1

電力の安定供給と環境への影響について

2004 年 6 月 29 日九州電力㈱系統運用部

能見 和司

2

目 次

第１章 エネルギー情勢第２章 電力系統の適切な運用と安定供

給第３章 環境への影響

3

第１章 エネルギー情勢

（１）エネルギーとは（２）海外のエネルギー情勢（３）日本のエネルギー情勢（４）電力エネルギー

4

［エネルギーとは］

5

[ エネルギーの利用形態 ]

● 力学的エネルギー ● 熱エネルギー

● 電気エネルギー● 光エネルギー

6

海外のエネルギー情勢

世界の人口とエネルギー消費の推移1980 年( 実績 )

1998 年( 実績 )

2010 年( 見通し )

年平均伸び率（％）

1999/1980

2010/1999

人口（億人）

先　 進 　国 12.3 14.1 13.2 0.7 ▲0.6

発展途上国 31.8 45.4 55.1 1.9 1.8

世　 界　 計 44.1 59.5 68.3 1.6 1.3

一次ｴﾈﾙｷﾞｰ消費量

( 石油換算億ﾄ）ﾝ

先　 進 　国 51.9 61.3 67.2 0.9 0.8

発展途上国 12.9 26.7 46.7 3.9 5.2

世　 界　 計 64.8 88.0 113.9 1.6 2.4一人あたりの一次ｴﾈﾙｷﾞｰ消　費　量石油換算

／人ﾄﾝ

先　 進 　国 4.2 4.3 5.1 0.1 1.6

発展途上国 0.4 0.6 0.8 2.2 2.6

世　 界　 計 1.5 1.5 1.7 0 1.1

Ａ

Ｂ

Ｂ Ａ

（出典：総合エネルギー統計 平成 13 年度版，ＢＰ統計，世界の統計（総務庁）等）

<1.2> <1.3> <1.3> <0.4> <0.0>

<2.9> <4.0> <4.8> <1.7> <1.7>

< 　 > は日本を再掲

<3.5> <5.2> <6.2> <2.1> <1.6>

7

海外のエネルギー情勢

[ 人口・エネルギー消費量の年平均伸び率 ]

5.2%

0.7%

1.8%

▲0.6%

1.9%

1980 ～ 19991999 ～ 2010

人口の平均伸び率

0.9% 0.8%

3.9%

1980 ～ 19991999 ～ 2010

一次 消費量のｴﾈﾙｷﾞｰ年平均伸び率

0.1%

1.6%

2.6%2.2%

1980 ～ 19991999 ～ 2010

先進国発展途上国

１人あたりの一次ｴﾈﾙｷﾞｰ消費量の年平均伸び率

8

2010 年( 見通し )1980 年

海外のエネルギー情勢

世界の一次エネルギー供給構成の推移

石炭

1950 年

60.9% 27.5%

1999 年

25.9% 24.8%(10.4) (17.8) (22.8) (28.2)

石油 27.3% 46.3% 38.6% 40.3%(4.7) (30.0) (34.0) (45.9)

天然ガス 10.2% 19.2% 22.9% 23.9%(1.7) (12.4) (20.1) (27.2)

水力

2.9% 7.5% 6.1%(1.9) (6.6) (6.9)原子力

－ 1.8% 2.6% 2.4%(1.2) (2.3) (2.8)

その他

100% 100% 100% 100%(17.1) (64.8) (88.0) (113.

9)

計

( 再生可能 等ｴﾈﾙｷﾞｰ )

(0.3) (1.5) (2.2)1.6% 2.3% 2.5% 2.5%

－

(2.9)

（単位：％）

（　）はエネルギー供給量（石油換算億トン）

9

海外のエネルギー情勢

原油輸入 CIF 価格（運賃・保険料込み）の推移

0

5

10

15

20

25

30

35

40

'65 '70 '75 '80 '85 '90 '95年　度

※1

※2

※1 　 2 ＄ / 台からﾊﾞｰﾚﾙ 11 ＄ /台に上昇。ﾊﾞｰﾚﾙ

（第一次石油危機）

※2 　 13 ＄ / 台からﾊﾞｰﾚﾙ 36$/以上に高騰。ﾊﾞｰﾚﾙ

（第二次石油危機）

※3 　 2002 年度値は 4 ～ 9 月平均値（ 25 ＄ / ）を記載。ﾊﾞｰﾚﾙ

※3

$

／

バー

レル

'00

( 出典 : エネルギー・経済統計要覧 2002 等 )

10

海外のエネルギー情勢

主要先進国の一次エネルギー供給構成（ 1999 年）

石炭

日　本

17.0

石油

天然ガス

水力

原子力

その他

合計

( 再生可能 等ｴﾈﾙｷﾞｰ )

