世界一の東京電力が、再エネで生き残りを、決意？

                    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７００万件も離れて行った。
                         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. 「再エネの主力電源化」を風力発電導入拡大で実現・・・・・・・・40パーセント達成
                                道程４. 出力抑制解消して再エネ大量導入を目指す・・・・・・50パーセント以上を目指し、新技術に挑戦
                                道程５. 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都消で地方と共同
                                道程６. 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７. EV時代に向けて再エネ化率100パーセント以上を実現・・・・・・・・・200パーセント以上必要
（2019/7/31)  第 一版



































































































































































































































 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、東電の再エネ化率は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
    セ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３０．２で、２位が北海道で
    ２５．１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
    電力需要が少ないことと、再エネの中での太陽光の比率が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大
    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1.1）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生
     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1.1）
（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パーセント達成が必要

（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2.1）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、太陽光の導入拡大だけで実現するとし
    たら、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 倍の容量が必要である。

    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。中央3社すべてが
    30パーセントになると日本全体の率は、24.5パーセントになる。

    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、
    特に東京電力が足を引っ張っているとしか言えない。

                                                                            （図2.1）
（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パーセント達成した姿を想定する

     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
                   ・太陽光を40GW、その他の再エネは現状のまま
                   ・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）
                   ・太陽光と原発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2.2）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2.2）  
（図表をクリックすると拡大します）
                    
                    ゴールデンウィーク期間だけでなく，５月１ヶ月間（図2.3）に26回
                    の抑制が発生している。抑制無しの日は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。
                    ５月以外の月で、夏と冬のピーク時期以外の晴天日は、出力抑制にな
                    ると判断できる。
                     
                     東京電力には出力抑制は発生しないという「都市伝説」は終了する
                     ことになる。

                     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
                     だったが、出力抑制のため再エネ化率は２３．８パーセント（除く
                     水力）以上高くはならない。。

                         太陽光が４０GWの時の５月１ヶ月の日別稼働状況
                                                                                    （図2.3）
（図表をクリックすると拡大します）
 

（３）東電が再エネ化率３０パーセント達成後の新たな問題点
         東電が再エネ化率３０パーセント以上を達成すると、新たに次の３種類の問
         題が発生する。
             ①出力抑制が発生する。
                 出力抑制の発生については(b)で記述済み。
             ②更に再エネ化率を高めようとしても、高めることはできない。
                再エネ導入が太陽光だけであった場合、一度供給過剰になると、その後
                いくら太陽光を拡大導入しても、殆んど再エネ化率は高まらない。
                高めるためには、太陽光とは異なる再エネの導入拡大を図らなければ
                ならない。
             ③日本でも一番電力需要の大きい東電が、需要超過すると、その超過分
                 を引き受けられる他電力会社は存在しない。
              （図2.4）に電力９社の季節別の南中時最大需要と、数年後の再エネ種別
                毎の容量を掲載した。その表を見ると東電は再エネ容量が8,000万kWあ
                り、最大需要となる夏需要が5,600万kWであるので、理論的には最大
                3,000万kW程度の供給過剰が発生し得る。東電以外の地域の最大需要は
                関西で2,800万kWであるため、供給力は2,800万kWを少しオーバーする
                程度しかない。したがって、東電の3,000万kW程度の供給過剰分を引き
                受ける能力はほかには存在しない。特に春夏の平均日では関西で1,700
                万kWだが、その他電力では1,000万kW以下と非常に少ない。
                よって、東電は超過分は全て出力抑制として処理せざるを得なくなる。

                                                                                                 （図2.4）




  道程３. 「再エネの主力電源化」を風力発電導入拡大
    で実現？・・・現風力の75倍導入

    ＊＊＊＊ 再エネ化率を高めるためには太陽光だけに頼っていては
                      イケナイ。風力発電に力を入れる必要がある      ＊＊＊＊
 
