Silviase/jgov_v1.4_full_ann huggingface dataset:
生の声を活かして、2016年4月からの生活総合支援サービスにつなげていくことを考えている。例えば、高齢者の見守りサービス、電気を買って市内で使えるポイントを貯めるといった現行の施策に加え、今後は健康づくり、健康チェックサービス、通信ネットワークの構築やフィットネスクラブのようなことも検討中である。

みやま市は、地産地消の再生可能エネルギーのインフラを整備し、環境保全を図りつつ地域コミュニティを活性化させる総合的な取り組みを推進することによるスマートシティを目指している。

## 3 ）スマートコミュニティ事業の取り組みからみた政策的示唆

最近の電力システム改革、ガスシステム改革にともなうエネルギー市場の環境が大きく変化しようとしている中で、電力小売全面自由化・発送電分離後の体制に則して、地域におけるスマートコミュニティは分散型エネルギー普及にとって重要な要素となっている。そのような時勢の流れの中、スマートコミュニティづくりの先進地である北九州市及びみやま市におけるスマートコミュニティづくりの経緯やスマートコミュニティ事業の取り組みを調査することで、スマートシティ構築の取り組みや家庭用燃料電池普及の取り組みを把握するため、「北九州スマートコミュニティ創造事業」を実施している北九州市東田地区の視察及び北九州市，みやま市への聞き取り調査，現地視察を行った。両地域におけるスマートコミュニティ事業の取り組みから得られた政策的示唆は以下の通りである。

## a）エネルギー供給主体そのものの考え方の変化

東田地区及びみやま市に共通していることとして挙げられるのが、「エネルギー供給主体そのものの考え方の変化」である。まず、北九州市東田地区からの示唆としては、①需要家側が、エネルギー供給を受けるのみの消費者としての主体から生産消費者となったことで、地域エネルギー管理マネジメントの主体として位置づけられるようになったこと、②「地域発節電所」（CEMS）の役割の大きさ、③デマンドレスポンス及び地域における最適制御のしくみを導入することによる節電意識の変化を促すこと、がある。東田地区の場合は、域内の新日鐵八幡製鉄所が有するコジェネレーションを活用し、構造改革特区（北九州物流特区）として域内で電力需給組合を設置し、自営線を利用して電気事業法上の特定供給事業として実施することで産業空洞化に対応し、地域活性化に取り組んでいる。東田地区では、新日鐵が所有するコジェネレーション発電所において、系統電力（九州電力）からの電力供給を受けず自前の電力を供給している。この点が東田地区における特徴ともいえるものであり、シュタットベルケなどと共通する点である。さらに、土台となる大型の天然ガスコジェネレーションに、太陽光発電、風力発電、太陽熱、デマンドレスポンスなどを組み合わせ、CEMSを利用し指摘制御することで省エネルギー、省コストの追求を可能としている。こうした多様なエネルギー源や需給を組み合わせた小回りのきいた最適制御をプログラムすることは、Producer、Providerの視点に立つ従来の一般電気事業者には取り組みが困難であったと思われる。また、みやま市からの示唆として、①自治体公社的なとりくみと関係機関の連携がある。とりわけ、みやまスマートエネルギー株式会社の運営に公共部門（地方自治体）が関わることにより、住民からの信頼が得られた、ということは、ドイツにおけるエネルギー企業のシュタットベルケ（自治体公社、公営企業体）としての運営の先行例からもいえる。
その一方で、みやま市の課題でも挙げた①金融機関の資金調達や経営、収益確保の安定性、事業経営コンサルティング会社のサービス提供や業務分担など、エネルギー供給主体として連携する際の関与の仕方と電力供給の安定性による住民の信頼関係のさらなる構築が課題である。②地域における経済的自立、地域雇用創出、定住化を図る解決策の一例として電力小売自由化開始を好機として、「公共エネルギーサービス供給」による解決を図ることで、地域内の経済循環を目指したことも、エネルギーの地産地消による地域経済の活性化を目指す自治体にとって、一つのモデルケースを示したといえる。ただし、事業の成果はこれからであり、今後も様々な課題を克服する必要が出てくるであろう。

わが国では、これからエネルギーシステム改革が本格化するが、こうした取組みが増えてくれば、従来の一般電気事業者、ガス事業者といった単一サービスの発想は時代遅れとなり、総合エネルギーサービスとしての発想が否応なく求められていくであろう。その際には、地域ごとの特性を踏まえた小回りのきくオーダーメイドシステムの開発が1つのキーポイントとなるのではないかと思われる。

## b）地域エネルギー産業としての地元企業の育成と今後

これまで再生可能エネルギーの普及に関しては、ポテンシャルが大きいと言われている北海道でメガソーラーの導入による太陽光発電や、陸上や洋上での風力発電などを導入することで、地域活性化を図ろうとする動きがみられた。その一方で、北海道の風力発電等の場合、本州の大手資本が経営権を握り、なかなか地元のエネルギー企業が育成されるのが難しかった面があった。

それでは、みやまスマートエネルギー（株）のような地元の企業を地域エネルギー産業として根付かせ、成長させていくにはどうしたらよいであろうか。電力販売先の拡大及び余剰電力の域外販売による、地域エネルギー供給事業のあり方や規模に関しては、今後、みやまスマートエネルギー（株）がどういう経営規模と方針を持って地元の企業として成長していくかにかかっている。現在の電力の販売先は、高压契約需要家が中心であるが、主に市民対象の小口の低压契約需要家も今後、販売先を拡大していった場合、どの範囲まで拡大するのか、また、地域エネルギー供給事業としてみやまスマートエネルギー会社が日本初の自治体公社（ドイツで言うシュタットベルケ）の成功モデルとして確立した一つのケースとなるには、どこまで業態を拡大し、周辺自治体との広域連携も含めた形での規模まで拡大していくのか、といった課題を一つ一つクリアしていく必要がある。また、地方自治体もこれまで述べてきた資金面に加え、どのような形で地域産業支援を行っていくかも求められる。

