|
１． 日時：平成１６年４月２２日（木）１３：００～１５：３０
２． 会場：弘済会館４階会議室
３． 出席委員
＜委員長＞
横山 隆一
＜委員＞
岩本 伸一、牛山 泉、大名 直樹、片野 俊雄、関 和市、
田村 和豊、塚脇 正幸、中村 成人、前川 文章、
眞部 利應、山村 俊之、横山 明彦、吉川 照一
＜代理＞
岡本 浩（中村 秋夫 代理）
５０音順（敬称略）
【堀室長】 それでは、定刻になりましたので、まだお見えでない委員の先生もいらっしゃいますけれども、第２回の風力発電系統連系対策小委員会を開催させていただきます。
前回の小委員会を欠席された委員をご紹介させていただきます。
日本風力発電協会会長の山村俊之様です。
【山村委員】 山村です。よろしくお願いします。
【中島室長補佐】 それでは、議事に先立ちまして、お手元の資料を確認させていただきます。
議事次第で座席表をお配りしています。
資料１：九州電力提出資料。資料２：東北電力提出資料。資料３：北海道電力提出資料。資料４：電源開発説明資料。資料５：日本風力発電協会説明資料。資料６が事務局の資料で、周波数変動対策に係るオプション（案）。そして資料７、これは委員のみにお配りしておりますが、第１回風力発電系統連系対策小委員会の議事録です。それから参考資料１が電源の調整力についてということで東京電力からの資料でございます。
乱丁・落丁等がございましたらお知らせ願います。
それでは、ここから横山委員長に議事進行をお願いいたします。
【横山（隆）委員長】 最初に、議事に入る前に少し時間をいただきまして、前回の論議の取りまとめと、本日の小委員会の進め方についてちょっとお話ししたいと思います。
本日は、風力発電の系統連系対策として周波数変動対策についての議論をしていただきたいと思います。前回の会合では、周波数変動対策について、風力発電の導入の可能量に係るシミュレーション、また、需給調整が困難な場合の風力発電の解列、それから調整力拡大のための調整電源の組み合わせの変更の可能性というような議論がなされました。このような周波数変動対策を検討していくにあたりましては、対策の効果とか、費用、そういったものを定量的に把握しなければならないと。そして、それぞれの対策の優劣といいますか、適・不適ですね、そういったものを議論していくということが重要だと思っております。
前回の会合の終わりのところで、事務局のほうから今回の会合における議論の参考になる情報を提供するということを申し上げております。そこで事前に事務局を通じまして、関係委員のほうに議論の参考になるような情報の整理、それから本会合での報告を依頼しております。
まず、風力発電の連系を毎年度一定量に制限を行っている地域ですね、北海道電力、東北電力、九州電力に対しましては、前回の具体的な議論をいただいた事項、すなわち風力発電導入可能量に係るシミュレーション等の今後の予定、それから各電力ごとの風力発電の解列、調整電源の組み合わせの変更による導入拡大量、追加コスト、こういった大まかな試算を報告していただくということになっております。
前回、北海道電力のプレゼンテーションの中にご説明がありましたけれども、北本連系線のＡＦＣ機能に関しましては、この機能の調整幅を拡大すると風力発電の導入量が拡大できると。この拡大の技術的な可能性と追加的なコスト、北本の建設を行った電源開発に検討をお願いしております。平成１２年にありました系統影響評価小委員会、これは、私、委員長を務めましたけれども、その報告書に周波数変動対策に対して盛り込まれていました蓄電池、これに対しましても、現在経済産業省の委託を受けて実証研究を行っています電源開発に報告をお願いしてございます。
さらに、風力発電側からも周波数変動対策についての考え方を説明していただくということで、風力発電協会の方にプレゼンをお願いしているところでございます。
本日は、まず、これらの報告を各委員から行っていただきまして、報告終了後にまとめて事実関係のみを質疑応答したいと思います。その後、事務局から周波数変動対策のオプション案について説明いただきまして、具体的な対策オプションについての議論を行っていきたいと思います。
まず、東京電力のほうから、前回具体的な議論のあった調整電源の調整速度、それから調整容量についての具体的なデータをもとに再度ご説明をいただきたいと思います。その後、まず、各電力会社から報告をいただきまして、前回は北海道からご説明いただいたので、今度は逆に南から、九州、東北、北海道の順でご報告をいただこうと思っています。
本日は資料がたくさん、また議題もたくさんございますので、非常にタイトでございますので時間厳守ということで、最初に、岡本委員から５分ということでお願いしたいと思います。
【岡本委員（代理）】 東京電力の岡本でございます。前回、当社の中村よりプレゼンしました内容で、電源の調整速度につきましてご質問がございましたので、簡単にお答えしたいと存じます。お手元の参考資料１にもございますけれども、１枚目の絵は、各電源の調整速度のイメージを示したものでございます。ごらんいただければわかるんですが、かなり電源による差というのは大きいものがございまして、大体イメージとしては、可変速揚水が最も速いと。これに対しまして、火力というのは遅いわけですけれども、同じ火力でもコンバインドサイクルのほうが、いわゆるコンベンショナルと我々言っているようなものよりも速いという傾向でございます。
めくっていただきまして、次の絵をごらんいただきたいんですけれども、これは以前電気学会のほうで技術報告をまとめた際の調査結果でございますけれども、電力各社におけるＬＦＣ、あるいはガバナフリー対象機に対する出力変化速度の設定例でございます。ごらんいただくとわかるんですけれども、先ほど申し上げたように、一番右下の水力、可変速揚水だけ縦軸のスケールが違っておりますので、非常にここの部分は速い。残りの火力につきましては、一般にコンバインドのほうがコンベンショナル、いわゆるスチームタービンのみのものよりも速い傾向ですけれども、物によりましては、同じスチームタービンの中でも、幅つきといいますか、いろいろなものがございまして、会社によって、あるいは同じ会社の中でも物によって調整速度が異なっているという状況でございます。そういうわけでございまして、各社これらを組み合わせまして、必要な調整速度を確保しているという次第でございます。
それから前回牛山先生のほうから、例えば石油火力を増やすことで調整容量が増やせるのではないかというご質問を頂戴しておりまして、当社の中村より、揚水や火力はどれも周波数調整する電源になっているので、石油を仮に増やしても周波数調整能力としてはあまり変わらないのではないかとお答えしていると思いますが、その点につきましても若干補足させていただきます。
一般論としましては、当社ではどの火力もＬＦＣ機能というのをつけてございますので、その中で電源を変えてもあまり変わらないという面では、中村からお答えしたとおりでございますけれども、例えば経済負荷配分の結果、燃料コストが高い最低出力で運転しているような石油火力と、燃料コストが安いため定格で運転しているような石炭火力が仮にあったといたしまして、石油の出力を上げて、逆に石炭の出力を下げるというような持ち替えをやりますと、若干調整力が増えるというようなケースは当然ございます。
このあたりはまさにケース・バイ・ケースでございまして、各社の需給調整の実態に合わせまして、実現可能性ですとか、増分コストというものを検討する必要があると考えております。前回の当社のプレゼンに対する補足ということで簡単にご説明させていただきました。
【横山委員長】 ぴったり５分で、ありがとうございました。
引き続きまして、眞部委員のほうからお願いいたします。
【眞部委員】 それでは、資料１の九州電力説明資料となっておりますけれども、それに基づきましてご説明いたします。
この資料は２部作のような形でございまして、最初が「九州地区における風力導入可能量の検討スケジュール」、２番目が「風力連系対策案について」ということで、前半が右下のページで９ページまでであったと思います。２つ目が右下のページで１０ページまでとなっております。
それでは、資料をお開きいただきまして、まず、３枚ほどお開きいただきまして、右下のページの２ページでございますが、この２ページと右下の３ページの図をごらんいただきたいと思いますけれども、まず、九州における大規模風力発電導入状況でございます。ここでは１地点一応2,000ｋＷ以上ということで規模の大きさを決めさせていただいておりますが、現時点の風力発電は主に、３ページにございますとおり、南九州、南九州でも鹿児島のほうに偏在いたしております。北部にも１カ所ございますけれども、現在のところ、こういうことで５地点／８万ｋＷということでございまして、これが平成１６年度末には九州全域に立地ということで広がります。１１地点で１５万ｋＷとなる見込みでございます。
さらに平成１７年度以降、運開分を含めますと、現在決定しておりますのは１４地点／２１万ｋＷでございまして、実はこのほかに小規模風力発電、離島等も入れまして、さらに４万ｋＷございまして、全体で２５万ｋＷが決定しているということでございます。
それでは、今後の導入可能量検討の進め方でございますけれども、４ページ以降ですが、先ほども申し上げましたとおり、平成１７年３月ごろに九州全域に大規模風力が展開されますので、それから１年間、春夏秋冬、４シーズン見まして、全１１地点のデータを収集していきたいと思っています。そのデータは、５ページにございますとおり、出力、これは有効分、無効分ということですが、これを２秒毎に測定するということでデータを蓄積していきたいと思っております。
その簡単なスケジュールを６ページに記載してございますけれども、平成１７年度に収集いたしまして、平成１８年度にそのデータを分析いたしまして、導入可能量を検討するということで考えております。
その導入可能量算定の方法でございますけれども、７ページ、８ページにございますとおり、北海道電力さんで行われております詳細シミュレーションでは、まだ現在、私どもは行っておりませんで、現在行っております可能量算定はこのような一種の簡略式で行っておりまして、８ページにございますとおり、最終的にはここでわからない変数といいますのは、符号でＲと記載しております「風力出力変動率」でございまして、これが判明いたしますと、一応この式による風力導入可能量というものを確定できるということでございます。
９ページの参考２に、現在、風力連系をどのように進めているか、受け付けを行っているかということでございまして、今年の４月に説明会を行ったわけでございますが、平成１７年度～平成１９年度の運開予定分といたしまして、九州本土で５万ｋＷと。離島は島別に受け付けでございまして、これも先ほどのような可能算定量の式に準じた求め方になるわけでございますが、やはり制約がございまして、今回これで4,000ｋＷということでございまして、5万4,000ｋＷを全体として受け付けるということでございます。
連系決定のプロセスでございますが、その下にございますとおり、４月に申し込み説明を行いました。抽選を行いまして、連系検討の優先順位を決定させていただくと。これは５月、来月行う予定でございます。以降、下のほうにまいりまして、受給契約の協議・調整、仮契約締結、これが来年の３月ごろということで約１年間かかるわけでございますが、こういうことで進めていくということでございます。
引き続きまして、「風力連系対策案について」でございますが、これは次の１ページ、目次にございますとおり、２つの方法を検討いたしておりますが、１点目は、風力発電機解列による連系増加量の試算、２点目が調整電源運用変更による連系増加量の試算でございます。あらかじめお断りいたしておきますけれども、あくまでもこれは一定の前提による試算値でございまして、参考的な位置づけというふうに受けとめていただければと思います。実際にやるかやらないかということではございません。一応こういう試算をある一定の前提を設けて行ったということでございます。
それでは、具体的に申し上げますと、２ページでございますけれども、まず１点目の風力発電機解列による連系増加量の試算。これは定性的に風力発電の出力変動というものは、系統容量が小さくなるほど周波数に与える影響は大きいということでございまして、前回にもございましたとおり、深夜等の系統容量が小さい時間帯に風力を停止すれば、大きな系統容量をもとに連系可能量を決定できるということになるわけでございます。
３ページがその系統容量の１年間の負荷持続曲線と申しておりますけれども、１年間を１時間単位で8,760時間を並べますと、おおむねこのような形になりまして、右のほうが年間で最小になる負荷ということとお考えいただければと思いますが、左に行くほど負荷が大きくなると。裏返しますと、系統容量を大きくとって、風力発電機の連系量を増やそうすれば停止時間が増えるということを示したものでございます。
これを当社の需要実績を用いまして試算いたしたわけですが、４ページ、５ページでございますけれども、やり方といたしましては、これも２つございまして、一定規模の負荷となった時間帯、ある深夜時間帯の負荷を見ていて、ある一定規模になったときに、例えば電力会社の指令所から連絡を出して風力を停止するという方法と、あらかじめ定められた時間帯に停止するというスケジュール運転を行う方法とがございます。
これで試算いたしますと、仮に５万ｋＷほど風力を増やそうといたしますと、当社の場合ですけれども、(1)のやり方でいきますと、年間１０％程度停止時間が必要と。(2)の場合は少し粗いやり方で今回検討したかもしれませんが、年間の２５％程度の時間の停止が必要と。このあたりは、１ページ飛びまして、６ページをごらんいただきますと、(2)の運転スケジュールを示しております。実線で示したところが運転時間でございますが、これをもう少しきめ細かくしていきますと、この２５％程度の停止時間をもう少し減らすことができるということでございます。
