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安田先生の解説論文を読む 自然エネルギー最前線inUS ドイツエネルギー転換政策
蓄電新技術 蓄電池価格低下

揚水動力等調整力
北海道電力 東京電力 関西電力 九州電力 巨大蓄電池一覧とコスト 離島・オフグ リッド事例 石炭火発のPV+蓄電池での 代替(インディアナ)

京大の安田先生も産総研の桜井さんも太陽光は現時点では出力制御が一番効率的な調整方法だと仰ってて世界の潮流もその様である。(本来は燃料費掛からない 太陽光・風力が限界費用的に一番効率的 な発電方法だが,調整力電源をわざわざ停めて立ち上げるコストを考えると太陽光・風力停めるのが最適。)
また安田先生が何度も強調されてるけど蓄電池への早い時期での傾倒はガラパゴスであり効率性を犠牲にしてる可能性があるとのこと。

風力主軸の欧州型の系統は24時間発電出来るし皺取り(アンシラリーサービス)中心となるが,太陽光は昼しか発電しないし,基軸に置くのはそもそも稼働率 が低くて難しく,人口の少ない離島タイプで高コストの内燃力発電の代替に有効。実際に西ギニアやハワイなどで導入があ るのもそれである。

これらを前提として,方向として東日本は風力賦存が多く欧州型世界標準目指せそうなのに対して九州は太陽光賦存膨大で関 門増強も採算載らない脆弱な連系の(巨大な)離島型で将来的には早期に蓄電池が有効になって世界の潮流とは必ずしも同期しない可能性も感じている(→と思ってたら安田先生が採算 乗ると思いますよの心強い発言!!これは楽しみに俟ちたい)

また揚水発電に関してはノルウェーが北海の風力発電の余剰電力の巨大な蓄電池として機能しているのは有名(例えばこ こ参照)だが,日 本の揚水発電の量はアメリカを凌駕すると の事。此迄の総括原価方式で原発とセットで粛々と造ってきた日本の揚水発電インフラが役立つ時が来るかも知れない。ただ蓄電池の導入に必ずしも頼ってない 主に欧州の事例になるのだが,再生可能エネの導入にも関わらず調整がスムーズでス イスの揚水発電にコスト割れのリスクもあるそうな。巨大投資が必要となる揚水発電は例えば90MW程の調整力が必要となるドイツ(この辺参照),だそうでそういう調整能力に自然エネで対 応するには揚水が重要だと思ってるけどそう話は簡単では無いのかもしれない。。

最近は長く続いた自民党政権更には安倍政権のお 陰で見る影もないとはいえ嘗ての大国日本,欧州の3カ国分ぐらいの経済規模を誇るが,スペイン(九州)の太陽,ノルウェー(日本各地)の揚水,北海(東 北・北海道)の風力と欧州と同様ラインナップは揃って居るといえよう♪また一方でドイツと同様,送電罔の整備が課題となっている。アメリカもカルフォルニ アの太陽,中部の風力等地域特性に応じた再生エネが盛んの様である(この辺参照)。

と云う事で日本の調整力の一部を此処に纏めてみる。



http://www.meti.go.jp/committee/sougouenergy/shoene_shinene/shin_ene/keitou_wg/pdf/012_s01_00.pdf
■北海道電力  
<揚水発電所等調整能力>
北 電の資料だと高見(200MW)と新冠(200MW)は揚水式だそうな。純揚水式としては京極が初であるが揚水が京極1極という訳では無いらしい。
ま たブ ラックスタート用に 高見や新冠には非常用電源があって此処から苫東などへ電気を送って起動したようだ。
発電所名
認可出力
揚水動力

