再エネ化率80パーセント以上で、火力発電は不要となる。 これにより、電力部門の脱炭素が、いち早く実現する。

再エネ化率80パーセント以上で、火力発電は不要となる。 
これにより、電力業界の脱炭素化が、いち早く実現する。
同時に、火力発電所退出による経済効果はとてつもなく大きい。
東京電力の火力発電所は、東京湾を囲んで15ヶ所あり、社員と下請けを合わせて4千~5千人が働いている。
年間の燃料費は石油価格と為替相場で変動するが、1.5兆円~3.0兆円と発電コストの大半を占める
火力発電維持には原価償却費、修繕費、人件費、固定資産税等が必要、燃料費と合わせると年間3兆円以上となる。

再エネ化率が80パーセントでも、天気に左右されない供給を保証する
「安定給電保障機能」の延長線上で、火力発電の肩代わりが出来る。
その経済効果は、太陽光のコストを差っ引いても、年1兆円から2兆円と、膨大である。
(2019/9/30)                                                ここから、「新エネルギー産業革命」が始まる。



Ⅰ.火力発電なしに再エネだけで電力を供給することの難しさ
 
  1.再エネ化率と同時同量実現の関連性(図1)の説明
            太陽光パネルと蓄電池を一体化したを使用HBBS(ハイブリッド・バッテリー・システム)
            すると、24時間均等量で電力が放電される。その時間当たり放電量は、再エネ化率の進
            展に比例して増加する。その変化を図にあらわしたのが(図1)である。
            図で表示しているのは電力需要の24時間の変化を閑散日と平均日及びピーク日の3種類
            に分割し、その図の中に量の変化を、再エネ化率40バーセント、60パーセント、放電
            80パーセント、100パーセント時の量を横線で表示し、需要との関係が分かる放電
            ようにしている。
                    再エネ化率の進展に合わせて電力会社としてやるべきことが変わってくる。
                    詳細を知りたい方は下記をアクセスしてください。
                        東電の再エネ拡大について ⇒⇒ 世界一の東京電力が、再エネで生き残りを、決意?
         (図1)の左端は、電力需要の少ないゴールでウイーク期間で、再エネ化率が80パーセント
            以上になると最大需要より再エネの量の方が多くなっている。真中の図は、平均日期放電
            間で、再エネ化率60パーセントで、時間当たり量が需要を超えてい放電る。100パー
            セントになっても、昼の時間帯の需要を供給が越えていない。右端は100パーセントで
            もピーク時間の需要を超えていない。
(図1)
   (図面をクリックすると拡大します)

   
2.火力発電の稼働と待機の問題
       (1)太陽光が増えた時の放電量が需要を超える問題
            24時間放電で生じる新たな問題は、放電量が需要を超過することがあり得ることである。
            需要超過に対してはPVSS機能か系統制御システムで適切に対応するので、何ら問題は無い
            が、火力発電所側を停止したり稼働させたるするのはPVSSの範疇外であるため、火力発電
            所自身で対応しなければならない。対応の必要な局面を(図2)にまとめた。図の中で
            カラーのついた局面が、発電所で対応が必要な局面である。
            必要な対応とは、火力発電所を止めたり再稼働させることである。
            例えば、平均日6月26日の再エネ化率100パーセント時は、午前10時から稼働開始
            して午後18時に稼働停止する。8時間稼働後は、翌日午前10時まで停止である。

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

    
    (2)火力発電立ち上げ時間の問題  
                いったん止めた火力発電を再度稼働させるには長時間がかかる。
             発電機の種類やボイラーやタービンの温度の下がり具合で立ち上げ時間が異なる。
                     ●夜間だけの停止 ⇒ 起動指令から2~3時間程度
                     ●週末だけの停止 起動指令から2~3時間程度
                     ●1週間以上の長期停止 起動指令から20~25時間程度(石炭火力の場合)
                     ●待機運転の「空焚き運転」で燃料の無駄遣いが増える
                           
   
3.火力発電の調整力
           
              火力発電の優れた能力として「上げしろ/下げしろ」の調整能力がある。
           それにたいして、蓄電池は火力発電より応答性のいい調整力があるといわれている。
           また、火力発電には周波数を一定に維持する能力もあるので、火力発電が全て無くなった
               らその能力をどこかで持たなければならない。
           
