京都大学防災研究所年報 第 59 号 B 平成 28 年 6 月
Annuals of Disas. Prev. Res. Inst., Kyoto Univ., No. 59 B, 2016

気候変動を考慮した日本の水力発電ポテンシャル評価
Evaluation of Hydropower Potential in Japan in Consideration of Climate Change

角哲也・桑田光明(1)・石田裕哉(2)・丹羽尚人(2)・小島裕之(2)・井上素行(3)・
佐藤嘉展(4)・竹門康弘・Sameh KANTOUSH

Tetsuya SUMI, Mitsuaki KUWATA(1), Hiroya ISHIDA(2), Naoto NIWA(2), Hiroyuki KOJIMA(2)Motoyuki INOUE(3), Yoshinobu SATO(4), Yasuhiro TAKEMON and Sameh KANTOUSH(1) 京都大学工学部地球工学科(2) 株式会社建設技術研究所(3) 立命館大学(4) 愛媛大学(1) Faculty of Engineering, Department of Global Engineering, Kyoto University(2) CTI Engineering Co., Ltd.
(3) Ritsumeikan University(4) Ehime UniversitySynopsis
In the big trend of shifting energy sources from nuclear and thermal power to renewable energy,hydropower generation has collected significant attention in Japan. In this research, focusing on 91 dams
all over the Japan, it is shown how much potential it additionally generates only by changing maximum
discharge Qmax, which is the setting of water volume used for power generation, of existing powereddams in Japan and how it changes by the effect of climate change. This study showed all the dams havepotential to develop, and about 7% of increase is expected in total only by the simple operation change. Itis, however, estimated that the generation will decrease by 11% in total in future by the effect of climatechange. This situation can be improved by utilizing future potential of hydropower, and the results showsthat the decrease ratio goes up till －6% in total, though it still remains negative. Whereas the generationof Hokkaido drastically increase about 20% in the future.

キーワード：水力発電・発電最大使用水量・気候変動Keyword: Hydropower generation, Maximum discharge for hydropower, Climate change

事故は，我々に 1）原子力発電の安全性，2）電力供

1. はじめに給の火力発電への依存性，3）エネルギー資源の海外からの輸入依存という日本の電力供給の 3 つの大き

1.1 研究の背景2011 年に起きた東日本大震災による福島での原発な問題を浮き彫りにさせた．事故後，日本政府は事― 475 ―故前に電力供給の 30％を占めていた原子力発電の稼働停止を決め，その燃料のほぼすべてを海外からの輸入に依存している火力発電がその穴を埋め合わせたことにより電力供給における火力発電の占める割合は一時 90％にも達した．
このエネルギー資源の海外依存状況は単なる国富流出だけでなく日本のエネルギー供給状況の脆さを示しているといわれる．輸入する燃料の価格は厳し
い価格競争や世界のエネルギー需要供給構造によって大きく左右され，また何らかの問題がおこり資源供給が止められたときエネルギー源を確保するのが難しい．また，火力発電の燃料の化石燃料の燃焼によって放出される CO2 は地球温暖化の原因の一つと考えられる．
このような理由から，脱原子力・火力依存の動きが生まれ，結果として水力発電のような再生可能エネルギーが今注目を集めている．水力発電は水の位置エネルギーを電気エネルギーに変換することで発電し，CO2 の放出量が少なくクリーンなエネルギーであるだけでなく，他の再生可能エネルギーに比べ，Fig.1 Location of Dams

供給の安定性や操作のしやすさ，長期発電コスト，発電効率，発電量など多くの利点がある．従って，Table 1 List of Dams

このような水力発電に今後どれくらいの発電ポテンシャルがあるか，また，将来の気候変動の影響を受けてポテンシャルがどう変わるのかを調査することは極めて重要である．

1.2

本研究の目的日本での水力発電は 110 年以上の歴史を持ち，比較的大きなダムの建設はほとんど終わっているとされているが，実際に水力発電に使われている水は全体の 10％程度といわれている．そうした未開発の水力を利用するうえで，既存のダムで未使用の水力を利用し発電することは，コストや環境への影響などを考慮しても優れた方法といえる．
水力発電のポテンシャルの定義は様々あると考えられるが，本研究では既存のダムにおける発電の最大使用水量を変えることにより得られる発電量の最大値と実際の発電量との差分をポテンシャルと定義する．そうして現在の水力発電の持つポテンシャルと地域分布をもとめ，気候変動の影響を考慮したのち，将来の発電量や発電ポテンシャルの分布と変化量を推定することを本研究の目的とする．

2.

