HBBS概要‎ > ‎

遅すぎる蓄電池投入、出力抑制頻発で再エネ化率は上がらず、発電業者は倒産続出

2021/3/5                      既に稼働しているソーラーパネルに、後付けで蓄電池(HBBS) を押し込んでも、
激高する出力抑制を抑える事は出来るが、
最初から蓄電池(HBBSとセットで導入したケースと比べると、
余計なコストが掛かってしまう。

最初から、蓄電池(HBBSを導入するとパワコン不要となるが、
後付けで蓄電池をねじ込むと、
先に購入したパワコンは産業廃棄物として廃棄せざるを得ない。

蓄電池(HBBSを使用すると系統接続工事負担金が激減するが、
後付けで蓄電池をねじ込んでも、先に支払った工事負担金は戻って来ない。
戻らないどころか、新たな負担金が必要となる。

再エネの主力電源化が出来ない原因は、出力抑制の頻発であるので、
HBBS導入までの発電禁止で、売電収入減に耐えなければならない、
最初から蓄電池(HBBS)を導入すべきであったと、反省と後悔ばかりである。




何故、遅すぎる?

--- 稼働後の蓄電池投入は,コスト回収が困難 ---


「太陽光に高価な蓄電池を投入しても蓄電池コスト回収できる理由」
を説明しますので、
読者の皆さんご自身で、
稼働後の投入では「コスト回収が困難となる」
その理由を考えて下さい。



最初から蓄電池を導入して、コストに耐えられる理由


理由  1.ソーラーパネルと蓄電池の一体化でパワコンなどを排除し、
              全体コストを下げる事が出来る
 
        パネルでの発電は直流であるから、直流のまま蓄電池に蓄電する。
            したがって、交流変換を行うパワコンは不要となる。
        ★パネルは蓄電池の上に置くのでパネル用の土地だけあればよい。
        ★パネルと蓄電池の設置は同時に行うので、流通費、導入費等が節約できる
        ★パネルは、蓄電池の上に設置するので架台費用が大幅に節約できる。

コスト回収困難の理由
⇒導入済みパワコンはHBBS導入時に不要になり、産業廃棄物処理
    コストが更に必要になる。




理由  2.HBBSを使用すると系統接続電圧が4分の一になるため、
              系統接続工事負担金が大幅に減少する。
 
        ★太陽光発電の系統接続ヶ所はその容量(最大発電量)で決められている。
        ★容量ごとに接続変電所が決まっている。(図2)
           例えば、10万kW~50万kWは1次変電所接続となっている。50万kW以上
           電所は超高圧変電所接続となる。
        ★接続する変電所の件数は、低圧は多いが、高圧になると少なくなる。
           配電変電所は全国に6,700ヶ所ある、一つの県に100ヶ所以上ある事になる
           が、超高圧変電所は249ヶ所しかないので、県当たり5ヶ所程度となる。
           従って、確率論的に考えると、高圧変電所までの距離は低圧変電所まで
           距離より長くなるといえる。(そうでない場合もあるのでご注意)
        ★HBBSを使用すると発電後24時間かけて放電するので1時間当たり放電量
           は、容量の3分の一~4分の一になる(図1)。したがって接続変電所も
           1ランク下の変電所となる。例えば、10万kW~40万kWは1次変電所から
           中間変電所に代わる(40~50万Wは同じ中間変電所のまゝ)。
           従って確率論的には変電所までの距離も近くなる。

                                                                           (図1)                                    (図2)
        
(図面をクリックすると拡大します)


        ★変電所までの距離が短くなると同時に使用する機器の電圧も下がるので価
           格の安いものが使用できるようになる。その代表例として架空線の場合を
        (図3)に載せた。この表は電力広域的運営推進機関が発表し、全電力会社
           が使用しているテーブルの一部である。
           支持物の場合、鉄塔は、最大500kV接続ではキロメートル当たり4.8億円~
           9.1億円だが、最低33kVでは電柱使用の為、0.8億円~1.2億円/kmとなる。
           33kV以下では電柱使用となり、キロメートル当たり 0.1億円~0.3億円と極
           端に安くなることがわかる。 
 
