基幹系統への再給電方式（一定の順序）の導入について概要

2022年7月29日
中国電⼒ネットワーク株式会社

 2022年12月下旬より基幹系統の平常時の混雑※1を解消するため、一般送配電事業者が調整⼒契約をしている調整電源を活用した再給電方式を導入します（2022年1月25日お知らせ済）。
 加えて、2023年中に、基幹系統のさらなる混雑回避を目的に調整電源以外の電源も抑制対象とする再給電方式（一定の順序）を導入することとします。
 具体的には、従来ご案内してきた先着優先の考え方による後着者（ノンファーム型接続適用電源）の出⼒制御に替えて、一般送配電事業者が混雑系統内の調整電源をメリットオーダー※2に従い出⼒制御するのに加えて調整電源以外の電源を出⼒制御し、非混雑系統の調整電源の上げ調整により、混雑回避及び電⼒の同時同量を確保します。
 本資料では現在検討を進めている再給電方式（一定の順序）の概要及び現在全国で導入されているノンファーム型接続との関係について説明します。
 なお、送電線の利用ルールは全電源を対象としたメリットオーダーを追求していく方針であり、将来的な対応（市場主導型への⾒直し）について、引き続き国にて検討中です。
※１混雑︓送電線や変圧器の過負荷が予⾒される状況※２メリットオーダー︓運転コスト（燃料費、起動費等）の低い電源から順番に稼働することにより電源全体の運転コストを最小化すること。

１．再給電方式の概要について（2022年1月25日当社ホームページでお知らせ済み）
 基幹系統の平常時の混雑処理について、系統混雑時には電源の出⼒制御を⾏うことを前提としたノンファーム型接続が全国にて開始されています（2021.1.13に全国で申込受付開始）。
 ノンファーム型接続は、系統混雑時に後着者であるノンファーム型接続適用電源（以下、ノンファーム電源）が一律で出⼒制御されますが、ノンファーム電源には再エネが多く含まれることが予想され、再エネの電源価値を活用しきれない課題があることから、ノンファーム型接続をした新規電源のみ出⼒制御を⾏うノンファーム制御（先着優先）から、先着・後着関係なくメリットオーダーに従い出⼒制御を⾏う再給電方式※に変更することとなります。
※S+3Eや運用の容易さ、安定供給の視点も踏まえたメリットオーダーに従い、出⼒制御を実施。
2021.2.5 第55回制度設計専⾨会合 資料3より抜粋

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1２．再給電方式（調整電源の活用、一定の順序）の導入スケジュールについて

2

 再給電方式については、早期に再エネの出⼒制御量を減らすことを目的に、まずは電源の制御環境（システム面・契約面）が整っている調整電源※1を活用する再給電方式（調整電源の活用）を2022年12月末までに開始します（2022年1月25日当社ホームページでお知らせ済み）。
 また、調整電源が接続していない系統での混雑や調整電源だけでは混雑が解消できない場合に備え、調整電源以外の電源※２も含め一定の順序で出⼒制御する再給電方式（一定の順序）を2023年12月末までに開始します。
※１ 一般送配電事業者が調整⼒契約をしている電源※２ 抑制対象はP８（７．再給電（一定の順序）の出⼒制御対象について）参照
2021.11.30 第37回 再生可能エネルギー大量導入・次世代電⼒ネットワーク小委員会 資料2より抜粋

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３．再給電方式の適用系統について

3

 再給電方式は、基幹系統の平常時の混雑処理方法であり、原則、基幹系統およびローカル系統（特別高圧）の電源の出⼒制御を⾏うことで混雑の解消を⾏います。
 また、接続する系統がローカル系統であっても基幹系統の混雑に影響する場合があり、その場合には、接続している系統に関わらず、出⼒制御が発生する可能性があります。
2022.7.13 第43回
再エネ大量導入小委 資料2より抜粋

混雑基幹系統(特別高圧)

ローカル系統(特別高圧)

配電系統
(高圧)
(低圧)

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４．再給電方式（一定の順序）の運用方法について

4

 再給電方式（一定の順序）では、原則、ゲートクローズ※後の実需給断面で、一般送配電事業者が、基幹系統の混雑系統において調整電源及び調整電源以外の電源も含め一定の順序により出⼒制御することで混雑を解消し、出⼒制御に伴い不⾜した電⼒を非混雑系統の調整電源をメリットオーダーに従い上げ調整することで電⼒の同時同量を確保します。
 一般送配電事業者が一定の順序による出⼒制御にて混雑を解消させるため、ノンファーム電源の一律制御のように系統混雑の状況に応じて発電契約者が発電計画を変更する必要はありません。
※ ゲートクローズ︓発電事業者および小売り電気事業者による需給計画の提出締切（実需給1時間前）再給電方式（一定の順序）のイメージ

