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いおりこいまる
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1 特集 : 風力発電と電力系統との融和ドイツにおける風力発電の給電データ開示制度と系統運用の現状立命館大学産業社会学部教授竹濱朝美はじめに本報告はドイツにおける再生可能エネルギー電源の給電データ (grid data) 開示制度風力発電と太陽光発電を含めた需給運用の現状を紹介する ( 以下再生可能エネルギー電源は再エネ固定価格買取制度は買取制度と略す ) 今回は 50Hertz 送電区域の給電データをもとに系統運用の現状を要約する 50Hertz 送電区域は 2013 年 6 月時点で 12.9GW の風力発電の連系に対し域内の需要電力は 5.1GW~ 13.9GW と小さい旧東ドイツ地域と旧西ドイツ地域とをつなぐ連系線が脆弱であるためドイツの 4 つの送電区域 (50Hertz, TenneT, TransnetBW, Amprion) の中で最も系統運用が厳しい 50Hertz の現状は北海道など風力発電の系統連系と送電網増強を進めねばならない日本にとって参考になるであろう 1. 給電データの開示制度 1.1 データ開示の法的根拠電力需給および風力発電と太陽光発電の給電データの開示をめぐるドイツの法規制を示す ( 表 1) 風力給電と太陽光給電について 15 分単位で 24 時間前予測とリアルタイム給電出力 [MW] を送電区域単位で送電業者が開示するリアルタイム出力は実績ではなくモニターデータによる推定値である電力系統の安定性を維持するための市場介入について非再エネ電源と再エネ電源の別に 15 分単位で調整された出力 [MW] 時刻継続時間介入理由介入種類 ( 発電量交換 Redispatch 出力抑制の別 ) 調整をうけた変電所配電業者名を開示する需給バランスに関しては需要電力垂直ロード輸出入を 15 分単位で開示する垂直ロードは 380kV または 220kV 送電網から 110kV 配電網への降圧配電を正で配電網から送電網への昇圧送電 (Negative vertical load: 逆垂直ロード ) を負の値で示す逆垂直ロードは送電区域全体として配電網から送電網に逆潮流したことを示す 50Hertz 区域の風力設備容量の 9 割は配電網 (110kV 以下 ) に連系しているため逆垂直ロードは風力給電が配電網から送電網に逆潮流されたことを意味する 1.2 差別のない系統アクセスと優先給電に対する説明責任法律が送電業者配電業者に給電データの開示を義務付けるのは以下の説明責任と透明性 (transparency) を確保するためである第一に電力網は系統運用者の資産であると同時に他の設備では代替できない社会の共通インフラでもあるこのため再エネを含む全ての電源に対して差別のない公平な系統アクセスを与えることが送電業者配電業者の義務でありその説明責任がある 1 第二にドイツの系統運用者は再生可能エネルギー法 (Erneuerbare-Energien-Gesetz: EEG) により再エネ電源を在来型電源よりも優先接続優先給電する義務再エネ電源から技術的に可能な最大量の電気を給電する義務再エネ電源の接続のために遅滞なく電力系統を拡張する義務を課されている 2 第三に出力抑制に関する透明性の確保である送電業者は系統安定性を維持するために必要に応じて需給調整の介入を行う権限を認められている 3 送電業者はこの出力抑制の適正さ公平さを問われるため出力抑制の量 (MW および MWh) を 15 分単位で開示している第四に買取制度は消費者に分担金を課しているため AusglMechAV( 買取制度費用負担にかかる全国平準化メカニズム実行規則 ) は送電業者配電業者に風力発電太陽光発電の給電 (MW) 電力市場での再エネ電源の当日取引量出力抑制について情報開示を義務づけている第五に EU 市場では電力小売りが自由化され再エネは優先接続であるため風力発電太陽光発電の出力状況が在来電源の電力取引量を左右する火力発電設備の出力上昇速度に 58

