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世界一の東京電力が、再エネで生き残りを、決意?                  (2019/7/31)

                        17基の原発のうち、15基 の廃炉(うち5基は予定)を決めた東京電力、発電能力1,730万KW失う。
                         原発に代わり再エネを主力電源にするというが、再エネ化率30パーセント近くから出力抑制頻発で、
                         増やしても増やしても捨てられるだけ・・・・。
                         まさか、石炭と石油をガンガン炊いて、2酸化炭素をまき散らすつもりでは・・・・。
                         しかも、自由化の煽りを食らって、利益を出しやすい電灯契約顧客が500万件も離れて行った。
                         このままでいくと、価格競争に負けてほとんどの顧客を失う。
                         そうなれば、世界一の民間電力会社の東京電力も、いよいよ国営企業になるしかないか?
                         それが一番楽な選択・・・・。
                         ご安心ください。再エネでしっかりと前進する道があります。その道程は、

                                道程1.日本の再エネ化率の足を引っ張っているのは東電さん・・・現在の再エネ化率は5.9パーセント
                                道程2.再エネ化率の目標値22~24パーセント達成に貢献する・・・・30パーセントで出力抑制頻発
                                道程3.公約した「再エネの主力電源化」を実現・・・・40パーセント以上にはPVSS/HBBS必須
                                道程4.電力自由化の価格競争に勝てるか?・・・・60パーセント達成には地産地消で地方と共同
                                道程5.40年ルール適応で消えた原発に代わり、再エネでOK?・・・・80パーセント以上達成
                                道程.EV時代の需要増に太陽光で対応できるか?・・・・120パーセント以上達成



 道程1.日本の再エネ化率の足を引っ張っているのは
             東電さん、あなたですよ!!
 
                                               ・・・・現在の再エネ化率は5.9パーセント

    2018年1年間の再エネ化率を電力会社別に調査した結果が図1である。
    日本全体の再エネ化率は8.4パーセント、大型水力を含めても16.4パー
    ントしか達成していない。
    再エネ化率が一番進んでいる地域は、東北地区で15.7パーセント、わずか
    の差で2番が九州地区で、15.1パーセントあった。
    大型水力を含む再エネ化率でも東北がトップで、2位が北海道で25.1パー
    セントだった。北海道と東北が再エネ化率が高いのは、中央3社に比べると
    力需要が少ないことと、再エネの中で太陽光の比率が50パーセント前後と
    少なく、風力とバイオおよび地熱の導入が多いことが原因である。
    最下位は東京で9.9パーセントしかない。水力を除いた率では5.9パーセ
    ント。水力を除く再エネ化率で一番のビリは北陸で4.0、次いで関西が
    4.7と低かった。東京は再エネ化率ではビリだが、太陽光の導入量だけを見
    ると日本一で、2位の九州より4GWも多い。導入量の最も少ない北陸と比べ
    ると、13 倍も多い。日本全体の30パーセントの太陽光を導入しているの
    に、再エネ化率では最下位にランクしている。これは東京電力需要が如何に
    きいかを表しているにすぎない。
    中央3社は、地熱やバイオや風力がほとんどなく太陽光の占める率が90パー
    セントもあり、出力抑制になりやすい弱みを持っている。
    北陸と中国および九州は太陽光の占める率は75パーセント前後で。中3社に
    比べると太陽光の依存度は少ない。九州は75パーセントだが、太陽光の導入
    量が需要に比べると多すぎるので出力抑制になりやすい。

        九州本土の出力抑制発生状況

     (図1) を見る限りでは出力抑制が発生したのは九州だけで他の地域には発
     していないことが分かる。発生はしていないが、地域間連携で発生を抑えて
     いたのも読み取れる。連携線の欄がマイナスの場合は超過分をどこかの他電
     力に送り込んだことを意味し、プラスの数字は受け取ったことを意味してい
     る。ただし、一部に、出力抑制とは無関係に、例えば九州地区に九電以外の
     発電所がありそこの電気を関西まで送っている場合もある。東北と四国と九
     州は他電力に送電しているので出力抑制が発生しているか、または発生直前
     であることもわかる。
                                                                                                                    (図1)
(出典)電力各社のHPから需給実績をダウンロードし弊社が集計作表                        (図表をクリックすると拡大します)






