2040 年エネルギーミックス議論に向けての提言
（目次）
はじめに
1． 従来延長論の 2030 年エネルギーミックス案 vs 再エネ技術革新の 2050 年
2．再エネの低コスト化による拡大とベース電源問題
3．原発と石炭火力の行方
4．横の議論と縦の議論
5．2040 年エネルギーミックス議論への提言
おわりにJX リサーチ株式会社
エネルギー経済調査部
鈴木清一

はじめに
エネルギーミックス案においては 2030 年の議論・見直しが続いてきた。経済産業省（以下『METI』）は図表 1 のとおり 2018 年 7 月に第 5 次エネルギー基本計画を発表したが、2030 年のエネルギーミックス修正案と再エネの主要電源化を明記した 2050 年のコンセプトが併記されている。言わば、従来延長論の修正版と希望論の併記である。
図表 1

第５次エネルギー基本計画の概要（抜粋）

出所： 2018 年 7 月 METI「第５次エネルギー基本計画の概要」
2010 年６月に発表されたエネルギー基本計画で 2030 年の目標が示されたことを鑑みれ-1-

ば、2020 年には 2040 年の目標が示されているべきという見方も成り立とう。なお、国際エネルギー機関 IEA は World Energy Outlook 2019（以下『WEO2019』を発行し 2040 年までの世界および各国・各地域のエネルギー需給を予測した。また、一般財団法人日本エネルギー経済研究所（以下『エネ研』）もその Outlook 2020 で 2040 年までの同種の予想を発表している。
2040 年の議論が始まらないのは 3.11 の勃発で原発再稼働の目途が立たないからという見方が成り立つかもしれない。しかし、WEO2019 やエネ研 Outlook 2020 では原子力の2040 年は 2030 年とほぼ同一であり再稼働は 2030 年と 2040 年で大差ないと考えられる。
そこで、2040 年エネルギーミックス案議論開始に期待し、本稿において提言を行いたい。
まず第一章において 2030 年案の概要を述べる。さらに 2050 年における各国のミックス案、および日本における 2050 年コンセプトを述べる。日本における 2040 年エネルギーミックス案は 2030 年案と 2050 年コンセプトを結びつけるものでなければならないことは言うまでもない。しかし、2030 年が従来延長論であるのに対し、2050 年コンセプトは理想的な再エネ拡大（技術革新）が全面に出ておりこれを結びつけるのは容易ではない。
しかし、これは日本のエネルギーの将来にとって不可欠なものである。なぜなら個々のエネルギー議論において現実論と理想論が混在し水掛け論に終始する場面が多々あるからである。
第二章では再エネの低コスト化と拡大について世界および日本の現状と将来を述べる。
世界の潮流と同様に日本においても再エネのコストは低下してきているが、気象条件や土地代・人件費が高いことにより日本の再エネコストは依然割高である。
さらに稼働の安定しているベース電源と気象条件や時間帯に影響を受ける風力・太陽光などの再エネとの関係について述べる。ベース電源が大きいと再エネの稼働抑制が必要になるという問題について述べる。
第三章では原発と石炭火力の行方について述べる。この２つは CO2 発生という点では前者がゼロエミッションと評されるのに対し、後者は化石燃料の中でも最も CO2 発生が大きいという点では正反対である。しかし両者とも定常的かつ他電源よりも優先稼働するベースロード電源として位置づけられている点では同種である。原発が安全性および使用済み燃料の廃棄場所の問題で多くが稼働停止している再稼働が不透明であるのに対し、石炭火力は他国から批判されつつも現在順調に稼働している。
ただし石炭火力の新設は極めて困難になっており、今後設備が老朽化した際のリプレイス（再建（含む能力変更））が認可されるかは議論の対象であろう。石炭火力は 1990 年代から 2000 年代前半に稼働開始したものが多い。40 年を一つのサイクルと考えれば、2030年頃から廃棄あるいはリプレイスの選択を迫られるものが多いのである。
第四章では、横の議論（この用途に適したエネルギーは何か）と縦の議論（このエネルギーに適した用途・使い方は何か）について述べる。この表現は筆者の造語で、エネルギーバランス表において各化石燃料・原子力・再エネといったエネルギーソースの列が横に、民生・産業・運輸といた各用途の行が縦に並ぶことから命名したものである。本章において筆者が述べたいポイントは①各１次エネルギーの供給力には上限有②性急な電化は化石燃料を増やす可能性大③エネルギーを捏ね繰り回す（変換しすぎ）のは損失大、である。
第五章ではこれまでに述べた重要ポイントを再度引用しつつ 2040 年ミックス案への期-2-

