第2章国際エネルギー動向 - METI...124 第2章国際エネルギー動向 124...

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第１節　エネルギー需給の概要等

123

第２章

第１節エネルギー需給の概要等

1．エネルギー需給の概要世界のエネルギー消費量（一次エネルギー）は経

済成長とともに増加を続けており、1965 年の 38 億toe（原油換算トン、tonne of oil equivalent）から年平均 2.5％で増加し続け、2009 年には 112 億 toe に達しました。

その伸び方には、地域的な差異が存在し、先進国（OECD 諸国）では伸び率が低く、開発途上国（非OECD 諸国）では高くなりました。これは先進国では経済成長率、人口増加率とも開発途上国と比較して低くとどまっていること、産業構造が変化したこと、エネルギー消費機器の効率改善等による省エネルギーが進んだことによるものでした。一方、開発途上国ではエネルギー消費が堅調に増加してきました。特に、経済成長の著しいアジア大洋州地域は、世界のエネルギー消費量の大きな増加要因となりました。かつて世界のエネルギー消費に大きな割合を占めていたロシア及びその他旧ソ連邦諸国は、1991 年のソ連邦崩壊以降、経済・社会の混乱とともにエネルギー消費量が減少していましたが、1999 年以降、エネルギー消費量は増加に転じました。

こうした状況から世界のエネルギー消費に占めるOECD 諸国のエネルギー消費の割合は、1965 年の68.7％から 2009 年には 46.7％へと約 22 ポイント低下しました（第 221-1-1）。

次に、世界のエネルギー消費量（一次エネルギー）の動向をエネルギー源別にみてみます。石油は今日までエネルギー消費（一次エネルギー）の中心となってきました。発電用等では他のエネルギー源への転換も進みましたが、堅調な輸送燃料消費に支えられ1971 年から 2008 年にかけて年平均 1.3％で増加し、依然としてエネルギー消費全体で最も大きなシェア

（2008 年時点で 32.7％）を占めました。この同じ期間に、石油以上に消費量が伸びたのが石炭と天然ガスで

す。石炭は発電用の消費が堅調に増加し、特に近年は、経済成長著しい中国など、安価な発電用燃料を求めるアジア地域において、消費量拡大の勢いが増しました。また天然ガスは、特に気候変動への対応が強く求められる先進国を中心に、発電用はもちろん、都市ガス用の消費が伸びました。一方、同じ期間で伸び率が最も大きかったのは原子力（年平均 9.0％）と新エネルギー（同 8.6％）でした。これは、エネルギー供給の多様化や、低炭素化への要請に応えるため、導入が進んだものです。しかしながら、2008 年時点のシェアはそれぞれ 5.8％および 0.7％と、エネルギー消費全体に占める比率は大きくありませんでした（第 221-1-2）。

第２節一次エネルギーの動向

1．化石エネルギーの動向（1）石油①資源の分布

世界の原油確認埋蔵量は 2009 年末時点で１兆3,331 億バレル（オイルサンドを除く）であり、これを原油生産量で除した可採年数は 45.7 年となりまし

第2章国際エネルギー動向

【第221-1-1】世界のエネルギー消費量の推移（地域別、一次エネルギー）

46.7%

68.7%

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009（年）

（100万toe）

0%10%20%30%40%

50%60%70%80%90%100%

アジア大洋州アフリカ中東その他旧ソ連邦諸国ロシア欧州中南米北米OECDシェア（右軸）

（注） 1984年までのロシアには、その他旧ソ連邦諸国を含む（出所） BP,Statisticalreviewofworldenergy2010をもとに作成

124

第2章　国際エネルギー動向

124

エネルギー動向第2部

第２章

た。1970 年代のオイルショック時には石油資源の枯渇問題も深刻に懸念されましたが、回収率の向上や追加的な石油資源の発見・確認によって、1980 年代以降、可採年数はほぼ 40 年程度の水準を維持し続けてきました。

現在、世界最大の確認埋蔵量を保有しているのはサウジアラビアであり、同国の確認埋蔵量は 2,646 億バレルと世界全体の 20％のシェアを占めています。次に大きいのが南米のベネズエラであり、確認埋蔵量が1,723 億バレルで世界シェア 13％です。以下、イラン（1,376 億バレル、シェア 10％）、イラク（1,150億バレル、９％）、クウェート（1,015 億バレル、８％）、アラブ首長国連邦（978 億バレル、７％）と中東産油国が続き、この OPEC ６ヵ国だけで、世界全体の石油確認埋蔵量の約３分の２を占めました。非OPEC 産油国では、ロシアおよびその他旧ソ連邦諸国、アメリカ、カナダ等が主要産油国ですが、全体的にみると圧倒的に OPEC 産油国、特に中東 OPEC産油国の資源保有が大きくなりました（第 222-1-1）。

②原油生産の動向世界の原油生産量は、長期的にみると石油消費の増

大とともに増加し、1965 年の 3,180 万バレル／日から 2009 年には 7,995 万バレル／日と、約 40 年間で2.5 倍になりました。地域別にみると、2000 年以降では北米とアジア大洋州の原油生産量はほぼ横這いであるのに対し、欧州・ロシア及びその他旧ソ連邦諸国

（中でもロシア及びその他旧ソ連邦諸国）、中東、アフリカの生産量は拡大してきました（第 222-1-2）。

OPEC 産油国の生産は、1970 年代までの大幅増産の後、全体としての非 OPEC 産油国の生産が増加し

てきたこと、1980 年代前半は世界の石油消費が低迷したことを受けて 1980 年代前半を通じて減少し、その後 1980 年代後半から緩やかな回復という基調を辿ってきました。この結果、世界の原油生産に占める OPEC 産油国のシェアは、1970 年代前半の５割強から 1980 年代半ばには３割を割り込んだものの、2009 年には再び 41％にまで上昇しました。

ロシア及びその他旧ソ連邦諸国を除く非 OPEC 産油国全体（アメリカ、メキシコ、カナダ、英国、ノルウェー、中国、マレーシア等）の生産は 1965 年以降、増加を続けてきました。ロシア及びその他旧ソ

【第222-1-1】世界の原油確認埋蔵量（2009年末）

【第222-1-2】世界の原油生産動向（地域別）

米州20.4%

ユーラシア9.2%

アフリカ9.6%

アジア大洋州3.2%

サウジアラビア19.8%

イラク8.6%

アラブ首長国連邦7.3%

クウェート7.6%

イラン10.3%

その他中東2.8%

ベネズエラ12.9%

アメリカ2.1%

カナダ2.5%

その他米州2.9%

ロシア5.6%

その他旧ソ連邦諸国3.6%

リビア3.3%

アフリカその他6.3%

中国1.1% アジア大洋州

その他2.1%

欧州1.1%

世界計１兆3,331億バレル可採年数45.7年（2009年末）

欧州1.1%

中東56.6%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2009（年）

2005

北米中南米欧州ロシアその他旧ソ連邦諸国中東アフリカアジア大洋州

（100万バレル／日）

（出所） BP,StatisticalReviewofWorldEnergy2010をもとに作成

（注） 1984年までのロシアには、その他旧ソ連邦諸国を含む（出所） BP,StatisticalReviewofWorldEnergy2010をもとに作成

【第221-1-2】世界のエネルギー消費量の推移（エネルギー源別、一次エネルギー）

28%

33%

21%6%2%1%10%

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 20052008（年）

可燃性再生可能エネルギー他新エネルギー水力原子力ガス石油石炭

（100万toe）

（注） toeは tonneofoilequivalentの略であり原油換算トンを示す。（出所） IEA,EnergyBalance2010をもとに作成

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第２節　一次エネルギーの動向

125

第２章

連邦諸国を除く非 OPEC 産油国全体の原油生産量は1965 年の 1,255 万バレル／日から年平均 2.1％で堅調に増加し、2009 年には 3,367 万バレル／日に達しました。ロシア及びその他旧ソ連邦諸国は 1991 年のソ連崩壊前までは世界最大の産油国でしたが、崩壊後の社会・経済の混乱の中で石油部門への投資が大幅に低下したため、原油生産量は急激に低下しました。その後 1999 年以降、再び増産基調に転じ、国際石油市場において、ロシア、カスピ海沿岸諸国は新たな産油地域として台頭してきました（第 222-1-3）。

③石油消費の動向世界の石油消費は、経済活動の活発化とともに増加

傾向をたどってきました。1973 年には 5,598 万バレル／日であった世界の石油消費は 2009 年には 8,408万バレル／日まで増加しました（年平均 1.1％増）。

世界の石油消費において最大のシェアを持つ先進国（OECD 諸国）では、1973 年の 4,125 万バレル／日の消費から 1970 年代後半にかけて増加傾向を示したものの、二度のオイルショック後の世界経済の低迷に加え、原子力、天然ガス等の石油代替エネルギー導入促進を受けて 1980 年代には石油消費が減少しました。その後、1980 年代後半以降、経済の拡大とともに緩やかに石油消費が増加しましたが、近年の自動車技術の進展や石油価格高騰を背景に、2005 年以降は４年連続して、先進国の石油需要は減少してきました。

一方、世界の石油消費の１割強のシェアを有していたロシア及びその他旧ソ連邦諸国は、1990 年代に入ってからソ連崩壊に伴う社会・経済の混乱によっ

て石油消費が減少してきました。ロシア及びその他旧ソ連邦諸国の石油消費は 1987 年の 861 万バレル／日から 2009 年にはその半分以下の 396 万バレル／日となりました。

この間、著しい石油消費の増加を示したのが開発途上国（非 OECD）でした。ロシア及びその他旧ソ連邦諸国を除く開発途上国の石油消費は堅調な経済成長に伴い、1973 年の 862 万バレル／日から年平均 4.0％で増加し、2009 年には 3,478 万バレル／日となりました。その結果、世界の石油消費に占める開発途上国のシェアは 1973 年の 26％から 2009 年には 46％と 1.8 倍になり、逆に先進国（OECD）のシェアは74％から 54％にまで低下してきました（第 222-1-4）。

④石油貿易の動向世界の石油貿易は、石油消費の増大とともに着実に

増大してきました。2009 年の世界全体の石油貿易量は 5,293 万バレル／日となっており、そのうち日米欧３大市場による輸入量が合計で 2,921 万バレル／日と全体の 55％を占めました。一方、輸出サイドでみると、中東からの輸出が 1,842 万バレル／日と最大で、全貿易量の 35％を占めました。以下、ロシア及びその他旧ソ連邦諸国（907 万バレル／日）、アジア太平洋（536 万バレル／日）、西アフリカ（437 万バレル／日）等が主要石油輸出地域となりました。

仕向地別では中東からの石油輸出のうち、10％（175万バレル／日）がアメリカ向け、12％（214 万バレル／日）が欧州向け、74％（1,365 万バレル／日）がアジア大洋州地域向けとなっており、中東地域にとってアジア大洋州市場が最大の販路となりました（第

【第222-1-3】世界の原油生産動向（OPEC、非OPEC別）

【第222-1-4】世界の石油消費の推移（地域別）

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%非OPECOPECOPECの割合（右軸）


（年）1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 20092005


74% 54%

46%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

901973

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2009（年）

その他ブラジルインド中国その他旧ソ連邦諸国ロシアOECD



126


126


第２章

222-1-5）。

なお、アジア地域の中東依存度は 1990 年代を通じて常に欧米より大幅に高い水準で推移しました。

（2）ガス体エネルギー①天然ガス

（ア）資源の分布世界の天然ガスの確認埋蔵量は、2009 年末で約

187 兆 m3 でした。中東のシェアが約 41％と高く、欧州・ロシア及びその他旧ソ連邦諸国が約 34％で続きました（第 222-1-6）。

石油埋蔵量の約 58％が中東に存在していることと比べると、天然ガス埋蔵量の地域的な偏りは小さいと言えます。また、天然ガスの可採年数は 2009 年末時

点で 63 年でした。（イ）天然ガス生産の動向

2009 年の天然ガス生産量は 3.0 兆 m3 でした。2000年から 2009 年までの間で、石油の生産量の年平均伸び率が 0.7％であったのに比べ、天然ガスは 2.4％の伸びを記録しました。但し、2009 年の生産量は需要の減少に伴って落ちました。

地域別には、2009 年時点では北米が世界の生産量の 27％、欧州・ロシア及び旧ソ連邦諸国が 32％を占めました（第 222-1-7）。

中東の天然ガス埋蔵量は世界の約 41％を占めているにもかかわらず、その生産量は約 14％を占めているにすぎません。これは、天然ガス輸送に必要な莫大な投資に加えて、中東ではこれまで石油開発投資が主に行われており、天然ガス開発投資は、その埋蔵量に比べ比較的少なかったことによります。したがって、中東から大消費地へのパイプラインが、ロシアと西欧間のように敷設されることもありませんでした。中東各国で生産された天然ガスの多くは中東地域内で消費されるか、液化して LNG として輸出されてきました。

世界的な天然ガス消費の伸びに対応するため、欧米メジャー各社や産油国等による大規模な天然ガス資源開発が進められてきました。特に、LNG 消費の伸びを背景に、LNG の新規プロジェクトが多数計画されました（第 222-1-8）。

