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さかなのかげふみ @Spia23Tc |
再エネ先進地・九州 太陽光の大量受け入れはこうして実現した 20220826 日経XTECH
https://xtech.nikkei.com/atcl/nxt/column/18/00134/082400322/?n_cid=nbpnxt_twbn
太陽光発電などの発電量が変動する「変動性再生可能エネルギー」（VRE）導入で日本のトップを走る九州。増加し続けているこれらの電源を活用するために、一般送配電事業者はどんな工夫を重ねているのか。VRE時代の幕開けを現場で支える、九州電力送配電・運用計画グループの平島晋一課長に聞いた
ー九州は再エネの先進地と言われています。まずは導入量から教えてください。再エネだけで供給がまかなわれている季節・時間帯もあるのですか。
平島氏 九州エリアは、太陽光発電の導入量がとても多いのが特徴です。固定価格買取制度（FIT）が始まった2012年末までの累積導入量は111万kWでしたが、2022年4月末には1100万kWと、10年で約10倍に増加しています。
九州に太陽光発電が多いのは日照条件が良いためです。九州の人口・電力需要は、ともに日本の10％程度ですが、太陽光の導入量は17％にもなります。発電電力量に占める太陽光・風力の割合は12.2％（2021年度）です。
季節・時間帯ごとの電力需要に占めるVREの割合については、火力発電などのベース電源の状況によるため一概に何％とお答えするのは難しいです。
ですが、例えば2022年の最小需要日と想定される5月4日の12時には、718万kWの需要に対し太陽光の供給力が867万kW（出力制御前）となり、既に需要を超える供給力となっています。
◇優先給電ルールに従い出力を抑制
ー太陽光・風力の出力が需要を上回ることもあるということですが、これらを活用しながら需要と供給を均衡させるために、どのような運用をされているのですか。
平島氏 電力需要に対して供給が上回った際には、国の審議会が定めた「優先給電ルール」に従って、各電源の出力を抑制しています。
まずは、九州エリア内の火力発電所の出力を最大限抑制します。それと同時に、揚水発電所のくみ上げによって需要を作り出すことや、蓄電池への充電も行います。それでも余剰が出る場合には、九州と本州を結ぶ関門連系線を利用して、他エリアに送電します。
まだ余剰があるケースでは、バイオマス、次に太陽光・風力という順で出力制御を行います。以上のように、優先順位を付けることで太陽光・風力発電を最大限活用できるような仕組みになっています。
ーこのルールの下で電力需給をどのようにバランスしているのか、1日の運用の流れを教えてください。
平島氏 図3が2020年5月5日の電力需給状況で、赤の実線が電力需要です。下から積み重なっているのが電力供給であり、一番下の緑がベース電源の原子力や地熱。灰色が火力、黄色が太陽光です。
深夜から早朝は太陽光が発電しないので、原子力や火力、揚水発電が電力供給の中心です。朝になると、太陽光発電が稼働して徐々に出力が増加するので、火力発電を絞ります。
その後、例えば昼間の12時には、火力を最低出力まで絞ります。同時に青い網点の分だけ揚水発電のくみ上げをすることで電力需要を作り出します。さらに連系線で他エリアに送電も行い、太陽光の電力を最大限利用します。それでも余剰が出てしまう分については、青い矢印で示したように太陽光発電の出力制御（発電出力を絞ること）を行います。
夕方が近づくにつれて太陽光の出力が減少するのに対応して、太陽光の出力制御を解除し、揚水のくみ上げを停止します。同時に火力の起動と増出力を行うことで、需給バランスを取っています。
ー昼と夜とで電源構成が大きく変わっているのですね。火力の出力がかなり抑制されています。定格出力の半分以下といった低負荷での運転に、多くの火力発電所が対応しているのですか。
