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2017/06/23

太陽光発電の売電ができなくなる? 「太陽光発電の2019年問題」とは【 ZUU online】

2017年6月23日掲載
 太陽光発電で作った電気が2019年から売電できなくなるという問題がクローズアップされている。関係者の間では「太陽光発電の2019年問題」といわれる。
 せっかく多額の費用を投じて太陽光発電設備を導入しても、電力会社に売れないとなると、大問題である。

  FIT制度により電力会社に買取義務

 太陽光発電は、再生可能エネルギー電力の柱として、政府が積極的に導入を支援してきた。そのテコになったのが、2012年7月からスタートした再エネ固定価格買取制度(FIT制度)である。FIT制度は、太陽光発電をはじめとして、風力発電、地熱発電、小水力発電、バイオマス発電の5種類の再エネ電力を、電力会社に一定の価格で買い取ることを義務付けた制度だ。この制度は、固定価格買取制度と呼ばれるように、年度ごとに決められた価格によって、その後、10年~20年間にわたって、電力会社が買い取らなければならない。
 太陽光発電などの再エネ事業者にとっては、きわめてうま味のあるビジネスである。具体的にいえば、住宅用太陽光発電(10kW未満)に関しては、FIT制度が始まった2012年には、買取価格はkWh当たり42円とされた。この価格は、家庭用電気料金単価が1kWh約24円なので、その2倍近い価格である。
 電力会社から買う電気を、家庭で使わずそのまま太陽光発電の電気として売れば、黙っていても儲かるというわけだ。
 ただそんな儲けは許されるはずもなく、家庭の場合は、家庭で消費する以上に発電された太陽光発電を電力会社が買い取る場合に限るという条件つきである。つまり、住宅用太陽光発電の場合は、「余剰電力」の売電が対象である。

  再エネ導入拡大で国民の負担が増大

 太陽光発電を買い取る電力会社にしてみれば、電力料金よりはるかに高い価格で買い取るわけだから、大きな負担となる。
 しかし、そこ、FIT制度の目的(電気を利用する国民すべての負担で再エネ電力の導入拡大を図る)ということからして、電力会社が買い取る費用は、「再エネ賦課金」の形で、電気料金に上乗せされることになっている。そのため、太陽光発電の導入を拡大すればするほど、買取費用が増え、再エネ賦課金の増大によって、国民負担が増えることになる。
 FIT制度が始まった2012年度で電力会社の買取費用は、約2500億円だったのが、2016年度では約2兆3000億円と、実に10倍近い急増ぶりだ。標準家庭の月額負担額に換算すると、2012年度の66円から2016年度では675円と、ほぼ10倍の増加だ。買取費用は今後も増え続け、2030年には3.7兆円~4.0兆円に達すると想定されている。

  2020年以降買取価格は市場価格並みに

 国はそうした国民負担の増大に危機感を抱き、FIT制度を見直し、2017年4月から新たな改正FIT法として施行した。
 改正点はいくつかあるが、発電単価に関しては、買取価格の引き下げと、数年先の買取価格の目標を設定した点が大きなポイントである。それによると、住宅用太陽光発電に関しては、2017年度の買取価格はkWh28円に、さらに2018年度には26円、2019年度には24円と順次引き下げる方向を示した。
 そして2020年度以降、早期に売電価格が電力市場価格並みとする目標を示した。つまり、電力会社の買電価格は今後とも引き下げられ、2020年以降は市場価格(卸電力市場での取引価格)での取引が原則になるというわけだ。
 FIT制度は2012年から始まったが、実は、住宅用の余剰電力買取制度は、2009年11月からスタートした。この時の買取価格は、何と、kWh当たり48円だった。太陽光発電がそれほど普及していなかった時期で、国としても高い買取価格設定によって、住宅用太陽光発電の普及を急ぐ必要があるとの判断からだ。