道程2.再エネ化率の目標値22~24パーセント達成に
            貢献する
                                                                        ・・・30パーセント達成

(1)目標値22~24パーセント達成のための電力各社の役割

    電力会社毎に大型水力を含まない再エネ化率を30パーセントに高めたとした
    場合、日本全体の再エネ化率はどれだけ高まるかを表した表が図2)であ
    る。
    例えば、再エネ化率8.9パーセントの北海道が30パーセントに高めると日
    本全体の再エネ化率は0.8パーセント高まって8.4が9.2パーセントに
    なる。地方の北海道、東北、北陸、中国、四国のすべてが30パーセントにな
    ると、日本全体は6.1パーセント高くなり14.5パーセントになる。

    地方が頑張ってもこの程度だが、東京1社が30パーセントになると、8.1
    パーセント高まり16.5パーセントになる。中央3社すべてが30パーセン
    トになると、日本全体が16.1パーセント高くなり24.5パーセントにな
    る。

    東京が30パーセントになるためには東京管内に再エネが40GW導入されて
    いなければならない。現在稼働中が16.7GWだから、現在の2.5 倍
    量が必要である。

    日本全体の再エネ化率を高めるのに地方が頑張っても高が知れている。矢張
    り、中央3社、特に東京電力さんが頑張らなければならない。

    逆を言うと、現在、世界のレベルから大きく出遅れているのは、中央3社、
    特に東京電力さんが足を引っ張っているとしか言えない。

                                                                                       図2)
(図表をクリックすると拡大します)


(2)東電が再エネ化率30パーセント達成後に発生する新たな問題点

     ①19年5月の東電の発電実績に太陽光を40GWにしてシミュレーション
            (a)シミュレーション条件
                   ・同じ需要と天気を使用
                   ・柏崎原発の6号機、7号の2基を稼働させる(270万kW)
                   ・太陽光で増えた分は火力の減量で調整する
                   ・東京電力の需要超過分を引き受けられる電力会社はないので、
                      超過分は抑制せざるを得ない。
                    (最大超過が1500万kW以上もあり、地方電力の最大需要をはるかに
                        超えているため処理出来ない)
                    (5月3日の太陽光の抑制量14,132万kWh(141.3GWh)は2019年
                        3月31日の四国電力発電量67GWhの2倍以上である)

            (b)  シミュレーション 結果                                                                                                東京電力にも出力抑制が現在の九州本土並みに発生(図)する。
                   この図は5月のゴールでウィーク期間の抑制状況をグラフ化した
                   もので、白の部分が抑制される部分である。

                              出力抑制だらけのゴールデンウィーク図3)  


                    5月1ヶ月間の日別発電状況を(図4)に示す。
                     1ヶ月で26回の抑制で、抑制のなかったのはPV抑制欄が0になって
                     いる14日、21日、28日、29日、31日の5日だけである。
                     東京電力は需要が大きいから抑制が発生しないというのはデマに
                     しか過ぎないことがお分かりになるでしょう。
                     1ヶ月間の再エネ化率は23.8パーセント(除水力)であった。
                     
                     太陽光が発電した量に対して1ヶ月で26.1パーセントが捨てら
                     れている。各発電所は4日に1回の発電禁止になる。
                     従って、売電収入も4分の一は少なくなる。
                     もし出力抑制が無かったら再エネ化率は31.6パーセントに成る
                     筈だった。

                            太陽光が40GWの時の5月1ヶ月の日別稼働状況
                                                                                    図4)
(図表をクリックすると拡大します)





