2020.09.24／大阪科学技術センター（OSTEC）（大阪市） (公財)地球環境産業技術研究機構(RITE)主催「未来社会を考える温暖化対策技術シンポジウムin関西～ビヨンド・ゼロの実現に向けて～」特別講演温暖化対策とエネルギー産業橘川武郎(きっかわたけお)国際大学大学院国際経営学研究科教授東京大学・一橋大学名誉教授kikkawa09@gmail.com

(1)創銀
･現在も最大の死亡原因•解決には「豊かさ」が必要→化石燃料の使用の増大(2)地球温暖化•パリ協定:「2℃上昇が限界」「できれば1.5℃以内」 •化石燃料の使用を抑制せざるをえない(1)と(2)を同時に解決することの困難性・SDGsやESG投資も二律背反性を抱える•答えは、二つしかない•①省エネルギー •②温室効果ガスを排出しない（ゼロエミッション）エネルギー源の使用
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•省エネルギー先進国•日本1970年代の石油危機を受け産業部門で本格化1990年代からの「トップランナー方式」の取り組み2000年代からの運輸部門での燃費改善（ハイブリッド化等） •民生部門に重点をおく省エネ住宅・建築物における省エネが力ギ握るZEH(zero energy house)、ZEB(…building)の開発・普及･運輸部門･産業部門における深耕運輸部門・産業部門における省エネの過大評価を避ける運輸部門での次世代自動車の開発産業部門での高効率モーターの導入
シ
第5次エネルギー基本計画と二つの審議会•総合資源エネルギー調査会基本政策分科会ターゲットは2030年15年策定のエネルギーミックスを維持•総合資源エネルギー庁エネルギー情勢懇談会ターゲットは2050年原子力は脱炭素の選択肢再生エネルギーの主力電源化
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・電力需要: 9666億kWh (2013) → 9808億kWh (2030)年率1.7%の経済成長、対策前比17%の省エネルギー ·電源構成: A = 2001～10平均、B = 2030 A:原子力27%、再生エネ11%、LNG27%、石炭24%、石油12% B:原子力20～22％、再生エネ22～24％、LNG27％、石炭26％、石油3％ •1次エネルギー供給: 3.61億kl(2013)→3.26億kl(2030)年率1.7%の経済成長、対策前比13%の省エネルギー • 1次エネルギー構成: A＝2013、B＝2030 A :原子力0.4%、再生エネ8%、天然ガス24%、石炭25%、石油40%、LPG3% B :原子力10〜11%、再生エネ13〜14%、天然ガス19%、石炭25%、石油30%、 LPG3% •温室効果ガス削減目標:2030年に2013年度比26%削減エネルギー起源CO2 21%、その他温室効果ガス2%、吸収源対策3% •2013年基準の問題点: ①原子力ほぼゼロ、②欧州を上回る外見
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出所:経済産業省(METI)資源エネルギー庁長期エネルギー需給見通し、エネルギー白書※2001－2010年の平均電力需要は、上記資料のエネルギー需要および電灯電力使用量推移を元にDGOが計算。 6
•政府決定の2030年の電源構成原子力:20～22％、再生エネ: 22～24％ (水力9%、地熱1%、バイオ4%、太陽光7%、風力2%）、火力: 56% (LNG27%、石炭26%、石油3%)コジェネ1190億kWh(11～12％):火力の内数•二重の意味で公約違反(1) ｢原発依存度を可能な限り低減する｣に反する「40年廃炉」ではなく「60年廃炉」を事実上原則化(2) ｢再生エネルギーを最大限導入する｣に反する2009年の麻生内閣方針(2020年に再生エネ電源20%)より後退今回の環境省試算(中位で再生エネ30%強)と大きく齟齬•原子力15%,再生30%,火力55% (内コジェネ15%)とすべき
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(1)もともとの15年策定のミックスが問題あり高すぎる原子力: 17基中10～15基が「60年運転延長」低すぎる再生エネ:環境省案は中位31%、高位36% (2)最近の変化を反映していない再生エネコストの劇的な低下、原子力再稼働の未進捗、ベースロード電源のあり方の変化、原油価格とLNG価格とのデカップリングの始まり、EV化見通しの上方修正(3)懇談会の50年見通しと平仄が合わない再生エネの主力電源化⇒30年目標をそのまま据え置き「脱炭素の選択肢」としての原子力⇔リプレースを回避現存39基すべて60年延長でも50年18基、60年5基、69年0基リプレースと原子力依存度低減とは矛盾しない
