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 接続拒否の後は、出力抑制だらけになる
遠い将来ではなく、2年後の2020年の春過ぎからの話です。
特定地域だけでなく、日本全国どこに行っても出力抑制だらけになる。
1回の抑制は、午前9時から16時まで発電禁止である。

しかし、ご安心ください。ハイブリッド・バッテリー・システムを使用した場合は、
出力抑制は発生しません。

1.既に出力抑制は頻発している
(1)九州の離島壱岐島




 
















(2)壱岐島の発電環境と需給予想


















 




(3)抑制の検討手順


















 




 













(4)抑制と天気の関係



































 











(5)近い将来の抑制回数




2.九州本土の出力抑制予想
(1).九州地区の再エネの状況


























  
    
     


 













(2).系統全体の稼働状況









































 
 

 


















3.3年後の稼働を予測する


































































 
















































 4.他電力への連系回数











































































5.他電力連携が出力抑制になる

  
  










6.将来、更に太陽光発電の導入が増えた時の抑制回数



7.九州電力もほぼ同じ抑制頻度と計算している

 































































8.ハイブリッド・バッテリー・システム(HBBS)の概要と効果














































































9 .HBBS使用時の想定
(1) 3年後に受付済み全てが稼働した場合




 

































































  































(2)受付済みが更に3割増えた場合
































(3)HBBS使用で、再エネ化率50パーセントを達成

九州の離島の一つである壱岐島では、2017年5月の1か月間に12回出力抑制が出た。

うち2回は、翌日早朝に取り消されたので実際の抑制回数は10回となった。

壱岐島(いきのしま)は、九州北方の玄界灘にある南北17km・東西14kmの島である。

人口2万8千人で、農業・漁業といった第一次産業が中心である。戦後に葉タバコの栽培と肉用

の生産が盛んになった。

壱岐島は、九州本土からは20キロメートルほど離れているため、電気は壱岐島内で独自に発電している。発電は島内にある8台の内燃機関発電装置と、島内の10MWの再エネで行われている。

 

需要と供給のバランス維持は基本的には内燃機関の持つ調整機能で行われるが、調整能力を超えた発電が行われる場合は、再エネが停止(出力抑制)させられる。

5月1か月間の10回の出力抑制実績は、下表の通りである。

発電前日に、翌日の需要の予測と翌日の発電予測を行い、供給が需要を超えると予測されると、前日の内に停めるべき発電所に抑制指令が送られる。抑制は500kW以上が対象となるため4か所が抑制事業者(太陽光;3件、風力;1件) である。受け取った抑制事業者は翌日(抑制実施日)の午前9時から16時までの間(抑制時間)、電を停止しなければならない。抑制必要量が140kWと少ないにもかかわらず、1,500kWの発電所を7時間も止めている。

