日本の長期電力需給の可能性とエネルギーインテグレーション

震災でエネルギーシステムに何が起こったか

東日本大震災は、被災地において人命、建物から始まり、道路、港湾、鉄道、エネルギーなど様々な分野に甚大な被害を与え、各種インフラの機能回復の遅れは、被災地における復旧の大きな障害となった（図1）。また、直接の被災地ではなくても、東北・関東全般において、電力供給の不安定性、風評被害や買いだめなどによる社会不安による影響を含め、食料品をはじめとする様々な物品の不足、様々な自粛などによる社会・経済活動全体の沈滞を引き起こした。さらには、半導体産業を始めとする企業・企業間のサプライチェーンの不全による日本全体、世界全体への生産活動への影響も極めて大きい。

エネルギーに関して阪神・淡路大震災と東日本大震災の違いを見ると、前者の場合は被災地が日本全体の中では一部地域に限られた。エネルギーの需給については、短期的には周りからの供給が立ち上がり、中期的には被災地のインフラを基本的に原状へと復旧することで復興できた。これに対して東日本大震災の場合は、南北数百kmにわたる地域における製油所、発電所、ガス、電力のネットワークといった供給側と、地震の揺れと津波などで壊滅的な被害を受けた需要側の両方に極めて広範囲の被害を与えた。そのため、復旧・復興に時間的、空間的に規模の大きいロジスティクスが必要となったことが特色だ。

電力については、震災直後に供給力不足による大規模停電を回避するために、変電所の系統操作により地域毎に時間を決めて強制的に電力供給を切断する計画停電が東京電力の供給地域内で実施された。信号、公共交通機関、病院なども区別が難しく停電の対象となり、社会経済活動は大きな影響を受け、市民、企業などに様々な不安を与えた。

これから何をすべきか

電力、ガス、燃料などのエネルギー分野では、需要地での流通部分（配電線、ガス管、ガソリンスタンド、タンクローリーなど）の復旧・復興にあたり、将来の姿を描きつつ実施すべき部分が少なくない。

また、福島第一原子力発電所の事故は、その処置に予断を許さない状況が続いているが、日本の約1兆kWhの電力供給のうち、現状で2700億kWh（2009年度値）を占める原子力発電全体の考え方に大きな課題を提起した。原子力発電は再生可能エネルギーとならび、エネルギーの安定供給と低炭素化に大きな期待をかけられているが、原子力発電の安全性の問題への取り組みは、日本、さらには世界のエネルギーの安定供給と低炭素化への取り組みにも影響を及ぼし始めている。

2011年の夏の最大需要期を乗り切り、今後は冬季の需要増の時期（図2）、そして来夏の需要ピーク時期を中心に、大停電、計画停電の回避のため、必要に応じて節電や被災電源の速やかな復旧などに短期的に取り組むべきであることは間違いない。だが、震災の教訓をふまえた中で長期的なエネルギー、電力の需給安定も、並行して取り組むべき課題である。

例えば、被災した太平洋岸の発電所を火力発電で代替した場合は、化石燃料の消費増という資源問題、燃料費用などの費用増などの経済性、二酸化炭素排出の増加という環境性の課題など、さまざまな問題が発生する。

太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギーの利用増も期待できるが、これらによる代替を進めるには10年単位の時間が必要となる。従って、中長期的にはさまざまな選択肢を組み合わせた総合的な取り組みが求められる。

検討すべき対応方針――短期的取り組み

エネルギー需給が不安定または高コストになることによる社会経済活動の停滞、ひいては国内産業の国際競争力の失墜を避けるために、今後、直ちに短期・中長期の対応方針を検討し、実行に移すことが必要である。

短期的取り組みの中で短期間ではできないことを議論し、また実施しようとしても結果は得られない。また、緊急避難として必要以上に中長期的方針からはずれたことを行うのは、単に無駄なばかりではなく、将来への弊害も大きい。社会経済活動の破綻回避のため、エネルギー全体の供給力の回復と、本来行うべき省エネルギー（エネルギーを使う目的、意義の確認、経済性の成立している個々の対策の適用）の徹底が必要である。

