参考資料

再生可能エネルギー発電設備（自然変動電源）の出力抑制の検証における基本的な考え方～中国電力ネットワーク編～

２０２４年２月２８日
電力広域的運営推進機関

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目次

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１．検証方法２．下げ調整力不足時の対応順序
３．需給状況
（１）エリア需要等・エリア供給力（２）エリア需要想定（３）太陽光の出力想定（４）風力の出力想定
４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（１）電源Ⅰ・Ⅱ火力（２）揚水発電機の揚水運転（３）電力貯蔵装置の充電（４）電源Ⅲ火力（５）長周期広域周波数調整（６）バイオマス専焼電源（７）地域資源バイオマス

５．想定誤差量
６．再エネの出力抑制を行う必要性(参考１）電源Ⅲ等の出力抑制に関する調整状況

１．検証方法（１）3

本機関は、再生可能エネルギー電気の利用の促進に関する特別措置法施行規則（以下、「再エネ特措法施行規則」という。）、出力制御の公平性の確保に係る指針、および送配電等業務指針（以下、「業務指針」という。）に照らして、抑制前日の指令時点における以下の①～③の項目を確認し、抑制が不可避であったか否かを検証する。
① 再エネ（※１）の出力抑制に関する指令を行った時点で予想した需給状況② 優先給電ルールに基づく抑制、調整（下げ調整力（※２）確保）の具体的内容③ 再エネ（※１）の出力抑制を行う必要性（※１）本検証資料でいう「再エネ」とは、自然変動電源（太陽光・風力）をいう。
（※２）下げ調整力とは、火力電源などにおいて、出力を下げることができる余地をいう。
自然変動電源は、短時間に出力が上下するため、対応して火力電源等の出力調整を行うことが必要となる。このような調整のうち、電源の出力を下げる調整を行うことのできる範囲を、一般的に「下げ調整力」という。
➢ 検証の対象は、業務指針第183条第1号より、「自然変動電源の出力抑制に関する指令を行った時点で予想した供給区域の需給状況」。
➢ 出力抑制は、再エネ特措法施行規則第14条第1項第8号イからニより、原則として抑制を行う前日までに指示を行うこととなっている。

１．検証方法（２）4

本機関は、以下の流れで再エネ出力抑制の適切性の検証を行う。
需要バランスのイメージ図

エリア需要想定
太陽光・風力の出力想定

火力電源等の出力抑制＋揚水発電機の揚水運転＋
長周期広域周波数調整

再エネの出力抑制

①需給状況
（別紙１）

②優先給電
ルールに基づく抑制、調整（下げ調整力確保）
（別紙２）

③必要性
（別紙１）

２．下げ調整力不足時の対応順序

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本機関は、業務指針に基づいて必要な出力抑制が計画されているかを確認および検証する。
○下げ調整力不足時の対応順序（１） 業務指針第173条による・ 一般送配電事業者が調整力としてあらかじめ確保した下記（ア）から（ウ）に掲げる電源Ⅰ抑制等の措置を講じる。
・ 一般送配電事業者からオンラインで調整ができる下記（ア）から（ウ）に掲げる電源Ⅱ抑制等の措置を講じる。
（ア）発電機の出力抑制、（イ）揚水式発電機の揚水運転、（ウ）需給バランス改善用の電力貯蔵装置の充電（※）（２） 上記（１）を講じても下げ調整力が不足または不足するおそれがあると判断した場合に、同指針第174条により、以下①から⑦の順で、電源Ⅲ抑制等の措置を講じる。
① 一般送配電事業者からオンラインで調整できない下記（ア）から（ウ）に掲げる措置（以下の③、④、⑤、および⑦に掲げる方法を除く）（ア）火力電源等の発電機の出力抑制、（イ）揚水式発電機の揚水運転、（ウ）需給バランス改善用の電力貯蔵装置の充電（※）② 長周期広域周波数調整③ バイオマスの専焼電源の出力抑制④ 地域資源バイオマス電源（地域に賦存する資源を活用する発電設備）の出力抑制⑤ 自然変動電源の出力抑制⑥ 業務規程第111条に定める本機関の指示に基づく措置⑦ 長期固定電源の出力抑制（※）中国エリアにおいては、需給バランス改善用の電力貯蔵装置は無し。

