再生可能エネルギー

 第6次エネルギー基本計画で掲げられたエネルギーミックス(再エネ比率:36~38%)の実現に向け、政府の「GX実現に向けた基本方針」では、再生可能エネルギーを主力電源と位置付け、最優先の原則で最大限に取り組むとしている。
 2030年の目標として太陽光発電が103.5~117.6GW、風力発電は陸上風力が17.9GWと洋上風力が5.7GWに対し、地熱発電は1.5GW、中小水力が10.4GW、バイオマス発電が8GWの目標が設定された。変動性再生可能エネルギーの導入拡大により、今後、電力貯蔵の重要性が益々高まる。

再生可能エネルギーの未来予測

図1 再生可能エネルギーの未来予測

 ゼロエミッション発電を実現するためには、再生可能エネルギーの増設は不可欠である。しかし、太陽光発電や風力発電のように、気象や季節によって出力が変動する変動性再生可能エネルギー(VRE:Variable Renewable Energy)と、地熱発電、中小水力発電、バイオマス発電は区別される。

 変動性再生可能エネルギーは、系統に接続する場合に出力変動を平準化する必要がある。この出力変動を主にCO2を排出する火力発電で調整しているのが現状である。どう考えても疑問で、太陽光発電や風力発電を増設するには、電力貯蔵や送電網による平準化対策の増強が不可欠である。

 火力発電で出力変動への対応が十分できない場合、電力会社は太陽光発電や風力発電による電力を一時停止(買い取らない)する出力制御対策が行われている。現在、太陽光発電の大量導入が進む九州電力や中国電力では、平準化対策が遅れたことで出力制御が頻発する問題に直面している。

 一方、地熱発電、中小水力発電、バイオマス発電のように、非変動性再生可能エネルギーについては、平準化対策は不要なためベース電源として好ましい。しかし、発電所の立地や燃料供給などの問題から、遅々として増設が進まないのが現状である。

 2021年10月に閣議決定された第6次エネルギー基本計画でも、2030年の野心的な目標として太陽光発電が103.5~117.6GW、風力発電は陸上風力が17.9GWと洋上風力が5.7GWに対して、地熱発電は1.5GW、中小水力が10.4GW、バイオマス発電が8GWと低い目標設定となっている

 現在、エネルギー源は、一次エネルギーから二次エネルギーへ移行する過渡期にある。CO2ゼロを実現するには、再生可能エネルギーで発電した電力、その電力で製造したグリーン水素グリーンアンモニア、カーボンリサイクルで製造された合成燃料(e-fuel)の供給を基本とすべきである。

 未だ国内の再生可能エネルギー電力の価格は世界に比べて割高であり、低コスト化が必須課題である。これが実現できなければグリーン水素グリーンアンモニア合成燃料(e-fuel)も、低コストで十分な供給量を確保することが困難である。  

太陽光発電

太陽光パネル供給の現状

 太陽光パネルは、2000年代前半にはシャープが世界シェア1位で、京セラ、パナソニック、三菱電機などの日本企業が上位5社を占めていた。しかし、中国・韓国企業が2010年前後に急拡大していた欧州市場向けに大幅な設備投資を進めた結果、現在は中国企業が世界シェア1~5位を独占している。

 国内では総合電機メーカーが太陽光パネルの生産を担い、海外の専業メーカーに比べて投資規模で劣った結果、原材料のシリコン調達などでコスト競争に負けた。明らかに貿易摩擦が発生し、国内企業の保護が必要な状況にも関わらず、十分な政府支援は行われなかった

 コモディティ化が進むシリコン系太陽光パネルは、他メーカーへの入れ替えが容易なため、毎年上位順位が変動する過当競争市場であり、太陽光パネルの価格は年々低下している。当面は規模の経済によるコスト優位の中国企業がシェア上位を占め、日本企業の再参入は難しい

