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平成24年度石炭産業構造調査報告書
平成 24 年度 石炭供給安定化調査事業における 石炭産業構造調査 ～我が国の新たなエネルギーシステムに おける石炭の重要性とクリーンコール技 術の国際展開に向けて～ 報告書 平成 25 年 4 月 平成 24 年度 石炭産業構造調査委員会 名簿 ｱｲｳｴｵ順、敬称略、H25 年 3 月 31 日付 委員長 伸浩 九州大学 大学院経済学研究院 准教授 榎本 哲也 株式会社三菱総合研究所 環境・ｴﾈﾙｷﾞｰ研究本部研究員 大槻 高弘 中部電力株式会社 燃料計画ｸﾞﾙｰﾌﾟ ｸﾞﾙｰﾌﾟ長 柿沼 武 三井物産株式会社 石炭部 次長（第 1 回～第 4 回） 宮本 弘己 同 石炭・原子燃料部 次長（第 5 回～） 鹿毛 雅彦 電源開発株式会社 ｴﾈﾙｷﾞｰ業務部 企画業務室長代理 河本 直毅 出光興産株式会社 資源部 石炭事業統括ﾏﾈｰｼﾞｬｰ 小泉 光市 (一財)日本ｴﾈﾙｷﾞｰ経済研究所 電力・石炭ﾕﾆｯﾄ 石炭ｸﾞﾙｰﾌﾟ 主任研究員 櫻井 繁樹 京都大学 京都大学大学院総合生存学館（思修館） 教授 杉山 好隆 双日株式会社 石炭・原子力本部 長野 研一 新日鐵住金株式会社 原料第一部・第二部 上席主幹 名取 賢二 丸紅株式会社 電力・ｲﾝﾌﾗ部門 ﾁｰﾌﾃｸﾆｶﾙｵﾌｨｻｰ 丹羽 伸一郎 Advisor to IHS McCloskey 石炭ｺﾝｻﾙﾀﾝﾄ 林 正孝 株式会社東芝 電力ｼｽﾃﾑ社 火力ﾌﾟﾗﾝﾄ技師長 三田 真己 Argus Media Limited 日本支局 日本代表 村井 教晃 株式会社国際協力銀行 資源・環境ﾌｧｲﾅﾝｽ部門 鉱物資源部副調査役 山下 登敏 ﾊﾞﾌﾞｺｯｸ日立株式会社 ｴﾈﾙｷﾞｰﾌﾟﾗﾝﾄ本部 火力計画部 主任技師 堀井 委員 事務局 石炭部 企画・統括専門部長 （一財）石炭ｴﾈﾙｷﾞｰｾﾝﾀｰ 加藤 元彦 事務局長 松田 俊郎 JAPAC 事務長 原田 道昭 情報ｾﾝﾀｰ ｾﾝﾀｰ長 柴田 邦彦 技術開発部 部長 桐部 仁志 技術開発部 担当部長 村上 一幸 JAPAC 技術・情報委員会 部長代理 冨田 情報ｾﾝﾀｰ 課長 新二 牧野 啓二 JAPAC 技術・情報委員会 上席調査役 岡本 法子 JAPAC 技術・情報委員会 係長 岡部 総務・企画調整部 修平 主任 目 次 エグゼクティブサマリー ........................................................................................................ - 1 第 1 部 我が国の新たなエネルギーシステムにおける石炭の重要性 .................................... - 9 1.1 3.11 以降のエネルギー基本計画の見直しの方向性........................................................ - 9 1.1.1 石油及び LNG 火力による発電増加による燃料費増加への対策 .............................. - 10 1.1.2 エネルギー流通部門及び消費部門における対策の実施 ............................................ - 10 1.1.3 革新的エネルギー・環境政策 ....................................................................................- 11 1.1.4 原子力の今後の見通し .............................................................................................. - 12 1.2 石炭の天然ガスに対する経済面での優位性 ................................................................. - 12 1.3 「シェールガス革命」が我が国のエネルギーシステム構想にもたらす効果 ............... - 15 1.3.1 米国における天然ガスとシェールガス生産量 .......................................................... - 15 1.3.2 米国天然ガスの Henry Hub Price と一般炭価格の比較 ........................................... - 16 1.3.3 米国における天然ガス発電量の増加......................................................................... - 18 1.3.4 米国産天然ガスのアジア市場への輸出展望とアジア天然ガス価格に及ぼす影響..... - 18 1.3.5 シェールガス開発の進展による米国産石炭の輸出展望 ............................................ - 21 1.4 再生可能エネルギーは信頼に値するエネルギーとなりうるか？................................. - 26 1.4.1 再生可能エネルギーの経済性 ................................................................................... - 26 1.4.2 出力変動の問題 ......................................................................................................... - 30 1.4.3 再生可能エネルギー導入がもたらす安定電源の需要................................................ - 31 1.5 第 1 部結論：石炭の他のエネルギーに対する優位性の再認識 .................................... - 33 第 2 部 進む石炭の環境対応：新規の石炭火力建設と我が国のクリーンコール技術の国際展開 に向けて ............................................................................................................................... - 35 2.1 石炭の環境対応技術の現状 .......................................................................................... - 35 2.1.1 主要なクリーンコール技術開発の概況 ..................................................................... - 35 2.1.2 石炭火力への CCS 技術適用 ..................................................................................... - 37 2.2 我が国のクリーンコール技術の将来展望 .................................................................... - 40 2.3 日本の石炭火力の現状と課題 ...................................................................................... - 43 2.3.1 3.11 以降の既存発電所の稼働状況 ............................................................................ - 43 2.3.2 石炭火力の環境対応の切り札－CCS ........................................................................ - 44 2.4 地球温暖化対策の国際展開による環境対応の現状 ...................................................... - 46 2.4.1 国際的に認められている CO2 排出取引 .................................................................... - 46 2.5 我が国のクリーンコール技術輸出の現状と課題、今後の展望 .................................... - 48 2.5.1 メーカー／輸出者から見たクリーンコール技術輸出の状況 ..................................... - 48 2.5.2 金融面から見たクリーンコール技術輸出支援の状況................................................ - 49 2.5.3 政府によるクリーンコール技術輸出支援の取り組み................................................ - 49 2.6 第 2 部結論：多様なクリーンコール技術を活用した国内石炭火力の増強とインフラ輸出の 国際展開に向けて ................................................................................................................. - 50 第 3 部 国際石炭市場のバリューチェーン分析による今後の石炭価格展望 ....................... - 52 3.1 国際価格の変動と各国の生産量および輸出の相関分析 ............................................... - 52 3.1.1 国際価格動向 ............................................................................................................ - 52 3.1.2 日本 ........................................................................................................................... - 52 3.1.3 中国 ........................................................................................................................... - 53 3.1.4 米国 ........................................................................................................................... - 56 - 3.2 生産コスト、輸送コスト分析 ...................................................................................... - 58 3.2.1 豪州・インドネシア・南アフリカの生産コスト事例................................................ - 58 3.2.2 米国 Powder River の生産コスト事例 ...................................................................... - 59 3.2.3 海上輸送コスト ......................................................................................................... - 60 3.3 供給安定策としての低品位炭利用拡大に向けた取り組み ........................................... - 61 3.4 第 3 部結論：国際市場において安価な石炭価格は今後も維持可能か？ ...................... - 63 第 4 部 国際石炭市場における新たな変化の 7 つの潮流： （平成 23 年度報告書再掲載） .. - 65 4.1 中国、インドの需要増による輸入増の傾向増大 .......................................................... - 65 4.1.1 中国、インドは今後も石炭需要の伸びに伴い国際市場の中心となる ...................... - 65 4.1.2 中国の輸入増傾向は続くと見られるが、各要因により変動が大きい ...................... - 67 4.1.3 インドは石炭需要に対して国内生産が追い付かず輸入増傾向は続く ...................... - 72 4.1.4 石炭火力発電は大きな市場となる ............................................................................... - 73 4.1.5 日本における中国及びインドへの対応 ..................................................................... - 74 4.2 需要急拡大国の産炭国上流分野への進出 .................................................................... - 76 4.2.1 石炭需要が旺盛な中国、インド企業の海外進出が注目すべき動きである ............... - 76 4.2.2 需要急拡大国における海外進出に対する日本の対応................................................ - 78 4.3 低品質石炭の利用拡大 ................................................................................................. - 79 4.3.1 中長期的に一般炭需給はバランスまたはややタイト化 ............................................ - 79 4.3.2 世界の石炭性状 ......................................................................................................... - 79 4.3.3 代表的な炭種の石炭性状と価格 ................................................................................ - 79 4.3.4 技術的課題：石炭性状と発電設備の影響因子 .......................................................... - 80 4.3.5 低品質炭を使用する上での環境、設備上の制約 ....................................................... - 81 4.3.6 低品質炭使用拡大のための方策としての混炭：その方向性 ..................................... - 82 4.3.7 低品質炭の調達可能性 .............................................................................................. - 82 4.3.8 韓国における低品質石炭の高効率利用研究の例 ....................................................... - 82 4.3.9 日本における低品質炭使用の今後の方向性 .............................................................. - 83 4.4 国際市場の動き ～トレーディング市場の拡大～ ...................................................... - 83 4.4.1 トレーディング市場は 2000 年以降拡大傾向にある................................................. - 83 4.4.2 トレーディングの意味と日本企業のメリット .......................................................... - 85 4.4.3 石炭のコモディティ化 .............................................................................................. - 86 4.5 産炭国の保護主義の台頭.............................................................................................. - 86 4.5.1 インドネシア新鉱物石炭鉱業法 ................................................................................ - 86 4.5.2 日本企業への影響は、鉱山投資・石炭輸入・石炭価格等多岐にわたる可能性 ........ - 87 4.5.3 中国は原料炭を戦略物資化 ....................................................................................... - 88 4.5.4 モンゴルの鉱物資源法：鉱床の重要性を戦略的に規定 ............................................ - 88 4.6 原料炭高騰による輸入先の分散化と新たな原料炭ソースのへの投資 ......................... - 89 4.6.1 世界の粗鋼生産は 2000 年代に急増.......................................................................... - 89 4.6.2 最近の北米原料炭輸出状況 ....................................................................................... - 92 4.6.3 新たな原料炭ソースの開発 ....................................................................................... - 94 4.6.4 今後の動向 ................................................................................................................ - 95 4.7 シェールガスの台頭による石炭火力への影響 ............................................................. - 96 4.7.1 世界のシェールガスの予想埋蔵量は極めて大きい ................................................... - 96 4.7.2 米国でのシェールガスの展開 ................................................................................... - 96 4.7.3 米国のシェールガス生産量予測 ................................................................................ - 97 4.7.4 シェールガスの経済性 .............................................................................................. - 97 - 4.7.5 米国の石炭火力とガス火力の動き ............................................................................ - 97 4.7.6 シェールガスの供給コストならびに大手の参入会社................................................ - 98 4.7.7 シェールガスの新たな開発に伴う問題点 ................................................................. - 99 4.7.8 シェールガス台頭と PRB 炭の太平洋市場への展開の動き .................................... - 100 4.7.9 中国のシェールガス開発の状況 .............................................................................. - 101 4.7.10 日本への LNG 供給元 ........................................................................................... - 101 4.7.11 天然ガス（含むシェールガス）の石炭との競合 ................................................... - 102 第 5 部 「新しい石炭政策」に向けた提言 ....................................................................... - 105 5.1 新たなエネルギーシステムにおける石炭の積極的な役割を！ ................................... - 105 5.2 石炭資源の安定供給確保 ............................................................................................ - 106 5.3 クリーンコール技術開発の一層の推進と海外展開......................................................- 110 付録 委員会活動概要 .........................................................................................................- 114 A1 委員会..........................................................................................................................- 114 A1.1 調査体制 ...................................................................................................................- 114 A1.2 委員会日程及び討議内容 ..........................................................................................- 114 付録 2 国別動向.................................................................................................................- 115 A2 主要産炭国の動向 ........................................................................................................- 115 付録 3 企業別動向 ............................................................................................................ - 130 A3 石炭関連企業の動向 ................................................................................................... - 130 - エグゼクティブサマリー 1. 東日本大震災後、日本のエネルギーシステムは大転換を迫られている。しかしながら日本の 新しいエネルギーシステムをどのように構築すべきであるかという点に関する議論は遅々とし て進まない。新しいエネルギーシステム構築に向けて、短期的に、そして中長期的にどのよう な措置を取るべきかという点を早急に明らかにしなければならない。本報告書はそのための議 論に資することを目的としている。 2. 一国のエネルギーシステムには、経済性、供給安定性、環境対応といった点を総合的に勘案 して構想する必要がある。そのため自ずと複数のエネルギー源を組み合わせるベストミックス を指向する必要がある。福島第一原発の過酷事故によって、2010 年に策定されたエネルギー基 本計画において、2030 年に原子力の発電量に占める比率を 53％とする目標は実際上、達成不可 能となった。新規の原発の建設については相当長期にわたる国民的議論が必要となると考えら れるし、既存原発の再稼働についても未だに展望が見えない。原子力がエネルギーシステムか ら抜け落ちた空白を埋めるためにどのようなエネルギー源をエネルギーシステムに組み込むべ きか、早急に検討する必要がある。 3. 短期的に原子力代替のエネルギーとして最も注目を集めているのは天然ガスである。2012 年総選挙においても、脱原発を標榜する政党の多くが短期的な原子力の穴を埋めるエネルギー 源として天然ガスを最有力候補として持ち上げた。実際、電源別発電電力量を見れば 2010 年に 25％であった原子力のシェアは 2012 年には 2％となっており、代わって LNG が 48％、石炭が 25％、石油が 16％に増加、化石燃料の合計は約 90％となっている。しかしその結果、LNG の 需要は約 30％増加し、2012 年は LNG と石油を含む「鉱物性燃料」の輸入額は震災前の 2010 年の 17.4 兆円から 2012 年には 24.1 兆円まで急増している。2012 年は 6.9 兆円の過去最大の 貿易赤字を記録しているが、鉱物性燃料の輸入額の増加幅が 6.7 兆円であることを考えれば、 日本のエネルギー構造の揺らぎが日本経済全体に深刻な影響を及ぼしていることは間違いない。 これに対し、LNG の輸入価格が高いのは電力会社が総括原価主義でコスト抑制インセンティブ がないためで、アメリカのシェールガスを日本に持ち込めば価格を下げることができるという 主張も数多くみられた。 4. しかしながら本報告書で分析した通り、アメリカのシェールガス革命による天然ガス価格低 下の我が国に及ぶ恩恵は限定的である。甚だしきはアメリカ国内の天然ガス価格が 4 ドル／100 万 Btu 程度に下落していることを挙げて、日本のガス輸入価格は高すぎるなどという短絡的な 主張も見られたが、言うまでもなく LNG に液化するための関連設備などの投資コストや LNG 船による輸送費用は必ず必要な費用として加算される（これだけで 7 ドル程度／100 万 Btu 程 度上乗せされ、さらに売主のマージンが上乗せされることとなる）。最近アメリカ議会はシェー ルガスの輸出を承認し、アジア市場へのシェールガス輸出の見通しが立ったと言えるが、アメ リカ自身の需要増、国内製造業振興の戦略的意味などを考えると輸出量拡大に過大な期待はで きない。そもそもアメリカ国内のガス市場とアジア市場とは限られた連動性しか持たず、アジ ア市場における取引価格は当然アジア市場の需給バランスで決まると考えるべきである。アジ ア市場での需要が強く、原油連動価格で販売できる市場構造が存在し、高値で販売できる状況 であるのに、価格を引き下げコストベースで販売する理由はサプライヤーには全くないのであ る。更に最近のアメリカ国内の天然ガス価格（Henry Hub Price）については 2012 年 4 月頃の 2 ドル/mmBtu を割った底値からその後上昇に転じ、2013 年 3 月 27 日現在で 3.80 ドル/mmBtu -1- まで上昇している。かつての水準ではシェールガス生産は採算が取れず、最近はシェールオイ ルへと生産がシフトしているとされる。この点も考えると LNG だけで原子力の抜けた穴を埋め ることの難しさが明瞭である。 7. アメリカのシェールガス革命の恩恵が我が国に及ぶ影響は限定的であるという想定に立て ば、原子力代替エネルギーとして天然ガスで全てをまかなうことができるという現下の議論は エネルギーシステムに必要な経済性という点で問題がある。米国産シェールガスが想定される 最も低い価格水準で輸入されてきた場合であっても、天然ガス火力での発電コストは石炭火力 の発電コストより低くなることはない。石炭火力と天然ガス火力を比較すると、資本費（設備 費用）は石炭火力が天然ガス火力より大きい数値であるが、燃料費は逆に天然ガスの方が約 2 倍となっている。この資本費と燃料費以外に運転維持費、CO2 対策費を加えた総計を見ると、 天然ガス火力の方が大きくなる。資源的にも価格的にも安定している石炭火力が、CO2 対策を 考慮しつつベースであることには変わりないものと考えられる。むしろ米国内のシェールガス 増産によって PRB 炭の輸出が増加してくる趨勢があり、その活用を我が国は考える余地が大き いとも言える。経済性から言えば天然ガス発電は原子力のようなベースロード電源としての運 転には不向きである。むしろ運転特性から考えれば、原子力代替として石炭火力の果たせる役 割があまりに過小評価されているのが我が国の今後のエネルギーシステムを巡る現状の議論の 問題点である。 5. 他方、中長期的なエネルギー源としては、再生可能エネルギー（特に太陽光と風力）を原子 力代替の主力と考える議論が多い。その議論は再生可能エネルギーが 2012 年 7 月に導入された 固定価格買取制度（Feed in Tariff：FIT）により普及が進み、それによって量産が進むことで コストが劇的に低下することを前提としている。しかし単なる量産効果（規模の経済性）だけ では化石燃料電源のコスト水準に到底到達することは出来ない。したがって暗黙のうちに、抜 本的な技術革新が生じると想定されているわけであるが、これには根拠がない。未来の技術革 新は予想できないのは当然であり、経済学ではむしろ技術革新を生むために企業にどのような インセンティブを与えることができるかを重視する。FIT は企業間の競争を促すダイナミズム に欠け、現状の FIT の下ではむしろ将来の技術革新に期待を寄せることができないのではない かと思われる。 6. FIT の先行国であるドイツにおいては、税金及び再エネ賦課金は、家庭用で 45%、産業用 で 39%を占めるに至り、固定価格買取制度に対する国民負担から、年間の負担上限を導入し、 更に FIT 自体、太陽光については廃止していくことが既に決定されている。また FIT による太 陽光発電能力の大幅な拡大が生じたドイツでは、現在、ガス火力が採算確保に必要な稼働時間 を確保できなくなりつつある一方、火力の設備能力の削減は系統を不安定化させ、停電につな がるリスクが増大するため、キャパシティマーケットと呼ばれる火力を「保持しているだけ」 ＝「発電しなくても」収入を生むようなメカニズムの創設が検討されている。言うまでもなく、 稼働率の低い火力を再生可能エネルギーの普及後も保持しなければならないということは、再 生可能エネルギーそのものの高い発電コストを負担しなければならないだけに止まらず、系統 安定化のために維持しなければならないガスや石炭のコストについても稼働率の低下によって 割高となるということを意味する。したがって二重の意味で効率性が悪化することが予想され る。これらの点を考えれば、ただでさえ、震災復興に向け、色々なコストを負担していかなけ ればならない我が国にとって、再生可能エネルギーの比率を大幅に引き上げることは打撃が大 きく、安価かつ安定電源である石炭火力の重要性を改めて評価するべきである。 -2- 7. 石炭は、エネルギーシステムに求められる経済性、供給安定性について他のエネルギーより も優れた特性を持つと言える。他方、環境対応について若干の弱みを持つ。しかし福島事故以 来の議論の中で、石炭火力による大気汚染がもたらす「間接的な」死亡者数が非常に高いとい うような論説が時に見られるが、こうした論説の根拠となっている試算の前提は我が国の石炭 火力の運転状況と全く異なることを改めて強く主張する必要がある。我が国の石炭火力は従来 型大気汚染物質である SOx や NOx に関する対策は世界最先進水準であり、ほとんど大気中に 汚染物質を排出しないシステムで運転している。もちろんそうした対策はコストがかさむがそ れを加味しても、更に地球温暖化に影響するとされる CO2 の対策コストを加算しても、石炭火 力の発電コストは 10.3 円と天然ガス火力の 10.9 円よりも安価である（しかもこの石炭のコス ト試算は割高に振れている印象がある）。また IGCC+CCS や A-USC 発電などの技術革新が進 んでいることで、CO2 対策も含めた環境対応が現在進行形で進んでいる。 8. 石炭火力は CO2 の排出が多いのが課題であるが、第 2 部で分析した通り、IGCC は既存の 石炭火力より 15～20％排出を少なくでき石油火力並みに抑えることができる。またより高効率 が達成でき CO2 排出を減らすことができる IGCC が望ましいとは言え、最先端の A-USC によ る石炭火力を老朽化した石炭火力と代替することは、相当量の CO2 削減を実現することが可能 であることもコストと効果のバランスを考えると重要である。CCS を導入すれば石炭火力は CO2 削減目標を十全に達成できる。したがって最先進の燃焼技術を CCS Ready の状態で導入し た石炭火力であれば、新規建設を進めることは何ら掣肘されるべきではない。CO2 削減目標を 達成し、更に高い経済性を持った石炭火力はポスト福島のエネルギー構造でより重要な役割を 果たすべきである。国内では長らく石炭火力の設備増強に対しては、特に環境省を中心に否定 的な意見が根強くあった。最近、経産省と環境省の間で石炭火力の新設を巡って利用可能な最 新技術であり、環境対策を講じていれば認める方向が示されたが、3.11 後の新たなエネルギー システムの構想の中で石炭火力の増強はより積極的に進めていくべきであることを勘案して、 今後更に環境アセスメントのあり方を含め、制度改革の議論を進めていくべきである。 9. この点に関連して、現状のクリーンコール技術の位置づけについても再考する余地が大きい 点についても指摘しておきたい。エネルギー基本計画(2010）においては、今後の新設石炭火力 については IGCC 並みの効率が求められるとの言及があった。しかしこの第 2 部の分析から言 えることは、CCS を併設すれば IGCC でなく、USC や A-USC であっても政府が目標として掲 げている CO2 削減水準に到達することは可能であるという点である。現在の IGCC 一辺倒のク リーンコール技術開発政策は他の技術の進化の可能性の芽を摘むという点からも見直すべきで はないかと考える。CCS の効率およびコスト改善への努力を継続することも合わせて総合的な 戦略が必要である。 10. 一方、我が国の高い水準にあるクリーンコール技術は今後国際展開も国を挙げて積極的に 考えていく機運にある。日本の技術は高品質・高価格であり、コスト面のみで他国と対峙した 際に不利な状況となる場合があるが、その克服策として個別の要素技術ではなく、1 つのシステ ムとしてパッケージ型に統合したソリューション提供型の提案が今後の方向性であると考えら れる。石炭火力の場合、発電設備本体のコスト改善はもとより、運用技術、燃料調達、資金手 当までを含めたパッケージとすることが考えられる。それらを進めるあたり民間企業では対応 の難しい課題に対しては政府が積極的に関与する必要があると考える。例えば技術面では、設 備使用の技術基準等、相手国における仕様に対し日本仕様が入りやすくなるような働きかけす る、入札における審査で保守管理を含めた長期的コストの視点の導入をすすめる、等が考えら れる。また資金面では、客先の信用力に関し、政府保証あるいはそれに類する制度導入を相手 -3- 国に働きかける、インドにおける DMIC のような特定目的の二国間資金スキームの構築等、日 本技術を使用することによって有利な資金調達ができる仕組みの働きかけ等が考えられる。我 が国の最新鋭のクリーンコール技術を国際的な温暖化対策の中で実施可能とすることは結局世 界全体でみれば、温暖化対策を効率的に進める成果をもたらすことになる。そのためにも二国 間クレジット制度の国際的認知を得ることができるように働きかけを強化していくべきである。 11. 我が国の世界最先端水準のクリーンコール技術の国際展開を進めていくことは、世界全体 の石炭利用効率を高め、環境負荷を軽減することに大きく寄与するポテンシャルを有している。 日本国内で引き続き石炭利用を続けていくことは、技術のマザー工場として現場を維持すると いう意味でも非常に重要である。我が国のクリーンコール技術の国際展開は従来の ODA に加え、 今後は一層ビジネスベースで進む方向になっていかざるを得ないし、それは望ましいことであ る。しかしながら海外展開がもたらす国際公共財としての側面を鑑みれば、CDM のような海外 プロジェクトで削減した CO2 を我が国のクレジットとして獲得するような仕組みを活用するこ とも積極的に考えるべきである。国連の場などでより効果的な国際的枠組みに対して提案を出 すための態勢づくりを国内で積極的に進める必要がある。日本のクリーンコール技術は世界を 救うポテンシャルがあり、それを現実化するための取り組みを強化するべきである。 12. 今後の世界の石炭産業構造の方向性について、生産・輸送にかかるコストの展望は人件費 は現状上昇傾向にあり、採掘コストに関しても今後の採掘条件悪化を考慮すると上昇すると思 われる。また、採掘箇所が基本的には奥地へ進んでいるので、産炭国内の輸送コストも上昇す るであろう。海上輸送コストは 2010 年と比較するとやや低下傾向にあるが、原油価格や船舶確 保状況など不安定要素もあり、長期的には横ばいあるいはやや上昇に転じる可能性がある。つ まり生産から輸送にかかるコストは全体的には上昇し、市場価格についても上昇圧力がかかる と思われる。一方、市場価格は需要と供給の状態によって大きく変動する。最近では、豪州の 異常気象による供給不足の折に価格は急騰し、その後のリーマンショック、あるいは 2011 年後 半の欧州景気停滞時には需要が落ち込み価格は低下している。今後はアジア市場、特に中国と インドの需要がさらに増し、両国による石炭輸入は一層の増加が見込まれるため、需給が逼迫 すれば価格は上昇することになる。今後も引き続き、一層の需要の伸びが見込まれるアジア、 特に中国とインドの動向を常に注視しておく必要がある。こうした巨大な輸入国については当 該対象国の国内の石炭需給動向について常時ウォッチし、迅速に政府、企業、関係機関に情報 を流すことができるインテリジェンスの収集と広報体制を確立する必要がある。 13. 特に 2000 年代後半以降、中国とインドが石炭輸入量を急拡大する中で、中国は調達量の 8 割、インドは 7 割をスポット調達していることより、日本がこれまで主流としていた長期契約 は取引形態としてマイナーな手段となってしまっている。その結果、長期契約は必ずしも安定 供給に繋がるわけではなくなり、別の形でのリスクヘッジが必要となってきている。従来の長 期契約に基づく調達に専念した取引から、場合によっては転売をしながら、自身の調達量とコ ストを最適化するトレーディングを我が国企業はより活用することを検討すべきである。しか しトレーディングは石炭のコモディティ化を促すことになるが、そうすると次第に従来我が国 企業が調達対象としていなかった品位の石炭がデファクトスタンダードとなり、我が国企業は 市場から取り残されてしまう可能性もある。そもそも中国やインドが価格メリットを求め、低 品位の調達を拡大してきたことで低品位炭マーケットの取引量が拡大、いまや低品位炭の大き な市場が立ちあがりつつある。低品位炭マーケットの拡大に伴い、我が国が選好してきた高品 位炭マーケットから石炭取引の重心が低品位炭マーケットへ移行しつつある状況すら観察する ことができる。世界の市場の重心が取引量の拡大が著しい中印向けの低品位志向に向かってお -4- り、日本の好む高品位炭はガラパゴス化が進み、銘柄炭と規格炭（スペック炭）の間で起きた ような銘柄炭のプレミアム化が瀝青炭と亜瀝青炭の間でも起こる可能性がある。こうした点も 考えると、我が国は利用可能な炭種の範囲拡大に取り組むことが早急の課題として挙げられよ う。 14．足元の石炭産業を見てみると、①豪州におけるインフラ拡張や新規鉱山の立上げによる大 幅な新規供給増と②シェールガス革命による米国の石炭輸入の減少と輸出増、等による需給緩 和と価格の急落により、急激に鉱山経営状況が悪化してきている。特に豪州を中心として、大 手生産者による資産売却も含む事業リストラや増産計画の見直しが急速に進められている。中 印が主体となっている新規 PJ の一部や大型の鉄道、港湾建設 PJ についても次々と延期や凍結 が打ち出されており、3-5 年後にその反動が需給に多大な影響を及ぼす可能性が出てきている。 契約の短期化やスポット市場の発達により、長期安定顧客の確保が困難化し、巨額の開発投資 のリスクが拡大していることも、その一因となっている。本邦需要家の長期契約や一部権益の 取得などにより、長期的な安定販路を生産者側に提供することで、日本の市場にあった石炭鉱 山の開発を支援することも必要となっている。 15. 他方、近年世界の石炭市場、石炭産業構造には大きな変化が進行中である。本報告書では それを 7 つの潮流として詳細な分析を行っている。すなわち①中国・インドの需要増による輸 入増、②需要急拡大国の産炭国上流分野への進出、③低品質炭の利用拡大、④国際石炭市場の 多様化～トレーディング市場の拡大～、⑤産炭国の保護主義の台頭、⑥原料炭高騰と新たな原 料炭ソース獲得の必要性、⑦シェールガスの開発伸展である。これら 7 つの潮流という新しい 変化を踏まえれば、我が国の石炭政策も新しい変化に対応した革新的思考が必要である。もは や「安価で安定的な石炭は努力なしには得られない、No more easy coal！」である。 16. 7 つの潮流のうち、それぞれの分析のポイントを以下、整理しておく。まず①中国・イン ドの需要増による輸入増については、中国とインドが近年急速に石炭の輸入国として台頭して きたことで、世界市場、アジア市場においては既に我が国はメインプレイヤーではなく、特に 中国の動向が価格と需給に大きな影響を及ぼすこととなっている。中国にとって輸入量は消費 量の 10％程度を占めるにすぎず、国内需給動向で容易に数千万トンの輸入量の振幅が発生する が、そのアジア市場に与えるインパクトは巨大である。とりわけ原料炭に関しては、中国の動 向によって国際価格が大きく左右される状況となっている。中国は海外炭の調達において、長 期契約ではなくスポット市場での購入を選好し、更に長期契約の場合においても、価格の下落 時には契約引取量および価格の引き下げを輸出国側に迫るという行動を取るなどしている。国 際価格動向に非常に敏感で、価格次第で輸入量を大きく変化させる。そのため石炭輸出国にと っては中国輸出向けに生産能力増強の投資に踏み切って良いのかどうか、判断に踏み切れない 状態を生み出している点である。また我が国はかつてメインプレイヤーとしてアジア市場で長 期契約を中心とした価格体系を築き上げてきたが、中国とインドがもっぱらスポット市場での 調達を選好することにより、長期契約の期間も短縮化され、価格見直しの頻度も増え、長期契 約のメリットが薄らぎつつある。我が国としては、こうした新たな市場秩序に対応した市場戦 略を構築する必要がある。また市場の動向を大きく左右する存在である中国の国内需給に対し、 これまで以上に詳細な分析を実施し、定期的に情報提供できる体制を整える必要がある。他方、 インドは確かに近年急速に一般炭についても輸入量を急増させているが、輸入している石炭は 低品位炭であり、我が国の輸入炭構成と一致しない。したがって現状では影響はそれほど大き くはないと言えるが、今後の動向には注視する必要があるのは言うまでもない。 -5- 17. 次に、②需要急拡大国の産炭国上流分野への進出については、中国とインドが活発な産炭 国の新規炭鉱開発プロジェクトに参画する動きが観察されている。政府のエネルギー安全保障 戦略との関わりは明瞭ではないが、中国・インド企業が産炭国で生産した石炭の多くは両国に 輸出されることが見込まれる。しかしこうした動き自体は、中印両国企業が自らの資金を投じ てアジア市場への石炭供給量を増加させようとするものであり、基本的に歓迎すべきものであ る。我が国もマイノリティ出資が中心ながら長年の産炭国上流への投資経験もあり、今後は中 印企業と協力してのプロジェクト形成などの可能性も探るべきである。 18. ③低品位炭の利用拡大については、中長期的に世界の一般炭需給はタイトに推移していく と考えられることに加え、従来我が国が選好していた高品位の石炭は資源的制約の下、供給量 が制約されてくることが予想される。実際、中国やインドが価格メリットを求め、低品位の調 達を拡大してきたことで、取引量が拡大、いまや低品位炭の大きな市場が立ちあがりつつある。 低品位炭マーケットの拡大に伴い、我が国が選好してきた高品位炭マーケットから石炭取引の 重心が低品位炭マーケットへ移行しつつある状況すら観察することができる。経済性を確保す るために、また高品位炭の価格交渉における交渉力確保という点からも、我が国は低品位炭の 利用拡大を追求するべきだと考える。例えば、韓国は発電コストの抑制を目指して、近年急速 に低品位炭の利用比率を高めている。我が国においても既に J-POWER や中部電力が低品位炭 を試験的に導入しており、ボイラ改造を含め、課題克服のための知見を幅広く共有することが 望ましい。 19. ④国際石炭市場の多様化～トレーディング市場の拡大～についてはアジア市場において 中国・インドが台頭する中、中国は調達量の 8 割、インドは 7 割をスポット調達していること より、日本がこれまで主流としていた長期契約は取引形態としてマイナーな手段となってしま っている。その結果、長期契約は必ずしも安定供給に繋がるわけではなくなり、別の形でのリ スクヘッジが必要となってきている。従来の長期契約に基づく調達に専念した取引から、場合 によっては転売をしながら、自身の調達量とコストを最適化するトレーディングを我が国企業 はより活用することを検討すべきである。現在のアジア市場において、そうしたリスクヘッジ を可能とするデリバティブ商品の市場も育ちつつあり、中部電力株式会社が EDF トレーディン グ社と中電エネルギートレーディング社を設立するなど、我が国においてもトレーディングを 行う企業が増加しつつある。トレーディングによって石炭市場における局地的な需給の不均衡、 時間的な需給の不均衡を解消する効果が期待できる。他方で、トレーディングは石炭のコモデ ィティ化を促すことになるが、そうすると次第に従来我が国企業が調達対象としていなかった 品位の石炭がデファクトスタンダードとなり、我が国企業は市場から取り残されてしまう可能 性もある。また世界の市場の重心が取引量の拡大が著しい中印向けの低品位志向に向かってお り、日本の好む高品位炭はガラパゴス化が進み、銘柄炭と規格炭（スペック炭）の間で起きた ような銘柄炭のプレミアム化が瀝青炭と亜瀝青炭の間でも起こる可能性がある。加えてトレー ディング市場の活発化により石炭のコモディティが進展していく中、標準品位の石炭を利用で きないことにより日本だけが石炭の市場取引から取り残されるという懸念がある。市場動向を 常にチェックしながら利用可能な石炭の品位の範囲を拡大するための対策を講じつつ、トレー ディングによる調達力を向上させていく必要があろう。 20. 続いて、⑤産炭国の保護主義の台頭については、近年、資源・エネルギー需要の高まりか ら国の資源を保護する動きが出てきている。例えばインドネシアの新鉱物石炭鉱業法、中国に おける原料炭の戦略物資化、国家の権益所有を進めるモンゴルにおける新鉱物資源法等が具体 的に指摘できる。こうした最近の保護主義の台頭という事象は、これまで石炭の優位性となっ -6- ていた経済性、供給安定性が従来と同様に自然に確保されているものではなく、産炭国とウィ ン・ウィンの関係を築くべく、我が国が官民挙げて開発プロジェクトを立案していく必要があ ることを改めて示している。 21. ⑥原料炭高騰と新たな原料炭ソース獲得の必要性については、新興国の鉄鋼需要の増大と 生産能力の増強により、今後も引き続き粗鋼生産量は増加していくものと予想され、当然原料 炭の消費量も今後とも増加していくことが見込まれる。ところが原料炭の供給側について見れ ば、寡占化が進展しており、こうした近年の需給構造の変化から原料炭価格は高騰を続けてい る。したがって既存の供給元である、豪州、米国、カナダ、ロシアの他のサプライヤーを開拓 することが経済性と供給の安定性の面から必要である。そうした文脈から新たにモンゴル、モ ザンビーク、インドネシア等が優良な供給国として注目されている。こうした新たな供給国と 確固たる関係を築いておくことは、今後良質な原料炭を獲得するために争奪戦が展開される可 能性もあることを考えると、非常に重要な意味を持つ。インフラ含む新規プロジェクトの開発 支援強化、新規産出国との良好な関係の維持・強化がわが国に求められる。 22. 最後に、⑦シェールガスの開発伸展については、アメリカのシェールガスの日本への輸出 可能性については様々な制約があり、それほど大きな量を期待できないということは既に述べ た。しかし他に重要な論点として、シェールガス生産のアメリカ以外の国々への展開の可能性 について検討しておく必要がある。特に我が国にとって大きな影響を及ぼすのは、中国におい てシェールガス生産が今後大きく拡大する可能性はないのかという点である。中国でシェール ガス生産が拡大すれば、アジアの LNG 市場はもちろんのこと、間接的に石炭市場にも大きな影 響を及ぼすことなく、中国のエネルギー需要の拡大を吸収することができると期待される。現 在入手可能な情報に基づけば、短期的に中国でシェールガスの生産拡大が実現する見込みは薄 い。しかしながら重要なファクターとして、今後注視を続ける必要がある。 23. 以上の近年の新たな 7 つの潮流を踏まえ、我が国は新しい構造に適応した新たな石炭政策 を構築する必要がある。現下の情勢下において、一国のエネルギーシステムとして必要な要件 のうち、経済性、供給安定性の面で石炭が非常に優れたエネルギーであることは変わらない。 しかし従来のようにそれが所与としてあるものではなく、官民を挙げた取り組みが必要である ことを改めて認識する必要がある。新たな石炭政策に向けた具体的な政策提言は本報告書第 5 部で詳述している。ここでは項目だけの紹介にとどめる。 すなわち、 （１）3.11 後の新・エネルギー基本計画において石炭の経済性、供給安定性、環境対応を踏ま えた積極的な位置づけが必要 （２）石炭火力の新規建設に向け、環境アセスメントの運用面での改善（迅速化、基準明確化） を進めるべき （３）福島の復興を推し進める福島石炭火力発電基地構想の推進を （４）世界の石炭市場構造変化を踏まえた巨大輸入国の動向分析体制の確立 （５）供給源の多様化に向けた海外権益確保への支援の更なる強化を （６）産炭国との協力関係強化に向けた新たな協力スキームの構築を （７）需要の急拡大国、特に中国・インドとの消費国連携の政策調整チャンネルの構築 （８）エネルギー安定供給への取り組みとして低品位炭の利用拡大を明確に位置づけを （９）低品位炭のサプライチェーンの最適管理システムの構築と産炭国への低品位炭利用に向 けた協力の推進 （10）IGCC+CCS の国内で川上から川下までの一貫型実証プロジェクト実施を -7- （11）石炭ガス化によるポリジェネレーションの推進 （12）IGCC に限定しない幅広いクリーンコール技術開発支援を （13）我が国クリーンコール技術の海外展開へ （14）電力需要拡大国への我が国の高効率石炭火力技術の導入に向けたスキームの構築 （15）国際的地球温暖化対策において石炭火力プロジェクトを実施できる国際スキーム構築へ （16）我が国の石炭利用に関わる人材育成支援の更なる拡充を 以上の点を提言したい。 -8- 第1部 我が国の新たなエネルギーシステムにおける石炭の重要性 東日本大震災とそれに派生した福島第一原子力発電所の過酷事故は日本経済に甚大な影響を 及ぼすこととなった。同様に、日本のエネルギーシステムも抜本的な見直しを迫られており、 2030 年に原子力が発電量に占める比率を 53％としたエネルギー基本計画（2010）は当然なが らゼロベースで見直す必要がある。