平島氏 全国には電源Ⅰ・Ⅱと呼ばれる中央給電指令所（一般送配電事業者各社が需給を管理するコントロールセンター）からオンラインで出力制御が可能な火力が234基あります。そのうち定格出力の30％以下の低負荷運転ができるのは約半数の112基になります。
一方、九州エリアは電源Ⅰ・Ⅱの火力15基すべてが定格の30％以下で運転可能です。さらに15基中11基、出力ベースでは925万kW中の747万kWが20％以下の低負荷運転も可能です。
◇石炭のDSS、昨年12月以降は実施せず
ー図4を見ると、東京エリアは総出力の3分の1程度しか30％以下の低負荷運転に対応していません。一方、九州はすべてが対応しているのですね。九州は他エリアよりも極端に広く低負荷に対応していますがその理由は。
平島氏 九州電力の発電部門に質問したこともあるのですが、九州エリアの電源が他エリアに比べて特に低負荷運転に対応できている具体的な理由はわかりません。常日ごろから効率的な運用に配慮して、幅広く使えるように設計・運用してきたのだと思います。
火力の出力抑制には、低負荷運転に加えて「DSS」（Daily Start and Stop）運転も実施しています。DSSは「毎日起動・停止する」という意味で、電力消費の少ない時間帯や、再エネの発電量が多い時間帯に発電を停止することで、出力をゼロにすることができます。ただし、例えば石炭火力は一度停止してしまうと立ち上げに時間がかかるため、全部止めてしまうと夕方の太陽光の出力減と電力需要増に間に合わせることが難しくなります。
そのため、図5の稼働状況例のように、先の時間帯で必要な量を見越して一部は発電停止し、一部は最低出力で運転するということを行います。
図5は4つの石炭火力の稼働状況を示しています。このケースでは発電を停止するのを2台にとどめ、残り2台は最低出力で運転しています。
16時より前の時間帯の太陽光発電の出力低下や電力需要増加への対応は、最低出力で運転している2台の増出力によってまかないます。他方の2台はその間に運転を開始し、さらに後の時間帯の需要増をカバーします。
こうした運転によって火力の出力を極限まで絞り、最大限の再エネ受け入れを行っています。
優先給電ルールの確実な実施のため「可能な限りDSSを実施する」という運用方法を当社は定めていて、国の審議会からもその運用方法の承認を受けています。しかし、DSSは毎日のように起動・停止を繰り返すため、発電所の機器が加熱・冷却を繰り返すことになり、部材劣化の原因になる熱疲労が大きくなるという問題があります。発電事業者によると、DSSが増えるにつれて、発電所のトラブルも増えているそうです。
こうしたトラブルで発電所が一度止まってしまうと、数カ月単位で停止することになってしまいます。現在のように電力需給がひっ迫している状況では、長期の停止は特に避けなければなりません。
さらに、石炭火力が止まるとその穴を埋めるのがLNG（液化天然ガス）火力になり、LNGの消費が増えます。すると、今度はウクライナ情勢などで需給がひっ迫しているLNGの追加調達が難しいという問題が出てきます。
以上のような理由から、昨今の厳しい需給状況を踏まえて、DSSについて発電事業者と協議を行いました。その結果、供給力確保の観点から、トラブルリスクが高い石炭火力のDSSについて、2021年12月から当面実施しない運用としています。
◇連系線も周波数制約の限界まで活用
ーDSSが減ると、再エネの出力制御が増える可能性も否定できないと思いますが、安定供給に支障が出るのならばいたしかたないですね。再エネの受け入れのために地域間連系線も積極的に活用されているのですか。
平島氏 連系線で他エリアにより多く送電することでも、再エネの受け入れ量を増やすことができます。九州エリアは関門連系線で本州と接続していて、最大の送電容量は278万kW（冬季326万kW）です。この容量は、熱容量の制約（送電に伴う温度上昇の許容限界）によるものですが、実際の送電容量には周波数による制約もあります。
九州から中国エリアへ送電している場合に、事故などで連系線が途切れたとすると、中国以東のエリアでは電源が突然失われるため周波数が低下します。その低下を許容できる限界は時期によっても異なりますが、電力需要の少ない時期の休日昼間だと、おおよそ200万kW程度です。
