No.218　フロ－ベ－スの送電管理と送電線整備

2020年11月26日
京都大学大学院経済学研究科特任教授　内藤克彦

キ－ワ－ド：シミュレ－ション　送電管理　再生可能エネルギ－

1.はじめに

　我が国は、ハ－ド指向の国であるので、送電線のキャパシティの問題も、送電線のハ－ドウェア中心に議論されることが多い。送電キャパシティの議論も送電線の物理的限界とそこに接続される発電施設の定格キャパシティの関係のみで議論されることが多い。しかし、実際の給電において送電線に流れる潮流は、送電線の物理的キャパシティだけではなく、どのように電力需要を発電施設に割り振るかという送電管理ソフトにより大きく影響される。欧米の電力改革では、正にここに着目して技術的な改革が制度面の改革と併行して行われた。この技術的な改革の部分として重要な位置を占めるのがフロ－ベ－スの送電管理である。我が国においては、送電キャパシティの管理は最悪事態として想定される一点で年間の全ての時間の送電利用を規定してしまうが、欧米においては、年間全ての時刻における潮流計算を行い、各時刻毎に送電キャパシティの判断を行うというフロ－ベ－スの管理が行われている。。

　本稿においては、いくつかのシミュレ－ション事例を紹介しつつ、我が国におけるフロ－ベ－ス管理の可能性について論ずる。

2.我が国の送電線のキャパシティを巡る問題

　電力各社の公表している電力系統の状況によれば、我が国では、多くの幹線送電線は、「空き容量ゼロ」とされ、再生可能エネルギ－が接続できない状態となっているとされている。この場合の空容量は、送電区間毎に年間の最も混雑する状態を仮定してこの時の潮流を「想定潮流」とし、送電線の物理的なキャパシティから「想定潮流」を差し引いた残りを「空き」として判定されている。

　「空き容量無」と判定された送電区間に関係する再エネの系統接続に関しては、我が国では、以下の二者択一の対応が議論されている。

①再エネを接続させるために、再エネ側負担等で送電線の増強をする。

　または、

②混雑時の無制限の再エネの出力抑制を前提として、再エネを接続させる。

　これらの対応は、①は送電線増強経費負担により、②は売電の不確実性により、いずれも再エネの経済性を大幅に損ね、事実上再エネの接続拒否と同等の経済効果を持つものである。

　この送電線のキャパシティの問題は、パリ協定後、欧米・中国等は、大幅な再エネ導入を実現している中で、我が国の再エネ導入が、大幅に遅れる主要な理由の一つとなっている。

3．欧米の対応

　欧米ではこのような問題は惹起しないのであろうか。一般に米国は、我が国より送電線網は脆弱であると言われているが、このような問題にどのように対処しているのであろうか。

　欧米の基本的な考え方は、以下の通りである。

①新規の発電施設の接続を基本的にグリッド側が拒否することはない。ただし、コストが高い発電施設に発電指令が出されることはないので、電力市場で電力が売れる自信のある発電施設が接続を申し出ることになる。実際には、欧米においては、後に述べるようなシミュレ－ションソフトを用いて接続点のノ－ド価格や出力抑制の状況を予測して、立地の判断をすることとなる。

②グリッド側は、毎日、翌日の需要（予測）に基づき、翌日必要となる発電施設をリストアップする。この場合、コストの低い発電施設から順に翌日の発電計画に組み入れ、発電指令案を作成する。

③グリッド側は、毎日、翌日の需要（予測）と翌日の発電指令案に基づき翌日の毎時の潮流シミュレ－ションを行う。送電線のキャパシティ不足により送電混雑の発生が予測された送電区間では、リ・ディパッチを行い、混雑区間の前後で発電指令の付け替えを行い送電混雑を解消する。

④年間を通じて頻繁にリ・ディパッチが必要となる区間については、当該区間の送電線の増強を検討する。

注１

　リ・ディパッチとは、キャパシティ不足の送電区間の発電施設過剰側の発電施設の一部について出力抑制を行い、出力抑制と同量の電力を確保するために大需要地側の発電施設の一部へ追加発電指令を出したり出力増の指令変更を行うこと。当初の経済的に選定された発電指令案と異なる発電指令に一部変更することになるので、経済的にはコスト増となる。

