再生可能エネルギーによる脱原発・持続可能なエネルギー政策を目指す決議

わが国は、原子力を「供給安定性・環境適合性・経済効率性を同時に満たす基幹エネルギー」と位置づけ、これを中核とするエネルギー政策を推し進めてきたことにより、福島第一原発事故前には電力供給の約２６％を原子力に依存するようになっていた。しかし同事故は、ひとたび炉心溶融や原子炉格納容器の破損に至れば、著しく回復困難な損害を広範囲に与えることを改めて国民に認識させた。また、使用済み核燃料の処理は極めて困難であり、廃炉にも莫大な費用と時間を要するなど、原発は現在の世代で解決することが困難な問題を抱えている。原子力依存からの脱却は喫緊の課題である。

他方、地球温暖化による干ばつや大洪水など気候異変は既に現実のものとなっており、深刻かつ甚大である。２０１５年１２月、世界の平均気温上昇を産業革命前から２℃を十分下回る水準とし、１．５℃に抑制するよう努力することを目的として、今世紀後半には二酸化炭素など温室効果ガスの排出を実質ゼロにすることを目指すとするパリ協定が採択され、今年１１月４日、同協定は発効した。このように世界は脱化石燃料へと向かっている。しかし、わが国は大きく立ち遅れているば
かりか、依存をやめるべき原発によって二酸化炭素を削減しようとしている。

原子力に依存せず、温室効果ガスの排出を実質ゼロとしていくためには、エネルギー消費を大幅に削減するとともに、再生可能エネルギー（以下「再エネ」という。）を飛躍的に拡大させることが不可欠である。わが国は太陽光や風力などの再エネに恵まれており、これらの活用はエネルギー
安全保障にも資する。再エネは燃料費がかからず、環境負荷が低く、導入時のコストを考慮しても、その発電コストは世界的に急速に低下している。陸上風力は火力や原子力の発電コストをすでに下回り、太陽光も価格競争力を獲得しつつある。小規模分散型のエネルギーである再エネは、地域再生の柱となりうるものであり、災害や事故による影響を限定する効果もある。
原子力及び石炭などの化石燃料に依存するエネルギー政策から、再エネを中心とした持続可能なエネルギー政策へと転換を目指すべきである。

福島第一原発事故をふまえて、２０１２年９月、民主党政権は、２０３０年代末までに原子力をゼロとする革新的エネルギー環境戦略を定めた。しかし、政権交代後の２０１４年４月、国は、第1

四次エネルギー基本計画において、「原発依存度を可能な限り低減させる」とした一方で、原子力と石炭火力を重要なベースロード電源と位置づけた。再エネについては「積極的に推進していく」としたものの、「導入を最大限加速」するのは「２０１３年から３年程度」とした。
２０１５年７月、経済産業省は２０３０年度の各電源構成比率について、原発を２０～２２％程
度、再エネを２２～２４％（大規模水力約９％を含む）とし、ベースロード電源とされた原子力と石炭火力・大規模水力、地熱とで約５６％とする「長期エネルギー需給見通し」を策定した。
しかし、原発の稼働期間を原則４０年と定めた原子炉等規制法を遵守するならば、２０３０年に原発の割合は１５％程度まで減少し、目標とされる２０～２２％を大きく下回る。この目標を実現するというのであれば、同法の原則と例外を入れ替えて稼働期間を延長することに加え、さらなる原発の新増設を進めることになる。国は、実際にも原発の再稼働を積極的に推進し、稼働期間を６０年に延長するのみならず、原発の新増設に向けて原子力事業への制度的・経済的優遇策を次々と打ち出している。「原発依存度を可能な限り低減する」は有名無実となっている。
また、国は、この長期エネルギー需給見通しの数値をもとに、パリ協定に向けた２０３０年の温室効果ガスの排出目標を２０１３年比２６％減としており、原発の維持によって二酸化炭素の削減を実現しようとしている。