## c）環境・エネルギー政策と社会福祉・雇用政策との政策統合としての地域政策上の位置づけ

みやま市の取り組みを、地域政策として考えた場合、環境・エネルギー政策と社会福祉・雇用政策の政策統合と考えることができる。高齢者の見守りや子育て世代支援といったエネルギー以外の住民サービス付加価値として提供する取組は、少子高齢化は日本の地方自治体にとって共通の課題となっている中、みやま市の挑戦は一つのヒントになる。この複数の政策分野・領域からなる政策統合により、スマートコミュニティ事業を地域再生、地域創造の核としながら、自治体内外の関係機関とどのような連携、ガバナンスを構築していくのか、そして、新しい付加価値と、地域経済循環、地域発のイノベーションを生み出していくか、一層の検討が必要である。
近年、都市・地域における新たな地域ブランド、付加価値をどのように生み出し、高めていくのか、ということも、日本全国各地の地方自治体で模索が続いている。その中で、みやま市における「市内でエネルギーを地産地消する取り組み」に加え、「高齢者の見守りや子育て世代支援といったエネルギー以外の住民サービス付加価値として提供する取組」は、少子高齢化が日本の地方自治体にとって共通の課題となっている状況下で、みやま市の取り組みは一つの先鞭をつけたと位置づけることができるであろう。

## d）コジェネレーションとシステム制御

北九州市スマートシティ実証事業について東田地区では、CEMSが下位のBEMS、HEMSに必要なデータを送信し、BEMS、HEMSが自己の最適運転を学習・制御する取組みが行われていた。CEMSが直接、機器を制御するということは行っていなかった。HEMSや機器の運転学習プログラム自体、各社のノウハウが詰まった最高機密であるということで、CEMSからの直接制御ということは難しいという担当者の説明があり、今後の普及政策を検討する上での参考となった。みやま市は蓄電池等を導入し、調達する再生可能エネルギーの変動をまずグリッド内で平準化することでインバランス料金の低減を図るという考えを持っており、実証試験を開始するとのことであった。貯湯槽や設備の余裕能力を利用してコジェネレーションもこうした機能の一端に組み込む可能性について示唆を与えられた。

また、みやまスマートシティ（株）では2016年4月から家庭への電力小売りを開始したが、その際の料金メニューの開発は大学と共同して、需要パターンなどのビッグデータ解析を行った上で、九州電力よりも割安となる価格設定ができることを見出したということであった。こうした地域に根差した電力会社の運営においても、競争力を発揮するためには、地域の条件をもとにしたビッグデータ解析によるオーダーメイドの運転制御プログラムの開発といった緻密な努力が必要になる、という示唆を受けた。また、そうした分析ができる能力のある人が経営に関与しているということがポイントであると思われる。東田地区も新日本製鉄という能力のある組織が中心にいることがポイントと思われる。今後、分散協調型コジェネレーションが地域における制御と組み合わされ、その省エネ性、省CO2性を発揮しようとする場合、オーダーメイドな制御パターンの開発と連動する有効性を示唆された。

## （5） 結果と考察（総括）

本研究の遂行により、得られた結果を概括すると以下の通りである。

① 2015 年度までのドイツ・デンマークにおける現地調査から、北方都市への教訓として、第 1 に、気候変動対策、エネルギー効率向上といったコジェネレーション普及の目的を明確にすること、第 2 に、コジェネレーション電力の買取保証制度、設備投資の補助金制度などの枠組み制度の確立、第 3 に、地域熱供給地域暖房網の所有、管理、接続義務、第 4 に、規制緩和（道路占有・パイプ施設基準など）の必要性、第 5 に、電力自由化、電力価格、ガス価格の変動影響の検討、を見出した。（これらの成果は、吉田文和・佐野郁夫・荒井真一『人間と環境』への掲載、及び11月10日のコジェネレーションシンポジウム（於：北海道大学フロンティア研究棟鈴木章ホール）にて発表された。）

② 分散協調型コジェネーレーションの導入が関係者間にもたらす収益の変化と CO₂ 削減コスト
の試算を山鼻地区のモデルに基づいて行った。東日本大震災前の2010年の条件を前提とした場合、電力会社、ガス会社、ユーザー三者の総収支は、コジェネレーション導入前より6%一スでは約1.3億円／年、8%一スでは約2.3億円／年のコスト増となり、各ケースのCO2削減コストは約6.8万円／t-CO2と約9.1万円／t-CO2となる。減益部門（電力会社及び戸建住宅）に減益分を補填する場合、6%一スで2.4億円／年、8%一スで3.4億円が外部から補填が必要と試算される。戸建住宅の余剰電力を26.9円/kwhで販売し、電力会社の余剰電力買取価格を5.6円/kwhに据え置き、その逆ざや分をFIT類似制度で域内需要家に負担してもらう場合、賦課金レベルは約4.0円/kWhの試算された。余剰電力の配電コストが低額に済む仮定では、3.3円/kWh程度となった。

震災後（2013年）の条件及び代替電源を石油火力発電とする場合のそれぞれの収支の変化を試算した。この場合、まず、2013年条件、石油火力代替条件ともCO2削減率は大幅に向上し、CO2削減コストは大きく低減された。石油火力代替条件では、高い電力供給コストのため、関係者全体の総収支が正となった。減益部門の収支は電力会社が－0.1億円、戸建住宅が－0.4億円の計－0.5億円であるが、戸建住宅以外の需要家は1.3億円程度のプラス収支となった。余剰電力の配電コストが4円/kWh程度低額に済む仮定で減益部門を解消するためには、戸建住宅は余剰電力を27.0円/kWh程度で販売、電力会社は余剰電力を23.8円で購入するとすればよい。その逆ざや分をFIT類似制度で域内需要家に負担させる場合、0.1円/kWh程度の非常に小額な賦課金レベルとなる。

④ コジェネレーション電力がどの電源を代替するとするかは政策判断の上で決定的に重要である。北海道においては、2013年は年間昼夜を通して石油火力発電を行っていた。このような場合、電力会社がコジェネレーション電力を石油火力発電代替として認めることも十分可能と考えられる。その場合、コジェネレーションの省エネルギー性、省CO2性についての評価が高まり、コジェネレーションを推進するインセンティブが強まる。このように、コジェネレーション導入のインセンティブは、系統電力の電源構成、原発稼働等の見通しにも大きく依存する。