特に、時々刻々の発電と利用の需給バランスが求められる電力分野では、供給力不足による大停電や計画停電の回避が必須である。このため、省エネルギーと一定の社会経済活動への制約も含めた節電を、生産活動を担う産業部門ばかりではなく家庭・業務部門を含めて、「実効ある方法」で継続して実施すべきである。

震災以後、LED照明は様々な製品が発売されて価格が低下した。LED照明の導入による新たな省エネの実現は、照明分野ばかりではなく、他分野での新しい省エネの大きな可能性を示している。照明、空調、はては暖房便座に至るまで、電気製品の機能ごとの個別スイッチがない、省エネ・節電モードがない、あるいはあっても調整・操作方法が分かりにくいということも多い。本来実施してきたはずの省エネと需給ひっ迫時の節電にあたって着目すべき視点とその対応方法を利用状況に即して、具体的に各々の使用者に伝えることができれば、産業、業務、家庭の各部門で大きな犠牲を伴わずに節電する余地がまだ多くあると考えられ、すべての部門での取り組みが重要である。そして、これらの節電対応のうち機器取り換え、運用改善、ライフスタイルの変更などによる省エネルギーの部分は今後継続的に適用できるもので、ハロゲンランプからLED照明に変更すれば球切れもはるかに少なくなり1～2年で元が取れるなど、短期的な経済性が成立するにもかかわらず見逃されている事例は少なくない。

検討すべき対応方針――中長期的取り組み

中長期的には、将来のエネルギー需給構造として資源制約、環境制約、技術や社会経済などの不確実性を視野に入れ、今回の震災からの教訓を含めて、持続性（Sustainability）の目標のもと、安定性（Stability）、安全性（Security）、安全(Safety)と経済性(Economy)を確保する需給を実現することが必要である。特に、震災を始めとする大きな擾乱への備えには、供給側のみの対策では、過大な設備投資や計画停電のような厳しい使用制限が避けられない。

震災直後の2011年夏に向けた「節電」では、電気事業法に基づく電力の使用制限が発動された。毎日、電力の需給状態が報道され、様々な需要の調整が組織的あるいは個人レベルで行われた。これは、その規模や継続期間から、世界の電力史上初めての試みとも言える。電力需給におけるこの需要の調整においては、供給側だけでなく需要側を管理すること（需要の能動化）を行った最大規模の実績である。今後、技術・制度の両面から検討を進めることが、新たな視点となろう。新しい技術を活用した「需要の能動化」の概念を図3 に示す。(※1)建物、地域などにおける分散エネルギーマネジメント（図中では「エネマネ」）が重要な役割を果たすと考えられる。

しかし実際には、技術、制度、セキュリティ上の制約が存在する。需要の能動化にあたり数百万の需要を集中制御するということは、悪意のあるシステム妨害がなされた場合にエネルギーシステムの安定性および需要自体の安全に影響を与える可能性がある。そのため、機能や構造には冗長性や制約を導入する必要がある。電力需要の能動化と、電力以外のエネルギーである熱、ガス、燃料を含めてあらゆる可能性を組み合わせる「エネルギーインテグレーション」を進めることが、震災からの教訓を含めたこれからのエネルギーシステムのあり方ではないか。

さらに、立ち戻るべき点は人間、社会が必要とするのは、エネルギーそのものではなく、快適な温湿度の空間、光、動力などによるサービスが必要とされているということだ。環境・資源制約の時期と大きさ、各時点での社会システムの状況などに応じて技術、制度などの選択肢を組み合わせ、ライフスタイルによる対応も含めて、頑健な社会システムを実現することが重要であろう。そのためには、多様性と不確実性のもとで様々な取り組みを効率的かつ効果的に進め、技術、制度、ライフスタイルなどの将来の姿を描くという取り組みを継続的に進めることが不可欠だと考えられる。

2030年に向けた電力需給はどうなるか――4つのシナリオ

ここで震災後の複数のシナリオ設定のもとでの長期電力需給解析モデル「ESPRIT」(※2)による、将来のエネルギーインテグレーションに関する予備的な検討結果を紹介する。(※3)

