第4章 再生可能エネルギー 4.5 再生可能エネルギーをめぐる政策と制度

 ここでは再生可能エネルギーの導入を促進するための政策・制度について考えてみたいと思います。政策や制度は、対象事項をどうしたいのかという「国の意思」によって大きく変化します。わが国のエネルギー・ミックスの中で再生可能エネルギーの位置づけが向上していくにつれて、より積極的な導入策がとられるようになっていきます。

再生可能エネルギー主力電源化」をうたった 2018 年の「第 5 次エネルギー基本計画」の前後で政策・制度はどう変わったのか、さらに 2020 年 10 月の「2050 年カーボンニュートラル宣言」を受けて、どう変わろうとしているのかについて、できるだけ最近のところまで記載しようと思います。

第5次エネルギー基本計画(2018年)以前

 まず、図 4-16 を見て下さい。これは再生可能エネルギーのうちで導入量の多い「風力」と「太陽電池」の設備容量(capacity)をグラフにしたものです。上は世界全体、下は日本です。世界全体でみると、風力と太陽電池の設備容量は 2005 年頃から伸び始めます。風力の方が大きいですが、2010 年頃から太陽電池が急増してきて、最近では風力に追いつこうとしているのが分かります。では、日本はどうでしょうか? 2012 年までは風力、太陽電池ともに低迷していますが、2012 年以降、太陽電池の設備容量だけが急増しているのが分かります。2012 年にいったい何があったのでしょうか?

図4-16 太陽電池と風力の設備容量

 2012 年は日本の再生可能エネルギーにとって、エポックメイキングな年なのです。実はこの年から日本でも FIT 制度がスタートしたのです。FIT は 「Feed in Tarif」の略で日本語では「固定価格買い取り制度」と呼びます。つまり、再生可能エネルギーで発電した電気を、電力会社が一定価格(固定価格)で一定期間買い取ることを国が約束する制度です。実は 2009 年から「太陽光発電の余剰電力買取制度」が始まり、家庭や事業所などの太陽光発電の余剰電力が電気事業者によって買い取られていたのですが、2012 年からより広範囲な再生可能エネルギーを対象とする FIT 制度に移行したのです。

 日本に先立つ 22 年前の 1990 年にドイツで FIT が導入されます。その後、2005 年以降 FIT を採用する国が急増し、2009 年には 50 か国以上になっていました。図 4-16 の上図で、2005 年以降に風力・太陽電池が急増するのは主にこの FIT 導入の為です。コスト高の再生可能エネルギーを高値で買うように国が後押しをすることで導入が進んでいったわけですね。導入量が進むことで、「規模の経済」が働き、価格が低下していきます(図 4-17)。どうして世界では風力の導入量が多かったのか、その理由はこの図を見れば明らかです。黄色が太陽光の LCOE、青が陸上風力の LCOE です。2008 年風力のコストは太陽電池の 1 / 4 以下だったのです。ですから、コストが安い風力に集中するのは当然です。それが 2008 年から 14 年で、陸上風力のコストは 2008 年の 6 割の 60 米ドル / MWhに、太陽電池はもっとすごくて 1 / 4 以下にコストが低下し 90 米ドル / MWhとなりました。もはや化石燃料発電より安価になっています。風力より太陽電池の方が設備建設が容易ですから、コストが安くなると太陽光がたくさん導入されるようになったのです。

図4-17 太陽光と風力の価格推移
出典:資源エネルギー庁「再生可能エネルギー主力電源化に向けた課題と展望」(2019)

 では日本の FIT 制度とはどのようなものでしょうか? 図 4-18 にその概要を示します。再生可能エネルギーで発電した電気を電力会社が一定価格で一定期間買い取ります。一方、電力会社は買い取る費用の一部を「賦課金」という形で需要家から集めます。つまり私たちが支払う電気料金が賦課金の分高くなるわけです。この様にしてコストの高い再生可能エネルギーの導入を支えているのです。日本の FIT は、太陽光発電だけではなく、風力、水力、地熱、バイオマスも対象としています。

図4-18 日本の固定価格買い取り制度(出典 経済産業省ホームページ)

 ここで不思議なことに気づきます。図 4-16 の様に日本において太陽電池の導入が一気に進みましたが、風力の設備容量はそれほど増加していません。同じく FIT が適用されているのにこれはいったいどうしたことでしょうか? その答えは「買い取り価格」にあります。図 4-19 を見て下さい。2012 年の買い取り価格は出力 10 kW 以上の太陽光が 40 円 / kWh(買取期間 20 年)、一方風力は出力 20 kW 以上で 22 円 / kWh(買取期間 20 年)だったのです。これだと買い取り価格の高い太陽電池に集中するのは当然です。では、太陽電池と風力の買い取り価格差の意味はなんでしょうか? 調達価格や調達期間は、電源ごとに、事業が効率的に行われた場合、通常必要となるコストを基礎に適正な利潤などを勘案し、中立的な調達価格等算定委員会の意見を尊重し、経済産業大臣が決定することになっています。実はこのとき風力の導入量をあまり伸ばしたくなかったのです。それは風力の出力変動に理由があります。太陽電池は昼間が中心ですが、風力は1日中発電しています。先に述べたように、再生可能エネルギーの変動に対して、それをバックアップする調整電源を用意する必要がありますが、その役割を果たしているのは主に火力発電所です。昼間は需要量が大きいので多数の発電所が稼働していますが、夜間は稼働率が減っています。そんな時に大きな出力変動があるとどうなるでしょう? バックアップ電源が少ないため変動の吸収が難しくなりますね。ですから、風力の系統への接続量を制限したかったのです。