⑤ 電力自由化後の電力小売部門における多様な販売形態を見込んで、合弁会社モデル及び庭先発電事業モデルの2つの想定で、利害関係者の収支関係を計算するとともに、CO2削減コストを試算した。合弁会社モデルの場合、6%ケース（設備価格70万円/kW）において戸建住宅、ユーザー全体、合弁会社、関係者総収支がすべて減益となる。CO2削減コストは減益部門（戸建住宅と合弁会社）においては10.2万円/t-CO2程度となる。それに対し、8%ケース（設備価格70万円/kW）では、6%ケースに比べ、戸建住宅において一層の減益となり、全体としての総合収支も一層の減益となった。CO2削減コストは総合収支でみると、4.5万円/t-CO2から6.3万円/t-CO2程度に増加し、減益部門のみで計算すると7.7万円/t-CO2程度となり、6%ケースとの比較では2.5万円/t-CO2の減少となる。

一方、庭先発電事業モデルでは電力部門だけが減益となる。総収支で見た CO2 削減コストは、2010 年条件の合弁会社モデルより低額になっている。減益部門のみで CO2 削減コストを算出すると一番有利な 6% ケース（設備価格 70 万円/kW）でも 2010 年条件では約 11 万円／CO2-トン以上となるが、2013 年条件で計算すると約 1.9 万円程度まで一気に低下する。設備コストの上昇率以上に CO2 削減コストが上昇する。この構造を少し詳しくみると、戸建住宅から得
る電気・熱料金収入は固定されているので、庭先発電事業の戸建住宅での設備コストが高くなると、その分赤字幅が拡大する。また、庭先発電事業では余剩電力の売買の概念がないので、電力小売価格とコジェネレーションでの発電＋配電コストの差額が利益となる。バンク内ではコストコジェネレーションからの電力を系統電力より低額な配電コストで販売でき、その分、回避可能コストが大きくなり、利益を押し上げる可能性がある。このため、計算に表れない潜在的利益がまだ庭先発電事業にあると見ることも可能である。

コジェネレーション導入によるモデル域内の総便益（コジェネレーションを導入することによるユーザー、電力会社、ガス会社の便益の総和）がプラスとなる条件（外部からの資金支援がなくてもコジェネレーションによるコストメリットが生じる条件）を検討し、この条件を満たす電力供給コスト、ガス供給コストがどの範囲を取りうるかを試算した。ガス供給コストが8.6円/kWh（現行水準）である場合、6%ケース（設備価格70万円/kW）で、電力供給コストが23.2円/kWh以上、8%ケース（設備価格70万円/kW）では、同27.5円/kWh以上でないと総便益はプラスとならない。逆に、電力供給コストが16.2円/kWh（現行水準）では6%ケース（設備価格70万円/kW）でガス供給コストが2.3円/kWh以下とならないと、総便益はプラスとならない。社会的には、電力とガスの供給コストにこれ以上の価格差があれば、（設備コストが70万円/kWまで低下することを前提に）、域内でコジェネレーションによる設備コスト増を吸収できるコストメリットが生じるということであり、日本でもシュタットベルケのような企業形態が出てきた場合におけるコジェネレーションの活用面での示唆を得られた。また、ガス価格の変動は電力価格に比べると安定しているので、電力供給コストが時間帯で変動する場合、どの時間（価格）帯にコジェネレーションが発電したかが総便益に影響する。再エネ賦課金も総便益に影響し、再エネ賦課金の上昇は、コジェネレーションに有利に働くが、どの程度の影響があるかは、今後の課題である。

⑦ 今回の検討を通じて分散協調型コジェネレーションシステムを評価する上で重要と考えられるポイントは以下のとおりである。

（ア）コジェネレーションの省 CO₂ 性を発揮するためには、適切な系統電力側の電源を代替できなければならない。同時に、適切な暖房給湯燃料を代替できなければならない。

（イ）コジェネレーションが省コスト性を発揮するためには、ガス供給価格に比べて、系統電力側の発電燃料価格が一定以上、高額でなければならない。

（ウ）コジェネレーションの導入効果を検討する際には、以下の7点を十分に検討し、適切な導入計画を策定しなければならない。

イ）コジェネレーション設備の性能－発電効率、排熱利用効率、総合効率

ロ）コジェネレーション設備の年間稼働率と総稼働年数

ハ）コジェネレーション設備の初期コストと保守点検コスト

二）コジェネレーション設備の容量と需要家のエネルギー需要の釣り合い

ホ）コジェネレーション設備の熱電比と需要家のエネルギー需要の釣り合い

へ）発電電力の自家消費量と余剰電力量の比率

ト）電力供給コスト、電力小売価格、ガス供給コストの価格関係や価格変動見通し

電力小売価格が高いと自家消費によるユーザーメリットが出やすい。電力供給コストが高いと
余剰電力の受け入れにより電力会社のメリットが出やすい。

なお、家庭用コジェネレーションの場合、需要家がその導入に「環境価値」を感じて購入しているという報告もある。このような「環境価値」や大気汚染の減少などの非金钱的価値を費用便益上の導入メリットとしてどのよう評価するのかも今後の大きな課題である。

## 5 ．本研究開発により得られた成果

## （1） 科学的意義

本研究では、コジェネレーションで発電した電力を有効に活用するため、系統と協調した余剰電力の逆潮流を前提としたコジェネレーションネットワークによる普及促進の可能性を検討した。コジェネレーションの導入には、電力会社、ガス会社等のステークホルダー間の利益相反があるため、できるだけ利益相反を減らすことで普及を促すための政策可能性を検討した。

第１には、デンマーク及びドイツにおける現地調査の意義である。デンマークやドイツや再生可能エネルギー導入にも熱心であり、日本に先行して熱利用が行われ、これまでも調査・研究の対象とされてきた。しかし、本研究は、デンマークやドイツにおける地域熱供給の現状や政策・法制度の現状を明らかにするとともに、北方都市にコジェネレーションを導入するための制度的条件の整理を行うことに成功した。また、その情報は札幌市における「都心エネルギー施策」の検討にも活用された。また、本研究の後半で挙げた分散協調型コジェネレーションの導入に際しての政策シナリオの検討、定量評価や費用便益分析にも反映していることも、本研究の特徴として意義づけることができる。