アメリカ

ドイツ フランス

イギリス

イタリア

23.8 23.6 　 6.0 15.4 　 7.0

51.7 38.8 40.0 35.4 36.1 53.0（ 99.8 ）

（ 58.4 ）

（ 97.5 ）

（ 97.9 ）

（▲ 72.3 ）

（ 94.2 ）

12.1 23.0 21.4 13.5 36.1 32.9

16.0 　 8.9 13.1 40.4 10.9 ―

　 1.4 　 1.1 　 0.5 　 2.4 　 0.2 　 2.3

　 1.8 　 4.4 　 1.4 　 2.3 　 1.3 　 4.8

100 　 100 　 100 　 100 　 100 　 100 　（ 79.8 ）

（ 25.6 ）

（ 60.6 ）

（ 50.0 ）

（▲ 22.5 ）

（ 83.6 ）

（単位：％）

（　）は輸入依存度（％）( 出典 : エネルギー・経済統計要覧 2002

等 )

11

資　源 確認可採年　　数 賦　存　地　域

石油 39 年 政情不安定な中東地域に集中（ 65 ％）

天然ガス 61 年 原油ほどではないが，地域偏在性が強い（旧ソ連 38 ％，中東 35 ％）

石炭 227 年 世界中に分布しており，供給の不安定要素は小さい

ウラン 64 年 世界中に分布しており，供給の不安定性は比較的小さい

※ 確認可採年数は，現在調査等によって明確となっている埋蔵量（確認可採埋蔵量）を現在の年間生産量で割った一つの指標

海外のエネルギー情勢

世界のエネルギー資源埋蔵量

（出典：総合エネルギー統計 平成 13 年度版）

12

1965 ～ 73

ＧＤＰ伸び率（％）

（注）　エネルギー弾性値とは，ＧＤＰを１％伸ばすために必要なエネルギー供給の伸び率を意味する。

日本のエネルギー情勢

わが国のエネルギー供給の伸びの推移

供給伸び率ｴﾈﾙｷﾞｰ

弾性値ｴﾈﾙｷﾞｰ

（％）

Ｂ Ａ

Ａ

Ｂ

1973 ～ 86 1986 ～ 90 1990 ～ 2000

9.1 　

10.9 　　

1.20

3.4 　

0.3 　

0.09

5.5 　

4.9 　

0.89

1.3 　

1.4 　

1.08

エネルギー弾性値＞１⇒エネルギー多消費型エネルギー弾性値＜１⇒省エネルギー型

( 出典 : エネルギー・経済統計要覧 2002)

13

日本のエネルギー情勢

わが国の一次エネルギー総供給の推移

年度0

100

300

400

500

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995

原油換算百万石　炭

天然ガス水力・地熱

原子力新エネ等

１９７３年度第一次石油危機直後

石　油 k 200

600

700

（７７％）

１９８０年度第二次石油危機直後

（６６％）

（原子力１％）

（天然ガス２％）

（原子力５％）

（天然ガス６％）

２０００年度

（１２％）

（１３％）

（５２％）

（　）内はその年度の構成比

14

0

100

200

300

400

500

1990 年度 1999 年度 2010 年度

(52.5)

(24.4)

(23.0)

(49.0)

(26.1)

(24.9)

(45.8)

(30.8)

(23.4) 運輸部門

民生部門

産業部門

349 百 万 k

402 百 万 k 409 百 万 k

最終エネルギー

消費

（

原油換算

　

