「エネルギー問題に発言する会」
講演会資料

2050年カーボン・ニュートラルに向けて- 原子力が果たす役割 2021年12月1日
2022年2月4日改訂

NPO ニュークリア・サロン

小竹庄司、佐藤浩司、難波隆司、佐賀山豊
この中には、現在見直し中の非公開資料も含みますので、引用・転載される場合はNSF事務局<nsf@onyx.ocn.ne.jp>まで連絡をお願いします。なお、出典を明記した資料は公開資料ですので、引用先を明示して、ご自由にお使いください。
*NPOニュークリア・サロン: https://npo-nuclear-salon.blogspot.com/p/index.html

カーボン・ニュートラル(CN)とは？
日本は世界のCO2排出量第5位、全体の3.4%
1年間で約11億トンを排出→ これをゼロにすることがCN！
中国、米国、インド、ロシアの4カ国で54%！
CNが実現できそうな国の排出量の総和は世界のCO2総排出量の10%に満たない？

日本では、発電部門をCO2排出ゼロ(CN)にしても、CO2の総排出量の4割が消えるだけ✓ 産業部門は、電化の促進や水素利用等
でCN化✓ 運輸部門はEV、水素電池車等でCN化

業務・家庭部門10%(出所）資源エネルギー庁 基本政策分科会資料 2020年11月17日

世界のエネルギー起源CO2排出量（2017）

発電部門

出典）中国電力ホームページ「日本における二酸化炭素の排出量」より
環境省「2017年度（平成29年度）の温室効果ガス排出量（速報値）について」をもとに作成

2

世界のエネルギー起源のCO2排出量(2018年）

中国が世界一のCO2排出量。
世界の1/4以上、約28%排出。
＋アメリカ、インド、ロシアで半分超！
日本 ＞ ドイツ＋フランス

環境省 http://www.env.go.jp/earth/ondanka/cop/shiryo.html#05
世界のエネルギー起源CO2排出量より

3

我が国の発電部門 電源構成の推移
福島第一原子力発電所(1F)事故後、原子力が25%から激減。
一時、火力合計は90%を越えたが、再エネ増加と原子力再稼働で77%に減少

1150TWh

1100TWh

ゼロエミ電源

ゼロエミ電源

火力合計90%超

CO2排出

CO2排出
2010年頃までは
原子力によってCO2
排出量は抑制火力合計65%

火力合計77%出典）資源エネルギー庁「総合エネルギー統計」

4

世界でCNを実現可能な国のエネルギーミックス(発電分野）
世界の電力供給量割合（2017年）

火力発電が20%以下の9カ国は実現可能性が高い？
➢ 水力が過半：
カナダ、アイスランド、
ノルウエー、ブラジル➢ 風力が過半：デンマーク➢ 水力＋原子力が過半：
スイス、スエーデン
フィンランド➢ 原子力が過半：
フランス

イギリスは、洋上風力を主力にCN実現を目指している（出所）IEA “Key World Energy Statistics 2019″をもとにニューラル作成
https://sustainablejapan.jp/2020/04/03/world-electricity-production/14138

5英国・発電分野での脱カーボンのシナリオ例✓ 現在、石炭・ガスで40%を占めるが、2030年までに現状の40%から75%へ洋上風力をほぼ倍増させ、火力発電の割合を10%程度まで低減させる。
✓ その後、原子力を20%から25%へ増加させるとともに、CCS付き火力を7-8%実現してCNを実現させるシナリオ
総発電量：約3000億kWh→約6400億kWh
300TWh → 640TWh

総発電量：約3000億kWh→約7500億kWh
300TWh → 750TWh

洋上風力を拡大
洋上風力を拡大

原子力も拡大原子力をより拡大※”Renewables”には、一部再生可能でない廃棄物が含まれていることに留意。※総発電電力量に輸出入、揚水発電、蓄電池は除く。
出典：BEIS（Updated energy and emissions projections: 2019 AnnexO: Net Zero and the power sector scenarios）
を基に資源エネルギー庁作成：基本政策分科会(令和3年5月13日) 資料１・P15

6

英国・発電分野で脱カーボンを実現できる可能性✓ 英国の総発電電力量は、日本の1/3以下の330TWh規模(下表参考）。
✓ 風況に適した海に囲まれ、洋上風力を拡大できる良好な条件がある。
➢ 北海等は遠浅、着床式で大型化が可能(建設コストが安く、技術的に容易）➢ 11.2GW(世界最大)の洋上風力を導入済(2030年までに40GWへ拡大）➢ 1200MWeの大型ウインドファームを建設中（日本は400MWeを計画中）➢ 風況が良く、設備利用率45%の実績（日本は同30%前後）➢ 北海油田の工事経験、専用船舶を保有しており、インフラも充実✓ CCS付き火力で7-8%の発電量を賄える可能性は？
英国の2050年の総発電量640-750TWhの7-8%は、日本の発電量換算で5%程度。
CO2の貯留量は年間およそ3000万トン。北海油田の枯渇油田等を利用することで実現できる可能性がある。
✓ 高需要シナリオの場合は、再エネ及びCCS付き火力の発電量割合は減少するが、原子力の発電量は1.5倍増加させている。（風力とCCSの導入規模の限界を想定し、高需要は原子力で対応する方針？）
100TWh= 1000億kWh
各国の総発電電力量(TWh)
西暦年

日本

ドイツ

フランス

イギリス

2019

1013

616

570

324

2018

1048

647

582

333

2017

1068

654

562

338

2016

1061

649

564

339

1.27億人

8300万人6400万人6700万人

参考データ:人口

出典： グローバルエネルギー統計イヤーブック2020より、https://yearbook.enerdata.jp/electricity/world-electricity-production-statistics.html

7

日本の総発電電力量 ≒ 「フランス＋ドイツ」の総発電電力量≒
人口 1億2690万

＋
6510万

8350万

(1億4860万）

1年間での最大電力需要、最小電力需要も「フランス＋ドイツ」と同等
フランスの電源別発電量割合（2019年）※１

2019年

最大電力需要ドイツの電源別発電量割合（2019年）※２

日本の電源別発電量割合（2018年度）※３

最小電力需要(GWe)

総発電量(TWh)

電源設備容量(GWe)

(GWe)

フランス

88.5※１30.8※１537.7※１

135.3（原子力63.1、再エネ53.6、火力18.6) ※７

ドイツ

87.9※４31.1※４587.3※2

225.5（原子力8.1、再エネ133.2、火力84.2) ※７

日本

164.7※５64.0※６約1050

309.4（原子力38、再エネ112.6、火力158.6) ※７※１ RTE Electricity Report 2019、 ※２ IEAのホームページのオンラインデータ Monthly Electricity Statistics※３ 経済産業省の総合エネルギー統計の概要版、※４ The Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE https://www.energy-charts.de/energy_pie.htm※５ 出典：電気事業連合会 FEPC INFOBASE 2019、 ※６ 出典：ISEPのEnergy Chartの2019年のデータより※７ The Energy Transition in the Power Sector: State of Affairs in 2019, presented Jan. 28.2020 Agora Energiewende8

主要国の2018年の総発電量に占める各電源割合
再エネ比率（％）
16.8
100
10.1

年間発電量に占める割合（％）

90

6.7

80
70

原子力

天然ガス

25.5

16.9

8.8

9.2
7.7

16.7

28.7

35.3

32.5

石油他
18.9

40

再エネ(水力を除く）

19.6

39.7

8.3

9.5

11.3

31.8

31.6

37.5

66.7

0.4

22.8

17.2

38.3

0.7

20
0.3
3.3

11.9

0.5
4.7

6.2

中国

日本

ドイツ

インド

日本

ドイツ

インド

表明

表明

アメリカ

中国

2050年カーボン
ニュートラル表明

2018年の発電量
（TWh）

4434

7186

1051

637

主要再エネ
(水力を除く）

風力
6.2％

風力
5.1％

太陽光
6.0％

将来の原子力利用

利用

利用

利用

表明
(2060年)

3.8
2.2
9.2

19.7

2.4

0

5.7
21.3

7.7
1
9.6

44.6

4.1

国名

14.3

71.6

13.1

12.6

64.7
47.4

2.2

25.6

16.0

4.9
39.7

38.2

7.3
17.5

59.0

73.5

34.3

アメリカ

17.6

10.7
7

0

66.3

16.9

1.7
5.3
1.8

2.8

1.3

19.0

82.2

1.8
1.6
5.4

30

10

33.5

水力

9.4

60
50

石炭

9

15.4

18.4

20.5

カナダ

ロシア

スペイン

カナダ

ロシア

スペイン

表明

表明
(2060年)

表明

2.7

イギリス フランス イタリア ブラジル
イギリス

フランス

イタリア

表明

表明

表明

1583

331

577

288

601

654.3

1113

272

風力
17.3％

風力
4.0％

風力
17.2％

風力
5.0％

風力
7.9％

バイオ
9.0％

風力
5.1％

バイオ
0.3％

風力
18.7％

2022年
廃止

利用

利用

利用

1988年
廃止決定

利用

利用

利用

（達成時期
は未定）

表明
(2070年)

ブラジル
条件付(2060年)

