話の進め方

ここの文章は長文なるので、文章の構成を説明しておきます。

 Ⅰ．数年後の地域別再エネ導入量 

現在、電力会社毎に受付ている再エネ容量と、電力各社の再エネ化率の現状を説明する。

Ⅱ．現在の稼働状況

将来をきちんと予測するためには現状を、電力各社別に詳細に分析しておかなければならない。単なる再エネ化率だけでなく、高かったり低かったりする真の背景、特に出力抑制が発生の現状と原因をデータに基づき分析する。

（日本列島内で連結している電力9社を、個別に説明しているので文章量が膨大になります。関心のある電力会社だけ選んで読まれることをお勧めします）

Ⅲ．拡大後の稼働シミュレーション結果

現在受け付けている再エネの全てが稼働した時の再エネ化率や出力抑制の頻度などを予測する。予測の中には、発電停止による収入減の程度も計算する。計算結果を見ると主力電源化を実現しているところもあるが、出力抑制の頻度から、殆どの発電業者の売電収入が激減する。減少量も計算している。

Ⅳ．拡大後、供給過剰分引受者はいるか？

しかし、関西電力だけは全く再エネ化率が伸びない。理由は色々とあるが、原因を追究するのではなく、関西は全く供給過剰にはならないという点を生かして、全国の供給過剰を引き受けるセンターになるのも再エネ推進の一つの選択肢である。果たして関西はどこまで供給過剰を引き受け出来るのか？引き受け出来れば、関西電力にとっても経営上のメリットは大きい。果たして、・・・・。

（当サイトでは、「再生可能エネルギー」は「再エネ」、太陽光発電は「太陽光」、

風力発電は「風力」、パーセンテージは「パー」と表記してます。

話の進め方

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Ⅱ．現在の稼働状況

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Ⅳ．拡大後、供給過剰分引受者はいるか？

しかし、関西電力だけは全く再エネ化率が伸びない。理由は色々とあるが、原因を追究するのではなく、関西は全く供給過剰にはならないという点を生かして、全国の供給過剰を引き受けるセンターになるのも再エネ推進の一つの選択肢である。果たして関西はどこまで供給過剰を引き受け出来るのか？引き受け出来れば、関西電力にとっても経営上のメリットは大きい。果たして、・・・・。

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Ⅳ．拡大後、供給過剰分引受者はいるか？

しかし、関西電力だけは全く再エネ化率が伸びない。理由は色々とあるが、原因を追究するのではなく、関西は全く供給過剰にはならないという点を生かして、全国の供給過剰を引き受けるセンターになるのも再エネ推進の一つの選択肢である。果たして関西はどこまで供給過剰を引き受け出来るのか？引き受け出来れば、関西電力にとっても経営上のメリットは大きい。果たして、・・・・。

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話の進め方

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Ⅱ．現在の稼働状況

将来をきちんと予測するためには現状を、電力各社別に詳細に分析しておかなければならない。単なる再エネ化率だけでなく、高かったり低かったりする真の背景、特に出力抑制が発生の現状と原因をデータに基づき分析する。

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Ⅲ．拡大後の稼働シミュレーション結果

現在受け付けている再エネの全てが稼働した時の再エネ化率や出力抑制の頻度などを予測する。予測の中には、発電停止による収入減の程度も計算する。計算結果を見ると主力電源化を実現しているところもあるが、出力抑制の頻度から、殆どの発電業者の売電収入が激減する。減少量も計算している。

Ⅳ．拡大後、供給過剰分引受者はいるか？

しかし、関西電力だけは全く再エネ化率が伸びない。理由は色々とあるが、原因を追究するのではなく、関西は全く供給過剰にはならないという点を生かして、全国の供給過剰を引き受けるセンターになるのも再エネ推進の一つの選択肢である。果たして関西はどこまで供給過剰を引き受け出来るのか？引き受け出来れば、関西電力にとっても経営上のメリットは大きい。果たして、・・・・。

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Ⅰ．数年後の地域別再エネ導入量

（１）2019年度再エネ化率実績

電力各社の再エネ化率を、各社の2019年度電力需給実績をダウンロードして、弊社が電力会社別に集計した。水力を含む再エネ化率がすでに30パーを超えているところが2ヶ所存在している。北陸と東北である。この2か所の特徴は、太陽光や風力より。水力やバイオなどの比率が大きいことである。

各社の発電状況等の詳細は、「Ⅱ.現在の稼働状況」で各社別に説明する。

（今回のテーマは①日本国内の電力9社が連携線で結ばれることで出力抑制を如何に解消しているか、また②再エネ導入量が飛躍的に拡大された時、その連携が全く無意味であること、を説明することにある。  

沖縄は、日本本土と連携線で結ばれていない。従って、今回の調査からは割愛しました。

また、当文章は、現状、予測、連携状況を電力９社１社ごとに詳細に説明しているため非常に長文になってしまった。時間節約するためには、自分の関心のある電力会社だけを拾い読みしてください）

 （図1.1)）                                           

（２）数年後の再エネ導入拡大(承認済と検討待ち)

 既に再エネ化率30パー以上が存在している中で、更に電力各社は未稼働案件を大量に所有している。未稼働の中でも風力の容量が驚くほど多く、東京のように稼働中容量の80倍の容量を抱えているところもある。風力の中身の詳細は不明だが、おそらく洋上風力が大きなウエイトを占めるだろうと想像している。

太陽光も未稼働が多く稼働中容量に等しい5,000万kWが申し込まれている。

各社の稼働中と承認済み及び検討町の容量は（図1.2）の通りである。

 （図1.2）

承認済と申込の全てが稼働後、再エネ化率はどうなるか?

全てが稼働した後は、主力電源化を実現し、今後の再エネ導入の必要性はなくなっているのではないか?

そんな疑問に答えるため、全てが稼働した後のシミュレーションを行った。

「Ⅲ．拡大後の稼働シミュレーション結果」に詳細を記述している。

今後の説明を進めるうえでぜひ頭に入れておくべきことは、電力会社の規模を十分に知っておくこと。例えば、100MWと言っても東京電力に対する100MWと、四国電力に対する100MWではその重みづけが異なるからである。

                 電力会社の年間需要の比較            （図1.3）

Ⅱ．現在の稼働状況

2019年度の電力各社の電力需給実績をダウンロードして、弊社が電力会社別に集計した。電力需給実績は需要量、電源別発電量、抑制量、揚水発電利用量、連携線利用量が1時間単に同時同量が成立した形で表示されている。従って電力1社のデータ量は366日×24時間＝8,784件となる。

実績値は発電装置等からデーターを自動収集しているが、抑制量は発電していないため、発電装置からデーターは取れない。従って事後処理で、発電停止した発電所の数から逆算して求めたものと思われる。

表中の揚水欄の数値がプラスの時は揚水発電で発電したことを表し、マイナスの時は揚水動力として下池から水をくみ上げて電力を消費したことを表す。連携線の欄がプラスの時は、発電量不足で他社から供給してもらったことを意味し、マイナスの時は供給過剰で他社へ送ったことを意味している。

