資料1－10

再生可能エネルギー出力制御見通しの算定結果等について

２０２３年12月6日
沖 縄 電 力 株 式 会 社

1出力制御見通しの考え方

2○

再生可能エネルギーの出力制御見通しは、優先給電ルールに基づき、安定供給に必要なものを除き、火力（電源Ⅰ～Ⅲ）、バイオマスを抑制することを前提に算定する。

○

算定にあたっては､各事業者の制御日数が上限30日相当に達するまでは、「旧・新・無制限無補償ルール」間、および「太陽光・風力」間に対して、出力制御の機会が均等となるように制御することを前提とする。

○

具体的には、2023年3月末の再生可能エネルギー導入量（太陽光38.6万kW、風力1.0万kW）を基準として、無制限無補償ルール事業者が追加的に接続された場合の、出力制御見通しを算定する。

○

また、追加ケースとして、出力制御低減策「需要対策：蓄電池の導入」「供給対策：火力・バイオマスの最低出力引下げ」を実施した場合の出力制御見通しの算定を行う。

算定諸元（昨年度との比較）

3○ 今回と前回の算定条件の昨年度との比較は下表のとおり。

需要（エリア需要）

2023年度算定値（今年度の系統ＷＧ）

2022年度算定値（昨年度の系統ＷＧ）

2020～2022年度実績

2019～2021年度実績

一般水力

該当なし

小水力

前年度（2022年度）における設備利用率実績を 至近５年間（2017～2021年度）における設備元に想定
利用率実績を元に想定

バイオマス

・地域資源型は、前年度（2022年度）における設 ・地域資源型は、至近5年間（2017～2021年
備利用率実績を元に想定度）における設備利用率実績を元に想定
・専焼型は、事業者と合意した最低出力・専焼型は、事業者と合意した最低出力

太陽光
風力火力

2020～2022年度実績を元に想定

2019～2021年度実績を元に想定必要な調整力を確保した上で可能な限り停止

原子力
地熱
揚水
蓄電池
連系線

該当なし

出力制御見通しの算定フロー

4

ステップ１
出力制御見通し算定の検討断面の設定
ステップ２
検討断面における需要想定の設定
ステップ３
検討断面における出力の設定※1（バイオマス、小水力）
ステップ４再エネの導入量に応じた出力の想定

ステップ５
優先給電ルールに基づく需給解析（火力発電の抑制、再エネ出力制御の反映等）
出力制御の見通し※1：一般水力（流れ込み式、調整池式、貯水池式）、地熱、原子力については、沖縄本島系統において対象設備はありません。

ステップ１、２ 検討断面の設定と需要想定の設定

5年間（24時間×365日=8,760時間）を通じた全ての時間断面について、評価・確認を行う。
○ 需要実績は、2020~2022年度の沖縄本島系統の需要実績を使用する。なお、需要実績には余剰買取契約の太陽光の自家消費分を加算する。
○

2022年度の沖縄本島系統における電力需要（参考）太陽光の自家消費分の想定

6○ 余剰買取契約の自家消費量は、余剰買取契約設備量に自家消費率を乗じて算定。
○ 自家消費率は、想定発電出力および余剰買取電力実績（検針値）から算定。
自家消費率と自家消費量（2022年度）
4月

5月

6月

7月

9月

10月

11月

12月

1月

2月

3月

自家消費率[％]

8.88.411.4 11.7 15.9 17.4

12.3

11.1

9.8

8.8

7.77.5

自家消費量[万kW]

0.9

0.9

1.2

1.3

1.1

1.0

0.90.80.81.28月

1.61.8

自家消費の上限(余剰太陽光設備量×自家消費率)

時間

イメージ図

ステップ３ 検討断面における出力の設定（バイオマス、小水力）

7

将来連系分として、2023年3月末時点の接続契約申込量を織込。
○ 地域資源バイオマスは、過去実績から算出した利用率を元に出力を想定。
○ 専焼バイオマスは、事業者と合意した最低出力とする。
○ 小水力設備は、過去実績から算出した利用率を元に出力を想定。
○バイオマス発電の出力設定

バイオマス類型

設備容量

利用率

出力想定

地域資源型

2.0万kW

34.0%※10.7万kW

専焼型

4.5万kW

ー2.2万kW※２

合計

6.5万kW

ー2.9万kW※１ 利用率：過去の発電実績をもとに算定※２ 専焼バイオについては、申合書で合意した最低出力とする。
（注）四捨五入の関係で、出力想定の計算結果が合わない場合がある。