脱原子力

2050年カーボン・ニュートラル(CN)の実現に向けて- 原子力なしではCNは成立しない -✓ 電力需要に応じて発電できる水力、バイオマス、地熱の「安定再エネ」は、「発電部門」の総発電量15%程度が限界。(総発電量1100TWhの場合）✓ 残り85%を、太陽光・風力の「変動性再エネ(VRE)」で対応(再エネ100%)すると、水力等の調整力では不足し、1年間ほぼ毎日、膨大な量の余剰/不足電力が発生する。これを調整す
るには、蓄電池・揚水発電では全く足りない！
→ 再エネだけでは、電力需給の変動が大きく、安定供給は困難（根拠１）→ 必要となる再エネ設備容量は、地理的・経済的に建設困難（根拠２）→ 蓄電池・揚水で2050年に実現できる規模を超過（根拠3）✓ 過去5年間のVRE発電出力・電力需要の実測データを用いた試算から、VREによる発電量40%程度(再エネ55%)が安定供給を期待できる規模。この場合、電力需要に応じて出力調整できる「安定電源」が45%あるため、特異日を除き、1日あたりの不足電力の発生量は100GWh 以下。これは蓄電池・水力の揚水化拡大で対応できる規模。（根拠4）✓ 脱炭素を実現できる「安定電源」で45%の発電量を賄う候補には、①CCS付火力、②水素燃
焼、③スマコミ、④原子力があるが、技術が確立しており、30％以上を期待できるのは原子力。
→ CCS・水素・スマコミの開発状況と将来性から、合計10%程度は期待（根拠5）→ 原子力で35%の発電量を賄うための要件（根拠6)✓ CN社会を実現するには、炭酸ガス排出量の6割を占める「産業部門」及び「輸送部門」での電化促進により電力需要が300-400TWh増加するとともに、産業用に6000万トンの水素供給が必要。
→ 電化促進に伴う電力需要拡大と必要な水素供給量と電源とは（根拠7)102016~2020年度の実測データに基づいた2050年の電力需給計算（2050年の総発電量は1100TWhと仮定）
一般水力+地熱＋バイオマス＝30GW
揚水発電=25GW
変動性再エネの発電量を、電力需要に応じて調整する能力が必要地理的制約から
総発電量の15%程度が限界
気象条件により電力需要と関係なく発電量が大きく変動する

CCS付き排出されるCO2を分離回収し、地下に圧入貯留
すればCN電源になる

どの程度の規模が必要になるか

30%～100%

55GW

0%～100%

負荷追従運転範囲
この他、分散エネルギー・システムとしてスマートコミュニティ(マイクログリッド)がある。太陽光や風力、中小水力等をCN電源として、EVや共同利用蓄電池とエネルギー管理システムで必要な電力を地産地消する。
これが全国規模で拡大すれば、総電力需要を削減することが期待される。

11

電力需要と太陽光発電・風力発電の発電量(毎時平均)の実測データ
余剰電力が発生し易い期間（2018年4月15日～5月15日）

5月連休：電力需要が最低、太陽光の発電量は最大
風力の発電量も年平均よりも高い（出典：環境エネルギー政策研究所（ISEP)のEnergy Chartのデータを用いて作成）

12

2016～2020年度の各月の最大及び最小*電力需要と太陽光発電の１時間あたりの設備利用率
最大電力需要日(2020年8月20日)
166GW

各月・日毎の電力需要ピークの最大値(2016～2020年度)＊各月・日毎の電力需要ピークの最小値(2016～2020年度)
太陽光の各月の1時間あたりの設備利用率の最大値(2016～2020年度)

最小電力需要日(2020年5月3日)
77GW

出典：環境エネルギー政策研究所（ISEP)のEnergy Chartのデータを用いて作成

13

太陽光発電と風力発電の月間設備利用率の実測データ（2014年度～2020年度）

設備利用率 ＝発電設備がその期間中に実際に発電した電力量
発電設備をその期間中、定格出力で運転したと仮定した場合の発電電力量⚫ 太陽光発電の設備利用率は、春から夏にかけて高い⚫ 風力発電の設備利用率は、冬は高く、夏は低い
出典：資源エネルギー庁の固定価格買取制度の公開情報ウエブサイトのデータを用いて計算

142050年の発電出力評価に用いた仮定

15• 1日あたりの余剰及び不足電力量の評価では、✓ 余剰電力量を最小化するために、安定再エネの発電を停止すると共に、安定電源も負荷追従運転により出力低下させる。更に電力が余剰になる場合には揚水入力により余剰電力発生量を抑制。 → 30GW x 9.6時間=288GWhの電力消費✓ 不足電力量を最小化するために、太陽光出力が急減する夕方には、安定再エネ及び安定電源を定格運転へ復帰させるとともに、揚水発電による電力供給を想定。
→ 25GW x 8時間=200GWhの電力供給（総合効率70%)
注１）安定再エネ55GWは、一般水力(地熱、バイオ含む)30GWと揚水25GWから構成される
注２）2020年8月時点で、我が国の揚水発電所数：44カ所、最大発電出力27.6GW、総発電量250.6GWh、総合効率70%、最大出力での運転可能時間約9.1時間である。しかし、我が国の水力発電所の大半は自然流入方式であるため、渇水期等には揚水発電をフルに利用できない場合がある。このため、本試算では、総発電量を約20%削減した200GWhを用いた。

• 全てのケースで、安定再エネ(水力、地熱、バイオマス)の発電量は15%とし、発電出力は0~100%の範囲で負荷追従運転を想定。
• 安定電源(CCUS付火力及び原子力)の発電量は(85%-VRE発電量割合)とし、発電出
力は待機出力30%~定格100%の範囲で負荷追従運転を想定。
• 2016-20年度の太陽光・風力設備容量は毎月増加していることから、設備利用率の算定は、当該月の各々の設備容量と同月の太陽光・風力発電量を用いて算出。

各ケースで想定した太陽光・風力の設備容量に、2016-20年度の毎日・毎時の太陽光・風力の設備利用率を乗じて、2050年度の太陽光・風力発電出力を合算したVRE発電出力を推定。このVRE出力に応じて、安定再エネ及び安定電源の出力調
整と、揚水入力/揚水発電を利用して、余剰と不足の発生電力量を評価。

2016～2020年度の5年間の気象条件を用いた電力需給の試算✓ 過去5年間の太陽光と風力(VRE)の発電出力の実績データと、その時点の設備容量から、
太陽光と風力の1時間毎のVREの設備利用率を求める✓ この設備利用率に、2050年のVRE設備容量を乗じてVREの発電出力を計算
仮定1) 総発電電力量1100TWh、電力需要は実績日と同じ
仮定2) 揚水発電と安定電源の負荷追従運転により、余剰/不足電力の発生量を緩和

表1
変動型
再生可能
エネルギー
（VRE）

電力需給の試算で想定した2050年の電源構成
2030年度の目標比率*

太陽光:風力の年間発電量比（SW比）
年間発電量割合（VRE割合）発電設備容量（太陽光/風力）安定再生可能エネルギー（水力・バイオ・地熱）

4:1

20%
166GW
(145/21)40%
331GW(289/42)

1:1

85%
704GW
(614/89)

日本の国土条件では、2030年度の目標値が上限と想定

20%
137GW
(90/47)洋上風力を増強

40%
274GW(181/93)85%
582GW(384/19
8)

15%
55GW

安定電源
（原子力 and/or CCUS付き火力）

65%
96GW

45%
67GW

0%
0GW

65%
96GW

45%
67GW

0%
0GW

総発電設備容量（総発電設備容量と過去の最大電力
需要：183GWとの比）

317GW
(1.7)

453GW
(2.5)

759GW
(4.1)

288GW
(1.6)

396GW
(2.2)

637GW
(3.5)

備考

年間設備利用率

安定再エネ：34.2％、太陽光：13.9％、安定電源：85%
風力:23.9%

上段：年間の総発電量(1100TWh)に占める割合(％） 下段：発電設備容量(GW)

風力:27.0%＊＊＊ 2018年エネルギー基本計画＊＊ 洋上風力割合が増えることを考慮

16

電力需給の試算（余剰と不足が発生する典型例）
2018年度のVRE実測データに基づいた2050年の発電出力、余剰/不足電力の発生量[変動再エネ(太陽光＋風力)の年間発電量比率40%、太陽光と風力の同比率1：1]
5月の連休時期は、風力・太陽光の発電量が増加するが電力需要は少ない→ 昼間に余剰電力が発生
揚水貯留率

揚水発電

揚水発電

揚水入力運転

余剰電力量
417GWh

夏季は、凪のため風力の発電量が減少し、電力需要が増加する→太陽光が脱落する夕方に不足電力が発生
揚水貯留率

揚水入力運転

最小発電出力（VRE+安定電源の待機出力）
2050年
正味発電出力最大発電出力（VRE+安定再エネ：定格＋安定電源：定格）
2050年
正味発電出力

不足電力量
70GWh

510GWh

72GWh

電力需要曲線（2018年/2050年）

最小発電出力（VRE+安定電源の待機出力）

電力需要曲線（2018年/2050年）
太陽光（2018年/2050年）

太陽光（2018年/2050年）

風力（2018年/2050年）

2018年5月4日

5月5日

風力（2018年/2050年）

2018年7月23日（出典：環境エネルギー政策研究所（ISEP)のEnergy Chartのデータを用いて作成）

7月24日

17

５年間の実測データの基づく電力需給試算のまとめ✓ VRE20%：不足電力は発生しない。これは水力等の安定再エネと安定電源による調整能
力で、VREの変動性を調整できるため。太陽光：風力=4:1(SW比*)から、同1:1にすれ* SW比：太陽光と風力の年間発電量比率ば、余剰電力の発生量は大幅に抑制される。
✓ VRE40%、SW比1:1が、特異日を除けば、安定電源の負荷追従と100GWh規模の蓄電（水力の揚水化拡大と大容量蓄電池）で調整できる限界か。但し、1日あたり最大
400GWhの電力を棄てる日が110～160日発生。
2016～2020年度年度の気象条件と電力需要データに基づいた2050年の試算結果

