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Joint MIT-Japan White Paper: Compatibility of Nuclear and Renewables

with Grid Stability, Economics and Deregulation

The Massachusetts Institute of Technology (MIT) and several Japanese organizations (University of

Tokyo, Central Research Institute for Electric Power, Institute of Energy Economics of Japan and the

Tokyo Institute of Technology) have initiated a U.S.-Japan Joint Study of the Future of Nuclear Energy.

This includes joint studies on how to integrate nuclear and renewables into a low-carbon electricity grid in

a deregulated electricity market. As large advanced industrial countries Japan and the United States face

similar challenges. The U.S. and Japan are the two largest advanced economies with a mixture of nuclear,

renewables, and fossil electric generating systems. They have the technical, political and economic

capabilities to develop a low-carbon energy economy and large incentives to work together to accelerate

progress and minimize costs. One of the initial products of this cooperative effort is this joint what paper

that lays out the challenges and potential solutions for an economic secure low-carbon electricity supply

system. Below is the White Paper in English and Japanese.

Authors in alphabetical order

MIT

FORSBERG, Charles W., Principle Research Scientist, Massachusetts Institute of Technology

HARATYK, Geoffrey, Graduate student, Massachusetts Institute of Technology

LESTER, Richard, Professor, Massachusetts Institute of Technology

BATLLE LOPEZ, Carlos Visiting Scholar, Massachusetts Institute of Technology

Japan

FUJII, Yasumasa; Professor, University of Tokyo

KOMIYAMA, Ryoichi, Associate Professor, University of Tokyo

KURIHARA, Ikuo, Chief Researcher, Central Research Institute for Electric Power

OMOTO, Akira, Professor, Tokyo Institute of Technology

MURAKAMI, Tomoko, Group Manager, Institute of Energy Economics of Japan

TANIGUICHI, Tomihiro, Professor, Tokyo Institute of Technology

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Joint MIT-Japan White Paper: Compatibility of Nuclear and Renewables

with Grid Stability, Economics and Deregulation

This document is a result of a joint study project by Massachusetts Institute of Technology, Tokyo

Institute of Technology the University of Tokyo, Central Research Institute of Electric Power Industry and

the Institute of Energy Economics, Japan. The views expressed in this document are the sole

responsibility of the author(s). This document is issued on the understanding that if any extract is used,

the author(s) should be credited, preferably with the date of the publication. Where this document refers

to or reports statements made by speakers at an event every effort has been made to provide a fair

representation of their views and opinions, but the ultimate responsibility for accuracy lies with this

document’s author(s).

1. Introduction

Policy objectives for electricity markets around the world include ensuring affordable and

reliable supplies, achieving environmental goals including reductions in greenhouse gas [GHG]

emissions, and reducing the risk of supply disruptions. In Japan two major changes are underway

in support of these broad goals: liberalization of electricity markets and large-scale introduction

of renewable energy systems (RES), especially solar and wind, to help reduce GHG emissions

and meet other policy goals. Similar changes have been underway in the United States for

somewhat longer. Pursuing both programs simultaneously is challenging. Even as governments

are seeking to rely more heavily on decentralized market mechanisms to set electricity prices and

allocate resources, they are actively promoting the transition to low-carbon electric power

systems. A key question in both Japan and the United States is how to improve or redesign the

power system and market regulation to reach these goals efficiently. What technological and

institutional innovations will be necessary to meet these goals?

In recent decades state-owned or heavily-regulated infrastructure sectors such as rail and air

transportation, telecommunications, and energy have experienced deregulation and privatization

in many advanced economies. Governments have sought to rely more heavily on market

mechanisms to set prices and allocate resources. In Japan, electricity market deregulation began

in 1995, even as the government was adopting goals to limit greenhouse gas (GHG) emissions,

and in 2012 the government initiated Feed-in-Tariffs (FIT) that provide guaranteed payments to

solar and wind electricity generators. Full competition in generation and retail electricity markets

has been implemented in the European Union. In the United States, where regulatory policies

are in large part determined at the state level, about two-thirds of the states have implemented

wholesale market mechanisms while almost 20 states have introduced competition in retail

electricity markets. In both the U.S. and the EU many different subsidies designed to encourage

renewable energy systems (RES) have been introduced. Governments are now modifying these

policies in an effort to promote RES deployment at lower cost to taxpayers and electricity

customers.

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Both nuclear power and renewable electricity will need to play a key role in the transition to

low carbon system. But the operation of the existing nuclear fleet and the outlook for new

nuclear investment are both affected by the changes in wholesale and retail electricity markets

that are underway, as well as by the growth of intermittent renewable generating capacity. The

implications of these developments for the future role of nuclear energy as a source of low-

carbon electricity are of interest in many countries around the world, including the United States

and Japan.

The purpose of this white paper is to explore the key questions that must be addressed in

order to gain a better understanding of the outlook for nuclear and renewable technologies and

the interactions between them in the low-carbon power grids of the future. The particular focus

of the paper is to explore these questions in the context of the Japanese electric power sector. In

Japan, where as already noted major changes in the regulation of the electric power industry are

underway, the outlook for nuclear has also been profoundly affected by the accident at

Fukushima. This paper augments ongoing discussion of the future of Japan‘s nuclear fleet by

considering the challenges of designing power grids in which nuclear and renewables combine to

achieve deep reductions in carbon emissions while also providing affordable, reliable electricity

supplies. The purpose of the paper is to frame the key questions posed by such scenarios.

Additional work will be needed to answer them.

The paper is organized as follows: Section 2 introduces the set of constraints that seem likely

to bound the range of future scenarios for nuclear and renewable energy in Japan. Section 3

presents a brief general discussion of the issues facing regulators in today‘s electric power

markets. Section 4 introduces a range of new technologies that may facilitate the full utilization

of low-carbon generation sources, especially nuclear, solar, and wind, in the electricity markets

of the future. Section 5 summarizes the observations in the preceding sections and discusses

possible pathways towards low-carbon electric power systems in Japan.

2. The development of nuclear and renewable energy in Japan: constraints and

Implications

a. Technical issues raised by deregulation and increased share of intermittent renewables

The combination of market liberalization and the integration of intermittent renewables poses

a number of challenges for the operation of electric power grids. Appropriate market

mechanisms (rules) must be designed in order to balance supply and demand in both the short

and long term, while also achieving key public policy goals, including grid stability against

disturbances, security of supply and reduced GHG emissions, as well as other environmental

goals. An increase in the share of intermittent renewables in total power output creates

challenges for power system operation in terms of demand and supply balancing, transmission

line overload and stability, and power quality (including voltage and frequency control). Existing

thermal power plants have constraints on the rate at which output can be ramped up or down, as

well as the minimum output level at which they can operate, in response to fluctuations in the

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output of wind and solar systems. These challenges may be addressed by new kinds of energy

storage technologies in the longer run, but may also require the introduction of new grid controls

and operating systems including smart grid technologies.

b. Economic constraints and implications

The availability of adequate supplies of reliable, moderately priced electricity is essential for

the competitiveness of Japanese industry and for sustainable economic growth. The most recent

estimates (May 2015) prepared by the Power Generation Cost Verification Working Group of

the Japanese government indicate that the levelized cost of electricity (LCOE) in Japan is lowest

for nuclear (10.1 JPY/kWh), followed by coal (12.3 JPY/kWh), gas (13.7 JPY/kWh), oil

(30.6~43.4 JPY/kWh), solar (29.4 JPY/kWh) and wind (21.6 JPY/kWh), with significant

uncertainties in the longer-term price trajectories for fossil fuels, solar and wind. According to

the Working Group‘s estimates, by 2030 the levelized cost of solar PV and on-shore wind are

projected to decline to 12.5-16.4 JPY/kWh and 13.6-21.5 JPY/kWh respectively. Other estimates

of the costs of these technologies by analysts in Japan and elsewhere are significantly lower.

Levelized cost is just one of several factors affecting the economic outlook for electricity

supply. Other factors include the following:

a) Changes in the overall power generation mix resulting from the goal of reducing the share

of nuclear in total electricity output. This is likely to result in added coal capacity (the next

cheapest option in Japan) unless constraints on GHG emissions are also imposed.

b) Additional costs associated with the need for backup generation or grid storage capacity to

compensate for the intermittent nature of solar/wind electricity (see Section 2a above)

c) Increased cost burdens associated with FITs for solar and wind. The Power Generation

Cost Verification Working Group estimated annual FIT costs of JPY 300 billion, 470 billion

and 700 billion associated with the share of intermittent renewables at 6%, 9% and 12%

respectively, which would be roughly equivalent to additional costs of 4-5 JPY/kWh.

According to estimates by IEEJ, the cumulative cost burden associated with FIT programs

over a 20-year period will amount to 55 trillion yen (~0.5 trillion US$) if all of the 88GWe

of approved renewable plants start operation.

d) Impact of large-scale use of renewables on electricity markets in Japan. One possibility is

price collapse, a phenomenon that is already occurring in Europe and parts of the U.S. A

recent MIT study on The Future of Solar Energy analyzed the impact on electricity prices of

different solar market shares (Fig. 1).

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Fig. 1 Solar price collapse as production

approaches electricity demand

In a deregulated market, as solar is added

it drives electricity prices down on sunny days

(blue line) resulting in less revenue for each

solar plant owner as more solar is added to the

electricity grid. If large quantities of solar are

added, total generation may exceed demand at

times of high solar output. At times of low

solar output, other electricity generators must

provide electricity; however, if they are only called on to operate for a few hours per year, these

new plants will not be built unless the price of electricity rises dramatically during these hours.