ムを研究対象とした．これらのダムには，すでに何らかの水力発電設備が設置されている場合が多いが，一つのダムが複数の発電施設を有する場合は，すべての放流が最も発電量の大きい発電所を通過すると仮定した．

2.2 ダムでの水力発電に関するデータ（1）有効落差発電に使用する有効落差は発電量を決める重要な要素であるが，ダムの構造によって大きく値が異なる．ここでは，ダム式では有効落差を（常時満水位

研究方法－（天端標高－ダム高+5））×2/3 より定める．ここで 2/3 を乗じたのは多目的ダムの水位の季節変動を

2.1 対象ダム
本研究では Fig.1 および Table 1 に示す国土交通省と(独)水資源機構の管理する全国の 91 の多目的ダ考慮するためである．一方，水路式，ダム水路式では有効落差を日本ダム協会が発刊する「ダム年鑑」― 476 ―

より直接引用する．この場合は水位の季節変動が落差より十分小さいと仮定し 2/3 を乗じない．

年間発電量を最大にする最大使用水量 Qmax= Qopt を求めて，この際の年間最大発電量 Eopt（kWh）を求める．これと現状での発電量の差分（Eopt－E）を求（2）放流量

めて，これを現在気候における対象ダムの有する水国土交通省のダム諸量データベースより2003-2012 の過去十年間の放流量をダウンロードし，力発電のポテンシャル（発電量の増大可能量）と定義した．

一年ごとに降順に並び替えた後，平均をとり，過去十年間の平均の流況曲線を求めた．日欠測値はその2.5

気候変動影響評価

年の日別放流量の平均値を代入することで補間した．

将来の水力発電のポテンシャルを計算する上で，欠測値の多い場合は，その年を平均から除外しその将来の流況曲線を予測する必要がある．将来の流況

ダムの放流量の平均は 10 年より少ない年数での平曲線は 2.2（2）で説明した実績の現在気候での流況均となる．もともと利用可能な放流データが 10 年未曲線に気候変動係数を乗じることで求めた．

満のときは，それらの平均値を利用し同様に一つの流況曲線を求めた．

気候変動予測では，現在気候（1979-2003 年）と将来気候（2075-2099 年）を対象に，気象研究所の超高解像度全球大気モデル(MRI-AGCM3.2S)を用い，（3）発電効率

海面水温や温室効果ガス濃度などの条件を設定して水力発電の発電効率は水車の種類や放流状況など気温・降水量変化を，SVAT モデルから蒸発散量とによって異なる．そのため，水力発電に広く使われ融雪量を算出し，これらを分布型流出モデルる横軸フランシス水車で，比速度 Ns＝100 (km-Kw)，

Hydro-BEAM に組み込み全国 109 水系の日平均河He*Q=100 (m-m3/s)という仮定を用い，本研究では川流量をそれぞれ求めた．本研究では気候変動によ合成発電効率ηを 0.82 で一定とした．

る変化の傾向を，温室効果ガスの排出シナリオ（高位参照シナリオ RCP8.5）を用いて行う．詳細につ2.3

いては Sato et al.（2009）を参照されたい．

年間発電量の計算2.2 で示したデータを用いて，(1)式により年間発電量を計算した．

E kWh

次に，各年の流量時系列を降順に並び替えて各年の流況曲線を求め，さらに現在，将来気候ごとに，9.8 ∗ Q ∗ He ∗ η ∗ 24
∗ He ∗ η ∗ 24
9.8 ∗ ∑

25 年間平均の一つの流況曲線をそれぞれ求めた．こ(1)

れらの結果には無視できない誤差が含まれているため，将来流況曲線を現在流況曲線で除すことで得られた 1 年間分の 365 個の流況曲線の変化比率（将来0.2 ∗0(2)気候／現在気候）を気候変動係数(Climate ChangeFactor)と定義し，全国の水系ごとに求めた．

ここに，Q：発電使用水量，He：有効落差，η：合成発電効率，Qmax ：発電最大使用水量，Q：ダム放流量，である．次に，実際の発電使用水量と発電機の最大使用水量の関係を(2)式に示す．すなわち，ダ
ム放流量が最大使用水量 Qmax より大きい場合，発電に使われる放流量を発電最大使用水量とし，また放流量が最大使用水量 Qmax の 20％に満たない場合は発電効率の大幅な低下よりその水は発電に使われないものとみなす．

