第3節 一次エネルギーの動向

1.化石エネルギーの動向

(1) 石油

供給の動向

我が国における一次エネルギーとしての石油の供給は、オイルショックを契機とした石油代替政策や省エネルギー政策の推進により減少しましたが、1980年代後半には原油価格の下落に伴って増加に転じました。1990年代半ば以降は、石油代替エネルギー利用の進展等により減少基調で推移しました(第213-1-1)。

我が国の原油自給率12は2011年度で0.4%であり、新潟県、秋田県及び北海道に主要な油田が存在しています(第213-1-2)。このように自給率が低いため、我が国は2011年度において原油の99.6%を海外からの輸入に依存しており、輸入先も中東地域が8割以上を占めました。2011年のアメリカの中東依存度13は20.5%、欧州OECDは21.6%であり、我が国の中東依存度は諸外国と比べて高くなっています。2011年度の輸入先を国別にみますと、サウジアラビアが31.1%でトップにあり、以下、アラブ首長国連邦(22.5%)、カタール(10.2%)、イラン(7.8%)の順となりました(第213-1-3)

我が国は、二度のオイルショックの経験から原油輸入先の多角化を図り、中国やインドネシアからの原油輸入を増やし、1967年に91.2%であった中東地域からの輸入の割合を1987年には67.9%まで低下させました。しかし、近年、我が国の中東依存度は再び上昇し、2009年度は89.5%と非常に高くなりました。2011年度は①震災による国内製油所が稼動停止したこと②原発停止による石油火力発電用の低硫黄原油の需要が増加し、中東域外からの原油輸入増加したこと等により2000年以来の低水準となりましたが、それでも85.1%という割合でした(第213-1-4)。

アジアの産油国について、石油需給の動向を見ると、アジア諸国で石油需要が増加し、これまで輸出していた原油を自国の需要に振り向けた結果、輸出向けが減少する傾向にあります(第213-1-5)。

【第213-1-1】日本の石油供給量の推移

【第213-1-1】日本の石油供給量の推移

【第213-1-1】日本の石油供給量の推移(xls/xlsx形式:57KB)

(出所)
資源エネルギー庁「総合エネルギー統計」をもとに作成。数値は石油(原油+石油製品)の一次エネルギー国内供給量。

【第213-1-2】国産原油供給量の推移

【第213-1-2】国産原油供給量の推移

【第213-1-2】国産原油供給量の推移(xls/xlsx形式:51.5KB)

(出所)
資源エネルギー庁「資源・エネルギー統計年報・月報」、石油連盟「石油資料月報」をもとに作成

【第213-1-3】原油の輸入先(2011年度)14

【第213-1-3】原油の輸入先(2011年度)

【第213-1-3】原油の輸入先(2011年度)(xls/xlsx形式:57KB)

(出所)
資源エネルギー庁「資源・エネルギー統計年報」より作成

【第213-1-4】原油の輸入量と中東依存度の推移

【第213-1-4】原油の輸入量と中東依存度の推移

【第213-1-4】原油の輸入量と中東依存度の推移(xls/xlsx形式:69.5KB)

(出所)
資源エネルギー庁「資源・エネルギー統計年報・月報」より作成

【第213-1-5】原油生産に占める国内向け原油、輸出向け原油の割合

【第213-1-5】原油生産に占める国内向け原油、輸出向け原油の割合

【第213-1-5】原油生産に占める国内向け原油、輸出向け原油の割合(xls/xlsx形式:37KB)

(出所)
IEA「Energy Balances of Non-OECD Countries 2012 Edition」をもとに作成

消費の動向

我が国ではほとんどが原油を蒸留・精製することにより石油製品に転換されて販売されています。石油製品については輸入と輸出が行われています。2011年度に販売された石油製品は燃料油合計で1億9,013万klであり、ここ数年は減少傾向になりました。油種別販売構成をみますと、B・C重油15販売量が第一次オイルショック以前では5割以上を占めていましたが、その後、ガソリン、ナフサ、軽油等の消費が増加し、白油化が進みました。2011年度の販売構成をみますと、B・C重油販売量の割合は11.2%まで減少しました。

原油価格の推移

日本に到着する原油価格(CIF価格16)は、世界的な原油価格の急落と円高の進展によって、2008年8月以降下落し、2009年1月に1kl当たり2万円台(1バレル当たり43.2ドル)の水準にまで低下しました。しかし、その後各国による景気刺激策を背景に原油需要の回復期待が高まる中、CIF価格は2009年5月に1kl当たり3万円台を回復し、同年7月には同4万円台へと上昇しました。2010年以降は4万円から6万円の間で推移し、総じて上昇傾向があり、2012年4月には6.5万円を超す価格になりました(第213-1-6)。

また、日本の総輸入金額17に占める原油輸入金額の割合をみますと、オイルショック以降、10~20%の間で減少基調で推移してきました。オイルショック以後の石油代替政策、省エネルギー政策や、当時の為替レートと比較して円高になっていること等を反映して、輸入全体に占める原油の割合が低下し、オイルショック時と比べて原油価格高騰による日本経済への影響は小さくなりました。ただし、2000年代に入り、国際的な原油価格高騰を受けて、総輸入金額に占める原油輸入金額の割合は再上昇し、2008年度には20%近くになりましたが、依然として第二次オイルショックの半分程度の水準です(第213-1-7)。

【第213-1-6】原油の輸入量・輸入額と原油CIF価格の推移(2009~2012年)

【第213-1-6】原油の輸入量・輸入額と原油CIF価格の推移(2009~2012年)

【第213-1-6】原油の輸入量・輸入額と原油CIF価格の推移(2009~2012年)(xls/xlsx形式:45.5KB)

(出所)
財務省「貿易統計」より作成

【第213-1-7】原油の輸入価格と輸入全体に占める割合

【第213-1-7】原油の輸入価格と輸入全体に占める割合

【第213-1-7】原油の輸入価格と輸入全体に占める割合(xls/xlsx形式:45.5KB)

(出所)
財務省「貿易統計」、石油連盟「内外石油資料」をもとに作成

(2) ガス体エネルギー

ガス体エネルギーの主なものとしてはLPガスと天然ガスがあります。LPガスは液化石油ガス(Liquefied petroleum gas)のことで、油田や天然ガス田、石油精製設備等の副生ガスから取り出したブタン・プロパン等を主成分としています。簡単な圧縮装置や冷却により常温で容易に液化できる気体燃料で、液体の状態で輸送、貯蔵、配送が行われます。一方、天然ガスはメタンを主成分とし、油田から石油の随伴ガスとして生産されるものや、単独のガス田から生産されるものがあります。ガス体であるため、気体のままパイプラインにより輸送するか、-162℃に冷却することにより液体にし、液化天然ガス(LNG、Liquefied Natural Gas)としてタンカーで輸送するか、いずれかの方法がとられています。LPガス、天然ガスは、いずれも化石燃料の中では相対的にクリーンであるために利用が増えました。

天然ガス

(ア) 供給の動向

我が国において、1969年の液化天然ガス(LNG)の導入以前の天然ガス利用は国産天然ガスに限られ、一次エネルギー国内供給に占める割合は1%にすぎませんでした。しかし、1969年のアメリカ(アラスカ)からの導入を皮切りに東南アジア、中東からの輸入が開始され、我が国におけるLNGの導入が進み、2011年度の一次エネルギー国内供給に占める天然ガスの割合は23.3%に達しました。2011年度における天然ガスの供給における輸入の割合は、石油と同様に極めて高い96.9%であり、全量(8,318万トン)がLNGで輸入されました。なお、主に新潟県、千葉県、北海道及び秋田県等で産出されている国産天然ガス生産量は、2011年度においてLNGに換算すると266万トンであり、総供給量の3.1%を占めました(第213-1-8)。

我が国に対するLNGの供給先は、マレーシア、オーストラリア、インドネシア等のアジア大洋州地域をはじめとする中東以外の地域がその70.5%を占めており、中東依存度は29.5%と相対的に低く、地域的に分散しました(第213-1-9、第213-1-10)。2011年の世界のLNG貿易の32.3%を日本の輸入が占めました。