注２

　メリットオ－ダ－により価格本意で発電施設の選択を行うと、地理的な位置関係や送電線のネットワ－クのキャパシティの状況、その幾何学的な接続の状況によって、送電線の物理的なキャパシティを超える区間が発生する可能性がある。このような場合に、③のリ・ディパッチの手法が欧米では取られる。

　欧米の対応の意味するところは、

・基本的には送電管理のソフトウェア対応で混雑解消を図る。

・ソフトウェアによる対応では、リ・ディパッチ（出力抑制）が過度になるような送電区間については、送電線の増強を検討する。

ということになる。

4．我が国の送電線の混雑の状況

(1)東電の発表

　2019年東京電力より発表された千葉方面の基幹送電線である佐京連系ラインの2018年の8月の潮流データを見ると以下の通りとなっている。

　この送電ラインのキャパシティは、東京電力によると1350万kWであるので、2018年8月では、最大潮流となった瞬間だけキャパシティ上限の電力が流れていることが分かる．

千kW

図1　2018年8月の佐京連系ラインの潮流
出所：広域機関　系統情報サービスのデータより著者作成．
注：横軸は30分1コマで8月1日の0時からプロット．

　先ほどの我が国のキャパシティ管理の方法について、この例を用いて考え方を説明すると、「最悪潮流」時は、ほぼ送電キャパシティと同程度となっているので、空き容量ゼロという判定となり、再生可能エネルギ－は、事実上接続できなくなる。

　しかし、欧米流の方法の場合は、毎時判断しているので、キャパシティの限界となる一瞬（３０分）だけRe-dispatch（出力抑制）の操作を行えばよいということになる。東京電力の発表資料「千葉方面における「試行的な取り組み」の概要(２０１９年８月９日)」によると、２０１８年の年間のデ－タでは、潮流が送電キャパシティに近づく程大きくなるのは、１、２、７、８月の４か月だけで、他の月は全般的に余裕がある。一方で、再生可能エネルギ－を接続したとしても、再生可能エネルギ－の側も気象条件により変動しているので、潮流計算のピ－クの３０分に再生可能エネルギ－のピ－クが重なるかどうかも疑問である。欧米の手法の場合は、全ての条件を入れた上で潮流計算しているので、過不足なく必要最小限のRe-dispatch（出力抑制）が、行われることになる。

　図１は、一か月分の毎時の潮流データを時系列で並べグラフとしたものであるが、これを潮流の大きい方から大きい順に並べ替えたものが図2のデュレーションカーブである。佐京連系ラインの場合、8月の平均潮流は、683万kWで送電キャパシティの51％程度となっている。デュレーションカーブによると、混雑度の高い8月でも送電キャパシティの限界に近づく時間は、極限られていることが理解できる。

千kW

図2　2018年8月の佐京連系ラインの潮流のデュレーションカーブ
出所：広域機関　系統情報サービスのデータより作成著者作成．

　東電の発表資料によると佐京連系ラインの２０１８年の年間のデュレーションカーブは図3の青いラインで、佐京連系ラインの房総半島側に500万kWの再エネ出力を加えた年間のデュレーションカーブを作成すると赤いラインとなる。青いラインを見ると最悪事態の時に、丁度、運用容量程度となっているので、従来の運用では「空きキャパシティ」はゼロという扱いになるが、500万kWの再エネを加えた赤いラインの場合でも、佐京連系線の運用容量を超えるのは、年間で1%程度のごくわずかな時間である。

　つまり、この図からわかるように佐京連系ラインで欧米流の送電管理を行った場合に500万kWの再生可能エネルギ－を接続しても1％程度のRe-dispatch（出力抑制）で済むわけである。この程度のRe-dispatch（出力抑制）の範囲であれば、再生可能エネルギ－の経済性を大きく損ねることは無く、再生可能エネルギ－の事実上の接続拒否となることはないと考えてよい。

図3　東京電力佐京連系ラインのデュレーションカーブ(東電公表資料)

(2)北海道におけるIGESシミュレ－ション

　地球環境戦略研究機関(IGES)は、北海道において実潮流のシミュレ－ションを行った結果を論文「実潮流に基づく送電線運用による北海道地域の再生可能エネルギ－導入量推計」として取りまとめ公表した。

