報告書番号

C16002

タイトル（和文）

再生可能エネルギー電源大量連系に対応する柔軟性資源計画モデルの開発－蓄電池やデマンドレスポンスを考慮した最適電源構成の検討－

タイトル（英文）

Development of Optimal Power Generation and Flexibility Resource Planning Model for Power Systems with Large-scale Renewable Integration Considering Battery Energy Storage and Demand Response

概要 （図表や脚注は「報告書全文」に掲載しております）

背 景
将来、再生可能エネルギー電源（以下、再エネ電源）の連系量増加によって、周波数制御や需給バランス調整のための調整力必要量が増え、蓄電池やDRなどの従来電源以外の調整資源が必要となる可能性がある。再エネ電源大量連系下での需給バランス維持のために、今後どのような電源と調整資源を開発すべきかを検討する必要がある。

目 的
電力需要と再エネ電源出力変動に対応する調整力必要量を同時に充たすコスト最適な電源と調整資源構成を評価できるモデル（以下、柔軟性資源計画モデル）を開発する。
主な成果
1. 再エネ電源大量連系に対応する柔軟性資源計画モデルの開発
将来の「電力需要」と変動電源の出力予測誤差と時間内変動に対応する「調整力必要量とその発生確率」を所与とし、種々の制約条件下で、長期システムコスト最小の電源構成（kW、kWh）と調整資源構成を求める柔軟性資源計画モデルを開発した。調整資源のコストや応答性能、年間使用確率、潜在量を勘案して最適な調整資源構成を導出する。モデルの特徴は、（１）電源ユニット単位で、新設や休廃止・能動性向上など個別具体的な選択肢を分析できること、（２）蓄電池やDRなど新しい調整資源と従来電源を比較した評価ができることである。

2. 再エネ電源が大量連系した電力供給エリアを対象にした蓄電池とDRの経済性評価
太陽光発電と風力発電が大量連系した電力供給エリアを想定し（年間再エネ比率＝14%）、需給バランス維持可能な電源構成と調整資源構成および供給コストを評価した。長周期調整力にNAS電池とDR（家庭用HP給湯機と業務用ビル空調の可制御化）を、短周期調整力注1)にLi電池を利用するケースでは、ガス火力発電の部分負荷運転による調整力を削減できるため，安価な石炭火力の運転基数を増やすことができる。しかしこの場合でも再エネ電源大量連系により石炭火力ユニットの稼働率は低下する。蓄電池・DRを利用すると、蓄電池・DRなしの場合と比べて、蓄電池・DR導入コストを含む供給単価を約26%抑制可能である。

今後の展開
連系線を通じた他エリアの調整力の活用や再エネ電源の出力制御、自家発電など他の分散資源を考慮するようにモデルを拡張すると共に、開発モデルの検証を行う。

概要 （英文）

This report developed a power generation and flexibility resource planning model of power systems with large-scale renewable integration using optimization technique. The model can analyze explicitly the system cost impact of flexibility-supplying technologies such battery storage systems and demand responsive load control. A supposed power system with large-scale renewable integration in Japan is taken as an example. Residential heat-pump water heaters and commercial air conditioners in the customer side are supposed to be made demand responsive by energy management systems in the model analysis. The results show that the battery storage systems and demand responsive load control could make lower the on-line capacity of partial-load gas-fired power generation units and make coal-fired power generation units more utilized, which leads to the yearly power generation cost reduction. The system cost, in which the installation cost of battery storage systems and demand response as well as the fixed and variable costs of power generation are included, decreases by about 26% compared to that of the power system without battery storage systems and demand response.

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