再エネ崩壊に対する公開質問内容

★４月から11月までの8か月間における電力会社別抑制回数

九州の４月は、太陽光が発電量の26.2パーセントが抑制されている。                30年頃には80パーセント程度の抑制が予想される。

★九州の４月の発電と抑制の実施状況

(出典)九州電力電力需要実績(2023年4月)を使用して弊社がグラフ化した。                       九州の４月の抑制回数；21回抑制   原発稼働率 ：41.0%                                   太陽光は発電の内26.2%が抑制された、風力の抑制率は10.6%      

計算結果  を先に！

需要と供給の倍率1.0以上は需要超過、1.0未満は不足を表す

夏ピーク日は中部と関西で不足しているが、全社を通すと過剰となっている。東電の場合、夏に冬ピーク日の4,500万kWhを超える日数は15日しか無かった。

現在の出力抑制の主たる原因は太陽光発電によるもの。今後も、2030年頃には太陽光が原因で太陽光発電業者の大半が倒産するが、財団は何らこの太陽光が原因の供給過剰に対する減少対策の提案が皆無である。                                                          太陽光の供給過剰を残したまま、何故問題なしとするのか、その根拠を説明願いたい。

特性Ⅰ     タケノコシンドローム現象

タケノコは頂点を目指して上へ上へと伸びていく。                      

決して横には広がらない。放置すると抑制は無制限に激増する。

 特性Ⅱ     一日分の需要は南中時の３倍必要である(3倍特性)

下図を見ると、一日の需要量(赤破線)は100,352万kWh、太陽光の一日の発電量は103,045万kWhで赤破線の需要量とほぼ同量である。太陽光の南中時の発電量は12,675万kWhで、南中時の需要量5,013万kWhでほぼ３倍となっている。太陽光の導入比率の高い日本で、再エネ化率を30パーセント以上にするのは、論理的に不可能である。

特性Ⅲ. ３分の一特性

１太陽光発電所の晴天日の発電量を一旦蓄電し、発電終了後に24時間かけて均等放電行うと、１時間当りの放電量は最大発電量の３分の一から４分の一の高さになる。

均等放電によるメリット

①太陽光発電は出力抑制ゼロになる                                                                                             ②風力発電も大幅に抑制が減少する                                                                                             ③太陽光と風力の有効発電量が増えた分だけ、火力の発電量が、減少するため燃料コストが大幅に減少、かつ天気の急変による不安定運転が安定運転になる。

太陽光発電だけのメリット

①パネルで発電した電気を直流のまゝで蓄電するので、交流変換のパワコンが不要となる                                                                                                                                                 ②最大電圧が３分の一以下になるため接続変電所がワンランク下の変電所に変る事がある。変った場合は系統接続工事負担金が大幅に減額となる。           ③蓄電池はパネルの下に設置するので蓄電池専用の土地は不要である。

系統制御を行う電力会社にとってのメリット

①各太陽光発電所から夕方当日の発電量を知らせて来るので。太陽光の発電予測不要となる。                                                                                                                                       ②太陽光に対する抑制処理に関連する処理が一切不要となる。                               ③燃料コスト大幅減により利益率が向上し、株価が上がる可能性が大となる     ④積極的に太陽光蓄電池に投資すれば、社会からの好感度も高まり原発推進がやり易くなる。

過去の経産省失敗事例（集中設置の失敗）

2016年に経産省は出力抑制解消を目的として、東北と九州に蓄電池を設置した。しかし、全く使用されていない。理由はあまりにも容量が小さすぎるから、たとえば23年4月9日の供給過剰量は3,777万kWh必要だったが、用意されているのは30万kWhしかない為。30年頃はこの10倍以上が必要になる。

個別発電所毎に蓄電池(HBBS;ハイブリッド・バッテリー・システム)を導入

ソーラーパネル用の敷地は既に確保しており、その敷地の３分の一か、４分の一の面積があれば蓄電池は設置可能である。蓄電池専用敷地は不要。勿論蓄電池はパネルの下に設置する。パネル下に畑が作られていたり、池の上にパネルが載せられている場合は特別工夫が必要になる。