５ページは、停止時間と連系可能量増分の関係をグラフで示したものでございます。
次に、７ページでございますが、調整電源運用変更による連系増加量の試算ということでございますが、風力の導入可能量を増やすというもう一つの方法としましては、先ほど来も話が出ていました周波数調整力を増加させる方法ということでございますが、そのやり方につきましては、それぞれ電力会社におきましては、電源構成とか電力負荷カーブが異なりますので一概には決められないと思います。それぞれのやり方があるのではないかと思います。
そこで、当社の場合は、一つの案としてこういう方法があるのかないのかということで理論的にこういうことを考えたということでございまして、石炭火力、夜間は火力最低負荷付近で運転しておるわけでございますが、夜間はＬＦＣはＬＮＧ火力が受け持っていまして、石炭火力は夜間はほとんど一定運転でございますが、その石炭火力にＬＦＣ能力を少し、いわゆるＬＦＣの運転のバンドに持っていくということでございます。それは９ページのほうに示しておりますけれども、９ページの下のほうをごらんいただきますと、石炭火力が深夜２台運転する一般的なケースでございますが、これは７０万ｋＷクラスの石炭火力が２台入っているとお考えいただきたいと思いますが、その１台をとめまして、石炭火力の１台にＬＦＣのバンド幅まで出力を上げるということで、こういうことを行いますと、８ページにございますとおり、0.5％程度のＬＦＣ調整力を増やすことができると。それを風力連系量に換算いたしますと、５万ｋＷ程度増加するということでございます。
ただし、この考え方は、１０ページにございますとおり、いろいろな問題がございまして、まず１点目は、増分費用といいますか、停止した石炭火力を再起動するために、これは１回停めたりいたしますと水の温度が下がると、その下がった温度を軽油を燃やしまして温度を高めていく必要があると。そういうことで毎日そういうことをやっていかなければならないということでございまして、そのコストが１年間、単純計算ですと、１００回以上こういうことを行う必要がありまして数億円程度かかると。これは出力が増えた風力のアワー当たりに換算しますと５円相当になるということで、もう１点は、ボイラ・タービンの熱サイクル疲労が生じるという問題がございまして、実際にこの案が成り立つかどうかというところでございまして、実態としては、こういうことは非常に考えにくいのではないかと思っております。
以上が九州からのご説明でございます。
【横山（隆）委員長】 ありがとうございました。
引き続きまして、前川委員からご説明をいただきます。やはり１０分ほどでお願いいたします。
【前川委員】 東北電力の前川でございます。資料２をごらんいただきたいと思います。こちらも２部構成になっておりまして、最初に「東北系統における風力発電の連系実績と今後のシミュレーションの実施予定」についてご説明いたします。
目次でありますが、２ページ目であります。ここには、記載のとおり、風力発電に対する当社の取組み、当社系統への連系予定、連系増加に伴う系統への影響、今後の予定などについて説明をいたします。
３ページ目の風力発電に対する当社の取組みであります。当社では、平成４年、「竜飛ウインドパーク」を設置いたしまして、風力発電の研究開発に積極的に取り組み、その知見を生かすとともに、ここに記載のメニューなどを創設いたしまして、その導入促進に取り組んでまいりました。
また、平成１３年度から３年間で３０万ｋＷの入札を実施した結果、当社管内の風力発電は、既に平成１８年度で４７万ｋＷの連系が確定し、平成１５年度の実績では２８万ｋＷ、日本全体の４１％程度の導入状況となっております。
次は４ページ、２－１でありますが、当社系統への連系予定とデータ収集状況を示しております。平成１５年１２月現在のデータ収集状況は２１万ｋＷ程度であります。
次は２－２、当社系統の連系地点についてであります。近年、ウインドファームは単機容量、設置台数とも大規模化が進んでおり、今後運開するウインドファームの平均容量は2万8,000ｋＷと、これまでの1.7倍以上になっています。
また、地図でわかるように、風況のよい地点に立地が偏っており、４７万ｋＷのうち、青森県の下北・三八上北地方に東北全系の約５０％、秋田県沿岸部に約２５％が連系される予定であります。このような状況を踏まえて、将来、出力変動率を推定する場合には地域的な偏りを考慮する必要があります。
次は６ページ、３．風力発電による系統への影響ですが、系統の周波数制御が３つの制御領域で整理されていることは、前回の小委員会で東京電力の中村委員がご説明されているとおりであります。風力発電導入拡大時の系統への影響については、対象とする周期領域により異なり、ここに記載のとおりですが、系統が保有できるＬＦＣ調整力には限りがあることから、当面の課題は中周期のＬＦＣ領域であると考えております。
次に７ページ、４．連系個所数と出力変動率の関係として、２０分間の中周期領域での平滑化効果を分析しております。このグラフは、当社管内のウインドファームを運開順に１地点ずつ増加させて、合計の出力変動率をプロットした例であります。具体的にいいますと、グラフの丸抜きの数字がウインドファームの連系個所数を示しており、(1)には最初に運開したウインドファーム単独の変動率をプロットし、(2)には1番目と２番目に運開したウインドファームの合計出力の変動率をプロットしております。以降、同様に計算した結果をプロットしておりますが、１２カ所合計の変動率は３３％程度になっています。
連系個所の増加とともに出力変動率は減少する傾向にありますが、個所数が増加した(7)以降の変動率の減少度合いは小さくなり、横ばいに近い傾向となっています。また、(8)では、大規模ウインドファームが既設ウインドファーム近傍に運開したため出力変動率が拡大する事例が発生しており、将来の出力変動率の推定には地域的な偏りを評価する必要があります。
次は５番目の風力発電による変動量の拡大についてであります。系統全体の変動量は負荷変動と風力発電の出力変動の合計値となりますが、一般的には両者は独立事象と考えられるため無相関、相関関係がないということで直交ベクトルの和で評価しております。ここでは東北全体での負荷変動実績と風力発電の実績変動率から合計の変動量を計算しております。系統の負荷変動量は1.13％程度でありまして、軽負荷時の系統容量を６００万ｋＷとした場合、6万8,000ｋＷ程度となります。
一方、２１万ｋＷ、風力連系時のベクトル図を真ん中に記載しておりますが、風力発電の出力変動量は、その３３％、6万9,000ｋＷであることから、既に負荷変動と同等なレベルに達しております。今後、風力発電の連系量が増加すると、合計変動量が負荷変動量を大きく上回るレベルに拡大することが予想され、仮に現状の変動率３３％で計算すれば、４７万ｋＷ連系時の合計変動量は16万9,000ｋＷと、風力なしの場合の2.5倍に拡大し、その大半を風力発電の出力変動が占めることになります。
次に９ページ、６．今後の予定であります。これから当社系統ではウインドファームの大規模・偏在化が進む予定であり、将来の出力変動率を推定する場合には大規模化や地域的な偏りを適正に評価する必要があります。また、風況は年度により異なるため、風力発電の出力変動量の評価精度を向上するには、より長期間のデータ取得が必要であります。さらに、２１万ｋＷ連系時の風力発電の出力変動量は予想していたよりも大きく、今後、連系予定のウインドファームが運開するにつれて系統の負荷変動を大きく上回るレベルに拡大すると予想されます。このような状況にあって、風力発電が系統へ及ぼす影響は実績データに基づき慎重に評価していく必要があります。
平成１６年度については、昨年度運開分も含めた春先までのデータを用いて検討を行い、夏ごろに当社系統への連系可能量を公表する予定であります。以降は、平成１６年度、平成１８年度に既に入札で決まった１０万ｋＷずつが連系増加しますので、順次運開するウインドファームの実績データを用いて連系可能量を見直ししていく予定であります。
参考資料として４つほど添付してありますが、時間の制約もありますので、参考資料３、１２ページをごらんいただきたいと思います。月別の出力変動率であります。下のほうの赤い折れ線グラフを見ていただきたいのですが、これが２０分間の出力変動率でありまして、年間を通じて３０％前後の出力変動が発生していることが確認できます。
今度はもう１部の資料であります。２枚めくっていただきまして、次は「風力解列による連系可能量の検討と既存の調整電源の活用による連系可能量の検討」の資料をごらんいただきたいと思います。
最初は、風力解列による連系可能量の検討であります。一般に系統容量が大きくなれば負荷変動も大きくなるため、系統の調整量も多く保有することが必要であります。系統容量が小さな時間帯は調整量が少なくなりますので、この時間帯に風力を解列することを条件にすれば、風力発電の連系可能量は追加できます。
仮に年間の１０％を解列する場合は、連系可能量を１０万ｋＷ程度増加可能ですが、その場合、深夜の需要が高い冬季を除く期間で、平日で３時間、休日で７時間程度夜間に解列することになります。なお、冬季を除いて毎日の起動停止が条件になりますので、遠隔制御装置や運転員の夜間出動などが必要になります。
次のページに参考として、年間の系統容量のデュレーションカーブを載せてございますが、これは向きが逆ですが、九州電力さんの先ほどの説明と同じであります。
もう１枚めくりまして、２．の既存の調整電源の活用による連系可能量の検討であります。系統のＬＦＣ調整力としては、一般的に１～２％程度が必要といわれており、当社でも通常の負荷変動に対して、ＬＦＣ調整力を１％程度保有しております。風力発電を調整するためには、より多くの調整力が必要となりますので、一般的に必要とされている上限値２％を確保することで風力発電も含めて調整することになります。平成１８年度までに４７万ｋＷを導入するためにはこのような措置が必要となります。
次に、ＬＦＣ調整力を１％から２％に増加した場合の増加費用の試算例でありますが、この場合、連系可能量は２０万ｋＷ程度増加しますが、石炭火力と石油火力の出力の持ち替えなどに伴い、１ｋＷｈ当たり２～３円程度の燃料費が増加いたします。今回は調整に要する燃料費の増加分だけを試算しましたが、このほかに調整電源の固定費分も必要になります。また、系統の調整力には限界があるため、軽負荷時には、風力発電の出力が増加すると、出力を調整可能な出力領域以下に抑制する場合があり、調整力は減少いたします。今後の電源構成の変化により、調整力の状況も変化しますので、風力の出力状況によっては２％の調整力確保が厳しくなる可能性もあります。
風力連系量が増大すると、系統の調整力は本来の負荷変動に対応するものより風力の出力変動に対応するもののほうが大きくなり、風力に要する調整力の負担を明確にしていく必要があります。
東北電力からは以上でございます。
【横山（隆）委員長】 ありがとうございました。
引き続きまして、資料３、北海道のほうから、吉川委員、お願いいたします。
【吉川委員】 北海道電力の吉川です。前回の報告の補足的なことを含めまして、若干の説明をさせていただきます。
最初に、風力の１０万ｋＷ募集の状況でございます。これにつきましては、前回１５万ｋＷの検証して、１０万ｋＷの追加募集をしているという話をいたしましたので、その状況についての説明ということになります。１０万ｋＷのうち、一般募集ということで８万ｋＷ、それから道内の自治体向けに残り２万ｋＷ、こういう割り振りで募集をしております。
それで一般募集枠につきましては、８万ｋＷのうち、既に8万1,000ｋＷ分が確定いたしまして、これについては、現在各事業者さんで導入中でございます。あと自治体向けですが、２万ｋＷのうち、現在２回募集をいたしまして、約7,000ｋＷ程度確定、あるいは確定見込みでございますけれども、残り1万3,000ｋＷ程度まだ未達でございまして、これについてはなるべく早い時期に、次どのようにするかということを公表して取り進めてまいりたいと考えております。
それでは、２５万ｋＷ連系後にどうするかということでございますけれども、平成１７年末ぐらいだと思いますが、２５万ｋＷ程度の風力発電が連系されると考えておりますので、この時点で、当社の場合ですと、深夜負荷の約１０％の風力ということになりますので、２年程度風力の実績をよく把握いたしまして評価を行いまして、その上でさらに追加可能ということであれば、追加募集を行いたいと考えてございます。
次に、先ほど来お話がありましたように、風力の解列によって連系可能量が増加するかということでございます。これにつきましては、短周期の周波数の話からいたしますと、風力を停止するという条件をつけますと導入可能量が多くなるというのは、このとおりでございますので、この量をある程度簡易的に想定して計算してございます。それが６ページ目の表でございますけれども、２０、４０、６０、１００というふうに風力の連系可能量を追加していったときにどれくらいの停止時間が必要かということで書いてございまして、例えば２万ｋＷ増加すると、１５０時間ぐらいとめなくてはいけない。１０万ｋＷであれば、2,800時間ぐらいとめなければいけない。こういう概略の検討結果になっております。
その下のほうに書いてございますように、前回も当社の場合は短周期と長周期と両方の検討が必要だということを申し上げておりましたので、ここでは短周期の概略検討でございますので、長周期について、もう少しいろいろな検討した上で最終的な解列の追加可能量、あるいは時間、そういうものが出てくると考えてございます。
今回のこの数字の停止時間のイメージですが、一番下に書いてございますように、例えば４万ｋＷ追加連系したと想定いたしますと、大体４月から１０月中旬ぐらいまでと思いますが、毎日深夜２時間から４時間ぐらいの停止になるのではないかと考えております。