18

冬季のDunkelflauteにより、最大の不足電力を発生する可能性
2016年度から2020年度までの5か年で、VRE発電量40%、SW比1:1の場合に、2017年
度の2月1～２日に252GWh、172GWh、2020年度の1月12日に240GWhの最大規模の不足電力が発生。その他の不足電力は80GWh以下。
2017年度データを用いた2050年の1日当たりの余剰・不足電力の発生量(40B）単位GWh
日
4月
1
2
182
3
121
4
117
5
25
6
7
8
9
10
11
12
166
13
266
14
284
15
94
16
327
17
18
85
19
269
20
21
22
146
23
312
24
87
25
96
26
27
46
28
211
29
219
30
459
31
小計 3511

5月
13
208
206
218
243

6月
109
211
324
39
2

7月

8月

9月
21
42
138

16

48
10

349
295

121

75
103
31
7

53
46

3
165

70
143
245
182
60
48

62
9

11月
17
1
28
57
207
81
1

12月

1月
164
199
80

28
34

2月
252
172
20

3
10

117
0
160
115

3
74
95
95
121
142
93

106
25
13

23

15
34
113
4

38

112
159
39

4

56
0

1

66
268
142
47

9
1
20

13

16

12

23

38
56
7
47
17

11

24
74

236
106

96

13
4

1103

3月
38
69
14
216
158

0

29
30
16
88

5
12

3089

10月
93

7
22
0

61
81

60

558

140
91
552

18
3

3
0
31
907

131

13

512

2
3

561

51
170
384
225
76
225
172
305
268
450 3332

19再エネを導入できる限界は55%前後！
✓ 安定再エネ15%、変動性再エネ40%、SW比1:1の設備容量は、太陽光181GW、風力93GW。
この時の1日あたりの不足電力量は、過去4年間で殆ど100GWh以下。但し、5年間に3日間、これを超える特異日の対応が必要。
✓ この場合の設備容量は、環境省の2021年報告のシナリオ別導入量*によれば、太陽光ではFIT18円以上
で406GW、風力は陸上風力FIT19円で162GWと洋上風力がなくても届き、導入可能な規模。
✓ 但し、FIT賦課金に加え、国内に偏在する大規模風力発電施設と需要地を結ぶ電力系統の増強費、太陽
光や風力設備の増加による環境影響や災害予防策、100GWh規模の大容量蓄電池・揚水化の拡大等により総発電コストの上昇抑制が必須。 *：環境省地球温暖化対策課調査 「わが国の再生可能エネルギー導入ポテンシャル（概要資料導入編）」
2050年の1日当たりの最大余剰電力/同不足電力の発生量(2020年度1年間の実測データから）太陽光：風力の発電量比１:１

余剰電力は
春秋の昼間に発生

数年に1日の特異日

不足電力は夏季夕刻に発生20

2016～2020年度の気象条件に基づく2050年度の電力需給結果

212018年2月初めに発生した最大不足電力の発生要因✓ 1/31から風力が全国的に弱まり、2/1に太陽光の発電量も通常の1/3以下となる✓ その一方、電力需要が昼から夜間にかけて減少しなかった✓ 1/31夜から翌午前中までに揚水発電を消費し尽くし、2/1昼前に揚水水位がゼロとなる✓ その後、電力需要が高止まりし、最大発電出力と同等となったため揚水入力を行えず、同日夕刻には揚水発電を利用できず(水位ゼロ）に大きな不足電力が発生✓ 2/2も同様な状況により、夕刻以降に大きな不足電力が発生することになる
Dunkelflaute:冬季に風力が弱く、日照も悪い日が連続し、寒冷対策により電力需要が夕刻以降も低下しない条件

揚水水位がゼロ

2GWh

揚水水位がゼロ

252GWh172GWh

揚水発電で電力補給

1月29日

1月30日

1月31日

２月1日

２月2日

２月3日

太陽光と風力の設備利用率が低下

22

VRE発電量40%、SW比1:1の場合に発生する不足電力の変動範囲
年度

最大不足
電力の
発生量
(GWｈ)

最大不足
電力の
発生日

不足電力
が発生し
た日数
（日）

発生月と
発生日数

不足電力
発生量の
平均値
(GWh)

不足電力
発生量の最
大値/電力
需要(%)

2016

35

1月18日

19

8～9月に13日
12～2月に6日

9.4

1.2

2017

252

2月1日

20

7～8月に13日
12～2月に7日

30

8.0

2018

72

7月24日

26

7～8月に25日
2月に1日

21

2.3

2019

52

9月10日

12

7～9月に12日

22

1.7

2020

240

1月12日

18

8～9月に14日
1月に4日

30

7.5

わが国においても、VRE発電量を40%に増加させると、SW比を1:1にした場合でも、数年に一度、冬季にDunkelflauteが発生し、大きな不足電力が発生する可能性がある。
これに備えるには、揚水発電及び大容量蓄電池システムの合計で250GWhの蓄電能力を確保するか、Dunkelfaluteが発生しやすい冬季に備え、揚水入力用の電源(例えば、20GW規模の火力発電）を待機させるか、電源予備率8%程度確保していくことが必要。

23

VREによる発電量40%とした場合の1日に発生する不足電力量の評価
2016～2020年度データを用いた電力需給計算から、VRE40%の場合に1日に発生する不足電力の最大値は、SW比4:1の場合373GWh、SW比1:1の場合252GWhとなったが、一日の不足電力の発生量が100GWhを越えた日数は、SW比4:1の場合：5年間に10日（2016、2017、2020年度）
SW比1:1の場合：5年間に3日（2017,2020年度）
これらは全て冬季に発生しており、いわゆるDunkelflauteにより、揚水ダムの水位を確保する電力を確保できず、揚水発電が利用できないために大きな不足電力となったもの。その発生頻度は数年に1度という、特異日に相当し、各年度の夏季及び冬季に発生する不足電力は、1年間でSW比4:1の場合： 38~65日、 SW比1:1の場合：12~26日であり、その殆どは1日あたり数GWhから80GWh以下の規模である。
このため、VRE40%で不足電力の発生を回避するには、2050年までに現在の揚水による200GWh規模の蓄電量に加えて、100GWh規模の蓄電量を揚水拡大や大容量蓄電池の導入することで、殆どの不足電力の発生を回避できる。しかし、数年に一度発生する大きな不足電力に対しては、
SW比4:1の場合：1日あたり400GWh、 SW比1:1の場合：1日あたり250GWhの発生に備えることが必要になる。

不足電力の発生による停電を回避するために
本試算は、1点集中型(発電場所と電力需要地が１つ)で計算し、国内のどこで発電しても、その電力は国内のどこへでも供給できるとした仮定ことになる。現実的には、今後VREの中核となる
風力発電設備を増設できる地域は、北海道、東北北部、九州西部等に偏在しており、それらの発電地域から周辺の都市圏や首都圏等へ電力を送電するには、電力系統線の増強が不可欠である。VRE40％に拡大した場合に発生し得る不足電力の発生量は、発電した地域から電力需要のある地域までの電力系統線の送電能力等を考慮した評価が重要である。
24

不足電力の発生による停電を回避するために(続）また、現状の揚水発電設備は、通常流入方式によるものが多く、渇水期等は最大設備容量(本評価では200GWh)を利用できない場合も想定される。このため、今回の評価よりも大きな不足/余剰電力が発生する可能性もある。
今回の評価では、200GWhの蓄電量の調整力を最大限利用しても、VRE40%の場合にはSW比に応じて250~370GWhの不足電力が発生する可能性があることを示唆している。
今回の電力需給計算により、電力予備率の考え方についても見直す必要があることが分かった。
現在は安定電源である火力発電の割合が80%もあるため、予備率は3%程度で十分と考えられている。VRE40%、SW比1:1の場合、2018年及び2021年の1月/2月の特異な気象条件で発生した1日あたり250GWhの不足電力量は、当該日の電力需要の約7.5~8%に相当する。これより、電源設備容量の予備率を8%程度確保しておけば、特異日を含む全ての不足電力の発生を回避できることになる。
以上より、2050年にVRE発電量40%を目指し、電力の安定供給を確保するには、SW比1:1を目指して、変動性を緩和していくことが重要であり、これに加え、現在の200GWhの揚水の蓄電能力に加え、100GWh程度、揚水の拡大や大容量蓄電池を追加整備した上で、予備率を8%程度確保する電源設備容量とするか、あるいは、予備率3%程度として数年に一度発生し得るDunkelflauteに備えるために、火力発電設備を全て廃止・解体するのではなく、20GW規模を残す等の対応が必要になる。
25

