163

PV Japan 2015
技術専門セミナー
「系統接続制約問題」への視点
系統接続制約問題の影響度を判断するための
「出力制御シミュレーション」について
２０１５年７月２９日
一般社団法人太陽光発電協会
系統制約問題対策特別チーム
森内荘太
1
系統接続制約問題の経緯
◆経緯
・２０１４年９月
九州電力の接続申込に対する回答保留
以前から問題となっていたローカルの問題に加え、系統全体での
制約問題が浮上
・２０１４年１２月新エネ小委員会の第3回系統WGにおいて“接続可能量”が示される。
新エネ小委員会にて、出力制御ルール改訂が議論される。
・～２０１５年３月系統WGにおいて、出力制御見通し(日数、比率）が示される。
・２０１５年３月
当協会が独自の「出力制御シミュレーション」結果を発表
◆２０１５年１月の省令改正における出力制御ルール改訂内容
～新たな出力制御ルールの下での再生可能エネルギーの最大限導入～
①出力制御の対象の見直し：５００kW未満の設備にも拡大する
②「３０日ルール」の時間制への移行：日数単位３０日/年⇒時間単位３６０時間/年へ
③指定電気事業者制度の活用による接続拡大
接続可能量を超えた場合：無制限・無補償の出力制御の可能性を前提に接続可能
④遠隔出力制御システムの導入
2
「出力制御シミュレーション」の目的
◆背景・目的
・「無制限・無保証の出力制御」との表現が、発電事業収益に対する予見不能なリスク
を想起させる。
・その結果、事業者や金融機関等の関係者の事業マインドを過度に冷えこませる。
・電力会社が示した“接続可能量” は、電源の運用や出力抑制のルールについては、
現在の制度を前提としたもの。（例：地域間連系線の運用、原子力発電の稼働）
・今後の状況変化を折込こみ、リスクを踏まえた事業性を自らが判断するための情報
提供を目的とする。
3
「出力制御シミュレーション」の考え方 ①
本シミュレーションは、電力会社が公表しているデータや考え方をベースにしています。
（非公表の部分については、独自データ・考え方）
特に以下の三つの要素情報を主要データとして試算されています。
【１】電力需要実績
・各電力会社より公表されている2013年の時間毎（24時間×365日＝8,760時間）の
電力需要実績値
【２】系統接続量（太陽光発電導入量）
・今回のシミュレーショングラフは、今後想定される太陽光発電系統接続量(累積値）の
増加に対して、想定される年間発電電力量の抑制率推移を表したもの。
抑制率＝
出力制御により抑制される年間電力量
当該設備の出力制御が無い場合の年間発電電力量
・グラフは電力会社別／想定ベースロード等電源容量別に作成しています。
・出力制御のルール（30日ルール、360時間ルール、指定ルール）が異なる対象設備
別に結果を示しています。
4
「出力制御シミュレーション」の考え方 ②
【３】ベースロード等電源容量
・第3回系統WG配布資料記載の各電力会社におけるベース電源（流込式水力、地熱、
バイオマス、原子力）容量合計から地域間連系線活用による容量値を差引いた数値
・地域間連系線を活用しての広域的な系統利用の方策が検討されています。本シミュ
レーションにおいてはこの要素は「ベースロード等電源容量」に包含する概念とし、将来
的に広域的系統運用が可能となれば、その分この数値が減少するとしています。
単位：万kW
九州電力
中国電力
四国電力
北陸電力
流れ込み水力
27
11
8
72
67
10
地熱
19
－
－
－
20
2
5
53
1
－
18
5
439
202
168
122
235
175
490
266
177
194
340
192
地域間連系線活用
▲13
0
▲20
▲37
▲24
▲5
ベースロード等
電源容量
（最大値）
477
266
157
157
316
188
バイオマス
原子力
小計
東北電力北海道電力
※経済産業省総合資源エネルギー調査会新エネルギー小委員会第3回系統ワーキンググループ
（平成26年12月16日開催）配布資料に記載の数値をもとに太陽光発電協会にて作成
5
シミュレーション結果をご覧頂く上での留意点 ①
◆示されている年間発電電力量の抑制率は、太陽光発電の系統全体に
おける発電電力量に対する出力制御の想定割合であり、個別の発電事業者
に対して実際に行われる出力制御の割合を示すものではありません。
又、その数値は、あくまで想定した一定の条件のもとでの試算値（シミュレーション）
であり、太陽光発電協会として結果を保証するものではありません。
◆「500kW以上設備／30日ルール」「10kW以上設備／360時間ルール」と
「10kW以上設備／指定ルール」の出力制御割合については、
「500kW以上設備／30日ルール」「10kW以上設備／360時間ルール」の
出力制御日数及び時間が上限に達するまでは、極力同等の出力抑制率と
なるよう制御が行われるものとしています。
◆360時間ルール及び指定ルール適用による出力制御は、時間単位の
一律制御を前提としています。又、「10kW未満設備／指定ルール」に
ついては、他のすべての太陽光発電の発電を制御した上で、最後に
出力制御を行うこととしています。
6
シミュレーション結果をご覧頂く上での留意点 ②
◆グラフ横軸左端の始まりの赤字で記載された数値は、2014年11月現在の
太陽光発電系統接続量を示します。又、グラフ横軸中央の赤字で記載された
数字は、第3回系統WGで各電力会社から報告された“接続可能量”を示します。
