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はてなキーワード: 電コとは
河野太郎のポストは、価格補助ではなく「効率化と転換」を直撃する支援に振るべきだ、低所得には給付付き税額控除でピンポイントに、炭素に価格をのせつつ税収は一般財源で広く減税や社保料に回せ、といった中身である。
https://x.com/konotarogomame/status/1960596869995995415
国際事例と照らすと筋が良い主張が多く、案の定多くのネガティブ意見が散見された。
IEAは消費者向け化石燃料補助が市場を歪め、誤った価格シグナルを出し、財政負担を肥大化させ、クリーン投資を阻害すると繰り返し書いている。
補助金で価格だけ下げるより、断熱、効率家電、HEVやEVの初期費用を支えるほうが使用量そのものを恒久的に減らせる。
特例税率53.8円/Lは国税庁の資料に明記されている。https://www.nta.go.jp/publication/pamph/kansetsu/9120.pdf
導入は1974年の臨時措置に端を発し、形を変えつつ延命してきた経緯も各種解説が一致している。
例：
https://www.dlri.co.jp/report/macro/495361.html
ここは「税体系の総点検」をかける論点で、河野の主張とも両立する。
一方「二重課税」について。
消費税が個別消費税を含む価格に課税される設計は国際的に普通で、EUのVATでも課税標準に「税、賦課金等を含む」と明記されている。
違和感は理解できるが、法技術上は標準仕様だ、というのが冷厳な現実だ。
「乱開発の副作用」は政府も公式に認めており、環境省ガイドラインは土砂流出、景観、生態系への影響を具体的に列挙している。
コストはLCOEだけでなく統合コストを見るべきで、資源エネ庁の発電コスト検証も、モデルプラント費用と系統側の追加コストを併記している。
原子力が高い/安いの単純断言より、「電源の組み合わせ最適化」で語るほうが現実的だ。
ここは設計次第。
価格を一律で薄く下げるより、「ターゲット給付」を厚くするほうが効く。
海外ではカナダが連邦カーボンプライスの還元を家計に定額で戻し、農村加算も上乗せしていた。
フランスは低所得層向けEVの社会リースを政策化し、初期費用バリアを月額化している。
日本も、地方係数や走行距離実態を加味した「限定的かつ厚い」支援のほうが予算効率は高い。
ICCTの最新横断LCAは、地域差や電源構成を踏まえてもBEVのライフサイクル排出がICE比で大幅に低いことを更新している。
送配電ロスは日本で概ね数％台で推移し、車両効率差とLCA全体で見るとBEV優位が崩れにくい。
乱開発リスクは前段のとおり是正中、ここは「どう導入するか」の問題であって、技術全否定に飛ぶのは早計。
歳出の質を上げるのは賛成。
しかしエネルギー価格補助の恒常化こそ「次に繋がらない大出費」になりがちで、上述したIEAは補助金の弊害を総論で整理済み。
限られた予算は、効率化投資やピンポイント給付に振ったほうが持続的だ。
長文なのは同意だが、主張の核は「価格シグナルを歪めずに、脆弱性を下げる投資に切り替えよう」で一貫している。
補助で価格を下げる政策は、次の高騰で同じ痛みが返ってくる構造的欠陥がある。
フィンランドは1990年に世界初の炭素税を導入し、税制改革で所得税や社保負担の軽減に充当してきた歴史がある。
価格を付けるが、家計の可処分を別の形で戻す、というやり方は各国で普通にやっている。
日本でやるなら「一般会計に入れて社会保険料や所得税を軽くする」とセットで明記すべき、というのが河野の言い分で、これはまっとうだ。
短期の値引きは人気だが、問題は「効かなくなるのが早い」こと。
断熱、効率機器、ハイブリット車やEV支援は一度効けば電力や燃料の使用量を多年にわたり下げる。
構造的にこっちが強い。
暫定の看板で半世紀は長すぎる。
税体系の総点検で、どの税目にどんな目的を持たせるかを透明に再設計すべき。
ここで「炭素の価格付け」と「他税目の軽減」を同時にやるのが国際標準の解法だ。
需要側投資とターゲット給付は、家計の毎月の支出を細くしつつ、公平に支える。
日経が「デンソーが走行中ワイヤレス給電で約50時間かけ500km達成」と報道した。
https://www.nikkei.com/article/DGKKZO90879320V20C25A8TJK000/
https://finance.yahoo.co.jp/news/detail/26160791d5b00e5619bf133ca6878fb817032097
デンソー公式の距離・時間の一次リリースは未確認だが、真偽は「距離数値は準公式、技術実証自体は整合」扱いが妥当だ。
この技術の優位は「停車充電の削減」「電池小型化」「フリート用途の稼働率向上」にある。
一方で課題は、「インフラ初期費用」「標準・相互運用」「保守耐久」「ビジネスモデル設計」で、とてつもなく大きい。
世界での実証は加速中で、米デトロイトの公道パイロット、伊A35の“Arena del Futuro”、ENRXの高出力実証などがある。
まずはバス、配送、シャトルなど限定ルートでの面展開が現実解だ。
日経のスクープを金融メディア等が伝聞形式で要約。デンソー広報コメントは「実用化に向けた水準引き上げ」程度で、距離の一次公表は見当たらず。よって「走行中給電による長時間連続走行の実証」は整合性が高いが、「500km」の数値は準公式扱いが適切。
世界のパイロット（米・伊・他）やENRXの実測レンジから、長時間連続運転・高効率・高出力は技術的に十分射程内にある。
広域展開の主役。停車は必要だが既存インフラ・標準・課金が整備済み。ピーク電力対策と系統強化がカギ。
