D-10.我が国の今後の水力開発に関する新提案(10.03.01)

 未開発包蔵水力エネルギーの全ての開発を可能にする方法」

目次 1.提案の趣旨
    2.わが国の電気料金制度
    3.残存水力開発の新方法
    4.固定資産再評価によるり残存全水力を開発する方法
    5.再評価増額倍率2のケースの試算
    6.結び  

1.提案の趣旨
人類は過去においてエネルギーの開発利用によっての素晴らしい文化・文明の恩恵に浴し、新しい世紀には一層の希望を抱いて臨んだが、予測不能の巨大な壁にぶち当たっている。約100年前の地球上の全人口は約13億人であったが、現在では中国一国で13億人である。人口増加は止まるところを知らず、現在の65億人が2050年で98億、150年先には115億人と言う予測もある。また食文化研究家によると現在地球上の人口の約28%がナイフとフォーク、約28%が箸を使って食べているが後の約44%が食べ物を直接手で掴んで食べていると言う。又世界で約8億人が安心して水を飲める状態にないと言われ、領土紛争の時代から水を巡る紛争の時代になると言う。ちなみにRIVALの語源Riverから来ていると言われる。先進国、新興国、途上国が格差を抱えながら、入り乱れて主張するさまは、この度のコペンハーゲンのCOP15の国際会議でも散見された。わが国は食料の自給率は40%と低水準であるが、エネルギーの自給率についてはさらに深刻な4%程度であり、原子力を入れても17%にすぎない。

CO2の増加が温暖化の主因であるとは必ずしも断定できないとの主張もあるが、諸々の調査分析によれば、無縁ではなさそうである。さらに、CO2の排出に強く拘わっている化石燃料もいつかは涸渇する運命にある。現に石油などは、生産のピークを迎えているとされる。省エネは必須のものであるが、化石燃料に代わるエネルギー確保手段を、後世の人類・地球の為にも、速やかに探究すべきである。

化石燃料に代わり得る物は何か。その太宗と考えられるものは、当面技術的に成熟している原子力と水力であり、それを補完する物として再生可能な自然エネルギーである太陽光、風力、バイオマスなどが位置付けられるであろうが、コストダウンや供給信頼性向上のために更なる技術開発を必要とするであろう。

この自然エネルギーは補助金や買い取り制度や、供給安定の為のスマートグリッドの整備などついて、政府、経済界の熱いサポートに支えられて著しい発展を遂げつつあり、大いに期待される。一方、わが国の残存水力は包蔵水力の約30%で約11百万KW410kWh[METI低炭素電力供給システムに関する研究会]H21.7)であるが、地点数では2,500地点におよび、1地点平均約4,400KWと中小水力地点が主体である。わが国でも、RPS法などにより活発な開発が行われようとしているが、1,000KW未満のものしか対象になっておらず残存包蔵水力の大部分を占める所謂中小水力はコストが比較的高く、アクセスが困難である等の理由で積極的な具体策は講じられていない。

世界の包蔵水力は19kWh (1980年、WEC資料)であり、2005年現在の世界の全発電量15kWhに匹敵する膨大なものであるが、既開発地点は2.7kWhと全体の14%程度に過ぎない。しかし、未開発地点の大部分は発展途上国にあるが、開発の動きは近年活発化している。世界の有力新聞情報からエネルギー問題のテーマを毎日紹介している足立氏のHPによると、H.21年の1月から12月までの間で合計168地点約1.44KW(約0.7kWh)の水力地点が完成・工事中・着工・着工準備中・融資交渉中であるとのことであり、世界の各地で実に多くの水力が開発の対象になっていることが判る。 

これに反しわが国の最近の水力開発は、9電力で新規着工はH.17年1地点8,900KWH.183地点570KWH.193地点15,000KW H.202地点3,900KWと言う状況であり、この促進を願いたいものである。 

原子力は一時、主として安全性に係るとの懸念からドイツなどの先進国で其の開発を押さえ、既設の原子力発電所を廃止しようとする傾向にあったが、最近の脱化石燃料の観点から、世界各国は一斉に原子力開発を指向し、産油国にあっても石油温存のため原子力開発を指向するなどを背景に、一時期ウラン鉱石の値段が急騰する程であった。ウランを燃料とする原子力については核拡散、使用済燃料再処理、高速増殖炉、廃棄物処理問題など多くの課題を抱えているが、核燃料サイクルが確立されれば、70倍の利用が可能と言われるもので、将来少なくとも核融合技術が確立するまでの間は主力であろうが、核燃料の多様化の観点からトリウムの開発利用に関する調査・研究の推進についても期待したい。

電気料金の仕組みを分析してみると、揚水発電を除く一般水力の発電原価は火力、原子力よりも安いことが判る。それは古い一般水力の固定資産の大部分が償却され非常に低く評価されているからである。本提案では、これら既存一般水力の固定資産を再評価し、既存の固定資産原価と再評価価格との差を再評価積立金とし、これを新規水力開発の資金源の一部に充当し、コスト高と言われる残存水力を余すところなく開発する新手法を提案しようとするものである。

2.わが国の電気料金制度について

高崎経済大学大島堅一助教授(現立命館大学教授)の電気事業の現状に係る分析(以下、「大島論文」という)によると、「日本国内の各電力会社にはおそらく詳細なデータが存在するであろうが、プラント毎の実際のコストを知ることは困難である。プラント毎の発電単価は、各プラントの建設にあたって電力会社が経産省に提出する設置変更許可申請書に記載された発電単価しか知ることができない。そのため電源毎の実際の費用を比較検討するためには、次善の方法として『有価証券報告書総覧』に記載されている電源毎の財務資料に基づいて算定するほか方法がない」と述べている。

下記高崎経済大学大島助教授のHP参照:http://www1.tcue.ac.jp/home1/k-gakkai/ronsyuu/ronsyuukeisai/43_1/
43-1ohshimak.pdf.pdf
 