更に GTL（Gas to Liquids）1や DME（Di-Methyl

1　GTL（Gas to Liquid）とは、天然ガスを化学反応によって常温で液体の炭化水素製品に転換したものを指します。主に輸送用の燃料として用いられます。

【第222-1-5】世界の石油の主な移動（2009年）

【第222-1-6】地域別天然ガス埋蔵量（2009年末）

【第222-1-7】地域別天然ガス生産量の推移

121.7

61.2

347.8105.9

129.333.5

105.9

103.2103.2

87.8230.0

110.1110.1

97.415.9

86.9

28.7

21.0

41.7

129.3

26.6

179.4

33.5

（100万トン）

北米4.9%

中南米4.3%

欧州・ロシアその他旧ソ連邦諸国33.7%

中東40.6%

アフリカ7.9%

アジア大洋州8.7%

確認埋蔵量187兆㎥

11,94811,94814,344

16,486

19,80421,142

30,60829,870

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2009 （年）

（億m3）

北米中南米欧州・ロシア・その他旧ソ連邦諸国中東アフリカアジア大洋州

27%

5%

32%

14%

7%

15%




127


127

第２章Ether）2等の天然ガスの新たな利用可能性を広げる技

術について研究開発が進展しており、一部では既に商業生産が開始されました。

（ウ）天然ガス消費の動向天然ガス消費は北米、欧州・ロシア及びその他旧ソ

連邦諸国で世界の 63％を占めました（第 222-1-9）。

この理由としては、これらの地域内で豊富に天然ガスが生産されていること、既にパイプライン・インフラが整備されており、天然ガスを気体のまま大量に輸送して利用することが可能であることが挙げられま

【第222-1-8】主要な新規LNGプロジェクト

国　　名2009年の生産量

（億m3/年）

2009年末の埋蔵量（億m3）

2009年のLNG輸出量（億m3/年）

新規LNGプロジェクト（億m3/年）

主な新規プロジェクト主な参加企業

オーストラリア 423 30,800 242 1,652 Ichthys、Gorgonなど

INPEX、Total、Chevron、ExxonMobil、Shell、東京ガス、大阪ガス、中部電力　など

インドネシア 719 31,800 260 189 Abadi、Donggi-Senoroなど

INPEX、PT EMP、三菱商事、韓国ガス公社、Pertamina　など

パプアニューギニア 10 4,400 0 277 PNG LNGなど ExxonMobil、Oil Search、Santos、JX日鉱日石開発、三菱商事　など

ロシア 5,275 443,800 66 409 Shtokman、Yamalなど

Gazprom、Total、Statoil、NOVATEK　など

（出所）生産量及び埋蔵量はBP,StatisticalReviewofWorldEnergy2010 新規LNGプロジェクトの生産量は（財）日本エネルギー経済研究所調べ

す。アジアでは天然ガスの消費はまだ少ないですが、近年増大してきました。

2000 年から 2008 年の間、世界の天然ガス消費は年率 2.8％で増加してきました。2009 年の需要は世界的な景気後退により減少しましたが、近年の消費の増加の主な理由の一つとして、発電用燃料としての消費が伸びていることが挙げられます。これは、天然ガスは他の化石燃料に比べて環境負荷が低いこと、コンバインドサイクル発電3等の技術進歩により、発電燃料として天然ガスの経済的優位性が高まったこと等によります。

天然ガス消費の各地域別でのウェイトをみると、一次エネルギー総供給量に占める天然ガスの割合は、アメリカの 24％、OECD 欧州の 25％に対して日本は17％と相対的に低くなりました。欧米では、自国もしくは周辺国で天然ガスが豊富に生産されるため天然ガスの利用が進んできました。一方、我が国は、天然ガスのほとんどを LNG として遠距離輸送で輸入することもあり、一次エネルギー総供給量に占める天然ガスの割合は相対的に低くなりました（第 222-1-10）。

天然ガスの用途をみても我が国と欧米とでは大きな差異があります。我が国では発電用としての利用の割合が全体の 62％を占めており、産業用は９％、民生用は 30％にすぎません。これに対して、アメリカ、OECD 欧州では発電用としての利用の割合が 31％、

【第222-1-9】天然ガスの消費量の推移（地域別）

11,86011,860

14,37116,471

19,60021,319

30,108 29,404

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2009

27%

5%

36%

12%3%

17%

（年）

（億m3）

北米中南米欧州・ロシア・その他旧ソ連邦諸国中東アフリカアジア大洋州


2　DME（Di-Methyl Ether）とは、GTL 同様、天然ガスを原料として生産される炭化水素製品ですが、常温では気体です。但し、比較的低い圧力で液化するので液化石油ガス（LPG）などと同様に扱われます。現在はスプレー用のガスとして用いられることが多いですが、今後輸送用の燃料としても用いられることが期待されています。3　コンバインドサイクル発電とは、ガスタービンと蒸気タービンを組み合わせた発電方式です。

128


128


第２章 35％と日本よりも低く、その分、民生用や産業用と

しての利用の割合が高くなりました（第 222-1-11）。このように利用形態が異なっている主な理由とし

ては、割高であった我が国の天然ガス輸入価格に加え、〔1〕LNG 輸入という形態でしか天然ガスが導入できなかったこと、〔2〕このため、需要が集積しやすい発電用や一定規模の大手都市ガス会社による利用を中心に導入されたという経緯があります。この結果、天然ガスの需要がある地域に LNG 基地が順次立地し、LNG 基地から、需要に応じてパイプラインが徐々に延伸するという我が国特有のインフラ発展形態となりました。発電用と比べて需要が比較的分散している民生用や産業用では、天然ガス利用は相対的に遅れています。

一方、欧米では、民生用と産業用への天然ガス利用が先に進みました。しかし、前述のとおり、発電燃料としての天然ガスの優位性が高まっていることにより、近年、欧米においても、発電用としての利用が増加しています。

（エ）天然ガス貿易の動向2009 年の一年間で取引された天然ガスの貿易量

8,765 億 m3 のうち、パイプラインにより取引された量は 6,338 億 m3（貿易量全体の 72％）、LNG による取引は 2,428 億 m3（同 28％）でした（第 222-1-12）。

2009 年の世界全体の天然ガス生産量の 29.3％が生産国では消費されずに、他国へ輸出されました（第222-1-13）。天然ガスの貿易量は増加しているものの、その割合は生産量の 66.2％が輸出される石油ほどではありませんでした。

【第222-1-10】日本、アメリカ、OECD欧州の一次エネルギー構成（2008年）

【第222-1-11】日本・アメリカ・OECD欧州における用途別天然ガス利用状況（2008年）

【第222-1-12】世界の輸送方式別天然ガス貿易量の推移

【第222-1-13】石油、天然ガスの貿易比率（2009年）

その他

原子力

石油

石炭

天然ガス

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

日本

17%17%24%24% 25%25%

43%43%37%37%

35%35%

14%14% 10%10%

23%23%

24%24% 17%17%

13%13%

3%3% 5%5% 10%10%

アメリカ OECD欧州

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

その他

民生

産業

発電

OECD欧州アメリカ日本

62%

31% 35%

30%

34% 37%

13% 10%

9%

21% 19%

62%

31% 35%

30%

34% 37%

13% 10%

9%

21% 19%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2009

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

LNG貿易量（億m3）

パイプラインガス貿易量（億m3）

天然ガス貿易におけるLNGの比率

（年）

（億m3）

ガス

石油

貿易量国内消費量

5,293万バレル/日、66.2%

8,765億m3、29.3% 2兆1,104億m3、70.7%

2,702万バレル/日、33.8%

100%0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90%

（出所） IEA,EnergyBalancesofOECDCountries2010をもとに作成

（出所） IEA,EnergyBalancesofOECDCountries2010をもとに作成

（原典） Cedigaz,NaturalGasintheWorld（出所） BP,StatisticalReviewofWorldEnergy2010をもとに作成


129


129

第２章

主な輸入国はアメリカ、EU、北東アジアの３地域でした。一方、パイプラインによる主な輸出国はロシア、カナダ等、輸入国はアメリカ、ドイツ等でした。LNG 貿易はアジア向け輸出を中心として拡大し、2009 年の貿易量の 35％は日本向け（アジア全体で63％）でした。輸出先もアジア大洋州地域が中心ですが、近年、中東諸国からの輸出も増加してきました（第 222-1-14）。

また、これまでアメリカでは天然ガス消費の伸びに対して、その主たる供給源である国内生産とカナダからのパイプラインガス輸入の伸びが追いついておらず、LNG 輸入の計画が進められてきましたが、2004年から続いた原油価格の高騰と開発技術の進展により、これまでは開発が難しかった非在来型天然ガスと呼ばれるガスの生産がアメリカ内で拡大してきました。これによってアメリカの LNG 需要は当面、急激に増加する可能性は低いとみられています。

（オ）価格の動向天然ガス価格の決定方法は地域によって異なりま

す。日本向けの天然ガス（LNG）価格の多くは JCC（Japan Crude Cocktail）と呼ばれる日本向け原油平均価格にリンクしていることに加え、JCC 価格が急激に変動した場合でも、LNG 価格は相対的に変動が小さくなるように価格フォーミュラ（価格決定方式）が設計されています。アメリカや英国における天然ガスの売買契約は、それぞれの市場の需給状況等により決定されています。大陸欧州では多くの契約において、天然ガス価格は競合燃料である石油製品の価格、あるいは原油価格に連動しています。

日本向けの天然ガス（LNG）価格は、1990 年代に、

百万 Btu 当たり３ドル～４ドル（CIF）で推移していました。日本向けの LNG 価格を原油価格に換算すると、バレル当たり 18 ドル～24 ドル程度となり、1998年を除いて原油価格と概ね同レベルかそれよりも少し高い水準でした。2009 年時点では、LNG の日本向け平均価格は 9.4 ドル／百万 Btu（CIF）となっており、アメリカ国内の天然ガス価格 4.0 ドル（Henry Hub スポット価格）と比べて割高でした。これには、日本向けの LNG 価格が原油価格の水準を参照して決められるものが多く、原油価格の影響を大きく受けたためです。

なお、2009 年の LNG のスポット及び短期取引の世界の LNG 取引全体に占める割合は 16％との報告があります（第 222-1-15）。これまで LNG のスポット及び短期取引量は増加を続けてきましたが、2009 年はアジアのスポット・短期取引量が大きく落ち込んだため、世界全体の取引量も前年比で減少しました。

②LPガス（ア）生産の動向

2009 年の世界の LP ガス生産量は約 2.4 億トンで、2000 年以降、年率 2.1％のペースで増加しました。このうち、ガス田及び油田の随伴ガス６割、製油所から４割が生産されました。

地域別にみると、2009 年には北米地域が 23％と最大のシェアを占めていますが、10 年前（1999 年）の31％と比較するとそのシェアは縮小しました。一方、アジア大洋州地域は、1999 年の 17％から 2009 年には 23％とシェアが上昇しました（第 222-1-16）。今後

【第222-1-14】世界の主な天然ガス貿易（2009年）

【第222-1-15】世界のLNG取引全体に占めるスポット及び短期取引の割合（2009年）

957

779

260198

96

81

8

922

779

260

384

868

1,696

198

96

81

76

8

922

（億m3）

スポット及び短期取引

それ以外の取引29.3（16.1%）

152.4（83.9%）

（単位：100万トン）

（原典） Cedigaz,NaturalGasintheWorld（出所） BP,StatisticalReviewofWorldEnergy2010をもとに作成

（注）スポット取引は１年未満の取引、短期取引は契約期間が４年未満の取引を指す

（出所） GIIGNL,TheLNGIndustry

130


130


第２章

は中東や豪州などで大型の LNG プロジェクトの稼働開始が計画されているため、それらのプロジェクトから生産される LP ガスも存在感を増していくと考えられます。

（イ）消費の動向2009 年の世界の LP ガス消費は約 2.4 億トンで、

2000 年以降年率 2.1％のペースで増加してきました。地域別にみると、1999 年には北米地域が消費の

31％を占める最大消費地域でしたが、2009 年には25％に低下しました。一方、アジア大洋州地域が1999 年の 28％から、2009 年には 33％とシェアが上昇しました（第 222-1-17）。

2009 年の消費を用途別にみると、家庭・業務用が47％、化学原料用が 26％、工業用が 11％、輸送用が

９％となりました。更に、これを地域別にみると、中東地域と北米地域は化学原料用のシェアが高く（それぞれ 57％と 44％）、アジア大洋州地域では家庭・業務用のシェア（60％）が高くなりました。

（ウ）価格の動向世界の LP ガスの価格は、原油価格の動向に大きく

影響を受けて形成されています。主要な価格を形成する市場地域としては、①米州（アメリカ・テキサス州のモント・ベルビュー市場を中核にした地域）、②欧州（北海の BP 公定価格、及びアルジェリア・ソナトラック公定価格をベースにした北西欧・地中海等を中核にした地域）、③スエズ以東（サウジアラビア・アラムコの公定契約価格（CP）をベースにした中東・アジア大洋州地域を中核にした地域）の３つのゾーンに大別されています。それぞれの価格形成市場地域の価格差を埋めるように裁定取引が発生することにより、需給調整がなされています。

我が国の LP ガス輸入指標となるサウジアラビアの公定契約価格は、ある程度スポット市場の値動きが反映されていますが、基本的にはサウジ側から一方的に通告される価格であり、我が国を含む消費国においては、価格決定プロセスの不透明性が指摘されてきました。ただし、今後中東（カタール、UAE（アブダビ）等）、豪州、西アフリカ（ナイジェリア、アンゴラ）での LP ガス増産が見込まれることから、サウジアラビアの LP ガス価格支配力に変化が生じるのではないかとみられています。

