添付収録参考資料
インターネットより収録
脱石炭火力・エネルギー転換 2050年CO2排出ゼロに向けての現況https://www.renewable-ei.org/pdfdownload/activities/REI_2035_Study_JP.pdf

2035年エネルギーミックスへの提言（第1版）
自然エネルギーによる電力脱炭素化を目指して2023年4月

謝辞
本レポートの作成に当たり、内外の専⾨家、関係企業の皆様にご協⼒いただきました。また、ブルームバーグ NEF に、貴重なデータ・情報の使⽤を許可していただきました。こ
こに感謝の意を表します。
作成担当者
⾃然エネルギー財団の 2035 エネルギーミックス研究チームが執筆しました。
免責事項
本レポートに記載した情報の正確性については万全を期しておりますが、⾃然エネルギー財団は本レポートの情報の利⽤によって利⽤者等に何らかの損害が発⽣したとしても、かかる損害については⼀切の責任を負うものではありません。
公益財団法⼈ ⾃然エネルギー財団とは⾃然エネルギー財団は、東⽇本⼤震災および福島第⼀原⼦⼒発電所の事故を受けて、孫正義（ソフトバンクグループ代表）を設⽴者・会⻑として 2011 年 8 ⽉に設⽴されました。安⼼・安全で豊かな社会の実現には⾃然エネルギーの普及が不可⽋であるという信念
から、⾃然エネルギーを基盤とした社会を構築することを⽬的として活動しています。

【⽬次】
主な内容 .................................................................................................... 1
第１章 ⼆つの危機の克服をめざすエネルギー転換の加速 ....................... 7
第２章 太陽光発電の導⼊可能性 ............................................................. 15
第３章 ⾵⼒発電の導⼊可能性 ................................................................ 28
第４章 ⾮変動型⾃然エネルギーの導⼊可能性 .......................................43
第１節 バイオエネルギー発電の導⼊可能性 ................................................................................43
第２節 ⽔⼒発電の導⼊可能性 ......................................................................................................47
第３節 地熱発電の導⼊可能性 ......................................................................................................50

第５章 2035 年における電⼒部⾨の電源構成 .........................................55
第１節 2035 年の電⼒需要の⾒通し .............................................................................................55
第２節 各電源の供給可能量の⾒通し ...........................................................................................61
第３節 脱炭素化電⼒ミックスの姿 ...............................................................................................67

第６章 脱炭素化電⼒ミックス実現への提案 ...........................................69
終わりに ..................................................................................................87（補論）脱炭素電源のコスト⽐較 ........................................................... 88

主な内容
第１章 ⼆つの危機の克服をめざすエネルギー転換の加速
2022 年の G7 サミットの⾸脳コミュニケでは、「2035 年までに電⼒部⾨の全て、または⼤部分を脱炭素化する」という⽬標が合意された。各国の政策、開発動向をみると、フランス以外の 5 か国においては 2035 年に⾃然エネルギーによって電⼒の 70％、80％程度を供給すること⽬標として定めているか、あるいはそうした⽅向へ施策が進められている。
⽇本政府が 2023 年 2 ⽉に決定した GX 基本⽅針は、エネルギー危機前の 2021 年に策定したもので、2030 年度 36〜38％という⾃然エネルギー⽬標の引き上げをせず、2035 年
への電源脱炭素化への⾔及は全くない。GX 基本⽅針で岸⽥政権が⼒点を置いている原⼦⼒発電と「ゼロエミッション⽕⼒」は、2030 年代に⼤きな供給量を⾒込めず、また持続可能な電源ではない。コスト的にも合理的な選択ではない。
GX 基本⽅針の内容を検討すれば、2035 年の電源脱炭素化を実現するためには、⽇本でもコスト低下の進む⾃然エネルギー電源の導⼊をいっそう加速する以外にない。⾃然エネ
ルギーの拡⼤に失敗すれば、IPCC が提起した 2035 年までの排出削減を実現できない。また化⽯燃料に依存し電⼒の排出係数の⾼い⽇本は、
企業⽴地に適さない国になってしまう。
国の政策の⽴ち遅れと歪みは深刻だが、⼀⽅で⽇本には本来、豊富な⾃然エネルギーポテ
ンシャルがあり、企業、⾃治体、地域ではこの可能性を活かす様々な先進的な取り組みが進んでいる。⾮国家アクターの動きの加速により国のエネルギー政策を転換させれば、⽇本でも 2035 年に⾃然エネルギーによって電⼒部⾨の⼤半の脱炭素化を実現することは⼗分に可能である。
第２章 太陽光発電の導⼊可能性
2012 年の FIT 制度導⼊以降、太陽光発電の導⼊量は増加し、2021 年度末には 79.2GWとなっている。国際⽔準と⽐べ割⾼だった⽇本での発電コストも低下してきており、2030
年には 5 円/kWh 程度になると推計される。これまでは地上に設置される⼤型の太陽光発電が導⼊をけん引してきた。しかし、2035 年にむけて最⼤の推進⼒になるのは、建物屋上に設置される太陽光発電である。系統電⼒よりも太陽光発電による電⼒が安価になったこと、また軽量、省スペースの太陽光パネルの開発などにより、新築だけでなく既築建築物への導⼊が進んでいる。適切な規制と誘導策を導⼊し、こうした傾向を加速することにより、2021 年度末の 31.6GW から 2035 年度末には 159ＧＷへと 5 倍にすることが可能である。地上設置型では、農業経営と共存するソーラーシェアリング、耕作放棄地の活⽤が進んでおり、駐⾞場、道路・空港・鉄道などインフラ系の⼟地、⽔⾯へ設置も開始されている。これらを合わせ、2021 年度末の 47.6GW から 2035 年度末には 121.2ＧＷへと 2.5 倍にすることが可能である。屋上と地上への設置を合計し、2035 年度末には 280.2GW の太陽光発電を導⼊し、343.7TWh の発電量を⾒込むことができる。
第 3 章 ⾵⼒発電の導⼊可能性
⽇本おける⾵⼒発電の導⼊は⼤きく⽴ち遅れており、2021 年度末現在で 4.6GW にとどまっている。洋上⾵⼒は 135MW にすぎない。この遅れは、電⼒系統への接続制限、環境
1

アセスメント⼿続きの⻑期化などによるものである。⼀⽅、⽇本は⾵⼒発電の⼤きなポテ
ンシャルを有しており、環境省の調査によれば陸上で 264GW、洋上で 392GW、合計 656GWにのぼる。陸上⾵⼒発電では、現在、実施されている環境アセスメント⼿続き中プロジェ
クトの設備容量の合計は 29.7GW である。環境保全への配慮などによる規模縮⼩、中⽌の程度をアセスメント⼿続きの段階別に想定し、更に電⼒系統への接続契約申し込みの状況を検討した結果、各種規制の緩和、
環境アセスメントの迅速化により、2035 年時点で 34.4GWの導⼊が可能となると推計した。
洋上⾵⼒では、環境アセスメント⼿続き中プロジェクトの設備容量合計は、同⼀海域での重複を除外すると、最⼤ 18.6ＧＷとなる。再エネ海域利⽤法における⼿続きの状況を踏まえると、2035 年時点では 14.3GW が稼働すると推計される。これに加え、浮体式も含めた新たなプロジェクトの案件形成と促進地域指定を加速することにより、合計 25.4GWまで導⼊を拡⼤できる可能性がある。以上により、陸上、洋上を合計した⾵⼒発電設備容量は 59.8GW に達し、発電量は 174TWh と推計される。
第 4 章 ⾮変動型⾃然エネルギーの導⼊可能性
FIT 制度によりバイオエネルギー発電の導⼊が進み、2021 年度末時点で 5.6GW が稼働している。FIT 制度以外では、既存の産業⽤の⾃家発電に⽤いられた⽯炭⽕⼒を、排出削減対策として 100％バイオマス発電に転換していくことが想定できる。こうした状況を踏
まえ、
2035 年度にはバイオエネルギー発電の設備容量は 9.2GW となり、発電量は 85.7TWhになると推計した。
2021 年度末の⽔⼒発電（揚⽔発電を除く）の総設備容量は 22.5GW であり、このうち30MW 未満の中⼩⽔⼒が 9.8GW となっている。発電量は 77.8TWh である。⼤規模⽔⼒については、発電設備のリプレースなどにより発電量の⼀定の増加が⾒込める。中⼩⽔⼒
はこれまでの導⼊傾向を踏まえ、今後２ＧＷ増加すると推計した。以上により、⽔⼒発電の発電量は、2035 年時点での 99.6TWh と予測した。
⽇本の有する地熱発電のポテンシャルは、世界第３位の約 23GW と推計されている。しかし、2021 年度時点で稼働中の設備容量は 0.54GW にすぎず、地熱資源の活⽤は約 2.3%にとどまっている。地熱開発のリードタイムは現状では 7 年以上を要する。地熱発電の有する⼤きなポテンシャルを活かすために、開発ルールの明確化などの制度改⾰により導⼊を加速し、2035 年度までに設備容量を 1GW 増加させ、年間発電量は 11.5TWh とすることを想定した。
第５章 2035 年における電⼒部⾨の電源構成
電⼒需要の⾒通し
IPCC の提起した 2035 年までの排出削減を実現するためには、供給側での脱炭素化とともに、需要側でエネルギー効率化と電化を徹底して進めていくことが必要である。特に今後はサーキュラーエコノミーへの転換を進めエネルギー消費量を削減することが重要である。電化は電⼒需要を増加させるが、ヒートポンプ機器に代表されるようにエネルギー
効率を⾼めるので、電⼒需要の増加を限定的とすることができる。

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こうした考え⽅の下に産業、業務、家庭、運輸部⾨について、2035 年度の最終エネル
ギー消費と電⼒需要を試算した。特に産業部⾨では排出量の半分近くを占める鉄鋼業において、2035 年までに設備寿命を迎える⾼炉の 15％が電炉に転換すると⾒込んだ。運輸部
⾨では、ハイブリッド乗⽤⾞を活⽤する⽅針からＥＶの推進への政策転換を想定した。業務・家庭部⾨では、設備更新による効率化、空調・給湯でのヒートポンプの活⽤、建物の断熱・遮熱性能の向上を⾒込んだ。こうした対策の推進により、2035 年度において最終エ
ネルギー消費は 2019 年度⽐で 24％減少し、電⼒需要は電化の推進を進めても 850TWh となり、2019 年度より 8％削減されると推計された。
各電源の供給可能量の⾒通し⾃然エネルギー発電第２章から第４章で推計した各⾃然エネルギーの導⼊可能量を合計すると、2035 年度の⾃然エネルギー発電の発電量は 714.5TWh まで拡⼤することが可能と想定される。
これは、現在の 3 倍を超える電⼒量であり、2030 年度の政府⽬標 353TWh の 2 倍以上の⽔準である。太陽光発電導⼊量は 2035 年度までに現在の 3.5 倍に増加させることが必要だが、欧州の"REPowerEUPlan"では、2030 年までに 4 倍にすることを⽬標に掲げている。⾵⼒発
電は 2035 年までに 13 倍化することになり、太陽光発電よりも急速な拡⼤が必要である。
しかしこれは、現時点の設備容量が 4.6GW にとどまり、洋上⾵⼒にいたっては 135MWしかないという⽴ち遅れの結果である。先⾏する国々での経験を踏まえ、第６章で提起する施策、規制改⾰に取組むことにより、
この⾼い⽬標を実現することは⼗分に可能である。
また、コスト低下、技術開発、規制改⾰の進展により今回の想定を超えた導⼊を実現できる可能性もある。
原⼦⼒発電
GX 基本⽅針のロードマップでは、2035 年時点での新設原⼦炉の稼働は想定されていな
い。2023 年 3 ⽉時点で、⽇本に 33 基（33GW）ある原⼦炉のうち、稼働しているのは 10
基（10GW）にとどまっており、この中で 2035 時点での稼働が予定されているのは２基のみである。これに新規制基準に合格し稼働予定⽇が決まっている２基を加えても、供給可能な電⼒は 2035 年度の需要⾒通しの２％にすぎない。仮に、（１）審査中の原⼦炉が全て審査に合格して再稼働する、（２）
60 年運転を申請している原⼦炉が延⻑を認められる、（３）建設中の 2 基の原⼦炉が稼働することを想定すれば、2035 年度に最⼤ 16 基が稼働
し 11％程度を供給することになるが、その実現は極めて困難である。この試算では設備利⽤率 70％を想定しているが、既存原発は⽼朽化の影響からは免れず、トラブルの頻発により稼働率の低下が予測される。更に既設 14 基の半数 7 基は 2038 年までに運転を終了する。
化⽯燃料発電2021 年度末で⽯炭⽕⼒が 50.4GW、天然ガス⽕⼒が 79.1GW、⽯油⽕⼒が 22.7GW の化⽯燃料発電設備がある。発電量の割合では⽯炭⽕⼒が 31％、天然ガス⽕⼒が 34.4％、⽯油・廃棄物⽕⼒が 7.4％を占めており、2021 年度の総発電量の 72.8％が化⽯燃料によるものであった。政府は 2030 年代以降も、アンモニア混焼、CCS の活⽤などにより⽯炭⽕3⼒発電を継続利⽤する⽅針だが、こうした⽅法での⽕⼒発電からの排出削減は、実効性からもコスト⾯からも妥当な選択ではない。また政府の CCS 戦略は国内で排出された⼆酸化炭素を、東南アジアなどに輸出し貯留することを⽬指している。⽯炭⽕⼒発電は 2030 年までに全ての稼働を停⽌する必要がある。
天然ガス⽕⼒発電は 2035 年以降、できるだけ早い時点で⾃然エネルギー100％を実現しフェーズアウトする必要があるが、それまでの間は⾃然エネルギーが供給できない部分を供給することになる。79GW の既設設備を運転開始から 40 年で停⽌し、新設計画がある
もののまだ着⼯していない 2.3GW の建設を中⽌しても、2035 年時点では約 58GW の天然ガス⽕⼒が存在する。これらの発電設備が 70％稼働すると想定すれば、356TWh の供給が可能である。これは先に想定した電⼒需要の 42％に相当する。
脱炭素化電⼒ミックスの姿
2035 年に想定される電⼒需要 850TWh に送電ロス分を加えた供給必要量 890TWh の80.3％にあたる 714.5TWh を太陽光発電、⾵⼒発電を中⼼とする⾃然エネルギー電源が供給する。残余の 175.5TWh は天然ガス⽕⼒が供給することになる。⽯炭⽕⼒発電は利⽤を想定しない。原⼦⼒発電は 2035 年時点で計算上、最⼤では 11％程度の電⼒を供給できる可能性はあるが、持続可能な電源とは評価できないことから、利⽤を想定していない。
この脱炭素化電⼒ミックスの実現により、発電部⾨からの⼆酸化炭素排出を 2020 年⽐で 73.2％削減することが可能となる。更に現在と⽐べ、⽕⼒発電に⽤いる化⽯燃料の必要量を⼤幅に減らし、2021 年度の発電⽤の燃料費 5 兆 3,680 億円を 1 兆 1,590 億円へと 4
兆 2,090 億円削減することができる。電⼒の 8 割を国内の⾃然エネルギー資源でまかなう
ので、エネルギー⾃給率の向上、エネルギー安全保障の強化に寄与することになる。
第６章 脱炭素化電⼒ミックス実現への提案(1) エネルギー基本計画を早急に改正し、2035 年⾃然エネルギー電⼒⽬標を 80％以上に2035 年時点での電源脱炭素化を実現する第 1 歩として、現在のエネルギー基本計画を早急に改正し、2035 年⾃然エネルギーを少なくとも 80％とすることを国のエネルギー政策の根幹に位置付ける必要がある。これにあわせ、太陽光発電、⾵⼒発電などの毎年の導⼊ロードマップを⽰すことにより、投資の予⾒性を⾼めることができる。また、これによって⾃然エネルギー発電設備を供給する国内のサプライチェーンの形成を促進していく。
政府は、2014 年、東⽇本⼤震災と福島第⼀原⼦⼒発電所事故後に初めて改定したエネル
ギー基本計画で、2030 年⾃然エネルギー⽬標を 22−24％という低い⽔準に設定し、2018年の改定でも据え置いてしまった。低い導⼊⽬標の下で、洋上⾵⼒発電の導⼊の取組は⽴
ち遅れ、建築物への太陽光発電導⼊を促進する施策にも取り組まれなかった。2035 年を前に、こうした誤りを繰り返してはならない。
(2) ⾵⼒発電・太陽光発電導⼊を⼤幅に加速する規制改⾰の実施
⽇本の⾵⼒発電開発は欧⽶、中国と⽐べ桁違いに低いレベルにとどまっており、導⼊の加速は 2035 年の電源脱炭素化を実現するために最も重要な課題である。⾵⼒発電の導⼊4加速化に必要なのは許認可⼿続きの迅速化、開発影響評価⼿続きの迅速化、地域との共⽣に向けたプロセスの改善である。特に許認可⼿続きの迅速化では、複数の⾏政庁にまたがる⼿続きの⼀元化、発電設備の安全基準に関する審査の短縮化などを進める必要がある。
太陽光発電の導⼊加速にむけて、東京都と川崎市が先⾏的に導⼊した住宅を含む新築建築物への設置義務化を全国に拡⼤すべきである。また既築建築物については、公共建物への 100％設置を 2035 年までに進めるとともに、軽量型の太陽光発電の普及に取り組むことが必要である。
(3) 所有権分離を中⼼とする電⼒システムの再改⾰2022 年来、⼤⼿電⼒会社によるカルテル、新電⼒の顧客情報の漏洩・不正閲覧、経産省の再エネ管理システムの不正閲覧など、独占禁⽌法や電気事業法に違反する⾏為が発覚した。⼤⼿電⼒は、旧独占企業として現在でも圧倒的な市場⽀配⼒を有し、送配電網を独占的に保有する。送配電事業が中⽴でなければ、新規参⼊者が多い⾃然エネルギー発電事業者にとって、系統接続は困難を来たす。2020 年に実施された送配電事業の法的分離が不⼗分であることが明らかになった以上は、所有権分離が必要である。資本⾯でも独⽴した送配電事業者の下で、⾃然エネルギーの優先接続・優先給電、広域的で合理的な需給調整、送電網の増強などを加速しなければならない。
(4) ⾃然エネルギーによる脱炭素化のための送電網増強の着⼿今回⽰した脱炭素化電⼒ミックスでは、2035 年の発電量 890TWh の 58％を太陽光発電と⾵⼒発電という変動型電源が供給することになる。⾃然エネルギー財団は 2035 年エネ
ルギーミックスの検討と並⾏して、⾃然エネルギーによる脱炭素化のための送電網のあり⽅についての研究を⾏い、報告書を公表した。この調査での結果を踏まえて、脱炭素化電⼒ミックスの実現に必要な送電網整備を検討した結果、北海道と本州間に 4GW の送電網増強が必要と考えられる。現在、国では北海道〜東京 TSO（⼀般送配電事業者）間に２
GW の系統増強が進められている。送電網の整備には⻑期間を要するため、2035 年、更には 2050 年にむけて⽇本の脱炭素化を実現するエネルギーミックスのあり⽅についての合意を形成し、計画な送電網整備に着⼿することが必要である。
(5) 世界の脱炭素投資を⽇本に呼びこむカーボンプライシングの早期導⼊GX 基本⽅針が打ち出したカーボンプライシング構想は、参加したくない企業は参加しなくていという⾃主的制度である。義務的な制度に移⾏し排出枠の有償オークションを開始するのは 10 年後の 2033 年度からであり、それも対象を発電事業者だけに限定している。炭素価格の⽔準は IEA が先進国に求められる 2030 年 130 ドルの 10 分の１程度の低⽔準になる。また、カーボンプライシングによる収⼊を償還財源として発⾏される GX 移
⾏債は、グレー⽔素、グレーアンモニアの開発・利⽤も対象に含まれることになる。世界の脱炭素投資を⽇本によびこみエネルギー転換を実現するためには、世界標準のカーボン
プライシングを早急に導⼊し、排出削減に実効性のある炭素価格を実現しなければならない。

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(6) コーポレート PPA の加速
RE100 の加盟企業の国別の⾃然エネルギー電⼒利⽤率を⽐較すると、⽶国が 68％、英国が 99％、ドイツが 85％であるのに対し、⽇本では 15％に過ぎない。その要因の第１は、
⽇本では国全体の電⼒に占める⾃然エネルギーの⽐率が低いことであるが、第２はコーポ
レート PPA の活⽤の遅れである。⽇本でもコーポレート PPA は増加しているが発電量の規模は⼩さく、合計しても全世界の契約量の 1％にも満たない。今後さらに契約量を⾶躍的に増やすためには、税控除など経済的インセンティブを与え、企業の取組を加速させることが必要である。
(7) ⾃然エネルギー開発における⾃治体の責務と実⾏⼒の強化
⾃治体の最も根源的な責務は、住⺠の安全、⽣命、財産を守ることにある。気候危機がこれを脅かしている今、温室効果ガスを削減することは国の責務であるとともに⾃治体の責務であり、
エネルギー効率化とともに、そのための最も重要な⼿段である⾃然エネルギーの拡⼤は、⾃治体が担うべき責務ともなっているのではないか。東京都と川崎市が相次いで制定した住宅メーカーに対する新築住宅への太陽光発電設置義務条例は、気候危機・エ
ネルギー危機に対し、
地⽅⾃治体が果たすべき役割を率先して認識したものである。
また、⾃治体が⾃然エネルギー拡⼤にむけて⼤きな役割を果たせるようにするためには、責務の強化にあわせ、財政基盤の強化、⼈材の確保を含め実⾏⼒を強化することが不可⽋である。
終わりに2035 年に⾃然エネルギーで⽇本の電⼒の少なくとも 80％以上を供給することは、IPCCが第 6 次統合報告書で提起した 2019 年⽐で 2035 年までに CO2 を 65％削減するという⽬標に照らせば、⽇本が最⼩限、⽬指さなければならない⽔準である。いま必要なのは、⽇本はいつまでも化⽯燃料と原⼦⼒発電に依存し続けなければならない、という固定観念か
ら完全に脱却することである。電⼒、そしてエネルギーの殆どを国産の⾃然エネルギーで担う、脱炭素で持続可能な新しい世界に適合したエネルギーシステムへの転換に踏み出すことである。

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第１章

⼆つの危機の克服をめざすエネルギー転換の加速

深刻さを増す気候危機を⽬の当たりにし、パリ協定の成⽴、IPCC の 1.5℃特別報告書の公表以降、国際社会は経済社会の脱炭素化に向けた取り組みを加速させてきた。こうした中で、2022 年 2 ⽉、ロシアによるウクライナ侵略が開始され、国際的にエネルギー危機と呼ばれる状況が起きている。
気候危機とエネルギー危機が同時に進⾏する状況に対し、2022 年 5 ⽉、
EU は REPowerEU
Plan を策定し、⽶国は８⽉に「インフレ抑制法（IRA）」を成⽴させた。この⼆つの政策
は、ともに⾃らの域内での⾃然エネルギー開発を加速し、これによって気候危機とエネル
ギー危機の克服をめざすという点で共通している。エネルギー危機が⾃然エネルギー開発を加速しているのは、欧州と⽶国だけに限ったことではない。2022 年末に公表された国際エネルギー機関（IEA）の報告書1は、「ロシアのウクライナ侵略によって引き起こされた、最初の本格的な国際的エネルギー危機は、⾃然エネルギーへの前例のないモメンタムの⼝⽕を切った」と評し、中国、インドも含め世界全体での今後 5 年間の⾃然エネルギー導⼊量が 1 年前の⾒通しを 30％以上、上回ったと予測している。
このように世界が⾃然エネルギー開発を加速している中で、岸⽥政権が 2023 年 2 ⽉に閣議決定した「GX 実現に向けた基本⽅針（以下、GX 基本⽅針）」は、「再⽣可能エネル
ギーの主⼒電源化」
を掲げながら、
エネルギー危機前に策定したエネルギー基本計画の 2030
年⽬標の堅持にとどまっている。
エネルギー危機と気候危機という⼆つの危機の克服に⽇本が貢献し、また、この国⾃体の未来を切り開くためには、GX 基本⽅針の歪みを正し、限界を乗り越える政策転換が必要である。同時に⽇本の企業、⾃治体には、政府の政策転換を待つのではなく、⾃らの⾏
動でエネルギー転換を現場から実現していくことが求められている。

1. ⾃然エネルギーによる電源脱炭素化を加速する世界
REPowerEUPlan
欧州各国の中では、ロシアからの原油輸⼊・ガス輸⼊の急速な削減をめざすために、当⾯のエネルギー不⾜を乗り切る⽅策として、⼀時的に⽯炭⽕⼒の復活を許容する動きはある。しかし、2020 年代後半、2030 年をめざす基本戦略は、地域的に偏在し、供給の不安
定さ、価格の乱⾼下から免れない化⽯燃料への依存から脱却するため、エネルギー効率化と、より安定的に、より安価に供給できる⾃然エネルギーへの転換を加速するというものである。
REPowerEUPlan は、「欧州のエネルギーシステムを変える⼆つの緊急性」として、「(1)
ロシアの化⽯燃料への依存を終了させる、(2)気候危機に挑む」を掲げ、そのために⾃然エ
ネルギーの導⼊加速をめざすとして、2030 年⽬標を 40％から 45％へ引き上げた。ここで注意すべきは、この⽬標が電⼒だけでなく、⾃動⾞や⼯場の燃料、熱需要も含め全てのエ
ネルギー利⽤における⾃然エネルギーの⽬標だという点である。EU では、電⼒だけの⽬

1

IEA ”Renewables 2022”（2022 年 12 ⽉）

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標は決めていないが、45％⽬標が実現されると、電⼒では 69％が⾃然エネルギーになると⽰されている2。⾃然エネルギ−の中では、太陽光発電の導⼊量を 2025 年までに 2020 年の倍以上の 320GW へと拡⼤し、2030 年までには 600GW3 にすることが提起された。そのための具体的な政策の⼀つとしては、住宅含め、新築建築物への太陽光発電義務化が提案された。2030 年までに導⼊総量の半分以上が屋上設置になるとしている。
「インフレ抑制法（IRA）」の衝撃
2022 年 8 ⽉に成⽴した⽶国のインフレ抑制法（IRA）が⽶国と世界のエネルギー供給体制に与える⼤きさは、"REPowerEUPlan"をしのぐと⾔えそうだ。
「インフレ抑制」という呼称とは異なり、この法律は 2030 年代までにわたり、⻑期間、⽶国のエネルギー供給、産業構造を脱炭素型に変え、⽶国国内での雇⽤と⽣産基盤を強化することを⽬指すものだ。
バイデン⼤統領は上院での可決に際して発表した声明で、「IRA は気候危機に⽴ち向かうとともに、太陽光パネル、⾵⼒タービン、電気⾃動⾞を⽶国内で⽶国の労働者が⽣産する雇⽤を⽣み出し、
⽶国のエネルギー安全保障を強化する」とその狙いを明らかにしている。
IRA は今後 10 年間に 3690 億ドルの財政⽀援を税控除などの形で⾏うものであり、脱炭
素電源には 1603 億ドルが投⼊される。⾃然エネルギー電源には４割にあたる 650 億ドルが配分される。太陽光発電、⾵⼒発電、原⼦⼒発電（SMR：Small Modular Reactor）などの新規電源開発に与える IRA 税控除の影響を分析したボストンコンサルティンググループのレポート4によれば、kWh あたりの発電コスト（LCOE）は陸上⾵⼒が 1.5 セント、太陽光発電が 2.4 セント、洋上⾵⼒発電が 5.0 セントとなる。これに対し SMR が 7.9 セントとされている。また S&P グローバルのレポート5では、IRA の税控除を受け、太陽光発電と陸上⾵⼒の発電コストは既存の⽯炭⽕⼒、ガス⽕⼒を下回り（あるいは現状でも既に下回っているものが、更に安価になり）、洋上⾵⼒発電も⽯炭・ガス発電と同等になることが⽰されている。
IRA では他に 2025 年以降に適⽤される「技術中⽴型」と分類される財政⽀援 620 億ドルが配分されている。原⼦⼒発電や CCS 付き⽕⼒発電も財政⽀援の対象となってはいるが、これらのレポートの分析が⽰すように、⾃然エネルギー電源の価格競争⼒は他の脱炭素電源をしのいでおり、実際の電⼒市場では太陽光発電、⾵⼒発電が優先的に選択されていくと⾒られている。この場合、上述の 650 億ドルとあわせ全体の 8 割程度が⾃然エネル
ギー電源の開発促進に⽤いられることになる。
G7 の合意2022 年の G7 サミットの⾸脳コミュニケでは、「2035 年までに電⼒部⾨の全て、または⼤部分を脱炭素化する(we commit to achieving a fully or predominantly decarbonised
power sector by 2035.)」という⽬標が合意された。脱炭素社会の実現にむけては、まず電2 EUROPEAN COMMISSION “COMMISSION STAFF WORKING DOCUMENT
IMPLEMENTING THE REPOWER EU ACTION PLAN: INVESTMENT NEEDS,HYDROGEN ACCELERATOR AND ACHIEVING THE BIO-METHANE TARGETS”（2022 年５⽉）
3 いずれも AC 定格。AC 定格と DC 定格については、P16 を参照のこと。
4
B oston Consulting Group “US Inflation Reduction Act: Climate & Energy Features and Potential Implications”（2022 年８⽉）
5
S&P Global “Global Power and Renewables Insight”（2022 年 8 ⽉ 16 ⽇）

8

⼒の脱炭素化を先⾏して進めることが必要だという事が世界の共通理解となっているからだ。
実際、他の G7 加盟国の⾃然エネルギーに関する⽬標や実際の開発動向を⾒れば、ドイツが 2030 年に少なくとも 80％、イタリアが 2030 年 70-72％という導⼊⽬標を掲げ、カナダは現時点で既に 76%を供給している。英国は 2035 年脱炭素化をどのような電源で⾏うか明確にしていないが、洋上⾵⼒発電開発が⼤規模に進む⼀⽅で、現在 11 基稼働している原⼦炉のうち 10 基は 2028 年までに廃⽌の予定である。
２基の原⼦炉建設を進める新設プロジェクトは、既に予定より遅れている。政府の諮問機関である気候変動委員会の報告書では、2035 年に⾵⼒発電と太陽光発電が 70％を供給すると⾒込んでいる6。
⽶国でもバイデン政権が掲げる 2035 年までの全電源脱炭素化をどのような電源構成で達成するか決定された⽬標はないが、エネルギー省が 2021 年に公表した研究では、これまでの実績をもとに、2035 年の電⼒のうち 80％以上が⾃然エネルギーになる⼆つのシナリオを公表している7。
図 １-1：⽶国の⾃然エネルギー発電量の予測（2035 年）

出典）⽶国エネルギー省 ”Solar Futures Study” (2021 年 9 ⽉)

結局、
フランス以外の 5 か国においては 2035 年に⾃然エネルギーによって電⼒の 70％、80％程度を供給すること⽬標として定めているか、あるいはそうした⽅向へ施策が進められていることになる。フランスは 2022 年時点で原⼦⼒発電(62%)と⾃然エネルギー発電

6
7

the Climate Change Committee “Delivering a reliable decarbonised power system”（2023 年 3 ⽉）
United States Department of Energy “Solar Futures Study” (2021 年 9 ⽉)

9

(26%)を合わせ、脱炭素電源が 88％を占めている8。2022 年の G7 サミットの合意は、こうした各国の⽬標・実績を踏まえてなされたものであることがわかる。⽇本政府は、「⼤部9分を脱炭素化」という表現を 51％以上と解釈している が、他国の状況をみれば、全く苦しい説明である。
中国
欧⽶と同等、あるいはそれ以上に、⾃然エネルギー開発を加速させているのは中国である。2022 年６⽉に公表された「再⽣可能エネルギー⼗四次五か年計画」では、電⼒消費に占める割合を 2020 年の 28.8％から 2025 年には 33％へと⾼めることを⽬標として掲げている。⾃然エネルギー電源の 2030 年⽬標は別の⽂書10で⽰されており、太陽光発電と⾵⼒発電の合計で 1200GW とされている。2022 年時点では、太陽光発電が 390GW、⾵⼒発
電が 365GW であり、合計 755GW であるから、今後 8 年間で 1.6 倍程度に増加させることになる。
五か年計画⽬標は意欲的なものだが、前述の IEA の報告書は中国における⾃然エネル
ギー導⼊の速度は更に早いと予測している。太陽光と⾵⼒の 2030 年⽬標 1200GW は 5 年
前倒しで達成されると⾒込み、発電量に占める⾃然エネルギーの割合は図１-2 に⽰すように 2027 年時点で 40％を超えると⾒込んでいる。実際にも、⾃然エネルギー電⼒の発電割
合は 2022 年で既に 31.6％に達している11。
図１-2：中国の⾃然エネルギー発電量割合（2015―2027 年）

出典 IEA”Renewables 2022” Figure1.11

フランスの 2030 年⾃然エネルギー⽬標は 40％であり、2050 年カーボンニュートラル達成に向け、原⼦⼒とともに⾃然エネルギーを推進する。⾃然エネルギーの導⼊を加速させる法案を 2023 年 3 ⽉に採択した。ロマン・ジスラー「⽇本政府が伝えない、欧州の原⼦⼒発電の現実」（2023 年４⽉４⽇）
9「何割がプリドミナントリーかというのは、必ずしも決まった定義はないのでしょうが、少なくとも半分以上というところでもって、よしと。
」（2022 年５⽉ 31 ⽇⼭⼝環境⼤⾂記者会⾒）10「2030 年前碳达峰⾏动⽅案的通知」
http://www.gov.cn/zhengce/content/2021-10/26/content_5644984.htm
http://www.news.cn/english/2021-10/27/c_1310270985.htm（英語版）
11
中国国家能源局発表。http://www.gov.cn/xinwen/2023-02/14/content_5741481.htm
810

2. ⽇本の GX 戦略の危うさ
欧州、⽶国、中国が 2022 年に⼆つの危機の進⾏を背景にそれぞれのエネルギー戦略を策定したことに対し、⽇本政府は 2023 年 2 ⽉ GX 基本⽅針を閣議決定した。GX 基本⽅
針は 2021 年策定のエネルギー基本計画が掲げた「再⽣可能エネルギーの主⼒電源化」を継承し、いくつかの前向きな記述はあるものの、導⼊⽬標に関しては 2030 年度 36〜38％という⽬標から⼀歩も出ていない。G７が 2022 年に合意した 2035 年への電源脱炭素化への⾔及は全くない。
GX 基本⽅針、およびこれを受けた⼀連の法整備の中で、岸⽥政権が最も⼒点を置いているように⾒えるのは、原⼦⼒発電の活⽤である。GX 基本⽅針では、原⼦⼒発電を「脱炭素効果の⾼い電源」として「最⼤限活⽤する」⽅針を明記し、原⼦⼒基本法の改正案の中では新たに「脱炭素社会の実現」を原⼦⼒開発の⽬的に追加した。東京電⼒福島第⼀原
⼦⼒発電所事故以降、封印してきた原⼦炉新設の⽅針を突如打ち出し、既存原発について
は「原則 40 年、延⻑ 20 年」というこれまでのルールを国⺠的議論や国会の審議もないま
ま唐突に改め、「⼀定の停⽌期間に限り、追加的な延⻑を認める」という⽅針を打ち出した。
新増設については「次世代⾰新炉」の開発を喧伝するが、あげられている５つの技術の中で唯⼀、商⽤炉の実現をめざすとする「⾰新軽⽔炉」についても、GX 基本⽅針のロードマップでは製作・建設に着⼿するのは 2030 年代に⼊って何年後かになることが⽰されている。
「廃炉を決定した原発敷地内での建て替え」という⽅針も考慮すれば、2030 年代
はおろか 2040 年代の実現も⾒通せない。
既存原発の再稼働は岸⽥政権の⽬論⾒どおりに進んだとしても、2030 年度に電⼒の 20〜22％を供給するという⽬標には到達しようがない。
安全審査への電⼒会社の対応の遅れ、繰り返えされる電⼒会社の不祥事、地元⾃治体の同意の困難、訴訟リスクなどを勘案すれば、2030 年度でも 2035 年度時点でも原⼦⼒発電による電⼒供給量はたかだか 10％程度にとどまるだろう。岸⽥政権がめざす運転期間の延⻑については、ルールを変えても実現の⾒通しが⽴ったとは⾔えない。世界ではこれまで 60 年を超えて運転されている原⼦炉はなく、閉鎖された原⼦炉の平均運転期間は 28 年である。
結局、原⼦⼒発電は⽇本の脱炭素化の主要な担い⼿になりうるものではない。
⽯炭⽕⼒を延命する政府の「ゼロエミッション⽕⼒」
岸⽥政権が脱炭素電源のもう⼀つのオプションとして売り込みに躍起となっている「ゼロエミッション⽕⼒」と称する発電である。グリーン⽔素を燃料とする発電が太陽光発電・⾵⼒発電が圧倒的に多くの電⼒を供給する段階で、調整的な電⼒として⼀定の役割を果た
すことはありうる。しかし、政府が重点的に推進しているのは、こうした本来のあり⽅とは全く異なり、⽯炭⽕⼒の中でアンモニアを混焼させる発電である。
⽯炭⽕⼒へのアンモニア混焼発電は、⽣産段階での CO2 排出を抑えたグリーンあるいはブルーアンモニアを使い、2030 年代への本格運⽤が⽬指されている 50％混焼が実現したとしても、その⼆酸化炭素排出量は既存の天然ガス⽕⼒発電を上回る。2035 年までに電⼒部⾨を少なくとも⼤部分は脱炭素化しようとするときに、まさに同じ時期から天然ガス⽕11

