2019.09.26／NPO法人新現役ネット会議室（東京都港区）

NPO法人 環境ベテランズファーム（EVF）

セミナー

エネルギー・ミックスの問題点～再生エネルギー主力電源化への道～
橘川 武郎（きっかわ たけお）
東京理科大学大学院経営学研究科教授
東京大学・一橋大学名誉教授
kikkawa09@gmail.com
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人類が直面する二つの危機（1）飢 餓・現在も最大の死亡原因
・解決には「豊かさ」が必要→化石燃料の使用の増大（2）地球温暖化
・パリ協定：「2℃上昇が限界」「できれば1.5℃以内」
・化石燃料の使用を抑制せざるをえない（1）と（2）を同時に解決することの困難性・答えは、二つしかない
・①省エネルギー・②温室効果ガスを排出しない（ゼロエミッション）
エネルギー源の使用
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省エネルギーの深耕・省エネルギー先進国・日本
1970年代の石油危機を受け産業部門で本格化
1990年代からの「トップランナー方式」の取り組み
2000年代からの運輸部門での燃費改善（ハイブリッド化等）
・民生部門に重点をおく省エネ
住宅・建築物における省エネがカギ握る
ZEH（zero energy house）、ZEB（･･building）の開発・普及
・運輸部門・産業部門における深耕
運輸部門・産業部門における省エネの過大評価を避ける
運輸部門での次世代自動車の開発
産業部門での高効率モーターの導入
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再生可能エネルギーの大幅な拡充
・大幅拡充を前提に、技術的・制度的ネックを1つ1つ克服する
・再生可能エネルギーには二つのタイプがある・タイプA（15％）：地熱・水力・バイオマス規制による制約（地熱、小水力）、温泉業者との利害調整（地熱）、物流コスト（バイオマス）
規制緩和、温泉業者とのwin-winモデル構築が鍵・タイプB（15％）：風力・太陽光固定価格買取制度（Feed In Tariff）後こそが問題
市場ベースでの導入が不可避
ネックとして送変電網→①原発廃炉分・空き容量の利用、②「作る」＝電力会社のネットワーク会社化、③ 「使わない」：スマートコミュニティ、パワーtoガスや水素としての運搬
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原子力発電所原子炉の現況*2011年3月11日現在
既設 54基 +建設中 3基 = 57基*現 状
稼働中 9基許可獲得済みだが未稼働 6基
申請中だが許可未獲得 12基
未申請 9基
廃炉決定 21基
・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・・
合 計 57基*「2030年原子力20～22％」の実現は難しい。

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電力業界における３つのビジネスモデル（１）原子力依存型経営（２）大型電源依存型経営（３）分散型電源・ネットワーク重視型経営

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再生可能エネルギーのコストダウン■太陽光/風力＋蓄電池/バックアップ火力は高コスト
but……

（1）Power to Heat
・デンマークでの経験
・再生エネ（風力/バイオ）＋CHP（コジェネ）
・電気が足りない時は電気、余る時は熱を生産。
・熱で温水を作り、貯める。
・温水パイプラインの敷設が条件（2）再生エネを再生エネで調整する
・太陽光/風力＋ダム式水力・電力会社のビジネスモデルの転換
・県営水力の活用
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二つの審議会・総合資源エネルギー調査会基本政策分科会
ターゲットは2030年
15年策定のエネルギーミックスを維持
・総合資源エネルギー庁エネルギー情勢懇談会
ターゲットは2050年
原子力は脱炭素の選択肢
再生エネルギーの主力電源化
8日本政府策定のエネルギーミックス
・電力需要：9666億kWh（2013）→9808億kWh （2030）
年率1.7％の経済成長、対策前比17％の省エネルギー・電源構成：A＝2001～10平均、B＝2030
A：原子力27％、再生エネ11％、LNG27％、石炭24％、石油12％
B：原子力20～22％、再生エネ22～24％、LNG27％、石炭26％、石油3％・１次エネルギー供給：3.61億kl（2013）→3.26億kl（2030）
年率1.7％の経済成長、対策前比13％の省エネルギー
・１次エネルギー構成：A＝2013、B＝2030
A：原子力0.4％、再生エネ8％、天然ガス24％、石炭25％、石油40％、LPG3％
B：原子力10～11％、再生エネ13～14％、天然ガス19％、石炭25％、石油30％、LPG3％
・温室効果ガス削減目標：2030年に2013年度比26％削減
エネルギー起源CO2 21％、その他温室効果ガス2％、吸収源対策3％・2013年基準の問題点：①原子力ほぼゼロ、②欧州を上回る外見
9日本政府策定のエネルギーミックス億kWh