大島助教授は上記のように述べ、「有価証券報告書総覧」を引用して膨大な作業を行っている。これらの係数は、電力会社はあらかじめ定められた料金算定ルールにしたがって供給約款の料金を算定し、経産大臣が許可を得たものである。具体的にはの原価等を計算する際の方法に基本的に則り、電源毎に算定される営業費に電源毎の事業報酬を加えたものを発電単価とする。すなわち営業単価と報酬単価を加えた物が発電単価となるのである。此のルールは資源エネルギー庁監修の「20072008年のエネルギー年鑑」に解説されている

 営業費は所謂、発電に係る経費だが、金利や配当などは含まず、これらはレートベースに報酬率を乗じた報酬額に含まれるのである。そこでレートベースとは電気事業固定資産、建設仮勘定、核燃料(原子力のみ)、特定投資(火力・原子力のみ)、営業資本、貯蔵品(火力のみ)の合計値である。其の報酬率はS.35S.628.0%、S.63H.77.2%、H.8H.95.23%、H.10から4.4%と改定されている

以下の図−1に発電単価の一覧を示しているが、これは大島教授の分析によるもので、同氏は以下のようなコメントをしている。
 
 @   水力は長い間、最も発電単価が低く推移した。この点は経産省から発表された数値とは大変異なる傾向がみられる。(特にH.6の水力が突出しているのは、出水率が79.5%と言う大渇水のためである−筆者注)水力が発電単価を上昇させてきた基本的要因はS.45年代には4050%あった設備利用率が年代と時代を経るにしたがって低下し、H.3年代後半には20%台前半に落ち込んだことによる。この主な原因は揚水発電所が急増したことである(図−2)。

 一般水力の設備利用率は4050%台を維持しているが、揚水発電の設備利用率は5%程度しかない。このことが、水力全体の設備利用率を引き下げ、結果的に水力の発電単価を上昇させた。他方、同時期の原子力の設備利用率はS.45年代の50%台からS.55年代には70%台、H.2年代後半になると80%台と極端に高くなっている。

 この様に水力の発電単価が高く推移するに到った理由は、ピーク対応のため、設備利用率の低い純揚水、混合揚水が大量に計画・投入され、それらを一括して水力の発電単価としたからである。

A  以上を見ると、原子力は必ずしも最も安い電源であると言うことはできず、設備利用率等の条件によって大きく変化するということができる。今後、原子力発電の高経年化や災害により、設備利用率に何らかの影響があれば、下図のようにH.10年時点で良好なパフォーマンスを示していた電力会社についても発電単価を低く抑えることができるかどうかは未知数である。

 図−1(A案)大島資料−発電単価 

 


3.残存水力開発の新方法

3−1.発電単価の分析

上述の大島論文は、かなり豊富な資料を利用して分析された結果として貴重なものである。この論文を参考にして、一般水力に着目して分析する。大島論文では主たる結論として以下のように述べている。

 (イ)水力はコスト高で新規開発する価値はないと言うのが世間の常識となってい るが、本論文による分析では過大なピーク需要を負担するために、設備利用率の悪 い膨大な純揚水・混合揚水を開発した。このため、既設水力を含め設備利用率は約 20%と言う状態に落ち込み、コスト高になっている。
 (ロ)火力は化石燃料の国際情勢に左右され乱高下し、原子力はピークを揚水発電 に任せ、火力の設備利用率を犠牲にしても自己の設備利用率を高めることに専念し 、H.9年には91%と言う高い設備利用率を示し、各電源の中で最低コストを示すに 到ったが、これ以上の設備利用率向上は限界と思われる。

3−2.純揚水・混合揚水の取り扱い

 (イ)一般水力の発電単価の算出
 そこで「未来エネルギー研究会−FEWS」では、大島論文の諸係数(A案)の全てを 引用し、別途に純揚水・混合揚水のデータ(完成年次、KW、kWh、工事費)を 集め、その年次毎の営業費用、レートベースを試算し、全水力から上記純揚水・混 合揚水の諸係数を差し引く作業を行う事により一般水力の発電単価を求めた。(ロ)この際、揚水発電は揚水及び発電による30%のロスの他に4%の送電ロスがあ るので、揚水用電力量の約66%がピーク対応の電力として発電される。(ハ) 但し、大島論文で明らかでない点が一つある。それは揚水用電源をどこから持って きたのか、火力か原子力の別は。これを具体的に示した資料はなく、電気事業便覧 では一括して揚水発電所の揚水用電力として別掲されている。そこでわれわれは、 全水力が火力または原子力から一括して揚水用電力購入するとしてその費用を計上 し、火力または原子力からは揚水用電力費用及びその電力量を差し引くこととし、 前者を火力(B−1)案、後者を原子力(C−1)案として次に進むことにした。

3−3.全水力から純・混合揚水を差し引いて一般水力を、また原子力(C-1案)に純・混合揚水を加えたケース(原子力C−2案)の試算の例を次に挙げる。

 「一般水力」、「原子力+純揚水・混合揚水」の試算結果を図−3及び図-4に示すが、これは純・混揚水を移さない原案の図−1(A案)及び図−2(A案)にそれぞれ相当するものであるので、比較されたい。

図−3. C-2案)大島案修正(純・混揚水を原子力に移す) 

図−4 純・混揚水を原子力に移した場合の稼働率(C-2案)%


 さて、そこで H.10年の断面について純揚水・混合揚水を他へ移さない場合(大島案)と移した場合について取り出して併記すると次の通りとなり、一般水力は7.04円/kWhとなり、火力、原子力と比較して、最低のコストとなる事が判った。

  表−1:大島論文と各種修正案における電源別発電原価の比較 

 

 

H.10

H.10

H.10

H.10

H.10

 

 

大嶋論文原案

修正(火力)

修正(原子力)

揚水を火力へ

揚水を原子力へ

 

 

A

B−1案

B−2案

C−1案

C−2案

認可最大出力

水力

32,817,887

32,817,887

32,817,887

14,148,487

14,148,487

(KW)

火力

114,969,022

114,969,022

114,969,022

133,638,422

114,969,022

 

原子力

42,300,000

42,300,000

42,300,000

42,300,000

60,969,400

 

小計

190,086,909

190,086,909

190,086,909

190,086,909

190,086,909

自社発電量

水力

69,448,000

69,448,000

69,448,000

59,729,939

59,729,939

(MW)