次に、電源持ち替えによる調整力の増大方策というのが当社の場合どうかということでございます。当社の火力機につきましては、８ページにございますように、機数としては１４機しかございません。うち石油が６機、海外炭が４機ですけれども、実質１機、間もなく廃止いたしますので３機です。国内炭４機ということでございまして、運転の仕方としては、海外炭は燃料費が安いので、当然ベース運転いたしまして、石油火力は調整用としてミドル・ピーク運転をしているということでございます。ただ、国内炭がございますので、これについてはミドル・ピーク運転ということにしておりますけれども、夜間には停止するというケースが多いということでございます。
次に、火力機の出力変化速度ですけれども、これは全般を言いますと、１～３％ＭＷ／分、こういう性能でございますけれども、そこに２点ほど書いてございますのは、かいつまんで申し上げますと、古い機械であれば、石油火力でも遅い。新しい機械であれば、石炭でも速いというようなことでございます。
ただ、石炭の場合は、その下に、１０ページですが、ミルを使っているという関係で出力の連続の調整幅が狭いとか、あるいは出力を変えていく途中でミルの台数切り替えという問題がありまして、そういうところでは出力固定が必要だということがありまして、必ずしも連続的にスムーズな運転ができるというものではございません。そういうことがありまして、前回調整力として石油の火力３５万ｋＷ相当を使ったということでございます。
それから、最後になりますけれども、電源持ち替えによって調整力が増やせるかということですが、一般論といたしますと、ベース運転の石炭火力を石油に持ち替えることによって調整力が増えるというのは、これはそのとおりだと思います。そのときには、単価差がございますのでコストは増えるということも、これは一般的な話でございます。そのほかに、前回申しましたように、現在、新規の原子力をつくっているという関係で、これが運開した後、軽負荷時に固定分が非常に多くなりますので、その時点では海外炭火力といえども相当出力抑制が必要になってくるので、その時点では持ち替えというのはかなり難しいというふうに考えてございます。
以上です。
【横山（隆）委員長】 どうもありがとうございました。
引き続きまして、ご説明をいただきたいと思います。北本連系設備におけるＡＦＣ機能増強については、電源開発において北本連系設備の担当をされておられます水力流通事業部の境様よりご説明をいただきたいと思います。
引き続きまして、蓄電池の導入に関しましては、風力発電出力平滑化について、大名委員よりご説明いただきます。あわせて１０分ほどということでお願いいたします。
【境】それでは、まず北海道・本州間電力連系設備におけるＡＦＣ機能の調整幅拡大、これに関します概略検討結果をご説明いたします。
次のページをお願いします。北本設備のＡＦＣ（自動周波数調整）装置ですけれども、これは大きく２つの機能がございまして、(1)に書いております運転中での機能として平常時ＡＦＣがございます。この中にはさらに２つございまして、主に周波数調整のみを目的として運転します零電力ＡＦＣ、これは今回の検討対象の運転方法でございます。もう一つは融通電力が流されている間に融通電力に最大±５万ｋＷを流し、これで周波数調整を行うという平常時ＡＦＣです。ほかに系統の事故時等、突発的な事故で大きな周波数の変動のときに働きます緊急時ＡＦＣというものがございます。
次のページをお願いします。今回検討いたしましたのは、２点書いておりますけれども、南流の１０万ｋＷの託送可能空き容量を活用した運転、具体的には、下の絵にございますけれども、ベース潮流を変更して流して電力逆送運転という、この範囲で調整したらどうかということを検討しております。具体的には、左に現行零電力とありますけれども、現行の零電力の運転の仕方はベース潮流が零で、南流・北流±６万ｋＷ。南流を＋と呼んでおりまして、北流を－と呼んでいますけれども、この間での調整を行う。これを今申し上げました空き容量の１０万ｋＷを付加するということで、南流を最大１６万ｋＷ、さらにはベース潮流を現状の０ｋＷから５万ｋＷに増やして、±１１万ｋＷを調整電力とした場合にどういう結果になるかということを概略検討いたしました。
ただし、今回の検討はあくまで設備面での検討でございまして、中に３点ほど書いてございますが、制度面、あるいは運用面で今後検討すべき事項がございます。１つ目は、南流１０万ｋＷの託送可能空き容量に影響が発生するということでございます。２つ目は、ベース潮流として生ずる南流５万ｋＷをどう取り扱っていくか。あるいは、この運転でロスが増えますけれども、このロスの分をどこで取り扱うかという３つの面でございます。
以降、設備面での検討結果をご説明いたします。５ページ目をお願いします。先ほど申し上げましたイメージの絵でございますけれども、北本は中央から上の部分、第１極と申し上げている部分と下の第２極があります。零電力ＡＦＣというのは、運転方法としまして、第１極を、この絵ですと、北海道から本州に３万ｋＷ流しておりまして、逆に第２極を本州から北海道に３万ｋＷということでバランスさせた状態で、定常的に両方の周波数がバランスするときには潮流がゼロとなっております。周波数変動に応じて、例えば北海道側の周波数が上がれば、１極側の電力を増やして周波数を下げるという運転をしているものでございますけれども、これを今回検討しましたのが、次のページでございまして、南流８万ｋＷ、北流３万ｋＷということで、１極側を８万ｋＷ、２極側を３万ｋＷということで差し引き５万ｋＷ、こういう運転でございます。さらには、周波数変動分を±１１万ｋＷということで、先ほどの絵よりも周波数の変動の制御分、調整幅を増やしているという運転でございます。
この結果でございますけれども、７ページを開いていただきまして、結論的には、設備的にはできるということでございますが、どのようなことをしなきゃいけないかということですけれども、まず１つ目ですけれども、北本の設備といたしまして、当然周波数制御を変えるわけですから、この周波数制御を取り持つＡＦＣ装置の改造が必要です。２つ目は、全体の運転形態を変えますので共通制御装置、運転をつかさどる装置の改造。最後は、１極、２極アンバランスの運転になりますので、直流の制御装置を改造しなければいけないということです。
１つ目は、直流の設備に関する改造、必要な改造はこういうことということでございまして、さらに（２）ですけれども、この周波数調整幅を増やすことで有効電力が増えます。それに伴って、北本では有効電力の変動に対して、６割程度ですが、無効電力が増えるということで、これはさらに電圧の変動を増やすということでございます。現状の６万ｋＷというのはあくまでも許容の電圧変動、このままで運転しても問題ないということで決めておりますので、これ以上増やしますと、何らかの無効電力の制御が必要ということでございます。この１番、２番にかかわります費用としまして大体２１億円程度と計算されます。改造に伴う停止ですけれども、細かいことは別途検討が必要ですけれども、２カ月程度ということでございます。
最後のページ、８ページ目ですけれども、先ほど申し上げました１極、２極でアンバランスの運転になるということでロスが増えます。ロスの定量的な概算ですけれども、現状の零電力ＡＦＣのベース潮流０ｋＷと調整幅を変更することによってベース電力を５万ｋＷになり、この差で増えますのが約2,000ｋＷ、さらには現状の最大の南流６万ｋＷと１６万ｋＷで比較しますと、7,000ｋＷ程度増えるということでございます。最後の電力量のロスでございますけれども、これは運転のパターンで大きく違いますので、今後これらを考慮した検討が必要かと思います。
以上、概略ですが、ご説明を終わります。
【大名委員】 続きまして、「蓄電池導入による風力発電出力平滑化」ということで説明させていただきます。
本年度内に設備を設置しまして、運転研究を開始します。平成１９年度までの予定で、平成１７年度には中間評価をすることにしております。出力平滑化のイメージはこの表のとおりでございまして、短周期の変動を平滑化するものです。蓄電池の導入場所については、ウインドファーム側に置くか、系統側に置くかがありますが、本研究では当社の苫前のウインドファームの中に設置します。
苫前発電所の出力は３万６００ｋＷですが、電池の出力は4,000ｋＷ、電池容量としては6,000ｋＷｈ、電池出力は4,000ｋＷですので1.5時間分の電池となっています。それから交直変換装置は6,000ｋＶＡ、すなわち発電所出力は３万６００ｋＷですから、約２０％の出力になります。蓄電池システムの充放電により風力発電出力の短周期成分を平滑化するものですが、具体的には風力発電出力と蓄電池出力との合成出力に時々刻々と目標値を与えまして、その目標値を実現するように蓄電池を充放電させて制御する仕組みと、このようになっております。このとき、蓄電池の容量がどの程度あるかというのがポイントなんですけれども、この残存容量を常時監視しながら充放電を制御するということが必要になってきます。
平滑化の効果のほどは今回の試験の結果を待たなければなりませんけれども、苫前のウインドファームで実際にシミュレーションという形でやっておりまして、その一例を示します。この図では、縦軸が風力発電出力です。横軸が８時から１６時までの時間軸となっております。青い線が風力発電出力、赤い線が平滑化された出力でございます。風力発電出力のほうは大体５ＭＷから２５ＭＷぐらいの間で変動しているわけですが、この赤線の平滑化、非常に効果があるのではないかと考えております。
この例は、時々刻々目標値を変えていくわけですけれども、直前２０分間のウインドファームの出力の平均を目標値に与えてシミュレーションを行った結果でございます。
それから今回はレドックスフロー電池を採用いたしますけれども、次に蓄電池の種類についてちょっと触れます。電力用の蓄電池は新型電池として各種あるわけですけれども、この表はＮＥＤＯの報告書等から抜粋したものです。反応物質、それから電解質の種類で異なっておりまして、電解液の循環ポンプを必要とするものだとか、あるいはヒーターを必要とするものだとか、運転・運用に高温を必要とするものだとか、それぞれ特質が違っております。しかしながら、信頼性や安全対策、こういった安全面のほうでは、既に問題のないところにきているとされております。
次に、コストのほうですが、こちらの表も同じくＮＥＤＯのレポートからのものですが、建設コスト、いろいろ条件を仮定で設定された上ではございますが、ｋＷ当たり２５～３０万円ぐらい。したがって、仮に３万ｋＷのウインドファームに蓄電池を入れる場合、その蓄電池の容量をウインドファーム出力の、ここでも２０％でやっているんですが、もし仮に２０％と置きますと、今、ウインドファームは建設費が大規模になりますと、ｋＷ当たり１８万円ぐらいですかね。そういった部分から計算していきますと、条件によって違うわけですけれども、この蓄電池を抱かすとｋＷ当たり２３～２４万円ぐらいになるのかなと。そうしますと、１８万円ですから1.3倍ぐらいですか。これはあくまでも建設コストでして、発電コストが問題になるわけですけれども、蓄電池システムの効率、これは充放電によるロスがかなりあるわけです。それからランニングコストも考慮する必要がございますが、また特に蓄電池の寿命というところに関心が向くわけなんですけれども、風力用に蓄電池を使う。非常に厳しい使い方になるわけですけれども、これまで十分な実績もございませんので、確度の高い予想をすることは難しいところでございます。
いずれにしましても、今後、実証試験、これから設備を設置して、今年度中には運転研究を開始するわけですが、この実証試験を通じまして、費用対効果を総合的に検討・評価することになります。今、蓄電池の実証試験はこのような段階にきているということでございます。
以上です。
【横山（隆）委員長】 どうもありがとうございました。
引き続き説明をいただきたいと思います。風力発電者側から周波数変動対策についてということで、山村委員にお願いいたします。こちらも申しわけないんですが、１０分程度でお願いいたします。
【山村委員】 日本風力発電協力の山村です。それでは、私どもの協会で考えていることをちょっと述べさせていただきます。
まず、２ページ、基本方針というところに書いてございますが、この会は、皆さんもご承知のように、２０１０年に３００万ｋＷ、設備を設置完了するということを目標に周波数の変動対策を考えるということで開催されているわけですが、我々としては、今まで電力さんのお話をいろいろお聞きしましたけれども、非常に危惧しております。と申しますのは、今までのお話しですと、何だか３００万ｋＷというのが非常に達成困難に聞こえる。現有設備、あるいは現有の系統運用方式で非常に苦しいというお話に聞こえてきます。
私ども業者としましては、できましたら、電力会社さんのほうからこうこうこういう対策を講ずれば３００万ｋＷは達成できるというお話をぜひお聞きしたいということできょうはここに参りましたわけですが、ちょっと我々のほうの説明をさせていただきますが、そこの２ページにありますように、２００３年度末で導入実績は68万4,000ｋＷ。それから２００３年度の風力発電の募集状況を見ますと、募集枠は３３万ｋＷ、応募規模が２０３万ｋＷ、１７０万ｋＷ積み残しをしております。
エネ庁さんの導入予定を含むということで１３１万ｋＷを入れますと、３００万ｋＷはもう既にスタンバイされていると。我々業者としては、系統連系さえできれば、いつでも建設にかかれるという状況という解釈をしております。今までご説明いただきました内容は、どちらかといいますと、可能量とか限界値の算出で、できましたら、私どもの要望、お願いとしまして、電力会社さん、電源開発さん、それから事業者さんに連系させるための具体的な対策の検討をお願いしたいと。我々としてはやれることは、例えば、風力発電の平準化に協力させていただく程度のことしかできませんが、できましたらそういう積極的な対策の検討に入ってもらいたいと。また、３００万ｋＷの達成以降は、２０１０年以降の導入目標の算定、実施ということで検討に入っていただきたいということでございます。