一方、九州エリアは電力が送れなくなり余ってしまうため、逆に周波数が上昇します。その許容値は、中国以東エリアの周波数制約の限界値200万kWを下回る場合があります。つまり、中国以東は200万kWまで受容できるのですが、九州側の周波数制約がネックとなり、連系線の運用容量がより少ない容量に制限されます。
この九州・中国エリアの周波数制約のギャップを解消して送電容量を増やすために、新しいシステムを2019年4月に導入しました。関門連系線で事故が発生した際に、瞬時に九州エリアの30万kW分の発電機を停止するというものです。このシステムの導入により中国以東エリアの周波数制約の限界である200万kWまでの送電が可能となり、その分だけ太陽光発電を受け入れられるようになりました。
ー太陽光をより多く受け入れるために、揚水発電のくみ上げで需要を作り出しているということですが、その量は増加しているのですか。
平島氏 図6が2013年からの揚水（くみ上げ）回数の推移です。当初の揚水は、夜間に余る原子力の電力を利用するために使われてきましたが、太陽光の導入量が増えるに従って昼間に余る電力を吸収するために使うようになりました。
図6を見ると、太陽光の導入量の増加に合わせて、従来はほとんど行われていなかった昼間の揚水回数が、急増しているのが分かると思います。揚水発電所の使い方は大きく変わりました。
ただし、昼間にくみ上げを続けると揚水発電所の上池が一杯になってしまうので、どこかの時間帯で必ず水を落として電力として利用しなくてはいけません。そうしないと、翌日に太陽光の電力が余ってもくみ上げられなくなります。そこまで予測して運用するのが難しいポイントですね。
揚水発電以外にも、豊前蓄電池変電所という出力5万kW、容量30万kWhのNAS電池の蓄電システムもありますので、そちらも活用しています。
◇
火力の低負荷運転やDSS、地域間連系線、揚水発電などを活用して太陽光発電を受け入れる九州電力送配電。後編では太陽光の出力制限の現状と、その必要性について聞く。
青柳 聡史
太陽光発電などの発電量が変動する「変動性再生可能エネルギー」（VRE）導入で日本のトップを走る九州。増加し続けているこれらの電源を活用するために、一般送配電事業者はどんな工夫を重ねているのか。VRE時代の幕開けを現場で支える、九州電力送配電・運用計画グループの平島晋一課長に聞いた
ー九州は再エネの先進地と言われています。まずは導入量から教えてください。再エネだけで供給がまかなわれている季節・時間帯もあるのですか。
平島氏 九州エリアは、太陽光発電の導入量がとても多いのが特徴です。固定価格買取制度（FIT）が始まった2012年末までの累積導入量は111万kWでしたが、2022年4月末には1100万kWと、10年で約10倍に増加しています。
九州に太陽光発電が多いのは日照条件が良いためです。九州の人口・電力需要は、ともに日本の10％程度ですが、太陽光の導入量は17％にもなります。発電電力量に占める太陽光・風力の割合は12.2％（2021年度）です。
季節・時間帯ごとの電力需要に占めるVREの割合については、火力発電などのベース電源の状況によるため一概に何％とお答えするのは難しいです。
ですが、例えば2022年の最小需要日と想定される5月4日の12時には、718万kWの需要に対し太陽光の供給力が867万kW（出力制御前）となり、既に需要を超える供給力となっています。
◇優先給電ルールに従い出力を抑制
ー太陽光・風力の出力が需要を上回ることもあるということですが、これらを活用しながら需要と供給を均衡させるために、どのような運用をされているのですか。
平島氏 電力需要に対して供給が上回った際には、国の審議会が定めた「優先給電ルール」に従って、各電源の出力を抑制しています。
まずは、九州エリア内の火力発電所の出力を最大限抑制します。それと同時に、揚水発電所のくみ上げによって需要を作り出すことや、蓄電池への充電も行います。それでも余剰が出る場合には、九州と本州を結ぶ関門連系線を利用して、他エリアに送電します。
