

現在の需給バランス制御

蓄電池による需給バランス制御

蓄電池が経済的に利用可能ならば、適切な配置により、需給バランスを調整できる。

蓄電池蓄電池＋需要能動化による需給バランス制御

需要能動化が電力システム需給バランス制御の一部を担うことができるなら、全体の経済性を高め、資源使用量の節約にもつながる。

蓄電池

既存発電所による追加的調整

: 安定化

: 変動

既存発電所による追加的調整

需要の能動化




電力システム全体を管理する集中エネルギーマネジメントと、需要側の分散エネルギーマネジメントが協調する需要の能動化で、電力システムの需給調整力を向上することができる。

再生可能エネルギー発電量の変動は、多数地点の変動が相互に打ち消しあい(ならし効果)緩和され、気象予報に基づく発電予測、PV、風力、需要など異なる変動の相関などにより、電力システム全体で最適な需給調整が可能となる。

集中エネルギーマネジメントは、系統の電源、揚水を含むエネルギー貯蔵設備に加え、一部の需要を直接制御することで、需給調整力を向上する。

分散エネルギーマネジメントはダイナミックプライシングなどのインセンティブ情報対応した個別の機器運用を行い、エネルギーシステム全体として需給の最適化に貢献する。

需要の能動化：集中/分散エネマネの協調




蓄電池

＜家庭＞

太陽光発電太陽熱給湯器

その他HP給湯機

貯湯槽

EV/PHEV

エアコン

分散EMS

世帯数・世帯構成EMSの普及率

家一軒の需要パターンの変化

エネマネ装置家電機器の最適運用

特定地域建物

＜電力会社＞

＜気象庁＞

地域全体集中EMS

気象・需要予測気象予測日射量・発電量予測

＜地域＞

電力供給地域全体の新たな需要パターン

ローカル計測制御（電圧・周波数）

直接制御（機器制御量）間接制御（電力価格）

当日運用・経済負荷配分・負荷周波数制御

系統電力

起動停止計画

発電所運転計画翌日の機器制御量翌日の電力価格

翌日の家電機器運転計画エアコンの利用時刻蓄電・貯湯の時刻

EV/PHEVの充電時刻

電力料金最小化スケジューリング

翌日電力価格・機器制御量電力・熱の需要量予測

PV発電量・太陽熱利用量予測

需要の能動化：集中/分散エネルギーマネジメントの協調

荻本和彦,岩船由美子,片岡和人,池上貴志,八木田克英:電力需給調整力向上に向けた集中・分散エネマネの協調モデル,IEEJ電力・エネルギー部門大会講演論文集,16,08_7-12 (2011)




PV：3～4 kWのシステムが一世帯平均3.4 kW，地域全体で17 GW導入。蓄電池は、充放電容量1～2 kW（平均1.5 kW，地域全体7.5 GW），蓄電容量2～12 kWh（平均6 kWh，地域全体30 GWh）、充放電時のロスも15～20%（平均16%）。HP給湯機，熱出力3, 4, 12 kWの3種類（平均熱出力4 kW，地域全体熱出力20 GW），貯湯槽の容量は熱出力12 kWのHP給湯機の世帯は200 L，それ以外は370 L。

変動する再生可能エネルギー発電が導入されると、系統の発電機からみた需要はもとの需要から再生可能エネルギー発電量を引いた等価需要となる。

等価需要の予測に基づくダイナミックな電気料金のもとで、HP給湯の沸き上げ時間を、電気料金が最小になるように制御する。

制御方式を工夫することで、本来の充電ニーズを満たしつつ、様々な用途のヒートポンプ需要の合計量を等価需要の平準化に活用することができる。

ヒートポンプ給湯の能動化による需給調整

池上,荻本,矢野,工藤,井口:再生可能エネルギーの連系と需要の能動化を考慮した電力システムの経済運用モデル,電気学会全国大会(2012)

発電状況:シナリオ2

蓄熱量

購入電力価格

需要の平準化状況売電

蓄熱量

熱供給量

500万世帯の最適運転計算結果

購入電力量蓄電量

3.1 需要の能動化



EV充電需要の能動化による需給調整

池上,荻本,矢野,工藤,井口:再生可能エネルギーの連系と需要の能動化を考慮した電力システムの経済運用モデル,電気学会全国大会(2012)