                                                                                             (図3)
(図面をクリックすると拡大します)

        ★工事負担金計算サンプル
            接続変電所が変わると工事負担金がどの程度変わってくるかをサンプルで
            見てみよう。
            一つの太陽光発電所を想定し、その発電所近辺にある変電所までの距離を
            設定した。(図4)
            発電所と変電所間を接続するための工事負担金を計算する。

                                                                                                            (図4)
(図面をクリックすると拡大します)

        ★電力広域的運営推進機関発表の単価表を使用した結果は(図5)となる。
           この表(図5)の見方。
           超高圧変電所への距離は20kmであるから、HBBSを使用しない通常接続の
           場合は、鉄塔で40.0億円、変圧器関係で9.3億円、合計49.3億円となる。
           HBBS使用で、電圧が4分の一になっても接続変電所が同じ超高圧変電所の
           場合は、鉄塔が24.0億円、変圧器が2.3億円、合計26.3億円となる。
           HBBS使用効果は23.0億円となる。
           HBBS使用で接続変電所が1次変電所に変わった場合、距離は10kmとな
           り、工事負担金は13.2億円となり、HBBS効果は36.1億円となる。
            この金額でHBBSコストは払えてしまうのでは?
 
                                                                                            (図5)
(図面をクリックすると拡大します)


コスト回収困難の理由
⇒接続変電所が変われば連携線も全く新たに作る必要があり、最初に
    作った連携線作成の費用は戻ってこない。



理由  3.HBBSを使用すると出力抑制が発生しなくなるため、売電収入
                が予定より減る事はない。
 
        出力抑制頻度の現状と将来
        
    (1)現状
        ★現時点(2021年2月末)で出力抑制が発生しているのは九州電力だけで、
            他では発生していない。
        ★九州では、2018年度には2回、2019年度は74回発生している。2020年度は
            3月の推定も含むと70回となる。
        ★九州では1年間の抑制で売電収入は予定より14%程度の減収になっている
            と推定した。今後は増々その率は高くなり、50%以上と予測している。
  
    (2)数年後
        ★全地域の電力会社が受け付けている再エネが数年後に稼働する容量は現在
            稼働中の2.9倍になる(図6) 
            内訳は太陽光が1.9倍の10,996万kW、風力がなんと25.1倍の11,322万kW
            となる。

                                                                                                                     (図6)       
(図面をクリックすると拡大します)



(3)検討申込と承認済の全てが稼働した時の再エネ化率と出力抑制
                     
●日本全体としては再エネは主力電源にはなっていない。再エネ化率36.1%          ●一部の地域では特殊事情で主力電源になっている。東北は東京に、四国は関西に供給しているため計算上、率が増えている。北陸は大型水力が20%程を占めているため、再エネ化率が高い。
●再エネ化率が30%を超えると、急に出力抑制率が増えている。          
出力抑制率60と言う事は、発電可能日100の内、60が発電禁止なったと言う事で、売電収入も60%以上の減収を意味している。太陽光の場合天気のいい日に限って発電禁止になるので、収入に対する影響は60%以上になることにご注意。


★電力9社の再エネ化率                                                                                      電力各社の2019年度電力需給実機を使用して新たな再エネ量を適応し計算した。  計算結果の再エネ化率と出力抑制率を表示している。 (図7)                                 
        (図7) 
(図面をクリックすると拡大します)


センター停止回数(HBBS適応前 
北海道と東北は洋上風力最適地と煽られて導入はしたものの、風力発電の発電禁止回数は北海道が昼292回、夜264回、東北が昼340回、夜217回と投資の回収は絶望的。 (図8)
「世界一の東京には出力抑制は有り得ない」と多寡をくくっていた経産省、東京電力、発電機器メーカー、発電業者、似非評論家、マスごみ連中の驚きの顔を横目に、東京のどの太陽光発電所も公平に年間140回も発電禁止になり、しかも発電日和に限って禁止になるので、年間の売電収入の減額率は50%以上となる。
銚子沖は北海道並みに洋上風力に最適だと言って、東京電力自ら投資して風力発電を建設したが、その風力も年間238回の発電禁止で、計画通りの収入も得られず、太陽光と風力の発電業者が枕を並べた屍が東京湾上と、流氷漂う北海の海に漂うことになる。(東京電力は自社の強みで自社の発電は止めないで業者の分だけ止める危険性がある。今後は公平の原則が守られているかを、第3者が監視する必要がある)