原発の再稼働問題など、依然として先行きの見えない不透 明な状態ではあるが、巷間なされる議論では原子力の代替電源として天然ガス火力や再生可能 エネルギーに過大な期待が寄せられていると言える。一方で、石炭火力については不思議なほ どその役割が語られることが少ない。言うまでもなく、その一因は環境に及ぼす負荷が大きい という印象があるためであろう。 しかし本委員会でこれまで議論を重ねてきた結論は、未曾有の国難に直面し、日本経済への 負担が様々な点で増大している現状においてはエネルギーシステムには経済性と供給安定性が 求められるという点である。この点を鑑みると、石炭火力が果たすことができる役割は非常に 大きく、新たなエネルギーシステムを構想する上で、石炭の位置づけをもっと重要視すべきで ある。また環境対応についても、クリーンコール技術の開発は着実に進展しており、従来型の 大気汚染対策はもちろんのこと、温暖化対策についても現状の最新技術を用いることで政府の 目標の達成に極めて近い水準にまで到達している（更に今後の技術開発の進展も見込まれる）。 本報告書の目的は、3.11 以後の新たなエネルギーシステムにおいて石炭の重要性を適切に反 映させる必要があるという点をその根拠を示しながら論証することにある。第 1 部においては 特に経済性の面から見た石炭の優位性を検討し、第 2 部においては最新のクリーンコール技術 の開発動向に触れながら環境対応の面から見ても石炭が不利に扱われるべきではないことを示 す。また温暖化に関しては、国際的な取り組みが重要であり、その面から日本の高度な石炭利 用システムの海外展開のメリットと現状の課題についても議論を行う。そして第 3 部において は石炭の供給安定性という観点から近年の変化を考察する。そして第 4 部は最近の石炭産業を 巡る 7 つの潮流についてその背景と我が国への石炭供給に対する影響を議論する。最後に、第 5 部において、以上の分析を踏まえ、我が国の新たなエネルギーシステムにおいて石炭を活用し ていくために必要な政策について、提言を行う。 1.1 3.11 以降のエネルギー基本計画の見直しの方向性 まず 3.11 以降、我が国のエネルギーシステムがどのような変容を迫られたのか、この点につ いて検討することから始めよう。2010 年、2011 年及び 2012 年の我が国の電源別発電電力量を 図 1.1-1 に示す。2010 年に 25％であった原子力のシェアは 2012 年には 2％となっており、代 わって LNG が 48％、石炭が 25％、石油が 16％に増加、化石燃料の合計は約 90％となってい る。今後は原子力の比率がどの程度まで回復するかという点が、その他の電源のシェアに大き な影響を及ぼすことになるであろう。将来的には、新たなエネルギー基本計画に基づいて、我 が国の電源構成の大枠が決まってくると考えられるが、現段階では新たなエネルギー基本計画 の全容は未だ明確になっていない。本稿執筆時点（2013 年 3 月）で政府がどのように考えてい るかについて、発表あるいは発言されていることについて、以下、整理していく。 -9- 図 1.1-1 2010 年、2011 年及び 2012 年の我が国の電源別発電電力量 (2012 年 12 月 METI 石炭課プレゼン資料を基に、JCOAL 作成) 1.1.1 石油及び LNG 火力による発電増加による燃料費増加への対策 東日本大震災後、LNG の需要は約 30％増加している。2010 年は 7,000 万トンであったが、 2012 年は 9,000 万トンに増加し、また石油火力も震災前は 8％程度であったが倍増、16％のシ ェアを占める。LNG の輸入価格は、原油価格とリンクして値上がりしていることもあり、2012 年は LNG と石油を含む「鉱物性燃料」の輸入額は震災前の 2010 年の 17.4 兆円から 2012 年に は 24.1 兆円まで急増している。2012 年は 6.9 兆円の過去最大の貿易赤字を記録しているが、鉱 物性燃料の輸入額の増加幅が 6.7 兆円であることを考えれば、日本のエネルギー構造の揺らぎ が日本経済全体に深刻な影響を及ぼしていることは間違いない。そこで、政府は、低価格の LNG の購入を含めて、以下のような対策が必要であるとしている。 ・電力事業体制の再編 ・2013 年 7 月に新しい安全基準による原子力の再稼働 ・米国、ロシア、オーストラリア、モザンビーク等への LNG 輸入先の分散化 ・低価格の LNG を輸入するための政府の債務保証 ・2013 年秋に第 2 回 LNG 産出国消費国会議を実施 しかし LNG に過大な期待と役割をかけ過ぎるのはエネルギーシステムの経済性と安定供給 性の観点からは危うい面があるのではないかと考えられる。改めてエネルギーのベストミック ス、ポートフォリオの観点から総合的な対策が必要ではないだろうか。とりわけ震災直後のエ ネルギー需給が極めて逼迫していた状況下で、石炭火力が果たした役割について正当に評価し、 それを踏まえた新たなエネルギーシステムにおける石炭の位置づけを考察する必要があるだろ う。 1.1.2 エネルギー流通部門及び消費部門における対策の実施 これまでの政策とは異なり、エネルギーの生産部門だけでなく、流通部門及び消費部門にお いても政策を反映させて、コスト削減対策を実施することが検討されている。 まず、生産部門においては、再生可能エネルギーを増加させることと、安全が確認された原 子力発電を稼働させること、また、環境影響を考慮しつつ、高効率の石炭火力と LNG 火力を導 - 10 - 入していくことが示されている。しかし、それぞれの電源の具体的なシェアは示されていなし、 原子力規制委員会が作成した基準に合格すれば再稼働できるとしても、その条件によっては大 きな投資が必要になる場合も想定され、現状の 2 基以外の原子力発電を再稼働させていくこと は、非常に難しい状況にあることは間違いのない事実であり、相当な時間を要するものと判断 される。 また、再生可能エネルギ―を増加させていくことは可能であり、どんどん増やしていくこと が必要であるが、全体の発電量の 1 割、2 割に達するにはまだまだ相当な時間を要するものと推 察される。そのような状況において、できるだけコストの安い石炭火力を使っていくことが得 策であると思われるが、これまで稼働率の低かった LNG 火力についても大きく依存せざるを得 なく、低コストの LNG を調達することが謳われている。 次に、流通部門であるが、この分野は政府が手を付けていなかった分野であるが、政府は電 力市場について、小売部門を自由化する、発送電を分離する、全国的な送配電に改めるという 方向で検討を進めるとしている。 この流通部門の再編は、これまで地域割で競争原理が働かなかった状況から大きく変わるこ とになり、消費者にとっては競争原理が働くことにより、より安価な電力の供給を受けること が可能になると思われる。また、これまで電力の融通がしにくかった状況から解放され、ある 地域でトラブルが生じたときに、その地域への電力供給がしやすくなると考えられる。 さらに、消費部門については、トップランナー方式で民生部門の省エネルギーを高めること とスマートグリッドの導入により効率的なエネルギー管理をすることを掲げており、これらは 当然のことながら、より効率的な電力消費が可能となり、大きな省エネルギー化に繋がるもの と思われる。 1.1.3 革新的エネルギー・環境政策 一応、現段階において新たなエネルギーシステムに関する政府の方針を体系的に示したもの は、2012 年 9 月 14 日付でエネルギー・環境会議が「革新的エネルギー・環境戦略」というこ とになる。言うまでもなく、これは民主党政権下で策定されたものであり、その後の政権交代 を経て抜本的な見直しがなされる可能性が高い。とは言え、今後の議論の出発点を確認する意 味もあり、その抜粋を以下に示す。 ①原子力発電について 原発に依存しない社会の実現に向けた３つの原則 １）40 年運転制限制を厳格に適用する、 ２）原子力規制委員会の安全確認を得たもののみ、再稼働とする、 ３）原発の新設・増設は行わない、 以上の３つの原則を適用する中で、2030 年代に原発稼働ゼロを可能とするよう、あらゆる政 策資源を投入する。 ②再生可能エネルギーについて 再生可能エネルギーは、2010 年 1,100 億 kWh から、2030 年までに 3,000 億 kWh（３倍） [水力を除く場合、2010 年 250 億 kWh から、2030 年までに 1,900 億 kWh（８倍）]以上の 開発を実現する。 ③火力発電について （LNG 火力発電） 火力発電の中では比較的 CO2 排出量が少なく、再生可能エネルギー普及時の高い調整機能が - 11 - 期待される LNG 火力発電については、国内パイプラインの整備や北米からの輸入ルート等を 構築し、燃料である天然ガスの安定供給と低廉化を実現するとともに、高効率コンバインドサ イクル化を進め、また、更なる高効率化に向けた技術開発を推進する。 （石炭火力発電） 石炭火力発電については、原発への依存度低減を進める上で、ベース電源としてより一層重 要な役割を果たす。また、海外での導入が進む見通しでもあり、我が国の高い環境性能を持っ た石炭火力を海外で展開する。これにより、地球温暖化対策の国際貢献を進める。 ④次世代エネルギー関連技術 メタンハイドレートなど未利用エネルギー分野のほか、水素ネットワークなど次世代エネル ギーネットワーク、CCS（二酸化炭素回収）などの次世代エネルギー関連技術の実用化に向け た研究開発を促進する。 1.1.4 原子力の今後の見通し 我が国には現在 50 基の原子力発電プラントがあるが、48 基は停止中で、運転されているの は 2 基のみである。福島第 1 発電所の 1 から 4 号機は廃止される予定である。現在の安倍政権 下では、エネルギーの安定供給とエネルギーコストの削減を目指して、前政権の「革新的エネ ルギー・環境政策」をゼロから見直すことを発表した(2013 年 1 月 25 日)。また、それ以前に、 2012 年 12 月 26 日、茂木経済産業大臣は、原子力規制委員会によって原子力発電プラントの安 全性が確認されれば、再稼働すると発表している。原子力規制委員会は 2012 年 9 月に設立され、 2012 年 11 月 2 日から断層破砕帯の調査等を実施している。2013 年 7 月 18 日までに新しい原 子力安全基準を作成する予定である。 原子力発電に関しては、この安全基準に従って判断し、安全性が確認された原子力発電プラ ントに関しては、再稼働されることになるが、現時点では全く予測できない状態である。これ までのところ安全基準を策定する原子力規制委員会は国際基準を上回る厳しい基準導入へと傾 いていると判断すべきであろう。再稼働までにまだ相当の時間を要すると考えるべきであるし、 何よりも現存の少なからぬ原発が基準を満たせず再稼働を認められない可能性も高い。まして や原発の新規建設に関しては世論動向も含め、楽観視できる状態にはない。2030 年代に原発稼 働ゼロにするという革新的エネルギー・環境政策の想定は実際に採用される可能性は低いと言 えるが、他方で原発に 53％もの電力を依存する想定であったエネルギー基本計画（2010）の見 直しも当然避けられない。それでは原発の抜けた穴をどのエネルギーで埋めていくのか、早急 に方針を打ち出すことが求められている。 1.2 石炭の天然ガスに対する経済面での優位性 新たなエネルギーシステムにおいて、石炭は引き続き、むしろこれまで以上に積極的な役割 を果たすべきである。その最大の根拠は石炭の経済性と供給安定性にある。特に震災後の財政 制約や原発の停止によるエネルギー価格が高騰する状況下において、エネルギーシステムにお いて経済性がこれまで以上に重要であることを改めて強く認識するべきであると考える。ここ ではまず、一般的に原子力を代替する中心的エネルギーと考えられている天然ガスと比較した 石炭の経済面での優位性について検討する。 2007 年から 2012 年までの発熱量当たりの原油・LNG・一般炭価格について、日本着 CIF 価 格の推移を図 1.2-1 に示した。2008 年に発生した原油や LNG の価格上昇の際にも石炭の価格 上昇は小さく、その後の原油やガスの価格上昇にも石炭は極めて安定して低価格で推移してお り、石炭は価格的に他の化石燃料と比較して極めて優位であると言える。特に石炭の当面の競 争相手である天然ガスに対しては、後記の米国のシェールガス革命があると言えども、世界的 - 12 - に見れば石炭の優位性には変わりがないものと考えられる。 円/1,000kcal 12 原油 ＬＮＧ 一般炭 10 8 6 4 2 0 図 1.2-1 化石燃料の発熱量当たりの日本着 CIF 価格の推移 （日本エネルギー経済研究所データより JCOAL 作成） 石炭は供給安定性、価格が低位で安定している事が大きな特徴であるが、発電コストにも優 位性がある。石炭火力は天然ガス火力と競合するので、両者の発電コストを比較するが、発電 コストについては多方面で多くの検討結果がある。その中で、一般性があると考えられる政府 の「エネルギー・環境会議コスト等検証委員会」の資料に示されている発電コスト計算結果を 引用することとした。本資料で示されている発電コスト算出には、多くのパラメーターを幅広 く振っているが、主要な計算条件は次のとおりであり、この条件での計算結果を用いて発電コ ストの比較を行った。 ：石炭火力は USC 微粉炭火力とし、比較の対象である天然ガス火力は 1500℃ ガス級ガスタービン使用のコンバインドサイクルとした。 ・発電プラント ： 2010 年、2020 年、2030 年で想定される新規運転プラントとし、その設 備コストを使用する。 ・CO2 対策費用 ： CCS は現時点では実用化段階に達しているとは言えず不確定要素がある ので、CCS は考えずに CO2 価格の見通しを使う。 ・燃料費 ： 2010 年度平均価格を用い、以降は IEA WEO2011 に沿った予測の価格を 使用。 ・運用関連 ：設備利用率、燃料費上昇率などを変化させて計算しているが、ここでは 80％ 利用率、ベースの上昇率を使用する。 ・発電設備 図 1.2-2 には計算にあたって推定した石炭火力と天然ガス火力の発電効率について示す。石炭 火力は 2010 年段階では USC、2030 年には A-USC を想定しており、40％を超える効率として いる。一方、天然ガス火力は最新のガスタービンコンバインドサイクルであり、効率は石炭火 力よりも高い値を設定している。 - 13 - 石炭効率 天然ガス効率 発電効率（％HHV) 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2010年モデル 2020年モデル 2030年モデル 図 1.2-2 計算したプラントの発電効率 （エネルギー・環境会議コスト等検証委員会発表資料から JCOAL にて作成） 図 1.2-3 には石炭火力と天然ガス火力の発電に関わる 2010 年での費用の比較を示す。両者を 比較すると、資本費（設備費用）は石炭火力が天然ガス火力より大きい数値であるが、燃料費 は逆に天然ガスの方が約 2 倍となっている。この資本費と燃料費以外にと運転維持費、CO2 対 策費を加えた総計を見ると、天然ガス火力の方が大きくなる。 発電に関わるコスト（円/Kwh） 12 10 8 6 4 2 0 石炭火力の場合 天然ガス火力の場合 図 1.2-3 発電に関わる費用比較 （エネルギー・環境会議コスト等検証委員会発表資料から JCOAL にて作成） 図 1.2-4 には石炭火力と天然ガス火力の発電コスト比較を示すが、設備利用率は石炭火力、天 然ガス火力とも設備稼働率を 10％から 80%まで変化させてある。利用率 10%では高い利用率の 場合に比較して発電コストは極めて高くなる。これは石炭火力の方がガス火力より資本費が大 きいことが原因であるが、利用率 80%では逆に石炭火力の方がガス火力より低い発電コストと なる。これは価格の低い石炭を用いることによる優位性であると言える。 - 14 - 利用率80% 利用率50% 利用率10% 発電コスト （円/kWh） 40 35 30 25 20 15 10 5 0 図 1.2-4 利用率を変化した場合の発電コスト比較 （エネルギー・環境会議コスト等検証委員会発表資料から JCOAL にて作成） 1.3 「シェールガス革命」が我が国のエネルギーシステム構想にもたらす効果 LNG の輸入急拡大によって我が国の貿易赤字が急拡大していることは既に述べた通りであ るが、この状況に対してアメリカで進む非在来型のシェールガスを輸入することで天然ガスの 経済性を抜本的に改善することができるとの期待が寄せられている面がある。果たしてアメリ カ発の「シェールガス革命」は天然ガスの経済性をどの程度改善することができるのか。この 点について、日本への LNG 輸入価格が低下する可能性と、アメリカ国内で石炭火力からガス火 力への転換が進むことでアメリカ産石炭が安価な価格でアジア市場に出てくる可能性の両面に ついて検討することとしたい。 1.3.1 米国における天然ガスとシェールガス生産量 米国におけるシェールガス生産量の現状ならびに予測を図 1.3-1 に示す。今後シェールガスは 増加の一途をたどると予測されている。 - 15 - 図 1.3-1 米国シェールガスの生産予測 （引用 EIA Annual Energy Outlook 2013） 一方、在来型天然ガスとシェールガスの生産量を比較して図 1.3-2 に示すが、シェールガス生 産量の伸びは大きく、2007 年の生産量は 1 兆 9900 億立方フィートにすぎなかったが、2011 年 には 4.3 倍以上の 8 兆 5010 億立方フィートにも急増している。 天然ガス生産量 シェールガス生産量 生産量（兆立方フィート） 25 20 15 10 5 0 2007 2008 2009 2010 2011 図 1.3-2 米国における天然ガスとシェールガス生産量 （EIA 2012 より JCOAL にて作成） 1.3.2 米国天然ガスの Henry Hub Price と一般炭価格の比較 天然ガス価格の動きと発電用一般炭価格の動きを比較し図 1.3-4 に示す。一般炭価格は殆ど変 化がないが、米国における天然ガス価格の代表的指標である Henry Hub Price はシェールガス の影響を受けながら上下を繰り返しているが、大きくは 2010 年から低下している。 - 16 - 米国一般炭価格 Henry Hub Price 10 9 価格 ($/mmBtu) 8 7 6 5 4 3 2 1 0 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 図 1.3-4 天然ガス価格と発電用一般炭価格の変動比較 （Henry Hub Price と EIA データより JCOAL で作成） しかし至近の天然ガス価格（Henry Hub Price）については図 1.3-5 のように 2012 年 4 月頃 2 ドル/mmBtu を割った底値であったが、その後上昇に転じ 2013 年 3 月 27 日現在で 3.80 ドル /mmBtu まで上昇している。 図 1.3-5 最近の天然ガス価格（Henry Hub Price ドル/MMBtu）の変動 （引用 Power Engineering 誌） - 17 - 1.3.3 米国における天然ガス発電量の増加 天然ガス価格下落などの影響を受けて、米国では石炭による発電量が減少を続け、逆に天然 ガスによる発電が急増加している。先の図 1.3-5 で示されている米国国内の天然ガス価格と石炭 価格の推移では依然として石炭価格の方が割安となっているが、ガス火力の方が高効率である こと、また天然ガスパイプラインが綿密に張り巡らされた米国においては天然ガスの輸送コス トが石炭よりも圧倒的に割安であることなどにより、多くの地域で既に石炭火力よりもガス火 力の方が経済性の面で優位となっている。その結果、図 1.3-6 に発電割合の変化を示すが、1990 年には石炭による発電量が 50％を超えており天然ガスによる発電量は 10％強にすぎなかった が、その後、石炭火力の発電量が下がり続けて、2003 年にはシェアは 50％を切り、2012 年に は 37％程度に低下した。 % 60 50 40 石炭発電割合 天然ガス発電割合 30 20 10 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 0 年 図 1.3-6 米国の石炭発電と天然ガス発電の割合の推移（2012 年は予測値） （EIA Energy Outlook 2012 から JCOAL にて作成） 1.3.4 米国産天然ガスのアジア市場への輸出展望とアジア天然ガス価格に及ぼす影響 EIA データに基づく最近の米国の総天然ガス輸出量ならびにこのうちのアジアへの輸出量を 図 1.3-7 に示す。米国の輸出は大部分が隣国のカナダとメキシコへのパイプライン輸出であり、 その他の国は LNG としての輸出である。総輸出量は増加しているが、これはカナダとメキシコ 向けの増加である。同図にはアジアへの LNG 輸出量も示すが、全体から見れば少ない。 - 18 - 総輸出量 アジアへの輸出量 米国の天然ガス輸出量 （単位 百万立方フィート） 1,800,000 1,600,000 1,400,000 1,200,000 1,000,000 800,000 600,000 400,000 200,000 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 図 1.3-7 米国の総天然ガス輸出量ならびに日本への輸出量 （EIA データから JCOAL にて作成） アジア主要国について、天然ガスと石炭の需要予測を図 1.3-8 に示す。ここに示すように、中 国、インドでは今後、天然ガスについて大きな需要増が予測されている。しかし日本の電力需 要は 2015 年以降大きな増加は見込めず、天然ガス需要の伸びも大きくはないと見込まれている。 一方、石炭は環境問題の高まりから需要の伸びも徐々に減少するものの、2020 年くらいまでは 大需要国の中国はまだまだ石炭需要の伸びは大きなものがある。日本も同様に震災後の電力供 給を化石燃料に切り替える必要があるものと推測され、当面は石炭需要が伸びてゆくものと考 えられる。しかし、インドの電力化の伸びは依然として大きく 2020 年以降も石炭需要も天然ガ ス需要も増加してゆく。 10000 600 9000 日本の天然ガス需 要(bcm) 8000 7000 400 6000 300 5000 4000 200 3000 2000 100 1000 0 0 1990 2010 2015 2020 2025 2030 石炭需要（Mtce） 天然ガス需要量（bcm） 500 中国の天然ガス需 要(bcm) インドの天然ガス 需要(bcm) 日本の石炭需要 (Mtce) 中国の石炭需要 (Mtce) インドの石炭需要 (Mtce) 2035 図 1.3-8 アジア主要国の天然ガスならびに石炭の需要予測 （IEA World Energy Outlook 2012 より JCOAL にて作成） - 19 - アジアへの米国産天然ガスの輸出価格について、北米天然ガスのアジアへの LNG 輸出におけ る採算価格（Break Even Price）およびその内訳を、Oxford 大学の研究機関である「The Oxford Institute for Energy Studies」が示している。液化、輸送、再ガス化等の合計コストは低い場 合は 5.5 ドル/mmBtu、高い場合は 7.5 ドル/mmBtu としているので、Henry Hub 価格を 2＄、 4＄、10＄と変化させた場合の採算価格計算結果を図 1.3-9 に示す。それによると Henry Hub 価格が現時点での 4 ドル/mmBtu とすると、採算価格は低コストベースでは 10 ドル/mmBtu 、 高コストベースでは 12 ドル/mmBtu となる。現在の日本での LNG 価格は 16～17 ドル/mmBtu と言われているが、上記の採算価格はこれより低い値であるが、これより以下には下がること はないだろうと考えられる。また既に述べたようにこの所 Henry Hub 価格は上昇を続けている のでここに示したように採算価格は 16～18 ドル/mmBtu にもなりかねない。 天然ガス価格内訳（＄/mmBtu） 20 18 16 14 12 再ガス化 10 輸送 8 液化 6 Henry Hub価格（変化） 4 2 0 低コストケース 高コストケース 図 1.3-9 北米天然ガスのアジアへの輸出採算価格(Henry Hub 価格を変化) 引用 Jonathan Stern、The Pricing of International Traded Gas: the search for new fundamentals, The Oxford Institute for Energy Studies から JCOAL にて作成 すでに述べた図 1.2-4 に示したエネルギー・環境会議コスト等検証委員会発表資料から引用し た天然ガス発電コストで使用している天然ガス価格は表 1.3-1 であるが、この価格は図 1.3-9 に 示した Henry Hub 価格 4 ドルの場合に近い。今後 Henry Hub 価格は上昇が予想されるので、 仮に日本へ今後 Henry Hub 価格ベースで LNG が輸入されても、石炭火力より低い発電コス トが実現することにはならないものと推定される。 表 1.3-1 計算に用いている天然ガス価格 （引用 エネルギー・環境会議コスト等検証委員会発表資料） 2010 年 2015 年 2020 年 2025 年 2030 年 2035 年 天然ガス価格 11.0 12.7 13.5 14.2 14.8 15.2 （ドル/mmBtu） なお、日本の天然ガス価格決定メカニズムについては、1970 年代以来原油リンクが導入され てきた。これは当時原油が天然ガスの主な競合燃料であったことによるが、アジアの他の国々 - 20 - などでも同様な価格決定がなされてきている。 以上、結論としては、米国の天然ガス生産量は、LNG としての日本も含めたアジアへの輸出 について十分対応可能であり、輸出量は増加する事になろう。しかし Oxford 大学研究機関によ ると LNG 化や輸送費も含めたアジアへの LNG 輸出採算価格は 10～12 ドル/mmBtu であるの で、アジアでの輸入 LNG 価格はこれより低くには下がらないのではないかと予想される。日本 での現在の LNG 価格は 16～17 ドル/mmBtu であるので、米国からの輸入 LNG 価格はやや下 がる可能性はあるが、米国国内並みの価格には程遠い。また Henry Hub 価格は今後上昇するも のと予測されているので、アジアや日本着の米国産 LNG 価格は上昇を続けると思われる。 石炭側から見ると、仮に現状より安い価格で LNG の輸入が実現できたとしても、LNG 発電 のコストは CO2 対策を考えた石炭火力を下回ることにはならないものと予想される。日本につ いて言えば、天然ガス火力はその手軽さから震災後には急増したが、やはり資源的にも価格的 にも安定している石炭火力が、CO2 対策を考慮しつつベースであることには変わりないものと 考えられる。 1.3.5 シェールガス開発の進展による米国産石炭の輸出展望 アメリカの「シェールガス革命」のもう一つの波及効果は米国国内で石炭火力からガス火力へ の転換が進むことで石炭が供給過剰となり輸出に回るという可能性である。図 1.3-10 は各地域 への米国炭の輸出量の増加を示しているが、実際に米国炭の輸出は 2000 年代後半以降、顕著に 増加している。特に EU とアジアへの輸出量増加が大きくなっており、また我が国への輸出も やや増加に転じている。 （100万トン） 70 60 North America South America Europe Asia Australia & Oceania Africa 50 40 30 20 10 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 出典： EIA Quarterly Coal Report 図 1.3-10 米国炭の輸出増加（単位：100 万トン） （EIA 資料より JCOAL 作成） 米国に大量に賦存する亜瀝青炭、Powder River Basin 炭(PRB 炭)の動向について、当地の Western Organization of Resource Councils, Powder River Basin Resource Council の記事 によると、次のように報告されている。すなわち、PRB 炭の 99％は米国内で消費されている。 しかし、国内の石炭マーケットの縮小と海外での石炭ニーズの増加に対して、米国最大の石炭 生産会社である Peabody は、アジア太平洋地域では 2015 年までに年間石炭消費量は 2.2～2.6 億トン増加し、そのために年間 1.4 億トンの輸入を必要とすると推測している。そのために同 - 21 - 社は石炭を中国、インド、日本や韓国への石炭輸出を増加する計画を持っている。ヨーロッパ には 2008 年からはワイオミングの PRB 炭の輸出を始めているが、この輸送については炭鉱か らミシシッピ川までは鉄道輸送、その後は船でメキシコ湾を経由しての輸送である。アジア太 平洋地域でも同様な計画であるが、最近ではカリフォルニアから日本への石炭輸出も行ってい る。 また他の石炭生産会社である Arch Coal は、過去 2 年間にワイオミング州の PRB 炭鉱を買収 して、生産量を増やしており、更に近くの PRB 炭の採掘権を得たりしている。また、Cloud Peak Energy 社は 2010 年に 330 万トンを輸出し、2011 年には 400 万トンの輸出計画であっ たとのことである。Signal Peak Mine 社も輸出用として PRB 炭を West Coast に送っている。 このために PRB 炭の輸出港の拡張も行われなくてはならないので、その検討も行われており、 具体的な対応として Peabody 社はワシントン州 Cherry Point の近くに太平洋への輸出ターミ ナルを作ることを提案しており、その目標能力は 2,400 万トンとし、将来的にはその 2 倍まで の拡張としている。 しかし、今年になって天然ガス価格の上昇により米国では石炭火力発電が 8％増加し、逆に天 然ガス発電が 8％減少しているとのこと（Bloomburg Business Week）であり、発電業界での 燃料政策は、ひとえに発電コストの優劣によっているとも言える。したがって今後の石炭輸出 についてもこのファクターを考慮しなければならないが、大きくは日本やアジアへの石炭輸出 はこれらの地域での安定した石炭火力発電の伸びを見極めて、PRB 炭を含めた輸出が増加して ゆくと推測される。 しかし第 3 部に示したように、PRB 炭の競合炭としてインドネシアの亜瀝青炭があるが、PRB 炭の輸出価格が競合炭を上まわるようになれば、状況は違ってくる可能性もある。 1.3.6 中国におけるシェールガスの開発と発電への影響 JOGMEC による中国のエネルギー消費の見通しを図 1.3-11 に示すが、中国でも天然ガスは 環境問題に有効なクリーン燃料との位置付けであり、2015 年には 1 次エネルギーの 8％、2020 年に 11％に拡大する政策である。この増加分には米国で成功したシェールガス開発が中国でも 成功すると同時に輸入量の拡大への対応が見込まれている。図 1.3-12 には IEA 予測に基づいて 中国の天然ガスの生産量、輸入量の予測を示すが、2035 年にかけての増加となっている。The Oxford Institute for Energy Studies は 2020 年代には中国は世界で最大の LNG 輸入国になる だろうとしている。 中国の天然ガス供給増加の実現に向けては中国でのシェールガス開発の成り行きにも依存す ることになるし、またアジアの LNG 市場での価格がどのように推移するのかを石炭にとっても 考えなければならない。 シェールガス開発の進展が国際的なエネルギー需給に及ぼすもうひとつの大きな影響は米国 に発するシェールガス開発の拡大が他の国々に波及することで世界各地でのガス価格が低下す る可能性があるということである。なかでも今後天然ガスに対する需要が大きく拡大すること が予測されている中国では、シェールガスもエネルギー戦略の大きな柱の一つと見られており、 中国の国土資源部は 2020 年以降にシェールガスの生産が急拡大すると見通している。中国は現 在公表されているところではかなりの量のシェールガス資源量が賦存していると考えられてお り、シェールガスの開発が進めば国内でも米国で生じたように石炭からガスへの転換が進む可 能性もある。この視点から中国のシェールガス開発の現状と今後の見通しについて展望してお く必要がある。 米国 DOE のエネルギー情報局が 2011 年 4 月に発表したレポートによると、中国における技 術的に回収可能な資源量は 1,275 兆立方フィートと評価されており、これは米国とカナダを合 わせた資源量 1,250 兆立方フィートを上回る数字である。主に四川盆地とタリム盆地に賦存し - 22 - ていると言われている。中国においてはシェールガス開発の自国技術の適用についてはまだ不 十分のものがあるが、自主開発と技術移転を加速させており、技術習得に向けた進展が見られ る。 また、中国石油天然ガス集団経済技術研究所は中国のシェールガスの状況について、以下の ように報告している。 中国のシェールガス資源は豊かであるが、ガス探査はスタートしたばかりで、CNPC、シノ ペック、CNOOC など関連企業が探査を手掛けている。すでに 60 以上の井戸が掘られ、20 以 上の井戸からシェールガスが出ている。国としてもシェールガスを重視しており、第 12 次 5 カ 年計画でも 2020 年には生産計画として 600～1000 億 m3 としている。シェールガス生産につ いて米国は 2000m の深さであるのに対し、中国は 4000m 以上と深い。中国の地質は活発で、 米国の地質は安定している等の違いがある。シェールガスは中国の西南に分布しているのでガ ス輸送のためのパイプラインも必要である。このようにシェールガスにはインフラ投資、特に 気長な投資が必要である、としている。 図 1.3-11 中国におけるエネルギー消費見通し （引用 JOGMEC 資料） - 23 - 600 天然ガス需要量(bcm) 500 400 輸入量 300 生産量 200 100 0 1990 引用 2010 2015 2020 2025 2030 2035 図 1.3-12 中国の天然ガス需要と輸入量・生産量 IEA World Energy Outlook 2012 から JCOAL にて作成 発電分野については、2010 年の天然ガス火力発電は主にピーク需要対応で使われており、平 均稼働率は 20％程度とされている。しかし中国では沿岸地域では石炭火力新設が政策的に禁止 されているため、この地域でのガス火力の増設が見込まれている。 既に述べたように、中国の国土資源部は 2020 年以降にシェールガスの生産が急拡大すると見 通している。もしこの急拡大が実現する場合には、米国で起こっているような石炭火力発電の シェアが減少し、逆に天然ガス火力のアヘアの増加に繋がる、特に沿岸部ではこの傾向が強く なるものと考えられる。これにより中国の旺盛な石炭需要にも多少なりとも陰りが見えて、2020 年代にもアジアの石炭市場が変化するものと予測される。これによりアジアの LNG 市場はもち ろんのこと、間接的に中国の石炭輸入の拡大にも市場へ大きな影響を及ぼすことなく、中国の エネルギー需要の拡大を吸収することができるとも期待される。現在入手可能な情報に基づけ ば、短期的には中国でシェールガスの生産拡大が実現する見込みは薄いが、重要なファクター として、今後注視を続ける必要がある。 1.3.7 「シェールガス革命」は日本の天然ガス価格を下げるのか？ これまでの日本の天然ガス輸入先は図 1.3-13 に示すとおりで、2009 年まではインドネシアから の輸入が最大であったが、近年は急激に落ち込み、2010 年からはマレーシアからが最大となっ た。2010 年の東日本大震災により輸入先が大きく変化し、豪州、マレーシア、カタール、アラ ブ首長国連邦、ロシア等からの輸入が急増している。ナイジェリア、エジプト、赤道ギニア、 ペルー等新たな国々（図 1.3-13 にはその他の国と記してある）からの輸入が 2006 年から始ま り、震災を契機に急増している。アメリカ合衆国からの輸入は多くはなかったものの 2000 年以 前から確保されていたが、その後暫減し、震災後も含めて輸入は少なくなってきている。しか し、米国は天然ガスを輸出することについて、基本として自由貿易協定 FTA 締結国に限るとい う方針を示している。 - 24 - 20000000 天然ガス輸入量（トン） 17500000 マレーシア 15000000 ブルネイ 12500000 オーストラリア インドネシア 10000000 カタール オマーン 7500000 アラブ首長国連邦 ロシア 5000000 アメリカ合衆国 2500000 その他 0 図 1.3-13 日本の天然ガスの輸入元国構成の推移 （財務省貿易統計から JCOAL にて作成） 注：その他の国とはトリニダードトバゴ、ペルー、ブラジル、アルジェリア、 エジプト、ナイジェリア、赤道ギニアであり、2006 年以降急増している。 しかし最近の新聞報道などでは、日本に対しても輸出が承認されるのではないかとの期待が あり、関係企業は輸入の実現に向けて努力している。日本での期待は米国の安価な天然ガスを 輸入することにより、これまでの日本での市場価格より低価格で輸入できる事である。最近の 新聞報道によると、初の Henry Hub Price 連動価格で 20 年間にわたり年間 40 万トンを購入す る計画等も公表されており、同様な交渉中の案件もあるとのことである。 例えば ExxonMobil や Chevron など米国大手が新たな LNG 輸出計画を公表している。これ は Georgia 州の LNG 輸入基地に天然ガスの液化プラントを建設し、この基地から輸出が可能 なように設備変更を行う計画である。米国では LNG の輸出規制を緩和すれば米国経済への利益 が大きいとの指摘もあり、FTA 非締結国への輸出への期待が高まっている。 米国の天然ガスのアジア等への輸出可能量を考察するに、天然ガスに関する IEA Special Report2012 で米国の天然ガスについて表 1.3-2 に示すように記載されている。米国の在来、非 在来の合計の回収可能資源量は 74,999bcm であり、2010 年の生産量は 251bcm で、単純に割 り算すれば 120 年分が腑存していることになる。 - 25 - 引用 IEA 表 1.3-2 米国の天然ガス腑存量と生産量 World Energy Outlook Special Report Gas 2012 回収可能資源（bcm） 生産量（bcm） 2011 年まで 非在来ガス （シェールガス） （タイトガス） （コールベッドメタン） 在来ガス 合計 37,000 （24,000） （10,000） （3,000） 37,000 74,000 シェア 50％ （32％） （13％） （4％） 50％ 100％ 2005 年 2010 年 224 （21） （154） （49） 288 511 358 （141） （161） （56） 251 609 2010 年シェア 59％ （23％） （26％） （9％） 41％ 100％ また 2025 年までを見越した米国での既存の開発中のプロジェクト、ならびに開発検討中の新 規プロジェクトの合計は LNG 需要を十分に賄う数字であり、将来の LNG 需要に対して順調に 供給がなされる状況である。 またアジアあるいは日本着の LNG 価格については、既に示したエネルギー・環境会議コスト 等検証委員会発表資料で使用している 2010 年～2035 年で 11.0～15.2 ドル/mmBtu、あるいは 図 1.3-9 で示した Henry Hub 価格に必要コストを上乗せした採算価格、16～18 ドル/mmBtu 程度になるのではないかと予測されるが、これらの価格では天然ガス火力での発電コストは石 炭火力の発電コストより低くなる事はないと考えられる。 日本の LNG 調達の方針としては LNG 所要量を確実に安く調達することが基本であり、東日 本大震災以降急増している。LNG のスポット調達は例えばヨーロッパ向けの LNG を調達する 等しているが、その場合の調達価格はヨーロッパ天然ガス価格に運賃等の追加分を上乗せした 価格としている例などもある。増大する LNG 需要をまかなうには新規プロジェクトの開発が不 可欠であり、また採算性が重要であることは言うまでもない。我が国ではこの採算ラインは 15 米ドル/MMBtu と言われている。 新たな調達ソースとしてシェールガスを基本とした米国が注目されている。現在の主な日本 企業指導の LNG プロジェクト例は次の通りであるが、日本企業による確保数量は、合計 1500 万トン/年程度である。 ・フリーポートプロジェクト 中部電力・大阪ガス 440 万トン/年 ・キャメロンプロジェクト 三井物産・三菱商事 800 万トン/年 ・コーブポイントプロジェクト 住友商事・東京ガス 250 万トン/年 交渉力強化に向けた取り組みとしては、国レベルとしては電力用エネルギー源の多様化、新規 LNG 開発への支援などや、事業者レベルではトレーディング機能の強化、共同調達などの交渉 のカードを持つことが重要である。 日本の課題としては、必要量を確実に調達するために追加費用を支払っていることがあり、 このためには機動的かつ戦略を持っての調達によって価格の低廉化を図ることが重要である。 具体的には原油等価という考えは合理性を失っている、もはや天然ガスは石油代替ではない、 原油と天然ガスの生産は連動性が弱い、特に LNG スポット価格は原油との連動性が弱い、など があり、今後は需給により価格を決める自由化市場、そのための取引環境の整備などが求めら れる。我が国としてはスポット市場への積極的参加による価格発信などが望まれる。 1.4 再生可能エネルギーは信頼に値するエネルギーとなりうるか？ 1.4.1 再生可能エネルギーの経済性 LNG と異なり、現状ではほとんど我が国のエネルギーシステムの中で役割を果たすに至って - 26 - いないが、将来的に拡大が見込まれているのが太陽光や風力などの再生可能エネルギー（ここ では水力は除く）である。先のエネルギー基本計画(2010）においても、原子力の拡大とともに 再生可能エネルギーは将来的に大きく伸びることが想定されていた。3.11 後の新たなエネルギ ーシステム構築を巡る議論においてもあたかも再生可能エネルギーが脱原発依存に向けた主要 エネルギーになるかのような言説もまま見られる。再生可能エネルギーへの注目は発電時に環 境負荷を発生させないという点に起因するのは間違いないが、果たして再生可能エネルギーは 信頼に値するエネルギーになり得るのだろうか？経済性と供給の安定性の観点から本節で検討 を行う。 発電コストの比較は、将来予測及びその技術進展度合いをどのように盛り込むかによって大 きく異なってくる。従って本節では、今までに公開されている資料から、発電コスト比較を行 っている例を示す。図 1.4-1 に地熱、太陽光、風力、LNG 火力、石油火力、石炭火力のコスト 比較を示す。現状コストに CCS（分離回収技術確立後）を加えても石炭は他エネルギーより同 等又は安価である。 50 ｺｽﾄ （円/ｋWｈ） CCS 40 発電ｺｽﾄ 30 20 10 0 出典：発電コストは、コスト等検証委員会（2011 年 12 月 19 日）報告書より、CCS コストは、 電中研フォーラム 2010「CO2 回収型火力発電システムの開発」、電中研エネルギー技術研究所 （2010 年 7 月）を基に JCOAL 作成 図 1.4-1 電源別発電コストと「CCS セットの石炭火力」 表 1.4-1 に調査機関、委員会等で発表しているコストを出典とともに一覧で示す。発表年によ り一概に比較できないが、石炭火力は再生可能エネルギーとの比較においても発電コストが低 い事がわかる。 - 27 - 表 1.4-1 発電コスト試算 日本エネル 地球環境 総合資源エ ギー経済研 産業技術 ネルギー調 究所 研究機構 査会 -2011.8 -2011.5 -2011.3 原子力 7.2 Nuclear （石炭） 火力 10.2 Fired 8-12 （LNG 複 合）10-14 太陽光 - Solar PV 地熱 8-13 （主に地熱） Geothermal 8.9 コスト等検 証委員会 -2011.12 5-6 （石炭）5-7 （LNG）6-7 8.9 エネルギ ー白書 大島堅一 2010 -2010.6 5-6 -2010.9 （LNG） （LNG） 7-8 37-46 33.4-38.3 49 － 11-27 9.2-11.6 8-22 -2004 5.3 9.9 （石炭）5.7 （LNG）6.2 10.9 55-63 ルギー調査会 10.68 （石炭） 10.3 総合資源エネ － 49 － 11.9 （単位 円/kWh） 送電端 （出典） 日本エネルギー経済研究所(2011) 地球環境産業技術機構・秋元グループ (2011) 総合資源エネルギー調査会(2010) コスト等検証委員会（2012） エネルギー白書 2010 大島堅一(2010) http://eneken.ieej.or.jp/data/4043.pdf http://www.rite.or.jp/Japanese/labo/sysken/abo ut-global-warming/download-data/PowerGener ationCost_estimates_201105.pdf http://www.npu.go.jp/policy/policy09/pdf/20110 729/siryo2_2.pdf http://www.cas.go.jp/jp/seisaku/npu/policy09/ar chive02_hokoku.html http://www.enecho.meti.go.jp/topics/hakusho/20 10/index.htm http://eco.nikkeibp.co.jp/article/column/201105 26/106571/?P=1 また、2011 年 12 月の第 5 回エネルギー・環境会議で出された資料はコスト等検証委員会の 試算から最も想定される稼働率、対応年数等を基にしており、CO2 対策費を高めに見込んで、 将来コストを 10.3～10.6 円/ kWh としている。 CCS による追加コストは、分離回収技術開発が想定通り進む事を前提として石炭火力で 3.3 円/ kWh としたが、CO2 分離回収コストをいくらに見積もるかは、どの時点の技術進展とする かによりコストは大きく異なることは言うまでもない。いずれにしても再生可能エネルギーが 量産化によりコストが下がったとしても、まだ石炭火力発電は十分にコスト競争力があると考 えられる。 日本では 2012 年 7 月より再生可能エネルギーの固定価格買取制度（Feed in Tariff：FIT）が 開始された。FIT は決められた価格であれば発電された電力を送電事業者はすべて買い取らな ければならないとする強力な普及策であるが、この制度が幅広く世界的に導入が進められるよ うになったのは 2000 年にドイツが再生可能エネルギー法を導入し、その後飛躍的に再生可能エ - 28 - ネルギーの導入拡大を達成したためである。そこで我が国において再生可能エネルギーを大規 模に導入を進めた場合にどのような状況となると考えられるか、ドイツの経験から検討してみ たい。 ドイツが FIT の導入に踏み切った背景には脱原発に向けた取り組みとしての側面があった。 その後 10 数年余りを経て、2011 年ドイツの再生可能エネルギーによる発電量は既に原子力を 超えるようになっている（図 1.4-2）。 他方、図 1.4-2 では褐炭・石炭の発電量が若干ながら増加していることも注目される。この背 景には、ガス・石炭価格の差が広がったこと、何よりも福島第一原発の事故の後、政策転換に よって原子力が 7 ヶ所閉鎖されたなどの理由をがある。今後の見通しは、再生可能エネルギー の導入が引き続き進むと一方で、電力需要そのものはむしろ減少する見通しとなっているため、 将来的にはガスや石炭の発電量が占める比率も低下していくと認識されている。 一次エネルギー消費量の割合 100% 2.9 12.9 5.3 12.2 80% 20.7 60% 40% 10.8 14 22.3 11 12.4 9.9 11 11.7 10.8 8.7 8 22.3 20.8 21 10.6 11.6 12.2 12.1 12.8 12.4 その他 再生可能 原子力 天然ガス 褐炭 石炭 20% 38.2 35.5 32.9 33.6 33.4 2000 2005 2010 2011 2012 石油 0% 出典：ﾄﾞﾚｽﾃﾞﾝ情報ﾌｧｲﾙ（元資料：連邦経財省 Zahken & Fakten Energiedaten（2012.12.19）） 図 1.4-2 ドイツにおける一次エネルギー消費量の割合 しかし図 1.4-3 に示すように電力料金に占める再エネ賦課金およびその割合は上昇する傾向 にあるため、産業界では海外移転もしくはそれを検討するという事例が起こっている。税金及 び再エネ賦課金は、家庭用で 45%、産業用で 39%を占めるに至り、固定価格買取制度に対する 国民負担から、年間の負担上限を導入する方向になっている。 - 29 - 16 再エネ賦課金 電力料金 産業用電力料金 EUR cent/kWh 14 12 10 8 6 4 2 0 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 出典：ドイツ連邦エネルギー・水道連合会 図 1.4-3 ドイツにおける産業用電気料金の推移 そのためドイツにおいても、特に太陽光発電に対する FIT の見直しを 2012 年 6 月に決定。 その具体的内容は、 (1)買取価格を 2012 年 4 月から 20～29％引き下げ、 （2）2012 年 5 月から 買取価格を毎月 1％ずつ引き下げ、(3)1 万ｋＷ以上の設備については設備区分に限らず固定価格 買取制度の対象外とする、(4)累計導入量が 5 万 2000MＷに達した後は、その後に系統に接続す る太陽光発電設備については固定価格買取制度の対象外とする、(5)2012 年 4 月 1 日以降に系統 に連系する 10ｋＷ超～1000ｋＷ以下の設備については、2014 年 1 月から各設備の年間発電量 の 90％のみを固定買取価格制度の対象とするといったものであった（法案成立後、2012 年 4 月に遡って遡及適用）。この点から再生可能エネルギーの導入スピードは大幅に減速するものと 見られる。 再生可能エネルギーをいち早く取り入れ始めたドイツの例にも見られるように、高価格電力、 とりわけ再生可能エネルギーの固定価格買取制度が産業を主体とする我が国全体に与える影響 等から考えると、既存エネルギーを主体とする電力価格の適正水準維持は必須と考える。 1.4.2 出力変動の問題 再生可能エネルギーの代表格である、太陽光及び風力発電は技術開発と並行して各所で大容 量発電設備の導入が進められている。電気事業連合会の発表によると、2010 年度末の太陽光発 電及び風力発電の導入容量は、其々24,561kW 及び 36,205kW で、同年度の総容量 1 億 9,447 万 kW の 0.012%及び 0.019%である。其々前年比倍増以上の勢いで設備導入が進められており、 太陽光に関してはメガソーラーと呼ばれる 1 ヶ所 1,000ｋW 以上の設備が各地で建設されてい る。 しかし再生可能エネルギーはその発電特性から出力変動が大きくならざるを得ない。一例と して図 1.4-4 に太陽光発電、風力発電の 日間変動例を示す。太陽光発電の場合、その原理から 日照中の発電に限定されるのはもちろん、気象条件によっても大きく出力が変動する（図 1.4-4 左図）。一方風力発電の場合、直接風力により出力変動していることがわかる（図 1.4-4 右図）。 これらは単機ユニットでの変動であるが、平準化の為には、例えば風力先進国のドイツでは多 くのユニットをウインドファームとして系統に連携させ、ファーム全体で最適制御をしている 等の対策が取られている。日本国内の場合、単純にグリッドに繋ぐだけでは規模が大きくなる ほど変動幅が大きくなり、その結果需給調整幅が大きくなると予想されており、再生可能エネ ルギーの今後の増加を考えると、出力変動を補完するためには国レベルの対応が必要と言われ - 30 - ている。 出典：東北電力 WEB サイト 図 1.4-4 再生可能エネルギー（左：太陽光、右：風力）の日間出力変動例 FIT による太陽光発電能力の大幅な拡大が生じたドイツでは、現在、ガス火力が採算確保に 必要な稼働時間を確保できなくなりつつあるという問題が生じている。実際、EnBW などの一 部事業者は火力発電所の閉鎖を検討しており、他方で火力の設備能力の削減は系統を不安定化 させ、停電につながるリスクが増大する。そのため、キャパシティマーケットと呼ばれる火力 を「保持しているだけ」＝「発電しなくても」収入を生むようなメカニズムの創設が検討され ている。 ドイツの現状を見れば、FIT によって現在大幅に導入量を拡大することは、再生可能エネル ギーそのものの高い発電コストを負担しなければならないだけに止まらず、系統安定化のため に維持しなければならないガスや石炭のコストについても稼働率の低下によって割高となり、 二重の意味で効率性が悪化することが予想される。 1.4.3 再生可能エネルギー導入がもたらす安定電源の需要 再生可能エネルギーの間欠性に関しては、電気事業者の認識として需給調整幅が大きくなる という課題があり、これは国家レベルで解決しなければならない問題である。図 1.4-5 のドイツ の例でもわかるとおり、再生可能エネルギーが増加、原子力が減少する傾向にある。