ガレージやバス停、信号待ちの「セミダイナミック」に相性が良い。位置合わせ精度が実効効率の鍵。
停車時間は短いが規格統一や在庫・資本コストが重い。限定地域や限定車種に向く。
配車が固定的なフリート（バス・シャトル・配送）で稼働率を最大化。限定ルートへ段階的に敷設し、静止型と組み合わせて面を拡大する戦略が合理的。
都市シャトル、空港・港湾、工場内搬送、BRTや路線バス、定期配送の幹線ルートであろう。これらは「ルート固定・滞在時間制約・回送削減メリット」が大きく、職業ドライバーの稼働を最大化できる。公道パイロットの設計思想は、まず短区間からの段階導入である。
突発性難聴ってたまに聞くけど本当に突発でなるんだなーとか入院する事あるんだとか、入院めんどいなとか思ったことのメモです。
あくまでも素人のメモなのでもし医学的にだったり制度的におかしな内容がある場合は俺の勘違いの可能性が高いです。
工場（間接部門）で働いている。間接部門なので現場よりは静か、難聴になるほどのうるささではない。
一人で入院できてえらい。
EVが登場して数年経つわけだが、実際にEVに乗っている人ってどれくらいいるのだろう。
近い将来、ガソリン車は無くなってEVに完全移行するという話もある中で、EVに乗り換えるべきなのか、とても悩む。
自分の周りの人でもEVに乗っている人は少しずつ増えてきているようにも感じる。
ただ、それでも世界に比べると日本って全然普及してなくない？とも思う。
日本でのEVが世界に比べて普及していない理由とかを調べてみて、メモとしてここにまとめてみた。
（有識者の方いましたら、認識が誤っている点や他の意見など、色々と指摘をいただけると嬉しいです。）
→安いEVも少しずつ出てきてはいて、さらに購入者への補助金などもある模様
管理組合の同意が必要で、他の住民に反対されて設置できないことが多いらしい。
→実は設置数は増えてきているが・・・（詳細は下記）
遠出する時に充電スポット探すのも面倒。
→以前に比べて少しずつ伸びてきてはいる模様
急速充電でも80%充電に40分かかる。
ガソリン車なら数分で給油できるのに、こんなに待てない。
電力供給が不安定な時期にはさらに高騰するし、経済的に負担が大きい。
→まあそれでもガソリン車に比べたら安いはず
日本のメーカーはガソリン車やハイブリッド車に力を入れてきたから、EVのラインナップが少ない。
→これも少しずつ増えている
普及しない理由は主にこんなところだと思う。
ちなみに色々と調べてみると、充電器は意外と結構増えているらしい。
街中でEV車はそれほど見かけないのに、なぜ「使われない充電器」がたくさんあるのか
https://www.itmedia.co.jp/business/articles/2407/03/news030.html
詳細は上記の記事を読んでもらった方が早いが、記事の内容を要約すると・・・
政府は2030年までに30万口の充電器を設置する目標を掲げている。
だから充電インフラビジネスが急速に進んで、多くの企業がこの分野に参入してる。
充電インフラがどんどん増えてる一方で、稼働率の低さが目立つのがテラチャージ。
稼働率が低いってことは、要するに全然使われていないということ。
X（Twitter）の「株夫（@kabuo2024）」という方の調査だと、テラチャージの稼働率は他社と比べてかなり低いらしい。
例えば、2024年6月15日の調査では、テラチャージの稼働率は0.5%とのこと。（2182基あって12基しか使われていない。）
千葉県山武市では、2014年から2024年までの10年間で急速充電器が415回しか使われず、約2200万円の赤字が出ている。
これは補助金が出るからって安易に設置した結果、使われない充電スポットになってしまった典型例。
定額プランなど柔軟な料金体系を導入している充電設備会社の充電器は、稼働率が高い傾向にある。
テラチャージは「完全無料」で充電器を設置・運用するプランを提供しているが、「完全無料」を実現できるのは、国の補助金が背景にあるから。
経済産業省はEVインフラ整備のために多くの補助金を出していて、2024年度の補助金は前年度の倍となる360億円に増額されている。
この公的支援のおかげで、テラチャージは積極的に充電器の設置を進めることができる。
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まあざっとこんなところ。
これを見てると、補助金使ってとりあえず充電器を増やしまくってるけど、結局使われてないんじゃ意味なくない？とも思う。
もっと使われるように設置を進めていかないと、そもそも充電インフラが整ってきたとは言えないなと。
そして経済産業省は補助金を活用して設置した充電器の稼働率を公表することを義務化した方がいい。
国民の税金が使われている以上、意味のある使い方をしてほしい。
少し脱線したが、結論として、日本でEVが普及するための解決策は、以下のような点になると思う。
政府やメーカーは、EVの価格をガソリン車やハイブリッド車と同程度に引き下げる。
EVの購入時に利用できる補助金などもあるが、根本的に量産効果や技術革新によってコストを下げることは必要かなと。
補助金に頼るだけでなく、実際の利用データに基づいて充電インフラを戦略的に配置することが必要。
特に需要が高いエリアに重点的に設置することで、稼働率を上げることができると思う。
技術開発を進めて、長距離移動の際の不安を解消できるように、EVの航続距離を大幅に延ばすことが必要。
急速充電技術の開発を進めて、充電時間を大幅に短縮することが必要。
バッテリーの寿命を延ばし、故障率を低下させる技術開発を進めること。
日本でEVが普及しない理由は多岐にわたるが、価格、インフラ、技術の問題が主な原因。