変動する再生可能エネルギー発電が導入されると、系統の発電機からみた需要はもとの需要から再生可能エネルギー発電量を差し引いた等価需要となる。

等価需要の予測に基づくダイナミックな電気料金のもとで、電気自動車の充電を料金が最低になるように制御する。

制御方式を工夫することで、本来の充電ニーズを満たしつつ、様々な用途の電気自動車の充電の合計量を等価需要を平準化に貢献させることができる。

PV15GW, 30GWの発電を含めた等価需要

発電状況:シナリオ2火力並列ユニット数

発電状況:シナリオ1

電力システムの限界燃料費

走行中EVの時刻別割合

1000万台のEVを想定し、その蓄電池容量は24 kWh，充電容量3.0 kW，EV走行は、平均時速21km/hで，電費10 km/kWhで電力が消費されると仮定した。

負荷平準化状況(PV15GW)

負荷平準化状況(PV15GW)




Flexibilityの向上：電力システム運用の進化

宇田川,荻本,福留,池田:再生可能エネルギー発電の予測誤差を考慮した電力需給計画手法の予備検討,エネ資学会第29回コンファレンス,6-3 (2013)

太陽光発電や風力発電の発電量の変動により、発電機の起動停止計画を含めた、電力システムの運用は徐々に変化する。

発電量が大きく変動する可能性がある場合、その変動に追随するためにより多くの台数の発電機を運転が必要となり、安定運用の確保には、経済性の劣る発電機の追加起動と全体の部分負荷運転による効率低下により運用コスト増が発生する。

電源、需要、流通設備の個別の機能向上と、系統間連系、再生可能エネルギーの発電特性分析と予測を最適に組み合わせ、安定性、経済性、環境性を向上する、電力システムの運用と設備形成の進化が必要。

発電予測誤差を含めた東北-東京連系系統の起動停止計画解析例

米国Midwest ISOの市場運用スケジュール(風力発電予測を取り入れた前日と当日運用)




不確定性と予測誤差に耐える運用への進化

Unit commitmentにもとづくシミュレーション

電力システムの需給運用について、発電出力予測を含めた計画（Unit commitment）と、その誤差を反映したシミュレーションの実施により、出力予測誤差やランプの影響を評価する。

発電予測と誤差（太陽光発電)

供給不足電力量

宇田川佑介,荻本和彦,池上貴志,大関崇,福留潔:太陽光発電の予測誤差が需給運用と発電コストに与える影響,電気学会新エネルギー・環境メタボリズム社会・環境システム合同研究会資料,FTE-13-60,MES-13-16,pp85-95 (2013)




経済的、広域的な系統運用

荻本ら, 我が国の2030年の電力需給解析-再生可能エネルギー導入と柔軟性- エネルギー資源学会研究会 (2015.6,予定)

全国で，EVとHP給湯機が各1200万台、PV108GWと風力32GWが導入された場合の試算例：

経済負荷配分のもと，連系線のない単独系統(Ei_PV108)から連系線でエネルギー融通する（Ee_PV108)ことで，抑制率は減り，燃料費も大幅に低減される．

経済負荷配分のもと，連系線でエネルギー融通（Ee_PV108)に加えて調整力を融通する（Eb_PV108)ことで，抑制率と燃料費はさらに低減される．

優先給電を行うこと（Pe_PV108)で抑制率は若干低減できるが，燃料費は大幅（2000億円/年など）に増加する．

太陽光発電の導入分布を需要比例(PV Prop.)から偏在(PV Biased)させた場合，抑制率，燃料費とも大幅に増加する．

図7 2030年のPVと風力の発電抑制量図8 2030年の全国の燃料費




電力については地球温暖化、そして東日本大震災と福島第一原子力発電所事故の後、非常にたくさんの議論が行われた。

今後、社会インフラであるエネルギーについて正しい選択をしてゆくためには、思い、希望を叶えるべく、定量的な分析に基づく議論を行う必要がある。

太陽光発電のkW価値、電力システムの燃料費削減効果は、導入量、需給条件により変化する。

正しい価値に基づく考え方の整理が必要

荻本,片岡、宇田川：日本の電力システムにおける太陽光発電,風力発電の燃料費の削減効果, エネルギー資源学会研究会 (2014)

