巨大蓄電池

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巨大蓄電池

揚水が巨大蓄電池としては殆ど唯一の例であったが蓄電池も増えてきている。
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。
また蓄電池も系統安定化の為には個別サイトに置くのは不効率であり(恐らく利用率が最大化され得ない為)全体で置くのが最適なのに日本では系統に接続を希望する業者が設置を強いられているのも特徴である(日本の場合，補助されてるのが系統側ではなく設置側(ドイツでは発電の設置は系統側の義務だそうな)であるから設置側が負担するのが筋で，個別の送電線・配電線の容量という問題もあるようである。)。日本の巨大蓄電池設置事例をまず纏めてみた。

それにかも関わらずというか世界が日本に進んで追いついてきたのか蓄電池のコストが低下し火力発電所を駆逐していく例がアメリカ(インディアナ・カリフォルニア)等で見られるようになった。一気に日本は逆転され後進状態に陥った感迄ある。また豪州でも風力＋蓄電池のシステムが導入される事になった。

また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である。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。日本の離島も再生可能エネ電力の出力抑制している場合ではない。

■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
リエネ松前発電所		18MW	129.6MWh	NAS	2019.4		地元松前町と「災害時に風力発電所の電気を使用できる仕組みづくり」協定締結
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。

アメリカ
インディアナ
カリフォルニア

＜米インディアナ：Northern Indiana Public Service Co. (NIPSCO)＞

https://twitter.com/Knjshiraishi/status/1054484477613793280
Kenji Shiraishi
@Knjshiraishi

販売電力の65%を石炭火力発電で供給するインディアナ州の電力会社が、2023年にその割合を15%に下げ、2028年に0%にする計画案を発表。太陽光発電と蓄電池の組み合わせ等で置き換える。トランプ政権の石炭支援にもかかわらず、再エネの方が安価という経済的理由のため。

14:27 - 2018年10月22日

BRIEF
Even in Indiana, new renewables are cheaper than existing coal plants
https://www.utilitydive.com/news/even-in-indiana-new-renewables-are-cheaper-than-existing-coal-plants/540242/
By Gavin Bade
UpdatedOct. 26 2018, 4:24 a.m. JST ? Published Oct. 22, 2018

Dive Brief:
Building renewable energy resources in Indiana is cheaper than keeping existing coal plants open, according to new plans from one utility in the state.

Last week, Northern Indiana Public Service Co. (NIPSCO) presented analysis for its 2018 Integrated Resource Plan (IRP), finding it can save customers more than $4 billion over 30 years by moving from 65% coal today to 15% coal in 2023 and eliminating the resource by 2028.

To replace retiring coal, NIPSCO found that a portfolio of solar, storage, wind and demand management is the most cost effective, along with a small amount of market purchases from the Midcontinent ISO. The utility will file its IRP on Oct. 31.

Indiana Utility Says Replacing Coal With Renewables Will Save Customers $4 Billion
https://cleantechnica.com/2018/11/08/indiana-utility-says-replacing-coal-with-renewables-will-save-customers-4-billion/
November 8th, 2018 by Steve Hanley

Coal is king in Indiana when it comes to making electricity, but not for much longer. On October 31, Northern Indiana Public Service Co. filed its latest Integrated Resource Plan ? the company’s road map to the future. After considering more than 30 different proposals, NIPSCO found a mix of solar, wind, energy storage, and demand management ? along with a small amount of purchases from Midcontinent ISO ? to be the most cost effective way to supply its customers with electricity in coming years.

Schahfer coal fired generating station will be replaced by renewables

In fact, the analysis that went into creating the IRP shows the plan will save NIPSCO customers more than $4 billion over the next 30 years. The plan will see the role of coal decrease from 65% today to 15% in 2023 before reaching zero in 2028. The company owns and operates the 1900 MW Schahfer coal generating station located in Wheatfield, Indiana. Schahfer is one of the dirtiest facilities in the US, spewing out more than 8 million tons of carbon dioxide a year. Its newest units were built in the 1980s.

To replace its Schahfer and Michigan City coal fired generating plants, NIPSCO plans to use a mixture of 1,500 MW of solar and storage, 150 MW of wind, 125 MW of efficiency and demand-side management, and 50 MW of market purchases by 2028, according to Utility Dive.