原油価格の高騰とともに、３つのゾーンとも 2000年から 2008 年７月まで LP ガス価格は上昇基調を続けてきましたが、2008 年８月以降下落に転じ、2008年 12 月には、プロパン価格（FOB 価格4）が、サウジアラビア産（サウジアラムコ CP）で 340 ドル／トン、北海産（ANSI）で 296 ドル／トンまで低下しました。その後、原油価格が回復するにつれて LP ガス価格も上昇し、2011 年１月には、サウジアラビア産で 935 ドル／トン、北海産で 994 ドル／トンと過去最高値を記録しました。

（エ）貿易の動向最大の輸出地域は中東地域で、2009 年には 3,040

万トンの輸出実績がありました。また、最大の輸出国はサウジアラビアで 1,190 万トンでした。中東地域に続く輸出地域は、欧州・ロシア及びその他旧ソ連邦

4　Free On Board 価格の略称で積地引渡し価格を指します。

【第222-1-17】世界のLPガス地域別消費量

【第222-1-16】世界のLPガス地域別生産量

227220217210209201199191

236 241240

0

50

100

150

200

250

300

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009 （年）

（百万トン）

25%

12%

17%

9%4%

33%

アジア大洋州アフリカ中東欧州・ロシア・その他旧ソ連邦諸国中南米北米

231224220214210206201192

236 244241

0

50

100

150

200

250

300

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009 （年）

（百万トン）

アジア大洋州アフリカ中東欧州・ロシア・その他旧ソ連邦諸国中南米北米

23%

10%

17%

21%

7%

23%

31%

11%

16%

18%7%

17%

（出所） WorldLPGasAssociation,StatisticalReviewofGlobalLPGas2010をもとに作成


131


131

第２章

諸国（1,787 万トン）、アフリカ地域（1,001 万トン）となりました。

一方、輸入面ではアジア地域が最大の輸入地域で、同年の輸入量は 2,959 万トンでした。アジア地域に続く輸入地域は、欧州・ロシア及びその他旧ソ連邦諸国で 1,918 万トンとなりました。最大の輸入国は我が国で輸入量は 1,178 万トン、続いてアメリカ（761 万トン）、韓国（555 万トン）、中国（409 万トン）となりました。アメリカは世界最大の LP ガス消費国ですが、自給率が高いため貿易量はそれほど多くありませんでした（第 222-1-18）。

なお、全貿易量のうち約８割が海上輸送による貿易で、残りの約２割がパイプラインやタンクローリーによる貿易であると言われています。

世界の LP ガス貿易市場は、（ウ）価格の動向において既述のとおり、大きく３地域（米州地域、欧州地域、アジア地域）に分割されており、従来は、基本的にこの各域内で貿易取引が行われていました。しかし、1999 年を境にそれまで余剰であったアジア市場が一転して不足状態となり、スエズ以西から LP ガスが流入するようになりました。

（3）石炭①資源の分布

石炭の可採埋蔵量は 8,260 億トンで、地域別には、アメリカ（28.9％）およびロシア（19.0％）、次いで中国（13.9％）に多く埋蔵されています（第 222-1-

19）。他方、石炭の品位別には、瀝青炭と無煙炭が4,113 億トン、亜瀝青炭と褐炭で 4,147 億トンです5。

石炭の持つメリットとしては、石油、天然ガスに比べ地域的な偏りが少なく、世界に広く賦存していることを挙げることができます。また、可採年数（可採埋蔵量／年産量）が 119 年（BP 統計 2010 年版）と石油等のエネルギーより長いのも特徴です。

②石炭生産の動向2009 年の世界の石炭生産量（褐炭を含む）6は 69 億

300 万トンと推計されており（対前年比 2.1％増）、このうち褐炭を除いた原料炭、一般炭及び無煙炭の生産量は 59 億 9,000 万トン（対前年比 3.4％増）と全体の87％を占めました。

2009 年の石炭生産量を国別シェアでみると、中国（43％）とアメリカ（14％）の２ヵ国で世界の生産量の半数以上となる 57％を占めました。更に、インド、オーストラリア、インドネシア、ロシアまでの上位６ヵ国の生産量を合計するとそのシェアは 80％でした。また、2009 年において石炭生産量が１億トンを超える上位 10ヵ国（上記６ヵ国に、南アフリカ、ドイツ、ポーランド、カザフスタンを加える）のうち、2001 年と 2009 年を比較して石炭生産量が減少しているのはアメリカ、ドイツ、ポーランドの３ヵ国で、

5　石炭の根源植物が石炭に変質する過程を一般に石炭化作用と呼び、この進行度合を石炭化度と言います。石炭は、石炭化度により無煙炭、瀝青炭、亜瀝青炭、褐炭、亜炭、泥炭に分類されますが、日本では一般に無煙炭から褐炭までを石炭と呼んでいます。6　IEA, Coal information 2009 による。

【第222-1-18】LPガスの貿易の動向（2009年）

【第222-1-19】世界の石炭可採埋蔵量

0.1

0.4

0.1

0.9

0.2

4.6

8.9

1.2

1.3

0.8

6.0

（100万トン）

1.1

その他地域よりその他地域より

その他地域より

その他地域より10.310.3

1.41.4

0.30.33.33.3

世界の石炭

2007年末可採埋蔵量

8,260億トン

南アフリカ3.7%

その他アフリカ（中東を含む）

0.4%

カナダ0.8%

コロンビア0.8%

その他中南米（メキシコを含む）

1.1%インドネシア0.5%

その他アジア大洋州0.7%

その他ヨーロッパ14.0%



ロシア19.0%ロシア19.0%ロシア19.0%

アメリカ28.9%アメリカ28.9%アメリカ28.9%

オーストラリア9.2%



インド7.1%インド7.1%インド7.1%

中国13.9%中国13.9%中国13.9%


（注） BP統計では、WorldEnergyCouncil,SurveyofEnergyResources2009（2007年末のデータ）を引用


132


132


第２章

他の７ヵ国では増加しました。アメリカの生産量の減少は景気の後退により国内の石炭需要が減少したことによると考えられますが、ドイツ、ポーランドの減少は国内消費が減少傾向にあるのに加え、輸入が増加傾向にあるためでした（第 222-1-20）。

石炭生産量が世界第１位の中国は 1996 年をピークに減産傾向にありましたが、これは中国政府が石炭需給バランスの確保と石炭価格の安定を目的に、小規模炭鉱を中心に違法な採掘を行っている炭鉱や赤字の炭鉱を閉山したためでした。しかし、2001 年以降、国内消費の急拡大に応えるため、大幅に生産が伸びました。第２位のアメリカは石炭を石油に次ぐ重要なエネルギーと位置づけてきており、発電電力量の約50％を石炭火力発電が担ってきました。他方、旧東ドイツ地域では、国産褐炭に一次エネルギーの 70％を依存していましたが、1990 年の両ドイツ統合後、効率が悪く環境負荷の高い褐炭の生産量は減少しました。

近年、インドネシアは、我が国をはじめ、韓国、台湾、中国、インド等アジア域内各国・地域への石炭輸出を拡大し、石炭の供給国としての存在感を増してきました。インドネシアでは、国営炭鉱と採掘権を持つ中小炭鉱により、小規模な生産が行われていましたが、1980 年代初めに生産分与方式が導入されたことにより炭鉱開発に外国資本が参入し、1990 年代に入り生産と輸出が拡大してきました。

③石炭消費の動向2009 年の世界の石炭消費量（褐炭を含む）は 68 億

3,300 万トンと推計されており（対前年比 3.1％増）、そのうち、褐炭を除いた原料炭、一般炭及び無煙炭の消費量は 59 億 2,400 万トン（対前年比 4.6％増）でした。

2009 年の石炭消費の国別シェアは、中国（45％）、アメリカ（13％）の２カ国で世界の石炭消費量の半数以上（59％）を占めました。中国は 1996 年をピークに石炭消費量を減少させましたが、2001 年を底に再び増加に転じ、2009 年の消費量は 30 億 8,600 万トンで、対前年比で 15％も増加しました。我が国の 2009年の石炭消費量は１億 6,500 万トンで、インド、ドイツ、ロシア、南アフリカに続き世界第７位（褐炭を除くと南アフリカに続き世界第５位）でした（第 222-1-21）。

④石炭貿易の動向2009 年の世界の石炭輸出量（褐炭を除く）は９億

4,360 万トンと推計されました。最大の輸出国であるオーストラリアは世界の輸出量の 27.7％を占め、次いでインドネシアが 24.3％、ロシアが 12.3％と続き、以下、コロンビア、南アフリカ、アメリカの順となりました。この上位６ヵ国で世界の石炭輸出量の約88％を占めました。インドネシアの輸出量が順調に伸びているのに対して、中国では国内消費の急拡大により需給が逼迫したことから、2003 年には第２位

（9,400 万トン）であった輸出量が 2009 年には第９位（2,270 万トン）にまで減少しました（第 222-1-22）。

輸出量を一般炭、原料炭別にみると、2009 年の一般炭輸出量は７億 1,130 万トン、原料炭輸出量は２億3,230 万トンとなりました。輸出国別では、インドネ

【第222-1-20】世界の石炭生産量の推移

【第222-1-21】世界の石炭消費量の推移

80%80%

43%

14%

8%

6%4%4%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09（年）

（100万トン）

その他カザフスタンポーランドドイツ南アフリカロシアインドネシアオーストラリアインドアメリカ中国

45%

13%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09（年）

（100万トン）

その他韓国ポーランドオーストラリア日本南アフリカロシアドイツインドアメリカ中国

（注） 2009年データは見込み値。（出所） OECD/IEA,CoalInformation2010をもとに作成

（注） 2009年データは見込み値。（出所） OECD/IEA,CoalInformation2010をもとに作成

133


133

第２章

シアが一般炭の最大の輸出国で、世界の一般炭輸出量の 28.1％を占め、次いでオーストラリアが 19.2％、ロシアが 14.8％、コロンビアが 9.8％、南アフリカが9.3％と続きました。一方、原料炭の最大の輸出国はオーストラリアで、世界の原料炭輸出量の 53.9％を占め、次いでアメリカ 14.5％、インドネシア 12.7％、カナダ 9.2％と続き、これら４ヵ国で全体の 90％を占めました。

オーストラリアが多くの石炭を輸出している理由としては、高品質の石炭が豊富に賦存すること、石炭の生産地が積出港の近くにあること、鉄道や石炭ターミナルのインフラが他の輸出国と比較して整備されていること、石炭消費の伸びが著しいアジア市場に近いこと等が挙げられます。

一方、輸入国・地域としては我が国が最大の輸入国であり、2009 年には１億 6,480 万トン（世界の総石炭輸入量の 17.8％）の石炭輸入と推計されました。我が国以外では、中国の輸入量が１億 3,700 万トン

（14.8％）、韓国が１億 300 万トン（11.1％）、インド6,770 万トン（7.3％）、台湾 6,030 万トン（6.5％）と続きました（第 222-1-23）。

近年、中国、インド等アジア諸国・地域では電力消費の増加に伴い石炭火力発電所での石炭消費が増加し、日本、中国、韓国、インド、台湾のアジアの５つの国・地域で５億 3,280 万トン（58％）の輸入

（2009 年）が見込まれました。中国、アメリカ、ロシアは石炭生産国であり、主要な輸出国でもありますが、輸入量も多くなりました。特に、石炭消費の拡大が著しい中国では、石炭輸入量が 2005 年に初めて2,000 万トンを上回り、2008 年には 4,560 万トンに、2009 年には１億 3,700 万トンに達し、輸出量を上回る純輸入国に転じました。

一般炭、原料炭別に輸入国・地域をみると、双方とも我が国が最大の輸入国でした。以下、一般炭輸入では中国、韓国、台湾、インド、英国、ドイツと続き、原料炭輸入では中国、インド、韓国、ブラジル、ドイツと続きました。2009 年の世界の主な石炭貿易フローをみると、石炭が我が国を中心とするアジア地域と欧州地域へ流れており、石炭市場はアジア市場と欧州市場の２つに大きく分かれていることが分かります（第 222-1-24）。

⑤石炭価格の推移石炭取引における価格交渉では、いわゆるベンチ

マーク価格が、1980 年代後半以降、世界的に参照価格として広く採用されてきました。これは最大の輸出国であるオーストラリアの石炭シッパー7と最大の輸入国である我が国の鉄鋼会社や電力会社との協議により決定される年間協定価格です。ベンチマーク価格方式では、代表的銘柄について FOB 価格を決め、そ

