地熱発電とは？仕組み・メリット、企業が地熱由来の再エネ電力を調達する方法まで解説

地熱発電とは？

地熱発電とは、地球内部に蓄えられたマグマの熱エネルギーを利用して発電する方法で、太陽光・風力・水力・バイオマスと並ぶ再生可能エネルギーの一つです。英語では「geothermal power generation」と呼ばれます。地下深部に閉じ込められた高温の熱水や蒸気（地熱流体）を取り出し、その蒸気の力でタービンを回転させて電気をつくる仕組みで、燃料を燃やす必要がないため、発電時のCO2排出量が極めて少ないことが特徴です。

火山国である日本は、地熱資源に恵まれています。資源エネルギー庁の資料によると、日本の地熱資源量は2,347万kWと推計され、アメリカ（約3,000万kW）、インドネシア（約2,800万kW）に次いで世界第3位の規模です。一方で、実際に稼働している発電設備の容量は資源量の数％にとどまり、「資源大国でありながら開発が進んでいない電源」という日本特有の状況にあります。需要家企業の視点では、これは「地熱由来の電力は現時点では希少な調達対象である」ことを意味します。

（出典：資源エネルギー庁 第1回 次世代型地熱推進官民協議会 資料4「次世代型地熱の推進に向けて」（令和7年4月14日、資源エネルギー庁 資源・燃料部））

地熱発電の仕組み

地熱発電を安定的に行うためには、地下に「熱（マグマ）」「水」「容器（亀裂および帽岩）」の3つの要素がそろった地熱貯留層が形成されている必要があります。一般的な地熱発電所は、地下1,500〜3,000m程度にある150℃を超える高温・高圧の地熱貯留層に生産井を掘削し、蒸気や熱水を地上へ取り出します。取り出した蒸気でタービンを回して発電機を駆動させたのち、使用済みの熱水は還元井から地熱貯留層に戻され、地中で再び温められることで持続的に利用できる仕組みになっています。

発電に使用した後の熱水（地熱流体）は、温泉施設への配湯や暖房、野菜のハウス栽培、養殖など、地域の産業に段階的に再利用されることもあり、周辺地域との共生を前提とした電源であることも地熱発電の特徴の一つです。

（出典：資源エネルギー庁 令和8年度 第1回地熱連絡会 資料4「地熱開発における『地域のご懸念とその対応事例』『地域との共生事例』のご紹介」）

地熱発電の発電方式（種類）

地熱発電にはいくつかの方式があり、地下から得られる地熱流体の温度や状態によって使い分けられています。

蒸気発電方式（フラッシュ方式）

地熱貯留層から取り出した高温の蒸気や熱水を利用する、日本で最も普及している方式です。蒸気のみで発電する「ドライスチーム方式」、気水分離器で蒸気と熱水を分けて発電する「シングルフラッシュ方式」、分離後の熱水からさらに蒸気を取り出して2段階で発電する「ダブルフラッシュ方式」に分類されます。国内の主要な地熱発電所の多くはこの方式で、企業が調達対象とする地熱由来電力もその多くがこの方式の発電所で生み出されています。

バイナリー発電方式

地熱流体の温度が発電に十分でない場合に採用される方式です。水よりも沸点の低い媒体を熱交換によって加熱・蒸発させ、その蒸気でタービンを回します。既存の温泉地の未利用熱を活用できるため、比較的小規模な地点でも導入しやすい方式として注目されています。

次世代型地熱発電（超臨界地熱・EGS）

従来よりさらに地下深部の高温・高圧の熱水資源を活用する「超臨界地熱発電」や、天然の熱水資源に乏しい場所でも人工的に水を注入して発電を可能にする「EGS（Enhanced Geothermal System）」の開発が進んでいます。資源エネルギー庁の資料が引用する米国エネルギー省の情報によれば、米国では直近の実証によりEGSの開発費が約半減したとされています。国内では2030年代早期の実用化を目指すロードマップが策定されており、中長期的には地熱由来電力の調達可能量を大きく増やす可能性がある技術です。

（出典：資源エネルギー庁「次世代型地熱の推進に向けて」（令和7年4月14日 資料4））

需要家企業にとって地熱由来電力を調達するメリット

自社で地熱発電所を持たない企業にとっても、地熱由来の電力を調達することには他の再エネと異なる価値があります。

24時間365日発電できる――太陽光では埋まらない時間帯を補う

地熱発電の最大の特長は、天候や時間帯に関わらず24時間安定して発電できる「ベースロード電源」としての性質です。太陽光発電は夜間や悪天候時に発電できず、風力発電も風況に左右されます。オフィスや工場、データセンターのように夜間・冬季にも電力を使う需要家にとって、太陽光だけで再エネ比率を高めようとすると、夜間分は非化石証書などで補う必要があります。地熱由来の電力を組み合わせれば、実際の使用時間帯に近い形で再エネ電力を確保しやすくなります。