  道程3.公約した「再エネの主力電源化」を実現

                                                                    ・・・・40パーセント以上達成

(1)『再エネ化率30パーセント以上は達成不可能』を克服する
        
        ①ハイブリッド・バッテリー・システム使用を推進
             再エネ化率30パーセント以上にするためには、全太陽光発電所が蓄電池
            (HBBS)を使用していなければならない。使用した場合、図3は図5の
            ようになる。例えば5月1日の全発電分(含む抑制分)は13,778万kWh
            で、翌日の5月2日の午前ゼロ時から24時間かけて均等に時間当たり
            574万kWhで放電する。HBBSを使用しないときの太陽光の南中時の最大
            発電量は2,484万kWで需要を超過したが、均等放電では1,909万kWh少な
            くなるので需要を超過することはなくなる。
            日ごとの発電量が異なるので、翌日の時間当たり放電量の変化が(図5)
            から見て取れる。
            各蓄電量は毎日夕方に、センターで翌日の稼働計画を作成までに知らせて
            くれるので発電量予測が不要となる。当然翌日に予測と実際に誤差が出る
            こともないので、誤差対応も不要となる。また、蓄電池を使用している
            太陽光に対しては出力抑制が発生しないので、出力抑制関連の作業も一切
            不要となる。
            (注)HBBSを使用していない太陽光は、従来通り発電予測も出力抑制も
                       必要である。

                                        HBBS使用時の稼働状態         図5)
(図表をクリックすると拡大します)
        
        ②新たな需要超過対策
            24時間放電で需要を超過する場合があるのでその対応について説明する。
            (a)中央システムがある場合
                グリッド・ストレージが在る場合
                        超過分をスマートグリッドに保存する
                ★グリッド・ストレージが無い場合
                        揚水発電、他電力連携、長周期蓄電池で対応する
                        対応できない分はHBBSからの放電を中止する
            (b)中央システムが無い場合(離島の場合を想定)
                ★出力判定システムで超過分の放電を中止する
                    (注)放電をしなくても、次の日に放電できる。
                ★超過の可能性のある時間帯の放電量をあらかじめ少なく
                    なるようにHBBSを作っておく

            発電業者が蓄電池コストに耐えられるかに対する回答


(2)太陽光を安定化したベースロード電源として利用する

        太陽光発電保障システム(PVSS)の
                                安定給電保障・調整力保障機能の積極的活用 ★ 

          🌸🌸🌸🌸  太陽光大量導入でもバックアップ電源不要  🌸🌸🌸🌸

        安定給電保障・調整力保障機能の必要性と機能概要
            a.必要性
            HBBSを使用することによって太陽光特有の南中時の最大発電量の影響が
           4分の一程度に抑えられたために、出力抑制の発生確率が大幅に減少し
            た。
            しかし、晴天日と雨天日には放電量に差が依然として発生する。この差は
            太陽光の導入量が少ないときはほとんど影響がないが、導入量が大量にな
            ると大きくなる。
            太陽光発電の場合天気が悪くて1日中ほとんど発電できない日が月に数回
            発生する。その日のために大型火力発電をバックアップ電源として待機し
            ておかなければならない。投資効率の悪い設備である。将来、太陽光導入
            単価が安くなっても、バックアップ電源のコストも含めると大して安くな
            いということになる。それを避けるためには、太陽光の問題は太陽光で解
            決する方がベターである。

            b.機能概要
            太陽光発電の特性として、年間発電量は毎年ほぼ同じ量である。風力発電
            にはない特性である。月別の発電量はかなりの差がある。梅雨の時季や台
            風の時季はその年にかなりの変動がある。しかし、年間を通すと驚くほど
            の差はないことも実績として証明されている。
            そこで、事前に発電実績などから年間の発電量を予測して目標値としてお
            き、実際の発電量が目標値より多いときは多い分を調整機能であるグリッ
            ド・ストレージ(以下GS)に保存し、逆に少ない時はGSから補充して放
            電する。目標値は10日(旬)ごとに設定する。したがって年間36旬の
            目標値が設定される。
            10日間(旬)はたとえ雨降りでも晴天日でも系統上に流れる放電量は同
            じ量となる。

                保障が可能な論理的裏付け
                        ⇒⇒  給電保障 ― ― ― 何故保障できるのか?

