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～九州電力送配電編～

２０２３年１１月２９日
電力広域的運営推進機関

1

目次

2

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) 九州電力送配電の再エネ出力抑制量の低減のための取り組み(参考２) 指定ルールの一律制御の具体的運用(参考３) 電源Ⅲ（電制電源除く）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 等＋
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
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

5３．需給状況（１）エリア需要等・エリア供給力
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：中国九州間連系線（関門連系線）の運用容量相当。
※３：電力貯蔵装置の充電を含む。 ※４：バイオマス混焼電源を含む。

6

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、想定したか確認する。日別の状況は「別紙１」参照。

① 過去の類似日検索（下げ調整力最小時刻の実績抽出）② 気温補正翌日の気象データ（天候・天気図・気温）を基に過去の類似日を検索。

福岡、熊本、鹿児島の翌日気温予想の加重平均と、①の気温実績との気温差を算出し、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 下げ調整力最小時刻の需要想定（24時間の需要想定）

下げ調整力最小▼②③①：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】
18,000

需
需
要
要16,00014,000冬夏

12,000春

10,000秋

20万kW程度/℃

50万kW程度/℃

8,000

6,000

0

5

10

15

20

25

30

35

40
最高気温（℃）
最高気温（℃）

３．需給状況（３）太陽光の出力想定

9

最新の気象予測モデルを使用した日射量想定（前日１１時の日射量想定値）、過去の実績を基にした電圧別の出力換算係数、および最新の発電設備容量を基に、地点毎に算出した合計値
を、九州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。
地点１
日射量予測値（※1）
×

④
① ②③

③④
②
出力換算係数（※2） ①

日射量予測（気象会社データ）

前日１１時の日射量データを、九州内で分割したエリア単位で受信。

（※１）気象会社から前日１１時に提供された、抑制
当日の分割したエリア単位の日射量予測値
×（30分値）。
④③②（※２）太陽光発電設備の過去の発電出力と日射量と発電設備容量（※3） ①の関係から、電圧別に①～④区分に細分化した月別の出力換算係数。
（※３）制御指令時点の電圧別（①～④区分）、～地点67
エリア別に細分化した太陽光発電設備容量。
(地点1～67の出力の合計) (※4) （※４）サンプル（ＰＶ出力、自家消費量、余剰電力）と、－(地点1～67 の④の自家消費量の合計)
低圧余剰の月間電力量（kWh）から月間の自家消費電力量（kWh）を求め、昼間帯における平均出力（kW）を算出。
九州エリア 太陽光出力想定値（凡例）①：特高、②：高圧③：低圧１０ｋＷ以上、④：低圧１０ｋＷ未満

３．需給状況（４）風力の出力想定

10

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）〕[参考：九州の風力発電所]＝ Ax3 + Bx2 + Cx + D
x ： 風速予測値（m/s）（※1）
A、B、C、D ： 出力換算係数（※2）3238（※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。

45

53
39
43

40 61

46

55
41

51

４

カットアウト風速
65

定格風速

42

凡例
風力出力
観測地点

35

60

カットイン風速

36
54
33
37

62

４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（１）電源Ⅰ・Ⅱ火力

11

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、九州電
力送配電が公表している「給電運用基準－需給運用ルール 第３章 平常時の需給運用」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したか確認する。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
点灯帯の供給力確保のため、必要最低限の運転台数とする。
可能な限り毎日起動停止（ＤＳＳ：Daily Start Stop）で対応する。
ＬＦＣ調整力は、ＬＮＧで確保することから、最低出力とする。

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)消費や補助蒸気確保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。
・新大分発電所は、１号系列×６台、２号系列×４台、３号系列×４台の合計１４台の発電機のうち、各系列において補助蒸気確保に必要な発電機のみ確保し、それ以外は停止する。
・１号系列、２号系列は、それぞれ１台を残しＬＦＣ最低出力運転
・３号系列は、４台のうち１台を残しＬＦＣ調整力２％を確保

ＬＦＣ帯
LFC運転
が可能な
出力範囲
LFC ※２
最低出力

※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

12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。日別の状況は「別紙２」参照。

九州電力送配電の
揚水発電所
発電所名

号機

大平

天山
小丸川
合計： ８台

１

２
１
２
１
２
３
４

揚水動力
（万ｋＷ）
▲26.1
▲26.1
▲32.5
▲32.5
▲34.0
▲34.0
▲34.0
▲34.0
▲253.2

４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（３）電力貯蔵装置の充電

13

九州電力送配電が保有する需給バランス改善用の電力貯蔵装置は、豊前蓄電池変電所に設置している大容量蓄電池が該当する。大容量蓄電池は、当日の出力抑制時間帯において、余剰電力を最大限充電する計画としたか確認する。日別の状況は「別紙２」参照。
九州電力送配電の
大容量蓄電池豊前蓄電池変電所

