イギリス石炭火力発電終焉を取り巻く環境とは

0.1. 石炭火力発電の終焉
0.2. 政策の明確化と法整備
0.3. 電力需給調整に向けた取り組み
0.4. 容量市場への石炭火力の制限
0.5. 議論の分かれる原子力
0.6. 結論　社会的合意と国際的プレッシャー
0.7. 参考文献

石炭火力発電の終焉

　イギリスでは2024年9月30日に、1967年から稼働してきた国内最後の石炭発電所ラトクリフ・オン・ソア発電所（ノッティンガム近郊）の運転が終了し、142年にわたる石炭による電力供給に終止符を打ちました。今後、2年をかけて解体作業が行われます。
　1882年、世界初の石炭火力発電所であるホルボーン・ヴァイアダクト発電所がトーマス・エジソンによってロンドンに建設されて以来、20世紀前半まで、石炭はイギリスの主力電源でした。1990年代初頭には北海油田に注目が集まり、ガスの供給が増加したものの、2000年代に入っても概ね電源の20％強を占めていました（図１）。

2010年代後半からの急激な削減を経て、2024年にイギリスが石炭火力発電の禁止を実現できた背景には何があるのか、政策面および技術面（再生可能エネルギーの急速な普及、電力需給調整、そして電力貯蔵の進展など）の観点から見ていきましょう。

政策の明確化と法整備

　イギリス政府は、気候変動対策において積極的な政策を打ち出してきました。特に、2008年に制定された「気候変動法」では、温室効果ガスの削減目標が法的義務として明文化されました。この法律に基づき、2050年までに炭素排出を実質ゼロにする目標が設定され、それに向けた中間目標が段階的に示されたのです。
　まずは石炭火力発電を停止する過渡的措置として、比較的排出量の少ない天然ガス発電への移行が進められました。ガス火力発電は、石炭に比べて二酸化炭素排出量が少ないため、短中期的な解決策として役立ちました。ただし、これは再生可能エネルギーを主軸とした最終的な電力システム移行のための「橋渡し技術」として位置づけられています。
　さらに、2015年には2035年までに石炭火力発電を完全に廃止する政策を発表しました。この政策は、電力部門の脱炭素化を加速するための重要な一歩であり、再生可能エネルギーへの投資を後押しする明確なメッセージとなりました。
　この目標に基づき、再エネへの投資が拡大しました。特に風力発電の普及は著しく、北海沿岸に世界最大級の洋上風力発電所を建設するなど、大規模なプロジェクトが展開されています。
　また、風力発電以外の再エネの発展も見逃せません。イギリス、特にイングランドでは日照時間が長い国ではないものの、技術革新とコスト削減が進み、住宅用および商業用太陽光発電システムの普及が進みました。再エネ技術の組み合わせにより、気候や季節による変動をある程度克服しています。
　技術革新とスケールメリットにより、再生可能エネルギーのコストは急激に低下しましたが、これらを可能としたのは関連する政策群に他なりません。政府は固定価格買取制度や契約差額制度（CfD）を通じて、再生可能エネルギー事業者に安定した収益を保証し、民間投資を促進し、2024年には、イギリスの電力の約50%が再生可能エネルギーから供給されるに至りました。

電力需給調整に向けた取り組み

　消費電力量の削減もエネルギー転換に大きく貢献しています。2023年の発電電力量は約280テラワット時で、2015年より約13％減少しています(図2)。

図２　イギリスの発電電力量推移 (UK Statistical data set: Historical electricity dataに基づき筆者作成)

　スマートグリッド技術による電力需要のピークの抑制にも期待がかかっています。例えばイギリス政府は、スマートグリッドの整備に力を入れています。スマートメーターの設置率は2023年3月時点で57%（実績）ですが、2025年末には家庭74.5%や小規模店舗など69%の導入が目標となっており(House of Commons Committee of Public Accounts, 2023)、今後のデマンド・レスポンス推進の基盤となることが見込まれます。
　また、電力貯蔵技術の進化も、再エネの大量導入の鍵として注目されています。イギリスでは、リチウムイオンバッテリーを用いた大規模な蓄電池プロジェクトが増加しています。これにより、風力発電や太陽光発電の余剰電力を蓄え、需要が高い時間帯に供給することや、さらには蓄電池ならではの技術的特性を活かした超短時間応答市場での収益も注目されています。前述のラトクリフ・オン・ソアの跡地をバッテリーエネルギー貯蔵システム（BESS）に変える案も浮上しているほどです（BBC, 2024b）。実際、ウェスト・ヨークシャーのフェリーブリッジ石炭火力発電所跡地では、150メガワットのBESSが建設されています（BBC, 2024b）。BESSは既存の発電所跡地のインフラを活用できる利点があり、効率のよい発想といえましょう。