        ②目標値の設定
            太陽光の発電実績などから、年間の発電量(保証値)を旬毎に設定する。
            旬ごとなので年間36旬となる。一度設定した後、新規の発電所が導入さ
            れることがあるが、その時は適切に保証値を更新する。
            (図6)は、東京電力の1年間の発電実績から36旬の日別発電量であ
            る。日別発電量を24分の一にすると時間当たりの放電量(保証値)決ま
            る。保証値のもとになる日別発電量をグラフ化したものである。梅雨の時
            季とか台風の時季などの影響が出るように工夫して36旬の保証値を決定
            する
                                            東京電力の年間保証値          図6)
(図表をクリックすると拡大します)


        ③安定給電保障機能の使用
            図5)の稼働図は日ごとに放電量が異なるが、図6)の5月1旬の保
            証値を利用して法でした時のグラフである。図6)では7日間は同じ放
            電量になっている。この間は全くバックアップ電源を必要としないことが
            理解できる。

                              安定給電保障機能を使用したときの稼働図図7)
(図表をクリックすると拡大します)

 
        
(3)「太陽光発電保障システム」を利用することのメリット

        ①一般需要家にとってのメリット
                ★太陽光大量導入で電気料金が下がる
                        出来たら半額になることを希望する。
                ★脱CO2が実現できる。

        ②太陽光発電業者にとってのメリット
                ★出力抑制が一切発生しないので安心して太陽光に投資できる。
                ★出力抑制が解消されたので太陽光関連の事業が未来永劫継続できる。

        ③ソーラーパネル、蓄電池メーカーにとってのメリット
                ★パネルや蓄電池を製造しても今後20年から30年は売れる見込みが
                    立った。

        ④一般電気事業者にとってのメリット
            a.「太陽光発電保障システム」使用の宣言は、「出力抑制が発生し
                  い」事の宣言に等しいため、太陽光発電業者を集めやすくなる。
            b.系統運用上のメリット                   
                    原発と共存がしやすくなる。
                            原発が稼働しても出力抑制が増えることがない。
                    ★HBBS使用の太陽光に対しては翌日分の発電予測不要となる
                    ★HBBS使用の太陽光に対しては予報が食い違った場合の対応不要
                      となる
                    ★太陽光発電を天気に左右されない安定化した電源として利用できる
                            a.晴れと雨天の発電量の変動幅が3分の一になる
                                (給電保障機能無しの場合)
                            b.天気に左右されない一定量を給電する
                                (給電保障機能有りの場合)
                    ★蓄電池を併設したPVに対する出力抑制の対応が不要となる
                    ★短周期変動対応不要となる
                    ★長周期変動対応不要となる
                    ★内燃機関のアイドリングタイム不要となる
                    ★大型PV装置障害発生時でも系統運用に影響は受けず、緊急対応
                        不要
                    ★需給計画作成時にPVSS下のPVに対する長期予測不要
                    ★ベースロード電源として使用する
                        ベースロード電源としての条件
                            ☆日別変動はできるだけ少ないこと
                            ☆発電コストが最低価格であること
                                (近未来は太陽光のコストが原発より安くなる)

           c.設備投資のメリット
                 ★電力会社が太陽光発電等に投資しなくても、供給電力が増える
                            パネルと蓄電池への投資は発電業者が行う
                 ★接続のための系統容量を4倍にしたのと同じ効果が出る
                 ★雨天で全く発電がない場合用のバックアップ電源が不要となる
                 ★出力抑制が発生しないので、他電力との連携線の容量を増やす必要
                    がない。




 道程4.電力自由化の価格競争に勝てるか?
 
                                                           ・・・・60パーセント以上達成

(1)価格競争の現状
             電力完全自由化以来、東京電力は500万件の顧客が競争相手に奪われて
            いる。奪われた結果、毎年5000億円の利益を出すと約束した長期計画
            も2千億円以上もショートしている。奪われた原因は総て価格競争であ
            る。逃げた顧客は月700円電気料金が安くなるといわれ、喜んで乗り換
            えている。顧客にとっては、切り替えても電気の品質が落ちるわけでもな
            いし、サービスが低下するわけでも、振込変わるわけでもない。完全
            に料金だけで決めている。
            競争に勝つためには料金を下げるしかない。これまでは料金を下げるのは
            原子力だと言っていたが、太陽光のコストが原発より下がった現在は、太
            陽光を他社より多く導入して価格競争に備えるしか方法がない。
            他社より多く、当面は60パーセントを目標にして、果たして導入可能で
            あるか、検討してみよう。
                    

