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蓄電池投資への効果分析

高額な蓄電池を使用しても、利益は出せる。
逆に、蓄電池を使用しない発電所は、出力抑制で徐々に利益が減少する。
再エネの主力電源化は、蓄電池が「カナメ」となる。

事前に読まれることをお勧め ⇒⇒ 膨大な蓄電池のコスト問題は解決済み


1.産業用太陽光発電所の
平均規模







  


















































2.分析対象発電所の
蓄電池容量の決定






















































































































 
 


3.工事負担金計算


































































































 











          



































































4.パネルと蓄電池の
一体化のメリット


5.スケールメリット価格の採用




6.発電所規模別
投資効果分析


























1)すでに稼働している太陽光発電所の平均規模
        一般的に言えることだが大量に物を買えば、一個当たりの単価は安くなるのは常識である。
        太陽光発電についても同じことがいえる。
        日本の太陽光導入コストは高いと言われているが、高い原因は太陽光の平均容量が小さい
        からである。
        我が国のすでに稼働している産業用太陽光発電所の平均容量は、2017年9月の実績では、               64kWと極めて少ない。原因は50kW未満の件数が48万件と全産業用の95パーセントを
        占めているためである。
        50kW未満を除くと、すでに稼働中の産業用平均値はいきなり771kWとなる。
        まだ稼働していない受付中の内、50kW未満を除く産業用の平均容量は、3,373kWと増々
        大きくなる。
                                                                                                 (図1)
 
                                                            (図面をクリックすると拡大します)

(2)近い将来稼働予定の太陽光発電所の平均規模
            現在すでに認定受付済みで未だ稼働していない産業用太陽光発電の内、2000kW以上は
            917件と少ないが、容量は21GWもあり、50kW未満を除く未稼働分容量の78パーセント
            を占める。
            未稼働2000kW超過太陽光発電所の規模別分布状況は図2の通りである。
            最大は480MWで、平均は23MW(23,000kW)となっている。

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

 
   (1)投資分析対象の発電所規模を決定する
               未稼働分の内78パーセントを占め、且つ系統への接続の工事負担金が膨大な
               2,000kW以上の発電所に蓄電池を使用した場合の投資分析を対象とする。


    (2)蓄電と放電の並行処理可能な蓄電池容量の決定
            出力抑制を回避できる最大の理由は、南中時に集中する発電を一旦蓄電し、発電終了後
              24時間かけて均等に放電するため、南中時の最大発電量が3分の一から4分の一になり
               需要を超過することが少なくなる。
               24時間放電すると翌日の発電とぶつかる。その為、放電と発電が効率的に並行処理でき
               ことが必須条件となる。
               並行処理の簡単な方法は、2つの蓄電池を使用して一つは放電用でもう一つは蓄電用に
               し、日替わりで役割を交代させる方法である。この方法を使用すると、一日の最大発電
               量の2倍が必要となる。
               しかし、HBBSでは任意の数の蓄電池を組み合わせて、一日の最大発電量の1.331倍の
               量で放電と蓄電の並行処理を行うことが出来る。
            (弊社特許出願中 特願2016-203951「蓄電池制御方法及び装置並びにそれを用いた蓄電                   装置」)
                 (図3)では、24時間放電で前日に電した量が24時間でゼロになる、一方、蓄電した
               蓄電側は日の出後徐々に蓄電量が増え、日没時に最大蓄電量に達する。その両者の変化
               を合わせると15時に最大値の1.331 なる事を表している。

                                                                                             (図3)
                                            詳細  ⇒⇒  HBBS概要


    (3)一日の最大発電量の決定
                一日の最大発電量の1.331倍が必要であることはわかったが、最大発電量をどのように
                決めるかが問題である。
                太陽光発電の場合、一日の発電量は、たとえ晴天日であっても季節によってさまざま
                変化する。実際の発電実績を発電量の多い順に並べると図4と図5のようになる。
                この図を見ると年に数回しかない大量発電があり、極めて少ない日もある。
                その姿は「緩やかなS字カーブ」となっている。

                13,000kWの場合                                                                        (図4)
  
                7,000kWの場合                                                                           (図5)


