日本火力発電所市場規模・シェア分析 - 成長トレンドおよび予測（2026年 - 2031年）

市場概要

日本火力発電所市場のスナップショットと指標概要

調査期間	2021 - 2031
予測データ期間	2026 - 2031
基準年の市場規模 (2025)	202.5 ギガワット
市場取引高 (2026)	200.11 ギガワット
市場取引高 (2031)	188.45 ギガワット
成長率 (2026 - 2031)	-1.18 %
市場集中度	中
主要プレーヤー 注：主要企業の掲載順は順位を示すものではありません。 画像 © Mordor Intelligence。再利用にはCC BY 4.0の表示が必要です。

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日本火力発電所市場のトレンドとインサイト

老朽石炭設備の廃止が市場再編を加速

日本の火力発電所市場では、臨界圧以下の石炭設備の22%が2030年までに廃止予定となっており、排出規制の強化に対応した高効率代替設備への需要を触発しています。発電所の廃止は化石燃料課税と重なり、改造よりも廃止の方が経済的となっています。関西・九州の電力会社はCCGT（複合サイクルガスタービン）および超超臨界圧設備プロジェクトを加速し、安定した設備容量と系統安定性を確保しようとしています。石炭が撤退するなか、投資はバッテリー貯蔵およびデマンドレスポンスの枠組みと組み合わせるガスタービンへとシフトしています。このサイクルはOEM（相手先商標製品製造会社）にとっての建設機会を創出しつつ、設備平均の排出原単位を低下させます。

LNG発電容量の追加がエネルギー安全保障の枠組みを強化

2024年2月から2025年3月にかけて3件の代替プロジェクトが6.66GWを供給し、日本火力発電所市場におけるLNGの中心的役割を強化しました。JERAの年間調達量3,000万トンは国内供給量の40%を占め、価格交渉とヘッジ戦略の基盤となっています。既存ターミナル近郊の沿岸立地はリードタイムを短縮し、高効率CCGTは設備全体の平均熱効率を向上させます。一方、国内LNG需要は2014年以降25%減少しており、電力会社は地域取引ハブを通じた余剰の再輸出を促進しています。この二重構造は、国内安全保障と商業的柔軟性のバランスを保っています。

製造業の強靱性要件が産業用コジェネレーション需要を牽引

製造事業者は合計11,085MWの6,213基のコジェネレーション設備を稼働させており、44〜50%の総合効率を達成することでエネルギーコストと排出量を削減しています。自家発電は、最近のサプライチェーン混乱後に優先事項となった系統価格変動や停電リスクから工場を守ります。改正省エネ法はより厳格な効率指標を義務付けており、愛知、大阪、神奈川での設備更新を促進しています。開発者は廃熱利用とカーボンキャプチャーパイロットを組み合わせて資産の将来性を確保しています。その結果、産業用コジェネレーションは、緩やかな成長にとどまる日本火力発電所市場全体のなかでニッチな成長領域となっています。

カーボンキャプチャーパイロット奨励策が火力発電の長期存続への道筋を開く

2024年7月に選定された9件のCCS（二酸化炭素回収・貯留）プロジェクトが国の支援を受けており、政策立案者が排出削減済み火力発電を長期的に存続可能な資産クラスと捉えていることを示しています。⁽¹⁾ Kansai Electricの姫路発電所は1日5トンのCO₂を回収しており、大規模な停止なしに技術統合を実証しています。Toshibaが東京ガスに供給する小型スキッドユニットは分散型用途を開拓しています。苫小牧における日本の実績（2016年〜2019年にかけて0.3百万トンを貯留）は、沖合貯留に対する社会的信頼を高めています。経済性が改善されれば、CCSは炭素価格規制の負担の一部を相殺し、既存設備を調整可能な状態に維持できる可能性があります。