これを解決するには、政府と企業が連携して、価格を引き下げ、充電インフラの戦略的配置、技術開発を進めることが不可欠かなと。
しかし店舗によって休憩室の防音設備が違うため、パチンコのうるさい音が聞こえてくる店舗もある。
大抵のところは無料で使える。これも休憩室にあることが多い。
打たずに充電だけしてると店員に怪しまれる可能性があるので注意
店舗によっては無料会員登録でモバイルバッテリー貸出あるので、不安な人はそっちを使った方がいいかも
パチンコ台に1万突っ込む→返却を押すとカードになって戻ってくる→払い戻し機にカードを入れると千円札になって返ってくる
雨の日に傘を貸し出してくれる。
ちょっと調べたら新宿みたいな都心のパチ屋でも無料コインロッカーあるらしくて凄い
ここに書いたサービスは全ての店舗にあるとは限りませんが、近くのパチ屋の無料サービスを把握しておけばいざという時に役に立つかも
おつかれでっす。引用してる箇所は「発電量が低迷する理由」の説明だよね。それは原発のコスト競争力とは別の話。フランスはARENH（EDFに課せられた、固定価格販売制度）があるので、原発の発電コストの高さ自体が即座に売電量の低下につながるわけではない。設定された価格で安く売らなきゃいけないルールがあるから、買い手はつく。
だからこそ、全体を読めば、EDFの原発電力がコスト競争力を持っていないゆえに恒常的な赤字体質になってることがわかるんじゃないかな。ARENHの固定価格が5.5円/kwhと書いてあるでしょ。これ、既存原発の老朽化更新コストとか新設コストがなくても、もともとEDFでは利益が出ない（稼働率が落ちると逆ザヤ）の水準なのね。このARENHの固定価格がどう決められてるかというと、策定時点で「再エネ他と競争力ある価格で新規参入事業者が卸電力を購入して再販できる水準」だった。ARENHの設定と卸市場価格は2015年頃はARENHのほうが高かったせいで買い手が0になってたけど、今は卸電力価格の上昇によってARENHの方が安くなり、買い手が増えた。でも買い手が増えてもEDFとしては（収益的には）いいことがない。せっせと稼働させてどんどん赤字を作ってる状態。
さすがにこれはまずいってことで、ARENH制度改革で2026年からは9円/kwhで売れることになったんだけど、この価格で再エネ相手に戦えるかどうかはかなり怪しい。2023年に入って中国産PVパネルが異常な安値になってるのはご承知の通り。19セント/kwぐらいになってて、ドイツ・オランダ・米国・オーストラリアでは普通の家でフェンスにしてるってニュースが出てるぐらい。もちろんただ並べてるだけじゃなくて自家消費したり系統接続したりしてるわけで、PVのコスト低下は上の記事が書かれた時点からさらに加速してる。フランスでも屋外駐車場に設置を義務化したりPVの展開がどんどん進んでる。こんな状況でARENH改革でEDFが卸電力をいままでより高く売れるようになっても、その値段で買ってくれる新電力会社や需要家はどれぐらいいるのか、という話になるわけ。
もちろん読んでるけど、それはおれのコメントのどこに関係してくるんだろうか。
ちなみに元増田の言う通り、欧州の原発の一部はすでに需要ベースの出力制御を始めてるけど、出力調整でコスト割れ〜マイナス価格での売電量を抑えることはできても、「再エネに対して多くの時間帯でメリットオーダーで劣位」という根本問題は解決できていない。
電力自由化が「祟り神」かどうかはともかく、電力自由取引市場が導入された国や地域では割高な発電コストが原発に引導を渡す、というのは元増田の言う通りで、ほぼ確定した流れ。エネルギー安全保障という曖昧な名目のために再エネより割高な電力を買ってくれる消費者や需要家はいないし、事業者だって原発が儲からないビジネスなら手を出さない。
能登沖地震でも、EV車にはメリットがあるじゃん。充電コストが安いし、災害時には電源として使えるし¹²。バッテリーの寿命も長くなってるし³、寒さにも強くなってるし⁴。充電スポットも増えてるし、補助金や減税も受けられるし。
ロシアだってEVに興味があるんだよ。政府がEVの普及を促進する施策を打ち出してるし、国内のEVメーカーも活発に開発してるし。EVは環境にも優しいし、走行性能も高いし、将来の主流になる可能性が高いんだよ。
EV車を馬鹿にするなんて、時代遅れの考えだよ。もっとEVの魅力を知って、目を覚ませよ。
(1) 電気自動車(EV)とは？メリット・デメリットもあわせて解説し .... https://enechange.jp/articles/electric-vehicle-merit-demerit
(2) 電気自動車（EV）のメリットとは？購入前に知っておきたいこと .... https://evdays.tepco.co.jp/entry/2021/03/22/000001
(3) 電気自動車のメリット・デメリット [電気自動車・EV] All About. https://allabout.co.jp/gm/gc/420215/
(4) 電気自動車（EV）のメリットとデメリット。普及しない理由は .... https://www.zurich.co.jp/car/useful/guide/cc-evcar-merit-demerit/
＞現状の水素製造プロセスが電力食いだからこそ、グリーン水素とかCCUSやってるし勝算あってやってるんだから、
「現状の水素製造プロセスが電力食い」であることと「グリーン水素とかやってる」ということを「だからこそ」で繋いでてビンビンに〈わかってない感〉を感じるんだけど、大丈夫か？ グリーン水素って、電力だけで作る、電気分解＝「現状の水素製造プロセス」で作る水素のことだよ？ もしかしてブルー水素と間違えてるとか？
