2010九州電力 環境アクションレポート

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10'05'04'03'02'01'06'08(年度)'07単位:%九州電力全国平均60.769.971.968.959.773.485.882.186.886.288.985.979.780.560.084.684.8【 原子力利用率 】(注)原子力、再生可能エネルギー(水力は揚水除く)による抑制効果は、代替する電源が特定できないため、厳密には算定できないが、原子力、再生可能エネルギーによる電力量を火力発電(石炭・LNG・石油)で賄ったと仮定して試算。また、熱効率向上、送配電ロス低減による抑制効果は、1990年度値をベースラインとして算出。なお、送配電ロス低減について、今回試算方法の見直しを行ったため、過年度データを再計算。※:CO2排出クレジット反映後。【 CO2排出抑制効果 】熱効率向上、送配電ロス低減2009年度抑制量内訳再生可能エネルギーCO2排出クレジット原子力4804804802,6102,6102,610(60)(60)(60)200200200170170170(年度)2,4302,4302,4301,8601,8601,8602,0602,0602,0603,0203,0203,0203,4103,4103,4103,3703,3703,3703,0303,0303,0303,3203,3203,3203,4603,4603,460'90'97'07'05'08'092,910※2,910※2,910※定格熱出力一定運転( )CO2排出抑制量CO2排出量再生可能エネルギー原子力1990年度抑制量内訳4604604604604604604601,4001,4001,4001,4001,4001,4001,40065.7'09【参考】 ライフサイクルで見た電源別CO2排出係数 CO2は、発電時の燃料燃焼以外に、発電所の建設や燃料の採掘・輸送・精製・廃棄物の処理などエネルギーの使用に伴って発生します。燃焼や工事等のライフサイクル全体でのCO2排出量を、その発電電力量で除したものが下の図です。 原子力発電は、これらの間接的な排出も含め、総合的に評価しても、CO2の排出量が少ない特徴があり、再生可能エネルギーとともに、地球温暖化対策として非常に優れた発電方式です。【 電源別のCO2排出係数 】単位: kgーCO2/kWh設備・運用石炭火力石油火力LNG火力LNGコンバインド太陽光風力原子力地熱水力0.6080.6080.4780.4780.1300.1300.6080.4780.1300.5190.5190.4080.4080.1110.1110.5190.4080.1110.0530.0290.022~0.0250.0150.0110.8870.8870.0880.0880.9750.9750.8870.0880.9750.7040.7040.0380.0380.7420.7420.7040.0380.742(注)発電燃料の燃焼に加え、原料の採掘から発電設備等の建設・燃料輸送・精製・運用・保守等のために消費されるすべてのエネルギーを対象としてCO2排出量を算定。原子力については、現在計画中の使用済燃料国内再処理・プルサーマル利用(1回リサイクルを前提)・高レベル放射性廃棄物処分・発電所廃炉等を含めて算出。出典:電力中央研究所報告書発電燃料燃焼原子力新エネルギー石 炭石油等LNG水 力地 熱38※38※38※4242424848488816161619191977'97(実績)'09(実績)'19(計画)'20(参考)(年度)5527272718181855772525251919197711220022113349494977222222131313551133単位:%2,990※2,990※2,990※3,6303,6303,630【 発電電力量構成比率(他社受電分を含む) 】単位: 万トンーCO2(注)[ ]内は発電電力量(億kWh)。※:川内原子力3号機は含まない。[791][791][791][791][791][791][791][926][926][926][926][926][926][926][1,042][1,042][1,042][1,042][1,042][1,042][1,042][1,054][1,054][1,054][1,054][1,054][1,054][1,054]用語集の解説をご覧ください・送配電ロス(率)・定格熱出力一定運転・LNG(液化天然ガス)・化石燃料・ライフサイクル・コンバインドサイクル・使用済燃料・再処理・プルサーマル・高レベル放射性廃棄物a 原子力の着実な推進 1990年度以降19年間で、販売電力量は約1.5倍に増加しましたが、CO2排出量(クレジット反映前)は約1.3倍にとどまっています。これは、原子力利用率の高水準維持や火力総合熱効率の維持・向上に努めたこと等に加え、1990年代に運転開始した玄海原子力3、4号機(計236万kW)が、発電電力量あたりのCO2排出量の抑制に大きく寄与したためです。 また、2009年度のCO2排出抑制効果においても、原子力はその約8割を占めており、CO2排出抑制に最も貢献しています。 なお、これまで、原子力を中核としてバランスのとれた電源開発を推進してきましたが、1997年度の玄海原子力4号機の運転開始以降開発がなく、原子力の発電電力量構成比は、2019年度には38%程度に低下する見通しです。 このため、今後の電力需要の増加に対応するとともに、将来にわたり、CO2の排出を抑制し、安定的かつ経済的な電気をお届けするために、2019年度を目途に、川内原子力3号機の開発を計画しています(開発後の原子力の発電電力量構成比は49%程度になると想定)。 川内原子力3号機の開発により、年間約700万~900万トン※のCO2が抑制されると試算しており、2020年度の販売電力量あたりのCO2排出量は、1990年度実績比で30%低減相当の0.3kg-CO2/kWh程度になる見通しです。 ・ 原子力利用率の高水準維持 2009年度の原子力利用率は84.8%であり、全国平均よりも高いレベルを維持しています。 今後とも、原子力利用率を高水準で維持していくため、安全・安定運転の継続に加え、定格熱出力一定運転の実施、予防保全対策の徹底などに取り組んでいきます。 なお、原子力利用率が1ポイント向上すると、年間約30万トン※のCO2が抑制されると試算しています。※:現行の石炭・LNG・石油の構成比で化石燃料を抑制するとして試算。※:CO2排出抑制量は、燃料調達等で不確定な部分があるため、ある前提条件のもと算定することとなる。現行の石炭・LNG・石油の構成比に応じて化石燃料を抑制すると想定した場合は約700万トン、今後の燃料情勢にもよるが、主に石炭火力を抑制すると想定した場合は約900万トン相当となると試算。

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