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火力発電コストを過大に将来評価 追記あり 妄言『原発比率7ポイント低下で・・ 電中研試算』の続き⑤ [電気料金制度・稼働率]

技術の向上と一般化を見落としているという点を検討してみる。その4回目。
火力発電の発電コスト
燃料単価 

燃料単価は、《LNGは価格変動が大きい一方、石炭は低位安定的に推移。》と言われている。そこでLNG価格を検討してみる。2013年度の発電比率は、火力発電全体で89.6%、LNG発電41.1%、石炭火力発電33.3%、石油火力15.2%であり、影響は大きい。
なお石油天然ガス・金属鉱物資源機構JOGMECが2017年7月20日公表の「天然ガス・LNGに関する最新動向」に拠る。https://oilgas-info.jogmec.go.jp/pdf/7/7990/20170719_tamura.pdf

日本向けJLC(全日本着平均LNG輸入価格)、日本着LNG価格は2012年7月に18$/MMBtuになったのち2015年まで 17~15$にあったが、2016年6月には5.9$/MMbtuと2005年以来の安値水準をつけ、その後若干の上昇し2017年5月は8.6$/MMBtu。2013年度は現在に比べ倍近い価格にあった。
日本向けLNG契約は、原油価格連動(注・・原油価格・$/BBLの6分の一が目安)による価格決定方式が主流で全日本着平均LNG価格には約3~5ヶ月遅れて反映されるので、価格動向をよりビビットに生き生きと表すスポットLNG価格を経産省公表値で見てみる。2017年5月(契約)は5.7$/MMBtuと、油価連動の全日本着平均LNG価格に対して割安な水準で推移。中期的にも、油価連動の全日本着平均LNG価格に対しスポットLNG価格が安値の現状で推移する可能性が高い。
20170719_tamura天然ガス-3.jpg

2016年の世界のLNG取引は2.64億㌧ 、契約期間が4年以下のスポット・短期の取引は全体の28%。(日本の2016年LNG輸入量は約83百万㌧ 、スポット・短期の取引は豪州等の長期契約に基づく取引増加により前年24%から18%に減少。)天然ガスNGを圧縮し液化するLNG生産能力は、豪州・米国を中心に、2020年頃までに1.1億㌧/年の大幅な増加見通しで、2018~20年頃には需要より生産・供給が6,000万㌧/年ほど多くなる。
経済的には、この6,000万㌧/年ほどが需要増大で無くなるようになる、需給均衡が見込まれると価格が上昇する。その需給均衡の早期化、価格高騰は、「想定外」の供給障害、建設遅延で「懸念」される状況にある。そうした中、米国産 LNGのTellurian社は、2023年から5年間・2028年までの契約で日本着8$/MMBtuの固定価格で売り込んできている。


日本向けLNG契約は、原油価格連動による価格決定方式が主流だから、原油価格を見てみる。2013年度は100ドル/バーレル・BBL位から2017年は50ドル位になっている。中長期的には、石油輸出国機構(OPEC)加盟国の主要閣僚の1人、イランのザンギャネ石油相の「OPEC加盟国はシェールオイルの存在を念頭に、1バレル=60ドルを超える北海ブレント原油価格の上昇を目にすることに乗り気でない」との発言が示すように、60ドルで頭が抑えられている。日本向けLNG契約の原油価格連動では、8.6~10$/MMBtuで推移すると見られる。

火力発電コストを将来評価は過大
電中研の研究の2013年は、現在の倍近い価格にあった。その2013年価格のままで2030年度の発電コストを推計、研究したのだろうか?不明である。そうだとしたら、2030年度の火力発電の発電コストは過大に推計されている。

追記 電中研の研究の12頁に「化石燃料価格も長期エネルギー需給見通しで用いられた数字を利用している。」とある。それで参考文献に記述のある経産省の2015平成27年の「長期エネルギー需給見通し」を見たが、発見できなかった。それが、資源エネルギー庁の2015平成27年7月の「長期エネルギー需給見通し関連資料」の63頁に見つけた。それでは単位が$/t で2013年度836.08、2030年度751.22とある。2030年度は2013比で89.8%、大まかには14$/MMBtuである。関連資料は http://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subcommittee/mitoshi/011/pdf/011_07.pdf

JLC日本着LNG価格は2013~2015年まで 17~15$にあったが、それ以降は安値になり2017年5月は8.6$/MMBtu。現在は2013年度比53.8%で、研究の想定より40%は安い。電中研の研究は、2017年11月に公表されているのだから、この大幅低下の流れを織り込む事は可能であったし、すべきであった。そうしなかったのは、知的怠慢・怠惰と批判されても仕方あるまい。追記終

