伸び悩む国内の地熱発電（Ⅰ）

　固定価格買取制度（FIT）の追い風を受け、多くの再生可能エネルギーによる発電電力量が伸びる中で、地熱発電は小規模設備の導入は進むものの累積導入量は約55万kWとほとんど増加せず、2021年度の総発電電力量に占める割合は0.3%にすぎない。地熱発電は、期待できない再エネなのか？

　地熱発電電力量は1997年をピークに年々減少傾向にあり、総発電電力量は3割程度減少している。これは生産井からの蒸気量の減少が主原因とみられるが、機器の経年劣化現象も知られている。地熱発電所の新設に注目が集まっているが、短期的には設備更新や老朽化対策への政府支援が重要である。

国内地熱発電の導入状況

　環境エネルギー政策研究所（ISEP）の調査によれば、固定価格買取制度（FIT）の追い風を受け、東日本大震災当時（2011年度）に比べると2021年度の太陽光発電の年間発電電力量は約18倍に増加し、天候などの影響を受ける太陽光発電と風力発電が総発電電力量に占める割合は10.4%に上昇した。

　一方、天候などの影響を受けにくい小水力発電、バイオマス発電についても年間発電電力量が占める割合は徐々に増加している。しかし、地熱発電については小規模設備の導入は進むものの累積導入量は約55万kWとほとんど増加せず、2021年度の総発電電力量に占める割合は0.3%にすぎない。

　第６次エネルギー基本計画で掲げた2030年度の再生可能エネルギーの達成目標は36～38％（内訳、太陽光：14～16％、風力：5％、バイオマス：5%、地熱：１％、水力：11％）であり、地熱発電は期待の薄い再生可能エネルギーであるかに見える。

　地熱資源量に注目すると、世界最大規模のカリフォルニア州ザ・ガイザース地熱地帯を有する米国が地熱資源量3000万kWで世界第１位、多くの火山島からなるインドネシアが2800万kWで第２位、日本は2300万kWで第３位である。第４位は700万kWのケニア、第５位が600万kWのフィリピンと続く。

　このように地熱資源量に恵まれた日本であるが、発電設備容量でみると世界第10位に留まっている。すなわち、米国の１/6、インドネシアやフィリピンの１/3などで、明らかに地熱発電開発が遅れている。残念ながら、日本は総地熱資源量の2.4％程度しか開発されていない。

　一方、海外では出力：5～10万kW級の大規模地熱発電所が数多く稼働しており、世界の地熱発電設備シェアの69%は日本で、三菱重工業（25%）、東芝（24%）、富士電機（20%）が製造している。技術レベルが高いのに国内の地熱発電開発が進まなかったのは、長期的な展望を見誤ったためである。

1997年で止められた地熱発電の開発

　1973年と1979年に起きた石油ショックを契機に、日本では石油代替エネルギーの開発が国家プロジェクトとして進められた。地熱発電もその一環で開発が推進されたが、他の再生可能エネルギーとは異なり、政府からの開発支援が1997年で途切れた。その経緯を、次にレビューしてみよう。

■1974～1992年「サンシャイン計画」、1993～2000年「ニューサンシャイン計画」の中で地熱発電の開発は推進され、発電設備容量の総計が約50万kWに達した。
■一方、1979年の米国スリーマイル島原発事故、1986年のチェルノブイリ原発電事故により、世界的に原発建設の低迷期に入るが、日本は国策として原子力発電所の建設が強力に推進された。
■1996年11月、出力：1万kW以上の大規模地熱発電所である九州電力の滝上発電所が稼働した。
＊次の大規模地熱発電所は、2019年５月の電源開発などによる山葵沢発電所（4.6199万kW）の稼働まで23年間の空白ができる。
■1997年4月、石油価格が安定化し、原発建設が順調に進められたことから、「新エネルギー利用等の促進に関する特別措置法（新エネ法）」において、従来型のフラッシュ・サイクル発電方式^注釈の地熱発電が促進対象から外された。
■2003年4月、施行された「電気事業者による新エネルギー等の利用に関する特別措置法（RSP：Renewables　Portfolio　Standard法）」の促進対象から大規模地熱発電所は除外され、併せて地熱発電の研究開発予算が大幅に縮小された。
＊環境省による自然公園内での開発規制や温泉利権者からの反対が、地熱発電所の新設に急ブレーキを掛け続けた。
■2006年4月、八丁原はっちょうばる地熱発電所にバイナリー・サイクル発電^注釈設備（出力：2000kW）が併設され、杉乃井ホテルに自家用の小規模地熱発電所（出力：1900kW）が建設されたが、小規模であるため総設備容量に大きな伸びを与えることはなかった。

