発電電力量の解説

(1) システムの太陽電池容量とは

システムの出力と言われる「太陽電池容量(kW)」は、システムで使用している太陽電池モジュールの公称最大出力の和です。

例1 : 3.6kWのシステムの場合

 システムの太陽電池容量 例1 : 3.6kWのシステムの場合 図

太陽電池モジュール
公称最大出力200Wが18枚。
よって、

システムの太陽電池容量
= 200W×18枚
= 3.6kW

例2 : 4.8kWのシステムの場合

 システムの太陽電池容量 例2 : 4.8kWのシステムの場合 図

太陽電池モジュール
公称最大出力64Wが、56枚。
公称最大出力48Wが、27枚。
よって、

システムの太陽電池容量
= 64W×56枚 + 48W×27枚
= 4.8kW

  • 「公称最大出力」は、JIS C8990で規定するAM1.5、放射照度1,000W/m2、モジュール温度25℃での値です。「セル実効変換効率(%)」は[モジュール公称最大出力(W)×100]÷[1セルの全面積(m2)×1モジュールのセル数(個)×放射照度(W/m2)] (放射照度=1,000W/m2)、「モジュール変換効率(%)」は[モジュール公称最大出力(W)×100]÷[モジュール面積(m2)×放射照度(W/m2)] (放射照度=1,000W/m2)、で算出しています。

(2) システムの瞬時発電電力と発電電力量

太陽光発電システムの実使用時の「瞬時発電電力」は、下記に挙げるような様々な要因による損失により、晴天時でも最大、「システムの太陽電池容量」の70%〜80%程度になります。

システムの瞬時発電電力と発電電力量の図
  • 素子温度の上昇による損失(京セラ株式会社のシミュレーションにおいては、12月〜3月を10%、4月〜5月及び10月〜11月を15%、6月〜9月を20%としています。)
  • 設置方式による温度上昇への影響(京セラ株式会社のシミュレーションにおいての影響係数は、陸屋根方式は1.02、屋根材型では0.98)
  • パワーコンディショナが直流電力を交流電力に変換する際の損失(例:「エコノラインEX」(型式PVN-405HM、PVN-552)は95%、「エコノラインRX」(型式PVS-590)は95.5%)
  • 「エコノナコード 昇圧ユニット」を使用する系統での昇圧に伴う損失
  • その他、配線、受光面の汚れ、逆流防止ダイオードによる損失(京セラ株式会社のシミュレーションにおいては、5%として計算しています。)

また、日射の強さ、設置条件(方位・角度・周辺環境)、地域差及び温度条件によっても発電電力は異なります。

(3) システムの発電電力量

月間推定発電電力量の求め方

月間推定発電電力量(kWh)=
日射量 × 太陽電池容量(kW) × 温度補正係数 ×
設置方式による温度上昇への影響係数 ×
その他損失 × 影の影響による損失係数 × 昇圧ユニット変換効率 ×
パワーコンディショナの変換効率 × その月の日数

日射量

設置する方位角・傾斜角に対して、X月の1日平均日射量

<例>東京地区、真南、傾斜角30°、1月の日射量=3.67kWh/(m2・日)

※NEDO(独立行政法人 新エネルギー・産業技術総合開発機構)/(財)日本気象協会「日射関連データの作成・調査」(平成10年3月)より

太陽電池容量(kW)

JIS規格に基づいて算出された太陽電池モジュール出力の合計値。実使用時の出力(発電電力)は、日射の強さ、設置条件(方位・角度・周辺環境)、地域差、及び温度条件により異なります。発電電力は最大でも次の損失により、太陽電池容量の70〜80%程度になります。

温度補正係数(素子温度の上昇による損失係数)

損失率は、12月〜3月を10%、4月〜5月及び10月〜11月を15%、6月〜9月を20%としています。
<例>1月の場合は、0.90

設置方式による温度上昇への影響係数

陸屋根設置は1.02、傾斜屋根設置の屋根置型は1.00、屋根材型は0.98としています。
<例>PV24R200は、「傾斜屋根設置の屋根置型」なので、1.00

その他損失

配線、受光面の汚れ、逆流防止ダイオードによる損失の係数0.95 (シミュレーションにおいては、5%として計算しています。)