◆グラフ横軸には、系統接続量が “接続可能量”に到達する思われる凡その時期
及び、グラフ横軸右端の系統接続量に到達すると思われる凡その時期（いずれ
も現時点での設備認定量と導入量推移実績をもとに行なった当協会の推定）を
併記しています。尚、今後の導入状況によっては、想定する到達時期が前後す
る可能性があります。
四国電力の場合
7
シミュレーション結果をご覧頂く上での留意点 ③
◆九州電力、東北電力、北海道電力においては、既存の接続申込量で
“接続可能量”を超過しており、360時間ルールの対象案件は想定されて
いません。中国電力、四国電力、北陸電力においては、当面360時間
ルールが適用され、接続申込量が“接続可能量”超過後に指定ルール
の適用が開始されます。
◆今回のシミュレーションで使用した「電力需要実績」は2013年の時間毎
（24時間×365日＝8,760時間）のものであり、今後2014年以降の最新の
需要実績に基づき改めて試算した場合は、今回と異なる結果となる可能性
があります。
◆今回のシミュレーションで使用した「ベースロード等電源容量」の構成要素
である流れ込み式水力発電の数値は、毎年の天候等によって変化します
ので、最新の情報に基づき改めて試算した場合は、今回と異なる結果となる
可能性があります。
◆今後、出力制御に関する具体的な方法やルール・手順の検討が進み、
その内容に従って前述の想定と異なる条件で改めて試算した場合は、
今回と異なる結果となる可能性があります。又、電力会社が出力制御を
行う時に使用する電力需給の予測数値と実際の数値との差異によって、
シミュレーションと異なる抑制結果となる可能性があります。
8
≪『出力制御シミュレーション』結果：九州電力 ①≫
ベースロード等電源容量 477 万kWの場合
40%
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
年間抑制率
25%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
23.4%
20%
18.2%
13.0%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
15%
（％）
10.9%
10.9%
10.9%
10%
4.0%
5%
0.7%
2.1%
6.9%
8.0%
9.5%
0.1%
0.3%
0%
403
403
2014年11月現在
500
600
700
817
817
2017年頃
900
1,000
1,100
1,200
1,300
2021年頃
系統接続量（万kW）
9
≪『出力制御シミュレーション』結果：九州電力 ②≫
ベースロード等電源容量
370 万kWの場合
40%
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
年間抑制率
25%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
20%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
15%
11.3%
（％）
10%
5%
0.2%
1.0%
2.4%
5.7%
7.1%
8.8%
10.9%
3.7%
0%
403
403
2014年11月現在
500
600
700
817
817
2017年頃
900
1,000
1,100
1,200
1,300
2021年頃
系統接続量（万kW）
10
≪『出力制御シミュレーション』結果：九州電力 ③≫
ベースロード等電源容量
270 万kWの場合
40%
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
年間抑制率
25%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
20%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
15%
（％）
10%
2.5%
5%
0.2%
0.7%
3.9%
5.5%
6.9%
1.4%
0%
403
403
2014年11月現在
500
600
700
817
817
2017年頃
900
1,000
1,100
1,200
1,300
2021年頃
系統接続量（万kW）
11
≪『出力制御シミュレーション』結果：中国電力 ①≫
ベースロード等電源容量 266 万kWの場合
40%
36.1%
年間抑制率
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
10kW以上設備／360時間ﾙｰﾙ
25%
10kW未満設備／360時間ﾙｰﾙ
20%
24.4%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
（％）
9.5%
10%
11.0%
11.0%
6.7%
6.1%
2.7%
5%
1.0%
0.4%
0%
163
163
2014年11月現在
250
350
450
558
558
2022年頃
650
750
850
2030年頃
系統接続量（万kW）
12
≪『出力制御シミュレーション』結果：中国電力 ②≫
ベースロード等電源容量 220 万kWの場合
40%
年間抑制率
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
10kW以上設備／360時間ﾙｰﾙ