【第213-1-8】天然ガスの国産、輸入別の供給量

【第213-1-8】天然ガスの国産、輸入別の供給量

【第213-1-8】天然ガスの国産、輸入別の供給量(xls/xlsx形式:61KB)

(出所)
経済産業省「資源・エネルギー統計年報」、「資源・エネルギー統計月報」、日本関税協会「日本貿易月表」をもとに作成

【第213-1-9】天然ガスの輸入先(2011年度)

【第213-1-9】天然ガスの輸入先(2011年度)

【第213-1-9】天然ガスの輸入先(2011年度)(xls/xlsx形式:76KB)

(出所)
日本関税協会「日本貿易月表」をもとに作成

【第213-1-10】LNGの供給国別輸入量の推移

【第213-1-10】LNGの供給国別輸入量の推移

【第213-1-10】LNGの供給国別輸入量の推移(xls/xlsx形式:71KB)

(出所)
日本関税協会「日本貿易月表」をもとに作成
(イ) 消費の動向

我が国では、天然ガスは発電用に7割、都市ガス用に3割が使われました(第213-1-11)。天然ガス消費は、一次エネルギー供給源多様化の一環としてその利用は増加しました。都市ガスの用途別販売量としては、従来は家庭用が最大のシェアを占めていましたが、近年は工業用が急増したことにより最大のシェアを占めました(第214-2-2「用途別都市ガス販売量の推移」参照)。

【第213-1-11】LNGの電力、都市ガス用販売量の推移

【第213-1-11】LNGの電力、都市ガス用販売量の推移

【第213-1-11】LNGの電力、都市ガス用販売量の推移(xls/xlsx形式:49KB)

(出所)
経済産業省「エネルギー生産・需給統計年報」、「電力調査統計月報」、財務省「日本貿易月表」、経済産業省「ガス事業統計月報」
(ウ)LNG価格の動向

我が国向けのLNG輸入価格は、1969年の輸入開始以来、原油価格に連動してきました。1970年代の二度のオイルショックで原油価格が高騰すると、LNG価格も上昇し、1980年代後半に原油価格が下落すると、LNG価格も低下しました。近年では原油価格の高騰につれて、日本向け原油の平均CIF価格にリンクしたLNG価格も上昇してきました(第213-1-12)。ただし、日本向けLNG価格は、原油価格変動の影響を緩和するために、S字カーブと言われる調整システムを織り込んだ価格フォーミュラにより決定されています。2003年以降の原油価格急騰以降、この価格フォーミュラなどの影響もあって、LNG価格の変化は原油に比較して緩やかになっています。2008年は原油価格の高騰に連れてLNG価格も上昇し、リーマン・ショック後に下がったものの、2011年は再び上昇しています。

また、日本の総輸入金額に占めるLNG輸入金額の割合をみると、1980年代の後半からは円高を背景に輸入単価が低下したこともあり、5%を下回る水準で推移してきました。ただ、2008年度以降は原油価格の上昇によりLNG価格も上昇したことから、輸入金額の割合は5%を上回るようになりました(第213-1-13)。

【第213-1-12】LNG輸入価格の推移

【第213-1-12】LNG輸入価格の推移

【第213-1-11】LNGの電力、都市ガス用販売量の推移(xls/xlsx形式:63KB)

(出所)
日本関税協会「日本貿易月表」をもとに作成

【第213-1-13】LNGの輸入価格と輸入全体に占める割合

【第213-1-13】LNGの輸入価格と輸入全体に占める割合

【第213-1-13】LNGの輸入価格と輸入全体に占める割合(xls/xlsx形式:41.5KB)

(出所)
財務省「貿易統計」、石油連盟「内外石油資料」をもとに作成

LPガス

(ア) 供給の動向

LPガスは、天然ガス生産からの随伴ガス、原油生産からの随伴ガス、更に石油精製過程等からの分離ガスとして生産されています。LPガスの供給は1960年代までは、国内の石油精製の分離ガスが中心でしたが、年々輸入の比率が高まり、2011年度には供給量の75.8%(1,270万トン)が輸入されました(第213-1-14)。

我が国のLPガスの主な輸入先は、カタール、アラブ首長国連邦、サウジアラビア等の中東諸国及びオーストラリア等で、そのうちカタールから32.8%を輸入する等、輸入量の86.6%を中東諸国に依存していました(第213-1-15)。

【第213-1-14】LPGの国産、輸入別の供給量

【第213-1-14】LPGの国産、輸入別の供給量

【第213-1-14】LPGの国産、輸入別の供給量(xls/xlsx形式:66.5KB)

(出所)
経済産業省「資源・エネルギー統計年報」「資源・エネルギー統計月報」、日本関税協会「日本貿易月表」をもとに作成

【第213-1-15】LPガスの輸入先(2011年度)

【第213-1-15】LPガスの輸入先(2011年度)

【第213-1-15】LPガスの輸入先(2011年度)(xls/xlsx形式:47.5KB)

(出所)
日本貿易月表(年度・数量)をもとに作成
(イ) 消費の動向

LPガスの消費は、用途別にみますと、家庭業務用の消費が全体の43.6%を占めました。次いで工業用のシェア(19.9%)が大きく、都市ガス用は中小事業者等のLPガスから天然ガスへの原料の転換が進んだためにシェアが縮小しました。また自動車用のシェアは、LPガス全体消費の7.8%を占めました(第213-1-16)。

【第213-1-16】LPガスの用途別消費量の推移

【第213-1-16】LPガスの用途別消費量の推移

【第213-1-16】LPガスの用途別消費量の推移(xls/xlsx形式:69.5KB)

(出所)
日本LPガス協会
(ウ) LPガス輸入価格の動向

日本のLPガス輸入価格は、サウジアラビアのサウジ・アラムコ社が決定する通告価格18に大きく左右される構造となっており、現在も不安定な状況にあります。近年の原油価格高騰とともに上昇基調にあり、2011年度のLPガス輸入(CIF)価格(年度平均)は2007年度を下回るものの、依然として73,085円/トンという高値圏で推移しました(第213-1-17)。

また、日本の総輸入金額に占めるLPGの輸入金額の割合をみると、二度のオイルショックを契機に2%を上回る水準にまで上昇しましたが、1985年度以降は下降を続け、1990年代からはほぼ1%前後の水準で推移しました(第213-1-18)。

【第213-1-17】LPガス輸入(CIF)価格の推移

【第213-1-17】LPガス輸入(CIF)価格の推移

【第213-1-17】LPガス輸入(CIF)価格の推移(xls/xlsx形式:64.5KB)

(出所)
日本関税協会「日本貿易月表」、経済産業省「資源・エネルギー統計年報」「資源・エネルギー統計月報」をもとに作成

【第213-1-18】LPGの輸入価格と輸入全体に占める割合

【第213-1-18】LPGの輸入価格と輸入全体に占める割合

【第213-1-18】LPGの輸入価格と輸入全体に占める割合(xls/xlsx形式:43KB)

(出所)
日本関税協会「日本貿易月表」、経済産業省「資源・エネルギー統計年報」「資源・エネルギー統計月報」をもとに作成

(3) 石炭

供給の動向

2011年度、我が国は石炭の国内供給のほぼ全量(99%以上)を海外からの輸入に依存しました(第213-1-19)。

我が国の国内石炭生産量は、1961年度には5,541万トンのピークを記録しましたが、以後、石油への転換の影響、更には1980年代以降、割安な輸入炭の影響を受けて減少を続け、2005年には125万トンまで減少しました。その後は、近年の国際的な原油価格高騰を受けて急激な減少傾向に歯止めがかかっており、2011年度は115万トンが生産され、ほとんどが発電用で消費されました。

海外炭の輸入量は1970年度には国内炭の生産量を上回り、1988年度には1億トンを突破し、2011年度は1億7,537万トンに達しました。同年度の石炭の輸入先はオーストラリアが61.5%を占めており、次いでインドネシア(19.4%)、ロシア(6.5%)、カナダ(5.1%)からの輸入がこれに続きました(第213-1-20)。