2 は技術上の制約があるため 24 時間前に風力給電および太陽光給電の予測を公表して火力発電所の稼働計画に見通しを与え電力市場の供給を安定させることが必要であるこのため送電業者に 24 時間前に風力発電と太陽光発電の給電予測を開示させている表 1 電力需給風力発電および太陽光発電にかかる主要な給電データ開示制度情報開示項目風力給電予測 (24 時間前 ) 風力給電リアルタイム推定太陽光給電予測 (24 時間前 ) 太陽光給電リアルタイム推定送電区域ごと 15 分単位 [MW] 法律の開示義務は 1 時間単位出力現状は 15 分単位で開示リアルタイム推定は発電実績ではなくモニター機器からの推定 EEX( 欧州電力取引市場 )Spot 市場の当日取引における再エネ電力取引量 1 時間単位送電区域ごと全ての種類の再エネ電力の合算値 [MW] 全ての再エネ電力の24 時間前の給電予測値と EEX-Spot 市場での取引実績値 ( 前日取引量 + 当日取引量 ) の乖離量 EEG 流動性 2, AusglMechAV 準備金の利用の有無 1 時間単位送電区域ごと全ての再エネ電力の合算表示 [MW] EEG( 再生可能エネルギー法 ) による再エネ電力の認定設備の登録データ (EEG-Anlagenstammdaten) 再生可能エネルギー電源が連系する配電業者または送電業者の 45-49, EEG (Erneuerbare- 名前風力太陽光など電源種類設備容量 [kw] 連系する電 Energien-Gesetz: 再生可能エネル圧水準コンバインドサイクル併設の有無系統運用者から出力ギー法 ). 固定価格買取制の法律 ) 抑制の指示を実施するためのリモートコントロール設備の有無発電開始日発電設備の所在地送電網から配電網への垂直ロード (Vertical load) [MW/hour] 年間最大需要 [MW/15 分 ] ロードカーブ [MW/15 分 ] 域内送電線に連系する発電所と配電網からの給電電力 [MW/15 分 ] 風力給電 [MW/hour] 停電回数と停電継続時間開示を規定する根拠法規 2, AusglMechAV (Ausgleichsmechanismus- Ausführungsverordnung: バランシングメカニズム実施規則 ) 再エネ電力買取費用負担を全国平準化する実施規則 45-49, EEG 2, AusglMechAV 17 Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV, 電力ネットワーク接続規則 ) 開示方法備考グラフエクセルデータ CSV データグラフエクセルデータ CSV データ. グラフエクセルデータ CSV データ CSV データインターネット開示数値表形式および CSV データでインターネット開示が義務送電会社各社のウエブサイトで開示義務国際送電線の負荷と送電容量 [MW] 連結点等の概要送電区域ごと電力系統の安定性を維持するたの市場介入データ非再エネ電源に対する送電変更 (redispatch) と出力抑制の量再エネを含むすべての電源に対する出力抑制の量介入した場所 ( 送電設備 ) 介入の種類 ( 送電変更または出力抑制など ) 影響を受けた配電業者介入により需給調整を受けた出力 [MW], 介入の時刻と継続時間 (15 分単位 ) リスクのタイプ ( 隘路回避等 ) 介入された配電網設備の開示 17 Absatz 1, Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) 13(1), 13(2), EnWG (Energiewirtschaftsgesetz エネルギー事業法 ). 送電業者には系統安定性を維持するため必要な需給調整のための市場介入の権限が認められている 1) 電力網の一部で隘路の発生を回避するために非再エネ電源に対する送電変更 (redispatch) や出力抑制 ( 13(1)EnWG) これらの方法によっても電力系統の安定性に危険がある場合 2) 再エネ電源を含むすべての電源に対する出力抑制措置 ( 13(2)EnWG) Redistach( 送電先変更 ) のデータ実施日実施時刻と継続時間対象送電区域実施理由 ( 電流制御など ) 方針( 有効電力削減ま Bundesnetzagentur ( 連邦ネットワーたは有効電力増加など ) 電圧別( 中圧高圧 ) に制御した出力ク規制庁 ) による指示 [MW] 制御した総電力量[MWh] Redispatch を実施した送電業者とこれを要請した送電業者 Redispatchの影響を受けた発電所名 EEG/KWK-G ( 送電業者 4 社の共通情報開示ポータル ) に開示 CSV データバランシング市場 (Balancing Energy または Regelleistung ) の入札結果リアルタイムの需給の過不足に対応するための予備力の入札結果のうち 2 次予備力 3 次予備力の入札結果と投入量 9 Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) 送電業者の共通情報開示ポータルで開示を義務をづけ ( 注 ) 主に電力の同時同量の需給バランスに関連する情報項目に絞って筆者がまとめた法的開示義務の項目はこれ以外にも電力市場の取引データ ( 価格と量 ) EEG 会計 ( 電力量 [MWh] 集計費用価格 ) 電気料金の表示方法等の開示義務があるがここでは省略した電力データの公表にかかる法的義務の全体については下記参照 Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen(2008) Leitfaden für die Internet-Veröffentlichungspflichten der Stromnetzbetreiber. 59