百万　

）

k

（　）内はその年度での割合（％）

日本のエネルギー情勢

長期エネルギー消費見直し

（出典：Ｈ 13.7 総合資源エネルギー調査会報告書）

15

電力エネルギー

電力総需要の推移 電力化率の推移電力化率： 一次エネルギー総供給のうち発電

に使用されるエネルギーの割合

0

100

200

300

400

500

600

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995

総 エ ネ ル ギ ー 需 要

電 力 総 需 要

20

30

40

50

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995

電力化

率（

％）

27.5

40.6

（注） 1965 年を 100 としたときの推移

700

2000 2000

（出典：総合エネルギー統計 平成 13 年度版）

（出典：総合エネルギー統計 平成 13 年度版）

16

第１章 まとめ

• 世界的には発展途上国のエネルギー需要増加が顕著（人口，生活レベルの伸び）

• 資源は有限，しかも世界情勢に左右される• 環境問題とエネルギー問題は密接に関連，大きな政治問題でもある。 （東西問題，南北問題）

• 日本のエネルギー構造は脆弱 各資源の適切な組み合わせが必要

• 電力エネルギーは便利 電力化率増大

17

第２章 電力系統の適切な運用と安定供給

（１）電力系統とは（２）需給運用：需要と供給のマッチ

ング（３）系統運用：高い電力品質の維持（補足）電力自由化による影響

18

電力系統とは( １ ) 電力系統の構成 ・ 電力系統は，発電所，送電線，変電所，配電線など，発電所で発生し

た電気を家庭や店舗，工場などの消費地点（需要地）まで供給する一連の電力設備から成る。

( ２ ) 電力の流れ ・ 発電所から電力消費地近くの拠点変電所まで，５０，２２ 万Ｖ の高い

電圧で大量に長距離送電。 ・ 拠点変電所で，１１，６万Ｖ に降圧して電力を小分けし，一部は市街

地の配電用変電所へ，一部は工場等の大口お客さまへ直接送電。 ・ 配電用変電所で，さらに６千Ｖに降圧して，店舗・オフィスビルに配

電するとともに，電柱上の変圧器（柱上変圧器）で 200 ， 100Ｖに降圧して，一般家庭に配電。

※ 電力は，電圧を上げ送電線に流れる電流を少なくして送電する方が，大電力を輸送でき，

かつ送電に伴う損失（ロス）を少なく， 効率的である。 一方，電圧が高くなるほど機器が

大型となるとともに安全確保のために大きな離隔距離が必要。

19

( ３ ) 電力系統の特徴

・ 電力系統に，一旦，落雷や発電機の故障等の事故が発生すると，

短時間（秒，分）でカタストロフィー（系統崩壊）を引き起こすなど，

諸々の特性を持っている。

・ 例えば，九州の事故が遠く関西・中部に影響を及ぼすこともある。

20

送電線

水　力　発電所

火　力　発電所

原子力　発電所

発 生

電力系統

電力系統の構成

50 万 V22 万 V 11 万 V

6 万 V

低圧

200,100 Ｖ

特高

11 ，６，２万Ｖ

消 費

配電線

高圧

２万，６千Ｖ

輸　送

総合制御所

中央給電指令所

系統給電制御所

変電所

変電所 送電線６千 V

輸送設備発電設備

指令 指令

お客さま

21

電力需要の特徴

電力需要は，景気の動向，季節や曜日の違い，気温・湿度・日照等の気象状況，

お客さまの生活や経済活動のパターンなど，さまざまな要因により，時々刻々変化。

( １ ) 一日の電気の使われ方（日負荷曲線： Daily Load Ｃｕｒｖｅ） ※ 年間の電力需要が 最大 となる夏季平日の例

・午 前：社会活動，生産活動が始まる６時頃から，急速に立ち上がる

・昼休み：１２時～１３時の昼休みの休憩時間に，一旦落ち込む

・午 後：一日の 最 高気温が発生する１４時～１６時頃に一日の消費の 最大 が発生

・夕 方：１７時から電力需要は減少しはじめるが，日没に伴う点灯，家庭での空調・

テ レビ等の需要により１９時前後に，点灯時のピーク

・深 夜：気温が下がり，社会活動が低下する５時頃一日のボトム

※ 一日で見ると，夏季の昼間ピーク時の需要は，深夜ボトム時の約２倍

※夏季，冷房需要は最大 電力の約４割

※欧米諸国と比較して，日本は朝の立ち上がり方が大きい

22

( ２）季節別

・季節別の最大 電力：夏季ピークと比較して，冬季は約８割，春・秋は約７割

・最大 発生時間帯 ：冬季は冷え込み具合により，午前あるいは点灯時 春・秋季は夕方の点灯時

23

季節別の日負荷曲線

0

5,000

10,000

15,000

20,000

時 刻

（ＭＷ）

３ ６ ９ １２ １５ １８ ２１０ ２４

　　　夏（ 2001 年 8 月 3 日）　　　冬 (2001 年 1 月１ 6 日 )　　　春 (2001 年 4 月 18 日 )　　　正月 (2001 年 1 月 2 日 )

12,960MW

16,740MW

9,390MW

8,570MW

6,070MW

6,770MW

8,120MW

8,280MW

正月

春

冬

夏

24

日負荷曲線の他地域との比較（ 最大 電力を１００％とした場合の比）

九州電力ERCOT

東京電力PJM

NORD

0 3 6 9 12 15 18 21 24 時

１００

８０

６０

４０

２０

０

％

NORD

25

5, 000

6, 000

7, 000

8, 000

9, 000

10, 000

11, 000

12, 000

13, 000

14, 000

15, 000

16, 000

17, 000

0. 0 5. 0 10. 0 15. 0 20. 0 25. 0 30. 0 35. 0

3地点加重平均気温

　[MW]