待を述べる。
おわりにでは本稿では述べなかった CO2 や水素の利用について筆者の考えを述べ次作につなげたい。
1． 従来延長論の 2030 年エネルギーミックス案 vs 再エネ技術革新の 2050 年（１）2030 年エネルギーミックス案の推移
図表２に 2030 年エネルギーミックスの進捗を示す。日本ではここ 10 年間、2030 年を議論し動向を注視しており、はじめにで述べた通り 2040 年を議論するタイミングが来ているのである。
図表 22030 年エネルギーミックス目標の進捗

出所： 2017 年 8 月 METI エネルギー情勢懇談会資料 2「2030 年目標の進捗について」
図表 3

3E+S と電源構成-3-

出所：電力ガス事業分科会電力・ガス基本政策小委員会 2019 年 5 月 28 日資料 5-1「第 3 弾改正法施行前検証～とりまとめ～」2030 年 にお い ては 図 表 3 の とお り化 石 燃料 は引 き続 き 重要 なエ ネ ルギ ー源 で ある 。
3E+S はエネルギー政策の基本的な概念である。
図表１のとおり最新の第５次エネルギー基本計画で 2050 年に向けた対応の目玉は再エネの経済的自立と主力電源化である。現実延長論の 2030 年に比べ 2050 年は突っ込んだ表現となっている。また図表 4 のとおり、2050 年に向けた数多くのイノベーション（技術革新）が打ち出されている。
図表 42050 年に向けたイノベーション

出所： 2019 年 10 月資源燃料分科会石油天然ガス小委員会資料 3「新・国際資源戦略の策定に向けた論点」
図表 5

年代別人口予想

出所： 2018 年 2 月 27 日経済産業省エネルギー情勢懇談会資料 10-4-

枝廣淳子氏「大きな方向性および報告書とりまとめに向けて」
減少する 2050 年のエネルギー需要をベースに検討すべきという意見が出されているので紹介したい。図表 5 のとおり、2050 年は人口が 4 分の 3 に減少すると予想されている。
2．再エネの低コスト化による拡大とベース電源問題（１）再エネコストの低下
図表 6 のとおり世界の再エネのコストは低下してきている。
図表 6

世界の再エネコストは技術革新でさらに低下へ

出所：2017 年 11 月 13 日経済産業省エネルギー情勢懇談会資料２、クラウディ
ア・ケンフェルト氏
図表 7

国際比較ではまだ高い日本の太陽光

出所：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 2019 年 5 月 30 日資料 2 「太陽光発電協会自立した主力電源になるた-5-

めのチャレンジ（ＦＩＴ低減、導入目標） 」
日本でも低下傾向であるが、気象条件や土地代・人件費が高いことにより日本の再エネコストは依然割高である。図表 8 に太陽光の割高実態を、図表 9 に陸上風力と太陽光において日本の設備装置が割高であることを示す。陸上風力では中印の割安さが目立つ。
図表 8

日本の再エネ設備投資コストは高い

出所：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 2019 年 6 月 10 日資料 2-2 「Paolo Frankl 氏提出資料再生可能エネル
ギー市場及び政策に関する IEA 解）」（２）再エネの拡大とベース電源問題
図表 9ベースロード市場の概要-6-

出所：電力ガス事業分科会電力・ガス基本政策小委員会 2019 年 5 月 28 日資料 5-1「第 3 弾改正法施行前検証～とりまとめ～」
図表 9 はベースロード市場の説明である。ベースロードとされている石炭、大型水力、原子力等は大手電力（旧一般電気事業者+J-Power）が所有しており、新電力にベースロード電源にアクセス機会を供与する考えである。ここでは石炭火力はベースロードの代表例となっている。
図表 10 では九州エリアはフェーズ 3（太陽光・風力などの自然変動再エネがシステム運用パターンを決定）に分類されている。これは、再エネ割合が高いことよりも、九州電力が次章で述べる通り原子力の再稼働が好調でベース電源が多い（石炭火力のミドル化すら起きている）ことの影響が大きい。次節でそれを説明する。
図表 10