              本レポートはその周波数維持はどこかで適切に処理されているものとして話を進めます。


Ⅱ.PVSSの安定給電保障・調整力保障とは
      1.24時間放電後に残る問題点
           
               24時間放電で電力会社の系統制御部門は、出力抑制解消などのメリット発電予測不要や
               を享受できるが、太陽光の導入が大量に進むと、火力発電の空焚きが増えたり、太陽光
               の発電が極端に少ない日のための、稼働率の低いバックアップ電源を増やさなければ
               ならない問題に直面する。
 
     2.安定給電保障・調整力保障とは
               バックアップ電源が必要になるのは極端に発電量の少ない日があるからである。
               それに対して、PVSSは「太陽光の不足分は太陽光で補う」精神で、「安定給電保障」を
             設計思想に取り込んでいる。
               その設計思想は、事前に設定した保障値を設定し、日々の放電量が保障値より低い場合
               は調整力(グリッド・ストレージ:以下GS)から補充し、逆の場合はGSへ超過分を保存
               する。
              (図3)は7月1か月間のHBBSからの放電(破線)と保障値(黒実線)とGSからの調整
                を表示している。これを見ると、実際の発電量は日別に大きく異なるが保障値で一定の
                供給がされていることがわかる。
                                                                                                                       (図3)
(図面をクリックすると拡大します)
               

               
保障値の設定如何では、1年間のやり取りを行うとGSへ保存される量が膨大
なる。東京電力が1日で供給する平均的量の2ヶ月分を貯める事にもなる。         この溜まった分を火力発電に代わって供給できれば、火力発電は不要 になる。
                   つまり、安定給電保障の延長で、脱炭素化ができるのである。
 
               GSへの出し入れで電力をロスるので不経済であるとの声も聞くが、投資効率の悪い
                   バックアップ電源や大量に捨てられる出力抑制に比べると、圧倒的に投資効果は良い
                   と断言できる。
                   実際蓄電ロスがあるが、太陽光発電に関するロスは、石油や石炭を使う発電のロスと
                   比べると、太陽光は発電のための燃料コストはゼロであるが、石油や石炭を使う発電
                   の燃料コストは膨大であるという点を忘れてはならない。

                   東京電力の一日分を貯めておくだけでも不可能であるのに2ヶ月分も貯めておくなんて
                   話はバカバカしくて聞いてられない方は、先に『Ⅳ.「エネルギー産業革命」が
                始まる』
               を読んでください。                   


        
3.保障値の決め方
                保障値は1か月を上旬、中旬、下旬の3旬に分け、1年間を36旬に分割して設定する。
                値は1日の発電量を過去の発電実績と1年以内に新規導入される発電所の発電予測を加え
                て決定し、1日の発電量を24分の一にして1時間当たりの発電量とする。                                                                                                                           (図4)
(図面をクリックすると拡大します)


Ⅲ.再エネ化率80パーセントで火力発電無しに供給ができるのか?
1.シミュレーション環境   
    (1)使用する実績データ
             ★2018年度の1年間の東京電力の発電実績を利用する。
             ★再エネ化率80パーセントにするために太陽光166GWとし、その他再エネは2018年度
                同じとした。新たに新潟柏崎の原発稼働開始を想定して、毎時460万kWを追加した。
                火力発電は最初からゼロとして同時同量を実現した。

    (2)各種設定値
                その他、主な変数は'(図5)のとおり。               
                                                                                            (図5)
(図面をクリックすると拡大します)

2.シミュレーション実施結果    
    
(1)日別詳細(図6)
                日別の発電内容の詳細を見るため、7月1日からの1週間のグラフで説明する。
                最初の4日間の24時間放電(左軸、単位;最大60GW)は保障ライン超過のため、超
                過分はGSへ保存(右軸、単位;20500~22500GWh)している。
                次の3日間は保障ライン以下であるため、GSから補強されている。
                7日間全需要を24時間放電では満たせないため、本来なら火力発電を稼働させて需要
                を満たさなければならない。
    
                しかし、7月1日時点でのGSの蓄電量は21,115GWhあり、東京電力を1か月弱供給で
                きる量である。( そこで東京電力の一日の平均需要量は800GWh程度)

            保障ラインを超えた需要分を火力発電を頼らずGSから供給している。
                4日まで供給した後、GS累積量が21,995GWhに達した。太陽光以外に原発など発電
             がGS増加に献しているためである。
                5日以降は前日の天気が良くなかったので太陽光の発電量が少なく、保障値以下の放電
                しか出来ていない。保障値と放電の差分をGSから供給している。そのため累積が少な
                なり、21,328GWhまで減少した。GSからの取り出しが増えているのを見ればわか                       る。