The same phenomenon is likely to occur with large additions of wind. Although the average

market price of electricity does not change significantly as RES capacity increases, price

volatility may increase substantially.

If renewable energy system (RES) subsidies are keyed to electricity output, electricity prices

are likely to become negative when solar and wind output approaches total electricity demand,

because RES producers, in order to receive these subsidies, will supply electricity to the grid that

can be generated at zero marginal cost. This type of market behavior does not occur in systems

where the share of RES is low and arrangements to curtail RES are in place to protect the grid. In

those markets, if the price of electricity falls below the cost of fossil fuels, the fossil plants will

be curtailed or shut down, but nuclear plants would continue to operate at rated power. Price

collapse occurs as a consequence of transitioning from electricity generation by low-capital-cost

and high-operating-cost (fossil) technologies to high-capital-cost low-operating-cost (nuclear,

wind, and solar) technologies. The benefits of large-scale RES only exist if there is productive

use of excess electricity at times of high solar or wind input.

There are many possible technical solutions to reduce the risk of price collapse, such as

pumped-storage hydro and batteries that buy low-price electricity, store the electricity, and sell it

at times of higher prices—as well as shutting down renewables when production exceeds

demand. Section 4 discusses those options. However, the fundamental problem is that the

addition of RES in many parts of the world has been so rapid that there has not been time to

develop cost-effective solutions to productively use excess electricity at times of high solar or

wind output. This is a one-time transition from a fossil-based power system to a low GHG

system.

This issue has large impacts for RES as well as nuclear. If renewables are not subsidized,

price collapse at times of high solar and wind output will limit the use of renewables due to

revenue collapse.

Price collapse is already occurring in Europe and parts of the U. S..

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c. Climate implications

In July 2015 the Japanese government announced the goal of mitigating greenhouse gas

emissions by 26 percent in 2030 relative to the 2013 level. This target was submitted to the

United Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) for discussion in COP

21 in Paris in December 2015. The mitigation target was established on the basis of the official

long-term energy outlook to 2030 developed by the Ministry of Economy, Trade and Industry

(METI) in July 2015. This energy outlook provides a pathway for simultaneously achieving the

―3E+S‖ goals, i.e. energy security, economic efficiency, environmental protection and safety,

and postulates reduced dependence on fossil fuels. According to this outlook, Japan‘s CO2

emissions will decrease from 1.24 billion tonnes in 2013 to 0.93 billion tonnes in 2030. The

Federation of Electric Power Companies (FEPC), a trade group of 10 power companies, has set a

voluntary target of reducing CO2 emissions to 0.37 kg per kwh by 2030, a 35% reduction from

the 2013 level. The prospects for achieving these targets in the event that nuclear is phased out

over this period as a result of no new build (as discussed in section 2.f below) and restrictions on

the operating life of existing nuclear plants (section 2.g) need to be carefully analyzed.

A high priority in the long-term energy outlook is to increase the use of carbon-free sources

of energy, as well as improvements in energy efficiency. The policy and technical measures

needed to comply with the carbon target must be harmonized with the other two E‘s in the

―3E+S‖ goals, i.e. energy security and economic efficiency.

d. Societal

The shift to a low-carbon energy portfolio in Japan will face two major societal challenges:

public distrust of nuclear energy, and limited tolerance for the economic burdens associated with

a low-carbon economy. The Fukushima-Daiichi accident was a failure of risk management in a

country prone to natural hazards. Actions are being taken by industry and regulators to establish

stronger risk governance by addressing technological, human, and organizational issues;

nevertheless, the loss of trust in the aftermath of the accident has resulted in a shift in public

opinion in favor of more renewables, more energy saving, and less nuclear.

An increase in the share of renewables is being promoted by FIT subsidies. The adoption of

these subsidies reflects favorable public opinion towards renewable technologies. The cost of

these subsidies is projected to increase significantly (and may offset the savings that would be

brought about by the restart of Japan‘s idle nuclear plants and the resulting reduction in fossil

fuel use.) In parts of the U.S. as well as in some other countries, the increasing costs of subsidies

for renewables have led to decisions to scale back the subsidies. The willingness of Japan‘s

industrial and household consumers to pay for further electricity tariff increases stemming from

such subsidies in is unclear.

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e. Security

As a resource-poor country, Japan has been affected by the threat of supply interruptions and

fluctuations in the price of fossil fuels in world markets. This vulnerability prompted Japan to

increase the role of nuclear energy, a quasi-domestic power source, in the aftermath of the Arab

oil embargo in the 1970s. If the share of nuclear in the power generation mix in 2030 is 22%, and

that for renewables is 22-24% (goals envisaged in the long-term energy supply-demand outlook

released by the Japanese government in July 2015), Japan‘s energy self-sufficiency would

increase from the current level of 6% to about 25% -- higher than the pre-Fukushima level of

20%. Without nuclear, the self-sufficiency rate is about 15%.

The ability of renewables to enhance energy security depends partly on the power source that

is used as backup at times of low wind and solar input. If, as is the case in the U.S. and Europe

thus far, backup is provided by fossil fuels, the energy security benefits of renewables will be

reduced. As discussed in more detail in Section 5, the need to rely on fossil fuels as backup for

renewables arises partly because economic low-carbon technologies have not yet been developed

that could substitute for fossil fuels as a source of variable dispatchable electricity.

f. Implications of deregulation for investments in nuclear plant life extension

Because nuclear power is capital-intensive, while fuel and variable operating and

maintenance costs are low, extending reactor lifetimes can provide very low-cost electricity.

Japanese law sets a limit of 40 years for nuclear power plant life, with an allowance for life

extension contingent on meeting regulatory requirements. In the U.S., about 80% of operating

reactors have been granted permission by the regulatory authorities to extend their operating

licenses to 60 years, and regulators have now defined the pathway for license extensions out to

80 years. Life extension activities are underway in many other countries as well.

Electricity market deregulation, combined with a growing share of renewables, can impact

nuclear plant lifetimes. Increased wholesale market competition may force the premature

shutdown of some old plants, since the investment required to extend operating lifetimes may

exceed the economic benefit in these markets. Low or even negative wholesale electricity prices

caused by the growth of renewable capacity and the effect of market subsidies for renewables

has recently forced the premature shutdown of some older nuclear plants in the U.S., and may be

responsible for the shutdown of several more plants in the coming years.

Historically, Japanese electricity supplies have been vulnerable to fluctuations in the price of fossil fuels…which motivated Japan to increase its reliance on nuclear energy

Increased competition may force premature shutdown of old plants

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g. Implications of deregulation for investment in nuclear new build

New build of capital-intensive generating technologies is difficult in deregulated electricity

markets because of the longer time periods required for cost recovery and because of the greater

uncertainties in the electricity markets, which in turn are partly the result of regulatory changes,

renewable additions, and the expectation of a transition to a low GHG electricity system. Only a

few nuclear plants are currently under construction in the United States, and all such projects are

located in states where traditional economic regulation of the power industry has been

maintained. New nuclear plant construction in Europe is only occurring where there are other

incentives. Proposals to reduce the economic and financial risks of nuclear new builds have

included:

FIT or equivalent for all low-carbon electricity supplies (i.e., not just renewables)

Capacity markets with payments for assured dispatchable electricity

Long-term power off-take arrangements

Portfolio standards for all carbon-free electricity, not just renewables.

Small modular reactors intended to enable incremental capacity investments that are

matched to the growth in demand.

Although not itself a result of deregulation and RES, various studies have pointed to the

possibility that electricity consumption will increase in the longer run as a consequence of efforts

to mitigate carbon emissions, since one of the most likely pathways to a low-carbon energy

system involves, along with more aggressive energy efficiency measures, continued

electrification, including the use of electricity in the transportation sector.

3. Regulatory options and issues for deregulated markets

a. Objectives of deregulation and limitations of markets

The goal of market liberalization (deregulation) is to increase the efficiency in the operation

and expansion and planning of power systems, on the basis of a proper allocation of risks

between producers and consumers. Utility planning errors committed in regulated environments

are paid for by customer tariffs; thus, utilities have only weak incentives to make efficient

decisions. In contrast, the idea behind the implementation of a competitive market is to allocate

investment and operation decisions to agents, who benefit from making correct choices and bear

the costs of their mistakes. The expectation is that these incentives will lead market agents

towards better-informed decisions, and as a result, towards the maximization of the net social

benefit.

No new nuclear build in deregulates states in the U.S.

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The limitation of leaving decisions (particularly long-term planning) to the market is that

decisions are innately short-sighted. Without additional regulatory intervention, the market is

likely to look exclusively to minimize the energy supply cost in the short to medium term and

ignore other higher order objectives such as GHG emissions reductions or renewables

deployment. The experience in the United States and Europe has shown that developing the

market rules for deregulation is challenging. This has resulted in continued evolution of market

rules in the U.S. and Europe as regulators learn what does and does not work.

The goal of deregulation is to increase competition in generation and retail and reduce

electricity tariffs. However, experience in the United States and Europe has shown the challenges

of developing market rules for deregulation and the net price changes that have occurred have

depended as much on external factors such as natural gas prices as on the new market rules.

b. Market-pull instruments for security and sustainability

In the current policy context, the goals of security and sustainability have at least as high a

priority as competitiveness. Thus, it is necessary to create a market with some kind of long-term

vision, such that, while minimizing interference with market allocation mechanisms, market

agents also receive signals steering them in the right direction. The question is how to improve or

redesign the power system and market regulation to enable sustainability and security-oriented

policy goals to be achieved efficiently.

