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諸外国における発電所のリプレース工事に 関する自主的
平成 22 年度電力系統関連設備形成等調査 諸外国における発電所のリプレース工事に 関する自主的ガイドライン等の整備状況調査 調査報告書 平成 23 年 3 月 株式会社 NTT データ経営研究所 目 次 1. 本調査の背景及び目的等 .............................................................................. 1 1.1. 本調査の背景及び目的.................................................................................................. 1 1.2. 調査対象国及び調査手法 .............................................................................................. 1 2. 欧米等の諸外国における火力発電所のリプレースの促進に関する調査 ...... 2 2.1. ＥＵ ............................................................................................................................... 2 2.1.1. 環境影響評価に係る政策 ............................................................................................ 2 2.1.2. 火力発電所リプレースの定義..................................................................................... 2 2.1.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 ................................... 10 2.1.4. 火力発電所の効率促進のための政策 ........................................................................ 13 2.2. 2-1-4-1 排出上限 ............................................................................................................... 13 2-1-4-2 技術／効率要件 .................................................................................................... 17 英国 ............................................................................................................................. 21 2.2.1. 環境影響評価に係る政策 .......................................................................................... 21 2.2.2. 火力発電所リプレースの定義................................................................................... 22 2.2.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 ................................... 24 2.2.4. 火力発電所の効率促進のための政策 ........................................................................ 26 2-2-4-1 排出上限 ............................................................................................................... 26 2-2-4-2 技術／効率要件 .................................................................................................... 27 2.2.5. 2.3. 火力発電所のリプレースに関する市場慣行 ............................................................. 31 2-2-5-1 自発的なイニシアティブ ...................................................................................... 31 2-2-5-2 コミュニティとの対立に関する事例 .................................................................... 32 ドイツ ......................................................................................................................... 33 2.3.1. 環境影響評価に係る政策 .......................................................................................... 33 2.3.2. 火力発電所リプレースの定義................................................................................... 33 2.3.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 ................................... 36 2.3.4. 火力発電所の効率促進のための政策 ........................................................................ 39 2-3-4-1 排出上限 ............................................................................................................... 39 2-3-4-2 2.3.5. 2.4. 技術／効率要件 .................................................................................................... 44 火力発電所のリプレースに関する市場慣行 ............................................................. 45 2-3-5-1 自発的なイニシアティブ ...................................................................................... 45 2-3-5-2 コミュニティとの対立に関する事例 .................................................................... 46 フランス ..................................................................................................................... 47 2.4.1. 環境影響評価に係る政策 .......................................................................................... 47 2.4.2. 火力発電所リプレースの定義................................................................................... 47 2.4.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 ................................... 51 2.4.4. 火力発電所の効率促進のための政策 ........................................................................ 53 2-4-4-1 排出上限 ............................................................................................................... 53 2-4-4-2 技術／効率要件 .................................................................................................... 58 2.4.5. 2.5. 火力発電所のリプレースに関する市場慣行 ............................................................. 60 2-4-5-1 自発的なイニシアティブ ...................................................................................... 60 2-4-5-2 コミュニティとの対立に関する事例 .................................................................... 62 米国 ............................................................................................................................. 63 2.5.1. 環境影響評価に係る政策 .......................................................................................... 63 2-5-1-1 NEPA(国家環境政策法) ........................................................................................ 63 2-5-1-2 カリフォルニア州における火力発電承認プロセス .............................................. 65 2.5.2. 火力発電所リプレースの定義................................................................................... 67 2.5.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 ................................... 68 2-5-3-1 NEPA(国家環境政策法) ........................................................................................ 68 2-5-3-2 カリフォルニア州 ................................................................................................. 68 2.5.4. 2.6. 火力発電所の効率促進のための政策 ........................................................................ 71 2-5-4-1 排出上限 ............................................................................................................... 71 2-5-4-2 技術／効率要件 .................................................................................................... 76 2-5-4-3 カリフォルニア州の排出基準 ............................................................................... 77 オーストラリア .......................................................................................................... 78 2.6.1. 環境影響評価に係る政策 .......................................................................................... 78 2.6.2. 火力発電所リプレースの定義................................................................................... 78 2.6.3. 火力発電所の効率促進のための政策 ........................................................................ 81 2-6-3-1 排出上限 ............................................................................................................... 81 3. 欧米等の諸外国における火力発電所リプレースに関する事業者の取組に関 する調査 ........................................................................................................... 86 4. 欧米等の諸外国及び国内における火力発電所のリプレース工事実態に関す る調査 .............................................................................................................. 87 4.1. 諸外国における火力発電所のリプレース工事実態 .................................................... 87 4.2. 国内における火力発電所のリプレース工事実態 ....................................................... 94 5. 今後の火力発電設備の高効率化の見通しについて .................................... 95 5.1. 我が国における火力発電設備の高効率化の見通しについて ..................................... 95 5.1.1. 5-1-1-1 石炭ガス化複合発電（IGCC）技術...................................................................... 96 5-1-1-2 先進超々臨界圧火力発電（A-USC）技術 ............................................................ 98 5.1.2. ガス火力設備（CCGT） ......................................................................................... 101 5-1-2-1 東芝..................................................................................................................... 101 5-1-2-2 三菱重工業（1,700℃級ガスタービン実用化技術開発、他） ............................ 103 5.1.3. 5.2. 石炭火力設備 ............................................................................................................ 96 Dual Fuel 設備 ......................................................................................................... 106 欧米等の諸外国における火力発電設備の高効率化の見通し ...................................107 5.2.1. 欧州（ＥＵ） .......................................................................................................... 108 5.2.2. 米国 ........................................................................................................................ 112 参考資料 1. 本調査の背景及び目的等 1.1. 本調査の背景及び目的 火力発電はエネルギーの安定供給や経済性の観点からベストミックスの電源構成を実現 する上で必要不可欠な存在であり、また再生可能エネルギー電源の大量導入時の系統安定 化対策に不可欠な電源である。こうした観点から、単位発電量当たりの CO2 発生量の削減 を図り、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を促進することが「エ ネルギー基本計画」 （平成 22 年 6 月 18 日閣議決定）に規定されている。また、火力発電所 のリプレースの促進は温室効果ガスの削減にも大きく資することから、円滑なリプレース の促進が求められているところである。 火力発電のリプレースに当たっては、環境アセス手続きに 3 年程度を要することから、 環境アセス手続きを迅速化することが可能となれば火力発電所のリプレースの促進や早期 の運転開始による温室効果ガスの排出削減が期待される。 よって、火力発電所のリプレース促進のための諸外国における促進策やガイドライン等 について調査し、我が国における火力発電所のリプレースの促進に向けた検討の参考に資 することを目的とした。 1.2. 調査対象国及び調査手法 調査対象国は以下のとおりとした。調査は文献調査及びインタビュー調査等により実施 しており、海外調査に関しては、Enhesa 社（ベルギー）が参画した。 ・ EU ・ 英国 ・ ドイツ ・ フランス ・ アメリカ ・ オーストラリア 1 2. 欧米等の諸外国における火力発電所のリプレースの促進に関する調査 2.1. ＥＵ 2.1.1. 環境影響評価に係る政策 欧州連合（EU）での環境影響評価（EIA）実施に関する要件は、Council Directive 85/337/EEC of 27 June 1985 on the assessment of the effects of certain public and private projects on the environment（EIA指令）に規定されている1。このEIA指令は法律文書としてEUレベルでの 法的な枠組みを規定するが、それらの規定は一定の時間枠内で各加盟国の国内法に置き換 えられる必要がある。各加盟国は、EIA指令によって目標の達成と政策実施期限を順守する ことを義務付けられているが、目標の達成に向けて制定された国内法制度の法的形式と、 政策実施方法の選択決定は各加盟国に委ねられている。 2.1.2. 火力発電所リプレースの定義 EIA 指令 EIA 指令には概して定義に関する記述がほとんどなく、火力発電所のリプレースや設備改 修の意味についての定義も明記されていない。指令が適用される範囲が、環境に著しい影 響を及ぼす可能性のある公的のプロジェクトと民間のプロジェクトに及ぶことから、規定 のひとつは「プロジェクト」について定義している。 EIA 指令の条項 1（２）によると「プロジェクト」とは以下のとおりである。 -「建設工事の遂行やそれ以外の設備導入や計画の遂行 - 鉱物資源の採取などを含む、周囲の自然環境や地勢へ介入すること」 環境影響評価（EIA）実施の必要性を考慮するにあたり、EIA指令はふたつの異なるプロ ジェクトの種類を区別している（以下参照） 1）EIA指令のAnnex I に記載されている全てのプロジェクト（24の主要なプロジェクト の種類と従属的なプロジェクト）は環境に著しい影響を与えると考えられ、EIA指 令の5条から10条に明記されている規定に沿った環境影響評価（EIA）を実施しなけ ればならない。 1 Directive 85/337/EEC as last amended (consolidated version): http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CONSLEG:1985L0337:20090625:EN:PDF 2 2）EIA指令のAnnex II に記載されているプロジェクト（13の主要なプロジェクトの種 類と従属的なプロジェクト）に関して、加盟国は個別の審査もしくは各加盟国が規 定する閾値/基準による”スクリーニングプロセス”を通して、EIA指令の5条から10条 に明記されている規定に沿った環境影響評価（EIA）を実施すべきか決定する裁量 が与えられている。しかし、個別の審査の実施や閾値や基準を規定する際、国内当 局はEIA指令のAnnex IIIにある選考の基準を考慮しなくてはならない。評価の対象は プロジェクトの特徴や場所、発生し得る影響の特徴などである。 Annex I に記載されている、火力発電所の新設や改修、拡張に関連のあるプロジェクトは、 次のとおりである。 1） Annex I(2) -“300メガワット、もしくはそれを超える熱出力を持つ火力発電所とその他の燃焼 施設、そして -解体と廃炉を含む、原子力発電所とその他の原子炉2（核分裂物質と燃料親物質の 生産と変換に関する研究施設で、最大出力が1キロワットの連続的熱負荷を超えな いものを除く）” 2） Annex I(22) – EIA指令のAnnex I に記載されているプロジェクトの変更や拡張で、 Annex I に記載されている閾値があればそれを満たすもの また、Annex IIに記載されている火力発電関連プロジェクトは以下のとおりである。 1) Annex II(3) – エネルギー産業: - “電力、蒸気、温水の生産のための産業施設（Annex I に含まれていないプロジェクト） - 気体、蒸気、温水の輸送のための産業設備、高架線を通じた電力の伝送（Annex Iに 含まれていない事業.” 2) Annex II(13): - “Annex I と Annex II に記載されている、既に承認され、履行された、もしくは履 行の過程にあるプロジェクトに関する、環境に著しく悪影響を及ぼす恐れのある変更 や拡張（Annex Iに含まれていない変更や拡張）； 2 Pursuant to a footnote in the EIA Directive “nuclear power stations and other nuclear reactors cease to be such an installation when all nuclear fuel and other radioactively contaminated elements have been removed permanently form the installation site”. 3 - Annex I のプロジェクトで、新たな手法や新製品の開発と検査に関する活動を専 門的にあるいは主として取り組み、2年以上利用されていないプロジェクト” 「プロジェクト」に関する定義が広義的であることと、EIA 指令の Annex の中にプロジ ェクトのカテゴリーに関してそれ以上の定義や解釈がないことを考慮すると、どのプロジ ェクトのカテゴリーが適用されるかを決定付けることは現実的に難しい。 そこで、欧州委員会は、実際にどのような基準でどのプロジェクトカテゴリーが適用さ れるかということに関するガイドラインとなる資料“ Interpretation of definitions of certain project categories of Annex I and II to the EIA Directive（EIA 指令の Annex I と II におけるプロ ジェクトカテゴリーに関する定義の解釈3）”を編集した。なお、このガイドラインは法的な 拘束力を持たず、指令の解釈については欧州司法裁判所の判断となる。 EIA 指令の Annex I と II におけるプロジェクトカテゴリーに関する定義の解釈では、次 のように整理している。 3 http://ec.europa.eu/environment/eia/pdf/interpretation_eia.pdf 4 EIA 指令 Annex I・II におけるプロジェクトカテゴリーに関する定義の解釈 （一部抜粋・仮訳） Annex I (2) 火力発電所およびその他の燃焼施設 - Thermal power stations and other combustion installations with a heat output of 300 megawatts or more -熱出力が 300 メガワット以上の火力発電所およびその他の燃料施設 このプロジェクトカテゴリーを解釈する際、委員会対ドイツの裁判C-431/92に対する欧州 司法裁判所による判決を念頭に置かなければならない。 指令のAnnex1(2)（この規定の対象となる熱出力が300メガワット以上の火力発電所に関す るプロジェクトは評価を受ける必要がある）は、対象となるプロジェクトに対し、それが 単独の建設であるかもしくは既存の建物への追加的な建設であるか、また既存の建物と密 接な機能的結びつきがあるかにかかわりなく、評価を受ける必要があると要求すると解釈 されなければならない。このため、たとえ対象となるプロジェクトが既存の建物と関連が ある場合でも、Annex II (13) （97/11指令による改定の以前はAnnex II (12)）に記載される、 ただひとつの評価が条件付けられている ”Annex I に含まれる開発プロジェクトに関する 変更”の部類に含まれることはできない。 この判決で表明された理念は、2003/35/ECによる改正によって、EIA指令の本文にて具体 的に組み込まれた。この改正によって、新しいAnnex I(22)プロジェクトカテゴリーすなわ ち”Annexに記載されているプロジェクトに関するいかなる変更もしくは拡張で、これらの 変更や拡張それ自体が、Annexに閾値が設定されている場合はその閾値を満たすもの”が導 入された。 2001/80/EC指令（”大規模燃焼プラント指令”、LCP24）に規定されている以下の定義を参 照することはおそらく有益なことである： 「燃焼プラントとは、発生する熱利用を目的として燃料を酸化させる技術装置である。」 このプロジェクトカテゴリーに関連する情報は、Reference Document on Best Available Techniques for Large Combustion Plants（利用可能な最善の手段/技術に関する参考文書）(2006 年 7 月)にもみることができる。しかし、特定種類の燃焼プラントに対する LCP 指令（2 条 （７））の適用控除は、EIA 指令では適用されないことに留意すべきである。 5 Annex I (22) Annex Ⅰプロジェクトの変更もしくは拡張 Any change to or extension of projects listed in this Annex where such a change or extension in itself meets the thresholds, if any, set out in this Annex. このAnnexに記載されているプロジェクトに関する変更もしくは拡張で、これらの変更や拡 張それ自体が、Annexに閾値が設定されている場合はその閾値を満たすもの このプロジェクトカテゴリーは 2003/35/EC 改定にて導入された。EIA 指令に基づく変更 および拡張に関する ECJ（欧州司法裁判所）法の概要については以下を参照のこと。 85/337/EEC指令は、” Annex I に含まれる開発プロジェクトに関する変更や、Annex I に 含まれるプロジェクトで、新たな手法や新製品の開発と調査に関する活動を専門的にある いは主として取り組み、1年以上利用されていないものに関する変更”を除いて、既存プロジ ェクトの変更を明確に対象としていない（Annex II (12)）。 97/11/EC指令は85/337/EEC指令を改定し、既存のAnnex I プロジェクトやAnnex IIプロジ ェクトに関する変更がAnnex II (13) に含まれることとなった：”Annex I もしくは Annex II に記載されているプロジェクトで、既に認可され、履行された、もしくは履行の過程にあ るプロジェクトに関する、環境に著しく悪影響を及ぼす恐れのある変更もしくは拡張”。 2005 年 6 月 25 日に発行され、とりわけ 85/337/EEC 指令を改定した 2003/35/EC 指令は、 新しい Annex I (22)カテゴリーを導入した。これには、Annex I に記載されているプロジェ クトに関する変更もしくは拡張で、これらの変更や拡張それ自体が、Annex I に閾値が設定 されている場合はその閾値を満たすものが含まれている。したがってこのようなプロジェ クト変更は、指令の 4 条（1）に従って EIA を受ける必要がある。Annex I (22)に含まれてい ない既存プロジェクトの変更や拡張は Annex II (13)に含まれる。 プロジェクト変更に関係するEIA指令の文言は徐々に進化しており、この課題に関する ECJの判例法にその進化が反映されている。裁判所は、問題のプロジェクトを新しいプロジ ェクトとして、あるいは既存のプロジェクトの変更として解釈するべきか否かという論争 に、またプロジェクトが指令の4条（1）と4条（2）の要件にどのように関連しているかと いう論争に頻繁に対応している。 6 委員会対ドイツの裁判C-431/92（Großkrotzenburg裁判）では、裁判所は問題となっている プロジェクト（既存の施設と関連がある熱出力500メガワットの火力発電所の建設）は、 Annex I に含まれる開発プロジェクトの変更で、Annex IIの12項（97/11/EC指令による改定 以前）に記載される、評価の実施が任意的なカテゴリーには含まれないと結論付けた。同 裁判所は、熱出力が300メガワット以上の火力発電所に関するプロジェクトは評価を受ける 必要があるとする Annex I(2)について、Annex I(2)は対象となるプロジェクトに対し、それ が単独の建設であるかもしくは既存の建物への追加的な建設であるか、また既存の建物と 密接な機能的結びつきがあるかにかかわりなく評価を受ける必要があると要求する、と解 釈されるべきであるという判決を下した（34-36項）。 Kraaijeveldとその他の裁判C-72/95では、裁判所は、85/337/EEC指令（97/11/EC指令による 改定以前）のAnnex II (10)(e)にあるcanalization and flood-relief works（運河化と洪水/浸水復旧 工事）という表記は、新しい堤防/排水溝の建設だけでなく、既存の堤防/排水溝の変更も含 むと解釈されるべきであるという判決を下した。この既存の堤防/排水溝の変更には、移転、 補強、拡張、元の場所に新しい堤防/排水溝を建設することによるリプレース（新しい堤防/ 排水溝が古いものより強固である、もしくは拡大されたかどうかについては関係ない）、 またはこれらの変更を組み合わせた工事などが含まれる（42項）。 委員会対スペインの裁判 C-227/01 では、指令の Annex I (7)（長距離鉄道輸送の路線に関 する項目）は、既存の線路を倍増することを含むと理解されなければならない、という結 論が裁判所によって出された（48 項）。同裁判所は、指令の幅広い対象範囲と目標につい て、また、認可が下りるまでは、”その性質とりわけ利点によって環境に著しい影響を与え る恐れのあるプロジェクトについては、プロジェクトの規模や実施位置に関してそれらの 影響についての評価の実施が義務付けられるべきである”という同指令の基本的な目的につ いて言及した（47 項）。さらに、判決の 49 項にて次のように述べた：そのような種類のプ ロジェクトは、例えば動植物、土壌の組成や地勢にまでも長期的な影響を与え、騒音の原 因となる可能性が高いことから、指令の意図するように環境に著しい影響を与える恐れが ある。したがってそれらのプロジェクトは、同指令の適用範囲の対象とならなくてはいけ ない。もし新しい線路の建設に関するプロジェクトに、それが例え既存の線路と平行した ものであっても、環境への影響に関する評価実施の義務がなければ、指令 85/337 の目的は 著しく損なわれることになるであろう。したがって、そのようなプロジェクトは、指令の Annex II (12) の適用範囲にある先のプロジェクトに対する単なる変更と見なされることは できない。 7 委員会対イタリアの裁判255/05では、プロジェクトが既存の焼却炉の”third line”に対して 建設の認可が下りる前に環境影響評価手続きを義務付けないことによって、イタリアはEIA 指令に基づく義務の履行に失敗したという結論が裁判所によって出された。この裁判では、 裁判所は委員会の見地を理解し、既存の施設を拡大するというこの新しいプロジェクトは、 EIA指令のAnnex I (10) の対象となると見なされるべきであると述べた。 8 前述の内容を踏まえながら、欧州司法裁判所(ECJ)は EIA 指令と、同指令に記載されてい るプロジェクトの種類についてどう解釈するかに関する幾つかのケースを裁定した。この 裁定のなかで、ECJ は EIA 指令の適用範囲と目的の幅広さ、また広範なプロジェクト概念 を強調した4.。さらに、ECJ は EIA 指令の 2 条に明記されている、”プロジェクトの性質、 規模や場所が原因で環境に著しい影響を与える可能性のあるプロジェクトは、その影響に 関する開発承認と評価の実施が義務付けられている”という同指令の目的が広範囲にわたる ことを強く主張した。 他の指令 火力発電所に関する他の指令には、Directive 2008/1/EC of 15 January 2008 concerning integrated pollution prevention and control (IPPC 指令) 5と Directive 2001/80/EC of 23 October 2001 on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants6 （LCP 指令）がある。 LCP 指令には火力発電所のリプレース/改修や拡張に関連する定義はない。同指令は燃料 施設を、”熱電の利用を目的として燃料を酸化する技術装置”と定義する。 