                蓄電池の適切な容量はどのように決めるべきか?
                最大の発電量を得るために年に数回しかない最大値を選ぶか、それとも少し少なめを
                選ぶかは投資効率上重要である。

                7,000kWの場合を図6を使用して説明する。
                    ①50,000kWh以上でカットの場合
                        カット分 2,758kWhは年間発電量の0.03%に相当、必要な蓄電池容量は
                        50,000kWhの1.33倍で66,500kWhとなり、蓄電池価格は3.8%の削減となる。
                        50,000kWhでカットすると、24時間放電では一時間当り放電量が2,083kWで
                        2,000kW超過のため、接続先は中間変電所になり、工事負担金が増える。
                    ②47,000kWhでカットの場合
                        カット分 46,569kWhは年間発電量の0.5%に相当、必要な蓄電池容量は
                        62,510kWhで、蓄電池価格は9.6%の削減となる。
                        47,000kWhでカットすると、24時間放電では一時間当り放電量が1,958kW
                        となり接続先が配電変電所となり、工事負担金が大幅に軽減できる。
                    40,000kWh以上でカットの場合 
                        カット分 251,234kWhは年間発電量の2.5%に相当、必要な蓄電池容量は
                        53,200kWhで、蓄電池価格は23.1%の削減となる。
                        47,000kWhでカットすると、24時間放電では一時間当り放電量が1,667kW
                        となり接続先が配電変電所となり、工事負担金が大幅に軽減できる。
                    ④35,000kWh以上でカットの場合                     
                         カット分 681,523kWhは年間発電量の6.8%に相当、必要な蓄電池容量は
                        46,550kWhで、蓄電池価格は32.7%の削減となる。
                        35,000kWhでカットすると、24時間放電では一時間当り放電量が1,458kW
                        となり接続先が配電変電所となり、工事負担金が大幅に軽減できる。
                                                                                         
     
                                                                                                                                                             (図6)

               最終的には各種コストを考慮に入れてどのカットラインが最高の利益率を得られるか
               を決めなければならない。 
                    

 
3. 系統接続のための工事負担金計算

          ①太陽光の容量別に系統への接続箇所が決まっている
                                                                                                                                            (図7)

 (図面をクリックすると拡大します)   
 
                 接続箇所の数は高圧になればなるほど少なくなる。         
                 家庭用は柱上変圧器に接続であるがその変圧器は日本全国に1052万ヶ所ある。
                 どこの家庭も変圧器から100メートル以内で接続可能となっている。
                 逆に、最大規模の5万kW以上の接続箇所の超高圧変電所は日本に249ヶ所しかない。
                 各県に平均5ヶ所となり、そこまでの距離も20~30kmと推定できる。

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

          ②接続変電所までの距離
                  変電所までの距離は、件数が少ないと確率的に遠くなると言える。
                (そうでない場合もあるので要注意)
                  工事負担金を比較するために、仮に、変電所別に距離を設定する。

                                                                                                            (図9)

 (図面をクリックすると拡大します)   
 

           ③負担金の計算
                   電力広域的運営推進機関の「送変電設備の標準的な単価(図10使用して
                   HBBS経由の場合と直接接続(直接接続)の場合を計算した。   
                   単価は距離に比例するもの(架空線など)と、電圧に比例するもの(変電設備など)
                   種類がある。

                                                                                                                   (図10)
(図面をクリックすると拡大します)   
 
                   図11の見方は、同じ変電所に接続する場合でも、HBBS経由の場合とHBBSを使用
                   しないで接続する場合の負担金の違いが分かる。
                   例えば、超高圧変電所への接続の場合、直接接続すると83.3億円かかるが、HBBS
                   経由だと26.3億円しか駆らないので57.0億円削減できる。 40万kW以上の太陽光の
                   場合に当てはまる。(40万kW以上の太陽光は、HBBS経由で4分の一になっても
                   10万kW以上であるため接続変電所に変わりはない。しかし、使用する機器の電圧
                   が4分の一になるので機器のコストが安くなる)
                   10万kWから40万kW未満の太陽光の場合、HBBS経由だと接続変電所が一つ下の
                   1次変電所接続となる。その場合の負担金は13.2億円となる。70.1億円の軽減にな
                    る。

