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| データ | |
|---|---|
| 電気の供給範囲 | 99.94%（2019年3月31日）[1] |
| 設備容量 | 441,970MW [2 ] |
| 生産量（ 2024年度） | 1,948.956 TWh [3] |
| 発電による温室効果ガス排出量（2018年） | 2,309.98百万トンのCO2 [ 4] |
| 平均電力使用量（2024年度） | 1人当たり1,395kWh [ 5] |
| 送電・配電損失（2022～23年度） | 17.68% [3] |
| 部門別消費量 （全体の%） | |
| 居住の | 25.77% [6] (2022年度) |
| 産業 | 41.16% [6] (2022年度) |
| 農業 | 17.67% [6] (2022年度) |
| コマーシャル | 8.29% [6] (2022年度) |
| 牽引力 | 1.53% [6] (2022年度) |
| 関税と資金調達 | |
| 住宅用平均電気料金 （米ドル/kW·h、2020年12月） | ₹ 5.75 (6.9セント) [7] |
| 平均商業料金 （米ドル/kW·h、2020年12月） | ₹ 8.64 (10セント) [7] |
| サービス | |
| 発電における民間セクターの割合 | 33.46%（2020年度）[8] |
| 機関 | |
| 政策立案の責任 | 電力省 |
| 再生可能エネルギーに対する責任 | 新再生可能エネルギー省 |
| 環境に対する責任 | 環境・森林・気候変動省 |
| 電力分野法 | 2003年電気法 |
インドは世界第3位の電力生産国です。[9] 2023～24年度 の国内総発電量は1,949TWhで、そのうち1,734TWhは公益事業によって発電されました。[3]
2023-24年度の一人当たり総発電量は1,395kWhでした。[3] 2015年度には、農業における電力消費量が世界で最も高く（17.89%）記録されました。[8]インドは電気料金が低いにもかかわらず、一人当たりの電力消費量 は他のほとんどの国と比較して低くなっています。[10]
インドの全国電力網の設備容量は、2024年3月31日時点で442.0GWです。 [2]大規模水力発電所も含まれる 再生可能エネルギー発電所は、総設備容量の43%を占めています。
インドの電力発電は世界平均（480 gCO2 /kWh）よりも炭素集約度が高く（713グラムCO2 /kWh）、 2023年には発電量の4分の3を石炭が占めることになる。[11] [12] [13] [14]
政府は再生可能エネルギーへの投資を増やす努力を表明した。政府の2023～2027年国家電力計画では、現在建設中のものを除き、インドは公益事業部門で新たな化石燃料発電所を建設しない予定である。 [15] [16] 2029～30年までに非化石燃料発電の寄与は総発電量の約44.7%に達すると予想されている。[17]
歴史
カルカッタ（現在のコルカタ）で最初の電灯の実証は、1879年7月24日にPWフルーリー＆カンパニーによって行われました。1897年1月7日、キルバーン＆カンパニーは、 1897年1月15日にロンドンで登録されたインディアンエレクトリックカンパニーの代理店としてカルカッタの電灯免許を取得しました。1か月後、会社はカルカッタエレクトリックサプライコーポレーションに改名されました。会社の管理がロンドンからカルカッタに移されたのは1970年になってからでした。カルカッタでの電気の導入は成功し、次にボンベイ（現在のムンバイ）に電力が導入されました。[18]ムンバイでの最初の電灯の実証は1882年にクロフォードマーケットで行われ、ボンベイエレクトリックサプライ＆トラムウェイズカンパニー（BEST）は1905年に路面電車に電力を供給するために発電所を設置しました。[19]
インド初の水力発電施設は1897年、ダージリン自治体のシドラポンにある茶園の近くに設置された。 [20]アジア初の電気街灯は1905年8月5日、バンガロールで点灯された。[21]インド初の電車は1925年2月3日、ボンベイのチャトラパティ・シヴァージー・マハラジ駅（当時はヴィクトリア駅）とクルラ間のハーバーラインを走った。[22]インド初の高電圧研究所は1947年、ジャバルプルの政府工科大学に設立された。 [23] 2015年8月18日、コーチン国際空港は専用太陽光発電所の開設により、世界初の完全太陽光発電空港となった（ CIAL太陽光発電プロジェクトを参照）。[24] [25]
インドは1960年代に地域ベースの送電網管理を導入した。各州の送電網は相互接続され、インド本土をカバーする北部、東部、西部、北東部、南部の5つの地域送電網を形成した。これらの地域リンクは、各地域の州間で余剰電力を送電できるようにするために確立された。1990年代、インド政府は全国送電網の計画を開始した。地域送電網は当初、非同期の高電圧直流（HVDC）バックツーバックリンクによって相互接続され、調整された電力の限定的な交換を容易にしていた。その後、リンクは大容量の同期リンクにアップグレードされた。[26]
地域送電網の最初の相互接続は、1991年10月に北東部送電網と東部送電網が相互接続されたときに確立されました。西部送電網は2003年3月にこれらの送電網と相互接続されました。北部送電網も2006年8月に相互接続され、同期接続され、単一周波数で動作する中央送電網が形成されました。 [26]唯一残っていた地域送電網である南部送電網は、2013年12月31日に765kVライチュール-ソラプル送電線の運用開始とともに中央送電網に同期して相互接続され、全国送電網が確立されました。[26] [27]
2015年末までに、水力発電の不振にもかかわらず、インドは需要不足のために膨大な発電能力が遊休状態にある電力余剰国となっていた。[28] [29] [30] 2016年は、インドの発電に使用される石炭、軽油、ナフサ、バンカー燃料、液化天然ガス（LNG）などのエネルギー商品の国際価格の急落で始まった。[31] [32] [33] [34] [35]石油製品の世界的な供給過剰の結果、これらの燃料は坑口石炭火力発電機と競合できるほど安価になった。[36]石炭価格も下落した。[37]石炭の需要が低いため、発電所と炭鉱で石炭の在庫が積み上がっている。[38]インドでは、2016～2017年に初めて再生可能エネルギーの新規導入が化石燃料の導入を上回りました。 [39]
2017年3月29日、インド中央電力庁（CEA）は、インドが初めて電力の純輸出国になったと発表した。インドは近隣諸国に5,798GWhを輸出し、総輸入量は5,585GWhだった。
インド政府は2016年に「Power for All」と呼ばれるプログラムを立ち上げた。[40]このプログラムは2018年12月までに完了し、すべての家庭、産業、商業施設に途切れることのない電力供給を確保するために必要なインフラが整備された。[41]資金はインド政府とその構成州との協力を通じて提供された。[42] [43]
設備容量
総発電設備容量は、公益事業容量、自家発電容量、およびその他の非公益事業容量の合計であり、2023年3月31日時点で495.200GWです。[6]
ユーティリティ電源
2021年4月1日現在、約32,285MWの石炭火力発電プロジェクトが建設中です。[47]
2023年3月31日現在のタイプ別の総設置発電容量は以下の通りです。[46]
2023年6月12日時点の公益事業部門の電源別設備容量[48]
- 石炭: 205,235 MW (49.3%)
- 褐炭: 6,620 MW (1.6%)
- ガス: 24,824 MW (6.0%)
- ディーゼル: 589 MW (0.1%)
- 水力: 46,850 MW (11.2%)
- 風力、太陽光、その他再生可能エネルギー：125,692MW（30.2%）
- 原子力: 6,780MW (1.6%)
発電容量が25MW以下の水力発電所は、再生可能エネルギーのカテゴリーに含まれます（SHP（小水力発電プロジェクト）として分類されます）。
キャプティブパワー
2024年3月31日現在、業界所有の発電所に関連する設置済み自家発電容量（0.5MW以上の容量）は79,340MWである。 [3] 2023〜24年度の自家発電は214,581GWhであった。[3] [49] 75,000MWの容量のディーゼル発電セット（1MWを超え100kVA未満のセットは除く）も国内に設置されている。[50] [51]さらに、すべてのセクターで停電時の緊急電力ニーズに対応するために、容量が100kVA未満のディーゼル発電機が多数設置されている。[52]
自家発電でリードしている主要州は、オリッサ州、グジャラート州、チャッティースガル州、カルナタカ州、ウッタル・プラデーシュ州、ラジャスタン州で、総発電量の約66%を生産しています。