小水力発電の出力設定
設備容量

利用率

出力想定

0.2万kW

63.9%※30.1万kW※3 利用率：過去の発電実績をもとに算定（注）四捨五入の関係で、出力想定の計算結果が合わない場合がある。

ステップ４ 再エネ導入量に応じた出力の想定（太陽光）8既連系太陽光の大部分が家庭用などの低圧および高圧連系であり、発電出力の把握は困難である。
○ そのため、沖縄本島内に設置した４箇所の日射計データ（2020年度～2022年度実績）から、太陽光出力を想定した。
○日射計箇所※沖縄本島の北部から南部に設置されている４箇所の日射計データを採用し、平滑化効果を考慮。

20km

ステップ４ 再エネ導入量に応じた出力の想定（風力）○9

既設風力発電設備の出力データ実績および設備容量から風力発電の出力を想定する。

風力発電の出力設定
データサイト数（※）

設備容量

期間

既接続の風力4サイト

0.9万kW

2020～2022年度※データ取得箇所を対象

ステップ５ 優先給電ルールに基づく需給解析（回避措置：火力発電の抑制）

10

電源Ⅰ・Ⅱについては、再エネを含めた需給変動を調整する観点から、下記の点を考慮し、安定供給上支障のない範囲で停止または最低限必要な出力まで抑制する。
✓ 電源Ⅰ・Ⅱとして、安定供給に必要なLFC等調整力を確保✓ ピーク需要に対応できる供給力の確保など✓ 安定供給に必要な下げ代の確保✓ LNGのBOG（Boil off Gas）消費の制約を考慮し、必要な発電機を運転○ 当社エリア内において、現在、出力制御対象となる電源Ⅲ設備は無い。
○ 最小需要日※1(2023年3月5日)14時の火力発電出力。
○電源Ⅰ・Ⅱ

燃料種別

設備容量(万kW)

出力(万kW)

石油

25.0

5.6

LNG

50.214.7石炭106.420.6※1：年間を通して晴れた休日のうち昼間の需要が最小となる日（参考）昼間最小需要発生日の需給バランス

11【2023年3月5日（日）の14時・19時における需給バランス】
需要発電
出力

電源Ⅰ・Ⅱ
火力
電源Ⅲ
計
太陽光
風力
小水力
再エネ
地熱バイオマス計
原子力
揚水式水力
連系線活用
再エネ出力制御
供給力計

単位：万kW

昼間（14時）ピーク（19時）

68.1

76.2

40.9－
40.9
27.2
0.1
0.1－
2.9
30.3－－－
▲3.1
68.1

70.7－
70.7
00.2
0.1－
5.2
5.5－
－－
0.076.2※太陽光・風力の出力は2023年度供給計画 2032年度時点の設備導入量程度とした場合の想定値。
※年間を通して晴れた休日のうち昼間帯需要が最も小さい日。
※四捨五入で値が合わない場合があります。

太陽光・風力の出力制御見通しの算定結果

12【出力制御見通しの算定ケース】
足下の導入量（2023年3月）から太陽光・風力の双方が追加で導入された場合の見通しを算定する。追加導入量については、以下2ケースを算定。
・ケース①：2023年度供給計画 2032年の導入量程度
・ケース②：2023年度供給計画 2032年までの導入量増分の1.4倍程度※ 2023年度供給計画において、風力の設備量は減少する見込みであるため、見通し算定上では2023年3月末時点設備量と同量の導入見込みとする。

太陽光・風力の出力制御見通しの算定結果（3ヵ年平均）

13○ 無制限無補償ルール太陽光・風力の出力制御見通し【2020～2022年度算定結果平均※1】
2023年
3月時点
導入量
太陽光38.6万kW
風力1.0万kW

最小需要
（※1）

①
太陽光 ＋2.0万kW
風力 ＋0.0万kW(※2)(※３)②
太陽光 ＋2.8万kW
風力 ＋0.0万kW(※2)(※３)