３．需給状況（１）エリア需要等・エリア供給力

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出力抑制指令計画時の下げ調整力最小時刻におけるエリア需要等・エリア供給力のイメージ図
日別の状況は「別紙１」参照※１：優先給電ルールに基づく出力抑制後のエリア供給力。
※２：地域間連系線（中国九州間連系線・中国四国間連系線・関西中国間連系線）の運用容量相当。
※３：バイオマス混焼電源を含む。

３．需給状況（２）エリア需要想定①7

エリア需要は、過去の需要実績、および気温実績、ならびに最新の気象データ（気象予測）に基づき想定する。日別の状況は「別紙１」参照。

① 過去の類似日検索

翌日の気象データ（天候・天気図・気温）を基に過去の類似日を検索。

② 気温等による補正

広島市、岡山市、山口市、松江市、鳥取市の翌日気温予想の加重平均と、気温感応度から①の需要実績を補正する。
需要想定のイメージ図③ エリア総需要を需要想定（24時間の需要想定）③②①：想定日の需要：過去の需要３．需給状況（２）エリア需要想定②8（気温感応度グラフの説明）
・エリア需要は、過去の需要実績と最新の気象予測に基づき想定する。
・最新の気象予測と類似する過去の需要実績がない場合は、気温などの実績データを基に気温感応度による補正を行い想定する。
【気温感応度グラフイメージ】
需要冬夏
春

1520秋2530

最高気温（℃）

３．需給状況（３）太陽光の出力想定

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最新の気象予測モデルを使用した日射量想定（前日１２時の日射量想定値）、過去の実績を基にした電圧・買取区分（全量、余剰）別の出力換算係数、および最新の発電設備容量を基に、メッシュ毎に算出した合計値を、中国エリアの出力として想定したか確認する。日別の状況は「別紙１」参照。
日射量予測（気象会社データ）

メッシュ日射量予測値（※1）×②③①
出力換算係数（※2）

前日１２時の日射量データを、中国エリア内で分割したメッシュ単位で受信。

（※１）気象会社から前日１２時に提供された、抑制当日の分割したメッシュ単位の日射量予測値（30分値）。
×（※２）太陽光発電設備の過去の発電出力と日射量と③②の関係から、電圧・買取区分（全量、余剰）別に発電設備容量（※3） ①①～③区分に細分化した月別の出力換算係数。
メッシュ総数：約13,000（※３）制御指令時点の電圧・買取区分（全量、余剰）別
（①～③区分）、メッシュ別に細分化した太陽光発電設備容量。
(全メッシュの出力の合計)（※４）各月において、過去の日射量データから想定した太陽－(全メッシュ の③の自家消費量の合計)(※4)
光発電電力量(kWh)から、低圧の余剰電力量(kWh)を差し引くことによって、その月の自家消費電力量 (kWh)を求め、昼間帯における平均出力(kW)を算出。
中国エリア太陽光出力想定値（凡例）①：特高、②：高・低圧(全量)、③：高・低圧(余剰)３．需給状況（４）風力の出力想定

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風力発電は、風速予測値を基に出力を想定したか確認する。日別の状況は「別紙１」参照。
特高出力は、発電所地点周辺の風速予測データと発電所毎のパワーカーブを基に、各発電所単位で想定する。また、高圧出力は、特高の想定出力合計を設備量比率で按分して算出する。
〔特高風力出力（１基あたり）〕＝ Ax3 + Bx2 + Cx + D
x ： 風速予測値（m/s）（※1）
A、B、C、D ： 出力換算係数（※2）（※1）気象会社から前日（もしくは抑制当日）に提供された、抑制当日の該当エリアの風速予測値（３０分値）。
（※2）風車固有のパワーカーブより、風速と出力の関係を示す計算式を導いて算定。
イメージ
カットアウト風速
定格風速

カットイン風速[参考：中国エリアの風力発電所]

４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（１）電源Ⅰ・Ⅱ火力

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電源Ⅰ・Ⅱの火力発電所は、点灯需要帯（太陽光出力なし）の供給力を確保しつつ、中国電力ネットワークが公表している「系統運用・運転要則 第31条 周波数調整容量の確保」の規定に基づき、常時の系統容量に対するＬＦＣ（※１）調整力２％を確保したうえで、最低出力運転又は停止する計画とする。
日別の状況は「別紙２」参照。
※１ 負荷周波数制御（Load Frequency Control）のこと。電力系統の周波数維持を目的として、数分から数十分程度までの需要の短時間の変動を対象とした制御をいう。

