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[速報]九州本土はこれまでに98回の出力抑制。一つの発電所は24回停止。将来は年間売電収入が60パーセント以上減少。


九州本土で、２０１９年度の出力抑制は73回、１発電所当たりは２4回、

発電所は５～１０パーセント程度の売電収入減。以上２０１９年度実績。

しかし、接続承認済みの稼働後は、全発電所平等に、売電収入の６０パーセント以上が激減。

再エネ化率は、原発と火力が６０パーセント強を占めるため、

再エネの主力電源化ははかない夢物語。

悲しむべきは、近々発生する被害に経産省も九州電力も素知らぬ顔、

激減を知ったのに、再エネに投資するのは「愚か」としか言いようがない。

最大の「愚か」は、九州の惨劇を他所事と軽んじてぃる、東京はじめ全国の発電業者・・・。


参照 ⇒⇒ 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



































































































































































































































































































































































































































































































１.九州本土の出力抑制の現状
        （１）発生状況
                   九州本土での最初の出力抑制は２０１８年１０月であった。その後、
                   現在の１９年３月までに１００回近い抑制が発生した。（図１）

                ☆種類別導入済み容量
                   2018年3月時点で太陽光807万kW、風力50万kW、その他303万kW、                      合計1,150万kW            
                   2019年9月時点で太陽光886万kW、風力57万kW、その他335万kW、
                   合計1,278万kW    
                   2019年12月時点で太陽光924万kW、風力57万kW、その他342万kW、
                   合計1,323万kW    

                ☆太陽光の抑制回数実績
                    最初の抑制から今月までの月別出力抑制実施回数は（図１）の通り。
                    それによると2月までの抑制回数は83回となっている。この回数は九
                    州本と全体で抑制された日数である。発電所毎の実施回数が推定でき
                    るのは「制御された率」を見ればよい。2月末までで12.91となってい
                    る。詳細は（２）の「１発電所当りの抑制回数実・・」で説明する。
                    出典は抑制日ごとに発表される九州電力の報告書を基に、弊社が月別
                    回数にまとめて作成した。
                                                                                                   （図１）
（図面をクリックすると拡大します）

                ☆１発電所当たりの抑制回数
                                （図2）は抑制日ごとに九州電力が発表する「出力制御指示回数」報
                     告書の３月８日のページである。報告書は制御ルール区分毎に、且
                     つ、発電所の電圧区分ごとに、今年度の抑制回数が記載されてい
                     る。3月8日時点で、特高と高圧が18回目、低圧のオフラインが18回
                     目、オンラインが15回目、と表示されている。
                     オンラインが回数が少なくなっているのが、オンラインは直前に命
                     令するのでその時、雲の加減で抑制の必要性が無くなった為と推定
                     している。
                
                                                                                     （図2）
（図面をクリックすると拡大します）
 
                ☆風力の抑制回数実績（図3）
                    わずかだが風力にも出力抑制が発生していた。発生時間帯は昼間であ
                    った。深夜には発生していない。
                                                                                                   （図3）
（図面をクリックすると拡大します）


                ☆太陽光の出力抑制実施の多かった月
                   ４月の７回が最大だった。本来は５月はゴールデンウイークなどもあ
                   り、且つ夏至直前のため太陽光の発電量が多く、出力抑制実施回数が
                    多くなるはずだったが，そうはならなかった。原因は５月１３日まで
                    は原発が毎時4,100MW発電していたが、５月１３日から点検が入り
                    出力を毎時1,200MWほど落としたため供給過剰が解消された。
                   
                    
                ☆太陽光の出力抑制実施の少なかった月
                    6月から9月までは抑制は皆無であった。その理由は二つあった、一つ
                   は最大需要が15,000MWhと5月GWの2倍もあったこと。2つ目は、そ
                   の期間の原発の稼働が毎時4,100MWhから2,000MWhと、半分に減少
                   したこと。原発が半減したのは、玄海原発と川内原発の全機が次々と
                   定期検査で停止したためであった。(図4）  