注釈：
　フラッシュ・サイクル発電は最も良く使われる方式で、生産井から得られた熱水と蒸気を汽水分離器で分離した後、蒸気をタービンに供給して発電を行う。熱水は還元井を通じて地中に戻し、タービンを出た蒸気は復水器で冷却して水に戻し、蒸気の冷却水として使う。
　バイナリー・サイクル発電は、150℃未満の低圧蒸気の場合に使われる方式で、得られた熱水あるいは蒸気を使い、熱交換器を介してブタン、ペンタン、代替フロンのような低沸点の有機媒体を蒸発させ、得られた蒸気をタービンに供給して発電を行う。
　最近は、高温の温泉水を入浴に適した温度に下げる湯温調整用でもある小型バイナリー・サイクルによる温泉発電が、井戸の掘削を必要としないため注目されている。

　ところで、図３からも明らかなように、地熱発電電力量が1997年をピークに年々減少傾向にある。火力原子力発電技術協会によると、国内の地熱発電量は2020年度で26.6億kWhで、1997年度の37.5億kWhから3割程度減少しており、大きな問題となっている。

　出力：1万kW以上の大規模地熱発電所14基の発電電力量（2013年度）について、岩手県松川地熱発電所が-35%、葛根田かっこんだ地熱発電所１号機が-66%、葛根田地熱発電所2号機が-52%、福島県柳津西山やないづにしやま地熱発電所が-58%、鹿児島県山川地熱発電所が-35%と、顕著な出力低下が報告されている。

　その結果、2017年には柳津西山地熱発電所はタービンを入れ替え、定格出力を6.5万kWから3万kWに引き下げた。また、2022年10月、葛根田発電所1号機（出力：5万kW）は廃止された。

　これは生産井からの蒸気量の減少が主原因とみられるが、熱水中のシリカ（SiO₂）などが、井戸（鉱井）や発電所の配管、タービン翼などの表面にスケールとして付着し、経年的に発電効率が低下する設備の老朽化も大きな影響を与えている。これらの対策にも積極的に取り組む必要がある。

地熱発電の重要性と課題

　地熱発電は燃料を必要とせず昼夜・天候を問わずに24時間の発電運転が可能であり、設備利用率が57%と高い。この設備利用率は風力発電の約21%、太陽光発電の約14%と比較してはるかに高い値であり、電力貯蔵を必要としない。そのため、地熱発電はベースロード電源として期待されている。
　また、地熱発電は発電機を国内で調達することが可能な純国産エネルギーであり、エネルギー自給率の向上に貢献する。また、再生可能エネルギーの中では発電コストが9.2～11.6円/kWhと安く、小規模にも関わらず大規模なLNG火力発電の10.7円/kWhとほぼ同等である。

　しかし、地熱発電所の建設には、地表調査から始めて掘削調査や探査を実施して資源量を評価し、事業化の判断を行う必要がある。通常はこのプロセスで約5年を要し、その後に発電設備の建設を行う。
　そのため環境アセスメントを必要としない出力：7500kW未満の中小規模地熱発電設備でも運転開始まで7～8年、数万kW規模の大規模地熱発電設備については環境アセスメントに3～4年を要し、運転開始まで10年以上を必要とする。

　2017年3月、NEDOが風力・地熱発電の導入に関する手続期間を半減できる前倒環境調査を公表している。これにより3～4年を要する環境アセスメンを2年以内に短縮できるとしている。しかし、地熱資源調査の効率化と精度向上と、さらなる環境アセスメント期間の短縮が求められている。

　地熱発電の開発には、地元温泉事業者や自然保護団体などから反対の声が上がる。井戸堀削や建造物設置による自然・環境・景観の破壊や温泉源の湯量低下・枯渇などを危惧するためである。しかし、原発建設のリスクに比べると、理解を得る可能性が高いことは誰しもが認識できる。