3 1.3 自主的情報開示ドイツの送電業者は法定の情報開示に加えて再エネ電源の給電について自主開示に努力している 50Hertz 社の自主開示を示す ( 表 2) 50Hertz 社では送電線 1 本 1 本について 1 時間単位で load 送電容量に対する load の比率を開示していることが注目されるこれは出力抑制に対する説明の一環である再エネ電源各送電線のロード表 2 50Hertz 社の給電データ自主開示風力洋上風力太陽光バイオマス水力地熱の給電電力 15 分単位 [MW] 風力および太陽光は給電予測とリアルタイム給電推定値送電線 1 本ごとの load 50hertz 区域の 176 本の各 1 本についてケーブル番号連結する変電所隣接区域との連結点 (Tennet および国際送電線 ) load [MW] 送電容量に対する load の割合 (%) 1 時間単位送電地図上に表示風力と太陽光は法定開示再エネ電源の給電のインターフェースグラフ CSV データ自主開示送電線地図のインターフェース CSV データ送電容量に対する load の割合を 50% 以下 = 緑色 50~70%= 黄色 70% 以上 = 赤色で表示 1 時間単位 lastflussdaten.htm 基本データ発電量予測と実績 [MW] 垂直ロード (vertical load)[mw] 管内給電電力 [MW], 負荷 [MW] 市場介入措置 (13(1)EnWG による措置 13(2)EnWG による措置の別に Redispatch, 出力抑制の量 [MW, MWh], 15 分単位法定開示項目 CSV データ 2.50Hertz 区域の基礎データ 50Hertz 送電系統の概要を示す ( 表 3) ドイツには 4 つの送電業者が存在し 50Hertz は旧東ドイツ地域の 380kV と 220kV の送電系統 150kV の洋上風力連系線を運用する 110kV 以下の電圧レベルは配電網で高圧中圧低圧の配電網を多数の配電会社が運用する域内の最大需要 13,963MW 最少需要 5,164MW に対し風力発電 12.4GW 太陽光発電 7.2GW を連系し風力発電の 9 割が 110kV 以下の配電網に連系している (2012 年末 ) 4 欧州では EU 指令 (Directive 2009/72/EC) により発電業と送電業が分離されているため送電業者は発電事業を行わない 5 域内の送電網配電網に連系する石炭発電は 12,428MW で原子力発電は存在しない 4 つの送電業者は再エネ電源を受け入れるため地域間連系線を最大限に活用して広域系統運用を行っている風力発電を大量連系するにはリアルタイム需給バランス用調整力を十分に確保することが重要である 4 社は需給調整用調整力 (Balancing Energy: Regelleistung) の調達 ( 入札市場での調達 ) と投入に関する基本的な安全制御システムを統合している統合された運行システムでドイツ全体の 2 次調整力 3 次調整力の調達と投入を制御している 6 50hertz 区域表 3 50Hertz 送電区域の概要 (2012 年末 ) 設備容量 [MW] 1) 380/220kV 送電網連系 [MW] 110kV 以下配電網連系 [MW] 参考 ) ドイツ設備容量 [MW] 4) 風力 12,420 1,110 11,260 31,315 太陽光 7, ,216 32,643 バイオマス 1, ,508 7,179 水力 ,401 再エネ電源小計 21,410 1,190 20,220 75,546 褐炭 10,608 9, ハードコール 1,820 1, 天然ガス 4,038-4,038 揚水貯水 2,808 2, 在来電源小計 21,513 13, hertz 区域 Max [MW] Mini [MW] 出所 ) 1) 50hertz(2013), Almanach. 2) 50hertz(2012), ロード 2) Kennzahlenより算出. 3) 残余需要 =ロード-( 風力 + 太陽光 ). 13,963 5,164 50hertz, Kennzahlenより算出. 4) ドイツの風力, 太陽光は垂直ロード 2) 9,942-3,370 BMU(2013), Erneuerbare Energien 2012 Daten. ドイツのバイ風力給電 2) 10,208 0 オマス, 水力はBMU(2012), Zeitreihen zur Entwicklung der 太陽光給電 2) 4,631 0 erneuerbaren Energien in Deutschland ドイツ再エネ容量は, 風力, 太陽光の2012 年分を2011 年に上積み. 注 ) 風力残余需要 3) 13,369-2,070 設備容量のうち50MWは洋上風力で全て380kV/220kV 送電網純輸出 2) 3,887-1,891 連系. 60

3. 使用したデータ今回使用したデータは 50Hertz 区域の風力給電予測 (24 時間前 ) 風力給電リアルタイム (Windenergie Hochrechnung) 太陽光給電予測 (24 時間前 ) 太陽光給電リアルタイム (Photovoltaik Hochrechnung) ロード (Regelzonenlast) 垂直ロード(Vertikale Netzlast) 輸出入

分単位の出力データを延長し 1 時間以上の欠損値についてはゼロとした再エネ設備容量は EEG の登録原簿データを使用した 7 4.

4 3. 使用したデータ今回使用したデータは 50Hertz 区域の風力給電予測 (24 時間前 ) 風力給電リアルタイム (Windenergie Hochrechnung) 太陽光給電予測 (24 時間前 ) 太陽光給電リアルタイム (Photovoltaik Hochrechnung) ロード (Regelzonenlast) 垂直ロード(Vertikale Netzlast) 輸出入需給調整のための介入 (Anpassungen nach 13 EnWG: エネルギー事業法 13 条適用 ) であるいずれも 15 分単位の出力 [MW] 送電区域単位 2011 年と 2012 年の 2 年間のデータである全てのデータは 50Hertz 社ウエブサイトからダウンロード可能であるデータ欠損値については欠損が 1 時間以内で前後の状況から延長可能な場合は直前の 15 分単位の出力データを延長し 1 時間以上の欠損値についてはゼロとした再エネ設備容量は EEG の登録原簿データを使用した 7 4. 風力給電残余需要の ramp 輸出の関係ロードが低く風力給電が多かった 2012 年 1 月 2 日 1 月 9 日について風力給電と輸出の状況 ( 図 1) 残余需要と輸出を示す ( 図 2) 残余需要 (Residual Load) はロードから太陽光と風力の給電を差し引いた残りを示す 8 輸出 / 輸入の負の値は純 (net) の輸出である系統運用はロードから風力給電と太陽光給電を差し引いた残余需要を他の再エネ電源 ( 優先接続 ) と在来電源で満たすことになる 2012 年の風力給電の ramp と残余需要の ramp を示す ( 表 4) 12GW を上回る風力発電を連系するため残余需要の変動は非常に大きい年 1 月 2 日には 7.75 時間に 10,443MW の増加を経験した残余需要の ramp のほうが風力給電の ramp よりも変動が大きいこれは需要それ自体の変動に加えて風力発電の出力変動が重なるためと考える 24 時間のうちに経験した風力出力の最大値と最小値の差は最大 8,353MW であった (4 月 2 日 ) 表 4 の per unit ( 定格出力あたり ramp) の比率 % は買取制登録データの設備容量に基づく算出で実際に稼働中の設備容量とは異なるこのため表 4 の per unit の ramp は若干の誤差を含んでいる残余需要の増加に対応する火力設備の出力増加速度は電源ごとに技術上の制約を受ける (unit ramp) しかし自由化された電力市場では当日取引 (1 時間取引 15 分取引 ) において多数の発電業者から調達することで残余需要の急増を調整できる部分があるこの点で風力と太陽光給電の 24 時間前予測を市場参加者に開示することが安定供給にとって重要である図 1 風力給電ロード残余需要輸出の状況 (2012 年 1 月 1 日 ~10 日 ) 図 2 残余需要と輸出の変動状況 (2012 年 1 月 1 日 ~1 月 10 日 ) 61