図4-19 日本のFIT買取価格の推移

 さて、この太陽光の高い買い取り価格ですが、これを政府はどんどん下げていきます。もともと、FIT は再生可能エネルギーの導入促進策です。導入量が増えてくればコストが低下するので、それに合わせて買い取り価格を下げていくのが当然の姿です。もう一度、図 4-17 を見て下さい。▲のプロットが日本の太陽光の買い取り価格です。なんと、世界の価格(LCOE) よりずっと高いところにあります。この FIT のおかげで太陽光の導入が進み、2015 年にはドイツを抜いて累積発電容量が世界第 3 位となりました(1 位は中国、2 位は米国)が、一方で図 4-21 の様に賦課金もどんどん増えていったのです。平均的な家庭の電気料金は 2020 年で 20 円 / kWhくらいですから、そのうちのなんと 15 % が再エネ賦課金ということになります。私たちはこれだけのお金を払って、再エネの導入を助けているのです。

図4-20 世界の太陽光発電の導入状況(累積導入量の推移)
出典:経済産業省資源エネルギー庁「エネルギー白書2019」
図4-21 再エネ賦課金の推移

第5次エネルギー基本計画を受けて

 2018 年に取り決められた第5次エネルギー基本計画についてはすでに 3.4 で解説してあります。重要なことは、再生可能エネルギーについて、第 4 次基本計画が「これまでのエネルギー基本計画を踏まえて示した水準を更に上回る水準の導入を目指し」とあまり熱意が感じられない表現であったのに対し、第 5 次では「2030 年のエネルギーミックスにおける電源構成比率の実現とともに、確実な主力電源化への布石としての取組を早期に進める。」と再生可能エネルギーを主力電源とすることを表明した点です。

 ところが電源構成比率に関しては、2015 年に取り決められた「2030 年のエネルギーミックスにおける電源構成比率」の数字をそのまま残します。つまり、再生可能エネルギーと原子力を合わせたゼロエミッション電源を 42 ~ 46 % にする、再生可能エネルギーで 22 ~ 24 %、原子力で 20 ~ 22 %という方針です。再生可能エネルギーの内訳は、水力 8.8 ~ 9.2 %、地熱 1.0 ~ 1.1 %、太陽光 7 %、風力 1.7 %、バイオマス 3.7 ~ 4.6 % としています。

 では、再生可能エネルギーを主力電源とするために、どのような事がなされようとしているのか、代表的な太陽光と風力について見ていきましょう。第5次エネルギー基本計画から関係するところを抜き出してみます。

FIT制度の見直し

 太陽光や風力などの再生可能エネルギー個々の記述に先立って、つぎのような FIT 制度の見直しについての言及があります。

 再生可能エネルギーをめぐる状況は、大きく変貌している。世界的には、発電コストが急速に低減し、他の電源と比べてもコスト競争力のある電源となってきており、導入量が急増している。我が国においても、2012 年 7 月の FIT 制度の導入以降、急速に再生可能エネルギーの導入が進んだが、一方でその発電コストは国際水準と比較して依然高い状況にあり、国民負担の増大をもたらしている。エネルギーミックスにおいては、2030 年度の導入水準(22 ~24 %)を達成する場合のFIT 制度における買取費用総額を 3.7~ 4 兆円程度と見込んでいるが、2018 年度の買取費用総額は既に 3.1 兆円程度に達すると想定されており、再生可能エネルギーの主力電源化に向けて国民負担の抑制が待ったなしの課題となっている。(中略)他の電源と比較して競争力ある水準までのコスト低減と FIT 制度からの自立化を図り、日本のエネルギー供給の一翼を担う長期安定的な主力電源として持続可能なものとなるよう、円滑な大量導入に向けた取組を引き続き積極的に推進していく。

第5次エネルギー基本計画 p39 (2018) 太線筆者。

 さきほど述べた様に FIT によって賦課金の金額が増大しており、なんとかしなければならないと記しています。さらに第5次エネルギー基本計画に「FIT 制度の在り方」という項があり、「再生可能エネルギー源の最大の利用の促進と国民負担の抑制を、最適な形で両立させるような施策の組合せを構築することを軸として(中略)2020 年度末までの間に抜本的な見直しを行う」と書かれています。その結果、2022 年度より FIT 制度に加え市場連動型 FIP (Feed-in Premium)制度が導入されることとなりました。これについては、最後の「現在ー2050 年カーボンニュートラルを受けて」の項で詳しく触れましょう。