IPPC 指令の 2 条(11)には、”大幅な変更”について、”人間または環境に著しく負の影響を 及ぼす可能性のある運営上の変更であると管轄官庁が判断するもの”と定義されている。こ の定義に照らし合わせると、IPPC 指令の Annex I に閾値が規定されており、かつその閾値 を満たす運営上の変更や拡張は、”大幅な変更”と見なされる可能性が高い。IPPC 指令の Annex I (1) はエネルギー産業に言及し、定格熱入力が 50MW を超える燃焼施設のリストを 挙げている。”運営上の変更”は、”環境に影響を与える可能性のある設備のその性質や機能 性に関する変更や拡張”として定義されている。 4 For example, case C-72/95, Kraaijeveld and others, paragraph 31: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:61995J0072:EN:HTML; case C-227/01, Commission v Kingdom of Spain, paragraph 46: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:62001J0227:EN:HTML 5 Directive 2008/1/EC (consolidated version): http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CONSLEG:2008L0001:20090625:EN:PDF 6 Directive 2001/80/EC (consolidated version): http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CONSLEG:2001L0080:20090625:EN:PDF 9 2.1.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 上記の EIA 指令に記載されている定義とプロジェクトの種類に照らし合わせると、EIA 履行が義務であるか、もしくは加盟国にその決定が委ねられるかについては、改修によっ て排出量が抑えられるという事実よりも、火力発電所の生産能力によって決定されている。 出力熱量が300MW以上の全ての火力発電所や燃焼施設は、環境影響評価（EIA）を実施 しなければならない(Annex I, (2)） 。さらに、EIA指令のAnnex I に記載されているプロジェ クトに関する変更や拡張に関しても、その変更や拡張が閾値を満たす場合はEIAの実施が必 須となる(Annex I, (22))（300MWの閾値が適用する火力発電所に関して）。 Annex I (22) は初期の段階では EIA 指令の一環ではなかったが、欧州連合とドイツが係争 し、ECJ（欧州司法裁判所）が、EIA 指令の Annex I(2) の目的に関して”プロジェクトが既 存の建物とは別々の建物であるか、既存の建物に増築されたものであるか、またに既存の 建物と密接な機能的結びつきがあるかにかわりなく評価を実施しなければならない”と判決 を出した C-431/927,ケースの裁定の後にこの概念が導入された。 従って、Annex I (22) に含まれていない、火力発電所の生産能力が 300MW の閾値を満た さない既存のプロジェクトに関する変更や拡張のみが、EIA 指令の Annex II (13) に含まれ ている。 EIA の実施は、熱出力が 300MW 以上の全ての火力発電所の新設、変更/改修や拡張に対 して義務付けられており（Annex I (2) と (22)） 、改修によって汚染が削減される可能性があ るとしても、承認の全工程は EIA の観点から実施されなければならない。 300MW の閾値を満たさない火力発電所に関する全ての変更/改修や拡張については、EIA 指令の Annex II (13) に含まれる。つまり、EIA の実施が必要であるかについては、加盟国 に決定の裁量が与えられている。これは、閾値/基準もしくは個別の調査を基にプロジェク トの影響を決定する”スクリーニングプロセス”によって決められる。 欧州委員会は、加盟国が EIA 指令の Annex II に記載されているプロジェクトに対して、 EIA の実施が必要か否かを決定する際に参考にできるよう、”スクリーニング8”と”スコーピ ング9”に関するガイドラインを編集した。スクリーニングとは、特定のプロジェクトに対し て EIA の実施が必要であるかを決定付ける、という評価過程の一環である。一方、スコー ピングとは、EIA の実施が必要であると決定された後（つまりスクリーニングによって決定 7 Case C – 431/92, Commission v Germany, paragraphs 34-36: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CELEX:61992J0431:EN:HTML 8 http://ec.europa.eu/environment/eia/eia-guidelines/g-screening-full-text.pdf 9 http://ec.europa.eu/environment/eia/eia-guidelines/g-scoping-full-text.pdf 10 された後）に、評価対象となる事項について決定する活動である。このガイドラインは加 盟国に対して法的な拘束力を持たない。EIA 指令の枠組みの中では、国内の法令にどの程度 のスクリーニングやスコーピングを組み込むかという点は、各加盟国の決定に委ねられて いる。 なお、開発者（民間のプロジェクト認可承認のための申請者やプロジェクトを主管する 公的機関など）は、Annex IV に記載されている情報を各国の所轄官庁に提供しなければな らない。 （以下参照） (a) プロジェクトについての説明、具体的には： - プロジェクト全体の物理的な特性と工事や運用段階の土地利用に関する要件につい ての説明 - 生産過程の主要な特性についての説明。例えば利用される原材料の性質や量 - 計画されているプロジェクトの運営によって生じると予想される残留物や排出物 （水、大気や土壌汚染、騒音、振動、光、熱、放射物など）の種類や量の推定 (b) 環境側面への影響を考慮したうえでの、主要な代替案に関する開発者の研究とこの代替 案を選択した主な理由についての概要 (c) 計画中のプロジェクトによって著しい影響を受ける可能性のある、例えば住民、動植物、 土壌、水、大気、気候因子、建築遺産や考古学的遺産などの有形資産や地勢などの環境 や、これら環境的要素の相互関係についての説明 (d) 計画中のプロジェクトに関連する、以下の原因によって引き起こされる可能性のある環 境への著しい影響についての説明 - プロジェクトの存在 - 天然資源の利用 - 有害物資の排出、公害の発生と廃棄物の排出、環境への影響を評価する予測手法につ いての開発者による説明 (e) 環境への著しい負の影響を防ぐ、減尐するもしくは可能であれば埋め合わせをするため の予測手法についての説明 (f) 上記の表題に対する情報の一般的な（専門的でない）概要 (g) 開発者が要求された情報を収集するうえで直面する問題（技術的不備やノウハウの欠 如）についての記述 11 加盟国や一般の人々と同様、プロジェクト関して懸念を抱く可能性の高い関係機関にも、 情報の提供とプロジェクトについての説明がなされるべきであると同指令は要請する。加 盟国は、国内のプロジェクト承認のための既存プロセス、もしくは他の種類のプロセスに EIA を組み入れることや、国内で制定される予定のプロセスに取り入れることができる。さ らに、85/337/EEC 指令の 2 条は、EIA と IPPC 指令 2008/1/EC（成文化版）の要件を満たす 単独のプロセスの制定も可能であるとの見通しも立てている。 12 2.1.4. 火力発電所の効率促進のための政策 2-1-4-1 排出上限 2001/80/EC 指令（LCP 指令） 燃焼施設に対する排出上限は 2001/80/EC によって規定され、利用される燃料の種類（固 体、気体、液体）にかかわらず、定格熱入力が 50MW と同等かそれ以上の燃焼施設に適用 される。 同指令は、新規または既存の（1987 年 7 月 1 日以前に認可された）発電所に対し、二酸 化硫黄（SO2)、酸化窒素（NOx） 、Annex III と Annex VII に記載されている粉塵に関する 排出上限値を設定している。 - Annex III: 二酸化硫黄（SO2）に対する排出上限値（固形燃料） - Annex IV: 二酸化硫黄（SO2）に対する排出上限値（液体燃料） - Annex V: 二酸化硫黄（SO2）に対する排出上限値（気体燃料） - Annex VI: 酸化窒素（NOx）に対する排出上限値（NO2 の測定数値） - Annex VII: 粉塵に対する排出上限値 2001/80/EC 指令の対象となる発電所はまた、IPPC 指令の適用も義務付けられている。こ のふたつの指令の関係を考慮に入れ、2001/80/EC 指令は最小限の義務を規定しているが、 この義務は IPPC 指令の要件に応じるには充分ではない可能性がある。IPPC 指令を順守する ためには、他の物質や媒質に排出上限値を設置するなどの、より厳しい排出上限値の設定 が必要となる可能性が考えられる。 2001/80/EC 指令の Annex に記載されている排出上限値の例について以下に示した。この 排出上限値の一覧表は広範囲に及ぶため、2001/80/EC 指令の参考資料 Annex III ～ VII も 参照する必要がある。 13 【排出条件値（例） 】 酸化窒素（NOx）の排出上限値 mg/Nm3 （固形燃料に対して酸素（O2）の含有量 6％、 液体燃料と気体燃料に対して 3％）は、新規または既存の発電所に適用される。 燃料の種類： 1）固形燃料： - 50～500MWth の燃焼施設：600 mg/Nm3（2016 年 1 月 1 日以降変更なし） 2）液体燃料： - 50～500MWth の燃焼施設：600 mg/Nm3 - 500MWth 以上の燃焼施設：400 mg/Nm3 3）気体燃料： - 50～500MWth の燃焼施設：300 mg/Nm3 - 500MWth 以上の燃焼施設：200 mg/Nm3 2008/1/EC 指令（IPPC 指令） IPPC 指令は大気、水、土壌への排出量の調整を目的としており、廃棄物への対策も含ま れている。この調整は全ての排出物質について個別に調査を行うのではなく、全体的に調 査するという総合的なアプローチによって遂行される。同指令は、発電所の運営者の基本 的な義務に関する要件を規定し、協同的かつ総合的な承認プロセスを提供するものである。 Annex I には IPPC 指令の対象となる産業活動が記載されている。 1. エネルギー産業（以下を含む） ； 2. 金属の生産と加工； 3. 鉱物産業； 4. 化学工業； 5. 廃棄物処理； 6. 他の活動、例）製紙工場 国内の管轄官庁は、Annex 1 にて特定されている活動がひとつでも実施されている場合に は、設備の運営認可が下りていること、もしくは指令によって制定された最低限の要件の 順守が認められていることを確認しなければならない。認可の際には、排出上限値と/また はそれと同等の設定値（パラメーター）と技術的手段/技術が規定されていなければならな 14 い。認可の際に検討される主要な汚染物質の指標一覧表は、Annex III に記載されている（例 えば二酸化硫黄、窒素酸化物、一酸化炭素、揮発性有機化合物、金属、粉塵、殺虫物剤、 難分解性で生物濃縮性の有機有害物質） 。 IPPC 指令は、ヨーロッパでのこのような物質に関する最低排出基準の発展を予見してい るが、具体的な上限やその他の基準は、導入設備の技術的特性や地理的な位置、その場所 の環境状況などを考慮したうえで国内レベルにて決定されるべきものである。この基準は、 IPPC 指令の Annex IV に規定されているガイドラインに従って、技術的に最善の手段/技術 （BAT-Best Available Techniques）を利用したうえで決定されるべきものである。BAT の定義 における”テクニック（手段/技術）”は、”設備の設計、建設、管理、運営、閉鎖に際して用 いられた技術と方法の両方”の意味を含むため、環境管理システムの整備に関係している。 なお、欧州委員会（EC）のインタビューでは、BAT に関しては、政策を策定する時点で available なものが該当すると判断している。（※ BAT の詳細説明に関しては、「2-1-4-2 術／効率要件」を参照） 15 技 【参考：排出権取引】 EU 排出権取引制度は 2003 年 10 月 13 日に 2003/87/EC 指令にて規定された、コミュニテ ィ内での温室効果ガス排出枠の取引に関する制度である。10. 2003/87/EC 指令の Annex I に記載される活動による温室効果ガスの排出には、EU 排出権 取引制度（EU ETS）が適用されなければならない。 2003/87/EC 指令の Annex I の第一項目は、”定格熱入力の合計が 20MW を超える施設で の燃料の燃焼（有害廃棄物や一般廃棄物の焼却用の施設を除く）”によって発生する二酸化 炭素排出について言及している。 このような活動を行う施設の運営者には、施設から温室効果ガスを排出するために温室 効果ガス排出の認可を有することが義務付けられている。この認可を取得するためには、 実際の排出量と同等の排出枠を有する必要があり、さらに適切なモニタリングと報告を実 施することが義務付けられている。認可のための要件は、2003/87/EC 指令に置き換わる各 加盟国内の法律を通じて、加盟国レベルで規定される。 温室効果ガスの排出認可に加え、加盟国の管轄官庁は温室効果ガス”枠”を割り当てる。こ の割り当ての認可を得るためには、制度の対象となる活動を実施する施設の運営者はさら に、毎年 4 月 30 日までに、温室効果ガス関連の排出物に関して、実証された前年度の排出 量と同等の排出枠の所有権を放棄しなければならない。認可された温室効果ガスの排出量 よりも実際の排出量を削減することに成功した施設は、目的を達成していない他の施設に 自分たちの枠を売却することができる。実際の排出量と同等の排出枠の所有権が放棄出来 ない場合は、加盟国によって罰則が科せられる。罰則は超過 1 トンあたり 100 ユーロの罰 金である。排出枠の所有や追跡は電子レジスターを通じて行われる。 10 Directive 2003/87/EC (consolidated version): http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CONSLEG:2003L0087:20090625:EN:PDF 16 2-1-4-2 技術／効率要件 コジェネレーション EUはコジェネレーション技術を推奨している。法律的には、国内エネルギー市場での有 益な熱量への需要に基づいてコジェネレーションを推奨する、2005年2月11日の2004/8/EC指 令に規定されている。11. BREFs IPPC指令は、技術的に最善の手段/技術（BATs）の開発を要件としている。同指令は、技 術的に最善の手段/技術（BATs）について、その2条(12)にて”（産業）活動の発展と運営方 法の最も効果的かつ高度な段階で環境全体への影響を防ぎ、もしそれが現実的でない場合 は、徐々に排出量を減尐するための特定の手段/技術に関して、排出上限値の設定に際して の実践的な適合性を示唆するもの”として定義されている。 (a) “手段/技術”は、設備の設計、建設、管理、運営、閉鎖に際して用いられた技術と方法 の両方 の意味を含むべきである； (b) “利用可能な手段/技術”とは、関連産業セクターで経済的、技術的に実行可能な状態の 下、費用と効果を考慮した上で開発された手段/技術である。これらの手段/技術が運営 者にとって無理なく利用可能である限り、それらが加盟国内で利用又は生産されてい るかどうかは問題ではない。 (c) “最善の”とは、全体として高水準な環境保全を達成するうえで最も有効であることを指 す。 利用可能な最善の手段/技術を決定する上で、IPPC指令の Annex IV に記載されている事 項に特別な条件が与えられるべきである。欧州IPPC事務局12は、IPPC指令の Annex I の記 述に沿って30のセクターに分けられているBREFs (BAT reference documents-BAT参照文書)の 開発に関する研究のまとめ役を担っている。現在まで33のBREFsが承認又はまとめられ、そ の中には大容量の有機化学薬品、鉄金属や非鉄金属の加工、パルプや紙の製造、産業冷却 システム、大規模な燃焼施設、廃棄物処理産業、モニタリングシステム、エネルギー効率 などに関係するものが含まれている。BREFsがまとめられると、国内の管轄官庁は認可を行 11 Directive 2004/8/EC (consolidated version): http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CONSLEG:2004L0008:20090420:EN:PDF 12 http://eippcb.jrc.es/ 17 う際にBREFsを考慮に入れることが求められる。しかし、ガイドラインは規範的なものでは なく、管轄官庁には認可の基準をどのようなものにするかを、特定地域に関する検討事項 やIPPC指令の一般的な要件を考慮に入れながら決定するうえである程度の裁量が与えられ る。 なお、今後に向けて、2010年12月17日のEU官報にて新しい指令（IED指令）が公開され ている。IED指令（産業排出に関する2010年11月24日の2010/75/EU指令 ※IED：総合的な 13 汚染の防止と抑制）は、IPPC指令やLCP指令等を更新・統合する 。加盟国は2013年1月7日 までにこの指令を国内法に組み込む必要がある。現在のIPPC指令と比較すると、IEDはさら に広範囲な活動にまで対象を拡大し、例えば定格熱入力が20MW～50MWの施設での、石炭 以外の燃料の気化や液化などについても新たに対象としている。さらに、IEDはBAT参考文 書について、”13条（BAT参照文書と情報の交換）に従って整理された情報の交換から発生 した文書であり、特定の活動のために作成され、適用される手段/技術や現在の排出量と消 費レベル、最善の利用可能な手段/技術を決定するために考察された手段/技術について、ま た、同様にBTA結論やAnnex III に記載される基準に対し、特別に考慮した新しい手段/技術 について記述する”と定義付けている。 【 BAT結論 】 BAT結論とは、”利用可能な最善の手段/技術についての結論やそれについての説明、手段 /技術の適用性を評価する情報、利用可能な最善の手段/技術に関係する排出レベル、関連モ ニタリング、関連消費レベル、そして適当な場合は問題の解決方法を策定するBAT参照文書 の一部を含む文書”である。新しい手段/技術についても次のように定義されている； ”もし商業的に開発された場合、現存の利用可能な最善の手段/技術よりも高水準の環境保 全あるいは尐なくとも同レベルの環境保全と、より効率的な費用節減に寄与する、産業活 動のための新しい手段/技術”。 BTA結論は認可の条件を規定する参考資料であるが、加盟国は、BAT結論に記述される利 用可能な最善の手段/技術を利用することによって達成可能な手段/技術より、さらに厳しい 認可の条件を規定することが可能である。BAT結論は、IEDの規制プロセスにおける委員会 プロセスを通じて承認される。 BREFsの指導的役割が現状より大きくなるにつれて、BAT結論もより重要なものとして位 置づけられ、加盟国に法的な義務を科すものとなることを意味する。 13 Directive 2010/75/EU: http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2010:334:0017:0119:EN:PDF 18 2010 年 1 月時点で、適用可能な火力発電所に関連のある BREFs を以下に示す。 1）BREF – エネルギー効率（2009 年 2 月版）14 2）BREF －大規模燃焼施設（2006 年 7 月版）15 1）エネルギー効率に関する BREF は、IPPC 指令の対象となる全ての施設に適用されるガイ ドラインとして展開され、一般的に BAT に適合すると考えられるエネルギー効率に対応す る手段/技術に関する結論を含む。 【エネルギー効率に関する BREF 記載内容（一例） ：無炎燃焼（無炎酸化） 】 エネルギー効率に関する BREF 文書にて強調される、エネルギー効率に関する新しい手 段/技術のひとつは、無炎燃焼（無炎酸化）である。この手段/技術は、熱交換器付バーナ やリジェネレイティブバーナが、均一の火炎温度を保つ新しい燃焼方法（高温空気燃焼 (HiTAC)技術か無炎燃焼）において、広大な燃焼帯にて従来型火炎の”ホットスポット（高 温点）”を生じることなく利用されるものである。 LPG（プロパン）の実験結果によると、高温空気燃焼(HiTAC)バーナの効率性は従来型 のジェットバーナと比べて 35％高い。さらに、窒素酸化物(NOx)排出は、燃焼生成物（3％ 酸素で<200 mg/Nm3）の再循環を用いる無炎燃焼技術の適用によって削減することが可能 である。バーナーへの投資費用は依然として高いが、資本回収期間は 3～5 年以下にする ことができる。従って、発電炉の生産性向上と窒素酸化物(NOx)の排出抑制を、費用対効 果分析において考慮するべきである。 2）大規模燃焼施設に関する BREF は、一般的に 50MW を超える定格熱入力の燃焼施設を対 象としており、そこには発電産業が含まれる。大規模燃焼施設に関する BREF にて従来型 の燃料が言及される際は、石炭、褐炭、バイオマス、液体または気体燃料（水素やバイオ ガスを含む）について述べられている。この BREF は、燃焼装置だけでなく、燃焼プロセ スと直接関連する立ち上げ・立ち下げ時の活動も対象としている。 なお、BREF 文書発行の日付である 2006 年 7 月の時点で文書にて言及されているいくつ かの手段/技術はすでに新しい手段/技術ではないかもしれないということに留意する必要 がある（※BREF の再検討は 2011 年に開始予定） 14 ftp://ftp.jrc.es/pub/eippcb/doc/ENE_Adopted_02-2009.pdf 15 ftp://ftp.jrc.es/pub/eippcb/doc/lcp_bref_0706.pdf 19 表 ガス燃焼プラントの効率に係る BAT（出典：大規模燃焼施設に関する BREF） 【大規模燃焼施設に関する BREF 記載内容（一例） ：ガス火力での更なる開発ポテンシャル】 - フレーム型ガスタービンへ1500℃、航空転用ガスタービンへは1700℃の注入を可 能にする、素材や冷却材の向上がなされる予定 - 冷却媒体にて利用された圧搾空気量の減尐 - タービン翼の外部装置冷却流（水か蒸気） - 一般的なクリスタルタービン翼の将来的な使用 - タービン入口の温度プロフィールの向上 なお、大規模燃焼施設とエネルギー効率に関するふたつの BREF は、Dual-Fuel に関して 具体的に言及していない。しかしながら、BREF 記載内容のうちいくつかは、二元燃料の発 電所にも適用される可能性がある。 20 2.2. 英国 2.2.1. 環境影響評価に係る政策 イギリスでは、EIA 指令が国内法の Town and Country Planning (Environmental Impact Assessment) (England and Wales) Regulations 1999, (TCPA EIA 規定として改正された) 16 に組 み込まれ導入された。政府は現在、TCPA（EIA）規定の統合・更新版に関する協議を実 施している17。なお、いくつかの火力発電所は、 Electricity Works (Environmental Impact Assessment) (England and Wales) Regulations 2000(Electricity EIA 規 定 ) 18 、もしくは Infrastructure Planning (Environmental Impact Assessment) Regulations 2009 (IPC EIA 規定) 19 に よって規制されている。 16 The Town and Country Planning (Environmental Impact Assessment) (England and Wales) Regulations 2006: http://www.legislation.gov.uk/uksi/1999/293/contents/made; as amended by The Town and Country Planning (Environmental Impact Assessment) (Amendment) (Wales) Regulations 2006: http://www.legislation.gov.uk/wsi/2006/3099/pdfs/wsi_20063099_mi.pdf; The Town and Country Planning (Environmental Impact Assessment) (Amendment) (England) Regulations 2008: http://www.legislation.gov.uk/uksi/2008/2093/contents/made. 17 Draft Town and Country Planning (Environmental Impact Assessment) Regulations 2010: http://www.communities.gov.uk/documents/planningandbuilding/pdf/1682366.pdf 18 The Electricity Works (Environmental Impact Assessment) (England and Wales) Regulations 2000: http://www.legislation.gov.uk/uksi/2000/1927/contents/made; and The Electricity Works (Environmental Impact Assessment) (Scotland) Regulations 2000: http://www.legislation.gov.uk/ssi/2000/320/contents/made 19 Infrastructure Planning (Environmental Impact Assessment) Regulations 2009 (IPC EIA Regs): http://www.legislation.gov.uk/uksi/2009/2263/contents/made 21 2.2.2. 火力発電所リプレースの定義 TCPA EIA 規定 欧州 EIA 指令と同様、TCPA EIA 規定には火力発電所設備のリプレースや改修に関する定 義はない。 この規定の目的は EIA 指令の目的を国家レベルに再現したもので、管轄官庁（この場合 は地域計画当局（LPA） ）が、環境に著しい影響を与える恐れのある開発に関する適当な情 報を入手し、開発を認可するか否か決定できるようにすることである。20 TCPA EIA 規定の付則 1 と 2 では、 プロジェクトがふたつのカテゴリーに分類されている。 分類方法は EIA 指令と同様で、例えば EIA 実施が義務付けられているプロジェクト（付則 1）と、地域計画当局（LPA）がそのプロジェクトは環境に著しい影響を与えるか否かにつ いて個別に決定しなければいけないプロジェクト（付則 2）に分類されている。 TCPA EIA 規定の付則 1 には、熱出力が 300MW 以上の火力発電所と原子力発電所（核分 裂物質と燃料親物質の変換と生産に関する研究施設で、最大出力が 1 キロワットの連続的 熱負荷を超えないものを除く）に関して、EIA の実施が必要であると述べている。付則 2 のプロジェクトには電気、蒸気、温水の生産に関する産業施設で、もし開発地域が 0.5 ヘク タールを超える場合は（そして付則 1 の含まれていない場合は）対象として含まれる。 Electricity EIA 規定 Electricity EIA 規定は、Electricity Act 198921の 36 条の適用との関連で、建設の許可、熱出 力が 50MW 以上の発電所の拡張や運営を対象とする。この規定の管轄官庁はエネルギー・ 気候変動省である。Electricity EIA 規定の対象となるプロジェクトもふたつのカテゴリーに 分類されている。 - 付則 1（すなわち EIA 実施が義務付けられている）プロジェクトの対象は、対象の火力発 電所が 300MW 以上の開発、全ての原子力発電所の開発、そして付則 1 の対象となる開発に 関する全ての変更や拡張で、付則 1 の閾値を満たすものと定めている。 - 付則 2（すなわち EIA 実施は個別に判断される）プロジェクトの対象は、対象の発電所（原 子力発電所を除く）が 300MW 以下の開発、発電所の増設、付則 1（付則 1 の閾値を満たす 20 Guidance on the Electricity Works (Environmental Impact Assessment) (England and Wales) Regulations 2000 (URN 01/789): http://webarchive.nationalarchives.gov.uk/+/http://www.berr.gov.uk/files/file21857.pdf 21 Electricity Act 1989: http://www.legislation.gov.uk/ukpga/1989/29/contents 22 ものは除く）プロジェクトか付則 2 プロジェクトで ”開発が既に認可もしくは履行されてい る、または履行の段階にある、そして変更や拡張が環境に著しい負の影響を与える恐れの ある場合”の変更や拡張と定めている。発電所の変更や拡張についての付則への追記は、 Electricity EIA 規定 2007 の改正時に導入された。 IPC EIA 規定 IPC EIA 規定では、熱出力が 300MW 以上の非原子力発電所や原子力発電所（核分裂物質 と燃料親物質の変換と生産に関する研究施設で、最大出力が 1 キロワットの連続的熱負荷 を超えないものを除く）の開発には EIA の実施が要件となっている。このような主要なイ ンフラ施設に関するプロジェクトに関する現在の管轄官庁は、インフラ施設建築申請検討 委員会（Infrastructure Planning Commission）である。 石油や天然ガスを燃料としており出力が 10MW 以上の発電所に関しては、 Energy Act 1976 の 14 条（1）に基づき、イングランド、スコットランド、ウェールズ地方のエネルギー・ 気候変動省にて管理されているエネルギー政策許可が必要となる。 Transposing LCP 指令 イギリスは、LCP 指令を様々な法律を通してイギリス国内法へ導入したが、そのうちの ひとつが、同指令に基づいて燃焼施設を定義している Large Combustion Plants (England and Wales) Regulations 2002（大規模燃焼施設に関する規定）22である。 Transposing IPPC 指令 IPPC 指令は当初、Pollution Prevention and Control (England and Wales) Regulations 2000 (汚 染防止と抑制に関する規制＝PPC 制度)によってイギリスの法律に導入された。これらの法 律は、環境に関する認可の付与について、Environmental Permitting (England and Wales) Regulations 2010（EP 規定）23に置き換えられた。 イギリスの PPC 制度は、環境機関に対して、大規模な産業施設（Part A(1)の施設）からの 大気、水、土壌への排出についての規定を設けている。Part A (2) の施設（小規模の産業施 設）からの大気、水、土壌への排出については、現地の管轄当局によって規定されている。” 運営上の変更”の定義は、IPPC 指令での定義を反映している。”大幅な変更”は、EP 規定の 22 Large Combustion Plants (England and Wales) Regulations 2002: http://www.legislation.gov.uk/uksi/2002/2688/contents/made 23 Environmental Permitting (England and Wales) Regulations 2010: http://www.legislation.gov.uk/uksi/2010/675/contents/made 23 付則 1 のセクション 1.1 の Part2 と Part (A) 1 に設定されている、Part A の施設に対する閾値 に基づいて定義されおり、これには総計の定格熱入力が 50MW を超える燃焼設備も含まれ る。 2.2.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 TCPA EIA 規定の付則 2 のプロジェクトには、付則 1 もしくは付則 2 のプロジェクトで ” 開発が既に認可もしくは履行されている、または履行の段階にある、そして変更や拡張が 環境に著しい負の影響を与える恐れのある場合”の変更や拡張が含まれる。これらの変更や 拡張には、変更前のプロジェクトと同じ閾値や基準が適用される。もし付則 1 の閾値の必 要条件が拡張に適用されるのであれば、EIA の実施が義務付けられるが、そうでなければス クリーニングが必要となる可能性がある。また、付則 2 の開発が”影響を受けやすい土地”、 例えば学術研究上重要地域（SSSI）や Nature Conservation Order（自然保全命令）の対象地、 特別自然美観地域(AONB)に属している土地などにある場合は、スクリーニングの実施が必 要となる。 回状 02/99: 環境影響評価（EIA）24には、TCPA EIA 規定に関連した LPA（地域計画当局） のガイダンスが設定されている。Annex A とこの回状は、大臣の観点で EIA の実施が必要 と見なされる可能性の高いプロジェクトに対する基準と閾値を設定している。Annex A の A11 によると、Electricity Act 1989 に則って貿易産業大臣（現在のエネルギー・気候変動省） からの認可が必要となる発電所（すなわち熱出力が 50MW 以上の発電所）は、一般的に EIA の実施が必須となる。このガイダンスは、より小規模で新しい原子力駆動でない発電所に 関しては、EIA 実施が要求される可能性が低くなるという点にも言及している。新しい発電 方法を利用する小規模の発電所については、Planning Policy Statement 22 (PPS22)（再生可能 なエネルギー）25.に関するガイダンスに沿って慎重に検討されなければならない。主要な検 討点は、大気への排出レベル、燃料の輸送手配や視覚的影響となる可能性が高い。 Baker v Bath and North East Somerset Council での Hinton Organics (Wessex) Ltd に対する高等 裁判所の判決(High Court, 19 February 2009)は、LAP（地域計画当局）による、認可の下りた 既存の開発の変更や拡張を対象とするスクリーニング計画の適用方法に影響を持つと考え られている。 コミュニティ及び地方自治体（CLG）から 2009 年 11 月 18 日付けでイギリスの Chief 24 Circular 02/99: Environmental Impact Assessment: http://www.communities.gov.uk/documents/planningandbuilding/pdf/155958.pdf 25 Planning Policy Statement 22 (PPS22): http://www.communities.gov.uk/documents/planningandbuilding/pdf/147444.pdf 24 Planning Officers に宛てられた手紙26には、判決によって、EIA の実施が必要であるか否かの 評価に際し、計画当局は、開発の変更修正部分のみを独立して検討するのではなく、TCPA EIA 規定の付則 2.13(a)(i)にあるように、変更修正された開発全体による影響に目を向ける必 要に迫られることになる、という CLG の意見が述べられている。