再エネ化率は次の計算式で求めている。

再エネ化率＝（水力+地熱＋バイオ＋PV実績＋WIN実績）÷ 需要

再エネ化率の高い順に、電力会社別に2019年の稼働状況を説明する。

（１）既に再エネ化率30パーを超えているグループ

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①   北陸電力（りくでん）

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電力9社中最も再エネ化が進んでいるのが北陸電力

実は、北陸電力は内地の電力9社中、一番か2番に電力需要の少ない電力会社。

一番大きい東京電力と比べると10分の一、関西電力とは5分の一の規模である。

規模が小さいから再エネ化がやり易かったという点もあるが、北陸は北海道に次いで降雪量の多い地区。冬の間に溜めた雪をダム代わりにして雪解けの始まる春先から水力発電をフル稼働させる。そのため水力発電所が131ヶ所もあり、関西電力の141ヶ所に肉薄している。

従って水力発電の占める率は27.6パーもあり、太陽光（4.0パー） や、風力（0.7パー）よりはるかに大きなウエイトを占めている。（図1.1）水力を含む再エネ化率は34.2パーで、主力電源にはなってはいないが、日本一の再エネ化率である。もちろん、現時点では出力抑制は発生していない。再エネ化率では日本一であるが、導入容量では最下位で138万kWしかない。導入量1位東京の17分の一にしか過ぎない。

実は、年間通して8.6パーの供給過剰であるが、全て、関西または中部電力に過剰分の処理を引き受けてもらっているので、出力抑制処理は必要としていない。ラッキーである。 （図2.1）

⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂

②東北電力

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2番手は東北で、水力を含む再エネ化率は33.8パー。

★火力だけで102パーも発電しているが、出力抑制は発生していない。

★バイオの発電量では日本一の多さである。水力、地熱、バイオだけで21.8パーもあり、再エネ化率第2位にしている理由である。

★需要に対して36.2パーの供給過剰である。しかし、出力抑制にはなっていない。理由は、超過分は東京と北海道に供給しているため。  

    （図2.2） 

⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂

③四国電力（単位が万kWであることにご注意)      

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★再エネ化率26.8パー、第3位である。

★50パー以上も供給過剰であるのに、出力抑制にはなっていない。理由は過剰分の殆どが関西で消費されているからである。

★関西と四国は特別の供給契約を結んでおり、そのため徳島と和歌山間を直流伝送できる送電線を開設している。四国は関西の一発電部門としての位置づけとなっている。関西から見ると四国から供給される量は、関西の総需要の10パー程度に過ぎないが、四国から見たら総需要の51.4パーに相当する。

  （図2.3）

（２）導入拡大後の再エネ化率30パー越えを

狙っているグループ

⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂⁂

④九州電力   

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イョーッ、原発依存日本一。原発依存度は36.6パーで再エネ化率より多い。

日本で唯一出力抑制となっている地域である。抑制率は太陽光で4.1パー、風力で2.3パーと現時点では発電業者は売電収入の面では影響は少ない。

供給過剰分は中国や関西に送られ消費してもらっている。過剰分は需要の20パー近くで、原発発電量の半分に相当する。また過剰分の全てが関西などに受け入れられていれば抑制の必要はなかったが、受け入れられなかった分は出力抑制となっている。また、連携線で送られる電気には、九州電力以外のJーPower社の分が含まれているため、再エネの供給過剰時間帯以外の時間にも常時送電されている。

再エネ化率が九州と同程度の北海道22.4パーであるのに、九州は出力抑制になっている。北海道は全く抑制となっていない。原因は、九州は原発が36.6パーも稼働しておりベース電源として底上げされ、その上で太陽光が稼働しているので、南中時に供給過剰に成り易くなっているためである。

また、九州は過剰分の主たる引受先が中國電力であるが、中国は九州より規模の小さい電力会社であるため全てを引き受けるほどの余力がないため、残りは関西電力が引き受けている。詳細は、「（４）９電力間の連携線使用の依存関係」で説明します。

    （図2.4）

出力抑制実績    

九州本土で日本初の出力抑制が出始めた2018年10月以降の抑制実績が（図2.5）である。これは九州電力が公表した資料から弊社が集約したものである。

1年３カ月で98回の抑制があったが、一つの発電所に対しては、太陽光の場合、制御された率16.17×1.48＝23.9回で、風力は制御された率7.82×1.48＝11.6回の発電禁止命令を受けている。

    （図2.5）

1.48倍の理由を説明する。

（図2.5）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の複雑さと、安全面を考慮に入れて1.48倍が妥当であると、九州電力が経験を通して判断した。停止させる発電所が計算上で100ヶ所であっても、実際に指示する発電所は148ヶ所を止めると言う事である。

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1.48倍した値で求める事が出来る。     

抑制される量が実供給過剰量より多くなる理由

（図2.6）の図を使用してその理由を説明する。

理由①最大超過率の適応

供給過剰になると予想されると、該当発電所は午前9時から16時まで止めることになっている。

（図2.6）で日の出から日没までの「発電量」を想定し、そのうちの供給過剰分

「実抑制分」計算し、その供給過剰分は発電量の何パー「超過率」になるかを

計算し、その「超過率」の中での最大値を見つける。

理由②安全率1.48倍の適応

再エネを含む系統制御は多くの予測をベースとしている。

天気の予測、需要予測、太陽光発電予測、風力発電予測、供給過剰予測等を発電日の前に行う。その結果を前日の夕方までに、発電停止すべき発電所に連絡する。予測の何れかが大きく外れた場合、停電等の事故が起きる危険性を含んでいる。その危険性を避けるために「安全率」が必要となるのはやむを得ない。その「安全率」として九州電力では1.48倍を採用している。

日の出から日没までの「発電量」に「安全率」1.48倍と、理由①で見つけた「超過率」の最大値を乗じて「補正後抑制」とする。

 （図2.6）一日の実抑制分は30,678であったが、実際に抑制する量は「補正後抑制」の57,092であるので、実の2倍が抑制されることになる。

九州本土の抑制の現実                                  （図2.6）

原発稼働の影響

抑制実績を見ると、6月～9月の抑制はゼロになっている。ゼロになった理由は、

①夏場は電力需要が大きいこと。

②6月～9月の期間は、3機の原発が次々と定期点検に入ったため、原発の出力が低下したこと。

原発点検の時期を、出力抑制の多い時期に変更するなど、発電業者を思いやる心があってもよかったのではないか?