仮に①LNG価格を2013年度の16$/MMBtuと2030年度は8.6$/MMBtu、②2030年度に原発の発電比率・2013年度0.9%からゼロに、LNG発電の41.1%が42%になった=LNG量102%になったとしても、LNG発電の発電コスト・燃料代は2013年度の54.9%になる。発電比率を政府想定ではLNG27%程度、原発22~20%としている。これを原発ゼロ%、LNG49%としても、LNG発電の発電コスト・燃料代は2013年度の64.0%である。LNG発電の熱効率・発電効率の向上を織り込めば、量が少なくなるから発電コスト・燃料代は更に小さくなる。つまり、LNG発電、ひいては火力発電の電気代は安くなる。


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Power to Gas(PtG)で石炭火力発電と再エネ発電がリンク 妄言『原発比率7ポイント低下で・・ 電中研試算』の続き⑥ [電気料金制度・稼働率]

技術の向上と一般化を見落としているという点を検討してみる。その5回目。

火力発電と再エネ発電の相性

太陽光発電(Photovoltaics: PV)や風力発電は、Variable Renewable Energy: VRE(変わりやすい,変化しやすい、継続[更新]できる.再生可能な.自然に補給される、エネルギー)自然変動電源という。水力発電はVariable(変わりやすい,変化しやすい)という点がない。日本に豊富なgeothermal power地熱を利用する地熱発電も、発電量がVariable(変わりやすい,変化しやすい)という点がない。温泉とは高温温水を採る深さを変えれば良いのだし、自然景観を壊すというのも水力発電のダムや砂防ダムと比較均衡を考えれば大問題だろうか?。
PVや風力発電は、ダムや地熱ほど立地を選ばない。この二つを中心に再生可能エネ電源が拡大している。電気電力の需要は、昼間の昼頃にピークがあり夜間に向かって小さくなる。だから時には、風が吹けば働く風力発電や太陽光が在れば電気を起こすPVの電力が余ってしまう。
余剰電力は、電力を捨ててしまう、発電機を止めてしまう方法も採れるが、それは勿体無い。蓄電して不足の時に使おう。電力を蓄える方法は色々ある。欧州では、発達していた国際電力線網や国際取引を使い、夜間などの余剰電力を安く国際市場に出し、それをスイスやノルウェーの水力発電の会社が買ってダムに揚水に使い、電力価格が高くなる昼間にダムで発電して売るという形が採られた。余剰電力をダムの貯水に姿を変えて蓄える方法だ。2017年に九州電力も使って話題になった。
似た方法に、余剰電力を使い大気を圧縮して、その圧縮空気をボンベ・タンクに蓄え、電力不足になったら解放して風力発電で電力に戻すやり方もある。この圧縮空気ボンベ・タンクは、置く場所をダムや地熱発電のようには選ばない。
蓄電池を使う方法もある。ただ蓄電池は、一か所大規模集積には安全上向かない。それで、自動車を電気自動車として、搭載した蓄電池に余剰電力を蓄え、それを自動車の動力として利用する方法が、中国や欧州で行政規制・権力的に推進されている。蓄電池は小型分散しているが、「塵も積もれば山となる」で全体では大容量の蓄電池として再エネの余剰電力活用に役立てる戦略だ。ただし、蓄電池を作る原材料に限りがあるという問題がある。
もう一つ。Power to Gas(PtG)というのがある。主に風力発電を中心とした再生可能エネルギー発電で発生した余剰電力を利用し、①水を電気分解して水素を取り出す、あるいは②その水素と二酸化炭素を混合反応させて合成メタンガス=天然ガス(SNG/Synthetic 合成の Natural Gas/ Sugstitute 代替の、代理の Natural Gas)を取り出す方法である。生成された水素やSNGはNGに混ぜて都市ガスや発電に用いる。さらに合成メタンガスを作り更に進めて、メタノール(メチルアルコール) を作るGas to FueL(燃料)という方法、直鎖の炭化水素など化学製品原料として利用できる化学物質を作るGas to Liquid(液体の)という方法も研究されてる。
CO₂の処理の場
PtGではSNG・合成の天然ガスを作るには二酸化炭素が必要だ。その二酸化炭素を大量に入手する現時点での方法は、大規模工場や石炭火力発電所の排気から回収することである。火力発電は、排出される二酸化炭素が大量であることが問題になっている。その二酸化炭素を分離・回収する技術は、確立されいる。回収された二酸化炭素ガスの行き場は、大気圏外でなければならない。海は廃棄を行わない国際的に合意がロンドン条約で成立している。困った。その行き場の一つが、PtG。PtGで、再生エネ発電の困りものの余剰電力と、火力発電の困り者の多過ぎる二酸化炭素がリンクし結び付きSNGが生成することになる

