地熱発電の特徴（メリット）
①純国産の再生可能エネルギー
②発電時にＣＯ２を発生しない
③天候等によらず出力が安定
④年間を通じて設備利用率が高い
設備利用率の比較
太陽光 約12%
風力 約20%
地熱 約70%
地熱発電の賦存量と実績
• 日本の賦存量（理論埋蔵量）
－産業技術研究所の試算：2347万KW
－環境省2011年4月21日の調査：3300万KW
• 現在の発電実績：約53万KW
• 導入目標：95万KW （既存＋有望な開発地域、2020年まで？→NEDO地熱発電促進調査）
• 導入ポテンシャル（地形や法規制などの制約外）：1420万KW(環境省2011年）
１．蒸気発電
（１）ドライスチーム
•蒸気発電を行う場合、蒸気井から得られた蒸気が殆ど熱水を含まなければ、簡単な湿分除去を行うのみで蒸気タービンに送って発電する方式
•日本での実施例：松川地熱発電所（日本初）や八丈島発電所などがある。
（２）フラッシュサイクル
•シングルフラッシュサイクル：得られた蒸気に多くの熱水が含まれている場合、蒸気タービンに送る前に汽水分離器で蒸気のみを取り分けて発電する方式。日本の地熱発電所では主流の方式である。
•ダブルフラッシュサイクル：蒸気を分離した後の熱水を減圧すれば、更に蒸気が得られる。この蒸気をタービンに投入すれば、設備は複雑となるが、出力の向上及び地熱エネルギーの有効利用を図る方式
•日本では八丁原発電所及び森発電所で採用されている。
２．バイナリーサイクル(binary cycle)発電
• 地下の温度や圧力が低いため地熱発電を行うことが不可能であり、熱水しか得られない場合でも、アンモニアやペンタン・フロンなど水よりも低沸点の媒体(これを低沸点流体という)を、熱水で沸騰させタービンを回して発電させる方式。80℃～150℃の蒸気や熱水を熱源。
• 温泉発電（温泉水温度差発電）– 直接入浴に利用するには、高温すぎる温泉（例えば70～120℃）の熱を50℃程度の温度に下げる際、余剰の熱エネルギーを利用して発電する方式。熱交換には専らバイナリーサイクル式が採用される。– 発電能力は小さいが、占有面積が比較的小規模ですみ、熱水の熱交換利用するだけなので、既存の温泉の源泉の湯温調節設備（温泉発電）として設置した場合は、源泉の枯渇問題や、有毒物による汚染問題、熱汚染問題とは無関係に発電可能な方式である。
－地下に井戸を掘るなどの工事は不要であり確実性が高く、地熱発電ができない温泉地でも適応可能であるなどの利点がある。
温泉発電の例
１）新潟県松之山温泉：2010年度から3年間、実用機の開発・実証－地熱技術開発及び産業技術総合研究所（NEDO ）、
－媒体：アンモニア、源泉97℃の温泉水利用、NEDOが開発した超小型タービン発電機で能力は50kW。100℃以下での既存温泉による発電の試みは全国初。
－事業費： 年間１億円程度（環境省からの全額委託事業）
参考：産総研では、低い温度領域（53～120℃）での温泉発電の開発に有望な資源量を833万kWと試算している。現在、2010年度の完成をめどに50kW級の温泉発電の開発が進められている。既存の高温温泉を利用して発電を行い、使用した冷却水を温泉施設の浴用
・給湯や暖房のために供給できるので、発電側に開発リスクがなく、温泉側ではエネルギーコストの低減になるため、発電事業者と温泉事業者双方にメリットがある。2020年には発電量約12万kWになるとの予測。
カリーナサイクル（Kalina Cycle）発電
• バイナリー発電の一つ。アンモニア（沸点マイナス33℃）と水の混合流体を作動流体に用いた発電システム
• 一度気化したアンモニアは、再度水と混ぜて使用
• 従来のフロン等を用いた発電システムより約40％高い効率で発電でき比較的低温な熱源による発電が可能
• 数百～数千Kw の中小規模発電に適している。
• この発電法は国内では、2例あるが地熱発電との組み合わせは無い。アイスランドで2000Kwの例などあり。
＜例１＞住友金属鹿島製鉄所：転炉オフガス冷却温水（98℃）を利用し、88％のアンモニア水溶液にて、3500Kwの発電
＜例２＞草津温泉：96℃の温泉を利用し、カリーナサイクル発電により1000ＫＷ発電のプロジェクトが進行中
３．高温岩体発電
• 天然の熱水や蒸気が乏しくても、地下に高温の岩体が存在する箇所を水圧破砕し、水を送り込んで蒸気や熱水を得る方式(hot dry rockgeothermal power; HDR)。
• 地熱利用の機会を拡大する技術として期待されている。既存の温水資源を利用せず温泉などとも競合しにくい技術とされ、38GW（3800万Kw)以上（大型発電所40基弱に相当）におよぶ資源量が国内で利用可能と見られている。
• 多くの技術的課題は解決しているとされ、また現在の技術ならばコストも9.0円/kWhまで低減する可能性が指摘されている。
• 秋田県で、電中研とNEDOが、1～2Kmの井戸を掘って、水の注入と蒸気の抽出実験を実施。
• 2010年には、オーストラリアのジオダイナミクス社が27万5000kWの大規模な高温岩体地熱発電プラントを建設が進められている。
(日本から電力中央研究所、東北大学、産業技術総合研究所、石油資源開発などが技術協力として参加している）。
初期コストと発電コスト
• 初期コスト高： （事業化が進みにくい原因）
（１）発電設備：1kW当たり約100万円
（２）送電線の敷設費用：１km当り1億～1.5億円
（３）開発期間：探索・環境アセスから建設まで、約10年間
• 発電コスト：
（１） 9円～22円/Kwh（資源エネルギー庁）
（２） 15年で設備償却を終えた後は、約10円/kwh参考：九州電力の八丁原発電所（5.5万Ｋｗｘ2発電所）は、原価償却後で約7円/Ｋｗｈ• 発電コストは化石燃料などに比べれば高いが、自然エネルギーの中では、太陽光など他の自然エネルギーに比べれば、コストは安い。
課題
①コストが高い：初期コストと発電コスト約16円/ｋwh）
②開発リスクが高い：地下資源ゆえの探索リスクと期間
③立地上の問題：地元温泉業者などとの調整が難航（温泉との競合）
④自然公園法などの関係法令の諸規制：150℃以上の熱水資源量の80％が国立公園特別地域・特別保護区内。国立公園法で規制され開発できない。国立公園以外では、425万ｋw。