火力発電について

平成２４年２月

資源エネルギー庁

資料７

１．火力発電の現状 ２．火力発電の燃料 ３．火力発電の高度化

1

電源種 メリット デメリット

Ｌ Ｎ Ｇ • 燃料の調達先が石油に比べ分散している。 • ＣＯ２の排出量が尐ない。 • 長期契約中心であり供給が安定。

• 燃料輸送費が高い。 • インフラ整備が必要。 • スポット市場が小さい。 • 価格は高め。 • 貯蔵、輸送が難しい。

石 炭 • 資源量が豊富。 • 燃料の調達先が石油に比べ分散している。 • 他の化石燃料と比べ低価格で安定している。

• 発電過程でＣＯ２の排出量が多い。

石 油 • 燃料貯蔵が容易。 • 供給弾力性に優れる。

• 価格は高めであり、燃料価格の変動が大きい。

• 中東依存度が高い。(2011年実績87%)

○供給安定性、経済性、環境特性、電源毎の運転特性等を踏まえた最適な電源構成とすることが重要。出力の不安定な太陽光パネル等の再生可能エネルギー電源が大量に導入された場合には、負荷追従性がより重要な要素となる。

2

火力電源ごとのメリット・デメリット

3

火力発電の役割

○火力発電は、エネルギー安全保障、経済性の観点から望ましい電源構成を実現する上で重要な位置づけ。

○調整力の優れた火力発電は、太陽光発電等の再生可能エネルギー由来の電気の大量導入時の系統安定化対策に不可欠な存在でもあり、今後も極めて重要な役割を果たす。

原子力

石炭

ＬＮＧ、ＬＰＧ、その他ガス

石油

調整池式水力 貯水池式水力

揚水式水力

流れ込み式水力・地熱

4

○我が国の電源開発は、1940年代の電力不足の克服のための水力開発に始まり、1960年代の電力需要の急増に対応した石油火力の開発、1970年代のオイルショックによる石油火力依存の見直し、1980年代からは原子力・ＬＮＧ火力・石炭火力による電源構成へと変遷してきたところ。

出典：電源開発の概要、平成２２年度供給計画の概要

我が国の電源構成の推移

46 1.6%

820 16.9%

2,014 27.3%

3,219 34.3%

3,048 30.8%

2,882 28.6% 430

26.4%

389 13.2%

219 4.5%

719 9.7%

1,732 18.4%

2,529 25.6%

2,511 25.0%

747 15.4%

1,639 22.2%

2,479 26.4%

2,339 23.7%

2,945 29.3%

506 31.3% 1,733

59.0%

2,210 45.6%

2,109 28.6%

1,005 10.7%

1,072 10.8%

753 7.5%

691 42.4%

725 24.7%

845 17.4%

881 11.9%

904 9.6%

813 8.2%

858 8.5%

9 0.2%

15 0.2%

56 0.6%

88 0.9%

115 1.1%

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1965 1970 1980 1990 2000 2005 2010

新エネ等

水力

石油等

ＬＮＧ

石炭

原子力

電源構成の推移 ＇億kWh（

＇年度（

[1,629]

[2,939]

[4,850]

[7,376]

[9,396] [9,889]

[10,064]

6,209 61.7%

5,940 60.1%

5,216 55.5%

4,466 60.5%

3,176 65.5%

2,167 73.7%

938 57.6%

赤字：火力計

出所：電力調査統計及び事業者からのヒアリングにより作成

震災後の電源構成の変化

5

○震災後、各原子力発電所が順次定期検査入りしていることにより、国内発電量に占める原子力の比率は１２月には約７％にまで低下。他方、火力発電比率は、約８６％に上昇。

20% 19% 21% 25%

24% 25% 26% 25% 23%

23%

38% 39%

41% 41% 43% 43% 42% 43% 46%

32%

5% 6%

6%

7% 10% 10%

13% 14% 16%

5%

63.0% 63.7%

68.1%

72.8%

77.5% 78.0% 81.1% 82.1% 86.1%

28.2%

23.1% 19.0%

16.3%

12.6% 10.5% 10.4% 10.9% 7.4%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

