出力抑制完全解決への提案(後編)

後編；太陽光の第２の特性で、抑制解消

目次

（１）第2特性、「24時間均等放電」て゛、・・

（２）何故、24時間放電、その効果は？

（３）蓄電池容量はどの程度必要か？

（４）24時間均等放電で、一番得するのは電力会社

（５）24時間放電で自給率拡大

（６）原発稼働の電力会社に、HBBS費用負担義務化を‼

（１）第２特性、「24時間均等放電で、南中時最大   発電量が３分の１～4分の１に激減。」

①発電所毎、発電直後に蓄電、発電終了後、24時間均等放電

太陽光発電所毎に、発電した一日分を送電前に蓄電し、発電終了後に24時間かけて均等放電すると、1時間当たりの放電量は、南中時の最大発電量の3分の１～4分の1になるという、特性がある。日照時間が多い夏至の頃は3部の1で、冬至の頃は4分の1になる。例えば下図Step1曲線(白線)は最大値が2400万kWで24時間放電では847万kW、Step2（赤線）では最大が7,922万kWで、24時間放電では2,683万kWとなっている。Step3の最大値は12,475、１時間当たりの放電量は4,294万kWとなる。

実発電量に適応してみよう。東北の22年4月1日から6日までの実績に対して、30年頃の予測値で作成したグラフを見ると、６日間の内4回ほど需要ラインの3倍位供給過剰になっている。30年頃の正午は、北から南まで一斉に供給過剰で、連携線が機能しないので、全て抑制となる。東北の太陽光の全てに蓄電池を接続させ、24時間均等放電したのが下図のグラフになる。太陽光に対する出力抑制は皆無となる。日本全国の太陽光に24時間均等放電を適応すると、正午の供給過剰が解消され、連携線機能が使えるようになる。均等放電のもう一つの利点は太陽光の出力を事前に把握でき、且つ安定出力になるので、火力やその他の発電を大幅に下げ、手作業が激減する事が出来る。

（２）何故、24時間放電、その効果は？

①なぜ、パネルの下に蓄電池を設置するのか？

パネルで発電した電気を直流のまゝ蓄電するので、パネルと蓄電池は距離が近い方がいい。もし、100キロか200キロ離れているとその距離に直流送電のケーブルを新たに増設しなければならない。交流変換後なら電力会社の送電線が使用できるので、蓄電池までの距離は、どんなに離れていても問題にならない。しかし、直流の場合、パネルの下に蓄電池を置けば、ケーブルの長さは最短で済む。且つ、蓄電池に必要な敷地は、通常、パネルより遥かに少ないので、蓄電池専用の敷地は不要となる。

パワコンと蓄電池を直流で結ぶことでパワコンが不要となり、直交変換ロスも無くなり、蓄電専用敷地が不要に成るというメリットがある。

②無駄だった経産省指導の蓄電池設置

需要を超過した分を一旦蓄電池に保存してから、夜間にその電気を使用することを狙って、経産省の指導で九州と東北に、2016年に大型蓄電池を変電所に設置した。

容量は東北が4万kWh、九州が30万kWh。敷地面積が東北は8,500平方mでサッカー場とほぼ同じ、九州は東北の2倍近い広さである。

しかし、用意された蓄電池容量が余りにも少なすぎた。実際、九州の4月8日の抑制は3,553万kWhで、これだけの容量を準備するとしたらサッカー場240個分の広さが必要になる。30年の抑制量はさらに増えるので10倍位になりそうである。

③何故、24時間か？

蓄電と放電を同時処理可能な蓄電池システムを開発できれば、1日24時間かけて蓄電池から放電することが可能と成る。24時間かけて放電すれば、24時間均等放電の時間当たり放電量が、一日の最大発電量の3分の一から4分の一になるという特性を利用できる。最大値が少なくなれば供給過剰が大幅に解決できる。つまり、出力抑制解消となる。

④直流のまゝ蓄電するためパワコン不要

パネルで発電した電気は直流で出力される。蓄電池は直流のまゝで蓄電する。直流から交流への変換はパワーコンで行われているのでパワコンは不要となる。パワコン価格はパネルの2～3割も占めている。またパワコンの寿命も10年～15年のため、パネルを20年働かせようとすると、途中でパワコンを新規に購入しなければならないが、それも不要となる。しかし、送電線に電気を乗せるために交流変換が必要だが、それは蓄電池自身が持つ機能で行う。

