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OPEC6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 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％、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。

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、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。

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）。

（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。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。