Residual Load Ramp in 50hertz 2012 表 4 風力給電と残余需要の ramp (50Hertz 送電区域 15 分単位 2012 年 ) [MW] in 15 min per unit in 1 hour per unit in 6 hours per unit in 8 hours per unit in 12 hours per unit in 24

2% Residual load, max up-ramp 2,026 2,751 10,263 10,828 11,199 11,260 Actual load change, of which 1,960 1,543 3,950 4,404 4,723 3,166 Wind feed-in change, of which -66-429 -6,373-6,551-6,538-8,095

5 Residual Load Ramp in 50hertz 2012 表 4 風力給電と残余需要の ramp (50Hertz 送電区域 15 分単位 2012 年 ) [MW] in 15 min per unit in 1 hour per unit in 6 hours per unit in 8 hours per unit in 12 hours per unit in 24 hours per unit Wind max up-ramp 1, % 2, % 6, % 7, % 8, % 9, % Wind max down-ramp % -2, % -6, % -7, % -8, % -8, % Residual load, max up-ramp 2,026 2,751 10,263 10,828 11,199 11,260 Actual load change, of which 1,960 1,543 3,950 4,404 4,723 3,166 Wind feed-in change, of which ,373-6,551-6,538-8,095 Solar feed-in change, of which Residual load, max down-ramp -2,111-2,807-8,696-9,822-11,170-9,528 1) Wind power capacity in 50hertz, end of 2011: 11,557 MW. 2) 風力給電の24 時間最大値は50hertz 社ウエブサイトによれば9,007MW 5 風力給電太陽光給電と輸出依存度マスコミ誌上にはしばしば次のような日本島国論が登場するドイツが大量の風力と太陽光を系統連系できるのは隣国への輸出入で需給調整できるからである日本は島国で輸出入による調整はできないため欧州のような風力発電の大量連系は不可能である 50Hertz 区域が風力給電をどの程度輸出で調整しているか輸出依存度を確認する輸出の多い順に並び替えて風力給電と比較した ( 図 3 図 4) 風力給電が多い時に輸出も多くなり 2012 年には輸出の最大値 3,887MW の時風力給電は 5,440MW であったしかし全体としては輸出は風力給電よりはるかに少ない風力給電のうち同一時刻の輸出分を上回る部分 (Wind-Net Export) をドイツ国内需要に向けられた部分とみれば風力給電の 70% 太陽光給電の 88% 風力給電と太陽光給電の合計の 75% が国内需要に向けられたと推定する ( 表 5) これは 15 分単位データによる推定である 50Hertz が国内に受け入れた風力給電の 70% 部分については日本にも努力をすべき余地があると考えるなお風力給電のうち 50Hertz の域内需要を超える部分は TenneT 区域に送電されその一部は TenneT から国際送電線を経てオーストリーの揚水発電所に貯水されている 10 50Hertz 域内の風力給電と輸出依存度の分析はドイツ全域の輸出入との丁寧な照合が必要で今後の課題としたい輸入については 50Hertz 区域と TenneT 区域の間の連系線容量が限られているため風力給電が少ない時には 50Hertz 区域は輸入が必要であるただし輸入の規模は小さい輸出の最大値 3,887MW に対して輸入の最大値は 1,891MW 年間輸出量 6TWh に対して輸入量 1TWh である輸入の総時間数は年間総時間の 27% である (2012 年 ) 輸入量は電力価格によっても変動するため単純に輸入イコール供給不足を意味しない 50Hertz 社によれば年間 430 時間程度は風力給電の不足により輸入が必要になるという 11 図 3 風力給電と輸出 (2011 年輸出をプラス表示 ) 図 4 風力給電と輸出 (2012 年輸出をプラス表示 ) 62

表 5 ドイツ国内需要に向けられた風力発電と太陽光発電の給電量の推定 (50Hertz 区域 2012 年 ) 風力給電量 [MWh] 18,511,758 太陽光給電量 [MWh] 5,128,782 ( 風力 + 太陽光 ) 給電量 [MWh] 23,640,540 風力国内給電量 [MWh]

0% 注 ) 風力国内給電 =( 風力発電出力純輸出 ) 太陽光国内給電 =( 太陽光発電出力 - 純輸出 ) 15 分単位時刻における風力太陽光発電純輸出の出力値により積算電力量を算出太陽光給電と輸出の相関はほとんど見られない ( 図 5 図 6) ドイツ北東部の 50Hertz

2GW に増加し太陽光給電の最大値が 1,831MW から 4,631MW に急増したことは驚くべきである図 5 太陽光給電と輸出 (2011 年輸出をプラス表示 ) 図 6 太陽光給電と輸出 (2012 年輸出をプラス表示 ) 6.