【第222-1-22】世界の石炭輸出量（2009年見込み）【第222-1-23】主要輸入国・地域における石炭輸入量（2009年見込み）

世界の石炭輸出量

9億4,360万トン

カナダ 3.0%ベトナム 2.7%

中国 2.4%カザフスタン 2.4%




その他5.0%その他5.0%その他5.0%

インドネシア24.3%

インドネシア24.3%

インドネシア24.3%ロシア

12.3%ロシア12.3%ロシア12.3%

コロンビア7.4%

コロンビア7.4%

コロンビア7.4%

南アフリカ7.1%

南アフリカ7.1%

南アフリカ7.1%

アフリカ5.7%アフリカ5.7%アフリカ5.7%

世界の石炭輸入量

9億2,650万トン

中国14.8%中国14.8%

韓国11.1%韓国11.1%

インド7.3%インド7.3%

台湾6.5%台湾6.5%

ドイツ4.2%ドイツ4.2%

英国4.1%英国4.1%

その他27.3%その他27.3%

日本17.8%日本17.8%

ロシア2.5%

アメリカ2.2%

トルコ2.2%

（注）【第222-1-23】の輸入統計と本輸出統計では、出所データが異なるため合計値が一致しない。

（出所） OECD/IEA,CoalInformation2010をもとに作成

（注）【第222-1-22】の輸出統計と本輸入統計では、出所データが異なるため合計値が一致しない。

（出所） OECD/IEA,CoalInformation2010をもとに作成

7　石炭シッパー：石炭出荷主のこと。

134


134


第２章

の他の銘柄の FOB 価格はベンチマーク価格を基準に品位の変動幅にスライドして決めていました（なお、一般炭については、熱量以外の品質差は基本的に加味しない、いわゆる熱量等価方式8でした）。

しかし、1996 年度に入ると我が国の電力業界における規制緩和が一段と進んだため、電力事業者のコスト削減の一環として一般炭の競争入札が急速に展開されるようになりました。その結果、一般炭のベンチマーク価格取引のウェイトは減少傾向に向かい始め、中部電力とオーストラリアの石炭シッパーの間で合意された 1997 年度価格が実質的に一般炭最後のベンチマーク価格となりました。1998 年度以降、電力各社は各石炭シッパーと個別に交渉し、ベンチマーク価格に替わって独自の契約価格を設定するようになってきました。

一方、原料炭は 1996 年度の価格交渉から、従来のベンチマーク方式からシッパー別、銘柄別に価格決定が行われることになりました。ちなみに 1995 年度までは、強粘結炭9については BHP 社（現 BHP Billiton 社）のグニエラ炭の価格がベンチマークとさ

れ、他銘柄もグニエラ炭の価格に合わせる仕組みでした。更に、2001 年度からの価格交渉では、ロシア炭、中国炭等長期契約が続いている一部を除き、強粘結炭の共同商談がなくなり、準強粘結炭や非微粘結炭10

と同様に鉄鋼各社が相対交渉するようになりました。一般炭（日本向け長期契約ベース）FOB 価格（以

下、石炭価格については米ドル／トンをドルと表示する）は、2003 年夏以降の世界的な石炭需給逼迫を受け 2003 年末から石炭スポット価格が急騰し、その後も高止まりしたことから、2004 年度、2005 年度と上昇しました。更に 2007 年夏に世界最大の石炭輸出国である豪州ニューサウスウェールズ州の石炭積出港を嵐が襲い、供給が滞ったことを発端に、スポット価格が上昇を続け、2008 年度の価格は前年度を大幅に上回りました。2009 年度の価格は一転して世界同時不況の影響を受け、前年度を大幅に下回りました。しかし、2010 年度は経済情勢の回復を反映して、一般炭の価格は上昇に転じました（第 222-1-25）。従来、長期契約ベースの一般炭価格の改定は、日本の会計年度に合わせて４月を契約開始日として１年間の

【第222-1-24】世界の主な石炭貿易（2009年見込み）

69.5Mt

28.3Mt

34.6Mt

23.0Mt

220.0Mt

34.4Mt

164.8Mt

116.2Mt

259.0Mt

229.6Mt

409.2Mt

66.9Mt

18.8Mt

8.4Mt

22.7Mt 22.8Mt

9.8Mt

22.0Mt

10.0Mt

6.9Mt14.8Mt

109.7Mt27.0Mt

117.2Mt205.0Mt

3.9Mt

24.2Mt

8.1Mt31.8Mt

4.8Mt

12.8Mt

15.8Mt

30.3Mt62.8Mt

7.7Mt

12.7Mt

26.5Mt

4.9Mt 34.2Mt

3.6Mt

5.3Mt7.5Mt

181Mt

8.0Mt

7.7Mt

9.2Mt

米国

コロンビア

カナダ

北米

南米

OECD欧州

その他欧州

日本

ロシア

豪州

インドネシア

その他アジア

南アフリカ

アフリカ・中東

ポーランド

カザフスタン中国

53.4Mt

（注） 300万トン未満のフローは記載しておらず、青字は対前年比増、赤字は対前年比減を示している。輸入側の「北米」には、メキシコを含める。中国の輸入量は「その他アジア」に含む。（出所） OECD/IEA,CoalInformation2010をもとに作成

8　熱量等価方式：基準とする発熱量の一般炭の価格をベースに、取り引きされる一般炭の発熱量に応じて、その価格を定める。9　強粘結炭：強固なコークスを作る際に必要な石炭。原料炭の一種。10　非微粘結炭：コークスに適した性質である軟化溶融や固化する性質の弱い石炭。原料炭の一種。

135


135

第２章

固定価格で契約（複数年契約では２年目以降４月に価格の改定を実施）されていました。しかし、近年ではサプライヤー、ユーザー双方にスポット価格の変動によるリスクを回避する意識が働き、契約開始日を４月ではなく、７月、10 月、１月といったようにずらす契約を行うようになってきました。

一方、原料炭価格も世界的な石炭需給の逼迫を受け、直近では 2004 年度、2005 年度、2008 年度に急上昇し、特に 2008 年度においては、2008 年１月から２月にかけて原料炭の輸出地であるオーストラリアのクィーンズランド州を襲った記録的な集中豪雨による炭鉱の冠水などのために生産や出荷が滞り、前年度比で３倍以上となる 300 ドルまで急上昇しました。一般炭と同様に、2009 年度は世界同時不況の影響を受けて大幅に下落しましたが、2010 年度は経済情勢の回復を反映し、原料炭価格も上昇に転じました。なお、2010 年度からはオーストラリアの原料炭シッパーの要望を受けて、長期契約ベースの原料炭価格を四半期毎に見直すようになりました。

電力用以外の一般炭の取引では、従来からベンチマーク価格を採用せずに、年度契約あるいは取引毎に価格を取り決めるスポット価格が一般的です。一般炭スポット価格は、市場原理に基づき決定され、ベンチマーク価格よりも先行する形で推移してきました（第 222-1-26）。

石炭の価格と他の化石エネルギーの価格を同一の発熱量（1,000kcal）当たりの CIF 価格11で比較すると、石炭の価格が原油、LNG、LP ガスの価格よりも低廉かつ安定的に推移していることが分かります（第222-1-27）。

1980 年代前半では石炭の価格優位性は非常に高いものでしたが、1986 年度以降その価格差が縮小しました。しかし、1999 年度以降再び価格差は増大し、石炭の優位性が増してきました。また、2004 年度以降、原油価格の上昇に合わせて他の化石エネルギーの価格も上昇していますが、発熱量当たりの CIF 価

【第222-1-26】スポット価格とベンチマーク価格の関係

【第222-1-27】化石エネルギーの単位熱量当たりCIF価格

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

'86 '87 '88 '89 '90 '91 '92 '93 '94 '95 '96 '97 '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10（年）

（米ドル／トン）

豪州産一般炭スポット価格

日本の長期契約改定価格

0

1

2

3

4

5

6

7

'80 '81 '82 '83 '84 '85 '86 '87 '88 '89 '90 '91 '92 '93 '94 '95 '96 '97 '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 （年度）

（円／千kcal）

LPガス

LNG

原油

原料炭

一般炭

（出所） BarlowJonker“Coal2005”及びBarlowJonker“AustralianCoalReport”等をもとに作成。

（注）長期契約改定価格…年度毎に更新されるオーストラリア産日本向け一般炭の長期契約をベースとしたFOB価格

豪州産一般炭スポット価格（BJI）…BarlowJonkerが集計・発表するオーストラリア・ニューカッスル港出し

一般炭スポットFOB価格（BarlowJonkerIndex）

（出所）日本エネルギー経済研究所計量分析ユニット編「エネルギー経済統計要覧2010（財務省「日本貿易月表」）」

11　CIF 価格：CIF は、Cost, Insurance and Freight の略。積荷である石炭の積出し地での価格に、運賃や船荷保険料を加えた価格。

【第222-1-25】我が国の輸入炭FOB価格の推移

52.3 50.6 39.8

126.2

300.0

128.0

200.0

40.9 40.3 34.5

53.0

125.0

70.0

97.8

20

70

120

170

220

270

320

'88 '89 '90 '91 '92 '93 '94 '95 '96 '97 '98 '99 '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10（年度）

（ドル／トン）

原料炭（強粘結炭）

一般炭

（注）原料炭（強粘結炭）：グニエラ炭の契約価格で代表させた。2010年度は年度始（2010年４月）における価格改定。

一般炭：1997年度までがベンチマーク価格、1998～2002年度が参考価格、2003年度が東北電力㈱の長契更新価格（実勢価格）

2004年度以降は電力各社の契約更新価格（出所） 2005年度まではBarlowJonker“Coal2005”、2006年度以降

各種情報より作成

136


136


第２章

格で比較すると、石炭の上昇幅は他の化石エネルギーよりも小さくなりました。

2．非化石エネルギーの動向（1）原子力①原子力発電の推移

1951 年、世界初の原子力発電がアメリカで開始されて以来、二度のオイルショックを追い風として世界各国で原子力発電の開発が積極的に進められてきましたが、1980 年代後半からは世界的に原子力発電設備容量の伸びが低くなりました（第 222-2-1）。

しかし、化石燃料資源を巡る国際競争の緩和や地球温暖化対策のため、原子力見直しの気運が高まっており、アジア地域では、着実に原子力発電設備容量が増加してきました。

アジア地域だけでなく、原子力発電所の新規建設が少ない欧米地域においても、出力増強や設備利用率の向上によって、発電電力量は増加傾向となってきました（第 222-2-2、第 222-2-3）。

また、アメリカでは過去数年間にわたり設備利用率が向上してきました。更に、欧米諸国においては原子力発電所建設計画の進展がみられました。特に、フィンランドでは５基目の原子力発電所を建設中であり、フランスでも 11 年ぶりに１基を着工、またアメリカでは約 30 年ぶりの新規原子力発電所の建設に向け各社が建設計画を推進しており、2010 年６月、最初の融資保証付与がなされました。

【第222-2-1】原子力発電設備容量（運転中）の推移

【第222-2-2】世界の原子力発電電力量の推移（地域別）

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

アジアアフリカロシア他旧ソ連欧州中南米北米

（100万kW）

（年）

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

1971 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009

アジアアフリカロシア他旧ソ連欧州中南米北米

（兆kWh）

（年）

（出所）日本原子力産業協会「世界の原子力発電開発の動向2010年版」

（出所） TheMcGraw-HillCompanies,NUCLEONICSWEEKをもとに作成

【第222-2-3】世界主要原子力発電国における設備利用率の推移

50%

55%

60%

65%

70%

75%

80%

85%

90%

95%

100%

200920052000199519901985

米国ドイツフランススウェーデンフィンランド韓国日本

（出所） IAEA、PowerReactorInformationSuystem（PRIS）をもとに作成

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137

第２章

②各国の現状ここでは、各国の現状について説明します（最近の

動向については、第１部第２章第２節参照）（第 222-2-4）。

（ア）アメリカアメリカでは運転中の原子力発電所の基数が 104 基

（合計出力１億 524 万 kW）あり、その規模は世界一で、原子力発電により発電電力量の約 20％を賄っていました（2010 年）。また、平均設備利用率が 87.5％と順調な運転を続けてきました。近年では電力の自由化により競争が激化し、経済性が重視されるようになってきました。運転の効率化が進められた既存の原子力発電所は大量の電力を経済的に生産できることから、電力会社にとって貴重な資産と評価されるようになっており、運転期間（認可）の延長が行われてきました。更に、エンタジー社、エクセロン社等が、小規模な原子力発電所所有会社のプラントを買収する等、原子力発電所所有会社の再編が急速に進んできました。

アメリカでは、およそ 30 年間新規建設着工が途絶えていましたが、エネルギー省は、2002 年２月、2010 年までに原子力発電所の新規建設を行うことを目的とした「原子力 2010」プログラムを発表しました。このプログラムに沿って、アメリカの複数の企業が原子力発電所の建設に向け、検討を開始しました。また、2005 年８月に成立した原子力発電所の新規建設を支援するプログラムを含む「2005 年エネルギー

政策法」に基づいて、建設遅延に対する政府保険、減税、政府による債務保証制度が整備されました。

更に、ブッシュ大統領の一般教書演説（2006 年１月）において、エネルギー対外依存度低減等のための「先端エネルギーイニシアティブ」を発表しました。エネルギー省は、同イニシアティブを具体化するためのプログラムとして「国際原子力エネルギー・パートナーシップ（GNEP）」を同年２月に発表し、これまでの直接処分一辺倒から核燃料サイクル開発も追求する路線へと政策転換しました。

このような原子力発電見直しの動きが活発化する中で、原子力発電所の新規建設に向け、2009 年 10 月までに 16 件の建設・運転一体認可（COL）申請が米国原子力規制委員会（NRC）に提出されました。