ESPRITは、連系系統の連系線潮流の最適化を含む「確率的需給解析」と「最小費用電源計画」の機能を持つ、長期電力需給解析ツールである。確率的需給解析では、対象とする期間別（週、月、季節）の需要曲線、発電ユニットの特性（定格、効率、燃料種別、最低負荷、計画停止日数、事故率）、燃料費などに基づき、年間停止計画を作成し、各検討対象期間の負荷持続曲線を用いて発電ユニット事故を含めた確率的最適負荷配分を行い、各発電ユニットの発電電力量を決定し、運用費（燃料費、停電コスト）、供給信頼度（Loss Of Load Probability、 Expected Un-served Energyなど）、二酸化炭素排出量などを算出する。

（1）前提条件

日本の10系統を対象としたモデルにおいて、電力会社の2010年、2011年の供給計画、長期エネルギー需給見通し、エネルギー基本計画を需給条件に反映し、「震災前見通し」に対し、原子力発電の「(2a) 開発継続」、「(2b) 開発継続（40年廃止）」、「(3) 開発中止（40年廃止）」、「(4) 5年以内廃止」の4シナリオを想定し、「5年以内廃止」のシナリオについては火力、再生エネルギーの増強条件により(4a)、(4b)、(4c)の3つのケースを設定し（表１）、それぞれのシナリオによる原子力設備量を図4に比較する。

表1　原子力発電のシナリオ

震災前見通しの火力の「一定増強」は、2020年以降の石炭火力、天然ガス火力を寿命40年と想定した廃止スケジュールとし、石油火力は新設が制限されていることから公表されているものだけを想定した。新設は2020年までは電力会社の供給計画によるが、2021年以降は「(2b) 原発開発継続（40年廃止）」において最低10%程度の予備率が確保できるような高効率石炭火力（一部にIGCC含む）、高効率天然ガス複合発電の導入シナリオを策定し、共通に適用した。

太陽光発電の導入量は、新築住宅、既築住宅、その他の導入シナリオにより想定し、風力発電の導入量については、各電力システムにおける風力資源量に基づいて想定した。

「(4b) 原発5年以内廃止（火力増強）」は、原子力発電の減少分（(2b)の2030年の38GW）を火力発電で積極的に補うシナリオである。「(4c) 原発5年以内廃止（再生エネルギー増強）」は太陽光発電と風力発電それぞれを最大需要相当まで導入するとして、2030年の累積導入量をそれぞれ太陽光発電、風力発電とも160GWとした。共通条件として、2020年以降の需要は、エネルギー基本計画に従い、低炭素化のための着実な減少を想定している。また、福島第一、第二原子力発電所の廃止・長期停止を仮定している。

（2）発電設備構成と発電量

2030年の電力需要は2020年より減少し、原子力の発電量の減少分のうち一部は再生可能エネルギーの導入により補われる。しかし、「(2a) 原発開発継続」から「(4) 原発5年以内廃止」において共通することは、原子力の減少分が主としてエネルギー基本計画で想定された新規開発を含む石炭火力、天然ガス火力の稼働増加と、本来、稼働率が低い石油火力によって補われていることである。

「(4) 原発5年以内廃止」の3つのケースを比較すると、「(4b) 火力増強」では石炭、液化天然ガス（LNG）の発電量の増加により、燃料費の高い石油火力の発電量が大幅に減少する。「(4c) 再生エネルギー増強」では、太陽光発電と風力発電の極端な導入により、石油・天然ガスを中心に火力発電の発電量が減少して揚水発電の若干の増加が見られる。

（3）燃料費と電源開発費

図5、図6に各シナリオにおける2030年までの燃料費の推移、および燃料費と電源開発費の合計費用の推移を示す。図5の燃料の年費用は、火力発電の発電量の増加により震災前の見通しと比較して、2020年の段階で「(2a) 原子力開発継続」の場合は1兆円、「(3) 原発開発中止（40年廃止）」の場合は2兆円、「(4a) 原発５年内廃止」の場合は4.5兆円増加する。2030年に向け、省エネルギーの進展による需要減、再生可能エネルギー、高効率火力発電の導入、原子力開発継続の場合は新規開発で減少するが、「(4a) 原発5年以内廃止」まででは相対的な差は大きく縮まらない。これに対して「(4b) 原発5年以内廃止（火力増強）」、「(4c) 原発5年以内廃止（再生エネルギー増強）」では大きな燃料費の削減効果が見られる。