6 表 5 ドイツ国内需要に向けられた風力発電と太陽光発電の給電量の推定 (50Hertz 区域 2012 年 ) 風力給電量 [MWh] 18,511,758 太陽光給電量 [MWh] 5,128,782 ( 風力 + 太陽光 ) 給電量 [MWh] 23,640,540 風力国内給電量 [MWh] 13,026,279 太陽光国内給電量 [MWh] 4,527,183 ( 風力 + 太陽光 ) 国内給電量 [MWh] 17,735,923 風力国内給電比率 [%] 70.4% 太陽光国内給電率 [%] 88.3% ( 風力 + 太陽光 ) 国内給電率 [%] 75.0% 注 ) 風力国内給電 =( 風力発電出力純輸出 ) 太陽光国内給電 =( 太陽光発電出力 - 純輸出 ) 15 分単位時刻における風力太陽光発電純輸出の出力値により積算電力量を算出太陽光給電と輸出の相関はほとんど見られない ( 図 5 図 6) ドイツ北東部の 50Hertz 区域ですら 2011~2012 年の 2 年間で太陽光発電の設備容量は 3.6GW から 7.2GW に増加し太陽光給電の最大値が 1,831MW から 4,631MW に急増したことは驚くべきである図 5 太陽光給電と輸出 (2011 年輸出をプラス表示 ) 図 6 太陽光給電と輸出 (2012 年輸出をプラス表示 ) 6. 逆垂直ロードと風力給電の関係 50Hertz 域内の 12.4GW の風力発電設備のうち 9 割は 110kV 以下の配電網に連系する風力給電が増加すると送電網から配電網への垂直ロードが減少する残余需要がきわめて少ない時あるいはマイナスの時には配電網から送電網への逆垂直ロード ( 昇圧逆潮流 ) が発生する垂直ロードがマイナスの時は域内全体が配電網から送電網へ逆垂直ロードされたことを示す逆垂直ロードによる電力は TenneT 区域への送電と輸出に向かう ( 図 7) 図 7 クリスマス休暇中の風力給電残余需要垂直ロード輸出 (50hertz 2011) 63

逆垂直ロードと風力給電を比較した逆垂直ロードは風力給電に対してごく一部であるので配電網に給電された風力給電の大部分が 110kV 配電網域内で消費されたことを示す ( 図 8 図 9) 垂直ロードの減少および逆垂直ロードの発生は配電業者送電業者が風力給電の受け入れに努力していることを示しているドイツ送電網における変電所および送電網と配電網をつなぐ変電設備 ( 配電業者所有を含む )

(50Hertz 2012 年逆垂直ロードを正で表示 ) 表 6 逆垂直ロードの発生状況 (50Hertz 送電区域 ) 2011 年 2012 年増減率垂直ロード電力量 ( 送電網配電網 ) [MWh] 48,241,250 45,560,017-5.6% 逆垂直ロード電力量 ( 配電網送電網 ) [MWh] -159,375-288,941 81.

7 逆垂直ロードと風力給電を比較した逆垂直ロードは風力給電に対してごく一部であるので配電網に給電された風力給電の大部分が 110kV 配電網域内で消費されたことを示す ( 図 8 図 9) 垂直ロードの減少および逆垂直ロードの発生は配電業者送電業者が風力給電の受け入れに努力していることを示しているドイツ送電網における変電所および送電網と配電網をつなぐ変電設備 ( 配電業者所有を含む ) のほとんどには電圧調整可能な tap changer が装備されている 12 こうした送電網システムへの地道なインフラ投資が逆垂直ロードの受け入れを可能にしている逆垂直ロードの発生状況を示す ( 表 6) 図 8 逆垂直ロードと風力給電 ( 逆垂直ロード並び替え ) 図 9 逆垂直ロードと風力給電 ( 逆垂直ロード並び替え ) (50Hertz 2011 年逆垂直ロードを正で表示 ) (50Hertz 2012 年逆垂直ロードを正で表示 ) 表 6 逆垂直ロードの発生状況 (50Hertz 送電区域 ) 2011 年 2012 年増減率垂直ロード電力量 ( 送電網配電網 ) [MWh] 48,241,250 45,560, % 逆垂直ロード電力量 ( 配電網送電網 ) [MWh] -159, , % 送電網配電網の取引量 (a) [MWh] 48,400,625 45,848, % 送電網配電網の取引量 (a) に対する逆垂直ロード電力量の割合 [%] 0.3% 0.6% 逆垂直ロード発生時間 [ 時間 ] 逆垂直ロード最大値 [MW] 2,631 3,370 逆垂直ロードが最大の時の風力給電 [MW] 7,474 7, 風力給電予測の精度ドイツの送電業者は送電区域の風力給電と太陽光給電の 24 時間前予測とリアルタイム給電を 15 分単位で開示している 2012 年の給電データから計算すると風力給電予測の平均誤差 (root mean square error) は名目出力に対して 3.71% であった名目出力の 10% 以上の誤差が発生した時間は年間 603 時間であった ( 表 7 図 10 図 11) 全体として風力予測の誤差は非常に小さい表 7 風力給電の予測誤差 (24 時間前 2012 年 50Hertz 送電区域 ) Root mean square error Max Min 風力予測誤差 [MW] 429 4,031-3,404 予測誤差 / 名目出力 [%] 3.7% 34.9% -29.5% 大きい誤差の時間 ( 名目出力の 10% 以上の誤差 ) [ 時間 ] 603 大きい誤差の時間 / 年 [%] 注 ) 2011 年末の風力発電設備容量 : 11,557 [MW] 6.9% 64