この件を見ても電力会社は発電業者のことなど全く考えていないことがよく分かった。

              連携線や揚水発電は生かされているか？

再エネ発電による供給過剰が発生しても、連携線で過剰分を放り出したり、揚水動力で過剰分を消費できれば、再エネの発電を止める事がなくなる。

後日発表された九州電力の需給実績から詳細に稼働状況を分析してみよう。

出力抑制が発生しなかった日と、発生した日をそれぞれ3日づつ選んで詳細を分析してみよう。

①出力抑制が発生しなかった3日間

  （図2.7）の上段の3日間は出力抑制が発生していない。その3日間の詳細データをEXCELで表示しているのが （図2.8）の左側である。

3/17、3/18、3/19の3日間は出力抑制は発生していない。この3日間の連携線の使用料で最大値は3/17に2,554MWh、3/18に2,544MWh、3/19に2,592MWhとなっている。揚水動力は、同日同時刻に1,077MWh、1,025MWh、715MWhとなっており、供給過剰にはなっていない。

②出力抑制が発生した3日間

（図2.7）の下段の3日間は出力抑制が発生している。3日間の連携線の最小使用量は3/15が2,054MWh、3/20が2,076MWh、3/29が2,090MWhであった。

中國九州間連携線  上り線の容量は246万kWで実際2019年1年間の使用実績の最大値は2,652MWhであったので少なくとも2,600MWh位は使用するものと思っていた。しかし、実績を見ると最大容量よりはるかに少ない容量しか使用していない。また揚水動力の容量は最大 2,481MWであるが、その容量も使いこなしていない。火力発電も下げ代一杯まで下げ切ると1.307MWまで下げる事が出来る。

限界値ギリギリまで働かせていたら、出力抑制も発生しなかった。それだのに、なぜ抑制処理となってしまったのか？その原因を簡単に説明する。

原因①

出力抑制になるかどうかを判断するのは前日に行い、前日の内に、公正取引所に出して電力取引の入札処理を行う。当日もスポット取引などもあるが基本的には前日の内に過剰分を受け取ってもらえるかが分かる。受け取り量すなわち連携線に載せる量は決まってしまう。出力抑制になってしまった3日間は取引の量が少なかったと思われる。

原因②

EXCELで作成された需給実績は基本的にはリアルタイムで電力系統装置から取り込んで作成したデーターである。しかし、出力抑制の値は発電所を停止させた値であるのでリアルタイムには、データーは取り込めない。従って、そのデーターは事後、停止した発電所件数から手計算してEXCELに組み込んだものである。

したがって、当日の発電中に供給過剰にはなって無いので、火力の下げ代も、揚水発電も、連携線への送り出しもその能力を発揮する必要がなくなってしまったのである。

   （図2.7）

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⑤北海道電力

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発電の40パーを占めていた泊原発の停止が長く続くため、発電力を確保するのに苦労しているようだ。18年のブラックアウトは起動時間が24時間もかかる石炭火力に頼りすぎていたため、緊急の対応ができなかったことと、地震発生が午前3時であったため、太陽光の発電が全く役立たなかったことがあげられる。

年間発電量の5.9パーを東北に頼っている。再エネ化率も半分を水力に頼っており、出力抑制は全く無縁な状態にある。

 （図2.8）

（３）日本の再エネ化競争で足を引張ってるグループ

♢  ♢  ♢  ♢  いよいよ中央3社のお出ましです  ♢  ♢  ♢  ♢

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⑦ 中部電力

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再エネの主力電源化には程遠い存在である。再エネよりも浜岡原発再稼働に力を入れているのではないだろうか?

再エネ導入済容量1,250万kWは、年間発電量が中部の半分以下である東北や九州よりも少ない。ちなみに東北は1,728万kW、九州は1,332万kW、中部電力は再エネ化には全く興味がなさそうである。

しかし、顧客は少しでも安い電気へと電力完全自由化以降へとスイッチングし始めているが、なんとスイッチングNO1は中部である。

原発に拘り過ぎて、お客のことを蔑ろにした結果であろう。

電力9社中、最初に倒産する電力会社になるのではなかろうか？

      （図2.10）

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 ⑧関西電力 

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金を握ってしまったので原発稼働に力を入れざるを得ない。

再エネなどには手が回らない。未来永劫関西には出力抑制なんて、無縁の存在にしか過ぎないか？

関電側の立場で考えると、関西は実は再エネ化には向いてない地域と言える。再エネ化には再エネ向きの土地が必要だが、近畿圏は宅地化が進んでおり、パネルを設置する場所も少なく、風力にしても騒音公害無縁の場所を見つけるのは難しい。その点東京は首都圏以外に、茨城、栃木、千葉などの太陽光向きの土地や、洋上風力に適した太平洋の海上を保有している。

関西が再エネ化を真剣に考えるなら、独自の再エネ化を考えなければならないだろう。例えば「地産都消」（地産地消ではないことにご注意）である。地方で発電した再エネ電力を直接買い取る方式である。関西が北海道や東北及び九州で発電した再エネの電気を年間を通して直接買い取る。これにより、地方も潤い、関西も再エネ化率を高めることが可能となる。原発のことで頭がいっぱいの関電トップにとっては、「地産都消」なんて考える余裕がないのだろう。

（図2.11）

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⑨    東京電力（単位が万kWであることにご注意）

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日本一の東京電力は世界一の民間電力会社でもある。

東京電力1社の電力需要は地方電力7社の合計地にほぼ等しい。

そんな東京電力も2,000万kWあった原子力発電所が一機も稼働していない。そのため、発電力不足を補うために外部への依存量（連携線利用）が、四国電力／北陸電力／北海道電力各社の年間発電量に相当する。依存先は、９０パーが東北で、残り１０パーが中部である。

再エネ化率も東京は、ビリである。

しかし、導入済み容量では日本一で、2位の東北より600万kWも多い。導入量最下位北陸の17倍の容量となっている。

需要が大きいだけに再エネ化率の拡大も容易ではない。

東京は、原発事故で、大きな借金を抱え込んでしまった。その借金と補償金支払いのために毎年5000億円の利益を出さなければならない環境に落とし込まれている。それに対して「再エネを主力電源にする」ことで利益を捻出する考えだ。その割には、出力抑制解消には無関心でいるようだ。本気になって、主力電源化に取り組んでいるとは思えない。

      （図2.12）

東京の実績分析で判明したこと

 東京電力の1年間の需給実績を分析中に発見したことは、「東京は北海道の風力より、発電効率がいい」ということである。

東京は、次の再エネ拡大で風力が80倍に拡大されるので、発電効率が今後の予想に大きく影響する。

2019年の需給実績から風力発電だけを取り出してグラフ化したのが（図2.13）である。風力の月別発電量に対してその時の風力の容量を当てはめて発電効率を求めた。求めた発電効率を見ると7月、8月の夏場は効率は悪いが冬場から春先に効率は非常によくなっている。最大の効率は3月の39.2パーで、年間平均は28.5パーであった。この発電効率は他の地域と比べてどの程度あろうか、次にほかの地域と比較する。

 （図2.13）

東京の風力は北海道より効率が良かった

北海道は風力最適地と言われている。特に洋上風力は陸上の2倍の発電効率であると、大学教授などが盛んに囃子立てている。

現在、洋上風力は実務では使用されていないので、発電実績は陸上風力に限られている。

その陸上でも発電効率は、地域により大きく異なっている。

確かに北海道は陸上でも発電効率は良かった。（図2.14）の北海道の実績では、年間の効率が28.0パーで中國電力や中部電力の2倍の効率である。

日本海と瀬戸内海に囲まれた中国電力は予想に反して発電効率が低かった。年間の平均値は14.3パーであった。

伊勢湾を抱える中部電力も効率は悪く14.2パーであった。北海道は28.0パーであるので中国と中部の2倍の発電効率である。同じ容量の風力発電を導入した場合、年間の売電収入は北海道は中国と中部の2倍になるという意味である。

東京の年間平均効率は28.5パーと、僅かではあるが北海道の28.0パーより0.5パー程効率が良かった。以外である。この分だと、洋上にしても北海道よりいいかもしれない。

