Modelling Renewable Curtailment and Constraints in Ireland's Electricity System

技術要約：アイルランドの電力システムにおける再生可能エネルギーの出力制御および制約のモデリング

問題提起
アイルランドにおける再生可能エネルギーの急速な導入は、ネットワークの強化を上回るペースで進んでおり、確約接続契約（firm connection agreements）から非確約接続契約（non-firm agreements）への移行を招いています。これらの取り決め下では、ネットワークの制約やシステムのセキュリティ要件が生じた際、再生可能エネルギー発電事業者は、補償なしでの出力制御（ディスパッチ・ダウン）による収益の不確実性に直面します。制限の管理に関する国際的な慣行は様々ですが（例：英国のLast-In-First-Out）、アイルランドのシステムは、特定の（しばしば重複する）制約グループ内の発電事業者間で、プロラタ（比例配分）方式を用いて制御を共有する手法を採用しています。

再生可能エネルギーの導入が進む中で、アイルランド特有のメカニズムに関する技術的な定式化に関する公開文献には、大きな空白が存在します。既存のツールは、重複する制約グループや、送電系統運用者（TSO）であるEirGridおよびSONIが採用している特定のセキュリティ制約（システム非同期浸透（SNSP）制限や最小ユニット運転（Minimum Unit Run）要件など）をモデル化するための粒度が不足していることがよくあります。さらに、PLEXOSのような商用プラットフォームで使用されている正確な数学的定式化は、プロプライエタリ（独占的）であり、利用不可能です。

手法
著者らは、アイルランドの電力市場と運用プロセスを再現するために、混合整数線形計画法（MILP）モデルを開発しました。このモデルは、Open Access Tool for Systems (OATS) の修正版に基づいて構築されており、時間結合型モデルではなく、一連の時間スナップショット・シミュレーションとして動作します。手法は以下の3つの連続したステージで構成されています。

1. 市場モデル（銅板モデル/Copper-Plate）: ユニットコミットメント（UC）モデルが、発電機の事前の市場ポジションを決定します。これはメリットオーダーを確立するためにネットワーク制約を無視し、最終物理通知（FPN）および発電機のオン/オフ状態を生成します。
2. 出力制御モデル: このステージでは、TSOによって定義されたシステムセキュリティ制約を組み込みます。以下の理由による発電量の削減を計算します。
   • システム非同期浸透（SNSP）: 非同期発電量と需要の比率に対する制限（現在は75%）。
   • 最小ユニット運転（MUON）: システムの安定性（慣性、周波数サポートなど）を維持するために、特定の従来型ユニットをオンラインに保つ、あるいは最小出力を満たすようにする制約。
   • このステージでは、これらのセキュリティ制限を満たすために、非同期発電機に対してプロラタの削減を適用します。
3. 制約モデル（DCOPF）: ローカルな送電制約を考慮するために、モデルはUC DCOPFとして再定式化されます。
   • 重複グループ: 複数の重複する制約グループに属する発電機を扱うための、新しい数学的定式化が導入されています。モデルは、バイナリ変数を使用して、発電機が属するすべてのグループにおける最小のプロラタ削減係数を決定し、最も厳しい制約が適用されるようにします。
   • ネットワーク・トポロジー: モデルは、バス、ライン、変圧器からなるネットワーク上の潮流を管理するために、DCOPF線形化を利用します。

主な貢献
本論文は主に2つの貢献を行っています。

1. 要件の形式化: アイルランドの出力制御および制約フレームワークの高レベルな要件を抽出し、形式化しました。これには、重複する制約グループに対する具体的なロジックを含め、これらが実務においてどのように適用されるかをステップバイステップで示しています。
2. 代表的な数学モデル: 出力制御および制約のボリュームを推定できる、簡略化されているが代表的な市場およびネットワークモデルを開発しました。このモデルは、汎用的なオープンソースツールでは欠落しがちな、重複する制約グループの複雑さを捉えるための出発点を提供します。

結果
モデルは2つのシナリオでテストされました。

• 例示的なテストケース: 簡略化されたネットワークを用いて、重複する制約グループを扱うモデルの能力を実証しました。結果は、モデルが共有グループ内の発電機に対して最も制限的な制約を正しく特定し、適切なプロラタレベルまで出力を抑制し、過剰な制御を行わないことを示しました。
• 全島テストケース: 代表的なアイルランド送電ネットワーク（446バス、586ライン、288発電機）にモデルを適用し、2025年7月のテストランを実施しました。このシナリオでは、将来の運用状況をシミュレートするために、2022年の予測データ（All-Island Ten Year Transmission Forecast Statementより）を使用しました。モデルの挙動を検証するために、結果をEirGridからの実際の過去のディスパッチ・ダウン・データと比較しました。
  • 発電量推定: モデルは風力および太陽光発電の妥当な推定値を提供しましたが、実際よりも出力を過大評価する傾向がありました。
  • ディスパッチ・ダウン: モデルは、トータルのディスパッチ・ダウン量を過小評価しました。具体的には、制約（Constraints）およびMUONのボリュームを過小評価し、SNSPによる出力制御を過大評価しました。
  • 不一致の分析: 著者らは、SNSPによる出力制御の過大評価の原因として、時間結合の欠如（これにより、前の期間からの最小アップタイムやランプ制約を捉えられない）およびN-1セキュリティ・コンティンジェンシー（事故時）の不在を挙げています。制約の過小評価は、簡略化されたネットワークモデルおよびN-1コンティンジェンシー分析の欠如に関連しています。

意義と限界
本論文は、アイルランドの電力システムにおける出力制御および制約メカニズム、特に重複する制約グループに関する具体的な数学的定義および定式化を提供する最初の著作として、その意義を主張しています。これは、アイルランドにおける再生可能エネルギー分析をサポートするための、オープンソースのモデル開発に向けた重要な出発点となります。

しかし、著者らはモデルの現在の能力について謙虚であり、いくつかの限界を認めています。

• 時間結合の欠如: スナップショット方式では、ランプ率、滞留点、最小アップ/ダウンタイムなどの動的な運用挙動を捉えることができず、SNSPの計算に偏差が生じます。
• 簡略化されたセキュリティ: モデルにはN-1コンティンジェンシー分析が含まれておらず、これが送電制約ボリュームの精度を制限しています。
• データ依存性: モデルは、発電機のパラメータ、連系線フロー、およびネットワーク・トポロジーに関する正確な入力データに依存しています。
• 除外事項: 現在の定式化には、蓄能設備（揚水発電、BESS）や、結合された市場価格に基づくインターコネクター・フローの動的な性質は明示的にモデル化されていません。

著者らは、提案された定式化が、出力制御および制約のコアとなるメカニズムを捉える目的においては意図通りに機能しているものの、現実世界の運用データに対してより高い忠実度を実現するためには、今後の課題として時間結合とN-1コンティンジェンシー分析の導入に焦点を当てる必要があると結論付けています。