こうして求められた気候変動係数を，現在気候の実績の流況曲線の流況順位順に乗じることで将来気候の流況曲線を得る．将来気候の流況曲線においても同様に，現在の最大使用水量 Qmax を変えないときの将来の年間発電量 E’（kWh），最大使用水量を最適化（Q’opt）し,年間発電量を最大化したときの将来の年間発電量 E’opt（kWh）をそれぞれ求め，現在の年間発電量 E（kWh）と比較する．
以上の過程を経て得られた，E と Eopt,E’,E’optをそれぞれ比較することで，現在気候における開発ポテンシャル（E vs Eopt），気候変動による発電量の2.4 発電最大使用水量による感度分析(2)式から明らかなように，最大使用水量 Qmax の値により発電に使われる水量が変わり，それに伴い発電量が変化する．そこで，現在の Qmax の下での年間発電量 E（kWh）を求めた後，最大使用水量の設定を Q5(流量順位が上から 5 番目)～Q50(流量順位が上から 50 番目)の間で流量順位 5 日ずつ変化させ，変化（E vs E’），水力発電の気候変動への適応可能性（E vs E’opt）を推定した．

3

対象ダムにおけるケーススタディ
ここでは，2.で示した検討の具体的手順として，東日本の玉川ダム，西日本の大渡ダムを事例に示す．

― 477 ―

3.1 玉川ダム(1) 基本諸元および流況曲線

（2）現在年間発電量
現在の流況曲線と最大使用水量を用い，2.2 で述べ玉川ダムは秋田県・雄物川水系に所在する国土交た年間発電量計算式を使い現在の年間発電量を計算通省管理の多目的ダムである．以下に玉川ダムの水すると，年間発電量が E＝75,822,482kWh と求めら力発電の詳細を示す．

れた．次に，Qmax を Fig.2 のように，Q5～Q50 の範囲で変化させた場合の使用水量の変化から求められる年間発電量の変化を Fig.3 に示す．

Table 2 Specific data of Tamagawa dam
Generation TypeDam Type・Reservoir

Crest Elevation

406m

Normal Water Level

397.4m

Dam Height

100m

Effective Head

(397.4－(406－100+5))×2/3=57.6m
water

40 (m3/s)

power

23,600kW

Maximum
capacity Qmax
Maximum

Fig.3 Hydropower production change based on thecapacity P (kW)Annualaveragedifference of Qmax under present climate

86,856MWh

power production
これより，現在気候により得られる最大の年間発E (MWh)

電量は，Eopt＝78,167,255kWh であり，この時の最次に，玉川ダムの流況曲線および発電最大使用水大使用水量は，Qopt=58.994(m3/s) =Q30 となる．

量を変化させた場合の使用水量の変化を Fig.2 に示す．発電最大使用水量を増大（図では 40→60m 3 /s）（3）気候変動係数させることで，より大きな流量流入時にでも発電で次に気候変動モデルと分布型流出モデルの結果ときる一方で，渇水時に発電できなくなる（12m3/ｓ以して得られた将来気候における流量を同様にモデル下）トレードオフの関係を示すことがわかる．

によって計算された現在の流量で除し 365 個の気候変動比を求める．Fig. 4（Right）はこうして求められた玉川ダムの属する雄物川水系の気候変動係数を表す．

Fig.2 Flow duration curve of Damagawa dam andchange of water discharge for hydropower based

Fig. 4 Flow duration curve and Climate changeon the difference of Qmax

coefficient of the Tamagawa dam

なお，現在気候における流量順位ごとの流量をさらに，この気候変動係数を現在気候の流況曲線

Table 3 に示す．に乗じて求めた将来気候における流況曲線を Fig.5

Table 3 Flow discharge under present climateに示す．

順位
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50流量（m3/s） 98.46 76.90 70.84 65.41 62.48 58.99 55.03 50.97 45.37 43.96― 478 ―

Fig. 5 Flow duration curve calculated by the Climate change coefficient
こうして得られた将来気候における流量順位ごと（5）精度検証および考察の流量を Table 4 に示す．これを Table 3 と比較す