タイムスケジュール発電事業者の発電計画は変わらない

10時

前日
12時

17時

実需給
1時間前

スポット市場
締め切り

翌日発電計画提出
需給バランス策定

時間前市場
開始

時間前市場
締め切り

計画段階
混雑系統
調整電源

10万kW増発電事業者
一般送配電事業者が非混雑系統の調整電源のうち、メリットオーダーで最も安い調整電源Aを上げ調整

Ｇ

非調整電源

Ｇ

空き

混雑管理

発電事業者の発電計画は変わらない

10万kW減

運用容量Ｇ
調整
電源A

実需給

実需給段階

非混雑系統

発電
計画

当日

混雑発電
計画

Ｇ

空き

新規需要地

⾵況良

発電事業者
一般送配電事業者が混雑系統内の電源に対して、一定の順序により出⼒制御

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５．再給電方式（一定の順序）とノンファーム型接続との関係について

5

 ノンファーム型接続は、系統混雑時の出⼒制御を前提に系統増強なしで系統接続を⾏うという接続面の考え方であり、再給電方式はその接続面の考え方を前提とした、運用面（混雑処理）の考え方です。
 今回の再給電方式（一定の順序）については、系統混雑時には一般送配電事業者が調整電源および非調整電源を出⼒制御するもので、混雑処理の考え方を先着優先からメリットオーダーに変更するものであり、接続面の考え方であるノンファーム型接続は引き続き継続します。
 このため、混雑する基幹系統や基幹系統の混雑に影響を与えるローカル系統などに連系申込を希望される場合には、従来と同様にノンファーム型接続の同意書を提出していただくことが必要になります。
 この変更に伴い、既にノンファーム型接続の同意書を提出された発電事業者さままたは発電契約者さまにおかれましては、同意書の再提出等の⼿続きは不要です。
 また、需給バランス維持のための出⼒制御に対しては、再給電方式（一定の順序）の開始は影響しません。

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６．再給電方式（一定の順序）の出⼒制御順および出⼒制御方法について

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 再給電方式（一定の順序）については、再給電方式（調整電源の活用）の対象となる電源（調整電源）に加え、調整電源以外の電源も出⼒制御対象となります。
 再給電方式（一定の順序）では、調整電源と電源Ⅲを活用しても混雑が解消できない場合については、ノンファーム型接続の再エネ電源を出⼒制御することとなります。（ファーム型の再エネ電源は原則、出⼒制御の対象外※1です。）
 また、その出⼒制御順は需給バランス維持のための出⼒制御ルール同様バイオマス電源（専焼、地域資源（出⼒制御困難なものを除く））を制御した上で、自然変動電源（太陽光・⾵⼒）を出⼒制御することとなります。
出⼒制御順

出⼒制御方法

① 調整電源の出⼒制御

メリットオーダー② ノンファーム型接続の一般送配電事業者からオンラインでの調整ができない電源の出⼒制御

一律③ ファーム型接続の一般送配電事業者からオンラインでの調整ができない電源の出⼒制御

メリットオーダー④ ノンファーム型接続のバイオマス電源（専焼、地域資源（出⼒制御困難なものを除く））の出⼒制御

一律⑤ ノンファーム型接続の自然変動電源（太陽光、⾵⼒）の出⼒制御

一律⑥ ノンファーム型接続の地域資源バイオマス電源（出⼒制御困難なもの）及び⻑期固定電源※２の出⼒制御

一律※1 ファーム型接続の調整電源や一般送配電事業者からオンラインでの調整ができない⽕⼒発電等及びノンファーム型接続の電源を全て出⼒制御しても混雑が解消されない場合を除く※2 ⻑期固定電源︓⽔⼒、原⼦⼒、地熱Copyright© Chugoku Electric Power Transmission & Distribution Co.,Inc. All rights reserved.