（１）東京電力の再エネ接続・申込状況
           今年（2019年）に入ってから、急に洋上風力が脚光を浴びて来た。
            切っ掛けは、洋上風力の導入コストが下がり始めたからであろう。
            9月末時点での東京電力の稼働中及び申込または承認済みの容量は（図
            3.1）のとおりである。
                       
            稼働中合計が2,268万kWで内訳は太陽光が1,383万kW、風力が42万kW
            だったが、検討申込が稼働中容量の2倍4,543万kW、契約済が1,354万kwも
            ある。申込済みと契約済みのすべてが稼働すると現在稼働中の4倍弱の
            8,165万kWになる。この容量は九州で稼働中容量の7倍近い量である。
            申込中最大のものは風力で2,910万kW、現稼働中風力の75倍もある。太
            陽光の申し込みも相変わらず多く、現稼働中太陽光の2倍弱2,218万kW
            あり、稼働すると太陽光だけで3,601万kWになる。

                                                                                    （図3.1）
(出典)東京電力HP（図表をクリックすると拡大します）

（２）風力は救世主になれるか？
 
風力発電は、太陽光のように南中時に発電が集中する事がないので、需要超過には成りにくい。だから、出力抑制として発電停止を命じられることは少ないと、固く信じておられる方は、まずこのセクションをお読みください。

風力は太陽光より出力抑制になる確率は大きい。

理由１．太陽光が供給過剰になると、共犯として風力も出力抑制の対象となる。

            太陽光が発電する昼間は風も必ず吹いている。風力が極めて少ない時もあ
            るが、風力の発電は僅かであっても存在している。
            現在東京では供給過剰にはなってないが、近いうちに導入を予定している
            太陽光のすべてが発電し始めると、ほぼ全日供給過剰になる。その時は風
            力も驚くほど導入されるので、太陽光に合わせて風力もほぼ毎日出力抑
            制の対象になる。（図3.2）

                                   太陽光が供給過剰になると風力も          （図3.2）
（図面をクリックすると拡大できます）


理由２．夜間、特に深夜は電力需要は昼の半分以下になる。しかし、深夜にも
               ベース電源は止まらないので、再エネの余地は少なくなる。（図3.3）
               それに反して、風力は昼より夜間のほうが強いことが多いので、発電
               量が多くなる傾向がある。
               
               図2は東京電力の2019年度の需給実績から、季節別時間別需要量を表示
               したものである。これを見ると需要が最大となる夏ピーク期の最大需要
               量は、15時ごろに発生した5543万kWhであった。その日の最低需要は、
               早朝の2971万kWhである。需要の少ない6月の最大需要は約4000万kWh
               であったが、最低はピーク日とさほど変わらない2590万kWhであった。
               5月ゴールデンウィーク期間は最大値がピーク日の半分以下であるのに
               最低はピーク日より少し下回るだけだ。
               ここで言いたいことは、1年を通して最低需要は早朝時間帯に同程度の
               量であると言うことである。
               ところが、常に発電しているベース電源の発電量が2000万kWh程度あ
               る。昨年1年間の最低発電量は1355万kWhであった。
               そのベース電源の上に風力の発電が上乗せされるので、簡単に最低需要
               を超過することになる。

                                夜間は需要が少ない上にベース電源あり      （図3.3）
（図面をクリックすると拡大できます）

結果を先に！！
    ①全体の停止回数
            シミュレーション結果の中から、月別抑制回数だけ先にお見せする。
            年間の抑制回数は319回となった。これは、東京管内の殆どの地区が曇り
            か、雨が降っているとき以外は、抑制対象になると解釈できる。
            太陽光が原因で抑制になる昼の回数が306回で、この時、風力も抑制にな
            る。
            風力だけ抑制対象となる夜間の回数は257回であった。昼と合わせると1年
            間で563回の抑制になる。365回より多いということは、昼と夜の2回停止
            させられることが頻発することを意味している。

