バイオ燃料・エタノール・新エネルギースレ - 1227192268

1：とはずがたり：2008/11/20(木) 23:44:28: 関連スレ

農業スレ
http://jbbs.livedoor.jp/bbs/read.cgi/study/2246/1060165378/l40
エネルギー綜合スレ
http://jbbs.livedoor.jp/bbs/read.cgi/study/2246/1042778728/l40
環境スレ
http://jbbs.livedoor.jp/bbs/read.cgi/study/2246/1053827266/l40
電力スレ
http://jbbs.livedoor.jp/bbs/read.cgi/study/2246/1081280165/l40
メモ
http://members.at.infoseek.co.jp/tohazugatali/energy/index.html
2336：とはずがたり：2016/08/26(金) 12:59:40: 発電量世界３位ながら電力不足のインドは太陽光を１００ＧＷ目標にしている。但しインドの問題点は配電。都市部では堂々と盗電が行われてゐる。

>2015年12月31日時点の総発電容量は284GW。そのうち61％を石炭が、15％を大規模水力（出力15MW超）が、9％を天然ガスが占めている。
詰まり去年年末時点での石炭火力は173GW程。で，稼働率80%とすると1兆2000億kWh程度の発電量か？

>2014年までに立ち上がった太陽光発電の規模は約3GW（図3）。これを2022年までに100GWまで伸ばす。いわゆる大規模太陽光発電所で60GW、住宅の屋根などで40GWだ。これらの太陽光発電設備がインドの気象条件下で稼働した場合、インドの全発電量の10.5％（約1000億kWh）を担う計算になるという。
ここから計算するとインドの気象条件下での太陽光発電の稼働率は11%とのこと。結構低いな。。倍ぐらいにはできるのではないか？

>図7は、2014年と2040年の世界のエネルギー需要の変化を図示したものだ。インド（赤色）を見ると…太陽光発電は270TWh（2700億kWh）。太陽光発電だけで、現在の日本の年間発電料の3分の1近い量をまかなうことになる
上述の1000億kWhとの計画上の整合性はどうなってるのかな？2022年から更に20年弱で３倍増弱させる感じか。

ドイツはFITに寄って導入を図る段階から家庭が電力を買うよりも太陽光発電した方が安いと云う誘因で導入を図る段階になってゐるようだ。

インドとドイツの現状にみる：
太陽電池、これまで10年これから10年（中編）
http://eetimes.jp/ee/articles/1605/16/news077.html

燃料を必要としない発電技術として、太陽電池に期待が掛かっている。火力発電を置き換えるという目標達成も見えてきた。発展途上国では発電所の増設時に、石炭火力と並ぶ選択肢となった。今回はインドとドイツの現状から、太陽電池の今を伝える。
[畑陽一郎，EE Times Japan]

　発電量世界第3位の国で、電気が足りない（図1）。年間発電量が年間需要に対して3.6％不足……。これは東日本大震災に見舞われた日本の話ではない。2013年時点のインドの状況だ。

　インドの実質経済成長率は2014年時点で年7.4％と高い。1990年代から高い経済成長が続いてきたものの、依然、1人当たり国民総所得は日本の30分の1という水準にある。インド政府は今後も経済成長率を維持しようと努力している。

　足を引っ張るのは電力不足だ。電力需要の増加のペースに発電所の増設が追い付いていない。政府は計画的に石炭火力発電所を立ち上げているものの、大都市部でも停電が頻発し、無電化地域も残っている＊1）。

＊1） 2012年時点で人口の25％、約3億人。

石炭火力に頼り切れない

　インドには豊富な石炭がある。埋蔵量は世界第3位と多く、同国の2012年の採掘量（約5.6億トン）を今後100年間まかなうことが可能だ。2015年時点で採掘量は世界第2位。現在はより安価な輸入石炭にも手を伸ばしており、2015年には輸入量が2億トンを初めて超えた。

　インドの発電は化石燃料、それも石炭に頼っている。インド電力省によると、2015年12月31日時点の総発電容量は284GW。そのうち61％を石炭が、15％を大規模水力（出力15MW超）が、9％を天然ガスが占めている。