○下げ調整力不足時における電源Ⅰ・Ⅱ火力の対応〔火力機の運転範囲〕

認可出力①石油火力は全台停止②石炭火力

ＬＦＣ帯

毎日の起動停止（ＤＳＳ：Daily Start Stop）が出来る発電機がないため１台もしくは２台運転とする。（当日の点灯帯および翌日の供給力確保のため）
LFC ※２
ＬＦＣ調整力は、ＬＮＧ火力で確保することから、最低出力とする。
最低出力③ＬＮＧ火力
負荷追従性に優れているため、ＬＦＣ調整力(２％)を確保したうえで、BOG(Boil Off Gas)消費に最低限必要な発電機のみを最低出力運転とし残りは停止する。具体的には以下のとおりとする。
・柳井発電所は1号系列×6台、2号系列×4台の合計10台のうち、BOG処理も考慮し2号系列2台運転として、それ以外は停止する。
・水島発電所はBOG処理に必要な1台を運転し、それ以外は停止する。
・柳井発電所の2号系列2台および水島発電所1号機の計3台でLFC2%を確保する。

LFC運転が可能な出力範囲※３

最低出力停止※２ 負荷変動に対して、ボイラーやタービンが安定して追従（動的運転）できる 出力範囲の下限※３ 出力一定運転を前提として、ボイラーやタービンが安定的に運転を維持（静的運転）できる出力範囲の下限

４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（２）揚水発電機の揚水運転（３）電力貯蔵装置の充電

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揚水発電機の揚水運転は、当日の出力抑制時間帯において揚水動力により上池にくみ上げることで、余剰電力を最大限吸収する計画としたか確認する。
なお、中国エリアには需給バランス改善用の電力貯蔵装置に該当する設備はない。
日別の状況は「別紙２」参照。
中国電力ネットワークの揚水発電所

発電所名号機
１234

俣野川

１南原
新成羽川※1（混合揚水）

合計：※1

1号機は発電専用

２２
３４

揚水動力
（万ｋＷ）

▲30.8
▲30.8
▲30.8
▲30.8
▲30.8
▲30.8
▲7.2
▲7.2
▲7.2
▲206.4

４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（４）電源Ⅲ火力13

電源Ⅲ（バイオマス混焼電源を含む）の火力発電所を、最低出力（※1）まで抑制する計画としたか確認する。日別の状況は「別紙２」参照。
○下げ調整力不足時における電源Ⅲ火力の対応①事業用電源（※2）
最低出力（※1） ＞ 翌日発電計画 の場合は、翌日発電計画の発電出力を採用する。
試運転に伴う運転パターンを考慮する。
②自家発余剰分（※2）
原則逆潮流０ｋＷとするが、系統への潮流が不可避なものについては、可能な限り逆潮流が生じない運用とする。
（※1） 中国電力ネットワークと各発電事業者との間で運用に関する覚書または申合書を締結した最低出力。
（※2） 最低出力は、発電設備の補修停止等を考慮する。なお、発電事業者に対する調整状況は「参考２」参照。

４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（５）長周期広域周波数調整

14中国九州間連系線（関門連系線）、中国四国間連系線（本四連系線）および関西中国間連系線（以下、「連系線」という。）の空容量が前日１５時時点において残存する場合には、長周期広域周波数調整（※１）によって、再エネ電力を空容量の範囲内で、他エリアが受電可能な量を最大限域外送電する計画としたか確認する。
日別の状況は「別紙２」参照。
（※１）供給区域の下げ調整力が不足し、又は、下げ調整力が不足するおそれのある場合に、連系線を介して他の供給区域の一般送配電事業者たる会員の調整力を活用して行う周波数調整をいう。

長周期広域周波数調整（※２）流通設備を損なうことなく、供給信頼度を確保した上で、流通設備に流すことのできる電力の最大値をいう。

+α（※4）（※３）空容量＝運用容量－約定済みの域外送電電力－マージン（需給調整市場による連系線確保量ΔkWマージン含む）（※１）

空容量（※３）連系線の運用容量（※２）

約定済みの域外送電電力調整

約定済みの域外送電電力-α（※4）
マージン（ΔkWマージン含む）

マージン（ΔkWマージン含む）

前日１５時時点

前日計画（※４）約定済みの域外送電電力は、前日15時時点で決定済みのため、電源Ⅲの抑制によって、約定済
みの域外送電電力の一部の原資が、電源Ⅲから再エネに差し替わる。
（＝α）