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

                            詳細 ⇒⇒  膨大な工事負担金はハイブリッド・バッテリーで解決

            工事負担金計算のサンプル
                負担金計算の詳細を7000kWのケースをサンプルとして説明する。
                47000kWhを一日の最大発電量として選択すると、24時間均等放電の時間当たり送電量
                が2000kW以下の1,958kWになるので配電変電所接続となる。                
                中間変電所までの距離を5kmとし、配電変電所までを1kmとした。

                計算結果は図12の通りである。
                蓄電池を使用しない場合の負担金は6.05~10.65億円であるが、蓄電池を使用すると
                409~4,156万円となる。軽減額は6.01~8.13億円である。この軽減額は蓄電池コスト
                に大いに貢献できる。
(図12)
 (図面をクリックすると拡大します)   


          実購入費・実諸経費を考慮した最適蓄電池容量の分析
                 20年間の収入(買取価格18円/kWh)に対して諸経費を組み込み最終的な利益率を
              算出し、最適な蓄電池容量を決定する。  
                 ソーラパネルの導入単価を15万円/kW、蓄電池単価をテスラの単価2万円/kWh
                 とした。工事負担金については中間値の費用を使用する。  
                                                                                                   (図13) 
  
(図面をクリックすると拡大します)   


                ・7000kWの太陽光の場合、投資効率のいい蓄電池容量は、35000のCutであることが
                    分かる。欲張って大きな容量の50000を選ぶとほとんど利益は出ない事が分かる。
                ・蓄電池の費用は工事負担金減額の効果で、20パーセント以上の利益を確保できる。
                ・50000kWhの容量では時間当り放電量が2000kW以上のため、接続先は変わらない。
                   したがって、工事負担金は蓄電池なしの場合と同じとなり、蓄電池コストと重複す
                    るため利益が出ない。
                ・20年間の最大利益額は35000kWhでカットの場合で、118,941万円の利益が出る。
                    投資額に対する利益率でみると35000kWhでカットの場合が最大で利益率28パーセ
                    ントである。
                ・蓄電池経由だと、太陽光の導入拡大が進んだり、原発が再稼働したり、省エネが進
                    み電力需要が縮小しても、出力抑制は一切発生しない。安心して発電に専念できる。


    4.パネルと蓄電池の一体化のメリットは下記をご参照ください。



    5.スケールメリット価格の採用は下記をご参照ください。

                参照 ⇒⇒日本の再エネ導入コストは高いは本当か?




    6.発電所規模別投資効果分析
(1)発電所規模別、HBBS使用の有無、17年間の粗利益算出
        次期産業用太陽光のFIT価格は15円と予想されている。
        15円になった場合、
            ☆蓄電池とパネル一体化で、直流結合などでコストダウンを実現する。
            ☆24時間放電時の蓄電と放電の並行処理を、蓄電池容量33パーセント減で実現する。
            ☆大量生産可能なパネルと蓄電装置にスケールメリット価格を適応する。
            ☆HBBS使用で最大電圧が4分の一になり接続変電所変更で工事負担金を削減する。
            ☆HBBSを使用して、出力抑制による大幅年収減を防ぐ。
        の機能を組み込んで、小規模から大規模までの8クラスの発電所に対して、パネルの減価償
        却期間17年間の粗利益を、算出する。
        計算結果は、純利益ではなく、粗利益であるため20~25パーセントが必要であることを
        前提にして見ていただきたい。


2)算出結果
        ①2MW以上の発電所は、HBBSを使用した場合の方が大きな粗利が出せる。
            17年間の粗利益だけに注目すると、2MW以上の発電所は、すべての発電所でHBBS
            使用するほうが、粗利益は多く出せている。(図1)
                                                                                                                (図1)


        ②粗利益の内訳
             FIT価格15円を想定した発電所規模別の粗利益内訳は(図2)の通りである。                                                                                                                                                                 (図2)
(画面をクリックすると拡大表示します)

             200MWの発電でHBBSを使用すると、1,729MWの蓄電池を71億5200万円で購入しても、
            17年間で501億7300万円の利益を出し、HBBS約を使用しない場合よりも290億円も多い
               粗利益が確保できる。