　ただし、今後は石炭火力の増強ペースをいくぶん落とさなければならなくなってきた。インドの大気汚染（PM2.5）は中国を上回って世界最悪の水準＊2）にあり、二酸化炭素排出量は既に世界第3位だ。

　インド中央政府は2017年までに石炭火力発電用の石炭輸入量をゼロにする政策を打ち出している（国内炭は利用する）。実際に発電用石炭の量は2015夏ごろから一貫して減少している。

＊2） 150μg/m3を超える。PM2.5の全てが石炭の燃焼によるものではない。例えば、インドでは人口の66％（2012年）が屋内調理用のエネルギーに伝統的なバイオマス（例えば薪）を利用している。
2337：とはずがたり：2016/08/26(金) 12:59:54: 実は石炭火力は最安ではない

　石炭火力の問題は環境破壊以外にもう1つある。実はそれほど安価ではないのだ。

　石炭などを用いた火力、水力、原子力、さまざまな再生可能エネルギー。これらの発電方式のうち、どれが最も安価な電力を生み出すことができるのか。

　実は国ごとに順番が変わる。インドについては大規模な調査がないものの、IEA（国際エネルギー機関）とNEA（原子力機関）の分析が参考になる＊3）。巨大な人口、急速な工業化、石炭の埋蔵量と輸入量という複数の点でインドと似ている中国のデータだ。

　中国で新規に発電所を建造した場合、発電コストが最も低いのは大規模水力（図2）。次いで原子力、風力、太陽光、石炭、ガスタービンの順になる。太陽光発電の発電コストは既に石炭の75％という低い水準にある。

＊3）「Projected Costs of Generating Electricity 2015 Edition」から、均等化発電原価（LCOE）の値を比較した。LCOEとは、発電所の設計、建設から運営、廃止までの全てのコストを、生涯発電量で割った値だ。超々臨界圧石炭火力発電のLCOEは73.61米ドル/MWh（7.361米セント/kWh）、大規模太陽光は54.84米ドル/MWh。なお、図中にあるdiscount rate（割引率）とは、将来価値を現在価値に換算する際に用いる数値。

http://tohazugatali.dousetsu.com/yh20160516PV_ChinaLCOE_560px.png
図2　中国の発電コスト　discount rateが3％の場合　出典：IEA、NEA

太陽光発電に軸足を移す

　中国のコストデータを見る限り、太陽光発電などの再生可能エネルギーで石炭をいくぶん代替できそうだ。インド中央政府は、2022年までにさまざまな再生可能エネルギーを利用して170GWの発電能力を得る計画を打ち出した。2030年には非化石燃料の電源構成比を40％まで引き上げるという目標もある。

　2014年までに立ち上がった太陽光発電の規模は約3GW（図3）。これを2022年までに100GWまで伸ばす。いわゆる大規模太陽光発電所で60GW、住宅の屋根などで40GWだ。これらの太陽光発電設備がインドの気象条件下で稼働した場合、インドの全発電量の10.5％（約1000億kWh）を担う計算になるという。インドの大手太陽光発電企業であるVikram Solaraが発表したIndia solar handbook 2015によれば、今後3年でインドを世界最大の太陽光市場の1つに育てる目標があるのだという。

大規模太陽光発電所でコスト低減始まる

　中央政府の政策は29の州政府にも降りてきている（図4）＊4）。導入量ではラージャスターン州のように期限を定めず2.5GWもの導入量をうたう州がある一方、2017年から2030年の期限を付けて、導入を促す州もある。

＊4）図4で興味深いのは左下にあるラクシャディープ諸島（Lakshadweep）だ。30程度のサンゴ礁からなる諸島であるものの、150MWの新規導入を目指している。

http://tohazugatali.dousetsu.com/yh20160516PV_indiapolicy_590px.png
図4　インド各州の政策と太陽光導入目標　太陽光促進政策を定めた州を緑に、ドラフト案を定めた州をオレンジ色に描いている。出典：INDIA SOLAR HANDBOOK 2015