４月 ５月 ６月 ７月 ８月 ９月 １０月 １１月 １２月 （参考）2010年度

石油火力発電比率

LNG火力発電比率

石炭火力発電比率

火力発電比率

原子力発電比率

電気事業者＇一般・卸（の2011年度の火力・原子力発電比率の推移

31.7%

59.8%

○我が国の天然ガス発電の割合は、世界平均と比べて高い比率。 ○我が国の石炭火力発電の割合は、中国・インドのみならず、米国・ドイツなどと比較しても

低い。

主要国の電源別発電電力量の比較

6

27%

40%

2%5%

15%

27%

44%

2%

17%

46% 45%

29%

15%

29%

79%

11%

69%

42%

78%

9%

5%

3%1%

1%

3%

2%

10%

2%

4%1%

1%

9% 18%

3%

23%

1%

55%

27%

21%

3%4%

6%

23%

13%

51%47%

16% 23%

44%51%

49%

2%

53%

12%22%

45%27%13%

3%

76%

15%

28%

23%7%

17%

33%20%

2%4% 2%

5%7%

16%

84%

11%

60%

10%3% 28%

18%

1%

7% 1%

17%

18% 16% 10% 12%7%

5%

1%3% 3% 5% 3% 2%

9%15%

1% 4% 6% 8%1% 1%

4% 2%6%

3%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

G20 発電電力量構成比＇２００９年（

石炭 石油 天然ガス 原子力 水力 その他再生可能エネルギー等

出典: IEA/Energy Balances of OECD/NON-IOECD 2011

7

0

10

20

30

40

50

60

70

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

出力比（発電出力／定格出力

）

(%)

（時）

晴

曇

雨

太陽光発電の天候別発電電力量推移

○天候の変化により太陽光パネルの出力は変動することから、電力需要を賄って、瞬時の

電力需給バランスを確保するためには、気象条件に左右されずに負荷追従が可能な火

力発電の役割が重要。

○負荷追従を行うための火力発電の性能としては、立ち上げ時間が短いことや出力変化

速度が速いこと、最低負荷が小さいことなどが重要。

今後重視される火力発電の性能

○発電開始までの立ちあげ時間が短い

○急激な需要変動に対応可能な出力速度（kW/分）が大きい

○最低負荷の小さい（いわゆる「下げ代」が大きい）

○十分なガバナフリー容量及びＬＦＣ容量の確保

○低負荷運転時に効率の低下が小さい

○多様な燃料種への対応

太陽光パネルの大量導入に伴う火力発電の役割

7

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2 【

kg-C

O2/k

Wh】

発電燃料燃焼

設備・運用

0.864

0.695

0.011 0.013 0.020 0.025 0.038 0.098 0.123 0.043 0.079

0.476 0.376

0.943

0.738

0.599

0.474

＊発電燃料の燃焼に加え、原料の採掘から諸設備の建設・燃料輸送・精製・運用・保守等のために消費される全てのエネルギーを対象としてCO2排出量を算出。

＊原子力については、現在計画中の使用済み燃料国内再処理・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等を含めて算出。

＇出典：2010年 電力中央研究所報告書（

○ライフサイクル全体で発生するＣＯ２排出量は、以下のとおり。

8

電源ごとの発電電力量当たりのＣＯ２排出量について

１．火力発電の現状 ２．火力発電の燃料 ３．火力発電の高度化

9

10

IEAｼﾅﾘｵ 2010 2015 2020 2025 2030 2035

石炭 ($/t)

現行シナリオ 99.2 104.6 109.0 112.8 115.9 118.4

新政策シナリオ 99.2 103.7 106.3 108.1 109.3 110.0

ＬＮＧ ($/MBtu)

現行シナリオ 11.0 12.7 13.5 14.2 14.8 15.2

新政策シナリオ 11.0 12.2 12.9 13.4 13.9 14.3

原油 ($/bbl)

現行シナリオ 78.1 106.3 118.1 127.3 134.5 140.0

新政策シナリオ 78.1 102.0 108.6 113.6 117.3 120.0

燃料価格の推移と今後の見通し

燃料価格の将来見通し＇IEA World Enegy Outlook2011)