こうした中で、日本企業は、探査から開発、操業の各段階において、海外炭鉱の開発に積極的に参加しました。

【第213-1-19】国内炭・輸入炭供給量の推移

【第213-1-19】国内炭・輸入炭供給量の推移

【第213-1-19】国内炭・輸入炭供給量の推移(xls/xlsx形式:64KB)

(注)
輸入一般炭には無煙炭19を含める。
(出所)
2000年度までは経済産業省「エネルギー生産・需給統計年報」、2001年度より財務省「日本貿易統計」、JCOAL「炭鉱別石炭生産月報」をもとに作成

【第213-1-20】日本の石炭輸入先(2011年度)

【第213-1-20】日本の石炭輸入先(2011年度)

【第213-1-20】日本の石炭輸入先(2011年度)(xls/xlsx形式:46KB)

(出所)
財務省「日本貿易統計」をもとに作成

消費の動向

我が国の石炭消費(産業別石炭販売量)の推移をみると、1965年度の6,978万トンから1984年度には1億トンを、2000年度には1億5,000万トンを超えました。2011年度は前年度に比べて565万トン減少し、1億6,914万トンとなりました。主な業種における石炭消費をみますと、電気事業での消費が7,241万トンと最も多く、次いで鉄鋼での消費が6,437万トンで、この二つの業種で全消費の80.9%を占めました。このうち鉄鋼用の石炭消費は前年度より199万トン減少、電力用の石炭消費は前年度より218万トン減少しました。

電気事業における石炭消費量は、1960年代後半は2,000万トンを上回っていましたが、石炭火力発電の石油への転換が進んだことから1975年度には757万トンにまで低下しました。しかし、第二次オイルショック以降は、石油代替政策の一環としての石炭火力発電所の新設及び増設に伴い、石炭消費量は再び増加に転じ、現在では最大の石炭消費部門となりました(第213-1-21)。

【第213-1-21】石炭の用途別消費量の推移

【第213-1-21】石炭の用途別消費量の推移

【第213-1-21】石炭の用途別消費量の推移(xls/xlsx形式:46.5KB)

(出所)
2000年度までは経済産業省「エネルギー生産・需給統計年報」、2001年度以降「石油消費動態統計年報」、「電力調査統計年報」より(一財)日本エネルギー経済研究所計量分析ユニット算定(「エネルギー・経済統計要覧2013年版」)をもとに作成

石炭価格の動向

我が国の輸入石炭価格(CIF価格)は、1990年以降、原料炭20が4,000~10,000円/トンの値幅で、一般炭21は3,500~8,000円/トンの値幅で推移してきました。2004年以降、平均輸入石炭価格は世界的な石炭価格高騰の影響を受け上昇傾向にありましたが、2005年6月には原料炭が1986年4月以来の10,000円/トン台、2008年6月には20,000円/トン台となりました(最高値2008年8月、24,772円/トン)。その後、世界的な原油価格の下落を受けて原料炭の価格も2009年12月には10,000円/トン台に低下しました。2011年6月には21,000円/トン台まで上昇した後、現在では13,000円/トン台まで下落しました。一般炭も2005年6月に1991年4月以来の7,000円/トン台の値を付け、2007年5月以降は8,000円/トンを上回り、2008年8月に15,820円/トンの最高値を記録しましたが、その後低下し2009年6月以降は8,000円/トンから10,000円/トンの間の水準の推移となりました。2011年4月以降は11,000円/トン台で推移していたが、2012年以降は10,000円/トン前後で推移しています。なお、国内炭は、輸入炭との価格差が拡大した1980年代後半から競争力を失ってきました(第213-1-22)。

また、日本の総輸入金額に占める石炭の輸入金額の割合をみると、第一次石油危機の際に6%近くまで上昇しましたが、1980年代後半からは3%を下回る水準で推移してきました。ただ、2000年以降は原油価格の上昇を受けて、石炭の採炭コスト、輸送コストも上昇し、世界的な石炭需要の増大とも相俟って石炭価格が上昇しており、特に2008年度以降は再び3%を上回る状況となりました(第213-1-23)。

【第213-1-22】国内炭・輸入炭価格(CIF)の推移

【第213-1-22】国内炭・輸入炭価格(CIF)の推移

【第213-1-22】国内炭・輸入炭価格(CIF)の推移(xls/xlsx形式:120KB)

(注)
輸入炭は月次平均データ、国内原料炭は1983年度から1990年度までの年度平均データ、国内一般炭は1983年度から2001年度までの年度平均データを示す。
国内原料炭は1991年度で生産が終了したために、1992年度以降の価格は取り決められていない。
国内一般炭の価格は、2002年度以降の公表されていない。
(出所)
輸入炭については財務省「日本貿易統計」、国内炭については資源エネルギー庁「コール・ノート2003年版」

【第213-1-23】石炭の輸入価格と輸入全体に占める割合

【第213-1-23】石炭の輸入価格と輸入全体に占める割合

【第213-1-23】石炭の輸入価格と輸入全体に占める割合(xls/xlsx形式:46.5KB)

(出所)
財務省「貿易統計」、石油連盟「内外石油資料」をもとに作成

2.非化石エネルギーの動向

(1) 原子力

原子力発電の現状

原子力は、エネルギー資源に乏しい我が国にとって、技術で獲得できる事実上の国産エネルギーとして、1954年度以降、各電気事業者による原子力発電所の建設が相次いで行われ、2011年2月末時点で、日本国内には、54基の商業用原子力発電所が運転されていました。しかし、2011年3月に発生した東日本大震災による、東京電力(株)福島第一原子力発電所事故後の同発電所1~4号機の廃止にともない、2013年3月末時点では国内の商業用原子力発電所数は50基となっています(第1部第2章第1節2.(4) 図「全国の原子力発電所とその運転状況(平成25年3月31日現在)」参照)。

我が国はアメリカ、フランスに次ぎ、世界で3番目の設備能力を有しており(2013年2月末現在の原子力発電設備容量)、ロシア、韓国、ウクライナがこれに続いていました(第213-2-1)。

2011年度の原子力発電電力量は、我が国の総発電電力量の11.9%となっていました(第213-2-2)。また、2010年の原子力の設備利用率は68.3%、2011年は38.0%となっていました(第213-2-3)。

これまでに、日本原子力発電(株)東海発電所(1998年3月)と(独)日本原子力研究開発機構ふげん発電所(2003年3月)、中部電力(株)浜岡原子力発電所1、2号機の4基の原子炉の運転が終了しました。また、東京電力(株)福島第一発電所事故にともない、同発電所1~4号機が廃止となりました。

我が国で主として採用されている原子炉は、軽水炉と呼ばれるものであり、軽水22を減速材・冷却材23に兼用し、燃料には低濃縮ウランを用いるものです。軽水炉は、世界の原子力発電の中心となっており、沸騰水型(BWR)と加圧水型(PWR)の2種類に分類されます。このうち、BWRは原子炉の中で蒸気を発生させ、それにより、直接タービンを回す方式であり、PWRは原子炉で発生した高温高圧の水を蒸気発生器に送り、そこで蒸気を作ってタービンを回す方式です(第213-2-4)。

2013年3月末現在の日本国内のBWRとPWRはそれぞれ26基、24基、その他の形式の原子炉としては、高速増殖炉(FBR)である(独)日本原子力研究開発機構の高速増殖原型炉「もんじゅ」があります。

【第213-2-1】世界の原子力発電設備容量

【第213-2-1】世界の原子力発電設備容量

【第213-2-1】世界の原子力発電設備容量(xls/xlsx形式:33KB)

(出所)
IAEA-PRIS

【第213-2-2】全国発電端電力量の構成(2011年度)

【第213-2-2】全国発電端電力量の構成(2011年度)

【第213-2-2】全国発電端電力量の構成(2011年度)(xls/xlsx形式:55KB)

(出所)
資源エネルギー庁、電力調査統計平成23年度発電実績をもとに作成

【第213-2-3】世界の原子力発電の設備利用率の推移

【第213-2-3】世界の原子力発電の設備利用率の推移

【第213-2-3】世界の原子力発電の設備利用率の推移(xls/xlsx形式:40KB)