（参考）長周期広域周波数調整のイメージ

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再エネ余剰電力が他エリアで全量受電可能であれば、出力抑制を回避し再エネ電力を最大限活用することができるが、余剰電力に対して連系線の空容量が不足する場合や、他エリアの受電可能量（※1）が不足する場合は再エネ出力抑制に至ることがある。
（※1）一般送配電事業者からオンラインで調整できる範囲で、火力電源の出力抑制や揚水式発電所の揚水運転等の措置を実施することで、他エリアの再エネ余剰電力の受電に協力可能な電力量。

〇再エネ出力抑制を回避
余剰
100

100

受電可能量

50空容量120

Ａエリア

50空容量120

Ｂエリア

受電可能量

50

Ｃエリア

〇再エネ出力抑制に至る例
余剰
10080
空容量80

Ａエリア

受電可能量

5030
空容量

100

Ｂエリア
連系線の空容量不足（他エリアは再エネ余剰電力を受電可能だが、連系線の空容量が不足し送電できない）

受電可能量

50

Ｃエリア

余剰
10080空容量120

Ａエリア

受電可能量

4040
空容量120

Ｂエリア
他エリアの受電可能量不足（連系線に空容量はあるが、他エリアに再エネ余剰電力の受け皿がない）受け皿がない）

受電可能量

40Ｃエリア４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（６）バイオマス専焼電源
バイオマス専焼電源を、最低出力（※）まで抑制する計画としたか確認する。
日別の状況は「別紙２」参照。
○下げ調整力不足時におけるバイオマス専焼電源の対応
最低出力（※） ＞ 翌日発電計画 の場合は、翌日発電計画の発電出力を採用する。
試運転に伴う運転パターンを考慮する。
（※）中国電力ネットワークと各発電事業者との間で運用に関する覚書または申合書を締結した最低出力。

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４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（７）地域資源バイオマス

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地域資源バイオマス電源を、最低出力（※）まで抑制する計画としたか確認する。
出力抑制不可な電源については、中国電力ネットワークが各事業者に対し、設備実態を把握する資料を提出又は聞き取りを行ったうえで、抑制困難と認定する通知書を提示していることを確認する。
これらの地域資源バイオマスは、下記Ａ～Ｃの理由に該当する場合には、再エネ特措法施行規則第１４条第１項第８号二に照らして、出力抑制の対象外とする。
日別の状況は「別紙２」参照。

○下げ調整力不足時における地域資源バイオマス電源の対応
最低出力（※） ＞ 翌日発電計画 の場合は、翌日発電計画の発電出力を採用する。
試運転に伴う運転パターンを考慮する。
（※）中国電力ネットワークと各発電事業者との間で運用に関する覚書または申合書を締結した最低出力。

○地域資源バイオマスの出力抑制を困難と判断する理由（異臭、有害物質などの発生）と、中国エリアの発電所数【理由】
A 発電形態の特質により、燃料貯蔵が困難（ゴミ焼却発電等）
B 出力制御に応じることにより、燃料調達体制に支障を来たす
C 出力制御を行うことで、周辺環境に悪影響を及ぼす【発電所数】
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なっとく！再生可能エネルギー－新制度に関するよくある質問－ＦＡＱ ５－９、５－１０
https://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/saiene/kaitori/fit_faq.html#seigyo

５．想定誤差量

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太陽光の出力抑制指令は、原則、前日に行うことから、当日需給断面において、太陽光出力が増加した場合や、エリア需要が減少した場合は、下げ調整力が不足する。このため、前日計画時点においては、想定誤差量（※1）を織り込んでいたか確認する。日別の状況は「別紙２」参照。
※1 想定誤差量は、各出力帯における最大誤差量（表１）を織り込む。太陽光出力については当日快晴となった

場合の出力想定値※2を超過しない範囲とし、適用する出力帯については想定出力率を基に決定する。
① 最大誤差量は、５段階の出力帯毎に、統計データ（前日9時の予測と当日実績との差）を基に決定する。
② 前日計画時点における当日の出力率を算定し、①の出力帯に当てはめて当日の想定誤差量を決定する（表２）。

