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2025年は、1960年代以降、英国北海油田産業にとって最も厳しい年になると評された。 

1960年以来初めて、英国海域で探査井が1本も掘削されなかった年となり、投資は歴史的な低水準にまで落ち込み、企業はプロジェクトを凍結または中止し、必要不可欠なメンテナンスと廃止措置のみに注力した。

政府顧問や気候変動活動家の中には、英国の石油と天然ガスは枯渇したと主張する者もいるが、これは事実ではない。英国の石油・ガス産業への打撃はすべて、政府の規制や税金、そして「気候変動」活動家によるものだ。

英国は、石炭、石油、ガスといった豊富な炭化水素資源を有するわずか40カ国のうちの1つである。1980年代から石油とガスの純輸出国であった英国は、 2004 （ガス）と 2013 （石油に関して言えば）、英国は純輸入国となった。ノルウェーは北海資源から利益を得ている一方で、英国は代償を支払っている。

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1月XNUMX日には、 英国ビジネス評議会 新しく設立されたシンクタンクである（「GBBC」）は、「計画的な産業破壊：英国はいかにして産業を破壊したか、そしてそれを覆すための計画'。 

この論文は、経済学者のキャサリン・マクブライド氏、退職したエンジニア兼コンサルタントのデビッド・ターバー氏、広報コンサルタントのブライアン・モンティース氏によって執筆された。論文では、政府のネットゼロ政策がいかに英国経済の基盤を破壊しているかを明らかにし、ネットゼロ政策を覆すための提言が示されている。

この論文はいくつかの重要な真実を明らかにしているため、より読みやすいように分割した一連の記事として掲載します。そうすることで、より多くの人に読んでもらえるか、少なくとも一部でも読んでもらえることを願っています。読みやすさを考慮して、若干の編集を加えました。論文を一気に読みたい方は、 Pr_media.

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第2章：英国の豊かな天然資源

By 英国ビジネス評議会、1 4月2026

目次

英国の炭化水素産業の経済学

英国は、石炭、石油、天然ガスといった炭化水素資源を豊富に保有するわずか40カ国のうちの1つです。炭化水素資源を全く保有していない国は100カ国以上あり、さらに75カ国はごくわずかな炭化水素資源しか保有していません。例えば、G7諸国の一つである日本は、炭化水素資源をほとんど、あるいは全く保有しておらず、最大の輸入品は石油、液化天然ガス（LNG）、石炭です。ドイツは、主に低品質の石炭といった炭化水素資源を保有していますが、原油、天然ガス、精製油、石炭は輸入に頼らざるを得ません。

歳入

2024/25年度、英国政府は北海石油・ガス部門から4.5億ポンドの税収を得ました。内訳は、オフショア法人税2.0億ポンド、石油収入税の還付金0.4億ポンド、エネルギー利益税（超過利潤税）2.9億ポンドです。同部門からの税収総額は、2023年の6.1億ポンドから2024年には4.5億ポンドに減少し、1.6億ポンド（27%）の減少となりました。

オフショア法人税収入（リングフェンス法人税と追加課税を含む）は、2023/24年度の3.0億ポンドから1.0億ポンド（34%）減少し、エネルギー利益課税収入は、2023/4年度の3.6億ポンドから0.7億ポンド（20%）減少した。

比較のために述べると、ノルウェーは2025年に石油・ガス税として373.1億ノルウェークローネ（約28.8億ポンド）を徴収する予定です。ノルウェーの国家直接金融利益（SDFI）収入、環境料、エクイノール配当金を含めると、2025年のノルウェー政府の石油関連純キャッシュフローは655.8億ノルウェークローネ（50.7億ポンド）となります。ノルウェーの石油・ガス課税および規制に関するより有利なアプローチについては、本章の後半で詳しく説明します。

英国の沖合石油・ガス産業は78%の税率で課税され、内訳は、30%のリングフェンス法人税（25%の法人税率とは別に設定）、10%の追加課税、および38%のエネルギー利益税です。リングフェンスは、英国および英国大陸棚における石油・ガス採掘による課税対象利益が、他の事業活動による損失や過剰な利払いによって減額されることを防ぐためのものです。

粗付加価値（「GVA」）

オフショア・エナジーズUKは、この業界が年間250億ポンドの総価値を生み出しており、これは従業員関連の税収だけでも数億ポンドに上ると推定している。英国沿岸の海域からさらに資源を採掘できれば、現在の計画で期待される2000億ポンドの経済価値に加え、英国経済に1500億ポンドの総価値がもたらされる可能性がある。石油とガスは依然として英国のエネルギー消費量の4分の3以上を占めており、代替エネルギー源への移行が加速する中でも、この業界の重要性は依然として高い。

求人案内

Offshore Energies UKによると、2024年には、オフショア石油・ガス部門は20万60​​00人の雇用を支え、そのうち2万6000人が石油・ガス部門自体の直接雇用、さらに9万4500人の間接雇用と8万5100人の誘発雇用が全国に広がっていた。これらの20万人の雇用は、年間推定250億ポンドの総付加価値（GVA）を生み出している。年収5万ポンドから8万ポンドの給与に基づくと、彼らの源泉徴収税（PAYE）と国民保険料（NIC）の拠出額は年間10億ポンドを超える可能性が高い。

2025年第3四半期における鉱業、エネルギー、水道事業の従業員数は58万2000人で、英国の総労働人口3421万6000人の1.7%を占めています。これは英国の労働人口の2%未満に過ぎませんが、経済の中で最も生産性の高いセクターの一つであり、他の産業が必要とする原材料も供給しています。

探査・生産量の減少により、英国の石油・ガス産業の雇用者数は2030年代初頭までに5万7000人から7万1000人にまで急激に減少すると予測されている。歴史的に、この産業は英国全土で22万人の雇用（直接雇用、間接雇用、誘発雇用を含む）を支えてきたが、この数字は2014年のピーク以降、着実に減少している。石油・ガス採掘部門では、2週間ごとに400人の雇用が失われていると推定されている。

地域雇用

スコットランドは、英国の石油・ガス関連雇用の大部分を占めており、特にアバディーンと北東部に集中している。2022年には、スコットランドの石油・ガス産業によって、直接雇用とサプライチェーン関連雇用を含め、約93,600人の雇用が支えられていた。より最近の推計では、2024年には75,000人、減少傾向が続けば2030年代初頭には45,000人から63,000人に減少すると予測されている。

輸出入

英国は「グリーン」政策に力を入れているにもかかわらず、石油とガスの使用をやめていない。国家統計局（ONS）によると、シェールガス採掘の一時停止措置が課された2019年11月から2025年12月までの間に、英国は1,250億ポンド相当のガス、1,360億ポンド相当の原油、1,320億ポンド相当の精製油を輸入した。2025年には、英国は標準国際貿易分類（SITC）3燃料で32.3億ポンドの貿易赤字を計上した。2003年以前は、英国の燃料貿易は黒字だった。