州または地域別の設置容量
その他の再生可能エネルギー源には、SHP（小水力発電 - 25MW以下の水力発電所）、バイオマス発電、都市および産業廃棄物、太陽光および風力エネルギーが含まれます。
要求
需要動向
CEAが作成した2022年国家電力計画草案によると、2026～27年度のピーク需要とエネルギー需要はそれぞれ272GWと1兆8520億kWh（屋上太陽光発電を除く）となる見込みである。[61] 2031～32年度のピーク需要とエネルギー需要はそれぞれ363GWと2兆4590億kWh（屋上太陽光発電を除く）となる見込みである。2015暦年以降、インドでは発電よりも配電の方が問題となっている。[62] [29] [30] [63] [64]
需要の原動力
インドの世帯の約0.07％（20万世帯）は電気を利用できない。[1]国際エネルギー機関は、インドが2050年までに600GWから1,200GWの新たな発電能力を追加すると予測している。[65]この追加された新たな能力は、2005年の欧州連合（EU-27）の総発電能力740GWと規模が似ている。インドがこの発電能力を追加する際に採用する技術と燃料源は、世界の資源利用と環境問題に大きな影響を与える可能性がある。[66]冷房（ HVAC ）用の電力需要は急速に増加すると予測されている。[67]
環境・森林・気候変動省が発表したインド冷房行動計画（ICAP）で示された分析によると、エアコンを所有しているインド世帯はわずか8％である。インド全土の冷房需要は年間15～20％の割合で増加すると予測されており、2017～18年の基準値と比較して、2037～38年までに総冷房需要は約8倍に増加する。インドでは、2050年のピーク電力需要の45％が空間冷房のみから発生すると予想されている。[68]
約1億3600万人のインド人（11%）が、調理や一般的な暖房に伝統的な燃料（薪、農業廃棄物、乾燥した動物の糞燃料）を使用しています。 [69]これらの伝統的な燃料は、調理用ストーブ（チュラまたはチュルハと呼ばれることもあります）で燃やされます。[70]伝統的な燃料は非効率的なエネルギー源であり、燃焼すると高レベルの煙、PM10粒子状物質、NO x、SO
x、PAH、多環芳香族化合物、ホルムアルデヒド、一酸化炭素、その他の大気汚染物質は、屋外の空気の質、ヘイズやスモッグ、慢性的な健康問題、森林、生態系、地球の気候へのダメージに影響を与えています。[71] [72] [73]世界保健機関は、インドではバイオマス燃焼とチュラの使用により、毎年30万人から40万人が屋内空気汚染と一酸化炭素中毒で死亡していると推定しています。 [74]従来の調理用ストーブで伝統的な燃料を燃やすと、石炭の工業燃焼よりも5〜15倍多くの汚染物質を放出すると推定されており、電気またはクリーンな燃料と燃焼技術が確実に利用でき、インドの農村部と都市部で広く採用されるまで、置き換えられる可能性は低いです。インドの電力部門の成長は、伝統的な燃料燃焼に代わる持続可能な方法を見つけるのに役立つかもしれません。
2007年の調査では、大気汚染問題に加え、未処理の下水の排出がインドにおける地表水と地下水の汚染の最大の原因であることがわかった。政府所有の下水処理場の大半は、処理場を稼働させるための安定した電力供給がないため、ほとんど閉鎖されたままである。回収されない廃棄物は都市部に蓄積し、不衛生な状態を引き起こし、地表水と地下水に浸出する重金属や汚染物質を放出する。[75] [76]インドの水質汚染とそれに伴う環境問題に対処するには、安定した電力供給が必要である。
2009年のインドにおける電気にアクセスできる人々の一人当たりの年間国内電力消費量は、農村部では96kWh、都市部では288kWhであった。世界的には一人当たりの年間平均は2,600kWh、欧州連合では6,200kWhである。[77]
それに加えて、国内で生産される電力の60％以上が火力発電所から供給され、石炭に依存していることから、最近の石炭危機が警鐘を鳴らしている。[78]
2021年のインドの電力消費は産業部門が43.9%と大半を占めた。住宅部門は25.3%、農業と林業は19.0%、商業と公共サービスは6.6%だった。運輸部門は1.6%と最も低いシェアだった。[12]
* 各年3月31日終了の会計年度のデータ。
** 12月31日終了の会計年度を指します。
注: 一人当たり総発電量 = (すべての電源による総発電量と純輸入量の合計) / 年半ばの人口。「消費量」は、送電損失と発電時の補助消費量を差し引いた「すべての電源による総発電量と純輸入量の合計」です。
農村と都市の電化
インドの電力省は、2015年7月に、農村地域に24時間電力を供給することを目的とした旗艦プログラムの一つとして、ディーン・ダヤル・ウパディヤヤ・グラム・ジョティ・ヨジャナ（DDUGJY）を立ち上げた。このプログラムは、農村家庭向けの給電線を農業用途の給電線から分離し、送電・配電インフラを強化することで、農村電力部門の改革に重点を置いた。農村電化のための以前の計画であるラジブ・ガンディー・グラミン・ヴィデュティカラン・ヨジャナ（RGGVY）は、新しい計画に組み入れられた。[82]目標日より12日早い2018年4月28日の時点で、インドのすべての村（国勢調査村計597,464村）が電化された。[83]
インドでは、農村部と都市部の世帯のほぼ100％の電化も達成している。2019年1月4日現在、農村部の2億1,188万世帯に電力が供給されており、これは農村部の総世帯数2億1,265万世帯のほぼ100％に相当する。[1] 2019年1月4日現在、都市部の4,293万7,000世帯に電力が供給されており、これは都市部の総世帯数4,294万1,000世帯のほぼ100％に相当する。
一人当たり消費量
2022-2023年度のインドにおける電力源別発電量（公益事業部門）
- 石炭: 1,182,096 GWh (73.1%)
- 大規模水力発電: 162,099 GWh (10.0%)
- 小規模水力発電: 11,170 GWh (0.7%)
- 風力発電: 71,814 GWh (4.4%)
- 太陽光発電: 102,014 GWh (6.3%)
- バイオマスおよびその他の再生可能エネルギー: 18,553 GWh (1.1%)
- 原子力: 45,861 GWh (2.8%)
- ガス: 23,885 GWh (1.5%)
- ディーゼル: 320 GWh (0.0%)
注: 一人当たり消費量 = (総発電量 + 自家発電量 + 純輸入量) / 年半ばの人口。火力発電所の補助電力消費や送配電 (T&D) の損失などにより、売上高と総発電量には約 24% の差があります。年間の最大ピーク負荷 (MW) は、接続負荷全体の約 25% です。
発電
インドは1985年以降、急速な発電量の伸びを記録しており、1985年の179TW-hrから2012年には1,057TW-hrに増加した。[88]増加の大部分は石炭火力発電所と非従来型の再生可能エネルギー源（RES）によるもので、天然ガス、石油、水力発電所の寄与は2012～2017年に減少した。2021～22年の総公益事業発電量（ブータンからの輸入を除く）は1,484億kWhで、2020～2021年と比較して年間8.1％の増加を示した。再生可能エネルギー源（大規模水力を含む）の寄与は全体の約21.7％であった。2019～20年には、化石燃料による発電が減少したため、増加した発電量はすべて再生可能エネルギー源によるものである。[89] 2020年から2021年にかけて、公益事業の発電量は0.8％（113億kWh）減少し、化石燃料による発電量は1％減少し、非化石燃料による発電量はほぼ前年と同じであった。2020年から2021年にかけて、インドは近隣諸国から輸入した電力よりも多くの電力を輸出した。[90] 2020年から2021年にかけての太陽光発電は、風力、ガス、原子力発電を上回り、石炭、水力発電に次ぐ第3位となった。
2022～23年には、総公益事業発電量が8.77%増加して16147億kWhとなり、再生可能エネルギー発電は総公益事業発電量の22.47%を占めた。2023～24年には、水力発電所の寄与度が低下するため、再生可能エネルギー発電量は約20.76%となる。
注: 石炭には褐炭が含まれます。その他: 緊急ディーゼル発電機セット、屋上太陽光発電、1MW未満の容量の発電所からの自家発電などからの寄与が含まれます。*水力には揚水発電が含まれます。na = データなし。上記のデータにはブータンからの純輸入は含まれていません。
火力発電