この裁判にて、裁判官は この点においては TCPA EIA 規定は EIA 指令に反していると述べた。しかし、回状 02/99 の 46 段落には、”影響の重大さは既存の開発に照らして考察されなくてはならない”と記述さ れている。TCPA EIA 規定 2010 の草稿の検討では、既存の EIA 開発の拡大に関するより包 括的なスクリーニングが要件とされる。つまり、スクリーニングの際に、拡張による影響 のみを考察するよりも、開発全体による環境への影響を考慮するべきということである。 2010 規定はまた、回状 02/99 を新しいガイドラインと置き換える。 Electricity EIA 規定に関するガイドラインの段落 3.2.1 には、熱出力 50MW 以上の発電所 を稼動する（つまりこれらの規定の検討事項の対象となる）ことは、従来、現地の景観に 著しい影響を与えると同時に、大気汚染、騒音など周辺の地域社会に対して、また現地の 交通にも（建設や発電所への燃料輸送などの操業中に）著しい影響を与える可能性がある と述べられている。それらの影響は長期的なものであることから、エネルギー・気候変動 大臣は通常、そのような火力発電所に対し EIA の実施を求める。ガイドラインはまた、既 存の発電所の拡張や改修（例えば発電所の稼働能力の増加や操作プロファイルの変更）は、 周辺地域の大気質や騒音レベル、交通などに著しい影響を与えるため、EIA の実施が要求さ れる可能性が高いとも述べている。 TCPA EIA 規定と Electricity EIA 規定の付則 2 のプロジェクトは、TCPA EIA 規定と Electricity EIA 規定の付則 3 に規定されている選考基準（EIA 指令に規定されている基準に 近い）を適用する”スクリーニングプロセス”を実施する義務がある。但し、TCPA EIA 規定 にも Electricity EIA 規定にも、火力発電所のリプレースの選考基準に関する具体的な言及は ない。 EIA の実施が要求された場合、申請者は必要に応じて、TCPA EIA 規定もしくは Electricity EIA 規定の付則 4 の規定に則った環境報告書を提供しなければならない。これは、EIA 指令 の Annex IV による要求を反映している。大臣や LPA（地域計画当局）が必要に応じて、環 境に関する他の情報や検討の場にて挙がったコメントなどと併せて、この報告書を考察す る。 26 http://www.communities.gov.uk/documents/planningandbuilding/pdf/letterenvironmentaljudgment.pdf 25 2.2.4. 火力発電所の効率促進のための政策 2-2-4-1 排出上限 LCP 指令は、大規模な石炭/石油火力発電所に、2015 年までにより厳しい環境基準を満た すよう要求している。もしこの環境基準を満たすために発電所を改修することが出来ない 場合は、2015 年までに発電所を閉鎖しなくてはいけなくなる。さらに、LCP 指令は発電所 に対し、新しい環境基準を選択するか、その代わりに発電所を（2008 年 1 月 1 日以降）2 万時間稼動した後に、2015 年 12 月 31 日に閉鎖することを求めている。新しい環境基準の 選択に際しては、排出上限値（ELVs）か排出削減計画（National Emission Reduction Plan） のどちらかを選択しなければならない。 環境局によると、排出上限値を選択した発電所は、排出上限値を尐なくとも LCP 指令に よる二酸化硫黄、窒素酸化物や粉塵などに対する最低基準と同じくらい厳しく設定してい る。LCP 指令は二酸化硫黄や窒素酸化物に対し、年間の質量限界を譲渡不可能な A リミッ トと譲渡可能な B リミットの形態で設定している。27 イギリスでは、PPC 制度（汚染防止と抑制に関する規制）と環境庁、地域当局が、燃焼 活動と設備導入による汚染に対する排出上限値が、BAT の活用を前提として設定されてい ることを確認しなければならない。 環境庁は、17 の大規模な石炭/石油火力発電所からの二酸化硫黄、窒素酸化物と粉塵の排 出量を調整（抑制）するが28、これらの調整は、EP 規定によって実施される環境に関する 認可の一環として実施されている。 【参考：排出権取引】 イギリスの既存の大規模燃焼施設（熱出力が 50MW 以上の施設）に対する排出権取引体 制は、国家的な排出量削減計画（NERP）29によって 2008 年 1 月 1 日に導入された。NERP は LCP 指令の一環である。この体制の下、大規模な燃焼施設（1987 年 7 月 1 日以前に稼動 が認可されたもの）は、各自の二酸化硫黄、窒素酸化物と粉塵に関する年間排出枠を、他 の大規模燃焼施設と売買することができる。NERP の取引体制は、Large Combustion Plants (National Emission Reduction Plan) Regulations 2007（大規模燃焼施設-国家排出量削減計画-に 関する規定）30によって規定されている。 27 http://www.environment-agency.gov.uk/business/sectors/32613.aspx?style=print 28 http://www.environment-agency.gov.uk/business/sectors/32613.aspx?style=print 29 http://www.environment-agency.gov.uk/business/topics/pollution/32230.aspx 30 http://www.legislation.gov.uk/uksi/2007/2325/contents/made 26 2-2-4-2 技術／効率要件 コジェネレーション（熱電併給） 2006 年 12 月、貿易産業省（現：エネルギー・気候変動省（DECC））は、Energy Act 1976 の S14（1）と Electricity Act 198931の S36 に付随する参考資料なるガイドラインを制定した。 このガイドラインによると、イギリス政府にはエネルギー政策（2003 年のエネルギー白書 にて設定された）に係る 4 つの長期的な目的を掲げている。 - 2050 年までに二酸化炭素排出量を 60％削減するための軌道に乗せる - 安定したエネルギー供給を維持する - イギリス国内外での競争市場を推進する - 全ての家庭が適切かつ経済的に暖められている（適切かつ経済的に電気を利用して いる）ことを確実にする この 2006 年のガイドラインは、新規発電所でのコジェネレーション（CHP＝熱電併給 /Energy Act 1976 の S14（1）に規定され、Electricity Act 1989 の S36 の適用対象である）に関 するガイドラインである。 イギリス政府は、エネルギーに関する長期的な目的の達成に向けて、”CHP の利用を増加 し、工業と商業、公的サービスとコミュニティの暖房サービスなどの間で、熱の生産的な 共有がなされるように最大限の努力を投じる”と述べている。 CHP は、発電過程での副産物として生産された廃熱を活用する非常に燃費効率の良い技 術であり、政府は実用的な CHP を推進し、2010 年までに質の高い CHP 設備の能力を尐な くとも 10GWe にまで達成するために最大限の努力を投じると述べている32。質の高い熱電 併給事業（Good Quality CHP）は、政府の CHP 品質保証(CHPQA)プログラム33の下で査定・ 認定され、気候変動税の免除、EU 排出権取引制度（ETS）や Enhanced Capital Allowances（資 本控除の強化）に基づいた炭素排出枠の受益など、さまざまな範囲の政府政策を通じて支 援される。出力効率が品質指数の閾値や基準を満たすもの、例えば通常の運転条件での最 大の熱出力時の品質指数が 100 のものが、質の高い熱電併給事業（Good Quality CHP）とし て認定される34。 31 http://www.decc.gov.uk/assets/decc/what%20we%20do/uk%20energy%20supply/development%20cons ents%20and%20planning%20reform/electricity/file35728.pdf 32 P.3 of the Guidance on background information to accompany notifications under S14(1) of the Energy Act 1976 and applications under s 36 of the Electricity Act 1989. 33 http://chpqa.decc.gov.uk/about-us/ 34 https://www.chpqa.com/guidance_notes/GUIDANCE_NOTE_10.pdf 27 政策は火力発電所の開発者に対し、新規発電所の提案書を展開する際に CHP を十分に活 用する可能性に目を向けるよう求めており、CHP の活用は不経済なことではないと述べて いる。具体的には、Energy Act 1976 の S14（1）もしくは Electricity Act 1989 の S36 に基づく 開発計画が申請される際に、CHP 利用の機会についてしっかりと調査を実施したという情 報が開発者から提供されることを期待している。この場合の情報とは以下の事項を含む。 - 提案場所を選択した理由の説明； - 地域暖房の機会に関する経済的な実現可能性と、CHP 利用の利点を最大限に生かす 方法を確認し考察するために実施された調査に関する報告書 - 連絡をとった機関の一覧；そして もし提案書が CHP を利用しない発電所に関するものである場合、 - そのような結論に至った理由（つまり既存の地域暖房市場を開拓することは経済的 に実現可能ではない） - 地域内における将来的な必要熱量のポテンシャルに関する説明；そして - 将来の熱需要ポテンシャルの開拓に係る提案スキームの中での対策 政府によるとこの政策は、設備の運営に際してエネルギーが効率的に利用されることを 要件とする IPPC 指令、また、CHP 活用の技術的かつ経済的な実現可能性を検討し、実現可 能な場合は、市場とサイト分布について考慮をしながら、しかるべき設備の導入を展開す ることを要件とする LCP 指令と一致していると述べる。 28 Carbon Capture Readiness (CCR) 2009 年 4 月、DECC（エネルギー・気候変動省）は、新規の石炭火力発電所は将来的に CCS 技術の具体化を要求する旨を発表した.35 。同省はまた、炭素回収への準備（Carbon Capture Readiness (CCR)）というガイドラインを公開した。同ガイドラインは、Electricity Act 1989 のセクション 36 が同意する適用について言及している。また、このガイドラインは、 Planning Act 2008 の下に設置されたインフラ施設建築申請検討委員会への申請にも適用し ている。同ガイドラインは、300MW 以上の発電能力を持つ発電所と LCP 指令の適用対象と なっている発電所へ適用される。その適用範囲はイングランドとウェールズのみとなって いる。 CCR の目的は、将来、CCS が技術的また経済的に実行可能となったときに、対象事業所 が CCS 技術を持つ施設に改良されることを確認することである。なお、開発者は Electricity Act S36 に基づいて建設や運営申請を実施する際に、CCR について明らかにしなければなら ない。 スコットランドの火力発電所についても同様の状況である.36。2009 年 11 月 9 日以降、石 炭火力発電所の新規申請の際には、CCS 技術の取り込み（稼動初日から最低 300MW の発電 能力がある発電所が対象）について明示しなければならない。この目的は既存の発電所が 2025 年までに改良されることにある。しかし、もし CCS が技術的または経済的に実行可能 でない場合は、ETS（排出権取引制度）に基づいた、排出基準による代替案が考察される。 なお、2010 年 3 月、DECC（エネルギー・気候変動省）は－クリーン石炭：イギリス国内 での炭素回収と貯蓄に対する産業戦略37－を公開した。 また、DECC は CCS コンペを開催した。コンペは当初は S36 に一致する石炭火力発電所 の申請者のみを対象としていたが、2010 年 11 月、政府によって CCS 実施プログラムの対 象がガス火力発電所にまで拡大されることが告知された38。 35 http://www.decc.gov.uk/assets/decc/what%20we%20do/uk%20energy%20supply/development%20cons ents%20and%20planning%20reform/electricity/1_20091106164611_e_@@_ccrguidance.pdf 36 http://www.scotland.gov.uk/News/Releases/2009/11/09170209 37 http://www.decc.gov.uk/assets/decc/what%20we%20do/uk%20energy%20supply/energy%20mix/carbon %20capture%20and%20storage/1_20100317090007_e_@@_cleancoalindustrialstrategy.pdf 38 http://www.decc.gov.uk/en/content/cms/news/PN10_117/PN10_117.aspx 29 BAT イギリスでは、環境・食料・農村地域省によって、イングランドとウェールズにて BTA （利用可能な最善の手段/技術）がどのようにして適用されるべきか、という点に関するガ イダンスがいくつか発表されている39。これには以下が含まれる。 - プロセスガイダンスは、例えば 1/4（95）－熱入力の純量が 20-50MW のガスター ビンについて言及する。例えば、新規または既存のタービンの運転が 1 年間で 100 時間以内の場合に対する二酸化窒素の排出上限は 400mg/m3 である。一方、 新規または既存のタービンの運転が 1 年間で 100 時間以上の場合に対する二酸 化窒素の排出上限は 125mg/m3 である。（以下参照） - セクターガイダンスは、Part A(2)の活動について言及する40 - 大気質について言及する41。 表 天然ガス火力の二酸化窒素の排出原単位 39 http://www.defra.gov.uk/environment/quality/pollution/ppc/localauth/pubs/guidance/notes/pgnotes/docum ents/PG1_04.pdf 40 http://www.defra.gov.uk/environment/quality/pollution/ppc/localauth/pubs/guidance/notes/sgnotes/index.h tm 41 http://www.defra.gov.uk/environment/quality/pollution/ppc/localauth/pubs/guidance/notes/aqnotes/index.h tm 30 2.2.5. 火力発電所のリプレースに関する市場慣行 2-2-5-1 自発的なイニシアティブ CHP 品質保証プログラム 2-2-4-2 で述べられている、政府の CHP 品質保証（CHPQA）プログラムは、産業界のよ る CHP の取り入れを奨励するために政府によって設置された自発的なプログラムである。 火力発電所の開発者は、もし質の高い CHP を達成することができれば、順番に特定の利益 （気候変動税の控除や資本控除）を享受することが可能となるため、CHP の自己評価・認 証に応じる可能性がある42。 CHPQA は、既存/新設 CHP スキーム双方に適用される。これは火力発電所のリプレース を必ずしも推進するものではないが、CHP を既存または新規の開発と一致させるため、も しくは既存の CHP 体制を向上させるために、火力発電所の改修を奨励する内容となる。 プログラムによるさまざまな利益を主張するためには、CHPQA による認定を取得しなけ ればならない43。（以下、具体例） - 資本控除の強化（Enhanced Capital Allowances (ECAs)）のためには、納税申告 控除を主張する前に、エネルギー効率に関連する大臣からの認定を取得する 必要がある；そして - 燃料入力と出力に関する気候変動税（Climate Change Levy (CCL)）の控除を主 張するためには、CHP スキームに関連する大臣より控除証書を取得しなけれ ばならない。 42 http://chpqa.decc.gov.uk/ 43 http://chpqa.decc.gov.uk/chpqa-certificates/ 31 2-2-5-2 コミュニティとの対立に関する事例 キングスノース発電所 2006 年 10 月、EON によって、キングスノースに既存する石炭火力発電所と入れ替えに、 2 基の 800MW の超臨界圧石炭火力発電所（IGCC）の建設が提案された。これは、大気への 炭素排出を削減するために既存の発電所の稼動を停止し、より高効率の新規発電所によっ てその地域の発電能力を維持する方法として提案された。 同提案は、グリーンピース（Greenpeace）のような気候に関する活動家による強固な反対 にあった。例えば、2009 年 6 月には、キングスノースでの積み荷降ろしを停止させるため のキャンペーンが展開され、人々が船に乗り込んで反対活動を実施した。キングスノース 発電所に関する環境報告書は、追加的な発電所は、明確で具体的な現地での必要性の存在 が実証されない限り認可されないと規定する Regional Planning Policy CF9 を引用した。EON は（2015 年末までの既存の発電所の閉鎖によって生じる）既存の石炭火力発電所のリプレ ースは、現地のさらなる発電能力の開発に対する要求を生み出すという議論を提示した。 それにもかかわらず、プロジェクトは 2009 年 10 月に EON によって廃止された。EON は、 廃止は” 世界的不況によって電力への需要が低減したため、イギリス国内での、2016 年に 向けた新規発電所の必要性が先送りにされた”要因によるものであると主張するが、キャン ペーンを展開した人々はこれを彼らの勝利だと見なしている。 32 2.3. ドイツ 2.3.1. 環境影響評価に係る政策 ドイツでは、特定の官民事業の環境アセスメント (environmental impact assessment、略称 EIA) に関する1985年6月27日付け欧州理事会指令85/337/EEC44 (EIA指令) が、環境アセスメ ント法 (Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung、略称UVPG 45 )、ならびに国内各州 (Länder) で策定された州レベルの法令により国内法に転換されている。 2.3.2. 火力発電所リプレースの定義 ドイツ環境アセスメント法 (UVPG) § 2 (2) の一般定義によると、｢事業 (プロジェクト)」 とは、次のものをいう。 1) 附属書 1 の定義 a) 技術的設備の設置及び運用 b) 他のすべての設備の建設 c) 自然と景観に影響を及ぼすすべての活動の実施 2) 以下についての変更 (拡張を含む) a) 技術的設備の所在地、特徴、または運用方法 b) 他のすべての設備の所在地または特徴 c) 自然と景観に影響を及ぼすすべての活動の実施 さらに、UVPG § 3e には、環境アセスメントが義務付けられている事業の変更と拡張が指 定され、次のどちらかに該当する場合は環境アセスメントを行う義務が課されると明記さ れている。 しかしながら、火力発電所のリプレースの定義は明確化されていない。 44 Directive 85/337/EEC (最新統合版): http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CONSLEG:1985L0337:20090625:EN:PDF 45 Umweltverträglichkeitsprüfungsgesetz – UVPG (統合版): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/uvpg/gesamt.pdf 33 1) 変更または拡張自体が附属書 1 第 1 列に記載された事業の規模･能力基準値に達し、 またはこれを超える場合。 2) UVPG § 3c, 1 及び 3 に係る予備審査の結果、当該変更または拡張が著しく有害な影 響を環境に及ぼすことが示された場合。この予備審査の一環として環境アセスメン トが義務付けられる事業で以前行われた変更または拡張のうち、現行の UVPG に基 づく環境アセスメントが行われなかったものも考慮に含めなければならない場合。 UVPG 附属書 1 では、著しく有害な影響を環境に及ぼす可能性が高い産業部門について、 以下を含む事業種別を記載している (合計 19 種別)。 - 発熱、鉱業、及びエネルギー (1) - 土石、ガラス、セラミック、建設資材 (2) - 鋼鉄、鉄その他の金属及びその処理 (3) - 化学製品、医薬品、鉱油の精製及び処理 (4) - 廃棄物その他の物質の回収及び処分 (8) - 物質及び混合物の保管･貯蔵 (9) - 原子力エネルギー (11) その他 UVPG 附属書 1 では、これら 19 の事業種別と各々の下位種別についてさらに詳しく説明 している。欧州 EIA 指令をドイツ国内法に転換した UVPG では、このアプローチにより、 対象となる事業種別を元の指令より詳細に定めている。 UVPG 附属書 1 には、3 種別の事業が記載されている。（附属書における火力発電所に関 連する記載に関しては、次頁参照） 1) この附属書 1 の第 1 列に「X」が表示された事業には、いずれの場合も環境アセス メントが義務付けられる。 2) この附属書の第 2 列に「A」が表示された事業に環境アセスメントの要件が適用さ れるかどうかは、ケースバイケースの一般的な予備審査 (スクリーニン グ)(allgemeine Vorprüfung des Einzelfalls) により決定される。 3) 最後に、この附属書の第 2 列に「S」が表示された事業に環境アセスメントの要件が 適用されるかどうかは、当該場所ごとの審査 (スクリーニング)(standortbezogene Vorprüfung des Einzelfalls) によりケースバイケースで決定される。 34 なお、環境アセスメントの実施の有無に関する具体例について、ドイツ環境自然保護原 子炉安全省へのインタビューにもとづき、以下に整理した。 ・ 変更に係る具体例として、ボイラーやタービンの入れ替えは、全く同じものを入れ替え るとしても、本質的な変更となること、また、工事に伴う環境影響が考えられることや、 入替に伴い他系列での運転計画が変更となる（※Build＆Scrap の場合）ため、アセス対 象になる。 ・ 発電設備を従来の石炭火力設備から IGCC に変更した場合も、温室効果ガスの排出量は 減尐する（負荷が軽減される）ものの、工事に伴う環境影響が生じることからアセス対 象となる。 35 2.3.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 一般に、ドイツにおける環境アセスメント (environmental impact assessment、略称 EIA) は 個別の行政手続きとして行われず、計画された事業に関する許認可の申請･承認手続きの枠 組み内で行われる。 例 え ば 運 用 許 可 に つ い て は 、 連 邦 汚 染 防 止 法 (Bundes-Immissionsschutzgesetz 、 略 称 BImSchG46) に基づき行われる。 エネルギー部門に関しては、燃焼設備 (発電所、コージェネレーション (熱電併給) 施設、 ガスタービン、燃焼機関設備その他の燃焼設備等) とその関連蒸気ボイラーで燃料を使用す ることにより電気、蒸気、温水、加工熱、または高温排出ガスを生成する設備の設置及び 運用に対し、設備の能力に応じて以下の EIA が適用され、または適用される可能性がある (UVPG 附属書 1, 1)。 1) 上記で定義されたエネルギー事業のうち、熱出力が 200 MW を超えるもの (UVPG 附属 書 1 第 1 列に「X」が表示された事業) に法的に義務付けられた EIA 審査。 2) 上記で定義されたエネルギー事業に適用されるケースバイケースの一般的な予備審査 (allgemeine Vorprüfung des Einzelfalls) は、例えば熱出力が 50 MW～200 MW のもの (UVPG 附属書 1 第 1 列に「A」が表示された事業) に対して行われる。 3) 上記で定義されたエネルギー事業にケースバイケースで行われる場所ごとの予備審査 (standortbezogene Vorprüfung des Einzelfalls) は、例えば熱出力が 20 MW～50 MW で特に 沸点の低い暖房用軽油 (Heizöl EL)、メタノール、エタノール、液体ガスなどを使用す るもの (UVPG 附属書 1 第 1 列に「S」が表示された事業) に対して行われる。 UVPG では、エネルギー事業に対する EIA の強制実施について EIA 指令より厳しい要件 を定めている。EIA 指令は、火力発電所その他の燃焼設備のうち熱出力が 300 MW 以上の ものに対して EIA を義務付けているが、ドイツでは、熱出力が 200 MW を超えるこれらの 設備に対し、EIA を法的に義務付けている。 なお、エネルギー事業に対し EU またはドイツの法令に基づく EIA が必要かどうかは、 当該事業が新設か、または既存事業の変更若しくは拡張かではなく、設備の能力に応じて 決定される。そのため、新規事業あるいは既存エネルギー事業の変更または拡張により熱 出力が 200 MW を超える場合は、行政手続きの一部として EIA が強制的に行われる。この 基準値に満たない他のエネルギー事業 (新規事業、あるいは既存事業の変更または拡張) に ついては、当局によるケースバイケースの予備審査 (スクリーニング) の結果に応じて EIA 46 BImSchG (consolidated version): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/bimschg/gesamt.pdf 36 を行うかどうかが決定される。ドイツの UVPG では、そのようなケースバイケースの予備 審査を、一般的なもの (UVPG 附属書 1 で「A」が付いた事業) と、場所ごとに行うもの (UVPG 附属書 1 で「S」が付いた事業) の 2 種に区別している。 ドイツ連邦環境省 (Bundesumweltministerium、略称 BMU) では、UVPG について次の 2 つの指針を公表している。 - ｢ 新 た な EIA 規 定 の 適 用 と 解 釈 ｣ (Anwendung und Auslegung der neuen UVP-Vorschriften47)、2003 年 8 月 14 日版 - ｢事業に対し EIA を強制すべきか決定するためのケースバイケースの予備審査に関 する指針｣(Leitfaden zur Vorprüfung des Einzelfalls im Rahmen der Feststellung der UVP-Pflicht von Projekten48)、2003 年 8 月 14 日版 UVPG はこれら指針文書の公表後に改正されているため、これらの指針には最新でない箇 所もある点に注意する必要がある。ただし、これらの指針にて説明されている原則は、基 本的に変わっていない。 ｢事業に対し EIA を強制すべきか決定するためのケースバイケースの予備審査に関する指 針」では、強制 EIA の基準値 (200 MW) 未満の各ケースで EIA の必要性を当局がいかに決 定するか詳しく説明している。 1) ケースバイケースの一般的な予備審査 (熱出力が 50 MW～200 MW のエネルギー事 業などに対する) の場合、当局は、まず UVPG 附属書 2, 1 に記載された基準 (事業 の特徴と設計、すなわち規模、廃棄物管理、事故のリスク、公害、水の使用、土壌、 自然、景観) に基づき、考慮すべき影響を当該事業が環境に及ぼすか評価しなけれ ばならない。これに該当しない場合、当該事業に EIA は不要となり、当局はその決 定に正当な理由を提供する。特定の要因により何らかの考慮すべき影響が環境に及 ぶ可能性がある場合は、追加審査が必要とされ、当局は、UVPG 附属書 2, 2 に基づ き、一般的な方法で当該事業について当該場所に固有の基準を推定する (当該事業 の影響を受ける可能性がある地域の生態の感受性、当該地域の既存の用途、当該地 域の水質、水再生能力、土壌、自然、景観の審査を含む)。上記で特に考慮すべき事 項は、当該場所ですでに環境に影響を及ぼしている他の既存事業との特定の累積作 用である。UVPG 附属書 2, 1 及び 2 の基準に関する審査結果をまとめ、可能性とし て考えられる有害な環境影響のリストが作成される。これらについては、影響の度 合い (影響を受ける地理的領域と規模)、国境を越えた影響、影響の大きさと複雑度、 影響が生じる確率とその持続時間、影響の頻度と可逆性など、UVPG 附属書 2, 3 の 47 http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/anw_uvp_vorschriften.pdf 48 http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/vorpr_uvp_pflicht.pdf 37 基準に基づく関連性を、それぞれ評価しなければならない。審査の結果、考慮すべ き環境影響が生じうるという結論が出た場合は EIA を行わなければならず、それ以 外の場合 EIA は不要とされる。考慮すべき環境影響が生じる疑いがある場合にも、 EIA は必要になる。 2) ケースバイケースの場所ごとの予備審査 (出力が 20 MW～50 MW で特定種別の燃 料を使用するエネルギー事業に対する) の場合、当局は、比較的小規模または低能 力の事業であっても、UVPG 附属書 2, 2.3 に記載された感受性の高い地域 (ナチュー ラ 2000 (Natura 2000、EU の保護区域ネットワーク) 保護区、水保護地域、国立公園、 法的に保護されたビオトープを含む) の環境に何らかの考慮すべき影響が及ぶ可能 性がないか審査する必要がある。そのため、当局は、まずそのような感受性の高い 地域が直接的または間接的に影響を受ける可能性があるか決定する。そのような地 域が影響を受けない場合、EIA を行う必要はない。感受性の高い地域が影響を受け る可能性がある場合、当局は、UVPG 附属書 2, 1, 2.3, および 3 に係る場所ごとの基 準についてさらに詳しく調べ、感受性の高い地域の環境に当該事業が何らかの考慮 すべき影響を及ぼす可能性があるか結論を出す必要がある。 EIA が必要ないかなる場合も (関連する基準値を超えた場合、または当局がケースバイケ ースの審査に基づき EIA が必要と結論した場合)、当該事業の規模にかかわらず、あるいは 当該事業が新規事業か、既存事業の変更または拡張かにかかわらず、必ず一般公衆の参与 が必要とされる (UVPG § 2 I, 3, § 9)。 なお、ドイツ環境自然保護原子炉安全省へのインタビューでは、これまでに、火力発電 所から排出される汚染物質・温室効果ガスが削減される変更／改修を促進するために、環 境アセスメントの評価項目・評価手法の削減／緩和を可能とする文言の追加に関して検討 したことはないとの事である。また、火力発電所の新設、リプレースどちらにおいても、 評価項目・評価手法は同じであり、リプレースの場合には、予備審査を実施することで本 審査に進まないケースがある。 38 2.3.4. 火力発電所の効率促進のための政策 2-3-4-1 排出上限 事業者は、排出量を抑制するため、絶えず進化する最先端の技術を取り入れなければな らない。これは、許認可の取得義務がある施設にもない施設にも当てはまり、また各施設 の排出量とは無関係である (BImSchG § 22)。｢最先端｣(state-of-the-art) とは、「安全な設置、 環境負荷の尐ない廃棄物処理、または環境への影響を回避し若しくは最小限に抑え、総合 的に高いレベルの環境保護を確実に実現する上で良好な試験結果を出し、大気、水、及び 土壌への排出量の抑制措置を実行できることが示された先進の工程、施設、または作業･運 用方法の開発の現状」と定義される。 大気排出に関する最先端の技術水準は、大気汚染防止に関する技術指針 (TA Luft 200249) に詳述されている。TA Luft では、新規設備、特に煙、ばい煙、粉じん、ガス、蒸気、エア ロゾル、及び悪臭物質により生じる大気汚染物質について技術的な排出基準を具体的に定 めているが、法的拘束力のある規則ではなく、許認可プロセス中に排出レベルを設定する 指針として当局内でのみ使用されている。2002 年 10 月 1 日以降は、統合的汚染防止管理 (Integrated Pollution Prevention and Control、略称 IPPC) に関する指令 2008/1/EC (成文化版) に 基づき欧州 IPPC センターから刊行された、いわゆる「BAT (利用可能な最良の技術) 参照文 書｣(別名「BREF｣(BAT reference documents)) などの最先端の技術を 1986 年の従前法に加味 した改正 TA Luft が適用されている。 現在、 さらに発展した最先端の技術を取り入れるため、 TA Luft 2002 の改正が計画されているが、その改正の内容または時間枠 (タイムフレーム) に関する具体的な情報は、現時点で明らかにされていない。 作業機械に供電するため使用される廃棄物焼却炉と大規模燃焼施設のうち、出力が 50 MW 以上で固体、液体、または気体状の可燃物を使用するものについては、焼却及び混合 焼却に関する政令 (Verordnung über Luftqualitätsstandards und Emissionshöchstmengen、 別称 17. BImSchV (連邦汚染防止法第 17 政令)) 、及び大規模燃焼施設及びガスタービン発電所に関 する政令 (Verordnung über Großfeuerungs- und Gasturbinenanlagen、別称 13. BImSchV (連邦汚 染防止法第 13 政令)) で拘束力のある排出基準値が設定されている。 49 TA Luft 2002 (ドイツ語): http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/taluft.pdf 及び TA Luft 2002 (仮訳英語版): http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/taluft_engl.pdf+ ドイツ連邦環境 省 (Bundesumweltministerium、略称 BMU) から告示された TA Luft 2002 に関する説明文書 (ドイツ語のみ): http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/taluft_begruendung.pdf 39 連邦汚染防止法 (BImSchG) IPPC 要件は、ドイツ連邦汚染防止法 (Bundes-Immissionsschutzgesetz、略称 BImSchG) に 基づく既存の許認可制度と適合させてドイツの国内法に転換されている。BImSchG 運用許 可の取得が必要な設備は、許認可要件が適用される設備に関する政令 (Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen、別称 4. BImSchV (連邦汚染防止法第 4 政令)50) に記載され ている。 BImSchG に基づいた運用許可は、大気排出、火災、爆発、光、熱、振動、及び騒音によ る公害を抑制し、重大な傷害または障害を防ぐため、工業施設に関する要件を設定してい る。