66.3万kW

0.10%（18時間）
太陽光：0.10%
風力 ：0.00%

0.13%（22時間）
太陽光：0.13%
風力 ：0.00%※1 最小需要については、年間を通して晴れた休日昼間の太陽光発電の出力が大きい時間帯の需要に、余剰買取による太陽光発電の自家消費分を加算。
※2 数値は上から「太陽光＋風力(太字)」「太陽光」「風力」の制御率を記載「太陽光＋風力(太字)」の制御時間は、太陽光と風力の重複制御時間を考慮した合計値を記載※3 2023年度供給計画において、風力の設備量は減少する見込みであるため、見通し算定上では2023年3月末時点
設備量と同量の導入見込みとする。
（注）・無制限無補償ルールの太陽光・風力は電源種別を区別せず、同一時間に一律の制御指令値で制御を実施
・出力制御見通しは、当日の時間毎の天気・日射量が前日の天気予報・日射量予測のとおりとなった場合の理論上の指標としての値であり、実運用においては、電力需要や電源の稼働状況などによっても変動するものであり、実際の制御率等を保証するものではない

（参考）太陽光・風力の出力制御見通しの算定結果（2020年度）○ 無制限無補償ルール太陽光・風力の出力制御見通し【2020年度算定結果※1】
2023年
3月時点
導入量
太陽光38.6万kW
風力1.0万kW

最小需要
（※1）

①
太陽光 ＋2.0万kW
風力＋0.0万kW(※2)(※３)②
太陽光 ＋2.6万kW
風力 ＋0.0万kW(※2)(※３)

65.5万kW

0.12%（26時間）
太陽光：0.12%
風力 ：0.00%

0.16%（32時間）
太陽光：0.16%
風力 ：0.00%※1 最小需要については、年間を通して晴れた休日昼間の太陽光発電の出力が大きい時間帯の需要に、余剰買取による太陽光発電の自家消費分を加算。
※2 数値は上から「太陽光＋風力(太字)」「太陽光」「風力」の制御率を記載「太陽光＋風力(太字)」の制御時間は、太陽光と風力の重複制御時間を考慮した合計値を記載※3 2023年度供給計画において、風力の設備量は減少する見込みであるため、見通し算定上では2023年3月末時点設備量と同量の導入見込みとする。
（注）・無制限無補償ルールの太陽光・風力は電源種別を区別せず、同一時間に一律の制御指令値で制御を実施
・出力制御見通しは、当日の時間毎の天気・日射量が前日の天気予報・日射量予測のとおりとなった場合の理論上の指標としての値であり、実運用においては、電力需要や電源の稼働状況などによっても変動するものであり、実際の制御率等を保証するものではない

14（参考）太陽光・風力の出力制御見通しの算定結果（2021年度）○ 無制限無補償ルール太陽光・風力の出力制御見通し【2021年度算定結果※1】
2023年
3月時点
導入量
太陽光38.6万kW
風力1.0万kW

最小需要
（※1）

①
太陽光 ＋2.0万kW
風力＋0.0万kW(※2)(※３)②
太陽光 ＋2.8万kW
風力 ＋0.0万kW(※2)(※３)

65.2万kW

0.13%（18時間）
太陽光：0.13%
風力 ：0.00%

0.16%（23時間）
太陽光：0.16%
風力 ：0.00%※1 最小需要については、年間を通して晴れた休日昼間の太陽光発電の出力が大きい時間帯の需要に、余剰買取による太陽光発電の自家消費分を加算。
※2 数値は上から「太陽光＋風力(太字)」「太陽光」「風力」の制御率を記載「太陽光＋風力(太字)」の制御時間は、太陽光と風力の重複制御時間を考慮した合計値を記載※3 2023年度供給計画において、風力の設備量は減少する見込みであるため、見通し算定上では2023年3月末時点設備量と同量の導入見込みとする。
（注）・無制限無補償ルールの太陽光・風力は電源種別を区別せず、同一時間に一律の制御指令値で制御を実施
・出力制御見通しは、当日の時間毎の天気・日射量が前日の天気予報・日射量予測のとおりとなった場合の理論上の指標としての値であり、実運用においては、電力需要や電源の稼働状況などによっても変動するものであり、実際の制御率等を保証するものではない

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（参考）太陽光・風力の出力制御見通しの算定結果（2022年度）○ 無制限無補償ルール太陽光・風力の出力制御見通し【2022年度算定結果※1】
2023年
3月時点
導入量
太陽光38.6万kW
風力1.0万kW

最小需要
（※1）

①
太陽光 ＋2.0万kW
風力＋0.0万kW(※2)(※３)②
太陽光 ＋2.8万kW
風力 ＋0.0万kW(※2)(※３)