SITC 3 燃料（「燃料」）は、英国の第 4 位の輸出品目です。しかし、2019 年以降、ONS 連鎖数量測定（「CVM」）を使用してインフレを考慮すると、燃料輸出は 23% 減少しており、英国の貿易赤字は拡大し続けています。英国の燃料貿易赤字は拡大を続け、現在では 32.3 億ポンドに達しています。しかし、2019 年の英国の燃料貿易赤字はわずか 9.4 億ポンドでした。この燃料赤字は、多くの評論家が主張するように「ブレグジット」によるものではなく、歴代の英国政府の石油とガスに対する政策によるものです。

かつて石油と天然ガスの純輸出国であった英国は、現在では両者とも純輸入国となっている。2024年には原油の純輸入量が12%増加し2,000万トンに達し、天然ガスの純輸入量も国内生産量の減少により4.9%増加し335テラワット時となった。英国エネルギー統計要覧（DUKES）によると、英国の燃料輸入依存度は2023年の40.3%から2024年には43.8%に上昇した。（DUKESは7月31日発行）

廃止

2025年7月、北海移行機構は、2023年以降に英国の上流石油・ガスインフラすべてを廃止するための業界全体の費用が、2021年価格で410億ポンドになると推定した。英国歳入関税庁（HMRC）は、HMRCの年次報告書および決算報告書に記載されているように、この廃止費用に関連して、現在価値で5.8億ポンドの税金還付を受けると推定している。さらに、オフショア法人税収の損失が推定5.9億ポンドある。これは、廃止費用によって企業の利益が減少し、結果として全体の税収が減少するためである。これらを合わせると、この支出による国庫への総コストは、現在価値で11.7億ポンドと推定される。

さらに、掘削技術、油層管理、生産最適化など、石油・ガス資源の探査・生産に関する重要な技術的専門知識が失われつつあります。こうした専門知識の喪失は英国にとって不利となり、将来的に北海油田の再開をより困難かつ高額なものにするでしょう。加えて、掘削装置や探査機器は、石油・ガス産業に対してより寛容な姿勢を持つ国々へと移転しています。

エネルギー利益課税（超過利潤税）の導入により、多くの企業が英国への投資を停止し、英国での従業員の移転や削減を余儀なくされている。独立系発電事業者であるハーバー・エナジーは、2025年12月に、2023年以降に削減した600人に加え、さらに100人の英国従業員を削減する予定だと発表した。

世界エネルギー統計レビューによると、英国の2022年の原油生産量は日量77万8千バレルで、2021年から約11%減少した。この減少の主な理由は、新規油田開発に伴う規制、課税、その他の財政的コストのために、北海における探査・開発が減少したことである。

英国の石油・ガス市場は、シェル、BP、トータルエナジーズ、シェブロン、ケイデントガスといった大手多国籍企業によって支配されている。これらの企業は、物理的にも規制面でも負担の少ない他の油田開発も手がけている。今回の調査で指摘された、英国における新たな石油・ガス開発のもう一つの障害は、英国の再生可能エネルギー産業からの資本投資をめぐる競争である。

2024年、事業者は廃止措置に過去最高の2.4億ポンドを費やし、2023年から2032年までの総支出額は27億ポンドに達すると予測されている。BDOの報告によると、廃止措置への支出は2029年までに設備投資を上回ると予想されており、これは優先順位の構造的な変化を反映している。

海上石油生産

英国の北海における確認埋蔵量および推定埋蔵量は、2024年末時点で石油換算2.9億バレル（boe）と推定されている。この数値は石油とガスを合わせた量であり、石油が約70%、ガスが約30%を占める。発見済みだが未開発の石油資源は6.2億boeに上り、投資によって開発される可能性がある。

稼働中の石油・ガス施設には以下が含まれる

・アビゲイル・フィールド： スコットランド東海岸沖に位置するこの油田は、2022年1月に英国政府の石油・ガス庁によって承認された。油田の埋蔵量は550万バレル相当と推定され、石油と天然ガスはほぼ同量である。UpliftとFriends of the Earth Scotlandからの苦情にもかかわらず、この油田は生産中で、15.17万立方メートルの石油を生産している。³2022年には年間0.26～1.1百万バレルの石油。

・ブレント油田： この油田はシェトランド海盆の東、ラーウィックの北東約186kmに位置しています。1971年に発見され、1976年には生産が開始されました。シェル社が操業しており、英国北海における最大級の炭化水素埋蔵量の1つでした。これまでに約40億バレル相当の石油を生産しています。多くのプラットフォームは既に廃止されています。

・クレア： 英国大陸棚最大の油田であり、推定埋蔵量は8億バレル。シェトランド諸島の西75kmに位置し、段階的に操業されており、2018年に生産を開始したクレアリッジ開発もその一つである。

・フォーティーズ油田： 英国で2番目に大きい北海油田で、アバディーン沖約110マイルに位置する。1970年に発見され、1975年に生産を開始した。推定総資源量は50億バレル、確認埋蔵量は約1億7500万バレルである。2025年時点での生産量は日量約1万バレル相当であった。

・マグナスフィールド： シェトランド諸島の北東160kmに位置するこの油田は、英国で最も北に位置し、最も活発な油田の一つです。EnQuest社が運営しており、2025年4月には日量16,800バレルの原油を生産しました。追加の増産井の稼働も計画されています。1974年に発見され、1983年に生産が開始されました。総埋蔵量は15億4000万バレルと推定されており、そのうち8億6900万バレルが回収可能と考えられています。

• クラーケン： カレン油田は、北海にある珍しい重質サワー原油を産出する油田です。EnQuest社が操業しており、2017年に生産を開始しました。推定埋蔵量は1億3700万バレルの重質油で、ピーク時には日量5万バレルの生産が見込まれています。カレン油はAPI比重が14～16と非常に重く、粘度が高く、硫黄分も高いのが特徴です。英国の製油所は軽質スイートブレント原油（API比重38～40）を扱うように設計されているため、カレン油は精製のためにヨーロッパ、アジア、または米国メキシコ湾岸に輸出する必要があります。

・ネルソン・フィールド： 北海中央部に位置し、アバディーンの東北東200kmにある。シェル社が操業しており、軽質スイート原油を生産している。現在も生産は継続中だが、一部の上部設備は廃止作業中である。

・ニニアンフィールド： シェトランド諸島の北東約100マイルに位置する。カナディアン・ナチュラル・リソーシズ社が操業しており、石油と天然ガスを生産している。2019年の生産量は日量約3.9万立方フィートであった。この油田は元々主要な石油生産地であった。