積極的な再生可能エネルギー設備容量目標が火力利用率を圧迫

日本は2030年までに再生可能エネルギーの比率を36〜38%超とする目標を掲げており、この目標は九州の太陽光および東北の風力建設が主導しています。⁽²⁾高い普及率は中間負荷帯火力設備の出力抑制を強制し、稼働時間を縮小させ、スパークスプレッドを圧迫します。電力会社は老朽石油および臨界圧以下の石炭資産を休止させることで対応しています。高直流送電（HVDC）リンクを含む系統強化プロジェクトは地域間の不均衡を緩和することを目指していますが、再生可能エネルギーが多い地域における火力調整をさらに制限します。

炭素価格上昇および排出量取引制度コストが化石燃料資産の経済性を悪化させる

2028年度に予定される化石燃料課税は、2030年にかけて段階的に引き上げられる追加コストを課します。排出量取引制度の早期パイロット段階では炭素価格が1トン当たり約15米ドルで推移しており、無償割当が縮小するにつれて2030年までに倍増するとアナリストは予測しています。コンプライアンスコストの上昇は石炭・石油設備に不均衡な打撃を与え、廃止スケジュールを加速させるとともに、日本火力発電所市場における上昇余地を制限しています。

*当社の予測では、推進要因および抑制要因の影響を加算的ではなく方向性のあるものとして扱います。影響予測は、ベースライン成長、構成効果、および変数間の相互作用を反映しています。

セグメント分析

燃料タイプ別：石炭縮小のなかで天然ガスが拡大

天然ガスは日本火力発電所市場規模の100.89GWを占め、2031年にかけて年平均成長率1.18%で拡大する見込みです。石炭廃止は加速しており、北海道電力の600MW廃止計画がその一例です。一方、石油設備は緊急用途のみに充てられています。JERAの2.34GW五井発電所および1.32GW知多拡張計画がこの転換を支えています。LNGの過剰調達がマージンを圧迫しているものの、政策インセンティブと低い炭素排出強度によりガスは成長軌道を維持しています。

石炭設備の76%が高効率設備であるにもかかわらず、炭素コストの上昇とアンモニア供給の不確実性が再投資意欲を抑制しています。CCSパイロットが1トン当たり100米ドル未満のコストを達成し、容量市場収益が安定を保てば、一部の超超臨界圧設備は2030年以降も存続する可能性があります。

技術別：コジェネレーション（CHP）が産業用効率向上を取り込む

ガスタービン/複合サイクル技術は2025年に48.38%のシェアを保有し、64%の熱効率を達成するHAクラスタービンが牽引しています。一方、コジェネレーション（CHP）は高関税に対するヘッジとして製造事業者が採用を進めるなか、年平均成長率3.75%で拡大する最速成長カテゴリーとなっています。広島ガスおよび日向バイオマス発電所のプロジェクトでは60〜80%の効率向上が示されています。

化学・鉄鋼クラスターではYANMARおよびアイシンの小中規模CHPユニットが普及しており、経済産業省のロードマップの下で水素家庭用エンジンも進歩しています。蒸気サイクル設備容量は石炭廃止と連動して減少しており、統合ガス化複合発電（IGCC）は平準化コストが高いためニッチにとどまっています。

燃焼方式別：タービンベースシステムが柔軟性プレミアムを獲得

微粉燃料燃焼は2025年における設備容量の49.65%を依然として占めていますが、タービンベース燃焼は年平均成長率2.47%で成長しています。五井・富津におけるGE VernovaのHAタービンはコールドスタートから全負荷まで30分未満で立ち上がり、太陽光出力が1日に40GW変動するなかでこれは重要な特性です。

Hirono IGCC Power GKなどの流動床・ガス化プロジェクトは、コストが1MWh当たり120米ドルを超えるため実証規模にとどまっています。内燃機関は遠隔地のマイクログリッドに限定されています。

用途別：ピーカープラントが間欠性を調整

大規模電力会社向け発電所は依然として79.02%のシェアを保有していますが、系統が再生可能エネルギーをより多く吸収するなかでピーカープラントは年平均成長率4.85%を記録しています。容量市場の設計は急速起動設備にプレミアムを付与しており、データセンター事業者は証書と組み合わせた調整可能契約を好みます。産業用自家発電では、特に愛知・大阪・神奈川においてCHPの着実な採用が見られます。