(出所)
独立行政法人 原子力安全基盤機構「原子力施設運転管理年報 平成24年版」をもとに作成

【第213-2-4】BWRとPWR

【第213-2-4】BWRとPWR

核燃料サイクルの現状

核燃料サイクルは、原子力発電所から出る使用済燃料を再処理し、未使用のウランや新たに生まれたプルトニウム等の有用資源を回収して再び燃料として利用するものです(第213-2-5)。

原子力発電の燃料となるウランは、最初、ウラン鉱石の形で鉱山から採掘されます。ウランは、様々な工程(製錬→転換→濃縮→再転換→成型加工)を経て燃料集合体に加工された後、原子炉に装荷され発電を行います。発電後には、使用済燃料を再処理することにより、有用資源であるプルトニウムとウランを回収します。このプルトニウムについては、プルサーマルと呼ばれる方式で現在の軽水炉で利用されたり、高速増殖炉等の研究開発に利用されたりします。

また、原子力発電に伴って生じる放射性廃棄物については、適切な処理・処分を行います。核燃料サイクルの各工程について以下に示します(プルサーマルの場合)。

(ア) 製錬

ウラン鉱山からウラン鉱石を採掘して、ウラン鉱石を化学処理してウラン(イエローケーキ、U3O8)を取り出す工程です。我が国では、ウラン鉱石をカナダ、オーストラリア、カザフスタン等から調達してきました。現在、国内ではこの行程は行われていません。

(イ) 転換

イエローケーキを次の濃縮工程のためにガス状(UF6)にする工程であり、我が国ではこの工程を海外にある転換会社に委託してきました。

(ウ) 濃縮

核分裂性物質であるウラン235の濃度を、天然の状態の約0.7%から軽水炉による原子力発電に適した3%~5%に高める工程で、我が国では、日本原燃(株)が濃縮事業を行ってきました。日本原燃(株)のウラン濃縮工場(青森県六ヶ所村)は1992年3月に年間150トンSWUの規模で操業を開始し、設置許可上年間1,050トンSWU規模で操業を行っていましたが、新型遠心分離機への置き換え工事のため操業を停止しました。なお、同社は、2000年度から新型遠心分離機の開発を行い、従来の遠心分離器を順次新型遠心分離器に置き換えており、2012年3月には年間37.5トンSWU規模で操業を再開しました。なお、濃縮の工程は国内需要の大半を海外の濃縮工場に委託しております。

(エ) 再転換

成型加工工程のためにUF6をパウダー状のUO2にする工程であり、我が国では、三菱原子燃料(株)(茨城県東海村)のみが再転換事業を行っています。なお、国内で賄われる以外の分は、海外の再転換工場に委託してきました。

(オ) 成型加工

UO2粉末を焼き固めたペレットにした後、燃料集合体に加工する工程で、我が国ではこの工程の大半を国内の成型加工工場で行ってきました。

(カ) 使用済燃料の中間貯蔵

使用済燃料の中間貯蔵は、使用済燃料が再処理されるまでの間の時間的調整を行うことを可能とし、核燃料サイクル全体の運営に柔軟性を付与するものです。1999年に中間貯蔵に係る法整備が行われ、従来からの原子力発電所内での貯蔵に加え、原子力発電所外の施設において貯蔵することができるようになりました。我が国においては、2005年11月、東京電力(株)及び日本原子力発電(株)が使用済燃料の中間貯蔵を目的とした新会社「リサイクル燃料貯蔵株式会社」を青森県むつ市に設立し、2007年3月に経済産業大臣に対し、「リサイクル燃料備蓄センター使用済燃料貯蔵事業許可申請書」を提出し、2010年5月に許可されました。同社は、2010年8月に使用済燃料貯蔵施設の工事を開始しました。

(キ) 再処理

我が国では原子力発電所から発生する使用済燃料を、(独)日本原子力研究開発機構東海研究開発センター核燃料サイクル工学研究所の再処理施設(旧核燃料サイクル開発機構東海再処理施設)のほか、英国とフランスに委託して再処理してきました。

我が国初の再処理施設である東海研究開発センター核燃料サイクル工学研究所では1977年9月からこれまで、使用済燃料を約1,140トン・HM24再処理してきました(2012年12月末現在)。一方、日本原燃(株)は、青森県六ヶ所村において、我が国初の商業用再処理施設(年間再処理能力800トン・ウラン)の建設を進めており、2006年3月からアクティブ試験25を実施してきました。2008年2月より、アクティブ試験の最後の段階である第5ステップを実施し、分離建屋の酸回収設備および高レベル廃液処理設備における試験は終了、高レベル廃液ガラス固化建屋の高レベル廃液ガラス固化設備等における試験を継続してきました。

(ク) MOX燃料加工

青森県六ヶ所村に建設中の再処理施設から回収されるウラン・プルトニウム混合酸化物(MOX)は、プルサーマル発電等に使用されるMOX燃料に加工されます。2005年4月に青森県及び六ヶ所村は日本原燃(株)との間で、「MOX燃料加工施設の立地への協力に関する基本協定」を締結し、同月、日本原燃(株)は経済産業大臣に対し「核燃料物質加工事業許可申請書」を提出し、2010年5月に許可されました。同社は2010年10月にMOX燃料加工施設の工事を開始しました。

(ケ) プルサーマル

プルサーマルとは、使用済燃料の再処理により回収されるプルトニウムを、MOX燃料に加工して軽水炉で利用する方法です。

(コ) 放射性廃棄物の処理処分

各原子力施設の運転及び解体により発生する低レベル放射性廃棄物は、2012年3月末現在、全国の原子力発電所内の貯蔵施設で容量200lドラム缶に換算して約50万本分(東京電力(株)福島第一原子力発電所内の貯蔵量は、東日本大震災の影響のため、現在事業者において評価中であり、含まない)の貯蔵となりました。また、日本原燃(株)は、青森県六ヶ所村において1992年12月に低レベル放射性廃棄物埋設施設の操業を開始し、2012年12月末現在まで、約25万本のドラム缶を埋設処理してきました。

再処理施設やMOX燃料加工施設から発生した低レベル放射性廃棄物である長半減期低発熱放射性廃棄物(TRU廃棄物)は、2009年3月末現在で、(独)日本原子力研究開発機構と日本原燃(株)において、200lドラム缶に換算して約14.5万本の廃棄物が保管されました。また、ウラン濃縮施設やウラン燃料成型加工施設から発生した低レベル放射性廃棄物であるウラン廃棄物については、2010年3月末現在で、民間のウラン燃料加工業者等に容量200lドラム缶に換算して約5.0万本、日本原燃(株)に約0.5万本(同)、(独)日本原子力研究開発機構に約4.9万本、大学・民間等に約3.8万本、合計で約14万本が保管されました。

発電によって発生した使用済み燃料は、高レベル放射性廃棄物としてガラス固化され、冷却のため30年~50年間程度貯蔵した後、地下300mより深い地層に処分されます(第213-2-6)。

国内では、(独)日本原子力研究開発機構東海研究開発センターの再処理施設において、国外では、フランス、英国の再処理施設において再処理が行われてきました。使用済燃料の再処理に伴って発生する高レベル放射性廃棄物は、ガラス固化体として、2012年12月末現在で、国内で処理されたもの、海外から返還されたものを合わせて1,930本が国内(青森県六ヶ所村、茨城県東海村)で貯蔵されてきました。高レベル放射性廃棄物は、2012年12月末までの原子力発電の運転により生じた使用済燃料をガラス固化体の本数に換算して、約2万4,800本相当が発生しました。

(サ) 原子力施設の廃止措置

原子力発電所の廃止措置について、我が国では、「安全貯蔵-解体撤去」方式を標準的な工程として採用しました。運転を終えた原子力発電所は、営業運転を終了すると国の認可を受けて廃止措置が開始されます。廃止措置では、「洗う」、「待つ」、「解体する」の3ステップを基本としています。燃料搬出後、まず配管内等に付着している放射性物質を除去し(系統除染:「洗う」)、その後5~10年ほど放射能の減衰を待つため安全に貯蔵し(安全貯蔵:「待つ」)、最終的に解体します(解体撤去:「解体する」)。解体撤去が完了した跡地は、地域社会と協調をとりながら、原子力発電所用地として引き続き有効に利用することを基本的な方針としました(第213-2-7)。

