和鉄の道 Iron Road 2023
たたら製鉄 和鉄の道・Iron Road 製鉄関連遺跡を訪ねて― 日本の源流・たたら遺跡探訪 そして未来へ ―2023 和鉄の道・Iron Road 脱炭素社会構築のために
Mutsu Nakanishi Home Page より
http://www.asahi-net.or.jp/~zp4m-nkns/

2024.2.1.
大変革の新時代 鉄はどんな姿を見せ始めたのか

日本鉄鋼産業の生きる道

CO2 排出量最多の鉄鋼業界、脱炭素化への道筋

脱炭素をキーワードにインターネット・新聞等からの資料収集が中心に

日本の源流・たたら遺跡探訪 そして未来へ

By Mutsu Nakanishi

たたら製鉄概説

風来坊

製鉄関連遺跡 を訪ねて 2023

大変革の時代を迎えて 日本の源流・たたら遺跡探訪そして未来へ
鉄の「まばゆい輝き・閃光」 と 「黒光り・肌光」
日本には「たたら製鉄」 という鉄鉱石や砂鉄の塊から「硬くてねぱい強靭な鉄」を直接作り出す日本古来の製鉄法がある。
ヒッタイトが人工鉄を発明した当初の姿を現代まで残し、 現在の製鉄法にも負けない高品質の鉄を作り出す技術に高め、 維持している日本独自の製鉄義技法である。

日本に「鉄」が伝来して、この「たたら製鉄」が行われるまで、約 800 年の長きにわたってたたら製鉄法の素が続き、その技術をさらに磨き高めながら 1500 年 続いてきた日本独自の製鉄技術である。
「鉄は国家なり」「鉄は産業の米」と「鉄」の力が強調されるが、その一方で文化を産み、そこに住む人たちの生活を豊かにし、現在に至る日本の国造りを担ってきた。
そんな今、急速な社会変革の中で この製鉄にともなう数々のドラマが忘れ去られ、日本各地の「たたら遺跡もろとも消え去ろうとしている。製鉄炉は生産された鉄の取り出し毎に壊されるので、製鉄関連遺跡に残っている濃構はそん
な生産設備の残骸。
製鉄関連遺跡にはそんな遺構・生産の痕跡とともに、それに携わった人々の賑
わいや数々のドラマ・歴史が周りの美しい景色とともに埋もれて残っています。
日本で繰り広げられた数々のドラマ そしてその風景を少しでも残しておきた
いと 「鉄の・Iron Road」として日本各地を Country Walk しつつ集めています。
鉄は「文化」を育むと共に数々の「戦さ」をも生んだといわれる。
「鉄」の持つ力の証。でも大事なのはそれを使う人々の力・心。
その根底には、日本人の心の故郷「心優しき縄文の世界」がある。
「鉄」の持つ魅力 「鉄のまばゆい輝き・閃光」と「鉄の黒光り・肌光」
その美しさをこれからも大事にしたいと思っています。
「鉄の惑星 地球」の未来へと続く和鉄の道の発信へ
そして 今 大気中の CO2 増加による地球温暖化による地球環境変化・地球暴走の危機に直面している。

「低炭素社会構築の大変革」が待ったなし。

日本の鉄鋼は、極めて CO2 排出量が多く、操業の大変革なしには生き残れぬ危機に。
この新しい大変革の時代に「鉄」はどんな姿を見せるのか・・・「鉄の惑星 地球」の未来へと続く和鉄の道
インターネットや新聞等からの資料収集しかできませんが、現状取組を発信しつつ地球の未来を考えたい。
和鉄の道 ・Iron Road 概要追記
2024.1.15. From Kobe Mutsu Nakanishi≪社会・経済・暮らしの再建 地球人として生きる社会再構築の大変革の時代の到来≫
課題山積の日本 2022 年に引き続き、本年 何一つ解決できなかった日本
政治・経済界が言うほど日本は良くなったのだろうか?

引き続き高齢化が進行する日本社会の疲弊 危機がわが身に迫る厳しい時代と組まねばならぬ日本
ホストコロナの新時代の幕開け 老化が進む中で傘寿を迎え、いろんなことがあった厳しい年でした

経済界・政治は経済の回復を歌うが、急激な物価上昇・格差が展開する中で、働く世代の減少が追い打ち。
暮らしの疲弊 日本が取り残されている・・・・そんな意識がわが身にひしひしと・・・・・

高度情報化社会がもたらした厳しい先行き不安の現実 " 今 幸福なのだろうか? "みんな地球人「自分さえよければ・・・ではどうにもならぬ意識と覚悟」の新時代
何としても突破口・出口を見つけねばならぬ「地球・そして日本」の危機の前に立つ
Iron Road

世界と共に生きる時代の模索・取組推進の時代の幕開けを実感した一年になりました

そして、２０２３年年末 まさに今 日本の政治に大激震「自民党各派閥の裏金作り」の発覚
ボス政治家たちに検察のメスが入った。 この成り行きが良くも悪くも日本を変える
日本の老獪な仲間政治・派閥政治に幕が下りて、新しい政治が始まるのか◎ 日本の今への警鐘 「何も変わらぬこの閉塞感と不安感 心地よい ゆでガエル状態」
小林喜光氏の指摘に今一度 耳を傾けよう

https://infokkkna.com/ironroad/2019htm/2019mutsu/fkobe1903kobayashi.pdf◎ 2023 年のスポーツ界 日本でそして世界で若者たちがフレッシュな姿で躍動する姿を見せてくれた。
今までの流儀から飛び出した若者たちの流儀のフレッシュな姿
これからの日本の希望 「やってみなはれ!!」と応援せねば・・・・・

未知への挑戦 若者たちの躍動 ひとつになれば
侍ジャパン WBC 優勝“今日一日は憧れを捨てて勝つことだけ考えて”“感無量 このムはチームワークも最高でした”

脱炭素社会構築への取組 約束事の具体的な取組進行状況・成果が問われ始めた
脱炭素 特に化石燃料エネルギーから再生エネルギーへの転換が待ったなし。
でも、戦乱の中、大国のエゴが絡む中、化石燃料からの脱却が進まず、また原子力発電依存も強まっている。
このままでは 2030 年温暖化対策目標値<+1.5℃ が厳しく、特に化石燃料依存の高い日本に厳しい目が注がれている。

12 月に傘寿 80 歳を迎え、振り返れば、「和鉄の道」20 余年 1999-2023〇「和鉄の道」
・「風来坊」「四季折々・From Kobe 」それぞれ 1999～2022 年の年次 File として収蔵。
まだまだ、整理のつかない文もありますが、日本国中勝手気ままな私の風来坊の記録として積みあがりました。
思い起こせば、鉄鋼会社に入社した頃、先輩から依頼された小さな鉄滓の塊を手にして、たたら製鉄の歴史に興味を抱いて 休日西播磨や山陰の山間へ遺跡を訪ねたのが端緒。仕事の合間にせっせと日本各地探訪。
世は高度成長からコンピューター革命の時代。インターネットから、世界へ自由に情報発信できる時代。
公開された諸氏の HP に偶発され、思い付きで出かけていた日本各地の探訪記や今その時々の見聞を行動記録にして HP に公開して、残すことに。HP 名はずっと頭にあった「Iron Road・和鉄の道」に。
また、この間１０数年に及ぶ愛媛大 東アジア古代鉄文化センターの「人口鉄の起源&ユーラシア大陸東遷の道」国際プロジェクトの年次成果報告会シンポにも毎年聴講参加させていただき、聴講記録集成 私蔵版「たたらの源流 鉄の起源 & ユーラシア大陸東遷の道」として HP「和鉄の道」にも整理公開出来ました。
長年鉄に携わってきた私の宝物です。村上恭通先生はじめ、お世話になった研究者諸氏の皆様には本当に感謝。
ありがとうございます。
〇 もう一つ の和鉄の道トピックス 「鉄のない世界 そして日本人のルーツ「縄文」の世界」を知ることができました。
数々の現地訪問や縄文の会に参加させていただき、その都度 自然の美しさと共に縄文の素晴らしさを和鉄の道・Iron Road で紹介させていただく事が出来ました。
縄文の世界が世界遺産に登録されるとともに、数多くの人達・仲間と接することができたのもうれしい思い出です。
もう 80 歳を迎え、老化が進むと共に頭回らずで、最近は和鉄の道の資料構成も中々できず、最近はデジカメで撮った
訪問 Photo やインターネット等で見つけた資料の収集と自分の暮らす神戸近郊 Walk の行動記録のメモばかりになっています。自分の歩いたその時々の記録として残しておけばとの思いです。
勝手気ままなものばかりで、衰えは感じていますが、足も動くし、好奇心も気力もあり。
今元気でいることに感謝しつつ、日あらた。
風の向くまま気の向くままの風来坊メモ、どこまで続くかわかりませんが、今後ともよろしくお願いします。
2024.1.5. 和鉄の道一年をふりかえりつつ

Mutsu Nakanishi From Kobe

< 和鉄の道・Iron Road 1999-2023>
掲載全記事 File 収蔵庫 : https://infokkkna.com/ironroad/dock/ironroad.htm

和鉄の道・Iron Road2023 一年を振り返って
脱炭素社会構築と鉄2024.1.1.

From Kobe

IRON ROAD」: 16 件

≪社会・経済・暮らしの再建 地球人として生きる社会再構築の大変革の時代の到来≫「鉄」から眺めた周囲の勝手気ままな今の収集。もう自分の時代ではないと自戒しつつ、何かの役に立てばと自らの行動メモの記録。先が見通せぬ混乱の中にあえいだ一年。
「鉄は時代を映す鏡」「鉄は産業の米」「鉄は国家なり」と言われた「鉄の道」
2023 年新しい時代の始まりに鉄はどんな姿を見せたのか【和鉄の道・Road2023】
1. 脱炭素社会構築と鉄 周回遅れといわれる日本の実力が試されている
インターネット・新聞記事等の収集で眺めてきた日本 いよいよ成果を求められる時代に入った。

世界合意の約束事の具体的な取組状況・成果が問われ始めた本年開催された COOP28 では、「現状のままでは 2030 年温暖化対策目標値<+1.5℃ が厳しく、特に化石燃料依存の高い日本に厳しい目」

世界が取り組む脱炭素社会構築の中で、2022 年 世界が志向する化石燃料からの脱出の方向がいまだ定まらず、先進国の中で、中国と共に化石燃料使用が引き続き飛びぬけ、「周回遅れ」と言われた日本。
一方アメリカ・ヨーロッパ初め、世界もまた、急騰する天然ガス・石油価格の急騰による物価・資材急騰により、大型プロジェクトの見直し・中断等再生エネルギーへの転換に影を落とし、原子力発電の再評価等の模索も続く。
２０２３年 低炭素社会実現へ向けた取組 概観
世界は再生エネルギー資源として、原子力発電並みのエネルギーを生み出す大規模洋上発電所や太陽光発電所の建設が大きく進展してゆく Phase に入った一年。日本でも原子力発電所並の大型洋上発電所を目指すプロジェクトの展開が始まり、2024.1.1. 石狩湾洋上発電所の商用運転が開始されるなど、商用発電所を目指す再生エネルギープロジェク
トが動き出した。また、エネルギー・発電と共に発電産業界で特に CO2 排出量の大きい高炉操業中心の鉄鋼業にも取組の進展にも目が注がれた一年。
● ビジネスとして、素材・資材から製造・製品に至る全工程・工場・輸送の全工程がクリーンな商品であることが経
済界全分野で求められる時代が始まり、鉄鋼業でも「クリーン スチール」が商品化される時代を迎えている。
鉄鋼業の取組も高炉操業・大型電気炉のプロセス低炭素化のみならず、排出する CO２ガスの封じ込め・再利用に至る技術の実用プラント建設への期待と実用プラント建設の時期を迎えようとしている。
高炉による水素製鉄も極めて近い現実課題としての取組がはじまった。
● 厳しい目にさらされている日本ですが、世界の脱炭素への新技術として脚光を浴びている新術もある。
◆ 石炭ガス化等の火力発電の炭素削減と艇エネルギーコスト火力発電所への転換と新設
コストの安い石炭火力に頼る中・後進国の伸びが急速であり、日本の新技術が救世主となりうる◆ 日本が先行する多様性の高い自由に曲がるフイルム状のペロブスカイト太陽電池がいよいよ商用製造へ◆ リチュームイオン電池の海外の電気自動車マーケット急展開と日本メーカー、が頼りにする個体電池
日本の基幹産業自動車のトヨタ初め日本メーカーが海外マーケットをとれるかの分岐点にいるという。

2. たたら・製鉄関連遺跡探訪 & インターネットで見つけた鉄の話題
多田銀銅山 最後の銅製錬所 昭和の半ばまで操業した平安製錬所跡や６世紀後半の建物群跡から鉄鍛冶跡を想起する羽口・鉄滓・砥石などが出土した西宮市津門大塚町遺跡発掘調査現地説明会に久しぶりに参加したほか、インターネットで知った鉄関係のメモを鉄の話題として、紹介しました。

和鉄の道・Iron Road 2023 掲載リスト
2023 和鉄の道・Iron Road 掲載件数 １６件
鉄の話題: 4 件 新時代の脱炭素社会構築と鉄: 8 件

たたら・製鉄遺跡探訪ほか: 4 件

1. 【鉄の話題 鉄の惑星 地球】
われら地球人 地球環境変化と「「水に少量溶ける二価の鉄の効用」について」

2023.2.15. 23iron01.pdf

シアノバクテリアの不思議な世界 光合成を初めて行い、大気の酸素を作る
2. 【製鉄関連遺跡探検訪】 【Photo Album】
西宮市津門大塚町遺跡 発掘調査現地説明会参加

2023.2.4.

2３iron02.pdf

古墳時代の西宮市海岸近くに位置する津門大塚古墳周辺の集落遺跡
６世紀後半の建物群跡から鉄鍛冶跡を想起する羽口・鉄滓・砥石などが出土゛
添付 西宮市津門大塚町遺跡現地説明会資料
3.

低炭素社会構築のために 鉄鋼操業の CO2 大幅削減に向けた日本の鉄鋼産業の取組
大型高炉実機を用いた高炉 水素還元の実証試験の開始決定 日本製鉄株式会社

2023.02.09. 2３iron03.pdf～東日本製鉄所君津地 区第 2 高炉 水素系ガス吹込み技術の実証設備導入へ～
4.

脱炭素社会構築理解のために internet より
理想的な次世代エネルギー「核融合発電」、早期商用化へ参入続々

2023.02.27. 2３iron04.pdf

関連参考資料 理想的な次世代エネルギー「核融合発電」、早期商用化へ参入続々5.

川西市山下 下財町. すぐ北に一庫ダムがある城山を背にした高台
多田銀銅山 最後の銅製錬所 昭和の半ばまで操業した平安製錬所跡を訪ねました

2023.3.4. 2３iron05.pdf

かつての多田銀銅山の武家屋敷町として繁栄した川西市 山下 下財町.
6.

【たたら製鉄技術】 【Internet・News より】
玉鋼を鍛えた三木の鋸鍛冶 宮野鉄之助 1901-1996 玉鋼で両刃の鋸2023.3.15.

23iron06.pdf

2023.5.7.

23iron07.pdf

三木の鋸鍛冶 宮野鉄之助が製作した両刃鋸はきわめて、貴重添付 リンク リスト 刀とは違う道具の技の世界紹介
7. 低炭素社会構築のために 2050 年 CO2 排出ゼロへ
脱石炭火力の再生エネルギーへの転換への世界の取組現況

いまだ石炭火力・原発から脱せない日本 G7 先進国の中で 日本だけが孤立の状況<NHK BS1 スペシャル「脱炭素へのロードマップ ビジネス界 1.5℃目標への挑戦」を視聴して>「日本の現状と世界の取組」の内容を転記スライド整理 2023.4.25. by Mutsu Nakanishi《スライド動画》 https://infokkkna2.com/ironroad2/2023htm/2023iron/23iron07.mp4
8.

【Internet・News より】
低炭素社会構築のために 資料収集からみえてきたこと■ 大型洋上風力発電の取組と出力制御の回避

2023.6.5.

23iron08.pdf

2023.8.5.

23iron09.pdf

緊急課題 蓄電・送電網整備■ 【Internet & News より】収集資料≪1～4.≫追加添付 日本における洋上風力・再エネ電力等の総合情報サイトを見つけましたので参考まで
9. 【鉄の話題】 ２０２３年７月３１日 神戸新聞朝刊【阪神版】より
故郷資料 新聞記事「工都尼崎」源流をたどる 尼崎紡績

ドラマ・映画の聖地観光地などとして 工都から脱し、大きく変貌故郷。 かつて集めた尼崎の資料等も懐かしくひっぱりだしました。

参考 1. <鉄のモニュメント>鉄の街 尼崎 鉄鋼戦士の像と工都尼崎讃歌
参考 3. 懐かしの住友鋼管 3 本煙突と工場地帯

参考 2. 図説 尼崎の歴史

参考 4. 尼崎貴禰神社夏祭「尼の喧嘩祭」

10. 【インターネットより】 《 - 低炭素社会構築のために -News 》
北海道 石狩湾 原子力発電規模を狙う大型洋上風力発電所の建設

2023.8.5.

2３iron10.pdf

2023.10.15.

23iron11.pdf

2023.11.

23iron12.pdf

11. 【インターネットより】 脱炭素社会構築１０月 資料採録
≪各産業分野で事業化に向けた:現場の取組から見えてくるもの≫
課題は電力・エネルギー問題への取組

12. 【インターネットより】 脱炭素社会構築資料収集
電磁鋼板特許訴訟 日鉄、トヨタへの請求放棄
脱炭素社会構築に大きな影響を持つ両社の特許訴訟に終止符【参考 1】 自動車会社と鉄鋼メーカーとの関係について 日刊自動車新聞 2021.11.22.の記事より【参考 2】 自動車用電磁後半とは インターネットより採録
13. 【たたら製鉄遺跡 インターネット情報転載 】
江の川沿いのたたら製鉄跡 読売新聞 2023.10.27.
島根県江津市松川町太田に所在する桜谷鈩跡の発掘調査現地説明案内

2023.10.27. 2３iron13.pdf

島根県枚分センター 「類例のない四隅丸い形」の高殿と確認
14. 【鉄の話題 １２月】

<Photo 記録>“ 鉄の街 尼崎 ” の新しい息吹「小林哲郎 尼崎工場夜景」が郵便切手に2023.11.26.

23iron14.p

鉄の街 尼崎にこんな美しい景色がある

かつての工都尼崎の象徴「住友の三本煙突」がそびえたっていた五合橋界隈を歩く
15. 【鉄の話題 １２月】 脱炭素社会構築資料
鉄は海を救う! 海のゆりかごを育む川や森とのつながり知らなかった言葉「腐植酸鉄」 季刊 新日鉄住金 Vol.24. (2018) P12 インターネットより
16.

「腐植酸鉄」の生物多様性からの恩恵〈生態系サービス〉へのかかわり

2023.12.15.

2３iron15.pdf

脱炭素社会構築のために インターネット資料収集より

2023.12.15.

2３iron16.pdf< 収集 > 第 28 回国連気候変動枠組み条約締約国会議（COP28）開催止められるか? 止めねばならぬ地球暴走

別冊添付 2050 年 CO2 排出ゼロに取組現況 資料収集 脱石炭火力・再生エネルギーへの転換
２０２３．４.５.インターネットより収集

R0505ZeroCarbonAttached.pdf

自然エネルギー財団 2035 年エネルギーミックスへの提言(第一版)= 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 =ほか

和鉄の道・Iron Road 2023 口絵
2023 和鉄の道・Iron Road 掲載件数 １６件
鉄の話題: 4 件 新時代の脱炭素社会構築と鉄: 8 件

たたら・製鉄遺跡探訪ほか: 4 件◆ 新時代の脱炭素社会構築と鉄 脱炭素取組の推進が周回遅れといわれる日本
再生エネルギーの大型発電設備の取組が進んだ１年 日本の新技術展開も

口絵-1 国内最大規模の洋上風力発電所 ２０２４年１月１日商業運転開始 一般家庭約８万３０００世帯分の電力
北海道石狩湾 国内最大規模の洋上風力発電所が 2024.1.1. 商業運転を開始

高さ１９６メートルの風車が１４基設置 最大で１１万２０００キロワットの出力「石狩湾新港洋上風力発電所」原子力発電規模を見据えた大プロジェクト

口絵-2 ペロブスカイト太陽電池 取組み各社 ２０２５年以降 量産実用化を目指す

口絵-3 日本最大・260MW のメガソーラー稼働

美作市 パシフィコ・エナジー作東メガソーラー発電所

口絵-4 日本がリード 石炭ガス化複合発電所（ＩＧＣＣ）

◆ 新時代の脱炭素社会構築と鉄鉄鋼の取組

製鉄所の集約化・大型電気炉炉によるクリーン スチール・水素製鉄等脱炭素高炉操業技術の実用化へ

口絵-5 試験高炉と実高炉操業のアプローチ 大型高炉実機を用いた水素還元の実証試験の開始

口絵-6 日本の鉄鋼各社 先行する欧州メーカーに対抗 グリーンスチールの高級鋼板実用化へ◆ COP28 開催 ロシア・イスラエルの侵攻による石油・天然ガス・プロジェクト資材の高騰などの取組環境変化により、世界各国の取組変化と開発途上国の急速な発展などにより、脱炭素取組・化石燃料からの脱却からの遅れ
世界は脱炭素２０３０年・２０５０年目標達成の危機に立っている。

◎ アメリカの太陽光・風力発電量、来年初めに石炭火力を上回る見通し◎ 日本は太陽光発電の立地難等から再生エネルギーを今の３倍に増やす約束事は達成できるだろうか◎ 日本は原子力依存に脱炭素政策転換した。 この転換には大きな国内問題を引き起こす◆ たたら・製鉄関連遺跡探訪ほか
口絵－8 原始の海には鉄がたくさん溶けていた 水に溶ける鉄「２価の鉄 腐植酸鉄」

口絵-9 川西市多田銀銅山 最後の製銅所
平安精錬所跡を訪ねました

口絵-10 三木市の鋸鍛冶 宮野鉄之助
玉鋼を使って鋸を作れる数少ない匠に興味津々

口絵-11 たたら情報 江の川沿いたたら製鉄跡 読売新聞 2023.10.27.インターネットより転記
江津で県埋文センター確認 四隅丸い高殿「類例のない形」

口絵-12 私の故郷 “ 鉄の街 尼崎 ”

和鉄の道・Iron Road 2023 掲載目次
2023 和鉄の道・Iron Road 掲載件数 １６件
鉄の話題: 4 件 新時代の脱炭素社会構築と鉄: 8 件

たたら・製鉄遺跡探訪ほか: 4 件

1. 【鉄の話題 鉄の惑星 地球】
われら地球人 地球環境変化と「「水に少量溶ける二価の鉄の効用」について」

2023.2.15. 23iron01.pdf

シアノバクテリアの不思議な世界 光合成を初めて行い、大気の酸素を作る
2. 【製鉄関連遺跡探検訪】 【Photo Album】
西宮市津門大塚町遺跡 発掘調査現地説明会参加

2023.2.4.

2３iron02.pdf

古墳時代の西宮市海岸近くに位置する津門大塚古墳周辺の集落遺跡
６世紀後半の建物群跡から鉄鍛冶跡を想起する羽口・鉄滓・砥石などが出土゛
添付 西宮市津門大塚町遺跡現地説明会資料
3.

低炭素社会構築のために 鉄鋼操業の CO2 大幅削減に向けた日本の鉄鋼産業の取組
大型高炉実機を用いた高炉 水素還元の実証試験の開始決定 日本製鉄株式会社

2023.02.09. 2３iron03.pdf～東日本製鉄所君津地 区第 2 高炉 水素系ガス吹込み技術の実証設備導入へ～
4.

脱炭素社会構築理解のために internet より
理想的な次世代エネルギー「核融合発電」、早期商用化へ参入続々

2023.02.27. 2３iron04.pdf

関連参考資料 理想的な次世代エネルギー「核融合発電」、早期商用化へ参入続々5.

川西市山下 下財町. すぐ北に一庫ダムがある城山を背にした高台
多田銀銅山 最後の銅製錬所 昭和の半ばまで操業した平安製錬所跡を訪ねました

2023.3.4. 2３iron05.pdf

かつての多田銀銅山の武家屋敷町として繁栄した川西市 山下 下財町.
6.

【たたら製鉄技術】 【Internet・News より】
玉鋼を鍛えた三木の鋸鍛冶 宮野鉄之助 1901-1996 玉鋼で両刃の鋸2023.3.15.

23iron06.pdf

2023.5.7.

23iron07.pdf

三木の鋸鍛冶 宮野鉄之助が製作した両刃鋸はきわめて、貴重添付 リンク リスト 刀とは違う道具の技の世界紹介
7. 低炭素社会構築のために 2050 年 CO2 排出ゼロへ
脱石炭火力の再生エネルギーへの転換への世界の取組現況

いまだ石炭火力・原発から脱せない日本 G7 先進国の中で 日本だけが孤立の状況<NHK BS1 スペシャル「脱炭素へのロードマップ ビジネス界 1.5℃目標への挑戦」を視聴して>「日本の現状と世界の取組」の内容を転記スライド整理 2023.4.25. by Mutsu Nakanishi《スライド動画》 https://infokkkna2.com/ironroad2/2023htm/2023iron/23iron07.mp4
8.

【Internet・News より】
低炭素社会構築のために 資料収集からみえてきたこと■ 大型洋上風力発電の取組と出力制御の回避

2023.6.5.

23iron08.pdf

2023.8.5.

23iron09.pdf

緊急課題 蓄電・送電網整備■ 【Internet & News より】収集資料≪1～4.≫追加添付 日本における洋上風力・再エネ電力等の総合情報サイトを見つけましたので参考まで
9. 【鉄の話題】 ２０２３年７月３１日 神戸新聞朝刊【阪神版】より
故郷資料 新聞記事「工都尼崎」源流をたどる 尼崎紡績

ドラマ・映画の聖地観光地などとして 工都から脱し、大きく変貌故郷。 かつて集めた尼崎の資料等も懐かしくひっぱりだしました。

参考 1. <鉄のモニュメント>鉄の街 尼崎 鉄鋼戦士の像と工都尼崎讃歌
参考 3. 懐かしの住友鋼管 3 本煙突と工場地帯

参考 2. 図説 尼崎の歴史

参考 4. 尼崎貴禰神社夏祭「尼の喧嘩祭」

10. 【インターネットより】 《 - 低炭素社会構築のために -News 》
北海道 石狩湾 原子力発電規模を狙う大型洋上風力発電所の建設

2023.8.5.

2３iron10.pdf

2023.10.15.

23iron11.pdf

2023.11.

23iron12.pdf

11. 【インターネットより】 脱炭素社会構築１０月 資料採録
≪各産業分野で事業化に向けた:現場の取組から見えてくるもの≫
課題は電力・エネルギー問題への取組

12. 【インターネットより】 脱炭素社会構築資料収集
電磁鋼板特許訴訟 日鉄、トヨタへの請求放棄
脱炭素社会構築に大きな影響を持つ両社の特許訴訟に終止符【参考 1】 自動車会社と鉄鋼メーカーとの関係について 日刊自動車新聞 2021.11.22.の記事より【参考 2】 自動車用電磁後半とは インターネットより採録
13. 【たたら製鉄遺跡 インターネット情報転載 】
江の川沿いのたたら製鉄跡 読売新聞 2023.10.27.
島根県江津市松川町太田に所在する桜谷鈩跡の発掘調査現地説明案内

2023.10.27. 2３iron13.pdf

島根県枚分センター 「類例のない四隅丸い形」の高殿と確認
14. 【鉄の話題 １２月】

<Photo 記録>“ 鉄の街 尼崎 ” の新しい息吹「小林哲郎 尼崎工場夜景」が郵便切手に2023.11.26.

23iron14.p

鉄の街 尼崎にこんな美しい景色がある

かつての工都尼崎の象徴「住友の三本煙突」がそびえたっていた五合橋界隈を歩く
15. 【鉄の話題 １２月】 脱炭素社会構築資料
鉄は海を救う! 海のゆりかごを育む川や森とのつながり知らなかった言葉「腐植酸鉄」 季刊 新日鉄住金 Vol.24. (2018) P12 インターネットより
16.

「腐植酸鉄」の生物多様性からの恩恵〈生態系サービス〉へのかかわり

2023.12.15.

2３iron15.pdf

脱炭素社会構築のために インターネット資料収集より

2023.12.15.

2３iron16.pdf< 収集 > 第 28 回国連気候変動枠組み条約締約国会議（COP28）開催止められるか? 止めねばならぬ地球暴走

別冊添付 2050 年 CO2 排出ゼロに取組現況 資料収集 脱石炭火力・再生エネルギーへの転換
２０２３．４.５.インターネットより収集

R0505ZeroCarbonAttached.pdf

自然エネルギー財団 2035 年エネルギーミックスへの提言(第一版)= 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 =ほか

23iron01.pdf

和鉄の道2023「鉄の惑星
01 & 水の惑星 地球」 シアノバクテリアの不思議な世界 光合成を初めて行い、大気の酸素を作る

われら地球人地球環境変化と「水に少量溶ける二価の鉄の効用」について独りよがりの一文かもしれません by Mutsu Nakanishi

水に極少量溶ける二価の鉄の効用について

https://www.suisui52.co.jp/divalent/より

地球が「鉄の惑星 地球」いわれる一方、「水の惑星 地球」もといわれる
地球創世期 地球全体はすっぽり海に覆われていて、現生生物が連綿と命を繋いでゆくためには 今もこの「鉄」と「水」が不可欠であるといわれる。
でも 現生動物が命を繋ぐうえで「水」「大気」の重要性はよく言われるが、「鉄」特に「水中溶け込むことができる二価の鉄」の重要性と効用についてはもうひとつピンと来ないところがある。しいて言うならば 現生動物のエネルギー
交換時の酸素と CO2 の受け渡し交換に鉄の二価・三価の交換が関与している程度にしか知らない。
でも もし今地球環境が変化し「二価の鉄」が不足していけば、生活環境が激変し、動植物とも生存できなくなるかもしれない。地球環境破壊の今緊急課題として 大気中の CO2 が広く取り上げられているが、水に溶ける鉄の環境変化
もまた、地球環境変化の重要要因として考えねばならない。大げさに言えば、我々が生き抜く為には 地球環境循環の中での大気の酸素量維持や CO2 量と共に「二価の鉄」の増減 :「海水に溶ける二価の鉄」のや「海水・大地」からの放出・循環環境等々にも注視せねばならぬ所に来ている。
例えば 海水中の二価の鉄の量の維持には「海へ放出される大地からの供給・循環環境維持」が重要であると強く意識されるようになってきた。 身近で言えば「山や大地が海を育てる」の叫び。河の護岸・放水規制等を含め、「山や大地が海を育てる」と漁業・養殖関係者が発する中身も「二価の鉄が絡んだ海の環境変化による海中生物の生息変化」によると。 さらにこれらの循環な環境の変化が、我々が体内に取り込む二価の鉄の不足を引き起こすかも‥‥
我々地球人が破壊してきた地球環境は 大気中の CO2 のみならず、二価の鉄にも注視していかねば、すぐに地球に暮らす現生生物に跳ね返ってくる。そしてそれが地球の環境循環にも‥‥‥
そして、われら地球人も含め、地球に存在する現生生物は生きてゆけなくなるのではないかと・・・。
でも この「二価の鉄」と地球環境・生物の生存循環について 私には今もう一つ明確にお話できずにいる。
先日、この「二価の鉄」の効用について、わかりやすく書かれた一文をインターネットで見つけたのでご紹介。
いま私たちの周辺でも「二価の鉄」の存在環境が大きく変化しつつあることが指摘されている。
現生生物が生き抜いて行くためには大気中の酸素が市重要といわれるが、もともと地球誕生時には大気が存在したのでではなく、地球を覆っていた海中で生まれた原生動物シアノバクテリアが光合成を行い生命を維持しつつ、大量の酸素を海水中に放出することにより、大気が形成された。
この「二価の鉄」の効用について わかりやすく記述した一文を見つけましたので、転記掲載させていただきます。
この「二価の鉄」の一文 海といっても広大 繋がっているといっても びっくりするようなことが起こってる。
◎ 中国の黄沙が偏西風で降り注ぐ地球の海の「二価の鉄」濃度に大きな影響を与える可能性クローズアップ。
◎ 植物プランクトンの発生から始まる生物生産は鉄の不足によって制約されているという「鉄仮説」の実証◎ 南極海域の「低二価の鉄」の謎 ◎使い捨てカイロの中身は鉄と炭 その「鉄炭素団子」による水質改善 等々
現時点ではまだ定説ではないものもあるが、数々知らぬことやその取組等記述されていて、面白く読みました。
2023.2.3.

