13erTaR
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火力発電について<br />
平成24年2月<br />
資源エネルギー庁<br />
資料7
1.火力発電の現状<br />
2.火力発電の燃料<br />
3.火力発電の高度化<br />
1
電源種 メリット デメリット<br />
L N G<br />
石 炭<br />
石 油<br />
火力電源ごとのメリット・デメリット<br />
○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<br />
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<br />
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。<br />
• 燃料の調達先が石油に比べ分散している。<br />
• CO2の排出量が尐ない。<br />
• 長期契約中心であり供給が安定。<br />
• 資源量が豊富。<br />
• 燃料の調達先が石油に比べ分散している。<br />
• 他の化石燃料と比べ低価格で安定している。<br />
• 燃料貯蔵が容易。<br />
• 供給弾力性に優れる。<br />
• 燃料輸送費が高い。<br />
• インフラ整備が必要。<br />
• スポット市場が小さい。<br />
• 価格は高め。<br />
• 貯蔵、輸送が難しい。<br />
• 発電過程でCO2の排出量が多い。<br />
• 価格は高めであり、燃料価格の変動<br />
が大きい。<br />
• 中東依存度が高い。(2011年実績87%)<br />
2
火力発電の役割<br />
○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<br />
置づけ。<br />
○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<br />
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。<br />
調整池式水力<br />
貯水池式水力<br />
石油<br />
LNG、LPG、その他ガス<br />
石炭<br />
原子力<br />
流れ込み式水力・地熱<br />
揚水式水力<br />
3
4<br />
○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<br />
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<br />
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<br />
遷してきたところ。<br />
出典:電源開発の概要、平成22年度供給計画の概要<br />
我が国の電源構成の推移<br />
46<br />
1.6%<br />
820<br />
16.9%<br />
2,014<br />
27.3%<br />
3,219<br />
34.3%<br />
3,048<br />
30.8%<br />
2,882<br />
28.6%<br />
430<br />
26.4%<br />
389<br />
13.2%<br />
219<br />
4.5%<br />
719<br />
9.7%<br />
1,732<br />
18.4%<br />
2,529<br />
25.6%<br />
2,511<br />
25.0%<br />
747<br />
15.4%<br />
1,639<br />
22.2%<br />
2,479<br />
26.4%<br />
2,339<br />
23.7%<br />
2,945<br />
29.3%<br />
506<br />
31.3%<br />
1,733<br />
59.0%<br />
2,210<br />
45.6%<br />
2,109<br />
28.6%<br />
1,005<br />
10.7%<br />
1,072<br />
10.8%<br />
753<br />
7.5%<br />
691<br />
42.4%<br />
725<br />
24.7%<br />
845<br />
17.4%<br />
881<br />
11.9%<br />
904<br />
9.6%<br />
813<br />
8.2%<br />
858<br />
8.5%<br />
9<br />
0.2%<br />
15<br />
0.2%<br />
56<br />
0.6%<br />
88<br />
0.9%<br />
115<br />
1.1%<br />
0<br />
2,000<br />
4,000<br />
6,000<br />
8,000<br />
10,000<br />
12,000<br />
1965 1970 1980 1990 2000 2005 2010<br />
新エネ等<br />
水力<br />
石油等<br />
LNG<br />
石炭<br />
原子力<br />
電源構成の推移<br />
'億kWh(<br />
'年度(<br />
[1,629]<br />
[2,939]<br />
[4,850]<br />
[7,376]<br />
[9,396]<br />
[9,889]<br />
[10,064]<br />
6,209<br />
61.7%<br />
5,940<br />
60.1%<br />
5,216<br />
55.5%<br />
4,466<br />
60.5%<br />
3,176<br />
65.5%<br />
2,167<br />
73.7%<br />
938<br />
57.6%<br />
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<br />
震災後の電源構成の変化<br />
○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<br />
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。<br />
100%<br />
90%<br />
80%<br />
70%<br />
60%<br />
50%<br />