CCUSについては上でもちょっと触れた。政府や産業界はやるやる、やれるやれる言ってるけど、宣言通りのCO2回収率を、経済合理性のあるコスト範囲で達成できる見込みはほとんどない。2008年の経産省計画では2020年にはCCUSが実用化されてる予定だったが、コストの点でも回収率の点でも全く実用化のメドが立っていない。勝算あってやってるわけじゃなく、やらなきゃ死ぬことが確定してて、引くに引けないからズルズル続けてるだけ。つまりサンクコストを見切れてないだけ。コンコルド錯誤。
2018 年の経済産業省検討会の試算では、kWh 当たりの CCS 付き石炭火力の発電コストは 15.2〜18.9 円とされている。一方、事業用太陽光発電は 2017 年実績で kWh 当たり 17.7 円、陸上風力は 15.8 円と、CCS 付き石炭火力と遜色ない程度
まで低下しており、さらに 2030 年にはそれぞれ 5.1 円、7.9 円程度にまで低下する見通しである。すなわち、政府が実用化を目指す 2030 年には、CCS 付きの石炭火力は、大幅な価格低下を実現した再生可能エネルギーに対して完全に高コストになっていると予測され、経済的な優位性を確保できる可能性はほとんどない。
（略）
CCSの研究は、旧通産省時代の1980 年代から進められ、2020 年頃の実用化を目指してきた。しかし、現在稼働中のCCS付き発電所は世界で２箇所しかなく、国内でも小規模の実証段階を出ず、当初の見通しは大きく崩れている。既に2020年実用化の可能性は消え失せ、現在は、10年遅れの 2030 年に目途を付けている。しかしこれまでの状況を踏まえれば、2030年の実用化の可能性も極めて低いと考えられる。
https://www.kikonet.org/wp/wp-content/uploads/2019/06/2019-position-paper-CCUS.pdf
経済合理性というのは法制度や環境倫理よりもはるかにシビアに産業界を統制する「ルール」で、結局企業というのは金が儲からなければやってる意味がないので、経済性の見込めない技術にはマジで先がない。たとえばEUは、もうCCSによる電力のグリーン化は諦めてる。なぜ日本ならやれると思うのかがわからない。
欧州連合の提起する8つのシナリオでは、CCSは化石燃料による火力発電からの排ガス対策としては、殆ど想定されていない（2～6％）。2019年3月に開催した自然エネルギー財団の国際シンポREvision2019には、欧州連合の脱炭素戦略を策定した担当者のマシュー・バリュ氏（欧州委員会 再生可能エネルギーおよびCCS政策局 政策オフィサー）が登壇している。私はバリュ氏が登壇したパネルのモデレータを努めていたので、直接、この点をバリュ氏に質問したが、バリュ氏の回答は、「10年前、EUは火力部門のCCSに大きな期待をかけたが、経済的あるいは技術的理由で実現しなかった。もはや電力部門の対策としての位置づけはない」というものだった。
https://www.renewable-ei.org/activities/column/REupdate/20210930.php
石油火力や石炭火力は、EUでは普通に発電するだけでも劇的にコストが下がった再エネにメリットオーダーで負けつつあるのに、CCUSのために新たなコストかければ、どんどんコスト高になる。CCUS付き製鉄プラントで直接バカみたいに高い水素還元製鉄やったり、CCUS付き発電所でバカみたいに高い電力を作ってその電力で水素を作って水素還元製鉄やったりして、果たしてそのバカ高い高級鋼を今みたいに量産レベルで自動車に使うのかね〜？という話。
ウェスチングハウスの破綻、経営再建に追い込まれたアレヴァ、英原発から撤退した日立、どれも建設費高騰が原因なのに、「建設費が上昇傾向にあるとは言い切れない」と現実逃避した経産省のトンデモ試算をもとに、再エネの方が発電コストが高いと言われても説得力ゼロなんだが
日本の原発発電コストについて、原子力事業者が発表している原発建設費用を電気出力で按分したkW当り建設費用を2020年の企業物価指数で換算し、運転開始時期別にプロットした。これをもとに線形近似を行ったところ、建設費用は明確に増加傾向にあることがわかった。概ね改良標準化が完了した1980年以降の建設費だけで線形近似をおこなっても、やはり増加傾向にあった。2015年の試算では原発建設費は4400億円として計算されているが、明らかな過小見積もりだ。原発建設コストは発電コストに大きな影響を与えるが、実際にコスト上昇してきたのだから、保守的に線形近似の延長線上で見積もるべきである。
建設費が上昇傾向にあるとは言い切れない
P3
まーた、自宅充電最高派か。
本当に車持ってるのか？
今時の車なら、月1出かけたついでに通り道のガソリンスタンド寄って、ついでに空気圧チェック、窓拭きや場合によっては洗車してとできるんだが、全部それ家でやるの？
※まぁ空気圧チェックは車でできると言うかもしれんが、あくまで危険になったら警告するだけだし、日常的に空気圧保つのがEVに限らず燃費向上のこつだし
月1でガソリンスタンド寄るのは面倒な割に、給油時にする面倒な作業である給油ノズルを差し込むという作業を、
コストばっか気にしてるけど、120km区間やら高速走ること多いから、80km以上で電費が急速悪化するからエコラン強制される現状のEVとかクソでしかない。
トロトロ我慢して80kmで高速走って、それこそクソみたいに70km台で走る重量超過のトラックや、高速怖がって速度遅かったり早くなったり繰り返す下手な車の後ろ走るとか、
プロパイロットやら運転支援機能使うにせよストレス溜まらないのか？
何も考えずに漫然運転するタイプなら気にならないだろうけど、コスト気にしてエコランするなら発狂するレベルだろ。