再エネだけではカーボン・ニュートラル(CN)は実現できない！（根拠１-1）
安定再エネ15%、VRE85%で2050年の電力需給を、過去5年間の実測データで予測：✓ 2016~2020年度の変動性再エネの設備利用率(気象条件に依存)と電力需要の実績
データを基に試算。
✓ VRE割合を20%から85%(再エネ100%)まで増加させていくと、余剰/不足電力の発生量は増加。
✓ 2030年の太陽光と風力の発電量比率は、3:1と太陽光が多いが、2050年に向けては同比率が1:1になるよう風力を拡大していくことが、変動性を緩和していく上で重要。その時、VRE
85%では、太陽光384GW、風力198GWの設備が必要になる。
✓ 水力発電所の半数が既に揚水化されており、総計200GWhの蓄電能力があると仮定したが、この程度の調整力では不十分で、ほぼ毎日、昼間に余剰電力、夕方から明け方に不足電力が発生する。余剰電力は、1日当たり最大2000GWh(100万kWの発電所83基が1日にフル稼働した電力が無駄)、不足電力は、1日当たり最大1100GWh(同46基が1日にフル稼働
した電力量が不足)✓ このような夥しい余剰電力と不足電力が発生する状況では、電力の安定供給は困難！
また、VRE85%の発電設備容量は1日の最大電力需要の3.5倍!（無駄の多い電源構成）✓ 太陽光を現在の56GW規模から約7倍、風力を洋上風力を中心に４GW規模から約50倍に拡大していく必要がある。このためには以下の課題を解決していく必要があるが、これらを解決する方策も見通せず、総コスト試算もできない状況：
太陽光パネルの大量確保(資源問題含む）と設置場所、浮体式大規模洋上風力の技術開発、FIT賦課金の大幅低減、設置場所の確保、設備寿命後の廃棄物処分、大規模設置に伴う環境への影響、洋上風力発電から消費地への送電系統の拡充、洋上風力に対する漁業
補償など。
26

再エネだけではカーボン・ニュートラル(CN)は実現できない！(根拠１-2)＜変動性再エネ85%＋安定再エネ15%＞：再エネ100%：
太陽光が多い発電量比率4:1の場合は、余剰電力が約4倍多くなるが、不足電力は同等。
これは、夕刻以降に発生する不足電力は、風が凪ぎ、風力の発電出力が少ない場合に発生するが、この不足量は、揚水発電の容量で決まるため。
夏季の以下期間には、太陽光と風力の発電量比1:1の場合でも、1日あたりの余剰電力発生量は、280～380GWh(100万kWの発電所12~16基が1日フル稼働して発生する電力量が余剰)

1日あたりの不足電力発生量は、700～860GWh(同発電所29~36基が1日フル稼働して発生する電力量が不足)
2050年の夏季三日間の余剰/不足電力の発生状況(2018年7月23日から25日の実測データから）
太陽光：風力の発電量比 4:1
太陽光：風力の発電量比 1:1
揚水発電

31GWh

202GWh

揚水入力運転202GWh176GWh

揚水貯留率

13GWh
揚水発電 168GWh

揚水貯留率-288GWh-288GWh-270GWh

揚水入力運転-240GWh

不足電力量720GWh

809GWh794GWh

不足電力量702GWh

858GWh最小発電出力（VRE+安定電源の待機出力）

余剰電力量
1261GWh
264
GWｈ

最大発電出力（VRE+安定再エネ・安定電源の定格出力）-240GWh

最小発電出力（VRE+安定電源の待機出力）

2050年
正味発電出力2050年
正味発電出力

余剰電力量
319GWh1384GWh457 347GWｈ GWｈ

1208GWh461 364GWｈ GWｈ

430GWｈ227
GWｈ

2018年7月23日

7月24日

風力（2018年/2050年）

7月25日-269GWh
852GWh

最大発電出力（VRE+安定再エネ・安定電源の定格出力）

375GWh
475
GWｈ

359
GWｈ

279GWh500
GWｈ 402

450GWｈ

GWｈ
電力需要曲線（2018年/2050年）

電力需要曲線（2018年/2050年）

太陽光（2018年/2050年）

165GWh193GWh太陽光（2018年/2050年）

2018年7月23日

風力（2018年/2050年）

7月24日

7月25日

27

再エネだけではカーボン・ニュートラル(CN)は実現できない！(根拠１-3)＜変動性再エネ85%＋安定再エネ15%＞：再エネ100%：
この条件では、安定再エネの調整力が小さいため、2018年度の実測データを用いると、下表のとおり夥しい量の余剰と不足電力がほぼ毎日発生する。太陽光による発電量が多いSW比
4:1の場合は、同1:1に比べて一層多くの余剰/不足電力が毎日発生する。
SW比1:1でも、 2018年度の実測データにより1日あたりの余剰/不足の最大発生量は、余剰電力の最大発生量は約1940GWh（2017年度に5か年で最大2300TWh)(100万kWの発電所81基が1日フル稼働して発生する電力量が余剰)
不足電力の最大発生量は約1030GWh（2019年度に5か年で最大1300TWh)(同発電所43基が1日フル稼働して発生する電力量が不足)
2050年の1日当たりの余剰/不足電力の発生量(2018年度1年間の実測データから）
太陽光：風力の発電量比 4:1
4月
5月
6月
7月
8月
9月
10月
11月
12月
1月
2月
3月
日
1
2075 152 2077 258 2220 352 1897 345 1511 671
80 660 1835
59 1229 424 832 393 932 265 985 411 1227 555
21809 354 249 129 2600 284 1372 415 1353 751 904 487 1553 225 1304 582 747 447 927 197 1339 420 1559 392
31987 327 1427
2364 254 669 501 1538 746 973 445 1466 431 1422 439
690 1059 333 459 478
80 6851599 233 2501
8 2333 311 460 363 1599 659
89 335 185 527 906 406 275 484 973 509 1251 250
16 68641259 211 2835
2 934 418
499 1652 519 1609 403 360 390 891 616 780 254 517 272 870 618 1783 696
5
166 329 1489
37
657
636 1022 567 813 530 817 244 313 640
1017 433 390
1118 176 769
67757 130
5 351 1482 469 162 228 722 435 277 615 1569 118 1000 549 129 390 825 677 348 646 377 555
82301 141
34 300 804 411 926 344 1084 357 171 547 1271 368 931 423 543 172 563 700 438 463 1856 475
91522 213 1008 244 1952 345 1568 447 629 488 329 490 1316 506
42 342 396 267 699 480
1019 2159 296
10 2411 269 1730 280 214 158 1525 587 1036 644 178 478 319 572 1221 331 357 670
38 731 999 610 416 219
11609 103 2764 150
66
80 1186 632 1246 573 933 480
671 1505 291
53 1032 681 653
915 788 182
12 2076 183 2295 185 1048 205 726 674 1025 492 372 415 836 261 171 669 150 694
8 940 1140 662 1453 315
13 2487 226
35 275 2035 184 1235 606 1270 501 596 614 1114 357 281 601 396 789 963 791 856 695 1800 273
14433 165 2335 306 1307 295 1803 613 1655 495 229 658 1037 371 1106 532 619 643 1022 934 516 668 1512 368
15836
68 2332 308 353 310 1885 517 640 405 115 546 515 548 1231 629 700 694
846
77 1045 1707 597
16 2125 175 1920 256 1458 253 1589 560 471 217 1153 486 654 577 715 685 204 730 717 482 870 475 1372 391
17
219 525 1070 279 1748 215 1210 717 2139 161 1113 445 1005 504 1053 444 465 693 882 448 1480 289 1267 393
18 1279 445 801 228 389 277 1366 791 2065 323 1353 525 1400 507 977 497 782 406 998 431 1420 552 1905 515
19 2506 374 1679
69 823 341 1363 791 1818 324 1713 537 774 443
91 533 752 469 1168 546
1009 916 515
20 2503 371 2769
90
358 1334 697 1100 459
741 1357 358 913 512 264 551 298 406 712 496 1987 459
21 2758 207 2232 224 546 359 1441 534 1104 564
528 2108 319 789 722 633 729 986 326 1037 526 575 184
22 2476 228 2332 263 2164 233 1533 514 1427 562 891 238 1537 471
16 54881 809 852 659 1018 658 1191
55
23 1046 274
90 312 100 258 1261 720 835 542 1167 389 180 481 1162 248
6 687 921 693 1639 434 706 283
24
380 2286 380 2031 246 1384 809 538 440 310 499 1124 418 1055 580 983 202 902 489 1585 462 2203 29425
528 161 1992 297 2292 347 1208 794 1432 447
89 517 1735 409 1079 477 813 737 699 840 1220 492 1155 414
26 2440 217 1223 317 1256 389 1145 699 1678 427 390 484 895 350 545 603 178 634 494 732 1465 502 1775 315
27 1362 259 2300 301 942 244 1239 566 1235 662 361 366 1029
58 711 550 875 231 993 597 344 697 2237 173
28 2793 207 435 335 575 298 842 323 546 729 1687 459 1589
91 423 436 701 179 222 703
977 1295 288
29 2808 123 958 424 830 325 933 228 859 658
449 1537 176 1059 393 802 135 970 641
1349 456
30 1768 161 211 476 1148 398 1209 459 904 638
255 1467 188 941 491 898 253 903 979
379 400
493
1298 628 816 655
985 134
627 442
11 7291716 16731
小計 48939 7211 45415 7577 36014 9275 35771 17237 36950 16112 17892 14623 33568 11132 25082 15196 15041 16524 21656 18419 22065 17590 38938 12364