WIND

0%

WIND

20%

WIND

40%

WIND

60%

WIND

80%

WIND

100%

PV 0% - - - - - -

PV 20% 29.9% 26.9% 24.0% 21.0% 18.0% 15.1%

PV 40% 21.5% 20.0% 18.5% 17.0% 15.6% 14.1%

PV 60% 18.7% 17.7% 16.7% 15.7% 14.7% 13.7%

PV 80% 14.0% 16.5% 15.8% 15.1% 14.3% 13.6%

PV 100% 11.2% 15.9% 15.3% 14.7% 14.1% 13.0%

Table.4. 東北系統におけるPVのkW価値WIND 100% = 9.1 GW, PV 100% = 7.7 GW

片岡和人,池上貴志,宇田川佑介,荻本和彦,大関崇,斉藤哲夫:再生可能エネルギー発電と需要の変動特性の分析・評価,電気学会新エネルギ－・環境，メタボリズム社会・環境システム合同研究会,FTE-12-052,MES-12-023 (2012)

図7 太陽光発電の燃料費削減効果（LFC調整力考慮なし）




エネルギーだけではないＨＥＭＳの拡張性

温度湿度

電力見える化

水・ガス見える化

電気自動車

空調制御など

エコキュート

太陽光発電

医療・健康教育・見守り防犯・防災

エアコン

スマートメータ

窓の開閉・採光

太陽熱温水器

蓄電池

住宅の基本性能向上：高気密、高断熱、通風・採光機能向上

HEMS

安心・安全快適・便利光熱費削減楽しみ

【エネルギー･環境軸】

省エネルギー環境負荷削減

【QOL軸】

人感センサー

事業者【系統貢献軸】

需要調整ピークカット

他住宅

クラウドデータセンター

電気予報

天気予報・日射予測・

発電予測【外部情報】

クラウド基盤データセンター

光熱費コンサル設備見守りサービス

住宅の分さエネルギーマネジメントにおいては、住宅の省エネルギー，CO2排、出量削減、エネルギー確保の（エネルギー・環境軸）、エネルギーシステム全体の需給調整力の大幅向上（系統貢献軸）、健康や安全などエネルギーを越えたより高い価値（QOL軸）の三軸の付加価値の実現を目指す。


東京大学生産技術研究所実験住宅COMMAハウス: http://www.commahouse.iis.u-tokyo.ac.jp/index.html



• 省エネ、快適性に加えて系統との協調の機能

• ＰＶ、太陽熱、地中・空気熱などの最大活用

• 分散エネマネと宅内情報技術の標準化、低価格化がカギ

• 自然環境、世帯構成などの多様性への対応

• 多様な技術の最適な組み合わせの考え方の早期確立

• 機器の総合的な運用の考え方の早期確立

持続可能な社会へ：住宅・地域の将来像を描く




火力の稼働率と市場価格の低下

Euelectric, “RES Integration and Market Design: are Capacity Remuneration Mechanisms needed to ensure generation adequacy?” (2011)

スペインのガス/石炭火力の運転時間の低下

RES

V-RES大量導入途による市場価格への影響

EnBW, Siemens Energy, “Economic Operation of Fossil Fuelled Power Plants to ensure security of supply”, VGB Congress (2011)

再生可能エネルギーの大量導入と優先給電により、既設の火力の稼働率はは大きく減少するとともに、市場決定価格も大きく落ち込んだ。

ヨーロッパでは、”Large Combustion Plant Directive：2015年までの低効率の火発の廃止”や”Industrial Emissions Directive：環境負荷への規制強化”などにより火力発電の存続、新設が困難になる。

4.電力市場の課題と取り組み



西中央ヨーロッパ市場（独、仏、蘭、ベルギー）の価格動向は、市場統合の不完全性の中で、個別の需給要因での変動と相互の一定の乖離が見られる。

ドイツの電力卸市場EEXでは、再生可能エネルギーの大量導入と連系線の混雑による単独の長期低下傾向が見られ、スポット価格ではベース電源の連続運転（止めることによる不経済）も要因となり、マイナス価格の発生が定常化している。