ドイツ政 府は、中・長期的には再生可能エネルギー電源のさらなる開発で原子炉閉鎖分をカバーする計 画だが、その一方で系統の安定のために火力を保持する意義も高まってきており、短期的には 新たな電源開発が間に合わないため、冬季の電力ピーク時に現在休止中の火力発電所を必要に 応じて稼働する等、政府と送電会社が協力して準備を整えている。 - 31 - 100% エネルギー別発電量の割合 6.6 80% 60% 40% 29.5 10.2 26.3 8.5 11.4 25.7 24.8 16.4 20.3 22.4 17.7 16.1 13.8 13.5 11.3 23.2 24.7 25.7 22.1 その他 原子力 天然ガス 褐炭 石炭 20% 0% 再生可能 24.8 21.6 18.6 18.5 19.1 1 2000 1.9 2005 1.3 2010 1.1 2011 1.5 2012 出典：ﾄﾞﾚｽﾃﾞﾝ情報ﾌｧｲﾙ（元資料：Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V 図 1.4-5 ドイツにおけるエネルギー別発電割合の推移 石油 (2013.02.14)） 以上、再生可能エネルギー先進国ドイツにおいても更なる普及には種々課題があることが明 らかである。 我が国でも FIT が 2012 年 7 月に導入された。FIT が牽引する大々的な山西可能エネルギー の導入によって量産が進み、設備の生産コストが劇的に低下する効果が生じるという考えが FIT をサポートする背後にある。しかし単なる量産効果（規模の経済性）だけでは化石燃料電源の コスト水準に到底到達することは出来ないことは CCS 対策を含めた石炭火力発電コストとの差 を見ても明らかである。一方 FIT は、民生用に比較していち早く省エネに取り組み続けた産業 間の競争を促すダイナミズムを削ぐ危険性もはらみ、現状の FIT の下ではむしろ将来の技術革 新に期待を寄せることができないのではないかと考える。 以上を鑑み、我が国が将来選択すべきエネルギーとして、二者択一で再生可能エネルギーに 依存するのは大変難しく、コスト面も含めて安価且つ安定電源である石炭火力は今後再生可能 エネルギーが増加したとしても変わらず重要なエネルギー源であることは変わらないと言えよ う。 - 32 - 1.5 第 1 部結論：石炭の他のエネルギーに対する優位性の再認識 3.11 以降、我が国のエネルギーシステムは大きな変容を迫られ、電源別発電電力量を見れば 2010 年に 25％であった原子力のシェアは 2012 年には 2％となっており、 代わって LNG が 48％、 石炭が 25％、石油が 16％に増加、化石燃料の合計は約 90％となっている。結果、LNG の需要 は約 30％増加し、2012 年は LNG と石油を含む「鉱物性燃料」の輸入額は震災前の 2010 年の 17.4 兆円から 2012 年には 24.1 兆円まで急増している。2012 年は 6.9 兆円の過去最大の貿易赤 字を記録しているが、鉱物性燃料の輸入額の増加幅が 6.7 兆円であることを考えれば、日本の エネルギー構造の揺らぎが日本経済全体に深刻な影響を及ぼしていることは間違いない。 LNG の輸入急拡大によって我が国の貿易赤字が急拡大している状況に対してアメリカで進 む非在来型のシェールガスを輸入することで天然ガスの経済性を抜本的に改善することができ るとの期待が寄せられている面がある。しかしアジアへの米国産天然ガスの輸出価格について は、液化、輸送、再ガス化等のコストが当然かかるため、低コストベースでは 10 ドル/mmBtu 、 高コストベースでは 12 ドル/mmBtu となり、これより下に下がる可能性は低い。また最近、米 国内価格が上昇を続けていることもあり、現在の日本での LNG 輸入価格である 16～17 ドル /mmBtu とさほど変わらない可能性すらあり得る。要するに、米国産シェールガスの輸入によ る LNG 輸入価格の低減効果に過度の期待を寄せるべきではないということである。 そして米国産シェールガスが想定される最も低い価格水準で輸入されてきた場合であっても、 天然ガス火力での発電コストは石炭火力の発電コストより低くなることはない。石炭火力と天 然ガス火力を比較すると、資本費（設備費用）は石炭火力が天然ガス火力より大きい数値であ るが、燃料費は逆に天然ガスの方が約 2 倍となっている。この資本費と燃料費以外にと運転維 持費、CO2 対策費を加えた総計を見ると、天然ガス火力の方が大きくなる。資源的にも価格的 にも安定している石炭火力が、CO2 対策を考慮しつつベース電源であることには変わりないも のと考えられる。むしろ米国内のシェールガス増産によって PRB 炭の輸出が増加してくる趨勢 があり、その活用を我が国は考える余地が大きいとも言える。 一方、もうひとつの有力な原子力代替エネルギーとして高い期待が寄せられているのが再生 可能エネルギーである。我が国でも 2012 年 7 月より固定価格買取制度（Feed in Tariff：FIT） が開始された。しかし FIT の先行国であるドイツにおいては、税金及び再エネ賦課金は、家庭 用で 45%、産業用で 39%を占めるに至り、固定価格買取制度に対する国民負担から、年間の負 担上限を導入し、更に FIT 自体、太陽光については廃止していくことが既に決定されている。 また FIT による太陽光発電能力の大幅な拡大が生じたドイツでは、現在、ガス火力が採算確 保に必要な稼働時間を確保できなくなりつつある一方、火力の設備能力の削減は系統を不安定 化させ、停電につながるリスクが増大するため、キャパシティマーケットと呼ばれる火力を「保 持しているだけ」＝「発電しなくても」収入を生むようなメカニズムの創設が検討されている。 言うまでもなく、稼働率の低い火力を再生可能エネルギーの普及後も保持しなければならない ということは、再生可能エネルギーそのものの高い発電コストを負担しなければならないだけ に止まらず、系統安定化のために維持しなければならないガスや石炭のコストについても稼働 率の低下によって割高となるということを意味する。したがって二重の意味で効率性が悪化す ることが予想される。これらの点を考えれば、ただでさえ、震災復興に向け、色々なコストを 負担していかなければならない我が国にとって、再生可能エネルギーの比率を大幅に引き上げ ることは打撃が大きく、安価かつ安定電源である石炭火力の重要性は変わらないと言えよう。 最後に石炭の他のエネルギーに対する優位性を改めてまとめると、 以下 3 点が挙げられよう。 ①埋蔵量が豊富で、R/P は約 120 年である。 ②米国、ロシア、中国、豪州、インド、欧州に賦存しており、世界中に分散している。 ③石油の 4 分の 1、LNG の 3 分の 1 で、しかも比較的安定している さらに付け加えれば、発電に使う場合、太陽光発電や風力発電は 1 日における発電の変動が - 33 - 大きいが、石炭の場合は自由にコントロールすることができることである。他方、太陽光発電 や風力発電の場合は、蓄電あるいは別の補助電源等により、電力需要に対応することが必要に なる。 現在、我が国は天然ガスの輸入拡大を急いでいるが、日本の現状を踏まえれば足元を見られ るだけで、安く調達できる保証は何もない。米国のシェールガスを買うことができるようにし たり、原油連動で値段を決めるやり方を改めるなどの努力は必要であるが、日本の発電が現状 のままでは、足元を見られて売り手と買い手の関係で価格は決まってしまうと思われる。LNG 輸入価格交渉を有利に進める上でも、他のエネルギーオプションとして日本は石炭も使うこと をアピールできるという戦略的意義もあることは強調されるべきであろう。 - 34 - 第 2 部 進む石炭の環境対応：新規の石炭火力建設と我が国のクリーンコール技術の国際展開 に向けて 2.1 石炭の環境対応技術の現状 2.1.1 主要なクリーンコール技術開発の概況 第 1 部で分析した通り、発電コストについては石炭火力が有利であるが、石炭火力は石炭中 に含まれる硫黄分や窒素分、地球温暖化の原因の 1 つとされている CO2 排出量が他の化石燃料 と比較して多いなどの問題を抱えており、石炭のクリーンな利用対策が必要となる。石炭利用 の環境対応が経済性を持って実用化されることが、石炭火力がガス火力と競合してゆくために は極めて重要と言える。しかし環境対応という面でも現在の石炭をクリーンに利用するための クリーンコール技術は環境負荷を大幅に削減することに成功している。この第 2 部ではまずク リーンコール技術の汚染削減効果について検討することから始めよう。 図 2.1-1 にはクリーンコール技術（CCT)の体系を示すが、大きくはボイラ排ガス中に含まれ る健康に被害をもたらす燃焼生成ガス成分の低減技術と CO2 排出増加による地球温暖化対策技 術に分けられる。 前者の大気汚染防止対策としては、主として NOx、SOx、煤塵の削減であり、そのための脱 硫、脱硝、除塵設備は我が国を初め EU などでもすでに開発され商用設備となっている。我が 国や EU のすべての石炭火力発電設備ではこれらの設備が設置されており、石炭火力発電から の NOx、SOx、煤塵の排出は天然ガス火力の排ガス性状と同等の性状がコスト競争力を持って 実現されている。 また、後者の地球温暖化対策のための CO2 削減としては、発電システムの高効率化と排出され た CO2 の分離・回収・地中貯留（CCS と呼ばれている）があるが、高効率については USC と 呼ばれる USC 圧発電が実用化されており、CCS についても商用化直前まで開発が進んでいる と言える。 図 2.1-1 クリーンコール技術（CCT)の体系 大気汚染対策が進んだ我が国の一般的な石炭火力発電所設備を図 2.1-2 に示すが、大気汚染対 策としての脱硝、除塵、脱硫の各設備がこの順に並んでいる。 - 35 - 排煙処理設備 図 2.1-2 我が国の一般的石炭火力発電所および排煙処理設備 （JCOAL 資料） なお、図 2.1-3 には主要国の発電電力量当りの SOx、NOx 排出量を示すが、前述の先進的な クリーンコール技術の適用により我が国の排出量は極めて低い数値になっている。この国際比 較を見ても、日本の技術を用いれば石炭火力と言っても従来型の環境対応についてはほとんど 完全に汚染をコントロールできる状態であることが分かる。また他の国々、いずれも先進国で あるにもかかわらず、これらの国々と日本との排出原単位の格差が非常に大きいことからも日 本のクリーンコール技術の先進性が明瞭であろう。発展途上国に日本のクリーンコール技術が 普及すれば、かなりの汚染削減ポテンシャルを有すると言えよう。 SOx排出量 NOx排出量 排出量 （ｇ/ｋWh） 4 3.5 3 2.5 2 1.5 1 0.5 0 図 2.1-3 主要国の発電電力量当りの SOx、NOx 排出量（日本は 2010 年、他は 2005 年ベース） （電気事業連合会ホームページより JCOAL にて作成） - 36 - 一方、CO2 削減としては、前記の通り、まず第 1 に発電効率を向上させることであり、次い で排出された CO2 を分離回収して地中に貯留する CCS 技術（Carbon Capture and Storage） である。発電効率の向上は蒸気圧力、蒸気温度の向上が主であり、そのために USC（Ultra Super Critical）あるいは A－USC（Advanced－Ultra Super Critical）と呼ばれる高い蒸気条件が採 用される。USC では圧力 25MPa 級、温度 600℃級、A-USC では圧力 25MPa 以上、温度 700℃ 級が使われる。日本では世界に先駆けてナショナルプロジェクトとして USC が開発され、現在 では事業用石炭火力発電所では広く採用されている。A－USC についてもナショナルプロジェ クトとして 2008 年に開発がスタートし、2017 年以降からの実缶での実証試験を目指して高温 材料開発などが精力的に進められている。 他方、石炭ガス化を利用し、ガスタービンと蒸気タービンを組み合わせたコンバインドサイ クルである高効率 IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）が実証され、欧米ではす でに長期に商用運転されている。日本でも勿来発電所で 250MW 級 IGCC が実証され、商用機 建設が可能な状態にある。 さらに燃料電池も組み込んだトリプルサイクルとしての IGFC (Integrated Gasification Fuel Cell)も提案されており、この場合には 55％以上の高効率が実現される。H24 年度から開発がス タートしている。 以上の高効率石炭火力発電技術の概念ならびに期待される発電効率を図 2.1-4 に示す。 図 2.1-4 高効率石炭火力の概念ならびに発電効率 2.1.2 石炭火力への CCS 技術適用 CCS については、図 2.1-5 に示すように、石炭火力発電所の排ガス中から CO2 を選択的に分 離・回収して地中に注入・貯留する技術である。CO2 は 1000m 以深の砂岩層に超臨界流体とさ れた CO2 として注入されるが、その上方にはキャップロックと呼ばれているシール層が必要で ある。国連機関の調査によると、この条件に合った場所は世界的には多く存在すると見られ、 欧米や日本などで実用化研究が進められている。 天然ガス井で、ガスに随伴して噴出する CO2 を地中に再注入することが既に北海などで商用 的に行われているが、これも CCS である。しかし石炭火力発電所から分離された CO2 の CCS についてはまだ規模の小さい実証段階であるので、早く実用規模の試験等を実現し、石炭火力 発電所への商用機設置が強く望まれるところである。 - 37 - 図 2.1-5 CCS の概念（METI 資料） CCS のうち、微粉炭焚ボイラの場合、CO2 の分離回収技術としては二つの方法が開発されて いる。これらは排ガス中から CO2 を選択的に吸収する化学吸収液を使う方法と、ボイラで石炭 を純酸素で燃焼させ CO2 リッチの排ガスを得て CO2 分離を行うことなくそのまま地中注入す る方法がある。化学吸収液法では吸収液再生のための大きなエネルギー消費の低減が課題であ り、また酸素燃焼法では大量の酸素製造のコスト低減が課題である。 我が国の CCS 実証試験は日本 CCS 調査㈱により 2012 年度から苫小牧地点で開始されている。 ここでは製油所から排出された CO2 を化学吸収法により分離・回収して、年間 10 万トンの CO2 を海底下の深部塩水帯水層に貯留する計画であり、圧入は 2 つの坑井にて行い、2020 年に試験 終了となる。 本実証試験の工程表を図 2.1-6 に示すが、4 年目から圧入試験が開始される。 図 2.1-6 苫小牧 CCS 実証試験工程表 （引用 METI CCS 実証試験実施に向けた専門検討会資料） - 38 - （1）CCS コスト CCS 関連のコストについては各方面で示されているが、GCCSI が示している資料によると、 プラント設備コストならびに発電コスト（均等化発電コスト）は表 2.1-1 のように試算されて いる。これによると石炭火力の場合、通常の設備費は$2600/kW に対して CCS 設置では$4100 ～4800/kW と 60%～85%の増加、天然ガス火力の場合には通常設備では$1000/kW に対して CCS 設置では$1700～2200/kW と 70%～120%の増加にもなるとしている。 また、均等化発電コスト（Levelized Cost of Electricity ）については、石炭火力では通常は $75/MWh、天然ガス火力が$80/MWh に対して、CCS が設置された場合にはそれぞれ$89～ 113/MWh、$107～119/MWh となっており、石炭火力の方がいずれも発電コストが低いと計算 されている。 表 2.1-1 GCCSI による通常プラントと CCS 設置プラントの設備/発電コスト （GCCSI The Cost of CCS and Other Low-carbon Technologies から JCOAL 作成） プラント コスト 石炭火力 天然ガス火力 通常プラント 設備（米ドル/kW） 2600 1000 発電（米ドル/MWh） 75 80 CCS 設置プラント 設備（米ドル/kW） 4100～4800 1700～2200 発電（米ドル/MWh） 89～139 107～119 （2）CCS への期待 GCCSI によると、IEA Blue Map ベースで検討されている CO2 削減について、原子力、 再生可能エネルギーと CCS による CO2 削減必要量を算出している。これを図 2.1-7 に示すが、 2050 年段階では CCS による低減に、再生可能エネ、原子力以上に大きな期待が込められてい る。 図 2.1-7 IEA Blue Map シナリオの場合の低炭素エネルギー導入予測 （引用 GCCSI The Cost of CCS and Other Low-carbon Technologies） また IEA Energy Technology Perspectives 2010 には必要とされる CCS プロジェクト数を図 2.1-8 のように示しているが、その総数は 2050 年には 3400 にもなるとしている。 （2050 年に CCS にて 19%の CO2 削減をはかる場合） - 39 - 2050年までに必要とされるCCSプロジェクト数 （2050年にCCSにて19%のCO2削減を図る場合） （引用 IEA Energy Technology Perspectives 2010） 図2.1-8 2.2 我が国のクリーンコール技術の将来展望 図 2.2-1 に JCOAL が纏めたクリーンコール技術ロードマップを示す。CO2 削減率を 2030 年 30%、2050 年 50%とおき、石炭火力発電の効率改善及び CCS 技術の導入を目指す内容となっ ている。 - 40 - 2010 地球環境保全 石炭資源 確保 2020 (化学原料) CCS （ＣＣＵＳ） 製鉄 再生可能 エネルギー 2050 石油供給のタイト化 既設石炭火力のリプレースの展開 CCSの実施 高効率･ＣＣＳ･ｸﾘｰﾝ燃料 クリーン燃料 2040 電力需要の変化 再生可能エネルギー 石炭技術 開発を取 り巻く国 内環境 発電 2030 CO2削減率：80 % CO2削減率：30% 原料炭供給タイト化→瀝青炭供給タイト化→石炭の低品位化 ・A-USC(700℃) ＊Oxyfuel(カライド) ＊ IGCC (水素ﾀｰﾋﾞﾝ, 1700℃） ・CMM・ECBM ・褐炭乾燥技術 ・褐炭ガス化技術 (TIGAR,ECOPRO) ・CTL実証試験 ＊HWT ・石炭転換水素製造 実証試験 ＊CCSの大規模実証 ＊気体膜分離(CO2,O2) 高効率CCS・安価CTL ・UA-USC(760℃) ・ CO2回収型IGCC ・IGFC(バイオ混焼) ・Poly-generation ・ケミカルルーピング CCS付IGFCの高効率化 化学製品の原料転換 ･A-IGCC ･IGFC+CCSの効率向上 (CO2回収･分離効率 向上） ・A-IGFC ・IGFC+CCSの効率向上 （酸素製造効率向上) ・安価CTL対策 (触媒改善･大型化) ・石炭転換水素製造 ･自然ｴﾈﾙｷﾞｰを用いた 石炭からの水素製造 ･高効率なC1化学から の基礎化学品製造 (ｴﾁﾚﾝ,ﾍﾞﾝｾﾞﾝ） ・CO2からの化学原料 製造(少量・高価格品) ･ CO2からの化学原料 製造(少量・高価格品) ･CO2ﾊｲﾄﾞﾚｰﾄ貯留 (原料炭の低品位化対策) (原料炭の低品位化対策) ・石炭を用いた エネルギー蓄積 ・石炭を用いた エネルギー蓄積 ・COURSE50 (水素還元製鉄/コーク ・COURSE50 ス処理技術) ・低品位炭からの粘結材 原料炭製造 ・低品位炭からの粘結材 原料炭製造 ・再生ｴﾈﾙｷﾞｰとの ・バイオ混焼(藻類） ・ISRC(石炭＋太陽熱） コンバイン化 図 2.2-1 ･CCSからのCO2を 用いた石油化学品の 代替 JCOAL／CCT ロードマップ 図 2.2-2 にロードマップで示した各種高効率発電技術による効率向上を、また図 2.2-3 にはそ れによる CO2 削減効果を示す。現在主流の普及型技術である USC の発電効率を 42%とすると、 2050 年には IGCC で 57%（36%向上）、IGFC で 65%（54%向上）と高い目標を掲げている。 これら技術革新に並行して CCS も導入が検討されており、CCS による効率低下分を埋め合わ せするために石炭火力発電においては、従来以上の高効率の発電技術開発が指向される。 これら最先進のクリーンコール技術は周辺の材料開発も含め、我が国企業が世界をリードし ている分野であり、今後積極的に海外展開を図れる分野と考えられる。 - 41 - ５４％ＵＰ ３６％ＵＰ 図 2.2-2 石炭火力発電効率向上のロードマップ 出典：CCT ワークショップ 2012 東大金子教授発表資料 図 2.2-3 各種燃料での発電量当たりの CO2 排出量 - 42 - 2.3 日本の石炭火力の現状と課題 2.3.1 3.11 以降の既存発電所の稼働状況 以上のように我が国の石炭利用に伴う環境対応については、クリーンコール技術に体現され る形で非常に高度な水準に高められている。それではその利用の実態はどのような状況なのか、 この点に関して実際に技術導入が行われている現存の石炭火力発電所の状況を分析してみよう。 まず日本の 2010 年から 2012 年における発電の状況を図 2.3-1 に示す。ここに示すように東 日本大震災前には原子力による発電量が約 30%弱あったものが、震災以後には激減しており、 一方天然ガスならびに重油発電が増加している。新地や原町など 1000MW クラスの石炭火力が 被災し、震災前と比較すると石炭火力についても同様に供給力の損傷があったが、早期の復旧 で 12 年度には震災前の発電量まで戻していて、ベースロードとして重要な役割を担っている。 石炭火力技術について見ると、2012 年 7 月末時点で、運転中の総石炭火力は 36,717MW で あるが、このうち運転中の USC は 18,360MW と、約半分は USC である。USC がこれほど普 及している国は他になく、日本の発電技術は世界のトップランナーである。 100% 90% 80% 70% 地熱・新エネ 60% 50% 水力 40% 30% 天然ガス 20% 10% 0% 原子力 石油等 石炭 2010年 2011年 2012年 2012 年 12 月クリーンコールセミナーにおける METI 石炭課発表資料より JCOAL 作成 図 2.3-1 2010 年及び 2011 年の日本の電源別発電量構成 我が国で最も高い蒸気条件で計画された磯子新 2 号 600MW（蒸気温度 600/620℃）は、発 電効率 42％（高位発熱量ベース、送電端効率）といった極めて高い効率で商用運転されている。 日本にはすでに 23 基の USC があり、更に 2 基の USC が 2013 年度運転を開始する計画である。 CO2 削減を視野に入れて、更なる石炭火力の高効率化を目指して、次世代の高効率発電とし て蒸気温度 700℃級を採用した A-USC の研究開発が 2008 年からスタートしている。目標とす る送電端効率は 46％以上（高位発熱量ベース）を見据えている。 また、石炭を一旦ガス化し、そのガスでガスタービンによる発電を行うと同時に、ガスター ビンからの排熱により蒸気を発生させ蒸気タービンによる発電をするコンバインド発電をする IGCC がある。勿来 IGCC 実証機の成果から、将来の商用 IGCC では 48～50％（高位発熱量ベ ース、送電端効率）が実現でき大幅な CO2 削減に繋がる。 さらには、IGCC に燃料電池を組み合わせたトリプルサイクルである IGFC も開発中であり、 その目標効率は 56％以上とされている。 IGFC は酸素吹 IGCC 大型実証試験として METI の 補助金を得て計画されているが、このプロジェクトでは 170MW 級 IGCC を 2012 年から計画 をスタートさせ、2016 年度の運転開始を目指しているゼロエミッション石炭火力のであり、世 界最高の効率追求と CO2 分離回収の実証も視野に入れている。2018 年からは IGFC の設計に入 る計画である。 - 43 - 2.3.2 石炭火力の環境対応の切り札－CCS しかしここに述べた USC、A-USC、IGCC、IGFC などの高効率石炭火力を導入しても日本 がこれまでに発信した 2050 年に 1990 年レベルの 60％～80％の CO2 削減を達成することは極 めて困難であり、この目標達成のためには CCS を導入せざるを得ないと考えられる。 そこで、JCOAL では日本の CO2 排出量が今後どのように変化するかを、JCOAL が保有する 将来予測シミュレーターを用いて検討した。その結果を図 2.3-2 に示すが、予測に当っては次の ように仮定している。 ・日本は人口減、経済の拡大も小さいものと考えられるので、2050 年にかけての総発電需要 は一定のままである。 ・原子力、火力ともプラント寿命は 40 年とし、運転開始 40 年後には廃止される。 ・再生可能エネルギーは 2050 年に全体の 30％となるように線形で増加する。 ・新規の発電量ニーズは、石炭火力と天然ガス火力で賄われる。 ・CCS は、2020 年から導入される。 新規の発電ニーズは図 2.3-2 に示した黄色の部分となる。この新規分にどのタイプの発電方 式が採用されるかを分析し、CO2 排出量を予測した。 図 2.3-2 日本における発電需要の予測（JCOAL 作成） 寿命が来て順次リタイアする既設発電設備及び新設発電設備の CO2 排出量を計算すると図 2.3-3 の赤線のようになる。同図に示す破線は 2050 年に CO2 を 80％削減する場合の目標値 （80Mton）であるが、無対策時の CO2 排出量は 400 Mton と目標を大幅に超えることになる。 これに対して、2020 年以降に建設される石炭並びにガス火力のすべての新設発電設備に CCS を設置する場合の CO2 排出量を図 2.3-4 の赤線に示す。目標値をややオーバーしてはいるもの のかなり目標値に接近できることがわかる。 図 2.3-5 には新設以外にも 2010 年から 2020 年に建設された発電設備に CCS を設置する場合 （ここでは単純化のために 2020 年に一括して設置するものと仮定してある）の CO2 排出量を 赤線で示す。同図に示すように 2050 年には CO2 排出目標値をクリアーできる事が分かる。 このシミュレーションが示すように、今後石炭火力及び天然ガス火力については、地球温暖 化対策として CCS を実施すれば、2050 年に CO2 の排出量を 60～80％削減という閣議決定され た目標を達成することが可能である。しかし、CCS 導入の問題点は、コストと導入による発電 効率の低下である。現在の試算では、CCS のコストは 7000～8000 円／CO2 トン程度で、発電 - 44 - 効率は最新鋭石炭火力の USC で、42％から 35％に低下すると言われており、CCS のコストは 2000 円／CO2 トン以下にする必要がある。 現在、国のプロジェクトとして、CCS の実証プロジェクトが苫小牧で開始されたが、このプ ロジェクトは製油所からの CO2 を回収し、輸送、貯留するもので、貯留する量が 10～15 万ト ン／年程度であることから、次のステップとして 100 万トン／年で、かつ石炭火力から回収す る国家プロジェクトの実施を提案する。 我が国が世界に先駆けて CCS を商業化すれば、将来我が国の CCS 関連企業が世界の CCS プ ラント事業を優先的に受注することが可能になるであろう。 図 2.3-3 日本における発電設備からの CO2 排出量（CCS なし） 図 2.3-4 日本におけるすべての新設火力に CCS を設置する場合の CO2 排出量（石炭火力 とガス火力が競合するとして） 図 2.3-5 既設発電設備にも 2020 年に CCS を設置すると仮定した場合の CO2 排出量 以上述べたように、我が国も含めて全世界では今後も多くの石炭火力が必要である。しかし、 排出される CO2 を地球温暖化に影響しないレベルまで削減するにはどうしても CCS に頼らざ るを得ず、我が国が世界に先駆けて、CCS の実用化に必要な関連技術を含めてシステムとして 確立させ、商業化することで世界に貢献することが極めて重要であると考える。 現時点ではまだ石炭火力についての CCS トータル技術の商用化はなされていないが、個別技 - 45 - 術で優位性のある我が国技術をいち早くトータル技術としての商業化を進めることは、世界が まだ踏み出していない現在のタイミングが世界展開にとってまたとないチャンスでもある。 我が国の高効率発電技術は世界に冠たるものがあるが、高効率技術＋CCS 技術により世界に 貢献することが切望される。 2.4 地球温暖化対策の国際展開による環境対応の現状 石炭火力の効率化と CCS による CO2 の大気中への排出抑制という技術的対策によって、石炭 火力のデメリットとして挙げられる環境対応は実際には日本が国際公約として目標としている 水準をクリアーすることができると考えられる。しかし実際には、更に地球温暖化の国際的な 対策スキーム、特に発展途上国との協力によってクレジットを獲得し、それを我が国の排出削 減量としてカウントすることができる枠組みを活用することで更に目標をより効率的に(低コス トで）達成することができる。実際、多くの途上国において石炭火力が重要な電源として利用 されており、そうした既存の石炭火力を日本の先進的なクリーンコール技術を装備したプラン トに転換することで大幅な CO2 削減が可能と考えられる。 現在も依然として国際的な地球温暖化対策の基本的なフレームワークとなっている京都メカ ニズムは、先進国の温室効果ガス排出量について、第一約束期間(2008～2012 年）中の排出枠 を割り当てるもので、我が国の場合、5 年間の一年あたり平均排出量を、90 年比でマイナス 6％ に押さえることを約束した。発展途上国に対しては、数値目標等の義務は導入せず、国境を越 えた排出量取引を導入した。国際的な地球温暖化対策スキームの状況としては、特に日本の温 暖化対策としては国内対策よりも海外での排出削減プロジェクトの方が本命であることから、 日本の技術移転が国内対策分として認められるスキームの構築に向けた新たな仕組み作りが進 められており、本節ではその現状を纏めた。 2.4.1 国際的に認められている CO2 排出取引 現在国際的に認められている CO2 排出取引形態は以下の 3 種類である。 ・CDM（クリーン開発メカニズム） ： 主体は先進国及び途上国双方の企業。 「プロジェクト」毎の排出削減を国連が認定。審査の 長期化や適用分野の偏重が問題。石炭火力は実質的に対象外。 ・GIS（グリーン投資スキーム）： 主体は国同士の取引。目標達成困難な国が余裕のある先進国から、 「国の余剰排出枠」を購 入し、その購入資金は当該国の環境プロジェクトに利用する。国連の認定は不要。 ・JI（共同実施）： 主体は双方先進国の企業。共同で「削減プロジェクト」を実施し、国連等が認定。 これら国際取引、特に CDM の問題を解決しながらも、日本の低炭素技術や製品の移転を通 じた相手国における温室効果ガスの排出削減・吸収への貢献を日本の貢献分として評価し、柔 軟に対応した二国間や地域での協力を可能とすることにより、より日本の技術優位性が生かせ る排出権取引のスキームが必要であるとして、我が国政府は経済産業省が主導となって二国間 クレジット制度を各国と進めている。その仕組みを図 2.4-1 に示す。 - 46 - 出典：経産省ウェブサイト 図 2.4-1 二国間クレジット制度の仕組み 二国間クレジット制度は現在、モンゴル、ベトナムが導入に向けて積極的であり、その他の 国においても分野毎に具体的スキームを検討中である。石炭関連分野における具体的効果試算 のための調査例を表 2.4-1 に示す。 表 2.4-1 二国間クレジット制度関連調査の例（石炭分野） 経産省 ・二国間クレジット制度、パイロットプロジェクト（H22 年度） ＞USC インドネシア エネ研、JPOWER ＞USC インド みずほ情報総研、東北電力 ＞USC ベトナム 東京電力、丸紅 NEDO ・二国間クレジット FS（H23 年度） ＞USC ベトナム 三菱総研 ＞低品位炭乾燥 インドネシア 月島機械、双日 ＞既設リハビリ インド 出光、みずほｺｰﾎﾟﾚｰﾄ銀行 ＞USC インド みずほｺｰﾎﾟﾚｰﾄ銀行、みずほ情報総研 これらの報告書において、USC 導入に代表される日本のクリーンコール技術を導入した場合の 二酸化炭素削減量を其々試算しており、導入国・設置内容・使用燃料により削減量は大きく異 なるものの新設一基あたり年間数十万トンから百万トン以上の二酸化炭素削減が見込めるとの 報告となっている。以下にこの 1、2 年で我が国企業が受注した主な SC、USC プラントの実績 を列記した。 2011 年 6 月に J パワー・伊藤忠商事・アダロ社の 3 社グループはインドネシア中部ジャワ 州に合計出力 200 万 kW の石炭火力発電所を建設するアジア最大規模の IPP 事業の優先交 渉権を獲得。 2011 年 12 月、三井物産株式会社、電源開発株式会社、株式会社日本政策投資銀行は共同 で、中国華潤電力控股有限公司が開発する賀州発電所プロジェクトに事業参画すると発表。 2011 年 12 月、インド国 Punjab 州にて SC 圧石炭火力発電所を建設・運営する Nabha Power Limited 向けに、丸紅株式会社が販売、三菱重工業株式会社・Larsen & Toubro Limited - 47 - が製造する高効率・高性能 SC 圧発電用ボイラ及びタービンの主要機器を輸出。 2012 年 1 月、株式会社 IHI は米国トライステート電力組合(コロラド州デンバー)からカン ザス州ホルコム発電所 2 号機向け超臨界圧石炭焚きボイラ設備(出力 100 万 kW × 1 基)を受 注。2017 年に運転開始予定。 2012 年 2 月、日立製作所は、韓国の大林産業株式会社と共同で、韓国西部発電株式会社よ り、泰安(テアン)火力発電所 9 号機および 10 号機向け 1,050MW 級 USC 圧石炭火力発電 用ボイラを、日立単独で蒸気タービン発電機をそれぞれ受注。 インド現地法人である「東芝ジェイエスダブリュータービン・発電機社」は、インド火力 発電公社から、カルナタカ州クドゥギの超臨界石炭火力発電所向け出力８０万キロワット の超臨界圧方式の蒸気タービン発電機設備３プラント分の発電設備を受注。 2012 年 2 月、住友商事株式会社、株式会社東芝、三井造船株式会社および三菱重工業株式会社 などが建設工事を進めてきたインドネシア共和国タンジュン･ジャティ B 石炭火力発電所の 3、 4 号機拡張工事（660MW 2 基、計 1,320MW）の建設および試運転が完了、PLN への電力供給 を開始。 このように二国間クレジット制度は我が国の先端的なクリーンコール技術を途上国に導入す ることで世界全体の温暖化ガス排出削減に相当の効果を発揮してきたと言えよう。CDM では国 連の認証が必要であるが、その際、石炭火力が認証対象から除外されていることでこうしたク リーンコール技術の国際展開が認められないという点は現実的に大きな機会損失である。二国 間クレジットはそうした問題を克服することに寄与しているが、残念ながら現状ではこの二国 間クレジット制度で実現した排出削減クレジットは日本の排出削減分として国際的に認められ るようになっていない。排出権取引の拡大と合わせて、二国間クレジット制度の国際的な認知 向上に一層注力していくべきである。 2.5 我が国のクリーンコール技術輸出の現状と課題、今後の展望 一方で、クリーンコール技術は温暖化対策のクレジット獲得を目的とした国際展開に止まら ず、クレジットを見込まないインフラビジネスとしての輸出の可能性も十分に大きい。本委員 会ではクリーンコール技術の輸出に関し、委員会で議論を行ってきた。その中から、メーカー、 輸出者、金融機関其々の立場での認識および課題を確認し、今後の展望を明らかにする。 2.5.1 メーカー／輸出者から見たクリーンコール技術輸出の状況 （１）SC／USC 石炭火力技術 SC／USC 石炭火力技術の海外展開に関し、運転管理技術は大きな違いはないが、USC は運 転条件が厳しくなるため、それに適合した材料・装置を用いる等、ユーザー側で導入すべき管 理技術が多少増える傾向にある。しかし運転管理技術面では、SC と USC の違いより、客先に おける使用炭による影響が大きく、それに合わせた管理が必要となってくる。亜臨界でも取扱 いの難しい低品質炭は USC でも難しいと考えられる。特に高水分、高灰分炭は難しくなる傾向 にあり、それらを使用する国への技術展開には十分な検討が必要である。 （２）信頼性、価格競争力 例えばインドネシアの第一次クラッシュプログラムでは安値で中国メーカー製のプラントが 受注したものの、実際にはその後納期を遵守できず、プログラムの導入目標が未達となった問 題が生じることとなった。こうした経緯もあり、インドネシア政府は第二次プログラムでは中 国製品から日本製品への回帰も進み、日本の商社も中国メーカーと組まなくなる傾向にある。 一方で韓国メーカーは製品供給の信頼性において日本メーカーに追いついている認識がある。 性能・技術管理の面では日本メーカーが一番であるものの、この面でも韓国勢も追い付いてい る。日本製品は高品質・高価格と言われるが、価格面だけで見ると、概算として亜臨界で 3～4 - 48 - 割、USC でも 1 割以上の価格差がある。インドネシアなどでは上で述べた経緯から長期信頼性 を含めたトータルコストで日本メーカーを選ぶ傾向がある。特に採算性を強く求められる IPP の場合、安定的な運転を重視する結果、中国メーカーの選択は少ないとみられる。 日本ではフルターンキーの元、各付帯機器メーカーが協力して全体調和のとれたシステムを 作り上げるが、中国はまだそういった管理が不十分と考えられる。とは言え、中国も管理手法 のグレードを上げてきており、今後この面でも競争力が上がっていると考える。 （３）コンソーシアム コンソーシアムの形成に関し、日本の商社のようなオーガナイザーは有利な仕組みと考えら れる。中国の場合は重電メーカー自身が日本の商社機能も行っている。O&M は中国では華能等、 韓国では KEPCO 等、電力会社が出てくる例が多い。用炭が重要な条件となる場合、日本の様 に纏め役がいる仕組みは、その機能が生きてくる。例えばベトナムの案件では石炭調達から丸 紅が請負っているケースがある。 （４）促進施策 高性能の日本製品は海外の客先も買いたいので、なんとか資金面でタイド化出来ると有利で ある。例えば二国間クレジットとか、随意契約で日本技術を導入しやすい仕組みが活用出来る ならば日本の民間資金の活用にもつながると考えられる。 ラオスやミャンマーを例に挙げると、中国ではインフラ整備を無償で作り、電力の 8 割を中 国に引くことを考えているようである。中国に対抗するためには資金面以外も何かメリットを 訴えかける、例えば他のプロジェクトとの抱き合わせというのが有効と考えられる。 2.5.2 金融面から見たクリーンコール技術輸出支援の状況 高品位かつ高効率の製品輸出だけでなく、運用・保守サービスの提供も含めた「パッケージ 型」での国際展開が求められる中、かかるパッケージに「ファイナンス」も含めることで、海 外展開がより積極的に行われていくと考える。JBIC のファイナンスツールとして、日本企業か ら設備を輸入する海外企業に対し融資をする輸出金融、日本企業による海外での事業展開に必 要な長期資金に対し融資・保証をする投資金融、地場金融機関を経由して海外企業に融資を行 うツーステップローン等が挙げられ、日本の民間金融機関と協調して民間資金を動員しつつフ ァイナンスを行っている。ファイナンス検討に当たっては、与信先の適格性や信用力を十分に 検討することとなる。パッケージにファイナンスを含めるに当たり、提案先に対しては如何に 有利な条件調達を提案できるかが重要となるところ、信用力の低い地場企業のリスクを政府保 証や地場金融機関の信用力でカバーするといった、相手国政府や地場金融機関を巻き込んだ取 り組みが必要と考える。 2.5.3 政府によるクリーンコール技術輸出支援の取り組み 経済産業省におけるインフラ・システム輸出部会の中間とりまとめでは以下の 5 項目が挙げ られた。 １．国際連携の促進によるコスト競争力の強化 ２．受注競争力の強化 ３．日本のインフラ・システムの優位性の適切な理解促進 ４．面的開発支援 ５．ファイナンス支援の強化 特に受注競争力の強化に関しては、価格競争に巻き込まれないための技術開発の支援を行うと ともに、現地事情に精通した民間専門家の活用等、受注に向けた現地での公的支援を強化する としている。ここでは他国と差別化できる例として高効率石炭火力発電技術（IGCC,A-USC 等） が挙げられており、競争優位を確保するために必要な基盤技術の維持・強化の支援も含まれて - 49 - いる。またファイナンス面では、受注拡大のためのより機能的・多岐にわたる支援メニューを 用意するとしている。例えば、案件に合わせた現地建てファイナンス、支援迅速化、公的金融 支援の量的強化、貿易保険機構の見直し等、強化策が纏められている。 2.6 第 2 部結論：多様なクリーンコール技術を活用した国内石炭火力の増強とインフラ輸出の 国際展開に向けて 石炭火力は CO2 の排出が多いのが課題であるが、この第 2 部で分析した通り、IGCC は既存 の石炭火力より 15～20％排出を少なくでき石油火力並みに抑えることができる。またより高効 率が達成でき CO2 排出を減らすことができる IGCC が望ましいとは言え、最先端の A-USC に よる石炭火力を老朽化した石炭火力と代替することは、相当量の CO2 削減を実現することが可 能であることもコストと効果のバランスを考えると重要である。将来は石炭火力のゼロエミッ ション化を達成するために、CCS Ready として建設することも視野に入れていくことも必要で あろう。本章の分析が示した通り、CCS を導入すれば石炭火力は CO2 削減目標を十全に達成で きる。したがって最先進の燃焼技術を CCS Ready の状態で導入した石炭火力であれば、新規建 設を進めることは何ら掣肘されるべきではない。CO2 削減目標を達成し、更に高い経済性を持 った石炭火力はポスト福島のエネルギー構造でより重要な役割を果たすべきである。 この点に関連して、現状のクリーンコール技術の位置づけについても再考する余地が大きい 点についても指摘しておきたい。エネルギー基本計画(2010）においては、今後の新設石炭火力 については IGCC 並みの効率が求められるとの言及があった。しかしこの第 2 部の分析から言 えることは、CCS を併設すれば IGCC でなく、USC や A-USC であっても政府が目標として掲 げている CO2 削減水準に到達することは可能であるという点である。現在の IGCC 一辺倒のク リーンコール技術開発政策は他の技術の進化の可能性の芽を摘むという点からも見直すべきで はないかと考える。CCS の効率およびコスト改善への努力を継続することも合わせて総合的な 戦略が必要である。 国内では長らく石炭火力の設備増強に対しては、特に環境省を中心に否定的な意見が根強く あった。しかし第 1 部で示した通り、経済性の面で石炭は最も優れており、この第 2 部で検討 したように弱点である環境対応についても現段階の技術であっても十分に目標をクリアーする 水準となっている。3.11 後の新たなエネルギーシステムの構想の中で、石炭火力の増強はより 積極的に進めていくべきであり、環境アセスメントのあり方を含め、制度改革の議論を早急に 開始、変更に踏み切るべきである。 石炭火力の増強については福島原発事故からの復興という観点からも推し進める積極的な理 由がある。原子力災害に見舞われた福島において、原子力に変わる将来の安全で安定的な発電 方法として、IGCC や USC あるいは A-USC 石炭火力を CCS Ready として建設していくこと は、今後の我が国のエネルギー政策の目指す方向に則していると考えられる。その意味で、福 島県内に最先進技術の石炭火力発電所を新規に建設するという東京大学金子教授の構想が注目 に値する。 福島原子力発電地域を福島石炭火力発電地域に変えるメリットとして以下のような点が指摘 できる。まず、これまで原子力発電が立地することにより整えられていた送電網があることで ある。次に、海外から石炭を輸入できるインフラが整っていることである。常磐共同火力勿来 発電所、東京電力広野発電所、東北電力原町火力発電所、相馬共同火力新地発電所の 4 つの石 炭火力があり、石炭の荷揚げ設備や貯炭場がある。100 万キロワット級石炭火力をそれぞれの - 50 - 発電所に、相馬共同火力新地発電所にはさらに 100 万キロワットが建設できると考えられる。 避難中の住民が故郷に戻るには、除染とともに雇用を創出する必要がある。建設のピーク時 には約 4 千人の雇用を見込むことができ、完成後も発電所関連で継続的に雇用を生み出すこと が可能であるので、原発以上の雇用効果が期待できる。その上、仮に IGCC を導入すれば、世 界最先端の技術を世界に発信する場所になるであろう。勿来発電所にある 25 万キロワットの IGCC にはこれまで世界各国から多くの見学者が訪れており、今後我が国が石炭火力の最先端技 術である IGCC の商業プラントを幾つも建設すれば、今後石炭を主流とする国々に向けて、き わめて大きな宣伝効果となり、世界最先端の我が国技術を海外に輸出する絶好の足がかりとな るであろう。石炭の持つ基本的な優位性を我が国が享受することで、我が国で培った最先端の 石炭火力技術の海外への展開が加速できると考えられる。 一方、我が国の高い水準にあるクリーンコール技術は今後国際展開も国を挙げて積極的に考 えていく機運にある。日本の技術は高品質・高価格であり、コスト面のみで他国と対峙した際 に不利な状況となる場合があるが、その克服策として個別の要素技術ではなく、1 つのシステム としてパッケージ型に統合したソリューション提供型の提案が今後の方向性であると考えられ る。 石炭火力の場合、発電設備本体のコスト改善はもとより、運用技術、燃料調達、資金手当ま でを含めたパッケージとすることが考えられる。それらを進めるあたり民間企業では対応の難 しい課題に対しては政府が積極的に関与する必要があると考える。 例えば技術面では、設備使用の技術基準等、相手国における仕様に対し日本仕様が入りやす くなるような働きかけする、入札における審査で保守管理を含めた長期的コストの視点の導入 をすすめる、等が考えられる。 また資金面では、客先の信用力に関し、政府保証あるいはそれに類する制度導入を相手国に 働きかける、インドにおける DMIC のような特定目的の二国間資金スキームの構築等、日本技 術を使用することによって有利な資金調達ができる仕組みの働きかけ、等が考えられる。 今後引き続きオールジャパンで連係を強化する態勢づくりを一層進めていく必要があり、そ れを加速する施策が望まれる。その意味でも、我が国の最新鋭のクリーンコール技術を国際的 な温暖化対策の中で実施可能とするべく、二国間クレジット制度の国際的認知を得ることがで きるように働きかけを強化していくべきである。 - 51 - 第3部 国際石炭市場のバリューチェーン分析による今後の石炭価格展望 第 3 部においては、エネルギーシステムを構想する上で経済性、環境対応に並び重要な要因 である供給安定性について検討する。石炭の資源賦存量は可採年数で 100 年を超え、また地理 的にも偏在なく、世界中に分散して存在しているため、供給安定性は他のエネルギーと比較し て非常に高いというメリットがある。しかし近年、価格の変動性と品質面を考慮すれば、従来 のように特段の対策を講じなくても供給安定性が確保できる状況ではなくなっている点に留意 する必要があることを示す。 3.1 国際価格の変動と各国の生産量および輸出の相関分析 3.1.1 国際価格動向 図 3.1-1 に Argus 社が発表している石炭の国際価格指標を示す。2007 年後半よりアジア地域 をはじめとする需要増により価格が徐々に上昇し、2008 年初頭の豪州の洪水による供給不足と 夏場にかけての需要増により価格が急騰した。その後世界的景気低迷の影響で価格は急落した が、中国、インドの輸入増加もあり 2010 年ごろになるとまた価格は上昇した。2010 年末には 再び豪州において洪水が発生し、供給不足から価格が跳ね上がった。2011 年の後半以降は、欧 州の景気低迷、中国の経済成長鈍化による需要減少から価格は低下している。 （US$/t） API2 (CIF ARA 6,000kcal/kg NAR) 190 API4 (FOB Richards Bay 6,000kcal/kg NAR) API5 (FOB Newcastle 5,500kcal/kg NAR) API6 (FOB Newcastle 6,000kcal/kg NAR) 170 API8 (CFR South China 5,500kcal/kg NAR) ICI (FOB Indonesia 6,500kcal/kg GAR) 150 ICI (FOB Indonesia 5,800kcal/kg GAR) 130 110 90 70 50 Jul-07 Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 Jul-11 Jan-12 Jul-12 Jan-13 出典：Argus 図 3.1-1 Argus 社の発表している一般炭の代表的価格指標 3.1.2 日本 日本は一般炭輸入の大半を豪州、インドネシアに依存しており、ここ数年この傾向は変わっ ていない。中国からの輸入は、中国国内需要増加に伴い減ってきており、2007 年に約 1,100 万 トンあった一般炭輸入量は、2012 年には 160 万トン弱にまで落ち込んでいる。 豪州が洪水により供給不足に陥った時期についてみると、2008 年初頭についてはインドネシ アと中国、2010 年末においてはインドネシアが豪州からの供給減少分を相応の割合補っている - 52 - ようである。2010 年以降の価格上昇、2011 年後半の価格減少については特に日本の輸入量と の相関は見られない。これは日本企業がスポット調達ではなく長期契約が主体であることが一 因であると思われる。豪州とインドネシアは供給量・品位において日本の要求に応えることの できる国であり、依然として両国からの一般炭を日本のユーザーは求めていると思われる。 しかしこうした我が国の石炭調達方針は果たして今後も続けていけるのか、続けていくべき なのかを改めて考え直す国際市場環境にあると指摘しておきたい。次に述べるように、中国が 世界最大の輸入国として我が国以上に国際市況に影響を及ぼすようになっているし、それによ って取引形態も長期契約からスポット中心へと移りつつある。また品位の面からも世界的には 豪州炭で NAR5,500kcal/kg 程度でかつ高灰分である石炭の取引が進み、インドネシア炭ではさ らに低い発熱量の石炭が普通に取引されるようになっており、我が国が選好する 6000kcal+α/kg という品位はもはや世界市場ではマイナーな存在になりつつある。我が国が輸入できる品位の 幅を拡大し、様々な品位の石炭を国内で活用できる態勢を作ることが供給の安定性の観点から 見て重要性を増しつつある。 （1,000トン） 8,000 7,000 6,000 豪州 5,000 インドネシア ロシア 4,000 カナダ 中国 3,000 米国 南アフリカ 2,000 1,000 0 Jul-07 Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 Jul-11 Jan-12 Jul-12 出典：財務省貿易統計 図 3.1-2 日本の一般炭輸入量推移 3.1.3 中国 中国の石炭輸入統計を表 3.1-1 に示す。中国は 2009 年に急激に輸入量を増加させ、石炭の純 輸入国となった。2011 年には日本を抜いて世界第一位の輸入国となり、2012 年もさらに輸入 量を増加させている。2009 年以降特に輸入量が増えているのは一般炭である。また、最近にな って褐炭の輸入統計も発表されるようになった。一般には 2011 年に日本を抜いて世界第一位の 輸入国となったと言われているが、褐炭の輸入量を入れると 2010 年の時点で日本を上回ってい る。2012 年もさらに輸入量を増加させており、 輸入総量は 2 億 9,000 万トン近くに達している。 表 3.1-1 中国の石炭輸入統計（単位：万トン） - 53 - 2007 無煙炭 原料炭 一般炭 2009 2010 2011 2012 28,418 6,220 13,364 19,369 6,855 14,439 34,388 34,493 57,755 26,461 47,271 92,516 36,130 44,654 102,434 34,471 53,610 147,011 - - - 19,832 39,797 54,210 48,002 40,664 126,636 186,080 223,015 289,302 褐炭 計 2008 出典：中国煤炭資源網 図 3.1-3 に示すように、近年中国国内の一般炭価格は豪州・インドネシア炭価格よりも高い状 況が続いており、特にインドネシアの低発熱量炭は中国国内炭よりもかなり低価格になってお り、価格の変動も小さい。2012 年の中国国内のエネルギー消費は全体でも 3.9％の伸びに止ま り、更に石炭需要はわずか 2.5％の伸びにとどまった。需要が弱く、その結果国内の石炭価格は 下落（10～20％）したものの、海外炭は更に市況が低迷したため、国内価格の方が高い状況が 続き、引き続き輸入拡大の趨勢が続いたと言える。この 2012 年の状況を踏まえれば、中国の石 炭輸入拡大の幅は、国内の需要増による調整弁というよりは、内外価格差によって決まって来 るものと捉えるべきである。 （US$/t） 秦皇島FOB 5,800kcal/kg NAR 秦皇島FOB 中国国内向け 5,500kcal/kg NAR 140 FOB Newcastle 6,000kcal/kg GAR FOB Indonesia 6,500kcal/kg GAR FOB Indonesia 5,800kcal/kg GAR 120 FOB Indonesia 5,000kcal/kg GAR FOB Indonesia 4,200kcal/kg GAR 100 80 60 40 20 Oct-08 Jan-09 Apr-09 Jul-09 Oct-09 Jan-10 Apr-10 Jul-10 Oct-10 Jan-11 Apr-11 Jul-11 Oct-11 Jan-12 Apr-12 Jul-12 Oct-12 Jan-13 出典：Argus 図 3.1-3 中国・豪州・インドネシア一般炭スポット価格推移 図 3.1-4 は中国の一般炭月別輸入量推移である。この図と図 3.1-1 を比較すると、国際スポッ ト価格と中国の輸入量の変動がある程度一致していることが分かる。以下に一例を示す。 • 2009 年 4～6 月に輸入量が増加。同時期に豪州・インドネシア炭価格が約 US$70/t→US$60/t に低下。 • 2009 年 10～12 月に輸入量が増加。同時期に中国国内炭価格は急騰し US$100/t を上回る。 豪州炭は US$80～95/t、インドネシア炭は US$75/t 程度。 • 2010 年 4～5 月に輸入量が減少。同時期に中国炭価格急落、豪州・インドネシア炭とほぼ同 じ価格となる。 • 2011 年 2～3 月に輸入量が減少。豪州の洪水の影響もありこの時期に豪州・インドネシア炭 - 54 - 価格が急騰、一時 US$140/t 近くまで上昇。中国国内炭は US$120/t 前後で推移。 • 2011 年 5～9 月に輸入量が増加。この時期には豪州・インドネシア炭価格が低下し、中国炭 との差が広がっている。 この差が縮まった 2011 年 12 月～2012 年 3 月は再び輸入量が減少。 • 2012 年 4～7 月に輸入量が増加。同時期に豪州・インドネシア炭価格は US$85/t 前後まで急 落（中国国内炭価格は US$105/t 程度）。 2012 年上半期は中国国内の石炭販売量が落ち込み、港が在庫で溢れかえっているという報道 もなされたが、輸入量自体は順調に増加した。要はこの時期に海外炭価格は急落しており、中 国国内の石炭調達業者は、高い国内炭よりも安い海外炭を選択したということになる。中国企 業の石炭調達は基本的にスポット調達であり、市場価格により柔軟に調達先を変えている模様 である。図 3.1-5 は直近 3 年間の火力発電所発電量・発電所石炭消費量・石炭輸入量の推移であ る。2011 年から 2012 年にかけて火力発電所の発電量および発電所における石炭消費量はほぼ 横ばいで推移しているが、石炭輸入量は飛躍的に伸びていることが分かる。中国においては国 内炭の価格が高位で推移する一方、電力販売価格は政府により低く据え置かれており、経営が 悪化した電力会社が安い海外炭の調達を増加させた。 図 3.1-6 に相手国別の輸入量推移を示す。例えば 2011 年後半に南アフリカからの輸入量が増 えているが、図 3.1-1 を見ると、この時期 API4（Richards Bay FOB）価格が他の指標より低 下していることが分かる。調達量が極めて大きいため、中国の動きが海外市場へ与える影響は 少なくなく、今後はさらにその影響力が強くなっていくと思われる。 我が国が留意するべき点は、中国が輸入量を拡大していることで、国際市場で影響力を与え るドミナントプレイヤーとしての地位は次第に日本から中国へと移行しつつあるという点であ る。我が国が長期契約をベースに価格形成を進めてきたのに対し、上で見るように中国はスポ ット市場での価格動向で調達量を大幅に変えるスイングバイヤーとして行動する可能性が高く、 この中国の行動がもたらす市場変動に対して我が国はどのように対応するべきかを考えておく 必要がある。 （1,000トン） 20,000 18,000 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 Jan-07 Jul-07 出典：中国煤炭資源網 Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 図 3.1-4 中国一般炭輸入量推移 - 55 - Jul-11 Jan-12 Jul-12 3,500 35,000 3,000 30,000 2,500 25,000 2,000 20,000 1,500 15,000 1,000 10,000 5,000 500 火力発電所発電量（億kWh） 0 発電所石炭消費量（万トン） 石炭輸入量（千トン） 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月11月12月 2010年 石炭輸入量（千トン） 40,000 石炭消費量（万トン） 火力発電所発電量（億kWh） 4,000 0 2012年 2011年 出典：中国煤炭資源網 図 3.1-5 2010～2012 年における中国の火力発電所発電量、発電所石炭消費量、石炭輸入量 （1,000トン） 9,000 インドネシア 8,000 豪州 モンゴル 7,000 ロシア カナダ 6,000 南アフリカ 米国 5,000 コロンビア 4,000 3,000 2,000 1,000 0 Jan-07 Jul-07 Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 Jul-11 Jan-12 Jul-12 出典：中国煤炭資源網 図 3.1-6 中国の国別一般炭輸入量推移 3.1.4 米国 米国の一般炭・原料炭の輸出量・輸出価格の推移を図 3.1-7 に示す。原料炭は価格上昇に伴い 輸出量が増加する傾向がみられるが、一般炭については必ずしもそうとはいえない。 一般炭の輸出は 2010 年以降増加傾向にあるが、輸出価格自体は横ばいである。輸出量が増加 した理由は価格ではなく、米国国内において石炭需要が低下しているという事情にある。 - 56 - 輸出量（1,000t） 価格（$/t） 250 20,000 18,000 一般炭輸出量 原料炭輸出量 一般炭輸出価格 原料炭輸出価格 230 16,000 210 14,000 190 12,000 170 10,000 150 8,000 130 6,000 110 4,000 90 2,000 70 0 2008-q1 50 2009-q1 2010-q1 2011-q1 2012-q1 出典：EIA 図 3.1-7 米国の一般炭・原料炭輸出量と輸出価格推移 石炭需要が低下している理由は大きく分けて 3 つある。1 つ目は、シェールガスの登場である。 近年、シェールガスが経済的に採掘可能になり、生産量が急激に伸びている。そして、従来の 天然ガスに比較して極めて安い価格で取引されている。その結果、発電量燃料として安価であ ることが強みであった石炭が、シェールガスに取って代わられつつある。 2 つ目は、環境規制である。米国環境保護局（EPA）は近年、従来の大気汚染法をさらに強化 しようとする動きを見せている。2011 年 12 月には水銀東大気有害物質基準（Mercury and Air Toxics Standard; MATS）を発表、この規制は 2012 年 4 月から施行された。米国における水銀 排出量の 50%、酸性ガスの 75%、有害金属の 20%以上が発電所からの排出といわれており、対 策が不十分である既存石炭・石油火力発電所が全体の 4 割にも上ることが規制施行につながっ た。さらに、EPA は発電所からの温室効果ガス削減規制案も発表している。この案によると、 新規建設発電所からの温室効果ガス排出量は 1MW あたり 1,000 ポンド（約 454kg）に制限さ れる。石炭火力発電所の場合 CCS などの対応が不可欠となり、新設の大きな壁となる。 3 つ目は、既存石炭火力発電所の老朽化である。現在の米国内石炭火力発電所は約 1,400 基あ るが、その多くの稼働年数は 40 年を超えており、DOE は 2020 年までに多くの石炭火力発電所 が閉鎖されることになるという見通しを示している。表 3.1-2 に EIA による 2012 年以降の石炭 火力発電所の新設・稼働停止見込みを示す。2012～16 年の 5 年間で、石炭火力発電所が約 150 基減少するとみられている。 表 3.1-2 米国における石炭火力発電所の新設・稼働停止数見込み 2012 2013 2014 2015 2016 2012～16 新規稼働 8 4 3 2 4 21 稼働停止 54 14 34 59 9 170 増減 -46 -10 -31 -57 -5 -149 出典：EIA - 57 - 以上のような背景から、米国の総発電量に占める石炭の割合は 2009 年の 44%から 2012 年に は 37%に低下した（ガスの割合は同時期で 23%から 30%に増加）。石炭消費量も当然減ってお り、米国内において石炭供給が過剰になっている。この石炭が輸出に回されていることになる。 図 3.1-8 に 2009 年～2012 年第三四半期における米国の石炭輸出量を相手国別に示す。2010 年以降輸出量が特に増えているのは欧州（オランダ、英国、ドイツ、イタリア）とアジア（日 本、韓国、中国、インド）である。 （1,000t） 25,000 20,000 ドイツ 日本 インド 15,000 カナダ ブラジル イタリア 10,000 韓国 中国 英国 5,000 オランダ 0 2009q1 2009q2 2009q3 2009q4 2010q1 2010q2 2010q3 2010q4 2011q1 2011q2 2011q3 2011q4 2012q1 2012q2 2012q3 出典： EIA 図 3.1-8 米国の国別石炭輸出量推移 3.2 生産コスト、輸送コスト分析 3.2.1 豪州・インドネシア・南アフリカの生産コスト事例 図 3.2-1 に 2009 年における豪州・インドネシア・南アフリカの生産コスト（Cash Cost）構 成を示す。各国とも生産コストにおいて採掘コストがおよそ半分以上を占めている。特に豪州 においては採掘コストの比率が高くなっている。また、インドネシアでは税・ロイヤルティが、 南アフリカでは国内輸送コストが他国と比べて高い比率になっている。なお、この数値は 2009 年のものである。現在は例えば豪州においてはさらに$15/t 程度高くなっている模様であり、他 の国においても基本的に生産コストは上昇傾向にある。例えば、近年、石炭需要は旺盛であっ たことから石炭採掘産業は好景気が続き、その結果人件費は大きく増加した。採掘機械などの 設備価格も原材料の高騰に伴い増加しており、また、採掘条件については既存炭鉱においては 剥土比の増加（露天掘） 、切羽の深部化（坑内掘）により生産コストが高くなる傾向にある 。 国内輸送についてみると、豪州では山元から港までの距離がより長くなる Qld 州においてコ ストが高くなっており、バージ輸送が主のインドネシアは比較的低コストである。豪州におい ては、今後は開発炭鉱の奥地化が進み、NSW 州では Gunnedah Basin、Qld 州では Surat/ Galilee Basin での生産が見込まれているが、当然輸送距離は現在の Sydney Basin（NSW）、Bowen Basin（Qld）と比較して長くなるため、コストは上昇することが予想される。なお、輸送コス トは燃料費の影響を受けることは言うまでもない。原油価格が高騰すれば、当然輸送コストは 高くなると思われる。 採掘条件の悪化、奥地化は今後も進み、また、人件費についても頻繁にストライキを繰り返 すこれら産炭国において急激に削減を進めることは極めて困難であるので、採掘コストは今後 も上昇する可能性が高いと思われる。 - 58 - NSW（UG） NSW（OC） 採掘 Qld（OC） 破砕・選炭 税・ロイヤルティ インドネシア（OC） 国内輸送 南アフリカ（UG） 港・積込 南アフリカ（OC） 0 10 20 30 50 （US$/t） 40 出典：John Devon, The Competitive Cost of Coal - Analyzing the Major Producing Areas of the World, May 2010 Coaltrans Asia 図 3.2-1 豪州・インドネシア・南アフリカの生産コスト構成（2009 年） 3.2.2 米国 Powder River の生産コスト事例 米国における発電用石炭の 40%を供給している Powder River Basin（PRB）炭の今後の見通 しについては、コンサルタント会社 John T. Boyd 社が 2011 年 9 月に発表した報告書がある。 同社によると、PRB 炭の生産コストは現在の約 US$11/t から年率 1%前後で上昇傾向となり、 2020 年に US$13.5/t、2025 年に$14.4/t、2030 年には US$15.7/t になると予想している。この コスト上昇の要因として挙げられているのは、生産条件の悪化と、生産地から積込場所（多く は鉄道）までの運搬コスト上昇である。国内輸送にかかる鉄道運賃の平均は、EIA によると約 US$17/t である。 （US$/t） 18.00 17.00 16.00 15.00 14.00 13.00 12.00 11.00 10.00 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 出典：Powder River Basin Coal Resource and Cost Study, John T. Boyd Company, Sep 2011 ※コストは山元での出荷時点でのものであり、国内輸送、港のコストは含まない。税やロイヤルティは含む。 図 3.2-2 PRB 炭の生産コスト予測 - 59 - なお、このレポートは 2011 年 9 月におけるものであるが、Boyd 社はシェールガスなどの影 響があるものの PRB 炭の需要は今後も増えていくという予測のもとで検討が行われている（生 産量 2011 年 4.40 億トン→2020 年 4.75 億トン、2030 年 5.36 億トン、2040 年 6.22 億トン）。 しかし、実際にはシェールガスの影響は大きく作用していると思われ、PRB 炭の供給元である Montana 州、Wyoming 州における 2012 年の第一～第三四半期の生産量は、2011 年同期間と 比べてそれぞれ 10.5%、6.2%の減少となっている。 また、同レポートでは、国内需要が上昇することを前提としており、アジアを中心とする海 外需要があることは認めているものの、現在計画中の港が建設されても輸出される PRB 炭の割 合はさほど増えず、輸出需要の高まりは PRB 炭価格上昇の圧力になりうるとしている。しかし 現在の状況からすれば、米国国内での需要減により価格下落圧力が強く、むしろアジア市場向 けに輸出できるかどうかが今後の PRB 炭安定生産の鍵になるという視点で予測の見直しが必要 であろう。 2013 年 3 月初頭における PRB 炭（8,800 Btu/lb≒4,890kcal/kg）の価格は US$10.25/t であ る。PBR 炭を山元からバンクーバー経由で輸出港までは運んだ場合、図 3.2-3 で示されている 通り、FOB で US$60～65 と予想される。更にバンクーバー～日本の運賃は US$14/t 前後であ り、その他コストを考慮すると日本着の総コストは US$74/t から US$79/t 程度となる。現在イ ンドネシアの 5,000kcal/kg GAR（≒4,700kcal/kg NAR）の FOB 価格が US$60/t 前後であるこ とを考えれば、一定の競争力はあるといえる。米国西海岸からの輸出体制が整えば更なるコス トダウンの可能性もあり、アジア市場での需要は大きく上昇し、他国の石炭価格にも影響を与 えると思われる。その意味で PBR 炭のアジア市場への輸出増強に向けた取り組みについて、日 米間で構想する余地があるように思われる。 出典：JOGMEC 平成 24 年度 海外炭開発高度化等調査 図 3.2-3 PBR 炭の米国内輸送コストの推計例 3.2.3 海上輸送コスト 図 3.2-4 に豪州、コロンビア、南ア、カナダ、米国東海岸から日本、韓国、ロッテルダムへ向 - 60 - けた石炭海上輸送コストを示す。海上輸送コストは 2008 年に急騰し、豪州～日本のコストも一 時 US$50/t を大きく上回った。これは原油高とアジアを中心としたバルク輸送量の急増が原因 とみられている。 その後世界的不況などを経て価格は低下しているが、各々の経路において US$5～10/t の幅を 持って推移している。 （US$/t） 40.00 35.00 豪州Qld－Rotterdam 150,000t 豪州Qld－日本 150,000t 豪州NSW－Rotterdam 150,000t 豪州NSW－韓国 150,000t コロンビア－Rotterdam 70,000t 南ア－Rotterdam 70,000t カナダ－Rotterdam 70,000t カナダ－日本 150,000t 米国－Rotterdam 70,000t 30.00 25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10 Jan-11 Jul-11 Jan-12 Jul-12 Jan-13 出典：Platts 図 3.2-4 欧州・アジア向け海上輸送コスト推移 2010 年以降についてみると、日本（韓国）向け海上輸送コストは、豪州、カナダからのもの がいずれも US$10～15/t 程度である。欧州 Rotterdam 向けについては、豪州発で US$12～20/t、 南ア発 US$12～17/t、コロンビア発 US$10～20/t、米国（メキシコ湾）発 US$15～20/t、カナ ダ（Vancouver）発 US$20～30/t となっている。当然ではあるが、図の中では距離が比較的短 い豪州～日本のコストが低くなっている。カナダの西海岸となる Vancouver から欧州までは距 離が長くなり、輸送コストも高くなる。 船舶サイズ（Panamax、Capesize）を比較すると、一般的には大きい Capesize の方が輸送 コストは高くなるはずであるが、2010 年以降をみると、Panamax の方がコストが高い状態が 続いている。この理由としては、Panamax の需要が高く船舶が不足気味になっており、逆に Capesize には余裕があるということが考えられる。バルク船は石炭の他鉄鉱石や農産物にも用 いられるため、船の確保状況によって価格は今後も変動すると思われる。また、原油価格も変 動の大きな要因となりうる。 3.3 供給安定策としての低品位炭利用拡大に向けた取り組み 以上の分析が示す通り、他のエネルギーと比較すれば供給の安定性に秀でた石炭であるが、 従来のように特段の対策を取ることがなくても安定供給が確保できる情勢ではなくなりつつあ るということが言える。我が国が石炭の安定供給確保として海外の新規炭鉱開発に投資資金を 投じていく等の取り組みを進めていくことはもちろん必要であるが、同時に国内で利用する石 炭の品位の幅を広げていくことも非常に重要である。具体的には低品位炭（低発熱量炭）の活 用システムを確立していくということになるが、その現状と課題について、以下分析を行う。 世界の石炭確認可採埋蔵量は 2008 年末時点で 8,609 億 3,800 万トンであるが（図 3.3-1）、そ - 61 - のうち亜瀝青炭と褐炭の埋蔵量を合わせると全体の 53%を占めている。つまり世界の石炭埋蔵 量の約半分は比較的低品位の石炭であるということになる。 また、日本の二大輸入相手国である豪州とインドネシアの可採埋蔵量についてみると、豪州 で 51.3%、インドネシアに至っては 72.5%が低品位炭である。 褐炭 195,387 22.7% 確認可採埋蔵量 世界計 860,938 Mt 無煙炭・ 瀝青炭 404,762 47.0% 亜瀝青炭 260,789 30.3% 出典：WEC Survey of Energy Resources 2010 図 3.3-1 世界の石炭確認可採埋蔵量（単位 100 万トン） 一方、生産量と輸出量については、表 3.3-1 に示すとおりいずれも Hard Coal（ここでは概ね 無煙炭・瀝青炭に相当）が Brown Coal（亜瀝青炭・褐炭に相当）よりもかなり比率が多くなっ ている。Brown Coal が全体に占める割合は、生産量で 36.1%、輸出量では 13.2%にすぎない。 さらに、Brown Coal は水分が多く輸送にも不向きであることから、輸出に回されている量は生 産量のわずか 5.5%であり、ほとんどの低品位炭は地元の火力発電所で消費されているというの が現状である。 表 3.3-1 世界の石炭生産量・輸出量（2011 年推計値、単位 1,000 トン） 生産量 輸出量 輸出/生産 Hard Coal 4,893,945 991,195 20.3% Brown Coal 2,763,945 150,780 5.5% 合計 7,657,890 1,141,975 出典：IEA Coal Information 2012 我が国の微粉炭焚きボイラで使用を検討すべき低品位炭については、詳細は 4.3 で述べるが、 当面は現在使用しているインドネシア炭のように低発熱量であっても低灰分・低硫黄分である 亜瀝青炭ということになる。亜瀝青炭資源はインドネシアの他米国、ロシアなどに豊富に賦存 しており、米国 PRB 炭はこれらの特性を備えているので検討に値する。その他の地域、例えば ロシア極東地域などについても調査を行うべきである。 発電所においてこのような低品位炭を使用する場合、発熱量が低いために高品位炭に比べて 必要となる石炭量が増加するため、プラント設備の改造などの技術的要素ならびに発電コスト - 62 - については十分検討する必要がある。また、硫黄分が高い石炭は脱硫にかかるコストの増大を 招き、灰分が高い石炭は灰の処分場の確保が困難である現状を踏まえると導入が難しいので、 当面低硫黄分・低灰分ということは一つの条件になるであろう。逆に言えば、低硫黄分・低灰 分の低品位炭導入量を増やすことができれば、高発熱量ながら高硫黄分・高灰分である石炭が 使用できるようになるかもしれない。これは日本で利用可能な石炭の多様性につながり、安定 供給に資することになる。 低品位炭資源は豪州、ドイツをはじめとしてインドネシア、旧ソ連、東欧、中国などに賦存 している。特に褐炭は水分が多く、また自然発熱の問題もあるため、長い距離を経て日本まで 輸送するのは経済的に見合わない。褐炭を日本で使用するには、改質などにより高品質化した ものを輸入するか、ガス化・液化などにより高付加価値化した製品を輸入するしかない。 IGCC は設備費が高いとされているが、低品位炭を導入できる可能性があるため、亜瀝青炭を 中心として導入の検討を行うべきである。 低品位炭導入に関しては、税制等にも現状では課題がある。まず石炭税についてであるが、 現在石炭の輸入に際しては、石油石炭税法により輸入量 1 トン当たり 700 円の石炭税が課せら れているが、課税は重量が基準となっている。つまり高品位炭も低品位炭もトン当たり 700 円 の同額課税である。低品位炭を用いる場合は同じ電力量を得るために必要な石炭量が多くなる ため、現在の課税方法は低品位炭導入促進を妨げる一つの要因となりうる。また、燃料費の変 動に合わせて電気料金を調整する燃料費調整制度においては、調整分を算出する基準として通 関統計のトンあたり CIF 単価を用いている。発熱量が低くトン当たりの価格が安い低品位炭の 導入が増えると全体のトン当たり単価が下がるため、電力会社は燃料調整制度による調整費収 入が減少することになる。安定供給確保、市民への安価な電力供給、環境改善等の観点から考 えると、税金や調整費に関しては重量のみを基準にするのではなく、発熱量や硫黄分・灰分と いった環境特性なども考慮した制度にすることが望ましい。 3.4 第 3 部結論：国際市場において安価な石炭価格は今後も維持可能か？ 生産・輸送にかかるコストについてまとめると、人件費は現状上昇傾向にあり、採掘コスト に関しても今後の採掘条件悪化を考慮すると上昇すると思われる。また、採掘箇所が基本的に は奥地へ進んでいるので、産炭国内の輸送コストも上昇するであろう。海上輸送コストは 2010 年と比較するとやや低下傾向にあるが、原油価格や船舶確保状況など不安定要素もあり、長期 的には横ばいあるいはやや上昇に転じる可能性がある。つまり生産から輸送にかかるコストは 全体的には上昇し、市場価格についても上昇圧力がかかると思われる。 一方、市場価格は需要と供給の状態によって大きく変動する。最近では、豪州の異常気象に よる供給不足の折に価格は急騰し、その後のリーマンショック、あるいは 2011 年後半の欧州景 気停滞時には需要が落ち込み価格は低下している。今後はアジア市場、特に中国とインドの需 要がさらに増し、両国による石炭輸入は一層の増加が見込まれるため、需給が逼迫すれば価格 は上昇することになる。 表 3.4-1 と表 3.4-2 にそれぞれ豪州の一般炭・原料炭の輸出予測を示す。また、表 3.4-3 にイ ンドネシアにおける石炭需給予測を示す。2025 年に向けて豪州の一般炭・原料炭はそれぞれ毎 年 1,000 万トン以上、インドネシアは 2,000 万トン規模での輸出量増加が見込まれている。こ の他モンゴルやモザンビークといった新規産炭国や、米国の PRB のような新たな輸出志向地域 からどれくらいの石炭が海外市場に出てくるかが問題となる。十分な供給量が確保されれば、 生産コスト増に伴う市場価格の上昇は比較的抑えられることも考えられるが、アジア市場の需 要が予想以上に多くなり、産炭国において異常気象やストなどによる減産が発生した場合には、 当然価格は大きく上昇することになると思われる。PRB の亜瀝青炭はもともと非常に低価格で ある上に、シェールガスの台頭に伴う米国内石炭需要低下により価格低迷・供給過剰状態が続 - 63 - いている。PRB 炭は発熱量や灰の融点が低いものの低硫黄分・低灰分であるため、日本におい てもインドネシア炭と同様に利用でき、IGCC などガス化炉にも適性があると思われる（勿来 IGCC では PRB 炭使用実績がある）。PRB 炭を新たな供給源とすることは、価格交渉力の強化、 安定供給確保などメリットが多く、輸入を促進することを検討すべきである。現時点では米国 西海岸の港インフラが不十分であり、PRB 炭の輸出量は数百万トンオーダーであるが、カナダ British Columbia 州の Westshore Terminals 拡張計画、米国 Washington 州 Gateway Pacific Terminal 建設計画とこれらに伴う鉄道インフラ増強計画などが実現すれば PRB の海外輸出能 力は大幅に強化され、アジア諸国にとって極めて重要な石炭供給源となる。ただし、このため には環境保護団体の反対行動を退けていかなければならない。 いずれにしても、今後は需要が伸びるアジア、特に中国とインドの動向を常に注視しておく 必要がある。また、これらの国は国内外の市場価格を見ながら調達量を大きく変化させており、 今後海外市場価格は過去のように安定的に推移することは考えにくい。日本は従来長期契約を 重視してきているが、今後は市場価格を見ながら柔軟に対応することが求められる。その点を 考えると、こうした巨大な輸入国については当該対象国の国内の石炭需給動向について常時ウ ォッチし、迅速に政府、企業、関係機関に情報を流すことができるインテリジェンスの収集と 広報体制を確立する必要がある。 表 3.4-1 豪州の一般炭輸出予測（単位 100 万トン） 2010 Low Medium High 141 141 141 2011 2012 148 148 148 162 162 162 2013 192 192 192 2014 2015 220 220 220 2016 236 236 236 264 264 264 2017 2020 271 271 271 2025 275 296 316 267 325 383 出典：Australian Bulk Commodity Exports and Infrastructure – Outlook to 2025, BREE Australia ※Low、Medium、High は Market Share によるケース分類であり、2025 年において Low が 23%、Medium が 28%、High が 33%とすることを前提。2011 年までは実績値 表 3.4-2 豪州の原料炭輸出予測（単位 100 万トン） 2010 Low Medium High 159 159 159 2011 2012 133 133 133 157 157 157 2013 170 170 170 2014 2015 185 185 185 2016 199 199 199 215 215 215 2017 2020 220 220 220 2025 236 245 251 260 288 306 出典：Australian Bulk Commodity Exports and Infrastructure – Outlook to 2025, BREE Australia ※Low、Medium、High は Market Share によるケース分類であり、2025 年において Low が 56%、Medium が 62%、High が 66%とすることを前提。2011 年までは実績値 表 3.4-3 インドネシアの石炭需給予測（単位 100 万トン） 2009 生産量 国内消費 輸出量 283 53 230 出典：インドネシア石炭鉱業協会 2010 2011 325 60 265 371 65 306 2011 年までは実績 - 64 - 2015 485 124 361 2020 680 184 496 2025 955 300 655 第4部 国際石炭市場における新たな変化の 7 つの潮流： （平成 23 年度報告書再掲載） 第 4 部は昨年度の委員会活動の報告書を再掲している。記述時点が一年前の為、一部統計デ ータ等は古いままであるが、本文記述との整合性を取る為に原文のまま記載している。 4.1「中国・インドの需要増」、4.2「需要急拡大国の産炭国上流への進出」は、国際石炭市場 という観点では国際石炭需給データが第 3 部と重複している。また 4.6「シェールガスの台頭に よる石炭火力への影響」は第 1 部石炭の重要性を説明する上で比較分析したシェールガスと重 複している。しかし昨年度委員会議論で現下に石炭産業に起こっている変化として以下の 7 つ を取り上げたので、ここではあえてそれらを確認するために再掲載している。石炭産業に起こ っている変化として委員会で取り上げた 7 つの潮流とは、以下の通りである。 ① 中国、インドの需要増による輸入増の傾向増大 ② 需要急拡大国の産炭国上流分野への進出 ③ 低品質炭の利用拡大 ④ 国際石炭市場の多様化 ～トレーディング市場の拡大～ ⑤ 産炭国の保護主義の台頭 ⑥ 原料炭高騰による新たな原料炭ソースの分散化及び良質原料炭ソースへの投資と輸入先 の分散化 ⑦ シェールガスの開発伸展による石炭火力への影響 4.1 中国、インドの需要増による輸入増の傾向増大 4.1.1 中国、インドは今後も石炭需要の伸びに伴い国際市場の中心となる 中国、インドの 2010 年における経済成長率はそれぞれ 10.3%、10.4%であった。2011 年の 成長率見込みも 9.2%、8.2%であり、引き続き両国は世界の経済を牽引していくと思われる。 経済成長に伴い両国の石炭需要も急増している。中国は 2000 年の 3 倍を超える 30 億トン以 上の石炭を生産しているにもかかわらず、自国の需要を満たすことができず輸入が急増してい る。2011 年の集計では 1 億 8,240 万トンとなり、日本（1 億 7,522 万トン）を抜いて世界一の 石炭輸入国となった。インドは従来輸入国であるが、2000 年に約 2,000 万トン程度であった輸 入量が 2010 年見込みでは約 9,000 万トンにまで増加している。両国の海外石炭市場における影 響力、特に中国の影響力は今後さらに強くなるものと思われる。 表 4.1-1 中国の石炭需給 （100 万トン） 2007 経済成長率 (%) 2008 14.2 2009 9.6 9.2 2010 10.3 生産量 2,466 2,734 2,895 3,162 消費量 2,454 2,683 2,884 3,319 -157 2012 9.2 n.a. 12 51 n.a. 輸出量 53 45 22 20 15 輸入量 51 40 126 177 182 2 5 -104 -157 -168 2014 2016 2008-2020：7.9 3,520 3,442～3,522 生産－消費 輸出－輸入 11 2011 3,675 -233～-153 3,680～3,824 3,940 -260～-116 3,841～4,027 4,118 -277～-91 1) 2010 年は推計値 2) 2012～2016 年データについては、2009 年の生産量データを用い て tce（標準炭換算トン）をメトリックトン換算している。 出典：経済成長率－IMF、2008～2010 年データ－IEA Coal Information 2011、2011 年：中国 国家統計局、2012～2016 年データ－IEA Coal Medium-Term Market Report 2011 注 - 65 - 表 4.1-2 インドの石炭需給 2007 2008 2009 2010 2012 （100 万トン） 2016 2014 経済成長率 10.0 6.2 6.8 10.4 2008-2020:7.4 (%) 生産量 488 521 562 571 469～476 491～518 537～576 消費量 535 570 624 659 647 716 804 生産－消費 -47 -49 -62 -88 -171～-178 -198～-225 -228～-267 輸出量 2 2 2 2 輸入量 50 59 73 90 輸出－輸入 -48 -57 -71 -88 注 1) 2010 年は推計値 2) 2012～2016 年データについては、2009 年の生産量データを用い て tce（標準炭換算トン）をメトリックトン換算している。 出典：経済成長率－IMF、2008～2010 年データ－IEA Coal Information 2011 2012～2016 年データ－IEA Coal Medium-Term Market Report 2011 図 4.1-1、図 4.1-2 に 2005 年および 2010 年の世界のコールフローを示す。中国、インドとも に豪州、インドネシアを中心として輸入量を大幅に増加させていることが分かる。中国はロシ アや米国、カナダからも石炭を調達しており、インドはそれまで欧州向けが主であった南アフ リカ炭を多く輸入している。 その他欧州 47.7Mt 他OECD欧州 76.0Mt 8.9Mt 英国 44.0Mt 7.9Mt 7.5Mt ドイツ 37.1Mt ｵﾗﾝﾀﾞ 9.5Mt 20.4Mt イタリア 24.2Mt 6.5Mt 4.2Mt 6.4Mt 14.5Mt 11.5Mt ﾍﾞﾄﾅﾑ 18.0Mt 6.8Mt 18.7Mt 11.7Mt 12.2Mt 4.5Mt 20.1Mt 12.9Mt カナダ 28.2Mt 4.9Mt 韓国 76.8Mt 5.5Mt 7.5Mt 21.7Mt 21.0Mt 米国 45.1Mt 日本 174.7Mt 5.6Mt 19.2Mt 101.1Mt 19.1Mt 21.4Mt 6.7Mt その他ｱｼﾞｱ 40.9Mt ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ 109.9Mt ※貿易量400万トン未満は省略 出典：IEA Coal Information 2007 図 4.1-1 4.6Mt ｺﾛﾝﾋﾞｱ 55.5Mt 33.6Mt 豪州 231.3Mt 輸入国 輸入量 8.6Mt 30.4Mt 29.4Mt 台湾 60.4Mt 南ｱﾌﾘｶ 73.0Mt 輸出国 輸出量 10.3Mt 23.5Mt 中国 71.8Mt インド 38.6Mt 6.8Mt ロシア 78.7Mt ｶｻﾞﾌｽﾀﾝ 25.2Mt トルコ 17.4Mt 8.9Mt ｱﾌﾘｶ中東 21.5Mt 19.4Mt 13.0Mt 12.3Mt 16.8Mt ﾎﾟｰﾗﾝﾄﾞ 19.4Mt 2005 年世界のコールフロー - 66 - その他南米 7.9Mt ブラジル 13.7Mt その他欧州 22.8Mt 他OECD欧州 76.3Mt 5.6Mt 英国 26.5Mt 8.8Mt 5.8Mt ｵﾗﾝﾀﾞ 20.4Mt イタリア 21.5Mt ｱﾌﾘｶ中東 21.7Mt ロシア 108.8Mt 9.8Mt 11.1Mt ドイツ 45.7Mt 10.3Mt トルコ 26.9Mt インド 90.1Mt 19.0Mt 12.1Mt 5.7Mt 7.3Mt ﾍﾞﾄﾅﾑ 22.4Mt 40.5Mt 7.0Mt 日本 186.6Mt 台湾 63.2Mt 4.5Mt 5.7Mt 8.9Mt 米国 73.9Mt 4.4Mt 9.5Mt 6.4Mt 7.4Mt 43.0Mt 34.5Mt 67.3Mt 26.8Mt 41.6Mt 22.6Mt 28.8Mt 7.9Mt 13.2Mt 8.7Mt 118.6Mt ｺﾛﾝﾋﾞｱ 68.5Mt その他ｱｼﾞｱ 164.6Mt 37.0Mt 18.5Mt ｲﾝﾄﾞﾈｼｱ 7.5Mt カナダ 33.3Mt 9.9Mt 韓国 118.6Mt 中国 177.0Mt 4.2Mt 4.1Mt 7.2Mt 12.4Mt 8.6Mt 32.5Mt ｶｻﾞﾌｽﾀﾝ 32.8Mt 4.0Mt 8.8Mt 15.9Mt 5.9Mt 21.4Mt ﾎﾟｰﾗﾝﾄﾞ 10.0Mt ブラジル 17.3Mt 161.9Mt 南ｱﾌﾘｶ 69.6Mt 4.9Mt 輸出国 輸出量 輸入国 輸入量 豪州 297.7Mt 4.7Mt 6.4Mt その他南米 11.7Mt ※貿易量400万トン未満は省略 出典：IEA Coal Information 2011 図 4.1-2 2010 年世界のコールフロー 4.1.2 中国の輸入増傾向は続くと見られるが、各要因により変動が大きい 要因１：内外価格差 従来の石炭主要輸入国であった日本、韓国、台湾に中国、インドが加わり、さらに近年豪雨 などの異常気象により豪州、インドネシアなどで生産・輸送が滞ったこともあり、海外市場に おける石炭価格は高値で推移している。図 4.1-3 に中国、豪州、インドネシアの石炭価格推移を 示す。中国では国内石炭需給が逼迫していることから国内炭取引価格が急騰し、人民元高も相 まってここ 2 年は海外市場価格より中国国内価格が高いという状況が続いている。 （US$/t） 150 140 130 120 110 100 90 秦皇島FOB 5,800kcal/kg NAR 秦皇島FOB 中国国内向け 5,500kcal/kg NAR 80 FOB Newcastle 6,000kcal/kg NAR FOB Indonesia 6,500kcal/kg GAR 70 2010/1/1 出典：Argus 2010/4/1 2010/7/1 2010/10/1 2011/1/1 2011/4/1 2011/7/1 2011/10/1 2012/1/1 ※Newcastle FOB価格の2010年以前は6,700kcal/kg GADベース 図 4.1-3 中国、豪州、インドネシアの石炭価格推移（2010 年 1 月～2012 年 1 月） - 67 - 海外炭の方が国内炭に比して割安であるという状況が、中国の石炭輸入増加の基本的背景で あり、中国は内外価格差に応じて柔軟に輸入量を調整する行動をとっている。表 4.1-3 に 2011 年の中国の石炭輸出・輸入統計を示す。また、図 4.1-4 に 2010 年～2011 年における中国の石 炭輸入量ならびに発電量、電力用石炭消費量を示す。中国では例年 2 月・10 月に石炭消費量・ 輸入量がやや減少する傾向が見られる（春節・国慶節のためと考えられる）。しかし、2010 年 は 5 月に石炭輸入量が大きく減少しており、2010 年においても 2 月から 4 月にかけて輸入量が 低迷している。図 4.1-3 を見ると、2010 年 4 月は一時的に豪州炭・インドネシア炭価格が中国 炭価格を上回っており、2011 年も豪州の洪水の影響により 1～4 月は同様の現象が見られるこ とから、海外炭価格の高騰により中国が輸入を控えたと考えられる。2011 年の 5 月には再び豪 州・インドネシア炭価格は US$115/t 程度にまで下落し、再び海外炭の方が安くなったこともあ り、それ以降中国の石炭輸入量は再び増加している。海外市場における中国の石炭調達におい て、総取引量の約 8 割がスポット契約であるとも言われており、中国は海外炭市場価格に柔軟 に対応して石炭調達を行っていると思われる。このように中国の輸入量は石炭の市場価格によ り今後も上下すると思われるが、また逆に中国の動向により、海外炭価格も影響を受けること になる。 表 4.1-3 2011 年の中国の石炭輸出・輸入統計 （1,000 トン） 1月 2月 3月 4月 1,380 5月 6月 710 910 8月 9月 1,250 1,210 10 月 790 11 月 12 月 940 800 合計 輸出 1,430 1,760 2,590 輸入 16,560 6,760 9,050 11,100 13,570 13,730 17,530 16,590 19,120 15,690 22,140 21,380 182,400 輸出－輸入 880 7月 14,660 -15,130 -5,000 -6,460 -9,720 -12,690 -13,020 -16,620 -15,340 -17,910 -14,900 -21,200 -20,580 -167,740 出典：中国海関総署 25,000 4,000 火力発電所発電量（億kWh） 2,500 15,000 2,000 10,000 1,500 1,000 火力発電所発電量（億kWh） 500 0 石炭消費量（万トン） 5,000 石炭輸入量（千トン） 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 1月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 2010年 2011年 出典：中国煤炭資源網 図 4.1-4 中国の火力発電所発電量、電力業石炭消費量、石炭輸入量推移 - 68 - 0 石炭消費量（万トン） 20,000 3,000 石炭輸入量（千トン） 3,500 要因２：国内生産 中国の石炭政策は「東部抑制、中部安定、西部発展、上大圧小」のもとに、産炭地域の西部 化、炭鉱の大規模集約化が進められており、2010 年において年産 1 億トン以上の企業は 5 社に のぼり、今後も増加する見込みである。また設備投資額は前年比 20%以上の伸びを保っており、 この結果、国内生産量は続伸傾向である。 2012 年 3 月 18 日付で発表された煤炭工業第十二次五ヶ年規画における 2015 年の生産量計画 値は 39 億トンであり（生産能力は 41 億トン/年）、2010 年の 32 億 4,000 万トンから 6 億 6,000 万トンの大幅増となっている。 一方、生産の 9 割以上を占める坑内掘炭鉱においては、深部化、奥部化による採掘条件の悪 化により生産効率低下、コスト増加の懸念がある。また、生産能力の余力がある炭鉱において も、次に述べるインフラの問題により、結果として出荷量が抑制される可能性もある。 要因３：国内輸送インフラ整備 中国の石炭輸入動向は、価格の他にもインフラ、政府による生産・保安・税制などの各種規 制、あるいは政治情勢などに影響をうけると思われる。中国の石炭の大消費地は東部沿岸地域 であるが、生産は陝西省、山西省、内蒙古西部（いわゆる「三西」地域）など中西部の内陸部 で盛んであり、生産地と消費地の距離が非常に遠いという問題がある。図 4.1-5 に地域別生産量 推移を示す。注目に値するのは従来山西省が最大の石炭産地であり、圧倒的地位を占めていた わけであるが、近年は内蒙古と陝西省の比率が急上昇している点である。内蒙古は既に山西省 を抜いて最大の生産地域となっている。その結果、内蒙古と陝西省の生産量の和は、2006 年に おいて全生産量の 19.4%に過ぎなかったが、2010 年には 33.6%を占めるまでになった。2010 年は山西省と合わせた 3 地域で総生産量の 55.3%を占めている。 この石炭生産地の地理的分布の変化は近年の国内価格上昇に少なからず影響を与えている。 内蒙古では炭鉱への投資急拡大で急速に生産量は拡大したものの、それを運び出す鉄道輸送イ ンフラは全く追いついていない状況であり、かなりの量がトラック輸送に依存している。ガソ リン、軽油価格の上昇に加え、運転手の人件費高騰の状況下で（トラックの渋滞が深刻で更に 人件費がかさむ）、輸送費用のかさ上げが内蒙古産の石炭の価格上昇を引き起こし、それが全国 的な石炭価格上昇の一因となったことが指摘されている。 新しい石炭基地として今後生産の増加が期待される新彊は三西地域よりもさらに奥地であり、 鉄道輸送インフラの建設が急務である。十二次五ヶ年規画においては内蒙古を中心としたイン フラ増強を行う見込みである。輸送能力改善は容易ではないと思われるが、これらが完成し輸 送能力が向上すれば、中国国内供給が円滑に行われ、国内炭価格が下がり、輸入量は落ち着く ことになるかもしれない。実際、ドイツ銀行は最近の報告において、 「鉄道輸送能力が改善され れば中国の石炭輸入量は 1 億トン程度で安定する」との見解を示している。他方で輸入関税や 港湾使用料を引き下げると予測もあり、これは輸入量が増加する要因となるだろう。 - 69 - （100万トン） 4,000 その他 山西 内蒙古＋陝西 3,500 3,000 1,525 (44.7%) 2,500 2,000 1,500 1,269 (55.3%) 1,000 500 0 581 (25.3%) 1,313 (52.7%) 640 (25.7%) 1,357 (50.7%) 657 (24.5%) 446 (19.4%) 540 (21.7%) 665 (24.8%) 2006年 2007年 2008年 1,534 (50.3%) 615 (20.2%) 901 (29.5%) 2009年 741 (21.7%) 1,147 (33.6%) 2010年 出典：国家煤礦安全監察局 図 4.1-5 中国の地域別石炭生産量推移 要因４：政策 図 4.1-6 に中国の電力用炭価格推移を示すが、2010 年から 2 年間の間、100 元／トン程度石 炭価格が上昇している。近年は石炭価格の高騰が続いており、その結果電力企業は収益が急速 に悪化している。 この大きな理由は電力価格を政府が政策的に低い状態に据え置いているためである。国家発 展改革委員会は 2011 年 12 月 1 日付けで、全国の火力発電所の電力卸売価格を平均 0.026 元/kWh、 販売価格を 0.03 元/kWh 引き上げる通達を発表した。また、同時に 2012 年 1 月 1 日以降に結 ぶ石炭契約価格について、前年の契約価格から 5%以上引き上げてはならないとした。現在の電 力業界の深刻な経営状態に配慮したものとみられる。この政策によって国内炭の価格上昇が抑 制されることになれば、内外価格差が縮小し、中国の輸入量も抑制方向に進むことが期待され る。しかし過去にも同様に政府の価格上限規制が導入されたことが複数回あるが、その際生じ たことは供給される石炭の品質悪化（特に熱量の低下）、あるいは規制が機能せず、結局上限を 超えた価格での取引の横行であった。価格を人為的に低く抑えることは結局供給不足を招き、 むしろ輸入量の拡大につながることも懸念される。 - 70 - 元／トン 800 750 700 650 600 550 500 5000kcal/kg以下 450 5000～6000kcal/kg 6000kcal/kg以上 400 2010/1/1 2010/5/1 2010/9/1 2011/1/1 2011/5/1 2011/9/1 2012/1/1 出典：中国煤炭資源網 図 4.1-6 中国の電力用炭価格推移 もう一点、重要な政策として第十二次五ヶ年規画において非化石エネルギー比率の引き上げ （8.0%から 11.4%）と CO2 排出原単位の改善目標（17%）が導入された。これによって石炭利 用に少なからず影響があると考えられ、2015 年時点で石炭の一次エネルギーに占める比率は 63%に減少、また 2020 年には石炭火力の発電設備容量比率は 61.5%にまで下がることが見込ま れている（10 年は 76.1%）。こうした脱石炭化に向けた具体的な政策、取り組みは現段階では 全体像が見えない（個別には水力、風力を中心とする再生可能エネルギーの導入促進、原子力 の建設加速、石炭税の賦課などが挙げられている）ものの、方向性ははっきりとしている。こ うした政策が奏功すれば、石炭輸入圧力は軽減するものと考えられる。ただ、もう一方で、第 十二次五ヶ年規画では石炭生産量の上限も掲げられている。この上限値の扱い、拘束力などは はっきりしないが、仮に厳格に順守されるものであるとすれば、不足分は輸入から調達するこ とになる可能性もあり、その場合は輸入量が大幅に拡大することにもなりかねない。依然情報 収集が必要である。 以上の分析の通り、中国の石炭輸入動向は内外価格差に左右される部分が大きく、国内価格 が今後どのように推移するかの展望が非常に重要である。国内価格に影響を及ぼす要因として、 国内生産（投資）動向、輸送インフラの整備計画、石炭産業組織再編政策および環境政策の動 向、電力炭価格制度改革などが目下、中国全体の需給、輸入に影響する国内価格を展望する上 で注目すべき視点である。今後の中国の石炭輸入に関する予測は困難であるが、1）国内生産能 力増強に向けた投資が非常に堅調であること、2）企業合併による産業組織再編が概ね最終段階 に到達しており、一時生産量が低下した炭鉱が能力を増強した上で生産に復帰しつつあること、 3）近年生産量が急拡大しているにもかかわらず、輸送インフラのボトルネックから輸送費用が 高騰していた内蒙古でのインフラ整備が大々的に進む見通しであること、4）第十二次五ヶ年規 画において石炭比率を低下させる目標値が掲げられていること、こうした点から 2010 年と 2011 年のような急激なスピードでの輸入増加の可能性は少なく、今後は安定的に推移するのではな いかと思われる。 - 71 - いずれにせよ中国の経済成長のペースが多少鈍化し、エネルギー需要における石炭比率を低 下させるとしても、石炭消費の絶対量は今後も増加を続けると思われる。既に年間石炭消費量 が世界の約半分に達している中国の石炭輸入量は、上述したような要因により大きく変動する 可能性が高く、日本としては中国の動きをしっかりと注視しておく必要があると思われる。 4.1.3 インドは石炭需要に対して国内生産が追い付かず輸入増傾向は続く インドは今後も 8～9%の GDP 成長を継続すると見られ、それに伴い電力需要も増加する。 従って電力構成の 55%（容量比、発電比では 68%、2011 年）を占める石炭の需要も続伸する。 インド石炭公社コールインディア（Coal India Limited, CIL）を中心に国内炭生産量も増産予 測ではあるが、既に国内炭が不足気味の現状で、かつ新規炭鉱開発に対する土地収用、環境認 可等の諸問題もあり、需要を賄う国内炭生産量は今後も望めないと見られる。国家計画委員会 が策定する第 12 次 5 五カ年計画案（2012～2017 年）では CIL は単なる石炭生産者ではなく、 輸入も含めて石炭供給に対して責任を持つようにと明示されている。計画案によると、計画最 終年となる 2017 年度で 2 億～2 億 5 千万トンの輸入が必要と見込まれている。 ただしインドはこれまでも 5 ヶ年計画の予測と実績の乖離が指摘されており、今後も経済成 長通りに需要が拡大するかどうかは不確実性がかなりあると見られる。従って各種要因より今 後の輸入量を予測すると、図 4.1-7 に示す通り、高位と低位で 2030 年では 6 億トン以上の開き があり、低位の場合一般炭の輸入はほとんどなく、2030 年でも現状とほぼ同等の輸入量となる ことも考えられる。 出典：NEDO 平成 22 年度 海外炭開発高度化等調査 図 4.1-7 インドにおける石炭輸入予測 2012 年 1 月に TaTa、Adani、Reliancei 等財閥グループのトップが Singh 首相と直接会談を 行い、彼らが経営する発電会社が石炭不足と価格高騰により経営危機に直面していることとそ の打開策を求めた。Singh 首相もエネルギー不足を「国家的危機」と位置付けて各省に対応を 命じているが、石炭省/コールインディアに対しては、国内の増産、価格の見直しとともに輸入 炭の確保を命じている。この問題は種々の要因が複雑に絡み合っているものの、電力用一般炭 としての輸入炭の位置付けは今まで以上に重要視されると思われる。 - 72 - 一方原料炭については国内に埋蔵が少ないことから、一般炭よりは予測し易く、海外炭依存 の傾向は今後も増大する傾向と考えられる。 4.1.4 石炭火力発電は大きな市場となる 出典：International Seminar on Super Critical Technology, 2011 図 4.1-8 インドにおける総発電容量の成長予測 インドの石炭需要の主な用途は石炭火力発電である。図 4.1-8 に示すように、GDP 成長率が 8 ～9％と仮定すると、発電容量は 2011 年末の 185GW から 2030 年には 700GW に達する予測と なっている。前項「2.1.3」おいて輸入炭の伸びの不確実性について示したが、予測の不確実性 を加味しても、インド国内の石炭市場規模は大きいと考えられる。輸入の伸びを抑制する要因 は国内炭開発の伸展、国内輸送インフラの整備、送電効率の向上などであり、電力需要は GDP 成長に比例して増加することは明らかである。政府はこの電力需要の伸びに対応するため、 ・発電所新設による設備容量増加 ・既設発電所設備の改造、近代化および延命化による設備容量増加 ・ディマンドサイドマネージメント（需要側管理、DSM） ・再生可能エネルギーの導入加速 を４つの柱とした政策を進めている。特に 660MW／800MW ユニットで建設されるウルトラメ ガパワープロジェクト（UMPP）は発電所当たり 4000MW を超える大型発電所の新設プロジェ クトで、16 件の計画があるが、実際に事業体が決定しているのが 12 カ所で、建設着手済みが 4 カ所はとどまっている。