(2)次世代の価格競争
            FIT時代は決められた価格で全量を電力会社が買い取っていた。
            FIT終了後は、価格は入札制度で決められ、直接新電力や大手需要家が競
            争で買い取れることになる。図8)      
            増々価格競争が進むため、高い料金しか提供できない電力会社は生き残れ
            ない。安い料金にするには、安い電源を確保する必要があるが、それはひ
            とえにどれだけ太陽光発電を提供できるかにかかってくる。 どれだけ太陽
            光を提供できるかは、どれだけ太陽光用の土地を確保できるかにかかって
            くる。
                                                                                                図8)
(図表をクリックすると拡大します)


(3)東電管内で調達できるか?
            一番価格の安くなる太陽光を抑えたものが勝つ。
            太陽光の発電には土地が必要で、大量に導入するにはそれなりの土地の広
            さが必要となる。
            現在、東京電力は日本で一番多く太陽光を導入している。しかし、再エネ
            化率では最低である。それは、需要がとてつもなく大きくて、日本の3分
            の一を占めているからである。将来需要に見合った土地が確保できるか
            が、価格競争を乗り切るポイントになる。
            そこで、太陽光の敷地が占める率を太陽光の導入量別に算出し、導入の可
            否を検討する。
            土地の面積には2種類ある。一つは可住地面積でもう一つは森林面積であ
            る。可住地面積とは総土地面積から林野面積及び湖沼面積を差し引いた面
            積で、山林の開発(宅地化)や道路の建設などで林野面積が減ると可住地
            面積が増えるので、値は毎年変化する。 
            太陽光パネルに必要な面積は、環境省資料「太陽光発電(非住宅系)の導
            入ポテンシャル」によると、1kWあたり15m2程度とあるのでこれを採用
            する。
            太陽光の占める土地が可住地だった場合の占有率と、森林を切り開いて設
            置した場合の占有率をそれぞれ求めた。図9)
図9)
(図表をクリックすると拡大します)

        以下、(図9)に沿って説明する。

        ①現状の占有率
            可住地で見た場合の占有率は0.9%。同じ都会地である関西と中部と同程度
            である。
            地方と比較しても、北海道と東北と北陸を除くと、大差がない。        
            都会地だから土地の確保が難しいとは言えない。

        ②再エネ化率40パーセント時の占有率
           40パーセントになると、関西が5.4パーセントの可住地占有率でトッ
            プとなる。関西は東京に比べて可住地面積が2.5分の一しかないため、
            占有率が大きくなる。東京は4.8パーセントで、関西に次いで2番目に
            高い占有率となる
            東電の供給域は9県ある。現在と同じ率で将来も太陽光が県別に導入され
            るという前提
            で、県別の将来の占有率を計算したのが(図10)である。それを見ると
            40パーセントになったとき一番占有率の大きいのは群馬県の5.9パー
            セント、次いで茨城県の5.6パーセントである。逆に、低いのは東京都
            で2.4パーセント、次に少ないのが静岡県の2.8パーセントである。
            この時点で県別の占有率に同じ東電管内であっても2倍近い開きが出る。               

東京電力供給域内の県別占有率                                                                   図10)
(図表をクリックすると拡大します)

         ③再エネ化率60パーセント時の占有率                
            再エネ化率60パーセントの時に、果たしてその可住地占有率で、土地の
            確保が出来るかどうかの議論をこれ以上進めるのは終了する。ただし、一
            つだけ明確に言えることは、その時、東北や北海道はがら空きで、東京地
            区の苦労が彼の地から見たら滑稽に見えるかもしれないと言っておく
        (注)北海道と東北が再エネ化率が高くなっても太陽光による土地占有率が
            低い理由は2つある。一つは土地そのものが広い。北海道も東北も東京
            2倍あること。2つ目は北海道も東北も太陽光への依存度が低いこと、
            両社とも50パーセント前後であるが、東京電力は90パーセントも太陽
            光に依存している。(東京は洋上風力2~3GWを計画しているので依存
            度は少し少なくなる)