欧州各市場は、天然ガスの価格に連動し、冬にかけて料金が上昇する傾向があるが、のルドプールは豊富な水力のため、相対的に低水準になる。

欧州の電力市場の状況

(CWE: Central Western Europe, CEE: Central Easter Europe)DG Energy: Quarterly Report on European Electricity Markets, Market Observatory for Energy, Vol. 7, issue 4 (2014)


http://ec.europa.eu/energy/observatory/electricity/electricity_en.htm



ヨーロッパの最新事情：電力市場

変動性の再生可能エネルギーの導入の拡大に伴い、residual loadの最大/最小の差は拡大し、「V-RES補完供給力」は増加する。

ドイツでは、2012年、補助金の給付を条件に事業者が廃止を希望する発電所の廃止を認めないという制度を開始した。

英国をはじめとして、2014.11初市場取り引きに向けた準備が進んでいる。

Adequacy維持のための供給力確保方法Development of a Capacity Mechanism in Great Britain Edmund Hosker, Director Energy, EU and Energy Security, DECC

(2013)




2013年9月、米国の連邦エネルギー規制機関であるFERC(FEDERAL ENERGY REGULATORY COMMISSION)は、容量市場に関する技術会議を開催し、今後の容量市場のあり方を議論し、12月までのパブコメを実施した。

会議では、再生可能エネルギー大量導入のもとでの、新たな柔軟性の活用を含めた電力システムの運用、市場、についての以下の論点についての議論が行われた。

米国 FERCの電力市場の取り組み（2013.9)

http://www.ferc.gov/EventCalendar/EventDetails.aspx?ID=6944&CalType=


1. 既存の、アデカシーを経済的に確保するという集中容量市場の目的の達成状況

2. 集中容量市場に対して必要な全般、あるいは個別の改善点

3. 集中容量市場は、設計要素の相互間、エネルギー・アンシラリー市場と影響しあう。この影響に関する、集中容量市場やエネルギー市場の改善点

4. 地域の容量市場も相互関係する。容量市場設計の地域差からの示唆

5. 集中容量市場に対する送電網の増強の影響は何か。送電計画を集中容量市場の設計要素とより効果的に統合あるいは関係させる方法は？

http://www.ferc.gov/EventCalendar/EventDetails.aspx?ID=6944&CalType=



2014年9月、米国の連邦エネルギー規制機関であるFERC(FEDERAL ENERGY REGULATORY COMMISSION)は、ソフトウェア改善による市場と計画の効率改善に関する技術会議を開催した。

会議では、再生可能エネルギー大量導入の不確定な変動の増加と柔軟性の活用に向け、市場運営、系統運用、系統計画の要となる起動停止計画 (Unit Commitment)をはじめとする確率的モデリング、最適送電切り替え、交流最適潮流モデル、能動的な動的送電容量などのソフトウェアに関する議論が行われた。

米国 FERCの電力市場の取り組み（2014.6)

http://www.ferc.gov/EventCalendar/EventDetails.aspx?ID=7307&CalType=%20&CalendarID=116&Date=&View=Listview


(University of Washington)

http://www.ferc.gov/EventCalendar/EventDetails.aspx?ID=7307&CalType= &CalendarID=116&Date=&View=Listview



統一電力市場へENTOSO-eの取り組み：系統連系CODE


https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/Pages/default.aspx

EUは、2007年に「電力ガス市場第三次立法提案パッケージ」を発表し、これを受けて、the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) が策定したビジョンに基づき、透明性、公平性、説明責任、整合性の原則に則り、ENTSO-EがCODE案を策定している。

現在策定中の系統連系CODE：

Capacity Allocation & Congestion management

Forward Capacity Allocation (FCA)

Electricity Balancing (EB)

Requirements for Generation (RFG)

Demand Congestion (DC)

HVDC Connection (HVDC)

Operation Security (OS)

Operational Planning & Scheduling (OPS)

Load-Frequency Control & Reserves (LFCR)

Emergency and restoration (E&R)

https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/Pages/default.aspx



https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/requirements-for-generators/Pages/default.aspx

統一電力市場へENTOSO-eの取り組み：系統連系CODE –RfG-


EUの電力運用者の協議会であるENTSO-eではネットワークコード整備の一環としてRequirement for Generatorsの案を作成し、EU制定のプロセスにある。

RfGは、発電機(Power Generating Module)の４タイプ（Type A:110kV未満,0.8kW以上、Type B:110kV未満,1MW以上、Type C:110kV未満, 50MW以上、Type D:110kV以上または70MW以上）に分類して、基本要件を規定している。

