地熱発電とは、地下のマグマで熱せられた地熱流体（蒸気・熱水）のエネルギーを利用して発電する再生可能エネルギーの一種です。地熱発電の主なメリットは、①ライフサイクルCO2排出量が極めて低い、②天候に左右されない安定発電が可能、③純国産エネルギー、④長い設備寿命、⑤日本は地熱資源量世界第3位という5つです。

日本の地熱発電設備容量は2024年時点で約61万kW、電源構成では約0.3%にとどまりますが、2025年2月閣議決定の「第7次エネルギー基本計画」では、2040年度に向けて地熱を含む再生可能エネルギー比率を4〜5割に高める方針が示されました。本記事では、地熱発電のメリット5項目・デメリット4項目を構造化し、2026年最新の動向と企業の取り組み方法までを徹底解説します。

地熱発電とは？再生可能エネルギーとしての位置づけ

地熱発電とは、地下1,000〜3,000メートルに存在するマグマの熱源を利用して発電する再生可能エネルギーの一種です。「再生可能エネルギー特別措置法」では、太陽光・風力・水力・バイオマスとともに、地熱発電は再生可能エネルギーとして正式に位置づけられています。

再生可能エネルギーとは「自然界に常に存在し、繰り返し利用できるエネルギー」を指し、CO2排出が極めて少ない脱炭素電源として、2050年カーボンニュートラル実現の中核技術となっています。地熱発電は再エネの中でも、太陽光や風力のように天候に左右されず、24時間365日安定的に発電できる「ベースロード電源」として機能できる点で特に重要視されています。

地熱発電の最大の特徴は、火山大国である日本のポテンシャルを最大限に活かせる純国産エネルギーであることです。日本の地熱資源量は約2,347万kWで、アメリカ・インドネシアに次ぐ世界第3位を誇り、エネルギー安全保障の観点からも極めて重要な再エネ電源です。

出典:資源エネルギー庁『地熱発電の開発』／『再生エネルギーとは|地熱発電』

地熱発電の仕組みと2つの種類

地熱発電の仕組み

地熱発電は、地下1,000メートル～3,000メートルに存在するマグマの熱源を利用します。マグマにより、地下に浸透した雨水が熱されることで高温の蒸気が発生しますが、それらの熱せられた高温・高圧の熱水、蒸気のことを地熱流体と呼びます。この地熱流体のエネルギーを利用して発電するのが地熱発電です。

地熱貯留層とは、蒸気や熱水などの地熱エネルギーが溜まっている場所です。この地熱貯留層まで、生産井という井戸を掘り、蒸気や熱水を引き上げます。引き上げた高温の蒸気を使用しタービンを回転させることで発電し、熱水は還元するための井戸によって、また地中に戻されます。

地熱発電の種類

地熱発電には以下の2種類があります。

• バイナリー発電

地熱流体が150℃以下の中低温度の場合、分離した蒸気から、直接タービンを回転させることはできません。このように、タービンの回転パワーが不足している場合に用いられるのが、バイナリー発電です。水よりも沸点の低いアンモニアなどの媒体を加熱させて、それと熱交換することで発電します。

温泉などの、100度前後の熱源を利用すれば可能なため、地熱発電の新たな設備を設置する採掘が必要ありません。景観保護の観点からも、近年注目を集めている地熱の発電方式です。

• フラッシュ発電

200度以上ある高温の蒸気を、地熱貯留層から引き上げ利用する地熱発電方式がフラッシュ発電方式（蒸気発電方式）です。発電が終わった蒸気は水に還元し、冷却に使用します。この発電方法は、シングルフラッシュ発電とダブルフラッシュ発電と呼ばれる2種類があります。

シングルフラッシュ発電は、熱水である地熱流体から気水分離器で蒸気を一度だけ分離し、タービンを回転させ発電させます。日本で最も採用されているのは、このシングルフラッシュ発電です。

ダブルフラッシュ発電は、気水分離器で分離した熱水を、減圧機でさらに蒸気を取り出し、高圧蒸気と低圧蒸気の両方でタービンを回転させて、発電する方法です。シングルフラッシュより10％から25％出力がアップします。