○原油、ＬＮＧは価格変動が大きい一方、石炭は低位安定的に推移。

10

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0 平均輸入ＣＩＦ価格の推移

原油

一般炭

ＬＮＧ

円/千kcal

104.8 35.5

11.4

9.6 6.3

5.0 2.7

オーストラ

リア 59.8% インドネシ

ア 20.2%

ロシア 6.5%

カナダ 5.5%

米国 6.2%

中国 5.0%

その他 1.5%

単位：100万ｔ

109

83 38

31

24

10 7

15 11

8 21 サウジアラ

ビア 30.5%

ＵＡＥ 23.2%

カタール 10.6%

イラン 8.8%

クウェート 6.7%

イラク 2.8%

中立地帯 1.9%

ロシア 4.2%

インドネシ

ア 3.2%

オマーン 2.2%

その他 5.9% ・原油

1,186

551

1,496

1,398

934

713

633

385 195 148

215

カタール 15.1%

ＵＡＥ 7.0%

マレーシア 19.1%

オーストラリア 17.8%

インドネシア 11.9%

ロシア 9.1%

ブルネイ 8.1%

オマーン 4.9%

ナイジェリア 2.5%

赤道ギニア 1.9%

その他 2.7%

・天然ガス

＇出典：原油のみ資源エネルギー統計、他は貿易統計、すべて２０１１年１月～１２月（

単位：万BD

単位：万ｔ

中東依存度８７％ 総輸入：３６０万BD 中東依存度２７％

総輸入7,850万t/年

・石炭

中東依存度0％ 総輸入：1億7,522万ｔ

化石燃料の輸入状況

44年

59年

143年

0

20

40

60

80

100

120

140

160

石油 天然ガス 石炭

非在来型資源等

非在来型資源等

＇注（確認可採埋蔵量について記載

○石炭は確認可採埋蔵量が豊富で可採年数が長い。石油、天然ガスについては、非在来型のシェールオイルやシェールガスの埋蔵量が確認されている。

○石油は中東に偏在しているが、石炭は世界に広く分布している。

資源の可採年数 資源の地域別埋蔵量分布

化石燃料の供給安定性

0%

20%

40%

60%

80%

100%

石油 天然ガス 石炭

アジア太平洋

アフリカ

中東

欧州・ユーラシア

中南米

北米

12 出典：World Energy Outlook 2011, ＢＧＲ2011 出典：BP Statistical Review of World Energy 2011

１．火力発電の現状 ２．火力発電の燃料 ３．火力発電の高度化

13

14

火力発電の高度化 ＇現行 「エネルギー基本計画」 2010年6月（

○火力発電は、エネルギーセキュリティ上の重要な位置づけを持つほか、再生可能エネルギー由来の電気の大量導入時の系統安定化対策に不可欠な存在である等、今後も極めて重要。

○引き続き、最新設備の導入やリプレース等により火力発電の高効率化等に努める。 ○高効率火力発電＇CCSを含む（等について、我が国の技術の優位性を最大限活用し、産業界のニーズ

も踏まえつつ、官民一体となった戦略的な海外展開支援を推進する。

＇１（石炭火力の高効率化・低炭素化 ・IGCC＇ガス化複合発電（やA-USC＇先進的超々臨界圧発電（の開発・実証 ・最新設備の導入・バイオマス混焼や老朽石炭火力のリプレースの促進 ・新増設・更新は、原則としてIGCC並みのCO2排出量に抑制

＇２（将来のゼロエミッション石炭火力の実現に向けたCCSに係る技術開発の加速化 ・CCSの早期の商用化＇2020年頃（のための技術開発の加速化 ・今後計画される石炭火力の新増設におけるCCS Ready

※の導入の検討

※ 具体的なCCS Readyのあり方についてはEU指令も参考にしつつ今後検討。2009年6月のEU指令では、30万kW以上の火力発電所の新設に係る許認可要件について、CCS Readyとして、①適切なCO2貯留地点が存在すること、②CO2輸送が技術的かつ経済的に可能なこと、③将来のCO2回収・圧縮設備の建設が技術的かつ経済的に可能であることについての調査を要求。調査の結果、技術的かつ経済的に実行可能である場合には、CO2回収及び圧縮に必要な施設のためのスペースを確保することを要求。