容量
上部調整池 備考
下部調整池
【北海道電力】=2018年現在で



高見発電所
200MW
 
100MW
 100MW
200MW
 100MW
 100MW
760MWh※1
高見湖(静内川・春別川/高見ダム[1983]) 静内ダムには静内発電所[46.7MW(23.5,23.2)]もある
静内湖(静内川/静内ダム[1966])
新冠発電所
200MW
 100MW
 100MW
240MW
 100MW
 140MW
870MWh※1
新冠湖(新冠川・沙流川/新冠ダム) 自流混合式揚水発電所・北海道初の揚水発電
2号機は可変速揚水
新冠湖には奥新冠発電所[44MW])
下新冠ダム
京極発電所
400MW
(600MW)
 200MW
 200MW
 (200MW)
460MW
(690MW)
  230MW
 230MW
  (230MW)
4,000MWh※3

京極ダム
純揚水式発電所・可変速揚水
3号機は計画中
2台定格出力で9時間程度
(→3台になったら6時間程度?)
南早来蓄電変電所
15MW

60MWh 南早来変電所
4時間・200億円
場所未定?
→南早来変電所
26MW
→17MW

78MWh
→51MWh
系統側蓄 電池による風力発電募集による設置蓄電地・2022年運開想定 記 事
北 電公募(19.8)
15件・162MWの風力発電を接続
小計
815MW
(1015MW)

5,690MWh


※1 混合揚水(新冠・高見)の揚 水可能量は、下流の発電状況 により変化することから、 2009~2010年度(泊3号機 試運転開始~震災前)の日量 実績の2σ値から算出。 ※2 京極発電所2号機は、2015年 12月運転開始予定。 ※3 電源脱落時の供給力対策とし て最低限必要な発電量を確保。
http://www.meti.go.jp/committee/sougouenergy/shoene_shinene/shin_ene/keitou_wg/pdf/003_05_00.pdf

北海道の冬場は暖房需要で朝昼晩関係なく一定の傾向だそうな。と云う事で需要を平滑化する機能も夜の内に大胆にと云う訳にはいかず小幅な調整になるそう な。その意味でも北海道で揚水の果たす役割は限定的である様だ。
http://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/kihon_seisaku/denryoku_jukyu/pdf/012_08_00.pdf
電力需要のピーク時に揚水発電の最大出力で供給しようとすると、電力需要が少ない軽負荷時の揚水運転に使用する電力が多くなって却っ て予備率がピーク時よりも小さくなりかねない。
・そのため、京極発電所は軽負荷時とピーク時の予備率を逆転させずに、1日を通して予備率が一定となるよう、揚水運転および発電運転を行った場合の供給力 を計上する必要がある。この結果計上できる供給力は230MW程度になる。
・更に週末の軽負荷時に蓄電して1週間(5日間)に亘って利用する事で50MW嵩上げできて計280MWとなるとのこと。
冬場の供給力として揚水は多くは期待出来ないようである。太陽光が沢山発電した分は供給力の余裕として火発を下げる事が出来るが石狩湾新港が出来る前迄は 老朽化石油火発の伊達火発700MWで調整する訳か。(もう一箇所の石油火発の知内700MWはオリマルジョンというオリノコ川産の石炭並みに安価(ソー ス:関 電石 播) な乳化土瀝青を使 用してるのでどうやらベース的に使ってるようだ。)高コストの石油一択で調整迫られてたらそりゃ赤字にもなるわ。厳冬期は太陽光は大した発電は期待出来な いかも知れないが新潟みたいに大雪積もる訳でないし寒い方が発電効率上がるし釧路や胆振の太陽光には留萌・宗谷の風力共々期待したい。
<LNG火力発電所等>
発電所名
所在地
事業者
最大出力(MW)
ユニット
No.
単機容量
(MW)
運転開始
年月
種別
使用
燃料
その他・備考
石狩湾新港発電所
石狩湾新港西地区
(小樽市)
北海道電力
569.4(予)
→1138.8(予)
1708.2(予)
1号機
569.4
2019.9(予)
→2019.2
CC
LNG
北電にとって初めてのLNG発電
着工予定:1号機 2015年9月・2号機 2018年11月・3号機 2025年11月
燃料の供給方法; 石狩LNG基地よりパイプラインを通じて供給
2号機
569.4
2021.11(予)
3号機
569.4
2028.11(予)
石狩発電所
石狩湾新港
中央地区
(石狩市)
北海道ガス
75(送電端?)
7.8MW*10
2018.10運開
GT
LNG
石狩LNG基地に隣接
音別発電所 釧路市音別町
北海道電力 148
1号機
74
1978年
GT
軽油
2019.3廃予