日本の電源構成における地熱発電の割合（2023年度最新）

2023年度の日本の電源構成は、LNG約32.9%、石炭約28.3%、再生可能エネルギー約22.9%（太陽光9.8%・水力7.6%・バイオマス3.7%・風力1.1%・地熱0.3%）、原子力約8.5%、石油等約7.0%となっています。地熱発電の割合は約0.3%と、再エネ全体（約22.9%）の中ではまだ小さい数値です。

しかし、2025年2月閣議決定の「第7次エネルギー基本計画」では、2040年度の電源構成で再生可能エネルギー比率を4〜5割に高める方針が示されており、地熱発電もその一翼を担う見込みです。日本は地熱資源量で世界第3位を誇るため、開発が進めば電源構成における地熱発電の役割は大幅に拡大する可能性があります。

出典:経済産業省『第7次エネルギー基本計画』（2025年2月閣議決定）

出典:資源エネルギー庁『エネルギー白書2025』（2025年6月）

地熱発電の5つのメリット

地熱発電は再生可能エネルギーの中でも、特に以下の5つの大きなメリットがあります。

4-1. ライフサイクルCO2排出量が極めて低い

地熱発電は発電時にCO2をほぼ排出しません。発電所建設から稼働までの全工程で発生するCO2を計算した「ライフサイクルCO2排出量」は約13g-CO2/kWhで、太陽光発電（約38g-CO2/kWh）・風力発電（約25g-CO2/kWh）と比較しても極めて低い水準にあります。これは石炭火力（約943g-CO2/kWh）の約70分の1で、脱炭素電源として極めて優れています。

4-2. 天候や時間帯の影響を受けず安定発電が可能

地下のマグマ熱源を利用するため、太陽光や風力のように気象状況・季節・時間帯の影響を受けません。設備利用率は約70%以上と、太陽光発電（約14%）・風力発電（約20%）と比べて格段に高く、24時間365日の安定発電が可能なベースロード電源として機能します。

4-3. 純国産エネルギーで燃料費がかからない

地熱発電は燃料を必要としないため、化石燃料のような輸入リスク・価格変動リスクがありません。原油海外依存度99.7%（2023年度）の日本にとって、エネルギー安全保障の観点からも極めて重要な国産再エネ電源です。

4-4. 日本は地熱資源量世界3位の大きなポテンシャル

地熱資源量は活火山数との関係が強いため、火山大国日本は大きな可能性を秘めています。日本の地熱資源量は約2,347万kWで、世界第3位を誇ります。これは1位アメリカ（約3,000万kW）、2位インドネシア（約2,779万kW）に劣らない水準です。島国で資源が乏しい日本において、純国産エネルギーの地熱発電は、期待の再エネと言えます。

4-5. 設備寿命が長く長期運用が可能

地熱発電所は適切なメンテナンスを行えば、設備寿命が30〜40年以上と長く、初期投資は大きいものの長期的に見れば経済合理性の高い発電方式です。1966年に運転を開始した日本初の松川地熱発電所（岩手県）は現在も稼働を続けており、半世紀以上の運用実績があります。

出典:資源エネルギー庁『CO2排出量を考える上でおさえておきたい2つの視点』／『地熱発電の開発』

地熱発電の4つのデメリット

一方で、地熱発電には以下の4つのデメリットも存在します。

5-1. 開発コスト・開発期間が大きい

地熱発電は、開発にかかる時間と費用の大きさが最大のデメリットです。土地の地質調査・地盤調査、地下深くの熱源を調査するための掘削作業に莫大なコストがかかります。地熱発電所の運転開始までには、調査開始から10〜15年程度を要するケースが一般的で、太陽光発電（数か月〜1年程度）と比較して大きなハードルとなります。

5-2. 立地条件が限定される

地熱発電を行うためには、地熱流体が存在する地層を利用する必要があります。掘削距離を最小限に留めるためには、フラットな土地でなおかつ火山の近くでなければなりません。そのような好条件がそろっている地域は、北海道・東北・九州・関東（神奈川県箱根町等）に限定されてしまうため、地熱発電に適した立地を選ぶ難しさがあります。

5-3. 自然景観・観光資源との両立が必要

地熱発電の熱源となる土地は、国立公園や温泉地帯に多く存在します。地熱資源量の約8割が国立・国定公園内に存在するとも言われており、自然公園法による開発制限と、地元の温泉事業者・住民との合意形成が必要です。2015年の規制緩和で第2種・第3種特別地域での開発が一部認められたものの、依然として高いハードルが残っています。