＇３（LNG等における最先端の設備導入 ・新増設・更新の際には、原則としてその時点の最先端の効率を有する設備を導入

＇４（高効率石炭火力発電の国際展開 ・超々臨界等の高効率技術や、高度運転・管理技術の国際展開の推進

具体的な取組

目指すべき姿

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

中国 フランス

ドイツ 日本

USA イギリス＋アイルランド

北欧諸国 インド

韓国 オーストラリア

日本

＇年度（

熱効率＇発電端・LHV（

＇％（＜石炭火力の熱効率の国際比較＞

出典：ECOFYS ”INTERNATIONAL COMPARISON OF FOSSIL POWER EFFICIENCY”(2008)

石炭火力の熱効率の国際比較

○我が国の石炭火力の熱効率は世界最高水準。

15

30

35

40

45

50

55

60

1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030

石炭火力の高効率化

○我が国の石炭火力は、現在、微粉炭火力の超々臨界圧＇USC（が最高効率の技術として実用化されている。

○今後、微粉炭火力の効率向上を進めるとともに、亜瀝青炭や褐炭も使用可能な石炭ガス化火力＇ＩＧＣＣ、ＩＧＦＣ（の技術開発を進めることで、更なる効率化を期待。

＜石炭火力発電の効率向上＞

16

亜臨界圧(Sub-SC) (蒸気圧22.1MPa未満)

超臨界圧(SC) ＇蒸気温度566℃以下,蒸気圧22.1MPa（

石炭ガス化複合発電＇IGCC（実証機 1200℃GT

IGCC 1300℃GT

IGCC 1500℃GT

先進超々臨界圧＇A-USC（ ＇蒸気温度700℃,蒸気圧24.1MPa（

IGCC 1700℃GT

石炭ガス化燃料電池複合発電 ＇IGFC（

熱効率（％）（送電端・ＨＨＶ）

年

超々臨界圧＇USC（ ＇蒸気温度566℃以上,蒸気圧22.1MPa（

既存の発電技術 今後の技術開発

ＬＮＧ火力の高効率化

＜LNG火力発電の効率向上＞

○我が国は、世界に先駆けて、1500℃級のガスタービンを実用化し、熱効率５２％を達成。 ○大容量機向けには、1700℃級ガスタービンの技術開発に取り組み、熱効率５７％の実用化を目指

す。 ○中小容量機向けには、ガスタービンのみでコンバインドサイクルの熱効率に匹敵する、高湿分空

気利用ガスタービン＇AHAT（を開発し、実用化を目指す。

17

中小容量機向け

既存の発電技術

コンバインドサイクル発電

ＬＮＧ火力発電 (約38％)

1100℃級 (約43％)

1350℃級 (約50％)

1500℃級 (約52％)

高湿分空気利用ガスタービン ＇ＡＨＡＴ（ (約51％)

1600℃級 (約54％)

1700℃級 (約57％)

今後の技術開発

大容量機向け

35

40

45

50

55

60

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025

熱効率（％）（送電端・ＨＨＶ）

年

碧南

西条

苓北

松浦

新小野田 舞鶴

敦賀

七尾太田

具志川

出典：各社プレス発表資料等より作成

北陸電力

北陸電力

沖縄電力

関西電力 中国電力

中国電力

電源開発

九州電力

中部電力

四国電力

実施中

計画中

常陸那珂

東京電力

能代

東北電力

原町

東北電力

砂川

北海道電力

三隅

壬生川

住友共同電力

新居浜西

住友共同電力

竹原

電源開発

酒田共同

東北電力

石炭火力の低炭素化の推進＇バイオマス混焼（

○既存の石炭火力における低炭素化を進めるため、バイオマス混焼を推進。

○バイオマスとしては、木地残材やパームヤシ殻などを活用し、既存石炭火力の大規模な改修が不要な限度＇重量比で3%程度以下（でバイオマス混焼を行うこととしている。

18

勿来

常磐共同火力

新地

相馬共同火力

19

CCSについて

○CCS＇Carbon dioxide Capture and Storage（とは、火力発電所等の大規模排出源から排ガス中のCO2

を分離・回収し、長期間安定的に地下へ貯留することにより、大気中へのCO2放出を抑制し、地球温暖化を防止する技術。

○我が国では、2020年の実用化を目指し、2009年から実証試験の実施に向けて、国内実証候補地点の地質調査等を開始。2012年からは苫小牧において実証試験を開始予定。