・シェハリオン地区 （シーハリオン島、ロイヤル島、アリギン島）：シェトランド諸島の西175kmに位置するこの地域は、グレン・ライオン浮体式生産・貯蔵・積出設備（FPSO）によって再開発され、サービスが提供されています。

石油とガスの埋蔵量

政府顧問や気候変動活動家の中には、英国の石油と天然ガスは枯渇したと主張する者もいるが、これは事実ではない。北海移行機構（NSTA）の推計によると、英国には発見済みだが未開発の資源が6.2億バレル相当、開発済みの資源が3.1億バレル相当、地図に示された有望な鉱区における資源が約4.6億バレル相当、さらに未発見の有望な資源が11.2億バレル相当ある。しかし、歴代英国政府の法外な税率と、新たな石油・ガス開発に対する非合理的な姿勢により、石油会社は新たな鉱区の探査を躊躇してきた。英国の裁判制度も抑止力となっており、活動家グループは、政府の承認を得た後でも生産を阻止することができた。カンボ、ローズバンク、ジャックドーの各鉱区はその例である。

予算責任局（OBR）の悲観的な予測とは対照的に、モルドール・インテリジェンスの報告書は、英国の石油・ガス市場規模を2025年には3,238億3,000万米ドルと推定し、予測期間（2025年～2030年）の年平均成長率（CAGR）が1.35%で、2030年までに3,462億9,000万米ドルに達する可能性があると予測している。

報告書は、埋蔵量は減少しているものの、依然として継続的な探査と生産を必要とする相当量の資源基盤を構成していると指摘している。洋上プラットフォーム、パイプライン、貯蔵施設など、十分に整備された洋上探査・生産インフラは、上流企業にとって競争上の優位性をもたらし、石油・ガス資源の効率的な採掘と輸送を可能にしている。

残念ながら、労働党政権がエネルギー利益税（EPL）を2030年まで延長した際、EPLの投資控除も廃止しました。これには、2024年11月以降に発生した対象支出に対する主要な29%の投資控除も含まれます。これにより、石油・ガスプロジェクトへの再投資意欲が低下しました。その結果、英国の北海油田事業者は、新規開発ではなく合併・買収に頼らざるを得なくなっています。経済団体は、EPLが投資と成長の障壁となり、雇用喪失を加速させ、資本流入を阻害していると警告しています。

エネルギーコンサルタント会社ウッド・マッケンジーによると、近年の財政混乱により、2025年は1960年以来初めて英国海域で探査井が1本も掘削されなかった年となった。2025年は、投資が歴史的な低水準に落ち込んだことから、1960年代以来英国北海にとって最も厳しい年と評された。企業はプロジェクトを凍結または中止し、必要不可欠なメンテナンスと廃止措置のみに注力した。残りの投資は油田寿命の延長が中心となった。オフショア・エナジーズUKは、政府がEPLを2030年まで変更しないという決定を下したことで、500億ポンドの潜在的な投資を事実上拒否したと警告した。

一方、予測によると、設備投資は予測期間中に26％減少し、生産量は年間6～9％減少すると見込まれている。財政の不確実性と高い税負担により、企業は投資を北海の対岸にあるノルウェーなど、より有利な管轄区域へと振り向けている。ノルウェーは探査資金を引き付け続けているが、英国では廃止措置費用が急増している。

英国の主要な石油・ガス埋蔵量

未発見で採掘可能な英国の資源量は4.6億バレル相当と推定されており、これは将来の探査の可能性を反映している。確認埋蔵量だけでも約1億9200万トン（約1.4億バレル相当）である。しかし、いくつかのプロジェクトは承認が取り消される前に開始準備が整っていた。

・ローズバンク： 現在、英国最大の未開発油田であり、シェトランド諸島の西80マイルに位置する。埋蔵量は3億～5億バレルと推定されている。2004年に発見されたものの、開発許可が下りたのは2023年9月になってからだった。しかし、政府が採掘した石油とガスの燃焼による下流工程（スコープ3）の排出による気候変動への影響を考慮していなかったため、2025年1月にスコットランド民事裁判所によってその許可は違法と判断された。

ローズバンク油田・ガス田が計画通りに操業を開始していれば、ピーク時には英国で約1,200人の雇用が創出され、平均で約450人の雇用が継続的に維持されていたと推定される。ローズバンクが英国経済にもたらす付加価値総額は24億ポンド以上と見込まれ、生産量は英国の石油生産量の8％、天然ガス生産量は平均で21万標準立方フィートに達すると予想されていた。

• カンボ： シェトランド諸島の北西、ローズバンクの南西20マイルに位置する大規模な油田。推定埋蔵量は1億5000万バレル以上。シェルは2021年にこのプロジェクトから撤退したが、依然として大きな潜在的資源である。ライセンスは2022年に期限切れとなり、2024年まで2年間延長され、その後2026年までさらに延長された。現在、この油田はイサカ社が100%所有している。

• カラス： アバディーン沖150マイル、水深わずか78メートルの地点に位置するジャックドーは、シェル社のシアウォーター・プラットフォームの南東にあり、シアウォーター・プラットフォームに接続される予定です。ジャックドーはガス・コンデンセート田で、埋蔵量は380億立方メートルと推定され、1日あたり約570万立方メートルのガス生産能力があります。この田は2005年に発見され、2022年夏に承認され、2025年までに生産開始が見込まれていましたが、新たな石油・ガス開発ではスコープ3排出量を考慮しなければならないとするフィンチ判決により、開発が遅れています。

ジャックドー・サイトは、英国国内のガス供給に大きく貢献する可能性がある。英国が自国でガスを採掘する場合でも、ノルウェーから輸入する場合でも、スコープ3排出量は変わらないが、輸入LNGが国内生産に取って代われば、排出量ははるかに増加する。しかし、英国の雇用と税収は大幅に減少するだろう。

上記で述べた3つの停滞プロジェクトはよく知られているが、OEUKによると、英国領海内には石油・ガス生産が可能な新規油田が51箇所確認されているものの、現政権の税制と新規ライセンスの発行禁止措置の下では採算が合わないとされている。さらに、既存油田の拡張計画も60件あり、いずれも現行の税制政策のために保留されている。

英国の天然ガスを使用する際のエネルギー上の利点

北海産の天然ガスを利用することによる明白な経済的メリット（税収の増加、地域雇用の増加、国際収支の改善）に加えて、エネルギーボーナスもある。

エネルギー投資収益率（ERoEI）が最も高いのは、従来型のガス田です。ERoEIは20:1から28:1の間です。つまり、天然ガス田から得られるエネルギーは、ガスを抽出するために投入したエネルギーの20倍以上になるということです。

しかし、輸入LNGのERoEIは著しく低い。液化プロセスでガスのエネルギーの約10%が消費され、輸送燃料と再ガス化によって回収されるエネルギーはさらに減少する。輸入LNGのERoEIは10:1未満である。米国からのLNG輸入が経済的に理にかなうのは、米国のシェールガス開発によって米国のガス価格が大幅に下落し、LNGに転換して大西洋を横断して輸送した後でもなお利益が得られる場合に限られる。