次に、３ページ、系統運用ということでございますが、今まで電力さん、電発さんのほうから既に技術的な説明は十分に行われましたので、私どもとしましては、ただ、お願いベースと言ったら語弊がありますが、ＥＤＣの見直しをぜひお願いしたいと。調整量を確保していただきたいということです。
それから２０１０年以降を見据えて、今から気象データによる発電電力量の予測の組込みをぜひ研究着手していただきたい。それから、これは大変時間がかかるとは思いますが、可変速の揚水の建設等の早期化をお願いしたいということでございます。
次のページです。調整電源にしましては、そこの図にありますように、一般水力、可変速揚水、コンバインド火力と、調整速度について、そこに表がありますが、我々としましては、そういう表にのっとって、現状ある設備のフル活用をぜひお願いしたいと。新たに建設しなくても、現有設備で調整電源として十分に活用できる範囲がまだまだあるんじゃないかと。先ほどから各電力会社さんがご説明いただいておりますが、我々としてはもっと広げてほしい。
それから最後に、電力会社間の連系をもうちょっと検討していただくということと、先ほど来ご説明いただきました北本連系線の活用をぜひお願いしたいと。これにつきましては、電発さんの設備の変更とか、東北電力さん、それから北海道電力さんの連系、あるいはそれにかかるコストの負担、国庫からするのか、風力発電事業者がするのか、あるいは電力さんも加担してもらえるのか。そういうことも真剣に、もう時間がないと思います。先ほどちょっとお聞きしましたら、まだ時間がかかりそうな感じがしましたけれども、２０１０年に３００万ｋＷということのためにこれを利用しようと思えば、ほとんど時間がないと言っていいぐらいだと思います。
最後に、先ほど電発さんのほうからもご説明いただきました電力貯蔵、あるいは風車出力の平準化ということでございます。ぜひ早く電池の実証実験の結果をいただきたいと思いますし、ぜひこれを風力発電に利用させていただくようにお願いしたいと思いますし、それから気象データに基づく風力発電の出力予測との組み合わせでございますが、これもヨーロッパでは既に実施されております。ぜひできましたら、これは広域にわたると思いますので、エネ庁さんの調整で早急に実現化できる技術を検討していただきたいと考えております。
以上でご説明を終わらせてもらいます。
後に参考資料としまして、各地の発電設備の特徴、ＣＯ２の排出量ですね。それから電力貯蔵装置の種類と特徴ということと、３番目に揚水発電所のマップをつけております。最後に、風力発電の出力変動抑制策の方法、それから予測システムということで参考資料をつけておきました。これはご参考までにごらんいただければと思います。
以上で私の説明を終わります。
【横山（隆）委員長】 ありがとうございました。
それでは、各委員のご説明に対する事実確認の質疑に入りたいと思います。傍聴の方がいらっしゃいますので、発言者のお名前もわかるようにということで、ご発言がある場合には手を挙げていただくと。そして私が指名いたしましたら、ご発言いただくという形にいたしたいと思います。
それでは、今までのご説明に対する事実確認に関するご質問、ご質疑がありましたらお願いいたします。田村委員。
【田村委員】 関西の田村ですけれども、２点。電発さんのレドックスフローの平滑化効果について１点。というのは、私が期待していた程でないので少し落胆している。この程度の平滑化効果かなと。といいますのは、火力のＬＦＣ能力をレドックスフローで置換できないかということを考えており、そのような論文を（米国の）ＩＥＥＥに出したりしているものですから、もう少し平滑化効果はないのかなという感じでおりますので、ご意見をいただきたい。
もう１点は、自分のグループである電力メンバーの前川さんに教えてほしいんですけれども、先ほどのプレゼンで３３％程度で変動率がとまるというデータがありました。これに関して、私はヨーロッパとかアメリカのように風力が大量に入ったら、もっと平滑化効果が出るかなと思っていたんですけれども、やっぱりこの辺でとまってしまうというのが実際のデータなんでしょうか。
【横山（隆）委員長】 それでは、まず、バッテリーのレドックスを。
【大名委員】 この程度の効果かというご質問ですが、これは単なるシミュレーションで、シミュレーションの一例をちょっとここにあげております、いろいろ時間などを変えたりすれば、またいろいろなバリエーションがあり効果が変わってこようかと思います。単なるシミュレーションの一例です。
【横山（隆）委員長】 今、ちょっとマイクが入っておりませんで、単なるシミュレーションであるということですね。それから、もう一つ。
【前川委員】 東北電力からお答えいたします。資料２東北電力の資料の７ページをごらんいただきたいんですけれども、ここのご質問かと思います。連系個所数と出力変動率の関係を示しておりまして、ここでお断りしておきますが、平成１５年１２月の、これは全く単月、１カ月だけの数字です。それでここに記載してありますように、１２個所の個所数、地点が１２個所ということでありまして、これが個所数が増えてくるか、またデータをとっていくことによって、この３３％がもう少し下がってくるかどうかというのは、これからのデータをとってみないことには、という感じです。ここはあくまでも１２月、単月のデータだということでご了解いただきたいと思います。
【横山（隆）委員長】 サチュレートしてしまうということは、比較的近接したところに、この地図にありますね、比較的グループで近接しています。そういう意味で効果がない。
【前川委員】 できれば、もっと分散していただければ、もう少し下がってくるのかなという期待もありますけれども、今のデータではここまでということであります。
【横山（隆）委員長】 田村委員、もうちょっと期待できるかもしれない。
ほかにございますでしょうか。岡本委員、お願いいたします。
【岡本委員（代理）】 東京電力の岡本でございます。電源開発さんからバッテリーの話がございまして、これは質問というより事実関係を補足させていただきたいと思ったんですが、建設コストの、電池の比較というところに、例えばＮａＳ電池の表があって、ｋＷの単価が７６万円と。これは当時、平成１４年２月のＮＥＤＯの調査結果でございまして、その次のページを見ていただきますと、ご説明がございましたように、大体将来見込みとしてｋＷ単価が２５万円を超えるレベルぐらいに置かれています。現状を申し上げますと、大体これはｋＷ単価で２０万円から２５万円の間には既に入ってきていますので、既に将来見込みが達成していまして、今後、場合によるともっと下がってくるということもございますので、その辺の状況変化も考慮いただければと思っております。
【横山（隆）委員長】 この時点よりもかなり安くなってくると。
【岡本委員（代理）】 ２年前とはやはり少し情勢が変わっているということだと思います。
【横山（隆）委員長】 中村委員、お願いいたします。
【中村（成）委員】 どなたにお聞きしていいのかわからないんですが、順番でいいますと、九州電力さんと東北電力さん、北海道電力さんと３社に、例えば解列ですとか、調整電源、そういう手だてをとった場合の受け入れ容量の拡大の効果についてご説明をいただいて、ありがとうございました。
ちょっとお聞きしたいのは、周波数の関連だと理解していますが、仮にそうであるとすれば、ほとんど系統の容量といいますか、規模といいますか、そういうものに見合って拡大していくのかな。同じ条件でやっていくとですね。たまたま資料を拝見していますと、北海道電力さんの場合、ちょっとうちのほうでいただいた資料を慌てて比べてプロットさせていただきますと、例えば、年間１０％ぐらい解列した場合、北海道電力さんの場合、７％というのがあったんですけれども、１０％で大体多分１０万ｋＷぐらいの受け入れ容量の増加ぐらいになるのかなと勝手に想像したんですが、九州電力さんは５万ｋＷというふうに言っていただいたと思います。東北電力さんは１０万ｋＷということだったと思うんですが、系統の規模で見ますと、失礼かもしれませんけれども、北海道電力さんを１とすると、東北電力さんは2.5倍ぐらい、単純でございますけれども、九州電力さんの場合は３倍弱とかになると思うんですけれども、それで結果があまり変わらないというか、その辺は相当考え方というのが違うということになるんでしょうか。非常に素朴な疑問なんですが、系統の規模に比べて結果がたまたまほぼ一緒と、その辺の考えがよく理解できないということで、どなたでも結構ですが、教えていただけると大変ありがたいと思います。
【横山（隆）委員長】 眞部委員、お願いいたします。
【眞部委員】 ただいまのご指摘でございますと、九州が一番少ないということでございまして、恐縮です。九州のほうから的確にお答えできるかどうかございますけれども、まず、増分容量のパーセントのあらわし方が、分母が少し違っているから、ここも違いがあるんじゃないかと思います。
現在、当社でわかっている範囲で、先ほど想定の式を参考でご説明申し上げましたけれども、そこで使っている定数から見ますと、大体、私どもが九州で自信を持って風力を連系できる数値というのが３０万ｋＷ～４０万ｋＷのあたり、まず、そこからベースが確かに北海道さん、東北さんは大きくなっております。このベースが今違うわけですが、このベースの違いは、先ほども申し上げました、平成１７年３月以降１年間データをとって、これは私どももう少し自信を持った数字になっていくんじゃないかと思っております。そこのベースがまず違うということ。そのベースがなぜ違うかというと、またまた話が長くなるんですが、まず、その違いがございます。
その違いがなぜきているかというのは、北海道さんはずっと過去からやってこられて、非常にシミュレーション等で詳細に実態に合って既に解析されていると。東北さんもある程度数値を入手されていると。それから前回の説明でもあったかと思いますが、一つ周波数の管理の数値が少し違うと。それから電源構成も違うと。いろいろ言いわけしますと、そういうふうにいっぱい出てくるんですが、これは今後検討していく中で、かなりそういう面の違いというのはすり合わせで出てくると思います。
それから次はシミュレーション、検討の中で停止時間の考え方とか、そのあたりが少し違いますね。停止時間との関係がなぜ違いが生じるかというのは、これはおそらく負荷カーブとか、そういうのが違いますので、停止時間の取り方と、系統容量がどの程度増加するかという関係が違うんじゃないかなと思います。大体このあたり推測でございますけれども、多分定性的にそういうことじゃないかと思っておりますけれども。
【横山（隆）委員長】 よろしいでしょうか。確かに負荷持続曲線の形状にもよりますね。そこが鋭く低くなっていれば、わりあい短くて済むし、夜っぴて遊ぶ人がいると、だらっというのもありますから長くとめなきゃいけないとなりますので、またデータがそろったところですり合わせをしたいと思っております。
まだ時間がございます。何かございましたら、特に事実確認のご質問をいただきたいと思います。前川委員、お願いします。
【前川委員】 東北の前川でございますが、電発さんのレドックスフローを実際運転する際、効率というのはどの程度と考えておられるのでしょうか。
【横山（隆）委員長】 大名委員。
【大名委員】 蓄電池システムの効率という部分では入りと出があるわけですが、蓄電池そのものは効率は７０％ぐらいです。しかし、実際には運用は、一遍に風力で発生した電気をすべてバッテリーに貯蔵するわけではございません。ある意味では、蓄電池から言えば、部分充電の状態ですね。ベースは系統に流れておりまして、あるバンド幅の部分を蓄電池に充放電させるということですから、全量蓄電池にエネルギーをためさせるわけではございませんから、先ほどの７０％のような効率といいましょうか、ロスが３０％というようなことは決してございません。実際には、これは運転モードをどのようにするのかということで変わってくるかと思いますけれども、ちょっと私も責任ある数値は申し上げられませんけれども、蓄電池システムとしては１０％未満の数パーセントぐらいのロスじゃないかなと思っていますが。
【前川委員】 実際の運転する際に補助電源みたいな、そういったものも考慮すると、かなり効率が厳しいものなのかなという感じがしたものですから。
【大名委員】 まだ、今から機械を動かしてはじめてわかるんですが、今、この試験研究を始めるにあたって、私たちがこのくらいじゃないかなというのは１０％近い数字と聞いておりますが、何でしたら、もう少し精査した数字が必要でしたら、次回にでも出しますが。
【横山（隆）委員長】 事務局のほうにご連絡いただくということで、よろしくお願いいたします。
それでは、時間が押してまいりましたので、ここで質疑を打ち切りまして、本日の議題を進めていくにあたりまして、事務局から資料６ですけれども、「周波数の変動対策オプション（案）について」ということで、かなり精緻な資料でございます。少し時間をかけてご説明いただきたいと思います。
【吾郷課長補佐】 ご説明申し上げます。資料６でございます。まず、表紙の部分に書いてございますが、この資料の趣旨でございますが、先ほど山村委員のお話にもありましたとおり、現状の見込みを１３１万ｋＷということで、一方で風力発電の２０１０年導入目標は３００万ｋＷということで、周波数制約の関係以外のものももちろんあるわけですけれども、この観点でどこまで上積みを図っていけるか。これを検討するための資料だということでございます。
そして技術的に考え得るオプションを前広に書いたものでございまして、むしろ本日、ここに記してありますような観点から、皆様からご意見をいただきまして、どれに取り組んでいくべきなのか、どれが適切な対応なのか、どれを急ぐべきなのか、そういったことをご議論いただきたいという趣旨の資料でございます。