                        電力総需要と原発稼働                                      （図4）
（図面をクリックすると拡大します）


                                                                                                            （図5）
             
 
      （２）１発電所当りの抑制回数実績値と計算値の差分補正について
                        電力会社が行う抑制回数が分かっても、その回数は1発電所に対する
                    抑制回数にはならない。                     
                   １回の出力抑制で全対象発電所を停止させるわけではない。必要量分
                   に相当する発電所だけを選んで停止させればよい。その選択時に「公
                   平の原則」を守るよう義務付けられている。特定の発電所だけ選択さ
                   れたり、逆に選択されないようにしないことである。
                   「公平の原則」を守るに必須となるのは「制御された率」である。こ
                    の率が100%まで達したら一巡が終わったことを意味し、２回目の停
                    止を指示出来ることになる。
                    しかし、（図１）にある「制御された率」は計算上の正味の値である
                    が、実際の運用の面では天気予報からの予測誤差や、太陽光と風力の
                    調整など複雑さを考慮に入れると、１．４倍が妥当であることが長年
                    の研究を通して、九州電力の実績から会得した。
                    その結果から、１年間の１発電所の停止回数は、日々の「制御された
                    率」の年間合計値に１．４倍した値を使用する。



       （３）発電所の年間売電収入に対する減少率
                    停止回数が分かれば年間の減収額の計算は簡単であるか？
                    答えは簡単ではない。
                    なぜなら、太陽光発電の場合１日当たりの発電量は、千差万別で１年
                    間でいえば３６５種類の発電量があるといえる。その発電量を大きい
                    順に並べると「緩やかなS字曲線」となる。（図6）この曲線で大き
                    いものから３０個取ると全体の１４%となるが、小さいものから３０
                    個取ると２%にしかならない。大きな差がある。
                    出力抑制は九州全体が晴れの時は抑制となりやすい、雨の時は抑制に
                    はなりにくい。晴れの時は発電量が大きく、雨の時は少ない。
                    したがって、出力抑制での減収率を計算するときは、（図6）の左端
                    から適応して、その適応値は減収率の最大値と考えるべきである。
                                       
                    グラフの下の「年間抑制回数」の表は左端からの「抑制回数」分まで
                    集計すると年間発電量の何パーセントになるかを表している。例え
                    ば、60回の場合は27パーセントであることを表している。

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


        （４）再エネ化率
                   出力抑制が100回近くも出ているのに、再エネは九州地区の電力供給
                   には役立っていない。原子力と火力と水力だけで九州の需要は賄えて
                   いる。水力を除く再エネ発電量11,219GWhの全ては、隣の中国電力に
                   連携線を使って15,085GWh（注、再エネ以外も含む） が放り出され
                   ている。（図8）
                    （図7）を見ると、需要を超過した分は揚水発電と連携線でかなりの
                    量が処理され、処理できなかった分は出力抑制（白抜き）とし
                    て処理されているのも読み取れる。

                   原子力と火力だけで需要の95.6パーセントになっているので、再エネ
                   化率は4.4パーセントとしかならない。その4.4パーセントは5.5パーセ
                   ントの水力だけで事足りるから、その他の再エネは九州地区の電力供
                   給では何ら役立っていない。。
                    今後、九州の出力抑制を解消するためには、まず最初に原発と火力の
                    発電率95.6パーセントの出力を徹底的に下げなければならない。
                    連携線容量を増やすとか、オンライン制御の導入の対策は、再エネ導
                    入が増えたとき、全く効果がなくなる。
                    この程度の解消策では、本気になって出力抑制を解消しようとしてい
                    るとは考えられない。
                     出力抑制を解消しない限り再エネ化率を高くする事は出来ないこと
                    を、肝に銘じておくべきである。              

                                                                                                                     （図7）

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



２.日本全体の再エネ導入拡大が進むと、抑制は？
（１）将来の出力抑制発生頻度等の予測
        再エネブームは終わったと巷ではよく耳にするが、電力各社で現在受け付け
         中の内容を見ると、まだまだ人気の真っ最中といえる。
        その接続検討申込または契約済み（承認済）は（ 図9）に掲載のとおりで
        ある。
        