⑤何故、発電予測が不要となるのか？

電力会社の中央給電指令室で、発電から需要家までの電気の制御を行っている。その制御のために、前日に天気の予測、需要予測、発電予測、抑制予測を行い、予測結果、過剰分が出る場合は「電力広域機関」で公開入札を行い、引き取り手を探す。引き取って貰えない分は抑制処理となり、抑制対象の発電所を決め、前日の夕方までに発電所に「明日は止めてください」と連絡する。

発電予測と言っても広い供給域の電力会社は、地域毎に予測、地域に設置された発電所毎に24時間の時間別に予測しなければならない。

停止すべき発電所の決定では新、旧ルール、発電所規模、オンライン/オフライン、等を見込ながら特定な発電所に偏らないようないよう公平の原則を貫いて、決定しなければならない。翌日、発電日には需要と供給の関係を監視しながら再エネを制御し、再エネの発電所別の発電量を集計しなければならない。発電所毎の当日発電量は計測器が自動計測するので問題はないが、抑制量は発電していないので計測できない。しかし、抑制量は管理上極めて重要であるので、発電終了後に発電した他の発電所の実績と照らし合わせながら、発電所毎に予測算出しなければならない。

このように再エネ制御には、前日の予測、当日も予測。翌日も予測と、予測が重要となる。しかし、24時間放電を導入すると、前日の指定された時間に全太陽光発電所から、その日の発電量に基づく翌日の時間当たり放電量を知らせて来るので、前日に発電所別の発電予測は不要となる。当日はたとえ天気の急変が有ってもコンスタントの量を送電してくるので、太陽光発電のための当日の予測は不要となる。また太陽光の抑制も皆無となるため、抑制量推定計算を含めた抑制管理が不要となる。

⑥何故、電気の供給が安定化するのか？

再エネ初期の頃、東京電力は自社のHPに7,000kWと13,000kWの太陽光発電所の発電状況のリアルタイム掲載を数年間行っていた。掲載目的は、太陽光発電が如何に不安定であるかを見て貰う為だと主張していた。確かに、太陽光発電の出力は数分単位に激しく変動し、電圧や周波数に大きな影響を与える。天気の急変で時間単位にも大きく変動するので、系統運営ではその日の天気の変化を絶えず監視しながら系統制御を行っている。再エネの出力変動に耐えるために、火力発電の調整能力が無くてはならない存在である。24時間放電では、前日発電した電気を24時間均等量で送電してくるので、たとえ天気が急変したとしても、送電量は一定で、天気急変の影響は全く受けない。安定化する事で、火力の調整力に頼る必要性が減少するので、火力の最低出力を更に下げる事が出来る。24時間放電採用で、電力会社は再エネ嫌いを改めるのが最大の効果かもしれない。

⑦系統用蓄電池の大量導入で、出力抑制は解消されるか？

余剰電力を一旦蓄電し、余剰が解消後、蓄電池から放電する系統上に設置した蓄電池を系統用蓄電池と読んでいる。果たして系統蓄電池で抑制は解消出来るのか？

結論から言うと、解決不可能であり、これに投資した企業は大損を被るのは間違いない。

理由の説明の前に系統用蓄電池の受付状況を説明する。2024年9月末に受付けている全国合計が8,800万kW、内、既に接続済が573万kWである。突出しているのが東北で、受付中が3,098万kW、うち接続済が120万kWである。一方、東北の再エネ接続済みは合計で2,144万kW、うち太陽光が91６、未接続だが受け付けている合計が10,414で、内、太陽光が1,388となっている。

解決不可能であることを(1)の①の「東北電力 2030年頃、予想」のグラフを例に説明する。解決不可能理由の①；30年頃には正午の供給過剰量が1,500万kWあり、超過時間帯では6,000万kWhになる。系統蓄電池は3,098万kWhで、超過分を半分程度しか蓄電出来ない。出来ない分は抑制処理となる。

理由の②；蓄電池容量を6,000万kWhまで拡大したとしても、翌日の超過が始まるまでに放電しなければならないが、火力を全部停止しても3,000万kWhしか捻出出来ないので、超過分を全て処理することが出来ない。蓄電池に前日分が少しでも残ると、翌日の蓄電量が少なくなり、問題が拡大してくる。

理由③；将来、太陽光による出力抑制が解消できると、蓄電池に蓄電するものがなくなり、系統蓄電池の存在意義が無くなる。洋上風力が稼働し始めると、東北の風力は現在の22倍となるので、蓄電池もそれ相応の容量が必要となる。６,000万の22倍、132,000万kWとなる。(2)の②で南相馬変電所が4万kWhでサッカー場1面から推測すると、サッカー場3万3千個の広さが必要となる。非現実的な話だ。

