本資料は、同時市場で調整力(ΔkW)が系統混雑により発動できなくなる課題への対応を整理したものである。対応策は未決定であり、地内混雑の拡大と日本の運用容量の考え方を踏まえ、ΔkW送電容量制約、事故時の別プロセス補正、事前マージン確保を検討候補として示している。kWhとΔkWを同時に制約する方法の計算負荷・収束性を検証し、技術課題があれば確保エリアの細分化等も並行して検討する方針である。
| 対応案 | 制約・運用の考え方 | 資料上の位置づけ |
|---|---|---|
| ΔkW送電容量制約 | SCUC・SCEDでkWhとΔkWをともに送電容量内に収める | 技術的影響を比較検証する案 |
| SFTによる補正 | SCUC・SCEDではkWhを制約し、別プロセスでN-1時の潮流を解析・補正 | 米PJMの方式を参考にした案 |
| 事前マージン確保 | ΔkW用容量を先に確保し、kWhを制約して最適化 | 検討候補 |
米国では、アンシラリー用マージンを原則設けず、送電容量をkWh利用に充てる。ERCOT・CAISOは、時間内変動による瞬時の超過は系統全体で吸収できるとの考えを示し、電源脱落時は運用容量の切替やSCEDによる事後調整を用いる。事務局は、kWh・ΔkW同時制約は実装が複雑になり得るとの示唆を得た一方、米国のメッシュ系統と日本の長距離くし形系統では制約要因が異なるため、単純な適用はできないと整理している。
PJMでは、前日市場のSCUC後にSFTでベースケースとN-1事故時の潮流を確認し、制約違反があれば発電計画を補正する。ただし、補正後も過負荷が残る例が示され、一定の超過を許容している可能性がある。電源脱落時の過負荷が大きくなると判断される場合は、ΔkW確保エリアをsub-zoneに分ける。時間内変動のRegulationには同様のエリア細分化がなく、発動に伴う平常時容量超過は考慮されていないとされる。
現行制度は、混雑が連系線に限られ、調整力必要量がエリア単位で定まることを前提に、広域調達時の連系線ΔkWマージンで発動制限を避けている。平常時のGF・LFCでは、応動分が連系線潮流のフリンジに含まれる一方、広域調達分にもマージンを設定するため二重確保となる課題がある。2024年のGF広域調達開始時は二重確保を行い、実績等を見て考え方を見直す方針である。二次①(LFC相当)の広域調達は2027年度を目標としており、マージンの扱いは今後整理が必要である。
予測誤差に対応する調整力は、広域調達分が使えるよう連系線容量を確保する。現行の分散型市場では、広域調達の便益と卸電力市場への影響を勘案し、両者の影響額の和が最小となる連系線確保量を設定する。電源脱落では、瞬時分は単機最大ユニット容量を周波数系統内で按分して確保するため、エリア内調達分による短時間の容量超過は原則考慮しない。継続分のA1マージンは、供給先エリアで最大単一電源の出力に対して予備力が不足する場合に限られ、原則ゼロである。
ノンファーム型接続の拡大により、混雑は地域間連系線だけの段階から、特定箇所、さらに不特定多数の地内箇所へ広がる想定である。資料は、ノンファーム型接続とN-1電制の同時適用により、平常時運用容量の最大200%程度の潮流や地内混雑も考慮すべきとしている。米国のように平常時と緊急時で判断基準を切り替える方法が日本に適用できるかも含め、厳密な最適化制約の検証と、マージン・補正等の運用上の選択肢を検討する段階である。
※AI生成。詳細は原文PDFをご確認ください。
出典:
「同時市場における発動制限ΔkWの取り扱いについて」(電力広域的運営推進委員会)(https://www.occto.or.jp/iinkai/chousei_sagyoukai/)をもとに当社作成
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