According to basic economic principles, the most straightforward way to design this

regulatory support is through so-called ―market pull‖ instruments –i.e., creating market

conditions where these still-uncompetitive clean technologies can have a chance in the

marketplace with some help. Examples include a carbon tax or a mandated emissions quota.

These kinds of mechanisms solve one of the problems related to the market myopia, by allowing

the introduction of environmental considerations into the decision-making process of market

agents. Unfortunately they do not fully address the problems related to the lack of long-term

view of market agents. Carbon taxes or tradable emissions quotas (or standards) are theoretically

the most efficient complement to market mechanisms to fulfill emission reduction objectives,

and they are likely to lead to the deployment of the cheapest clean technological solution at hand

in the short term, However they do not fully compensate for the inability of markets to develop

alternatives that could bring benefits in the long run, and they are often not acceptable from the

political and social perspective, as they increase consumer prices more than technology-oriented

subsidies.

Technology policies can be used to promote all types of technologies in need of support (e.g.,

wind, solar, carbon capture and sequestration). Until recently, the most popular way of

supporting the deployment of these technologies has been through the implementation of feed-in

tariffs (FITs): the regulator establishes the payment deemed necessary to attain the required

How to improve or redesign power system and market regulation to enable environment- and security-oriented policies to achieve their objectives efficiently?

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output from renewable sources (by guaranteeing an acceptable rate of return for the investment)

and then allows the market to operate freely. FITs are being replaced or at least redesigned

worldwide in two orthogonal dimensions: first, to keep up with technological improvements,

additional rules and/or mechanisms (such as auctions) are being designed to constantly update

the value of the subsidy; second, the remuneration mechanisms are being defined to find an

efficient trade-off between optimal investment incentives and market compatibility.

The idea that renewables should be insulated from the risks and competitive pressure of the

wholesale market is increasingly tenuous, especially in light of the inefficiencies introduced by

special treatment. This has led to a growing consensus that renewables should participate in

wholesale markets with the same responsibilities and risks as conventional generators, and any

associated support policies should be fully market compatible.

RES support mechanisms (e.g., FITs) are being redesigned to update the volume of subsidies

with the evolution of learning curves and to provide RES with incentives to contribute to the

reliability and efficiency of system operation, increasing their market compatibility, with the

ultimate objective of reducing the costs of promoting them.

c. Difficulty of investment under uncertainties and capacity remuneration mechanisms

The electricity industry is a cornerstone of national economies and it has always been subject

to certain degree of political control. This increases uncertainties for investors beyond those that

are typical of all markets (price volatility, uncertainty about competitors‘ strategies, etc.), since

agents also have to face the risk of possible regulatory changes, an element commonly referred to

as regulatory risk. There is a second concern. Demand (the customer) has at least to date been

somehow ―unconcerned‖ about the risk of power shortages, because it is commonly assumed that

the government will take actions to avoid these conditions (and of course the corresponding very

high prices). This gap in risk perception results in electric generators under-investing in high-

capital-cost low-operating-cost generating technologies with the consequent threat to security of

supply.

When considering long-term capital investments where it takes many years to recover the

investment, such as in nuclear plants, power sector deregulation obviously increases the

uncertainty and the risk for market agents. The expansion of the system is no longer centrally

planned, but rather it depends on individual decisions of several investors. Furthermore, the

constant threat of regulatory interventions, which could change market rules in order to pursue a

strategic objective, represents a further uncontrollable risk. In order to avoid decommissioning

and to guarantee the security of supply, many countries are introducing capacity remuneration

Many countries are introducing capacity remuneration mechanisms, which remunerate the contribution of power resources such as nuclear energy to the reliability of the system

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mechanisms (CRMs), which remunerate the contribution of power resources such as nuclear

energy to the reliability of the system.

The majority of countries have introduced, or are in the process of introducing, CRMs. The

goal is to reinforce the economic signal provided by short-term electricity markets with an

additional financial hedge to attract investment and ensure system adequacy in liberalized power

sectors. The key challenge now is to find the most adequate way to design these mechanisms to

maximize their effectiveness and economic efficiency.

d. Other issues

Many of the existing loose ends and regulatory imperfections will be amplified by the

emerging new factors. For instance: intermittent renewable penetration will test market design

and the rules of price formation; the extended geographical scope of regional markets

significantly increases the complexity of transmission network capacity expansion planning; the

need for flexibility will require levels of activation of demand response that have not been

explored yet; the pressure on energy efficiency and conservation will reveal the conflicts of

interest of distributors and retailers and will require innovative regulatory measures; and the

standard approaches to remuneration of distribution networks will have to be modified with the

expansion of distributed generation.

4. Technology: Matching Electricity Production with Demand

Throughout the world major efforts are underway to increase the efficiency and reduce the

cost of renewable energy technologies. Efforts are also underway to develop next-generation

nuclear technologies, with goals including greater reliance on passive safety mechanisms, lower

construction costs, reduced requirements for waste management and disposal, and support for

non-proliferation goals. In this section we focus on technological innovations that are

specifically intended to address operational and economic challenges in electric power grids that

rely very little on fossil fuels.

Fossil-fuel power plants have low capital costs and high operating cost; thus, it is economical

to operate these plants at part load to match electricity production with demand. Nuclear, wind

and solar have high capital costs and low operating costs. Operating these technologies at part

load is very expensive. Furthermore, the electricity output of these facilities at full capacity does

not match electricity demand over time scales ranging from seconds to seasons. New

technologies are required to economically integrate nuclear and renewables into a low-carbon

system so that demand is always met and capital-intensive low-operating-cost nuclear, wind and

solar plants can operate at full capacity to minimize costs. Six classes of such technologies are

discussed below. In some of these categories new technologies are already being

commercialized. In other cases technologies are under active development. But some

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technologies are still only under preliminary consideration and much additional work is needed

to determine feasibility.

a) Demand Shift. Electricity demand can be shifted over time intervals of seconds to hours

by methods such as changing operating schedules of some industrial facilities and real-time price

signaling to residential customers to encourage the use of grid-supplied electricity at times when

it can be delivered at low cost. ‗New‘ demand created by new applications such as external

charging of electric car batteries can also be used to shape demand for grid services and thus

match supply with demand more closely.

b) Electric storage. Electricity (work) at times of low prices can be stored (hydro pumped

storage, batteries, etc.) to provide electricity at times of high prices. These technologies store

electricity for hours, but not for weeks or seasons. Electricity storage is expensive; thus, storage

capacity is limited with the risk in a low-carbon system that external conditions (multiday heat

wave, cloudy weather, low wind, etc.) will deplete storage with resultant power outages.

c) Hybrid Systems. Hybrid systems use heat from nuclear or solar thermal plants operated at

full capacity to produce electricity and a second energy-intensive product in variable proportions.

At times of low electricity prices and demand, less electricity is produced and more of the second

product is produced. From a long-term perspective, hydrogen may be the primary non-electrical

secondary product because (1) there is an existing industrial market (metals production,

chemicals, and refineries), (2) it can be stored until needed, and (3) it can potentially be used for

transportation and peak electricity production.

In addition, several new classes of technologies are being developed to enable an economic

low-carbon nuclear-renewable grid:

d) Convert Electricity to Stored Heat for Industrial and Other Applications. With large-

scale deployment of wind and solar there will be periods when the supply of electricity exceeds

demand. During these periods, the excess electricity can be converted to and stored as high-

temperature heat, which will be an economically competitive heat source for industry if the

combined cost of the excess electricity and heat storage falls below the market price of fossil

fuels that would otherwise be used for industrial heating. One example of a low-cost heat storage

technology (~$5/kWh, more than a factor of 10 less than batteries) is Firebrick Resistance

Heated Energy Storage (FIRES). In a FIRES-based system, whenever the electricity price is less

than the price of the competing fossil fuel, the electricity is used to heat bricks to high

temperatures. Air is blown through the hot bricks to provide hot air when needed to partly

replace the use of natural gas in industrial furnaces and kilns. FIRES in effect sets a minimum

price for electricity about equal to (slightly below) that of natural gas, with excess electricity at

times of high wind or solar output transferred to industry to partly offset the use of fossil fuels

and thereby reduce GHG emissions.

e) Thermal Energy Storage for Electricity. Nuclear and solar thermal systems produce heat

that can either be directly converted to electricity or stored and later converted to electricity.

When the price of electricity is low, heat is sent to storage. When the price of electricity is high,

the nuclear and solar thermal systems produce electricity and the stored heat is converted to

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added peak electricity production. In principle the heat can be stored for periods from minutes to

seasons, depending on the technology, but until now only technologies enabling storage times up

to hours have been developed. Some solar thermal electric plants today store heat when there is

excess electricity supply, producing electricity later when it is needed. The same technologies

apply to nuclear.

f) Nuclear with ‘topping’ cycle. This is an advanced reactor and power cycle option where

base-load nuclear reactors with gas-turbine power cycles operate in two modes: (1) base-load on

nuclear heat, and (2) added variable peak electricity production using natural gas (near term),

stored heat, biofuels, and/or hydrogen. The topping-cycle incremental heat-to-electricity

efficiency is significantly greater than stand-alone natural gas plants and other technologies;

thus, the potential the most efficient method to convert additional heat into variable electricity. A

nuclear topping cycle coupled to a fluoride-salt-cooled high-temperature reactor is shown in

Figure 2 with the differences in heat to electricity efficiency between base-load electricity and

peak electricity. This power cycle can‘t be coupled to light water reactors because their operating

temperatures are too low but can be coupled to a variety of higher-temperature reactors.

