No.141　西日本における2030年の電力需給バランス，
再エネ電力比率45％に向けた課題

2019年8月22日
立命館大学　竹濱朝美

キーワード：起動停止-経済運用，電力需給，地域間送電，デマンドレスポンス

1.分析の目的

　気候変動枠組条約のパリ協定は，IPCC報告書を受けて，人為的起源炭素排出量と地球システムの炭素吸収量のバランスを，今世紀後半に均衡させると指摘している．⁽¹⁾　それに従えば，電力部門でも2030年頃には，非化石電源で発電量の45％以上を賄うことが必要になると思われる．本報告は，2030年の西日本地域について，発電量に対する再生可能エネルギー（以下，再エネ）電力比率で45％の可能性を検証し，電力需給バランスに与える影響について，考察する．

　本報告は，電気学会，新エネルギー・環境，高電圧合同研究会にて報告した拙稿（文献⁽²⁾）の要約である．試算条件の詳細は，拙稿に計算式を示しているので参照されたい．

　本報告は，産業技術総合研究所，歌川学氏との共同研究の一部であるが，このレポートは，竹濱の個人意見であり，解析作業は竹濱の責任によるものである．

2.分析方法

（１）起動停止-経済運用の簡易モデル

　電力需給バランスを解析するために，在来電源発電機の起動停止-経済運用(Unit Commitment with Economic Load Dispatching，以下，UC-ELD)の簡易モデルを作成した．UC-ELDには多くの先行研究があるが^(3)(4)(5)(6)，今回の報告は，文献⁽³⁾ を参照して，簡易なモデルを試作した．

　在来電源発電機を，出力上昇下降速度，最低出力下限，LFC調整力の有無に応じて，22種類の発電機サブグループ(subgroup)に区分した．⁽⁷⁾ サブグループは，Coal 1,2,3; Oil 1,2,3; LNG thermal 1,2,3; Gas-CC 1,2,3; 独立発電業者1,2,3; 揚水発電，水力，貯水池水力，原子力発電，地域外受電である．なお，揚水，流れ込み水力，貯水池水力，原子力は設備容量を合算している．この試算では，最適化計算は，発電機１基単位ではなく，合算の設備容量による電源サブグループごとの経済運用による簡易モデルである．かつ，有効電力の需給バランスのみを分析しており，電気品質は考慮できていない．

　西日本の軽負荷期として5月，重負荷期として8月の各1か月間について，1時間ごとの燃料費を最小化する最適化計算を行った．最適化計算には，Matlab optimization tool box 線形計画法を使用した．関西管区と中部管区は合算し，融合した管区として扱う．北陸管区は，今回試算には含めていない．

(A)目的関数

　単位時間（1時間）ごとの燃料費用を最小化する．1時間ごとの最適化であるので，24時間でみると，必ずしも最適化になっていない場合がある．

(B)制約条件

　連系線送電に関する制約条件：　再エネ電力は，風力/太陽光発電(以下，PV) の電力も含めて，最優先で地域間送電する．ただし，再エネ電力の予定供給分と調整力の地域間融通を含めて，地域連系線の運用容量の70％を上限として，送電する．

　LFC調整力の設備容量に関する制約条件：　利用可能なLFC調整力の設備容量として，全ての単位時間で，各管区の需要の3%以上を確保する．上げ調整力，下げ調整力ともに，各時間について，利用可能な発電機サブグループ設備容量の5%以上を調整力として確保する．時間(t)における発電機サブグループの出力は，最低出力下限，最大出力限界を確保し，かつLFC調整力を確保できる範囲内で稼働するものとする．石炭火力は，LFC調整力に使用しない．発電機の最低出力下限は経産省データ⁽⁸⁾を使用した.

　調整力と風力/PV出力予測誤差に関する条件：　LFC調整力は，リアルタイム1時間前のPV予測誤差と風力出力予測誤差を補てんすると仮定した．需要の予測誤差はゼロと仮定している．PVの1時間前出力予測は，気象庁アメダスの日射データから，重回帰分析により作成した．PVの最大予測誤差は，0.12～0.15 p.u.である．風力出力予測誤差は，1時間前の実績値との差を誤差とした．

　在来電源の出力上昇／下降速度の制約条件：　石炭火力の出力上昇／下降速度は，1～3％／分とした．調整力用火力機の出力上昇/下降速度は，1分あたり変化速度を1時間値に換算した．発電機は，サブグループごとの1時間あたり出力上昇／下降速度の範囲で稼働させる．

