再エネ推進の最大の問題点は、「パネルを沢山並べて、風車を回せば、簡単に再エネ拡大が出来る」と再エネに携わる殆んどの人たちが思い込んでいることだ。再エネ化率が高くなるに合わせて制御手法も変えて行かなければならない、一言で言うと、「電気は貯めてから使用する」ほどの発想の転換が必要である。

そのことを、経産省も、学者も、電力会社も、再エネ機器メーカーも、発電業者も、指摘していない。将来、再エネが壊滅した後、「想定外だった」と、責任をだれかに押し付け合うのだろう。

2030年頃の再エネ導入容量は、関西を除いてほぼ電力需要に相当する容量になる。関西は原発の容量が6.5GWも有るので、再エネの不足分を補う事が出来る。

最大需要の東京もほぼ再エネだけで昼の需要が満たせるほどになる。北陸は、再エネではない大型水力が多いので、ほぼ再エネで満タンになる。

供給過剰になるのは、東北、九州、中国、北海道の可能性が高いと推定できる。

洋上風力の本格稼働は2030年以降であるので、ここの風力には含まれない。しかし稼働しても昼は供給過剰状態であるので、夜間しか受け入れられない。しかし、夜間は需要が極めて少ない上に、火力や原発が稼働しているので、夜間も受け入れは困難である。

全国一斉に供給過剰になると、連携効果が出無い事を

順序だてて説明する。

既にこの件を理解済みの方は、 (４)へ読み飛ばして下さい

夏ピーク日の不足状態を、東京電力を中心にして、詳細に見てみよう。

2021年の東京の夏（7～9月）3ヶ月92日間の電力需要実績をグラフ化したものが下図である。再エネの夏季最大出力は5,125万kWであるが、その供給を超えるほどの需要があった日は９回ある。つまり９回は供給量不足であるから他所の地域の供給過剰分を引き受ける事は可能である。引き受け可能な量は需要から再エネ供給量5,125万kWの差分以内であるから、極めて僅かな量にしか過ぎない。この程度の供給量不足であれば、「不足している」と大声をあげて叫ぶほどの事は無い。

上表「需要と最大出力の差分」の夏季ピーク日の９電力の合計が-76万kWとなっているが、連携線を使って他所に助けを求める程でもない。自社の火力や水力の出力を少し高めるだけで対応可能である。

冬ピーク日は関西と北陸が供給力不足となっているが、９社合計では圧倒的な供給過剰である。従って結論は、一年を通して供給過剰と言える。

2030年の予想再エネ容量で、１年間の稼働をシミュレーションした。

2021年の需要と天気は同じと言う前提で、2021年の発電実績に2030年の再エネと現在の容量比率を、365日×24時間に乗じて、2030年の発電量を求めた。下図は５月１ヶ月間のグラフである。

春は太陽光の発電量が一番多いため、出力抑制も最大で、31日中31日が抑制対象となった。タケノコシンドローム現象がモロに出たという事である。5月の１か月間は、全日が再エネの出力の方が需要(赤破線)を超えている。５月の再エネ化率は29.6パーセントにしかなっていない。抑制を制御する場合安全率を考慮して大目に発展書を止めているので、４月、５月は安全率を適応したら太陽光と風力の発電は全て発電禁止になって仕舞った。そのため4～６月の再エネ化率が29.6パーセント（ 年間では38.7パーセント） にしかなっていない。この時日本全国の再エネ化率は目標よりス菱少ない35.2パーセントにしかなっていない。                

再エネ容量は太陽光=2,267万kW、風力=1,003万kW、バイオ=799万kW、水力=317万kW、地熱=46万kW、合計=4,432万kW

実際の系統制御の運転は、前日の内に天気予報からの需要予測や発電予測で供給過剰を判断し、過剰の場合、前日の内に電力取引所にかけて余剰分をどこかが買い取ってくれるかを待って、供給過剰を決定する。

