系統負担軽減対策としては出力抑制する方法と蓄電池を併設する方法を設定しているようです。ただ、出力抑制する方法は買取り価格が低くなっているので、顧客を蓄電池併設に誘導したいのかなと言う気がします。

一方の蓄電池併設の場合は、太陽光で発電している朝9時から夕方4時までは逆潮できません。しかし、それ以外の時間帯は（出力抑制の場合より）有利な価格で逆潮流させることができます。蓄電池を自家消費に使うだけではない点が面白いですね。これには需要ピークとなる朝夕の需給を緩和させたいという電力側の狙いがあると見られます。

日本のFITも最近は行き詰ってきている面があります。日本もいずれはハワイのような方法を取り入れるようになるかもしれません。ただ、そのためにはもう少し蓄電池が安くならないと・・・。

再生可能エネルギーが普及するためにはバッテリーの普及と需給の高速制御が必要だろうと思っていましたので、商社がこの分野に出てくるのも不思議はありません。日本の大手電力会社だと、恐らく同様の技術を持っているだろうと思いますが、新電力にはニーズが有りそうな気がします。特に最近流行のVPP（バーチャルパワープラント、分散した発電所や蓄電池を統括制御して一つの発電所のように運用すること）には必須のように思います。

ただ、

このソフトの会社が米国と言うのがちょっと残念ですね。やはり日本はソフト技術には弱いのでしょうか。しかしハード技術の方はどうですかね。再エネ発電の方はすでに価格勝負の世界で、今や負け気味です。需給の高速応答にはバッテリーで対応すると思いますが、バッテリーも価格だけの勝負なのですかね。分散したバッテリーをパワコンまで含めて系統安定に高速動作させるのは、そこそこに難しそうな気もしますが、ここにノウハウはないのかなぁ。これじゃぁ出番が無いような・・・。

エネルギー分野でも日本から強い技術が出てきて欲しいと思っていますが、どうなるでしょう。

ただ、これらの問題は、太陽光発電が電力会社からの出力抑制を受け入れたらほとんど解決するのではないかとも思っています。しかし、出力抑制対応の無い既存の発電所などどうすればよいのでしょうね。そう思っていると、エネ庁から抑制の運用についての現実的な案が示されました（迫りくる再エネへの出力抑制、エネ庁が制御手法の改善案）。

この案は、実際に出力を抑制するのは大手のメガソーラーに限るけれど、それに伴って発生する経済損失は大・中・小の太陽光発電所全体で分け合うというような考え方のようです。買取の時に調整するのでしょう。

うまいこと考えましたね。大手なら出力抑制を受け入れる設備や体制を十分に持てますし、受け入れ体制をとれない中小の発電所にも均等に経済負担を分割することができます。

詳細はこれから詰めるということですが、経済負担を分割するのは日本全体に広げるのでしょうかね。それが一番公平だと思います。あるいは各電力会社の管轄内か。それが簡単で現実的かも知れません。それ以上細かくするのは、偏りすぎるような・・・。

抑制はどれぐらいの確率で起こるのでしょうね。私は滅多に起こらないと思っていますので、割と気楽に考えています。抑制が頻繁に起こるようだと困りますが、危ないのは九州電力で、やはり日本全体に負担を薄めた方が良いような気がします。東北電力は送電線がガラガラなのでほとんど起こらないでしょう。他も同じようなものでは無いでしょうかね。

まぁ、とにかく系統の安定は重要な問題で、太陽光発電も協力する必要があると思っています。この抑制案は受け入れやすいのではないでしょうか。

北海道の場合、太陽光の出力が変動しても系統への出力変動は 1%/分 以内に収めるようにバッテリーで調節することが条件のようです。この結果、釧路のトリシウム原野太陽光発電所の場合は太陽光17.9MWに対し10MW、6.75MWhのバッテリーを併設することになったとか。これ、参考になりますね。太陽光が50kWの場合なら、単純比例で30kW、20kWhぐらいの蓄電池が必要と言うことになります。100Vだったら200Ahほどの蓄電池容量となるので、意外に小さくて良いのだなと言う印象を持ちますが、1%/分 に対応するだけだからなのでしょう。

しかし、小さくても蓄電池を併設するとそれだけ発電コストは高くなりますので、FIT買い取り価格が下がっていく中で経済性があるのかなと言う不安は残ります。ただ、これからのFIT買い取り価格は入札制になるそうですから（大型の場合）、入札の条件や評価でそのことを加味していくことは可能でしょう。

その内、北海道以外でも蓄電池併設になって来るのでしょうかね。