太陽光：風力の発電量比 1:1
4月
5月
6月
7月
8月
9月
10月
11月
12月
1月
2月
3月
日
1
1140
2 983 121 1065 187 986 144 561 528
674 1616
552
35 564 160 698
1026
607 2982
804 170 120
4 1354 165 550 188 381 687 281 422 1160 100 526 446 311
8 715
977
925
16
3
1099
92 16881204 146 155 259 493 713 290 209 712 198 705 265
323 726213526
799
44 17971088 167 144 109 532 638
1914
8 265 394 263 123
37 522
1 1280379
4994
40 1940
290 347
98 108 760 319 845
76 13415 271 577 867
471
391 169 799 527
573
35 973
1
742
198 286 358 270 311 371
28
8 564
461 3031026
25 5216
7794
11 541 396
98
281 11733 408 1339
377 391 210
25 421 120
75 288 211 182
81608
234 276 393
63 50316383 632 138 361 209 818
297 189 657
36 1062
42
9
899
560
1019 175 562 304 179 193
44 373 529 385
16
672
775
614 137422
10 1250
13 83242 10493 520 505 245 529281
23 428 704
168 19611
534 163 360
11
11
698
1719
290
384 568 427 473 290 320
488 93715
657 51165
676 867
12 12731370
5 585
104 684 333 410
87 169 537
12
520
96 134693 703 154 1176
25
13 1532
24 1296
418 482 435 444 109 532 495 137
36 382 118 276 410 630 443 167 1382
3
14
302
1240
95 68586 644 580 670 388
652 445 241 483 245 388
15 365 861 275
91 11608
15 10111055 114
57 146 822 431 191 195
528
95 518 538 447 325 247417
766 750 319
16 132068 94866 73955 599 474 181
411 427 177 445 223 495
28 321 704
596 129 764 106
17
18 308 588
57 85179 311 712 1639
23 497 262 393 356 597 157 223 155 707
1150
656
84
18
517 267 457
77
83 363 813 915 200 577 374 618 343 426 295 575
1032
789 207 1006 236
260 127 346 837 804 203 771 423 294 215
210 4657432
614 417 247
19 1245 222 1568
57 386 622 330 337
730 661 152 350 143 263
290 156 336 202 1011 276
20 1264 227 1696
74 1320
24 137 139 557 333 373 319
223 1128 106 373 512 283 256 1158
546
2 408
21 1713
48 1162
91 1264
702 323 628 243 487
657 329314
635 61247 491 248 1457
22 1407446 113163
59 319 702 195 243 497 191
169 1120452 464 301 1042 107 542
231070 227 1064
27 375 858 237
6
1 406 493 104 470 213 1036
920
889
69 156824
526
1035
92 1092 200 279 852 85258
372 880 129 481 254 326 267 247 356 633 131 637
10
25
1589
1
488
215
424
220
293
646
791
97
77
261
377
149
233
291
64
71
248
228
762
162
1140 11026663
13 1102 239 745
353 476 331 567 113
55 1339308 203 1077
555 11374 311 1827
727
14
64 217 224
27 359 134
61 653 725 295 1115
8 207
14 1256
113 243863 871
28 1659
264 322 358
9 729
3 219 494
192 1066
561
8 1353724 143
719 161
29 1724997
29
6 458 436 167 441 259 265 439
1096
478 159 1173
307 727
99 25130506
394 474 204 492
1028
317
16
33
1608
31
小計 29361 1779 26045 3093 17484 4175 12684 13141 14298 10383 6424 9564 19420 5460 11736 7626 13097 4698 15062 5327 13882 7197 25429 4368

28

太陽光発電設備 384GWは導入可能か？ (根拠２-1）
VRE85％、発電比率1:1の場合：太陽光384GWが必要⚫ 2030年度の 太陽光の導入目標64GW*対して、2020年11月時点のFIT前導入量＋FIT認定量は80GW、運用開始量は57GW(2030年度目標値の約90％)。* 2018年策定のエネルギー基本計画⚫ 環境省は、2009年度から毎年、我が国における住宅用等と公共系等の太陽光発電の導入ポ
テンシャルとシナリオ別導入可能量等を評価。2017年度報告書＊では、以下の通り。
✓ 導入ポテンシャル：360GW （住宅用等 213GW、公共系等 147GW）✓ シナリオ別導入可能量：
シナリオ

導入可能量

FIT価格

調達期間

住宅用等

公共系等

合計

シナリオ1

30円/kWh

20年

25.94GW

11.31GW

37.25GW

シナリオ2

35円/kWh20年

78.1GW

66.33GW

144.43GW

シナリオ3

40円/kWh

20年

136.27GW

105.53GW

241.8GW

備考• 設備利用率12%or13％想定、• 都道府県別地域発電量を考慮• 戸建住宅用とそれ以外では買取期間が異なる。
• 税引前PIRR 0or4%以上＊環境省、2017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・公開に関する委託業務報告書⚫ 「導入ポテンシャル」：エネルギーの採取・利用に関して種々の制約要因を考慮したもので、制約要因についてシナリオ(仮定)を設定した上で推計した利用可能なエネルギー資源量⚫ 「シナリオ別導入可能量」：エネルギーの採取・利用に関する特定の制約条件や年次等を考慮した上で、事業採算性に関する特定の条件を設定した場合に具現化することが期待されるエネルギー資源量で、導入ポテンシャルの内数。事業採算性については、対象エネルギーごとに建設単価等を設定した上で事業収支シミュレーションを行い、税引前のプロジェクト
内部収益率(PIRR 等)が一定値以上となるものを集計したもの。

太陽光の導入ポテンシャルを超過し、384ＧＷを導入できない。
FIT価格40円/kWhの高価格で想定しても、242GW程度が限界。

29

風力発電設備198GWは導入可能か？（根拠２-2）⚫ 2020年3月末現在の風力発電設備は4.2GW（ほぼ100%陸上風力,洋上は0.1%)⚫ 風力発電のFIT新規認定量：9.0GW（洋上は内、0.8GW)⚫ この認定量が全て2030年までに運開されれば、2030年の風力発電の目標*10GWを達成⚫ 陸上風力発電は適地に限界があることから、洋上風力への関心が高まり、政府も制度設計をするなどその普及に力を入れている。
* 2018年策定のエネルギー基本計画⇒再エネ海域利用法制定、有望区域整理•

有望区域4か所のウィンドファー
ムの出力合計は約1.78GW。
この内、浮体式は1か所で最大22MW。現在アセスメント手続き
中のものを合わせても全体出力は約12.6GW程度。
今後、新地点の検討がなされても、風況の良い場所が北海道や東北などに偏在していること、漁業への影響を最小限にし、航路等を避けるなど種々の制約があること、等を考慮すると、拡大可能な規模には自ずと限度がある。
出典：エネ庁, 総合資源エネルギー調査会省エネ・新エネ分科会/電力ガス事業分科会,
交通政策審議会港湾分科会第6回合同会議、 資料1, 2020年8月28日より30

風力発電設備198GWは導入可能か？（根拠２-3）（根拠2）⚫ 環境省は2016年3月に、全国での洋上風力発電の導入ポテンシャルを評価*；✓ 着床式： 332GW 浮体式：1,081GW
これらは、風速6.5m/s以上、離岸距離30km以内、水深200m以下の海域の内、海域公園を除いた部分の風速分布から単純に求められた数値。
*平成２７年度「再生可能エネルギーに関するゾーニング基礎情報整備報告書」環境省地球環境局地球温暖化対策課⚫ 環境省はこれらから、FIT制度を前提に事業性を考慮した、導入可能量を以下のように評価。
✓ FIT買取価格32円/kWh×20年の場合、着床式26GW、浮体式13GW✓ FIT買取価格36円/kWh×20年の場合、着床式82GW、浮体式32GW
この評価には港湾区域、漁業区域、航跡等の除外などは考慮されておらず、実際の導入可能量は少なくなる。
⚫ 2030年度の陸上風力発電設備は10GW、これを2050年までに倍増させるとともに、FIT価
格40円/kWh程度で、洋上風力の導入規模を現状の12.6GWから6-7倍大きい80GW前後まで増加させ、風力発電設備の全体容量100GWを実現できる可能性は期待できる
ものの、この倍増の200GW規模まで拡大できることは見通せない。
風力の導入ポテンシャルは洋上を含めると大きいが、FIT価格36円/kWhの高価格で想定される導入可能量は、114GWであり、198GWに届かない。更に、我が国は遠浅の沿岸地域が少なく、欧米で実用化されている着床式で導入拡大はできない。このため、開発段階にある浮体式を大型風車で実用化していく必要がある。この大型風車の設置及び海底ケーブル敷設のコスト低減、海上風車の保守費用、漁業補償費用等も考慮すると、FIT価格の増加が避けられない。加えて大規模な風力発電施設は、電力需要地から遠隔地であることから、送電系統線の増強費用が必要。
3131

環境省地球温暖化対策課が今年公表した資料：FITで導入できる設備量が倍増！

太陽光は、最安FIT22~12円で38GW、最高FIT26～18円で406GW導入可能！

風力は、陸上最安FIT17円で118GW、陸上最高FIT19円で162GW、洋上は最安FIT32円で177GW、最安FITの合計で合計339GW導入可能！
2017年までは、太陽光はFIT40円でも242GW → FIT価格半分、導入可能量が倍増！
風力は洋上風力でFIT36円でも114GW → この規模は陸上でFIT価格半分で可能？
出典：環境省地球温暖化対策課調査 「わが国の再生可能エネルギー導入ポテンシャル（概要資料導入編）」
令和２年度再生可能エネルギー導入ポテンシャルに関する調査委託業務報告書
環境省委託業務として、株式会社エックス都市研究所、アジア航測株式会社の２社による共同体制によって実施した。検討に当たって、作業進捗会議を設置し、以下の有識者から外部アドバイザーとしてのご助言・ご指導を頂いた。
井上 康美氏 一般社団法人太陽光発電協会 公共産業事業推進部長
小野田弘士氏 早稲田大学大学院 環境・エネルギー研究科 教授
小林 久氏 茨城大学 名誉教授
斉藤 哲夫氏 公益財団法人自然エネルギー財団 特任研究員
斉藤 長氏 一般社団法人日本風力発電協会 理事 企画部長
笹田 政克氏 特定非営利活動法人地中熱利用促進協会 理事長
中島 大氏 全国小水力利用推進協議会 事務局長
野田 徹郎氏 国立研究開発法人産業技術総合研究所 名誉リサーチャー
32
本藤 祐樹氏 横浜国立大学大学院 環境情報研究院 教授