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2024年4月、インドの電力部門は、予想よりも降雨量が少なかったことによる水力発電の不足により、石炭への大きなシフトが見られた。4月にインド電力網管理局が報告したように、総発電量に占める石炭の割合は、同月第1週に前年比で77％に増加した。この石炭へのシフトは、夏季および次期選挙を控えて予想される電力需要の増加に対応するための戦略的な対応である。インドの石炭埋蔵量は前年比34％増加しているにもかかわらずである。短期的な石炭への依存は、インドのエネルギー安全保障ニーズとクリーンエネルギー目標との間の緊張関係を浮き彫りにしている。[99]
石炭火力発電所からの汚染
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2020年のデータによると、インドでは商業エネルギーが総エネルギーの74％を占め、そのうち石炭ベースのエネルギー生産は約72〜75％です。公益事業発電では、インドは2019〜20年に6億2,222万トンの石炭を消費しましたが、これは2018〜19年の6億2,894万トンと比較して1％少ないです。しかし、公益事業発電用の石炭輸入は、2018〜19年の6,166万トンから2019〜20年には6,922万トンに12.3％増加しました。[100]インドの石炭埋蔵量の大部分はゴンドワナ炭に似ており、発熱量が低く灰分が多く、燃料価値が低いです。平均して、インドの石炭の総発熱量（GCV）は約4500 Kcal/kgであるが、例えばオーストラリアのGCVは約6500 Kcal/kgである。[101]その結果、インドの石炭供給を使用するインドの発電所は1kWhの発電量あたり約0.7 kgの石炭を消費するが、米国の火力発電所は1kWhあたり約0.45 kgの石炭を消費する。 2017年、インドは電力、セメント、鉄鋼生産の需要を満たすために、総消費量の29％にあたる約130 Mtoe（約2億トン）の一般炭とコークス炭を輸入した。[102] [103]
科学環境センターは、インドの石炭火力発電部門は世界で最も資源を浪費し、汚染している部門の一つであると評価しているが、これはインドの石炭に含まれる灰分が多いことが一因である。[104]そのため、インド環境森林省は、都市部、生態学的に敏感な地域、その他の深刻な汚染地域にある発電所では、灰分を34%以下に減らした石炭の使用を義務付けている。インドでは石炭灰削減産業が急速に成長しており、現在の生産能力は90メガトンを超えている。[いつ? ] [要出典]
インドでは、火力発電所の建設と稼働が承認される前に、環境影響評価を含む広範な審査プロセスを経なければならない。[105]環境森林省は、プロジェクト提案者が火力発電所による環境汚染を回避するのに役立つ技術ガイダンスマニュアルを作成している。[106] 2016年の時点で、公益事業部門と自家発電部門の既存の石炭火力発電所は、環境森林省が設定した最新の排出基準に準拠するために、汚染防止装置を設置するために、1MWの容量あたり約1250万インドルピーが必要であると推定されている。[ 107] [108] [109] [110]ほとんどの石炭火力発電所は、汚染を減らすための排ガス脱硫装置の設置に準拠していない。[111] 2020年4月、CPCBは、42,000MWを超える火力発電所が寿命を迎えたと発表した。[112]インドは、燃料として使用する石油コークスの輸入も禁止している。 [113]インドはパリ協定の署名国として、温室効果ガスの排出を抑制するために石炭火力発電も削減している。[114]公益事業部門（自家発電所を除く）の石炭、石油、ガス火力発電所の粒子状物質、NOx 、 SOx排出量（湿式冷却塔からの漂流粒子状物質の排出と煙突からの水銀排出を除く）は定期的に監視されている。[115]
インド政府は、国営および中央の発電会社に対し、非効率な発電所から効率的な発電所へ、また炭鉱から遠く離れた発電所から坑口に近い発電所へ、柔軟な石炭リンケージスワップを利用して石炭輸送コストを最小限に抑えることを許可しており、これにより電力コストの削減につながっている。[116]公益事業部門での消費のための石炭輸入は減少しているものの、地元の石炭生産が石炭火力発電所の要件を満たすことができないため、一般炭の輸入全体は増加している。[117] [118]インドは、あらゆる種類の石炭消費者向けに単一スポットオークション/取引所を導入している。[119]
2021年、インドの発電によるCO2排出量の大部分は石炭によるもので、全体の96.7％を占めた。天然ガスは排出量の2.6％を占め、石油は0.5％を占めた。[12]
古い火力発電所の廃止
インドの石炭火力発電所、石油火力発電所、天然ガス火力発電所は非効率であり、より安価な再生可能技術に置き換えることで、温室効果ガス（CO2）排出量を大幅に削減できる可能性がある。インドの火力発電所は、欧州連合（EU-27）の同等の発電所の平均排出量と比較して、生産量1kWhあたり50%から120%多くのCO2を排出している。[120]中央政府は、少なくとも25年以上経過し、過度の汚染を引き起こしている石炭火力発電所（総容量11,000MW）を廃止する計画である。[121] 2018年現在、自家発電部門には同様の廃止計画はない。2020年に Carbon Trackerは、20年以上経過した石炭火力発電所と、電力販売価格がINR 4/kWhを超える建設中の石炭火力発電所を新しい再生可能エネルギーで段階的に廃止する方が、これらの石炭火力発電所が配電会社に大きな財政的負担を課しているため、より経済的であると推定した。[122]
いくつかのディーゼル発電所とガスタービン発電所も、補助的なサービスの提供に最適であるにもかかわらず、2016年に廃止されました。[123]
再生可能エネルギーの統合
インドは、2027年までに275,000MWの再生可能エネルギー容量を設置することを約束している。[124]既存のベースロード石炭火力発電所とガス火力発電所は、変動する再生可能エネルギーに対応できるほど柔軟でなければならない。また、既存の石炭火力発電所のランプアップ、ランプダウン、ウォームスタート、ホットスタート機能は、再生可能電力発電の頻繁な変動に対応するために重要である。[125] [126]また、太陽光や風力などの静的発電源が主流の場合、廃止された石炭火力発電機を同期コンデンサとして使用して、グリッド慣性を改善することも検討されている。 [127]太陽光発電所は夜間はアイドル状態のままであるため、太陽光発電所の一部として設置されたインバータの無効電力機能を夜間に使用することで、送電線の負荷が低いために発生する非常に高い電圧の問題を解決することもできます。[128]風力発電所と太陽光発電所は、低下するグリッド周波数をランプアップする際に高速周波数応答を提供することもできます。 [129]グリッド形成インバータは、太陽光、風力、バッテリーなどのインバータベースのリソースからブラックスタート電力を供給することで、ダウンしたグリッドを再起動することもできます。[130]
天然ガス供給の制約
天然ガス発電所（天然ガス供給開始とともに稼働開始予定の発電所を含む）の設備容量は、2014～2015年度末時点で約26,765MWであった。これらの発電所は、国内の深刻な天然ガス不足[131]と、輸入液化天然ガス（LNG）が発電には高価すぎることから、全体のプラント負荷率（PLF）22%で稼働していた。天然ガス供給不足のため、多くの発電所が年間を通じて閉鎖された。[132]電力部門だけでも、標準状態で1日あたり約1億立方メートルの天然ガス不足があった。[133]発電において輸入石炭からLNGに切り替える損益分岐点は、100万英国熱量単位あたり約6米ドル（20米ドル/ MWh）（熱エネルギー）と推定された。[134]インド政府は、輸入関税と税金を免除することで、ガス発電所からの発電を強化する措置を講じてきた。[135] [136]
石炭、亜炭、石油コークス、バイオマスをガス化すると、水素、一酸化炭素、二酸化炭素のガスの混合物である合成ガスまたは合成ガス（石炭ガスまたは木材ガスとも呼ばれる）が生成される。 [137]石炭ガスは、低圧高温でフィッシャー・トロプシュ法を 使用して合成天然ガスに変換できる。石炭鉱床が地中深くにある場合や石炭の採掘が経済的に不可能な場合は、地下での石炭ガス化によって石炭ガスを生成することもできる。 [138]合成天然ガス生産技術は、インドの天然ガス供給を劇的に改善すると期待されている。[139]ダンクニ石炭コンプレックスは、カルカッタの産業ユーザーにパイプで送られる合成ガスを生産している。[140]多くの石炭ベースの肥料工場も、経済的に改造して合成天然ガスを生産することができる。合成ガスの生産コストは、100万英国熱量単位あたり6米ドル（20米ドル/MWh）未満になると推定されている。[141] [142]
