Japan Beyond Coal

日本の石炭火力発電所を2030年までにゼロにしよう

スタートからの2年を振り返る
2022.9.30

2020年1月1日からスタートした180基の石炭火力カウントダウン• 運転中の石炭火力発電所
163基（4931.5万kW) → 167基（5254.5万kW)• 計画中・建設中の石炭火力発電所
17基（992.4万kW) → 7基（425万kW)• 廃止した石炭火力発電所
０基（０kW) → 3基（44.1万kW)

横須賀発電所１号

2023年

横須賀発電所２号

2024年

神戸発電所４号

2022年度中

三隅発電所２号

2022年11月

西条発電所新１号

2023年3月

GENSIS松島

2026年

徳山東発電所３号

2022年9月1日

この2年での石炭火力の動き★運転中→廃止★計画→稼働釧路火力発電所（112MW）

2020年12月4日

常陸那珂共同火力発電所1号（650MW）2021年1月8日
海田発電所（112MW）

2021年4月1日

勿来IGCC発電所（543MW）

2021年4月19日

広野IGCC発電所（543MW）

2021年11月19日

神戸発電所3号（650MW ）2022年2月1日

武豊石炭火力発電所5号（1070MW）

2022年8月1日

周南パワー（300MW）

2022年9月1日（徳山東発電所３号）★新計画
松島発電所2号GENESIS松島（500MW）2021年9月29日

徳山製造所 中央発電所5号（35MW）2020年6月30日
勿来発電所 10 号（250MW）

2020年11月16日

西条発電所１号（156MW）

2022年3月31日★計画→中止西沖の山発電所１号（600MW）

2021年4月16日

西沖の山発電所２号（600MW）

2021年4月16日

秋田港火力発電所１号（650MW） 2021年4月27日
秋田港火力発電所２号（600MW） 2021年4月27日

石炭火力の現状と見通し（廃止計画）←約８％増（2021ー2031）

出典）OCCTO「2022年度供給計画の取りまとめ」

石炭火力の現状と見通し（廃止計画）

ｘ出典）OCCTO「2022年度供給計画の取りまとめ」←ほとんど廃止計画なし（新設計画が廃止計画を上回る）

石炭火力の現状と見通し（発電電力量）
出典）OCCTO「2022年度供給計画の取りまとめ」

ｘ出典）OCCTO「2022年度供給計画の取りまとめ」

2030年の電源構成で石炭19％との割合にも届かないエネルギー基本計画での石炭の位置づけ• 「重要なベースロード電源（2014/2017）」→「重要なエネルギー源／調整電源（2021）」• 「高効率石炭火力の有効活用（2014）」→「非効率石炭火力のフェードアウト（2017）」→「電源構成における比率は、安定供給の確保を大前提に低減（2021）」• 「排出量を抜本的に下げるための技術（IGCCなど）等の開発をさらに進める（2014）」→「排出量を抜本的に下げるための技術等（IGCC、CCUSなど）の開発を更に進める(2017)→「燃料そのものを水素・アンモニアに 転換させることや、排出されるＣＯ２を回収・貯留・再利用することで脱炭素化を図る（2021）」
・2030年電源構成の石炭の割合「26％（2015）」→「19％（2021）」

エネルギー基本計画での石炭の位置づけ
第４次エネルギー基本計画（2014）①位置付け
温室効果ガスの排出量が大きいという問題があるが、地政学的リスクが化石燃料の中で最も低く、熱量当たりの単価も化石燃料の中で最も安いことから、安定供給性や経済性に優れた重要なベースロード電源の燃料として再評価されており、高効率石炭火力発電の有効利用等により環境負荷を低減しつつ活用していくエネルギー源である。
②政策の方向性
老朽火力発電所のリプレースや新増設による利用可能な最新技術の導入を促進することに加え、発電効率を大きく向上させることで発電量当たりの温室効果 ガス排出量を抜本的に下げるための技術（ＩＧＣＣなど）等の開発をさらに進める。
こうした高効率化技術等を国内のみならず海外でも導入を推進していくことにより、地球全体で環境負荷の低減と両立した形で利用していく必要がある。