                天気に左右されない供給を保証する「安定給電保障機能」の延長線上
                で、火力発電の肩代わりが出来ることが、の1年間を通したシミュレ
                ーションで実証された。

                1年間を通してGSに溜まった最大量は東京電力日平均需要の19日分であった。
                
                                一日の発電等の詳細がわかるグラフ(図6)
(図面をクリックすると拡大します)

    
(2)四半期別稼働状況(図7)(左軸、需要と単位;最大60GWh)放電の時間
                                                         (右軸、単位;20,500~22,500GWh)GSへ保存量、
               太陽光が70パーセントしか無いのに火力発電が不要となる最大の要因(PV放電)
               は、太陽光以外に原子力(13.9パーセント)、水力(4.0パーセント)、 風力
              (4.6パーセント)、他電力連携(9.1パーセント)があったことによる。(図8)
               当年度が開始する4月1日には前年繰り越しとして4,500GWhと設定したために
              1年の中でGS残量がマイナスになることは無かった。
              いずれにしろ、4月からの1年間、需要と供給の同時同量という点で、火力発電を必要
              とする場面は存在していない。

            ★4月~6月
                    4月、5月は需要が少ない上に太陽光発電が多いため、GSへの蓄電量がコンスタント
                    に伸びていった。6月に入ると需要が増えるが、梅雨の時季のため太陽光の発電量が
                    大きく落ち込み、GSへの蓄電量は横ばいだった。
            ★7月~9月
                    この期間は夏ピークの期間であるが、太陽光の発電量も順調であったため、ピーク需
                    要には耐えられた。しかし、9月に入ると台風シーズンの影響から太陽光の発電量が
                    少なかったため、GSの蓄電量は少し減少した。
            ★10月~12月
                    10月と11月は秋の閑散期であったため、GS蓄電量はほぼ横ばいであった。しかし
                    12月からは冬のピークになったことと、12月の冬至の時期のため太陽光の発電量
                    は少なくなり急激にGS蓄電量は減少した。
            ★1月~3月
                    1月と2月は12月と同様で需要は冬ピークで、太陽光は1年のうちでも発電量の少
                    ない時期であるため、GS蓄電量は大幅に落ち込んだ。3月に入ると需要は急激に少な
                    くなり、反対に太陽光は発電量が増え始めたため、GS蓄電量は急に増え始めた。

                                            (図7) 再エネ化率80%時の3ヶ月毎の稼働図
(図面をクリックすると拡大します)

         (3)1年間のシミュレーション結果(図8)
                    ●火力発電は完全に稼働の必要がなかった。
                    ●GSの累積量はマイナスになることなく、プラス値を続けた。
                    ●太陽光の発電量は70.1%だったが、水力とバイオ、風力と合わせて80%になった。
                    ●電源ごとの1年間の発電量は下図の通り。
   (図8)
(図面をクリックすると拡大します)
           
    
        再エネ化率80%でも、火力発電は不要となることが証明された。
   
火力発電無しにGSの蓄電量だけで、電力需要を賄えた理由
 ①1年間の保障値が四季の特性を十分組み込んで設定されている                          
                       ② 太陽光以外の発電、原子力、水力、風力、バイオ、連携線が
                            需要と太陽光のギャップを埋めている。
                       GS蓄電量がマイナスになる危険性も秘めている(要注意)
    
        

 Ⅳ.再エネ化率100パーセントの時
    1.シミュレーション環境
        (1)更なるシミュレーションが必要な理由
 
              再エネ化率80パーセントで火力発電が不要となり、完全脱炭素が可能になることは分
                   かった。本来なら火力発電が必要と思われる場面に、GSに溜まった巨大な蓄電量で
                   カバーできることが理由である。
               
                   そのためにはいかなる時でもGSに十分な蓄電量が残っていることが大前提である。
                   しかし、80パーセント時には3月に累積量がマイナスになりそうな場面があった。気
                   象条件や電力需要が少し変われば、完全にマイナスに落ち込み、火力発電の助けが必
                   要になるかもしれない。その時を考えると火力発電は簡単には廃炉には出来ない。
                   そこでもう少し太陽光を増やしておく、再エネ化率を100パーセントにしておけば安
                   心できるかをシミュレーションしてみる。
                   100パーセントにするために太陽光を214GWとし、その他原子力等は80パーセント時
                  と同じとした。