電力3社、陸上風力の発電効率実績比較                          （図2.14）

東京電力における風力発電の設置場所は、FIT認定資料は正確性に欠けるが、茨城と千葉の2県が大半を占めている。この2県なら、洋上風力も導入できる。 

（図2.15）

東京は、順調にいけば風力発電は現在容量の80倍、3,300万kWが導入される。

その時風力が主電源になり、再エネ化率も日本一になるのでは、との期待が高まる。

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（４）９電力間の連携線使用の依存関係

         供給過剰分は電力9社間の同時同量で解決している事を証明する

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この章で説明したいことは、電力9社間で年間の連携線利用量でも同時同量が成立していることである。同時同量が成り立つと言う事は、出力抑制解消に連携線の容量を増やせばよいだけで無く、供給過剰分の受け側が必要であると言うことを証明する。

同時同量は瞬時瞬時で成立しているから、月間量や年間量でも同時同量が成り立つことになる。ここでは年間の連携線使用量で同時同量が成立していることを（図2.16）を使用して証明する。

（図2.1）から（図2.13）の中にある「連携線」に記述されている年間の値は、電力9社間で同時同量を成立させていることを（図2.16）を使用して実証する。使用する単位はGWhで行う。図の箱の中で電力会社名の下の数値は、（図2.1）から（図2.13）までの連携線欄の年間合計値である。

赤字は供給過剰で外部に放出した値で、黒字は供給力不足で外部から自社に取り込んだことを意味する。

箱の中の3段目以下は、どこから供給されているか、どこへ供給しているかを矢印と共に表示している。

電力9社間の年間連携先使用量で同時同量が成立（図2.16）

説明は、南から順に行う。

①九州電力

（図2.4）の九州の実績の右端の「連携線」の年間の値－16,025GWh（以下単位は省略）はマイナスであるので供給過剰を表し、過剰分を外に放り出している。送り先は関門海峡を渡った中国電力である。

②中國電力

中國は黒字の10,997であるので、不足していることを表している。中国は四国と関西と連結している。四国は中国と関西の2ヶ所と結ばれているが、ここでは一つにまとめて表示する。四国からは13,859を受け取っている。九州からの分と合わせるた29,884から、中国の不足部を横取りし、残り分－18,887を関西に送る。

③四国電力

四国は連携線が2本ある。1本は瀬戸大橋を通って岡山へ、もう一本は鳴門海峡を渡って徳島から和歌山間を直流送電で結ばれている。四国が公表している需給実績には連携線の欄は1個しかないので、中国行きと和歌山行きの合計－13,859しか表示されていない。ここでは、中国行きで表示しておく。

④関西電力

関西は年間15,416が不足している。それを補うために中国から18,887、北陸から2,481を補充している。その補充量から自社分を除いた－5,952は余剰となったので隣の中部へ送った。

⑤  北陸電力

北陸では年間－2,481が供給過剰であったので関西へ全てを送った。実際は、中部と関西に連携しているが需給実績には連携線の欄は1個しかないので、ここでは、関西行きで表示しておく。

⑥  中部電力

中部では年間2,285が不足している。それを補うために関西から5,952を貰い、自社分に補充した残り－3,667東京へ送る。

⑨北海道電力

北海道から先に説明します。北海道は供給力不足で不足量は1,779であった。不足分は東北から補充した。

⑧東北電力

東北は年間通して供給過剰で過剰分は－29,256であった。－1,779は北海道へ、残りの－27,477は東京へ送った。

⑦  東京電力

東京は年間通して供給力不足で不足分は31,140であった。不足分の内27,477は東北から、残りの3,663は中部から補充した。

東京から中部へ3,663を要求したが、中部からは3,667が送られてくる。＋4多い。この誤差は、送電ロス、周波数変換ロス、直交変換ロスであると思われる。

年間365日の24時間を通して、たったの4GWしか誤差がないことも驚きであるが、9電力間が1年間の送電量で、同時同量が成り立っていることも驚きである。

またこの同時同量は電力9社の年間を通した需給実績が実に正しく作られていることの証明でもある。各電力担当者のご努力に感謝の気持ちで一杯です。

（弊社の集計も正しかったことも同時に証明され、大変光栄です）

同時同量は瞬時瞬時で成立しているので、日単位でも、月単位でも、年単位でも成立していることが証明された。

再エネの主力電源化に連携線容量の拡大は

必要条件の一部だが、十分条件ではない

全地域が供給過剰の時に、

過剰分を引き受けるところが、必要である。

Ⅲ．拡大後の稼働シミュレーション結果

♢♢♢  電力各社で受付中の未稼働案件（図1.2）が

稼働した時、主力電源化は実現しているか?  ♢♢♢

☀☀承認済と検討申込の全てが稼働した時、主力電源化は実現しているか？☀☀

☀☀                                  新風力は陸上風力のみとする                                   ☀☀

☀☀  全てが稼働すると、全社供給過剰となり、連携線利用は無意味となる  ☀☀

☀☀         シミュレーションは供給過剰分を他所に依頼出来ないとした          ☀☀

☀☀    再エネ化率最低の関西は、全国の供給過剰分の引受手になれるか?      ☀☀

（１）シミュレーション結果のサマリー

★★★★  再エネ化率が３０パーを超すと、出力抑制が激増する  ★★★  

 ☆☆☆☆    再エネの主力電源化は、経産省の方式では不可能    ☆☆☆☆

「エネルギー基本計画」で、2030年に再エネ化率を22 ～ 24パーと設定したが、2025年頃には平均36.1パーと軽く超えてしまう。

    （図3.1）

風力発電は陸上風力の発電効率を適応した。

洋上風力の効率では出力抑制が増えるだけであるから。

（２）地域別再エネ化率と出力抑制の詳細

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★★★   再エネ化率５０パーを超えたトップグループ  ★★★ 

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①四国電力 🌼🌼🌼 再エネ化率 63.3パー、抑制回数 181回、246回🌼🌼🌼

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次のような条件を設定した。

①供給過剰のための連携線の利用は使用しないが原則であるが、四国電力と関西電力は特別な供給契約をしているため、2019年と同じ量の連携線使用とする。

②原子力は2019年と同じ発電とする。従って、1月から3月までは非稼働となる。

③風力はすべて陸上風力とする。(洋上風力ではない）

シミュレーション結果

★再エネ化率は63.3パー、再エネが主力電源になったといえる。

    再エネ化率の定義を総再エネ発電量÷総需要としているため、値が高くなっている。

定義の分母を総発電量とすると再エネ化率は43.4パーとなる。

関西電力向け発電量の取り扱いで変わってくることにご注意。

★再エネ化率が高くなったもう一つの理由に、バイオと水力の貢献が31.8パーがある。

★再エネ化率も高くなったが出力抑制も多くなった。年間214回センターの停止命令だ。

★停止命令で発電量減少は太陽光で20.4パー、風力で14.8パーの減少となる。

★各発電所が停止させられる回数は、太陽光で181回、風力は246回となる。

★停止による各発電所の売電収入は太陽光で50～68パーの減収、風力は67パーの減収となる。

（これまで発電停止にならなかった発電所も、新たに稼働し始めた発電所も全ての発電所が減収となる）

 （図3.2）

停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数          

中央給電指令室(センター)から出される停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数は（図3.3）の通りである。