太陽光・風力の取組

太陽光

  • 政策の方向性:中長期的には、コスト低減が達成されることで、市場売電を想定した大型電源として活用していくとともに、分散型エネルギーシステムにおける昼間のピーク需要を補い、消費者参加型のエネルギーマネジメントの実現等に貢献するエネルギー源としての位置付けも踏まえた導入が進むことが期待される。
  • FIT 制度に向けた中長期的な価格目標(事業用太陽光発電の発電コストの水準が、2030 年に 7 円 / kWhとなることを目指す等)の実現を目指し、さらなるコスト低減をすすめていくことが必要。革新的な研究開発の推進、入札制度の活用、トップランナー方式での調達価格の低下。
  • 地域と共生する再生利用困難な荒廃農地の活用等、ポテンシャルの有効利用に取り組む
  • 自家消費やエネルギーの地産地消を行う分散型電源としての活用については、遊休地や学校、工場屋根の活用など、地域で小規模の太陽光発電の普及が進んでおり、これを引き続き支援。
  • 自家消費に資する蓄電池の自立的普及に向けた価格低減を進める。
  • 将来大量に発生する太陽光パネルの廃棄問題について、法制度の整備も含めた検討を行い、使用済みパネルの適正な廃棄・処理が確実に実施されるよう対応するとともに、小規模な事業用太陽光発電の適切なメンテナンスを確保し、再投資を促す。

 日本の太陽光発電の設備容量は前述の様に中国、米国に次いで世界第 3 位ですが、これを国土面積あたりで見ると、図 4-22 の様に第 1 位、平地面積あたりで見るとダントツ第 1 位となります。つまり、狭い国土の平地には世界で一番多く太陽電池パネルが設置されているのです。この日本が太陽光発電大国であるという事実は、一般にあまり認識されていないように思います。このように日本の適地のかなりの部分がすでに使われているため、太陽光については、今後爆発的に拡大することは望めません。ですから、基本計画でも「再生利用困難な荒廃農地の活用」や「屋根の活用」となってくるわけです。それより現状の設備が寿命を迎えるとき発生する廃パネルへの対応の方が問題となってきます。

図4-22 国土面積当たりの太陽光設備容量
出典:経済産業省資源エネルギー庁「2030年に向けたエネルギー政策のあり方」(2021/4/13)

風力:

  • 政策の方向性:大規模に開発できれば発電コストが火力並であることから、経済性も確保できる可能性のあるエネルギー源である。ただし、需要規模が大きい電力管内には供給の変動性に対応する十分な調整力がある一方で、北海道や東北北部の風力適地では、必ずしも十分な調整力がないことから、系統の整備、広域的な運用による調整力の確保、蓄電池の活用等が必要となる。こうした経済性も勘案して、利用を進めていく必要がある。
  • 風力発電設備の導入に当たっては、地元との調整や環境アセスメントのほか、立地のための各種規制・制約への対応が必要となり、FIT 制度の下でも、これらの対応の必要性が小さい太陽光発電設備の導入と比べて導入に時間がかかっている。……将来的に大型電源として活用するため、地域との共生を図りつつ、風力発電設備の導入をより短期間で円滑に実現できるよう、環境アセスメントの迅速化や、規模要件の見直しや参考項目の絞り込みといった論点も踏まえた対策の検討、電気事業上の安全規制の合理化等の必要に応じた取組を引き続き進める。
  • 再生可能エネルギーの導入拡大が進むにつれ、現在の送電網の容量が利用され、接続余地が狭くなっていくという問題も存在する。
  • 海外では発電コストが大きく低減する中で、我が国の発電コストは依然高く、FIT 制度における中長期的な価格目標(浮体式洋上風力発電を除く風力発電の発電コストの水準が、2030 年までに 8 ~ 9 円 / kWhとなることを目指す等)の実現を目指して、機器費・工事費・系統接続費等の大幅なコスト低減を図っていく必要がある。……大幅なコスト低減に向けて、低コスト化に向けた技術開発やFIT制度を活用した競争や効率化の促進等に取り組む。
  • 陸上風力については、北海道や東北をはじめとする風力発電の適地を最大限効率的に活用するため、農林地と調和・共生のとれた活用を目指し、必要に応じて更なる規制・制度の合理化に向けた取り組みを行う。
  • 洋上風力については、世界的にはコストの低減と導入拡大が急速に進んでいる。陸上風力の導入可能な適地が限定的な我が国において、洋上風力発電の導入拡大は不可欠である。欧州では、海域利用のルール整備とともに入札制度を導入することにより、この数年間で急速なコスト低減が進んでいる。欧州の洋上風力発電に関する取組も参考にしつつ、地域との共生を図る海域利用のルール整備系統制約、基地港湾への対応関連手続きの迅速化価格入札も組み合わせた洋上風力の導入促進策を講じていく。また着床式洋上風力の低コスト化に向けた実証や開発支援を行うとともに、浮体式洋上風力についても、技術の開発や実証を通じた安全性・信頼性・経済性の評価を行う。