         受け中の中で増加率の最大地域は北陸で3.8倍、僅差で北海道3.7倍、東京3.6
         倍と続いている。最小でも関西は1.8倍である。他の地域は全て2.0倍以上と
         なっている。ちなみに九州は2.2倍である。
         増加の激しい再エネは風力で、東京は75倍に増え、次いで中部の36倍、関西
         が25倍と、風力が驚異的に増加する。現在導入済み風力が157万kWと日本一
         の東北も10倍の増加で1603万kWになる予定である。九州も17.8倍と驚異的
         である。
         これまでは正午近辺に集中していた出力抑制発生時刻が、風力が増えると、
         深夜の電力需要の少ない時間に風が強くなる傾向にあるので、深夜に出力抑
         制が発生することが多くなる。
         昼は太陽光と風力で出力抑制が激増し、需要の少ない夜は風力で抑制が激増
         する。
         これにより、一日24時間、日本全地域で供給過剰となるので、連携線を増や
         しても、どこも過剰分を処理してくれなくなる。
         また、オンライン制御を導入すると制御時間が短くなるので、発電業者にと
         っては収入減の率が少なくなると、経産省は主張しているが、これは気休め
         程度にしか過ぎない。なぜなら、太陽光の導入量が進むと超過量もタケノコ
         が成長するように、成長し、日の出直後から超過することが極めて多くな
         る。オンライン制御の効果はほとんどなくなる。     
         以上の理由から拡大後の稼働シミュレーションは、連携線なしで行う。(注)
         ただし、揚水発電は能力いっぱいに使用する。
        (注)連携線を使用は、再エネ以外の用途にも使用しているが、、シミュレー
              ション目的外であるので計算から除外する。


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

（２）将来の出力抑制を予測するシミュレーションの設定         
            将来予測を2つのフエーズに分けて行う。最初のフエーズ「承認済みが稼
            働した時」が（図10）で、第2のフェーズ「検討申込+承認済み図稼働した
            時」が（図11）ある。

            ①第1フェーズ「承認済みが稼働した時」
                                                                                           （図10）

            ②第2フェーズ「検討申込+承認済み図稼働した時」
                                                                                           （図11）


（３）１年間のシミュレーション条件         
             フエーズごとのシミュレーションは下記の点に注意して行った。
                        ●九州電力の2019年1月から12月までの需要実績をべースとする。
                        ●１時間ごとに同時同量を成立させる
                        ●１年間同じ気象条件とする。太陽光も風力も同じ比率で発電する
                          ものとした。
                        ●再エネの導入容量は１年間通して、現接続済と同じ容量とした。
                        ●出力抑制には火力発電の下げ代が大きく響くが、現在実績1,307
                          MWとした。揚水動力の最大値は九電も使用している2260MWと
                         した。
                        ●出力抑制対策として、連携線は利用しない（理由は記述済み）
                        ●原発は現状のままを原則とするが、１９年の第２四半期は原発の
                          点検等が重なり通常の半分の発電量になっているので、シミュレ
                          ーション時は通常時と同程度の4000MWに修正して計算する。
                        ●実績の風力は陸上風力である。しかし将来は洋上風力が主力と
                          推測しているが、陸上風力の実績データーを利用した。
                          （陸と海では風力発電効率にかなりの差がある）


３.日本全国の導入拡大後、九州の出力抑制は？
   （１）現在と将来の予測結果に対する総合評価（図12）
                  ①現在
                        年間96回の抑制、これは九州全域が晴れる日に相当し、発電業者
                        にとって22回の停止命令で、売電収入が5.3～10.5パーセント程
                        度が減少、この程度なら想定内で許容範囲か?
                        再エネ化率も4.4パーセントと極めて低い。

                  ②第1フェーズ「承認済み稼働後」
                        年間192回の抑制、１年のうち半分に相当し、九州の半分の地域が
                        晴れると抑制され、発電業者にとっては91回も停止させられ、売
                        電収入の19.3～38.6パーセントも減少する。発電事業の収支を圧迫
                        し始める。
                        一方、再エネ化率は29パーセントと主力電源には程遠い。
                                                