5-4. 発電量の不確実性（蒸気量の変動）

開発しても蒸気の状態により、必ずしも想定した発電量にならない可能性があり、他の再エネと比べ不確実性というリスクが伴います。また、長期運用に伴う蒸気量の減衰により、追加掘削が必要になるケースもあります。

出典:資源エネルギー庁『地熱エネルギーの宝庫・東北エリアで見る、地熱発電の現場』

各電源のライフサイクルCO2排出量比較

発電方式ごとのライフサイクルCO2排出量（建設・運用・廃棄まで含めた発電1kWhあたりのCO2排出量）を比較すると、地熱発電の低炭素性が一目で確認できます。

・石炭火力：約943g-CO2/kWh

・LNG火力：約474g-CO2/kWh

・太陽光発電：約38g-CO2/kWh

・風力発電：約25g-CO2/kWh

・地熱発電：約13g-CO2/kWh

・原子力発電：約19g-CO2/kWh

・水力発電：約11g-CO2/kWh

地熱発電のCO2排出量は石炭火力の約70分の1、LNG火力の約36分の1と、再エネの中でもトップクラスの低炭素性を誇ります。脱炭素電源として極めて優れていることが、データからも裏付けられます。

出典:資源エネルギー庁『「CO2排出量」を考える上でおさえておきたい2つの視点』

地熱発電の今後の展望と最新動向（2026年）

日本での取り組みの現状

日本では、早い時期から地熱発電の開発に取り組んでおり、1966年には岩手県に日本初の地熱発電所が開設しています。しかし、開発技術やコストの問題で、その後の開発は頓挫しました。再エネを促進するFIT制度の導入で、地熱も対象となったことから、近年再び注目されています。

今後の取り組みとして、経済産業省は、2025年2月閣議決定の「第7次エネルギー基本計画」では、2040年度の電源構成における地熱発電の比率を1〜2%程度まで高める方針が示されました。秋田県では火山地帯であるメリットを生かし、地熱発電の開発に盛んに取り組み、多くの電力を供給しています。2024年時点で、日本の地熱発電設備容量は約61万kWで、震災後減速していた開発に再び勢いが戻りつつあります。

課題解決の必要性

地熱発電は純国産の再エネとして、期待の高い発電方法です。開発が進むことで、安定性のある電力確保やCO2削減など多くの問題を解決できる可能性があります。そのためにも、地熱発電の持つ課題を一つ一つ解決し、その重要性と開発の必要性を訴えていかなくてはなりません。

日本の地熱資源のポテンシャルを活かすために

小さな島国である日本には、多くの地熱資源が眠っています。世界3位という、日本が持つ地熱発電のポテンシャルの高さは類を見ないものです。これを活かせば、将来的に自国ですべての電力を賄うことも不可能ではありません。地熱発電の活用にあらためて注目し、さらなる開発を推し進める必要があります。

2026年の最新動向としては、以下の3点が注目されます。

① 国立公園内の規制緩和：環境省は2024年に「国立・国定公園における地熱開発取扱通知」を見直し、第2種・第3種特別地域での地熱開発の手続きを一部簡素化しました。

② 大規模地熱発電所の新設：北海道阿女鱒岳（4万kW）、福島県磐梯地域、秋田県湯沢市山葵沢（既存4.6万kW・拡張中）など、複数の大規模プロジェクトが進行中です。

③ JOGMEC（独立行政法人 エネルギー・金属鉱物資源機構）の支援強化：地熱資源探査の助成金・債務保証制度が拡充され、事業者の初期リスク負担が軽減されています。

出典:経済産業省『第7次エネルギー基本計画』（2025年2月閣議決定）／環境省『国立・国定公園における地熱開発の取扱について』

企業が地熱発電を含む再エネに取り組む方法

企業が脱炭素経営の観点から、地熱発電を含む再生可能エネルギーに取り組む方法は段階的に進めることが可能です。

8-1. CO2排出量の可視化（Scope1・2・3算定）

脱炭素対応の第一歩は、Scope1（自社の直接排出）、Scope2（電力等の間接排出）、Scope3（サプライチェーン全体）の算定です。CO2排出量見える化クラウドなどのツール活用により、削減施策の優先順位が明確になります。