その観点のところに書いてありますが、技術的に可能であるかどうか。どんな効果があるのか。どれぐらい風力発電の導入が進むのか。それに対してコストはどれぐらいかかるのか。したがって、費用対効果はどうなるのか。それから風力発電や電気事業を取り巻く諸状況に影響を与えないのか。例えば電気事業制度の改革が進んでいる中で、その中でどう位置づけるのかとか、ないしは風力発電事業者の方の資金調達とか、いろいろな状況があるわけで、それにどう影響が出るのか、そういうこともございます。
それから７番目でございますが、時間的にどうなのか。特に３００万ｋＷというのは２０１０年の目標でございますので、それとの関係で間に合うのかどうか。それからそのほかにどんな課題があるんだろうか。そして最後に、仮にコストが発生するとすれば、それは一体だれがどうやって負担するべきなのか。こういったご議論をいただきたいということでございます。
それから効果のところでございますけれども、周波数に影響を与える需給変動を、ちょっと用語がいろいろございますので、便宜的に北海道電力さんが前回シミュレーションでお使いになられた用語、すなわち周期２０分以内の変動を「短周期」、周期２０分以上の変動を「長周期」というふうにこの資料では記しております。
次のページに進みます。事務局として考え得るものを書き尽くしたわけですけれども、８つのオプションを書いてございます。縦軸に、対策にどれぐらい時間がかかるだろうか。これも事務局の勝手な推測でありますけれども、上にいくほどソフトな対策で早く取りかかれる。下に行くほどハードの対策で、さらには技術開発が必要なものが書いてある。それから右と左の違いは、どちら側、系統側でやるのか、風力発電側でやるのか。これは負担をどうするかという話とは別でございまして、技術的、物理的にだれがどこでやるのかという趣旨でございます。
それでは、順次これについてご説明をさせていただきます。３ページでございます。
オプションの１番目として、これは若干、連系可能量を増やすためのオプションというよりは、そもそも何もしなかったときに、果たしてどれだけ連系可能なのかというのをちゃんと精査しなければいけないんじゃないかということでございます。対応策の内容というパラグラフの最初に書いてございますが、一つは、風力発電の出力変動データ、実測されたものをどうやって連系量増加時の出力変動データに加工するかというので連系可能量の推計というのは大きく影響を受けます。
それから風力発電の出力変動データと需要変動データをどうやって組み合わせるかということについても大きな影響が出るということでございます。
次のページに今まで唯一シミュレーションされた北海道さんの例が出ておりますが、中ほどのところに風力発電出力連系量３０万ｋＷの場合というグラフが書いてございます。ただ、これは北海道電力さんは３０万ｋＷを入れているわけではないので、実際にあるデータは１５万ｋＷだったということでございます。１５万ｋＷのデータから３０万ｋＷのデータにどうやって変換するのか。北海道電力さんは１５万ｋＷと３０万ｋＷ、２倍なので、この波形も縦に２倍に伸ばしましたということでございます。
これについては諸説ありまして、平滑化が完全にきけば、ルート２倍になるべきだという方もいらっしゃいますし、一方で、例えば１５万ｋＷから３０万ｋＷに増えるときに１カ所の超大型ウインドファームが入るとすれば、これは２倍なんかじゃきかない、もっと大きくなるんだという説もございます。ですから、実態を見ながら、どうあるべきかというのを逐次検討していかなければいけないということであります。
それから同じく４ページを見ていただきまして、例えば北海道電力さんのデータでいいますと、需要のデータで５月の豊水期のデータをお使いでございます。風力発電の出力データで１２月のデータなり、１月のデータなりをお使いでございます。当時北海道電力さんは１１月から３月までのデータをお持ちだったものですから、そもそも１年分のデータがない中で、時間的制約もあってこういうシミュレーションをされているわけでございます。ただ、今後データがたまってくれば、やはり風力のほうも季節的な変動というのがあるのは明らかでありますから、それに対する考慮は必要なんじゃないかということであります。
戻っていただきまして、３ページの２つ目のパラグラフでございますが、次に、周波数変動の影響がシミュレーションされたときに、それをどう評価するかということでございます。すなわち現状でもある程度周波数変動管理値からの逸脱というのがある中では、こうした実状との対比において評価を行うべきではないかということでございます。ある意味、ある程度確立論的な評価というのをしていく必要があるのではないかということでございます。
それから３番目のパラグラフでございますが、いずれにせよ、こうしたシミュレーションの仕方というのが非常に連系可能量に影響を与えますので、安全率の折り込み部分を明示するとか、ないしは幅を持たせた想定を行って、その幅の中で連系可能量を算出・公表するとか、そういうどのような前提条件、考え方で試算を行ったかということを説明していただくというのも非常に大事でありますし、さらにはデータの蓄積を踏まえて、これを逐次見直していくということが大事だろうということであります。
課題の欄にございますとおり、そのためには実績のデータの収集が必要だというのが課題でございます。ですから、突然一朝一夕にできるわけではございませんということでございます。
次に、５ページでございます。オプションの２番目といたしまして、現在、経済性の観点から使っていない電源を調整余力が不足するときに使うということでございます。これについては、先ほど各電力会社さんにご検討をお願いした結果を発表していただきましたので、その結果を簡単にまとめたものを連系量増加見込みとコスト・コスト負担の欄に書いてございます。
ただし、東北電力さんの２０万ｋＷ（ＬＦＣ調整力を１％から２％に拡大した場合）という部分でございますが、これは既に東北電力さんが契約するということで４７万ｋＷコミットされていますけれども、そこの内数であるというふうに伺っております。したがいまして、この２０万ｋＷが１３１万ｋＷプラスアルファの部分になるというわけではないそうであります。したがいまして、私ども事務局のほうからは、さらに外数としてどのくらい可能なのかという検討をお願いしているところでございます。
それから九州電力さんの５万ｋＷのほうでございますけれども、これは先ほどお話もありましたとおり、九州電力さんの現在の電源構成で評価をなさっていると伺っておりまして、今後、揚水発電所等完成すると伺っておりますので、そういったものも含めて需要変動もありましょうし、そういうことで今後変化し得る数字と伺っております。
それで、実施にあたっての課題でございますけれども、やはり電源運用の構成の変更にあたっては、長期固定電源への配慮が必要だということでございます。それからこれはソフトな対応が多うございますので、実施時期としては比較的短期にできるのではないかということでございます。
６ページに海外の事例でそんなのはないかということでございます。風力発電のために調整電源をつくった例というのは、我々ちょっと見つけられなかったのでございますが、このオーストラリアのケースで申しますと、オーストラリアは電力自由化が進んでおりまして、プール市場で電気が取引されているわけですが、その売電単価が非常に高い時期だけに稼働するガスタービンの発電所がございます。下の表を見ていただきますとおり、設備利用率が３％の発電所というのがありまして、そのかわりものすごく高い値段で電気を売っていると。この文章のところにもございますけれども、指令から１５分で稼働し、２０分でフルロードで運転できるというような設備もございます。ですから、風力発電のためかどうかは別として、技術的にはそういった運用がされている電源というのがあるということでございます。
それから７ページでございます。オプション３です。これは調整余力が不足する時期、具体的には流れ込み式のダムが非常に運転が多い豊水期、ないしは負荷が少ない軽負荷期、こういう調整余力が不足する時期に風力発電があまり変動し過ぎると影響が出るので、そのときには計画的に運転をやめていただくなり、出力を抑制していただくという対策でございます。
オプション３（１）と３（２）の違いは、風力発電の連系契約時に毎年度この期間、この時間帯に解列ないしは出力抑制をしていただきますよということを決めておくというのがオプション３（１）。オプション３（２）はそうではなくて、期待値としてはこのぐらいでしょうということだけ契約時にはお知らせしておいて、実際に必要が生じる都度、解列ないし出力抑制を行うというのがオプション３（２）でございます。
先ほど各社さんから連系可能量の増加見込みをご発表いただきましたとおりでございまして、オプション３（１）と３（２）を比べますと、３（１）のスケジュールを組んでおくほうが、同じ解列時間でいいますと、連系可能量の増加は少ないであろうということでございます。それからこのオプションに伴うコスト・コスト負担でございますけれども、当然ながら、解列・出力抑制をするということは風力発電事業者の売電収入が減少するということでございます。
それから実施にあたっての課題といたしましては、どういうルールで解列・出力抑制を求めるのかというルール策定が必要と。それからどの程度の計画解列・出力抑制によってどの程度連系が可能かというのを精査していく必要があるということでございます。
８ページをごらんいただきまして、先ほど申し上げましたとおり、７ページと８ページの違いは、８ページのほうは実際に必要が出た都度、解列・出力抑制を行うということでございまして、その分、同じ解列時間をとれば、導入可能量の増える量は大きいということになります。
コスト・コスト負担のところでございますが、逆にいいますと、いつ解列・出力抑制を求められるかわからないという意味でいいますと、風力発電事業者には若干のリスク負担の増加がオプション３（１）に比べてあるということでございます。
９ページに、解列ないし出力抑制のオプションをとっている国があるだろうかと調べましたところ、デンマークで最近稼働いたしました洋上風力発電所、Horns
Revというところですけれども、総出力は１６万ｋＷあるウインドファームでありますが、こちらは需給調整上必要がある場合には風力発電の出力を上下させることができるように運転契約を結んでいるということでございます。
それから１０ページでございますが、これはドイツのケースでございまして、ドイツの中でも風力発電が集中しておりますE.ON
Netzの系統におきましては、周波数が一定程度変動したときに、風力発電がそれを緩和するように動くようにということを求めている事例でございます。
続きまして、オプション４でございます。会社間連系線の活用でございます。先ほど電源開発さんから北本連系線の活用というのをご検討いただいた結果をご説明いただきましたけれども、必ずしもこういった直流連系線ではなくて、交流連系線も含めて、ある電力会社管内で調整余力が足りなくなったときに、会社間連系線を活用して他社の管内の調整力でカバーするということでございます。
これは連系線の種類なり、設備構成なりによって連系量増加見込みも、コストについてもいろいろと変化があるかと思いますが、先ほどの電源開発さんのプレゼンテーションによれば、北本連系線をＡＦＣ機能５万ｋＷ増やす場合に、初期投資コストが２１億円かかると。電力量のロス、フローの電気のロスコストが、これは運用によるというのが先ほどの電源開発さんのご説明でございましたが、最大で数億円程度というレベルになろうかと思われます。その際、これだけお金をかけて、どれぐらい連系量増加が見込まれるかということついても、これは不明なのでございますが、大胆に言えば、北海道電力の実測データというのが大体１時間の中で最大変動幅がおよそ定格出力の５０％だとすると、風力発電全体として、５万ｋＷの会社間連系線のＡＦＣ機能増強によってその倍、１０万ｋＷぐらいの連系増加が可能ではないかということであります。
他方、課題でございますけれども、会社間連系線の空き容量ないしはマージンに影響が生じるわけでございますから、現在、中立機関において議論をされております供給力確保ルール・会社間連系線運用ルールというものとの調整というのが必ず必要になってまいります。
それから先ほどご紹介しました北本連系線ＡＦＣ機能増強のケースでいいますと、ベース潮流を５万ｋＷ南側に流すということでございますので、これをだれが引き取るのかという問題もございます。それからさらに、これは調整余力が増えるわけではございませんで、隣の会社に調整余力を送るだけでございますので、逆に提供する側の調整余力をどうやって確保するのかという問題も出てまいります。
それから実施時期についてでございますが、先ほどの北本連系線の改造のケースでいいますと、やはりある程度工事が必要ということで工事期間を見込むことが必要だということでございます。
１３ページでございますが、海外でこういうことはあるのだろうかということでございますけれども、デンマークやドイツなど風力発電を相当入れている国についていいますと、一般に調整力を国際入札で行っているケースが結構ありまして、したがいまして、必ずしもある国ないしはある電力会社の管内の中だけで調整力を調達しているわけではないという事例があるということでございます。
次に、オプション５でございます。１４ページでございます。調整力が不足するので、新しく調整電源を新設しようというオプションでございます。これについてはいろいろな調整電源の新設の仕方があるわけでございますが、長周期変動のうちの下げしろについては、風力発電を解列すれば対応可能ですし、下げしろを確保するためには、もともと新しくつくった調整電源を運転を続けている必要があるものですから比較的コストが高くなったり、運転上の制約が高いのではないかと考えまして、このオプションでは調整力の上げしろ不足のときにのみ使う調整電源をつくるというケースを試算しております。