過剰の場合、過剰相当分の発電所に発電禁止命令を前日の夕方までに送信するが、その時予測信頼度に不安があるので、実際より多めに停止させている。九州電力で50パーセントの余裕を取っている。100ヶ所の停止でも、実際は150ヶ所の発電を止めている。下表で４月、5月がブランクになったのはそのためである。

2030年頃の全国の出力抑制発生状況

センター停止回数とは電力会社が発電所全体に出した停止回数、昼は太陽光と風力の両方に適応されるが、夜は風力のみの適応である。一回のセンター停止で全発電所が底止するわけではなく、過剰分だけ停止させるので、個別発電所は数回のセンター停止で１回停止となる。また、天気の良い日で発電量の多い日に限って停止させられるので、個別発電所にとっては売電収入に対する影響は大きい。

年間の抑制回数は最高が東北で340回/年でほぼ毎日の停止で、個別発電所は太陽光が207回、風力が521回も停止させられる。太陽光発電所の年間収入は75パーセント近く減少する。

10 電力中8電力の系統に接続している太陽光発電業者は、年間売電収入が予定していた量より40～90 パーセント以上も減収となり、事業継続が困難となるであろう。

♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦

（Ⅰ） 知っておくべき太陽光発電の需要な特性

タケノコシンドローム他

♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦

太陽光発電は導入量が増えると、南中時を目指して上へ上へと伸びていく。

（タケノコシンドローム現象）

上に伸びるタケノコを一旦蓄電池に保存し、発電終了後、24時間均等放電すると、

南中時の最大発電量は３分の一～４分の一の高さになる特性がある。

下図で南中時 12,675が、24時間放電で4,254に

南中時7,922が、24時間放電で2,683に

南中時2,500が、24時間放電で847に、

3分の一変化している。

発電量の多い夏至の頃は３分の一に、冬至の頃は４分の一になる。

♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦

（Ⅱ） 自己消費の無い産業用太陽光発電に適応する場合

            発電した全てを電力会社が買い取る

♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦

蓄電と放電を同時処理するシステムを

HBBS（ハイブリッド・バッテリー・システム）と名付けた。

蓄電と放電の並行処理を効率的に行うための蓄電池の容量

図１；（ 一日の時間別変化）

太陽光発電は日の出とともに発電を開始し、日没と同時に発電は終了する。太陽が真南に来る南中時に発電量は最大となる。夜間に発電することは無いので、夜間に新たに蓄電するることは在り得ない。また、放電は24時間均等放電するので開始時から終了時まで均等量が放電され系統に乗せられる・

図２；（蓄電池別蓄電量の変化 ）

放電から見ると、前日分を保存している蓄電池は時間毎に均等に蓄電量が減少する。一日の終わりには蓄電量はゼロになる。蓄電される蓄電池は、発電開始時は蓄電量はゼロであるが、時間とともに蓄電量が増え、発電終了の夕方には蓄電量は最大値になる。

図３；（両蓄電池の合計蓄電量の変化 ）

両蓄電池の合計蓄電量の変化を時間別にみると下図のようになる。一日の最大発電量を１とすると、最初の時刻の合計蓄電量は１で、放電開始と同時に少しづつ少なくなり、当日の発電が開始されると少しづつ増加する。南中耳ガス来た15時ごろに量蓄電池の蓄電量は最大の1.33になり、一日の終わりには蓄電量は１になる。このグラフから分かることは、最大発電日が２日続いたとしても、蓄電池の容量は最大発電量の２倍は必要ない、1.33倍あれば良いことが分かる。

一日の発電量をいかに決めるか？                    

一つの太陽光発電の１年間の中での一日当たりの発電量は、365種類ある。 

一日の発電量を多い順に並べると、下図のようになる。「緩やかなS字カーブ」である。下図は神奈川県に設置された7MWの発電装置が実際に発電した日別発電量を多い順に並べたものである。一日当たりの最大発電量は51,897kWhで、最低は0kWhで、