40%<br />
30%<br />
20%<br />
10%<br />
0%<br />
63.0%<br />
5% 6%<br />
38% 39%<br />
28.2%<br />
20% 19%<br />
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<br />
63.7%<br />
23.1%<br />
68.1%<br />
6%<br />
41%<br />
19.0%<br />
72.8%<br />
7%<br />
21% 25%<br />
77.5% 78.0%<br />
10%<br />
10%<br />
13%<br />
14%<br />
41% 43% 43% 42% 43% 46%<br />
16.3%<br />
24% 25% 26% 25%<br />
81.1% 82.1% 86.1%<br />
12.6% 10.5% 10.4% 10.9%<br />
16%<br />
7.4%<br />
23%<br />
59.8%<br />
4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 (参考)2010年度<br />
5%<br />
32%<br />
31.7%<br />
23%<br />
石油火力発電比率<br />
LNG火力発電比率<br />
石炭火力発電比率<br />
火力発電比率<br />
原子力発電比率<br />
5
主要国の電源別発電電力量の比較<br />
○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。<br />
○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<br />
低い。<br />
100%<br />
90%<br />
80%<br />
70%<br />
60%<br />
50%<br />
40%<br />
30%<br />
20%<br />
10%<br />
0%<br />
3% 3% 5%<br />
7%<br />
27%<br />
27%<br />
9%<br />
27%<br />
16%<br />
13%<br />
21%<br />
5%<br />
40%<br />
84%<br />
3%<br />
3%<br />
3%<br />
2%<br />
3%<br />
11%<br />
76%<br />
4%<br />
1%<br />
5%<br />
2%<br />
60%<br />
15%<br />
6%<br />
1%<br />
15%<br />
9%<br />
10%<br />
28%<br />
23%<br />
3%<br />
27%<br />
G20 発電電力量構成比'2009年(<br />
15%<br />
3%<br />
23%<br />
13%<br />
2%<br />
44%<br />
1%<br />
28%<br />
7%<br />
51%<br />
10%<br />
2%<br />
18%<br />
17%<br />
47%<br />
2%<br />
17%<br />
1%<br />
33%<br />
16% 23%<br />
4%<br />
20%<br />
1%<br />
46% 45%<br />
4% 6% 8%<br />
7% 1%<br />
44%<br />
1%<br />
29%<br />
17%<br />
51%<br />
9%<br />
15%<br />
1% 1%<br />
18%<br />
49%<br />
29%<br />
16% 10% 12%<br />
2%<br />
2%<br />
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<br />
79%<br />
4%<br />
4%<br />
53%<br />
18%<br />
11%<br />
2%<br />
2%<br />
12%<br />
3%<br />
69%<br />
6%<br />
7%<br />
22%<br />
23%<br />
42%<br />
3%<br />
5%<br />
1%<br />
78%<br />
出典: IEA/Energy Balances of OECD/NON-IOECD 2011<br />
1%<br />
5%<br />
45%<br />
55%<br />
6
7<br />
太陽光パネルの大量導入に伴う火力発電の役割<br />
○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<br />
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<br />
力発電の役割が重要。<br />
○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<br />
速度が速いこと、最低負荷が小さいことなどが重要。<br />
出力比(発電出力/定格出力)<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
30<br />
20<br />
10<br />
(%)<br />
0<br />
太陽光発電の天候別発電電力量推移<br />
雨<br />
晴<br />
(時)<br />
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19<br />
今後重視される火力発電の性能<br />
○発電開始までの立ちあげ時間が短い<br />
○急激な需要変動に対応可能な出力速度(kW/分)が大きい<br />
○最低負荷の小さい(いわゆる「下げ代」が大きい)<br />
○十分なガバナフリー容量及びLFC容量の確保<br />
○低負荷運転時に効率の低下が小さい<br />
○多様な燃料種への対応<br />
曇<br />
7
【kg-CO2/kWh】<br />
電源ごとの発電電力量当たりのCO 2排出量について<br />
○ライフサイクル全体で発生するCO 2排出量は、以下のとおり。<br />
1.2<br />
1.0<br />
0.8<br />
0.6<br />
0.4<br />
0.2<br />
0<br />
0.943<br />
0.864<br />