⼒を上回る CO2 を排出する⽯炭アンモニア混焼発電を開始しようとする計画は、合理的なものとは⾔えない12。⽇本政府と電⼒会社はこの⽯炭アンモニア混焼発電を東南アジアに展開することを⽬指しているが、すでに現地の環境 NGO などから、⽇本の試みが東南ア
ジアの脱炭素化を妨げるものだという批判が始まっている13。
「ゼロエミッション⽕⼒」のもう⼀つの担い⼿とされる、CCS 付き⽕⼒発電にいたっては、GX ロードマップでも「2030 年までの CCS 事業の開始(CO2 の圧⼊）に向けた事業環境整備」と記載されるだけで、いったいいつから⽕⼒発電での実⽤段階の稼働を⽬標とす
るのか、何の記述もない。そもそも CCS 付き⽕⼒発電は 1970 年代から開発がすすめられたが、現在、世界で稼働しているのはカナダの 11.5 万 kW の⼩型発電所、バウンダリーダ
ム発電所だけしかない。その CO2 回収実績は排出量の６割程度にとどまっており、脱炭素
電源と評価できるものではない14。
⽇本での CCS 活⽤で更に問題なのは、貯留場所が国内では確保されていないという点である。2021 年のエネルギー基本計画策定時に政府の審議会に提出された資料では、⽇本国内で貯留できない CO2 を毎年 2 億 3500 万トンから 2 億 8200 万トンも海外に輸出するというシナリオが⽰されている15。2023 年 3 ⽉に策定された政府の「CCS ⻑期ロードマッ
プ検討会最終とりまとめ」でも、「有望な海外の貯留ポテンシャルの活⽤は有⼒な選択肢の⼀つとなる」「国内外で CCS プロジェクトの⽴ち上がりが不⼗分である現状では貯留先の国内外での⽐率は決められず、あらゆる選択を追求する。
」「⽇本からの CO2 輸出を前提とした具体的な交渉を複数国と開始」と明記されている。CO2 の輸出先として想定されているのは、岸⽥政権が「アジアゼロエミッション共同体」構想で対象としている東南アジ
ア諸国である。これがアジアの脱炭素化をリードしようとする⽇本の政策としてまっとうなものなのだろうか。

3. ⽇本でも 2035 年に⾃然エネルギーによる電⼒部⾨の脱炭素化を
GX 基本⽅針の内容を検討すれば、いっそう明らかになるのは 2030 年までの CO2 ⼤幅削減、G7 が合意した 2035 年の電源脱炭素化を⽇本で実現するためには、既に実⽤段階にあり、⽇本でもコスト低下の進む⾃然エネルギー電源の導⼊をいっそう加速する以外にない、という⾃明の結論である。
2011 年に福島第⼀原⼦⼒発電所事故を経験し、また、⻑年にわたって海外からの化⽯燃料に依存せざるを得なかった⽇本は、まっさきに⾃然エネルギーへのエネルギー転換の流れを活かし、脱炭素・脱化⽯燃料の国際的なリーダーとしての役割を果たすべきであったが、国の政策は古いエネルギー供給体制の維持に固執するものだった。

⽯炭アンモニア混焼発電は発電コストが⾼くなり経済的にも合理的な選択ではない。この点については補論で詳述する。
13
例えば Dwi Sawung and Gerry Arances ” Japanʼs ʻgreen transformationʼ would derail the energy transition inAsia”（2023 年３⽉２⽇)
14
CCS ⽕⼒の問題点については⾃然エネルギー財団「CCS ⽕⼒発電政策の隘路とリスク」（2022 年４⽉ 14⽇）参照
15
地球環境産業技術研究機構「2050 年カーボンニュートラルのシナリオ分析（中間報告）」（2021 年 5 ⽉ 13
⽇）
12

12

国の政策の誤りは、この間に同じ先進⼯業国のドイツが、また同じ島国の英国が過去 20
年間で電⼒供給に占める⾃然エネルギーの割合をわずか数パーセントから 40 数パーセン
トへと 40 ポイントも増加させたのに対し、⽇本では 10％から 20％余へ 10 ポイントしか増やしていないという事実に、最も端的にあらわされている。
図 １-3：⽇本・英国・ドイツにおける⾃然エネルギー電⼒のシェア（2000〜2020 年）

出典：Enerdata ”World Energy & Climate Statistics ‒ Yearbook 2021“より⾃然エネルギー財団作成

現時点で⾃然エネルギー電⼒が 20％余しかなく、
原⼦⼒発電も実際に⼤きな供給⼒を⾒込むことのできない⽇本が、2035 年に全電源脱炭素化という⽬標に近づくのは容易なことではない。しかし、この⽬標を不可能として切り捨てるのは、気候危機への世界の挑戦に背を向けることである。気候変動に関する政府間パネル（IPCC）の第６次統合報告書は、
1.5℃⽬標の実現には 2035 年までに 2019 年⽐で⼆酸化炭素の 65％削減が必要なことを明らかにしている。
同時に、世界が安価な⾃然エネルギー電⼒を中⼼に脱炭素化を進める中で、⽇本が化⽯燃料に依存した⾼排出で⾼コストな電⼒に依存しつつづけ、経済的にも不利な⽴場に⾃ら落ち込むことになってしまう。新たなパンデミックへの懸念、ロシアのウクライナ侵略による国際的な緊張の⾼まりにより、サプライチェーンの再構築を進め製造拠点を国内にもどす動きが強まっている。しかし、こうした動きも⽇本の⾃然エネルギー電⼒開発が遅れれば、必要な排出量削減が不可能となる懸念から頓挫してしまう。
国の政策の⽴ち遅れと歪みは深刻だが、⼀⽅で⽇本には本来、豊富な⾃然エネルギーポ
テンシャルがあり、企業、⾃治体、地域ではこの可能性を活かす様々な先進的な取り組みが進んでいる。こうした⾮国家アクターの動きの加速が国のエネルギー政策を転換させれ
ば、これまでの⽴ち遅れを⼀気に取り戻し、⽇本でも 2035 年に⾃然エネルギーによって電⼒部⾨の⼤半の脱炭素化を実現することは⼗分に可能である。

13

本報告書の位置づけと 2035 年に向けた議論・⾏動の提起
こうした状況と認識を踏まえ、⾃然エネルギー財団では 2035 年に⽇本がめざすべき脱炭素のエネルギーシナリオに関する⼀連の調査研究を進めていくこととした16。
エネルギー
基本計画は通常、３年ごとに改定される。2021 年に制定された第 6 次エネルギー基本計
画は 2024 年に改定時期を迎えることになり、本年後半以降から改定に向けた検討が始まることも想定される。
本報告書はその第 1 弾であり、真っ先に脱炭素が必要な電⼒部⾨を対象とするものである。⾃然エネルギー財団では、2021 年 3 ⽉に「脱炭素の⽇本への⾃然エネルギー100%戦略」を策定し、脱炭素を実現する 2050 年のエネルギーシステムの姿を⽰した。本報告書
では、この戦略を念頭におきつつ、電源別に⾃然エネルギーの 2035 年までの導⼊可能性
を具体的に、いわば積み上げ的に検討した。2050 脱炭素の実現に向け、これまでの延⻑線上の取組では不⼗分な電源もある。最後の第 6 章では、導⼊加速に必要な規制改⾰などの課題を主要な 7 点に絞って提起している。
⾃然エネルギー財団では、本報告書に続き、電⼒以外のエネルギー源を含めた 2035 年のエネルギーミックスのあり⽅を検討していく予定である。その過程において本報告書で⽰した電⼒需要量と電源別供給量の妥当性についても再度、検討を⾏う。また今回の報告書が提案する電源構成により、安定的な電⼒供給が⾏えるかの検討は、並⾏して⾏った⾃然エネルギーによる脱炭素化のための送電網研究の成果17を援⽤し簡易的に⾏った。この点に関しては、全体的な電⼒コストの検討もあわせ、改めて電⼒需給シミュレーションを
⾏い、第 2 弾以降の報告書で順次カバーしていく予定である。
⽇本では 2035 年のエネルギーミックスに関する議論は、いまだ殆ど開始されていない。本報告書の最⼤の⽬的は、1.5℃⽬標を実現するために必要な世界の取組みとその議論に、⽇本がまっとうに参加することができるように、あるべきエネルギー戦略の議論を直ちに開始することを、⽇本の企業、⾃治体、NGO、地域、そして政府に呼びかけることである。⾃然エネルギー財団は、こうした議論が活発に、そして迅速に⾏なわれ、2030 年、2035 年までの⼤幅削減を⽇本で実現する道が明らかになり、次々に実⾏されていくことを期待し、そのための努⼒を重ねていく。
18

⾃然エネルギー財団は、これまでに 2030 年、2050 年のエネルギーミックスについて以下の調査報告や政策提案を公表している。
「脱炭素社会へのエネルギー戦略の提案」（2019 年 4 ⽉ 26 ⽇）「2030 年エネルギーミックスへの提案」（2020 年 8 ⽉ 6 ⽇）
「2030 年における電⼒需給バランスとコストの検証」（2021 年 2 ⽉ 10 ⽇）「Renewable Pathways：脱炭素の⽇本への⾃然エネルギー100%戦略」（2021 年 3 ⽉ 9 ⽇）
「⾃然エネルギーによる脱炭素化のための送電網のあり⽅」（2023 年 4 ⽉）
17
⾃然エネルギー財団「⾃然エネルギーによる脱炭素化のための送電網のあり⽅」（2023 年 4 ⽉）
18
⽶国のローレンス・バークレー国⽴研究所は「2035 年⽇本レポート： 電⼒脱炭素化に向けた戦略」を 2023
年 3 ⽉に公表し、2035 年に再⽣可能エネルギー発電で 70％、原⼦⼒発電で 20％を供給することが可能だとし
ている。
16

14

第２章

太陽光発電の導⼊可能性

1. 太陽光発電の導⼊状況
導⼊状況
⽇本の太陽光発電の 2021 年度末の導⼊量については、⽇本の代表的な太陽光発電コン
サルティング企業である株式会社資源総合システム（以下、RTS）が、独⾃に構築してきた個別プロジェクトのデータベースなどに基づき、79.2GW（DC ベース）の導⼊量と推計している。この数字は、⽇本が IEA-PVPS に報告している暦年の数字 78.4GW に対応したものとなっている19。
同年度の発電量は、総合エネルギー統計では 86.1TWh と報告されている。
図 ２-1：⽇本の太陽光発電の累積設備容量
90

79.2

80

72.5
65

70
57.3

GW

60

50.4

50

43.5
35.7

40
25.4

30
15

20
10

7.4

0
2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

年度

出典)RTS データより⾃然エネルギー財団作成

規模別の導⼊状況を⾒ると、10kW 以上が 52.5GWAC、10kW 未満が 13.0GWAC である（10 電⼒接続状況）。FIT 制度における報告データでは、主に住宅⽤と想定される 10kW
未満では未稼働量は少なく、ほとんどが⼀年以内に運転開始をしている。⼀⽅で、10kW
以上については未稼働案件が多い。特に 2013〜2016 年度に認定されたものに未稼働案件が多かったが、その後は減少傾向にあり、2021 年度末時点では 16GWAC が未稼働として残っている。
今後の導⼊予測において重要になるのは、その設置場所である。しかし、これまでの FIT
買取区分は規模別になっており、公式な統計データは存在しない20。その中で、RTS は独IEA PVPS (2022) National Survey Report of PV Power Applications in Japan 2021 を参照。なお、⽇本が国際再⽣可能エネルギー機関（IRENA）に報告している DC ベースの数字では、74.2GW（暦年）となっている。
20
2024 年度から、「屋根設置」区分を設け、屋根設置向けの調達価格・基準価格が設定される予定である。
19

15

⾃に構築してきた個別プロジェクトのデータベースなどに基づき、2021 年度末の導⼊状況
を、建物系で 31.6 GW（FIT 前導⼊の 5.1GW を含む）
、⼟地系（地上設置型）で 47. 6GWの全部で 79.2GW の導⼊量と推計している。
太陽光発電の容量の表記（DC と AC）について
太陽光発電の発電容量の表記には、DC（直流、太陽電池モジュール出⼒）と AC（交流、パワーコンディショナー出⼒）がある。国際的には DC ベースが⼀般的であるため、本レポートでは DC ベースを基本とし、特に断りのない限り DC ベースでの表記とする。⼀⽅で、エネルギー基本計画や FIT 統計など、⽇本政府の数値は AC ベースになっていることが多いため、その場合は GWAC と表記する。
太陽電池モジュール価格の低下により、パワーコンディショナーに⽐べてモジュールの出⼒を⾼める「過積載」により、朝⼣や⽇射の弱い状況下でも発電量を稼げるようにする施⼯⽅法が⼀般的になっている。この過積載率（DC/AC ⽐率）を考慮することで、
AC ベースの定格主⼒を DC ベースに変換することができる。この過積載率は、2021 年
度で 10〜50kW 未満：179%、50〜500kW 未満：138%、500kW〜1MW 未満：141%、
1MW 以上：135%と報告されており21、通常では DC ベースの⽅が 1.2〜1.5 倍程度⼤きな数字となる。
導⼊ポテンシャル
⽇本の太陽光発電のポテンシャルは⼤きい。
環境省が⾏っているポテンシャル調査では、建物系で 455GW（発電量 598.5TWh）、⼟地系で 1,005GW（1,272TWh）、合計 1,460GW（1,871TWh）と、⽇本の電⼒需要のおよそ 2 倍に相当する⼤きなポテンシャルが報告されている22。
政府や業界団体等の導⼊⾒込み2021 年 10 ⽉に閣議決定された第６次エネルギー基本計画では、太陽光発電について、
前回策定時の 64GWAC を⼤幅に上⽅修正し、野⼼的⽔準として 117.6 GWAC （146TWh）という⽬標が掲げられた。現⾏政策努⼒継続ケースでは、87.6GWAC（109TWh）、政策対応強化ケースでは 100GWAC（124TWh）とされていたものを更に引き上げたものである。
業界団体である JPEA（⼀般社団法⼈太陽光発電協会）は、2020 年 5 ⽉に「JPEA ビジョ
ン・PV OUTLOOK 2050」を発表している。2050 年までの温室効果ガス 80％削減を前提に、最⼤導⼊ケースとして 420GW を⽬指すことを⽬標に掲げた。その後、2021 年 3 ⽉には、政府の 2050 年カーボンニュートラル宣⾔を受けて、2050 年度の⽬標を 2040 年代に前倒し達成を⽬指すとともに、2030 年度に 125 GWAC(153TWh)を導⼊するという野⼼的⽬標を公表している。

調達価格等算定委員会「令和５年度以降の調達価格等に関する意⾒」（2023 年 3 ⽉ 8 ⽇）
事業性を考慮した導⼊ポテンシャルについては、2022 年度に検討が⾏われており、2023 年 4 ⽉以降に公表される予定である。

21
22

16

2. 発電コストの現状と今後
太陽光発電システムのコストは、
世界的に⼤幅に下落し、エネルギー転換の原動⼒となっている。⽇本においても、FIT 導⼊後太陽光発電のコストは低減を続けおり、すでに最も経済的な電源になっていると⾔える。
現状の太陽光発電(事業⽤)の発電コストについては、中規模クラス(⾼圧レベル)の発電
コストを調達価格等算定委員会の数値から計算すると、12.0 円/kWh となった。調達価格等算定委員会が、継続的に実績値を収集・整理しているこれまでのシステムコストについて、建物・⼟地系の両⽅について、システム費⽤（パネル費⽤）、⼯事費ともに順調に低下していることが確認されている。その他機関の推計としては、RTS は 8.1〜12.6 円/kWh（住宅⽤およびメガソーラー）という数値を、国際的な調査機関であるブルームバーグ NEF
23（BNEF）も中位値として 8.8 円/kWh を報告している。
今後についても、コストのさらなる減少が予測されている。⾃然エネルギー財団の研究
では、太陽電池モジュール単価等ハードウェアの価格低下と性能向上に加えて、⽇本の地理的条件に合致した設計と施⼯や、管理の新たな⼿法の開発により、いっそうのコスト低下が期待できることを⽰している。さらには今後、森林を造成するような開発案件は減少することから、造成のための費⽤も⼩さくなっていくと考えられる。
具体的には、2030 年には、⾃然エネルギー財団（REI）、RTS、ブルームバーグ NEF の3 機関ともに、ほぼ同⽔準の 5 円/kWh 前後レベルを予測している（図 ２-2）
。2035 年にかけては、ブルームバーグ NEF はさらに発電コストの低減が進むとみており、4.2 円/kWhに低減すると推計している。業界団体である JPEA の予測は、これらに⽐べるとやや慎重なものになっているが、好条件が揃ったトップランナー案件では 2025 年頃に、全領域では 2030 年に 7 円/kWh の実現を⽬標としている24。
⼀⽅で、政府の発電コスト検証ワーキンググループ（以下、発電コスト WG）による推計では、開発適地がなくなるため、ほとんどコストが下がらないとし、2030 年度で 10.5
円/kWh という数字を⽰して、政策形成の根拠としているのは問題である。
こうしたコスト低減の結果、現状でも系統電⼒を購⼊するよりも、太陽光発電を⾃家消費した⽅が経済性があるという状況が出現している。
近年発表が相次ぐ、
コーポレート PPA25の計画はその証左である。2035 年に向けては、電気料⾦のボラティリティの回避も重要になってくるため、FIT/FIP 制度に頼らずとも経済的なメリットを享受できるかたちで、太陽光発電が選択されることが加速していくと想定される。
なお、2020 年から 2021 年にかけては、原材料不⾜等による供給減少、サプライチェー
ン混乱から価格が上昇した。業界団体も、部材のコスト上昇が⾒られことを会員企業向け

2021 年の⽶ドル価格で計算されているため、2021 年の平均為替レート（1 ドル 110 円）で⽇本円に換算した。
24（⼀社）太陽光発電協会「太陽光発電の現状と⾃⽴化・主⼒化に向けた課題」（第 79 回調達価格算定委員
会、2022 年 11 ⽉ 1 ⽇）
25
Power Purchase Agreement の略。売電事業者と需要者が、電気の売買契約を直接締結すること。
23

17

のアンケートで明らかにしている26。しかし、これらの減少は⼀時的なものと考えられており、中⻑期的には継続的に価格低減が進むと考えられる。
図 ２-2：太陽光発電の発電コスト（実績と⾒通し）
14122021円/kWh

10

12
10.5

9.9
8.8

8
5.5 5.2

6

4.7

4.2

4
2
0
2022

2030
REI

RTS

BNEF

2035

発電コストWG（注）耐⽤年数：発電コスト WG および REI は 25 年としているのに対し、BNEF は 30 年としている。割引率：
BNEF は、3.3％＋インフレ率として算定しているが、発電コスト WG および REI は３％とし、インフレ率は⾒込
んでいない。系統接続コストはどの算定にも含まれていない。また、BNEF の計算は 2021 年の⽶ドル価格で⾏われているため、2021 年の平均為替レート（1 ドル 110 円）で⽇本円に換算した。
出典) 「⽇本の太陽光発電の発電コスト現状と将来推計」（⾃然エネルギー財団、2019 年 7 ⽉）、㈱資源総合シス
テム「⽇本市場における 2030 年に向けた太陽光発電導⼊量予測（2022 年版）」（2022 年 3 ⽉）
、ブルームバーグ
NEF(2H 2022 LCOE Update, 2022）、発電コスト検証ワーキンググループ「発電コスト検証に関するとりまとめ(案)」(2021 年)より⾃然エネルギー財団作成

3. 建物系太陽光発電開発の可能性と課題
住宅の屋根置きは、これまでも最も普及した太陽光発電システムの設置形態であった。
2035 年に向けては、住宅のみならず、⾮住宅建物への導⼊が公共・⺠間を問わず加速すると予測され、最も成⻑が期待できるセグメントである。⼟地を専有する地上設置型に⽐べると、太陽パネル下の建物と空間を共有できるため、⼟地の競合が起こりにくいというメ
リットもある。
背景には、前述のコスト低下があり、2022 年から上昇している昨今の電⼒価格を考慮す
れば、太陽光発電の⾃家消費を中⼼とした電⼒利⽤に切り替えた⽅が経済的なメリットが⼤きいことがある。加えて、建物屋根への設置は、系統接続が問題になることも少なく、余剰電⼒は売電することができる他、基本料⾦を抑えることも可能である。さらには蓄電池を併設しての利⽤も経済的なメリットが期待できる状態になりつつある。
住宅
新築住宅への太陽光発電システムの設置率は、経済性の向上もあって上昇傾向にある。
太陽光パネルの変換効率の向上や架台の改良により、省スペース化や軽量化が実現し、導26

前掲注 2418

⼊を後押ししている。しかし、現状の導⼊率は 3 割未満にとどまっており27、これを原則
すべての住宅に設置できるようにする政策が必要である。
既築住宅については、1990 年代に強化された⾼い耐震性能を持つ物件が相対的に増加することで、既存ストックの優良化が進み、後付けでも搭載可能な物件が増えることが予測される。新築同様に軽量モジュールの開発⽀援や、住宅の耐⽤年数を考慮した⽀援などが求められる。
集合住宅については、⼾数あたりの屋根⾯積が⼩さいことに加えて、居住者の合意形成
や電⼒の配分管理の煩雑さなどから、現状の導⼊は限定的なものにとどまっている。⼀⽅
で今後は、分譲集合住宅メーカーによる標準搭載や、賃貸集合住宅メーカーあるいはオーナーによる導⼊が期待されており、こうした取組を⽀援する政策が必要である。
⺠間⼀般建物（⾮住宅）
コスト意識の⾼い⺠間の⼀般建物において、これまでの太陽光発電の導⼊は、環境意識の⾼さを⽰すシンボリックなものか、災害時のレジリエンス向上のものなどに限られていた。しかし、近年は企業の⼯場や物流倉庫の屋根などを利⽤して太陽光パネルを設置し、⾃家消費を⾏う事例が増えている28。
背景には、⾦融機関などステークホルダーからの要求もあって、企業⾃らがサプライチェー
ン全体を含めた企業活動の脱炭素化にコミットし始めたことがある。加えて、電気を外部から購⼊するよりも、経済的なメリットが出てきたことが⼤きい。このようなことから、屋根だけではなく、駐⾞場などの利⽤も含めて、敷地内の空間を最⼤限活⽤した太陽光発電の導⼊が進むと考えられる。
公共建築
公共建築物についても、⺠間の物件と同じく、経済的な理由から太陽光発電への切り替
えが進むと考えられる。さらに、地球温暖化対策推進法（以下、温対法）に基づく政府実⾏計画に、公共建築物への原則設置が盛り込まれた。設置可能なものに絞ると、2030 年度
までに 50％（7.9GW AC）、2040 年度までに 100％（15.9GW AC）の建物で設置することが政府全体の⽬標となっている29。
公共施設の 4 割を占める学校施設については、⽂部科学省が 2022 年度に「学校施設の脱炭素化に関するワーキンググループ」を開催し、「2050 年のカーボンニュートラルの実現に資する学校施設の ZEB 化の推進について」という報告書の中で、太陽光発電設備のさらなる導⼊の必要性が確認されるとともに、今後の⽅向性の取りまとめが⾏われた30。

株式会社資源総合システム「⽇本市場における 2030 年に向けた太陽光発電導⼊量予測（2022 年版）」（2022
年 3 ⽉）
28
⾃社で太陽光発電システムを所有し運転を⾏う場合と、発電事業者が所有し、そこから電⼒供給を受けるオンサイト PPA と呼ばれる 2 つのモデルがある。
29
環境省「公共施設への太陽光発電の導⼊等について」（第 20 回再⽣可能エネルギー等規制等総点検タスク
フォース、2022 年 3 ⽉ 31 ⽇）
30
学校施設の在り⽅に関する調査研究協⼒者会議（https://www.mext.go.jp/b_menu/shingi/chousa/shisetu/066/index.html）
27

19

インフラ施設
上記の公共建築と重複する部分もあるが、空港や鉄道などの運輸部⾨、上下⽔道施設など、あらゆる公的なインフラについて、可能な限りの再⽣可能エネルギーの導⼊を進める
ことが、国⼟交通省の環境⾏動計画などに盛り込まれている。
道路および関連する建物や⼟地への設置については、料⾦所やトイレなどの屋根、中央
帯や未利⽤地などの利⽤についての技術⾯での考え⽅が整理され、今後の導⼊が期待される31。
駐⾞場
駐⾞場はその⽤途の特性上、多くが建物に隣接し、広い⾯積を有するものも多い。建物
での⾃家消費に加えて、電気⾃動⾞（EV）の充電設備の導⼊とも相性がよい。そのため、環境省の補助事業も始まっており32、今後の成⻑が期待できるセグメントである。
新規技術による導⼊
建築物への導⼊を加速させるための技術開発も⾏われている。従来よりも軽量化と効率の向上を図ることで、これまで設置が難しかった狭⼩住宅や、狭い屋根スペースを活⽤して搭載枚数を増やすなど、⽇本の市場環境に合わせた技術開発が⾏われている。
また、壁⾯への垂直設置や、外壁やバルコニーの⼿すりなどの建材⼀体型の製品が市場に投⼊され始めている他、ロールスクリーン⼀体型のように実証実験が始まっているものもある。こうした新たな製品が、設置場所の可能性をさらに広げると考えられる。
発電効率が⾼く、かつ軽量で曲げることができるペロブスカイト型太陽電池については量産化に向けて研究開発が進んでおり、壁⾯など設置可能な場所を増やすことにつながることが期待されている。
図 ２-3：建材⼀体型太陽光発電設備の例（左：採光型パネルの屋根、中央：バルコニーの⼿すりとの⼀体型、右：ロールスクリーン⼀体型）

出典) AGC 株式会社、株式会社カネカ、株式会社 LIXIL

国⼟交通省道路局「道路における太陽光発電設備の設置に関する技術⾯の考え⽅（案）」（第 18 回道路技術⼩委員会 配付資料、2023 年 3 ⽉ 13 ⽇）
32
環境省令和３年度⼆酸化炭素排出抑制対策事業費等補助⾦（PPA 活⽤等による地域の再エネ主⼒化・レジリ
エンス強化促進加速化事業）のうち再⽣可能エネルギー事業者⽀援事業費（駐⾞場を活⽤した⾃家消費型太陽光発電設備（ソーラーカーポート）の導⼊を⾏う事業）
3120

4. ⼟地系太陽光発電開発の可能性と課題
野⽴てとも呼ばれ、地上に架台を建設しての太陽光パネルの設置は、FIT 開始以降もっとも導⼊が進んだ設置形態である。これまでは、FIT 買取価格が⾼額であったことから、投資⽬的での⼤規模な案件が多かった。しかも、⼀定規模でまとまって存在する農地33は転⽤規制が厳しいことから、結果的に森林を伐採しての開発が増えた。このことにより、地域での反対を招く事案も少なからず存在した。
しかし、FIT 価格の低下により造成費⽤の負担が難しくなったこともあり、森林を開発しての案件は減少している。⼀⽅で、農地の⼀時転⽤が認められたことにより、営農型の太陽光発電や、農業振興農地以外の耕作放棄地を活⽤しての⼩規模な案件が各地で増加しており、今後の成⻑の主軸になると予想される。
⼀⽅で、今後増加すると想定される低圧・⾼圧の太陽光発電については、ローカル系統
もしくは配電系統と呼ばれる下位系統に接続する必要がある。これら系統についても接続時の課題を解決するために、基幹系統と同じくノンファーム型接続が 2023 年 4 ⽉から適応されることが決まっているが、混雑状況の分析・情報公開などが⾏われる必要がある。
森林・ゴルフ場
森林については、保安林以外の普通林であれば、1ha 未満については伐採届で、1ha 以
上でも林地開発許可などで開発を⾏うことができた。そのため、1ha 以上の林地開発だけで、多い年で 3,000ha 以上の森林が開発され、2021 年度までの累計で 8GW 程度が導⼊されたと推計される。
⼀⽅で、FIT 買取価格の低下とともに、このような開発は減少傾向にあり、1ha 以上の開発については 2020 年と 2021 年は 1,000ha を下回った。加えて、森林法が改正され、太陽光発電のための林地開発許可の⾯積下限が 0.5ha に変更され、法令違反に対する対応の厳格化などが制度化された。こうしたことにより、林地開発を伴う太陽光発電の導⼊は減少していくと考えられる。
FIT を活⽤して、ゴルフ場としての経営が不採算な場所を中⼼に、ゴルフ場から太陽光発電への転換も相当程度あったと考えられる。ただし、会員権の精算が必ずしも容易ではないことなどから、今後の転⽤は限定的なものにとどまると⾒込まれている34。
農地
転⽤が難しいとされる農地であるが、太陽光発電の導⼊は確実に進んでいる。2015 年から 2020 年まで毎年 1,250〜2,000ha 弱（8,000〜10,000 件）が転⽤され、期間中の平均導⼊量は 1.2〜1.6GW/年、累積導⼊量は 11GW 以上と推計され、これは森林での開発量を上回る。これらの案件の平均⾯積は 0.17ha/件と⼩規模であり、転⽤可能な第⼆種農地に農業上の利⽤を確保すべき⼟地として市町村に指定されると、他⽤途への転⽤は禁⽌となる（農業振興地域
制度）。
34
パシフィコ・エナジー株式会社「再エネ導⼊⾒通しについて」（第 27 回再⽣可能エネルギー⼤量導⼊・次世
代電⼒ネットワーク⼩委員会、2021 年 3 ⽉ 12 ⽇）
33

21おいて、後継者不⾜などの理由で農業経営の継続が難しくなった場合の⼟地の有効活⽤の⼿段として、太陽光発電が選択されてきたものと考えられる。
⼀⽅で近年は、⾼い架台に設置された太陽光パネルの下で農業⽣産も⾏う、営農型太陽光発電（ソーラーシェアリング）の導⼊量が伸びている。⾜元の導⼊量については、⼀時
転⽤許可実績ベースでみると、2020 年には 779 件にまで増加した。FIT の事業計画認定
ベースでも、低圧案件（50kW 未満）だけで 2020 年度に 3,559 件、2021 年度には 4,070
件と増加傾向であることが確認できる。さらに、これまでの平均容量は 150kW 程度だったが、特別⾼圧もしくは⾼圧規模の⼤型の計画も発表されている。
営農型であれば、農⽤地区域内農地と第 1 種農地であっても⼀時転⽤が認められ、「周35
辺の農地の平均⽔準と⽐べ 8 割以上」とされてきた単収 要件も撤廃されたことが導⼊を後押ししている。また、営農型太陽光発電は社会的な受容性が⾼く、農業の⾃家⽤電源として活⽤可能な他、企業の PPA 締結先としてニーズが⾼まっていることから、今後増加していくことが期待されている。
図 ２-4：営農型太陽光発電の事例（⼤⽊⼾ソーラーシェアリング）

出典）千葉エコ・エネルギー株式会社

環境省 REPOS（再⽣可能エネルギー情報提供システム）における営農型を前提とした耕地での太陽光発電ポテンシャルは、⽥が 298.6GW、畑が 472GW と⾮常に⼤きい。営農型太陽光を促進する事業者団体である ASPEn（⼀般社団法⼈太陽光発電事業者連盟）は、2030 年時点で 45GWAC、2050 年には 90GWAC の導⼊を提⾔している。
⽔上（ダム・ため池・湖沼・海⾯など）
⽔上設置について、NEDO（国⽴研究開発法⼈新エネルギー・産業技術総合開発機構）
が 38.8GW というポテンシャルを⽰している36。そのうち、ため池については、環境省が4.4GW のポテンシャルがあると推計している37。⽔上設置は夏期のパネル表⾯温度の上昇を緩和するとともに、パネルの影になった部分の湖⽔温度が低下することで、対流を作り単位⾯積あたりの収量または収⼊
NEDO「再⽣可能エネルギー技術⽩書（第 2 版）」
（2014 年 2 ⽉）
37
データ利⽤許諾が得られたもののみ。㈱エックス都市研究所ら「令和３年度再エネ導⼊ポテンシャルに係る情報活⽤及び提供⽅策検討等調査委託業務報告書」（2022 年 3 ⽉）より。
35
36

22

出し、⽔質の向上につながるなどのメリットがあることも報告されている。⼀⽅で、強⾵に煽られたことによる⽕災などの事故を受けて、導⼊の⼿引き38や施⼯ガイドライン39などが整備されるとともに、フロート（浮き）の改良も進んでおり、今後の着実な普及が期待されているところである。
その他
これらに加えて、雑草地や裸地、篠地（笹地）などの⼟地については、太陽光パネル設
置が物理的に容易であり、⾃然環境保全地域や⿃獣保護区などの条件を除いても、130GWのポテンシャルがあるという研究もある40。

5. 2035 年までの導⼊量の推計
以上より、⼤きくは建物系と⼟地系（地上設置型）に分け、各セグメントの 2035 年度
時点における導⼊量を推計した。政府の政策的な⽬標の多くは、AC ベースの容量表⽰になっているため、調達価格算定委員会で報告されている「過積載率」の実績および JPEAのビジョンを参考に、建物系については 125%、⼟地系については 140％を乗じて DC ベースの容量に変換した。
建物系：2035 年度末に 159GW
住宅については、第６次エネルギー基本計画では 2030 年までに新築住宅の 6 割の導⼊が⽬標とされている。しかし、⾃然エネルギー電⼒を増加させることの緊急性を鑑み、2035
年には、原則すべての新築住宅に太陽光発電設備が導⼊される必要がある。東京都や川崎市など先進的な⾃治体はすでに、新築住宅への設置義務制度を導⼊しており、設置率は着実に⾼まっていくと予想され、これを加速化させることが重要である。
そのため、2030 年度には 80％、2035 年度には 95％の導⼊率が達成されると想定した。
また、⼀軒あたりの搭載量についても、
省スペース化や軽量化が進むことで、現状の 5.3kW/
軒から 2030 年には 6.0kW/軒に増加し、2035 年にかけても同様のペースで上昇するとした。住宅着⼯数予測のうち、⼾建て新築着⼯数にこの導⼊率および１軒あたりの設備容量を乗じて、⽇本全体の導⼊量を計算する。既築住宅についても、軽量化および省スペース化などの技術開発により、年間 4%の割合で導⼊件数が増加するとした。
集合住宅については、FIT/FIP 制度においても、10-20kW の屋根設置についても、配線図等から⾃家消費を⾏う構造が確認できれば、30％以上の⾃家消費をしているものとしみなして、余剰分を FIT/FIP で売電できるような導⼊促進政策が取られるようになった。こ
うした政策を適切に実施することで、およそ 0.1GW/年のペースで今後の導⼊が確実に進み、期間中に 1.5GW が導⼊されると想定した。