8 予測誤差の最大値が 34.9% 最小値がマイナス 29.5% と誤差の幅が大きいのは 24 時間前予測のためである実際には送電会社内部では実時間の直前まで絶えず予測を更新している ( 非公開 ) 送電会社へのヒアリングによれば 24 時間前予測では一定の誤差が残るが 1 時間前予測では誤差はきわめて小さく風力予測は信頼性が高いという 13 最新の風力予測に基づいて 24 時間前予測の誤差を当日市場の電力取引で調整し当日市場の締切後はリアルタイムの調整力 (Regelleistung) で調整する 50Hertz 社によれば 24 時間以下の予測精度は風力給電予測で 2~4%(root mean square error) 程度という 14 50Hertz 社によれば風力給電予測は IWES Eurowind など 5 つの外部組織から提供される予測を 50Hertz が経験に基づき加重平均して利用するこれら 5 社による予測は 1 空間的にはドイツ全土 50Hertz 区域配電業者地域の別 2 予測期間で 120 分 8 時間 3 予測更新は 1 日 2 回更新 15 分更新毎分更新などの各種の予測がある図 10 風力給電予測の誤差率図 11 風力給電予測の誤差 (24 時間前 root mean square error 50Hertz 区域 2012 年 ) (24 時間前 50Hertz 区域 2012 年 ) 8. 系統安定性維持のための介入出力制限 8.1 需給調整のための介入出力抑制の順序経済補償風力給電が多い時には電力網の地域的混雑や過負荷リスクを回避するため需給調整が必要になる重要な問題であるので需給調整の条件出力抑制の順序経済的補償の条件について法規定を要約する各々の管理区域において電力系統の安全性と信頼性に危険がある場合送電業者は送電網に直接間接に連系する発電設備蓄電設備等に対して介入を行う権限を認められている ( 13, EnWG) 介入は次の順序に従い実施する 1 系統運用措置例えば Redispatch( 給電発電所の変更 )( 13(1)-1,EnWG) 2 市場的措置例えば需給調整用調整力 (Regelleistung) の投入事前の契約に基づく切り離し可能または接続可能な負荷の活用契約に基づく在来電源に対する出力抑制 ( 13(1)-2,EnWG) この場合在来電源に対する出力抑制には契約に基づく補償を行う上記の方法で系統の混雑や過負荷リスクを除去できない場合全電源に対する出力抑制 ( 下記 3 と 4) を行う 3 在来電源に対する出力抑制ただし系統安定性を維持する必要最低限の出力 (must run capacity) は維持したうえでそれ以外の在来電源を最低限まで抑制する ( 13(2),EnWG) この場合在来電源に対する出力抑制には経済的補償は無い 4 再エネ電源 ( 名目出力 100kW 以上 ) に対する出力抑制系統の過負荷 (grid overload) の場合隘路リスク (grid bottleneck または Netzengpass) を回避するために再エネ電源に対しても出力抑制を行う ( 13(2),EnWG と 11(1), EEG の連結運用 ) この場合も送電配電業者は再エネ電源から最大限の給電をしなければならないが系統安定性に必要な最低限の在来電源 65