Fig. 2. High-temperature Reactor with High-Efficiency Topping Cycle Using Natural Gas,

Hydrogen or Stored Heat

These 6 categories are not mutually exclusive in their application. The role of each

technology will depend upon: (1) the pace of technological advance in each case, (2) the relative

quantities of nuclear, wind and solar generating capacity, and (3) the electricity demand profile

over time. The preferred technology for storing energy for an hour will be different from the

preferred technology for storing energy for a day or for a month. Solar output has a daily cycle

whereas wind has multiday cycles. Both have seasonal variations. The scale of deployment of

these technologies will also depend upon the relative quantities of nuclear, wind, and solar

capacity. Because of large seasonal variations in solar and wind output, grids with large amounts

of wind and solar and little nuclear will require larger storage capacity over longer times than

systems where significant nuclear is deployed with its year-round operation.

Finally, nuclear reactors produce heat that is converted into electricity, whereas wind and

solar photovoltaic produce electricity directly—an important difference. The lowest-cost energy

storage technologies store heat rather than electricity (work). This is because of the fundamental

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physical difference between work and heat. That difference may make nuclear energy the

enabling technology for larger-scale use of renewables because it can provide, through low-cost

heat storage (as in options c, d, e, and f above), the variable electricity output that will enable

nuclear + wind + solar systems to match supply with demand.

5. Summary and the way forward

1) Japan is initiating two changes in its electric power system: deregulation/liberalization of

markets; and integration of intermittent renewables into the grid, implying a more distributed

electricity system with many users who are also electricity generators. Worldwide there is

much experience with deregulation of electricity markets but less experience with the impact

on markets of a significant share of renewables.

2) The combination of deregulation and integration of intermittent renewables into the grid will

pose technical and economic challenges. Unbundling of power companies leads to a system

that is no longer centrally planned. Increased share of intermittent renewables in the power

system influences its stable operation, in terms of demand and supply balancing, transmission

line overload and stability, and quality of electricity in distribution. This necessitates

additional capacity and storage in the grid.

3) The shift to a low-carbon power grid, especially if it involves significant increases of RES

and reduced fossil fuel use, may dramatically change electricity markets in several ways,

including increases in the FIT burden and possible price collapse at times of high wind and

solar output. Development of technologies to productively use excess low-price electricity at

such times has not matched the rapid increase in RES.

4) Deregulation was supposed to increase competition in generation and retail and reduce

electricity tariffs. However, experience in the United States and Europe has shown the

challenges of developing market rules for deregulation and the net price changes that have

occurred have depended as much on external factors such as natural gas prices as on the new

market rules. Relying exclusively on market mechanisms may lead to short-sighted

decisions. Policies for long-term sustainability and security are required, which could include

such options as modified FIT or related methods for low carbon electricity, capacity markets,

long-term power off-take arrangements, and portfolio standards applying to the share of

carbon-free electricity that would be applicable to both nuclear and RES. All of these

mechanisms reduce the financial risks of building high-capital-cost low-operating cost

nuclear, solar, and wind.

5) The idea that renewables should be insulated from the risks and competitive pressure of the

wholesale market is increasingly tenuous, especially in light of the inefficiencies introduced

by special treatment.

6) The development of a low-carbon energy system will transform the electricity grid and much

of industry. In such an economy, nuclear, wind, and solar will be the primary sources of

electricity. The transition from fossil fuels to a low-carbon electricity system will require

new technologies and new policies. New technologies are needed to integrate nuclear and

renewables into a low-carbon system economically so that capital-intensive low-operating-

cost nuclear, wind, and solar plants can operate at full capacity to minimize costs. Both

nuclear power and renewables are capital-intensive Electricity from renewables is supply-

contingent and is supported by FIT, while nuclear is not. This creates economic,

technological, and policy challenges for nuclear. New technologies are needed to enable

nuclear plants to provide peak variable electricity while the reactor itself operates

15

economically at its rated power. Such technologies will improve nuclear power economics

while also enabling larger-scale utilization of RES. Incentives are needed for research and

development on such options as hybrid operation (for example, producing hydrogen while

electricity demand is low), thermal storage coupled to reactors, and nuclear with topping

cycles.

7) Decision-makers must: a) understand the challenges of simultaneously liberalizing electricity

markets and integrating intermittent renewables on the grid while also carefully designing

the system for sustainability and energy security goals; b) find methods to productively use

excess electricity generated in low-carbon grids (the excess is produced as a result of

increases in supply-contingent renewable capacity while operating nuclear reactors at rated

power economical); and c) consider which innovations will be most important in designing

low-carbon power systems comprised primarily of renewables and nuclear. The symbiotic

deployment of nuclear and renewables can provide the backbone of low-carbon power grids

delivering affordable, reliable electricity service. To realize this potential, however, both

technical and institutional innovations will be needed.

Authors in alphabetical order:

(U.S.)

FORSBERG, Charles W. Professor, Massachusetts Institute of Technology

HARATYK, Geoffrey Graduate student, Massachusetts Institute of Technology

LESTER, Richard Professor, Massachusetts Institute of Technology

BATLLE LOPEZ, Carlos Visiting Scholar, Massachusetts Institute of Technology

(Japan)

FUJII, Yasumasa Professor, University of Tokyo

KOMIYAMA, Ryoichi Associate Professor, University of Tokyo

KURIHARA, Ikuo Chief Researcher, Central Research Institute for Electric Power

OMOTO, Akira Professor, Tokyo Institute of Technology

MURAKAMI, Tomoko Group Manager, Institute of Energy Economics of Japan

TANIGUICHI, Tomihiro Professor, Tokyo Institute of Technology

1

低炭素電力システムにおける原子力と再生

可能エネルギーの共生を考える

- 系統安定性、経済性及び自由化の観点から-

この報告書は、マサチューセッツ工科大学、東京工業大学、東京大学、電力中央研究

所、日本エネルギー経済研究所による共同研究プロジェクトの成果である。当該報告書

内で示されている見解は、執筆者の責任によるものである。当該報告書の内容を引用し

て使用する場合は、公表日とともに執筆者の名のもとに引用しなければならない。講演

等で当該報告書について言及したり意見を発表する際は、見解や意見の公平な取り扱い

がされなくてはならないが、正確性の最終的な責任は、報告書の執筆者にある。

1. はじめに

2

世界の電力市場における政策目標には、低廉で信頼性の高い電力供給の保証、

温室効果ガス（GHG）排出削減等の環境目標の達成、供給に混乱が生じるリスクの低減等がある。日本では、これらの幅広い目標の達成に向け、２つの大き

な変化、即ち、電力市場の自由化及び太陽光発電と風力発電を中心とする大規

模な再生可能エネルギー・システム（RES）の導入が進行中である。これらはGHG排出削減と他の政策目標の達成に役立つ資するものである。米国でも類似の変化が起こりつつあり、その歴史は日本よりも少し長い。両方の変化を同時

進行で起こすことには軋轢が伴う。日米どちらの政府も、分散型の市場メカニ

ズムに電力価格の設定と資源の配分をより一層任せようとしているが、同時に、

低炭素電力システムへの移行を積極的に進めようと努力している。その際、日

米両国の直面する課題は、これらの目標を効率的に達成するために、発電シス

テムと市場の規制をどのように改善あるいは再設計したらよいかということで

ある。このような目標を達成するには、どのような技術上及び制度上のイノベ

ーションが必要であろうか？ この数十年、鉄道・航空・電気通信・エネルギー等の国有セクターや厳しい

規制下に置かれてきたセクターは、多くの先進国で、自由化や民営化を経験し

た。政府は、価格設定や資源配分を、より一層市場メカニズムに任せようとし

てきた。日本では、1995 年に電力市場の自由化が始まったが、政府は、さらに2012年には、温室効果ガス（GHG）の排出を抑制するという目標の下に、太陽光発電と風力発電に一定の買取価格を保証する固定価格買取制度（FIT）を導入した。EUでは、発電と電力小売市場における完全競争が実施されている。米国では多くの場合、規制政策は州レベルで決定されるが、約３分の２の州は卸売

市場メカニズムを採用しており、さらに 20弱の州は電力の小売市場に競争原理を導入している。米国と EU の両方で、再生可能エネルギー・システム（RES）を奨励するために設計された様々な補助金制度が導入されてきた。政府は現在、

納税者と電力消費者の負担を軽くする形での RESの導入を推進したいと考えており、このような政策に修正を加えつつある。 低炭素システムへの移行のためには、原子力と再生可能エネルギー電力の両

