日本のエネルギーのベストミックスについて - 一般...

日本のエネルギーのベストミックスについて東京大学大学院工学系研究科

原子力国際専攻教授

藤井康正

1

１．エネルギー選択の評価指標・供給安定性エネルギー安全保障、供給障害に対するレジリエンス

・経済効率性エネルギーコスト、経済全般への影響

・環境適合性 CO2等の温室効果ガスやその他の有害物質の排出量

経済効率性

供給安定性

環境適合性

３Ｅのトリレンマ

2

２．エネルギー選択の課題２．１発電原価

２．２ CO2排出原単位

２．３発電電力量構成

２．４燃料備蓄など

２．５再生可能エネルギーの課題

２．６原子力発電について

２．７資源埋蔵量など

3

２．１発電原価

http://www.npu.go.jp/policy/policy09/archive02_hokoku.html

事故損害額１０兆円で約１円/kWh 増加

民主党政権下の国家戦略室による「コスト等検証委員会」 4

LNG火力発電の燃料費１０円/kWhに上昇（燃料単価１５$/MMBTU、１２０円/$、発電効率６０％)

２．２ CO2排出原単位

0 200 400 600 800 1000

風力発電

太陽光発電

地熱発電

水力発電

原子力発電

LNG複合発電

石油火力発電

石炭火力発電

CO2排出量（g-CO2/kWh）

発電燃料（直接）

その他（間接）

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書番号Y09027 5

２．３発電電力量構成

Source: http://www.fepc.or.jp/about_us/pr/sonota/__icsFiles/afieldfile/2013/05/17/kouseihi_2012.pdf 電気事業連合会Webサイト

0

200

400

600

800

1000

1200

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

発電電力量

[TW

h/y

ear]

年度

その他再生可能

水力

石油

天然ガス

石炭

原子力

化石燃料依存度８８．３％！

6

300TWh分の燃料費 LNG火力発電：３兆円原子力発電：0.5兆円

２．４燃料備蓄など

石油備蓄約半年分の備蓄（国家備蓄１０９日分、民間備蓄８２日分）

備蓄費用約1,000円/キロリットル/年緊急時対応の国家備蓄放出の経験はなし

天然ガス貯蔵 LNG国内貯蔵設備の容量は年間消費量の10分の1程度（約1ヶ月分）貯蔵量はその約半分で２週間程度 ←これで十分なのか？

単位エネルギー当たりのLNG貯蔵コストは石油の約10倍？マイナス162℃で貯蔵

ボイルオフガスの発生（１ヶ月に5％程度？）

石炭貯蔵石炭火力発電で平均的には１～２ヶ月分程度

7


日本の森林バイオマスのポテンシャル日本における一次エネルギー供給量の5％に相当（25Mtoe程度）年間1億m3の木材生産が可能と仮定

日本の森林の蓄積量40億m3を40年周期で利用

林産物生産量は2000万m3弱

日本の廃棄物産業廃棄物 4億トン／年鉄屑，石灰石，鉱滓等の不燃物が大部分

2,000万トン程度が廃材等の平均発熱量4,000kcal/kgの可燃物

一般廃棄物 5,000万トン／年

ほとんど可燃物発熱量2,000kcal/kg

両廃棄物で日本の一次エネルギー供給量の約3％に相当

8


地熱資源：1,000,000 Gtoe？（Gtoe：石油換算10億トン）発電資源：500～1,000 Gtoe（高温が必要）

既開発地熱：0.01 Gtoe/年程度

年間発熱量（地殻熱流0.07W/m2 地球全体で約30Gtoe/年）

大規模な火山噴火のエネルギーは

石油換算で0.01Gtoeのオーダー（日本の1週間分のエネルギー程度）

溶岩等の熱エネルギーも含めると0.1Gtoeのオーダー

日本国内には発電資源として

現在は約0.5GW、可能性として20GW程度

9


太陽光発電国土の２％程度に設置すれば量的には日本の全電力量を賄えるが．．． 1m2当たり年間100~150kWhの発電となり、40円/kWhとすると4,000~6,000円/年の売り上げ