 風力発電は図 4-16 で示したように、まだあまり導入が進んでいない状況ですから、拡大の余地があります。図 4-9 を再掲しますが、風力発電の適地は北海道と東北です。

図4-9 再生可能エネルギーの地域別導入ポテンシャル 再掲

 この図で分かることを列挙してみます。

  • 太陽光の導入ポテンシャルは電力需要に比べてそれほど大きくない。
  • 洋上風力を加えた風力の導入ポテンシャルは電力需要に対して十分大きく、特に北海道と東北で圧倒的に大きく、これらの地域の需要をはるかに上回る。
  • 北海道、東北、沖縄以外の地域では導入ポテンシャルは電力需要を下回ることから、再生可能エネルギーだけで需要を満たすことはできない。

 陸上風力の導入ポテンシャルは北海道・東北で大きいのですが、これらの地域では電力需要が小さいため既存の発電設備の設備容量は大きくありません。ですから、北海道・東北で風力を拡大させていくと「調整力不足」となって変動を吸収できないという問題が起こってきます。この調整力不足問題のために風力発電はこれまで導入を制限されてきたのでした。余った電気を他の地域へ送電しようとしても地域間連系線の容量が小さいのでうまくいきません。これらの解決が今後、風力発電を拡大させる時の大きなポイントになります。第5次エネルギー基本計画では「系統の整備、広域的な運用による調整力の確保、蓄電池の活用等が必要」となっています。なお、洋上風力については第 6 章で詳しく取り上げますので、ここでは省略します。

 第 5 次エネルギー基本計画の「再生可能エネルギーの導入拡大が進むにつれ、現在の送電網の容量が利用され、接続余地が狭くなっていくという問題も存在する」という記述ですが、もう少し説明を加えておきます。

送電線の空容量と出力制御問題

 再生可能エネルギーの発電量の増加とともに、系統への接続が拒絶される(出力抑制・制御)という問題が顕在化してきました。2018 年 10 月 13 日に九州電力は太陽光発電の事業者から電気の受け入れを一時的に止める無保証の「出力抑制」を離島以外で初めて行いました。太陽光発電が増えて電力の需給バランスが崩れ、停電が起きるのを防ぐためという理由からです。これが「需給バランス制約による出力制御」です。また送電線の空容量がゼロになったという理由で系統への接続が拒絶されることも起こっています。これが「送電線の容量による出力制御」です。

 まず、「需給バランス制約による出力制御」については、前回、説明してあります。九州電力では太陽光発電の導入を進めた結果、2018 年 5 月の時点ですでに、火力発電を減らしてもピーク時の発電量が需要をはるかに上回り、過剰部分を揚水発電に用いるなどの対応をしてしのいでいるという状態でした。電源構成が再エネが 96 % で、うち太陽光が80 % を占めるという一触即発の状況になっていたのです。ついに 10 月、地域内で調整できず、他地域への送電も上手くいかず、太陽光の出力制御に踏み切ったのです。

 次の「空容量」の問題ですが、そもそも「空容量」とは何でしょうか? 図 4-23 に送電線の容量のイメージを示しています。送電線が物理的に電気を流せる容量のことを設備容量といいます。これを目一杯使っていいかというとそういうわけにもいきません。トラブルが起こると送電がストップしてしまいます。ですから非常時にそなえて空きを作ってあります。万一回線がひとつ故障したとしても安全に電力系統を運用できるようにするため 1 回線分を非常時枠として空けておくことにしています(これを N-1(エヌ・マイナス・ワン)基準といいます)。設備容量からこの非常時枠を差し引いた運用容量が実際に使用できる枠です(2 回線の場合は 50 % になります)。この運用容量を接続申し込みのあった先着順に埋めていくというのが現状のルール(先着優先)です。そして、運用容量から申し込みのあった分を差し引いたものが「空容量」となるわけです。空容量がゼロですから、既にある申し込み分で運用容量の上限まで達していて、もう空きがないので接続できないというわけですね。ところが、実際に電線の運用容量が全部使われてしまっているかというと、決してそういわけでもありません。実は潮流(電力の流れ)の計算は系統を流れる電気がピークとなるタイミングで行われていて、さらに接続契約締結済みだがまだ運転が開始されていない電源についても評価されているので、空容量がゼロでも、通常は実際に流れている電力はずっと少なく、まだ余裕がある状態なのです。火力発電が定格で発電しているわけではありあませんし、太陽光や風力は変動するので常に両者がフルになることはありません。ただし、確かに空容量がなくなる可能性もありますが、それは 1 年のうちそんなに多くはないのです。現状の送電線を上手く使って、実情に合わせて運用面を改善することで対応できるはずです。