農林⽔産省「農業⽤ため池における⽔上設置型太陽光発電設備の設置に関する⼿引き」（農林⽔産省農村振興局、2021 年 9 ⽉）
39
NEDO「⽔上設置型太陽光発電システムの設計・施⼯ガイドライン（2021 年版）」（2021 年 11 ⽉）
40「⼟地利⽤を考慮した太陽光発電および陸上⾵⼒の導⼊ポテンシャル評価」（電⼒中央研究所、2019 年 3
⽉）
38

23

公共施設については、既導⼊量が 1.9 GWAC（2.4GW）あるが、2040 年度までに 100％（17.5GW=15.9 GWAC）、2030 年度までに 50％（9.9GW=7.9 GWAC）というのが政府⽬標となっているが、2040 年度の⽬標を前倒しで達成し、2035 年度に 100％、2030 年度には 75％の搭載率とする。なお、政府⽬標には、⽼朽化した物件などはあらかじめ控除されている。
これに加えて、空港や鉄道など⺠間も含めたインフラ系の建築物や駐⾞場については、「空港の再エネ拠点化等の推進」により 2030 年までに 2.3 GWAC が導⼊されるなど、国交
省を中⼼とした政策的イニシアティブにより 5 GWAC（6.3GW）の導⼊を⾒込む。
⼀般建物については、経済的な障壁はほぼなくなっており、設置スペースの制約などを除けば、ポテンシャルのほぼ全てが使われてもおかしくない。まず、⼯場・倉庫について
は、REPOS で推計されているポテンシャル 25GW のうち 20GW が導⼊されるとする。
加えて、その他建物では、230GW 以上のポテンシャルがあるが、業界⾒通しなどを参考に、2035 年までには 35GW の導⼊を⾒込んだ。加えて、オンサイト PPA 補助⾦（環境省・経産省連携事業）により、経済的な条件が⼗分でないとところについても導⼊が進み、10GWAC （12.5GW）の⽬標が達成されるものとする。
最後に、新⽤途として、建材⼀体型などの新製品開発により、壁⾯や⼿すりなどの導⼊が進む。加えて、政府は、2030 年までにペロブスカイトの GW 級の量産体制が構築されることを⽬標としている41。これらにより、2035 年までについては、累計で 7GW が導⼊されると⾒込む。
以上をまとめると、2022 年度以降の導⼊量は 127.4GW となる。これに 2021 年度までの導⼊量 31.6GW と合わせると、2035 年度の累積導⼊量は 159GW になる（表 ２-1）

⻄村 GX 実⾏推進担当⼤⾂兼経済産業⼤⾂提出資料「GX 実現に向けた基本⽅針（案）参考資料」（2022 年
12 ⽉ 22 ⽇）

41

24

表 ２-1：2035 年までの建物系の導⼊量（GW）
区分

2021 年度まで
⼾建て（新築）

住宅

16.6

集合住宅

9.2

45.8

1.5

公共建築

2.4

インフラ（建物）

17.5

19.9

6.3

⼯場・倉庫

⾮住宅

2035 年度末

18.4

⼾建て（既築）

建物系

2022 年度以降

12.6

その他⼀般建物
国⽀援分

20.0
35.0

93.4

12.5

新⽤途（壁⾯等）
建物系・計

0.0

7.0

31.6

127.4

159.0

出典)⾃然エネルギー財団作成

⼟地系（地上設置型）：2035 年度末に 121GW
⼟地系の導⼊については、とりわけ地域と調和したかたちでの導⼊を進める必要がある。
改正された改正温対法などに基づき、地域内の未利⽤地を「促進地域」として指定するな
ど、地域の空間を有効に活⽤していくことが前提となる。
また、もう⼀つの課題であるローカル系統への接続については、適切なシミュレーショ
ンを⾏うための混雑状況についての情報の蓄積・公開を更に進めることで、適切な⽴地に電源を誘導し、必要な場合には配電系統や変電所の増強が⾏われることが前提となる。
まず、既認定案件のうち未稼働のものが 22.4GW(16 GWAC)があるので、⻑期エネルギー需給⾒通しでの想定と同じく 75%稼働とすると、今後 16.8GW(12G GWAC)程度の導⼊があると想定される。森林等の開発はここに含まれるが、2022 年度に改正された林地開発許可制度に適切に従うなど、これまで以上に環境に配慮した施⼯とすることが重要である。
ゴルフ場については、業界⾒通しのペース（50 MWAC /件×10 件/年）42で導⼊が進むものとする。
農地を利⽤するものは、農業と共⽣的な導⼊が進むことが想定される。農地を転⽤する
場合も、農業の担い⼿不⾜で、農地の集約化と規模拡⼤が進む中で、⼀部の⼟地を太陽光発電の開発に供することで、農家単位もしくは地域単位での収⼊源を⽣み出すことができる。加えて、省労⼒化のためにスマート農業と呼ばれるようなロボットや IoT などの先端技術を活⽤しての⾼度な管理が必要になってくるが、必要な電⼒需要を⾃家発電できるよ
うになることが、経営⾯でのメリットをもたらす可能性がある。

パシフィコ・エナジー株式会社「再エネ導⼊⾒通しについて」（第 27 回再⽣可能エネルギー⼤量導⼊・次世
代電⼒ネットワーク⼩委員会、2021 年 3 ⽉ 12 ⽇）

4225このような想定の下、農地を転⽤しての開発（営農廃⽌）については、今後はややペースが落ちるものの、1.0GW/年ペースで導⼊が進むとして、15GW の追加導⼊を⾒込む。
このときの転⽤⾯積は 1,200ha/年程度に相当し、28 万 ha ある荒廃農地（再⽣利⽤不可能
19.2 万 ha および再⽣利⽤可能 9.1 万 ha）の⼀部が活⽤されることが想定される。⼀⽅、担い⼿不⾜などの要因で農地⾯積は過去 5 年間では毎年 2.5 万 ha のペースで減少しており、これだけの量の太陽光発電を導⼊したとしても、全体の減少⾯積の 5％程度と限定的である。
これに加えて、営農型については、農林⽔産省を中⼼とした積極的な⽀援が⾏われることで開発も加速することが期待され、毎年 1.0GW/年のペースで導⼊が進み、2035 年には15GW を⾒込んだ。この時の必要⾯積は 1,200ha/年程度であり、転⽤防⽌に貢献する他、再⽣利⽤可能な荒廃農地（9.1 万 ha）の⼀部が活⽤されることで、農地の保全にも貢献する。
その他の⼟地を活⽤した開発も確実に進むと予測される。具体的には、ため池などの⽔上設置、⼤型の駐⾞場、道路・鉄道などその他インフラ系の⼟地である。これについては、事業者ヒアリングなどに基づき、合計で 17GW の導⼊を⾒込んだ。
以上をまとめると、2022 年度以降の導⼊量は 73.6GW となる。これに 2021 年度までの導⼊量 47.6GW と合わせると、2035 年度の累積導⼊量は 121.2GW になる。
表２-2：2035 年度までの⼟地系の導⼊量（GW）
区分

⼟地系

農地

2021 年度まで 2022 年度以降

2035 年度末

既認定

16.8

64.4

ゴルフ場

9.8

9.8

15.0

15.0

農地（営農型）

15.0

15.0

その他

17.0

17.0

73.6

121.2

農地（営農廃⽌）

47.6

⼟地系・計

47.6

出典)⾃然エネルギー財団作成

以上をまとめると、2035 年度時点では、建物系で 159GW、⼟地系で 121GW の合計
280GW が導⼊される。
2030 年度については、期間平均導⼊量から、建物系で 113.5GW、⼟地系で 95.0GW の合計 208.4GW の導⼊が必要である。現⾏のエネルギー基本計画と⽐較すると、2030 年の
野⼼的⽔準は 117 GWAC であるが、DC ベースではおよそ 164GW に相当する（過積載率140％で計算）。同計画では毎年 10GW 程度の導⼊量が想定されていることになり、2035年まで同じペースで導⼊が進めば 214GW になる。本推計との乖離は少なくなく、2030 年
⽬標の引き上げが不可⽋であることが分かる。

26

発電量
発電容量はすべて DC ベースで表記しているため、設備利⽤率については、過積載率の考慮前の値とし、⼀律 14.0％を採⽤した。これに基づき計算を⾏うと、発電量は 343.7TWhとなる。
表 ２-3：2035 年度の太陽光発電の年間発電量の予測（まとめ）
導⼊量（GW）

設備利⽤率（％） 発電量(TWh)

住宅

45.8

14.0

56.1

⾮住宅

113.3

14.0

138.9

⼟地系

121.2

14.0

148.6

合計

280.2

ー

343.7

建物系

出典)⾃然エネルギー財団作成

27

第３章

⾵⼒発電の導⼊可能性

1. ⾵⼒発電の導⼊状況
現在の導⼊状況2021 年度末現在の⾵⼒発電の導⼊量は、⾵⼒発電業界団体である⽇本⾵⼒発電協会（JWPA）によると 4.6GW で、そのうち洋上⾵⼒は 135MW である。⾵⼒発電が供給する電⼒量は、総合エネルギー統計によると 9.43TWh（2021 年度）である。
図 ３-1：⽇本の⾵⼒発電の累積設備容量
5.0
4.5

4.1

4.0
3.5

GW

3.0

2.6

2.7

2012

2013

2.9

3.1

3.4

3.5

2016

2017

4.4

4.6

3.7

2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
2014

2015

2018

2019

2020

2021

年度

出典)JWPA データより⾃然エネルギー財団作成

⽇本で⾵⼒発電の導⼊は 1990 年代後半から始まり、FIT 制度開始前に既に 2.5GW の⾵⼒発電所が稼働していた。FIT 制度の下で事業計画認定を受けた案件は 2022 年 9 ⽉末
時点で 13.8GW に上るが、稼働を開始したものは 2.4GW に留まる43。その背景には、電⼒系統への接続や環境アセスメント⼿続の⻑期化などのさまざまな課題があり、導⼊に時間とコストがかかっていることが指摘されている。
これまでの開発は主に陸上で⾏われてきたが、近年は洋上での開発が注⽬されている。
とりわけ、四⽅を海に囲まれる⽇本では、洋上⾵⼒のポテンシャルに対する期待は⾼い。
洋上⾵⼒は、沖合の強い⾵をより効率的に利⽤できるよう、⾵⾞の⼤型化も進んでいる（図３-2）。世界では、⼤規模化が可能な電源として⾃然エネルギーの導⼊加速化を⽀えている。

経済産業省資源エネルギー庁ウェブサイト「再⽣可能エネルギー電気の利⽤の促進に関する特別措置法 情報
公表⽤ウェブサイト」2023 年 2 ⽉ 17 ⽇更新のデータによる。https://www.fit-portal.go.jp/PublicInfoSummary

4328

図３-2：洋上⾵⼒発電の⾵⾞の⼤型化

出典）資源エネルギー庁「浮体式洋上⾵⼒発電に関する国内外の動向等について」経済産業省 産業構造審議会 グ
リーンイノベーションプロジェクト部会 グリーン電⼒の普及促進分野ワーキンググループ（第 4 回）
（2022 年 12⽉ 26 ⽇）資料 4
https://www.meti.go.jp/shingikai/sankoshin/green_innovation/green_power/pdf/004_04_00.pdf

また、浮体式洋上⾵⼒の技術（図３-3）により、沿岸域で⽔深が深くなる⽇本の海でも、そのポテンシャルの活⽤が可能となっている。
図３-3：主な洋上⾵⼒発電設備の形式

出典）国⼟交通省「国⼟交通⽩書 2022」図表 1-2-2-5
https://www.mlit.go.jp/hakusyo/mlit/r03/hakusho/r04/html/n1222000.html（⼀部）

⽇本での洋上⾵⼒の開発は、港湾区域での開発に向けた港湾法改正（2016 年施⾏）に続
き、⼀般海域を対象とする海洋再⽣可能エネルギー発電設備の整備に係る海域の利⽤の促進に関する法律（再エネ海域利⽤法）の制定によって、2019 年以降本格的な取り組みが始まった。これまでに合計 3.5GW の案件が形成されている（図３-4）。

29

図３-4：再エネ海域利⽤法に基づく海域指定の状況（2022 年 9 ⽉末現在）（注）下線は 2022 年度に新たに追加した区域
出典）資源エネルギー庁「国内外の再⽣可能エネルギーの現状と今年度の調達価格等算定委員会の論点案」経済産業省 調達価格等算定委員会（第 78 回）（2022 年 10 ⽉ 12 ⽇）資料 1
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/078_01_00.pdf（p.28 より⼀部抜粋）導⼊ポテンシャル
環境省が 2022 年 5 ⽉に公表した報告書44を基に試算すると、全国の⾵⼒発電のポテン
シャルは、陸上⾵⼒で 264GW（⾵速 6.5m/s 以上を想定）、洋上⾵⼒で 392GW（着床式は
⾵速 7.5m/s 以上、浮体式は⾵速 8.0m/s 以上を想定）であり、合計で 656GW に上る。洋上⾵⼒の内訳をみると、着床式の 156GW に対して浮体式は 236GW であり、浮体式のポテンシャルがより⼤きい。ただし、導⼊ポテンシャルの 49%は北海道に、23%は東北地⽅にあり、両地域は最⼤需要電⼒を⼤きく上回るなど地理的な偏在が⼤きい（図３-5）。

令和３年度再エネ導⼊ポテンシャルに係る情報活⽤及び提供⽅策検討等調査委託業務報告書（2022 年 5 ⽉）
https://www.renewable-energy-potential.env.go.jp/RenewableEnergy/report/r03.html

4430

図３-5：⾵⼒発電のポテンシャルと 2021 年度最⼤需要実績出典）環境省 令和元年度再⽣可能エネルギーに関するゾーニング基礎情報等の整備・公開等に関する委託業務報告書を基に⾃然エネルギー財団作成

政府や業界団体等の導⼊⾒込み
第 6 次エネルギー基本計画での 2030 年の陸上⾵⼒発電の導⼊⾒通しは、現⾏政策努⼒
継続ケースで 13.3GW（25.3TWh）、政策対応強化ケースで 15.9GW（30.2TWh）である。
政策対応強化ケースでは、⾵⼒発電における環境アセスメント対象の⾒直し等（約 2GW）
や、改正温対法による環境情報調査や地域合意形成等の⾃治体⽀援（0.6GW）による追加導⼊を⾒込む。
また、
洋上⾵⼒発電については、
現⾏政策努⼒継続ケースで 1.7GW（4.9TWh）、
政策対応強化ケースでは、国が選定事業者の事業⽴ち上げをサポートすること等を想定し3.7GW（10.7TWh）を⾒込んだ。加えて、2030 年度の温室効果ガス 46%削減に向けた野⼼的⽔準として、系統増強等を通じて陸上⾵⼒ 17.9GW（34.2TWh）、洋上⾵⼒ 5.7GW（16.7TWh）の導⼊⾒込みを公表した。
上記の導⼊⾒込みは、2020 年 12 ⽉に発表された「洋上⾵⼒産業ビジョン（第 1 次）」が掲げた、2030 年までに 10GW（年間 1GW 程度を 10 年間継続）、2040 年までに浮体式を含む 30〜45GW の案件形成を実現するとの政府⽬標を踏まえたものである45。さらに政府は、GX 基本⽅針の中で、浮体式洋上⾵⼒の導⼊⽬標の設定や、排他的経済⽔域（EEZ）
での開発を進めるための法整備などを表明している。
同時に、国が進める全国⼤の系統整備計画（マスタープラン）の中では、陸上⾵⼒・洋上⾵⼒双⽅の地理的ポテンシャルや上記の⽬標を踏まえた系統増強案が検討されている。
GX 基本⽅針では、マスタープランに基づき全国規模での系統整備や海底直流送電の整備を進めることとし、北海道からの海底直流送電については 2030 年度を⽬指して整備を進めることを明らかにした。こうした動きは、2035 年にかけて、⾵⼒発電のさらなる導⼊に向けた環境を整えていくものと期待される。

洋上⾵⼒の産業競争⼒強化に向けた官⺠協議会「洋上⾵⼒産業ビジョン（第 1 次）」
（2020 年 12 ⽉ 15 ⽇）
https://www.meti.go.jp/shingikai/energy_environment/yojo_furyoku/pdf/002_02_02_01.pdf

45

31

JWPA は、2050 年カーボンニュートラルの実現を⽬指し、より意欲的で明確な中⻑期導
⼊⽬標の設定が必要であるとして、2030 年に陸上⾵⼒ 18〜26GW と洋上⾵⼒ 10GW、2040 年に陸上⾵⼒ 35GW と洋上⾵⼒ 30〜45GW、2050 年には陸上⾵⼒ 40GW と洋上⾵
⼒ 90GW（合計 130GW）の⽬標値を⽰している。
図３-6：JWPA による中⻑期導⼊⽬標

出典）JWPA「2050 年カーボンニュートラルの実現に向けた 2030 年の⾵⼒発電導⼊量のあり⽅」経済産業省総合エネルギー調査会省エネルギー・新エネルギー分科会／電⼒・ガス事業分科会再⽣可能エネルギー⼤量導⼊・次世
代電⼒ネットワーク⼩委員会（第 28 回）（2021 年 3 ⽉ 15 ⽇）資料 5
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/pdf/028_05_00.pdf

2. 発電コストの現状と今後
⽇本の⾵⼒発電のコストは世界に⽐べて⾼いのが現状である。例えば、世界の陸上⾵⼒のコストは、資源エネルギー庁によると 2022 年上半期で 5.2 円/kWh であり46、⽇本は下記に述べるとおりその 2.5〜3 倍に近い。⾵況などの⾃然環境を除いても、⾼い資本費と運転維持費が⾼コストの要因と指摘される47。洋上⾵⼒については本格的な導⼊が始まったばかりで、⽇本の実例⾃体が少ない。
他⽅、⾵⼒発電の⼤量導⼊とコスト低減は、⾞の両輪となって実現されるものである。
技術の進歩とともに市場規模と導⼊量の拡⼤が、コスト低減の⼤きな要因となると⾒込まれる。
陸上⾵⼒発電陸上⾵⼒発電は、ここ数年はコストの低減が実現されていないのが現状である。直近の発電コストは、⾃然エネルギー財団の推計では 12.8 円/kWh(2021 年)、ブルームバーグ
NEF では 12.8 円/kWh(2022 年)、資源エネルギー庁で 14.9 円/kWh（2022 年上半期）であり、おおよそ 13〜15 円程度であることがわかる。⼀⽅で、ここから 2030 年に向けて、資源エネルギー庁「国内外の再⽣可能エネルギーの現状と今年度の調達価格等算定委員会の論点案」調達価格等算定委員会（第 78 回）（2022 年 10 ⽉ 12 ⽇）資料 1 p.11
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/078_01_00.pdf
47
IRENA “Renewable Power Generation Costs in 2021”（2022）
46

32

⼤きくコスト低減が進むとみられ、⾃然エネルギー財団の推計では 6.6 円/kWh、ブルーム
バーグ NEF（BNEF）では 5.9 円/kWh となっている。
このコスト低減の背景は、⾵⾞の⼤型化がある。これは 1 基あたりの出⼒が⼤きくなる
ことのみならず、ハブ⾼の⾼度化やブレードの⻑尺化による発電量の増⼤（設備利⽤率の向上）が寄与すると考えられる。他⽅で、政府の発電コスト WG は、適地が減少することを強調し、こうした技術的な改善について考慮しておらず、2030 年の発電コスト⾒通しについて保守的となっている。2035 年の⾒通しについては、ブルームバーグ NEF のみが⽰しており、5.1 円/kWh としてさらなるコスト低減が⾒込めるとしている。
図３-7：陸上⾵⼒発電の発電コスト(⾒通し)(運転期間 25 年)
14

12.8 12.8

11.8

12

円/kWh

10
8
5.9

6

6.6
5.1

4
2
0
2022*

2030
BNEF

REI

2035

発電コストWG（注）財団の 2022 年の数値は、2021 年値。アンケート調査のデータより推計した。耐⽤年数：すべて 25 年としている。割引率：BNEF は、3.3％＋インフレ率として算定しているが、発電コスト WG および REI は３％とし、インフレ率は⾒込んでいない。系統接続コストはどの算定にも含まれていない。また、BNEF の計算は 2021 年の⽶ドル価格で⾏われているため、2021 年の平均為替レート（1 ドル 110 円）で⽇本円に換算した。
出典) 「⽇本の陸上⾵⼒発電の技術動向とコストに関する分析」（⾃然エネルギー財団、2022 年 3 ⽉）
、ブルーム
バーグ NEF(2H 2022 LCOE Update, 2022）、発電コスト検証ワーキンググループ「発電コスト検証に関するとりまとめ(案)」(2021 年)より⾃然エネルギー財団作成

洋上⾵⼒発電⽇本では洋上⾵⼒発電はこれから本格的な導⼊が⾒込まれる。政府の発電コスト WG は2030 年の⾒通し（25 年運転）を 18.2 円/kWh としている。また、2020 年 12 ⽉に公表された「洋上⾵⼒産業ビジョン（第 1 次）
」では、着床式の発電コストを、2030〜2035 年までに 8~9 円/kWh とするコスト低減⽬標を設定している48。他⽅、ブルームバーグ NEF は10.8 円/kWh、35 年には 9.7 円/kWh と⾒込む。なお、2030 年に運転開始予定の秋⽥県由利本荘市沖の洋上⾵⼒発電(819MW)は、20 年の買取期間を 11.99 円/kWh で落札している。ブルームバーグ NEF は 2035 年にかけて、10 円/kWh を下回る⽔準に発電コストが低減すると⾒込む。

48

前掲注 4533

図３-8：洋上⾵⼒発電の発電コスト(⾒通し)(運転期間 25 年)
20

18.2

18
16

円/kWh

14
10.8

12
10

9.7

8
6
4
2
0
2022

2030
BNEF

2035

政府

（注）割引率：BNEF は、3.3％＋インフレ率として算定しているが、政府試算では３％とし、インフレ率は⾒込
んでいない。系統接続コストはどの算定にも含まれていない。また、BNEF の計算は 2021 年の⽶ドル価格で⾏われているため、2021 年の平均為替レート（1 ドル 110 円）で⽇本円に換算した。
出典) ブルームバーグ NEF “2H 2022 LCOE Update, 2022”、発電コスト検証ワーキンググループ「発電コスト検証に関するとりまとめ(案)」(2021 年)より⾃然エネルギー財団作成

3. ⾵⼒発電開発の動向
⾵⼒発電の導⼊量を規定するさまざまな要因のうち、重要な要素である環境アセスメン
トと系統連系の状況について検討し、導⼊量の推計に活⽤する。
環境アセスメントの状況
50MW 以上の⾵⼒発電設備の建設は、環境影響評価法による環境アセスメントの実施が義務付けられている49。このプロセスには数年かかるため、計画から建設期間を含めて、運転開始までに 5〜10 年程度かかると予想される。したがって、現在の環境アセスメントの状況は、2035 年度の導⼊可能性を推定するうえで重要となる。
環境アセスメントの⼿続には、配慮書、⽅法書、準備書、評価書、報告書の 5 段階がある。⼀般的に、準備書⼿続、⽅法書⼿続に⼊っているものは、アセスメントのための調査を実施済みあるいは実施中であり、事業実現の可能性は⾼い。他⽅で、配慮書⼿続中のものは、事業計画の初期段階であり、環境保全のための配慮事項を検討中とはいえ、事業規模なども流動的で、計画変更や中⽌がありうる。2023 年 2 ⽉ 28 ⽇時点の各段階の設備容量は表３-1 の通りであり、合計で 81.8GW である。
そのうち、⽅法書以降のものが、33.2GWである。

環境影響評価法による環境アセスメントの実施が義務づけられる⾵⼒発電設備の規模が 50MW 以上となったのは、2021 年 10 ⽉ 31 ⽇からである。それ以前は 10MW 以上の⾵⼒発電設備が対象であったため、現在アセスメント⼿続中の案件には、50MW 未満のものも多く含まれている。

4934

表３-1：⾵⼒発電の環境アセスメント⼿続中の設備容量
配慮書

⽅法書

準備書

評価書

報告書

合計

陸上設備容量(GW)

10.7

10

4.1

4.3

0.7

29.7

洋上設備容量(GW)

37.9

13.3

0.3

0.5

0

52.1

合計設備容量(GW)

48.6

23.3

4.8

4.8

0.7

81.8

出典）環境省「環境影響評価情報⽀援ネットワーク」（http://assess.env.go.jp/）より⾃然エネルギー財団作成

陸上⾵⼒2023 年 2 ⽉ 28 ⽇時点で、環境アセスメント実施中は 29.7GW であり、そのうち、配慮書段階が 10.7GW、⽅法書以降が 19.1GW であり、評価書段階以降に⾄っているものは5.0GW である。地域的にみると、東北エリア（11.8GW）、北海道エリア（7.0GW）、九州
エリア（3.2GW）の順でアセスメント実施中の設備容量が多い（図３-9）。2020 年 2 ⽉から 2023 年 2 ⽉までの直近 3 年間における環境アセスメント実施中の年平均増加量は、準備書以降が 0.9GW、⽅法書が 1.0GW、配慮書が 1.3GW である。
図３-9：陸上⾵⼒の環境アセスメント実施状況(2023 年 2 ⽉ 28 ⽇現在)

出典）環境省 環境影響評価情報⽀援ネットワーク（http://assess.env.go.jp/）より⾃然エネルギー財団作成

洋上⾵⼒2023 年 2 ⽉ 28 ⽇時点で、環境アセスメント実施中は 52.1GW あり、そのうち、配慮書
段階が 37.9GW、⽅法書段階以降が 14.2GW であり、評価書段階に⾄っているものは 0.5GWのみである。地域別にみると、東北エリア（20.7GW）、北海道エリア（15.6GW）、九州エリア（7.9GW）の順にアセスメント実施中の設備容量が多い（図３-10）。 直近 3 年間における環境アセスメント実施中の年平均増加量は、⼿続きが進んだことにより準備書以降
はマイナス 0.4GW となっているが、⽅法書以降は 2.7GW、配慮書以降は 9.8GW となっ
ている。

35

なお、洋上⾵⼒は、同⼀海域で複数の事業者が環境アセスメントを実施している例も多い。そのため、現在環境アセスメント実施中の全プロジェクトの実現は物理的に難しい点に注意が必要である。同⼀海域で複数の環境アセスメント事業がある地域について、最⼤設備容量を集計すると、全国で 18.6GW となり、平均設備容量を集計すると 13.6GW となる。また、同⼀海域において複数の事業者が環境アセスメントを実施するのは、事業者公募に向けた準備のためであり、今後は「セントラル⽅式」50の適⽤に伴い、事業者が先⾏して⼿続を進めることは減少すると思われる。
図３-10：洋上⾵⼒の環境アセスメント実施状況(2023 年 2 ⽉ 28 ⽇現在)

出典）環境省 環境影響評価情報⽀援ネットワーク（http://assess.env.go.jp/）より⾃然エネルギー財団作成

接続検討・接続契約申込の状況
⾵⼒発電は、
強い⾵の吹く⼈⾥離れた場所に⼤規模に建設される傾向にある。
そのため、発電所の計画場所に連系可能な空き容量がある送電網があるかどうかが重要なカギになる。
まず⾵⼒発電事業者は、送電線空き容量の情報等をもとに、⼀般送配電事業者に「接続検討申込」を⾏う。そして、⼀般送配電事業者による検討の結果および環境アセスメント
状況などから事業性があることが判明した場合には、⾵⼒発電事業者は次のステップに進み、「接続契約申込」を⾏う。したがって、すでに「接続契約申込」をしている案件は、事業実現の可能性が⾼いとみてよい。他⽅で、「接続検討申込」の段階は、連系可能かどうかなどが未定のため、事業実現の確実性が下がる。

公募の対象となりうる海域の情報収集や系統の確保、地域との調整を国が主導して実施する考え⽅。2023 年
3 ⽉現在、国がその具体的内容を「洋上⾵⼒発電に係るセントラル⽅式の運⽤⽅針[⾻⼦]（案）」として提案
し、議論中である。経済産業省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再⽣可能エネル
ギー⼤量導⼊・次世代電⼒ネットワーク⼩委員会洋上⾵⼒促進ワーキンググループ／国⼟交通省交通政策審議会港湾分科会環境部会洋上⾵⼒促進⼩委員会 合同会議（第 18 回）（2023 年 1 ⽉ 10 ⽇）資料 5 参照。
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/yojo_furyoku/pdf/018_05_00.pdf

50

36

そこで、
⼀般送配電事業者のウェブサイトで公開されている再⽣可能エネルギーの接続・申込状況をもとに、系統エリア別に系統連系申込情報を集計すると以下の通りになる（図３-11）。
図３-11：⾵⼒発電の接続検討申込・接続契約申込の状況（2022 年 12 ⽉現在）

出典）各⼀般送配電事業者の系統連系申込情報ページより⾃然エネルギー財団作成

2022 年 12 ⽉現在、接続検討申込済と接続契約申込済の合計は 112.4GW である。そのうち、接続検討申込済のものは 85.8GW、接続契約申込済のものは 26.6GW、である。この接続検討申込済のうち、北海道エリア（20.8GW）、東北エリア（34.0GW）、東京エリア（10.6GW）、中部エリア（2.1GW）、九州エリア（6.6GW）は、同⼀海域における洋上⾵⼒発電の計画が多いとみられる。
なお、
再エネ海域利⽤法の運⽤の下で、公募済みまたは公募中の促進区域（合計 3.5GW）と「有望な区域」（合計 2.2GW）の海域では、先⾏事業者が接続検討申込みを⾏い、連系
可能との接続検討回答を得ているか、経済産業省により系統暫定確保がなされているといえる51。
直近 3 年間における接続申込の年平均増加量は、接続契約申込が 3.0GW、接続検討申込が 3.0GW である。

経済産業省資源エネルギー庁「国内外の再⽣可能エネルギーの現状と 今年度の調達価格等算定委員会の論点案」調達価格等算定委員会（第 78 回）資料 1（2022 年 10 ⽉）p.28
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/078_01_00.pdf

51

37

再エネ特措法に基づく事業計画認定状況
再エネ特措法の下で FIT または FIP の⽀援対象となる事業計画の認定動向をみると、2022 年 9 ⽉時点の⾵⼒発電の事業計画認定容量は 16.3GW であり、そのうち未稼働の案件が 11.5GW ある52。
陸上⾵⼒は 2021 年より⼊札制度に移⾏し、2021 年度には 1GW の募集に対し 0.9GW、2022 年度は 1.3GW の募集に対し 1.3GW がそれぞれ落札された53。また洋上⾵⼒は、再エネ海域利⽤法の下で⼊札による事業者公募⼿続が⾏われており、選定された事業者は選定から 1 年以内に事業計画認定の申請を⾏う。2021 年には 4 海域合計 1.7GW 分の事業者が選定され、2022 年には 4 海域合計最⼤ 1.8GW 分の⼊札⼿続が開始した。

4. 2035 年までの導⼊量の推計
2035 年導⼊量の検討にあたっては、2050 年⾃然エネルギー100％に⾄る 2035 年の導⼊必要量を想定54し、前述した環境アセスメント及び電⼒系統への接続申込の状況などを踏まえ、これを政策的に加速することで、この想定値に到達可能かを検証した。
前述のとおり、⾵⼒発電の導⼊ポテンシャルは 656GW と膨⼤である。しかし、北海道エリアはその 49%の 320GW（最⼤需要の 64 倍）、東北エリアは 23%の 153GW（最⼤需要の 10 倍）を占める。⾵⼒発電による電⼒量供給を⾶躍的に増加させるためには、広域的な配置による発電出⼒の平滑化効果を活⽤した安定供給も考慮する必要がある。また、
導⼊ポテンシャルは、詳細な現地調査結果により増減する可能性がある。
こうした事情を考慮しながら、⾵⼒発電の導⼊可能性を検討すると、各エリアの導⼊設
備容量については、2021 年度最⼤需要の 6 倍もしくは、各エリアの⾵⼒発電導⼊ポテン
シャルの約 50%を上限に開発することで、全国の合計で陸上⾵⼒ 70GW、洋上⾵⼒ 110GW（着床式 45GW、浮体式 65GW）の合わせて 180GW（552.8TWh）の導⼊を⾒込むことができる。この時、北海道エリアは、ポテンシャルの約 10%に当たる 29.3GW（最⼤需要
⽐ 5.8 倍）、東北エリアは 72.2GW（最⼤需要⽐ 4.8 倍）となる（図３-12）。

経済産業省資源エネルギー庁ウェブサイト「再⽣可能エネルギー電気の利⽤の促進に関する特別措置法 情報
公表⽤ウェブサイト」2023 年 2 ⽉ 17 ⽇更新のデータによる。
53
電⼒広域的運営推進機関ウェブサイト「再⽣可能エネルギー電気特措法による⼊札制度」陸上⾵⼒第 1 回及び第 2 回⼊札結果参照。https://nyusatsu.teitanso.or.jp/
542050 年に必要な発電容量を実現するため毎年の導⼊量を徐々に増加させていく成⻑曲線（S 字カーブ）の当てはめを⾏い、2035 年度時点の導⼊必要量を推計した。
5238

図３-12：エリア別 2050 年⾵⼒発電導⼊⽬標と 2021 年度最⼤需要実績出典）⾃然エネルギー財団作成

この 180GW の導⼊量を 2050 年に達成するために、陸上⾵⼒・洋上⾵⼒（着床式）
・洋
上⾵⼒（浮体式）それぞれの成⻑曲線を当てはめると、2035 年度の⾵⼒発電の導⼊量は、
陸上⾵⼒ 34.4GW、洋上⾵⼒ 25.4GW（着床式 20.5GW、浮体式 5GW）
、合計 59.8GW と⾒込まれる（図３-13、表 3-2）
。また、各年度における新規導⼊量は図３-14 のとおりであ55
る 。
図３-13：2050 年に向けた⾵⼒発電導⼊ロードマップ

出典）⾃然エネルギー財団作成

55

なお、20〜25 年周期の定期的な設備更新が⾏われることにより、⾵⼒発電産業は維持・継続される。

39

表３-2：⾵⼒発電の導⼊量実績と導⼊⾒込み年度

導⼊量実績と⾒込み（GW）
陸上

洋上着床 洋上浮体 洋上合計 ⾵⼒合計

2020実績

4.2

0

0

0.2

4.3

2030

20.8

10.1

0.1

10.2

30.9

2035

34.4

20.5

5

25.4

59.8

2040

49.2

32.4

21.6

54.1

103.2

2045

62.3

42.3

46.6

88.9

151.3

2050

70

45

65

110

180

出典）⾃然エネルギー財団作成

図３-14：⾵⼒発電の単年度新規導⼊量（〜2050 年）

出典）⾃然エネルギー財団作成

以上のポテンシャルと安定供給を考慮した導⼊量について、現在の環境アセスメント実
施状況や系統への接続申込の状況から実現可能性を確認する。⾵⼒発電設備の建設には、事業決定から陸上⾵⼒で 4 年程度、洋上⾵⼒で 6 年程度の期間を要する。上述のとおり、
環境アセスメント⼿続や送電網への接続⼿続がこうした期間の重要な部分を占める。
陸上⾵⼒については、環境アセスメント実施中の案件のうち、2030 年度までに、準備書段階と評価書段階のものは全て、⽅法書段階のものは 80%、配慮書段階のものについては
計画初期段階のものが多いこともあり、20%が運転開始すると想定する56。これにより、
現在の環境アセスメント実施中の案件合計で 2030 年度までに 18.5GW の導⼊が可能な⾒2021 年のエネルギー基本計画の検討では、⽅法書⼿続き開始後の稼働率を 70％としていたが、運転開始期間の短縮などを⾒込み、本推計では 80％としている。