そんなクソみたいなエコランするくらいなら、普通に100km以上で走れるPHEVやらのほうがマシだろ。
つうか、そんなコスト気にして何すんの？
なら充電池をレンタルすればいいじゃん、って発想になるのは当然で、中国はもうやってるらしい。
https://www.webcartop.jp/2021/01/644051/
したがって、充電の社会基盤の整備は、緊急対応の急速充電器を増やすのではなく、自宅はもちろん、会社や事務所、レストラン、スーパーマーケット、コンビニエンスストアなど、生活上立ち寄る施設の駐車場に200Vの普通充電コンセントを並べることなのである。その意味でも、マンションなど集合住宅への200Vコンセント設置の実現が、求められるのだ。
またEVに搭載されているリチウムイオンバッテリーは、電気を使い切ってから満充電するより、まだ電力が残っているうちにこまめに充電を繰り返し、満充電にしないで利用するのが長持ちの秘訣である。この点は、携帯電話やノート型PCの充電も同じだ。ニッケル水素や、ニッケルカドミウムなどで懸念されたメモリー効果がないのが、リチウムイオンバッテリーだ。
急速充電しながらバッテリーを次々に交換する方法は、バッテリーを劣化させやすい使い方でもある。つまりバッテリー交換は、あらゆる意味でEV利用の最適解ではないのである。
モノが増えるし発火しそうだしなあ。
土地が広い中国ならともかく、ゴミが増えそうで日本じゃ無理だな。
なによりサスティナブルじゃない。
ガソリンを入れに行く必要を挙げるEV乗りとEV信者の人多いけど、そんなにガソリン入れに行くための移動ってある？
毎日充電コネクタ繋ぐより、たまに給油する方が楽じゃね？空気圧点検や窓拭き、洗車も一緒にできるし。
通常の移動で通り道にガソリンスタンドあると思うんだけど、なんで通り道のスタンドで入れないの？
1円でも価格気にしてるの？それとも都心過ぎるのか・田舎過ぎて通り道にスタンドないの？（※山奥で無い限り、地方の方がスタンド多そうだけど）
途中寄ると時間かかるからというのは無しな。そんな時間余裕持たずに車移動する奴、路地も飛ばしてそうなDQN運転してそうだし、そもそも多少の渋滞を考慮してない馬鹿じゃ無いよな？
最後に可能性として考えられるのは、通常の移動でスタンドに寄るということができないADHD・ASD気質の人なのかな？
クソみたいな制度設計のせいで日本はもう安定供給ができる国じゃなくなりつつあるよ
再エネの開発は不要
以前三菱商事系が洋上風力を総取りした件で軽く騒ぎになっていたが、日本で主力電源化しつつある太陽光、風力はコストが低下し、新規の開発案件が日本だけでも目白押しとなっている。ただ、この中長期的なベース電源という言葉を忘れてしまって再エネ大正義の「限界費用」ベースの電力市場の趨勢のために、今まで2回（オイルショック、東日本大震災）しか出たことのなかった電力使用制限令が常態化してしまうレベルで日本の電力環境が本当にめちゃくちゃになりつつある現状は知られていない。太陽光、風力（まとめて変動性再エネ、以下VREと呼ぶ）の3つの特徴を踏まえた議論をしてみたい。
1. 限界費用が0
2. 出力が不随意に変動する
VREは限界費用が0なので市場には0.01円で入札されており（この理論はFITがある現状では額面通り受け取れないものの、概ねこの通りであると理解していただいて構わない）、実際日本でも晴れた日の昼には約定価格が0.01円となっている。これはまさに燃料の投入が必要ないVREの恩恵と言え、この時間にはスポット市場では火力の電気はコスト面で負けるため落札しない。しかし当然VREには発電しない時間がある（設備利用率は太陽光で最大15％、風力で20−30％出典）ため、夕方以降は火力が落札され、現在では資源価格の高騰もあり、15-20円/kWh程度での落札となっている。再エネ関連のトピックでは風力と太陽光は補完関係にあるという言葉でミスリードされることがよくあるが、蓄電ソリューションやバックアップ電源なしでのVREのみでは設備稼働率の低さと稼働時間が集中しがちになるため電力を100％保証することは絶対にできない。そのため現在の電力システムへのVRE導入は火力による調整が前提になっている（蓄電池などによる蓄電ソリューションについては当然後で言及するが、少なくとも今の電力システムではあてにできない）。
しかしながら昼間には火力の電気は落札しないため、当然止めることになる。結果として火力発電は設備利用率が低下するため、採算が悪化する。そのため、効率の悪い火力発電所は環境的側面というよりは経済的要請から廃止されていく。すなわち、現状のやり方でのVREの導入は火力の調整が前提なのに、VREそのものによって火力が市場から追いやられているのである。 加えて、現在電源の大部分を所有する旧一般電気事業者（JERA、関西電力など大手地域電力系発電事業者のこと）は「自主的取り組み」として限界費用での玉出しを強制されているため、この傾向は当面続くと思われる。
加えて言及しておかなければならないのが火力発電の燃料確保（主にLNG）における問題である。燃料には長期契約及びスポット調達の二つがある。長期契約は比較的長期間（およそ10年単位）LNGを買い続け、価格についても変動が大きくない。これは一見いいことに聞こえるが、LNG価格が低下したときも契約通りの値段で支払う必要があるため、近い将来VREの導入が多くなりLNG火力が落札せずにLNGを余らせた場合、LNGを転売することになる。しかしその場合（余るのだから安くしか売れないため）差損が発生することになるため、発電事業者としては長期で需要が見通せる場合のみ契約しようとするのは明白である。一方でLNGをスポットに依存すると、当然高騰した場合でも安定供給のためには買い続ける必要がある上に、いつも買えるとは限らないため、LNGのスポットへの依存の増加が電力市場の高騰に結びつく。JERAのカタールとの長期契約の終了のニュースが記憶に新しい(ＪＥＲＡ社長、カタールとの大型ＬＮＧ契約は更新せず－年末に終了へ - Bloomberg)が、現状の電力市場取引のシステムは発電事業者のスポットへの依存を招く構造になっているため、日本のLNGの長期契約が次々と失われている現状がある。これは欧州の脱ロシアの流れの中においてはLNGの安定供給を危うくすると同時に余計な国富の流出を招くため、政府として対処すべき問題であると付言しておく（参考：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/shigen_nenryo/sekiyu_gas/pdf/018_03_00.pdf）。