最大

電力

気温感応度

・３地点の天候，気温により需要を想定 〔福岡 (北部 ),熊本 ( 中部 ),鹿児島 (南部 ) 〕

01/04/’96 ～ 28/02/‘99

500MW ／度

400MW/ 度

200MW/ 度

需要

(ＭＷ

)

26

需給運用：需要と供給のマッチング

【年間，月間，週間】

需給運用計画は，年間の需要想定に基づく年間計画からスタートし，

・気象状況・経済状況による当初需要想定からのずれ

・発電機の点検・故障や出水状況の変化

などの変動要因を逐次織込み，月間・週間計画と 精度を向上。

【翌日】

前日には，天気予報・気温予想 ( ＊ ) により，１時間毎の需要を想定し，必要な予備力，周波数調整力を確保して，発電機の運転・出力を 最 終 決定。(＊ ) 気象協会とオンラインで連系。必要により，気象台・気象協会に詳細情報を確認。

【当日】

当日は，前日の発電計画に基づき，発電機の並解列は中給当直員が 給電指令で，時々刻々の出力は中給自動給電システムにより調整される。

ただし，計算機制御には限界があり，中給当直員は，気象状況，朝の立上り状況など常に需要の傾向に注視し，需給マッチングのため，その時点での判断で，火力機・水力機（揚水，調整式）の並解列，出力調整指令を行う。

長期需要予測電源開発計画輸送設備計画

需 給 運 用需 給 運 用

年間計画・需要想定（最大電力，電力量）・電源補修計画の調整・ＬＮＧ消費計画（配船調整）・ＩＰＰ等他社購入計画・二社間融通計画調整・ kWバランス， kWhバランス

月間，週間計画・需要想定（最大電力，電力量）・毎日の kW バランス， kWh バラン ス，ＬＮＧ消費計画・火力機の起動停止・揚水機の運用計画

当日運用・負荷立上り，立下り時の出力調整 指令・経済負荷配分制御・連系線潮流制御・他社受電，融通調整・緊急時の火力増発・揚水起動指 令，応援融通要請

翌日計画・時間単位の需要想定・他社発電計画，融通量の確定・時間単位の発電計画（ｋＷバランス） ・火力機への起動，並列指令

年間

長期

月間週間

翌日

当日

給電計画Ｇ

中 給

27

電源運用の考え方

・原子力　 経済性， CO2 の観点からベース供給力として，法定　　　　　　　点検周期いっぱいの長期運転

・石　炭　　経済性に優れることからベース・ミドル供給力と　　　　　　　して運転（燃料コスト：２円／ kWh程度）　

・ L N G 　　 ミドル火力として，燃料の年間契約量の計画的な　　　　　　 消費を勘案し運転（燃料コスト：５円／ kWh程度）

・石　油　　燃料費が高いことから，ピーク供給力および供給予　　　　　 備力として運転（燃料：７円／ kWh程度）

・揚　水　　ピーク供給力，緊急時対応の待機供給力として運転

28

電源バランス

平成 13年 8月 3日（金）： 最大需 要 １，６７４万 ｋＷ

平成 13年 5月 5日（土）： 最大需 要

原子力

一般水力

他社・融通

石炭火力

LNG火力

石油火力

揚水式水力

揚水式動力

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 6 12 18 24

原子力

一般水力

他社・融通

石炭火力

LNG火力

揚水式水力

揚水式動力

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 6 12 18 24

29

23%

1%

13%

24%

21%

18%

発電設備量，発電電力量（平成１４年） （他社受電を含む）

45%

2%7%7%

17%

22%

原子力

地熱

水力

石油その他

LNG

石炭

発電設備量 発電電力量

30

需給マッチングのための制御方式

（需要変動周期） （制御方式）・ １０数分以上（サステンド分） → 経済負荷配分制御（ＥＤＣ）

・ 数分～１０数分（フリンジ分） → 負荷周波数制御（ＬＦＣ）

・ ２０秒程度～数分（フリンジ分） → 発電機個々のガバナフリー

・ ２０秒程度以下（サイクリック分） → 負荷の電気的な特性によって吸収（自己制御）

０ 0.5 １ １０ ６０

負荷変動周期（分）

ＥＤＣ

ＬＦＣ

ガバナフリー

負荷特性（自己制御）

負荷変動幅

31

給電計画Ｇ

系統制御技術Ｇ

( 中西各社）

長期需要予測電源開発計画輸送設備計画

系 統 運 用系 統 運 用

月間，週間計画・設備状況，潮流状況把握・輸送設備の停止作業計画調整 ・ 輸送設備の停止作業内容把握， 停送電操作指令伝票作成

当日運用（平常時） ・系統潮流，作業停止状況監視 ・電圧監視，調整指令 ・停送電操作の指令，実施（緊急時：事故時，異常気象時） ・系統復旧指令，操作

翌日計画・潮流状況，気象状況に基づき輸 送設備の停止作業の決定・操作箇所相互に作業内容，操作 伝票，緊急時対策の確認

２～翌年

長期

月間週間

翌日

当日

中 給（統括）

系給

総制

年間計画・潮流計算，系統ネック把握・電圧維持・系統安定度維持対策 ( 調相設備，保護装置， SSC計画 )・運用目標値設定・制御システム計画・中西連系系統運用計画 ・輸送設備の停止作業計画策定