図4-23 送配電利用ルール
出典:経済産業省資源エネルギー庁「なるほど!グリッド 系統接続について」

 図 4-23 に「空容量が無い系統に、新規に接続希望があった場合には、必要な増強工事を行う」となっていますが、増強工事は費用もかさむし、時間もかかるのでそう簡単にはいきません。早く接続したいという希望に間に合わないのです。このため再生可能エネルギーの業者から大きな不満が寄せられていました。そこで政府も動き出し、2018 年以降、見直しが進められています。これが「日本版コネクト&マネージ」です。

 コネクト&マネージとは、文字通りまず接続(コネクト)させて、その後、運用面で管理する(マネージ)するという方法です。もともとは英国で VRE の系統接続問題を解決するために採用された制度ですが、他国でも似たような法制度が取られていました。これを日本で実施しようというのです。制度の中身は図 4-24 の①~③になります。①の空き容量の算定は、これまで全電源フル稼働で算出していたものを実態に近い想定にしようというもの、②の緊急時用の枠は、これ迄 1 回線分を確保していたものを、送電線の最大容量(2 回線分)を上限に電源接続を認め、送電線の事故が発生した場合には緊急枠への電源接続を瞬時に遮断して枠を開放するものです。③のノンファーム接続は、系統の混雑状況によっては送電(出力)が制限されるという条件で接続を認めようというものです。これらによって、現在、系統線を増強しないで接続量を増やすことが検討されています。

図4-24日本版コネクト&マネージ
出典:経済産業省資源エネルギー庁「なるほど!グリッド 系統接続について」

 もうひとつ問題があります。図 4-23 の接続ルールは「先着優先」ですが、これだと既存の電源に有利に働きます。再生可能エネルギーは限界費用がゼロだし、CO2 を出さないという便益があるはずなのに、それらを評価せずに申し込み順とするのはどうかという議論です。これについては次の項で説明したいと思います。

現在ー2050 年カーボンニュートラル宣言と第 6 次エネルギー基本計画

 日本政府は 2020 年 10 月に「2050 年カーボンニュートラル宣言」を出しました。これは日本がこれまで取り続けてきた慎重なスタンスから一気に飛躍したもので、とても驚かされました。さらに 2021 年 4 月には、それに整合する形で、2030 年度の温室効果ガス削減目標として、これまでの「2013 年度比 26 % 減」から 2013 年度比で 「46 % 削減することを目指し、さらに 50 % の高みに向けて挑戦を続ける」という新方針に移行します。世界からの圧力に耐えきれなくなったのが真実のところかと思いますが、なんと 1.8 倍近く目標を引き上げることになりました。この目標をどうやって達成するかが問題です。2050 年目標とは違って 2030 年はすぐ目の前なので、「現実的な対策」を積み上げていく必要があります。これを受けて、経済産業省資源エネルギー庁は 2021 年 7 月 21 日に「第 6 次エネルギー基本計画の素案」を発表しました。これをもとにさらに議論を重ね、最終的には 10 月頃の閣議決定を計画しているとのことです。では最後に、この「素案」に「再生可能エネルギー」がどう表現されているか眺めつつ、今後の問題について考えてみましょう。

再生可能エネルギーの導入量

「素案」の「2050 年を見据えた 2030 年に向けた政策対応」の項に再生可能エネルギー対する取組方がつぎの様に述べられています。「再生可能エネルギーに最優先の原則で取り組み、国民負担の抑制と地域との共生を図りながら最大限の導入を促す」。「原則」とついているのが気になりますが、なにしろ「最優先の原則」なので、第 5 次エネルギー基本計画の「確実な主力電源化への布石としての取組を早期に進める 」という表現からはるかに前進しています。

 再生可能エネルギーの 2030 年度導入量は一次エネルギー全体(原油換算約 430 百万kL)の約 20 % で 86 百万kL になっています。2017 年度は 57 百万 kL (一次エネルギー全体の 11 %)でしたから、現状の 1.5 倍になります。発電電力量でみると図 4 – 25 の様に、2019 年度の 1.8 ~ 1.9 倍を見込んでいます。前計画では 1.3 ~ 1.4 倍でしたから、はるかに高い数字に変わりました。電源構成を見ると、石炭や LNG 火力が現状の半分に減り、再エネが現状の約 2 倍の 36 ~ 38 % 急増しています。原子力も 20 ~ 22 % に復帰。再エネは他を大きく引き離しており、確かに「最優先」になっています。その内訳は太陽光:約 15 %、風力:約 6 %、地熱:約 1 %、水力:約 10 %、バイオマス:約 5 %です。