1950年代に始まった我が国の原子力利用から既に50年以上が経過し、一部の原子力施設では施設の廃止や解体が行われ、所要の安全確保の実績が積み上げられてきました。一方、これらの経験を踏まえ、安全確保のための制度上の手続き面の明確化や、原子力施設の廃止や解体に伴って発生する様々な種類の廃棄物等から、放射性物質として管理する必要のあるものと、汚染のレベルが自然界の放射性物質の放射線レベルと比べても極めて低く、管理すべき放射性物質として扱う必要のないものを区分するための制度(クリアランス制度)の創設が必要とされていました。こうした状況を踏まえ、2005年5月に「核原料物質、核燃料物質及び原子炉の規制に関する法律」を改正して、廃止措置及びクリアランス制度等の導入が行われました。

原子力発電所の廃止措置に伴い発生する解体廃棄物の総量は、110万kW級の軽水炉の場合、約50~54万トンとなり、これらの廃棄物を適正に処分していくことが重要です。

「放射性物質として扱う必要のないもの」を区別した後の、放射性廃棄物として適切に処理処分する必要がある低レベル放射性廃棄物の量は、1万トン前後(総廃棄物重量の3%以下)と試算されました。この中には炉内構造物等の「放射能レベルの比較的高いもの」が200トン前後(総廃棄物処分の0.1%以下)、また、堀削した土壌中への埋設処分(浅地中トレンチ処分)が可能な「放射能レベルが極めて低いもの」が1万トン以下(1~2%程度)含まれていると試算されました。

我が国では1998年に日本原子力発電(株)東海発電所が営業運転を停止し、廃止措置段階に入っており、試験研究炉では、日本原子力研究所(現在の(独)日本原子力研究開発機構)の動力試験炉(JPDR)の解体撤去が、1996年3月に計画どおり完了し、2002年10月に廃止届けが届けられました。また、研究開発段階にある発電用原子炉では、2003年に運転を終了した(独)日本原子力研究開発機構の新型転換炉ふげん発電所の廃止措置計画の認可が2008年2月に行われました。同発電所は、原子炉廃止措置研究開発センターに改組され、廃止措置のための技術開発を進めてきました。

2008年12月、中部電力(株)は浜岡1号機と2号機を廃止とする計画を正式に決定し、2009年11月に廃止措置計画の認可が行われました。更に、東京電力福島第一原子力発電所事故を受けて、同発電所1~4号機が廃止となっています。

【第213-2-5】核燃料サイクル(現状)

【第213-2-5】核燃料サイクル(現状)

(出所)
原子力・エネルギー図面集2012年版

【第213-2-6】高レベル放射性廃棄物の地層処分の概要

【第213-2-6】高レベル放射性廃棄物の地層処分の概要

(出所)
資源エネルギー庁

【第213-2-7】原子力発電所廃止措置の流れ

【第213-2-7】原子力発電所廃止措置の流れ

(2) 再生可能エネルギー

全般

再生可能エネルギーとは、化石燃料以外のエネルギー源のうち永続的に利用することができるものを利用したエネルギーであり、代表的な再生可能エネルギー源としては太陽光、風力、水力、地熱、バイオマス等が挙げられます。

我が国の再生可能エネルギーの導入拡大に向けた取組は、石油代替エネルギー法に基づく石油代替政策に端を発しました。1970年代の二度のオイルショックを契機に、我が国では石油から石炭及び天然ガス並びに再生可能エネルギー等の石油代替エネルギーへのシフトを進めてきました。この結果、国内の一次エネルギー供給に占める石油の割合は、1973年の75.5%から、2011年には43.1%にまで低下しましたが、天然ガス、石炭等も含めた化石燃料全体の依存度は、2011年に88.4%と依然として大きな割合を占めていました。

一方、近年の世界のエネルギー需要の急増等を背景に、今後は従来どおりの質・量の化石燃料を確保してゆくことが困難となることが懸念されたところ、このような事態に対応し、また、低炭素社会の実現にも寄与すべく2009年7月に石油への依存の脱却を図るというこれまでの石油代替施策の抜本的な見直しが行われました。この結果、研究開発や導入を促進する対象を「石油代替エネルギー」から、再生可能エネルギーや原子力などを対象とした「非化石エネルギー」とすることを骨子とした石油代替エネルギー法の改正が行われ、同法の題名も「非化石エネルギーの開発及び導入の促進に関する法律」に改められました。また併せて「エネルギー供給事業者による非化石エネルギー源の利用及び化石エネルギー原料の有効な利用の促進に関する法律(エネルギー供給構造高度化法)」が制定され、エネルギー供給事業者に対して再生可能エネルギー等の非化石エネルギーの利用を一層促進する枠組みが構築されました。

また、2003年からは、「電気事業者による新エネルギー電気等の利用に関する特別措置法」に基づき、RPS制度26を開始し、電気分野における再生可能エネルギーの導入拡大を進めてきました。さらに、2012年7月からは、このRPS制度に替えて、ドイツ等の再生可能エネルギーの導入拡大が進んだ国においても採用されている固定価格買取制度を日本でも導入し、再生可能エネルギーの大幅な導入拡大を進めています。固定価格買取制度の導入により、再生可能エネルギーに対する投資回収の見込みが安定化したことで、これまで発電事業と関わりの薄かった異業種の参入や、地域金融機関を含め金融機関による再生可能エネルギー分野への投融資が進んでおり、これまでにないほど我が国の再生可能エネルギー市場は活況を呈しています。

太陽光発電

太陽光発電は、シリコン半導体等に光が当たると電気が発生する現象を利用し、太陽の光エネルギーを太陽電池(半導体素子)により直接電気に変換する発電方法です。日本における導入量は、近年着実に伸びており、2011年末累積で491.4万kWに達しました。世界的に見ますと、日本は2004年末まで世界最大の太陽光発電導入国でしたが、ドイツの導入量が急速に増加した結果、2005年にはドイツに次いで世界第2位となりました。2011年末時点では、日本はドイツ、イタリアに次ぐ世界第3位の累積導入量となっています27(第213-2-8)。また、日本は太陽電池の生産量でも2007年まで世界でトップの地位にありましたが、中国と台湾、ドイツの企業が生産を拡大した結果、2011年末時点では、生産量としては着実に増加しているものの、世界第4位になり、日本企業が世界の太陽電池生産量に占める割合は2007年の25%から2011年では7%へと低下しました(第213-2-9)。

国内で堅調に太陽光発電の導入が進んだことにより、太陽光発電設備のコストも着実に低下しています。コスト削減が図られたのは、企業による技術開発の成果と政府の支援策28http://www.enecho.meti.go.jp//about/whitepaper/2012html/2-1-3.html - n35等により、太陽光発電の国内市場が拡大していることによると考えられます(第213-2-10)。

太陽電池の国内出荷量は、政府の住宅用太陽光発電設備に対する補助制度が一時打ち切られた2005年をピークに伸び悩んでいましたが、2009年11月に、太陽光発電の余剰電力買取制度が開始されたことや、2009年1月に補助制度が再度導入され、地方自治体による独自の補助制度も合わせると設置費用が低減したことを受けて、2009年度から大幅な増加基調に転じています(第213-2-11)。

また、2012年7月に開始した固定価格買取制度の効果により、非住宅分野での太陽光発電の導入が急拡大しており、同月以降の太陽電池の国内出荷量も急増しています。

一方で太陽光発電には天候や日照条件等により出力が不安定であるという課題も残されており、今後、導入がさらに拡大していけば、蓄電池29との組合せ等による出力安定化が求められるようになることも考えられます(第213-2-12)。

【第213-2-8】IEA諸国の累積太陽光発電設備容量(2011年)

【第213-2-8】IEA諸国の累積太陽光発電設備容量(2011年)

【第213-2-8】IEA諸国の累積太陽光発電設備容量(2011年)(xls/xlsx形式:52KB)