これに対し、電源開発費を割引率5%、回収年を太陽光10年、風力20年、系統電源40年で年の均等費用として燃料費に加算した年費用を示す。図6では、シナリオ(2a)～(4a)においては火力、太陽光、風力発電の増強による燃料費の減少分を火力、太陽光および風力の開発費が相殺している。(4a)と(4b)、(4c)を比較すると、(4b)では火力発電の増強による燃料費の減少により合計費用が低下するのに対し、(4c)では大量の太陽光発電、風力発電の開発費によって合計費用が増加しており、再生可能エネルギーのみの増強では経済性が保てないことが示唆される。

また、シナリオ(1)以外のいずれのシナリオでも、再生可能エネルギーを大量導入した場合には、発電量が時刻や気象などで変動するため電力システムの需給調整に問題が生じる。そのため、発電量が抑制されて経済性の低下をもたらす。抑制される電力量は、太陽光発電や風力発電の導入量の増加に伴って増える。変動特性や対策技術に大きく影響されるが、試算結果では、(4c)では2030年において太陽光発電、風力発電の発電量の20%程度の抑制が必要とされており、その抑制電力量は両再生可能エネルギー導入量の増加とともに加速的に増加する。

（4）二酸化炭素（CO₂）排出量

図7に二酸化炭素（CO₂）の排出量を示す。火力発電量の増加により、各シナリオとも2020年で年間排出量は0.5億トンから2.5億トン増加する。「(4b) 原発5年以内廃止（火力増強）」では2030年においても排出量に大きな改善は見られないが，これは石炭火力の稼働率が高いことが影響している。「(4c) 原発5年以内廃止（再生エネルギー増強）」では太陽光発電と風力発電の大量導入により排出量は低下する。

今後の課題

これからの日本のエネルギー、電力システムの復旧・復興と対応方針においては、原子力発電所の喪失による燃料費の大幅な増加からの脱却を含めて、短期・中長期の取り組みの方針を決定することが重要である。短期的取り組みにおいては継続できる省エネルギーの重要性を、中長期的取り組みにおいては震災の教訓を含めて将来のエネルギーの需給を見据えた計画を策定すべきである。

2030年に向けた電力需給解析では、原子力発電の新規開発や既存の発電所の運用が制限される場合、太陽光発電、風力発電の可能な限りの増強を前提にしても、その全量の代替は困難である。このため、火力発電が原子力の発電量の大きな割合を代替し、燃料費およびCO₂排出量を大幅に増加することが不可避である(4a)。また将来の最高効率の石炭火力、天然ガス火力の大幅な増強や太陽光発電や風力発電の大規模な導入を仮定しても、電力供給に係るコストやCO₂排出量をエネルギー基本計画で想定する水準に低下できないことが示された。太陽光発電や風力発電の大規模増強を仮定した場合は、電力システムの需給調整を困難にすることから、現状の技術では大きな発電量の抑制が必要となる可能性が高く、将来の再生可能エネルギーの一定規模以上の導入には、技術的なブレークスルーが不可欠であることが示された。

電力・エネルギー需給のセキュリティについては、従来から様々な手立てが講じられてきたが、震災により不十分であったと考えられる大停電などへの対応を始めとした、新たな視点を強化することが必要である。また、大規模な火力・原子力発電や資源が地域的に偏在する風力発電の開発には、需要から離れた地域への地が避けられない。太陽光発電の導入や電気自動車の充電など新たなニーズを含めた配電網の整備が必要になる。このため、流通設備を含めたベストミックスが重要になる。特に、本解析でも想定した「需要の能動化」は、震災などの緊急時のみならず再生可能エネルギーの導入時にも、需要側が供給側と協調して電力システム全体の需給調整力を確保する必須の技術であり、情報インフラや制度の整備と併せ着実に実用化を目指すことが重要と考えられる。

今後、電源、需要の能動化、発電予測、電力システムの運用などの技術・コスト要素や、それぞれの技術開発の達成度や適用可能性、化石燃料単価、CO₂制約などの不確定要素などを含めたエネルギーインテグレーションの視点から総合的な検討を行うとともに、これらの中長期的な検討を行うための取り組みが必要となろう。