⑧FIP制度で出力抑制は解消出来るか？

FIP制度は、再エネ発電事業者に対し、卸電力市場で電力を販売した売電収入に加えて、一定のプレミアム（補助金）を上乗せして交付する仕組みです。このプレミアムで、再エネ発電事業者の売電収入が増加するので、FIT終了後も事業継続の希望が持てる。出力抑制発生頻度を減らす確実な方法の一つに、再エネ発電所の数を減らす方法があるが、FIP制度は事業継続を支援することになり、抑制解消には逆行することになる。

⑨何故、風力発電に24時間放電は適応しないのか？

理由①風力は太陽光の南中時のような発電が集中する時間が無く、24時間のどの時間でも発電するので、24時間均等放電してもオリジナルとほとんど変わりがない事が多い。

理由②太陽光の場合、昼だけの発電のため蓄電池の容量は少なくて済む。例えば100kWの太陽光の場合蓄電と放電の同時処理機能も含めて600kWhの容量だが、風力の場合24時間と重複処理を含めると3,000kWhの容量が必要となる。売電単価が同じとすると、風力に対する蓄電池の投資効果は６倍も劣ることになる。

理由③風力発電は冬から春先にかけて風が強いが、夏場は風がぴたりと止まり、長期間、風が全く吹かないこともある。風力の一日当たりの発電量を夏場と冬で比較すると３倍程度の開きがある。風力に24時間放電を適応すると、蓄電池は冬場に耐えられる容量が必要になるが、設備の投資効率は極めて悪くなる。

理由④洋上揚力が本格的に稼働し始めると、現在稼働している風力の22倍、太陽光よりもやや多い137GWが吹き捲くり、需要超過もけたたましく、最大需要東京の5～6倍を軽く超過するため、普通のやり方だと全く対応できない。その対応については、「2nd；洋上風力を全面的に生かす」で詳しく解説する。

⑩ 何故、24時間放電で系統接続工事負担金が減るのか？

ⓐ 系統接続ルール

太陽光の容量(最大出力)に従って、電力会社の系統の接続場所が決まっている。接続ルールを表にまとめたのが下左表となる。問題は変電所の規模が大きくなるとその数は少なくなる事である。数が少なくなると、理論的には変電所までの距離が遠くなる。最多の柱上変圧器は県当たり20万個あるので、発電所から100m位で接続可能。一番少ない超高圧は249ヶ所であるので、県平均5か所位となり、距離も遠くなる。24時間放電を行うと放出電圧も3分の一になるので接続変電所も代わってくる。(下右表)

ⓑ 系統接続工事負担金のサンプル設定

発電所候補地と、各種変電所までの距離が分かっているものとする(下左

図）超高圧変電所までは20Ｋｍ、１次変電所までは10Ｋｍ、中間変電所までは5Ｋｍ、配電変電所までは1Ｋｍとする。

☆ 上記で想定した距離と電力広域的運営推進機関が公表している「送変電設備の 標準的な単価」を適用して変電所までの負担金を計算すると下右表になる。

この表の見方を説明する。

この表は前述の表10.23［HBBS使用後の新接続ルール」と合わせて説明する。

●規模が150MW以上の時     

150MW以上の場合は、HBBSを使用しても使用しなくても接続変電所は超高圧変電所だが、接続電圧が下がるので使用機器コストが安くなる。HBBSを使用しないときの負担金は83.3億円、使用する時は26.3億円になる。従って、HBBSを使用すると、同じ超高圧変電所でも負担金が57.0億円安くなる。この差額金で高額の蓄電池を導入できることになる。

●規模が50MW～150MW未満の時  

HBBSを使用しないときは超高圧変電所接続であるため負担金は83.3億円、使用する時は1次変電所接続となるため負担金は13.2億円となる。 従って、HBBSを使用すると負担金が70.1億円安くなると言える。この差額金で高額の蓄電池を導入できることになる。

●2MW～6MW未満の場合  

 HBBSを使用しないときは中間変電所接続であるため負担金は7.8億円、使用する時は配電変電所接続となるため負担金は0.5億円となる。従って、HBBSを使用すると負担金が7.3億円安くなると言える。この差額金で高額の蓄電池を導入できることになる。

©.導入費用

電力広域的運営推進機関は「送変電設備の標準的な単価の公表について」で工事費負担金に含まれる送変電設備の標準的な単価を公表している。

送変電設備の内、特別高圧設備については架空線・変電設備の引出設備と変圧器・通信設備、高低圧設備については架空線・地中線について公表している。

その他の設備については、標準的単価としての公表はされていない。7000kWの太陽光は中間変電所に接続しなければならない。47000kWhを24時間均等送電を行うと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。

