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電事連 電力技術部長の藤井裕三氏
電事連 電力技術部長の藤井裕三氏
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 再生可能エネルギーの大規模導入に関する議論が,世界中のエネルギー事業者の間で始まっている。変動しやすい風力発電や太陽光発電をいかに電力系統と連携させていくのか,そのための効率的な手法やコンセプト(いわゆるスマートグリッド)に関しても,様々な提案が登場している。こうした動きに対し,日本の電力事業者は,果たしてどのような対応を進めているのだろうか。なかでも,日本のエネルギー政策決定に大きな影響力を持つ業界団体の電気事業連合会(電事連)は,再生可能エネルギー導入について,どのような考え方で臨んでいるのか――。電事連 電力技術部長の藤井裕三氏に,再生可能エネルギーやスマートグリッドへの取り組み状況について話を聞いた。(聞き手は野澤哲生,蓬田宏樹=日経エレクトロニクス)。

「対応技術の開発を前倒しで進めている」


――日本国内での再生可能エネルギー大量導入には,どのような課題があると考えているか。

藤井氏 現在,海外では風力発電や太陽光発電といった再生可能エネルギー導入や,スマートグリッドに関する話題が多い。しかし,日本と海外では条件が異なる。日本で同種のことを行うためには,その違いに対応するための技術開発に時間がかかる。

 海外との条件の違いを説明しよう。まず風力発電だが,日本では風力発電に向いた土地は限られている。最近なにかと話題になる洋上風力発電も,日本には遠浅の海が少なく,設置・運用に大きなコストがかかる。漁業補償費などのコストも大きい。
 太陽光発電も,海外とは状況が大きく異なる。日本では住宅への設置がメインになっている。太陽光発電への助成策には,システムを設置する工務店を対象にした地域振興策という側面がある。ところが,住宅用途が増えると,小口の「発電所」が多数できることになり,出力の変動への対処が難しくなる。一方,海外では,大企業を対象にした,産業向けの大型システムへの助成が主体だ。一つのシステムが大きい分,出力変動への対処は比較的容易といえる。

 具体的に,小口の太陽光発電システムが増えた場合に課題になるのが,周波数変動と電圧の上昇,そして余剰電力をどう吸収するかといった点だ。電力網では発電の出力と需要が一致していることが重要で,仮に出力が需要を上回ると周波数が高まる。逆に出力が需要より少ないと周波数が低くなる。電力の質を保つには周波数を一定にする必要があるが,太陽光発電の出力は短時間に大きく変動する。このため,天候の予測などを取り入れた瞬時の周波数調整が必要になる。

 この周波数変動の抑制に関して,日本は不利な条件にある。周波数変動の影響は,電力網の総容量が小さいほど大きくなる。電力網の総容量は,欧州が4億~5億kW(400G~500GW),米国が約4億kW(400GW)なのに対して,日本はすべての電力網(沖縄を除く)を合わせても約1.8億kW(180GW)に過ぎない。

 我々は現在,こうした急激な周波数変動に対応するための実証試験を,2009年度から電機メーカー数社と共同で始めている。まず全国320カ所で太陽光発電システムの出力変動のデータを3年程度かけて集める。その後,その出力変動データに対応するための,蓄電池や火力発電や水力発電のタービンの制御技術,そして太陽光発電の出力をリアルタイムで予測して対処するシステムを開発する。蓄電池とタービンは,応答速度が違うため,組み合わせて使うことになりそうだが,そのシステム設計は容易ではない。開発は普通にやれば10年前後はかかるだろう。ただし,我々は2015~2016年を目標に開発を前倒しで進めている。開発を急ぐ理由は,国が2020年までに2800万kW分の太陽光発電システムを導入する計画を立てており,対策をしなくて済む1000万kWという導入量の限界を,2015年ごろに超えてしまう可能性があるからだ。

――太陽光発電導入において,よく課題視される点に「電圧上昇」がある。これは,なぜ引き起こされるのか。

藤井氏 太陽光発電システムを電力網に接続すると,オームの法則によって電圧が上がる。現在の日本の電力網の電圧は,例えば変電所の1万~6万Vから,配電網の6.6kV,そして電柱にある柱上変圧器の出力電圧である100Vへと降下している。1台の柱上変圧器には一般的に数十件の世帯が接続されているが,太陽光発電システムをむやみに増やすと,電圧上昇が大きくなり,この100Vから大きくずれてしまう。電圧が一定量高くなると家庭の家電などを壊してしまう恐れがでてくる。電気事業法には,電力網の末端での電圧の変動は95~107Vの範囲に抑えるべきという電力会社に対する遵守規定があるが,柱上変圧器1台に太陽光発電システムが5~8システムつながるだけで,季節・時期によってはこの範囲を超えてしまう。
 解決策の一つは,末端電圧を現在の100V前後から,200V以上に高めることだ。実は日本以外の先進国の電力網では,末端電圧が200V前後と大きく,同じ容量の太陽光発電システムを設置しても電力網への影響が出にくいというメリットがある。ただし200V以上に高める場合には,配電網の電圧も6.6kVから22kVに上げる必要が出てくる。この変更コストは,国土交通省の試算によれば市街化地域だけで20兆円規模と莫大になってしまう。

 別の解決策は,電圧が高くなる前に太陽光発電の出力を止めてしまうことだ。実際,現在の太陽光発電システムで使われているパワー・コンディショナには出力電圧が107Vを超えると,出力を自動停止する機能が備わっている。発電しているはずのシステムが動いていないとしてクレームを出すユーザーも既に出てきている。

 このほか,解決策には柱上変圧器を増やす(柱上変圧器1台につながる太陽光発電システムの数を減らす),「SVC(static var compensators,無効電力補償装置)」と呼ぶ装置を(電柱に)導入するといった方法もある。ところが,柱上変圧器は1台20万円前後かかり,そのコストを誰が負担するのかといった課題が残る。

対策コストはシナリオ次第