家庭部門と電力部門のエネルギー需給構造を詳細化した技術
選択モデルによる送配電網の維持・運用費用に関する分析
Analysis of Maintenance and Operation Costs of Power Transmission and Distribution
Network by Technology Selection Model with Detailed of Household and Power Sectors
神 戸 健 太 郎
*・ 小 宮 山 涼 一
*・ 藤 井 康 正
* Kentarou Kambe Ryoichi Komiyama Yasumasa Fujii（原稿受付日2020 年 9 月 30 日，受理日 2021 年 4 月 13 日） １．はじめに 1.1 研究背景と研究目的 2012 年 7 月の FIT 制度1)開始以降，住宅用太陽光発電の 普及が大きく進み住宅用太陽光発電搭載率は 2018 年度に は約8.3％にのぼる2)一方，FIT 制度は 2019 年 11 月以降順 次終了する1).FIT 制度が終了した住宅用太陽光発電に関し て，資源エネルギー庁は2019 年 12 月以降，自家消費また は新たに自由契約で売電可能になるとしている3)．このこ とから今後卒FIT の住宅用太陽光発電が増加した際に，そ れらの電源が自由契約により系統に逆潮流することや自家 消費が進むことにより，系統電源の需要が落ち込む可能性 が示唆される． これに伴う問題として，託送料金の未回収問題と託送料 金の費用負担の世帯間格差が挙げられる．託送料金の料金 設計は基本料金と従量料金の組み合わせによって行われて いる.送配電設備コストの費用は固定費が 8 割を占め,可変 費等が2 割を占める．一方で，託送料金収入の内訳をみる と,基本料金が 27％で従量料金が 73％となっている4)．そ のため，系統電源の需要量が減少することにより現状の託 送料金制度では送配電設備コストを回収することが困難に なることが懸念され，託送料金単価の値上げが起こりうる. これが託送料金の未回収問題である．託送料金単価が値上 げすれば，住宅用太陽光設置世帯では，電力の自家消費が 進む一方，PV 非設置世帯では電力需要量の変化がないに もかかわらず託送料金負担額が上昇する．つまり，本来PV 設置世帯が負担すべき送配電設備コストを非PV 非設置世 帯が負担することになる.これが託送料金の費用負担の世 帯間格差である4)． 本研究では，技術選択モデルをベースとしたボトムアッ プ型エネルギーモデルを開発し，複数の託送料金制度を想 定の上，送配電網の費用負担の回収や，世帯間の託送料金 の費用負担額を分析することにより，適切な託送料金制度 を考察する． 1.2 既往研究と本研究の新規性 託送料金制度設計のためのモデル分析としての既往研究 では，チューリッヒにおける配電網データを用いて複数の 世帯を想定して行った分析がある 5)．この研究では家庭に おけるPV 及び消費データにより定まる電力消費パターン に対して，蓄電池の運用による自由度を考慮し，年間の電 気料金(託送料金とエネルギー取引に係る発電および小売 費用の総和)を最小化するモデルを用いて分析している． これまでのボトムアップ型技術選択モデルによる既往研 究では，TIMES の枠組みを利用して電力部門を 60 分解像 度に拡張し，ポルトガルのサンミゲル島を対象に 2025 年 Corresponding author ; Kentarou Kambe ,
E-mail：[email protected] ＊東京大学大学院工学系研究科原子力国際専攻 〒113-8656 東京都文京区本郷 7-3-1 第39 回エネルギー資源学会研究発表会の内容をもとに作成され たもの Abstract
Residential solar photovoltaic (PV) system has been in widespread use since the FIT program which began in 2012 and has phased out after 2019. The problem of decreasing collection of wheeling charge and the associated disparity in cost burden is a problem caused by the massive introduction of residential PV. The current wheeling charge system is mainly based on a pay-as-you-go system. Therefore, when residential PV is installed in large numbers, the demand for grid electricity decreases. As a result, there will be a shortfall in the collection of wheeling charge by transmission and distribution (T&D) sectors. This results in an increase in the price of the wheeling charge. This leads to an increase in the cost burden for households without residential PV installations. On the other hand, households with residential PV installations will be able to reduce the cost burden of the transmission tariff. This is the problem of cost-sharing disparity. This study develops a bottom-up energy model based on a cost-effective technology selection. By assuming various wheeling charge systems, the authors analyzed the optimal wheeling charge system not causing the cost burden gap problem. A result reveals that the current wheeling charge system requires an increase in the unit price of the wheeling charge and causes cost burden disparity problems. The solution to this problem is to increase the basic rate ratio and to introduce a partial generation charge.