２０１２年７月、再エネ特措法が施行され、固定価格買取制度が開始されたことにより、省エネの推進も相まって、２０１５年度には再エネの電源に占める割合は１４．５％（大規模水力を含む）にまで拡大した。わが国の再エネのポテンシャルやＥＵにおける再エネの導入状況をふまえれば、
さらなる再エネの導入拡大が可能であり必要である。
ところが、２０１３年３月、再エネ特措法省令の改正により、再エネ事業者に無制限・無補償の出力抑制を課することを可能とする指定電気事業者制度が創設された。２０１４年１２月には建設中の原発を含む既存原発設備容量を前提として「再エネ接続可能量」が算出され、再エネの系統への接続はその範囲内に止められることになった。太陽光発電については、現時点で九州電力など７
電力事業者が指定電気事業者に指定されており、再エネ事業への新規参入は急速に縮小している。
加えて、２０１６年の再エネ特措法改正において、系統への優先接続及び優先給電に関する規定が削除されたことにより、再エネ拡大の動きは弱まっている。

２０１３年４月、「電力システムに関する改革方針」が閣議決定され、小売の全面自由化、総括原価方式の撤廃、送電網の広域運用、発送電の分離などが盛り込まれた。再エネの拡大を実現する

2

ためには、このような改革が徹底され、改革の成果を活かした施策を行うことが必要であるが、原発を維持するための諸施策によって、徹底した改革が歪められるおそれがある。
また、これまでの発電・送電・小売の垂直一貫体制による地域独占のもとで、原子力や火力など
大規模集中型電源に対応した送電網が構築されてきたところ、小規模分散型の再エネ電源に対応する送電網の増強や、広域連系線の運用ルール等の整備が不十分である。再エネを積極的に導入するためには、これらの施策を推し進める必要がある。

以上述べたところにより、当連合会は国に対し、原子力と石炭火力をベースロード電源とするエネルギー政策を見直し、再エネの導入拡大を加速させ、持続可能なエネルギー政策への転換を求め、次のとおり提言する。

１

原発については、万が一にも深刻な災害を引き起こすおそれがないことが確認されない限り再稼働を認めず、かつ老朽原発の稼働延長及び原発の新設・増設は認めないとの方針を明示し、原発依存度を可能な限り低減させ、早期に原発をゼロとする道筋を示すこと。
２

再エネについては、２０３０年までに電源構成に占める再エネの割合を３０％以上、２０５

０年には５０％以上とする再エネ導入目標を設定すること。
この目標を実現するため、（１）再エネの買取価格を適正に設定し、再エネの電力系統への優先接続と優先給電を法定するとともに、無制限無補償の出力抑制を可能とする指定電気事業者制度を廃止すること。
（２）電力システム改革を徹底して、その成果を活かし、発電事業者と送配電事業者との厳格な分
離、送電網の公平・中立な広域運用を実現するとともに、送電網の増強や広域連携線の運用ルールの整備等により、再エネの系統接続を確保すること。

以上のとおり決議する。

２０１６年（平成２８年）１１月２５日

近 畿 弁 護 士 会 連 合 会

3

提

第１

わが国のエネルギー政策

１「３．１１」前の状況

案

理

由

（１）２００２年に制定されたエネルギー政策基本法に基づき、２００３年１０月、エネルギ ー 基
本計画（以下「基本計画」という。）が策定された。１９９７年に京都議定書が採択されたことを受けて、基本方針では、供給安定性、経済効率性に加えて、地球温暖化対策の観点から環境適合性が重要であるとされた。
基本計画は少なくとも３年ごとに検討し、必要に応じて改定することとされており、２ ００
７年３月に第二次基本計画が策定されたが、原子力について具体的数値目標は盛り込ま れな かった。
（２）２０１０年６月に策定された第三次基本計画では、原子力を「供給安定性・環境適合 性・経済効率性を同時に満たす基幹エネルギー」と位置づけ、「２０３０年に向けた目標」として「 電源構成に占めるゼロ・エミッション電源（原子力及び再生可能エネルギー由来）の比率を約 ７０％（２０２０年には約５０％以上）とする」とし、２０２０年までに、９基の原子力発電 所の新増設を行うとともに、設備利用率約８５％を目指し、２０３０年までに、少なくとも１ ４基以上の原子力発電所の新増設を行うとともに、設備利用率約９０％を目指すとしていた。
太陽光、風力、水力、地熱、バイオマスなどの再生可能エネルギー（以下「再エネ」という。）
については、「コストや供給安定性の面で課題はあるものの、環境負荷が小さく、多くが国 内で調達可能なエネルギーである」として、「積極的な利用拡大を図る」ものとされてお り、２０２０年までに一次エネルギー供給に占める再エネ（大規模水力を含む）の割合について、１０％に達することを目指す（２０１０年度約７％）とされていた。
２「３．１１」後のエネルギー・原子力・再エネ政策（１）２０１１年３月１１日に発生した東日本大震災に起因して、東京電力福島第一原子力発電 所
は炉心溶融をともなう過酷事故（以下「福島第一原発事故」という。）を引き起こした。福島
第一原発事故は、原子力発電の「安全神話」を根底から覆したのみならず、東京電力管内で計画停電が生じ、さらには全国規模で節電要請がなされたことなどから、これまで安定的であ ると考えられてきた大規模集中型の電力システムが重大な脆弱性をはらんでいることを明らかにした。
福島第一原発事故によって原子力依存からの脱却が緊急の課題であることが誰の目にも明らかとなり、その反省の上に、２０１２年９月、民主党政権は、２０３０年代に原発ゼ ロを 目指すとする「革新的エネルギー・環境戦略」を定めた。
（２）政権交代後の２０１４年４月、国は第四次基本計画を策定した。同計画では、

