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のらくろ君A
本ホームページはもと、ボールドポン太と名乗っていました。それをのらくろ君として再登場し、光に変わってのらくろ君Aとなりました。
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2021.10.18
カテゴリ： カテゴリ未分類
今日のウォーキングは第2092日目で、9965歩だった。
連れ合いは歯医者に出掛けた。
＊＊＊
再生可能エネルギーとしては太陽光や洋上風力があるが、それらよりも期待度が高いエネルギー源があるという。勿論CO2排出がない事が求められるのだが、その数少ない独自技術が「アンモニア」だという。
日本政府は脱炭素目標として2050年までのカーボンニュートラル、そして2030年までの排出量46％削減（2013年比）と宣言した。大方の関係者は「厳しい」と見ているが、どうした対策が取られるのだろうか。
之ばかりは政治主導で、根拠も無く数字を出せるはずもないのだが、その真意はどこにあるかだ。
まず、2030年の再エネ目標は、電源構成の36～38％としている。現状は2019年度の時点で、水力を入れて18.1％なので、約10年で2倍以上を目指すことになる。これは、日本に再エネの適地が少ないことから達成には地道な努力が要る。ただ、2015年に策定時には22～24％を目標としていたから、今回の見直しで14％水増し宣言をしたことになる。
これがただ最終目標値（2050年のカーボンニュートラル）に合わせた希望的な目標なのか、この1、2年の動きが注目される。
太陽光発電については従来の2030年目標では64GW程度（全体の7％程度）を目指していたが、46％削減という新たな目標下では、これを100GW以上まで一気に増やしていく必要がある。
之に加えて、送電網の改革をしなければならない。現状の送電網のキャパシティは「先着優先」のルールになっているため、先に建設された原発や火力発電が稼動していない場合でもこれらの電力の枠が押えられていた。従って太陽光で発電しても送電網の空き容量が十分でないと、需要地まで届けることができない。即ち、再エネは、原発や火力が押さえた後に残った小さい枠を取り合っていたということだ。
送電設備の空いている容量を別の電源につなぐことをノンファーム接続と呼ぶが、現状では残余の容量が少なかった。
それが、2019年から東電が試験的に「混雑時は出力を抑制する」という条件で、送電網のキャパシティが再エネなどにも開放された。その後、2021年1月からはこれが全国に適用されることになった。
之までは電力は原発などの大規模電源から、大容量の送電網を通じて、巨大消費地へと電気を送り込む「集中型」で発展してきたが、これを、再エネなどを中心とした「分散型」に変えていく事が求められている。そのためには送電網の改革は避けて通れない。
太陽光発電コストも見直さなければならない。世界ではこの10年で太陽光の発電コストが8割以上下がるなかで、日本は太陽光バブルの影響もあり、価格低減のペースは遅いままだった。再生エネを拡大するために、政府は、FIT（Feed-in tariff：買い取り価格一定）による固定買い取り価格制度を採っていたが、ここに来てようやく日本でもコスト削減のノウハウが蓄積され始めたので、発電収入がより市場に連動した「FIP（Feed in Premium）」と呼ばれる制度を始める予定になっている。
私は、政府にこうした流れになることを予見する人が居なかったのでは無いかとさえ思ってしまう。兎に角再生エネを拡大したいがために、優遇しようとの動きがこうした結果になったと言える。どうも場当たり的な気がしてならない。
各国の太陽光発電の買取価格の比較グラフが掲げられているが、日本は矢張り、他国に比べてコストダウンの割合が高止まりになっている。1kW/ｈが11.5円（現状）という価格がどの程度なのかは分からないが、他国が10円を切っていることからすれば、もう少しの努力が必要なのだろう。
もう一つの再エネの雄である風力も同様の課題を抱える。陸上風力は適地が限られる中で、やはりカギを握るのは洋上風力となる。政府は、2040年に洋上風力で最大4500万kWと野心的な目標を掲げているが、2030年時点の導入目標は、1000万kW（認定ベース）にとどまっている。本当に可能なのだろうか。
洋上風力の拡大の為には大型化が欠かせない条件だ。洋上の風車は年々大型化が進んでおり、5年前に1基当たりの発電容量が5000kW前後だったのが、今は8000～9000kW、そして今開発中のプロジェクトでは1.2万～1.5万kWまで上っている。
こうした事から風車を大型化し、1基当たりの容量を上げることで、建造コストも下げると同時に考えられている最大の1.5万kWを導入すると、目標達成が早くなるであろう。