コスト・コスト負担の欄をごらんいただきますと、北海道電力が２５万ｋＷが限界だというシミュレーションをおまとめになったときに、３０万ｋＷにすると何が不足するかということで上げしろで不足する分でございますけれども、およそ4,500ｋＷ分、しかも、調整速度１分以内に4,500ｋＷ分ぐらい上げしろが不足するケースがあったので、２５万ｋＷが限界だとおっしゃっておりますので、例題として、仮にこれを解決するために調整電源をつくったら幾らぐらいかかるんだろうかということでガスタービンなり、ガスエンジンというのを想定したわけですけれども、メーカー等七、八社からヒアリングをしまして、いろいろなことを言う人がいるわけですけれども、その幅を書いてございます。建設費が６億円から１０億円、維持コストが年間１億円から４億円ぐらいかかるというお話でございました。
実施にあたっての課題でございますけれども、これも電源構成の変化につながるわけでございますので、長期固定電源への配慮というのが必要であることは言うまでもございません。それから実施時期でございますが、これはハードのものを建設する必要がございますので、数年以上時間を要するということでございます。
オプション６でございます。調整電源に似ておりますが、会社間連系線を新設すると。具体的にいいますと、北本連系線のＡＦＣ機能だけ特化したものをもう１つつくるというオプションでございます。これは前回の系統連系線のレポートにも書いてございますけれども、コストで申しますと、およそｋＷ当たり２０～３０万円ぐらいのコストが必要であります。加えて、連系線だけではなくて、その連系線のところまで北海道電力と東北電力の基幹系統を増強しなければいけませんので、これについてもコストが必要だということでございます。
実施にあたっての課題でございますけれども、先ほどの会社間連系線の既存のものの活用でも出てまいりましたが、やはり調整余力を提供する側の調整余力をどう確保するんだという問題が出てくるということでございます。実施時期につきましても、当然これもハードの建設期間が必要だということでございます。海外の事例で見ましても、会社間連系線を風力のために建設したケースはないようでございます。
オプション７でございます。先ほど電源開発さんからもご紹介がありました蓄電池の導入、これによって短周期変動を平滑化するということでございます。連系量増加見込み、コストの部分につきましては、まさに今電源開発さんを中心に、ＮＥＤＯの調査研究で実証試験中でございますので、こういったコスト、それから連系量がどのくらい増加するのか、効果の見極めをまずしていく必要があろうかということでございます。
最後に、オプション８でございます。１８ページでございます。気象予測を使って風力発電の非常に短期、数分後とか、ないしは長期、数時間から翌日ぐらいのタームで発電量の予測を行って、それによって風力発電の連系可能量を増やせないかということでございます。
海外事例のところにございますとおり、スペイン、ドイツ、デンマーク等では系統運用者がこういったものを利用しているケースはあるようでございます。しかしながら、我が国においてはどの程度の効果があるのか。そして、その予測を踏まえて、どの程度調整余力が拡大する効果があるのか。そういうものについては不明な点が多いということで、今後の技術開発、検証を待つ必要があるということでございます。
以上でございます。
【横山（隆）委員長】 どうもありがとうございました。非常にわかりやすく事務局でまとめていただきまして、ありがとうございました。
それでは、以上のことにつきまして、周波数の変動に係る対策オプションについて、技術的可能性、それから風力導入の拡大量、対策のコスト、実施に必要な時間、あるいは課題、こういうことに関しましてご討議いただきたいと思います。
挙手をお願いいたします。横山委員。
【横山（明）委員】 ３点ほどちょっと申し述べさせていただきたいと思います。
まず、対策オプションを議論する際の前提条件というのが大事だと思うんですけれども、議論が発散しないようにするためにも大事だと思うんですが、まず、周波数の管理値というのは、前回の資料にもいろいろ日本の周波数管理値の例が出ておりましたけれども、やはり周波数の管理値を前回お示しいただいて、今、電力会社さんのほうでお使いの管理値を一応前提条件として議論をするというのがやはり今回の一番になるかと思います。
それからもう１点は、連系線の扱い方ということに関してご説明がございました。最近自由化ということで、この連系線の使い方というのは議論されているわけでございます。ＰＰＳさん、卸自家発さんを含めまして、この連系線の使い方は非常に難しい問題でありまして、この制度を政策的に見ても、ここの場だけで連系線の使い方を議論するというのは非常に難しいものがあるんじゃないかと思います。
また、連系線を使いますと、必然的に他者に周波数変動のしわ取りをお願いするわけですから、コストの議論、アンシラリーサービスコストの議論というものもしていかなきゃいけないということに発展してまいります。そういう意味では、アンシラリーサービスコストの議論にしましても、これは自由化の制度の中でこれから議論していかなきゃいけないという事情もありますので、連系線の使い方というのは、この場だけでは非常に難しいんじゃないかというような気がします。
それから最後の１点でございますが、これは蓄電池の使い方ということで、きょうの対策オプションの案の一覧で見ますと第７位ということで、非常に順位が低いということですけれども、電発さんのほうでもやられております、これまでにもＮＥＤＯのプロジェクトでやっておりますけれども、そういうＮＥＤＯのプロジェクトの成果というものを利用しつつ、まだ電池のコストの面でも、先ほど東京電力さんからもう２５万円ぐらいになっていますよというお話もありましたけれども、風力の周波数の平準化に向けた蓄電池の技術開発をこれから進めていくというような見通しも考慮して、蓄電池に対する優先順位というのをご議論をいただければよろしいんじゃないかと思います。
以上、３点でございます。
【横山（隆）委員長】 まず最初、周波数の管理値の問題がございますが、堀室長。
【堀室長】 今回、議論を進めるにあたっての前提ということをどう考えるかというご質問かと思います。基本的にはいろいろな意見があってしかるべきだと思いますけれども、ただ、今回議論して、それが対策に結びついていけるかどうかと、そういう観点で物事を整理していかなきゃいけないのかなということでございます。
目標値というのは、例えば、私どもとしては、例えば風力の３００万ｋＷという目標がございますけれども、もちろんこういうものに対しても議論はあるけれども、ある意味で風力の３００万ｋＷというものを所与として議論をスタートしているわけでございます。周波数の管理目標について言えば、周波数の変動が実態的にどういう運用が可能であるかということは大いにこれから調整電源の運用を変えてみるとか、あるいは、いろいろな技術的な滞在率なんかでも実態の運用としてどうなのかとか、そういう実態面のいろいろな工夫というのはしていきたいと思っておりますけれども、管理目標がどうあるべきかという議論につきましては、なかなかこういう場で議論するということもどうかなという感じはいたしております。
また、連系線の話につきましても、いろいろな中立機関でのご議論というのがございまして、いわばそこでのそういったルールというのが決められているわけでございます。もちろん、その問題についてもこの場で決めていくというよりは、そういった中立機関とのルール等の整理というものも踏まえて、実態として何か工夫ができないかとか、いろいろ知恵を出していけないのかという観点でご議論いただくということではないかと思っているわけでございます。
蓄電池につきましては、蓄電池というのはなかなか期待が大きいわけでございますけれども、そういう観点から、先ほど前川委員、それから田村委員からご質問があったと思うんですけれども、実運用の事例というのがなかなかないということで、実態面でほんとうにどういう問題があるのかということがわかっていないのではないかと思います。実際に、こうやってみたけれども、例えばこういうこともできるじゃないかというふうなアイデアがすぐ出てくれば、いろいろな展開ができるんだと思うんですけれども、まだ残念ながら、技術開発といった段階でございますので、なかなかすぐいろいろな議論が展開しにくいんじゃないかなという認識でおります。
もちろん、先生ご指摘のように、技術開発を進めていって、早くこういったものも考えていくべきじゃないかということはございますし、それに対して私ども現に実証実験をやっているわけでございますので、もちろん技術開発の重要性については十分認識をしているということでございます。
【横山（隆）委員長】 田村委員、お願いします。
【田村委員】 一つだけ意見を言わせていただきたい。２ページで諸対策を系統側の対策と風力発電側の対策と分けて整理されている。ところで、電力系統は何かというと、周波数と電圧と停電という３つの品質を持ったマシュマロみたいなものだと思います。電力系統を利用するいろいろな参加者がいるわけですが、参加に際してはマナーというか作法があると私は思っています。電力系統利用という視点からは風力というのは、失礼な言い方ですけれども、少しノイジーといいますか、スパイキーな電気であります。ところが、よく考えると、こういう電気の形態で電力系統利用に参加している方はたくさんおられます。例えば、電気炉会社さんとか、電鉄さんとか、それからロボット溶接を使っている会社さんとか、負荷が急変するいわゆるディップを伴うケースや、高調波を含むケースです。、こういう参加者には、マナーとして、電力系統に入ってくるときに、先ほどの言葉で言ったら負荷を平準化というか、平滑化する設備を自前で設置した形で参加して頂くということを長い間やってきています。ですから私は対策を系統側か風力発電側かという視点だけでなく、電力系統利用者の公平性という観点も考えて頂きたいと電力系統にたずさわる人間として発言させて頂きたいという事です。
【横山（隆）委員長】 ただいまのご意見、何か風力者側のほうからございませんか。先ほどはお願いベースでということでいろいろご要望が出ておりましたけれども、山村委員、いかがでしょう。
【山村委員】 ただいまのご意見ですけど、私ども業者としましては、例えばドイツあたりに行きますと、1,000万ｋＷ以上風力発電で賄われているわけですね。ですから、私どもが言っていいのかどうかわかりませんけれども、もうそういう問題を通り越した時期に風力発電は来ているんじゃないかなというふうな感想を持っているんですけれども、もしそれが間違いでしたら申しわけないんですけれども、例えばドイツが1,000万ｋＷ、それからスペインが５００万ｋＷとか、デンマークに至っては、たった人口が５００万の国が５００万ｋＷ近くにきているわけですね。それはそういう電気を使っておられると思いますし、そういう問題が出たという話を我々としては今のところお聞きしていない。ということは、そういう質のいい電気が風力からも出ているんじゃないかという解釈をしております。
もちろん、日本に導入する際に、そういう問題が出る可能性があるかもしれませんが、それはできるだけ、今、我々としては風車の側で解決していきたいなということは考えておりますけれども、ただ、メーカーの側から言わせますと、申しわけないんですけど、日本の系統は非常に弱いという話をいただいているんです。もうちょっと日本の系統を強くしろということをしょっちゅうメーカーから言われるんですけれども、我々としては今のところはそういう意見は日本サイドとして押さえているというのが現状でございます。メーカーとして対応しろということで対応させてきております。いうことで、何とかご理解いただけましたらと思うのでございますが。
【横山（隆）委員長】 確かに、先ほど横山委員からも周波数の管理値というのが出ましたけれども、以前の小委員会でもこの管理値を少し緩めたらということで実態調査をしていただいたんですけれども、やっぱり質は下げるなという、特に製紙会社とか、圧延メーカーは下げないでくれというのが多いので、周波数の質を悪くすることはよくないと。ただ、そのときは規制緩和が始まったばかりで、電力品質とコストという概念がまだ昔の考え方だった。現在ですと、安ければ、少し品質をというような考えが変わってきているかもしれませんので、その辺は何か事務局のほうで調査でもなさるとか、そういうことはございませんか。
【堀室長】 前回も需要家の方々が電力品質についてどう見ているかということの調査をさせていただきましたので、今回につきましても、当然そういった問題、さらに詳細に今実態の調査はやっているところでございます。どういう形になるかはわかりませんけれども、また、概略についてはご紹介することもできると思います。
【塚脇委員】 隣同士なんですけれども、風力発電事業者としてちょっと一言。私どものほうは風力発電をやっておりますけれども、風力発電の出力特性でありますとか、いろいろな考えて、風力は万能であるというふうにはさらさら思っておりませんし、系統にアクセスさせていただくというようなときに、何でもかんでも風力だから入れろというふうにも思っているわけではございません。ただ、風力側でできることというのが非常に限られておりますし、系統の運用者にお願いすることというのがどうしても多いんですね。
その中で、事務局のまとめておられますオプション３のところは、風力側が自分でも制御できることの一つかなと思っておりまして、一方、私どもお願いするばっかりではございますけれども、例えば、一番大きな調整力というのは、多分電源の持ち替えなんかになると思うんですけれども、電源の持ち替えをしてＣＯ２の削減に貢献されている電力会社さんは、我々から見ましても、貢献しているんだけれども、経済的には損していると。ＣＯ２の削減に貢献すればするだけ、電力会社は経済的に損するというのが今現状かなと思っておりまして、技術的な可能性とは別に、事務局のペーパーにございますように、だれが経済的な負担をするのかということが解決されれば、電力会社さんのほうも系統側の対策というのがもう少し進むんじゃないかなと思っております。
【横山（隆）委員長】 中村委員。