この点は、今後の脱炭素報告のルールとも関係します。GHGプロトコルのScope 2算定基準では、年間合計ではなく時間単位で再エネの発電と消費を一致させる「アワリーマッチング」の考え方を取り入れる方向で改定議論が進んでおり、24時間発電できる地熱は、対応しやすい可能性がある電源といえます。

GHGプロトコルについてはこちらの記事もご覧ください：GHGプロトコル改定とは？2028年最終改定版公表に向けた算定基準の厳格化と企業への影響

アワリーマッチングについてはこちらの記事もご覧ください：アワリーマッチングとは？GHGプロトコル改定で変わる企業の再エネ調達と対応策

出力が安定している――年間の調達量を計画しやすい

地熱発電は季節・天候による出力変動が小さいため、年間の供給電力量を見込みやすく、PPAなど長期契約における調達計画・予算計画が立てやすい電源です。定期点検による停止期間はありますが、これは契約時に織り込むことができます。

燃料費がかからない――長期固定価格になじみ、市場価格の変動から切り離しやすい

地熱は日本国内の地下に存在する純国産のエネルギーで、燃料を輸入する必要がありません。石油・LNG・石炭の価格変動や地政学リスクの影響を受けにくいため、発電事業者との長期固定価格の契約になじみ、需要家にとっては燃料費調整や卸電力市場価格の変動から電力コストの一部を切り離す手段になります。

環境価値を報告に活用できる

地熱由来の電力は、非化石証書等の環境価値をあわせて調達することで、GHGプロトコルScope 2排出量の削減として算定でき、RE100・SBTi・CDPなどの開示にも活用できます。太陽光と同様に発電時のCO2排出がほとんどない脱炭素電源です。

地域との共生というストーリーを持つ

地熱発電所は、発電後の熱水の地域利用など、立地地域の産業と結びついて運営されている例が多くあります。「どこで、どのように作られた電気か」を社員や取引先に説明できることは、脱炭素の取り組みを社内外に伝えるうえでの強みになります。

地熱由来電力の調達にあたって知っておきたい留意点

地熱発電の開発側の課題は、需要家にとっては次のような留意点として現れます。

調達できる量が限られている

日本の地熱発電の導入量は約60万kW台にとどまり、資源量に対してわずかです。地熱開発は資源調査から運転開始までに長い年月を要するため、新規の供給量は短期間には増えません。地熱由来電力を調達したい企業にとっては、既存・開発中の発電所の供給枠を早めに確保することが重要になります。

調達単価は太陽光より高くなりやすい

地熱は、地下資源を確認するための試掘リスクや掘削費を反映し、他の再エネと比べて発電コストが高い電源です。FIT制度の調達価格は、太陽光と比べて高い水準に設定されています。そのため地熱由来電力のPPA単価は太陽光より高くなる傾向があり、地熱だけで再エネ100％を目指すよりも、比較的安価な太陽光と組み合わせてポートフォリオ全体のコストを平準化するのが現実的です。

立地が偏在している

地熱発電所は火山活動が活発な東北・九州・北海道に集中しています。自社の需要地と異なる電力エリアの地熱発電所から調達する場合、電力そのものは需要地のエリアの系統を通じて供給され、地熱発電に由来する環境価値が非化石証書等の形であわせて供給される仕組みになります。このスキームを正しく理解しておくことが、社内外への説明の際に重要です。

定期点検・出力低下への備え

地熱発電所は定期的な点検で停止する期間があり、長期的には貯留層の状態によって出力が変動することもあります。契約では、停止期間中の供給をどう補うか（他の再エネや非化石証書での補完など）を確認しておくことをおすすめします。

日本の地熱発電の現状と今後の見通し

資源エネルギー庁の資料によると、日本の地熱発電の導入量は約60万kWにとどまり、2030年度のエネルギーミックスにおける導入目標である1.5GW（150万kW）との間には乖離があります。発電電力量に占める割合は0.3％程度で、第7次エネルギー基本計画に関連する2040年度のエネルギー需給の見通しでは1〜2％程度まで高めることが示されています。

出典：資源エネルギー庁　資源・燃料部「令和7年度 第1回 地熱発電の推進に関する研究会 とりまとめ」（令和7年9月）、「2040年度におけるエネルギー需給の見通し（関連資料）（令和7年2月））

導入が資源量に見合うペースで進んでいない背景には、開発リスクの高さ、地熱資源の約8割が国立・国定公園内にあり自然公園法の制約を受けること、掘削に温泉法の許可が必要なこと、そして温泉事業者や地域住民との合意形成に時間を要することがあります。