容量市場への石炭火力の制限

　イギリスでも確かに電源構成の最適化は必要で、供給信頼度を確保するために容量市場が設置されましたが、その運用において日本とイギリスに違いが見られます。イギリスでは容量市場の改革を通じて、石炭火力発電所の参加を制限する方向に進んでいました。実際、2021年の容量市場オークションの時点で、初めて石炭火力発電所が参加しませんでした（JETRO, 2021)。この背景には、容量市場の脱炭素化に向け、低炭素技術の導入や稼働時間の短縮による発電設備の脱炭素化を通じた排出量削減が義務づけられたことがあります。つまり、排出量制限を通じてイギリス政府は石炭火力発電所の段階的廃止を加速させてきたのです(JETRO, 2023)。なお、日本の容量市場でも非効率石炭火力のフェーズアウトの議論は始まっていますが、2024年度のメインオークション（対象実需給年度：2028年度）の段階ですら、42%以上の効率があれば稼働抑制が課されません。
　また、イギリスは隣国であるノルウェー、デンマーク、フランスなどと電力を共有するための送電網を整備しており、国際的な連系により、需給調整の柔軟性を高めています。

　電力供給に占める電力輸入の割合は増加傾向にあり、2010年には2.0％だった輸入比率が、2014年には6.9％に増加しました。その後2017年には5.4％に徐々に減少しましたが、2021年には過去最高の9.1％に達しました。この輸入比率の増加傾向は、概ね国際送電網容量の拡大と一致しており、新たな容量が利用可能になるとそれが活用される形となっています。ただし、特に洋上風力発電を中心とする再生可能エネルギーが成長しているため、イギリスは将来的に純電力輸出国になると予測されています（UK BEIS）。なお、「欧州諸国は国際連系線があるから困った時に融通が効いて有利だ」といった論調がしばしば見られますが、イギリスも含め欧州諸国は、国際連系線整備の膨大な資金を確保し、かつ電力の純輸入国になるか輸出国になるかのせめぎ合いを行わなければならないシビアな競争を生き抜いているという見方もできるのではないでしょうか。国内の連系も十分とはいえない日本が学ぶべき点があるかもしれません

議論の分かれる原子力

　一方、原子力発電は、国内電力の約15～20％を供給しており、老朽化した原子力発電所の閉鎖が進む一方で、保守党政権下で2050年までに原子力発電容量を4倍にする計画を立てていました。新たなプロジェクトも進行中であり、特に「Hinkley Point C」といった次世代型原子力発電所が注目されています。しかし、コストの問題などから国の目標が達成されるか不透明であるとして、2022年の「原子力エネルギー（資金調達）法」は、将来の原子力プロジェクトの資金調達を支援するために規制資産ベース（RAB）モデルを導入しました。投資家のリスクを軽減し、資金調達コストを抑えるとしていますが、その費用は電気代として消費者が負担することからも、いわゆる「総括原価方式」の様相を呈しており、今後の動向を注視する必要があります。なお、2024年7月の政権交代後、労働党政権は2050年の原子力に関しては2030年にはむしろ原発容量は減る見通しを出していることから、技術的にもコストの面でも原子力の大幅増加を見込む状況にはないことが伺われます。

結論　社会的合意と国際的プレッシャー

　イギリスの石炭火力発電廃止の背景には、再生可能エネルギーの急速な普及と、それらの実装を政策的に誘導した点を見過ごしてはなりません。つまり、イギリスは、石炭火力発電所の禁止を実現するために、経済的、政策的、技術的な要因を巧みに組み合わせて持続可能なエネルギーシステムへの転換を実現しつつあります。一方、RABモデルの導入による原発ルネッサンスなど抜け目のないところがあるので注意が必要ですが、日本を含む他国が同様の方針を進める上で、イギリスの事例を引き続き精査することには価値があるでしょう。

（執筆：諏訪亜紀）