九州エリアはフェーズ３（再エネが運用パターンを決定）

出所：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 2019 年 6 月 10 日資料 2-2「Paolo Frankl 氏提出資料再生可能エネルギー市場及び政策に関する IEA 解）」（３）石炭や原子力等のベース電源が大きいと再エネの稼働抑制が必要になる
図表 11 は家庭電力価格を卸市場に連動させ分散型エネルギー（太陽光）の制御を図ることも可能という説明である。これは九州エリアで起きた再エネ稼働制御への市場メカニズムによる対応策の一つである。現実上の変動コストは火力における化石燃料に当たるものは太陽光発電においては太陽光でありコストはゼロである。これを制御するのは、料金上での損得はあろうが、社会全体では大損である。

-7-

図表 11価格シグナルに基づき分散型エネルギーを制御する例

出所：電力ガス事業分科会電力・ガス基本政策小委員会 2019 年 3 月 27 日参考資料
基本政策分科会資料「エネルギー基本政策策定後の動向と今後の対応の方向性について」
上記赤色の点線は筆者の加筆である。図表 9 でベースロードに含まれていた石炭火力も加えたベースロード部分をこの点線は示している。この点線が高いと石炭火力がミドル電源になったり太陽光を制御しなければならない日が出現したりするのである。九州エリア
はまさにその状況ということである。
現実の変動コストが実質ゼロの太陽光を制御するのがいいのかそれとも上記点線を下げる方がいいのか。この議論はエネルギーミックスを論じるうえで最も重要なテーマの一つである。
図表 5 で紹介した枝廣氏は『減少する 2050 年のエネルギー需要をベースに考える』『再エネを高らかに掲げる』『「ベースロード」後の世界への準備を』など９つのポイント 1 。を挙げており、エネルギー需要減に合わせ上記点線を下げるべきという意見と拝察する。筆者も同じ考えである。
3．原発と石炭火力の行方
1 他の 6 点は『“未来の考え 方”を変える』『地域エネルギーをいかに支えるか』『電力以外のエネルギー、特に「熱」の議論を進めるべき』『カーボン・プライシングを含む、エネルギーシフトのための政策ツール検討を』『 将来の原発の位置づけをあと送りせず、考え始める』『「エネルギー政策への国民の参画」、必要性の認識から実行へ！』である。

-8-

（１）ベース電源としての原発と石炭火力だが GHG では正反対
この２つは CO2 発生という点では前者がゼロエミッションと評されるのに対し後者は化石燃料の中でも最も CO2 発生が大きいという点では正反対である。しかし両者とも定常的かつ他電源よりも優先稼働するベースロード電源として位置づけられている点では同種である。原発が安全性および使用済み燃料の廃棄場所の問題で多くが稼働停止しており、再稼働が不透明であるのに対し、石炭火力は他国から批判されつつも現在順調に稼働している。
（２）原発再稼働はエネルギー需要と無関係に決定
図表 12 が原発再稼働についての現状である。どこまで再稼働が進むかは諸説あるが、エネルギー需要からの逆算ではなく、各原発の地元世論や地方首長の考え・地質等の自然条件・原発タイプなどによる分析となっている。
図表 12：原発再稼働の現状

出所：電力ガス事業分科会電力・ガス基本政策小委員会 2019 年 3 月 27 日参考資料
基本政策分科会資料「エネルギー基本政策策定後の動向と今後の対応の方向性について」に加筆
原発再稼働如何は各社のベース電源比率に影響を与える。旧一般電気事業者の発電量当たりの CO2 発生量を規制すると原発再稼働の進んでいる会社は石炭火力を稼働しやすく、再稼働が遅れる会社は石炭火力が稼働しづらいということになる。結果、ベース電源比率がエリアごとに大きく異なることとなり前章で述べた再エネ稼働抑制の問題を大きくする。
この問題対策としては原発と石炭火力の合計比率を 60HZ/50HZ ごとに計画管理することが考えられるが、電力自由化と逆行するとの指摘を受けよう。また、原発再稼働が 60HZ圏で進んでおり、石炭火力は次節で述べる通りが 60HZ 圏の方が多いという問題もある。
（３）石炭火力の寿命とリプレイス（高効率化含む）-9-図表 13 に石炭火力の稼働開始年代別の発電能力を示す。
図表 13