Keywords : Energy system model, wheeling charge, residential sector, Photovoltaic, demand response **********
までの最適電力供給構造分析を行った事例があるが6)，電 力部門のみ対象分析であること，時間区分数が288(4 季節/ 年×3 日/季節×24 時間/日)であり 1 年間連続の分析ではな いこと，電力部門の制約条件式が単純である等の欠点があ る. これらの課題を克服して，共著者らの先行研究 7)では， 分析対象を2015 年から 2050 年の間とし，日本を 4 地域に 分割することで変動性再生可能エネルギー(VRE)資源の地 域偏在性や地域間連系線容量制約も考慮可能としたボトム アップ型技術選択モデルを開発した．先行研究7)において は，VRE 資源の大量導入下における日本のエネルギーシス テムを分析している．そのため電力部門のみ1 時間刻みで 分析可能なモデルである． しかし，既往研究6)7)などでは，送配電部門や家庭部門の 世帯構成員に応じた電力需要構造を考慮していない．また， 託送料金制度設計のためのモデル分析5)においては， エネ ルギー取引に係る発電および小売費用は外生的に与えられ ている．そのため，VRE が大量導入された際に起こると考 えられる送配電費用を適切に回収できず，その費用を回収 するために託送料金単価が上昇するデススパイラル現象を 分析することができない．また，家庭部門におけるVRE 導 入量，デマンドレスポンス技術の導入量や稼働量に応じて 電力取引価格や電源構成は変化すると考えられる．この点 を考慮するためには各家庭における電気料金最小化モデル による部分最適化ではなく，エネルギーシステム全体を対 象としたボトムアップ型技術選択モデルによる全体最適化 が適していると考えられる． 本研究における新規性は2 点である．1 つ目は既往研究 においては考慮できていなかった家庭部門の世帯属性に応 じた電力・給湯需要を新たに技術選択モデル内で考慮し， 住宅用PV 及びデマンドレスポンス技術の大量導入下にお いて，これらの技術がエネルギーシステム全体に及ぼす影 響を評価できるようにした点である．もう一つは技術選択 モデルを託送料金制度及び送配電設備を考慮できるように モデルを改良し，託送料金制度が家庭部門に及ぼす影響を 評価した点である． ２． 計算手法 本研究では，代表的な技術選択モデルである MARKAL モデル8)をベースとして家庭部門の需要動態を詳細化した 技術選択モデルを構築し，計算を行った．特に家庭部門に 関しては100 世帯に分類し， PV 設置可能世帯は戸建て住 宅であり，全世帯のうち半分が戸建て住宅世帯という想定 の下，50 世帯を PV 設置世帯，そのうち 10 世帯が蓄電池 設置世帯とし，また，PV 非設置世帯 50 世帯の内，10 世帯 が蓄電池設置世帯と想定した．なお，本研究においては家 庭部門おけるEV 及び PHV の需要動態は考慮していない． というのも，これらの技術の家庭部門におけるデマンドレ スポンス効果は限定的であると考えられるからである．ま た，本研究では卒FIT の住宅用 PV の大量導入下の社会を 想定しており，余剰電力買取は行われにくくなると考えて いる．そのため，各世帯が自由契約で余剰電力を売電する か自家消費すると想定した． 2.1 目的関数 計算期間は1 年であり，目的関数を最小化する．目的関 数は期間内のエネルギーシステム総コストであり，各技術 の投資コスト，固定的運用管理コスト，エネルギー調達コ スト，家庭部門における託送料金で構成される(式 1)．託送 料金収入は式(2)のように従量料金と基本料金の和として 求められる．モデル内における内生変数は表 1 の通り． 𝑚𝑖𝑛𝐽 = ∑(𝐼𝑛𝑣𝑐𝑜𝑠𝑡𝑘⋅ 𝐼𝑁𝑉𝑘 𝑘 +𝐹𝑖𝑥𝑜𝑚𝑘⋅ 𝐶𝐴𝑃𝑘 + 𝑉𝑎𝑟𝑜𝑚𝑘⋅ 𝐴𝐶𝑇𝑘) + ∑(𝐼𝑚𝑝𝑜𝑟𝑡𝑝𝑟𝑖𝑐𝑒𝑒⋅ 𝐼𝑀𝑃𝑒) 𝑒 + ∑(𝐷𝑜𝑚𝑝𝑟𝑜𝑑𝑐𝑜𝑠𝑡𝑒⋅ 𝐷𝑂𝑀𝑃𝑅𝑒) 𝑒 + 𝐷𝐼𝑆𝑖𝑛𝑐𝑜𝑚𝑒 (1) 𝐷𝐼𝑆𝑖𝑛𝑐𝑜𝑚𝑒 = ∑(𝑊𝑓𝑏 ∙ 𝑉𝑝+ 𝑊𝑣𝑏 ∙ 𝑊𝐵𝑝) 𝑝 (2) Invcostk: 技術 k の年経費化投資費用(円/GW)，Fixomk: 技術 k の固定運用管理費用(円/GW)，Varomk: 技術 k の変動運用 管理費用(円/PJ)，Importpricee: エネルギー源 e(輸入)の輸入 価格(円/PJ)，Domprodcoste: エネルギー源 e(国産)の生産コ スト(円/PJ)，Wfb:託送料金の基本料金単価(円/GW)，Wvb:託 送料金の従量料金単価(円/GWh) 表 1 内生変数 J: 目的関数(円) 𝑰𝑵𝑽𝒌, ,:エネルギー技術 k の投資量(発電・電力貯蔵技術は GW，その他は PJa(年あたり PJ))， 𝑪𝑨𝑷𝒌:エネルギー技術 k の設備量(発電技術は GW，他 PJa), 𝑨𝑪𝑻𝒌,:エネルギー技術 k の稼働量(PJa)， 𝑰𝑴𝑷𝒆,:エネルギー源 e の輸入量(PJa)， 𝑫𝑶𝑴𝑷𝑹𝒆,:エネルギー源 e(国産)の生産量(PJa)， 𝑿𝒊,𝒕,𝒅 :発電技術 i の日 d 時点 t における発電出力(GW)， 𝑫𝒊𝒔𝒔,𝒕,𝒅:電力貯蔵技術 s の放電量(GW)， 𝑪𝒉𝒂𝒔,𝒕,𝒅: 電力貯蔵技術 s の充電量(GW)， 𝑬𝒅𝒎𝒅: EV 充電用途及び家庭部門の電力需要量を除く年間 電力需要(PJ)， 𝑪𝒉𝒂𝑬𝑽𝒕,𝒅: EV 充電(GW)， 𝑿𝑩𝒑,𝒕,𝒅:世帯 p の日 d 時刻 t における買電量(kWh)， 𝑿𝑺𝒑,𝒕,𝒅:世帯 p の日 d 時刻 t における売電量(kWh)， 𝑾𝑩𝒑:世帯 p の年間買電託送電力量(kWh/世帯)，