充電最大電力（万ｋＷ）▲5.0

４．優先給電ルールに基づく抑制、調整（４）電源Ⅲ火力14

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電制電源（※2）
運転中の電制電源の合計出力が、中国九州間連系線（関門連系線）の運用容量を維持できる出力まで、且つ、最低出力（※1）を下回らない範囲まで抑制する。
前日スポット市場（※3）において、約定済みの電力を含む。

②電制電源を除く火力電源（※4）
副生ガスの消費を考慮しつつ最低出力（※1）まで抑制する。
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。

③自家発余剰分（※4）
発電機の運用上、多少の逆潮は避けられないものの、可能な限り逆潮しない運用とする。
（※1）九州電力送配電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）異常時において、電力系統の崩壊防止または電力設備の保安のため、 制御装置などにより一部の発電機を緊急に遮断することのできる電源をいう。
（※3）翌日に発電する電気を、日本卸電力取引所（ＪＥＰＸ：Japan Electric Power eXchange）が開催する市場へ前日までに売り入札し、ＪＥＰＸが売り手と買い手で売買を成立させる電力の取引市場をいう。
（※4） 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３」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

15中国九州間連系線（関門連系線）（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。
（※１）
（※３）

空容量

連系線の（※２）
運用容量

約定済みの
域外送電電力

調整

長周期広域
周波数調整

+α（※4）
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（※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。

（※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)（※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

16

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
100

80
空容量

80

Ａエリア

受電可能量

50

30
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
100

80
空容量

120

Ａエリア

受電可能量

40

40
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

40

Ｃ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。
（※）九州電力送配電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。

17

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

18

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、九州電力送配電が各事業者に対し、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。
注：2021年12月より出力抑制可能な2事業者が運用開始○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。
（※）九州電力送配電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、
九州エリアの発電所数【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】
５５
２7
4

なっとく！再生エネルギー－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

19

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、適切な想定誤差量（※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、当日想定の最大出力を超過しない範囲で織り込む。
適用する出力帯は、当日の想定出力率を算出して決定（表２）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11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。

一方、実際の再エネ発電所への出力抑制量は、上記の想定誤差量の範囲内で、気象条件等を考慮した発生確率が比較的高い誤差相当量（アンサンブル誤差量）をオフライン発電所に優先して割り当てるとともに、最大誤差量とアンサンブル誤差量の差分相当をオンライン発電所に割り当てることとなる。

表１ 各出力帯における最大誤差量

［万ｋＷ］

出力帯
（最大出力に対する出力率）

表２ 想定誤差量の決定フロー
当日の想定出力率を算出

7月の最大誤差量

太陽光

エリア需要

合計

過去 最大出力/設備量（a）[％]

11

54

65

当日 最大出力/設備量（b）[％]

中出力帯１ （67.5％～90％）

282

56

338

中出力帯２ （45％～67.5％）

256

53

309

低出力帯１ （22.5％～45％）

316

31

347

低出力帯２ （～22.5％）

117

80

197

高出力帯

（90％～）

・ データ収集期間：2017／4 ～ 2023／3
・ 太陽光・需要の想定誤差で太陽光誤差は至近の設備量に応じて換算

当日 想定出力率 (c) =（ｂ）/（a）[％]
当日の出力帯を決定(c) を 表１の出力帯(出力率)に当てはめる

当日の想定誤差量を決定

５．想定誤差量

20

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、適切な想定誤差量（※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、当日想定の最大出力を超過しない範囲で織り込む。
適用する出力帯は、当日の想定出力率を算出して決定（表２）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11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。

一方、実際の再エネ発電所への出力抑制量は、上記の想定誤差量の範囲内で、気象条件等を考慮した発生確率が比較的高い誤差相当量（アンサンブル誤差量）をオフライン発電所に優先して割り当てるとともに、最大誤差量とアンサンブル誤差量の差分相当をオンライン発電所に割り当てることとなる。

表１ 各出力帯における最大誤差量

［万ｋＷ］

出力帯
（最大出力に対する出力率）

表２ 想定誤差量の決定フロー
当日の想定出力率を算出

8月の最大誤差量

太陽光

エリア需要

合計

過去 最大出力/設備量（a）[％]

