エネルギー・資源 Vol. 26 No. 6（2005）421

研 究 論 文全国広域運用を想定した電源運用のシナリオ解析
Feasibility Study of Integrated System Operation for Electricity Sector in Japan芦名秀

一* ・ 中Shuichi Ashina

田俊彦**Toshihiko Nakata（原稿受付日2004年11月４日，受理日2005年６月23日）
RRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRR

RRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRR

RRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRR
Abstract
The purpose of this study is to analyze the effect of transmission networks on the operation of electric powerindustry. In the analysis, we set two scenarios analyzed : Unlimited scenario and Business As Usual (BAU)
scenario. The unlimited scenario does not consider the characteristics of transmission network, such astransmission capacity and transmission losses. On the other hand, BAU scenario includes the characteristics oftransmission networks. It was found from the result that, in the unlimited scenario, nuclear and coal-fired plants
have an important role on electric generation. The great dependence on coal-fired plans results in the reductionof annual generation cost, as well as the increase in CO2 emissions. On the other hand, in the case of BAU
scenario, transmission network leads to the reduction of the electricity generation of nuclear and coal-fired plants,
and increasing LNG combined and oil-fired plants. In addition, both annual generation cost and CO2 emissions
shows similar tendency to the actual data. Then, we have analyzed the impacts of nuclear driven policy on CO2emissions in the electricity sector. Driving nuclear power leads to the decrease of 25% in CO2 emissions at low
cost even when additional transmission lines are required.
RRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRRR化を検討している．しかし，これらの研究は対象地域の電１．序論

力需要を単一電力需要として取り扱い，地域内や地域間の本研究では，送電ネットワークを考慮した電源運用モデ

送電ネットワークはほとんど考慮していない．

ルを開発し，全国広域運用を想定して送電ネットワークがCardellら5）やVisakhaら6）は，送電ネットワークを考慮し電源運用，発電コストおよびCO2排出量に及ぼす影響を明た電源運用を検討している．Chenら7）は，日本の送電網のらかにする．さらに，経済的な電源運用とCO2排出量の削整備とその特性評価のためのモデルを提案している．岡田

減を両立させるための将来シナリオを策定することを目的

ら8）は，６母線11系統のシステムを対象としてノーダルプとする．

ライスに基づいた電力託送料金を検討した．栗原ら9）は，電現在，電力会社の供給区域ごとに最適な系統運用と発電

気学会EAST30機系統を対象として，発電事業者の新規参所の運用が行われているが，電力市場の完全自由化を目前入による発電コストと供給信頼度の変化について検討してにして，いっそう経済的な電源運用が求められている．まいる．しかし，これらは，IEEE-6busシステムのような系統た，2002年度の電力部門のCO2排出量は110.1Mt-C1）と，日の安定度の検証のためのネットワークを対象としており，本全体のCO2排出量（317.9Mt-C）の約35％を占めており，地全国規模の送電ネットワークを対象として電源運用を検討

球温暖化対策としてCO2排出量の削減も求められている．

できるモデルはほとんど提案されていない．

全国規模の電源運用と経済性は，Ramosら2）やMinematsu3）

そこで，本研究では発電所ごとの熱効率や負荷追従率，などが検討している．Ramosらは電力自由化を想定した電全国規模の送電ネットワークを考慮したシミュレーション

力市場の均衡価格を，シミュレーションモデルによって検モデルを開発し，全国広域運用を想定して，日本全体の発討した．
Minematsuは，電力市場を導入することによる原子電所の運用コスト最小化のもとで発電量や発電コスト，CO2力発電の競争力の変化を検討している．また，米谷ら4）は，排出量の変化を検討する．

電力取引市場のシミュレーションに基づいて電力価格の変２．解析方法2.1 シミュレーションモデルの特徴*東北大学大学院工学研究科技術社会システム専攻博士課程
E-mail：ashina@eff.most.tohoku.ac.jp〃〃〃
助教授
E-mail：nakata@cc.mech.tohoku.ac.jp〒980-8579 宮城県仙台市青葉区荒巻字青葉6-6-11-815

図１に，本研究で作成したシミュレーションモデルの概** 〃要を示す．モデルでは，全国を都道府県単位で60地域に分割する．各地域には，地域全体の電力需要を表す電力需要
−43−