　このような旺盛な需要に、太陽光発電事業者が応える状況が始まっている。それも発電コストを保証した形でだ。

　例えば、アンドラ・プラデュ（Andhra Pradesh）州カルヌール地方に立地する出力350MWの太陽光発電プロジェクトGhani Sakunala Solar Parkだ＊5）。図4では右下に描かれており、2019年までに5GWの累積導入量を計画していることが分かる。

　ソフトバンクグループとバーティ・エンタープライゼズ・リミティッド、フォックスコン・テクノロジー・グループの3社は合弁会社SB Energyを設立してプロジェクトに応札。運用期間25年の期間中4.63ルピー/kWh（約9.12円/kWh）の売電価格を維持するという条件で2015年12月に落札したことを発表した。石炭火力の発電コストと競合可能な水準にあるといえるだろう。

　インドの新規プロジェクトではこの4.63ルピーという価格が「基準」になりつつある。同州のプロジェクト以外にも複数の事例でこの価格で太陽光発電事業が成立しているからだ。

＊5） 2015年末時点で稼働している日本国内最大の太陽光発電所の出力は115MWである。
2338：とはずがたり：2016/08/26(金) 13:00:41: インドと日本は「似ている」

　ここまで紹介したインドの電力事情は日本とは大きく異なる。しかし、総発電量や太陽光発電の目標量などを比較すると両国はよく似ている。

　世界各国の年間発電量を上位から分類すると、中国（5.4億kWh）、米国（4.3億kWh）というトップグループに続いて、インド、ロシア、日本（それぞれ約1億kWh）、その後5000～6000万kWh程度の国が5カ国並ぶ。

　インドは石炭に頼り切っているものの、発電量に占める化石燃料の比率は日本の方が高い（図5）。石炭の輸入量が多い世界上位4カ国は、中国、インド、日本、韓国だ。いずれも年間1億トンを超えている。

　再生可能エネルギーの導入量は日本よりもインドの方が多い＊6）。現時点では、インドは風力、日本は太陽光に強みがある。2030年の太陽光発電導入量は両国とも100GWを目標値としている。

＊6） 2015年12月末時点で、インドの電力に占める再生可能エネルギーの比率は13％。これは日本の水準を超えている。日本は2014年度の電力のうち、水力9.0％、地熱・新エネルギーで3.2％を得ている。

さらなるエネルギー危機を恐れるインド

　だが、日本とインドが似ているのはここまでだ。今後エネルギー需要が減少する日本とは異なり、インドが今後必要とするエネルギーの規模は膨大だ。世界全体のエネルギー消費量に占めるインドの比率は現在6％、これが2040年には世界の4分の1まで増える。2040年には、2014年と比較して、石油換算（Mtoe）にして年間10億トン以上のエネルギーが余分に必要になる（図6）。それでも1人当たりのエネルギー消費量は世界平均よりも40％少ないという。

　化石燃料だけに頼った政策を続けた場合、何が起こるかは明白だろう。そこで、化石燃料の増加を太陽光などで抑制する。

　図7は、2014年と2040年の世界のエネルギー需要の変化を図示したものだ。インド（赤色）を見ると、石炭の増加分は約8億トン（Mtce）、石油は約600万バレル/日（mb/d）。これはエネルギー需要だけでなく、製鉄などの工業需要も増えるためだ。

　太陽光発電は270TWh（2700億kWh）。太陽光発電だけで、現在の日本の年間発電料の3分の1近い量をまかなうことになる。

http://tohazugatali.dousetsu.com/yh20160513ITRPV_India3energy_590px.png
図7　インドが頼る3種類のエネルギー　出典：IEA（World Energy Outlook 2015）

先進国では家庭用電力を自力でまかなう

　インドの事例は電力が不足し、需要が拡大し続ける中、既存の発電方式とは異なる電力源を求める試みだ。化石燃料を輸入に頼る多数の途上国でもインドと似た取り組みが進んでいる。