平均は27,260kWhだった。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。

♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦

（Ⅳ）HBBS／PVSSを2030年の全太陽光に適応結果

   ❤❤❤❤  上に伸びるタケノコは完全に横になった  ❤❤❤❤

♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦♦

太陽光発電には出力抑制は完全解消

再エネ化率は70～80パーセント達成可能

この後は風力の稼働余地が無くなるので風力向け対策が必要となる

利益が出る理由①；❤♡❤♡ パワコンが不要  ❤♡❤♡

パネルと蓄電池を直流結合するためパワコンが不要となる。   

最近の価格動向を調べると、

パネルシステム全体の２割程度がパワコンの価格となっている。

利益が出る理由②；❤♡❤♡ 効率的蓄電池使用  ❤♡❤♡

蓄電と放電を同時に行うと２倍の蓄電池が必要だが、HBBSでは1.33倍の容量で可能

一日の発電量と1.33倍を計算に入れた効果

一日の最大発電量を51,897kWhとすると、PVSSの蓄電池は２倍必要であるため103,794kWhとなるが、HBBS方式では一日の発電量を3５,000kWhとして1.33倍すると46,550kWhとなる。したがって、HBBSはPVSS方式の半分以下、44.8パーセントの蓄電池で対応できることにな。大変な経費節約である。

利益が出る理由③；❤♡❤♡系統接続工事負担金大幅減❤♡❤♡

パネルの最大発電量が３分の一以下になるため、接続変電所が１ランク下がり、変電所までの距離が短くなる事と、使用する機器の電圧が下がる事で、連携線接続工事負担金が大幅減となる。

一つの太陽光発電所の容量に準じて接続変電所が異なってくる。そのサンプルが下図である。発電所の容量が５万kW以上であれば超高圧変電所に接続する。以下同様に、変電所までの距離を変電所の件数に準じて距離を設定した。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3.3）

(図3.4)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26.3億円しか掛からないので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。

40万以上の場合は、HBBS経由で４分の一になっても10万以上であるため接続個所に変わりはない。しかし、使用する機器の電圧が４分の一になるので機器コストが安くなる。

10万から40万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3.4)

利益が出る理由④；❤♡❤♡スケールメリット単価適応❤♡❤♡

大型の蓄電池を使用すると、スケールメリット単価適応で、利益が出やすくなる。売電単価は大型発電になっても下がらないので、大きくなればなるほど利益は大きくなる。

区分別割引率設定結果の累積単価   

NAS蓄電池を規模別に８つに区分し、区分ごとに単価を設定する。

その区分単価は前の区分より5～10パーセント低い単価を設定すると、

n番目の区分の累積単価は、∑(区分単価×区分数量)を

n番目までの数量で割った値が累積単価となる。

50,000kW以上の累積単価は0.57となり、10kW未満の約半分近い単価となる。

利益が出る理由⑤；❤♡❤♡ 出力抑制完全解消 ❤♡❤♡

HBBS称すると出力抑制されないので、天気通りの利益を確保できる。HBBSを使用せずにこのまま再エネ導入を続けると、年間売電収入が50～80パーセントも減少するが、BBSを使用すると出力抑制が発生しないので、売電収入の減少にはならない。

利益が出る理由⑤；❤♡❤♡ 全受益者でコスト負担 ❤♡❤♡

風力発電業界と電力会社も太陽光のコスト負担に協力する補助金制度を作る

（７）の太陽光以外にもたらす効果で、東京電力のケースでは、太陽光が２，２７４憶円であるのに、風力発電が年１兆979億円、火力発電が年5,988億円と太陽光より効果をもたらす。蓄電池コストへの負担は太陽光はづン業者だけであるのにである。

