（Ⅰ）まず、結論から

第１部   発電所規模別１７年間の粗利益比較

（１）発電所規模別、HBBS使用の有無、１７年間の粗利益算出

          次期産業用太陽光のFIT価格は１５円と予想されている。

        １５円になった場合、

            ☆蓄電池とパネル一体化で、直流結合などでパネルと蓄電池のコストダウンを実現する。

            ☆２４時間放電時の蓄電と放電の並行処理を、蓄電池容量３３パーセント減で実現する。

            ☆HBBS使用で最大電圧が４分の一になり接続変電所変更で工事負担金を縮小する。

            ☆大量生産可能なパネルと蓄電装置にスケールメリット価格を適応する。

            ☆HBBSを使用して、出力抑制による年収大幅減を防ぐ。

        の機能を組み込んで、小規模から大規模までの８クラスの発電所に対して、パネルの減価償

        却期間１７年間の粗利益を、算出する。

        計算結果は、純利益ではなく、粗利益であるため２０～２５パーセントが必要であることを

        前提にして見ていただきたい。

（２）算出結果

        ①２MW以上の発電所は、HBBSを使用した場合の方が大きな粗利が出せる。

            17年間の粗利益だけに注目すると、２MW以上の発電所は、すべての発電所でHBBSを

            使用するほうが、粗利益は多く出せている。（図１）

                                                                          （図１）

         ②パネルと蓄電池を直流結合

             パネルで発電された電気は直流で出力される。蓄電池も直流であるため直接蓄電できる。

             その為、パネルと一緒に使用されているパワコンは、HBBSでは不要となる。

                     不要の理由

                                                                                                                     （図2.2）

          ③投資効果最大となる一日分の蓄電池容量決定（図2.3）

              太陽光発電の一日分の発電量は、１年３６５日に対して３６５種類あると言っても過言

              ではない。その発電量を大きい順に並べると図２.３のように、なだらかなS字カーブが

              描ける。１日分の発電量を蓄電できる容量がHBBSには必要だが、年に数回しか無い容

              量を準備するのは、投資効果の観点から好ましいことではない。

              それではどの程度の容量を準備するか、どの程度カットしてもよいかを太陽光発電事業

              計画時点で決定しなければならない。決定に影響するのは、FIT価格と蓄電池の単価であ

              る。粗利益計算では数種類のカットラインを設定してライン毎に粗利益を計算してい       る。

                                                                                                                      （図2.3）

        ④蓄電と放電の並行処理を最小容量で行う（図2.4）

               HBBSでは太陽光の南中時に集中する発電量を可能な限り少なくすることと、発電した

              ものは全て翌日の２４時間に放電しきる事を重視した結果、発電終了後の午前ゼロ時か

              ら２４時間かけて均等に放電することがベストであると結論付けた。

              ２４時間かけて放電すると翌日の発電と重なる。蓄電池は同じ蓄電池で充電と放電を同

               時に行うことは出来ない。

               蓄電と放電を同時に行う一番易しい方法は、２つの蓄電池を並べ、日替わりで２つの蓄

               電池の役割をチェンジしていく。最初の日は１号機を蓄電で、２号機を放電とし、放電

               が終わった時に、１号機と２号機の役割をチェンジするやり方である。

               このやり方は、２過分の容量が必要となる。

               そこで、HBBSでは２過分の容量を１.３３日分の容量で蓄電と放電の同時処理が出来る

               ようにした。３５パーセントの容量改善である。（図2.4）

                                                                                            （図2.4）

        ⑤蓄電機能

            蓄電池は高い。その価格構成は蓄電部分と蓄電制御部分に分かれている。（図2.5）

            現在家庭用として普及している価格は１０kWh程度が１００万円前後で、１kWh当たり

            １０万円程度となっている。その１０万円は、蓄電機能が５万円で、制御機能が５万円

            程度である。

                        蓄電池の価格                                                                            （図2.5）

        ⑥敷地の共有

            HBBSを使用すると、ソーラーパネル用の敷地と蓄電池用の敷地が必要になる。

            １０MWのパネルには、１０ヘクタール（１０万平方メートル）程度の敷地が必要で

            ある。 

           １０MWのパネルには７０MWh～１００MWhの蓄電池を使用する。この蓄電池用の敷地

            面積は、九州電力の 豊前変電所と東北電力の南相馬変電所の実例に照らすと、０.５～

            １.７ ヘクタールが必要となる。

            蓄電池専用の敷地を追加するのはコストがかかるので、一部のパネルの下に蓄電池を設

            置する。つまり、一部のパネルは蓄電池の上に据え付けるという事になる。

（３）スケールメリット単価の適応

            物を大量に買えば。１個当たりの単価が安くなるのは資本主義社会の常識。売る側も大量               に購入してもらえれば、販売手数料や在庫管理費や宣伝広告費が安くなるので、単価を下               げても損したという感覚にはならない。それこそ、「喜んで」安くさせて頂きますという