25%
10kW未満設備／360時間ﾙｰﾙ
20%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
（％）
23.8%
10.1%
10%
11.0%
7.2%
3.7%
5%
0.1%
1.1%
0.5%
0%
163
163
2014年11月現在
250
350
450
558
558
2022年頃
650
750
850
2030年頃
系統接続量（万kW）
13
≪『出力制御シミュレーション』結果：中国電力 ③≫
ベースロード等電源容量 170 万kWの場合
40%
年間抑制率
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
10kW以上設備／360時間ﾙｰﾙ
25%
10kW未満設備／360時間ﾙｰﾙ
20%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
（％）
10.4%
10%
4.1%
5%
0.2%
7.3%
1.5%
0%
163
163
2014年11月現在
250
350
450
558
558
2022年頃
650
750
850
2030年頃
系統接続量（万kW）
14
≪『出力制御シミュレーション』結果：四国電力 ①≫
ベースロード等電源容量 157 万kWの場合
40%
年間抑制率
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
10kW以上設備／360時間ﾙｰﾙ
25%
10kW未満設備／360時間ﾙｰﾙ
20%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
27.4%
22.4%
16.1%
（％）
8.7%
10%
10.0%
10.8%
5.3%
5%
3.1%
1.8%
10.8%
10.8%
7.4%
4.5%
0.3%
0%
102.5
102.5
2014年11月現在
130
160
190
219
219
2017年頃
257
290
320
350
2021年頃
系統接続量（万kW）
15
≪『出力制御シミュレーション』結果：四国電力 ②≫
ベースロード等電源容量 130 万kWの場合
40%
年間抑制率
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
10kW以上設備／360時間ﾙｰﾙ
25%
10kW未満設備／360時間ﾙｰﾙ
20%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
12.8%
（％）
10%
6.5%
8.0%
9.1%
10.5%
3.1%
5%
0.1%
1.2%
0%
102.5
102.5
2014年11月現在
130
160
190
219
219
2017年頃
257
290
320
350
2021年頃
系統接続量（万kW）
16
≪『出力制御シミュレーション』結果：四国電力 ③≫
ベースロード等電源容量 100 万kWの場合
40%
年間抑制率
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
10kW以上設備／360時間ﾙｰﾙ
25%
10kW未満設備／360時間ﾙｰﾙ
20%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
（％）
10%
3.8%
5%
5.5%
6.8%
2.0%
0.5%
0%
102.5
102.5
2014年11月現在
130
160
190
219
219
2017年頃
257
290
320
350
2021年頃
系統接続量（万kW）
17
≪『出力制御シミュレーション』結果：北陸電力 ①≫
ベースロード等電源容量 157 万kWの場合
40%
年間抑制率
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
10kW以上設備／360時間ﾙｰﾙ
25%
10kW未満設備／360時間ﾙｰﾙ
20%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
26.4%
18.7%
（％）
9.5%
10%
11.9%
11.2%
11.9%
10.0%
6.7%
5%
7.1%
1.8%
1.7%
0%
33.4
33.4
2014年11月現在
50
75
100
110
110
2020年頃
125
150
175
2030年以降
系統接続量（万kW）
18
≪『出力制御シミュレーション』結果：北陸電力 ②≫
ベースロード等電源容量 130 万kWの場合
40%
年間抑制率
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
10kW以上設備／360時間ﾙｰﾙ
25%
10kW未満設備／360時間ﾙｰﾙ
20%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
（％）
9.8%
7.6%
10%
2.8%
5%
0.4%
1.1%
0%
33.4
33.4
2014年11月現在
50
75
100
110
110
2020年頃
125
150
175
2030年以降
系統接続量（万kW）
19
≪『出力制御シミュレーション』結果：北陸電力 ③≫
ベースロード等電源容量 100 万kWの場合
40%