なお、火力発電設備の撤廃に伴う電源不足という現在の課題は既に共有されており、2024年から容量市場が導入され、電源容量（kW）に価値をつけて取引ができるようになった。発電側としては資金回収の目処がつくため発電所の新設のハードルが下がる、と思われていたが、新電力に配慮したい政治的思惑もあって現在の水準は既設発電所の維持はできるが新設は難しい水準となってしまっている。加えて全く語られないので言及しておくが、九州電力管内においては初年度の2024年から既に不調な結果に終わり、供給信頼度が低い結果となっている（ざっくりいうと、九州電力管内は非落札電源はないので「物理的に」電源が不足する）。一体どうするのだろうか？2025年以降の電源容量の不足は全国的に波及しそうで、中長期的に日本国内での電源は決定的に不足している（参考：https://www.occto.or.jp/iinkai/youryou/kentoukai/2020/files/youryou_kentoukai_29_04.pdf）。
これは広く知られていると思うが、稼働できる時間帯の中でも風はいつも吹かないし、太陽は雲に隠れたりする。ただ、その変動にもスケールがあり、数分ー数時間程度の短期間の変動から気候の季節変化に伴う数ヶ月程度の長期間の変動がある（冬に電力が不足しつつある現状を思い出してほしい）。短期間の変動はご存じのとおり蓄電池が解決策になる上に、スポット価格が高くなる他のVREが発電しない時間帯に売電のタイミングをずらせるため、発電事業者には収入の増加も見込めるメリットがある。加えて蓄電池＋VREでも既に価格競争力を持ちつつあり、詳しくは言及しないが今年から始まったFIP制度がそれのインセンティブになりうると期待されており、要注目であるのだが、今のシステム設計では、あえて蓄電池のコストを負担しようとする者はいないだろう。
一方、である。長期間の変動は一体どうするのであろうか？残念ながら蓄電池などの既存の蓄電ソリューションでは対応できない上に、将来的にも難しいため、やはり火力発電によるバックアップが必要かつ前提になるのであるが、既に言及したようにこの有様なのでどうしようもないのである。残念。再エネで作った水素で火力発電、という声も聞こえてきそうだが、電気で作った水素を燃やして電気をつくるというこの二度手間、つまり現状の火力発電の熱効率が高くても40％程度（高位発熱量基準）で電気分解で90％とするなら35％程度のエネルギーしか利用できないことを考えると発電に使うより車を走らせるべきでコスト面やエネルギー効率の観点からで圧倒的に不利になる。それならブルー水素の方が良い気もするが、再エネで水素を作れる時代になればわざわざ褐炭だの天然ガスだのの採掘にファイナンスがつくわけないので非現実的。ということで詰んでいます。現状の解決策はありません。どうするんでしょう。再エネのコストが低下しつつあるのは間違いないのだが、それはあくまで発電事業者にとってのコストであり、VREを主電源化するにあたっては社会全体で追加で負担しなければならないコストが発生することはよく理解していただきたい。
インバーターとは直流を交流に変換する素子のこと。VREは交流の発電機は直接利用せず一旦直流で発電してから交流に変えたのちに電力網に乗せるため、従来の電源（火力、水力、原子力）で利用される同期発電機という一定の回転数で稼働させる発電機は利用しない。昼間に晴れた時間帯には以前太陽光の出力制御が行われた四国電力管内の例で言うと6割程度がこのインバータ電源が占めていた。実はこの際に語られないが非常に大きな問題が発生する。と言うのも、インバーター電源には「慣性力が存在しない」のである。？となった方もいると思うので、大縄跳びに喩えてみよう。大縄跳びを飛ぶときは紐に合わせるのではなく、一般に人の声にタイミングを合わせて跳ぶ。このうち、同期発電機は声を出している人、インバータ電源はその声を聞いて飛ぶタイミングを合わせている人である。縄跳びがちょうど周波数に相当し、声が慣性力に相当すると考えてもらって良い。先ほどの晴れた昼間の例で言うならば、昼間は火力が系統から退出してしまっているので、声だしのできる人が減ってしまっている。そのため、仮に残った数少ない声だしのできる人が急に捻挫を起こして縄跳びから退出してしまった場合、声でタイミングを合わせていたインバータ電源は急に声が聞こえなくなるのでジャンプのタイミングがわからなくなり、大縄跳びが成立しなくなる（周波数の乱れが起こり、UFRの作動による停電）。お分かりいただけるだろうか。すなわち系統を維持するためには一定割合の同期発電機や同期調相機といった慣性力確保のための仕組みが必要なのだが、現状のVREの導入の仕方では不可能なのである（よく話題になる太陽光発電の出力抑制もこのインバーター電源の割合を抑える目的も持っている）。以前の3/18の地震の際に火力発電所の停止の影響で関東に大規模な停電が起こったが、あれは仮に昼間であった場合、脱落しているのはほとんど火力発電＝同期発電機だったため、インバータ電源だらけになってしまい周波数の乱れが深刻になり、停電する地域がより拡大していた可能性が高い。復旧の際には系統投入は同期発電機から順に行っていくが、VREのほとんどは分散型電源のため司令所で気軽にオンオフもできないため、逆に復旧にかなり時間を要する可能性も高い。つまり野放図なVREの導入はその分散型電源としてのイメージとは裏腹に電力系統の災害時のレジリエンスをも低下させてしまうのである。昼間に地震が起こらないことを祈るばかりである。