電源構成
9,924億kWh※

9,808億kWh

出所：経済産業省（METI）資源エネルギー庁
長期エネルギー需給見通し、エネルギー白書※2001－2010年の平均電力需要は、上記資料の エネルギー需要および電灯電力使用量推移を元にDGOが計算。

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日本政府策定のエネルギーミックス億kl

1次エネルギー供給
3.61億kl
3.26億kl

・年率1.7％の経済成長・対策前比13％の省エネルギー

出所：METI 資源エネルギー庁
長期エネルギー需給見通し

11日本政府の電源ミックスの問題点
・政府決定の2030年の電源構成
原子力：20～22％、再生エネ：22～24％（水力9％、地熱1％、バイオ4％、太陽光7％、風力2％）、火力：56％（LNG27％、石炭26％、石油3％）
コジェネ1190億kWh（11～12％）：火力の内数・二重の意味で公約違反（1）「原発依存度を可能な限り低減する」に反する「40年廃炉」ではなく「60年廃炉」を事実上原則化（2）「再生エネルギーを最大限導入する」に反する
2009年の麻生内閣方針（2020年に再生エネ電源20％）より後退
今回の環境省試算（中位で再生エネ30％強）と大きく齟齬・原子力15％,再生30％,火力55％（内 コジェネ15％）とすべき
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第5次エネルギー基本計画の問題点（1）もともとの15年策定のミックスが問題あり
高すぎる原子力：17基中10～15基が「60年運転延長」
低すぎる再生エネ：環境省案は中位31％、高位36％（2）最近の変化を反映していない
再生エネコストの劇的な低下、原子力再稼働の未進捗、ベースロード電源のあり方の変化、原油価格とLNG価格とのデカップリングの始まり、EV化見通しの上方修正（3）懇談会の50年見通しと平仄が合わない
再生エネの主力電源化⇔30年目標をそのまま据え置き「脱炭素の選択肢」としての原子力⇔リプレースを回避
現存39基すべて60年延長でも50年18基、60年5基、69年0基
リプレースと原子力依存度低減とは矛盾しない
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再エネ拡大により低需要期にはベースロード電源でも出力調整が必要＜平成29年4月30日の九州の電力需給実績＞[万kW]

1,200 昼間の太陽光出力増加に対して、揚水動力の1,000抑制

揚水発電
揚水動力

600

太陽光出力
565万kW（需要の73%）

火力等（LNG/石油）400

0

夕方にかけての太陽光出力減に対応して、揚揚水発電活用
太陽光出力
水動力から揚水発電への切替や火力発電所火力発電
減少の増出力で的確に対応
増加

揚水動力活用
太陽光出力
活用（最大8台並列）や火力発電所の抑制・停火力発電
増加
止により対応揚水発電
800 需要カーブ

200

14石炭（推定）

原子力/地熱/一般水力
0時

6時

12時

18時

出典：総合資源エネルギー調査会 省エネルギー・新エネルギー分科会 新エネルギー小委員会 系統ワーキンググループ（第11回）資料を基に加筆

24時

国内発電所 電源別の位置付け

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これまでの各電源の位置付け

ピーク

ダム式水力（揚水）、石油

ミドル

天然ガス

ベース

原子力、石炭、地熱、一般水力

これからの各電源の位置付け

ピーク

ダム式水力（揚水）、石油

ミドル

天然ガス

ベース

原子力 or 石炭、地熱、一般水力

あるべき電源構成案（橘川案）

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100%
22～24

3080%

再エネ

3360%

LNG

27

3340%
26

石油等
LNG
石炭
原子力

1920%
22～20

150%
2030年度
想定（現行計画）
出典：METI

2030年度
新想定（橘川案）
長期エネルギー需給見通しを基に作成

エネルギー事業者の未来＊「熱を制した者」＊「分散型を制した者」＊「再生エネ主力電源化に真剣に取り組んだ者」
が生き残る

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