この悲惨な光景を見て「してやったり」とニャつくのは、再エネ反対派の日本版ディープステートである。


.
                                                                                                            (図8)
(図面をクリックすると拡大します)


      (4)改善後(太陽光にHBBSを採用、風力には何もせず)

太陽光にHBBSを採用すると出力抑制が少なくなる理由
上に上に伸びるタケノコを、横に寝かせることで南中時近辺の供給過剰が解消される。すなわち、太陽光の出力抑制は皆無となる。それに合わせて昼間の風力の供給過剰も解消される確率は高くなる。
②前日の夕方にその日の太陽光の発電実績を使用して翌日と翌々日の火力発電等の稼働計画を立てる事と、翌日は前日の太陽光発電量を24時間均等放電することから、火力発電の安定化が可能になり、火力の出力を大幅に下げる事が出来る。下げた分は風力の発電が増える事になる。
供給過剰で発電所に停止命令を発令するとき、余裕を持った数(50%増)、即ち多めの発電所を停止させていた。太陽光の抑制が無くなると残りは風力だけになる事と、風力は太陽光ほど激しく変動しないことから、停止発電所の数は20%増し程度に抑える事が出来る。これは風力だけに有効である。
 
                                                                                                                                               (図9)  
(図面をクリックすると拡大します)
 
 
太陽光にHBBS適応後の、センター停止回数と個別停止回数  (図9)
北海道、東北、東京のHBBSを結合した全太陽光発電所は、翌日から一切発電禁止命令を受けることはない。(図9)は風力発電所の停止回数等を記載したものである。
(図9)に記載していないがHBBSを導入しない太陽光発電所は、相変わらず(図8)と同じ発電禁止命令が飛んでくる。更に注意していただきたいことは、HBBS導入が増えると24時間均等放電量も多くなる、その均等法電はベース電源と同じで、ベース部分が増えてHBBSを導入しない太陽光発電所にとっては以前より抑制頻度増えることを警告しておく。皆んなが一緒に渡ろうとしているのに、いつまでもモタモタしている太陽光発電業者は置かれて行っても、『アンタが悪いのよ』で片づけられて終わり。
太陽光発電にHBBS導入の波及効果で風力発電に好影響を与えるのは、昼間の風力発電にかなり強く影響するが、夜間の風力発電にとっては、需要の少ない夜間に均等放電でベース部分が増えて、供給過剰になりやすい。早めに火力発電の最低出力を更に下げてほしいところだが、HBBSを導入していない太陽光発電が多く残っていると、火力発電の最低出力を更に下げる事は出来ない。ここでも、もたもたしている太陽光発電業者が風力足まで引っ張ることになる。


再エネ化率
                               改善前       改善後
        北海道電力    54.3%  ⇒  73.0%    押しも押されぬ主力電源となる
        東北電力        54.3 %  ⇒  73.0%    押しも押されぬ主力電源となる 
        東京電力        32.7%   ⇒  51.3%    辛うじて主力電源となる

HBBS使用による効率改善量の金額換算
全太陽光発電にHBBSを適応した場合の、電力会社全体が受けるメリットの金額換算である。太陽光と風力の場合は発電業者が受ける利益の合計値である。
火力発電の出力を大幅に落とせることから、燃料費コストが激減する。激減分の金額換算すると、各電力会社の年間経常利益の数倍であることから株価が急増するメリットは電力会社にとっては願ってもないことである。
                                                                                                                                            (図.10)