石炭火力営業運転開始年代別発電能力

1979年以前 1980-84年 1985-89年 1990-94年1995-99年 2000-04年 2005-09年 2010-14年 2015-19年
北海道

47.5

東北

47.5

6035

東京

70
205

250

50

50

50HZ計

160

160
60

120
47.5

202.5

60

中部

255

300

210

北陸

50

50

60.2

25290.2

85

17.5

四国

40.6

九州

100
70

170

220

0

31.2

1460.2
410

70

290

100

25.9

90

180

15.6

259

70

沖縄
75

120
205.2

12090

中国

420

60

200

関西

電源開発

225
490

電源開発
共火・IPP

合計

110.6

70

106

15.6

15.6

44

100

75.2

346

100

135

210

721.2

共火・IPP

32.5

4.8

2.7

14.9

57207.1

84.3

60HZ計

107.5

282.9

203.9390.5497.6

1023

99.9

901002795.3

合計

155485.4

263.9

645.5

797.6

1313.2184.9

3101004255.5

69.4%

58.3%

77.3%

60.5%

62.4%

77.9%

54.0%

29.0%

60HZ比率

403.3

65.7%

注１：酒田共火は東北電力に含め、相馬共火は東北と東京に50%ずつ配分した
注２：他燃料から石炭に転換したケースでは、転換年を営業運転開始年とした

出所： 各種資料を基に筆者作成
北海道で発生した大規模停電の復旧はいかに主力電源の石炭火力（および補助的・緊急的電源の石油火力）を復旧させるかがポイントであったことを鑑みれば、現時点での石炭火力削減は現実的ではない。
ただし石炭火力の新設は極めて困難になっており、今後設備が老朽化した際のリプレｲス（含む能力増強の場合）が認可されるかは議論の対象であろう。四国電力の西条 1 号機
は 1965 年に石油火力として稼働開始し 83 年に石炭転換しているが、出力 15.6 万 KW を50 万 KW への拡大かつ超超臨界への効率向上を行う工事を 2019 年に着工している 2 。石炭火力の寿命は定まっているわけではないが、1980 年代前半に開始した発電所のリプレイス（高効率化含む）が現在取り上げられているので寿命を約 40 年とみなすこともできよう。
本稿では 40 年として今後のリプレイス問題を論じる。図表 11 のとおり 1980 年代から輸入炭仕様の大型火力が建設されており、現行の石炭火力開始年代は 1990 年代と 2000 年代前半に集中している。
40 年寿命説に従えばこれからリプレイス判断が求められるものが増えていき、2030 年代から 2040 年代前半に判断が集中するということになる。なお、日本の石炭火力依存が国際的に批判されることが増えてきているが、寿命が来る前に廃棄するのは電力価格の引2 他 https://www.yonden.co.jp/press/2019/__icsFiles/afieldfile/2019/05/21/pr006.pdf- 10 -

き上げが確実に起き、電力供給の不安定をもたらす可能性も大であり、選択されないであろう。
なお、前出の図表 1 のとおり第５次エネルギー基本計画では 2050 年において非効率石炭のフェードアウトが明記されているが、これは高効率化を伴えば既存石炭火力のリプレイスを認めるとも読める。上記西条 1 号はそのパターンである。新規電源確保には送電設備の投資を伴うことが多く、石炭火力のリプレイスは投資採算面では得策であろうが、新鋭化すればさらに 40 年使う可能性があることを鑑みれば、長期的な判断が求められる。
図表 13 のとおり石炭火力は 60HZ 圏に多い。原発能力は廃棄済みや新設計画中のものも含めると図表 12 のとおり 50HZ 圏（2,669 万 KW）と 60HZ 圏（2,799 万 KW）とほぼ同一だったが、再稼働は 60HZ 圏が進んでいる。石炭も再稼働原発も 60HZ 圏に多いことは前章で述べたベース電源問題を論じるうえで重要なポイントである。
なお日本の石炭火力は SOX・NOX・粉塵の環境対応や高発電効率およびバイオ混焼で世界の模範となっている。また石炭火力は石油やガスに比べ燃料荷揚げや排ガスの環境処理などに手間がかかるので地元雇用に貢献しているという面もある。
4．横の議論と縦の議論（１）横の議論
横の議論とは図表 14 の左側に記述されている各用途に適したエネルギーは何であるかを議論することである。後述の縦の議論とは逆にそれぞれのエネルギーに適した用途・使い方は何であるかを議論することである。
図表 14