UMPP も含めた 11、12 次計画の増設内訳は、660MW×33 基、800MW×8 基＋未確定分で約 30,000MW となる。その内 UMPP での確定分は、660MW×11 基、800MW×5 基 となっている 1。このような状況の下、石炭火力発電所向けボイラ、タービン等を製造して いる日本企業は積極的にインド市場に進出を図っている。 一方既設の石炭火力発電ユニットは、図 4.1-9 に示す通り、210MW 及び 500MW クラスの発 電ユニットが基数、容量ともに多く、ベースロードとなるこれら既設ユニットの改造／近代化 ／延命化（Renovation/Modernization/Life Extension、R&M, LE）による延命対策も容量増 と並んで重要な施策と位置付けられている。 - 73 - 35000 30030 28005 30000 MW / Nos 25000 20000 15000 10250 10475 10000 4702 5520 4990 4200 5000 0 1980 25 79 Up to 100 MW 101-150 MW 195-200 MW 143 210 MW 41 250 MW 18 300-330 MW 56 490 -500 MW 7 3 600 MW* 660MW** （出典：CEA, CEA/NTPC R&M National1 Workshop, 2011） 図 4.1-9 インドにおける石炭火力発電ユニットのサイズ分布(2011 年 8 月現在) 2007～2012 年の第 11 次 5 カ年計画期間、及び 2012～2017 年の第 12 次 5 カ年計画期間では それぞれ、26,383MW、21,503MW の改造／近代化が計画されているが、11 次 5 カ年計画中の 実施は約 17,000MW にとどまると見られ、12 次計画と合わせて約 30,000MW 分の発電ユニッ トが改造を必要とされている。このようにインドでは電力供給量が不足しているため、工事に よる短期的な供給容量の低下であっても最小限に抑える必要があり、よほどの小規模でない限 り既設プラントのリプレースは行われず、延命化が行われる傾向にある。新設プロジェクトに ついては SC/USC 技術導入のため当初から海外企業の参加も積極的に行っているが、既設プラ ントについては海外ライセンスによる国内企業の製造プラントが多かったため、海外企業の進 出は新設に比べ遅れていた。しかし今後の電力需要への対応と改造計画の達成のためには、海 外からの参入も含め、参加事業体を積極的に増やすことが必要と見られている。 今後も続くインドの電力供給不足は、発電設備メーカーにとっては期待市場であり、特に SC 発電プラントに関してはインド国内重電メーカーよりも、韓国、中国勢の参入が顕著である。 4.1.5 日本における中国及びインドへの対応 中国の経済成長のペースが多少鈍化し、またエネルギー需要における石炭比率を低下させる としても、石炭消費の絶対量は今後も増加を続けると考えられる。既に年間石炭消費量が世界 の約半分に達している中国の石炭輸入量は、 「2.1.2」で述べた要因により大きく変動する可能性 が高く、日本としては今後も中国の動きを注視しておく必要がある。 表 4.1-4 及び図 4.1-10 にインドにおける石炭品質規格及び生産比率を示す。石炭火力発電所 で使われる品質は約 4000kcal/kg 程度であり、実際既設のボイラにおける設計炭は 4000～ 4500kcal/kg としているところが多い。 1 International Seminar on Super Critical Technology, 2011 - 74 - 表 4.1-4 インド石炭規格 一般炭の品質グレード（出典：インド石炭省 HP） Corresponding Gross Calorific Value GCV Grade Useful Heat Value (UHV) (Kcal/kg) Ash% + Moisture % (Kcal/kg) UHV= 8900-138(A+M) at (60% RH & 40O C) (at 5% moisture level) A Exceeding 6200 Not exceeding 19.5 Exceeding 6454 B Exceeding 5600 but not 19.6 to 23.8 Exceeding 6049 but not exceeding 6200 exceeding 6454 C Exceeding 4940 but not 23.9 to 28.6 Exceeding 5597 but not exceeding 5600 exceeding. 6049 D Exceeding 4200 but not 28.7 to 34.0 Exceeding 5089 but not exceeding 4940 Exceeding 5597 E Exceeding 3360 but not 34.1 to 40.0 Exceeding 4324 but not exceeding 4200 exceeding 5089 F Exceeding 2400 but not 40.1 to 47.0 Exceeding 3865 but not exceeding 3360 exceeding. 4324 G Exceeding 1300 but not 47.1 to 55.0 Exceeding 3113 but not exceeding 2400 exceeding 3865 CIL's non-coking coal output based on grade 1% Grade‐A 6% 11% 49% Grade‐B 9% 24% Grade‐C ← Best Grade Grade‐D ← Better Grade Grade‐E ←Standard Grade Grade‐F 出典：Metals & Mining, 24 June 2011、JCOAL 調べ 図 4.1-10 CIL における一般炭の品質毎の生産比率及び発電所使用グレード したがってインドは今後一般炭、原料炭ともに輸入が増大する傾向であるが、電力用一般炭 に関し彼らの指向する品位が日本とは異なり亜瀝青レベルであるため、調達先での競合は起こ りにくいと考えられる。また今後日本に於いても低品質炭の使用が拡大すると見られるが、そ の量及び調達品位は限定的であるため、大きな影響は無いと考えられる。 一方インドにおける石炭火力発電分野は、現状でも既に大きな市場となっているが、今後も その市場は拡大すると見込まれる。インドは発電プラントの調達にあたって国際競争入札を基 本としているため、より一層の価格競争力強化が必要となるが、日本型発電・環境設備＋運用 技術等の優位性を生かしたシステムによる売込が必要とされよう。 - 75 - 4.2 需要急拡大国の産炭国上流分野への進出 世界の石炭消費量は、2008 年の 33 億 toe（石油換算トン）から 2035 年には 49 億 toe へと 年率 1.5%で増加する。地域別では、アジアが世界における石炭消費の増加分の 8 割を占める予 想されている。 石油換算百万ト ン 3000 年平均伸び率 1980-2008 2008-2035 中国 5.5% 1.3% インド 5.9% 3.9% 日本 2.3% -0.7% フィリピン 21.5% 10.9% 4.6% 6.7% インドネシア マ レーシア 21.3% 5.0% 韓国 5.6% 0.9% 台湾 8.7% -0.3% シ ン ガポー ル 1.2% 2.6% タイ ベトナム 他アジア 13.3% 6.0% -0.4% 4.6% 3.6% 3.4% 3% 22% 2000 中国 日本 台湾 マレーシア タイ シンガポール 他アジア 日本 インド 韓国 インドネシア フィリピン ベトナム 香港 技術進展 インド 6% 12億トン (37％) 削減 2008年 20億石油換算トン (29億石炭換算トン) ↓ 13% 2035年 レファレンス 1000 中国 61% 70% 33億石油換算トン (47億石炭換算トン) 技術進展 0 1971 21億石油換算トン (30億石炭換算トン) 1980 1990 2000 2008 2020 2030 2035 出所：IEEJ「アジア/世界エネルギーアウトルック 2010」、2010 年 11 月 図 4.2-1 アジアにおける石炭需要見通し 4.2.1 石炭需要が旺盛な中国、インド企業の海外進出が注目すべき動きである アジア諸国では日本、台湾、韓国を除く各国で 2008－2035 年の年平均伸び率がプラスと なっているが、それらを分類すると以下の 5 パターンに分類できる。 (1) 産炭国／輸出国であるが、国内需要増のため輸入国に転じ、今後も輸入が増える：中国、 ベトナム (2) 産炭国であるが国内需要増のため今後輸入が増える：インド (3) 産炭国／輸出国であるが国内需要増のため、今後輸出量の増加が見込めない： インドネシア (4) 一次エネルギーに占める石炭の割合が低く、国内需要増が国際市場へは影響しない：マ レーシア、フィリピン、タイ、シンガポール (5) 輸入国で今後の伸びは無いものの、引き続き一定の需要がある：韓国、台湾、日本 したがって、本節に於いては石炭需要が旺盛で、国際市場に影響の大きい、中国、イン ド企業による他国への進出動向について纏めた。 表 4.2-1 に中国企業による海外炭鉱権益取得状況を示す。地理的な関係から、インドネシア、 豪州が主要進出先であるが、ロシアやモンゴル等、新規開発地域にも積極的に活動を広げて いる。石炭大手は主に豪州炭鉱が中心であり、下流企業である華能（電力）や宝鋼（鉄鋼） はそれぞれ海外電力、および原料炭権益確保に動いていることが読み取れる。 - 76 - 企業名 中国神華 能源股份 有限公司 〃 〃 〃 〃 中国中煤 能源集団 有限公司 〃 〃 兖州煤業 股份有限 公司 中国華能 集団公司 〃 〃 〃 表 4.2-1 最近の中国企業による海外進出例 相手国 概要 豪州 中国神華は Watermark 鉱区における石炭探査権の対 価として、NSW 州政府に 2 億 9,990 万 AUD を支払 インドネシア インドネシア モンゴル ロシア 豪州 ベトナム ロシア 豪州 豪州 インド 米国 ブラジル 宝鋼集団 有限公司 〃 豪州 中国煤炭 地質局 インドネシア モンゴル インドネシアにおいて 150 万～200 万トンの石炭採掘 と 150MW×2 ユニットの火力発電プロジェクトが進行 中 2009 年７月、インドネシアにて 70％出資の子会社に よって着手。石炭埋蔵量 6000 万トン、年産 150 万ト ン。 Tavan Tolgoi 炭田の開発権入札に参加 シベリアと極東における石炭開発について交渉中 100％子会社である CCIEC は、2010 年 4 月 9 日に豪 州の MetroCoal Limited と、QLD 州 Columboola 鉱 区を開発するための J/V 協約 2009 年 2 月、河林炭鉱で中煤能源集団第５建設公司が 炭鉱建設プロジェクトを落札。設計生産能力は 240 万 トン／年 2010 年 9 月 21 日に Mechel と戦略的な相互協力関係 を築くための意思確認書に調印 豪州法人 Yancoal Australia Pty Ltd が炭鉱権益獲得 を進め、2009 年 12 月には Felix Resources Ltd を買 収 豪州（その他シンガポール、ミャンマー等）にも発電 所を有しており、その設備容量は 327 万 kW インドのインフラ大手 GMR インフラストラクチャー からインタージェンの株式 50％分を買い取る 米発電会社のインタージェンに 50％出資 国有送電最大手はブラジルの送電網を買収。アルゼン チンなどでも投資機会を探している 宝鋼は Aquila Resources が保有する炭鉱権益を間接 的に保有することとなる 香港の Mongolia Energy Corporation Limited （MEC）の炭鉱開発プロジェクト向けの鋼材入札 1996 年にインドネシア地質探鉱に参入して以来、イン ドネシア企業と地質探鉱協力を実施。2009 年７月に中 国煤地（インドネシア）鉱業有限公司を設立。 表 4.2-2 にインド企業による海外炭鉱権益取得状況を示す。インドは太平洋、アフリカ両面 にアクセスし易い地理的関係にあり、インドネシア、豪州が主要進出先ではあるものの、南 アフリカ、モザンビーク等、アフリカにも権益を求めている事がわかる。また石炭大手との 提携など、今後の石炭供給不足を補う手段として海外炭の輸入確保に力を入れている。前節 でも述べたように今後 CIL の動きが活発になると予想されるが、表に見られる特徴としては、 - 77 - 主に石炭ユーザーが自社消費用として権益確保に動いているように見える。インド国内炭の 調達は CIL に実質的に」コントロールされており、新たなキャプティブマインの開発は環境 規制や土地収用の問題等で簡単には進まないという背景があるものと推察される。 企業名 Coal India Limited 〃 相手国 米国 Gujarat NRE Coking Coal Limited NTPC 豪州 Tata Steel Limited 〃 豪州 Adani グ ループ 〃 豪州 Lanco Infratech 豪州 表 4.2-2 インド企業による海外進出例 概要 2010 年 4 月 12 日に Peabody と長期的な石炭調達など の共同事業を構築するための協議 モザンビーク インドネシア モザンビーク インドネシア 直轄子会社のうち、Coal India Africana Limitada. （CIAL）は 2 つの鉱区の探査権 豪州 NSW 州の NRE No.1 炭鉱と NRE Wongawilli 炭 鉱の権益を 100％保有 2004 年 12 月に NSW 州の強粘結・一般炭炭鉱である NRE No.1 炭鉱を買収 2007 年に KPC 及び Arutmin Indonesia という 2 大石 炭会社の株式を 30％獲得（11 億 USD 相当） 豪州 QLD 州の Carborough Downs 炭鉱権益を 5％保 有 Tete 州の新規プロジェクト（Benga プロジェクト）の 権益を豪州 Riversdale Mining Limited とＪＶを組ん で保有 Galilee 炭田鉱区を 28 億 US ドルで獲得 ﾀﾝｼﾞｪﾝﾆﾑﾆ地域に 16 億 5,100 万 USD を投入し港湾設 備及び鉄道建設を実施する計画で、PTBA 社から毎年 3,500 万トンの石炭を確保 Griffin Coal の統合入札。推定 AUD8～10 億ドル。一 般炭 5 百万トン（過去実績） 4.2.2 需要急拡大国における海外進出に対する日本の対応 中国及びインドは国内需要の拡大を背景に海外産炭国への権益確保に動いている。日本は今 まで最大の石炭輸入国としてユーザーの地位を保持していたが、石炭市場の拡大とともに、そ の影響力も年々減少傾向にある。 従って、今後の石炭安定供給量の確保という観点では、トレーディングアクティビティの向 上と並んで、国を上げてこれまでの石炭供給国、特に豪州、インドネシアとの更なる関係強化 が必要となろう。また他国に先んじてこれら産炭国の最新情報を入手するなどの工夫が必要と 考える。 - 78 - 4.3 低品質石炭の利用拡大 4.3.1 中長期的に一般炭需給はバランスまたはややタイト化 インド･中国による石炭輸入量の増加、台湾･韓国での石炭火力の増容量リプレースや新設、 インドネシア･ベトナム等での石炭火力新設計画により、アジアでの一般炭需要の伸びは今後 も堅調と見られる。また、中国･インドの品位嗜好（低カロリー･高灰分で価格ディスカウント の効いた一般炭）によって、一般炭の代表品位が二極化する傾向が見られる（日本は高カロリ ー･低灰分の高品位炭嗜好）。供給側では、豪州で新規炭鉱開発が活発であるものの、性状に 不確定要因があり、インドネシアは国内優先の政策転換が見られ、モンゴル、モザンビーク等 は原料炭開発中心のため短中期的には一般炭の安定的供給ソースとしては期待できない。こう した状況を踏まえれば、相対的に需給はバランスまたはややタイト化が予見される。 一方、世界に目を転じれば、日本が調達する性状からやや離れている低品質石炭2が少なか らず存在し、広く使われている。これらは概して、日本で使用される所謂高品質炭と比較し、 低発熱量･高硫黄分･高灰分であるものの、発熱量当たりの価格が安いという利点もある。ソー ス多様化、高品質炭需給逼迫の影響回避という点で供給安定性に資するという観点から、日本 での使用を検討していく価値があるものと考えられる。また、特にインドネシア亜瀝青炭は、 低発熱量・高水分である一方、低灰分・低硫黄分であるという、低品質であることを補う品位 特性を有している。 4.3.2 世界の石炭性状 図 4.3-1 に各国に賦存する石炭性状を示すが、米国、ロシア、中国、豪州などは 50％近くあ るいはそれ以上が価格の低い亜瀝青炭や褐炭等の低品位に属する石炭である。 出典：MIT, Future of Coal 図 4.3-1 世界の石炭性状 4.3.3 代表的な炭種の石炭性状と価格 2 ここで検討する低品質石炭とは、日本で使用してきている良質の石炭からやや性状が外れる石炭を言い、ボイ ラの運転調整や小規模な改造により使用できる可能性のある石炭を言う事とする。 - 79 - 図 4.3-2 に世界の代表的な炭種と石炭性状を示す。我が国で使われている石炭の性状に対応す るものは Pittsburgh #8 あるいは Illinois #6 の瀝青炭であるが、石炭価格はインド炭、PRB 炭、 Lignite に比べかなり高い。価格の低い石炭を選択できれば、発電コストを低く抑えることが可 能となる。 瀝青炭 高めの石炭価格 出典：MIT、Future of Coal 図 4.3-2 代表的な炭種の石炭性状と価格 図 4.3-3 は JCOAL にサンプルがある約 1120 炭種について JCOAL にて整理した石炭性状の 比較である。内訳は、豪州炭 402、米国炭 149、中国炭 164、カナダ炭 92、南ア炭 33 等となっ ている。ここに見るように今まで我が国で使われている炭種は一部の高品質の石炭であり、他 にも多くの石炭がマーケットに出ていることも注視するべきである。 硫黄分％ 灰分量％ 燃料比 燃料比 出典：JCOAL 図 4.3-3 JCOAL にサンプルがある石炭性状と石炭火力で使っている石炭性状 4.3.4 技術的課題：石炭性状と発電設備の影響因子 低品質炭を導入するにあたり、低発熱量、灰分、硫黄分が特に考慮すべき石炭性状となる。 それぞれの影響は、 (1) 低発熱量 - 80 - –ボイラ設備（燃料消費量の増加） •運炭設備、微粉炭機（ミル）、給炭機等の燃料系統 •空気量・排ガス量が増加することによる空気予熱器、通風機 •排ガス量が増加することによる電気集塵器、脱硫・脱硝設備 •ボイラ収熱ポイントが設計値と異なることによる効率悪化 –ハンドリング性 •自然発熱 •粉塵発生 –輸送効率低下（単位発熱量あたりの輸送代増嵩） –その他コスト（トン当たりに生じる「石炭税」、「手数料」等） (2) 高灰分 –発熱量低下 –灰発生量の増加 •設備劣化（灰による磨耗等） •灰処理先の確保（セメント原料、石炭灰輸出、埋立て） (3) 高硫黄分 –石炭燃焼により生じる硫黄酸化物（SOx）の脱硫能力 •日本における石炭火力の脱硫効率は 90％以上のものが大半 –脱硫にかかるユーティリティ –脱硫生成物（石膏、硫酸）の処理 と考えられる。従って、計画時点の石炭性状と大幅に異なる石炭を使用する場合には、ボイラ の運転調整を行うが、それでカバーできない場合には改造を検討しなければならない。特に我 が国では環境数値を遵守することが厳しく問われるので、計画と異なった石炭を使う場合には 十分な検討が求められる。 4.3.5 低品質炭を使用する上での環境、設備上の制約 低品質炭を利用するにはその性状に起因する影響因子以外にも、法令、社会環境、設備等、 各種制約が存在する。 (1) 法令等の制約 –法令および発電所立地自治体との環境保全協定により、ばい煙、排水等において各種排出制 約がある。以下はその例。 •硫黄酸化物（大気汚染防止法、環境保全協定 排出濃度） •窒素酸化物（大気汚染防止法、環境保全協定 排出濃度） •煤塵（大気汚染防止法、環境保全協定 排出濃度） •微量元素（水質汚濁防止法、廃棄物処理法、環境保全協定） (2) 事業環境、社会的・経済的状況の制約 –発生した石炭灰の処理先確保が困難 •石炭灰の有効利用先であるセメント会社においては、セメント生産量減少のため石炭灰の 引取量が減少 •石炭灰輸出はバーゼル条約にて輸出先が限られる •最終処分場容量が減少している (3) 設備による制約 –設計炭と異なる品位の石炭を用いることによる効率悪化（収熱ポイントの変化、スラッギン グ・ファウリング、灰中未燃分増加） –設備容量不足（ボイラ、運炭設備、微粉炭機（ミル）、通風設備等） - 81 - –設備劣化の進展（アッシュカット） 実際の運用では複数の石炭を混ぜて（混炭）、性状を計画炭に近づけ、ボイラの運用を行って いる事が多い。混炭をする場合、多くの性状を同時に満足させるもので、経験も交えた高度の 知識が必要である。出光興産は顧客にボイラでのスムースな運転、公害関連数値の達成、効率 等を考慮した最適混炭評価システムを提供している。 4.3.6 低品質炭使用拡大のための方策としての混炭：その方向性 以上、種々の制約条件を総合的に勘案すると、低品質炭使用拡大の方策は既存高品位炭との混 炭になろう。 ・混焼率は低発熱量から上限がある ・高灰分炭は最終灰処理問題のため導入メリットはない ・高硫黄炭は脱硫設備に余力があるものの、現状供給可能なソースの広がりはない ・特に低硫黄分・低灰分・低発熱量のインドネシア亜瀝青炭と高硫黄分・高灰分・高発熱量の 豪州炭を混炭させることにより、複数の制約が解消可能で最も有望な混炭オプションである と考えられる。 4.3.7 低品質炭の調達可能性 日本で使用されている低発熱量炭はほぼ亜瀝青炭であり、インドネシアからの調達がほとん どを占める。インドネシア亜瀝青炭の特徴は、低発熱量であるが、低灰分・低硫黄分である。 しかしながらインド・中国等の需要を受けて、インドネシア亜瀝青炭も発熱量当たりの価格は 瀝青炭に近づいている状況がある。一方競合品として、既に開発が進んでいる米国 PRB（パウ ダーリバーベイスン）炭（亜瀝青炭）は、米国におけるガス価格の下落および環境規制等によ り太平洋市場へ出てくる可能性があるものの、太平洋側の港湾がボトルネックになっている状 況である。亜瀝青炭よりさらに発熱量の低い褐炭に関しては、現時点では日本国内での使用は 限定的とみられる。しかしながら、インドネシア褐炭の改質プロジェクトも進展しており、改 質炭の輸入・使用も今後想定されよう。 4.3.8 韓国における低品質石炭の高効率利用研究の例 韓国では低品質炭として、日本が輸入した高価格・高品位炭の次に位置する低価格・低カロ リー炭の USC への適用を大きな研究項目として挙げている。韓国では低価格の石炭の購入に努 力した結果、図 4.3-4 のように輸入炭の発熱量は毎年低くなっている。これに合わせて、このよ うな低品質の石炭でも計画通りの高効率な運転実現を模索し、発電コストを下げようとの狙い である。 - 82 - Average Heating Value(kcal/kg) 6,200 6,000 5,800 2007 5,600 2008 5,400 2009 5,200 삼천포 Boryung 보령 Yeounghung 영흥 Samphunpo 태안 Taean 하동 Hadong 당진 Dangjin 引用：APEC2010 にて KOSEP の発表 図 4.3-4 韓国の低品質石炭の高効率利用研究の例 また、新設火力では 50％以上もの割合で亜瀝青炭を混炭する技術に取り込んでいる。具体的 には、ボイラ材料が耐えられるかどうか、この種の石炭使用の場合の補機の運転方法の確立や、 また強スラギング炭を使用する場合のスートブロワーの増強と運用方法の検討などによりスラ ギングやファウリングに備えることや、低 NOx バーナ着火特性の改良なども行っている。 4.3.9 日本における低品質炭使用の今後の方向性 日本では低品質炭の燃焼に関する技術的課題が解決できたとしても、環境規制及び灰処理の 観点で使用が制限されている。今後もこの 2 点は厳しくなることはあっても緩和されることは 無いと考えられるため、混炭できる炭種は低硫黄、低灰分の亜瀝青炭に限られる。ただし発電 所立地自治体との間の受入炭性状規制（個別石炭種毎の性状上限値の設定等がある）など、環 境規制が守られる範囲で低品質炭の混炭が拡大実施可能となるよう、その内容を適正化する検 討は行われるべきと考える。 低品質炭の調達先はインドネシア亜瀝青炭や、既に開発が進んでいる米国 PRB（パウダーリ バーベイスン）における亜瀝青炭はが候補となろう。これらは国際市場に於いて取引されてい る商品であり、その調達方法は次節で述べるトレーディング市場の拡大と併せて検討されるべ きと考える。 4.4 国際市場の動き ～トレーディング市場の拡大～ 4.4.1 トレーディング市場は 2000 年以降拡大傾向にある 前節までで述べたように、近年アジア市場の石炭需要は増加傾向にあり、一方で日米欧は停 滞もしくは縮小傾向にある。しかしながらアジア全体での需要の成長スピードは日米欧の減少 ペースを上回っており、アジア市場はより競争的な市場になることが予想される。 元来日本においては長期契約による石炭供給の安定化が最優先され、短期的な消費量の増減 に応じて調達時期と調達量を調整する作業は積極的に行われてこなかった。また、国際市場に おける石炭価格は安定的であったため、定期契約の価格とスポット価格が今日見られるような 大きな差に開くことがなく、日本の需要家の多くは短期的な調達、あるいは転売といった機動 的な調達に取り組む動機を得ることがなかったとも考えられる。 一方、今日のアジア市場において日本と同等あるいはそれ以上の存在感を示す輸入国となっ た中国およびインドの需要家は、短期的な消費量の増減に応じて輸入量を調整できるスポット 調達を重用している。中国石炭輸入におけるスポット調達と定期契約での調達の比率は 8:2、イ - 83 - ンドでは 7:3 と理解されている。両国によるこうした輸入手法は、短期的な需要の増減を国際 価格に反映させることとなり、国際市場におけるスポット価格の変動幅を大きくする要因とな った。 こうした市場の変化により、日本がこれまで主流としていた固定価格での長期契約は、必ず しも最善の調達方法ではなくなった。スポット価格が大きく変動することが想定されるように なったことで、輸出事業者が価格の上昇を想定した固定価格を求めるようになったほか、価格 が上昇した局面での販売量を増やすために固定価格での完売を避けるようになったためである。 言い換えると、価格と数量の両面で安定的な供給を求めるには、一定の追加金を支払うことを 余儀なくされるような状況となったのである。 このため、調達価格を低廉化するためには、自らの消費量の増減、国際スポット価格の変動 を適時把握しながら、短期的に最適な調達時期と調達量を決めていくといった方法が望まれる ようになっている。場合によっては、国際価格が高い局面においては、手持ちの余剰を市場に 売り戻すといったことも調達量と価格を最適化するために望まれる方法論のひとつとなってい る。さらに、そうした変動的な市場のなかで中長期的な安定性を一定確保するために、将来の 調達価格を事前に確定させるスワップなどのデリバティブ商品の活用が望まれるようになって いる。 価格変動によるリスクはスポット取引と長期契約の双方において同様に生じる。スポット価 格が下がり、長期契約の固定価格が相対的に割高になる場合もあれば、スポット価格が上昇し 調達コストが割高になる場合もある。このような価格変動リスクを抑制するものが、デリバテ ィブ商品を活用する主目的である。言い換えると、そうしたデリバティブ商品は、石炭調達の 価格を一定範囲に抑制するための保険商品であると考えることができる。 こうした機動的な調達（販売）およびデリバティブ商品の活用は、国際市場においてはトレ ーディングと定義される取引手法であり、今日の欧米市場では多くの市場参加者が採用するも のである。さらに、アジア太平洋市場においても、前述のとおり、中国やインドの輸入事業者 や豪州の輸出事業者の間でも積極的に採用される取引手法となりつつある。 図 4.4-1 に示すように 2000 年以降デリバティブ取引が大幅に増加し、2010 年では国際市場 における実取引の 3 倍に達した。 - 84 - 出典：H23 石炭産業構造調査、委員会資料、Argus Media 図 4.4-1 トレーディング市場の拡大 4.4.2 トレーディングの意味と日本企業のメリット トレーディングは、日本の需要家にとってもその実践を一考すべき事業である。当然、日本 の需要家の場合は、自身での所要量の確保も必要なため、この事業への取り組み方は「転売を 否定しない調達の合理化」ということに位置付けられる。つまり従来の長期契約に基づく調達 に専念した取引から、場合によっては転売をしながら、自身の調達量とコストを最適化する行 為に相当する。例えば 500 万トンを調達する場合、700 万トンを調達し、200 万トンを転売し、 手元に 500 万トンを残すという考え方である。価格が高い時には転売し、価格が低い時に調達 をすることで調達コスト引き下げが可能になる。自身が消費主体でもあるわけで、価格が低い 局面（つまり需要が弱い局面）において、自身でそれを引き取るという選択をとることができ る。これは金融取引において利益をかせぐ投機を実践するということとは大きく意味あいの異 なる行動で、石炭の現物取引に携わるが故に、必要性に応じて実施する取引であり、現物需給 に関する深い理解があるからこそ成り立つ事業である。現在のアジア太平洋市場では、そうし たリスクヘッジを可能とするデリバティブ商品の市場も育ちつつあり、中部電力株式会社が EDF トレーディング社と中電エネルギートレーディング社を設立するなど、日本においてもト レーディングを行う企業が増加しつつある。 いずれにしても、石炭市場においては、他の多くの資源市場と同様に、局地的な需給の不均 衡、時間的な需給の不均衡が日常茶飯事に起きており、これを解消する役割を果たしているの が「トレーディング」である。ここで言う局地的な需給の不均衡とは、特定の積み地の供給は 極めて逼迫しているものの市場全体の供給は潤沢であるような状況や、追加供給を必要として いる需要家が余剰供給にアクセスできないような状況のことであり、時間的な需給の不均衡と は、現時点の需要は極めて弱いものの、来月の需要は生産量を上回る公算が大きいといった状 - 85 - 況のことである。こうしたトレーディングに対する需要は現時点においては主に欧米企業が独 占している。 日本における大口石炭需要家にとっても、流動性ある健全な市場の存在が重要との見解があ り、そうした市場においては「トレーディング」が活発になると思われるが、取引の厚みにつ いて、現物（generic）とデリバティブのボリュームについては懸念すべきではない。現物の流 動性があること自体がデリバティブ取引の発展の必要条件であり、市場が健全で充分な流動性 があればデリバティブの商いが現物の数倍～数十倍になるのが自然と考えている。 4.4.3 石炭のコモディティ化 トレーディングの拡大は石炭のコモディティ化へとつながる。コモディティ化とは、客観的 な価格シグナルが何時でも確認でき、その価格で誰もが売ったり買ったりできる充分な流動性 があることである。石炭がコモディティ化すると、従来のように山元に対して長期引取保証を した開発輸入型でなくともいつでも生産物を売却できるという市場が存在することとなり、新 規の開発プロジェクトをバンカブル（資金調達可能な状態）にして開発も促進されるという副 次的効果も期待できる。 しかしその一方で、コモディティ化に伴う石炭品質の問題がある。ある日本企業の灰分率は 10 %強程度だが、例えば石炭のオンライン取引システムを運営する Global Coal 社が標準と定 める豪州炭の灰分率は 14 %、石炭価格の国際指標を提供する Argus Media 社が標準と定義す るインドネシア産の高カロリー炭の灰分率は 12％以下はとなっている。 トレーディング市場の活発化により石炭のコモディティが進展していく中、標準品位の石炭 を利用できないことにより日本だけが石炭の市場取引から取り残されるという懸念がある。石 炭の標準化という流れに乗り遅れないよう、石炭灰処理技術による制約の克服が課題となる。 製鉄における原料炭の利用においては、品質管理のための配合比率が重要であるため、産地 を特定しないようなトレーディングでの調達は馴染みにくいのが現状である。しかし、原料炭 の国際取引においても、一般炭の取引で見られるものと同様の変化が起きている。このため、 原料炭の取引においても、石炭の標準化という流れに適応する準備が望まれる。 4.5 産炭国の保護主義の台頭 近年、資源・エネルギー需要の高まりから国の資源を保護する動きが出てきている。例えば インドネシアの新鉱物石炭鉱業法、中国における原料炭の戦略物資化、国家の権益所有を進め るモンゴルにおける新鉱物資源法等である。それぞれについて検討を行った。 4.5.1 インドネシア新鉱物石炭鉱業法 インドネシアでは国内の経済成長にともなうエネルギーミックスの見直しで、石炭は重要な 国家エネルギーと位置付けられ、優先的に国内に供給する方針を取った。同時に 2000 年以降国 際的な石炭需要の高まりに伴う輸出量の増加により、カリマンタン島では生産量の 8 割が輸出 に回されている状況である。これら生産物の高付加価値化および国家資源の適正確保の観点か ら新鉱物石炭鉱業法が制定された。以下に概要を記す。 (1)2008 年 12 月 16 日に国会本会議で承認され、2009 年 1 月 12 日に公布、施行された。 (2)新法の概要 ①それまでの COW（鉱業事業契約）制度が廃止され、国もしくは地方政府から発給される 鉱業事業許可制度に一本化された。鉱業事業許可は、鉱業事業区域（WUP）における鉱 業事業許可（IUP）、特別鉱業事業区域（WUPK）における特別鉱業事業許可（IUPK）、 個人・小規模事業者用市民鉱業許可（IPR）分類される。事業許可は、探鉱許可と生産許 - 86 - 可の 2 段階制である。 ② 既存 COW は契約期限内有効だが、1 年以内に新法に適合させなければならない。 ③ 生産物については、インドネシア国内で製錬、精製を実施しなければならない。他の IUP 保有者に実施させることも認められる。既存 COW により生産を行っている者も、5 年以 内に国内での高付加価値化を実施しなければならない。 ④ IUPK による生産には、新たに 10%の Net Profit Royalty を追加する。 ⑤ 外国資本インドネシア法人による鉱山開発の場合、生産開始後 5 年までに国、地方政府、 インドネシア民間企業等に一部資本委譲義務がある。 ⑥ 政省令は 1 年以内に制定する。それまでの間は旧政省令に矛盾しない範囲で適応する。 ⑦ 安定したロイヤルティ確保のため、海外を含めた複数の石炭価格指標（Indonesian Coal Index, Platts, Newcastle Export Index, Newcastle Global Coal Index）を基に各銘柄に 対して石炭基準価格を設定する。 ⑧ 新鉱物石炭鉱業法に関連する 4 つの政府規制が公布され、その中の「鉱物事業の活動に 関する規制」に下記の内容が記されている。 ・国内の利益のための鉱物／石炭の需要を優先させなければならない ・国内の鉱物／石炭の重要が満たされた後、輸出を行うことができる。 ・鉱物／石炭を輸出する場合、指標価格に従う義務がある。 ⑨ 生産の最大期間が、旧法での 50 年から新法の 40 年に短くなる。 出典：H22NEDO 海外炭高度化調査、鉱山エンジニアリング 図 4.5-1 インドネシアにおける石炭の流れと新鉱業法の位置付け 4.5.2 日本企業への影響は、鉱山投資・石炭輸入・石炭価格等多岐にわたる可能性 (1)厳しくなる大型新規鉱業投資への制約条件 ①COW により、税、ロイヤリティ等の課税条件が明確であったが、今後は法律、政省令等 の改定の都度、課税条件が変動する可能性があり、投資回収の判断が難しくなる。 ②インドネシア鉱産・石炭資源のインドネシアでの精錬、高品位化が義務付けられ、国内で - 87 - の精錬、選炭義務達成の為の設備投資が必要となり、採掘設備への投資に加え、精錬・選 炭設備への投資が増加する。 ③生産期間が最大 50 年間から 40 年間と短くなるが、投資判断の視点からは大きな足かせ とはならない。 ④最大鉱区面積（生産鉱区 25,000ha）に制限がかかるが、投資の大きな制約条件になると は考えられない。 (2)インドネシア炭の輸出市場への影響 ①新鉱物石炭鉱業法導入に伴い、インドネシア石炭基準価格の導入（Indonesian Coal Index, Platts, Newcastle Global Index に基づく価格基準設定）を意図しており、これは、自由 で健全な石炭市場の中で特異な状況を作り出す可能性がある。 (3)新鉱物石炭鉱業法の一部施行の未完成、未公開であることから、該当法全体系の俯瞰が未だ 困難な状況である。 4.5.3 中国は原料炭を戦略物資化 (1) ドイツ銀行は 2011 年 4 月 13 日、中国政府は最適な生産及び企業強化のために「保護すべ き」戦略的資源に原料炭を分類する予定であると伝えた。 (2) 上海 Security News のレポートによると、中国国家能源局が保護対策を練っている段階と 伝えている。 (3) 石炭輸出者としての影響 ①日本の中国からの原料炭、一般炭の輸入量は、2000 年以降の中国国内需要の大幅な増加に より、減少している。特に原料炭について、2010 年度は 89 万トン輸入にとどまっており、 日本への輸入ソースとしての中国の影響は限定されている。 (4) 石炭輸入者としての影響 ① 中国の経済成長、自国の石炭生産拡大の鈍化から、中国の石炭輸入は原料炭、一般炭とも に今後も増大傾向が続くとすると、中国の石炭輸入量の多寡が石炭海上貿易に及ぼす影響 の度合いは拡大し続けると考えられる。 ② 日本としては、中国の経済成長の動向、石炭需給の動向をいち早く把握し、中国が大きく 動く前に日本の需要家が対処できるような仕組みづくりが肝要と考える。 4.5.4 モンゴルの鉱物資源法：鉱床の重要性を戦略的に規定 (1) 近年、石炭を含む鉱山部門の急速な発展に伴い、従来の鉱物資源法は 2006 年 7 月 8 日に 改定された。水、石油、天然ガスを除くすべての鉱物資源の探鉱、開発に適用される。 ① ポイント 「戦略的重要鉱床」、 「一般鉱床」、 「通常鉱床」、に分類され、 「戦略的重要鉱床」に ・ 鉱床は、 ついては、鉱床の国家所有に関する規定がある。その規定について以下に示す。 ・ 「戦略的重要鉱床」における国家の権益保有率（シェア）は、鉱床採掘にかかる協定で決 定される。 ・ 新たに導入された規定として、探鉱段階で確認埋蔵量を決定するために国家資金が使用さ れた場合は国家が 50％まで、政府予算以外の資金が使用された場合は 34％までシェアを保 有でき、国家の権益所有を進める内容となっている。 ・ 「戦略的重要鉱床」の採掘権保有者は、株式の 10％以上をモンゴル証券取引所で取引しな ければならない。 ②鉱業権保有及び探鉱、採掘活動の一般要件はモンゴル法人である納税者に与えられる。 (2) 2007 年、鉱物資源価格の高騰を受け、2006 年の改定によって導入された政府参入をさら に高める動きがあった。しかし、世界金融危機による資源価格の急落によって沈静化し、さ - 88 - らに 2006 年度に制定された「金及び銅鉱石に関する超過利潤税」が 2011 年 1 月 1 日から廃 止されるなど、鉱物資源投資環境が見直されつつある現状である。 (3) 日本の石炭供給に及ぼす影響 ① 膨大な石炭資源を持ち、今後の石炭、特に原料炭の供給国として、豪州に続くポジション を持つことが期待されている。 ② 資源投資先としてみた場合、産炭国としては資源開発の法制度準備が途上で、注意深くの 慎重な投資判断が必要である。 ③ 石炭輸出国としてみた場合、内陸国の宿命で輸出港は、中国、またはロシアに頼るしかな く、安定供給にはロジスティック上の不安材料がある。日本のユーザーから見ると、石炭 市場への供給量を増加させるプレーヤーの参入は好ましく、将来の供給ソースとしてモン ゴルに対して前向な対応をしなければならない。 4.6 原料炭高騰による輸入先の分散化と新たな原料炭ソースのへの投資 4.6.1 世界の粗鋼生産は 2000 年代に急増 世界の粗鋼生産は、図 4.6-1 に示したように、2000 年代に入って急激に増加し始め、2000 年 は約 8.5 億トンであったが、2010 年には約 14 億トンとなり、この 10 年間で 5.5 億トン増加し ている。生産量のトップは中国であり、増産の一途を辿っていることが急増の要因であるが、 韓国、インド、ブラジル等の生産量も増加している。このように、新興国の鉄鋼需要の増大と 生産能力の増強により、今後も引き続き粗鋼生産量は増加していくものと予想される。 出典：H23 石炭産業構造調査委員会資料、新日鐵 図 4.6-1 世界の粗鋼生産量の推移 それに伴って、原料炭の消費量も増加しており、図 4.6-2 示すように、2000 年以降中国の消 費量の増加が著しいことがわかる。 また、原料炭は必ずしも鉄鋼生産国内で調達できるとは限らず、その多くは海外の原料炭生 - 89 - 産国から輸入されている。図 4.6-3 に 2009 年及び 2010 年の原料炭輸入国及び輸入量を、また 図 4.6-4 に同様に原料炭輸出国及び輸出量を示した。 2010 年の中国における原料炭の消費量は約 5 億トンに達しており、そのうち輸入炭は約 5,000 万トンと約 1 割を占めている。2008 年までの原料炭輸入量は 500 万トンから 1,000 万トン程度 に収まっていたが、2009 年から急激に増加しており、この割合は今後増加していくものと思わ れる。 一方、原料炭の輸出については、豪州が世界の輸出量の 5 割以上を占めているが、原料炭の 消費量の増加に伴い、最近では米国、カナダ、ロシア、モンゴルの輸出量が増加している。 図 4.6-2 世界の原料炭消費量の推移 - 90 - 原料炭輸入国 （100万トン） 300 その他 250 ドイツ 200 ウクライナ 4.9% 150 10.8% 11.9% 100 18.9% 50 22.5% ブラジル 韓国 インド 中国 日本 0 2009 2010e 出典：IEA Coal Information 2011 ※Hard Coalのみ 図 4.6-3 2009 年及び 2010 年の原料炭輸入国及び輸入量 原料炭輸出国 （100万トン） 300 4.0% 5.1% 250 10.2% 200 18.8% 150 100 57.1% 50 その他 南アフリカ ポーランド インドネシア ニュージーランド チェコ モンゴル ロシア カナダ 米国 豪州 0 2009 2010e 出典：IEA Coal Information 2011 ※Hard Coalのみ 図 4.6-4 2009 年及び 2010 年の原料炭輸出国及び輸出量 - 91 - 出典：石炭産業構造調査委員会発表資料：新日鐵 図 4.6-5 日本の鉄鋼業の国別原料炭輸入量の推移 我が国の鉄鋼業における国別原料炭輸入量の推移について見てみると、図 4.6-5 に示したよう に、輸入量は 1970 年代から 2010 年までそれほど大きな変化は見られず、6,500 万トン強程度 で推移しているが、その間の輸入先は、1970 年代、1980 年代は米国、豪州、カナダが 3 大輸 入国であったが、1990 年代に入ると米国からの輸入が減少し、豪州とカナダが中心となった。 その後、2000 年代は、豪州からの輸入がかなりの部分を占めるようになり、カナダからの輸入 が減少し、米国からはほとんどゼロになった。2000 年代前半においては、中国からの輸入が一 旦増加したが、その後中国は国内需要が増えたため日本への輸出量は減少した。1990 年代以降、 豪州からの原料炭が安く安定的に輸入されるようになると、輸送距離の長いパナマ運河経由や 太平洋を横断しての北米からの輸入は減少した。 しかし、ここ 1、2 年の状況を見ると、米国原料炭の輸入が復活している。これは、中国、イ ンド等における原料炭の輸入が急激に増加すると共に、豪州の産炭地における豪雨により原料 炭の価格が一時期 300US$/トンを超えるというような価格の高騰により、輸送距離は長いが、 輸出ポテンシャルのあるカナダからの輸入が増加すると共に、米国からの輸入が再開されたこ とによる。 4.6.2 最近の北米原料炭輸出状況 2011 年における米国の石炭輸出は約 9,000 万トンで、原料炭 6,300 万トン、一般炭 2,700 万 トンであった。米国炭の輸出は、数年前まではカナダ、中南米、ヨーロッパが中心で、5,000 万 トン程度で推移していたが、2010 年には 7,400 万トン、2011 年には 9,000 万トンと徐々に増 加している。2011 年の主な輸出先は、日本（580 万トン）、韓国（460 万トン）、中国（420 万 トン）、インド（350 万トン）となっており、アジア向けの輸出が大きなウエイトを占めている。 我が国の 2011 年の米国原料炭輸入 580 万トンの内訳は、新日鉄 270 万トン、JFE スチール 160 万トン、住友金属 60 万トン、神戸製鋼 40 万トン、三菱化学 50 万トンである。 また、カナダの 2010 年における石炭輸出は 3,300 万トンで、2009 年の 2,700 万トンから 22％ - 92 - 程度増加しており、米国と同様に増加傾向にある。3,300 万トンのうち、原料炭が 2,800 万トン、 一般炭が 570 万トンである。原料炭は 2009 年から 600 万トン増加しており、その主な輸出先 は中国である。一般炭は、ほぼ前年並みであった。まだ統計データは公表されていないが、2011 年のカナダの原料炭輸出量は 3,000 万トンを超すものと予測され、全体の石炭生産量は 7,000 万トンを上回るであろう。 カナダにとってアジアは石炭輸出の最大のパートナーであり、2010 年の実績では輸出量の 73％を占めている。 カナダにおける最近の原料炭開発計画を表 4.6-1 に示した。州当局に提出されているものだけ でも 7 件あり、そのうち 1 件は 2000 年から休止していた原料炭炭鉱を再開するものである。計 画されている炭鉱で生産された原料炭はすべて輸出される予定であり、主な輸出先は、中国、 日本、韓国、インドである。 炭鉱名 Quintette mine Central South mine Raben coal mine Roman coal mine Gething coal mine Lodgepole mine Horizon mine 表 4.6-1 カナダにおける最近の原料炭開発計画 オーナー会社 場所 概要 2000 年から休止していたが、 Tech Resources Ltd. Tumbler Ridge, B.C. 2013 年から 300 万トン/年で再 開を計画している。 2010 年 9 月に州政府に環境評 First Coal Corp. 60 km west of 価書を提出。150 万トン/年。 Chetwynd, B.C. 2012 年認可、2013 年建設、 2014 年生産開始を目指してい る。 Compliance Energy Vancouver Island, B.C. 150 万トン/年、炭鉱寿命 20 年。 Corp.(60%), Itochu Corp.(20%) and LG International Corp.(20) Peace River Coal 25km south of Tumbler 200-400 万トン/年、炭鉱寿命 15 年。 Inc. Ridge, B.C. Dehua Henderson’s Hope, B.C. 坑内掘で選炭工場建設予定。 200 万トン/年、炭鉱寿命 40 年 International Mines の北東 25km Group Inc. Cline Mining Corp. Crowsnest Coalfield, 200 万トン/年 B.C. 及 び 160 万トン/年 Peace River Coal Quintette Bullmoose 炭鉱の近く、 Inc. B.C. 今後世界経済の回復とともに、原料炭の需要が増加し、米国及びカナダの原料炭の生産及び 輸出が増加すると予測される。北米には原料炭資源が豊富に存在し、中国、インドの需要の増 加に伴い、アジアへの輸出は今後も伸びることが予測される。 特に、中国のカナダからの石炭輸入は、2008 年では約 55 万トンであったが、2009 年には 460 万トンとなり、2010 年は 580 万トンに増加しており、この傾向は今後も続くものと予測される。 - 93 - 4.6.3 新たな原料炭ソースの開発 中国、インド、韓国の粗鋼生産量が増加している一方で、石炭サプライヤーの寡占化が進展 している。そのような状況下において、既存の供給元である、豪州、米国、カナダ、ロシアの 他に、新たにモンゴル、モザンビーク等が優良な供給国として注目されている。それに伴い、 インフラ含む新規プロジェクトの開発支援強化、新規産出国との良好な関係維持・強化が我が 国に求められるようになってきた。 我が国の原料炭輸入は依然として豪州が圧倒的なシェアを占めているが、豪州クイーンズラ ンド州における 2 度にわたる豪雨による供給停滞により石炭価格が急上昇したことをはじめと して、原油・天然ガス、鉄鉱石等のエネルギー資源価格の高騰等により、石炭価格が高止まり した状態となっている。そのような状況下で、かつて大量に原料炭を輸入していた米国、カナ ダからアジア地域への原料炭輸出量が増加している。 その一方で、既存の原料炭供給源以外に、新たな原料炭ソースの開発が活発化している。最 近の主な動きを以下にまとめる。 (1) モンゴルタバントルゴイ炭田の開発 モンゴル南ゴビのタバントルゴイ炭田は新しい原料炭ソースとして期待が高まっている。開 発に際して国際入札が行われ、15 陣営が応募した。2011 年 3 月に 6 つの候補への絞り込みが 行われ、①Arcelor Mittal、②Xstrata、③Vale、④Peabody Energy、⑤三井物産＆神華能源、 ⑥日本・ロシア・韓国連合が残った。日露韓連合には日本から伊藤忠商事、住友商事、丸紅、 双日が参加している。現在、最終決定に向けてモンゴル政府・議会で審議が行われている。 このモンゴルタバントルゴイ炭田の開発には世界中が注目しており、Arcelor Mittal、Xstrata、 Vale、Peabody Energy をはじめ、中国、韓国、日本の企業が入札しており、最終結果が注目さ れるところである。すなわち、我が国にとっては、ここの石炭がどのようなルートで海外輸出 向けに運ばれるか、中国経由のルートか、ロシア経由のルートか、入札結果によって異なるこ とが予想されるからである。 (2) モザンビーク原料炭開発プロジェクト 2010 年 10 月日鐵商事株式會社と新日本製鐵株式會社とは、日鐵商事が 33.3%の権益を保有 する「レブボー炭鉱開発プロジェクト」のうち、23.3%分の権益に新日鐵が参入することに合意 し、今後、同プロジェクトの本格開発に向けた事業化調査を進める。同プロジェクトはモザン ビーク共和国テテ州に位置する未開発の原料炭炭鉱で、世界的に稀有な未開発の大規模優良強 粘結炭資源として注目されている。2011 年 12 月に企業化調査を完了し、採掘権をするととも に、2012 年前半に採掘権取得の予定である。中。採掘権認可、インフラ整備で早期の生産を目 指す。採掘権認可、インフラ整備で早期の生産を目指す。本プロジェクトはモザンビークの経 済発展に大きく貢献すると思われる。 (3) ロシアエリガ炭の開発による原料炭輸出増強 ロシアの Mechel Mining OAO は、高品質の原料炭を含む埋蔵量 22 億トンと推定されるエリ ガ炭の開発に取り組んでいる。エリガ炭はアジア太平洋のマーケットへの供給を想定しており、 鉄道輸送により極東の港まで輸送する計画である。生産量は、現在 30 万トン程度であるが、2012 年 200 万トン、2015 年 900 万トン、2018 年 1,800 万トン、2021 年には 2,700 万トンに拡大す る計画である。エリガ炭の輸送については、エリガから Vanino 港までの 1,585km、あるいは エリガから Posiet 港までの 2,116km を鉄道輸送し、そこから船舶輸送によりインド、中国、日 本、韓国、台湾等に輸出する予定である。 Mechel Mining OAO は、海外からの投資を必要とせずに独自の資金でエリガ炭の開発を進め - 94 - ており、今後新たな原料炭ソースとして供給が開始されることになれば、我が国にとっても新 たな原料炭ソースとなる。 4.6.4 今後の動向 中国、インドの原料炭消費量の増加に伴って、世界の原料炭貿易は大きく変化し始めている。 豪州から日本への大きな流れは、中国、インドへも枝分かれして、その不足を補うように北米 からアジアへの流れが再び出来始めている。 一方、原料炭価格の高騰と将来の需給ひっ迫に対応するため、新たなソースの開発が進めら れている。モンゴル、モザンビーク及びロシアにおける炭鉱開発が注目されるところである。 我が国は、これまで原料炭の最大輸入国として、特に 2000 年代においては、その大半が豪州 から輸入されていたが、中国、インドの鉄鋼生産量の増加に伴って、これらの産炭国において も海外からの輸入を必要とするようになり原料炭価格が高騰し、原料炭生産国と輸入国の流れ が変わりつつある。 かつて、我が国が大量に輸入していた北米からの原料炭供給が復活すると共に、新たな原料 炭ソースの開発が活発化している。より安価な原料炭とその安定供給を求めて、今後も変化が 続くものと推測される。 - 95 - 4.7 シェールガスの台頭による石炭火力への影響 シェールガス採掘は水平ドリリングと多段水圧破砕といった新技術で、東テキサスの Barnett Shale で初めて実証された。