（2）Highケースの想定条件

(A)Highケース

　表1に，2030年のHighケースの再エネの導入目標を示す． Highケースは次の条件を想定した．

　①風力およびPVの導入目標は，文献⁽⁴⁾　および「再生可能エネルギー導入拡大に向けた系統整備等調査事業（環境省委託）」^（9）を参照して，再エネ比率45％を考慮して，2050年の導入量を前倒しで2030年に導入させる野心的目標値を設定した．バイオマス，地熱，小水力は，2016年の設備容量の1.2倍とした．再エネ出力値は，2016年の再エネ出力実績値に設備容量の増大倍率を乗じた．

　②電力需要は，人口減少と省エネ対策により，Baseケースから10％削減すると想定した．

　③原子力は，再稼働の見込みが不明であること，また，再エネ大量導入による需給バランスを確認するため，今回は，原子力稼働ゼロで算定した．

　④CO2削減のため，石炭火力の稼働設備容量を，昼間稼働停止も含めて可能な限り削減させる．軽負荷期（5月）には，九州，四国，中国管区の石炭火力は，必要に応じて1基のみ稼働とした．

　⑤昼時間帯に，HP加温とEV充電を行う時間パターンを設定した．各管区の保有乗用車台数の20％をEV車と想定した．

　⑥LFC調整力も，地域外からも融通させる．変動性再エネ電力の設備容量が拡大すると，予測誤差規模が拡大するため，調整力の必要準備規模が増大するためである．⁽¹⁰⁾

　⑦再エネ電力は，風力／PV出力予測（1時間前）に基づき，最優先で地域間送電する．地域間送電は，調整力融通分を含めて，連系線運用容量の70%を上限に送電する．連系線運用容量は，広域的運営推進機関による．^(11)(12)

　⑧関西と中部管区は融合した一つの管区（関西―中部管区）として，合算計算にした．

　⑨揚水発電は，文献⁽¹³⁾を参照して，PV／風力の合計出力に応じて，昼間に揚水運転，夕方・夜間に発電させる(PV Pump-Upモード)．昼間の揚水運転，夕方発電の運転時間パターンは，季節と管区ごとに調整する．揚水のポンプ損失は0.3 p.u.とした．

(B)Baseケース

　Baseケースは，各電力管区の2016年の実績需要と再エネ出力実績値により，現状の発電機運用と系統運用ルールを模擬している．①原子力は全て稼働させる．②石炭火力の設備容量の5％を予備力に取り分け，残りは全て稼働させる．③昼間のHP加温，昼間のEV充電はしない．④再エネ電力の地域間送電はしない．⑤LFC調整力の地域間融通はしない．⑥揚水発電は日ごとに，在来運転(Conventional Pump-Upモード)と昼間の揚水運転(PV Pump-Upモード)を選択する．

表1　2030年のHigh ケースの再エネ導入目標

3.九州管区の需給バランス

　図1は，九州管区のHighケースの5月第1週の需給バランスを示す．図2は，8月第1週の需給を示す．帯グラフは，供給力を電源種別に，積み上げ帯グラフで表示している．帯グラフは，Shortage（供給不足．正の値は供給不足），Inter Zone Import（域外から輸入．正の値は輸入），Oil Independent（石油火力＋独立発電業者の発電），Pump Reservoir（揚水発電＋貯水池水力），Pump Evening Gene（夕方の揚水発電），Hydro Bio Geoth（流れ込み水力，バイオマス，地熱），RE Import（再エネ電力の域外から輸入）である．他方，折れ線グラフは，Heat Pump & EV（HP加温＋EV充電．負の値は負荷＝電力消費），Oversupply（電力過剰＝出力抑制．負の値は電力過剰），RE Export & Zone Export（再エネ電力の域外送電．負の値は輸出＝送電），Pump Up（風力/PV出力に応じた揚水発電の揚水運転．負の値は揚水運転）である．なお，折れ線グラフは，積み上げ表示ではないので注意されたい．

　昼間に，再エネ出力に応じた揚水運転，PV電力の域外送電，HP加温とEV充電を行っても，5月には大規模な過剰電力が頻発し，大規模な出力抑制が必要になる．電力過剰の最大規模は，5月で4～5GWになる．