かつて、発電における天然ガスの使用は、CO2を排出しない再生可能発電が経済的になるまで、石炭使用に比べてCO2排出量がはるかに少ない（50%未満）ため、橋渡し燃料であると考えられていました。[143]インドでは、再生可能発電はすでに石炭やガスを燃料とする発電よりも安価です。現在、橋渡し燃料の概念はもはや有効ではなく、既存のガスベースの発電は、十分な再生可能発電（貯蔵およびピーク型水力発電を含む）がない場合に石炭ベースの発電と競合する必要があります。インドでは石炭は天然ガスよりもはるかに安価であるため、座礁資産/容量の問題は、石炭ベースの発電所よりもガスベースの発電所の方が根深いです。
原子力
2022年3月31日現在、インドの原子力発電設備容量は6.78GWで、これは総発電設備容量の約1.7％を占めている。原子力発電所は2021～22年に470億6,300万kWhを発電し、発電効率はPLFの79.24％であった。[144]
インドの原子力発電所開発は1964年に始まりました。インドは、タラプルに2基の沸騰水型原子炉を建設し稼働させる契約をゼネラル・エレクトリック（米国）と締結しました。1967年、この取り組みはインド原子力省の管轄となりました。1971年、インドはカナダの協力を得て、ラジャスタン州に初の加圧重水型原子炉を設置しました。
1987年、インドは原子力発電の商業化を目的としてインド原子力公社を設立した。インド原子力公社はインド政府が100％所有する公的企業であり、インド原子力省の管理下にある。この国営企業は2032年までに合計63GWの発電能力を持つ発電所を建設するという野心的な計画を立てている。[145]
インドの原子力発電事業は多くの安全策と監視の対象となっている。環境管理システムはISO-14001認証を取得しており、世界原子力事業者協会による査読を受けており、これには始動前査読も含まれる。インド原子力公社は2011年の年次報告書で、最大の課題は、特に日本の福島第一原子力発電所の事故後、原子力の安全性に関する国民と政策立案者の認識に対処することだと述べている。[146]
2011年、インドでは加圧重水炉18基が稼働しており、さらに4基のプロジェクトが開始され、総発電容量は2.8GWである。インドは、第一段階原子炉の使用済み燃料を再処理して得られたプルトニウムベースの燃料を使用する初のプロトタイプ高速増殖炉の立ち上げを進めている。プロトタイプ原子炉はタミル・ナードゥ州にあり、発電容量は500MWである。[147]
インドでは、マハラシュトラ州、グジャラート州、ラジャスタン州、ウッタル・プラデーシュ州、タミル・ナドゥ州、カルナタカ州で原子力発電所が稼働している。これらの原子炉の発電能力はそれぞれ100MWから1000MWである。クダンクラム原子力発電所（KNPP）は、インドで最大の原子力発電所である。1000MWeのKNPPユニット1は2013年7月に稼働を開始し、同じく1000MWeのユニット2は2016年に臨界に達した。さらに2つのユニットが建設中である。[148]この発電所は複数回の停止を経験しており、専門家委員会による調査の要請につながっている。[149]カクラパル原子力発電所第2期の最初の700MWe PHWRユニットは2020年7月に初臨界を達成し、2022年12月までに商業運転を開始する予定です。[147] [150]
2011年、トゥンマラパレウラン鉱山でウランが発見された。このウラン鉱山は国内最大、おそらく世界最大級のウラン鉱山の一つである。埋蔵量は64,000トンと推定され、150,000トンに達する可能性がある。[151]この鉱山は2012年に操業を開始した。[152]
インドの原子力発電所の発電容量は世界の原子力発電容量の1.2％を占め、世界第15位の原子力発電国となっている。インドは2032年までに電力需要の9％を原子力で賄うことを目標としており、2050年までに25％を原子力で賄うことを目指している。[146] [153]インド最大の原子力発電所プロジェクトである ジャイタプル原子力発電所プロジェクトは、 2018年3月10日に締結された協定に基づき、フランス電力公社と共同で実施される予定である。 [154]
インド政府は、主にトリウム燃料を使用する最大62基の原子炉を追加で開発しており、2025年までに稼働する予定である。インドは、トリウムベースの原子力発電に重点を置く「詳細で資金提供された政府承認の計画を持つ世界で唯一の国」である。[153]
再生可能エネルギー
2021年8月12日、インドの系統接続発電容量は、非従来型再生可能技術により100GWに達し[44] [156]、従来型再生可能電力または大規模水力発電所により46.21GWに達した。2021年8月12日現在、約50GWのプロジェクトが開発中であり、27GWは入札済みでまだ入札されていない。[44]安定かつディスパッチ可能な再生可能電力（FDRE）の料金は、2024年8月に4.98ルピー/kWh（0.06ドル/kWh）に下がり、インドの新しい坑口石炭火力発電所の料金よりも安くなっている。[157]
水力発電
ダージリンとシヴァナサムドラの水力発電所はアジアで最初のものの一つであり、それぞれ 1898 年と 1902 年に設立されました。
インドの水力発電の潜在能力は、60%の負荷率で約125,570MWと評価されている。[159]インドは、未利用水力発電の潜在能力において世界第4位である。流外揚水発電の潜在能力を含む実行可能な水力発電の推定量は、技術の向上や他の電源からの発電コストによって変化する。 [160]さらに、小型、ミニ、マイクロ水力発電機の潜在能力は6,740MWと推定されており、総容量94,000MWの揚水発電計画の56のサイトが特定されている。[161] [162] 2020年には、太陽光発電と揚水発電を組み合わせた電力料金は、ベースロードおよびピークロード電力供給において石炭火力発電所の料金を下回った。[163] [164]
2024年3月31日現在の水力発電設備容量は46,928MWで、総設備容量の約10.7％を占めている。[2]小型、ミニ、マイクロ水力発電機はさらに5,005MWの容量を追加している。このセクターで公営企業が運営するシェアは97％である。[165]インドで水力発電の開発に携わっている企業には、国営水力発電公社（NHPC）、北東電力会社（NEEPCO）、Satluj Jal Vidyut Nigam（SJVNL）、Tehri Hydro Development Corporation、NTPC-Hydroなどがある。
揚水発電は、電力網の負荷管理のための集中型ピーク発電所の可能性を秘めている。[166] [167]また、河川が洪水であふれた時には、追加費用なしで二次的/季節的な電力を生産する。バッテリーや圧縮空気貯蔵システムなどの代替システムによる電力貯蔵は、予備発電機による発電よりもコストがかかる。インドは、すでに設置済みの水力発電所の一部として、約4,785MWの揚水発電容量を確立している。[168] [169]
水力発電は低炭素の再生可能な電力源です。しかし、その利点は発電だけにとどまりません。実際、エネルギー転換や気候変動の文脈では、水力発電の他の多くのサービスがますます重要になっています。水力発電所は、バランス調整や補助サービスを含む幅広いサービスをグリッドに提供します。さらに、水力発電は、洪水制御、灌漑制御、配水、レクリエーション施設、廃水制御などの水サービスを提供できます。[170]
2024年4月、インド電力系統管理公社は、3月の水力発電量が前年比11％減少し、エネルギー需要を満たすために石炭への依存度が高まったと報告した。これは、水力発電が降雨量に敏感であり、それがインドのエネルギーミックスに与える影響を浮き彫りにしている。[99]
太陽光発電
インドの太陽エネルギー部門は潜在的に莫大な容量を秘めているが、この潜在能力のほとんどはこれまでほとんど活用されていない。インド全土には年間約5,000兆kWhの太陽放射が降り注いでおり、商業的に実証された利用可能な技術を用いた場合、平均して1日あたり0.25kWh/m 2の太陽光発電の潜在能力がある。 [173] 2024年3月31日現在、設置容量は81.813GW ACで、公益事業の電力発電量の約6.7%を占めている。[156]インドは世界第3位の太陽光発電生産国である。[11]
太陽光発電所は、1MWの発電容量につき約2.0ヘクタール（0.020 km 2）の土地を必要とし、これはライフサイクルの石炭採掘、消費用貯水および灰処分エリアを考慮に入れた石炭火力発電所、および貯水池の水没エリアを含めた水力発電所と同程度である。[174]インドでは、国土の1％、約32,000 km 2（3,200,000ヘクタール）に133万MWの発電容量を持つ太陽光発電所を設置できる可能性がある。インド全土には、非生産的で不毛で植生のない広大な土地が存在し、国土総面積の8％を超えている。これらは太陽光発電に適している可能性がある。[175] これらの荒れ地32,000平方キロメートルを太陽光発電に使用すれば、2013～2014年の総発電量の2倍にあたる2,000億kWhの電力を生産できると推定されている。価格が2.75ルピー/kWhで年間発電量が180万kWh/MWの場合、土地の年間生産性/収穫量は1エーカーあたり100万ルピー（12,000米ドル）となり、多くの工業地帯と比べても遜色なく、最も生産性の高い灌漑農地の何倍も高い。[176]生産性が限界的な土地に太陽光発電所を建設すれば、インドの化石燃料エネルギー需要（天然ガス、石炭、亜炭、原油）のすべてを太陽光発電で代替できる可能性があり、[177]人口転換期に予想される人口ピーク時には、一人当たりのエネルギー消費量を米国や日本と同等にできる可能性がある。[178]