9 の出力は維持する ( 11(1), EEG) 前記 4 の再エネ電源への出力抑制が隘路 (Netzengpass) リスクを回避するための場合系統運用者は再エネ電源事業者の損失収入の 95% を補償する隘路リスクを理由としない出力抑制には経済補償は無い再エネ電源事業者の損失収入が年間収入の 1% を超える場合は損失収入の 100% を補償する ( 12(1),EEG) 系統運用者は再エネ電源に対する出力抑制ついてデータによる説明責任がある具体的には出力抑制の日時範囲継続時間理由出力抑制の必要性の証明について説明する責任がある ( 11(3),EEG) 50Hertz 社では 13(2),EnWG と 11(1),EEG の連結運用による再エネ電源に対する出力抑制の 1 件ごとに調整を受けた変電設備と配電業者名調整を受けた出力 [MW] 開始時刻と終了時刻危険の種類 ( 隘路リスク等 ) 影響を受けた送電業者設備配電業者設備の場所と電圧レベルのデータを開示している (Maßnahmen nach 13 EnWG) 8.2 Redispatch ( 給電発電所の変更 ) 風力給電が多くかつ需要が少ない時には電力網の混雑と隘路発生のリスクが高くなる域内送電網と地域間連系線の過負荷を緩和するために Redispatch( 給電発電所の変更または給電場所変更 ) が必要になる Redispatch とは送電系統の一部に隘路リスクがある場合その送電線の負荷を軽減するために一方では一つあるいは複数の発電所から投入する有効電力の量を抑制し同時に他方では別の場所の一つあるいは複数の発電所から投入する有効電力の量を増大させることで系統全体の有効電力を同じ水準に維持したまま隘路リスクを解消する系統運用である Redispatch は火力発電設備の変更 ( 出力抑制する発電所と出力増加させる発電所 ) を要求するため発電所の経済に与える影響が大きく実施のタイミングと規模について適切性を問われるこのため送電業者の共通のウエブサイトで詳細情報を開示している需給調整および出力抑制の状況 50Hertz 域内の需給調整措置を示す ( 表 8) 表 8のうち 13(1)EnWG による介入のほとんどは在来電源 ( 天然ガスとハードコール石炭発電 ) に対する Redispatch として行われている Redispatch 等は風力給電量の 15% 域内発電量の 2.6% 年間 262 日に達するこれに対して 13(2)EnWG による介入のほとんどは風力発電に対する出力抑制であるこれは年間の風力給電量の 0.6% である需給調整の介入が大規模に行われた日の状況を示す ( 図 12) 16 風力給電が多い時火力電源の Redispatch と風力発電の給電制限 [MW] は合わせて風力給電 [MW] の半分以上に達している風力給電が多い時には非優先の火力電源が頻繁に Redispatch されていること反対に風力発電の優先給電は確実に実行されているため風力発電の出力抑制はわずかである表 8 風力給電量および系統安定性の維持のための介入 (50hertz 送電区域 2012 年 ) 電力量 [MWh] 風力給電量に占める比率 [%] 域内発電量 (MWh) に占める比率 [%] 日数 [ 日 ] 時間数 [ 時間 ] 最大出力 [MW] 風力給電 18,511, % ,775 10,208 EnWG 13 条 (1) による介入 ( 在来電源に対する Redispatch + 契約合意に基づく出力抑制 ) a) EnWG 13 条 (2) および EEG11 条の連結適用による緊急介入 ( 在来電源の出力抑制 + 再生可能電源の出力抑制 ) b) 2,824, % 2.6% 262 2,481 5, , % ,925 系統安定性のための介入の合計 a) +b) 2,944, % - 出所 ) 給電データより筆者計算. データは, 50hertz, Maßnahmen nach 13.1EnWG; Maßnahmen nach 13.2EnWG).2012 年は 366 日年の域内の全電源の発電量合計は,108,070GWh. 66

図 12 系統安定性の維持のための市場介入 (50hertz 送電区域 2012 年 2 月 14 日 ~2 月 25 日 ) 注 ) 風力太陽光は積み上げグラフ他は積み上げのないグラフであるまとめ要約しよう 1 法規定により 15 分単位の詳細な給電データの開示が義務付けられているこれにより風力の給電状況を詳細に把握できる 2 12GW もの風力発電の連系により

10 図 12 系統安定性の維持のための市場介入 (50hertz 送電区域 2012 年 2 月 14 日 ~2 月 25 日 ) 注 ) 風力太陽光は積み上げグラフ他は積み上げのないグラフであるまとめ要約しよう 1 法規定により 15 分単位の詳細な給電データの開示が義務付けられているこれにより風力の給電状況を詳細に把握できる 2 12GW もの風力発電の連系により風力給電と残余需要の変動はかなり大きい 3 残余需要はマイナスに転じる時がある 4 風力給電が多く残余需要の少ない時に輸出依存度が高くなる輸出依存度は風力給電量の 3 割程度で 7 割程度はドイツ国内に送電されている 5 大量の風力給電に伴い垂直ロードが減少する風力給電の大部分は配電網レベルで域内消費されるさらに風力給電が極めて高い時に逆垂直ロードが発生している 6 風力給電予測の誤差は定格出力の 4% 以下である風力予測の精度は非常に高い 7 風力発電の連系の増加に伴い需給調整措置では火力電源 ( おもに天然ガス ) に対する Redispatch が頻繁に発生している 8 以上に示した給電データから 50Hertz の系統運用は限られた送電容量で風力給電を最大限に受け入れてきたことがわかる給電状況に関する透明性はきわめて高い 50Hertz 域内の送電線負荷は限界に達しているため火力電源に対する Redispatch と出力抑制が発生しているがそれは 12GW の大量の風力を連系する当然の結果であるドイツ送電業者 4 社による共同の電力網拡張構想の予測によれば再エネ電源の設備容量は 2023 年までに 50Hertz 域内で風力発電 19.6GW 太陽光発電 12.1GW ドイツ全体で風力発電 63.4GW 太陽光発電 61.3GW に達すると予測する ( 電力網拡張構想シナリオ B)( 表 9) 17 50Hertz 社はさらなる風力発電の増大に対応するため Windsammelschene (Schwerin-Hamburg 間の風力給電用基幹送電線 ) Uckermark 送電線 Südwest-Kuppelleitung (Thüringen における 50Hertz 南西部から TenneT への連系線 ) 380kV-Nordring Berlin( ベルリン北環状送電線 ) など数本の 380kV 送電線の拡張工事を積極的に進めている 2011 年の同社の総投資額 2.96 億ユーロのうち陸上風力連系にかかる投資が 1.15 億ユーロ洋上風力連系にかかる投資が 1.31 億ユーロであった 18 50Hertz は風力給電の増加に単に後追い対応するのではなく将来の風力給電の増大に備えて積極的な系統拡張を進めているそれが送電会社が電力市場で生き残る道だからである表 9 50Hertz 区域の風力と太陽光の累積容量の予測 (2023 年時点電力網拡張構想シナリオ B) Wind and solar energy installed capacity, Scenario B by2023 [GW] Onshore Wind Offshore Wind PV Berlin Brandenburg Hamburg Mecklenburg- Vorpommern Sachsen Sachsen-Anhalt Thübingen hertz, Total Germany, Total Source: Übertragungsnetzbetreiber (2013), Netzentwicklungsplan, Strom p.41, Chart 6 (Scenario B by 2023) by German 4 TSOs. 67