図4-25 第6次エネルギー基本計画素案の2030年の発電電力量と電源構成(現状ならび第5次エネルギー基本計画値との比較)
出典:資源エネルギー庁「エネルギー基本計画(素案)の概要」2021年7月をもとに筆者追記

 こんどは再生可能エネルギーの種類毎に現状の発電電力量からどのくらいアップさせなければならないかみてみましょう(表 4 – 1)。2030 年の計画量を 2019 年の実績値で割ってみます。すると太陽光は 2.2 倍、風力はなんと 6.4 倍となります。水力はほぼ現状維持、地熱とバイオマスは約 3 倍です。

表4-1 第6次エネルギー基本計画素案での再生可能エネルギーの計画電力量

  つぎにこの大幅な拡大をどうのように達成するかについての「方針」に関する記述を調べてみますしょう。再生可能エネルギー全般としてはつぎの様に書かれています。「地域と共生する形での適地確保コスト低減系統制約の克服規制の合理化研究開発などを着実に進めていく。こうした取組を通じて、国民負担の抑制や、電力システム全体での安定供給の確保地域と共生する形での事業実施を確保しつつ、導入拡大を図っていく」。大幅な 再生可能エネルギーの増加を目論む方針としてはもうひとつ弱い感じがします。

 再エネの中心である太陽光と風力の拡大方針についての記述を調べていきます。

太陽光

 太陽光の発電電力量約 1400 億 kWh は発電容量では約 114 GW に相当します。 資源エネルギー庁「2030 年における再生可能エネルギーについて」(2021 年 4 月) によれば、 2020 年 3 月末時点の導入量は地上が 41.3 GW、屋根が 14.5 GW の 55.8 GW (= 690 億 kWh)です。これを 2030 年に向けてどうやって 2 倍にしていくかですが、「基本計画素案」の記述はもうひとつ明確ではありません。

  • 今後の導入拡大に向けては、地域と共生可能な形での適地の確保、更なるコスト低減に向けた取組出力変動に対応するための調整力の確保立地制約の克服に向け更なる技術革新が必要である。
  • 中長期的には、コスト低減が達成されることで、市場売電を想定した大型電源として活用していくとともに、分散型エネルギーシステムとして昼間のピーク需要を補い、消費者参加型のエネルギーマネジメントの実現等に貢献するエネルギー源としての位置づけも踏まえた導入が進むことが期待される。
  • 地域と共生した導入を推進する観点から、例えば、改正地球温暖化対策推進法に基づき、地方自治体が再生可能エネルギー導入の数値目標とこれを踏まえた具体的な再生可能エネルギー促進区域の設定(ポジティブゾーニング)を推進することにより、適地の確保を進めていく。
  • また、農地についても、荒廃農地を再生利用する場合の要件緩和、再生困難な荒廃農地の非農地判断の迅速化や農用地区域からの除外の円滑化について国が助言すること等により、農地転用規制等の見直しを通じて優良農地を確保しつつ、再生可能エネルギー導入に適した農地において営農を継続しながら太陽光発電を行う営農型太陽光発電等の導入拡大を進めていく。
  • さらに、住宅・建築物においては、ZEH(Zero Emission House)・ZEB(Zero Emission Building)の普及拡大や既存ストック対策の充実等に取り組んでいく。
  • 加えて、発電コストが国際水準と比較して未だ高い水準にあるため、更なるコスト低減等を進めつつ、FIT 制度等の支援から自立化を進めることが必要である。
  • 加えて、主流となっている既存の太陽電池は、価格の低減等が進んではいるものの、設置に技術的な制約のある屋根の耐荷重の小さい既築の建築物や建物の壁面等に設置が困難という制約がある。これらの技術的制約を克服可能な次世代型太陽電池の実用化と新市場の創出を図るため、次世代太陽電池や関連製品の社会実装に向けた研究開発・実証事業等に取り組んでいく。

 こんな具合で、どこでどのくらいの導入量アップを見込むのか、アップさせるために何をするのかはっきりしません。一方、太陽光発電協会が出している 「2030 年の野心的目標」では表 4-2 のようになっています。戸建て、集合住宅、非住宅建物などの屋根への設置を倍増(40 GW)させ、さらに農業関連で 14.5 GW の新規の電力供給を生み出すところがポイントです。農地以外の平地はもうすでにかなり埋まってしまっているのでこの様な対策になるわけですが、その実現は簡単ではないように思われます。

表4-2 太陽光発電協会 2030年の野心的目標 
出典:太陽光発電協会「2050年カーボンニュートラル実現に向けて次期エネルギー基本計画について」(2021年3月21日) http://www.jpea.gr.jp/pdf/t210325.pdf