まだ余剰があるケースでは、バイオマス、次に太陽光・風力という順で出力制御を行います。以上のように、優先順位を付けることで太陽光・風力発電を最大限活用できるような仕組みになっています。
ーこのルールの下で電力需給をどのようにバランスしているのか、1日の運用の流れを教えてください。
平島氏 図3が2020年5月5日の電力需給状況で、赤の実線が電力需要です。下から積み重なっているのが電力供給であり、一番下の緑がベース電源の原子力や地熱。灰色が火力、黄色が太陽光です。
深夜から早朝は太陽光が発電しないので、原子力や火力、揚水発電が電力供給の中心です。朝になると、太陽光発電が稼働して徐々に出力が増加するので、火力発電を絞ります。
その後、例えば昼間の12時には、火力を最低出力まで絞ります。同時に青い網点の分だけ揚水発電のくみ上げをすることで電力需要を作り出します。さらに連系線で他エリアに送電も行い、太陽光の電力を最大限利用します。それでも余剰が出てしまう分については、青い矢印で示したように太陽光発電の出力制御（発電出力を絞ること）を行います。
夕方が近づくにつれて太陽光の出力が減少するのに対応して、太陽光の出力制御を解除し、揚水のくみ上げを停止します。同時に火力の起動と増出力を行うことで、需給バランスを取っています。
ー昼と夜とで電源構成が大きく変わっているのですね。火力の出力がかなり抑制されています。定格出力の半分以下といった低負荷での運転に、多くの火力発電所が対応しているのですか。
平島氏 全国には電源Ⅰ・Ⅱと呼ばれる中央給電指令所（一般送配電事業者各社が需給を管理するコントロールセンター）からオンラインで出力制御が可能な火力が234基あります。そのうち定格出力の30％以下の低負荷運転ができるのは約半数の112基になります。
一方、九州エリアは電源Ⅰ・Ⅱの火力15基すべてが定格の30％以下で運転可能です。さらに15基中11基、出力ベースでは925万kW中の747万kWが20％以下の低負荷運転も可能です。
◇石炭のDSS、昨年12月以降は実施せず
ー図4を見ると、東京エリアは総出力の3分の1程度しか30％以下の低負荷運転に対応していません。一方、九州はすべてが対応しているのですね。九州は他エリアよりも極端に広く低負荷に対応していますがその理由は。
平島氏 九州電力の発電部門に質問したこともあるのですが、九州エリアの電源が他エリアに比べて特に低負荷運転に対応できている具体的な理由はわかりません。常日ごろから効率的な運用に配慮して、幅広く使えるように設計・運用してきたのだと思います。
火力の出力抑制には、低負荷運転に加えて「DSS」（Daily Start and Stop）運転も実施しています。DSSは「毎日起動・停止する」という意味で、電力消費の少ない時間帯や、再エネの発電量が多い時間帯に発電を停止することで、出力をゼロにすることができます。ただし、例えば石炭火力は一度停止してしまうと立ち上げに時間がかかるため、全部止めてしまうと夕方の太陽光の出力減と電力需要増に間に合わせることが難しくなります。
そのため、図5の稼働状況例のように、先の時間帯で必要な量を見越して一部は発電停止し、一部は最低出力で運転するということを行います。
図5は4つの石炭火力の稼働状況を示しています。このケースでは発電を停止するのを2台にとどめ、残り2台は最低出力で運転しています。
16時より前の時間帯の太陽光発電の出力低下や電力需要増加への対応は、最低出力で運転している2台の増出力によってまかないます。他方の2台はその間に運転を開始し、さらに後の時間帯の需要増をカバーします。
こうした運転によって火力の出力を極限まで絞り、最大限の再エネ受け入れを行っています。
優先給電ルールの確実な実施のため「可能な限りDSSを実施する」という運用方法を当社は定めていて、国の審議会からもその運用方法の承認を受けています。しかし、DSSは毎日のように起動・停止を繰り返すため、発電所の機器が加熱・冷却を繰り返すことになり、部材劣化の原因になる熱疲労が大きくなるという問題があります。発電事業者によると、DSSが増えるにつれて、発電所のトラブルも増えているそうです。