太陽光発電による電力の販売価格は、 2020年11月に1kWhあたり2ルピー（ 2.4セント）に下落し、これはインドの他のどのタイプの発電よりも低い。[179] [180] 2023年には、太陽光発電の平準化価格は1.62セント/kWhに下落し、インドの太陽光発電販売価格を大幅に下回った。[181] [182] 2020年には、揚水発電や蓄電池と組み合わせた太陽光発電の電力料金は、ベースロードおよびピークロード電力供給において、石炭火力発電所の料金を下回った。[164]
インドの太陽光発電プロジェクトでは、土地の取得が課題となっている。一部の州政府は、例えば灌漑用水路の上に太陽光発電設備を設置するなど、土地の利用可能性に対処するための革新的な方法を模索している。[183] [184]これにより、太陽エネルギーを収穫すると同時に、太陽熱による蒸発による灌漑用水の損失を減らすことができる。[185]グジャラート州は、州全体に広がるナルマダ川の全長19,000 km (12,000マイル)のネットワークに太陽光パネルを設置して発電する、運河太陽光発電プロジェクトを最初に実施した。これはインドで最初のプロジェクトであった。
他の発電方式との相乗効果
太陽光発電の主な欠点は、昼間しか発電できず、夜間や曇りの日中には発電できないことである。この欠点は、揚水発電などのエネルギー貯蔵能力を追加することで克服できる。[186]インドの河川を相互接続する提案された大規模多目的プロジェクトでは、河川水を利用する沿岸貯水池を想定しており、日中に利用可能な余剰の太陽光発電を消費することで、毎日/毎週のエネルギー貯蔵に十分な揚水発電能力も生み出す。[160] [187]既存および将来の水力発電所は、夜間の電力消費に対応するために追加の揚水発電ユニットで拡張することもできる。必要な地下水揚水電力のほとんどは、日中の太陽光発電で直接満たすことができる。[188]
蓄熱機能を備えた集光型太陽光発電所も、化石燃料発電所よりも安価（5セント/kWh）でクリーンな負荷追従型発電所として登場している。 [189]太陽熱発電所は24時間需要に対応でき、太陽エネルギーが余っているときにはベースロード発電所として稼働する。太陽熱発電所と太陽光発電所を組み合わせることで、高価な蓄電池を必要とせずに負荷変動に対応できる可能性がある。
風力
2021年の陸上風力発電の潜在能力は、地上100メートルで302GW、地上120メートルで695.50GWと評価された。[190]現在の設備容量は、風力潜在能力を評価する際に考慮された最小30% CUFに対して平均20% CUF未満で稼働しているため、推定潜在能力は高めであることが判明した。[191]地上120メートルでの695GWの潜在能力のうち、132GWの潜在能力は32%を超えると評価されている。[192]
インドは世界で4番目に大きな風力発電設備容量を誇っています。2023年8月31日現在、風力発電の設備容量は44.081GWで、インドの多くの州に広がっています。[156] [193] 2022〜23年には、風力発電はインドの総設備容量の約10％、国の出力の4.43％を占めました。約2.5 INR / kWhの風力発電料金は、インドのすべての発電源の中で最も安価です。[194]風力タービンのタワーとブレードは、さらに環境に優しいように木材で作ることもでき、鉄塔で経済的に実現可能な地元の地面からのハブの高さを超えることができます。[195] [196]
インドの洋上風力発電の潜在能力は、水深50メートルまでで約112GW、水深1000メートルまでで約195GWである。[197]インドは、洋上風力発電プロジェクトを立ち上げるための見積依頼（RfQ）の 募集の暫定スケジュールを発表した。[198]洋上風力発電所の均等化発電原価（LCOE）は、1MWhあたり50米ドルに低下した。[197]
バイオマス発電
バイオマスは生物由来の有機物である。再生可能エネルギー源として、バイオマスは燃焼によって直接熱を生成するか、または熱、化学、生化学の方法に大まかに分類されるさまざまな方法を使用してさまざまな形態のバイオ燃料に変換した後に間接的に使用することができる。 [199]バイオマス、バガス、林業、家庭有機廃棄物、産業有機廃棄物、バイオガスプラントからの有機残渣、農業残渣および廃棄物はすべて、発電用の燃料として使用することができる。[200] [201]インドでは、牛が食べられないバイオマスが毎年約7億5000万トン利用可能である。[202] [203]
インドにおける熱生産のためのバイオマスの総使用量は、2013年に約1億7,700万toeでした。 [204]インドの世帯の20％が調理目的でバイオマスと木炭を使用しています。このバイオマスの伝統的な使用法は、農村部で液化石油ガスに置き換えられつつあり、その結果、畑でのバイオマスの燃焼が増加しています。これは、近隣の町や都市の大気汚染の主な原因となっています。[205] [202]
- 焙焼バイオマス
輸入石炭を大量に微粉炭火力発電所で使用している。原料のバイオマスは固結して細かい粉末にするのが難しいため、微粉炭工場で直接使用することはできない。しかし、焙焼により石炭の代わりにバイオマスを使用することが可能になる。[206]既存の石炭火力発電所の高温の排気ガスを焙焼の熱源として使用することで、バイオマスを石炭と混焼することができる。[207] [208]余剰農業/作物残渣バイオマスがこの目的で使用され始めている。[209] [210]汚染の懸念から石炭火力発電所を閉鎖/廃止する代わりに、これらのユニットを改造してバイオマスから電気を生産することが経済的であると主張されてきた。[211] [212] バイオマスには酸素が豊富に含まれており、灰分が少ないため、古いユニットの改造にかかる資本集約度が低くなる。バイオマス発電所は再生可能エネルギー証明書を販売することもできるため、収益性が向上します。[213] [214]インドでは、既存の粉砕石炭火力発電所で最大10％のバイオマスと石炭の混焼が成功しています。[215] [216]中央政府は、2022年10月からすべての石炭火力発電所でバイオマスの混焼（最低5％）を義務付けました。[217] [218]
- バイオガス
2011年、インドは中規模の混合飼料バイオガス肥料パイロットプラントの有用性を実証するための新しい取り組みを開始した。政府は、総生産能力37,016立方メートル/日の21のプロジェクトを承認し、そのうち2つのプロジェクトは2011年12月までに正常に稼働した。[219]インドは、バイオガスベースの分散型/グリッド発電プログラムの下でさらに158のプロジェクトを稼働させ、総設備容量は約2MWである。 2018年、インドは、1プラントあたり12.5トンのバイオCNGを生産できる5,000の大規模商用バイオガスプラントを設置することにより、1,500万トンのバイオガス/バイオCNGを生産するという目標を設定しました。[220] 2022年5月現在、約35のそのようなプラントが稼働しています。[221]バイオガスプラントから拒否された有機固形物は、焙焼後に石炭火力発電所で使用することができます。
バイオガスは主にメタンであり、メタン上で直接成長する細菌であるメチロコッカス・カプスラタスを培養することで、牛、鶏、魚用のタンパク質が豊富な飼料を生成するために使用することもできます。これは、土地と水の要件が低い村で経済的に行うことができます。 [222] [223] [ 224]これらのユニットから副産物として生成される二酸化炭素ガスは、藻類の栽培から藻類油やスピルリナをより安価に生産するために使用でき、最終的には原油の代替となる可能性があります。[225] [226]タンパク質が豊富な飼料の生産にバイオガスを使用すると、大気から炭素を隔離するため、カーボンクレジットの対象にもなります。 [227]醸造所、繊維工場、肥料工場、製紙・パルプ産業、溶剤抽出ユニット、精米所、石油化学工場、その他の産業から有用なバイオマスを抽出できる可能性が非常に高いです。[228]