年間抑制率
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
10kW以上設備／360時間ﾙｰﾙ
25%
10kW未満設備／360時間ﾙｰﾙ
20%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
（％）
10%
5%
0.1%
2.9%
0.9%
0%
33.4
33.4
2014年11月現在
50
75
100
110
110
2020年頃
125
150
175
2030年以降
系統接続量（万kW）
20
≪『出力制御シミュレーション』結果：東北電力 ①≫
ベースロード等電源容量 316 万kWの場合
40%
35%
30.1%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
年間抑制率
（％）
25%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
18.1%
20%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10.0%
11.6%
11.6%
0.1%
1.7%
10%
2.8%
5%
7.1%
0.6%
0%
124.3
124
2014年11月現在
250
350
450
552
552
2020年頃
650
750
850
2030年頃
系統接続量（万kW）
21
≪『出力制御シミュレーション』結果：東北電力 ②≫
ベースロード等電源容量 260 万kWの場合
40%
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
年間抑制率
（％）
25%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
20%
16.6%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
15%
9.9%
11.6%
10%
2.9%
5%
0.1%
7.0%
0.8%
0%
124.3
124
2014年11月現在
250
350
450
552
552
2020年頃
650
750
850
2030年頃
系統接続量（万kW）
22
≪『出力制御シミュレーション』結果：東北電力 ③≫
ベースロード等電源容量 200 万kWの場合
40%
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
年間抑制率
（％）
25%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
20%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
15%
10%
7.3%
5%
0.2%
9.8%
1.0%
3.2%
0%
124.3
124
2014年11月現在
250
350
450
552
552
2020年頃
650
750
850
2030年頃
系統接続量（万kW）
23
≪『出力制御シミュレーション』結果：北海道電力 ①≫
ベースロード等電源容量 188 万kWの場合
40%
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
25.0%
年間抑制率
25%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
20.7%
20%
16.8%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
15%
12.5%
10.6%
（％）
10.7%
10%
11.5%
11.5%
11.5%
11.5%
8.1%
4.0%
5%
0.3%
0.8%
1.4%
2.1%
2.9%
160
180
3.6%
5.2%
0%
55.9
55.9
2014年11月現在
80
100
117
117
2017年頃
140
200
220
2023年頃
系統接続量（万kW）
24
≪『出力制御シミュレーション』結果：北海道電力 ②≫
ベースロード等電源容量 150 万kWの場合
40%
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
年間抑制率
25%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
20%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
15%
（％）
10%
3.1%
5%
0.1%
4.5%
5.8%
8.7%
7.0%
1.2%
0%
55.9
55.9
2014年11月現在
80
100
117
117
2017年頃
140
160
180
200
220
2023年頃
系統接続量（万kW）
25
≪『出力制御シミュレーション』結果：北海道電力 ③≫
ベースロード等電源容量 110 万kWの場合
40%
35%
500kW以上設備／30日ﾙｰﾙ
30%
年間抑制率
25%
10kW以上設備／指定ﾙｰﾙ
20%
10kW未満設備／指定ﾙｰﾙ
15%
（％）
10%
5%
0.4%
1.1%
2.0%
3.1%
0%
55.9
55.9
2014年11月現在
80
100
117
117
2017年頃
140
160