石油業界は、北海の英国側を資源枯渇地域とは考えておらず、その証拠に、北海移行機構（NSTA）は2024年の第33回石油・ガスライセンス入札ラウンドの最新段階でさらに31件のライセンスを供与した。これらのライセンスには76社から115件の入札があった。このラウンドで供与されたライセンスにより、2060年までに推定6億バレル相当、2050年までに5億4500万バレル相当の石油・ガス生産量が増加すると見込まれている。^【1]

第1弾では2023年10月に27件のライセンスが、第2弾では2024年1月に24件のライセンスが提供されました。最終弾となる今回の31件のオファーは、新規ライセンス29件と合併2件で構成されています。新規ライセンス29件のうち、23件は初期期間フェーズAまたはB、2件は初期期間フェーズC（確定井戸）、残りの4件は第2期間に直接移行するため、理論的にはより迅速に生産を開始できます。

フェーズAは地盤工学的調査および地球物理データの再処理を行う期間であり、フェーズBは地震探査およびその他の地球物理データの取得を行う期間であり、フェーズCは掘削を行う期間である。

今回の入札における落札件数は、直近の入札とほぼ同数である。第32回オフショアライセンス入札では、260の鉱区または一部鉱区にわたる113件のライセンスが65社に付与された。フロンティア地域に焦点を当てた第31回入札では、141の鉱区または一部鉱区にわたる37の鉱区が30社に付与され、第30回入札では、229の鉱区または一部鉱区にわたる123件のライセンスが61社に付与された。

ノルウェーが北海地域で探査を進め、新たな油田を発見し続けているため、英国は北海にさらに豊富な石油・ガス資源を保有する可能性が高い。2025年のノルウェーの探査活動は2024年よりも若干活発だった。ノルウェー大陸棚では合計49本の探査井が掘削され、21の油田が発見された。これらの油田の回収可能石油換算量は、暫定的に合計67万標準立方メートルと推定されている。

2025年、Aker BPはノルウェー大陸棚で最大級の商業用石油発見の1つを発見した。2025年12月、Equinorは北海のノルウェーのスレイプナー地域でガスとコンデンセートの2つの新たな発見をした。これらはEquinorの2025年の最大の発見であり、既存のインフラを使用して開発できる。予備的な推定では、これらの貯留層には500万～1800万標準立方メートルの回収可能な石油換算量が含まれている可能性があり、これは3000万～1億1000万バレルに相当する。英国側の境界線での探査によって、英国区域内のGullfaksの西側の油田を含む、大規模な新たな発見がないと考える理由はない。ノルウェーは、ノルウェーの海上境界線のすぐ内側にある主要なGullfaks油田/ガス田の近くで、別の大きな油田を発見した。

英国では新たな油田の探査・開発を続ける企業が少ないのとは対照的に、北海のノルウェー側では探査が続けられている。2026年にはこれまでに2つの新たな油田が発見された。ノルウェーの国営エネルギー企業で過半数を占めるエクイノールは、パートナーであるペトロロ、コノコフィリップス・スカンディナビア、ヴァール・エネルギとともに、回収可能な石油換算量0.15～2百万標準立方メートル（回収可能な石油換算量0.95～12.6百万バレルに相当）の暫定推定値を発表した。

2026年1月20日、ノルウェー海洋局（NOD）は、EquinorとそのパートナーであるOrlenが、2021年の事前指定区域での採択の一環として2022年に付与された生産ライセンス1137内のSissel鉱区でガスとコンデンセートを発見したことを明らかにした。発見されたガスの規模の予備的な推定値は、回収可能な石油換算で100万～450万標準立方メートル、回収可能な石油換算で630万～2830万バレルに相当する。ノルウェー海洋局によると、ライセンス保有者は、この発見をこの地域の既存のインフラに接続して開発する機会を検討する予定である。Orlen Upstream Norwayは今年後半に、この地域の別の油田であるEirinを、Gina KrogとSleipnerのインフラを使用して開発する予定である。オルレン経営委員会のイレーネウス・ファファラ会長は、「シッセル鉱区の発見により、約10億立方メートルのガスが産出される見込みであり、これはノルウェーにおける当社の資産ポートフォリオを強化するとともに、オルレン・グループの戦略目標達成に向けた新たな一歩となる。ノルウェー産ガスは、顧客への安定供給を確保する上で極めて重要な役割を担っている」と述べた。

ノルウェーは石油・ガス探査に対して安定した予測可能な姿勢をとっている。

ノルウェーと英国の石油・ガス会社はともに合計で78%の限界税率に直面しており、ノルウェーでは新規の石油・ガス開発事業において環境影響評価の一環としてスコープ3排出量の評価も義務付けられているにもかかわらず、石油・ガス会社がノルウェーから撤退しない主な理由は、ノルウェーの石油・ガス生産に対する姿勢が英国とは正反対であるためである。ノルウェーの法人税率は22%で、法人税控除後に56%の石油特別税が課される。どちらの税制も、探査、操業、廃止措置、資金調達など、関連するすべての費用を控除できる。損失は無期限に繰り越すことができ、損失の税額は翌年に現金で還付される。さらに重要なのは、ノルウェーの税制と石油・ガス産業に対する政治的姿勢が安定しており予測可能であるとみなされている点である。これは、資本集約型で数十年にわたるプロジェクトに投資する企業にとって極めて重要である。

ノルウェーは石油と天然ガスが経済に重要な貢献をしていることを認識しており、予測可能な投資環境を構築している。投資に対しては、前払い控除や払い戻しで報奨を与えている。上流工程における炭素排出量を削減するため、洋上プラットフォームの電化にも投資している。ノルウェー政府は、英国を含む国際的に事業を展開し、ノルウェー大陸棚最大の事業者であるエクイノール社の株式の67%を保有している。当然のことながら、英国とは異なり、ノルウェーは1989年以来、燃料貿易において大幅な黒字を維持している。燃料はノルウェーの輸出の3分の2を占め、英国は最大の輸出市場であり、ノルウェーの燃料輸出の4分の1を購入している。

ノルウェーでは、新規油田開発の承認手続きが迅速化されている。

ノルウェーでは、新規油田を既存のパイプラインおよびプラットフォームネットワークに接続することを認めており、政府は海洋エネルギーに積極的に投資しています。石油は国内の全資本投資の5分の1を占めています。企業は、探査、研究開発、資金調達、操業、廃止措置を含む投資コストの100%を前払い控除できます。企業は、油田間で収益、投資、損失を統合できます。課税所得のない企業は損失に対して現金払い戻しを受けることができ、新規事業者や小規模事業者の事業開始を支援しています。そして最も重要なのは、ノルウェーが引き続き新規ライセンスを発行し、掘削を奨励していることです。2024年には42の探査井が掘削され、16の新たな油田が発見されました。

