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
2.5 再生可能エネルギーの課題
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
2.5 再生可能エネルギーの課題
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
2.5 再生可能エネルギーの課題
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
2.6 原子力発電について
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
2.6 原子力発電について
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
]
LossInter ChangeSuppressed PVSuppressed WindBattery2(out)Battery1(out)Pumped(ont)Battery2(in)Battery1(in)Pumped(in)PVWindOilLNG GCCLNG STCoalNuclearMarineBiomassGeothermalHydroLoad
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
]
LossInter ChangeSuppressed PVSuppressed WindBattery2(out)Battery1(out)Pumped(ont)Battery2(in)Battery1(in)Pumped(in)PVWindOilLNG GCCLNG STCoalNuclearMarineBiomassGeothermalHydroLoad
-10
-5
0
5
10
15
20
25
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
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
]
LossInter ChangeSuppressed PVSuppressed WindBattery2(out)Battery1(out)Pumped(ont)Battery2(in)Battery1(in)Pumped(in)PVWindOilLNG GCCLNG STCoalNuclearMarineBiomassGeothermalHydroLoad
-20
-10
0
10
20
30
40
50
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
-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
3) 東日本 5月 (関東、東北、北海道)
利用されない余剰電力
3.2 将来の電源構成に関するシミュレーション
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"
"Decommission after 50 years"
"Decommission after 60 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
3.2 将来の電源構成に関するシミュレーション
その他の想定シナリオ
21
IEEJ Transactions on Power and Energy 132(9), 780-792, 2012-09-01 The Institute of Electrical Engineers of Japan
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
3.2 将来の電源構成に関するシミュレーション
計算結果の例
22
IEEJ Transactions on Power and Energy 132(9), 780-792, 2012-09-01 The Institute of Electrical Engineers of Japan
-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
3.2 将来の電源構成に関するシミュレーション
計算結果の例
23
IEEJ Transactions on Power and Energy 132(9), 780-792, 2012-09-01 The Institute of Electrical Engineers of Japan
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
3.2 将来の電源構成に関するシミュレーション
計算結果の例
24
IEEJ Transactions on Power and Energy 132(9), 780-792, 2012-09-01 The Institute of Electrical Engineers of Japan
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
3.2 将来の電源構成に関するシミュレーション
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
3.3 長期的な世界のエネルギー需給
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%
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
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)
3.3 長期的な世界のエネルギー需給
CO2回収貯留
29
3.3 長期的な世界のエネルギー需給
計算結果
世界全体の一次エネルギー生産量の推移
30
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100
En
erg
y P
rod
uct
ion
(M
TO
E/y
ea
r)
year
Nuclear
PV
Wind
Hydro
Biomass
Unconv. Natural Gas
Shale Gas
Natural Gas
EOR
Oil Shale
Oil Sand
Crude Oil
Coal0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100
Ene
rgy
Pro
du
ctio
n (
MTO
E/ye
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year
Nuclear
PV
Wind
Hydro
Biomass
Unconv. Natural Gas
Shale Gas
Natural Gas
EOR
Oil Shale
Oil Sand
Crude Oil
Coal
BAUケース 排出削減ケース
3.3 長期的な世界のエネルギー需給
31
計算結果
世界全体の発電電力量の推移
BAUケース 排出削減ケース
0
20
40
60
80
100
120
140
2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100
Po
we
r G
en
era
tio
n C
apac
ity
(PW
h)
year
FBR
LWR-MOX
LWR
PV
Wind
Hydropower
Waste Fired
STIG
Biomass Direct Fired
BIG/GT
IGCC
Methanol
H2
Natural Gas
Oil
Coal0
20
40
60
80
100
120
140
2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100
Po
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Hydropower
Waste Fired
STIG
Biomass Direct Fired
BIG/GT
IGCC
Methanol
H2
Natural Gas
Oil
Coal
3.3 長期的な世界のエネルギー需給
32
計算結果
世界全体の二次エネルギー消費の推移
BAUケース 排出削減ケース
3.3 長期的な世界のエネルギー需給
33
計算結果
世界全体のCO2排出量と回収貯留量の推移
BAUケース 排出削減ケース
3.3 長期的な世界のエネルギー需給
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