(出所)
IEA, Trends in Photovoltaic Applications(2012)をもとに作成

【第213-2-9】世界の太陽電池生産量(2011年)

【第213-2-9】世界の太陽電池生産量(2011年)

【第213-2-9】世界の太陽電池生産量(2011年)(xls/xlsx形式:44KB)

(出所)
IEA, Trends in Photovoltaic Applications(2012), GTM RESEARCH, PVNews, Volume31, Number 5(2012)をもとに作成

【第213-2-10】太陽光発電の国内導入量とシステム価格の推移

【第213-2-10】太陽光発電の国内導入量とシステム価格の推移

【第213-2-10】太陽光発電の国内導入量とシステム価格の推移(xls/xlsx形式:491KB)

(出所)
資源エネルギー庁調べ
(注)
1kW当たりのシステム価格は年度ごとの数値

【第213-2-11】太陽電池の国内出荷量の推移

【第213-2-11】太陽電池の国内出荷量の推移

【第213-2-11】太陽電池の国内出荷量の推移(xls/xlsx形式:33KB)

(出所)
太陽光発電協会

【第213-2-12】太陽光発電の天候別発電電力量推移

【第213-2-12】太陽光発電の天候別発電電力量推移

(出所)
資源エネルギー庁調べ

風力発電

風力発電は風の力で風車を回し、その回転運動を発電機に伝えて電気を起こす発電方法です。2000年代に、着実に導入が進み、2011年度末時点での導入量は、1,870基、出力約255.6万kW(新エネルギー・産業技術総合開発機構(NEDO)調べ:設備容量10kW以上の施設で稼働中のもの)(第213-2-13)となりました。国内の導入については、1997年度に開始された設備導入支援をはじめ、1998年度に行われた電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン30の整備や2003年度のRPS法の施行以降、導入量は増加してきました。

地域別に見ると、風況に恵まれた東北地方への設置割合が大きい結果となりました(第213-2-14)。

日本の風力発電導入量は、2012年12月末時点で世界第13位となりました(第213-2-15)。これは、日本は諸外国に比べて平地が少なく地形も複雑なこと、電力会社の系統に余力がない場合があること等の理由から、風力発電の設置が進みにくいといった事情があります。また、出力の不安定な風力発電の大規模導入が電力系統に及ぼす影響を緩和すべく、出力の安定化や系統の強化31が課題となっています。しかし今後は、2012年7月に開始した固定価格買取制度の効果により、風力発電の導入が拡大することが見込まれます。2012年度末時点で、環境アセスメントを終了するなど建設段階にある案件が10件程度、また、環境アセスメント手続中のものが70件程度存在しており、今後こうした案件が順次運転開始していくことが見込まれています。また、政府としても、再生可能エネルギーの中でも相対的にコストの安い風力発電の導入を推進するため、電力会社の系統受入容量の拡大に向けた対策や、2012年10月より風力発電に適用されることとなった環境影響評価の迅速化・簡素化に取り組んでいます。

【第213-2-13】日本における風力発電導入の推移

【第213-2-13】日本における風力発電導入の推移

【第213-2-13】日本における風力発電導入の推移(xls/xlsx形式:42KB)

(出所)
新エネルギー・産業技術総合開発機構(NEDO)ホームページ

【第213-2-14】総設備容量に占める各地域別の割合(2011年度末)

【第213-2-14】総設備容量に占める各地域別の割合(2011年度末)

【第213-2-14】総設備容量に占める各地域別の割合(2011年度末)(xls/xlsx形式:37KB)

(出所)
新エネルギー・産業技術総合開発機構(NEDO)ホームページ

【第213-2-15】風力発電導入量の国際比較

【第213-2-15】風力発電導入量の国際比較

【第213-2-15】風力発電導入量の国際比較(xls/xlsx形式:63.5KB)

(出所)
Global Wind Energy Council, Global Installed Wind Power Capacityをもとに作成

太陽熱利用

太陽エネルギーによる熱利用は、古くは太陽光を室内に取り入れることから始まっていますが、積極的に利用され始めたのは、太陽熱を集めて温水を作る温水器の登場からです。太陽熱利用機器はエネルギー変換効率が高く、新エネルギーの中でも設備費用が比較的安価で対費用効果性の面でも有効であり、現在までの技術開発により、用途も給湯に加え暖房や冷房にまで広げた高性能なソーラーシステムが開発されました。

太陽熱利用機器の普及は、1979年の第2次石油ショックを経て、1990年代前半にピークを迎えましたが、円高や1990年代の石油価格の低位安定、競合する他の製品の台頭等を背景に新規設置台数が年々減少してきました(第213-2-16)。

【第213-2-16】太陽熱温水器(ソーラーシステム含む)の普及台数

【第213-2-16】太陽熱温水器(ソーラーシステム含む)の普及台数

【第213-2-16】太陽熱温水器(ソーラーシステム含む)の普及台数(xls/xlsx形式:28.5KB)

(出所)
経済産業省「鉄鋼・非鉄金属・金属製品統計年報」、ソーラーシステム振興協会自主統計をもとに作成

バイオマスエネルギー

バイオマス(生物起源)エネルギーとは、化石資源を除く、動植物に由来する有機物で、エネルギー源として利用可能なものを指します。バイオマスの原料となる動植物は、その生育過程で大気中の二酸化炭素を吸収しながら成長するため、これらを燃焼させたとしても追加的な二酸化炭素は排出されないことから、「カーボンニュートラル」なエネルギーとされています。

バイオマスエネルギー資源は、原料の性状や取扱形態等から廃棄物系と未利用系(資源作物等)とに大別されます。利用方法については、直接燃焼の他、メタン(CH4)発酵やエタノール発酵等の生物化学的変換、ガス化や炭化等の熱化学的変換による燃料化等があります(第213-2-17)。

我が国において2011年に利用されたバイオマスエネルギー(廃棄物エネルギーを含む)は原油に換算すると1,148万klであり、一次エネルギー国内供給量54,615万klに占める割合は2.1%でした。ここで計上されたバイオマスエネルギーは廃棄物の焼却によるエネルギーが主であり、製紙業等の過程で排出される黒液や木質廃材、農林・畜産業の過程で排出される木くずやバガス(サトウキビの絞りかす)、家庭や事務所等から出るゴミ等を燃焼させることによって得られる電力・熱を利用するもの等があります。特に黒液というパルプ化工程からの廃液や、製材工程から排出される廃材等を直接燃焼させる形態を中心に導入が進展してきました。

生物化学的変換のうちメタン発酵については、家畜排せつ物や食品廃棄物からメタン(CH4)ガスを生成する技術は確立されているものの、普及に向けては、原料の収集・輸送やメタン(CH4)発酵後の残さ処理等が課題となっています。一方、下水処理場における収集が容易な下水汚泥は、一部の大規模な下水処理場を中心に、メタン(CH4)を生成することでエネルギー利用を図ってきました。

バイオマスエネルギーを活用した発電については、2012年7月に開始した固定価格買取制度の効果により、上記の様々な類型についてこれまで以上に開発が進むことが見込まれます。

また、輸送用燃料であるバイオエタノールやバイオディーゼルは、生物化学的変換により、その大部分を製造しています。バイオエタノールは、サトウキビ等の糖質やトウモロコシ等のでん粉質、稲わらや木材等のセルロース系バイオマスを原料として製造することが可能であり、利用方式としては、ガソリンに直接混合する方式と、添加剤(ETBE32)として利用する方式の2通りがあります。一方、バイオディーゼルは、ナタネやパーム等の植物油をメチルエステル化して、そのままもしくは軽油に混合した状態でディーゼル車の燃料として利用します。国内では、余剰てん菜等未利用の原料を有効活用したバイオ燃料製造も開始されています。

また、近年では、新たなバイオ燃料製造技術として、炭化水素を生産する微細藻類を活用した燃料製造技術や、これまで燃料化が難しかった樹皮等を活用する熱化学的変換技術、いわゆるBTL(Biomass to liquid)に関する技術開発が活発に行われており、早期の実用化が期待されています。