0.079<br />
0.738<br />
0.695<br />
0.043<br />
0.599<br />
0.476<br />
0.123<br />
0.474<br />
0.376<br />
0.098<br />
0.038<br />
0.025<br />
0.020<br />
発電燃料燃焼<br />
設備・運用<br />
*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<br />
ギーを対象としてCO2排出量を算出。<br />
*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<br />
棄物処分等を含めて算出。<br />
'出典:2010年 電力中央研究所報告書(<br />
0.013<br />
0.011<br />
8
1.火力発電の現状<br />
2.火力発電の燃料<br />
3.火力発電の高度化<br />
9
石炭<br />
($/t)<br />
LNG<br />
($/MBtu)<br />
原油<br />
($/bbl)<br />
燃料価格の推移と今後の見通し<br />
○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。<br />
円/千kcal<br />
12.0<br />
10.0<br />
8.0<br />
6.0<br />
4.0<br />
2.0<br />
0.0<br />
平均輸入CIF価格の推移<br />
燃料価格の将来見通し'IEA World Enegy Outlook2011)<br />
IEAｼﾅﾘｵ 2010 2015 2020 2025 2030 2035<br />
現行シナリオ 99.2 104.6 109.0 112.8 115.9 118.4<br />
新政策シナリオ 99.2 103.7 106.3 108.1 109.3 110.0<br />
現行シナリオ 11.0 12.7 13.5 14.2 14.8 15.2<br />
新政策シナリオ 11.0 12.2 12.9 13.4 13.9 14.3<br />
現行シナリオ 78.1 106.3 118.1 127.3 134.5 140.0<br />
新政策シナリオ 78.1 102.0 108.6 113.6 117.3 120.0 10<br />
10<br />
原油<br />
一般炭<br />
LNG
104.8<br />
35.5<br />
11.4<br />
9.6 6.3<br />
5.0 2.7<br />
オーストラ<br />
リア 59.8%<br />
インドネシ<br />
ア 20.2%<br />
ロシア<br />
6.5%<br />
カナダ<br />
5.5%<br />
米国<br />
6.2%<br />
中国<br />
5.0%<br />
その他<br />
1.5%<br />
単位:100万t<br />
109<br />
83<br />
38<br />
31<br />
24<br />
10<br />
7<br />
15<br />
11 8 21 サウジアラ<br />
ビア<br />
30.5%<br />
UAE<br />
23.2%<br />
カタール<br />
10.6%<br />
イラン<br />
8.8%<br />
クウェート<br />
6.7%<br />
イラク<br />
2.8%<br />
中立地帯<br />
1.9%<br />
ロシア<br />
4.2%<br />
インドネシ<br />
ア<br />
3.2%<br />
オマーン<br />
2.2% その他<br />
5.9%<br />
・原油<br />
1,186<br />
551<br />
1,496<br />
1,398<br />
934<br />
713<br />
633<br />
385 195<br />
148<br />
215<br />
カタール<br />
15.1%<br />
UAE<br />
7.0%<br />
マレーシア<br />
19.1%<br />
オーストラリア<br />
17.8%<br />
インドネシア<br />
11.9%<br />
ロシア<br />
9.1%<br />
ブルネイ<br />
8.1%<br />
オマーン<br />
4.9%<br />
ナイジェリア<br />
2.5%<br />
赤道ギニア<br />
1.9%<br />
その他<br />
2.7%<br />
・天然ガス<br />
'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(<br />
単位:万BD<br />
単位:万t<br />
中東依存度87%<br />
総輸入:360万BD<br />
中東依存度27%<br />
総輸入7,850万t/年<br />
・石炭<br />
中東依存度0%<br />
総輸入:1億7,522万t<br />
化石燃料の輸入状況
○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<br />
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。<br />
○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。<br />
160<br />
140<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
非<br />
在<br />
来<br />
型<br />
資<br />
源<br />
等<br />
44年<br />
非<br />
在<br />
来<br />
型<br />
資<br />
源<br />
等<br />
59年<br />
143年<br />
石油 天然ガス 石炭<br />
'注(確認可採埋蔵量について記載<br />
化石燃料の供給安定性<br />
資源の可採年数 資源の地域別埋蔵量分布<br />
100%<br />
80%<br />
60%<br />
40%<br />
20%<br />
0%<br />
石油 天然ガス 石炭<br />
出典:World Energy Outlook 2011, BGR2011 出典:BP Statistical Review of World Energy 2011<br />
アジア太平洋<br />
