伸び悩む国内の地熱開発(Ⅱ)

再エネ
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 地熱発電は稼働までに探査・掘削・設置、環境アセスメントなどに10年以上(平均14年)を要する。太陽光発電の1年、バイオマス発電の5年、風力発電の8年に比べて明らかに長期間である。そのため、大規模地熱発電所の新設は長期的視野に立つ計画と遂行が不可欠である。
 一方、短期的には小中規模のバイナリー・サイクル地熱発電所が地産地消の分散電源として拡大が鍵である。また、既設の大規模地熱発電所については、経年的な発電効率の低下対策と老朽更新などリパワリングの推進が緊急の課題である。

2012年以降の地熱発電の再立ち上げ

 1997年4月に政府による開発支援が停止した地熱発電は、2012年7月の固定価格買取制度(FIT)で再立ち上げが開始した。併せて、政府による様々な規制緩和や開発支援が行われた。

規制緩和と開発支援

 2011年3月の東日本大震災以降、ベース電源として地熱発電への期待が急速に高まった。その結果、2012年7月の固定価格買取制度(FIT)が施行され地熱発電が盛り込まれると共に、地熱発電関連の研究開発予算が復活した。
 経済産業省では地熱探査技術や高効率地熱発電システムの開発、環境省では温泉バイナリー発電の高効率化、低沸点新媒体の実証などの研究開発支援が進められた。

 2015年10月、環境省は国立・国定公園内での地熱開発について規制緩和を進めた。従来認められなかった第1種特別地域でも地表に影響がない限り地中部への傾斜井戸の掘削を許可し、景観維持のために制限されていた高さ13m超のタービン建屋設置に特例を認めた。
 また、電気事業法の一部改正を進め、出力:300kW未満のバイナリー発電は専任のボイラ・タービン技術者を置く必要がなくなり、100kW以下では1年間の運転実務経験のある技術者を不要とした。

 2016年4月、経済産業省は出力:2.5万kW以上の大規模地熱発電に関して、環境への悪影響が抑えられるなどの条件が整えば、石油天然ガス・金属鉱物資源機構(JOGMEC)の審査を経て重点開発地域に指定し、切削調査費用を支援する仕組みを整備した。
 また、JOGMECを通じて、建設費用の最大8割まで債務保証する事業化支援策を打ち出した。

 2018年、経済産業省は環境アセスメントを書面と実施を同時進行できるよう指針を改訂し、評価期間を2年程度に半減できるとした。また、環境や埋蔵調査を行う候補地点をこれまでの2倍に増やし、採掘技術の進歩などから、事業化までの期間を10年程度に短縮できる発表した。
 また、国立公園内については特別保護地区を除いて規制緩和を進め、日本の全資源量(2347万kW)の70%である1600万kWの開発を目指すとした。
 環境省は環境アセスで事業者による調査を省略するなど、審査期間を1.5~2.5年程度に半減する方針を示し、出力:7500kW未満の小規模地熱発電を環境アセスの対象から外した

 2021年8月、経済産業省は環境省と連携し、全国の国立公園、すなわち北海道(支笏洞爺、大雪山)、東北(十和田八幡平)、中部(妙高戸隠連山、上信越高原)、九州(阿蘇くじゅう、霧島錦江湾)などの30カ所を現地調査することを公表した。
 2019年度の地熱発電による発電量は総発電電力量の0.3%(設備容量:60万kW程度)であるが、政府は2030年度に1%(設備容量:150万kW)に引き上げる狙いである。JOGMECなどにより、地表で人工的に地震波を発生させて地下構造を調査したり、簡易掘削による調査を2年間実施した。

 2021年9月、環境省は国立・国定公園内における地熱開発の取扱いに関して、一部地域での地熱開発を「原則認めない」とする通知の記載を削除し、自然環境の保全(風致景観の維持を含む)及び公園利用上の支障がないことを前提として地熱開発を認めた。