中間変電所は4,376ヶ所と少ないため遠距離になる確率が高くなる。

また配電変電所は6,700ヶ所と数が多いので距離が短くなる確率が高い。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（HBBS使用前と後の工事負担金の比較）

送出電圧が３ア分の一に下がると使用する機器、例えば変圧器とか支持物(電柱等)が単価の安いものに変わってくる。高圧だとつかう支持物は１機当たり数億円の鉄塔を使うが、低圧になると１柱当り1千万程度の電柱になる。

高圧の変電所までの距離は数十キロ先迄架空線を引くが、低圧になると変電所までの距離が短くなる確率が高いので、工費も安くなる。

上記計算結果は、HBBSを使用しない場合の工事費は、6.01～10.24億円で、中間値をとって8.13億円とする。

HBBSを使用すると工事負担金は、409～4,156万円となった。８億円近い工事負担金減額となる。

 ただし、既設の場合は、メリットは出ない

（３）24時間放電の蓄電池容量はどの程度必要か？

★★24時間放電と充電の同時処理に必要な蓄電池容量★★

①蓄電池の設置方法に２種類あり(特許取得済み)

②自己消費が無い場合の蓄電池容量

（ハイブリッド・バッテリー・システム、HBBS）

一日の発電量は同じ発電機で日によって異なる。１年中における一日の発電量を多い順に並べると緩やかなS字カーブが得られる。下図は神奈川県に設置された13MWの発電装置から実際に発電した日別発電量を多い 順に並べたもの。

一日当たりの最大は90,860kWhで、平均は44,637kWhとなっている。一日当たりの発電量をどこに決めるかは蓄電池の投資効率に大きく影響する。弊社の計算では最大値の90,860kWhではなく、65,000kWhが利益率では最適と結論を出した。

HBBSの場合の蓄電と放電の同時処理を可能とさせる蓄電池容量が必要

(図1)前日の発電量を24分の1した量でコンスタントに放電する。発電は日の出から日没まで行う。 (図2)前日蓄電した量は24時間かけて均等量づつ減少し、24時間後にゼロになる。当日の蓄電量は 日の出とともに少しづつ増加し、日没時に最大値に達する。 (図3)前日分と当日分の合計量の変化 をみると、16時頃に最大値の1.33になる。 1日分の最適地と合わせるとパネル容量×5×1.33=6.65倍が必要なHBBS容量となる。

（４）24時間均等放電で、一番得するのは電力会社

①直接効果

★系統接続最大発電量が、HBBS使用で3分の一以下になるので、系統容量3倍拡大と同じ効果が得られる。 

★毎日HBBSから発電実績値が送られて来て、その値で翌日の系統制御計画を作成するので、太陽光に関する発電予測は不要となる。

★太陽光の出力は前日の内に計画に組み込み、且つ天気の急変で変化することは無いので、火力の出力を思い切り下げた運転が可能と成る。

★HBBSを採用していれば、原発で底上げ分の影響が少なくなるので、再稼働がやり易い。

★HBBS接続で出力抑制が発生しなくなるので、抑制処理関連の作業が大幅に減少する。

②関節効果

★HBBS導入に積極的に電力会社が取り組めば、再エネ導入に積極的だと評価され、原発再稼働にも国民からの協力が得られやすくなると思われる。

★HBBS導入に積極的に推進すれば、コスト削減等で得られる利益率の大幅向上で、電気事業経営が大幅にやり易くなる。

③蓄電池コスト負担で可能となる電力会社の新たな挑戦 

★料金値上げせず、利益を高める事が出来る。 自社株価も高くなり、経営に好影響。

★利益が大きくなれば、その利益で料金値下げで、価格競争を有利に展開出来る。

★蓄電池コストを負担すれば、更に再エネ接続が増え、利益も益々増加する。

★出力抑制未解消のまゝ再エネ拡大しても、増えるのは抑制ばかり、再エネ化率も停滞。

     ★原発を再稼働させる場合、積極的に抑制解消のためにHBBSコスト負担を行えば、          原発再稼働に対して一般市民から協力が得られ、原発再稼働がやり易くなるだろう。