この対策としては、慣性力をもつインバーターがまだ技術的に開発されていない上に、すでに導入されている太陽光発電の規模を考慮すれば、現実的選択肢としてはフライホイールや同期調相機としての同期発電機タービンのから回しなどなのであるが、このような施策を行えるのは大手電力のみであり、自由化で体力を奪われている彼らに期待するのは難しいだろう。このままでは晴れた日は出力抑制が続出するのに曇れば火力がフル稼働というあまりにも不健全な電力構成となってしまう。なお、送電線の強化は出力抑制の問題と絡めて語られるが、この問題の対策としてはあまりコスパが良くない。と言うのもJEPXのスポット市場をご覧になればわかるが、例えば東京電力管内で晴れている時には隣の東北電力管内でも晴れている場合が多く、その場合にはどちらの場合でもインバータ電源の割合が高いため相互に接続しても同期発電機の脱落に備えると言う観点からは（もちろん役立つこともあるが、）役立たないことも多く、この問題の解決策として優先度は低い。ちなみに、この件に関しては日本風力開発傘下のエネルギー戦略研究所の安田陽氏のコラム（No.275 慣性問題の基礎知識と最新動向 - 京都大学大学院 経済学研究科 再生可能エネルギー経済学講座）やこれ が参考になる。
VREは確かに素晴らしい特性を持つが、裏腹にその主電源化には発電事業者ではなく電力系統や大手電力会社の側で新たな投資が必要となる。そのため、発電事業者側から見たコスト（発電コスト）は「安い(≦10\/kWh)」のだが、電力系統全体で負担するコスト（統合コスト）は「高い（~20\/kWh）」（ちなみにこれは電力卸市場＋VRE大規模導入をおこなっている国はどこでも直面している問題であり、Death Spiralなどの言葉で検索していただくと良いと思う）。以前統合コストを論じたエントリで太陽光に火力のコストが含まれていることを批判するブコメが多くみられた（例えば、これ）が、この増田で納得いただけただろうか。筆者自身としてVREの導入は避けられないと思っているし、また賛成でもあるが、責任ある立場の人々からこれらの問題を解決しようという風潮があまり見られないので非常に心配している。また、そもそもで言うならばこれらの問題の根源はVREではなく制度設計であり、限界費用の考え方のみで、VREの導入と電力市場の安定を両立させようとするのはどう考えても最初から無理だったと思う。（現在の最もあり得る）結果として安定供給が担保されなくなることと燃料費高騰という二つのツケを消費者に負担させるようでは現在の小売システムや脱炭素に理解を得るのは難しくなるだろう。しかも最も高い代償を払うのはエネルギー支出の割合が大きくなり、家に太陽光パネルを設置できない低所得者層である。SDGsとは一体何だったのか(「10. 人や国の不平等をなくそう」ってあるんだが)。 再エネ議連の皆様には猛省をうながしたいところである。
「再エネの主電源化」: 太陽光、洋上及び陸上風力の変動性再エネ（以下VRE）を主力電源にすることで、電力分野においての低炭素化の達成。バックアップ電源としての化石エネルギーの利用は排除しない（調整力の問題から100％脱炭素は不可能のため、後で理由は説明する）
「小売自由化」：全ての消費者は、参入障壁の低い電力市場に参加した小売業者から自由に選択して電気を購入する。競争原理により消費者は低価格な電力を選択、もしくは証書つき電力を購入することにより非化石価値などの付加価値も購入できる。市場への入札は基本的に電力の限界費用で行われる（現行ルール）。これは達成済み。
「安定供給」：化石燃料市場の動向および天候や気温の条件に関わらず、発電サイドの問題（燃料制約、電源不足や天候不順など）での停電は起こさない（注意：配送電に起因する停電は災害などの理由から0にはできないので、ここの定義には含まない）
大手電力：自前の大規模電源を有する電力会社（JERA、関西電力などといった旧一般電気事業者、ENEOS、東京ガスなども含む）
新電力：大部分を市場で電力を購入して消費者に供給する小売事業者
「再エネの主電源化」「小売自由化」というものを両立する場合、少なくともこの先10年ｰ50年の短中期においては「安定供給」を日本においては完全に達成するのは不可能であるということ。
理由を説明していく。ただし「再エネの主電源化」を達成しない選択肢は国際的かつ政治的に今後取り得ないので、「安定供給」と「小売自由化」をどの程度のバランスで守るかということを考える材料を提供したいと考えている。まずは今の方向性を維持する場合を考える。
- VREはインバータ電源（直流→交流への変換を伴う）のため電力系統に大規模に導入すると電力系統が慣性力を失い、火力、水力、原子力などの同期発電機脱落時の大規模停電のリスクを高めるため、蓄電設備がない場合は出力抑制が必要
- 付言するが、蓄電池＋VREも近年では価格競争力を持ち始めている（ただしあえて蓄電池のコストを負担しようとする者はいないだろう）。また2022年からFIP制度というのが始まり、再エネを市場価格＋プレミアムで買い取る制度ができる（インバランスにはペナルティも課される）。この場合では再エネが発電できない、電力価格の高い時間帯に売電するインセンティブを生むため、アグリゲータやFIP対象の発電事業者が蓄電池コストを負担するモチベーションにつながる。一方で資源価格が上がっている現状で蓄電池の資本費を回収できるかは不透明