エネルギーマトリックス（標準型；２次エネ分解せず）

石炭 原油ＮＧＬ

石油製品

天然ガス 原子力 水力 地熱 太陽光 風力 バイオ電力

熱水素

変換ロス

合計

生産
輸出入ほか
１次エネルギー供給
変換・誤差
発電▲

▲

▲

熱製造

▲

▲

▲

▲

水素製造

▲

▲

▲

高炉・コークス▲▲

産業自家使用▲

▲

▲

▲

▲
▲

▲

▲

▲＋▲
▲

▲

▲

▲大＋▲

▲小＋＋▲▲▲▲▲▲

▲

▲送配ロス
産業
運輸
ｴﾝｼﾞﾝ、HV

EV

（内）海運
（内）鉄道
（内）航空
民生
商業・公務
農林魚業
非エネルギー
凡例：二次エネルギー

二次・三次エネルギー

出所： IEA エネルギーバランス表を参考に筆者作成- 11 -▲
▲

横の議論

消費合計

（内）道路

▲大▲

▲

石油精製

▲

FCV図表 14 の長所は正確な統計情報に基づくことができることであり、短所は 1 次エネル
ギーと用途の関連情報が不十分であることである。この横の議論は個々の用途においてどのエネルギーを使うのがベストか、ベターかを議論することあるが、1 次エネルギー自体の特徴議論に偏り、使い方の議論が不十分になりがちである。
なお、発電の行を説明すると石炭からバイオまでの各エネルギーが電力に変換する際には各エネルギーが減り（▲）電力が増える（＋）が、変換ロスが大きい（▲大）という意味である。また、黄色の網掛けは図表 15 との対比で強調したものである。
（２）縦の議論
縦の議論とは図表 15 のとおり個々の１次エネルギーの供給力には上限があるという前提に立ち、それらをどのように変換し、あるいは変換しないで、どの用途に使うのがベストか、ベターかを議論することである。エネルギー効率（使用時効率と変換ロス）が一つの重要な基準となる。
図表 15

エネルギーマトリックス（2 次・3 次エネ分解型）

石炭

原油・ＮＧＬ

天然ガス

原子力

水力

地熱

太陽光

風力

バイオ

合計

１次エネルギー▲

変換ロス
２次エネルギー

石
炭電力熱▲
水電素力

石
３次エネルギー
炭石油製品

▲

変換ロス
電力熱▲

▲

水 電 電 石油素 力 力 製品

熱

天然 電
ガス 力熱▲

▲

▲

▲

▲

▲

水電 水電電電電

石油 電素力 素力力力力

製品 力▲

▲

水 天然 電素 ガス 力熱熱▲

水電 電 水 電 水 電素力 力 素 力 素 力▲
熱▲電 水電 水 石油 電

力 素

力 素 製品 力

変換ロス合計産業自家使用

縦の議論

消費合計

縦の議論

産業
運輸
（内）道路

EV

FCV

EV

HVFCV CNG EVFCVEV FCVEV FCV EV

EV FCV EV FCV HV EV

（内）海運
（内）鉄道
（内）航空
民生
商業・公務
農林魚業
非エネルギー
注：再エネ由来水素とCO2を原料とする合成燃料のプロセスは省略

出所： 筆者作成
図表 15 は 1 次エネと用途を関連して議論する概念図として有効であり変換ロス（黄色の網掛け）が図表 14 より詳細に示せる。しかし、短所は正確な統計が困難なことである。
特に電力というエネルギーはどのエネルギーから発電され、何に使われたかを正確に統計するのは不可能である。区域や時間帯により電力需給を細分化し、その中で按分するしかない。
例えば、旧一般電力事業者区域あるいは送配電における区域により区域分けを行い、発電パターンによる時間帯区分（早朝、（太陽光が稼働する）昼間、夕方から就寝時、深夜といった区分）を行い按分する方法である。例えば、ある地域の深夜において発電の 50%が- 12 -