【系統運用計画：年間】

毎年，電源の運転計画，輸送設備新増設等に基づき，季節別・時間帯別に潮流計算し，平常時・事故時の潮流ネック，系統安定度・電圧を把握。

・運用目標値（潮流，電圧）の設定

・安定化対策，電圧対策（設備対策，整定変更）の検討

・輸送設備停止作業計画の策定

【停止作業計画：年間～翌日】

①年間

最大需 要期，雷多発期である夏季以外に停止作業を計画。作業の輻輳により，電源・輸送設備の停止が重複し，系統信頼度が低下しないよう調整。

②月間，週間，翌日

電源や輸送設備の計画外停止，至近の気象状況，出水状況等により，停止作業の可否を検討。必要により潮流，電圧，安定度の詳細シミュレー ションを行って検討。前日に最終 決定。

【停止作業の実施：月間～当日】

給電担当機関は，前日までに，作業内容を把握し，停送電操作の時刻・手順を定めた操作指令伝票を作成。操作時刻・手順の妥当性をシミュレータで 事前検証。

当日は，給電担当機関からの給電指令により操作を実施。天候急変や突発的なトラブル時には，作業の中断・緊急復旧を指令。

【事故発生時の処置：当日】

・系統保護装置が自動的に動作し，事故区間を切り離し

・再閉路失敗等により事故が継続する場合は，健全設備の過負荷防止，適 正電圧・安定度維持のため，発電機の緊急並列，系統変更等を指令。

系統運用：高い電力品質の維持

32

脊振

西九州

玄海

松浦 北九州

豊前中央

熊本東九州

南九州

天山

上椎葉

一ツ瀬

大平

川内

松島

川内

苓北

相浦

唐津

大分

豊前

苅田

新小倉

新大分

8753478

2000

875

1000

600

700500

1000

1780

180

90

500

2295

1000

735

2212

小丸川（建設中）600

宮崎

中九州

700

九州の電力系統

・主幹系統は 50 万 V ・ 22 万 V ループ・下位系統は，放射状（一部 11 万 V は 22 万 V とループ）

５０万Ｖ送 電線

２２ 万Ｖ送 電線

水力（貯水式）

火力 ( 石炭）原子力

ミドル・ピーク対応のLNG ・石油電源は北東部に集中

ベース電源の原子力・石炭が西部に集中（全体の 40% ）

需要は福岡・北九州地区に集中（全体の40 ％）

火力 ( 石油）火力 (LNG）水力（揚水式）

※ 数値は発電所出力（ＭＷ）

33

停電の回避（供給信頼度）

о 電力系統の単一故障（送電線１回線故障等）に対しては，特段の

系統制御を行わないで安定運用を行えるよう，送電設備を増強。

о送電線２回線事故などの重大事故に対しては，電力系統安定化の

ための系統制御を行い， 安定運用を維持。

о 運用に当たっては，各種系統事故に対する送電限界を基に，運用

目標値を設定し，年間を通して電力潮流が運用目標値以下になる

よう管理。

34

信頼度向上対策

• 新規送電線の建設• １回線送電線の２回線化• 変電所の変圧器の増設• 変電所開閉器の屋内設置や高信頼度機器の採用• 送電鉄塔の高さ増加（樹木接触防止）• 送電線故障場所の高速切り離し（保護装置の高度化）• 送電線故障除去後の自動再送電（雷による故障に有効）• 配電線の絶縁化• 配電線の無停電作業工法• 系統制御所職員の有機的，計画的な訓練（最後 は人！）

35

お客様１戸当たりの停電回数，時間

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

1970 73 76 79 82 85 88 91 94 97

2000

( . )自然災害含む 例 台風

自然災害除き

停電回数 停電時間

( 分 )１需要家当たりの年間平均停電回数 １需要家当たりの年間平均停電時間

(回 )

０２ ０

２

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1970 73 76 79 82 85 88 91 94 97