この計算から現在気候における年間発電量はると，40 日流量よりも大きい領域で，流量が増大す

75,822MWh と求められたが，実際の平均年間発電ることがわかる．

量 86,856MWh と大きく乖離がある．この理由として，流況曲線の平均の取り方，有効落差の季節変動

Table 4 Flow discharge under future climate

順位
5 10 15 20 25 30 35 40 45 50流量（m3/s） 117.61 83.38 74.18 67.44 64.74 60.60 56.32 51.59 45.19 43.69を求める際に乗じた 2/3 の値が適当ではなかったなどが原因の一つとして考えられる．しかし本研究で注目するのは発電最大使用水量の変化や気候変動による変化による感度分析であり，現時点では，これ（4）将来年間発電量以上の将来の流況曲線と現在の最大使用水量から，将来気候変動後の年間発電量 E’(kWh) = 76,896,798(kWh) が求まる．次に，最大使用水量 Qmax を将来
流況曲線の Q5～Q50 の範囲で変えたときの年間発電量の変動を下図に示す．

らの誤差は許容範囲であるものと判断した．
次に，なぜ気候変動により年間の流況曲線の形が変わったのか理由を探るべく，ダムへの日別流入量の変化を見てみる．ここまでは発電量との関係性の強い放流量に注目してきたが，放流量は人為操作も可能なため，気候変動の影響をより直接的に反映させるために流入量に着目することとする．
手順としてはまず実測日別流入量の 10 年平均をとる．次に，先ほど説明したモデルを用い過去（1979-2003）と将来（2075-2099）の流入量の平均を計算する．ここで気を付けるのは，先ほどまでは降順に並べたものの平均をとったが，今回は降順に並び替えることなく，各日ごとの平均をとる．将来
流入量を対応する日別で過去流入量で割ることにより 1/1～12/31 までの 365 個の気候変動係数を得る．

Fig.6 Hydropower production change based on thedifference of Qmax under future climate

これを実測日別流入量に乗じることにより，将来の日別流入量を得る．
Fig,7 にその結果を示すが，気候変動係数の図から

これより，将来気候により得られる最大の年間発電量は，E’opt=79,521,757 (kWh) であり，この時の最大使用水量は，Q’opt =60.597(m3/s) =Q30 となる．

将来の河川流量の 3 つの特徴的変化がわかる．
１）洪水の確率の増加
２）渇水の確率の増加
３）比較的流量の多い日数の減少と，比較的流量の少ない日数の増加― 479 ―

3.2 大渡ダム(1) 基本諸元および流況曲線
大渡ダムは高知県・仁淀川水系に所在する国土交通省管理の多目的ダムである．以下に大渡ダムの水力発電の詳細を示す．
Table 6 Specific data of Ohdo dam
Generation TypeDam Type・Reservoir

Dam Height

96m

Effective Head He

84.9ｍ

Maximum water

45.0 (m3/s)

Fig. 7 Comparison of annual flow discharge undercapacity Qmax

present/future climates (Orange: Present climate,Maximum power

Blue: Future climate)capacity P (kW)Annual average

これらの理由をこのグラフにより見つけることが33,000kW
138,000MWhpower

できる．まず 1），2）の理由として，図中の赤い円

productionで示されているように，流量の急激な増加や減少のE (MWh)

頻度や激しさが将来明らかに大きくなっていることが原因として考えられる．3）の理由としては，黒色（2）現在年間発電量の円で囲まれている箇所の示すように将来の冬季の玉川ダムの場合と同様に，現在の流況曲線と最大流量が増加し春季の流量が減少しているのがわかる．

使用水量を用いて現在の年間発電量を計算すると，これは温暖化の影響で本来なら雪として降るものが年間発電量が E＝120,939,900 kWh と求められた．

雨などで降ったり，春まで雪として山地に蓄えられさらに，Qmax を Fig.8 のように発電使用水量を変化るものが溶け出してしまうためとみられる．冬季のさせて年間発電量の変化を求めた．

積雪の減少，春先の融雪量の減少が 3）の理由として図より読み取れる．
以上の結果から，各条件に基づく発電量の比較を総括したものを Table 5 に示す．玉川ダムは最大使用水量を適切な値に変更することで現在気候において発電量を増やすことができる（＝発電ポテンシャルがある）ことがわかった．また，気候変動の影響により今のままの設定でも将来年間発電量は増加し，最大使用水量の設定を変えることで，さらに大きな発電ポテンシャルがあるということが明らかとなった．