422

エネルギー・資源 Vol. 26 No. 6（2005）
表１

発電別のコストおよび性能データ

出典：電気事業連合会11），EDMC1），and EIA12）

表２

電力需要パターンの想定

出典：電気事業連合会13），高橋14）

既設備の効率的な運用を検討するため，燃料費の変化に
図１

シミュレーションモデルの概要着目して以下の目的関数を設定した．TCは，年間の総燃料費，FC（P, T, R）は発電ノードの燃料費，O（P, T, R）は発電ノードと複数の発電ノードを設けた．これらのノードは，ノードの出力，Pは需要パターン，Tは時間，Rは地域を表す．

実際の送電系統10）に基づいて連結されている．

ΣminTC＝ （FC（P, T, R）
・O（P, T, R）） ……………（1）

発電ノードは，原子力，石炭火力，石油火力，ガスボイ

P, T, Rラー，ガスコンバインド，一般水力，揚水式水力の８種類

解析では，代表的な線形計画法であるシンプレックス法からなる．発電所のコストは，建設費，運転維持費，燃料を用いて各発電ノードにおける１時間ごとの出力を求めた．

費を考慮し，発電所の種類ごとに全国平均を用いる（表１）．

2.3 制約条件

たとえば，宮城県では１電力需要ノードと３発電ノード（1）需給バランスを設ける．電力需要ノードは，県庁所在地である仙台に位

本研究では，揚水式発電所の所要電力も，地域の電力需置し，宮城県内の全電力需要を表す．１つめの発電ノード要と見なして，以下の需給バランスの制約条件を設定した．

は，仙台近郊の海岸部に位置し，石炭火力発電所，石油火D（P, T, R）は電力需要ノードの１時間ごとの電力需要，力発電所，ガスボイラーを表す．２つめの発電ノードは女

SPUMP（P, T, R）は，その地域にある揚水式発電所を表す発電

川町に位置し，原子力発電所を表す．３つめの発電ノード

ノードへの送電量を示す．

は山間部に位置し，一般水力を表す．発電ノードは県内の

ΣO（P, T, R）＝ΣD（P, T, R）＋ΣS （P, T, R）…（2）PUMP

電力需要ノードと連結され，電力需要ノードは隣接する県

R

R

R

（2）発電量の時間変化

外の電力需要ノードと送電線を通して連結されている．
電力需要ノードでは，2002年度の都道府県ごとの実績値11）

発電ノードでは，発電所の種類ごとに１時間あたりの出に基づいて１時間ごとに電力需要を設定した．電力需要の表３

変動は日負荷曲線を用いて表現する．日負荷曲線は，１年間の電力需要変動を季節に基づいて７パターンに分類して表した（表２）．本研究では，地域の差異を考慮せず，すべての需要ノードにて同様の日負荷曲線を用いた．
2.2 目的関数
解析では，新規電源の建設は考慮せずに，2002年度の既設備を対象として，電力需要を満たすための設備運用に着目する．

出典：高橋14）−44−

各発電所の負荷追従率

エネルギー・資源 Vol. 26 No. 6（2005）

423を想定しているが，実際は電力会社ごとに運用が行われている点が異なる．各発電ノードでは，電力需要を満たしつつ，年間燃料コストが最小となるように出力が定められる（（1）式）．
3.2 年間発電量の変化
はじめに，無制約シナリオ（Unlimited）と送電制約シナリオ（BAU）の年間発電量の解析結果を図３に比較して示す．
図２

全国の連系線および送電容量

無制約シナリオ（Unlimited）では，原子力発電所の年間発電量は310TWh，石炭火力発電所は190TWhとなり，そ力変動量に制限を設けた．制約条件は，実際の値に基づいれぞれ年間総発電量の37.5％と22.6％を占める．送電ネットて以下の式にて設定した．FLO（R）は出力変動率の下限値，ワークを考慮することによって，原子力発電の年間発電量

FUP（P）は出力変動率の上限値である（表３）．

は270TWh，石炭火力発電の年間発電量は125TWhへと低1＋FLO（P）下する．ガスコンバインド火力発電所の年間発電量は，無O（P, T, R）
1＋FUP（P） …………
（3）
O（P, T −1 , R）