火力

395,343,000

383,745,342

395,343,000

393,463,403

395,343,000

 

原子力

310,592,000

310,592,000

298,994,342

310,592,000

308,712,403

 

小計

775,383,000

763,785,342

763,785,342

763,785,342

763,785,342

設備利用率

水力

24.2

24.2

24.2

48.2

48.2

()

火力

39.3

38.1

39.3

33.6

39.3

 

原子力

83.8

83.8

80.7

83.8

57.8

 

小計

46.6

45.9

45.9

45.9

45.9

電事営業費用

水力

447,320,000

492,250,227

468,155,779

359,791,963

359,791,963

(1000)

火力

3,063,179,000

3,018,248,773

3,063,179,000

3,150,707,037

3,063,179,000

 

原子力

1,811,364,000

1,811,364,000

1,790,528,221

1,811,364,000

1,898,892,037

 

小計

5,321,863,000

5,321,863,000

5,321,863,000

5,321,863,000

5,321,863,000

営業単価

水力

6.44

7.09

6.74

6.02

6.02

(円/kWh)

火力

7.75

7.87

7.75

8.01

7.75

 

原子力

5.83

5.83

5.99

5.83

6.15

 

平均

6.86

6.97

6.97

6.97

6.97

電事固定資産

水力

2,629,128

2,629,128.00

2,629,128

1,329,970

1,329,970

(100万円)

火力

5,522,338

5,522,338.00

5,522,338

6,821,496

5,522,338

 

原子力

3,867,492

3,867,492.00

3,867,492

3,867,492

5,166,650

 

小計

12,018,958

12,018,958.00

12,018,958

12,018,958

12,018,958

建設仮勘定

水力

573,928

573,928

573,928

38,159

38,159

(100万円)

火力

1,059,061

1,059,061

1,059,061

1,059,061

1,059,061

 

原子力

335,374

335,374

335,374

871,143

871,143

 

小計

1,968,363

1,968,363

1,968,363

1,968,363

1,968,363

核燃料

小計

1,799,022

1,799,022

1,799,022

1,799,022

1,799,022

営業資本

水力

28,850

28,850

28,850

14,594

14,594

(100万円)

火力

273,664

273,664

273,664

287,920

273,664

 

原子力

99,056

99,056

99,056

99,056

113,312

 

小計

401,570

401,570

401,570

401,570

401,570

貯蔵品

(火力)

164,529

164,529

164,529

164,529

164,529

長期投資

火力

11,117

11,117

11,117

11,117

11,117

(100万円)

原子力

592,044

592,044

592,044

592,044

592,044

レートベース

水力

3,231,906

3,231,906

3,231,906

1,382,722

1,382,722

(100万円)

火力

7,030,709

7,030,709

7,030,709

8,879,893

7,030,709

 

原子力

6,692,988

6,692,988

6,692,988

6,692,988

8,542,172

 

平均

16,955,603

16,955,603

16,955,603

16,955,603

16,955,603

報酬単価

水力

2.05

2.05

2.05

1.02

1.02

(円/kWh)

火力

0.78

0.78

0.78

0.99

0.78

 

原子力

0.95

0.95

0.95

0.95

1.22

 

平均

0.96

0.96

0.96

0.98

0.98

発電単価

水力

8.49

9.14

8.79

7.04

7.04

(円/kWh)

火力

8.53

8.65

8.53

9.00

8.53

 

原子力

6.78

6.78

6.94

6.78

7.37

 

平均

7.83

7.93

7.93

7.94

7.94

3−4.まとめ

純・混揚水を除いた一般水力が各電源の中で最低価格であることが判った。一般水力でも調整池や大貯水池によるピーク供給力を受け持つ中・大規模水力では結果として設備利用率を低く設定しているが、なお低価格を維持できるのは、の水力の寿命が長いからである。償却して、借入金の返済が済めば、コストのかかる減価償却費や金利負担が小さくなり、適切なメンテナンスにより安定した運転が可能だからである。

この度の試算によると、一般水力の固定資産のKW当たりの額は、S.45年で5.7万円/KWであったものが、その後、建設費が3050万円/KW前後の新設一般水力が加わり、合計一般水力の固定資産は少しずつ上がりH.10年では9.4万円/KWになり、以降は横ばいで下降傾向である。わが国最古の事業用水力である蹴上発電所は1891年(明治24)の発電開始であるが、修理改善を重ね、118年経過してなお順調に発電を続けている。ちなみに既設各電源のKW当たりの簿価は次の−5図の通りとなっている

図−5 既設電源別固定資産の変遷

 表−2は2030年の需給バランス計画(揚水と地熱を除く)METI「低炭素電力供給システムに関する研究会」の資料(H.21.07)による

   表−2 2030年の受給バランスにおける電源別供給量と発電原価等

 

05年実績

(億kWh

30

努力継続

(億kWh

30

最大導入

(億kWh

発電原価

 

(円/kWh)

燃料費他

 

(円/kWh)

CO2排出量

(t/ MWh)

火力

5,973

5,953

3,306

 

 

 

(石炭

2,529

2,543

1,481

5.7

3.42

0.875

LNG

2,339

2,824

1,463

6.2

2.48

0.608

(石油

1,072

558

389

10.7

6.42

0.742

一般水

714

781

781

11.9

 

0.011

原子力

3,048

4,374

4,374

5.3

 

0.022

新エネ

68

312

312

 

 

0.0530.029

合計

9,803

11,420

8,773

 

 

 

 勿論人口減少や合理化・省エネの効果で需要は抑えられているが、表−2によると30年の「努力継続」も「最大導入」も原子力1.44倍、新エネは4.6倍で変わらないが、火力の圧縮は「努力継続」でほとんど変わらず、石油を半分に減らし、その分LNGを増やしているがあまり意味がない。「最大導入」では火力を55%も減少させ、うち石油の減少は36%と大きいのは、コストが高く、燃料も寿命が最も短く価格の変動が激しい事から、節減努力を最大としたものと思われる。