                  ③第２フェーズ「検討申込稼働後」
                        年間299回の抑制、九州の全域が曇天でも抑制がかかり、発電業
                        者にとっては177回も停止させられ、売電収入は33.7～67.3パー
                        セントも減少する。発電業者は借入金の毎月の返済にも滞り、倒産
                        企業も出始める。大きな社会問題となり且つ世界からも笑いものに
                        陥る。
                        再エネ化率は29パーセントと主力電源には程遠い。原子力と火力
                        だけで61パーセントになっているので、再エネはどんなに効率よ
                        く発電しても、再エネ化率39パーセントにしかならない。しかし
                        実際には、再エネだけで46.9TWhも発電しているので、原子力と
                        火力がもう少し遠慮してくれれば再エネ化率は55パーセントにな
                        れる。太陽光と風力は発電したものの38.9パーセントを捨ててい
                        る。もったいないこと。このことが意味していることは、これ以上
                        再エネを導入しても捨てられるだけということである。

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

                                                  

    （２）第２フェーズ「承認済みが稼働した時」の稼働

                ①電源別発電量と再エネ化率（図13）
                    太陽光と風力の合計が17.9TWhと現状の3.5倍に増えたが、再エネ
                   化率はまだ29パーセントにしかならない。
                   主な原因は、火力に対しては下げ代限度いっぱいまで下げたが、原子
                   力は下げることが出来ないため、原子力と火力で71.8パーセントを占
                   めてしまっている。再エネを導入する余裕が無くなっている。
                   
                                                                                           （図13）
                                                                                                 

                 ②稼働状況の見える化（図14）
                     １年の中でも平均的な需要の機関の４日間の稼働状況を見える化し
                     た。（図14）４日のうち最初の３日は供給過剰になっている。過剰
                     分は揚水発電で対応し、対応しきれない分は抑制としている。過剰
                     分を連携線で送って他電力に処理を依頼できる状態ではないので連
                     携線処理は行っていない。

                                                                    （図14）
（図面をクリックすると拡大します）


                ③月別抑制回数（図15）
                    抑制された日は194日で、九州全域の半分以上が晴れる日に抑制指
                    令が出る。風力発電の夜間の停止命令はまだ出ていない。
           
                                                                        （図15）


                ④１発電所の停止回数と年間売電収入の減少率
                     １年間の抑制率合計が65.3×100%であるので、一つの発電所に対す
                     る停止回数は、65.3×1.4で年間91回と推定。（1-(2)に説明済み)                              売電収入に及ぼす影響は19.3 ～ 38.6%の収入減と予想される。
                     風力発電は、子のフエーズではまだ夜間の停止が発生していないの
                     で、風力は太陽光と同じ昼間だけの停止で、太陽光と同じ停止回数
                     となる。



  （３）第２フェーズ「検討申込と承認済みが稼働した時」の稼働

               ①電源別発電量と再エネ化率   
                   太陽光と風力の合計が35.7TWhと現状の3.5倍に増えたが、再エネ
                   化率はまだ39パーセントにしかなっていない。
                   再エネ化率が高くならないのは原子力と火力の合計が61パーセントも
                   占めいるため、再エネの入る余地がなく、出力抑制と揚水発電で
                   13.8TWも捨てざるを得なかった。仮に、この捨てられる部分がなけ
                   れば再エネ化率は55パーセントになったはずである。
                
                    再エネ大量導入したのに再エネは主力電源になっていない。主力電源
                    は九州では依然として原子力のままである。

                                                                                                       （図16）


               ②稼働状況の見える化（図17）
                    火力発電は下げ代ぎりぎりの状態で発電している。これ以上火力の出
                    力を下げるとしたら、停止するしかないところまで来ている。4月27
                    日の太陽光はその日に発電した内68パーセントが抑制で捨てられてい
                    る。その日は風力も夜の10時から翌日の夕方まで抑制されている。
                    出力を下げることができない原発と地熱と下げ代ぎりぎりの火力との
                    合計が、需要ラインに迫っているので、これ以上再エネを導入しても
                    抑制で捨てられるところまで来ていることが分かる。
                    出力抑制解消として、どこも、超過分を受け取ってくれないので連携
                    線は使わず揚水発電を目いっぱい使用している。