制約シナリオの80TWhから，送電制約シナリオでは150TWh（3）送電容量とおよそ２倍に増加する．同様に，石油火力発電の年間発電力会社の異なる２つの需要ノード間の送電線（連系線）には，実際の送電容量に基づいて以下のような制約条件を電量も，無制約シナリオの１TWhから送電制約シナリオでは80TWhと大幅に増加する．

設定した．ここで，TRANS（P, T, R1, R2）はシミュレーショ

送電制約のない場合には，原子力発電所と石炭火力発電ンによって求めた送電量であり，TRUP（R1, R2）は送電容量所は，他の電源と比べて燃料費がどちらも安価（1.51円/kWh，である．送電容量は実際の値に基づいて設定する（図２）．

2.50円/kWh）である．年間燃料コストを最小化するためには，これらの電源がベースロードとなる．また，ガスボイ

TRANS（P, T, R1, R2） TRUP（R1, R2） …………………（4）ラーおよびガスコンバインドはミドルロードとピークロー

電力需要ノード間の送電線では，送電距離に応じて送電ドとして稼働する．ガスボイラーは，ガスコンバインドと損失が生じるとした．送配電損失率は送電端から需要端の比べて燃料費は高い．しかし，負荷追従性能が優れている

間にて平均５％11）と見積もられている．本研究では，送電ために，ガスボイラーの年間発電量（135TWh）はガスコン容量のばらつきを考慮して，平均的な送電損失率を100kmバインド（80TWh）よりも大きい．石油火力発電所は，燃あたり１％と仮定した．また，直交変換設備や周波数変換料費がもっとも高いため，稼働率は高くない．

設備の損失率は，実際の振替損失率15）に基づいて設定した．

送電ネットワークを考慮した場合には，電力会社間の連系線にてボトルネックが生じるために，電源運用は大きく３．結果および考察変化する．送電制約シナリオにて得られた，電力会社間の3.1 解析シナリオ

最大送電量を図４に示す．電力潮流は，東京電力から北海全国規模の電源運用を想定して，現実の送電ネットワー

道電力へ向かう潮流と，中部電力から北陸電力および四国クを考慮しないシナリオと，考慮したシナリオの２種類を電力へ向かう潮流の２つがある．中国電力および九州電力

設定して解析を行った．

は，自社の発電所にて域内の電力需要をまかなっている．

（a）無制約シナリオ
無制約シナリオ（Unlimited）では，現実の送電ネットワークを考慮しない．送電線の送電容量は無制限として，送電ロスはないと仮定する．各発電ノードでは（1）式にしたがって，電力需要ノードの需要を満たしつつ，年間燃料コストの総和が最小となるように発電量が定められる．
（b）送電制約シナリオ
送電制約シナリオ（Business As Usual, BAU）では，現実の送電ネットワークを考慮して，送電線では送電ロスがあると仮定する．本シナリオは，実際の運用形態にもっと図３も近いシナリオである．本研究では，全国規模の電源運用−45−

各シナリオの年間発電量

424

エネルギー・資源 Vol. 26 No. 6（2005）
は，原子力発電所や石炭火力発電所と比較して燃料コストは高いものの，熱効率と負荷追従性能に優れている．加えて，ほとんどの発電所が東京，名古屋，大阪に近接している．そのため，ガス火力発電所はおもに都市部の電力需要変動に追従して供給する．
最後に，解析結果を2002年度の実績値と比較すると，送電制約を考慮することによって，実績値と同様の結果が得られることがわかる．本研究では全国平均仕様値を用いて

図４

各連系線の最大送電量（送電制約シナリオ）いて，熱効率の違いに基づく発電コストの差異を考慮していない．また，発電所の建設年度を考慮しておらず，設備また，送電容量の上限値（図２）と比較すると，北本連の老朽化に伴う運転維持費の増加を解析結果に反映させて系線（北海道電力，東北電力），東北・東京間連系線（東いない．そのため，実績値と送電制約シナリオとの間に差北電力，東京電力），南福光BTB（中部電力，北陸電力）異が生じているものと考えられる．