4

ア

その基本方針において、「第三次計画の策定後、エネルギーを巡る環境は、東日本大震災及び東京電力福島第一原子力発電所事故を始めとして、国内外で大きく変化し、わが国のエネ ルギー政策は、大規模な調整を求められる事態に直面することとなった」との認識が示された が 、
民主党政権が目指すとした２０３０年代に原発ゼロという目標については特に触れるところはなかった。

イ

原子力については、安定供給性と効率性を有し、運転コストが低廉で、運転時には温室効果ガスの排出もなく、エネルギー需給構造の安定性に寄与する「重要なベースロード電源」と 位置づけるとともに、原発依存度については「可能な限り低減させる」とした。

ウ

原子力とともに、石炭、一般水力（流れ込み式）、地熱を「ベースロード電源」と位置づけ、天然ガスについては、発電（運転）コストがベースロード電源の次に安価で、電力需要の動向に応じて出力を機動的に調整できる「ミドル電源」、石油、揚水式水力については、発電（運転）コストは高いが、電力需要の動向に応じて、出力を機動的に調整できる「ピーク電源」と 、それぞれ位置づけた。再エネについては、そのいずれに範疇にも位置づけられておらず、「 安
定供給面、コスト面で様々な課題が存在するが、温室効果ガスを排出せず、国内で生産でき ることから、エネルギー安全保障にも寄与できる有望かつ多様で、重要な低炭素の国産エネル ギー源である」として、「２０１３年から３年程度、導入を最大限加速していき、その後も積 極的に推進していく」ものとされた。

（３）２０１５年７月、経済産業省は、２０３０年度の電源構成を原子力２０～２２％程度、石炭２６％程度、ＬＮＧ２７％程度、石油３％程度、再エネ（大規模水力を含む）２２～２４％ 程度とするエネルギー需給見通し（以下「エネルギーミックス」という。）を策定したが、２０３０年の後については何も述べていない。
福島第一原発事故後、老朽化による原発のリスクを低減するため、原発の運転期間を 原 則４０年とする原子炉等規制法の改正がなされた。この原則を徹底するならば、既存及び建 設中 の原発が全て稼働しても２０３０年の原発の比率は１５％程度に止まり、エネルギーミッ クス の
目標数値に実現可能性はない。しかし、４０年廃炉ルールの例外として、原子力規制委員会（ 以下「規制委」という。）が最長２０年の運転延長を１回限り認めることができるとされてお り、エネルギーミックスの目標数値は、稼働期間の延長と原発の新増設を見込んだものであ ると いえる。
実際、国は積極的に原発の再稼働を推進し、規制委は、関西電力高浜原発１、２号機 と 美浜
原発３号機、玄海原発について、２０年の延長を認めた。これに加えて、経済産業省は 新増 設に向けて原子力事業への制度的経済的優遇策を次々と打ち出している。
（４）環境省は、「平成２６年度２０５０年再生可能エネルギー等分散型エネルギー普及可能性 検証検討委託業務報告書」を公表した。同報告書は、中長期的な再エネの普及状況の見通しの 検

5

討と、中長期的に普及を実現させるための必要な方策をとりまとめることを目的としたもの で 、低位、中位、高位の３ケースを想定して再エネの導入見込量が試算されている。ここで試算 された導入見込量からすると、電源構成に占める再エネ比率にして２０３０年に３０％以上、２０５０年に５０％以上の再エネの導入が実現可能である。
３