蓄電池・揚水で2050年に実現できる規模（根拠3-1）
世界で運転・計画されている100MW以上のLiBシステム（2019年10月）
事業者

出力(MW)

容量(MWh)

運開（予定）年月

施設名、プロジェクト名、
場所等

リチウムイオン電池
供給者

Neoen社

100

129

2017年11月

Hornsdale Power Reserve

Tesla

Florida Power & Light
(FPL)

409

900

2021年後半

409FPL Manatee Energy
Storage Center

Pacific Gas & Electric(PG&E)

300

1200

2020年12月

設置場所：Moss Landing

北海道北部風力送電株式会社

240

720

2023年3月

風力発電のための送電網整備
GSユアサグループの実証事業（株）リチウムエナジー
設置場所：北豊富変電所
ジャパン

NextEra Energy
Resources(NextEra)

200

800

2023年末Skeleton Creek Project

Pacific Gas & Electric(PG&E)

182.5

730

2020年末設置場所：Moss Landing

Tesla

150**

600**

2022年12月末***

設置場所：Kern Sounty

8minute Solar
EnergyNew York ISO (NYISO)/
Consolidated Edison
Company (Con Edison)

129

987

2021年3月

設置場所：LongIsland

Ravenswood
Development, LLC

Arizona Public Services
(APS)

100

400

2021年

Southern California Edison(SCE)/Strata Solar

100

400

2020年12月

Saticoy Project
場所:Oxnard周辺

arizona Public Services
(APS)

100

400

2020年末設置場所：Longbeach

Los Angeles Department of*

Water and Power (LADWP)

米国合計
6.4GWhVistra Energyの子会社のDynegy

AES Energy
Storage

AES Energy
Storage*： 12.5%分はGlendale Water and Powerがシェア**：当初提案は100MW(400MWh)であり、オプションとして150MW(600MWh)への拡大を提案***：このプロジェクトには第2フェーズがあり、同じ容量が計画されている。
33
全体の完成は2023年12月末予定。第2フェーズはLADWPが100%シェア

蓄電池・揚水で2050年に実現できる規模（根拠3-2）• LiBを用いた大容量蓄電池システムは、ここ数年で豪州、米国で数百MWh~GWh級が建設・運転されており、米国では6.4GWhを数年以内に整備予定。
• 我が国にも700MWh級の建設計画があり、2050年までに10~20GWhまで拡大できる
ことは期待される。
• 更に、今後EVの導入台数を大幅に拡大し、この蓄電池能力をネットワーク化して系統利用できるようになれば、大容量蓄電池システムを代替でき、必要設備規模を軽減可能。
• 一方、水力発電の揚水化による、VREの発電出力調整も既に実施されており、これが大容量蓄電池と同等の機能を期待できる。
➢ 「日本における蓄電池システムとしての揚水発電のポテンシャルとコスト」 JST低炭素社会戦略セン
ター平成31年1月の報告書では、「我が国では、1プラントあたり50MWh(10MWx5時間)の揚水発
電所が20,000か所建設可能。つまり1000GWhの蓄電容量が期待できる。」と評価。
➢ 我が国の全ての揚水発電所；エネ庁電力調査統計2021年3月より
揚水発電所数：44カ所、総発電設備容量27.6GW*
総発電量 250.6GWh、最大出力での運転可能時間の平均は9.1時間➢ 今後、一般水力の設備容量22.2GWの半分程度を可変揚水に改良できれば、10GW規模の増加は十分見込め、その持続時間を8時間とすれば、80GWh増やすことが可能。
• 大容量蓄電池及び揚水化の拡大で、100GWhの調整電源容量を2050年までに整備可能**と考えられるが、再エネ100%の場合に想定される1日当たりの不足電力量、約1100GWhを調整できる規模は見通せない。
*

今回の2050年電力需要計算では、揚水発電出力25GW、運転時間8時間、総発電量200GWhとした。
これは、揚水の総発電出力の90%程度を利用している状況を考慮したことによる。
** 今後の大容量蓄電池のコストダウンが必須であるが、世界各国で大容量蓄電池の導入が進むとともに、EV拡大、PC及びスマホ等の電源需要も増加することから、電池素材の争奪、価格高騰が予測される。このままでは太陽光
パネルに続き、蓄電池分野も中国に主導権を抑えられる。

34

脱炭素を実現できる「安定電源」で45%の発電量を賄う候補(根拠5-1)✓CCS付き火力：火力発電で排出される炭酸ガスを分離・回収し、貯留施設へ輸送・圧入する• 火力発電で５％の電力需要を賄うと年間3000万トンの炭酸ガスが排出される。この貯留が必要。
• 年間10万トン規模の実証試験が進行中であり約3年間で30万トン貯留した実績。
• 現在、1億トン以上貯留できる国内サイトを複数、探索中。
• 100気圧を越える圧力で炭酸ガスを貯留するため地盤の安定性、漏出に対する安全性、炭酸ガスの分離・回収、輸送、圧入に要する費用と漁業補償を含めた経済性、地域住民の理解が不可欠✓水素・アンモニア燃焼：海外から輸入して火力発電の燃料とする• 将来的に輸入水素に依存していくことは、経済的、安定供給の観点から不適• VREを用いた電気電解で水素生成する技術開発は欧米で活発に進められているが、電解設備の設
備利用率が低く、水素製造コストが経済的に成立しない。（発電部門での水素利用の限界？）
水素の製造コスト ∝ 発電効率ｘ水素製造効率ｘ貯蔵・輸送効率ｘ水素燃焼発電効率
水素の製造コストは、最初の発電効率よりも悪化し、水素を製造して利用できるエネルギーは
1/3~1/4程度。
• 原子力水素の研究開発が欧米露で進展しており、軽水炉の熱と電気を用いる高温水蒸気電解法の開発が進められている。通常の電気分解法も利用できるため、産業部門・輸送部門への膨大な量の水素供給には、エネルギー密度の高い原子力を活用することが有望。
✓スマートコミュニティ：変動性再エネとEV等のバッテリーを組み合わせた地産地消・分散エネルギーシステム• 現時点では、VRE設備及び蓄電池システムのコストが高く、国の補助金事業の終了とともに運営継続できない。
• 今後のVREや蓄電池システムのコストダウンとともに、発電だけでなく熱供給、EVの利用拡大、地域
交通、廃棄物処理等も含めた総合的な地域システムとして、経済的に成立するスマートコミュニティを実現し、これを国内各地に展開していくことで電力需要の一定規模を削減することが期待できる。

2050年に向けて、CCS付火力、スマートコミュニティの拡大、輸入水素による発電等で、総発電量の10%程度を実現することが期待される。
35

脱炭素を実現できる「安定電源」で45%の発電量を賄う候補(根拠5-2)
CCS付火力は、有意な規模の実用化を目指す✓ VREの調整電源として、定格運転から30％出力程度まで負荷追従性のあるCCUS付き火力が不可欠であり。CCUS技術の内、火力発電の発電量拡大に貢献できるのはCCS技術。

✓ 総発電量の5%を火力で賄うには、3000万トン/年のCO2貯留が必要(日本近海に1億トン規模の貯留施設を複数建設が必要）✓ 日本近海の海底帯水層で1461億トン貯留可能との評価があり、現在、1億トン以上貯留可
能な地域を選定中（但し、100気圧を越える圧力で貯留するため地盤の安定性、漏出に対する安全性、炭酸ガスの分離・回収、輸送、圧入に要する費用と漁業補償を含めた経済性、地域住民の理解が不可欠）✓ 苫小牧の実証施設は、年間10万トン、これまで約3年で30万トンを圧入(この100倍規模の設備を導入しないと5%のCCS付き火力発電はできない）✓ 2050年までに、炭酸ガスの分離、回収、輸送、貯留に係る設備の経済性を向上し、1億トン
以上貯留できる立地地点を複数確保し、年間3000万トン以上の炭酸ガスを貯留できれば、総発電量の5%以上をCCS付き火力エネルギーで賄うことが期待できる。

36

脱炭素を実現できる「安定電源」で45%の発電量を賄う候補(根拠5-3)
世界の主要なCCSプロジェクト

Global Status of CCS 2020（2020年11月）より

開始年

国

貯留タイプ

処理量
トン/年

1Terrell Natural Gas Processing Plant(旧Val Verde Natural Gas Plant)
2Enid Ferilizer
3Shute Creek Gas Processing Plant
4Sleipner CO2 Storage
5Great Plains Synfuels Plan and Weyburn-Midale
6Core Energy CO2-EOR
7Sinopec Zhongyuan Carbon Capture Utilisation and Storage

1972
1982
1986
1996
2000
2003
2006

米国
米国
米国
ノルウェー
米国
米国
中国

CO2EOR
CO2EOR
CO2EOR
海底下帯水層CO2EOR
CO2EOR
CO2EOR

40-50万
20万
700万
100万
300万
35万
12万

8Snфhvit

2008

ノルウェー

海底下帯水層70万

天然ガス

9Arkalon CO2 Compression Facility

2009

米国

CO2EOR

29万

エタノール製造

10Century Plant

2010

米国

CO2EOR

500万

天然ガス

11Bonanza Bio Energy CCUS EOR

2012

米国

CO2EOR

10万

エタノール製造

12PCS Nitrogenb

2013

米国

CO2EOR

30万

肥料生産

13Air Products Steam Methane Reformer
14Coffeyville Gasification Plant
15Lost Cabin Gas Plant