風力

 次に風力ですが、達成すべき 558 ~ 564 億 kWh を陸上風力・洋上風力でどう分担するかはっきりり書かれていません。「エネルギー基本計画(素案)の概要」の 13 ページには、陸上が 15.9 GW(302 億 kWh)、洋上が 3.7 GW(107 億 kWh)と、最終目標に至る前の途中経過の数字があります。足して 409 億 kWh ですから、まだ150 億 kWh 不足です。一方、「 エネルギー基本計画素案 」では洋上風力の目標を「2030年までに 1,000 万 kW(10 GW)を目指す」としています。洋上風力 10 GW は 289 億 kWh に相当しますから、これに陸上の 15.9 GW 分を足すと合計 591 億 kWh とオーバーします。これらから推測すると、現状 88 億 kWh の陸上風力を 3 倍強まで拡大し、これに洋上風力を加えるという構図かと思われます。風力の方針はつぎの通りです。

  • 今後、適地の確保や地域との調整コスト低減に加え、北海道、東北、九州などの適地から大消費地まで効率的に送電するための系統の確保出力変動に対応するための調整力の確保蓄電池の活用などを着実に進める。
  • 陸上風力は、適地の確保とコスト低減を引き続き進めていく。
  • また、特に、洋上風力は、大量導入やコスト低減が可能であるとともに、経済波及効果が大きいことから、再生可能エネルギー主力電源化の切り札として推進していくことが必要である。

 このように、大幅増を見込むわりには、政策の内容は第 5 次エネルギー基本計画とそれほど変わっていません。ただ、洋上風力については「再生可能エネルギー主力電源化の切り札として推進 」という風に「切り札」という言葉が使われていてかなり力が入っており、「政府として年間 100 万 kW 程度の区域指定を 10 年継続し、2030年までに 1,000 万 kW(10 GW)2040 年までに浮体式も含む 3,000 万 kW ~ 4,500 万 kW(30 ~ 45 GW)の案件を形成する」と導入目標が入った方針となっています。

再生可能エネルギー主電力化への取組課題

 最後に再生可能エネルギーの主力電源化への取組課題についてはつぎの様なものがあがっています。

  • コスト低減とFIT 制度からの自立化FIP 制度など)
  • 地域との共生/事業規律の強化(地元理解の促進に向けた取組、開始から終了まで一貫した適正な事業実施の確保、安全の確保)
  • 系統制約の克服に向けた取組(再エネ大量導入に向けた系統制約への対応、自然変動電源の出力変動への対応、系統の安定性維持

 FIP 制度は先に少しふれましたが、発電事業者が他の電源と同様に卸電力取引市場や相対取引で自ら売電し、 市場価格を踏まえて算定される一定のプレミアムを受け取る制度です。図 4-22 のように、従来の FIT が市場価格はどうあれ買い取り価格が固定されていたのに対して、FIP では市場価格に補助額(プレミアム単価)が上乗せされるもので、価格は市場価格に応じて変動することになります。また、 FIT 電気は全量、電気会社が買い取っていたのに対し、FIP 制度では発電した再生可能エネルギー電気を卸電力市場や相対取引によって自ら市場で売電することになります。エネルギー庁は、FIP 制度を再エネを FIT 制度から自立させ主力電源化するための途中経過措置と位置付けています。当面は FIP と FIT が混在する形になります。政府は再生可能エネルギーの自立化に向けて、FIP 制度の導入等を通じて、発電事業者による創意工夫を引き出し、再生可能エネルギーの電力市場への統合を進めることを意図していますが、これで事業者が太陽光を積極的に推進していこうと思うかについては疑問が残ります。

図4-26 FIP制度
出典:経済産業省資源エネルギー庁「FIP制度の詳細設計とアグリゲーションビジネスの更なる活性化」(2020)

 3 番目の「系統制約の克服に向けた課題」についてはつぎのように書かれています。

全国の送電ネットワークを、再生可能エネルギーの大量導入等に対応しつつ、レジリエンスを抜本的に強化した次世代型ネットワークに転換していくことが重要となる。加えて、自然変動電源(太陽光・風力)の導入量の増加に伴い、必要となる調整力が増大する一方、現状においては調整電源として火力発電等に依存しているため、調整力の脱炭素化を進めつつ、普及拡大を進めることが不可欠となる。また、従来の系統の安定性は、同期電源(火力、水力、原子力等)によって維持されてきたが、今後は、系統に占める非同期電源(太陽光・風力・蓄電池等)の割合が高まる中、系統の安定性を引き続き維持するための方策が重要となる。再生可能エネルギーの主力電源化を進める上で、これらの系統制約を解消していく必要がある。

経済産業省資源エネルギー庁「第6次エネルギー基本計画素案」 太線筆者

 VRE が増えてくると調整力が必要となりますが、これを火力発電で行えば CO2が排出されてしまいます。従って、「調整力の脱炭素化」が重要となり、この文脈で、蓄電池や水電解装置のコスト低減に向けた話が上がっています。また、火力発電の CCS もこれに該当するでしょう。同期・非同期の問題についてはすでに「4.4 再生可能エネルギーの特徴と課題」で述べていますので、そちらを参照ください。