2000 年くらいからシェールガスの生産開始後生産量が急上昇し、 昨今ではシェール革命とまで言われている。そのために石炭火力においては建設の中止や延期 が相次ぎ、米国での石炭市場が打撃を受けている。一方、シェールガス採掘には多量の水や化 学薬品が必要で、推進派と環境派との議論が高まっている。今後シェールガスの行方に注目し てゆく必要がある。 4.7.1 世界のシェールガスの予想埋蔵量は極めて大きい 図 4.7-1 に世界のシェールガス予想埋蔵量ならびに 2009 年のシェールガス使用量を示す。シ ェールガスは世界各地に分布し、しかも予想埋蔵量は極めて大きいものと考えられている。石 井彰氏によると、可採年数は 250～400 年としている。 上段：シェールガス予想埋蔵量 （兆立方フィート） 下段：2009 年のシェールガス使用量 （兆立方フィート） 引用： MIT Study on the Future of Natural Gas、2011 年 図 4.7-1 世界のシェールガス量 Tera Cubic Feet of Gas 4.7.2 米国でのシェールガスの展開 図 4.7-2 に米国における 2000 年から 2009 年での天然ガス生産の内訳を示す。2005 年くらい からシェールガスの生産量の急増がみられ、2000 年から 2009 年でシェアは 1％から 14％に増 加した。 出典：MIT Study on the Future of Natural Gas、2011 年 図 4.7-2 米国でのシェールガスの展開 - 96 - 4.7.3 米国のシェールガス生産量予測 図 4.7-3 に米国のシェールガス生産会社トップ 5 の 2030 年にかけての生産量予測を示す。現 状のドリリングが継続されるなら今後は上昇の一途で、2030 年には 2010 年にくらべ 2.3 倍の 生産量が見込まれている。 2.3 倍 １とする 出典：MIT Study on the Future of Natural Gas、2011 年 図 4.7-3 米国のシェールガス生産量予測 4.7.4 シェールガスの経済性 米国ではシェールガスの平均的な生産コストは陸上の在来型ガスより低く、3 ドル/百万 Btu とされている。このコストは最近の 3 年で漸減してきており、最新の坑井では 2 ドル/百万 Btu まで下がっていると見込まれている。また、米国の天然ガス価格は、最近のシェールガスの生 産急増により、需給バランスが供給過剰気味に推移しており石油価格の 1/4～1/5 程度で低位安 定している3。 4.7.5 米国の石炭火力とガス火力の動き 図 4.7-4 に火力発電が始まった 1920 年代から現在までの、石炭火力とガス火力の累積ユニッ ト数ならびに累積設備容量（GW）を示す。石炭火力は 1980 年代後半から増加が鈍くなり、2000 年代になると建設は足踏みし累積量の伸びは殆ど止まってしまっている。一方、ガス火力は石 炭に遅れての増加となっているが、その伸びは 2000 年代までほぼ直線の右肩上がりである。 2000 年代初めからは更なる急増があり、2000 年代半ばには石炭火力の総容量を追い越してし まった。またユニット基数も、単機容量の小さなガス火力が石炭火力の約 4 倍になっている。 なお、最近計画された石炭火力の 3 分の 2 はキャンセルされた。 米国の石炭火力は殆どベースロードで運用されており、全平均のキャパシティーファクター （稼働率）は 65%位になっているが、ガス火力の場合にはピーク対応あるいはサイクリック運 転となっているので、全平均のキャパシティーファクター（稼働率）は 35%以下である。また ガス火力は設備容量は大きいものの、発電量を比べると、例えば IEA Electricity Information 2011 では、2010 年における石炭火力の総発電量は 1,994TWh（全体の 45.7%）に対し、ガス 火力の総発電量は 1,011TWh（全体の 23.2%）となっている。 3 エネルギー・資源 Vol.32 No.4 2011 - 97 - 出典：Post Carbon Institute, May 2011 図 4.7-4 米国の石炭火力とガス火力の動き 4.7.6 シェールガスの供給コストならびに大手の参入会社 シェールガスの供給コストを図 4.7-5 に示す。ベースとなる在来型天然ガスの供給コストは千 立方フィートあたり 1 ドルであるが、それぞれの地域でのコストは 3 ドルから 4 ドルくらいと 言われており、中には 5 ドル以上の場合もある。このようにシェールガスは安いと言われてい るが、必ずしもこれは当てはまらない場合もある。 出典：石炭産業構造調査委員会資料：JOGMEC 図 4.7-5 シェールガスの供給コスト - 98 - 大手石油会社もシェールガスの生産に参入しており、それらの状況を纏めると次のようにな る。ただしメジャーと言えども、初めの 15 年間はうまくいかなかったケースもあるようである。 表 4.7-1 大手石油会社のシェールガスへの参入状況 項目 大手石油会社名 時期（年） 備考 大手 石油会社が パー Shell-EnCana 2007 トナ ーシップを 組ん BP, 2008 だ例 Statoil-Chesapeake Total-Chesapeake 2010 買収 XTO を 410 億ドルで ExxonMobil 2009 買収 開発強化 現在操業中 全 米各地 でシ ェー ル ConocoPhillips ガス開発を強化 経営資源集中 米 国内ガ ス開 発に 経 Devon 2009 営資源集中 出典：石炭産業構造調査委員会資料：JOGMEC また、日本商社もシェールガス権益に次のように進出している。シェールガス坑井は 1 本 5～6 億円で掘削可能であり、また早ければ１ヶ月くらいでガスが噴出開始するというような経済性 とプロジェクトの期間の短さが次々と商社が参入してきている理由と言えよう。 年 表 4.7-2 社 名 月 2009 年 12 月 住友商事 2010 年 2 月 三井物産 6月 双日 8月 三菱商事 9月 住友商事 2011 年 6 月 6月 三井物産 三井物産 日本商社のシェールガス権益の進出状況 国 シェールガス 投資額（概算） 構造 米 国 バーネット 2500 万ドル 米 国 マーシェラス 14 億ドル 米 国 カーセージ ― カナダ コルドバ 4.5 カナダド ル 米 国 マーシェラス 1.9 億ドル ポーランド 北東部 6000 万ドル 米 国 イーグルフォ 6.8 億ドル ード 備考 出典：石炭産業構造調査委員会資料：JOGMEC なお、ガス井掘削の大手業者は、ハリバートン、シュランベルジャー、ウエザーフォード、ベ ーカーヒューズの 4 社が世界で活躍している。 4.7.7 シェールガスの新たな開発に伴う問題点 シェールガスの開発については推進派と環境派の攻防がある。推進派は開発に注力してゆこ うとの姿勢であり、一方、環境派は採掘には多量の水と化学物質が必要で、環境汚染につなが ると反対している。 通常のシェールガス井の掘削・刺激作業ではフラクチャリング流体と浅部の帯水層の間に数 千メートルの岩石層が存在するために、双方の水が混じり、帯水層に含まれる水をフラクチャ - 99 - リング流体が汚染することは考えにくい。しかし、開発が進み坑井数が増え、掘削・刺激作業 にトラブルや失敗の可能性が高まると、浅部の帯水層や地表の水源が汚染される可能性は否定 できない。特に浅部に飲料水用の帯水層がある場合にはガス開発のペースと規制機関の定める 坑排水の処理・管理プロセスを念頭に、周到に計画したガス開発が求められる。 シェールガス採掘に係る環境問題は、 「manageable な課題である」4としている。しかし、採 掘のためにはシェールガス井に数日間で 100 万～300 万㎥の水と 80～300 トンの化学物質の高 圧注入が必要で、環境に影響を与えかねない。また、シェールガス採掘時には、在来型の天然 ガス井の場合より温暖化係数の高いメタンのリークが多いことにも注意しなければならない。 メタンのリークは通常ガス田では 0.11～0.16％ シェールガス田では 0.49～1.7％と言う。なお、 コーネル大学の研究によると、上記のようなシェールガス採掘時のメタンリーク、メタンガス サプライチェインでのメタンリーク、枯渇シェールガス田のリーク対応処置など、シェールガ スの燃焼による以外にも温暖化ガスが排出される。石炭の場合にもメタンのリークなどもある が、これらを詳細に検討すると、石炭火力よりもシェールガス火力による CO2 排出量（リーク メタンは温暖化係数を使って CO2 に換算）が多くなるとの結果を得ている5。シェールガス田は ガス生産の減衰が早いことも考慮しなければならない。最初の 1 年での減衰量はシェールガス 田で 65～85％、通常ガス田で 30～40％程度とされている。図 4.7-6 には３つのシェールガス田 からの減衰量を示すが、最初の１年で大きな減衰が見られる。 出典： MIT Study on the Future of Natural Gas、2011 年 図 4.7-6 シェールガス田の掘削開始からの減衰量 4.7.8 シェールガス台頭と PRB 炭の太平洋市場への展開の動き 米国の代表的な亜瀝青炭である PRB 炭は国内のシェールガスの台頭により、価格が下落傾向 にある。一方、太平洋市場においてはインドネシア亜瀝青炭が比較的高価格で取引されている ことから、PRB 炭を米国西岸から太平洋市場向けに出荷しようとの動きがある。パウダーリバ ーに主力炭鉱を保有する Arch Coal 社が 2011 年 1 月に発表したカナダ西海岸の積出港の権益取 得の動きや港湾会社との出荷契約に表れている。（Arch Coal 社ウェブサイトより） 4 5 MIT Study on the Future of Natural Gas、2011 年 Post Carbon Institute, May 2011 - 100 - 4.7.9 中国のシェールガス開発の状況 中国においてもシェールガスへの期待が高まっており、中国の国土資源部は 2020 年以降に生 産が急拡大すると見通している。米国 DOE のエネルギー情報局が 2011 年 4 月に発表したレポ ートによると、中国における技術的に回収可能な資源量を 1,275 兆立方フィートと評価してお り、これは米国とカナダを合わせた資源量 1,250 兆立方フィートを上回る数字であるが、主に 四川盆地とタリム盆地に腑存していると言われている。 中国においてはシェールガス開発への自国技術の適用については、個別技術の水準が不十分 であることと、技術を組み合わせて最適化する能力も不足していると言える。しかし自主開発 と技術移転を加速させており、この 1 年程度の動向を見ると、技術の獲得に向けて進展してい る。 図 4.7-7 には電中研にてまとめた中国における天然ガス需要、生産量などを示すが、大幅な伸 びが見込まれている。 出典 電中研経済社会研究所 上野貴広ほかディスカッションペーパー中国はシェールガスの開発技術を 獲得できるか？中国語文献による調査、2012 年 1 月 17 日 図 4.7-7 中国の天然ガス需要と中国政府によるシェールガス生産量の見通し 中国ではこのようにシェールガスに対する期待が高まっているが、中国のシェールガスは米 国シェールガスと比較して、貯留層が深い、保存条件が悪い、地形が複雑といった不利な条件 があるともされている。その技術は一朝一夕に構築できないと言う障壁もあり、早期に獲得で きるかは現時点では予測が困難であると、電中研レポートでは述べている。 4.7.10 日本への LNG 供給元 我が国への LNG 供給元としては図 4.7-8 に示すように、中東、豪州、パプアニューギニアが あるが、シェールガスとして今後カナダ太平洋岸ならびに米国ガルフ地区からの輸出が考えら - 101 - れている。こうしたシェールガスの日本への輸出はまだ先であるが、在来型の LNG も価格、輸 入量ともタイトにならないのではないかと考えられる。 出典：石炭産業構造調査委員会資料：JOGMEC 図 4.7-8 日本への LNG 供給元 4.7.11 天然ガス（含むシェールガス）の石炭との競合 図 4.7-9 には IEA の World Energy Outlook 2011 に示されている発電における世界の天然ガ スシェアを示す。中国ではかなり低い数字で推移しているが、OECD あるいは世界平均では増 加してきている。 図 4.7-9 発電における世界の天然ガスのシェア（出典 WEO 2011） 図 4.7-10 には、IEA の World Energy Outlook 2011 に示されている、EU、米国ならびに中 国における天然ガス使用の高効率ガスタービンコンバインドサイクル（以下 CCGT と略）と高 効率石炭火力の発電コストの比較を示す。石炭火力としては EU と中国では USC 圧火力とし、 米国では IGCC としている。また想定したガス価格も表中に示してある。 - 102 - EU の場合 米国の場合 中国の場合 出典:WEO2011 から JCOAL で作成 図 4.7-10 各国の天然ガスならびに石炭での発電コスト比較（CCS なしの場合） EU では天然ガス価格が 9.8$/MBtu の場合、CCGT の発電コストは約$95/MWh であり、石 炭 USC の場合と非常に近接している。天然ガス価格が上下にわずか変動することにより、ガス の方が有利になったり逆に石炭が有利になったり変動する。 米国では天然ガス火力と石炭火力の発電コストは両ケースとも EU の場合より低い値で近接 している。米国では石炭火力の新たな建設は環境に強く影響を与えるとして、建設が難しくな りつつあり、また将来の規制がどうなるか不透明でもあることから、キャンセルされる例も出 て来ている。 一方、中国では USC が最も低い発電コストであり 42$/MWh となっている。プラントそのも のが中国での製造になってきていることにより、プラント建設コストも OECD 諸国の場合に比 べかなり低い値である。WEO2011 の記述によると、中国でのガス価格を 9～11$/MBtu と仮定 すると、CCGT の発電コストは図に示すように石炭 USC のおよそ 2 倍にもなる。もし単純に経 済の側面からのみ発電に使われる燃料とプラントシステムを選択するとなれば、中国では天然 ガスは小さなインパクトを持つに過ぎない。中国ではガス火力の採用は、地域の大気汚染など を考えての政府の政策によるものであると言える。 他にも天然ガスと石炭の競合パラメーターとして炭素価格があるが、EU では炭素価格が 20$/tCO2 以下では CCGT より石炭火力の方が低い発電コストとなる。しかし、炭素価格が 50$/tCO2 以上では逆に石炭火力の方が発電コストは高いものとなる。米国では炭素税が 50$/tCO2 までは CCGT が最も安い発電コストとなるが、炭素価格 100$/tCO2 にても、まだ CCS 付きの石炭 IGCC と比べても CCGT が安い発電コストとなる。中国ではたとえ 100$/tCO2 の炭 素価格が適用されても、ガスと石炭の発電コスト競争にあまり影響を与えない。 米国では、低い天然ガス価格のために、新設 CCGT は新設石炭火力より競争力を持つ設備と なっているが、これは炭素価格と天然ガス価格により異なることなる。なお、既設の石炭火力 を新設のガス火力にレプレースすることは非常に難しい。その理由は、既設石炭火力は資本費 がすでに償却されてしまっているからである。米国ではガス価格は今後引き続き低価格で推移 - 103 - しそうであるし、また今後の CO2 削減の圧力を考慮すると、ガス火力の増加が予測される。 中国では、炭素価格が適用されない場合、新規の CCGT が既設の USC 石炭火力と競合する ためには、天然ガス価格が 4.5$/MBtu 以下と、かなり低い値でなければならない。逆に、天然 ガス価格が 10$/MBtu と高めであるならば、CO2 価格は 55$/tCO2 でなければならない。この ように、CCGT 対 USC の経済性はガス価格と炭素価格によっているが、中国の場合、燃料価格 がかなり変動しても、CCGT より USC の方がかなり安い発電コストになる。 発電セクターでは大気汚染や気候変動のような環境要因を考慮して投資決定を行うが、今回 の予測した 2035 年までの時間フレームでは、天然ガスは成長する結論になっている。しかし、 強い炭素規制の状況では、発電の分野では再生可能エネルギーが主になってきて、化石燃料は 縮小していくとの考え方もある。これは天然ガスが CO2 低減に向けての繋ぎの燃料であると主 張するものであり、さらに高効率の CCGT は今後 25 年にわたって発電の中で主要な地位を占 め続けるのみならず、その後も長く活躍する発電方式であると言うものもある。ガスは低炭素 であり石炭火力に代わることができる。更に柔軟な運転の CCGT 技術は再生可能エネにも適用 できる技術である。 以上をまとめると、EU では天然ガスと石炭が拮抗してすすむが、米国では天然ガス志向、中 国では逆に USC 志向であると言えそうである。 - 104 - 第5部 「新しい石炭政策」に向けた提言 5.1 新たなエネルギーシステムにおける石炭の積極的な役割を！ （１）3.11 後の新・エネルギー基本計画において石炭の経済性、供給安定性、環境対応を踏ま えた積極的な位置づけが必要 東日本大震災とそれに派生した福島第一原子力発電所の過酷事故は日本経済に甚大な影響を 及ぼすこととなった。同様に、日本のエネルギーシステムも抜本的な見直しを迫られており、 2030 年に原子力が発電量に占める比率を 53％としたエネルギー基本計画（2010）は当然ながら ゼロベースで見直しが進められている。原発の再稼働問題など、依然として先行きの見えない 不透明な状態ではあるが、巷間なされる議論では原子力の代替電源として天然ガス火力や再生 可能エネルギーに過大な期待が寄せられていると言える。一方で、石炭火力については積極的 にその役割が語られることが少ない。言うまでもなく、その一因は環境に及ぼす負荷が大きい という印象があるためであろう。 しかし本委員会でこれまで議論を重ねてきた結論は、未曾有の国難に直面し、日本経済への 負担が様々な点で増大している現状においてはエネルギーシステムには経済性と供給安定性が 求められるという点である。この点を鑑みると、石炭火力が果たすことができる役割は非常に 大きく、新たなエネルギーシステムを構想する上で、石炭の位置づけを明確にし、もっと重要 視すべきである。また環境対応についても、クリーンコール技術の開発は着実に進展しており、 従来型の大気汚染対策はもちろんのこと、温暖化対策についても現状の最新技術を用いること で政府の目標の達成に極めて近い水準にまで到達している（更に今後の技術開発の進展も見込 まれる）。時に石炭火力による大気汚染がもたらす「間接的な」死亡者数が非常に高いという論 説も見られるが、こうした試算の根拠となっている前提は我が国の石炭火力の運転状況と全く 異なるものである点は強く主張する必要がある。 天然ガス火力の増加による LNG 輸入の拡大によって 6.9 兆円もの貿易赤字を記録したことに よる国富の流出の持つ意味は大きい。現在、我が国は天然ガスの輸入拡大を急いでいるが、日 本の現状を踏まえればガス輸出国との交渉においても足元を見られるだけで、安く調達できる 保証はない。米国のシェールガスの安定調達方法の確立、原油連動価格からの脱却等の努力は 必要であり、一定の効果が得られる可能性はあるものの、天然ガス安定調達の為にも他のエネ ルギーオプションとして日本は石炭を使うことを積極的にアピールしていくことが重要である。 （２）石炭火力の新規建設に向け、環境アセスメントの運用面での改善（迅速化、基準明確化） を進めるべき 石炭火力は他の化石燃料に比べ CO2 の排出が多いのが弱点であるが、IGCC は既存の石炭火力 より 15～20％排出を少なくでき石油火力並みに抑えることができる。将来は石炭火力のゼロエ ミッション化を達成するために、CCS Ready として建設することも視野に入れていくことも必 要であろう。第 2 部の分析が示した通り、CCS を導入すれば石炭火力は CO2 削減目標を十全に 達成できる。したがって最先進の燃焼技術を CCS Ready の状態で導入した石炭火力であれば、 新規建設を進めることは何ら掣肘されるべきではない。CO2 削減目標を達成し、更に高い経済 性を持った石炭火力はポスト福島のエネルギー構造でより重要な役割を果たすべきである。 国内では長らく石炭火力の設備増強に対しては、特に環境省を中心に否定的な意見が根強く あった。しかし経済性の面で石炭は最も優れており、弱点である環境対応についても現段階の 技術であっても十分に目標をクリアーする水準となっている。3.11 後の新たなエネルギーシス テムの構想の中で、石炭火力の増強はより積極的に進めていくべきであり、現状の環境アセス メント制度の運用面での改善等（迅速化、基準の明確化）を含め、制度改革の議論を早急に開 始、変更に踏み切るべきである。その意味で、2013 年 4 月 25 日に経済産業省と環境省から公表 - 105 - された「東京電力の火力電源入札に関する関係局長級会議取りまとめ」は高く評価できる。こ の取りまとめが示す、事業者が利用可能な最良の技術（BAT：Best Available Technology）を採用 していれば、必要かつ合理的な範囲で国は審査し、採用を進める方向性を今後より確たる方針 として制度づける必要がある。 （３）福島の復興を推し進める福島石炭火力発電基地構想の推進を 福島原発事故を経験した日本にとって、この地方で原子力に代わる将来の安全で安定的な発 電方法として、IGCC や USC 石炭火力を CCS Ready として建設していくことは、今後の我が国 のエネルギー政策の目指す方向に則していると考えられる。その意味で、福島県内に最先進技 術の石炭火力発電所を新規に建設する構想が注目に値する。 福島を原子力発電が集中した地域から福島石炭火力発電基地に変えるメリットとして以下の ような点が指摘できる。まず、これまで原子力発電が立地することにより整えられていた送電 網があることである。次に、海外から石炭を輸入できるインフラが整っていることである。常 磐共同火力勿来発電所、東京電力広野発電所、東北電力原町火力発電所、相馬共同火力新地発 電所の 4 つの石炭火力があり、石炭の荷揚げ設備や貯炭場がある。100 万キロワット級石炭火力 をそれぞれの発電所に、相馬共同火力新地発電所にはさらに 100 万キロワットが建設できると 考えられる。 避難中の住民が故郷に戻るには、除染とともに雇用を創出する必要がある。建設のピーク時 には約 4 千人の雇用を見込むことができ、完成後も発電所関連で継続的に雇用を生み出すこと が可能であるので、原発以上の雇用効果が期待できる。その上、仮に USC 並びに IGCC を導入 すれば、世界最先端の技術を世界に発信する場所になるであろう。勿来発電所にある 25 万キロ ワットの IGCC にはこれまで世界各国から多くの見学者が訪れており、今後我が国が石炭火力 の最先端技術である IGCC の商業プラントを幾つも建設すれば、今後石炭を主流とする国々に 向けて、きわめて大きな宣伝効果となり、世界最先端の我が国技術を海外に輸出する絶好の足 がかりとなるであろう。石炭の持つ基本的な優位性を我が国が享受することで、我が国で培っ た最先端の石炭火力技術の海外への展開が加速できると考えられる。 5.2 石炭資源の安定供給確保 （４）世界の石炭市場構造変化を踏まえた巨大輸入国の動向分析体制の確立 近年、中国とインドの石炭輸入拡大のスピードが加速している。我が国が留意するべき点は、 とりわけ中国が輸入量を拡大していることで国際市場で影響力を与えるドミナントプレイヤー としての地位は次第に日本から中国へと移行しつつあるという点である。我が国が長期契約を ベースに価格形成を進めてきたのに対し、中国はスポット市場での価格動向で調達量を大幅に 変えるスイングバイヤーとして行動する可能性が高く、中国の行動がもたらす市場変動に対し て我が国はどのように対応するべきかを考えておく必要がある。 中国やインドは国内外の市場価格を見ながら調達量を大きく変化させており、今後はそれら の価格に影響を受けることが十分に考えられる。実際にここ数年の動きを見るとスポット価格 に影響されたとみられる価格決定が長期契約価格決定においてなされている。これは、長期契 約価格の期間が年々短くなっており、現在では四半期毎に行われているのが現状である。この ような現状と、将来中国やインドがさらに輸入量を増やしていくことが予想される状況におい ては、我が国が従来実施してきた長期契約のやり方は次第に淘汰されていくと思われる。今後 は、中国、インドをはじめ、日本、韓国、台湾、さらに、ベトナム、タイ等を含めたアジア圏 における石炭市場が形成されていくものと予測される。日本は従来長期契約を重視してきてい るが、今後は市場価格を見ながら柔軟に対応することが求められる。 以上の状況変化を踏まえ、巨大な輸入国については当該対象国の国内の石炭需給動向につい - 106 - て常時ウォッチし、迅速に政府、企業、関係機関に情報を流すことができるインテリジェンス の収集と広報体制を確立する必要がある。 （５）供給源の多様化に向けた海外権益確保への支援の更なる強化を 日本の企業はこれまで豪州炭の鉱山権益確保に努めてきたが、今後は石炭輸出量が年々伸び ているインドネシア炭の長期購入契約権を確保していくことが重要である。既にいくつかの企 業がインドネシア石炭鉱山会社に出資し、長期購入契約権を確保しているが、今後はさらに増 やしていくことが必要である。特に、安価で灰分や硫黄分の少ない亜瀝青炭の需要は我が国だ けではなく、中国、インド、韓国、台湾においても非常に大きく、特に、インドや中国では、 発電企業が出資によるインドネシア炭の長期購入契約権確保に動いている。 一方、豪州においてもインド、中国企業の権益取得の動きは旺盛であり、クイーンズランド 州のギャリリー炭田やスラット炭田などの新規エリアにおいて、年産数千万トン規模での、特 大炭鉱群と大型インフラの総合開発プロジェクトが複数計画され、各種開発認可手続きが進め られてきた。しかしながら、豪州の環境認可の遅れや環境基準の厳格化に伴う開発コストの増 大と需給緩和や価格下落による経済性の悪化により、その多くのプロジェクトが今年に入り開 発凍結や延期が決定されている。ニューサウスウェールズ州においても、ニューキャッスル港 の PWCS 社が計画していた年間積み出し能力 7000 万トンの T4（ターミナル 4）計画がこの 5 月に無期延期となっており、豪州だけで、年産 2 億ｔを超える供給力が 2020 年以降に後ろ倒し される見込みとなっている。 消費国の項目で述べたように中国とインドの輸入炭需要は増加が見込まれているが、増加幅 は不透明である。自国産の石炭の供給減や気候要因での発電用炭需要の急増などにより、輸入 炭需要は月間 1000 万トン単位で上振れする可能性もあり、豪州の鉱山開発の中断が 3-5 年後の 需給環境タイト化を形成する大きな要因になる可能性もあり注意を要する。 価格の低迷により、リオティントをはじめとする多くの石炭供給メジャーが一般炭事業の売 却を検討しており、中国、インドが供給ソースの確保のために豪州鉱山権益の確保を更に進め る可能性もでてきている。その結果、我が国が確保できる供給量の総量が減少してしまう可能 性があり、日本勢の権益確保を後押しする政策の充実が急務となっている。 経済産業省は、平成 24 年度から石炭の権益を支援するため、リスクマネー供給の予算を獲得 し、我が国企業の権益獲得に向け支援を強化してきている。石炭を我が国に安定的に確保する ためには資源のない我が国にとっては非常に重要な政策で、企業の権益確保の支援となる。石 炭については原料炭と一般炭、さらに無煙炭、瀝青炭、亜瀝青炭、褐炭という炭種があり、さ らにそれぞれの炭種の中で発熱量(カロリー)が違うので、どの国のどの種類の石炭に予算を優先 的に投じるかは極めて難しい選択になると思われる。当面は資源量が少なくて問題となってい る良質な原料炭確保への投資が優先されると思われるが、国の支援を必要としている企業、そ の規模(資源量)、投資に必要な金額、必要な時期、リスク等を踏まえて決定されることになるで あろう。 いずれにしても、我が国への石炭の安定供給を確保するために、国からの支援は大きな役割 を果たしてきたし、今後はさらに予算を増額するなど海外権益確保の支援に向けた施策を強化 する価値は大きい。 （６）産炭国との協力関係強化に向けた新たな協力スキームの構築を 実際、海外権益の確保については従来よりも困難さが増している。その原因の一つとして、 近年、資源・エネルギー需要の高まりから国の資源を保護する動きが出てきている点が挙げら れ、例えばインドネシアの新鉱物石炭鉱業法、中国における原料炭の戦略物資化、国家の権益 所有を進めるモンゴルにおける新鉱物資源法等が具体的に指摘できる。こうした産炭国の保護 - 107 - 主義の台頭という事象は、産炭国とウィン・ウィンの関係を築くべく、我が国が官民挙げて開 発プロジェクトを立案していく必要があることを改めて示している。 とりわけ新たな原料炭ソース獲得が極めて重要な課題として重要性を高めている。新興国の 鉄鋼需要の増大と生産能力の増強により、今後も引き続き粗鋼生産量は増加していくものと予 想され、当然原料炭の消費量も今後とも増加していくことが見込まれる。ところが原料炭の供 給側について見れば、寡占化が進展しており、こうした近年の需給構造の変化から原料炭価格 は高騰を続けている。したがって既存の供給元である、豪州、米国、カナダ、ロシアの他のサ プライヤーを開拓することが経済性と供給の安定性の面から必要である。そうした文脈から新 たにモンゴル、モザンビーク等が優良な供給国として注目されている。こうした新たな供給国 と確固たる関係を築いておくことは、今後良質な原料炭を獲得するために争奪戦が展開される 可能性もあることを考えると、非常に重要な意味を持つ。 中国などは海外権益確保に向けて、プロジェクト関連の投資に止まらず、インフラや社会・ 民生向けの施設建設まで幅広いパッケージで案件を提案している。我が国も対抗上、インフラ を含み、更に範囲の広いプロジェクトにつながるような新たな協力スキームを構築する必要が あるだろう。新規産出国との良好な関係の維持・強化が求められており、政府間の定期的な交 流チャンネルを確固たるものにすることはもちろん、様々な幅広い業種の企業がコンソーシア ムを組んで、相手国のニーズをくみ取るプロジェクト立案に向けた支援を行うことが求められ る。 例えばモザンビーク、モンゴルにおける新たな炭鉱開発は緒に就いたばかりである。これら の国は採炭技術がまだ未成熟であり、生産量を増やすにつれて各種の災害が発生することが予 測される。そこで我が国が長年培ってきた種々の条件での採鉱・保安技術の中から安全かつ安 定的に石炭生産が行われるように協力すること、こうした他の国々ではなかなか提供できない 独自の優位な協力を組み込んだプロジェクトは相手国にアピールするひとつの材料となり得る。 （７）需要の急拡大国、特に中国・インドとの消費国連携の政策調整チャンネルの構築 とは言え、中国やインドのような海外権益確保を強化している需要の急拡大国としのぎを削 る競争を展開しているばかりでは権益獲得のための費用高騰を招き、お互いに望ましい状況で はなくなってしまうのも確実である。中国やインドのエネルギー企業による海外権益確保の動 きと政府のエネルギー安全保障戦略との関わりは明瞭ではないが、中国・インド企業が産炭国 で生産した石炭の多くは両国に輸出されることが見込まれる。しかしこうした動き自体は、中 印両国企業が自らの資金を投じてアジア市場への石炭供給量を増加させようとするものであり、 基本的に歓迎すべきものであると見ることもできる。 中印企業の実際の海外プロジェクトは必ずしも順調に進んでいるわけではなく、現地との摩 擦なども含め、様々な問題を抱えている。他方、我が国はマイノリティ出資が中心ながら長年 の産炭国上流への投資経験もある。今後は中印企業と協力してのプロジェクト形成などの可能 性を探るべきである。これまで中国との間には生産国としての中国と消費国としての日本とい う産消対話が政策調整の主たるチャンネルであったが、消費国同士の連携に向けた戦略を話し 合う新しい政策調整チャンネルを構築する必要がある。インドとの間においても同様である。 （８）エネルギー安定供給への取り組みとして低品位炭の利用拡大を明確に位置づけを インドネシアの亜瀝青炭は安価で灰分や硫黄分が少ないので需要があり、我が国だけでなく、 韓国、台湾、中国等が輸入している。その量は年々増加しており、亜瀝青炭を対象としたマー ケットが成立する可能性すら現実のものとなりつつある。品位の面から世界的には 5000kcal/kg クラスへのシフトが進行中で、我が国が選好する 6000+α kcal/kg という品位はもはや世界市場で はマイナーな存在になりつつある。更に中国やインドのように長期契約ではなく、スポット市 - 108 - 場での調達を選好する国々の国際市場での影響力の高まりを踏まえ、我が国はトレーディング を活用したエネルギー価格の変動を吸収する取り組みを強化する必要がある。そのためには我 が国が輸入できる品位の幅を拡大し、様々な品位の石炭を国内で活用できる態勢を作ることが 重要性を増しつつある。以上のような我が国の石炭調達を巡る新たな状況を意識し、低品位炭 の利用拡大を明確に今後の我が国のエネルギー安定供給の重要な取り組みとして明確に位置付 けるべきである。 インドネシアの亜瀝青炭は、カロリー等価で価格的に優位であることと灰分が少ないことに より、我が国の電力会社が輸入量を増やしている。我が国の石炭火力はもともと高品位の瀝青 炭を対象に設計されているが、各電力会社において瀝青炭と亜瀝青炭との混炭が試され、ボイ ラ出力等に支障をきたさない範囲で使用されている。他方、韓国や台湾では多少の出力低下が あるとしても、コストを優先して、あるいは硫黄分が少ないので環境対策用に使われている場 合もあるようである。そのような中で、今後さらに亜瀝青炭市場は拡大していくものと思われ、 亜瀝青炭の権益も競合状態になることが予測されており、亜瀝青炭も視野に入れた権益確保が 重要になってくると思われる。 米国に多量に賦存する PRB 炭(亜瀝青炭)もシェールガスの影響で余剰となり、アジア方面に 輸出されることが考えられる。灰の融点が低いがボイラでも混炭使用が可能であり、またガス 化炉向きではあるが、コストが安ければ、韓国、台湾、中国等が輸入することは十分考えられ る。我が国では将来 IGCC 商用機が建設され、そこで使用されるようになれば、微粉炭火力と IGCC とで利用が期待される。このように、米国炭も石炭資源の安定供給に繋がると思われるの で、今後の動向に注目する必要がある。場合によっては、米国との間で安定的な石炭貿易確保 のための両国間スキームに向けた交渉を行う可能性を検討する価値がある。 低品位炭導入に関しては、税制等に関連して現状では課題がある。まず石炭税についてであ るが、現在石炭の輸入に際しては、石油石炭税法により輸入量 1 トン当たり 700 円の石炭税が 課せられているが、課税は重量が基準となっている。つまり高品位炭も低品位炭もトン当たり 700 円の同額課税である。低品位炭を用いる場合は同じ電力量を得るために必要な石炭量が多 くなるため、現在の課税方法は低品位炭導入促進を妨げる一つの要因となりうる。また、燃料 費の変動に合わせて電気料金を調整する燃料費調整制度においては、調整分を算出する基準と して通関統計のトンあたり CIF 単価を用いている。発熱量が低くトン当たりの価格が安い低品 位炭の導入が増えると全体のトン当たり単価が下がるため、電力会社は燃料調整制度による調 整費収入が減少することになる。安定供給確保、市民への安価な電力供給、環境改善等の観点 から考えると、税金や調整費に関しては重量のみを基準にするのではなく、発熱量や硫黄分・ 灰分といった環境特性なども考慮した制度にすることが望ましい。 （９）低品位炭のサプライチェーンの最適管理システムの構築と産炭国への低品位炭利用に向 けた協力の推進 実際には、既に J-POWER や中部電力が低品位炭を試験的に導入しており、ボイラ改造を含め、 ボイラ改造を含め、課題克服のため知見を蓄積している。こうした適用のための技術開発に政 策的支援を講じ、個別企業に止まらず、業界全体で幅広く知見を共有することが望ましい。 低品位炭のうち、褐炭に近い亜瀝青炭は自然発火が懸念されるため、山元から顧客へのサプ ライチェーン全体での発火対策について検討する必要がある。これまで日本国内の需要サイド の要素技術開発は進められてきたが、鉱山から発電所のミルまでの温度上昇をモニタリングし ながら対策を講じるなど、総合的な取組をさらに検討する必要がある。韓国や中国ではそれら の低品位炭を使用しているが、揚炭時の出火等を経験しながら使いこなしているのが現状であ る。日本において今後、低品位炭の利用が増え、より褐炭に近い石炭へのシフトも進んでいく と想定されることから、事故を未然に防ぐための海外での貯炭温度管理や輸送時の温度、CO 濃 - 109 - 度モニタリングなどの技術や管理システムの開発が望まれる。 我が国の発電所の貯炭スペースは小さく、単味専焼できない石炭の使用は貯炭スペースの確 保の点から制限を受けてしまう。仮に、産炭地で発電所のニーズに合うようブレンドし、出荷 できれば、安価な石炭の利用は拡大可能である。 特に、インドネシアにおいては簡単なブレ ンド機能を有するフローティングターミナルが投入されているが、日本の需要家のニーズに合 う高性能のブレンド機能を有する中継ターミナルにはなっていない。高性能ブレンドターミナ ルの詳細設計への国の助成金の投入を検討が望まれる。また当然ながら低品位炭の利用拡大に よって問題となって来るのは石炭灰の処理である。石炭灰の適切な処理技術の確立と有効利用 に向けた制度面での整備を進める必要がある。 低品位炭の利用技術の開発や商用化では、対象国の低品位炭の品質に関する情報が不可欠で ある。対象国の産炭地域別の石炭試料の採取、分析、保管、研究用の試料提供に加え、瀝青炭 では実用化が図られている、微粉炭燃焼や流動層燃焼における低品位炭利用の課題を評価する 必要がある。また発電所でのブレンド燃焼技術と貯炭管理システムの高度化が必要であり、船 積後、本船が到着する前までに積荷の石炭性状を把握し、ブレンド使用プランを作成の上、ヤ ード運用上最適な位置に石炭を荷卸しして、品質的に問題のある石炭を効率的にブレンド使用 するシステムの構築が望まれる。分析の項目も水銀やホウ素などの微量成分のデータ蓄積が今 後は必要である6。 以上のように、低品位炭を効率的に利用を拡大していくためには、山元からボイラまでのサ プライチェーン全体のきめ細かい管理運営が必要であり、個別企業の取り組みに委ねるにはコ ストがかさむという問題がある。他方で、低品位の石炭資源が多いインドネシア、インドなど では亜瀝青炭及び褐炭等の低品位炭を利用する技術を自国内でも導入したいというニーズが強 い。上で挙げたようなサプライチェーン全体の管理を最適化するシステムの導入は低品位炭が 産出国で有効に利用されるよう促し、結果として我が国のような石炭輸入国が安定的に石炭を 確保する上での一助となるという効果も考えられる。この点を考えると、サプライチェーンの 最適管理と産炭国内における低品位炭利用のシステム構築への協力を国の支援として推進する 価値が高いということができよう。 5.3 クリーンコール技術開発の一層の推進と海外展開 （10）IGCC+CCS の国内で川上から川下までの一貫型実証プロジェクト実施を 我が国においては、2012 年度から 2022 年度までの計画で大崎クールジェンプロジェクトが開 始され、まず 17 万キロワットの酸素吹き IGCC 実証試験が実施され、その後燃料電池も組み込 んだ IGFC の試験が実施されることになっている。このプロジェクトでは CO2 回収の試験も実 施されることになっており、いわゆるプレコンバッションタイプの CO2 回収試験が実施される。 IGCC はもちろん効率の向上が見込めるというメリットがあるが、加えて CCS との組み合わ せ効率が高いという点も大きなメリットと考えられている。したがって IGCC の実証プロジェ クトと組み合わせて CCS の実証プロジェクトを進めることで将来の石炭火力のゼロエミッショ ンに向けた技術開発も同時に進められることになる。既存の石炭火力から CO2 を回収するには、 燃焼後回収、オキシフュエルコンバッション（酸素燃焼）及び燃焼前回収と 3 つの方法があり、 それぞれの技術開発が進められている。技術的に使える状態でもコストが高く、まだまだ商業 的に使える技術になっていないので、各方面で技術革新が進められているところである。 6 低品位炭の利用拡大に伴う品質問題として、灰分の量以外に排水基準や灰の埋め立て基準に抵 触するセレン、ヒ素、フッ素、水銀、ホウ素等の微量元素がある点は留意しておく必要がある。 発電所毎に許容可能な石炭中の微量元素量はまちまちであり、厳しい管理値が求められる発電 所ではなかなか低品位炭の購入を増やす上での困難がある。 - 110 - 回収する CO2 は膨大な量になるので処分が必要となり、大崎クールジェンプロジェクトにお いても回収された CO2 を地中に隔離貯留するプロセスまでの延伸が期待される。現段階では大 崎クールジェンプロジェクトは回収のみで貯留処理は含まれておらず、CO2 の貯留処分は苫小 牧プロジェクトとして個別に開始されている。この苫小牧プロジェクトでは、年間 10～15 万ト ンの CO2 が地下 1000m 及び 3000m の帯水層に隔離貯留される予定となっている。しかし商業規 模としては年間 100 万トン規模の CO2 を数十年にわたって貯留することが必要であり、さらに 次のステップの実証試験を実施することが必要である。 石炭は経済性、供給安定性に優れたエネルギー源であるとともに、環境対応についても着実 に進捗してきていることは何度も述べている通りである。その環境対応の最大の切り札となる CCS の早期の商業化に向けて、川上の発電から川下に当たる CO2 貯留に至る、一貫型の実証プ ロジェクトとして大崎クールジェンプロジェクトに商業規模の貯留処理の実証を加えることを 提案したい。 （11）石炭ガス化によるポリジェネレーション7の推進 石炭利用による高効率化は IGCC や IGFC によって大幅に高められるが、石炭をガス化する場 合は、ガス化したガスを必ずしも発電にだけ使うのではなく、化学原料として使うことができ る。例えば、ガス化炉は一定の負荷で運転し、電力需要が高い季節は生成したガスを発電に使 い、電力需要が低い季節は生成した合成ガスを化学原料としてメタノールを始めとする化学製 品を製造する。これは化学工業を優先に考えれば、石炭ガス化により一連の化学製品を製造し、 余った合成ガスで発電をするということが可能となる。石油化学工業が全盛になる前は石炭化 学工業が主流であったが、その時代には大規模にはコークス炉からのコークス炉ガスが燃料と して使われていたし、小型のガス化炉で石炭をガス化して化学原料としていた時代があった。 今日、大型のガス化炉が実用化されてきたので、石炭ガス化によるポリジェネレーション、特 に産業集積地に複数の大容量石炭ガス化炉にて発電用と化学原料の石炭ガスを生産し、そのガ スを其々のニーズに合わせて分配する等のアイデアも、石炭ガス化により電力と化学原料を併 産する複合産業を創成することにより、そこでは CO2 の回収と利用まで含めて工業化すること が可能となる。 発電の高効率化は CO2 削減に寄与できるが、おのずと限界がある。石炭利用のゼロエミッシ ョン化は、石炭ガス化によるポリジェネレーションを基盤として複合産業を形成していくこと で達成される可能性が出てくると思われる。IGCC や IGFC の商業化スケジュールをにらみつつ、 こうした石炭ガス化のポリジェネレーション普及への対応も必要となる。 （12）IGCC に限定しない幅広いクリーンコール技術開発支援を 我が国の石炭火力は、現状においても我が国によって開発された USC 技術により世界最先端 の技術が普及している。更なる技術開発を通じて、A-USC プロジェクトは、蒸気条件 700℃級 で、送電端効率 46％（HHV）を目標として、2008 年度から 9 年間の予定で開発が進められてい る。 エネルギー基本計画(2010）においては、今後の新設石炭火力については IGCC 並みの効率が 求められるとの言及があった。しかし第 2 部の分析から言えることは、CCS を併設すれば IGCC だけでなく、USC や A-USC であっても政府が目標として掲げている CO2 削減水準に到達するこ とは可能である。IGCC 一辺倒のクリーンコール技術開発政策は他の技術の進化の可能性の芽を 摘むという点からも見直すべきではないかと考える。USC および A-USC の効率改善を進めるこ とは結果的にコスト面から見てより効率性の高い技術革新につながる可能性もあり、環境改善 7 ガス化コジェネレーション（電気、熱供給）と副生品の製造を併せ持つプロセス - 111 - とコスト優位性の相互を勘案する総合的な戦略が必要である。 地球環境を考えれば、より高効率が達成でき CO2 排出を減らすことができる IGCC が望まし いと言えるが、最先端の USC による老朽化した低効率の石炭火力を代替することによる CO2 削 減の可能性なども非常時下にある現下のエネルギーシステムにとっては即効性のある方策であ ると言える。技術開発は不確実性が高く、あまりひとつの技術に絞り過ぎず、幅広いシーズを 保持しておくことが重要であると考える。 （13）我が国クリーンコール技術の海外展開へ 我が国の高効率かつ環境保全に優れたクリーンコール技術をアジアの発展途上国をはじめ、 欧米産炭国に普及させることにより、CO2 の発生量が抑制でき、石炭資源をより有効にかつ長 く使うことが可能となる。 高効率石炭火力技術である USC 及び IGCC をはじめ、以下に示すような具体的な日本の先進 技術をアジアの発展途上国をはじめいわゆる産炭国に普及させることにより、石炭資源の有効 利用と地球温暖化抑制に大きく貢献できると共に、技術立国である我が国の国益に繋がる。我 が国の製品はコストが高いと言われているが、自動車や家電製品等をはじめ、現地生産等によ って克服しており、大型プラント事業においても過去から我が国のエンジニアリング会社は多 くの実績を有しているので、それらの分野を見本として、石炭火力ビジネスにおいても日本の 技術市場を広げていきたいと考える。 ＜対象となる日本の技術例＞ インドネシア―TIGAR，HWT（日揮の褐炭 CWM） インド―選炭、ボイラ、タービンのリノベーション、EP ほか環境対策装置、UBC、TIGAR ベトナム―選炭、無煙炭・輸入炭混炭燃焼ボイラ ポーランド―IGCC、ボイラ、タービンのリノベーション、環境対策装置、UBC またいわゆるクリーンコール技術として挙げられる技術に限定されない、石炭燃焼に伴う幅 広い環境対応ソリューションを我が国が提供できるという点も、海外展開を進める上での武器 として積極的に活用するべきである。例えば、本年秋には水銀に関する国際条約として水俣条 約が締結される予定である。石炭燃焼は水銀の排出源の一つであるが、我が国の排煙処理設備 は世界最高水準にあり、また比較的、高品質の石炭を利用していることから、大気への排出量、 排出割合ともに低レベルにある。条約では各国における更なる排出削減とあわせて、排出抑制 技術を有する国々による排出国への技術的支援が求められている。我が国は優れた排煙処理技 術を有していることに加え、国プロとして水銀の排出挙動や抑制技術の開発研究を推進してき た。これらの技術を活用して海外の石炭利用設備から排出される水銀抑制のための技術支援に ついては、対象国の排出実態調査、我が国保有技術の対象国ニーズに合わせた技術改良、より 簡易で導入がし易い技術の開発に関する支援が必要である。 （14）電力需要拡大国への我が国の高効率石炭火力技術の導入に向けたスキームの構築 我が国は最先端の高効率石炭火力技術を有しており、今後石炭火力発電が増加していくと考 えられるインド、インドネシア、ベトナム等にわが国の石炭火力技術を導入していくことは、 わが国が進めている二国間による CO2 削減に大いに貢献できるので、更に促進していくことが 重要である。 これまでは、コストで中国、韓国等に負けてしまい、わが国の技術が導入されない場合が多 かったが、中国製プラントは建設されても首尾よく運転できずに停止せざるを得ないというよ うな事態が生じたことから、日本製プラントへの見直しがなされ、インドネシアで日本企業が プラント建設及び O&M を受注した。今後このようなケースは増えていくものと思われるので、 CO2 の削減を含めたプロジェクトとして定着することを切望する。 - 112 - また、ベトナムで実施している例であるが、ベトナムでは無煙炭が生産されており、海外に も輸出されている。ベトナム国内ではこれを燃料とする石炭火力が普及しているが、燃焼効率 が悪く効率が低いことが大きな問題となっている。今後ベトナムのエネルギー需要は増加する ことが予想されており、ベトナム政府は、国内の無煙炭だけではエネルギー供給が間に合わず、 海外炭の輸入を視野に入れており、将来は無煙炭と輸入炭の混炭による石炭火力を建設したい と考えている。わが国の企業は、燃えにくい石炭を対象とした特殊バーナ及び燃焼方法を有し ており、その技術をベトナムの混焼石炭火力に適用することにより、燃えにくい無煙炭との混 炭による石炭火力の実現を図っている。このようなケースは、日本企業が保有する高度な技術 を途上国へ適用するものであり、タイドの ODA 事業としての実現が可能となるものと思われる。 したがって、今後他の国においても日本企業のみが持っている技術を適用することで、日本企 業の市場を切り開いていくような政策が望まれる。 また売込方策としては、個別の要素技術ではなく、1 つのシステムとしてパッケージ型に統合 したソリューション提供型の提案が今後の方向性であると考えられる。 石炭火力の場合、発電設備本体のコスト改善はもとより、運用技術、燃料調達、資金手当ま でを含めたパッケージとすることが考えられる。それらを進めるにあたり民間企業では対応の 難しい課題に対しては政府が積極的に関与する必要があると考える。例えば技術面では、設備 使用の技術基準等、相手国における仕様に対し日本仕様が入りやすくなるような働きかけを行 う、入札における審査で保守管理を含めた長期的コストの視点の導入をすすめる、等が考えら れる。また資金面では、客先の信用力に関し、政府保証あるいはそれに類する制度導入を相手 国に働きかける、インドにおける DMIC のような特定目的の二国間資金スキームの構築等、日 本技術を使用することによって有利な資金調達ができる仕組みの働きかけ、等が考えられる。 今後引き続きオールジャパンで連係を強化する態勢づくりを一層進めていく必要があり、それ を加速する施策が望まれる。 （15）国際的地球温暖化対策において石炭火力プロジェクトを実施できる国際スキーム構築へ 二国間クレジット制度のこれまでの検討経緯を見れば、我が国の先端的なクリーンコール技 術を途上国に導入することで世界全体の温暖化ガス排出削減に相当の効果が発揮されてきたと 言えよう。国際的に認められている CDM では国連の認証が必要であるが、その際、CCS は条 件付きで認められたものの、石炭火力が認証対象から除外されていることでこうしたクリーン コール技術の国際展開が認められないという点は現実的に大きな機会損失である。二国間クレ ジットはそうした問題を克服することに寄与しているが、残念ながら現状ではこの二国間クレ ジット制度で実現した排出削減クレジットは日本の排出削減分として国際的に認められるよう になっていない。排出権取引の拡大と合わせて、二国間クレジット制度の国際的な認知向上に 一層注力していくべきである。 （16）我が国の石炭利用に関わる人材育成支援の更なる拡充を オイルショック以降の 1980 年代から我が国では石炭火力が本格的に導入され、一般産業に おいてもボイラの燃料が石油から石炭へ転換されてきた。その間、産官学での石炭利用技術の 開発などを通じて人材の育成が進められてきたが、2000 年代以降はその動きは縮小され、学の 研究者は同じ固形燃料分野であるバイオマスの利用へ移行し、産では多くの人材が定年を迎え ることになった。石炭は今後も我が国の重要なエネルギーの一つであるとともに、海外での事 業拡大を可能とするものであり重要である。その実現には人材育成が必須であり、今後の利用 が期待される低品位炭はその格好の題材といえる。 - 113 - 付録 委員会活動概要 A1 委員会 A1.1 調査体制 本調査は委員会名簿に示す通り、九州大学堀井准教授を委員長として、石炭関連業界より、金 融、商社、調査機関、石炭ユーザー（電力、鉄鋼）、メーカーと上流から下流まで幅広く専門家 に委員を選出し、議論を重ねた。 A1.2 委員会日程及び討議内容 委員会は以下に示す通り平成 24 年 4 月より平成 25 年 3 月まで、計 6 回実施。 第 1 回委員会 日時：平成 24 年 4 月 25 日（月） 10:00～12:00 場所：(一財)石炭エネルギーセンター 大会議室 議題：１．委員長挨拶 九州大学大学院経済学大学院 堀井 伸浩 准教授 ２．本年度の進め方討議 年間計画 ① 7 つの潮流及び国・企業動向のフォロー ② 日本にとって進むべき課題の掘下げ ・低品質炭 ・プラント輸出戦略 ・他課題の整理 ③ 震災後のエネルギー基本計画見直しに伴う石炭政策への対応 氏 第 2 回委員会 日時：平成 24 年 6 月 22 日（金） 15:00～18:00 場所：(一財)石炭エネルギーセンター 大会議室 議題：１．講演 （１）低品質炭の利用と課題 中部電力（株） 大槻委員 （２）インフラ・システム輸出の事例と課題 丸紅（株） 名取委員 ２．委員会討議：石炭の重要性に関する検討課題 第 3 回委員会 日時：平成 24 年 8 月 3 日（金） 15:00～17:30 場所：(一財)石炭エネルギーセンター 会議室 A（9 階） 議題：1. 講演 （１）インフラ・システム輸出の現状と課題 株式会社国際協力銀行 ２．委員会討議：石炭の重要性に関する検討課題 第 4 回委員会 日時：平成 24 年 10 月 26 日（水）14:30～17:00 場所：(一財)石炭エネルギーセンター 大会議室 議題：１．