方が、今後も重要な役割を担わなければならない。しかし、既存の原子力発電

所の運転と新規原子力投資の見通しは、そのいずれも、電力卸売市場と小売市

場の現状の変化と、出力が不安定な再生可能電源の容量拡大の影響を受ける。

低炭素電源としての原子力が、将来にわたってどのような役割を担っていくの

かについては、日本や米国等、世界中の多くの国が関心を抱いている。 本白書の目的は、原子力技術と再生可能エネルギー技術の見通しのほか、将

来の低炭素電力系統における両者の相互関係について理解を深めるために注目

すべき主要な課題を明らかにすることである。殊に、日本の電力セクターに関

連する課題に焦点を当てようと試みている。既に述べたとおり、日本では電気

事業の規制において大きな変化が進行中であり、原子力の見通しもまた、福島

事故によって大きな影響を受けている。本稿は、炭素の排出量を大幅に削減し

つつ低廉で信頼性の高い電力供給を保証できるよう、原子力と再生可能エネル

ギーを組み合わせた電力系統を設計する際の課題を考慮することにより、日本

の原子力発電所の将来に関する現在の議論に視点を提供しようとするものであ

3

る。本稿の目的は、そのようなシナリオによって惹起される重要な課題を体系

的に示すことである。問題の解決策を示すことも、追加の取組として必要にな

ろう。 本稿は、次のように構成されている。第２章では、日本において原子力と再

生可能エネルギーに関する将来のシナリオの幅を制限する可能性のある一連の

制約要因を示す。第３章では、現在の電力市場規制が直面している問題を概観

する。第４章では、特に原子力、太陽光及び風力等、将来の電力市場における

低炭素電源の十分な利用を促進するのに役立つであろう様々な新技術を紹介す

る。第５章では、それまでのセクションにおける所見をまとめたうえで、日本

が低炭素電力システムの実現に向けて取り得る進路について議論する。 2. 日本における原子力と再生可能エネルギーの発展： 制約及び示唆 a. 自由化及び出力が不安定な再生可能エネルギーのシェア拡大によって生じる技術的な問題 市場の自由化と出力が不安定な再生可能エネルギーの導入という２つの要

素が組み合わさって、電力系統の運用上の幾つかの課題が生ずる。短期的にも

長期的にも需給をバランスさせるため、適切な市場メカニズム（ルール）を設

計する必要があり、また同時に、混乱が生じた時の系統安定性や供給安定性を

確保し、さらには GHG排出削減その他の環境目標を含む政策目標を達成しなければならない。電力出力全体の中で、自然条件で出力が変動する再生可能エネ

ルギーのシェアが拡大することで、需給バランス、送電線の過負荷、電力の質

（電圧や周波数制御を含む）等の観点で、電力系統の運用上の課題が生じる。

風力システムや太陽光システムの出力変動に応じて既存の火力発電所は出力の

上昇や抑制が求められるが、その幅には限度があるほか、運転可能な出力の

低水準という制約もある。このような困難な課題は、長期的には、新しい種類

のエネルギー貯蔵技術で対処できるかもしれないが、また、スマート・グリッ

ド技術などの新しい系統制御や運用システムの導入を必要とする可能性がある。

b. 経済的制約とその影響 日本の産業競争力と持続可能な経済成長のためには、低廉で安定的な電力供

給が極めて重要である。日本政府の発電コスト検証ワーキンググループが行っ

た 新（2015年 5月）の試算によると、日本の電力の均等化発電原価（LCOE）は、原子力が も低く（10.1円/kWh）、次が石炭（12.3円/kWh）で、ガス（13.7円/kWh）、石油（30.6～43.4円/kWh）、太陽光（29.4円/kWh）、風力（21.6円/kWh）であるが、長期的に見た場合、化石燃料、太陽光及び風力の価格変動には大き

な不確実性が伴う。同ワーキンググループの試算によると、太陽光と陸上風力

の均等化発電原価は、2030 年までに太陽光で 12.5～16.4 円/kWh、風力で 13.6～21.5円/kWhまで下がるとされる。日本その他の国における分析では、これらの技術のコストは、この水準よりもずっと低いと試算されている。 均等化発電原価は、電力供給の経済上の見通しに影響を与えるいくつかの要

因の一つに過ぎない。その他の要因として、次のものがある。 a) 発電全体に占める原子力のシェアを低減するという目標の結果として生じ

4

る全体的な電源ミックスの変化。これは GHG排出という制約さえ考えなければ、石炭火力（２番目に安い選択肢）の容量増加という結果に結びつく可

能性が高い。 b) 自然条件で出力が変動する太陽光発電や風力発電を補完するためのバックアップ電源又は系統の蓄電能力が必要になることに伴う追加コスト（上記セ

クション 2aを参照） c) 太陽光及び風力の FIT（固定価格買取制度）に関連して増えるコスト負担。発電コスト検証ワーキンググループは、出力が不安定な再生可能エネルギー

のシェアが 6%になった場合には、年間の FITのコストは 3,000億円に達し、同シェアが 9%になった場合には 4,700 億円、12%になった場合には 7,000億円に達すると試算している。これは、大まかに言って、４～５円/kWh の追加コストに相当する。日本エネルギー経済研究所（IEEJ）の試算によると、認定された再生可能エネルギー・プラント 88 GWの全てが運転を開始した場合、今後20年間のFITプログラムに関連する累積コスト負担は55兆円（0.5兆米ドル弱）に達する。

d) 日本の電力市場で大規模に再生可能エネルギーが利用された場合の影響。その一つの可能性は価格破壊で、これは欧州や米国の一部で既に起こりつつあ

る現象である。The Future of Solar Energyと題したマサチューセッツ工科大学の 近の研究では、太陽光のマーケットシェア変化が電力価格に与える影

響が分析されている（図１）。

図１．太陽光発電電力量が電力需

要に近づくことによる価格破壊 自由化された市場では、太陽光

発電が追加されることで、晴れた

日には電力価格が下がる（青の線）。

より多くの太陽光発電が電力系統

に参入するにつれ、個々の太陽光

プラント所有者の収入は減少する

ことになる。もし大量の太陽光発

電設備が追加されると、太陽光発

電の出力が高い時に、発電総量が需要を上回る事態が起こり得る。これに対し、

太陽光発電の出力が低い時には、他の発電所が電力を供給しなければならない。

しかしながら、もしその発電所が年に数時間しか運転を求められないとしたら、

その数時間で発電した電力の価格が劇的に引き上げられない限り、そのような

目的の為の新規プラントの建設は行われない。多くの風力発電設備が導入され

た場合も、同じ現象が起こる可能性が高い。RES の容量増加によって電力の平

価格破壊は、欧州および一部米国ですでに起こりつつある。

5

均市場価格が大きく変化することはないが、価格変動幅は大幅に大きくなる可

能性がある。 RES補助金が発電量に連動する場合、太陽光と風力の発電量が総電力需要に

近づく時、電力価格は不採算の水準になる可能性が高い。なぜなら、RES 発電事業者は、そのような補助金を受け取るために、採算のとれないコストでも発

電を行い、電力を系統に供給しようとするからである。このようなタイプの市

場行動は、RESのシェアが低い場合や、系統を保護するために RESを制限する仕組みがある場合には、起こらない。電力価格が化石燃料のコストを下回った

場合、そのような市場では、化石燃料発電プラントは運転を短縮するか閉鎖さ

れることになるが、原子力プラントは、定格出力で運転を継続するであろう。

価格破壊は、低資本コスト・高運転コスト技術（化石燃料）から、高資本コス

ト・低運転コスト技術（原子力、風力、太陽光）への移行の結果として起こる。

大規模な RESは、太陽光又は風力の発電量が大きい時の余剰電力を無駄なく利用できる場合にのみメリットがある。 価格破壊のリスクを減らすことが可能な技術的な解決策はいくつもある。例

えば、低価格の電力を購入して運用する揚水式発電所や蓄電池等に電力を貯め

ておき、価格が上昇した時にそれを販売する。そのほか、生産が需要を上回っ

た場合に再生可能エネルギー設備を止めるという解決法もある。第４章では、

そのような選択肢について議論する。しかし、根本的な問題は、世界の多くの

地域において、あまりにも急速に RESが広がっているため、太陽光と風力の発電量が必要とされる規模に達した時に、余剰電力を無駄なく利用するための費

用対効果比の高い解決手段を開発する時間が足りないことである。化石燃料発

電システムから低 GHG排出システムへの移行過程は、１度は通らねばならないものである。 この問題は、RESと原子力に対して大きなインパクトを持っている。もし再

生可能エネルギーの補助金がなければ、太陽光と風力の発電が高水準に達した

時の価格破壊の結果、収益が壊滅的状況に陥り、再生可能エネルギーの利用を

抑制することになる。 c. 気候変動問題に係る影響

2015年 7月、日本政府は、2030年までに温室効果ガスの排出量を 2013年の水準に比べて 26%削減すると発表した。この目標は、2015年 12月にパリで開催される COP21で議論するため、国連気候変動枠組み条約（UNFCCC）に提出された。この削減目標は、経済産業省（METI）が 2015年 7月に作成した 2030年までの正式な長期エネルギー見通しに基づいて設定されたものである。このエ

ネルギー見通しは、「安定供給（Energy Security）」、「経済効率性（Economic Efficiency）」、「環境適合（Environment）」、「安全性（Safety）」という「3E+S」の目標を同時に達成するための進路を示し、化石燃料への依存を減らすことを求

めている。この見通しによると、2013年時点では 12億 4千万トンであった日本の CO2排出量は、2030 年には 9 億 3 千万トンに減ることになる。電力会社 10社の業界団体である電力事業連合会（FEPC）は、CO2 排出量を 2030 年までにkWh 当たり 0.37kg 削減するという自主的な目標を掲げているが、これは 2013

6

年時点の水準に比べ 35%の削減である。2030年までの期間に新しい原子力発電所が建設されず（下記セクション 2.f で議論しているとおり）、既存の原子力発電所の稼働寿命が制限される（セクション 2.g）場合には、原子力発電が次第に低減していくので、この目標達成の見通しは、慎重な分析を必要とする。 長期のエネルギー見通しの中で優先順位が高いのは、カーボンフリーのエネ

