天然ガス火力 原発停止で足元見られる日本 高効率＆エコ…でも高値が壁に
2014.4.1 08:37 （1/5ページ）［九州から原発が消えてよいのか］
高効率を実現した新大分発電所のタービン建屋。（右から）ガスタービン、蒸気タービン、発電機が一列に並ぶ＝大分市
高効率を実現した新大分発電所のタービン建屋。（右から）ガスタービン、蒸気タービン、発電機が一列に並ぶ＝大分市
ＪＲ日豊線鶴崎駅（大分市）から車で１０分。閑静な住宅街を抜けると、ほどなく高さ２００メートルの６本の煙突と鈍色（にびいろ）のタービン建屋とボイラー、ガスタンクなどの建造物群が現れる。
平成３年に運転開始した九州電力の天然ガス火力発電所「新大分発電所」（総出力２２９万５千キロワット）だ。九電では、玄海原発（佐賀県玄海町、３４７万８千キロワット）に次ぐ供給力を誇る。
タービン建屋内では、同軸上に並んだガスタービンと蒸気タービンが、轟音を立てる。「コンバインドサイクル」と呼ばれる最新鋭の発電設備だ。新大分では同様の発電設備が３系列１３軸も並び、２３年３月の福島第１原発事故後はほぼフル稼働を続けている。
従来の火力発電は、燃焼ガスか蒸気ガスのどちらかでタービンを回すが、コンバインドサイクルは両方で同時に回す。
まず、天然ガスを燃焼して１１００～１４００度の高温ガスを発生させ、ガスタービンを回す。さらに排熱（６００度）を利用してボイラーを加熱し、蒸気タービンも回す仕組みだ。
コンバインドサイクルの利点は、熱エネルギーの電気エネルギーへの変換率を示す熱効率の高さにある。新大分の熱効率は４８～５４％。従来型の天然ガス火力の九電新小倉発電所の４４％、原発平均の３３％と比べるといかに優れた発電方式なのかよく分かる。
また、天然ガスの主成分はメタンなので炭素の含有量が少ない。このため、コンバインドサイクルの１キロワット時当たりの二酸化炭素（ＣＯ２）排出量は３７６グラムしかない。これは従来型の天然ガス火力（４７６グラム）の８割、一般的な石油火力（６９５グラム）の５割、石炭火力（８６４グラム）の４割にすぎない。大気汚染の原因となる煤塵（ばいじん）や硫黄酸化物（ＳＯｘ）も排出しない。だから煙突から煙も出ない。
九電では現在、最新鋭のコンバインドサイクル設備１軸（４８万キロワット）の増設工事を進めており、２８年７月に運転を始める予定だ。
新設備は、燃焼ガス温度を１６００度まで高めることで、熱効率を６０％に引き上げる。この熱効率は、同じ方式の関西電力姫路第２発電所（兵庫県）に並ぶ世界最高水準で、従来型に比べ３割も燃料を節約できる。
九電では、玄海、川内両原発の計６基が停止したままなだけに、新大分増設への期待は大きい。九電発電本部火力建設グループ長、阿辺政司はこう語った。
「増設が完了すれば、フル稼働している老朽火力を休ませ、修理時間を与えられます。天然ガス火力は安定供給とＣＯ２削減に大きく寄与できるし、重要性が増すと思っています。増設は待ちに待ったという思いですよ」
天然ガスに期待を寄せているのは日本だけではない。国際エネルギー機関（ＩＥＡ）は２０１１年６月、「天然ガスの黄金時代に突入か？」と題する報告書をまとめ、天然ガス需要が２０３５年までに６３％増えると予測した。
期待が高まった背景には、米国で起きた「シェールガス革命」がある。
泥土が堆積して固まった頁岩（シェール）層に膨大な天然ガスが眠っていることは昔から分かっていたが、採掘できなかった。
ところが、１９９８年に米国の開発企業ミッチェルエナジーが水圧破砕による採掘技術を開発した。これが改良され、大量採掘が可能となり、シェールガスは一躍注目を集めた。２００９年には米国が、ロシアを抜いて世界最大の天然ガス産出国に躍り出た。
シェールガスの可採年数は３００年とも４００年ともいわれ、石炭（１０９年）よりも長い。米国は２０１７（平成２９）年にシェールガスの対日輸出解禁を予定しており、日本でも利用可能となる。
× × ×
では、シェールガスを含む天然ガスの将来はバラ色なのか。残念ながらそう言えない難しい課題がいくつも残っている。
「万が一、原発再稼働が遅れるのであれば、リスク対応として電気料金の再値上げの検討を進めざるを得ない状況になっていると思っています…」
１月３１日、九電社長の瓜生道明は記者会見で、平成２６年３月期（通期）連結決算の最終損益が１２５０億円の巨額赤字となる見通しを発表した。これでは「再値上げは考えてない」と繰り返してきた瓜生も一歩踏み込まざるを得ない。
