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前回は、PJMが2017年6月末公開したペーパー「Demand Response Strategy」の「Markets and Operations」から、今後エネルギー市場、アンシラリー・サービス市場でDRをどのように扱おうとしているのかをご紹介しました。
今回は、電力需給計画（Planning）のプロセスでDRをどう扱おうとしているのかと、近頃注目されている分散型電源（DER）をDRリソースとしてPJMがどう扱おうとしているのかをご紹介しようと思います。

いつもどおり、全訳ではないこと、著者本人の思い込みの入った超訳になってしまっていることをお含みおきください。
でははじめます。

PJMの市場と系統運用（続き）

■ 電力需給計画

【現在の電力需給計画策定におけるDRの位置づけ】

PJMにおいては、RPM容量オークションの結果が（3年先までしかないが）電力需給計画となる。そのRPM容量オークション実施に当たって、PJMでは将来予測されるDRリソース量を（一部で）考慮するようになった。
RTO（PJM管区全体）レベルの信頼性要件（近い将来にわたって需要に十分見合うだけの供給能力があるかどうか）は、PJM管区全体の予想ピーク負荷に予想プール要件（Forecast Pool Requirement：FPR⇦将来的にPJM管区全体で需要が増えるかどうかの係数？）を掛けたものとして計算しており、その際、実際にはピーク需要時にDRリソースが適用されて実需要減が発生する可能性に関して何の考慮もしていない。
これに対して、地域送達可能領域（locational deliverability area：LDA）毎の信頼性要件は、事前調査でモデル化した個々のLDA内のリソースと、緊急転送容量目標（capacity emergency transfer objective： CETO⇦緊急時に当該LDA外から融通目標の容量？）の合計として計算するが、その際、モデル化したLDA内リソースに、将来予測されるDRリソースを含めている。より具体的に言うと、CETOと緊急転送容量リミット（Capacity Emergency Transfer Limit：CETL）をLDA毎に計算する際、将来予測されるDRリソース量（すなわち、従来の需要予測よりも負荷が減少すること）を勘案して、CETOを減少させ、CETLを増加させている。
この具体的なDRリソースの予測量は、過去3年の実運用年に関して容量市場で確定したDRリソース量と、その各3年間の予測ピーク値の比率の平均に、予測される夏季ピーク負荷の値を掛け合わせて計算したものとなる。 ⇦複雑ですね～。原文は以下の通りです：The forecast for the amount of DR expected in the future is based on the average ratio of committed DR (by DR product) to the past forecasted peak in the last three delivery years, multiplied by the forecasted summer peaks

注意しなければならないのは、RPM容量オークションにおいて、RTO信頼性要件を決定するために使用される負荷予測には、将来DRが実施されることによる負荷削減量が考慮されていないことである。すなわち、容量市場でコミットされたDRリソースがあっても、その様なDRリソースを提供するエンドユーザ達は、負荷削減を行なわず電力を消費し続けている状態でのPJM管内全体の需給計画を立てている。
この他にも、時間帯別料金メニュー契約をしているエンドユーザは、DRの発動がかからなくても、従量料金の高い時間帯の電力使用を控え、従量料金の安い時間帯に電力使用量をシフトする可能性があるが、現時点では需要予測において、その様なケースが考慮されていない。将来電気代が安くなって高価格時間帯でも普通に電気を使い続けるようになると、従来の需要予測値は低くなりすぎるし、逆に、より多くのエンドユーザが電気代を気にして電力使用時間帯を従量料金の安い時間帯にシフトするようになれば、従来の需要予測値は高くなりすぎることとなる。

【将来の電力需給計画策定におけるDRの位置づけ】

PJMが直接発動するDR、PJMの管理の下（あるいは影響の下）で実行する明示的なDR（すなわちPRD）と、LSE（電力小売事業者）やEDC（配電会社）、更にはエンドユーザが独自都合で実施する暗黙的なDRを完全に掌握できれば、PJMは、ピーク負荷の予測リスクをより定量的に把握することができるようになる。また、エネルギー市場／容量市場において調達するDRの調達価格を正確に定量化することができ、可視性が向上して、予測誤差の原因に関する詳細情報がわかり、より正確な長期予測が可能となる。

しかし、それは夢物語であり、将来のDRが合理的に予測可能とならない限り、PJMは、これからも、地域送電拡大計画（regional transmission expansion plan ：RTEP）策定時に用いる長期需給予測において、DRをどう取り扱えばよいか試行錯誤が続くことになるだろう。

■ 分散型エネルギー資源（DER）に関する取り扱い

現在、DRリソースの結構な部分（12％、1156 MW）をDERが占めている。PJMは、系統側から見て負荷が削減されれば、それが実際に負荷削減されたからなのか、保有する自家発の電気を使ったため、需要機器は負荷削減を行なわなかったものの電力計で計測された系統から流入した電力が減り、負荷削減されたように見えたのかを区別しない。

【DERに関する現状】

DERには、小規模のバックアップディーゼルエンジン、バッテリー、天然ガス燃焼タービン、熱電併給ができるコージェネなど、様々なエネルギー源がある。
現状では、これらのDERがDRリソースとしてPJM市場に参加する場合、需要量を相殺する形でしか参加できないので、需要がない時間帯、DERからの電力を系統側に逆潮させることは許されない。したがって、太陽光パネル付きの住宅で、太陽光パネルの発電電力を宅内で消費しても余剰が出て系統に逆潮させている場合、需要側の電力計の計測値は０なので、DERの発電／放電した分をDRリソースとして提供することはできない。

【DERに関する将来の姿】

ところで、PJMでは、典型的なDRリソースである負荷削減量を計測する場合、DR実施日時の直近で最も当日に近い条件のデータから、「当日もしDRリソースを提供しなかったらこんな感じで電気が使われていただろう」という仮想の需要量を計算し、それとDR実施時間帯の実負荷量の差分がDRリソースとして提供されたものだと考えることにしているが、実際のところ、それが本当に正しいDRリソース量かどうかはわからない。
それに対して、系統から見て電力計の背後の電源（Behind-the-Meter Generation：BTMG）として設置されたDERがDRリソースの場合、DRリソースの計測は、単純明快。DERの発電／放電量等を計測すればよい。

なお、同じ装置を電力計より系統に近い位置に配置した（すなわち通常の電源／系統用蓄電池等として使う）場合は、同じDERでも系統への逆潮による配電系統保護設備の設置が義務付けられるが、BTMGに関しては、その辺りの逆潮が発生する場合を考慮した安全基準などの法整備があいまいになっている。（⇦多分、これも発電事業者がDRを目の敵にする理由の1つ）
利害関係者は、この問題点に関して十分議論し、PJMとしては、DRリソースとしてのDER利用を促進したい。（とまでは、書いてないのですが。。。）

本日は以上です。 前回、容量市場の部分をカバーしたので、これでいったん終わりにしようと考えたのですが、今回エネルギー市場とアンシラリー・サービス市場でPJMはDRを今後どう扱っていくのか、更に最近注目を浴びている分散型電源をDRリソースとする場合に関して調べ、ご紹介しました。

終わり

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