 一方で、民間でもリスクである地熱発電の開発を支援する動きが進められた。

 2016年6月、東京海上日動火災保険は、地熱発電所建設で問題が生じた場合に、温泉業者が原因調査の費用や営業で生じる損失額を補償する新たな賠償責任保険を発表した。
 従来、温泉業者が発電事業者に賠償請求する場合に500~3000万円程度のボーリング調査を実施する必要があり、この費用負担が問題で温泉業者が開発に反対していた経緯がある。

 また、2016年8月には三井住友ファイナンス&リースが、長崎県で小規模地熱発電を手掛ける洸陽電機子会社の第一小浜バイナリー発電所合同会社(出力:125kW)と発電設備の割賦契約を締した。これにより開発事業者はキャッシュフローが優位となり、事業拡大が容易となる。

FIT導入による地熱発電所の増設

 図4には、国内の地熱発電所の運転開始時期と発電方式を示す。1997年を最後に出力:1万kW以上の大規模地熱発電所の新設は途絶えた

 2012年以降は、固定価格買取制度(FIT)と政府による規制緩和により、新規の地熱発電所の建設件数は急増していることが分かる。しかし、多くは出力:1万kW未満の小規模バイナリー・サイクル発電であり、2019年から大規模フラッシュ・サイクル発電が稼働を始めた。

 井戸堀削を伴わない温泉バイナリー・サイクル発電は、温泉源の湯量低下や枯渇を危惧する必要がなく、建設工期が短いため、FIT導入の後押しを受けて地元温泉事業者に受け入れられた。ただし、その多く出力:1万kW未満と発電量が少なく、地産地消の分散電源として拡大している。

 図5 国内の地熱発電所の出力と運転開始時期

 2021年度の総発電電力量に占める地熱発電の割合は0.3%にすぎない。政府はこれを2030年に1%に伸ばす高い目標を掲げた。小規模バイナリー・サイクル発電設備の導入は進められたものの、2021年の地熱発電設備の累積導入量は約55万kWで、20年前からほぼ横ばいの状態が続いている。

 2030年に1%の高い目標をクリアするためには、大規模地熱発電所の新設だけに頼るのではなく、環境対策が整えられている既設の地熱発電所の経年的な発電効率低下への対策と、老朽更新によるリパワリング(発電効率向上)が鍵を握る

長期的視野に立つ新設計画を

 2030年に1%の高い目標の達成には新設が不可欠である。発電量を大きく伸ばすことができる大規模地熱発電所の新設に向けては、開発中断の失敗を繰り返すことなく、長期的な視野に立った計画とその遂行が必要である。 

 地熱発電所の新設では井戸を掘り正確な資源量を把握する。資源価格の高騰で井戸1本当たりの掘削費は5億円を超し、日本での掘削成功率は3割程度である。そのため地熱発電の建設単価は100万円/kWと、風力発電の20万円/kW、太陽光発電の37万円/kW、原子力発電の45万円/kWに比べ高価である。

 また、西日本技術開発によると、日本では地熱発電所を建設してから稼働を終えるまで税抜き10.9~18.3円/kWhの費用を要するが、米国は5.3~9.6円/kWh(フラッシュサイクル)、トルコが10.6~11.9円/kWh、イタリアが5.8~9.6円/kWh、ニュージーランドは3.1~5.6円/kWhと安価である。
 山間部が多い日本は平地主体の海外と比べて工事費が高くなり、専門の掘削技術や大型重機をもつ企業も限られるためとしている、。

 大規模地熱発電の開発を推進するためには、政府は日本での地熱発電に関して投資に見合う収益を改めて示す必要がある。2022年度からは再生エネの補助制度「FIP」が導入されたが、電力会社が規定価格で買い取るFITと異なり、先々のコスト試算が難しい。

 政府による規制緩和が進められているが、掘削を伴う大規模地熱発電所の開発には地元温泉事業者や自然保護団体等から反対の声が上がる。これは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・枯渇等を危惧するためであり、政府の積極的な支援は不可欠である。 

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