ルギー源の利用を増やすことと、エネルギー効率を向上することである。炭素

目標に応じて必要になる政策と技術的対策は、「3E+S」目標の中のエネルギー安全保障と経済効率という他の 2つの Eと調和するものでなければならない。 d. 社会 日本が低炭素エネルギー発電源構成へ移行しようとすると、２つの大きな社

会的問題に直面する。国民が原子力エネルギーに対して不信感を持っているこ

とと低炭素社会の経済的負担に対する受忍には限度があるという問題である。

福島第一原子力発電所の事故は、自然災害が起こりやすい国におけるリスク管

理の失敗であった。技術的問題、人的問題、組織上の問題に取り組み、より強

力なリスク・ガバナンスを設定するため、業界と規制当局が行動を起こしてい

る。それにもかかわらず、事故の影響による原子力への信頼の喪失によって、

世論はこれまで、再生可能エネルギーの拡大、さらなる省エネルギー及び原子

力発電の低減に賛成する方向へシフトしている。 再生可能エネルギーの増加は、固定価格買取制度（FIT）の補助金によって

推進されている。このような補助金を導入した背景には、再生可能エネルギー

技術利用を後押しする世論がある。このような補助金のコストは、今後大幅に

増えると予想される（ただし、国内の休止中の原子力プラントの再稼働による

化石燃料の使用量削減による費用低減を相殺する可能性がある）。米国の一部に

おいて、又はその他のいくつかの国で、再生可能エネルギーのための補助金の

コストが増加したため、補助金の規模を縮小する決定がなされている。そうし

た補助金による電気料金のさらなる上昇を、日本の産業部門と家庭部門の消費

者がどの程度受忍できるかは明確ではない。 e. エネルギー安全保障

日本は資源の乏しい国であるため、世界市場における化石燃料の供給途絶や

価格変動の脅威の影響を受けてきた。このような脆弱性のため、1970 年代の石油危機を受け、日本は、準国産電源として、原子力の役割を重視することとな

った。2030年の電源ミックスにおいて、原子力のシェアが 22%、再生可能エネルギーのシェアが 22～24%（日本政府が 2017年 7月に発表した長期エネルギー需給見通しの中で予測されている目標値）となった場合、日本のエネルギー自

給率は現在の水準である 6%から約 25%への上昇することになる。これは、福島事故前の水準である 20%を超えるものである。原子力がなければ、自給率は約

歴史的に日本の電力供給は、化石燃料価格の変動に対して脆弱である。これは、日本が原子力エネルギーへの依存度を高める動機となった。

7

15%となる。 再生可能エネルギーによるエネルギー安全保障の向上は、部分的には、風力

や太陽光による発電量が低レベルにとどまった時にバックアップとして利用さ

れる電源が何であるかに依存する。これまでのところ、米国や欧州の場合と同

様、バックアップは化石燃料で提供されているため、その分、再生可能エネル

ギーによるエネルギー安全保障上のメリットは低下する。セクション 5 でさらに詳細に議論するが、再生可能エネルギーのバックアップとして化石燃料に頼

らざるを得ない理由の一つとして、柔軟に、必要に応じて供給できる電力源と

して、化石燃料に代わる経済的な低炭素技術がまだ開発されていないことがあ

る。 f. 原子力発電所の運転延長投資に対する自由化の影響

原子力発電は資本集約的であるが、燃料費と運転及びメンテナンスに伴う変

動費が低いため、原子炉の寿命を延ばすことで、非常に低価格の電力を供給す

るできる。日本の法律は原子力発電所の寿命を 40年に設定しているが、規制上の要件を満たしていることを条件に、延長の余地を残している。米国では、運

転中の原子炉の約 80%が運転を 60年まで延長できる認可を規制当局から受けているが、現在、規制当局は、今やライセンスを 80年まで延長可能な道筋を決定している。寿命を延長する動きは、他の多く国でも見られる。 電力市場の自由化は、再生可能エネルギーのシェア拡大と相まって、原子力

発電所の寿命に影響を与える可能性がある。卸売市場で競争が激化しており、

運転寿命を延長するために必要な投資負担が大きくて市場での経済メリットを

上回る可能性があるという状況下では、一部の経年化した発電所の閉鎖を早め

ざるを得なくなるかもしれない。再生可能エネルギーの拡大がもたらした電力

の低価格又はマイナス価格と、再生可能エネルギーに対する補助金の影響によ

り、 近では、米国の経年化した原子力発電所のいくつかが早期閉鎖を余儀な

くされているが、今後数年にわたっても、さらに多くの発電プラントが閉鎖に

追い込まれる可能性がある。 g. 原子力発電所の新規建設投資に対する自由化の影響

自由化された電力市場では、電力市場の不確実性が大きくなっているため、

資本集約的な発電技術を用いた発電所の建設は困難である。原因の一部として、

規制上の変化、再生可能エネルギーの参入、低 GHG電力システムへの移行に対する期待等を挙げることができる。現在、米国では、建設中の原子力発電所は

数件のみであるが、これらのプロジェクトは全て、電力産業に対する伝統的な

競争の激化により、経年化した発電所が早期閉鎖を迫られる可能性がある。

米国では、自由化された州の中で、原子力発電所の新設が行われている州はない。

8

市場規制を維持している州で行われている。欧州では、原子力発電所の新設は

他のインセンティブがある国でのみ行われている。原子力発電所の新設の経済

上及び財務上のリスクを低減するために提案されている施策には、次のような

ものがある。 • 全ての低炭素発電（再生可能エネルギーだけではない）に対して固定価格買取制度（FIT）又は同等の制度を設ける。

• 確実に、かつ指令に応じて供給することができる電力に対して、対価付きの容量市場を用意する。

• 長期の電力売買協定を結ぶ。 • 全てのカーボンフリー電力に電源構成シェア目標を設ける（ポートフォリオ・スタンダード）。

• 需要の伸びに合わせた発電容量の拡大が可能な小型モジュール炉を用いる。 それ自体は自由化と RES導入の結果ではないものの、様々な研究が「炭素排

出量を抑える努力の結果として、電力消費が長期的に増加していく」可能性を

指摘している。なぜなら、低炭素エネルギー・システムを実現する も可能性

の高い方法の一つとして、エネルギー効率の一層の向上と共に、輸送セクター

での電力の利用等、継続的な電化が挙げられるためである。 3. 規制上の選択肢と自由化された市場における問題 a. 自由化の目標と市場の限界 自由化の目的は、発電事業者と消費者との間の適正なリスク配分に基づき、