5640

通しである。これに 2021 年実績（4.6GW）を加えると 23.1GW になるので、2030 年度導
⼊⾒込み（20.8GW）を上回る。
他⽅、2020 年 2 ⽉から 2023 年２⽉までの直近 3 年間における環境アセスメント実施中
案件の年平均増加量は、準備書と評価書が 0.9GW、⽅法書が 1.0GW、配慮書が 1.3GW であり、これらが 2023 年度以降も継続し、上記と同等の割合で運転を開始すると想定すると、年平均 2.0GW（0.9+1.0×0.8+1.3×0.2）となり、2030 年度までの 7 年間における新規環境アセスメントにより 2035 年度までに 14ＧＷが運転開始される。これを 2030 年度
時点までの 23.1GW に加えると 37.1GW となり、ほぼ 34.4GW の導⼊可能性が⾒える。
洋上⾵⼒については、現在公募中のラウンド 2 までが運転開始すると累積で 4.3GW、
これに「有望な区域」で開発可能性のある設備容量が運転開始すると累積で 6.4GW となる。また「⼀定の準備段階に進んでいる区域」において環境アセスメント実施中の平均設備容量（同⼀海域で複数の環境アセスメントが実施されている場合は当該海域での開発容量の平均値）が運転開始すると累積で 11.8GW になる。さらに準備段階に⾄っていない海域においても、環境アセスメント実施中の平均設備容量で運転開始すると仮定しても累積で 14.3GW にとどまる。
第６章で述べるように、特に洋上⾵⼒発電の導⼊加速には規制改⾰による開発期間の短縮が必要である。こうした取組により、促進区域の指定が 2030 年度まで着床式洋上⾵⼒で 2GW/年程度の規模で、浮体式洋上⾵⼒は 1GW/年程度で継続的に⾏われることにより、2035 年度までに 25.4GW の導⼊をめざすことが可能となる。
系統接続申込状況と照らし合わせると、2030 年度までに接続契約申込段階の案件の 80%、
洋上⾵⼒の重複エリアを考慮して接続検討申込段階の案件の 10%が系統連系すると想定す
ると、29.1GW の導⼊が可能な⾒通しである。これに 2020 年実績（4.2GW）を加えると34.3GW となるので、陸上⾵⼒と洋上⾵⼒の合計で 2030 年度導⼊⾒込み（30.9GW）の達成可能性が⾒える。また、2019 年度から 2022 年度までの過去 3 年間における接続申込の年平均増加量は、接続契約申込が 3.0GW、接続検討申込が 3.0GW であり、今後も同様の状況が継続すると想定すると、年平均 2.7GW（3.0×0.8＋3.0×0.1）の増加が⾒込まれる。
これに加えて、上述した洋上⾵⼒の促進区域の指定規模（着床式・浮体式合計 3GW/年程度）が国による系統確保スキーム適⽤分として系統連系可能量に加わると、2035 年度までに合計で 59.8GW に達することになる。なお、この実現には、地域内基幹送電線と地域間
連系線の新増設が併せて求められる。
以上のとおり、2035 年の⾵⼒発電の導⼊量達成には、案件形成のスピードアップが前提となる。
環境アセスメントや系統接続を含む各種⼿続の迅速化や合理化（規制緩和を含む）に取り組むことが必要である。

⾵⼒発電の発電量
陸上⾵⼒発電は、4MW 超クラスでハブ⾼さ 90ｍ、洋上⾵⼒発電は 10MW 超クラスでハブ⾼さ 140ｍを想定し、この地上⾼（海⾯⾼）における⾵況から低⾵速仕様のパワーカー
ブをもとに、発電量を算出した。⾵況については、最低年平均⾵速（陸上で 6.5m/s、洋上着床式で 7.5m/s、洋上浮体式で 8.0m/s）以上で 0.5m/s 単位のポテンシャルを同⼀⽐率で開発すると仮定している。その際、系統エリア別にポテンシャルデータを参照し、地域に41

よる⾵況の違いも考慮した。⾵⼒発電設備の⼤型化および⾵況を考慮すると、特に、⾵況の良い、北海道・東北エリアで、設備利⽤率が⼤きく増⼤する。
2035 年度における⾵⼒発電の発電量は、陸上⾵⼒・洋上⾵⼒合計で 174.0TWh と推計
された。

まとめ
以上をまとめると、⾵⼒発電の導⼊可能量は表３-3 のとおりである。
表３-3：2035 年度の⾵⼒発電の導⼊設備容量と発電量
設備容量（GW）

発電量（TWh）

実質設備利⽤率

陸上⾵⼒

34.4

92.2

30.60%

洋上⾵⼒（着床式）

20.5

64.8

36.20%

洋上⾵⼒（浮体式）

5

1739.10%

59.8

174

33.20%

合計（注）実質設備利⽤率とは、理論上の設備利⽤率に⾵速出現分布の相違性と利⽤可能率を考慮したもの。各合計値
は、四捨五⼊により異なる場合がある。
出典）⾃然エネルギー財団作成

42

第４章

⾮変動型⾃然エネルギーの導⼊可能性

2035 年の⽇本において、電⼒供給の量的な主⼒を占めるのは、太陽光発電と⾵⼒発電になる。しかし、バイオエネルギー、⽔⼒、地熱の他の⾃然エネルギーを⽤いた発電は、それぞれ固有の特性を持ち、変動型の太陽光発電と⾵⼒発電を補完し、電⼒供給系統の安定化に寄与することが期待できる。このような重要性を考慮しつつ、本章において、それぞれの導⼊可能性を検討する。

第１節

バイオエネルギー発電の導⼊可能性

1. バイオエネルギー発電開発の現状
現在の導⼊状況
FIT 制度により導⼊が進み、2021 年度末時点で、FIT 以前の RPS 法（電気事業者による新エネルギー等の利⽤に関する特別措置法）時代の認定案件を含め 5.6GW が稼働している。認定容量は、⼀般⽊質・農業残渣区分を中⼼に 11GW 程度あるが、2024 年 11 ⽉に多くが運転開始期限を迎え、失効する案件も多いと⾒込まれている。
これに加えて、FIT によらない発電として、製紙業などを中⼼に、産業⽤の⾃家発電がある。これらの多くは⾼温の蒸気も供給できる、いわゆる熱電併給（コジェネ）になっており、9.0TWh 程度の発電量があると推計される。
表４-1：バイオエネルギー発電の現状（FIT 制度のみ、2021 年度末時点）
稼働容量

認定容量

METI

（GW）

（移⾏認定分含む）(GW)

⻑期⾒通し

メタン発酵ガス

0.1

0.15

0.18

未利⽤⽊質

0.48

0.69

4.34

⼀般⽊質・農業残渣

2.54

7.1

建設廃材・⼀般廃棄物・RPS等

2.52

2.7

3.5

合計

5.64

10.6

8.02

注）案件によってはバイオマス以外の燃料（化⽯燃料やバイオマス以外の廃棄物）も使⽤することがあるため、使⽤燃料のバイオマス⽐率を考慮した容量のみが集計されている。
出典)資源エネルギー庁 FIT 統計より⾃然エネルギー財団作成

ポテンシャル
バイオマス資源のポテンシャルについては、農林⽔産省が「バイオマス種類別の利⽤率等の推移」として発⽣量と利⽤量・利⽤率を取りまとめているが、この中には堆肥利⽤なども含まれているため、エネルギー利⽤可能な量を把握することを難しくしている。
⽊質バイオマスのうち間伐材等の森林バイオマスについては、林野庁が策定する「森林・林業基本計画」の中で、エネルギー基本計画と整合的に⽬標設定されている。2030 年の⽬

43標量は 900 万 m３となっている。2021 年時点での利⽤量は 800 万 m3 を上回っていることから、利⽤量を⼤幅に増加させることは難しいと考えられる57。
輸⼊バイオマスについては、導⼊量が確実に増加している。また、FIT 制度で⽤いることができる燃料は、⽊質バイオマス（チップ・ペレット）、PKS、OPT の 3 種類だったが、2023 年 4 ⽉以降、EFB やココナッツ殻などの⾮可⾷かつ副産物である農業残渣が追加され、燃料の選択肢が広げられた。このようなことから、持続可能な利⽤可能量は相当量あると考えられるが、発電以外の熱供給や持続可能な航空燃料（SAF）原料としてのニーズも⾼まっていることから、慎重な検討が必要である。
政府や業界団体等の導⼊⾒込み
第 6 次エネルギー基本計画において、2030 年の導⼊⾒通しは 8.0GW（47TWh）と第 5次の計画時の 6〜7GW(39.4〜49TWh)から引き上げられた。業界団体であるバイオマス発
電事業者協会は、会員企業の情報に基づき、⽊質バイオマスについて 2030 年に 5.56GW（未利⽤材を除くと 5GW）との導⼊⾒込みを⽰している。
エネルギー基本計画で考慮されているのは FIT 案件のみである。これに加えて、2021 年に改正されたエネルギーの使⽤の合理化等に関する法律（省エネ法）に基づき、バイオマ
ス燃料も⽯炭の代替燃料として利⽤される可能性がある。同法が対象とするのは、⾃家発電設備により、電気だけではなく、製造プロセスで⽤いる蒸気の⽣産にも⾏う、いわゆる熱電併給（コジェネ）プラントであり、エネルギー効率は⾼い。産業部⾨のエネルギー使
⽤量の４割を占める主要５業種（鉄鋼業・化学⼯業・セメント製造業・製紙業・⾃動⾞製造業）に対して、国が⾮化⽯エネルギー転換の⽬安を提⽰することになった。この中で、⾃動⾞製造業を除いては、それぞれ⽯炭の削減量の⽬安が⽰されている（表４-2）。
表４-2：改正省エネ法に基づく主要産業の⽯炭の削減率の⽬安
⽯炭消費量（100万トン）

鉄鋼（⾼炉）

製紙

セメント

合計

53.2

16.6

5.2

9.6

84.5

2

30

30

28

-

1.1

5

1.6

2.7

10.4

削減率（%）
削減量（100万トン）

化学

注）鉄鋼の削減率は、消費原単位ベース。
出典)資源エネルギー庁「エネルギー需要サイドにおける今後の省エネルギー・⾮化⽯転換政策について」（第 38
回少エネルギー⼩委員会、2023 年 2 ⽉ 15 ⽇）より、⾃然エネルギー財団作成

これに加えて、既存の⽯炭⽕⼒発電所の改修により、最終的にバイオマス発電に 100％
転換する場合は、2023 年度から始まる⻑期脱炭素電源オークションの対象となっている。
ここで重要となるのは、使⽤する⽯炭の⼀部をバイオマスに置き換える混焼ではなく 100％転換とし、⽯炭利⽤のフェードアウトという⼤きな⽅針と整合的なものにすることである。

エネルギー作物や早⽣樹などの活⽤も考えられるが、その利⽤可能性についての経済的・量的な検討は⼗分に⾏われていない。

5744

⽯炭⽕⼒発電のバイオマスへの 100％転換はイギリスなどですでに事例があり、特段の技
術的課題は存在しない。

2. 2035 年までの導⼊量の推計
売電⽤バイオエネルギー発電（主に再エネ特措法）
上記の状況を踏まえ、主に再エネ特措法の⽀援を受ける売電⽤バイオエネルギー発電の⾒通しを下記のように設定した。
・ メタン発酵Ø

緩やかであるが認定量は確実に増えており、今後も農畜連携によりメタン発酵後の液肥の有効利⽤が⾏われることや、下⽔汚泥についても肥料利⽤が進む中でエ
ネルギー利⽤との両⽴により、エネルギー基本計画の 2030 年導⼊⾒込みと同じ
く、0.16GW までの導⼊が進むと想定した。

・ ⽊質系（未利⽤⽊質＝国産材）
Ø

国産材の供給量の上限から、エネルギー基本計画の 2030 年⽬標まで増加した後、2035 年まで同様の⽔準を維持するものと想定する。なお、2035 年には、FIT の買取価格が終了するいわゆる「卒 FIT」案件も出始めているが、今後も運転が継続されることを⾒込む。

・ ⽊質系（⼀般⽊質・農作物残渣＝輸⼊材）
Ø

業界団体の未利⽤材を除いた予測（5GW）が達成され、頭打ちとなることを想定。

Ø

燃料については価格が上昇傾向にあり、調達が滞る場⾯が出ている。こうした事
業環境の変化を受けて、FIT から FIP へ切り替えるプラントもあると想定される。
そのため、設備利⽤率は下⽅修正する必要がある。

・ 建設廃材、⼀般廃棄物（旧 RPS を含む）
Ø

廃材・廃棄物ともに⼈⼝減少などの要因から、発⽣量の増加は⾒込まれないため、エネルギー基本計画の 2030 年⽬標まで増加ののち、2035 年まで同様の⽔準を維持するものと想定する。

FIT によらない⽯炭⽕⼒からの転換（⾃家⽤バイオエネルギー発電を含む）
省エネ法などの枠組みで、産業⽤の⾃家発電および既存の⽯炭⽕⼒発電所のバイオマス
への燃料転換が⼀定程度進むと想定される。⽯炭の代替燃料としては、従来の⽊質ペレッ
トに加えて、バイオマスを加熱処理して形成したブラックペレットの開発も進んでいる。
ブラックペレットは、⽊質バイオマスだけではなく、幅広い種類の農業残渣が使⽤可能であり、供給⼒を拡⼤できる可能性がある。現状では商業⽣産は始まっていないが、出光興産が現状の⽯炭販売量の熱量ベースで１割に相当する量の⽣産を 2030 年までに実現する45

ことを⽬指している58。同様の動きが他社にも⾒られる他、⽯炭⽕⼒発電所を買い取ってバイオマス発電所に転換する計画も発表されている59。
そのため、2030 年度までは現状の発電量（9.0TWh）が維持されるが、2035 年度にかけては、これに加えて、⽇本全体で現状の⽯炭発電の１割（およそ 30TWh）がバイオマス
燃料に転換されると想定する。なお、このバイオマス燃料は、産業⽤の⾃家発電設備を中⼼に、⽯炭⽕⼒の延命ではなく、2035 年までにバイオマスに 100％転換されたプラントで使⽤されるものとする。
まとめ
以上に基づき、2035 年度のバイオエネルギー発電量を計算すると 85.7TWh になる。設
備利⽤率については、調達価格算定委員会で報告されている最新の数字を参考に、各区分ごとに設定した。なお、2030 年時点では、FIT 案件が概ね上限に達する⼀⽅で、⽯炭⽕⼒からの転換は本格化しないと予測されるため、発電量は 59.6TWh であると⾒込まれる。
この数字は、第 6 次エネルギー基本計画での野⼼的⽔準の数字 47TWh と⽐べると、⼤きな数字になっている。この違いは、主には⾃家発電での現状での利⽤（9.0TWh）および、今後の既存⽯炭⽕⼒からの転換（30TWh）の増加を⾒込んでいるためである。
なお、バイオエネルギーの利⽤にあたっては、国産・輸⼊を問わず、その持続可能性に⼗分配慮することが重要である。FIT 制度においては、農作物残渣バイオマスについて、
環境・社会などの項⽬を網羅した持続可能性基準を整理し、その証明に⽤いることができる第三者認証の認定を⾏っている。また、今後増加すると予測される省エネ法の枠組みでの⾃家発電利⽤や⻑期脱炭素オークションにおいても、FIT 同様に、持続可能性基準への遵守を求めていく必要がある。
表４-3：2035 年のバイオエネルギー発電の年間発電量の予測（まとめ）

設備容量

設備利⽤率

発電量

（GW)

（％）

（TWh）

メタン発酵ガス

0.16

0.6

0.8

未利⽤⽊質

0.55

0.75

3.6

5

0.65

28.5

3.5

0.45

13.8

⼀般⽊質・農作物残渣
建設廃材、⼀般廃棄物、RPS等
⾃家発電＋既存⽯炭⽕⼒からの転換

-

合計

-

39

9.2 -

85.7

出典)⾃然エネルギー財団作成

出光興産株式会社「出光 2050 ビジョン・中期経営計画」
イーレックス株式会社「「⽷⿂川発電所」の株式譲渡契約締結のお知らせ−脱炭素に向けた⽯炭⽕⼒トランジ
ションの推進−」（2022 年８⽉１⽇プレスリリース）

58
59

46

第２節

⽔⼒発電の導⼊可能性

1. ⽔⼒発電開発の現状
現在の導⼊状況2021 年度末の⽔⼒発電（揚⽔発電を除く）の総設備容量は、10 電⼒接続状況によれば22.5GW である。2021 年度の発電量は、総合エネルギー統計によると 77.8TWh だった。
このうち 30MW 未満の中⼩⽔⼒については、
FIT により 2021 年度末までに 0.83GW が新規導⼊された。FIT 制度開始前にすでに 9.6GW が開発されていたが、リプレース分もあり、これらを合わせて現状では 9.8GW が導⼊されていると報告されている60。加えて未稼働の認定設備が 1.6GW 存在している。さらに、30MW 以上の⼤⽔⼒の容量が 12.8GW存在する61。
導⼊ポテンシャル
包蔵⽔⼒調査62によれば、未開発の⽔⼒発電は 11.７GW（発電量で 44.1TWh）あり、現
状⽐でおよそ 1.5 倍に拡⼤できる可能性があることが分かる。特に中⼩⽔⼒において未開
発のポテンシャルが多いが、開発地点の奥地化・出⼒の⼩規模化により経済性や⾃然・社
会関係上の制約、系統接続の問題などがあるとの指摘もある63。
⼀⽅で環境省 REPOS では、中⼩⽔⼒について事業性を考慮した導⼊ポテンシャルとして、追加的に 3.21〜4.21GW の設備容量（17.4〜22.6TWh）があると推計している。
政府や業界団体等の導⼊⾒込み
第 6 次エネルギー基本計画では、中⼩⽔⼒についてこれまでの導⼊実績や業界⾒通しを考慮した上で、2030 年までに 0.5GW の増加により 10.4GW の稼働を⾒込んだ。これは2015 年の⻑期需給⾒通しの 10.9〜11.7GW を下⽅修正した⽬標設定となった。
⼤⽔⼒については、努⼒継続・政策強化のいずれにおいても、容量の増加は⾒込まれていない。ただし、「既存発電の有効活⽤」として、発電設備のリプレースや効率的なダムの運⽤によって 8TWh の発電量の増加を込んでいる。
合計すると⽔⼒全体では、政策強化ケースの場合は 23.2GW で 93.4TWh の発電量となり、施策の強化により 5TWh を上積みし、98TWh の発電量を野⼼的⽔準としている。

資源エネルギー庁「中⼩⽔⼒発電について」（第 81 回調達価格算定委員会、2022 年 11 ⽉ 1 ⽇）
これに加えて、揚⽔発電の容量が 27.5GW 存在するが、揚⽔発電は、別の発電設備が発電した電⼒を⽤いて汲み上げた⽔の位置エネルギーを使って、主に電⼒不⾜時に発電するものであり、⼀種のバッテリーである。
電⼒供給の時間的な平準化において重要な役割を果たすが、ここでの発電能⼒および発電量の計算には含めていない。
62
包蔵⽔⼒とは、発電⽔⼒調査により明らかとなった我が国が有する⽔資源のうち、技術的・経済的に利⽤可能な⽔⼒エネルギー量のこと。
63「2030 年中⼩⽔⼒発電の導⼊⾒込みについて」中⼩⽔⼒発電 4 団体（2021 年 3 ⽉ 22 ⽇）
60
61

47

この 5TWh の積み上げのために、内閣府の⽔循環政策本部が⽔循環政策における再⽣可能エネルギーの導⼊促進に向けた「ロードマップ」および「数値⽬標」を策定し、定期的に更新を⾏っている。2022 年 9 ⽉末時点の最新の数値⽬標によれば、2030 年までに既存ダムの嵩上げにより 81GWh、発電機の交換により 245GWh などの増加が⾒込まれる。これらのダム関連の施策に加えて、⽔道施設で 188GWh（太陽光パネル設置も含む）農業⽤
⽔で 15.1GWh、⼯業⽤⽔道で 5.4GWh、下⽔道 0.42GWh なども⽬標⽴てされている。
ただし、これらを合計しても 600GWh 弱にとどまり、発電量増加のためには、全部で72 ダムで実施することを⽬標としているダムの運⽤改善が重要になっていることが分かる
が、発電量の増加量は明らかになっていない64。

2. 2035 年までの導⼊量の推計
⽔⼒のエネルギー利⽤にあたっては、近年の⽔害や⼟砂災害の増加などを鑑み、地域の治⽔と利⽔のバランスを前提に、地域の⽔資源の活⽤を構想することが重要である。
中⼩⽔⼒
まず、FIT 認定案件については、リードタイムは 1MW 未満では 2 年、3MW 未満でも4 年程度であり、しかも認定された案件は確実に稼働するという傾向がある。これまでの年間の平均導⼊量は 102MW であるが、直近 3 年間では 154MW となっている（図４-1）。
加えて近年の FIT 認定量も増加傾向にあり、2020 年度は 267MW、2021 年度は 855MWとなっており、将来的な導⼊量は増加することが期待できる。
図４-1：FIT による中⼩⽔⼒発電の年間導⼊量の推移
200180

導⼊量（MW/年度）

160
140
120
100
80
60
40
20
0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

年度
200kW未満

200kW以上

1MW以上

1MW以上

5MW以上

1MW未満

3MW未満

5MW未満

30MW未満出典)資源エネルギー庁 FIT 統計より⾃然エネルギー財団作成（⼀社）⽇本プロジェクト産業協議会（JAPIC）は、既存ダム等の最⼤活⽤により、9.3GW の容量（32.4TWh の発電量）ポテンシャルが存在しているとの独⾃調査の結果を⽰している。

64

48

そこで本推計では、毎年およそ 140MW の導⼊量により 2022 年 3 ⽉末時点の未稼働案
件 1.6GW も含めて、2.0GW の容量増加を⾒込む。
エネルギー基本計画の想定は毎年 100MWであり、これよりは⼤きな数字であるが、直近 3 年間の導⼊量に⽐べればやや少ない想定である。これは、既存設備の更新による FIT 認定による重複分を考慮している。また、直近の認定量は⼤きいものの開発地の奥地化も進み、導⽔路トンネルなど慎重な⼯事が必要になっていることから、認定量が減少していく傾向も予測されるためである。
結果として、2035 年度末の中⼩⽔⼒の発電容量は 11.8GW となる。
⼤⽔⼒
前述のとおり、内閣府の⽔循環政策本部の主導により、国交省や農⽔省、都道府県など、各⾏政主体が所管するダム等において、
⽔⼒発電量を最⼤化させる対策が進むものとする。
これにより、容量の増加はないものの、発電量ベースで 7.5TWh の増加を⾒込む（ここには、⾮ FIT の中⼩⽔⼒の発電量も含まれる）。
まとめ
以上より、中⼩⽔⼒の発電量については、FIT 制度で買い取られる発電量について、予測される容量の増加量に⽐例して増加するものとする。
⼤⽔⼒については、
前述のとおり、
7.5TWh の増加を⾒込む。
以上をまとめると、⽔⼒発電の年間発電量は、2035 年時点での 99.6TWh と予測できる。
2035 年度まで均⼀のペースで成⻑すると想定すると、2030 年度では 93.1TWh となる。
表４-4：2035 年度の⽔⼒発電の年間発電量の予測（まとめ）分類

2021年度

中⼩⽔⼒

2035年度

9.8

11.1

11.8

12.8

12.8

12.8

合計

22.6

23.9

24.6

中⼩⽔⼒（FITのみ）

4.5

11.4

15.3

76.8

81.7

84.3

81.3

93.1

99.6

設備容量（GW) ⼤⽔⼒

発電量（TWh）

2030年度⼀般⽔⼒（⾮FIT中⼩⽔⼒を含む）
合計

注）⽔⼒発電の合計発電量は、2012 年度から 2021 年度の 10 年間平均。中⼩⽔⼒の発電量は、2021 年度の FITの買取電⼒量とし、残りを⼀般⽔⼒としている。
出典)⾃然エネルギー財団作成

49

第３節

地熱発電の導⼊可能性

1. 地熱発電開発の現状
現在の導⼊状況2021 年度末の地熱発電の総設備容量は 0.54GW（10 電⼒接続状況）であり、発電量は2.4TWh だった（総合エネルギー統計）。2021 年度末までに 220MW 分の地熱発電が FIT制度の事業認定を受け、そのうち 90MW が稼働している。このうち設備容量 10MW 以上の⼤規模地熱発電では、2011 年度末までに約 449MW が稼働しており、2012 年以降は約46MW が稼働した。地熱開発はリードタイムが 7 年から 10 年と⻑いこともあり、FIT 制
度が導⼊された 2012 年以降においても、地熱発電の導⼊量は微増に留まっている。
導⼊ポテンシャル
地熱発電における資源ポテンシャルは、
世界第３位の約 23GW を有すると⾔われている。しかし、現在⽇本において稼働している地熱発電の設備容量は前述の通り 0.54GW であり、活⽤されている地熱資源はわずか約 2.3%にすぎない。
65

環境省 REPOS によるポテンシャル調査では、合計では約 14.4GW（100.6TWh）のポ
テンシャルがあると⾒積られている66。また、事業性を考慮した地熱発電の導⼊ポテンシャ
ル67においても約 9GW〜11.4GW（発電量 63.0〜79.6TWh）と⾒積もっており、現状と⽐較して最⼤約 26 倍に拡⼤できる可能性があることがわかる。
政府や業界団体等の導⼊⾒込み
第 6 次エネルギー基本計画では、地熱発電についてこれまでの導⼊実績や業界⾒通しを考慮した上で、2030 年までに約 1.0GW の増加により 1.5GW の稼働を⾒込んでいる。地
熱発電の⼤幅な導⼊促進を⽬指すために、事業化の障害となる地熱資源調査や掘削調査な
どのリスクマネーの供給や技術開発への⽀援、⾃然公園法と温泉法などの運⽤⾒直し、地熱発電技術の確⽴と実⽤化に取り組むとしている68。また、環境省が実施している地熱開発加速化プランでは、10 年以上かかる地熱開発のリードタイムを最短 8 年程度にすることを⽬指し、科学的なデータの収集や調査で円滑な地域調整による案件形成の加速化を図る⽅針を⽰している69。

村岡洋⽂他「⽇本の熱⽔系資源量評価 2008, ⽇本地熱学会講演要旨集」（2008）
再⽣可能エネルギー情報提供システム（REPOS）我が国の再⽣可能エネルギー導⼊ポテンシャル（令和 4 年
4 ⽉） https://www.renewable-energy-potential.env.go.jp/RenewableEnergy/doc/gaiyou3.pdf
67
送電線敷設や道路整備等に係るコストデータ及び売電による収益データを分析に加え、経済的観点から⾒て導⼊可能性が低いと認められるエリアを除いたもの。 低位なシナリオ（FIT 価格よりも低い売電価格）〜⾼位
なシナリオ（FIT 価格程度）に分けて推計（シナリオ別導⼊可能量）
68
経済産業省「2050 年カーボンニュートラルに伴うグリーン成⻑戦略」（2021 年 6 ⽉ 18 ⽇）
69
環境省「地熱開発加速化プラン」（2021 年 4 ⽉ 27 ⽇）
65
66

50

⽇本地熱協会の調査では、調査開発中の地熱発電は約 0.29GW あり、新規地点として約0.28GW を⾒込んでいる。2030 年までの導⼊⽬標として約 1.44GW を⾒込んでおり70、全体の地熱資源ポテンシャルの約 6.1%としている。
表４-5：⽇本地熱協会による地熱発電導⼊実績及び⾒込み区分

2011年末時点

2012年度以降

調査・建設中

出⼒

出⼒

出⼒

件数
⼤規模
(10MW以上）
中規模(1-10MW）
⼩規模(1MW未満）
合計

（MW）

件数

（MW）

件数

新規地点（⽬標）

（MW）

件数

出⼒
（MW）

合計（⽬標）
件数

出⼒
（MW）

14

449

2(1)

46

22(2)

289

20

280

58(3)

1,065

3

13

6

25

48(1)

224

20

100

70(1)

362

1

1

59

8

33

7

20

3

113

19

18

463

67

79

103

520

60

383

238

1,437

（注）(カッコ)内数値はリプレース（更新）案件
出典)⽇本地熱協会資料（2022 年 7 ⽉末時点）より⾃然エネルギー財団作成

2. 2035 年までの導⼊量の推計
現時点で環境アセスメントを実施中の⼤規模地熱発電は、計 5 箇所で合計容量は 70MWである。これらの地熱発電所は、2023 年度から 2029 年度までに稼働する⾒込みである。
FIT 制度で 15MW 以上の地熱発電の買取価格が 26 円/kWh と低く設定されているため、
現在進められている地熱開発の多くは買取価格が 40 円/kWh になる 15MW クラス未満のものが多い。
このように、環境アセスメントの進捗状況を⾒ると、エネルギー基本計画で⾒込まれている 1GW の追加導⼊の⽬標には遠く及ばない。⽬標を達成し、⽇本における地熱発電のポテンシャルを活かすためには、下記のような地熱発電のプロセスの課題を解決する必要がある。
地熱発電の開発には、地熱資源を活⽤する資源調査をはじめ、発電所を設置するエリア
までの系統連系、さらに発電所予定地の周辺に住む温泉事業者との合意形成を⾏うプロセ
スが必要になる。しかし、そもそも実際は、必要な掘削等による地熱資源調査が、地域の合意を得られずに進まない状況にある。

70

令和 3 年 3⽉22⽇ 第 30 回再⽣可能エネルギー⼤量導⼊・次世代電⼒ＮＷ⼩委員会（⽇本地熱協会資料）51

表４-6：⼤規模地熱発電の稼働⾒込み（環境アセスメント実施中）
都道府県

市町村

発電所

出⼒

稼働予定

環境アセスメント

1

北海道

函館市

恵⼭地熱発電事(仮称）

9.9

2028年

⽅法書

2

岩⼿県

⼋幡平市

松川地熱発電所(更新)

14.9

2025年

評価書

3

秋⽥県

湯沢市

⽊地⼭地熱発電所(仮称)

14.9

2029年

⽅法書

4

秋⽥県

湯沢市

かたつむり⼭発電所(仮称）

14.9

2027年

評価書

5

岩⼿県

⼋幡平市

安⽐地熱発電所

14.9

2024年

評価書

出典）環境省 環境影響評価情報⽀援ネットワーク（http://assess.env.go.jp/）より⾃然エネルギー財団作成

この背景には、調査⽬的も含め地熱開発のための掘削許可は、温泉法の規定により地元
温泉事業者や学者等で構成された審議会などの合議制機関によって決定ことがある。これ
らの審議会は各都道府県に設置されており、事業ごとに掘削許可の審議が⾏われるため、許可を得るための時間を要する。また、これらの審議会は温泉利⽤を⽬的とした審議を主としているため、地熱案件に関する専⾨的な審議基準が設定されていない。特に問題なのは、審議会で地熱開発の許認可を検討する際に、地熱開発の規模が妥当かどうか、審議の前に掘削調査でその地域の地熱資源量を把握する必要があるが、調査⽬的の掘削についても同様の許認可が必要となることである。現状では、地熱資源調査⽬的の掘削許可と地熱資源開発⽬的の掘削許可が明確に区分けされておらず、調査⽬的の掘削も開発⽬的の掘削と同じ許認可のハードルが課せられている状態である。そのため、多くの地熱資源の有望地域では、地熱資源量把握のために必要な掘削調査の許認可の段階で⾜踏みしている地域が多く⾒られる。
加えて、⽇本における地熱開発には明確なルールとプロセスが制定されていないため、各事業者や関係者が各々に地熱開発を進めざるを得ない。
温泉事業者が懸念しているのは、
開発事業者と地域住⺠の間で取り決めた合意内容を遵守されるかどうかである。⾃治体の条例や法律で制限しない場合、これらの合意内容の遵守に関する罰則規定がない上に、源泉枯渇などの影響を科学的に⽴証することは難しく、地域住⺠は開発事業者によって合意内容がうやむやにされる可能性を危惧している。
このように、
現状の地熱開発に明確なルー
ルと透明性を確保できていないため、地熱資源の先⾏利⽤者は不信感や不安感が募り、前述の審議会による掘削許可を出しにくい状況を⽣み出している。
したがって、導⼊量を拡⼤するためには、地熱発電の導⼊促進に向けた制度を整備し、事業環境の改善を⾏うことで、本来の地熱発電の導⼊ポテンシャルを活かすことが必要である。導⼊が必要な制度のひとつは、地熱発電の事業環境をルール化する地熱法を制定することであり、その中で以下の事項を定める必要がある。
・ 国主導による全国的な地熱資源調査のための掘削調査の実施：1980 年代に実施した国主導の調査で得たデータ71をもとに、調査⽬的の掘削調査として各都道府県の審議会の許認可に関係なく、国主導で全国の地熱資源調査を実施し、各地域の地熱

71

NEDO「地熱開発促進調査」（1980~2009）https://geothermal.jogmec.go.jp/report/nedo/index.html

52

資源量を把握する。各地域の地熱資源量をより正確に把握することで、各地域に適
切な地熱発電の規模を設定し、各都道府県における審議会の許認可⼿続きの判断材料の⼀つとする。
・ 地熱ゾーニング：国主導で実施した掘削調査と環境アセスメントをもとに、環境保護すべきエリアと地熱開発を可能とするエリアを分類するソーニングを実施し、開発事業者や地域住⺠に対して開かれた地熱開発を⽬指す。その際に、地熱開発可能エリアとして分類する前に、地熱資源量調査で得たデータをもとに適切な発電規模を決定する。地熱開発⽬的の掘削と発電規模について各都道府県の審議会の許認可を経て、ゾーニングを決定した時点で事業者選定に移⾏できる状態とする。また、開発の条件として事前に地域住⺠と合意した内容は、国など第三者機関によってその施⾏状況を確認する。これらの合意内容は全国共通のルールとして国が制定するのも⼀案である。
・ 地熱セントラル⽅式：地熱資源量調査データをもとに、地熱ゾーニングで分類された地熱開発可能地域において、開発事業者に対して開かれた⼀般⼊札を実施し、開発事業者を決定することで、各地域の地熱資源量に適した地熱開発の規模を維持する。さらに、同じ地熱地域で複数の開発事業者が乱⽴する開発を防ぐこともできる
ことで、地域と共⽣する地熱開発を促進しやすい環境をつくる。
これらの措置により地熱発電の事業環境が改善されれば、参⼊する企業と受け⼊れを希望する地域関係者で共⽣する地熱発電づくりの促進につながると考えられる。地熱開発事
業の成⻑の予⾒性が確保されれば、現在不⾜している地熱関連⼈材の育成促進にも繋がる。
まとめ
地熱発電の導⼊拡⼤には、上記のような制度改⾰が必要である。これらの制度改⾰が今すぐに着⼿されたとしても、リードタイムが⻑いため 2030 年頃までの増加は期待できな
いが、2031 年度から 2035 年度までの間の 5 年間で、毎年 200MW ずつ合計約 1GW の導⼊の実現が可能となる。この結果、2035 年時点での地熱発電の発電容量は 1,651MW、年間発電量は 11.5TWh と予測できる。

53

表４-7：2035 年の地熱発電の年間発電量の予測（まとめ）分類

2021年度 2030年度 2035年度

⼤規模（10MW以上）
中規模
設備容量（MW) （1MWから10MW）
⼩規模（1MW未満）
合計

495

562

1,521

38

72

106

9

17

24

542

651

1,651

3.9

10.7

0.5

0.7

0.1

0.1

4.5

11.5

⼤規模
（10MW以上）
中規模
発電量（TWh） （1MWから10MW）
⼩規模（1MW未満）合計

2.4注）2030 年度および 2035 年度については、設備利⽤率をそれぞれ⼤規模（80%）
、中規模（75%）、⼩規模（60%）とした。
出典）⾃然エネルギー財団作成

54

第５章

2035 年における電⼒部⾨の電源構成

第１節

2035 年の電⼒需要の⾒通し

1. 2035 年のエネルギー（電⼒）需要に求められる野⼼2023 年 3 ⽉ 20 ⽇に発表された IPCC の第 6 次統合報告書は、進⾏する気温上昇に対し、各国が提出した現在の NDC（Nationally Determined Contribution：国が決定する貢献）が⽰す 2030 年までの世界の GHG 排出量では、今世紀中に 1.5℃を超える可能性が⾼いとして、世界の GHG 排出量を、2019 年⽐で 2030 年までに 43％、2035 年までに 60%
削減することが必要としている。
第 6 次エネルギー基本計画では 2030 年度のエネルギー・電⼒需要は、表５-1 のように想定されている 。この需要想定は、2030 年度の GHG 排出量を 2013 年度⽐で 46％削減する⽇本の NDC ⽬標に対応するため、それまでの計画のマクロフレーム―経済成⻑率や主要産業の⽣産量、交通需要等の予測を下⽅修正するとともに、省エネ対策を積み増しして作られたものである。
表５-1：第 6 次エネルギー基本計画における最終エネルギー消費・電⼒需要の⾒通し最終エネルギー消費（原油換算百万kℓ）
2013年度 2019年度

