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国の再生可能エネルギー政策は破綻している

小川 剛=構成

国民負担に転嫁される買い取り価格

再生可能エネルギーの固定価格買い取り制度(Feed in Tariff、以下FIT)が始まってから4年が経過した。2011年の福島原発災害の後、脱原発の流れの中で再生可能エネルギーの普及拡大を目的とする特別措置法が制定され、これに基づいて、当時の菅直人民主党政権の置き土産の形でスタートしたのがFITである。簡単にいえば、風力、太陽光、水力、地熱、バイオマスなどの再生可能なエネルギー源を用いて発電された電気を、国が定めた「価格」で一定期間(10~20年間)、電力会社が買い取ることを義務づけた制度だ。買い取り価格を高めに設定すれば参入インセンティブが働くし、再生可能エネルギーで発電した電気はすべて固定価格で買い取ってもらえるから安心して投資できる。電力会社が「買いたい分だけ買います」というのではリスクが高すぎて誰も投資しない。

ドイツなどでも見てきたように再生可能エネルギーの普及を促す手段として、短期的にはFITは非常に効果がある。ただ、電気会社は再生可能エネルギーの買い取りコストを電気料金に上乗せできる仕組みだから、高額な買い取り価格は最終的には消費者である国民負担になってしまう。

FIT導入後は太陽光発電の設備申請が急増した。導入2年で認定された太陽光発電設備の総発電量は約7000万キロワット。再生可能エネルギーの9割以上を太陽光発電が占めるようになった。太陽光発電設備の申請が急増した最大の理由は、その買い取り価格にある。買い取り価格は再生可能エネルギーの種類ごとに異なるが、当初に設定された太陽光発電(10キロワット以上の産業用)の買い取り価格は1キロワットアワー(kWh)あたり40円と、他の電源に比べて破格の高さだったのだ。

確かに太陽光の発電コストは他の電源より高い。14年の国の試算で石油火力は30~40円/kWh、LNG(液化天然ガス)火力で約13円。原子力は約10円だが、廃炉などのコストを全部込みにすると倍の20円程度にはなるだろう。対して太陽光の発電コストは約30円だが、福島の原発事故をきっかけに世界的に太陽光発電の導入が進んだおかげで発電コストはどんどん下落している。20年までには火力や原子力を下回るという見方もあるくらいだ。

FITの買い取り価格は1年ごとに見直される。太陽光(産業用)の買い取り価格も12年度の40円から36円、32円、29円、今年は24円と徐々に下がってきた。しかし導入初年度に認可を得た事業者は20年間にわたって40円の固定価格で買い取ってもらえるのだからボロ儲けだし、計算上は今の24円で参入しても利益は見込める。FITという制度が稼働しているかぎり、それが全部国民負担に転嫁されるわけだ。

電力の固定価格買い取り制度を導入する際、参考にしたとされるのがドイツのFITである。ドイツは00年から固定価格による買い取り制度を取り入れて、発電に占める再生可能エネルギーの割合は3割近くに達している。しかし、買い取り価格が上乗せされて電気料金が高騰、国民負担が大きく膨らんだ。これを解消して経済合理性に適ったものにするために、試行錯誤しつつ制度の見直しを何度も行っている。そうした状況は日本がFITを導入する時点でもわかっていたはずだ。しかし、原発事故後の過剰な再生可能エネルギーブームの中で、当時の民主党政権はこれを加速するのが国是だと思い込んで、十分な研究、検討がないままにFITを拙速に取り入れた。そのツケが今も続いているのだ。

あまりに低い太陽光や風力の稼働率

再生可能エネルギーの安定活用にはまだまだ技術的な課題も残されている。たとえば平地が多いドイツでは風力発電が盛んで、FITもこの分野で先行した。農家などが多少の補助金をもらって風力発電機を導入、自家発電して余った電力をグリッド(送電会社)が買い取る。環境に優しいといわれる風力にも問題はあって、ドイツでは風車から発生する低周波ノイズによる健康被害や、風車に鳥が巻き込まれる被害がよくある。