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Mutsu Nakanishi

二価鉄の効用について

https://www.suisui52.co.jp/divalent/より

二価の鉄の効用について

https://www.suisui52.co.jp/divalent/より転記

鉄が守る地球上の生命 地球は鉄の惑星
地球に生命の誕生を促し、またその生存を支えてきたのは鉄であるといったら皆さんは驚かれますか？
地球上に存在する鉄の量は３２～４０％で、すべての元素の中で最も多いとされています。一方太陽系にある鉄の存在量は０．００３％質量といわれていますので、地球上の鉄の多さは際だっています。
地球は水の惑星といわれていますが、実は鉄の惑星なのです。
宇宙空間には宇宙線や太陽風など生命に致命的なダメージを与える物質が飛び交っています。太古の地球上にはそれらの有害物質が何の制約も受けずに降り注いでいました。そのような環境にはすべての生命体が対応できず、地球上には全く生き物がいませんでした。
現在の地球の外周には地磁気とオゾン層という２つのバリアーが形成され、地表においても安全に生命活動が営まれるようになっていますが、その形成には生命の進化と同様に長い年月を要し、またそれらが作られるに至った経緯があったのです。
今現在においても地球上には生命にとっては大きな脅威となる物質が降り注いでいます。
人間はもとより様々な生命体が生きていられるのは、これらの有害物質から私たちを守ってくれるガードシステムが地球の外周で機能しているからです。
その一つが地磁気ですが、この恩恵の形成には鉄の存在が大きく関わっていました。
原始の地球には大小様々な隕石が落下し、その衝突エネルギ
ーで高温となった地表はどろどろに溶けた液状となり、様々な金属は自らの重さで地球内部に沈んで行きました。
地球の中心部には鉄が主成分となる液状金属の核ができたと言われています。
そしてさらにその中心部では高圧のために鉄が固まり、固形物である内核と呼ばれるものができました。
これに対して液状の部分は外核と呼ばれます。液状の外核は
地球の自転のために一定方向に流れ、電気を起こします。そのため、地球全体が大きな磁石になり、そこから生じた地磁
気が地球全体を覆うようになりました。
高エネルギーの宇宙線や太陽風は地球の外周を覆う地磁気によって遮られることとなりました。また海中の生物が作り出した酸素はやがて海水中の飽和状態を経て大気中に放出されましたが、それらの酸素の一部はオゾンへと姿を変えて大気の上層にオゾン層を形成しました。
オゾン層は地球に降り注ぐ紫外線を遮断する機能を持ち、有害な紫外線から地球上の生命を守る働きをするようになったのです。

原始の海には鉄がたくさん溶けていた鉄の大部分は地球の中心部に沈んでしまいましたが、それでも地表にはまだたくさんの鉄が残っています。現在の地殻には 4.7～7.1％の鉄が存在すると言われています。
４０億年程前には地球が冷えて海ができました。現在の海水はｐＨが８以上もあるアルカリ性ですが、当時の海水は原
始大気に大量に含まれていた塩化水素の影響で強い酸性でした。そのため岩石中の鉄は海水中に大量に溶け込んでいたのです。酸素を呼吸して生きている現在の私たちには想像もつかないことですが、当時の海水中には（もちろん陸上にも）遊離した酸素が全くありませんでした。水素や炭素と結合した水や二酸化炭素としては存在したのですが、O2 としての単独の酸素分子はなかったのです。従って鉄は酸化されることなく、溶解物（鉄イオン）として海水中にとどまることができました。
生物の細胞液の組成は海水に似ていて、生物が海で生まれた証拠とされていますが、鉄や一部の金属は特別に濃く、鉄にあっては海水の３万倍もあります。それは生命が誕生した時の海水中には鉄をはじめとしたそれらの金属がが多量に溶けていたことを暗示しています。ところがある理由でそれらの金属がほとんど沈殿してしまい、生物が利用しにくくなってしまったため、生物は鉄を確保し、蓄えておくという手段を会得したのです。その結果として生物体内の鉄の濃度が高く保たれているのです。酸素は生命体が作り出した。
地球が地磁気によって守られていることはすでに説明しましたが、最初の頃は地磁気の力もさほど大きなものではありませんでした。やがて地球が冷えて内核の形成が進み、地磁気が現在と同様の強さを持つようになりました。
その結果今まで生命体の存在が許されなかった浅海の安全性が高まりました。
それは太陽光の恩恵を受けられる生物の活躍の場が徐々に増えていったことを意味します。
そこに登場したのがシアノバクテリアの仲間でした。
シアノバクテリアは進んだ光合成システムを持ち、太陽光のエネルギーを使って二酸化炭素と水を原材料として有機物を作り出すことができるようになりました。そしてその際に排泄物として放出されたのが酸素だったのです。
酸素のない世界に生息していた生物にとって酸素は「猛毒」でした。
現代でも問題視される「活性酸素」と同じ感覚で捉えてみればわかりやすいと思います。
シアノバクテリア自身は自らの排泄物である活性酸素を分解する酵素を持っていたとされています。
すなわち本来なら自らの排泄物である酸素の毒性によって繁栄にブレーキが掛かるはずであったシアノバクテリアでしたが、酸素の弊害をコントロールするメカニズムを併せ持ったことにより、当時の地球環境の中ではまさに一人勝ちの状況となったのです。
シアノバクテリアのピークは１９億年前に訪れますが、その繁栄期間中酸素を排泄し、地球環境を汚染し続けました。
その結果それまでの生物界の主役であった「嫌気性生物」は酸素の少ない海底などに追いやられることとなりました。
環境破壊を救ったのは鉄であった。
当時の海水中には二価の鉄イオンが大量に溶けていました。
シアノバクテリアの排泄する酸素は、まずこれを酸化して三価の鉄イオンに変えて行きました。
三価の鉄はさらに酸化されて水酸化物となって沈殿し、海水中の鉄イオン濃度は徐々に減って行くこととなったのです。
海水中の金属イオンの中でもっぱら酸素を引き受けて無害化したのは鉄イオンだけでした。やがて生物は増え続ける酸素の弊害に対処する機能も鉄を利用することで備えることができたのですが、その機能を獲得するまでの進化の時間を稼げたのは海水中の鉄イオンの量が極めて多かったからだといえます。

鉄を求めて陸上進出
酸化するターゲットである鉄が尽きてくると海水中には遊離の酸素が溶け込み、やがて飽和量に達すると気体となって水界から離れ、大気中に貯まって行きました。
酸素呼吸は発酵よりもエネルギー効率が良いため、やがて酸素を利用する（呼吸する）生物が増え、急速な進化を始めました。
１０億年から７億年前に掛けて大気中の酸素濃度が急上昇して現在のレベルに近づきましたが、このころには大気中の遊離酸素からオゾン層が形成され有害な紫外線も遮断されるようになり、海面において効率の良い光合成が安全に行われるようになったのです。
こうして海中の鉄はほとんどなくなってしまうと、逆に生命が必要とする鉄が不足する事態となりました。
生物が地上を目指したのは、そこには鉄があったからなのです。
鉄がほとんどなくなった海中に比べて陸上の岩石は数％もの鉄を含んでいました。
シアノバクテリアや真核藻類、地衣類などのうち鉄を溶かし出す能力を持ったものから地上に進出を始めましたが、やがて根を持つ植物が繁栄を始めました。
これらに付随する動植物の遺体が分解された腐食物質に含まれるフミン酸やフルボ酸が鉄と作ったキレート化合物は川に流れ出し、やがて再び海に鉄を供給することとなりました。
陸上に動植物が進出したことにより、海にも再び豊かな生物相が呼び戻される結果となったのです。

大地は海に鉄を供給している酸素の増加に伴って大進化を遂げた私たち（好気性の生き物）には遊離酸素 O2 は無くてはならないものとなりましたが、現在の地球環境では鉄は川の水にも海の水にも長時間溶け続けていることができません。
なぜなら水中に溶け出した鉄（鉄イオン）はすぐに遊離酸素で酸化されて水酸化鉄となって沈殿してしまうからです。
海で生命が生まれた当時の地球の海では周囲に豊富な鉄イオンがあったことから、生命の維持システムの中に鉄は必須の成分として組み込まれたのですが、その後の酸素の大発生の過程で鉄イオンは極めて微量な存在となって生命体の周囲から失われて行きました。
と言っても、資源としての鉄そのものの存在が無くなったのではありません。
水に溶けた状態の鉄、すなわち鉄イオンが微量な存在となっただけです。
生命体にとって体内に取り込むことのできる鉄は水に溶けている（イオン化した）状態のものに限られますから、固形物としての鉄を水溶物に変える生物側の対応が必要になったのです。
植物の多くは根から酸を出して不溶態の鉄やミネラル成分を溶かして水溶物にする術を獲得しました。
昨今サプリメントとして売り出し中のフルボ酸などもその一つです。
さらに動物は体内に鉄を取り込んだ植物を食べることで間接的に鉄を摂取することとなりました。
つまり陸上では植物が地殻内の鉄を取り込むことで食物連鎖の上位の動物にも鉄が供給される仕組みが完成されたのです。
一方海への鉄の供給は陸上の動植物の残骸を生活の場とする様々な微生物の働きに因っているものと考えられます。
地殻には数％といわれる不溶態の鉄が存在しますので、樹木の落葉が作る腐葉土の中の鉄は、酸化されることなく安定した状態で海まで運ばれ、生物に利用されます。
それは腐食質の中のフミン酸やフルボ酸と呼ばれる有機酸が鉄と結びつくと、その結合する力は遊離酸素との結合力よりも強いため酸化されることなく川を経由して海にたどり着けるからです。
試みに鉄イオンの多い湾内と鉄イオンの少ない外湾の海水を用いて植物プランクトンを培養してみると、鉄を加えさえすれば外湾の海水も湾内の海水同様に大いに増殖することがわかりました。すなわち外湾の海水は栄養分が不足しているのではな
く、鉄が不足しているだけだったのです。

「海は広いな大きいな」とは言われますが、そのうち生物が生息しているのは陸地に近いごく限られた海域でしかありません。
それは食物連鎖の最底辺にある植物プランクトンを作り出すために不可欠な鉄が陸地から供給されているからです。
あの広大な海の大部分は陸上の砂漠と同様に生産力が低いがゆえに生物の棲めない不毛のエリアなのです。その理由は陸地から供給される鉄の多くが沿岸部で消費されてしまい、陸地から隔たった外湾部にまで到達しにくいからだと考えられています。

南極パラドックス
栄養塩類豊富な海流が何らかの事情で海面まで上昇すると、植物プランクトンの大発生を促し、それを餌とする小魚やさらに彼等を捕食する大型魚種などが集まり漁獲量の多い漁場を形成します。
このような海流の上昇を 湧昇（ゆうしょう）と呼びます。人工的な構造物を作って湧昇を促す試みも行われているほどです。
ところが南極海では栄養分の豊富な深層海流が南極大陸にぶつかって上昇するにもかかわらず、植物プランクトンの大発生が起こらないという大きな謎があり、これを南極パラドックスと呼んでいました。
近年水中の微量金属の測定技術が飛躍的に発達して分かったことは、これまでの測定方法は極めて不正確なもので、船舶や測定装置などの金属イオンが測定値に誤差を及ぼし、実際の値よりも千倍近くも多い数値が出ていたことが明らかになってきたのです。
また太平洋の赤道域、北東太平洋にも南極周辺海域と同様に高栄養にもかかわらず植物プランクトンの少ないエリアがあることも分かりました。 これらをＨＮＬＣ（High Nutrinet Low Chlorophyll 高栄養低クロロフィル）海域と呼びます。
外洋における鉄の濃度はｎＭ（ナノモル）という極めて微量のレベルしかないことがわかりましたが、ＨＮＬＣ海域に共通しているのは鉄分がほとんど検出されないということでした。
それらの研究からは植物プランクトンの発生から始まる生物
生産は鉄の不足によって制約されているという「鉄仮説」と呼ばれる仮説が生まれました。
南極で採取された氷柱に閉じこめられている大気や化学物質を調べると過去の気候やそれに及ぼした要因が推定できます。
ロシアのヴォストーク基地で採取された氷柱の分析によると、鉄の含有量が多い時期は二酸化炭素濃度が低く、鉄の含有量が少ない時には二酸化炭素濃度が高いことが分かりました。
氷河期の南極周辺は強風が吹き荒れており、周辺の大陸から鉄分を含んだ塵や砂埃などが大量に供給されたのではないかと推測されます。皆さんご存じの中国大陸から飛んでくる「黄砂」は悪いイメージばかりが先行していますが、実はあの黄色は鉄鉱石の一種である「黄鉄鉱」の色であり、海の生産力を左右する重要な要素でもあるのです。
太平洋の亜寒帯の海域では栄養塩類は豊富なのに植物プランクトンの生産量の多いエリアと少ないエリアがあります。
その差は何に起因するかと言いますと、風によって運ばれる「黄砂」の到達距離との関連であることが分かってきました。
「黄砂」の小さな砂粒の中にも微量な鉄分が存在するのですが、その量は海水中の濃度に比べて大変に大きなものです。
偏西風などによって運ばれた「黄砂」が届く範囲では海の生産力は高く、そのエリアをはずれると鉄が足りないというだけのことで、生産力が激減してしまうのです。
ことほど左様に海は鉄に飢えている実態があるのです。

海洋鉄散布実験「鉄仮説」を検証するために実際の海洋に鉄を散布して植物プランクトンの増殖を計測するという実験が 1993 年から2004 年にかけてのべ１０回各国の研究機関によって行われました。
これには日本も参加していますが、概ね仮説は実証されたと考えて良さそうです。
相手が広大な海洋であるだけに、鉄の供給によって生産された有機物沈降の部分の解明に難しさが残されているようですが、「鉄仮説」は「鉄理論」として多くの科学者から支持され始めています。
散布実験に際して海中から大気中への二酸化炭素の放出量が 60％減少したとされる論文も発表されていますので、ひょっとしたら地球温暖化を解決する大きな可能性を鉄が握っているかもしれません。
微量な鉄の存在が植物プランクトンの増殖を左右していることは明らかになったのですが、二酸化炭素を吸収した植物プランクトンが海の表層で分解してしまったり、他の生物に直接あるいは間接的に捕食され、呼吸や消化分解によって海水に戻されるのであれば、炭素の固定にはならず地球温暖化の抑止効果は得られません。
生体の死骸や残渣として深海に沈降し蓄積する事実が確認されれば二酸化炭素を海中深くに閉じこめられる可能性が浮かび上がってきます。しかし生態系への影響を危惧する見解を述べる研究者もいることから、その方法論についてはなお慎重な議論が交わされる必要があるでしょう。
地球温暖化については残念ながら効果的な対策がほとんど見あたらないことから、
鉄の海洋散布には大きな期待が寄せられています。

ＮＰＯ法人「森は海の恋人」
今回の震災で大きな被害を受けた宮城県気仙沼に拠点のある自然環境保全を目的とする組織です。
主な活動は森を育てて海を豊かにする為の植林、育林活動ですが、その根底にあるものは、山の植物がもたらす微量成分が海の生産力を左右するという発想です。
内湾で養殖業を営む漁師さんたちがそこに流れ込む河川の上流の山に広葉樹を植林して、養殖環境を保全しようという活動で、「漁師山に登る！」というキャッチフレーズがもてはやされました。法人設立後すでに２０年以上の歳月が過ぎていますが、その活動に対する理解と評価は高く、法人の代表である畠山重篤氏は京都大学でフィールド科学教育センターの森里海連環学という新しい概念の学問で客員教授を務めています。
山の植物がもたらす微量成分とはまさにフルボ酸鉄そのものを意味しています。
海の生産力を日々実感している養殖業者である彼等であるからこそ、鉄と生物との因果関係の理解が深いのだと思います。
NPO 法人「森は海の恋人」の HP はこちら

「鉄炭団子」（てったんだんご）
使い捨てカイロの中身は鉄と炭でできています。
これにおかゆとクエン酸を混ぜて直径５㎝ほどの団子状に丸めたものが「鉄炭団子」です。
この団子をヘドロにまみれた河川や海岸に投入するだけで、ヘドロが激減し悪臭も消え、水質が改善されて様々な水生生物が蘇るという環境改善のための取り組みです。
山口県の瀬戸内海側で成果を上げているそうですが、どういうわけかヘドロの少ない日本海側では効果が顕著ではないそうです。
金属にはそれぞれ固有の電位があります。
異なる金属を電気的に結合して電解液（海水）の中に浸漬すると、電位の高い金属から低い金属に電流が流れます。
いわば小さな電池が作られることになるのです。

電位の低い金属は腐食が促進されて金属イオンとして海中に溶け出します。
その結果電位の高い金属は腐食を免れて強度を維持することができるのです。
海岸の岸壁や沖合のシーバースなどはすべて鉄で作られていますが、これらが海水中にもかかわらず錆びずに形を残しているのは電気防蝕というさび止めの技術が施されているからなのですが、他の金属を犠牲にして鉄を錆から守る方法を流電陽極方式と呼んで電気防蝕の重要な技術の一つとなっています。
海水中の鉄の構造物を錆から守るには、アルミニウムや亜鉛など鉄に比べてイオン化傾向の高い（電位の低い）金属のインゴットを電気溶接で取り付けますと、鉄は錆びずにアルミや亜鉛が犠牲になって海水中に溶け出して長期間構造物の崩壊を防ぐことができるのです。
たとえば１０円玉と古釘を電線でつないで海水の中に入れますと、１０円玉はいつまでもぴかぴかなのに古釘は真っ赤に錆
びて、やがて溶けて無くなってしまいます。
これと同様に鉄と炭（炭素）を電気的に結合し（団子にし）て、海水中に放り込むと炭に比べてイオン化傾向の高い鉄が溶け出し、海水中に二価鉄イオンが放出されることになります。
ヘドロの堆積しているような水底はかなりの嫌気環境となっていますので、二価鉄イオンは遊離酸素で酸化されることなく、ヘドロ周辺の微生物に利用されることとなり、その活性を高める結果、ヘドロが分解される好循環が励起されるものと思われます。団子にクエン酸を混ぜるのは鉄を直接溶かし出す他に、フルボ酸鉄に似た有機酸鉄を作ることで遊離酸素による酸化を防ぐ効果が期待できると考えているのでしょう。
この運動が明らかな改善結果をもたらしている事実から、汚染された海の復活にまず必要とされるのが鉄イオンであり、その絶対量の多寡が運動の成否に密接に関わっていることが立証されたと言えるでしょう。

◎ 鉄炭団子の考案者 杉本幹生氏 が起業した水質改善のための会社（株）エプトの HP
http://tottoriept.com/ms

ご興味のある方は 有限会社 翠水 HP から原文をお読みください
https://www.suisui52.co.jp/divalent/
2023.2.2. 作成 by Mutsu Nakanishi【参考】≪NHK BS ドキュメンタリ－「南極 氷の下のタイムカプセル」≫【映像切りだし私蔵スライド動画】（再整理 記録） ２０１８.３．５.

鉄の惑星「地球」35 億年前現在の生物起源に遡る Iron Road の絶景
南極氷の下のタイムカプセル
シアノバクテリアの不思議な世界

光合成を初めて行い、大気の酸素を作る

https://infokkkna.com/ironroad/2018htm/iron14/1803cyanobacteria.pdf
https://infokkkna.com/ironroad/2018htm/iron14/1803cyanobacteria.mp4
https://infokkkna.com/ironroad/2018htm/iron14/1803cyanobacteriaphoto.pdf

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和鉄の道 【和鉄の道・Ironm Road: 遺跡探訪】
2023

【2】

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阪神香櫨園駅南 夙川沿い西宮市川添町にある西宮市郷土資料館でもPhotoパネルと小展示が行われていましたので
立ち寄りました。今回の発掘調査以前にも羽口や砥石などが出ているようなので、
津門大塚町遺跡の未調査部分から炉跡や鍛造剥片など鍛冶工房機能が明確に判る工房跡見つかるかもしれません。

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和鉄の道
2023.
【3】

【鉄の話題】 鉄鋼操業の CO2 大幅削減に向けた日本の鉄鋼産業の取組

大型高炉実機を用いた高炉 水素還元の実証試験の開始 決定～東日本製鉄所君津地 区第 2 高炉 水素系ガス吹込み技術の実証設備導入へ～
2023/02/09 日本製鉄株式会社
https://www.nipponsteel.com/news/20230209_100.html

日本製鉄株式会社（以下、日本製鉄）は東日本製鉄所君津 地区の第 2 高炉において、製鉄所内発生水素をベースとした
水素系ガス吹込み技術の実証試験の実行に入ることを決定しました。
2026 年 1 月からの実証試験開始に向け、水素系ガス 吹込み技術の実証設備導入に着手します。4500 ㎥の大型高炉実機を用いた高炉水素還元の実証試験は、世界的にみても 初めての先進的な取組みとなります。
日本製鉄は、2021 年 3 月に公表した「日本製鉄カーボンニ ュートラルビジョン 2050」において、「高炉水素還元」「大型電炉での高級鋼製造」「水素による還元鉄製造」の 3 つの超革新的技術を用いたカーボンニュートラルの実現を目
指しています。
「高炉水素還元」では、高炉内の温度制御・還元反応制御 が技術開発要素となっています。
日本製鉄は、2008 年よ り、東日本製鉄所君津地区構内の COURSE50 試験炉 （12m3）において、この技術開発を行ってきており、所定 の成果を得られたことから、今回、試験炉の約 400 倍のスケールとなる稼働中の大型高炉を用いた実証確認をいち早く行うことを決定しました。
また、本開発と並行して、東日本製鉄所君津地区構内の試 験高炉（12m3）において、外部水素も用いて更に CO2 を削減する SuperCOURSE50 技術を開発中であり、今般の君津地区第2 高炉における実証試験成果も併せて、2050 年度までに、大型高炉での SuperCOURSE50 技術（CO2 排出量 50％ 削減）を確立します。
本実証試験は、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）のグリーンイノベーション基金に採択され、日本製鉄株式会社、ＪＦＥスチール株式会社、株式 会社神戸製鋼所、一般財団法人金属系材料研究開発センターの４社で、コンソーシアムを結成し、取り組みを進めていま す。 日本製鉄は、常に世界最高の技術とものづくりの力を追求し、国連で採択された「持続可能な開発目標」(SDGs)にも 合致した活動（「エネルギーをみんなにそしてクリーンに」 と「産業と技術革新の基盤をつくろう」）を通じて、これか らも社会の発展に貢献していきます。

23iron04.pdf【鉄の話題】 脱炭素社会構築理解のために internet より 次世代エネルギー「核融合発電」 関連参考資料

和鉄の道
2023.
【4】

理想的な次世代エネルギー「核融合発電」、早期商用化へ参入続々

2023.02.27

https://xtech.nikkei.com/atcl/nxt/column/18/00001/07726/

核融合発電の実現に向けて企業の参入が増える。
画像は国際プロジェクトで建設する核融合実験炉のイメージ（出所：ITER Organization）
核融合発電の商用化に向けて産業界の動きが活発化している。
各国政府主導の研究プロジェクトが進んでいるほか、近年は核融合発電関連のスタートアップの起業が相次いでいる。
基礎研究の進展で商用化が視野に入ってきたことで、企業の参入や開発がさらに加速しそうだ。
核融合は「地上の太陽」とも形容される次世代のエネルギー技術だ。1g の燃料で石油 8 トン分に相当する膨大なエネルギーを得られるとされ、実現すれば世界が抱えるエネルギー問題を一挙に解決できる可能性がある。発電への応用は 2050 年以降になると見られていたが、企業の参入が増えたことで実現時期が「2030 年代後半から2040 年代に早まるのでは」との期待が高まっている。

この動きを後押ししているのは、スタートアップの増加だ。

業界団体の Fusion Industry Association（フュージョン・インダストリー・アソシエーション、FIA）によれば、2022
年までに 30 社以上が起業したという。
特に米国では 20 社以上が起業しており、スタートアップへの投資も活発化している。
2022 年までに全世界で 30 社以上のスタートアップが設立された。
そのうち 20 社以上が米国に集中する（出所：FIA の資料を基に日経クロステックが作成）
例えば、米 Massachusetts Institute of Technology（マサチュ ー セ ッ ツ 工科大学、 MIT ）発の Commonwealth Fusion
Systems（コモンウェルス・フュージョン・システムズ）や、ワシント
ン州に本社を構える Helion Energy（ヘリオン・エナジー）は2021 年までに約 20 億米ドル（約 2600 億円）を調達したことで話題になった。米Microsoft（マイクロソフト）創業者のビル・ゲイツ
氏や米 Amazon.com（アマゾン・ドット・コム）創業者のジェフ・ベゾス氏など著名人がこうしたスタートアップに出資していることで知られる。調達した資金を生かしてスタートアップが自前の核融合炉を開発する動きも出ている。
スタートアップへの大型投資が相次いでいる（出所：各社の発表を基に日経クロステックが作成）
日本でも大学や研究機関の出身者によってこれまでに数社のスタートアップが創業した。大学などで培った独自技術を生かし、核融合炉や要素部品の開発に取り組んでいる。日本は 60 年以上も前から核融合の研究に取り組んできたこともあり、大学や民間企業が多くの要素技術を保有している。スタートアップにはこうした技術を活用
して核融合発電を実現する原動力になることが期待されている。

大阪大学、レーザー核融合による発電を今後 10 年で検証
https://xtech.nikkei.com/atcl/nxt/column/18/00001/07442

大阪大学レーザー科学研究所の施設内にある核融合炉（写真：日経クロステック）

火力発電や原子力発電に代わる次世代エネルギーと目される核融合発電。
その中でもさまざまな用途に応用できる「レーザー核融合技術」は将来、国内のエネルギー問題を解決する重要な手掛かりになると期待される。
大阪大学レーザー科学研究所（大阪府吹田市）教授の藤岡慎介氏らは研究を重ね、今後 10 年ほどでレーザー核融合による発電システムが成立することを検証していく計画だ。

レーザー科学研究所内のレーザー装置の配管と藤岡氏（写真：日経クロステック）

大阪大学の構内にあるレーザー科学研究所には、レーザーを発生させて核融合炉（チャンバー）へと導く巨大な配管が幾重にも行き交う。吹き抜けの空間に核融合炉があり、それを囲むように配管がつながる。
SF 映画に出てくる宇宙船内部のような光景だ。レーザー核融合向けの実験施設としては国内最大級という。

将来は核融合によって得られた熱を回収し、熱交換器で水を沸かしてタービンを回すことで発電に応用する狙いもある。
藤岡氏は「10 年ほどをかけてレーザー核融合による発電のシステム成立性を検証する計画が進んでいる」と語る。
核融合技術の確立には数十年以上の歳月がかかるとされるものの、安定して熱を回収できるようになれば発電システムは早期に実現できる見込みだ。
「日本は高効率のタービンを製造できる重工メーカーをはじめ多くのプレーヤーを擁しており、部材や技術を国内で賄える」（藤岡氏）ためだ。

藤岡氏（中央）の真下に核融合炉があり、レーザーの配管が集中する（写真：日経クロステック）

藤岡氏らの研究チームは現在、レーザー核融合の基礎研究を進めており 2023 年初頭にも実証実験に取りかかる。
1 カ月間ほどの期間をかけて供給しやすい形状をした燃料の有効性を確かめる。将来はエネルギー効率の高い半導体レーザーの採用も検討しており、レーザーの照射と核融合反応を連続して起こせるようにする考えだ。
レーザー核融合は、重水素と三重水素からなる球体の燃料にさまざまな方向からレーザーを照射して核融合反応を起こす。
燃料の表面がレーザーで加熱されて蒸発する際に、内側へかかる反作用を利用して燃料を内側に圧縮する。
セ氏 5000 万度以上の高温と固体密度の数千倍の高圧状態をつくり出し、重水素と三重水素を核融合させる仕組みだ。
このとき燃料をいかに均一に圧縮するかが、反応効率の鍵を握る。

《参考》大阪が誇るレーザー核融合技術！
次世代エネルギーで脱炭素社会を実現：EX-Fusion
https://www.seitaikai.com/post/exfusion
今回は「レーザー核融合商用炉」開発を目指す国内唯一の民間企業であり、大阪大学が世界に誇る研究を軸に設立された阪大発スタートアップ 株式会社 EX-Fusion（エクスフュージョン）の Founder & CEO 松尾 一輝さんにお話を伺いました。
取材：西山 裕子（生態会事務局） 森令子 （生態会ライター）
Ounder & CEO 松尾 一輝氏 略歴1992 年生まれ、岐阜県出身。大阪大学大学院 理学研究科 物理学専
攻 博士後期課程修了（理学博士）。
高速点火核融合研究の世界的研究者であり、高速点火方式核融合の研究に注力し、
この方式か従来のレー ザー核融合方式と比較して効率的に核融合プラズマを加熱できることを実証(K. Matsuo et al. Phys. Rev. Lett. 124,
35001 2020)。
2020 年博士課程修了後、カリフォルニア大学で研究継続も起業のため帰国。2021 年 7 月会社設立。
EX-Fusion 社として第 3 回大阪テックプラングランプ「最優秀賞」「ヤンマー賞」ダブル受賞

国内唯一！「レーザー核融合商用炉」の実現を目指す
生態会 西山（以下、西山）：本日はありがとうございます。まずは、会社概要を教えてください。
株式会社 EX-Fusion Founder & CEO 松尾 一輝（以下、松尾）：僕たちは「レーザー核融合商用炉」実現のために設立した、大阪大学発スタートアップです。
阪大のレーザー研究は 50 年の歴史があり、長年、世界をリードしてきました。なかでもレーザー核融合研究は、化石燃料に依存しない次世代エネルギー実現に向け、世界に先駆けた研究を行なっています。
核融合商用炉の開発をミッションとする企業は、日本では僕たちだけです。
レーザー核融合発電は、二酸化炭素の排出なしで大規模な電力が提供でき、海水中に豊富にある資源（重水素など）を燃料とするなど、無尽蔵でクリーンな”究極のエネルギー”です。海水があれば、技術も資源もない国でもできる公平な技術であり、国土が狭く、原子力発電新設が難しい日本でこそ推進すべき新エネルギー産業です。
僕たちは、日本が世界に誇るレーザー核融合技術によって、世界のエネルギー市場を変革し、脱炭素社会を実現することを目指しています。
西山：世界を変えるような、すごい技術が大阪にあるんですね。
レーザー核融合について、もう少しご説明いただけますか？
松尾：核融合発電は、燃料である重水素と三重水素（どちらも、水素の同位体＝水素の仲間）の原子核がくっついて、より重い原子核に変わるときに非常に大きなエネルギーがでることを利用した発電方法です。太陽や恒星の内部で起きているのと同じ反応なので、「人工の太陽」などともいわれます。

（生態会追記：松尾さんの研究を報じた 2020 年１月ニュース記事「核融合実用化へ一歩…太陽の中心の１割に匹敵するプ
ラズマ生成に成功 〜大阪大学レーザー科学研究所の松尾一輝大学院生と藤岡慎介教授、千徳靖彦教授らは、太陽の中心の１割に匹敵する２００億気圧のプラズマ生成に成功〜」 ）核融合発電には、レーザー、磁場閉じ込めなど主に 3 つの方式があります。阪大で研究しているのはレーザー核融合方式（下図の一番右）です。
レーザー核融合発電で、発電量を決定するのはレーザーのパワーです。装置が巨大であれば大きなエネルギーを発電でき
ますが、それでは実用化につながりません。アメリカのNIFは2021 年夏、巨大な装置で発生エネルギー量の世界記録を樹立しましたが、僕が阪大で行なった研究は、それよりも 2 桁以上効率的でした。
僕たちの手法が現在、世界一効率的なレーザー核融合発電なのです。

文部科学省「核融合研究」HP より
核融合のなかでも、レーザー方式にこだわっていることにも理由があります。磁場閉じ込め方式の核融合発電は、装置サイズ
で発電量が決まり、常に一定のエネルギーが発生します。一定量を発電し続けることは、ベースロード電源としては素晴らしいのですが、日本の電力需要はご存知のように増減するので、発電量をコントロールできなくては困ります。レーザー方式では、燃料にレーザーをあて圧縮することで瞬間的に発電させます。反応頻度を調整することで、発電量を自由に増減できるのです。
太陽光、風力なども発電量が自然に左右され、コントロールできません。
発電量を需要に合わせて増減させられる唯一のクリーンエネルギーが核融合だと考えています。

レーザー核融合発電の安全性についても、原子力発電と比較して説明しますね。
原子力発電は、核分裂反応によりエネルギーと廃棄物を発生させる発電方法ですが、“制御不可能” “高レベル放射性廃棄物”という、2 つの大きな問題があります。
原発燃料「ウラン 235」は勝手に分裂し続けるので人間の手では止められませんが、核融合は制御可能です。燃料をぶつけて融合させるのが核融合なので、装置が止まれば反応も終了、暴走しないのです。廃棄物についても、核融合で生成されるトリチウムは低レベルの放射性物質で、原発と比較し安全性が高いといえます。

世界最先端のレーザー核融合研究者から、起業家に転身
西山：松尾さんは、阪大で大きな研究成果をあげてこられた、世界的な研究者でいらっしゃいますね。
なぜ、スタートアップというビジネスの世界に転じたのですか？
松尾：僕は、元々、起業志望ではなく、レーザー核融合に大きなロマンを感じて研究してきました。
ただ、商用炉実現のためには、制約が多い国立大学での研究だけでは不可能、民間企業で開発する必要があるとずっと思ってきました。
核融合は世界で研究されています。
専用施設は NIF（アメリカ、国立施設）、ITER（フランス、日本も参加する国際プロジェクト）、EAST（中国、国立）など世界5箇所にありますが、どれも国家レベルのプロジェクトばかりで、日本だけ大学（大阪大学レーザー化学研究所）が研究主体となっています。
国外では、国防に絡む国立研究施設がレーザー核融合の研究も行っており、簡単にベンチャー企業を設立することはできま
せんが、阪大ではエネルギーとしての核融合を純粋に追求でき、大学発スタートアップを設立すれば研究成果を活用したビ
ジネスも可能です。これは、唯一無二のポジションなんです。
さらに、世界的にも「今やるべき」というタイミングです。

脱炭素社会に向けたグローバルな動きにおいて、核融合商用炉の重要性は高まっており、”ネクスト宇宙産業”として大変期待されています。
欧米ではすでに数千億円を調達したスタートアップもある注目の分野で、グーグルは「TAE テクノロジーズ」に、ビル・ゲイツ
は「コモンウェルス・フュージョン・システムズ」に、ジェフ・ベゾスは「ジェネラル・フュージョン」にと、投資家が核融合関連のスタートアップに続々と投資しています。
ここ 1〜２年でお金の流れが明らかに変わり、各社とも資金や人材をどんどん集めています。
これまでとは全く異なるスピードで開発が進んでいくはずです。
どの方式でどこが実証するかわかりませんが、
とにかく一番を目指すためには、スタートアップ企業として、
自分たちの裁量で大きくリスクを取り、スピード感を持って技術開発にチャレンジするしかありません。どうせやるなら覚悟を決めようと大学職も辞し、2021 年夏に会社を設立しました。
「日本にはこれしか抜本的なソリューションはない」「今、僕たちがやるしかない」と論理的にも考えています。
西山：”ネクスト宇宙産業”とはワクワクしますね！経営体制や具体的な事業内容についても、教えてください。
松尾：当社の森 芳孝 Founder & CTO は光産業創成大学院大学准教授、レーザー研究者です。
光産業創成大は、最先端の「光」技術を持つ浜松ホトニクス株式会社がレーザー核融合研究推進のために創立した大学で、阪大との共同研究も数多く行ってきています。増田 晃一 CRO はビジネス面を担っています。
ユニコーンスタートアップから巨大 IT 企業まで、主にアメリカでのキャリアを有し、資金調達や事業戦略のほか、海外 VC や
海外 PR などのグローバル窓口も兼ねています。
また、株主として松尾と森のほか、藤岡慎介 阪大教授が出資しています。藤岡教授は阪大レーザー化学研究所の副所長で、レーザー核融合技術の日本トップの研究者です。僕の指導教員でもあります。

多くの産業で活用されるレーザー技術。受託研究や技術提供も積極展開予定
会社名「EX-Fsusion」には、僕がやりたいことを全部詰め込みました。
阪大のレーザー核融合技術の出口（EXIT）を担いたい。
そのために、EXTRACT（エネルギーを取り出す）、EXPLORE（応用技術の探求）、EXPAND（さらなる可能性の追求）の 3つを推進していきたいという思いです。
僕たちのミッションは、商用炉実現による新エネルギー産業創出です。
核融合は理論的には確立しており、必要なのは周辺の要素技術の開発という段階です。
発電の効率や出力など核融合自体の研究は、大学やパートナー企業と進めつつ、連続運転技術やエネルギー回収システムなど、足りない周辺技術を僕らが補っていくという道筋を描いています。
その過程で、開発技術を既存産業へ展開していく予定です。
例えば、レーザープラズマの応用研究を受託したり、日本の産学の技術をパッケージ化して、海外へ部分的に販売したりといったことですね。
レーザーは汎用性が高く、核融合以外でも多くの産業で活用可能です。レーザー推進ロケットや、ガン治療などの医療機器、切断やピーニング（叩く）などレーザー加工、次世代半導体技術とされる EUV 光源としても期待されています。他にも、電磁パルス（EMP）から電子機器を保護するシールド開発などの可能性もあります。

【鉄の話題】 脱炭素社会構築理解のために internet より 次世代エネルギー「核融合発電」 関連参考資料

生態会 森：商用炉の実現はいつごろを目指していますか？
松尾：皆さんお聞きになりますが、正しく答えるのが、とても難しい質問です（笑）。
資金調達から 8～13 年でも技術的実証を目指しています。まずは、ターゲット導入装置（燃料である重水素氷のペレットを連続射出する装置）を 1 年くらいで開発予定です。
資金や人材など僕たち側のハードルだけでなく、法律を含めた社会基盤の整備など、様々なことを実現していく必要があります。とにかく急がなくてはなりませんね。
森：確かに、エネルギーは社会の重要な基盤であり、1 社だけで解決できる問題ではありませんね。
社会変革を目指すためにも、まずはどのような提携・協業が必要なのでしょうか？
松尾：関西発の技術として、関西のエネルギー会社、要素技術を持つ関西の製造業など、地元の企業と積極的に提携し、周辺技術の開発を加速したいです。具体的な話し合いもすでに数社と進めています。
会社設立後、本当に多くの方から関心を寄せていただき、日本の経済界・産業界にはレーザー核融合の可能性を信じる方が、すごくたくさんいることを実感しています。
イギリスが最近、核融合に関する基本法を制定し、積極姿勢を打ち出したように、日本でも省庁単位というより、国として推進する方針を早期に固めてほしいと思っています。そうすれば、宇宙産業のように、経済界も積極的に動きやすくなるはずです。
西山：私が阪大で学んでいた頃、時代の流れもあり、原子力学科にすごく活気があったことを覚えています。
御社のミッションは、未来を形作る壮大なものですから、おっしゃる通り、国としての積極姿勢や、産官学での連携は欠かせな
いということですね。
松尾：そうですね、さらに言うと”日本のために 1 個”というより、TTP など国際的な枠組みを活用した最初の商用炉を、まずは日本に作りたいと思っています。
世界中で新エネルギーを展開するために、僕らが技術の普及や教育にも携わっていく、そんな将来を実現していきます！
取材を終えて
取材後、VC の ANRI からの 1 億円の資金調達や、先進テクノロジー
企業ジェイテックコーポレーションとの技術提携などのニュースが、次々と発表され、取材でお話いただいたことを、着実に実現されている様子が伺えます。
「世界的に”大阪”が主語になる技術はレーザー核融合だけ、日本が世界に誇る研究です」と話されていた松尾さん、研究者としての実績、世界のエネルギー市場変革を目指す壮大なビジョンに加え、資金調達や企業提携などを進める経営手腕も素晴らしく、
関西発のディープテックスタートアップとして、世界的な躍進を期待しています！ （生態会ライター 森令子）

核融合発電は本当に「無尽蔵でクリーンで安全」か
https://www.alterna.co.jp/51321/
記事のポイント① 脱炭素を実現する次世代のシステムとして「核融合発電」が期待を集める② 海水から燃料を取り出せて、
原発のような 危険性 がないとされる③ しかし放射性物質の発生など、実用化にはクリアすべき課題が多い
脱炭素社会に向けて注目を集める発電方法に、核融合がある。国も GX（グリーントランスフォーメーション）実現に向けた施策のひとつに位置づける。核融合発電は海水から燃料を作ることができ、クリーンで安全で実用化も近いとされている。しかし、一つひとつ検証していくと問題が山積みだ。
（オルタナ客員論説委員・財部明郎）■核融合発電が期待される 4 つの理由
最初に、原子力発電との違いを説明しよう。
原発は「核分裂」という現象を利用して発電する。ウランやプルトニウムのような重い原子の原子核に中性子をぶつけて分裂させ、そこで発生する熱エネルギーで蒸気を沸かし、タービンを回して発電する。
これに対し、水素のような軽い原子が融合してヘリウムのような少し重い原子になる反応が「核融合」だ。
核融合発電はこのときに発生する熱エネルギーを利用して発電する。
太陽の内部でも同じ現象が起きていることから、「地上の太陽」とも呼ばれる。
核融合発電が期待を集める理由は、大きく 4 つある。
1）無尽蔵の資源から莫大なエネルギーを得られる
2）放射性廃棄物や GHG（温室効果ガス）が発生しない
3）原子力発電所と異なり、暴走の危険がなく安全である
4） 研究が進んでおり、実用化も近い
核融合発電の燃料には、海水などに含まれる水素を使うとされている。これが「無尽蔵の資源」と言われる理由だ。
核融合で発生するのは放射線を持たないヘリウムで、GHG も出さないから「クリーン」と評価される。
核融合を起こすには高温と高密度な空間が必要だが、万が一事故になればこの空間が壊れるため、核融合は自然に止まる。原発のように暴走して、手が付けられなくなる危険性もないという。
実用化については、日本を含む各国が資金を出しあって ITER（イーター）という実験炉をフランスに建設中で、2035 年 12月の運転開始を目指している。
発電所などで人工的に作られる放射能を持ったゴミを放射性廃棄物といいます。
そのなかで 自分が出す放射線でどんどん温められるものを高レベル放射性廃棄物、ほっておいても温かくならないものを低レベル放射性廃棄物といいます。
高レベル放射性廃棄物は、低レベル放射性廃棄物の約 1000 倍の放射能の強さがあるので、地下深くにしまっておかないといけません。
原子力発電をすると高レベル放射性廃棄物がでますので、この廃棄物の取り扱いは十分に注意しなければなりません。核融合発電では、このような高レベルの廃棄物はでてきません。
これが核融合発電のいいところです。

23iron05.pdf
和鉄の道
2023.
【5】

すぐ北に一庫ダムがある城山を背にした高台
かつての多田銀銅山の武家屋敷町として繁栄した 川西市山下 下財町.