センターから出された昼の停止回数は163回で、夜間は59回であった。

1回の停止で全発電所が停止わけではない。超過量に見合う数の発電氏が選ばれる。特定の発電所だけ選ばれることがないように公平に選択されることになっている。

公平に選ばれたとして太陽光発電所は1年間に132回停止した。風力は昼と夜の両方で選ばれるので停止回数が太陽光より多くなる。179回の停止であった。

                             （図3.3）

太陽光発電の出力抑制と売電収入減の関係

発電停止で太陽光発電業者は売電収入の何パー減少するか？

120回停止すれば、売電収入は120÷365で32.8パーの減少か？

それは少し甘すぎる。現実を見てみよう。

太陽光の一日の発電量は、たとえ晴天日であっても発電量は異なる。1年365日の発電を行うと365種類の発電量となる。その発電量を多い順に並べると（図3.4）のような「緩やかなS字カーブ」が出来る。

出力抑制は供給過剰が原因である。供給域全域が晴天であれば全体の発電量は多くなり供給過剰になる、反対に全域が雨であれば太陽光の発電量も少なく、供給過剰にはなりにくい。

要は、出力抑制は発電量の多い日に限って発令される。少ない日は発令されることは少ない。（図3.4）を使用すると抑制量はグラフの左側から適応される、決して右からではない。

例えば、132回の停止であれば最大54％が適応され、決して右側からではない。右側からだと16パーしか減少しない。大きな違いである。

四国地域の太陽光は1年間に132回の停止であれば、最大54パー程度の収入減と推定できる。

      （図3.4）

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②北陸電力(りくでん)

  🌼🌼🌼 再エネ化率 58.3パー、抑制回数 24回、27回🌼🌼🌼

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次のような条件を設定した。

★連携線は関西と中部の2ヶ所と結ばれている。

    連携線は使用しないことが前提であるが、りくでん側の供給不足の時間帯だけ

    は、補給してもらうことにした。

    シミュレーションでは供給過剰時には連携線は使用せず、出力抑制処理した。

シミュレーション結果

★再エネ化率は58.3パー、主力電源と言える。

★58.3パーに成れた理由は、水力とバイオで42パーも有ったことが大きい、太陽

   光と風力は合わせて16パーに過ぎない。

★太陽光と風力が少ない（30パー以下）ため、出力抑制も極めて少ない。

（図3.5）

日別詳細 

★日別の稼働詳細を（図3.6）で見てみよう。

★1年の内で需要が最も少ない5月のGWの稼働を見ると、6日のうち5日が出力抑

    制となっている。（抑制された部分は白地で表示）

★出力抑制を避けるために火力は下げ代一杯まで下げ、且つ停止と開始の容易な

    水力も限界まで下げている。この水力は小水力ではなく大型の水力である。

★停止させる発電所の数は、九州方式の停止数の1.48倍としているため、過剰抑

    制となり、供給不足に陥っている。

★その不足分を揚水発電で補っている。（なんと馬鹿々々しいやり方だ）

★春の稼働(3/19～3/25)では3回の抑制となっている。風力は太陽光が供給過剰に

    なると、お付き合いさせられているのが分かる。

        （図3.6）

停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数       

★センターからの停止命令は62回であった。                                                            

★停止はすべてが昼間で夜間の停止はなかった。                                                    

★再エネ化率が高いわりに抑制率が低いのは、水力とバイオの比率が太陽光より多いからである。

水力とバイオの合計が41パーとなっている。                      

★再エネ化率がほぼ同程度の東北340回と比べると、りくでんの停止回数62回は圧倒的に少ない。   

（図3.7） 

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③東北電力

  🌼🌼🌼 再エネ化率 54.3パー、抑制回数 207回、315回🌼🌼🌼

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次のような条件を設定した。

★東北は、東京と北海道に連携線で供給していたが、東京も北海道も供給過剰と

    なるので一切連携線は使用出来ない。

★女川原発は当分再稼働の見込みがないので非稼働とする。

シミュレーション結果

★再エネ化率は54.3パー、辛うじて主力電源になったと言える。

★再エネ化率が30パーを超えられた主な理由は、太陽光と風力の比率が少なくバイオ、水力、地熱で再エネ

化率が24.9パーと半分を稼いでいるため。

   バイオと地熱の導入量は日本一である。

★再エネ化率は高くなったが、出力抑制の率も極めて多くなった。

多くなった原因は、供給過剰分はすべて東京が引き受けてくれていたが、東京も供給過剰になるため引き受けられなくなったからである。

★昼は年間340回、夜は217回のセンター停止命令が発令される。

★停止命令で発電量減少は太陽光で60.3パー、風力で54.3パーの減少となる。

★各発電所が停止させられる回数は、太陽光で207回、風力は315回となる。

★停止による各発電所の売電収入は太陽光で57パー～最大76パーの減収、風力は68パーの減収となる。

★年間の抑制量を金額換算する。太陽光は12円／kWh、風力は36円／kWhで計算すると1年間で太陽光は1,408億円、風力は6,875億円と信じられない金額、東北電力の1年間の売上金額が2兆円であるから、売り上げの41パーに相当する。

★太陽光も、風力も耐用年数は17年である。抑制分を17年間に換算するとなんと14兆円となる。

★もし、出力抑制が発生していなかったら、再エネ化率は100パーに近い92パーになっていた。

勿体ない話である。

★再エネ化率をこれ以上高くしようとして、太陽光や風力をさらに導入しても再エネ化率はこれ以上にはな

らない。増えるのは、抑制量だけである。

（図3.8）

日別詳細 

★★★★★    出力抑制が多い原因は？   ★★★★★   

★1年の内で需要が最も少ない5月のGWの稼働（下図左）を見ると、全日が出力抑制となっている。太陽光だけでも供給過剰になっているので、風力は過剰になっていなくても「共犯」として抑制されている。

★需要が多い秋 （下図右）も毎日が抑制となっている。中には発電量の90パー近くが抑制されている日もある。

                                                                                                                 （図3.9）

停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数   

★センターからの停止命令は昼間が340回、夜間が217回であった。                      

★太陽光発電所は1年の内207回の停止で、売電収入は 56～80パーの減収となる。

★風力発電所は315回の停止で、売電収入は90パー近くの減収となる。                                                

                      （図3.10）

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★★★   再エネ化率が ４０パーを超えるグループ  ★★★ 

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④北海道電力

  🌼🌼🌼 再エネ化率43.8パー、抑制回数226回、429回🌼🌼

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次のような条件を設定した。

北海道は洋上風力の最適地とのことで風力発電の申し込みが急増。現在の28倍の1,283万kW、太陽光も1.4倍の261万kW、他303万kWで現稼働中の4.3倍の再エネになる。

2019年の北海道の発電実績から風力発電の発電効率を計算すると、よその地域の2倍の発電効率だった。洋上風力は陸上風力の発電効率の2倍であると言われているが、シミュレーションで風力は陸上風力として計算した。陸上で計算しても北海道の風力は膨大な発電量となり、抑制がなければ風力だけで北海道全域の年間電力需要が賄えるほどである。

残念なことに北海道の電力需要は日本一少ないので、太陽光は半分以上が、風力は4分の3が出力抑制の対象となってしまっている。風力の抑制率が75.5パー、太陽光が60.7パーと空しく捨てられている。捨てられる量を金額換算すると、太陽光12円／kWh、風力36円／kWhとすると太陽光が202億円／年、風力が8,244憶円／年で、耐用年数の17年間で計算すると、両者合わせて14兆3,593億円となる。さすが日本、北海道だけで14兆円の金をドブに捨てる余裕があるとは、世界が羨むことだろう。