稲作なら米500ｇが得られて、300円程度

大規模導入すると余剰電力（出力抑制）の割合が増える。

10

R.Komiyama,Energy Policy 66 (2014), pp. 73-89

年間電力需要を１とした

太陽電池による年間発電量

最大電力需要を１とした太陽電池設備容量

利用された太陽電池出力

抑制された太陽電池出力

エネルギー基本計画(2014年4月）原発依存度については、省エネ・再エネの導入や火力発電所の効率化などにより、可能な限り低減させる。

世界的には増加傾向２０１０年から２０３５年に５０％増（中国、インドが顕著）

日本メーカー等に対する世界の期待は大きい


11

アフリカ

中東

南米

その他アジア

その他東欧・ユーラシア

インド

ロシア

アジア・オセアニアの先進国

欧州の先進国

中国

北米

日本（44.3GW）

ギガワット

GW=十億ワット＝百万キロワット


放射性廃棄物の最終処分トイレのないマンションか？

将来世代への「つけ」大気中CO2などの温室効果ガスの影響（1000年程度）

化石燃料という貯金の取り崩し（化石燃料の新たな生成には１億年）

２つの神話「安全神話」

「危険神話」

低線量・低線量率被曝の健康影響に関する生物学等の最先端科学による評価

放射線以外のDNA二重鎖切断の要因

細胞内の代謝による活性酸素は200mSv/day相当の影響を及ぼしているとの報告も（自然放射線の１０万倍程度）

Maurice Tubiana et al., “The Linear No-Threshold Relationship Is Inconsistent with Radiation Biologic and Experimental Data”, Radiology: Volume 251: Number 1—April 2009 （原文では200mGy/day）

12

２．７資源埋蔵量など

13

0500

100015002000250030003500400045005000

資源量（石油換算

10億トン）

推定埋蔵量

確認埋蔵量

15,540Gtoe

Source：Nebojša Nakićenović et al. , Global Energy Perspective p.52

軽水炉から増殖炉に変えると60倍海水中ウランはウラン鉱石資源の約300倍

３．エネルギーシステムの評価３．１再生可能エネルギー大量導入時の最適電源構成

３．２将来の電源構成に関するシミュレーション

３．３長期的な世界のエネルギー需給

14

３．１再生可能エネルギー大量導入時の最適電源構成

概要全国を140地点程度の地理的解像度と年間10分間隔の時間的解像度を以て、電力需給モデルを線形計画問題として定式化し、太陽光発電と風力発電を大量導入した場合の電源構成や送電網のあり方を解析する。