Fig.8 Hydropower production change based on theTable 5 Summary of power production change ofdifference of Qmax under present climate
これより，現在気候により得られる最大の年間発

the Tamagawa dam

電量は，Eopt＝123,211,743kWh であり，この時のE(kWh)Eopt(kWh)E’(kWh)E’opt(kWh)75,822,000

78,167,000

76,897,000

79,522,000

Eopt－E,E’－E

E’opt-E(Eopt/E)(E’/E)(E’opt/E)

2,345,000

1,074,000

3,699,000(1.031)(1.014)(1.049)

最大使用水量は，Qopt=58.40(m3/s) =Q45 となる．

（3）気候変動係数
Fig.9 は大渡ダムの属する仁淀川水系の気候変動係数を表す．図からわかるようにほとんどの流量順位での値が 1 より小さいため，発電に使える水の量が年間を通じて小さくなると推測できる．

― 480 ―

Fig. 11 Comparison of annual flow discharge
Fig. 9 Flow duration curve calculated by theunder present/future climates (Orange: Present

Climate change coefficient

climate, Blue: Future climate)（4）将来年間発電量

4. 検討結果

玉川ダムと同様に，Fig.10 を用いて E’，E’opt，Qoptを求めた．このとき Q’opt =60.73(m3/s) =Q35 となる．

3.に示した手順を本研究の対象となる 91 のダムで実施した．地域別の合計の結果を Table 7 に示す．
これによれば，全てのダムに水力発電ポテンシャ
ルがあり，最大使用水量の変更により約 7％の増加（Eopt/E=1.067）が見込まれる．逆に将来は気候変動の影響により北海道以外の地域で発電量が減少し，現状の設備のままだと，全体で現在の発電量と比べ約 11％の発電量の減少（E’/E=0.890）となる．
これに対して，気候変動に対する適応策として，最大使用水量の最適化を行うことにより発電量は多Fig.10 Hydropower production change based on

少回復するが，それでも現在の発電量と比べ約 6％

the difference of Qmax under future climateの減少（E’opt/E=0.937）が予想されている．なお，
特徴的なのは東北地域であり，将来気候変動の影響

以上をまとめると，現在気候の発電量を加えて以により発電量は現在と比べ減少するが，最大使用水下のように整理され，将来の発電量が大幅に小さく量の最適化により現在以上の発電量を得ることがでなっているのがわかる．

きる（E’/E=0.961, E’opt/E=1.004）．これらの関係をTable 7 Summary of power production change of
the Tamagawa dam

Fig.12－13 に示す．
次に，全国のダムごとに結果をプロットしたもの
を Fig. 14－16 に示す．Fig.14 は全国的に発電規模の最適化により開発ポテンシャルが多く存在する可E(kWh)

Eopt(kWh)E’(kWh)E’opt(kWh)120,940,000

123,212,000

92,515,000

93,239,000

Eopt－E,

E’－E

E’opt－E(Eopt/E)(E’/E)(E’opt/E)

外では現状の設備のままだと将来気候変動の影響に

2,272,000-28,425,000-27,701,000

より発電量が減少するという結果が確認できる．最(1.019)(0.765)(0.771)

後に，Fig.16 と Fig.15 を比較すると，最大使用水量能性があることを示している．一方，Fig.15 は，現状の設備での将来の年間発電量と現在の年間発電量の差分を表したものであり，北海道と東北の一部以を最適化することにより，発電量の減少を小さくしここで，玉川ダムのときと同様に，現在気候と将来気候の流入量の日別曲線の比較から気候変動の影たり，場合によっては増加に転じさせることができることがわかる．

響の原因を検討した．Fig.11 に結果を示すが，現在と将来でグラフの形に大きな違いはないが，将来気候の流量が全体的に小さくなっていることがわかる．

― 481 ―

Table 7 Summary of Reginal Hydropower
Production
Results 1(MWh)Region

No.

E

Eopt

E’