 送電線利用ルールについては「空容量」のところで、 「再生可能エネルギーは限界費用がゼロだし、CO2 を出さないという便益があるはずなのに、それらを評価せずに申し込み順とするのはどうかという議論がある」という事を紹介しました。 これについては、つぎの文章が盛り込まれました。

 現行の先着優先のルール上は、ノンファーム型接続の電源の増加が予想される中で、新規参入したノンファーム型接続の電源は、系統の空き容量が無い時間帯においては、従来から接続している石炭火力等より先に出力制御を受けることになる。今後は、再生可能エネルギーが石炭火力等より優先的に基幹系統を利用できるように、市場を活用する新たな仕組みへの移行を見据え、必要な制度面やシステム面の検討を進めながら、当面は、S + 3E の観点から、CO2 対策費用、起動費、系統安定化費用といったコストや、運用の容易さを踏まえ、送配電事業者の指令により電源の出力を制御する再給電方式の導入に向けた系統利用ルールの見直しを進める。また、上位系統の容量制約の対策に向けて、ディマンドレスポンス等、同地域内の分散型エネルギーリソースの有効活用を進める。

経済産業省資源エネルギー庁「第6次エネルギー基本計画素案」 太線筆者

 地域間連系線については、すでにメリットオーダーに基づく間接オークション」によって送電が行われていますが、各地域の「基幹系統線」については依然「先着優先」のままでした。今回、遅ればせながら、この「先着優先」のルールを「メリットオーダー」に変更する基本方針となりました。具体的な方法について検討が進められていますが、「市場を活用する新たな仕組みへの移行を見据え」とあることから、最終的には地域間連系線と同じように市場での間接オークションへ移行していくものと思われます。それまでの経過措置として「再給電方式」を採用すると述べられています。この 「再給電方式」 とは何かについて説明しておきます。現在、発電事業者と小売電気事業者は 30 分単位で翌日の発電計画や需要計画を一般配電事業者に提出しています。提出が締め切られた(ゲートクローズ)後は一般送配電事業者が系統の調整を行います。「再給電方式」とは、このとき 系統運用者である一般配電事業者が混雑した系統に対して電源の抑制を指示し、電源抑制に伴い不足した電力を他の電源から上げ調整して、電力の同時同量を確保する方式の事です。

図4-27 再給電方式

図 4-27 で具体的に説明します。ここには A 電力の供給エリアのある時点での状況を示しています。系統には 3 つの基幹変電所 A、B、C があり、基幹変電所 A には 200 MW の火力発電所 A と 50 MW の再エネ発電所 B が繋がり、基幹発電所 B には 200 MW の火力発電所 C と 100 MW の火力発電所 D 、さらに 50 MW の再エネ発電所 E と F が接続され、最後の基幹変電所 C には 50 MW の再エネ発電所 H が繋がっています。それぞれの発電所の限界費用(円/kWh)も図に記載されています。ここで基幹変電所からの電線の運用容量はすべて 250 MWであるとします。600 MWの電力需要があるとき、系統運用者である 一般配電事業者は、新しいルールではメリットオーダー(つまり限界費用の安い)順に、電線に電気を流していきます。再エネ発電所は限界費用が 0 円 / kWh ともっとも安いので最優先されます。続いて、8 円 / kWh の火力発電所 D、10 円 / kWh の火力発電所 A、11 円 / kWh の火力発電所 C と続きます。ここで困ったことが持ち上がります。基幹変電所 B では、再エネ発電所 E、F、火力発電所 C、D の出力合計が 400 MW となり、電線の運用容量 250 MW を越えてしまうのです。そこで 系統運用者 はこのエリアでもっとも限界費用の高い火力発電所 C に対して、運用容量を越えないように出力を 50 MW まで落とせと指示します。こうすると変電所 A が 250 MW、変電所 B が 250 MW となり、変電所 C は 50 MW ですから合計 550 MW で需要より 50 MW 足りません。そこで、系統運用者はこんどは電線容量に余裕のある変電所 C の下にある調整電源の火力発電所 G に不足分の 50 MW を出力するよう指示し、同時同量が達成できるよう調整するのです。これが再給電方式です。再給電方式は 2022 年より開始されることになっています。

 新方式では系統が混雑したときに制御されるのは再生可能エネルギーではなく、限界費用の大きな火力発電になります。これは再生可能エネルギーの導入量拡大に際して非常に大きな進歩となりますね。

 以上、日本における再生可能エネルギーに関する政策・制度の変遷をみてきました。日本は今、再生可能エネルギーを最大限導入するために、欧米の政策・制度を参考に、見直しを続けている状況にあります。電力システム改革による自由化を受けて、「市場」を中心としたシステムが整備されつつありますが、その運用はまだ始まったばかりです。依然として地域の電力会社が中心である中、自由競争と安定供給が果たすシステムをどう作り上げていくのか、今後も注視していく必要があります。

(更新 2021/08/08)

タイトルとURLをコピーしました