𝑾𝑺𝒑: 世帯 p の年間売電託送電力量(kWh/世帯)， 𝑽𝒑:世帯 p の順潮流の年間最大託送電力(kW/世帯)， 𝑼𝒑:PV 設置世帯 p(1..50)の逆潮流の年間最大託送電力(kW/ 世帯)， 𝑪𝑨𝑷𝑳𝒑:世帯 p の低圧送配電設備容量(kW/世帯), 𝑪𝑨𝑷𝑯:家庭部門の送配電設備容量(kW)， 𝑯𝑫𝑰𝑺𝒑,𝒕,𝒅:世帯 p の蓄電池の日 d 時刻 t の放電量(kwh)， 𝑯𝑪𝑯𝑨𝒑,𝒕,𝒅 :世帯 p の蓄電池の日 d 時刻 t の充電量(kwh)， 𝑪𝑯𝑨𝒉𝒑𝒎,𝒕,𝒅:ヒートポンプ給湯器設置世帯 p の日 d 時刻 t の 蓄熱稼働量(kWh)， 𝑫𝑰𝑺𝒉𝒑𝒎,𝒕,𝒅:ヒートポンプ給湯器設置世帯 p の日 d 時刻 t の 放熱稼働量(kWh)， 𝑺𝑻𝑯𝒉𝒑𝒎,𝒕,𝒅:ヒートポンプ給湯器設置世帯 p の日 d 時刻 t の 貯湯量(kWh)， 𝑨𝑪𝑻𝒉𝒍,𝒕,𝒅:電熱給湯器設置世帯 p における電熱給湯器の日 d 時刻t の稼働量(kWh)， 𝑪𝑯𝑨𝒉𝒍,𝒕,𝒅:電熱給湯器設置世帯 p における電熱給湯器の日 d 時刻t の蓄熱稼働量(kWh)， 𝑫𝑰𝑺𝒉𝒍,𝒕,𝒅: 電熱給湯器設置世帯 p における電熱給湯器の日 d 時刻 t の放熱稼働量(kWh)， 𝑺𝑻𝑯𝒉𝒍,𝒕,𝒅: 電熱給湯器設置世帯 p における電熱給湯器の日 d 時刻 t の貯湯量(kWh)， 𝑨𝑪𝑻𝒈𝒂𝒔𝒏,𝒕,𝒅: ガス給湯器設置世帯 p におけるガス給湯器の 日d 時刻 t の稼働量(kWh)， 𝑫𝑰𝑺𝒊𝒏𝒄𝒐𝒎𝒆:年間託送料金収入(円)，𝐷𝐼𝑆𝑐𝑜𝑠𝑡:年間送配電設 備コスト(円)， 𝑯𝒆𝒅𝒎𝒅𝒕,𝒅:時刻 t 日 d における家庭部門の系統需要量(kWh)， V,:家庭部門の総最大託送電力(kW)， Wb:家庭部門の総託送電力量(kWh) i∈{1: 原子力， 2: 石炭火力， 3: LNG 汽力， 4: LNG 複合， 5: 石油， 6: バイオマス， 7: 一般水力， 8: 地熱， 9: PV， 10: 風力}，s∈{1: 揚水， 2: NAS 電池， 3: Li+電池}，k∈ {1， 2， …， K} K: エネルギー技術数(K=215)， e∈{1， 2， …， E} E: エネルギー源，エネルギーキャリアの数 (E=59)， d∈{1，2， …， D} D: 年当たり日数(D=366)，t ∈{1， 2， …， T} T: 日当たり時点数(T=24)， p∈{1，2…， P}P:世帯種別数(P=100)(PV 蓄電池設置世帯:1..10，PV 設置 世帯:11..50，蓄電池設置世帯:51..60，一般世帯:61..100) 2.2 制約条件 以下に構築モデルの主要な制約条件式を示す．詳細は文 献7)を参照されたい． (1) エネルギー技術共通の制約 エネルギー技術の設備容量は，式(3)のように計算期間前 から存在する既設設備量と新規投資および除却により決ま る.設備容量と稼働率上限により当該技術の年間稼働量が 規定され(式 4)，任意のエネルギーサービス部門について， それに属する最終技術の稼働量合計が需要を上回る(式 5)． 𝐶𝐴𝑃𝑘= 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑑𝑘+ 𝐼𝑁𝑉𝑘 (3) 𝐶𝐴𝑃𝑘∙ 𝑐𝑓𝑘≥ 𝐴𝐶𝑇𝑘 (4) ∑ 𝑑𝑚𝑥(𝑘,𝑑′)∙ 𝐴𝐶𝑇𝑘 𝑘 ≥ 𝑑𝑒𝑚𝑑′ (5) residk: 技術 k の残存量，cfk: 技術 k の設備利用率上限， dmx(k,d’): 技術 k と最終需要部門 d’との対応を表す変数(技術 k が最終需要部門 d’に属する場合: 1，そうでない場合: 0)， demd’: 部門 d’のエネルギーサービス需要 (2)エネルギー需給バランス式 全てのエネルギー源およびエネルギーキャリアに対して 式(6)の需給バランス式が成立する． ∑(𝑜𝑢𝑡𝑝𝑢𝑡𝑘,𝑒∙ 𝐴𝐶𝑇𝑘) 𝑘 + 𝐼𝑀𝑃𝑒+ 𝐷𝑂𝑀𝑃𝑅𝑒 ≥ ∑(𝑖𝑛𝑝𝑢𝑡𝑘,𝑒∙ 𝐴𝐶𝑇𝑘) 𝑘 (6) outputk,e: エネルギー技術 k が 1 単位稼働した際に産出され るエネルギーキャリアe の量，inputk,e: エネルギー技術 k が 1 単位稼働した際に消費されるエネルギーキャリア e の量 (3) 電力需給バランス式 系統における1 時間ごとの電力需給バランス式は，式(7) の通りである．式(8)は家庭部門及び運輸部門を除いた年間 の電力需要である．式(9)は家庭部門の 1 時間ごとの系統へ の電力需要量を表す．𝐸𝑉𝐿𝑜𝑎𝑑𝑡,𝑑は電気自動車の1 時間ごと の電力需要を，𝐴𝐶𝑇𝑐𝑖は各発電技術の年間の発電量を表す． ∑ ∑ 𝑋𝑖,𝑡,𝑑 𝑖 𝑑 + ∑(𝐷𝑖𝑠𝑠,𝑡,𝑑− 𝐶ℎ𝑎𝑠,𝑡,𝑑) 𝑠 = 𝐸𝑑𝑚𝑑 ⋅ 𝑙𝑜𝑎𝑑𝑎𝑙𝑐𝑡,𝑑+ 𝐶ℎ𝑎𝐸𝑉𝑡,𝑑+ 𝐻𝑒𝑑𝑚𝑑𝑡,𝑑 (7) 𝐸𝑑𝑚𝑑 = ∑ 𝐴𝐶𝑇𝑐𝑖 𝑖 − ∑ ∑(𝐻𝑒𝑑𝑚𝑑𝑡,𝑑 𝑡 𝑑 + 𝐸𝑉𝐿𝑜𝑎𝑑𝑡,𝑑) (8) 𝐻𝑒𝑑𝑚𝑑𝑡,𝑑= ∑(𝑋𝐵𝑝,𝑡,𝑑− 𝑋𝑆𝑝,𝑡,𝑑) 50 𝑝=1 + ∑ 𝑋𝐵𝑝,𝑡,𝑑 100 𝑝=51 (9) loadalct:家庭部門と電気自動車以外の電力負荷 (4) 送配電設備制約 家庭部門における各世帯の年間託送電力量は式(10)の通 りである．PV 設置世帯における順潮流及び逆潮流の最大 託送電力は式(11)の通りであり，非設置世帯における最大 託送電力は式(12)の通りである．式(13)は PV 設置世帯にお ける低圧送配電設備の設備容量に関する制約式であり，順 潮流及び逆潮流の最大託送電力を賄えるように最適な設備 容量が決定される．式(14)は PV 非設置世帯における低圧設
備容量を表す． 高圧配電線容量は,多数の世帯による需要 XB を合計し，平滑化された需要で決定される．その一方で， PV に起因する XS のピークは多数の世帯で同時発生する点 を考慮して，式(15)のように系統需要の絶対値の最大値に なるように高圧配電設備容量は決定されるとした． 図 1 家庭部門における送配電設備のイメージ図 図 1 は家庭部門における送配電設備のイメージ図であり， 低圧部門は電圧100/200V の設備を，高圧部門は電圧 6600V における設備を想定している． 𝑊𝐵𝑝= ∑ ∑ 𝑋𝐵𝑝,𝑡,𝑑 𝑡 𝑑 (10) 𝑉𝑝≥ 𝑋𝐵𝑝,𝑡,𝑑, 𝑈𝑝≥ 𝑋𝑆𝑝,𝑡,𝑑 (𝑝 = 1. .50) (11) 𝑉𝑝≥ 𝑋𝐵𝑝,𝑡,𝑑(𝑝 = 51. .100) (12) 𝑉𝑝≤ 𝐶𝐴𝑃𝐿𝑝, 𝑈𝑝≤ 𝐶𝐴𝑃𝐿𝑝(𝑝 = 1. .50) (13) 𝑉𝑃≤ 𝐶𝐴𝑃𝐿𝑝(𝑝 = 51. .100) (14) |𝐻𝑒𝑑𝑚𝑑𝑡,𝑑| ≤ 𝐶𝐴𝑃𝐻 (15) (5) 家庭部門の電力需給バランス式 今回 PV 設置の有無で4 種類の世帯属性を想定し，表 2 の 通り，その特性と割合を想定した．