また、2005 年エネルギー政策法で定められた新規建設に対する政府の融資保証枠が 2009 年度から実施されており、2010 年６月、サザン社のボーグル発電所３／４号機増設計画に 83 億ドルの融資保証付与がなされました。

2011 年１月の一般教書演説でオバマ大統領は財政赤字を削減する方針を打ち出すとともに、2035 年までに電力の 80％を、原子力を含む風力、太陽光、クリーンコール、天然ガスなどのクリーンエネルギーにより供給するという目標を示しました（最近の動向については、第１部第２章第２節参照）。

（イ）欧州英国では、19 基の原子力発電所が運転中で、発電

電力量の約 16％を賄っていました（2010 年）。2007年７月、英国政府は新しいエネルギー白書“Energy White Paper: meeting the energy challenge”を発表し、この中で政府は原子力発電所の新規建設に向けた政策面での支援方針を表明しました。更に 2008 年１月には、原子力発電所新規建設に向けた体制整備やスケジュール等を盛り込んだ原子力白書を発表しました（最近の動向については、第１部第２章第２節参照）。

フランスでは、原子力発電所の基数が 58 基とアメリカに次ぐ世界第２位の原子力発電規模を有しており、発電電力量の約 74％を賄っていました（2010年）。発電設備が国内需要を上回っているという状況から、近年、新規原子力発電所の建設発注は行われてきませんでした。しかし、2005 年７月に制定された「エネルギー政策指針法」において、2015 年頃までに既存原子力発電所の代替となる新規原子力発電所

【第222-2-4】各国の現状一覧（2010年）

基数発電能力［万kW］

発電量［TWh］

設備利用率［％］

アメリカ 104 10,524 807 87.5

フランス 58 6,588 428 74.1日本 54 4,885 292 68.2

ドイツ 17 2,152 141 74.8スウェーデン 10 939 58 70.5

スペイン 8 773 62 91.6ベルギー 7 619 48 88.5スイス 5 341 27 90.4

フィンランド 4 282 23 93.1中国 13 1,085 77 81.0韓国 20 1,772 150 96.6

（出所）基数・発電能力：日本原子力産業協会「世界の原子力発電開発の動向2011年版」

発電電力量、設備利用率：TheMcGraw-HillCompanies,NUCLEONICSWEEK（2011年２月10日）

138


138


第２章

を利用可能とするため原子力発電オプションの維持が明記されたこともあり、フランス電力公社（EDF）は 2006 年５月、新規原子力発電所としてフラマンビル３号機（EPR）を建設することを決定しました。EDF はこのフラマンビル３号機について、2007 年12 月に着工しました（最近の動向については、第１部第２章第２節参照）。

ドイツでは、原子力発電所の基数が 17 基で発電電力量の約 28％を賄っていました（2010 年）。2002 年２月に成立した改正原子力法に基づき、当時運転中であった国内 19 基の原子炉を、2020 年頃までに全廃する予定としていましたが、2009 年９月の連邦議会総選挙において、「脱原子力政策」が見直され、2010 年９月、原子力発電所の運転延長を認める法案が閣議決定され、電力会社は経営判断に基づき既設炉の運転延長を判断することができるようになりました（最近の動向については、第１部第２章第２節参照）。

欧州では、そのほか、スウェーデンで 10 基（発電電力量の約 38％）、スペインで８基（同 20％）、ベルギーで７基（同 51％）、スイスで５基（同 38％）、フィンランドで４基（同 28％）オランダで１基（同３％）の原子力発電所が運転中でした（2010 年）。

このうち、スウェーデンでは、1980 年に、国民投票の結果を踏まえて 2010 年までに原子力発電所を全廃することとされ、1999 年 12 月にバーセベック１号機を、2005 年５月に同２号機を閉鎖しました。しかしその後、廃止計画見直しの機運が高まり、2010年６月、新設禁止を定めた現在の原子力法を改正し、国内 10 基の既設原子炉をリプレースするための法案が議会で可決されました。

ベルギーでは、2003 年１月、脱原発法案が成立し、これに基づき、国内７基の原子炉は、建設から 40 年を経たものから順次閉鎖する予定となりました。一方最近では、複数の政府関係者が、エネルギー安全保障の観点から脱原子力政策に懸念を表明する等、軌道修正の動きもみられました。

フィンランドでは、2002 年５月、議会が欧州では10 年ぶりとなる新規原子力発電所の建設を可決しました。2003 年 12 月、TVO 社は同国５基目の原子炉としてアレバ社の EPR（160 万 kW 級 PWR）を選定し、オルキルオト３号機として 2005 年 12 月に着工しました。

イタリアでは、原子力発電の導入を主張していたベルルスコーニ政権が 2008 年に発足したことにより、

再び原子力発電が計画されることとなり、2009 年７月、上院で原子力エネルギー再導入に関する法案が承認されていました（最近の動向については、第１部第２章第２節参照）。

（ウ）アジア地域中国では、13 基の原子力発電所が運転中であり、

発電電力量の約２％を原子力発電で賄っていました（2010 年）。2003 年９月に発表された国家発展改革委員会の電力発展原則では、「原子力の積極開発」が盛り込まれ、現在の増設ペースは世界最大であり、30基・約 33GW が建設中となっていました。中国政府は 2020 年までに原子力発電所の設備容量を 86GW とする目標を掲げています。また、2011 年３月に安全確保を前提条件としてより効率的な原子力開発を行う方針を示した第 12 次５カ年計画を採択しました（最近の動向については、第１部第２章第２節参照）。

台湾では、６基の原子力発電所が運転中であり、発電電力量の約 19％を原子力発電で賄っていました

（2010 年）。2005 年の「全国エネルギー会議」では、既存の三つのサイトでの原子力発電の運転と現在の建設プロジェクトの継続が確認されましたが、それ以降は原子力発電所の新規建設は行わず、既存炉が 40年間運転した後、2018～2024 年に廃炉するとの方針が示されました。

韓国では、20 基の原子力発電所が運転中であり、発電電力量の約 32％を原子力発電で賄っていました

（2010 年）。６基が建設中で、２基が計画中でした（最近の動向については、第１部第２章第２節参照）。

インドでは、19 基の原子力発電所が運転中ですが、原子力発電の比率は発電電力量の３％程度であり

（2010 年）、増大する需要のなか、原子力に対する期待は高まってきました。2005 年７月、米印両国政府は民生用原子力協力に関する合意に至り、2007 年７月には両国間の民生用原子力協力協定に関する二国間協定交渉が実質合意に至りました。同協定は原子力供給国グループ（Nuclear Suppliers Group：NSG）や国際原子力機関（IAEA）による保障措置協定の承認、両国議会による承認等を経て、2008 年 10 月に発効しました（最近の動向については、第１部第２章第２節参照）。

（エ）ロシアロシアでは 1986 年のチェルノブイリ原子力発電所

事故以降、新規建設が途絶えていましたが、積極的に推進するようになり、2001 年に新たな原子力発電

139


139

第２章

所が運転を開始、2010 年現在 32 基を運転中、11 基を建設中でした。

ロシア政府は、総発電電力量に占める原子力発電の割合を 2030 年までに 25％に拡大することを目指しており、2006 年７月に発表した連邦特別プログラム

「2007 年から 2010 年までのロシア原子力産業コンプレックスの発展及び 2015 年までの展望」では、2013年から毎年 200 万 kW 以上の運転を開始する計画を示しました。また、2006 年１月、プーチン大統領は、核燃料サイクルサービスを提供する「国際センター」設立構想を発表しましたが、これはウラン濃縮及び再処理に関する機微技術及び施設を自前で保有することを断念した国に対し、国際センターが IAEA の管理下で、無差別かつ合理的な商業条件で、濃縮及び再処理のサービスを提供するものでした。2010 年３月、IAEA との間で、この核燃料国際センター計画が正式に承認されました。

更に、国内の原子力産業の再編も進めており、2007 年２月、プーチン大統領の提出していた「原子力発電部門を改革し、その発展を促進するための法律」（原子力発電部門再編法）案をロシア下院が第三読会で可決しました。同法によって、ウラン探鉱・採掘、燃料加工、発電、国内外での原子炉建設等民生原子力利用に関し、国が経営権を完全に握る持株会社としてアトムエネルゴプロム（Atomenergoprom）が 2007 年７月に設立されました。

③核燃料サイクルの現状（ア）ウラン資源

ウラン資源は世界的に広く分布しており、2009 年ないし 2010 年時点では、カナダ、オーストラリア、カザフスタン等が埋蔵量、生産量ともに上位を占めていました（第 222-2-5、第 222-2-6）。

ウラン価格（スポット価格）は、1970 年代、特に第一次オイルショック後の原子力発電計画の拡大を受けて上昇しましたが、スリーマイル島事故、チェルノブイリ事故を受けて新規原子力発電建設が低迷したことから下落し、低価格で推移してきました。近年、ウラン価格は再び上昇をみせており、一時 2007年には 136US ドル／lbU3O8 まで上昇し、2011 年３月時点でも 60US ドル／lbU3O8 を超える高値となりました（第 222-2-7）。

これは解体核高濃縮ウランや民間在庫取り崩し等の二次供給の減少や、中国等によるウラン精鉱の大量購

入等から需給逼迫が懸念され、世界的なウラン獲得競争が激化したことと、投機的資金の一部がウランスポット取引市場に流入したことに起因したと考えられています。

（イ）ウラン濃縮世界のウラン濃縮事業は、2010 年時点で、ロシア

の TENEX、フランスの AREVA、英国・オランダ・ドイツの共同事業体 URENCO、アメリカのUSEC の４社で 90％以上のシェアを占めました。

我が国のウラン濃縮事業は遠心分離法を採用しており、その許可上の設備規模は、2010 年時点で、年間

【第222-2-5】世界のウラン生産量（2010年）

【第222-2-6】世界のウラン確認可採埋蔵量（2009年）

カナダ18.2%オーストラリア

11.0%

ナミビア8.4%

ニジェール7.8%

ロシア6.6%

カザフスタン33.2%

その他2.0%

ウスベキスタン4.5%

アメリカ3.1%

ウクライナ1.6%

中国1.5%

南アフリカ1.1% インド

0.7%ブラジル0.3%

合計53,663tU

カナダ18.2%オーストラリア

11.0%

ナミビア8.4%

ニジェール7.8%

ロシア6.6%


その他2.0%

ウズベキスタン4.5%

アメリカ3.1%

ウクライナ1.6%

中国1.5%

南アフリカ1.1% インド

0.7%ブラジル0.3%


ロシア9.0%

米国7.5%

南アフリカ4.7%

中国2.7%

ナミビア4.5%

ブラジル4.4%

ニジェール4.4%

カナダ8.6%


ウクライナ3.5%


ヨルダン1.8%

デンマーク1.4%

インド1.3%

その他4.6%

合計6,306,300tU


ロシア9.0%

米国7.5%

南アフリカ4.7%

中国2.7%

ナミビア4.5%

ブラジル4.4%

ニジェール4.4%

カナダ8.6%


ウクライナ3.5%


ヨルダン1.8%

デンマーク1.4%

インド1.3%

その他4.6%

（出所）世界原子力協会（WNA）ホームページ（http://www.world-nuclear.org）

（注） 1．ウラン確認埋蔵量とは260米ドル/kgU以下のコストで回収可能な確認埋蔵量

2．世界のウラン需要量は約6.9万トンU（2008年）（出所） OECD/NEA-IAEA,URANIUM2009をもとに作成

140


140


第２章

1,050 トン SWU でした。（ウ）再処理

フランス及び英国では、自国内で発生する使用済燃料の再処理を実施するとともに、海外からの委託再処理も実施してきました。フランス AREVA NC 社

（旧 COGEMA 社）は、海外からの委託再処理を行うための UP3（処理能力：1,000 トン・ウラン／年、操業開始：1990 年）及びフランス国内の使用済燃料の再処理を受け持つ UP2-800（処理能力：1,000 トン・ウラン／年、操業開始：1994 年）の再処理工場をラ・

アーグに有しています（ただし、UP3 及び UP2-800における処理能力の合計は、1,700 トン・ウラン／年に制限されています）。

英国原子力デコミッショニング機関（NDA）はセラフィールド施設及び海外からの委託再処理を行うため THORP（処理能力：900 トン・ウラン／年、操業開始：1994 年）の再処理工場をセラフィールドに有しています。

（エ）プルサーマル海外では既に相当数の実績があり、フランス、ド

イツ、アメリカ、スイス等９カ国で、1960 年代から2009 年 12 月末までに、56 基の発電プラントにおいて、MOX 燃料の装荷体数で約 6,552 体が使用されました。例えばフランスでは、約 3,214 体、ドイツでは約 2,458 体の MOX 燃料が軽水炉で利用されました。また、MOX 燃料加工施設は、フランス、ベルギー、英国で既に稼働しています。

（オ）高レベル放射性廃棄物の処分海外では、各国の政策により使用済燃料を直接処分

する国と、使用済燃料の再処理を実施し、高レベル放射性廃棄物をガラス固化体として処分する国があります。高レベル放射性廃棄物は海外のほとんどの国で深地層に処分する方針が採られており、処分の実施主体の設立、処分のための資金確保等の法制度が整備されるとともに、処分地の選定、必要な研究開発が積極的に進められてきました（第 222-2-8）。

【第222-2-7】ウラン価格（U3O8）12の推移

0

20

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1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010