洋上風力の2倍の効率で計算すると、増加分の全てが捨てられるだけで洋上の意味が何もない、馬鹿げた話である。

揚水がすべてプラスになっているのは、供給力不足を揚水発電で補ったことを表している。供給力不足になる原因は、九州方式の抑制方法を採用しているため、実際に停止する発電所の数を1.48倍している。その結果、供給量が足りなくなり、その不足分を揚水発電で補充しているためである。

再エネ化率も風力の24.4パーが効いて、全体で43.8パーの主力電源の一歩手前になる。

 （図3.11） 

出力抑制の頻度等、詳細を見てみよう。

（図3.12）は月別抑制停止回数等を集計した表である。

左欄の「センター停止回数」とは、北海道電力の系統を24時間制御している「中央系統制御室（センター）」が太陽光発電所や風力発電所に発令した回数である。「昼」は太陽光が発電している時間帯で、太陽光と風力に対して発令される。多くても一日1回とカウントしている。「夜」は太陽光が発電していない時間帯で風力だけに発令される。通常は一日1回だが、日の出前と日没後の2回になることもある。

「個別発電所停止回数」は一月の内に各発電所が停止させられた回数である。

通常センターが出す停止命令は全発電所に出すわけでなく、供給過剰分に相当する発電所にだけ命令する。翌日の停止は前日停止していない発電所に対して命令する。すべての発電所が1回停止すると2巡目の停止となる。

（図3.3）の4月の全てのPV（太陽光）は18回と19回の停止命令を受けている。WIN（風力）は太陽光が発電する時間帯と夜間の時間帯に停止させられるので、太陽光より停止回数が多くなる。ひと月の停止回数が30回より多い46回も停止した月がある。

年間で見ると太陽光は225回、風力は428回の停止であった。

停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数 

★センターからの停止命令は昼間が292回、夜間が264回であった。                      ★太陽光発電所は1年の内226回の停止で、売電収入は 56～75パーの減収となる。★風力発電所は429回の停止で、売電収入は90パー近くの減収となる。                  

                      （図3.12）

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⑤  中國電力   

 🌼🌼🌼 再エネ化率42.6パー、抑制回数 91回、92回🌼🌼🌼

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次のような条件を設定した。

①連携線は供給量不足の時だけ外部からの補充に使用する。供給過剰の時は出力抑制処理となる。

②原子力は非稼働とする。

③風力はすべて陸上風力とする。(洋上風力ではない）

シミュレーション結果（図3.13）

★再エネ化率は42.6パー、主力電源の一歩手前である。

★島根原発停止で供給力不足であるため、他社からの供給に頼らざるを得 ない。

   連携線を使用した補給が12.5パーも有る。

★太陽光と風力の出力を合わせると30パーになったので、出力抑制も出始めた。

    これ以上太陽光と風力の容量が増えると、出力抑制が急激に増えるので注意が必要である。

（図3.13）

停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数          

★センターからの停止命令は昼間が232回、夜間が4回であった。

★太陽光発電所は1年の内91回の停止で、売電収入は 25～38パーの減収となる。

★風力発電所は92回の停止で、売電収入は25パー近くの減収となる。

（図3.14）

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⑥九州電力

🌼🌼🌼 再エネ化率38.0パー、抑制回数 182回、226回🌼🌼🌼

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次のような条件を設定した。

①連携線は、九州に発電所を持っているJ－Powerの使用が大半であると見なして、2019年度と同じ使用量を設定した。

②原発の稼働は2019年と同じとする。

③風力はすべて陸上風力とする。(洋上風力ではない）

シミュレーション結果

★太陽光を1.6倍、風力は20.1倍、全体で2.4倍に増加するのに再エネ化率は少ししか増加していない。23.4パーから38.0パーになっただけだ。

★太陽光の詳細を見てみると、2019年の有効太陽光の発電量は10,437GWhだったのが、1.6倍の容量に拡大後、なんと9,715GWhと少なくなっている。増設した容量は全て以上に出力抑制になってしまった。443GWhだった抑制量が10,585GWhと激しい増え方だ。発電量のうち52.1パーが発電禁止となっている。原発による底上げの影響で、すぐに供給過剰になりやすくなっている。

★風力の詳細を見てみよう。2019年の有効風力の発電量は652GWhだったのが、20.1倍の容量に拡大後、10,928GWhと激増している。発電量のうち31.5パーが発電禁止となっている。

★「再エネ化率が30パーを超すと抑制が急増する」の説を見事に実証している。

（図3.15）

日別詳細 

★2019年5月GW期間に、太陽光は既に出力抑制が発生している。（図3.16A）  

★太陽光の容量を1.6倍に増やしたが、増やした分は全て抑制された。（図3.16B)

    抑制量は安全性を考慮して実超過分より1.48倍量が抑制されるので、実発電量が2019年より少なくなってしまっている。馬鹿馬鹿しいやり方だ。

    （図3.16A）   （図3.16B）

停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数     

★センターからの停止命令は昼間が289回、夜間が76回であった。

★太陽光発電所は1年の内182回の停止で、売電収入は 50～68パーの減収となる。

★風力発電所は226回の停止で、売電収入は62パー近くの減収となる。 

（図3.16） 

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 ★★★    再エネ化競争に取り残されたグループ   ★★★ 

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⑦  東京電力     

🌼🌼🌼 再エネ化率 32.7パー、抑制回数 140回、239回🌼🌼🌼

♢♢♢♢  あの東電も抑制地獄に落ちる  ♢♢♢♢

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東京電力のシミュレーションは、次のような条件を設定した。

①柏崎刈羽原子力発電所の5号機、6号機が毎時270万kWで稼働するものとした。

②東京電力も拡大後に供給過剰になるので、東北電力などから連携線経由での受電は行わない。また、全国で供給過剰になるため連携線経由で送り出すことも行わない。

③風力はすべて陸上風力とする。(洋上風力ではない）

シミュレーション結果（図3.17）

★再エネ化率は32.7パー、主力電源化に程遠い。

★「東京は出力抑制は発生しない」と信じられていた都市伝説が脆くも崩れて、年間225回のセンター停止命令が発令される。

★停止命令で発電量減少は太陽光で43.2パー、風力で41.1パーの減少となる。

★各発電所が停止させられる回数は、太陽光で140回、風力は239回となる。

★東京の風力は北海道より効率が良いことが仇となって抑制回数が増えた？

    これが洋上だったら増々抑制で捨てられる量が増えるだけだ。馬鹿々々しい。

★停止による各発電所の売電収入は太陽光で39～55パーの減収、風力は54パーの減収となる。

★風力は陸上の発電効率で計算したが、洋上の効率で計算すると発電量の増えた分は出力抑制に回されるだけで、洋上のメリットが殆ど出ない危険性がある。

★年間の抑制量を金額換算する。太陽光は12円／kWh、風力は36円／kWhで計算すると1年間で太陽光は2.274億円、風力は12,705億円と信じられない金額、東京電力の1年間の売上金額が6兆円であるから、売上の4分の一に相当する。