 政府は2030年までに総出力:103.5~117.6GW(1.035~1.176億kW)の導入目標を掲げる。しかし、その多くは安価な中国製太陽光パネルに依存する。
 米中対立を背景に中国一国への過度な依存は、供給遮断などのエネルギー安全保障上のリスクを背負う。京セラなど国内生産を継続している太陽光パネルメーカーの支援が急務である

次世代太陽電池の課題

 開発段階で日本が先行している次世代のペロブスカイト型太陽電池(PSC:Perovskite Solar Cell)について、量産への投資に消極的な日本企業を尻目に中国企業が動き始めている。シリコン系太陽電池の二の舞を演じて、同じ失敗を繰り返す可能性が高い。

 PSCはフィルム基板に有機無機混合溶液を塗布して製造される。シリコン系太陽電池の1/10程度の重量で折り曲げ可能で、耐荷重の低い工場屋根や湾曲壁面などに設置でき、雨天などの弱い光でも発電できる。積水化学工業、東芝、アイシンなど、2025年以降の事業化に向け研究開発を進めている。

図4 フィルム材料に形成したベロブスカイト型太陽光電池
 出典:積水化学工業

 政府は研究開発段階の支援のみならず、企業における事業推進段階においても十分な指導とサポートを行い、世界で通用する専業メーカーを育成する必要がある。一企業だけの損得勘定に任せれば、リスク回避により次世代太陽電池についても早期の縮小・撤退が待っている。

 実質的な対策を施さなければ、次世代太陽光パネルも安価な中国製に国内市場は席捲されるであろう。地政学的リスクも考え、国産のペロブスカイト型太陽電池の保護・構築に向け、政府は大きく政策転換を図り、早期の社会実装に向けてメーカー育成、ユーザーとの連携を図る必要がある。

風力発電

環境アセスメントの期間短縮

 海外では風力発電は太陽光発電よりも導入が進められている。しかし、日本では太陽光発電が国内の年間発電電力量の9.5%に達しているのに対し、風力発電は2011年度と比べると約2倍に増加したが年間発電電力量の0.9%で太陽光発電の1/10以下に留まっている。

 一方、日本の陸上風力ポテンシャルは143.76GW(1.4376億kW)と、国内の全発電設備容量の70%にも達する。また、洋上風力ポテンシャルは607.84GW(6.0784億kW)で、国内全発電設備容量を超えて294%にも達する。ポテンシャルは高いのに、風力発電の導入が進まない理由は?

 国内の風力発電開発を妨げる要因として、運転開始までに長期間を要する点があげられる。大規模メガソーラーでも2年程度で運転開始できるが、風力発電は5~8年を要する。出力:1万kW以上の場合には環境アセスメントが必要で、建設に着手できるのは手続き開始から3~4年後になる。

 導入が進む米国・スペイン・英国などでは、環境アセスメント期間は1~2年と短い。経済産業省は2015~2018年度に必要な調査を前倒しで実施する実証事業を進め、「発電所に係る環境影響評価の手引き」に反映させて期間を1.5~2年とし、事業者のコスト負担を軽減する方針を表明した。

国内風力発電機メーカーの撤退

 国内で高い風力ポテンシャルを有するが、有力な風力発電機メーカー(三菱重工業、日立製作所など)が撤退した結果、現在は欧米メーカー製の風力発電機の導入が主体となっている。
 政府は2030年までに総出力:2360万kWの目標を掲げるが、海外メーカーが占める割合は高いレベルで推移することは間違いない。エネルギーセキュリティーの上で問題である。

 政府は風力発電の普及に向けて多額の投資(補助金など)を行ったにも関わらず、事業化の段階では企業の自由競争に任せるスタンスを取った。その結果、先行する欧米に技術力で負けた国内の風力発電機メーカーが事業から撤退し、気が付けば安価な中国製風力発電機の導入が始まっている。

 今後も、風力発電の導入は拡大する必要があるが、国内産業の育成・発展への寄与は残念ながら大きいとは言い難い。明らかに日本の技術力が落ちている。どこで、戦略を間違えたのであろうか?太陽光パネルと同じ轍を踏んでしまったことへの反省が必要がある。 