2号機
74
1978年
GT
軽油
2019.3廃予











需要追从が苦手な印象の石炭火発だけどなんと苫東厚真では 対応する様だ。やれば出来るじゃ無いか!


<緊急避難設置電源>=東日本大震災(による泊原発の停止)を契機に設置

出力
内訳
設置
廃止
備考その他
苫小牧発電所
74.38MW 1,030kW×26台、850kW×56台 2012年7月16日 2017年10月25日
小型ディーゼル発電機
南早来発電所
74.16MW 1,030kW×72台 2012年12月7日 2018年3月15日
小型ディーゼル発電機・南早来変電所内


■東京電力  
出典:東京電力

発電所名
認可出力
揚水動力

容量
上部調整池 備考
下部調整池
神流(かんな)川発電所
2820MW(予)
1号機470MW
2号機470MW
3~6号機1880MW


南相木ダム(1,917万立米)
1号機:2005年運開
2号機:2012年運開
3~6号機:2020年以降

上野ダム(1,840万立米)
葛野(かずの)川
1600MW(予)
1号機400MW
2号機400MW
(3号機400MW)
4号機400MW


上日川ダム(1.147万立米)
富士川水系日川
1号機:1999年運開
2号機:2000年運開
3号機:2024年以降
4号機:2014年運開・可変速揚水発電システム
最長八時 間の連続発電
葛野川ダム(1,150万立米)
相模川水系土室川








関西電力
出典:関電水 力発電所一覧

~純揚水発電所~
発電所名
認可出力
(MW)
揚水動力

容量
運開
上部水系 備考
下部水系
喜撰山発電所
466


1970.1
淀川水系寒谷川

淀川水系宇治川
大河内発電所
1,280


1992.10
市川水系太田川

市川水系犬見川
奥多々良木発電所
1,932
 304kW*4
 360kW*2


1974.6
市川水系市川及び油谷川
304kW*4…1975運開
360kW*2…1998増設
1,2号機可変速化工事…2008~13年[関電(pp.41-44)]
円山川水系多々良木川
奥吉野発電所
1,206


1978.6
新宮川水系瀬戸谷川

新宮川水系旭川
合計
4,884






大河内・奥多々良木両発電所への送電線であるが比較的余裕があるようである。

線名
電圧
(kV)
回線

運用容量
制約要因
設備容量
(100%*回線数)
運用容量値
その他
11
播磨北線
500
2
熱容量
6,580
3,290

12
大河内線
500
2
熱容量
6,580 3,290
22
奥多々良木線
500
2
熱容量
6,580
3,290


■中国電力
~純揚水発電所~
発電所名
立地
認可出力
(MW)
容量
運開
上部水系・ダム湖 連系線
備考
下部水系・ダム湖
俣野川

1,200(発 電機:4基)

1986.10
土用ダム(有 効670万立米)・旭川水系新庄川
俣野川ダム(猿飛湖: 有効670万立米)・日野川
俣野川線・新鳥取線220kV
水利権は日野川のみ
新成羽川


303


1968
新成羽川ダム(上池:備中湖:有効96万立米)
田原ダム(下池:有効96万立米)田原(発)22MW
黒鳥ダム(逆調整池)黒鳥(発)2.2MW
?220kV
自流混合式揚水発電
南原

620

1976
太田川水系南原川・明神ダム(上池:有効522.0万立米)
太田川水系南原川・南原ダム(下池:有効524.6万立米)
山陰幹線220kV

合計
2,103






需要追从用発電はと見るとこれは弱い・・水島はリプレースした様だが古い設備を流用してるようだし。玉島も燃料追加しただけでそのままの設備のようであ る。
発電所名
所在
定格出力
(MW)
ユニット名
単機容量
(MW)
運開年月
発電方法
燃料
その他・備考
水島
倉敷市潮通