こうしたトラブルで発電所が一度止まってしまうと、数カ月単位で停止することになってしまいます。現在のように電力需給がひっ迫している状況では、長期の停止は特に避けなければなりません。
さらに、石炭火力が止まるとその穴を埋めるのがLNG（液化天然ガス）火力になり、LNGの消費が増えます。すると、今度はウクライナ情勢などで需給がひっ迫しているLNGの追加調達が難しいという問題が出てきます。
以上のような理由から、昨今の厳しい需給状況を踏まえて、DSSについて発電事業者と協議を行いました。その結果、供給力確保の観点から、トラブルリスクが高い石炭火力のDSSについて、2021年12月から当面実施しない運用としています。
◇連系線も周波数制約の限界まで活用
ーDSSが減ると、再エネの出力制御が増える可能性も否定できないと思いますが、安定供給に支障が出るのならばいたしかたないですね。再エネの受け入れのために地域間連系線も積極的に活用されているのですか。
平島氏 連系線で他エリアにより多く送電することでも、再エネの受け入れ量を増やすことができます。九州エリアは関門連系線で本州と接続していて、最大の送電容量は278万kW（冬季326万kW）です。この容量は、熱容量の制約（送電に伴う温度上昇の許容限界）によるものですが、実際の送電容量には周波数による制約もあります。
九州から中国エリアへ送電している場合に、事故などで連系線が途切れたとすると、中国以東のエリアでは電源が突然失われるため周波数が低下します。その低下を許容できる限界は時期によっても異なりますが、電力需要の少ない時期の休日昼間だと、おおよそ200万kW程度です。
一方、九州エリアは電力が送れなくなり余ってしまうため、逆に周波数が上昇します。その許容値は、中国以東エリアの周波数制約の限界値200万kWを下回る場合があります。つまり、中国以東は200万kWまで受容できるのですが、九州側の周波数制約がネックとなり、連系線の運用容量がより少ない容量に制限されます。
この九州・中国エリアの周波数制約のギャップを解消して送電容量を増やすために、新しいシステムを2019年4月に導入しました。関門連系線で事故が発生した際に、瞬時に九州エリアの30万kW分の発電機を停止するというものです。このシステムの導入により中国以東エリアの周波数制約の限界である200万kWまでの送電が可能となり、その分だけ太陽光発電を受け入れられるようになりました。
ー太陽光をより多く受け入れるために、揚水発電のくみ上げで需要を作り出しているということですが、その量は増加しているのですか。
平島氏 図6が2013年からの揚水（くみ上げ）回数の推移です。当初の揚水は、夜間に余る原子力の電力を利用するために使われてきましたが、太陽光の導入量が増えるに従って昼間に余る電力を吸収するために使うようになりました。
図6を見ると、太陽光の導入量の増加に合わせて、従来はほとんど行われていなかった昼間の揚水回数が、急増しているのが分かると思います。揚水発電所の使い方は大きく変わりました。
ただし、昼間にくみ上げを続けると揚水発電所の上池が一杯になってしまうので、どこかの時間帯で必ず水を落として電力として利用しなくてはいけません。そうしないと、翌日に太陽光の電力が余ってもくみ上げられなくなります。そこまで予測して運用するのが難しいポイントですね。
揚水発電以外にも、豊前蓄電池変電所という出力5万kW、容量30万kWhのNAS電池の蓄電システムもありますので、そちらも活用しています。
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火力の低負荷運転やDSS、地域間連系線、揚水発電などを活用して太陽光発電を受け入れる九州電力送配電。後編では太陽光の出力制限の現状と、その必要性について聞く。
青柳 聡史
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