2023.3.4.

多田銀銅山 最後の銅製錬所 昭和の半ばまで操業した平安製錬所跡を訪ねました

川西に住む仲間から「能勢電 山下駅の近くに多田銀銅山の製錬所遺構が製錬所住居と共に川西市郷土館として整備されている」教えてもらっていた矢先に、日本各地の風景を訪ね、水彩画で描いて、「毎日これイッピン」と紹介している仲間が、この郷土館に併設された美術館で「イラスト画展」を開催の案内を貰い、平安製錬所跡を訪ねる良い機会と訪ねました。 「和鉄の道 探訪」で多田銀銅山を訪ねたことはあり、資料として、この下在町の平安製錬所を紹介しているのですが、すっかり忘れていました。
ぽかぽか陽気の３月４日 川西市山下の川西市郷土館公園に整備して残されている多田銀銅山 最後の銅製錬所
昭和の半ばまで操業した「平安製錬所跡 」を訪ねました。
かつて 多田銀銅山の武家屋敷町 そして銅製錬所町として 川西随一の街として繁栄した街の面影を残す街と共に、小さいですが、歴史を伝える郷土館と建造物・遺構公園として よく整備されて残されていました。
この山下から直ぐ西には多田銀銅山 そして 銅と関連が深い妙見山が、このすぐ北にそびえているのは知っていましたが、この山下 下財町の城山の裏側でも 銅の採掘がおこなわれ、この山下 下財町にも製錬所が設けられ、昭和初期まで、多田銅銅山街として 繫栄してきたなど全く知りませんでした。
仲間のイラスト画展と共に、うれしい訪問となりました。
■参考 【和鉄の道 2016】 多田源氏・秀吉の隠し蔵「多田銀銅山」を歩く. 2016.8.18. & 24.
https://infokkkna.com/ironroad/2016htm/iron12/1609tada00.htm

川西能勢口から北へ 猪名川沿いの谷間を抜けてきた能勢電鉄の山下駅前から、案内標識に従って、北の城山へ向かって坂道を登る。かつて繁栄した銅製錬所へ向かう街道筋なのでしょうか 両側には住宅がびっしり。
山下の街の区割りがそのまま残り、城山への一本道。
城山の山裾に入り、T 字路に出ると樹に視界が開け、城山全体が見える。この T 字路を西へ折れると古い大きな屋敷と駐車場が見え、その奥には素晴らしい洋館が見える。 この大庄屋屋敷がこの地で銅製錬所を経営した旧平安家住宅。
そして、美しい洋館は移築された大正期の洋館旧平賀家住宅で、いずれも国有形文化財だと後で知れました。
ここで製錬所が営まれていた同時代のもので、この平安製錬所跡地の公園化整備に伴い、移築されたようでした。

この道路の中央 この平安家住宅の入口が郷土館の入口でした。
川西市の中心街からさらに奥へはいった両側にはびっしり住宅が立ち並ぶ田舎の狭い道。古い山下の街並みは もう消失しているようですが、こんな立派な建物が城山を背にした集落の一番高い上にある。
また、平安製錬所 そのものの遺構も街中では見当たらずですが、きっちりした区割りに繫栄した山下 下財町の様子がうかがえる。
とにかく、郷土館の中へ入り、諸施設案内と地図を貰って、まずは一番奥の山際 平安清廉所跡地へと母屋を抜けて、奥の山際へ。
母屋を出るとすぐに母屋に沿って細長い建物。 そこに製錬所の歴史がパネル展示されていました。展示は後にして、とにかく製錬場跡へと母屋の区画を抜けて、住宅の外へ。
一機に視界が開け、城山を背にした高台。 洋館と製錬所跡が広がり、その奥に美術館。
広々とした空間が城山の山裾の丘に広がって、郷土館のイメージとは違って、よく整備された歴史広場で、心地よい。

ゆっくりと洋館をながめながら、高台の一番上の製錬場跡の広場へ。
一部 銅の真吹炉が見えるだけですが、広場には銅滓がいたるところに散らばり、崖下の谷は銅滓の捨て場に多田銀銅山と平安製錬所の歴史展示がされている 鉱山資料展示室

平安製錬所の製錬工程

素吹き-真吹法 概略

平安銅製錬所での製錬工程

素吹き-真吹法 概略

銅と鉄のまじりあわぬ二層分離の性質をうまく使う◎ 江戸期の製錬工程

素吹き-真吹法

1. 鉱石 江戸時代 硫化鉱が原料の主体となり、黄銅鉱（CuFeS2）班銅 鉱（Cu5FeS4）、輝銅鉱（Cu2S）硫砒銅鉱（Cu3AsSbS4） など現代の鉱石と同じ原料であった。
2. 焙焼・（しょうはく、焙焼と同じ）硫化鉱を焼いて硫黄を分離する焙焼工程、焼釜で 約 30 日焼くが硫黄の分離は不十分であった。
3. 素吹（すふき、荒吹、荷吹ともいう）
焙焼鉱を木炭,溶剤と共に鞴（ふいご）で送風しながら還元雰囲気で溶解し、先ず表面に生成するカラミを流し出して分離し、銅の濃縮したカワ(マット・硫化銅)を剥ぎ取るようにして分離する。
炉底には一部還元された金属銅が生成している。
この還元製錬法については寛文 10 年（1670 年）秋田の阿仁鉱山の開発に当たった大阪の北国屋吉右衛門は紀伊国の熊野から金掘師や吹師を雇ったが、彼らは海外から伝習したと思われる還元製錬法を知っていたので、この方法は奥州の各鉱山に普及、更に足尾銅山にも伝えられたようである。
炉はいわゆる吹床（ふきとこ）で地表に半円形の凹を造り素灰（木炭粉 と粘土を混ぜ合わせたもの）や粘土で内張りをされている
4. 真吹（まふき）素吹で得られたカワに木炭を加えて加熱溶解し、羽口から強風を吹き付けながら酸化反応を起こし鉄分はカラミに、硫黄は亜硫酸ガスとして分離、その他の不純物も酸化除去して荒銅を得る。
真吹法は酸化製錬法で原理的には現代の転炉法に通じるものであり、世界に先駆けて我が国で発達した製錬法として特記すべきもの。
◎ 明治以降の製錬工程

溶鉱炉での黄銅鉱鉱石からのカワの採取による真吹法

1. 溶鉱炉 、
我が国に始めて洋式の溶鉱炉が導入されたのは 1870 年小坂製錬所である。その後 1890 年ごろまでに別子、 足尾等主要な製錬所が溶鉱炉法を導入、三菱を除いて 各社溶鉱炉に切り替えた。
始めの溶鉱炉はレンガ積みの小規模な竪型炉で断面は円形、円周に沿って数本の羽口があったが、高温部の水冷化、断面が長方形で両側面に多数の羽口が並ぶ角炉化等により処理量は大幅に増大した。
江戸時代の地炉に代わって、反射炉・溶鉱炉でカワを作る。 溶鉱炉では羽口から銅鉱石が入れられるよう改良された。反応は地炉と同じで、比重の軽いカラミとカワ(マットとも呼ばれる硫化銅)の２層分離するので、カラミを排出した後、適宜 カワを取り出し、真吹き炉に挿入する
2.真吹炉
明治のはじめ頃（1880 年代）の記録によると、当時の操業方法は地床で先ず精カワ（硫化銅、硫化鉄）を燃料と共に送風しながら溶解して、表面に浮いてきたカラミを掻き出した後、粘土で炉を密閉して、一箇所 穴を開け燃料として木炭を補給しながら別の羽口より 溶体に風を吹き付けて金属銅を得ていた。
この方法は 転炉による製銅法が発明される以前に同じ原理でわが 国独自に発達した注目すべき製錬法である。
本法の起源は明らかではないが、かなり古い時代からと言われ、既に 16～17 世紀には西日本を中心とした諸鉱山で実施され、住友の鼓銅図録に出ている。真吹法は 20 世紀に入ってからも、国内の大規模製錬所が次々と転炉法に切り替える中で、炉の大型化や石炭、重油の適用など、種々の改良を加えつつ継続された。
1928 年（昭和 3 年）のデータを表 4.3 に示している が、国内生産量の約 30％は真吹出であったが、1935 年 には真吹法は永松、尾小屋、笹ヶ谷、契島の 4 ヶ所で 行われるのみで全国生産量の数％に過ぎなかった。
1962 年（昭和 37 年）尾小屋製錬所が真吹炉の操業を停止して全ての真吹炉は姿を消したという。
2023.3.8. Mutsu Nakanishi 作成

参考 現在の下財町、山下町の姿
もう記憶が定かでないのですが、２０１６年に「多田源氏・秀吉の隠し蔵「多田銀銅山」を歩く.」 の記事を作成した時に、インターネットから採録した資料として 下財町、山下町の姿を採録記録していましたので、参考まで■ Internet 参考資料 「４００年前からある"吹き場のまち" － 多田銀山精錬所の街 下財町・山下町 －」 より
http://www.eonet.ne.jp/~koutaro/local/gezai.htm
下財町、山下町の街中を歩いてみてみると、建物は次々と新しく建て替わっていて、江戸時代の精錬所の名残を見つけることはなかなか難しいですが、町の古さを感じさせるものは、街中のいたるところにあります。
街角のところどころに祠があったり、「なぜこんなところに？」と思う場所に石灯篭がおかれていたりします。
また、現在、郷土資料館になっている
旧平安邸の他にも、古めかしい建物や土塀がところどころに見られ、車の離合さえ難しい街中の狭い道を歩くと、なんとなく歴史的な重みを感じてしまいます。
江戸時代の絵図、明治初期及び昭和戦前の地形図、そして現在の市街地図をみると、町の骨格は大きく変わっていないことがわかります。
街の周辺では、能勢電鉄と国道が開通し、田畑が住宅や小学校に変わっていき、戦後に建設された工場が取り潰されマンシ
ョンとなりましたが、山下・下財町の街の土台は今もしっかりと残っています。東西方向と南北方向に２～３本の道が通り、出会
橋、国崎地区（ともに一庫ダム建設にて水没）をとおり能勢まで通じていた能勢街道は、今もしっかりその形を残しています。

天保１４年の絵図 山下町 と 明治初期の地形図

詳細は下記資料をご覧ください。

【和鉄の道 2016】 多田源氏・秀吉の隠し蔵「多田銀銅山」を歩く. 2016.8.18. & 24.
https://infokkkna.com/ironroad/2016htm/iron12/1609tada00.htm■ Internet 参考資料 「４００年前からある"吹き場のまち" － 多田銀山精錬所の街 下財町・山下町 －」http://www.eonet.ne.jp/~koutaro/local/gezai.htm
平安製錬所跡を行ったりきたり、館長さんとも話し込んで、多田銀銅山の街山下 下財町に残る平安製錬所跡地を歩いた後は近くに住む高校仲間と集合して大音恭豊さんのスケッチ画展の鑑賞会 久し振りに仲間との出会いです川西・猪名川の風景を描いて～大音恭豊 スケッチ画展～鑑賞会 2023.3.4.
近くに住む仲間が集合して 高校仲間 大音恭豊さんのスケッチ画展の鑑賞会 久し振りに仲間との出会い

郷土館の平賀邸をはじめ、能勢電沿線、猪名川沿いを巡りながら
川西や猪名川の町並みや自然、史跡などの風景をスケッチした絵を展示します。
期 間 ３月１日（水）～５月７日（日）場 所 ミューゼレスポアール１階展示室

円形のホールの壁いっぱいに展示された川西や猪名川の自然や街並のスケッチを眺めての鑑賞会 2023.3.4.
絵を眺めた後は また洋館広場に出て 久し振りの仲間との出会いに話題を膨らませ、楽しいひと時を過ごしました。
素晴らしい春の午後 ご機嫌で郷土館を後にしました。
５月７日まで開催中 ご興味のある方は是非お訪ねください

多田銀銅山最後の製錬所 平安製錬所跡並びに郷土館諸施設もさることながら、心地よい歴史公園が広がっていました。
食事やティタイムを持てないのは残念ですが、周りの景色をながめつつ 歴史を振り返りつつゆっくり過ごすもよし。
ここから多田銀銅山・銀山地区を訪ねるのも良しと

By Mutsu Nakan ishi

2023.3.8.作成

参考並びに転記掲載資料
かつての多田銀銅山の武家屋敷町として繁栄した 川西市山下 下財町.
多田銀銅山 最後の銅製錬所 昭和の半ばまで操業した平安製錬所跡を訪ねました■ 参考資料
１.川西市郷土館 諸施設案内

川西市教育委員会

2.川西市郷土館 案内資料
黒鉄橋を渡ったら城下町 山下 製錬のまち 東谷 川西市商工会・パイロットプロジェクト委員会
3. Internet 参考資料 「４００年前からある"吹き場のまち" － 多田銀山精錬所の街 下財町・山下町 －」http://www.eonet.ne.jp/~koutaro/local/gezai.htm
4. 【和鉄の道 2016】 多田源氏・秀吉の隠し蔵「多田銀銅山」を歩く. 2016.8.18. & 24.

https://infokkkna.com/ironroad/2016htm/iron12/1609tada00.htm■

和鉄の道 掲載 銅鉱山・銅製錬関係 資料
１. 「鉄の話あれこれ」 2014.8.5. 金属にも「水」と「油」がある 「銅」と「鉄」の二相分離
https://infokkkna.com/ironroad/2014htm/2014iron/14iron09.pdf

2. 【和鉄の道 2016】 多田源氏・秀吉の隠し蔵「多田銀銅山」を歩く. 2016.8.18. & 24.
https://infokkkna.com/ironroad/2016htm/iron12/1609tada00.htm
3. 日本最古の銅山 奈良の大仏の銅を産出した「長登銅山」を訪ねて 2008.6.10.
https://infokkkna.com/ironroad/2008htm/iron4/0808naga00.htm
4. 旧別子銅山跡の産業遺産が眠る別子山
紅葉に彩られた念願の「別子山銅の道・銅山越」Walk 2012.10.27.
https://infokkkna.com/ironroad/2012htm/iron8/1212dozan00.htm
5. 生野銀山&多可町妙見山の銅関係 掲載資料不明 下記とりあえず妙見山の銅精錬所関係の一部です◎ 播磨 多可町に秋を訪ねる 彼岸花の里 & 播磨の最高峰 千ヶ峰登山 2011.9.27.
https://infokkkna.com/ironroad/2011htm/walk8/1110taka00.htm◎ 播磨 多可町 余暇村公園 パンフレット
http://web.town.taka.lg.jp/yokamura/dr_panf.html【公園内 銅精錬所跡展示館パンフレット 表面ダウンロード】【公園内 銅精錬所跡展示館パンフレット 裏面ダウンロード】

【和鉄の道・Iron Road2023】【Internet・News より】
和鉄の道 鉄の話題
2023.
【6】

玉鋼で両刃の鋸 玉鋼を鍛えた鋸鍛冶

23iron06.pdf

資料収集中

先日 TV を見ていたら、「玉鋼で作った両刃の鋸」が登場
兵庫県三木市の鋸鍛冶、２代目宮野鉄之助（1901～1996 明治３４～平成 8）が製作したものだという。
刀の素材として 現代では極めて貴重な玉鋼を鉄素材として実用品の両刃の鋸がつい最近まで作られていたことにビックリ。
また、たたら製鉄で作られた大きな玉鋼の鉄塊 その部分部分で炭素量も違うし、不純物も多い。
性質も異なる。 刀の素材として使うのにもその選別の眼かなければ 刀の製作はむつかしいときく。
そんな玉鋼を素材に実用品の両刃鋸づくり。ましてや 両刃鋸 刀よりも薄くかつ実用時に曲がることも多いし、目竪も・・・・。均質で硬さが刀素材としての要件の一つですが、そんな刀素材よりもっと選別条件はむつかし
いのでは・・…。 それも価格も違うと。
ネットで調べると 玉鋼で製作された両刃鋸をうたうものも千差万別 価格もバラバラ。
どうも 偽物も多いらしい。
今 三木の鋸鍛冶 宮野鉄之助が製作した両刃鋸はきわめて、貴重。
２０２０年には神戸の竹中道具館の企画展として「宮野鉄之助－玉鋼を鍛えた鋸鍛冶」が開催され、「 技 と 心 」 -三 木 の 鋸 鍛 冶 が 語 る 鋸 の 歴 史 か ら 使 い 方 ま で -の セ ミ ナ ー も 。
や っ ぱ り「 た た ら 製 鉄 の 鉄 塊

玉 鋼 か ら 鋸 の 素 材 を と り だ し 、鋸 を 製 作 す る 匠 の 技 」は す ご い

技術なんだと。
昭和の時代

た た ら 製 鉄 の 操 業 そ の も の も ほ と ん ど 失 わ れ 、本 人 が 直 接 た た ら 製 鉄 の 操 業 に か

かわらねば、玉鋼のそのものも入手できなかったろう。
そ し て 大 き な 玉 鋼 の 鉄 塊 か ら 、小 さ く 小 割 選 別 さ れ た 玉 鋼 小 片 を 選 別 組 み 合 わ せ て 、均 質 な 鋸に鍛造できる素材を作るための選別・鍛造・熱処理もまた匠の技だったろう。
刀素材の素材を作る技とは違った鋸鍛冶の匠の技があったに違いない。
鋸鍛冶 宮野鉄之助さんは ど ん な 匠 の 技 を し ゅ う と く し て い た の だ ろ う か ・ ・ ・ ・ ・
興 味 津 々 で 資 料 集 め て み よ う 。小 割 片 の 選 別 の み な ら ず 、そ の 組 合 わ せ や 熱 処 理・鍛 造 技 術 にも幾多の技が組み込まれているに違いない。
玉鋼(たまはがね)を使って鋸を作ることができた数少ない鋸鍛冶の匠 宮野鉄之助さんの両刃の鋸について
もう少し詳しく調べてみようと。 また、古代からの鋸も大きなものから小さいものまで 色々な鋸がたむ中道
具館に展示されている。これにも刀とは異なる鋸の技が延々とうけつがれてきたにちがいない。
興味津々で 少し資料を集めてみようと・…とりかかったところです。
まだまだとっかかりですが、両刃の鋸の歴史や宮野鉄之助さんの技術についての資料をみつけましたので、
宮野鉄之助さんの両刃鋸の技やたたら製鉄から玉鋼を取り出し素材づくりの技術について眺めてみたいと。
下記にざっとネットで見つけた資料のリンクリストを掲載。
刀とは違う道具の技の世界 ご参考になれば…‥
2023.3.31. From Kobe Mutsu Nakanishi

■ 竹中道具館 企画展「宮野鉄之助－玉鋼を鍛えた鋸鍛冶－」 2020.10.10.-12.13. 関係資料
竹中大工道具館 | 宮野鉄之助－玉鋼を鍛えた鋸鍛冶－
https://www.dougukan.jp/special_exhibition/tetsunosuke■ 「 技 と 心 」 セ ミ ナ ー [99].
三木の鋸鍛冶が語る

鋸 の 歴 史 か ら 使 い 方 ま で 2020.9.1.開 催 案 内

https://www.dougukan.jp/wp-content/uploads/2020/08/miyano-tetsunosuke_flyer.pdf■「左官鏝・道具」の(有)スズキ金物店 「播州三木の鋸鍛冶 名工「宮野鉄之助２」

http://www.misyuku-suzuki-kanamonoten.com◎鋸鍛冶「宮野鉄之助」について
http://www.misyuku-suzuki-kanamonoten.com/bansyuumikinonokokaji3.html◎<新発見/両刃鋸の出現四季について>
http://www.misyuku-suzuki-kanamonoten.com/ryoubanokonosyutugenjiki1.html■ 近現代における両刃鋸の変遷について 船曵悦子 *https://www.jstage.jst.go.jp/article/dougukan/21/0/21_2102/_pdf

どんな知恵が詰まっているか 興味津々 もう少し資料も集めたいと・・…
三木市の鋸製作所も近いので訪ねたいと思っています。
2023.3.31.

From Kobe Mutsu Nakanishi【和鉄の道・Iron Road】《鉄の話題 - 低炭素社会構築のために - 》
2050年CO2排出ゼロへ 脱石炭火力 再エネへのエネルギー転換への世界の取組現況
和鉄の道
未だ石炭火力・原発から脱せない日本 G7先進国の中で日本だけが孤立の状況
2023.
23iron07.pdf【7】添付

収録参考資料

インターネットより収録

https://infokkkna2.com/ironroad2/2023htm/iron19/R0505ZeroCarbonAttach
ed.pdf

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参考追加 毎日新聞社説「政治の意思が切り開いたドイツの脱原発完了」2023.4.29.
2023.4.29. 毎日新聞にこんなドイツ脱原発についての社説が掲載されましたので、併せてご紹介。
日本と欧州ドイツの真逆な対応で、脱原発に舵を切る。
欧州では「めざましい再生エネルギーの展開」と「脱石炭火力を遅らせば、それだけ CO2 ゼロエミッションが遅れ、地球暴走に歯止めがかけられぬ」との思い・理念がある。
既に稼働を始めた洋上の大型浮体式風力発電所は GW クラス 原子力発電に匹敵。一方 石炭火力に頼れば、CO2削減は出来ても、社会成長から生ずる CO2 増を吸収できず、ゼロエミッションの約束事が守れないとの思いがある。
欧州そしてアジアでも 原子力発電に匹敵する GW クラスの大型浮体式風力発電所がすでに稼働し始めており、
また、社会の発展と地球温度１.5℃の歯止めと地球暴走のリスク。
井の中の蛙 心地よい茹でガエルの日本 私自身も含め、日本はあまりにも楽観すぎると今回思い知らされました。

2023..4.29. Mutsu Nakanishi

添付収録参考資料
インターネットより収録 要点とReview資料のみfile 表示
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

2,023年4月

本添付資料の全文は「和鉄の道2023」巻末に別冊添付しています添付参考資料【1】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
https://www.renewable-ei.org/pdfdownload/activities/REI_2035_Study_JP.pdf
本の取組の全体像を頭に入れる良い資料ですが 全96ページの file2023年4月
ご興味のあるはそれぞれでインターネットから採取・採録ください

2024.1.5. Mutsu Nakanishi
また、詳細は「和鉄の道2023」の巻末に下記の別冊として添付しています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。

2

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。

5

(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。

6

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「ロシアのウクライナ侵略によって引き起こされた、エネルギー機関（IEA）の報告書1は、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）

7

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

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。

87

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。

71

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。

97

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）

79

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

108

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。

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

（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（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1,167 円/ CO2 トン、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

添付参考資料【2】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添付参考資料【3】【資料】
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

発電容量

⾵⾞出⼒

30

10

240 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200

不明

不明 スパー︖

Mingyang Smart
Energy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

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

韓国・蔚⼭市 Donghae-1

韓国⽯油公社（KNOC）、
Equinor

(MW)

(MW)

買取価格

(ユーロ/MWh)

浮体基礎

浮体基礎提供企業

Equinor

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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いは間接的な不利益・損害が発⽣したとしても、当社及び三井物産グループは⼀切責任を負いません。レポートに掲載された内容は予告なしに変更することがあります。

7|7添付参考資料【4】0123457089
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発電添付参考資料【5】【資 料】

特殊鋼大手、クリーン水素生産へ（スウェーデン、日本）
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）。

添付参考資料【6】【資料】

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）

23iron08.pdf《 鉄の話題 - 低炭素社会構築のために - 》
2023. 6. 5.
【Internet & News より】脱炭素社会構築理解のために ２０５０年 CO2 排出ゼロへの取組
２０５０年をみすえて、産業界・社会インフラ・社会システムの転換へ

和鉄の道 プロトのシステムから実システムを取組まねばならぬ時。待ったなしの時期を迎えている
2023. ■ 日本の大型洋上風力発電の取組と出力制御の回避 緊急課題 蓄電・送電網整備【8】■ 【Internet & News より】脱炭素社会構築理解のために ≪1～4.≫

日本の大型洋上風力発電の取組 と 出力制御の回避 緊急課題 蓄電・送電網整備
2023.6.5. By Mutsu Nakanishi
脱炭素社会の構築と２０５０年 CO2 排出ゼロへの取組の方向が見えてきた。
まだ、火力発電・原子力発電依存から抜けきれぬ日本ではあるが、世界では大型洋上発電が原発・石炭火力に代わる主力エネルギー源としての役割を担えるまでに成長しつつある。
日本でも徐々に 自然再生エネルギーが主力エネルギー源を担える道が見えてきた。そんな中で、日本で一番先に進んでいる再生エネルギー太陽発電で、一部ではあるが、大手電力会社の買い取り調整(出力制御)局面が急増し、再生エ
ネルギ-増に水を差す。 急増する再生エネルギーの送電・蓄電システムの再構
築・整備が進まなければ、主力電源としての位置付けは絵に描いた餅に。
化石燃料に頼らず、再生エネルギーへの主力エネルギー転換の中で、「送電網の拡充・蓄電システムへの取組」もまた重要緊急となっている
日本でも急速に大型洋上発電への取組が始まり、クリーンなエネルギーとしての「電力」を自由に使えることを前提とした社会や生産ステム転換の機運も始まっている。
化石燃料による発電から再生エネルギーへの転換による社会構築も動き始めた。
究極のクリーンエネルギーといわれる水素についても、
再生エネルギーによる電力がエネルギー基盤として 安価に手に入るようになると、その在り方もまた、再検討せねばならなくなると思う。
こんな情勢の日本 再生エネルギー・水素エネルギーが主力電源になりうるためには、出力制御回避のためのシステム・
急増する再生エネルギー発電量の送電網の再整理と強化、並びに大型蓄電設備の開発整備が不可欠であり、近々の最重要課題となっている。すべてが社会のシステムとしてつながらなければ CO2 排出ゼロへの課題が残る。
大幅な CO2 削減を求められている鉄鋼業では、今、２０５０年 CO2 排出ゼロへの具体的なアプローチ・ロードマップの成果確認の重要局面を迎えている。まだ規模は小さいが、大型電気炉による実用鉄鋼生産も始まった。
自動車業界も、ハイブリッド & 水素・燃料電池車推進から、世界が動き出した EV 電気自動車へ転換選択の岐路に立っている。
２０５０年 CO2 排出ゼロ取組のキーは水素・水素といわれてきたが、自然・再生エルネギーによる「電力」が表舞台へ。その展開が現実味を帯びてきた。
今後 日本の取組がどうなってゆくのか・・・・選択の岐路
２０５０年を見据えて、産業界・社会インフラ・社会システムの転換へ
プロトから実システムへ ステップアップの重要な時。待ったなし。
「選択の引き延ばし 誰かがやってくれる 大あまの絵に描いた餅」ではもう通用しない時代が目の前に。
流れるままにまかせば、日本は世界に飲み込まれてしまうだろう
そんな目で 日本の取組をみつめている。

独りよがりかもしれませんが、一私見 お許しを脱炭素社会構築 ２０５０年 CO2 排出ゼロへの取組
プロトから実システムへの STEP UP に取り組まねばならぬ今頭の整理に 思いつくまま 2023 年６月■ 参考

経BP メガソーラービジネス 新エネ・システム最前線
2023.6.5.
Mutsu Nakanishi
From
Kobe
日本における洋上風力・再エネ電力等の総合情報サイト を追加リンク 参考まで
「石狩で洋上風力の建設が着々、112MWの風車に180MWhもの蓄電池を併設 -再エネ・マイクログリッド運用への活用も期待」

https://project.nikkeibp.co.jp/ms/atcl/19/feature/00024/00035/?ST=msb&P=1

<参考> 太陽光が急に増えて…電気を「捨てる」出力制御、全国の大手電力で拡大
2023 年 5 月 10 日 8 時 00 分

朝日新聞デジタルより太陽光が急に増えて…電気を「捨てる」出力制御、全国の大手電で拡大：朝日新聞デジタル (asahi.com)
太陽光と風力でつくった電気の受け入れを大手電力が一時的に止める「出力制御」が、大手 10 社のうち8 社のエリアまで広がっている。
これまでは電気の使用量が比較的少ない地域に限られていたが、今年は大都市圏の中部も実施し、東京と関西も備え始めた。
再生可能エネルギーを使い切れずにムダにしているのに等しく、普及に向けた課題となっている。
電気は発電量と使用量のバランスが崩れると、周波数が乱れて大停電につながるおそれがあり、大手電力の送配電部門が調整している。使用量より発電量が多くなるときに受け入れを止めるのが「出力制御」だ。
休日で大量の電気を使う工場が稼働せず、晴れて太陽
光発電が多くなる日が想定される。
冷暖房需要が減る春や秋が特に多い。
国のルールでは、
まず二酸化炭素（CO2）の排出量が多く、出力を上げ下げしやすい火力の発電量を限度まで減らし、余った電気を他の地域に送る。次にバイオマス、太陽光・風力の順で再エネを抑える。出力を簡単に調整できない原発は順番としては最後になる。
中部と北陸は 4 月 8 日に初めて出力制御をした。
中部の送配電網は名古屋市を中心に工場集積地にも広がり、電気の使用量は多い。それでも制御せざるを得なくなったのは、太陽光が急拡大したからだ。5 年前と比べて 6 割ほ
ど増え、この 1 年だけでも原発 1 基分に迫る約 90 万キ
ロワットが上積みされている。
注 by Mutsu) 電力供給量が需要量よりも大幅に大きくなれ
ば、電力会社の配電システムが不安定になり、大規模停電を招くので、供給制限(出力回避)せねばならぬという。 現状はそれを火力発電が担っているという矛盾。
再生エネルギーの電力供給の平準化システムとしての蓄電・送電システム網の再構築が重要になっている。

■ 神戸新聞2023/5/26 23:11

太陽光発電などの再生可能エネルギーの発電量が供給過剰となって発電を一時停止せざるを得なくなる「出力制御」を回避するため、経済産業省が余剰電力が見込まれる際には周辺エリアを含めた広域で火力発電の出力を抑制する方向で調整していることが２６日分かった。
太陽光発電の急拡大を受け、大規模停電につながりかねない事態を避けて再エネを最大限活用することを目指す。
２０２４年度中に事業者間で必要な契約の見直しを図ってもらう。
ただ経産省は出力制御の回避は緊急の課題だとみており、
大規模な発電事業者には契約の見直しを待たず協力を求める。
現状では、再エネの出力制御を回避するために、まず太陽光がある地域の電力管内で火力発電の抑制を図っている。
それでも最近は出力制御が 増加傾向にあることから、対象エリアを周辺の他電力管内にまで拡大し、普段は需給調整の対象としていない自家発電なども含めて火力発電の稼働を抑制。再エネを受け入れるようにする。

■【 Internet & News より 】脱炭素社会構築理解のために ≪1～4.≫≪1≫福島沖に 30MW の浮体式風力、東京ガスと信夫山福島電力が検討
https://project.nikkeibp.co.jp/ms/atcl/19/news/00001/03138/?ST=msb

2023/02/07 00:32

東京ガスと信夫山福島電力（福島市）は 2 月 3 日、福島沖における浮体式洋上風力発電事業の検討を開始したと発表した。
同日付で環境影響評価方法書を経済産業大臣に届け出るとともに、関係自治体と両社の Web サイトで縦覧を開始した。
「福島県楢葉町・富岡町沖浮体式洋上風力発電事業（仮称）」は、福島県楢葉町および富岡町の沖約 18km の区域約 10km2 に、出力最大 30MW
（最大 15MW×2 基）の風車を設置するもの。
風車はローター直径最大 240m 程度、ハブ高さ最大 150m 程度を想定する。
欧州で実績のある米プリンシプル・パワーの浮体技術を用いる。
同社は、事業実施区域（出所：環境影響評価方法書）

洋上風力発電向けの浮体基礎システムであるウインドフロート技術を開発・保有するスタートアップ企業で、東京ガスが 2020 年 5 月に出資し主要株主の一社となっている。
風車の係留および埋設方法は検討中で、浮体の構造や海底地形および地質などの条件に応じて決定する。発電した電力は、海底ケーブルを経由して陸上に送電し、東北電力ネットワークの系統に連系する計画。
工事期間や工事工程などについても検討中。