赤字の元凶は、原発停止に伴い、火力燃料費（推定７７００億円）が急増したからだ。天然ガスはこのうち５割以上を占める。
天然ガスの調達価格は決して安くない。
資源エネルギー庁によると、平成２５年度の発電量１キロワット時当たりの燃料費は、原子力１円、石炭５円に対し、天然ガスは１３円。石油の２０円よりも安いとはいえ、価格変動が大きいのも難点だといえる。
では、世界的に天然ガスが高騰しているかといえば、そんなことはない。
ＢＰ社によると、２００８年の１００万Ｂｔｕ（英国熱量単位）当たりの天然ガスの平均価格は、日本１２・５ドル、米国８・８ドル、ドイツ１１・５ドルだった。ところが、２０１２年には、日本だけが１６・７ドルと跳ね上がり、ドイツは１１・０ドルで横ばい、シェールガスの生産量が急増した米国は２・７ドルまで下がっている。
日本は島国なので調達コストがかさむのはある程度仕方がない。だが、これほど天然ガスが急騰したのは、平成２３（２０１１）年３月の東日本大震災、そして福島第１原発事故による日本の逼迫（ひっぱく）した電力事情を受け、産出国や採掘企業に「足元を見られた」というほかない。
× × ×
天然ガスは、気体だけに扱いにくいエネルギーでもある。
米国や欧州など大陸国家は、産出地と消費地をパイプラインで結べばよく、世界の天然ガス貿易の７割はパイプラインでやりとりされているが、島国・日本はそうはいかない。
主な輸入元であるインドネシアやマレーシア、オーストラリアなどに海底パイプラインを敷設するのは相当無理がある。そこで海上輸送するしかないが、これがコストを押し上げる。
プロパンガスは圧縮すれば簡単に液化するが、メタンが主成分となる天然ガスは常温で圧縮しても液化しない。このため、マイナス１６２度まで冷却して液化させ、６００分の１に圧縮した状態で専用ＬＮＧ（液化天然ガス）タンカーで搬送するしかない。産出国側にも液化プラントなどを建設しなければならない。
そこで「石油価格連動の長期契約」という商慣習ができた。１０年を超える長期契約を結び、契約量を必ず買い取る－という買い手にかなり不利な契約だ。しかも調達価格は石油価格に連動する。スポット価格で買うより安価とはいえ、石油の長期的な高騰を受け、この契約により、国際的な平均価格よりずっと高い天然ガスを買い続けなければならなくなった。
ドイツなど欧州の電力会社も石油価格連動契約を結んでいるケースも多いが、シェールガス革命やアフリカでの天然ガス増産を受け、買い手市場となり、次々に値下げを成功させている。
ところが、日本だけは、原発停止で天然ガス需要が増大しており、売り手市場のまま。不平等契約の改定は進みそうもない。原発再稼働は天然ガスの安価・安定供給にもつながるのだ。
備蓄の問題もある。
石油については、昭和４８年の第１次オイルショックを受け、政府は国内備蓄を着々と進めており、民間分と合わせると半年分を常時蓄えているが、ＬＮＧは民間備蓄に頼っており、わずか２週間分しかない。輸入元のインドネシアやマレーシア、カタールなどで政変が起きれば、途端に底をつく恐れもある。
× × ×
明るい兆しがないことはない。
欧州に中東・アフリカ産の天然ガスが流れ込んだことで、“天然ガス大国”のロシアが危機感を募らせているからだ。
昨年６月、ロシアの国営企業ガスプロムは、極東・ウラジオストク近郊での日本向けＬＮＧ輸出基地の建設構想を発表した。露大統領のプーチンが、首相の安倍晋三と急接近しているのも、資源外交が念頭にあるからだとされる。ロシアからパイプラインが敷設され、天然ガスが安価で安定供給されれば、日本のエネルギー事情は劇的に変わることになるだろう。
ところが、３月のロシアによるクリミア併合で、ロシアと欧米の関係が急激に悪化。日本政府も欧米に足並みをそろえており、日露交渉は膠着状態に陥ってしまった。再び動き出すには相当時間がかかりそうだ。
米国のシェールガスが輸入されれば調達価格が下がるとも期待されるが、米国が戦略物資であるシェールガスを安値で供給する保証はない。
それだけにしばらくは日本の電力各社の国際交渉力が試されることになる。独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構で、長年天然ガス問題を研究してきた石井彰（現、エネルギー・環境問題研究所代表）はこう語った。
「原発が止まったままでは売り手は強気のまま。電源の多様性は交渉カードなんです。原発１０基ほどを早急に再稼働し、交渉能力を上げなければ、せっかくのアベノミクス効果は吹き飛び、日本経済は潰れてしまいかねない」（敬称略）