2030年度（BAU）

電⼒需要（TWh）

2030年度（省エネ

2013年度 2019年度

後）2030年度（BAU）

2030年度
（省エネ
後）

産業

168

156

150

140

365

342

387

331

業務

59

54

70

50

324

316

399

300

家庭

53

47

50

30

283

252

288

211

運輸

83

77

80

60

17

17

19

23

合計

363

335

350

280

990

927

1,092

864

（注）四捨五⼊により合計数値と⼀致しない場合がある。
(出典)資源エネルギー庁「2030 年におけるエネルギー需給の⾒通し（関連資料）」（2021 年 9 ⽉）および総合エネ
ルギー統計(2019 年度)

しかし IPCC の求める 2019 年を基準とする⼆酸化炭素の排出量削減は、は 2030 年までに 48％削減、2035 年までに 65％である。図 ５-1 に⽰すようにエネルギー基本計画のエネルギー起源 CO2 排出は 2019 年度⽐では 35％削減にしかならない。2035 年にむけては、最低でも IPCC が求めるレベル、すなわち CO2 排出を 2019 年度⽐で 65％削減、360
百万トンまで削減することを⽬標とし、その実現に向けた取組を進める必要がある。

55

図 ５-1：エネルギー基本計画の 2030 年⽬標と IPCC の求める⼆酸化炭素排出削減のレベル

エネルギー基本計画2030⽬標-35%(2019⽐)-45%

IPCCC 1.5℃⽬標
-48%
-65%

出典）資源エネルギー庁「エネルギー総合統計時系列表」、「2030 年度におけるエネルギー需給の⾒通し（関連資料）」より財団作成

２. 2035 年への需要削減対策の考え⽅
活動量の想定の基本的な考え⽅
現在のエネルギー基本計画の需要想定では、それまでの基本計画の想定とは異なり、経済成⻑率、主要な産業の⽣産量、業務ビルの総床⾯積の伸び、旅客・貨物輸送量といった各セクターの活動量を⽰す「経済⽔準の指標」の多くが下⽅修正された。
諸々の統計が 2019年までに漸減あるいは増加の逓減傾向を⽰していること、また 2020 年以降のコロナ禍の影響もあり、妥当な想定であるといえる。
ただし 2035 年の需要想定にあたっては、さらにその先を考えていく必要がある。特にサーキュラーエコノミー（循環経済）72への転換がその重要な視点である。2020 年代に、リサイクルはもとより、デザイン改良・素材変更・強度向上・軽量化・⻑寿命化等への取り組を強化し、循環型ビジネスモデルへの転換を進めていくことで、資源素材の消費量削減を図る必要がある。その結果、少なくとも素材産業の国内需要については、2035 年までに新規⽣産をリサイクルに置き換えていくことを開始し、⽣産量を低減させていくことが重要だ。サーキュラーエコノミーへの移⾏で全体的なエネルギー消費⽔準を削減していく
ことが将来の⼤きな削減ポテンシャルとなる。
こうした考え⽅を踏まえ、今回の⾃然エネルギー財団の想定では、各部⾨の活動量に反映されるマクロ指標を、エネルギー基本計画が想定する低減傾向がより強まるとして設定した。また、産業部⾨の最⼤の排出主体である鉄鋼業においては、⾼炉からリサイクル鉄

従来の 3R（リデュース、リユース、リサイクル）に加えて、資源投⼊量・消費量を抑えつつ、ストックを有
効活⽤しながら、サービス化等を通じて付加価値を⽣み出す経済活動。

72

56

を活⽤する電炉へのシフトを⾒込み、サーキュラーエコノミーへのステップの⼀つとしている。
⼀層の電化推進の必要性
脱炭素化への道筋の重要なステップとして、世界で共通に認識されているのが、⾃然エ
ネルギーの活⽤で脱炭素化を早期に進めることが可能な電⼒にエネルギー源をシフトしていく電化の推進である。エネルギー基本計画でも、こうした基本的な考え⽅は踏襲されているが、2030 年の需要想定では対策内容として広範に算⼊されているわけではない。たとえば、家庭・業務部⾨の省エネ対策にヒートポンプ式給湯器への代替が組み込まれている
ようだが73、家庭部⾨の暖房機器や、業務部⾨の空調熱源の電化については記載がなく、多くの電化が 2030 年以降に先送りされているように⾒える。
電化の中でもヒートポンプ技術を活⽤するものは、エネルギー源を化⽯燃料から電⼒に代替するだけでなく、エネルギー効率を⾶躍的に向上させることから、直ちに積極導⼊に取組むべきである。
コスト効率についても、家庭⽤給湯器など、他の機器と⽐較して既に経済的優位性を持つものもある。また、バッテリー電気⾃動⾞のように、近いうちにコストパリティを迎えるという予測が出ているものもある。適切な政策誘導があれば導⼊拡⼤を加速することができる。
懸念されることは、電化の推進による電⼒量の急増だが、ヒートポンプ機器は、そのエ
ネルギー効率の⾼さから、消費電⼒の増加は限定的である。すでに普及段階にある空調や給湯機器では、既存の機器の効率改善−省エネ効果も合わせ、電⼒消費の総量が抑えられる。2035 年の厳しい GHG 排出削減⽬標を達成するため、また 2050 年脱炭素社会のエネ
ルギー消費の最終形に直結するステップとしても、むしろ早い段階から電化シフトを計画し、そのための需給調整対策やインフラ整備などに本格的に取り掛かる必要がある。
産業部⾨の電化への取り組みの必要性
エネルギー基本計画の 2030 年度需要想定では、
省エネルギー量を想定するにあたって、「2015 年策定時のエネルギーミックスにおいて積み上げられている省エネ対策を⼟台として、2019 年度までの進捗を踏まえ・・・野⼼的に⾒直しを⾏った。
」としている。しかし省エネ量の⽬標値を部⾨別の最終エネルギー消費量（省エネ前）と⽐較すると、各部⾨の削減率は業務 19％、家庭 24％、運輸 25％であるのに対し、産業部⾨は９％にとどまっている。2019 年度⽐では、産業部⾨全体の最終エネルギー消費は 6％減、年率の削減は 0.4％未満である。
事業者ごとに⾒れば、省エネ法ベンチマーク制度で⽬標を達成しているのは、産業部⾨の 11 事業（業種）では 243 事業者中 79 事業者である74。残り 67％の事業者が⽬標を達成すれば、業種全体で⼤きな改善率が⾒込めることを考えれば、産業部⾨でのさら家庭部⾨における既存給湯器の更新では、他の機器からヒートポンプ機器への代替をまったく想定していな
かった前回のエネルギー基本計画と⽐較すると、省エネ量の内訳で電⼒消費が増加していることから、⼀部代替も計画していると推察できる。
74
2021 年度定期報告における達成事業者「令和４年度 第１回⼯場等判断基準 WG 改正省エネ法の具体論等について」資源エネルギー庁（2022 年 6 ⽉）
7357

なる省エネが実現する可能性は⾼い。具体的な対策としては、産業部⾨でも電化が省エネ対策として⼤きな効果を持っていることから、今回の財団の需要想定では、下記の取組を考慮して算定を⾏っている。
最重要の取組みは、電気ヒートポンプ式設備機器の導⼊である。例えば、産業プロセスの様々なところで使⽤されている⼩型還流ボイラーを産業⽤電気ヒートポンプで代替していくことは、設備改修も⽐較的容易であり、コスト効果が⾒込める場合も多く、広範に導⼊可能である。ボイラーの⽤途のうち、⼯場⽤空調については、多くの場合で代替が可能であり、加熱（低温加熱及び給湯・洗浄）、低温乾燥、そして⾼温利⽤についても⼀定の代替が⾒込める。
さらに⼯業炉についても、ヒートポンプ機器ほど⾼いエネルギー・コスト効果が⾒込め
ず、電⼒消費の増加も⼤きいが、電⼒供給が許す限り推進していくべきである。エネルギー基本計画では、経済的、熱量的、構造的に電化が困難な熱需要については、合成メタン・合成燃料の活⽤を選択肢として追求していくとして、⼯業炉の電化は 2030 年までは殆ど⾒込まれていない。しかし、電化が困難とされる経済的・熱量的・構造的な条件は変化している。2035 年までに導⼊可能な技術で、2050 年以降も使える技術として電化に投資していく必要性は⾼い。
とりわけ鉄鋼業においては、⾼炉の電炉シフトを進める必要がある。これは、スクラッ
プ鉄を活⽤するサーキュラーエコノミーの推進としても重要な取組みである。既存の⾼炉の 60％（⽣産能⼒ベース）は 2035 年までに設備寿命75を迎え、巨額の再投資を要する。
その設備更新の時期を捉えて⾼炉の電炉化に踏み切る戦略が必要となっている。同様に産業の設備の耐⽤年数は⼀般に 30 年以上と⻑期であることから、設備更新の時期を逃さないことが重要である。設備投資が⾼額になり負担をともなうからこそ、2035 年に向けて今から設備更新のタイミングを考慮し、計画的に取り組む必要がある。
運輸部⾨における電気⾃動⾞（EV）化の推進
運輸部⾨での電化、特に電気⾃動⾞（EV）の導⼊も積極的に組み込んでいくべき対策である。エネルギー基本計画では、2035 年に新⾞販売で電動⾞ 100％という⽅針のもと、省エネの取組みの⼀環として表 ５-2 のように普及・導⼊⾒通しを設定している。
この⽬標設定は、従来からの次世代⾃動⾞推進の流れで、ハイブリッド⾃動⾞を対策の中⼼とするものであり、EU76やカリフォルニアで進む乗⽤⾞の電化推進の流れとは性格を異にする。しかし、CO2 排出削減をさらに⼤きく積み増しする必要を考えると、⽇本でも燃料消費が残ってしまうハイブリッド⾃動⾞よりも、⼤幅な燃料削減とエネルギー効率の向上が可能な電気⾃動⾞へのシフト（EV 化）に拍⾞をかけていく必要がある。急速な拡⼤を可能にするためには、充電設備のインフラ整備を進める必要があり、⽣産から廃棄に

⾼炉は、約 20 年をサイクルとして炉の⼤規模改修（リライニング）が必要となる。
2023 年 3 ⽉ 28 ⽇、EU はこれまで⽰していた「2035 年以降内燃機関を搭載する新⾞の販売を事実上禁⽌の⽅針」を、⼆酸化炭素と⽔素（製造時の排出がほぼゼロに限る）から作る合成燃料を使う場合は認める⽅向で⽅針の⼀部を修正した。⽇本では HEV も認められる可能性が⽣じたとの報道もあるが、合成燃料使⽤に限定しており、また合成燃料は、⾼コストでエネルギー効率が低いことから、ごく⼀部のラグジュアリー・カーで使⽤される可能性が開かれただけである。

75
76

58

⾄るサプライチェーン全体の変⾰も必要になる。こうした広範な戦略・政策が⼤前提となるが、2035 年に向けては、EV 化を対策の中⼼に据えるべきだと考えられる。
表 ５-2：次世代⾃動⾞についての政府の普及・導⼊⾒通し2030年度導⼊・普及⾒通し「次世代⾃動⾞」の種類（エネルギー基本計画）

ハイブリッド⾃動⾞（HEV）

29%

電気⾃動⾞（EV)・
プラグインハイブリッド⾃動⾞（PHEV）

16%

燃料電池⾃動⾞（FCV）

1%

クリーンディーゼル⾃動⾞（CDV）

4%出典）導⼊普及⾒通し；2030 年度におけるエネルギー需給の⾒通し(関連資料)（2021 年 9 ⽉）より、⾃然エネル
ギー財団作成貨物⾞においても、エネルギー基本計画では８トン以下の商⽤⾞で 2030 年までに電動⾞の新⾞販売に占める割合を 20~30 %とすること、2040 年までに電動⾞と合成燃料を含めて 100％とするという⽬標を置くが、EV 化がどの程度進⾏するかの具体は⽰されていない。2035 年に合成燃料が適正な価格で広範に普及しているとは考え難いため、⼩型のトラックを中⼼に EV へのシフトを進めることが現実的かつ効果的な対策であると考える。
今回の需要想定では、上記の視点から、⾃動⾞、トラックなどで積極的な EV 化を⾒込んでいる。⾃動⾞の EV 化による需要量の増加は、今回の算定結果では、そのエネルギー
効率の⾼さも⼿伝い、総量としては電⼒需要全体の５％程度と、あまり⼤きくない。同時に職場や家庭での充電設備の充実、蓄電設備の併設、スマートチャージングや、デマンド
レスポンスなどの対策を合わせて導⼊することで、充電によるピークが⽣じないような⼯夫を進めることも重要になっていく。

2. 2035 年需要電⼒量の推計
上記の点を踏まえて、2035 年の電⼒需要の推計を⾏った。今回は主として電⼒需要に焦点を当てながらも、IPCC の求める排出削減に向けて、エネルギー需要全体の削減を進めることに留意した。推計結果は、表 ５-3 のとおりである。
2035 年における最終エネルギー需要は、原油換算で 254 百万 kl となった。2019 年度を基準とすると、24％の削減となっている。家庭、運輸と産業部⾨で削減が進んでいる。本
推計をエネルギー基本計画の 2030 年⽬標と⽐較すると、産業部⾨と業務部⾨でより⼤きなエネルギー削減を⾒込んでいる。
総電⼒需要は 850TWh となり、2019 年と⽐べると 8％の減少である。省エネによる電⼒削減を進め産業、業務、家庭部⾨で削減が進んだ。運輸部⾨はもともと電⼒消費が少な
いが、2050 年に向けて EV 化を進める計画としたため、最終エネルギー消費の削減に⽐べ、電⼒需要の削減が少なくなっている。

59

表 ５-3：2035 年エネルギー・電⼒需要の想定
最終エネルギー消費（原油換算百万㎘）
部⾨

電⼒需要 (TWh)

2013
年度

2019
年度

2030 年度
（エネ基）

2035
年度

2019
年⽐

2013
年度

2019
年度

2030 年度
（エネ基）

2035
年度

2019
年⽐

産業

168

156

140

113

-28%

365

342

331

299

-13%

業務

59

54

42

-23%

324

316

300

266

-16%

家庭

53

47

50
280
30

31

-34%

283

252

211

219

-13%

運輸

83

77

60

55

-29%

18

17

23

66

286%

合計

363

335

280

254

-24%

990

927

864

850

-8%

（出典）⾃然エネルギー財団作成

各部⾨の算定の概要は以下の通りである。
産業部⾨
産業部⾨の最終エネルギー消費は、2019 年度⽐で 28％削減と想定した。エネルギー基
本計画の 2030 年⽬標と⽐較すると 20％低い⽔準となっている。電⼒需要は 299TWh で2019 年度⽐ 13％の削減となっている。
算定の基礎となる活動量の設定では、⼈⼝予測やエネルギー基本計画における主要産業の⽣産量の想定を前提に、サーキュラーエコノミーの観点も加えて、2030 年以降低減傾向が強まると考えている。
現状のエネルギー消費に活動量の予測低減率を乗じたものを 2035
年の BAU と想定し、省エネ、電化を削減対策として加味した。エネルギー削減の要素としては、産業⽤ヒートポンプの導⼊によるエネルギー効率化の推進が効果を上げている。
省エネ効果の⼤きさから電⼒需要の伸びが相殺されている。
また産業全体の排出量の半分近くを占める鉄鋼業では、既存の⾼炉から電炉へのシフトを対策として組み込んでいる。2035 年までに設備寿命を迎える⾼炉の 15％、⽣産能⼒として約 750 万トン程度の⾼炉を電炉化している。
業務部⾨
業務部⾨の最終エネルギー消費は、2019 年度⽐で 23％削減と想定した。エネルギー基
本計画の 2030 年⽬標と⽐べると、16％低い⽔準である。電⼒需要は 2019 年度⽐ 16％削
減の 266TWh と算定された。
活動量の指標としては業務系建築物の延床⾯積を使い、エネルギー基本計画の 2030 年
想定値を踏襲するが、以降 2035 年までは、⼈⼝減少傾向を勘案し、実際に活⽤される床⾯積は 2030 年以降は低減に転じると考えた。
床⾯積当たりのエネルギー源別消費量を原単位 として、2035 年の業務床⾯積予測値を乗じることで、BAU のエネルギー消費を算出し、その上で、⽤途別、エネルギー別に対策量を積み上げて削減量を算定、差し引いた。主な対策としては、まず暖房、給湯、照明、厨房における設備更新に合わせて、機器の効率向上・電化を想定した。照明の LED 化の60

徹底に加え、空調・給湯設備の電気ヒートポンプ化は、電化と効率化の両⾯で⼤きな効果を⽣み出している。さらに、建築物の新築や改修時の断熱・遮熱性能の強化によるエネル
ギー負荷の低減によるエネルギー・電⼒需要削減を想定した。新築は 50 年、既存建物の改修は 25 年をサイクルとして算定している。
家庭部⾨
家庭部⾨の最終エネルギー消費は、
2019 年度⽐で 34％削減と想定している。
エネルギー
基本計画の 2030 年⽬標と⽐べると、3%⾼い⽔準である。電⼒需要は 2019 年度⽐ 13％削
減の 219TWh となった。
活動量の指標は世帯数推計で、2035 年度は 2019 年度⽐で 3％の減少である。世帯当たりの⽤途別エネルギー別のエネルギー消費量を原単位として、2035 年の世帯数予測値を乗ずることで BAU を算定し、そこから対策を⽤途ごとに積み上げて差し引いた。主要なエネルギー削減対策は、業務部⾨同様、冷暖房、給湯、厨房、照明動⼒の各⽤途の設備更新に合わせた機器の効率化および電化である。家庭部⾨では、他の燃料の暖房機器が電気
ヒートポンプエアコンで代替されること、また、給湯器が電気ヒートポンプ給湯器に代替されることで⼤きな効果を上げている。さらに、建築物の新築や改修時の断熱・遮熱性能の強化によるエネルギー負荷の低減によるエネルギー・電⼒需要削減も想定している。新
築は 40 年、既存住宅の改修では 25 年をサイクルとして算定した。
運輸部⾨
運輸部⾨の最終エネルギー消費は、2019 年度⽐で 29％削減と想定した。エネルギー基
本計画の 2030 年⽬標と⽐べ、8％低い⽔準である。電⼒需要は 2019 年度⽐ 286％増の66TWh となった。
活動量は、旅客交通量・貨物交通量を指標として 2030 年度のエネルギー基本計画の想定値を基に 2035 年以降は⼈⼝⽐で逓減すると予測し、旅客需要で 9％、貨物需要で 1％の減少を⾒込んでいる。エネルギー消費は、旅客・貨物のモード（⾃家⽤⾃動⾞、タクシー、バス、トラック、鉄道、船舶、航空）ごとの 2019 年度の部⾨別輸送機別エネルギー消費
原単位を基に、燃費改善⾒込みを回帰計算等で求め、交通量の 2035 年予測値を乗じて算定している。エネルギー消費原単位は⾃家⽤乗⽤⾞で向上してきているが、トラック貨物
では改善率が低く、鉄道ではほとんど変化が⾒られないなどモード毎の特徴がある。
これに加える対策としては、⾃動⾞における電化が主要なものである。2035 年時点の乗⽤⾞のエネルギー消費における EV・PEV のシェアを 30％、バス、トラックにおいてもそれぞれ 15％まで導⼊されると想定している。また、モーダルシフトも、旅客⾃動⾞のバ
スへの移⾏、貨物⾃動⾞の鉄道への移⾏を⼀部想定している。

第２節

各電源の供給可能量の⾒通し

1. ⾃然エネルギー発電
ここまで検討してきた各⾃然エネルギーの導⼊可能量をまとめたのが、
表 ５-4 である。
太陽光発電、⾵⼒発電などの導⼊を加速する規制改⾰が⾏われ、促進に必要な政策が実施

61

されれば、2035 年度の⾃然エネルギー発電の発電量は 714.5TWh まで拡⼤することが可能と想定される。
表 ５-4：2035 年度における⾃然エネルギー発電の予測
2030 年度（エネ基）2021 年度

設備容量
(GW)

発電量
(TWh)

2030 年度（REI 予測）

2035 年度（REI 予測）

太陽光

79.2

164.0

208.0

280.2

⾵⼒

4.6

23.6

30.9

59.8

バイオマス

5.6

8.0

9.2

9.2

⽔⼒

22.0

23.2

23.9

24.6

地熱

0.5

1.5

0.7

1.6

合計

111.9

220.3

269.7

375.4

太陽光

86.1

146.0

255.1

343.7

⾵⼒

9.4

51.0

87.9

174.0

バイオマス

33.2

47.0

59.6

85.7

⽔⼒

77.8

98.0

93.1

99.6

地熱

3.0

11.0

4.5

11.5

合計

209.5

353.0

500.2

714.5

注）政府のエネ基における太陽光発電の野⼼的⽬標は 117.6GW であるが、AC ベースであるため、⽐較のため過積載率 140％を乗じて、DC ベースに換算した。
出典) 2030 年度については、⾃然エネルギー財団「2030 年エネルギーミックスへの提⾔（第 1 版）」
（2021 年 8⽉）より作成⾃然エネルギーだけで 714.5TWh という数字は、現在の 3 倍を超える発電量であり、2030 年の政府⽬標 353TWh の 2 倍以上の⽔準である。現状や政府⽬標と⽐較すれば⼤幅な増加が必要であり、容易な⽬標でないことは明らかである。しかし、第 1 章で述べたとおり、先進国ではＧ７の⼤半の国が 2035 年までに⾃然エネルギーを中⼼とした全電源の脱炭素をめざしており、その中には現在の⾃然エネルギー導⼊率が⽇本と同程度の⽶国も含まれている。
今回のシナリオでは、2035 年までに太陽光発電導⼊量を現在の 3.5 倍に増加させることを想定しているが、欧州の REPowerEUPlan では、2030 年までに 4 倍にすることを⽬標に掲げている。⾵⼒発電については 2035 年までに 13 倍化することになり、太陽光発電よりも急速な拡⼤が必要である。しかしこれは、現時点の設備容量が 4.6GW にとどまり、洋上⾵⼒にいたっては 135MW しかないという⽴ち遅れの結果である。電⼒市場の規模が⽇本の 3 分の１である英国では、洋上⾵⼒発電の設備容量を現在の 10GW から 2030 年までに 50GW へと 5 倍化することを⽬標にし、実際にその実現に向けた多くのプロジェク
トが進⾏している。
急速な⾃然エネルギー拡⼤が求められているのは⽇本だけではない。G7 諸国をはじめ世界の多くの国が同じテーマに挑んでいる。世界が⾃然エネルギー拡⼤に最優先に取り組

62

んでいるは、太陽光発電でも陸上・洋上の⾵⼒発電でも、その発電コストが劇的に低下し、今後の更なる低下も⾒込むことができるからである。今回のシナリオで⽰した導⼊量は政府のこれまでの計画と⽐較すれば⼤きなものだが、2050 年にむけては更に⼤きな導⼊が必要であり、2035 年にむけても、コスト低下、技術開発、規制改⾰の進展いかんにより、今回のシナリオを超えて導⼊できる可能性もあると考えられる。

2. 原⼦⼒発電
第 1 章で指摘したように GX 基本⽅針において、岸⽥政権がもっとも⼒点を置いているように⾒えるのは原⼦⼒発電の復権である。原⼦⼒を推進する根拠として、当⾯の電⼒供給の確保と気候変動対策の推進がうたわれている。しかし、原⼦⼒発電はこれまでも指摘したとおり、安定的な電⼒供給を担えるものではないし、今後の脱炭素電源として⼤きな役割が果たせるものでもない77。原⼦炉の新設については、GX 基本⽅針のロードマップを⾒ても、2035 年時点での稼働は想定されていない。コスト等検証委員会においても、原⼦
⼒発電は、計画から運転開始まで 20 年かかるとされている。したがって以下では、既存原発の発電量についての検討を⾏っておく。
現在の稼働状況2023 年 3 ⽉時点で、⽇本に 33 基（33GW）ある原⼦炉のうち、稼働しているのは 10 基
（10GW）にとどまっている。
これに加えて、
新規規制基準に合格したものが 7 基（7.1GW）
あるが、再稼働には⾄っていない。
図 ５-2：⽇本における原⼦⼒発電の稼働状況（2023 年 3 ⽉時点）

出典)⽇本原⼦⼒産業協会「⽇本の原⼦⼒発電炉（2023 年 3 ⽉ 7 ⽇現在）
」より⾃然エネルギー財団作成

また、建設中の原⼦炉が 3 基あるが、島根第３（中国電⼒：1.37GW）については、2024
年に建設完了を⾒込み中断していた審査が再開したところである。
⼤間（電源開発：1.38GW）
は 2029 年に建設完了⾒込みとされているが、審査が⻑期化し、稼働が５度⽬の延期となっ77

⾃然エネルギー財団「⽇本の原⼦⼒発電 政策の妥当性を検証」2023 年 2 ⽉ 17 ⽇

63

ている。また、東京電⼒ホールディングスの東通 (1.38 GW) は建設が中断したままであり、完成の⾒通しはたっていない。
政府の発電量⾒込み第 6 次エネルギー基本計画は、2030 年度の電源構成に占める原⼦⼒発電の割合を 20〜
22％（186.8〜205.5TWh）としている。2021 年度の原⼦⼒⽐率がわずか 6.9％であることを考えると、
およそ 3 倍という⼤幅な増加を⾒込んでいることが分かる。
しかし、この 2030
年⽬標は、現実離れしたもので、過度に野⼼的であると⾔わざるを得ない。再稼働済みの原⼦炉に加え、規制基準に合格したがまだ未稼働の原⼦炉、現在申請中の原⼦炉が全て稼働し、更に東通以外の 2 基の新設原⼦炉が稼働すると想定すれば、最⼤では 15.7％に達す
る計算になる。しかし、すでに再稼働や建設の遅れが顕在化しており、この最⼤値の達成は極めて困難である78。
2035 年の発電量⾒込み
これまでに稼働した 10 基の原⼦炉の中で現在、2035 時点での稼働が予定されているのは、2035 年度には九州電⼒の⽞海第 4（1.18GW）と 60 年運転が認められた関⻄電⼒の美浜第３（0.8GW）の２基のみである。これに現時点では稼働していないが、新規制基準に合格し稼働予定⽇が決まっている⼥川２、⾼浜２が再稼働を果たせば、この 2 基は 2035
年時点では稼働している。それでも、これら合計 4 基で供給可能な電⼒は約 17TWh であり、全体発電量の２％程度にすぎない。また、これら 4 基のうち 2 基は 2035 年内に、1 基は 2036 年に、1 基は 2037 年に、それぞれ運転期限を迎える。
これに対し、（１）現在、審査中の原⼦炉が全て審査に合格して再稼働し、（２）また 60
年運転を申請している原⼦炉が延⻑を認められ、（３）更に島根第 3 と⼤間が稼働を開始するというケースを想定すれば、2035 年度に最⼤では、既設の 14 基、2 基の新設と合わ
せて 16 基が稼働していることになる。この場合には合計で 99TWh を供給し電⼒の 11％程度をまかなうことになる。しかし、このシナリオの実現は極めて困難である。世界には60 年を超えて実際に稼働している原⼦炉は存在しない。
またこの試算では設備利⽤率 70％を想定しているが、既存原発は⽼朽化の影響からは免れず、トラブルの頻発により稼働率の低下が予測される。また既設 14 基の半数 7 基は 2038 年までに運転を終了する。

78

詳しくは、⾃然エネルギー財団「⽇本の原⼦⼒発電政策の妥当性を検証」（2023 年 2 ⽉）を参照のこと。

64

図 ５-3：2035 年の原⼦⼒発電の予測

99（単位は各項目ごとを参照のこと）

100

75

現状維持

50

最⼤／達成困難

25

17>15

16>14
4>2

17
11

4>2

2

0
原⼦炉の稼働数

発電容量
(GW)

発電電⼒量
(TWh)

電源構成に占める
原⼦⼒の割合(%)（注）現状維持：再稼働済み（運転期間の延⻑申請中を除く）、 再稼働予定⽇が確定した原⼦炉。最⼤／達成困
難：再稼働済み（運転期間の延⻑申請中を含む）、 再稼働承認 ・ 申請済みの原⼦炉（運転期間超過を除く）、 建
設中の島根 3 と⼤間を含む。
出典)⾃然エネルギー財団作成

以上の検討から明らかなように、電⼒の安定供給と気候変動対策に⼤きな役割を果たすと政府が喧伝する原⼦⼒発電は、実際には 2035 年の電⼒供給にも⼆酸化炭素排出の削減にも⼤きな役割を果たすものではない。巻末に掲げた「脱炭素電源のコスト⽐較」で述べるように、新設原⼦炉は⾼コストであり、経済性の⾯だけから考えても合理的な選択ではない。

3. 化⽯燃料発電
現在の導⼊状況と新設計画
パリ協定に沿って、⼯業化以来の世界の平均気温の上昇を「1.5 度」までに抑えるためには、可能な限り早期に、すべての化⽯燃料電源をフェーズアウトしていく必要がある。
しかし、現状では⽇本の電⼒供給の⼤半は、化⽯燃料で占められている。
⽇本の 2021 年度末の主要な化⽯燃料発電設備は⽯炭⽕⼒が 50.4GW、天然ガス⽕⼒が79.1GW、⽯油⽕⼒が 22.7GW であった。また、発電量割合では⽯炭⽕⼒が 31％、天然ガ
ス⽕⼒が 34.4％、⽯油・廃棄物⽕⼒が 7.4％を占めており、2021 年度の総発電量の 72.8％が化⽯燃料によるものであった79。

79

経済産業省資源エネルギー庁「総合エネルギー統計」（2021 年度）

65

⽯炭⽕⼒
⽕⼒発電の中でも最も⼆酸化炭素排出量が⼤きい⽯炭⽕⼒の利⽤を可能な限り早くフェーズアウトすることは、
気候変動政策、エネルギー政策の最重要の課題の⼀つである。
これは IEA の「2050 年ネットゼロ」報告書でも明⽰されており、パリ協定に基づく 1.5℃
⽬標シナリオでは、先進諸国は対策なしの⽯炭⽕⼒発電について 2030 年までにフェーズアウトする必要がある。
こうした IEA や IPCC などの脱炭素シナリオの科学的知⾒に基づき、既に OECD 諸国と欧州の⽯炭⽕⼒発電設備の 4 分の 3 以上が 2030 年までに閉鎖される予定である80。英国では、カーボンプライシングにより 2012 年に年間電⼒供給の 38％を占めていた⽯炭⽕⼒が、2019 年にはわずか 2％にまで激減している81。
こうした科学的知⾒および OECD 諸国の動向を踏まえ、本報告書でも、2030 年度までに⽯炭⽕⼒発電の利⽤が終わることを想定する。確かに、⽇本では、⽯炭⽕⼒発電からの電⼒供給が依然として多いことに加え、2.3GW が新設される計画がある。2023 年 2 ⽉には神⼾製鋼所が 650MW 級の⽯炭⽕⼒発電を運転開始するという、気候変動対策に逆⾏する動きが⾒られた。さらに政府は依然として、アンモニア混焼、CCS の活⽤などにより⽯炭⽕⼒発電を継続利⽤していくスタンスである。第 1 章で指摘し、また巻末「脱炭素電源のコスト⽐較」でも述べるように、こうした⽅法での⽕⼒発電からの排出削減は、実現可能性からもコスト⾯からも妥当な選択ではない。こうした試みがパリ協定に基づく脱炭素化⽬標と両⽴しないことは、⾃然エネルギー財団のこれまでの報告書や発表において重ねて明らかにしている82。⽯炭⽕⼒発電は、2035 年ではなく 2030 年までに全ての稼働を停⽌する必要がある。
天然ガス⽕⼒天然ガス⽕⼒発電は化⽯燃料発電の⼀種であるが、他の⽕⼒発電に⽐べると CO2 排出量が少ない。天然ガス⽕⼒発電の設備利⽤率をあげて⽯炭⽕⼒と置き換えるだけでも⽯炭⽕⼒分の CO2 排出量を半減できる。また、原⼦⼒発電と⽐べても柔軟な出⼒調整に優れており、変動型⾃然エネルギーとの適合性がある。2035 年以降、できるだけ早い時点での⾃然エネルギー100％を実現し、ガス⽕⼒もフェーズアウトする必要があるが、それまでの間
は⾃然エネルギーが供給できない部分をガス⽕⼒が供給することになる。この観点から、
2035 年に⾃然エネルギーでカバーできない残りの電⼒需要を、既設の天然ガス⽕⼒発電設備で補えるかどうかを検討した。

Powering Past Coal Alliance “THE STATE OF GLOBAL ACTION TO END EMISSIONS FROM COAL
POWER“(2022 年 11 ⽉)
https://poweringpastcoal.org/news/powering-past-coal-2022/
81
英国ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）“National Statistics Energy Trends: UK electricity”（2020年 5 ⽉ 28 ⽇最終更新）https://www.gov.uk/government/statistics/electricity-section-5-energy-trends
82
⾃然エネルギー財団「脱炭素社会へのエネルギー戦略の提案 2050 年 CO2 排出ゼロの⽇本へ」（2019 年 4⽉）
同「⽇本の⽯炭⽕⼒輸出政策５つの誤謬」（2020 年 2 ⽉）
同「⽇本の⽯炭⽕⼒発電政策の現状と課題」（2022 年 7 ⽉ 8 ⽇「⽯炭⽕⼒発電フェーズアウトへの挑戦：⽇英の政策から考える」ウェビナー資料）などを参照されたい。
80

66

2022 年に約 79GW ある既設の設備については運転開始から 40 年で停⽌し、新設計画があるもののまだ建設に⾄っていないと考えられる 2.3GW の設備83は建設されずに中⽌されることを想定すると、2035 年時点では約 58GW の天然ガス⽕⼒が存在することになる
84。これらの発電設備が 70％稼働と想定すれば、356TWh の供給が可能である。これは先に想定した電⼒需要の約 40.0％に相当する。したがって⽯炭⽕⼒、⽯油⽕⼒についてはす
べて段階的に廃⽌し、天然ガス⽕⼒を新設せずとも、既設の天然ガス⽕⼒の活⽤と⾃然エネルギーで 2035 年の必要電⼒を供給することは可能と考えられる。

第３節

脱炭素化電⼒ミックスの姿

2035 年における電⼒需要、⾃然エネルギー電源、原⼦⼒発電、化⽯燃料発電に関する検討を踏まえ、2035 年において実現をめざすべき、そして必要な制度改⾰によって実現の可能な脱炭素化に向けた電⼒ミックス（以下、「脱炭素化電⼒ミックス」）は、表 ５-5 に⽰すとおりである。
表 ５-5：2035 年度における脱炭素化電⼒ミックス

電源種類

⾃然エネルギー

化⽯燃料

発電量

割合

（TWh）

（％）

太陽光

343.7

38.6

⾵⼒

174

19.6

バイオマス

85.7

9.6

⽔⼒

99.6

11.2

地熱

11.5

1.3

⼩計

714.5

80.3

天然ガス

175.5

19.7

890

100

合計
出典)⾃然エネルギー財団作成

2035 年に想定される発電量 890TWh（第１節で推計した電⼒需要に供給ロス分を加算）の 80.3％にあたる 714.5TWh を太陽光発電、⾵⼒発電を中⼼とする⾃然エネルギー電源が供給する。残余の 175.5TWh は天然ガス⽕⼒が供給することになる。
CO2 排出量の削減を最⼤化するため⽯炭⽕⼒発電は利⽤を想定しない。原⼦⼒発電は2035 年時点で計算上、最⼤では 11％程度の電⼒を供給できる可能性はあるが、現実には実現困難であること、仮に実現したとしても 2035 年以降も継続的に発電量を維持できな