15

西日本（九州、四国、中国、関西、北陸、中部）東日本（関東、東北、北海道）

南早来

西当別

道北1道北2道北3

北新得

西双葉

函館/大野G

G東通

上北

秋田岩手

宮城

G女川

G

三陸海岸

新庄

西仙台

仙台

宮城中央

G

相馬共同

新潟

G

南相馬

福島第一

GG福島第二

広野

南いわき

新いわき

風力接続線1

広野火力線

富岡線

川内線

相馬双葉幹線

常磐幹線

仙台幹線

青葉幹線

北上幹線

十和田幹線

むつ幹線

相福幹線

朝日幹線

山形幹線

陸羽幹線

松島幹線

牡鹿幹線

奥羽幹線

岩手幹線

北青幹線/北奥幹線大潟幹線

道南幹線

道央西幹線

道央北幹線

道央東幹線

北本連系線

風力接続線5

襟裳岬

風力接続線4

狩勝幹線

飯豊幹線

五頭幹線

鳴瀬幹線

秋盛幹線G

津軽半島

G G道央南幹線

G西野

G風力接続線2風力接続線3

柏崎刈羽

新新潟幹線鉄塔

新榛名/西群馬

G

G

G

東群馬

G

G

G

GG G

G新茂木

新栃木/新今市

新新田

新所沢

新古河/新筑波

G

那珂

ひたちなか

G

G

新野田

新京葉

新豊洲

新佐原

岩槻

品川火力

G GG

新富士

東山梨

横須賀

新秦野

新多摩

横浜火力

新秩父新信濃

今市下郷

G塩原

房総

新木更津

袖ヶ浦富津

房総線

新袖ヶ浦線

新袖ヶ浦線

福島幹線

福島幹線新古河線

新佐原線

福島東幹線

新茂木線

新秩父線

新栃木線新岡部線

新新田線

新多摩線

新新潟幹線

新榛名線下郷線156鉄塔

下郷線

今市線

新秦野線

新いわき線

新京葉線

新京葉線

印旛線

西群馬幹線

西群馬幹線

塩原線

南新潟幹線

新坂戸線

東群馬幹線

南いわき幹線

新赤城線

那珂線

阿武隈線

新豊洲線

東京西線

品川火力系

品川火力系

東京南線

君津線

北千葉線

千葉

北千葉線

富津火力線

接続線

下郷線

佐久間FC

新信濃FC

柏崎刈羽(原)

奥清津(揚)奥清津第二(揚)

新高瀬川(揚)水殿(揚) 安曇(揚)

玉原(揚)

葛野川(揚)神流川(揚)

横浜(火) 川崎(火)南横浜(火) 磯子(火)

横須賀(火)

今市(揚)塩原(揚)

下郷(揚)

沼原(揚)

千葉(火)

鹿島(火)鹿島共同(火)

G五井(火)姉崎(火)

富津(火)袖ヶ浦(火)君津共同(火)

品川(火) 大井(火)東扇島(火)

勿来(火)常陸那珂(火)東海第二(原)

広野(火) 福島第二(原)

福島第一(原)

新地(火)

新潟(火)東新潟(火)

仙台(火)新仙台(火)

酒田共同(火)

女川(原)

秋田(火)能代(火)

東通(原)八戸(火)

知内(火)

泊(原)

伊達(火)

苫小牧(火)音別(火)苫東厚真(火)苫小牧共同(火)

砂川(火)奈井江(火)

G

双葉線

G原町(火)

G

東清水FCG

G

G

G

G

G G

G

GGG

G

G

GG

G

G

G

G

G

G

G

G

南九州

小丸川

高野

中央大分

豊前西九州

北九州

新山口東山口新西広島新広島新岡山東岡山

広島

新倉敷

讃岐

川内阿南

大阪湾

能勢山崎西播

日野西島根

三隅

北松江

新鳥取智頭

東近江

南京都

関

黒部

領南京北猪名川北摂

奥多々良木舞鶴大飯

美浜

新福井越前北庄

加賀城端富山

南福光新能登志賀

岐阜

三重

東大和

西部岐北

川越

北部

長野

愛知

上越

信濃

豊根

東部

知多

碧南

渥美

静岡

東栄

浜岡

G

宇部

G

徳山

中国西幹線

新山口幹線関門連系線

北九州幹線

新山口連絡線

山口宇部線

新西広島連絡線

東山口連絡線

東山口幹線

新広島連絡線

新西広島幹線新広島幹線

西島根幹線

四国中央東幹線

阿波幹線

阿南紀北直流幹線

南福光連系所

本四連系線

播磨西線

三岐幹線

北大和線

日野幹線

越前嶺南線

小丸川幹線

越前線

播磨線

宝塚線

姫路線

西京都線

西部名古屋線

姫路第一(火)姫路第二(火)

多奈川第二(火)相生(火) 赤穂(火)南港(火) 堺港(火)海南(火) 御坊(火)

新小野田(火)下関(火)

G

山崎智頭線

新岡山幹線西播岡山線

中国東幹線

三隅(火)

島根(原)俣野川(揚)

新信濃FC

喜撰山(揚)奥吉野(揚)池原(揚)

大飯(原)

山城東線

播磨中央線能勢線南近江線三重東近江線

加賀福光線

三重連絡線西部幹線西部幹線

東部幹線

東栄幹線

東名古屋東部線

知多火力線額

田東部線

額田幸田線

新三河幹線

三河線

新港幹線新富山幹線中央幹線

丹波線東播線若狭幹線若狭幹線

北庄線

能越幹線能越幹線

福井(火)敦賀(火)