- この二つは国を超えたレベルの広域な電力系統が存在しない日本で特に顕在化する。
- ネガワット、DRは何れも短期間の電力の過不足への対応技術のためいずれも一日から1ヶ月の長期間のVREの変動には対応できない
- あくまで安定供給に向けた金銭的なインセンティブでしかなく、100％の保障を行えるメカニズムにはならない
- ただし、出力抑制が起こるような先週の土日の東北電力、四国電力管内の例には電力を活用する観点から重要
- VREが安い時間帯に水素を作ってkwが不足する場合の火力発電の燃料とするという発想
- 電気分解で90％、コンバインドサイクルを利用する場合でも高位発熱量基準で熱効率40％程度が限界なので全体として見た時に結果として3割ー4割程度のエネルギーしか利用できないため、ファイナンスの面から達成が難しい
- 発電に利用するならCCS付き水素を利用する方が現実的だが、将来的なタクソノミーを考えると採掘に関係する資産が座礁資産になる可能性が高いという筆者の予想
- 加えて重要なのが、火力発電の燃料、特にLNGは大手電力にとって長期契約するインセンティブが失われるため（長期による電力需要を見通せず、余った場合にはLNG転売損を招く）スポット調達がメインになるが、スポットは割高のため、VREが使えない時間帯のさらなる電力価格高騰の常態化を招く
- スポットは常に入手できるとは限らず、加えて無駄な国富流出の要因になり、経済安全保障の観点から政府も手を打つべき問題
- 結局VREの統合コストが2030年でも原子力に比べて割高なのはこれらの理由による
- 2024年度より容量市場が設置され、電源（kW）を取引できるようになった（すでに取引は開始されている）が、様々な理由から現在の市場価格では既存設備は維持するのは可能（難しいものも多いが）だが新設するには安い値段に落ち着いてしまっている。結果的に現在の市場設計では中長期的な将来の容量を担保できない。
- 既に2024年の九州電力管内の落札結果は供給信頼度が低く、管内の電源容量不足を示唆している。
- 発電設備の資本費を市場に負担させるシステムが必要ではあるが、新電力側からすればメリットが皆無なので難航するのは目に見えている
- 容量市場についても経過措置で取引価格が下がる仕組みになったことからほぼ期待できない
- 現状では再エネの主電源化は遠い目標なので脱炭素および電力価格の安定を目指すなら活用せざるを得ない
- 電力の完全脱炭素化を達成するには将来的にはSMRなどの調整力を備えた原子力発電所が必要不可欠だが...
- 利点
- 同期発電機であり大規模電源でもあるため電源として単純に優れている
- 限界費用は再エネと同様0、福島での事故を加味してもまだ既存原発の再稼働コストは安い
- 燃料費は発電コストの15％程度、かつそのうち加工コストが半分程度なのでウラン価格が費用に占める割合が低く、経済安全保障に資する
- 欠点
- 既存の原発に調整力を担わせるのは経済的理由から難しい（技術的には可能だが...）
- 事故が起こった時の恐怖感から賛否が分かれ、利用のための政治コストが高い上に政治家はそれを払おうとしないので期待できない
- 安全対策及び特重施設設置の問題から東日本大震災から止まっている原発については迅速な再稼働は期待できない
1. 価格面で起こること
現状の市場システムでは燃料調達のスポット市場への依存を促す仕組みになっており、資源価格の上昇がより厳しい形で市場に跳ね返る。そしてそれは最終的に一般の消費者が負担させられる構図が出来上がっている。特にエネルギー価格は逆進性があるため、低所得者への支援は必要不可欠。
2. 脱炭素面で起こること
VREの導入はこれからも進んでいくだろうが、主力電源化を進めるためにはVREの変動をカバーできるシステムが必要。蓄電池は有力な候補だが、主力電源化に必要なレベルの蓄電池導入のコストを誰が負担するのか決まっていないため、不透明と言わざるを得ない。このままでは長期的な変動はともかくとして、短期的な天候の変化にも対応できず、春や夏でも晴れた日には出力抑制が常態化するのに夜間や荒天の日には火力発電所がフル稼働する日常が迫っており、電力の脱炭素化は遥か遠い目標となる。
3. 安定供給面で起こること
中長期的なバックアップ電源を保障するシステムが今の日本には存在しない。現状が進行すると3/22のような需給逼迫警報が特に冬の時期に日常化しうる危険性がある。小売事業者に適切に発電設備の資本費を負担させる仕組みおよび長期的な発電事業者の収入を保証する仕組みが必要。安定供給は破綻に近づいている。
と、ここまで書いてきたが結局再エネの主電源化を妨げているのは制度設計のまずさとしか言いようがない。FITは再エネ導入に大きな役割を果たしたが、野放図な開発を招き、加えて電力系統の不安定さを招いた。パネル設置者が固定価格で買い取ってもらえる一方でそれによって増大した再エネ賦課金と安定供給維持のコストは広く国民が負担するハメになるのでまさに外部不経済としか言いようがない。理念が間違っているわけではないのだが、安定供給と再エネの柔軟性確保に誰が責任を持つのかはっきりすべきだった。つまりこれらは政治の責任であり、政治コストを払わなかった政治家の責任である。最も現実的選択肢としての（特重施設設置期限の延長による）原発再稼働も政治コストの高さから誰もやろうとしない。票にならないことを政治家がやりたがらないのはわかるが政治家の失策のコストを国民が払い続ける現状はおかしい。参院選の後からでも日本の電力の未来に責任あるビジョンを示す政治家が現れることを期待したい。