今後の導入拡大の課題 

 2020年1月、1990年代後半以降に補助金で設置された陸上風力発電所が約20年の寿命を迎え始め、高額な建て替え費用がネックとなり、風力発電設備の撤去が相次いでいると報じられた。
 遅れている風力発電設備の導入状況を見れば、環境アセスメントを経て稼働してきた既設の風力発電設備の建て替えや、出力増強(リパワリング)に手厚い政府支援が必要な時期にきている。

 一方、政府は洋上風力発電所の導入拡大に向け2022年末から公募を開始し、日本版セントラル方式により加速している。特に、浮体式洋上風力の導入目標を掲げ、技術開発・大規模実証を実施し、風車や関連部品、浮体基礎など洋上風力関連産業の大規模サプライチェーン形成を進めている。

 しかし、2023年9月に露見した洋上風力発電を巡る国会議員の汚職事件は、贈賄の疑いがある日本風力開発だけでなく、業界団体の日本風力発電協会(JWPA)も関与が疑われ、洋上風力代表企業の三菱商事が同協会を退会するなど、混乱は拡大を見せている。
 本件に関しては事実の解明を早急に進め、洋上風力発電所の導入拡大に影響を与えてはならない。

 ところで、大規模風力発電(ウィンドファーム)の系統連系には、その出力変動を平準化するためにLNG火力発電や揚水発電などのバックアップ電源、高価な蓄電池に頼らない大規模電力貯蔵システム北海道・東北地方から電力需要都市部への送電容量の増強は必須であり、忘れてはならない。

図5 長崎県五島市沖に建設される浮体式洋上風力発電(0.21万kW×8基) 
出典:五島市

地熱発電

伸び悩む地熱発電の現状

 多くの再生可能エネルギーが伸びる中で、1996年以降、地熱発電の累積導入量は約55万kWとほぼ一定で、2021年度の総発電電力量に占める割合は0.3%に留まっている。国内の地熱発電ポテンシャルは2300万kWと高いが、自然環境維持とのバランスの問題で遅々として開発が進まない。

 地熱発電電力量は1997年をピークに年々減少し、7割程度になっている。これは生産井からの蒸気量の減少が主原因とみられ、腐食などによる機器の経年劣化も影響を及ぼしている。地熱発電所の新設に注目が集まっているが、短期的には設備更新や老朽化対策への政府支援が重要である。

 地熱発電は運転開始までに探査と掘削に長期間を要し、環境アセスメントを加えて10年以上(平均14年)が必要である。太陽光発電の1年、バイオマス発電の5年、風力発電の8年に比べて明らかに長期間である。そのため、大規模地熱発電所の新設は、長期的視野に立つ計画と遂行が不可欠である。

 また、地熱発電では井戸を掘るのに1本当たりの掘削費は5億円を超し、日本での掘削成功率は3割程度とされる。そのため地熱発電の建設単価は100万円/kWと、風力発電の20万円/kW、太陽光発電の37万円/kW、原子力発電の45万円/kWに比べ高価である。

地熱発電の強み

 一方、地熱発電は燃料を必要とせず、昼夜・天候を問わずに24時間の安定な発電運転が可能である。そのため設備利用率は57%と高く、風力発電の約21%、太陽光発電の約14%と比べても優れており、地域のベースロード電源として期待されている。

 また、地熱発電はタービン発電機を国内で調達することが可能な純国産エネルギーであり、エネルギー自給率にも貢献する。再生可能エネルギーの中では発電コストが9.2~11.6円/kWhと安く、小規模にも関わらず大規模なLNG火力発電の10.7円/kWhとほぼ同等である。

 特に、世界の地熱発電設備の日本製シェアは69%であり、三菱重工業(25%)東芝(24%)、富士電機(20%)が製造している。技術レベルが高いのに国内の地熱発電開発が進まなかった原因は、地熱発電に関する長期的な展望を見誤ったためである。 