各種家庭における1 時 間刻みの電力需給バランス式は式(16)から(19)の通りであ る．式(16)は PV 設置世帯(p=11，12，…，50)における電力 需給バランス式を表す．式(17)は PV 蓄電池設置世帯(p=1， 2，…10)における電力需給バランス式を，式(18)，(19)は蓄 電池設置世帯(p=51，52，..，60)と一般世帯(p=61，62，…， 100)のそれぞれの電力需給バランス式を表す． 𝑋𝐵𝑝,𝑡,𝑑− 𝑋𝑆𝑝,𝑡,𝑑 = 𝑒𝑑𝑒𝑚𝑝,𝑡,𝑑− 𝑝𝑣𝑡,𝑑+ 𝐴𝐶𝑇ℎ𝑝,𝑡,𝑑+ 𝐶𝐻𝐴ℎ𝑝,𝑡,𝑑 (16) 𝑋𝐵𝑝,𝑡,𝑑− 𝑋𝑆𝑝,𝑡,𝑑 = 𝑒𝑑𝑒𝑚𝑝,𝑡,𝑑− 𝑝𝑣𝑡,𝑑− 𝐻𝐷𝐼𝑆𝑝,𝑡,𝑑+ 𝐻𝐶𝐻𝐴𝑝,𝑡,𝑑+ 𝐶𝐻𝐴ℎ𝑝𝑝,𝑡,𝑑 (17) 𝑋𝐵𝑝,𝑡,𝑑= 𝑒𝑑𝑒𝑚𝑝,𝑡,𝑑− 𝐻𝐷𝐼𝑆𝑝,𝑡,𝑑+ 𝐻𝐶𝐻𝐴𝑝,𝑡,𝑑+ 𝐶𝐻𝐴ℎ𝑝𝑝,𝑡,𝑑 (18) 𝑋𝐵𝑝,𝑡,𝑑= 𝑒𝑑𝑒𝑚𝑝,𝑡,𝑑 (19) 𝑒𝑑𝑒𝑚𝑝,𝑡:世帯 p における日 d 時刻 t の電力需要[kWh/h]， 𝑝𝑣𝑡,𝑑:住宅用太陽光発電の日 d 時刻 t における発電量(kW) (10) 給湯需要関連制約式 ヒートポンプ給湯機の場合,定格出力を考慮したモデル とすべきであるが，その点を考慮すると，混合整数計画問 題になるため，以下の通り簡略化する．式(20)は給湯需給バ ランス式を表す．式(21)と(22)は設備容量に関する制約式を 表す．式(23)は貯湯槽における熱損失を考慮した貯湯量に 関する制約式である(p=1，2...，10 or 51，52…，60)． 𝐷𝐼𝑆ℎ𝑝𝑝,𝑡,𝑑= 𝑑𝑒𝑚ℎ𝑝,𝑡,𝑑 (20) 𝐶𝐻𝐴ℎ𝑝𝑝,𝑡,𝑑≤ 𝐶𝐴𝑃ℎ𝑝𝑝 (21) 𝑆𝑇𝐻ℎ𝑝𝑝,𝑡,𝑑≤ 𝐶𝐴𝑃𝑠𝑡ℎ𝑝 (22) 𝑆𝑇𝐻ℎ𝑝𝑝,𝑡,𝑑− (1 − 𝑙𝑠𝑡)𝑆𝑇𝐻ℎ𝑝𝑝,𝑡,𝑑 = 𝑐𝑜𝑝 × 𝐶𝐻𝐴ℎ𝑝𝑝,𝑡,𝑑− 𝐷𝐼𝑆ℎ𝑝𝑝,𝑡,𝑑 (23) demhp,t,d:1 時間当たりの給湯需要量，lst:単位時間当たりの 熱損失率5.0％，cop:ヒートポンプ給湯機の成績係数 3.0 電熱給湯機では，貯湯槽を介さずに電熱給湯機で給湯需 要を満たすことが可能とした(式(24))．式(25)と(26)は設備 容量に関する制約式であり, 式(27)は貯湯槽における熱損 失を考慮した貯湯量に関する制約式である(p=11，12…，50)． 𝐴𝐶𝑇ℎ𝑝,𝑡,𝑑+ 𝐷𝐼𝑆ℎ𝑝,𝑡,𝑑− 𝐶𝐻𝐴ℎ𝑝,𝑡,𝑑= 𝑑𝑒𝑚ℎ𝑝,𝑡,𝑑 (24) 𝐴𝐶𝑇ℎ𝑝,𝑡,𝑑+ 𝐶𝐻𝐴ℎ𝑝,𝑡,𝑑≤ 𝐶𝐴𝑃ℎ𝑝 (25) 𝑆𝑇𝐻𝑝,𝑡,𝑑≤ 𝐶𝐴𝑃𝑠𝑡ℎ𝑝 (26) 𝑆𝑇𝐻ℎ𝑝,𝑡,𝑑− (1 − 𝑙𝑠𝑡)𝑆𝑇𝐻ℎ𝑝,𝑡,𝑑= 𝐶𝐻𝐴ℎ𝑝,𝑡,𝑑− 𝐷𝐼𝑆ℎ𝑝,𝑡,𝑑 (27) ガス給湯器の場合は，以下の式のように給湯需給バラン ス(式(28))と設備容量制約(式(29))を設ける． 𝐴𝐶𝑇𝑔𝑎𝑠𝑝,𝑡,𝑑= 𝑑𝑒𝑚ℎ𝑝,𝑡,𝑑 (28) 𝐴𝐶𝑇𝑔𝑎𝑠𝑝,𝑡.𝑑≤ 𝐶𝐴𝑃𝑔𝑎𝑠𝑝 (29) 表 2 世帯の種類とその割合 家庭の種類 PV 蓄電池 給湯器 電力消費量 割合 PV 蓄電池世帯 〇 〇 HP 給湯機 中 10％ PV 世帯 〇 × 電熱給湯機 大 40％ 蓄電池世帯 × 〇 HP 給湯機 大 10％ 一般世帯 × × ガス給湯器 小 40％ 2.3 エネルギーシステム構成 図 2 エネルギーシステムの構成7) 分析対象とするエネルギーシステムは，図 2 に示すよう に，一次エネルギー源，システム内のエネルギーの流れを 担うエネルギーキャリア，それを変換，送配，消費するエ ネルギー技術やインフラにより構成される．エネルギー技 術の種類は220 にのぼり，発電技術，その他転換・送配技 術(送電，石油製品輸送，都市ガスパイプライン輸送など)，
最終技術に大別できる．最終技術は最終需要部門に属して おり，エネルギーキャリアを消費してエネルギーサービス を提供する．例えば，乗用車にはガソリン内燃車・軽油内 燃車・ガソリンHEV・EV・PHV・FCV が想定されている． 年別・地域別のサービス需要を外生的に与え，制約条件群 のもとで最適化計算を行うことにより，最適なエネルギー キャリアと技術の投資タイミングや導入量，各年の技術構 成(部門別の技術構成)，CO2排出量などが算出される．7) 2.4 家庭部門の電力・給湯需要パターン 本研究では，戸張 9)によって開発された世帯行動や機器 利用パターンを考慮したボトムアップ型シミュレーション モデルにより，世帯種別に電力負荷・熱負荷カーブを想定 する．世帯種別は表 3 のように20 種類に分類される．代表 的世帯として5 人家族における 10 分値での電力負荷と給 湯負荷カーブを図 3 と図 4 に示す．負荷カーブは3 季節(夏 期/冬期/中間期)と曜日(平日/休日)の計 6 パターンを 100 世 帯別に想定した(計 600 パターン)．さらに本研究では，こ の600 パターンのデータを 1 年間 1 時間値での計 8760 時 間の連続データに加工して用いた． 図 3 5 人世帯の電力需要パターン(10 分値) 図 4 5 人世帯の給湯需要パターン(10 分値) 表 3 世帯種別分類 2.5 託送料金の算出アルゴリズム 本研究では繰り返し計算による経済合理性のある託送料 金を算出するための計算アルゴリズムを構築した(図 5)．ま ず初めに初期条件として東京電力の接続サービス料金 10) の低圧需要家の基本料金と電力量料金を託送料金として与 えて，目的関数(式(1))を最小化する最適化計算を行い，最 適化計算後に収束判定を行う．最適化計算後，式(2)のよう に託送料金収入が得られる．また，最適化計算後，送配電 設備の最適設備容量が求められる．送配電設備コストは式 (30)の通り低圧配電設備コストと高圧送電設備コストの和 として算出する．そして，託送料金収入による利益を収束 条件として想定し，当該利益が 0％以上 5％以下となった 段階で収束したものとみなす(式(31))．収束判定条件から外 れた場合，最適化計算によって算出された送配電設備コス トに基づいて託送料金を修正の上，それを新たな条件とし て，収束するまで最適化計算を行う． 繰り返し計算をする 際に，このようにして得られた2 つの託送料金単価をその まま次の最適化計算に渡す場合には，経済合理性のある最 適な託送料金への収束が安定しないことがある．そこで， 修正後の託送料金単価に関しては，修正前の託送料金単価 と式(36)，(37)のようにして得られた託送料金単価を 9：1 の割合で式(38)，(39)修正することで収束を安定させる． 