７．再給電方式（一定の順序）の出⼒制御対象について

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 制御対象については、2023年の開始時においては特別高圧の電圧階級で接続される電源が原則該当します。
2021.11.30 第37回
再エネ大量導入小委
資料2より抜粋

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８．受電地点ごとの発電計画値の提出について8

 現在、発電契約者さまから提出頂く発電計画については、ＢＧ単位での合計値が正しければインバランス料⾦精算上は問題ないとしています（下表（２）のパターン）。
 一方、再給電方式（一定の順序）においてインバランス料⾦精算を正しく⾏うためには、下表（１）のパターンのように発電契約者さまから個別（受電地点毎）の発電計画値を広域機関に提出していただく必要があります。
 また、再給電方式による出⼒制御（下げ指令）に対して逆応動となった場合は、その応動量をインバランスとして扱いますが、過応動となった場合は出⼒制御された全量を再給電方式（一定の順序）による精算対象とします。
＜発電BG①の精算内容のイメージ＞（１）適切な事例︓受電地点単位で発電計画を提出した場合
発電BG①G1G2G32022.4.26 第41回
再エネ大量導入小委 資料1より抜粋し一部修正

G4①発電計画 [kWh]550100100200150②発電実績 [kWh]410

500220140

差分(②-①) [kWh]▲140▲50▲100+20▲10

精算単価 [円/kWh]

－

1011

インバランス単価

精算合計 [円]－1600

10×インバランス単価（２）不適切な事例︓BG単位で発電計画を提出した場合（G1に発電計画合計値を記載）
発電BG①8G1G2G3G4①発電計画 [kWh]550550000②発電実績 [kWh]410500220140差分(②-①) [kWh]▲140▲5000+220+140

精算単価 [円/kWh]－1011

インバランス単価

精算合計 [円]－5000

360×インバランス単価

︓給電指令時補給【混雑系統】【非混雑系統】

発電BG①

発電BG②

発電者A

発電者C

G1

G2

G510円/kWh 11円/kWh 12円/kWh100⇒0100⇒50 100⇒0系統混雑300/50↓50/50

発電者B

G3G4
︓調整電源

︓非調整電源︓インバランス精算
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９．再給電方式（一定の順序）による出⼒制御における下げ調整のkWh価格および精算について

9 ファーム型接続の一般送配電事業者からオンラインでの調整ができない電源Ⅲの⽕⼒発電等は、需給調整市場
ガイドラインで示されている以下の式を準用した下げ調整のkWh価格の登録が必要となりますので、当社から別途個別に、下げ調整のkWh価格を確認いたします。
（調整電源については、下げ調整⼒契約にて下げ調整単価を登録済みであるため不要です）
下げ調整のkWh価格 ≧ 当該電源等の限界費用 ー 一定額
一定額 ＝ 当該電源等の固定費回収のための合理的な額（当年度分の固定費回収が済んだ電源等については、一定額 ＝ 限界費用×10%程度）

 ノンファーム型接続の電源（調整電源以外の電源）については、精算単価としてスポット市場価格を基本といたします。
 出⼒制御時は、出⼒制御量と出⼒制御時の精算単価に基づき精算いたします。
2022.7.13 第43回
再エネ大量導入小委 資料2より抜粋

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（参考）プロラタ制御について10 ノンファーム型接続の電源（調整電源以外の電源）は、出⼒制御をプロラタ方式で実施することを基本とします。
 プロラタとは、⽐例按分の意味であり、混雑地域内のノンファーム型接続の電源の発電計画の⽐で必要な抑制量を配分し、算出された抑制量を加味した発電量で運転していただきます。
【ノンファーム型接続の電源Ⅲで6.8MWhの抑制が必要となった場合】

合計発電計画量

発電計画値（100%）10MWh

実需給段階（80%）
10MWh

8MWh

10 + 8 + 5 + 6 + 5=34(MWh)

8MWh
6MWh

5MWh

6MWh
5MWh

8MWh

5MWh
6.4MWh抑制割合

5MWh4.8MWh4MWh4MWh6.8 ÷ 34 = 20(%)
電源Aの抑制量10 × 20(%) = 2(MWh)

AB

CDE

抑制対象となる電源の発電計画値（発電計画の書き換えは不要）

AB

CDE

実需給断面での発電量（抑制指示による）

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10．再エネの出⼒制御⾒通しの事前公表について

11

 系統制約によって再エネの出⼒制御が発生する可能性がある場合には、事前に当社のホームページ上にて出⼒制御の⾒通し及び出⼒制御指示を公表いたします。
2022.7.13 第43回
再エネ大量導入小委
資料より抜粋

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（参考）国において議論中の将来的な対応について

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2021.11.30 第37回 再生可能エネルギー大量導入・次世代電⼒ネットワーク小委員会 資料2より抜粋

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（参考）市場主導型（ゾーン制・ノーダル制）の特徴と課題

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