コスト回収困難の理由
⇒.HBBSを適応した太陽光発電装置だけが出力抑制は皆無となるが、
    適応していない太陽光発電装置は、以前より出力抑制が多くなる
    検討開始から、予算取り、発注、納品、据え付け、発電開始まで
    数年間に抑制が増加し、予想以上に収入が激減する事に御注意。
⇒風力にはHBBSは適応せず、太陽光効果に期待するが、数台の太陽
    にHBBSを適応しただけでは大した効果は出ない。ほとんどの太陽
    に適応されて初めて効果が出るのであるから、それは5年先、10年
    になるかもしれない。それまで風力発電業者は持ちこたえなければ
    ならない。効果が出始めた時には風力発電業種は潰れているかもしれ
    ない。



理由  4.HBBSの蓄電と放電の並行処理は、2台の蓄電池を並べれば簡
                単にできる。2台並べると蓄電池容量も2倍必要だ。
                しかし、HBBSは、1.33倍の容量で行う。
                33.5パーセントのコストダウンとなる。
 
        ★前日発電分を翌日24時間放電するため、翌日の発電と重なる。
           従って、蓄電池には蓄電と放電を平行に行う機能が必要。平行処理を行う
           最も簡単な方法は、蓄電池を2つ並べて一つは放電専用、もう一方を蓄電専
           用にすればよい。そのためには2倍の蓄電池の容量が必要となる。
        ★HBBSでは並行処理技術を開発した特許第6408531号)
           その技術を使用した時の蓄電池容量の動きを図示したのが(図16)である。
            この図は2日連続して最大発電量だった場合の蓄電量の変化を図示したも
          のである。
            前日の蓄電量を左軸、当日の発電量の変化を右軸に設定。
            前日の発電量を1とすると、当日も1となる。当日の発電量は24時間か
            けて均等に放電されるので、24時間後はゼロとなる。
            当日の発電量は日の出から徐々に増えて、日没時に最大値1になり、深夜
            ゼロ時まで1が続く。
            両日の残量を合計すると、15時に最大の1.331になった。
            最大発電日は年間で1日か2日しかない。然も2日続くのは極く稀であ
            る。従って殆どの日が1.33倍以内の容量以下で稼働することになる。


                                                                             (図16)                                                                            (図面をクリックすると拡大します)


コスト回収困難の理由
⇒最初から導入しても、稼働後導入しても何ら変更は有ません。






理由  5.蓄電池容量は一日分の発電量を保存できる容量が必要てある
                が、投資効果が最大になる容量が選べる。
 
        ★HBBSの蓄電池は接続しているソーラー発電の一日の発電量を収められる
           容量が必要である。
        ★一日の発電量は、365種類あると言う事ができる。(図9)
             中には1年のうち1~2回しか発生しない最大発電量から、ゼロの発電量ま
           で様々である。1万kWの太陽光発電の1年間の日別発電量を多い順に並べた
           グラフが(図9)である。そこでは、最大発電量は71,600kWhで、最低は
           0kWhである。平均は40,379kWh、6万kWh以上の回数は40回、5万kWh以
           上が100回ほどある。
        ★一日の発電量を保存するためには、(図9)のケースでは蓄電池の容量は
            71,600×1.33=95,228kWhが必要であるが、売電収入と蓄電池価格を考慮に
            入れた投資効果を考えると、60,000kWhかもしれない。60,000kWhにする
            と71,600kWhの場合より15,428kWh分の蓄電池コストが安くなる。しか
            し、売電収入もその分少なくなる。
         ★しかし、HBBSを使用した場合、60,000kWhを超過した場合、無条件に
            カットされる訳ではない。(図7)からわかることは、前日残と当日発電
            の合計が60,000kWhを超過した場合にカットされるので、2日連続で
            60,000kWh(×1.33)を超過の場合にカットされると考えるべきである。

                                     1年間の日別発電量降順グラフ            (図9)
(図面をクリックすると拡大します)








 (図10)
(図面をクリックすると拡大します)