託送料金単価の修正方法は以下の通り行う． ① 最適化計算で得られた送配電設備コスト𝐷𝐼𝑆𝑐𝑜𝑠𝑡を式 (32)，(33)のようにして，基本料金回収分𝐹𝐼𝑋𝑐𝑜𝑠𝑡と従 量料金回収分𝑉𝐴𝑅𝑐𝑜𝑠𝑡に外生的に分配する． ② 基本料金回収分と従量料金回収分に関して，式(34)， (35)のようにしてそれぞれ得られる総最大託送電力𝑉 と総託送電力量𝑊𝑏から，それぞれの単価𝑊𝑓𝑏′, 𝑊𝑣𝑏′ を式(36)，(37)のように出す． ③ 式(38)，(39)のように修正後の託送料金単価を求める． このようにして得られた，修正後の託送料金を外生的に与 えて，最適化計算を繰り返し行う(図 5)． 𝐷𝐼𝑆𝑐𝑜𝑠𝑡 = ∑ 𝐹𝑖𝑥𝑑𝑖𝑠𝑙 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝐿𝑝 𝑝 + 𝐹𝑖𝑥𝑑𝑖𝑠𝐻 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝐻 (30) 0 ≤𝐷𝐼𝑆𝑖𝑛𝑐𝑜𝑚𝑒 − 𝐷𝐼𝑆𝑐𝑜𝑠𝑡 𝐷𝐼𝑆𝑐𝑜𝑠𝑡 ≤ 0.05 (31) 𝐹𝐼𝑋𝑐𝑜𝑠𝑡 = 𝐷𝐼𝑆𝑐𝑜𝑠𝑡 ∙ 𝑅𝑎𝑡𝑖𝑜_𝑓𝑖𝑥 (32) 𝑉𝐴𝑅𝑐𝑜𝑠𝑡 = 𝐷𝐼𝑆𝑐𝑜𝑠𝑡 ∙ (1 − 𝑅𝑎𝑡𝑖𝑜_𝑓𝑖𝑥) (33) 𝑉 = ∑ 𝑉𝑝 𝑝 (34) 𝑊𝑏 = ∑ 𝑊𝐵𝑝 𝑝 (35)
𝑊𝑓𝑏′=𝐹𝐼𝑋𝑐𝑜𝑠𝑡 𝑉 (36) 𝑊𝑣𝑏′=𝑉𝐴𝑅𝑐𝑜𝑠𝑡 𝑊𝑏 (37) 𝑊𝑓𝑏1 = 𝑊𝑓𝑏′× 0.1 + 𝑊𝑓𝑏 × 0.9 (38) 𝑊𝑣𝑏1 = 𝑊𝑣𝑏′× 0.1 + 𝑊𝑣𝑏 × 0.9 (39) 𝑅𝑎𝑡𝑖𝑜_𝑓𝑖𝑥 : 基 本 料 金 分 負 担 割 合 ， FIXcost: 基 本 料 金 負 担 分,VARcost:従量料金負担分， 𝑊𝑓𝑏1:修正後の託送料金の基 本料金単価， 𝑊𝑣𝑏1 :修正後の託送料金の従量料金単価， 𝑊𝑓𝑏′ : 最適化計算後の送配電設備コストと家庭部門の総 最大託送電力を基にした基本料金単価， 𝑊𝑣𝑏′最適化計算 後の送配電設備コストと家庭部門の総託送電力量を基にし た従量料金単価 図 5 繰り返し計算による託送料金の算出フロー 3. 計算条件とシナリオ 3.1 計算条件 (1) 諸条件 対象地域を関東1 地域とし，計算対象時点を 2020 年と する．各機器の設備コスト・運用コスト・効率・稼働年数 の設定値は先行研究7)と同様である．発電技術及び電力貯 蔵技術のコスト等は表 4，5，VRE の稼動率等は表 6 に示 す．原子力発電所に関しては柏崎刈羽原子力発電所6，7 号 機と東海第二原子力発電所が稼働可能とし，また，原子力 と石炭火力に関しては新規増設不可能とし, 地域間の電力 融通は考慮しないものとする. 表 4 発電技術の前提条件 原子力 石炭 LNG 複合 LNG 汽力 石 油 建設単価 [千円 /kW] 370 272 164 120 200 固定運用 管理 比率 5.2% 4.0% 3.0% 3.0％ 3.2 ％ 発電効率 (HHV) [発電端] - 39~41% 54~57 % 42% 38~ 39% 年平均設 備利用率 上限 80% 80% 80% 80% 80% ピーク設 備利用率 上限 90% 85% 90% 90% 90% 負荷追従 上限 [%hour] 0 31 82 82 100 負荷追従 下限 [%hour] 0 58 75 75 100 稼働年数 [年] 40 40 40 40 40 DSS 運転 比率 0 0 0.5 0.3 0.7 最低出力 率 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 水力 バイオ マス 地熱 太陽 光 風 力 建設単価 [千円 /kW] 640 398 790 294 284 固定運用 管理 比率 1.4％ 6.8％ 4.2％ 1.4％ 2.1 ％ 発電効率 (HHV) [発電端] - 18％ - - - 設備利用 率上限 55％ 80％ 70％ 表 5 表 5 負荷追従 上限 [%hour] 5 31 5 - - 負荷追従 下限 [%hour] 5 58 5 - - 稼働年数 [年] 40 40 40 20 20 表 5 電力貯蔵技術の前提条件 揚水 NAS 電池 Li+電池 建設単価[千円/kW] 190 35 40 建設単価[千円/kWh] 10 40 150 固定OM 費率 1％ 1％ 1％ 設備利用率上限 90％ 90％ 90％ サイクル効率 70％ 85％ 85％ 自己放電率 [1/hour] 0.1% 0.5% 0.5% 最大kWh/kW 比 6 ∞ ∞ C レート - 0.14C 2.0C サイクル寿命 ∞ 4,500 6,000 稼働年数[年] 60 15 8 表 6 VRE 発電の前提条件 年平均稼働率(%) 設備容量上限(GW) PV 13.8 10.0 住宅用PV 13.8 各世帯3kW 風力 20.1 1.6
家庭部門以外のサービス需要量等のデータは既往研究7) に準じて設定している．本研究で考慮する関東地区の世帯 数は2,000 万世帯とし，電力需要量及び給湯需要量は世帯 平均でそれぞれ，248[kWh/月]，350[kWh/月]とした．なお， モデル内では100 種類の世帯に分類している．電力需要量 は東京電力の家庭１軒あたりの使用量と契約電力11)として いる．給湯需要量は平成 24 年度エネルギー消費状況調査 12)のデータをもとにしている．また，本研究で分析対象と するのは家庭部門における低圧及び高圧の送配電設備費用 である.特別高圧の送配電線や家庭部門以外の低圧需要家 は分析対象としていない．また，住宅用PV 設置世帯は戸 建て住宅に住む世帯のみである． (2) 送配電設備の設備コストの算出 東京電力の託送料金算定フロー詳細版に基づいた， 高圧， 低圧の送配電関連費の需要種別への配分は表 7 の通りであ る13)．なお，このコストは減価償却後の年間コストであり， 建設コストとは異なる． また，F は固定費を V は可変費を 表す． 表７ 高圧・低圧の送配電設備コスト[百万円]13) 配電用変電 高圧変電 低圧変電 低圧 F 49,125 246,167 125,765 高圧 F 21,937 109,926 - 特別高圧 F - - - 固定費計 71,063 356.093 125,765 低圧 V 74 481 330 高圧 V 69 452 - 特別高圧 V - - - 可変費計 143 933 330 表 8 中部電力の送配電設備の設備容量14) 容量[kVA] 個数 低圧 配電用変圧器 75,539,394 1,608,841 高圧 配電用変電所 30,860,400 773 特別 高圧 二次変電所 6,559,500 65 一次変電所 20,700,000 39 契約口数(電灯) - 9,680,000 東京電力の送配電線の設備容量は公開されておらず，中 部電力の資料 14)をもとに東京電力の設備容量を推定した． 