2013
2013
2013

米国
米国
米国

CO2EOR
CO2EOR
CO2EOR

100万
100万
90万

水素製造
肥料生産
天然ガス

16Petrobras Santos Basin

2013

ブラジル

CO2EOR

300万

天然ガス

17Boundary Dam Carbon Capture and Storage

2014

カナダ

CO2EOR

100万発電所

18Uthmaniyah CO2-EOR Demonstration

2015

サウジアラビア

CO2EOR

80万

天然ガス

19Quest

2015

カナダ

陸上帯水層

100万

水素製造

20Karamay Dunhua Oil Technology CCUS EOR

2015

中国

CO2EOR

10万

化学品生産
メタノール

21Abu Dhabi CCS

2016

UAE

CO2EOR

80万

製鉄所

22Petra Nova

2017

米国

CO2EOR

140万発電所

23Illinois Industrial Carbon Capture and Storage

2017

米国

陸上帯水層

100万

エタノール製造

24CNPC Jilin Oil Field CO2 EOR

2018

中国

CO2EOR

60万

天然ガス

25Gorgon Carbon Dioxide Injection

2019

オーストラリア

陸上帯水層

400万

天然ガス

26Qatar LNG CCS

2019

カタール

CO2EOR

210万

天然ガス

27Alberta Carbon Trunk Line (ACTL) with Nutrien CO2 Stream

2020

カナダ

CO2EOR

30万

肥料生産

2020

カナダ

CO2EOR

140万

石油精製

名称

28

Alberta Carbon Trunk Line (ACTL) with North West Redwaater
Partnership's Sturgeon Refinery Co2 Stream

排出源

備考

天然ガス
肥料生産
2019年は70万
天然ガス
天然ガス
合成天然ガス
天然ガス
化学品生産

2019年は840万

suspendedsuspended2019年は340-400万37脱炭素を実現できる「安定電源」で45%の発電量を賄う候補(根拠5-4)
水素エネルギーの活用✓ 水素エネルギー利用は、エネルギー供給構造を変革・多様化させ、大幅な低炭素社会を実現するポテンシャルを有する手段として位置づけ、化石燃料を水素に代替することや、水素自動車の拡大(運輸)、産業分野での水素利用による低炭素化を推進する方針。
✓ 発電分野では、LNGと水素の混焼から、将来的には水素燃焼発電を視野に入れ、水素自動車の拡大普及も含めて、現状200万トンの水素消費量を、2030年に300万トン、2050
年に2000万トンまで増やす計画。
✓ しかし、現在は、豪州他の海外で化石燃料をベースに安価に生産された水素を輸入し（発生する炭酸ガスは、現地でCCS設備へ貯留）、水素を燃料とした火力発電技術の実証試験を進めつつ、水素社会実現に向けたインフラ整備がなされている段階。

✓ CN電源を用いた電気電解で水素生成する技術開発は欧米で活発に進められているが、水電解設備の設備利用率が低く、水素製造コストが経済的に成立しない状況。
水素による発電コスト ∝(電解用電源の発電効率)ｘ(水素製造効率)ｘ(貯蔵・輸送効率)ｘ(水素燃焼発電効率)

水素の製造コストは、最初の発電効率よりも悪化し、水素を製造して利用できるエネルギーは
1/3~1/4程度。（発電部門での利用は原理的に非効率で経済性は見通せない！）✓ 原子力水素の研究開発が欧米露で進展しており、軽水炉の熱と電気を用いる高温水蒸気
電解法の開発が進められている。通常の電気分解法も利用できるため、産業部門・輸送部
門への膨大な量の水素供給には、エネルギー密度の高い原子力を活用することが有望。
38

脱炭素を実現できる「安定電源」で45%の発電量を賄う候補(根拠5-5)
スマートコミュニティは、有意な規模のシェアー実現を目指す✓ 地産地消を基本とした分散型エネルギーシステムについては、米国ではマイクログリッド＊として、ドイツではシュタットベルケとして、天然ガスや石炭火力を主電源とするコジェネによる熱供給等も合わせた形で実用化が進んでいる。
✓ 我が国では、VREを主電源として、その地域の家庭や道路に太陽光パネルを付設し、電気自動車や一定規模の蓄電池システムを活用した地域エネルギーマネージメントシステム(EMS)
による「スマートコミュニティ」の検討、実証試験が実施された。
✓ 現時点では、VRE設備及び蓄電池システムのコストが高いために、国の補助金事業の終了とともに運営継続できない状況。
✓ 今後、VREや蓄電池システムの開発によるコストダウンとともに、シュタットベルケのように、発電だけでなく熱供給、EVの利用拡大、地域交通、廃棄物処理等も含めた総合的な地域システムとして、経済的に成立するスマートコミュニティを国内各地に展開していくことで経済的に成立することが期待できる。
✓ このようなスマートコミュニティを段階的に導入し、全国で数十～百程度の地域へ拡大できれば、我が国の電力需要の数%程度を賄うことも可能と考えられる。
＊マイクログリッド：供給側と需要側の双方からスマートメーターなどの高度な情報技術を活用して電力を制御し、最適運用を可能とする次世代送配電網システム

太陽光・風力等は、元来、地産地消型エネルギー源に適しており、蓄電池のコスト
ダウン、EVの増加等により、一定規模の地域での実用化を目指すべき。そのような地域を全国的に拡大し、国内の電力需要を軽減していく取り組みが重要。

39

原子力で総発電量の35%を賄うための要件(根拠6-1)
原子力は、発電部門の年間総発電量の35％を目指す✓ 1970年の初送電開始以来、2010年までに総発電量の35%を供給した実績がある。
原子力は、経済性、エネルギー自給率、持続性(資源量と廃棄物削減)に優れ、大規模な電力需要に対応でき、VREの出力変動を調整できる有望な脱炭素電源。

✓ 世界の主要国（米、英、仏、露、中等）は、CN実現に向けて、「再エネ＋原子力」を中核にした電源構成とする方針。
✓ しかし、我が国では、福島第一事故以降、原子力に対する国民の信頼感が大きく棄損し、原子力への依存度は「可能な限り低減する」スタンスが継続している。

✓ この10年で、世界で最も厳しいと言われる新規制基準に適合した既設軽水炉は、大きく見直された地震・津波等の自然現象対策とシビアアクシデント対策によって、その安全性は大きく向上したものの、国民の信頼回復の途上にある。
✓ 2011年以降、再稼働した原子力発電所は10基に留まり、その発電量も約7%に過ぎないが、引き続き既設炉の再稼働ぬ向けた取り組みを進め、2030年の20-22%を実現する。
✓ 併せて、政策的に決められた「運転期間は40年とし、その延長は20年1回限り」ではなく、欧米のように、安全確認を行うことで適切な期間毎に延長できるよう法体系を見直す。
✓ 併せて、安全性を向上した次世代軽水炉を2040年から2GW/年規模で運開する(2030年の36基・36GW規模から2050年に50基・54GW規模へ戻すためには、直ちにリ
プレース準備を行うことが必要）
40

原子力で総発電量の35%を賄うための要件(根拠6-2)✓ そのためには遅くとも2025年頃までに、ここ10年間で進行した原子力産業界のインフラ崩壊を食い止め、設計・建設に必要な人材を確保・育成していく必要がある。
✓ このためには、エネルギー政策において原子力利用の継続を明確にし、国民が原子力に対して信頼感を再び持てるよう、 以下3つの課題解決の見通しをつけていくことが不可欠。
①福島第一原子力発電所の安全な廃炉措置、②放射性廃棄物の最終処分場の選定、③原子力政策の基本としている高速炉を含む核燃料サイクルの実用化。

✓ 更に、原子力がVREと共生するためには、その調整電源として、定格出力から30％出力程度までの負荷追従運転能力を備えることや、定格運転のまま、タービンバイパスを行い、この熱エネ
ルギーを蒸気、耐熱タイル、溶融塩等へ熱伝達させて蓄熱し、VRE発電量が低減した時間帯に、この熱を取り出し、タービンで発電する仕組み等の技術開発も重要。
✓ 世界の主要国がCN実現に向け原子力の活用を進展すれば、21世紀後半に世界的な軽水炉の利用拡大によるウラン価格の高騰が懸念される。一方で、国内では軽水炉でのプルサー
マル利用により、使用済MOX燃料が蓄積。
✓ 2050年以降の持続的な原子力利用のためには、使用済燃料をリサイクル利用することでウラン資源に依存せず、放射性廃棄物の減容等を実現できる「高速炉と燃料サイクル」を今世紀後半までの実用化できるよう技術開発を着実に進めていく必要がある。
技術的に実現性が高く経済性にも優れるが、既に軽水炉の素材、主要機器の製造メーカが撤退しつつあり、産業インフラは崩壊の危機にある。国として原子力の必要性と開発意
義を国民に丁寧に説明し、新増設の判断を行う重大な時期。
41