また、水及び土壌の保護に関する要件と、エネルギー効率に関する要件も定めている。 許可要件は、大気汚染防止に関する技術指針 (TA Luft 2002) のほか、BREF に基づいたも のになる。TA Luft は、新規及び既存 (変更、拡張) の設備に対し、行政当局が BImSchG に 基づき許可要件を設定し、または行政命令または許可を交付する際に参照するための指針 文書であり、許認可要件が適用される設備に関する政令 (4. BImSchV) に基づいて、排出量 及び排出基準値だけでなく、各設備に関する測定要件も詳細に記載している。また、所轄 当局は、許可を交付する際、BREF を考慮するものとされている。BREF は、法的強制力を 持つものではないが、許可または認可を交付する所轄当局に指針を提供することを目的と している。 大規模燃焼施設及びガスタービン発電所に関する政令 (13. BImSchV) 大規模燃焼施設とは、熱供給施設のうち、作業機械に供電するため使用され、出力が 50 MW 以 上 で 、 固 体 、 液 体 、 ま た は ガ ス 状 の 可 燃 物 を 使 用 し 、 連 邦 汚 染 防 止 法 (Bundes-Immissionsschutzgesetz、略称 BImSchG) に基づく許可の取得が義務付けられたもの をいう。ガスタービンを含む火力発電所及び作業機械に供電するため使用されるがスター ビンについての構築要件、排出基準、ならびに粉じん、CO、NOx、SO2、及び O2 に関する 初期、定期、及び連続的な大気測定要件は、大規模燃焼施設及びガスタービン発電所に関 する政令 (Verordnung über Großfeuerungs- und Gasturbinenanlagen、別名 13. BImSchV51) に概 略説明されている。 13. BImSchV にリストされた排出基準値は広範囲にわたり、固体燃料 (§ 3)、液体燃料 (§ 4)、気体燃料 (§ 5) など、燃料の種別と設備の能力に応じて異なる。ガスタービンの排出基 準は、UVPG § 6 に記載されている。 その例として、固体燃料とその燃焼施設の事業者には、以下の排出基準値と義務がそれ 50 4. BImSchV (統合版): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/bimschv_4_1985/gesamt.pdf 51 13. BImSchV (統合版): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/bimschv_13_2004/gesamt.pdf 40 ぞれ適用される。 1) 1 日あたりの平均値は、次の排出基準値を超えてはならない。 a) 粉じん:20 mg/m3 b) 水銀及びその化合物:0.03 mg/m3 c) 一酸化炭素:熱出力 50 MW～100 MW の場合:250 mg/m3、熱出力が 100 MW を超える 場合:200 mg/m3。 d) 二酸化硫黄:バイオ燃料を使用する場合 200 mg/m3。他の燃料を熱出力 50 MW～100 MW で、かつ流動層燃焼で使用する場合:350 mg/m3、または他の燃焼技術で使用す る場合:850 mg/m3。熱出力が 100 MW を超える場合:200 mg/m3 など。 適用される排出基準値の完全なリストは、13. BImSchV の法律文で参照できる。設備が大 幅に変更される場合も、変更部分及びその変更が影響を及ぼす部分に、同じ原則と排出基 準が適用される。そのため、変更部分だけの能力ではなく、当該設備の最大能力が問題と される。 41 【参考：排出権取引】 2004 年 7 月 15 日、温室効果ガス排出量取引法 (Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz、略称 TEHG52) が施行された。同法は、ドイツの排出量取引制度に関する主な要件を含んでおり、 欧州共同体における温室効果ガス排出量取引制度を定めた 2003 年 10 月 13 日付け指令 2003/87/EC53を国内法に転換することを目的としている。 排出量取引 (排出権取引) は、2005 年 1 月 1 日より開始した。TEHG は、その附属書 1 に 記載された温室効果ガス (現在 CO2 のみ) のうち、同附属書 1 に記載された活動中に生じた ものの排出量に適用される。また、TEHG は、連邦汚染防止法 (BImSchG) に基づき許可取 得が義務付けられた TEHG 附属書 1 に記載の設備と、TEHG 附属書 1 に記載されていない 設備の一部にも適用される。対象とされる設備としては、燃焼設備のうち熱出力が 20 MW を超えるもの、セメント、金属、及び紙産業など、より大規模なエネルギー集約型製造設 備などがある (対象とされる活動の全リストは、TEHG 附属書 1 を参照)。ドイツ排出量取 引局 (DEHST54) を運営する連邦環境庁 (Umweltbundesamt、略称 UBA) は、第 2 取引期間 (2008～2012 年) 中に排出量取引制度が適用される約 2,700 の設備を記載した資料55を公開し ている。 2005 年 1 月 1 日以降、対象設備は、許可を取得した場合に限り、CO2 を排出することが できる。BImSchG に基づく運用許可が必要な設備の場合、温室効果ガスの排出許可は、運 用許可に統合される。温室効果ガス排出量の変化につながる設備変更が計画されている場 合は、これについて、変更開始の尐なくとも 1 か月前までに州当局に届け出なければなら ない (TEHG § 4)。対象設備は、上記許可のほか、その温室効果ガス排出量と同等の温室効 果ガス排出許容量 (排出枠) が必要である (TEHG § 6)。放出許可と対照的に、許容量は移 転 (振替) 可能で、EU 内の企業間で取引できる。TEHG § 6 に基づき、各設備の責任者は、 当該設備の実際の温室効果ガス排出量に適用された許容量を、毎年 4 月 30 日までに放棄す る義務がある (この要件が適用された初めての年は 2006 年)。指令 2003/87/EC に基づき、 同じ期間について別の EU 加盟国から交付された許容量も認められる。 国家割当計画 (Nationaler Allokationsplan、略称 NAP56) に基づき、ドイツは、2008～2010 年平均の CO2 排出量を 1990 年比で合計 21 %削減するという全体目標を達成しなければなら 52 Treibhausgas-Emissionshandelsgesetz (TEHG – 統合版): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/tehg/gesamt.pdf 53 Directive 2003/87/EC (統合版): http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CONSLEG:2003L0087:20090625:EN:PDF 54 Deutsche Emissionshandelsstelle (DEHST): http://www.dehst.de/ 55 http://www.dehst.de/cln_153/SharedDocs/Downloads/DE/NAP_20II/Zut2012__NAP__II__NAP-Tabelle% 2CtemplateId%3Draw%2Cproperty%3DpublicationFile.pdf/Zut2012_NAP_II_NAP-Tabelle.pdf 56 NAP 2008-2012: http://www.bmu.de/files/emissionshandel/downloads/application/pdf/nap_2008_2012.pdf 42 ない。この全体目標は、産業部門、民間家庭、交通運輸、サービス、通商、産業、及びエ ネルギー生産に振り分けられている。NAP に基づき、対象とされる各設備は、州当局への 申請後の特定期間、特定の活動について許容量を取得する権利がある (TEHG §§ 9, 10)。第 1 取引期間の許容量は、無料で付与される。 第 2 取引期間 2008～2012 年に関する 2012 年ドイツ割当法 (Zuteilungsgesetz、略称 ZuG 201257) は、2007 年 8 月に施行された。同法は、国家割当計画 II (NAP II) を国内法で施行す るためのもので、初回取引期間と比べ、CO2 総量 (年間 100 万トン単位) を 11 %削減してい る。この削減分の大半は、エネルギー部門により達成されなければならない。ZuG 2012 で は、エネルギー生産に使用されている燃料の種別に応じて (ガスまたは石炭の場合)、(すで に適用済みの新規設備同様) 既存のエネルギー設備にも新たなベンチマーキング (基準) 制度を導入している。亜炭燃焼式の発電所に、特別なベンチマークは予測されていない。 同法では、効率的な設備を優先し、エネルギー集約型施設にペナルティを科してより多 くの許容量を市場で購入させることにより、ドイツのエネルギー産業の一層の近代化を目 標としている。 従前の取引期間と比べて特筆すべきもう 1 つの重要な変化は、すべての排出許容量 (排出 枠) が無料で割り当てられるわけではない点である。ドイツでは、指令 2003/87/EC でもた らされた許容量を総量の 10 %まで売却またはオークションできる機会を活用している。全 体で 4000 万件の許容量が売却用 (2008～2009 年期間) またはオークション用 (2010～2012 年期間) に割り当てられている。ただし、この規則は、エネルギー生産部門だけについて、 第 2 取引期間中、既存の設備のみに適用される。新規参入者には、予備の許容量から無料 で排出枠が割り当てられる。 ドイツにおける第 2 取引期間中のオークション実施方法の詳細は、排出量取引オークシ ョン政令 (Emissionshandels-Versteigerungsverordnung 2012、略称 EHVV 201258) に定められて いる。 1997 年京都議定書を導入し、欧州共同体における温室効果ガス排出量取引制度を定めた 指令 2003/87/EC を改正する指令 2004/101/EC を、京都議定書のプロジェクトメカニズムに 関して国内法に転換するため 2005 年 10 月に施行されたプロジェクトメカニズム法 (Projekt Mechanismen Gesetz、略称 ProMechG59) では、EU 排出量取引制度内で東欧諸国または開発 途上国の事業から炭素クレジットを輸入できる。 57 ZuG 2012 (統合版): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/zug_2012/gesamt.pdf 58 EHVV 2012 (統合版): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/ehvv_2012/gesamt.pdf 59 ProMech１G (統合版): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/promechg/gesamt.pdf 43 2-3-4-2 技術／効率要件 BREF ドイツ当局は、行政手続きで許認可の承認等について決定を行う際、欧州 IPPC 事務局か ら公表された BREF (利用可能な最良技術の参照文書) を使用するものとされている。BREF は、法的拘束力を持たないが、当局に指針を提供するものである。そのため、BREF 内で EU について説明している部分が参照される。 なお、ドイツ環境自然保護原子炉安全省へのインタビューにもとづき、BAT の考え方に ついて以下に整理した。 ・ 大気汚染防止に関する BAT は、大気汚染防止に関する技術指針 (TA Luft)にて記載して いる。技術指針には法的拘束力はない（法律とは別にしている）ものの、事業者が技術 指針を満足した内容にて計画を提示した場合には、政府は許可を与えなければならない。 ・ BAT は現行の最高水準としており、有効としている技術基準は、ドイツ工業規格（DIN） などで規格化されたものとなる。 ・ 現在、技術指針 (TA Luft)の改定作業中である。長く改定されていなかったが、住民か らの指摘等もあり、改定に着手している。 コージェネレーション (熱電併給) コージェネレーション技術は、ドイツでも推進されている。コージェネレーション法 (Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz、略称 KWKG 200260) は、ドイツの熱電併給 (Combined Heat and Power、略称 CHP) 技術を推進する法的枠組みを定めている。例えば、配電網事業者は、 各々の配電網をコージェネレーション施設と接続し、買取時もコージェネレーション発電 所からの電力を優先するよう義務付けられている。さらに、KWKG 2002 では、コージェネ レーション発電所からの電力に対する報酬制度を定めている。コージェネレーション技術 から生成されたエネルギーの推進に関する詳細は、ドイツの所轄当局である連邦経済輸出 管理庁 (Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle、略称 BAFA61) のウェブサイトで参照 できる。 60 KWKG 2002 (統合版): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/kwkg_2002/gesamt.pdf 61 BAFA ウェブサイト: http://www.bafa.de/bafa/de/energie/kraft_waerme_kopplung/stromverguetung/index.html 44 2.3.5. 火力発電所のリプレースに関する市場慣行 2-3-5-1 自発的なイニシアティブ ドイツ業界によるいくつかの自主的な取り組みと、連邦政府により、エネルギー部門に 関連性の高い事柄が明確化されてきている。 気候変動対策協定 (Vereinbarung zur Klimavorsorge62) 1995 年、ドイツ産業界は、自主的に二酸化炭素 (CO2) 排出量および/またはエネルギー消 費量を 2005 年までに 2005 年比で 20%削減する目標を掲げた。さらに、ドイツ産業界は、 京都議定書に掲げられた 6 種の温室効果ガス（CO2、メタン (CH4)、一酸化二窒素 (N2O)、 六フッ化硫黄 (SF6)、ハイドロフルオロカーボン (ヒドロフルオロカーボン、HFC)、及びフ ルオロカーボン (FC) ）を、2008～2012 年の期間、21%削減することを確約した。 しかし、これらの目標が達成されないことが明らかになり、ドイツ産業界は、2000 年に 確約内容を更新して、引き続き CO2 及び他の温室効果ガスの排出量削減への取り組みを継 続することを強調し、上記 6 種の温室効果ガスを、2012 年までに合計で 35%削減すること とした。その結果、気候変動対策協定も 2012 年まで延長された。 コージェネレーション協定 (KWK Verienbarung63) 前項の気候変動対策協定に基づき、ドイツ産業界は、2001 年 6 月にコージェネレーショ ン協定を締結した。この協定において、エネルギー業界は、コージェネレーション発電所 を維持し、近代化し、また追加建設することを確約した。連邦政府は、コージェネレーシ ョンに関し、新たな法的枠組みを採択することを確約した。これらが行われたのは、コー ジェネレーション法 (KWKG 2002) が採択された 2002 年である。 連邦政府とエネルギー業界間の協定 (Konsensvereinbarung zwischen der Bundesregierung und den Energieversorgungsunternehmen) 2000 年、ドイツの連邦政府とエネルギー業界はドイツの原子力エネルギーを段階的に削 減していくことで協定を締結した。この協定締結時に稼動していた全原子力発電所の残り の運用期間については、各発電所に残されたエネルギー生産量に基づいて合意がなされ、 62 http://www.bmu.de/klimaschutz/nationale_klimapolitik/doc/2931.php 63 http://www.bmu.de/wirtschaft_und_umwelt/downloads/doc/39346.php 45 これらエネルギー生産量の柔軟性を考慮し、ドイツ最後の原子力発電所が稼働を停止する のは 2025 年と算定された。これに伴い、ドイツ原子力法 (Atomgesetz、略称 AtG) も改正さ れた。 しかし、ドイツ政府が 2010 年 10 月に発表した連邦エネルギー構想 (Energiekonzept64) で は、この協定が改正され、既存の原子力発電所の稼働期間が延長された。これは、原子力 技術の貢献により、気候変動対策、経済効率、及び供給量確保というエネルギー政策の主 目標が達成可能と考えられたためである。上記エネルギー構想に基づき、17 か所の原子力 発電所の稼働期間が平均で 12 年間延長される予定である。稼働開始が 1980 年末以前の原 子力発電所の場合は、延長期間が 8 年となる。稼働開始が 1980 年以降の発電所の延長期間 は、14 年となる。連邦政府のエネルギー構想を反映させるため、原子力法 (AtG65) も 2010 年 12 月に適宜改正された。 2-3-5-2 コミュニティとの対立に関する事例 ドイツの NGO (非政府組織) は石炭発電所（新設・更新問わず）や原子力発電所など種々 のエネルギー事業への反対運動を活発に行っている。例えば、石炭火力発電所に対する反 対運動として、BUND の反対運動が挙げられる。 NGO であるドイツ環境自然保護連盟 (Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland、通称 BUND (ブント)) は、同協会が稼働を停止させたと主張する石炭火力発電所事業を、同協会 のウェブサイトにいくつか掲載している66。 BUND はドイツで計画中または構築中の石炭火力発電所のリストも提供している。さら に、計画中、構築中、または停止済みの全事業の概要が、所在地、予定された能力、発電 所の種別に関する詳細とともに文書で提供されている67。 なお、ドイツ環境自然保護原子炉安全省へのインタビューでは、火力発電所のリプレー ス工事のうち、撤去工事にて大規模なトラブル（周辺住民等とのトラブル、等）は聞いた ことがないとの事である。 64 エネルギー構想: http://www.bmu.de/files/english/pdf/application/pdf/energiekonzept_bundesregierung_en.pdf(英語) 及び http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/energiekonzept_bundesregierung.pdf (ドイツ語) 65 AtG (統合版): http://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/atg/gesamt.pdf 66 http://www.bund.net/bundnet/themen_und_projekte/klima_energie/kohlekraftwerke_stoppen/erfolge_des _bund/ 67 http://www.bund.net/fileadmin/bundnet/pdfs/klima_und_energie/20100504_klima_liste_kokw_verfahrenss tand.pdf 46 2.4. フランス 2.4.1. 環境影響評価に係る政策 環境アセスメント (EIA) は、フランス環境法典の L. 122-1 以下及び R. 122-1 以下により 規制される68。環境アセスメントは、環境を保護するため、建築物の建設認可または各種認 可を取得する際に必要とされる。 フランスのエネルギー源は、主に原子力発電所 (78%)、水力発電所 (11%)、及び石炭ま たはガスを燃料とする火力発電所とコージェネレーション発電所 (10%) の 3 つである。フ ランスにおける火力発電エネルギーは原子力及び水力発電のエネルギーを補足するものと して使用され、エネルギー需要に応じて生産量が変更される。石炭またはガスを燃料とし た火力発電所は、国内発電量の約 6%を生産し、コージェネレーション発電所は約 4%を生 産する69。EU がエネルギー効率、大気排出、及び排出量取引に関する要件を導入中である ことから、フランスにおける火力発電所の運用には、大幅な変更がなされる予定である。 2.4.2. 火力発電所リプレースの定義 フランスにおける火力発電所の耐用期間と技術発展は、一般的な環境許認可制度である 分類済み設備･施設 (Installations Classées) 制度と、エネルギー生産自体に関する認可制度の 2 つの制度で二重に規制されている。どちらの制度も環境影響調査を伴う。また、どちらの 制度も、新規の火力発電所建設及び既存の火力発電所の設備更新または改修を考慮する。 なお、リプレースの定義は明確化されていない。 68 Code de l’environnement、条項 L. 122-1 以下: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=B4BDB5C05742FEA63FFB0F7C05E5D3D1.tpdjo09v_1?idSec tionTA=LEGISCTA000022496606&cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20110127 及び条項 R. 122-1 以下: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=B4BDB5C05742FEA63FFB0F7C05E5D3D1.tpdjo09v_1?idSec tionTA=LEGISCTA000006176674&cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20110127 69 エコロジー･エネルギー･持続可能開発･海洋省エネルギー課 (Ministère du développement durable – Section sur l’énergie): http://www.developpement-durable.gouv.fr/La-production-d-electricite.html 47 分類済み設備･施設制度 フランス環境法典条項 L. 511-170によれば、分類済み設備･施設の規定の適用対象には、工 場、作業場、倉庫、建築物所在地、ならびに全般的に、民間または公共の個人、法人、ま たは団体の運用または所有する施設であって人の健康及び環境にリスクまたは悪影響を及 ぼすおそれのあるものが含まれる。所与の活動が上記省令の適用範囲に含まれるかどうか を判断するための基準は、設備･施設の分類表 に記載されている。 設備･施設の分類表に含まれる活動の種別ごとに、以下が適用されるかどうかが定められ ている。 事前申告 (種別 D または DC) 事前登録 (種別 E) 事前認可 (種別 A または AS) 火力発電所には、分類済み設備･施設制度の種別 2910 (rubrique 2910) に基づく認可手続き が義務付けられており、所轄知事からの認可 (運用許可) を取得し、当該設備･施設の全稼 働期間にわたり設計･作業要件に適合しなければならない。種別 2910 には、天然ガス、液 化石油ガス、家庭用 (暖房用) 軽油、石炭、またはバイオマスの専焼設備のうち最大出力が 20 メガワット (MW) 以上のものに関する認可取得が義務付けられている。最大火力 (熱出 力) は、1 秒あたり使用される燃料の最大量と定義される。 認可要件が適用される分類済み設備･施設は、認可を取得するため、各々の重要性または 活動に関係なく環境アセスメント (environmental impact assessment、略称 EIA) を実施する よう義務付けられている。 環境法典条項 R. 512-3371に基づき、事業者は、分類済み設備･施設の設備自体、運用また は稼働方法、周辺景観に対し、認可項目 (当該活動の特性及び数量、工業工程など) に関す る大幅な変更を加える場合 (軽微な保守作業を除き)、変更を行う前に所轄知事に届け出な ければならない。知事は、その分類済み設備･施設を担当する検査官の見解に基づいて当該 変更が大幅なものであると認めた場合、新たな申請書を提出して認可を取得するよう当該 事業者に要請する。 変更は、人の健康と環境を保護する上で著しい危険または不具合が生じる場合、大幅な ものと見なされる。 種別 2910 が適用される燃焼設備については、環境法典の条項 R. 512-33、 70 Code de l’environnement、条項 L. 511-1: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=89592A02BDDBE70E6B7406DC2E0245D3.tpdjo0 9v_1?idSectionTA=LEGISCTA000006159272&cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20110127 71 Code de l’environnement、条項 R. 512-33: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCodeArticle.do;jsessionid=B36E152B7DE5D8330B389CBFF2EFD10E.tpdjo06v_1 ?cidTexte=LEGITEXT000006074220&idArticle=LEGIARTI000006838710&dateTexte=&categorieLien=cid 48 R. 512-46-23、及び R. 512-5472に基づき、変更が大幅なものであるか決定するための基準値 及び基準を定めた 2009 年 12 月 15 日付け省令で基準値が設定されている。燃焼熱出力が 50 MW 以上変更される場合は、すべて火力発電所の大幅な変更と見なされる。 エネルギー生産設備に適用される制度 公共電力サービスの近代化及び推進に関する 2000 年 2 月 10 日付け法律 2000-10873に基づ き、エネルギー生産設備を新規設置及び変更する場合は、当該設備の最大出力に応じて運 用許可を取得し、または申告を行わなければならない。発電設備の運用認可に関する 2000 年 9 月 7 日付け政令 2000-87774では、当該設備の運用許可を申請する際、当該設備のエネル ギー生産工程が環境に及ぼす影響を詳述した文書を添付するよう義務付けている。その文 面によると、火力発電所の新規設置と、最大出力が 4.5 MW を超える発電所の設備更新には、 エネルギー主務大臣からの認可が必要である。最大出力が 4.5 MW 未満のものについては、 申告を行う必要がある。 既存の発電所を拡張する場合は、当該エネルギー生産施設の正味出力が増加する場合に、 新たな認可または申告が必要になる。この制度では、設備で使用する主要燃料を変更する 場合、4.5 MW を基準値として新たな認可または申告の手続き、ひいては環境影響の評価更 新が必要になる。 72 Arrêté du 15 décembre 2009 fixant certains seuils et critères mentionnés aux articles R. 512-33, R. 512-46-23 et R. 512-54 du code de l'environnement: http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do;jsessionid=F17432E72EBC89B941E277E732D9E052.tpdjo06v_1?cidTe xte=LEGITEXT000022505980&dateTexte=20110127&categorieLien=id#LEGITEXT000022505980 73 Loi n°2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité: http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=LEGITEXT000005629085&dateTexte=20110127 74 Décret n° 2000-877 du 7 septembre 2000 relatif à l'autorisation d'exploiter les installations de production d'électricité: http://www.ineris.fr/aida/?q=consult_doc/consultation/2.250.190.28.8.11408 49 【参考：原子力施設】 原子力エネルギーがフランスの主なエネルギー源であることから、原子力施設は、原子 力基本施設 (installations nucléaires de base、 略称 INB) 制度という法規制枠組みの恩恵を受け ている。原子力エネルギーの透明性及び安全性に関する法律 2006-68675では、INB を次のよ うに定義している。 原子炉 核燃料を調製、製造、処理、または保管し、あるいは放射性廃棄物を処理し、また は一時的若しくは永続的に保管する設備 放射性物質または核分裂性物質を扱う設備 粒子加速器 原子力施設の設置には認可が必要であり、環境法典条項 R. 122-8 に基づき環境アセスメ ントを行わなければならない。原子力発電所の事業者が変わる場合、施設の周囲を変更す る場合、及び設備を大幅に変更する場合は、新たな認可が必要になる。原子力発電所の事 業者が変わる場合と、施設の周囲を変更する場合とについては、新規認可の取得手続きが 簡略化されるものと予測されている。原子力施設及び放射性物質の管理、安全性、運搬に 関する 2007 年 11 月 2 日付け政令 2007-155776第 31 条によれば、原子力発電所の大幅な変更 (modification notable) としては、以下のものがある。 発電所の運用または稼働方法の変更、あるいは最大能力の増加 当初の認可取得時に言及された公共の安全、安全保証、健康、自然保護、及び環境 に影響を及ぼす発電所の本質的な部分の変更 新規認可の取得が義務付けられた、施設周囲での拡張 計画されている設備の変更または運用･稼働方法の変更が大幅なものでなくとも、取水量 または環境への排出量が大幅に増加する場合、当該発電所の事業者は、環境影響調査を行 い、それに対するパブリックコメントを受けなければならない。 75 Loi n° 2006-686 du 13 juin 2006 relative à la transparence et à la sécurité en matière nucléaire: http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do;jsessionid=D2E8BDBBD04CDFCC896F6360E38AF2D4.tpdjo09v_1?cidT exte=LEGITEXT000006053843&dateTexte=20110128 76 Décret n°2007-1557 du 2 novembre 2007 relatif aux installations nucléaires de base et au contrôle, en matière de sûreté nucléaire, du transport de substances radioactives: http://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000000469544&dateTexte=20080718&fastPos=1 &fastReqId=1021957698&oldAction=rechTexte 50 2.4.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 環境アセスメント (EIA) は、フランス環境法典の L. 122-1 以下及び R. 122-1 以下により 規制される77。環境アセスメントは、環境を保護するため、建築物の建設認可または各種認 可を取得する際に必要とされる。 分類済み設備･施設制度 設備･施設の分類表 (Nomenclature Des Installations Classées) で種別 2910 に指定された火 力発電所など、認可取得が必要な分類済み設備･施設には、環境アセスメントが義務付けら れており、その結果を認可申請書に含めなければならない。事業者は、火力発電所を変更 (改 修または設備更新) する場合、その旨を所轄知事に届け出なければならず、知事は、当該変 更が大幅なものと見なせるか評価を行う。その変更が大幅なものと見なされた場合、知事 は、当該火力発電所の事業者に新たな認可申請を行うよう要請する。条項 R. 512-3378では、 分類済み設備･施設の変更に伴う認可申請には、初回申請時の手続きと同様、環境アセスメ ントが必要であることを強調している。 上記のように、燃焼熱出力が 50 MW 以上変更される場合は、すべて火力発電所の大幅な 変更と見なされ、自動的に新たな許可の対象となる。ただし、燃焼熱出力が 50 MW 未満の 変更であっても、所轄知事は、新規認可を義務付けるか、または当該火力発電所の運用認 可にいっそう厳しい条件を盛り込むかを決める裁量権を持つ。所轄知事による裁量権の発 動は、当該事業 (プロジェクト) の周囲環境などの現地事情による。 火力発電所の効率を改善するための改修など、出力変更を及ぼさない他の変更について、 所轄知事は、新たな環境アセスメントが必要かどうかを決定する際の最終決定権を有する。 エネルギー生産設備に関するエネルギー主務省への認可申請または申告制度 エネルギー生産設備の新規設置にあたり、発電設備容量が 4.5 MW を超える場合は、エネ ルギー主務大臣 (エコロジー･エネルギー･持続可能開発･海洋大臣、ministre de l‟Ecologie, de l‟Energie, du Développement durable et de la Mer) から運用許可を取得し、発電設備容量が 4.5 MW 未満の場合は、申告を行わなければならない。既存のエネルギー生成設備の設備更新 77 Code de l’environnement、条項 L. 122-1 以下: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=B4BDB5C05742FEA63FFB0F7C05E5D3D1.tpdjo09v_1?idSec tionTA=LEGISCTA000022496606&cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20110127 及び条項 R. 122-1 以下: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=B4BDB5C05742FEA63FFB0F7C05E5D3D1.tpdjo09v_1?idSec tionTA=LEGISCTA000006176674&cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20110127 78 上記脚注 29 参照 51 については、新規設置と同じ手続きに従わなければならない。発電設備の運用認可に関す る 2000 年 9 月 7 日付け政令 2000-87779では、当該設備の運用許可を申請する際、当該設備 のエネルギー生産工程が環境に及ぼす影響を詳述した文書を添付するよう義務付けている。 既存の発電所を拡張する場合は、当該エネルギー生産施設の正味出力が増加する場合に、 新たな許可が必要になる。エネルギー生産設備の出力増加により当該設備の出力が 10%を 超えて増加する場合は、許可が交付されなければならない。当該変更により当該設備の出 力が 10%未満しか増加しない場合は、申告を行わなければならない。 