英国陸上石油・ガス資源の可能性から得られる富と繁栄

北海油田と天然ガス田に加え、英国には陸上にも石油と天然ガス田があり、リンカンシャー州で発見された巨大ガス田は、英国の10年間のエネルギー需要をすべて満たすことができ、輸入への依存度を減らし、数万人の雇用を生み出す可能性がある。このガス田を発見したエネルギー企業エグドン・リソーシズは、ゲインズバラという市場町を中心とするこのガス田は非常に大規模であるため、雇用の増加、税収の増加、エネルギー価格の下落を通じて、英国経済全体に恩恵をもたらし、成長を促進する可能性があると考えている。

デロイトは、ゲインズボロ・トラフ油田の開発によって、GDPが最大1400億ドル（1120億ポンド）増加し、340億ドルの直接税収が得られ、数万人の雇用が創出されると試算した。英国産の天然ガスを使用することで、英国のCO2排出量も削減される。₂ 輸入LNGと比較して排出量は2億1800万トン減少する。この地域にはすでに20数個の小規模な陸上油井があるが、エグドンはガスを見つけるために、深さ約2kmの古代の泥岩など、異なる地層を掘削した。この油田には少なくとも4800億立方メートルの回収可能なガスがあり、これは英国の現在の年間消費量の約7倍である。しかし、英国のガス使用量は将来的に減少すると予想されており、この埋蔵量は10年ほど持つとみられる。これは、ゲインズボロー油田が、推定380億立方メートルの埋蔵量を持つシェルの北海ジャックドー開発よりもかなり大きい可能性があることを示しているが、その開発はスコープ3排出量を規制する規則と追加の承認によって遅れている。

水圧破砕法（フラッキング）と群衆の狂気

英国にはガス採掘のための水圧破砕法（フラッキング）の可能性もある。英国地質調査所の初期評価では、英国の頁岩層には現在の英国の需要の最大50年分を賄えるだけのガスが含まれている可能性があると示唆された。ノッティンガム大学による別の研究では、現実的に回収可能な資源は現在の需要の10年分を満たすのに十分であると推定されている。英国地質調査所は、4つの主要な頁岩盆地を特定している。最大のボーランド・ホダー盆地（イングランド北西部、ミッドランズ）、ミッドランド・バレー（スコットランド）、ウィールド盆地（イングランド南部）、ウェセックス盆地（イングランド南部）である。

英国には、ランカシャーのクアドリラ・リソーシズ社のサイトを含め、シェールガス田が知られています。2019年、INEOSはノッティンガムシャーのティンカー・レーンにあるボウランド・シェールでの最近の試験で良好な結果が得られたと発表しました。INEOSはパートナーのiGasと共同で、テキサス州のバーネット・シェールの平均レベルに匹敵する（そして一部の試験ではそれを上回る）非常に高いガス濃度を発見しました。試験では、ガス1トンあたり平均60.7標準立方フィート（scf）のレベルが確認されました。比較のために、バーネット・シェールの平均は1トンあたり39 scfです。

シェールガス採掘は「環境に優しくない」と見なされるべきではありません。天然ガスは石炭よりもはるかにクリーンな燃料です。英国がシェールガスを地中に残したまま、凍結された液化天然ガス（LNG）を米国やカタールから何千キロも輸送して輸入したり、中国やインドで石炭を使って生産された製品を輸入したりすることは、環境原則に反します。

また、英国ではフラッキング試験が、ローカルマグニチュード（ML）スケールで0.5から2.9の軽微な地震を引き起こしたため中止されたことも注目に値する。しかし、コーンウォールにはユナイテッド・ダウンズ深層地熱プロジェクトという地熱発電プロジェクトがあり、深部の花崗岩から熱水を抽出して発電するためにフラッキング技術を使用している。このプロセスはこれまでに232回の誘発地震を引き起こしており、そのうち2回は1.5 MLを超えている。それでも、この地熱発電プロジェクトを中止しようとする者はいない。熱水のためのフラッキングによって引き起こされる地震は、同じ量のエネルギーを生み出す可能性のあるガスのためのフラッキングによって引き起こされる地震とは異なり、問題視されていない。

シェールガス開発が米国経済にもたらす成功

2010年代のシェールガス採掘ブーム以降、シェールガス採掘による国内ガス供給の大幅な増加により、米国のヘンリーハブ天然ガス価格は大幅に下落した。それ以前は、米国の天然ガス価格は1MMBtu（百万英国熱量単位）あたり6～8ドルだったが、現在はその約半分となっている。シェールガス採掘ブーム直前の2008年1月、米国のガス価格は7.68ドルMMBtuだったが、シェールガス採掘によって生産量が36%増加したため、2012年3月には2.27ドルMMBtuまで下落した。米国の天然ガス生産者物価指数は、2007年から2012年にかけて56.8%下落した。

米国のシェールガスブーム以前は、英国の天然ガス価格は米国のヘンリーハブ価格よりも安かった。しかし、2010年以降はそうではなくなった。米国の生産量が増加し価格が下落するにつれ、英国では新たな沖合油井開発の制限、陸上でのフラッキングの禁止、石油・ガス会社への巨額の追加課税などによってガス生産が抑制された。

米国のガソリン価格の低下は、米国の家計と製造業のコスト削減につながり、経済成長を促進した。安価なガソリンは、2014年までに72万5000人の雇用創出と、2015年までに米国のGDPを0.7%増加させたとされている。安価なガソリンは米国の電気料金を引き下げ、石炭からガスへの転換を促し、それに伴う二酸化炭素排出量の削減にもつながった。₂ 排出量は半減した。シェールガス開発は米国の貿易赤字の削減にも貢献した。米国は、カナダからガス、カタールからLNGを輸入する純ガス輸入国から、2023年には9120万トンの輸出でロシア、カタール、オーストラリアを上回り、世界最大のガス輸出国となった。これは、標準的なメタン密度を仮定すると、米国が4兆6000億立方フィート、約8860万トンのガスを輸入した2007年とは対照的である。

中国も水圧破砕法を実施している

中国は最近、新疆ウイグル自治区で大規模なシェールガス田を新たに発見し、四川省の埋蔵量も増加させている。また、主に四川盆地で水圧破砕法（フラッキング）によるガス開発を拡大している。これらの新たな発見は重要ではあるものの、ガス需要が国内供給よりも速いペースで増加しているため、中国の輸入ガスへの依存度を大幅に減らすには至らないだろう。