再エネ電力 5~7円以下が必須、柴田 喜朗氏の研究

柴田 喜朗氏の研究「我が国における Power to Gas の可能性」(日本エネルギー経済研究所発行、エネルギー経済 42(1), 32-49, 2016-03。http://eneken.ieej.or.jp/data/6442.pdf )では、1充放電当たりのコストと時間・周期を試算結果が出ている。
図 蓄エネルギー技術

6442PtuG-5-12.jpg
 


そして、価格条件を推計している。①PtuGの設備費が半額になる。水を電気分解する電解装置の設備費は、現在100万円以上が43万円になるなど②設備利用率100%との条件で、合成メタンガスSNGが(A)輸入LNGの価格と張合えるには再エネ電力価格が3円/kWh以下である(B)都市ガスは価格が高いので電力価格7円/kWh以下ならSNGは向こうを張れると試算結果を示している。火力発電の困り者の多過ぎる二酸化炭素の引き受け場として、その引受料収入で電力価格の上限条件は緩む蓋然性はあるが、何れにせよ、再エネ電力の価格低下は必須だが、技術的可能性は?



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避難検証県委員会・第2回感想めも① [東電核災害検証・避難県委員会]

感想めも
新潟県原子力災害時の避難方法に関する検証委員会(平成29年度第2回)2018平成30年1月12 日(金)
資料などは http://www.pref.niigata.lg.jp/genshiryoku/1356877582245.html

⑴避難で論議する範囲
⑵論議の目的

第1回の議論 議事録19~22頁から抜き出す  http://www.pref.niigata.lg.jp/HTML_Article/59/502/290919gennannhinanngiziroku.pdf


澤野委員
避難所運営が始まって、それから終わって帰ってくるところまで議論するのか、いや、そこまでやらなくても、この委員会では広域避難をして避難所まで行ったところまでを検証の対象にするのかというところを、ある程度決めておかないと、あとで話が拡散してしまうのではないか 

山澤委員
P A Z ( 即時避難区域) 内の人は予防的に出て行って、放出がなかった場合は戻れますよね。ただ、U P Z ( 避難準備区域) 内でO I L 2 、要するに線量率が上がって20 マイクロシーベルトを超えるような場合で出て行く。多分、すぐに帰れるということはありえないと思うのです。そうすると、ここで議論するべきなのは、出て行くところまでが限界であって、帰るところというのは、多分、なかなか議論にならないのではないかと思います。

関谷委員長
。今、山澤委員がおっしゃったように、「外に出るまで」を対象にするというのも考え方ですし、あるいは、佐々木委員がおっしゃっていたように帰還までを含め長期的な避難「帰るまで」を対象に含めるというのも、また一つの考え方だろうとは思います。検証対象に含めるかどうかは別にして、そういう問題もあるということを認識して議論を進めたいと思います。

大河委員
原子力災害対策特別措置法、この法の目的が原子力災害から国民の生命、身体及び財産を保護することを目的とする、とあることからすると、例えば、福島第一原子力発電所事故から放射性物質が異常な水準で放出されている事態としては現在も続いていますので、実際、家に帰れるところまで、避難指示が解除されて家に帰れるところまでを含めて原子力災害として、その原子力災害から国民の生命、身体及び財産を保護するということに基づいているのかなという理解を私はしておりました。

関谷委員長
原子力災害というのは法律上は帰るまで、緊急事態宣言が終わるまでを原則としては含めなければいけないというのはそのとおりだと思います。ただし、それを前提として、この委員会でどこまでを議論するかは少し整理していかなければいけないと考えております。

江部委員
医療のほうは割と短いスパンで考えることが多いのですけれども

避難を大きく定義すると帰るまでということになると思いますけれども、中長期の場合はそちらのほうの分科会(注 生活・健康に関する委員会)の範ちゅうになるのかなという印象があって、とりあえず、これは避難所などどこかに収まるところまで、区切って考えたほうが出やすいのかなと思うのですけれども、いかがでしょうか。

清水委員
避難という言葉自体は最終的に帰るところまでが避難だという、避難状態ということだと思いますが、この検証委員会では、安全な避難方法について検証するということで、まず、短期的に避難所までの避難をどういうふうにするのかということについての検証をすることに主眼が置かれているのかなと思い