 原子力はコストも安いので大きく伸びているが、高速増殖炉、使用済み燃料再処理、高レベル核燃料廃棄物処理など未解決技術の開発のため2050年までに18兆円の積み立てが認められている。太陽光の新エネルギーは補助金制度が整備され、また電力会社の全量買い取り制度が発足しようとしている。さらに不安定な電源のため5兆円に及ぶスマートグリッドに政府が支援するとも聞いている。それに対し水力は1%弱の伸びしか見込まれていない。また1000KW以上の水力はRPSの新エネルギーの対象からはずされ、わずか1000KW以下のミニ水力が対象になっているに過ぎず効果は少ないようである。

その原因の一つは残された水力地点の規模が小さく、コストが割高であることである。しかし水力は戦前約600KW(火力は約400KW)の開発を行い所謂「水主火従」で供給電力量(kWh)は水力が7080%占め、2次世界大戦を引き起こすほどの国力.民力を高め、敗戦後の経済復興に応えて積極的に大水力の開発を行い、現在一般水力は1400KW(純・混合揚水を除くという莫大な資産を保有し、それから得られる安価な電力の利益を得ながら残された水力地点の規模、コスト高を理由にその開発に背を向けているのは納得が行かない。

 もう一つの原因は、化石燃料の涸渇対策、CO2削減対策、エネルギーの国内受給率の向上策というエネルギー問題の三大対策に国を挙げて苦心している時に、このように水力資源に対する具体的な対策が出てこないのはなぜか。政府において、国交省は治水に特化し、河川が人類のかけがえのない重要な経済財であるという観点から見て、利水に関する河川管理の責任を全うしていない、またこれに意見を述べるべき経産省の電力政策は電力自由化に力を注ぎ、水力の開発促進策を環境省や農林省にお株をとられるようになっているように思われる。 また、最近、電力会社は数百件の河川法違反を指摘され、一部使用停止されるという水力始まって以来の不祥事をおこしている。

 また、受忍の範囲を超えてはならないが、地元住民も長い安寧になれ、公益施設は必要だが自分の裏庭に作ることに反対という所謂「ニムバイ」NIMBYNot  In  My  Backyardで地域エゴに走る傾向がある。このように四者四様の事情によるという見方があり新世紀を迎えて、資源政策が明確でない。日本の水力開発は冬の時代と言えよう

そして平成15年に熊本県営の荒瀬ダム(藤本発電所18MW)撤去・廃止決定という象徴的な事件が起きた。これは水利権更新時に地元の撤去要望があり、国交省は川辺川ダムと荒瀬ダムとは別問題であるとし、自民党県議団は下流住民の生命と財産を守る川辺川ダムと異なり、電力専用の荒瀬ダムは電力自由化で赤字になりかつ古くて小さいので撤去しもかまわないとし、当時の潮谷知事選挙支持のため荒瀬ダム撤去を公約として市民票を確保する代わりに川辺川ダム促進を約束させたとする政治的裏取引があったとされる(京都精華大松尾教授他)。自民党県議団は県議会に撤去の議案を提出し直ちに承認された。

なお手続きとして、熊本県は九電との買電契約期間の平成223月まで暫定水利権を延長し、その間に撤去の技術的検討等の他、県企業局は自己理由による廃止の申請を行う事とした。国交省は「撤去せよ」との指示を出す権限はなく、撤去の意志は施設者にあり、従って国が撤去の費用を支出することは全くないと表明した。

国交省の発言は申請者が取り下げない限り、水利権取り消しは財産権侵害の恐れを意識したものであろうか。自民党県議団の理論武装は撤去理由を正当化することにはならず、施設者は地元の意向をふまえて将来の維持管理計画を固め荒瀬ダム水利使用継続の申請をすることとなり、これが却下されることになれば、直ちに行政訴訟など、何らかの法的対応が必要となろう。この大事件に対し、関係する機関・組織等の公的な反論は何一つなく経過していた。

4.固定資産再評価により残存全水力を開発する方法

4−1.前節に述べたように、地球温暖化対策として原子力、自然エネルギーに各種の財政的配慮がなされているが、水力については全くと言ってよいほど具体的対策がとられていない。それは水力の重要性が理解されていないためと思われる。このままでは水力開発の進展は期待する事ができない。

戦後、高インフレのため電源開発促進に必要な資金調達に難渋していたときに、米国のシャウプ勧告により資産再評価法が制定され、記録によると3回の再評価を経て資産は19倍になり、その減価償却により危機を脱したという歴史があつた。たとえば再評価倍率をどの程度に決めるか、電気料金大幅値上げは禁句など経営的判断のもとに総合的に方針を決め、具体的な対策案の作成に入ることにした。(参照、昭和28年「電力経済」電気事業と資産再評価)ここで、戦後のインフレを資産再評価により危機を脱した故知に熱い思いを重ね、この方法により水力開発に要する資金を得られるが否かpreliminaryな検討を進めてみた。

4−2.そこで、前節において、わが国の9電力の電気料金の構成を分析して見た。分析の主な点は、水力が高コストとなる理由は、設備利用率の悪い純揚水や混合揚水を一緒にしているからだと言う指摘があるので、大島論文を参考にして先ず純揚水や混合揚水の詳細なデータを全て明らかにし、其れを全水力から差し引いて一般水力分を算定し、併せて純揚水や混合揚水の全てを火力又は原子力に加算して比較検討した。1970年〜1998年の28年間に亘る膨大な資料となるが(図−3参照)、その資料の中でH.10年が最も新しく、出水率も104.1でほぼ平均的な状態なので、H.10年を基準年として、揚水を原子力に移したケース(C-2案)について、その断面を集約して論を進める。下記の表−3を参照されたい。

表−3:H.10年度・比較諸元

 

 