【中村（成）委員】 ありがとうございます。私も塚脇さんじゃないんですけれども、もちろん風力事業者の端くれなものですから、先ほど田村さんのほうから厳しいコメントをいただきまして、おっしゃっている意味は良く分かります。多分、一言でいうと、マナーを守ってねということだと思うんですが、今、塚脇委員も申し上げたとおり、守りたくても、別に我々は守りたくないと申し上げているわけではないんですが、守れないという側面もございますし、電力さんから見て、風力に対してそのようにお考えになるというのは、偉そうに言うわけじゃないんですけれども、私どものグループは海外でもやらせていただいておりますので、決して日本だけだとは思いません。電力さんから見たら、先ほどノイジーというお言葉を使われたと思うんですが、要するにちょっと厄介ねということは基本的にどこでもそうなんだと思います。
一方では、山村委員もお話しになられたような時代はそれこそ今大きく変わっておりまして、いろいろなところから、風力に限りませんけれども、再生可能エネルギーとか、自然エネルギーというものの価値が見直されたり、あるいは価値が加わったりということで、とりわけ電力系統が比較的整っている先進国を中心にそういうエネルギーが国民的合意のもとに今後もますます取り入れられていこうとしていることも事実だと思うんですね。
こういう議論をしていますと、第１回目もございましたけれども、風力には別に偏見ということではなくて、出力変動というものが、先ほど電池の話が出ましたけれども、現在の技術においては正直いって不可避であると、残念ながらですね。そういうことでｋＷ価値がないというお話もよく出ます。そうかもしれません。
ただ、一つ、先ほど私、いろいろな価値と申し上げましたけれども、たしかいろいろなところで公になっていますけれども、平成１１年１２月に開かれた総合資源エネルギー調査会の原子力部会ですか、そこで使用された資料の中にも「風力の」とあったかどうかは忘れましたけれども、ＣＯ２の削減効果という観点で一定の数値が示されていたと思うんですね。ご存じの方は私よりも何十倍もよくご存じなので細かいことは申し上げませんが、簡単に申し上げれば、３００万ｋＷ導入できれば、ここはそういうことを目指す場だと思っていますけれども、年間にして石油や石炭、ＬＮＧ火力ミックスしてということですが、おおむね年間にしてＣＯ２が３８０万トン削減できる。そのＣＯ２を抑制するためのコストというのがそこに示されていたと思います。非常に丸く言ってですけれども、低めに見て、国内だけではなくて、国際的な取引が活用されたとしても、年間で３８０万トンというものを抑制コストということで比較でいくと、２００億円や３００億円にはなりそうな、たしかそういう数字が日本の正式の委員会の場でも発表されていたと思うんですね。これは、私、事業者だから申し上げるのかもしれませんが、非常に大きな数字であって、一つの大きな価値だというふうにも言えるのではないかと考えています。
きょう事務局は非常によくまとめていただいていますが、その論点の中にも、じゃ、費用対効果はあるのか。こういうポイントが何番目かに書いていただいたと思いますが、費用対効果というのをはかるときの一つの尺度、今申し上げたことが絶対とは申しませんが、例えばそういう観点から見れば、先ほど電源開発さんからご丁寧にご説明いただきました北本のＡＦＣ機能の拡大については、直接的な初期投資というんですかね、最初のコストは約２１億円と。多分ＳＶＣなんかの費用も含めてそういうことだと思いますけれども、そうすると、今申し上げたような、もし３００万ｋＷができればの話ですけれども、それの１０倍に当たるような年間のＣＯ２削減の経済効果、抑制コストという意味での効果があるということを見れば、私のセンスで見たら、やりましょうということになろうかと。もちろん、技術的にいろいろ検証したり、財源はどうしますかとか、こういう問題は出てくると思いますけれども、まずそういう話になるんじゃないかなと考えます。
また、塚脇委員が申し上げたように、事業者として、我々風力事業者もやれることは限られていますけれども、やれる範囲でやらなければいけないと。これも当然だと思います。それは、先ほどからお話が出ています解列というのはそうかもしれません。ただ、それはもちろんルール化してやっていかなければいけないわけで、そういう中で、仮にですけれども、解列もうまくルールができて合理的に、電力事業者さん、政府、それと我々事業者、そういうものが一体となって合意できる、そういうきちっとしたルールが出てくれば、もう一つ、私お願いしたいのは、そこまでみんなでやれるのであれば、例えばそういう今の連系可能容量などの計算、一般的に言ってですけれども、これは前回もいろいろご紹介を電力さんからいただいたように、日本はとにかく電気事業法で電力さんは非常に厳しい供給責任を質も含めて負っていらっしゃいますけれども、そういうことを背景に、そういう連系容量を計算されるときも非常に厳しい条件を課さなくてはいけないわけですけれども、ふだん起こらないような条件も考えて、最低負荷で、なおかつ水力も十分回っていて、なおかつ事故があっても皆さんにお届けする。多分こういうことだと思うんですけれども、ちょっと誤解があるかもしれません、語弊があるかもしれませんけれども、その辺もだんだんデータが、あしたということではないにしても、積み重なってくるにつれてお考えの少し修正というんですかね、そういうことも可能になってくるのかなと思います。これは希望でございますけれども。随分長くなりましたのでこの辺でやめますけれども、以上でございます。ありがとうございました。
【横山（隆）委員長】 ありがとうございます。
海外でも実績がございますということですが、ドイツなんかで1,000万ｋＷといいますと、周波数問題なんて起きていないんでしょうかね。起きていないということであれば、日本の系統が弱いとか、特殊性があるということになりますけれども、その辺、岡本委員、いかがでしょうか。
【岡本委員（代理）】 正確な数値というのは持ち合わせていないんですが、前回もご紹介申し上げましたように、ヨーロッパの周波数の管理値は非常に厳しいものですから、それが非常に最近問題になっているということは聞いていないんですね。ということは、ドイツと日本の違いというのはどこら辺にあるかということかなと思っているんですけれども、一つには、先ほど九州電力さんのほうからプレゼンがございましたように、もともと風力の連系可能量にも非常に大きな影響を与えるファクターというのは、基本的には系統側の調整能力がどのくらいあるかということと、風力側の変動がどのくらいであるかということかなと思っています。例えば、ドイツの例でいいますと、これはちょっと正式にとれているデータではないんですけれども、インターネット上で見てみますと、１時間以内の出力変動が大体±２０％以内というようなデータもございまして、それを見ますと、ドイツ全体での風力というのはかなり平滑化されていて、前回もお話があった北海道さんですとか、東北さんの平滑化が２０分以内で３３％というような話から比べると、随分差があった。
それからドイツの全体でＬＦＣをどのくらい確保しているかというのを見てみたんですが、４～５％は確保されているということでして、これはもともとドイツは電源構成としては原子力と石炭、中には褐炭というのが入っているわけですけれども、石炭、褐炭の部分というのは、それなりに比率が大きくて、しかも、最低需要というのはあまり低くならないものですから、夜間でも結構調整能力はあるのかなという可能性が考えられます。そこら辺は精査しないとわかりませんので何とも言えませんけれども、大きく影響を与える２つのファクターについても、かなり日本とドイツで違う可能性もございますので、私どもとしては、絶対値をとって、ドイツが1,000万ｋＷで、例えば北海道さんで言えば、２５万ｋＷというのは２５０万ｋＷの１０％ぐらいのレベルになっているんですけれども、系統への影響という意味では、必ずしも絶対値では比較できないと考えております。
そういう意味では海外については、どんどん進んでいるという話もあったんですが、我々電力会社から聞いたりする話では、かなりコスト的には需給調整面での追加コストというのが発生していると。これからどんどん連系量が拡大すれば、それもこれから増えていくんだけれども、それを今の仕組みの中でやっていくべきかどうかというような問題提起を電力会社もしておりますので、必ずしもそういう意味では、日本だけ固有の問題というわけではなくて、これからグローバルな系統連系問題というのは出てくるだろうと思います。
例えば、北海道さんのように系統容量が比較的小さいところでは、それがどうしても早く出てきますので、日本ではかなり早めからこういう話が出てきますけれども、それは系統によって強い弱いというお話があって、それは何をもって強いかという問題もあるんですが、一つには系統容量という切り口があって、そういう観点からすると、やはり日本も影響というのはかなり出てきていると。それは必ずしも日本の電力品質の見方が厳しいからそうなっているということではないだろうというふうに思っています。
それから、今、中村委員のほうからご発言があって、例えばＣＯ２削減効果という話があったんですけれども、きょうのオプション５の調整電源の新設というのは、新たに化石燃料を使った発電所を風力のために新設するというようなオプションになっていまして、こういうのはどういうふうに考えたらいいのかなと。ちょっと私としては何か矛盾が中に潜んでいるような感じも受けるんですけれども、その辺は皆様のお考えを伺いたいと思っております。
【横山（隆）委員長】 自然エネルギーを導入するために化石燃料を使うと、こういうことになるわけですね。
【岡本委員（代理）】 今までのものを有効活用というお話は、できるできないとしてはよくわかる話なんですけれども、新たに化石燃料の電源を新設していかなければならないとしたら、それは非常におかしな話になっているようにも思ったものですから。
【横山（隆）委員長】 きょうはいろいろオプションが初めて出そろったということで、議論がこれだけ弾んでまいりました。先ほど田村委員がおっしゃったノイジーは、たしか２０分ぐらいの変動はノイジー、スパイキーというのはもっと短くてということですね。これは可変速のコンバーターをつけたり、フライホイールをつけたりすればいいから、スパイキーというのはやめましょうかね。ノイジー程度で。２０分ぐらいの周期の問題が今一番重要であるということですかね。
牛山委員。
【牛山委員】 もう既に論議がなされたのかもしれませんけれども、系統側の対策の４というところに会社間連系線の活用というのがあります。前回、私が申し上げたのは、風力発電側で、例えば電源の調整がちょっと難しそうな５月の、来月になりますけれども、そのくらいの時期にメンテをしたりして解列をするということで歩み寄れば、いわゆる特別なことをしなくてもかなり入るんじゃないかということを申し上げたんですが、きょうは、私は会社間連系線の活用ということで、今お隣でお聞きしましたら、北本の話が既にあったようですけれども、北本はもちろん可能であるし、ただ、コストは中村さんがおっしゃったように結構高い。これは評価の仕方ですけれども、結構ロスもあったりするということなんですが、一番風のポテンシャルがある東北地区、それから電力ニーズのある東京電力、これは周波数帯も一緒ですし、東北電力と東京電力というきわめて密接なつながりがあると思うんですが、こういったところの連系をうまくやることによって結構増やせるんじゃないかという気はします。これはおそらく技術的な問題というか、コストをさほどかけずに、技術よりむしろネゴシエーションというか、そういう問題で済むんじゃないかなという気がします。
それから九州電力と中国電力、あるいは関西電力なんかとの連系もあるかもしれませんけれども、これは複数の電力会社とつながるみたいなことになりますからちょっと難しいんですが、まず、優先できる、そして比較的コストもかけずにいけそうなのが東京電力の管内と東北電力じゃないかなという気がいたします。
それからほかにも北陸地方なんかですと、今、結構風のポテンシャルがありますから、北陸電力の容量が小さいとすれば、関西電力、あるいは中部電力と連系することによって可能になると思いますし、四国が結構風のポテンシャルがある。四国電力も容量が小さいとすれば、中国電力、あるいは関西電力とつなぐということで、何か会社間連系をうまくやることによって、さほどコストをかけずにかなりの部分がいけるんじゃないかという気がいたします。
それからもちろん東京電力の管内なんかでも外房の屏風ヶ浦とか、結構設備利用率の高いところがありますので、さほどでもないと言われているようなところでも、東京電力の管内、あるいは中部電力の管内、具体的には渥美半島なんかは平均風速７メートルぐらいの場所があるんですね。そういうところでもう少し検討する必要があるんじゃないか。
それから基本的に、申し上げたいのは、前回は風力側が歩み寄るというか、解列の時期をうまく調整することによってかなりいける。きょうは会社間連系線をうまく活用することによって、さほどお金をかけずに強化できると思うんですが、その２案はいかがでございましょう。
【横山（隆）委員長】 本日は北本のことを中心にお話ししましたが、先生のご指摘は、東京・東北の相馬双葉幹線とか、それから中国と九州の関門連系線、こういうところはどうであるかということですが、これに関して何か。田村委員、お願いします。
【田村委員】 東京・東北間連系線は、岡本さんに譲りたいと思います。牛山先生が言われた内容は、前回も非常に建設的な意見であったと思いますが、今回の連系線利用もアイデアとしては理解できますが、実務的には課題が多い。連系線利用問題に係る課題を少し説明しますと、事務局資料の１２ページをお願いします。全国の会社間連系線の整備状況・利用容量が出ていますが、自由化制度論議の中、この連系線を、まず、ＰＰＳさんのビジネス上、有効に利用するにはというビッグテーマを２年ぐらい議論してまいりました。例えば中部と東京の間の佐久間というのは矢印が０万ｋＷ、つまり設備はあるけれども、電気が通らない、九州・中国間の関門も矢印にありますが、利用可能な容量が小さいという事で課題となっていました。その取扱いを議論してきた結果として、先ほど横山先生がおっしゃったように、連系線利用のあり方・ルールをエネ庁さんともご相談しながら、中立機関で検討していこうという状況になっています。