(出典)電力広的運営推進機関

まずは、出力抑制の検討手順は以下の通りである。

    ①翌日の需要予測を24時間分行う。

    ②太陽光発電の翌日分の発電予測を行う。

    ③内燃機関発電の最低出力を24時間について計算する。

    ④③+②が①を超えているかを時間別に24時間分チエックする。

     超えている場合は出力抑制を指令する。

 次のグラフは、③+②が①を超えている場合、出力抑制が必要と九州電力が判断した資料です。

     出典は電力広的運営推進機関公表資料である。じっくりと眺めてください。

                                                                                                                            (出典)電力広的運営推進機関

極めて僅かな超過であっても抑制していることに注意すべきである。

例えば、5月22日の12時の需要15,700kWに対して、太陽光の供給が僅か140kW超過しているだけ

で、太陽光の発電を止めている。同様に、26日は12時の需要15,800kWに対して390kW超過のた

め、1基の太陽光発電を午前9時から16時まで発電を止めた。

それでは、抑制の無かった他の日はどのようになっていたのか、天気の実績を見てみよう。

過去の天気の実績は気象庁のデーターを見れば分かるのだが、壱岐島には天気を観測する気象台は

存在しないので、最寄りの平戸気象台の実績を使用する。平戸は壱岐島と40キロメートルほど離

れているので必ずしも壱岐島の天気を正しく表現しているとは言えない。
 
日照時間は壱岐島内の芦辺アメダス観測所のデーターを使用した。従って、日照時間は壱岐島の天気を正確に反映していると考えるべきである。


1か月間の天気と出力抑制が出された関係を見ると、抑制は晴れの日に出されたと解釈できる。

しかし、し疑問に思うのは、「晴れ」と思われる日に抑制が出ていない日が有ることである。

例えば、4日(木)、13日(土)、15日(月)、20日(土)、21日(日)、29日(月)、30日(日)の7日は「晴れ」

であるので太陽光発電も大きく発電したはずだと思える。つまり、抑制すべき日だったと推定でき

る。

抑制しなかったのは、多分、4日(木)、15日(月)、29日(月)の4日は平日であるため電力需要が大き

いと予測していたのであろうと推測出来る。13日(土)、20日(土)、21日(日)、30日(日)は土曜日と

日曜日で需要が少ないはずだが、日照時間が10時間と11時間であるため天気予報は発電量も多く

ないと予測したのではないかと推測した。

何れにしても、壱岐島の未稼働分2.8MWが稼働すると、晴れの日は全て抑制になるのは間違いな

い。その時は年間にすると180回の抑制頻度と予想できる

 

再エネ申請が多く、回答保留を最初に始めた九州本土の出力抑制はどうなっているのか?

九州電力供給区域内に申請されている再生可能エネルギーは図5の通りである。

認定量全体では九州は東京、東北に次ぐ3番目に多い。すでに稼働している分だけで見ると東京に

次いで2番目に多い。九州の未稼働分は稼働済みの1.5倍の容量がある。未稼働の内85パーセ

ントは太陽光発電であるため、将来の給電の出力抑制などは、太陽光発電の稼働状況から大きく影

響を受ける。

また九州地区は、離島が多いが、離島に導入される再エネは、九州本土の1パーセント未満であっ

て、九州全土が受ける影響は極めて少ない。

 
 原子力発電は国内最初に再稼働開始した川内原発があり、全国からその影響度合いが注目されて

いる。川内原発は178万kWを発電しており、今後玄海原発が再稼働すると291万KWが割り込

んで来るので再エネが受ける影響は極めて大きい。
  
 
現在の九州電力の系統運転状況を見てみよう。                                                                                   

1年の内、電力需要のピーク時期である7月の系統運転実績をグラフ化したのが図6である。

下図から次のことが分かる。

    ①連日、供給が需要を2,000MW前後、超過している。

        (注)超過している理由;需要は九州電力に供給責任のある九州地区の需要であるが、供給量
              は、九州地区内で発電している九州電力以外の電力会社(例えば、J-Power、新日鉄住金、
              共同火力など)が、関門海峡経由で九州以外の地区に供給している量も含んでいる。
                (右の「関門連携線」参照)