          ④「タケノコ狩り」効果の金額換算と蓄電池コストの比較               ♦♦♦  「タケノコ狩り」効果を東北と東京の場合で比較 ♦♦♦

太陽光、風力、火力が得られる直接効果の金額換算

蓄電池使用で増加または減少した発電量を、IT買取単価もまたは公表されている火力の単価(21円/kWh)で計算とした結果、なんと火力が最大効果を生み出している。                              東京電力では太陽光の効果が、風力より少ない最低の額であった。20年間の効果額は、東京も東北も、系統下の全蓄電池のコストより大きな額になっている。                                              蓄電池コストの負担を太陽光lだけに負わせるのは、極めて不公平になる。

(注)最近の燃料費高騰で火力単価は大幅に上昇

東京電力は自社の系統に接続された全太陽光の蓄電池のコスト6兆3866億円を負担すると、火力発電の燃料費が20年間で13兆1397億円節約できる。  東北電力は20年間で3兆3398億円の投資で5兆4638億円の燃料費の節約となる。

⑤2030年頃の各社別太陽光とHBBSの金額

蓄電池の単価を2.4万円／kWhで計算すると、 HBBSビジネス規模は20兆円になる

⑤太陽光発電業者はHBBSコストを負担できるか❓

（5）24時間放電で、エネルギー自給率拡大

30年に全ての太陽光にHBBSを導入できたとすると、太陽光の抑制は完全に解消され、再エネ化率も50パーセントに達する。ただし、30年にはまだ洋上風力は稼働していない。

全ての太陽光にHBBSが導入されると、昼の時間に一斉に供給過剰が解消されるので、風力の過剰分は連携線で余裕のある所に送って、抑制を解消出来るようになる。

抑制れていた分が有効分となるので、全体の再エネ化率は5.5パーセント高くなって、55.8パーセントとなる。

2040年度のエネルギー基本計画の再エネ4～５割、原子力2割程度、火力3～4割程度は、余裕をもって達成できるる。

♦ ♦ ♦ ♦  ①東北の事例  ♦ ♦ ♦ ♦

太陽光で再エネ導入ファースト・フェーズは完成

38.7 % ⇒  76.9%＋ 7.1 %

年間抑制回数が359回の東北の全ての太陽光にHBBSを導入すると、太陽光に対する抑制は完全解消し、再エネ化率が一気に76.9パ―セントに達する。

原発が7.1パーセントあるので、再エネ＋原発で84パーセントになり、ほぼ限界に達したと判断できる。HBBSを使用しない風力までも、お零れ効果で74.6パーセントの抑制が、44.4パーまで減少出来た。

♦ ♦ ♦ ♦ HBBS導入後の東北の稼働図  ♦ ♦ ♦ ♦

30年頃の下の稼働グラフ(上)を見ると、４月１ヶ月の全日が供給過剰になり、需要と供給の倍率が最大3.5倍、平均が2.0倍くらいになっている。HBBS導入後のグラフ(下)見ると、均等放電の結果、需要ラインぎりぎりの所まで放電している。放電が多少オーバーした場合は、火力を最低出力にした後、揚水発電を最大出力まで働かせている。

南中時に供給過剰になる現象は完全に解決されたが、需要の少ない深夜に風力が供給過剰なる事が多かった。その時の対応は、揚水発電や連携線を使用することも出来るが、自社のバイオや水力の出力を下げる事も出来る。

HBBS使用のメリットとして、毎日夕方にHBBS使用の発電所からその日の発電量を知らせて来るので、翌日の稼働計画作成時に、事前に抑制対策を組み込んでおける。30年以降太陽光の導入が増えると抑制処理せざるを得ないので、この辺の容量が限度と思われる。

★ ★ ★ ★  ②九州電力の事例  ★ ★ ★ ★  

29.1 %  ⇒  49.9 % ＋37.4 %

年間抑制回数335回の九州の全ての太陽光にHBBSを導入すると、太陽光に対する抑制は完全解消し、再エネ化率が一気に49.9パ―に達する。原発が37.4パーあるので、再エネ＋原発で87パーセントになり、ほぼ上限に達したと判断できる。

HBBSを使用しない風力までも、お零れ効果で62.5パーセントの抑制が、34.5パーまで向上出来た。

HBBS使用後の九州の再エネ化率は49.5と高まり、火力や原子力と較しても、再エネが主力電源と言える。

♦ ♦ ♦ ♦ HBBS導入後の九州の稼働図  ♦ ♦ ♦ ♦

★ ★ ★ ★  日本の全太陽光に適応の場合  ★ ★ ★ ★

31.6 %  ⇒  50.3 % ＋13.5 %

★★★  40年目標も達成   ★★★

再エネ化率；4～5割   原子力；２割   火力；3～4割

引き続き「洋上風力を全面的に生かす」を読もう

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