  2019年以降買取義務終了の太陽光発電が登場

 余剰電力買取制度が始まった2009年時点で、太陽光発電を設置したご家庭では、買取期間が満期となる10年目の2019年に、電力会社の買取義務終了時期を迎えることになる。2019年以降、毎年、余剰電力買取義務終了の太陽光発電が登場することになるわけである。
 余剰電力買取が終了した後、太陽光発電導入者はどうなるかというのが、2019年問題の核心である。再エネ政策を所管する経済産業省は、「電力会社の買取義務はなくなりますが、電力会社との相対取引で、市場価格による売電、買電は可能です」と答えている。
 2019年以降の住宅用太陽光発電については、設備設置者として考えられる選択肢は3通りある。一つは、売電をせず、自家消費だけで太陽光発電を利用する(その場合、送電線に流れた太陽光発電電力は無駄になる)。2番目は、相対取引で買電してくれる電力会社を探す。(電力の全面自由化で、買電義務終了を機に買電を中止する電力会社が現れることも予想される。
 原子力発電事故賠償などで経営の厳しい東京電力や太陽光発電の受け入れ余力の小さい九州電力などはその範疇に入るとみられる)。3番目は、蓄電池によって余剰電力を蓄え、夜間などに利用する―の方法である。
 これらの選択肢のうち、国の再エネ政策との関連で対象となり得るのは、自家消費を中心とした利用法である。蓄電池は現在、kWh約22万円だが、国は2020年に9万円以下をめざしている。蓄標準世帯の場合、3kWhが一般的なので、約27万円の費用負担となる。また、国は、ZEH(ゼロエネルギー住宅)の普及に向けた様々な支援策を講じている。ZEHは太陽光発電などによって、創エネを実施するとともに、住宅の高断熱化で、徹底した省エネを図ることで、年間光熱費をゼロに抑える住宅である。
 いずれにせよ、2019年以降は、新たな太陽光発電の活用策が課題となろう。(西条誠、エネルギー・経済ジャーナリスト)

https://zuuonline.com/archives/158335

2017/06/21

金沢工業大が小水力発電開設【日本経済新聞】

2017年6月21日掲載
 金沢工業大学の地方創生研究所は石川県の企業やNPO法人と協力し、豪雪地帯で知られる同県白山市の白山山麓地域に小水力発電施設「白峰まちづくり発電所」を開設した。除雪された雪を河川まで運ぶ流雪溝の水の流れを活用し、発生した電力を販売して地域活性化に役立てる。発電施設から得られたデータは再生可能エネルギーなどの研究に生かす。施設の出力は7キロワット程度といい、北陸電力に売電し年間数十万円の収入を見込む。

転載元URL

2017/06/15

群馬県、小水力発電のポテンシャル公表 投資回収の有望地点は5ヶ所【環境ビジネスオンライン】

2017年6月15日掲載
 群馬県は6月13日、2016年度に実施した小水力発電の有望13地点について、地点ごとの状況に応じた小水力発電モデルを仮想し、発電電力量や売電収入、発電事業の経済性(投資回収年数)の見込みを試算した結果と、関係する法規制や協議先となる機関を調査した結果を公表した。
 この「平成28年度小水力発電有望地点調査」は、県内の小水力発電導入を推進するため、民間企業等による事業化検討の一助となるよう、県内に多数ある砂防堰堤の落差を利用した小水力発電の可能性について調査を行ったもの。
 今後同県では、調査結果を広く公表するとともに、事業者に対する相談や情報提供を行うなど、小水力発電の導入に向けた取り組みを支援する。

  砂防堰堤2,436基の中から13地点を選定

 この調査では、まず県内の砂防堰堤2,436基の中から、
 ・堰堤の高さが一定以上あること
 ・高い位置から取水できるよう満砂、またはそれに近い状態となっていること
 ・土石流危険渓流等に指定されていないこと
 ・想定した流量による最大出力が一定以上見込めること
などの条件を設定し、検討候補地として28地点を抽出した。その後、現地調査を実施し、発電所の設置スペースの有無、堰堤付近の地形の状況などを確認し、導入可能性のある地点として13地点を選定した。
 この13地点については、地点毎の状況に応じた小水力発電モデルを仮想して、概算収支を試算するとともに、関係する法規制や協議先となる機関を調査した。