石炭であり、その地域の深夜の電力消費の 70%が産業向けであれば、その産業向けの電力は 35%（50％×70％）が石炭由来という具合に按分する方法である。
個々の一次エネルギーごとにベスト・ベターな用途は何かの事例だが、例えば天然ガスは複合発電が普及しており、発電において他ソースよりエネルギー効率が高い。また起動が速く調整電源としても優れており、自然変動による稼働変動の大きい再エネの相方として適しているが、LNG で輸入した天然ガスを再ガス化した後に圧縮して用いる CNG 車はエネルギー効率が良くないといった議論である。
なお、個々の１次エネルギーの供給力には上限があるという前提を置いたが、その妥当性を検証しておきたい。短期的（現状設備を前提）において上限があることは言うまでもない。実際に電力需要の時間帯変動や季節変動は化石燃料発電が調整を担当している。
中期的（今後の採算可能投資による設備増強含む）には、起きうるコスト低下を考慮しても各 1 次エネルギーの供給力が無限ということはなく上限ありが妥当な前提である。長期的（資源的）には、再エネ資源の上限は未知数とも言われるが、CO2 削減の観点においても削減すべきは（遠い）将来の１時点における発生量（点）ではなく、短期・中期の積み重ねである CO2 の累積発生量（面）である。したがって、短期的・中期的な視点でこの前提を置くのは妥当である。なお、エネルギーミックス論の基本概念である 3E+S の観点においても、各 1 次エネルギーの供給力には上限ありの前提が妥当である。
エネルギーミックス議論においては横の議論も縦の議論も両方必要でありどちらかに偏ってはいけないというのが筆者の主張である。次節で、議論方法の違いにより結論が大きく変わる事例を述べる。
（３）縦横議論例（FCV の例）
燃料電池車（FCV）は水素で車内発電し電気で駆動する自動車だが化石燃料から製造した水素と再エネから製造した水素のどちらがベターかという議論である。これをエネル
ギーミックス中の横の議論と縦の議論で考えてみる。
横の議論だと以下のようになりがちである。再エネ由来 FCV は水素製造時点でも CO2フリーだが、化石燃料由来 FCV は水素製造時点で CO2 を発生する。再エネ由来を進めるべきである、となりそうである。このように横の議論では１次エネルギーの特性で優劣判断することになりやすい。
一方、縦の議論ではこうなる。再エネ由来（風力の例）の FCV は、運動エネルギー（風力）⇒電気エネルギー⇒水素⇒電気エネルギー⇒運動エネルギー（駆動力）とエネルギー変換が多く変換ロスが大きくなる 3 。一方、化石燃料由来 FCV はエネルギー効率でエンジン車より優り HV（ハイブリッド車）と並ぶ代替手段となる可能性あり、となる。このように縦の議論ではエネルギー効率で優劣判断することになる。
エネルギーミックス議論においては縦横どちらの議論も重要であり一方に偏ってはいけないが、縦の議論はあまり行われていない感がある。筆者は本稿で縦の議論に基づく以下の２点を強調したい。１点目は、再エネで発電された電気が EV や FCV のような新しい
3 電気から水素で 7 割程度、水素から電気で理想的な 5 割の効率だとして、総合効率は 35％。屋久島実