および阿南紀北直流幹線（関西電力，四国電力）の４箇所

3.3 発電コストおよびCO2排出量の変化
まず，発電コストについて考える．無制約シナリオの連系線にて，送電量が送電容量上限まで達していて，ボ（Unlimited）と送電制約シナリオ（BAU）の年間総発電コトルネックとなっていることがわかる．
原子力発電所は，燃料費は安価であるが負荷追従性能にストを表４に示す．総発電コストには，設備費，運転維持乏しいために，経済的な電源運用のためには常に定格出力費，燃料費が含まれる．また，設備費は利子率を５％としにて運用することが望ましい．原子力発電所を稼働率最大て定額法にて減価償却し，償却年数は16年（水力発電所はで運用すると，オフピーク時に発電量が域内電力需要を越40年）とした．

える地域がある．送電制約がない場合には，余剰電力の一送電制約によって，年間総発電コストは0.7兆円増加する部を揚水式水力発電所にて貯蔵して，残りを他地域へすべことがわかった．これは，原子力発電所と石炭火力発電所て送電することができて，系統全体の需給バランスを保つの年間発電コストはそれぞれ0.1兆円，0.2兆円減少するもことができる．反対に，送電制約がある場合には，連系線のの，石油火力発電所とガスコンバインドの年間発電コスがボトルネックとなって，すべての余剰電力を隣接地域にトがいずれも0.6兆円増加するためである．

送電することが難しくなる．余剰電力の抑制には，域内のつぎに，CO2排出量について考える．送電制約を考慮し発電所にて発電量を電力需要に合わせて変動させることがた場合の年間CO2排出量の変化を表５に示す．無制約シナ有効である．原子力発電所は負荷追従性能が低く，余剰電リオでは，電力部門のCO2排出量は103.6Mt-Cとなる．送電力を抑制するために稼働率が低下する．ガスコンバインド制約を考慮すると，おもに石炭火力発電所の発電量が低下発電所などは，燃料費が高いものの負荷追従性能に優れてして，CO2排出量は100.1Mt-Cに低下する．

いるために，発電量は増加する．
表４

北陸電力や四国電力のように，揚水式水力の設備容量が年間総発電コストの比較（兆円）少なく，隣接する電力会社の余剰電力を受け入れている地域では，隣接地域からの送電量に合わせて域内の発電所の発電量を変化させる必要がある．このような地域では，春秋期などの需要が低い期間には隣接地域も含めた系統全体の需給バランスを保つために，負荷追従性能の低い原子力発電所を定格出力以下で運転して，ガス火力発電所などの負荷追従性能に優れた発電所が優先して運用される．
石炭火力発電所は，燃料費は安いが，負荷追従性能は高表５くないために，おもにベースロードとして用いられる．石炭火力の多くは，電力需要地から離れて立地していて，原子力発電所よりも遠方の発電所もある．送電制約がある場合には，原子力発電所が優先して運用されるために，石炭火力発電所の発電量が低下する．
ガス火力発電所（ガスボイラーおよびガスコンバインド）−46−

CO2排出量の変化（Mt-C）

エネルギー・資源 Vol. 26 No. 6（2005）

425

無制約シナリオでは，石炭火力発電所のCO 2排出量がる．ガスコンバインドは，他の火力発電所と比べて熱効率77.6Mt-Cとなり，CO2排出量全体の75％を占める．2002年

や負荷追従性能に優れているために，原子力重視シナリオ

度の日本全体のCO2排出量（317.9Mt-C1））と比べると24％にても発電量は変化しない．に相当する．反対に，送電制約シナリオでは，石油火力発

原子力重視シナリオの発電コストは，年間8.53兆円とな電所およびガスコンバインド発電所のCO2排出量がそれぞる．これは，送電制約シナリオ（8.52兆円）と比べて10億

れ16.4Mt-C，8.4Mt-C増加するものの，石炭火力発電所の円の増加となる．また，CO2排出量は，送電制約シナリオのCO2排出量が77.6Mt-Cから51.3Mt-Cへと大幅に減少するた

100Mt-Cから，75Mt-Cまで大きく減少する．これは，おもめに，CO2排出量全体では3.5Mt-Cほど減少する．に原子力発電所の稼働率が増加することによって，石炭火力発電所の発電量が低下したためである．