RfGは、タイプ別の基本要件に加え、Synchronous PGMとPower Park Moduleの別で、タイプ毎に追加要件を規定している。

Entso-eは、2013年3月に案をACERに提出し、その後ECと加盟各国メンバによるElectricity cross-border Committeeが2014年1月に開催された。

CACMに続いて、EU指令の制定に入る見込み。 Figure 3 – Fault-ride-through profile of a Power

Generating Module. The diagram represents the lower limit of a voltage-against-time profile by the Voltage

https://www.entsoe.eu/major-projects/network-code-development/requirements-for-generators/Pages/default.aspx



PV、風力の出力制御に関する欧米の動向

その後、欧州では、太陽光発電の大量導入と送電網拡張の遅れで問題は深刻化した。

この状況において、欧州風力発電協会EWEAは、2014.5に、一定の条件下で優先給電からREの制御を含めた経済負荷配分への移行の必要性を発表。

EUの“Intelligent Energy Europe Programme”の一つであるPV Gridの2014.8の報告書では、PVの出力抑制に関しては、議論を開始する時期ではなく抑制を回避すべきとの表現になっている。

米国は、余剰買取となっている小規模PVを除くと、事業用のPV、風力は経済負荷配分による運用が行われている場合もある。

EWEAの優先給電に関する発表

EUのPVvGrid

欧米とも、風力の大量導入の下でドイツやテキサスなどでの需給運用の課題は一旦対応できたと考えられたが、その後、PVの大量導入により問題は深刻化し、改善の必要性と再生可能エネルギーの政策的取扱いの狭間での議論が続いている。

ドイツや、テキサス州ERCOTなどでの風力発電の大量導入に対しては、市場のGate closeをリアルタイム（45分前や5分前）に近づけ、取引時間幅を狭くする（15分や5分）にして、出力予測と組み合わせることで、一定の対応が行われた。

海外のREの需給問題は、送電網の過負荷によることが、日本での問題と少し異なる。

Co-funded by the Intelligent Energy Europe

Programme of the European Union

柔軟性確保への取り組み



需要の能動化に向けた海外の取り組み(米国)

DOE/FERCは、2007年のEnergy Independence and Security Actに基づき、2009, 2010, 2011に、アセスメント、アクションプラン、実施計画をそれぞれ策定し、2011.7にNational Forumを実施した。

FERCは、DRとスマートメータリングの取り組みの進捗について、議会に定期報告をしている。

FERCのOrder 1000は、送電網の拡張計画にあたり、DR、省エネルギー、DERなどを比較検討することを規定。

DRの市場での扱いを規定するFERCのOrder 745は、2012に出たが、現在、その適否の法的な議論中。

DRに関するPUC/ISOの個別の取り組みは非常に多いが、RESと組み合わせた取り組みとしては、カリフォルニア州の取り組みが挙げられる。

Nat’l Action Plan

CAISOロードマップ

FERC定期報告

__________________________________

_

Flexible Ramping Products

Incorporating FMM and EIM

Draft Final Proposal

Lin Xu, Ph.D.

Market Analysis and Development

and

Donald Tretheway

Market and Infrastructure Policy

柔軟性銘柄

米国は、DOE/FERCによる中央による取り組みとPUC/ISOによる地域別の取り組みが並走。




需要の能動化に向けた海外の取り組み(欧州)

EUでは、2011年の”Roadmap 2050”、これを受けた”PowerPerspectives2030”、2013年の”Long term infrastructure vision for Europe and beyond”などで、再生可能エネルギーの変動に対する需要の能動化の重要性を表明してきた。

ACERは、2013.11に“Energy Regulation A bridge to 2025” を出すなど、規制の在り方の議論の中でもデマンドレスポンスに言及。

同時に、CEERは、”Regulatory and Market Aspects of Demand-Side Flexibility”のパブコメを実施した。

これに対し、Eurelectricが2013.1に”Flexibility and Aggregation Requirements for their interaction in the market”、2014.3に”Designing fair and equitable market rules for demandresponse aggregation”を出し、EU SG Task force の専門家グループが規制に関する報告書を出すなど、DRの議論は活発化している。