79 Décret n° 2000-877 du 7 septembre 2000 relatif à l'autorisation d'exploiter les installations de production d'électricité: http://www.ineris.fr/aida/?q=consult_doc/consultation/2.250.190.28.8.11408 52 2.4.4. 火力発電所の効率促進のための政策 2-4-4-1 排出上限 火力発電所の排出基準は、分類済み設備･施設制度の枠組み内で規制される。認可要件が 適用される分類済み設備･施設は、各々の認可項目だけでなく、当該分類済み設備･施設に 対する最低要件を定めた全国レベルの省令にも従わなければならない。種別 2910 に指定さ れた火力発電所の排出量は、最低要件を定めた次の 4 つの省令により規制される。 設備･施設の分類表のうち種別 2910 の認可要件が適用される燃焼機関、タービン、 及び燃焼後に使用される圧力容器からの汚染物質排出削減に関する 1999 年 8 月 11 日付け省令80 新規設備または変更済み設備内の定格電力が 20 MW を超えるボイラーのうち 2002 年 7 月 31 日以降に認可されたものに関する環境及び安全要件を定める 2002 年 6 月 20 日付け省令81 既存の燃焼設備内の定格電力が 20 MW を超えるボイラーのうち 2002 年 7 月 31 日 以前に認可され 2003 年 11 月 27 日以前に運用を開始したものに関する環境及び安全 要件を定める 2002 年 6 月 20 日付け省令82 燃焼設備内の熱出力が 20 MW を超えるボイラーのうち 2010 年 11 月 1 日以降に認可 または変更されたものに関する 2010 年 7 月 23 日付け省令83 これら全国レベルの省令に定められた排出基準では、主に窒素酸化物 (NOx)、硫黄酸化 物 (SOx)、微小粒子、及び二酸化炭素 (CO2) の排出量を規制している。全国レベルのこれ ら省令は、大規模燃焼施設からの特定汚染物質の大気排出量制限に関する 2001 年 10 月 23 日付け指令 2001/80/EC (大規模燃焼施設指令)84と、統合的汚染防止管理 (IPPC) に関する 80 Arrêté du 11 août 1999 relatif à la réduction des émissions polluantes des moteurs et turbines à combustion ainsi que des chaudières utilisées en postcombustion soumis à autorisation sous la rubrique 2910 de la nomenclature des installations classées pour la protection de l'environnement: http://www.ineris.fr/aida/?q=consult_doc/navigation/2.250.190.28.8.2179/4/2.250.190.28.6.13 81 Arrêté du 20 juin 2002 relatif aux chaudières présentes dans une installation nouvelle ou modifiée d'une puissance supérieure à 20 MWth: 82 Arrêté du 30 juillet 2003 relatif aux chaudières présentes dans des installations existantes de combustion d'une puissance supérieure à 20 MWth: http://www.ineris.fr/aida/?q=consult_doc/consultation/2.250.190.28.8.1833 83 Arrêté du 23/07/10 relatif aux chaudières présentes dans les installations de combustion d’une puissance thermique supérieure ou égale à 20 MWth autorisées ou modifiées à compter du 1er novembre 2010: http://www.ineris.fr/aida/?q=consult_doc/consultation/2.250.190.28.4.12727/docoid=2.250.190.28.8.12726 84 Directive 2001/80/EC (統合版): http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CONSLEG:2001L0080:20090625:EN:PDF 53 2008 年 1 月 15 日付け指令 2008/1/EC (成文化版 IPPC 指令)85 とにより、それ以前に EU レベ ルで定められた要件を国内法に転換するものである。 上記 2010 年 7 月 23 日付け省令では、大規模燃焼施設指令および IPPC 指令の双方を導入 しており、ボイラーの熱出力と、使用燃料 (固体、液体、天然ガス、液化石油ガスなど) と に応じて、SO2、NOx、粉じん、一酸化炭素 (CO)、揮発性有機化合物 (VOC) などに関する 大気排出基準値を含んでいる。また、これら施設のエネルギー効率及び温室効果ガスに関 する第 IV 編 (Title IV) も含んでいる。SO2、NOx、粉じん、及び CO に関する排出基準は、 燃焼設備で使用される燃料の種別、すなわち天然ガス、液化石油ガス、コークス炉ガス、 高炉ガス、他の気体燃料、家庭用 (暖房用) 軽油、他の液体燃料、バイオマス、及び他の固 体燃料に応じて定められている。 2010 年 7 月 23 日付け省令に定められた排出基準値については、下記の例を参照。この排 出基準値リストは多岐にわたるため、参照条項 6 及び 8 を参照。 NOx 排出基準値 (mg/Nm3 単位) は、新規及び既存の施設に適用されており、燃料種別ご とに、例えば次のように定められている。 1) 天然ガス: - 20～300 MW の燃焼施設:100 mg/Nm3 2) 液化石油ガス: - 20～50 MW の燃焼施設:150 mg/Nm3 - 50～300 MW の燃焼施設:100 mg/Nm3 3) 液体燃料: - 50～100 MW の燃焼施設:300 mg/Nm3 - 100～300 MW の燃焼施設:150 mg/Nm3 - 300 MW を超える燃焼施設:100 mg/Nm3 4) バイオマス以外の固体燃料: - 20～50 MW の燃焼施設:水管 450 本分、または煙管 550 本分 - 50～100 MW の燃焼施設:400 mg/Nm3 - 100～300 MW の燃焼施設:200 mg/Nm3 - 300 MW を超える燃焼施設:150 mg/Nm3 85 Directive 2008/1/EC (統合版): http://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=CONSLEG:2008L0001:20090625:EN:PDF 54 また、2010 年 7 月 23 日付け省令では、発電容量に関係なく、すべての燃焼施設に関する 種々の排出基準を例えば次のように定めている。 - 多環芳香族炭化水素 (polycyclic aromatic hydrocarbons、略称 PAH):0.01 mg/Nm3 - 揮発性有機化合物 (Volatile Organic Compound、略称 VOC):全炭素量換算で 50 mg/Nm3 - ダイオキシン類:バイオマスについて 0.1 mg/Nm3 - 鉛及びその化合物: 1 mg/Nm3 - その他 火力発電所の事業者は、2010 年 7 月 23 日付け省令に基づき、当該発電所の温室効果ガス 排出量とエネルギー消費量を制限し、エネルギー効率の改善事項 (エネルギー出力、CO2 排 出量) を分類済み設備･施設の検査官に提供する必要がある。 55 【参考：排出権取引】 火力発電所は、EU 排出量取引制度の枠組み内でフランス温室効果ガス許容量 (排出枠) 国家割当計画 (Plan national d'allocation des quotas、略称 PNAQ) の対象とされている。ただ し、エネルギー部門の排出率でいえば、フランスは、原子力エネルギーを広く使用してい るため、ヨーロッパで最も低い国の 1 つである (居住者 1 人あたりの CO2 排出量がドイツで 3.6 トンであるのに対し、フランスは 0.4 トン86)。 フランスにおいて、欧州排出量取引制度は、欧州共同体における温室効果ガス排出量取 引制度を定める 2003 年 10 月 13 日付け指令 2003/87/EC を導入した環境法典 (Code de l'environnement) 条項 L. 229-5～L. 229-19 及び条項 R. 229-5～R. 229-3787で規制されている。 環境法典条項 R. 229-5 に記載された活動により排出される温室効果ガスには、EU 排出量 取引制度 (European Union Greenhouse Gas Emission Trading System、略称 EU ETS) が適用さ れる。条項 R. 229-5 の最初の項目は、｢総定格熱投入量が 20 MW を超える設備 (有害廃棄物 または地方自治体廃棄物の焼却設備を除く) における燃料の燃焼」からの二酸化炭素排出に 関するものである。 そのような活動を行う設備･施設の事業者は、温室効果ガスを排出する条件として温室効 果ガスの排出許可を取得する義務がある。この許可は所轄知事から交付され (環境法典条項 L. 229-6)、次いで当該施設に許容量 (排出枠) が交付される。この場合「許容量 (排出枠)｣ (allowance) とは、1 トンの二酸化炭素、またはそれと同等の地球温暖化を生じる一定量の他 の任意の温室効果ガスを、特定期間中に排出する資格権限を意味する。 許容量の割り当ては、国家割当計画 (NAP) に基づいて行われる。フランスは、初回の国 家割当計画 (NAP I) を 2005 年に公表し、2005～2007 年の期間に割り当てられる許容量件数 を示した。この NAP I では、年間総量 156,51 メガトン (Mt) の排出許容量が対象設備･施設 に分配された。現在、許容量の割り当ては、2008～2012 年期間の国家割当計画 (NAP II88) に 従って行われている (政令 2007-979)。NAP II では、二酸化炭素 (CO2) 換算で年間 132.8 Mt の総割り当て量を予測している。2008～2012 年期間に温室効果ガス排出許容量の割り当て 86 上記脚注 1 参照 87 Code de l’environnement、条項 L. 229-5～L. 229-19: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=764CAC1E0A306D755E88F0FCE5554A15.tpdjo09v_1?idSec tionTA=LEGISCTA000006176492&cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20110127 及び条項 R. 229-5～R. 229-5: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCode.do;jsessionid=764CAC1E0A306D755E88F0FCE5554A15.tpdjo09v_1?idSec tionTA=LEGISCTA000023472606&cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20110127 88 Plan national d’affectation des quotas d’émission de gaz à effet de serre (PNAQ II): http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/ecologie/pdf/Plan_national_emission_gaz_a_effet_de_serre.pdf 56 を受ける事業者のリストを定めた 2007 年 5 月 31 日付け省令89には、この期間について温室 効果ガスの排出許容量を交付された事業者のリストが記載されている。この 2007 年 5 月 31 日付け省令は、フランス大気排出量取引市場の進展を反映するため、定期的に改正される。 環境法典条項 L. 229-10 に基づき、NAP II で 2008～2012 年の 5 年間に割り当てられた温 室効果ガス排出許容量のうち 10%までは、有料で交付される。 温室効果ガス排出許容量が割り当てられた燃焼施設の事業者は、毎年 4 月 30 日までに、前 暦年について、各々の温室効果ガスの確認済み排出量に十分相当する許容量 (排出枠) を放 棄することが義務付けられている。交付された許可で定められた量以上に温室効果ガス排 出量を削減できた施設は、目標を達成できなかった他の施設に余剰分の許容量を売却する ことができる。確認済み排出量に十分相当する許容量を放棄しなかった場合は、罰則とし て、超過分 1 トンごとに 100 ユーロの罰金が科される。許容量の保有及び追跡は、電子登 録簿により行われる。登録簿は、電子データベースとして配設されており、許容量の保有、 移転、及び相殺が可能である。これは、預金供託公庫 (Caisse des dépôts et consignations) に より管理される。口座を開設して登録し、許容量の取引を行うには、この預金供託公庫と の合意書に署名する必要がある。この契約様式は、次の登録簿サイトで参照できる : https://www.seringas.caissedesdepots.fr 89 Arrêté du 31 mai 2007 fixant la liste des exploitants auxquels sont affectés des quotas d’émission de gaz à effet de serre et le montant des quotas affectés pour la période 2008-2012: http://www.ineris.fr/aida/?q=consult_doc/consultation/2.250.190.28.8.1371 57 2-4-4-2 技術／効率要件 EU BREFの使用 フランスにおいて、BREF (BAT参照文書) は、事業者が利用可能な最良の技術 (best available technology、略称BAT) を参照して各々の業務内容を評価するための手段と考えら れ て い る 。 BREF と 関 連 し た IPPC 指 令 の 要 件 は 、 10 年 に 一 度 の 業 務 評 価 (bilan de fonctionnement) という形でフランスの分類済み設備･施設制度に挿入されている。出力が50 MW を 超 え る 火 力 発 電 所 ( 種 別 2910) な ど 、 設 備 ･ 施 設 の 分 類 表 (Nomenclature Des Installations Classées) で特定の種別 (rubrique) に分類された設備･施設は、当該種別の認可要 件が適用され、10年に一度、総合的な事業報告書を所轄知事に提出することが義務付けら れている (環境法典条項R. 512-4590)。業務評価報告は、当該設備･施設が人の健康と環境に 及ぼす影響に関連したものでなければならず、その内容については業務評価に関する2004 年6月29日付け省令91に詳述されている。この業務評価報告 (bilan de fonctionnement) には、 以下を含めなければならない。 - 過去10年間の設備･施設の業務に関する分析結果 - 認可申請に必要な環境アセスメントを補足する項目 - ｢利用可能な最良の技術｣(best available technology、略称BAT) に適合した汚染防止･ 緩和手段の実績に関する分析結果 - 設備･施設が人の健康と環境に及ぼす悪影響を回避または軽減できるよう事業者が 予測した、BATに基づく措置に関する評価結果 - 当該場所の最終閉鎖時に備え、想定されている措置 2000年1月1日以降に認可された設備･施設の場合、この業務評価報告は、初めて認可が交 付された日から遅くとも10年後までに所轄知事に提出し、その後、10年ごとに提出しなけ ればならない。火力発電所では、この業務評価中に、関連するBREFを見直さなければなら ない。火力発電所に該当するBREFは、上述したように、エネルギー効率化に関するBREF (2009年2月版)92 及び大規模燃焼施設に関するBREF (2006年7月版)93である。. 90 Code de l’environnement、条項 R. 512-45: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCodeArticle.do;jsessionid=BB1F63727880E5202E7102F572116034.tpdjo09v_1? idArticle=LEGIARTI000006838722&cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20110127 91 Arrêté du 29 juin 2004 relatif au bilan de fonctionnement prévu par le décret 77-1133 du 21 septembre 1977: http://www.ineris.fr/aida/?q=consult_doc/consultation/2.250.190.28.8.1781 92 ftp://ftp.jrc.es/pub/eippcb/doc/ENE_Adopted_02-2009.pdf 93 ftp://ftp.jrc.es/pub/eippcb/doc/lcp_bref_0706.pdf 58 二酸化炭素回収･貯留 (CCS) 分類済み設備･施設制度で種別2910の認可要件が適用される燃焼施設のうち出力600 MW 以上のものは、二酸化炭素の分離･回収及び圧縮に必要な機器を設置するため、十分なスペ ースを敷地に設けることが義務付けられている94。事業者は、分類済み設備･施設に関する 認可申請を行う際、二酸化炭素を地中貯留できる場所の可能性評価、輸送ネットワークの 技術的及び経済的な実現可能性、またCO2分離･回収への適応の技術的及び経済的な実現可 能性を行う。 2010年11月1日以降に認可された石炭火力発電所は、次の場合のみ認可される。 - 当該施設が、二酸化炭素を分離･回収及び地中貯留する設備を備えて設計されている。 - 当該設備･施設から生じたCO2の尐なくとも85%を持続可能に貯留し、人の健康と環 境を十分保護することを目的とした、CO2の捕捉･回収、輸送、及び地中貯留のため の完全な実証プログラムを伴う。 94 Arrêté du 23/07/10 relatif aux chaudières présentes dans les installations de combustion d’une puissance thermique supérieure ou égale à 20 MWth autorisées ou modifiées à compter du 1er novembre 2010 – Article 13: http://www.ineris.fr/aida/?q=consult_doc/consultation/2.250.190.28.4.12727/docoid=2.250.190.28.8.12726 59 2.4.5. 火力発電所のリプレースに関する市場慣行 2-4-5-1 自発的なイニシアティブ 既存の火力発電所の設備更新と近代化を目指した業界のイニシアティブは、エネルギー 効率、大気排出、及び排出量取引に関する EU 要件をフランス国内法に転換した直接の帰結 である。 この枠組み内で、フランスの環境主務省は、2009～2020 年期間の発電分野における投資 について年に何回か行われたプログラムの報告95を公表した。これによると、主に電力を供 給しているのは原子力発電所と水力発電所であるが、電力消費量のピークに効率的かつ迅 速に対応する上で、火力発電所も必要である。ただし、この報告では、そのような火力発 電所からの大気排出を削減するため、主に以下の措置を講じて、それら発電所を完全に近 代化する必要性を強調している。 - 石炭火力発電所の数を半減させる。ただし、同報告は、汚染度が最も低いものを残 す必要性を強調している。 - 二酸化炭素回収･貯留 (carbon capture and storage、略称 CCS) 技術が完全に利用可能 になるまで、石炭火力発電所事業の認可は、CCS チェーン全体を実証できるものだ けに限るべきである。 - ガス複合サイクル (コージェネレーション工程の一種) の事業数を増やすことによ り、エネルギー生産を補うだけでなく、最も旧式の石炭火力発電所を閉鎖してその 大気排出を削減できるようにする。 この指針に基づき、フランスの主な発電会社であるフランス電力公社 (Electricité de France、略称 EDF。大部分が国資本の公開有限責任会社) が、特に以下を含む傘下の火力発 電所を改善及び近代化する各種のイニシアティブ96をとった。 - 準ベースロードの電力需要に対応するガス複合サイクル ユニットをフランス国内 に 3 機建設し、2011 年までに稼働させる (例えば、ブーシュデュローヌ県マルチー グ (Martigues, Bouches-du- Rhône) の石油火力発電所は、総出力 930 MW のガス複合 サイクル ユニットに変換される予定)。 95 Rapport au Parlement- Programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité - Période 2009 – 2020: http://www.developpement-durable.gouv.fr/IMG/pdf/ppi_elec_2009.pdf 96 L’énergie thermique à flamme :un atout essentiel dans le parc de production d’EDF pour répondre en temps réel aux pointes de consommation d’électricité: http://medias.edf.com/fichiers/fckeditor/Commun/Presse/Dossiers/EDF/2010/dp_Thermique_100525_vf.pdf 60 - 改修及び保守作業により最も強力な (600 MW) 最新の石炭火力発電所を改良して、 準ベースロードの電力需要に対応する。 - 最も旧式の石炭及び石油火力発電所を段階的に削減する。 より良質の燃料 (燃え殻含有量が尐ない石炭、硫黄含有量が低い石油など)、排煙の 脱硫 (二酸化硫黄 (SO2) の排出量を最高 90%削減できる工程)、及び排煙の脱窒 (窒 素酸化物 (NOx) の排出量を最高 80%削減できる工程) を使用して大気環境を改善 する。 - よりエネルギー効率の高い石炭火力発電所を開発する (現在稼働中の石炭火力発電 所と比べ、CO2 排出量を 20%削減)。 - 2013 年を目処として火力発電所に導入できるよう、CCS 技術をさらに追求する。 61 2-4-5-2 コミュニティとの対立に関する事例 フランスの火力発電所の大半は 1950～1980 年に建設されたため、影響への環境に関して 現行の基準に達していないものが多く、順次設備が更新されている。例えば、フランス電 力公社 (EDF) は、(現在稼働中である合計 13 の石炭火力発電所のうち) 最も旧式の石炭火 力発電所 (出力 250 MW) 9 か所を 2015 年までに閉鎖し、よりクリーンで効率的なユニット に置き換えることを予定している。 火力発電所の運用を認可する知事決定は、環境保護を訴える地元の住民及び団体から提 訴され、行政裁判所で審議されることが多い。第三者は、このような認可に対し、1 年の期 間、訴訟手続きを取ることが許されている。ただし、環境法典条項 L. 122-297によると、環 境アセスメントが行われていない場合は認可が司法上保留される可能性がある。認可は、 EIA が実施され、その結果を知事が勘案する手続後に交付されるため、一般に EIA が欠落 しているという法的根拠で取り消されることはなく、これはむしろ手続き上の問題である。 直近の事例は、フランス東部ロレーヌ地域圏モゼル県ハンバッハ (Hambach, Moselle, Lorraine) における火力発電所事業に関するもので、2010 年 7 月に行政裁判官の審議を受け た。モゼル県の知事は、2010 年 6 月 25 日、複合サイクルガス発電所の運用認可を Direct Energie 社に交付した。この運用認可とそれに伴う建築許可は、行政裁判所において、環境 保護団体、周辺の地方自治体長、及び地元住民からの異議申し立てを受ける予定である。 法令に基づき、この火力発電所事業には、環境アセスメントと公的調査に関する要件が 適用される。公的調査の後、検査官は、所轄知事とは独立に当該事業に不利な見解を出し た。裁判官に提出されたこの見解は、次のとおりである。 当該事業は、すでに国内最大であるロレーヌ地域圏の CO2 排出量 (260 万トン) をさ らに 15%増大させると考えられる。 当該火力発電所がコージェネレーション発電所として運用される計画はない。 当該火力発電所のエネルギー出力能力 (900 MW) は、この地域圏のエネルギー需要 と比べ、著しく大きい。 当該発電所から大気及び水域への排出により、人の健康に影響が及ぶおそれがある。 それにもかかわらず、3 件の科学的調査が行われた結果、当該発電所に適用される環境要 件及び健康要件が満たされていることが確認された。また、Direct Energie 社は、所轄知事 が当該発電所の建設と運用について追加要件をいくつか課したと反論した。本件は現在係 争中である。 97 Code de l’environnement、条項 L. 122-2: http://www.legifrance.gouv.fr/affichCodeArticle.do;jsessionid=8EDE06764D861D21259A293280F601F3.tpdjo09v_1 ?idArticle=LEGIARTI000022496595&cidTexte=LEGITEXT000006074220&dateTexte=20110128 62 2.5. 米国 2.5.1. 環境影響評価に係る政策 アメリカ合衆国における、環境影響評価に係る政策については、連邦政府レベルではNEPA (National Environmental Policy Act、国家環境政策法)があり、各州政府はNEPAに準ずる法制 度などを整備している。例えば、カリフォルニア州では、NEPAに相当するものとして、CEQA (California Environmental Quality Act、カリフォルニア州環境質評価法)が整備され、CEQAを 元にした許認可システムが存在する。 火力発電所に関して、許認可権限を持つのは州政府や地方政府となる。例えば、民間企 業が火力発電所の建設に関する許認可については、州政府に申請する必要がある。事業者 から連邦政府への申請や許認可は必要とされていない。 NEPAプロセスが必要となるケースは、DOE(Department of Energy、エネルギー省)などの 連邦政府機関がプロジェクトの主体となる、または支援等によりプロジェクトを協同して いるような場合となる。その場合は、プロジェクトに関わる連邦政府機関がNEPAに則った 手続きが必要となる。 また、民間企業と連邦政府機関との協同プロジェクトの場合は、プロジェクトサイトを 管轄する州への許認可申請と、NEPAによるプロセスに則った手続きの両方が必要となる。 2-5-1-1 NEPA(国家環境政策法) CEQ (The Council on Environmental Quality、環境諮問委員会）は、全ての連邦政府関係機 関による NEPA の実施を監視する独立した機関である。CEQ が定める NEPA 実施規定(40 CFR Parts 1500-1517)に則って、連邦政府関係機関はそれぞれの NEPA 規則を制定する必要 がある。CEQ 規定は、連邦政府関係機関が与える環境に対する影響について、分析・説明 するためのプロセスを制定している。 NEPAの対象となるのは、連邦政府関係機関によって直接実施される案件となる。また、 連邦政府が認可や支援などによって案件に関与する場合は、州政府、地方自治体また民間 企業や団体による案件もNEPAの対象となる。NEPAに必要な手続きは、連邦政府関係機関 が行う。 NEPAプロセスは、環境に与える影響によって、以下3つのレベルに分かれている。 ・ CE(Categorical Exclusion、類型除外) ・ EA(Environmental Assessment、環境評価)/FONSI(Finding of No Significant Impact、 重大な影響がない旨の所見) ・ EIS(Environmental Impact Statement、環境影響評価書) 63 CE(Categorical Exclusion、類型除外) CEは、連邦政府関係機関によって分類された、環境に著しい影響を与えない活動のリス トとなる。リストに当てはまるような案件であれば、NEPAによる環境影響評価の適用外と なる。 EA(Environmental Assessment、環境評価) EAは、案件が環境に著しい影響を与えるかどうかを判断するために用意される、簡単な 環境評価となる。EAに必要な項目として、「提案案件の必要性」、「代替策(資源利用などに 関する未解決の問題がある場合)」 、「提案された案件の環境への影響と代替策」、「連邦政府 機関とコンサルタントのリスト」が含まれている。EAにより、案件が環境に著しい影響を 与えないという判断がなされた場合、FONSIが発行され、EISを用意する必要がなくなる。 EAによって、案件が環境に著しい影響を与えることが分かると、次にEISを準備することが 求められる。 EIS(Environmental Impact Statement、環境影響評価書) EISでは、潜在的な環境への影響や、影響を回避する代替策について、より詳細な環境評 価を求められる。また、連邦政府関係機関は、提案された案件が明らかに環境に著しい影 響を与えると判断した場合、EAを作成せずに、EISの準備を始めることもある。 提案される案件が火力発電所の場合、連邦政府関係機関は DOE(エネルギー省)となり、 DOE が制定した NEPA にのっとったプロセスが必要となる。EA の審査に必要な期間は１ ~12 カ月となる。 EIS が必要な場合はさらに 12~24 カ月の期間が必要となるが、12 カ月の期間で済む場合 は稀で、全体の 20%に相当する案件が 15 カ月程度の期間を要しており、平均的には 18 カ 月ほどの期間が必要となっている。EIS を準備するための費用は、100 万ドル程度となって いる。 プロジェクト開発の初期段階から、EA を経て FONSI の発行を受けることができるように 準備を進めることは、EIS を準備する場合と比較して、時間的、経済的コストを削減させる ことにつながる。削減可能なコストは、プロジェクトの環境に与える影響を低減させるた めのモチベーションとなりえる。 64 2-5-1-2 カリフォルニア州における火力発電承認プロセス 火力発電所の承認については、州政府また地方自治体レベルにて、それぞれの法制度に 基づいた異なるプロセスが採用される。本項では、その一例としてカリフォルニア州にお ける火力発電所の承認プロセスを整理した。 カリフォルニア州では、エネルギー委員会が、発電能力が 50MW 以上の火力発電所と、 送電線や燃料供給ライン、水道管など発電所に関係のある施設を承認する責任を負う。 50MW に満たない規模の火力発電所については、郡や市が許認可権限を持つ。 エネルギー委員会では、2 種類の承認方法が採用されている。AFC（Application for Certification、承認申請）と SPPE(Small Power Plant Exemption、小規模発電所の適用除外） である。AFC が査察に 12 カ月を要するのに対して、SPPE では 135 日で査察が終了する。 AFC は、 連邦政府関係機関の NEPA に相当する州法である CEQA (California Environmental Quality Act、カリフォルニア州環境質評価法）に基づいた承認プロセスとなっている。基本 的に、50MW 以上の火力発電所は、AFC による承認が必要となる。申請が適切か否かの判 断に 45 日必要となるが、申請後の審査プロセスは、12 カ月の期間で終了する。 表 AFC（Application for Certification) 12 カ月査察のプロセス Activity Day Applicant files Application for Certification (AFC) Executive Director‟s recommendation on data adequacy Decision on data adequacy at the business meeting Staff files data requests (round 1) Staff files Issue Identification Report Applicant provides data responses (round 1) Information hearing and site visit Data response and issue resolution workshop (round 1) Staff files data requests (round 2, if necessary) Applicant provides data responses (round 2, if necessary) Data response and issue resolution workshop (round 2) Local, state and federal agency draft determinations** Preliminary Staff Assessment filed Preliminary Staff Assessment workshop(s) Local, state and federal agency final determinations** Final Staff Assessment filed Evidentiary hearings Committee files proposed decision Hearing on the proposed decision Addendum/revised proposed decision Commission Decision 65 -45 -15 0 15 35 45 45 55 65 95 105 120 150 170-180 180 210 220-240 305 320 350 365 SPPE の対象となるのは、50MW から 100MW の発電所となる。エネルギー委員会によっ て、提案されたプロジェクトが環境に対する著しい影響を引き起こさないとみなされた場 合、SPPE が適用される。SPPE が適用される案件の場合、最終的な発電所の許認可は郡や 市などの地方政府が行う。 表 SPPE(Small Power Plant Exemption) 135 日査察のプロセス Activity Day Applicant files application for SPPE 0 Staff files data requests 10 Staff files Issue Identification Report 10 Applicant provides data responses 30 Information hearing and site visit 30 Data response and issue resolution workshop 38 Draft Initial Study filed 60 Draft Initial Study workshop 68 Agency, applicant, public comments on the Application and Initial Study 70 Prehearing conference 85 File “Notice of Intent to File a Negative Declaration”** 90 Final Initial Study filed* 90 Evidentiary hearings 100 Committee files Proposed Decision 120 Comments on the Initial Study and Proposed Decision 130 Commission Decision 135 66 2.5.2. 