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である。一日当たりの最大発電量は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の容量が利益率では最適であると結論を出した。

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。

１つの発電装置に１組の蓄電池を接続させる。１組とは任意の数の蓄電池で構成され、接続された発電装置の一日当たりの発電量を収容出来、かつ放電と蓄電の同時並行処理が可能な装置である。（図4.1）                                                  蓄電は発電装置で発電したものを、直接電力系統に送電せずに、一旦、蓄電する。放電は、前日に発電した量を24分の一づつ均等に24時間かけて放電する。放電開始時刻は、翌日の系統制御開始時刻(午前ゼロ)で、終了時刻はその24時間後になる 

（６） 電力会社にとってのHBBS効果 

                         ①間接効果 

★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、系統容量を3倍に拡大と同じ事になる。                                                                                                                       ★火力発電が天気の急変に左右されない安定運転が可能と成り、かつ最低出力を思い切り下げる事が出来る。                                                                                                        ★HBBSから毎日夕方にその日の発電量を知らせて来るので、毎日の発電量予測が不要となる                                                                                                                                            ★天気の急変とは無関係に、蓄電池から安定供給されるため、安定化した系統運転ができる。                                                                                                                                       ★太陽光発電に対する前日の発電予測は不要となるためコスト削 減が可能と成る。                                                                                                                                                                      ★出力抑制が皆無となり、抑制予測や抑制処理や抑制実績管理など一連の作業が皆無となる。　                                                                                                                                   ★コスト削減等で得られる利益を価格競争に利用し、価格競争に打ち勝ち、利益率向上が可能。 

②蓄電池コスト負担で可能となる電力会社の新たな挑戦 

★電気料金値上げせずに、経常利益を高める事が出来る。 高利益で自社株価が高くなり、経営に好影響。         ★利益が大きくなれば、その利益で電気料金を下げて、他電力会社との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★太陽光の出力抑制を解消せず再エネ拡大しても、増えるのは業者犠牲ばかり、再エネ化率も増えず。

①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年間の額は東京も東北電力も、系統下の全蓄電池のコストより大きな額である。 蓄電池コストを太陽光発電だけに負担させることは、極めて大きな不公平を生み出すことになる。                                                                                 

東北と東京の場合の利益の金額換算

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6兆3,806億円を負担すると、火力 発電の燃料費が13兆1,397億円節約できる。 東北電力は3兆3,398億円の投資で5兆4,638億円の燃料費の節約となる。 太陽光だけに蓄電池を適応したにも拘らず、風力と火力発電にも効果が出ている。                          しかも、最大効果は火力発電で、太陽光は最小の効果でしかない。全太陽光に必要な蓄電池コストを、火力の効果だけで十分に補えるほどである。 

2030年に稼働する原発容量は、現在 稼働中容量の4.5倍、3,200万kW程度まで拡大されるそうだ。これだけの原発が稼働すれば、震災前程度まで原発稼働率が高まり、出力抑制が激増する。その対策は？

原発再稼働の影響(1)

(九州電力のケース)

原発が増えた分だけ再エネの稼働余地が少なくなり、出力抑制になり易い

原発再稼働の影響(2)

(関西電力のケース)

自社の抑制も増えるが他所の過剰分を引き受ける余裕もなくなるので他所の抑制が増える

原発再稼働前にやるべきこと

(九州電力のケース)

自社の全ての太陽光にHBBSを導入すると、再エネ化率70～80%まで抑制無しで行ける

(関西電力のケース)

自社の全ての太陽光にHBBSを導入すると、自社の供給過剰も解消し且つ他所の供給過剰分も引受可能と成る

貴社の研究では東北等に洋上風力が大量に導入されても、東京や韓国で受け入れ可能で、問題ないとの主張だが、その頃は東京も供給過剰である。何故受け入れ可能か？

（１）洋上風力が直面する課題

現在の受付状況から推測すると、洋上で大量に稼働し始める10年後は、現在の23倍の容量まで拡大し、太陽光と同じ容量の109GWにまで拡大する。その時は既に太陽光も大量に供給過剰となっているので、風力も殆どが供給過剰となる。その実例を東北で見てみよう。 （図Ⅷ.1）は接続申請されている風力の大半が稼働し始める2030年過ぎの稼働想定図である。 現在稼働中の風力199万kWに 対して新たに１,045万kWと5,021万kWを加えると容量6,265万kWが、その大半を洋上風力とした場合、需要量の6倍強が、１週間連日供給過剰となっている。この風力の超過分を東京に送電しても、東京も供給過剰となっているので引き受けてくれない。東京以外も殆どの地域は過剰分を引き受ける余力は無い。送電線容量を拡大しても受け取り手が居なければ、何の効果も無いことを確り頭に留めて置くべきである。 