政府は、農村部の農業廃棄物やバイオマスを利用して農村経済を改善するいくつかの方法を模索している。[229] [230]たとえば、農村部の籾殻、作物の茎、小さな木材チップ、その他の農業残渣などの余剰バイオマス資源から電力を生成するためのバイオマスガス化技術が研究されている。インド最大のバイオマス発電所はラジャスタン州シロヒにあり、容量は20MWである。2011年、インドはビハール州の70の遠隔地の村に分散型発電用の籾殻ベースのガス化システム25台を設置した。これにはグジャラート州で合計1.20MW、タミル・ナードゥ州で0.5MWが含まれる。さらに、インドの60の精米所にガス化システムが設置された。[219]インドでは、機関や研究センターのさまざまな機能を統合することで、グリーン水素ロードマップが絶えず進化している。[231] [232]
地熱エネルギー
インドの地熱エネルギーの設置容量は実験段階であり、商業利用はわずかである。ある推計によると、インドには10,600MWの地熱エネルギーが利用可能である。[233]インドの資源地図は、6つの地熱地域にグループ化されている。[234]
- ヒマラヤ地域–第三紀の マグマ活動を伴う第三紀造山帯
- 断層ブロック地域 -アラバリ山脈、ナガ・ルシ、西海岸地域、ナルマダ・ソン 線状地帯。
- 火山弧地域 -アンダマン・ニコバル弧。
- カンベイ盆地のような第三紀の深い堆積盆地。
- 放射能汚染州 –スラジュクンド、ハザリバーグ、ジャールカンド。
- ダルワール・クラトン地方 – インド半島
インドには、全国に約 340 の温泉があります。そのうち 62 は、ヒマラヤ北西部のジャンムー・カシミール州、ヒマーチャル・プラデーシュ州、ウッタラーカンド州に分布しています。これらは、主に川の渓谷に沿った幅 30～50 km の温泉帯に集中しています。ナガ・ルサイ州と西海岸州にも一連の温泉があります。アンダマン・ニコバル弧は、インドで唯一火山活動が続いている場所で、地熱エネルギーの潜在的に適した場所です。カンベイ地熱帯は、長さ 200 km、幅 50 km で、第三紀の堆積物があります。この帯からは温泉が報告されていますが、温度や流量はそれほど高くありません。この地域での掘削中に、深さ 1.7～1.9 km の深い掘削井で、地下の高い温度と熱流体が報告されています。深さ1.5～3.4kmの掘削孔でも蒸気噴出が報告されている。インド半島地域の温泉は断層とより関連が深く、断層によって水がかなり深いところまで循環している。循環する水は、その地域の通常の温度勾配から熱を得て、高温で湧き出ることがある。[234]
2011 年 12 月の報告書で、インドは地熱エネルギー開発の有望な地熱地帯を 6 か所特定しました。潜在性が高い順に並べると、次のようになります。
- タッタパニ（チャッティースガル州）
- プガ（ジャンムー・カシミール）
- カンベイグラベン（グジャラート州）
- マニカラン（ヒマーチャル・プラデーシュ州）
- スラージクンド（ハリヤナ州）
- チュマタン（ジャンムー・カシミール）
ラダックのプガとチュマタン地域は、インドで最も有望な地熱地帯とみなされている。これらの地域は1970年代に発見され、1980年代にインド地質調査所（GSI）によって最初の探査活動が行われた。2021年2月6日、ONGCエネルギーセンター（OEC）は、現副知事ラダ・クリシュナ・マトゥール氏の立ち会いのもと、ラダックおよびレーのラダック自治丘陵開発評議会との覚書（MoU）に署名した。[235]
潮力発電
2011年、インド政府の新再生可能エネルギー省と西ベンガル州の再生可能エネルギー開発庁は共同でインド初の3.75MWのドゥルガドゥアニ小型潮力発電プロジェクトを承認し、実施することに合意した。[236]
もう一つの潮流技術は、表面波または海面下の圧力変動からエネルギーを採取する。インド工科大学マドラス校海洋工学センターの報告書は、インド沿岸の年間波力エネルギー潜在能力は5～15MW/mと推定しており、インドの7500キロメートルの海岸線に沿った理論上の最大電力採取能力は約40GWであると示唆している。[237]しかし、現実的な経済的潜在能力はこれよりかなり低いと思われる。[237]
潮力発電の3つ目のアプローチは、海洋熱エネルギー技術です。このアプローチは、海水に閉じ込められた太陽エネルギーを収穫します。海洋には温度勾配があり、表面は海の深層よりもはるかに暖かいです。この温度勾配は、修正ランキンサイクルを使用して収穫できます。インドの国立海洋技術研究所（NIOT）はこのアプローチを試みましたが、成功しませんでした。2003年に、NIOTは日本の佐賀大学と共同で1MWの実証プラントを建設して配備しようとしましたが、[238]機械的な問題により成功しませんでした。[引用が必要]
電力送配電
2013年現在、インドには遠隔地の島々を除く国土全体をカバーする単一の広域同期グリッドがある。 [239] 2024年3月31日現在、高圧送電線（66KV以上）の長さは817,972回線キロメートル、送配電線（66KV未満）の長さは14,077,053回線キロメートルである。[3]
高電圧（HV）送電線（220kV以上）の総延長は、国土全体に266km 2の面積の正方格子（つまり、一辺が16.3kmの正方格子、つまり平均して8.15km以内に少なくとも1本のHV送電線がある）を形成するのに十分な長さである。これは、米国（230kV以上で322,000km（200,000マイル））よりも約20％多いHV送電線の合計である。しかし、インドのグリッドははるかに少ない電力を送電している。[243] 66kV以上の送電線の設置距離は649,833km（403,788マイル）である（平均して、国全体で4.95km以内に少なくとも1本の≥66kV送電線がある）。[8] 2018年3月31日現在、二次送電線（400V以上）の長さは10,381,226km（6,450,595マイル）である。[8]送電線（400V以上）の総延長は、国土全体に0.36km 2の面積の正方行列を形成するのに十分である（つまり、平均して0.31km以内に少なくとも1本の送電線がある）。太陽光発電や風力発電などの分散型発電が主流となる将来の電力網では、電力網の非科学的な拡張は、ブレスのパラドックスによりマイナスの結果をもたらすだろう。[244]
史上最大のピーク負荷は、2019年5月30日の182,610MWでした。[245]変電所の最大達成需要率は、220kVレベルで約60％です。しかし、システムの運用パフォーマンスは、ピーク電力負荷を満たすには不十分です。[246] [247]これにより、詳細な法医学的エンジニアリング研究が開始され、既存の送電インフラの有用性を最大限に引き出すスマートグリッドに資本投資する計画が立てられました。 [248] [51]
可用性に基づく料金制度（ABT）の導入は、もともとインドの送電網の安定化に役立った。[要出典]しかし、送電網が電力余剰に移行するにつれて、ABT の有用性は低下した。2012年 7 月の停電は、インド北部に影響を及ぼし、影響を受けた人数で測ると、史上最大の電力網障害となった。[要出典]
インドの送電・商用（ATC）損失は、2017～2018年で約21.35％だった。[249] [8] [250]これは、2018年に供給された4,404億kWhの電力のうちわずか6.6％であった米国の電力部門の総ATC損失と比較すると不利である。 [251]インド政府は、2017年までに損失を17.1％、2022年までに14.1％に削減するという目標を設定した。非技術的損失の大部分は、違法な盗聴、故障した電気メーター、実際の消費量を過小評価し、料金徴収の減少にもつながる架空の発電によって引き起こされている。ケララ州のケーススタディでは、故障したメーターを交換することで配電損失を34％から29％に削減できると推定されている。[65]
海外電力取引
インドのナショナルグリッドはブータンと同期的に相互接続されており、バングラデシュ、ミャンマー、ネパールとは非同期的にリンクされている。[252]スリランカへの海底相互接続（インド・スリランカHVDC相互接続）が提案されている。[253]シンガポールとUAEは、輸入された電気は輸出国で再生可能資源から生成されたかどうかに関係なく、使用時に炭素排出に寄与しないため、海底ケーブルリンクを確立してインドから電力を輸入し、炭素排出を削減することに関心を持っている。[254]
インドはバングラデシュ、ミャンマー、ネパールに電力を輸出し、余剰電力をブータンから輸入している。 [255] [ 256] 2016〜2017年以降、インドは電力の純輸出国となっており、2021〜22年には9,232GWhを輸出し、主にブータンから7,597GWhを輸入している。[6] [257] [258] 2018年、バングラデシュはインドから10,000MWの電力を輸入することを提案した。[259]
純輸出（-）および純輸入（+）。上記のバングラデシュへの輸出には、インドにあるがインドの電力網に接続されていない1600MWゴッダ火力発電所からの輸出は含まれていません。