625
1号機
285
1961.11
NGCC
天然ガス
平成21年4月に1 号機の天然ガスコンバインドサイクル発電設備への転換工事が完了した。
3号機
340
1973.9
汽力
天然ガス
玉 島 倉 敷市玉島 350 1号機
350 1973.3 汽力
天 然ガス・重 油・原油
柳井 柳井市 1,400
1号系列
700
1992.12
CC
LNG

中 国電力で最大の出力を持つ火力発電所。発 電の方式は,コンバインド方式を採用。
刻々と変化する電力需要に対する調整能力に優れており,起動停止の容易 性も重要な特徴。
シェールガスの受け入れも検討>>1638
2号系列
700
1996.1
CC
合計
2,375






中国電力の夏冬のピークはでんき予報に拠ると10GW超。夏は日中,冬は朝晩である。それに対してベースが現在三隅と新小野 田の2GW,三隅増強後は3GWであり,需要追从電力が4.4GW程度。並 み居る老朽化石油火発で対応してるって所である。


■九州電力
<九電の調整力>
施設名
所在
種類
出力
容量
運開
その他備考
小丸川(おまるがわ)発電所 宮崎県 揚水発電 1,200MW
 1号機:345MW
 2号機:318MW
 3号機:318MW
 4号機:345MW
8,400MWh

2007年7月運開(1号機300MW) ※最大出力運転を7時間継続できる様設計(wiki)

「可変速揚水発電システム」を採用したとのこと(ブロ グ)
高低差:650m程あるらしい。
天山(てんざん)発電所 佐賀県 揚水発電 600MW(300*2) 3,600MWh

1986年12月運開 約6 時間に亘って発電できる(九 電)
大平(おおひら)発電所 熊本県 揚水発電 500MW(250*2)
1975年12月運開
豊前蓄電池変電所 福岡県 NAS電池 50MW
300MWh 2016年3月運開(実証実験) 実証実験報告書 (2017年2月)
200億円程度らしい(ソー ス)
出力合計


2,350MW
12GWh以上



発電所名
立地
定格出力
(MW)
ユニット名
出力
運開
発電方式
燃料

新小倉 北九州市小倉北区 1,800 3号機
4号機
5号機
600
600
600
1978.9
1979.6
1983.7

LNG 小倉発電所は1963年11月30日廃止
1961年に1号機が運開、1・2号機は廃止済
九州電力では初めてのLNG専焼
新大分
大分市
2,295
(→2,775)
1号系列
115*6
1:1991.6
2-1:1994.2
2-2:1995.2
3-1:
1998.7
4:2016.7
CC
LNG 九電では初めてのコンバインドサイクル発電方 式

2号系列
217.5*4
CC
3-1系列
245*3
CC
3系列第4軸
480
CC
合計
4,095











■巨大蓄電池設置事例とそのコスト
コストに関してはこちらも参照
変電所名
事業主体
蓄電池出力
蓄電池容量
電池種類
運開
(着工)
費用
スキーム等
北豊富
北海道北部風力送電
240MW 720MWh
2022予

風力発電のための送電網整備実証事業費補助金
南早来 北海道電力
15MW 60MWh レドックスフロー
2015.12
200億円>>3743 大型蓄電システム緊急実証事業
西仙台 東北電力
20MW
[40MW(短時間)]
20MWh Li

100億円?※
大型蓄電システム緊急実証事業
(※南早来と合わせて296億円)
南相馬 東北電力
40MW 40MWh Li 2016.2
(2015.5)
200億円?※
大 容量蓄電システム需給バランス改善実証事業
(※西仙台の倍の規模)
この施設により50MWの再エネの追加連系が可能に
豊前 九州電力
50MW 300MWh NAS 2016.3
200億円>>3744
大容量蓄電システムによる系統安定化の実証事業