          
        ③利益が出る理由
            粗利が出る理由を200MWのケースで説明する。
                   ★ソーラーパネルから直流で蓄電するためパワコンが不要となり、パワコン分の
                      コスト削減を行い、かつ大量生産可能なパネルに対してスケールメリット価格
                      が大胆に適応できるようになる。適応結果、パワコン込みのパネルと比較する
                      と、パネル導入費は、HBBS使用の方が115億円安くる。
                    ★蓄電池は高い。その価格構成は蓄電部分と蓄電制御部分に分かれている。現在
                       家庭用として普及している価格は10kWh程度が100万円前後で、1kWh当
                       たり10万円程度となっている。その10万円は、蓄電機能が5万円で、制御
                       能が5万円程度である。
                       HBBSでは大容量の蓄電池を使用する。家庭用の100倍から1万倍以上の容量
                       が必要である。100倍とか1万倍というのは、蓄電機能のみで制御機能は1組
                       あればよい。従って5万円の100倍とか1万倍であって、10万円の100倍
                       とか1万倍ではない。
                       蓄電池と制御機能を分けることのもう一つのメリットは、蓄電機能は大量生産が
                       可能であるためスケールメリット価格が適応しやすくなる点である。
                       スケールメリット単価を使うと、最初の価格は5万円でも、100個目は3.2万
                       円で、200万個目は41円と驚くほど安くなる。安くなっても蓄電池メーカー
                       は当案件だけで71億円の売り上げが得られ、且つ他にも未稼働案件の 
                       7,800億円の需要に対応できることのメリットが大きい。
                    ★24時間放電で太陽光の最大電圧が4分の一になり、接続変電所が同じ超高圧
                       変電所で使用する変圧器の価格が下がり、使用鉄塔が中規模から小規模鉄塔
                       代わり、工事負担金が、23億円安くなる。
                    ★HBBSを使用しない場合は出力抑制が発生し、収入が大幅に減少するが、ここで
                        は少なめに20パーセント143億円減とした。(将来はもっともっと多くなる)
                
 
(3)粗利益から見えた将来
       ①発電所規模が大きくなればなるほど、粗利益は大きい。
               「新エネルギー計画」の中で、最大課題を「コスト競争力」を高めることとしている。                  この目標達成に一番効果のある方法は、発電所規模を大きくすることである。
               発電所規模が大きいと、FIT価格4円以下でも耐えられる。最高のコスト競争力である。
               そのためには、100MW以下は許可しないくらいの大胆な政策を実行すべきである。
                
        ②FIT価格が2.5円程度になっても、HBBSを使用していると粗利益は出せる。
               出来るだけ早い時期に、電気料金を世界のレベル以下の価格に下げてほしいと日本国
               民全員が願っている。電気料金を下げるためには発電コストの一番安い電源に切り替
               える必要がある。一番安い電源は、太陽光発電で、原子力の4分の一以下のコストで
               発電できる。
               将来は、FIT価格2.5円でも利益が出せる100MW以上の太陽光発電に、すべてが
               切り替わることを国民は願っている。

        ③小規模(2MW以下)は、スケールメリット効果も工事負担金軽減も無いため利益は出な
            い。FIT価格がさらに低下することを考慮に入れると、自己消費へ転換すべきである。

        ④出力抑制頻発で再エネの人気は下り坂、このままいくと再エネは完全に消えてしまう。
            出力抑制解消のためにHBBSを導入すると、再エネの人気が復活するのは間違いない。
            HBBS導入のために蓄電池メーカーとパネルメーカーは、現在FIT認定受付済みで未稼働
            案件の容量が19ギガ残っている。この19ギガのために蓄電池とパネルを製造販売す
            ると、24兆円のビジネスとなる。この24兆円は3年以内に稼働させなければならな
            い。この19ギガの全てが稼働したとしても日本の再エネ化率は20数パーセントにし
            かならない。国際的な再エネ化率に追い越し追い越さなければならないが、その為に
            は、19ギガの数倍をこなさなければならない。事業規模にすると、100兆円の事業
            となる。
 

                                詳細  ⇒⇒  膨大な蓄電池のコスト問題は解決済み



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