【第213-2-17】バイオマス資源の分類及び主要なエネルギー利用形態

【第213-2-17】バイオマス資源の分類及び主要なエネルギー利用形態

水力

水力発電は、高所から流れ落ちる河川等の水を利用して落差を作り、水車を回し発電するものです。利用面から流れ込み式(水路式)、調整池式、貯水池式、揚水式に分けられ、揚水式以外を特に一般水力と呼んでいます。揚水式は、夜間等に下池の水を上池に揚げ、必要時に放流して発電するため、他とは区別されています。

2011年度末の時点で、我が国の一般水力発電所は、既存発電所数が計1,935、新規建設中のものが22に上りました。また、未開発地点は2,726地点(既開発・工事中の約1.4倍)であり、その出力の合計は約1,792万kW(既開発・工事中の約3分の2)に上りました。しかし、未開発の水力の平均発電能力(包蔵水力)は6,575kWであり、既開発や工事中の平均出力よりもかなり小さなものとなっています。これは、開発地点の小規模化が進んだことに加えて、開発地点の奥地化も進んでいることから、発電原価が他の電源と比べて割高となり、開発の大きな阻害要因となっています。今後は、農業用水等を活用した小水力発電のポテンシャルを活かしていくことが重要になります。小水力発電は、地域におけるエネルギーの地産地消の取組を推進していくことにもつながります。2012年7月に開始した固定価格買取制度の効果により、今後は小水力発電の開発が進むことが見込まれます。

なお、一般水力及び揚水を含む全水力発電の設備容量は2011年度末で4,842万kWに達しており、年間発電電力量は917億kWhとなりました(第213-2-18)。

また、国際的に見ると、水力発電導入量の日本のシェアは5%程度となりました(第213-2-19)。

【第213-2-18】日本の水力発電設備容量および発電電力量の推移

【第213-2-18】日本の水力発電設備容量および発電電力量の推移

【第213-2-18】日本の水力発電設備容量および発電電力量の推移(xls/xlsx形式:41.5KB)

(出所)
電気事業連合会「電気事業便覧(平成24年版)」をもとに作成

【第213-2-19】水力発電導入量の国際比較

【第213-2-19】水力発電導入量の国際比較

【第213-2-19】水力発電導入量の国際比較(xls/xlsx形式:44KB)

(注)
ノルウェー、インド及び世界計は2009年、イタリアは2011年の値。
(出所)
(一社)海外電力調査会「海外電気事業統計2012年版」

地熱

地熱発電は、地表から地下深部に浸透した雨水等が地熱によって加熱され、高温の熱水として貯えられている地熱貯留層から、坑井により地上に熱水・蒸気を取り出し、タービンを回し電気を起こすシステムです。我が国の地熱発電は第2次石油ショックを契機に増加しましたが、リードタイムが長いこと、開発コストが高いこと等から長年設置が停滞していました。2011年度時点で、地熱発電所は18地点に存在し、約54万kWの設備容量となりました(第213-2-20)。

一方で、2012年7月に開始した固定価格買取制度により、地熱発電の開発機運は高まっています。現在進行中の主なプロジェクトとしては、地表調査・掘削調査実施中の案件が8件、探査段階にある案件が1件、環境アセスメント実施中の案件が1件の計10件存在しています。また、これに加え、開発前の地元理解に取り組んでいる案件が非公表案件も含め複数件存在しています。この他にも、温泉井などを活用小規模地熱発電(バイナリー発電)についても、固定価格買取制度の開始により、全国の温泉地などで開発の計画が複数進行しています。

また、国際的に見ると、地熱発電導入量の日本のシェアは5%程度となっており、アイスランドに次いで世界第8位の規模となりました(第213-2-22)。

【第213-2-20】日本の地熱発電設備容量および発電電力量

【第213-2-20】日本の地熱発電設備容量および発電電力量

【第213-2-20】日本の地熱発電設備容量および発電電力量(xls/xlsx形式:43.5KB)

(出所)
火力原子力発電技術協会「地熱発電の現状と動向 2005年」、電気事業連合会「電気事業便覧(平成24年版)」をもとに作成

【213-2-21】地熱発電開発の進捗状況

【213-2-21】地熱発電開発の進捗状況

(出所)
調達価格等算定委員会(第8回)配付資料

【第213-2-22】地熱発電導入量の国際比較

【第213-2-22】地熱発電導入量の国際比較

【第213-2-22】地熱発電導入量の国際比較(xls/xlsx形式:39.5KB)

(出所)
Geothermal Energy Association, Geothermal Basics: Q&A (2012).

未利用エネルギー

「未利用エネルギー」とは、夏は大気よりも冷たく、冬は大気よりも暖かい河川水・下水等の温度差エネルギーや、工場等の排熱といった、今まで利用されていなかったエネルギーのことを意味します。

これらの未利用エネルギーを、地域の特性に応じつつ、ヒートポンプ技術等を活用し利用する等、高温域から低温域にわたる各段階において無駄なく組み合わせるエネルギー・システムを整備することにより、民生用の熱需要に対応させることが近年可能となりました(第213-2-23)。

具体的な未利用エネルギーの種類としては、①生活排水や中・下水・下水処理水の熱、②清掃工場の排熱、③変電所の排熱、④河川水・海水・地下水の熱、⑤工場排熱、⑥地下鉄や地下街の冷暖房排熱、⑦雪氷熱、等があります。

特に、雪氷熱利用については、古くから、北海道、東北地方、日本海沿岸部を中心とした降雪量の多い地域において、生活上の障害であった雪氷を夏季まで保存し、雪室や氷室として農産物等の冷蔵用に利用してきました。近年、地方自治体等が中心となった雪氷熱利用の取組が活発化しており、農作物保存用の農業用低温貯蔵施設、病院、老人介護保険施設、公共施設、集合住宅等の冷房用の冷熱源に利用されてきました。

また、清掃工場の排熱の利用や下水・河川水・海水・地下水の温度差エネルギー利用は、利用可能量が非常に多いことや、比較的に都心域の消費に近いところにあること等から、今後更なる有効活用が期待される未利用エネルギーであり、エネルギー供給システムとして、環境政策、エネルギー政策、都市政策への貢献が期待されている地域熱供給を始めとしたエネルギーの面的利用とあわせて、更に導入効果が発揮できるエネルギーです。

【第213-2-23】未利用エネルギーの活用概念

【第213-2-23】未利用エネルギーの活用概念

3.エネルギーの高度利用

(1) クリーンエネルギー自動車

クリーンエネルギー自動車には、電気自動車、ハイブリッド自動車、燃料電池自動車、クリーンディーゼル自動車、天然ガス自動車、LPガス自動車等があります。

我が国において、運輸部門のエネルギー消費の大半は、ガソリンと軽油の使用を前提とする自動車によるものであり、これを消費しない、あるいは使用を抑制するクリーンエネルギー自動車の導入は環境面等への対応の観点から非常に有効な手段です。クリーンエネルギー自動車は、その導入について価格面を中心に様々な課題がありますが、いわゆるエコカー補助金・減税等のインセンティブの効果等もあり、ハイブリッド自動車を中心に普及台数が拡大しており、加えて、2009年には電気自動車・プラグインハイブリッド車の市販も開始されました。

(2) 燃料電池

燃料電池は、水素と空気中の酸素を化学的に反応させることによって直接電気を発生させる装置です。燃料電池は、①燃料となる水素を天然ガス・LPガス、石炭、石油等の化石燃料の改質、製鉄や石油精製等の工業プロセスで生じる副生ガスとして得ることができ、更には、水の電気分解等、多様な方法での製造が可能であること、②発電効率が30~60%と高く、更にコージェネレーションシステム(熱電併給システム)として利用した場合には総合効率が80%以上とエネルギー効率が非常に高いシステムであること、③また、発電過程で窒素酸化物、硫黄酸化物を排出せず、環境特性に優れるクリーンなエネルギー・システムであることから、エネルギー供給構造の脆弱な我が国においては、エネルギーの安定供給の確保の観点のみならず、地球環境問題の観点からも極めて重要なエネルギー・システムであると考えられます。