コスト回収困難の理由
発電所導入前に蓄電池容量の決定は困難
    その理由
        ❤稼働前に1年間の日別発電量降順グラフ(図9)を作ることは
           実績データーが無いため作成困難
        ❤出力抑制頻度をどの程度にして入力するかが難しい。計画時点と
           稼働するまでの数年後で発生頻度が大きく異なるから。
⇒発電所導入後は楽に決定できる
    その理由
        ❤あらゆる稼働実績データーがあるため最適容量が決めやすい
        ❤そのほかの多くの問題あり




理由  6.出力抑制が発生しないと分かれば安心して発電所規模を大型化
                出来る。大型化するとパネルや蓄電池はスケールメリットで低
                価格となる。売電単価は発電所規模とは無関係のため、大型発
                電所は利益率が良くなる。
              
        
物を大量に買えば。1個当たりの単価が安くなるのは資本主義社会の常識。売る側も大量に購入してもらえれば、販売手数料や在庫管理費や宣伝広告費が安くなるので、単価を下げても損したという感覚にはならない。それこそ、「喜んで」安くさせて頂きますというところだろう。

商品をnパーセントの割引で、X個ごとにm回繰り返せば価格はいくらになるかは、中学生でも計算できる。                   
商品価格を1個ごとに2パーセント割引きしたとすると、1個目はa円だが、2個目はa×0.98になる。2個合わせると1.98×a円となる。同じことを繰り返すと10個目の価格はa×0.98×9乗 となり、m個合わせた料金は
            a×( 1+0.98×1乗+0.98×2乗+0.98×3乗+・・・+0.98×m乗)              となり、1個当たりの平均価格は上記金額をmで割った数字になる。

図2.6では、2パーセント割引きを10回繰り返した場合の1個当たりの単価は、0.91464となっている。同様に、0.5パーセント、1.0パーセント、1.5パーセントでの平均価格はそれぞれ0.97797、0.95618、 0.93513となる。

図2.6には10個の場合から400個の場合までが表示されている。
価格が半額になるのは、1パーセント値引きの場合は160個で、1.5パーセント値引きの場合は110個強、2パーセントでは 80個で価格が半額に達成する。

ここでいう1個とは、ある一定の塊を意味している。例えば、パネルの場合は容量としたら50kWでも80kWでもよい。塊を価格にすると、750万円とか1,200万と設定してもよい。蓄電池の場合は100kWhでも350kWhでもよい。

                             (図2.6)のグラフ             (図11)
(図面をクリックすると拡大します)


❤スケールメリットを適応すれば蓄電池の単価は、驚くほど安く、例えば2分の
   一3分の一、もっと極端に言えば10分の一にでもなることが分かった。
❤日本の設置済み太陽光の容量は極めて容量が小さい。恐らく世界一小さいと思
   われる。小さくなった最大の原因は、50kW未満が極めて多いからである。           50kW未満なら電気の技術者を設置しなくてもいいからである。
❤経産省は「エネルギー基本計画」で、主力電源化実現のためにやるべきことは「コスト削減」と言ってるが、「規模を大きく」とは言ってない、お粗末すぎ
  る。
❤「規模を大きく」すれば、電気料金も下がる。需要家は電気料金が少しでも安
   くして欲しいと望んでいる。
❤発電所の規模を大きくすると、出力抑制で倒産する危険性が大であると分かれ
   ば、誰も大規模にする勇気は持てない。
❤HBBSを適応すれば出力抑制は有り得ないと分かれば、発電事業の利益率を高め
   なるのが得だ。利益率を高めるために発電所規模を大きくするのは必須とな
   る。
❤発電した電気を電力会社や、FIT制度で買い取って貰うとき、発電所規模に関係
   なく同じ単価で買い取ってくれる。
   だったら思い切り規模を大きくして、スケールメリットをたっぷり聞かせた蓄
   電池を購入すべきである。


コスト回収困難の理由
⇒HBBSを適応した太陽光に出力抑制は発生しない。
    安心して大きな発電所に投資できる。
    大きな発電所なら、利益率も高くなる。何故なら、大きな発電所で
    も、小さな発電所でも、電気を売る時の単価同じだから。
    電気を消費する需要家にとっては、1円でも安い電気を使いたいから