                                                                                                （図17）
（図面をクリックすると拡大します）
    
                                
                ③月別抑制回数（図18）
                    抑制日数300日とは、九州全域が曇り空または可なりの地域で激しい
                    雨が降っているような状態でも、出力抑制されるということである。
                    発電が許されるのは九州全域で雨が降っている日しか許されない状態
                    である。これじゃ太陽光発電とは言えない。
                    また、風力発電も夜間の電力需要が少ない時間帯に抑制されることが
                    1年間で55回も発生する。
                                            ⇒⇒ 九州全域が晴れる率
                                                                                                                     （図18）
（図面をクリックすると拡大します）

              ④１発電所の停止回数と年間売電収入の減少率 
                    １年間の抑制率の合計が126.4×100%であるため。余裕率等を考慮に
                    入れると、１太陽光発電所の停止回数は126.4×1.4で177回となる。
                    風力発電は昼間の停止回数は太陽光と同じ177回だが、夜間に風力だ
                    け停止することもあるがその回数は、16.5×100%×1.4で23回で、昼間
                    と合わせると200回となる。
                    太陽光の売電収入に及ぼす影響は33.7 ～ 67.3%の収入減と予想され
                    る。

                 ⑤（図14）と（図18）の違いにご注意
                    違い①；再エネの導入可能な余裕が少なくなってきている
                                  需要ライン（赤破線）と火力の間の幅が、（図18）の方が
                                （図14）より少なくなっていることが分かる。幅が少なくな
                                  ると再エネを受け入れる余地が少なくなるのである。
                                  これ以上再エネを導入するとしたら火力と原発の稼働量を少
                                  なくしなければならない。
                    違い②；太陽光発電の抑制開始時刻が日の出時刻に近くなっている
                               （図14）の4月26日の抑制時間は午前10時ころから15時ころま
                                  でであるが、（図18）では午前7時ころから16時と変化して
                                   いる。太陽光の容量が増えると早朝の時間でも発電量が増え
                                   るためである。したがって、導入量が増えるとオンライン制
                                    御の効果が少なくなることが分かる。                                                                       

４.抑制回数を減らし、再エネ化率を高める対策

        当サイトでは数年前から、出力抑制の頻発で発電業者が倒産に追い込まれる
        危険性を、絶えず訴え続けてきた。経産省にも、審議会にも、メディアに
        も、メーカーにも訴えたが全く受け入れられなかった。
        彼ら曰く、「大した害はない。その被害は計画時点で織り込み済み」だ、
        「いまさら何を騒ぐのか？」だった。
        全く問題視されていない証拠に、その後も導入希望の件数が後を絶たない
        ことを見てもよくわかる。
        しかし、九州本土の予想以上の実績が出始めたのを見て、再エネの将来に
        不安を感じ始めている人達も、少しづつではあるが出始めたように思える。
        