４．CO2排出量の抑制に向けた原子力重視シナリオ

4.2 原子力発電所の稼働率向上のための最適送電容量

原子力発電所は，火力発電所と比較して燃料費が安く，

図６に，原子力重視シナリオにて得られた最大送電量を発電時にCO2を排出しない．そのため，発電部門のCO2排示す．電力潮流は，中部電力から北海道電力および北陸電

出量を削減するためには，原子力発電の活用が有効なオプ力へ向かう潮流と，関西電力から四国電力，中国電力からションのひとつと考えられている16）．そこで，原子力発電四国電力の３つに大きく分けられる．BAUシナリオ（図４）

所の稼働率が向上した状態を想定して，電源運用やCO2排と比較すると，北海道電力から東北電力への送電量と，中出量の変化を検討する．さらに，送電容量を変化させて，部電力から東京電力，中国電力から四国電力の３箇所の連原子力発電所の稼働率が最大となるための送電容量につい系線の送電量が大きく増加して，中部電力から関西電力へても検討する．の送電量が減少する．

4.1 年間発電量，発電コスト，CO2排出量の変化

解析結果から得られた最適送電容量を表６に示す．東日

送電制約シナリオ（BAU）および原子力重視シナリオ

本では，連系線の送電容量を大きく増加させる必要がある（Nuclear）の年間発電量を図５に比較して示す．原子力が，西日本地域の送電容量はほとんど変化しない．これは，重視シナリオでは，原子力発電所の発電量はBAUケースおもに中部電力からの潮流の方向が変化したためである．

（270TWh）と比べて増加して，390TWhとなる．稼働率はBAUケースでは，中部電力・東京電力間（周波数変換設備）設備利用率上限の78.1％となる．石炭火力発電所，ガスボイならびに中部電力・北陸電力間（南福光BTB）はいずれも，ラー，石油火力発電所の発電量は基本ケースよりも減少す

送電量が送電容量の上限まで達していて，余剰電力の大部

表６

図５

原子力重視シナリオでの年間発電構成＊

周波数変換設備（新清水，佐久間）の合計値定額法（利子率５％，償却年数16年）にて減価償却した値．
Ａ）
新エネルギー部会資料17）より算定．
Ｂ）
東京電力葛野川線の実績値18）より算定．
Ｃ）
新潟新報19）より算定．
Ｄ）
Iowa Department of Natural Resources20）より算定．
Ｅ）
送電電圧を±50kVに上昇させることによって確保できるために，追加投資は不要21）．
＊＊図６

原子力重視シナリオでの送電容量および送電線建設費

各連系線の最大送電量（原子力重視シナリオ）
−47−

426

エネルギー・資源 Vol. 26 No. 6（2005）

分は関西電力へ送電している．関西電力では，中部電力の最後に，エネルギーセキュリティの評価指標のひとつで余剰電力に加えて，自社の余剰電力を北陸電力および四国あるハーフィンダール指数24）を用いて，本研究で設定した電力へ送電する．反対に，原子力重視シナリオでは，送電シナリオを評価する．一般に，ハーフィンダール指数が小容量を増加させることによって余剰電力を東京電力ならびさいほどエネルギー源の多様化が進み，エネルギーセキュに北陸電力に送電できるようになる．関西電力では自社のリティは高いと考えることができる．各シナリオのハーフ余剰電力のみを送電するために，西日本地域では送電容量ィンダール指数は，送電制約シナリオでは0.26，原子力重に余裕ができたと考えられる．

視シナリオでは0.31となり，送電制約シナリオの方がエネ

現在の電力系統では，おもに同周波数の地域内で電力融ルギー源の多様化が進んでいることがわかる．

通などの広域運用が行われている．解析の結果から，東日

また，エネルギーセキュリティの評価には，供給国の政本地域（北海道電力，東北電力，東京電力）に加えて，中情安定性などを反映したカントリーリスクも影響する．カ部電力と北陸電力を含めて系統を運用することによって，ントリーリスクとは，海外投資や貿易に関して，相手国の原子力発電所の稼働率を増加させて，CO2排出量を削減で政策変更，政治・社会・経済環境の変化により債務の返済，きることが明らかとなった．