全水力

A

一般水力C-2

火力

A

全原子力

A

全原子力+揚水

 C-2

認可最大出力

KW

32,817,887

14,148,487

114,969,022

42,300,000

60,969,400

自社発電量

MWH

69,448,000

59,729,939

395,343,000

310,592,000

308,712,403

設備利用率

24.2

48.2

39.3

83.8

57.8

電事営業費用

1000

447,320,000

359,791,963

3,063,179,000

1,811,364,000

1,898,892,037

営業単価

円/kWh

6.44

6.02

7.75

5.83

6.15

電事固定資産

百万円

2,629,128

1,329,970

5,522,338

3,867,492

5,166,650

建設仮勘定

百万円

573,928

38,159

1,059,061

335,374

871,143

核燃料

百万円

0

0

0

1,799,022

1,799,022

営業資本

百万円

28,850

14,594

273,664

99,056

113,312

貯蔵品

百万円

0

0

164,529

0

0

長期投資

百万円

0

0

11,117

592,044

592,044

レートベース

百万円

3,231,906

1,382,722

7,030,709

6,692,988

8,542,172

報酬単価

円/kWh

2.05

1.02

0.78

0.95

1.22

発電単価

円/kWh

8.49

7.04

8.53

6.78

7.37

世間では、資源というと物質という認識にこだわるが、水力は「形」が資源である。天然の地形と言う資源(落差)を利用して循環する雨水をエネルギーに変えるだけであるから、涸渇と言う言葉とは無縁のエネルギー資源である。

一般水力が他電源の何れよりも優れた特徴は、「形」を資源とし、循環する雨水を利用するのであり、クリーンで再生可能なエネルギーであり、また地形を利用した工作物は償却が終われば固定資産が低減した状態で、適正な維持管理を重ねることにより、未来永劫ともいえる運用が可能であり、安価な水力エネルギーを供給することが出来る。この様な特長から水力は電気料金を低く抑えるのに貢献していながら、他方では、新規地点の高コストの為に新規水力の開発が出来ず看過するのは遺憾である。

 4−3.表−3において、H.10年の一般水力のKW当たり固定資産額は9.4万円(1.32兆円/1415KW)である。大島論文の1970年〜1998年の28年間で、一般水力の新設は321KWと推定され、これらはKW当たり3050万円前後の地点であつたと推定されるが、上記のように9.4万円に収まっているのは、それ以前に約100年かけて開発・維持してきた約1,000万KW以上の一般水力の固定資産の価値が減価償却が進んだことによって低減されていたことによるものであり、その大いなる存在を見逃すわけにはいかない。(7頁、図-5参照)

 これから開発される新規一般水力の工事費はKW当たり70万円以上と高コストが予想されている。この様な経済的な開発の困難性を乗り越えてゆくため、KW当たり固定資産額は9.4万円と言う既設一般水力1,400万KWの基礎体力を強化(資産再評価)して、これを梃子にして高価格の新規一般水力を開発する可能性を検討してみた。

 新エネルギーの開発導入対策として、補助金の投入や、電力会社の買い上げなど手厚い対応が図られ、その効果に期待が寄せられているが、1,000KW以上の水力はその重要性が一部では認識されながらも、その対象にはなっていない。

 一方、温暖化問題で、CO2削減の問題もあるが、化石燃料が涸渇すれば、CO2の問題は解決する事を考えれば、出来ることから化石燃料代替えのエネルギーに手を付けるのは緊要のことである。化石燃料代替えのエネルギーの太宗は前述のとおり原子力と水力である。資源の少ないわが国としては、残存水力は限られているが、水力エネルギーを根こそぎ開発・利用し、国内エネルギー自給率を高めることが当面最大の使命であると考える。

4−4.既設水力の体質強化を図るには、表−3の一般水力の固定資産を、資産再評価して増額する方法が考えられる。次に再評価作業の手順を述べる。表-3参照。

@表−3の一般水力の項目の「電気事業固定資産」の1,329,970百万円が再評価の対象になる。

A.再評価の倍率については、前述の現状(H.10年)即ち、電事固定資産は9.4万円/KW であるが、新設水力開発コストは70万円/KW以上と言う高額であり、その90%は約60万円/KWとなることを踏まえ、限度額は6倍とする。従って再評価増額倍率(*)は1倍〜5倍が試算の対象となる。次の表−4に各倍率について示した。但しCO2排出量は1000kWh当たり0.7t、排出件取引のレートは3,000円/tとしてある。

B.固定資産再評価増額で全電力コストに加算されるのは、固定資産再評価増額の固定資産税0.014、減価償却0.02(定額)、報酬額0.044の3種類である。これらは電気事業の負担と称しているが、料金に転嫁され究極は需要家負担となる。ただしこのうち減価償却は定額だが他は償却に伴い減額する。

C.このうち全電力コストには上記3種類合計が加えられ、需要家が電気料金支払いとして負担する。すなわち電気料金アップとなる。増加倍率2のケースでは、全電力では27銭/kWhの単価増となる。(但しこの単価は再評価増加額が減価償却により減額して年々減少するが、新設する水力の全量開発完了時にゼロに戻す)。この場合、標準家庭(300kWh/月の消費)の月額負担増は81円となる。

D.この様にして得た電力料金増収の内、固定資産税は外部に流出するが、減価償却増分(定額)と報酬増分は資本剰余金として手許に残ることから、新規水力開発に向けられ、更にこれに3割前後の外部資金(借入金)を加えて、新規水力投資に充当する事とする。

E.ここで、資産再評価増額率を幾らにするかは、1〜5の倍率についての諸係数から得られる諸係数に対する経営判断によるが、初年度電気料金値上がり負担、1468銭/kWh 、残存水力約11百万 KW、約400kWh の開発を達成する必要年数6012年等を考慮して決められるであろう。われわれFEWSとしては再評価増額倍率2をとり45年間の試算を試み、影響の度合いを検討した。

注:再評価増額倍率(*)とは、既存の固定資産原価と再評価価格との差を再評価積立金と定義したが、再評価積立金/既存の固定資産減価のことである。 

  表− 固定資産再評価の倍率変更による総開発新水力/年の規模の変化

初年度

単位

記号

計算根拠

再評価増額率

再評価増額率

 

 

 

1

2

3

4

5

再評価積立金

(固定資産増分)

百万

a

 

1,329,970

2,659,939

3,989,909

5,319,879

6,649,848

報酬額増

(改訂レートベース)