    ②原発は毎時2,000MW弱を発電している。

    ③超過分は、揚水動力での消費と他電力会社への販売で解消している。

    ④九州本土の再エネ発電に対して、出力抑制はこれまでのところ一度も出されていない。

(出典)九州電力のデーターから弊社がグラフ化

                日別に発電内容を詳細に分析してみよう。 7月14日の詳細は次の通りです。
   
             
                                (出典)九州電力の発電実績データーから弊社がグラフ化

このグラフから分かる事は以下の通り。

  ①一日24時間に渡って、供給が需要を毎時2000MWほど超過している。

  ②超過分は揚水動力と他電力へ送電で消費し、需給バランスを保っている。

  ③原子力は毎時1800MWを発電し、ほぼ同量を他電力へ送電している。

           原子力発電は九州地区の需要のためでなく、他の地域のために発電しているように見えてしまう。

  ④ギリギリのところで出力抑制を免れた運転をしている。
 
 
資源エネ庁に認定してもらった再エネは3年以内に稼働しなければ認定の権限が喪失することに   

なっている。従って3年後の想定は、現在受け付けられている発電所がすべて稼働した場合を想定

すればよい。

(1)3年後の予測目標              2017/3の容量           3年後の容量

    ①太陽光発電                        6,911MW      ⇒       17,715MW

    ②太陽光以外の再エネ発電     934MW      ⇒         2,902MW 

    ③原子力発電                        1,780MW      ⇒         4,691MW

(2)予測手順

    ①3年後の電力需要と再エネに必要な天気条件は、2017年と同じとする。

    ②再エネの発電予測は2017年7月の日別時間別実績値に対して、再エネ種別ごとに(稼働中

        容量+未稼働分容量)÷稼働中容量の比率を現稼働容量に乗じる。

    ③原子力発電を最優先して稼働させる。原発の発電量は現発電量に増加分(2900MW)を加える。

        同時に、火力の発電量を2900MW減量する。火力の下限値は500MWとする。(参考資料3)

    ④需要を超過する発電を吸収するため揚水動力を稼働させる。その最大容量は九州電力の

        最大値219万kWとする。動力として使用した量をまた元の下池に戻すために同日中に発電

        を行う。その発電の最大電力は230万kWを適応。(参考資料1)

    ⑤過不足分を他電力へ依頼する前に、水力発電で対応できるものは対応する。水力は止めるこ

        との出来ない流水式のため最小発電を450MWとし、調整池式の能力から最大1500MW

        として調整する。(参考資料4)

    ⑥これ以上対応できない分を他電力連携で消費する。

(3)予測結果

     ①日別詳細(7月14日)                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   ☆                           ☆原子力が毎時約4600MWをベース電源として発電している。

            ☆太陽光の最大11,591MWh発電で供給超過となるため、火力を最低限の500MWhまで

               下げた。

            ☆それでもなお供給超過のため揚水動力を使用して下池から上池に汲み上げ、超過分を

               毎時2190MWh消費した

            ☆それでもなお供給超過を解消出来ないので、他電力へ最大2109MW送電しなければ

                ならない。

            ☆連日の揚水動力の使用が予想されるので下池の水不足解消目的で揚水発電を行い水を

               下におろしている。発電分は火力発電を少なくしている。
                                                                                                                        (図8)


      ② 7月1ヶ月の稼働

            ☆九州電力は7月1ヶ月の間に17回も他電力へ超過分を送電することになる。

            ☆下のグラフは計算テーブルから作成した。そのテーブルの一部は(参考資料5)に

                掲載した。グラフから見えることは、全日が需要超過であることと、超過分を消化する

                ために揚水動力を稼働させていること、それだけでは消化できないため他電力へ送電し

                ていることが明確に理解できる。
                                                                                                                                                (図9)


他電力連携能力を超過した場合に出力抑制が発生する

(1)7月1ヶ月間の他電力連携から出力抑制の必要性を分析する。       

    ①需要を超過した分を、揚水動力(219万kW)で消費し、消費しきれなかった分を、他電力の

        連系で処理する。(参考資料6の「3年後、未稼働分が稼働した場合」「HBBS非使用」欄

        に数値が有る日が連携が必要な日で必要連携量が表示されている)

    ②他電力への連系量が17万KWを超えた場合は出力抑制が必要となる(参考資料2参照)

        17万KWを超えて出力抑制となった日は、

        7月1日、2日、3日、8日、9日、13日、14日、15日、16日、17日、21日、

        22日、23日、27日、29日、30日、31日の17回であった。

        (この17回は電力会社が実施した回数であって、個々の太陽光発電業者が受けた抑制回数 
            ではないことにご注意ください)


    ③出力抑制と天気の相関関係を推定するために、九州10ヶ所の正午の天気実績を調査した

                ( 「参考資料7」に掲載)