        ④再エネ化率100パーセント時の占有率 
            再エネ化率100パーセント時に東京地区の可住地の15.4パーセント
            は太陽光の敷地にしなければならない。中でも、群馬県は18.7パーセ
            ントとなる。群馬の下仁田ネギ畑は全部ソーラーパネルになっているだろ
            う。茨城は18.0パーセントとなり、水戸の偕楽園はソーラーパネル園
            に なっているかもしれない。
            そんな時でも広大な土地を持つ北海道は可住地のたったの1.4パーセン
            トで、お隣の東北は、同様に2.8パーセントである。
                                                                                 
        ⑤可住地占有率からいえる結論。
            価格競争には価格で対抗するのがベストである。
            競争に勝つためには発電コストの最低となる太陽光を大量に導入するのが
            最善である。太陽光にはパネルを設置する敷地が必要になる。少ない敷地
            なら都会地である東京もある程度対応可能であった。しかし、大量になる
            と東京では敷地の確保が困難になる。可住地の何パーセントまで可能で
            あるかははっきりと言い切れないが、少なくともいえることは、東京で占
            有率が10パーセントでも、北海道や東北では1パーセント以下であるた
            め、そちらで土地を確保する方が容易であろうといえる。東京の再エネ化
            率がさらに高くなって100パーセントになっても、北海道や東北は相変
            わらず低い可住地占有である。
                        
            東京電力供給域だけでの土地確保は困難あることが明確に証明された。

            10年ひと昔は、地域独占で、地域の縄張りはしっかりと守られてきた。
            電力自由化時代には、昔の縛りに囚われることなく、土地の確保を実行
            すべきである。
            それを可能にするのが太陽光発電保障システム(PVSS)第4階層「地産都
            消」構想である。
            地産都消」(地方で生産し都会で消費する)を実行すると、日本全国か
            ら電気が送られてくるが、その量が天気に左右されるようでは、集める側
            の東京電力にとっては、不安定極まりないシステム運用になる。
            そこで送る側は天気に左右されることなく約束した量をきちんと送る「安
            定給電保障機能」を持ち合わせておくのは必須となる。
            その機能があるからこそ地産都消」が出来るのである。


(4)地方と都市を結ぶ(地産都消)
       ①地産都消推進に必要な機能
             2020年から発送電分離となる。電力10社の送電部門は送電会社に統
            合される。発送電分離のメリットは、現在の電力会社の領域を超えて電気
            をほかの地域へ送りやすくなることだ。当然、送電線使用料金(託送料
            金)が安くなる。発送電分離後の最大のお客さんは「地産都消」となる。
           
    全地域から東京電力に向けて電気が送られてくる。      図11)       
(図表をクリックすると拡大します)


        ②東京電力にとって身近で実現可能な地産都消の推進
           (a)福島復興を推進して地産都消
                 ★福島県の帰宅困難地域は約800平方キロメートルの広さがあり、文字
                    通り帰宅する人が少なく、荒はてた土地が転がっている。その土地に
                    太陽光を設置したら50GWの発電所ができる。図12)
                ★おまけに、同地区には使用されていない500KV超超高圧の送電線が
                    野晒にされている。

                        地域の縄張りは昔の話、昔の縛りにとらわれるな
                                                                             (図12)
(出典)ふくしま復興ステーション(図表をクリックすると拡大します)
 
         (b)新潟の柏崎5基廃炉後にも地産都消                
                ★ 新潟の柏崎原発も5基だけ廃炉になる予定。新潟県全体の再エネの系
                    統として 野晒になっている超超高圧の送電線を提供する。

           (c)東電供給域外の長野の送電線量で長野の太陽光を取り込む                                   ★長野県にも東電の水力発電と高圧送電線がある。水力発電の稼働率は
                    低いので、その送電線の有効利用の一環として長野県の太陽光も取り
                    込むむべきである。
             
             
        ③地産都消のメリット
                東京電力管内のお客さんに、地方並に安い電気を供給できる。
                ただし、地方の料金に託送料金を上乗せした分だけ高くなる。新鮮な魚
                介類や野菜や果物が、都会地は輸送量だけ高くなるのと同じである。
                地方にとっては、雇用の確保と収入の確保で、衰退する地方の活性化に
                少しでも役立つものと確信している。



 

 道程5.40年ルール適応で消えた原発の代わりは
                再エネでOK?