カーボンニュートラルな太陽光発電を促進するために、インドの国営送電網を東はベトナム、西はサウジアラビアまで広がる約7,000キロメートルの幅を持つ国境を越えた送電網に変える計画が立てられている。 [261] [262]拡大された送電網の中心に位置するインドは、国外で利用可能な余剰の太陽光発電を安価に輸入し、高価なエネルギー貯蔵を必要とせずに朝晩のピーク負荷電力需要を満たすことができる。[263]
規制と管理
電力省はインドの電力部門を規制するインドの最高連邦政府機関である。同省は1992年7月2日に設立された。同省は、計画、政策策定、投資決定のためのプロジェクト処理、プロジェクト実施の監視、訓練と人材育成、発電、送電、配電に関する法律の施行と制定を担当している。[264]また、インドの電気法（2003年） 、エネルギー節約法（2001年）の管理も担当しており、連邦政府の政策目的を達成するために必要に応じてこれらの法律の改正を行う責任を負っている。
インド憲法第7条第3項第38号では、電力は並行リスト項目となっている。インドの連邦統治構造では、これは連邦政府とインドの州政府の両方が電力部門の政策と法律の制定に関与していることを意味する。これには、連邦政府と各州政府が覚書を締結し、各州でのプロジェクトを迅速に進めることが必要である。[265]インド政府は、配電会社（ディスコム）による電力購入に関する情報を国民に広めるため、最近、ウェブサイトに毎日データを掲載し始めた。[266]
トレーディング
大量電力購入者は、逆電子オークション施設から短期、中期、長期にわたって毎日電力を購入できる。[267]逆電子オークション施設で取引される電力価格は、二国間協定で合意された価格よりもはるかに低い。[268]商品デリバティブ取引所マルチコモディティ取引所は、インドで電力先物市場を提供する許可を求めている。[269]インド連邦政府はまた、余剰電力を持つ発電会社と配電会社が最長1年間の電力供給の電子入札を求めることができる逆調達プロセスを計画しており、二国間契約を終わらせ、電力の市場ベースの価格を決定することを目指している。[270]
省エネ証明書（PAT）、各種再生可能エネルギー購入義務（RPO）、再生可能エネルギー証明書（REC）も電力取引所で定期的に取引されている。[271] [272]
国営電力会社
インドの電力省は、インド国内の発電に携わる中央政府所有の企業を管理している。これらには、国営火力発電公社、ネイヴェリ褐炭公社、SJVN、ダモダル渓谷公社、国営水力発電公社、インド原子力発電公社などがある。インド電力網公社も同省の管理下にあり、州間の送電と全国送電網の開発を担当している。
同省は、インドの電力部門における州政府所有の企業に関する事項について州政府と連携している。州政府の企業の例としては、テランガーナ発電公社、アーンドラ・プラデーシュ発電公社、アッサム発電公社、タミル・ナードゥ州電力委員会、マハラシュトラ州電力委員会、ケララ州電力委員会、西ベンガル州配電会社、グジャラート州ウルジャ・ヴィカス・ニガム有限会社などがある。
電力インフラへの資金提供
インドの電力省は、農村電化公社と電力金融公社を管理している。これらの中央政府所有の公共部門企業は、インドの公共および民間の電力部門インフラプロジェクトに融資と保証を提供している。過大評価された発電所の容量に対する過大評価されたコストの75％の過剰な発電所建設融資により、400億～600億米ドルの資産が座礁した。 [273] [274]中央および国有の発電業者は、競争入札プロセスを経ることなく、国有の独占的配電会社とコストプラス方式で市場電力料金よりも高いPPAを締結したため、この危機を逃れた。多くの直接的および間接的な補助金がさまざまな部門に与えられている。[275]
予算支援
2003年電気法の制定後、電力部門への予算支援はごくわずかとなった。[276]多くの州電力委員会は、同法の施行後に構成機関に分割され、発電、送電、配電を行う別々の組織が設立された。[277]
人材育成
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インドの電力部門の急速な成長により、訓練を受けた人材に対する需要が高まっています。インドはエネルギー教育を拡大し、既存の教育機関がエネルギー容量の追加、生産、運用、保守に関するコースを導入できるように取り組んでいます。この取り組みには、従来型エネルギーと再生可能エネルギーが含まれます。
新再生可能エネルギー省は、集中的な再生可能エネルギープログラムが実施されている場所で、州の再生可能エネルギー機関が再生可能エネルギーシステムの設置、運用と保守、修理のための短期トレーニングプログラムを組織できるように支援されていると発表した。再生可能エネルギー講座が、インド工科大学ルールキー校とインド工科大学カラグプル校に設置された。[219]ジャバルプル中央訓練所は、電力配電工学と管理の訓練機関である。[要出典] NTPCノイダビジネススクールは、この分野での経営専門家の需要の高まりに応えるために、エネルギーを中心とした2年間の経営管理プログラムの大学院ディプロマと1年間の経営管理（エグゼクティブ）プログラムの大学院ディプロマを開始した。[要出典]インドの電力部門拡大の取り組みにおいて、教育と熟練労働者の確保が重要な課題になると予想される。
インドの電力部門の問題
インドの電力部門は、以下を含む多くの問題に直面しています。
- 不十分なラストマイル接続。インドは既に、時間的にも空間的にも、消費者の需要を完全に満たすのに十分な発電・送電能力を備えている。[ 8]しかし、すべての電力消費者間のラストマイル接続が欠如しており、信頼性の高い電力供給（99%を超える）がないため、多くの消費者はディーゼル発電機に依存している。[51]インドでは、ディーゼル発電機セットによって年間約800億kWhの電力が生成されており、ディーゼル油が約1,500万トン消費されている。1,000万世帯以上が、負荷遮断時のバックアップとしてバッテリーストレージUPSを使用している。[278]インドは、毎年約20億米ドル相当のバッテリーストレージUPSを輸入している。[279]架空線は雨や風の嵐の際に配電に問題を引き起こすため、低電圧変電所から埋設ケーブルを敷設して都市や町に安価な非常用電力を供給し、ディーゼル発電機セットによるディーゼル油消費とUPSシステムの設置を削減する計画がある。[要出典]
- 需要構築策。電力集約型産業は、石炭、ガス、石油を燃料とする自家発電所を稼働させる代わりに、送電網から供給される安価な電力（平均価格2.5ルピー/ kWhr ）を消費する。 [280] [281]このような発電所による自家発電容量は約53,000MWで、主に鉄鋼、肥料、アルミニウム、セメントなどの産業で設置されている。[282] [8]これらの発電所は、短期オープンアクセス（STOA）ベースで送電網から安価な電力を引き出すことができ、発電コストの上昇を回避し、他の消費者から電力を転用することができる。[283] [284]これらの休止中の自家発電所の一部は、補助サービスや送電網予備サービスに使用して、追加収入を得ることができる。[285] [286]
- 不平等な電力供給。ほぼすべての世帯が電力を利用できる。[1]しかし、ほとんどの世帯は電力供給が断続的で信頼性が低いと感じている。[287]同時に、多くの発電所は電力需要の不足のために休止しており、休止中の発電能力は電力不足の世帯の需要の3倍を供給するのに十分である。
- 不安定な電力価格設定。一般的に、工業および商業の消費者は、家庭および農業の消費者を補助している。[288] [289]部分的に政治的支持を得るために作られた農家への無料電力などの政府の特典は、国営電力配給システムの現金準備金を枯渇させ、2.5兆ルピー（300億米ドル）の負債につながった。[290]これにより、配電ネットワークは財政的に麻痺し、州政府からの補助金がない場合、電力を購入するための支払い能力が損なわれた。[291]この状況は、州政府部門が電気料金を支払わないことで悪化している。
- 過大評価された容量。多くの石炭火力発電所は、実際の最大連続定格（MCR）容量よりも過大評価されています。[292]これにより、発電所のコストが膨らみます。[293]これらの発電所は、毎日、宣言された容量の15〜10％低い容量で稼働しており、宣言された容量で稼働することはめったにないため、グリッドの安定性が損なわれています。
- 負荷と需要に関するタイムリーな情報の欠如。系統周波数に関する電力網の欠陥を理解するには、系統に接続されたすべての発電所（100KW以上）のSCADAから収集された包括的なデータとすべての変電所からの負荷データを含む、15分間隔またはより頻繁な日中グラフが必要です。 [294]