一方、出力抑制量は上記の想定誤差量の範囲内で、発生確度が比較的高い誤差相当量（平均誤差量）をオフライン発電所に優先して割り当て、自ら手動による出力制御を実施する事業者（オフライン本来）のみ出力制御を指示。当日オンライン制御量の不足が見込まれる場合は、不足分をオフライン発電所へ追加で割り当てる。

※2 当該日に中国エリア全体が快晴と仮定した場合の日射量予測も気象会社から受領しており、これを基に算出した出力想定値
表１ 各出力帯における最大誤差量
出力帯（最大出力に対する出力率）［万ｋＷ］
1月の最大誤差量（13:00～13:30)

表２ 想定誤差量の決定フロー
当日の想定出力率を算出

太陽光

エリア需要

合計

当日出力想定値/快晴時出力想定値（a） [％]高出力帯（90％～）

67.6

69.3

136.9

中出力帯１（67.5％～90％）

93.2

48.6

141.8

当日の想定誤差量の決定

中出力帯２（45％～67.5％）

129.4

28.0

157.4（a）を 表１の出力帯(出力率)に当てはめる。

低出力帯１（22.5％～45％）

73.6▲18.854.8

低出力帯２（～22.5％）

19.9

17.537.4・データ収集期間：2021／1～2023／12
・太陽光誤差は至近の設備量に応じて換算

当日の想定誤差量を決定

（参考）再エネ出力制御の運用方法

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前頁のとおり、前日指令時点の想定誤差量は「最大誤差量」で評価する。
なお、出力抑制指令は供給力余剰分と平均誤差相当までをオフライン制御に割り付け、当日の出力制御必要量が前日指令した出力制御量を上回る場合は、需給状況に応じオンライン制御量を調整する。
最大誤差

オフライン代理※2

平均誤差

余剰

エリア
供給力

太陽光・風力
出力想定

エリア
需要最大誤差量

抑制必要量

オフライン本来※1• 供給力余剰分と平均誤差相当に、オフライン制御（オフライン本来とオフライン代理）を割り当て• オフライン本来とオフライン代理は同一のオフライン制御対象であり、公平性の観点から原則、設備比率で配分• 前日指令のオフライン本来制御に加えて、出力制御が必要な場合にオンラインを制御（実需給の２時間前に判断）

火力等※3
従来電源（抑制後）※1：旧ルール500kW以上の太陽光ほか※2：オンライン制御事業者に代理で出力制御を実施してもらう、本来出力制御すべきオフライン制御事業者（旧ルール10～500kW未満の太陽光ほか）※3：前日指令によるバイオマス専焼電源の抑制を含む。

６．再エネの出力抑制を行う必要性

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電源Ⅰ・Ⅱおよび電源Ⅲ火力の抑制、揚水式発電機の揚水運転、および長周期広域周波数調整などの対策を行った後もなお、想定誤差量を考慮したエリア供給力がエリア需要等を上回る結果となっていたか確認する。日別の状況は「別紙１」参照。

（参考１）電源Ⅲ等の出力抑制に関する調整状況

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中国電力ネットワークは、優先給電ルールに基づく、中国エリア内の電源Ⅲ等発電所の出力抑制について、４８者の発電事業者に対して、優先給電ルールへの理解を求めるとともに、出力抑制指令への確実な対応を要請している。
［万ｋＷ］

種
別

抑制時の出力事業者
［箇所数］

定格出力

※3

最低出力（出力率（％））

電源Ⅲ①
定格出力の50%以下
事
専焼バイオマス業
用 ② 定格出力の50%超過 電源Ⅲ※１ 専焼バイオマス

6191.469.5（36％)619.88.6（43％)

357.8

34.4（60％)

77.74.8（63％)

自家③発16ー15.6276.7132.9※2

逆潮流なし(または定格出力の50%以下)
可能な限り抑制10

出力抑制対象 合計※448（42％)※5※１ 地域資源バイオマスであって、燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難な発電事業者（41箇所）は、優先給電ルールに基づき出力抑制対象外。
※２ 自家発事業者については、操業への影響などの個別事情から、多少の逆潮流は不可避であるものの、可能な限り抑制対応する運用を要請。
自家発事業者については、出力の抑制が可能な地域資源バイオマスを含む。
※３ 発電事業者と協議・申し合せした出力上限値を示しており、内、自家発用は操業上、不可避的に逆潮流となるものもある。
※４ 四捨五入の関係で合計が一致しないことがある。
※５ 出力の合計値は①～③の合計（出力率は①②から算出）