　このシミュレ－ションでは、北海道の27.5万V以上の全ての基幹送電線を対象として、8760時間の年間の実潮流シミュレ－ションを実施している。シミュレ－ションの基になる潮流デ－タ、送電諸元等は、北海道電力の2018年公表デ－タを用いている。
なお、27.5万V未満の送配電線には混雑がないとして計算している。

　このシミュレ－ションでは、米国等で広く用いられている日立ABBパワ－グリッド社のPromodというソフトウェアを用いている。このPromodでは、各変電所(ノ－ド)毎の需要、各送電区間の送電制約、各発電所の発電制約に基づき、年間8760時間の毎時刻の給電指令をシミュレ－トすることができる。つまり、Promodを用いると米国流の実潮流(フロ－ベ－ス)の送電管理を我が国の送電線に適用した場合の結果を見ることができることになる。

　このシミュレ－ションでは、再エネの大量導入ケ－スの設定は、本シミュレ－ションが北海道内に限定されるシミュレ－ションであることから、北海道内の需要規模(最小2.457GW～最大5.422GW)と比較して相当程度大きな量となる導入量として、

風力

1,950MW(2019年実績の4.3倍)
環境省ポテンシャル(風速8.5m/s以上適地)の1/4、風力発電協会の北海道における陸上風力発電の2030年～2040年頃の導入量と整合し得るレベル。

太陽光

1,855MGW(2019実績の1.2倍)
環境省ポテンシャルレベル1の1/4

合計

3.805GWの再エネ導入

を想定している。

　実潮流によるシミュレ－ションの結果は、再エネ大量導入ケ－スの場合、表2のとおりとなっている。シナリオは、石炭ベ－スロ－ド運転のケ－ス、メリットオ－ダ－(原発なし)、メリットオ－ダ－(原発あり)の3つのシナリオでシミュレ－ションしている。

表2　再エネ大量導入ケ－スの再エネの出力抑制

　苫東等の石炭火力発電をベ－スロ－ド運転した場合には、再エネの出力抑制は高い比率で発生するが、しかし、風力発電に関しては4.8%と許容範囲と思われる数値となっている。つまり、この程度の量の再エネの場合には、実潮流の送電管理を行うと石炭ベ－スロ－ド運転でも4.8%の出力抑制を前提に再エネの接続は可能ということになる。完全にメリットオ－ダ－による経済的なディスパッチを行うと、再エネの出力抑制比率は、さらに下がり、風力は0.01%となり、ほとんど出力抑制を必要としないことがわかる。泊３号機を運転した場合にも風力の出力抑制比率はあまり変わらず0.08%とほとんど出力抑制を必要としない。これは、後に説明するように原子力により置き換えられるのは、メリットオ－ダ－では、石炭火力であって、再エネは原子力と強い競合関係は無いことをしめしていると見てよいと思われる。

　この時の送電線の状況を「空き容量なし」とされている北新得-南早来間のデュレ－ションカ－ブでみると以下の通りとなる。

図4　北新得⇒南早来の送電線のデュレ－ションカ－ブ

　北新得-南早来間は、「空き容量なし」の区間とされているが、南早来から北新得方向への送電量が運用容量に近づくのは年間で一瞬の間だけであることがわかる。空き容量なしとされている区間であっても、再エネ大量導入を行っても、ほとんど出力抑制無しで送電管理をすることができることがわかる。

5．出力抑制の許容範囲についてのEUの考え方

　欧米で行われているように、送電ソフトウェアで対応できる範囲は可能な限り送電ソフトウェアで対応し、Re-dispatch（出力抑制）が一定のレベルを超えるようであれば、送電増強を考えるとした場合に、その判断の分岐点はどこにあるのであろうか。

　ＥＵの規制が、この分岐点の一つの参考になるであろう。EUの電力に関する基本的なEU規則714/2009の改正案が２０１６年にCOM(2016)861として提案されたが、この中で出力抑制の上限として５％の数字が提案されている。その後、本改正案については更に検討が加えられ、２０１９年６月５日にRegulation(EU)2019/943として公布されている。このEU規則の中でRe-dispatch（出力抑制）に関する条文の骨子を抜き書きすると以下のようになる。

Regulation(EU)2019/943、１３条５項

・再生可能エネルギ－・高効率コ－ジェネレ－ションからの電力は最小限のredispatch（curtailmentを含む。注）で配送電しなければならない。

・グリッドの増強計画の策定に際しては、この最小限のredispatchを考慮することを妨げない。

・最小限のredispatch は、redispatchされる再生可能エネルギ－・高効率コ－ジェネレ－ションの電力が年間総発電量の５％を超えず、かつ、redispatchをする方が経済効率的であることを透明性の高い方法で示すことができなければならない。