講演 （１）エネルギー基本計画見直しと石炭の位置づけについて 資源エネルギー庁資源・燃料部石炭課 ２．委員会討議 - 114 - 佐藤大心 氏 山田哲也 氏 第 5 回委員会 日時：平成 24 年 12 月 13 日（木）9:30～12:00 場所：(一財)石炭エネルギーセンター 大会議室 議題：１．講演 （１）エネルギーアウトルック 2012 と石炭の位置づけ 日本エネルギー経済研究所 佐川篤男 氏 ２．委員会討議 今年度の報告書のまとめ方について エグゼクティブサマリーおよび目次案の討議 第 6 回委員会 日時：平成 25 年 3 月 15 日（金）13:00～15:00 場所：(一財)石炭エネルギーセンター 大会議室 議題：１．委員会討議 今年度報告書案の討議 付録 2 国別動向 A2 主要産炭国の動向 平成 22 年度石炭産業構造調査により収集した情報を基に、統計データ等改訂されたものに ついては更新し、新たに国別情報として纏めた。纏めに当たっては、(1)一般情報、(6)石炭需給、 エネルギー比率、(3)エネルギー・環境政策、(4)石炭関連産業情報、(5)石炭プロジェクト、(6) インフラ整備状況、(7)トピックス（日本企業の主要な展開等を含む）、(8)トレンド、構造変化 等、の項目とした。また取り上げた主要国は、(1)オーストラリア、(2)中国、(3)インドネシア、 (4)ベトナム、(5)インド、(6)モンゴル、(7)米国、(8)カナダ（総括表では北中南米とする）、(9) コロンビア（総括表では北中南米とする）、(10)ロシア、(11)EU、(12)南アフリカ、(13)モザン ビークである。 纏めに当たっては縦軸に国/地域、横軸に分野をとり、その国地域で何が起こっているか、俯 瞰できるようにした。 A2.1 オーストラリア A2.2 中国 A2.3 インドネシア A2.4 ベトナム A2.5 インド A2.6 モンゴル A2.7 米国 A2.8 カナダ（総括表では北中南米とする A2.9 コロンビア（総括表では北中南米とする ） A2.10 ロシア A2.11 EU A2.12 南アフリカ A2.13 モザンビーク - 115 - 国別シート A2.1. オーストラリア 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） ＧＤＰ （億米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ／人 （米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ成長率(%、2010‐2011) 2,262 12,355 55,590 1.9 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 300 325 335 353 345 全体 褐炭 輸出 Mトン 231 252 259 298 285 764 輸入 Mトン 0 0 0 0 0 国内消費 Mトン 69 79 78 63 71 一次エネルギー Mtoe 118 124 126 118 123 石炭比率 Mtoe 53 51 52 43 50 石炭比率 % 45% 41% 41% 37% 40% 発電量_石炭火力比率 % 76.8% 77.9% 68% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 3．エネルギー・環境政策 ・政策立案、法制度の管理、気候変動問題等は、資源エネルギー観光省（DRET）が担当。 ・エネルギー政策の基本目標を「繁栄（prosperity）」、「安定（security）」、「持続性（sustainability）。 ・2011年7月、新しい炭素税（将来二酸化炭素排出量取引に移行）の導入が提案され,同年11月に可決された。 加えて新資源税法案（MRRT）が2012年3月に可決、同年7月1日から施行された。 炭素税：2012/13年23豪ドル/ﾄﾝ、2013/14年24.15豪ドル/ﾄﾝ、2014/15年25.4豪ドル/ﾄﾝ、2015年7月以降変動価格 MRRT：税率30%、課税は鉱山出口、課税所得は費用控除後坑口価値から算定。鉱業会から厳しい批判 ・CO2 の排出量削減目標を、2020年までに2000年比5～15％以下、 2050年までに2000年比60％以下とコミット（条件付き）。 4．石炭関連産業情報 ・上位5社の石炭生産シェア62％、10社で86%と集約化される傾向にある。 ・作今需要の拡大が予測されている中国やインドの会社による炭鉱買収の動きが活発化。 ・Peabodyは1993年から2001年まで豪州の石炭事業に参入していたが、この年を最後に一旦、豪州の 石炭事業から撤退した。しかし、2004年に再び、豪州の石炭事業へ参入 5．石炭プロジェクト ・既存炭鉱の拡張計画45件と新規炭鉱の開発計画35件、計80件をリストアップしており、これらにより 追加される生産能力は4.7億トン/年（拡張計画：1.9億トン/年、新規計画2.8億トン/年）を上回る。 ・NSW州では30件のプロジェクトがリストアップされており、1.5億トン/年の生産能力の追加が見込まれる。 ・QLD州のプロジェクト件数は49件に及び、追加される生産能力は3.2億トン/年が見込まれる。 なお、西オーストラリア州では1件のプロジェクトが計画されており、200万トン/年の生産能力が見込まれている。 ・褐炭は大部分がビクトリア州のラトロブバレー地区に賦存。 6．インフラ整備状況 ・NSW州で7件とQLD州で15件、計22件の石炭関連インフラの整備プロジェクトをリストアップしている。 これらの中には、公営企業だけでなく、民間企業のみで実施されるプロジェクトも含まれている。 7．トピックス ・豪州総発電力量（2,610億ｋWh/2008/9）中、石炭火力 54.9％,褐炭火力21.8％で合計76.7％が石炭系火力。 ・褐炭発電所は、VIC州（650万KW）、SA州（80万KW）のみ。 ・中国資本の豪州での買収投資は2005年の1億8,600万ドル（約151億円）から2010年10月までに50億ドルに拡大。 ・豪州での買収投資規模が最も大きな国はカナダで、104億ドル相当、米国の103億ドルがそれに続く。 ・CCS 小規模：Otwayプロジェクト、PCC Pilots、中規模：Callide-A酸素燃焼プロジェクト、 大規模：WandoanのIGCC＋CCSプロジェクト 8．トレンド、構造変化等 ・石炭資源４メージャーズの対政府、業界内、石炭市場での影響力は継続して大きい。 ・中国、インド、タイ、ヴァーレ（伯）、Peabody（米）等の権益取得活動の活発化。 ・高販売価格に起因する、増税攻勢（2012.7月から資源税加えて、炭素税導入）。 価格競争力、投資意欲の維持が可能と考えられる。 - 116 - 393 国別シート A2 .2 中国 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） ＧＤＰ （億米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ／人 （米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ成長率(%、2011) 130,000 74,806 4,382 9.2 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 2159 2734 2971 3162 3471 全体 褐炭 輸出 Mトン 72 47 23 20 13 1145 輸入 Mトン 26 40 126 177 191 国内消費 Mトン 1554 2030 2187 2517 2627 一次エネルギー Mtoe 1692 2080 2188 2432 2613 石炭使用量 Mtoe 1096 1406 1557 1714 1839 石炭比率 % 65% 68% 71% 70% 70% 発電量_石炭火力比率 % 79.0% 78.8% 76% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 3．エネルギー・環境政策 ・2011～2015年を対象とした第十二次五ヵ年計画が策定され、2012年3月に発表 一次計画期間よりも生産量の増加率をやや抑制する方向で目標が立てられている 企業の再編・大型化、インフラ建設、炭鉱メタンガス積極的回収利用 石炭生産量32.4億トン→39億トン（能力41億トン） 機械化採炭率68%→75%、 企業規模：1億トン級10社、5,000万トン級10社、計20社で生産シェア60%。企業数4,000社以内 523 4．石炭関連産業情報 ・中国は石炭生産企業の集約化・大型化を進めているが、2011年も引き続きその傾向が数値にも表れている。 神華集団が2011年も売上高第一位であり、売上高は約2,803億元と前年比27%以上の大幅増となった。 2位以下の企業も確実に売上を伸ばしている。平煤神馬能源化工集団は2010年の5位から2011年は11位 となり上位10社から外れてしまっているが、売上高自体は2011年約1,192億元であり2010年よりも増加している。 2011年に売上高1,000億元以上を達成したのは14社であり、2010年の6社の倍以上になった。 ・発電電力量は2012年には4.98兆kWh、前年同期比5.22%増となり、うち、火力発電は39,108億kWhで、 同比0.3%増、総発電量の78.6%を占める。 新規発電容量は8,020万kWで、うち火力発電は5,065万kW 5．石炭プロジェクト 2 ・13の石炭生産基地建設計画は14の省・区、総面積10.34万km に及び、98の主要鉱区（炭田）を設定している。 これら98鉱区の総石炭埋蔵量は8,526億トン、全国の石炭埋蔵量の85％を占めている。 ・大型石炭生産基地内では｢1鉱区1開発主体｣の原則に則って、開発対象となる石炭資源の広がりを分散 させないで大規模開発を行ない、関連産業（発電、石炭化学工業、セメントなど）を誘致、育成することで、 上流と下流の連携を深め、産業の統合、集約化を図る。 6．インフラ整備状況 ・内陸部の石炭を輸送するインフラ建設が急務。十二五計画でも内蒙古をはじめとする内陸部の鉄道建設を重視 ・中国の石炭輸出は7つの主要港（北方7港と呼ばれる）を中心に行われている。 ・鉄道路線には基幹ルートとして「八縦八横」と呼ばれる鉄道路線がある。 「八縦」とは①京哈線、②沿海鉄道、③京滬線、④京九線、⑤京広線、⑥大湛線、⑦包柳線、⑧蘭昆線を、 「八横」とは①京蘭線、②煤運北通道、③煤運南通道、④陸橋線、⑤寧西線、⑥沿江通道、 ⑦滬昆線、⑧西南出海通道を指す。煤運北通道と煤運南通道は石炭専用鉄道である。 7．トピックス ・2013年2月に中国環境観測センターが発表した「全国74都市の1月の大気汚染状況」によれば、PM2.5は、 基準超過の平均比率が68.9%で、日平均の最大値は766μg/m3、基準を9.2倍上回り、月平均濃度は130μg/m3、 最大値は336μg/m3であった。 ・2012年の経済成長率は前年比7.8%であり、13年ぶりに8%を下回った ・石炭火力発電に関するプロジェクトとして天津IGCC（GreenGen）プロジェクトがあるが、2012年12月13日に発電設備が正式に稼 働した、と人民日報が報じている。計画より1年以上遅れての稼働となった。 ・J-POWER、三井物産、日本政策投資銀行が出資して建設していた広西壮族自治区の賀州石炭火力発電所（USC）の1号機 （104.5万kW）が2012年8月に、2号機（104.5万kW）が11月に運転を開始した。 8．トレンド、構造変化等 ・高まるエネルギー需要のため、海外炭権益確保の志向が強い。また石炭大手は下流分野への進出も目論む。 ・石炭価格は市場価格と国内電力向け価格の乖離から、海外炭需要が高まり、電力大手は海外炭確保に走る。 ・石炭産地の大規模集約化に伴い、生産地の西・北へシフトが強まる。また産業の集約化も同時に図られる。 ・山西省、陝西省、内モンゴルからの石炭輸送鉄道、港湾等、輸送インフラの整備が急務。 ・国内需要増への対応と環境規制の取り組みが顕在化する。 - 117 - 国別シート A2.3 インドネシア 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） ＧＤＰ （億米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ／人 （米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ成長率(%、2011) 23,800 8,466 3,543 6.5 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 144 235 263 336 376 全体 褐炭 輸出 Mトン 108 203 230 287 309 55 40 輸入 Mトン 0 0 0 0 0 国内消費 Mトン 33 37 44 54 63 一次エネルギー Mtoe 121 124 132 140 148 石炭使用量 Mtoe 24 30 35 39 44 石炭比率 % 20% 24% 26% 28% 30% 発電量_石炭火力比率 % 41.1% 41.8% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 3．エネルギー・環境政策 ・第1次クラッシュプログラム 2006 年大統領令71 号に基づき、発電における石油依存を減少させるため、低品位炭を利用して、 石炭火力発電を推進するこ とを目的としたプログラム。当初は10,000ＭＷの石炭火力発電所を2009 年までに建設する計画であったが、建設工事の遅れや資 金調達の問題等から大きく遅れており、現在、2014年までの計画に変更されている。 ・第2次クラッシュプログラム 電源開発規模は第1 次クラッシュプログラムと同様に10,000MW であるが、再生可能エネルギーの導入に重点を置くこととし、地熱 や水力の開発を進めることとなっている。しかし、石炭火力発電も発電コストや開発規模の面から重要な電源であることから、石炭 火力発電も第2次クラッシュプログラム全体の34%を占めている。 4．石炭関連産業情報 ・2003年10月に、PT. BUMI Resources Tbk.（BUMI）が、KPCの全株式をBUMIの持株会社である Sangatta Holdings Limited（SHL）とKalimantan Coal Limited（KCL）を通して取得。 ・2007年に、BUMIはKPCの株式の30％をインドのTata Powerに売却した。これによりKPCの株式をBUMIが65％、 Tata Powerが30％、PT Kutai Timur Energiが5％保有。 5．石炭プロジェクト ・Maruwaiプロジェクトは中央カリマンタン州と東カリマンタン州にまたがる大規模な未開発原料炭鉱区を開発し、 同鉱区で生産した強粘結炭などを日本、韓国、インドなどに輸出。 ・BHP Billiton はMaruwaiプロジェクトの第1段階として、約1億USDを投じてHaju露天掘鉱区を開発→中止 ・BHP BillitonとAdaro EnergyのJ/Vがインドネシア政府により承認されたことで、 Maruwaiプロジェクトが一気に進展する可能性。 6．インフラ整備状況 ・河川を利用したバージ輸送が主流で、鉄道輸送はスマトラの一部の炭鉱に限定される。 ・バージに積み込まれた石炭は外洋まで運搬され、沖合積替ポイントにて石炭輸送船へ積み込まれる。 ・PTBAからTarahan港まで410km、また、Kertapati港まで161kmの鉄道が敷設されている。新規に山元からRampunまでの280km とTanjung Api Apiまでの270kmの鉄道建設が計画されている。 7．トピックス 炭鉱への投資 ・2012年7月2日、三井松島産業がPT Gerbang Daya Mandiriの株式を30%取得した。 ・2012年11月8日、出光興産がPT Baradinamika Muda Suksesの株式を3%取得した。 石炭火力発電所 ・2012年6月、三菱重工などが受注したインドネシア初の超臨界圧火力発電所（東部ジャワ・Paiton）が竣工した。 ・2012年10月、丸紅が参加している西部ジャワ・Cirebonの超臨界圧石炭火力発電所が完成した。 ・2012年2月、中部ジャワ・Tanjung Jati拡張工事（住友商事、東芝、三菱重工、三井造船）が完了した。 ・2012年12月、PT Antamからスラウェシ島において循環流動層ボイラを採用した石炭火力発電設備建設事業を受注した。 8．トレンド、構造変化等 ・豪州に次ぐ石炭輸出国であるが、国内需要の増加及びそれに対応する国内市場供給義務のため、 今後の輸出余力は少なくなると見られる。 ・発電需要も高いがクラッシュプログラム達成率の低さから今後どのように電力供給能力を上げるかが課題。 ・6つの経済回廊を中心とした経済特区にビジネスチャンスあり。 - 118 - 国別シート A2 .4 ベトナム 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） ＧＤＰ （億米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ／人 （米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ成長率(%、2010) 8,880 1,227 1,374 5.9 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2010 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 32 39 44 45 45 全体 褐炭 輸出 Mトン 14 19 25 22 24 1.5 輸入 Mトン 0 1 1 1 1 国内消費 Mトン 15 20 22 23 21 一次エネルギー Mtoe 30 37 42 44 46 石炭使用量 Mtoe 14 14 15 石炭比率 % 33% 31% 33% 発電量_石炭火力比率 % 20.8% 18.0% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 3．エネルギー・環境政策 「ベトナム石炭部門の2015年までの開発基本計画と2025年までの方針」よりも少なくなる見込みである。の したがって石炭需給バランス、特に電力開発基本計画（紅河デルタ炭田を除く）の基本ケースでは 発電部門への石炭が不足する見通しであり、南部における石炭火力発電プロジェクトに対しては 電力用炭を輸入することになり、その量は2,500万トン（2015年）、6,600万トン（2020年）、 1億2,600万トン（2025年）と予測されており、これより多いケースでは不足はより深刻となる。 この不足分はインドネシアやオーストラリアから輸入することが計画されている。 4．石炭関連産業情報 ・石炭生産のほとんどは、ベトナム石炭鉱物産業集団（VINACOMIN）が請け負っている。保有する石炭鉱業は 23社に上り、2011年の生産量（原炭）は、48.2百万 トンであった。 石炭輸出は2007年の24.8百万トンから2011年は17百万トンへ減少しており、今後も減少する予定。 5．石炭プロジェクト ・紅河デルタ地区の亜瀝青炭開発。（フンエン（HungYen）、タイビン（Thai Binh））：378億トン（亜瀝青炭）。 6．インフラ整備状況 ・石炭積出し港湾については、UongBi – Mao Khe地区には川幅の小さいBen Can港・Dien Cong港があり、 数百トンのバージが入港可能 ・Hon Gai地区にはNam Cau Trang港があり1,000トンサイズのバージが入港可能 ・Cam Phaには、国内最大のCua Ong港がある。数万トン級の船が入港可能であり直接海外へ輸出 ・2030年まで各地区の港の改造や新設計画が多くあり、その計画は2015年、2020年、2030年までの 3期間に分割されている 7．トピックス 日本からは以下の協力事業を推進中。 ・無煙炭と輸入炭の混焼による高効率発電試験において顕著な効果が認められ、今後の実機導入が期待されている。 ・高効率火力発電（超臨界圧、超々臨界圧、IGCC）等の分野での技術研修・技術交流。 企業の進出動向 ・株式会社東芝と双日株式会社は、韓国の大林産業と共同で紅河デルタ地方タイビン省における 「タイビン2石炭火力発電所プロジェクト」をPVNの子会社であるペトロベトナム建設から受注した。同案件は ペトロベトナムの抱える発電プロジェクトの中でも最大級の1,200MW（600MW×2基）の石炭火力発電所 プロジェクトであり、東芝と双日は蒸気タービン発電機の供給部分を担う。 8．トレンド、構造変化等 ・国内電力需要の増加に伴い石炭火力発電増設が計画されているが、それに伴う燃料炭が不足、 2015年で25Mﾄﾝ輸入必要。一方輸入炭との価格差から発電コスト引き上げ要因となる懸念あり。特に南部で顕著。 ・今後の電力需要は急激に伸び、2030年には、2010年に対して電力需要が7.0倍、発電電力量および 最大電力が6.9倍になると予測されている。 - 119 - 0 国別シート A2 .5 インド 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） ＧＤＰ （億米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ／人 （米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ成長率(%、2011) 121,000 18,480 1,410 6.5 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 404 489 526 537 580 全体 褐炭 輸出 Mトン 2 2 3 2 4 606.00 輸入 Mトン 37 60 73 90 106 国内消費 Mトン 461 526 579 619 687 一次エネルギー Mtoe 364 445 480 524 559 石炭使用量 Mtoe 222 231 251 278 296 石炭比率 % 61% 52% 52% 53% 53% 発電量_石炭火力比率 % 68.6% 68.6% 67% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 3．エネルギー・環境政策 ・各エネルギーを担当する省･庁（石油・天然ガス省、石炭省、電力省、再生可能エネルギー省、原子力庁） から出された政策方針は、計画委員会で調整･統合された後、総合エネルギー政策として国家経済基本政策 の基本である「5ヵ年計画」に織り込まれる。2012年4月-2017年3月が第12次5ヶ年期間 ・石炭生産は、公営企業であるCIL（Coal India Limited）やSCCL（Singareri Collieries Company Limited）中心。 ・インドの石炭は灰分含有率が40％前後と高いため、山元から1,000km以上離れた石炭火力発電所、 危機的な環境汚染地域に位置する石炭火力発電所、都市部や環境保護指定区域に位置する発電所において、 灰分34％以下の精炭（選炭済み石炭）または混炭した石炭の利用。 ・2007年のエネルギー関連のCO2 排出量は13.2億トンである。また、2007年時点で石炭からのCO2 排出量 はインド全体の排出量の67.6％。 4．石炭関連産業情報 ・生産量の75%がCIL（Coal India Limited）によるもので、次いで9%がSCCL （Singareni Collieries Company Limited）による。 ・褐炭は石炭生産量の7.4%を占めるにすぎないが、その中では57%をNLC（Neiveli Lignite Company Limited）が、 40%をGMDCL（Gujarat Mineral Development Corporation Limited）が占めている。 ・近年の生産の伸びは主に一般炭の増産による。 ・石炭輸入は、その主要用途である電力需要の伸びに比例して伸びている。 ・一般炭の品質は増産対策のため年々低下傾向にあり、発電量不足の一因にもなっている。 ・14の州の埋蔵量が報告されているが、そのうちJharkhand州、Orissa州、West Bengal州、Chhattisgarh州、 Andhra Pradesh州、Madhya Pradesh州、Maharashtra州の7州に集中。 特に原料炭は、Jharkｈand州に集中している。 5．石炭プロジェクト 6．インフラ整備状況 ・電力需要に対し供給が不足、年間発電量で8.0％、最大電力で10.6％の電力が不足。 発電所への石炭供給不足は、鉄道輸送能力不足より供給力不足が大きな要因となっていきた。 ・インド南部の石炭火力発電所とセメント工場を含む消費者への石炭輸送は、鉄道＋沿海輸送による。 ・国内転送の中継基地としては、Haldia港、Paradip港、およびVisakhapatnam港など。 7．トピックス ・現在、インド全土で38ヶ所の地域がCritical Polluted Areaに指定されており、公害防止に向けた当該地域の Action Planが中央政府に認可されない限り工場の新設・拡張が制限されている。 ・国内炭では増加する石炭需要を充足出来ず、2009年は6,774万トンを輸入した。IEAの統計では 2011年に1億トンを超えたと見られる。また12次5ヶ年計画期間最終年には2億トンまで増加する予測。 ・石炭は一次エネルギー消費の53％を占め 、電力の67％を石炭火力が占めている。 ・政府は「ウルトラメガパワープロジェクト」で400万kW石炭火力発電所を16箇所建設する計画を促進。 運転中が2ヶ所によどまっており、その要因は用水及び燃料石炭調達の目途が立たないことにある。 ・2017年までの間に75GW の火力発電新設が計画されているが、これに伴う石炭需要増加量は 約 3億7,500万トンに増加する見込み。 8．トレンド、構造変化等 ・12次５ヶ年計画では、石炭火力がエネルギー供給の主力となり、CILは石炭供給のため、2017年度で約2億トンの 一般炭輸入をしなければならない見通し。ただし、電力が独自に石炭調達に走る可能性あり。 ・石炭不足の対応の為に発電会社は積極的に海外炭との混炭に乗り出しており、その技術的対応が注目されている。 ・鉄鋼用原料炭は今後確実に不足するとみられ、海外原料炭権益確保が急務。 ・電力は環境規制からその稼働が危ぶまれるケースが出てきている。 - 120 - 45 A2.6 モンゴル 国別シート 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） ＧＤＰ 281 （億米ﾄﾞﾙ） 85.58 ＧＤＰ／人 （米ﾄﾞﾙ） 2,562 経済成長率NSC(%、2011) 17.3 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 8 10 14 25 31 全体 褐炭 輸出 Mトン 2.1 4.0 7.0 17.4 22.0 1.5 0 輸入 Mトン 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 国内消費 Mトン 0.2 0.1 0.1 一次エネルギー Mtoe 石炭使用量 Mtoe 石炭比率 % 発電量_石炭火力比率 % 96.1% 96.4% 出所：IEA；Coal Information 2012 3．エネルギー・環境政策 ・資源開発に関する法律として鉱物資源法があり、1997年に制定され、2006年に改定された。2011年にはロイヤルティに関する条 文が改正され、原炭、精炭、セミコークス、コークスについて各々市場価格別にロイヤルティが定められている。 ・外国投資に関する法律として、1991年に外国投資法が施行され、改正を行いながら外国投資を促進してきたが、2012年4月に中 国アルミニウム社がSouthGobi Resources社を買収することに端を発して、「戦略的重要分野における事業体への外国投資を規制 する法律」が制定された。同法によると、33 %以上の権益を取得する場合には政府承認が必要になり、49 %以上または投資額が 1,000億 Tgを超える場合は国会の承認も必要になる。 4．石炭関連産業情報 ・Baganuur区域： ウランバートルの110km東に位置し、1978年以来、国（75%）と民間資本で採掘されている。 Baganuur炭鉱からは鉄道により首都ウランバートルの発電所に石炭が運搬。 ・Shivee-Ovoo（シビーオボ）炭鉱： 年間120万トンの石炭を採掘している露天炭鉱で、生産された 石炭のほとんどは貨車によってウランバートルまで運搬。 ・Nariin Sukhait区域： 現在モンゴルで採掘される約40の石炭鉱床の1つ。現在の石炭生産は約100万トン。 5．石炭プロジェクト ・Alagtogoo及びKhoot区域： ウランバートルの南約300kmにそれぞれ位置する。両区域は Mongolyn Alt（MAK）社が採掘権と探査権を一部有する。この区域に存在するShivee-Ovoo炭鉱は 日本援助で開発。 2 ・Tavan Tolgoi区域： 本石炭区域は、その賦存域が広大（90km ）でかつ高品質の石炭を有する。 本区域は、ウランバートルの南560km、およびダランザドガドの90km東に位置している。 石炭を介在する後期ペルム紀（二畳紀）の地層は、向斜中央で厚さ最大965mであり、石炭層の厚さは 163mである。埋蔵量は65億トンが報告されており、世界でも有数の良質な原料炭、一般炭が賦存。 6．インフラ整備状況 ・国有会社のモンゴル鉄道は、鉄道輸送計画に基づき、役1,800 kmに及ぶ国内鉄道網建設を行っている。重要度順にPhase Ⅰ、 Ⅱ、Ⅲに分けられており、PhaseⅠ、Ⅱの鉄道敷設により年間6,600万トンの石炭輸送が可能となる見こみ。 ・道路について、現時点で舗装されているのはUlaanbaatarを中心とした地域がほとんどであり、地方では多くの道路が未舗装であ る。南ゴビ地域では生産量が急増し、中国へ輸出するために多くのトラックが走っているが、未舗装道路が多いために遊牧民、家 畜、牧草などへの環境被害が問題となっている。 7．トピックス ・2012年6月に行われた総選挙において、政権が民主党へ交代した。 日本との関わり ・2012年JICA石炭利用マスタープラン調査、低炭素・資源循環型炭鉱地域形成（エココールタウン）マスタープラン 等、関連調査が多い。 8．トレンド、構造変化等 ・Tavan Tolgoi区域：新鉱物資源法では権益は条件付きで国家保有となる（最大５０％） ・インフラ整備が課題。 ロシアルート：シベリア鉄道の利用だが中国ルートより長距離。 中国ルート：トラック＆鉄道、国境での積み替えが課題 ・ウランバートルでは大気汚染問題顕在化。 - 121 - 国別シート A2.7 米国 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） ＧＤＰ （億米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ／人 （米ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ成長率(%、2011) 30,875 15,940 48,387 -0.8 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 962 1007 919 932 991 全体 褐炭 輸出 Mトン 45 74 53 74 97 2,372 輸入 Mトン 27 31 20 17 12 国内消費 Mトン 1030 1022 918 950 925 一次エネルギー Mtoe 2351 2320 2204 2286 2373 石炭使用量 Mtoe 574 565 496 525 502 石炭比率 % 24% 24% 23% 23% 21% 発電量_石炭火力比率 % 48.8% 45.2% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 3．エネルギー・環境政策 ・2011年の一次エネルギー消費量は97.301 Quardrillion Btu。石油消費が最も多く36%り、天然ガス26%、 石炭20%。2011年の発電量は4,105.7 Billion kWh、石炭火力が42%。ただし、近年は石炭の占める比率が低下 しており、シェールガス生産の急増により天然ガスの占める割合が大きく上昇。 ・オバマ政権では産業部門に対する総量規制も含めた気候変動対策の導入、気候変動対策および米国産業の 技術革新、雇用創出、成長にも資すると期待される再生可能エネルギー利用や省エネの推進。 ・石炭を基幹電源として利用し続けていく方針では一致しており、官民協力に基づくCCSの商業化や、石炭火力 発電所へのGHG排出基準導入等を掲げている。2009年10月S.Chuエネルギー省長官が既存石炭火力発電所 での商業規模CCSに対し最大5,500万USDの拠出を行なうことを発表。 4．石炭関連産業情報 ・2012年の米国の石炭生産量は9億2,200万トンで中国に次いで世界第2位であり、発電用の一般炭が多く を占めている。その9割は電力用であり、一般炭生産の中心はワイオミング州からモンタナ州に広がる パウダーリバー炭田（PRB）であり、2012年は全国生産量の41%に相当する3億8,017万トンを生産。 ・2011年における米国の主要石炭生産会社のEIAのデータでは、上位10社で生産量全体の72.4%を占めている。 その他の中小生産会社による生産量は27.6%。なお2011年の米国全体の石炭生産量は約9億9,394万トン であり、最大手のPeabody Energy Corp 1社で18.5%、上位3社で43.7%を占めている。 5．石炭プロジェクト 6．インフラ整備状況 ・米国Powder River Basinで生産される石炭の大半は、Burlington Northern-Santa Fe Railway（BNSF）と Union Pacific Railroad（UP）により北米の石炭消費地へ運ばれる。また、同石炭を太平洋市場へ輸出する ためにはVancouver港のWestshore Terminalsが利用されている。 ・米国ワシントン州Longview（シアトルの南216km）における石炭輸出施設建設計画が、海岸開発の許可で 論議を呼んでいる。 ・豪州Ambre Energyの子会社Millennium Bulk Logisticsに対し、中国向けPRB（Powder River Basin）炭を 年間570万トン輸出する港湾施設の建設許可を郡が認可。 7．トピックス CCS ・運転中のプロジェクトは世界で8件、そのうち、カナダ・米国で1件、米国が4件。なお建設段階（Execute stage）の プロジェクとは6件あり、そのうち米国で3件となっている。米国ではEORが多い。 ・米国ではCarbon Sequestration Programとして、DOEが中心になってCCS開発を推進。DOEでは 効率向上、コスト低減、低炭素化、CCSの4つのキーワードの下に、 既設石炭火力：効率改善ならびにCO2分離回収設備の追加、新設火力：高効率微粉炭火力ならびにIGCC のプロジェクトを推進中。 8．トレンド、構造変化等 ・米国ではシェールガス革命の影響で、石炭需要は減少してきており、そのために輸出量が増加している。 各地域への米国炭の輸出では特にEUとアジアへの輸出量増加が大きくなっている。 ・米国PRB炭は国内のシェールガスの台頭により、価格が低下傾向にある。一方、太平洋市場においては インドネシア亜瀝青炭が比較的高価格で取引されていることから、PRB炭を米国西岸から太平洋市場向けに 出荷しようとの動きがある。 - 122 - 1288 国別シート A2.8 カナダ 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） ＧＤＰ （億加ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ／人 （加ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ成長率(%、2011) 3,476 17,361 45,560 2.5 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 68 68 63 62 67 全体 褐炭 輸出 Mトン 28 32 28 33 34 66 輸入 Mトン 14 11 8 9 9 国内消費 Mトン 41 39 33 32 43 一次エネルギー Mtoe 325 327 313 317 330 石炭使用量 Mtoe 33 33 23 23 22 石炭比率 % 10% 10% 7% 7% 7% 発電量_石炭火力比率 % 17.2% 15.2% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 3．エネルギー・環境政策 ・カナダ政府は、2020年までに地球温暖化ガスを2005年比で17％削減することを目標としており、石炭火力からは375トン CO2/GWh以下を達成するよう提案している。 31 ・カナダ連邦政府及び州政府は、その目標を達成するための技術の開発とその適用化に焦点を当て、2008年から約110億ドルの投 資をし、クリーンエネルギー技術の開発、実証及び商業化プロジェクトを推進している。 4．石炭関連産業情報 ・石炭関連産業として、石炭産業のほか、鉄道輸送、積出港、装置設備供給企業、 探査・エンジニアリング企業があり、業界の取りまとめ役としてカナダ石炭協会がある。 5．石炭プロジェクト ・州当局に提出されている原料炭開発計画は7件である。そのうち1件は2000年から休止していた原料炭炭鉱を再開するものであ る。計画されている炭鉱で生産された原料炭はすべて輸出される予定。 6．インフラ整備状況 ・カナダではCanadian NationalとCanadian Pacificの2つの国有鉄道によって石炭輸送を行っている。港から出荷される石炭の80%は バンクーバー港とプリンスルパートに位置するブリティッシュコロンビア港が使われている。 7．トピックス ・2012年3月14日、JX日鉱日石エネルギーがXstrataからスクンカ・ススカ鉱区の25%の権益及び日本向け販売権を取得した。950万 トン/ 年の生産が見込まれている。 CCS ・GCCSIのデータではカナダのCCSについて、運転中1件（Weyburn）、評価・検討中7件の合計8件が示されている。 アルバータ州でTransAlta社とEnbridge社が推進する450MW石炭火力発電所からCO2 を回収（3,000t/d）、 80kmパイプライン輸送して、帯水層に貯留するPioneerプロジェクト(投資総額17億CAD)があり、 GCCSIが500万AUDの支援を決定した。Pioneerプロジェクトは、現在3,000万カナダドルでFEEDを実施中。 ・サスカチワン州SaskPower社のバウンダリーダム石炭火力発電所で計画されていたCCS大型実証プロジェクト （CO2 回収3,000t/d）は延期が決定。 8．トレンド、構造変化等 ・石炭生産は増産しても80Mﾄﾝまで、国内消費は微減して50Mﾄﾝ弱、同時に米国からの輸入もあり、 輸出用は35Mﾄﾝで安定するものとみられる。 ・東西の大陸横断よりも南北の米加間取引が経済性があるため、今後ともに石炭・電力ともに両国の関係は堅持 される一方太平洋沿岸から輸出される原料炭はアジア市場向けが主力で今後も傾向は変わらない。 - 123 - 国別シート A2 .9 コロンビア 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） ＧＮＩ （億米ﾄﾞﾙ） ＧＮＩ／人 （米ﾄﾞﾙ） 経済成長率(%、2011) 4,630 2,849 6,070 5.9 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 59 74 73 74 84 全体 褐炭 輸出 Mトン 56 74 70 69 76 67 輸入 Mトン 0 0 0 0 0 国内消費 Mトン 5 5 6 7 8 一次エネルギー Mtoe 28 31 32 32 35 石炭使用量 Mtoe 2 2 4 4 4 石炭比率 % 8% 7% 12% 12% 12% 発電量_石炭火力比率 % 5.2% 7.3% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 3．エネルギー・環境政策 ・石炭政策は、輸出促進と民営化の推進に重点がおかれているが、期限付きの探査・鉱業権賦与や 国内供給優先を規定して資源ナショナリズムが顕在化している。資源開発では事前承認以外に 外資規制はなく、外資導入を促進。 4．石炭関連産業情報 ・南米最大・世界11位の石炭生産国であり、一般炭中心に8,378万トン（2011年）生産している。 石炭輸出量は7,553万トン（2011年）で世界5位。 ・石炭は、セレホン（Cerrejon）炭田に代表される北部グアヒラ（Guajira）半島に賦存している。 大部分が低灰分で硫黄分1％以下の良質瀝青炭。一部で原料炭も産出するが、 殆どが一般炭として北米・欧州向けに輸出。 ・炭鉱は6鉱ある。最大の炭鉱はセレホン露天掘で、グアヒラ半島Guasareに位置し、 BHP Billiton, Anglo American, Xstrata が3分の1ずつ保有。 5．石炭プロジェクト ・2011年8月18日、BHP Billiton, Anglo American, Xstrata の三社はそれぞれ4.37億ドルずつ拠出し 総事業費13.11億ドルをかけてCerrejon炭鉱の拡張工事を行うと発表。工事は2013年に完了予定で、 2015年にはこれまでの生産能力32百万トンから40百万トンへ拡大される見込み。 6．インフラ整備状況 ・2007年からパナマ運河の拡張工事が行われており、2014年に完成見込み。完成後は、ポスト・パナマックス （9万～10万DWT）の航行が可能となり、コロンビアのカリブ海側の輸出港から大型船による アジア向け石炭輸出が容易になる。 7．トピックス ・量的に飽和状態のEU・北米市場から中国市場にも関心を示しているが、輸送インフラの整備が課題。 パナマ運河の拡張工事の完成が待たれる。 日本の取組み ・コロンビア：伊藤忠が権益確保。 8．トレンド、構造変化等 ・2007年からパナマ運河の拡張工事が行われており、2014年に完成見込み。完成後は、ポスト・パナマックス （9万～10万DWT）の航行が可能となり、コロンビアのカリブ海側の輸出港から大型船による アジア向け石炭輸出が容易になる。 - 124 - 4 国別シート A2 .1 0 ロシア 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） GDP （兆ﾙｰﾌﾞﾙ） GDP/人 （ﾙｰﾌﾞﾙ） 経済成長率(%、2011) 14,306 54.6 4.3 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 283 305 276 322 334 全体 褐炭 輸出 Mトン 79 101 116 133 124 1570 1079 輸入 Mトン 22 31 24 26 25 国内消費 Mトン 215 230 187 224 235 一次エネルギー Mtoe 657 691 655 691 686 石炭使用量 Mtoe 112 101 92 94 91 石炭比率 % 17% 15% 14% 14% 13% 発電量_石炭火力比率 % 18.9% 16.5% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 3．エネルギー・環境政策 ・1993年からの石炭産業合理化政策により民営化。石炭産業の戦略目標としては供給安定、 国際競争力獲得、安全と環境調和があげられる。なお、環境対策として、省エネ、再生可能エネルギー の利用を推進。 4．石炭関連産業情報 ・ 2011年の生産量は3億3,383万トンと2000年に比べて9,000万トン以上の大幅な増加となっている。 内訳はHard Coal（無煙炭、瀝青炭及び亜瀝青炭）が2億5,621万トン、Brown Coal（褐炭）が7,763万トンである。 ロシアは一般炭・原料炭とも豊富に賦存している。 ・シベリア石炭エネルギー社（SUEK/SUSK）が、2011年の生産量は9,220万トンで2010年度より 約300万トン増え、それに伴い輸出量も3,370万トンに増加した。 ・Mechel ロシアの鉄鋼、資源の大手会社で、鉱山部門、鉄鋼部門、合金鉄部門、電力部門がある。 石炭生産会社としては、Southern Kuzbass Coal CompanyとYakutugolを所有しており、2011年の石炭生産量 は2,327万トンで、そのうち原料炭が約1,683万トン、一般炭が644万トン 5．石炭プロジェクト ・サハ共和国のエリガ炭田（埋蔵量21億トン）はインフラ整備まで含めてMechelが獲得。2012 年1月、 2008 年から着手していた石炭出荷のためのエリガ～ウラク間（321km）の鉄道支線建設が完了した。 ・エレゲスト炭鉱：2008 年6 月 露天堀にて小規模生産を開始し、2011 年より坑内掘に移行して年間1200万トンを生産し 将来的には2,000 万トン/年まで拡張する予定である。同炭鉱からシベリア鉄道までの418km の鉄道敷設計画 が2015 年完工目標となっている。また、日本向け輸送距離は極東ボストチヌイ港まで5,900km あり輸送距離が長い ことも課題であるが、炭質は粘結性が極めて高く、コークス用配合炭の粘結性不足を補える原料炭として優れている 6．インフラ整備状況 同上 7．トピックス ・「経済産業省METIによるロシアへの官民石炭ミッションの派遣」 平成22年6月、東シベリアにおける日露共同の石炭開発の実現を目指し、METIは官民石炭ミッションを ロシアに派遣、モスクワにて第1回日露石炭ラウンドテーブルを開催した。 8．トレンド、構造変化等 ・サハ共和国のエリガ炭田（埋蔵量21億トン）はインフラ整備まで含めてMechelが獲得。海外資本無し。 ・エリガ炭田石炭輸送インフラが課題。今後は東部地区からの輸出が増大する（約3倍）傾向で日本海に面した港湾、 それらと産炭地の鉄道整備が急務となる。ﾓﾝｺﾞﾙ炭の輸送を担う可能性あり（ハンドリングチャージ見込める）。 - 125 - 国別シート A2 .11 EU 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） GDP （億ﾄﾞﾙ） GDP/人 （ﾄﾞﾙ） ＧＤＰ成長率(%、2011) 50,250 170,058 35,116 1.5 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 611 589 558 547 576 全体 褐炭 輸出 Mトン 42 40 34 37 30 607 輸入 Mトン 227 242 204 210 210 国内消費 Mトン 443 421 702 710 754 一次エネルギー Mtoe 1808 1784 1679 1733 1733 石炭使用量 Mtoe 313 301 260 270 270 石炭比率 % 17% 17% 15% 16% 16% 発電量_石炭火力比率 % 27.9% 26.5% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 Hard Coal+Brown Coal 3．エネルギー・環境政策 ・EUのエネルギー基本政策は、EU域内の消費者が生活水準を維持するのに必要なエネルギーを合理的な 水準で供給することにある。このために、EU域内で競争力のあるエネルギー市場の創設が重要である としている。今後は、再生可能エネルギーの活用、エネルギー輸入依存度の低減、地球温暖化対策、 省エネルギーの推進等が課題。 ・2050年には大気中GHG濃度を現在比で60～80%削減し、再生可能エネルギーを60%までに高め、 更にはエネルギー消費を35%削減する計画。中期目標の13%は2005年比であり、 1990年比では20%削減であり、20-20-20計画とされる。これは2020年までにGHG排出量を20%削減し、 20%の省エネ、再生可能エネルギーを20%とする計画である。 4．石炭関連産業情報 ・ドイツ国内の石炭生産は、傘下のDeutsche Steinkohleが担っている。 ・イギリスは2006年3月末時点で35箇所の露天掘炭鉱が生産中、坑内掘りは6つの大型炭鉱が操業。 ・ﾎﾟｰﾗﾝﾄﾞでは、• Kompania Weglowaは石炭生産会社5社（Bytom、Gliwice、Rybnik、Ruda、およびNadwislanka） の操業を統合しており、Upper Silesian堆積盆で24炭鉱と9つの支援企業を経営。 ・EURACOAL（European Association for Coal and Lignite、欧州石炭協会）は、ヨーロッパの石炭産業界の 統括団体であり、欧州石炭鉄鋼共同体（ECSC）条約の期限満了の後、2002年に欧州固体燃料協会から発展。 5．石炭プロジェクト ・石炭ガス化複合発電（IGCC）EUプログラム（FP7：EU 7th Framework Programme）との共同プロジェクトとして、 H2-IGCC：参加企業：電力関連では、Enel、Nuon、Electrabel（Laborelec）、E.ON Engineering、EDF 期間：2009-2013年 2014年以降：IGCC-CCSのパイロットプロジェクト開始2020年以降：IGCC-CCSによる商業実用化の見通し 6．インフラ整備状況 7．トピックス 石炭火力 ・石炭（固体燃料）の発電設備容量は2005年の188.7TWから増加せず。 石炭火力発電が総発電電力量の約3割を占めており、CO2 削減が課題となっている。このため、クリーン・コール テクノロジー、特にCCSへの投資・研究が重要とし、CO2 回収設備を備えたニア・ゼロエミッション化石燃料 発電所（Zero Emission Power Plant）の実現に向けて、2015年までに最大12の持続可能な化石燃料技術に 関する大規模実証プラントの建設が計画。 CCS ・EUからECのNER300融資プログラムに対して、13件のCCSプロジェクトが提案された。13件中、11件が発電分野で、 英国が最も多く7件のプロジェクトを申請しており、プレコンバッション3件、ポストコンバッション3件、オキシフュエル 1件である。そのほかは、イタリア、ポーランド、ルーマニアがそれぞれポストコンバッション、ドイツが オキシフュエルを提案している。イタリア、ポーランド、ドイツ及び英国の1件は、既に欧州エネルギープログラム を通じて融資を受けているプロジェクトである。 ・300MW以上の新設石炭火力には、CCSの追加設置に関する評価を義務付け。 8．トレンド、構造変化等 ・火力は2015年以降はCCS-readyが前提。300MW以上の新設石炭火力にCCSの追加設置評価義務付。 ・A－USC：フルスケールテストを実施中。IGCC：コスト、稼働率からIGCCの計画推進が見直し。 ・トレーディング市場の主体。 - 126 - 501 国別シート A2 .1 2 南アフリカ 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） GDP （億ﾄﾞﾙ） GNI/人 （ﾄﾞﾙ） 経済成長率(%、2010) 4,999 3,637 6,090 2.8 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Mトン 245 252 247 255 253 全体 褐炭 輸出 Mトン 73 62 67 69 72 302 輸入 Mトン 2 3 2 2 1 国内消費 Mトン 175 197 192 190 183 一次エネルギー Mtoe 114 116 119 124 126 石炭使用量 Mtoe 92 103 88 91 93 石炭比率 % 81% 88% 74% 73% 74% 発電量_石炭火力比率 % 93.2% 93.0% 出所：IEA；Coal Information 2012, BP統計2012 エネルギー・環境政策 南アフリカの石炭政策は、国内で得られる豊富な石炭から石油代替の液化燃料を製造する「石炭液化技術」 の開発が進んでおり、自国の石油需要の一部を賄う重要なエネルギーとなっている。 4．石炭関連産業情報 ・生産の中心となっているWitbankやHighveld炭田では、緩傾斜、浅部採掘、堅固な上下盤、比較的厚層と 採掘条件に恵まれている。ただし、貫入岩の多さ、累層、浅部採掘のために、高効率のロングウォール採炭 （出炭量ベースで全体の約6%）は普及していない。 ・BHP Billiton（Ingwe）、Anglo Coal、Sasol Mine、Eyesizwe、Kumba Resources、Xstrata Coalの6社の 生産量が圧倒的に多く、この6社で全南アフリカの石炭生産のおよそ81％を占めている。 ・炭種別の国内使用比率は、98.6%が一般炭、1.1％がコークス用、無煙炭が0.3%である。 ・南アフリカで生産された石炭は、生産量の7 割が国内市場に向けられ、そのうち6 割が火力発電、残りは 石炭液化による燃料製造や一般産業等に向け。 5．石炭プロジェクト ・Vlakplaatsプロジェクト：Continental Coal 50%、KORES 37%、Vlakplaats 13% 探査段階 ・Penumbraプロジェクト：Continental Coal 2012年第1四半期より生産開始、第3四半期よりフル操業 ・Waterbergプロジェクト：Firestone Energy 60%、Sekoko Coal 40% 2012年より生産開始。南ア国営電力会社ESKOM向け ・Remhoogteプロジェクト：Optimum Coal Holdings 2011年8月に同社が2つ開発権をBHPより買収し、 開発を進めている。輸出向け250万トン/年、ESCOM向け40万トン/年生産予定。 ・Moabsveldenプロジェクト：Xceed Resources 2012年4月BFS終了。輸出向け66万6,000トン/年、 国内向け89万トン/年を生産予定 6．