第四次基本計画及びエネルギーミックスの問題点
第四次基本計画において「原発依存度を可能な限り低減」し、「再エネの導入を最大限 加速する」という表現が用いられているにもかかわらず、エネルギーミックスにおいて、２０３ ０
年の原子力の割合を２０～２２％とし、再エネ（大規模水力を含む）の割合を２２～２４％ にとどめるとしているのは、結局のところ３．１１前と変わらない原発依存・原発推進政策に 他ならない。福島第一原発事故に対する反省が不十分であり、少なくとも次の問題点がある。
第一に、大飯原子力発電所３・４号機についての運転差し止めを命じた２０１４年５ 月 ２１日判決（福井地方裁判所）、高浜原子力発電所３・４号機について運転差し止めを命じ た２ ０
１５年４月１４日仮処分決定（福井地方裁判所）、同じく高浜原発３・４号機について 運転 差
し止めを命じた２０１６年３月９日仮処分決定（大津地方裁判所）など、原発を差し止める 司
法判断が相次いでいるところ、これらの司法判断は、基準地震動の考え方が福島第一原 発事 故の前後を通じて変わっておらず、同事故後に規制委が策定した現行の規制基準によって も原 発の安全性は確保されていないおそれがあるとしたものである。当然ながら、新たに制定 され るべき規制基準は、原発の設備がその基準に適合すれば深刻な災害を引き起こすおそれが 万が 一にもないといえるものでなければならず、そのような基準がそもそも策定されていない 現状 において、原発の再稼働を認めることは許されない。
第二に、原子力の数値目標である２０～２２％を実現するためには、原発を再稼働す る ことはもちろんのこと、４０年廃炉ルールの例外を広く認め、さらには原発を新設・増設する必 要があるが、このような対応は、原発依存度を可能な限り低減するとの基本方針に反する。
第三に、エネルギーミックスにおける再エネの目標数値は極めて低く、その実現をも っ て再エネ導入の上限とする判断を導くおそれがある。

第２１

再エネを中心としたエネルギー政策へ移行すべきこと
エネルギー政策の基本的視点（再エネの必要性）（１）われわれが生きる上でエネルギーは不可欠なものである。しかし、エネルギーの生産や 消 費がわれわれの生活や環境に災厄をもたらすものであってはならず、われわれの世代の過ちに よって将来世代に重い負担を残してはならない。換言すれば、われわれのエネルギー政策は持 続
可能なものでなければならない（環境基本法３条参照）。
原発は一旦、過酷事故が発生した場合には、著しく回復困難な損害を広範囲に生じさせる。

6

とりわけわが国は世界有数の地震国であり、想定を超える地震や津波による事故の危険 が常 につきまとう。使用済み核燃料の安全な処理方法はいまだ確立しておらず、核廃棄物を地 下７ ０メートルより深く埋め、国が１０万年間、掘削を制限するなど、途方もない年月をかけ て、将来世代に重い負担を負わせる案が検討されている。廃炉にも莫大な費用と時間を要する こと が明らかになりつつあり、その費用は電気料金に転嫁されて、現在及び将来の国民に負担 が求 められる可能性が高い。
このように、現在の世代で解決が困難な問題を抱えている原発は、持続可能なものと は いえない。
（２）３．１１以降、原発の再稼働は進まず、主に石炭・石油等の化石燃料が原発に代替して い る
状況にある。化石燃料は、燃焼により大量の二酸化炭素を排出し、地球温暖化を促進する。地
球温暖化による干ばつや大洪水などの気候異変の影響は深刻かつ甚大である。また、わが国 は化石燃料の殆どを輸入に頼っていることから、化石燃料への依存は、エネルギー安全保障に おける重大な懸念となっている。
２０１５年１２月、世界の平均気温上昇を産業革命前から２℃を十分下回る水準とし、１．
５℃に抑制するよう努力することを目的として、今世紀下半期内に二酸化炭素等の温室 効果 ガ
スの排出の実質ゼロを目指すパリ協定が採択され、今年１１月４日に発効した。
わが国は、第四次環境基本計画で２０５０年８０％削減を目指すとの長期目標を定め て いるが、パリ協定の採択を受けて２０１６年５月に閣議決定された地球温暖化計画では、２ ０３ ０
年における温室効果ガス削減目標は２０１３年比で２６％減にとどまり、長期目標との 整合 性を欠いている。しかも、石炭火力発電所の新増設計画が急増しており、脱化石燃料の流れに 逆行している。
（３）原子力や化石燃料に対して、太陽光、風力等の再エネは、安全かつ低炭素のエネルギーである。原子力に依存することなく二酸化炭素の排出を実質ゼロとしていくためには、エネルギ ー
消費の大幅な削減とともに、再エネを飛躍的に拡大させることが不可欠である。
しかも、太陽光及び風力は燃料費がかからず、世界的に見れば、導入時のコストを考慮しても、その発電コストは急速に低下している。陸上風力は火力や原子力の発電コストを下回り、太陽光も価格競争力を獲得しつつある。また、再エネは、自給できるエネルギー源であるため 、エネルギー安全保障にも資する。さらに、地域の資源を地域に還元することで地域の活 性化 に繋がり、多様なエネルギー源を分散して立地することができるため、特定の地域におけ る天 災や事故に対する影響を低減する効果がある。
よって、われわれは、原子力や化石燃料を中心とするこれまでのエネルギー政策から、再 エネを中心とした持続可能なエネルギー政策への転換を目指すべきである。
２