図6 日本最大の地熱発電所 九州電力八丁原発電所(出力:11万kW)
出典:資源エネルギー庁

今後の導入拡大に向けて

 政府は2030年までに総出力:150万kWの目標を掲げるが、中小規模のバイナリー・サイクル地熱発電所を地産地消の分散電源として拡大させることが必要である。既設の大規模地熱発電所は、経年的な発電効率の低下対策と、老朽化更新によるリパワリングの推進が喫緊の課題である。

 2017年3月、NEDOが風力・地熱発電の導入に関する手続期間を半減できる前倒環境調査を公表。これにより3~4年を要した環境アセスメンを2年以内に短縮できるとした。しかし、地熱資源調査の効率化と精度向上、さらなる環境アセスメント期間の短縮が求められている。

 大規模地熱発電の新規開発を推進するために、政府は地熱発電に関して投資に見合う収益を改めて明示する必要がある。2022年度からは再エネの補助制度「FIP」が導入されたが、電力会社が固定価格で買い取る「FIT」とは異なり、先々のコスト試算が難しいのが現状である。

 政府による規制緩和が進められているが、掘削を伴う大規模地熱発電所の開発には地元温泉事業者や自然保護団体等から反対の声が上がる。これは井戸堀削や建造物設置による自然・環境・景観の破壊や、温泉源の湯量低下・枯渇等を危惧するためであり、政府の積極的な介入が不可欠である。 

中小水力発電

伸びない中小水力発電

 2022年度末時点で、中小水力発電の導入量は990万kWと無視できる発電量ではない。FIT/FIP認定済であるが未稼働分は37万kWある。しかし、2019年度末から2022年度末までの間に、追加稼働した中小水力発電は15万kW(5万kW/年)と伸び率が極めて少ない

 政府は2030年までに総出力:1040万kWの目標を掲げるが、中小水力発電の開発余地が奥地化すると共に大規模な開発余地が減少したため、開発期間が長期化開発リスクが増大している。加えて、既存設備の老朽化も問題となっている。

今後の導入拡大に向けて

  老朽化した中小水力発電設備の補修やリプレースは、発電事業者には大きな費用負担であり、事業からの撤退の原因ともなっている。政府は既存設備のリパワーリングリプレースによる高効率化を積極的に推進し、発電電力量の増大を図るための仕組み作りを行う必要がある。

 また、中小水力発電の導入拡大に関しては、地方自治体任せになっていないだろうか? 開発初期での流量調査や測量に関するコストが増大しており、今後、気候変動による流水量の変化を含め、政府としての積極的な支援により調査を進め、新規地点の開発を促進する必要がある。

図7 山梨県都留市の開放型上掛け水車「元気くん2号」(最大出力:19kW)

バイオマス発電

バイオマス発電の中止・廃止

 国内で稼働するバイオマス発電所の総発電出力は2022年時点で690万kWで、政府はこれを2030年度までに800万kWに引き上げる目標を掲げている。
 一般廃棄物発電と産業廃棄物発電の、いわゆる「ごみ発電」による実力は300~400万kWで、政府は残りの400~500万kWを木質と食品・畜産等によるバイオマス発電でまかなう試算を行い、固定価格買取制度(FIT)で新規参入を募った。

 バイオマス発電事業者協会によると、出力:1万kW以上の大型木質バイオマス発電所では、地元の国産材だけでは燃料をまかなえず、輸入材に頼らざるを得ない。しかし、輸入燃料価格の上昇が2020年後半から始まり、ロシアのウクライナ侵攻後の資源価格の高騰や円安が価格高騰に拍車をかけている。

 その結果、大型の木質バイオマス発電所計画の中止・廃止の発表が続いている。木質バイオマス燃料の価格高騰による採算悪化は改善される見込みはなく、調達すらできない状況にあり、今後も輸入燃料を使う大型バイオマス発電所の中止・廃止が続く可能性は高い。 