プリンシプル・パワーの浮体構造

両社は今後、環境影響評価を通じて地元漁業関係者や地域住民、関係自治（出所：東京ガス、プリンシプル・パワー）

体などと協議を重ねて理解を得ながら同事業の検討を進めていく。

参考 東ガス、2030 年「再エネ 取扱量 6GW」、浮体式洋上風力を早期実現へ

2021/11/30

https://project.nikkeibp.co.jp/ms/atcl/19/news/00001/02177/?ST=msb
東京ガスは 11 月 26 日、2019 年 11 月に発表したグループ経営ビジョン「Compass2030」の実現に向けたロードマップ「Compass Action」を策定、2030 年の再エネ取扱量の想定は、従来から 1GW 上乗せし、6GW（600万 kW）に設定したと発表した。
Compass2030 では、（1）「CO2 ネット・ゼロ」への移行（トランジション）をリード、（2）「価値共創」のエコシステム構築、（3）LNG（液化天然ガス）バリューチェーンの変革、の 3 つの挑戦を掲げた。Compass Action では、2050 年カーボンニュートラル宣言や 2030 年温室効果ガス 46％削減目標など、環境、社会、制度・市場をめ
ぐる環境が激変するなか、Compass2030 実現への具体的な道筋を示すとともに数値目標を上積みした。
「CO2 ネット・ゼロ」への移行では、ガス体と再生可能エネルギーの両輪で責任ある移行をリードすると宣言。同社グループのグローバルな事業活動全体で CO2 削減への貢献で 2030 年 1700 万 t を実現するとし、
Compass2030 公表時の国内のみ 1000 万 t から更に上乗せした。
再エネ分野では、電源の開発から O&M（運営・保守）までの全段階、発電から売電までを手掛けることで、同社グループならではの再エネバリューチェーンの構築を目指す。2030 年の再エネ取扱量の想定は、Compass2030 公表
時の 5GW（500 万 kW）から 6GW（600 万 kW）に、1GW 分、上乗せした。
電源種別では、浮体式洋上風力発電に取り組み、早期に商用化を実現する。
世界的に実証・商用化で先行する米プリンシプル・パワーに出資し、浮体式基礎技術・サプライチェーンを早期に展開する。浮体基礎の低コスト・量産技術開発により競争力のある価格を実現する。
また、脱炭素への移行ステップとして天然ガスを高度利用する。

移行期は、燃料転換・スマートシティ化・カーボンニュートラル LNG・CCUS（CO2 回収・利用・固定）を導入し、低・脱炭素化の社会的コストを抑制する。さらに、ガス体エネルギーの脱炭素化に向けて、メタネーション・水素製造
を自社コア技術として確立することを目指す。
この他にも、価値共創のエコシステム構築では、多様化する社会・地域・顧客の課題解決に向けて、デジタルシフトとリアル補強の両輪で価値創出を加速する。LNG バリューチェーンの変革では、エネルギー自由化・市場変動を商機に変えることで、各事業主体の稼ぐ力・変動への耐性を向上するとした。

≪2≫

再エネ主力電源化の切り札、送電網と蓄電池に商機

福島 隆則

三井住友トラスト基礎研究所 PPP・インフラ投資調査部門長

2023.05.25

https://xtech.nikkei.com/atcl/nxt/column/18/01445/00032/
インフラビジネスにまつわる最近の出来事から 5 つのトレンドを拾い上げ、注目すべきポイントを解説していく。
1. 再エネ主力電源化の切り札、送電網と蓄電池に商機
２. 地方建設会社も再エネ会社設立
3. まちづくりは建設業界の新たなフロンティア
4. 相乗りサービスの NearMe、資金調達に大林組も参加
5. 3D 都市モデルでデータ連携、民間ビジネスを誘発するか

1. 再エネ主力電源化の切り札、送電網と蓄電池に商機
中部電力パワーグリッドと北陸電力送配電
は 2023 年 4 月、太陽光発電と風力発電の事業者に出力を抑えるよう要請した。離島を除く広域的な出力制御は 18 年に九州エリアで初めて行われ、22 年には東北、中国、四国、北海道エリアへ拡大。
ついに今回、三大都市圏にまで広がった格好だ。
出力制御は電力の需要と供給のバランスを保つための措置である。
需給バランスが崩れると、周波数が乱れて電力需給と出力制御のイメージ。発電量がエリアの需要量を上回る場合、停電に至る恐れがある。

まず火力発電などの出力を抑制。それでも対応できない場合は、太陽光や太陽光発電や風力発電は日照や風の強さに

風力発電の出力制御を実施する。原子力発電などは出力を短時間で小刻み合わせて発電量が変動するため、これらのに調整するのが技術的に難しい（出所：経済産業省）

発電割合が増えるとバランス調整の難易度が上がる。
様々な調整をしてもなお、電力供給が過剰になると判断したときに、出力制御の指令が出る。
冷暖房の需要が和らぐ春・秋で、工場などが止まる休日、好天の昼間などは、出力制御が起こりやすい。
太陽光発電が盛んな九州エリアでは、22 年度に 80 回もの出力制御があった。
今後、大規模な洋上風力発電所が稼働し始めると、捨てられる再エネ電力も増える恐れがある。
抜本的な解決には、電気を地域間で融通し合う送電網の増強が欠かせない。
国内の電気事業者で構成する電力広域的運営推進機関は 23 年 3 月、広域連系系統のマスタープランをまとめた。
50 年までに送電網を強化するため、約 6 兆～7 兆円の投資が必要になるというシナリオだ。
海外では送電網の整備に民間資金が広く活用されている。
日本でも今後、同様のビジネス機会が創出されることを期待したい。

広域連系系統のマスタープランでは、2050 年のカーボンニュートラル実現に向けて、再エネの主力電源化などを実現しようとする場合、
6 兆～7 兆円規模の系統増強への投資が必要になると試算。
費用を上回る便益が確保できる可能性も示した。
需要と電源の立地などとのアンバランスが今後、一定程度解消されていくと想定した「ベースシナリオ」に基づく（出所：電力広域的運営推進機関）
蓄電池の普及も、出力制御を抑える解決策となる。
政府は 23 年 4 月、再エネ導入拡大に向けた関係府省庁連携アクションプランで、「電力の安定供給を確保するためには、電力の需給を一致させるための調整力が必要であり、特に蓄電池の導入拡大が重要」と記した。
蓄電池分野では、民間ビジネスも進み始めている。
変圧器大手のダイヘンは23 年5 月、再エネ事業大手のユーラスエナジーホールデ
ィングス（東京・港）が同年 12 月の稼働を目指して福岡県田川市で建設中のユーラス白鳥バッテリーパークに、系統用蓄電システムを納入したと発表した。
出力 1500kW、容量 4580kWh で、GS
ユアサ製のリチウムイオン電池に出力調整などの仕組みを組み込んだ。
送電線と直結して充放電する系統用蓄電システムを国産で構築し、一括納入するのは国内初だという

ユーラス白鳥バッテリーパークの系統用蓄電システム（出所：ダイヘン）

2. 地方建設会社も再エネ会社設立
山陰合同銀行や常陽銀行、八十二銀行などの地域金融機関が、再エネ事業会社を相次いで設立している。
そんな中、地方ゼネコンにも再エネ会社を創設する動きが出てきた。
新潟市に本社を構える本間組は 23 年 4 月、子会社の本間組リニューアブルパワーを設立した。
資本金は 1 億円。再エネ関連事業やカーボンリサイクル関連事業の開発、提案を通して、
カーボンニュートラルの実現に貢献していくという。

3. まちづくりは建設業界の新たなフロンティア
再エネ分野と同様、まちづくり分野も建設業界が目指す新たなフロンティアになりつつある。
大成建設は 23 年 4 月、長崎県雲仙市と観光まちづくりに関する包括連携協定を結んだ。
同社の画像認識 AI（人工知能）技術を使って、雲仙温泉街の人や車の流れを予測。にぎわいなどの創出につなげる。
さらに、同社が開発した地震発生直後の建物健全性評価システムを市の公共施設に導入し、災害に強い観光地づくりにも取り組む。

画

画像認識 AI による人流計測システム。ネットワークカメラの映像から
各観光スポットの通行量を分析。観光客のスマートフォンの位置情報などと組み合わせて、回遊性向上や渋滞対策につなげる（出所：大成建設）
日本工営も 23 年 4 月、愛媛県伊予市と持続可能なまちづくりに関する連携協定を結んだ。
デジタル化による市民サービスの向上や、ゼロカーボンシティの実現に向けた政策づくりなどで協力する。

≪3≫

年産能力 150－200 万トンの大型電気炉、日鉄が八幡を導入候補地にする背景
2023 年 05 月 29 日

https://newswitch.jp/p/37130
日本製鉄は八幡地区（北九州市戸畑区）などで１基当たり年産能力が１
５０万―２００万トンの大型電気炉を導入する検討を進めている。
２０３０年までに現在の高炉１基を電炉２基以上に転換する見通しだ。
森高弘副社長は日刊工業新聞社の取材に「八幡では年４００万トン程度の粗鋼生産能力を維持する前提だ。電炉化には生産量がミドルクラスの製鉄所が適切で、高炉更新のタイミングも踏まえ候補とした」と選定の理由を語った。
電炉で生産する場合、二酸化炭素（ＣＯ２）排出量が高炉の約４分の１。
日鉄は３０年度のＣＯ２排出量を１３年度比３０％減とするため水素還
元製鉄の技術開発などを進めており、電炉化はその一環となる。検討す
る電炉１基は１チャージ３００トン級。
ただ森副社長は「高炉に比べ生産性は低い。一方で粗鋼生産１０００万トンクラスの製
大型電炉への転換を検討している鉄所で電炉を何基も置くのは非現実的」と述べた。

八幡地区（北九州市戸畑区）の高炉
１２０年を超す歴史を持つ八幡地区は「電炉化によって、環境に優しい象徴的な拠点になる。
（併せて大型電炉を検討している）広畑地区（兵庫県姫路市）とともにすでに電磁鋼板の２大拠点。
広畑は（年産能力７０万トンの）電炉で高級鋼を先行生産しており、（ノウハウの横展開で）八幡では安心して電炉をつくれる」との考えを示した。
一方、電気自動車（ＥＶ）モーター用の電磁鋼板の生産を増強するため、阪神地区堺（堺市西区）を三つ目の拠点に決めたことについては、「（薄板ラインの
一部設備休止という）構造改革で生まれたスペースや、既存の建屋や設備の一部を有効活用し、投資をミニマムにできる」とメリットを強調した。
森日鉄副社長さらに日鉄が２４年３月期連結業績予想（国際会計基準）の在庫評価影響などを除く実力事業利益で、前期比９・０％増の８０００億円以上を予想することに関しては、「橋本英二社長が言うように、達成できれば収益建て直しの意味では“終結宣言”を出せる」と語った。
その場合、２５年春に予定する鹿島地区（茨城県鹿嶋市）高炉１基休止の扱いは「予定通り休止する。鉄鋼内需の縮小、
海外の地産地消ニーズに伴う輸出の限界という構造は何ら変わっていない。むしろコロナ禍で前倒しされた」とし、構造改革メニューの完遂は必須との考えを示した。
ここ数年、改善している大口顧客向け「ひも付き価格」には「顧客との間で価格の先決め、３カ月単位での見直しを進めている。短期的には原材料価格などの変動もあろうが、現状のマージンは年間で一定を維持できるよう対応していきたい」と語った。
日刊工業新聞 2023 年 05 月 26 日

≪4≫

中国初の深海・遠海浮体式洋上風力発電施設が稼働
https://xtech.nikkei.com/atcl/nxt/column/18/01502/052400106/【5 月 23 日 Xinhua News】中国の国有石油大手、中国海洋石油集団（CNOOC）は 20 日、深海・遠海における国内初の浮体式洋上風力発電施設「海油観瀾号」が、文昌油田群の送電網への系統接続に成功したと発表した。
海洋油ガス田へのグリーン電力輸送の新たな道が開かれた。

中国初の深海・遠海における浮体式洋上風力発電施設 「海油観瀾号」（資料写真）。(c)Xinhua News「海油観瀾号」は海南省（Hainan）文昌市（Wenchang）から 136 キロ離れた海上油田海域に位置し、設備容量は 7・25 メガワット。風力発電機、浮体式基礎、係留システム、ダイナミックケーブルで構成されている。
全高 200 メートル以上、載貨重量トン数は 1 万 1 千トンに達し、9 本のアンカーチェーンで水深 120 メートルの深海に固定している。

中国初の深海・遠海における浮体式洋上風力発電施設 「海油観瀾号」（資料写真）。(c)Xinhua News
CNOOC 湛江分公司文昌 13－2 油田の責任者、唐新国（Tang XInguo）氏は「海油観瀾号」について、海岸線から100 キロ以上離れ、水深 100 メートル以上の深海で稼働する中国初の浮体式洋上風力発電施設になると紹介した。

「海油観瀾号」稼働前の状況を監視する職員（資料写真）。(c)Xinhua News

和鉄の道
23iron09.pdf
2023.
【鉄の話題】故郷資料「工都尼崎」源流をたどる
尼崎紡績 ２０２３年７月３１日 神戸新聞朝刊【阪神版】より【9】
ドラマ・映画の聖地など 大きく変貌しつつある故郷 「工都尼崎」 かつて集めた尼崎の資料等を懐かしく引っ張り出しました

参考 1. 鉄のモニュメント 鉄の街 尼崎 鉄鋼戦士の像と工都尼崎讃歌

https://infokkkna2.com/ironroad2/2022htm/iron18/R0410TetsuAmagasaki.pdf
参考 2. 図説 尼崎の歴史 http://www.archives.city.amagasaki.hyogo.jp/chronicles/visual/
参考 3. 懐かしの住友鋼管 3 本煙突と工場地帯 https://infokkkna.com/KOMETANI2019/5sumikin.pdf

参考４. 「尼の喧嘩祭」尼崎貴禰神社夏祭 https://infokkkna.com/ironroad/danjiri/1208kibune00.htm
https://infokkkna.com/KOMETANI2019/Danjiri/1208kibune00.htm(埋め込みスライド動画が古く機能しないので、mp4 動画埋め込み修正中)

23iron10.pdf≪鉄の話題 -低炭素社会の構築理解のために- ≫和鉄の道News 北海道石狩湾でも原子力発電規模を狙う大型洋上風力発電所建設が始まった
2023.
【10】
資料収録整理2023.7.28. インターネットより Mutsu Nakanishi

掛け声ばかりの脱炭素が横行する中で、日本における大型洋上発電所建設が具体的に始まった欧米諸国や中国・シンガポール等にも大きく後れを取っている主力電力としての洋上風力発電
関西にいるといまだに「脱炭素は原子力と改良火力発電で」と TV でも声高に喧伝されるが、いよいよ日本でも石炭火力や原子力に代わる主力電力として洋上大型風力発電所の建設工事がはじまった
九州上五島の洋上発電所建設に続き、北海道石狩湾や東北でも活発な動き。
本年末には電力供給が開始される洋上風力発電も出てくるという。
この夏の酷暑と気象変化と撃次災害の多発化さらにはロシア・北朝鮮等の核威嚇等々考えると「悠長に２０５０年脱炭素排出ゼロ目標必達」の掛け声だけではどうにもならぬ現状。
最大の課題 主力電力の化石燃料依存・原子力からの脱却は待ったなし。
世界が突き進む風力・太陽エネルギー等再生エネルギーによる主力電源の転換取組が日本でも始まった。
周回遅れといわれる日本 本格的な原発規模の洋上風力発電所建設が、脱炭素のみならず、社会・経済浮上等々
日本浮上の起爆剤になってほしいと願っている。

2023.8.1.採録整理 Mutsu Nakanishi

https://infokkkna2.com/ironroad2/2023htm/iron19 /R0508NewsIsikaribayGreenPower.pdf
https://infokkkna2.com/ironroad2/2023htm/2023iron/23iron10.pdf

1. 北海道、GX の主役 洋上風力発電が原発を超える日 北のゼロカーボン都市
2. 石狩沖 国内最大級の洋上風力発電 １基目の風車建設始まる
3. 新エネルギーにかける夢 世界最大級の自航式 SEP 船建造に着手
４. 鉄鋼の取組【1】 風力発電用大胆重圧鋼板 「J－TerraPlatetm」 の初採用について
5. 鉄鋼の取組【2】 石狩湾新港洋上風力発電所新設工事に着手 2022 年 9 月 9 日～ 日本初の大型風車（8MW/基×14 基）及び ジャケット式基礎を採用した
国内最大級の商用洋上風力発電所の風車基礎構造の設計・製作および洋上据付 ～≪鉄の話題 -低炭素社会の構築理解のために- ≫ 2023.7.28. インターネットよりNews 北海道石狩湾でも原子力発電規模を狙う大型洋上風力発電所建設が始まった
2023.8.1.採録整理 Mutsu Nakanishi

1. 北海道、GX の主役 洋上風力発電が原発を超える日 北のゼロカーボン都市
強風をチカラに㊤ より 日本経済新聞 ２０２３年８月一日
https://www.nikkei.com/article/DGXZQOFC25ALV0V20C23A7000000/

北海道は洋上風力発電所の最適地とされ、建設計画が相次ぎ浮上している
絶えず強風が吹く北海道沖は、洋上風力発電の国内立地として最適地とされる。5 月には石狩市沖など北海道内の 5 エリアが、整備に向けて具体的な検討を進める「有望な区域」として国に選ばれた。エリア内では関西電力
や丸紅など合わせて 15 のプロジェクトが表面化している。
洋上風力の有望な区域として国が選んだのは石狩市沖のほか、岩宇・南後志地区沖、島牧沖、松前沖、檜山沖の 5つ。プロジェクトが最も多いのは石狩市沖で関西電力など 10 件。次いで島牧沖の 3 件、檜山沖は 2 件の事業計画がある。
経済産業省の試算によると、5 区域で想定される総出力は最大 385.5 万キロワット。これは北海道電力の泊原発の総出力（207 万キロワット）の 2 倍弱の水準にあたる。
事業者の想定はさらに意欲的だ。
例えばプロジェクトが集中する石狩市沖で、日本風力開発は最大出力 300 万キロワットの計画を持つ。
海域に最大 250 基の洋上風力発電所を建設するもので、計画段階だが実現すればこれだけで泊原発の総出力を上回る規模となる可能性がある。
関西電力も同 178 万 5000 キロワットを想定。コスモエコパワーは石狩市沖と島牧沖、檜山沖の 3 海域で事業化を検討する。
今後は各エリアごとに協議会を立ち上げ、国や自治体、漁業関係者などの間で議論を本格化。再エネ海域利用法に基づき、国が今後、事業者を公募する流れとなる。
多くのプロジェクトが浮上するなか、必要性が増すのは旺盛な資金需要に応えるスキームだ。6 月に経済産業省
や環境省、金融庁、三菱 UFJ 銀行など 3 メガバンクなど 21 機関が参加する「チーム札幌・北海道」が発足。最大 40 兆円程度の調達が目標だ。

政府は脱炭素化を進めるため、今後 10 年で 150 兆円の GX（グリーントランスフォーメーション）投資を官民で想定する。北海道は国全体の再生可能エネルギーの潜在量の 3〜4 割を占めるとされ、チーム札幌・北海道では「ブレンデッド・ファイナンス」と呼ばれる公的資金と民間資金を組み合わせた調達手法などを検討する。
環境省の再エネ情報提供システム「REPOS（リーポス）」によると、北海道は風力発電のポテンシャルで全国首位だ。
ただ洋上風力の普及には、拠点となる港湾などのインフラ整備が欠かせない。
洋上風力発電所の建設には、大型の羽にあたるブレードや中心部に使う重量物のナセルといった部品を保管する港が必要となる。
港湾法に基づく「海洋再生可能エネルギー発電設備等拠点港湾」（基地港湾）に指定されると、国の事業として港湾を整備できる。国が 22 年に行った意向確認に室蘭港（室蘭市）や石狩湾新港（石狩市、小樽市）、留萌港（留萌市）、稚内港（稚内市）が「指定を受けたい」と回答した。

石狩湾新港では洋上風力発電所の建設が進む
道内の製造業にも経済効果が期待できそうだ。室蘭市では洋上風力関連ビジネスに対応するため、地元企業と室蘭市が中心となり室蘭洋上風力関連事業推進協議会（MOPA）を設立。電材ホールディングス（室蘭市）は、洋上風力産業がもたらす室蘭への経済効果を 200 億円以上と試算する。
三菱製鋼室蘭特殊鋼（MSR、東京・中央）の室蘭製作所では、洋上風力分野のベアリング素材を試作。
サンプルをメーカーに提供し、高品質が求められる洋上風力用途も視野に取引に向けた評価を受けている段階だ。
日本国内の発電電力量に占める風力発電の割合は 1%にすぎない。
英ナショナル・グリッドによると、洋上風力が活発な英国では風力発電比率が 26%を超え、原子力の 15%強を大きく上回る。
風力発電はすでに主力電源の一つとして日々の生活や企業活動を支える。
出遅れた日本にとっては洋上風力最適地の北海道で、成功事例を着実に積み上げることが重要となる。
（魚山裕慈）

参考 6 月にも紹介した資料です
新エネ・システム最前線
石狩で洋上風力の建設が着々、112MW の風車に 180MWh もの蓄電池を併設

日経 BP / メガソーラ ビジネス

再エネ・マイクログリッド運用への活用も期待https://project.nikkeibp.co.jp/ms/atcl/19/feature/00024/00035/?ST=msb

2. 石狩沖 国内最大級の洋上風力発電

１基目の風車建設始まる

NHK 北海道 News

07 月 14 日 17 時 43 分

https://www3.nhk.or.jp/sapporo-news/20230714/7000059191.html
NHK ニュース動画が下記紹介文とともに入っています

石狩湾新港の沖合で進められている国内最大級の洋上風力発電プロジェクトで、１基目の風車の建設が特殊な作業船を使って始まりました。
このプロジェクトは東京に本社のある大手の再生可能エネルギー企業「グリーンパワーインベストメント」が進めているもので、小樽市と石狩市にまたがる石狩湾新港の沖合に高さ１９６メートルの風車を１４基建設する計画です。
１基目の風車の建設が１４日から、港の沖合１.６キロメートルの地点で始まりました。
工事には建設大手の清水建設が運用するＳＥＰ船と呼ばれる特殊な船が使われていて、波の影響を受けないよう、４本のジャッキを海底に伸ばして海面の上、１０メートルの高さに持ち上がった状態で作業を進めています。
風車は▽塔になる高さ８８メートルの筒型の部材と、▽一枚の長さが８２メートルの羽根、▽それに発電機が入った部材などを船に積み込んで洋上の現場へ運び、１基あたり３日間で組み上げます。
１４基の風車すべてが来月末までに完成し、年内には発電を開始する予定だということで、グリーンパワーインベスト
メントの高橋孝介さんは、「日本のエネルギー政策上も重要な案件なので事業者としてしっかり建てきって予定通りの運転開始を目指したい」と話しています。
【風車を建てるＳＥＰ船とは】
今回、石狩湾新港の沖合で風車を建てるＳＥＰ船と呼ばれる作業船は、建設大手の清水建設が運用するものです。
現場では、波の影響を受けずに工事が行えるよう船に付いている４本のジャッキを海底に伸ばして長さ１４２メートル、幅５０メートルある船体を海面
１０メートル以上の高さに持ち上げます。
船には高さ１５８メートルまで伸びる、巨大なクレーンが付いていて、重さ
２５００トンまでの部材をつり上げられると言うことです。
船には乗組員のほか、風車の建設に携わる作業員らあわせて１３０人が乗り込んでいて建設作業は２交代制で２４時間体制で行われると言うことです。
清水建設の白枝哲次洋上風力プロジェクト推進室長は「大きな船が海の上でたたずんでいる姿を見てやらなくてはならないとの思いを強く持った。１基目の建設を成功させて次につなげていきた
い」と話していました。

3. 新エネルギーにかける夢清水建設 HP

世界最大級の自航式 SEP 船建造に着手

2020.2.3https://www.shimz.co.jp/topics/engineering/item01/

発電能力の規模や安定性から、再生可能エネルギーの中でも期待の高い洋上風力発電。
風車の基礎部分を海底に固定する「着床式」と、海上に浮かべた構造物の上に風車を載せる「浮体式」の2 種類があり、大型の着床式風車は、SEP 船と呼ばれる作業船を使って建設します。
シミズはこのたび、12MW 級の大型風車にも対応できる世界最大級の自航式 SEP 船の建造に着手しました。

波が高い時でも影響なく工事ができる
SEP 船の大きさは、全長 142m、全幅 50m、総トン数 2 万 8000t に及び、メインクレーンの揚重能力は 2500t、最高揚重高さは 158m で世界有数の作業能力を備えます。完成は 2022 年 10 月の予定です。

自航式 SEP 船の概要。超大型風車の建設に対応できる
SEP は Self-Elevating Platform の頭文字で、自己昇降式作業台船を意味します。
「
自己昇降式」というのは、船が目的地に到着後、4 本の脚を海底に着床させ、船体をジャッキアップすることによって海面から浮上させ、自立する仕組みです。水深 10～65m の海域で作業でき、海が荒れて波が高い時でも影響を受けず、安定した姿勢で工事ができることが特徴です。
また、動力を持つ自航式の作業船であるため、曳航（えいこう）のための船をチャーターする必要がなく、合理的な施工計画立案が可能です。欧州ではこの自航式での施工が一般的となっています。

洋上での風車の施工手順は、まず基礎を施工した後、風車のタワー、ナセル（駆動部）、ブレード（羽）を SEP 船に搭載・運搬し、基礎上に据え付けるという流れになります。

SEP 船による着床式洋上風力発電風車の施工手順
シミズが建造する SEP 船は、一度に大量の資材を運搬できることも大きな特徴です。
8MW 風車なら 7 基、12M
W なら 3 基分の全部材を一度に搭載でき、予備日をみて 8MW 風車の場合は7 基を 10 日、12MW の場合は 3 基を 5 日で据え付
けることができます。
通常の作業台船に比べ、稼働率が約 5 割向上します。

150 分の 1 の模型

海に囲まれた日本の洋上風力発電のポテンシャル
2018 年 7 月に発表された、わが国の第 5 次エネルギー基本計画では「エネルギーミックスの確実な実現」を目標に掲げています。それには、再生可能エネルギーの電源構成比率を 22～24％に引き上げなければなりません。
2018 年の日本国内の総発電量に占める再生可能エネルギーの割合は 17.4％で、その内訳は、水力 7.8％、太陽光
6.5％、風力 0.7％、バイオマスと地熱が併せて 2.2％となっています。このうち、大規模な発電が可能なのは水力・
太陽光・風力ですが、水力と太陽光については適地がほぼ開発し尽くされていて、最も伸び代があるのが風力だと言われています。

参考：電源構成（2030 年度予測）（資源エネルギー庁）
風力では陸上風力に続き、洋上風力に期待が集まっています。
欧州では 2000 年ごろから洋上風力発電が普及し、既に日本の風力発電総量の 5 倍以上に当たる 1850 万 kW が洋上風力発電によって産み出されています。
四方を海に囲まれた日本も、洋上風力発電のポテンシャルは欧州並みに高いと見られています。
シミズもこれまでに、福島県双葉郡楢葉町沖約 20km の海域で浮体式洋上風力発電の実証研究事業を展開する福島洋上
風力コンソーシアムに参画し、施工ノウハウを提供してきました。

超大型風車の需要を見越した投資判断2018 年 11 月に「海洋再生可能エネルギー発電利用促進法」、いわゆる「洋上発電新法」が成立し、2019 年 4 月に施行されました。今後、国による促進区域の指定を受ければ、発電事業者はその海域を最長 30 年間にわたり洋上風力発電用に占有できるようになります。
これにより、日本でも洋上風力発電の計画が本格化するものと見られています。
2019 年 7 月には既に、洋上風力発電の開発を先行的に進める「有望な区域」として、秋田県の能代市・三種町・男鹿
市沖、秋田県の由利本荘市沖、千葉県の銚子市沖、長崎県の五島市沖の 4 海域をはじめとする 11 区域が指定されました。
日本での洋上風力発電事業の規模と採算を考えると、8MW 以上の大型風車の設置が必要になります。
また、風車の大型化に伴い、基礎の施工には 2,000t 以上のクレーンが確実に必要となります。
しかし、これまで国内には、これほど大規模な風車を建設できる作業船がありませんでした。

欧州から借りてこようにも、現地での作業船の需要が高いことから、簡単には確保できません。
責任を持って風車の建設を請け負うには、自前の作業船を用意する必要があります。

洋上風力のトップシェアを目指す
洋上風力新法に基づく海域の指定は2019 年度末、発電事業者の認定は2020 年度と想定され、2023 年以降には、次々と大型風車の建設が始まる
ことでしょう。
5 兆円超と試算される洋上風力発電施設の建設工事市場において、大型風車を確実かつ効率的に施工できる SEP船を有することで、シミズはトップシェアを目指しています。
記載している情報は、掲載日現在のものです。
ご覧になった時点で内容が変更になっている
可能性がございますので、あらかじめご了承ください。

室蘭母港のＳＥＰ船 石狩湾新港で活躍
所有の清水建設、風車１４基の建設作業公開 記者が同行
北海道新聞

2023 年 7 月 18 日 22:24(7 月 19 日 14:12 更新)

https://www.hokkaido-np.co.jp/article/879603

公開された洋上風車の建設現場

巨大なナセルなどが置かれた陸上の作業ヤード【石狩湾新港】室蘭を母港とする洋上風車建設作業船「ＳＥＰ船」が石狩湾新港の港湾区域で作業を始めた１４日、同船を所有する清水建設（東京）が関係者向けに建設作業を公開し、記者も同行した。
有料記事のため、記事の詳細を見る言葉出来ませんでした

参考◆1. You Tube

洋上風力発電ができるまで greentvjapan

https://www.youtube.com/watch?v=kpujqS0g7M0◆2.You Tube HBC 北海道放送ニュース
洋上風力発電の「銀座」、北海道石狩市沖で進む日本最大規模の計画「北海道は好風況…非常に適地」“北海道バレー構想”へ
https://www.youtube.com/watch?v=DDtof5WMASs
札幌市のとなり、石狩湾の港に横たわる巨大な部品。
海の上で風力発電を行う風車の一部です。2023 年 06 月 08 日(木) 22 時 55 分 更新

4. 風力発電用大単重厚鋼板 「J-TerraPlate™」 の初採用について

2023 年 8 月 3 日 JFE スチール株式会社
https://www.jfe-steel.co.jp/release/2023/08/230803-1.html
当社は、西日本製鉄所（倉敷地区）の第 7 連続鋳造機で製造する風力発電用大単重厚鋼板「J-TerraPlate™（ジェイテラプレート）」について、このたび洋上風力発電用の基礎構造物（モノパイル）に初採用されました。
カーボンニュートラルの動きが加速する中で、洋上風力発電はグリーンエネルギーとして大きく期待されており、今後
さらなる洋上風力発電ビジネスの拡大が見込まれています。洋上風力発電には、発電機を海底に固定する「着床式」と、発電機を洋上に浮かべる「浮体式」の 2 種類がありますが、今回、この着床式のモノパイルに当社の風力発電用大単重厚鋼板「J-TerraPlate™」が採用されました。
今後、洋上風力発電においては、発電量拡大等を目的に風車の大型化が見込まれており、風車を支えるモノパイルなどの基礎構造物も大型化が求められています。これらの基礎構造
物は極厚の厚鋼板を溶接して製造するため、溶接作業負荷が高く作業効率の向上が課題となっています。この課題解決に向けて、従来よりも大きなサイズの厚鋼板を使用することで溶接作業回数を削減することができ、作業効率の向上および製造コストの削減に貢献できます。
一方で、大単重厚鋼板を大量に製造・供給可能な鉄鋼メーカ
ーは世界的にも限られており、当社では、このようなニーズに対応するため、西日本製鉄所（倉敷地区）および東日本製
鉄所（京浜地区）の厚板工場にて、最大単重 37 トンの鋼板を大量に製造・供給する準備を進め、今回の初採用に至りました。
JFE グループは、「JFE グループ 第 7 次中期経営計画」および「JFE グループ 環境経営ビジョン 2050」で公表の通り、主要施策の一つとして洋上風力発電ビジネスへの取り組みを掲げています。当社は、今後もグリーンエネルギーの拡大に向けた取り組みを推進することで、社会全体の脱炭素化に貢献してまいります。

5. 石狩湾新港洋上風力発電所新設工事に着手

2022 年 9 月 9 日～ 日本初の大型風車（8MW/基×14 基）及びジャケット式基礎を採用した国内最大級の商用洋上風力発電所 ～日鉄エンジニアリング（株）
https://www.eng.nipponsteel.com/news/2022/20220909.html
日鉄エンジニアリング株式会社（代表取締役社長：石倭行人、本社：東京都品川区、以下「当社」）と清水建設株式会社（代表取締役社長：井上和幸、本社：東京都中央区、以下「清水建設」）による共同企業体は、
このたび合同会社グリーンパワー石狩より、石狩湾新港洋上風力発電所（所在地：北海道石狩湾新港）の新設工事を受注し、基礎製作並びに現地海域での工事に着手しました。

本工事は、株式会社グリーンパワーインベストメントが 2007 年より事業開発を進め、日本初の 8MW 大型風車を採用した国内最大級の商用洋上風力発電所を建設するプロジェクトで、当社は風車基礎構造の設計・製作および洋上据付を、清水建設は風車架設および海底ケーブル敷設を担当します。
風車の基礎構造は、現地海域の自然条件・施工条件・風車仕様などを踏まえた最適な構造としてジャケット式が採用され、2022 年 2 月に、ジャケット式基礎として国内初のウィンドファーム認証を取得しております。
石狩湾新港の現地海域では、今年ジャケット式基礎を海底に固定するための鋼管杭を先行して打設しており、現在は北九州市の当社自社工場である若松工場（日鉄鋼構造(株)）※1 でジャケット式基礎 14 基を製作中です。
現地海域でのジャケット式基礎の洋上据付は、来年実施の予定です。
当社は、大型海洋鋼構造物の「製作工場」と「海洋作業船」を自社保有し、設計・製作・輸送・施工のトータルパッケージを提供する国内唯一のオフショアコントラクターとして、50 年以上にわたり国内外の石油・天然ガス洋上プラッ
トフォーム※2 および国内大型海洋インフラの建設を実行してきました。当社はこれまで培ってきた大型海洋鋼構造物に関する技術と経験を活かし、本工事を安全かつ確実に遂行してまいります。

また、当社は、カーボンニュートラル社会実現の切り札とされる洋上風力発電分野において、今後の一般海域でのプロジェクトも視野に入れ、洋上風力発電施設の設計・施工はもとより、操業・メンテナンスを含む包括的な BOP※3 サービスの提供を目指し、再生可能エネルギー普及拡大に貢献してまいります。
※1 若松工場（日鉄鋼構造(株)）は、大型鋼構造物の製作に適した広いヤードと出荷岸壁を有する国内有数の工場であり、洋上風力発電所の候補地が多い日本海側へのアクセスも良好です。
※2 これまでにオフショア洋上プラットフォーム約 340 基の建設実績があります。
※3 Balance of Plant の略で、風車機器供給以外の基礎構造物・海底ケーブル・陸上送変電設備を指します。

洋上風力発電施設 再生可能エネルギーの普及に貢献します
日鉄エンジニアリング（株）
https://www.eng.nipponsteel.com/business/environment_and_energy_solution/energy_solutions/offshore_wind_power/offshore_wind_power/
これまで培ってきた、洋上石油・ガスプラットフォームおよび沿岸鋼構造物の設計・製作・施工技術と実績をもとに、急速な発展が見込まれる洋上風力発電市場に対し、事業者ニーズ合わせた洋上風力発電施設の設計から製作・施工までの一貫したサービスを確実に提供していきます。
今後ますますマーケット拡大の見込まれる着床式または、浮体式洋上風力発電施設の建設工事に対応可能なオフショア
コントラクターとして、再生可能エネルギーの普及、およびエネルギーの安定供給に貢献していきます。

You Tube 洋上風力/日鉄エンジニアリング

https://www.youtube.com/watch?v=sDSMpBHozJQ&t=3s

和鉄の道2023.鉄の話題 脱炭素社会構築へ【11】

１０月 資料採録
By Mutsu Nakanishi
課題は電力・エネルギー問題への取組
インターネットより
23iron11.pdf

資料収集 ≪各産業分野で事業化に向けた:現場の取組から見えてくるもの≫ 2023.10 月■ 浮体式洋上発電据え付け工事に取り組む

ゼネコン各社が大型 Sep 船運用へ

1. 洋上風力拡大のカギを握る「浮体式」、大量導入で〝世界レベル〟の発電量へ
原子力発電に見合う大規模発電 50 年めど 6000 万 kW 導入へ
2. 1600 トン吊り全旋回式クレーン搭載、鹿島などが完成させた SEP 船の全容
3. 戸田建設ら６社／洋上風力で優位性確立へ、共同出資会社がＳＥＰ船調達
4. 五洋建設ら３社／１６００トンつりＳＥＰ船が完成、１１月から響灘洋上風力で稼働■ 日本の石炭火力 世界に誇る石炭使用料削減とコスト低減の両立技術
なぜ石炭火力に日本がこだわるのか・・・・・ それがこれかもしれない