証実験では、総合効率が 22％だった、との指摘がある。https://greenerw.exblog.jp/15156360/- 13 -電気用途に用いられれば、その分化石燃料発電が増える可能性が大きいという点である。
2 点目は、エネルギー効率を重視してイノベーションを進めるべきであり、再エネ由来 FCVのように効率を損なう『エネルギーを捏ね繰り回す』ものはイノベーションではないという点である。以下この 2 点を述べる。
（４）電化による電力需要増は化石燃料で賄われる可能性大
この推論の根拠は以下のとおりである。原子力の再稼働はエネルギー需要とは無関係に決定され、再稼働後（新設した場合も）はフル稼働するので供給余力がない。再エネはコストを考慮した拡大が進み、稼働は天候等で決まるので供給余力はない。これを鑑みると電化による電力の需要増は、稼働が抑制され供給余力がある化石燃料で賄われる可能性が大きい。
ただし、電化と再エネ開発が同時進行する場合は異なる。再エネ資源が豊富な地域と電力需要の大きい地域はえてして異なる場所にあることが多く、送電線能力不足で再エネの開発が遅れているケースが多い。このような場合に再エネ資源が豊富な地域での電化による電力需要増と再エネ開発がセットになるような場合には、電化による電力需要増は当然化石燃料ではなく再エネで賄われることになる。
なお、再エネ拡大を阻害している送電線の不足対応としては、再エネを中心とする分散型のエネルギー社会の創出が一つの解決策である。
（４）捏ね繰り回さないイノベーションをエネルギーを捏ね繰り回す事例は、上述した再エネ由来水素による FCV、LNG を輸入し再ガス化後に CNG として利用、電気の熱利用の乱用、が挙げられる。この意味から、産ガス国では CNG 車は有効だが、LNG 輸入国では CNG 車より LNG 車を進めるべきであろう。
エネルギーを捏ね繰り回さないためには、エネルギー変換が少ない地産地消がベストである。太陽光発電を EV に搭載、小型風力の夜間発電による EV 充電、太陽光余剰電力で昼間のエコキュート等、が思いつく。また、IMO は 2050 年に船舶航行から発生するGHG を 50%削減する方針だが、この対策として帆船が考えられている。汽船の前に戻る話だが、帆船は風力という運動エネルギーをエネルギー変換しないで駆動力として利用しておりかつ地産地消である。技術面・運航面では難しい点も多々あろうが、これを解決するのが真のイノベーションではなかろうか。
５．2040 年エネルギーミックス議論への提言（１）2040 年案は実現性を備え理想への架け橋に
本年 2020 年は 2040 年エネルギーミックス議論を始めるタイミングであることを述べた。従来延長論の 2030 年エネルギーミックス議論と理想論的 2050 年目標をつなげるには、2040 年のエネルギーミックス案は実現性を備え理想への架け橋にならねばならない。
それにはまず原発再稼働と 30 年代にリプレイス判断が集中する石炭火力の、つまりベース電源をどうするかを再エネ拡大と合わせ、明確に方向付けることが重要である。企業
別の CO2 抑制目標を掲げ、それで石炭リプレイスを判断すると、ベース電源比率が地域ご- 14 -

とに大きく異なり、再エネ稼働抑制を頻繁に起こさせる恐れがあることを再度強調したい。
（２）縦の議論でエネルギー効率を重視し CO2 累積発生量の抑制を縦の議論で述べた、①各１次エネルギーの供給力には上限有②性急な電化は化石燃料を増やす可能性大③エネルギーを捏ね繰り回す（変換しすぎ）は損失大、を再度強調したい。
横の議論では淘汰されるべきという結論になりがちな化石燃料が生き残るには、より一層の効率化を追求するという議論で存在意義を強調することが必要である。設備の高効率化、自動車の HV 化、コージェネ推進等である。
高効率化は排熱を減らす効果もあることを指摘したい。筆者が高効率ボイラーを営業した際の経験であるが低効率ボイラー利用している工場では夏は無論のこと春秋でも冷房を使っていた。高効率ボイラーに切り替えると排熱が減りエアコン代も節約できますよと営業したが、排熱はこのように不必要な電力消費を増やし、その電力は発電時や送電時に排熱をまき散らしているのである。筆者は排熱が排熱を呼び CO2 増加につながる現象を「排熱スパイラル」と呼び中東湾岸で特に酷いことを指摘したことがあるが、日本の特に都会の夏は似たようなものである、化石燃料のエネルギー効率向上がこの現象を抑制できることを指摘したい。なお、高効率化が排熱を減らすのは化石燃料だけの現象ではなく、電球が熱いのに対し LED が熱くないのも同じ理屈である。
（３）エネルギーミックス最適化には税の公平が不可欠
CO2 発生量の抑制が日本のエネルギーにとっての最重要課題（の一つ）なのだから、エネルギーに関する税は既存税をすべて廃止し CO2 発生に応じた炭素税に統一すべきであろう。既存税の廃止は容易ではないだろうが、エネルギー政策を講じうる上での各エネルギーの経済性比較においては各エネルギーへの課税は CO2 の排出に関しては公平化すべきである。税の公平化で横の議論でも縦の議論でも公平な議論が行えるのである。
現在燃料や自動車に多重に税が賦課されているガソリン車とこれらの税が軽減されている EV（発電主要燃料である石炭・ガスへの課税は石油よりはるかに小さい、自動車税も軽減）とを税を含むコストで比較するのは非合理的である。
第三章で述べたが 50Hz/60Hz の分割は電力需給上の障害となりかねない。しかしこの分割があるからこれまで世界中に日本製機器を輸出できたという某メーカーの方のコメントを聞いたことがあり、なるほどそういう面もあるのかと思ったことがある。
その際、内燃機関自動車と異なるいろんな代替車を日本国内で進めるのは自動車輸出能力の維持ち面があるかもしれないと感じた。技術開発段階では補助金を適用するのもいいだろう。しかし商業段階での補助金はいかがなものか。石油には多額の税金をかけているのだから税の公平という面で問題だろう。
なお、いろんな代替車を進めるのは輸出のための技術確保という点では良いかもしれな
いが、国内インフラ整備の投資が多重になるのはいかがなものか。EV、FCV、CNG 車、LNG 車等々全ての代替車の充填所を日本中に整備するのは無理であろう。日本に適した技術は何か、あるいはある特定の地方に適した技術は何かを把握して議論することを 2040
年エネルギーミックス議論に期待したい。例えば、再エネ資源が豊富だが送電能力が不足のため再エネ開発が進まない地域（北海道がこれに該当すると思われる）において EV に- 15 -