七尾大田(火)志賀(原)他水力(水)G富山(火)

富山新港(火)

愛岐幹線豊根幹線

南信濃幹線

豊根連絡線

北部中濃線

長野幹線

静岡連絡線

浜岡幹線

岐阜連絡線

中国中幹線

島根原子力幹線

北松江幹線

第二大飯幹線

奥多々良木本線

丹波幹線

舞鶴(火)宮津(火)高浜(原)

奥多々良木(揚)

美浜(原)敦賀(原)

西条(火)伊方(原)大森川(揚)本川(揚)穴内川(揚) 阿南(火) 橘湾(火)

坂出(火) 蔭平(揚)

上越火力線

信濃幹線

駿東幹線

佐久間FC

東清水FC

G

G

小丸川(揚)

川内(火) 川内(原)苓北(火) 大平(揚)

玄海(原) 松浦(火)唐津(火) 相浦(火)松島(火) 天山(揚)

新小倉(火)苅田(火)

下松(火)柳井(火)岩国(火)

新大分(火)

大崎(火) 南原(揚)

水島(火)新成羽川(揚)

四日市(火)川越(火)新名古屋(火)西名古屋(火)尾鷲三田(火)

知多(火)武豊(火)知多第二(火)

碧南(火)

渥美(火)

浜岡(原)

G豊前(火)

G竹原(火)

上越(火)

黒部等(水)

G大河内(揚)

G奥美濃(揚)

長野(揚)

G

高根第一(揚)馬瀬川第一(揚)

G

奥矢作第一(揚)奥矢作第二(揚)

新岡山連絡線

東岡山連絡線

静岡幹線

G三隅火力線

日野新鳥取間新鳥取智頭間

美浜線

御母衣北幹線御母衣南幹線

加賀幹線

３．１再生可能エネルギー大量導入時の最適電源構成

エネルギー・環境会議で想定された再エネ導入量を基準とする4シナリオ

16

設備容量（万kW）シナリオ①

（エネ環20％）

シナリオ②

（エネ環25%）

シナリオ③

（エネ環30%）

シナリオ④

（エネ環35%）

太陽光 3,609 5,340 6,328 6,856

戸建住宅 2,408 4,000 4,000 4,528

メガソーラー 1,201 1,340 2,328 2,328

風力 1,218 1,760 3,490 4,755

陸上風力 1,168 1,473 2,904 3,952

洋上風力 50 287 586 803

水力（除く揚水） 2,319 2,378 2,378 2,578

一般水力 1,130 1,178 1,178 1,178

中小水力 1,178 1,200 1,200 1,400

地熱 122 240 312 388

バイオマス等 420 552 552 600

海洋エネ - 50 100 150

合計 7,676 10,320 13,160 15,327

2020年 2030年 2030年 2030年

2012年AMeDASデータを用いて出力推計（＝外生的に発電量を与える）

常に80%利用可能と想定常に67%利用可能と想定常に41%利用可能と想定

年平均で53%利用可能と想定

その他諸前提等電力需要：2012年のデータを使用原子力設備容量：40年廃炉ルール、新設無しルール火力設備容量：現状値。ガス複合発電のみ各発電所で20GWまで（既設含）増設可揚水容量：現状値蓄電池：全て新設（各地点10GW、80GWhまで）

17

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

Pow

er

Syste

m O

pera

tion [

GW

]

LossInter ChangeSuppressed PVSuppressed WindBattery2(out)Battery1(out)Pumped(ont)Battery2(in)Battery1(in)Pumped(in)PVWindOilLNG GCCLNG STCoalNuclearMarineBiomassGeothermalHydroLoad

-10

-5

0

5

10

15

20P

ow

er

Syste

m O

pera

tion [

GW

]LossInter ChangeSuppressed PVSuppressed WindBattery2(out)Battery1(out)Pumped(ont)Battery2(in)Battery1(in)Pumped(in)PVWindOilLNG GCCLNG STCoalNuclearMarineBiomassGeothermalHydroLoad