180
200
220
2023年頃
系統接続量（万kW）
26
接続制約の解決に向けて：経済産業省の方針
◆今後の接続量拡大策＜経済産業省発表＞
１．接続可能量の定期的な検証
２．出力制御に関するルールやその遵守状況をチェックする仕組み等の整備
３．接続制御期間の見込みの公表
４．連系線利用ルールの見直し
・九州・中国・四国電力から関西・中部電力への電力搬送、北海
道・東北電力から東京電力への電力搬送を可能に！
５．住宅用太陽光発電等小規模太陽光発電に関する出力制御の緩和
・今後の普及のキーは住宅用（10kW未満）であり、出力制御は最小限に！
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接続制約の解決に向けて：ドイツの事例に学ぶ①
TenneT
(formerly
E.ON Netz,
acquired by
TenneT,
publicly-owned
Dutch TSO,
Ownership
Unbundling)
Amprion
(74.9%-owned
by financial
investors led by
Commerzbank Real,
25.1%-owned by
RWE, a Vertically
Integrated
Undertaking, ITO)
TransnetBW
ドイツは送電会社は
４つに集約されている。
その一つ50Hertz社に
JPEAとして調査団を派遣
し情報交換を行った。
50Hertz
(formerly
Vattenfall
Europe
Transmission,
acquired by Elia,
publicly-owned
Belgian TSO
and IFM,
an Australian
investment fund,
Ownership
Unbundling)
(subsidiary
of EnBW,
a Vertically
Integrated
Undertaking, ITO)
出典： BNetzA資料
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接続制約の解決に向けて：ドイツの事例に学ぶ②
50Hertz 社の概要 (2014年末現在）
数値（ドイツでのシェア）
面積
送電線長
最大需要
年間消費電力量
～ 47.7 GW
24.9 GW
14.6 GW
8.2 GW
発電容量
内再エネ
内風力
太陽光PV
-内
of which
再エネの発電量、構成比
～40 TWh、42％
再エネの抑制量、抑制率
再エネの発電量、構成比
（再エネ発電量に対して）
～0.27 TWh、0.7％
出典：50Hertz 資料よりJPEAにて追記
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接続制約の解決に向けて：ドイツの事例に学ぶ③
2015年3月20日の日食における
ドイツ全体の太陽光発電量の変化
⇒大きな変化が予測された
前日(8：00AM)予測
実際の発電量
出典：50Hertz 資料
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接続制約の解決に向けて：ドイツの事例に学ぶ④
2015年3月20日の日食における50Hertz社
当日午前8時における域外輸出タイムテーブル
⇒ 予測に対して基本的な需給調整は市場で行われた
～3.5GW
出典：50Hertz 資料より
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接続制約の解決に向けて：ドイツの事例に学ぶ⑤
2015年3月20日の日食における
50Hertz社管轄地域の太陽光発電量の変化
⇒ 予測と市場の調整機能で太陽光を
出力抑制することなく乗り切れた
実際の発電量
前日(8：00AM)予測
～3.5GW
出典：50Hertz 資料より
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系統安定性の維持と太陽光発電の導入
◆ドイツでの運用例を参考に
１．再エネの導入に合わせた広域的ネットワークの構築、運用
２．卸電力市場（一日前市場、時間前市場）における取引の拡大
３．発電量予測技術の高度化、系統運用への活用
４．既存火力・水力等の調整能力の技術的進化と活用のための制度設計
５．発送電の所有権分離/法的分離による送電部門の中立化
◆今後の課題
６．蓄電池、水素等によるエネルギー貯蔵技術システムの活用
７．デマンドレスポンスによる需要の能動化（「捨てるより使う」チャレンジ）
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まとめ
◆メッセージ
・“無制限無保証”ルールであっても、条件の見極めにより事業リスクは想定可能
・今後の電力自由化や地域間連系線活用の動きから、制約は緩和される方向
・過剰に喧伝された系統接続制約問題を不安がるのではなく、案件における
本来の事業性をしっかり見極めるプロがビジネスを行っていくステージに移行
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ご清聴ありがとうございました。
一般社団法人太陽光発電協会
http://www.jpea.gr.jp/
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