よる電力需要増と再エネ開発が同時に進んだ場合と、再エネ資源が乏しい地域での EV 導入とでは CO2 削減効果は大きく異なる。既に述べたとおり後者のケースでは電力需要増は化石燃料発電で賄われる可能性が大きく CO2 は逆に増える可能性もある。ただし、再エネ資源が豊富な地域は EV の特徴である排ガスがないことや騒音が小さいことが利点としては、都会よりも小さいと思われ、地球環境と地域環境への対策が必ずしも一致しないという状況になる。
おわりにはじめにでのべたとおり CO2 や水素の利用について筆者の意見を簡単に述べる。詳細な論拠は別の機会で述べたい。
まず CO2 利用技術のコスト採算には ①CO2 の利用場所と CO2 発生場所が近いかどうか②CO2 濃度が化学処理を行えるだけ高いかどうか、という二大難問があるということである。また原油生産における EOR で CO2 を利用することは、反応しにくいという CO2の特性が生きる。一方、CO2 の原料利用は吸熱反応であり、EOR とは異なり、反応に必要なエネルギーをどう賄うかという難問が加わる。
次に水素の輸送コストは大きいということを述べたい。船やトラックの積載量が大きいほど輸送コストは低くなるが、重い物質は DWT で船型が積載荷重で車型つまり積載量が決まる。一方、軽い物質は回転半径や運河の幅やトンネルの高さとかいった船や車の長さ・幅・高さで車型つまり積載量が決まる。つまり、重い物質は質量・重量で輸送コストが決まるが軽い物質は体積・容積（長さ×幅×高さ）で輸送コストが決まるのである。
液化したとしても極めて軽い物質である水素は、質量当たりのエネルギー密度は大きいが容量当たりのエネルギー密度は小さい。したがって容量で輸送コストが決まる水素はエネルギー当たりの輸送コストが大きくならざるを得ないのである。つまり水素製造場所と水素利用場所が近いかどうかという難問があるのである。
CO2 利用も水素利用も発生・製造場所と利用場所の距離が問題であるならば、距離が短くなる分散型エネルギー社会（分散型社会）が一つの解決策になる可能性がある。４－（３）でも、再エネ拡大のための送電線の不足対応としては分散型エネルギー社会が一つの解決策である、と述べた。分散型エネルギー社会の推進を第 5 章で述べた提言に加えて本稿を締めくくりたい。
本稿が読者の方のエネルギーミックス議論理解の一助になれば幸いである。
（文責- 16 -鈴木清一）