            ところだろう。

            商品をnパーセントの割引で、m個ごとにX回繰り返せば価格はいくらになるかは、中学生

            でも計算できる。                   

            商品価格を1個ごとに2パーセント割引きしたとすると、1個目はａ円だが、2個目はａ×0.98

            になる。2個合わせると1.98×ａ円となる。同じことを繰り返すと10個目の価格は

            ａ×0.98×9乗 となり、10個合わせた料金は

                       ａ×（ 1+0.98×１乗＋0.98×２乗＋0.98×３乗＋・・・＋0.98×9乗）                                         となり、１個当たりの平均価格は上記金額を１０で割った数字になる。

            図２.6では、２パーセント割引きの場合、0.91464となっている。同様に、0.5パーセント

            1.0パーセント、1.5パーセントでの平均価格はそれぞれ0.97797、0.95618、 0.93513とな

            る。図2.6には1０個の場合から400個の場合までが表示されている。価格が半額になるの

            は、1パーセント値引きの場合は160個で、1.5パーセント値引きの場合は110個強、2パー

            セントでは 80個で価格が半額に達成する。

            ここでいう１個とは、パネルの場合は50kWでも80kWでもよい。価格にすると、750万円

            とか1,200万円ごとに1パーセント7.5万円または12万円の割引となる。蓄電池の場合は

            100kWhでも350kWhでもよい。同様に、価格にすると1,000万円または3,500万円毎に、

            10万円か35万円の割引となる。

            スケールメリット単価の割引率をメーカーが決めることになるが、その時、重要なこと

            は、

                ①確実に適正利潤を確保するのは当然であるが、太陽光未稼働案件の19ギガの全てを

                    取り込めるような設定にすること。すべてを取り込めれば24兆円のビジネスになる。

                ②近い将来、電気自動車などで電力需要は拡大する。その拡大等で、当ビジネスは

                    200兆円は期待できる。そのチャンス獲得はスケールメリット単価設定如何になる。

                                                                                                             （図2.7）

（４）系統接続工事負担金

            太陽光発電の電力系統への接続先変電所は南中時の最大発電量で決まっている（図2.10）

            大規模発電は超高圧変電所に接続し、それ以下の発電所は１次変電所、中間変電所、配

            電変電所となっている。また、国内にある変電所の数は高圧になれば数が少なく、低圧

            になると数は多にくなる。数が少ないという事はそこまでの距離が長くなる確率が高く

            なるという事である。

            工事負担金を計算するため、モデル発電所から各変電所までの距離を想定した。（図2.8）

            設定された距離を使用して負担金を計算する。（図2.9）計算は電力広域的運営推進機関

            が公表している「送変電設備の標準的な単価」（図2.11～図2.15）を使用した。

            計算結果は「系統接続工事の負担金額」 （図2.9）に表示した。この表には、HBBSを使

            用した場合と使用しない場合を表示している。

            HBBSを使用すると南中時の最大電圧は４分の一程度になるので接続変電所が１ランク下

            の変電所に代わる。例えば、２２０MWの発電所で、HBBSを使用しない場合は超高圧変

            電所接続であるので、工事負担金は、（図2.9）を見ると４９.３憶円であるが、HBBSを

            使用しても接続変電所は同じ超高圧変電所であるため工事負担金は２６.３億円である。

            しかし、１６０MWの発電所で、HBBSを使用しない場合は４９.３億円であるが、HBBS

            を使用する場合は接続先が１ランク下の１次変電所となるので、負担金は１３.２億円と

            なる。

                    モデル発電所                                                                   （図2.8）

（５）出力抑制による収入減

           出力抑制による年間の売電収入減の度合いは、実際に抑制が発生している九州地区を例

             にして説明する。

             出力抑制は、九州全体の太陽光発電量が多い時に必要となる。それは、九州全体または

             それに近い地域が晴れるときである。

             九州地区の天気を観測している１８か所の気象台で、正午に１６ヶ所以上が晴れを観測

             した場合を全域が晴れとしたときの１年間の月別回数を調査した。（図2.20）

             その調査によると年間で全域が晴れた日は９４回であった。ほぼ全域（13ヶ所以上）が

             晴れる確率は38.5パーセントで，140日になる。

                                   九州全区が晴れる確率                            （図2.20）

         近い将来、抑制による影響が更に大きくなる危険性がある。原因は、

             ①九州地区で玄海２号機５５.９万kWが再稼働し、更に再エネ導入量が増えた場合。

             ②九州地区で再エネの自己消費増加や省エネ、節エネが進んみ需要が減少した場合。

             ③他電力会社の原発再稼働や再エネ導入が進み、彼らも南中時に需要超過で、九州

                 電力超過分引き受けの余裕がなくなった時。（次は、四国、中国、東北が抑制開始)