68.1万kW

0.06%
（9時間）
太陽光：0.06%
風力 ：0.00%

0.08%（11時間）
太陽光：0.08%
風力 ：0.00%※1 最小需要については、年間を通して晴れた休日昼間の太陽光発電の出力が大きい時間帯の需要に、余剰買取による太陽光発電の自家消費分を加算。
※2 数値は上から「太陽光＋風力(太字)」「太陽光」「風力」の制御率を記載「太陽光＋風力(太字)」の制御時間は、太陽光と風力の重複制御時間を考慮した合計値を記載※3 2023年度供給計画において、風力の設備量は減少する見込みであるため、見通し算定上では2023年3月末時点設備量と同量の導入見込みとする。
（注）・無制限無補償ルールの太陽光・風力は電源種別を区別せず、同一時間に一律の制御指令値で制御を実施
・出力制御見通しは、当日の時間毎の天気・日射量が前日の天気予報・日射量予測のとおりとなった場合の理論上の指標としての値であり、実運用においては、電力需要や電源の稼働状況などによっても変動するものであり、実際の制御率等を保証するものではない

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出力制御低減策に係る基本的方向性を踏まえた試算（試算条件）

17○ 以下の出力制御低減策を適用した場合の太陽光・風力の出力制御見通しを算定○ 算定にあたっては、2022年度実績をもとに、ケース②の太陽光・風力導入量について試算を実施【出力制御低減策】
対策

前提条件（エネ庁殿提示）②a 需要対策

蓄電池導入

エリア最小需要の10%、6時間容量②b 供給対策

火力・バイオマスの最低出力引下げ

電源Ⅰ～Ⅲ火力は最低出力30％、専焼バイオマスは最低出力30％②c 連系線増強

連系線増強

対象外

出力制御低減策に係る基本的方向性を踏まえた試算（試算条件）

18

ケース②a 系統用蓄電池の導入○ 2022年度昼間帯最小需要である68.1万kWの10％相当にあたる、出力6.8万kWの蓄電池を導入したものとして出力制御見通しを試算○ 充電容量は定格出力の6時間分である40.8万kWhと仮定

ケース②b 火力・バイオマスの最低出力引下げ○ 電源Ⅰ～Ⅲ、専焼バイオマスの最低出力を30％まで引き下げたときの出力制御見通しを試算
単位：万kW

基本ケース

対策後

引き下げ量

電源Ⅰ～Ⅱ火力

40.9

26.3

14.6

電源Ⅲ、専焼バイオマス

2.2

1.40.8

合計

43.1

27.715.4

出力制御低減策に係る基本的方向性を踏まえた試算（試算結果）

19○ 無制限無補償ルール太陽光・風力の出力制御見通し【2022年度実績を基に出力制御低減策を適用した場合の算定結果※1】

2023年
3月時点
導入量

太陽光
38.6万
kW
風力
1.0万kW

ケース②
太陽光＋2.8万kW
風力＋0.0万kW(※2) (※３)

最小需要
（※1）

68.1万kW

（再掲）
ケース②②-a
蓄電池導入

②-b
最低出力
引下げ

0.08%
（11時間）
太陽光：0.08%
風力 ：0.00%

0%（0時間）
太陽光：0%
風力 ：0%

0%（0時間）
太陽光：0%
風力 ：0%※1 最小需要については、年間を通して晴れた休日昼間の太陽光発電の出力が大きい時間帯の需要に、余剰買取による太陽光発電の自家消費分を加算。
※2 数値は上から「太陽光＋風力(太字)」「太陽光」「風力」の制御率を記載「太陽光＋風力(太字)」の制御時間は、太陽光と風力の重複制御時間を考慮した合計値を記載※3 2023年度供給計画において、風力の設備量は減少する見込みであるため、見通し算定上では2023年3月末時点設備量と同量の導入見込みとする。
（注）・無制限無補償ルールの太陽光・風力は電源種別を区別せず、同一時間に一律の制御指令値で制御を実施
・出力制御見通しは、当日の時間毎の天気・日射量が前日の天気予報・日射量予測のとおりとなった場合の理論上の指標としての値であり、実運用においては、電力需要や電源の稼働状況などによっても変動するものであり、実際の制御率等を保証するものではない

（参考）太陽光および風力の導入状況
【太陽光】

【風力】

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