電力システムの運用、拡大、計画における効率を向上することである。規制下

における事業者の計画の誤りは、顧客が支払う料金で回収されるため、事業者

には効率的な意思決定をしようという強いインセンティブは働かない。それと

は逆に、競争市場の創設の背景にある考え方は、正しい選択をすればそのメリ

ットを享受でき、失敗すればそのコストを負担する事業者に投資と運転の意思

決定を任せようというものである。このようなインセンティブにより、事業者

がより多くの情報を公表しながら意思決定をし、結果として、社会的享受でき

るメリットが 大になることが期待される。 意思決定（特に長期計画）を市場に任せる場合、意思決定が本質的に近視眼

的なものになるという限界がある。規制の追加的介入がなければ、市場は、短

期的・中期的にエネルギー供給コストを 小限に抑えることだけを目指し、GHG排出の削減あるいは再生可能エネルギーの導入等、その他の優先されるべき目

標を無視するであろう。米国や欧州の経験によれば、自由化に向けた市場ルー

ルを作ることには多くの課題が伴う。その結果、米国や欧州では、規制当局が、

良好な事例・そうでない事例を学ぶ都度、市場ルールを改正する事態に陥って

いる。 また、本来なら、自由化によって発電部門と小売部門の競争が激化し、電気料

金が下がるはずであった。しかし、米国と欧州の経験により、自由化のための

市場ルールを作ることは困難であり、また、実質的な電力価格の変動を確認し

9

たところ、新しい市場ルールと同程度に天然ガス価格等の外部要因の影響を受

けたことが判明した。 b. エネルギー安全保障と持続可能性のための市場誘導手段

現在の政策では、エネルギー安全保障と持続可能性という目標は、少なくと

も競争力と同程度に優先度の高い事項である。このため、ある種の長期ビジョ

ンのある市場を作り上げることが必要となる。例えば、市場配分メカニズムに

対する介入を 小限としつつも、事業者が正しい方向に導かれるようシグナル

を受け取ることができる市場である。問題は、持続可能性とエネルギー安全保

障を重視する政策目標を効率的に達成するために、電力システムと市場規制を

どのように改善又は再設計するのかという点である。 基本的な経済原則によると、このような規制上のサポートを設計する も直

接的な方法は、いわゆる「市場誘導」手段を用いることである。即ち、何らか

の支援により、まだ競争力のないクリーン技術が市場に浸透できるように市場

の条件を整えることである。炭素税や排出枠の割当等が例である。この種のメ

カニズムは、事業者の意思決定プロセスに環境上の配慮が入るようにすること

で、市場の近視眼的問題の一つを解決することができる。しかし、残念ながら、

これらのメカニズムは、事業者の長期的視点の欠如に関する問題に十分に対処

するものではない。炭素税又は取引可能な排出枠（又は排出基準）は、理論的

には、排出削減目標を実現するに当たって、市場メカニズムの も効果的補完

手段であり、短期的に導入可能な も低コストのクリーン技術ソリューション

の導入につながる可能性を持っている。しかし、これらの施策は、長期的にメ

リットをもたらす代替手段を開発できないという市場の欠陥を十分に補うもの

ではなく、技術開発に補助金を拠出する場合よりも小売価格の上昇を招くため、

政治的・社会的に受容されないケースが多い。 技術支援政策は、支援を必要とする全てのタイプの技術（例えば、風力、太

陽光、炭素回収・貯留）の導入促進に利用することができる。 近まで、その

ような技術導入を支援する も一般的な手法は、固定価格買取制度（FIT）の実施を通じたものであった。規制当局は、（投資に対して満足できる利益率を保証

することで）再生可能エネルギーによる一定量の発電を実現するために必要と

考えられる料金制度を定め、市場の自由度を容認する。FIT は、二つの側面で、世界中で新制度に置き換えられたり、あるいは少なくとも再設計されたりして

いる。第一に、技術的進歩に付いていくため、追加の規則及び/又はメカニズム（例えば、容量オークション）が設計され、補助金の額が繰り返し改定されて

いる。第二に、 適な投資インセンティブと市場との共存生との間の効率的な

トレードオフの関係を見出すため、容量報酬メカニズムが規定されつつある。 再生可能エネルギーは、卸売市場のリスクと競争圧力から隔離されるべきで

環境適合性及びエネルギー安全保障の向上に向けた政策を効率的に実現するためには、電力システムと市場規制をどのように改善又は再設計すれば良いか？

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あるという考え方は、主に、この特別扱いが非効率をもたらすという理由で、

次第に姿を消しつつある。このことによって、再生可能エネルギーもまた従来

型の発電所と同じ責任とリスクを負って卸売市場に参加すべきで、関連する支

援政策も市場適合性のあるものになるべきだとの意識が育ってきた。 再生可能エネルギーの導入促進コストを削減するという 終目標に向けて、

習熟曲線に沿って補助金の額が改定されるよう、またシステム運営の信頼性と

効率の向上のための再生可能エネルギーへのインセンティブ付与の点で、支援

メカニズム（例えば FIT）の再設計が行われている。 c. 不確実性と CRMの下で困難な投資環境 電力産業は国家経済の土台であるため、常に一定程度政治的統制の下にあっ

た。その結果、事業者は起こり得る規制上の変化というリスク、即ち通常「規

制リスク」と呼ばれる要因にも対応しなければならないため、他の全ての市場

において一般的に見られる水準（例えば、価格ボラティリティ、競合他社の戦

略に関する不確実性等）を超える投資上の不確実性が大きい。さらに、２つ目

の心配事もある。需要側（顧客側）は、少なくとも現在では、理由はどうあれ

電力不足のリスクについて「心配無用な」状態にある。これは一般的に、政府

がそのような状況（もちろん電力価格が高騰するような事態についても同様）

に陥らないよう対策を取るはずだとの前提に基づいている。このようなリスク

の認識上のギャップのために、電力会社は、高資本コスト・低運転コストの発

電技術に十分な投資を行っておらず、結果として供給保障に不安が生じている。

原子力発電所は投資回収に多くの年数を要するが、そのような技術への長期

の資本投資を考えた場合、電力自由化は、事業者にとっての不確実性とリスク

を明らかに増大させる。電力システムの容量拡大は、もはや中央集権的には計

画されてはおらず、むしろ、いくつかの投資家の個別の意思決定に依存してい

る。さらに、規制当局は戦略目標を追求するために市場規則を変更する可能性

があるが、そのような当局の介入は、もう一つの制御不能なリスクを生む。発

電所の閉鎖を回避し、供給安定性を確保するため、多くの国では、容量確保メ

カニズム（CRM）を導入しつつある。これは、原子力等の電源が電力系統システムの信頼性に貢献した場合に、報酬を支払うシステムである。 多くの国々が CRM を導入済みか、導入中である。目標は、自由化環境下に

ある電力システムの適切性を確保するために、短期的電力市場が出す経済的シ

グナルを補強して、投資を呼び込み、金融ヘッジを追加することにある。主な

課題は、この制度の効果と経済効率性を 大にするためのメカニズムを設計す

る も適切な方法を見出すことである。 d. その他の問題

多くの国で、原子力等の電源が電力システムの信頼性に貢献した場合には報酬を支払うという容量報酬メカニズムを導入している。

11

既存の未解決の問題と規制上の欠陥の多くは、新たな要素が加わることで増

幅される。例えば、自然条件で出力が変動する再生可能エネルギーの普及は、

市場設計と価格形成ルールをテストすることとなる。地域市場の地理的範囲の

拡大は、送電能力の拡張計画をより複雑化する。系統運用により高い柔軟性が

要求されると、今はまだ研究が進んでいないディマンド・リスポンスの積極活

用がより求められるようになる。エネルギー効率と省エネルギーに対するプレ

ッシャーの増加により、配電業者と小売業者の間に生じる利益相反が顕在化し、

革新的な規制対策が必要になる。分散発電の拡大に伴って配電網に支払われる

報酬に対する標準的アプローチの修正が必要になる。 4. 科学技術：電力生産と需要の釣り合い 世界中で、再生可能エネルギー技術の効率を高めコストを抑えるため、現在、

大きな取り組みが実施されている。さらに現在、受動安全にこれまで以上に大

きな信頼を置くことができ、建設コストがより安く、廃棄物の管理や処分の負

担減の目標を持ち、核不拡散という目標の助けとなる、次世代原子力技術の開

発にも努力が注がれている。このセクションで我々は特に、ほとんど化石燃料

に頼ることのない電力系統の運用上と経済上の課題に取り組むことを目的とす

る技術イノベーションに焦点を当てている。 化石燃料による発電プラントは、資本コストが安く、操業コストが高い。従

って、需要に電力生産を合わせて部分負荷でプラントを稼働させるのが経済的

である。これに対し、原子力、風力、太陽光は、資本コストが高く、操業コス

トが安い。すなわち、このような技術を部分負荷で運用することは、たいへん

高くつく。さらに、これらの設備を常時フル稼働させると、秒単位から季節単

位で変化する電力需要に合わせることはできない。需要が常に充足され、同時

に資本集約的で操業コストが安い原子力、風力、太陽光の発電プラントがフル

稼働することでコストを 小限に抑えることができるよう、新しい技術により、

原子力と再生可能エネルギーを低炭素システムへ採算良く統合することが求め

られる。そのような目的で期待される６種類の技術について、下記で検討を加

える。そのうちいくつかは、すでに商業化されつつある。そうでないものも、

現在、鋭意開発が進んでいる。しかし、一部の技術については、まだ予備的検

討の段階にあり、フィージビリティを判断するのにまだ多くの追加的な取組が

必要である。 a) 需要のシフト。電力価格が低い時間帯で利用するように、一部の産業

施設の操業スケジュールを変更すると同時に、一般家庭顧客にリアルタイムの

価格情報を送るなどの方法を用いれば、秒単位から時間単位の間隔で電力需要

をシフトすることができる。電気自動車のバッテリーを電力系統から（夜間に）

充電するなど、新しい応用によって掘り起こされた「新しい」需要は、系統サ

ービスに対する需要として供給と需要との整合に資する。 b) 蓄電。低価格の時間帯の電力（仕事量）は、価格が高い時に電力を供

給するために貯めておくことができる（水力発電の揚水システム、バッテリー

など）。このような技術は、何時間分かの電力を貯めることができるが、何週間

12

分、あるいは一定の季節を賄うほどの量を貯めるというわけにはいかない。蓄

電には費用がかかる。従って蓄電容量には限界があり、外部条件（何日も続く

熱波、曇天、弱風など）によって、貯めておいた電気は使い果たされ、結果的

に停電を引き起こすという低炭素システムのリスクがある。 c) ハイブリッド・システム。ハイブリッド・システムは、フル稼働で運

転している原子力又は太陽熱発電のプラントからの熱出力を利用するもので、

様々な比率で見て２番目にエネルギー集約的な製品である。電力価格が安く、

需要が少ない時に、電力の生産を減らして、副産物を生産するシステムである。

長期の見通しでは、水素が主な電気以外の副産物になるであろう。なぜなら（1）既存の工業マーケットがある（金属生産、化学、精錬など）、（2）必要な時まで貯蔵しておくことができる、（3）潜在的に輸送やピーク時の電力生産に利用できるからである。

さらに、経済的な低炭素の原子力・再生可能エネルギー系統を可能にするい

くつかの新しい種類の技術が開発段階にある。 d) 工業その他で応用するために、電気を蓄熱に転換する。風力発電と太

陽光発電の大規模配備により、電力供給が需要を上回る期間が生じることにな

る。このような期間、余剰電力は、高温熱に転換し、蓄えることができる。余

剰電力と蓄熱の合計コストが、工業熱用に利用されると仮定した場合の化石燃

料発電所から市場に出る価格を下回る水準まで下がったとすると、そのような

高温熱は、経済的に競争力のある熱源となる。低コストの蓄熱技術の事例のひ

とつ（kWh当たり 5ドル以下、10分の１以上バッテリーよりも安い）は、耐火煉瓦抵抗加熱式エナジー貯蔵（FIRES）である。FIRESベースのシステムの場合、電力価格が競合する化石燃料発電所からの価格より低くなった時に、電力を使