2014.4.1 08:37 （1/5ページ）［九州から原発が消えてよいのか］
高効率を実現した新大分発電所のタービン建屋。（右から）ガスタービン、蒸気タービン、発電機が一列に並ぶ＝大分市
高効率を実現した新大分発電所のタービン建屋。（右から）ガスタービン、蒸気タービン、発電機が一列に並ぶ＝大分市
ＪＲ日豊線鶴崎駅（大分市）から車で１０分。閑静な住宅街を抜けると、ほどなく高さ２００メートルの６本の煙突と鈍色（にびいろ）のタービン建屋とボイラー、ガスタンクなどの建造物群が現れる。
平成３年に運転開始した九州電力の天然ガス火力発電所「新大分発電所」（総出力２２９万５千キロワット）だ。九電では、玄海原発（佐賀県玄海町、３４７万８千キロワット）に次ぐ供給力を誇る。
タービン建屋内では、同軸上に並んだガスタービンと蒸気タービンが、轟音を立てる。「コンバインドサイクル」と呼ばれる最新鋭の発電設備だ。新大分では同様の発電設備が３系列１３軸も並び、２３年３月の福島第１原発事故後はほぼフル稼働を続けている。
従来の火力発電は、燃焼ガスか蒸気ガスのどちらかでタービンを回すが、コンバインドサイクルは両方で同時に回す。
まず、天然ガスを燃焼して１１００～１４００度の高温ガスを発生させ、ガスタービンを回す。さらに排熱（６００度）を利用してボイラーを加熱し、蒸気タービンも回す仕組みだ。
コンバインドサイクルの利点は、熱エネルギーの電気エネルギーへの変換率を示す熱効率の高さにある。新大分の熱効率は４８～５４％。従来型の天然ガス火力の九電新小倉発電所の４４％、原発平均の３３％と比べるといかに優れた発電方式なのかよく分かる。
また、天然ガスの主成分はメタンなので炭素の含有量が少ない。このため、コンバインドサイクルの１キロワット時当たりの二酸化炭素（ＣＯ２）排出量は３７６グラムしかない。これは従来型の天然ガス火力（４７６グラム）の８割、一般的な石油火力（６９５グラム）の５割、石炭火力（８６４グラム）の４割にすぎない。大気汚染の原因となる煤塵（ばいじん）や硫黄酸化物（ＳＯｘ）も排出しない。だから煙突から煙も出ない。
九電では現在、最新鋭のコンバインドサイクル設備１軸（４８万キロワット）の増設工事を進めており、２８年７月に運転を始める予定だ。
新設備は、燃焼ガス温度を１６００度まで高めることで、熱効率を６０％に引き上げる。この熱効率は、同じ方式の関西電力姫路第２発電所（兵庫県）に並ぶ世界最高水準で、従来型に比べ３割も燃料を節約できる。
九電では、玄海、川内両原発の計６基が停止したままなだけに、新大分増設への期待は大きい。九電発電本部火力建設グループ長、阿辺政司はこう語った。
「増設が完了すれば、フル稼働している老朽火力を休ませ、修理時間を与えられます。天然ガス火力は安定供給とＣＯ２削減に大きく寄与できるし、重要性が増すと思っています。増設は待ちに待ったという思いですよ」
天然ガスに期待を寄せているのは日本だけではない。国際エネルギー機関（ＩＥＡ）は２０１１年６月、「天然ガスの黄金時代に突入か？」と題する報告書をまとめ、天然ガス需要が２０３５年までに６３％増えると予測した。
期待が高まった背景には、米国で起きた「シェールガス革命」がある。
泥土が堆積して固まった頁岩（シェール）層に膨大な天然ガスが眠っていることは昔から分かっていたが、採掘できなかった。
ところが、１９９８年に米国の開発企業ミッチェルエナジーが水圧破砕による採掘技術を開発した。これが改良され、大量採掘が可能となり、シェールガスは一躍注目を集めた。２００９年には米国が、ロシアを抜いて世界最大の天然ガス産出国に躍り出た。
シェールガスの可採年数は３００年とも４００年ともいわれ、石炭（１０９年）よりも長い。米国は２０１７（平成２９）年にシェールガスの対日輸出解禁を予定しており、日本でも利用可能となる。
× × ×
では、シェールガスを含む天然ガスの将来はバラ色なのか。残念ながらそう言えない難しい課題がいくつも残っている。
「万が一、原発再稼働が遅れるのであれば、リスク対応として電気料金の再値上げの検討を進めざるを得ない状況になっていると思っています…」
１月３１日、九電社長の瓜生道明は記者会見で、平成２６年３月期（通期）連結決算の最終損益が１２５０億円の巨額赤字となる見通しを発表した。これでは「再値上げは考えてない」と繰り返してきた瓜生も一歩踏み込まざるを得ない。
赤字の元凶は、原発停止に伴い、火力燃料費（推定７７００億円）が急増したからだ。天然ガスはこのうち５割以上を占める。
天然ガスの調達価格は決して安くない。