火力発電所リプレースの定義 アメリカ合衆国エネルギー省の一般的な定義は、10 CFR Part 500 に成文化されている98.。 火力発電所についての定義、及びのリプレースに関して再建設（reconstruction）についての 定義もなされている。 発電所とは 全ての固定した電力生産設備で、（a）ボイラー（b）ガスタービン、もしくは（c）コン バインドサイクル設備によって構成されており、販売や交換を目的として電力を生産する ために発電機を備え、1 時間毎の燃料熱入力定格が 1 億 Btu(英熱量)以上で消費する設計機 能を有するもの。大臣にて、1 時間毎の燃料熱入力定格が 1 億 Btu(英熱量)と同等もしくは それ以上で消費する設計機能を持たない施設は、この定義からの除外が決定された。 新規の発電所とは （1）既存の発電所として分類されなかったもの、（2）”再建設”の定義に関する規則に基 づいてに定義されたもの、（3）1978 年 11 月 9 日以降に建設が始まったもの。に適合する 全ての発電所 再建設とは (1) 発電所の改修や変更のための資本支出が、当年度と前年度の累計基準で、同じ燃料 を燃焼する同等の機能を有する交換設備の資本コストの 50％と同等かそれ以上の 場合は、再建設が実施されたと見るべきである。 (2) （1）の場合であっても、以下の場合は再建設とは見なされない： (i) 発電所の改修や変更のための資本支出が、当年度と前年度の累計基準で、同じ燃料 を燃焼する同等の機能を有する交換設備の資本コストの 80％以下で、その改修も しくは変更された設備の燃料消費能力が交換前の施設を上回らない場合。 (ii) 改修もしくは変更される設備の全体または一部が施設の事故によって破壊され、改 修もしくは変更される設備の燃料消費能力が交換前の施設を上回らない場合、ま たは (iii) 設備の改修もしくは変更が主に施設の燃焼効率向上を目的として実施され、以下 の結果をもたらさない場合： (A) 残る有益な発電所の耐用期間の延長、もしくは (B) 総合年間燃料消費の増加。 98 http://ecfr.gpoaccess.gov/cgi/t/text/text-idx?c=ecfr&sid=2ddf43218eacfca354b5b12dfe2b2cd1&rgn=div8& view=text&node=10:4.0.1.1.1.0.1.2&idno=10. 67 2.5.3. 火力発電所リプレース促進に向けた具体的な政策と法規定 2-5-3-1 NEPA(国家環境政策法) DOE の規定 10 CFR Part 1021 の Appendix B には、CX と認定された活動の一覧の記載が ある。火力発電に関連する活動で、CE となっているのは、研究開発のために燃焼ガスの最 大 20%を利用するというケースのみとなる。 Appendix C には、EA の提出が必要となるが、EIS は必須ではない活動の一覧を記載して いるが、火力発電の新設やリプレースに該当する項目はなく、EIS が必要となる活動を分類 した Appendix D に、新しい発電施設と発電供給源の運営に関する主要な変更が分類されて いる。つまり、CO2 の排出量を削減し、火力発電所の高効率化を達成しうるリプレースで あっても、基本的に火力発電所の新設と同等の環境アセスメントプロセスである、EIS が必 要となる。 一方、DOE へのヒアリングでは、連邦政府や連邦政府関係機関にとって優先度の高いプ ロジェクトについては、EIS に必要な期間を短縮させることができる可能性があるとの見解 が示された。 2-5-3-2 カリフォルニア州 カリフォルニア州では、12 カ月の AFC と、SPPE の他に、制度として 6 カ月査察が存在 するが、実際には適用された例がない。事実上、火力発電所のリプレースを促進するよう な政策や法規定は存在していないといえる。 しかし、連邦の NEPA と同様に、州政府の優先度が高い場合はアセスメントや許認可の 期間が短縮される場合がある。例えば、2001 年のカリフォルニア州におけるエネルギー危 機に際して、州知事の権限で、21 日で火力発電所の新設に関する許認可が発行された案件 がある。ただし、これは電力危機という異常事態への対処であり、かなり特殊なケースで あるといえる。 68 カリフォルニア州知事による「行政命令 D-28-01」 2001 年 1 月 17 日、私は、カリフォルニア州におけるエネルギー不足による非常事態を宣言 した。 電力供給不足によって、カリフォルニア州全域において何百万人もの住民に影響を与える 計画停電が続く可能性が高い。 いかなる合理的な管理、割当、供給制限措置もこのエネルギー供給不足を緩和しない。 このエネルギー供給不足は、市民の健康、安全性、福祉に対する脅威を引き起こし、州の 電力網と送電の信頼性を確保するために、発電所運用からの出力を増やすための新しい発 電所の設置と、現状運用されていない発電所を再び稼動させることを要請する。 したがって、私、グレイ・デイヴィス、カリフォルニア州知事は、憲法とカリフォルニア 州法によって授与された権限に基づいて、ここに、この命令がただちに効力を発すること を発令する。 カリフォルニアエネルギー資源保護開発委員会（以下”エネルギー委員会”）と他の全ての審 査機関は、行政命令 D-22-01, D-24-01, D-25-01, D-26-01 にて対象とされているプロジェクト に対して、通知や Warren-Alquist Act での聴聞会のためのスケジュールなど、手続きに関す る要件と実施規定、そして他の適用法律や規則を修正する権限を有するものとする。これ らの命令に従う州のエネルギープロジェクトに対する、エネルギー委員会と他の審査機関 によって制定された手続きは、カリフォルニア州政府法典（Administrative Procedure Act） の 3.5 章、4.5 章、5 章から免除される。 さらに、行政命令 D-22-01, D-24-01, D-25-01, D-26-01 の迅速な実施に関連のある全ての機関 は、これら行政命令の迅速な履行と調和する、最大限の環境保護と市民の健康と安全性の 保護の達成に向けて規定された実質的な要件に従うものとする。 さらに、エネルギー委員会は、公共資源法の 25705 項に基づいた、ピーキングもしくは再 生可能エネルギー発電所に関する認証申請手続きの迅速な処理に加えて、ピーキングもし くは再生可能エネルギー発電所に関する建設と運営の認証申請手続きを、2001 年 9 月 30 日 までに迅速に処理するものとする。現在、独立系統運用者（Independent System Operator）と 規約を結んでおり、2001 年 9 月 30 日までに稼動が可能なピーキングもしくは再生可能エネ ルギー発電所は、緊急設置手続きに基づくエネルギー委員会による許可の取得を申請する ことができる。公共資源法（Public Resources Code）の 25705 項と行政命令 D-26-01、もしく はこの命令に基づいて処理された全ての申し込みは、公共資源法の 21080(b)(4) 項の下の緊 急プロジェクトであるとみなされるべきである。（※次頁に続く） 69 さらに、行政命令 D-24-01 の第 1 パラグラフにて地方の大気汚染抑制と大気質管理地区（以 下”地区”）と大気資源局に与えられた権限はまた、以前に許可を取得した、現在は稼動して いない既存の発電施設を含む全ての発電施設を、州の電力網と送電の信頼性を確保するた めに必要であるとして適用するものとする。行政命令 D-24-01 もしくはこの行政命令に基づ いた全ての許可修正（もしくは復元と修正）は、この命令の日付から 3 年以上有効とされ るべきではない。上記で特定される目的のために許可を修正する権限はまた、これらの目 的のために他の適用条件を修正する権限を含む。許可や他の適用条件を修正（もしくは復 元と修正）する権限を行使する際は、地区は健康および安全コード（Health and Safety Code） の Division 26 に基づく通知と聴聞会の要件を要請されるべきでない。 さらに、この命令は、電力非常事態に対応するための継続的な緊急措置に応えるための追 加の行政命令によって延長されない限り、また知事の宣言もしくは議会での非常事態が終 結したという決議の一致によって終了しない限り、2001 年 12 月 31 日に失効するものとす る。 これらの措置は、緊急事態対応法（Emergency Services Act）、政府法（Government Code） 8550 項以下参照に基づいて実行されることをここに公認する。 私はさらに、今後出来るだけ早急にこの命令が州事務所に提出され、広く公に普及し、こ の命令が注視されることを命ずる。 70 2.5.4. 火力発電所の効率促進のための政策 2-5-4-1 排出上限 連邦政府の排出上限については、EPA(米国環境保護庁）によって、CAA(Clean Air Act、 大気浄化法）に準じたものとして設定されている。この排出上限に則って、各州における 大気排出規制の施行や建設認可の発行が実施されている。州の排出上限は、連邦政府の排 出上限の要件を満たす必要がある。 CAAはEPAに対して、住民の健康と環境を害するとされる、6つの汚染物質に関する NAAQS(National Ambient Air Quality Standards、大気環境基準)の制定を求めている。6つの汚 染物質とは、二酸化窒素(NO2)、二酸化硫黄(SO2)、一酸化炭素(CO)、粒子状物資(PM)、鉛 (Pb)、そしてオゾン(O3)の6つである。CAAは、汚染物質の発生源が新設されたものである か、6つの基準大気汚染物質のいずれか、または有害な大気汚染物質を排出するか、“大規模 な発生源”であるか、そしてその発生源の位置する場所がNAQQSの達成地域にあるか未達成 地域にあるかなど、汚染物質の発生源に応じて、異なる義務を規定する。“大規模な発生源“と は、規準汚染物質(NO2, SO2, CO, PM, Pb,O3)の潜在的な排出量が年間100トン以上、もしく は、単一の有害な大気汚染物質（HAP）の排出量が年間10トン以上の場合、もしくは有害 な大気汚染物質（HAP）の排出量の合計が年間25トン以上の場合を指す。これらの数値レ ベルはNAQQSの未達成地域ではさらに低くなる可能性がある。 NSPS(New Source Performance Standards、新規発生源性能基準)は、CAAに基づき、特定の 工業プロセスに関するカテゴリーに対する排出量の上限を設定している。新規発生源の上 限設定には、排出量を削減するために利用可能な最良の手段/技術を適用することが前提と なっている。EPA（米国環境保護庁）は、工業プロセスのほとんどを網羅する60のカテゴリ ーにてNSPSを導入した。火力発電所に適用されるNSPSには次のものが含まれる：40 CFR 60 Subpart D（1971年8月17日以降に建設が始まった化石燃料蒸気発電機に関する性能基準）、 Subpart DA（1971年8月17日以降に建設が始まった電気公益事業の蒸気発生ユニットに関す る性能基準） 、Subpart GG（定置式ガスタービンに関する性能基準）、Subpart HHHH（定置 式ガスタービンに関する排出ガイドラインとコンプライアンス） 、Subpart KKKK（定置式燃 焼タービンに関する性能基準）。2010年12月23日、EPAは、化石燃料を使用する発電所に対 する温室効果ガス(GHG)排出基準の開発に向けて、規定の制定を開始することを宣言した。 EPAは現時点では提案する規定を発令していないが、2011年中にこのような規定を開発する ための進行予定に関するスケジュールを発表した。 71 その名が示す通り、NSPSは新規の施設を対象としており、適用されるNSPSが連邦官報に 提案された時点でその施設が存在していれば、NSPS要件の適用からは除外される。ただし、 既存の施設に対する改修等をおこない、基準の対象となる汚染物質が増加する場合は、180 日以内にNSPSの規定に応じる必要がある。 NESHAPs (National Emission Standards for Hazardous Air Pollutants、有害性大気汚染物質国 家排出基準)は、CAAの3章に則り、発がん性物質や、突然変異原物質、テラトゲン物質（生 殖に有害な催奇形性物質）などの、189の有害な大気汚染物質(HAPs)の排出を抑制するため に制定された。さらに、HAPsの中には1990年以前のFederal Clean Air Act（連邦大気浄化法） の対象となっており、元のCAAにて規定されているHAPsには、ベンゼン、ベリリウム、水 銀、塩化ビニル、アスベスト、無機ヒ素、コークス炉排出物、放射性核種が含まれる。HAPs は、個別のHAPとしてではなく、主に工業発生源の排出業種（例えばガソリンや石油貯蓄） にて規定されており、新しい規定も引き続き同様な形で発布されている。主要なHAP発生 源は、年間10トン以上のHAPを排出、もしくは何種類かのHAPを同時に年間25トン以上排 出するものと定義されている。 2010年6月3日、EPAは、温室効果ガス(GHG)をCAAに規定される汚染物質として事実上定 める、PSD & Title IVという最終的な規定を発布した。この規定は、GHG排出量の閾値を二 酸化炭素濃度換算(CO2e)の排出量を規準に制定されており、もしこれを超えてしまった場合 は、対象施設に対し、大気浄化法の主要な発生源認可プログラムに基づく認可要件の適用 が義務付けられる。CO2eには、地球温暖化に寄与していると同定されている次の6つのGHGs、 すなわち二酸化炭素、メタン、亜硝酸、酸化物、ハイドロフルオロカーボン、パーフルオ ロカーボン、六フッ化硫黄が含まれている。。同規定は、2011年1月に始まって以来今後6年 をかけて様々な段階にて実施され、年間75,000トン以上のCO2eを排出する施設に影響を与え る。第二段階は、2011年7月1日から効力を生じ始め、年間100,000トン以上のCO2eを排出す る発生源へと適用される。より小規模な温室効果ガスを排出する施設は、後日規定の適用 が義務付けられる可能性がある。同規定は40 CFR のPart 51, 52, 70, 71に成文化されている。 基本的に、火力発電所は、新規定の下でGHG認可要件の適用が義務付けられている数尐な い種類の施設のひとつである。 CAAのIV章では、化石燃料発電所からの排出量を削減することによって酸性雤を除去す る目標が設定されている。IV章によって、1980年の排出量を基準として、年間のSO2（二酸 化硫黄）排出量を1000万トン、NOx（窒素酸化物）の排出量を200万トン削減する目標が定 められた。発生源となる各施設には、関係のある発生源に関する酸性雤認可申請と、コン プライアンス計画書を、V章の認可管轄機関に提出することが求められる。 72 【参考：排出権取引】 1990 Clean Air Act Amendmentsによって、酸性雤の発生を抑制するプログラムが設置され たが、SO2を排出する電気公益事業発生源に適用される排出枠と排出取引プログラムもそこ に含まれる。同規定は、このような発生源からのSO2の総合排出量について、1980年のレベ ルの約50％削減を示す上限を設定した。 1998年10月、EPA（米国環境保護庁）は、一般的にNOx SIP Call と呼ばれる"Finding of Significant Contribution and Rulemaking for Certain States in the Ozone Transport Assessment Group Region for Purposes of Reducing Regional Transport of Ozone”を最終的にまとめた。NOx SIP Call は、オゾンの前駆体物質であるNOx（窒素酸化物）の大量移動を軽減するために策 定された。排出権取引制度を通じてNOx SIP call の義務に応じることを選んだ州に対しては、 EPAはPart 96に、NOx Budget Trading Program（NOx割当取引プログラム）のモデル規則を記 載した。このプログラムは、大規模な固定発生源からのNOx排出に対する、費用効率の高い 削減効果を促進するために開発された。25 MWe以上の発電機を有し、電気を販売する全て のユニット、もしくは最大限の設計熱入力が250 mmBtu/hr以上の全てのユニットに対して適 用される。Part 96では、発生源に関して、適用性、割り当て、モニタリング、銀行取引業務、 罰則、取引協定、プログラム管理に関する規定など、全ての取引プログラムを規定してい る。 2005年3月10日、EPAはCAIR (Clean Air Interstate Rule、州際大気浄化規則)を導入した。こ の規則は、EPAによって承認された酸性雤に関するプログラムを規準とした、発電所から排 出されるSO2と NOxに関する排出権取引制度（cap and trade）である。CAIRは、28の東部州 とコロンビア特別区（ワシントンD.C.）でのNOx とSO2排出量を削減させるために、排出 上限を定めた。CAIR は州に対して、次の二つのコンプライアンスオプションのいずれかを 利用して、要求された排出上限を達成するよう求めた。 （1）州の排出割当に対応するために、各州間の排出権取引制度に参加する、 （2）各州によって選択された方法を通じて、州個別の排出割当に対応する。 EPAは既に、酸性雤プログラムに一致する発生源に関し、SO2に関する排出枠の割り当て を実施した。これらの割当枠はCAIRのモデルSO2取引プログラムにて利用される。モデル NOx取引プログラムに関しては、EPAは各州に対して、その州の割り当て量に応じてNOxの 排出枠を規定する。州政府はこれらの枠を排出事業者に割り当て、事業者間での取引が可 能となる。2008年7月11日、District of Columbia Circuit （DC巡回裁判区）のU.S. Court of Appeals（合衆国控訴裁判所）は、CAIR規定を無効にし、管轄機関による更なる考察のため に差し戻す判決を下した(North Carolina v. EPA, 531 F.3d 896 (D.C. Cir. 2008))。現在のCAIR規 定は、EPAが現在は検討段階にある"Transport Rule"をまとめるまで依然として有効である。 73 Transport Ruleは、CAIRを差し戻すという裁判所の判決に応えるものである。 GHGの排出取引プログラムは地方レベルやカリフォルニアにおいて成功しているが、ア メリカの連邦議会は、まだ全国レベルの温室効果ガス排出権取引制度を制定していない。 全国レベルの排出取引プログラムの制定に向けた法規制に関する提案書が合衆国下院に 2009年6月に提出されたが、議会終了までに上院を通過しなかったために廃案となった。2011 年1月に始まる第112回連邦議会において再提出される可能性もあるが、現在はその提案に関 する状況は不明である。 74 【参考：カリフォルニア州における排出権取引制度の提案】 2010年10月29日、カリフォルニア州のARB (Air Resources Board、大気資源局)によって、 温室効果ガス(GHG)排出に対する排出権取引制度の提案が発表された。この制度は、CO2換 算で年間25,000トンを超える排出量の施設に対し、2020年までに1990年のレベルまでの排出 量削減を求め、また2050年までに80％の削減を目標として、GHG排出量の上限を設定する ものである。カリフォルニアは、排出権取引制度の開発に取り組んでおり、WCI(Western Climate Initiative、西部気候イニシアティブ)の一環として、アメリカ西部の6つの州とカナダ の4つの州との間に、局地的な排出権取引制度の制定を目指している。WCIは、カリフォル ニア州、ワシントン州、オレゴン州、ニューメキシコ州、モンタナ州、アリゾナ州、ユタ 州、ブリティッシュ・コロンビア州、マニトバ州、オンタリオ州、ケベック州によって構 成されている。これらの地域は、気候変動に関して地域レベルで取り組むために、協同す ることを決定した。WCI戦略の中心となるものは局地的な排出権取引制度である。この局地 的制度は、アメリカ経済の20％、カナダ経済の73％を占め北米最大の炭素取引市場になる と考えられる。 75 2-5-4-2 技術／効率要件 CAAでは事業者に対して、排出基準を満たすために、一定レベルの技術を導入すること を求める。排出基準は、施設の効率よりもむしろ排出量に基づいている。抑制技術の開発 に向けて、EPA（米国環境保護庁）は、その時点で利用可能な、また同様の発生源とみなす ことができる施設にて利用されていた技術や手段を検討する。抑制技術や手段は、施設が どこにあるか、新規の発生源かもしくは既存のものか、施設が有害な汚染物質の主要な発 生源として見なされているかによって異なる。 NAAQSの未達成地域にある既存の主要な発生源は、RACT (Reasonably Available Control Technology、一般的に利用可能な抑制技術)を導入しなければならない。未達成地域での新 しい発生源や改修の提案は、オフセット排出を削減し、LAER(Lowest Achievable Emission Rate、達成可能な最低排出率基準)を達成しなければならない。LAER要件を満たすことは、 新しい発生源にとって、最も厳しい次の基準を達成しなければならないということである。 （1）同様の発生源カテゴリーに対する、州実施計画によって規定された最も厳しい排出 制限。ただし認可機関がそのような制限は達成可能ではないと表明した場合を除く （2）同様の発生源カテゴリーによって実際に達成された最も厳しい排出制限、もしくは （3）NSPSに基づく発生源カテゴリーに対して認められた排出量レベル。 NAAQS を 達 成 し て い る 地 域 に あ る 新 し い 発 生 源 は 、 BACT(Best Available Control Technology、利用可能な最善の排出抑制技術)を導入しなければならない。有害な大気汚染 物質の大規模発生源は、MACT(Maximum Available Control Technology、最大限達成可能な汚 染管理技術)を導入しなければならない。 EPA は、認可機関から要求された、”利用可能な最善の”大気汚染抑制技術についての個々 の事例に関する情報を収容する RACT/BACT/LAER 情報センターを管理する。この情報は、 プロセスに関する詳細というよりも、排出量制限に関する情報を提供する設備に関する詳 細情報である。この情報センターは、大気汚染技術情報（過去の RACT、BACT、LAER に よる認可の決定を含む）の中心的なデータベースであり、認可機関間での情報の共有を促 進、さらに将来的な個々の事例に対する決定を支援する。 76 2-5-4-3 カリフォルニア州の排出基準 連邦政府の CAA に基づき、各州政府は排出基準を設定している。排出基準は、CAA の要 求するレベルよりも厳しいこともあり得る。 カリフォルニア州では、火力発電所において、有害物質ごとに BACT の前提となる排出 基準が決定されている。 PM ：排出されないことが基本となる。 CO ：2ppm＠15%O2 NOx ：2ppm＠15%O2（コンバインドサイクル） 2.5ppm＠15%O2（シングルサイクル） アンモニア ：5ppm＠15%O2 上記の基準は、天然ガスによる火力発電所を想定しているが、石炭や石油を使用する場 合でも、同様の排出技術を求められる。経済的にも火力発電所の経営が成り立つ技術とい う観点からは、カリフォルニア州における BACT とは天然ガスによる火力発電になる。 他の排出基準については、火力発電所が設置される場所などを勘案し、案件ごとに設定 される。 77 2.6. オーストラリア 2.6.1. 環境影響評価に係る政策 オーストラリアでの環境影響評価（EIA）実施に関する要件は、”Environment Protection and Biodiversity Conservation Act 1999” に規定されている。 2.6.2. 火力発電所リプレースの定義 環境影響評価の実施の可否に関す るガイドライン（Significant impact guidelines 1.2 Environment Protection and Biodiversity Conservation Act 1999）が公表されているが、火力発 電所リプレースの定義に関しては明記されていない。ガイドラインの中では、重大な影響 （significant impact）を与えるもの、具体例として、「世界遺産/国家遺産/絶滅の危機にある 種に著しく影響を及ぼす」または「連邦領の海/沿岸/土地の環境に著しく影響を及ぼす」計 画や行動に関しては、実行してはいけないという記述はある。しかしながら、具体的にど のような環境にどのような影響を与えることを significant impact と定義するのか、また火力 発電所が環境に著しい影響を与えるという記述はない。 ガイドラインでは、次頁に示した自己評価作業のステップ４として「重大な影響」があ るか否かを判断するものとしており、そこでは、次のような記載としている。 ステップ 4：著しい影響があるか？ 活動が環境へ著しい影響を及ぼす可能性があるかどうかを決定するためには、影響を受 ける可能性のある環境、なかでも外部からの影響を受けやすい環境や貴重な環境に対して、 その活動が引き起こす総合的な悪影響を考慮することが必要である。 活動が環境へ著しい影響を及ぼす可能性があるかどうかを決定するためには、自己評価 作業のステップ 1 からステップ 3 にて説明されている全ての検討事項・基準を考慮する必 要がある。更に、下記の基準は、環境に著しい影響を与える可能性の高い活動の種類に関 する、一般的な指針となるものである。 これらの基準は包括的、または限定的な意味で解釈されるべきではない。提案されてい る活動が環境に著しい影響を与えるかどうかを決定するうえで、その活動に関する特定の 要素と状況が考慮されなくてはならない。 しかしながら、もし以下の質問のひとつ、もしくはそれ以上に該当する場合は、その活 動が環境に著しい影響を与える可能性が高い。（次頁参照） 78 汚染物質、化学物質、有害物質（Pollutants, chemicals, and toxic substances ） その計画によって以下のことが引き起こされる現実的な危険性や可能性があるか： ・ 煤煙、ガス、化学物質、栄養素、その他の汚染物質などの、現地の大気質や水質を 大幅に悪化させる物質の発生 ・ 使用、保管、輸送、または廃棄の過程での、可燃性、爆発性、毒性、放射性、発癌 性、変異原性のある物質の放出、漏出、流出、爆発 ・ 温室効果やオゾン破壊の一因となる気体の大気中濃度の上昇 ・ 汚染された土壌や酸性硫酸塩土壌への著しい撹乱 79 なお、州レベルにて火力発電所のリプレースに関する記載について、以下に取り纏めた。 ビクトリア州 二酸化炭素の排出量を抑え、 低炭素社会を目指すために、2010 年から 2020 年までの間に、 生産の縮小と従来型石炭火力発電所の閉鎖や、低排出の石炭技術やその他の石炭に関する 生産の大規模な展開が実施されるだろう。また、2020 年から 2030 年の間には低排出の石炭 によるエネルギー発電や、大規模なソーラー発電や地熱発電の展開、更なる従来型発電所 の閉鎖、エネルギー効率に関する大きな進歩が見られるかもしれないと述べられている さらに、そのような変化のためには、今後 10 年の間に、エネルギー分野での新しく向上 したインフラ整備のために国家規模で年間 100 億ドルの投資が必要になるだろうとも述べ られている。 従来型発電所の閉鎖については、『長期的にみて、ビクトリア州の褐炭発電の利用は 二 酸化炭素排出削減に対応する技術の応用なしには継続され得ない。排出に上限を設定する ことは炭素価格を確実に引き上げ、従来型の褐炭発電所の競争力を徐々に弱める。炭素価 格が上昇するに従って、より古い、最も効率の悪い褐炭発電所は生産を減尐し、閉鎖され る。エネルギー供給への混乱を避けるために、古い発電所に替わって新しく充分な生産能 力を適当な時期・状況で導入する必要がある。』という記述があるが、これ以上の具体的 なリプレースに関する定義や要件の記述はない。 ビクトリア州政府による支援としては、Energy Technology Innovation Strategy (ETIS)とし て、 7 億 5 千万ドルをかけた二元ガスプラントの開発の実施（ビクトリア州政府は 5 千万 ドルを支援）や、二酸化炭素貯留に関する試験的プロジェクトへの支援（ビクトリア州政 府は 600 万ドルを支援）、CCS の大規模な準商用化プロジェクトへの支援（ビクトリア州 政府は 1 億 1 千万ドルを支援）、発電所の低排出技術の向上を目的とした褐炭利用に関す る研究などへの支援（ビクトリア州政府は 1,200 万ドルを支援）が記載されている。発電所 のリプレースに関する支援の記載はない。 80 2.6.3. 火力発電所の効率促進のための政策 2-6-3-1 排出上限 A cleaner future for Power stations（discussion paper） 資源エネルギー観光省は、 2010 年 11 月 30 日に”A cleaner future for Power stations （discussion paper）”を公表した。 このペーパーでは、以下の 4 つの政策をテーマとしている。 ・ 新設される石炭火力発電所に対する、CO2 排出基準のベストプラクティス ・ CCS-Ready の基準 ・ 石炭火力発電所を含むすべての発電所をカバーする EEO プログラムの拡張 ・ エネルギーと温室効果ガスレポート(NGER)の出版 （ National Energy and Greenhouse Reporting data ） この 4 つの政策を議論するにあたり、エネルギーに関する研究所、州政府、産業界や環 境に関するグループなどのステークホルダーからの助言を受けながら作業を進める、タス クグループ(ITG、International Task Group)を設立した。 2010 年 12 月 24 日まで、 A cleaner future for Power stations（discussion paper）の内容について、タスクグループに宛てたコメン トを受け付けた。 新設される石炭火力発電所に対する CO2 排出基準のベストプラクティスとしては、以下 内容を（案）として提示している。なお、石炭火力発電所の「新設」の定義についても議 論されており、発電施設の拡張も高効率化基準の対象となる見込みである。ただし、「既 存の発電所は対象外(発電設備の拡張も対象外)」、「既存の発電所は対象外、既存の発電所 より CO2 排出量が尐なければ発電設備の拡張も対象外」、「既存の発電所は対象外だが、 新しく拡張される設備は対象」というオプションでの検討を提案している。石炭火力発電 所のメンテナンス、改装は高効率化基準の対象外となっている。 表 新設石炭火力発電所 CO2 排出基準のベストプラクティス（案） 排出原単位 概 0.86 トン CO2/MWh 技術的には SC 世代までをターゲットにした規制 0.8 トン CO2/MWh USC の使用を想定。オーストラリアでは商業的利用の 実績がない IGCC の利用も検討。 0.7 トン CO2/MWh IGCC をベストプラクティスとする ※ 要 IGDCC(褐炭)は 0.78 トン CO2/MWh、IGCC(Black Coal)は 0.7 トン CO2/MWh と想定している。 81 上記の数値のいずれかを石炭火力発電の高効率化基準とするだけではなく、SC、USC、 IGCC などの方式によって異なる基準をあてはめる、技術の改善によって基準となる数値を 厳しくしていくことの案が提示されており、ステークホルダーとの議論によって、基準と なるベストプラクティスを決定する予定としている。 図 方式別 CO2 排出原単位 なお、オーストラリアの電力部門の業界団体である、ESAA (Energy Supply Association of Australia)は、2010 年 12 月 24 日に、A cleaner future for Power stations（discussion paper）”に 対するコメントを公表した。 コメントでは、火力発電所に対するすべての基準は、新設の発電所に限定すべきで、既 存の発電所や未来の発電ユニットの拡張は対象外とすべきとしている。 82 ・ ESAA は、人為的に投資や技術選択を制限してしまうという点から、排出原単位の閾 値を設けることを支持しない。むしろ、国家的な排出権取引制度に基づいた炭素価格 を導入することで、CO2 排出コストを明確化することが最も効果的な方法である。 ・ ディスカッションペーパーでは、ベストプラクティスによって基準を決めるというこ とが述べられているが、何をもってベストプラクティスとするかについては注意が必 要である。 ・ 排出原単位の閾値の一つとして、 IGCC がベストプラクティスとなる 0.7 トン CO2/MWh を挙げているが、オーストラリアにおいては、IGCC はアンプルーブンな 技術であり、ベストプラクティスとなる数値を決めることはできない。また、火力発 電所の排出原単位は技術だけでなくプラントのオペレーションなどによって算出さ れる。排出原単位の閾値を設けると、プロジェクトの提案者は、様々な技術を担当す る当局にアセスメントを提出し、地理的要因やオペレーション方法なども勘案しなが ら、ベストプラクティスを実現する方法を考えなければならない。これは手間と時間 とコストを増段させる。 ・ プロジェクトの条件によって基準を変えるという方法については、排出原単位の閾値 を設けるよりもメリットはある。しかし、それぞれの条件におけるベストプラクティ スの定義、という問題が生じる。 ・ 火力発電所に対するすべての基準は、新設の発電所に限定すべきで、既存の発電所や 未来の発電ユニットの拡張は対象外とすべきである。 83 州レベルでの政策 ① ビクトリア州 2010 年 7 月 26 日発表に発表された、ビクトリア州の未来に向けたアクション(Taking Action for Victoria‟s Future)では、今後 4 年間で、ビクトリア州の褐炭火力発電所による排出 量を最大 400 万トン減尐させることが謳われた。その中で、従来型褐炭火力発電所の承認 を禁止し、新規発電所に以下の条件を課すこととした。 • 十分な炭素回収能力 • 排出量 0.8t/MWh 未満 なお、2010 年 11 月、与党労働党が州選挙に敗れ、自由党のテッド・ベイリューが州知事 に就任し、自由党、国民党の連立政権への政権交代が行われた。「ビクトリア州の未来に 向けたアクション」については、ビクトリア州のウェブサイトから削除されており、閲覧 できない状況にある。 ビクトリア州の保守連合が掲げる政策には、現在のところ地球温暖化に対する項目がな い。また、ビクトリア州の環境気候変動大臣には、経験が浅い Ryan Smith が就任しており、 前政権が掲げた大幅な温室効果ガスの削減目標とは異なる目標が打ち出される可能性もあ る。 「ビクトリア州の未来に向けたアクション」をはじめ、労働党政権の政策がどのように 取捨選択されるのか、引き続き注意が必要となる。 ② クイーンズランド州 2008 年にクイーンズランド州の新しい気候変動に対する戦略として、 「ClimateQ: toward a greener Queensland」が登場した。この戦略は、かつての政策アウトライン「ClimateSmart 2050」 と「Queensland's ClimateSmart Adaptation Plan 2007-12」を統合しつつ、最新の国内外の科学 技術や政策動向を考慮している。「ClimateQ 」では、以下の 2 つの条件を満たさなければ、 石炭火力発電所を新設できないこととしている。 • 実現可能なレベルで CO2 排出量を最小とするために、国内外でベストプラクテ ィスの技術を使用する。 • CCS Ready の要件を満たしていることを前提に、CCS の技術が商業用の規模で実 証された場合は 5 年以内にその技術を取り入れる。 