って煉瓦を高温に熱する。工業用の炉や窯で天然ガスを利用して、その一部を

補うために熱風を供給する必要がある場合に、熱した煉瓦を通して空気を吹き

込む。FIRES は実質的に、電力価格を天然ガスと同等の（又はそれより少し低い） 低水準に設定している。これは、風力又は太陽光の出力が大きい時の余

剰電力を工業部門に送り、化石燃料の利用の一部を補い、それによって GHGの排出を削減することができるからである。

e) 時期をずらした電力生産のための熱エネルギー貯蔵。原子力と太陽熱

システムは、作り出した熱を直接電力に転換するか、あるいは一旦貯めておき、

あとで電力に転換するか、いずれかの方法をとる。電力価格が低い時、熱は、

貯蔵装置に送られる。電力価格が高い時、原子力と太陽熱システムは電力を生

産し、貯められていた熱はピーク電力生産の追加部分として転換される。原則

的には、技術次第で、熱は分単位から季節単位の期間を賄えるほど貯蔵するこ

とができるが、現在までに開発された技術では、数時間分を賄うことができる

のみである。現在、いくつかの太陽熱発電プラントは、余剰電力が供給された

時に熱を蓄え、のちに必要な時点で電力を生産している。同じ技術が原子力に

も応用できる。 f) トッピングサイクルの原子力発電。これは、改良型原子炉と発電サイ

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クル技術との組み合わせによるもので、ガスタービン動力サイクルの付いたベ

ースロード原子炉が２つのモードで稼働する。すなわち、（1）原子力の熱によるベースロードと（2）天然ガス（短期的）、蓄熱、バイオ燃料及び/又は水素を用いた追加的な可変ピーク電力の生産という２つのモードである。トッピング

サイクルの増加する熱変換効率は、単独型天然ガスプラントその他の技術より

もずっと良く、従って、潜在的に、追加熱を可変電力に転換する も効率の良

い方法である。フッ化物塩冷却高温炉に連結した原子力トッピングサイクルを、

ベースロード電力とピーク電力の間の熱対電気効率の違いと共に、図２に示す。

このようなパワーサイクルは、稼働温度が低すぎるために軽水炉に連結するこ

とはできないが、様々な高温原子炉に連結することができる。

図２．天然ガス、水素又は蓄熱を利用する高効率トッピングサイクルの高温

原子炉 これらの６カテゴリーは、それぞれを応用する際、互いに排他的なものでは

ない。個々の技術の役割は、次のことに依存している。すなわち、（1）それぞれのケースにおける技術進歩のペース、（2）原子力、風力、太陽光の発電容量の相対的な大きさ、（3）時間と共に変化する需要動向である。エネルギーを１時間蓄えるのに望ましい技術と、エネルギーを１日又は１か月蓄えるのに望ま

しい技術は異なる。太陽光発電の出力は１日のサイクルで変化するのに対し、

風力発電の出力は数日間のサイクルで変化し、さらに両者とも季節ごとのサイ

クルでも変化する。これらの技術の配備がどの程度の規模になるかは、原子力、

風力、太陽光の発電容量の相対的大きさによって決まる。太陽光発電と風力発

電は季節変動が大きいため、風力と太陽光の割合が大きく原子力の割合が小さ

い系統では、かなりの原子力発電が配備され年間を通じて稼働するシステムに

比べ、より長い時間にわたって対応可能な、より規模の大きい貯蔵容量が必要

になる。 後に、原子炉は熱を生産し電力に転換するが、これに対して、風力と太陽

電池は、直接電力を生産する。これは重要な違いである。 も低コストのエネ

ルギー貯蔵技術は、電力（仕事量）よりも熱を貯めることである。その理由は、

仕事量と熱の本質的な物理的違いにある。このような違いにより、原子力エネ

ルギーが再生可能エネルギーの大規模な利用を可能にする技術となる。なぜな

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ら、原子力は、低コストの蓄熱（上記 c、d、e、f の選択肢の中で見られるとおり）を通じて、（再生可能エネルギーと異なり）可変電気出力を提供することが

でき、それによって、需要と供給を一致させるための原子力＋風力＋太陽光と

いう組み合わせのシステムが可能になるからである。

5. まとめと今後の道筋 1) 日本では、電力システムにおける２つの変化、即ち、電力市場の自由化及び自然条件次第で出力が変動する再生可能エネルギーの導入が進行中である。

これは、（需要家であると）同時に発電事業者でもある多くの需要家を巻き

込んだ、より分散型の電力系統への変化を意味する。世界的に、電力市場の

自由化には既に多くの経験があるが、再生可能エネルギーのシェアを大きく

高めた場合の市場への影響に関する経験はそれほど多くない。 2) 電力市場の自由化と自然条件次第で出力が変動する再生可能エネルギーの導入の組み合わせは、技術的にも経済的にも、課題を生む。電力会社のアン

バンドルによって、もはや中央集権的に計画できないシステムが生まれる。

電力システムの中に自然条件次第で出力が変動する再生可能エネルギーの

シェアが拡大することは、需給バランス、送電線の過負荷、配電される電気

の質の観点で系統運用の安定性に影響を与える。このため、系統に追加的な

容量と貯蔵能力が必要になる。 3) 低炭素電力系統へのシフトが進むと、特にそれによって RESが著しく増え、化石燃料の利用が減った場合、いくつかの点で、電力市場に大きな変化が生

じる。例えば、風力や太陽光の発電出力が大きな時に固定価格買取制度（FIT）の負担が増えたり、価格破壊が生じたりする可能性がある。そのような時に、

余剰の安い電力を生産的に利用する技術を開発する必要があるが、そのペー

スは、RESの急速な増加に追い付いていない。 4) 本来なら、自由化によって発電部門と小売部門の競争が激化し、電気料金が下がるはずであった。しかし、米国と欧州の経験により、自由化のための市

場ルールを作ることは困難であり、また、実質的な電力価格の変動を確認し

たところ、新しい市場ルールと同程度に天然ガス価格等の外部要因の影響を

受けたことが判明した。市場メカニズムにのみ依拠することは、近視眼的な

意思決定につながる恐れがある。長期的な持続可能性と安全保障のための政

策が必要である。その中には、FIT 制度の修正又は関連する低炭素電力のための施策、容量市場、長期電力売買契約、原子力と RESの両方を含めたカーボンフリー電力のシェアに適用される電源構成シェア目標設定等の選択肢

が含まれる。これら全てのメカニズムによって、高資本コストで低運転コス

トの原子力発電、太陽光発電、風力発電を建設する場合の財務リスクを減ら

すことができる。 5) 再生可能エネルギーをリスクと卸売市場での競争圧力から隔離すべきだという考え方は、特別扱いが不効率をもたらすという理由で、次第に姿を消し

つつある。 6) 低炭素エネルギー・システムの開発は、電力系統や多くの産業の構造を変化

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させることになる。そのような経済の中で、原子力、風力、太陽光が主な電

源になっていく。化石燃料から低炭素電力システムへの移行には、新しい技

術と新しい政策が必要になる。資本集約的な低運転コストの原子力、風力、

太陽光のプラントがフル稼働することで、コストを 小限に抑えることがで

きるよう、採算の良い形で原子力と再生可能エネルギーを低炭素システムに

統合するための新技術が必要になる。原子力も再生可能エネルギーも、どち

らも資本集約型である。再生可能エネルギーによる電力は、供給側の自然条

件で変化し制御できない。再生可能エネルギーには FITの支援があるが、原子力にはない。原子力の場合の難しさは、経済的、技術的、政策的なもので

ある。原子力発電所には、原子炉自体は定格出力で経済的に稼働しながらも、

系統ピーク時に変動電力の供給を可能にする新しい技術が必要である。その

ような技術は、原子力の経済性を高め、同時に RESの大規模な利用を可能にする。ハイブリッド運転（例えば、電力需要が少ない時に水素を生産する）、

原子炉と蓄熱装置の連結、トッピングサイクルの原子力などの選択肢の研究

開発のためには、インセンティブが必要である。 7) 意思決定を行う立場の者には、次のことが求められる。a）電力市場を自由化することと出力の不安定な再生可能エネルギーの導入を同時に行うこと

に伴う課題を理解し、持続可能性とエネルギー安全保障の目標に向けて慎重

にシステムを設計する。b）低炭素グリッドの中で発電された余剰電力を無駄なく利用できる方法を見つける（自然条件次第で出力が変動する再生可能

エネルギーの利用を拡大し、その一方で原子炉を定格出力で経済的に稼働し

た場合に、その結果として余剰電力が生産される）。c）主に再生可能エネルギーと原子力からなる低炭素電力システムを設計する際、どのようなイノベ

ーションが も重要であるかを検討する。原子力と再生可能エネルギーを共

存する形で導入することで、低廉で信頼性の高い電力サービスを提供する低

炭素電力系統の基幹を作り上げることができる。このような潜在能力を引き

出すには、技術面と制度面の両方でのイノベーションが必要になる。 執筆者は以下の通り（アルファベット順）： （米国） FORSBERG, Charles W. マサチューセッツ工科大学 教授 HARATYK, Geoffrey マサチューセッツ工科大学 博士課程 LESTER, Richard マサチューセッツ工科大学 教授 BATLLE LOPEZ, Carlos マサチューセッツ工科大学 客員教授 （日本） 藤井 康正 東京大学 教授 小宮山 涼一 東京大学 准教授 栗原 郁夫 電力中央研究所 首席研究員 尾本 彰 東京工業大学 特任教授 村上 朋子 日本エネルギー経済研究所グループマネージャー

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谷口 富裕 東京工業大学 特任教授