豊前蓄電池変 電所における大型蓄電システムによる
需給バランス改善実証の成果について
http://www.nepc.or.jp/topics/pdf/180320/
180320_3.pdf

5.総合評価 (2) 経済性の評価
 NAS電池 関係が大容量蓄電システム単価の3/4を占めており、この部分のコスト低減が必要。
NAS電池関係を約1/3まで低減できると揚水機と同等の設備費用(kW単価)となる。

年間のメンテナンスコストは、建設費の10%程度と想定している。

5.総合評価 (3) 揚水機との比較
 〔凡例〕揚水機に対する優位性 ○:優、×:劣
項目 蓄電システム 揚水発電
開発面及び
 用地確保
・規模に応じて小刻みに開発可能
 ・ローカル系統近くに設置できる
 ・一定の広さの土地と近傍に送電線があれば、 確保は比較的容易

・大規模開発となるため、地形的に候補地は限定 される
・主幹系統への接続となるため、大型の送変電 設備が
必要 工期 ・約10ヶ月(H27.6 ~H28.3)(豊前実績)
・10年程度以上と長期開発となる
運用及び
 応答速度
・出力停止することなく連続で、充放電運用が可能
 ・数秒単位での応答が可能

・充電(揚水)と放電(発電)の間に切り替え のため停止が必要
・運転中は数秒単位での応答が可能、停止中は 並列まで数分を要する
システム 効率 ・71.3 ~75.8%(豊前実績)
・65 ~68%程度(当社実績)
設置費用 43万円/kW、 7万円/kWh (豊前実績、土地代を除く) ×
20万円/kW、2.3万円/kWh * (参考値)
耐用年数 ・15 ~20年程度(豊前:設計値~運用目標) ×
・約60年(参考値)*
出力変化 ・充放電ともに任意の出力設定が可能
・発電側は、最低出力以上であれば任意の出力設定 が可能
・揚水側は、原則出力固定 (可変速揚水のみ一定範囲で出力変化が可能) *
*:揚水発電の建設コストは、「発電コスト検証ワーキンググループ 長期エネルギー需給見通し 小委員会に対する発電コスト等の検証 に関する報告(平成27年5月)」、「経済産業省 蓄電池戦略プロジェクトによる「蓄電池戦略」(平成24年7月)」より引用

定置用蓄 電池の価格低減スキーム
2017年3月8日
資源エネルギー庁新エネルギーシステム課
http://www.meti.go.jp/committee/kenkyukai/energy_environment/energy_resource/pdf/005_08_00.pdf




<蓄電池価格>
上の九電の実証結果だとNASのコストが1/3になると揚水に匹敵するそうであるが,Liイオ ンだと思われるが一寸前迄20万円/kWhだったのが10万円/kWhを切ってきて量産効果見込むと5万円/kWhって声も聞こえてくるって事で実に 1/4が視野に入りつつあって,もしかすると揚水がNASに代替可能となる日がそう遠からず来るやも知れない。
2017/04/21 08:49
ニュース
圧縮空気で風力発電の出力変動を緩和、早稲田大など実証
https://tech.nikkeibp.co.jp/dm/atcl/news/16/042107275/
工藤宗介=技術ライター
クリーンテック ラボ

Liイオン2次電池は、コストダウンが急速に進んでいる。最近では、新車向けのセル価格で1kWh当たり1万円前後が目標価格になっている。

エネ蓄電池プロジェクト最前線
「風力でも蓄電池併設型が急成長も」、TMEIC・杉山氏、木暮氏に聞く
電池価格の低下で、系統負荷を抑えた再エネが補助金なしで拡大へ
https://tech.nikkeibp.co.jp/dm/atcl/feature/15/415282/081000020/?ST=msb&P=1