 (2)7月の抑制予想結果と天気との相関関係から引き出した抑制に関して次のことが言える。  

         ★九州全域が快晴の場合にスコアが高くなるようなスコアボード(「参考資料7」) を

            使用すると、スコアが高いほど出力抑制の確率は高くなる。

         ★スコアが低くくても抑制になることがある。

            その日の電力需要が低いと、天気スコアが低くても抑制になる。土日は電力需要は低い

            ので、天気スコアが低くくても抑制となる。

        ★スコアが高くても抑制にならないことがある。

            平日は電力需要が高いので、天気スコアが高くても抑制にならないことがある。

        ★同じスコア、同じ需要でも抑制の必要性が異なる。太陽光発電が最大となる南中時の日射

           強度は夏至の頃が高く、冬至の頃は低い。その差は日本では2倍程度の差がある。従って、

           夏至の頃は同じ需要と同じスコアでも抑制が必要で、冬至は必要性が少ない。

        ★冬至の頃は日射強度が低いが、週末の土日は電力需要が少ないので、抑制が必要になる

            こともある。

        ★1年間の九州地区の天気スコアは九州全域が晴れる確率が分かれば推定できる。

            ( 九州全域が晴れる率に掲載)九州全域が晴れる確率の25.7パーセントと、ほぼ全域が晴れ
            る確率12.8パーセントの合計38.5パーセントが年間の抑制回数(140回)と考えるべきであ
            る。


 
    ①1回の抑制で停止する発電所の件数は、供給が需要を超過した量で決る。超過量が少な

        ければ停止する発電所の件数は少ないが、多ければ停止する発電所件数も多くなる。

    ②抑制対象発電所を選ぶとき、電力会社は公平・正確に選択しなければならない。  

    ③公平・正確とは発電所毎に年間の抑制回数または抑制発電量の率が同じでなければならない

        また、季節・天気・場所によって発電量が異なるので抑制される発電量も大きく変動するが

        抑制量の過不足で需給バランスに影響与えないようにしなければならない。

    ④3年後の他電力との連携量の内、連携できない量に対して出力抑制をせざるを得ない。      

        7月の多電力連携の最大値の合計値が「参考資料6」を見ると51GWあり、その内、連携可能                                                                                                                                                                                                                        
        量の2.9GWを除いた量が出力抑制せざるを得ない量になる。これに対して3年後の太陽光

        の南中時の平均的発電量は10GWであることから推測すると、個々の発電所に対する出力抑制

         回数は5〜6回程度と計算できる。          
  

   3年後が稼働した後さらに太陽光導入が3割増えて、HBBSを使用せずに発電すると、電力            
    会社が行う7月の抑制回数は31回となり、個々の発電所に対しては11回ほどの抑制となる。
   
    
 
    資源エネ庁は、第12 回系統ワーキンググループ(平成29 年10 月17 日)において、地方電力7

    社に「接続可能量を超過したときの抑制率」の算出を命じた。                                                                                                                                                                                                                
    それにこたえて九州電力も算出し提出している。算出方法は弊社の算出と基本的には同じで、

     過去の需要実績と発電実績をベースにしてるいる。異なる点は、九州電力は日別に抑制時間を 
 
     計算しているが、弊社は月間の抑制回数を計算している点である。                                                                                            

    なお、九州は2017年11月末時点で導入済みが太陽光で767万kW、受付および承諾済み952万kW 

    で、すべてが稼働すると1,719万kWとなり、+600万kW以上のランクに入る。その時は1,513時

    間の抑制に該当し、1回の抑制時間が9:00~16:00の7時間とすると、年間216回の抑制となる。

    九州の予測は弊社の予測の倍以上多い。                                                                                                     


    第12回系統ワーキンググループの九州以外の地区の制御時間を見てみよう。        

    北海道、東北、四国の抑制時間は1,000時間以上となっている。                     
                                                                                 
                                                                                                                                                      
      地方電力以外の中央3社はこのワーキンググループには参加していないが、同じ手法で計算           すると、原発がフル稼働したときは、中央3社の制御時間も地方電力と同様な制御時間とな
     る。 この表の見方については出力抑制の見通しを資源エネ庁が発表を参照してください。                                                                       
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               