【年】

ウラン価格【米ドル／ポンドU3

O8】

スリーマイル島事故（1979年3月）

第一次オイルショック（1973年10月）

136米ドル/ポンドU308（2007年6月）

7.1米ドル/ポンドU308（2000年11月～12月）

62.5米ドル/ポンドU308(2011年3月)

（出所） TheUxConsultingCompany,LLCのスポット価格

12　U3O8（三酸化ウラン）：ウラン鉱石を精錬したもので、ウラン精鉱。イエローケーキとも呼ばれる。

【第222-2-8】高レベル放射性廃棄物処分に関する状況国　　名廃棄物形態処分実施主体処分予定地操業予定

アメリカ使用済燃料ガラス固化体連邦エネルギー省（DOE）ユッカマウンテン※1 未定

フィンランド使用済燃料ポシヴァ社（POSIVA）1995年設立オルキルオト※2 2020年頃

スウェーデン使用済燃料スウェーデン核燃料・廃棄物管理会社（SKB）1984年設立フォルスマルク※3 2023年頃

フランスガラス固化体放射性廃棄物管理機関（ANDRA）1979年設立　未　　定※4 2025年頃

スイスガラス固化体使用済燃料

放射性廃棄物管理共同組合（NAGRA）1972年設立未　　定 2040年頃

英国ガラス固化体使用済燃料

原子力廃止措置機関（NDA）2005年設立未　　定 2040年

（注１） 2002年７月に処分地として決定したが、2010年３月、DOEはNRCに許認可取り下げを申請。DOEで今後の方針を検討中。（注２） 2001年５月に処分地として決定。（注３） 2009年６月に処分候補地であるオスカーシャム、フォルスマルクから選定。（注４）ビュール地下研究所近傍より選定される予定。（出所）（財）原子力環境整備促進・資金管理センター「諸外国における高レベル放射性廃棄物の処分について」より作成（http://www2.rwmc.or.jp/overseas/）

141


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第２章

（a）アメリカ1987 年の関連法の改正によりネバダ州ユッカマウ

ンテンが処分場の候補として選定され、アメリカエネルギー省（DOE）によって、処分場に適しているかどうかを判断するための調査が 1988 年から実施され、2001 年に報告書がまとめられました。2002 年には、DOE 長官が大統領にユッカマウンテンを処分サイトとして推薦し、大統領はこれを承認し、連邦議会に推薦しました。その後、ユッカマウンテンを処分場に指定する合同決議案が連邦議会両院で承認され、大統領がこれに署名し、ユッカマウンテンが処分場として選定されました。DOE では、2020 年の処分場操業開始を目途として、2008 年６月に DOE は、処分場建設のための許認可申請を原子力規制委員会

（NRC）へ提出し、2011 年３月現在、安全審査中です。しかし 2009 年２月にオバマ政権が示した予算方針において、ユッカマウンテン関連予算は許認可手続のみに必要な程度のレベルに削減し、高レベル放射性廃棄物処分の新たな戦略を検討する方針が示されました。2010 年３月、DOE は許認可申請の取下げ申請書を NRC（原子力規制委員会）に提出し、NRC が取扱いを検討中です。また、DOE は代替方策を検討するために特別委員会（ブルーリボン委員会）を設置

（2010 年１月）して検討を行いました（2011 年３月現在）。

（b）フィンランドフィンランドでは、1983 年よりサイト選定が開始

され、1999 年に処分実施主体であるポシヴァ社がオルキルオトを処分予定地として選定し、国に申請が提出されました。2000 年に地元が最終処分地の受け入れを承認し、2001 年にオルキルオトを処分地とすることが国会で承認されました。

（c）スウェーデンスウェーデン核燃料・廃棄物管理会社（SKB）が、

1993 年から８ヵ所におけるフィージビリティ調査を行い、2000 年 11 月に３ヵ所（エストハンマル、オスカーシャム、ティーエルプ）への絞り込みを経て2002 年から自治体の承認をえられた２ヵ所（エストハンマル、オスカーシャム）においてサイト調査が行われてきました。SKB は、2020 年頃の初期操業及び 2020 年代後半の本格操業を目途に、上記２ヵ所でのサイト調査結果評価の候補地選定を進め、2009 年

６月、エストハンマル地区のフォルスマルクを最終処分場予定地として選定しました。SKB はこの決定を踏まえ、2011 年３月に処分場の立地・建設の許可申請を行いました。

（d）フランスフランスでは、1991 年に放射性廃棄物管理研究法

が制定され、地層処分、核種分離・変換、長期地上貯蔵の３つの管理方法の研究が 15 年間を期限として実施されました。地層処分については、放射性廃棄物管理機関（ANDRA）によって、1999 年 12 月から粘土質岩ビュール地下研究所の建設・研究が行われてきました。政府は 2006 年に３つの管理方法に関する研究成果を総合的に評価しました。これらをもとに 2006 年６月には可逆性のある地層処分に向けて

「放射性物質及び放射性廃棄物の持続可能な管理計画法」が制定され、2014 年に処分場の設置許可申請、2025 年に処分場の操業を開始することが定められました。ANDRA は、ビュール地下研究所を含む250km2 の区域から 30km2 の候補サイト区域を政府に提案し、2010 年３月に政府がこれを了承しました。

（2）再生可能エネルギー①太陽光発電

太陽光発電については、世界全体（IEA 諸国）で約 2,038 万 kW（2009 年）が導入されました13。太陽光発電の導入量は、2004 年までは日本が世界最大でしたが、近年、ドイツ及びスペインで高額、且つ長期間に亘る固定価格買取制度（フィードイン・タリフ）が実施されたことにより、両国での導入量が急速に拡大してきました。例えばドイツでは、設備能力 30kW 以下の太陽光発電設備に対し約 54 円／kWh の買取りを 20 年間に亘り実施するとしていました（2009 年１月以降適用）。しかし、買取価格を高く設定しすぎると、太陽光発電の急激な導入拡大を招き、買取費用の負担を急増させるといった問題を生じさせることもあり、発電設備のコスト低減等を勘案し、買取価格や対象設備の見直しが適宜行われてきました。また、近年では、例えばスペインにおいて、買取対象とする設備容量の総量の上限を設定することなども行われました（第 222-2-9）。

太陽光発電の導入拡大と相まって、太陽電池産業の発展に注目が高まっています。太陽電池生産にお

13　IEA PVPS2010 による。

142


142


第２章

いて日本メーカーはこれまで世界市場で大きなシェアを占めてきましたが、近年では、中国や台湾といった新興国メーカーの躍進が目立ってきました（第213-2-10）。

②風力発電世界の風力発電設備容量は、近年急速に増加し、

１億 9,439 万 kW（2010 年）に達しました（第 222-2-10）。2010 年時点において導入が最も進んでいるのは中国で、世界の 22％を占め、米国（21％）を抜いて世界一となりました。同様に、風力発電をエネルギー政策及び環境政策の中に積極的に位置付け、電力会社による買取義務を始め各種の優遇措置が実施されたことを背景に、ドイツ（14％）やスペイン（11％）のように欧州でも設置が進んでいるほか、インド

（７％）も大きなシェアを占めるようになってきました（第 213-2-17）。

また近年は、洋上風力発電への期待が高まってきました。欧州では 2010 年中に合計 88.3 万 kW（308機のタービンを設置）が域内の系統に連系されました（2009 年比 51％の拡大）。英国やデンマーク政府は、再生可能エネルギーの導入を今後さらに拡大するための重要な開発分野として位置づけました。こうした政府の姿勢を背景に、欧州連合（EU）における洋上風力発電の設備能力 294.6 万 kW（タービン1,136 機）のうち、英国が 46％、デンマークが 29％を占めました。

③バイオマスバイオマスについては、世界全体では、2008 年時

点で一次エネルギー総供給の 9.7％と大きな割合を占め、先進国（OECD 諸国）平均では 3.9％、開発途上国（非 OECD 諸国）平均では 15.2％と多く消費されてきました。アメリカや欧州等の先進国では、気候変動問題への対応といった観点からバイオマス導入を政策的に推進する国が多くなってきました（第222-2-11）。

特に、交通部門における化石燃料依存の軽減及び、温室効果ガス排出の抑制を目指し、バイオ燃料の利用を促進するための政策が打ち出されました。例えばEU では、2020 年までに交通部門における燃料利用のうち 10％程度をバイオ燃料（及び再生可能エネルギー利用電気等）とする目標を掲げました。しかしながら、バイオ燃料の主たる原料は、サトウキビやトウモロコシといった食糧であるため、バイオ燃料の急激な増大は、食糧価格の高騰など、深刻な影響を与える可能性が指摘されました。さらに、バイオ燃料生産のために、森林や熱帯雨林を伐採して耕地とする動きが拡大しかねないとの見方もありました。このため、バイオ燃料の生産・消費による自然環境や食糧市場への影響を抑えるための持続可能性基準（LCAでの温室効果ガス削減効果等）の策定や国際会議での検討が進められてきました。また、食糧以外の原料

（稲わらや木材等のセルロース系原料、藻類等）を用いたバイオ燃料開発への取組が進められてきました。近年は、世界の石油メジャーも次世代バイオ燃料の開発に力を入れており、アメリカのシェブロンや、オランダのロイヤル・ダッチ・シェル等が相次いで藻類のバイオ燃料開発に関するベンチャー企業に投資する等の活動を行いました。

なお、開発途上国のバイオマス利用には薪や炭と

【第222-2-9】世界の太陽光発電の導入状況（累積導入量の推移）

262.7

984.5

352.3

164.2

274.4

30.5 38.6 51.0 71.6 97.5131.8181.0

283.5418.8

562.7

786.6

1,342.5

2,038.1

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

万kW

その他米国スペインドイツ日本

（出所） IEAPVPS2009より作成

【第222-2-10】世界の風力発電の導入状況

760 1,0201,3601,7402,390

3,1103,943

4,7625,909

7,405

9,382

12,029

15,874

19,439

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

万kW

（出所） GlobalWindEnergyCouncil（GWEC）資料より作成

143


143

第２章

いったものが含まれています。今後開発途上国では、経済の成長にともなって灯油、電気、都市ガスといった商業エネルギーの利用が増え、バイオマスの比率は低下することが考えられます。

④水力世界の水力発電設備は 2008 年時点でおよそ９億

2,429 万 kW であり、世界の総発電設備の約２割を占め、水力による発電設備が多い国は、中国、アメリカ、カナダ、日本等でした。国内の総発電設備に対する割合は、ノルウェーで最も高く、発電設備容量の 96.6％にのぼりました（第 222-2-12）。

先進国においては、大規模ダム開発は頭打ちとなっている一方、中国では、水力発電の設備容量は年々拡大してきました（第 222-2-13）。建設が進められていた世界最大規模の三峡ダム発電所（18.2GW）は、予定よりも一年早く 2009 年２月に完成し、設備容量がさらに拡大しました。

⑤地熱地熱による発電は、世界で 1,071.0 万 kW が導入さ

れてきました（2010 年）。設備容量が最も大きいのはアメリカで、合計 308.6 万 kW が設置されました。次に高い設備容量を有するのがフィリピンで、国内の発電設備総量（2008 年）の 12.1％を占めました。インドネシア、ニュージーランド及びアイスランドでは、2005 年以降、設備容量が大幅に増大しました。

【第222-2-12】世界の水力発電設備（2008年）

【第222-2-13】中国の水力発電設備導入の推移

775,822

846,897 866,846 889,211924,295

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

900,000

1,000,000

2004 2005 2006 2007 2008

MW

その他イタリアフランスノルウェースペインインドロシア日本カナダアメリカ中国

17314813011710595868379736560

254 277 299 319 338 357391

442

517

624

718

793

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008（年）

GW

水力発電設備容量総発電設備容量

（注） 2008年は、ドイツ、ノルウェー及びインドのデータは不明。（出所）（社）海外電力調査会「海外電気事業統計」2006年版～2010年版、

日本は「エネルギー・経済統計要覧2010」日本エネルギー経済研究所をもとに作成

（出所）（社）海外電力調査会「海外電気事業統計2010年版」をもとに作成

【第222-2-11】世界各地域のバイオマス利用状況（2008年）バイオマス（Mtoe）

一次エネルギー供給（Mtoe）シェア

OECD 210.6 5,422.4 3.9%　欧州 97.7 1,821.5 5.4%　北米 99.4 2,731.1 3.6%　大洋州 13.4 869.8 1.5%非OECD 991.4 6,510.2 15.2%　アフリカ 314.6 655.4 48.0%　中南米 114.9 575.2 20.0%　アジア（中国除く） 341.9 1,410.4 24.2%　中国 203.4 2,130.6 9.5%　ロシア及びその他旧ソ連邦諸国 8.5 1,038.2 0.8%　非OECD欧州 6.9 106.7 6.5%　中東 1.2 593.7 0.2%世界計 1,188.5 12,267.4 9.7%　日本 6.0 495.8 1.2%

（注）中国の値は香港を含む。（出所） IEA,ExtendedEnergyBalancesofOECDCountries2010,ExtendedEnergyBalances

ofNon-OECDCountries2010より作成

144


144


第２章

また、アイスランド及びグアテマラでは、国内の発電設備に占める地熱発電の割合が２割以上となりました（第 222-2-14）。日本ではおよそ 50 万 kW が設置されましたが、過去５年間の設備容量はほとんど変化していません。一方、欧州では地熱を利用できる地域が少なく、イタリアやポルトガルの一部などに限られています。