★太陽光も、風力も耐用年数は17年である。抑制分を17年間に換算するとなんと25兆4,641憶円となる。

★原発を毎時270万kWも稼働させた影響は全くなかった。

   原発分以上に火力の出力を下げているため。

    （図3.17）

停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数（図3.18）

★センターから停止回数は、昼が225回、夜は156回。

    東電管内全域が雨にならない限り抑制となる。夜は夏場以外は2かに一回の停止となる。

★各発電所は太陽光の場合140回の停止となる。（図3.4）を参照すると1年間の売電収入は最大55パーの減

少となる。

    各風力発電所は昼140回停止し、更に夜は99回の停止となる。夜の停止時間はその時々で異なるが、2～5

時間となることが多い。

★夏場（7月～9月）は電力需要が多いことと、風力発電の発電量が極めて少なくなることから抑制回数も極

端に少なくなる。

          （図3.18）

日別詳細 （図3.19）

代表的な週を選び稼働状況をグラフ化した。

★夏の稼働状況（左のグラフ；8/4～8/10)

1年間でも需要が最大となるピーク日である。最大需要5,543万kW。供給過剰は発生していない。

最大需要を満たすために火力発電と太陽光発電が、能力をフルに発揮している。風力はほとんど発電していない。この週なら他地域の供給過剰分を引き受けることは可能である。

★秋の稼働状況（中のグラフ；10/4～10/10)

7日の全日が供給過剰である。供給過剰を下げるため、火力は下げ代一杯に下げて7日の殆どを運転している。太陽光が発電しているときは全日の全時間が供給過剰であるが、夜間は7日の内、3日が供給過剰である。

従って、この7日間の昼は全日、夜の3日は他所の地域の供給過剰を引き受ける事は出来ない。

★春の稼働状況（右のグラフ；3/20～3/26)

春一番が吹き荒れる春は7日の全日に、太陽光も風力も最大の発電量である。発電したほとんどが出力抑制で発電禁止になる。発電禁止の時に他所の地域の供給過剰を引き受ける事は全く出来ない。

    （図3.19）

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⑧中部電力

🌼🌼🌼 再エネ化率30.1パー、抑制回数91回、103回🌼🌼🌼

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次のような条件を設定した。

①発電量不足を補う必要があり、太陽光の発電時間帯以外の時間に外部からの補給として、2019年の実績で補充した。

②高浜原発が稼働するものとして毎時220万kWの発電とした。

③風力はすべて陸上風力とする。(洋上風力ではない）

シミュレーション結果

★再エネ化率は30.1パー、主力電源化に程遠い。

★原発稼働に対して、原発分だけ火力の出力を下げるが、再エネにも影響は有った。2019年の火力の年間発電量は108,368GWhであったが、原発稼働後の原発が19,206GWh、火力が69,581GWh、合計が88,787GWhで、確かに少ない。

★しかし、太陽光の年間発電量は4パー減少、風力は12パーの減少だった。

★また、太陽光の出力抑制は急増した。昼の発電禁止回数は133回となった。

（図3.20）

日別詳細                                                                                                    

★ （図3.21）は5月GW期間の電力需要に対して原発が稼働していない場合(左)    と稼働した場合(右)の、太陽光と風力に対する影響度の比較である。               

★原発の出力220万kWに相当する分火力の出力を下げるのだが、十分に下げ切れず底上げされた形になってしまっている。底上げが原因で供給過剰分が増えてしまった。                                                                                                              

（図3.21）

停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数     

★センターからの停止命令は昼間が 133回、夜間が 26回であった。

★太陽光発電所は1年の内 91回の停止で、売電収入は 25～38パーの減収となる。

★風力発電所は 103回の停止で、売電収入は 28パー近くの減収となる。 

（図3.22）

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⑨関西電力 

    🌼🌼🌼 再エネ化率24.1パー、抑制回数0.6回、0回🌼🌼🌼

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次のような条件を設定した。

①四国電力都の供給契約を継続するとの前提から、連携線の送電量は2019年度と同じ量とした。

②再エネが原因の供給過剰対応として、まず最初は火力を下げ代一杯まで下げる、次に、四国からの連携を減らす、3番目に揚水発電の動力を働かせそれでも過剰の場合に出力抑制とする。

③風力はすべて陸上風力とする。(洋上風力ではない）

シミュレーション結果（図3.23）

★再エネ化率は24.1パー、再エネ化競争でドン・ビリ。

★出力抑制がほぼゼロに近いのは、供給過剰になりそうなときに、四国からの供給を減らしたので抑制の必要がなかった。

★関電側の立場で考えると、関西は実は再エネ化には向いてない地域と言える。再エネ化には再エネ向きの土地が必要だが、近畿圏は宅地化が進んでおり、パネルを設置する場所も少なく、風力にしても騒音公害無縁の場所を見つけるのは難しい。その点東京は首都圏以外に、茨城、栃木、千葉などの太陽光向きの土地や、洋上風力に適した太平洋の海上を保有している。

関西が再エネ化を真剣に考えるなら、独自の再エネ化を考えなければならないだろう。例えば「地産都消」（地産地消ではないことにご注意）である。地方で発電した再エネ電力を直接買い取る方式である。関西が北海道や東北及び九州で発電した再エネの電気を年間を通して直接買い取る。これにより、地方も潤い、関西も再エネ化率を高めることが可能となる。原発のことで頭がいっぱいの関電トップにとっては、「地産都消」なんて考える余裕がないのだろう。

★「地産都消」は将来の夢物語としても、せめて日本全国の供給過剰を引き受けるセンターとしての役割を担ってほしいものだ。

★関西電力が供給過剰の引き受けセンターになりうるかどうかについては、「Ⅳ．拡大後、供給過剰分引受者はいるか」に詳しく述べてます。

（図3.23）

停止命令の回数と、各発電所が停止させられた回数    

★センターからの停止命令は昼間が たったの3回、夜間も3回であった。

★太陽光発電所は1年の内たったの1回の停止で、売電収入は影響なし。

★風力発電も全く影響なしである。

（図3.24）

Ⅳ．拡大後、供給過剰分引受者はいるか

★日本全国の1年間の供給過剰147TWhは、関西電力の1年間の総需要

    143TWhを超えている。果たしてどこまで関電は引受け出来るのか？

 全国の1年間の月別出力抑制量  

電力各社の太陽光と風力の月別抑制量（供給過剰分）だけを各社の集計表から抜き出したのが （図4.1）である。本来ならこの抑制量は連携線に載せてどこかが受け取ってくれていたら、出力抑制の必要がなかったものである。

この表を見てわかることは、まず第一に関西電力は抑制が全くないこと、第2に月毎に抑制量が大きく異なる、特に夏の3カ月は抑制量が少ない。第3に太陽光より風力の抑制量が2倍も多いことであ     る。                                                                   

                                                                                                                                                                                                                                                        （図4.1）

連携線

★日本全国から集まる供給過剰分を関西電力1社の需要で対応できるか？

    日本全国から集まる供給過剰分154,624GWhは、関西電力の１年間の総需要143,199GWhを超えている。

    関西電力の全ての発電を止めて、他社の供給過剰分で関西の需要を満たすとすると、年間で11,425GWhだけ供給過剰となる。

    年間の量で見るのは、全体的な感触をつかむには適しているが、電気は瞬時瞬時での同時同量でなければならない。瞬時瞬時をチェックするのは極めて困難であるのでせめて月間量でチェックしてみたい。