政府としては、「定置用燃料電池大規模実証事業」として、2005~2008年度に累計3,000台以上の家庭用燃料電池を全国各地の一般家庭に設置し、実使用条件下における実証を行いました。この実証を通じ、それまで課題とされていたエネルギー変換効率のみならず、機器の耐久性の向上を確認することができました。

この結果を受け、我が国では2009年5月に世界に先駆けて一般消費者向けとして家庭用燃料電池の市場での本格的な販売を開始したところ、2012年度までの4年間で約3.7万台を超える導入が行われるに至りました。

【第213-3-1】燃料電池の原理

【第213-3-1】燃料電池の原理

(出所)
新エネルギー財団ホームページ(http://www.nef.or.jp/what/whats08.html

(3) ヒートポンプ

ヒートポンプは冷媒を強制的に膨張・蒸発、圧縮・凝縮させながら循環させ、熱交換を行うことにより水や空気等の低温の物体から熱を吸収し高温部へ汲み上げるシステムであり、従来システムに比べてエネルギー利用率が非常に高いことが特徴です。そのため、民生部門での二酸化炭素排出削減に大きく貢献することが期待されています。

高効率ヒートポンプの初期費用は、比較的高くなることから、市場化・普及までの期間短縮を図ることが必要です。また、欧米ではヒートポンプによる熱利用を再生可能エネルギーとして評価する動きもあります。エネルギー供給事業者による非化石エネルギー源の利用及び化石エネルギー原料の有効な利用の促進に関する法律施行令では、「大気中の熱その他の自然界に存在する熱」が再生可能エネルギー源として位置づけられました。

日本における空気熱ヒートポンプは近年給湯用でも導入が拡大していますが、保有の大半が空調用となっています。なお2008年には空調用で1億4000万台程度の導入があったものと推計されており、そのうち家庭用エアコンが95%程度で、業務用空調機が残りの5%を占めました。

【第213-3-2】ヒートポンプの原理

【第213-3-2】ヒートポンプの原理

(出所)
(一財)ヒートポンプ・蓄熱センターホームページ

(4) コージェネレーション

コージェネレーション(Cogeneration)とは熱と電気(または動力)を同時に供給するシステムです。消費地に近いところに発電施設を設置できるため、送電ロスが少なく、また、発電に伴う冷却水、排気ガス等の排熱を有効に回収利用できるため、エネルギーを有効利用することができます。排熱を有効に利用した場合には、エネルギーの総合効率が最大で80%に達し、省エネルギーや二酸化炭素排出の削減に貢献できます。我が国におけるコージェネレーションの設備容量は、産業用を中心として着実に増加してきました(第213-3-3)。

民生用では店舗、ホテル等、電気・熱需要の多い施設、産業用では、製薬・化学、エネルギー(ガス・石油)を中心に導入されてきました。

【第213-3-3】日本におけるコージェネレーション設備容量の推移

【第213-3-3】日本におけるコージェネレーション設備容量の推移

【第213-3-3】日本におけるコージェネレーション設備容量の推移(xls/xlsx形式:56KB)

(5) 廃棄物エネルギー

廃棄物エネルギーについては、再利用及び再生利用がされない廃棄物を廃棄物発電等の熱回収により有効利用したり、木質チップの製造等廃棄物から燃料を製造したりすることができるものです。再生可能エネルギーの1つであるバイオマス系の廃棄物エネルギーはもちろん、化石燃料に由来する廃棄物エネルギーについても有効活用等の意義があります。

廃棄物エネルギーの利用方法としては、廃棄物発電、廃棄物熱供給、廃棄物燃料製造が挙げられ、2010年度末時点の我が国の廃棄物発電の施設数は306で1,221にのぼる全ごみ焼却施設の25.1%を占めました。また、発電設備容量は合計で170.0万kWに達しました。

12
ここでの原油自給率は、日本の海外における自主開発原油は含まれず、日本の原油供給のうち国内で産出された原油の割合を示します。
13
アメリカおよび欧州OECDの中東依存度については、天然ガス液(Natural gas liquids)を含まない原油(Crude oil)のみの数値を示します。出所はIEA Oil Information(2012)
14
スーダンは、2011年7月以降、南スーダンが分離独立しています。
15
B重油は船舶のディーゼルエンジン用等に使用されていましたが、C重油等に需要がシフトし、ほとんど生産されなくなっています。C重油は火力発電や船舶等の大型のディーゼルエンジン用等に使用されています。
16
Cost, Insurance and Freightの略で、引渡し地までの保険料、運送料を含む価格を意味しています。
17
石油輸入金額は、「原油及び粗油」と「石油製品」の輸入額の合計を示しています。
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サウジ・アラムコ社の通告価格とはコントラクトプライス(CP)と呼ばれ、サウジ・アラムコ社が、原油価格やマーケット情報を参考にしながら総合的に判断し、決定します。日本を含めた極東地域に輸入されるLPガスについては、サウジアラビア以外の産ガス国も大多数がこのCPにリンクしています。
19
無煙炭は、石炭の中でも最も炭化が進んだ石炭で、燃焼の際に殆ど煙を出さず、また、火力が強いという特徴があります。
20
原料炭は、主に高炉製鉄用コークス製造のための原料として用いられています。
21
一般炭は、主に発電所用のボイラ燃料として用いられています。
22
軽水とは普通の水のことを指し、軽水炉の減速材、冷却材等に用いられます。これに対し、重水素(水素原子に中性子が加わったもの)に酸素が結合したものが重水であり、重水炉に用いられます。
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核分裂によって新しく発生する中性子は非常に高速であり、これを高速中性子と呼びます。このままでも核分裂を引き起こすことは可能ですが、この速度を遅くすると次の核分裂を引き起こしやすくなります。この速度の遅い中性子を熱中性子と呼び、高速中性子を減速し熱中性子にするものを減速材と呼びます。軽水炉では、熱中性子で核分裂連鎖反応を維持するために減速能力の高い軽水(水)を減速材として用います。また、核分裂によって発生した熱を炉心から外部に取り出すものを冷却材と呼びます。軽水炉では水を冷却材として用いるので、冷却材が減速材を兼ねています。
24
トン・HM(tHM)とは使用済燃料の重量単位でHM(heavy metal)は、ウラン及びプルトニウムの総称です。東海再処理施設では軽水炉燃料であるウラン燃料のほか、ふげん(ATR)で用いられたウラン・プルトニウム混合酸化物燃料も扱うため、このような単位を用います。
25
再処理施設では、水や空気等を使う「通水作動試験」、硝酸を使う「化学試験」、劣化ウランを使う「ウラン試験」、使用済燃料を使う「アクティブ試験」の順に、段階的に実際の運転で取り扱うものに近づけて試験を実施します。
26
電気事業者に毎年度、一定量以上の再生可能エネルギーの発電や調達を義務づける制度。
27
IEA、Photovoltaic Power Systems Programme(PVPS)によります。
28
余剰電力購入とは新エネルギー等の導入促進の観点から、各一般電気事業者が太陽光発電や風力発電等から生ずる余剰電力の購入条件を、各一般電気事業者が各社の需給状況等に応じて余剰電力の購入条件をあらかじめ設定し、これをメニューの形で示しているものです。
29
電気エネルギーを化学エネルギー等に変換して蓄え、必要に応じて電気エネルギーとして取り出せるような電池です。
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電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドラインとは経済産業省が作成・公表(1998年3月改訂)している新エネルギー、コージェネレーション等の分散型電源の導入促進に資するために発電設備を商用電力系統に連系する際の技術的指標です。
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系統の強化とは電力需給状況の変化等により、電力流通設備(送配電線、変圧器等)の容量が不足するまたは構成を見直す必要が出た場合に実施される設備的対応のことです。需給状況の変化には、需要規模・消費パターンの変化、新規大規模発電所の立地等がありますが、近年特に欧米では電力自由化に伴い、想定されていた電気の流れ(潮流)と異なる国際取引が増加する傾向にあること、及び再生可能エネルギー電源(風力等)の導入促進により、設備的な対策が求められるようになってきています。
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ETBEとは、Ethyl Tertiary-Butyl Etherの略で、エタノールとイソブテンにより合成され、ガソリンの添加剤として利用されています。