北海道電⼒の⽯狩湾新港 2 号・3 号、関⻄電⼒の姫路天然ガス 3 号機は未着⼯と判断した。沖縄の吉の浦 3号・4 号機については情報がないが未着⼯とした。
84
⾃然エネルギー財団作成⽇本の⽕⼒発電設備リスト（参考資料：旧⼀般電気事業者及びその他電⼒会社のウェブサイト・統合報告書・プレスリリース等、エネルギ―庁新エネルギー⼩委員会第 18 回系統ワーキンググ
ループ「電⼒会社設備⼀覧等」（2018 年 11 ⽉ 12 ⽇）
8367いこと、更には放射性廃棄物の最終処分場が確保されていないなど、持続可能な電源とは評価できないことから、利⽤を想定していない。
この脱炭素化電⼒ミックスの実現により発電部⾨からの CO2 排出量を 73.2％削減することが可能となる85。更に現在と⽐べ、⽕⼒発電に⽤いる化⽯燃料の必要量を⼤幅に減らし、2021 年度の発電⽤の燃料費５兆 3680 億円を 1 兆 1590 億円へと 4 兆 2090 億円削減することができる。天然ガスの輸⼊はなお継続するものの、その発電量は 2021 年度の355.5TWh から 175.5TWh に半減し、それだけ化⽯燃料価格の乱⾼下の影響を受ける度合
いを減らすことができる。バイオマス燃料の輸⼊分を除けば、電⼒のおよそ 8 割弱を国内の⾃然エネルギー資源でまかなうので、エネルギー⾃給率の向上、エネルギー安全保障の強化に寄与することになる。

天然ガス発電の排出源単位：375g- CO2/kWh、電⼒部⾨の排出量は、環境省温室効果ガスインベントリの2020 年度の数値 391,294kt-CO2 で計算。

85

68

第６章

脱炭素化電⼒ミックス実現への提案

前章までに、2035 年までに⽇本の電⼒供給における⾃然エネルギーの割合を 80％程度まで引き上げる可能性があることを⽰してきた。本章では⽇本が本来有する豊かな⾃然エ
ネルギーのポテンシャルをいかし、また企業、⾃治体、地域の持つ活⼒に依存し、脱炭素化電⼒ミックスを現実のものとするために必要な課題を⽰し、提案を⾏う。その主要な柱は以下の７点である。

脱炭素化電⼒ミックス実現への７つの柱

1 エネルギー基本計画を早急に改正し、2035 年⾃然エネルギー電⼒⽬標を 80％以上に２ ⾵⼒発電・太陽光発電導⼊を⼤幅に加速する規制改⾰の実施（１）⾵⼒発電の開発期間を半減する規制改⾰（２）新築建築物への太陽光発電設置義務
３ 所有権分離を中⼼とする電⼒システムの再改⾰４ ⾃然エネルギーによる脱炭素化のための送電網増強の着⼿
５ 世界の脱炭素投資を⽇本に呼びこむカーボンプライシングの早期導⼊
６ コーポレート PPA の加速
７ ⾃然エネルギー開発における⾃治体の責務と実⾏⼒の強化

第 1 の柱エネルギー基本計画を早急に改正し、2035 年⾃然エネルギー
電⼒⽬標を 80％以上に2023 年 3 ⽉ 20 ⽇に公表された IPCC の第 6 次統合報告書86は、1.5℃⽬標を達成する機会が閉ざされつつあるという危機感をこれまでになく端的に表明している。
「気候変動は⼈間の幸福と地球の健康に対する脅威であり、全ての⼈々にとって住みやすく持続可能な将来を確保するための機会の窓が急速に閉ざされようとしている」
その上で IPCC が求めるのは、1.5 度⽬標達成のため、なお残された可能性を⽣かすために、世界の⼆酸化炭素排出量を 2019 年⽐で 2030 年までに 48％、2035 年までに 65％

IPCC “SYNTHESIS REPORT OF THE IPCC SIXTH ASSESSMENT REPORT (AR6) Summary for
Policymakers”（2023 年３⽉）

8669

削減することである。残された時間は少ない。IPCC は今回の報告書で「この 10 年間に⾏う選択や実施する対策が、現在から数千年先まで影響を持つ」と指摘している。
48%、65％という削減⽔準は世界全体を対象としたものであるから、先進国にはより⾼い削減が求められる。先⾏的に排出削減が必要な電⼒部⾨に関しては、G７加盟国の中で⽶国、英国、カナダが⾃国の⽬標として 2035 年の全電源脱炭素化を決めている。ドイツ
も 2038 年までの⽯炭⽕⼒廃⽌を 2030 年までに前倒しすることに努⼒し、全電源脱炭素化を実現するとしている。フランスは 2022 年時点で⾃然エネルギー電⼒と原⼦⼒をあわせ 88％に達している。イタリアは 2030 年で 70-72％の⾃然エネルギー⽬標を定めている
ので、2035 年にはそれ以上のレベルを⽬指すことが想定される。このように他の G7 加盟
国の 2030、2035 年⽬標を⾒ると、⽇本の 2035 年⽬標⽔準 36−38％の低さが浮き彫りになる。
電⼒部⾨の排出削減⽬標の引き上げが課題となるときに、政府の対応として容易に予想されるのは、原⼦⼒発電の活⽤を更に進めようとすることであり、また⽯炭アンモニア混
焼発電、CCS 付き⽕⼒発電の供給割合を⾼めようとすることである。しかしここまで検討してきたように、2035 年の⽇本において、どちらも⼤きな供給⼒になるものではない。更に、原⼦⼒も「ゼロエミッション⽕⼒」も発電コストが⾼く、巻末の「脱炭素電源のコスト⽐較」で⽰すように、経済的にも全く合理的な選択ではない。
2035 年時点での電源脱炭素化を真剣に追及しようとすれば、⾃然エネルギー電⼒の供給を⾶躍的に拡⼤する以外に現実的な選択肢はない。IPCC の提起、他の先進国のめざす
⽬標⽔準、そして本報告書でこれまで検討してきた太陽光発電、⾵⼒発電などの供給可能性を踏まえれば、2035 年の電⼒の少なくとも 80%を⾃然エネルギーで供給する必要がある。
そのための第 1 歩として、現在のエネルギー基本計画を早急に改正し、2035 年の⾃然エネルギー電⼒⽬標を 80％以上とすることを国のエネルギー政策の根幹に位置付ける必要がある。世界の国々は 2025 年までに 2035 年までの国別削減⽬標（NDC)を提出しなければならない。エネルギー基本計画の改正はそのためにも必須である。
80％以上の導⼊⽬標とともに、電源ごとに導⼊する設備容量の⽬標とそのロードマップ
を⽰すことも必要である。これから 2035 年までに、毎年、太陽光発電、陸上・洋上の⾵⼒発電が何 GW 程度導⼊されていくのか、その道筋を⽰すことが投資の予⾒性を⾼めることになる。⼤きな⽬標の設定とロードマップの提⽰が太陽光発電、⾵⼒発電などのサプラ
イチェーンの形成を促し、導⼊の加速化とコストダウンを可能とする。
先進国だけでなく、中国、インドなどの新興国、更には発展途上国でも⾃然エネルギー導⼊は加速していく。
その中で⽇本だけが低い⽬標のままにすれば、⽇本には必要な投資が集まらず国内のサプ
ライチェーンも形成されない。
政府は、2011 年の東⽇本⼤震災と福島第⼀原⼦⼒発電所事故まで、⾃然エネルギー導⼊を促進する政策を殆ど⾏ってこなかった。2012 年に固定価格買取制度を導⼊したものの、震災後に初めて改定した 2014 年のエネルギー基本計画では、2030 年⾃然エネルギー⽬標
を 22−24％という低い⽔準に設定し、2018 年の改定でも据え置いてしまった。低い導⼊⽬標の下で、洋上⾵⼒発電の導⼊の取組は⽴ち遅れ、建築物への太陽光発電導⼊を促進する施策にも取り組まれなかった。こうした政府の消極的な政策の中で、⽇本の⾃然エネル

70

ギー導⼊は欧州や中国などに⼤きく遅れてしまった。2035 年を前に、こうした誤りを繰り返してはならない。

第２の柱

⾵⼒発電・太陽光発電導⼊を⼤幅に加速する規制改⾰の実施

エネルギー基本計画で⾼い⾃然エネルギー電⼒⽬標を決め、ロードマップを⽰すとともに、必要なのは中⼼となる⾵⼒発電、太陽光発電の開発を⼤幅に加速する規制改⾰を⾏うことである。

⾵⼒発電導⼊加速への課題
世界の⾃然エネルギー拡⼤をけん引している双璧は太陽光発電と⾵⼒発電である。⽇本の致命的な弱点は、これまで⾵⼒発電の導⼊があまりに少なく、テンポの遅いものだったことである。洋上⾵⼒発電の開発がようやく始まっているが、そのレベルは欧⽶、中国という先進地域と⽐べると桁違いに低い。⾵⼒発電開発を⼤幅に加速し、開発期間の半減をめざす規制改⾰は、2035 年電源脱炭素をめざす最も重要な課題と⾔える。第 3 章で検討した 2035 年度までの約 60GW の導⼊を実現するためには、計画から運転開始までの許認
可⼿続の迅速化が不可⽋である。その中では、特に洋上⾵⼒の「セントラル⽅式」による導⼊規模の拡⼤と加速化に向けた環境整備が求められる。同時に、⾵⼒発電が地域との共⽣を実現するものであることが重要である。⽴地地域・海域の利害関係者との対話や調整
は、国がイニシアティブをとる枠組みの中で、早期の段階から取り組まれる必要がある（更に早急な電⼒系統整備が必要であり、これについては第４の柱で述べる）。
許認可⼿続きの迅速化
⾵⼒発電の導⼊が先⾏する国でも、さらなる開発加速化のための規制改⾰に取り組まれており、例えば英国では、13 年程度かかる洋上⾵⼒発電の開発期間を半減することを⽬標に諸施策を掲げ、欧州連合では許認可期間の短縮に向けた制度整備を開始している（後記Box 参照）。
⾵⼒発電の開発⼿続にはさまざまな許認可が必要である。許認可の取得にかかる⼿続の⻑期化を改善しなければ、導⼊のスピードは上がらない。逆に、導⼊スピードが上がることにより、事業の予⾒可能性が⾼まってリスクが低減し、事業者の投資も増加し、早期の導⼊量の加速化も⾒込める。
⾵⼒発電施設や送電線を設置する林地・農地等の⼟地利⽤⼿続については、さらなる合理化の余地がある。例えば、保安林や農地に関する情報や⼿続のデジタル化推進87は、事業者を始めとする利害関係者の情報アクセスにも資するほか、事例の集積（データベース
化）や分析等を通じて運⽤基準の明確化にも役⽴つなど、⼿続の透明化・迅速化向上のために必要である。

例えば、保安林の位置はデータベースで公開されているが、保安林指定の解除にあたっての審査基準が異なる第 1 級地と第 2 級地の別は掲載されていない。また、農地についても、農地の種別（第⼀種等）について公開されたデータベースで確認することは難しい。

8771

必要な許認可⼿続は複数の⾏政庁にまたがっていることから、特定の⾏政庁（例えば経済産業省）がその進⾏を⼀元的に管理すべきである。これにより、⾃然エネルギー導⼊に関わる許認可⼿続の進⾏全体を確認・モニタリングできるようにし、重複の排除や同時並⾏化、⼿続の隘路となっている規制の特定と迅速な改善対応といった合理化を進めるべきである。
発電施設等の安全基準に関する審査（技術基準適合性評価）は、特に洋上⾵⼒で、⼿続の重複や基準の不明瞭性のために時間とコストがかかっている。経済産業省も問題の改善に取り組んでおり、⼿続の重複を避ける仕組みを導⼊した。具体的には、技術基準適合性評価⼿続を、経済産業省が登録する機関が実施する制度を新設し、これまで、第三者認証
機関と経済産業省とで⼆重に⾏われていた評価⼿続について、登録適合性確認機関による確認を経た部分については経済産業省での確認を省略できることとなった。
本制度は 2023
年 3 ⽉から実施されるが、審査⼿続の短縮化に結び付く適切な運⽤が求められる。
加えて、基準の明確化に向けては、国際規格や第三者認証を最⼤限活⽤することで、迅速に課題を克服することが重要である。
なお、洋上⾵⼒については、発電所の設計に必要な⾵況や海底地盤、気象・海象について、独⽴⾏政法⼈エネルギー・⾦属鉱物資源機構（JOGMEC）が調査を⾏う制度が 2023
年度から開始される。JOGMEC の調査結果は、事業者公募⼿続に合わせて事業者に提供されるが、この際、登録適合性確認機関による適合性確認⽂書（これまでのウィンドファー
ム認証に相当するもの）の取得に必要な情報が収集・提供され、事業者に適時に提供されることが必要である。これにより、選定事業者⾃⾝が実施する調査が必要最⼩限となり、選定後に必要な時間の短縮が可能となる。また、JOGMEC の調査が、2035 年度までの導⼊必要量に⾒合うだけの海域で実施されるべきことは当然である。
環境影響評価⼿続きの迅速化
環境影響評価も時間を要する⼿続の⼀つである。実地調査を⾏う場合に必要な期間は適切に確保されなければならないため、導⼊加速化を図るためには、環境影響評価に関連する情報収集や調整を可能な限り前倒しで実施することが必要である。国や地⽅公共団体が区域・海域を指定して⾃然エネルギー開発を促進する制度（地球温暖化対策推進法の下で地⽅公共団体が⾏うポジティブゾーニングや、再エネ海域利⽤法の下で国が定める促進区域等）を活⽤する場合には、国等が環境影響評価に関する情報収集や調整を主体的に実施し、環境影響評価⼿続の初期段階（配慮書や⽅法書）を省略できる仕組みを整備することが求められる88。
また、情報収集やデータの分析・評価の合理化を図ることも有⽤である。環境影響評価
に関する情報の共有・蓄積を進めるため、必要な法的枠組みの整備を検討すべきである。
加えて、案件数の増加が⾏政や利害関係者のコストにもつながることも考慮すると、スクリーニング制度を活⽤する新たな制度を導⼊し、案件と評価項⽬を精査して合理化し、必要な評価に集中することも検討すべきである。

洋上⾵⼒については、環境省が洋上⾵⼒開発の候補地となる海域について情報収集を⾏う事業を開始し、2022 年度に 1 海域、2023 年度に 2 海域で実施される。

88

72

こうした取組みによって、事業者による具体的な事業開発開始前から情報収集や調整が⾏われ、これまで開発開始から 4〜6 年程度要していた環境影響評価⼿続や技術基準適合性評価に向けた⼿続の期間を半減することが可能と考えられる。
地域との共⽣に向けたプロセスの改善
⾵⼒発電が地域で受け⼊れられ、⻑期間発電を続けるためには、地域との共⽣が不可⽋である。洋上⾵⼒は、促進区域指定の⼿続に地域との調整が含まれており、調整の進み具合が案件形成のスピードを左右する。陸上では、案件の数・規模の増加もあり、地域での反対が起こる例も⾒られる。地域での調整を進めるためには、計画のできるだけ早い段階
から利害関係者に情報が提供され、対話や議論が開始されることが重要である。そのためには、当該地域の状況を知る国や地⽅公共団体が利害関係者を特定し、地域での対話・議論を主体的に進めることが必要である。
改正地球温暖化対策推進法の下でのポジティブゾー
ニングや、再エネ海域利⽤法に基づく促進区域の指定に向けた⼿続（協議会の開催）を活⽤することは重要だが、⾵⼒発電を導⼊する区域・海域を具体的に特定する前段階から、どこにどの規模で導⼊するか（またはしないか）、その効果等を複数案検討することや、ゾーニングにも取り組まれるべきである。洋上⾵⼒については、海がつながっており利害関係者が県境をまたいでいることなども考慮すると、国が主導して、専⾨家や先⾏利⽤者をはじめとする利害関係者で海域利⽤のあり⽅を議論する取り組みをいち早く開始すべき
である。

73

BOX:開発期間の半減をめざす欧州での規制改⾰
欧州では、⾃然エネルギーの導⼊加速化を進めるため、許認可⼿続の迅速化にいち早く着⼿している。欧州委員会が 2022 年 5 ⽉に公表した政策 REPowerEU Plan の柱の 1
つに、⾃然エネルギーを優先的に導⼊する区域（“renewables go-to area”）の設定と許認可期間の上限を定めた欧州指令案がある89。具体的には、加盟各国は、2030 年の⾃然エ
ネルギー導⼊⽬標達成に向け、⼀定の環境影響への配慮を踏まえた優先導⼊区域を指定
し（指定にあたっては戦略的アセスメントを実施する）、優先導⼊区域での許認可（系統
接続や環境アセスメントを含む）に要する期間を原則 1 年間とする。同指令案は、2023
年 3 ⽉現在、採択に向けた議論中であり、加盟国は、採択後 2 年以内の実施を求められる。
同時に、欧州委員会は、許認可の迅速化に関する提⾔を採択し、加盟国に下記の事項
への対応を求めている90。
・
・
・
・
・
・
・
・
・
・

⼿続の迅速化・期間の短縮
市⺠や地域コミュニティの参加
内部調整の改善⼿続の明確化・デジタル化
⼈材とスキルの充実
⽴地に関するよりよい特定と計画
系統接続の容易化
⾰新的なプロジェクトの推進電⼒購⼊契約の推進
許認可⼿続に関する状況の監視・報告・改善

さらに、欧州理事会は、エネルギー危機の状況を受けて、2022 年 12 ⽉に欧州理事会
規則を採択した91。この規則により、⾃然エネルギーの導⼊は、⾃然環境保護法制における利益調整の中で、優先される公益（overriding public interest）として位置付けるものとされた。同規則は施⾏から 18 か⽉の時限⽴法であるが、⾃然エネルギー導⼊加速化のため、さまざまな施策で対応する姿勢は欧州の危機感の現れとであり、⽇本においてもこうした迅速な政策対応が不可⽋である。

太陽光発電導⼊加速への課題
今回の推計で⽰した 2035 年度 280GW という導⼊⽬標を達成するためには、2021 年度末の導⼊量が 79GW であるから、2022 年度から 2035 年度の 14 年間に平均で年間 14.4GW

Proposal for a DIRECTIVE OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL amending
Directive (EU) 2018/2001 on the promotion of the use of energy from renewable sources, Directive 2010/31/EU
on the energy performance of buildings and Directive 2012/27/EU on energy efficiency (18.5.2022) https://eurlex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=COM%3A2022%3A222%3AFIN&qid=1653033811900
90
COMMISSION RECOMMENDATION of 18.5.2022 on speeding up permit-granting procedures forrenewable energy projects and facilitating Power Purchase Agreements https://eur-lex.europa.eu/legalcontent/EN/TXT/?uri=PI_COM%3AC%282022%293219&qid=1653033569832
8974

の導⼊が必要になる計算である。直近の年間導⼊量は、7GW 程度まで低下しているが、FIT 開始以降、ピークの 2014 年度には 13.2GW を記録していた。この時から現在までに太陽光発電コストは⼤幅に低下しており、2035 年にむけて更に低下が⾒込まれている。しかも、2035 年度にかけて導⼊の中⼼になるのは、建物の屋根や農地など、⽐較的⼩規模で施⼯期間が短い案件である。したがって、より⽣産性を⾼めた計画設計と施⼯により、導⼊スピードを⾼めていくことは可能である。⼀⽅で、ボトルネックとなりうるのは、太陽光発電モジュールやパワーコンディショナーなど部材供給のサプライチェーンである。そのため、国内⽣産や⽣産体制の分散化・多様化などには、早急に着⼿すべきである。
以上のような可能性を確実にいかし、2035 年度 280GW という⽬標を達成し、更に⾼めみをめざすため、特に以下のような政策・制度が必要になる。
新築建築物への太陽光発電設置義務の導⼊2035 年への導⼊加速を確実にするためには、東京都と川崎市が先駆的に導⼊した住宅メーカーへの設置義務のような義務的制度を全国規模でも実現する必要がある。国レベル
では、2022 年 6 ⽉に改正された建築物省エネ法の議論で、⼀時、太陽光発電設置の義務化が議題に上がったが、⼗分な検討が⾏われないまま⾒送られてしまった。国は、地⽅⾃治体が実現した先駆的制度に学び、その全国展開を促進するべきである。また法律による設置義務制度の導⼊についても改めて取り組む必要がある。
⼀⽅、⺠間住宅メーカーの中には、みずから率先して建設および開発する商業施設・事業施設の全ての新築建築物の屋根に、太陽光発電システムの提案を⾏うことを⽅針とする企業が登場している92。法や条例における義務付け制度の導⼊により、こうした⺠間の先駆的取組みとあいまって、太陽光発電の屋上設置を加速していくことができる。
公共建築への率先導⼊・軽量型太陽光発電の普及
新築とともに重要なのは既築建築物への太陽光発電の普及である。
公共建築については、政府が 2040 年までに 100％設置という⽬標を掲げており、いくつかの先駆的⾃治体が同様の⽬標を掲げている。こうした⽬標を遅くとも 2035 年までに前倒しし、すべての⾃治体・公的団体に広げることが必要である。既築建築物への拡⼤には、軽量型の太陽光発電を普及することが有効である。ペロブスカイトなどの新素材に限らず、従来型の結晶系シリコンを⽤いた軽量モジュールの開発や市場創出に取り組む必要がある。
ローカル系統接続問題の解決
地上設置型の太陽光発電については、設置可能な⼟地があっても、系統連系ができないという問題がある。今後増加する低圧・⾼圧の太陽光発電については、ローカル系統もし
くは配電系統（⾼圧・低圧）と呼ばれる下位系統に接続する必要があるが、基幹系統と同じくノンファーム型接続が 2023 年 4 ⽉から適応されることが決まっている。
これにより、Council Regulation (EU) 2022/2577 of 22 December 2022 laying down a framework to accelerate thedeployment of renewable energy https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:32022R2577
92
⼤和ハウス⼯業株式会社「商業施設・事業施設の全ての新築建築物の屋根に太陽光発電システムを提案」（2022 年 9 ⽉ 22 ⽇プレスリリース）
91

75

電源の系統接続時点の課題解決が進むことが期待されるが、今後、適切な⽴地インセンティ
ブを各電源に与えるためにも、系統ごとの混雑発⽣率などの情報公開を進める必要がある。
さらには、配電系統や変電所の増強も必要になる場合もあり、改正温対法に基づく「促進区域」など地域単位でローカル系統の活⽤⽅法や増強を検討できる仕組みが必要である。
⼟地利⽤に関する規制改⾰の実践
内閣府再⽣可能エネルギー等に関する規制等の総点検タスクフォースなどの議論を通じて、これまで荒廃農地の活⽤などについて、⼀定の規制改⾰が進んできた。今後は現場で具体的な事例を積み上げていくことが重要である。たとえば、単収要件が撤廃されたことにより、営農再開のハードルが下がり、太陽光発電収⼊が経営を好転させることから、「再⽣可能」と分類されているものを中⼼に、荒廃農地の活⽤も進展する可能性も出てきている。⼀⽅で、荒廃農地のうち、再⽣利⽤困難な⼟地についての⾮農地判断や、再⽣利⽤可
能であっても今後の耕作⾒込みがないことの判断などは、市町村や農業委員会に委ねられているため、こうした関係者への情報提供が引き続き必要である。

第３の柱

所有権分離を中⼼とする電⼒システムの再改⾰

⾃然エネルギーの導⼊を加速し、脱炭素化電⼒ミックスを実現するために不可⽋なもう⼀つの課題は、電⼒システムの改⾰である。これまでも⾃然エネルギー財団は、送電網の公正な開放や増強、メリットオーダーに基づいた市場取引や広域的な需給調整など、電⼒システム改⾰の必要性を繰り返し指摘してきた93。電⼒システム改⾰は⾃然エネルギー主⼒電源化の必要条件であるが、これまでの取り組みは不⼗分だったと⾔わざるを得ない。
それが、⽇本における太陽光発電、
⾵⼒発電導⼊の遅れの主因になってきたと考えられる。
電⼒システム改⾰の機能不全
そのような中で、昨年来⼤⼿電⼒会社による不祥事が相次いで露⾒している。
カルテル、
新電⼒の顧客情報の漏洩・不正閲覧、経産省の再エネ管理システムの不正閲覧などは、その通りであれば、独占禁⽌法や電気事業法に違反する⾏為であり、送配電事業の中⽴性を含む公正な競争環境という⼤前提を揺るがす深刻な事態である。⼤⼿電⼒は、旧独占企業として現在でも圧倒的な市場⽀配⼒を有し、送配電網を独占的に保有する。それらが揃って違法⾏為を働くようであれば、電⼒システム改⾰は機能不全と⾔わざるを得ない。取り組みが不⼗分との当財団の指摘は、残念ながら正しかったのである。
送配電事業が中⽴でなければ、新規参⼊者が多い⾃然エネルギー発電事業者にとって、系統接続は困難を来たす。系統接続における⼤きな負担や、九州地⽅などでの出⼒抑制が欧州と⽐べて合理的でないこと、送配電網の増強の遅れにも、同様の要因が働いてきた可能性が⾼い。また不正閲覧やカルテルは、新電⼒の不当な排除につながった恐れがあり、新電⼒が相対的に前向きな⾃然エネルギー電⼒の取引が阻害されてきた可能性も否定できない。

「電⼒システム改⾰に対する提⾔」2020 年 5 ⽉、「エネルギー危機を踏まえた電⼒システム改⾰の提⾔」（2022 年 12 ⽉）など。

9376

法的分離から所有権分離へ
今必要なのは、電⼒システムのゼロからの再改⾰である。送配電事業の法的分離では不⼗分であることが明らかになった以上は、所有権分離が必要である。
そもそも法的分離は、競争政策の観点からは不⼗分な措置であったが、厳しい⾏為規制とセットで妥協的に選択された経緯がある。資本⾯でも独⽴した送配電事業者の下で、⾃然エネルギーの優先接続・
優先給電、広域的で合理的な需給調整、送電網の増強などを加速しなければならない。
その他、⼤⼿電⼒の発電部⾨と販売部⾨の分離や、内外無差別の卸取引の徹底、スポット市場への強制⽟出しの義務付けも必要である。問題があったのは、送配電⼦会社だけでなく、⼩売部⾨や企画部⾨も遵法精神に⽋けていた。⼤⼿電⼒は、法定独占・垂直統合のマインドから脱却できていないのであり、送配電事業の中⽴化に⽌まらない競争政策の厳格化を徹底すべきである。
電⼒・ガス取引監視等委員会の⾒直しさらに、今般の違法⾏為を⾒抜けなかった電⼒・ガス取引監視等委員会のあり⽅も⾒直しが必要である。カルテルは公正取引委員会が摘発しているのであり、電取委はこれに気づいていなかった。
情報漏洩についても、電⼒会社からの通報で明らかになったのであり、電取委の監督や監査は全く不⼗分であった。これらには、電取委の権限や⼈的資源が不⼗分なことが背景にあり、抜本的な強化が必要である。かねてより、電取委が⼤⼿電⼒に宥和的であったことに鑑みれば、独⽴⾏政委員会への改組も必要である。
ここに列挙した提⾔は、欧州などでは 10 年から 20 年以上前に完了したものばかりである。⽇本ではこれに遅れてきたわけだが、今こそ送配電網の中⽴性を確保し、公正な競争環境を整備しなければ、エネルギー転換はなし得ない。

第４の柱

⾃然エネルギーによる脱炭素化のための送電網増強の着⼿

脱炭素化電⼒ミックスの中⼼を担うのは、太陽光発電、⾵⼒発電という変動型⾃然エネ
ルギーである。脱炭素化電⼒ミックスでは 2035 年の発電量 890TWh のうち約 518TWh
が太陽光と⾵⼒で供給され、その割合はおよそ 58％となる。⾃然エネルギー財団では、今回の報告書に続き、変動型電源がこの程度の割合を占める電源構成により、安定的な電⼒供給を維持するために必要な送電網のあり⽅を検討し、必要な政策提⾔を⾏う予定である。
「⾃然エネルギーによる脱炭素化のための送電網研究会」での検討
⼀⽅、⾃然エネルギー財団では、2035 年の電源構成の検討と並⾏して、⾃然エネルギーによる脱炭素化を実現するために、どの程度の送電容量が必要かについて、学識経験者など専⾨家による研究会を設置し検討を進め、その議論を踏まえた報告書（以下、送電網報告書とする）を公表している94。この研究の成果を踏まえれば、⾃然エネルギーで 80％の電⼒を供給する脱炭素化電⼒ミックスの実現のためには、以下に⽰すように現在の時点か
ら送電網増強に着⼿する必要があると考えられる。

94

⾃然エネルギー財団「⾃然エネルギーによる脱炭素化のための送電網のあり⽅」（2023 年 4 ⽉）

77

送電網報告書では、電⼒広域的運営推進機関（以下、OCCTO）が 2023 年 3 ⽉に公表
した「広域系統⻑期⽅針（広域連系系統のマスタープラン）」を再現したシナリオ（OCCTO
再現シナリオ）を検討した。
OCCTO 再現シナリオでは、
太陽光 260GW、陸上⾵⼒ 41GW、
洋上⾵⼒ 45GW の導⼊を想定している。これは今回の脱炭素化電⼒ミックスの想定（太陽光 280GW、陸上⾵⼒ 34GW、洋上⾵⼒ 25GW）と⽐べ、洋上⾵⼒発電以外は⼤きく変わらない想定となっている。
送電網報告書では、需要および供給について、広域連系系統のマスタープランにおいて2022 年 9 ⽉時点で設定された量を参考に、⼀般送配電事業者（TSO)エリアごとに割り付けを⾏った上で、1 年 8760 時間の 1 時間ごとの需要量を設定し、⾃然エネルギー発電な
どの供給がその需要を満たすかを需給シミュレーションにより分析した95。これに対し、
今回は 2035 年における脱炭素化電⼒ミックスを実現するために必要と考えられる送電線規模を検討するため、簡易的にエリア別の導⼊量を設定し、送電網報告書で実施した分析
結果との⽐較を⾏った（エリア別導⼊量の想定および OCCTO 再現シナリオでの配分との⽐較は巻末資料に⽰した）。太陽光発電については関⻄ TSO エリアの導⼊量などで違いはあるものの、概ね、各 TSO エリアにおける導⼊量は、脱炭素化電⼒ミックスと OCCTO
再現シナリオで同程度となっている。⼀⽅、⾵⼒発電合計については、⽇本全体で導⼊量が約 26GW 異なるため、各 TSO エリアでも導⼊量が異なる。とりわけ、北海道 TSO エ
リアについて脱炭素化電⼒ミックスにおける⾵⼒発電導⼊量は 6.7GW と想定されるが、OCCTO 再現シナリオは 11.8GW となり、およそ 2 倍の違いとなる。この違いが、2035
年時点で必要な送電線容量の違いに現れると考えられる。
具体的には、北海道〜東北 TSO 間の送電容量について、広域連系系統のマスタープランのベースシナリオでは、北海道〜東北 TSO エリア間で 6GW、東北〜東京 TSO エリア
間で 8GW の増強が費⽤便益の観点から効果的とされた。北海道エリアの⾵⼒発電導⼊⾒込み量の違いを考慮すると、脱炭素化電⼒ミックスを実現するためには、
北海道〜東北 TSO
エリア間は 4GW 程度の増強が妥当ではないかと考えられる。⼀⽅、東北〜東京 TSO 間の送電容量については、広域連系系統のマスタープランと脱炭素化電⼒ミックスの両分析
において、東北 TSO エリアに導⼊が想定される太陽光および⾵⼒発電規模がほぼ同じであることを踏まえると、8GW 程度の増強は必要という可能性もある。ただし、炭素化電⼒ミックスにおける需要量が広域連系系統のマスタープランで想定した需要量の約 7 割であることから、適切な増強規模については、別途電⼒需給モデルによるシミュレーション
分析を⾏った上で、丁寧な議論を⾏う必要がある。

⾃然エネルギー100％シナリオでの送電網のあり⽅
送電網報告書では、
広域連系系統のマスタープランについて議論した OCCTO 再現シナリオの他に、
⾃然エネルギーにより電⼒供給の全てを賄うことを⽬指した「⾃然エネルギー
96
100%シナリオ」 も設定し、外⽣的に与えた各エリアの電⼒需要を⾃然エネルギーによっ

分析には⽇⽴エナジー社（旧 ABB 社）製の電⼒市場・需給シミュレーションツール PROMOD を⽤いた。
⾃然エネルギー財団がドイツのシンクタンクであるアゴラ・エナギーヴェンデ、およびフィンランドのラッ
ペンランタ⼯科⼤学と⾏った共同研究結果をベースに設定した。
「脱炭素の⽇本への⾃然エネルギー100%戦略」（2021 年 3 ⽉）参照。

95
96

78

てどの程度賄えるかの分析を⾏っている。この場合、北海道〜東京 TSO エリア間に少な
くとも 12GW の送電線増強が必要と結論付けられた。すなわち、⽇本のカーボンニュート
ラルを⾃然エネルギーによって成し遂げていくには、広域連系系統のマスタープランで⽰された以上の送電網増強が必要となる。
現時点から 2035 年にむけた送電網増強の着⼿を広域連系系統のマスタープランに関しては、既に北海道〜東京 TSO エリアで 1 ルート
2GW の増強検討が広域系統整備委員会で進められている。今回の簡易な検討からは、北海道、東北に賦存する豊富な⾃然エネルギー資源を活⽤し 2035 年に⾃然エネルギー80％の電⼒システムを実現するためには、
4GW 程度の送電網増強が必要となると考えられる。
さらに、2050 年にむけて⾃然エネルギー100％を実現するためには、更に⼤規模な送電網増強が必要と考えられ、その規模は広域連系系統のマスタープラン以上である。送電網の整備には⻑期間を要するため、2035 年、更には 2050 年にむけて⽇本の脱炭素化を実現す
るエネルギーミックスのあり⽅についての合意を形成し、計画的な送電網整備に着⼿することが必要である。

第５の柱

世界の脱炭素投資を⽇本に呼びこむカーボンプライシングの早期導⼊
脱炭素化電⼒ミックスの実現、そして他のエネルギー利⽤からの排出削減も含め、2030
年、2035 年への⼤幅削減を実現するための基本的なツールの⼀つは実効性のあるカーボン
プライシングの導⼊である。
世界標準から乖離した GX-ETS
GX 基本⽅針は、その⽬⽟のひとつとして排出量取引制度、GX-ETS の導⼊を織り込んでいる。しかしこの制度はあくまでも「⾃主的」排出量取引であり、参加したいなら参加する、したくないなら参加しなくていいという枠組みである。経済産業省⾃⾝が、この制度の検討会に提出した資料97の中で、⾃主参加では⾮参加企業と参加企業の間で負担の偏りが⽣じうる、
参加企業間でも公平性に疑義が⽣じうるなど、
その問題点を指摘している。
義務的な制度に移⾏し排出枠の有償オークションを開始するのは 10 年後の 2033 年度からであり、それも対象を発電事業者だけに限定している。GX 基本⽅針では、排出量取引に加え 2028 年度から化⽯燃料輸⼊者等に対する「炭素に対する賦課⾦」を導⼊するとしている。これもカーボンプライシングの⼀種ではあるが、上述の有償オークションとあわせても、炭素価格は 1 トンあたり 1500 円程度に留まると推計される。IEA は先進国に求められる炭素価格⽔準を 2030 年で 130 ドルとしており、GX 基本⽅針が導⼊するカーボ
ンプライシングの価格その 10 分の１程度の低⽔準になる。