        (2)各種設定値
                    その他、主な変数は(図9)のとおり。                  
                                                                                             (図9)
                                                                            (図面をクリックすると拡大します)



2.シミュレーション実施結果    
        
(1)日別詳細(図10)
                     シミュレーション設定値の80パーセント時との主な違いを(図9)にまとめた。
                     100パーセント時の稼働の詳細が分かる図が(図10)である。
                    (図6)と(図10)を使いながら違いを説明する。
                                                                                                           
                    まず保障値は太陽光が増えたのでその分保障値ラインも高くなる。(図10)を見ると
                    保障値ラインの高い事が、ピーク月の需要上部に掛かっているのを見てもわかる。
                    (図6)と比べると一目瞭然である。
                    24時間放電は、1日から4日までは天気が良かったため放電量がすでに需要をオー
                    バーしている。オーバー分はいったんGSへプールし、GSから需要を満たす作業を行
                    う。5日までは当日発電分だけで十分なため、GSは少しづつ増えていることがGS累
                    積曲線でわかる。(図6)と比べても(図10)の放電量が多いこともわかる。
                    5日以降は前日の天気が悪かったため放電量が少ない、少ない分を補充する事とその
                    日の需要を満たすためにGSから取り込んでいる。その影響でGS累積量が僅かだが減
                    少している。
                                                                                                                        (図10)

(図面をクリックすると拡大します)

             (2)四半期別稼働状況(図11)
                80パーセント時と100パーセント時の稼働図は同じであるが、GS累積値が
                    大きく異なることにご注目ください。(図11)のグラフには80パーセント時のGS累
                              積値が比較できるように表示している。
               
                    100パーセント時のGS累積値は順調に右肩上がりで増加し続けている。
                    80パーセント時のGS累積値はを経ながら増加傾向にあったが、11ヶ月過紆余曲折
                    の3月にマイナスに転落の危機があった。100パーセントになるとそのような場面
                    は発生しなかった。                    

     (図11)再エネ化率100%時の3ヶ月毎の稼働図       
(図面をクリックすると拡大します)

(3)年間のシミュレーション結果(図12)       
                    ●火力発電は全く稼働していない。
                    ●全需要の90.1%を太陽光で満たしている。その他の原子力、水力、バイオ、風力、
                      連携線あわせて32.5%あり、年間需要を超過している。超過分はGS累積となって
                      いる。(現在、九州電力で行っている出力抑制ではこの需要超過分を切り捨ててい
                      る。弊社技術との大きな違いである)
 (図12)
  (図面をクリックすると拡大します)

再エネ化率100パーセントなら、安心して運転できることが証明された。
GSの保存量不足で苦労することがない。
                
           Ⅴ.再エネ化率が80パーセントより低い時はメリットがないのか?
    1.シミュレーション環境
        (1)更にシミュレーションを行う理由
                    再エネ化率80パーセントほどの太陽光が導入されれば、火力発電所を全廃できること
                    はよくわかった。すなわち再エネ化率を高める魅力は、脱炭素の実現であるといえ
                    が、火力発電所全廃が必須である。全廃しなければ脱炭素はできないのか?その回
                    実際の数値で示したい。
                    再エネ化率60パーセントでどの程度の脱炭素になるかをシミュレーションする。             
                                                                                                           (図13
        (2)各種設定値(図13
                   ★再エネ化率60パーセントの時の太陽光は112GWとする。   
                        その他、主な変数は(図13                  )のとおり。
 
 (図面をクリックすると拡大します)

2.シミュレーション実施結果    
        (1)日別詳細(図14)                                                           
                    ●7月1日から7月7日までの1週間の詳細を(図14)に掲載する。
                    ●24時間放電量が80%時や100%時に比べると少なくなっていることがわかる。
                    ●火力発電は2018年実績の4分の一の量を発電し、閑散期の週末は2日
                    間のお休みを取ることにした。
                    ●原発、火力、再エネの発電でその日の需要を満たせないときはGSから補充し、超過
                      するときはGSへ保存した。
                    ●7月1日から4日観は天気も良く太陽光の発電量が多かったので需要超過となり、
                       GSへ保存した。したがって4日間のGS累積曲線は右肩上がりとなっている。最高
                       5,000GWh、6日分相当まで溜まった。5日からは天気の関係で24時間放電量が
                       少なく、不足分はGSから補充した。3日間で600GWhほど減少した。
                                                                                                                                                                                                                                                                                (図14)
 
