ニュースの概要
中国北西部の青海省共和県で、国有建設大手のPowerChinaが出力1GWの発電所を完成させた。太陽光発電（PV）と集光型太陽熱発電（CSP）を組み合わせた施設で、10月1日に全容量が送電網へつながったという。CSPは鏡で太陽光を集めて熱を作り、その熱で蒸気を発生させてタービンを回す方式である。熱を溶融塩などにためておけるため、日が沈んだ後も発電を続けられる。昼は安価なPVが大量に発電し、夕方以降は蓄えた熱が供給を支える。天候で出力が上下しやすい太陽光の弱点を、同じ敷地の中で補う設計だ。
引用元: PowerChina、1GWの太陽光・集光型太陽熱ハイブリッド発電所を送電網に接続（pv magazine Global）
分析・見解
「電気」ではなく「熱」をためる発想の強み
この発電所の核心は、電気を電池にためるのではなく、熱をためる点にある。CSPは集めた太陽熱を溶融塩（高温でも液体のままの塩）に移し、タンクに保存する。必要なときにその熱で蒸気を作るので、発電のタイミングを自由に選べる。
蓄熱は大きな容量を安く作りやすい。タンクと塩があれば規模を広げられるため、数時間から十数時間の貯蔵に向く。リチウムイオン電池が得意な短時間の調整とは、役割が違う。
PV単体より高いコストを、なぜ払うのか
CSPの発電コストは、近年のPVよりまだ高い。PVは過去10年で価格が大きく下がったが、CSPは建設件数が少なく、量産効果が出にくかったためである。それでも中国が組み合わせにこだわるのは、系統の安定を重く見ているからだ。
青海省のような高地の乾燥地帯は、直射日光が強い。CSPに向く条件がそろっている。さらに、PVの発電が昼に集中して余る問題も、中国西部では実際に起きている。余った昼の電気を無駄にせず、夜の供給力に変える設計は理にかなう。
世界の先行例と比べて見える規模の違い
CSPの先行例には、モロッコのヌール・ワルザザートやUAEのシャムス、ノオルエナジー1などがある。これらは数百MW規模が中心だった。今回の1GWは、その数倍の大きさにあたる。
なお、1GWという数字には注意がいる。PVとCSPの合計であり、CSP部分が1GW丸ごとではない。蓄熱を使える時間帯の長さも、ここからは分からない。実際の価値は、年間の稼働率と夜間供給量で決まる。
見落とされがちな視点：再エネが「調整役」を内製し始めた
独自の見方として、この発電所は再エネが自前で調整役を持つ流れを示している。従来は、再エネの変動を火力発電や揚水発電が受け止めていた。今後は、再エネの発電所自体が蓄熱や蓄電池を抱え、出力をならして送電網へ出す形が増えるだろう。
この形が広がれば、系統運用者の負担が軽くなる。同時に、発電事業者の競争軸も変わる。安く作る力だけでなく、必要な時間に出せる力が評価されるようになる。
ビジネスへの影響
日本の事業者が今すぐ見直せる三つの論点
日本は砂漠のような広大な土地がなく、CSPを大規模に建てる余地は小さい。直接の導入は現実的でない。ただし、考え方は転用できる。PVを建てる際に、蓄電池や蓄熱を最初から組み込んだ事業計画にすることだ。
特に、出力抑制（送電網の都合で発電を止められること）が増えている地域では、昼の余剰を夜に回す設計が収益を守る。電力の買い取り価格が時間帯で変わる契約では、夜に売れる電気の価値がより高くなる。
設備・素材企業にとっての商機
CSPの周辺には、鏡、集熱管、溶融塩、断熱材、高温用ポンプなど、日本企業が強い部材が多い。中国や中東、北アフリカの案件では、部材供給や保守の分野で参入余地がある。
また、工場の熱利用という切り口もある。高温の蒸気を使う食品、化学、素材工場は、太陽熱と蓄熱で燃料費を下げられる可能性がある。発電ではなく熱として使えば、変換ロスも避けられる。
投資判断で確認すべきリスク
海外案件に関わる場合は、補助金や国の優先政策に依存していないかを確認したい。CSPは初期費用が大きく、建設の遅れが収益を圧迫しやすい。契約では、夜間供給量の保証や、鏡の汚れによる性能低下への対応を明記するとよい。