11 謝辞 : 本報告の作成にあたり斉藤哲夫氏 ( 日本風力発電協会 ) 安田陽准教授 ( 関西大学 ) 50Hertz 社 Amprion 社 Bundesnetzagentur の担当者からは貴重なアドバイスをいただいた深く感謝致します注 1. European Council (2009), Directive 2009/72/EC, Concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 2003/54/EC. 2. Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), 5, 8, 9. 系統運用者が系統拡張義務を免れることができるのは系統拡張費用が経済的に非合理的な場合に限定される ( 9(3),EEG) その場合経済的に合理的な水準とは系統拡張費用が再エネ電源の新規建設費用の 25% を超えないことが一つの目安とされる (Deutscher Bundestag Drucksache 15/2864, 15. Wahlperiode : ドイツ連邦議会環境委員会文書第 15 期 2004 年 ) 3. 13,EnWG ( 電気ガス供給に関するエネルギー事業法 13 条 ) 4. 50Hertz (2013), 50Hertz Almanach European Council (2009). op,cit Hertz, Amprion, TenneT and TransnetBW, Grid control cooperation. Regelleistung.net. atic/gcc 7. EEG-Anlagenstammdaten mdaten.htm 8. 日本風力発電協会系統部会 (2013) 広域運用による平滑化効果と系統連系可能量拡大策加藤丈佳 (2012) 電気学会電力エネルギー部門大会発表資料片岡池上宇田川荻本斉藤 (2012) 電気学会全国大会講演論文集風力発電ならびに残余需要のランプの予備的分析時間の風力 up-ramp は 15 分単位給電データでは 8,962MW となったが 50Hertz 社の開示によれば 9,007MW とされている (visited on ) 10. 輸出量は電力価格に従い市場的に決定されるドイツの風力給電が多い時にはオーストリーの貯水池への給電が増加しこれが Tennet 区域の送電線の負荷軽減に効果を上げている Bundesnetzagentur (2012), Bericht zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/ Hertz 社へのヒアリング (2013 年 6 月 ) 輸入依存度についてはドイツ全体と 50hertz を分けて考える必要がある 2011 年 5 月時点でドイツには確実な供給力と見なされる発電設備が 93.1GW 存在するドイツの年間最大需要は 80.6GW 供給予備力は 12.5GW であった (BDEW, 2011, Auswirkungen des Moratoriums auf die Elektrizitätswirtschaft) 2013 年 7 月時点でドイツには石炭流込水力貯水式水力原子力天然ガスの発電設備で合計 97.58GW を保有する (Bundesnetzagentur, Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur, 22. Juli 2013) ドイツ全体では最大電力需要をまかなうだけの十分な供給力が存在する風力給電が無い場合でも供給不足のリスクは無い (Entso-E, Summer outlook report 2013 and winter review 2012/ 2013) ドイツ全体として風力給電および太陽光給電が無い場合に輸入が発生するのは供給力不足の故ではなく輸入電力が低価格であることが影響している 12. Amprion 社へのヒアリング 2013 年 8 月 13. 前掲 50Hertz 社へのヒアリング Amprion 社へのヒアリング (2012 年 10 月 ) 14. 前掲 50Hertz 社へのヒアリング 15. EEG/KWK-G, Redispatch-Maßnahmen. m (visited on ) 年の需給調整ための介入が最大であったのは実際には 3 月 28~29 日であったただし 50Hertz 社によればこれは TenneT 変電所の故障に伴う出力制限の発動であって過剰な風力給電を要因とする出力制限とは言えないという s/sync/netzkennzahlen/berichte-13(2)_e nwg/information_13-2_enwg_vom_ _bis_ pdf 17. Übertragungsnetzbetreiber (2013), Netzentwicklungsplan, Strom 2013 ( ドイツ 4 送電業者による送電網拡張構想第二版 ) Hertz, Geschäftsbericht

Grid Integration Issues of Renewable Energy in Japan and its Transparency of Grid Data

Grid Integration Issues of Renewable Energy in Japan and Transparency of Grid Data Asami Takehama Ritsumeikan University Professor, Dr of Sociology 18 th REFORM Group Meeting 29 th August 2013 Schloss