ハイブリッド・バッテリー・システムの使用で抑制解消


 
    ①ハイブリッド・バッテリー・システム(HBBS)の概要

        1つの太陽光発電装置に1組の蓄電池を接続させる。

        発電された電気は一旦蓄電池(ハイブリッド・バッテリー・システム)に蓄電し、

        発電終了後、決められた時刻(例えば午前零時)から24時間かけて均等に放電を行う。

        24時間放電は翌日の発電と重なるため、HBBSには蓄電と放電を同時に効率よく行う機能

        が必要となる。

       24時間放電による最大のメリットは、南中時の最大発電量(電圧)が3分の一〜4分の一

        になるためその時の発電量が需要を超過する確率は非常に少なくなる。つまり、HBBSを使

        用している発電装置は抑制の対象から外れることになる。

        最大発電量が4分の一になることから、系統接続変電所が高圧から低圧に変更されるため、

        接続変電所までの距離が近くなる可能性が高くなることと、接続のための変圧器などの機器

        の低圧化などで、工事負担金も激減する。

        また、パネルと蓄電池を組み合わせた製品化でコンバーターが不要となる、パネルは蓄電

        池の上に載せるのでパネル専用の画題も不要となる、流通コストや導入工事費などの共通化

        などで総コストを下げる効果がある。

        パネルと蓄電池メーカーにとっては、接続拒否や出力抑制の噂で下火となった太陽光ブーム

        が復活できる、しかもパネルと蓄電池の両方が売れる。そのビジネス規模は過去5年間で達

        成した規模の10倍以上となるとなれば、蓄電池とパネルの価格を思い切って下げることが

        出来る。その引き下げ効果が更に販売促    進をもたらす。      
                                  
                                                                                                                (図10)

    ➁系統運用上のメリット

        ☆発電終了時にその日の発電量(蓄電量)を個々のHBBSから受け取り、翌日の放電量を  

             算出し翌日の稼働計画を作成する。従ってHBBS使用している太陽光発電に対しては          

             天気予報を使用した翌日の発電予測は不要となる。                                                                                                                                                                                    ☆天気予報した翌日の発電予測を行わないため、翌日に予測が外れることの監視や対応 処 

            は不要となる。                                                                                                                                                                                                                                                             ☆HBBSを使用した発電に対しては出力抑制は発生しないので、出力抑制に関連した一連の

             処理が不要となる。                                                                                                                                                                                                                                             

          ☆予測が外れた場合の緊急対応のための火力発電の「空焚き」が不要となる。               

          ☆太陽光発電の南中時の最大発電に耐えられる送電線の容量は不要となる。(通常の容量                可能)


  (1) 3年後に受付済みが稼働した場合、出力抑制は頻発するのか?                                                  

      ① 想定の手順                                                                                                                                            
        ☆太陽光発電については、現時点(2017年3月末)で受付済みで未稼働の10,961MWはHBBS

            を使用する。すでに稼働中の7,068MWはHBBSを使用しないとする。                                   

        ☆未稼働分の一日の発電量の24分の一を翌日の0時から均等に放電する。                            

        ☆その他の処理は、HBBSを使用していない時と同じ。

      ➁想定結果 

        ☆日別想定結果 

            (a).7月14日の想定結果(超過が発生しない場合) 

                  前日の13日の一日で発電した太陽光発電分39,818MWhの24分の一の1,659MWを                                                                                                                                                                                                                        14日の午前0時から均等に24時間放電(黄色帯)している。HBBSを使用しない太陽

                  光の発電量は火力発電の調整機能が働いて需要と供給のバランスが保たれている。

                   従って揚水発電も他電力連携も必要としない。ましてや、出力抑制は全く必要とし

                   ていない。

                (注)HBBSを使用しない場合(図8)は超過分を揚水動力を使用し、さらに他電力
                           連携を行った後、出力抑制が必要であった。HBBSを使用する場合との違い
                           が明確である。                                          
                                                                                                                        (図11)