- 十分な石炭供給の不足: 石炭の埋蔵量は豊富であるにもかかわらず、発電所への供給が不足することが多い。インドの独占石炭生産者である国営のCoal Indiaは、原始的な採掘技術に制約されており、窃盗や汚職が蔓延している。[要出典] 石炭輸送インフラの貧弱さがこれらの問題を悪化させている。インドの石炭のほとんどは保護林または指定された部族の土地の下に埋蔵されており、追加の鉱床を採掘する取り組みは抵抗されてきた。
- ガスパイプラインの接続性とインフラが不十分。インドには炭層メタンと天然ガスの潜在能力が豊富。しかし、巨大な新しい沖合天然ガス田から産出されるガス量は主張されている量よりはるかに少なく、天然ガス不足を引き起こしている。
- 送電、配電、消費者レベルの損失。火力発電所の補助電力消費や、風力発電機、太陽光発電所、独立発電事業者（IPP）などによる架空発電など、損失は30％を超えます。
- 住宅建築部門におけるエネルギー効率化への抵抗。継続的な都市化と人口増加により、建物の電力消費が増加しています。エネルギー効率の高い建物は従来の建物よりも高価であるという考え方が関係者の間で依然として支配的であり、建築部門の「グリーン化」に悪影響を及ぼしています。[295]
- 水力発電プロジェクトへの抵抗。インドの北部および北東部の山岳地帯における水力発電プロジェクトは、生態学、環境、復興をめぐる論争、そして公益訴訟によって遅れをとっている。
- 原子力発電への抵抗。福島原発事故以来の政治活動により、この分野の進歩は鈍化している。インドでは原子力発電所建設の実績も非常に乏しい。[296] [150]
- 電力の盗難。電力の盗難による経済的損失は年間160億ドルと推定されています。[要出典]
インドの電力部門における主要な実施課題としては、新規プロジェクトの管理と実行の効率的なパフォーマンス、燃料の入手可能性と適切な品質の確保、インドで利用可能な大規模な石炭と天然ガス資源の開発、土地の取得、州政府と中央政府レベルでの環境許可の取得、熟練した人材の育成などが挙げられる。[297]
輸入LPGとPNGの代替としての電力
インドの液化石油ガス（LPG）の純輸入量は1660万7000トンで、国内消費量は2550万2000トンで、2021～22年の総消費量の90％を占める。[298] LPG輸入量は2021～22年の総消費量の約57％を占める。[299]家庭での調理でLPG（正味発熱量11,000Kcal/Kg、加熱効率40％）を代替するための手頃な電気小売料金（加熱効率74％で860Kcal/kWh）は、LPGシリンダーの小売価格が14.2kgのLPG含有量で1000ルピー（補助金なし）の場合、最大10.2ルピー/kWhとなる。[300] LPG消費を電気に置き換えると、輸入量が大幅に削減される。[301]
インドの家庭調理用パイプ天然ガス（PNG）は12,175百万標準立方メートル（mmscm）で、2021〜22年の総天然ガス消費量の約19％を占めています。[298]天然ガス/ LNG輸入量は、2021〜22年の総消費量の約56％です。[298]家庭調理用のPNG（正味発熱量8,500 Kcal/scm、加熱効率40％）を置き換えるための手頃な価格の電気小売料金（加熱効率74％で860 Kcal/kWh）は、PNGの小売価格が1scmあたり47.59ルピーである場合、最大9ルピー/kWhです。[302] [303] PNGの消費を電気に置き換えると、高価なLNG輸入が大幅に削減されます。
2021～22年の総消費量149万3000トンのうち、国内の灯油消費量は129万1000トンです。灯油の補助金付き小売価格は15ルピー/リットルですが、輸出入価格は79ルピー/リットルです。家庭での調理で灯油（正味発熱量8240 Kcal/リットル、加熱効率40％）の代わりに使用する手頃な電気小売料金（加熱効率74％で860 Kcal/kWh）は、灯油の小売価格が79ルピー/リットルの場合、最大15.22ルピー/kWhです。
2022～23年、石炭火力発電所（約212GW）のプラント負荷率（PLF）はわずか64.15％でした。 [5]これらの発電所は、十分な電力需要があれば、85％PLF以上で稼働できます。85％PLFで可能な追加の正味電力生成量は約4,500億kWhで、これは国内部門のLPG、PNG、灯油の消費量をすべて置き換えるのに十分です。[304]追加の電力を生成するための増分コストは石炭燃料コストのみで、3ルピー/kWh未満です。石炭火力発電所のPLFを強化し、国内の電力消費者が家庭での調理でLPG、PNG、灯油の代わりに電気を使用することを奨励することで、政府の補助金が削減されます。補助金付きのLPG/灯油許可証を放棄する意思のある国内消費者には、無料の電気接続と補助金付きの電気料金を提供すべきであると提案されています。[305] [306]致命的な感電の可能性を回避し、LPG調理よりも安全基準を向上させるために、電気調理器には残留電流遮断器を介して電力が供給されます。
インドの電力需要は、主に給湯用の電力消費により朝と夕方にピークを迎えます。ピーク電力需要を緩和するために、同じ熱負荷で2～3倍の電力消費量で済むヒートポンプ給湯器が利用可能です。[307]
中小零細企業（MSME）でも、途切れることのない電力供給が確保されれば、生産コストを削減するために化石燃料から電力に切り替える大きな余地がある。[308] 2017年以来、IPPは高電圧グリッドに供給するために、太陽光と風力の電力を3.00ルピー/kWh未満で販売している。配電コストと損失を考慮すると、太陽光発電は、家庭用およびMSME部門で使用されているLPG、PNG、灯油などを置き換えるための実行可能な経済的選択肢であると思われる。2024年8月、再生可能電力生産者は、上記の用途で化石燃料を置き換えるのに経済的な4.98ルピー/kWh（0.06ドル/kWh）で安定してディスパッチ可能な再生可能電力を提供する。[157] [309]
電気自動車
インドではガソリンとディーゼルの小売価格は十分に高いため、電気自動車は比較的経済的である。[310]ディーゼルの小売価格は2021～22年で101.00ルピー/リットル、ガソリンの小売価格は110.00ルピー/リットルであった。ディーゼルを置き換えるための手頃な小売電力価格は最大19ルピー/kWh（入力電力対軸効率75％で860 Kcal/kWh、ディーゼルの正味発熱量は燃料エネルギー対クランクシャフト効率40％で8572 Kcal/リットル）となり、ガソリンを置き換えるための同等の数字は最大28ルピー/kWh（入力電力対軸効率75％で860 Kcal/kWh、ガソリンの正味発熱量は燃料エネルギー対クランクシャフト効率33％で7693 Kcal/リットル）となる。 2021～22年にインドは3084万9000トンのガソリンと7668万7000トンのディーゼルを消費したが、どちらも主に輸入原油から生産されたものである。[298]電気自動車の使用を急速に普及させ、輸入化石燃料の消費を削減するために、急速充電センターでの電力販売価格を5ルピー/kWh以下に補助することができる。こうすることで、商用乗用車や貨物車の所有者に、地表の大気汚染に寄与しない高価な電気自動車への切り替えを促すことができる。[311]
インドでは、エネルギー貯蔵/バッテリー技術によって航続距離が延び、寿命が延び、メンテナンスの手間が省けるようになると、電気自動車が普及すると予想される。 [312] [313]バッテリーパックの価格が手頃になれば 、古いガソリン車やディーゼル車をバッテリー式電気自動車に改造することも実現可能になる。車両からグリッドへのオプションも魅力的で、電気自動車が電力網のピーク負荷を緩和するのに役立つ可能性がある。 [314]電気自動車の廃棄バッテリーも、エネルギー貯蔵システムとして経済的に使用されている。[315]ワイヤレス電力伝送技術による電気自動車の連続充電の可能性は、インド企業やその他の企業によって検討されている。[316] [317] [318]
エネルギー備蓄
インドには、太陽光、風力、水力（揚水発電を含む）、バイオマス発電の潜在力が豊富にある。さらに、2011年1月時点で、インドの天然ガスの確認埋蔵量は約38兆立方フィート（Tcf）で、これは世界で26番目に大きい埋蔵量である。[319]米国エネルギー情報局は、インドが2010年に約1.8 Tcfの天然ガスを生産し、約2.3 Tcfの天然ガスを消費したと推定している。インドはすでに炭層メタンを生産している。
参照
注記
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外部リンク
- 国家電力計画 – 2012、CEA、インド政府
- 南部地域の電力網マップ 2021年7月31日アーカイブウェイバックマシン
- インドのエネルギー政策と電力生産
- [2] 2019年4月6日アーカイブ、Wayback Machineより