関谷委員長
東京電力福島第一原子力発電所事故の避難の実態を考えると、緊急的に避難した場所でそのまま生活をはじめ、そのまま長期的な避難生活を送るというパターンが多い。緊急時の対応が長期的な避難生活まで影響するというのが、事実なのだろうと思います。だからこそ避難をどこまで含めて考えるかということだ

佐々木委員
、P A Z やU P Z という、いわゆる距離と範囲に関する枠組みがあるわけです。これは中越沖地震や、あるいは特に福島の事例を見ていく中で、その区分自体がどうなのかということも検証していく必要があるのではないか。
つまり、事故の際にはプルームなど風向きで不規則に放射性物質が広がっていきますよね。そうすると、5 ㎞ 以内と機械的に対象区域を設定して避難計画を作るということが、福島の現実に照らし合わせてみてどれだけ有効なのかということも、やはり検証されるべきだと思います。「実効性ある」避難計画には、この地域区分の妥当性の問題を避けて通れないと思います。
関谷委員長
国の制度は整合性があるかどうかという点は、本委員会の検証対象とせざるを得ないと思います
国の制度としてU P Z 、P A Z の仕組みがどうのというのは、本委員会で検証してもどうしようもないところではないかと思いますので、第一に、新潟県にローカライズして、新潟県内で避難が可能かという点を実効的に検証するのがまず主眼になろうかと思います。
その上で、第二に、本県においてU P Z 、P A Z という考え方が果たして適合的なのか、1 0 ㎞ 、3 0 ㎞ という距離が、地域の距離にあわせて現実的なのかということを検証すべきということではないかと思います。

佐野委員
放射性物質の影響範囲は、当然、風向きの影響を受けるので、5 ㎞ で杓子定規に適用するべきではないと思います。また、避難先の方向に風が吹いている場合もあるわけです。新潟市に逃げることになっていても、風向きによっては、必ずしもそちらに逃げることがいいのかどうかといった議論も併せてしていただけるといいのではないかと思います。

山澤委員
風向き次第のところも確かにあって、今回福島での被ばくで何が一番大きかったかというと、グラウンドシャインと呼んでいますけれども、地面に沈着した放射性核種からのガンマ線が、そこにずっといることによって、長期になると線量が上がるということを一番危惧しています。空中を飛んでいるプルームからの外部被ばくは小さな値だと評価されています。
内部被ばくについては現在精査中で、確定的な値はまだ出ていないのですけれども、吸入によるヨウ素の内部被ばくは注意しなければいけない。多分一番は、地面に沈着した状況ですので、風向自体でふらふら避難するのはどういったものかというのは、今の原子力規制委員会の考え方です。ある程合理性はあると思います。
ただ、プルームに対して吸入の内部被ばくをできるだけ避けるべきという観点では少し考えておく必要があるということは、議論の対象になるかもしれないという気がします。


この議論が第2回目では、資料1〈第1回委員会における今後の進め方に関する意見について〉の「避難〉定義の欄に、事務局( 県防災局 原子力安全対策課)によって纏められ、検討された。

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妄言『原発比率7ポイント低下で・・ 電中研試算』の続き④ [電気料金制度・稼働率]

技術の向上と一般化を見落としているという点を検討してみる。その3回目。
火力発電の発電コスト
熱効率 生じる熱エネルギーを電気エネルギーで取り出せる割合を、発電の熱効率とか発電効率という。
LNG発電、石炭発電の熱効率は、技術的には日本のLNG発電は《1500℃級のガスタービンを実用化し、熱効率52%を達成。》《我が国の石炭火力は、現在、微粉炭火力の超々臨界圧”USC”が最高効率の技術として実用化》図では熱効率42%であると資源エネルギー庁の資料には記述されている。(資源エネルギー庁の平成25年4月資料「高効率火力発電の導入推進について」 https://www.env.go.jp/council/06earth/y060-113/ref02.pdf や平成24年2月資料「火力発電について」の記述よりhttp://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_problem_committee/013/pdf/13-7.pdf
発電装置、発電所の熱効率は良くなっている。
《火力発電所の平均熱効率の推移をみると、1950年代初期には20%以下の水準であったが、蒸気の高温高圧化等の技術革新によって1970年度には発電端効率で38%弱の高水準を達成していたが、さらに改善が図られ、ここ数年複合サイクル発電技術の利用が本格的し、43%近くまで効率が上昇してきた。》(ATOMICAの日本の部門別エネルギー消費(産業部門およびエネルギー転換部門) (01-02-03-06)の2017平成29年02月更新の記述を引用 http://www.rist.or.jp/atomica/data/dat_detail.php?Title_No=01-02-03-06