アフリカ<br />
中東<br />
欧州・ユーラシア<br />
中南米<br />
北米<br />
12
1.火力発電の現状<br />
2.火力発電の燃料<br />
3.火力発電の高度化<br />
13
火力発電の高度化 '現行 「エネルギー基本計画」 2010年6月(<br />
目指すべき姿<br />
○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<br />
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。<br />
○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。<br />
○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<br />
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。<br />
具体的な取組<br />
'1(石炭火力の高効率化・低炭素化<br />
・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<br />
・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<br />
・新増設・更新は、原則としてIGCC並みのCO2排出量に抑制<br />
'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<br />
・CCSの早期の商用化'2020年頃(のための技術開発の加速化<br />
・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<br />
※ 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<br />
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<br />
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<br />
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。<br />
'3(LNG等における最先端の設備導入<br />
・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<br />
'4(高効率石炭火力発電の国際展開<br />
・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<br />
14
熱効率'発電端・LHV(<br />
'%(<br />
45.0<br />
40.0<br />
35.0<br />
30.0<br />
25.0<br />
20.0<br />
中国 フランス<br />
ドイツ 日本<br />
USA イギリス+アイルランド<br />
北欧諸国 インド<br />
韓国 オーストラリア<br />
日本<br />
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005<br />
出典:ECOFYS ”INTERNATIONAL COMPARISON OF FOSSIL POWER EFFICIENCY”(2008)<br />
石炭火力の熱効率の国際比較<br />
○我が国の石炭火力の熱効率は世界最高水準。<br />
<br />
'年度(<br />
15
60<br />
55<br />
50<br />
45<br />
40<br />
35<br />
石炭火力の高効率化<br />
○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<br />
されている。<br />
○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<br />
'IGCC、IGFC(の技術開発を進めることで、更なる効率化を期待。<br />
<br />
熱<br />
効<br />
率<br />
(<br />
%<br />
)<br />
(<br />
送<br />
電<br />
端<br />
・<br />
H<br />
H<br />
V<br />
)<br />
既存の発電技術 今後の技術開発<br />
超々臨界圧'USC(<br />
'蒸気温度566℃以上,蒸気圧22.1MPa(<br />
亜臨界圧(Sub-SC)<br />
(蒸気圧22.1MPa未満) 超臨界圧(SC)<br />
'蒸気温度566℃以下,蒸気圧22.1MPa(<br />
IGCC<br />
1500℃GT<br />
IGCC 1300℃GT<br />
石炭ガス化複合発電<br />
'IGCC(実証機<br />
1200℃GT<br />
IGCC<br />
1700℃GT<br />
先進超々臨界圧'A-USC(<br />
'蒸気温度700℃,蒸気圧24.1MPa(<br />
30<br />
1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030<br />
年<br />
石炭ガス化燃料電池複合発電<br />
'IGFC(<br />
16
LNG火力の高効率化<br />
○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。<br />
○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<br />
す。<br />
○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<br />
気利用ガスタービン'AHAT(を開発し、実用化を目指す。<br />
熱<br />
効<br />
率<br />
(<br />
%<br />
)<br />
(<br />
送<br />
電<br />
端<br />
・<br />
H<br />
V<br />
)<br />
60<br />
55<br />
50<br />
45<br />
40<br />
1100℃級<br />
(約43%)<br />
LNG火力発電<br />
(約38%)<br />
1350℃級<br />
(約50%)<br />
