：：：：：
★弧状列島日本のエネルギー安全保障再構築には、スポーク型NW設置固定大電力送配電とメッシュタイプ型NW移動可搬設置小電力給電とを組みの合わせる多ルート・ハイブリッド型電力網建設と運用の「ヒト・モノ・カネ」の公助が必須か＞
①スポーク型NW固定大電力送配電は夏季の昼間の冷房需要・冬季の夕方の電灯点灯と暖房の同時使用の最大電力需要を満たすため（ア）湾岸設置耐災害強化火力発電所による電力供給増減適応制御昼夜間送電と（イ）湾岸設置耐災害強化原子力発電所昼夜間連続稼働に伴う深夜余剰電力や大規模太陽光発電所昼間余剰電力を活用して、中山間地域における下部貯水池（下池）から上部貯水池（上池ダム）へ水を汲み上げておき、平日昼間・夕方電灯点灯時などの需要が増加する時に、上池ダムから下池へ水を導き落とすことで発電する燃料自給率１００％の揚水発電所＝電力を位置エネルギーとして蓄える巨大な蓄電池、あるいは蓄電所＝稼働切り替え送電による（イ）昼夜間連続稼働原子力発電と（ウ）揚水発電所との併用運転加速か＞
➁メッシュ型NW型可搬型小電力受電・蓄電・送電システムは燃料自給率１００％の昼間太陽光発電送電による電気自動車駐・停車急速受電・蓄電と住宅、店舗、医院及び工事現場等での駐・停車時における急速送電＝VHシステム構築加速か＞
➂非常災害時及び世界基軸通貨ドル建て輸入依存発電燃料高騰時のリスク事態において、電気自動車メッシュ型NW移動可搬型小電力受電・蓄電・送電は火力発電、原発のスポーク型NW固定大電力システム被災を救済か＞
④世界基軸通貨ドル建て１００％輸入依存発電燃料自給率０％の火力発電方式と原子力発電方式との投資回収費用は、インド洋太平洋海路安全保障リスク費用を加算してライフサイクル電力料金算定か＞
⑤発電燃料自給率１００％の太陽光発電所と揚水型発電所の投資回収費用料金は、インド洋太平洋海路燃料輸入安全保障リスク費用削減後にライフサイクル電力料金を算定か＞
(注１）焦点：一帯一路・海外遠征・戦狼外交・人民解放軍拡充、国家安全維持法＝国内・域外・事後遡上適用・法＝施行、「海警法」施行、共産党一党独裁・ネットカメラ住民監視統制・人権や言論弾圧・知的財産侵害・政府・民主主義指数2の中国に依存の民主主義指数8・ドイツが味わう「ゆでガエル」の恐怖
https://jp.reuters.com/article/germany-china-idJPKBN1HO07I
：：：：：
カーボンニュートラル実現に向けて、適正な事業規律の確保と地域社会との共生を前提として、太陽光発電のさらなる導入拡大が期待されている。
2022年度第1四半期の太陽光発電入札においては、平均落札価格はFIT：9.93円/kWh、FIP：9.87円/kWhと、着実な価格低減が進んでいるものの、その応札容量はFIT：25MW、FIP：129MWと、募集容量を大きく下回る状況となっている。
2030年の再エネ比率36～38％を達成するためには、太陽光で毎年5GW～6GW（100万kW）程度の新規認定が必要と試算されているが、適地の減少や度重なる制度変更等により、太陽光発電の認定容量は近年、縮小傾向にある。
そこで資源エネルギー庁の「再エネ大量導入・次世代電力NW小委員会」では、蓄電池の併設や太陽光パネルの増設等に関するルールを変更することにより、既存太陽光設備の有効活用や増出力の促進が検討されている。
〇蓄電池併設の促進
再エネ電源の市場統合を目的として2022年度からFIP制度が開始されたが、現実的に太陽光や風力といった変動電源が、電力需給バランスや市場価格を意識した行動を取るためには、売電・系統への逆潮流のタイミングをシフトできる蓄電池を併設することが不可欠である。
ところが従来のFIT制度においては、FIT認定後に蓄電池を設置する場合は、過積載分の売電による事後的な国民負担の増加の懸念があるため、調達価格が最新価格へ変更される事由とされている。これが蓄電池併設のブレーキの1つとなっていた。
事業用太陽光の過積載率は特に低圧太陽光で顕著であり（平均値179.4％）、高圧以上も140％前後の過積載率となっている。
過積載の場合、PCS容量（kW）を上回るパネル容量（kW）部分による発電量（kWh）は売電することが出来ないが、過積載率175％の太陽光発電ではその逸失電力量kWhは6％程度と試算されている。
仮に昼間帯に発生するこの逸失電力量を蓄電し、点灯帯や夜間に売電するならば、発電事業者は総発電量を増加させることが可能となる。
ただし、一般的な蓄電池の充放電ロスは10％程度と言われていることに留意が必要である。
〇事後的な蓄電池の設置による価格変更ルールの方針
再エネ大量導入小委員会では、蓄電池併設による需給バランスに応じた再エネ電力の供給タイミングのシフトを促す観点や、FITからFIP制度への移行を促す観点から、事後的な蓄電池の設置による価格変更ルールを、以下のように見直すことを提案している。
FITからFIPへの移行案件が事後的に蓄電池を設置した際、発電設備の出力（PCS出力と過積載部分の太陽電池出力）と基準価格（蓄電池設置前価格と「十分に低い価格」）の加重平均値に価格変更する。
具体的な価格は、調達価格等算定委員会で決定されることとなる。
図3
＜下記 URL
参照
＞
は、FIT調達価格20円/kWh、過積載率120％のFIT認定設備に蓄電池を設置してFIP制度に移行する場合の、新たなFIP基準価格の算出イメージである。