理由  7.蓄電池は太陽光発電にだけ適応するが、波及効果で風力発電に                 まで効果が出る。風力発電業者が得る利益の一部を、太陽光発
              電業者の支援金にする制度を作る。太陽光への蓄電池導入促進
              を図る。

    (参考)太陽光発電にだけHBBSを適応し、風力には適応しない理由
      太陽光;太陽光発電は、南中時の5~6時間に一日の発電の60%が集中する。
                    然も、導入量が増えると南中時の発電量がどんどん増えて行く。まる
                    でタケノコが天空を目指してどんど上に伸びていくに似ている。弊社
                    はこれをタケノコシンドロームと名付けた。
                    日本は南北に長いが東西は狭く、明石市を中心として±30分の中に
                    各地の南中時が集中する。従って、日本はお昼に、北から南まで供給
                    過剰の可能性が高くなる。そんな時、供給過剰になったからどこかに
                    過剰分を処理してもらおうとしても、日本全国供給過剰で引き受け手
                    はない。そんな過剰分はHBBSに保存して後でゆっくり処理するのが
                    ベストである。

        風力 ;風力発電には発電が集中する時間帯は存在しない。24時間いつでも
                    風は吹く。季節によっては夜間に多いとか、夏の昼は風が少ないとか
                    あるが、集中する時間帯はない。
                    太陽光が発電する時間帯は昼の7~8時間であるが、風力は24時間で
                    ある。1MWの太陽光の一日当たりの最大発電量は7~8MWであるが
                    風力の一日当たりの最大は24MWで、太陽光の3倍以上となる。
                    風力にHBBSを適応すると蓄電池コストは約3倍必要となる。                 
                    

    解説;太陽光だけHBBS適応で、風力にも出力抑制が少くなる理由。  

           太陽光発電は昼間だけ発電。風力発電は昼間も夜間も発電できる。
              だから、昼間は太陽光と風力の両者が発電している。昼間に供給過剰に
              なると太陽光と風力は共犯として両者が逮捕され、両者が公平の原則に
              乗っかって有罪となる。
              太陽光にHBBSを適応すると、南中時の発電量は4分の一程度に減量する
              ので、その上に乗っかっている太陽光と風力の合計量も減量する。
               従って、風力の抑制回数が少なくなる確率が高くなる。

                                                                        (図12)
(図面をクリックすると拡大します)

           夜間の電力需要は昼の需要の半分程度である。また風力は夜間の方が強
                 い、特に冬場。少ない需要に大きな供給では供給過剰になりやすい。
                それに対して、HBBSを使用すると火力発電の最低出力を大幅にダウン
                させる事が出来るので、その分風力の供給を受け入れることが可能とな
                る。

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



            東京電力のHBBS適応前(図14)の停止回数と、適応後(図15)の停止回
           数を比較すると、適応前の風力の個別発電所の停止回数238回が、適応後
            は8回と激減している。                                                                                        
                                HBBS適応前      (図14)                   適応後         (図15)
(図面をクリックすると拡大します)


コスト回収困難の理由
⇒風力発電業者が太陽光発電業種を説得して、早期のHBBS導入をお願
    いするのは困難であるので、国として太陽光にHBBS早期導入する政
    策が必要である。




結論
 
無駄なコスストを掛けずに出力抑制を解消するには、
これから導入する太陽光発電には、
最初からHBBSを適応すべきである。
それが出来ないなら出来るまで新規導入を控えるべきだ。
HBBSの導入が始まると導入した発電装置には
発電禁止命令は飛んで来なく成るが、
HBBSを導入してない者には
それまでより多くの禁止命令が飛んでくる。

風力発電は太陽光にHBBSを適応した波及効果で
発電停止は激減し、大きな金銭的メリットを得る。
そのためには、全太陽光に早めのHBBS導入を促す
国主導の支援制度が必要である。

蓄電池やパネルには、使用出来なくなる寿命がある。
蓄電池はパネルより寿命が短いと言われている。
寿命切れ対応資金として、風力が受ける利益の一部を
使用する仕組みが必要である。




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。













































































































































































































































































































































































































































































































































































































































(図2.6)

Comments