インフラ整備状況 ・石炭輸出は、Richards Bay、Matola、Durbanの3港で行われ、その90%以上はRechards Bayから 輸出されている。鉄道はトランスネット貨物鉄道(政府が株主)があり、山元からRiechards Bayに輸送されている。 7．トピックス ・2013年3月5日よりストに突入しているExxaro炭鉱は、Eskom(国営電力会社)の各発電所への石炭供給に 影響を及ぼしている。特に、Escomが運営しているMatla発電所(3,600MW)に対する石炭供給が ストップしており、操業中断等、今後の電力供給に影響を与える可能性がある。 8．トレンド、構造変化等 ・国内石炭需要の6割が火力発電用。 ・石炭国内消費量の24%が間接液化による合成石油用途。 ・鉄道輸送能力が、その8 割程度と不足しており、ターミナルを最大限に活用できていない状況。 - 127 - 0 国別シート A2.13 モザンビーク 1.一般情報（外務省ｗebsite） 人口（万人） GNI （億ﾄﾞﾙ） GNI/人 （ﾄﾞﾙ） 経済成長率(%、2009) 2,289 97 440 6.3 2．石炭需給 年度 2005 2008 2009 2010 2011e 埋蔵量（億ﾄﾝ） 生産 Kトン 3 38 38 38 38 全体 褐炭 輸出 Kトン 11 28 28 28 5 30 輸入 Kトン 0 0 0 0 0 国内消費 Kトン 0 10 10 10 33 一次エネルギー Ktoe 8.5 9.1 石炭使用量 Ktoe 石炭比率 % 発電量_石炭火力比率 % 出所：IEA；Coal Information 2011, BP統計2011 3．エネルギー・環境政策 ・5ヶ年計画(2005‐09）で、送電網の強化、都市部の送電範囲の拡大、農村部の送電プログラム、石炭輸送・ 格納インフラ整備を挙げている。また輸送用液体燃料の供給網の拡大を挙げている。 石炭政策 ・実施中の炭鉱の民営化による活性化。探鉱活動の進行による税収増。 環境政策 ・鉱物資源の適切な活用と社会・経済・文化面を含む環境保護。 4．石炭関連産業情報 ・モザンビークの石炭生産は、かつてMoatize地域を主として行なわれ、当時300千トン/年の石炭が生産 されており、日本へも50千トン/年程度の石炭が輸出されていた。1980年代の内紛によりSena鉄道線が 破損されたことで、海外市場への出荷に制限を受け、生産量が減少した。2012年から大規模炭鉱の生産が 開始されており、今後輸出量が増加すると予想されている。 5．石炭プロジェクト ・Moatizeプロジェクト： Vale: 2011年秋より出荷開始。2014年強粘結炭年産850万トン体制予定。発電プラント2,400MW Beacon Hill Resources：2012年2月22日FS終了。2012年3月より原料炭生産開始 ・Bengaプロジェクト： 本プロジェクトは豪州のRiversdale Mining Limited（65％）とインドのTata Steel Limited Rio Tinto 65%、Tata 35%： 2012年6月より出荷開始。2015年強粘結炭年産600万トン輸出向け 一般炭400万トン体制予定。発電プラント2,000MW ・Zambezeプロジェクト： Rio Tinto 探査段階 ・Revuboe プロジェクト： Talbot Group 58.9%、新日鐵住金 23.3%、日鐵商事 10.0%、POSCO 7.8% 2014～15年出炭開始予定。フル生産規模は強粘結炭500万トン／年 6．インフラ整備状況 ・2012年6月4日、Beira港に新石炭ターミナルが操業を開始した。運営はモザンビークの鉄道港湾会社である CFM(Portos e Caminhos de Ferro de Mozambique)で、Tete州で原料炭鉱を操業中のValeおよびRio Tinto社 が同ターミナルを利用する。港の契約期間は各60カ月で、同ターミナルの使用比率はValeが68%、 Rio Tinto社が32%。一方CFM社は現在Tete州の各炭鉱とBeiraを結ぶSena鉄道の増強工事を進めており、 輸出量を増やす予定である。Valeが投資したMalawiルートの工事については、2015年頃に完成予定である。 7．トピックス 日本企業の展開 ? 2010年10月日鐵商事株式會社と新日本製鐵株式會社とは、日鉄商事が33.3%の権益を保有する 「レブボー炭鉱開発プロジェクト」のうち、23.3%分の権益に新日鉄が参入することにつき合意。 同プロジェクトはテテ州に位置する未開発の原料炭炭鉱で、日鉄商事は2004 年に独占探査権を取得していた。 同エリアでは複数の炭鉱開発プロジェクトが立ち上がっており、モザンビーク原料炭は、世界的に稀有な未開発の 大規模優良強粘結炭資源として注目されている。2012年前半採掘権取得の予定（同社ウェブサイトより）。 8．トレンド、構造変化等 ・政府は民間投資や外国投資を積極的に誘致。石炭輸出は今後世界的なエネルギー需要の拡大とともに伸び、 将来的に南アに次ぐアフリカ第二の石炭輸出国となるポテンシャルを秘めている。 - 128 - 石炭の安定供給確保に係る産業構造調査 国地域及び分野別総括表 石炭資源 分野 国地域 1. オーストラリア 2. 中国 探査 ガリリー炭田 スラット炭田 ボーエン炭田 の小規模埋蔵 鉱区 操業 権益 採鉱技術 上位4社で66%生産。メジャー以 外で特に中・印・タイ企業から積 極的な進出 露天掘重機の更 なる大型化 露天掘から坑内掘 への移行 ○ｶﾞﾘﾘｰ、ｽﾗｯ ﾄ炭田権益取得 ○建機メーカー 内モンゴル、新 疆ウイグル自 治区 石炭産業の統合、大規模化 民間鉱区での 探査 新鉱業法による海外権益が不透 明（権益、鉱区制限等）。主な開 発プロジェクト：Maruwaiプロジェク ト 石炭利用 輸送 大型坑内掘り技術 インフラ整備(鉄道、港湾、貯炭、配船） 石炭関連鉄道、港湾インフラ整備の州政府専従から 民間企業のみでの実行PJへの展開 電力 価格 原料炭；315U$/t11.7. SSC；210U$/t11.7. 一般炭； 128.75U$/t11.7. 火力 既存石炭火力の寿命 とreplacementの時期、 容量の見極め A-USC, IGCC 石炭灰 環境 鉄鋼 日本重工のVIC州、WA 州でのIGCC展開意向 粗鋼生産量 約700万 トン/年で横這い IGCC:GreenGen A-USC：開発テスト 市場拡大を背景に企 業乱立、収益変動大 →企業集約進む。原料 海外調達指向強い 化学 CCS Otway, PCC Pilot, Callide-A VINACOMINが国内権益をほぼ 独占 北、西の産炭地から南、東の消費地への石炭輸送 能力（特に鉄道輸送）が不足。隣接国の港湾使用 （北朝鮮、パキスタン） 内外価格差逆転 USC大量建設時代に 突入 業界再編による産業 集中度アップ 4. ベトナム 低灰分亜瀝青炭は使 い勝手が良いため比 較的高価格で推移 第1次クラッシュプログ ラム大きく遅れている （予定の1/10） 褐炭利用USC計画が 発表され、日本企業優 先交渉権、同国初USC ○メガフロート製造技術 ◎日本製SC,USC ○日本CCT 炭鉱からの輸送がトラックに頼る地域あり、鉄道整備 が課題 内外価格差顕著、輸 入炭利用時に影響 需要増に対し供給不 足、発電所増設計画 未達。高効率発電技 術移転 同左 セメント産業はGDP成 長に伴い急成長 鉄鋼産業はGDP成長 に伴い急成長 UMPP13ヶ所 送電インフラ不足 高灰分炭利用IGCC計 画（2013年稼働予定） 粉じん規制の強化と水 質への影響が懸念さ れている 今後の国内鉄鋼需要 に伴う原料炭確保が 課題 ◎日本製SC,USC ○日本CCT ◎石炭灰利用技術 インフラ整備はまだ不十分。大型洋上貯炭出荷設備 （メガフロート）、プッシャーバージ 露天掘から坑内掘 へ条件悪化傾向。 保安技術向上。 ○保安、選炭 5. インド 高灰分炭の利用 増のため選炭技 術拡充が必須 7. 米国 北中南米 （8. カナダ ） （9. コロンビア） 10. ロシア QLD州主体に炭層ガ スLNG商業化が進行 中 ｴﾈﾙｷﾞｰ技術 連邦政府CSIROを主 体にR&Dは充実してい る 石炭化工は産炭地に 大規模集約の傾向 CCSに注力 石炭火力発電所から のSO2削減、石炭火力 の集約と規模拡大 ｢1鉱区1開発主体｣の 原則、関連産業を誘 致、育成 ○脱硝 ○ECT 褐炭を利用した石炭ガ ス化開発開始 ○日本製SC,USC 新規開発に規 制 国内権益はCILが8割を独占、石 炭ユーザー側に比べ上流が強い 鉄道、港湾ともに輸送インフラ不足。電力向け石炭供 給契約量を満たせず常に不足気味。 輸入炭は低価格品を 指向 探査ライセンス の付与は納税 者に限る Tavan Tolgoi区域 新鉱物資源法では権益は条件 付きで国家保有となる（最大 50%） 露天掘り中心 ◎有望な原料炭ソース ○建機メーカー 完了 PRB炭田で4割生産、 Peabody,Arch Coal等が主要生 産者 先端技術適用 エネルギーインフラへの投資促進、PRB炭の太平洋 市場向けに西海岸港湾設備の開発 シェールガスの影響で 国内価格低下傾向 カナダ：完了 コロンビア：伊藤忠が権益確保 カナダ：先端技術 適用 コロンビア：パナマ運河拡大による中国市場への輸 出 カナダ：安定的 極東・シベリア 地区の鉱山開 発 サハ共和国のエリガ炭田（埋蔵 量21億トン）はインフラ整備まで 含めてMechelが獲得。海外資本 無し 露天掘り中心 エリガ炭田石炭輸送インフラが課題。 今後は東部地区からの輸出が増大する（約3倍）傾 向で日本海に面した港湾、それらと産炭地の鉄道整 備が急務となる。ﾓﾝｺﾞﾙ炭の輸送を担う可能性あり （ハンドリングチャージ見込める） ﾎﾟｰﾗﾝﾄﾞ：石炭 資源調査の強 化 ドイツ：Deutsche Steinkohleが 生産。英国：35箇所の露天掘炭 鉱が生産中。ﾎﾟｰﾗﾝﾄﾞ：Kompania WeglowaはUpper Silesian堆積盆 で24炭鉱を経営 ﾎﾟｰﾗﾝﾄﾞ：最新採掘 技術導入による競 争力、保安、環境 保護の強化 自国、域内消費 最大炭田はWitbankでXstrataが 生産。他にIngwe（BHP Billiton 傘下）、Anglo Coal（Anglo American傘下）が主な生産会社 高効率ロング ウォール採炭技術 が課題 港湾能力に対して鉄道能力不足 ChipangaXI炭鉱（坑内掘）： 唯 一の稼動炭鉱、年産48万トン。 新規原料炭開発プロジェクトあり 露天掘り中心 生産能力に対して、港湾能力不足、増強中 新型石炭運搬船投入による輸出能力増 ◎有望な原料炭ソース ○建機メーカー ○： 選炭技術導入 6. モンゴル 問題無し 炭鉱ガス利用 ○プラントメーカー × 3. インドネシア NOｘ、SOｘ R&D インフラ整備が課題。 ロシアルート：シベリア鉄道の利用だが中国ルートよ り長距離。中国ルート：トラック＆鉄道、国境での積 み替えが課題 石炭火力比率高い 危機的箇所での発電 所設置規制 原子力前向きも技術 は海外頼み ○環境技術（ 大気、水） △ ウランバートルでは大 気汚染問題顕在化 石炭環境政策として コークス化技術 ○脱塵、脱硫、脱硝設備 USCの普及はこれから 760℃級A-USC開発 GE及びコノコフィリップスの IGCC商業化 FutureGen はじめCCSを含めたプロ ジェクト実施 粗鋼生産量 約8000 万トン/年強で横這い 問題なし 特に東シベリアは火力 が主力、熱源利用も多 い 石炭ガス化で商業化ﾌﾟ ﾗﾝﾄあり 粗鋼生産量 ｶﾅﾀﾞ：約1300万トン/年 ｺﾛﾝﾋﾞｱ：120万トン/年 大規模CCS実証プロ ジェクト9件実施中 問題なし 再生可能エネルギー への開発投資、、バイ オマス燃料利用促進 カナダ：CCSプロジェク ト8件 問題無し カナダ：石炭火力減少 分を再生可能エネル ギーで代替 粗鋼生産量 約6500万トン/年 省エネ、再生可能エネ ルギーの推進 ○建機メーカー 11. EU 12. 南アフリカ 13. モザンビーク 開発プロジェク トMoatize、 Benga、 Zambeze、 Revubwe等 トレーディング市場の 主体 火力は2015年以降は CCS-readyが前提 A－USC：フルスケー ルテストを実施中。 IGCC：コスト、稼働率 からIGCCの計画推進 が見直し 国内石炭需要の6割が 火力発電用 粗鋼生産量（EU） 約18000万トン/年 ﾎﾟｰﾗﾝﾄﾞ：石炭ガス化、 液化技術開発 粗鋼生産量 約840万トン/年 石炭国内消費量の24% が間接液化による合 成石油用途 EU：300MW以上の新 設石炭火力にCCSの 追加設置評価義務付 EU：大気質枠組み指 令脱硫、脱硝は設置 済み。クーリングタワー が脱硫出口の煙突を 共用。 ﾎﾟｰﾗﾝﾄﾞ：CMM,VAM利 用 再生可能エネルギー への開発投資 上段：その国で起こっている潮流 下段：日本のビジネスチャンス 129 付録 3 企業別動向 A3 石炭関連企業の動向 本章では、石炭関連主要企業につき個別にその企業がどの国・地域を注目しているか等の 企業分析を行った。分析項目は、(1)一般情報、(2)生産・売上、(3)石炭権益、(4)他社との協 力関係、(5)他分野への展開、(6)トピックス・企業戦略等、とした。第 4 章と同様に、主要 産炭国を縦軸にとり、主要企業を横軸としたマトリックスを作成しその企業の注目先および 関係を俯瞰・分析した。なお、上記以外の企業についても注目すべき事業展開をしているも のについては、このマトリックスに取り上げた。 A3.1 BHP Billiton A3.2 Rio Tinto A3.3 Xstrata A3.4 Anglo American A3.5 Peabody Energy Corporation A3.6 中國神華能源股份有限公司 A3.7 中国華能集団公司 A3.8 PT. Adaro Energy Tbk A3.9 PT. BUMI Resources Tbk A3.10 Coal India Limited A3.11 NTPC A3.12 Mechel OAO A3.13 VINACOMIN - 130 - 企業別シート A3.1 BHP Billiton １．一般情報 ・世界鉱産資源別ポジション ; 銀：世界最大級、鉄鋼：世界 3 位、ニッケル：世界 3 位、 銅鉱石：世界 3 位 ・豪州石炭生産量：2 位 ２．生産・売上（2011 年度） ・石炭生産;33,230 千トン原料炭＋71,111 千トン一般炭＝105,5017 千トン石炭 ・石炭売上; 13,598 百万 U$/石炭(グループ総売上中シェア 18.8%) ・グループ総売上; 72,226 百万 U$（鉄鉱石 31.3%、ベースメタル 16.1%、石炭 18.8%、 石油 17.9%、その他 15.9%) ３．石炭権益（2010 年度） ・生産量；原料炭 33.2 百万 t/年権益保有⇒豪州 一般炭 71.1 百万 t/年 権益保有⇒南ア、豪州 2、USA、コロンビア ４．提携・協力関係 ・豪州 QLD 州原料炭鉱を三菱商事と 50:50 の JV で鉱山経営（32.7 百万 t/年 100%）。1 鉱山（7 百万ｔ/年）の三井物産とも JV 有り。 ・コロンビアの Cerrejon 鉱山 30 百万 t/年を BHPBil:Xstrata:Anglo=1:1:1 で JV 経営 ５．他分野への展開 ・ブラジルの Minas Gerais 州政府と 37 億レアル（約 24 億 U$）の鉄鉱石開発に関し MOU を締結。 ・豪州 Blackthorn Resources 社と進めていた、ザンビアの Mumbwa 銅鉱山 JV プロジ ェトからの撤退。 ６．トピックス、国別戦略等 ・QLD 州の Daunia と Broadmeadow4.9 百万ｔ/年拡張計画が進行中。 ・Hay Point Stage Three 積出能力 11 百万 t/年の追加拡張計画が進行中。 ・NSW 州の RX1 プロジェクトに 400 百万 U$投資して拡張計画が進行中。 ・南アの MAC20 プロジェクトで南ア炭 13%増産プロジェクトが進行中。 ・コロンビアの Cerrejon に 3 社合同（Anglo America, Xstrata）で総額 13 億ドルの拡 張を予定 出所：BHP Billiton Annual Report 等 - 131 - 企業別シート A3.2 Rio Tinto １．一般情報 ・世界鉱産資源別ポジション ; アルミニウム：世界 1 位、ダイヤモンド：世界 1 位、 ウラン：世界最大級、鉄鉱石：世界 2 位 ・豪州石炭生産量；3 位 ２．生産・売上（2011 年） ・石炭生産;11,674 千トン原料炭＋19,729 千トン一般炭＝31,403 千トン石炭 ・石炭売上;7,327 百万 U$/石炭(グループ総売上中シェア 12．1%) ・グループ総売上; 60,323 百万 U$（鉄鉱石 49.4%、アルミニウム 20.1%、銅鉱 12.6%、 石炭 12.1%、ダイヤモンド他 5.3%) ３．石炭権益（2011 年） ・生産量；原料炭 11.7 百万トン内訳⇒豪州 100% 一般炭 19.7 百万トン内訳⇒USA 10%、豪州 90% ４．提携・協力関係 ・豪州 NSW 州一般炭/原料炭の 4 炭鉱を三菱商事と JV で鉱山経営。QLD 州で原料炭の 1 炭鉱 （4 百万ｔ/年）で三井物産と JV 有り。 ５．他分野への展開 ・モンゴルの Oyu Tolgoi 銅/金プロジェクトからの 2013 年生産開始を目指す、Ivanhoe 社の株式比率を 46.5%までに増加した。 ・西アフリカ、ギニア政府と Simandou プロジェクトから 2015 年鉄鉱石生産開始の契 約を締結した。 (2011 年 8 月 4 日プレスリリース) ６．トピックス、国別戦略等 ・モザンビークの Benga 原料炭・一般炭開発 PJ の Riversdale 社権益 65%（インド Tata Steel 社が 35%所有）を取得。今年末には 170 万ｔ/年規模の炭鉱から生産を開 始見込み。その後 1,000 万ｔ/年規模へ拡張の計画有り。 (2011 年 8 月 4 日プレスリリース) ・米国 PRB 炭権益を売却中。生産炭鉱は、2010 年度 5 鉱に対し、2011 年度 1 鉱、2012 年度は生産無しとなる。 出所：Rio Tinto – Annual Report 等 - 132 - 企業別シート A3.3 Xstrata １．一般情報 ・世界鉱産資源別ポジション ; 亜鉛：世界 1 位、フェロクロム：世界 1 位 ・豪州石炭生産量：1 位 ２．生産・売上（2011 年） ・石炭生産;12,900 千トン原料炭＋72,400 千トン一般炭＝85,3000 千トン石炭 ・石炭売上;9,981 百万 U$/石炭(グループ総売上中シェア 29.5%) ・グループ総売上; 33,877 百万 U$（銅鉱石 44.4%、石炭 29.5%、亜鉛 11.1%、ニッケル 9.4%、合金 5.0%) ３．石炭権益（2011 年） ・生産量；原料炭 12.9 百万 t/年 内訳⇒豪州 100% 一般炭 72.4 百万 t/年 内訳⇒豪州 63%、南ア 22%、コロンビア 15% ４．提携・協力関係 ・豪州 QLD 州で住友商事 25%、伊藤忠 20%との 45:55JV で 10 百万ｔ/年原料炭生産、 住友商事、伊藤忠と JV で 22.6 百万 t/年一般炭を生産。 ・豪州 NSW 州で三菱商事と 10：90JV で 5.4 百万 t/年一般炭生産。 ・コロンビアの Cerrejon 鉱山 30 百万 t/年を BHPBil:Xstrata:Anglo=1:1:1 で JV 経営 3 社で総額 13 億ドルの拡張予定 ５．他分野への展開 ・2009 年 9 月鉄鉱石事業に参入する意図を発表。 ・西アフリカ、モーリタニアに３つの鉄鉱石 PJ を所有する、Sphere Minerals 社の 76% 株式取得を 2010 年 8 月に発表。 ・西アフリカ、コンゴ共和国の Zanaga 鉄鉱石 PJ の 50%を取得すると 2011 年 2 月に発 表。 ６．トピックス、国別戦略等 ・豪州 NSW 州の Mangoola PJ からの生産を 2011 年 1 月開始、8 百万ｔ/年規模。 ・豪州 NSW 州の Raventhworth North 露天掘鉱山 8 百万 t/年開発に 1,400 百万 U$を 投資、2012 年に生産開始。 ・南アの ATCOM East PJ へ約 330 億円投資、2011 年に選炭プラント完成し、4 百万 t/年の生産を開始。 出所：Xstrata – Annual Report 等 - 133 - 企業別シート A3.4 Anglo American １．一般情報 ・世界鉱産資源別ポジション ; 白金：世界 1 位、ダイヤモンド：世界 1 位、 鉄鉱石：世界 4 位 ・豪州石炭生産量：4 位 ２．生産・売上（2011 年） ・石炭生産;14,513 千トン原料炭＋80,862 千トン一般炭＝95,375 千トン石炭 ・石炭売上;8,069 百万 U$(グループ総売上中シェア 22%) ・グループ総売上; 36,548 百万 U$（鉄鉱石 22.2%、白金 20.1%、石炭 22%、銅鉱石 14.1%、 ダイヤモンド 9.1%) ３．石炭権益（2011 年） ・生産量；原料炭 14.5 百万 t/年 内訳⇒豪州 100% 一般炭 80.9 百万 t/年 内訳⇒南ア 71%、豪州 17%、コロンビア 12% ４．提携・協力関係 ・豪州の原料炭・一般炭鉱を三井物産と Anglo 51～88%権益比で QLD 州に 3 鉱山、NSW 州に 1 鉱山 JV で鉱山経営（22 百万 t/年 100%）。 ・コロンビアの Cerrejon 鉱山 30 百万 t/年を BHPBil:Xstrata:Anglo=1:1:1 で JV 経営 3 社で総額 13 億ドルの拡張予定 ５．他分野への展開 ・2015 年に 2010 年対比 150%へのグループ総生産量 5 割アップを目標に総投資額 70,000 百万 U$を掛け、60 プロジェクトを精査しながら事業拡張を進める。 ・白金に 3,300 百万 U$、ダイヤモンドに 500 百万 U$、銅鉱石に 2,900 百万 U$、鉄鉱 石に 6,100 百万 U$、ニッケルに 1,900 百万 U$、一般炭に 520 百万 U$の投資の承認 か出ている。 ６．トピックス、国別戦略等 ・豪州 QLD 州の Grosvenor 原料炭 PJ 4.3 百万ｔ/年拡張が 2013 年着炭、2016 フル生 産で進行中。 ・豪州 NSW 州の Drayton South 一般炭 PJ 4.2 百万ｔ/年拡張が 2015 年着炭、2017 フ ル生産で進行中。 ・南アの New Largo 一般炭 PJ 15 百万ｔ/年拡張が 2013 年着炭、2016 フル生産で進行 中。 ・コロンビアの CerrejonP500P1 一般炭 PJ 8 百万ｔ/年拡張が 2013 年着炭、2015 フル 生産で進行中。 出所：Anglo American Fact Book 等 - 134 - 企業別シート A3.5 Peabody Energy Corporation １．一般情報 ・世界鉱産資源別ポジション ; 石炭専業、私企業として世界一の生産量 220 百万 t/年 ・豪州石炭生産量：5 位 ２．生産・売上（2010 年） ・石炭生産; 9,800 千 t 原料炭＋210,700 千 t 一般炭＝220,500 千 t 石炭 ・グループ総売上; 6,860 百万 U$（石炭 100%) ３．石炭権益（2010 年） ・生産量；原料炭 9.8 百万 t/年 内訳⇒豪州 100% 一般炭 210.7 百万 t/年 内訳⇒USA 92%、豪州 8% ４．提携・協力関係 ・該社は世界中で 12 の Clean Coal Technology プロジェクに参加している。 ・中国の Greengen PJ で唯一の非中国企業として権益を持っている。 ・豪州の COAL21 基金の設立メンバーである。 ・豪州の Global Carbon Capture and Strage Institute のメンバーである。 ５．他分野への展開 ・該社は米国 Powder River Basin 炭の西海岸からの太平洋マーケットへの輸出計画を リードしている。1 億ｔ/’15 年の輸出を見込んでいるが、該社は Gateway Pacifi Terminal 社から 26 百万 t/年の積出権利を有している。 ６．トピックス、国別戦略等 ・豪州の Wilpingjong 鉱山、Wambo Complex 鉱山拡張により、生産量 27 百万 t/‘10 年 ⇒35～40/’15 年への拡張計画進行中。 ・USA イリノイ州の Gateway 鉱山生産量 3.0 百万 t/‘10 年⇒4.211 百万 t/年の追加拡張 計画が進行中。 出所：Peabody Energy – 2010 Annual Report 等 - 135 - 企業別シート A3.6 中国神華能源股份有限公司 １．一般情報 ・中国神華能源股份有限公司（中国神華）2004 年 11 月 8 日に北京において神華集団有 限責任公司（神華集団）によって設立、2005 年 6 月と 2007 年 10 月にそれぞれ香港証 券取引所と上海証券取引所に株式上場した。現在神華集団が 72.96%の権益を持つ。中 国最大の石炭企業である。 ２．生産・売上 ・2010 年収益 1,520 億 6,300 万元（2009 年比 25.3%増）、利益 435 億 6,900 万元（同 20.4%増）。収益のうち石炭関連が 1,027 億 9,100 万元（同 21.5%増）。 ・2010 年石炭生産量 2 億 2,480 万トン（2009 年比 6.9%増）、販売量 2 億 9,260 万トン （同 15.1%増）。販売のうち輸出は 1,030 万トン（同 24.3%減）。 ※神華集団全体の 2010 年石炭生産量は 3 億 5,700 万トン。 ３．石炭権益 ・2010 年生産量 2 億 2,480 万トンの地域別内訳は、内蒙古 1 億 3,860 万トン（61.7%）、 陝西省 7,670 万トン（34.1%）、山西省 950 万トン（4.2%）である。可採埋蔵量は中国 基準で 114 億 7,300 万トン、JORC 基準で 72 億 8,200 万トン。 ４．提携・協力関係 ・モンゴルのタバントルゴイ開発権入札においては、三井物産と提携している。 ・三菱商事と 2007 年 11 月に炭鉱開発、環境、機器供給等分野で戦略的提携をすること で合意している。 ５．他分野への展開 ・電力・運輸事業にも積極的であり、2010 年の電力部門収益は 447 億 3,300 万元（総収 益の 29.4%）、運輸部門収益は 31 億 3,600 万元（同 2%）。内蒙古西部の鉄道建設プロ ジェクトがある。 ６．トピックス、国別戦略等 ・海外では、豪州 NSW 州 Watermark PJ が進行中。また、インドネシア南スマトラに おいて、石炭採掘・発電プロジェクトが 2011 年に操業開始の見込み。モンゴルにおい ては、三井物産と組んでタバントルゴイ開発の入札に参加している。 出所：同社ウェブサイト、プレスリリース等 - 136 - 企業別シート A3.7 中国華能集団公司 １．一般情報 ・1985 年に電力会社として設立。2002 年の電力体制改革に関する法案に基づき、国家 電力公司が発電 5 社、送電 2 社、補助企業 4 社に分割されたが、華能集団は国務院の 承認を経て、発電 5 社のうちの 1 社として再編された。2010 年時点で全国 30 の省・ 市・自治区、海外（豪州、シンガポール、ミャンマー等）に拠点があり、設備容量は 1 億 1,343 万 kW。2011 年世界企業トップ 500 社の 276 位（2010 年 313 位）。 ２．生産・売上 ・2010 年の収益 2,280 億元（2009 年比 28%増）、利益 77 億 8,300 万元（同 13%増）。 ・発電容量割合は、火力 86.5%、再生エネルギー・新エネルギー等 13.5%。 ・石炭開発も実施している。2010 年の石炭生産量は約 4,886 万トン。 ３．石炭権益 ・現在生産している炭鉱は内蒙古、甘粛が中心であり、山東、陝西にも炭鉱を所有して いる。その他新彊、山西などへ進出する計画がある。 ・石炭資源量は約 400 億トン。 ４．提携・協力関係 ・2007 年 9 月、豪州 CSIRO とクリーン石炭発電、CCS 等研究開発協力合意文書に署名。 ・2008 年 9 月、中国電力と石炭火力発電所リノベーション（効率向上、環境改善）等に 関する覚書締結。 ・2009 年に中煤集団と海外合作投資合意書に署名。 ・米国デュークエナジー社とクリーンエネルギー関連技術開発提携で合意（2009 年）、 米国 AEP（アメリカン・エレクトリック・パワー）と石炭火力発電所省エネ・消費削 減・CO2 排出削減技術に関する協力契約を締結（2011 年）。 ５．他分野への展開 ・発電、石炭事業以外には、金融事業、科学技術事業（IT、再生エネルギー、環境保全 等）、物流事業を主な事業としている。 ６．トピックス、国別戦略等 ・Green Gen の中心企業である。 ・シンガポール Tuas Power を 2008 年に買収、広東粤電集団と組んで米国電力企業 InterGen の株式 50%を取得するなど、海外展開を図りつつある。 出所：同社ウェブサイト、プレスリリース等 - 137 - 企業別シート A3.8 PT Adaro Energy Tbk １．一般情報 ・石炭採掘、発電、輸送を行うインドネシアを代表する企業。子会社の PT Adaro Indonesia が石炭採掘を行う CCoW 第一世代事業契約会社。1982 年に探査活動を開 始、1992 年より石炭生産を開始した。現在インドネシア最大の石炭生産会社であり、 一般炭貿易量でも世界第 5 位である。 ２．生産・売上 ・2010 年の石炭生産量は 4,220 万トン（2009 年 4,060 万トンから 160 万トン増）。2010 年売上高 24 兆 6,893 億 3,300 万ルピア。 ３．石炭権益 ・南カリマンタン Tabalong、Balangan に鉱区を持つ。現在の主力は Tutupan 鉱区で、 今後は Wara 鉱区の生産が本格化する（2010 年生産量 250 万トン、2011 年は 500 万 トン見込み） 。鉱区全体の石炭資源量は確定で 15 億トン、推定・予想も含めた全資源 量は 44 億トン（JORC 基準）。 ４．提携・協力関係 ・中央カリマンタンで BHP Billiton が進めているプロジェクトに参画、権益の 25%を BHP より取得した。 ５．他分野への展開 ・2×30MW の山元発電所を建設中、2012 年操業開始予定。Indonesia Bulk Terminal を持つ Plau Laut に Fuel Terminal（80,000 kl）を PT Shell Indonesia と共同で建設。 2010 年稼働。 ・2011 年 6 月に J パワー・伊藤忠商事・アダロ社の 3 社グループは中部ジャワ州に合計出力 200 万 kW の石炭火力発電所を建設し、インドネシア国有電力会社(PLN)との間で 25 年間の長 期売電契約(PPA)を締結するアジア最大規模の IPP 事業の優先交渉権を獲得 ６．トピックス、国別戦略等 ・CBM の開発可能性調査を実施中。 ・Wara 鉱区の低品位炭乾燥技術の研究中。 ・中期的生産目標年産 8,000 万トン。 出所：同社ウェブサイト、Indonesian Coal Book 2010-2011 等 - 138 - 企業別シート A3.9 PT Bumi Resources Tbk １．一般情報 ・1990 年インドネシアで上場。97 年に Bakrie グループが買収、98 年に主要業務をホ テル・観光業から資源産業へ転換。2000 年以降に Arutmin、KPC を取得、石炭の他 に石油、鉄、銅、金開発等も手がける。 ・世界第 2 位の一般炭輸出企業。 ２．生産・売上 ・PT Arutmin Indonesia（Arutmin）2010 年生産量 2,040 万トン ・PT Kaltim Prima Coal（KPC）2010 年生産量 4,000 万トン ・PT Fajar Bumi Sakti（FBS）2010 年生産量 40 万トン ・2010 年石炭生産量合計約 6,100 万トン、売上高 US$43 億 6,992 万（2009 年は 36 億 6,502 万）。 ３．石炭権益 ・KPC 65%、Arutmin 70%権益所有。その他、FBS、PT Pendopo Energi Batubara の権益をほぼ 100%所有。 ４．提携・協力関係 ・2007 年に、KPC の株式の 30％をインドの Tata Power に売却した。これにより KPC の株式を BUMI が 65％、Tata Power が 30％、PT Kutai Timur Energi が 5％保有 ５．他分野への展開 ・モーリタニアの鉄鉱山、イエメンの油田、インドネシア国内の金属鉱山を所有してい る。 ・CBM についても事業展開をしており、PT KPC CBM、PT Arutmin CBM の権益を 99%、豪州 Westside Corporation Ltd の権益を 20.2%所有。 ・豪州 Herald Resources Pty Ltd の権益を 100%所有（金属鉱山操業・CBM 採掘目的 の模様）。 ６．トピックス、国別戦略等 ・Arutmin＋KPC の生産量を 1 億トン、FBS＋Pendopo の生産量を 2013 年に 1,300 万トンに引き上げる計画がある。 ・（Arutmin）Senakin、Satui 炭鉱で生産される低灰分（3.9%）、低硫黄（0.15%）の 亜瀝青炭を Ecocoal(Ecology Coal)として、脱硫、脱硝設備を保有しなくとも環境規制 に適合可能な石炭として売り出している。 出所：同社ウェブサイト、Indonesian Coal Book 2010-2011 等 - 139 - 企業別シート A3.10 Coal India Limited １．一般情報 ・2010 年 3 月時点で、CIL はインドの 8 州、21 の主要炭田に 471 の炭鉱を操業 ・株式の 90％をインド大統領がインド政府石炭省を通じて保有し 10％を一般株主が保 有 ・主な顧客は発電部門と鉄鋼部門で、その他にはセメント、肥料、レンガなどの産業部 門 （Rs: Crores:千万ルピー） ２．生産・売上 年度（4月‐3月） 2005 2006 2007 2008 2009 ・確定埋蔵量 525 億 売上高 33,997 35,129 38,866 46,131 5,219 4,600 万トン。国内生 営業利益 8,879 8,687 8,888 5,901 1,410 当期利益 5,892 5,709 5,243 2,079 9,622 産 量 の 81.1 ％ を 生 純資産 53,653 59,085 68,164 79,705 89,270 産。3,940 万トンを処 総資産 12,813 16,224 17,108 16,964 23,451 理する 17 の選炭工 生産量（百万トン） 342.4 360.9 379.5 403.7 431.3 一般炭 319.2 336.6 353.3 377.2 395.1 場を有する。 原料炭 24.2 24.3 26.2 26.5 36.1 ３．石炭権益 ・インド国内の 8 州、21 の主要炭田に 471 の炭鉱を操業 ・CIL は、豪州・米国・インドネシア等の海外石炭資産の買収を検討 ・直轄子会社の CIAL はモザンビークにおいて 2 つの鉱区の探査権を得ている ４．提携・協力関係 ・NTPC との間で、2010 年 J/V が設立、インド国内や海外における石炭鉱区（褐炭を 含む）の取得や石炭開発 ・米国 Peabody Energy と 2010 年、両社が長期的な石炭調達などの共同事業を構築す るための協議に入っている ５．他分野への展開 ・１２次５ヶ年計画では、CIL は単なる炭鉱会社ではなく、輸入も含め、総合的にイン ドの石炭供給に責任を果たすべきとしている。 ６．トピックス、国別戦略等 ・インド政府は CIL の独占状況を脱し、自家消費用炭鉱の生産拡大による石炭供給拡大 と安定化を目指したが、成功しているとはいえない。しかし、CIL も着実に生産性を 向上させており、また、CIL の株式が一般に開放されたことで資金調達面からも民営 化が進む状況。今後も、生産拡大に向け、既存炭鉱の拡張、新規炭鉱開発、選炭工場 の新規建設など大規模な資本金が必要となる状況が起これば、CIL の自社株もしくは 子会社の新規株式公開を実施して、資金調達が行われる可能性がある。 ・発電用一般炭に灰分規制が導入される可能性あり。CIL では合計、1 億 1,110 万トン ／年の原炭を処理する 20 の選炭工場の建設を予定 出所：Coal India Limited – ANNUAL REPORT & ACCOUNTS 2010 – 11 等 - 140 - 企業別シート A3.11 NTPC １．一般情報 ・34,854MW を抱えるインド最大の電力会社、最大の石炭消費者で、水力も保有。イン ド政府が発行株式の 84.5％を保有。現在 14,088MW が建設中。アジアで NO.1、世界 で NO．2 の IPP を擁立。 ２．収益 ・収入 エネルギー販売：USD12095M コンサルト：USD37M その他：USD559M 合計：USD12691M ・関連会社：NTPC Electric Supply Company 、NTPC Vidyut Vyapar Nigam、NTPC Hydro、 Kanti Bijlee Utpadan Nigam、Bhartiya Rail Bijlee Company の 5 社 ３．発電関係 ・発電設備容量（2011 年）：30830MW（インド全体の 18％） ・発電量（2011 年）：220.54BU（インド全体の 27％） ・2011 年の総発電量の 89.2％は石炭火力、前年度から 2.1％増加したが徐々に削減する 計画。 ・730 ユニットから少なくとも 2700 ユニットまで急速に増加することを開始。GDP8～ 9％の成長に必要な電力需要を賄う為 2032 年までに 778GW～960GW が必要。 ６．石炭関連 ・STC との Agreement に基づいて 12MMT の輸入炭の契約をし、炭鉱開発の Cum Operator と 15MTPA の Pakri Barwadih を開発 ・SCCL と 20 年間の 10.02MMT の石炭供給契約を結び、また Eastern Coalfields Limited と 2.5MML、SCCL と 5.0MMT と契約。また STC と 12MMT の輸入炭の供給契約。 ・炭鉱開発については、6 炭鉱（Pakri Barwadih,Chatti-Bariatu, Kerandari, Talaipalli, Dulanga, Chatti-Bariatu South）の開発担当。また Coal India と共同で Brahmini 炭鉱を開発。これらの合計は 73Ｍt/年の産炭量である。Coal India と JV 設立（2010 年） ５．他分野への展開 ・ガスについては 2010-11 に 13.77MMSCMD の LNG が供給されている。油田、ガス 田の調査実施中。 ・研究開発については、温暖化関連、廃棄物マネージメント、新エネ、再生可能エネ、 効率改善、コスト低減、信頼性向上が主要テーマ。2010-11 年で 26.03Mt の石炭灰が 有効利用（55.14％）されている。 ・太陽光の第 1 ステージを開始、最終的には 700MW を目指すが、2011 年 10 月試運転。 ・原子力については、NTPC は ASHVINI 社を Nuclear Power Corporation of India と の Joint Venture として作り、原子力プロジェクトを立ち上げると同時にウランサイク ルに進出検討中。 ６．トピックス、国別戦略等 ・環境対応：低炭素化の 1 つとしてインド初の 660MWSC 発電プラントを Sipat に建設。 A-USC についても National Mission on Clean Coal の下で開発中。 ・インド高灰分への適用を考慮した商用スケールの IGCC のデモ試験の検討中。 出所：NTPC ウェブサイト、NTPC Annual Report 2010 等 - 141 - 企業別シート A3.12 Mechel OAO １．一般情報 ・2003 年設立。ロシア最大の石炭・鉄鋼生産会社。 ・採掘、鉄鋼、合金、発電の 4 部門から成る。ロシアの他米国、カザフスタン、ルーマ ニア、リトアニア、ブルガリアに生産拠点を持つ。従業員約 93,000 人。 ２．生産・売上 ・2010 年グループ売上高 US$97 億。 ・2010 年石炭生産 2,160 万トン（原料炭 1,150 万トン、無煙炭＆PCI 200 万トン、一 般炭 810 万トン） ３．石炭権益 ・Southern Kuzbass Coal Company OAO（Kemerovo）、Yakutugol Holding Company OAO（Sakha）、Elga Coal Complex（Sakha）、Mechel Bluestone Coal Company （米国） ・Elga 以外の埋蔵量は 8 月に明らかにされた（JORC 基準）。Southern Kuzbass＋ Yakutugol＋Mechel Bluestone の確認埋蔵量合計は約 26 億トン、資源量合計 43.7 億 トン。埋蔵量 26 億トンを炭種別にみると原料炭 21.2 億トン、一般炭 3.2 億トン、無 煙炭 0.7 億トン、褐炭 0.8 億トン。 ４．提携・協力関係 ・2009 年、三井物産と石炭・鉄鋼製品生産販売で提携することに合意。 ・2011 年、韓国 POSCO と資源開発・ステンレス事業の合弁会社設立で合意。ベラル ーシのベラルーシ製鉄所・土木機械大手ベラーズとの協力関係拡大の意向を表明。 ５．他分野への展開 ・冶金工場の生産性向上に US＄12 億、採掘部門へ US＄14 億の投資を計画中。 ・鉄合金、発電部門への投資はそれぞれ US＄110 百万、US＄36 百万となる予定。 ・2010 年ブリガリアで 400MW 電力、670 万 Gcal 熱源供給プラントを建設。 ６．トピックス、国別戦略等 ・年間石炭生産量 28 百万 t/‘10 年⇒39.8 百万 t/‘13 年への増加を計画中。 2009 年～2012 年の間に生産効率の向上、事業部の発展、商品ポートフォリオの拡大 に US＄2 億の投資を計画している。 ・Southern Kuzbass Coal Company へ 188 百万 US ドルの投資を検討中。 出所：MECHEL OAO ANNUAL REPORT 2010 等 - 142 - 企業別シート A3.13 VINACOMIN １．一般情報 ・石炭、鉱物、電気、機械、火薬等の産業を行う国営企業であり、約 142,600 人（炭鉱 関係 87,000 人）の職員・労働者を有している。 ・石炭鉱業の所管は商工省(Ministry of Industry and Trade)である。 ２．生産・売上 ・石炭生産（原炭）；20,000 千トン坑内掘＋26,800 千トン露天掘＝46,800 千トン ・石炭輸出量は近年減少している。理由として①2008 年 4 月より、国内保護政策に基づ き、石炭に関する輸出税を 10 %から 15 %へ引き上げた、②2009 年 6 月に中越国境の 石炭貿易を廃止すると通達した、ことが挙げられる。 ・日本への石炭輸出量は 2009 年 1,375 千トンであり、2008 年から 554 千トン減少して いる。 ３．石炭権益 ・生産量；36,494 千トン/年 内訳⇒ベトナム国内の 94 %（2006 年度） ４．提携・協力関係 ・2011 年 2 月丸 紅 株 式 会 社 と Vinacomin-PowerHolding Corporation（ 以 下「 ビ ナ コ ミ ン パ ワ ー 社 」）が ベ ト ナ ム Nghe An（ ゲ ア ン ）省 に て 開 発 権 を 保 有 す る IPP 事 業（ ク イ ン ラ ッ プ 1 石 炭 火 力 IPP：1,200MW の 発 電 所 ）に 関 し 、 ビナコミンパワー社との共同事業参画に向けての検討を合意する覚書を締 結 ５．他分野への展開 ・2009 年 VINACOMIN POWER を 360MUSD で設立、石炭火力で 2010 年までに 1100MW（4 発電所）、2010 年以降 2500MW まで増設予定（建設中 3、準備中 3、計 画他 11）。主に流動床ボイラを適用。 ６．トピックス、国別戦略等 ・商工省が立案し、2007 年 12 月に閣議決定された、 「Decision 1855 (2007) Approving National Energy development Strategy of Vietnam」が現在のエネルギー戦略となっ ている。 ・2020 年までの石炭開発計画によると、2015 年度以降石炭を輸入しなければ、発電に おける石炭需要を確保することができないため、2011 年 7 月にインドネシアから試験 的に 9500 トン輸入した。 ・2011/08/04 付けの VN エクスプレスによると、財政省はこのほど、2011/09/11 から各 種石炭の輸出税を現行の 15 %から 20 %へ引き上げることを決定した。石炭輸出量を 減らすことが狙い。 出所：VINACOMIN ウェブサイト、プレスリリース、JCOAL 調査等 - 143 - 石炭の安定供給確保に係る産業構造調査 国地域及び企業別総括表 会社 1. BHP Billiton 2. Rio Tinto 3. Xstrata 4. Anglo American 国地域 1. オーストラリア 同社生産量は2割 同社生産量全体の 2010年12月6日付 豪州での生産量が ほぼ6割。QLD州の 同社生産量の3割 で豪州のRiversdale 最も多く、生産量全 Wandoan露天掘炭 弱、原料炭、一般炭 Mining Limitedの株 体の5割 鉱プロジェクトの推 が半々 式公開買付け（アフ 進に注力 リカ権益取得） 2. 中国 3. インドネシア 5. Peabody Energy Corporation Vale 6. 中国神華能源股 中国中煤能源集団 兖州煤業股份有限 7. 中国華能集団公 宝鋼集団有限公司 份有限公司 有限公司 公司 司 2004年再び事業委 ブラジル企業として 参入。Peabodyは、 唯1社、豪州に炭鉱 豪州において9炭鉱 権益 を操業 中国神華は Watermark地域にお ける石炭探査権の 対価として、NSW州 政府に2億9,990万 AUDを支払 100%子会社である CCIECは、2010年4 月9日に豪州の MetroCoal Limited と、QLD州 Columboola鉱区を 開発するためのJ/V 協約 2008年10月1日、内 蒙古自治区政府な どと同自治区での石 2006年に無煙炭を 炭化学プロジェクトに 生産する河南竜宇 関する協定を締結・ 能源股份有限公司 GreenGenで唯一の 非中国メンバー 中国において最も多 くの埋蔵炭量を保有 する中国最大の石 炭サプライヤーであ りベンダー 内蒙古自治地区の 石炭埋蔵量は世界 昊盛煤業公司 の石炭企業の中で5 （Haosheng Coal 位にランクされ、中 Mining Ltd）の株式 国国内では2位 の51％を買収 インドネシア石炭プ ロジェクト（Maruwai 原料炭プロジェクト） のパートナーとして PT. Adaro Energy TBKを選定 豪州法人Yancoal Australia Pty Ltdが 炭鉱権益獲得を進 め、2009年12月に はFelix Resources Ltdを買収 広東配電公司 豪州（その他シンガ ポール、ミャンマー 等）にも発電所を有 しており、その設備 容量は327万kW。 CSIROとクリーン石 炭発電開発協力 宝鋼はAquila Resourcesが保有す NSW州Narabri U/G る炭鉱権益を間接的 200万トン/年の権益 に保有することとな 7.5%を保有。 る 発電5社のうちの1社 として中央政府所管 の国有企業 国内の総発電設備 容量の12％ 中国において最も競 争力のある鉄鋼複 合企業体。アルセ ロールミタルに次ぐ 規模 インドネシアにおい て150万～200万トン の石炭採掘と 150MW×2ユニット の火力発電プロジェ クトが進行中 8. PT. Adaro Energy Tbk BHP Billitonと Indonesia Coal Project（ICP、 Maruwaiプロジェク ト）のためにJV 9. PT. BUMI Resources Tbk. PLN 10. Coal India Limited Gujarat NRE Coking Coal Limited 11. NTPC 豪州NSW州のNRE No.1炭鉱とNRE Wongawilli炭鉱の権 益を100％保有 2004年12月に強粘 結・一般炭炭鉱であ るNRE No.1炭鉱を買 収 Herald Resourcces Pty Ltd１の権益を 100%所有・CBM採 掘目的 Tata Steel Limited Adaniグループ 豪州QLD州の Galilee炭田鉱区を Carborough Downs 28億USドルで獲得 炭鉱権益を5％保有 Banpu Public Company Limited EDF 12. Mechel 2010年に入り、豪州 NSW州Narabri U/G のCentennial Coal 200万トン/年の権益 Company Ltdの株式 7.5%を保有。 公開買付けを開始 PT Kaltim Prima Coal （KPC）やPT Arutmin Indonesia などを傘下に置くイ ンドネシア最大の石 炭生産者 ﾀﾝｼﾞｪﾝﾆﾑﾆ地域に16 2007年にKPC及び 億5,100万USDを投 AritominIndonesiaと 2007年KPC株式の 入し港湾設備及び いう2大石炭会社の 30%をBUMIより譲渡 鉄道建設を実施する 株式を30％獲得（11 受ける 計画で、PTBA社か 億USD相当） ら毎年3,500万トンの 石炭を確保 PLNが31,958MW （全体の57.6％）、 IPPが23,525MW（同 42.4％） 一般炭調達検討 国内石炭生産をほ ぼ独占、海外炭輸 入検討 自社山元での発電 事業開始 5. インド 6. モンゴル 炭鉱を経営 7. 米国 コロンビア：同社生 産量の2割強。 Cerrejonに3社合同 （Anglo America, Xstrata）で総額13 億ドルの拡張を予定 コロンビア：Cerrejon に3社合同（Anglo America, Xstrata） で総額13億ドルの 拡張を予定 コロンビア：同社生 産量の1割。 Cerrejonに3社合同 （Anglo America, Xstrata）で総額13 億ドルの拡張を予定 褐炭を除く石炭（瀝 青炭他）生産量の8 割以上がCIL。8つの Coal Indiaと探鉱開 州にまたがる21の 発のJV設立 主要な炭田に471の 炭鉱を操業 インドのインフラ大手 GMRインフラストラク チャーからインター ジェンの株式50％分 を買い取る 2010年7月1日に Winsway Coking Coal Holdings Ltdと J/Vを結成して石炭 及びウラニウム事業 を共同で推進 OuiTolgoi銅／金プ ロジェクトから2013 年生産開始。 香港のMongolia Energy Corporation Limited（MEC）の炭 鉱開発プロジェクト 向けの鋼材入札 タバントルゴイ開発 兼入札で三井物産 と提携 米国国内生産量最 大（1890Mｔ、17.6%） 米発電会社のイン タージェンに50％出 資。デュークエナ ジー社とクリーンエ ネルギー開発技術 提携。AEPとCO2 削 減技術協力 ベネズエラ：Paso Diablo炭鉱（年産量 800万トン）に出資 25.5％の権益 ブラジル：国有送電 最大手はブラジルの 送電網を買収。アル ゼンチンなどでも投 資機会を探している 2007年KPCの株式 の30%をインド TaTaPowerに売却 2010年4月12日に Peabodyと長期的な 石炭調達などの共 同事業を構築するた めの協議 10. ロシア 12. 南アフリカ 13. モザンビーク インド最大の電力会 社インド政府が発行 株式の84.5％を保 有。インドの総発電 電力量の28.6％ 米国にMechel Bluestone Coal Company保有 英国：Vallar Plcが BUMIの株式25%、及 びPT Berau Coal Energy Tbkの株式 75%を総額約30億 USDで買収 エリガ炭の権益及び インフラ整備。 Southern Kuzbass Coal Companyへ 188MUSD投資 2010年9月21日に Mechelと戦略的な 相互協力関係を築く ための意思確認書 に調印 11. 欧州 2010年ブルガリアで 400MW電力、670万 Gcal熱源供給プラン ト建設 同社生産量の2割 強。ATCOM East PJへ330億円出資、 同社生産量の6割 2011年選炭プラント で400万トンの生産 炭鉱を経営。MAC20 プロジェクトで13%増 産計画中 南部アフリカにおけ る石炭権益の取得を 模索 EVN 2010年9月21日に 中煤能源と戦略的 な相互協力関係を 築くための意思確認 書に調印 2番目に大きい一般 炭生産者であり、イ ンドネシアにおいて 単独では最も大きい 炭鉱を操業 2010年4月12日に Coal India Limited （CIL）と長期的な石 炭調達などの共同 事業を構築するため の協議 韓国資源公社 NSW州 NarabriU/G200万ト ン/年の権益7.5%を 保有。 4. ベトナム 北中南米 （8. カナダ ） （9. コロンビア） 13. VINACOMIN Tete州で原料炭開 発プロジェクト （Moatizeプロジェク ト）を進めている 直轄子会社のうち、 Coal India Africana Limitada.（CIAL）は2 つの鉱区の探査権 144 Tete州の新規プロ ジェクト（Bengaプロ ジェクト）の権益を豪 州Riversdale Mining LimitedとJVを組ん で保有 国内電力供給をほ ぼ独占