1. 従来の石炭火力より高効率な IGCC
なおも進化する日本の石炭火力、風力発電があっても活躍は続く
石炭火力の周りに風力発電が並ぶ風景からエネルギー供給を考える
参考 なぜ今 石炭火力なのか‥‥ 理解しつつも ずっと疑問だったのですが‥‥石炭火力のＣＯ２対策を加速 福島発のＩＧＣＣ、地中貯留のＣＣＳ…
日本が牽引するクリーン・コール技術の開発が進展■ 鉄鋼の取組 2023
1.「粗鋼生産」9000 万トン割れに下方修正…需要環境厳しい鋼材、中国勢の影響度
2.「電炉」＆「鉄スクラップ」は鉄鋼業界の“脱炭素”に関わる重要な投資テーマ！
3. 日本製鉄、脱炭素の本命は水素製鉄も「急がば電炉に回れ」
4. JFE 電炉転換 27 年にも 倉敷市の高炉、鉄鋼大手で初
5. 電炉、最終形にあらず ＪＦＥホールディングスの柿木厚司社長
6.「グリーン鋼材」自動車・建設分野で広がる…普及への課題はコストと新概念の啓発■ 太陽光発電・蓄電池の新技術取組 2023
太陽電池の分野でも実用化の波が急速に高まっている

1.ビルの壁や自動車の車体を発電機に変えるペロブスカイト型太陽電池とは

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
やっと各産業分野で実用プラント建設への取組 2023
インターネットより浮体式洋上発電据え付け工事に取り組むゼネコン各社が大型 Sep 船運用へ

洋上風力拡大のカギを握る「浮体式」、大量導入で〝世界レベル〟の発電量へ
原子力発電に見合う大規模発電 50 年めど 6000 万 kW 導入
https://news.yahoo.co.jp/articles/5cf20f69c3ab5705d7a3ccc8f98c5f7c85bc7dde?page=2
日刊工業新聞ニュース スイッチ 9/20(水) 16:10

欧州で実証する浮体風力（日本風力発電協会提供）

50 年めど 6000 万 kW 導入
国内の風力発電整備で、洋上風力の拡大が見込まれている。
日本風力発電協会（JWPA）によると 2022 年末時点で風力発電の国内導入量は陸上中心で 480 万キロワット。
国内発電電力量の 0・9％（環境エネルギー政策研究所〈isep〉調べ）に過ぎないが、30 年代からは洋上風力が急増する見通し。
同年代半ばからは発電機を洋上に浮かべる「浮体式」の大量導入が見込まれる。
日本の風力関連産業を世界レベルに育成するチャレンジとなる。
（いわき・駒橋徐）【写真】日本初、五島列島沖で稼働する浮体式風力発電 国内の洋上風力導入量は現状では 14 万キロワット。
今後は発電機を海底に固定する「着床式」の設置エリアが港湾区域から一般海域に広がり、31 年度までに 41
件（出力合計 1820 万キロワット）の運転開始が計画段階にある。
JWPA は洋上における風力発電の潜在性について、水深 50 メートルまでの着床式で 1 億 2800 万キロワット、同
100―300 メートルの浮体式が 4 億 2400 万キロワットと試算する。
JWPA は 50 年までに国内で 1 億 4000 万キロワットの風力発電を導入するビジョンを掲げるが、「洋上風力で 1 億キロワット、うち浮体式で 6000 万キロワットになる」と中村成人専務理事は説明する。経済産業省の「洋上風力の産業競争力強化に向けた官民協議会」は 40 年に浮体式も含めて 3000 万キロ―4500 万キロワットの洋上風力導入目標を設定している。JWPA は 50 年には浮体式が最大になると予想する。

浮体式への取り組みを世界レベルで見ると、日本が福島県沖で 3 基を並べて世界最大規模で実証した 20 年までは、ほぼ横一線だった。だがその後、23 年までに世界で 18 件が実証を中心に完成。
このうち欧州連合（EU）が 11 件でノルウェーのエネルギー企業であるエクイノール（スタバンゲル市）による
8600 キロワット×11 基のウインドファーム（集合型風力発電施設）が最大だ。
EU では大型案件が続き、世界では計 2700 万キロ―6100 万キロワットの浮体式の計画がある。
日本が遅れずに浮体式を伸ばすには、排他的経済水域（EEZ）における開発の法制化、50 年までの国の導入目標の策定、数 10 万キロワットの案件を各海域で具体化することが求められる。
また、実用化には設備利用率 50％以上が必要だ。
国内では福島県沖で 13 年から 21 年まで、日本製風車で半潜水状態の浮体を使うセミサブ式、柱形浮体のスパー式で実証を実施した。
現在、事業化しているのは、長崎県五島市などが運営・売電する 1 件。戸田建設が五島市沖で、波の影響を受けにくいハイブリッドスパー式のダウンウインド型風車 1 基（2000 キロワット、日立製作所製）を設置した。
新たに 8 基の浮体式設備も国の一般海域公募事業の第 1 号で 23 年末に完成予定だ。
1 基 1 万キロワット以上の事業化で、設備利用率 50％が目標だ。
清水建設は浮体式で三菱造船（横浜市中区）、日鉄エンジニアリング（東京都品川区）と連携し、建造の検討を進める。清水建設はクレーン最大揚重能力 2500 トンの作業能力を持つ自航式 SEP（自己昇降式作業台）船を建造し、当面は需要の多い着床式に対応する計画。
清水建設は浮体式では福島県でのプロジェクトにおいて三菱造船、日鉄エンジとともに、2 基のセミサブ浮体
建造と海底ケーブルの総合エンジニアリングに携わった。
3 社は浮体式の量産の検討を続けている。今後の市場動向を見ながら事業の展開時期を探る。
東京ガスは信夫山福島電力（福島市）と共同で、福島県沖で風車 2 基の実用化を目指して環境アセスメントに入る。27 年完成目標で東京ガスが資本参加する米プリンシプル・パワー（カリフォルニア州）のセミサブ式浮体を設置する。
EU では実用化されており、「福島県沖を第 1 弾に、国内では現実的な案件で実用化していく」（東京ガスの広瀬路子再生可能エネルギー事業部再エネ第 2 部長）という。
東京電力リニューアブルパワーは、22 年に英フローテーションエナジー（エジンバラ市）を買収。
スパー型浮体式と、浮体とおもりで構成するテトラ・スパー型の浮体を運転開始する。
東電グループは風力発電で浮体式に集中し、国内事業化では出力 1 万 5000 キロワット以上の設備で 30 年代後半から事業拡大を図る。

浮体構造をどう調達するか
浮体式風力発電には大型風車・浮体構造の陸上組み立て基地の整備が欠かせない。
国内に風車メーカーがないだけに、一体成形の風車と浮体構造をどう調達するかは大きな課題だ。
米ゼネラル・エレクトリック（GE）は、東芝エネルギーシステムズと洋上風車のナセル生産で連携。
東芝グループは部品サプライヤーを増やして国産化し、組み立ても含め風車の国産化につなげていく構え。
日本の産業界は 40 年までに洋上風力発電設備の国内調達比率 60％達成を目標としており、海外風車メーカーの組立工場誘致や部品の国内製造推進が期待される。

ブレードの長さが 100 メートルを超える大型風車の大量生産が始まれば、造船所での対応は困難だ。
このため、港湾で組み立てるインフラ設備の立地が求められる。
日本は EEZ も含めて浮体式を設置可能な海域が広い。海洋構造物の施工技術力は世界トップクラスにある。
大手風車メーカーは「日本ほど（充実した）サプライチェーン（供給網）を構築できる国は世界にそうない。
じっくり国がバックアップして進めてほしい」と話す。
国は GI（グリーンイノベーション）基金事業で、浮体式風力発電の実用化に向けた開発を進める構え。
国のリードにより風車の国産化、日本ブランド化につながることが期待される。

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
やっと各産業分野で実用プラント建設への取組 2023
インターネットより浮体式洋上発電据え付け工事に取り組むゼネコン各社が大型 Sep 船運用へ

1600 トン吊り全旋回式クレーン搭載、鹿島などが完成させた SEP 船の全容
日刊工業新聞ニュース スイッチ

https://newswitch.jp/p/38756

鹿島と五洋建設、寄神建設（神戸市兵庫区）は洋上風力発電の導入拡大を見据え、共同で建造していた自己昇降式作業台船（ＳＥＰ船）を完成した。最大揚重能力１６００トンのクレーンを搭載しており、１１月から「北九州響灘洋上ウインドファーム」の建設工事に投入。
９・６メガワットの風車２５基の基礎工事や、風車の据え付け工事を行う。
３社が共同出資する「ＰＫＹマリン」が保有・運航する。
このほど完成したＳＥＰ船「ＣＰ―１６００１」は、全長１２３×全幅４５メートル。
最大で１００人が乗船する。１６００トン吊りの全旋回式クレーンを備え、風車や基礎構造の大型化に対応。
またクレーンのブーム長を１３０メートル、デッキ上からのフック高さを１４３メートル確保することで、１５メガワットクラス風車の洋上での建設を可能にした。
ゼネコン大手は建設技術を生かす新たな事業領域として、洋上風力発電の建設工事を担うＳＥＰ船の導入を進めている。清水建設は自航式のＳＥＰ船「ブルーウインド」を２０２２年に完成。富山県入善町沖、北海道・
石狩湾新港に続き、台湾・雲林沖での工事投入が決まっている。
大林組も、東亜建設工業と共同建造したＳＥＰ船「柏鶴（はっかく）」を４月に完成した。

日刊工業新聞 2023 年 10 月 04 日

■戸田建設ら６社／洋上風力で優位性確立へ、 共同出資会社がＳＥＰ船調達
日刊建設工業新聞

2023 年 10 月 4 日

https://www.decn.co.jp/?p=157229
戸田建設と熊谷組、西松建設、若築建設、岩田地崎
建設、吉田組（兵庫県姫路市）の６社が、市場拡大を見据えた洋上風力分野で連携を強化する。施工船
舶の保有などを目的に２０２２年３月に設立した共同出資会社がシンガポールのＴＥＲＡＳ ＳＵＮＲ
ＩＳＥ社からＳＥＰ（自己昇降式作業台）船を調達した。２５年４月までに現状の７５０トンつりクレーンを１３００トンつりに改造し、同９月の稼働を目指す。
共同出資会社「Ｊａｃｋ－ｕｐ Ｗｉｎｄ Ｆａ（右から）岩田社長、高瀬社長、大谷社長 櫻野社長、烏田社長、壺阪社長（報道発表資料から

ｒｍ Ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ（ＪＷＦＣ）」は資
本金１億円。出資比率は戸田建設と熊谷組、西松建
設が各２８・５％、若築建設が９％、岩田地崎建

設が４・５％、吉田組が１％。東京都中央区の戸田建設内に本社を置く。
ＳＥＰ船は全長１１２メートル、全幅５０メートル。搭載クレーンを改造し、大型化する風車（１５メガワット級超）の基礎施工や組み立てを可能にする。１３０メートルのレグ長を生かし最大水深６４・５メートルまでの施工に対応できる。各社の技術力と強みを融合し着床式と浮体式の両フィールドで優位性を発揮していく。軌道に乗れば将来的に２隻目の保有も検討する。
３日に都内で各社社長が会見した。代表幹事を務める戸田建設の大谷清介社長は「技術力と知見を結集し脱炭素社会の実現に貢献することが目的だ」と会社設立の意義を説明した。熊谷組の櫻野泰則社長は「ゼネコン、マリコンの枠を超えた連携で脱炭素化の実現に全力で取り組む」と決意を表明。西松建設の高瀬伸利社長も「シナジー（相乗効果）を発揮し必ず成功させたい」と力を込めた。
若築建設の烏田克彦社長は「長年培ってきた海洋土木の技術と経験で力になれる」と強調。北海道に拠点を置く岩田地崎建設の岩田圭剛社長は「６社と共に大きな一歩を踏み出した」と期待し、吉田組の壺阪博昭社長は「ＳＥＰの運航や風車設置など施工面で協力していく」考えを示した。

ＳＥＰ船による施工イメージ

■五洋建設ら３社／１６００トンつりＳＥＰ船が完成、１１月から響灘洋上風力で稼働
日刊建設工業新聞

2023 年 9 月 28 日

https://www.decn.co.jp/?p=156842

五洋建設と鹿島、寄神建設（神戸市兵庫区、寄神正文社長）の３社が建造を進めてきた１６００トンつりクレーン
搭載のＳＥＰ（自己昇降式作業台）型多目的起重機船「ＣＰ－１６００１」が完成した＝写真（報道発表資…

SEP 型多目的起重機船 CP-16001 完成について

五洋建設 HP What's New

2023.9.27

https://www.penta-ocean.co.jp/news/2023/230927.html
五洋建設株式会社（社長 清水琢三）、鹿島建設株式会社（社長 天野裕正）、寄神建設株式会社（社長 寄神正文）が共同で建造を進めていた 1,600t 吊クレーンを搭載した SEP 型多目的起重機船 CP-16001（以下、SEP 船）がこのほど完成
し、引き渡しを受けました。
建造は、マレーシア最大の国際的コングロマリットグループの Kuok Singapore 社傘下の PaxOcean Holdings 社（シンガポール）が担いました。引き渡し式は、2023 年 9 月 8 日、インドネシアのバタム島にある Graha 造船所で行われました。建造契約は 2020 年 1 月 30 日に締結、同年 10 月 30 日に起工、2021 年 12 月に進水しました。新型コロナウイ
ルス感染症の拡大が長期化する中での建造となりましたが、関係者の尽力により、風車の大型化に対応した最新鋭のSEP 船が完成しました。本 SEP 船は、3 社による共同出資会社「PKY マリン株式会社」が保有・運航します。
今後は、11 月より北九州響灘洋上ウインドファーム建設工事で稼働を開始し、9.6MW の風車 25 基の基礎工事の一部と風車据付工事を行います。また、2027 年以降本格化すると予想される一般海域の洋上風力発電プロジェクトにおいて、日本船籍の大型 SEP 船として活躍が期待されます。本 SEP 船は、日本の洋上風力発電の拡大に貢献するものと確信しています。
本 SEP 船は、全長 123ｍ、全幅 45ｍ、最大搭載人員 100 人で、洋上風車及びその基礎構造の大型化に対応して 1,600ｔ吊全旋回式クレーンを搭載しています。主クレーンのブーム長を 130m、デッキ上からのフック高さを 143m 確保することより、15MW クラスの風車を洋上で効率的に建設することができます。基本設計及びジャッキアップシステムは世界の SEP 船の 7 割以上を手掛ける GustoMSC 社（オランダ）が、主クレーンはオフショアクレーンのトップメーカー
である Huisman 社（オランダ）が担当しました。五洋建設株式会社が我が国初の 800t 吊クレーンを搭載した SEP 船
CP-8001 の建造で培ったノウハウを生かした最新鋭の作業船です。居室はシャワートイレ付で木製の家具とする等、船上で働く人にも配慮したサステナブルな作業船です。

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
やっと実用プラント建設への取組 2023
インターネットよりなおも進化する日本の石炭火力、風力発電があっても活躍は続く
従来の石炭火力より高効率な IGCC
石炭火力の周りに風力発電が並ぶ風景からエネルギー供給を考える
JP press 2023.10.7（土） 杉山 大志

https://jbpress.ismedia.jp/articles/-/77289

秋田県能代市にある東北電力の能代火力発電所を見学した。60 万キロワットの石炭火力発電所が 3 つで合計 180
万キロワットの設備容量がある。石炭火力発電所は CO2
排出量が多いということで、近年は何かと言われることが多い。だがこの地域の経済を支える重要な発電所だ。
さて能代火力発電所に近づくと周囲には多くの風車が見えた（写真 1）
いま秋田県の海岸線一帯には風力発電所が立ち並んでいる。この能代市はとくにそれが集中している。
写真 1 に見える風車は能代港にある秋田県の港湾区域に立地した洋上風力発電所である。景観はどんなものかと思って行ってみたが、もともと港湾地域であるため、

CO2 排出量が多いと批判される石炭火力だが、すでにあれこれと建て込んでいたり・・・・・

貴重なエネルギー源でもある（写真：アフロ）

脱炭素のためとして風力発電が推進される一方で、CO2 を多く出すということで石炭火力発電は批判にさらされることが多い。では、風力発電には問題はないのか。石炭火力発電には未来はないのか。
現場を見ながら考えた。（杉山大志：キヤノングローバル戦略研究所研究主幹）

能代火力発電所の周囲に立ち並ぶ数多くの風車
秋田県能代市にある東北電力の能代火力発電所を見学した。60 万キロワットの石炭火力発電所が 3 つで合計180 万キロワットの設備容量がある。
石炭火力発電所は CO2 排出量が多いということで、近年は何かと言われることが多い。だがこの地域の経済を支える重要な発電所だ。さて能代火力発電所に近づ
くと周囲には多くの風車が見えた（写真 1）
いま秋田県の海岸線一帯には風力発電所が立ち並んでいる。この能代市はとくにそれが集中している。
写真 1 に見える風車は能代港にある秋田県の港湾区域に立地した洋上風力発電所である。
景観はどんなものかと思って行ってみたが、もともと港湾地域であるため、すでにあれこれと建て込んでい【写真 1】能代火力発電所と周辺の風力発電所

たり、トラックやクレーンが動いていたりすることもあり、それほど景観を悪くしているという印象は受けなかった。

この能代火力発電所付近から見渡すと、北にも南にも風車が海岸沿いに並んでいる。南に向かって釜谷浜海水浴場に行くと、やはり風車が林立していた（写真 2）。
下に置いてあるブレード（羽根）はメンテナンス中のもので、メンテナンス作業中のクレーンも見える

風力と石炭火力の経済性について考える
風車を見ながら海水浴というのはどのような気分かは想像できないが、普通の景観とは異なるのは確かだ。
受け止め方は人それぞれであろう。
なおこの能代市付近については、立地地域の住民による反対運動などは特に起きていないようだった。
この理由の 1 つは、想像するに、冬は風が強く厳しい寒さになるため、海岸沿いにあまり住宅が密集していない、ということかもしれない。写真 2 でも背後に写っている【写真 2】釜谷浜海水浴場に並ぶ巨大な風車。

のは防風林である。
能代火力発電所の 3 号機（60 万キロワット）は「亜瀝青炭」という、品質がやや劣る石炭だけでも発電できるようになっている。熱量はキログラムあたり 5800 キロカロリー程度と石炭にしては少ない。
また、水分が多いので、発熱しやすく、管理が悪いと自然発火することもあるから、取り扱いには気を遣うし手間がかかる。燃焼特性も独特だから、技術開発が必要だった。
しかし扱いにくい燃料である分、高品質な石炭よりも安価に買うことができる。
石炭火力発電所の燃料費は政府資料によると「2030 年でキロワットアワーあたり約 4.3 円程度」と見通されているが、亜瀝青炭を使うことでこれよりも安くできるだろう。
こういったコストダウンの努力を見るにつけ、周囲にある風力発電所が気になってくる。
写真 1 にある能代港の洋上風力発電所は再生可能エネルギーの全量買い取り制度の対象になっており、キロワ
ットアワーあたり 36 円で送電会社に売電されている。
このため風が吹いているときには、その分だけ能代火力発電所の出力を減らすことになるわけだが、それによるコスト削減はキロワットアワーあたり 4.3 円以下、ということになる。すると 36−4.3＝31.7 円以上は、電気の消費者にとっては追加の負担となる。
もしも風力発電所があれば石炭火力発電所が要らないというなら話は別だが、そうはならない。風力は天気ま
かせなので、風が止まったときには石炭火力発電所が稼働しなければならないからだ。

風力発電所を建てるほど消費者の負担増に
この地域の洋上風力発電所の設備利用率は 35％程度と試算されている。
この意味は、1 万キロワットの設備容量がある発電所の発電量は、年間平均して 3500 キロワット、ということである。すると、大雑把に言って、風力発電所があるといっても、年間の 65％は電気の供給を火力発電所に頼ることになる。
この状況では、風力発電所を建てれば建てるほど、一般の電気の消費者にとっては費用負担が増えることにな
る。では今後、風力発電は安くなるのだろうか。

【写真 3】能代火力発電所。設備容量 180 万キロワット（写真：掬茶, CC BY-SA 4.0, ウィキメディア・コモンズ経由で）日本政府は、洋上風力発電所を大規模に開発する計画を立てている。
その手始めとして、2021 年末に入札結果が発表された。
「秋田県能代市、三種町及び男鹿市沖」の洋上風力発電
プロジェクトは 13.26 円/kWh で落札された。
出力は 478.8 メガワット、つまり 47.88 万キロワットである。
入札したのは三菱商事などのコンソーシアムで、他社を圧倒する安い価格であったと報じられている。
ただしこれでも、「4.3 円以下」という石炭火力の燃料費とはまだ開きがあり、電気利用者への負担がかなり増えることには間違いがない。石炭火力発電は、やはり経済性に優れた発電方式なのだ。

従来の石炭火力より高効率な IGCC
次に福島県いわき市にある勿来 IGCC 発電所を見学した（写真 4）。
三菱商事エナジーソリューションズなどが出資して建設したものだ。
IGCC というのは石炭ガス化複合発電の略称であり、石炭をいったん高温
高圧でガス化し、それによってガスタービンと蒸気タービンの 2 つのタービンを回すというもの。
通常の石炭火力発電に比べて 15％ほど効率が高くなり、その分だけ CO2

写真４なかったので インターネットより採取も削減できる、という。過去 40 年以上にわたる技術開発がようやく商業規模の発電所に結実した。弱点としては、通常の石炭火力発電所に比べて、設備費が高くなる、ということがある。
通常の石炭火力発電にはない「石炭ガス化設備」「ガスタービン設備」などが必要になるからだ。
このため、15％の効率向上で燃料費が節約できるといっても、既存の火力発電所と互角のコストにするのは簡単ではない。今後は、いかに設備費を下げてゆくかといった工夫が必要になるだろう。
ただし IGCC には面白い特徴がある。

安価な石炭があれば既存火力と伍する経済性も既存の石炭火力発電所とは使用する石炭が異なるのだ。IGCC では石炭をガス化して使用する。
その際、燃え残りの灰分が溶融しやすい石炭でも使える。
これに対して、いま主力の石炭火力発電所では、微粉炭方式といって、石炭はミルでパウダー状になるまで粉砕して、ノズルから噴射して発電するが、その際、低温で溶融する灰分は嫌われる。
ボイラーの壁面に付着してしまい、効率が落ちるだけでなく、運転継続も困難になるからだ。
また IGCC には廃棄物の処理が簡単だという特徴もある。灰分は溶融してガラスペレット状になり、回収すると路盤材などに使用できる。これに対して微粉炭火力発電所では、発生した灰を捨てる場所を確保しなければならない。これは技術的には大きな問題はないが、廃棄する場所を探すのには苦労する。
IGCC はこのような特徴があるために、通常の火力発電所では使用されない、灰分の融点の低い石炭を安価で得られれば、廃棄物処分の容易さも手伝って、既存の石炭火力に経済性で伍していける可能性がある。
世界では石炭火力がまだまだ発電の主流である。海外においても、そのような石炭の産地の近くであれば、IGCC
は魅力的かもしれない。
今後、火力発電所に CO2 対策が求められるとすると、アンモニアやバイオマスとの混焼などが考えられる。
その混焼をするための基礎となる技術は、安価に電力を供給できる火力発電であろう。
その候補としても、IGCC の今後に期待したい。

参考 なぜ今 石炭火力なのか‥‥理解しつつも ずっと疑問だったのですが‥‥石炭火力のＣＯ２対策を加速 福島発のＩＧＣＣ、地中貯留のＣＣＳ…

日本が牽引するクリーン・コール技術の開発が進展
2018/9/5 11:0

https://www.sankei.com/article/20180905-HPANOB5VXFKMDO5AIUNE2FM5IA/
石炭火力のＣＯ２対策を加速
福島発のＩＧＣＣ、地中貯留のＣＣＳ…
日本が牽引するクリーン・コール技術の開発が進展

福島県いわき市南部の沿岸地区、勿来（なこそ）。
石炭火力のＣＯ２対策を加速 福島発のＩＧＣＣ、地中貯留のＣＣＳ…日本が牽引するクリーン・コール技術の開発が進展
かつて首都圏のエネルギーを支えた常磐炭鉱の城下町で現在、世界最先端の石炭火力発電所の建設が佳境を迎えている。三菱商事パワーや三菱重工などの出資する勿来ＩＧＣＣパワー合同会社が２０２０年の稼働を目指す石炭ガス化複合発電所（ＩＧＣＣ）だ。
８月下旬、建設地ではＩＧＣＣの核となる設備「ガス化炉」周辺でクレーンを使い、配管などを取り付ける作業が進んでいた。骨組みの建屋内に立つ、高さ約１６メートル、重さ約 300 トンの巨大な圧力容器は７月下旬に搬入したばかり。堀江嘉彦所長は「あの容器は積み重ね、最終的には高さ６８メートルのガス化炉になる。
主要設備が入り、徐々に試運転が近づいてきたので気が引き締まる」と話した。
現在の石炭火力は細かく砕いた微粉炭を空気とともにボイラーで燃焼させ、発生した蒸気の力でタービンを回して発電する「１本足打法」。これに対し、ＩＧＣＣは石炭を巨大な圧力容器内でガスに転換し、ガスタービンを回す。加えて、ガスタービンの排熱をボイラーに送り、蒸気を発生させて蒸気タービンも回す２刀流の発電で効率を大幅に向上する。
すでに常磐共同火力の勿来発電所（いわき市）が出力約２５万キロワットの実証機を商用運転しているが、建設中のＩＧＣＣは大規模火力並みの５４万キロワットと２倍以上。
発電効率は石炭を使う発電所として世界最高の４８％となり、最新鋭の石炭火力よりも６％効率が高い分、発電で使う石炭が減り、二酸化炭素（ＣＯ２）排出量を約１５％抑えられる「クリーン・コール技術」として国内外から商用化への期待は大きい。
日本は石炭を利用した発電技術の開発で先行。その象徴ともいえる勿来ＩＧＣＣパワーは１９年末までに試験運転を始める予定だ。堀江所長は「東京オリンピックまでに送電を開始し、海外にも福島復興電源としてアピールしたい。世界の石炭火力の発電量が増える中で、高効率のＩＧＣＣを採用してほしい」と力を込める。
石炭の可採年数は石油・ガスの約３倍、発電費用はＬＮＧよりも安く政府が７月に閣議決定した新たなエネル
ギー基本計画は、石炭を安定供給や経済性に優れた電源と評価したうえで、「高効率化・次世代化を推進する」と打ち出した。
英石油大手ＢＰの統計によると、化石エネルギーのうち石油や天然ガスは採掘が可能な年数は５０年強だが、石炭は１３４年と約３倍。埋蔵地域も欧米やロシア、アジアなどに広く分布し、中東に偏在する石油などに対して地政学リスクが小さい。
ＩＧＣＣを活用すれば、火力で利用が難しい融点の低い石炭や褐炭などの低品位炭も使えるため、資源に乏しい日本のエネルギー安全保障に果たす役割も大きい。
また、埋蔵量が多い石炭は将来的にも、低価格かつ安定供給が見込まれる。
一方、石油や液化天然ガス（ＬＮＧ）は国際情勢の変化による需給懸念などで価格変動が大きい。
経済産業省の試算によると、３０年時点の１キロワット時あたりの火力発電費用（ＣＯ２対策費含む）は石油
が２８．９円、ＬＮＧは１３．４円。これに対し、石炭は燃料費の安さを反映し、１２．９円に抑えられる。
結果、政府は３０年度時点の最適な電源構成に占める石炭の割合を２６％に設定。
将来的にも国内の４分の１をまかなう重要なエネルギーと位置付けた。

ＣＯ２を地層に封じ込め
一方で、１５年に採択された地球温暖化対策の国際枠組み「パリ協定」によって、石炭をよりきれいに使うクリーン・コール技術の開発・普及が大きな課題になっている。

石炭が燃焼時に排出する、公害物質とされる硫黄酸化物（ＳＯｘ）や窒素酸化物（ＮＯｘ）は処理技術が確立し、全国の発電所がほぼ導入済み。だが、焦点のＣＯ２は、高効率のＩＧＣＣでも１キロワット時あたりの排出量が６５０グラムと、ＬＮＧ火力（複合発電平均）を約７０％上回る。
このため原子力発電等により石炭火力への依存度が低い英国やフランスは将来の石炭火力の廃止を打ち出す。
これに対し、ポーランドは発電電力量の８割を石炭に依存しているほか、脱原発を進めるドイツは４割を石炭が占め、原発の再稼働が進まない日本と同様に環境に配慮しつつ石炭の活用が欠かせない。
対策としてＩＧＣＣと並び注目を集めるのが、排ガス中のＣＯ２を分離・回収し、地中に長期間貯留する「ＣＣＳ」だ。排ガスから化学反応を利用してＣＯ２を分離し、高純度で回収。深さ１０００メートル以上の地層に封じ込める。
ＩＧＣＣは石炭火力に比べＣＯ２を回収しやすいとされ、ＣＣＳを組み合わせれば実質的なＣＯ２排出をな
くし、環境への負荷を大幅に和らげられると期待される。
政府はＣＣＳの２０年ごろの実用化を目指し、北海道苫小牧での大規模実証を後押し。
さらに、昨年、一般財団法人石炭エネルギーセンター（ＪＣＯＡＬ）が米ワイオミング州と交わしたＭＯＵに基づき、同州の石炭火力発電所で、川崎重工業の分離回収技術を実証する事業が１８年度から始まっている。
現在の分離・回収法は、排ガス中のＣＯ２を「アミン」と呼ばれる化合物を含む水溶液で吸収するのに対し、川崎重工はアミンを含ませた特殊な固体を開発し、分離の温度を従来の摂氏１００度から４０度程度まで引き下げた。結果、分離回収によるエネルギー損失が無くなり、設備の簡素化含めＣＯ２回収費用の低減が期待できる。
米ワイオミング州の事業は２１年度に設備を稼働し、１日１０トンの分離・回収を見込む。商用化に必要な５００トン規模も視野に入れており、事業を進めるＪＣＯＡＬ参事の原田道昭氏は、「大型化して導入が進めば、石炭で発電してもＣＯ２排出を抑えられる」と説明する。
国際エネルギー機関（ＩＥＡ）の推計によると、世界の発電電力量のうち石炭は４４％を占め、４０年時点でも３３％と比率は下がるものの使用量は増加する。電力需要の拡大が見込まれる新興国には効率の悪い発電所が多く、ＩＧＣＣなど最先端の発電技術が普及すれば大幅なＣＯ２削減につながる。
世界の電力需要への対応と、温暖化対策を両立するには、日本発のクリーン・コール技術が鍵になりそうだ。
●クリーン・コール・デー実行委員会では、石炭利用の社会的認知と合意形成を図ることを目的に、クリーン・
コール・デー（9 月 5 日）を中心とした期間に一連の石炭広報活動をすすめています。
（提供 一般財団法人石炭エネルギーセンター）
2023.10.10. 採録 BY Mutsu Nakanishi■

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
鉄鋼の取組 2023
インターネットより

1.「粗鋼生産」9000 万トン割れに下方修正…需要環境厳しい鋼材、中国勢の影響度
日刊工業新聞 10/6(金) 11:20 配信
https://news.yahoo.co.jp/articles/5e60d000bb0cf4e95810537c988025089089319d

2 年連続の 9000 万トン割れも、前年度比微増を目指す―。日本鉄鋼連盟の北野嘉久会長（JFE
スチール社長）は、2023 年度の国内粗鋼生産が9000 万トンを割り込む見通しを示した。
「9000 万―9500 万トン」との当初予想を下方修正し、鋼材の需要環境は自動車向けを除き「厳しい」状況だ。
鉄鋼大手は余剰生産能力削減で「量より質」を重視するが、東南アジアなどの市況に影響を及ぼす中国勢の動向に警戒感を強めている。
23 年度の国内粗鋼生産の注目点は、22 年度の約 8784 万トンをどこまで上回るかだ。

24 年度末の高炉基休止が日本製鉄の構造改革の最終章となる（日鉄鹿島地区）

12 日には経済産業省が 23 年度第 3 四半期（10―12 月期）の粗鋼生産見通しを発表する予定で、年度に先立つ23 年暦年も「9000 万トン割れ」が予想される。
人口減や海外鋼材の地産地消増から、中長期に需要先細りが想定されている。
年度ベースの粗鋼生産は 18 年度まで 1 億トンを超したが、19 年度は米中貿易摩擦の影響で約 9843 万トンに。
20 年度以降はコロナ禍影響とその反動、22 年度は部品供給不足に伴う自動車減産の影響をもろに受けた。
ここにきて 7 月の粗鋼生産は自動車向け回復がけん引し、19 カ月ぶり増に転じたが、右肩上がりは望みにくい。
車以外の製造業の基調は弱く、建設分野は人手不足、資材高騰による大型物件の停滞など鋼材需要が先送り気味だからだ。8 月には再び減少し「小幅の一進一退は続くかもしれない」（鉄鋼連盟業務部）とみられている。
輸出は円安傾向でも市況の低迷があり、積極的に動けない。世界需要の半数超を占める中国は国内経済の失速にもかかわらず粗鋼生産が足元で増え、鋼材輸出は 1―8 月累計で約 5879 万トン。
北野会長は「年換算では 1 億トンレベル。17 年度以降で最高となりそうで、注意すべき水準だ」と強調する。
中国から東南アジアへの輸出は現地の需給緩和を引き起こす。過剰な設備能力が問題視される中、中国産が安く供給されれば市場がかく乱されかねず、北野会長は「（政府のメーカーへの）減産指示が今後の数字に表れるか注視する」構えだ。
国内鉄鋼大手の構造改革は仕上げの段階にある。JFE スチールは京浜地区（川崎市川崎区）の高炉などを 9 月
16 日に休止した。
日本製鉄は 24 年度末に鹿島地区（茨城県鹿嶋市）の高炉 1 基休止を控える。固定費の削減、損益分岐点の改善などの効果はすでに現れており、各社は厳しい環境でも最適生産で「強靱（きょうじん）な
収益基盤の確立」（鉄連の北野会長）の歩みを強めたい考えだ。

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
やっと実用プラント建設への取組 2023
インターネットより

２.「電炉」＆「鉄スクラップ」は鉄鋼業界の“脱炭素”に関わる重要な投資テーマ！
2021 年 6 月 11 日公開（2022 年 9 月 20 日更新）村瀬 智一
ZAI On line

https://diamond.jp/zai/articles/-/273743「脱炭素」に向けた取り組みの一環として、鉄鋼業界で鉄スクラップの調達を増やす動きが広がっていると、
日本経済新聞が 6 月 5 日に報じました。
「脱炭素」という言葉は、菅政権になってから耳にする機会が非常に多くなっていますが、製鉄業は温暖化ガ
スの大きな排出源になっていると従来から指摘されており、菅政権が号令を発するだいぶ前からこの問題の解決に向けて動き出していました。
例えば、日本鉄鋼連盟は 2018 年 11 月、パリ協定で中期目標として設定された 2030 年を見据え、最終的な CO2
排出量がゼロの鉄鋼「ゼロカーボン・スチール」を目指した「長期温暖化対策ビジョン－ゼロカーボン・ス
チールへの挑戦－」を策定するなど、着々と取り組みが進められています。
「鉄スクラップ」を原料とする「電炉」での製鉄は、従来の「高炉」に比べて CO2 排出量を約 1/4 に抑えることが可能！
なぜ鉄スクラップが「脱炭素」につながるのかというと、鉄鋼業界における「高炉」から「電炉」へのシフ
トがあります。
高炉（溶鉱炉）とは製鉄所のメイン設備で、原料の鉄鉱石を溶かして銑鉄（せんてつ）を取り出すための炉です。その際にコークス（石炭を蒸し焼きにしたもの）を燃焼させて熱源などとして活用しますが、このとき大量の CO2 が発生します。
一方、電炉は、鉄鉱石ではなく鉄スクラップを原料とし、電気によって溶解・精錬することで鉄鋼を製造します。電炉はコークスを燃焼させないため、直接的には CO2 を排出しません。コークスの代わりのエネルギー源として大量の電力を消費しますが、それでも同じ生産量なら高炉と比較して CO2 排出量を 1/4 程度に抑えられます。消費電力を再生可能エネルギーで賄えれば、さらに環境負荷を減らすことができます。