第 2 に、東日本大震災発生や電力自由化といった制度上の大変革といった分岐点に差し掛かっている中、これまで注目されていなかった家庭部門における分散協調型コジェネーレーション（本研究ではエネファームに特化）導入の意義を、関係者間にもたらす収益の変化と CO2 削減コストの面から行ったことである。この結果、まず、震災前の 2010 年と震災後の 2013 年を比較して、外的要因である系統電力サイドの電源構成の変化と、導入による関係者の収益の変化、CO2 削減コストの変化の関係を明らかにした。また庭先発電所事業など、一般電気事業者による電力小売ではない事業形態でのコジェネレーションの意義を考察した。このことは、ベース電源のあり方やエネルギー構成と家庭部門におけるコジェネレーションの効果を定量的に分析することで、家庭用コジェネレーションの意義と課題を把握し、今後の方向性を考える上での知見を提供したという意味で社会的・学術的意義がある。

## （２）環境政策への貢献

民生部門のエネルギー消費を抑制し、CO2の大気への放出を大幅に削減する上で、コジェネレーションの普及に期待が集まっており、ヨーロッパにおいてもコジェネレーションをエネルギー・環境政策における重要技術の一つとして高く位置付けている。特に、地域熱供給、建築物の省エネルギー技術、バイオマスなどの再生可能エネルギーと絡めて、その意義が追求されている。本研究は、まずヨーロッパのコジェネレーションに関する先進政策に関する情報を多数収集できたので、特に、ヨーロッパと気候が類似するわが国の北方地域のエネルギー・環境政策を今後検討していく土台となると思われる。わが国では、ドイツのシュタットベルケのような企業は存在せ
ず、これまで一般には電力供給とガス供給がそれぞれ地域独占事業として実施され、特別な民間事業者がそれぞれの市場を住み分けていたため、コジェネレーションにおいて関係者の利益相反が生じる場面があり、コジェネレーション普及の足かせとなる面もあった。こうした状況を克服する適切な政策が望まれていたが、なかなか見出せていなかったのが現実である。今回は、先進的な地域からの教訓として、北方地域に一般的にコジェネレーションを導入するための制度的条件の整理ができた。政策立案の原則として、第1に、気候変動対策（CO2削減）、エネルギー効率向上（省エネ）といったコジェネレーション普及の目的を明確にし、コベネフィットを追及するとしても、重点をどこに置くかを明確にすること、第2に、コジェネレーションからの余剰電力の有効利用（自家消費を増やすことを含め）を確保する制度の確立、第3に、電力と熱供給を総合的に管理、運営できる仕組みの導入、第4に電力価格、ガス価格の変動の影響を踏まえた制度検討の必要性を見出した。コジェネレーションの普及を図る上で、ポイントとなる点を整理した。

次に、冬季暖房需要が高く年間熱需要が大きい北方都市（ガス普及地域）、これまで着目されてこなかった家庭部門、熱ではなく電気を融通する、という条件に着目して、コジェネレーションを普及し CO₂ を削減するための方策に対する政策を検討した。その結果、戸建住宅用エネファームによる省 CO₂ 効果、CO₂ 排出削減コスト効果は、系統電力側の電源構成や、代替電源の選択により、大きく評価が変化することを明らかとした。また、家庭用コジェネレーションによる CO₂ 排出削減のコストは、業務用コジェネレーションによる場合よりかなり高く、その分、より大きな政策的支援が必要になる可能性が高くなることが示唆された。低炭素社会づくりに向けた環境政策の検討に有益な知見を提供するものと考える。

（なお、今回の分析は、1 地区のモデルに基づいており条件が限定されている、各戸の需要の多様性が含まれていない、家庭用コジェネレーションとして、ガスエンジンタイプの設備は対象としていない、集合住宅はコジェネレーションの導入目標としていない、比較対象としたベース条件がすでに潜熱回収型ボイラが普及した状況である、今後のエネルギー市場の自由化にもなう事業環境の変化などの状況を必ずしも織り込んでいない、といった分析上の制約があるため、具体的な政策検討の上では、こうした点についてもさらに情報を収集し、分析を進める必要があると思われる。）

## ＜行政が既に活用した成果＞

特に記載すべき事項はない。

## ＜行政が活用することが見込まれる成果＞

本研究では、2013～2014年に、札幌市と協力して札幌市中心部における大規模コジェネレーションの導入可能性について具体的に検討している。それにより、環境負荷低減効果及びコストの検討を行い、費用対効果を試算したことは、札幌市をはじめ、低炭素化を計画している都市・地域にとってはエネルギーや熱供給を組み込んだ都市計画の立案・策定において利用されることが見込まれる。

また、本研究は先行研究も少なく、定量評価研究の蓄積も薄いことから、コジェネレーション普及による経済性の検討や CO₂ 排出削減に関して解析したことで、とりわけ北方地域にある都市において、都市・地域（地区）におけるエネルギー供給や需要のあり方を検討する上で参考にな
ると思われる。

## 6 ．国際共同研究等の状況

特に記載すべき事項はない。

## 7 ．研究成果の発表状況

## （1） 誌上発表

## <論文（査読あり）>

1) 吉田文和・佐野郁夫・荒井真一「海外コジェネレーション制度調査報告－ドイツ・デンマークを中心に—」

『人間と環境』、第40巻第3号、pp53-58、2014

2) 吉田文和・村上正俊・石井努・吉田晴代「バイオガスプラントの環境経済学的評価——北海道鹿追町を事例として——」『廃棄物資源循環学会論文誌』，Vol. 25，pp. 57 - 67，2014（查読有）

## く査読付論文に準ずる成果発表>

1) 南川高範「面的エネルギー供給による環境負荷低減に関する取組と経済効果の試算：札幌における二つの事例」『地域経済経営ネットワークセンター年報』4, pp. 83-85, 2015-3-30.