　IEA（国際エネルギー機関）の統計によれば、今後、途上国（非OECD諸国）は石炭と再生可能エネルギーで電力需要の増加をまかなう傾向にあるという。

　先進国（OECD諸国）では事情が異なる。IEAによれば、2009年までの長年にわたり、全OECD諸国の発電量の合計値は右肩上がりの成長を続けた。それが2010年に止まる。現在に至るまでほぼ横ばいか、わずかに発電量が下がる傾向にある（図8）。

http://tohazugatali.dousetsu.com/yh20160516ITRPV_OECD_590px.png
図8　先進国と途上国の電力需要の傾向　出典：IEA

　発電量が横ばいなら発電所の増設は必要ないのだろうか。OECD諸国にとって太陽光発電はどのような意味を持つのか。

　確かに増設は必要ない。だが、既存の電力源の置き換えが必要だ。国ごとに政策目標が異なるものの、最終的には化石燃料を一切使わない、100％再生可能エネルギーを目指す方向に進んでいる。
2339：とはずがたり：2016/08/26(金) 13:01:07: >>2336-2339
グリッドパリティが意味を持つ

　このような計画を成功させるには、前編で紹介した「グリッドパリティ」がカギとなる。

　グリッドパリティとは、例えば屋根に載せた太陽光発電システムに要する全コストが、家庭用電力料金の合計を下回る状態にあることを言う。20年間の家庭用電気料金の合算が、同じ期間の太陽光発電システムの導入・維持・廃棄費用と等しい場合、グリッドパリティが成立している。

　ドイツでは2012年にグリッドパリティに達した。現在、住宅用太陽光発電システムのコスト（LCOE）は、ドイツの研究所であるFraunhofer ISEによれば、1kWh当たり15ユーロセントを下回る（1ユーロ＝123円換算で、18.45円）＊7）。

　ドイツは家庭用電気料金への課税率が高いため、割高だ。現時点では1kWh当たり約30ユーロセント。30ユーロセントで家庭用電力を購入するよりも、15ユーロセントの電力を屋根の上から得る方が安い（図9）。

　グリッドパリティは、固定価格買取制度（FIT）のゲタを履いた「まやかし」の数字なのだろうか。それは誤解だ。1990年に同国で始まったFITは市場規模拡大を助け、太陽光発電市場拡大に役立った。

　同国では図9にあるようにFITの買取価格を頻繁に引き下げている。現在、新規に太陽光発電を導入した場合の買取価格は10ユーロセント/kWh前後と低い。現在はFITを利用して売電するよりも、自家消費した方が得になっている。FITは役目を終えたといえるだろう。

＊7） 2012年時点で最もLCOEが低かったドイツの電力源は化石燃料と原子力を組み合わせたもの。6ユーロセント/kWh前後だ。次いで陸上風力の7.5ユーロセント/kWh前後。Fraunhofer ISEは今後、LCOEがどの程度下がるかも予測しており、2030年時点には太陽光のLCOEが5.5～9.5ユーロセントまで下がるとした。太陽光は他の電力源と比較して最もLCOEが下がりやすいという結論だ。

http://tohazugatali.dousetsu.com/yh20160513ITRPV_FIT_590px.png
図9　ドイツの電気料金とFIT買取価格の変化　出典：ドイツFraunhofer ISE（Recent Facts about Photovoltaic in Germany Dec.25,2015）

太陽光発電の今後の改善は何を生み出すか

　ドイツは買取価格の調整に失敗し、太陽光発電市場が混乱した時期もあった。だが、現在は本来FITが目指していた世界に到達できた。

　それでは、これ以上、太陽電池技術の進歩は必要ないのだろうか。そうではない。

　ドイツ国内でも日照条件がよい南部とそうでない北部では太陽光発電のコストが異なる。家庭によって利用できる屋根の面積も異なる。狭い屋根はどうしても電力コストが割高になる。このため、太陽光発電システムの導入コストをさらに引き下がる必要があり、それが実現すれば、系統電力に頼らなくてもすむ家庭が増えていく。

　インドで石炭火力を補助し、ドイツで家庭用電力の置き換えを進めるには、どのような太陽電池技術が必要なのだろうか。

　次回はドイツ機械工業連盟（VDMA）がとりまとめたレポート「ITRPV」を引き、今後10年の技術動向を紹介する。材料、プロセス、システム、コストなどの分析を通じて、太陽電池に明るい未来があることが分かる。