エネルギー政策の転換は可能であること

7再エネは世界的に普及拡大しつつあり、技術革新も加わって、従来の原子力や火力を 中 心とした集中型電源システムから、再エネを中心とした分散型電源システムへの移行が着実 に進 んでいる。
ＥＵでは、２００１年１０月のＥＵ指令により、２０２０年における最終エネルギー 消 費量
（熱利用や自動車など交通燃料も含むエネルギー消費全体）に対する再エネ比率をＥＵ ２７ か
国平均で２０％まで引き上げるとされ、２０１４年には、ＥＵ全体の最終エネルギー消 費量 に対する再エネ比率は１５．３％に達している。さらに、２０３０年のＥＵの目標値は２７％（ 電源比率だけでいうと４５％に相当）とされており、再エネを中心とした電源システムへ と移 行が進んでいる。とりわけドイツでは、２０１５年には電源比率で３０％もの再エネの導 入を 果
たし、しかも安定した電力供給を実現している。ＥＵで、再エネが急速に普及した主な要因 として次のものを挙げることができる。
（１）ＥＵ指令による優先給電・優先接続
ＥＵでは再エネの優先給電が再エネ指令２００９/２９/ＥＣで義務づけられており（ １ ６条
２（Ｃ）甲）、再エネの出力が変動して電力供給が需要を超過した場合、再エネを優先して、火力はもちろんのこと、原子力といえども出力調整しなければならない。２０１３年３ 月時 点
で１８の加盟国が自然エネルギーの優先給電を自国の法律で規定している。
このＥＵ指令が、ＥＵの多くの国で再エネ（特に風力）が飛躍的に導入される要因となった 。
また、任意規定ではあるが、再エネ指令（前文６１）においてＥＵ加盟国は新規の再エ ネ発 電
設備に対して優先的に接続し、又は接続予約を導入することができるとされており、スペイ
ン・ドイツでは優先接続の制度が導入されている。
（２）メリットオーダーによる市場取引
メリットオーダー（短期限界費用順に安い電源から順に使うこと）に基づき市場取引 が 行われると、燃料費がゼロである風力発電や太陽光発電等の再エネが、原子力や火力より優 先し て落札され、市場に導入されることになる。その結果、風力や太陽光といった変動電源も参入 しや す い 市 場構 造 が 形 成さ れ る と とも に 、 市 場で の 卸 取 引 価 格 の 低 下 を 期 待 す る こ と が で き る 。
（３）広域的な電力系統の構築
再エネ、とくに風力や太陽光は、その一つ一つをとると小規模かつ天候や地勢に左右 さ れる
不安定な電源であるが、地域や国のエリアを越えた広域的な電力系統システムを構築し 、進 展
した気象予測とＩＴ技術の活用により、再エネを大量に受け入れることができるように なっ ている。ＥＵでは、地域や国を超えた広域的な系統を構築することにより、再エネを他の電源 に優先しながら、安定した電力供給を実現している。

