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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

既に稼働しているソーラーパネルに、後付けで蓄電池を押し込んでも、
激高する出力抑制頻度、FIT期間の半ば過ぎに蓄電池投入しても抑制回避は、後の祭り。
パネルと蓄電池の一体化によるコスト削減効果は発揮できない。

太陽光発電の系統接続箇所は太陽光の最大出力(容量)で決まっているので、
変電所に接続した後に、蓄電池を後付けでねじ込んでも、工事負担金は減らない。

パワコン容量とそのコストはパネル容量に比例して大きくなるので、
発電所規模が大きくなっても、スケールメリット単価は適応されにくい。

再エネの主力電源化が出来ない原因は、出力抑制にあったと分かっても、
エネルギー史に不名誉な汚名を残し、技術大国の地位から叩き落されるだけ。
責任は誰が取るのか?



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は回収できる理由」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
「コスト回収面で遅すぎる
その理由を考えて下さい。



蓄電池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ムダを排除し、全体コストを下げる
 
        ★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
        ★パネル用架台は、蓄電池を利用するので簡素化できる。


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。
 
        ★太陽光発電の系統への接続ヶ所はその容量(最大発電量)で決められる。
        ★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。50kW以上の発
           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の
           距離より長くなるといえる。
        ★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~50万kWは1次変電所から中
           間変電所に代わる。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、鉄塔はキロメートル当たり4.8億円~9.1億円だが、電柱は
            0.1億円~0.3億円と極端に差があることがわかる。 
 
                                                                                             (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
           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、効果は36.1億円となる。
 
                                                                                            (図5)
(図面をクリックすると拡大します)


理由  3.HBBSを使用すると出力抑制が発生しないため、売電収入が減る事はない
 
        出力抑制頻度の現状と将来(九州本土の場合で説明)
        
    (1)現状
        ★2018年度には2回、2019年度は52回発生している。3月末までの1年間では
           推定で70回となる。
        1発電所に対する抑制回数は、2月14日現在で7.7回となっている。
            3月末までの1年間では10.0回と推定される。
        1年間で10.0回は売電収入の3~5パーセント程度と推定される。

    (2)数年後
        ★全地域の数年後に稼働するであろう容量は現在稼働中の2.8倍になる。
            内訳は太陽光が2.0倍の10,335万kW、風力がなんと22倍の9,445万kW。
        九州地区を見ても2.2倍の2,801万kW、内訳は太陽光が1.4倍の1,219万kW、
           風力は17.8倍で1,016万kW
           

                                                                                                 (図6)       

(図面をクリックすると拡大します)

        ★2020年度は、現在契約済みが稼働開始(太陽光417万kW、風力90kW)
                ⇒ 九州のほぼ全域が晴れる日は抑制が発生 ⇒ 140回抑制
        ★2021年度は、現在申込済みが稼働開始(太陽光312万kW、風力1,214万kW
               ⇒ 日本全国が供給過剰になるため連携線効果壊滅する
                ⇒ 九州の半分以上が晴れる日は抑制が発生 ⇒ 208回抑制


理由  4.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。
              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で
              ある。
 
        ★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同時に行う機能が必要。同時処理を行う
           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。

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


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回か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。

                                                                                         (図9)
(図面をクリックすると拡大します)



理由  6.発電所規模が大型化するとシステム構成が単純化するので、パネルや蓄
              電池メーカーはスケールメリットのある価格が適応しやすくなる。
 
        ★

        ★
                                                                                            (図7)
(図面をクリックすると拡大します)




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。

























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。既に稼働しているソーラーパネルに、後付けで蓄電池を押し込んでも、激高する出力抑制頻度、FIT期間の半ば過ぎに蓄電池投入しても抑制回避は、後の祭り。
パネルと蓄電池の一体化によるコスト削減効果は発揮できない。
太陽光発電の系統接続箇所は太陽光の最大出力(容量)で決まっているので、変電所に接続した後に、蓄電池を後付けでねじ込んでも、工事負担金は減らない。
パワコン容量とそのコストはパネル容量に比例して大きくなるので、
発電所規模が大きくなっても、スケールメリット単価は適応されにくい。
再エネの主力電源化が出来ない原因は、出力抑制にあったと分かっても、エネルギー史に不名誉な汚名を残し、技術大国の地位から叩き落されるだけ。
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