百万円

b

a*0.044

58,519

117,037

175,556

234,075

292,593

固定資産税増

百万円

c

a*0.014

18,620

37,239

55,859

74,478

93,098

減価償却増

百万円

d

a*0.02

26,599

53,199

79,798

106,398

132,997

電気事業負担

百万円

e

b+c+d

103,738

207,475

311,213

414,951

518,688

電気料金増加

(全電力)

kWh

f

 

0.14

0.27

0.41

0.54

0.68

増収/年

百万円

g

b+c+d

103,738

207,475

311,213

414,951

518,688

新規水力向け

百万円

h

b+d

85,118

170,236

255,354

340,472

425,590

資本剰余金比率(選択)

 

i

 

0.7

0.7

0.7

0.7

0.7

開発コスト(選択)

円/

KW

j

 

700

700

700

700

700

新規水力投資/年

百万円

k

h/i

121,597

243,194

364,792

486,389

607,986

投資可能水力/年

KW

l

kj

173,710

347,421

521,131

694,841

868,552

々上初年度単価

kWh

n

 

7.90

7.90

7.90

7.90

7.90

投資期間

m

 

60

30

20

15

12

総投資額

百万円

o

 

7,295,834

7,295,834

7,295,834

7,295,834

7,295,834

総開発新水力

MW

p

 

10,422.6

10,422.6

10,422.6

10,422.6

10,422.6

CO2削減/年

トン/年

q

p*4,100*0.7

29,914,010

29,914,010

29,914,010

29,914,010

29,914,010

排出権/年

百万円/年

r

q*3,000

89,742

89,742

89,742

89,742

89,742

太陽光開発相当

MW

t

p*4.1

42,734.3

42,734.3

42,734.3

42,734.3

42,734.3

5.再評価増額倍率2のケースの試算(表−の固定資産評価増額倍率2の項目を参考)

5−1.評価により電気料金アップに伴う収入増の内、増加固定資産の減価償却(2%・定額)の53,199百万円と、増加固定資産*0.044の報酬額117,037百万円の合計170,236百万円/年が新規水力向けの資本剰余金となり、これをベースにして3割前後の外部資金を加えて、新規水力開発投資資金とする。
  新規水力向け開発投資は170.236/0.7243.194で、年間243,194百万円となり、30年間で総投資額7.295.834百万円、新規水力開発は10.422MWとなる。上記表−4を参照のこと

5−2.新水力開発規模は平均70万円/KW程度として、243,194700347,421KW)。 年間4100発電時間とした。

5−3.具体的には、上記347,421KW)は初年度であって、しかも2年程度の工事期間を経て3年目に発電開始という形になり、これが第1グループとして通常の水力の発電が始まり、その生涯経理計算は新エネルギー財団(NEF)や公営電気などの標準的な料金計算方法を適用した。但し、新規水力に向けられる投資資金の内再評価により計上された資本剰余金は公的機関から受ける場合の補助金並みの扱いとした。(図−6参照)

5−4.この様にして、次年度の第2グループは定額償却されて減額された固定資産に基づく同様の計算により、4年目から発電開始となり、以後同様に第3グループが続くことになる。

5−5.以上によって計算を進める過程で、残存水力の経済性に基づく具体的な開発規模の分類に従って分析するため、次のような前提を置いた。

H.21.07METIの「低炭素電力供給システムに関する研究会」の報告書によると
1.発電原価12円/kWh のものまで建設できるとすると132kW 53kWh    の増加
2.発電原価15円/kWh のものまでとすると276kW 110kWh の増加
3.発電原価20 円/kWh のものまでとすると615kW 244kWh の増加

なお、試算は、包蔵水力調査の未開発地点について補助率20%、経費率8%と     した。とあり、これを表にすると次の通りとなる

表−5 発電原価別開発規模と所要建設費

発電原価

円/ kWh

12

15

20

合計

発電規模(出力)

KW

132

276

615

1,023

同上(発電電力量)

kWh

53

110

244

407

発電時間

hr

4,015

4,000

4,000

 

建設単価

円/ kWh

150

187.5

250

 

KW当たり建設費

円/KW

602,250

750,000

1,000,000

 

所要建設費

百万円

794,970

2,070,000

6,150,000

9,014,970

この分類は政府関係機関の最近の新しい資料であり、今後の開発対象となる残存水力の経済性で分類された電力規模が判ので、これをベースにして次の条件により試算を試みた。即ち

    表−6 建設単価別系列分類

 

 

系列1

系列2

系列3

合計

KW当たり建設費

円/KW

600,000

750,000

1,000,000

 

該当出力計

KW

132

276

615

1023

資本剰余金比率(選択)

 

0.6

0.7

0.8

 

初期水力発電原価

円/ kWh

7.83

8.54

9.45

 

ここで資本剰余金比率とは、再評価により生み出された新規水力投資向けの資本剰余金の比率である。例えば0.6とは、新規水力工事費の60%が剰余金で40%が外部資金(借入金)を意味する。この仮定で、計算を進めた所、系列1、2はかなり短期間で開発を終えるが、系列3100万円/KWクラスの高コストの水力では、再評価後45年を経ても、達成出来ない。そこで、再評価後14年目に再々評価する事とした。

再評価が13年目に約2兆円になっているのを、1.3倍した場合を系列3−bとし、1.5倍した場合を系列3−aとして、計算をすると、図−7通りで、表によると系列3−bの場合は45年経ても未達であり、系列3cは再々評価しない場合で未達を示している。系列3−aの場合には45年後に全出力を達成できることがわかる。但し最初の発電は、工事期間を2年として再評価開始後3年目とした。

  前ページの5−3で新水力の系列別の単価の推移を図化すると次のとおり。金利4%、資余金には金利・減価償却を考慮せず、固定資産税・人件費・修繕費は全工費対象とした。

図−6 系列1,2,3の水力発電原価の推移 円/kWh


図−7 資産再評価による新規一般水力の開発可能量


この図を再整理すると次の通りとなる。

 

KW

所要年

 

KW

所要年

 

KW

所要年

系列1

139

5

 

同左

5

 

5

系列2

292

10

 

同左

10

 

10

系列3-c

36

30

 