原子力で総発電量の35%を賄うための要件(根拠6-3)
2050年に原子力発電が、年間発電量比率35％を担うために必要な原子力発電設備容量

原子力発電設備容量(100万kW)＊1

既設炉33基＋建設中の3基＊1の36基相当（3720万kW）

島根3号、大間、東京東通1号（運転開始
時期は未定だが、2030年に運転開始と想定）

5360万kW
2050年に35％達成に必要な発電設備容量（設備利用率85％）

3600万kW
2030年に20％達成に必要な発電設備容量（設備利用率70％）

廃炉されていない既設炉33基相当（3310万kW）

36基全てが60年運転と仮定
36基全てが40年運転と仮定

2030

2050

42

2050年電源エネルギーミックスの目標✓ 2050年の総発電電力量を1100TWhとし、2016年から2019年の4か年の太陽光と風力の設備利用率(気象条件に対応)を用いて電力需給を試算。
✓ 安定再エネ(水力、地熱、バイオマス）は、2030年目標の15％が上限。風力・太陽光の発電量比率を1:1とし、変動性再エネによる発電量40%が上限。
✓ CCS付き火力とスマートコミュニティを合わせて10%を賄えると想定しても、原子力は2030年の1.5倍となる35%の設備容量が必要になる！*2015年7月長期エネルギー需給見通し
現状（2019年度）

2030年度*

2050年

安定再生可能エネルギー

10.6%

13.5～14.9%

15％以上

変動性再生可能エネルギー
SW比(太陽光:風力）

7.5%
（9：1）

8.7%
（4：1）

太陽光:55.8GW
風力：4.2GW

太陽光:64GW
風力：10GW40％（1：1）
太陽光:181GW
風力：93GW

CCUS付き火力エネルギー（水素燃焼発電を含む）

0％

0％

5％

火力(天然ガス、石炭、石油)

75.7%

56%

0%

スマートコミュニティ（SC)

0％

0％

5％

原子力エネルギー

6.2％

20～22％

35％

年間総発電力量

1028TWh

1065TWh

1100TWh

脱炭素電源の総発電量比率24.2％

42.2～45.6％

100％

43

2030年度 電源エネルギー・ミックス（2021年見直し）「第6次エネルギー基本計画の概要」
2030年度の総発電電力量9300～9400億kWh→930～940TWh*(*2015年見通しは1065TWh、12~13％削減→電化の促進は？)再エネで、36%~38%（約330~350TWh）を供給を目指す。
水力等の安定再エネで17%、太陽光で14～16%、風力で5%の発電量を目指すと仮定した場合：太陽光 14～16%：128~147TWh
風力5%： 46TWh→ SW比（3:1)
太陽光の設備利用率を14%として、 太陽光は104~120GWの設備容量が必要
風力の設備利用率を30%(洋上風力の増加3.7GWを考慮）として、17.5GWが必要(陸上風力を中心とすれば、設備利用率が24%程度となるため、21.9GWが必要)

2021年9月末時点で、導入済みの太陽光は約63GW(認定量は約76GW)、
風力は4.6GW(認定量は約13.4GW)であるので、太陽光は約1.7～1.9倍、風力は約4～5倍、導入量を拡大していくことが必要。
なお、2030年度の電源構成は、2050年の電力需給で試算したVREによる発電量20%、SW比4:1よりも、太陽光の割合が少ない3:1であり、安定電源である火力＋原子力の割合が総発電量の60%を越えているため、不足電力の発生は回避できる範囲である。
44

CN社会を実現するには、非電力部門の脱炭素化も必要！ (根拠7-1)
これまで2050年の「発電部門」の電力需要が1100TWhと想定し、そこでの炭酸ガス排出量をゼロにするための電源構成の在り方について検討した。
「安定再エネ15%、変動再エネ40%、CCS付火力とSC等で10%、原子力で35%」を目指して、各発電技術を総動員。しかし、「発電部門」が排出する炭酸ガス量は、非電力部門(「産業」、「輸送」、「業務」、「家庭」の各部門）を加えた全体排出量の4割に過ぎない。
CN社会を実現するのは、非電力部門のCN化も必要。
✓✓

電化促進による電力需要の増加：1100TWh→1500TWh(+400TWhは基数倍増が必要)
熱利用の殆どを水素利用へ転換：必要な水素供給量は約6750億m3（約6000万トン）*
将来的な低温電気分解の効率向上により1m3あたり4kWで製造できるとしても2700TWhの電力が必要。100万kW級の発電炉375基が必要。水素戦略で2050年に想定している2000万
トン/年は、上記必要量の1/3に相当。2/3の削減を想定？ * 世界の水素製造量は年増加し、2018年に1975年の約3倍、約7000万トン！
電化促進と省エネで削減可能？
CN電源による電力供給

CNによる水素供給？

400TWh(電気）100万kW級 56基6750億Nm3（約6000万トン）
100万kW級 375基

原子力35%=54GW(385TWh)
CCS火力＋SC等10%
太陽光20%＝181GW
風力20% ＝93GW
水力等15%＝55GW

2021年5月13日エネ庁・第43回基本政策分科会資料に加筆

電源構成

総発電量
1100TWh(電気）45CN社会を実現するには。。。 (根拠7-2)
国内の1次エネルギー合計 20EJ＝5550TWh(熱）
発電部門は45%＝2500TWh
1次Eの90%を越える火力の平均効率42%を用いると 1000TWh(電気）1100TWh（電気）の場合は、2750TWh(熱）
残りが、「産業部門＋輸送部門」 ＝2800TWh(熱）。
400TWh(熱)を電化促進で賄えば、少なくとも400TWh(電気)が必要。
100万kW級の安定電源で賄うには、設備利用率85%として7.2TWh/基より、56基の発電所が必要。
残り2400TWh(熱)を水素Am3で供給するには同発熱量12.8MJ/m3より 、
4kWh
12.8MJ/m3ｘA m3/3600＝2400x1012Wh必要となる水素製造量A＝6750億m3≒6000万トン
将来的な電気分解性能が、1m3水素製造に4kWhとなれば旭化成におけるアルカリ型水電解装置の開発の方向
4x6750x108kWh＝2700TWhの電力で製造可能。
原子炉の熱と電気で水素を製造する「高温水 この電力生産には、100万kWの発電所、約375基が必要！
蒸気電解法」等による、より高効率の水素製造法の開発が重要！

産業＋運輸部門での電化促進と水素供給のためには膨大な電力が必要!!!

省エネでどこまで下がる？

電化の促進：業務・家庭部門でのヒートポンプ活用、運輸部門でのEV化等

20EJ＝2x1019J

約45%

一次エネルギー国内供給の推移

一次エネルギーに占める電力比率46まとめ (その１）✓ 2050年に向けて発電分野でのCNを実現していく困難さ：➢ 国土条件から安定再エネの水力、地熱、バイオマスで15%程度が限界。
➢ VRE拡大の中核となる洋上風力は浮体式。技術的成立性と経済性の確保？
➢ CCUS付き火力を実現するCCS候補地は未定。経済性と社会的受容性？
➢ 欧州のように電力の輸入・輸出による出力調整はできない。
➢ 原子力は、総発電量の35%を実現した実績のある発電技術。しかし、福島第一事故以降、国民の信頼を喪失し、リプレース・新増設の議論がなされず、建設を支えるメーカも撤退をはじめ、インフラが崩壊しつつある危機的状況。
✓ CN実現のための技術が種々提案されているが、日本の国土条件と経済性等から、各技術・電源の導入量には自ずと限界がある。「総力戦」と言いつつ、各技術の具体的な開発目標を定めず、また経済性を考慮した導入可能量の精査も行わず、多くの分野に予算を投下しても実現は困難。
✓ 今後のエネルギー需要を削減する省エネの努力継続は重要であるが、日本の産業や生活に必要となるエネルギー計画を検討するにあたっては、数字合わせと見える削減量に対応した計画ではなく、現在のエネルギー需要を満たし得るCN技術・電源の供給計画を、その経済性とともに示すべき。
✓ 特に、産業・輸送部門でのCN化のために用いられる水素は、その莫大な量の製造に必要な電力を想定すると、発電部門の規模よりも大きくなる可能性があり、海外からの輸入水素で安定供給できる規模ではない。自国でクリーン水素を製造していくには、原子力の熱と電気を用いた水素製造法の実用化に本格的に取り組んでいくべき。

47

まとめ (その２）✓ CCSは、火力発電により排出されるCO2貯留するよりも、水素製造効率に行う水蒸気改質法で排出されるCO2を貯留する方が効率的ではないか？限られたCCS施設を効率的に利用する方策を検討すべき。
✓ 原子力は、①再稼働の促進、②運転期間の更なる延長、③次世代軽水炉を建設できる環境整備を行うとともに、④新型炉については実用化すべき技術とR&D対象を区分し、実用化開発に重点投資を行う。
➢ 世界の主要国は原子力と再エネでCNを目指す(ウラン需給の逼迫可能性)➢ ロシア、中国、インドは、軽水炉の建設を拡大すると同時に、核燃料サイクルを結実させる高速炉サイクルの実用化を2030年代に実現を目指す。
➢ フランスは、発電だけでなく、原子力による水素製造で非電力部門のCNを促進。
➢ 米国は、SMRだけでなく、高速炉を含む新型炉開発に大きな投資を開始。
✓ 原子力は、CN電源として次世代軽水炉だけでなく、「高効率で、廃棄物量を削減・有害度低減とウラン資源の制約から解放される高速炉サイクルの実用化」を進め、今世紀半ば以降、必要に応じて導入できるよう開発を進めていくべき。
✓ CN実現に向けては、発電部門だけでなく、産業・輸送部門でのCN化を促進していくことが必要不可欠。そのためには原子力による発電規模拡大と水素製造の取り組みが重要。その動きは既に世界で始まっている。
✓ 2030年までの3～5年毎に、各技術の課題解決や社会への適用状況をレビューし、エネル
ギー安定供給、総発電コスト等の経済性、持続可能性等の観点から、国としての開発方針を見直し、選定した技術を着実に開発していく取り組みが必要である。
48