    ②1発電所当たりの停止回数
            1太陽光発電所の停止回数は、116.8×1.48で173回となる。
            1風力発電所の停止回数は、昼の停止が116.8×1.48の173回で、夜が
            100.3×1.48で148回で、合計321回となる。

                                                                                    （図３.4）
（図面をクリックすると拡大できます）

            （図3.5）は1週間のうち7日が供給過剰になった10月の稼働図である。
            太陽光が供給過剰になると風力も過剰になっているのが分かる。また、太
            陽光が発電していない需要の少ない深夜の時間帯にも風力だけで過剰にな
            っているのが分かる。
                                                                                                                 （図３.5）
（図面をクリックすると拡大できます）

    ③1発電所当たりの売電収入の影響
            ☆太陽光の場合
                太陽光に対する出力抑制は、東電管内全域が晴れている場合はほぼ間違
                いなく抑制される。逆に、全域が雨の場合は、発電量も少ないので出力
                抑制になりにくい。
                一方、太陽光の一日の発電量はゼロから容量ぎりぎり一杯に発電するこ
                とがある。発電量の種類は365種類あるといってもよい。図3.6は一日の
                発電量を多い順に並べたグラフである。多いものから90個の合計は年間
                発電量の38パーセントを占めるが、少ないものから90個を集計すると
                年間の10パーセントにしか過ぎない。
                出力抑制で年間180回も発電停止になると、最大で68パーセントの売電
                収入が減少すると考えるべきである。50パーセントでは無い事にご注
                意。
                                                                                                 （図3.6）
（図面をクリックすると拡大できます）

（注）経産省ご推進のオンライン制御とオフライン制御の違いについて
オフライン制御は前日の内に天気予報などから翌日の発電量等を予測し、供給過剰になりそうだと判断したら、前日の内に「明日は、朝一から日没まで発電を停止してください」と指示し、当日現場の方が、手作業で発電を停止させるやり方。オンライン制御は当日発電中に供給過剰になりそうであると制御室が判断した場合に限り、適切な発電所を選択し、オンラインで停止させるやり方。オンライン制御だと停止時間が短くて済むといわれている。
しかし、しかし、オンライン制御の効果があるのは太陽光の導入容量が少ない時であって、導入量が2倍や3倍と増えると、供給過剰になり始める時間が日の出直後から始まるので、オンライン制御はオフライン制御とほとんど変わりなくなる。東電の太陽光は現在1433万kWであるが、今後承認済みと検討申込のすべてが稼働すると、太陽光の容量は2.5倍の3624万kWになる。その時はオンライン制御は、単なる飾りに過ぎなくなる。

   ☆風力の場合
      風力に対する出力抑制は、風が原因で停止するより、太陽光の影響や
      夜中の火力などのベース電源の稼働状況で抑制となる。皮肉にも風任せ
      ではない。また、夜間の停止時間はその日の状況に左右される。
      したがって、年間売電収入に対する影響度合いの計算は別の方法に頼ら
      ざるを得ない。それは年間の発電量に対する年間抑制量の比率を適応す
      ることである。





道程４. 再エネ大量導入を目指す

                    出力抑制を完全解消できなければ
                                        再エネの主力電源化は「国策詐欺」に終わる


（１）出力抑制は弊社のHBBS使用で解消できる

                🌼🌼  太陽光の抑制解消で、風力も解消される  🌼🌼

           ☆HBBS/PVSSを使用した時の稼働
                全太陽光*にHBBSを接続し、東電の系統制御システムにPVSSを組み込
                むと、出力抑制多発の稼働（図3.5）が、太陽光の供給過剰は解決され
                て（図4.1）になる。風力も大幅に改善されていることも読み取れる。