地理的分析

東京を中心とする関東は、2.34GW五井発電所を含む最大のLNG設備群を擁し、2027年までに1.3GWのデータセンター建設に直面しています。大阪拠点の関西電力は炭素回収をリードしており、三菱重工業（MHI）の姫路第二発電所パイロット設備は2025年から1日5トンを回収しています。中部の1.32GW知多アップグレードはLNG需要を支え、東京湾岸CCS輸出計画（マレーシア向け）に接続しています。

北海道は石炭廃止の加速、2031年に前倒しされた569.4MWのLNG発電所、およびトマトアツマにおける2031年までの20%アンモニア混焼目標を組み合わせています。東北・九州はそれぞれ洋上風力・地熱を活用し、全国平均より早期に火力設備を廃止しています。中国地方はIGCCおよびガス化炉連携CCSの実証地として位置付けられていますが、コスト面の障壁が普及を制限しています。

原子力の再稼働が地域負荷を変容させています。2023年の関西電力高浜再稼働により原子力は全国発電量の8.5%まで回復し、LNGを代替するとともに年間1,200万トンの過剰供給を悪化させています。さらに多くの原子炉が再稼働するなか、原子力の進展が遅い地域のLNGターミナルは供給不足への備えを維持しており、日本火力発電所市場における地域間の不均衡が存続しています。

規制環境

日本では、火力発電所は主に電気事業法によって規制されている。要件は、プロジェクトの承認、新設および大規模改修時の環境影響評価、ならびにボイラーやタービンなどの主要設備に対する継続的な技術・安全遵守を対象とする。経済産業省(METI)および資源エネルギー庁(ANRE)は、2024年1月に開始された長期脱炭素電源オークションなどの市場メカニズムを通じて系統の供給力確保に影響を与えており、一方、電力広域的運営推進機関(OCCTO)が全国規模の需給計画を調整している。

脱炭素化に関連するコンプライアンスは、第7次エネルギー基本計画が示すエネルギーミックスの方向性に沿って、調査対象期間を通じて厳格化していく。政策手段はまた、LNG効率向上、混焼、CCUSといった低排出型の火力オプションへとコスト回収の対象をシフトさせている。日本の排出量取引制度は2026年に義務化へと移行し、検証済みの排出量モニタリングと事業者側のコンプライアンス計画の必要性を高めている。これに加え、政府の施策は系統信頼性の維持に重点を置いており、経済産業省は2026年夏に向けて最低3%の予備率を確保することを確認している。

市場機会と将来展望

短期的な機会は、新規のベースロード石炭火力容量を純増させることではなく、既存の火力サイトの脱炭素化と用途転換に集中している。政策に裏付けられた収益化の道筋としては、適格プロジェクトに長期的な容量収入をもたらす長期脱炭素電源オークションや、2025年12月に成立した水素社会推進法が挙げられ、後者は混焼に使用される低炭素アンモニアなどの低炭素燃料に連動した価格差支援メカニズムを提供する。

プロジェクト面では、アンモニア改修および燃料取扱い関連の範囲(ボイラー改修、アンモニアの貯蔵・受入、安全システム、制御装置)が拡大を続けている。JERAは、2029年度を目標とする碧南火力発電所(4号機)における20%アンモニア混焼に向けた進捗を公表しており、これはOEMおよびEPC企業にとって、改修・信頼性エンジニアリングを対象とする対応可能な転換案件パイプラインを支えている。系統信頼性の必要性と運用上の柔軟性も、サイクリング運転可能なガス火力やピーク電源への需要を維持しており、需給運用の変動性が高まる中で計画外停止リスクを低減するアップグレードへの需要も同様である。2026年3月の政府の施策、特に供給安定性を確保するために2026年4月から発効する非効率石炭火力発電所への運転制限の1年間停止措置は、容量価値と供給力確保が依然として脱炭素化と並ぶ制約条件であることを浮き彫りにしている。これにより、事業者がETSコンプライアンスへの対応リスクと容量メカニズムからのディスパッチ可能性プレミアムとのバランスを図る中で、延命パッケージ、デジタルモニタリング、そして(電力会社サイトでの炭素回収実証を含む)排出削減パイロットの統合への需要が持続している。