東北の全ての洋上風力が稼働すると・・・・

（２）解決策；洋上風力は即、液化水素へ変換 

通常のやり方で系統に乗せようとすると、すぐに出力抑制の対象となり殆ど発電が許されない状態になる。 それを避けるには、同時同量の計算対象から外すために発電した電気は系統に乗せずに直接液体水素に変換して、後でトラック便か船便で輸送する手段を取るべきである。 電力系統で運ぶなら、需要の少ない時間を限定して送電すること も可能であるが、系統に乗せるには供給不足の地域発生を待たなければならないが、日本全国供給過剰の為、望み薄である。 

貴社の研究では東北等に洋上風力が大量に導入されても、東京や韓国で受け入れ可能で、問題ないとの主張だが、その頃は東京も供給過剰である。何故受け入れ可能か？

（１）洋上風力が直面する課題

現在の受付状況から推測すると、洋上で大量に稼働し始める10年後は、現在の23倍の容量まで拡大し、太陽光と同じ容量の109GWにまで拡大する。その時は既に太陽光も大量に供給過剰となっているので、風力も殆どが供給過剰となる。その実例を東北で見てみよう。 （図Ⅷ.1）は接続申請されている風力の大半が稼働し始める2030年過ぎの稼働想定図である。 現在稼働中の風力199万kWに 対して新たに１,045万kWと5,021万kWを加えると容量6,265万kWが、その大半を洋上風力とした場合、需要量の6倍強が、１週間連日供給過剰となっている。この風力の超過分を東京に送電しても、東京も供給過剰となっているので引き受けてくれない。東京以外も殆どの地域は過剰分を引き受ける余力は無い。送電線容量を拡大しても受け取り手が居なければ、何の効果も無いことを確り頭に留めておくべきである。 

通常のやり方で系統に乗せようとすると、すぐに出力抑制の対象となり殆ど発電が許されない状態になる。 それを避けるには、同時同量の計算対象から外すために発電した電気は系統に乗せずに直接液体水素に変換して、後でトラック便か船便で輸送する手段を取るべきである。 電力系統で運ぶなら、需要の少ない時間を限定して送電すること も可能であるが、系統に乗せるには供給不足の地域発生を待たなければならないが、日本全国供給過剰の為、望み薄である。 

完全再エネ化には、変動する需要と、変動する再エネの出力を、年間通して供給出来なければならない。そのためには大容量の貯蔵機能と調整能力が必須である。貴社の研究には一切言及していない。その説明を求める。

(１)太陽光と風力だけで年間電力需要を満たすためには！

説明を分かりやすくするために、太陽光と風力だけに限定して、他の者は一切省いた東京電力のデーターを 使用する。東京電力の電力需要は夏と冬にピークが来て、春と秋は需要は少なくなり、特に５月のゴールデンウィーク 期間は最低需要になるのは、毎年ほぼ同じパターンである。 一方、太陽光発電は６月の夏至の頃を最大となり、12月 の冬至の頃が最小となる。地球は太陽の周りを一定 軌道で公転しているため、太陽からのエネルギーは毎 年ほぼ一定である。途中梅雨の季節や台風の季節には、 その年によって多少の変化はあるが、一年を通すと ほぼ一定の量で3る。 一方、風力発電は春や冬は風は多いが、夏は少なくなる というパターンで吹いている。ただし、太陽光に較べると、年に よって発電量が大きく変化する点では異なる。 以上の条件で、東京の１年間の電力需要を太陽光と風 力だけで、供給した、すなわち、年間電力需要＝年間太陽 光発電＋年間風力発電になるように、現在受け付けている 承認済と検討待ちの半分が稼働したとして作成した グラフが、（図Ⅴ.4）である。  