The Indiana Coal Council begged the utility to take another look at its figures before making a decision. But even taking the best case scenario suggest by the Council, which included higher natural gas prices than exist today, the numbers still added up to a win for renewables. “Across all scenarios, converting both Unit 17 and 18 [of Schahfer] would cost NIPSCO customers between $540 [million] to $1.04 [billion] more than retirement and replacement with economically optimized resource selections from the RFP results,” the utility reported.

The score? Renewables 1, coal 0. That is remarkable in a state that ranks 7th in the US in coal production and 3rd in coal consumption. The transition will come with some costs, however. Connecting all those new renewable resources to the grid will require some expenditures to build new infrastructure. The IRP calls for a temporary increase of $11 in the monthly utility bills of NIPSCO customers, reports the Indianapolis Star.

Mark Maasel, president of the Indiana Energy Association, says “There is no question that there are efforts out there to sustain the coal industry, but the reality is that economics are driving the decisions that these utilities are making.” Economics are also doing what the Obama Clean Power Plan wanted to do (the Schahfer plant was one of the primary targets of the CPP) but couldn’t. They will also overwhelm the political fight in places like Arizona where voters last Tuesday rejected a plan that would require the state’s utilities to get 50% of their energy from renewable sources by 2030.

Economics will do what politicians cannot. There is no engine on Earth that can restrain the imperative of lower prices for long.

＜米加州：Pacific Gas & Electric (PG&E)社＞

https://twitter.com/asuka_SGP/status/1064108919499350018
‏asuka 🇸🇬@asuka_SGP

化石燃料・原発さようなら👋

サンフランシスコに世界最大の蓄電池が設置されます⚡️
それによって2020年に天然ガス発電所3基が廃止が決定 !

蓄電池と熱だけで対応する時代がやって来ました🌞asuka 🇸🇬さんが追加

2:51 - 2018年11月18日

PG&Eが世界最大級の蓄電池の設置許可を取り付けた為，蓄電がカリフォルニアのガス火発３箇所を廃止することになった
Storage will replace 3 California gas plants as PG&E nabs(捕まえる) approval for world's largest batteries
https://www.utilitydive.com/news/storage-will-replace-3-california-gas-plants-as-pge-nabs-approval-for-worl/541870/
Gavin Bade Nov. 9, 2018

Dive Brief:
加州公益事業委員会(CPUC)は太平洋電力ガス社(PG&E)によるガス火発のリプレースする，二つの世界最大の蓄電池を含む，４つのエネルギー貯蔵計画を承認した。
The California Public Utilities Commission on Thursday approved four energy storage projects for Pacific Gas & Electric (PG&E) to replace retiring gas generators, including two batteries that would be the largest in the world.
CPUCは総量567.6MW/2,270MWhの貯蔵を承認した。この計画にはVistra Energy社の300MW/1,200MWh及びテスラ社の182.5 MW/730MWhが含まれている。(とは註：ユーラスのは240MW/720MWh。これも世界最大規模だな。)これらの蓄電池は完成すれば営業に供される世界最大の二つとなる。
The CPUC granted approval for a total of 567.5 MW / 2,270 MWh of storage, including a 300 MW / 1,200 MWh project from Vistra Energy and a 182.5 MW / 730 MWh project from Tesla that the utility would own. Those batteries, once completed, would be the two largest in service.
The CPUC directed PG&E to purchase the storage in January instead of approving new ratepayer(料金負担者)-funded contracts for three gas plants in PG&E's service area. Analysts told Utility Dive(→なに？) the cost of the batteries is likely cheaper than continuing to operate the plants.

Dive Insight:
Approval of PG&E's landmark劃期的な(→英辞郎によると時事英語で頻出だが日本語程イノベーティブなニュアンスではなく大きな進歩ぐらいみたい) energy storage solicitation要請 is the most significant example to date of batteries taking the place of fossil fuel generation on the power grid.

Energy storage has helped decrease the California's reliance on gas for years, particularly since 2016, when regulators ordered accelerated battery procurements to counteract the closure of a natural gas storage facility outside Los Angeles.

The PG&E projects, however, are the first time a utility and its regulators have sought to directly replace multiple major power plants with battery storage.

The projects would take the place of three plants owned by generator Calpine — the 580 MW Metcalf plant and the Feather River and Yuba City generators, both 48 MW.

Calpine and the California ISO last year asked the Federal Energy Regulatory Commission to approve reliability-must-run (RMR) contracts for the plants, arguing they are essential to maintain power reliability. The one-year contracts would see California ratepayers finance the continued operation of the generators, which are losing money in the ISO's wholesale market.