84 ③ ニューサウスウェールズ州 既存の Bayswater 発電所に隣接するサイトに、石炭もしくはガスを使用する火力発電所を 新設するプロジェクトに対して、NSW 州の計画局長(the Director-General of the NSW Department of Planning)は、温室効果ガスの排出を含む、環境アセスメントを実施することを 要求している (Director-General„s Requirements)。 提出する環境アセスメントには、予想される CO2 排出量と発電効率について、達成でき るベストプラクティスおよび NSW 州の平均値に対する比較を行うことが求められている。 また、温室効果ガス対策については、「CCS レディと、温室効果ガスを削減する今後登 場する技術の使用を含めて、利用可能な最高の技術を使用し温室効果ガスを削減すること を環境アセスメントに明示する」ことが求められている。 ④ 西オーストラリア州 西オーストラリア州の EPA(the WA Enviromental Protection Authority)は、提出された Bluewaters Power Station の第 3 期、第 4 期拡張計画に対して、2010 年 3 月に報告書をまとめ た。 その中で、Bluewaters Power Station の事業者は、CCS Ready であることを示した計画書を 提出したが、EPA は CCS Ready か否かを判断するには、情報が不十分と結論づけている。 拡張計画書をチェックするポイントとして、「温室効果ガスを削減するための、石炭火力 発電所におけるベストプラクティスな技術を使用しているか」という項目が挙げられてい る。また、発電計画が承認された場合、温室効果ガスの排出原単位(1MWh あたりの CO2 排 出量)についてベストプラクティスと同等以上であること、温室効果ガス排出濃度を改善す るため常に最新の技術とプロセス管理に務めることも推奨している。 85 3. 欧米等の諸外国における火力発電所リプレースに関する事業者の取組に関 する調査 文献調査及びインタビュー調査では、事業者によるリプレース時の撤去工事に係る自主 的なガイドライン等の整備は見受けられなかった。 なお、事業へ投資を行う事業者（銀行、等）による取組みとして、IDB(Inter-American Developmant Bank、アメリカ開発銀行)にて、石炭火力発電への投資にあたりイドラインを 定めている99。 IDB(Inter-American Developmant Bank、アメリカ開発銀行)は、主に中南米諸国における貧 困や社会における不平等を解消するようなプロジェクトに対して投資を行っている。持続 可能で環境と調和のとれた方法による、発展を目指しており、プロジェクトへの投資にあ たり、EIA(Environmental Impact Assessment、環境影響アセスメント)を実施している。 石炭火力発電所が温室効果ガスを排出する主要な排出源であるという認識にたち、地球 温暖化防止に対する法制度が整備されていない発展途上国における石炭火力発電プロジェ クトへの投資において、EIA に発電所の高効率化や、CO2 排出量の基準を設けている。以 下の基準は、EPA や DOE のほか、IEA などが発表している数値を元に、設定されている。 表 投資に係る送電端効率及び CO2 排出基準 超臨界圧 プラント (SC) 超々臨界圧 プラント (USC) 循環型 常圧流動床 ボイラ（CFBC） IGCC 送電端効率 38.3% よ り 高 効 42.7% よ り 高 効 36.0% よ り 高 効 38.2% よ り 高 効 (HHV) 率 率 率 率 CO2 排出基準 832kg/MWh 未満 748kg/MWh 未満 890kg/MWh 未満 832kg/MWh 未満 まず、上記の基準を満たしているかのスクリーニングを行い、その後に発電所で使用す る燃料や技術による CO2 排出量が妥当かどうかの分析を含む、EIA が行われる。 99 http://idbdocs.iadb.org/wsdocs/getdocument.aspx?docnum=2242924 86 4. 欧米等の諸外国及び国内における火力発電所のリプレース工事実態に関す る調査 4.1. 諸外国における火力発電所のリプレース工事実態 アセス未実施のリプレース工事実態（不具合事例）として、米国 Ameren 社の訴訟事例に ついて、公開情報（EPA による訴訟への反論として Ameren 社が提出した免責取消申請 （motion to dismiss） 、等）をもとに整理した（※ 管轄のミズーリ州天然資源局では発電施 設の新設・改修計画を一般情報公開していないため、既存公開情報をもとに整理した） 【 訴訟事例（概要）】 環境保護庁（EPA）は 2011 年 1 月、Ameren Missouri 社が 2001 年 9 月から 2002 年 2 月、 及び、2003 年 11 月から 2004 年 1 月に実施した Rush Island 発電所の改修の際に、大気浄化 法（CAA）で義務付けられた許認可取得及び BACT を含めた SO2 の排出を制御する最新技 術の導入を怠ったとして、連邦地方裁判所セントルイス支局へ Ameren Missouri 社を提訴し た。ミズーリ州最大の電力会社である Ameren 社は 1976 年にミズーリ州フェスタス近郊に 1,242MW 規模の石炭火力発電所 Rush Island Power Plant を建設し、稼動を行っている。 EPA は、Rush Island 発電所の改修により、大気浄化法で規定された SO2 と PM（particulate matter）の排出量を大幅に増加させたと主張している。また、EPA は、Ameren 社が Rush Island 発電所の改修における情報を開示しなかったとしている。 I プロジェクトの概要 Ameren 社は、セントルイスに本拠地を置く民間企業であり、ミズーリ州では最大の、ま たイリノイ州では 2 番目に大きな電力会社である。Rush Island 発電所は、ミズーリ州フェ ストゥス近郊にあり、Ameren 社によって運用されている 1,242MW 規模の石炭火力発電所 である。この発電所は 1976 年に建設された。2011 年 1 月 12 日、EPA は、Ameren 社が同発 電所に関する大規模な改修を正式な許可なく、また二酸化硫黄の排出を削減するために必 要な新しい技術を導入することなく実施したことによって、大気浄化法の新規発生源審査 （New Source Review）規定に違反したと主張し、Ameren 社を相手取って訴訟を起こした。 ミズーリ州 Ameren 社はその申立てを否認し、訴訟にて言及される建設は EPA の要件から 100 免除される定期的なメンテナンスであると主張している。 100 http://www.sourcewatch.org/index.php?title=Ameren; http://www.sourcewatch.org/index.php?title=Rush_Island_Power_Station 87 II 背景/歴史/訴訟事件の現状 2011 年 1 月 12 日、EPA はセントルイスの連邦地裁にて Ameren 社を相手取って訴訟を 起こした。訴訟によると、Ameren 社は、発電所の改修を正式な許可なく、または有害な二 酸化硫黄の排出を削減するための「最新の」汚染防止を導入することなく 10 年近くも前に 実施した。全 26 ページの訴訟では、ジェファーソン郡の Rush Island 発電所について、年 間何万トンもの二酸化硫黄を排出する、国内で最大の汚染源のひとつであると述べている。 EPA によると、Ameren 社は 2001 年 9 月から 2002 年 2 月にかけて、必要な許可なく、 また利用可能な最善の汚染防止技術の導入をせずに改修を実施した。これらの改修は、大 気浄化法に規制されているふたつの汚染物質である二酸化硫黄と粒子状物質の排出を”著し く増加させた”と EPA は述べている。訴訟によると、Ameren 社は Rush Island の改修につ いて EPA や州に対して公開しておらず、それどころか、Ameren 社はミズーリ州とアメリ カ環境保護丁（EPA）に、大気浄化法を順守しているという年次報告書を提出したと訴訟で は述べている。 本案件は 2008 年、EPA による実施調査によって改修が発覚した。訴訟によると、この公 共事業は申立てられている違反に関連する文献へのアクセスを、それらが”部外秘の企業情 報”であるという理由で拒否した。EPA は 1 年前、Rush Island 発電所に対して違反通知を 公表した際、その公共事業に通告した。 Ameren 社は、Rush Island で実施された建設は許可を必要とするものでなかったと主張 し、その申立てに異議を唱えた。同社は、多くのプロジェクトは、設備の修理や交換、ま た硫黄の含有量が尐ないワイオミング州産炭への転換のための発電所の改修など、定期的 なメンテナンスであったと述べた。Ameren 社は、二酸化硫黄の排出を Rush Island を含む 事業の体制を通して、過去 20 年で 61％削減したと述べた。 公共事業の最高責任者である Warner L. Baxter 氏は、“我々はミズーリ州 Ameren 社の環 境に関する経歴を誇りに思っており、アメリカ環境保護庁（EPA）による主張に強く異議を 唱える” ”我々は全ての発電所において排出量を削減しており、その地域の大気質を著しく 向上させている。” と声明にて述べた。 ミズーリ州選出のアメリカ上院議員であるRoy Blunt 議員はAmeren社を弁護している。 Blunt 議員は2011年1月14日、EPA長官のLisa Jackson氏に手紙を送り、ミズーリ州Ameren社 は、Rush Island発電所に”明らかに排出削減を目的としている”改善を施したことに対し、汚 88 染を引き起こしていると不当に告訴されていると述べた101。 EPAはBlunt議員の手紙に返答し、調査を妨げる情報を公開することはできないが、アメ リカの環境法を施行し、人間の健康を保護するための、EPAによるアプローチに関する一般 的な情報を提供し、また、石炭火力発電所セクターがいかにアメリカ国内の二酸化硫黄汚 染の原因になっているかについて述べた。 なお、2011 年 3 月 13 日、訴訟を棄却する申立てが Ameren 社より提出された。 III 起訴理由 ミズーリ州フェストゥスのRush Island 発電所における、ミズーリ州Ameren社による大気 浄化法（CAA）42 U.S.C. §§ 7401の違反に対する民事訴訟が始まった。訴訟によると、Ameren 社はRush Island発電所に関して、CAAに違反する大規模な改修を実施したが、これら数百 万ドル規模の改修に際し必須の許可を取得しなかった。Ameren社はまた、法律にて規定さ れている二酸化硫黄(SO2)排出削減にための最善の利用可能な技術（BACT）などの、最新 の大気汚染防止の導入と運用を怠った。 法令42 U.S.C. § 7409の109項は、大気汚染物質（”基準汚染物質” －これらの汚染物質ため に法令42 U.S.C. § 7408の108項に基づいて大気質基準が決定された）に関して、EPAの長官 に対し、第一次・二次国家環境大気質基準（“NAAQS”もしくは“ambient air quality standards”） を制定する規定を推奨することを求めている。 42 U.S.C. §§ 7408と§§7409の108項と109項に基づいて、EPAは二酸化硫黄を基準汚染物質 と認定し、この汚染物質に対するNAAQSを推奨している。 法令42 U.S.C. §§ 7470-7492のタイトルI、パートCは、NAAQS基準を達成するもしくは分 類されないと指定されている地域での、大気質の著しい务化防止のための要件を規定して いる。これらの要件は、公衆と福祉の保護、既存の清浄な大気資源の保護と調和する経済 発展の実現を保証することとしており、大気汚染を増加させる全ての許可決定が、この決 定による全ての結果を慎重に評価した後、また、公衆が決定過程に関与した後になされる ことを保証することを意図している。これらの規則は” PSDプログラム”と言及されている。 PSDプログラムの一環として、法令42 U.S.C. § 7475(a)の165(a)項は、165項の要件を満た す許可が発行されている場合と、法令にて規制されており、施設から排出される各汚染物 101 : http://www.stltoday.com/business/local/article_67ba9a72-3fbd-5b54-822e-1dcd6ba04ce6.html; http://www.fultonsun.com/news/2011/jan/18/ameren-mo-defends-epa-charges/; http://www.sourcewatch.org/index.php?title=Rush_Island_Power_Station 89 質に対し”最善の利用可能な抑制技術(BACT)”が設備に導入されている場合を除き、特に基 準を達成する、もしくは分類されないと指定されている地域での”主要な排出設備”の”建設” を禁止している。 法令42 U.S.C. § 7479(3)の169（3）項はBACTを、関連分野で次のように定義付けている。 ”この章に基づいて規定される、全ての主要な排出施設から生じる各汚染物質の最大限の 削減に基づく排出制限で、認可機関が個別のケースに基づいて、エネルギー、環境、経済 的影響と他の費用を考慮に入れながら、このような施設にとって達成可能であると決定す るもの・・・‟最善の利用可能な抑制技術‟適用の結果、全ての汚染物質の排出において、こ の章の7411項に基づいて制定された適用基準によって許可された制限を上回ることがあっ てはならない”。 CAA110(j)項、42 U.S.C. § 7410(j)に基づき、同令I章の下に発行された運用許可は、”許可 の取得が必要な各改修固定発生源の所有者や運用者は、将来的に利用される継続的な排出 削減の技術的システムによって、そのような発生源が、発生源へ適用される予定の実施基 準を順守することができ、そのような発生源の建設もしくは改修や運用に関しても、この 章に規定される他の全ての要件を順守することができることを提示しなければならない” なお、CAA165(a)(3)項、42 U.S.C. § 7475(a)(3)は、”このような施設の所有者や運用者が、 この章の7410(j)項に基づいて要請されるこのような施設の建設や運用による排出”に関して、 適用可能な大気質基準の順守を危うくしないと明らかにする場合のみ、PSD許可の発行を認 める。 また、CAAの110項、42 U.S.C. § 7410に基づき、各州は、特に大気質の著しい务化を防ぐ た め の 、 CAA の 161 項 -165 項 、 42 U.S.C. §§ 7471-7475 に 基 づ い た 規 制 を 含 む State Implementation Plan (SIP-州実施計画)を採択し、その承認を受けるためにEPAに提出しなけれ ばならない。 SIPに成文化されているミズーリ州PSDプログラムは、BACTは大気汚染物質に”適用する べき”だと規定し、”主要な改修”としてのPSD評価をもたらす。さらに、建設や主要な改修 に関する許可の申請は、とりわけ、環境大気質の分析と建設や主要な改修による大気質、 視程、土壌と植物への影響を含む必要があるとしており、ミズーリ州のSIPは、主要な改修 を実施した発生源の”運用”を、その改修がPSDの下で正式に許可されていた場合を除き、禁 止している。 それ故にAmeren社はEPAに対してRush Islandに関する大規模な改修を公開しなかった。そ れどころか、Ameren社はCAAの順守を保証する旨の年次報告書をミズーリ州とEPAに提出 90 した。申立ての違反を引き起こす事実は、2008年のEPAによるAmeren社に対する実施調査 の際にやっと明るみに出た。その調査に対する同社の反応は、なぜEPAが申立ての違反につ いてもっと早く知ることがなかったのか、という点を強調する。例えば、Ameren社は、申 立ての違反に関連する文献は”部外秘の企業情報”（CBI）であり、企業機密や一般には知ら れていない事項として指定されているものであると主張した。 2001年9月頃から2002年2月にかけて、Ameren社はRush Islandのユニット1にて、ひとつ 以上の、CAAとミズーリ州SIPに定義されている”大規模な改修”の建設と運用を実際に開始 した。これらの大規模な改修は、Rush Islandのユニット1での一次過熱器を改修また拡張さ れた部品と交換するプロジェクトや付属タービンの交換などの（これらに限定されるとい うことではない） 、ひとつ以上の建物の変更と/もしくは運用方法に関する変更を含む。これ らの建物の変更と/もしくは運用方法に関する変更によって、ミズーリ州SIPにて定義されて いるように、二酸化硫黄の正味排出量が著しく増加する結果となった。Ameren社はそこで： 改修ユニットの建設や運用に関するPSD許可を最初に取得せずにこのような大樹規 模な改修に着手した； 大規模な改修に関連するBACTを決定せずにこのような大樹規模な改修に着手し た； 二酸化硫黄排出抑制のためのBACTを導入せずにこのような大樹規模な改修に着手 した； BACT決定に基づく、二酸化硫黄抑制のためのBACT運用の不履行； CAAの111項に基づく適用基準と同程度に厳しい制限を含む、BACT排出制限を順守 した運用の不履行、そして； ミズーリ州SIPにて、不法に改修された発生源運用の禁止が表明されているにもかか わらず許可のない大規模な改修実施後に運用した。 それ故Ameren社は、ひとつ以上のBACTに一致する二酸化硫黄の排出制限を含む、Rush Islandのユニット1に対する、正式なまたは適切なタイトルV操業許可を取得しなかった。そ れ以来、Ameren社は、このような制限を満たさず、またそのような制限の順守を要請する、 あるいは発生源が順守できていない全ての適用要件に関する順守計画を持つ、適切な運用 許可を所有せずにRush Island のユニット1の運用を実施した。Ameren社は、この許可に含ま れる、連邦政府によって実施される全ての諸条件の順守をきちんと認証しないことによっ て、Rush Island のユニット1に適用されるタイトルV操業許可に違反した。 なお、2003年11月から2004年1月、Ameren社はRush Islandのユニット2にて、ひとつ以上 の、CAAとミズーリ州SIPに定義されている”大規模な改修”の建設と運用を実際に開始した。 91 これらの大規模な改修は、Rush Islandのユニット2での、一次過熱器を改修また拡張された 部品と交換するプロジェクトや付属タービンの交換などの（これらに限定されるというこ とではない） 、ひとつ以上の建物の変更と/もしくは運用方法に関する変更を含む。これらの 建物の変更と/もしくは運用方法に関する変更によって、ミズーリ州SIPにて定義されている ように、二酸化硫黄の正味排出量が著しく増加する結果となった。Ameren社はそこで： 改修ユニットの建設や運用に関するPSD許可を最初に取得せずにこのような大樹規 模な改修に着手した； 大規模な改修に関連するBACTを決定せずにこのような大樹規模な改修に着手し た； 二酸化硫黄排出抑制のためのBACTを導入せずにこのような大樹規模な改修に着手 した； BACT決定に基づく、二酸化硫黄抑制のためのBACT運用の不履行； CAAの111項に基づく適用基準と同程度に厳しい制限を含む、BACT排出制限を順守 した運用の不履行、そして； ミズーリ州SIPにて、不法に改修された発生源運用の禁止が表明されているにもかか わらず、許可のない大規模な改修実施後に施設を運用した。 その後、Ameren社は、Rush Island のユニット2 に関する、全ての適用要件を特定し、こ のような要件の順守をきちんと認証する、また発生源が順守していない全ての適用要件 （PSDの下での決定に基づくBACTを満たす要件など）に関する順守計画を持つような、正 確かつ完全なタイトルV許可申請や、法令や/もしくはミズーリ州適用要件の実行や履行、 もしくはこのような要件の適用性を決定する上で必要となる可能性のある情報を提出しな かった。 Ameren社はまた、Rush Island のユニット2 に関する情報を有するタイトルV許可 の申請を補うもしくは訂正することもなかった。 Ameren社は、それ故、連邦政府によって実施されるミズーリ州SIPに含まれる法令42 U.S.C. § 7475(a)の165(a)項とPSD規定を違反し続けており、裁判所からの命令によって抑制されな い限り、その違反は続くであろう。 全ての申立てに基づき、訴訟は裁判所に要請する： 1. Ameren社に対し、CAAや全ての適用規制要件に一致しない限り、Rush Island発電所 の運用を恒久的に禁止する； 92 2. Ameren社に対し、PSDプログラム、ミズーリ州SIP、連邦政府とミズーリ州のタイ トルVプログラムの要件に基づくRush Island発電所に対する許可の申請と順守を命 じる； 3. Ameren社に対し、過去と進行中の違反の改善を命じ、特に被告にRush Island発電所 での二酸化硫黄排出抑制に向けたBACTの導入と運用を求める； 4. Ameren社に対し、PSDの要件を満たす必要がある追加の改修があったか否かを決定 するために運用に対する監査を実施し、これらの監査の結果を国に報告することを 命じる； 5. Ameren社に対し、排出枠もしくはオフセット・クレジットを放棄し、同社の違法排 出を軽減することを命じる； 6. Ameren社に対し、CAA違反によって引き起こされた公衆衛生や環境に対する害悪 を改善、軽減、相殺するために、他の適切な対応をとることを命じる； 7. Ameren社に対し、2004年3月15日以降と法規時効内に起きた違反に対しては一日あ たり$32,500、2009年1月13日以降に起こった違反に対しては一日あたり$37,500の民 事罰則金を課す。 8. 9. IV 国に対してこの訴訟費用を裁定する；そして 102 裁判所が正しく、適切であると判断する救済命令を付与する 汚染物質排出を防ぐ技術の種類 詳細な情報は公開されていない。 102 http://www.scribd.com/doc/50821919/Original-Lawsuit-Filed-Against-Ameren-Mo 93 。 4.2. 国内における火力発電所のリプレース工事実態 リプレース工事（撤去工事）に関する周辺住民等のトラブルについて、裁判所の判例デ ータベース等を用いて調査したものの、特に見受けられなかった。 なお、アセス対象案件である火力発電所リプレース工事にて、環境影響評価方法書等に 対する意見・審査として撤去工事が述べられている事例を以下に示す。 ----------------------------------------------------------------------------堺港発電所設備更新計画 環境影響評価書に対する意見（H18.5） 既存設備の撤去工事 将来の撤去工事の実施にあたっては、準備書記載の環境への配慮事項に加え、PCB廃棄物な ど有害廃棄物がある場合には安全かつ確実に保管・処理するとともに、ボイラー配管など におけるアスベストの使用の有無について十分に調査すること。また、上記の事項につい て関係機関と協議すること。 川崎発電所リプレース計画 環境影響評価方法書に対する市長意見（H18.5） 解体工事計画 本計画は、発電所の建替えを行う事業であり、既存施設の解体に伴い粉じん等の飛散等 による周辺環境ヘの影響が懸念されることから、煙突を含めた解体の手順や方法、作業 管理の内容、環境影響の未然防止策等について準備書で明らかにする必要がある。 姫路第二発電所設備更新計画 環境影響評価方法書の審査について（H19.9） 工事の実施にあたっては、既設設備の撤去を伴うことから、発電設備の建設工事及び供用 に加え、撤去工事についても十分な環境配慮が必要である。 特に、１期工事分供用後に撤去工事及び２期工事が実施されるなど工事中と供用の影響が 重複する期間があり、その期間において影響が最大となる可能性があることから、必要に 応じ適切な時期で予測及び評価を行うこと。 94 5. 今後の火力発電設備の高効率化の見通しについて 5.1. 我が国における火力発電設備の高効率化の見通しについて 本調査では、火力発電設備の高効率化の見通しに関して、以下 3 つの設備について整理 した。次頁以降に、各設備に関する調査結果を示す。 ① 石炭火力設備（石炭ガス化複合発電（IGCC）／先進超々臨界圧火力発電） ② ガス火力設備（CCGT） ③ Dual Fuel 設備（天然ガス＋石油） 95 5.1.1. 石炭火力設備 5-1-1-1 石炭ガス化複合発電（IGCC）技術 ① 三菱重工業（空気吹き IGCC） 技術概要・特徴 ・ 石炭をガス化炉でガス化することによって生成される石炭ガス化ガスから、一酸化炭 素（CO）を、CO シフト反応器にて CO2 と水素(H2)に転換。 ・ CO2 は AGR（Acid Gas Removal :脱硫・CO2 回収）設備で、CO2 吸収液によって分 離・回収し、輸送及び地中帯水層への貯留までを行う。 ・ 水素リッチガスにより、ガスコンバインド発電を行う ・ IGCC プラントは従来技術を応用しているので、新規開発技術がない点が長所となる。 但し、システム開発が必要となる。 発電効率（送電端、HHV 基準） ：目標 42％（勿来実証機：HHV 基準） GT 入口温度：1,200℃級（勿来実証機） 開発レベル：実証レベル 96 ② 電源開発（酸素吹き IGCC） 技術概要・特徴 ・ 石炭をガス化炉でガス化し、石炭ガス化ガスを生成するシステム。脱じん、脱硫後の 石炭ガス化ガスに、シフト反応器で水蒸気を添加し、CO を CO2 と H2 に転化。CO2 を分離回収し、水素リッチ燃料を精製し、高効率発電を行う。 技術の適用規模：500MW 級（1 系列） 発電効率（HHV 基準） ・ 42％（HHV 基準） （STEP2 及び STEP3） GT 入口温度 ・ STEP2：1,300℃級を念頭に置いた開発 ・ STEP3：1,500℃級を念頭に置いた開発 開発レベル：実証レベル 97 5-1-1-2 先進超々臨界圧火力発電（A-USC）技術 平成 20 年度より国の補助事業として、「先進超々臨界圧火力発電実用化要素技術開発」 が進められている。以下に、技術開発に関与している企業／団体及び開発技術分野を示す。 ここでは、文献調査及びインタビュー調査を踏まえ、技術開発動向を整理した。（※技術 開発に参加している企業のうち、先進超々臨界圧火力発電実用化要素技術開発の幹事であ る、物質・材料研究機構(NIMS)へのインタビューを実施） 表 参加企業／団体及び開発技術分野 企業／団体 A-USC 開発技術分野 IHI ボイラ技術 東芝 タービン技術 日立製作所 タービン技術、ボイラ技術 三菱重工業 タービン技術、ボイラ技術 ABB 日本ベーレー ボイラ技術 住友金属工業 ボイラ技術 富士電機システム 高圧弁の技術開発 物質・材料研究機構 ボイラ技術 図 事業体制 98 技術・プロセスの概要／特徴 技術概要 ・ これまでの蒸気温度 600 度級の USC のシステムにおいて、700℃級の条件を採用すれ ば、送電端効率が約 10％向上することから、熱効率向上と CO2 排出量削減を達成す るために、2008 年度より経済産業省の補助を受け、700℃超級 USC（A-USC：Advanced Ultra Super Critical）の要素技術開発を開始。 ・ 蒸気の温度を向上させる為に、二段採熱を実施(USC は一段採熱)。ボイラー自体は USC と同様だが、採熱を 2 回することで、蒸気温度を向上させる。 ・ 700℃の蒸気を使用するためには、高温・高圧となる部分(ボイラー管とタービン)に、 ニッケル基合金を使用する必要があり、その要素技術について、メーカー7 社と NIMS が研究を行っている。 技術の特徴（長所・短所） 長所 ・ ボイラ、蒸気タービン、発電機といった発電システムは、USC と同様の既存のものを 使用することができる。 短所 ・ 700℃超の上記に耐えうる、ニッケル基合金を使用する必要があるが、 「大型化、耐高 温性能、長時間使用」について、要素技術を開発中。また、コスト削減も大きな課題 となっている。 発電効率（送電端、HHV 基準） ・ 目標は、46％～48％(送電端、HHV)。 ・ USC(42％)と比べて、約 10％の効率向上を目指す。 ボイラー温度／蒸気温度 ・ ボイラーガス温度 ：1500℃(USC と同様) ・ 蒸気温度 ：700℃超 開発レベル：要素技術の開発段階 99 実用化目標年度 2013 年～16 年 ：実缶試験、回転試験終了 2017 年以降 ：実証試験 2020 年 ：実用 目標とする発電コスト：現在の USC 並みを目指している（以下、内訳） 建設費(イニシャル) USC より高い 燃料費(ランニング) USC との比較で効率が 10％向上するので、燃料費も 10％改善 メンテ(ランニング) USC と同様 ・ イニシャルコスト増をランニングで回収し、USC と同等以下のコストを目指している。 ・ 建設費、燃料費ともに値上がりする気配を見せているが、燃料費の値上げの方が進む とみている。 ・ CO2 についてキャップ＆トレードや炭素税が課せられた場合、効率が高いことは CO2 排出量が尐ないことを意味するので、さらにランニングコストで USC より優位になる。 現時点における課題 ・ 700℃超の蒸気に耐えうる素材であるニッケル基合金について、 「大型化、耐高温性能、 長時間使用」とコスト削減が課題となっている。 100 5.1.2. ガス火力設備（CCGT） ガス火力設備（CCGT）に関しては、国の補助事業として進められている「1,700℃級ガス タービン技術開発」の開発メーカーである三菱重工業、ならびに富津火力発電所に GE との 共同製品である H System（MACC 発電方式）を納入した東芝へのインタビューにより、技 術開発動向を整理した。 5-1-2-1 東芝 技術・プロセスの概要／特徴 技術概要 ・ 1990 年代に多数納入した 1,300℃級 GT のさらなる高効率化を目指し、米国 GE 社と 共同で H System を開発。H System は、GE 社製 1,500℃級 GT 及び東芝製 ST 及び発電 機から構成される。 ・ GT の 1,2 段動静翼の冷却方式について、従来型の空気冷却から回収式蒸気冷却構造 に変更している。 技術の特徴（長所・短所） 長所 ・ 従来型の空気冷却から、回収式蒸気冷却構造を採用し、燃料加温や冷却用蒸気のエネ ルギーを ST で利用することにより、熱効率を従来型より 3％（HHV 基準）向上させ ることが可能となった。 技術の適用規模：500MW 級（1 系列） 発電効率（HHV 基準） ・ 発電端効率 53％（HHV 基準） 。 ・ 従来型（1,300℃級 CC）に比べ、3％（発電端：HHV 基準）の向上。 GT 入口温度／ST 蒸気温度 ・ GT 入口温度 ：1500℃ ・ ST 蒸気温度 ：560℃程度（高圧） 101 開発レベル：実用レベル ・ 富津火力発電所にて 2008 年に営業運転開始（2010 年に 3 軸全て運転開始） ・ カルフォルニア州（インランドエンパイア）においても 2 基納入しており、2008 年に 1 基目が運転開始している（2 基目は 2010 年に運転開始） 発電コスト： ・ 従来 1,300℃級のコスト（イニシャル・ランニング）と比較し、同程度もしくは下回 るコストの達成を目指し実用化した。 ・ ランニングコストに占める燃料代の割合は 7～8 割程度となるため、高効率化により 燃料代を抑制することで、コストを抑制することが可能。 今後の研究開発について ・ 更なる熱効率の向上を目指し、GT 入口温度を 1,600℃に近いところまで向上させる研 究開発を進めている（開発目標年度や目標効率等は非公開） ・ 燃焼温度を上げた場合、NOx 増や安定性（連続運転）、寿命の低下等の課題が生じる ため、これらの課題をトータルで考えていかなければならない。 ・ 燃焼温度を上げるために、冷却構造、耐熱材、遮熱コーティング技術の開発等を進め る必要がある。 ・ 作動流体の温度低下の抑制は、トータルコストの改善幅が大きい要素であると考えて いる。 102 5-1-2-2 三菱重工業（1,700℃級ガスタービン実用化技術開発、他） 技術・プロセスの概要／特徴 技術概要 ・ 1,500℃級ガスタービン（G 型）は、1997 年に日本国内にて納入して以降、45 機以上 が発電所にて稼働しており、1,600℃級ガスタービン（J 型）も関西電力が 2013 年を めどに運転を始める姫路第 2 火力発電所にて初号機の採用が決定している。 ・ 1,700℃級ガスタービン実用化技術開発は、1,700℃級ガスタービンの実用化に必要な 低 NOx 燃焼機、高負荷・高性能タービン、高圧力比高性能圧縮機等の開発を行うと ともに、これらの機器を組み合わせたモジュールの性能確認試験等を行い、大容量機 （25 万 kW 程度（コンバインド出力 40 万 kW））の送電端効率 56％以上（HHV）の 達成の目処を得ることを目標としている。 技術の特徴（長所・短所） 長所 ・ 耐熱材料技術、冷却技術、コーティング技術の改善・開発を進め、それぞれの要素が 尐しずつ高温化（耐熱）に寄与することにより、発電効率を向上させている。 ・ G 型から J 型にする際、100℃の GT 入口温度上昇への対応として、高性能冷却技術に て＋50℃、先進 TBC（Thermal Barrier Coating）にて＋50℃としている。 ・ 機器の寿命について、1,600℃級ガスタービンは、1,100℃ガスタービンと同等の寿命 となっている（※1,700℃級ガスタービンも同じ考え方で研究開発を実施。 ） 短所 ・ 耐熱性を高めることなどによりパーツ単品のコストは上昇するが、容量増加による kw 単価の建設費低減を図っている。又、発電効率向上等により、kWh 当たりの発電 コストは低減している（※発電事業者にとって、発電原価が魅力的でなければ採用し ない） 発電効率（1,600℃級） ・ 発電端効率 61％超（LHV 基準）を狙っている。 ・ 1,500℃級（59％：LHV 基準）に比べ、2％超の向上となる。 GT 入口温度 ・ GT 入口温度 ：1600℃ 開発レベル：1,600℃級 → 実用レベル、1,700℃級 → 要素技術開発レベル 103 発電コスト： ・ 前述したように、GT 入口温度を上げることによりパーツ単品のコストは上昇するが、 容量増加による kw 単価の建設費低減を図っている。又、発電効率向上等により、kWh 当たりの発電コストは低減している（※発電事業者にとって、発電原価が魅力的でな ければ採用しない） 今後の研究開発について ・ 1,700℃級ガスタービン実用化技術開発は、平成 32 年頃の実用化を目標としている。 ・ 1,700℃級達成のための要素技術の役割は、1,500℃級と比較して（200℃の GT 入口温 度上昇への対応） 、高温耐熱材料で＋100℃、高性能冷却システムにて＋50℃、先進 TBC（Thermal Barrier Coating）にて＋50℃の耐熱を想定している。 ・ 燃焼温度を上げた場合、NOx 対策が重要となる。 （参考）1,500℃級：GT での NOx → 25ppm 程度 ・ SOFC（固体酸化物型燃料電池：Solid Oxide Fuel Cell）複合発電システム（GTCC＋ SOFC）の技術開発も進めており、発電効率 70％以上（LHV 基準）を目指している。 BAT について ・ 商用化済みとの前提（1,500℃級ガスタービン）とすると、各種数値は以下のとおり。 発電端効率：54%（HHV) 送電端効率：発電事業者の仕様等により異なる。 （日本国内：概略相対値で 2％の差がある） CO2 ：0.31kg-CO2/kWh （LNG の CO2 排出原単位は"0.0513kg-CO2/MJ（LHV）と設定） ※設備製作時の燃料分はカウントせず、プラント発電運転に必要 な燃料分のみでカウント NOx ：GT 出口は 25ppm（0.33g/kWh） （煙突出口は HRSG 中の SCR 装置により更に減尐され 5ppm（0.07g/kWh）） ※ 国内の場合は規制値が厳しく（例えば 5ppm） 、GT の低 NOx 技術だけで は対応困難で HRSG 中に SCR を設置している。 ※ 1700℃級ガスタービンの GT 出口 NO の目標は 50ppm 以下。 