投融資の回収が不能となるような危険を表す指標であり，4.3 CO2排出量削減の費用対効果とエネルギーセキュリティ

リスクが高い国ほど値が小さくなる．2002年度の輸入国お費用対効果の観点から，図７に，解析から得られた各シよび輸入量25）に基づいて，カントリーリスクを以下の式にナリオの年間発電コストとCO2排出量の関係を示す．原子て求める．ここで，Risk iは，輸入相手国のカントリーリス

力発電所の稼働率を向上させることによって，発電コストク26），Quantityiは輸入量，Total quantityは，総輸入量である．

は8.52兆円から8.53兆円に増加するものの，CO 2排出量は（Risk ×Quantity ）Σ…………………………（5）Total quantityi

100.3Mt-Cから74.5Mt-Cに減少する．送電線の建設コスト

i

Riski＝を考慮すると，発電コストは8.53兆円から8.56兆円に増加して，335億円の負担増加となる．送電線の新規建設による送電制約シナリオのカントリーリスクは6.9，原子力重視シ

CO2排出量の削減単価は1,340円/t-Cとなる．火力発電所のナリオでは7.0となり，原子力重視シナリオの方がリスクが稼働率を引き上げてCO2排出量を削減する場合と比較する．

若干低くなる．

石炭火力発電所の稼働率を低下させてガスコンバインドの５．結論

稼働率を上昇させた場合のCO2排出量の削減単価は16,000円/t-C22），石炭火力発電所からガスボイラー火力発電所へ

本研究では，送電系統を考慮した電源運用モデルを開発の設備変更では28,000円/t-C22）と試算されている．送電線し，全国広域運用を想定して送電制約が年間発電構成と総の建設コストを考慮しても原子力重視シナリオの方が優れ発電コストおよびCO2排出量に及ぼす影響を評価した．まている．

た原子力発電所の稼働率が向上した状態を想定して解析を使用済み燃料の処理コスト（0.35円/kWh23））を考慮する

行い，経済的な電源運用とCO2排出量の抑制を両立させると，送電制約シナリオでは年間発電コストは8.52兆円からための将来シナリオを検討した．

8.60兆円に増加する．原子力重視シナリオでは，年間発電

本研究では，全国規模の電源運用を想定して，発電設備コストは8.53兆円から8.65兆円に増加して，500億円の負担ごとに全国平均値を用いて解析を行い，以下のことが明ら増加となる．使用済み燃料の処理費も含めた場合にはCO2かとなった．

排出量の削減単価は6,900円/t-Cと大きく増加する．

（1）送電ネットワークの影響
・送電ネットワークを考慮しない場合には，燃料費が安価な原子力発電所および石炭火力発電所によって，年間総発電量60％がまかなわれる．
・送電ネットワークを考慮すると，原子力発電所と石炭火力発電所の発電量が大幅に減少して，石油火力発電所とガスコンバインドの発電量が大きく増加する．
・ガスボイラーおよび水力発電所の発電量は送電ネットワークには影響されない．
・送電ネットワークを考慮すると，年間総発電コストは7.80兆円から8.52兆円に増加する．反対に，CO 2排出量は，

図７

年間総発電コストおよびCO2排出量の変化

103.6Mt-Cから100.1Mt-Cに減少する．
−48−

エネルギー・資源 Vol. 26 No. 6（2005）（2）原子力発電所を活用した，経済性とCO2排出量抑制を両立した運用
・原子力発電所の稼働率を上げるためには，東日本の電力会社間の送電容量を増加させることが必要である．
・原子力発電所の稼働率を上げることによって，発電コストは8.52兆円から8.53兆円へと10億円増加するが，CO 2排出量は100.3Mt-Cから74.5Mt-Cに減少する．
・送電線の建設費を考慮しても，費用対効果は1,340円/t-Cとなって，火力発電所の稼働率の向上よりも安価にCO2排出量削減を進めることができる．
・ハーフィンダール指数から見ると．原子力重視シナリオ
は，送電制約シナリオよりもエネルギーセキュリティは低下する．
・カントリーリスクの観点からは，原子力発電所の稼働率を向上させることによって，エネルギーセキュリティは向上する．
解析の結果，複数の電力会社が協調して発電所の広域運用を進めることによって，発電コストを抑制できるだけではなく，CO2排出量の削減も可能であることが明らかとなった．現在の電力部門の地球温暖化対策は，天然ガス利用の推進と原子力発電所の新規建設にとどまっていて16），大規模な投資と長期の準備期間が必要とされる．連系線の新規建設や複数の電力会社をまたがる協調運用の促進は，発電所の新規建設と比べて短期間で実現可能であり，投資額も低く，費用対効果が高くなる．将来の電力部門のCO2排出量抑制対策としては，CO2排出量の少ない電源への転換だけではなく，広域的な観点からの既設備運用の促進も，有効な方策のひとつである．
謝辞