2000

( . )自然災害含む 例 台風

自然災害除く

36

電圧，周波数の維持

• 停電の有無，周波数の維持，電圧の維持の３種類が 主要な電力品質

• 周波数の維持 電力系統全体の電力の需給バラ ンスを瞬時瞬時に調整（需給運用）

• 電圧の維持 部分的な電圧・無効電力のバランス を調整しながら電力系統全体でも適 正に維持（電圧無効電力運用）

37

第２章 まとめ

• 電力系統は巨大なシステム• 需要に対して供給力が充足しているだけでなく，時々刻々の完璧な需給バランスが 必要

• しかも日本は諸外国と比較して需要変動大• 電源の を志向（ ）ﾍﾞｽﾄﾐｯｸｽ ｴﾈﾙｷﾞｰｾｷｭﾘﾃｨ• 雷等による系統故障への対応，系統安定性，電圧，周波数の維持（ 高度な と訓練された人ｼｽﾃﾑ材）

• その結果，世界最 高度の供給信頼度達成

38

第２章 補足：電力自由化の影響

• 1980 年代の英国を発端に世界各国で電力事業の自由化が進展

• 日本でも独自の自由化モデルが進展中• 自由化の本質は，電力を他の商品のように市場で自由に取引すること

• ただし，電力という商品の特殊性を認識しなければ重大な結末を招く（カリフォルニアの大失敗例）

• 世界各地で“壮大な実験中”

39

第３章 環境への影響

（１）環境問題の概要（２）電力供給面での取り組み（３）自然エネルギーの開発，普及及び課題

40

環境問題の概要

地球環境問題

産業・生活関連

エネルギー系地球環境問題

　（例）地球温暖化，酸性雨

非エネルギー系地球環境問題

　（例）オゾン層破壊，　　　　有害廃棄物の越境移動

自然生態系環境問題　（例）森林減少，砂漠化　　　　野生生物種の減少

発展途上国の公害問題

地域型環境問題

産業公害

大気汚染（ＳＯｘ，ＮＯｘ等）

水質汚濁

土壌汚染

その他（騒音，振動，悪臭等）

都市型・生活型排水　（例）廃棄物（ごみ等），排水

（環境問題の体系）

41

・

環境問題の概要

CO2 などの温室効果ガスは光はよく通すが，赤外線（熱）を吸収し，気温を保持する。

さらに温室効果ガスが増加すると，吸収量が増加し，気温が上昇する。

太陽光

陸海

地球

温室効果ガス

熱

太陽光

陸海

地球

温室効果ガス

熱

透過透過

吸収吸収

地球温暖化

42

環境問題の概要 （地球温暖化とエネルギー消費）

大気中の CO2濃度と化石燃料消費の関係

1880

20

40

60

300

340

360

01900 1920 1940 1960 1980

燃料消費量（石油換算値億 ）ﾄﾝ

CO2濃度（ ppm）

320

100

80

2000

（出典：電気事業連合会， IPCC第３次評価報告書等）

43

日本の月平均気温の変化1971 ～ 2000 年の平均値と 1961 ～ 1990 年の平均値との差

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12( 月 )

月平均気温の変化

（

℃）

環境問題の概要

1971 ～ 2000 年の平均値の方が 0.2 ～ 0.3℃前後高い

（出典：気象庁）

44

京都議定書（ＣＯＰ 3 ）の概要

基準年次 １９９０年 （目標年 2008 年～ 2012 年）

削減目標・温室効果ガスを先進国全体で基準年より少なくとも 5% 削減。 （日本▲６％，米国▲７％，ＥＵ▲８％）

柔軟性措置

・排出権取引の導入［先進国間］削減目標達成が難しい国が削減が比較的容易な国から排出権を購入することで，全体として効率的に目標を達成しようという制度

複数の国が温室効果ガス削減の事業を共同して進め，削減量を実施国間で分配できる仕組み。

　　　

環境問題の概要（国際的な取り組み）

・共同実施の導入［先進国間］

・クリーン開発メカニズムの導入（ＣＤＭ）［先進国－途上国間］

先進国は，途上国の持続的開発や温室効果ガス削減のための事業へ資金供与した場合，その事業による削減量を自国の排出量から差し引ける

（京都ﾒｶﾆｽﾞ）ﾑ

45

環境問題の概要（国際的な取り組み）

CO2排出量の現状（１９９９年時点）

アメリカ 中　国 ロシア 日　本

CO2排出量

( 億ﾄﾝ -CO2)

インド ドイツ イギリス

57 31 15 12.3 9 8 　 6

1 人あたりのCO2排出量( ﾄﾝ -CO2/ 人 )

20.3 2.4 10.5 9.2 0.9 10.1 9.4

( 出典 : エネルギー・経済統計要覧 2002)