中 部 電 力 の 送 配 電 設 備 の 設 備 容 量 は 配 電 用 変 圧 器 が 75.5[GVA]，配電用変電所が 30.8[GVA]である．中部電力の 契約口数は968 万世帯であり，東京電力管内における契約 口数は 2000 万世帯と想定し，東京電力の低圧の設備容量 は125.26[GW]，高圧の設備容量は 51.17[GW]と想定した． また，東京電力における高圧・低圧の送配電設備コストは 表 7 の通りである.以上の想定をもとにして，東京電力にお ける低圧と高圧の送配電設備の設備コスト をそれぞれ 1010[百万円/GW]，8166[百万円/GW]と設定した． 給湯器に関するコストは表 9 の通りである.各機器のコ ストは市販の給湯機器のデータを用いた． 表 9 各給湯機器の設備コスト HP 給湯機 電熱給湯機 ガス給湯器 設備費用 [円/kW] 500,000 150,000 10,000 3.2 ケース設定 現状の託送料金制度では，託送料金の従量料金と基本料 金によるそれぞれの総収入の割合は8：2 である．本研究で は，託送料金制度の変化に伴い世帯間の費用負担格差の解 消や需要動態の変化などを分析することを目的としている． そこで，本研究では以下の託送料金制度を想定し，各種家 庭への影響を分析する． <現状ケース(ref)> ref ケースでは，繰り返し計算を実施せず(図 5)，現状の 託送料金10)を所与とした最適化計算を実施する．そのため， 託送料金収入による送配電設備コスト回収を考慮しないケ ースとなる． <送配電設備コスト回収ケース(BAU)> ref ケースと同じ前提で繰り返し計算を行い(図 5)，託送 料金収入による送配電設備コスト回収を考慮する． ＜基本料金主体ケース(FIX)＞ 前述の通り，送配電設備コストの内訳は固定費が8 割， 可変費等が 2 割を占める.現状では従量料金主体で費用回 収が行われる．この要因が送配電設備コスト未回収問題な どを引き起こす．そのため，基本料金での回収割合を8 割 に引き上げ，従量料金での回収割合を2 割と想定して計算 する． 繰り返し計算を行い(図 5)，託送料金収入による送 配電設備コスト回収を考慮する． ＜部分的発電側課金ケース(CFS)＞ PV 設置世帯では，最大託送電力が順潮流(買電)よりも逆 潮流(売電)の方が大きくなる場合がある．しかし現行の託 送制度では，順潮流の最大値が契約電力とされている．し かし，送配電設備を利用する受益者負担の観点からみれば， PV 設置世帯は逆潮流のために送配電網を利用することも あり，また，送配電網は潮流の最大値で整備されることか ら，契約電力は順潮流と逆潮流の最大値のいずれか大きい 方の値とすることが適切であると考えられる．この点を考 慮し，基本料金の契約電力を順潮及び逆潮の最大値として 計算する． 繰り返し計算を行い(図 5)，託送料金収入によ る送配電設備コスト回収を考慮する． < FIX&CFS ケース> 基本料金主体ケース(FIX)と部分的発電側課金ケース (CFS)の双方の条件を考慮したケースであり，繰り返し計算 を行い(図 5)，託送料金収入による送配電設備コスト回収 を考慮する．
４．計算結果 4.1 現状の託送料金制度での料金収支 ref ケースで計算を行った結果,託送料金収入は 619.4[十 億円/年]であるのに対して，送配電設備コストは 1030.05[十 億円/年]であり，現状では 4100 億円の赤字になると算出さ れた(図 6)．繰り返し計算による経済合理性のある託送料金 の算出を行った結果(BAU ケース)を ref ケースと共に表 10 に示す．また，表 6 の「一般世帯」(PV,蓄電池非設置)の年 間電気料金を図 7 に示す．図中の発電費用は，世帯の買電 量に卸電力価格(電力需給バランス式(6)のシャドウプライ ス)を乗じることで求めている．図 7 の内訳をみると，ケー ス間で発電費用に大きな変化は見られないが，託送料金負 担額がBAU ケースで大幅に増加し，年間電気料金もそれ に連動して増加している．このことから現状の託送料金制 度では，需要の柔軟性の無い一般世帯では，電力需要量が 増加していない場合においても費用負担が増加することが 分かる．図 8 はBAU ケースにおける各世帯の送配電設備 コストと託送料金負担額の比較である． 図 6 各ケースの送配電設備コストと託送料金収入 図 7 一般世帯の年間電気料金の比較 各世帯における送配電設備コストは式(40)のように低圧 分は各世帯における設備容量に設備コストを掛けたコスト， 高圧分は最大託送電力に応じて各世帯に分配したコストと した． 𝐷𝐼𝑆𝑐𝑜𝑠𝑡𝑝= 𝐹𝑖𝑥𝑑𝑖𝑠𝐿 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝐿𝑝+ (𝐹𝑖𝑥𝑑𝑖𝑠𝐻 ∙ 𝐶𝐴𝑃𝐻 ) × 𝑉𝑝⁄ 𝑉 (40) 𝐷𝐼𝑆𝑐𝑜𝑠𝑡𝑝:各世帯の送配電設備コスト， 𝐹𝑖𝑥𝑑𝑖𝑠𝐿:低圧配電設 備の設備コスト(円/kW)， 𝐹𝑖𝑥𝑑𝑖𝑠𝐻:高圧送電設備の設備コス ト(円/kW) 図 8 からわかるようにBAU ケースでは託送料金制度は 従量料金を主体としている．そのため，系統需要量が多い 世帯において費用負担額が増加していることが分かる．一 方で，表 7 からわかるように送配電設備費用は固定費を主 体としている．そのため，系統需要量の少ないPV 蓄電池 設置世帯は設備コストに比べて費用負担額が大幅に少なく， 系統需要量の多い蓄電池設置世帯では費用負担額が大幅に 多い． このことから現状の託送料金制度では，送配電設備コスト の増加による託送料金単価の値上げに伴い電力需要量が変 化しない世帯において託送料金負担額が増加する．また， 従量料金を主体とした費用負担回収を行うため，系統需要 量が多い世帯と少ない世帯間における費用負担格差問題が 生じることが分かる． 