ただし、風力は陸上風力の 発電効率を適応している。このグラフから分かる事は、年間では需要と供給は一致しているが、夏と冬の ピークには供給不足となり、１月～６月までは供給過剰となる。 供給過剰の時は出力抑制として捨て去り、不足のところは何処かから供給して貰うか、火力発電を稼働さ せなければならない。その結果、再エネ化率は90パーセントにしかならない。 そこで再エネ化率100パーセントを目指して、８月の不足のところを再エネで供給させるために、 ８月の需要 ＝ 太陽光＋風力になるまで全体を底上げしたグラフが、真ん中の（図Ⅴ.5）である。全体が底上げ されたため、供給過剰分が極端に増える。風力の捨てられた量は、227TWｈもあり、年間需要279TWhの81% に相当し、 風力発電の68パーセントが無駄に捨てられることになる。捨てられる分を15円/kWhで計算すると、毎年3.4兆円になる。年間売り上げ6兆円弱、経常2000億円前後の東京電力がこんなに沢山、出力抑制として捨てて しまうのを黙って見ているだろうか？もし黙って見ている様な経営者だったら、経営者失格と言わざるを得な い。経産省の制御方式では、毎年3.4兆円、しかも、風力発電の68パーセントも捨てることになる。こんなに 捨てて、経営の無駄をまき散らして、最適な制御方法だと言えるのか？？言ってるのは経産省だけだろ。  

（２） マイクログリッドはエネルギー産業の革命だ ❣ ❣ 

東京電力の例では、供給過剰として捨てられる分を一時保存すると、１年間で27.6TWhとなった。 この量はピーク月8月1か月間の需要量に相当する。果たしてこのような大規模蓄電池は存在するのか？ 今後の再エネ大量導入の最大研究テーマとして取り上げることを提言する。 

♦♦♦♦ 蓄電は複数個所に分けて蓄電する ♦♦♦♦ 

★電気スタンド EV時代にはEV車向けの電気（ガソリン）スタンドが必要。現在ガソリンスタンドは東電管内だけで7千ヶ所 有るそうだ。１スタンドで毎日300車に500km走行分の電気を提供すると、１スタンド当り50MWh程度の 蓄電池が必要となる。東電管内だけで一日当たり350GWhの蓄電量となる。 電気の充電時間は通常は8時間くらいかかるが、高速充電であれば 30分程度で出来るそうだ。１台当たり30分掛けて、営業時間12時間に300台に充電するためには、 25台が一斉に駐車できるスペースが必要となり、電気スタンドと言うより駐車場と言う感じになる。土地代の 高い都会地でこれだけのスペースを確保するのは困難であり、且つ採算を取るのも困難であろう。 それに代わる対策として、蓄電池の標準化を進め、蓄電池の種類を大型、中型、小型の３種類位に限定 してどのメーカーの車でも共通して使用できるようにする。電気スタンドでは充電サービスを受けるのでなく、既 に蓄電しているバッテリーと数分間で交換するサービスを提供する。既にこのタイプのサービスは、２輪車では 一部メーカーが実施している。

★フロントステーション 

現在の配電変電所に相当する。東電の配電変電所は1000ヶ所は有る。配電変電所の役割は二つある。 一つは需要家に電気を供すること、二つ目は発電所からの電気を受け止める事である。 

★ミドルステーション 

配電変電所より上位の変電所、中間変電所、1次変電所、超高圧変電所等を総称してミドルステーション と呼ぶことにする。東電管内だけで1000ヶ所有るそうだ。このステーションの役割は二つある。一つは電気を 液体水素に変換して、変換された水素を貯蔵タンクに保存することと、2つ目は、適切なタイミングで貯まった 水素を電気に変換して電力系統へ送り込むこと、の役割がある。 

★バックヤードステーション 

旧火力発電所跡地15ヶ所を液体水素専用貯蔵タンクの保存場所とする。他所の地区との輸出入はこの ステーションからトラック便または船便で行う。