・加盟国の総電力需要の５０％以上が再生可能エネルギ－・高効率コ－ジェネレ－ションの発電による場合であって加盟国が独自に定める基準がある場合は、この限りではない。

(注)２条（定義）２６項でredispatchには、curtailmentを含むとされている。

　ここに示されている考え方は、再生可能エネルギ－等に対するRe-dispatch（出力抑制）される発電量は、年間の総発電量の５％を超えてはならないということと、グリッドの増強計画を作成する場合には、この５％のRe-dispatch（出力抑制）を前提としても良いということである。言わば、年間の総発電量の５％程度までは、Re-dispatch（出力抑制）という送電オペレ－ション技術で対応し、これを超えるRe-dispatch（出力抑制）が必要な時には、グリッド増強計画の検討に着手するという考え方である。

　この場合の５％と言うのは、Re-dispatch（出力抑制）される電力を時間単位、発電所単位に積み上げた値であることは言うまでもない。この前提としては、送電オペレ－ションがフロ－ベ－ス（実潮流ベ－ス）でリアルタイムに行われ、事前の計画段階でも送電グリッド上のあらゆる地点毎に８７６０時間の潮流計算が行われていることが必要となる。

　EU規則は、EU加盟国毎に守るべきラインとして示されており、WindEuropeの「WindEurope views on curtailment on wind power and links to Priority Dispatch」によれば、下表のように孤立系で条件の厳しいアイルランドにおいても、概ね５％以内の出力抑制で管理されていることがわかる。

表1　EU主要国の風力発電の出力抑制の率

出所： WindEurope (2017) より作成。
注：Many countries do not differentiate between constrain and curtailment, so figures may display a combination of both. WindEurope based on: Ireland Annual-RenewableConstraint-and-Curtailment Report-2014, Eirgrid; UK: RenewablesUk; Germany: Bundesnetzagentur; Italy: Enel Greenpower and Terna; Spain, Portugal, Denmark: IEA task 25 Lori Bird et All

表１　EU主要国の風力発電の出力抑制の率

(WindEurope views on curtailment on wind power and links to Priority Dispatc)

6．我が国への適用

　東京電力の佐京連係ライン、北海道の基幹送電線の例を見ると、いずれもEUの定める５％ラインよりもはるかに小さい出力抑制のレベルとなっている。我が国の送電線は、どこにおいても基本的には需要Max時に合わせてキャパシティの設定がなされているとすれば、他電力の管内においてもおおよそ同様の傾向となることが容易に想定される。我が国においても、欧米では一般的となっている実潮流(フロ－ベ－ス)の送電管理を導入し、現況送電線の効率的な利用をまず最初に徹底すべきであろう。EUで行われているように、出力抑制の上限のメルクマ－ルを定め、全国一斉実潮流シミュレ－ションを行い、送電区間ごとに出力抑制が過度に多くなるような送電区間についてのみ送電増強を計画的に考えるようなシステムを考えるのが、合理的ではなかろうか。

(参考文献)

European Union, EU (2019) Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity.　https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX%3A32019R0943（参照　2019/00/00）

東京電力パワーグリッド株式会社 (2019a)「千葉方面における「試行的な取り組み」の概要」
http://www.tepco.co.jp/pg/consignment/fit/pdf/briefing_20190809.pdf（参照　2019/00/00）

東京電力パワーグリッド株式会社 (2019b)「千葉方面における再生可能エネルギーの効率的な導入拡大に向けた「試行的な取り組み」について」
http://www.tepco.co.jp/pg/company/press-information/press/2019/pdf/190517j0101.pdf （参照　2019/00/00）

WindEurope (2016) WindEurope views on curtailment on wind power and links to priority dispatch.　https://windeurope.org/wp-content/uploads/files/policy/position-papers/WindEurope-Priority-Dispatch-and-Curtailment.pdf

地球環境戦略研究機関(IGES)(2020)「実潮流に基づく送電線運用による北海道地域の再生可能エネルギ－導入量推計」
https://www.iges.or.jp/en/pub/psa-hokkaido/ja