風力・太陽光の急減、電力網計画の見直し迫る

この新たな研究が重要なのは、風力・太陽光発電所を増やすだけでは十分でないことを示した点にある。計画担当者は、利用可能な発電量を数日間にわたって低水準にとどめる可能性がある、気象に起因する急減を想定して電力網を設計する必要がある。読者にとっての実際的な意味は、電力の信頼性とコストが、蓄電、送電、予備力、消費時間をずらす仕組みにも左右されるということだ。

研究チームはこの現象を「エネルギー・フラッシュ干ばつ」と呼ぶ。風力または太陽光の資源量が例外的な速さで低下し、その後、潜在的な発電量が極めて低い状態が少なくとも3日間続く現象を指す。風と日射が同時に弱まると、通常は互いを補完する二つの電源の利用可能性が同時に失われる複合イベントとなる。

チームは、国際的な気候モデル群である第6期結合モデル相互比較プロジェクト（CMIP6）の変数を、設備利用率の日次系列に変換した。設備利用率は、推定または観測された発電量を発電可能な最大量で割った値で、この研究では気候変数から推定した。低水準は1985～2014年の値の下位10%とし、最初の低下速度も過去のうち速い方から10%以内であることを条件とした。

次に著者らは、この基準期間を、比較的低排出の将来を検討するシナリオSSP1-2.6と比較した。このシナリオでは、イベントの予測継続期間が風力で25.6%、太陽光で29.8%伸びる。複合イベントでは増加率が155.7%に達する。各系列の過去の継続期間を指数100とすると、それぞれ125.6、129.8、255.7になる。

研究は予測と既存インフラも照合した。現在設置されている風力・太陽光発電容量の約70.8%は、モデル上、こうしたイベントの頻度と継続期間がともに増える地理的グリッド内にある。この比率が示すのは発電容量の空間的な曝露であり、必ず発電できなくなる発電所の割合ではない。

気候の変化を運用への影響に置き換えるため、研究チームはこれらの時系列を電力需給運用モデルに入力した。この数理モデルは、制約の範囲内で需要を最小費用で満たすよう、電源と各種資源の組み合わせを選ぶ。シミュレーションでは、イベント時に未供給電力量、すなわちモデル上の電力システムが賄えなかった需要が増え、柔軟性の必要量とコストも上昇した。

柔軟性とは、電力網の需給を均衡させるため、供給、消費、蓄電を迅速に調整する能力を指す。発電予備力、蓄電、地域間で電力を融通する送電線のほか、重要な時間帯に利用を延期または減らした消費者へ対価を支払う「デマンドレスポンス」からも得られる。今回の結果は、数日続く落ち込みを乗り切るため、これらの資源をどれだけ計画に組み込むべきかを考える材料になる。

新たな発電所の立地も判断要素となる。研究によれば、このリスクの増加が比較的小さいと予測される地域を優先すれば、気候目標や利用可能な技術的ポテンシャルと両立する限り、曝露を減らせる可能性がある。問われるのは、導入する設備容量だけではなく、急減時に電源群全体がどれだけ供給できるかである。

世界規模の地図には、電力網、市場、技術が大きく異なる地域が含まれ、SSP1-2.6も将来の日程表ではなく、起こり得る一つのシナリオにすぎない。研究が測ったのは継続期間、地理的な曝露、シミュレーション上の電力網への負荷であり、特定都市の停電リスクではない。運用面での要点は、各地域で実際に利用できる資源を前提に、複数電源が同時に落ち込み、それが数日続く事態に対して実在のシステムを検証する必要があるということだ。