2017/08/21 14:36
金子憲治=日経BP総研 クリーンテック研究所

蓄電池の低価格化で補助金なしで事業化
――蓄電池併設型のメガソーラーでは、国の補助金制度を利用することが多いなか、「ソフトバンク苫東安平ソーラーパーク2」では、補助金なしで事業開発を 進めました。

木暮 もちろん補助金制度を利用できれば、事業性は高まります。ただ、ここにきて、蓄電池の価格が急速に下がってきたことで、補助金なしでも事業性を確保 できるようになってきました。蓄電池の価格はかつてkWh当たり20万円といわれましたが、ここにきて韓国など海外メーカーは、10万/kWhを切る水準まで下げてきました。量産効果を織り込んだ場合、約5万円/kWhという声まで聞か れるようになっています。



<離島など導入事例>  
1.東京電力(八丈島:7,000人)
2.沖縄電力(沖縄本島) 波照間島・南大東島・粟国島(可倒 式風力発電機導入)  久米島(沖縄県海洋深層水研究所)
3.九州電力(黒島・奄美大島・種子島・対馬・壱岐)  五 島列島・椛島 (NEDO)・宇 久島(フォトボルテ・ディベロップメント・パートナーズ・日本風力開発(株)) 的 山大島(ミツウロコ) 屋久島(屋久島電工) 
4.中国電力(隠岐:20,000人)
5.奥尻島(7,200人)
6.海外など(ハワイ・カウアイ島65,000人/西ギアナ:1万世帯以上[55MW/140MWh])

事業主体
対象人数
電気料金
発電機
蓄電池
其の他
ハワイ州カウアイ島
カウアイ島ユーティリティ協同組合
(KIUC:Kauai's Island Utility Cooperative)
人口6万5000人のカ島の全発電量の11%を供給 11¢/kWh
28MW(太陽光)
100MWh(=20MW*5h)
2018年末には運開

仏領西ギアナ
仏HDF Energy・仏投資会社Meridiam 1万世帯以上
(昼間最大10MW、夜間最大3MW)
補助金なしの状態で現在の電気料金よりも低くなる
55MW(太陽光) 140MWhの水素ベースの蓄電システム

2019年夏着工予定
2020年秋迄に運開予

蓄電・発電機器:
火力より安価、太陽光+大型蓄電池
http://www.itmedia.co.jp/smartjapan/articles/1701/25/news052.html


離島に太陽光発電所を建設した場合、昼間の需要を全て満たす規模に達した段階で、増設が難しくなる。これを解決する技術として蓄電池に期待が集まっている ものの、コスト高になる可能性があった。ハワイ州カウアイ島では、大規模太陽光と大型蓄電池を組み合わせつつ、1キロワット時当たり11セント(約12 円)で電力を供給する計画を進めている。
2017年01月25日 13時00分 公開
[畑陽一郎,スマートジャパン]

 「大規模太陽光発電所と大型蓄電池を組み合わせることで…2018年末までには1 キロワット時(kWh)当たり11セントで電力を供給できる」。これはカウアイ島ユーティリティ協同組合(KIUC:Kauai's Island Utility Cooperative)の社長兼CEOであるDavid Bissell氏が、2017年1月10日に発表した資料における発言だ。

 カウアイ島はハワイ諸島の北西の端に近い離島。ハワイ島、マウイ島、オアフ島に次いで4番目に大きい。面積は1430平方キロメートルであり、これは大 阪府の4分の3、東京23区の2倍強に相当する。人口は約6万5000人

 平たんな島ではない。多雨によって山岳地帯は激しい浸食を受けており、山岳によって利用可能な土地が制限されている。

AESが蓄電池を供給

 KIUCはハワイ州で唯一の協同組合方式の電力事業会社であ…る。

 KIUCが今回のプロジェクトにおいて電力購入契約(PPA)を結んだ相手は、米AES Distributed Energy(AES DE)、電力大手の米AESの子会社だ。