第３

固定価格買取制度と電力システム改革

8

１

固定価格買取制度の導入（１）わが国では、１９９７年補助金による支援、２００３年にＲＰＳ法（電気事業者に一定量の再エネ電気の調達を義務づける制度）が制定されたが、その効果はほとんど見られなかった。
ＲＰＳ法による導入目標量が極めて低かったことに加え、電力会社が系統運用上の支障を理 由として、再エネの系統接続に高いハードルを設けていたからである。
しかしながら、２０１１年８月に制定され、２０１２年７月に施行された「電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法」（以下「再エネ特措法」という。）に基づく固定価格買取制度がそれまでの状況を一変させた。
（２）固定価格買取制度とは、発電事業者が再エネを用いて発電した電気を、国が定める価格で、一定期間、電力会社に買い取ることを義務づける制度である。電力会社は、買取りに要した 費用を「賦課金」として電力料金に上乗せし、電力消費者が最終的に再エネのコストを負担す る 。
固定価格買取制度は、固定された買取価格により収益の予見可能性が高まるために、再 エネの導入を最大限加速させることを可能とする制度である。
わが国では２０１２年の電源構成に占める再エネの割合は約１０％（大規模水力を除 く 再エ
ネは１．６％）であったが、固定価格買取制度が２０１２年７月から施行された結果、再エ ネの導入が進み、再エネが占める割合は２０１５年で１４．５％（大規模水力９％を含む ）と なった。

２

電力システム改革（１）戦時中、民間の電力会社は国策会社（日本発送電）に統合されていたが、敗戦後、ＧＨＱの強力な関与により、１０地域の民間企業に再編された（１０電力体制）。
１０電力体制の下、電力会社には地域独占が認められ、それぞれの会社がその地域に お いて発電、送電、配電及び小売りまでを全て担当した（垂直統合）。電力会社は、大規模発電施 設による集中型電源を中心としてシステムを管理し、発電施設や送電網への投資費用は、総括 原
価方式と呼ばれる料金算定方式によって、電気需用者から確実に回収することができた。
これらの電力システムは、戦後の高度経済成長期において急速に増大する電力需要に対し、安定的に電力を供給する役割を果たした。
（２）２０００年、世界の電力自由化の流れを受けて、国内でも自由化の議論が高まったが、電力会社の抵抗によって頓挫した。しかし福島第一原発事故により、地域ごとに独占事業者が集 中管理するこれまでの電力システムでは、地域を越えた広域的な系統運用、競争の促進による 電
気料金の抑制、分散型電源などの多様な電源の活用、需要家の多様なニーズに応じた多様で 効
率的なサービスの提供などについて、十分な対応ができないことが明らかになった。
このような課題を解決するため、２０１３年４月、①広域系統運用の拡大、②小売・発 電の9全面自由化、③法的分離による送配電部門の中立性の一層の確保を三本の柱とする「電 力シ ス
テムに関する改革方針」が閣議決定され、電気事業法が改正された。
電力の安定的な供給のためには、地域を越えた電気のやりとりを容易にする必要があ り 、２
０１５年４月、その司令塔となる「電力広域的運営推進機関」が設立された（第一段階）。
競争を促進して電気料金を抑制するため、２０１６年４月１日から、一般家庭向けの 電 気の小売が全面的に自由化され、家庭も含む全ての消費者が電力会社や料金メニューを自由 に選 択できるようになった（第二段階）。
競争を促進するためには、送配電部門を中立化して、誰もが自由・公平・平等に送配 電 網を利用できることが必要であるとの判断に基づき、２０２０年４月、送配電部門の法的分 離が 行
われる予定である（第三段階）。
送電網が発電事業から独立し、中立的・広域的な系統運用がなされることにより、出力変 動の大きい再エネをより大量に取り込むことができる。また、発電の自由化により新たな 再エ ネ
発電業者が市場に参入し、小売りの自由化により消費者は再エネを含むメニューを選択 する ことができ、再エネを志向する消費者の要請にこたえることができる。このように、電力シス テ
ム改革は、再エネのさらなる導入と普及にとって必要なものである。
（３）しかしながら、国は、廃炉会計制度や再処理等拠出金法を導入し、今年１０月には、電 力 シ
ステム改革貫徹政策小委員会を設置した。国は、発電能力容量に応じて一定の収入が得られ る仕組み（容量メカニズム）や、配送電部門の料金の仕組みを利用して廃炉費用を回収するなど 、
総括原価方式に代わる手法で原子力や火力の温存を図ろうとしており、これらの政策によっ て電力システム改革が歪められるおそれがある。