検討に際しては原子力、水力とという長期固定電源の利用を優先させるという条項を織り込んでという条件があり、具体化には知恵を絞る必要があります。加えて、風力もという事ですから、大変難しく、相当時間が必要ですし、関係者つまりＰＰＳさん、先生方の知恵を頂くと共に、電力会社も従来の考え方を再点検すべきと考えます。また風力がノイジーなエネルギーであれば、電力取引所で売電できない形の電気であるため、その取扱いをどうするかという困難な側面も出てまいります。でも、ここに書いてあるように事務局も含めたご提案としては見ておきたいと思います。
【横山（隆）委員長】 岡本委員、ご指名ですから。
【岡本委員（代理）】 基本的には、今、田村委員のほうからお話があったとおりかと思っておりまして、少し前回の系統影響評価小委員会のときと状況が違っているというのは、やはり電力自由化という大きな流れの中で、電気事業分科会の中で連系線の使い方ということについては非常にスポットが当たりまして、議論がずっとなされてきたところだと考えております。
そういう意味で連系線の使い方というのは、逆に申しますと、電力会社からこれはどなたに使ってくださいというような性質からだんだん、ＰＰＳさんも含めて、あるいは全国大での取引市場というのが整備されてまいりますので、そういったところでだれが公平に使うかという議論が電気事業分科会、あるいは詳細制度設計の各ＷＧについて厳しい議論がされていたというふうに伺っています。
我々の立場から申し上げますと、そういう意味では連系線というのをどういうふうに電力事業制度の中で位置づけるかという非常に大きな問題をはらんでいるのかなと思っておりまして、そういう意味で、先ほど横山委員のほうからもお話があったんだと思うんですけれども、今後、中立機関においても連系線の活用ルールというのが議論されますし、あとは中立機関というのはどうも電源別に、石炭はいいけど石油はだめとか、そういう区別をしないと伺っていまして、長期固定電源以外は基本的に同じような取り扱いをされるということですので、そこの議論で仮に風力の話が入ってきたとしても、そこでどう扱っていいかわからないような話になるのかもわかりません。そういう意味では、私どもとしては、やはり自由化という一つの大きな流れと、もう一つこちらの新エネという話もありますので、その辺の政策面の整合というのがまずあって、その制度面の話がないことには、使う使わないという技術的な検討というのはもちろんできるわけですけれども、技術的な検討まではできても、実際にそれが実行できるかどうかという面ではやはり制度面の整備というのが要るのではないかと考えております。
【横山（隆）委員長】 非常に重要なほかの連系線はどうかという議論になりましたので、この辺に関しては、後ほど堀室長のほうからまとめていただきたいと思います。
大分時間も迫ってまいりましたが、何かございましたら。岩本委員。
【岩本委員】 今回、ある程度数年を超えるというところにいろいろ書かれているんですけれども、すぐにできるというんじゃなくて、ぱっと見た感じでと、先ほど横山委員からもお話がありましたけれども、蓄電池の話がありましたように、きょう電源開発さんからのお話を聞いたんですけれども、前回のお話で、北海道電力さんを見たときに、皆さん、結局Δｆというんですか、周波数偏差の問題をされていますので、蓄電池というのも非常に大きなものを考えて、一種の発電機みたいなものと考えて、今回みたいに平滑化、要するに有効電力の平滑化というのも当然必要なんですけれども、周波数偏差の平滑化というんですかね、周波数の制御というんですかね、簡単にいうと、北海道電力さんならΔｆが±0.3Ｈｚになるように、電力さんの中給からの制御でかなり大きな蓄電池の制御というのも可能かなと感じます。
【横山（隆）委員長】 非常に大きな電池を入れて、系統指令によってそれを吸収するという。吉川委員、お願いします。
【吉川委員】 北海道という名前が出ちゃったものですから、これは一般論としてお答えしたいと思うんですけれども、技術論としてはそういうことはあり得ると思うんですね。ただ、バッテリーを使って、そういう系統全体の制御をするということが、今、我々事業者としてそこまでの技術的な評価をしているわけでもございませんし、先ほど最初に田村委員から申し上げましたように、基本的な問題としてネットワークを公平に使っていくというときに、それぞれ原因者負担といいますか、そういう考えが我々強くありまして、特に今自由化の中でいろいろな議論がなされている中で、風力の調整は電力が一まとめでやると。そのバッテリーをだれが負担するかは別としまして、そういうのはなかなかすっきりと受け入れられないなと個人的には思っているんですけれども。
ですから、バッテリーとしては確かに今かなり大型化の、電発さんも実証試験に入られますので、我々としては比較的大きなウインドファームで、例えば苫前ですと２カ所実際にございますので、そういうものも当たる。あるいはユーラスさんですと、北海道でいうと６万ｋＷ近いウインドファームをつくるわけですから、そういうところで個別にまずやっていただいて、その次のステップとして、ほんとうに大丈夫だということであれば、考える考えないというような議論にいくのではないかなと思います。
【横山（隆）委員長】 ありがとうございました。確かにオプションの№７で大分ランクが低いというので先ほど議論が出ましたけれども、確かに効果はあるけれども、技術的な検証、コストの問題、寿命、そういうことでランクが低いんですけれども、これは検証が進めば、だんだん上がってくるんじゃないかと思います。
時間もまいりましたので、何か最後、関委員。
【関委員】 問題になっているのは、我が国の場合、風向変動、風速変動というのは非常に顕著ですね。このため我が国は、非常に特別な地域だろうと思います。このため、例えば１日の間にゼロからフル出力になるようなことになるわけですね。そのために、１日の間でゼロからフル出力までの変動に対応するために同等の他電源による調整力が必要だろうということになって議論されていると思います。数時間後の風況予測に基づく発電量の予測を行うということが１つですね。２つ目は、給電量の確保です。すなわち、給電量を確保するシステムの構築になろうかと思います。これは、同等発電規模の設備を導入しないで対応できないかの検討という意味であります。そういうことで、これは、例えば、給電量を７０％とか８０％の確率で予測できればどうなるかということも非常に重要だろうと思います。
先ほどの東北電力さんが風力は予測制御不能とＰ６に書いてありましたけれども、そういうところで、むしろ今のような発電電力の予測が７０％、あるいは８０％ぐらい可能であった場合にはまた違ってくるだろうと思います。逆に言えば、調整力も必要ないということになりますね。いかがでしょうか。
【横山（隆）委員長】 オプションの８ということで大分ランクが低いんですけれども、これもやっぱり外国ではスペイン、ドイツとかありますけれども、日本の場合は何か評価が低いということで、これもやはり実績ですよね。そういうものが積み上がってからだと思います。ドイツも1,000万ｋＷも入れば、かなり広い地域に入るので平滑化効果は出ているんじゃないかと思うので、そういう意味では普及すれば、またいい面が出てくるかなと思います。
ということで時間が大分迫りましたので、きょうは非常に事務局のほうからランクをつけたようなすばらしいオプション案が出てまいりまして、これをもとに議論が弾みましたけれども、先ほど牛山先生がおっしゃったように、風力側が譲った解列という、これはかなり効果がありまして、北海道で５万ｋＷ、１０万ｋＷとか、そういうオーダーで、１０％ぐらいとめれば、５万ｋＷ、１０万ｋＷというオーダーで増えてくるというものがありました。じゃ、電力譲れということになりますと、今度は連系線を少し考えてみたらということで、多分、次々回ぐらいになると思いますけれども、北本以外の他の連系線の効果と、そういったものを検討していただきたいということで議題に挙げていただくようにいたします。
田村委員のほうからはマーケットプレーヤーに参加するならマナーを持ってこいと。グッドシチズンで参加しろという厳しいお答えがありましたけれども、これはどちらかというと設置者側が出力を安定化させるような努力をするなり、安定化装置をつけるなりということもあると思います。そういうことで、次回からまた個別のものをもう少し深く論議していきたいと思います。
取りまとめて、室長のほうから何かございましたら。
【堀室長】 いろいろご議論ありがとうございました。本日は主に調整電源の運用の話と解列の具体的な試算、あるいは電池の試算、それから北本連系線の技術的な活用の試算というのをわりあい詳しく資料をお出ししたわけでございます。その関連におきましては、例えば調整余力の活用については、もっといろいろと考えていただくべきじゃないかということもご意見があって、また、電力さんのほうから、電源運用が変われば、またそういうものも変わっていくし、こういうものの検討については、適宜、これからも見直していただいて、再度そういうものを報告していただくということも可能になるかもしれないのではないかと思います。
それから、横山委員のほうから管理値、電力の品質をどう考えるかということにつきましては、今後シミュレーションなんかを行っていく場合の一つのベースとなる哲学であるとも思いますけれども、こちらについては、先ほど申し上げましたように、いわゆる需要家の調査なんかも行っておりますので、できましたら、この委員会の中でもそういったものをご紹介する機会を設けたい思っております。それから、会社間連系線につきましては、中立機関のルール等との整理、それから技術的な整理というのを、今回は北本のお話ししかしておりませんけれども、何らかの形で次々回以降ご議論いただるような形にしたいと思っております。
それから電池につきましては、技術開発とコストとの関係につきましてご紹介させていただいたわけですけれども、いろいろ先生方からご意見いただいて、実運用として一体どういうふうに考えるべきかというところが若干あいまいになっているところもございまして、多分そこがもう少しクリアになれば、議論が少し有効かなと思いますので、こちらも関係の方々とご相談して、何かの資料が用意できるか検討させていただきたいと思っております。
【藤田部長】 いろいろなご意見ありがとうございました。先ほど来伺っていて気になった点を２つだけコメントをしたいと思います。1つは、山村委員のおっしゃったドイツが1,400万ｋＷ入っている、あるいはスペインやデンマークがたくさん入っているということでありますけれども、日本とヨーロッパ諸国とトータルの数字だけで比べるのはなかなか難しいんじゃないかと思います。ドイツの場合には、ヨーロッパ全体が連系線になっておりまして、ドイツがつながっている連系は2億8,000万ｋＷ分ぐらいあるんですね。日本は９社それぞれ一応独立した姿になっておりますし、特に北海道は本州とのつながりが細いですから、そこで需要が低いときに２５０万ｋＷぐらい、そこに２５万ｋＷの風力を入れるというのは、いわば１割そこに風力が入ってくるわけで、別に２５万ｋＷがマキシマムだと申し上げているわけではありませんけれども、やはりかなりのことではあると思うんですね。
デンマークもたくさん入っていますけれども、デンマークというのはほかの電源が全部火力なので、いわば国じゅうの電源が全部調整電源として使えるというような事情もあるようでございますし、それからスペインを見ますと、風況がとっても安定していて、日本みたいにジェットコースターのように上がったり下がったりしていないようなんですね。したがって、私どもとしては極力風力を２０１０年３００万ｋＷを目指していろいろな政策を打っていきたいと思いますけれども、ちょっとヨーロッパに比べて日本がだらしがないという議論はやや乱暴かなという感じもいたします。
それから２つ目は、田村さんがおっしゃった風力は行儀が悪いというご意見で、何か邪魔者みたいなお話でございますけれども、ちょっとこれも私ども再生可能エネルギー、新エネルギーについては、ＲＰＳ法という法律ができたり、あるいは補助金をつけたりして導入の拡大を図っておりますので、そうした意味では例示されたほかのお行儀の悪い系統につながってくる人と一緒にされてはちょっと困りますので、そこは政策的な目的があって、こういう委員会も開かせていただいて皆さんにお知恵を出し合っていただこうということでございますので、そこはぜひよろしく温かく対応していただければと思います。
以上です。
【横山（隆）委員長】 環境性とか、いい側面もございますのでよろしくお願いします。
それでは、時間がまいりましたので、本日の議論を踏まえまして、事務局と相談しまして、次回、次々回の会合において周波数の対策というのを進めていきたいと思います。本日は、活発なご意見をいただきましたけれども、ご発言のない委員の場合はメモを事務局にいただければ、また後ほど紹介できると思っております。
それでは、最後に、連絡事項を含めまして、次回の会合の日程を事務局からお願いいたします。
【中島室長補佐】 次回、第３回の会合ですが、５月１９日の水曜日を予定しております。３時４０分から、３時半とお伝えしましたが、３時４０分からということで、三田共用会議所の大会議室で開催することを予定しております。それから第４回会合については、６月３日の木曜日の１時から３時半。それから第５回会合については、６月２２日火曜日の１時から３時半に開催する予定でおります。
以上です。
【横山（隆）委員長】 それでは、これにて本日の小委員会を閉会いたします。皆さんもお忙しいところありがとうございました。また、次回以降よろしくお願いします。
──了──
|