残念ながら日本には専門の風力メーカーが1つも無い。重工業系が片手間に手がけ居ているのが実情だ。後発である事に変わりは無いが、大型の構造物を建造するノウハウはあるわけで、海外の風力メーカーとタイアップしてそうしたノウハウを積み上げていかねばならない。
解説ではこうした部品の供給網を作り上げることが重要としているが、自社で造って始めて、コストダウンにも結びつくわけで、逆に1つの基幹産業として成り立つのではないかと思う。
資源に恵まれないと言えば、通っていた日本だが、実際にはそうした言い訳で、風力発電も避けているのではないだろうか。
最後に述べられているアンモニアだが、脱炭素が叫ばれるエネルギー業界では注目に値する存在だ。アンモニアは之まで、尿を想起し、臭いといったイメージが先行したが、実は、エネルギー源として、見直されている。
しかも、アンモニアの化学式はNH3であり、これを燃焼しても、CO2が出ないという点が注され、脱炭素を希求するエネルギー界から脚光を浴びることになった。特にJERAはアンモニアを活用することで、2050年までに「ゼロエミッション火力」を実現するという壮大なプランを掲げている。
東京電力と中部電力の火力・燃料部門を統合して出来たJERAは、根幹となる火力発電で、2050年までにカーボンニュートラルを達成しようとの意気込みだ。そうした計画の中着目されたのが「アンモニア」だ。現在日本のCO2排出の4割を占めるのが火力発電であり、そのうち約半分を担っているのがJERAである。
現在の火力発電は、燃料に石炭を使うものとLNGを使う2種類があり、石炭を使う発電所は「ボイラー型」、LNGを使う発電所は「タービン型」と呼ばれている。
ボイラー型発電所の燃料を、石炭からアンモニアに変えていくことと、タービン型の燃料を水素に変えていくことで、CO2を出さない火力発電所にすることが進められている
燃料に石炭とLNGに混ぜて燃やすことでもCO2の削減が可能だ。こうした燃料の混焼実証実験が2021年6月から、愛知県の碧南火力発電所で行われている。
水素を燃料とするためには輸入せざるを得ない。しかし、水素を輸送する手段はまだ確立されていないため、水素を窒素と化合させてアンモニアに変えて輸送するのだという。水素をアンモニアに変え、輸入後再度水素に変換して使うのはロスになるのだが、既存の発電設備を生かした形を取らざるを得ないのは矢張り日本の置かれた環境によるものであろうことは否めない。
こうした独自の技術を逆手に、石炭火力に頼っているアジアの現状をリードできれば又、意義のある事だろう。
連れ合いは歯医者に出掛けた。
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再生可能エネルギーとしては太陽光や洋上風力があるが、それらよりも期待度が高いエネルギー源があるという。勿論CO2排出がない事が求められるのだが、その数少ない独自技術が「アンモニア」だという。
日本政府は脱炭素目標として2050年までのカーボンニュートラル、そして2030年までの排出量46％削減（2013年比）と宣言した。大方の関係者は「厳しい」と見ているが、どうした対策が取られるのだろうか。
之ばかりは政治主導で、根拠も無く数字を出せるはずもないのだが、その真意はどこにあるかだ。
まず、2030年の再エネ目標は、電源構成の36～38％としている。現状は2019年度の時点で、水力を入れて18.1％なので、約10年で2倍以上を目指すことになる。これは、日本に再エネの適地が少ないことから達成には地道な努力が要る。ただ、2015年に策定時には22～24％を目標としていたから、今回の見直しで14％水増し宣言をしたことになる。
これがただ最終目標値（2050年のカーボンニュートラル）に合わせた希望的な目標なのか、この1、2年の動きが注目される。
太陽光発電については従来の2030年目標では64GW程度（全体の7％程度）を目指していたが、46％削減という新たな目標下では、これを100GW以上まで一気に増やしていく必要がある。
之に加えて、送電網の改革をしなければならない。現状の送電網のキャパシティは「先着優先」のルールになっているため、先に建設された原発や火力発電が稼動していない場合でもこれらの電力の枠が押えられていた。従って太陽光で発電しても送電網の空き容量が十分でないと、需要地まで届けることができない。即ち、再エネは、原発や火力が押さえた後に残った小さい枠を取り合っていたということだ。
送電設備の空いている容量を別の電源につなぐことをノンファーム接続と呼ぶが、現状では残余の容量が少なかった。
それが、2019年から東電が試験的に「混雑時は出力を抑制する」という条件で、送電網のキャパシティが再エネなどにも開放された。その後、2021年1月からはこれが全国に適用されることになった。