                                                                                            （図4.1）
（図面をクリックすると拡大できます）

            ☆太陽光発電に対してHBBSを適応する理由(風力には適応しない理由)
                   太陽光発電は南中時に発電量が最大になる特徴がある。その集中が原
                   因で南中時近辺の時間帯に需要を超過する。
                   風力発電には発電が集中する時間というものはない。一日24時間のど
                   の時間帯に発電量が多くなるかは、その時の風次第である。
                   太陽光と風力のもう一つの違いは、一日の発電時間帯が太陽光では
                   7～8時間しかないが、風力は24時間ある。このことから一日分の発
                   電分を蓄電池に蓄えようとすると風力発電はとてつもなく大容量にな
                   ってしまう。
                   以上2つの理由から太陽光だけに蓄電池（HBBS）を使用する。蓄電池
                   に溜まった電気を翌日の運転開始時刻から24時間かけて均等量で放電
                   する。その時間当たり放電量は南中時の発電量の4分の一程度になる
                   ため出力抑制も発生しにくくなる。

            ☆HBBSを使用した場合の稼働シミュレーション結果
                   HBBSを使用した時の1年間の稼働状況は（図4.2）である。
                   水力を含む再エネ化率は7.6パーセント増えて46.9パーセントとなっ
                   た。もうすこしで再エネが主力電源と言えるところまで来た。
                   太陽光の年間発電量417億1,801万kW、風力発電は802億5,060万kW
                   となった。太陽光の出力抑制は完全に解消した。
                   驚くべきことは、HBBSを使用していない風力まで出力抑制が減り発
                   電量が増えることである。
                 （注）風力の出力抑制が12億kWあるが、これをグリッド・ストレージ
                    に一時保存し、後で必要な時に利用することができる。
                   
                                                                   （図4.2）        （図表をクリックすると拡大します）


        ☆風力と太陽光の出力抑制方法
            風力発電まで出力抑制が激減する理由を説明する前に、まず、抑制がど
            のように行われるかを2つの時間帯に分けて説明する。
                                                                                       （図4.3）
（図表をクリックすると拡大します）

                ①太陽光が発電する時間帯での抑制方法
                    太陽光の特性として南中時に最大の発電を行う。その時間に風力の発
                    電も多かったとすると、風力と太陽光を合わせた量が需要超過となる
                  （図4.3）その時、同時同量にするために超過分を抑制しなければなら
                    ないが、抑制量は何らかのルールで太陽光と風力を案分して両者を公
                    平に抑制する。      
                                    （揚水発電や火力下げ代調整も事前に行っておく)
                    南中時の最大超過量は3,000万kWと仮定すると、ここのルールは2等
                    分という事であったので、太陽光と風力で1,500万kWづつ抑制処理と
                    なる。

                 ⓶太陽光が発電しない時間帯での抑制方法
                    この時間帯の需要超過は風力しかないので、風力のみの抑制処理とな
                    る。
                                （揚水発電や火力下げ代調整も事前に行っておく)
                                                                                   
            ☆HBBSを使用すると太陽光の出力抑制が激減する理由
                ①24時間均等放電で南中時の最大出力が4分の一近くまで減少する。
                 （図4.3）で南中時の最大出力は2,570万kWであるが、前日分の放電量
                   が時間当たり745万kWであるため1,825万kW減少する。
                   これにより需要超過の可能性が大幅に激減する。
                ②天気予報からの発電予測が不要となるため不安定さが激減する。
                    これにより、火力発電の下げ代をさらに下げることができる。
                    （図4.3）では火力発電の出力は1,200万kWであったが、（図4.4）で
                    は最低出力を600万kWまでさげた。
                    下げることにより需要超過の可能性が激減する。
                ③系統制御システムと合わせて稼働させる弊社特許PVSSの安定給電保
                    障機能を使用すると不安定な太陽光を安定化して使用できるので火力
                    発電の調整力に頼る必要がなくなる。それにより思い切り火力発電を
                    縮小ないしは停止まで持っていける。
                    火力が減少した分は出力抑制が減少する。詳細は、