第４１

再エネ拡大の支障となる要因とその克服
新たな再エネの導入目標を設定する必要があることエネルギーミックスにおける２０３０年の再エネの目標数値は、わが国の再エネのポ テ ンシ
ャルやＥＵの水準との比較からすれば、あまりにも低すぎるうえ、２０３０年以降の目 標値 がないことは、再エネ導入拡大の支障となる。
第四次環境基本計画において、２０５０年に８０％の温室効果ガス削減を目指してい る ことや、環境省の「平成２６年度２０５０年再生可能エネルギー等分散型エネルギー普及可 能性 検証検討委託業務報告書」の内容に照らせば、２０３０年に、少なくとも電源構成に占める再 エ
ネの割合を３０％以上、２０５０年には５０％以上の確保を目指すべきである。

２

優先給電・優先接続と出力抑制（１）２０１２年７月から固定価格買取制度が導入され、太陽光の設備認定量が急速に拡大した。
これを受けて、電力会社は、その管内において接続申込み量が全て接続された場合、原発な ど

10既存発電設備容量と再エネの系統への接続申請容量が管内の需要を上回り、電力の安定供給 に支障を生じるおそれがあると主張した。
２０１３年４月、経済産業省は、無制限・無補償で出力抑制を可能とする「指定電気 事 業者制度」を導入し、太陽光について北海道電力を同事業者に指定した。２０１４年９月には九 州電力が接続回答を保留し、さらに、東北、四国、沖縄の各電力会社がこれに続き、同年１２ 月までに合計７社が指定を受けた。２０１５年１２月には風力についても北海道電力を含 め３ 社が指定を受けた。
無制限・無補償の出力抑制がなされる可能性があることは、再エネ発電事業者に予測 不 可能な事業リスクを負わせるものであり、金融機関の融資も困難になるなど、再エネの普及 にと って大きな支障となる。
（２）これらの指定電気事業者が再エネの接続可能量を算定するにおいて、既存原発の設備容量 はもとより再稼働するかどうか未定の老朽化した原発や建設途上の原発が全て稼働することを前提として、これを妨げない範囲で再エネを接続できるとしている。しかし、このように原 発を優遇することに法的根拠はなく、このような扱いは電力自由化の理念に反するものである。
加えて、２０１６年の再エネ特措法の改正によって、再エネの優先接続に関する規定が削除 され、指定電気事業者制度に法律上の根拠を与えられるなど固定価格買取制度の根幹が揺らい でいる。
（３）再エネを中心とするエネルギー政策を実現するためには、原子力や石炭火力などをベース ロード電源として優先しなければ、経済効率的に安定供給を実現できないというドグマから脱 却
して、メリットオーダーに基づき、ランニングコストが最も安い再エネを優先して受け入れ るべきことを法律に明記する必要がある。
３

電力システム改革を活かして再エネの導入を図る必要があること（１）電力システム改革の第一段階として、地域を越えた電気のやり取りを容易にするため 、電 力
広域的運営推進機関が設立されているところ、同機関においては再エネが大量に導入される ことをふまえて、地域間を跨いだ広域的な系統の運用を行う必要がある。出力が変動する再エ ネを大量に導入する場合、ある地域で再エネの出力が需要を上回るとしても、受け入れ余地の ある他の地域に送電することにより出力抑制を回避できる。
この場合、地域間を結ぶ連係線が十分に利用できることが必要であるが、現行のルールでは 、
現在稼働していない原発を含めた既存電源による利用計画が連係線の容量を占め、再エ ネ等 の新規事業者が連係線を十分に利用できない状況が生じており、電力広域的運営推進機関には、
これを是正することが求められている。また、これまで原子力や火力のような大規模集 中型 電
源から再エネのような小規模分散型電源に移行することに対応して、送電網を増強し、広域 連
携系統を整備するなどの対応が必要である。

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（２）電力システム改革の第三段階として、２０２０年４月、送配電部門の法的分離が行われ る 予定であるが、発電会社から分離された送配電会社は、厳格に中立の立場を守り、再エネ業者 を含めて誰もが自由・公平・平等に送電網を利用できるように業務を進める必要がある。

第５結び
電力システム改革は、戦後の１０電力体制が大きく変更される可能性をもつものであ り 、しかも再エネの導入拡大のためには欠くことのできない制度改革である。しかしながら、福島 第一原発事故を経験したにもかかわらず、わが国のエネルギー政策は、依然として原発 の 維持 ・推進を目指すものであり、原発を維持・推進するための諸施策が、電力システム改革をゆがめ 、
再エネ特措法を無力化しつつある。
当連合会は、引き続き電力システム改革の行方を注視し、持続可能なエネルギー政策 へ の転換を実現するために、必要な提言と行動を続けるものである。
以上

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