之までは電力は原発などの大規模電源から、大容量の送電網を通じて、巨大消費地へと電気を送り込む「集中型」で発展してきたが、これを、再エネなどを中心とした「分散型」に変えていく事が求められている。そのためには送電網の改革は避けて通れない。
太陽光発電コストも見直さなければならない。世界ではこの10年で太陽光の発電コストが8割以上下がるなかで、日本は太陽光バブルの影響もあり、価格低減のペースは遅いままだった。再生エネを拡大するために、政府は、FIT（Feed-in tariff：買い取り価格一定）による固定買い取り価格制度を採っていたが、ここに来てようやく日本でもコスト削減のノウハウが蓄積され始めたので、発電収入がより市場に連動した「FIP（Feed in Premium）」と呼ばれる制度を始める予定になっている。
私は、政府にこうした流れになることを予見する人が居なかったのでは無いかとさえ思ってしまう。兎に角再生エネを拡大したいがために、優遇しようとの動きがこうした結果になったと言える。どうも場当たり的な気がしてならない。
各国の太陽光発電の買取価格の比較グラフが掲げられているが、日本は矢張り、他国に比べてコストダウンの割合が高止まりになっている。1kW/ｈが11.5円（現状）という価格がどの程度なのかは分からないが、他国が10円を切っていることからすれば、もう少しの努力が必要なのだろう。
もう一つの再エネの雄である風力も同様の課題を抱える。陸上風力は適地が限られる中で、やはりカギを握るのは洋上風力となる。政府は、2040年に洋上風力で最大4500万kWと野心的な目標を掲げているが、2030年時点の導入目標は、1000万kW（認定ベース）にとどまっている。本当に可能なのだろうか。
洋上風力の拡大の為には大型化が欠かせない条件だ。洋上の風車は年々大型化が進んでおり、5年前に1基当たりの発電容量が5000kW前後だったのが、今は8000～9000kW、そして今開発中のプロジェクトでは1.2万～1.5万kWまで上っている。
こうした事から風車を大型化し、1基当たりの容量を上げることで、建造コストも下げると同時に考えられている最大の1.5万kWを導入すると、目標達成が早くなるであろう。
残念ながら日本には専門の風力メーカーが1つも無い。重工業系が片手間に手がけ居ているのが実情だ。後発である事に変わりは無いが、大型の構造物を建造するノウハウはあるわけで、海外の風力メーカーとタイアップしてそうしたノウハウを積み上げていかねばならない。
解説ではこうした部品の供給網を作り上げることが重要としているが、自社で造って始めて、コストダウンにも結びつくわけで、逆に1つの基幹産業として成り立つのではないかと思う。
資源に恵まれないと言えば、通っていた日本だが、実際にはそうした言い訳で、風力発電も避けているのではないだろうか。
最後に述べられているアンモニアだが、脱炭素が叫ばれるエネルギー業界では注目に値する存在だ。アンモニアは之まで、尿を想起し、臭いといったイメージが先行したが、実は、エネルギー源として、見直されている。
しかも、アンモニアの化学式はNH3であり、これを燃焼しても、CO2が出ないという点が注され、脱炭素を希求するエネルギー界から脚光を浴びることになった。特にJERAはアンモニアを活用することで、2050年までに「ゼロエミッション火力」を実現するという壮大なプランを掲げている。
東京電力と中部電力の火力・燃料部門を統合して出来たJERAは、根幹となる火力発電で、2050年までにカーボンニュートラルを達成しようとの意気込みだ。そうした計画の中着目されたのが「アンモニア」だ。現在日本のCO2排出の4割を占めるのが火力発電であり、そのうち約半分を担っているのがJERAである。
現在の火力発電は、燃料に石炭を使うものとLNGを使う2種類があり、石炭を使う発電所は「ボイラー型」、LNGを使う発電所は「タービン型」と呼ばれている。
ボイラー型発電所の燃料を、石炭からアンモニアに変えていくことと、タービン型の燃料を水素に変えていくことで、CO2を出さない火力発電所にすることが進められている
燃料に石炭とLNGに混ぜて燃やすことでもCO2の削減が可能だ。こうした燃料の混焼実証実験が2021年6月から、愛知県の碧南火力発電所で行われている。
水素を燃料とするためには輸入せざるを得ない。しかし、水素を輸送する手段はまだ確立されていないため、水素を窒素と化合させてアンモニアに変えて輸送するのだという。水素をアンモニアに変え、輸入後再度水素に変換して使うのはロスになるのだが、既存の発電設備を生かした形を取らざるを得ないのは矢張り日本の置かれた環境によるものであろうことは否めない。
こうした独自の技術を逆手に、石炭火力に頼っているアジアの現状をリードできれば又、意義のある事だろう。
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