資源エネルギー庁によると、平成２５年度の発電量１キロワット時当たりの燃料費は、原子力１円、石炭５円に対し、天然ガスは１３円。石油の２０円よりも安いとはいえ、価格変動が大きいのも難点だといえる。
では、世界的に天然ガスが高騰しているかといえば、そんなことはない。
ＢＰ社によると、２００８年の１００万Ｂｔｕ（英国熱量単位）当たりの天然ガスの平均価格は、日本１２・５ドル、米国８・８ドル、ドイツ１１・５ドルだった。ところが、２０１２年には、日本だけが１６・７ドルと跳ね上がり、ドイツは１１・０ドルで横ばい、シェールガスの生産量が急増した米国は２・７ドルまで下がっている。
日本は島国なので調達コストがかさむのはある程度仕方がない。だが、これほど天然ガスが急騰したのは、平成２３（２０１１）年３月の東日本大震災、そして福島第１原発事故による日本の逼迫（ひっぱく）した電力事情を受け、産出国や採掘企業に「足元を見られた」というほかない。
× × ×
天然ガスは、気体だけに扱いにくいエネルギーでもある。
米国や欧州など大陸国家は、産出地と消費地をパイプラインで結べばよく、世界の天然ガス貿易の７割はパイプラインでやりとりされているが、島国・日本はそうはいかない。
主な輸入元であるインドネシアやマレーシア、オーストラリアなどに海底パイプラインを敷設するのは相当無理がある。そこで海上輸送するしかないが、これがコストを押し上げる。
プロパンガスは圧縮すれば簡単に液化するが、メタンが主成分となる天然ガスは常温で圧縮しても液化しない。このため、マイナス１６２度まで冷却して液化させ、６００分の１に圧縮した状態で専用ＬＮＧ（液化天然ガス）タンカーで搬送するしかない。産出国側にも液化プラントなどを建設しなければならない。
そこで「石油価格連動の長期契約」という商慣習ができた。１０年を超える長期契約を結び、契約量を必ず買い取る－という買い手にかなり不利な契約だ。しかも調達価格は石油価格に連動する。スポット価格で買うより安価とはいえ、石油の長期的な高騰を受け、この契約により、国際的な平均価格よりずっと高い天然ガスを買い続けなければならなくなった。
ドイツなど欧州の電力会社も石油価格連動契約を結んでいるケースも多いが、シェールガス革命やアフリカでの天然ガス増産を受け、買い手市場となり、次々に値下げを成功させている。
ところが、日本だけは、原発停止で天然ガス需要が増大しており、売り手市場のまま。不平等契約の改定は進みそうもない。原発再稼働は天然ガスの安価・安定供給にもつながるのだ。
備蓄の問題もある。
石油については、昭和４８年の第１次オイルショックを受け、政府は国内備蓄を着々と進めており、民間分と合わせると半年分を常時蓄えているが、ＬＮＧは民間備蓄に頼っており、わずか２週間分しかない。輸入元のインドネシアやマレーシア、カタールなどで政変が起きれば、途端に底をつく恐れもある。
× × ×
明るい兆しがないことはない。
欧州に中東・アフリカ産の天然ガスが流れ込んだことで、“天然ガス大国”のロシアが危機感を募らせているからだ。
昨年６月、ロシアの国営企業ガスプロムは、極東・ウラジオストク近郊での日本向けＬＮＧ輸出基地の建設構想を発表した。露大統領のプーチンが、首相の安倍晋三と急接近しているのも、資源外交が念頭にあるからだとされる。ロシアからパイプラインが敷設され、天然ガスが安価で安定供給されれば、日本のエネルギー事情は劇的に変わることになるだろう。
ところが、３月のロシアによるクリミア併合で、ロシアと欧米の関係が急激に悪化。日本政府も欧米に足並みをそろえており、日露交渉は膠着状態に陥ってしまった。再び動き出すには相当時間がかかりそうだ。
米国のシェールガスが輸入されれば調達価格が下がるとも期待されるが、米国が戦略物資であるシェールガスを安値で供給する保証はない。
それだけにしばらくは日本の電力各社の国際交渉力が試されることになる。独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構で、長年天然ガス問題を研究してきた石井彰（現、エネルギー・環境問題研究所代表）はこう語った。
「原発が止まったままでは売り手は強気のまま。電源の多様性は交渉カードなんです。原発１０基ほどを早急に再稼働し、交渉能力を上げなければ、せっかくのアベノミクス効果は吹き飛び、日本経済は潰れてしまいかねない」（敬称略）
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