(図面をクリックすると拡大します)

          (2)四半期別稼働状況(図15)  
                ★4月~6月この3ヶ月は閑散月のためとする。                    
                    火力発電は週休2日
                    ●需要が少ないためGS累積量6月第一週までは順調に伸びている。
                      2週目からは需要が伸びたためGS累積量が減少している。
                ★7月~9月
                    ●この3ヶ月はピーク月のためする。火力発電は全日稼働
                        ●7月8月は需要が多かったが太陽光の発電量も多かったので、GS累積量は横ばいだ
                      ったが、9月に入ると台風の影響で太陽光の発電量が大きく落ち込んだため、GS累
                      積量は落ち込んだ。
                ★10月~12月
                        10月と11月は閑散月のため                    
                とする。12月からは冬ピークに火力発電は週休2日
                       なるため火力発電は全日稼働とする。
                    ●10月と11月は週休2日にもかかわらずGS累積量は2か月間増加し続けた。12
                       月はほぼ横ばいだった。
                ★1月~3月
                    1月と2月は冬ピークのため                    
                する。3月は火力発電は全日稼働週休2日とする。
                   1月と2月のGS累積量は緩やかに上昇し続け。3月に入ると週休2日にもかかわら
                       ず急増した。原因は3月に入ると太陽光の発電量が保障値より多く発電したことに
                       よる。

                                                                                                                       (図15)
(図面をクリックすると拡大します)

(3)年間のシミュレーション結果(図16)    
           火力発電の1年間の発電量 62,521GWhは、2018年度に実際に火力発電が発電した量
              233,981GWhの4分の一である。燃料費も4分の一で済むはずだ。金額にすると1.1兆円
              から2.2兆円のコスト削減に貢献できる。
            ●GS累積量の最大は11,460GWhで、東京電力の半月分の需要が賄える量である。この量か
              らすると、もう少し火力発電の稼働を少なくすることも可能である。
                                                                                                                                         (図16)


現在、東京電力には15か所の火力発電所があり、約90基の発電機を持っている。
その発電の半分は50年前の昭和の購入で、発電効率も悪く、修繕費もかなりのもの、本来なら廃棄すべきであるが、原発停止で廃棄も出来ないでいる。テレビで言えば、白黒テレビ、大きなブラウン管使用の代物に匹敵する。

再エネ化率を60パーセントに高め、古い発電機を廃棄し、
燃料費を年間1.1兆円~.2兆円節約できるだけでも効果は大きい。




Ⅵ.「エネルギー産業革命」が始まる

            太陽光だけで火力発電の肩代わりするには膨大な蓄電量が必要で、そのコストも気が
              遠くなるほどになり、電気料金にもろに跳ね返ってくる。

            それらの問題をいかに解決するか、その解決自体が「エネルギー産業革命」へと発展          
            していく。
            

          太陽光だけで火力発電の肩代わりする 問題点
             1.大規模の蓄電池は技術的にも不可能である?
                2.そのコストはだれが負担するのか?
                     東京電力のような電力会社が負担したら電気料金がとてつもなく高くなる。
                3.蓄電池に貯めたり出したりでロスが多い。使い物にならない。

            上記問題点を解決する方法を、提案します。

この解決策はこれまでの既成概念をぶっ壊すほどの革命です。
新しいエネルギー産業革命の始まりです。


1.そんな大規模の蓄電池は技術的にも不可能である??
    (1)まず、累積蓄電量と日々の蓄電を分析する
             毎日のGSへの出し入れが読み取れるグラフを作成した。(図17)
               再エネ化率100パーセント時の1月から3月までを月別に表示。

               グラフは太陽光の日々の発電量とGS累積量及び需要の関係が読み取れるようにするた
                め、それ以外の項目は非表示とした。
               
                GS累積量は、右軸目盛で4万から5万GWhを表示し、3か月間に47,000GWh~
                54,800GWhが変動している。
                しかし、日々のGS△(変動分)は左軸で最大60GW程度で、保存の変化は最大
                30GW(日量で300~450GWh)、取出の変化も30GW 程(日量で300~450GWh)
                度だった。GS累積量の100分の一であることにご注意ください。
                