42

85

127

当日 最大出力/設備量（b）[％]

中出力帯１ （67.5％～90％）

137

37

174

中出力帯２ （45％～67.5％）

105

161

266

低出力帯１ （22.5％～45％）

149

143

292

低出力帯２ （～22.5％）

154

100

254

高出力帯

（90％～）

・ データ収集期間：2017／4 ～ 2023／3
・ 太陽光・需要の想定誤差で太陽光誤差は至近の設備量に応じて換算

当日 想定出力率 (c) =（ｂ）/（a）[％]
当日の出力帯を決定(c) を 表１の出力帯(出力率)に当てはめる

当日の想定誤差量を決定

５．想定誤差量

21

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、適切な想定誤差量（※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、当日想定の最大出力を超過しない範囲で織り込む。
適用する出力帯は、当日の想定出力率を算出して決定（表２）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11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。

一方、実際の再エネ発電所への出力抑制量は、上記の想定誤差量の範囲内で、気象条件等を考慮した発生確率が比較的高い誤差相当量（アンサンブル誤差量）をオフライン発電所に優先して割り当てるとともに、最大誤差量とアンサンブル誤差量の差分相当をオンライン発電所に割り当てることとなる。

表１ 各出力帯における最大誤差量

［万ｋＷ］

出力帯
（最大出力に対する出力率）

表２ 想定誤差量の決定フロー
当日の想定出力率を算出

9月前半の最大誤差量

太陽光

エリア需要

合計

過去 最大出力/設備量（a）[％]

28

87

115

当日 最大出力/設備量（b）[％]

中出力帯１ （67.5％～90％）

160

0

160

中出力帯２ （45％～67.5％）

242

89

331

低出力帯１ （22.5％～45％）

340

0

340

低出力帯２ （～22.5％）

181

14

195

高出力帯

（90％～）

・ データ収集期間：2017／4 ～ 2023／3
・ 太陽光・需要の想定誤差で太陽光誤差は至近の設備量に応じて換算

当日 想定出力率 (c) =（ｂ）/（a）[％]
当日の出力帯を決定(c) を 表１の出力帯(出力率)に当てはめる

当日の想定誤差量を決定

５．想定誤差量

22

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、適切な想定誤差量（※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、当日想定の最大出力を超過しない範囲で織り込む。
適用する出力帯は、当日の想定出力率を算出して決定（表２）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11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。

一方、実際の再エネ発電所への出力抑制量は、上記の想定誤差量の範囲内で、気象条件等を考慮した発生確率が比較的高い誤差相当量（アンサンブル誤差量）をオフライン発電所に優先して割り当てるとともに、最大誤差量とアンサンブル誤差量の差分相当をオンライン発電所に割り当てることとなる。

表１ 各出力帯における最大誤差量

［万ｋＷ］

出力帯
（最大出力に対する出力率）

表２ 想定誤差量の決定フロー
当日の想定出力率を算出

9月後半の最大誤差量

太陽光

エリア需要

合計

過去 最大出力/設備量（a）[％]

14

89

103

当日 最大出力/設備量（b）[％]

中出力帯１ （67.5％～90％）

139

34

173

中出力帯２ （45％～67.5％）

142

25

167

低出力帯１ （22.5％～45％）

170

75

245

低出力帯２ （～22.5％）

85

30

115

高出力帯

（90％～）

・ データ収集期間：2017／4 ～ 2023／3
・ 太陽光・需要の想定誤差で太陽光誤差は至近の設備量に応じて換算

当日 想定出力率 (c) =（ｂ）/（a）[％]
当日の出力帯を決定(c) を 表１の出力帯(出力率)に当てはめる

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。
九州電力送配電は、 2021年4月から、オンライン制御の無制限・無補償（指定ルール）事業者を、旧来の輪番制
御から一律制御とする方法を採用している。
また、2022年12月からは10kW以上の旧ルールのオフライン事業者をオンライン代理制御対象とし、GW，年末等のオンライン事業者だけで制御量が不足する場合のみ、オフライン制御（本来制御）を実施することとしている。
［2021年4月以降の運用］［2022年12月以降の運用］（指定ルールオンライン一律制御での運用）
旧ルール
オンライン
（交替制御）
指定ルール
オンライン（一律制御）