## （2） 口頭発表（学会等）

特に記載すべき事項はない

## （3） 出願特許

特に記載すべき事項はない

## （４）「国民との科学・技術対話」の実施

北大サステナビリティウィーク行事 次世代コジェネレーションシステム公開シンポジウム

〜コジェネレーションネットワークの普及に向けて〜（主催：北海道大学大学院工学研究院エネルギー変換システム研究室）

2015年11月10日（火）13:00～16:00 北海道大学 フロンティア科学研究棟2階 鈴木章記念ホール

(観客120名)

・経済班①「ヨーロッパにおける地域熱供給システムの動向」

吉田文和（爱知学院大学经济学部教授、北海道大学名誉教授）

・経済班②「分散協調型コジェネレーションの費用便益分析（モデル地域における試算）」

外山洋一（北海道大学公共政策大学院教授）
（５）マスコミ等への公表・報道等

特に記載すべき事項はない

## (6) その他

特に記載すべき事項はない。

### 8 \. 引用文献

Araceli Fernandez Pales., “International Energy Agency INSIGHTS SERIES 2013 The IEA CHP and DHC Collaborative”, OECD/IEA, 2013.

(URL)https://www.iea.org/publications/insights/insightpublications/IEAJapanScorecardMASTERFINALdraft_060913_AF.pdf

植田和弘『緑のエネルギー原論』岩波書店、2013年

柏木孝夫『コージェネ革命』日経BP、2015年

資源エネルギー庁「低炭素電力供給システムに関する研究会報告書」2009年7月

資源エネルギー庁「熱電併給（コジェネレーション）推進室資料集」2012年9月

資源エネルギー庁総合資源エネルギー調査会ガス改革小委員会第14回資料6 2014年9月24日

下田吉之『都市エネルギーシステム入門』学芸出版社、2014年

村上敦、池田憲昭、滝川薰著『100%再生可能へ！ドイツの市民エネルギー企業』学芸出版社、2014年

諸富徹編著『電力システム改革と再生可能エネルギー』日本評論社、2015年

吉田文和『ドイツの挑戦 エネルギー大転換の日独比較』日本評論社、2015年

## 謝辞

2015 年度に訪問した九州調査（北九州市東田地区及びみやま市）では、エネルギーの最適管理と地域経営を結びつけながら、地域経済の発展や住民の生活の質の向上を図るスマートシティづくりのあり方について、関心と認識を深められた。対応いただいた関係者各位には厚くお礼を申し上げる次第である。
# Scenario Analysis of CO₂ Reduction, Economic Impact, and Effective Policy to Realize Co-generation Network System

Principal Investigator: Takemi CHIKAHISA

Institution: Hokkaido University

N13, W8, Sapporo 060-8628, JAPAN

Tel: +81-11-706-6785 / Fax: +81-11-706-6785

E-mail: takemi@eng.hokudai.ac.jp

## [Abstract]

Key Words: Cogeneration, Combined heat and power, CO $ _{2} $ , Social cost, Input-output analysis, Emergency energy, District heating, FIT, Fuel cell, Cost-benefit analysis

It is generally thought that cogeneration, or sometimes-called combined heat and power, has high efficiency, as it effectively utilizes exhaust heat. In practice, however, the potential is hardly exhibited due to the unbalanced heat/electricity demand patterns. To keep their high efficiency potential, the research proposes a cogeneration system networked by electric grid. In the system cogenerations are installed in buildings with large heat demand and excessive electricity is reversed into the grid for different buildings.

Analysis was made on the social cost and $ CO_{2} $ emission of the system for the area covered by grid lines under distributing substation. The result of the analysis shows significant $ CO_{2} $ reduction of the system with the same social cost compared to the non-networked cogeneration systems. The result indicates the importance of the policy realizing networked cogenerations. Particularly cogenerations in residential houses should be networked because they have higher heat/electricity demand characteristics. Input-output analysis showed that market growth of cogeneration significantly increases the income of gas companies, while electric companies and oil companies lose their income at the equivalent level of the increased income of the gas companies. For the establishment of the networking with grids, it is important to provide benefit also to the electric companies from the growth of cogenerations. This is possible to keep the price ratio of reversed/forwarding electricity higher than 0.6. At the same time, a small amount of FIT should be added on the electricity (0.24 Yen/kW-h) and on the gas (0.11 Yen/kW-h) for electric companies. These conditions will keep the income of the electric companies and make incentives for them to increase cogenerations. It was also clarified that
electricity/gas price ratio should be proportional to the $ CO_{2} $ emissions for the specific energy in order to direct customers to buy and operate cogeneration appropriately for the optimal social solution.

From the field survey of advanced European countries, importance of the following points was clarified for policy making: (1) clearing the most stressing objective among $ CO_{2} $ reduction, increasing efficiency, or economical benefit, (2) establishing political rules for allowing reverse flow of electricity to the grid and for determining its appropriate price, (3) establishing system to control electricity and heat generation of the networked cogenerations, and (4) establishing rules less-affected by fluctuating prices of electricity and gas. Field survey of the two communities in Kyushu revealed the necessity of designing energy business available for the future society with open energy market and smart grid technology.
## 参考データ

（１）エネルギー需要，機器，エネルギー供給単価およびCO_{2}排出原単位のデータ算出

## 1 エネルギー需要の想定

概要：建物の需要を「延床面積 × 单位面積あたりの需要」で算出する

### 1.1 対象エリアの想定

・変電所以下の１バンク，複数の配電線から構成

・変電所を越える逆潮流は禁止

・建物の種類：集合住宅，戸建住宅，ホテル，病院，店舗，事務所

参考表(1)-1 各地区の延床面積 ( $ \times10^{3}\ m^{2} $ ) ※文献 1

集合住宅	屮建住宅	ホテル	病院	店舗	事務所
都市住宅地区	752	265	16	41	59	50
都市商業地区	450	39	5	23	18	171
地方住宅地区	139	392	6	36	60	57

### 1.2 单位面積あたりの需要

· 種類：動力照明，暖房給湯，冷房

・冬季，中間季，夏季それぞれについて１日の需要パターンを１時間刻みで与える。

(季節ごとに同じ需要パターンが毎日繰り返されると想定)