46

世界各国の CO2排出量の割合（１９９９年）

環境問題の概要

世界合計224 億トン－ＣＯ 2

ロシア6.7%

その他34.3%

日本5.1%

中国13.4%

アメリカ24.7%

イギリス2.4%

カナダ2.2%

イタリア1.9%

フランス1.7%

ドイツ3.6%

インド4.0%

日本の部門別 CO2排出量構成比（１９９９年度）

日本全体12.3 億トン

－ＣＯ２

電気事業24.7%

民生部門11.1%

運輸部門20.7%

その他11.9%

産業部門 31.6%

( 出典 : エネルギー・経済統計要覧 2002) ( 出典 : 地球環境保全に関する関係閣僚会議資料等）

47

２０１０年へのＣＯ２排出量抑制方策

1990 1999 2010 ( 年度 )

0.6

2.4

0.5

6%

14.013.4

11.012.3

10.5

原子力発電が建設されない場合は増加（１０～１３基）

▲ 2.4省エネルギー対策

▲ 0.3新エネルギー対策

▲ 0.2燃料転換等

（億ﾄﾝ -CO2 ）

（億ﾄﾝ -CO2 ）

▲ 3.9植林等のＣＯ２吸収源による対策

▲ 1.6排出権取引，共同実施など

▲ 0.5非エネルギー起源の CO2削減対策他

ＣＯＰ３での日本の温室効果ガス▲６％達成には，以下の対策が必要 （％）

10.5

環境問題の概要 （日本での取り組み）

（単位：億ｔ -ＣＯ２）

48

電力供給と環境問題

日本の電気事業（除自家発）からの CO2排出量の推移

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

1970 1975 1980 1985 1990 1995

2

4

CO2排

出量

（億t-CO

2）

使用

電力

量（

億kWh

）原

子力

発電

電力

量（

億kWh

）

年　　度

使用電力量

原子力発電電力量

CO2 排 出量

02000

10

8

6

0

( 出典 : 電気事業連合会）

49

九州電力のＣＯ２排出量の推移

（万 t-ＣＯ２）

玄海４号（ ’ 97.7 運開）

によるＣＯ２削減効果

（試算）

玄海３号（’ 94.3 運開）

によるＣＯ２削減効果

（試算）

電力供給と環境問題

660660

2,660

2,1902,3402,500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

1990 1993 1997 2001

(3,000)(2,850)

（年度）

50

ＣＯ２排出原単位の国際比較（電気事業 1999 年時点）

0.07

0.50 0.48

0.33 0.31

0.42

0.19

0.58

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

アメリカ カナダ イギリスフランス ドイツ イタリア 日本 当社

（注）ＣＯ２排出原単位とは，使用電力量ｋＷｈ当たりのＣＯ２

排出量ｋｇ

（㎏ -CO2/kwh）

電力供給と環境問題

51

ＣＯ２排出抑制に向けた取り組み

電気の供給面電気の供給面 非化石エネルギー等の利用拡大

非化石エネルギー等の利用拡大

原子力発電やＬＮＧ火力発電の導入拡大

自然エネルギーの開発・普及…水力，地熱発電，太陽光，風力発電

火力発電効率の向上… 発電，石炭火力の高効率化ｺﾝﾊﾞｲﾝﾄﾞｻｲｸﾙ

送配電ロス率の低減…高圧送電

省エネルギーＰＲ活動

高効率・省エネルギー機器の開発・普及…蓄熱式空調，ヒートポンプ

未利用エネルギーの活用…河川水，清掃工場や変電所の排熱

電力設備の効率向上電力設備の効率向上

蓄熱システムなど負荷平準化の推進…蓄熱式空調

省エネルギー省エネルギー

負荷平準化負荷平準化

電気の使用面電気の使用面

電力供給と環境問題

52

自然エネルギーの開発，普及及び課題

太陽光・風力発電からの電力購入

種　　　　別 当 社 の 購 入 方 法

太　　　陽　　　光 余剰電力を当社がお客さまに販売している電力量単価で購入

風　　

力

自　　家　　用 同　　上

事　業　用自家消費率が50 ％未満のもの

2,000kW未満

11.5円 /kWhですべて購入

2,000kW以上

11.5円 /kWhを上限価格として入札により購入（ 2000 ～ 2002 年の３年間で 15 万 kWを募集）

53

自然エネルギーの開発，普及及び課題

九州電力による太陽光発電からの電力購入量の推移

0

25

（年度末）

( 百 万 kWh)

1994 1995 1996 1997 1998 2000

0 0.42.0

3.9

10.7

19.9

1999

0.9

10

15

20

九州電力による風力発電からの電力購入量の推移

1993

0 0.1

5

20010

25

（年度末）

( 百 万 kWh)

1994 1995 1996 1997 1998 2000

01.1 2.8

13.6

17.0

1999

10

15

20

1993

0

5

2001

0 0 0

[0.023 ％ ]