CO2 排出量が高炉鋼材の 1/4 しかない電炉鋼材のシェアを増やすことで、鉄鋼業界全体の CO2 排出量を大幅に削減することが可能に（画像出典：東京製鐵『環境報告書 2020』）

そうした環境意識の高まりを背景に鉄スクラップの需要が世界的に高まっており、中国では今年から「再生鋼鉄原料」という国家規格に適合した鉄スクラップの輸入を解禁しました。
日本国内の要因だけでなく、こうした海外の動きもあって、鉄スクラップの需給は一段と締まり、国内流通価
格は約 13 年ぶりの高値をつけました。
「日本製鉄」の「ゼロ・カーボン・スチールへの挑戦」など、鉄鋼業界における「脱炭素」の流れは今後ます
ます加速！鉄鋼業界における「脱炭素」の動きは、すでに各企業へも広がりを見せています。
例えば、日本製鉄（5401）は、2021 年 3 月に発表した「日本製鉄グループ中長期経営計画」の中で、さまざまな施策の 1 つとして「ゼロカーボン・スチールへの挑戦」を掲げています。
具体的な目標としては、2030 年において、現行の高炉・転炉プロセスでの COURSE50（高炉での原料炭による鉄鉱石の還元を一部水素に置き換える技術など）の実機化、既存プロセスの低 CO2 化、効率的な生産体制の構築などによって、対 2013 年比でマイナス 30％の CO2 排出削減を実現するなどを挙げています。
また、JFE ホールディングス（5411）は、電炉鋼ニーズの高まりや世界的な鉄スクラップの発生増大をビジネスチャンスと捉えており、自社グループにおける電炉鋼製造を推進するほか、最新鋭の省エネルギー電炉設備を一貫施工するエンジニアリング技術を活用して事業機会を拡大。
また、鉄スクラップの利用技術の開発も進め、鉄鋼業界全体で鉄スクラップの利用拡大を目指しています。
鉄鋼業界における CO2 削減の流れは、今後ますます加速していくことは間違いないでしょう。
今週は「電炉」と「鉄スクラップ」の関連銘柄にフォーカス！
派生テーマとして「非金属スクラップ」関連の銘柄も紹介
そこで今回は、鉄鋼業界における「脱炭素」の流れから、「電炉」と「鉄スクラップ」に関連する銘柄に注目しました。

以下 この資料目的から外れるので省略

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
やっと実用プラント建設への取組 2023
インターネットより

3.日本製鉄、脱炭素の本命は水素製鉄も「急がば電炉に回れ」
2023.5.18 日経ビジネス https://business.nikkei.com/atcl/gen/19/00289/051600059/
上阪 欣史

日経ビジネス副編集長

日本製鉄が脱炭素に向けて電炉シフトに踏み出す。5 月 10 日、九州製鉄所八幡地区（北九州市）など 2 製鉄所
で電炉を導入する検討に入ったと発表した。
本命は高炉を利用した二酸化炭素（CO2）を出さない水素を使う製鉄方法だが、水素の供給体制の確立はまだ途上。難路を前にまずは「急がば回れ」で電炉の活用に乗り出す。
日鉄は八幡地区の 1 基の高炉を電炉に切り替えるほか、瀬戸内製鉄所広畑地区（兵庫県姫路市）に大型電炉を新設する。瀬戸内製鉄所はすでに電炉による鋼材の生産を始めているものの、モーター用電磁鋼板など高級品
種をより大規模に手掛けられるよう新規に電炉を導入するとみられる。
最終的な電炉の総基数や投資額などは今後詰めるが、2030 年までに建設する計画だ。
電炉は鉄スクラップのほか、天然ガスなどで鉄鉱石の酸素を取り除いた「還元鉄」と呼ばれる原料を溶かして鉄にする。一方、日鉄は高炉を使った製鉄メーカーで、石炭（コークス）によって鉄鉱石の酸素を取り除

近代産業を支えた高炉は電炉に生まれ変わる（九州製鉄所八幡地区）

いて鉄を造る手法を用いてきた。
電炉に比べて高炉の方が生産性が高いが、一般的に高炉は電炉に比べて約 4 倍の CO2 を排出するとされる。
脱炭素の潮流を背景に JFE スチールも岡山県の高炉 1 基を大型電炉に切り替える方針を発表している。

九州製鉄所八幡地区は、日本の近代産業の礎を築いた「旧八幡製鉄所」だ。
1901 年に操業を開始し、日本初の一貫製鉄所として鉄造りから鋼材生産までを担ってきた。
そのシンボルである高炉が電炉に生まれ変わるのは関係者にとって感慨深いに違いない。
官営製鉄所を民間企業として実質的に引き継いだ日鉄は歴史のページを塗り替えるわけだが、これは脱炭素に向けた「回り道」ともいえる。どういうことか。
「水素還元製鉄はハードルが高い。2030 年に水素を安定供給する体制は確立されていないため、それを前提とした製鉄事業はできない」。日鉄の橋本英二社長は 10 日の記者会見で語気を強めた。
日鉄は 30 年度に CO2 を 13 年度比 3 割減、50 年度に実質ゼロにする旗印を掲げる。
その主役がコークスの代わりに、CO2 を排出しない水素を使って高炉で鉄を造る「高炉水素還元」の技術だ。

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
やっと実用プラント建設への取組 2023
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4. JFE 電炉転換 27 年にも 倉敷市の高炉、鉄鋼大手で初
日本経済新聞 2022 年 9 月 1 日 11:21 (2022 年 9 月 1 日 12:28 更新)

https://www.nikkei.com/article/DGXZQOUC010RO0R00C22A9000000/【この記事のポイント】
・JFE が国内に持つ高炉は全 6 基に・北野社長、脱炭素で「有効なのは電炉」
・脱炭素の設備投資、1 兆円規模必要に
JFE ホールディングス傘下の JFE スチールは 1 日、岡山県の高炉1 基を 2027 年にも大型電炉に転換する方針を発表した。鉄鋼業
界は二酸化炭素（CO2）の排出量が多く、高炉より排出量が少な
い電炉の活用などが迫られている。大手鉄鋼メーカー3 社で高炉

JFE は高炉 1 基を電炉に転換する方針だ

を大型電炉に転換するのは JFE が初めて。

（西日本製鉄所倉敷地区）

電炉転換を検討するのは西日本製鉄所倉敷地区（岡山県倉敷市）の「第 2 高炉」
。同高炉は今後 5～6 年で設備更新に入るタイミングだが、更新せずに休止する。代わりに大型電炉を建設する方針だ。JFE が国内に持つ高炉は全 6 基となる。
転換方針を発表した北野嘉久社長は、脱炭素戦略の説明会で「移行期に（脱炭素で）有効なのは電炉だ」と強調した。
JFE は 30 年度に CO2 を 13 年度比で 3 割削減する目標の達成に向けて、脱炭素の設備投資に 1 兆円規模が必要になるとの見通しも示した。
高品質な鋼材の大量生産に適する高炉は、鉄鉱石をコークス（石炭）で還元する際に大量の CO2 を排出する。
鉄鋼業界は国内産業部門のうち 4 割の CO2 を排出している。鉄スクラップなどを電気で溶かす電炉は、高炉と比べ CO2 を 4 分の 1 程度に抑えられるとの試算がある。
JFE 以外の高炉メーカーでも電炉を活用する動きが出始めている。国内首位の日本製鉄は 30 年までに大型電炉を建設する計画を明らかにし、3 位の神戸製鋼所も電炉での高級鋼材の製造を検討する。
サプライチェーン（供給網）を含んだ「スコープ 3」での CO2 排出量の削減が世界的に求められるなか、幅広い業種と取引する大手鉄鋼メーカーは一段と脱炭素が求められている。
JFE スチールは同日、伊藤忠商事とともに不純物が少ない製鉄原料である「還元鉄」の生産に乗り出すことも発表した。アラブ首長国連邦（UAE）で生産を目指す。
電炉の原料である鉄スクラップには不純物が多く、これまで高炉でつくってきた自動車向けの高級鋼材の製造が難しい課題がある。原料に還元鉄を活用すれば不純物を減らすことに繫がる。JFE はこうした新素材も活用し、新設する大型電炉では従来の電炉では製造できなかった幅広い種類の高級鋼を効率良く生産することを目指す

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
やっと実用プラント建設への取組 2023
インターネットより

5.電炉、最終形にあらず ＪＦＥホールディングスの柿木厚司社長
時事ドットコム (jiji.com) 023 年 07 月 31 日 14 時 39 分
https://www.jiji.com/jc/article?k=2023073100527&g=leaders

JFE は高炉 1 基を電炉に転換する方針だ（西日本製鉄所倉敷地区）
製鉄の将来について「電炉が最終形ではない」と話すのはＪＦＥホールディングスの柿木厚司社長（７０）。
傘下のＪＦＥスチールは２０２７～３０年に西日本製鉄所倉敷地区（岡山県倉敷市）の高炉１基を大型の電炉に転換する。
高炉に比べ二酸化炭素（ＣＯ２）の排出が少ない電炉の活用で脱炭素を進める。
ただ、電炉の原料となる鉄スクラップは無限にあるわけではない。
柿木厚司

高騰する電気代もネックになる。そこで期待するのが高炉から出るＣＯ ２を再利

ＪＦＥホールディングス社長

用する「カーボンリサイクル高炉」だ。「既存の高炉をそのまま使える」という利（同社提供）

点があり、２５年度に始まる実証試験に期待を寄せる。

鉄鋼マンにとっては
寂しい時代の流れ
2023.9.14.

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
やっと実用プラント建設への取組 2023
インターネットより

6.「グリーン鋼材」自動車・建設分野で広がる…普及への課題はコストと新概念の啓発
日経ビジネス 2023 年 06 月 22 日
日本製鉄の八幡地区の高炉は、３０年度までに電炉に転換される見通しだ。
鉄鋼大手では脱炭素に向け、生産時の二酸化炭素（ＣＯ２）排出量を削減したとみなす「グリーン鋼材」が動き始めた。
自動車や建設分野などで受注が始まったほか、船舶の受注案件では新たなコスト分担モデルが打ち出された。グリーン鋼材は従来の鋼材と機能、品質は変わらずに「環境価値」を提示できることが特徴だ。
鉄鋼大手各社は革新技術の開発を進めつつ、高付加価値商品を拡大する好循環を描けるか注目される。
（編集委員・山中久仁昭）

２０日、グリーン鋼材「ジェイグリークス」の新規受注を発表したＪＦＥスチール。
注目点の一つは、グリーン鋼材がコスト高となることを踏まえたコスト分担モデルだ。
日本郵船系企業など海運８社の固体バラ積み貨物船向けの受注において、費用を海運、船主、荷主を含めサプライチェーン（供給網）全体で分担する。ＪＦＥはグリーン鋼材に関し、従来鋼材よりコストが「約４割高い」（物流総括部）としており、コスト分担モデルはその解決策の一つとなる。
実はＪＦＥはグリーン鋼材をじっくり検討してきた。
それに対し５月のブランド名の発表、そして今回のコスト分担モデルを含む受注発表と動きは急加速する。それはグリーン鋼材の注目度が高まってきた証左と言える。
「脱炭素のプロセス開発とともに、グリーン鋼材の早期供給が大切だ」。
５月下旬に開かれた日本鉄鋼連盟の会見で北野嘉久会長（ＪＦＥスチール社長）は、鉄鋼業界におけるＣＯ２
排出量削減についてこう強調した。国内産業界のＣＯ２排出量に占める鉄鋼業界の割合は４割と高く、取り組
みの加速を約束した形だ。
グリーン鋼材について北野会長は「脱炭素化の過渡期で需要家のニーズに対し早期かつ的確に応える重要なツール」とし、「環境価値が広く理解、認知されるように努める」と述べた。
厳密な脱炭素プロセスで名実ともにＣＯ２排出量ゼロの「ゼロカーボンスチール」を売り出すとしたら、膨大な時間と費用を要する。今のところはグリーン鋼材が現実解という訳だ。

グリーン鋼材は欧州のアルセロール・ミタルやティッセンクルップなどの競合が先行するが、国内ではまず神戸製鋼所が２２年に「コベナブル・スチール」を投入した。
トヨタ自動車の競技車両「水素エンジンカローラ」のサスペンション部品を手始めに、日産自動車のミニバン「セレナ」などのプレス骨格部品に適用。使用する部位や供給量は明らかでないが、車は重量の約６割が鉄で構成されており、象徴的な事例としてもアピール度は高い。
さらにＩＨＩ、三菱地所、鹿島による東京・豊洲の再開発計画の工事案件、今治造船（愛媛県今治市）が建造する１８万トン級バルクキャリア（バラ積み船）での採用も決まった。
一方、グリーン鋼材について国内で初めて宣言したのは日本製鉄だ。
橋本英二社長は広畑地区（兵庫県姫路市）
での電気炉稼働でのＣＯ２削減を基にしたグリーン鋼材について「世界に先駆け、電炉で高級鋼を生産する。供給を上回る需
要は間違いない」と訴えた。
２２年秋にはブランド名「エヌエスカーボ
レックス ニュートラル」を発表。
現在は顧客との商談を進めており、９月の発売を予定している。

鉄鋼３社のグリーン鋼材に共通するのは、マスバランス方式を採用する点。メーカー自らの努力による実際のＣＯ２削減量を「原資」とし、それを任意の一部商品に割り付け、製造におけるＣＯ２排出量を削減したとみなす。削減量は第三者機関の認証を受けることが必須となる。普及には課題が少なくない。
「環境価値」の社会的啓発や世界の鉄鋼業界での標準化、今後必要なグリーン電力の調達などだ。鉄鋼各社や業界の枠を超えて、政府の支援や各国間調整などに負うものも挙げられる。
環境価値で悩ましいのは、目では確認しようのない新概念の製品を顧客がどう受け入れるかという問題だ。
グリーン鋼材は計算式上で環境にやさしいと見なす以外は、色も材質、機能、品質も基本的に従来材と変わらない。価格は顧客との相対交渉で決まり、金額自体は公表されない。
価格の考え方について日鉄の橋本社長は「脱炭素では確実にコストアップになる。
（グリーン鋼材は）電気自動車（ＥＶ）の価格が上がったのと同様、おのずと価格転嫁されていく」との認識を示した。どの程度の額なら受け入れられるかについて、神鋼の担当者は「将来、欧州の炭素税で課される税率が一つの目安」と話した。
ＪＦＥスチールは海運８社向けの受注案件で従来比４割のコスト上昇を明らかにしたが、「最初の価格形成が肝心で、安値合戦に陥ることは避けなければならない」（ＪＦＥホールディングスの柿木厚司社長）とのスタンスをとる。
世界標準化も課題となる中で４月、一つの前進があった。日本が議長国を務めた先進７カ国（Ｇ７）会合で、鉄鋼業界のＣＯ２排出量データを世界共通の手法で収集することが合意された。
鉄連の北野会長は「利害関係など各国の事情は異なるが、共通のものさしで議論する流れができた」と、透明性と信頼性のある標準化の始動を評価する。
現状、鉄鋼生産と鋼材製品では複数の測定規格があり、電炉・高炉の扱
いや測定領域などが異なる。手法の共有化をＧ７加盟国だけでなく、中国、インドなど鉄の量産国にも広げることを目指す。
さらにグリーン鋼材の普及には、水素などの安価・安定調達が必要で、エネルギー政策なども含め政府の支援策を求める声も強い。顧客の環境意識が高いとされる欧州では、一足鉄鋼業界の脱炭素化では石炭、コークスをいかに減らすかが問われる

早く普及しつつある。
日本の産業界には「再生可能エネルギーの発電・調達への適性は地理的条件などで国によって異なる。
（その前提条件を無視して）日本が同列に比較されるのは不利」との指摘もある。
高炉生産が主体の鉄鋼３社にとって今は、究極の脱炭素技術とされる１００％水素還元製鉄までの「つなぎ」期間との側面があり、電炉化は現実的な選択肢と言える。
日鉄は３０年までに八幡地区（北九州市戸畑区）での高炉から電炉への転換、広畑地区（兵庫県姫路市）での電炉拡大を検討する。
ＪＦＥは２７年にも、倉敷地区（岡山県倉敷市）で高炉１基を電炉に置き換える考えだ。
各社は余剰の生産能力を絞り、量から質への進化を鮮明にしている。ここ２年ほどで脱炭素化が本格スタート
し、グリーン鋼材も投入される中、コストに反映される新たな概念を社会にどう説明し、理解を得るのか。
「脱炭素は日本社会でまだ理解されていないが、一気に物事が進む可能性がある」と
日鉄の橋本社長は話している。
日刊工業新聞 2023 年 06 月 21 日

鉄の話題 脱炭素社会構築へ 最大課題は電力・エネルギー問題への取組
太陽電池の分野でも実用化の波が急速に高まっている インターネットより

ビルの壁や自動車の車体を発電機に変えるペロブスカイト型太陽電池とは
文／伊藤 元昭2023.07.06

TELESCOPE magazine | 東京エレクトロン https://www.tel.co.jp/museum/magazine/report/202307_02/

2020 年 10 月、政府は温室効果ガスの排出を全体としてゼロにする、カーボンニュートラルを目指すことを宣言した。そのカーボンニュートラルの達成には、太陽光発電など再生可能エネルギーの活用拡大が必要不可欠になる。
ただし従来技術では、再生可能エネルギーで大量の電力を生み出すためには、電力の消費地から遠い広大な土地が確保できる場所に発電所を置く必要がある。そして、遠方から消費地まで電力を送る間に、折角生み出した電力の多くを無駄に失っていた。
今、消費地で大電力を生み出すことができる「究極の地産地消」を実現するための太陽光発電技術が実用化を見据えて進められている。
ビルの壁や自動車の車体など電力を消費するモノの表面に発電機能を付与できる可能性を秘めた新型太陽電池（光電池）「ペロブスカイト型太陽電池」である。
目次
再生可能エネルギー活用で抱えている本質的課題
日本発の革新的技術、稀有な特徴を持つペロブスカイト型太陽電池
ペロブスカイト型太陽電池の特徴
電力の地産地消に向けた発電の 2 つのアプローチ
実用化に向けた世界の動きと課題

再生可能エネルギー活用で抱えている本質的課題
カーボンニュートラル達成に向けて、再生可能エネルギーの活用と電力の利用効率向上を後押しする技術のさらなる進化が期待されている。
これまで再生可能エネルギーの活用には、解決困難な本質的課題があった。再生可能エネルギーの代表例である太陽光発電や風力発電は、自然界に内在するエネルギーを電力へと変える技術である。そして、生活や社会活動で消費する莫大な電力を生み出すためには、これらの自然エネルギーが満ち満ちている場所に発電所を作

り、散在する各消費地まで送配電する必要があった（図 1）。ところが、まとまった自然エネルギーを活用できる広い土地は、一般に消費地から遠い場所にある。このため、送配電する間に通過する長い送電線や何度も繰り返される電力変換で、生み出した電力の 3 分の 1 が無駄に失われているのである。

［図 1］ 再生可能エネルギーで大電力を生み出す発電所には広大な土地が不可欠 写真：AdobeStock
もちろん、送配電での損失を削減するための技術開発も積極的に進められている。だが、理想的には、散在す
る消費地それぞれの近隣で再生可能エネルギーから電力を作る「地産地消」の電力システムを構築することだ。
ただし、これまでの太陽光発電や風力発電の技術では、消費量に見合った大電力を生み出す巨大発電設備を置くことができない。
こうしたジレンマを解消するためには、再生可能エネルギーによる発電手法での技術革新が必須になる。こうした時代と社会の要請に応える技術のひとつが、新型太陽電池「ペロブスカイト型太陽電池」である。

日本発の革新的技術、稀有な特徴を持つペロブスカイト型太陽電池
ペロブスカイト型太陽電池とは、「ペロブスカイト（灰チタン石：チタン酸カルシウム（CaTiO₃））」と呼ばれる鉱石と同じ結晶構造を持つ半導体材料で作られた太陽電池である（図 2）。

［図 2］ 再生可能エネルギー活用に新機軸をもたらすペロブスカイト型太陽電池
太陽電池の材料となるペロブスカイト結晶の構造（左）、ペロブスカイト型太陽電池のデバイス構造（中）、試作例（右）出典：国立研究開発法人 科学技術振興機構（JST）

ペロブスカイト結晶を取る物質は数多くあるが、特徴的な電気特性を持つ物質が多いことで知られている。
荷重による歪みで電力を生み出す圧電材料や高温超伝導材料などが見つかっており、センサー、発光ダイオード、
レーザー、触媒電極などの材料として実用化されている。
そして、太陽電池を作る際には、ハライド系有機-無機ペロブスカイト半導体（NH₃CH₃PbI₃）などを利用する。
この物質のような有機物を含むペロブスカイト結晶は、電力を光に変換する発光素子として古くから研究されてきた。そして、2009 年に、桐蔭横浜大学の宮坂力教授のグループが太陽電池への応用を考案。
実際に発電機能を持つデバイスを作成可能であることを世界で初めて実証した。

ペロブスカイト型太陽電池の特徴
ペロブスカイト型太陽電池には、これまでの太陽電池にはない 3 つの特徴がある。

1 番目の特徴は、「軽く」「薄く」「柔らかい」太陽電池を作ることができること。
従来主流のシリコン系太陽電池には、薄くすると光エネルギーの吸収効率が低下する性質があった。
このため、実用的な厚みを確保する必要があり、出来上がったデバイスを折り曲げて使うことができず、重量も重かった。これに対し、ペロブスカイト型太陽電池は、光エネルギーの吸収係数が大きいため、薄くしても高い変換効率を維持できる。
また、製造時には高温プロセスが不要なため、樹脂フィルムを基板としてデバイスを形成可能だ。これらの特徴から、「軽く」「薄く」「柔らかい」、フレキシブルな形状の太陽電池を実現できる。
重量もシリコン系比で約 10 分の 1 にまで軽くなる。同様の特徴を持つ太陽電池として、色素増感型太陽電池と呼ばれる有機材料を用いるものがあった。しかし、変換効率が小さいため、利用シーンが極めて限定される欠点があり、普及しているとは言い難い状況だ。

2 番目の特徴は、安価かつグリーンな製造ができること。
一般に、シリコン系太陽電池の製造工程は複雑であり、高温プロセスが含まれるため、製造時には莫大な電力を消費する。このため、製造コストは高く、製造に際して多くの温暖化ガスを排出する可能性がある。これに対しペロブスカイト型太陽電池は、スピンコートによる塗布やインクジェット印刷などを活用した、常温での単純なプロセス技術で成膜やパターン形成ができる。高コストな製造設備は不要であり、ロール・ツー・ロールでの連続製造も可能だ。また、シリコン系よりもデバイスが薄いため、デバイス製造に利用する材料の量は約 20 分の 1で済む。このため、製造コストはシリコン系比で 5 分の 1 から 3 分の 1 と低く、製造時の温暖化ガスの排出量も少ない。
3 番目の特徴は、材料にレアメタルを含まないこと。
太陽電池の材料となるペロブスカイト結晶は、ヨウ化鉛やメチルアンモニウムなど比較的手に入りやすい化学物
質から合成できる。レアメタルを必要としないため、原材料を安定した価格で、地政学的リスクなどによる供給不安の心配がなく調達できる。

電力の地産地消に向けた発電の 2 つのアプローチ
ペロブスカイト型太陽電池の特徴を生かせば、これまでとは全く異なるアプローチで、電力の地産地消を推し進めることができる可能性がある。限られた面積の土地で発電量を増やそうとしたら、これまでの太陽光発電の延長線上の技術では、発電効率を高めることこそが唯一のアプローチだった。
ところが、現在主流のシリコン系や化合物系の太陽電池の効率は既に 20％以上と高く、これをさらに劇的に高めることは難しくなってきている。
これに対し、ペロブスカイト型太陽電池ならば、建物の壁や自動車の車体など、既に存在するモノの表面に発電機能を付与して、発電量を増やすことができる可能性がある。
「軽く」「薄く」「柔らかい」フレキシブルな形状にできるからだ。

低コストで、安定供給が可能であることも、世の中にあるさまざまなモノに発電機能を付与する動きを後押しする要因となる。発電機能を持っていなかったモノの表面を、発電する場所として活用できれば、発電量を飛躍的に高めることが可能になる（図 3）。しかも、ビルの壁や自動車の車体など、電力を消費する機器や建造物に発電機能を盛り込めば、「究極の地産地消」が実現する。

［図 3］ 既存の機器、建造物に発電機能を付与すれば、「究極の地産地消」が実現可能 写真：AdobeStock

実用化に向けた世界の動きと課題
日本発の技術であるペロブスカイト型太陽電池の実用化に向けた日本の政府や企業の期待は大きい。
岸田文雄首相は、2023 年 4 月の再生可能エネルギーの普及拡大に向けた閣僚会議において、「2030 年を待たずに早期に社会実装を目指す」と語っている。
ペロブスカイト型太陽電池の性能向上や実用化は材料開発の成否が大きく影響するが、日本には競争力の高い素材メーカーが数多く存在する点にも優位性がある。ただし、世界の動きは日本にも増して速い。
発明当初のペロブスカイト型太陽電池の変換効率は 3.9％台と低かったため、世界的に注目される技術ではなかった。いかにさまざまな場所に発電機能を付与したとしても、あまりにも変換効率が低く、実用的ではないと思われたからだ。
これが、2012 年に、オックスフォード大学と日本の産業技術総合研究所の共同研究で、変換効率が 10％を超える固体型太陽電池が開発され、世界中でにわかに注目が集まるようになった。
そして、さらなる性能向上や実用化に向けた技術開発競争が世界中で激化。
現在では、太陽電池関連の学術論文の大半がペロブスカイト型太陽電池に関するものという状況であり、変換効率向上など技術の高度化が急激に進んでいる。特に、中国と韓国からの論文が極めて多い。
既にシリコン系や化合物系に匹敵する 20％以上の変換効率を実現した開発例も報告されている。
実用化に向けて解決すべき最大の課題は、耐久性の向上である。ペロブスカイト結晶は、酸素や水分との反応によって劣化し易い。また、高温下に晒されることでも、劣化する。
劣化すれば、結晶内を電子が移動しにくくなって、太陽電池の性能が低下してしまう。
実用化に際しては、実用的な利用シーンを想定して、劣化を防ぐ対策を施しておく必要がある。
多くの研究機関や企業が、解決に向けて挑んでいる。
これらの実用化に向けた課題解決やさらなる性能向上に向けた技術開発では、人工知能（AI）やデータサイエ
ンスを材料開発に活用する「マテリアルズ・インフォマティックス」や工程開発に活用する「プロセス・イン
フォマティックス」といった最新の開発手法が適用されている。
ペロブスカイト型太陽電池は、技術体系や製造に用いる材料・装置がこれまでの太陽電池とは異なる。

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次世代太陽電池の本命…日本発｢ペロブスカイト｣、激化する開発競争の現在地
ニュースイッチ

by 日刊工業新聞社 (newswitch.jp) https://newswitch.jp/p/32928 より 一部省略

次世代太陽電池「ペロブスカイト太陽電池（PSC）」の実用化が近づいている。
積水化学工業や東芝、アイシンが 2025 年以降の事業化を見据え研究開発を加速する。PSC は軽く柔軟で、
既存の太陽電池は設置できない耐荷重の小さい工場屋根や壁などに設置できるため、政府は脱炭素のキー技術として実用化を後押しする。一方、海外企業の動きも活発だ。50 年に 5 兆円とも試算される次世代太陽電池市場を狙って開発競争は激しさを増す。
（取材・葭本隆太）

このため、太陽電池ビジネスでの実績が乏しい新規参入組にもチャンスが開いている。

「研究ではなくなってきた」「PSC は研究ではなくなってきた。
（私は）『製品開発者』になっている」。

積水化学 R&D センター先進技術研究所次世代技術開発センターの森田健晴センター長は、PSC 事業化へ確かな手応えを感じている。
21 年秋までに印刷加工の技術を活用して電子デバイスを効率よく量産するロール・ツー・ロール（R2R）方式に
より変換効率 14.3％（現在は 15.0％）で屋外設置で 10 年相当の耐久性を持つ 30cm 角 PSC の生産に成功した。
この成果を公表して以来、PSC の活用意向を持つ
政府や企業などの問い合わせが相次ぐ。PSC には
積水化学の技術がふんだんに生かされており、同社は 30 年に向けた事業の柱と期待する。まだ生産が不安定であり、低水準の歩留まりを改善するという最大の課題は残るが、事業化への道が見えつつある。
PSC は灰チタン石（ペロブスカイト）と同じ結晶構造を持つ有機無機混合材料でできた太陽電池。
フィルムなどの基板に溶液を塗布して作製するため製造コストを安価にできると見込まれるほか、軽く柔軟な特性を持たせられる。

積水化学は 30 センチメートル幅のロール・ツー・ロール方式でＰＳＣを生産する要素技術をほぼ確立した（積水化学提供）

桐蔭横浜大学の宮坂力特任教授が 09 年に原型となる論文を発表し、世界で研究が進んだ。
直近 7 年で変換効率が約 2 倍に向上し次世代太陽電池の本命に躍り出た。
政府は太陽電池の設置場所が増え再生可能エネルギーの導入拡大が見込める、主要材料のヨウ素の生産量は日本が世界シェアの約 3 割を占め資源リスクが低いなどの理由で実用化を後押しする。
その推進策の一つが、新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）の事業だ。30 年に既存のシリコン系太陽電池並
みの発電コスト（１kwh 当たり 14 円以下）達成を目標に掲げ、予算 200 億円で積水化学や東芝、アイシンなどの研究開発を支援している。

積水化学は同事業で R2R 方式を現在の 30cm 幅から 1ｍ幅に拡大して低コスト化する。
25 年の事業化当初は 30cm 幅での生産を想定するが、1m 幅の製造技術を確立し、低コスト化の見通しをつけた上で事業化したい考えだ。需要先は「既存の太陽電池が設置できない場所」。
特に公共関連の大規模需要に関心を示す。
国土交通省は再生エネ導入拡大に向けて鉄道の線路脇などに PSC を設置する可能性を検討中（※1）
。
積水化学の念頭には、こうした動きがあるようだ。

将来は車載用も東芝も事業化競争の前線にいる。21 年 9 月には
703 ㎠のフィルム型 PSC で変換効率 15.1％の世界記録を達成しており、25 年度の事業化を目標に掲げる。やはり既存の太陽電池が設置できない場所
を需要先として想定する。
事業化初期はコストがやや割高になると見込まれるため、事業活動で使う電力全量の再生エネ化を目指す国際組織「RE100」に参加するなど、環境意識の高い企業への訴求を検討している。
アイシンは 25 年度末から自社グループ工場の屋東芝が開発したペロブスカイト太陽電池（東芝提供）

根や壁に設置して実証し、その後の事業化を目指す。
「自動車部品メーカーとして将来は電気自動車（EV）の走行距離向上に貢献する車載用に挑戦したい」（アイシン先進開発部の中島淳二主席技術員）という。
パナソニックホールディングス（HD）やカネカも事業化の具体的な時期などは公表していないが、研究開発を推進している。パナソニック HD はガラス基板を使った 30 ㎝角の PSC で変換効率 17.9％の世界記録を持つ。同社の小川立夫執行役員グループ CTO は、6 月に開いた同社の技術部門に関する説明会で「できるだけ早い時期に事業化のロードマップを公表したい」と力を込めた。
カネカは PSC 単体のほか、シリコン系太陽電池と PSC を積層するタンデムによって太陽光の幅広い波長に対応し、高い変換効率を実現する研究開発に注力している。すでに１㎠のセルでは 30.0％に迫る変換効率を実現したという。今後は「既設のシリコン系太陽電池の交換時期も見据えながら、住宅の屋根やビル壁面などでの使用を想定した大型モジュールの研究開発を進めていく」（カネカ）考えだ。
《新規事業創出のモデルに》
PSC の事業化を新規事業創出のモデルケースにしようと挑む中堅企業がいる。
ホシデンだ。既存のタッチパネル事業の技術やインフラが生かせるとみて、PSC の技術を持つ京都大学発スタートア
ップのエネコートテクノロジーズ（※2）と協業して事業化を目指す。
ホシデン表示部品生産統括部の滝川満統括部長は「弊社は長らく新製品を出せていない。それをオープイノベーショ
ンで生み出す成功例を作りたい」と意気込む。

狙う用途は IoT（モノのインターネット）機器・センサー用の電源モジュール。可視光領域の波長を強く吸収し、室内光でも高い変換効率を維持できる PSC の特性を生かす。
「屋外用は耐久性などの問題で実用化のハードルが高い。
大手のような 10 年単位の研究開発は難しいため、室内用で事業化して売り上げを上げながら実績を積み重ねて屋外に展開する」（滝川統括部長）考えもある。
22 年度中にサンプル提供を始め 24 年度以降に量産化する。

ホシデンは PSC を活用した IoT 機器・センサー用の電源モジュールを開発する（ホシデン提供）

一方、事業化やその先の普及に向けて課題は残る。PSC は微量だが毒性のある鉛を含む。
スズなど代替材料の研究は進むが、高い変換効率を出す上で鉛は重視されており、実用化時は適切な管理体制の構築が必要になりそうだ。
性能面では大面積での変換効率の低さや寿命の短さが指摘される。
特に「耐久性を 20 年以上に向上させるにはいくつかのブレークスルーが必要」という声が聞かれる。
ただ桐蔭横浜大の宮坂特任教授は「世界で多くの研究者が耐久性の課題に挑んでおり解決は時間の問題ではな
いか」と見通す。

中国勢は「不気味な存在」
PSC は世界が注目しており、海外企業の動きも活発だ。
日本のエイチ・アイ・エス（HIS）が出資するポーランドのサウレ・テクノロジーズは 21 年 5 月に生産工場を完成させた。
コロナ禍の影響で量産開始は遅れているが、HIS は「我々は日本、アジアでの販売権を保持しており、製品の実用化が進めば日本に量産工場を建設する」と明かす。また、英オックスフォード PV も有力企業とされる。シリコン系と PSC のタンデム型による高効率な太陽電池の事業化を目指している。
一方、国内の関係者が特に気を揉むのが中国勢の動向だ。
シリコン系太陽電池は、官民を上げて大規模投資した中国勢にシェアを奪われた。
PSC を手がける中国企業としては、19 年に１GW のセル生産ラインを 22 年までに設置する方針を示した GCL ナノ
テクノロジーや、ワンダーソーラーなどの名が上がる。
ただ、詳細の動向は見えず関係者から「不気味」という声が漏れる。
国際競争をどう勝ち抜くか。技術流出の防止は最大の課題として関係者が口を揃える。
また、NEDO 新エネルギー部の山崎光浩主任研究員は前出の NEDO 事業で企業と大学の連携体制など５つのグルー
プを支援していることに触れ、「国内の複数グループで競争関係を保ってもらう（ことが重要）」と説明する。
一方、PSC の研究開発で積水化学などと連携する東京大学先端科学技術研究センターの瀬川浩司教授は、中国勢による今後の大規模投資の可能性を指摘した上で、「日本企業も大事な分野だと判断したらもっと投資すべきだ」と訴える。
NEDO は PSC を含む次世代太陽電池の世界市場が 50 年に 5 兆円と試算する。
この巨大かつ激しい競争が見込まれる市場に挑む企業には、事業投資の本気度も問われそうだ。

和鉄の道
2023.
【鉄の話題
11 月】電磁鋼板で特許訴訟【12】23iron12.pdf

日鉄、トヨタへの請求放棄

脱炭素社会構築に大きな影響を持つ両社の特許訴訟に終止符

2023.11.3.