        また、最近当サイトでは太陽光の導入が完了し、稼働し始めた後に、倒産の
        危機に気づいても、コスト的に対応が難しい事も訴えた。

                         発電業者は倒産続出
        
        この記事に可なりの方が共感して戴いたようである。


 
（１）現状と将来に対する問題点
        ①現在経産省指導の出力抑制解消方法の問題
                
            ☆経産省ご推進の抑制解消策


        ②再エネ化率を高める検討がされていない        
            出力抑制解消は需要超過分を生かそうとする技術であって、再エネ化率を
            高める技術ではない。だから、抑制を解消したとしても再エネ化率は全く
            高まらないのである。
            現在、日本の電力９社の中で、再エネの供給などが多いため供給過剰にな
            っているのは九州と四国、東北の３社であるが、出力抑制が発生している
            のは九州だけである。３社の再エネ化率を見ると九州が15.1パーセント、
            東北が15.7パーセント、四国が11.8パーセントとなっている。この３社の
            実績を見ても出力抑制と再エネ化率は全くの無関係であることが分かる。
            東北と四国に出力抑制が発生していないのは、過剰分を引き受けてくると
            ころがあったからである。東北は、北海道と東京が引き受けて呉れてい
            る。四国は関西が引き受けている。九州は中国が引き受けているが全てを
            引き受けるほどの余裕がないので、過剰分の一部を引き受けており、引き
            受けられなかった分は、出力抑制となっている。
            しかし、接続承認済みが稼働する数年後には全地域が供給過剰になる。
            したがって、東北も四国も供給過剰分を引き受けてくれるところがなくな
            るので、全国で出力抑制が発生する。
            
            再エネ化率を高める技術とは、発電したものを出来るだけ多く、需要の範
            囲内に収めよう（供給過剰にさせない）とする技術である。
            需要内に収まれば出力抑制の必要性は発生しない。したがって、徹底的に
            再エネ化率を高めれば出力抑制は発生しないのである。

                
（２）出力抑制を完全に解決し、且つ再エネ化率を高める方法
      🌸🌸🌸🌸   再エネ化率が高まれば出力抑制は自然に解消する 🌸🌸🌸🌸

        ☆行程１；原発を完全に止める
                         原発再稼働で再エネが稼働できる余裕が完全になくなった。
                         再エネ業者は売電による年収の60パーセント以上が減ることにな
                         り倒産が頻発する。『原発死守して、再エネ滅びる』
        ☆行程２；環境が整理されるまで再エネの導入を延期する
                         近々導入予定はHBBSをセットにして導入可能時期まで延期する。
        ☆行程３；パネルとHBBSをセットにして導入できる環境を作る。
                         HBBS製造と現場実証試験を早急に行う。
                         HBBSを使用しない発電所は出来るだけ早い時期に売電から自己消
                         費に移行する。
        ☆行程４；電力系統システムにPVSSを導入する
                         電力系統制御システムにPVSSを組み込み「太陽光発電保障システ
                         ム」を稼働させる
        ☆行程５；太陽光とパネルをセットにして導入を再開する
                         すべての再エネは出力抑制なしに無限に導入可能となり、発電コ
                         ストが一番安い太陽光を大量導入によって電気料金が半減するま
                         で下がる。電気料金の半減で消費意欲に火が付き経済の活性化が
                          始まる。都会の電気も地方の再エネで供給する地産都消で地方の
                          活性化が始まる。
        ☆行程６；火力を全面的に廃止する。グリッド・ストレージを活用して、再
                          エネ化率100パーセントを実現する
                           ⇒⇒     再エネ化率80パーセント以上で、火力発電は不要となる
        ☆行程７；将来の電気自動車、全てがネットに繋がるIOTの大量電気消費時代
                          に向けた「新エネルギー産業革命」が始まる。



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
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九州電力の出力抑制は適切に処理されているか？


























































































1.4倍の必要性
①前日の予測の信頼度
    発電前に天気法などから需要予測と発電予測を行い供給過剰角丘を予測する。供給過剰となれば出力抑制を指令するが、予測信頼度を考慮の上、余裕を持った指示を出すために多めに停止指示を出している。
②短周期変動に耐える
    太陽光発電の場合、短時間で見ると発電量の変化が大きい。（短周期変動）時間単位で見た時と5分単位で見た時の発電量に差があるる。(下図）この誤差を補正するには時間単位の発電量を適切な値をかける必要がある。
（出典)東京電力
③太陽光と風力の同時抑制
    昼間は太陽光と風力が発電するので、両者が抑制の対象になる。前日の予測時点で公平の原則に乗って風力も抑制する予定だったが、当日の直前になって実は風力の発電量が少ないので抑制量が不足することが分かり急遽太陽光のみに抑制してしまうことが屡々発生する。





















































































































































































































































































































































































































































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