            ☆何故、HBBSを使用していない風力まで抑制が激減するのか?
                ①太陽光が発電する時間帯で風力の抑制が激減する理由
                        前の（図4.3）はHBBSを使用していない場合であるが、その太陽光
                    の上に被さっている（緑）が風力の発電量である。太陽光が24時間
                    放電することで、太陽光の高さは4分の一近い高さになる。太陽光の
                    上に被さっていた風力もそれにつれて低くなる。その姿が（図4.4）
                    てある。その図では風力はまだ需要曲線より高くなっているが、その
                    超過は火力発電の下げ代をさらに下げられるのと揚水発電でカバーで
                    需要超過にはならない。           
                    ②太陽光が発電しない時間帯でも抑制が減少する理由。
                    風力は中間より夜間のほうが風が強いことが多い。特に冬場はその傾
                    向が強い。また、太陽光は本来は夜間の発電量はゼロだが、HBBSを
                    使用して24時間放電すると、夜間に太陽光発電起因の供給が発生す
                    る。
                    一方電気の需要は深夜には激減するので、風力と太陽光の供給が需要
                    を超過する頻度が多くなる。したがって、深夜の出力抑制を減らす対
                    策が必須となる。
                     その対策は、夜間に揚水発電をフル稼働させることと、前述③の火
                    力発電の出力を下げることと、それでも超過する分はグリッド・スト
                    レージに一時的に保存して、後日、その保存分を利用する対策が必要
                    になる。
                                                                                    （図4.4）
 
（図表をクリックすると拡大します）
                                                                                             




 道程５.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７００万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、振込先が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。
            料金を下げるには、原子力が必要だと言っていたが、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、当面は再エネ化率６０パーセントを目標、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5.1）      
            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
            光で提供できるかは、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5.1）
（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
            能性を検討する。
            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5.2）
（図5.2）
（図表をクリックすると拡大します）

        以下、（図5.2）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5.3）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5.3）
（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は、意味のない議論と思われるので，この辺
            りで終了する。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の
            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率である。
                        
            東京電力供給域だけでの土地確保は困難で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)の第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5.4）       
（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
            ☆ ☆ ☆ ☆ すでに始まっている地産都消 ☆ ☆ ☆ ☆

           （a）東北電力供給域の福島復興を後押しして地産都消推進
                 ★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5.5）
                ★おまけに、同地区には使用されていない500KVの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5.5）
（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）東北電力供給域の新潟柏崎原発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６．４０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）東京電力の全原子力発電所

            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。
            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6.1）
（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。
            ★喪失する原発を太陽光で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。                
            ★原発代替えの100GWと本来の50GWと合わせて150GWになると、再エ
                ネ化率８０パーセントが実現できる。
            ★しかし、東電管内で100GWの太陽光の土地を、今後追加的に確保する
               ことは、非常に難しい。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）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6.2）
 
               
                    
                    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6.3）


            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。

                               
                                                                                          

 
道程７.EV時代にむけて、再エネ化率100パーセント以上を実現する
  
再エネ化率を高めるために、単に下げ代機能だけに注目するだけでなく、
来るべき新時代を目指して、「エネルギー産業の革命」の推進に挑戦する。
そのためにも再エネ化率100パーセント以上を実現する。


    （１）設計思想（図7.1）
               再エネを安定化した形で、100パーセント供給するためには
確たる設計思想が必要である。
その思想は、「安定給電を保障する」である。
系統接続可能性と、天気通りの発電ができることを保障する。
               天気に左右されない量を供給し、需給バランスの維持も保障する。
               都会に安い電気を地方並みに供給と、地方の活性化をも保障する。
               大災害発生時の停電等に対しても安定化して大量供給を可能とする。
               将来の電気自動車時代の電力需要に対しても再エネだけで供給する。
               再エネの電気から液体水素を作り、国内と海外へも供給可能とする。