日本経済に大きな影響を持つ日鉄とトヨタ。両社間のひも付き鋼板の値上げ問題解決が本年日本経済回復に大きな影響を与えたのに続いて、今回両者間の電磁鋼板特許訴訟でも終止符の方向へ
両社とも地球温暖化対策として、先行き企業基盤を揺るがす対応に直面している現状。
激変する世界の産業界地図 日本がどう立ち向かうのか、最終局面に差し掛かる今朗報となりますようにと。

【参 考 1】2021.11.22.の記事より

自動車会社と鉄鋼メーカーとの関係について こんなレビーを見つけましたので、参考になれば…・

トヨタ VS 日本製鉄は自動車産業ピラミッド構造崩壊の前兆？
カーボンニュートラル時代に適した関係構築へ
https://www.netdenjd.com/articles/-/258863
かつて「鉄の結束」と呼ばれたトヨタ自動車と日本製鉄の関係が揺らいでいる。日鉄は電磁鋼板の特許を巡ってトヨタを提訴し、さらに鋼材納入価格についても厳しい交渉が展開された。日鉄が製造する鋼材のうち、自動車メーカー向け
は全体の３割を占めており、中でもトヨタは最大の納入先。
トヨタにとっても日鉄は高品質な自動車を生産するために必要な材料を供給してくれる重要な取引先だ。互いに協力することで 世界市場で成長してきた両社だが、カーボンニュートラル社会に向けた電動車シフトという大きなうねりの中「盟友」関係の見直しを迫られている。
競争力高い自動車生産で結束自動車には車体骨格やボディーなどに使用する鋼板やエンジンなどに使用される特殊鋼、鋳鉄など、さまざまな鋼板が使われており、重量 ベースで自動車の４割を鉄が占める。
約２０年前に日産自動車のカルロス・ゴーン元会長が鋼材の調達先の絞り込みと大幅値下げを要求した「ゴーン・シ

ョック」によって鉄鋼メーカーの再編が加速したことから鉄鋼メーカーとの関係が一時悪化したこともあった。それでも高品質で競争力の高い自動車を生産するため、日本の自動車メーカーと鉄鋼メーカーは相手の要求に対応し合って固い結束で結ばれてきた。
その代表例が引張強度が強く、板厚を薄くしても強度が確保できるため、自動車を軽量化できる高張力鋼板材だ。高張力鋼板には、材料の金属組織に特徴があり常温で鍛造する冷間プレスと、高温に加熱した鋼板を金型で急冷する焼き入れで高強度にするホットスタンプ材がある。冷間プレスは製造が難しく、海外鉄鋼メーカーからは調達できないこともあって欧米自動車メーカーの多くがホットスタンプ材を採用しているのに対して、日本の自動車メーカーは車体骨格部品などに冷間プレス材を多用している。
ホットスタンプ材は、材料を加熱する必要があるため、日本の自動車メーカーが最も気にする生産性が低い。ただ、冷間プレスは、高強度にすればするほど加工後、材料が元に戻る力が働くスプリングバックが起こって加工精度に影響する。日本の自動車メーカーと鉄鋼メーカーは協力して冷間プレスによる高精度な加工方法を開発、冷間プレスを活用することで競争力の高い自動車の軽量化を実現してきた。
また、日鉄はトヨタの海外進出に合わせて海外拠点を整備するなど、海外展開でも共同歩調をとり、トヨタは日鉄の原価低減活動に協力してきた。業界を代表する日本の企業同士が盟友と呼ぶ関係にあった。そこに最初に亀裂が入ったのが材料価格を巡る交渉だ。
生産能力が余剰となっている中国や韓国の安い鋼材価格に攻勢をかけられ続けてきた日鉄は業績が大幅に悪化。２０
２０年３月期には４３１５億円と過去最大の赤字を計上した。経営の立て直しを図るため、呉製鉄所を閉鎖するなど、生産能力を削減するリストラの推進を決めたが、同時に採算が悪化している自動車向け材料の価格是正にも動いた。か
つて日鉄とトヨタの鋼材価格の交渉は「チャンピオン交渉」と呼ばれ、国内の基準にもなっていた。しかし、業績低調
な日鉄と、グローバルで自動車生産を拡大してきたトヨタとの間でパワーバランスが崩れ、鋼材価格の交渉の主導権はトヨタが掌握した。日鉄はトヨタの厳しい要求を受け入れざるを得ない状況が続いた。
この状況が続けば、いずれじり貧になるとの危機感から日鉄は自動車向け鋼材の価格交渉で強気の姿勢に転じる。原
材料の上昇分に加え、マージンの大幅引き上げの要求に難色を示したトヨタに対して鋼材の供給量を制限することもにおわせた。半導体不足で自動車の生産が不安定化する中、鋼材の調達にも支障が及ぶことを避けるため、トヨタは２１
年下期（１０月～２２年３月）の鋼材価格の交渉で、日鉄の大幅な値上げ要求を受け入れざるを得なくなった。
カーボンニュートラルで生き残るためには
https://www.netdenjd.com/articles/-/258863?page=2
日鉄が鋼材供給量の見直しを示唆するほど、値上げにこだわったのは、カーボンニュートラル社会に向けた機運が世界的に高まる中、収益力を強化しなければ生き残れなくなるとの危機感が背景にある。鉄鉱石と石炭が原料のコークスを混ぜて燃焼させて酸素を取り除く製鉄は、日本の二酸化炭素（ＣＯ２）排出量全体の１５％を占めており、全産業の中で鉄鋼産業は最もＣＯ２排出量が多い。
コークスに代えて水素を活用して製鉄のＣＯ２排出量削減する技術の研究が進められているものの、製鉄時のＣＯ２
排出量をゼロにする技術は確立されていない。日鉄では、ＣＯ２排出量を削減する製鉄技術を実用化するのに４兆～５兆円の投資が必要になると見ている。ライバルであるアルセロールミタルや宝武鋼鉄集団は水素製鉄の実用化に向けて数兆円の投資を公表している。日鉄としても脱炭素化に向けた資金を今のうちから確保して、カーボンフリー鋼材を供給できる体制を整えなければ没落することは避けられない。
さらに日鉄が自動車向け鋼材価格の是正に執念を見せるのは、水素製鉄などの開発資金確保に加えて、将来のカーボ
ンフリー製鉄を安定的に供給するための試金石になるとみるからだ。カーボンフリー製鉄は、同じ品質であってもコークスによる製鉄と比べて製造コストが上昇する。日鉄としても従来のトヨタ主導の鋼材価格交渉のままではカーボンフ
リー化に伴うコストを回収できなくなるリスクがあると考えても不思議でない。
これまで日本の自動車メーカーと鉄鋼メーカーは信頼をベースにした持ちつ持たれつの関係を続けてきた。それを象徴するのが日本独特の商習慣だ。海外の自動車メーカーが鉄鋼メーカーから調達する際の価格交渉は年間ベースだが、日本では年２回だ。加えて価格交渉が長引いたまま新しい期が始まると、納入した後の分に遡って合意した価格を適用するという独特の商習慣がある。契約が「絶対」の海外企業には考えられない仕組みだ。
脱炭素社会で生き残るため、日鉄は自動車メーカーとのなれ合いをなくして、適正なマージンを確保した契約価格で材料を販売するという独立した企業同士の関係を築こうとしているようにも映る。だからこそ日鉄の電動車向けの“虎の子”の技術である電磁鋼板の特許に侵害しているとみる宝山鋼鉄製品を採用したトヨタに対して損害賠償と電動車の販売差し止めを求めて東京地裁に提訴した。
一方のトヨタは、中国や欧州市場で電気自動車（ＥＶ）シフトが加速する中、電動化を加速するための多額の研究開
発投資を迫られており、コスト低減による収益力の維持・強化に手を抜くわけにはいかない。主要取引先である鉄鋼メーカーとの協力関係もますます重要になる。
ただ、カーボンニュートラル社会の実現に向けて本格的な普及が見込まれるＥＶは、自動車産業の構造を大きく変える可能性がある。自動車産業は従来、開発・生産を主導する自動車メーカーを頂点に、ティア１（一次）サプライヤー、
ティア２（二次）サプライヤーなどが下層に連なるピラミッド構造の垂直統合で成り立っている。これに対して構造が簡単なＥＶの開発・生産では、複数の企業がそれぞれ得意領域の部品や素材を供給することでクルマを製造する水平分
業型のビジネスモデルによって、競争力の高いＥＶを開発・製造できるとされる。そして水平分業では、従来の自動車メーカーと鉄鋼メーカーのような持ちつ持たれつで協力する深い関係は必要なく、完成車メーカーはサプライヤーと契約によるドライな関係だけで成り立つ。
日本の自動車メーカーはサプライヤーと現場同士が協力して商品をつくり上げる「すり合わせ」開発によって高品質な自動車を製造してきたが、ＥＶではこれが通用しなくなる可能性もある。
自動車メーカーは、カーボンニュートラル時代に適した新たな関係をサプライヤーと構築していく必要がある。
（編集委員 野元政宏）

参考 2 自動車用電磁鋼板とはインターネットより採録

https://hasimoto-soken.com/archives/7325
電磁鋼板と EV：急成長の背景は？主要なメーカーは？
近年、電気自動車（EV）の普及が急速に進んでおり、それに伴い、電磁鋼板やパワー半導体など関連技術の需要も高まっています。本記事では、電磁鋼板と EV 市場の現状と展望を解説します。

電磁鋼板とは

電磁鋼板はモーターの固定子と回転子に用いられます。
固定子は電磁鋼板を打ち抜いて作られた磁心にコイルが巻かれ、外部から電流が供給されると磁場が発生します。

電磁鋼板(OGINO SUPER CUTTER より)

電磁鋼板とは、電磁力学的特性を持つ鋼板のことです。
通常、鉄と一定量のシリコンを含んだ合金で、磁気の性質が強く、高い電気抵抗を持ちます。

一方、回転子は電磁鋼板を積層して作られ、シャフトに結合されています。固定子から発生した磁場によって回転子が回転し、電気エネルギーが機械的な動力に変換される仕組みです。電磁鋼板を打ち抜き積層して回転子をシャフトに結合することで、電気エネルギー
を機械的な動力に変換する役割を果たします。
電磁鋼板は、エネルギー損失を最小限に抑えることができるため、効率の良いモーターの製造に欠かせない部品となっています。

電磁鋼板はモーターの固定子と回転子に用いられます。

なぜ電磁鋼板が注目されているのか◎ 左下のデータは、電磁鋼板の世界市場における各メーカーのシェアを示しています。
◎ 日本製鉄は、世界最大の電磁鋼板メーカーであり、約 30%のシェアを持っています。日
本製鉄は、高品質な電磁鋼板を提供しており、
特にエネルギー効率の高いモーター用途において強みを持っています。
global.toyota より◎ 2 位の POSCO(韓国)は、世界第 2 位のシェ

電磁鋼板は、急速に普及している EV のモーターに欠アを持つ電磁鋼板メーカー、NLMK(ロシア)

かせない部品であるため、EV 市場の拡大に伴ってそは、幅広い用途に対応した電磁鋼板を提供しの需要が増加しています。

ており、特に耐久性や信頼性が求められる用途に強みを持っています

日本製鉄が電磁鋼板の生産シェア首位◎ 電磁鋼板の需要の展望

EV 販売台数の推移位の実績と予測 (国際エネルギー機関（IEA）、
ブルームバーグ NEF のデータをもとに作成)

上記のデータからも分かるように、EV の販売台数は
近年急激に増加しており、特に 2025 年以降は爆発的に拡大すると予測されています。
EV の急激な増加により、電磁鋼板を使ったモーターの需要が高まっており、主要メーカーによるシェア争◎

2027 年以降、電磁鋼板の供給が追い付かない可能性がある◎ 電磁鋼板は次世代の半導体とも評されるほどの重要性を持っています。
◎ 2020 年時点での電磁鋼板の世界需要は 32

いが激化しています。

万トンですが、今後需要が高まると予想され

EV の急激な普及に伴い、モータ部品材料の電磁鋼板ており、電磁鋼板の需要は 2027 年にはに注目が集まる250 万トン(2020 年比約 7.8 倍)、2033

電磁鋼板の主要メーカーとシェア

年には 400 万トン(2020 年比約 12.5 倍)と予測されています。
◎ 2025 年以降には無方向性電磁鋼板の供給が不足し始めると予測されており、2027 年には不足量が 35 万トン超、2030 年には90 万トン超に達する可能性があります。このため、電磁鋼板の生産能力の増強や技術開発が急務となっています。

電磁鋼板の需要急増
・2027 年には 250 万トン(2020 年比約 7.8 倍)、・2033 年には 400 万トン(2020 年比約 12.5 倍)

電磁鋼板の生産量シェア

電磁鋼板の代替材料の可能性

これらの素材は、電磁鋼板に比べて軽量でありながら電磁鋼板の需要増に対応するため、代替材料の開発も高い磁気特性を持つため、モーターの効率向上や車両進められています。

の軽量化に貢献することが期待されています。

例えば、炭素繊維複合材料（CFRP）やアルミニウム

ただし、現在はまだコスト面や製造技術の課題があり、合金などの軽量素材が注目されています。

電磁鋼板の完全な代替には至っていまとめ
EV 市場の急速な拡大に伴い、電磁鋼板の需要も高まっています。
今後は供給不足が懸念される中で、新たな技術や代替材料の開発が益々重要になってくることが予想されます。
電磁鋼板と EV 市場は、引き続き注目すべき成長分野であり、関連企業や投資家にとって大きなビジネスチャ
ンスが広がっていると言えるでしょう。

参考 3
日鉄、23 年度上期に CO2 実質ゼロ鋼材販売へ 2022 年 9 月 14 日 15:0
日本経済新聞https://www.nikkei.com/article/DGXZQOUC143AH0U2A910C2000000/

日鉄は環境に優しい鋼材を販売する
日本製鉄は 14 日、2023 年度上期から二酸化炭素（CO2）排出量が実質ゼロの鋼材の販売を開始すると発表した。電炉の活用などによる CO2 の削減効果を特定の鋼材に割り当てる「マスバランス方式」を採用する。
製造業ではサプライチェーン（供給網）まで含めた CO2
排出量の削減が求められており、環境に優しい鋼材の提供で脱炭素需要に対応する。
これまで日鉄は CO2 実質ゼロ鋼材の販売開始時期を
23 年度内としていたが、今回はより具体的な時期を示した。
CO2 実質ゼロの鋼材の初年度の供給量は 30 万トン規
模で、全ての鉄鋼製品が対象となる。顧客の要望に応じ、例えば CO2 を 5 割削減した鋼材など、提供する製品の削減
量を柔軟に変更できる。
販売条件は顧客と今後詰めるが、通常の製品よりは高価になるとみられる。
具体的な CO2 の削減に向けては、22 年に稼働予定の瀬戸内製鉄所広畑地区（兵庫県姫路市）の電炉を活用する。
広畑地区では石炭を使って鋼材を製造していたが、電炉に切り替えることで CO2 排出量を抑える。
将来は水素製鉄などで CO2 排出量をさらに減らし、CO2 実質ゼロ鋼材の供給能力を段階的に引き上げる。
環境に優しい鋼材を巡っては、神戸製鋼所も CO2 排出量が実質ゼロの鋼材の販売を発表している。
マスバランス方式を用いており、すでにトヨタ自動車のレース用車両で採用された。
神戸製鋼は天然ガスで鉄鉱石から酸素を取り除いた「直接還元鉄」を活用して CO2 を削減している。
鉄鋼業界は CO2 排出量が多く、国内産業界の排出量の 4 割を占める。
脱炭素化に向けては次世代技術である水素製鉄の開発や電炉の活用が進んでいる。
実際に販売する鋼材でも環境負荷が低い製品の選択肢が増えれば、産業界全体の脱炭素化が進みやすくなる。

和鉄の道
2023.
◆たたら情報【13】

江の川沿いたたら製鉄跡 読売新聞

2023.10.27.インターネットより転記

江津で県埋文センター確認 四隅丸い高殿「類例のない形」
江津市松川町太田に所在する桜谷鈩跡の発掘調査 現説案内のニュースよりhttps://www.yomiuri.co.jp/local/shimane/news/20231027-OYTNT50077/

県埋蔵文化財調査センターは２７日、江津市松川町で、江戸時代から明治時代にかけて盛んだった「たたら製鉄」の遺跡を確認したと発表した。製鉄炉を覆う建物「 高殿 」跡は四隅が丸い長方形で、センターは「全国的に見ても類例のない形で、たたら製鉄の変遷を考える上で重要な発見だ」としている。
（松田栄二郎）発掘調査は、江の川の河川改修事業に先立ち、川に面した丘陵の裾部約７００平方メートルで６月から実施された。
殿跡は縦１５・２メートル、横１６・９メートルで、四隅が丸いことから瓦ぶきではなかったとみられる。砂鉄や炭、製鉄炉を構築する粘土を置くスペースも確認。また、１３００～１５００度の高温が必要となる製鉄炉の下部に、防湿・保温のため木炭を敷き詰めたとみられる「 本床」（長さ約７メートル、幅約１メートル）も見つかった。
また、本床の周囲から、製鉄の際に出る不純物の塊や、製鉄炉の破片なども出土した。
同センターによると、江戸時代の農学者で、地元の庄屋だった石田春律 が書いた文献に収められた周辺地図などから、この遺跡は春律が運営したことで知られる「 桜谷鈩さくらだにたたら 」跡と推定されるという。
これまで全国で発見された江戸時代から大正時代にかけて操業していた高殿の形状は、円形と正方形、長方形の三つ。
今回の発見について、センターの稲田陽介主幹は「類例のない特殊な形の高殿であることがわかり複雑な地下構造や施設配置も確認した。江の川流域のたたら製鉄と地域の歴史を考える貴重な資料だ」

島根県報道発表資料 江津市松川町太田 桜谷鈩跡（調査対象面積：700 ㎡）現地説明案内 2023.10.27.
https://www3.pref.shimane.jp/houdou/articles/160337
埋蔵文化財調査センターでは、江の川河川改修事業に先立ち、江津市松川町太田に所在する桜谷鈩跡の発掘調査を実施しています。このたび、江戸時代から明治時代にかけ製鉄を行った「たたら跡」などが確認されたことか
ら、調査成果を公開します。
１ 今年度の調査と成果⑴ 調査箇所 江津市松川町太田 桜谷鈩跡（調査対象面積：700 ㎡）（桜谷鈩跡：江戸時代の文化人で那賀郡太田村の庄屋の石田春律が経営したことで有名）⑵ 調査期間 令和５年６月～12 月（予定）⑶ 遺跡の位置 江の川に面した小丘陵の裾部に位置⑷ 主な調査成果

① たたら製鉄に用いられた「高殿(たかどの)」跡を確認しました。
高殿跡は隅丸長方形（16.9×15.2ｍ）で、全国的にみても類例のない極めて珍しいものとなります。
② 製鉄炉の地下に防湿・保温のために設けられる「本床(ほんどこ)」（約 7.0×1.0ｍ）と小舟を乾燥させるために設けられる「跡坪(あとつぼ)」などを確認しました。
③ 高殿内で、炭置き場である「炭町(すみまち)」、と砂鉄置き場である「小鉄町(こがねまち)」、炉を構築するための粘土置き場である「土町(つちまち)」などを確認しました。
⑸ 調査の意義調査の結果、類例のない特殊な平面形の高殿たたらであることがわかり、複雑な地下構造、施設配置を確認し、高殿たたらの変遷を考えるうえで重要な発見となりました。文献資料も残されている著名なたたら跡を全面調査したことによって、江の川流域のたたら製鉄と地域の歴史を具体的に考える貴重な資料を得ることができました。
２ 現地説明会の開催
・ 日時：令和５年 11 月３日（金・祝）10：00～11：30（小雨決行）
・ 開催場所：江津市松川町太田 桜谷鈩跡発掘調査現場
・ 駐車場が限られます。できるだけ乗り合わせてお越しくださいhttps://www3.pref.shimane.jp/houdou/uploads/160337/141624/92d21d
9f2684e5530728c844eecde5bf.pdf
https://www3.pref.shimane.jp/houdou/uploads/160337/141625/c84de32
c21cd85dce1f6da461f977b16.pdf

https://www3.pref.shimane.jp/houdou/uploads/160337/141626/0
c4531a09f99cde0518403fbf00f82de.pdf

インタネットに掲載された情報の転記です
Mutsu Nakanishi 2023.11.1.

和鉄の道
2023.
【14】

23iron14.pdf

添付参考資料 本文重複しているものも含めSlide Sizewでの補足収録【参考】fromkobefkobe1713A.pdf
Fkobe1703.pdfより

2.《写真ファイル》尼崎港周辺の工場街の夕・夜景を見に行く 2017.2.19.
かつて阪神重工業を支えた「鉄の町 工都尼崎」その匂いが残る工場街
その歴史 そして産業遺産をもっと大事にしてほしいなぁと。 by Mutsu Nakanishi

1. 元気をくれた故郷尼崎工場街の四角い大煙突
2. 尼崎港周辺工場街・尼崎港閘門・尼ロックの夕景
3. 尼崎の工場夜景 大浜 日油(旧日本油脂)工場の夕・夜景
最近高校生の孫娘が「尼崎の工場夜景」の写真を撮りたいので連れてゆけという。
私にとって、尼崎の工場地帯はお手の物。
でも尼崎の工場夜景というと気にして眺めたこともなし。
ちょうどいい機会と車が少ない日曜日の夕方、家内の車を足にして、デジカメ片手に孫娘をつれて尼崎港界隈の工場街や運河沿いを歩きました。
私も興味津々で、今の尼崎の工場街の写真を撮りましたので、いくつかご紹介。
尼崎で育ち、勤めも尼崎だった私。
かつては工都「尼崎」・「鉄の街」そして「阪神工業地帯の中核」などと言われ、その一翼を担っていると思っていた時代もありましたが、最近尼崎に行っても、そんな話を耳にすることも ほとんどなくなりました。
新しい街づくりが盛んに叫ばれているなかで、市役
所の職員までもが、尼崎戦後の発展を封印し、工都と公害は禁句のように言い、寂しく感じたことがある。
しかし、最近、工場の夜景に興味を持つ若者が増え、尼崎の工場夜景も、もてはやされるようになってきて、ちょっと風向きが変わってきたのかなぁ・・と思っています。
なお、尼崎沿岸の工場地帯や尼崎ロックなどの地理やの様子については下記に示しました home page
記事で 2009 年にご紹介していますのでそちらをご覧ください。
参考 2009 年風来坊・Country walk by Mutsu Nakanishi《２月 陽だまりハイク》 工都 尼崎 を支えた「尼崎港閘門（尼ロック）」Walk. 2009.2.4.
http://www.infokkkna.com/ironroad/2009htm/iron5/0903amrk00.htm
阪神重工業を支えた「鉄の町 工業都市尼崎」その歴史そして産業遺産をもっと大事にしてほしいなぁと。

1. 元気をくれた故郷尼崎工場街の四角い大煙突
尼崎の工場地帯にある四角の大煙突 見上げる堂々とした姿に元気をもらう
かつて工都「尼崎」の象徴として、「南の空にクモクと噴煙をあげる大煙突が幾本も林立する姿」
尼崎の南の空にそんな煙突群がみられる姿がなくなって、寂しく思っていましたが、工場が立ち並ぶ五合橋筋の港の運河にかかる東高洲橋の際に、堂々と立つ四角の大煙突。
そのたくましさは あたらしいクリーン尼崎の象徴か・・・
元気を掻き立てられ、煙突群がなくなって 寂しいとは もう言うまいと。

2. 尼崎港周辺工場街・尼崎港閘門・尼ロックの夕景

3. 尼崎の工場夜景 大浜町 日油(旧日本油脂)工場の夕・夜景23iron15.pdf【鉄の話題 知らなかった言葉「腐植酸鉄」 生物多様性からの恩恵（生態系サービス）へのかかわり 】
和鉄の道
季刊 新日鉄住金 Vol.24. (2018) P12 インターネットより
2023.
【16】

鉄は海を救う! 海のゆりかごを育む森や川とのつながり
https://www.nipponsteel.com/company/publications/quarterly-nssmc/pdf/2018_24_12_13.pdf

【「鉄は海を救う」の参考記事】

Features グローブライドの取り組み

山間の森から海へと運ばれる“鉄” 森を守る理由がここにある 2022.11.21
https://www.globeride.co.jp/features/page9
山と海はつながっている 。
〝山間の森〞を守ることが海藻類の生育を助け、豊かな〝海の森〞をつくるという事実。そして、海の生態系を守るカギは森が育む「フルボ酸鉄」であるということ。
あまり知られていないことだが、そもそも地球上のほとんどの生きものは、元素レベルで“鉄”がなければ生きていけないのだ。
山と海をつなぐ“鉄”の役割を知れば、森を守らなければならない理由も見えてくるだろう。
この山と海とのつながりについて、北海道大学名誉教授
であり環境科学研究者：松永勝彦氏に“鉄”をキーワードに説明をいただいた。

写真提供：松永勝彦氏

Q. 「フルボ酸鉄」とは、どういうものですか？
どのように森で育まれ、海に届けられるのでしょうか？
A. 山の森が豊かであれば、その土壌も豊かなものになります。森林土壌では、土壌生物が落ち葉や枝などを二酸化炭素と水に分解しますが、その際に分解されず残った有機物質からフルボ酸という腐植物質ができます。
このフルボ酸は金属と結合しやすいため、土中の鉄成分と強く結びついて「フルボ酸鉄」となるのです。そして、土中の「フルボ酸鉄」は雨が降るなどして川に運ばれ、河川の流れに乗って海へと届けられます。

Q. 森が育む「フルボ酸鉄」がカギとなり、海の植物プランクトンや海藻が鉄を取り込む仕組みを教えてください。
A. 海の豊かさを実感できる指標の一つが魚介類の豊富さです。
そのためにはエサとなる植物プランクトンや海藻を増やす必要があります。そして植物プランクトンや海藻を増やすためには、光合成と鉄が必要なのです。
というのも、植物プランクトンや海藻は光合成生物で、水と二酸化炭素、太陽光によって光合成を行い、成長し増殖します。その時、必要なのが栄養塩（硝酸塩、リン酸塩、ケイ酸塩）です。
中でもタンパク質の合成に使われる硝酸塩を取り込むには、先に鉄を取り込む必要があります。
さらに鉄は、光合成色素の生合成にも使われるため必要不可欠なのです。
ほとんどの栄養素が海水中では取り込みやすいイオンの状態になっているのですが、鉄そのものは粒子として存在します。しかし粒子は大き過ぎて、細胞内に取り込むことができないのです。
では、海にいる植物プランクトンや海藻はどうやって“鉄”を吸収しているのか･･･、

そのカギとなるのが山の森から海に流れ込んだ「フルボ酸鉄」なのです。
「フルボ酸鉄」の大部分はコロイド※の状態で存在しますが、イオンと同じような動きをします。そのため、植物プラ
ンクトンや海藻はフルボ酸鉄から鉄だけを受け取って細胞に取り込むことができるのです。下流域の河口近くで生きものが豊富なのは、森から河川を通じて「フルボ酸鉄」が運ばれてくるためです。
※コロイドとは、イオンと同様の動きをする超微細な粒子のこと
Q. 山の森から流れてくる「フルボ酸鉄」が海の食物連鎖の始まりとなり、海の生態系を支えているのですね。
この森と川、そして海のつながりを知ることは大事ですね。
A. 森の落ち葉は土壌生物により分解され、腐植土をつくります。
その栄養をもとに草木が育ち、虫や鳥、小動物が集う。
さらに、腐植土は雨を一時的に蓄え、ゆっくり川を通して海に「フルボ酸鉄」を供給します。
フルボ酸鉄」が海の生態系を豊かに育み、そして海から蒸発した水
蒸気は雨となり、再び森に降ります。
こうして森と川、そして海はつながり、循環し続けているのです。
Q. “鉄”は私たち人間にも欠かせないものようですね。
A. そうです。赤血球のヘモグロビンは主に“鉄”とたんぱく質からできており、“鉄”があるからこそ身体の隅々まで酸素が運ばれるのです。“鉄”は陸上の植物・動物にも欠かせません。
“鉄”は生命の根幹となるもので、森と海の関係は、すべての生きものはつながり、支え合う関係であることを私たちに教えてくれます。
Q. 森を守ることが海を守り、海を守ることが森を守ることになるというワケですが、先生がお考えになる理想の森とは、どのような森でしょうか？
A. 広葉樹と針葉樹の混交林です。
杭を打ち込むような針葉樹の根と、ネットのように斜面を包み込む広葉樹の根が両方あることで、土砂崩れを防げるのです 。
植林された人工林を間伐すると、鳥、小動物、熊が運んだ種から広葉樹が芽を出し、混交林になっていきます。
広葉樹が育てばその実が動物の食料になりますから、人間と動物が共存しやすくなるでしょう。
今、地球温暖化など環境は悪化の一途を辿っています。
山を守ることが海を守る。私たちはもっと大きな視点で、自然と向き合う必要があると言えるでしょう。
人間はまだ引き返せるのか、それとも･･･もう後戻りできないのか。今、ちょうどその分岐点にいるのかもしれません。
地球上のほとんどの生きものは“鉄”がなければ生きてはいけません。
生命維持に必要なメカニズムに“鉄”は元素レベルで不可欠な役割を果たしています。
そして、その“鉄”の供給源が山間の森にあります。
もちろん「フルボ酸鉄」は森だけでなく、湿地や水田などにも含まれていますが、山間の森に降り落ち染み込んだ水が川となり海に流れ込んでいることを考えますと、その源である森を守らなければならない理由がわかることでしょう。
森から海へと運ばれる“鉄”の存在。森を守る理由は、まさにここにある。

2023

23iron16.pdf【鉄の話題 12 月】 脱炭素社会構築のために インターネット資料収集より

第 28 回国連気候変動枠組み条約締約国会議（COP28）開催

この地球暴走を止められるでしょうか? 止めねばならぬ 独りよがりではどうにもならぬ

2023 年 11 月 30 日 UAE ドバイで COP28 が開催され、岸田首相他が出席した。
先進８ケ国の中で、世界と一歩距離を置いた取組を進めてきた日本
今回 具体的な進捗が話し合われる中 日本の立場はどのように捉えられているのでしょうか・・・・・
また、日本は今までの取組方針を転換するのか…
前回日本は化石燃料のストップ取組に消極的として、おおきな批判を浴びた。
そして、本年の COP28 ロシアのウクライナ侵攻・イスラエルのパレスチナ侵攻による世界的な:原油・天然ガスの高騰に加えて、中国の大国意識の高まりの中で、世界の工場と言われた中国経済の著しい減退の世界的なダブルパンチの中で、世界は物価の高騰と先行き不安に見舞われた。
巨大投資を必要とする脱炭素 再生エネルギープロジェクトへの投資の見直しに世界各国が見舞われている。
一方 地球温暖化による気候変動による地球館環境変化と自然災害の激甚化が誰の目にも見える状況
世界各国の懸命な努力にもかかわらず、炭酸ガス排出量低減の歯止めがかかっていない状況
人類がもたらした地球環境変化がもはやとめられない「地球暴走」の縁に立っているという。
日本はどうなのか…・ 腹の座らぬその場しのぎの対応 迷走が続く・原子力エネルギーは老朽化した原子炉の再生再稼働。そして脱炭素社会の主力エネルギ-の中心と声高に叫ぶ電力会社 あのもう原子力発電所の新設なしの基本政策はどこにいったのか・・・
・石炭火力は日本の新技術で、石炭使用量の削減を図る。 この技術で世界の石炭火力の炭酸ガス削減に寄与するという。 それはそうですが、世界が目指す化石燃料使用ストップの道にはほうかむり。
同じことは石油についても同じ。日本の化石燃料使用ストップへのロードマップは放火無理のまま。
日本があおるのはカーボンクレジットの虚業ビジネスのみか?。
もう 先進国の看板はずしたのか・・・・・と。
日本の立場は理解するが、それこそ国が旗ふるトップ政策にはみえぬ。
迷走する日本が日本の脱炭素のほころびとして 、見え隠れ。
そんな中で開かれた COP28 世界はどう動くのか 日本はどう動くのか…興味津々でながめている。
でも そんな中で、迎えた師走 政治はまたまた 課題に向き合うことのないドタバタのむなしい政治
日本の未来にかける新しい社会・産業骨太のアプローチはないのかと。
コロナ禍後の外人観光 インバウンドと大阪万博??。 日銀の金庫には 国債 負債・借金の山がさらに急増中
誰かが 言ってましたが、「お金は お札を刷ればいくらでも作れる。国内が回ればどうにでもなる」と。
今のままでは やがて 海外から買っているエネルギー・食料が買えなくなる。
日本人は みんな 出稼ぎで 海外ではたらくようになるのか・・・・・・ 」そんな妄想までする今日です
２０50 年 CO2 ニュートラルへ向けて 日本はどんな進捗を報告をし、世界はどう見ているのか…
「井の中の蛙」日本 インネットに掲載されたニュースを拾い読みし、現況を頭に・・・・・。

２０50 年 CO2 ニュートラルへ向けて 日本はどんな進捗を報告をし、世界はどう見ているのか…
「井の中の蛙」日本 インネットに掲載されたニュースを拾い読みし、現況を頭に入れたいと。

1.