2000 2010 2020 2030 2040 2050

●CO2分離・回収

分離コスト 4,200円/t-CO2 1,000円台/t-CO2＇高圧ガスへの分離膜適用（

●CO2地中貯留 ●CO2海洋隔離

技術開発ロードマップ

2,000円台/t-CO２

さらに分離膜の実用化で1,500円台に

地中貯留実証試験 大規模実証試験

分離コストの飛躍的低減

貯留ポテンシャルの飛躍的拡大

普及を支える技術・関連技術

・化学吸収法、物理吸収/吸着法、膜分離法、

・帯水層、廃油ガス田、炭層貯留 ・輸送技術 ・溶解希釈、深海底貯留隔離 など

•石油増進回収＇EOR（ •挙動予測・モニタリング技術

未利用低品位廃熱利用による吸収液再生等

・分離膜の大型化、連続製造

◆高効率天然ガス発電 ◆石炭ガス化複合発電＇IGCC（

◆石炭ガス化燃料電池複合発電＇IGFC（

導入・普及シナリオ

CO2分離回収の低コスト化

環境影響評価・社会受容性の確保＇CO2貯留後のモニタリングも含む（

国内法・国際ルール等の整備

分離回収

貯留ポテンシャル評価

大規模システム実証 環境整備等の状況を見極めつつ順次適用 システム

環境整備

国際連携強化

○現在、1t-CO2を分離・回収し、貯留するのに要するコストは約7,300円。このうち、6割程度を占める分離回収コストを、2015年頃に2,000円台/t-CO2、2020年に1,000円台/t-CO2に低減することを目指し、固体吸収材や分離膜等の技術開発を推進。

○また、長期にわたるCO2の貯留安定性を確保するための高精度なモニタリング技術、挙動予測＇シミュレーション（技術の開発等を推進。

Cool Earth－エネルギー革新技術計画＇平成20年3月経済産業省策定（

我が国のCCSに関する技術開発について

20

○我が国の石炭火力は、高効率技術＇超臨界圧・超々臨界圧（と運転・管理ノウハウにより、世界最高水準の発電効率を達成し、運転開始後も長期にわたり維持。

○日本で運転中の最新式の石炭火力発電の効率を米、中、印の石炭火力発電に適用すると、CO2削減効果は、約13億トン＇試算（

○相手国の産業構造に合わせた高効率石炭火力技術の技術移転や、石炭火力の運営管理技術＇O＆M（もセットにしたシステム輸出により、わが国の高効率石炭火力の海外展開を進めるともに技術競争力の維持を図る。

269 246

1949

1562 2269

1493

572 388

0

500

1000

1500

2000

実績

最新

鋭

導入

ケー

ス

実績

実績

実績

日本 米国 中国 インド

Mt-CO2

(▲387)

(▲23)

(▲776（

(▲184（

▲３８７ ＇百万㌧（

＋▲７７６ ＇百万㌧（

＋▲１８４ ＇百万㌧（

約 ▲１３億㌧

最新

鋭

導入

ケー

ス

最新

鋭

導入

ケー

ス

最新

鋭

導入

ケー

ス

269 246

1949

1562 2269

1493

572 388

0

500

1000

1500

2000

実績

最新

鋭

導入

ケー

ス

実績

実績

実績

日本 米国 中国 インド

Mt-CO2

(▲387)

(▲23)

(▲776（

(▲184（

▲３８７ ＇百万㌧（

＋▲７７６ ＇百万㌧（

＋▲１８４ ＇百万㌧（

約 ▲１３億㌧

最新

鋭

導入

ケー

ス

最新

鋭

導入

ケー

ス

最新

鋭

導入

ケー

ス

【石炭火力発電からのCO2排出量 ：2004年】

※各国の実績に日本のベスト・プラクティス＇商業運転中発電所の最高効率（を適用した場合 出典：日本エネルギー経済研究所、｢実績｣データ：IEA,“World Energy Outlook 2006”