-4

-2

0

2

4

6

8

Pow

er

Syste

m O

pera

tion [

GW

]


試算結果(シナリオ３) 西日本 5月 (九州、中国、四国)

九州

中国

四国

利用されない余剰電力

18

-10

-5

0

5

10

15

20

25P

ow

er

Syste

m O

pera

tion [

GW

]LossInter ChangeSuppressed PVSuppressed WindBattery2(out)Battery1(out)Pumped(ont)Battery2(in)Battery1(in)Pumped(in)PVWindOilLNG GCCLNG STCoalNuclearMarineBiomassGeothermalHydroLoad

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

Pow

er

Syste

m O

pera

tion [

GW

]


-10

-5

0

5

10

15

20

25

Pow

er

Syste

m O

pera

tion [

GW

]


関西

北陸

中部

試算結果(シナリオ３) 西日本 5月 (関西、北陸、中部)

19

関東

東北

北海道

-10

-5

0

5

10

15

20

25

Pow

er

Syste

m O

pera

tion [

GW

]


-20

-10

0

10

20

30

40

50

Pow

er

Syste

m O

pera

tion [

GW

]


-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

Pow

er

Syste

m O

pera

tion [

GW

]


３) 東日本 5月 (関東、東北、北海道)

利用されない余剰電力


電源容量に関する想定

20

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2010 2020 2030 2040 2050

GW

"Reference"

"Decommission after 40 years"



"Status quo"

種類最大容量 [GW]

一般水力発電 23

揚水発電 28

地熱発電 1.2

都市ごみ発電 2.5

バイオマス発電 0.4

風力発電 70

太陽光発電 650

原子力発電の設備容量シナリオ

IEEJ Transactions on Power and Energy 132(9), 780-792, 2012-09-01 The Institute of Electrical Engineers of Japan


その他の想定シナリオ

21


Type 2010 2030 2050

石炭価格 [JPY/kg] 9.8 11.0 11.0

重油価格 [JPY/liter] 45.8 68.9 68.9

天然ガス価格 [JPY/kg] 50.1 60.4 60.4

太陽光発電 [JPY/W] 600 400 300

Parameters 2030 2050

CO2 排出削減率（2010年比）

- 60% - 80%

電気自動車 [million] 5 20

Parameters 2010 - 2030 2030 - 2050

GDP 成長率 1.4%/year 0.7%/year


計算結果の例

22


-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

140

Po

we

r G

en

era

tio

n [

GW

]

Suppressed WindSuppressed PVBattery(in)Pumped(in)Battery(out)Pumped(out)WindPVOilLNGLNG GCCCoalNuclearGeothermalHydroDemand

-100

-50

0

50

100

150

200

250

300

Po

we

r G

en

era

tio

n [

GW

]

Suppressed WindSuppressed PVBattery(in)Pumped(in)Battery(out)Pumped(out)WindPVOilLNGLNG GCCCoalNuclearGeothermalHydroDemand

2030年5月の電源運用の様子

Reference Case

Decommission after 40 years Case


計算結果の例

23


0

200

400

600

800

1000

12002

008

20

30

20

50

20

08

20

30

20

50

20

08

20

30

20

50

20

08

20

30

20

50

20

08

20

30

20

50

Reference Status quo Decom. after60 yrs

Decom. after50 yrs

Decom. after40 yrs

Oth. Renew.