この不公平を是正するために、電力会社や風力発電業界も負担するような制度を、経産省が指導的に検討すべきである。

（７）HBBS／PVSSが太陽光以外にもたらす経済効果 

HBBSへ直投資する太陽光発電業者のメリットよりも、何ら投資しない風力発電業者や、系統制御を行う電力会社のメリットの方が多いのは不公平である。不公平さをただすには、HBBSコスト負担を風力発電業者と系統制御を行う電力会社及び経産省も、何らかのルールを設定して、コスト負担を図るべきである。その負担ルールを決めるのは経産省しかできない。

HBBSコストを太陽光発電業者は、10～20パーセント程度を負担することにしたら、我が国の再エネ化率は圧倒的な高い率になるであろう。

★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★

太陽光以外の効果② ； HBBS直接効果

★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★

直接効果１  太陽光発電に対する出力抑制が完全に解消できる。

直接効果２  昼間の風力発電も大幅に出力抑制が解消される。

直接効果３  前日発電の24時間均等放電により、天気の急変による

太陽光の不安定さが皆無となる

直接効果４  火力発電の最低出力が更に下げる事が出来る

直接効果５  系統制御を行う電力会社にも大きなメリットが出る

①毎日夕方に蓄電池からその日の発電量の知らせが届くので、太陽光の発電量予測が不要。太陽光に対する出力抑制も発生しないので、抑制関連の作業も不要となる。

②南中時の最大発電量が３分の一になるので、系統容量を３倍に拡大したと同じ効果が出る。

③結果的に再エネの発電量が増えるため、化石燃料を使用する火力発電の使用量が激減するため、燃料費の大幅な節約となる。

★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★

太陽光以外の効果③；HBBSの間接効果

★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★★

間接効果①；★★ 火力発電の最低出力を更に下げる効果  ★★

下げる事が出来る理由①

前日の夕方に当日の発電量を知らせるので、翌日の稼働計画作成に当日の放電量を正確に反映できる。火力発電装置の起動／停止時刻を正確に設定できるので最低限の火力で運転できることになる。

下げる事が出来る理由②

24時間均等放電により、当日の天気の急変による火力の不安定出力が

無くなるので、火力の調整力を頼りにする必要が無くなる。

間接効果②；★★  系統容量拡大効果 ★★

南中時の最大発電量が３分の一になるため、系統に接続可能な太陽光の容量が 

３倍に拡大する事が出来る。系統容量を３倍に拡大したことと同じ効果が出る。

間接効果③；★★ 太陽光発電予測不要効果 ★★

HBBSを使用している太陽光発電所に対する翌日や当日の発電予測が不要となる

間接効果④；★★ 太陽光発電抑制処理不要効果 ★★

HBBSを使用している太陽光発電所には出力抑制が発生しないので、

出力抑制に 関連するすべての作業が不要となる。 

間接効果③；★★ 太陽光発電出力安定効果 ★★

太陽光発電の出力は、天気の急変に影響されない24時間均等放電になるので 

天気の急変に影響されるのは風力のみになり、安定運転が可能となる。 

2016年の業務・産業用蓄電池の価格は35万円/kWhだったが、2017年には25万円/kWh、2018年には22万円/kWh、2019年には19万円/kWhと、毎年価格が下がっている。2030年の目標価格は5万円～10万円/kWhと予想した。

事業展開順序

ステップ１；

新規に導入する太陽光発電所に適応する。その時の単価は10万円。この時点で再エネ化率は40～50パーセントに成長する。事業規模は48.7兆円。

ステップ２；

ステップ１のHBBSがベースロード的に稼働するので、適応していない発電所は逆に抑制が増える危険性が生じるので、パワコンが15年の耐用年数 が切れる時点で適応する。その時の単価は5万円程度と予想。事業規模は24.0兆円。

ステップ３；

2030年以降に、再エネ化率100を目指して太陽光発電の導入が続くと予 想されるので、ステップ１程度の量が必要である。事業規模は24.4兆円。

ステップ１～3まで合わせて97.0兆円の大規模事業となる。

HBBS/PVSS導入で「電気は貯めてから使う」方向へ進み、

「エネルギー産業革命」が実現する。