　PVの連系容量の拡大に伴い，夕方の残余需要のランプ上昇が急峻になるため，残余需要の急増，夕方のEV充電抑制，夕方の揚水発電，これらのタイミングを合せることが難しくなる．EV充電負荷は分散的に使用されるEV車の充電行動に依存するため，EV充電負荷そのものが予測誤差を内包している．夕方の揚水発電は，PV出力急減と需要急増，EV充電という複数要素からなる合成の残余需要に，限られた時間で対応しなければならず，タイミング整合は複雑化する．

　再エネ連系容量の拡大に伴い，調整力が不足するようになる．他方，調整力の準備規模を拡大させると，調整力用発電機の最低出力下限のベース出力部分が拡大する（底上げされる）ため，いわゆる「下げ代不足」によって需給バランス確保が困難になる．

　九州－中国間の連系線（中国向き）の送電電力は，今回の試算条件では，5月の月間総時間数の4分の1で，送電上限に達した．関門連系線の容量拡張が必要である．

　表2に，再エネ電力比率を示す．九州管区の再エネ電力比率は，5月ですら36％，8月では31％であった．大量のPV出力があっても，九州―中国連系線の容量制約（中国向き）により，九州管内は電力過剰(＝出力抑制)となるため，今回試算の条件の限りでは，再エネ電力比率を40％以上にすることは難しい．

4.中国管区，四国管区の需給バランス

　中国管区では，九州からの域外送電と中国管内の再エネ出力により，5月には，5GW規模で電力過剰＝出力抑制が発生する．他方，8月の電力過剰は限定的な規模であり，電力不足のリスクは少ない．中国管区の再エネ電力比率は，5月は46％になるが，8月は36％にとどまった（表3）．中国―関西(関西向き)の地域連系線は，5月には，送電容量が上限に達する時間が頻発するようになる．

　四国管区については，図表を省略する．四国管区の再エネ電力比率は，5月は43％となったが，8月は30％にとどまった．四国地域は，利用可能な調整力の設備容量に限りがあり，調整力不足が課題である．

図1　九州管区の需給，5月1－7日（Highケース）

図2　九州管区の需給，8月1－7日（Highケース）

表2　九州管区の再エネ電力比率，CO2排出量，燃料費，5月(上)，8月(下)

表3　中国管区の再エネ電力比率，CO2排出量，燃料費，5月(上)，8月(下)

5.関西－中部管区の需給バランス

　図3に，関西―中部の合算管区の5月第1週の需給推計を示す．中国と四国からの再エネ受電分により，5月第1週には，関西―中部管区でも電力過剰が発生するが，電力過剰の規模は限定的なものである．

　図4に，8月の第1週の需給を示した．ただし，図4は，追加的な省エネ対策を施し，需要を13％削減した場合を示しているので注意されたい．Highケースでは，需要10％減少を想定していたが，原発非稼働にした場合，需要10％削減だけでは，電力不足が発生する．需要を13％削減しても，夕方から宵の時刻に小規模な電力不足の懸念が残るため，需要シフトや蓄電池等のストレージが必要である．8月は，風力出力が少ないため，夕方から夜にかけての需要ピーク時に利用できる再エネ出力が乏しい．供給力がひっ迫するため，夕刻から宵にかけての残余需要の急増，夕方の揚水発電とEV充電を抑制するタイミングを整合させることが難しく，僅かなタイミングのズレで，供給不足が起こりやすくなる．

　表4に，再エネ電力比率を示した．関西―中部管区は需要規模が大きいため，中国と四国管区からの再エネ電力の送電を受けても，再エネ電力比率は，5月で22％，8月では15％という低い水準にとどまった．

図3　関西-中部管区（合算）の需給，5月1－7日（Highケース）

図4　関西―中部管区（合算）の需給，8月1－7日（13％需要削減した場合）

表4　関西―中部管区(合算)における再エネ電力比率，CO2排出量，燃料費，5月(上)，8月(下)

6.まとめ

　①今回試算は，野心的な規模での再エネ導入目標に基づいて，再エネ比率を試算した．しかし，連系線運用容量の70％を上限に，九州，四国，中国管区から，再エネ電力を優先的に地域間送電しても，月間の再エネ電力比率が45％に達したのは，中国管区の5月の46％のみであった．5月と8月の結果から推定すると，今回の試算条件では，再エネ電力比率45％の達成は困難である．