クリーンエネルギー戦略検討合同会合事務局「ＧＸを実現するための政策イニシアティブの具体化について」（2022 年 11 ⽉ 24 ⽇）

9779

GX 移⾏債の課題
脱炭素化電⼒ミックスを実現する⼤規模な⾃然エネルギー開発を実現するためには、そのための資⾦が必要である。
国際エネルギー機関による報告98では、2035 年におけるクリー
ンエネルギーへの投資は年額 4 兆ドルを超えるとの試算があり、IPCC 第 6 次報告では2030 年時点での年間緩和投資は 2020 年現在の 3〜6 倍が必要と試算されている。最新の国際再⽣可能エネルギー機関(IRENA, International Renewable Energy Agency)による試
算では、1.5℃を達成するための 2023 年から 2030 年の間の年平均移⾏関連投資必要額は、５兆ドル程度であることが指摘されている99。
これらの投資はすなわち経済的な機会でもある。⽣産過程、つまりライフサイクルの上流においてネットゼロ排出を実現する財への需要がこれまでになく⾼まっている。この財を供給できる技術を先に開発し、先に実⽤化し、先に⽣産・供給できるようになることで、⼤きな機会をつかむことができる。
⽶国インフレ抑制法100に続き、欧州のネットゼロ産業法101も案が公表され、政策的にこの機会を捉えようとする動きが広がっている。GX 基本⽅針では 10 年間で官⺠あわせて150 兆円超の投資をめざすとし、そのけん引役として 20 兆円規模の GX 移⾏債の発⾏を計画している。政府は、GX 移⾏債の使途の中に⽔素・アンモニアの需要拡⼤⽀援をあげている。ここで特に問題なのは、政府がグレー⽔素、グレーアンモニアの利⽤を当⾯、認めるとしていることだ。海外で化⽯燃料から CCS なしでアンモニアを作って⽇本の⽯炭⽕⼒に混焼する場合、つまり地球全体では⼆酸化炭素排出削減にならない場合でも、ＧＸ移⾏債の対象に含まれることになる。
この⽇本独⾃の基準の下での GX 移⾏債を、世界や⽇本の投資家が購⼊するとは思えない。⽇本の３メガバンクや⼤⼿⽣命保険会社、アセットマネジメント会社の多くは、国際基準のもと、投融資先のスコープ３を含むネットゼロを約束しているからだ。国際基準では、前述のグレー⽔素・グレーアンモニアの利⽤は、消費企業のスコープ３カテゴリ３（スコープ１、２に含まれない燃料及びエネルギー関連活動）の排出となってしまい、ネット
ゼロに逆⾏する。つまり、⽇本政府が現在、利⽤を認めているグレーなエネルギーの製造に投資することは、ネットゼロにコミットしている⾦融機関としては投融資先排出量を増やすことになってしまう。ネットゼロの約束を達成できなくなることから、投資は集まらないと予想される。
世界の脱炭素投資を呼び込める世界標準のカーボンプライシングの早期導⼊を
⽇本政府は 2000 年から 20 年以上も排出量取引制度の検討を続けてきた。IPCC の提起を受けた⼤幅な排出削減が求められるときに、GX 基本⽅針が打ち出したカーボンプライ

IEA, “Net Zero by 2050,” (2021) https://www.iea.org/reports/net-zero-by-2050, p.81
IRENA, “World Energy Transitions Outlook 2023: 1.5°C Pathway; Preview” (2023.3)
https://www.irena.org/Publications/2023/Mar/World-Energy-Transitions-Outlook-2023
100
https://www.irs.gov/inflation-reduction-act-of-2022101
https://single-market-economy.ec.europa.eu/publications/net-zero-industry-act_en
98
99

80

シング構想、そして GX 移⾏債の内容は、真剣に気候危機に⽴ち向かうものとは到底いいがたい。
年間 4〜5 兆ドルを超える世界の移⾏投資が⽇本の技術に向けられるためには、世界標
準のカーボンプライシングを早急に導⼊し、排出削減に向けた⼤胆な投資が可能な実効性のある炭素価格を実現しなければならない。排出量取引は義務的制度とし、ETS 参加主体
外からの⾃主的クレジットによるオフセットの利⽤を認めるべきではない。国連ネットゼ
ロ専⾨家グループによる提⾔102、UNFCCC による Race to Zero 要件103、SBTi(Science
Based Targets initiative)において共通して提唱される通り、1.5℃経路での削減は真⽔にて⾏うべきである。
⾃主的クレジットは、
排出量取引制度における削減⽬標の達成とは別に、先進国としての途上国への資⾦的貢献として、別枠にて積極的に推奨することが望ましい
104。
GX 移⾏債は、⽇本で操業することで世界標準でのネットゼロの達成が可能となる環境を整備するための投資に向けられるべきである。
⽇本の⾃然エネルギー導⼊が進まず、SBTでは削減とならない技術に資⾦が振り向けられるようでは、世界標準である SBT 基準の⽬標を設定し気候対策に先駆的に取り組む企業が、⽇本での操業を続けることが困難となってしまう。世界全体の CO2 増加をもたらす技術は、削減対策の対象に含まないというルールを定めることが必要である。⽇本がグローバル経済の中で競争に加わっている以上、ゼロへのレースの国際ルールに従うことが必要である。

第６の柱

コーポレート PPA の加速

⾃然エネルギー開発の加速のためには、需要⾯からの取組み強化も不可⽋である。ビジネスの脱炭素化に向けて、世界各国の企業が⾃然エネルギーの電⼒の利⽤を積極的に拡⼤している。国連気候変動枠組条約事務局のもと運営される Race to Zero キャンペーンに加盟する企業や⾦融機関は、⾃らのサプライヤーや投融資先、しかも投融資先のスコープ３
も含むネットゼロを誓約している。⽇本のメガバンクを含む⾦融機関や⼤企業の多くがこれに加盟しており、中⼩企業を含めて、2050 年までのネットゼロ、そして野⼼的な中間⽬
標を持ち、それに向かって着実に進んでいない企業は、取引や投融資先として選ばれなくなる恐れもある。

⽇本の RE100 企業の遅れ
事業で使⽤する電⼒を⾃然エネルギー100％で調達することを⽬指す国際イニシアティ
ブ RE100 の最新の調査によると、加盟企業 334 社が報告した⾃然エネルギーの電⼒の利
⽤率は 2021 年に 49％に達した（表 ６-1）
。2019 年の 41％、2020 年の 45％から 4 ポイ

国連⾮国家主体のネットゼロ宣⾔に関するハイレベル専⾨家グループ「インテグリティの重要性：ビジネ
ス、⾦融機関、⾃治体、地域によるネットゼロ宣⾔の在り⽅」（2022 年 11 ⽉）（Japan-CLP 翻訳版：
https://japan-clp.jp/wp-content/uploads/2023/02/HLEG-report_JPN.pdf）
103
JCI ウエッブサイト Race to Zero Circle「スタート・ライン(最低要件)とリーダーとしての実践 3.0 -レー
ス・トゥ・ゼロキャンペーンに参加するために必要な最低要件」https://japanclimate.org/wp/wpcontent/uploads/2022/08/Race-to-Zero-Criteria-3.0JP_ver0825.pdf
104
SBTi から 2023 年公表予定の「バリューチェーンを超えた緩和(BVCM, Beyond Value Chain Mitigation)」
参照
102

81

ントずつ増加している。⾃然エネルギーの電⼒を利⽤して脱炭素を推進する企業の役割は世界中で⾼まっている。
こういった脱炭素化には⾃然エネルギーの利⽤拡⼤が⽋かせない。
ところが RE100 の加盟企業による電⼒消費量の多い主要 5 カ国の状況を⾒てみると、国ごとの差が⾮常に⼤きい。加盟企業数が最も多い⽶国では、電⼒消費量は合計で 100TWhを超えているが、そのうち 68％を⾃然エネルギーの電⼒で調達できている。英国では実に99％、ドイツも 85％で⽶国を上回った。中国は⽶国に次いで電⼒消費量が多く、32％にとどまっている。そして中国とほぼ同程度の電⼒消費量の⽇本では、⾃然エネルギーの⽐
率が 15％に過ぎない。
RE100 に加盟している先進的な企業が⽇本国内では⾃然エネルギーの電⼒を⼗分に利⽤できていない状況だ。
表 ６-1 ：RE100 加盟企業の⾃然エネルギー電⼒の利⽤状況（2021 年、334 社が回答）

国

加盟企業数

加盟企業数

電⼒消費量

⾃然エネルギーの（本社所在） （事業実施）

（TWh）

⽐率（％）

⽶国

94

221

105

68

英国

46

183

12

99

ドイツ

15

165

12

85

中国

6

211

30

32

⽇本

66

173

28

15

全世界

227

334

376

49

出典) RE100「2022 Annual Disclosure report」（2023 年 1 ⽉）のデータをもとに⾃然エネルギー財団作成
https://www.there100.org/our-work/press/companies-increasing-consumption

主な要因は 2 つある。第 1 に、⽇本では国全体の電⼒に占める⾃然エネルギーの⽐率が低い。IEA（国際エネルギー機関）の統計によると、英国とドイツは 2021 年の時点で 42％、中国は 29％、⽇本は 22％、⽶国は 21％である（資源エネルギー庁の統計では⽇本は 2021
年度に 20.3％）。⽶国の⽐率は⽇本と同様に低いものの、RE100 に加盟する企業は⾃然エ
ネルギーの電⼒を⼤量に調達できている。企業みずから⾃然エネルギーの電⼒を⻑期契約で購⼊する「コーポレート PPA（電⼒購⼊契約）」が拡⼤しているからだ。この点で⽇本は遅れている。RE100 の加盟企業のあいだでも⾃然エネルギーの電⼒の利⽤率が低い第 2の要因である。

コーポレート PPA の加速
調査機関のブルームバーグ NEF が世界各国のコーポレート PPA の契約量を集計した結果によると、⽶国を中⼼に北⽶・南⽶では 2021 年に合計で 2040 万 kW のコーポレート
PPA が締結された。
さらに 2022 年の契約量は前年を⼤きく上回って 2410 万 kW にのぼった（企業の施設内に発電設備を建設するオンサイト PPA は含んでいない）。欧州・中東・アフリカでは 2022 年に 810 万 kW、アジア・太平洋ではインドとオーストラリアを中⼼に前年から 2 倍以上の 460 万 kW に拡⼤した。⽇本でもコーポレート PPA に対する国の補助⾦が 2021 年度に始まり、契約件数は 2022 年 12 ⽉末の時点で 70 件を超えた（オンサイト PPA を除く）
。ただし海外に⽐べて 1 件あたりの規模は⼩さく、平均で数 MW 程度。合計しても全世界の契約量（2022 年に 3670 万ｋＷ）の 1％にも満たない。今後さら82

に契約量を⾶躍的に増やすためには、特定の案件に対する補助⾦ではなくて、より幅広い企業を対象にした⽀援策が必要になる。
企業が脱炭素を推進するうえで、⾃然エネルギーの発電設備を新設（追加）する「追加性（additionality）」が重視されている。⽕⼒発電を代替して CO2 の排出量を削減する効果が明確にあるためだ。既設の⾃然エネルギーの発電設備から電⼒を購⼊しても、国全体あるいは地球全体の CO2 排出量は変わらない。コーポレート PPA や⾃家発電によって新たに⾃然エネルギーの発電設備を拡⼤することが、電⼒を利⽤する企業に求められるようになった。そのような追加性のある⾃然エネルギーの電⼒の導⼊に対して、インセンティブを付与する政策の導⼊が効果的である。
経済産業省は 2023 年 4 ⽉から実施する改正省エネ法の中で、⾮化⽯エネルギーへの転換⽬標の設定を義務づけた。⾮化⽯電気の使⽤量を評価するにあたっては、追加性のある
⾃家発電とコーポレート PPA（オンサイト PPA、オフサイト PPA）で調達した分に対して、実際の使⽤量を 1.2 倍に増やして評価する⽅針だ105。これにより、同じ⾮化⽯電気であっても、企業が追加性のある⾃然エネルギーの電⼒を優先的に導⼊することを促進できる。少数の企業がメリットを受ける補助⾦と違って、多くの企業にメリットがもたらされる。さらに経済的なインセンティブ（税控除、カーボンプライシングにおける優遇など）を加えれば、企業の取り組みをいっそう加速させることが可能になる。企業のみならず⾃治体を含めて、⾃家発電とコーポレート PPA による追加性のある⾃然エネルギーの電⼒の利⽤を拡⼤することで、世界各国が脱炭素へ舵を切る状況において、⽇本の産業競争⼒と地域経済の活⼒を維持・強化できる。

第７の柱

⾃然エネルギー開発における⾃治体の責務と実⾏⼒の強化

⾃治体エネルギー政策の新時代
地⽅⾃治体のエネルギー政策は、気候変動対策として 2000 年代に開始されたが、従来は家庭や事業所での省エネルギーを推進する需要⾯の取組を中⼼としていた。しかし、近年、⾃然エネルギー電⼒の拡⼤をめざす供給⾯での取組が活発になってきている。
2011 年の東⽇本⼤震災と福島第⼀原⼦⼒発電所事故以降、地⽅⾃治体が主体となる新電⼒の設⽴が始まり、2022 年の時点では 89 社まで拡⼤している106。環境省が進める脱炭
素先⾏地域107の拡⼤では、現在までに全国で 29 都道府県 66 市町村が選定されている。ほぼ全ての地域で温室効果ガス削減対策の重点として、⾃然エネルギー拡⼤が位置づけられて、これまであまり活⽤が進んでいなかった農地、遊休地、調整池などの利⽤も計画されている。また、⽇本におけるこれからの⾃然エネルギー開発の柱の⼀つである洋上⾵⼒発

資源エネルギー庁「令和４年度 第３回⼯場等判断基準 WG 改正省エネ法に基づく措置について」（2022 年
11 ⽉ 22 ⽇）
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/shoene_shinene/sho_energy/kojo_handan/pdf/2022_003_04_00.pdf
106
パワーシフト・キャンペーン運営委員会、朝⽇新聞社「⾃治体・地域新電⼒の可能性と市場価格⾼騰の影響に関する調査」（2022 年 12 ⽉）
107
環境省「脱炭素先⾏地域とは、2050 年カーボンニュートラルに向けて、⺠⽣部⾨（家庭部⾨及び業務その他部⾨）の電⼒消費に伴う CO2 排出の実質ゼロを実現し、運輸部⾨や熱利⽤等も含めてそのほかの温室効果ガ
ス排出削減についても、我が国全体の 2030 年度⽬標と整合する削減を地域特性に応じて実現する地域」
https://policies.env.go.jp/policy/roadmap/preceding-region/#about
10583

電開発では、洋上⾵⼒は漁業者との共⽣が求められる上に、地域への経済効果を促すためにも地⽅⾃治体の果たす役割が⼤きい。先⾏する秋⽥県や千葉県銚⼦市では、洋上⾵⼒発電事業で⽣まれる売上の⼀部が地域に還元される仕組みが作られ、⽔産業など地域の活性化に活⽤される⾒込みである。
化⽯燃料価格が⾼騰する中で、⽇本でも既に太陽光発電による電⼒供給は系統電⼒よりも安価になっている。
地域の⾃然エネルギー資源を活⽤するメリットは更に⾼まっており、この中で、固定価格買取制度という国の枠組みに依存しないでも、地⽅⾃治体が⾃然エネ
ルギー拡⼤を進めることが可能になってきている。

電⼒供給における⾃治体の新たな責務
気候危機を回避するために排出削減対策の加速が急務となる中で、地⽅⾃治体が電⼒供給で果たすべき責務と役割については、上述した様々な先駆的な取り組みを踏まえつつ、
更に⼀歩進めるための新たな議論が必要となっている。
気候変動は将来の問題ではなく、いまそこにある現在進⾏形の危機を引き起こしている。
⾃治体の最も根源的な責務は、住⺠の安全、⽣命、財産を守ることにある。気候危機がこれを脅かしている今、温室効果ガスを削減することは国の責務であるとともに⾃治体の責務であり、エネルギー効率化とともに、そのための最も重要な⼿段である⾃然エネルギーの拡⼤は、⾃治体が担うべき責務ともなっているのではないか。
住宅などの建物のルーフトップに設置された太陽光発電は、災害により系統電⼒の供給が途絶えたときの電⼒利⽤を可能にし、地域のレジリエンスを⾼めるものであり、気候危
機に対する適応策としても⼤きな意義を有する。
電⼒供給は、化⽯燃料を燃焼させる⼤型の⽕⼒発電所や原⼦⼒発電所がその多くを担っていた時代から、地域での分散⽴地が可能で、安価な⾃然エネルギー電源が⼤半を占める時代へと移⾏していく。こうした変化も地⽅⾃治体が電⼒供給において更に多くの役割を果たすことを可能としている108。
2012 年の FIT 制度導⼊後、地上設置型の⼤規模な太陽光発電設備（いわゆるメガソー
ラー）が量的に多かったのは事実である。その中には、環境への配慮が不⼗分なままに森
林の⼤規模な伐採を⾏い、⾃然環境を損なう開発も含まれていた。こうした開発が進んだ
原因は、第１に FIT 制度開始当初の⾼い買取価格が稼働時期にかかわらず適⽤されるという制度の⽋陥により、森林伐採、⼤規模な⼟地造成など⾼コストを要する開発プロジェク
トの実施が可能だったことであり、第２には森林法などによる環境保全の規制が不⼗分だったことにある。環境への配慮を⽋く⼤規模太陽光発電の動きに対抗するため、⾃治体では歴史を戦前まで遡れば、かつては多くの地域で⾃治体出資の電気供給・配電事業が⾏われてきた。だが、1941 年の配電統制令によって電⼒事業が国家管理の下に置かれ９配電会社に統合されて以来、戦後の電⼒事業の様々な改⾰を経ても、地⽅⾃治体が電⼒供給で積極的な役割を果たすことはなかった。住⺠の⽣活を⽀える
基本的な公共サービスである⽔の供給、下⽔道の整備はこれまでもっぱら地⽅⾃治体が担ってきたし、エネル
ギー供給の中でも都市ガスについては、仙台市など⼀部では⾃治体が供給主体となってきた。しかし、電⼒については、もっぱら国の所管の下、⼤⼿電⼒会社が供給の⼤半を担う体制が続いてきた。

108

84

その開発を抑制・制御するための条例制定が進んできた。2014 年１⽉に⼤分県由布市が制定して以来、全国に広がり、2022 年 12 ⽉までに 224 条例が制定されている109。
気候危機から住⺠の⽣命と安全を守るために⾃然エネルギー開発の加速が必要な時代において、地⽅⾃治体に求められるのは、環境への配慮を⽋く開発を抑制することに加え、環境と共存する⾃然エネルギー開発を促進することである。これから開発される太陽光発電の多くは建物の屋上を活⽤するルーフトップソーラーであり、既に⼈間の⼿が⼊った後、放置された農地などを活⽤するものである。また今後の⾵⼒発電開発の中⼼になる洋上⾵
⼒は、⾃然環境への影響を抑え、地域の漁業との共存を可能とするものである。これからの⾃然エネルギー開発を地域と共⽣するものとして進めていくことは⼗分に可能であり、地⽅⾃治体にはこうした形での開発を進める責務がある。
地⽅⾃治体が担うエネルギー政策が新たな時代を迎えていることを、最も端的に⽰しているのは、2022 年 12 ⽉に東京都が、2023 年 3 ⽉に川崎市が相次いで制定した住宅メーカーに対する新築住宅への太陽光発電設置義務条例である。東京都と川崎市の取組は、気候危機・エネルギー危機に対し、地⽅⾃治体が果たすべき役割を率先して認識したものであるとともに、太陽光発電コストの低下が、こうした先駆的施策が経済的メリットを有する制度として導⼊可能となってきたことを⽰すものである。
G7 各国の中で、最も積極的に⾃然エネルギー拡⼤を進めるドイツは陸上⾵⼒発電の加速をめざし、2022 年に「陸上⾵⼒エネルギー設備拡⼤の強化・加速化に関する法（通称：
陸上⾵⼒法 WaLG）」
を制定している。
その中核をなす「⾵⼒エネルギー⽤地法（WindBG）」
は、ドイツ国⼟の 2％を陸上⾵⼒発電に充てるため、各州に拘束⼒のある⽬標（いわゆる⾯積貢献値）を法規定している110。
中央政府と地⽅⾃治体の関係は、国ごとに異なり、ドイツの事例を機械的に⽇本に適⽤することはできない。しかし、気候危機を回避する対策が急務となっている現在、地⽅⾃治体が⾃然エネルギー開発でより積極的な役割を果たすために必要な責務と制度の在り⽅を、従来の制約を超えて議論していく必要がある。

⾃治体の実⾏⼒の強化
⾃治体が⾃然エネルギー拡⼤にむけて⼤きな役割を果たせるようにするためには、責務の強化にあわせ、財政基盤の強化、⼈材の確保を含め実⾏⼒を強化することが不可⽋である。洋上、陸上⾵⼒発電開発の促進に不可⽋な地域との共⽣を実現するため、住⺠合意の形成、地域経済の活性化に貢献する開発プロジェクトのあり⽅の検討、また新築・既築建
築物への太陽光発電設置を加速する施策の検討など、どれをとってもこれを担う⼈材の確保が不可⽋である。
そしてこうした⼈材を確保するためにも、⾃治体の財政基盤の強化がかかせない。全国の 20 の政令指定都市が構成する指定都市 ⾃然エネルギー協議会、34 道府県が構成する
⾃然エネルギー協議会は、毎年、国に対して⾃然エネルギー拡⼤にむけて政策提案を⾏っ

⼀般財団法⼈ 地⽅⾃治研究機構調査（2023 年 3 ⽉ 20 ⽇更新）
http://www.rilg.or.jp/htdocs/img/reiki/005_solar.htm
110
⼀柳絵美「ドイツ ⾃然エネルギー拡⼤加速に向け法律⼀式を採決」（2022 年８⽉２⽇）
109

85

ているが、その中で、交付⾦や補助⾦などの従来の財政⽀援の⼿法に加え、⾃然エネルギーの導⼊・活⽤に係る⾃治体の経費を普通交付税の基準財政需要額の算定基礎として盛り込
むなど、財政基盤強化に向けた様々な要求が含まれている。これらに加え、今後、カーボ
ンプライシングが本格的に導⼊される際には、気候変動対策における地⽅⾃治体の役割を正当に評価した配分を⾏うことも必要と考えられる。

86

終わりに
この報告書「2035 年エネルギーミックスへの提⾔（第 1 版）
」は、2035 年の電⼒供給の少なくとも 80％を⾃然エネルギー電⼒で⾏うことを提案し、その可能性と課題を⽰した。
80％⾃然エネルギーを実現するためには、太陽光発電導⼊量を現在の 3.5 倍に、⾵⼒発電を現在の 13 倍にすることが必要である。また暫定的な検討であるが、北海道と本州をつなぐ広域送電網を４ＧＷ程度増強する必要がある可能性もしめした。
これらの⽬標は、
現在のエネルギー基本計画の 2030 年⽬標を⼤きく超えるものである。
これまでの⽇本の常識から判断すれば、⾮現実的な提案と⾒えるかもしれない。しかし、本報告書の中で述べたように、⾃然エネルギー財団が提起した 2035 年の電⼒供給の姿は
Ｇ７の他の国々が⽬指しているものと同⼀のものであり、国際的な常識からすれば、ごく当たり前の提案である。
そしてより重要なことは、今回の提案は IPCC が第 6 次統合報告書で提起した 2019 年
⽐で 2035 年までに CO2 を 65％削減するという⽬標に照らせば、⽇本が最⼩限、⽬指さなければならない⽔準だということである。⽇本の現在の温室効果ガス削減⽬標は 2013 年
⽐で 2030 年までに 46％の削減をめざすというものである。IPCC が提起した 2019 年⽐60％削減は 2013 年⽐では 66％削減に相当する。したがって、現在の 2030 年⽬標のまま
では、2030 年から 2035 年までの 5 年間で更に 20％の削減が必要なことになる。IPCC が提起した 2035 年⽬標は、2030 年までの削減をもっと加速する必要があることを⽰している。電⼒に関しては、⾃然エネルギーを 36−38％ではなく、もっと⾼い⽔準まで導⼊することが必要なのだ。
2030 年⾃然エネルギー電⼒ 80％は容易な⽬標ではないが、不可能な⽬標ではない。また国内の電⼒の 8 割を国産⾃然エネルギーで供給できるようになれば、化⽯燃料への依存
度を⼤きく減らすことができる。
⽇本の住宅、建築物の多くに太陽光発電が搭載されれば、災害時の系統電⼒が絶たれた時にも電気を使うことが可能になり、レジリエンスを⾼めることができる。洋上⾵⼒発電の導⼊は、地域経済の活性化に貢献することになる。
いま必要なのは、⽇本はいつまでも化⽯燃料と原⼦⼒発電に依存し続けなければならな
い、という固定観念から完全に脱却することである。電⼒、そしてエネルギーの殆どを国産の⾃然エネルギーで担う、脱炭素で持続可能な新しい世界に適合したエネルギーシステ
ムへの転換に踏み出すことである。
国の⽴ち遅れとは異なり、⽇本の多くの企業と⾃治体は、既に 2035 年に⼤半の電⼒を
⾃然エネルギーで供給することへ声を上げ始めている。⾃然エネルギー財団は、こうした多くの⾮国家アクターとともに、国のエネルギー政策の転換に向け⼒を尽くしていく。

87

（補論）脱炭素電源のコスト⽐較
⾃然エネルギーの発電コスト
⾃然エネルギー発電の中でも太陽光発電と（陸上・洋上）⾵⼒発電は、供給量としても⼤きくなることが⾒込まれ、重要な役割を担うため、それらの発電コストが重要になる。
すでに第 2 章および第 3 章において記述したものを図 i にまとめている。いずれも政府の発電コスト検証ワーキンググループ(発電コスト WG)では、適地が減ることから建設⼯事費等がかさみ 2030 年に向けて⾃然エネルギーの発電コストはほとんど低減しない、と推計している。これに対して、⾃然エネルギー財団(REI)やブルームバーグ NEF は、⾒通すことが可能な技術進展を考慮し、2030 年代に向けて更なるコスト低減が続くと推計している。
図 i：太陽光、陸上⾵⼒、洋上⾵⼒の発電コスト推計

20
18
16
14
円/kWh

12
10
8
6
4
2
0
2022

2030

2035

2022

2030

2035

太陽光 BNEF

陸上⾵⼒ BNEF

太陽光 REI

陸上⾵⼒ REI

太陽光 発電コストWG

陸上⾵⼒ 発電コストWG

2022

2030

2035

洋上⾵⼒ BNEF
洋上⾵⼒ 発電コスト
WG（注）耐⽤年数：発電コスト WG および REI は、太陽光 25 年、⾵⼒ 25 年としているのに対し、BNEF は太陽光
30 年、⾵⼒（陸上）25 年としている。洋上⾵⼒は 20 年である。割引率：BNEF は、3.3％＋インフレ率として算定しているが、発電コスト WG および REI は３％とし、インフレ率は⾒込んでいない。系統接続コストはどの算定にも含まれていない。また、BNEF の計算は 2021 年の⽶ドル価格で⾏われているため、2021 年の平均為替レート（1 ドル 110 円）で⽇本円に換算した。
出典）ブルームバーグ NEF (2022) 2H 2022 LCOE Update, 発電コスト検証ワーキンググループ「発電コスト検証
に関するとりまとめ(案)」(2021 年)より⾃然エネルギー財団作成88

原⼦⼒発電政府は発電コスト WG で 2030 年の新設の原⼦⼒発電の発電コストを 11.7 円/kWh(政策経費含む)と評価している。
また世界における原⼦⼒の発電コストの⾒通しを⽰すと図 iiのとおりである。国によって差があるが、⼤きな傾向はほとんどの国において、⾼コストな上に 2050 年までに発電コストの低下の⾒通しがない、ということである。さらに⾔えば、この発電コストはさらに悪化する可能性が⾼い（つまり、発電コストが上昇する）。な
ぜならば、図 ii の発電コストは原⼦⼒発電がほぼフル稼働する想定となっているが、電⼒システム内では他の電源と競合するので、太陽光発電や⾵⼒発電の⽐率が⾼まれば、その分、原⼦⼒発電の設備利⽤率は悪化するからである。
図 ii：原⼦⼒発電の発電コストの⾒通し
18
16
14

円/kWh

12
10
8
6
4
2
0
2021
⽶国

EU

2030
中国

2050
インド

⽇本*

注）⽇本の値は発電コスト検証ワーキンググループ(2021)の値で、社会的費⽤および政策経費を含まない 2020 年
および 2030 年の値。他国の数値は、IEA(2022) World Energy Outlook 2022, Net Zero Scenario における発電コ
スト（2021 年の⽇本円価値で表記）。

特に、政府が新型炉の 1 つとして位置付ける⼩型モジュール炉（SMR）は、特に⾰新的な技術ではなく、1950 年代に軍事的⽬的で開発されたものである。近年、商業発電⽤に注⽬されているのは、⼤きな電⼒需要がなく、系統が整備されていない鉱⼭や遠隔地において、ディーゼル発電に頼らない電源開発を⾏うためである111。しかしながら、経済性については、⼩型なので⼤型に⽐べてさらに発電コストが⾼くなってしまう。100 万 kW の原
⼦⼒発電所を 20 万 kW にしたからといって、そのコストが 5 分の 1 に減るわけではないからである。
これに対して、SMR は標準化された同じ型のもの⼯場などで⼤量⽣産することでコストの低減の可能性があると、期待されている。しかし、2022 年時点において、世界で運転開始している⼩型原⼦炉(300MW 未満)は２基で商業⽤ではない。さらに建設中は２基しかなく、⼤量⽣産とは程遠い。さらに、⼤量⽣産のための標準化についても、2022 年時点で

Odynski, K., Garton, K, and A. McDougall, “Outlook 2023: SMRs: The answer to the worldʼs energy
trilemma?”, Carbon Economist. (2022)

111

89

⽀配的な型の SMR はなく、「18 種類の異なる技術と、その中で競合する多くの設計が乱⽴していて、主⼒となるような⼀貫した単⼀の技術は確⽴されていない」という専⾨家の指摘もある112。さらに、各国ごとに規制基準が複雑かつ異なる中で、標準化された炉の⼤量⽣産は現実的ではない。とりわけ地震や津波などの⾃然災害が多発する⽇本の原⼦⼒規制を世界的に標準化することが必要なのだろうか。以上のように、⼩型原⼦炉は商業化の⾒通しがなく、さらにそのコスト低減の可能性は、標準化による⼤量⽣産を前提としており、その実現可能性は低いのではないか。また、2050 年までのカーボンニュートラルを進めなければいけない局⾯で、現時点で不確かな技術・経済前提のある技術を開発する余裕はあるのだろうか。
CCS 付き⽕⼒発電
CCS 付き⽕⼒発電の発電コストは、
⽕⼒発電のコストに CCS 分のコストが付加される。
このため、カーボンプライシングがなされていない状態では、CCS 付き⽕⼒の発電コスト
は、⽕⼒発電の発電コストを必ず上回る。CCS 分のコストは、⼤きく分けて（１）分離・回収の費⽤、（２）輸送の費⽤、（３）貯蔵の費⽤の３つに分けられる。
発電コスト WG の推計では、2030 年における⽯炭燃焼後の排ガスから CO2 を分離回収する設備を設置した⽯炭⽕⼒（70 万 kW）について、（１）分離・回収費は、CO21 トンあたり 2,970 円であった。また、（２）CO2 の輸送費については 20km 輸送するものとして
1,167 円/ CO2 トン、（３）それを貯蔵する費⽤を 1,500 円/ CO2 トンと⾒込んでいる。これらを合わせると、5,637 円/ CO2 トンを CCS のコストと⾒込んでいることになる。
この推計の問題点は、いずれの費⽤についてもかなりの過⼩評価となっている可能性があるということである。分離・回収費は、国内外のさまざまな類似の計算において、少な
くとも 4,000 円/トンかかるとされている113のに対して、3,000 円未満と⼤幅に安価となっている。これは、発電コスト WG 試算では、分離・回収設備を運転する⼈件費が計上されていないことや運転維持費が積み上げ計算されていないことなどが理由となっている可能性がある。また、輸送費に関しても、発電所から貯留場所まで 20 ㎞パイプラインで輸送する想定は、あまりにも現実離れしている。これは、沿岸に建設された多くの⽯炭⽕⼒発
電所のすぐ近くの地下に貯留することを意味するからである。RITE の試算によると、仮に液化 CO2 運搬船を新たに建設し、船舶で CO2 を 200 ㎞以上輸送する場合、輸送費⽤は
⾜元で 8,800 円/ CO2 トン以上となる114。これは発電コスト WG の想定である 20 ㎞パイ
プライン輸送の場合のコストの 8 倍にも上る。貯留費⽤は、同じ RITE の試算で⾜元・2030
年ともに、6,000~7,000 円/CO2 トンとなっている。以上のように、発電コスト WG の推
計は CCS 付き⽕⼒発電のコストがかなり過⼩評価されている可能性がある。

マイケル・バーナード「⼩型モジュール式原⼦炉は、たいていが悪策だ」（⾃然エネルギー財団コラム、
2021 年 5 ⽉ 28 ⽇）
113
例えば、国内の研究では、国⽴研究開発法⼈科学技術振興機構低炭素社会戦略センター:JST/LCS, 「CCS
（⼆酸化炭素回収貯留）の概要と展望− CO2 分離回収技術の評価と課題−」（2016 年）
、海外の研究では、International CCS Knowledge Center (2018) The Shand CCS Feasibility Study Public Report, DOE, (2022) Cost
and Performance Baseline for Fossil Energy Plants Volume1. といったものがある。
114
RITE「CCS バリューチェーンコスト」第 2 回 CCS 事業コスト・実施スキーム検討ワーキンググループ、(2022 年)
11290

⽯炭アンモニア混焼発電
政府はゼロエミッション⽕⼒として⽯炭アンモニア混焼発電が有⼒とみなしており、2030
年までに⽯炭との 50％混焼を⽬指している。しかしながら、現状、アンモニアをエネル
ギー源として利⽤するのは、脱炭素を前提とした経済性の点から⼤きく２つの問題をはらんでいる。
第⼀に、アンモニア製造過程において⼤量のエネルギーを消費している。IEA(2021)によると、アンモニア製造には、2020 年に世界の最終エネルギー消費の 2％ものエネルギーを消費している115。このように製造過程で⼤量のエネルギーを消費するものをエネルギー源として利⽤するということは、そのエネルギー源が⾼コストであることを意味する。さらには「アンモニアの最も安価な原料」である⽯炭からアンモニアを製造するコストは、
⼀般炭の 4 倍かかるという指摘もある116。
第⼆に、現在、アンモニアは、天然ガスや⽯炭といった化⽯燃料を主な原料として製造されており、その製造過程で⼤量の CO2 を排出している117。このため、仮に⽯炭からアンモニアを製造すると、エネルギー単位ベースで⽯炭⽕⼒発電以上の CO2 が排出されることになる。天然ガスを原料とする場合、CO2 排出量は抑えられるものの、それでも⽯炭⽕⼒と同等の CO2 が製造過程で発⽣する。そのため化⽯燃料を原料としてアンモニアを製造し、かつ、⽯炭と混焼する場合は、製造過程および発電過程で発⽣する CO2 を分離回収する必要がある。つまり、CCS のシステムを付属しなければならない。このようなアンモニ
アをブルーアンモニアという。なお、⾃然エネルギーの電気を使って、⽔素を製造、アン
モニアを⽣成する⽅法もあり、こちらはグリーンアンモニアと呼ばれる。
いずれにしても、
アンモニアの製造時に CO2 を⼤気に放出することは避けなければならない。
これらの点を考慮して、アンモニアを発電⽤の燃料として利⽤する場合には、すくなくともブルーアンモニアを想定することが適当であり、混焼する⽯炭から発⽣する CO2 も分離・回収しなければならない。これらを考慮した場合、2030 年のアンモニア⽯炭混焼発電の発電コストの⾒通しについては、政府の発電コスト WG、
電⼒中央研究所が⽰している。
政府の発電コスト WG では、アンモニア製造時はブルーアンモニアを⽤いている想定となっているが、発電時には CCS をつける想定とはなっていないため、CO2 を排出してしまう。そのため、CO2 排出権を購⼊する費⽤を計上している。電⼒中央研究所の場合はその費⽤を計上していない。本来、カーボンニュートラルを⽬指すのであれば、発電コスト
WG および電⼒中央研究所いずれも発電時に混焼する⽕⼒発電から排出される CO2 もま
た分離・回収、輸送、貯蔵しなければならない。

IEA “Ammonia Technology Roadmap: Towards more sustainable nitrogen fertilizer production.” (2021)
TransitionZero「⽯炭新技術と⽇本」(2022), p. 17.
117
IEA (2022) The Role of Low-Carbon Fuels in the Clean Energy Transitions of the Power Sector, p.51) によると、⽯炭からアンモニアを製造する過程で 249g- CO2/MJ、天然ガスからアンモニアを製造する過程で 111 gCO2/MJ の CO2 が排出される。
115
116