 AES DEがプロジェクトを所有し、事業を運営する。事業の中核となるのは太陽 光発電所と蓄電池システムだ

 出力28メガワット(MW)の太陽光発電所を島の南端に近い砂糖プ ランテーションの跡地に建設、20MW×5時間の容量を備える蓄電池システムと組み 合わせる(100MWh)*1)。「太陽光+蓄電池」としてはハワイ州最大規模。蓄電池システム単独でも世界有数の規模だという。

5つの目標を実現する

 同氏によれば、数年前に運転を開始した蓄電池を併設していない 太陽光発電所と比較すると、今回のプロジェクトでは約半分のコストに低減できるのだという。これは電力料金を蓄電池によって「固定化」でき たためだとする。これが低コストの秘密だ。需給バランスの整合を取るために無駄になっていた太陽電池由来の電力が、ほとんどなくなるためだ。

再生可能エネルギー50%計画を進める

 KIUCは再生可能エネルギーの比率を高める計画を立案、着実に実行してきた。

 計画以前、2009年の段階では全電力のうち91%をディーゼル火力でまかなっていた。残りの9%が水力。

 2016年末時点で再生可能エネルギーの発電比率は36%まで向上。火力の比率を引き下げることに成功した。再生可能エネルギーを用いた発電設備の容量 は68.9MWに及ぶ。

 稼働中の太陽光発電所は7カ所あり、合計出力は58MW。日照条件のよい昼間の電力需要の90%を既に太陽光でまかなっている。これが蓄電池を併設した 太陽光発電所を新たに導入する理由だ。太陽光の他にもある。水力が5カ所(9.1MW)、バイオマスが1カ所(7.2MW)だ。

 Bissell氏の発言によれば、今回のプロジェクトは完成時にカウアイ島の全発電量の11%を供給し、島への電力に占める再生可能エネルギー由来の比 率が50%を超えるという。

さらに100%へ

 10年後の目標は高い。2025年には再生可能エネルギーの容量を129.2MW、比率を75.6%まで高める*2)。ハワイ州が掲げる再生可能エネル ギー100%(目標期限2045年)とも整合する計画だ。

*2) 今回のプロジェクトの他、出力6MWの水力発電所や太陽光と揚水水力を組み合わせた出力25MWのプロジェクト(Westside Pumped Storage発電所)などを計画している。

2018/09/25 12:00
ニュース
55MWのメガソーラーを「水素」で平準化、ギアナに建設
https://tech.nikkeibp.co.jp/dm/atcl/news/16/092411521/?n_cid=nbpnxt_twbn

工藤宗介=技術ライター

  仏HDF Energyは9月13日、仏領ギアナで計画している出力55MWのメガソーラー (大規模太陽光発電所)と140MWhの水素ベースの蓄電システムを組み 合わせた西ギアナ発電所(CEOG:Centrale Électrique de l'Ouest Guyanais)プロジェクトに、仏投資会社Meridiamが出資すると発表した。

 発表によると、MeridiamはCEOGの60%を取得する。同社は、インフラプロジェクトの開発・投資・長期管理を手掛けており、管理資産は62億 ユーロに達する。今回の出資により、再生可能エネルギープロジェクトのポートフォリオを強化することになる。

 CEOGは、メガソーラーの出力変動を、水素を蓄電媒体として平準化して、安定的に電気を供給する。太陽光の余剰力を使って水を電気分解して水素を製 造・貯蔵しておき、夜間や雨天時などに燃料電池システムで水素を燃料に発電する。水素ベースの蓄エネルギーとしては世界最大級になるとしている。

 さらにバックアップとして蓄電池を併用することで、現地の1万世帯以上に昼夜にわたって火力発電所と同様に電力を安定供給できるという。1日の出力ロードは昼間最大10MW、夜間最大3MWを想定している。

 電気料金は、補助金なしの状態で仏領西ギニアの現在の電気料金よりも低くなると いう。2019年夏に着工する予定で、2020年秋までに稼働する予定。 建設中に約100人の雇用を生み、発電所が稼働すれば20年間にわたって約30人の常勤雇用を創出するとしている。