参考表(1)-2 各地域の単位面積あたりの1日の平均需要（北海道 ✗文献2）

集合住宅	屮建住宅	ホテル	病院	店舗	事務所
動力照明(W/m²)	冬季	5.3	3.4	23.1	14.1	37.2	17.6
中間季	4.3	2.8	23.1	13.7	33.0	18.0
夏季	3.8	2.4	29.2	15.5	33.0	18.3
年間	4.6	3.0	24.1	14.2	34.7	17.9
暖房給湯(W/m²)	冬季	29.4	24.8	40.9	46.8	22.1	17.7
中間季	7.4	7.8	18.8	28.8	0.8	1.7
夏季	3.3	2.1	18.4	15.4	0	1.3
年間	15.8	13.9	27.9	33.9	9.5	8.3
冷房(W/m²)	冬季	0	0	0	0	0	0
中間季	0	0	7.7	2.0	9.2	6.5
夏季	0	0	24.0	6.9	32.1	12.1
年間	0	0	7.3	2.0	9.3	4.7
熱電比(年平均)	電気エアコン導入時	3.4	4.7	1.1	2.3	0.3	0.4
吸収式冷凍機導入時	-	-	1.4	2.5	0.5	0.6
参考表(1)-3 東京 (※住宅：文献3，その他：文献4)

集合住宅	屮建住宅	ホテル	病院	店舗	事務所
動力照明(W/m²)	冬季	3.9	2.5	19.6	23.9	31.1	11.9
中間季	3.5	2.2	21.2	24.3	32.5	13.4
夏季	3.9	2.5	23.3	26.8	35.4	15.4
年間	3.7	2.4	20.9	23.9	32.4	13.1
暖房給湯(W/m²)	冬季	14.7	11.2	32.2	23.2	14.4	4.3
中間季	5.4	3.5	11.6	7.5	0	0
夏季	3.3	2.2	8.7	5.7	0	0
年間	8.9	6.4	19.7	13.7	6.0	1.8
冷房(W/m²)	冬季	0	0	0	0	0	0
中間季	0	0.5	12.1	13.7	26.1	11.2
夏季	7.8	5.0	36.9	32.5	46.6	26.8
年間	1.3	8.5	11.3	11.2	18.8	9.2
熱電比(年平均)	電気エアコン導入時	2.2	2.5	0.8	0.5	0.2	0.1
吸収式冷凍機導入時	-	-	1.3	0.9	0.6	0.6

・集合住宅の需要は戸建住宅の需要に文献5を元にした補正係数を乗ずることで算出

### 1.3 需要の算出

・季節別に「延床面積 × 単位面積あたりの需要」により 1 日の需要を求め, それぞれ日数倍する.

・冬季は 11 月から 3 月の 151 日間, 夏季は 7 月から 8 月の 62 日間, 中間季は残りの 152 日間とする.

参考表(1)-4 各地域の年平均需要

北海道の住宅地区（住宅地区の延床面積×北海道の単位面積あたりの需要）

集合住宅	戸建住宅	ホテル	病院	店舗	事務所
動力照明(MW)	3.48	0.79	0.39	0.58	2.05	0.89
暖房給湯(MW)	11.92	3.68	0.45	1.39	0.56	0.41
冷房(MW)	0.00	0.00	0.12	0.08	0.55	0.24

北海道の商業地区（商業地区の延床面積×北海道の単位面積あたりの需要）

集合住宅	戸建住宅	ホテル	病院	店舗	事務所
動力照明 (MW)	2.08	0.12	0.12	0.33	0.63	3.05
暖房給湯 (MW)	7.13	0.54	0.14	0.78	0.17	1.41
冷房 (MW)	0.00	0.00	0.04	0.05	0.17	0.81

北海道の商業地区（商業地区の延床面積×北海道の単位面積あたりの需要）

集合住宅	戸建住宅	ホテル	病院	店舗	事務所
動力照明 (MW)	0.64	1.17	0.14	0.51	2.08	1.02
暖房給湯 (MW)	2.20	5.44	0.17	1.22	0.57	0.47
冷房 (MW)	0.00	0.00	0.04	0.07	0.56	0.27
参考表(1)-5 東京の住宅地区（住宅地区の延床面積×東京の単位面積あたりの需要）

集合住宅	屍建住宅	ホテル	病院	店舗	事務所
動力照明(MW)	2.80	0.64	0.33	0.98	1.91	0.66
暖房給湯(MW)	6.69	1.70	0.31	0.56	0.35	0.09
冷房(MW)	0.99	0.22	0.18	0.46	1.11	0.46

### 1.4 需要の充足

・図中の機器および系統連系による系統からの電力で各種需要を充足する。

・電力需要 = 動力照明需要を賄うために必要な電力 + 電気エアコンへの投入電力

・熱需要 = 暖房給湯需要を賄うために必要な熱 + 吸収式冷凍機への投入熱

・コジェネとボイラの燃料は都市ガスとする

・電気エアコンは暖房に用いず冷房のみに用いることを想定し，COP=4 とした

・対象地域の建物はターボ冷凍機が入るほど大規模ではないことをヒアリングにより得，コジェネ導入前の業務部門の建物の冷房は電気エアコンのみと想定した

参考図(1)-1 各種機器類の構成

## 2 機器の想定

### 2.1 各種建物への導入機器

参考表(1)-6 導入想定機器

コジエネの種類	冷房機器	その他
戸建住宅	燃料電池 or 住宅用ガスエンジン	電気エアコン	ボイラ
ホテル 病院 店舗 事務所	業務用ガスエンジン	電気エアコン (コジエネ非導入時) or 吸収式冷凍機 (コジエネ導入時)
集合住宅	-	電気エアコン
### 2.2 コジェネの想定

参考表(1)-7 コジェネ単価・性能

単価
(万円/kW)	減価償却
年数
(年)	効率	貯湯槽	熱破棄
100% 負
荷	30% 負荷
燃料電池	70 or 200	10	39% (電),
56% (熱)	36% (電),
36% (熱)	あり	なし
住宅用ガスエンジン	30	26% (電),
64% (熱)	20% (電),
70% (熱)	なし	なし
業務用ガスエンジン	34% (電),
51% (熱)	22% (電),
58% (熱)	なし	あり

※各種コジェネの単価は補助金や施工費を含まず，機器メーカーの販売価格を想定している．燃料電池の価格はシナリオ解析を行うものとし，70万円/kWは文献6の「エネファームの価格イメージ」の1台（750W）あたり「2016年自立化の時点では補助金無しでユーザー負担額を70万円台に」（含施工費）を参考にした上でヒアリングを行った結果決定したものである．住宅用および業務用ガスエンジンの単価は「ガスエンジンの価格として妥当な値」とした上でヒアリングを行い決定した．また，各種コジェネの効率（低位発熱量）もヒアリングにより得た．限界償却年数は，法定よりも早く終わるものとした．