91

図 iii：2030 年のアンモニア混焼⽯炭発電の発電コスト
25.0

円/kWh

20.0
15.0

4.0

CO2対策費(円/kWh)
20.8

10.0
5.0

発電コスト(円/kWh)

11.5

0.0
発電コストWG

電中研

出典）発電コスト検証ワーキンググループ「発電コスト検証に関するとりまとめ(案)」(2021 年)および電⼒中央研究所「⽔素・アンモニア発電コストおよび CCS 付き⽕⼒発電コスト試算」第 2 回 CCS ⻑期ロードマップ検討会(2022 年)より海外で褐炭からアンモニアを製造し、輸⼊し、国内の⽕⼒発電で混焼する場合の値。

以上、⾃然エネルギー以外の電源について、その発電コストを検討してきたが、いずれの電源も 2030 年代に向けて実⽤化する技術⾯での課題を有しており、さらに⾃然エネル
ギーに⽐べて⾼価となっており経済的な⾯でも優位性はないことがわかる。
さらに、（２）CCS 付⽕⼒発電、（３）⽯炭アンモニア混焼発電は、化⽯燃料を利⽤し続けることから、化⽯燃料特有のリスクは依然として残り続ける。つまり、化⽯燃料を⼀次エネルギーとして使い続ける限りにおいて、化⽯燃料の価格変動の影響を⼤きく受ける。
⼀般的に、発電コストを計算する際に、化⽯燃料の価格は安定的に想定される。⽇本の場
合は、IEA の World Energy Outlook を参照するが、WEO は化⽯燃料の想定について、「エ
ネルギー価格が⽐較的スムーズな軌跡を描いて、需給がバランスし、エネルギー市場、投資、技術、政策がすべて相互に整合的な⽅向に進む均衡的なシステム」を想定している。
このため、化⽯燃料の⾒た⽬の発電コストは、2022 年のように需給のかく乱やインフレによる価格⾼騰の影響を評価することができない。このため、化⽯燃料を使い続ける限り、
このようなリスクは残り続けることになる。

92

巻末資料：TSO エリア別の太陽光発電および⾵⼒発電の設備容量
表 i：現在の設備容量（2022 年 12 ⽉末時点）

太陽光
⾵⼒

北海道

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

沖縄

計

2.2
0.6

7.9
2.1

18.2
0.4

9.6
0.4

1.2
0.2

6.9
0.2

6.5
0.4

3.3
0.3

11.4
0.6

0.5
0.0

67.7
5.1

注）四捨五⼊の関係で合計が合わない場合がある。

表 ii：脱炭素化電⼒ミックスでの想定（単純按分）

太陽光
⾵⼒

北海道

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

沖縄

計

8.9
6.7

32.7
24.5

75.5
5.0

39.6
4.3

5.0
2.0

28.6
2.0

27.0
4.2

13.5
3.6

47.3
7.3

2.0
0.1

280.2
59.8

計

表 iii：OCCTO マスタープラン再現シナリオ補論

太陽光
⾵⼒

北海道

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

沖縄

7.9
11.8

35.1
27.1

62.2
13.2

40.9
3.5

6.1
6.4

23.5
1.5

24.2
6.6

12.4
6.1

47.6
9.9

-

93

258
86

脱炭素を面白く

洋上風力発電 日本の本当のポテンシャルと開発競争の行方は| EnergyShift (energy-shift.com)
小森武史
https://energy-shift.com/news/c10060d9-4dee-4dac-83f4-979dfb2997b7https://www.mitsui.com/mgssi/ja/report/detail/__icsFiles/afieldfile/2021/07/13/2107t_zhao.pdf

欧州で加速する浮体式洋上⾵⼒の商⽤化に向けた動き
̶2040年までに最⼤45GW洋上⾵⼒導⼊を⽬指す⽇本も浮体式に期待̶
2021/7三井物産戦略研究所
技術・イノベーション情報部 コンシューマーイノベーション室趙 健
Summary 着床式に比べ設置可能面積が広い点でポテンシャルが高い浮体式洋上風力発電は、将来の導入拡大が期待される技術であり、日本においても大きな導入余地がある。
 これまでの実証事業を通じて複数の浮体技術が商用化手前まで進展するなか、課題となるコスト削減や運営ノウハウの獲得に向けて、欧州を中心により大規模な案件の推進が加速している。
 今後欧州とアジアを中心に導入が拡大し、先行する欧州では2030年までの累計導入量は10GW以上と予想される。洋上風力産業の競争力強化を図る日本にとって、サプライチェーンの形成やノウハウの取得には欧州勢との連携が求められることとなる。

はじめに
陸上より風況がよく、大型風車を設置しやすい洋上での風力発電は、有望な再生可能エネルギーとして期待されている。洋上風力発電には、海底に直接基礎と風車を設置する着床式と、海底に係留した浮体基
礎上に風車を設置する浮体式の2種類がある。現在は世界的に着床式を中心に導入が進展しているが、水深の制限などから適地は限られる。そのため洋上風力発電の導入拡大を目指すには、深海への設置が可能で、設置面積の拡大が見込める浮体式洋上風力の実用化は必要不可欠である。海底地形が急峻な日本においては、浮体式洋上風力の導入ポテンシャル1は発電量ベースで原発約200基相当2の424GW3と推計され、着床式の128GWを大きく超えるが、着床式の2倍といわれる建設コストの削減が最大の課題となる。技術開発は日本と欧米が先行しているが、現在世界で系統に連系している発電容量74MWのうち、62MWを占める欧州が実証の規模においてリードしている。直近では、欧州を中心に浮体式風力の技術開発が商用化一歩手前まで進んでおり、大型実証案件が発表されるなど商用化に向けた動きの加速が予測される。本文ではその最新動向、要素技術と今後の展望について考察を行う。
1

一般社団法人日本風力発電協会試算。試算前提条件：排他的経済水域（EEZ）内、年平均風速7.0m/s以上、着床式水深10〜50mの範囲、浮体式水深100～300mの範囲、案件当たり最低容量120MW以上を想定。
2
筆者試算。浮体式洋上風力設備利用率45％、原子力発電プラント出力1GW/基、設備利用率85％を前提として試算する場合、(424GW×45％)÷（1GW/基×85％）≒224.5基の原子力発電プラントに相当する。
3
1GW＝1,000MW＝1,000,000kW

1|7浮体式洋上風力の主な要素技術
浮体式洋上風力は、厳しい気象条件および海流・潮流などの影響下でも安定した発電が求められており、大型風車を支える浮体基礎、耐久性と送電性能を両立するダイナミックケーブルおよび係留システムなど、
図表1に示すような要素技術の確立が必要である。

建設コストの3割を占める浮体基礎は最も重要な要素技術である。重さ数百トン以上の風車を支えながら、風、波浪の影響による揺れを最小限に抑制することが求められるほか、構造設計、製造工法、洋上の輸送と設置施工、メンテナンスなどにおける低コスト化も求められる。現状の主流浮体基礎は、主にスパー式、セミサブ式、バージ式とTLP（Tension Leg Platform）式に分類されており、技術成熟度、適応する水深、海域、係留方式と必要な海底地質条件、施工方法などは異なる（図表2）。これまでの研究開発と実証を通じて、スパー式とセミサブ式との技術成熟度は、商用化手前（Pre-Commercialization）まで進展しており、バージ式も実証済みの段階に進んでいる。

2|7

ダイナミックケーブルは海中に浮遊しながら、浮体から変電所などに送電するケーブルであり、長期絶縁性、潮流や浮体基礎の動きによる損傷に耐えられる機械的強度、海流の影響による線形変動を抑える敷設設計などが求められる。また、将来の大規模浮体式洋上風力開発には、送電ロスの少ない220kV高圧ダイ
ナミックケーブルの開発が期待されるが、現状の66kV製品よりケーブルが重く、硬くなるほか、曲げ半径が大きくなることでねじれ耐性が弱くなるなどの課題がある。
係留システムには構成要素として係留索とアンカーが含まれる。浮体と海底に固定しているアンカーをつなげる係留方式は、張力の強さによって緩係留と緊張係留に分けられる。緩係留は、チェーンの自重で安定性を保つカテナリー係留と初期張力を調整して緊張状態にある係留ラインの伸びによって係留力を得るトート係留の2種類を含む。カテナリー係留はアンカー設置施工が簡易であるが、占用海域面積が広く、船舶や漁業の妨げとなる可能性が挙げられる。ポリエステルロープを使用するトート係留は軽量化できるが、大把駐力4のアンカー設置が必要である。一方、緊張係留は強い張力で浮体を水中に引き込み、浮力を生み出す方式であり、高張力ケーブルなど高強度材料の開発が課題である。アンカーは設置と撤去の簡易4

把駐力：浮遊式海洋掘削装置をアンカー船位保持する際に係留力の基となるアンカーによる保持力をいう。（出典：独立行政法人 石油天然ガス・金属鉱物資源機構）

3|7

さから、現状ドラッグアンカー（drag-embedded anchor）と水圧差で固定するサクションアンカー（suction anchor）が最も多く使用されている。係留システムのさらなるコスト削減に向けて、低コスト材
料開発、アンカーの共有や係留システムの最適化設計などの研究も行われている。
今後の実装と商用化に向けて、設置海域の水深、海況、海底地盤などの状況に合わせ、浮体と係留シス
テムの最適な組み合わせが求められ、成熟度とコストのほか、当地の大型海洋構造物の製造や施工などサ
プライチェーンの状況を踏まえ、各要素技術を体系的に評価する観点が欠かせない。
上記に加え、浮体と搭載風車の一体化設計、浮体の量産化、低コスト施工、浮体式洋上変電所、姿勢制
御、メンテナンスフリー技術なども今後の大規模商業化に必要とされる。

欧州を中心に増える大規模実証案件
欧州風力協会WindEuropeは2021年3月、これまでの実証を通じてセミサブ式、スパー式などの浮体技術が確立しつつあるとして、今後の商用化に向けて、さらなるコスト削減と量産体制の構築には導入規模の拡大が必要と主張した。欧州ではすでに7カ国が今後10年の間に浮体式洋上風力発電を導入する予定であり、2022年までの累計導入量は300MWを上回る予定で、規模において世界をリードし続ける。世界各国における稼働予定事業を図表3に示す。
図表 3 各国で稼働する予定の浮体式洋上⾵⼒案件
稼働予定

国

2021/2022 フランス
2021/2022 フランス
2021/2022 フランス
2022/2023 フランス
2021/2022 ノルウェー

案件名

開発事業者

Eoliennes flottantes dugolfe du Lion
EolMed (Gruissan) Pilot
Farm
Provence Grand Large

Engie、EDPR、Caisse desDepots
Qair、Total

⾵⾞出⼒

買取価格

(MW)

(MW)

(ユーロ/MWh)

浮体基礎

浮体基礎提供企業

30

10240 セミサブ

30

10

240 バージ

Principle Power(PPI)
BW Ideol

EDF Energy

25.2

8.4

240 TLPSBM Offshore

Eoliennes flottantes deGroix et Belle-Ile
Hywind Tampen

Shell/EOLFI、中国広核集団(CGN)
Equinor

28.5

9.5

240 セミサブ

Naval Energies

88

8

オフグリッド スパー

AFLOWT

EMEC、SEAI、Saipem

6

6

不明 Hexafloat Saipem

University of Maine

1111

190 セミサブ

University of Maine

22

2〜5

不明 スパー

⼾⽥建設

5.5

5.5

不明 セミサブ

Mingyang Smart
Energy200

不明

不明 スパー︖

2022

アイルランド2023

⽶国・メイン州 Aqua Ventus I

2021/2022 ⽇本（仮称）五島市沖洋上⾵⼒ ⼾⽥建設
(注)
発電事業
2021
中国・広東省 Jie Yang
三峡集団
2026

発電容量

韓国・蔚⼭市 Donghae-1

韓国⽯油公社（KNOC）、
EquinorEquinor

注︓⼾⽥建設が同事業の建設資⾦に充当するために発⾏したグリーンボンドの資⾦充当状況報告によると、2020 年 3 ⽉末時点では⾵⼒発電機を建設していない
出所 Carbon Trust 「Floating Wind Joint Industry Project Phase Ⅱ summary report」、4C Oﬀshoreウェブサイト、各社公開資料から三井物産戦略研究所作成

北欧エネルギー大手のEquinor社は洋上石油開発のノウハウを活用し、スパー式浮体Hywindを開発した。
2017年よりスコットランド沖において発電容量30MWのHywind Scotland実証事業を実施し、2年間の平均設備利用率で54％を超える結果を出した。同社はさらに規模を拡大した88MWの浮体式洋上風力事業Hywind
Tampenを北海で建設しており、2022年までに洋上石油施設に電力を供給する予定となっている。Equinor社

4|7

は同案件を通じてLCOE5を150ユーロ/MWh6以下に下げることを目標としており、2025年頃200MW超の本格的な商業化に進む予定としている。
2021年5月、フランスは北西部のブルターニュ沖における発電容量230～270MW規模の浮体式洋上風力事業の入札実施を発表し、フランスの浮体基礎メーカーBW Ideol社は社名非公開のユーティリティ企業と連携して入札に参加すると表明している。同案件の入札価格上限は、2015年に隣接海域で実施した実証事業の240
ユーロ/MWhの半分である120ユーロ/MWhと定められる。2024年には、さらに500MW分の入札を予定しており、本格的な商業化に向けて動き出している。
2021年は、欧州以外のアジアでも進展があった。中国は5月、国有再生可能エネルギー大手の三峡集団がセミサブ式浮体を採用した5.5MW実証機を1基試作し、同社が広東省沖で進めている洋上風力ファームにおいて中国初の実証運転を行う予定と発表した。ノウハウを取得するために、フランスEOLFI社7の開発中案件に出資した国有原子力発電大手中国広核集団（CGN）も、広東省沖における大規模案件の実施を予定している。ここ数年で着床式洋上風力導入量を世界2位まで積み上げた中国は、今後浮体式においても躍進する可能性がある。世界の洋上風力大国トップ5入りを目指す韓国は、官民連携で2030年までに蔚山市沖において計6GWの浮体式洋上風力発電所の建設計画を5月に発表した。韓国石油公社とEquinor社が2019年から蔚山市
沖において開発していた200MW案件も5月にFSを完了しており、2022年に着工、2026年に稼働開始を予定している。2018年に成立した「再エネ海域利用法」に基づき洋上風力の導入を加速する日本では2021年6月、促進区域の長崎県五島市沖における計16.8MWの浮体式洋上風力発電事業者の公募結果が発表され、戸田建設を代表とするコンソーシアムが事業者に選定された。

今後の展望
技術開発の加速と大規模案件の推進により、浮体式洋上風力のLCOEは2025年以降大きく下がると予想される。ETIPWindのレポートでは、2020年において165～202ユーロ/MWhであるLCOEは2030年までに53〜76ユーロ/MWh（約7.1円～10.2円8/kWh）に下がると予想され、NEDOが実証研究で目指している2030年までに20円/kWh以下という目標を大きく下回る水準となる。さらに2050年までには、浮体式の予想平均LCOEは40ユー
ロ/MWhに下がり、着床式の37ユーロ/MWhに近づくと予想している（図表4）。

5均等化発電原価（Levelized Cost of Electricity）：資本費、運転維持費、燃料費など発電に要した費用を、生涯の発電量で割ることで求められる電力単価。
61MWh＝1,000kWh
7
同社は2019年末にShell社の傘下に入った。
8
為替レート：1ユーロ＝134円

5|7コストダウンに伴い、浮体式洋上風力は今後欧州、アジアと米国を中心に導入が拡大する。Carbon Trustの予想では、世界の累計導入量は2030年までに10.7GW、2040年までに70.3GW（予想年間発電量約277TWh9）に到達すると見通している（図表5）。2035年以降、浮体式洋上風力の導入ポテンシャルと脱炭素達成の需要から、アジアの累計導入量は日本、韓国と中国を中心に大幅増加し、欧州市場を逆転すると予想される。
2040年までに浮体式も含む洋上風力30～45GWの導入を目指す日本においては、それらのうち約11GWを浮体式が担うと見込まれている。

9

筆者試算。平均設備利用率45％を用いて試算した場合、2040年70GW分の予想年間発電量は365日×24時間×45％×70.3GW≒
277TWh。1TWh＝10億kWh。

6|7大規模実証案件を先行して進めながら、サプライチェーンの形成を目指す欧州は、部材量産化、洋上施工とメンテナンスのノウハウ獲得も進み、今後の浮体式洋上風力産業を主導する立場となる可能性が高まっており、有望なアジア市場への進出も予想できる。直近の日本、韓国や中国の動きを見ても、欧州勢と協力するケースが多くを占めている。浮体式を含む洋上風力の産業競争力強化およびアジア市場への進出を目指す日本としては、欠かせない要素技術開発、部材の量産化、施工技術の低コスト化と管理経験の習得において、先行する欧州勢と連携する必要があるため、足元の欧州動向は最も注目すべきものといえるだろう。

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7|7

No.281 CN実現のカギを握る洋上風力 京大再エネ講座シンポジウム報告①0123457089
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現地日本人社員が奮闘して生産性向上
https://www.jetro.go.jp/biz/areareports/2023/0b3c086819df7119.html
特殊鋼大手、クリーン水素生産へ（スウェーデン、日本） |地域・分析レポート - 海外ビジネス情報 - ジェトロ (jetro.go.jp)2023 年 2 月 20 日
日本製鉄が 2018 年に完全子会社化（注 1）したスウェーデン特殊鋼大手オバコ（Ovako、本社はストックホルム市）は、鉄鋼生産のカーボンニュートラル化で先行する。
オバコのカーボンニュートラルの生産に向けた現在の取り組みや、日本製鉄による同社子会社化後の生産性向上、またスウェーデン人社員の仕事の仕方などについて、同社の石井博美執行副社長（エグゼクティブ・バイス・プレジデント）
兼グループ生産・技術アドバイザーに話を聞いた（取材日は 2023 年 1 月 25 日）。

「世界一」の製鉄所などで、用途や顧客に合わせて特殊鋼を生産
オバコの歴史は古く、創業は 16 世紀にさかのぼり、軸受け鋼では世界トップレベルの技術を誇る。
同社の主要顧客（分野）は風力発電機メーカーで、風力発電機に使用される主軸用ベアリングで、世界全体の 3 分の 1
（石井氏情報）のシェアを誇る。また、トラック（サスペンション）や乗用車（サスペンション、ギア）、その他産業などにも供給している。同社では、ベアリング用の「BQ-Steel」、機械加工用の「M-Steel」、摩耗に強い「WR-Steel」など、用途に合わせて製品のブランド展開を行っている。
同社はスウェーデンに 4 カ所、フィンランドに 1 カ所の製鉄所を持つ。
スウェーデンのホフォシュの製鉄所には「超高級」
グレード用のインゴット鋳造（溶
鉄を鋳型に流し込み、加工前の鋼塊を生産する製鋼法）、
スメジバッケン製鉄所にはビレット鋳造（小・中断面の帯状の鋼片を生産する製鋼法）に強みを持つ。
また、フィンランドのイマトラ製鉄所には「高級」グレード用のブルーム鋳造（大断面の帯状の鋼片を生産する製鋼法）の生産設備を有する。
これら主力製鉄所がそれぞれ異なるタイプの生産設備を持つことで、用途や顧客ニーズに合わせて使い分けて生産することが可能だ。なお、ホフォシュ製鉄所のインゴット クリーン水素生産設備を建設中のホフォシュ製鉄所（全体風景）
鋳造設備の品質と生産性は「世界一」（オバコ提供）（同社のマーカス・ヘドブロム社長談）とのこと。

製鉄所内のクリーン水素生産設備、2023 年夏に稼働へ
オバコで生産する鉄鋼製品のカーボンフットプリント（注 2）は、世界平均より 80％（同社情報）も少ない。同社は、スコープ 1（注 3）とスコープ 2 における二酸化炭素（CO2）排出量を、2015 年比で 2030 年に 80％、2040
年に 90％削減する目標を掲げる。
同社では 2022 年 1 月から、スコープ 1 とスコープ 2 における CO2 排出を実質ゼロにするカーボンニュートラル生産を導入している。同社の生産拠点で利用する原材料（鉄や合金）は、97％以上がリサイクルされた鉄スクラップだ。

また、同社では 2015 年から、生産にはクリーンエネルギー（水力、風力、原子力）由来の電力を使用している。
それでも削減できない排出分については、Verified Emission Reductions（VER）などのカーボンクレジットを購入することで実現している。
なお、同社ではスコープ 1 と 2 だけでなく、スコープ 3 における排出削減にも取り組む。既述の目標の対象となるス
コープ 1 と 2 とともに、スコープ 3（上流のみ）を含めて排出削減を目指すイニシアチブ「cradle-to-gate（ゆりかごから門まで）」を立ち上げている。
特殊鋼の生産には加熱炉における高温での熱処理が必要になる。
しかし、電気では対応できないため、通常はガスを使う。
そのガスを天然ガスからクリーン水素に転換することで、加熱工程における CO2 排出量を削減することができる。
同社は同手法により、ホフォシュ製鉄所の加熱工程で発生する CO2 の 50％（2020 年比）を削減する計画だ。
また、2030 年までに全ての製鉄所に横展開する構想であり、実現すれば現在購入しているカーボンクレジットの購入量を減らすことができる。
同社は同計画を実現するため、ボルボ・グループ（スウェーデン）、日立エナジー、H2 グリーンスチール（スウェーデン）、ネル・ハイドロジェン（ノルウェー）とともに、約 1 億 8,000 万クローナ（約 22 億 5,000 万円。1 クローナ
＝約 12.5 円）を投じて、ホフォシュ製鉄所内にクリーン水素生産のための電解槽（20 メガワット）を建設中だ（2022 年 11 月にスウェーデン当局の建設許可を取得）。
同電解槽は 2023 年の夏には稼働の予定で、本格稼働すれば 4,000 立方メートル／時のクリーン水素を生産できることになる。なお、そこで生産されたクリーン水素は特殊鋼の生産だけでなく、トラックなど（燃料電池車）の輸送燃料に利用したり、水素生産時に発生する排熱を周辺地域の地域暖房に利用したりする計画だ。
スウェーデン政府は同プロジェクト（同社）に対して、同投資総額の約 4 割に相当する 7,100 万クローナの財政支援（注 4）を行っている。
石井氏は、粗鋼生産でクリーン水素を利用する際の課題として、工業規模での（容量の大きい）電解槽がまだ開発途上で、クリーン水素のコストが高い点を指摘する。
その点で、「（同社プロジェクトに対する）スウェーデン政府による財政支援は、カーボンニュートラル生産を支える基本技術を工業規模で開発する過程では極めてありがたい」と石井氏は話す。

議論と成果を積み上げ、「完全アウェイ」から「日本方式」の評価へ
オバコは既述のとおり、2015 年以降、目標を設定して粗鋼生産における CO2 排出に順調に取り組んできた。
だが、その間、同社の生産性の向上を行う改革がなされている。
その改革の影の立役者が、日本製鉄による同社子会社化直後から在籍している石井氏と、山陽特殊製鋼や日本製鉄からの日本人駐在員（イマトラ製鉄所に 3 人、スメジバッケン製鉄所に 3 人）だ。
日本製鉄が同社買収を決めた 2018 年上期までは、同社の業績は黒字だった。
ちょうどそのころ、ドイツの自動車メーカーを中心とした、ディーゼル車における排ガス燃費改ざん問題に端を発した販売減などにより、自動車向けビジネスを展開していた同社の同年下期の業績は オバコの石井博美執行副社長兼グループ生産・赤字に転落した。

技術アドバイザー（オバコ提供）

買収直後に赤字に転落したことで「『高い買い物』をしてしまった」（石井氏および買収関係者）という切羽詰まった状態だった。買収当時、同社はビジネスユニット（以下、BU）ごとにそれぞれの生産拠点を確保しており、「用途や顧客ニーズに合わせて使い分けて生産することが可能という極めて優位な状況にあった。

にもかかわらず、各 BU がそれぞれ『別会社』に近い状態だった」（石井氏）。
また、生産能力は各事業部門の需要量の最大に合わせて設計されていたこともあり、各生産拠点の稼働率は平均 60～
70%にとどまっていた。
ただ、物価の高いスウェーデンでは、生産活動に必要な固定費も当然高い。生産設備の稼働率は業績にも直結する。
そのため、石井氏は同社の買収当時、生産拠点の稼働率の引き上げによる「余力」を生み出すことで、在欧日系企業向けビジネスを新たに展開することを想定していた。
また、BU の垣根を越えて 3 つの生産設備の優位点を最大限活用する最適生産体制を構築することで、生産コストを抜
本的に低減することをオバコ側に提案した。しかし、オバコは当初、同提案に対して相当抵抗をし、耳を傾けなかったという。
日本製鉄所属当時にオバコ買収を日本製鉄幹部に提言していた石井氏は、火中の栗を拾うべく、日本から当初は 1 人、オバコの経営幹部として派遣されていた。もっとも、オバコの中では「完全アウェイ」（同氏）という状態だった。石井氏はスウェーデン人について、「議論をする際は、親会社の幹部だからと気を遣うことなく 1 人の人間として対等に意見をする。いわゆる平等主義。また、人一倍プライドが高い面もある」と評価する。同社の社員全員が、同提案に対して真っ向から反対していた。それでも、石井氏は同提案の必要性および経済的なメリットを粘り強く主張し続けた。また、日本人駐在員とともに各 BU の生産性向上、品質・コスト改善に取り組み、着実に成果に結びつけていった。一般
的なスウェーデン企業では経営方針を判断する際、「社長の方針にただ従うのではなく、関係者間で何度も議論を重ねてその中からコンセンサスを練り上げる」（石井氏）という。また、「スウェーデンは世界で最も合意に基づく社会の 1 つであり、スウェーデン企業では社員が義務感にかられて仕事をするというより、自身で納得して仕事をする傾向がある」（同氏）。
その過程で、日本人による改善の成果を認めつつ同社が同提案の一部を受け入れて、社内での「横連携」に取り組んでみたところ、しばらくして稼働率が向上するとともに生産コストの大幅改善が図られ、業績が改善してきた。それにより、次第にスウェーデン人社員の石井氏や日本人駐在員に対する反応が変化しはじめ、今ではスウェーデン人社員とも良好な関係を築けているという。石井氏は「ここまで来るのに、（買収から）約 3 年かかった。スウェーデン人社員は、
マネジメントについてはともかく、少なくとも技術力やその効果を最大限発揮させる考え方や手腕に対しては、『日本方式』を評価してくれるようになった」と振り返る。
なお、同社スウェーデン人社員は、「仕事を心底楽しんでいると感じる。簡単に人の意見に妥協はしないが、一度納得したら、決めた方針には忠実に従って仕事をするなど、労働倫理は高い」（石井氏）ようだ。
石井氏は「買収当時、人員や設備は当時のままで、生産効率（設備の稼働率）を相当程度引き上げ、また BU の横連携を最大限活用し、日系企業向けのビジネスを拡大したいと考えていた。実際、成果も着実に出てきている。ただ、社内には余力（の取り扱い）について積極的な拡販には慎重な意見を持つ人がおり、なかなか実現できていない。人員を相当絞っているとはいえ、結果として設備稼働率は 60～70％であり、物価上昇分の価格転嫁を着実に実施することを含
め、いまだに固定費の比率は高い。この点は今後も課題だ」と話す。
注 1：
現在は、日本製鉄グループの山陽特殊製鋼(株)がオバコ社を完全子会社化している。
注 2：
商品やサービスの原材料調達から廃棄・リサイクルに至るまでのライフサイクル全体を通して排出される温室効果ガスの排出量を CO2 に換算して、商品やサービスに分かりやすく表示する仕組み。
注 3：
温室効果ガス（GHG）排出量の算定、報告の基準の 1 つ。スコープ 1 では、事業者自らによる GHG の直接排出（燃料の燃焼、工業プロセス）を対象にする。スコープ 2 は、他社から供給された電気、熱・蒸気の使用に伴う間接排出が対象。スコープ 3 では、スコープ 1 とスコープ 2 以外の間接排出（事業活動に関連する他社の排出）が対象となる。
注 4：
スウェーデン・エネルギー庁による、鉱工業部門の GHG 排出ゼロに向けた技術開発を財政支援するプログラム

「Industriklivet」の一部。同プログラムは 2018 年に開始しており、2030 年まで継続の予定。同プログラムは EUの復興基金の中核予算「復興レジリエンス・ファシリティー（RRF）」から拠出されている（スウェーデン・エネルギー庁ウェブサイトより）。

執筆者紹介
ジェトロ海外調査部国際経済課 課長代理
古川 祐（ふるかわ たすく）
2002 年、ジェトロ入構。海外調査部欧州課（欧州班）、ジェトロ愛媛、ジェトロ・ブカレスト事務所長などを経て現職。共著「欧州経済の基礎知識」（ジェトロ）。

COP26 "1.5℃目標"へ
2021 年 12 月 15 日 (水)脱炭素技術への期待と課題

土屋 敏之 解説委員

https://www.nhk.or.jp/kaisetsu-blog/100/458608.html
先月開かれた温暖化対策の国連の会議ＣＯＰ26 では「気温上昇を 1.5℃までに抑える努力を追求すると決意」する合意文書がまとまりましたが、同時にその困難さも明らかになりました。
こうした中で 期待されているのが、二酸化炭素を大気中から取り除いたり資源化したりするような新技術です。そこでその現状と課題を「“ 1.5℃目標“ への険しい道筋」「“カーボンネガティブ技術とは」そして「普及への課題」
３つのポイントから考えます。
ＣＯＰ２６では「パリ協定の実施ルール」
が完成し、これまで努力目標に過ぎなかった「産業革命前からの気温上昇を 1.5℃までに抑える」ことが、事実上の共通目標に前進したとも言われます。
しかし、各国の最新の温室効果ガス削減目標を全て実現出来たとしても、
1.5℃目標の達成は困難である
ことも明らかになりました。

こちらは国連機関ＩＰＣＣが最新の報告書で示した、
気温上昇を 1.5℃までに抑えるには世界の CO2 をどう減らせばよいか？を計算したシナリオです。
２０５０年頃に排出ゼロ、いわゆるカーボンニュート
ラルを達成する必要性は 今や広く知られていますが、それで終わりではありません。
実はその後はさらに削減して排出量をマイナスにする、「カーボンネガティブ」という状態にすることが必要だと示されているのです。
「排出量をマイナス」とはわかりにくいですが、
これは経済活動に伴って排出される量より、森林などが吸収する量が上回る状態を指します。
しかも、仮に困難な 1.5℃目標をあきらめ ２℃までは気温上昇を許すとしても、やはり今世紀中にはカーボンネガティブの実現が必要だと計算されています。

しかし、カーボンニュートラルでも大変なのに、どうすれば このカーボンネガティブが可能なのでしょう？
ひとつには「植林」という方法がありますが、世界の人口が増加し開発が進む中、森林面積は逆に年々減り続けています。
単に木を植えるだけでなく、育った植物からバイオ燃料を作って利用し、そこから出るＣＯ２は回収して封じ込めてしまうことが出来れば、エネルギーを使いながら大気中のＣＯ２を減らすことも可能ではあります。そして、注目されているのが、植物に頼るのでなく人工的に大気中のＣＯ２を直接回収する「ＤＡＣ」と呼ばれる技術。世界各国で開発が進んでいます。日本のあるメーカーの試験プラントでは、機械で大気を吸引し、ＣＯ２を吸着しやすい化学物質を使ってＣＯ２を言わば こし取り集めています。
こうした技術は、将来のカーボンネガティブだけでなく、当面のＣＯ２を減らすためにも期待されていますが、課題となるのは回収したＣＯ２をどうするかです。
有力視されるひとつが、これを地下深くに封じ込める「ＣＣＳ」と呼ばれる技術です。
日本でも国家プロジェクトとして、北海道苫小牧沖の海底下の深い地層に、２０１６年から３０万トンのＣＯ２を圧入する実証試験が行われてきました。 今、各国でＣＣＳへの取り組みが進んでいますが、土地が限られ、しかも地層が複雑な日本で長期的に安定してＣＯ２を封じ込め続けることが出来るのか検証が必要です。
また、このようにＣＯ２を「やっかいもの」としてコストをかけ封じ込めるより、価値のある資源にして利用することで減らそうとの考え方もあります。
これは、「ＣＣＵ」や「カーボンリサイクル」と呼ばれる技術です。
あるメーカーでは、ＤＡＣによって大気から直接回収したＣＯ２を密閉した施設内で野菜を育てるのに使う実証試験を来年始める計画です。
いわゆる野菜工場では、普通の空気よりＣＯ２の濃度を高めることで野菜の成長がよくなることが知られており、ＣＯ２に価値が生まれるのです。
さらに注目されるのはＣＯ２から役立つ素材を作り出付し加価値を高める技術です。
今月、大手ゼネコンが、ＣＯ２を原料にしたコンク
リートの使用を始めたと発表しました。
ＣＯ２を化学反応させて作った「炭酸カルシウム」の粉末をコンクリートの原料に混ぜて使っているのです。
従来の技術では、ＣＯ２を吸収させることでコンクリートの性質が変わり鉄筋が腐食しやすくなる弱点がありましたが、それを克服して、現在のコンクリ
ートのほとんどを置き換えることが可能になったと言います。
元々セメント・コンクリート産業は世界全体のＣＯ２排出の数％を占めると言われる排出量の多い分野です。
これは、原料のセメントを作る過程で化学反応によってＣＯ２が出てしまうためです。

ところが、この技術では逆にコンクリート１トン製造するごとに、全体としてＣＯ２が２０ｋｇあまり減る、カーボン
ネガティブになると言います。
まだ長期的な耐久性などを検証していく必要がありますが、仮に日本で作られるコンクリートを全てＣＯ２を吸収するタイプに置き換えることが出来るなら、年間数百万トンのＣＯ２が吸収可能とも見積もられます。
また、
プラスチックをＣＯ２から作る技術も開発が進んでいます。
現在は石油から作られている様々なプラスチック。
その多くは既にＣＯ２から作り出すことが可能になりつつあります。
ただし、プラスチックは燃やせばＣＯ２が出ますから、カーボンニュートラルやカーボンネガティブを目指すには、使い捨てのプラではなく長く使い続ける製品にする必要があります。
また、製造工程で使われる化石燃料が多ければ、温暖化対策に有効とも限りません。
このように新たな技術を評価する上では、生産から廃棄までのライフサイクル全体で どれだけＣＯ２が減るのかなどを冷静に見ることが不可欠です。とは言え、こうしたカーボンリサイクル技術が脱炭素社会に向けて重要性を増すことは確実視され、世界的に開発競争が激化しています。
こうした新技術が普及する上で最大の課題は、言うまでもなくコストです。
カーボンリサイクル製品の価格は、現状では既存製品の数倍するものが多いとされ、市場競争に任せるだけでは容易に普及しません。
一方で国はこうした新技術を現在の温室効果ガス削減目標の達成に向けても活用を見込んでいます。
２０５０年には排出実質ゼロの目標を掲げているのに、電力の３～４割を原子力と火力でまか
なう参考値を出していますが、これは本来大量のＣＯ２を出す火力発電をＣＣＳやカーボンリサイクルで脱炭素化することを想定しているのです。
国はこの夏カーボンリサイクル技術のロードマップを改訂し、こうした製品が既存製品と同等価格になって普及が始まる時期を２０４０年からと、従来よりは目標を前倒ししましたが、これで２０５０年実質ゼロに間に合うのか？なお遅すぎるようにも思います。
もちろん、温暖化対策の「本筋」は、化石燃料の使用を減らし再生可能エネルギーを拡大していくことで、こうした新技術に過度に期待するのは禁物だと思います。ただ、その化石燃料を２０５０年まで使い続けるというのであれば、そこから出るＣＯ２を相殺できる脱炭素技術を早急に育て後押ししていく必要があります。
例えば日本では、バブル期までにビルだけでなく橋やトンネルなど鉄とコンクリートのインフラが大量に整備され、今それらが老朽化して更新が必要な時期を迎えています。
こうした寿命が長いインフラの更新や公共事業などから戦略的に脱炭素技術の普及を進めることも考えられるでしょう。
今や毎年のように温暖化が影響すると見られる災害が相次ぎ、観測記録が更新される中、気温上昇を食い止めるための、
さらなる対策を急がなければならないと思います。
（土屋 敏之 解説委員）

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