104 図 CC の高効率化の推移 出典：三菱重工業ホームページ http://www.mhi.co.jp/products/detail/efficiency_and_power_output.html 図 ガスタービンの開発の推移 出典：三菱重工業ホームページ http://www.mhi.co.jp/products/detail/gas_turbine_development.html 105 5.1.3. Dual Fuel 設備 Dual Fuel 設備に関しては、平成 26 年度を工事開始予定、平成 31 年度運転開始予定とし ている西名古屋火力発電所にて採用を予定しているため、西名古屋火力発電所での採用技 術の概要について整理した。 施設概要／特徴 ・ 運転開始から約 40 年経過した石油火力発電所を、天然ガスを燃料とする高効率コン バインドサイクル発電設備に更新することで、CO2 排出削減、燃料使用量の削減を目 指しており、発電設備の一部について、天然ガス＋軽油の Dual Fuel 設備としている。 ・ Dual Fuel 設備とした理由は、安定供給に万全を期すためとしている（通常時は LNG を使用するが、需給が逼迫した際に LNG の追加調達が不調な場合に備え、一部に石 油が使用可能な設備として計画） ユニット ７号系列 計画出力 220 万 kW 級 発電方式 高効率コンバインドサイクル発電方式 熱効率 60%程度（LHV 基準） 使用燃料 液化天然ガス（LNG） （発電設備の一部については、軽油も使用できるよう計画） 着工予定 2014 年度（平成 26 年度） 運転開始予定 2019 年度（平成 31 年度） 106 5.2. 欧米等の諸外国における火力発電設備の高効率化の見通し 本調査では、欧州（EU）及び米国における火力発電設備の高効率化の見通しについて調 査を実施した。 107 5.2.1. 欧州（ＥＵ） 欧州（EU）における方式毎の主な実証プロジェクトの実施状況は以下のとおりである。 表 EU における方式毎の主な実証プロジェクト実施状況 方式 状況 先進超々臨界圧火力発電（A-USC） NextGenPower project を 2010.5 から実施中 石炭ガス化複合発電（IGCC） H2-IGCC project を 2009.11 から実施中 ガス火力設備（CCGT） 特に実施していない Dual Fuel 設備（天然ガス＋石油） 特に実施していない ① 先進超々臨界圧火力発電（A-USC） NextGenPower project は統合プロジェクトであり、ボイラー、タービン、相互接続配管の 新合金及びコーティング等の実証を目的としている。NextGenPower project のコンセプトは 既設及び新設の微粉炭火力発電所の効率を向上させ、EU の目標（EC は 2020 年に 20％の CO2 削減を目指している）に大きく貢献するための革新的な実証を行うことである。なお、 CCS による効率ロスを補ったうえで正味効率 45％を達成するためには 750℃以上の蒸気温 度が必要となる。 図 発電効率等に係る技術開発動向の推移 108 プロジェクトは 4 年間のプロジェクト（2010～2013 年）で 5 月 1 日より開始しており、 1,030 万ユーロ（約 12 億円）の研究開発予算（うち、600 万ユーロを EU より拠出）を投じ ている。なお、12 の企業・研究機関が参画している。 プロジェクトメンバー 概要 KEMA（オランダ電力研究所） オランダの電力関係コンサル及び試験認証機関 Doosan Babcock 社 イギリスのエネルギーエンジニアリング企業 E.ON Benelux 社 オランダの発電事業者 Cranfield University イギリスの大学 Goodwin Steel Castings 社 イギリスの高合金鋼等製造企業 Monitor Coatings 社 イギリスの溶射機器メーカー Aubert & Duvall 社 フランスの大手金属メーカー VTT Technical Centre of Finland （フィンランド技術研究センター） VÚZ Welding Research Institute TU Darmstadt （ダルムシュタット工科大学） フィンランドの受託研究機関（公的機関） ドイツの独立研究開発機関 ドイツの工科大学 Saarschmiede 社 ドイツの金属メーカー Škoda Power 社 チェコの発電設備専門メーカー 図表 NextGenPower project メンバー 109 プロジェクト実施案は複数のサブプロジェクト等で構成されており（下図参照） 、ボイラ ー（SP1）及びタービン（SP2）等の「最先端」を進化させることを目指している。 例えばボイラー（SP1）では、ボイラー蒸気温度を 720℃超とする際の、個々のボイラー 部品等の材質及び塗装の許容限界に係る実証を最終目標としており、WP1.1（炉端コーティ ング）では、25,000 時間のテストを目標として掲げている。 図 プロジェクト実施概要 110 ② 石炭ガス化複合発電（IGCC） 「H2-IGCC project」は欧州研究開発フレームワーク計画（Framework Programme: FP）第 ７次計画（FP7：2007～2013 年）の一つとして位置付けられており、2009 年 11 月に始まっ た。計画期間は 2013 年までの 4 カ年で、24 のパートナーによるコンソーシアムが設立され ており、1,780 万ユーロ（約 20 億円）の研究開発予算（うち、1,130 万ユーロを EU より拠 出）となっている。2014 年からフルスケールのデモ機、2020 年までに IGCC-CCS の商用化 を目指している。 図 H2-IGCC project の位置付け プロジェクトは 4 つのサブプロジェクト（SP）に分類されており、それぞれ研究開発を 進めている。 表 H2-IGCC project の構成 SP 名称 概要 SP1 Combustion 水素リッチ合成ガス（約 80 Vol %）の燃焼技術開発 SP2 Materials 費用対効果の優れた材質及びコーティング技術開発 SP3 Turbo-machinery 圧縮機、タービン及びタービン冷却構造に係る技術開発 SP4 System analysis 最適な IGCC プラント構造評価及びガイドライン制定 111 5.2.2. 米国 米国における、各方式に関する主な実証プロジェクトの実施状況は以下のとおりである。 方式 状況 先進超々臨界圧火力発電（A-USC） 実証実験を進めている。 石炭ガス化複合発電（IGCC） 2 基の実証実験が行われている。 ガス火力設備（CCGT） 特に実施していない Dual Fuel 設備（天然ガス＋石油） 特に実施していない A-USC 技術概要 ・ DOE や National Energy Technology Laboratory (NETL-国立エネルギー技術研究所)、 EPRI が研究支援を行っている。 図 Ultra Gen ロードマップ 112 IGCC 技術概要 ・ 酸素吹の IGCC 実証機として、 インディアナ州 Wabash River(262MW）、フロリダ州 Polk Power Station(250MW)の 2 基がある。 ・ 送電端効率(HHV)については、今は 42％を目標としているが、将来的な目標は 50％ としている。 ・ 現状、CO2 コストは 30%（CCS を設置するのに必要なコスト）だが、高効率化など により ccs コストを含めても、10%に削減できるよう技術開発を進めたい。 ・ イニシャルコストは、IGCC＋CCS と、USC＋CCS が同じくらいになるようにしたい。 ・ 燃料は、もともとは石炭を使っていたが、今は Petroleum coke(石油コークス)をを使用 している。 ・ 空気吹きについては、DOE のプロジェクトが、ミシシッピ州のケンパー郡で実施さ れる予定であり、2010 年 12 月に発電所の建設がスタートした。出力は 582MW であ る。 113 ①Wabash River IGCC (インディアナ州) 事業主体 ：sgSolutions 社 出力 ：262MW 発電効率（送電端、HHV 基準） ：40.2％ 燃料 ：石油コークス GT 入り口温度 ：1287℃ 開発レベル ：実証レベル 環境負荷 ・SO2 排出濃度 ：0.1 ポンド/100 万 Btus ・NOx 排出濃度 ：0.15 ポンド/100 万 Btus ②Polk Power Station (フロリダ州) 事業主体 ：Tampa Electric Co.社 出力 ：250MW 発電効率（送電端、HHV 基準） ：37.5 燃料 ：石炭、石油コークス GT 入り口温度 ：1287℃ 開発レベル ：実証レベル 環境負荷 ・SO2 排出濃度 ：0.1 ポンド/100 万 Btus ・NOx 排出濃度 ：15ppm(0.07 ポンド/100 万 Btus) ③Kemper County IGCC Project （ミシシッピ州） 事業主体 ：Southern Company 出力 ：582MW 発電効率（送電端、HHV 基準） ：－ 燃料 ：褐炭 GT 入り口温度 ：－ 開発レベル ：実証レベル （2014 年運転開始） 114 参考資料 欧州委員会とドイツ連邦共和国による裁判（判決文）※ 仮訳 欧州委員会とドイツ連邦共和国による裁判（判決文）※ 仮訳 http://www-penelope.drec.unilim.fr/penelope/library/Libs/EURO/german/german.htm COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES 欧州委員会 V FEDERAL REPUBLIC OF GERMANY. ドイツ連邦共和国 ケース C-431/92 1995 年 8 月 11 日の裁判所による判決 加盟国による義務遂行の不履行-公共機関による、未だ置き換えられていない指令適用の不履 行 INDEX 1. 加盟国の義務遂行の不履行に対する訴訟・委員会の訴訟権利・訴訟を起こす際は特定の権 利を必要としない・特定のケースでは、置き換えられていない指令に由来する義務は達成さ れていないという陳述のための訴訟・許容性・論争中の規定の直接的な影響・関連がない (EEC 条約, 155 条と 169 条) 2. 環境・特定なプロジェクトの環境に対する影響の評価・指令 85/337・実施期限後から始ま った承認手続きについて評価義務を免除する時間がなく導入された国家実施方法・許容され ない・手続き開始日付・決定基準・”熱出力 300 メガワット以上の火力発電所”に関する概念・ 解釈・2 条、3 条、8 条に基づいて国家当局に課せられている実施義務・具体的で明確な義務 （理事会指令 85/337、2 条、3 条、8 条、12 条（1）と Annex I の 2 段落、Annex II の段落 12） 要旨（SUMMARY） 1. 条約の 155 条と 169 条に基づいた権限を行使するにあたり、委員会は、条約に基づいた 義務の不履行に対して訴訟を起こす際に、訴訟を起こす特定の権利を有することを示す必要 がない。169 条は委員会自身の権利の保護を意図するものではない。委員会の権利全般の中 で、各加盟国による条約とその条件の下で導入された規定順守の努力を確認することや、条 約に基づく義務の不履行に関する全ての陳述を、終息させることを視野にいれたうえで、行 うことが委員会の機能である。委員会は、条約の監視者としての役割を与えられているため、 加盟国の義務不履行に対して訴訟を起こすことが適当か否かを決定し、実施されるべき訴訟 手続きに基づいて、関係する加盟国による行為であるかもしくは不作為かを決定する、単独 の管轄権を有している。 その結果として、規定された期限内にまだコミュニティ指令の置き換えをしておらず、（置 き換えの不履行に対してではなく）特定のケースにおいて指令に基づく義務を履行していな いことに対して訴訟されている加盟国が、訴訟の許容に反対することや裁判所が義務遂行の 不履行に関する陳述申立に対応するのを阻むことを目的として、指令を実施するために必要 な措置を講じていないという点を認めない可能性が生じる。 加盟国が、指令（その実態は、加盟国に課す義務を作成することによって評価されるべきで ある）に基づいて規定された義務を特定のケースにおいて履行していない、という事実に基 参考資料－1 づいた訴訟は、関連する同指令の規定が個人に特定の権利を付与しないことから（個人が指 令を頼りにする可能性があるか否かという問題はこのような訴訟に関係がないため）、証拠 として認められないという点を議論することはできない。 2.特定の公的、民間プロジェクトによる環境に対する影響の評価に関する指令 85/377、具体 的には 12 条（1）は、1988 年 7 月 3 日の期限以降に同指令を国内法秩序に置き換えた加盟国 を、その期限の後に開始された、同指令に基づくプロジェクト承認手続きに関する義務の免 除から除外すると解釈されなくてはならない。利用される可能性のある唯一の基準は、法的 確実性の原則と一致し、指令の有効性を保護し、手続きが開始された日付を決定するために 設計された、承認のための申請が正式に提出された日付（管轄機関と開発者の間の非公式の 交渉や会議は関係ない）である。 さらに、300 メガワット以上の火力発電所に関するプロジェクトは評価を実施しなければな らない、と規定する指令 Annex I の段落 2 は、そのようなプロジェクトに対して、それらが 離れた建物であるか、既存の建物に追加されたものか、もしくは既存の建物と密接な機能関 連性があるか否かにかかわりなく、評価を受けることを求めていると解釈されなければなら ない。既存の建物との関連性を持つプロジェクトは、したがって、Annex II の段落 12 に記載 され、任意の評価のみが規定されている、”Annex I に含まれる開発プロジェクトの変更”のカ テゴリー内には分類されない。 最後に、特定のプロジェクトに対し、環境への影響の評価を義務付けるために、プロジェク トの承認に関する各加盟国の管轄機関に課せられた義務を制定する 2 条、個別のケースを考 慮したうえで、評価を実施する適切な方法に関して管轄機関に一定の裁量権を残しつつ、考 慮されなくてはいけない要因をリストアップし、評価の内容を規定する 3 条、そして国内管 轄機関に、開発承認手続きに際し、評価の過程で収集された情報を考慮することを求める 8 条は、その詳細に関係なく、認可を付与する責任のある国内機関に対し、関連プロジェクト による環境に対する影響評価を実施する義務を明確に課している、と解釈されなければなら ない。 ケース C-431/92 の争点 1 欧州委員会は、法務省初代代表 Ingolf Pernice 代行、そして次に法律顧問主任 Rolf Waegenbaur 代行によって代表され、ルクセンブルクのキルヒベルク、Wagner Centre の Carlos Gomez de la Cruz に法律事務所がある Brussels Bar の Alexander Boehlke によって弁護される。 対して、ドイツ連邦共和国は、D-5300 Bonn 1、Villemomblerstrasse 76 の連邦経済相の Ernst Roeder 代行が代表し、D-5300 Bonn 1、Oxfordstrasse 24、Rechtsanwalt の Dieter Sellner によっ て弁護され、被告、以下によって支持される ルクセンブルクの 14 Boulevard Roosevelt にあるイギリス大使館に業務を執り行うグレート・ ブリテンおよび北アイルランド連合国の財務弁護局の S. Lucinda Hudson 代表 仲裁人 グロースクロッツェンブルク火力発電所での、事前環境影響評価をしない新しい建物群の建 設に対し、1989 年 8 月 31 日の決定に基づいた開発承認を付与することによって、ドイツ連 邦共和国は、特定の公的、民間プロジェクトの環境に対する影響評価(OJ 1985 L 175, p. 40)に 関する 1985 年 6 月 27 日の理事会指令 85/377/EEC、具体的には指令の 2 条、3 条と 8 条に関 参考資料－2 連する EEC 条約の 5 条と 189 条に規定される義務の履行を果たすことができなかったという 陳述申立 裁判所 以下によって構成：G.C. Rodríguez Iglesias、委員長、F.A. Schockweiler と P.J.G. Kapteyn（評議 会の議長）、G.F. Mancini, C.N. Kakouris（報告者）、J.C. Moitinho de Almeida、J.L. Murray、 D.A.O. Edward と J.-P. Puissochet、裁判官、 法務官：M.B. Elmer、 記録係：R. Grass、 審問の報告書をふまえ、Rolf Waegenbaur が委員会を代表し、Alexander Boehlke によって弁 護された 1994 年 11 月 30 日の審問での関係者からの口頭弁論の後、Dieter Sellner が代表する ドイツ連邦共和国と John E. Collins が代表するイギリスは、財務弁護局代行の支持を受け、法 廷弁護士 Derrick Wyatt は、法務官による 1995 年 2 月 21 日の審議中の判決理由を聞いた後に 以下のように述べる 判決理由 1 1992 年 12 月 23 日に裁判所に提出された申立てによって、欧州委員会は EEC 条約 169 条に 基づいて、グロースクロッツェンブルク火力発電所での、事前環境影響評価をしない新しい 建物群の建設に対し、1989 年 8 月 31 日の決定に基づいた開発承認を付与することによって、 ドイツ連邦共和国は、特定の公的、民間プロジェクトの環境に対する影響評価(OJ 1985 L 175, p. 40)に関する 1985 年 6 月 27 日の理事会指令 85/377/EEC、具体的には指令の 2 条、3 条と 8 条に関連する EEC 条約の 5 条と 189 条に規定される義務の履行を果たすことができなかった という陳述の訴訟を起こした。 2 同指令は、同条例の 100 条と 235 条に基づいて導入された。前文の第 1 詳説によると、” 欧州共同体の環境に関する行動プログラム・・・全ての技術計画と政策決定プロセスにおい て、出来るだけ早い段階で環境への影響を考慮に入れる必要性を陳述する・・・”。第 11 詳 説ではさらに”プロジェクトによる環境に対する影響は、人の健康を守ること、より良い環境 によって生活の質の向上に貢献すること、種の多様性の維持を確保すること、生態系の生殖 能力を生命の基礎資源として確保することに関する懸念を考慮に入れるために評価されなく てはいけない”と記載されている。 3 同指令の 1 条によると：”1.この指令は、環境に著しい影響を与える可能性のある公的、民 間プロジェクトによる環境的影響の評価に適用されるべきである。 2.同指令の解釈上：”プロジェクト”の意味は： ・建設作業の履行や他の設備や計画の導入 ・・・”開発承認”とは： 管轄機関もしくは開発者にプロジェクトを進める資格を与える当局による決定 3. 管轄機関もしくは当局は、加盟国によって、同指令によって規定される義務を遂行する責 任能力を負うと指名された機関であるものとする。” 参考資料－3 4 2 条によると： “1.加盟国は全ての必要な方法を導入して、承認が降りる前に、とりわけその性質や規模、 場所によって環境に著しい影響を与える恐れのあるプロジェクトに対して、その影響につい ての調査の実施が義務付けられることを確保すべきである。 このようなプロジェクトは 4 条にて定義されている。 2.環境影響評価は、加盟国における既存の承認手続きに統合されるかもしれない、またはこ れが出来ない場合には、他の手続きもしくはこの指令の目的に沿って今後制定される手続き の中に統合される可能性がある。 5 3 条によると： “環境影響評価は、各個別のケースに関して、適切な方法でまた 4 条から 11 条までに沿って、 以下の要因に関するプロジェクトの直接的または間接的な影響を確認、解説し、評価する： ・人間、動植物・土壌、水、大気、気候と地勢・前記要因の間の相互作用・有形資産と文化 遺産。” 6 4 条によると： “1・・・Annex I に記載されている分野のプロジェクトは、5 条と 10 条に沿った評価が義務 付けられる。 2. Annex II に記載されている分野のプロジェクトは、加盟国によってその特性が考慮され、 必要であるとされた場合には、5 条と 10 条に合致する評価が義務付けられる・・・” 7 Annex I の段落 2 は、とりわけ”火力発電所・・・熱出力が 300 メガワット以上”について 言及する。Annex II の段落 12 は、特に”Annex I に含まれる開発プロジェクトに対する変更” について言及する。 8 5 条は、開発者が同指令 Annex III に具体的に記載されている特定の情報を提供すること を確保するために、加盟国が導入をしなくてはいけない方法に関連する。6 条は、問題とな っているプロジェクトに関係のある可能性の高い国家当局の意見が求められていること、ま た関連する公衆に対して情報が提供されていること、意見を表明する機会が与えられること を確保するために、加盟国が採らなければならない方法に関して言及する。8 条によると、” 収集された情報は・・・開発承認手続きの際に考慮されなくてはならない。” 9 同指令の 12 条（1）に準じて、加盟国は、その通知より 3 年以内に、同指令に従うために 必要な方法を採るように求められた。同指令は 1985 年 7 月 3 日に通知されたため、その期限 は 1988 年 7 月 3 日に終了した。 10 法廷での文書によると、同指令はドイツで遅ればせながら、1990 年 2 月 12 日の法律によ り国内法に置き換えられ、1990 年 8 月 1 日に施行された（BGBl. I, p. 205）。 11 管轄機関であるダルムシュタット行政管区（地区事務所）が、グロースクロッツェンブル ク火力発電所での、同指令によって求められている事前環境影響評価をしない、熱出力 500 メガワット以上の新しい建物群の建設に対し、1989 年 8 月 31 日に承認を付与したという申 し立てを受けて、委員会は 1990 年 5 月 15 日、訴訟の前に、条約 169 条に基づきドイツに対 参考資料－4 して公式文書を送った。その公式文書には、同指令の Annex I の段落 2 における範囲の火力 発電所の建設に関するプロジェクトに関係がある承認、また、環境に対する影響に関する評 価は、同指令 4 条（1）によって義務付けられている、という意見が述べられている。 12 委員会の疑念は、ドイツから 1990 年 8 月 16 日と 17 日に応答された公式文書にて提供さ れた情報によっては払拭されなかった。そこで、委員会は理由つき意見書を 1991 年 9 月 25 日に発行し、1992 年 1 月 27 日、ドイツは公式文書にて応答した。委員会はドイツの返答に 満足せず、その結果現在の訴訟を起こした。 許容性 13 ドイツは、求められているものは、指令と、”具体的には”2 条、3 条、8 条に違反している という供述であるために、申立てに求められる命令書が不明確過ぎるという根拠に基づき、 訴訟は許容できるものではないという予備的抗弁を提出した。ドイツは、明確に争われる指 令規制違反のみ考慮されるかもしれないが、指令が違反されたという訴状全般は考慮されな いと考える。 14 抗弁は是認することはできない。 15 申立てに求められる命令書にて、指令 2 条、3 条、8 条へ明確に言及することによって、 ドイツは、これらの特定の規制に対する違反が申し立てられたということを明確に理解する ことができた。 この状況では、”in particular（具体的には）”という副詞句は、”specifically （具体的に、特に）”という意味で使われており、指令の中で違反された条項を正確に指定す る目的を持つ。したがって、これによって、特定されていない同指令の他の規定に対する違 反についても申請時に考慮していた、とドイツが考えるようになったとは言えず、それ故に、 このことによって訴訟範囲に関する疑念を引き起こした。 16 次に、法廷での審問にて、ドイツは、理由つき意見書における最終弁論の中で同指令 2 条に対する違反は言及されておらず、この違反は申立ての際に初めて提起されたと述べた。 起訴の主題は決定されているため、解決した判例に準じて、起訴前手続きによって、ドイツ は、その規定に対する違反を懸念する申し立ては認められないと考える。 17 その抗弁は棄却せざるを得ない。 18 同指令の 2 条について、理由つき意見書における最終弁論の中で正式に言及されていな いが、それにでもやはり意見書の主文にて、委員会によって行使される規制の中に言及され ている。 19 第 3 に、ドイツは、この場合のように単に特定のケースにおいてまだ履行されていない 指令適用の不履行というだけでなく、指令の不履行または不適当な履行については、同条約 169 条の下で訴訟を開始することは可能であるという根拠に基づき、この起訴は認められな いと述べる。関係のある加盟国による義務の不履行に関する陳述に対する訴訟の目的は、同 条約への既存の違反を終わらせえることを考える加盟国を奨励することである。ドイツはひ とまずは同指令を履行しているため、また特に委員会が同時に開始した、ドイツの同指令に 対する不適当な履行に関する訴訟続きがいまだ係争中であることから、委員会はこれ以上訴 訟を起こす法的権利を持たないと考える。 20 不承認の抗弁は棄却せざるを得ない。 参考資料－5 21 同条約 155 条と 169 条に基づいて、その権力を行使するうえで、委員会は訴訟を起こす 上で特定の権利がある旨を示す必要はない。169 条は、委員会自身の権利の保護を目的とし ていない。委員会の役割は、委員会の一般的な権利においては、条約やそれに基づいて制定 された規定に対する加盟国による努力を確保すること、そして全ての義務の不履行に関して、 その終結を目指す観点による陳述を得ることである（ケース 167/73 委員会対フランス[1974] ECR 359、段落 15、ケース C-422/92 委員会対ドイツ[1995] ECR I-1097、段落 16）。 22 委員会は、同条約の監視者としての役割を担うため、単独で、加盟国による義務の不履 行に対して訴訟を起こすことが適当か否かを判断し、また、どの訴訟を起こすべきかに基づ いて、関係する加盟国に起因する行為や不作為を決定する法的資格を有する。したがって、 委員会は裁判所に対し、同指令の目的とする結果がまだ達成されていない特定の場合におい て、加盟国が義務を履行出来ていないと判決を下すことを求めることがある。 23 この場合は、訴訟に対する不承認というドイツの提案は主に、この時点で同指令をまだ 履行していない、という事実に帰着する。しかしながら、加盟国は、その指令に由来する特 定の義務を履行していないという陳述申立てに裁判所が対応することを避けるために、同指 令を履行するために必要な方法を導入していないということを認めないかもしれない。 24 最後に、ドイツは、裁判所の判例では、同指令の規定の直接的な影響に関して、それら が個々に特定の権利を授与する場合のみ、その影響が認識されていると述べる。指令の 2 条、 3 条、8 条はしかし、このような権利を授与しない。委員会自体は、同指令に保護されている 個人の法的な立場を考慮に入れていない開発承認の付与に関する、論争中の決定については 議論しないことから、後者の規定は、それらが無条件であるかまた十分に明確であるか否か に関わらず、直接的な影響を持つことが出来ない。ドイツ当局は、それ故に、同指令を履行 する前にそれらを直接適用することを求められていない。彼らの見解としては、訴訟はそれ 故に許容できないのである。 25 その議論もまた是認することができない。 26 その申立てにおいて、委員会は、ドイツは特定のケースにて、関係のあるプロジェクト の環境的影響を評価するという指令に基づいた義務を順守していないと訴える。そこで提起 される問題は、個人が国に対して、同指令によって規定され、いまだ履行されていない、無 条件でまた十分に明快で正確な規定を信頼する可能性があるか否か（裁判所によって認めら れている権利である）、という問題からかけ離れている。 27 受理された不承認の抗弁がないことから、起訴は是認され得ると考えざるを得ない。 要旨（Substance） 期限内の指令適用（Application of the directive in time） 28 バイエルン自然保護連盟他とバイエルン州（1994 年 ECR I-3717、段落 19、20）が対立し たケース C-396/92 では、裁判所は、同指令が加盟国に対し、実施期間の期限、すなわち 1988 年 7 月 3 日以前に既に開始されている承認手続きに関して、環境影響評価にかかわる義務を 免除する許可を与えたか否かに関係なく、全てのケースは、この期限を過ぎて開始された手 続きに対する免除を除外する、という判決を下した。 参考資料－6 29 今回、係争中の公文書は、論争中のプロジェクト承認への申請が、開発者である Preussen Elektra AG によって、1988 年 7 月 26 日、つまり 1988 年 7 月 3 日の後にダルムシュタット行 政管区に提出された旨を明らかにした。結果として、同指令によって課された環境影響評価 の実施義務は、論争中のプロジェクトに対する承認手続きに関しては原則として免除され得 ない。 30 しかしながらドイツ政府は、プロジェクトに関する文書一式に付随する 1988 年 7 月 26 日の正式な承認申請に先立って、承認手続きの大部分を占める事前の段階があったと議論す る。1987 年 5 月 18 日に始まったこの事前段階で、管轄機関は開発者に対して承認と承認手 続きの申請について助言をする予定であった。専門部署が出席した一連のミーティングが開 かれた。さらに、プロジェクトは 1988 年 3 月 7 日に、Landesplanungsgesetz（ヘッセン州計 画法）に従って管轄機関に通知されたといわれている。 31 この議論は是認することはできない。 32 管轄機関と開発者の間の非公式の交渉や会議は、例えプロジェクトの承認申請の提出に 関する内容や提案に関連があったとしても、指令の適用を目的とした手続きが開始された明 確な兆候の日付として認識されることは出来ない。したがって、承認申請が正式に提出され た日付は、利用される可能性のある唯一の基準を定めている。この基準は法的安定性の原則 と一致し、指令の有効性を保護するように意図されている。裁判はさらに、上記（段落 16） にように、自然保護連盟でもこのアプローチに従っている。 33 論争中のプロジェクトの承認手続きは、1988 年 7 月 3 日以前に開始された、プロジェク トが指令に基づく環境評価の実施を求められたと適宜に見なされなければならない。 参考資料－7 論争中のプロジェクトのカテゴリー化（Categorization of the project at issue） 34 イギリスの支援を受けるドイツは、グロースクロッツェンブルク火力発電所の新しい建 物群は、同指令 4 条（1）が意味する範囲のプロジェクトではなく、プロジェクトに関する変 更であると述べる。それは決して作りつけのものではないが、機能水準は発電所全体の一部 である。論争中の承認は、既存の発電所の変更に適宜にかかわる。論争点は、加盟国によっ て環境的影響評価の実施が（義務付けなくてはいけないというよりも）義務付けるかもしれ ない、同指令 Annex II の段落 12 の指す範囲内のプロジェクトの変更、また同指令 4 条（2） に基づく変更である。 35 同指令 Annex I の段落 2 により、熱出力 300 メガワット以上の火力発電所に関するプロ ジェクトは組織的評価を実施しなければならない。この規定の解釈上、このようなプロジェ クトは、別々の建物であるか、既存に建物への追加であるか、またに既存の建物と密接な機 能的結びつきがあるかにかかわりなく評価されなくてはいけない。既存の建物との結びつき によって、プロジェクトを Annex II の段落 12 にて記述されている“Annex I に含まれる開発 プロジェクトへの変更”というカテゴリーの中へ収めるために、それが” 熱出力 300 メガワッ ト以上の火力発電所”でなくなるということはない。 36 今回の場合、論争中の建物が、熱出力 500 メガワット以上の火力発電所の建物群である ことは共通の見解である。したがって、これは同指令の 4 条（1）と Annex I の指す範囲内の プロジェクトである。このプロジェクトには、指令に基づいた環境評価を実施することが求 められる。 指令に基づいた評価を実施する義務 37 ドイツは、違反されたと申し立てられている同指令の 2 条、3 条、8 条は、具体的な義務 をはっきりと制定するほど明確で正確ではなく、したがって国家当局による彼らの申請が義 務であることも明確ではないと述べる。 38 この議論は是認することはできない。 39. 指令の 2 条は明確な義務を制定し、各加盟国内のプロジェクト承認管轄機関に対して、 特定のプロジェクトにはその環境への影響を評価することを求める義務を課せる。3 条は評 価の内容を規定し、考慮されなくてはいけない点について記載し、そして、各個別のケース をふまえた適切な評価の実施方法に関しては、管轄機関に一定の裁量を与える。8 条は、さ らに管轄の国家当局に対し、開発承認手続きの際に、評価過程で収集された情報を考慮する ことを求める。 40 つまり、詳細に関係なく、これらの規定は承認の付与に関して責任のある国家当局に対 し、特定のプロジェクトの環境に対する影響評価を実施する義務を明確に課している。 評価実施の義務が不履行であるか否かという問題 41 ドイツは最終的に、論争中のプロジェクトによる環境に対する影響の評価は、管轄機関 によって、その時点で有効な国内法 1974 年 3 月 15 日の環境保護に関するドイツ連邦法 （Bundesimmissionsschutzgesetz）に基づいて実施されたと述べる。その評価は正式に指令に基 づいたものではないが、ドイツによると、ドイツはこれらの要件全てを順守している。 参考資料－8 42 委員会は、論争となっているプロジェクトによる環境に対する影響の評価が実施された ことを否定しない。しかしながら、その評価は、その時点で有効な国内法よりもさらに厳し い、同指令の現在の要件を満たすものではない。特に、それは、同指令 3 条の 1 行目と 2 行 目に言及されている要因（人間、動物相、植物相、土壌、水、大気、気候と地勢）間の相互 作用を考慮する義務、これらの要因に関する総合的な評価を求める義務を順守していない。 43 法廷での文書によると、環境影響評価は、プロジェクト承認付与手続きの過程でダルム シュタット行政管区によるによって実施された。同指令の 5 条と Annex III の要件という観点 からみて十分である、と委員会自身によって見なされた、特にプロジェクトの環境的影響に 関する情報が開発者より提供された。この情報はまた、同指令 3 条にて言及される要因の相 互関係についても関係があった。最終的に、意見を表明する機会が与えられた関連公衆に対 して、この情報が提供されたことは共通の見解である。このような状況にて、開発者より提 供された具体的な情報に基づいて、プロジェクトによる環境への影響を公衆に意識させる目 的は達成された。 44 論争中の、ダルムシュタット行政管区による 1989 年 8 月 31 日の決定と、理由つき意見 書に応答して作成された 1991 年 11 月 11 日の報告から判断して、問題となっている当局は、 収集された情報と承認手続きに関与するセクターの反応をまとめ、プロジェクト承認決定の 際にそれを考慮に入れたということは明白である 45 このような点をふまえて、委員会は、論争中のプロジェクトの承認手続きにおいて、指 令の要件でどの具体的な点が順守されていなかったかを明確に述べるべきであり、違反に関 する妥当な証拠を提供するべきであった。委員会の申立ては、具体的な証拠に裏付けられた そのような詳細を含んでいない。したがってその申立ては正当な理由がないものとして棄却 せざるを得ない。 費用（COSTS） 46 手続き規則（Rules of Procedure）の 69 条（2）に基づいて、敗訴当事者は、もし勝訴当事 者の申立てにて申請があれば、裁判費用の支払いを命じられる。ドイツは委員会に対する費 用の支払い命令を要請していなかったため、ドイツと委員会はそれぞれの費用を負担しなけ ればならない。仲裁人のイギリスもまた、手続き規則（Rules of Procedure）の 69 条（4）に基 づいて、自らの費用を負担しなければならない。 これらに基づいて、裁判所はここに： 1. 申立てを棄却する； 2. 仲介人を含めた当事者に、各自の費用を負担することを命じる。 参考資料－9