参考図(1)-2 各種コジェネレーション機器の効率曲線

・コジェネ実機として，燃料電池「エネファーム」，住宅用ガスエンジン「コレモ」，業務用ガスエンジン「ジェネライト」を想定している，そのため，業務用ガスエンジンは小型である．なお，住宅用ガスエンジンは電力需要に制約されない限り熱需要に合わせて運転する仕様のため，貯湯槽は付随しない．

・コジェネは負荷率30%以下で停止

・燃料電池は１日に１回しか起動できず，必ず１日に４時間以上停止

・ガスエンジンは住宅用も業務用も１日のうち何度でも起動停止可能

・貯湯槽：蓄熱容量はコジェネ1kWに対して10kWh，毎時の蓄熱ロスは蓄熱量の2%
### 2.3 その他の機器の想定

参考表(1)-8 その他機器性能

単価 (万円/kW)	減価償却年数 (年)	効率, COP
ボイラ	1.5	10	102%
電気エアコン	7.0	5	4
吸収式冷凍機	2.0	10	1.2

※各種機器の単価は補助金や施工費を含まず，機器メーカーの販売価格を想定している．各機器の単価と効率，COPはヒアリングによって決定した．ボイラおよび吸収式冷凍機の効率およびCOPは低位発熱量基準である．

・ボイラの実機は潜熱回収型である「エコジョーズ」を想定．暖房効率と給湯効率が異なるが，モデルの都合上で同じ値を用いる必要があるため，暖房需要と給湯需要が同量と仮定して按分した値を用いた．限界償却年数は，法定よりも早く終わるものとした．

## 3 エネルギー供給単価と CO₂ 排出原単位の想定

3.1 系統の電源構成，供給単価および CO_{2} 排出原単位

#### 3.1.1 推計結果

参考図(1)-3 時刻別電源構成と発電単価（赤線）およびCO_{2}排出原単位（青線）（2010年度ケース）

参考図(1)-4 時刻別電源構成と発電単価（赤線）およびCO2排出原単位（青線）（2013年度ケース）
#### 3.1.2 電源構成の求め方

以下に電源構成を推計の手順を示す。

(1) 各季節に対し 1 日の需要（1 時間毎，発電端）を設定

(2) 原子力，自流式水力は年間を通して一定で運転すると想定

(3) 貯水池式および揚水式水力によるピークカットが行われると想定し，残りを火力で充足すると想定

(4) 火力の発電設備に対し，設備量とは別に最大出力を設定

(5) 石炭火力は負荷追従せず，季節別に一定で運転すると想定

(6) 石油火力は負荷追従可能とし，需要を充足すると想定

(7) 以上の発電端での運転パターンを需要端に変換

## 各項目の詳細

※例として 2010 年度の場合を示す．2013 年度についても手法は同じである．

## (1) 各季節に対する１日の需要（１時間毎）の設定

・2010年の北海道電力の需要の発電端供給実績値（文献7）を使用.

・文献7から季節別に1日あたりの電力需要合計の平均を算出.

・文献7から各季節につき代表的な1日（平日）を抽出（冬季：1/27，中間季：10/13，夏季：7/28）

・毎時のパターンを抽出した1日とし，1日の電力需要の合計を各季節の電力需要合計の平均値とする.

## (2) 原子力，自流式水力の毎時の出力（年間で一定値）

・参考図(1)-3 および 4 の図における原子力と自流式水力の年間の発電量は，2010 年度の北電の実績値（文献 8）と一致すると想定

参考表(1)-9 原子力，自流式水力の毎時の出力

①発電実績 (百万 kWh, 発電端)	平均出力 (発電端, 万 kW) (①÷365日÷24時間)
原子力	16258	185.6
自流式水力	3007	34.3

## (3) 貯水式および揚水式水力の運転

・2010年の北電の発電実績値（文献8）から1日の発電量の合計を算出し，ピークの時間帯に運転をすると想定

$$ 85100\ 万 \ kWh\ \div365\ 日 \ =233.2\ 万 \ kWh $$

## (4) 火力の最大出力（需要端）の設定

・推計は季節ごとに行うため，100％負荷で運転する時間帯があると，その季節にはメンテンナンスが行われない想定となり，過剰な発電量の推計となる．これを避けるために，運転に制限を設
け，出力に最大値を設定した．その設定方法を以下の表に示す．ただし，石油火力は最終的な調整用電源であり，結果的にも100%負荷となる時間帯がないため，運転に制限は設けなかった．

参考表(1)-10 火力発電設定

①道内設備量 (万 kW)	②運転 の制限	最大出力 (発電端, 万 kW) (①×②)
石炭火力	225	80%まで	158
石油火力	196	なし	176

※道内設備量は文献9．石炭火力の運転の制限は，文献10の「設備利用率」を参考にした．

## (5) 石炭火力の運転

・(4)の表の最大出力もしくは，需要の一番少ない時間帯の出力に合わせて一定に運転.

## (6) 石油火力の運転

・実績の北電の運転では他社から電力購入をしているが，その内訳が不明なため，残りの需要を全て石油火力によって賄うこととした．そのため，原発がないケースでは石油火力のピークが道内の設備量を越えることがある．

## (7) 発電端を需要端に変換

・所内率は発電実績と所内電力の実績から，送電ロスは送電端実績と需要端実績の比から算出.どちらも文献8.