                は保障ラインとの差分と総需要を満たすための変動の和で構成GS△(変動分)される。
                                  
                ()がプラス側にあると、GS累積は増加する、GS△(変動)赤実線
                GS△(変動)赤実線)がマイナス側にあると、GS累積量が減少する。

              (図17)のGS累積曲線()の動きと、GS黒太曲線△曲線()の動きを見ると、赤実線
                GS△曲線()がプラス側にある時は赤実線GS累積曲線(黒太曲線)が増加し、マイナ
                ス側にある時は減少しているのがはっきりと読み取れる。

                大規模といっても蓄電量が大規模であって日々の出し入れ量は大したことはない。

                蓄積量を300メートルの東京タワーに例えると、日々の出し入れ量は東京タワー
                前で3メートルほどジャンプしているにすぎない。


                                                                                                                       (図17)
                                                                        (図面をクリックすると拡大します)

    (2)大容量の蓄電機能を分析する。
             
   ①大容量蓄電機能
                        日々の変化量に比べると100倍以上の量で、年間を通すと揺った大容量蓄電は
                        した変化ある。
                        
                        揺ったりした変化は予測機能を働かせば数日前までの予測が可能である。                                         大容量で、揺ったりした変化で、変化の予測が可能とあれば、この部分は液体水素
                        にして、石油タンクに保存すれば蓄電コストは極めて安上がりでできる。
                        
                        液体水素は1KWhで0.25立方メートル=250Lの水素になるといわれている。
                        GS累積量の最大55,000GWhを液体水素に変換すると、1,375万kLになる。これを最
                        大原油タンク16万KLに貯蔵すると、86基が必要となる。16万KLのタンクは直径100
                        メートル、高さ23メートルで7階建てのビルに相当し、プロ野球用の球場の広さに
                        匹敵する。
                        
                ②日々の蓄電・放電機能
                        日々のGS△(変動分)は瞬間最大±30GW(日量で300~450GWh)程度であるの
                        で、この分を液体水素にすると7.5万KL~11.25万KLであるが、液体水素にすると応
                        答性が悪いのでこの分は蓄電池に保存すべきである。
                        この蓄電機能を検討する前に将来の電力系統や配電設備の方向性について知って置
                        くべきことがある。
                        それは、現在の電力系統は上から下に向けて流れ落ちる構造である事である。
   
                   即ち頂上に大規模発電所があり、下流の低圧の需要家に向けて電気が流れる構造で
                        ある。大規模発電所は火力発電や原子力発電であるが、その火力発電所は再エネ
                        率80パーセントで消えていく、原子力は40年ルール適応で30年代後半には消え
                        く。その時、ピラミッド構造は完全に無くなり、いわゆるマイクログリッドの構造
                        に変化していく。その変化で大きく変わるのは配電変電所で、その変電所以下の
                        需要と供給のバランスを維持していく機能が必要になる。
                        その機能をGS△(変動分)の蓄電池が請け負うのが最善である。
                        電力会社にとっては創業より150年も行ってきた系統構成と運用の大変革となる。

                        現在東京電力の配電変電所は1,000ヶ所近くある。
                        従ってGS△(変動分)を制御する蓄電池は約1,000ヶ所に設置すべきであろう。
                        一日の変動分の合計値は30GWh程度であるので、1蓄電池は30MWh程度を制御す
                        ることになる。この要領なら最近の蓄電池は何ら問題はない。

                ③電気自動車、燃料電池車用の蓄電能力
                        電気自動車、燃料電池車用で電気または液化水素を供給するとしたら、そこも蓄電
                        機能を持っていることになる。東京電力管内の全ガソリンスタンドに燃料電池車用
                        の液体水素を供給できるようにした場合、電気はいくら消費されるだろうか?
                        
                        平成26年の資源エネ庁資料によると管内の約7,000ヶ所在る。ガソリンスタンドは
                        各スタンドで毎日300台が48リットルの液体水素を1年間補給したとすると、年
                        間で3,700万KLが必要となる。電気に換算すると14万7千GWhである。これは東京
                        電力の2018年度の総需要28万9千GWhの半分に相当する。つまり、電気自動車の時
                        代になると電力需要は50パーセント以上の増になるということである。

                        ガソリンスタンドから見ると液体水素にして130円/リッターで売ると毎日の収入
                        は187.2万円となるが、電気のままでは20円/KWhで、収入は115.2万円/日となり
                        付加価値の高い液体水素のほうが利益率は高くなる。また、液体水素なら充電時間
                        の問題も解消できるし、車のオーナーにも喜ばれる。電気で売ると充電時間に30分
                        もかかるので300台/日をこなすのは困難という不安もある。

                        電気自動車時代になったら大容量蓄電池のコストの問題は解決する。解決どころか
                        電力不足が露見されて、資源エネ庁や電力会社の無策が叫ばれるのは間違いない。

2.そのコストはだれが負担するのか?
 