FERC approved the request in April, but California regulators were already planning for when the plants retire. In January, they ordered PG&E to seek alternatives to the generators, writing that the lack of competition in RMR contracts could mean higher prices for customers.

Without a replacement plan, "it is likely that the Calpine plants could need to be RMR'd year after year," CPUC spokesman Christopher Chow told Utility Dive at the time. "The new procurement would eliminate the shortfalls in the local areas that would result in future RMRs, if not addressed."

Approval of the storage plan gives PG&E the green light to proceed with the projects — all lithium-ion battery facilities.

Once completed, the Vistra and Tesla projects will be the largest in the world, according to the Department of Energy's global database of energy storage projects. The largest lithium-ion battery currently in service is Tesla's 100 MW / 127 MWh facility in South Australia, while Japan's Kyushu Electric Power Co. has a 50 MW / 300 MWh sodium-sulfur battery facility that it installed in 2016.

In addition to those projects, the PG&E solicitation includes a 75 MW / 300 MWh facility from Hummingbird Energy Solutions and a 10 MW / 40 MWh facility from battery provider mNOC. PG&E will own the Tesla facility, while the developers will own the other projects.

The two largest facilities will be sited in Moss Landing, a transmission-constrained region south of San Francisco, while the Hummingbird facility will be placed in the city of Morgan Hill, and the mNOC capacity will come from multiple behind-the-meter projects in PG&E's service area.

PG&E will be allowed to recover all the costs for the facilities from ratepayers, but analysts say that's likely less expensive than the gas plants they will replace.

"Storage at this scale is likely now cheaper than the total cost to run the gas plants," Alex Eller, senior energy research analyst at Navigant, told Utility Dive when the solicitation was announced.

PG&E's analysis appears to bear that out, with the CPUC decision noting that the utility found the projects "result in a net positive value over the Metcalf RMR."

PG&E aims to have all the projects online by the end of 2020. The mNOC project will be the first, slated for completion by October 2019, while the Vistra project, built by subsidiary Dynegy, and the Hummingbird facility will be finished by December 2020. The final Tesla facility will come online by the end of that month.

Table 1.

Developer	Size (MWs)	Grid Domain	Technology	Location	Duration (hours)	Contract Type	Duration (years)	COD
Dynegy	300	T	LiOn battery	Moss Landing	4	RA capacity-only	20	12/1/20
Humming bird Energy Strage LLC	75	T	LiOn battery	Morgan Hill	4	RA capacity-only	15	12/1/20
mNOC	10	C	LiOn battery	Various	4	RA capacity-only	10	10/1/19
Tesla (PG&E owned)	182.5	T	LiOn battery	Moss Landing	4	EPC	N/A	12/31/20

＜オーストラリア＞

テスラ、オーストラリアで世界最大の100MWリチウムイオン蓄電施設を建設
投稿日2017年07月12日
https://looop.club/articles/detail/2606

風力発電所に100MW蓄電システムを提供
電気自動車メーカーのテスラ（Tesla）社は7月6日、オーストラリアの南部ジェームスタウン近郊のホーンズデール風力発電施設に、100MWのパワーパック（Powerpack、蓄電池）システムを提供する、と発表した。

世界最大のリチウムイオン電池による蓄電施設
昨年9月、50年ぶりの大嵐が南オーストラリア州のインフラに危機的な損害を与えた。州全体が停電し、170万人もの住民が電気ない状態に置かれた。また、2017年初頭には、夏の暑さのさなか停電が発生した。

そこで、南オーストラリア政府は、現在と未来に亘って、全ての住民に対するエネルギーセキュリティを確保するため、最低100MWの容量を持つ蓄電システムの募集を行った。

テスラ社は、入札競争を経て、世界的な再生可能エネルギー企業ネオエン（Neoen）社のホーンズデール風力発電施設と組み合わせ、 100MW／129MWhのパワーパックシステムを提供することで採用された。また、プロジェクトの全エネルギー貯蔵システムを請け負う、という。

テスラのパワーパックは、ホーンズデール風力発電所から再生可能エネルギーを充電し、電力のピーク時には電気を供給することにより、南オーストラリアの電気インフラの信頼性維持に貢献する。

今回のシステムは、2017年12月の完成時には、世界最大のリチウムイオン電池による蓄電施設となり、停電時30,000世帯以上に十分な電力を供給することになるだろう、という。

▼外部リンク

テスラ―社のニュースリリース
https://www.tesla.com/

海外離島など(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。