                                                                                       （図7.1）


    （２）システム構成      
               系統制御システムと連携しながら、HBBSを制御する。
               発電終了時に各HBBSからその日の発電量を受け取り、翌日の稼働計画
               作成へ知らせる。発電実績から稼働計画を作成するので太陽光の発電予
               測は必要なくなる。
               翌日の稼働計画が実行開始する時刻（午前零時）から前日発電分の放電
               を開始する。放電は24時間かけて毎時均等量が放電される。 
               再エネは天気に左右されるので不安定だと言われているが、不安定なの
               は日単位に見るからである。1年単位で見ると毎年同じようなパターン
               で発電している。
               そのパターンを事前に登録しておき、毎日の発電量と比較し、パターン
               より多い時はグリッドストレージに保存し、足りない時はグリッド・ス
               トレージから補充するので、安定化した量が得られる。
               この機能によりバックアップ電源は不要となる。また同時に、この調整
               機能により、火力発電の調整力に頼らなくてもよくなるので、再エネ化
               率100パーセントの実現が可能となる。                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    （図7.2）
（図面をクリックすると拡大できます）


（３）グリッドストレージ

            それではグリッド・ストレージの容量はどれくらい必要であるか?
            また、その容量はどのように変化するのだろうか？
            東京地区で太陽光が発電する1年間の発電量を10日（旬）毎に36旬を事前
            に設定し（図7.3）、それを基準に、実際の発電量との差をグリッドスト
            レージで調整した場合、どの程度の量が底にたまるだろうかという観点で
            シミュレーションを行った。


                                                                   （図7.3）
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            （図7.4）はシミュレーション結果の3か月分である。3か月間の最大蓄電
             は54000GWhで、最少は47000GWhであった。これらの量は東京電力の
             2～3か月の需要に相当する。
             将来、火力発電を全廃してもこのグリッドストレージから2～3か月は供
             給できる。その時再エネ化率100パーセントが実現可能となる。
             近いうちに、直下型大地震や、かって験したことのない台風などで数日
             間の計画停電を余儀なくされたときにも、このグリッドストレージが働い
             てブラック・アウトを避ける事ができるだろう．


                       グリッドストレージに保存された電気量の変化 （図7.4）
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（４）「エネルギー産業の革命」をもたらすグリッド・ストレージ

            4万～5万GWの容量の蓄電池確保は出来るのか？疑問に思う。
            その疑問に答える前に、前述の（図7.4）を見て頂きたい。
            グラフの中には2本の線がある。一つは黒の太い線で、もう一つは赤の実
            線である。黒の線は全蓄電量の変化を表している。その変化はゆったりと
            した変化である。もう一つの赤線はその日の変化を表し、可なり激しく日
            毎に変化している。その変化は時間当りマイナス30GWからプラス30GW
            の範囲で変動している。グリッド・システム全体像が（図7.5）である。
            そこでは、ゆっくりと変化する大容量は液体水素に変えて大きなタンクに
            貯蔵する。そのタンクは火力発電所跡地を利用する。
            日々激しく変化する赤線は自由に放電が容易な蓄電池を利用する。
            蓄電池以外もEV車用の燃料スタンドも蓄電機能の一部である。
            このグリッドストレージの導入によって、エジソンの電気発明以来築き上
            げて来た電力系統も大きく変化する。系統の最上位に大規模発電所が位置
            し、電気は上流から下流への流れが、フラットな流れいわゆるマイクログ
            リッドに変化していく。
            これまでは「電気は貯める事は出来ない」の常識が、これからは「貯めて
            から使う」時代に変わっていく。
            この大きな変化をもたらすのがグリッドストレージだ。
            この変化が「新エネルギー産業の革命」である。

                                                                                                                 （図7.5）
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再エネ電源別稼働&受付状況(図①)




県別稼働状況(図②）







































































































2019年3月31日の四国電力の１日分の発電量(図③）














































出力抑制を発生させる
     タケノコシンドローム(図④）































































































































































































































































































（注*）自己消費の太陽光発電には適応できません

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