参考表(1)-11 発電所の所内率および送電ロスの仮定

1-所内率	1-送電口ス
原子力	95.1%	93.8%
水力	99.5%	93.8%
石炭火力	92.7%	93.8%
石油火力	92.7%	93.8%

#### 3.1.3 系統電力の時間帯別供給単価および CO_{2} 排出原単位の算出

## (1) 供給単価

①需要端発電量の推計

参考表(1)-12 2010 年度の総発電量（発電端，文献 $ ^{[8]} $ ）から需要端の発電量を推計

①発電量・発電端(百万 kWh)	②1-所内率	③1-送電口ス	発電量・需要端(百万 kWh)(①×②×③)
原子力	16258	95.1%	93.8%	14508
水力	3858	99.5%	93.8%	3601
石炭火力	10080	92.7%	93.8%	8765
石油火力	2601	92.7%	93.8%	2262
参考表(1)-13 2010年度の北海道電力の有価証券報告書（文献11）から各電源の発電費およびその他の経費を算出し，単価を算出

②供給単価の算出

①費用(百万円)	②発電量・需要端(百万Wh)	供給単価(円/kWh)(① / ②)
原子力(原子力発電費)	108703	14508	7.5
水力(水力発電費)	18120	3601	5.0
石炭火力(汽力発電費)	95721	8765	10.9
石油火力(汽力発電費)	39663	2262	17.5
その他経費	204289	33200(総販売量)	6.2

※汽力発電費は，石炭火力と石油火力に対する燃料費以外の配分が不明なため，燃料費以外を文献12の石炭火力と石油火力の発電量構成比で比例配分した．その他経費の内訳は，送電費＋配電費＋販売費＋貸付設備費＋一般管理費．総販売量は文献11．

③需要端供给单

参考表(1)-14 各電源の単価に経費の単価を加算

経費加算前の供給単価(円/kWh)	経費加算後の供給単価(円/kWh)
原子力	7.5	13.7
水力	5.0	11.2
石炭火力	10.9	17.1
石油火力	17.5	23.7

④ 各時刻の系統電力の供給単価を算出

各電源の（推計した需要端発電量 × 需要端供給単価）の和 / 道内の電力需要

(2) CO $ _{2} $ 排出原单位

① 参考表(1)-15 各電源の CO₂ 排出原単位

①送電端 (g/kWh)	②1-送電口ス	需要端 (g/kWh)(① / ②)
原子力	0	93.8%	0
水力	0	93.8%	0
石炭火力	864	93.8%	921
石油火力	695	93.8%	741

※送電端の値：文献13送電口スは3.1.2節と同値.

② 各時刻の系統電力の CO_{2} 排出原単位を算出

各電源の（推計した需要端発電量 × 需要端 CO₂ 排出原単位）の和 / 道内の電力需要
### 3.2 都市ガスの供給単価および CO₂ 排出原単位

(1) 2010 年の北海道ガスの有価証券報告書（文献 14）の営業費を販売量で除し，単価を算出

参考表(1)-16 営業費および販売量

営業費 (百万円)	43133
販売量 (千 m³)	443246
都市ガス供給単価 (円/m³)	97.3

(2) CO₂ 排出原単位は文献 15 の値を使用

参考表(1)-17 CO $ _{2} $ 排出原单位

50.9	g- $ CO_{2} $ /MJ
183	g/kWh
2.29	kg- $ CO_{2} $ /m $ ^{3} $

## ・まとめ（系統電力は年間平均値）

参考表(1)-18 電力および都市ガスの価格および排出原単位のまとめ

供給単価	CO2排出原単位
2010年	系統電力	16.2 円/kWh	407 g-CO2/kWh
都市ガス	97.3 円/m³(8.63 円/kWh)	2.29 kg-CO2/m³(203 g-CO2/kWh)
2013年	系統電力	20.3 円/kWh	698 g-CO2/kWh
都市ガス	114.1 円/m³(10.1 円/kWh)	2.29 kg-CO2/m³(203 g-CO2/kWh)

※都市ガスは低位発熱量基準の $ 40.6 \, MJ/m^{3} $ 。系統の電源として単一の電源（石油火力のみ等）を想定する際には3.1.3節で算出した各電源の供給単価およびCO $ _{2} $ 排出原単位を系統の値として用いる。なお，2010年の北電の実績値（営業費／販売量）は15.5円/kWh，実排出係数は353 g-CO $ _{2} $ /kWh，調整後CO $ _{2} $ 排出原単位は344 g-CO $ _{2} $ /kWhである。また，2013年の北電の実績値は22.5円/kWh，実排出係数は678 g-CO $ _{2} $ /kWh，調整後CO $ _{2} $ 排出原単位は681 g-CO $ _{2} $ /kWhである。

## <文献>

1）北海道庁，都市計画基礎調査（札幌，富良野）（2013）※藤原様ご提供

2) 藤原環境科学研究所, 北海道における家庭・業務部門の電力・熱需要データ収集業務報告書 (2014)

3）空気調和衛生工学会，都市ガスによるコージェネレーションシステムの計画・設計と評価(1994)，p.137,142

4）空気調和衛生工学会，都市ガスコージェネレーションの計画・設計と運用（2015），p.258-279.

5) 北海道庁, 緊急雇用創出推進事業による「北海道エネルギー問題懇談会」関連調査事業調査結果 (2010),
available from , (参照日 2015 年 11 月 1 日)

6) エネファーム パートナーズ, エネファーム パートナーズ設立総会配布資料 (2013), available from , (参照日 2015 年 10 月 8 日)

7) 北海道電力株式会社, 過去の電力使用状況データ (2010), available from , (参照日 2015 年 6 月 30 日)

8）電気事業連合会，電力統計情報（2013），available from ，(参照日2015年10月7日)

9）北海道電力株式会社，発電・送配電設備（2015），available from , (参照日2015年11月1日)

10) コスト等検証委員会，発電コスト試算シート(2011),

available from , (参照日 2015 年 10 月 7 日)

11）北海道電力株式会社，有価証券報告書（2010），available from ,（参照日2015年3月20日）

## 12 ）北海道電力株式会社，電源別発電電力量構成比（2010），

available from

,

(参照日 2015 年 6 月 30 日)

13) 今村栄一, 長野浩司, 日本の発電技術のライフサイクル CO₂ 排出量評価－2009年に得られたデータを用いた再推計－, 電力中央研究所報告, No.Y09027 (2010)

14）北海道ガス株式会社，有価証券報告書（2010），available from , （参照日2015年3月20日）

15）北海道ガス株式会社，都市ガスの熱量（2015），

available from ,

(参照日 2015 年 3 月 20 日)

## （２）災害時対応能力の強化検討

## 1 ）災害時のエネルギー源の選定

災害時の分散協調型コジェネレーションシステムのエネルギー源として、①LNG、②LPガスの2つが挙げられる。

LNGタンクは、都市ガスの供給がない地域に立地する工場や病院などに設置される。

LNG貯蔵施設では、天然ガスとして使用するために気化設備が必要となり、建設費が高くなる。