最大誤差

余剰

エリア
供給
力

太陽光
・風力
出力想定

エリア
需要
火力等※3
従来電源
（抑制後）

（オンライン代理制御での運用）

最大抑制
誤差量 必要量

最大誤差

オンライン

無制限・無補償ルール（一律制御）

オフライン
制御

余剰

エリア
供給
力

旧ルール
（交替制御）

太陽光
・風力
出力想定

エリア
需要

オフライン

最大
誤差量

抑制
必要量

オンライン代理制御※1+本来制御※2• 出力制御必要量に対して、オンライン制御（旧ルール、
無制限・無補償ルール）を優先的に割り当て• オンライン制御だけで制御量が不足する場合のみ、オフ
ライン制御（本来制御）を実施• なお、旧ルールと無制限・無補償ルールの割り当ては、
公平性の観点から、原則、設備比率で配分 ※4

火力等※3
従来電源
（抑制後）

※1：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10kW以上の太陽光ほか）※2：旧ルール500kW以上の太陽光ほか、オンライン事業者だけで制御量が不足する場合のみ本来制御※3：前日指令によるバイオマス専焼電源の抑制を含む。
※4：2023年度は当初計画に比べ制御機会が増加していることから、オンライン代理制御のメリットを最大限活用しつつ、旧ルール事業者さまの制
御回数を30日以内（無制限・無補償ルール事業者さまは30日を超過する場合あり）とする運用を９月以降実施。

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、電力貯蔵装置の充電、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）九州電力送配電の再エネ出力抑制量の低減のための取り組み

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九州電力送配電は、旧ルール事業者の出力制御上限30日を最大限活用した上で、実需給断面
でのオンライン制御の有効活用を適宜行っている。
①旧ルール(オフライン)事業者の配分
・2021年度においては、旧ルール(オフライン)事業者の出力制御上限である30日を超える見通しであることから、指定ルール事業者の一律％制御へと運用を見直すが、指定ルール事業者の制御日数が大きく増加しないよう
旧ルール事業者の年間制御上限30日を最大限活用する。
②実需給でのオンライン制御の有効活用
・オンライン制御については、調整用として有効活用し、前日配分したオフライン制御量以上の制御が必要となった場合に、追加制御を実施

（参考2）指定ルールの一律制御の具体的な運用

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九州電力送配電は、再エネ接続量の増加により、2021年度の出力制御の見通しが、旧ルール事業者の出力制御上限30日を超える見込みとなったことから、指定ルール事業者を一律％制御とする運用を開始。
［指定ルール一律制御時の具体的な運用の考え方］①前日段階で指令が必要な旧ルール（オフライン）事業者は、当日の天候悪化等による太陽光下ブレ時の不要な制御を極力回避するため、必要制御量が大きい日（下図①）に優先して、年間制御日数が30日となるよう制御量を配分。
（配分量は制御実績を反映しながら、都度調整）②旧ルール（オンライン）事業者については、年間制御日数上限30日を最大限に活用しながら、現行どおり必要な時間に交替制御。（下図②）③指定ルール（オンライン）事業者は、前日配分したオフライン制御量以上の制御が必要となった場合（下図③）に、一律制御（追加制御）を実施

一定の制御量（目安）(注)

必要制御量が大きい日に優先して、
旧ルール（オフライン）を配分（注）年間シミュレーションを実施し、旧ルールオフラインの年間制御日数が30日/発電所となるように、各月の出力制御目標値を設定。
目標値は、制御実績に応じたシミュレーション結果
により、都度見直し。

（参考３）電源Ⅲ （電制電源除く）の出力抑制に関する調整状況

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九州電力送配電は、優先給電ルールに基づく、九州エリア内の電源Ⅲ（電制電源除く）火力発
電所の出力抑制について、20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］① 定格出力の０％程度まで抑制② 定格出力の30％程度まで抑制③ 一定期間後には定格出力の50％まで抑制④ 自家消費相当分まで抑制

計

事業者数

定格出力

最低出力（出力率（％））

3者（火力）

41.5

0.0 （ 0％）13.7

3.9 （28％）30.0

9.0 （30％）31.0

7.0 （23％）

34.9

10.2 （29％）

11.2

7.8 （70％）※１

11.2

5.6 （50％）

1者（火力）

15.8

7.9 （50％）

10者（自家発余剰電源）

－

13.0

20者

189.3

4者（火力）

2者（バイオマス混焼）(※1) 現在、運開直後に伴う調整運転中のため、数年かけて分析を行い、50%まで抑制（毎年最低出力を協議）。
(※2) 自家発事業者は、発電機の運用上、多少の逆潮は避けられないものの、可能な限り逆潮なしの運用で合意。
(※3) 出力の合計値は①～④の合計（出力率は①②③から算出）。

※２64.4 （27％）※３