CEERパブコメACER 2025へ

EuelectircDRの市場での扱い

欧州は、EU、規制機関ACERとCEER、TSO協議会のEntso-e、事業者連合会Eurelectricなど、全体としての議論が目立つ。

Designing fair and equitable market rules for

demand response aggregation

A EURELECTRIC paper

Sustainable Development Task Force

Regulatory and Market Aspects of

Demand-Side Flexibility

A CEER Public Consultation

Document


EU SG Task force, EG3報告書

http://www.edsoforsmartgrids.eu/policy/eu-steering-initiatives/smart-grid-task-force/



持続可能なエネルギーシステムの実現に向けては、燃料価格、異なるエネルギー需要間の代替性などを含めた、エネルギー全体の視野が必要。

他方、発電量が変動する太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギー、究極の省エネルギーなどが必要であり、その両者で電力の占める割合は大きい。

このため、今後、エネルギー需給に占める電力需給の割合が増加する中で、エネルギー需給の課題解決では、各時点の需給バランスが必要な電力システムの条件を反映することが不可欠。

このため、長期のエネルギー需給の課題解決に当たっては、エネルギー両者を連携して、総合的な検討と実際の取り組みを行うことが重要。

荻本,赤井,近藤,末広,黒沢:電力需給計画モデルとエネルギー計画モデルの連携による長期電力需給解析,エネルギー資源学会第28回研究発表会,15-4,2009荻本和彦,片岡和人,池上貴志,東仁,赤井誠:長期の電力需給計画における低炭素化実現の予備検討,エネルギー資源学会第28回研究発表会,32-6,2011.1

エネルギーシステム全体の最適化

5. エネルギーシステムインテグレーション



エネルギシステム全体をイメージして、家→コミュニティ→ネットワーク→日本→世界と地理的な拡大、従来の供給側に加え需要側、ネットワークを取り込み、対象とするエネルギーを電気、ガス、燃料とするなど、より範囲の広い最適化で、より有利な解決法が得られる。

しかし、実際には技術的、制度的、安全上などの制約が存在する：

1)技術的制約：需要、配電網、送電網、系統間連系線

2)制度的制約：分散電源の連系規則、送配電網の運用、市場・電力システム運用、系統間の連系線運用

2)セキュリティ制約：自然災害や悪意による妨害などに対し安全であること。

家、コミュニティ、自動車など様々な需要クラスター毎の分散エネルギーマネジメントによる需要の能動化と新しい需給構造に向けた流通設備の最適化を導入することは今後の重要なオプション。

更に立ち戻るべき点は、人間・社会が必要とするのは、エネルギーそのものではなく、快適な温湿度の空間、や高い生産性など、サービスであるということ。

エネルギーシステムの最大範囲での最適化

再生可能エネルギーの変動特性を反映できない制度の限界の顕在化

5.エネルギーシステムインテグレーション



IEAでは、2011.4にIEAより刊行された”Harnessing Variable Renewables: a Guide to the Balancing Challenge”の続編として、2011.12より GIVAR IIIの検討が行われ、再生可能エネルギー発電の大量導入の影響とそれに対する電力システムの柔軟性向上に関する検討が行われた。

報告書「The Power of Transformation」は、2014.2よりIEAにより発刊され、2015.4よりNEDOによる邦訳が公開された。

IEAの電力システムの柔軟性への取り組みGIVAR III

http://www.iea.org/w/bookshop/add.aspx?id=465 http://www.nedo.go.jp/library/denryoku_henkaku.html

https://www.iea.org/bookshop/465-The_Power_of_Transformation


http://www.iea.org/w/bookshop/add.aspx?id=465


ご清聴ありがとうございました

東京大学生産技術研究所エネルギー工学連携研究センター荻本研究室ホームページ

http://www.ogimotolab.iis.u-tokyo.ac.jp/

Nipponn.comで「日本の長期電力需給の可能性とエネルギーインテグレーション」を日英で公開中です。http://nippon.com/ja/in-depth/a00302/

「シナリオ選択のインパクト」を、2012.7Springer発刊のLecture Notes in Energy “Climate Change Mitigation”とその和訳である2013.4丸善発刊の「実現可能な気候変動対策」に掲載しました。

「出力が変動する再生可能エネルギー発電の大量導入と電力システムの進化(1)~(3)」を、原子力学会誌ATOMOΣ 2014年1,2,4月号に連載中です。

http://www.ogimotolab.iis.u-tokyo.ac.jp/

エネルギーシステムインテグレーション...2015/05/11 ·...

Documents