中国は世界最大のLNG輸入国であり、パイプラインによる天然ガスの主要輸入国でもある。中国は年間400億立方メートル以上を消費している。³ 年間天然ガス230億～240億立方メートル³ 国内で生産され、160億～180億立方メートル³ 輸入されている。中国が輸入する天然ガスの半分以上は、トルクメニスタン、ロシア、カザフスタン、ミャンマーからパイプライン経由で供給されており、40～45％はオーストラリア、カタール、米国、マレーシアから液化天然ガス（LNG）として輸入されている。

中国のシェールガス埋蔵量は米国よりも深く、採掘コストも高くなると予想されている。これらの埋蔵地は中国の主要都市から遠く離れた山岳地帯にあるため、ガスを需要地まで輸送するためのパイプラインを建設する必要がある。中国は液化天然ガス（LNG）供給業者と長期契約を締結しているが、米国による中国製品への関税引き上げへの報復として、事実上米国産LNGの輸入を停止した。

石油とガスの国際価格

原油価格はグレードと産地によって変動します。製油所は通常、特定のグレードの原油の精製を専門としています。北海ブレントのような軽質スイート原油は、精製が容易で安価であるため、重質サワー原油よりも高価になるのが一般的です。一般的に原油価格は並行して動きますが、現在イランがホルムズ海峡を通過する石油タンカーを封鎖しているように中東で問題が発生すると、中東産原油の価格は、北西アメリカや中央アメリカ産の同様のサワー原油よりも上昇します。タンカーによる原油輸送は、LNGタンカーによるガスの精製、凍結、輸送よりも安価ですが、どちらも保険と運賃が必要であり、輸入原油とガスの価格に加算されます。

天然ガスの化学組成とエネルギー含有量は、ガス田によって異なります。メタン含有量は65%から95%以上まで変動しますが、天然ガスには、天然ガス液（NGL）（エタン、プロパン、ブタン、ペンタン）と呼ばれる長鎖炭化水素が様々な割合で含まれており、窒素、ヘリウム、硫化水素などの他のガスも様々な量で含まれています。ただし、ガスの価格は供給地の需要に応じて変動します。需要地までガスを輸送するパイプライン、またはガスを液化天然ガス（LNG）に変換して海上輸送するための専用タンカーを敷設する施設がない限り、価格は変動します。

ガスをLNGに変換するには、ガスを精製し、-162℃まで冷却して体積を約600分の1に減らし、極低温で貯蔵する必要があります。ガスの冷却にはエネルギーを大量に消費し、1トンのLNGを生産するのに約280kWhの電力が必要です。LNGプラントに供給されるガスの約7～15%は、コンプレッサーと冷凍プロセスの動力源として使用されます。ガスをLNGに変換すると、米国メキシコ湾岸の大規模施設で処理する場合、価格に1MMBtuあたり約3.50ドルが加算されます。LNGを英国に輸送すると2ドル、英国のターミナルで再ガス化すると0.8ドルの費用がかかります。

石炭生産量、埋蔵量、潜在力

世界の石炭消費量は45,850テラワット時（TWh）で、ガス消費量の41,278TWhを依然として上回っています。毎年、約1.4億トンの石炭が国際的に輸出されています。もし石炭が最終的に国際的に段階的に廃止されるとしたら、英国の石炭を地中に残しておくことは、英国の天然資源が持つ輸出収入の可能性を活かす機会を逸することになります。

英国では石炭採掘はほぼ完全に段階的に廃止されたが、ウェールズではポート・タルボット近郊のアバーパーグム炭鉱が今も操業を続けている。ウェールズのもう一つの炭鉱、マーサー・ティドフィルのフォス・イ・フラン炭鉱は最近閉鎖された。しかし、英国には依然として約77万トンの採掘可能な石炭埋蔵量が確認されており、採算性も高い。さらに、4億トンの既知の硬質石炭鉱床が存在するが、すべてが現在経済的に採算が取れるわけではない。

英国は2024年に、セメント、ガラス、セラミックの製造など、1,400℃を超える温度を必要とする工業プロセス向けに、2.1万トンの石炭（石油換算で2.5万トン）を消費した。

英国における石炭生産に適用される法律

英国では、炭鉱が石炭庁の許可、計画許可、環境許可を取得し、厳格な安全衛生規則を遵守している限り、石炭採掘は合法です。2014年鉱山規則では、鉱山の設計とリスク評価、換気と粉塵対策、電気安全、爆発物の取り扱い、緊急時計画、避難経路の確保が義務付けられています。1994年石炭採掘法により石炭庁が設立され、石炭採掘許可の発行、石炭資源の管理、安全と環境責任の監督を行っています。計画許可を取得するには、土地利用の変更、土地へのアクセスと地表権、環境影響評価、コミュニティ影響評価、水管理計画の承認が必要です。環境許可は、水質汚染、鉱山排水、鉱山廃棄物管理、排出管理を対象としています。すべての新規鉱山は、スコープ3排出量を評価しなければなりません。

これらすべてをこの章に盛り込んだのは、英国の石炭採掘が一夜限りの事業ではないことを強調するためです。石炭採掘は厳しく規制されており、産業として奨励されるべきものです。英国の石炭採掘は、英国の産業用熱源となる石炭を供給する多くの炭鉱や、英国がアジアから輸入する商品の原料やエネルギーを供給する炭鉱よりも、はるかに厳しく規制されています。

イギリスの石炭の種類

石炭は、発電以外にも多くの用途がある高密度のエネルギー源です。石炭は最高 3,500°F (1,900°C) で燃焼し、ガラス、セラミック、セメント、その他の化学製品の製造に工業用熱を供給します。無煙炭は約 90% の炭素を含み、1,100 ～ 1,400 °C で燃焼し、通常 30 ～ 33 MJ/kg のエネルギーを生成します。無煙炭は最も効率的な石炭の種類であり、炭素含有量が最も高く、水分含有量が最も低く、他の種類の石炭よりも長く、高温で、クリーンに燃焼します。英国で最も一般的な瀝青炭は、炭素含有量が 45% ～ 85% で、900 ～ 1,300 °C で燃焼し、一般的に発電に使用され、24 ～ 30 MJ/kg のエネルギーを生成します。冶金用（コークス用）石炭は、灰分、硫黄分、水分含有量が少なく、炭素含有量が多い瀝青炭の一種で、嫌気性環境（酸素のない状態）で加熱すると液化してコークスに再固化する性質を持つ。燃焼温度は900～1,300℃だが、コークスに加工するとさらに高温になり、コークスの燃焼温度は1,500～2,000℃に達する。一般的に、24～30MJ/kgのエネルギーを発生する。