表 10 託送料金(ref ケース、BAU ケース) 現在の託送料金 (ref ケース) 修正後の託送料金 (BAU ケース) 基本料金 2574[¥/kW/年] 6701[¥/kW/年] 従量料金 7.45[¥/kWh] 12.29[¥/kWh] 図 8 BAU ケースでの送配電設備コストと負担額の比較 表 11 BAU ケースと CFS ケースの各種コストの比較 BAU CFS 送配電設備コスト[十億円] 1028 1028 託送料金収入[十億円] 1063 1034 基本料金[¥/kW/年] 6701 6591 従量料金[¥/kWh] 12.29 11.79 4.2 部分的発電側課金ケース 図 9 に各ケースにおける託送料金負担額を示す．表 11 は BAU ケースと CFS ケースの各種コストの比較を表す．託 送料金単価や送配電設備コストを見ると，送配電設備コス トと託送料金収入はケース間に違いは見られない． 一方で基本料金と従量料金は部分的発電側課金を課すこ とによって下がることが分かる．このことから部分的発電 側課金導入下では，PV 非設置世帯である一般世帯及び蓄 電池設置世帯では電力需要量が変化していないにもかかわ らず，託送料金負担額が現状の制度と比較して一定程度下 がることが分かる(図 9)．このことから，部分的発電側課金 の効果は一定程度見込まれる． 4.3 基本料金主体ケース BAU ケースでは，従量料金主体であるため系統電力を多 く消費する世帯において負担額が多くなる(図 8，9)．基本 料金主体に変更することによって(FIX ケース)，蓄電池設
置世帯の負担額は, 蓄電池による負荷平準化が行われるた め減少する．基本料金主体に加えて，契約電力の見直しを 行った場合には(CFS&FIX ケース)， 託送料金の受益者負 担の効果を通じて逆潮流によるコスト負担が生じるため， PV 蓄電池設置世帯の託送料金負担額は大幅に増加し，PV 非設置世帯では減少する．図 10 から分かるように，このケ ースにおいては各世帯において送配電設備コストと費用負 担額の差が小さくなっている．このことから BAU ケース において発生していた費用負担の世帯間格差問題は解消さ れていることが分かる． 図 9 各ケースにおける託送料金負担額の比較 図 10 CFS&FIX ケースでの送配電設備コストと負担額の 比較 4.4 世帯におけるエネルギー動態の変化 図 11，12 はPV 蓄電池設置世帯の電力需給動態を表す． 通常HP 給湯機は夜間に貯湯をするが，PV 大量導入下にお いては，HP 給湯機は昼間に稼働し，貯湯をしていることが 分かる．両ケースにおけるHP 給湯機の稼働パターンの違 いはあまりないことが分かる．このことから託送料金制度 変更がHP 給湯機の稼働に及ぼす影響は少ないと考えられ る．また，蓄電池の設備容量はほとんどなく，蓄電はされ なかった. 図 11 BAU の春の電力需給動態(PV 蓄電池設置世帯) 図 12 CFS＆FIX ケースの春の電力需給動態 (PV 蓄電池設置世帯) 4.5 ヒートポンプ給湯機のデマンドレスポンス効果 図 13～15 はBAU ケースにおける，PV 蓄電池設置世帯 の各季節のHP 給湯機と PV の稼働パターンの比較を表す. 図 13 からわかるように給湯需要量の多い冬期では，HP 給 湯機はPV の稼働パターンに依らず常に蓄熱稼働をし，給 湯需要のピークである夜間に合わせて貯湯量を増やしてい る傾向がある．図 14 からわかるように，中間期ではHP 給 湯機はPV の稼働パターンに合わせて蓄熱稼働し,貯湯量を 夜間に合わせて増やしている．一方で，PV の発電量が少な い日(4 月 11 日)においては，HP 給湯機の稼働は需要に合わ せて稼働しており，貯湯量はPV の発電量が多い日(4 月 12 日)に比べてとても少ない．図 15 は夏期における比較にな る．中間期と比べて天候が安定しており，給湯需要量も少 ない．そのため，PV の稼働パターンに合わせて HP 給湯機 は蓄熱稼働している． 以上のことからHP 給湯機のデマンドレスポンス効果は 夏期や中間期などのような給湯需要量が少ない季節におい て確認される傾向があることが分かった． 本研究における HP 給湯機の蓄熱稼働(入力)の規模は実 際の機器に比べて小さい．一般的なHP 給湯機の蓄熱稼働 (入力)は凡そ 1.5[kW]である．この違いが生じた原因として は,給湯需要を 1 時間刻みで修正したことにより，実際の給 湯需要のピークよりもモデル内でのピークの方が小さくな っていることが考えられる．加えて，給湯需要は不確実性 の高い需要であるが，本研究ではその不確実性を考慮でき ていない．加えて， 給湯需要関連制約式では一時間単位で 考慮されておりHP 給湯機の時間遅れは考慮されていない． これらの点も影響していると考えられる． 図 13 冬期の HP 給湯機と PV の稼働パターンの比較 (PV 蓄電池世帯)
図 14 中間期の HP 給湯機と PV の稼働パターンの比較 (PV 蓄電池世帯) 図 15 夏期の HP 給湯機と PV の稼働パターンの比較 (PV 蓄電池世帯) 4.6 給湯機導入量 表 12 は各ケースにおける貯湯槽の設備容量を表す．す べての給湯機において部分的発電側課金を導入することに よって，逆潮流への抑制効果が働くため，貯湯槽の規模は 大きくなっている．一方でBAU ケースと FIX ケースの貯 湯槽の規模を比較すると，その差はほとんどないことが分 かる.このことから，基本料金比率の引き上げは貯湯槽の規 模に影響を及ぼさないことが分かる．なお本研究では，水 温は15℃であり，貯湯温度は 90℃と想定している．また， 実際の貯湯槽の規模よりも小さいがこれは1 時間刻みで分 析しているためHP 給湯機の時間遅れは考慮されていない ことが影響していると考えられる． 表 12 各ケースにおける貯湯槽の設備容量[L/世帯]
BAU CFS FIX CFS&FIX