森林破壊を助長しない規制

 一方、2019年度から経済産業省はパーム油で発電した電力の固定価格買取制度(FIT)での買取条件として、RSPO(Roundtable on Sustainable Palm Oil)認証の取得を要求している。森林破壊児童労働などの問題が取り沙汰されるパーム油供給の持続可能性を担保するためである。

 今後、RSPO認証取得の要求以前に確保していたパーム油で発電した電力は、FITで売電できなくなる。先行してパーム油発電を行っていた発電事業者は、認証取得の猶予期限である2022年3月末までに新たな調達契約を結ぶ必要があったが、必要量を確保するのは困難であった。

 このような森林破壊を助長しない規制と燃料費の高騰が、パーム油バイオマス発電からの撤退を引き起こしている。FITによる売電価格で採算が合わなければ、撤退するのが当然の道筋である。このような認証と価格高騰はアブラヤシ殻でも始まっている。 

早急な原点への回帰が必要

 本来、バイオマス発電は地産地消の分散型電源として期待されていた。その本質を無視し、燃料を海外からの輸入材に依存して大型バイオマス発電を稼働させることを、FITにより推進した政府方針に問題があった。その後、森林破壊を助長しない規制などで、参加企業の首を絞めている。

 一方で、欧州の環境NGOや研究者らは、木材を原料とするバイオマス発電は、すべて再生可能エネルギーの枠組から除外すべきだと訴え始めている。
 木材を燃やして出るCO2を回収するには、燃やした木材と同じ量を植林して育てなければ持続可能にはならない。しかし、木材の栽培には数十年を要し、伐採、加工、輸送まで含めたCO2排出量を加算すると、「カーボン・ニュートラル」は成立しないという指摘である。

 重要なのは、バイオマス発電の原点への回帰である。そのためには「国内林業の活性化」が不可欠である。当然のことながら、地道な「ごみ発電」による発電量の増加(回収率向上、設備更新)の努力も忘れてはならない。

 適正なバイオマス発電所は基本的にCO2排出量が実質ゼロとみなされる。将来的にはCCS設備を付帯して大気中のCO2を減らすネガティブ・エミッション発電所としての活躍が期待されている。
 バイオエネルギーを使って炭素を回収・貯留するプロセスはBECCS(Bio Energy with Carbon dioxide Capture and Storage)と呼ばれ、脱炭素の有力な手段になる可能性がある。

図8 シグマパワー有明の三川発電所(5万kW)で進めるBECCS実証試験 
出典:東芝エネルギーシステムズ

電力貯蔵と送電網の整備

 電力は需要と供給のバランスがとれないと周波数が乱れ、大規模停電につながる恐れがある。現在、変動性再生可能エネルギーの供給量が増えると、電力会社は火力発電の出力抑制などで対応をするが、それでも十分に対応できない場合は、太陽光発電や風力発電による電力を一時停止する。

 この再エネ出力制御は、2018年に九州電力管内で離島以外では初めて行われた。その後、北海道、東北、中国、四国、沖縄電力管内でも実施された。抜本的な対策を施さなければ、再エネ出力制御の常態化を招き、再生可能エネルギーの導入意欲が削がれる

 政府が再エネ大量導入に向けて重い腰を上げたのが、「2022年1月の電気事業法改正で大規模系統用蓄電池の普及支援」と、「2023年2月の揚水発電所の維持・更新の支援」である。しかし、あまりに遅すぎた支援のために再エネ出力制御の常態化が始まっている。

 一方、送電網の整備により再エネ出力制御は回避することができるが、長期間・膨大な費用を必要とするため、明確な長期展望が不可欠である。政府は2050年までの送配電網の整備計画をまとめ約6〜7兆円の投資を決定しているが、加速が必要である。 

 2018年4月、政府は老朽化した送配電網の維持・更新・拡充を進めるため、大手電力会社が送配電網の利用料として徴収する託送料金を、電力小売り業者に加えて再エネ発電事業者にも求める制度改革を進めている。負担が増えれば、再エネ推進の妨げとなるため再考する必要がある。 

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