石炭火力・経年劣化の比較例

石炭火力の国際展開＇技術移転による低炭素化の推進（

21

22

○2020年度までに運転開始が予定されている石炭火力及びLNG火力は、以下

のとおり。

石 炭 ３基 ２２０万kW

ＬＮＧ 30基 １５９０万kW

＜１．電源のベストミックス＞ 今後の石炭火力とLNG火力の建設計画

会社名 発電所名等 出力 運転開始

年月

電源開発 竹原火力新１号 60万kW 2020年度

合 計 １基 60万kW

＜建設中＞

＜着工準備中＞

会社名 発電所名等 出力 運転開始

年月

東 京 常陸那珂2号

広野6号 100万kW 60万kW

2013年12月 2013年12月

九 州 松浦2号 100万kW 2023年度以降

合 計 3基 260万kW

23

＇参考（石炭火力の開発計画について

出典：各種公表資料等より資源エネルギー庁調べ

会社名 発電所名等 出力 運転開始＇予定（

東 北 新仙台3－1号 新仙台3－２号

49.0万kW 49.0万kW

2016年7月

2017年7月

東 京

川崎2号系列第1軸 千葉3号系列第1軸 千葉3号系列第2軸 千葉3号系列第3軸

50.0万kW 50.0万kW 50.0万kW 50.0万kW

2013年2月 2014年4月 2014年6月 2014年7月

中 部

上越1号系列第１軸※ 上越1号系列第2軸 上越2号系列第1軸 上越2号系列第2軸

59.5万kW 59.5万kW 59.5万kW 59.5万kW

2012年7月 2013年1月 2013年7月 2014年5月

関 西

姫路第二1号 姫路第二2号 姫路第二3号 姫路第二4号 姫路第二5号 姫路第二6号

48.65万kW 48.65万kW 48.65万kW 48.65万kW 48.65万kW 48.65万kW

2013年10月 2014年3月 2014年7月 2014年11月 2015年6月 2015年10月

沖 縄 吉の浦火力1号 吉の浦火力2号

25.1万kW 25.1万kW

2012年11月 2013年5月

合 計 18基 約878万kW

＜建設中＞

24

＇参考（ＬＮＧ火力の開発計画について①

※２０１１年１２月８日より試験運転を開始

出典：各種公表資料等より資源エネルギー庁調べ

＇注（緊急設置電源の恒常化計画を含む

会社名 発電所名等 出力 運転開始＇予定（

北海道 石狩湾新港 50万kW級 2018～2023度目途 ＇平成30年代前半（

東 北 上越1号系列

八戸５号 144.0万kW 42万kW級

2023年度 2014年8月

東 京

川崎2号系列第2軸 川崎2号系列第3軸

五井１号系列 鹿島7号系列第1軸 鹿島7号系列第2軸 鹿島7号系列第3軸

71.0万kW 71.0万kW 213.0万kW 41.6万kW 41.6万kW 41.6万kW

2016年7月 2017年7月

2020年度以降 2014年6月 2014年5月 2014年7月

中 部 西名古屋７号系列 220万kW級 2019年度

北 陸 富山LNG新港１号 40万kW級 2018年度

関 西 和歌山1・２号系列 370万kW 2021年度以降

四 国 坂出2号 28万kW級 2016年11月

九 州 新大分3号系列第4軸 40万kW級 2016年7月

沖 縄 吉の浦火力3号 25.1万kW 2016年5月

合 計 15基 約1,439万kW

＜着工準備中＞

25

＇参考（ＬＮＧ火力の開発計画について②

出典：各種公表資料等より資源エネルギー庁調べ

＇注（緊急設置電源の恒常化計画を含む

26

火力発電の経年状況

○２０３０年には石炭で約３割、ＬＮＧで約５割、石油では約９割が運転開始４０年を超過。 ○前述のとおり新設計画は、２０２０年までに石炭で３基、220万ｋＷ、ＬＮＧで30基、1590万kW、石油