本研究の遂行にあたっては，7電力中央研究所社会経済研究所高橋雅仁主任研究員をはじめ，多くの専門家の助言を得た．ここにあらためて謝意を表する．
参 考 文 献１）日本エネルギー経済研究所編；エネルギー経済統計要覧，（2004）．
２）A. Ramos, M. Ventosa and M. Rivier ; Modeling competitionin electric energy markets by equilibrium constraints, Utilities
Policy, 7 (1998), 233-242.
３）A. Minematsu ; Nuclear energy strategy in the environmentof utility business dereguration, Progress in Nuclear
Energy, 37, 1-4 (2000), 25-30.
４）米谷龍幸，手塚哲央，佐和隆光；電力市場への短期的移行過程に関する分析，エネルギー・資源，25-1（2004），63-69．

−49−427５）J. B. Cardell, C. C. Hitt and W. W. Hogan ; Market power andstrategic interaction in electricity networks, Resource andEnergy Economics, 19 (1997), 109-137.
６）K. Visakha, D. Thukaram and L. Jenkins ; Transmission
charges of power contracts based on relative electricaldistances in open access, Electric Power Systems Research(2004), in printing.
７）L. Chen et al. ; in Conference on the Development andOperation of Large Interconnected Systems (Tunis, 1993).
８）岡田健司，浅野浩志；ノーダルプライスに基づく送電料金のシミュレーション，電力中央研究所報告，No．
Y97019（1997）．
９）栗原郁夫，岡田健司；電力自由化の下での不確実性を考慮した設備形成−予備力から見た新規参入可能量評価と社会的不確実性を含む信頼度評価のモデル検討−，電力中央研究所報告，No．
T01037（2001）．
10）経済産業省；電源開発の概要，（2003）．
11）電気事業連合会；電気事業便覧，（2004）．
12）Energy Information Administration ; Assumptions to theAnnual Energy Outlook 2002 : With Projections to 2020,(2002).
13）電気事業連合会；電気事業の現状，
http://www.fepc.or.jp/now/index.html (last accessed : April
20, 2005) (2005).
14）高橋雅仁；私信，（2002）．
15）資源エネルギー庁；電気事業分科会基本問題小委員会系統利用制度WG第１回会合 参考資料，（2002）．
16）地球温暖化対策推進本部；地球温暖化対策推進大綱，（2002）．
17）総合エネルギー調査会新エネルギー部会；電力系統影響評価検討小委員会報告書，（2000）．
18）東京電力；50万ボルト送電線「葛野川線」の完成について，
http://www.tepco.co.jp/cc/press/98112502-j.html (lastaccessed : April 25, 2005)19）新潟日報；特集・忍び寄る電力危機，2003年６月24日掲載，
http://www.niigata-nippo.co.jp/rensai/n10/n10h5k7m1.html(last accessed April 21, 2005)20）Iowa Department of Natural Resources ; Delivering 2,000
MW of wind energy to the metropolitan centers in the
midwest, Des Moines, IA, http://www.state.ia.us/dnr/energy/MAIN/PROGRAMS/WIND/documents/Metro%20Wind%20
Non-Technical%20Version.pdf, (last accessed : April 25, 2005),(2002).
21）中西豊，他；紀伊水道における世界最大級の500kV直流海底ケーブル線路の建設，日立電線，19（2000），11-18．
22）永田豊；CO2排出削減対策の費用分析，電力中央研究所報告，
No．Y00014，（2000）．
23）内閣府原子力委員会；第26回原子力委員会定例会議配付資料，（2004）．
24）小田潤一郎；2002年05月27日小報告書−エネルギー・セキュ
リティと多様化，（2003）．
25）経済産業省；電力需給の概要，（2003）．
26）㈱格付投資情報センター；R&I カントリーリスク調査 2003秋号，（2003）．