   (1)太陽光大量導入がもたらした「新エネルギー産業革命」でコスト問題は解決する            
            新エネルギー産業革命」の概要は(図17)の        通りです。
                                               (図17)
       (図面をクリックすると拡大します)


  (2).「新エネルギー産業革命」がもたらす新しいビジネス 
 
              GSにかかるコスト問題は、GSに溜まった電力を他の分野へ売ることに
             よって

新たな収入を得ることで解決できる。
             まさにエネルギー産業の産業革命が始まるのである。
                    
            ①燃料電池ステーション            
                    燃料電池車バッテリー充電サービス
                        GSの蓄電を燃料電池または電機として販売する。その販売量は東京電力管内だ                                    けで年間147TWh必要である。再エネ化率100パーセントの時GSへ溜まる最高の量は                        70TWhであるので。需要の半分しか満たせない。再エネ化率120パーセント以上が
                        である。                        

                    (10年後は世界中が、石油から作ったガソリンをやめて電気で走る車に代わる。そう                        しなければ地球温暖化が止められないからである。日本もそれに遅れまいと自動車                            メーカーなどは必死になって電気自動車、燃料電池車を開発している。開発しなけ                            れば世界中に販売できないからである。                        
                    10年後の日本も、ガソリン車はなくなり電気自動車、燃料電池車が走りまくる。

                    その時、日本の電力需要は現在の2~3倍に増加する。その車に供給する電気を何か                            作るのか?まさか、石炭や石油をガンガン炊いて作るのか?現在の日本では再エネ          
                    化率を25パーセント以上にする技術は採用されていない。PVSS/HBBSがあるにも                                かかわらずである。来るべき時代に対して、残念ながら現在の日本のエネルギー政
                    策はお粗末としか言いようがない)
            ②フロント・ステーションサービス           
                    蓄電機能及び蓄電している電力を利用したサービスを行う。               
                    ★太陽光発電向けグリッド・ストレージ・サービス
                    ★風力発電向けハイブリッド・バッテリー・サービス
                    ★マイクログリッド支援サービス
                    ★新電力向け同時同量支援サービス

            ③ミドル・ステーションサービス           
                    蓄電した電力から液体水素作成や液体水素から電気に変換するサービスを主に行う。               
                    ★都市部の区間連携遮断時のバックアップ・サービス                    
                    ★液体水素海外輸出サービス
                    ★災害時緊急電源支援サービス

            ④バック・ヤードサービス            
                    ★液体水素保管・販売サービス
                    ★液体水素輸出事業


3.蓄電池に貯めたり出したりでロスが多い。使い物にならない。
        ①出力抑制で捨てる方が不経済
                    GSへの出し入れで電力をロスるので不経済であるとの声も聞くが、投資効率の悪い       
                   バックアップ電源や大量に捨てられる出力抑制に比べると、圧倒的に投資効果は良い
                   と断言できる。
        ②火力発電が不要となる経済効果は大方が
            「安定給電保障機能」があるからこそ天気に左右されない供給が可能となり、そのお陰                        でバックアップ電源不要や、天気予報不要の経済効果が発生する。                    
                さらにその時使用するGSに電気が溜まり、その溜まった電気で火力発電の肩代わりが
                出来、その経済効果は東京電力だけで年間1兆円から2兆円の効果をもたらす。
                蓄電ロスで失うものよりはるかに大きな効果を生んでいる。    
        ③太陽光には燃料費がかかっていない
                   実際蓄電ロスがあるが、太陽光発電に関するロスは、石油や石炭を使う発電のロスと
                   比べると、太陽光は発電のための燃料コストはゼロであるが、石油や石炭を使う発電
                   の燃料コストは膨大であるという点を忘れてはならない。


                参考資料
    (1)東京電力の火力発電所
(出典)東京電力HP
(図面をクリックすると拡大します)

    (2)火力発電に必要なコスト実績

                                                                (図面をクリックすると拡大します)

    (3)東京電力の電圧別変電所数

(出典)電気事業連合会「情報ライブラリー」



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