E’opt

Hokkaido
Tohoku14
15

622,060
1,057,699

646,048
1,118,165

730,318
1,016,687

752,269
1,061,911
463,713Kanto

13493,725

522,928444,241

Hokuriku

6

356,951

371,883

340,337

346,802Chubu

91,030,356

1,120,726

760,081

832,085Kinki

10

401,181437,311332,809357,624

Chugoku

9213,357224,367

155,852

162,888

Shikoku

10591,485

624,571

471,077

487,017

Kyushu5272,104

311,523

232,516

254,681

Total

91

5,038,920

5,377,523

4,483,919

Results 24,718,991(MWh)RegionEopt－E

Eopt/E

E’－E

E’/E

E’opt－E

E’opt/E

Hokkaido
Tohoku23,98860,464

1.039
1.057

108,258-41,012

1.174
0.961

130,209
4,212

1.209
1.004

Kanto

29,203

1.059-49,4850.9-30,0120.939

Hokuriku

14,932

1.042-16,6140.953-10,150

0.972

Chubu

90,3701.088-270,270.738-198,271

0.808

Kinki

36,1301.09-68,372

0.83-43,557

0.891

Chugoku

11,0101.052-57,505

0.73-50,470

0.763

Shikoku

33,0861.056-120,400.796-104,468

0.823

Kyushu39,4191.145-39,5880.855-17,423

0.936

Total

338,603

1.067-555,001

0.890-319,929

0.937

Fig. 14 Hydropower Potential （Eopt－E (MWh)）

Fig. 12 Annual Regional Hydropower Production
Change under Climate Change

Fig. 15 Climate Change Impact on Hydropower
Production (E’－E (MWh)）
Fig. 13 Annual Regional Hydropower Production
Change Ratio under Climate Change― 482 ―

より高めるために重要なアプローチとなるものと考えられる．

参考文献
経済産業省資源エネルギー庁，パシフィックコンサ
ルタント株式会社(2014)：『中小水力発電計画導入の手引き』4 章 p13-15.
縄田康光. (2013)：火力発電への依存と急増する燃料費: 東日本大震災後の電力供給. 経済のプリズム,(119), 1-17.
Agency for natural resources and energy Official
Web-Site (2013/09)：”原子力政策の課題について”
http://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subcommittee/003/pdf/003_001.pdf
Agency for natural resources and energy Official
Web-Site((2014)：“エネルギーを巡る状況と対策”
http://www.enecho.meti.go.jp/about/whitepaper/
2014pdf/whitepaper2014pdf_1_1.pdf
BoualemHadjeriouaetal(2012)：“ AnFig. 16 Climate Change Adaptation onAssessment

Hydropower Production (E’opt－E (MWh)）

Non-Powered Dams in the United States”

ofEnergy

PotentialatInoue, M. (2015)”我が国における水力の価値と開発の現状”立命館大学
Inoue, M., & Shiraishi, E. (2010)： Hydropower as

5. おわりにa Renewable Energy Source in a New Era.
本研究では日本の既存のダムにおける最大使用水量の変更による水力発電のポテンシャルと気候変動の影響による変化について，いくつかのモデルと実際の観測データを使い推定した．結果として，現在日本には多くの水力発電のポテンシャルがあり，全体の平均として約 7％の発電量の増加が可能とわかった．しかし，気候変動による降水量の減少と流況曲線の形の変化により現状の設備のままだと将来発電量は全体として約 11％減少するという結果になっJapan Dam Foundation (JDF) (2013) ：『ダム年鑑』(Dam yearbook)
New Energy Foundation (NEF) (2004)：『中小水力発電ガイドブック』 P121
New Energy Foundation (NEF) (2004)：『中小水力発電ガイドブック』 P124
Ministry of the Environment (2014) ：“21 世紀末における日本の気候”
Oodo

Dam

Official

Web-Site(Access

Date:

た．一部の地域では逆に将来発電量の大幅な増加が04/02/2016)，http://www.skr.mlit.go.jp/oodo/

見込まれ，北海道では将来約 17％の増加という結果

Sato, Y., Mori, E., Hamaguchi, T., Tanaka, K.,
Kojiri, T. & Nakakita, E. (2009)：Anticipatoryとなった．
最大使用水量の変更により発電量の最適化を行う

Adaptation to Flood and Drought Disaster dueと，全体の発電量の増減率が－11％から－6％に状況

toClimate

Change,が改善され，北海道では発電量が現在と比べ 20％増，PreventionResearch

東北では気候変動による発電量のマイナスがプラスに転換される可能性がある．以上より，最大使用水AnnualsofDisasterinstitution,Kyoto

University, No. 52B, 2009: 573-586.
Tamagawa Dam Official Web-Site (Access Date:

量の最適化は気候変動による発電量減少の適応策の04/02/2016)

一つになりうるということがわかった．

http://www.thr.mlit.go.jp/tamagawa/

気候変動などを考慮した長期的な視野での，適切な設備容量の選択や運用システムの設定は，持続可能な社会を目指す上で，再生可能エネルギーの中でも安定的かつ技術的に確立された水力発電の価値を― 483 ―

（論文受理日：2016 年 6 月 13 日）