8-2. 再エネ電力プランへの切替

地熱発電を含む再生可能エネルギー由来の電力プランへの切替は、企業のScope2排出量を大幅に削減できる即効性の高い施策です。多くの電力会社が「地熱100%プラン」「再エネ指定オプション」を提供しており、契約変更だけで企業のScope2排出を実質ゼロにできます。

8-3. 国際イニシアチブへの参画

RE100（事業活動で使用する電力の100%を再エネで賄う）、SBT（科学的根拠に基づく削減目標）、CDPなどの国際イニシアチブへの参画により、投資家・取引先からのESG評価が向上します。地熱発電由来の電力も対象として算定可能で、調達手段の一つとして活用されています。

出典:環境省『再生可能エネルギーの導入支援に係る情報』

地熱発電に関するよくある質問

9-1. 地熱発電の最大のメリットは何ですか？

地熱発電の最大のメリットは、再生可能エネルギーの中でも特に「①ライフサイクルCO2排出量が約13g-CO2/kWhと極めて低い、②天候に左右されず設備利用率約70%以上の安定発電が可能、③純国産エネルギーで燃料輸入リスクがない」の3点です。特に、太陽光や風力のように天候に左右されない「ベースロード電源」として機能できる点は、再生可能エネルギーの中でも極めて重要な特徴です。

9-2. 地熱発電のデメリットは克服できますか？

地熱発電の主なデメリット（開発コスト・開発期間・立地制約・景観への影響）は、技術革新と制度整備で徐々に克服が進んでいます。2024年の環境省による国立公園内の規制緩和、JOGMECによる探査助成金・債務保証制度の拡充、温泉事業者との共生型開発（熱水カスケード利用）など、複数のアプローチで開発ハードルが低下しつつあります。

9-3. 企業が地熱発電を活用するメリットは何ですか？

①Scope2排出量の大幅な削減、②投資家・取引先からのESG評価向上、③RE100やSBTなど国際イニシアチブの目標達成への貢献、④電力コストの長期的な安定化、⑤地域経済の活性化への貢献、などのメリットがあります。地熱由来の電力プラン契約は、最も実施しやすい再エネ調達手段の一つです。ASUENEのCO2排出量見える化クラウドの活用により、再エネ切替の効果を定量的に把握できます。

出典:環境省『RE100、SBT、TCFDなど国際イニシアチブ情報』

まとめ:地熱発電のメリットを理解し、脱炭素経営の一歩を踏み出そう

メリット・デメリットを含めて、あらゆる角度から地熱発電を解説しました。日本にこれだけのポンテシャルを持つ再エネがあることに、驚かれたのではないでしょうか。まだまだ課題もある地熱発電ですが、本格的な開発も進められており、再エネの中でも重要なエネルギーであることは間違いありません。

企業の環境価値を高めるためにも、可能性の高い再エネは常に注目する必要があります。地熱発電を含めた再エネの導入を検討し、ぜひ未来に貢献する企業へと踏み出してください！

・地熱発電は再生可能エネルギーの一種で、メリットは①極めて低いライフサイクルCO2排出量（約13g-CO2/kWh）、②天候に左右されない安定発電、③純国産エネルギー、④世界3位の地熱資源量、⑤長い設備寿命の5点。

・デメリットは①高い開発コスト・長い開発期間、②立地制約、③景観・温泉地との両立、④発電量の不確実性の4点だが、規制緩和・技術革新で改善が進む。

・2025年2月閣議決定の第7次エネルギー基本計画では、2040年度の電源構成における地熱発電比率を1〜2%まで高める方針が示されている。

・企業はScope算定→再エネ電力切替→国際イニシアチブ参画の3ステップで、地熱を含む再エネ導入による脱炭素経営が実現可能。ASUENEのCO2排出量見える化クラウドの活用が、その第一歩を効率化する。

地熱を含む再エネ調達効果を、SBT認定取得と一体で進める

地熱由来電力などの再エネ電力への切替は、Scope2排出量削減に直結する有効な打ち手です。SBT認定取得を見据えた削減計画に組み込むことで、脱炭素経営の実効性と対外的な信頼性を高め、企業価値向上にもつなげることができます。ASUENEは目標設定から認定取得まで伴走支援します。  ASUENEの詳細を見る