グリッドとの関係でいえば、不安定な発電量が一番の問題だ。風がない日は電気が起こせないから、農家は自分で使う分を買わなければならない。逆に風が強すぎると一帯の発電量は一気に増えて、グリッドが吸収できなくなる。電気事業には「同時同量の原則」という基本原則があって、地域内の電力の需要量と供給量を一定に保っていないと電力のネットワークが非常に不安定化する。これがサージ(過電圧)という現象を引き起こして、ブラックアウト(大停電)につながる危険性があるのだ。一旦ブラックアウトするとシステムを一から立ち上げなければならないので、復旧にも時間がかかる。というわけで、電気を売る側は風が強い日ほど売り物が増えるのだが、グリッド側としては風の強い日ほど電力の買い取り量を制限しなければならない。つまり、「売りたい電気は全部買います」というFITのルールが適用できなくなるのだ。余分な電気を蓄えておける低コストの蓄電技術は世界的に確立されていない。ドイツは水を電気分解して水素の形で蓄える蓄電技術の研究を進めているが、実用化はまだ遠い。

風力発電の「風任せ」と同じように、太陽光発電にも「お天道様任せ」というウイークポイントがある。日本でいえば、冬場は曇天ばかりの日本海側は太陽光発電には向かない。日照時間が短いからだ。日本で日照時間の長い地域といえば、瀬戸内海沿岸や山梨県平野部などが挙げられる。その山梨県の北杜市で私の知り合いの会社が25年ぐらいソーラーの大規模な実験をしているが、太陽光の稼働率は13%程度だそうだ。つまり、発電設備の能力を100としたときに、平均13%しか稼働しないということ。日本で一番日照時間が長いエリアでその程度なのだ。

40円/kWhの買い取り価格でFITがスタートしたときには、ブームで日本各地のゴルフ場や墓地や空き地にソーラーパネルが設置されたが、年平均13%しか稼働しないことがわかっていた業者はほとんどいないだろう。13%という稼働率をベースにすると、いくら40円で買い取ってもらってもそれほど儲からない。申請はしたものの、具体的に計算してみたら当初の目論見ほど儲からないということで、投げ出してしまった業者も多いのだ。

全開なら一発でサージしてブラックアウト

FITを導入した民主党政権は、当時4%程度だった再生可能エネルギーによる発電割合を20年までに20%に引き上げることを目標に掲げた。当時の4%の再生可能エネルギーのほとんどは水力で、日本の河川は開発され尽くしているから水力の発電量を増やす余地はない。従って残り16%を太陽光や風力でまかなうしかない。しかし、風や日照時間に頼る発電は稼働率が低い。前述のように太陽光は13%だし、風力でも19%ほどしかない(平均して水力を除く再生可能エネルギーの稼働率を15%と考える)。

再生可能エネルギーの発電割合を20%まで持っていったとして、火力と水力が安定的に発電できるベースロード電源となり、水力を除く再生可能エネルギーの電源割合が15%と仮定しよう。再生可能エネルギーの稼働率15%はあくまで平均値。太陽がガンガンに照りつけ風がビュンビュン吹き荒れて、もし太陽光と風力の発電能力が100%全開になれば、プラス85%の電力が一気に放出される。ベースロード電源とほぼ同量の電力である。そんなものを電力ネットワークが吸収できるわけがない。一発でサージして、ブラックアウトだ。85%は極端にしても、需要量を40%や50%上回るぐらいの電力が一気に出てくるリスクはある。「全部買います」が原則のFITでは、こうした事態に対応できないのだ。

経済的にもオペレーション的にも現行のFIT、固定価格買い取り制度は破綻が見えている。これを収拾する方法としては競争原理に戻るしかない。すなわち、再生可能エネルギーを「クリーンエネルギー」と特別視してインセンティブを与えて普及させるのはあきらめる。FITの買い取り価格は他の電源より若干甘い程度に設定して、競争力のある太陽光発電や風力発電を目指させる。サージの対策も買い取る側がコントロールできるようにするのだ。

電源をどういう割合で組み合わせるべきか。最適なエネルギーミックスは地域によって違うし、目指す社会によっても違ってくる。原発事故を経て節電や省エネに対する意識も大きく変わった。日本にとって、あるいは自分たちのコミュニティにとって最適なエネルギーミックスというものを、もう一度考え直すべき時期にきている。

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