　②より多くの再エネ電力を収容するには，九州―中国，および，中国―関西の連系線の容量拡大が必要である．

　③再エネ電力の連系容量の拡大とともに，九州，四国，中国のHighケースでは，調整力が不足するため，調整力の地域間融通が必要である．

　④関西―中部の合算管区では，夕方のPV出力低下と，EV充電抑制，揚水発電開始のタイミングを合わせることが難しい．特に，8月には，夕方から夜間に利用できる再エネ電力が乏しいため，今回試算条件では，原子力非稼働の場合，需要10％削減では供給不足になる．関西―中部管区の8月の供給不足を回避するには，需要を15％削減する省エネ対策，あるいは，需要シフトやネガワット，蓄電池等ストレージの導入が必要になる．

　⑤今後の課題として，風力/PV出力は地域偏差と季節変動が大きいため， 5月，8月だけでなく，1年間について検証する必要がある．需給バランスは，試算条件を変えると，少しずつ変化するため，EV充電の時間パターンや蓄電ストレージ，調整力等の条件を変えて，さらに検証する必要がある．

文献

(1) UNFCCC, The Paris Agreement, Article 4, Para.1, (2015). https://unfccc.int/sites/default/files/english_paris_agreement.pdf
(2) 竹濱朝美，歌川学,「西日本における2030年，再生可能エネルギー電力比率45% に向けた課題, 地域間送電とデマンドレスポンスの活用」『電気学会研究会資料，新エネルギー・環境，高電圧，電力系統技術合同研究会』, pp.35-40, (2019).　 FTE-19-007,HV-19-074,PSE-19-064.
(3) T. Kato, K. Kawai, Y. Suzuoki, ‘Evaluation of forecast accuracy of aggregated photovoltaic power generation by unit commitment,’ IEEE Power & Energy Society General Meeting, (2013). DOI: 10.1109/PESMG.2013.6672455.
(4) 荻本和彦，岩船由美子，片岡和人，斉藤哲夫，東仁，福留潔，礒永彰，松岡綾子，山口容平，下田吉之，黒沢厚志，加藤悦史，松川洋，「電力需給モデルによる分析（II）」，第36回エネルギー・資源学会研究発表会, pp.175-180, (2017)．
(5) R. Komiyama, Y. Fujii, ‘Assessment of post-Fukushima renewable energy policy in Japan's nation-wide power grid’. Energy Policy, 101,(2017), pp.594-611.
(6) 高尾康太，原祥太郎，桐山毅，橋本彰，金子祥三，泉聡志，酒井信介，「電源構成モデルによる再生可能エネルギー大量導入時の電力需給運用評価」，日本機械学会論文集，Vol.80, No. 820, (2014)
(7) Asami Takehama, Manabu Utagawa, “High Penetration of Photovoltaic Energy and Supply-Demand Balance in the Western Japan Grid, with Utilizing Interzone Transmission and Demand Response”, The 8th International Workshop on Integration of Solar Power into Power Systems, 16th Oct. 3A_1_S18_274, (2018).
(8) 経済産業省，第12回 総合資源エネルギー調査会，新エネルギー小委員会系統ワーキンググループ．電力会社提出資料，および，電力各社設備一覧，(2017年10月17日)．
(9) 環境省，伊藤忠テクノソリューションズ，「平成 25 年度，再生可能エネルギー導入拡大に向けた系統整備等調査事業委託業務報告書」，環境省委託調査，(2015)．
https://www.env.go.jp/earth/report/h27-02/mat01_zentai.pdf
(10) 竹濱朝美, 斎藤哲夫「風力・太陽光電力の出力変動と地域間送電,予備力の地域間融通に関するドイツの経験」, 『第38回, 風力エネルギー利用シンポジウム』, pp.235-238,（2016）
(11) 電力広域的運営推進機関 (OCCTO)，第４回運用容量検討会，「2018～2027年度の連系線の運用容量（年間計画・長期計画）」，2018年2月9日．
(12) 電力広域的運営推進機関（OCCTO），第6回運用容量検討会，「2019～2028年度の連系線の運用容量，年間計画・長期計画」，2019年2月15日．
(13) R. Aihara, A.Yokoyama, F. Nomiyama, N. Kosugi, ‘Impact of Operational Scheduling of Pumped Storage Power Plant Considering Excess Energy and Reduction of Fuel Cost on Power Supply Reliability in a Power System with a Large Penetration of Photovoltaic Generations’. International Conference on Power System Technology, (2010)