褐炭（亜炭）は炭素含有量がわずか25～35%で、600～800℃で燃焼し、1kgあたり10～20MJのエネルギーを生成し、最も効率の悪い石炭であり、最も多くのCO2を放出します。₂ 排出物、粒子状物質、二酸化硫黄、窒素酸化物、灰など。ドイツは現在、発電に褐炭を使用している。英国の瀝青炭鉱山を再開し、石炭をドイツの発電所に輸出すれば、ウェールズの貴重な産業が復活し、雇用が創出され、EUとの貿易収支が改善され、世界のCO2排出量が削減されるだろう。₂ 排出量。石炭は英国のセメント生産にも不可欠であり、この重要なインフラ製品の生産に使用されるエネルギーの約80%を供給しています。石炭の英国経済への貢献は、アンモニア肥料や土壌改良剤を通じて農業にも及んでいます。

英国の石炭にはまだ未来がある

材料科学、重要鉱物、希土類元素

石炭はもはや単なる燃料ではなく、重要な鉱物、レアアース、そしてグラフェンやカーボンファイバーといった次世代産業の基盤となる先端材料の供給源になりつつあります。米国エネルギー省、中国、そしてエクセター大学、ノッティンガム大学、英国地質調査所を含む複数の欧州研究機関は、新たな炭鉱を開設するよりも安価で環境に優しいことから、石炭くずからの抽出技術の開発に積極的に取り組んでいます。英国には数億トンもの石炭くずの山と酸性鉱山排水処理場が存在します。これは、南ウェールズとダラム州にとって新たな成長産業となる可能性を秘めています。

石炭とその副産物、特に石炭灰、石炭くず、酸性鉱山排水沈殿物には、ネオジム、ジスプロシウム、イットリウム、ランタン、重要鉱物、コバルト、リチウム、ゲルマニウム、ガリウム、スカンジウム、バナジウムといった希土類元素（REE）が測定可能な濃度で含まれています。これらの元素は、電気自動車（EV）のモーター、風力タービンの磁石、半導体、光ファイバーシステム、バッテリー、航空宇宙用合金などに不可欠です。

英国の石炭廃棄物は膨大で、すでに採掘されており、多くの場合、自然のプロセスによって濃縮されている。例えば、酸性鉱山排水は希土類元素を豊富に含む沈殿物を形成し、石炭灰には低品位の従来型鉱石に匹敵する希土類元素濃度が含まれることがある。石炭層自体にも、ゲルマニウム、ガリウム、その他の高価値元素が豊富に含まれている場合がある。

無煙炭は工業用グラフェンに変換でき、エネルギー貯蔵、複合材料、コーティング、センサーなどに利用されています。炭素繊維はコークス製造の副産物であり、航空宇宙、風力タービンブレード、スポーツ用品、軽量車両などに使用されています。石炭は合成黒鉛やリチウムイオン電池・ナトリウムイオン電池用の硬質炭素の製造にも利用できます。英国はこの資源の活用を促進すべきです。

アバーパーグム – アンスラサイト

アバーパーグムは、水ろ過、工業用炭素製品、高温プロセスで使用される高品質の無煙炭を生産しています。この鉱山は、18年間で最大40万トンの採掘を許可する長期ライセンスを持っています。生産される無煙炭の大部分は輸出されています。アバーパーグムは、エナジービルドが所有し、100人から130人の従業員を雇用する、無煙炭を生産する深層炭鉱です。ポートタルボットに位置しているにもかかわらず、近くの高炉に必要なコークス用石炭は供給していませんでした。代わりに、必要な冶金用石炭はオーストラリアと米国から、そして時折カナダとロシア（2022年のウクライナ侵攻前）から輸入されていました。

フォス・イ・フラン – 火力発電用石炭

ポート・タルボットから約25マイル離れた場所に位置するフォス・イ・フラン炭鉱は、ポート・タルボット製鉄所に蒸気と暖房用の石炭を供給する露天掘りの火力発電用石炭生産炭鉱でした。約180人の従業員を雇用していましたが、2022年に採掘許可が失効したため、現在は事実上閉鎖されています。火力発電用石炭は主に、セメント工場、産業用暖房、保存鉄道の暖房などに使用されます。

ホワイトヘブン – 冶金用石炭

また、カンブリア州ホワイトヘブンにウッドハウス炭鉱と呼ばれる新たな冶金用石炭鉱山を開設する計画もあった。この炭鉱は2022年に政府によって承認され、2049年まで年間2.78万トンの石炭を生産する予定だった。この石炭は鉄鋼業界の高炉で使用されるはずだった。しかし残念ながら、2024年9月に高等裁判所が計画許可を取り消し、プロジェクトは頓挫した。

新たな沖合石油・ガス田への反対と同様に、計画許可の取り消しは、環境影響評価においてスコープ3の下流排出量を考慮することを要求する最高裁判所のフィンチ判決に続くものであった。労働党政権もこのプロジェクトへの支持を撤回した。これは、アンジェラ・レイナーが地方自治大臣であった2024年7月に行われた。提案されたカンブリアの炭鉱では、約500人が直接雇用され、さらに100人の間接的なサプライチェーンの雇用が創出される予定だった。これらは、より生産性の高い雇用を必要としている地域における、熟練した高給の仕事となるはずだった。カンブリアで最大の雇用源は観光業であり、これは一般的に低技能で低賃金である。ワーキントンとホワイトヘブン周辺地域は主要な炭鉱地帯であった。最初の炭鉱は1552年に設立され、ホワイトヘブンの最後の炭鉱は1986年に閉鎖された。したがって、新しい炭鉱の開設は、この地域の性格にそぐわないものではなかった。

英国における鉄鋼生産および産業用熱供給のための石炭輸入

英国政府は昨年、中国の鉄鋼メーカーである敬業（Jingye）が所有するスカンソープにある英国最後の2基の高炉の閉鎖を阻止するとともに、カンブリア州での新たな冶金用石炭鉱山の開設も阻止した。英国は現在、鉄鋼生産の主要原料である冶金用石炭を、遠くオーストラリアから輸入している。

石炭火力発電と二酸化炭素回収・貯留（CCS）

2024年10月、ノッティンガムシャーにある英国最後の石炭火力発電所、ラトクリフ・オン・ソアー発電所が閉鎖されたことで、英国の142年にわたる石炭火力発電への依存は終焉を迎えた。この発電所は、二酸化炭素以外のすべての汚染物質を除去する、最もクリーンな発電所の1つだった。₂ 排出量。しかし、それでも操業を続けるには費用がかかりすぎた。石炭はエネルギー密度が高く、最も安価で信頼性の高い発電方法である。石炭価格は石油価格よりも変動が少なく、さらに重要なことに、英国には大規模な火力発電用石炭の埋蔵量がある。