 

系列3-b

 

503

30

 

系列3-a

 

 

598

30

合計

792−未達

45

 

934−未達

45

 

1029

45







 しかし14年目に50upの再々評価をした系列3-aでも45年目にようやく目標の1千 万KWに達するのでは少し遅すぎるので、以後の計算は再々資産再評価せずに、次 節に述べる新設水力の既設石油火力置き換えによる単価差効果を、当初の資産再評 価による資本剰余金に加算して、開発資金増加を確保する方法を検討した。

5−6.FEWSの新提案

電気事業負担(一般水力固定資産再評価増額による値上げ、以下「電事負担」という)により得られた資産剰余金+4割乃至2割相当の外部資金」を利用して開発される新設一般水力は上記(図−7参照)のように14年目に再々評価しても45年目に漸く達成出来る状態である。

そこで、新設一般水力の効果として、既設石油火力の置き換えによる単価差効果、およびCO2削減効果に着目されるが、CO2削減は経理的処理の対応が定まっていないので、電力会社の「含み資産」として留保しておき、単価差は料金値下げに直結する問題であり、ここで料金を下げると、折角の資産再評価による電事負担が減り、結果として資本剰余の減少につながる。これでは意味が無くなるので、次のような対策を提案する。

上記単価差に火力平均値を対象にする案や火力燃料代替え案などが考えられるが、METIの研究会の資料(9頁、表−2)によると、2005年の現状火力の内、石油火力の圧縮量を最大にせている事から、最も需給や価格の不安定な石油火力の優先置き換えが肝要と考えた。他に石油燃料費節減とか火力全体の平均値を取り上げる等の選択肢があるが、あくまで石油枯渇対策を念頭に置くこととした。石油火力の単価はMETIの同研究会の資料から10.7円/kWhとした。またCO2排出は1,000kWhあたり0.743tから水力の0.011tを差し引いた0.732tとした。

即ち、新設水力の発電を開始した年の既設石油火力との単価差益を翌年の資産剰余金に加え、逐年繰り返し続けて開発資金の確保増額を期待する。この試算によると再々評価することなく、再評価開始後36年目に残存水力の全てを完成させ、尚かつこの時点2年前の34年目)で電事負担による電気料金(この時点で14銭/kWhに低下している)の値上げ分をゼロにし、再評価時の電気料金レベルに戻す事が出来る。図−8参

その34年目までの所用金額は約9兆円で内約2兆円が外部資金(借入金)である。資産再評価による資金剰余金は電気料金に加算されたことによる需要家負担は27銭/ kWhであったものが逐次低減し、目標水力完成時点では14銭/ kWhにまで低下しているが、この時点から需要家負担をはずし、電気料金を元に戻すことになる。また、下表に示す通り、新規水力の工事費に計上された資産再評価による需要家負担は4.5兆円、既設石油火力置換益は約2.5兆円となった。表−8参照

     図-8 資産再評価による新設水力開発の構想(単位は表−9参照)


表−残存水力の開発と所要資金等

 

目標

KW

計画開発規模

 

KW−年間

初期単価

円/ kWh

工事費 兆円

電事負担

兆円

単価差効果額

兆円

系列1

132

1405

8.07

0.84(内.借入金40%)

0.5

0.005

系列2

276

2708

8.68

2.0.借入金30%)

1.24

0.20

系列3

615

60423

9.65

6.02(内.借入金20%)

2.74

2.23

1,023

101436

 

8.89(内.借入金2.1兆円)

4.47

2.43

さて、最終水力完成の2年前の調達工事費が最後となりこれは34年目にあたる。従って電事負担の免除は35年目からはじまる。

主な時点での数字を列挙して表−9に示した。35年目以降の電事負担は目的を完了したのであるから、再評価増額の残り9,576億円)を資産の棄却損処分するものとする。この場合にはこの時点以降も単価差益は累積されるが電気料金の引き下げか、内部留保となる。(第−8 図参照)

但しこの試算では、将来の物価変動は考慮せず、現状維持で進んだ場合を想定しているので、化石燃料の異常な価格変動、CO2排出問題の推移によっては、大きな影響があるものと思われる。36年目以降のこのような事態については、その時点での経営環境に基づいて政策検討がなされるべきものと思う。

 表−9 年次別水力完成出力と投資額

 

1年目

 

3年目

 

34年目

35年目

36年目

37年目

完成水力出力  (MW)

 

472

 

9,527

9,829

10,137

10,137

電事負担 (億円)

2,075

 

2,013

 

1,059

0

0

0

同上水力向け投資額 (億円)

1,702

 

1,656

 

930

0

0

0

石油火置換効果額 (億円)

0

 

-49

 

-1,607

-1,676

-1,747

-1,818

CO2削減効果 (百万t)

0

 

-1.4

 

-27.8

-28.7

-29.6

-30.5

水力投資額 (億円)

2,887

 

275

 

3086

0

0


5−7.以上の計算で大筋として約9兆円の資金を調達し、約1,000KWの中小水力 発電単価が初期原価約8円/kWh台で開発できて、電気料金に与える影響も最小限 に抑えられ、また開発には約30年を要するが、温暖化対策には多大な貢献ができ ると言うことが理解できる。

 このほか最近問題になっている地域振興対策等にも影響があるが、建設総投資額 約9兆円の他に、36年目までの累計固定資産税の増加を調べてみると、資産再評価 によるものが0.85円、新設水力によるもの1.01兆円および発電水利使用料が  1.32兆円となり、合計で3.18兆円が地元に寄与する効果となる。

 しかし、2つほど問題が残っている。其の一つは、参考にした大島論文の分析は  1970年(S.45)〜1998年(T.10)であり、是非これは、引き続いて現在まで同様 な分析をしていただき、再評価するときの代表的な基準年としてH.10年に変わる 年度を再検討する必要があることである。(電気事業便覧によると平均的な出水率 102.8を示す平成18年が望ましい)


 第二点は、本提案は9電力全体について試算したものであり、具体的には9電力各社 についての検討が必要である。なお、更に、個々の電力会社ごとに既設水力の固定 資産額や残存水力の規模が異なるので、本提案の方式で全国の残存包蔵水力を余す ところなく開発するための施策を各社において検討し確立する必要がある。