既存の発電技術<br />
コンバインドサイクル発電<br />
大容量機向け<br />
1500℃級<br />
(約52%)<br />
1600℃級<br />
(約54%)<br />
今後の技術開発<br />
1700℃級<br />
(約57%)<br />
中小容量機向け<br />
高湿分空気利用ガスタービン<br />
'AHAT(<br />
(約51%)<br />
35<br />
1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025<br />
年<br />
17
電源開発<br />
松浦<br />
石炭火力の低炭素化の推進'バイオマス混焼(<br />
○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。<br />
○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<br />
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。<br />
苓北<br />
九州電力<br />
中国電力<br />
新小野田<br />
沖縄電力<br />
具志川<br />
壬生川<br />
中国電力<br />
三隅<br />
住友共同電力<br />
西条<br />
四国電力<br />
関西電力<br />
舞鶴<br />
竹原<br />
電源開発<br />
新居浜西<br />
北陸電力<br />
敦賀<br />
住友共同電力<br />
北陸電力<br />
七尾太田<br />
碧南<br />
中部電力<br />
東北電力<br />
酒田共同<br />
東北電力<br />
能代<br />
常陸那珂<br />
東京電力<br />
東北電力<br />
勿来<br />
原町<br />
常磐共同火力<br />
相馬共同火力<br />
新地<br />
北海道電力<br />
砂川<br />
実施中<br />
計画中<br />
出典:各社プレス発表資料等より作成<br />
18
CCSについて<br />
○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CO 2<br />
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CO 2放出を抑制し、地球温暖<br />
化を防止する技術。<br />
○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<br />
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。<br />
19
技術開発ロードマップ<br />
2000 2010 2020 2030 2040 2050<br />
分離コスト 4,200円/t-CO2<br />
●CO2分離・回収 分離コストの飛躍的低減<br />
2,000円台/t-CO2 1,000円台/t-CO2'高圧ガスへの分離膜適用(<br />
さらに分離膜の実 ・化学吸収法、物理吸収/吸着法、膜分離法、<br />
用化で1,500円台に 未利用低品位廃熱利用による吸収液再生等<br />
・分離膜の大型化、連続製造<br />
●CO2地中貯留 ●CO2海洋隔離<br />
地中貯留実証試験 大規模実証試験 ・帯水層、廃油ガス田、炭層貯留<br />
・輸送技術<br />
普及を支える技術・関連技術<br />
•石油増進回収'EOR(<br />
•挙動予測・モニタリング技術<br />
導入・普及シナリオ<br />
分離回収<br />
システム<br />
環境整備<br />
我が国のCCSに関する技術開発について<br />
○現在、1t-CO 2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<br />
分離回収コストを、2015年頃に2,000円台/t-CO 2、2020年に1,000円台/t-CO 2に低減することを目指<br />
し、固体吸収材や分離膜等の技術開発を推進。<br />
○また、長期にわたるCO 2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<br />
ミュレーション(技術の開発等を推進。<br />
CO2分離回収の低コスト化<br />
◆石炭ガス化燃料電池複合発電'IGFC(<br />
◆石炭ガス化複合発電'IGCC(<br />
◆高効率天然ガス発電<br />
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(<br />
国内法・国際ルール等の整備<br />
貯留ポテンシャル評価<br />
国際連携強化<br />
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(<br />
貯留ポテンシャルの飛躍的拡大<br />
・溶解希釈、深海底貯留隔離 など<br />
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<br />
20
石炭火力の国際展開'技術移転による低炭素化の推進(<br />
○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<br />
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。<br />
○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、CO 2削<br />
減効果は、約13億トン'試算(<br />
○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<br />
&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<br />
術競争力の維持を図る。<br />
石炭火力・経年劣化の比較例<br />
Mt-CO2<br />
2000<br />
1500<br />
1000<br />
500<br />
0<br />
実績 実績<br />
【石炭火力発電からのCO2排出量 :2004年】<br />
(▲23)<br />
269 246<br />
最新鋭 最新鋭<br />
導入ケース 導入ケース<br />
1949<br />