第５次エネルギー基本計画（2017）

第６次（2021）①位置付け
温室効果ガスの排出量が大きいという問題があるが、地政学的リスクが化石 現時点の技術・制度を前提とすれば、燃料の中で最も低く、熱量当たりの単価も化石燃料の中で最も安いことから、 化石燃料の中で最もＣＯ２排出量が大現状において安定供給性や経済性に優れた重要なベースロード電源の燃料と きい が、調達に係る地政学リスクがして評価されているが、再生可能エネルギーの導入拡大に伴い、適切に出力 最も低く、熱量当たりの単価も低廉であることに加 え、保管が容易である調整を行う 必要性が高まると見込まれる。今後、高効率化・次世代化を推ことから、現状において安定供給性や進するとともに、 よりクリーンなガス利用へのシフトと非効率石炭のフェードアウトに取り組むなど、長期を展望した環境負荷の低減を見据えつ 経済性に優れた重要なエネルギー源である。 今後、石炭火力は、再生可能つ活用していくエネルギー源で ある。
エネルギーを最大限導入する中で、調整電源として の役割が期待されるが、②政策の方向性
利用可能な最新技術の導入による新陳代謝を促進することに加え、発電効率 電源構成における比率は、安定供給のを大きく向上し、発電量当たりの温室効果ガス排出量を抜本的に下げるため 確保を大前提に低減させる。の技術等（ＩＧＣＣ、ＣＣＵＳなど）の開発を更に進める。 パリ協定を踏
まえ、世界の脱炭素化をリードしていくため、相手国のニーズに 応じ、再水素・アンモニア・ＣＣＳ・ＣＣＵ／カーボンリサイクルにおける対応
生可能エネルギーや水素等も含め、ＣＯ２排出削減に資するあらゆる選 択
肢を相手国に提案し、「低炭素型インフラ輸出」を積極的に推進する。その 火力発電の脱炭素化に向けては、燃料そのものを水素・アンモニアに 転換
中 で、エネルギー安全保障及び経済性の観点から石炭をエネルギー源として選択せ ざるを得ないような国に限り、相手国から、我が国の高効率石炭させることや、排出されるＣＯ２を回火力発電への要 請があった場合には、ＯＥＣＤルールも踏まえつつ、相手収・貯留・再利用することで脱炭素化
国のエネルギー政策や 気候変動対策と整合的な形で、原則、世界最新鋭でを図ることが求められる。
ある超々臨界圧（ＵＳＣ）以 上の発電設備について導入を支援する。

脱炭素社会と石炭政策の問題• 「非効率石炭火力のフェードアウト」はうやむやに。

- 老朽火力も容量市場の対象となり、維持するインセンティブに。廃止計画が進まない。
- 省エネ法で熱効率の基準を定めるも、バイオマス混焼などで見かけ上効率を高く見せられる算定方法を設定したために、非効率石炭火力の廃止が進まない。
- 省エネ法の火力発電のベンチマークが設定されたが、大手の電気事業者は非効率石炭火力をかかえていても「A指標・B指標の目標達成」状態。
- 「非効率石炭火力のフェードアウト」がうやむやに。

• かつて温暖化対策で推進してきたIGCCには言及なし- 温暖化対策として進め、予算を投じてきたIGCCはトラブル続き。その評価もなし• 水素・アンモニア混焼／CCUSの推進→結果的に石炭延命に- グリーン成長戦略で水素・アンモニア／CCUSなどの推進体制を位置付ける- 省エネ法・高度化法で非化石エネルギーとして水素やアンモニアを位置づける- JOGMEC法の改正で積極的に水素・アンモニア開発を推進する体制の強化- 水素・アンモニアの技術開発に対する多額の予算- 水素・アンモニア混焼設備追加を支える電力市場の構築（容量市場の追加）

水素・アンモニアの問題• 現状の水素・アンモニア生産
は化石燃料由来でCO2の削減に貢献しない• 生産にコストがかかり、石炭価格よりも大幅に高くなり再エネとの競争力もない• 現時点で実用化には程遠い状
況で、開発に時間がかかり気候危機対策に全く間に合わない。
• 上記の問題があるにも関わらず、将来の燃料転換を前提に石炭火力を動かすことでCO2の排出が増える。
出典）JBCファクトシート

CCSの問題• 実用化には程遠く、日本では適地が見つかっていない。
• 圧入したCO2が漏れ出すリスクも。
• 回収・運搬・圧入・モニタリングなどすべてのプロセスで高額な費用がかかる。CCS付
石炭火力は再エネより高コスト。
• 上記の問題があるにも関わらず、将来のCCSを前提に石炭火力を動かすことでCO2の排出が増える。
出典）JBCファクトシート

容量市場による石炭火力の延命
容量市場オークションの約定結果
約定総容量（全国）
約定価格

約定総額

発電方式別
応札比率2020年（2024年供給力）

2021年（2025年供給力）

全エリア

北海道エリア：5,242 円/kW
北海道・九州エリア以外：
3,495 円/kW
九州エリア ：5,242 円/kW

1億6,769万kW

14,137 円/kW

1兆5,987億円

1億6,534万kW

約5,140億円

一般水力 1,331万kW（7.9%）、 一般水力 1,309万kW（7.6%）
揚水 2,138万kW（12.8%）
揚水 2,247万kW（13.1%）
石炭等 4,126万kW （24.6%）
石炭等 4,098万kW （23.9%）
LNG 7,094万kW（42.3%）
LNG 7,232万kW（42.2%）
石油その他 1,342万kW（8.0%） 石油その他 1,348万kW（7.9%）
原子力 704万kW（4.2%）
原子力 856万kW（5.0%）
その他再エネ 29万kW（0.2%） その他再エネ 31万kW（0.2%）

2030年に向け脱石炭をどう加速するか
・国の政策／第７次エネルギー基本計画見直し
2030年の脱石炭を目標に据える
水素アンモニアCCUS政策の見直し
再エネ中心の電力システムの再構築と予算配分の見直し

この２年で石炭価格は３倍に石炭火力をつなぎとめることに未来はない

・地域単位でエネルギーの在り方の見直し

新たな産業の在り方や公正な移行を進めるためのプログラムを構築する。
再エネ導入や建築など省エネの徹底

・石炭火力に対する市民のウォッチ

地域の運動を盛り上げる
市民の監視や世論を高める。声を上げる。
出典）新電力ネットhttps://pps-net.org/statistics/coal3