誤解なきよう念のため、太陽光パネルから蓄電して蓄電池から売電可能な電力はオレンジ色の部分だけでなく、赤色の部分もすべてが対象となる。
よって、蓄電池の容量次第ではあるが、市場価格が0.01円/kWhの昼間帯には全量を充電し、市場価格が高くなる点灯帯（例えば30円/kWh）に売電することが可能となる。
FIP制度においては、基準価格と参照価格の差分を「プレミアム」として受け取ることになるが、売電単価（＝売電収入）そのものは、発電事業者の努力により増大させることが可能である。
よって売電のタイムシフトは、発電事業の採算性を向上させることとなる。
この売電タイミングのシフトは、系統の需給バランスを平準化させ、市場価格の極端な変動を緩和させる効果も期待される。
〇蓄電池への系統電気の充電も認める方針に
蓄電池は非常に有益な設備であるが、それ自身で発電する設備ではないため、蓄電と放電（売電）の単価差が、その主な収益源となる。
蓄電池はまだ高価であるため、なるべく稼働率（利用率）を高めることが、その事業採算性を改善させる鍵となる。
上記ルール変更のように、太陽光発電（PV）で発電した電力を点灯帯に放電（売電）することに加え、系統側からの蓄電・売電を行う場合、蓄電池の稼働率が向上する。
ところが現行FITのルールでは、FIT太陽光発電の発電量と系統電気を確実に区別する観点から、系統電気を蓄電池に充電することは認めていない。
このことが、発電事業者が蓄電池を設置する障壁となっていた。
そこで再エネ大量導入小委は、蓄電池の普及によるFIP制度促進の観点から、このルールを変更することとした。
具体的には、蓄電池から放電された電気量（1）について、系統側から蓄電池に充電された電気量（2）と太陽光発電側から蓄電池に充電された電気量（3）を計量し、その比率で按分することで、太陽光発電由来の電気量を算定する。
このルール変更により、発電事業者は蓄電池を導入しやすくなると同時に、系統の需給バランス・市場価格の平準化効果も期待される。
〇低圧太陽光もFIP制度の対象に
現在FIP制度では、太陽光発電は2024年度に250kW以上はFIPのみが選択可能、50kW以上においてFIPを自主的に選択可能とされている。
現在FIT事業用太陽光発電では、導入件数の95％（63万件）、導入容量の34％（1,715万kW）を低圧太陽光（10～50kW）が占めており、これら低圧太陽光の市場統合や長期電源化が求められている。
このため、一定の要件を前提として、低圧太陽光についても新規認定案件・既認定案件いずれもFIP制度を選択可能とすることが提案された。
具体的な要件等は調達価格等算定委員会で検討される。
要件の例としては、
- 電気事業法上のアグリゲーター（特定卸供給事業者）や小売電気事業者に対して、相対契約により直接供給を行うこと
- 当該発電事業者の保有する認定発電設備の出力合計値が一定規模以上であること
などが挙げられている。
アグリゲーター等が小規模多数の低圧太陽光をまとめて管理することにより、適正な事業規律の確保による地域社会との共生や、長期電源化が進むことが期待される。
〇太陽光パネルの張り替え・増設
現在のFIT・FIPのルールでは国民負担の増大を抑止する観点から、事後的に太陽電池の出力が「3kW以上または3％以上」増加する際には、設備全体の調達価格／基準価格が最新価格へ変更される。
太陽光パネルの一部が破損・故障することは一般的であるが、太陽光パネル自体の性能が向上しているため、単純に最新のパネルに張り替えようとすると、「3kW以上または3％以上増加」の閾値に抵触することとなる。
古いパネルが製造販売終了となっている場合、発電事業者はパネルの交換すら行うことが出来ず、次第に太陽光発電所全体の出力が低下するという事象が全国的に生じていた。
これは再エネ電力の導入拡大に逆行することとなる。
既設の再エネ電源はすでに土地や系統接続容量を確保していることから、その長期的有効活用は重要である。
よって再エネ大量導入小委では、国民負担の増大は抑止しながら、太陽光パネルの張り替え・増設を促すように現行ルールを見直すこととした。
具体的には、張り替え・増設をする際に、認定出力のうち当初設備相当分は当初の調達価格維持することとして、増出力分相当は「十分に低い価格」を適用することとする。
既設電源は新たな系統接続費用等が不要であることから、最新の調達価格からこれら費用を差し引いたものが、「十分に低い価格」とされる。
具体的な価格等は、今後、調達価格等算定委員会において検討される。
図7
＜
＜下記 URL
参照
＞
＞
の例の場合、増設前の収入は2,000円/hであるが、増設後は2,200円/hへと1割増加する。
また、パネルが張り替え・増設されるということは、発電事業者にはその増設等パネルを十分な長期間利用しようとするインセンティブが働くため、当初の発電所全体が長期間運転される蓋然性が高まると考えられる。よって、これは既設電源の長期電源化にも有効なルール変更であると言える。
ただしFIT・FIPの調達期間・交付期間は、パネル張り替え・増設後の設備も含めて、当初設備の調達期間等が維持される。
今回の「蓄電池の併設」、「低圧太陽光のFIP対象化」、「太陽光パネル張り替え・増設」のルール変更はそれぞれ単独でも有効な措置であるが、これらを組み合わせることにより、国民負担の抑制を前提とした再エネ導入拡大と、発電事業者の収益性向上の両立が実現することが期待される。
※コメント投稿者のブログIDはブログ作成者のみに通知されます