影の影響による損失係数

もしも影の影響がある場合、それに応じて係数を掛けます。影の影響がない場合は、1.00

昇圧ユニット変換効率0.98

使用した系統に対してのみ掛けます。昇圧ユニットを使用しない場合は、1.00

パワーコンディショナの変換効率(定格負荷時電力変換効率)

PVS-451は94.5%、PVS-590は95.5%、KP44M-KC、KP55M-KC、KP44M-J4-KCは95. 0%、KP55M-J4-KCは94.5%、PVN-405HM、PVN-552は95.0%

その月の日数

<例>1月の場合は、31(日)

月間推定発電電力量(kWh)

<例>PV24R200(4.80kW)の東京地区、真南、傾斜角30°昇圧ユニット不使用、エコノラインEX(PVN-405HM)、1月の月間推定発電電力量は、3.67×4.80kW×0.90×1.00×0.95×1.00×1.00×0.95×31日=443kWh。
影、積雪、経年劣化、出力抑制による影響は考慮されておりません。

(4) 売電電力

太陽光発電システムで発電された電力は、まずは家庭での消費電力として利用されます。(全量買取ではない場合)

特に晴れた日の日中など、発電した電力が家庭で消費しきれずに余った場合には、余剰電力として電力会社に流れていき(=逆潮流)、電力会社が通常の電気料金とほぼ同じ電力単価で買い取ってくれます。(家庭から見ると、電力会社に「電気を売る」ことになるので、このことを「売電」と言っています)

朝や夕方、または曇りや雨の日に、太陽光発電の発電電力よりも家庭での消費電力が上回った場合には、まずは太陽光発電の電力を利用し、そして不足分のみを電力会社から購入します。

晴れた日の太陽光発電電力量と消費電力量(推定値)の推移(イメージ)※2

※2:電力会社や、季節、天候・日照等の条件により、イメージパターンと異なる場合があります。

(5) 発電電力量の環境貢献換算方法

CO2削減量

年間CO2削減量(g-CO2/年) = (551g-CO2/kWh−45.5g-CO2/kWh)× 発電電力量(kWh/年)

<例>

年間の発電電力量が3,000kWhの場合の年間CO2削減量は、0.5055kg-CO2/kwh × 3000kWh/年 = 1,516.5kg-CO2/年

<算出条件>

  • CO2発生の比較対象は、省令で示されている代替値のCO2排出量551g-CO2/kWh
  • 太陽光発電システムの単位発電電力あたりのCO2排出量は、結晶系シリコン太陽電池の場合45.5g-CO2/kWh
  • 太陽光発電システムのCO2削減効果は505.5g-CO2/kWh
  • 結晶系シリコン、年産規模100MW、屋根設置型を基準とする

<出典>

  • 経済産業省、資源エネルギー庁「電気事業者ごとの実排出係数及び調整後排出係数の算出及び公表について」(平成27年4月1日)
  • 太陽光発電技術研究組合のNEDO委託業務成果報告書「太陽光発電評価の調査研究」(平成13年3月)

石油削減効果

年間石油削減量(リットル/年) = 0.227(リットル/kWh) × 発電電力量(kWh/年)

<例>

年間の発電電力量が3,000kWhの場合の石油削減量は、0.227リットル/kWh × 3,000kWh/年 = 681リットル/年となります。

<算出条件>

  • 石油熱量換算: 9,250kcal/リットル
  • 発電に必要なエネルギー: 2,098kcal/kWh
    (1kWh=860kcal、発電端効率41%より860÷0.41=2,098kcal/kWh)
  • 必要な石油量: 2,098÷9,250=0.227リットル/kWh

<出典>

  • 石油熱量換算は平成15年7月環境省「事業者からの温室効果ガス排出量算定方法ガイドライン(試案Ver1.4)」から、軽油とA重油の
    平均値より

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