忠清南道保寧の公共洋上風力事業者は、電力をいつから送電網に載せられるのかと尋ね、2032年以降という答えを受け取った。同じ地域の石炭火力6基の廃止時期より最低2年多くかかる。発電機をすべて建てても電気を送り出す送電線がなく、待たなければならないという意味だ。2030年に再生可能エネルギー100GWという国政課題の成否は、発電所を何基建てるかより、その電気を受け入れる通路がいつ開くかで分かれつつある。
気候エネルギー環境部は4月6日の国務会議でエネルギー大転換推進計画を報告し、再生可能エネルギーの比率を11.4%から20%以上に引き上げると述べた。先月19日には詳細戦略である第1次再生可能エネルギー基本計画が出た。新再生可能エネルギー法も3月17日に再生可能エネルギー法へ改正され、9月18日の施行を控えており、新エネルギー関連の規定は水素法へ移された。制度の整備は着々と進んできた。
設備の増加ペースも悪くない。国内の再生可能エネルギー設備容量は昨年37.1GW水準まで上がった。太陽光の累積設備は30.8GWで、100GW計画のとおりなら56.2GWを上乗せして87GWまで行かなければならない。風力は陸上と洋上を合わせて2.5GW程度で、2030年までに4倍以上増やす構図が組まれている。
問題は拡充がどれだけ速く行われるかだ。太陽光の年間設置実績は2020年の4.6GWが近年の最高で、昨年は3.9GWにとどまった。87GWに届くには毎年11GW以上を敷かなければならない。実績を3倍近くまで引き上げる必要があるが、設置業者の数を増やせば解けるたぐいのボトルネックではない。
気候ソリューションは系統接続の遅延を再生可能エネルギー拡大の中心的な障害として指摘した。放置すれば100GW目標そのものが揺らぐという診断だ。ローレンス・バークレー国立研究所の研究を引用して示したプロジェクト遅延の費用はMW当たり平均20万ドル。接続を待つ間に金融費用と機会費用が積み重なり事業がたたまれる例が海外でもよくあったという話だ。
接続の順序は先着順で決まる。容量だけ確保しておいて着工しない、いわゆる占有目的の事業が通路をふさげば、後ろに並んだ実需要者は待つしかない。気候エネルギー環境部は事業の意志がない架空の事業者を整理して7.9GW規模の系統容量を回収し、実際に建てるという先に配分し直すことにした。回収をどのような手続きでいつ進めるかは、さらに詰める必要がある。
石炭が空けた通路を誰が引き継ぐのかも要点だ。電力需給基本計画は保寧、唐津、泰安、泗川、河東などで2030年までに9GWの石炭発電をたたむと定めているが、その後を埋めるよう設計された発電源はLNGだ。廃止日程自体も先送りされた。保寧5号機は9か月遅れて来年に、河東2・3号機はそれぞれ24か月ずれて2029年に、三千浦6号機は25か月遅れて2031年に移された。
中国は全体の発電設備の60%が再生可能エネルギーで、昨年だけで452GWを新たに敷いた。今年1-3月期の太陽光は前年同期比33%、風力は23%増えた。ところが同じ期間に石炭・ガスの発電量が4%増加し、電力部門の排出も一緒に増え、発電された再生可能エネルギーが使われずに捨てられる量も大きくなっている。火力をベースに置いて回す運用の慣行が原因として指摘された。
政府が準備する処方は通路と運用の両方を狙う。金成煥(キム・ソンファン)気候エネルギー環境部長官は4日の記者懇談会で、再生可能エネルギーの拡大と電力網の革新、気候災害対応インフラを国政課題に掲げ、分散型エネルギーの基盤構築を本格化すると明らかにした。洋上風力では団地ごとに送電線路を別々に敷く代わりに、沿岸の変電所を中心に複数の団地を束ねる共同接続設備を導入する。
新安の1か所だけで2-3兆ウォンを節約できるという期待が出ている。地産地消型の分散網や西海岸の海底HVDC、地域の電力網の拡充も併せて進められる。
産業側の課題も残っている。太陽光モジュールの国産使用率は2024年に41.6%まで落ち込み、計画上の目標である80%とは距離が遠い。2022-2024年に進められた洋上風力事業の大多数には外国産のタービンが載せられた。
世界の主力モデルが15MW級で、海外が20MW級へ移る間、国内は10MW級の商用化を目前にしている。洋上風力特別法による計画立地と許認可のファストトラックが動き出せば事業の推進は速くなるが、増えた物量を国内産業が供給できるかは確認されていない。
電力網は目につきにくい設備であるため、議論の後ろに押しやられやすい。しかし送電線の一区間をどこに敷くかは地域住民の同意なしには決まらず、その協議が数年を左右する。送電・変電設備の立地は住民説明会と公聴会を経て決まる。