他の国々では、CO2を回収する石炭火力発電所の開発も進められている。₂ 排出物だけでなく、その他のすべての粒子状物質も回収します。カナダ（バウンダリーダム3、2014年）、米国（テキサス州ペトラノバ）、中国（正寧発電所）は、CO2も回収する石炭火力発電所を建設しました。₂ 排出量。中国の正寧発電所は2025年9月に稼働を開始し、150万トンのCO2を回収すると予想されている。₂ 年間。これは英国のCO2排出量を削減するための望ましい解決策だっただろう。₂ 石炭火力発電所をすべて閉鎖するよりも排出量は少ない。技術革新により、二酸化炭素排出量を最大40%削減できる高効率・低排出発電所が開発されている。二酸化炭素回収・貯留（CCS）技術は90%以上の削減を可能にし、中国のプロジェクトでは99.9%の削減を目指している。

中国は2025年に78GWの新たな石炭火力発電容量を追加した。これには、それぞれ約1GWの発電能力を持つ50基以上の大型石炭火力発電ユニットが含まれる。これは、2025年に世界で追加された新たな石炭火力発電容量の87%に相当する。しかし、中国の新たな石炭火力発電所には、二酸化炭素回収・貯留（CCS）設備は設置されていない。

国際エネルギー機関（IEA）の試算によると、CCS（二酸化炭素回収・貯留）は石炭火力発電の均等化発電コストを70～100%上昇させ、発電所の出力の20%以上を消費する。石炭火力発電の低コストは、その主な利点の1つである。皮肉なことに、中国は再生可能エネルギー発電のバックアップとして新たな石炭火力発電所を建設している。中国の石炭火力発電によるCO2排出量が年間40億トンにも上ることを考えると、中国の再生可能エネルギーへの取り組みは形だけのものに過ぎないように見える。₂ 毎年。

中国は、2023年に世界の新規石炭火力発電所の3分の2を占めたものの、新規石炭火力発電所を建設している唯一の国ではない。インドネシア、インド、ベトナム、日本、バングラデシュ、パキスタン、韓国も新規石炭火力発電所を建設している。発展途上国や工業競争力のある国は、石炭が安価であるため石炭を好む。中国とインドは、豊富な石炭埋蔵量（英国も同様）を有しているため、今後も石炭火力発電所の建設を続ける計画だ。インドの電力の80%は石炭火力発電によるものである。

ドイツは、ノルド・ストリーム・パイプラインの破壊後、石炭火力発電所を再稼働させることができた。これはドイツのエネルギー安全保障にとって大きな恩恵となった。しかし残念なことに、保守党のエネルギー大臣アロック・シャルマは、廃止された石炭火力発電所を爆破することに喜びを感じていたため、英国には、増え続ける風力タービンのバックアップ電源としてさえ頼れるエネルギー安全保障が存在しない。

新たな石炭火力発電所を予備電源として建設すれば、石炭はガスよりも安価であるため、英国の電気料金が下がり、英国の石炭産業も存続するだろう。しかし、そのためには英国が炭素支援価格税を廃止する必要がある。

新たな石炭火力発電所の必要性を訴える

電力発電システムの現状を考慮すると、炭鉱再開の主張はより説得力を持つ。ガス火力発電所は老朽化しており、もちろん最後の石炭火力発電所は2024年に閉鎖された。ガス火力発電所の一般的な稼働寿命は25～30年である。慎重なメンテナンスを行えば、最大40年まで延ばすことができるかもしれない。しかし、断続的な運転は部品の寿命を縮める可能性もある。英国エネルギー統計要覧（DUKES）の発電所データを使用し、ガス火力発電所の稼働寿命を35年と仮定すると、図14に示すように、安定供給能力は2028年から低下し始め、2035年にはわずか25.5GW（ヒンクリー・ポイントCがそれまでに稼働していれば28.8GW）まで低下することがわかる。

国家エネルギー系統運用機関（NESO）は、2030年以降も総電力需要とピーク需要の両方が増加すると予測しています。私たちは断続的な再生可能エネルギーへの依存度を高めていくでしょう。暗く寒く風のない冬の夜には、風力発電や太陽光発電の出力がほぼゼロになることもあります。つまり、不足分を補うために安定した電力供給能力が必要になるということです。

図14に示すように、英国では安定供給能力がますます不足していくことが予想されるため、新たな安定供給能力を迅速に構築することが極めて重要です。一つの解決策として、新たなガス火力発電所を建設することが考えられます。しかし、新たなガス火力発電所の建設には8年のリードタイムが必要となるため、今日から建設を開始したとしても、新たな発電能力が稼働するのは2034年まで待たなければなりません。そのため、石炭火力発電はより迅速な建設が可能であり、中国では建設期間が最短で20ヶ月という例もあることから、有力な代替案となります。

石炭火力発電のその他の利点は以下のとおりです。

・排出量取引制度や炭素価格支援制度による炭素コストを取り除けば、石炭火力発電は安価になる。ガスや断続的な再生可能エネルギーよりも安価になる。

・石炭火力発電は、特に国内産の燃料を使用する場合は安定している。中東情勢が示すように、液化天然ガス（LNG）の供給安定性は中東の政治情勢に左右される。さらに、断続的な再生可能エネルギーの供給安定性は天候に左右される。

・石炭火力発電は信頼性が高く、柔軟性に優れています。石炭火力発電所は天候の影響を受けにくいため、ほとんどの石炭は安定したベースロード電源として利用されています。しかし、最新の発電所はより低い最小負荷で運転でき、需要の変化や断続的な再生可能エネルギーの出力に応じて出力を上下に調整できます。

・蓄電は安価で容易です。断続的な再生可能エネルギーの問題点の一つは、発電量が需要を上回る場合と下回る場合があることです。この問題は、蓄電池を追加することで部分的に解決できます。しかし、蓄電池は非常に高価です。一方、石炭は発電所近くの貯蔵庫に非常に低コストで保管できます。

新規石炭火力発電所に対する主な反対意見は、排出量に関するものです。₂ 米国が温室効果ガスによる環境リスク評価を取り下げたため、排出量は軽視されており、粒子状物質、硫黄酸化物（SOx）、窒素酸化物（NOx）といった真の汚染物質への対策が残されている。幸いなことに、中国の最新の超臨界（SC）および超々臨界（USC）プラントは、これらの汚染物質の除去に非常に効果的であることが証明されている。

第一に、SCおよびUSC発電所は従来型の発電所よりも高い熱効率で稼働するため、発電量1MWhあたりの石炭使用量と汚染物質排出量を削減できます。

研究によると、中国の最新の超低排出型発電所は、全粒子状物質の99.9%以上、PM2.5粒子の99.8%以上を除去していることが示されています。また、別の研究では、中国の高効率低排出型発電所における二酸化硫黄の除去率は97.8～99.7%であることが示されています。NOxの除去効率も90%に達することが可能です。

石炭火力発電所の利点は明白であり、石炭の欠点は技術革新によってほぼ解消されている。石炭の利点を無視することはますます難しくなっている。

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掲載画像：GBBC発行の論文「計画的な産業破壊：英国はいかにして産業を破壊したか、そしてそれを覆すための計画」の表紙