発電効率a.jpg

火力発電所の平均熱効率が43%近くなのは2017年02月だが、その後の2017平成29年10月に商業運転を開始した中部電力株式会社の西名古屋火力発電所7-1号は、GEパワーのガスタービン7HAと東芝製蒸気タービンを活用し、発電効率62%以上である。2020年度までに運転開始が予定されているLNG発電は30基(1590万kW)はこの高い熱効率だろうし、石炭発電3基(220万kW)も46%以上の熱効率だろう。
熱効率向上で発電コスト低下
新設や更新などで日本の火力発電の平均熱効率、発電効率が向上すれば、投入燃料の量は減少する。燃料単価が同じなら、発電コストの低下である。この点、平均熱効率、発電効率を、電中研の研究では、どう扱い、幾つとしたのか。2020年の数字は、先程の計画などを基に信頼性のある数字が出せるだろう。2030年度は、どうか。2013年度に較べどれ位、平均熱効率、発電効率が向上し、投入燃料が減少すると、その予測を電中研の研究ではしているのだろうか。数字は?

《○火力発電所の建設計画から運転開始まで要する標準的な期間は10年程度。》《2030年には石炭で約3割(図では35基)、LNGで約5割(図では60基)、石油では約9割が運転開始40年を超過。》と資源エネルギー庁の資料にある。これから更新を迎える基数は多い。立案され公表される更新や新設を、どう扱ったのか。仮にそれで平均熱効率、発電効率が2013年40%から2030年56%に向上すれば、投入燃料は約4割減少する。発電コストは約4割安くなる勘定になる。電中研の研究では明かされていない。
建設費を回収するための減価償却を行う、法定耐用年数は石炭火力で15年、LNG火力で15年である。政策的に商業運転を開始=法定耐用年数のカウントダウン開始から10年後に更新計画の立案を義務付けて、熱効率向上を促したりすれば良いのではないか。


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妄言『原発比率7ポイント低下で・・ 電中研試算』の続き③ [電気料金制度・稼働率]

発電技術の向上と普及、省エネ技術の向上と一般化を見落としているという点を検討してみる。その2回目。
電中研の研究では、石炭火力発電の発電比率が欠けている。それで研究でも用いている、政府の2015平成27年の長期エネルギー需給見通しの8頁の政府想定の比率で補った。見通しのPDF http://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subcommittee/mitoshi/011/pdf/011_05.pdf

研究報告書Y17502-17c.jpg
発電に掛かる燃料費の3本の式
発電に掛かる燃料費は、2030年度は電中研の研究では次のように述べている。
基準ケースでは原発比率22%で燃料費22A円、LNG火力発電は27%で燃料費27L円、石炭火力発電は26%で燃料費は26C円で総燃料費は5.3兆円。22A+27L+26C=5.3・・式・基準

LNG補填ケースでは、原発比率15%で燃料費15A円、LNG火力発電は34%で燃料費34L円、石炭火力発電は26%で燃料費は26C円で総燃料費は5.8兆円。15A+34L+26C=5.8・・式・Ⓛ

再エネ補填ケースでは、原発比率15%で燃料費15A円、LNG火力発電は27%で燃料費27L円、石炭火力発電は26%で燃料費は26C円で総燃料費は5.2兆円。15A+27L+26C=5.2・・式・再

電中研の研究では、総発電量は《2030年度時点の電力需要を2013年度とほぼ同レベルまで抑え》られ101.4%と若干増になるとの政府想定を用いている。だからその2030年度の総発電量に対する比率は、2013年度のそれと同じであると扱える。
2013年実績と食い違う、何故か
それで式・基準、式・Ⓛ と式・再、この3本の式を解いてAとLとCの値を出し、2013年度の総燃料費を出してみた。

例えば、式・基準から27L+26C=5.3-22A、式・再から27L+26C=5.2-15Aだから27L+26C=5.3-22A=5.2-15A。
5.3-22A=5.2-15Aから5.3-5.2=-15A+22Aとなる。だから0.1=7A、A=1/70。原発比率1%の発電コストは、1/70兆円とでる。
同様にして、L=LNG火力発電比率1%の発電コスト、C=石炭火力発電比率1%の発電コストの値を出す。その3つの値で2013年度の総燃料費を出そう。

2013年度の実績は原発の発電比率は0.8%、LNG火力発電は41.1%、石炭火力発電は33.3%で総燃料費は9.2兆円。0.8A円+41.1L円+33.3C円では幾らになるか。約6.8兆円となり、2013年度の実績9.2兆円と約2.4兆円・25%小さい。何処がこんなに違うのか。


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