[0.012 ％ ][0.016 ％ ]

[0.020 ％ ]

[　 ]は九州電力の総発電電力量（他社受電分を含む）に占める割合

54

自然エネルギーの開発，普及及び課題

九州グリーン電力基金の助成概要（ 2002 年度）

太 陽 光 発 電

助成対象

※ 　 2002 年 10 月末時点の加入口数： 10,131 口

助成規模

助成単価

風　力　発　電

　九州内の学校や公民館等の公的施設に設置されるもの

　 2002 年度に九州電力が実施した大規模風力発電入札の落札

者

323kW（１助成先の上限 15kW）

51,300kW（ 2002 年度 落札分）

10 万 円／ kW 0.1円／ kWh（３年間，実績助成）

（総額　 5,900 万 円）

55

自然エネルギーの開発，普及及び課題

年間 100 億 kWhの電気を発生するためには， 138 万 kW級の原子力発電所１基が必要であるが，太陽光発電，風力発電の場合には原子力発電と比較して約 3 ～ 20倍以上の投資が必要。また，必要面積も膨大となる。

・ CO2 ， NOx， S0xの排出が小さいなど，環境負荷の点で優位・安定性・コスト面で課題がある

(太陽光発電 )

・エネルギー密度が低い　　　　　地上に届く太陽エネルギーのエネルギー密度は 1m2当たり 1kW程度と低く， 大電力を得るためには，広大な面積が必要

・変換効率が低く，かつ不安定　　　　　日没後や悪天候時には出力が低下するため，利用率約 12 ％程度　　　　例えば，家庭用 3.5kWで年間 3,500kWh程度

・高コスト　　　　　現時点では，家庭用電力料金の３倍程度と高く，一般電力料金に近い 水準を実現するためには，変換効率の向上，コストダウンが必要

太陽光，風力発電の現状

56

自然エネルギーの開発，普及及び課題

・エネルギー密度が低い　　　　　エネルギー密度が低く，大電力を得るためには広大な面積が必要

・不安定　　　　　風の状況に依存せざるを得ないため出力が不安定であり，利用率約20 ％ ～ 25 ％程度

・騒音ほか　　　　　風を受けて風車が回転する際の騒音，電波障害，景観等環境面の問題が あり，設置箇所に制約あり

・コスト　　　　　近年の大型化により発電コストは低減してきており，大規模ウィンドファーム については水力発電と同程度

(風力発電 )

57

自然エネルギーの開発，普及及び課題

新エネルギーコストの現状と既存電源の比較

新エネ * 既　存　電　源

太陽光 風力 水力 原子力 石油 石炭 ＬＮＧ

設置コスト ( 万 円 /kW) 100 76 29 28 30 20

発電コスト (円 /kWh) 6610～14

13.6 5.9 10.2 6.5

* 太陽光は住宅用，風力は大規模ウィンドファーム

6.4

21～24

（出典： H11.12 総合資源エネルギー調査会原子力部会報告書等）

58

自然エネルギーの開発，普及及び課題

年間 100 億 kWhを発生するために必要な各エネルギーの比較

必要な設備量（ kW ）

必要な投資額

（原子力発電との比較）

必要な敷地面積

原子力発電

１３８万 ｋＷ

８０％

４，０００億円

１，０００ｋＷ

２５％

２．５億円

１基あたり設備容量

利用率

１基あたりの設備投資額前提条件

太陽光発電 風力発電

１基（１３８万 Ｋ

ｗ）

４，０００億円（１倍）

約１㎞２

約 262 万 世帯分

福岡・佐賀・熊本３県の全世帯数とほぼ同

じ

（ 920 万 Kw）

８兆円（ 20倍）

太陽光パネルの面積約 92㎞ 2

福岡市の面積の約３割

３．５ｋＷ

１２％

３００万 円

４，４００基（４４０万 Ｋｗ）

１．１兆円（３倍）

約７００㎞２

福岡市の面積の約２倍

（出典： H13.6 総合資源エネルギー調査会新エネルギー部会報告書）

59

第３章 まとめ

• 種々の環境問題が存在• 現在最も関 心が高いのは地球温暖化問題• エネルギー事情と密接に関連• 世界，また国内で様々な取り組み• 電気事業としても供給面と需要面で多岐に亘

る取り組みを実施• 自然エネルギーは有効，ただし経済性，安定

性，規模などの面で課題

60

おわりに

• 日々の生活がエネルギー問題，環境問題に密接に関わってくること，また電力系統という巨大なシステムを安定に運用するために電力系統工学，制御工学を始めとする最 先端技術と人間の知恵を駆使していることを少しでもご理解され，日頃から関心を持って頂ければ，講演者として望外の喜びです。

• ご静聴ありがとうございました。