                                                                    ・・・・80パーセント以上達成

(1)東京電力の原子力発電所

            最盛期には東京電力の原子力発電は2,000万kWあった。既に廃炉となった
            ものが6基、近日中に廃炉が決定されるものが4基、廃炉の方向で検討さ
            れているものが5基、残り2基は残すものと思われるがその2基も40年
            ルールを適応すると2030年初めには、すべての原発が廃炉になる可能
            性も高い。その時は2,000万kWの発電能力が失われるのである。
            問題は、廃炉になった分を太陽光で補うことが出来るかである。

                                                                                (図13)
(図表をクリックすると拡大します)


(2)原発1基は太陽光5GWに相当?

           ★原発1基 = 100万㎾は24時間を95パーセント以上の効率で稼働
                できる。
            ★時間当たり放電量の4倍が太陽光発電の容量に等しい。
                   時間当たり100万㎾の放電は400万㎾の太陽光に相当する。
            ★晴天日に400万㎾の太陽光は、雨天や曇天を考慮に入れると500万㎾
                 (5GW)の容量に相当する。
            ★40年ルールを厳格に適応すると2030年の初めには2000㎾(20GW)
                の原子力がなくなる。
            ★喪失する原発に太陽光が代替えするとなれば、100GWの太陽光を追加
                しなければならない。
            ★しかし、東電管内で100GWの太陽光の土地の確保は、絶対にできない。
               地産都消を強烈に推進するしかない。
               100GWは1,500平方キロメートル(30Km × 50Kmが必要である。
            

(3)再エネ化率が高くなった時の火力発電の役割
             24時間均等放電の時間当たり放電量は再エネ化率が高くなると多くな
             る。その放電量と需要量の関係を、需要の少ない閑散日(図14)、平均
             的な日(図15)、需要の年間でも最も多い夏ピーク日(図16)と図式化
             してみた。
            5月の閑散日の週(図14)は再エネ化率60パーセント時には、均等放
              電だけで電力需要のすべてを賄うことができる。5月1日、2日、7日
              は多少放電量が不足するが、グリッドストレージの電気で補充すること
              が可能である。 再エネ化率40パーセントでもグリッドストレージに
              十分な電気が保存されていれば火力発電の稼働は不要となる。  
            平均的な日(図15)再エネ化率60パーセント時に、不足分はグリッ
             ドストレージの電気で対応可能と思われる。不足しても揚水発電で対応す
             れば火力発電を稼働させる必要もないと思われる。       
            夏ピーク日(図16)再エネ化率80パーセントになれば、グリッドス
             トレージと揚水発電で何とか対応可能か?不足の場合、火力発電を稼働さ
             せたとしても1日24時間中10時間程度の稼働となる。

             結論
             再エネ化率が高くなると火力発電の役割は減少していく。
             減少の率は、グリッド・ストレージにどの程度蓄電されているかによる。
             再エネ化率80パーセント程度になると火力発電も不要となると推測でき
             る。(原子力発電は柏崎の2基270万kWだけ稼働と仮定した)

               閑散日    (図14)             平均日     図15)       夏ピーク日    (図16)


(4)大災害時のブラックアウトを太陽光発電保障システムが防ぐ

        ①北海道のブラックアウト
             昨年(2018年)、9月6日午前3時8分頃、北海道胆振(いぶり)地方を震
             源とする地震が発生。北海道全域で全域停電、いわゆるブラックアウトが
             起きた。一時は、北海道内のほぼ全世帯に当たる295万戸で停電した。
           停電は、地震から2日後、ほぼ全域で解消した。
                                                                                        (図17)
 
               
                    
                    同日の太陽光の導入済み容量は150万kWあったので晴天の正午なら
                120万kW程度の発電量があったはずだが、地震のあった午前3時は
                日の出前で発電量はゼロのため、電源としては何ら役立たなかった。 
 
                                                                                    (図18)


            ②ブラックアウトを太陽光(PVSS)で防ぐことができる理由

                理由1.膨大な数の太陽光発電所が稼働している
                              再エネ化率が進むと産業用太陽光発電所の数は数万件となる。
                              大自然災害で少々の発電所が停止しても、ブラックアウトに
                              なるほどの影響は受けない。