第３節二次エネルギーの動向

1．電力（1）消費の動向

世界の電力消費量は一貫して増加してきました。これを年代別にみると、1970 年代はオイルショック後に一時的な消費の低迷がありましたが、年平均 5.0％と高い伸びを維持しました。その後、1980 年代は3.6％、1990 年代は 2.5％と、徐々に伸び率が低下しましたが、2000 年から 2008 年まで年平均 3.6％と堅調な伸びを維持しました。

これを地域別にみると、先進国の多い北米・西欧地域は世界全体の伸びを下回りました。またロシア及びその他旧ソ連邦諸国・東欧地域は、ソ連崩壊後の経済の低迷も影響し、1990 年代は年平均マイナス 4.3％と消費量が低下し、2000 年から 2008 年までも年平均2.2％と低い伸びにとどまりました。一方、1975 年から 2008 年までの世界の電力消費量を増加させる大きな原因となったのは、開発途上国を多く抱えているアジア、中東、中南米等の地域でした。特にアジア地域は、1994 年以降、電力消費量で西欧地域を上回

るようになり、2004 年以降、北米を上回るようになりました（第 223-1-1）。

その一方で、アジア（非 OECD 加盟国）、アフリカ、中東、中南米は、北米（OECD 加盟国）や欧州

（OECD 加盟国）に比べ、１人当たりの電力消費量は、依然として低い水準でした。例えば、2008 年時点でアジア（非 OECD 加盟国）の１人当たり電力消費量は、北米（OECD 加盟国）地域の 6.5％程度にすぎませんでした（第 223-1-2）。

また、電力化率（エネルギー消費量全体に占める電力消費量の比率）は、世界全体でみると 1980 年の12％から 2008 年の 19％と約７ポイント上昇しました（第 223-1-3）。これは世界全体で電化製品等の普及が目覚しかったことも大きな理由です。

【第222-2-14】世界の地熱発電設備（2010年）

【第223-1-1】世界の電力消費量の推移（地域別）

【第223-1-2】１人当たりの電力消費量（地域別）

612

167

204

536

575

628

843

958

1,197

1,904

3,086

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500

その他

ケニア

エルサルバドル

日本

アイスランド

ニュージーランド

イタリア

メキシコ

インドネシア

フィリピン

アメリカ

2010年（MW）2005年（MW）

01975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2008

2468101214161820

0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%

アジアオセアニア中東アフリカラテンアメリカ北米西欧ロシア・その他旧ソ連諸国・東欧増加率（右軸）

（兆kWh）

11,113

8,6188,072

6,287

4,6603,378 3,384

2,4531,956

719 5710

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

OECD北米

OECD大洋州

日本

OECD欧州

ロシア・その他

旧ソ連諸国

非OECD欧州

中東

中国

中南米

非OECDアジア

アフリカ

（kWh／人）

（出所）国際地熱協会（InternationalGeothermalAssociation）

（出所） IEA,EnergyBalancesofOECDCountries,EnergyStatisticsandBalancesofnon-OECDCountriesをもとに作成

（注） 2008年。地域の定義はIEAによる。（出所） IEA,EnergyBalance2010をもとに作成

145

第３節　二次エネルギーの動向

145

第２章

（2）供給の動向世界の電源設備容量は一貫して増加しており、2008

年時点で 47.2 億 kW となりました（第 223-1-4）。

しかし、年代別にみると、電源設備全体で 1980 年代は年平均 3.5％、1990 年代は年平均 2.1％、2000～08 年は年平均 3.7％となりました。また、中国の電源設備については、近年著しい伸びを示しており、2007 年３月に国家電網公司が発表した将来予測では、2006 年末に６億 2,200 万 kW であった電源設備容量が 2020 年には 13 億 3,000 万 kW となっていました。2008 年の世界の電源設備容量を電源別にみると、火力発電の比率が 66.7％を占めており、主電源の役割を果たしたことが分かります。一方、1970 年代のオイルショックを契機として、石油代替エネルギーとして原子力発電の開発が促進され、1980 年代には原子力発電は年平均 9.9％と高い伸び率を示していました。しかし、先進国での原子力開発が鈍化した結果、1990 年代は伸び率が年平均 0.9％にとどまりました。

それでも 2008 年の世界の電源設備容量に占める原子力シェアは 8.2％と主要な電源の１つとなっていました。また、水力発電は立地が難しくなってきており、伸び率は低い水準にあり、したがって、1990 年代の電源設備容量の伸びは火力発電が中心となる構造でした。各国別にみても、全般的には世界の傾向と類似していました。ただし、フランスのように、第一次オイルショックを契機に原子力発電の開発を加速し、全電源設備に占める原子力発電の構成比が 1980 年の24％から 2008 年の 77％に増えているような例もありました。

世界の発電電力量も一貫して増加し、2008 年時点で 20.2 兆 kWh でした（第 223-1-4）。これを世界の電源設備容量と比較すると、電源設備容量が 1980 年代は年平均 3.5％、1990 年代は年平均 2.1％、2000～08年は年平均 3.7％の伸びになっているのに対して、発電電力量が 1980 年代は年平均 3.8％、1990 年代は年平均 2.5％、2000～08 年は年平均 3.4％と、電源設備容量を上回る伸びあるいは同等の伸びとなっており、電源設備の稼働率が向上している状況が分かります。

火力発電電力量を電源別にみると、石炭火力の伸び率は、電源全体の伸び率と近く、全発電電力量に占める石炭火力の割合は 1975 年の 37％から 2008 年の41％まで概ね横這いで推移しました。

石油火力は、1970 年代には年平均 4.6％と堅調な伸びを示していましたが、オイルショックを契機に代替エネルギーへの転換が図られた結果、1980 年代は年平均マイナス 2.3％、1990 年代は年平均マイナス0.9％、2000～08 年は年平均マイナス 0.9％とマイナス成長に転じました。一方、天然ガス火力発電は、1970 年代は伸び率の年平均は 4.1％でしたが、1980年代年平均 5.4％、1990 年代年平均 4.4％、2000～08年は年平均 5.9％と電源全体の伸び率を上回るようになり、石油火力の代替エネルギーとみることができたところです。

2008 年の各国の電源別発電電力量をみると、アメリカは石炭が 49％を占め、原子力とガスがそれぞれ19％と 21％を占めました。英国はもともと国内に石炭が豊富であり、石炭火力が主力電源の役割を担っていましたが、北海ガス田の開発や電力自由化に伴って、天然ガス発電の比率が 46％となりました。フランスでは原子力の比率が 77％と非常に高くなっていました。他方、ドイツは石炭の比率が、イタリアはガスの比率が高くなっていました。中国は経済発展

【第223-1-4】世界の電源設備構成と発電電力量

石炭石炭石炭41.0%41.0%41.0%

石油石油石油5.5%5.5%5.5%

ガスガスガス21.3%21.3%21.3%

原子力原子力原子力13.5%13.5%13.5%

水力水力水力15.9%15.9%15.9%

その他その他その他2.8%2.8%2.8%

石炭石炭石炭32.1%32.1%32.1%

石油石油石油9.3%9.3%9.3%

ガスガスガス26.1%26.1%26.1%

原子力原子力原子力8.3%8.3%8.3%

水力水力水力20.0%20.0%20.0%

その他その他その他4.2%4.2%4.2%

発電設備構成47.2億kW（2008年）発電電力量20.2兆kWh（2008年）

（出所） IEA,WorldEnergyOutlook2010をもとに作成

【第223-1-3】電力化率（地域別）

11.2%11.2%13.6% 13.7%

11.9%

14.9%

7.4%

15.8%

11.7% 12.2%14.6%

20.7% 21.4%19.1%

21.5%

13.7%

24.2%21.5%

19.2%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

ロシア・その他

旧ソ連邦諸国

東欧

西欧

北米

中南米

アフリカ

中東

オセアニア

アジア

世界平均

1980 2008

（注）電力化率とは最終エネルギー消費に占める電力消費量の割合を指す。（出所） IEA,EnergyBalances2010をもとに作成

146


146


第２章

とともに発電電力量も非常に高い伸びを示していますが、石炭の割合が 79％と高く、環境問題が課題となっていました。また韓国は、石炭と原子力の比率が高くなっていました（第 223-1-5）。

なお、欧州や北米では国境を越えて送電線網が整備されており、電力の輸出入が活発に行われました（第223-1-6）。

2．ガス事業都市ガスの消費量を先進国で比較すると 2008 年で

はアメリカにおける消費量が多く、25,307PJ（ペタジュール）の消費量となりました。EU 諸国は、英国の 3,929PJ、ドイツの 3,310PJ、フランスの 1,861PJで、我が国は、1,496PJ でした。

インフラについては、2008 年のアメリカの輸送パイプライン総延長は 481 千 km、配給用パイプラインの総延長は 1,941 千 km となりました。欧州諸国では、輸送パイプラインと配給パイプラインの総延長は、英国はそれぞれ８千 km と 275 千 km、ドイツはそれぞれ 68 千 km と 370 千 km、フランスはそれぞれ 32 千 km と 186 千 km となりました。

一方我が国は、2008 年では、電気事業者や国産天然ガス事業者等によって整備されている輸送パイプラインの総延長が約３千 km、一般ガス事業者の配給パイプライン総延長は約 241 千 km となりました。

3．熱供給熱供給（一般的には地域冷暖房）の始まりは 19 世

紀に遡りますが、オイルショック後、特に欧州において飛躍的に発展しました。熱源として、化石燃料だけでなく、再生可能エネルギー、廃棄物、工場排熱などが利用できるほか、熱電併給（CHP）も適用でき

【第223-1-6】欧州の電力輸出入の状況（フランスの例）（2008年）

（単位：100万kWh）

イタリアイタリアイタリア

ドイツドイツドイツ

スイススイススイス

フランスフランスフランス

スペインスペインスペイン

ベルギーベルギーベルギー

英国英国英国

7,4427,4427,442

2,0292,0292,02910,88810,88810,888

13,41713,41713,417924924924

1,1891,1891,189

3,7523,7523,752

9,2659,2659,265

12,85112,85112,8514,5774,5774,577

1,6561,6561,656 1,1331,1331,133

（出所） IEA,ElectricityInformation2010をもとに作成

【第223-1-5】主要国の発電電力量と発電電力量に占める各電源の割合（2008年）

21.0%21.0%21.0%

19.3%19.3%19.3%

発電電力量43,348億kWh

49.1%49.1%49.1%5.9%5.9%5.9%

石炭石油ガス水力原子力その他

46.0%46.0%46.0%

13.9%13.9%13.9%

23.5%23.5%23.5%

3.3%3.3%3.3%

11.8%11.8%11.8%

32.9%32.9%32.9%

45.9%45.9%45.9%

13.6%13.6%13.6%

4.7%4.7%4.7%

77.1%77.1%77.1%

4.8%4.8%4.8%3.8%3.8%3.8%

11.2%11.2%11.2%

78.9%78.9%78.9%

16.7%16.7%16.7%

43.2%43.2%43.2%

18.3%18.3%18.3%

34.0%34.0%34.0%

3.5%3.5%3.5%

15.5%15.5%15.5%

10.0%10.0%10.0%

55.1%55.1%55.1%

13.3%13.3%13.3%

6.1%6.1%6.1%

26.8%26.8%26.8%

26.3%26.3%26.3%

24.0%24.0%24.0%

12.9%12.9%12.9%7.1%7.1%7.1%

アメリカ中国韓国日本

ドイツフランス英国イタリア








（出所） IEA,EnergyBalances2010をもとに作成

147

第３節　二次エネルギーの動向

147

第２章

ることから、石油依存度の低減、エネルギー自給率向上、環境面からの有効性が注目されてきました。

地域熱供給設備は、中国で最も大規模に普及しており、2009 年の熱供給量はおよそ 263,188PJ でした。スウェーデン、フィンランド、デンマークといった北欧諸国や、ロシア、ポーランド、チェコ共和国といった東欧においても導入されてきました。また、韓国においても欧州諸国と同水準の熱供給が行われてきました。導管ネットワークの長さは、日本の736km と比較し、はるかに大規模の供給網整備が行われてきました（第 223-3-1）。

地域冷暖房の主たる燃料は様々であり、例えばアメリカやオランダでは天然ガスが主に用いられました

（地域熱供給に占める天然ガスの割合は、アメリカ77％、オランダ 92％）。また、北欧諸国では、再生可能エネルギーや廃棄物の利用比率が他国と比べ高いという特徴があり、ノルウェーでは地域熱暖房に占める廃棄物利用の割合は 34.0％と、主たる熱源になりました。

4．石油製品世界の石油消費は 2009 年に 8,408 万バレル／日と

なり、北米が 26％、欧州が 17％、中国を含むアジアが 31％となりました。1950 年代に比べ、世界の消費は３倍に拡大し、最近では中国の消費が拡大したのが特徴的です（第 223-4-1）。

世界の石油消費の変化を製品別にみると、ガソリンや灯油、軽油等の軽質油製品の消費が堅調に増加したのに対して、重油の伸びが低迷しており、製品消費の軽質化が着実に進んできたことが分かります（第223-4-2）。

【第223-3-1】海外における地域熱供給の状況

国名設備容量（MWth）

年間熱供給量（TJ）

導管ネットワーク（km）

中国286,106(MWth)