            (b).一部超過分を揚水動力が必要な場合

                    需要超過分を揚水動力で消費せざるを得なかった日が7月1か月間に14回ほど

                    あった。他電力への連携するほどではなかった。

                    そのうちの16日の詳細をグラフ化したものを図12に掲載する。

                                                                                                                      (図12)

            (c)7月1ヶ月の稼働状況

                7月1か月の稼働で揚水動力の使用はあったが、他社連携の必要性は一度も発生

                   していない。

                   つまり、出力抑制の必要性は皆無であった。HBBSを使用するPVも、使用しない

                   PVも出力抑制されることなく発電出来る。                                                                      

                   この時の再エネ化率は32パーセントであった。

                                                                                                                                              (図13)


    (2) 3年後の太陽光の受付済みが更に30パーセント増えた場合、出力抑制は頻発するか?                                                                                                                                                                       結果                                                                                                                                                                                      他電力連携は1か月間に3回だけ発生。連携量は7244MWにしか過ぎない。この容量で     

             個々の発電装置には7月1か月に2回程度といえる。      

              抑制を受けるのはHBBSを使用しない太陽光発電のみで、HBBS使用に対しては出力抑制  

              は発生しない。また、この時の再エネ化率は37パーセントである。                                        

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            


3)HBBS使用で、再エネ化率50パーセント達成した場合、出力抑制は?                                                                                                                                                                                                          ① 50パーセント達成に必要な太陽光発電容量                                               

             未稼働部分の2倍の20,000MWが必要となる。                                                                                                                                                                                その他の再エネの容量は2017年3月の受付容量のままとする。

          ➁日別発電の詳細(特徴)                                                                               

              ☆HBBSからの24時間放電で南中時とは異なる早朝の閑散時に需要を超過する。               

              HBBSを使用しない太陽光発電はほとんどの日に需要を超過する。                                 

                  超過分は揚水力で対応する。対できない分は他電力連携で処理する。                                                                                                                                                                              ☆超過分のほとんどは出力抑制となる。

                   抑制対象はHBBSを使用しない太陽光発電となる。

                   HBBSを使用している太陽光発電は抑制を受けることは全く無い。                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                ☆                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      

                                                                                                                                                               

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 

            ③7月1が月間の稼働状況                                                                                                                                                                                                                      ☆1か月間の他電力連携は11回発生する。そのうち10回は連携容量を超過するので

                     出力抑制が必要となる。             

                  ☆出力抑制の対象になるのはHBBSを使用していない発電だけで、HBBS使用の発電に

                      対しては抑制はあり得ない。                                                                                                                                                                                                                                                                                                 





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(図1)























(図2)






















(図3)


































(図4)














































(図5)






































(図6)














(図7)





揚水動力(参考資料1)
(画面をクリックすると拡大)
(出典)資源エネ庁系統ワーキンググループ(九州電力)


関門連携線(参考資料2)
(画面をクリックすると拡大)
(出典)資源エネ庁系統ワーキンググループ(九州電力)



火力発電の抑制(参考資料3)
(画面クリックで拡大)
 (出典)資源エネ庁系統ワーキンググループ(九州電力)

一般水力・バイオ(参考資料4)
(画面クリックで拡大)
 (出典)資源エネ庁系統ワーキンググループ(九州電力)












計算テーブル(参考資料5)
(画面クリックで拡大)



供給が需要を超過したため他電力連携が必要になった日付と連携量
(参考資料6)           (画面クリックで拡大)


(2017年7月)九州各地の正午の天気実績と日別スコア(参考資料7)
(画面クリックで拡大)
  

九州電力が計算した抑制率
(第12回系統ワーキンググループ)
 











































































































































































































































































































































                                                                                                             



































図15)




















図16)
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