                理由2.24時間、HBBSから均等量を給電している
                               再エネ化率が進むと、太陽光のHBBSからの均等放電が発電
                               量の大半を占めるようになる。全電源喪失などありえない。
                               大規模火力発電所や原発数が少なくなり、季節によっては、
                               それらの発電所が稼働していないことの方が多い。 

                理由3.大きなグリッド・ストレージ(GS)に大量の電気の保存がある
                               大規模火力発電所や原発が停止しても、グリッドストレージ
                               に保存している電気を緊急使用できる。

                               GSの蓄電量シミュレーションの見えるかしたものが(図19)
                               である。7月1日にスタートして2週間でどの程度蓄電するか
                               をシミュレーションした。保障値を再エネ化率100パーセント
                               の値にセットして、2018年の実際の需要実績を利用した。
                               黒破線は需要量(左目盛)で、紺実線はGSの蓄電量(右目
                               盛)である。夏のピークに対して高い保障値を設定したにもか
                               かわらず、9日間で63,061万kWhの蓄電量になった。この量は
                               夏ピーク日である7月9日の総需要量91.179万kWhの70パー
                               セントに該当する。
                               これだけの量があれば保証値を超える需要に対して、火力発電
                               が無くても十分な供給ができる。

                                                                                                (図19)


                                                                   

 
道程6.EV時代の需要増に太陽光で対応できるか?
  
                                                          ・・・・120パーセント以上達成

                  EVに供給する電気を石炭や石油で作っているようでは世界の
                  笑いものになる。

                 再エネで供給するには、地方の太陽光に頼るしかない。

(1)グリッドストレージ(GS)等を中心にしたエネルギー産業革命

            EV時代になると電力需要は現在より大幅に増加するといわれている。
            その需要にこたえるには、原子力も無く二酸化炭素の締め付けも激しい
            環境を考えると、太陽光に増々頼らざるを得ない。再エネ化率120パー
            セントを達成するほどの意気込みが必要となる。

            再エネ化率120パーセント達成にはどのような技術が必要となるかについ
            て考えてみたい。
            120パーセントを考える前にまず、100パーセントになった場合について
            考えてみたい。2018年の電力需要が最も少ない5月1日~14日までの
            需要に対して、再エネ化率100パーセント時にGSがどのように使われる
            かをシミュレーションした。図20)

            1年の内で電力需要の少ないゴールデンウィークを挟んだ2週間は、再
            エネ化率100パーセント時の保証値(放電量)の方が多くなるので、多い
            分はGSに保存されることになる。GSの蓄電量はどんどん増えて2週間
            には40億kWhが保存されることになる。
            5月9日の電力総需要量は7億3000万kWhであるから、蓄電された40億
            kWhは5.5日分に相当する。
            GSは東電管内に複数個所に導入され、GS専門業者がサービスを行う。
            GSは蓄電池と液体水素用のタンクで保存する。
            詳細技術は今後の研究開発が必要である。

    グリッドストレージの保存量推移図20)
(図表をクリックすると拡大します)

            
            GSは膨大な蓄電池や貯蔵タンクや広大な敷地が必要となるため、膨大な
            コストがかかる。このコスト回収のために、貯まった電気を他の商品に
            して販売等が可能となる。。
            将来のビジネスとして注目されている。
  
            GSの新ビジネス サンプル
                (1)太陽光発電向けグリッド・ストレージ・サービス
                (2)風力発電向けハイブリッド・バッテリー・サービス
                (3)電力系統全体のバランス支援サービス
                (4)都市部の区間連携遮断時のバックアップ・サービス
                (5)水素ステーション向け液体水素提供サービス

                            ⇒⇒ グリッド・ストレージを活用したビジネス

蓄電池への蓄電や放電のロスおよび液体水素への変換ロス等で無駄が発生する

最後までご精読ありがとうございます。ご質問、ご感想、反論等
ozaki@smart-center.jpまで直接お送りください。





再エネ電源別稼働&受付状況



県別稼働状況






































































































2019年3月31日の四国電力の1日分の発電量













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