は計画無し。 ○効率化や設備信頼性の向上には、経年に応じた設備更新が必要。

○なお、１９７９年第３回ＩＥＡ閣僚理コミュニケにおいて採択された「石炭に関する行動原則」において、ベースロード用の石油火力の新設、リプレースの禁止が定められている。

16

57

0

20

40

60

80

100

120

140

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

基数 万kW 石炭火力

出力(４０年超（ 出力(４０年未満（

基数＇４０年超（

7% 10% 12%

32%

77%

29

88

0

20

40

60

80

100

120

140

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

基数 万kW

LNG火力

出力(４０年超（ 出力(４０年未満（

基数＇４０年超（

17% 26%

37%

52%

84% 54

126

0

20

40

60

80

100

120

140

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

基数 万kW 石油火力

出力(４０年超（ 出力(４０年未満（

基数＇４０年超（

36%

56%

73%

96%

99%

27

電源 計画～稼働

の期間 参考情報 環境影響評価の対象規模

石炭火力 10年程度 直近７年間に稼働した発電所＇サンプルプラント、４基（の初号機の立地決定の表明から運転開始までの平均的な期間。電源開発基本計画＇Ｈ15年廃止。以下同じ（に組み入れられた年から運転開始までの平均期間は７年程度。

第１種事業１５万kW以上 第２種事業１１．２５万kW以上 １５万ｋＷ未満

LNG火力 10年程度 直近７年間に稼働した発電所＇サンプルプラント、４基（の初号機の立地決定の表明から運転開始の年までの平均的な期間。電源開発基本計画に組み入れられた年から運転開始までの平均期間は６年程度。

石油火力 10年程度 1987年以降に運転開始した発電所＇サンプルプラント、４基（について、工事着工から運転開始の年までの平均期間。

一般水力 ５年程度 直近７年間に稼働した発電所＇サンプルプラント、４基（の立地決定の表明から運転開始までの平均期間。電源開発基本計画に組み入れられた年から運転開始までの平均期間も同程度。

第１種事業 ３万kW以上 第２種事業 ２．２５万kW以上 ３万ｋＷ未満

小水力 ２～３年程度 関連事業者へのインタビュー及びNEDO導入ガイドブック等により、①水利権使用許可申請②環境影響評価、系統連系協議、③電気事業法・建築基準法に係る手続き業務④建設工事、⑤使用前安全管理検査等を合わせて２～３年程度。

対象外

太陽光住宅 ＇住宅用（

２～３ヶ月程度 契約手続き、補助金申請、設置工事、系統接続等を合わせて２～３ヶ月程度。 対象外

太陽光 (メガソーラー) １年前後

関連事業者へのインタビュー及びNEDO導入ガイドブック等より、①系統連系協議、②電気事業法の手続き業務③建設工事、④使用前安全管理検査を併せて1年前後。

対象外

地熱 ９～13年程度 関連事業者へのインタビューによれば、机上検討、予備調査を除き、①資源量調査＇これまでNEDO等が一定程度まで実施（、②許認可手続き・地元調整、③建設＇３～４年（を併せて９～13年程度。

第１種事業 １万kW以上 第２種事業 ０．７５万kW以上 １万kW未満

陸上風力 ４～５年程度 関連事業者へのインタビュー及びNEDO導入ガイドブック等より、①風況調査②環境影響評価、系統連系協議、③電気事業法・建築基準法に係る手続き業務④建設工事、⑤使用前安全管理検査を併せて４～５年程度。

＇予定（第１種事業 １万kW以上 ＇予定（第２種事業 ０．７５万kW以上

１万kW未満

各電源の建設におけるリードタイム

○各電源の計画から稼働までのリードタイム等はエネルギー環境会議コスト等検証委員会＇平成２３年１

２月（の報告書によると以下のとおり。また、環境影響評価の要否は電源規模等により異なる。

※第１種事業は必ず環境影響評価を実施。 第２種事業は、知事意見及び簡易な環境影響評価の結果を踏まえ主務大臣が実施の要否を個別に判定。