日本経済新聞 2023 年 12 月 2 日 社説 アジアの脱炭素へ協力深め世界に貢献を
https://www.nikkei.com/article/DGXZQODK01B120R01C23A2000000/
岸田文雄首相はアラブ首長国連邦（UAE）のドバイで開催中の第 28 回国連気候変動枠組み条
約締約国会議（COP28）の首脳級会合で演説した。アジアの脱炭素化を主導する考えを表明した。
気候変動対策の行方を左右するのは世界の二酸化炭素（CO2）排出量の約 6 割を占めるアジアの取り組みだ。日本の脱炭素技術や省エネ
ルギーのノウハウを積極的に移転し、削減に貢献すべきだ。

COP28 首脳級会合で岸田文雄首相はアジアの脱炭素化に貢献する意向を示した=1 日、ドバイ（共同）アジアは日本と同様、電源に占める石炭火力発電の割合が高い。太陽光や風力の適地が少なく、再生可能エネルギーの大幅な拡充は難しい。

首相が触れたアンモニアや水素の活用は日本が技術開発で先行する。現実的な選択肢だ。
日本は特殊な国債を出し、世界銀行とアジア開発銀行の信用リスクを補完する。融資余力を合計 90 億ドル規模
ほど広げるという。だがインドや東南アジアだけでも年間 5000 億ドルが必要とされ、欧米の支援を含めても足りない。民間投資も大幅に増やす必要がある。
政府は日本企業の事業展開を促す支援策づくりを急ぐべきだ。
アジアでは、補助金や税優遇といった政策も十分ではない。日本が主導するアジア・ゼロエミッション共同体（AZEC）を通じ、政策ノウハウの提供や人材育成を進めることも重要になる。
まず何よりも、国内の脱炭素をより進めることが不可欠だ。
日本はガソリンや電気、ガスへの補助金など脱炭素に矛盾する取り組みも目立つ。
国際社会から二枚舌とみられかねない状況だ。
演説では、排出削減対策が未対応の石炭火力について 新規の建設を終了することも表明した。
既存施設については言及しなかった。
世界の潮流は脱化石燃料だ。
アンモニアや水素の混焼を使いながらも、石炭を燃やす量をできるだけ減らす姿勢を見せてほしい。
日本は 2013 年度比で CO2 を約 20%削減した。
30 年度に 46%という目標の半分近くで「さらに高みを目指す」という。
しかし、各国の中央銀行や金融当局で構成する気候変動リスク等に係る金融当局ネットワークなどの分析によると、進捗状況は主要 7 カ国（G7）の中で最も遅れている。
最新の空調機器や製造装置への更新、住宅への太陽光パネル設置、建物の断熱性向上など、まだできることは多い。脱炭素技術の普及も進めながら削減実績を積み上げることが重要になる。
〈 太字部分は 論旨のまとめ部分他 気になったところを 私が太字にしました 〉

2. COP28 岸田首相園説の世界の反応
岸田文雄首相演説に「化石賞」 COP28 で環境団体 2023 年 12 月 4 日 日本経済新聞よりhttps://www.nikkei.com/article/DGXZQOUA033QI0T01C23A2000000/【ドバイ=共同】気候変動枠組み条約第 28回締約国会議（COP28）に絡み、世界の環境団体でつくる「気候行動ネットワー
ク」は 3 日、対策に後ろ向きな国に贈る「化石賞」に日本を選んだと発表した。
石炭火力発電などを重視しているにもかかわらず岸田文雄首相が1日の首脳級会合で「世界の脱炭素化に貢献する」と演説したことを問題視した。
日本政府は火力発電の脱炭素技術として、
燃焼時に二酸化炭素（CO2）を出さないア
ンモニアなどを燃料に混ぜる実証段階の技術に期待を寄せる。岸田首相も演説で、東
南アジアなどへ展開する取り組みをアピー

COP28 の会場で、日本が「化石賞」に選ばれた授賞イベント（3 日、アラブ首長国連邦ドバイ）=共同ルした。
これに対し同ネットワークは、CO2 削減効果が乏しいとした上で「国内やアジア全域で石炭とガスの寿命を延ばそうとしており、グリーンウォッシュ（見せかけの環境対応）だ」と批判。
自然エネルギーへの移行を遅らせ「世界の再生可能エネルギー容量を 3 倍にする目標の達成へのハードルを高める」と指摘した。
COP28 の会場で授賞式を模したイベントを開催。化石賞は会期中に複数回、発表される見通し。

3. 2023.12.6. 神戸新聞 社説「気候対策強化する議論に」
https://www.kobe-np.co.jp/news/paper/morning/202312/0017101619.shtml
私にとっては COP28 の議論解説のまとめとして理解しやすかった社説です
国連気候変動枠組み条約第２８回締約国会議（ＣＯＰ２８）が、ア
ラブ首長国連邦（ＵＡＥ）のドバイで始まった。
１２日までの会期で、深刻化する地球温暖化を抑えるため、温室効
果ガスの排出削減策などについて各国の首脳や閣僚らが話し合う。
開催に先立ち、国連環境計画（ＵＮＥＰ）は、世界の温室ガス排出量が前年から１・２％増えて過去最多になったと報告し、早期の脱炭素を訴えた。グテレス国連事務総長も温暖化対策の「飛躍的な強化」を求める。会議では参加各国が実効性のある議論を深めなければならない。
最大の議題は、世界の温暖化対策の進捗（しんちょく）評価だ。
今回初めて実施される。産業革命前からの気温上昇を１・５度に抑える「パリ協定」の目標に対し、現時点でどの程度の水準にあるかを検討する。
今の対策では目標は達成できないとする分析も既にある。
進捗評価は科学的で公平であることが求められる。
各国は結果を真摯（しんし）に受け止めてもらいたい。
神戸新聞社説 拡大全文

今年の先進７カ国首脳会議（Ｇ７広島サミット）では、化石燃料の段階的廃止を加速させるとする共同声明を出した。ＣＯＰ２８では、段階的廃止について新興国や途上国を含めて合意できるかが注目される。
化石燃料の中でも二酸化炭素（ＣＯ２）排出量の多い石炭を巡っては、フランスと米国が主導して石炭火力発電からの転換を加速させる有志国連合が発足した。
日本は会議前に参加する意向を示していたが、最終的には見送る判断をした。
首脳級会合に出席した岸田文雄首相は、排出削減対策が取られていない新規の石炭火力発電所の建設を終了していくと表明した。だがその年限を示さず、既存施設の廃止にも言及しなかった。日本は昨年に続き、温暖化対策に後ろ向きな国に世界の環境団体が贈る「化石賞」に選ばれた。
石炭火力に頼る姿勢への厳しい視線を重く受け止めねばならない。
看過できないのは、世界の原子力発電容量を２０５０年までに３倍にするとの米国の宣言だ。
日本、ＵＡＥなど約２０カ国が賛同した。原発は発電時に温室効果ガスを出さないが、事故のリスクや放射性廃棄物の処理など課題も多い。
東京電力福島第１原発の事故を経験した日本は、脱炭素と脱原発の両立に向けた議論を先導すべきではないのか。
議長国のＵＡＥは、再生可能エネルギー容量を３０年までに３倍に増やすとする有志国誓約をまとめた。
１００カ国以上が加わり、日本も賛同した。会議の一つの成果と言えるものの、有志だけでは十分ではない。
各国が立場の違いを超え、全締約国で採択する合意文書に、踏み込んだ目標を明記する努力を求める。

【COP28】日本は再生可能エネルギーを 2030 年までに今の 3 倍に増やせるのか？
日本における 2022 年時点の再生可能エネルギーの電源比率は「22.7%」と誇るが……
今回の COP28 は、世界の再生可能エネルギーを 2030 年までに 3 倍（2022 年比）に増やすことを議長国が提言したことでも話題となっています。
日本における 2022 年時点の再生可能エネルギーの電源比率は「22.7%」。
その数字を、果たして 2030 年までに 3 倍に増やすことは現実的なのか？
再生可能エネルギーの主たる電源である「太陽光発電」「洋上発電」の普及が今一つ伸びない現状。
日本の再生可能エネルギーの電源比率は「20%を超えた」と誇っていてはそれこそ「井の中の蛙」
ヨーロッパやアメリカではすでに 30%をはるかに超えつつあるという。
現状 石炭火力・原子力そして再生可能エネルギーの３本柱とする日本。
今もって 世界取組から周回遅れの感じがする。
一方 気候温暖化と激甚災害はもう抜き差しならぬ状況 異常気象・漁獲そして日本の自然・野生動物の動きの変化も明らか。日常の社会生活にも大きな影響が出始め、その影響は急速に拡大している。
今 この異常を国内課題として受け止め、解説よりも今 取組む道を国民にも具体的に示さねば、世界と強調できぬ。そして 世界と協調しなけれはもう戻れない局面にあると認識せねば・・・・・。
井の中の蛙でいれば、それこそ世界・地球がドツボにはまってしまう危機的局面にさしかかっている。
もう 生活が制限されても、この地球温暖化対応にそれぞれが取組む必要があるだろう。
2023.12.8. From

Kobe Mutsu Nakanishi参考 A

アメリカの太陽光・風力発電量、来年初めに石炭火力を上回る見通し
税控除通じ再エネ拡大

読売新聞オンライン 2023/12/13 17:14

www.yomiuri.co.jp/economy/20231213-OYT1T50195/【ワシントン＝田中宏幸】米エネルギー情報局（ＥＩＡ）は１２日、米国で太陽光と風力の発電量が２０２４年に初めて石炭火力を上回るとの見通しを発表した。
バイデン米政権は気候変動対策を最優先課題に掲げており、今後も再生可能エネルギーによる発電量の拡大は続くとみられる。
ＥＩＡによると、太陽光と風力を合わせた発電量は、
２４年に６８８０億キロ・ワット時となり、２３年から約１６％増える見込みだ。太陽光発電設備が２
３年中に２３ギガ・ワット、２４年は３７ギガ・ワ
ット分設置されるとしている。石炭による発電量は、
２３年の６６９０億キロ・ワット時から２４年には約５９９０億キロ・ワット時へと減少する。米国内で石炭火力発電所の閉鎖が続いていることが背景にある。

米カリフォルニア州に設置されたソーラーパネル＝ロイター

バイデン政権は、気候変動対策に３６９０億ドル（約５４兆円）を投じるインフレ（物価上昇）抑制法の税額控除などを通じて再エネの拡大に取り組んでいる。
参考図 石炭での発電量を減らす代わりに再生可能エネルギーの割合を増やしていますが、全然足りず。
米国エネルギー情報局(米国エネルギー庁のサブ組織)によりますと天然ガスの使用量がまだまだ増えそうです。

COP28 結果報告

4.

2023/12/14

https://www.wwf.or.jp/activities/activity/5497.html
長文の報告書ですが、私にとっては COP28 で具体的にどんな内容の検討を知る貴重な報告です
世界の 200 近い国々が協力して脱炭素化に取り組むことを約束したパリ協定。この実施や追加ルールを議論する国連気候変動枠組条約締約国会議（COP28）が、
アラブ首長国連邦（UAE）
ドバイにて、2023 年 11 月 30 日～12 月 13 日に開催されました。 COP28 は初日に、長年の課題であった、気候変動による「損失と損害」を救済していく基金の運用化に合意して幸先の良いスタートを切るも、その後の交渉は難航し、会期を延長して合意にたどり着きました。直接的な化石燃料の段階的廃止の言葉は入らなかったものの、2050 年ネットゼロを達成するべくエネルギーシステムにおいて化石燃料から転換していくことに合意して終了しました。

化石燃料からの転換に合意！
世界有数の産油国アラブ首長国連邦で開催された COP28 で最も注目されたのは、パリ協定史上初めて温暖化を進める
最大要因としての化石燃料の廃止に合意できるかどうかでした。
交渉は難航しましたが、結果として会期を一日延長し、化石燃料を名指して、エネルギーシステムにおいて転換していくことに合意しました。
「2050 年までにネット・ゼロ（温暖化ガス排出実質ゼロ）を達成するために、公正で秩序だって衡平な方法で、エネ
ルギー・システムにおいて化石燃料を転換していく、この重要な 10 年にその行動を加速させる」と明記しました。
激しい交渉の末に合意された文章なので、回りくどい表現にはなっていますが、2050 年までにいわゆる脱化石燃料を実現させ、特に 1.5 度に気温上昇を抑えるために必須である 2030 年頃までのこの 10 年間に行動を加速させる、という文言です。
実はこの最終合意に至るまでに議長案は二回出されているのですが、当初の案では「化石燃料の段階的廃止」という明確な表現が入っていました。ところが会議終盤に出された 2 回目の案では、著しく弱められて、化石燃料の段階的廃止という言葉はすべて消えて、各国が化石燃料の消費と生産を削減することを含めて自由に選べるようなテキストになってしまいました。
この 2 回目のテキスト案には、欧州連合を始め、小島嶼国連合や先進的なラテンアメリカ諸国連合が大きく反発し、小島嶼国の代表は、「これでは死刑執行書だ」と涙ながらに語りました。交渉は夜を徹して行われ、会期も延長された翌日の朝に出てきた最終案では、2050 年までに化石燃料から転換していくとなっており、これで最終合意となったのです。
2021 年のイギリス COP26 で、初めて石炭火力からの段階的削減に合意されましたが、昨年のエジプト COP27 では、それ以上の進展はありませんでした。今回の COP28 では、パリ協定が合意された 2015 年には考えられなかった化石燃料を名指ししての削減に合意されたことは、歴史的転換点と言っても過言ではありません。
COP28 の合意では、太陽光や風力といった再生エネを 30 年までに現状の 3 倍に拡大させる目標や、エネルギー効率
改善を倍増させることも明記されました。約 200 ヶ国が参加するパリ協定の COP28 の成果文書に入ったことで、化石燃料から再生エネルギーへの転換はさらに加速することが見込まれます。
当初は世界有数の産油国であるアラブ首長国連邦がホストとなる COP28 において、果たして脱化石燃料へ向けて合意できるのか危ぶまれていましたが、
アル・ジャベール議長は最大の成果としてこのエネルギーの合意を誇っていました。
名実ともにエネルギーCOP となった COP28 は、弱いながらも化石燃料からの転換を象徴する成果を上げたと言えます。

2025 年提出期限の次国別目標（NDC）に向けてのメッセージ
2015 年にパリ協定が策定された当時から、このままの各国の取り組みでは、最終目標である「世界の気温上昇を 1.5

度に抑える」ことには届かないと分かっていました。
このため、パリ協定は、一方では、5 年ごとに世界全体の取り組み進捗を評価し、もう一方ではそれを踏まえた各国の削減目標等を 5 年ごとに提出しなおさせるという 2 つの 5 年サイクルを設けることで、不断の改善を各国に促す仕組
みを組み込んでいます。
このうちの前者、「5 年ごとの世界全体での取り組み進捗評価」が「グローバル・ストックテイク」と呼ばれ、今回のCOP28 で、その最初の結論を出すことになっていました。
実は、前述した「化石燃料の段階的廃止」もこの文脈で議論がされたのですが、グローバル・ストックテイクの結論としての決定には、もう一つ大事な箇所がありました。
それは、次の各国の削減目標（2025 年が提出期限）に向けたメッセージです。WWF が重視していたポイントとして
以下の 2 つがあります。
一つは、2023 年 4 月に発表された IPCC 第 6 次評価報告書（AR6）で示された、世界全体で必要な削減水準がしっ
かり書き込まれること。特に、気温上昇を 1.5 度に抑えるためには、「2035 年までに GHG 排出量を 2019 年比で60％削減が必要」という点です。
もう一つは、その知見を、各国がそれぞれの次の削減目標にしっかりと反映させることを促す、なるべく強い表現が盛り込まれること。パリ協定における各国の削減目標は、NDC（国ごとに決定する貢献）と呼ばれる文書に書き込んで提出することになっており、これはその名の通り、各国が自分たちで決めます。このため、各国に特定の目標水準を強制することはできません。それでも、各国が上記の「必要な削減水準」をしっかりと考慮することを、どれだけ強く言えるかが問われていました。
交渉の中盤から、過去の決定以上に強い表現は案からはもれてしまい、新しい決定にはなりませんでしたが、それでも、
2035 年に世界全体で必要な削減水準である 60％への言及は入り、かつ、各国の次回の削減目標を含む NDC 提出時に、どのようにグローバル・ストックテイクからの結果を考慮したかの説明が必要ということが、特だしで言及されました。合意文書の片隅に見られる小さな文言ですが、日本も含めた各国にとって大事な一歩となりました。
カーボンマーケットの国際基準
パリ協定 6 条は、いわゆる国際的なカーボンマーケットのルールを決める条項です。6 条 2 項は、二国間などの分散型のカーボン取引、そして 6 条 4 項は、京都議定書時代のクリーン開発メカニズム（CDM）の跡を継ぐもので、国連主導型のカーボンメカニズム、さらに 6 条 8 項は、非市場型のメカニズムのルールを決めるものです。
今回注目されたのは、
6 条4 項において、大気中から温室効果ガスを除去するいわゆる除去クレジットの取り扱いです。
6 条 4 項監督委員会が一年かかって検討した結果が提案として提出されましたが、結論から言うと、6 条 2 項、4 項、8 項のすべてにおいて、結論は出されず、先送りされて終了しました。
クレジット取引は民間市場が先行していますが、6 条のルール作りの議論は、民間市場においても何をもって品質の良いクレジットとなるのかを理解するのに非常に役立ちます。中でも熱帯雨林減少防止などの排出回避系は、6 条 2 項においても 4 項においても国際議論の中では否定的です。
こうして 6 条の合意が延期されていく理由の一つに、国際的にクレジットによるオフセットに対する忌避感が挙げられます。まずは 2030 年などに向けた短期目標は、クレジットによるオフセットに頼らず、自らきちんと半減させていくことが求められます。

気候変動の影響へ対応するための 2 つの合意
今回の COP28 会期序盤での最大のサプライズは、なんと言っても、気候変動影響からの「損失と損害」を防ぎ、救済するための基金を運用していくことについて、会議初日に合意が成立したことでした。
気候変動からの悪影響に特に脆弱な途上国を支援する「損失と損害」基金の設立は、前回の COP27 での大きな成果の一つでした。今回の会議ではそれを運用化していくための詳細事項の合意が期待されていました。どの機関がこの基金を管理するのか、誰がお金を拠出するのか、様々な論点についての交渉が特別な委員会で 1 年間継続され、今回の会議でも交渉が難航すると思われていましたが、会議初日に合意が成立し、そのおかげで他の重要議題により議論を集中できる余地が生まれたことは大きな効果でした。
議長国の UAE やドイツが、それぞれ 1 億ドルという巨額の金額拠出を表明（日本は 1000 万ドルを表明）したことを踏まえると、おそらく会期前から相当な政治的な駆け引きがあったものと思われます。最も大きな被害を受ける人々への支援に向けて、貴重な一歩となりました。
もう一つ、気候変動からの悪影響を抑えるための取り組みとして、今回の COP28 で決めなければならなかった議題として、「適応のグローバル目標に関する枠組み（フレームワーク）」というものがあります。
適応は、気候変動の原因である CO2 排出量を減らすための「緩和」対策に対し、気候変動の影響に備えて、抑えていくための対策として大事な分野です。気温上昇や降雨量増加、干ばつなどを見込んだ災害・防災計画から、感染症拡大防止対策、農業における作付時期変更や高温耐性の強いものを育てることなど、幅広い「適応」対策が存在します。
しかし、CO2 排出削減などの「緩和」対策と比較すると、注目度という点では劣っていたのは確かです。顕在化してしまっている気候変動影響を前に、世界的な目標を設定し、その中で各国が協働して取り組み体制を改めて整備することで、取り組みを強化していこうというのが今回の「適応のグローバル目標に関する枠組み」の合意という議題でした。
この議題では、目標の設定方法について各国の意見の食い違いがあった他、資金支援についての項目を入れたかった途
上国と、それを警戒した先進国の間での対立が最後まで尾を引きました。
延長日まで難航した交渉の結果、成立した同「枠組み」は、それでも、水資源・水災害、食料・農業、健康、生態系・
生物多様性、インフラ、貧困、遺産保護などの分野別の 2030 年までの目標を設定しました。また、適当対策の段階ごと（脆弱性の評価から始まって、計画・実行・モニタリングまで）の 2030 年目標も設定しました。今後 2 年間でこれらの目標をどのように計測していくかを検討する作業計画の発足も決めました。
しかし、資金支援については、一般的な呼びかけにとどまり、新しい要素は少ない合意となり、途上国からは不満の声も聞こえました。

非国家アクターに求められる役割の深化
交渉の外では、昨年をはるかに超える多くの企業、自治体、大学や研究機関、若者団体、先住民族、NPO/NGO など、
いわゆる「非国家アクター」とよばれる組織や団体が存在感を発揮していました。
グローバル・ストックテイクの成果が、これから各国において策定される次期 NDC をより高い野心に導く強いメッセージとなるよう、政府間交渉にできるだけ大きくポジティブな影響を与えるためです。
■ 12 月 1 日から 2 日にかけて、COP 議長国による公式プログラムとしては初めて、地域気候行動サミットが開催されました。
自治体の首長をはじめとする都市や地域のリーダーたちを招いて行われたこのサミットは、各国の取り組みを加速する
ために欠かせない地域との連携、地域が果たせる役割をリーダーたちが議論。このサミットで起ち上げが発表された「高い野心のマルチレベルパートナーシップ連合（CHAMP）」には、日本を含む 63 か国が賛同し、次期 NDC の策定を各
国の都市や地域の知見を取り入れながら進めていくことを約束しました。これから 2025 年に向けて、ここで約束されたことを各国がいかに実行に移し、地域とともに高い野心を生み出せるか重要です。
一方では、非国家アクターのネットゼロ実現に向けた取り組みの「質」を追求する動向に深化が見られました。
昨年の COP27 では、グテーレス国連事務総長の呼びかけにより集まったハイレベル専門家グループが、非国家アクターのネットゼロ宣言のあり方に関する提言書を発表。非国家アクターのネットゼロ宣言の「質」がより一層問われるよ
うになっていました。
■ 12 月 2 日、ハイレベル専門家グループのメンバー数名と責任投資原則（PRI）や国連環境計画金融イニシアティ
ブ（UNEP-FI）などいくつかの機関が関わり「ネットゼロ政策に関するタスクフォース」の立上げが発表。
このタスクフォースは、提言書の主旨である非国家アクターによるネットゼロ宣言の信頼性と説明責任を確実にしていくため、それに資する政策や規制を推進することを焦点としています。
昨年の提言書が単なる提言に終わらず、非国家アクターのネットゼロ宣言の質を担保する実質的な国際スタンダードとなるよう、タスクフォースは必要な情報や技術的サポートを提供していく役割を担います。さらには政策や規制が非国
家アクターの信頼性ある取り組みを加速させるドライバーとなるよう、政策立案者や規制当局との連携も進めていくことが期待されています。
■ また同じく 12 月 2 日、世界首長誓約（GCoM）と世界資源機関（WRI）が、同提言書の内容に基づき、都市や地域向けにより具体的な提言書を発表。

これは自治体がネットゼロ宣言を行い、信頼性と説明責任を担保しながら、その実現に向けた施策を実行していく上での指針となります。
こうした進展により、非国家アクターのネットゼロ宣言や取り組みは、国際的なスタンダードのもとで「質」が追求され、グリーンウォッシュ（見せかけの環境配慮）かどうかの判断はさらに明確になっていくでしょう。
また、脱炭素に必要な政策や規制は、非国家アクターから求めていくものであるという機運も高まっています。各業界団体や政府に対し、1.5 度目標に整合する方針や政策を求める、いわゆるロビイングやアドボカシーを、企業や自治体が自ら積極的に行うことも、非国家アクターがとるべき取り組みの重要な一部として評価されるようになりました。
脱炭素社会の実現に取り組む非営利団体の連合体 We Mean Business は、COP28 に向けて「Fossil To Clean」キャンペーンを開始。キャンペーンの一部として行われた政府に対し化石燃料からの脱却を求める公開書簡には、12 月
3 日時点で、年間収益約 220 兆円に相当する 200 以上の企業が世界中から賛同しています。
■ 12 月 5 日には、日本の非国家アクターのネットワーク「気候変動イニシアティブ」に参加する 186 の企業や自治体、団体が、政府に対しカーボンプライシング政策の改善を求める提言書を発表しました。これから企業や自治体な
どの非国家アクターには、自らの削減の取り組みに加え、それを実現するサポートや変容を求め、政府や業界団体をも説得していくリーダーシップが問われていくことになるでしょう。
このように、COP28 では企業や自治体などの非国家アクターに求められる行動や考え方が急速に深化していることが感じられました。COP28 で得られた成果を、各国における今後の次期 NDC の策定や政策の発展にどのようにつなげていくことができるのか。それは、政府だけでなくあらゆる非国家アクターを含む社会全体がどれだけ気候危機への対策に主体的に行動をしていけるかにかかっています。

日本はどう受け止めるべきか
今回、曲がりなりにも化石燃料からの転換の方向性が国際社会の総意として決まったことを受けて、日本としてもそれに応じた、国内対策および海外への支援対策を実施していかなければなりません。
国内でのカーボンプライシングをはじめとした実効的な脱炭素対策に加え、海外支援においても、
アンモニア発電のような石炭火力延命策から地道な再エネ・省エネへと重点をシフトしていくべきです。
また、今回のグローバル・ストックテイクを受けて、日本としてもそれを踏まえた次の削減目標を準備していかなければなりません。
2035 年 60％（2019 年比）を最低基準とした削減目標の準備に向けて、早期に国内検討を始めるべきです。
ＷＷＦジャパン気候グループ コメント
小西雅子
「温暖化の最大要因として化石燃料を正面からとらえ、2050 年ネットゼロの達成に向けて化石燃料から再エネなどへ転換していくことに 200 ヶ国が参加するパリ協定において合意したことは、歴史的転換点と言っても過言ではないと思います。もちろんもっと明確に化石燃料廃止を明示した方がベターでしたが、それでも 2015 年にパリ協定が大変な交渉の末に成立した時には、とても脱化石燃料を合意できる日が来るとは想像できなかったので隔世の感があります。
化石燃料ではなく再エネこそが主流エネルギー、それが世界の総意です！」
山岸尚之「今回の COP は、化石燃料から脱却していく方向性を明確に示したという点では大きな転換点と言えます。しかし、それは実施されてこそ。これからは、今回の結果を踏まえて、日本国内でも対策の強化（カーボンプライシングの強化）や野心的な次の削減目標（2035 年 60％削減を最低水準）の準備が必要です。そして、その準備は今から始めなければいけません。
」
田中健「この 2 週間、本当に世界中の多様な人々がそれぞれの立場で数々のメッセージを発信していました。
交渉に影響を及ぼそうとする非国家アクターの勢いは、ますます濃密になったように感じます。まだまだ主流とは言えませんが、企業や自治体が必要な政策や規制を政府に求めたり、業界団体にポジティブな変容を求める行動は、これからますます評価されるものと思われます。2025 年に提出される次期 NDC の策定に向けて、日本でもより多くの非国家アクターが積極的に声をあげていくことを期待しています。
」

参考 1. ＣＯＰ２８ 温室ガス４３％減必要
３０年まで…「１・５度」目標 大きな隔たり
www.yomiuri.co.jp/science/20231114-OYT1T50167/
温暖化対策の国際的枠組み「パリ協定」では、産業革命前と比べて気温上昇幅を１・５度以内に抑えるのが世界目標で、実現には１９年比４３％の削減が必要だが、大きな隔たりがあることが浮き彫りになった。
３０日にアラブ首長国連邦（ＵＡＥ）で開幕する同条約第２８回締約国会議（ＣＯＰ２８）に向け、事務局が１９５か国・地域の排出削減目標などをまとめた。
排出削減目標を達成した場合でも、今世紀末までに気温が２・５度前後上昇する恐れがあるとした。
国連の「気候変動に関する政府間パネル（ＩＰＣＣ）」が今年３月に公表した報告書によると、１・５度に抑えるには、排出量を３０年までに１９年比で４３％、３５年までに６０％削減しなければならない。
削減が順調に進まなければ、３０年代前半には、１・５度に到達する可能性がある。

参考2. COP28 の「原発３倍宣言は幻想、脱炭素の王道は再エネ」
環境NGO が警鐘ならす 12/13(水) 13:43
https://news.yahoo.co.jp/articles/208284e4538b2293287adc6cdc5f89d1f0f1d4d3
記事のポイント ①環境 NGO が COP28 の「原子力発電 3 倍の宣言は幻想」と断じた②一方の「再生可能エネエルギー3 倍」には 120 カ国以上が賛同した③両者を同等に語るのは気候危機対策のミスリードになると警鐘をならす

環境 NGO3 団体は 12 月 13 日、COP28 の「原子力発電の容量を 3 倍にする」
宣言を受けて会見を開いた。
開催地のドバイに滞在するスタッフは「宣言は唐突感が否めず、ほぼ同時になされた再エネ 3 倍の合意とは比較にならないほど注目度も低い。
両者を同等に語ることは、気候危機対策をミスリードす
ることになりかねない」と、警鐘をならした。
（オルタ
ナ副編集長・長濱慎）
会見を開いたのは、気候ネットワーク、国際環境 NGO 350.org、FoE Japan の 3 団体で、脱原発を目指すシンクタ
ンク・原子力資料情報室も参加した。
原子力発電の容量を 2050 年までに 3 倍に増やすという宣言は米国の主導で 12 月 2 日になされ、日本を含む 22 カ
国が賛同した。原子力資料情報室の松久保肇・事務局長は、「原子力が斜陽産業と化した現在、この目標は現実とかけ離れている」と指摘する。
「米国や日本で原発を拡大できる余地はほとんどない。可能性があるとすれば、宣言の賛同国に入っていない中国とインドや、その他の新興国になる。自国で増やせないから他国に輸出しようというのは、無責任極まりない。
原発は計画から導入まで数十年かかり、その間の脱炭素を停滞させるリスクもある」
ドバイに滞在する 350.org の伊与田昌慶・ジャパン・キャンペーナーは、「COP28 では、2030 年までに再生可能エ
ネギーの容量を 3 倍にする宣言もなされた」として、こう続ける。
「再エネ 3 倍については、議長国のアラブ首長国連邦が COP28 の議論の中心に位置づけ 120 カ国以上が賛同した。
一方の原発 3 倍の賛同国は 20 カ国程度に過ぎず、現地でもほとんど注目されていない。
風前の灯火（ともしび）である原子力があたかも盛り上がっているかのように演出したいという、産業界の意図があるのではないか」
同じくドバイに滞在する FoE Japan の深草亜悠美・気候変動・エネルギーキャンペーナーは、「元より COP で原子力は注目されていないが、前回あたりから推進派ロビー団体のブースが目立つようになった。
『Nuclear for climate』という T シャツを着てアピールする団体もいる」と話す。
12 月 5 日には、欧州や日本が加盟する OECD 原子力機関が小型モジュール炉（SMR）の導入を加速させるイニシア
ティブの立ち上げを発表した。続いて 8 日には、原子力の業界団体が立ち上げた「ネットゼロ原子力イニシアティブ」
が会場外で会合を開くなど、推進派の動きも目立った。
伊与田キャンペーナーは、「再エネの普及が選択すべき道であることは明白だ。同じ『3 倍』だからといって、再エネと原発の両者を並列に語ることは気候危機対策を誤った方向にミスリードすることになりかねない」と、警鐘をならした。

5.

参考 こんな新しい日本の技術も紹介されている｢特殊膜で CO2 だけ回収｣世界へ COP28 で日本企業出展

2023 年 12 月 10 日

https://www.nikkei.com/article/DGXZQOUA063QP0W3A201C2000000/【ドバイ=田中雅久】アラブ首長国連邦（UAE）のドバイで開催している第 28 回国連気候変動枠組み条約締約国会
議（COP28）の期間中、日本企業が現地で独自の低炭素製品をアピールしている。
気候変動を商機ととらえ、環境負荷の低減につながる新技
術を広げようとしている。
京大発スタートアップ、OOYOO（ウーユー、京都市）は特殊な膜を通して排ガスから二酸化炭素（CO2）だけを取り出す装置を出展した。
回収した CO2 を農業ハウスで利用し、農作物の光合成を促すといったことを想定している。

海外の政府関係者らが日本製品の展示会場を訪れている（6 日、ドバイ）「UAE には石油系会社が多く、CO2 の輸送や貯蔵に関するノウハウがあるのではないか。そういった企業と接点を持ちたい」。同社のラルフ・ニコライ・ナサラさんはドバイ入りした狙いを話す。
日本原子力研究開発機構（JAEA）発のエマルションフローテクノロジーズ（茨城県東海村）はリチウムイオン電池
からレアメタルを回収する装置を展示した。
鈴木裕士社長は「電池のリサイクルは世界的な課題で、私たちの技術 ひ知ってほしい」と語る。
大手企業では、AGC が外壁と一体化させた太陽光発電シ
ステムを紹介した。屋上にパネルを置きづらい建物でも設置しやすいといった利点がある。
ダイキン工業は消費電力を半減できる家庭用エアコンを出品した。電力使用を抑えられる「インバーター」を搭載することで、していない製品と比べて 50%省エネを可能にしている。国連環境計画（UNEP）は冷房部門の温暖化ガス排出量が何も対策しなければ、2050 年までに 2 倍以上に増えると予測する。
インバーター付きは日本や欧州では普及している。
アジアやアフリカに販路を広げ、環境負荷低減への貢献をめざす「和鉄の道・Iron Road 2023」 掲載整理本文

同じような内容がいくつもありますが、その時々収集した資料原文収録
また、収集資料がA4版に収まらず、未整理になっているものもあります。

添付 和鉄の道2023
収録参考資料
インターネットより収録
別冊添付資料 2023.4 25 インターネット収録
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。

2

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「ロシアのウクライナ侵略によって引き起こされた、エネルギー機関（IEA）の報告書1は、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）

7

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

60

GW

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）
14
12
12
10.5
9.9

2021円/kWh

10

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

33

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）

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35

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。
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

2022 年度以降

2035 年度末

18.4

⼾建て（既築）

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

建物系
⼯場・倉庫

20.0

⾮住宅

12.6
その他⼀般建物

35.0

国⽀援分

12.5

新⽤途（壁⾯等）
建物系・計

0.0

7.0

31.6

127.4

93.4

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

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）
⼟地系

47.6

農地

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
4.4
4.5
4.0
3.4

3.5
2.9

GW

3.0

4.6

4.1

2.6

2.7

2012

2013

3.5

3.7

3.1

2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
2014

2015

2016

2017

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、

46

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）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

6.6
5.9

6

5.1

4
2
0
2022*

2030
BNEF

2035

発電コストWG

REI（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

9.7
10
8
6
4
2
0
2022

2030

2035

政府

BNEF

（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

50

42

-23%

324

316

300

266

-16%

家庭

53

47

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

17
11

4>2

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。

87

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。

71

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。

97

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）

79

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

108

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。

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（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1,167 円/ CO2 トン、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）
北海道

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

沖縄

計

太陽光

2.2

7.9

18.2

9.6

1.2

6.9

6.5

3.3

11.4

0.5

67.7

⾵⼒

0.6

2.1

0.4

0.4

0.2

0.2

0.4

0.3

0.6

0.0

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
北海道

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

沖縄

太陽光

7.9

35.1

62.2

40.9

6.1

23.5

24.2

12.4

47.6

-

258

⾵⼒

11.8

27.1

13.2

3.5

6.4

1.5

6.6

6.1

9.9

-

86

93

添付参考資料【2】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添付参考資料【3】【資料】
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

発電容量

⾵⾞出⼒

30

10

240 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200

不明

不明 スパー︖

Mingyang Smart
Energy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

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

韓国・蔚⼭市 Donghae-1

韓国⽯油公社（KNOC）、
Equinor

(MW)

(MW)

買取価格

(ユーロ/MWh)

浮体基礎

浮体基礎提供企業

Equinor

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添付参考資料【4】0123457089
 !"#



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発電添付参考資料【5】【資 料】

特殊鋼大手、クリーン水素生産へ（スウェーデン、日本）
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）。

添付参考資料【6】【資料】

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）

添付 和鉄の道2023
収録参考資料
インターネットより収録
別冊添付資料 2023.4 25 インターネット収録
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。

2

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。

5

(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「ロシアのウクライナ侵略によって引き起こされた、エネルギー機関（IEA）の報告書1は、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）

7

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

60

GW

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）
14
12
12
10.5
9.9

2021円/kWh

10

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

33

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）

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35

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。
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

2022 年度以降

2035 年度末

18.4

⼾建て（既築）

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

建物系
⼯場・倉庫

20.0

⾮住宅

12.6
その他⼀般建物

35.0

国⽀援分

12.5

新⽤途（壁⾯等）
建物系・計

0.0

7.0

31.6

127.4

93.4

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

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）
⼟地系

47.6

農地

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
4.4
4.5
4.0
3.4

3.5
2.9

GW

3.0

4.6

4.1

2.6

2.7

2012

2013

3.5

3.7

3.1

2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
2014

2015

2016

2017

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、

46

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）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

6.6
5.9

6

5.1

4
2
0
2022*

2030
BNEF

2035

発電コストWG

REI（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

9.7
10
8
6
4
2
0
2022

2030

2035

政府

BNEF

（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

50

42

-23%

324

316

300

266

-16%

家庭

53

47

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

17
11

4>2

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。

87

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。

71

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。

97

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）

79

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

108

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。

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（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1,167 円/ CO2 トン、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）
北海道

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

沖縄

計

太陽光

2.2

7.9

18.2

9.6

1.2

6.9

6.5

3.3

11.4

0.5

67.7

⾵⼒

0.6

2.1

0.4

0.4

0.2

0.2

0.4

0.3

0.6

0.0

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
北海道

東北

東京

中部

北陸

関⻄

中国

四国

九州

沖縄

太陽光

7.9

35.1

62.2

40.9

6.1

23.5

24.2

12.4

47.6

-

258

⾵⼒

11.8

27.1

13.2

3.5

6.4

1.5

6.6

6.1

9.9

-

86

93

添付参考資料【2】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添付参考資料【3】【資料】
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

発電容量

⾵⾞出⼒

30

10

240 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200

不明

不明 スパー︖

Mingyang Smart
Energy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

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

韓国・蔚⼭市 Donghae-1

韓国⽯油公社（KNOC）、
Equinor

(MW)

(MW)

買取価格

(ユーロ/MWh)

浮体基礎

浮体基礎提供企業

Equinor

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添付参考資料【4】0123457089
 !"#



https://www.econ.kyoto-u.ac.jp/renewable_energy/stage2/contents/column0281.html$%$&'&$(&)*+,-.-./01.234567895:;<=>?@A@BC5DEFGHIEJKLMNOPQMRSTMUGJKLVWMXYZ[
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発電添付参考資料【5】【資 料】

特殊鋼大手、クリーン水素生産へ（スウェーデン、日本）
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）。

添付参考資料【6】【資料】

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）