電熱給湯機 (PV 世帯) 91.04 112.72 91.73 102.09 HP 給湯機 (PV 蓄電池世帯) 84.52 104.30 82.86 94.54 HP 給湯機 (蓄電池世帯) 101.91 114.09 102.90 109.03 ５. おわりに 本研究では，託送料金を新たに技術選択モデルの目的関 数に組み込むことによって，託送料金制度が家庭の電気料 金負担等に与える影響を分析した． その結果，現状の託送料金単価では，分散型電源が大量 導入された際にはコスト回収できないリスクがあることが 示された(図 6)．そのため,基本料金と従量料金の値上げが 必要となる(表 10)が，需要の柔軟性の無い一般世帯におけ る託送料金負担額が増加する(図 6)．現状の託送料金制度は 従量料金を主体としており，系統需要量の多い世帯と少な い世帯間で費用負担格差が生じることが分かった(図 8，11)． この格差を解消する施策として，部分的発電側課金制度 の導入や基本料金比率の引き上げが考えられる． 託送料金 制度の変更の効果としては，部分的発電側課金の導入と基 本料金比率の引き上げを同時に行うことによって，託送料 金の受益者負担の効果を通じて，PV 非設置世帯の費用負 担額を抑えることができ，PV 設置世帯と非設置世帯間の 費用負担格差を解消することができることが確認された (図 8，12)． また，住宅用蓄電池の導入は，想定したコストが高いた め(表 4，リチウムイオン電池を想定)，すべてのケースにお いてほとんど進まず，本稿のコスト設定の下ではデマンド レスポンス技術として，ヒートポンプ給湯機の方がその効 率の高さも相まって，蓄電池よりも経済的に優位にあるこ とが分かった．このことから今後デマンドレスポンス技術 として家庭用蓄電池の普及を進めるためには，そのコスト 面での改善が必要不可欠であると考えられる． 一方，現状では計算時間を考慮し，分析する時間刻みは １時間刻みである．図 3，4 からわかるように電力需要は10 分値で大きく変化しないが，給湯需要は 10 分値で大きく 変化する．そのため，現状の1 時間値での技術選択モデル 分析では，給湯機の動態を正確に分析することができてい ない.この点を改善するため，さらに高時間解像度の技術選 択モデルを構築することが必要であると考えられる． 加えて，今後の研究課題として，近年急激に増えている メガソーラーの考慮や発電側基本料金制度の託送料金への 影響も評価する必要がある．さらに対象地域が関東地方の みであり，地域間送電を考慮していない．地域間送電の増 強が必要となった場合には託送料金の値上げが必要となる ため地域間送電の考慮も今後の課題である． 謝辞 本研究は JSPS 科研費 20H02679 の助成により実施され た． 参考文献 1) 資源エネルギー庁:エネルギー白書 2012(2012) https://www.enecho.meti.go.jp/about/whitepaper/2012html /(アクセス日 2021/03/16) 2) 一般財団法人 太陽光発電協会:太陽光発電の現状-制 度の見直し検討と成長戦略- (2018) https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/039_01_00.pd f (アクセス日 2021/03/16) 3) 資源エネルギー庁:住宅用太陽光発電設備の FIT 買取 期間終了について(2019)
https://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/s aiene/community/dl/04_07.pdf (アクセス日 2021/03/16) 4) 電力・ガス取引監視委員会: 第１回 送配電網の維持・ 運用費用の負担の在り方検討 WG 事務局提出資料 (2016) https://www.emsc.meti.go.jp/activity/emsc_network/pdf/0 01_03_00.pdf (アクセス日 2021/03/16)
5) Dona MOUNTOURI, Florian KIENZLE,Vasileios POULIOS, Christine DÖBELI, Hansruedi LUTERNAUER; Suitable Network Tariff Design For The Grid Integration Of Decentralized Generation And Storage,In proc. CIRED 23rd International Conference on
Electricity Distribution,Paper 1062 (2015)
6) Ramachandran Kannan, Hal Turton; A Long-Term Electricity Dispatch Model with the TIMES Framework, Environmental Modeling & Assessment, Vol.18, pp.325-343 (2013)
7) 川上恭章, 小宮山涼一, 藤井康正 : 高時間解像度の 電力部門を有する多地域技術選択モデルによる日本 のCO2削減に関する分析, エネルギー・資源学会論
文誌, Vol. 39, No. 4, pp.10-19 (2018)
8) R. Loulou, G. Goldstein, K. Nobel; Documentation for the MARKAL family of models, (2004).
9) 戸張智貴：家庭用CGS・給湯用 HP の大規模導入時が 日本のエネルギー需給・CO2排出量に及ぼす影響の評 価,東京大学大学院修士論文(2006) 10) 東京電力:接続サービス料金表 https://www.tepco.co.jp/pg/consignment/notification/pdf/r youkint0110-j.pdf(アクセス日 2021/03/16) 11) 東京電力: 家庭１軒あたりの使用量と契約電力 https://www.tepco.co.jp/corporateinfo/illustrated/power-demand/residential-customer-j.html (アクセス日:2021/03/16) 12) 三菱総合研究所環境エネルギー研究本部(資源エネル ギー庁委託調査)：平成 24 年度エネルギー消費状況調 査(2013) https://dl.ndl.go.jp/view/download/digidepo_11252733_po _E003078.pdf?contentNo=1&alternativeNo= ( ア ク セ ス 日2021/03/16) 13) 東京電力:託送料金算定フロー詳細版 https://www.tepco.co.jp/pg/consignment/notification/pdf/r youkins2804-j.pdf(アクセス日 2021/03/16) 14) 中部電力：設備概要 https://powergrid.chuden.co.jp/corporate/company/com_se tsubi/ (アクセス日 2021/03/16) 15) 電力・ガス取引監視等委員会：発電側基本料金の詳細 設計について(2019) https://www.emsc.meti.go.jp/activity/emsc_system/pdf/04 1_07_00.pdf(アクセス日:2021/03/16)