  （図4.2）

関西電力が全国の供給過剰分を受け入れるためには何をやるべきか？

♢♢♢♢  受け入れのための余裕をいかにして作るか？  ♢♢♢♢

（１）火力発電の出力を下げ代限界まで下げる

連携線から他社の供給過剰分を取り込むためには、火力などの発電を需要量より少なめに行い、供給不足状態（余裕）を作っておかなければならない。

火力発電は、電力需要に合わせる機能がある。需要が大きくなれば火力の発電量を増やす、需要が小さくなれば発電量を自動的に減らす機能である。（図4.3）を見ると太陽光の発電量が増えると火力の出力が少なくなっている、逆に太陽光の発電が終了すると自動的に火力の出力が増えているのが分かる。

（図4.3）の真ん中(ピンク色)は火力が発電した部分であるが、需要に合わせて山あり谷ありとなっているが、谷の部分が「下げ代限界まで下げた」量である。その量は2019年の需要実績では2,953MWhであった。「下げ代限界まで下げる」と1年間の火力発電量は366日×24時間×2953MWh=25,939GWhとなる。2019年の火力の総出力は68,957GWhであったから、「下げ代限界まで下げる」ことで出来る火力の不足分(余裕分)は68,957GWh －25,939GWh = 43,018GWh  となる。

（図4.3）を見ると需要曲線（赤破線）と風力などの発電との間に空きがあるが、その部分をグラフの下側にある連携線（黒実線）を使用して外部から補充しているのが分かる。

                                                       （図4.3）

（２）原発を止める

原発の1年間の発電量=26,868GWhが利用可能となる。

火力と合わせると69,886GWhが利用できる。47.5パーとなる。

（３）原発も火力も止めて100パー供給過剰分対応に専念する

69,886GWh+25,939GWh=95,825GWh

全供給過剰量の65.1パーに過ぎない。

（４）全供給過剰量（出力抑制量）と関西電力の下げ代等の比較

全供給過剰量は154,624GWh、関西電力の下げ代等の合計値は95,825GWh

（図4.4）

関西電力だけで全国の供給過剰分の救世主になれるか

月別分析

（図4.5）の表について説明する。

★関電の2019年実績

  （図3.23）の該当蘭から入手

★受け入れ力拡大策

   ○下げ代 ⇒ 火力を最低出力で365日×24時間で稼働させたときに発生する不足分

   ○更に原発停止

        下げ代＋原発停止時の不足分

   ○全火力停止

        火力も原発求めたときの不足分

★全国からの過剰分

  （図4.1）の全域の合計値

      （図4.5）

★関電の過剰部対応可能分

   ○下げ代 

     火力の出力を下限値ぎりぎりまで下げて生じる不足分を、全国の過剰分で補充

     すると、補充できる4月の量は2,663GWhであって、全国の16,207GWhの16.4

     パーしか補充できない。

     8月の下げ代で処理できる量は4,978GWhであるが、8月の全国の供給過剰量は

     4,723GWhであるから、8月だけは下げ代だけで全国の処理ができる。他の月は

    全国の供給過剰分のほうが多いので、下げ代だけでは処理できない月が多い。

     特に5月は12.4パーしか処理できていない。

     1年を通すと、下げ代だけでは年間の28.8パ―しか処理できない。対応できな

     かった70パーは出力抑制として処理せざるを得ないであろう。

   ○更に原発停止

     火力の出力を下限値ぎりぎりまで下げ、更に原発を止めて生じる不足分を全国

     の過剰分で補充すると、4月に処理できる量は5,080GWhであって全国の31.3

     パーにしか過ぎない。

     過剰分の少ない夏場の3カ月だけは、火力の最低限と原発停止で100パー対応可

     能である。他の月は25.3パーから66.1パーしか対応できない。

     1年を通すと更に原発を止めても年間の44.1パ―しか処理できない。

     簡単に「原発を止める」とは言うが、「止める」と言っただけで原発で私腹を

     肥やした関電トップたちや、安倍総理に忖度しまくりの経産省のお役人たちは

     烈火のごとく怒鳴りながら反対してくるであろう。再エネ発電業者の山のよう

     に積まれた屍を横目に見ながら「原発死守」をしてくるのは間違いない。

   ○全火力停止

     「カーボンニュートラル」の国の方針に従って、火力も原発もすべて止め、再

     エネ１００パーにして、その穴埋めに全国の供給過剰分を充てる。

     全てを止めても、4月は7,240GWhしか補充できない。4月の全国の供給過剰分

     は16,207GWhあるので、約半分の44.7パーの対応にしか過ぎない。

     夏場の3カ月は全国の供給過剰分の処理は出来るが、それだけでは関西の需要

     の全てに対応できないので、3か月間は止めたはずの火力や原発を稼働させな

     ければならない。

     1年を通すと火力と原発を止めても年間の57.5パ―しか処理できない。すなわ

     ち受け入れ能力を増やしても、約半分は出力抑制として処理せざるを得ないで

     あろう。

     「全部止める」にはそれ相応の対応が必要となる。その対応を一言でいうと

     「エネルギー産業革命」と呼ばれるほどの対応である。詳細は下記をご参照

      下さい。

関西電力にとって、過剰分引受者になることの利点

（１）発電所設備投資が不要となる。建設資金も、支払利息も不要だ。

（２）どうせ捨ててしまう過剰分を、思い切り安い価格で買う事が出来る。

（３）火力と原発運転要員不要、発電所修理費固定資産税不要、燃料購入費不要

（４）電力自由化以降激しくなった価格競争に低料金で競争優位に立てる

（５）出力抑制が原因で倒産する発電業者を救うことになり、「救世主」として

        永遠に讃えられる。原発の汚名が回復できるかもしれない。

参照⇒再エネ化率80パーセント以上で、火力発電は不要となる。 これにより、電力部門の脱炭素が、いち早く実現する。

拡大後の再エネの容量は2020年2月に電力各社が受け付けた容量で計算した。現在、関電のHPを覗いたら、同年7月受付で既に合計容量が2189万kWとなっていた。＋86万kW増えていた。この分でいくと5年後は、400～500万kW増えているかもしれない。（当サイトを覗いた発電業者が関電なら出力抑制が無いことが分かり、東京に設置する予定の風力発電を、和歌山沖に洋上風力と変更するなど・・・続出しないとも限らない）その時は、出力抑制がないはずの関電が、出力抑制だらけになる。

ということで、5～6年後には、関電も出力抑制だらけになり、他所の供給過剰分を引き受ける余裕など、完全に無くなっていると覚悟すべきだ。

その時、経産省が推奨していない、本格的な出力抑制対策が必要になる。

その解決策は、下記をクリックしてください。

解決策⇒⇒ 日本全域供給過剰後、タケノコシンドロームとその「隠味」で、発電業者倒産を防ぎ、主力電源化達成

「5年後には全地域は出力抑制だらけになる」と一言で済むところを、スペースをふんだんに使用して回りくどく説明したのは、いまだに全国が出力抑制になることを信じられない経産省を説得するためであった。お許しください。