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・大幅拡充を前提に、技術的・制度的ネックを1つ1つ克服する•再生可能エネルギーには二つのタイプがある•タイプA(15%):地熱•水力•バイオマス規制による制約（地熱、小水力）、温泉業者との利害調整(地熱)、物流コスト（バイオマス）規制緩和、温泉業者とのwin-winモデル構築が鍵•タイプB(15%):風力・太陽光固定価格買取制度(Feed In Tariff)後こそが問題市場ベースでの導入が不可避ネックとして送変電網→①原発廃炉分・空き容量の利用、 ②「作る」＝電力会社のネットワーク会社化、 ③「使わない」:スマートコミュニティ、パワーtoガスや水素としての運搬
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•石炭火力に関しては、政策転換ではない*第5次エネルギー基本計画に明記されている本質は「高効率(USC)は使い続ける」宣言6.30竹原新1(60万kW)7.1鹿島火力2(64.5万kW)運開非効率114基だが出力小、高効率26基だが出力大しかも高効率新増設ラッシュで電源比率の20%をカバー 30年石炭火力26%の電源ミックスを変える気配なし輸出支援厳格化も一種のトートロジー ･ただし、部分的には2方向で経営上の大きな脅威となりうる*原発が稼働していない(もたない)地方電力打撃大:沖縄・北海道・J-POWER・中国・東北・北陸*自家用石炭火力を競争力の源泉とする化学・製紙・鉄鋼*水島#2(15.6万kW)も水島MZ(11.2万kW)も非効率扱い10
•再生エネに関しては、政策転換につながる可能性*第5次エネルギー基本計画に言及されている「日本版コネクト＆マネージ」深掘り「ノンファーム型」の横展開を強調先行事例としての千葉･鹿島･北東北先着優先ルールにどこまで風穴をあけられるかエネ庁の7月3日配布資料と7月13日配布資料との違い非効率石炭火力が突破口、原発までは届かない？ •背後に、東電パワーグリッドの積極的な動き*発送電分離後、送電線稼働率ファーストで原発分も埋める東北電力ネットワークとの統合による広域TSOをめざす*さらに送配電分離につながる可能性のある配電ライセンス
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(1)原子力依存型経営(2)大型電源依存型経営(3)分散型電源・ネットワーク重視型経営
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■太陽光/風力＋蓄電池/バックアップ火力は高コストbut..... (1) Power to Heat •デンマークでの経験・再生エネ（風力/バイオ）＋ＣＨＰ（コジェネ）＋地域熱供給・電気が足りない時は電気、余る時は熱を生産。 •熱で温水を作り、貯める。 •温水パイプラインの敷設が条件(2)再生エネを再生エネで調整する･太陽光/風力＋ダム式水力･電力会社のビジネスモデルの転換•県営水力の活用
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*結婚・離婚・不動産取引以外はスマートフォンで済ますことができる現実*電気会社の選択も料金メニューを見ながら、随時、スマートフォンで。 *ブロックチェーンがビジネスのあり方を根本的に変える。: B to CからP to Pへ*ゆらぐユーティリティ企業の存在意義
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*創エネ・蓄エネ・省エネのリソースをVPP(Virtual Power Plant)へ統合制御*デンマークの「セクター・カップリング」:再生可能エネルギー + CHP(熱電併給) *熱供給の担い手の変化:ガス会社からローカルな公共事業体へ* P to Pへの推移とユーティリティ企業の固有機能の維持
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*人口132万人のエストニア(2019) *発電量構成比(2012) :火力87%(うち石炭85%)、再生可能エネ12%電力輸出国*日本におけるシュタットベルゲの困難性*エネルギーに限らない多様なメリットの創出が突破口となる。
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エネルギー産業の未来＊「熱を制した者」 *「分散型を制した者」 *「再生エネ主力電源化と地方創生を真剣に追求した者」が生き残る
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