＋93,193(t/h)

263,188,000 110,490

ロシア 541,028※ 6,891,293 173,100アメリカ 87,734 365,818 3,206ドイツ 51,506 284,386 19,538

ポーランド 59,790 239,000 19,286韓国 12,956 201,389 2,268

スウェーデン 15,000 181,612 21,100フィンランド 20,790 116,690 12,210デンマーク − 99,569 −

チェコ共和国 − 93,114 7,554フランス 16,460 86,472 3,321

オーストリア 8,200 63,549 4,201スロバキア 27,896 57,600 3,471ルーマニア 53,200 50,600 7,000リトアニア 9,621 27,900 2,535オランダ 5,552 26,708 −

アイスランド 2,075 25,272 6,950エストニア 5,586 24,725 1,447

日本 4,250 22,997 736ラトビア 7,308 22,042 1,000スイス 2,150 16,060 1,090

ノルウェー 2,305 13,300 1,100クロアチア 1,800 9,550 460スロベニア 2,242 7,742 705ギリシャ 445※ 1,879※ 658※

イタリア 2,204 − 2,404

（注１） 2009年の値。ただし※は2007年の値。（注２）中国の設備容量は温水製造設備容量（MWth）と蒸気製造設備容量（t/h）

の併記となっている。（出所） DistrictHeatingandCooling,CountrybyCountry2011

Survey,Euroheat&Powerより作成

【第223-4-1】地域別石油製品消費の推移

【第223-4-2】世界の石油製品別消費の推移

-

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2009

北アメリカ中南米欧州ロシアその他旧ソ連諸国中東アフリカ中国アジア（除、中国）（100万バレル／日）

（年）

0

5

10

15

20

25

30

35

1965 1970 1980 1990 2000 2009


中間留分（灯油、軽油、ジェット燃料等）

ガソリン

その他（LPG、石油系ガス等）重油

（年）

（注） 1984年までのロシアには、その他旧ソ連邦諸国を含む。（出所） BP,StatisticalReviewofWorldEnergy2010をもとに作成


148


148


第２章

第４節国際的なエネルギーコストの比較

1．原油輸入価格の国際比較国際石油市場は、大きく北米、欧州、アジアの三

大市場に分けられます。そして、それぞれの市場において、価格の基準となる指標原油を持っています。即ち、北米市場における代表的な指標原油は、ニューヨーク商業取引所（New York Mercantile Exchange）等で取引される WTI（West Texas Intermediate、及びそれとほぼ等質の軽質低硫黄原油）であり、欧州市場での指標原油はインターコンチネンタル取引所（ICE Futures Europe）等にて取引の行われているブレント原油となっています。また、アジア市場においては、ドバイ原油等が指標となっています。世界では数百種類にものぼる原油が生産されていますが、各国が産油国から原油を購入する際の価格は、例えばサウジアラビア等においては指標原油価格に一定の値を加減する形（市場連動方式）で決まるのが通例となっています。その際の加減、及びその値に関しては、指標原油との性状格差がベースになっています。各国における輸入原油価格は、輸入する原油の種類やその構成、運賃や保険等で異なってきます（第 224-1-1）。

2．石油製品価格の国際比較日本、アメリカ、英国、フランスの４カ国全ての

国でデータ入手が可能なガソリン、自動車用軽油の製品小売価格（税込み、ドル建て価格、2010 年 12 月時点）を比較すると、ガソリンの価格水準は高い順番でドイツ、フランス、英国、日本、アメリカとなり、自動車用軽油の価格水準は英国、ドイツ、日本、フ

ランス、アメリカの順番でした。小売価格（税込み）では、ガソリンでは最高値のドイツ（1.91 ドル／ℓ）と最安値のアメリカ（0.73 ドル／ℓ）との間で、1.18ドル／ℓもの違いがありましたが、ガソリン本体価格（税抜き）では、４カ国とも大きな違いがありませんでした。また、自動車用軽油の小売価格（税込み）でも最高値の英国（1.62 ドル／ℓ）と最安値のアメリカ（0.80 ドル／ℓ）の間で 0.82 ドル／ℓの違いがありましたが、自動車用軽油の本体価格（税抜き）ではガソリンと同様に差異の幅は最大で 23 セント／ℓと小さくなりました。灯油の小売価格も本体価格（税抜き）で比べると国別に大きな差がありませんでした

（第 224-2-1）。

3．石炭製品価格の国際比較石炭の輸出国における FOB 価格と輸出国から輸入

国までの輸送費の合計が、石炭の輸入価格（CIF 価格）となります。したがって、FOB 価格が同じであ

【第224-1-1】原油輸入価格の国際比較（2009年）

61.358.8

62.4 61.6 61.2

0

10

20

30

40

50

60

70

80

日本アメリカ英国フランスドイツ

（ドル／バレル）

（出所） OECD/IEA,OilInformation2010をもとに作成

【第224-2-1】石油製品価格の国際比較（固有単位）（2010年10月時点）

1.61

0.73

1.85 1.86 1.91

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5 ガソリン（USD/l) 税額ガソリン（USD/l) 本体価格（税抜き）

1.37

0.80

1.621.35 1.41

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5 自動車用軽油（USD/l) 税額自動車用軽油（USD/l) 本体価格（税抜き）

0.94 0.90 0.881.02 0.97

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5 灯油（USD/l) 税額灯油（USD/l) 本体価格（税抜き）ガ

ソリン（米ドル／ｌ）

自動車用軽油（米ドル／ｌ）

日本

アメリカ

英国

フランス

ドイツ

日本

アメリカ

英国

フランス

ドイツ

日本

アメリカ

英国

フランス

ドイツ

灯油（米ドル／ｌ）

（出所） IEAホームページ（http://www.iea.org）、End-UsePetroleumProductPricesandAverageCrudeOilImportCosts

149

第４節　国際的なエネルギーコストの比較

149

第２章

れば、輸送距離の短い方が CIF 価格は安価なものとなります。一般炭の価格は、2004 年に入ると上昇を始めました。2007 年６月には、オーストラリアのニューサウスウェールズ州を暴風雨が襲い、主に一般炭の輸出が滞った他、インドネシアでも雨季が長引くなどしたために一般炭の需給はタイトになり、2008 年の価格を押し上げました。原料炭の価格も、需給状況を反映して上昇傾向にありました。2008 年１月から２月にかけて原料炭の輸出地であるオーストラリアのクィーンズランド州を記録的な集中豪雨が襲い、炭鉱の冠水などのために生産や出荷が滞り、これを契機として 2008 年の原料炭価格は大きく上昇しました。2009 年の一般炭の価格は世界的な景気の後退を受けて、一般炭の需要が減退したことから2008 年よりも下落しました。しかし、原料炭は景気の影響を受けることなく、高止まりした状態が続いていたといえます。CIF 価格について石炭輸入の多い日本、韓国、ドイツ、英国を比較すると、東アジアの日本、韓国よりも欧州のドイツ、英国の方が、一般炭、原料炭ともに平均輸入価格が高くなりました

（第 224-3-1）。一般炭については日本、韓国が主にオーストラリ

ア、インドネシアといった環太平洋の石炭輸出国から大型船による輸入を行ってきたのに対して、ドイツ、英国は鉄道輸送が主となるロシア等の他、南アフリカ、コロンビア等から輸入してきました。石炭の輸送にかかる費用の差が日本、韓国とドイツ、英国の一般炭 CIF 価格の差に現れたと考えられます。

一方、原料炭の CIF 価格の上昇は各国とも一般炭

よりも著しく、一般炭と原料炭の価格差は拡大しました。ただし、一般炭とは異なり、日本、韓国とドイツ、英国の原料炭 CIF 価格の差は小さくなりました。2009 年の価格を前年と比較すると、ドイツで上昇し、韓国で下落しました。

4．LNG価格の国際比較天然ガスの主要市場は石油と同じく北米、欧州、

アジアですが、価格決定方式は地域ごとに異なっており、石油のように指標となるガスが存在しているわけではありません。アジアにおける LNG 輸入価格は、一般的に JCC（Japan Crude Cocktail）と呼称される日本向け原油の平均 CIF 価格に、大陸欧州でのパイプラインガスや LNG 輸入価格は主として石油製品やブレント原油価格にリンクしています。ガス市場の自由化が進んでいるアメリカや英国では、Henry Hub や NBP（National Balancing Point）といった国内の天然ガス取引地点での需給によって価格が決定されています。そのため、各国における輸入 LNG価格は、原油や石油製品価格の動向、それぞれの市場でのガスの需給逼迫状況等によって異なったものとなりました（第 224-4-1）。

5．ガス料金の国際比較我が国のガス事業については、事業の効率化による

ガス料金の低減を目的の一つとした規制改革が推進されてきました。1995 年に小売の部分自由化が実施され、1999 年には自由化範囲の拡大が図られました。更に 2003 年には、ネットワーク部門の公平性や透明

【第224-3-1】石炭輸入価格の国際比較一般炭輸入価格

0

50

100

150

200

250

日本韓国ドイツ英国日本韓国ドイツ英国2005年 2006年 2007年 2008年 2009年 2005年 2006年 2007年 2008年 2009年

原料炭輸入価格

0

50

100

150

200

250（ドル／トン）

（ドル／トン）

（注）各国の平均石炭輸入価格（CIF価格）、韓国のみ2009年データなし。（出所） OECD/IEA,CoalInformation2010およびEnergyprice&Taxesをもとに作成

150


150


第２章性の確保等の制度整備を図るとともに自由化範囲の拡

大を行い、2007 年にも段階的な自由化を進めることを内容とする制度改正を行いました。これらガス事業の制度改革と事業者の努力とがあいまって、これまでガス料金は下降する傾向にありました。

しかしながら近年、世界の天然ガス価格は原油価格高騰等の影響を受けて上昇する傾向にあり、LNG 輸入価格が原油価格に連動する価格フォーミュラを採用している我が国においても、LNG 価格の上昇に伴ってガス料金が値上がりしました。他方で、アメリカなどでは、非在来型天然ガスの生産拡大などにより、天然ガス価格が低下する傾向もみられており、今後さらに非在来型天然ガスの開発動向により世界の天然ガス価格に影響を与える可能性もあります。

ガス料金の原価は様々な要素で構成されており、またその比較には多様な方法があるため単純な対比は困難ですが、総じて内外価格差は縮小する傾向にあります（第 224-5-1）。

6．電気料金の国際比較電気料金を国際的に見た場合、様々な方法がある

ため単純な比較は困難ですが、IEA の資料をもとに、各国の産業用と家庭用の電気料金を比較した結果は、下表のとおりです。日本の電気料金は他の国と比べ、家庭用、産業用ともに高い水準となっています（第224-6-1）。

内外価格差は燃料・原料の調達方法や、消費量の多寡、国内の輸送インフラの普及状況、人口密度、あるいは為替レート等といった様々な要因によって生

じるため、内外価格差のみを取り上げて論じるのは現実的ではありません。電力・ガス事業の効率的な運営と、電気・ガス料金の低下に向けた努力を怠ってはなりませんが、その際には我が国固有の事情、すなわち、燃料・原料の大部分を輸入に依存しておりその安定供給が不可欠なことや、国内の輸送インフラに整備の余地があること等、供給面での課題に配慮しておく必要があります。

【第224-4-1】LNG輸入平均価格の国際比較（2009年平均）

【第224-5-1】ガス料金の国際比較（2009年）

9.410.5

4.5 4.4

6.7

0

2

4

6

8

10

12

日本韓国アメリカ英国スペイン

（ドル／ＭＭＢＴＵ）

家庭用

761761 722722

3838 125125

460

800 848

1,581

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800産業用

315315

2020

41941999203

324439463

フランス英国アメリカ日本

フランス英国アメリカ日本

税額

本体価格

税額

本体価格

ガス料金（米ドル／1

0^7kcal

）

ガス料金（米ドル／1

0^7kcal

）

（出所） OECD/IEA,EnergyPrices&Taxes3rdQuarter2010,NaturalGasImportCostをもとに作成

（注）日本とアメリカは本体価格と税額の内訳不明。日本の産業用は選択約款平均料金、家庭用は供給約款平均料金。

（出所） OECD/IEA,EnergyPrices&Taxes3rdQuarter2010。日本はガス事業便覧平成22年版等のデータを元に算定。平均為替はOECDStatextractより。

151

第４節　国際的なエネルギーコストの比較

151

第２章

【第224-6-1】電気料金の国際比較（2009年）産業用

14.614.614.613.013.013.0

9.69.69.6

1.21.21.20.50.50.5

1.11.11.1

13.513.513.5

10.710.710.7

15.815.815.8

6.86.86.8

0

5

10

15

20

25

日本アメリカ英国フランス日本アメリカ英国フランス

税額

本体価格

家庭用

21.321.321.319.619.619.6

11.911.911.9

1.51.51.51.01.01.0

4.04.04.0

15.915.915.9

22.822.822.8

11.611.611.6

20.620.620.6

0

5

10

15

20

25税額

本体価格

電気料金（米セント／kW

hl

）

電気料金（米セント／kW

hl

）

（注）アメリカは本体価格と税額の内訳不明。（出所） OECD/IEA,ENERGYPRICES&TAXES,3rdQuarter2010。平均為替はOECDStatextractより。

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