実績 実績<br />
(▲387)<br />
1562<br />
最新鋭 最新鋭<br />
導入ケース 導入ケース<br />
2269<br />
実績 実績<br />
(▲776(<br />
1493<br />
最新鋭 最新鋭<br />
導入ケース 導入ケース<br />
572<br />
日本 米国 中国 インド<br />
実績 実績<br />
▲387 '百万㌧(<br />
+▲776 '百万㌧(<br />
+▲184 '百万㌧(<br />
約 ▲13億㌧<br />
(▲184(<br />
388<br />
最新鋭 最新鋭<br />
導入ケース 導入ケース<br />
※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<br />
効率(を適用した場合<br />
出典:日本エネルギー経済研究所、｢実績｣データ:IEA,“World Energy<br />
Outlook 2006”<br />
21
今後の石炭火力とLNG火力の建設計画<br />
○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<br />
のとおり。<br />
石 炭 � 3基 220万kW<br />
LNG � 30基 1590万kW<br />
22
'参考(石炭火力の開発計画について<br />
<br />
会社名 発電所名等 出力<br />
東 京<br />
<br />
常陸那珂2号<br />
広野6号<br />
100万kW<br />
60万kW<br />
会社名 発電所名等 出力<br />
運転開始<br />
年月<br />
電源開発 竹原火力新1号 60万kW 2020年度<br />
合 計 1基 60万kW<br />
運転開始<br />
年月<br />
2013年12月<br />
2013年12月<br />
九 州 松浦2号 100万kW 2023年度以降<br />
合 計 3基 260万kW<br />
出典:各種公表資料等より資源エネルギー庁調べ<br />
23
'参考(LNG火力の開発計画について①<br />
<br />
会社名 発電所名等 出力 運転開始'予定(<br />
東 北<br />
東 京<br />
中 部<br />
関 西<br />
沖 縄<br />
新仙台3-1号<br />
新仙台3-2号<br />
川崎2号系列第1軸<br />
千葉3号系列第1軸<br />
千葉3号系列第2軸<br />
千葉3号系列第3軸<br />
上越1号系列第1軸※<br />
上越1号系列第2軸<br />
上越2号系列第1軸<br />
上越2号系列第2軸<br />
姫路第二1号<br />
姫路第二2号<br />
姫路第二3号<br />
姫路第二4号<br />
姫路第二5号<br />
姫路第二6号<br />
吉の浦火力1号<br />
吉の浦火力2号<br />
49.0万kW<br />
49.0万kW<br />
50.0万kW<br />
50.0万kW<br />
50.0万kW<br />
50.0万kW<br />
59.5万kW<br />
59.5万kW<br />
59.5万kW<br />
59.5万kW<br />
48.65万kW<br />
48.65万kW<br />
48.65万kW<br />
48.65万kW<br />
48.65万kW<br />
48.65万kW<br />
25.1万kW<br />
25.1万kW<br />
合 計 18基 約878万kW<br />
2016年7月<br />
2017年7月<br />
2013年2月<br />
2014年4月<br />
2014年6月<br />
2014年7月<br />
2012年7月<br />
2013年1月<br />
2013年7月<br />
2014年5月<br />
2013年10月<br />
2014年3月<br />
2014年7月<br />
2014年11月<br />
2015年6月<br />
2015年10月<br />
2012年11月<br />
2013年5月<br />
※2011年12月8日より試験運転を開始<br />
'注(緊急設置電源の恒常化計画を含む<br />
出典:各種公表資料等より資源エネルギー庁調べ<br />
24
'参考(LNG火力の開発計画について②<br />
<br />
会社名 発電所名等 出力 運転開始'予定(<br />
北海道 石狩湾新港 50万kW級<br />
東 北<br />
東 京<br />
上越1号系列<br />
八戸5号<br />
川崎2号系列第2軸<br />
川崎2号系列第3軸<br />
五井1号系列<br />
鹿島7号系列第1軸<br />
鹿島7号系列第2軸<br />
鹿島7号系列第3軸<br />
144.0万kW<br />
42万kW級<br />
71.0万kW<br />
71.0万kW<br />
213.0万kW<br />
41.6万kW<br />
41.6万kW<br />
41.6万kW<br />
2018~2023度目途<br />
'平成30年代前半(<br />
2023年度<br />
2014年8月<br />
2016年7月<br />
2017年7月<br />
2020年度以降<br />
2014年6月<br />
2014年5月<br />
2014年7月<br />
中 部 西名古屋7号系列 220万kW級 2019年度<br />
北 陸 富山LNG新港1号 40万kW級 2018年度<br />
関 西 和歌山1・2号系列 370万kW 2021年度以降<br />
四 国 坂出2号 28万kW級 2016年11月<br />
九 州 新大分3号系列第4軸 40万kW級 2016年7月<br />
沖 縄 吉の浦火力3号 25.1万kW 2016年5月<br />
合 計 15基 約1,439万kW<br />
'注(緊急設置電源の恒常化計画を含む<br />
出典:各種公表資料等より資源エネルギー庁調べ<br />
25
26<br />
火力発電の経年状況<br />
○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。<br />
○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<br />
は計画無し。<br />
○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。<br />