(参考)

昭和28年発行()電力経済研究所の機関誌第一巻第四号「電力経済」“電気事業と再評価”と言う論文に、第二次大戦後のインフレによる資産価値の低下のため電気事業の再建に苦しんだ時に、米国のシャウプ勧告に基づく“資産再評価法”の制定により立ち直る事が出来たことについて、次のような記事が載せられております。要点を抜粋して示します。

『…インフレーションに基づく貨幣価値の下落により、減価償却の実質的減少は、資本の食い潰しが行われていることであって、電気料金政府決定の下に所謂犠牲基礎産業として、戦後の物価高騰の抑制の一環として寄与せるところである。(中略)…昭和24年シャウプ使節団により国税改革の一貫として資産再評価が採り上げられ、減価償却の適正化が再評価実施の重要なる要素となった。(中略)…電気事業において、再評価の実施(3回)により、再評価対象資産は簿価の19倍に達し、これに対する減価償却も料金原価に算入されて、償却による内部留保の増大により投下資本の食い潰しは相当是正されるに到った。(中略)…長期に亘って開発すべき大規模電源開発を、国家の要請に基づき短期間に促進せんとする電源開発5カ年計画の推進に伴い、数千億に達する借入金の増大に対処し、自己資本充実に伴う、これが一部の資金組入は将来重要なる課題となるであろう。』(参照:電力経済(昭和28)電気事業と再評価

6.結び

地球温暖化の主因としてCO2の増加が採り上げられている。一方で最近の地球の温度は低下していると言う科学者の指摘もあり、CO2原因説に疑問が投げかけられている。又、諸々の対策の中で、異論の多い排出権取引が真剣に議論されている。しかし、これらは化石燃料が涸渇すれば全て解消するものである。そして各化石燃料ともこの先数十年の埋蔵量しか無く、石油などは既に生産のピークを迎えていると言う状況にある。この様な現実に直面して、われわれは、将来の為にエネルギー供給の主体を化石燃料から原子力や再生可能なクリーンなエネルギーに転換して行かねばならない。特にわが国においては、エネルギーの海外依存度を下げると言う安全保障上のメリットを考えると、其の一部として国産水力エネルギーの開発を可能な限り求めるのは重大な課題である。

構想大局・着手小局という言葉があります。時間を掛けて大局を構想するが、着手するには手近な可能な事から始めようということであります。私ども「未来エネルギー研究会−FEWS」は、20081月に発足以来、構想大局として2008.11「化石燃料涸渇に直面する2050年以降のエネルギーバランスと其の対策」(35頁)に関する提言を資源エネルギー長官に提言しました。その中で石油は2050年、天然ガスは2075年、石炭は2100年に涸渇に直面するものとして、代替エネルギーの調達方法を提言しています。

また着手小局として2008.04「荒瀬ダム撤去及び藤本発電所廃止の再検討について」(10頁)熊本県知事及び県民の皆様へ要望書を提出しました。その中で熊本県営荒瀬ダム・藤本水力(1.8万KW)の過去50年これからの50年の合計100年間のキャッシュフローによる経済性などを分析し、当該施設の撤去・廃止がわが国の貴重なエネルギー事情にとって如何に時代に逆行するかを訴え、改選された新蒲知事に再検討するよう要望書を提出しました。

新知事は、県職員による1ヶ月間の缶詰作業を行った結果、2008.06「撤去を凍結する」宣言がなされ、九州電力も直ちに買電契約の16年間延長に調印しました。手続きとして現在の暫定水利権の切れる2010.03末までに水利権の伸長申請をする予定になっているが、現在前原国交相、地元、熊本県との交渉はその暫定水利権期限を前に極限に達している。

経済産業省の資源エネルギー調査委員会「水力発電に関する研究会−中間報告」(H.20.07.25)は次のように述べております。

“現在、地球温暖化対策、エネルギー供給面では新エネルギーの導入拡大が大きな課題となっており、今後様々な政策の積極展開が図られていくことと思われるが、水力発電についても、その重要性や今後の開発可能性を踏まえ、積極的な提言を行い、各種の政策に反映させていくことが必要である。また、水力発電固有の課題についても、それらを解決していくための着実な取組みが必要である“として、6回に亘る審議をまとめて報告しております。

  その指摘のすべては余すところ無く現状の水力が抱えている問題点を網羅しております。そ れらの指摘を踏まえた上で、私どもは強いて、終戦直後のインフレの渦中で大規模な電源開発 の促進に悩んだ末、資産再評価法を制定し、評価限度額の90%とし、数次に亘る再評価により 難局を乗り越えた故事に思いを致した次第であります。特にエネルギーの海外依存度を下げる と言う安全保障上のメリットからして我々に課せられた重要な使命と感ぜざるを得ません。 

この度の提言は着手小局ですが、今世紀の重大課題のエネルギー問題の手近な問題の一つとして、割高で開発が進まない国内資源の自然エネルギーである残存水力を採り上げ、水力に関する政・官・財の認識を一層高めていただく必要があると感じ「水力開発の新提案」を作成しました。提案内容の骨子は、一般水力に固執し、其の固定資産の再評価による新しい資金の捻出を試みるもので、これにより電気料金の影響を最小限に抑え、高コストの残存中小水力の全てを短期間で開発することとしました。新しい法的な制度設計など幾多の問題があると思いますが私どもの真意を十分ご理解頂ければ大変有り難く存じます。

提言に当たり、わが国最大の基幹産業である電力会社の経営について提言するなど甚だ僭越のことと存じましたが、次世代の子孫、地球の安全.共生のためあえてお願いを致す事にしました事をお許しください。

提出先としては、国家のエネルギー政策に関し重要な立場にある資源エネルギー庁長官、さらに最大の当事者でもあり、かつ理解・協力が必須である需要家にも近い9電力各社の社長にお願いすることと致しました。

なお、この新提案の実現のためには、具体的な諸施策の確立が不可欠となることは申すまでもありません。

                                    以上平成22215

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