            手順３；将来のFIT価格とその時の主製品の価格を決める

                        現在産業用太陽光のFIT価格は18円／kWであるが、次は15円と予想されている。

                        また、2030年には7円を目指すと資源エネ庁が発表している。

                        FIT価格を下げることが出来るのは、パネル等の価格が下がってきたから下げら

                        れるのであって、FIT価格が下がったからパネル等の価格が下がるわけではない。

                        FIT価格の変化につれて１７年間の粗利益がどのように変化するかを見るために、

                        事前にFIT価格に対応するパネルや蓄電池の価格を設定しておく。（図3.1）

                        設定はFIT価格に比例して、パネル等の価格を減額した。

                        設定された価格はスケールメリットを適応する時の基準価格にもなる。

                                                                     （図3.1）

            手順４；出力抑制の影響度合いを決める

                           九州電力の実績から２年後を予測した抑制頻度からの影響度、収入の

                           ２０パーセント減 を使用する。

                 （注）出力抑制の影響度は、最大８０～９０パーセントになる事もあり得る。

                            大きくなる原因は、前述の①～③によるものだが、更に④としてHBBS使

                            用者が増えると、HBBSからの２４時間放電でベース電源が底上げされて、

                            HBBSを使用していない太陽光発電者は真っ先に抑制対象となる。

            手順５；スケールメリット体系を決める            

                    ①一体化したHBBSのスケールメリット体系

                            ★パネル

                                       パネルが   30MWまでは1000kW毎に１.０パーセント減額

                                            〃         40MWまでは2000kW毎に１.０パーセント減額

                                            〃         60MWまでは3000kW毎に１.０パーセント減額

                                            〃       100MWまでは4000kW毎に１.０パーセント減額

                                            〃       200MW以上は5000kW毎に１.０パーセント減額

                                 上記適応ルールを適応すると基準単価は図3.2 のようになる。

                                                                                                                   （図3.2）

                            ★蓄電池

                                        蓄電池が  30MWまでは  500kW毎に２.０パーセント減額

                                            〃         50MWまでは1000kW毎に１.５パーセント減額

                                            〃       120MWまでは1000kW毎に１.０パーセント減額

                                            〃       120MW超過は2000kW毎に１.０パーセント減額

                                    上記適応ルールを適応すると基準単価は図3.3 のようになる。

                                    基準単価が３.６ 万円／kWhだったものが、１.７ギガの容量の時は、

                                    ０.４５万円／kWhになる。

                                                                    （図3.3）

                                    蓄電池と同じスケールメリット率を適応する

                    ②従来型のスケールメリット体系

                            ★パネル／パワコン

                                   パネルの全てに対して1000kW毎に０.５パーセント減額

                            ★据付等導入諸経費

                                   スケールメリット適応無し、すべて一律に４万円／kWを適応

（注）スケールメリット体系は蓄電池メーカーやパネルメーカーが独自に作るもので、当サイトで掲載しているものは弊社独自の案であって、現実と食い違いがあると思います。ご了解ください。

（２）計算実例

            10MWの発電所の場合を実例として説明する。

            ステップ１    10MW発電所の１年３６５日の日別発電量を降順に並べてカットライン

                                    を設定する。

                                    カットラインとして、平均値の40,380kWh、50,000kWh、60,000kWh、

                                    65,000kWh、カット無し(73,000kWh)を設定する。

                                   一日の発電量                                                   （図3.1）

            ステップ２    カットラインごとに、カット分発電量、２４時間放電量、HBBS容量等を

                                  計算する。                    

                                                                                                          （図2.4）

            ステップ３      FIT価格に該当する蓄電池やパネルの価格を「FIT価格に準じた蓄電池等

                                    の価格」（図3.1）から装置毎の基準地価格を取り出し、パネル容量と蓄

                                    電池容量に応じたスケールメリット価格を計算する。   

            ステップ４      算出したスケールメリット価格を利用して、１７年間の粗利益を計算す

                                    る。 

                           ★FIT価格１５円の時                                                          （図2.4）

                            ★FIT価格１２円、９円、６円の時の計算

                                                計算結果は割愛します

                     ★FIT価格４円の時 

                                    FIT価格が４円になっても利益が出ることを確認する。

                                    HBBSを使用しないときはFIT価格１５円でも赤字になる。

                                                                                                                     （図2.4）

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