Wind

PV

Hydro

Oil-fired

LNG-fired

Coal-fired

Nuclear

TWh

種類別の発電電力量


計算結果の例

24


050

100150200250300350400450

2030

2050

Stat

us q

uo

Dec

om. a

fter

60

yrs

Dec

om. a

fter

50

yrs

Dec

om. a

fter

40

yrs

Stat

us q

uo

Dec

om. a

fter

60

yrs

Dec

om. a

fter

50

yrs

Dec

om. a

fter

40

yrs

Reference 2030 2050

PV Battery

GW

PVと蓄電池の設置容量

0

5

10

15

20

25

30

Reference Status quo Decom. after60 yrs

Decom. after50 yrs

Decom. after40 yrs

2009

2030

2050

yen/kWh(real price at 2009)

平均発電単価


火力発電所の負荷追従運転，太陽光や風力発電の出力抑制，太陽光設備の設置場所の地域的な広がりによるならし効果等により，蓄電池の導入量は太陽光発電の導入量に比較して相対的に小規模となる可能性がある。

2050年に400GW（国土の約1％）のPVを設置すれば、原子力発電なしでもCO2排出削減（発電部門のみで8割減、全部門で約6割減）が可能かもしれないが、総発電コストは約3倍になるかもしれない。

（今回の計算では、地域間での電力融通容量の上限は考慮できていない。）

25


2011年の世界のエネルギーの種類別の割合

26

一次エネルギー供給発電電力量

IEA国際エネルギー機関の統計データ

石炭

28.8%

石油

31.5%

天然ガス

21.3%

原子力

5.1%

水力

2.3%

バイオ燃料等

10.0%

その他

1.0%

石炭

41.3%

石油

4.8%

天然ガス

21.9%

原子力

11.7%

水力

15.8%

風力

2.0%

バイオ

1.9%

地熱

0.3% 太陽光その他

0.0%


世界エネルギーモデルDNE21の概要

27

地域分割・輸送ルート各ノードにおけるシステム構成

COAL

NATURALGASOIL

Nuclear

SolarWind

Hydro

Solid Fuel

Gaseous Fuel

Liquid Fuel

ElectricityGeneration

Water electrolysis

Liquefaction

CO2

Methanol

Methane H2

Energy Conversion

H2

Biomass

：Chemical plant　　　：Thermal power plant　　　：CO2 collection　　　：Biomass plant

Energy flowDME Kerosene

COAL

NATURALGASOIL

Nuclear

SolarWind

Hydro

Solid Fuel

Gaseous Fuel

Liquid Fuel

ElectricityGeneration

Water electrolysis

Liquefaction

CO2

Methanol

Methane H2

Energy Conversion

H2

Biomass

：Chemical plant　　　：Thermal power plant　　　：CO2 collection　　　：Biomass plant

Energy flowDME Kerosene

３．３長期的な世界のエネルギー需給世界エネルギーモデルDNE21の概要

28

世界全体のCO2排出上限シナリオ（先進国には2050年までに80%削減も）


CO2回収貯留

29


計算結果

世界全体の一次エネルギー生産量の推移

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Wind

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Crude Oil

Coal

BAUケース排出削減ケース


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計算結果

世界全体の発電電力量の推移


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20

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IGCC

Methanol

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Natural Gas

Oil

Coal


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計算結果

世界全体の二次エネルギー消費の推移



33

計算結果

世界全体のCO2排出量と回収貯留量の推移



温暖化問題の緩和はある程度は可能と考えられる。

省エネ、非化石エネルギーの利用、CO2回収貯留の実施など、

複合的なアプローチが合理的となろう。

石炭の消費量は大きく影響を受ける可能性がある。

電力系統の供給信頼度を保つことを考えると、現状の技術で

は太陽光、風力の貢献は限定的となる。

CO2回収貯留技術の役割も大きいと予想される。

34

４．おわりに石炭豊富で安価だが環境面で問題が多い

石油使い勝手が良いが資源量が限られ高価

天然ガス輸送が困難で備蓄が難しい

水力・地熱安定しているが開発余地が限られる

バイオマス利用可能量は限られる

風力遠隔地にあり出力も不安定

太陽光高価で夜間・曇天時には利用できない

核分裂事故時の社会影響が大きく廃棄物処分も課題

核融合技術的にまだ困難

省エネルギー限界があり、効率改善は消費量を逆に増やすことも

水素生産するために１次エネルギーが必要

CO2回収貯留追加的なコストとエネルギーが必要

35

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