  5地点の投資回収年数は8~20年

 この13地点について、再生可能エネルギーの固定価格買取制度(FIT)による価格・期間で売電した場合の概算収支を試算したところ、期間内に投資回収が見込まれたのは5地点となった。
 このうち片品上流砂防堰堤では、発電モデルによる概算収支は、想定最大出力503.76kW、建築費概算費用5億2622万円、年間平均経費3525万2,000円/年、年間売電収入8454万3,000円/年と試算し、投資回収年収を8年と見込んだ。
 想定投資回収年数は、2016年度時点のFITにおける売電価格と期間(20年間)を基に全額自己資金で実施した場合を想定し、投資額を回収できる年数を試算した。なお、「回収困難」の地点では、FITにおける売電期間(20年間)内での回収は困難と見込まれた。
 ただし、この調査で仮想した小水力発電モデルは、堰堤上部で取水した後できるだけ堰堤に近い場所で発電、放流する設計としているため、取水位置をより上流に変えて落差を増やすなど、実施内容を見直すことで投資回収の見込みは変動すると考えられる。
 13地点の小水力発電モデルは、群馬県ホームページで公表している。

  調査結果の使用にあたっての注意事項

 各地点における小水力発電モデルは、既存資料と現地調査に基づいて仮想したもので、概算収支は複数の仮定条件の下に試算したもの。
 また、取水可能量や発電所の設置などについて、関係機関との調整・協議を済ませたものではない。実際に事業化を検討するにあたっては、事業可能性について詳細かつ具体的な調査・確認を行うとともに、必要な手続き等について関係機関に確認する必要があるとしている。

【参考】
群馬県 – 群馬県、小水力発電有望地点調査の結果について
群馬県 – 平成28年度小水力発電有望地点調査の結果について

https://www.kankyo-business.jp/news/015068.php

2017/06/15

小水力発電導入、5地点が有望 群馬県が調査結果公表【日本経済新聞】

2017年6月15日掲載
 群馬県は小水力発電の導入に向け、2016年度に実施した有望地点の調査結果を公表した。県内で導入可能性のある計13地点のうち、投資回収が見込まれるのは5地点となった。県は各地点で想定される最大出力や建設費、年間の売電収入などをホームページに掲載し、民間企業に参入を呼び掛ける。
 片品村の片品上流砂防堰堤(えんてい)や中之条町の沼尾砂防堰堤などの経済性が高いとした。残りの8地点は固定価格買い取り制度における売電期間(20年間)での投資回収は困難だとしたものの、県は「取水位置をより上流に変えて落差を増やすなど、実施内容の見直し次第で見込みは変わる」としている。

http://www.nikkei.com/article/DGKKZO1767020014062017L60000/

2017/06/07

ダイキン「未来の水車」で発電事業に参入 浄水場などに設置、再生可能エネとして販売【産経ニュース】

2017年6月7日掲載
 ダイキン工業は7日、浄水場など水道施設に設置した小型の水力発電システムによる発電事業に参入すると発表した。配管を流れる水の力で水車を回して発電を行い、つくった電気を再生可能エネルギーとして電力会社に売る。「未来の水車」として水道施設を管理する自治体に売り込みを図り、平成32(2020)年度に売上高50億円を目指す。

  空調で培った技術で低コスト化

 同日付で小水力発電事業を担う子会社「ディーケーパワー」(大阪府吹田市)を設立した。ディーケーパワーは発電システムの設置から運用・保守、電気の売却を手掛け、電気を販売して得た収入の一部を賃料として自治体に支払う。
 ダイキンによると、浄水場などでは原発の4分の1基分に相当する27万キロワット分の水力発電能力があるという。一方で、小水力発電システムは発電量の割に導入コストがかさむことから、普及が進んでいなかった。
 ダイキンは空調機器で培った技術を応用。専用部品ではなく汎用(はんよう)部品を使えるようにすることで、「導入コストを従来よりも3割程度抑え、採算性を向上させた」(担当者)。
 32年度には年間発電量で一般家庭2万3300世帯分の消費電力に相当する8400万キロワット時の発電を見込む。

http://www.sankei.com/west/news/170607/wst1706070092-n1.html

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