○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、<br />
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。<br />
16<br />
57<br />
0<br />
20<br />
40<br />
60<br />
80<br />
100<br />
120<br />
140<br />
0<br />
1,000<br />
2,000<br />
3,000<br />
4,000<br />
5,000<br />
6,000<br />
7,000<br />
基数<br />
万kW<br />
石炭火力<br />
出力(40年超( 出力(40年未満(<br />
基数'40年超(<br />
7% 10% 12%<br />
32%<br />
77%<br />
29<br />
88<br />
0<br />
20<br />
40<br />
60<br />
80<br />
100<br />
120<br />
140<br />
0<br />
1,000<br />
2,000<br />
3,000<br />
4,000<br />
5,000<br />
6,000<br />
7,000<br />
基数<br />
万kW<br />
LNG火力<br />
出力(40年超( 出力(40年未満(<br />
基数'40年超(<br />
17%<br />
26%<br />
37%<br />
52%<br />
84%<br />
54<br />
126<br />
0<br />
20<br />
40<br />
60<br />
80<br />
100<br />
120<br />
140<br />
0<br />
1,000<br />
2,000<br />
3,000<br />
4,000<br />
5,000<br />
6,000<br />
7,000<br />
基数<br />
万kW<br />
石油火力<br />
出力(40年超( 出力(40年未満(<br />
基数'40年超(<br />
36%<br />
56%<br />
73%<br />
96%<br />
99%
電源<br />
計画~稼働<br />
の期間<br />
参考情報 環境影響評価の対象規模<br />
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<br />
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<br />
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。<br />
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<br />
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<br />
られた年から運転開始までの平均期間は6年程度。<br />
石油火力 10年程度<br />
一般水力 5年程度<br />
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<br />
工から運転開始の年までの平均期間。<br />
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<br />
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<br />
開始までの平均期間も同程度。<br />
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<br />
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<br />
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。<br />
太陽光住宅<br />
'住宅用(<br />
太陽光<br />
(メガソーラー)<br />
第1種事業15万kW以上<br />
第2種事業11.25万kW以上<br />
15万kW未満<br />
第1種事業 3万kW以上<br />
第2種事業 2.25万kW以上<br />
3万kW未満<br />
陸上風力 4~5年程度<br />
27<br />
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<br />
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<br />
'予定(第1種事業 1万kW以上<br />
'予定(第2種事業 0.75万kW以上<br />
④建設工事、⑤使用前安全管理検査を併せて4~5年程度。<br />
1万kW未満<br />
※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。<br />
対象外<br />
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<br />
1年前後<br />
各電源の建設におけるリードタイム<br />
○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<br />
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。<br />
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<br />
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<br />
て1年前後。<br />
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<br />
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<br />
建設'3~4年(を併せて9~13年程度。<br />
対象外<br />
第1種事業 1万kW以上<br />
第2種事業 0.75万kW以上<br />
1万kW未満
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