こうした状況を踏まえ、国は導入加速に向けた施策を進めています。2025年2月に閣議決定された第7次エネルギー基本計画では、再生可能エネルギーを主力電源として最大限導入する方針が示され、2040年度の電源構成見通しでは再エネが4〜5割と最大を占めます。地熱については、超臨界地熱発電やEGSといった次世代型地熱技術について2030年代早期の国内実用化を目指すロードマップが策定されました。あわせて、有望地域を対象に、地表調査から掘削・噴気試験までを国（JOGMEC）が自ら行い、その成果を事業者に引き継ぐ「地熱フロンティアプロジェクト」も推進されています。

需要家企業の視点では、地熱由来電力は「現時点では希少だが、中長期的には供給の拡大が見込まれる電源」と位置づけられます。

企業が地熱由来電力を調達する方法

地熱発電所そのものを保有していない企業でも、次のような調達スキームを通じて地熱由来の電力を利用できます。

オフサイト型コーポレートPPA

企業が自社の敷地外にある発電所から、小売電気事業者やアグリゲーターを介して、長期契約で再生可能エネルギー由来の電力と環境価値を調達する仕組みです。地熱発電は出力が安定しているため、太陽光や風力など出力が変動する電源と組み合わせてアグリゲーションすることで、需要側の電力プロファイルに近い形での供給を設計しやすいという特徴があります。

コーポレートPPAについてはこちらの記事もご覧ください：「コーポレートPPA完全ガイド！種類・仕組みと選び方を徹底解説」

小売電気事業者の再エネメニュー

地熱を含む特定の再エネ電源を電源構成とし、非化石証書による環境価値をあわせて供給する小売メニューを利用する方法です。PPAより契約期間が短く始めやすい一方、地熱を明示した供給枠は限られます。

非化石証書（トラッキング付き）の調達

電力の契約はそのままに、地熱発電所に由来することがトラッキング（発電所情報の付与）された非化石証書を調達し、Scope 2の算定に用いる方法です。電源種を特定した環境価値を確保できますが、電力そのものの調達とは切り離されます。

導入事例：コクヨ「THE CAMPUS」への地熱由来電力供給

JERA Crossは、企業のGX（グリーントランスフォーメーション）実現に向けたワンストップパートナーとして、再生可能エネルギー導入支援や電力アグリゲーションを提供しています。2026年4月13日、コクヨ株式会社との間で、オフサイト型コーポレートPPAを活用した電力需給契約を締結しました。本契約では、九電みらいエナジー株式会社から調達した九州エリアにある地熱発電由来の電力と、東京エリアにある複数の太陽光発電所の電力を、JERA Crossがアグリゲーターとして束ね、コクヨの東京品川オフィス「THE CAMPUS」へ供給します。また、これらの再生可能エネルギーにより創出される環境価値が、コクヨに供給されます※。

ニュースリリースはこちら：https://www.jera-cross.com/ja/news/47

本契約による年間の再生可能エネルギー由来電力の供給量は約37.5万kWhを見込んでおり、CO2の想定削減効果は年間約159t-CO2です（想定発電量375,386kWh×全国平均排出係数（2024年度）0.000423t-CO2/kWh）。コクヨはマテリアリティの一つに「気候危機への対応」を掲げており、本契約はその取り組みの一環として位置づけられています。

※本事例は特定の需要家の契約内容・想定値に基づく一例であり、すべての需要家に同様の結果が生じるものではありません。

需要家視点で見た本事例のポイントは次の3つです。

1.    昼と夜の組み合わせ：東京エリアの太陽光が発電する昼間と、地熱発電で夜間・早朝を組み合わせることで、オフィスの使用時間帯に近い再エネ供給を設計している。

2.    エリアをまたいだ調達：需要地（東京）に地熱発電所がなくても、他エリアの地熱由来電力と環境価値を調達できる。

3.    アグリゲーターの役割：複数の発電所を束ねて一つの需要家に供給する調整を、需要家自身ではなくJERA Crossが担う。

※九州エリアの地熱発電所で発電された電力は九州エリアの系統に供給され、東京エリアの「THE CAMPUS」へは東京エリアの系統を通じて電力が供給されます。地熱発電に由来する環境価値は、非化石証書等によりコクヨに供給されます。

導入事例記事はこちら：「自律協働社会」の実現に向けて——コクヨが働く場の"電力の質"まで問う理由

まとめ

地熱発電は、天候に左右されず24時間安定的に発電できる純国産の再生可能エネルギーです。需要家企業にとっては、太陽光では埋まらない夜間・冬季の再エネ電力を確保でき、長期固定価格の契約になじみ、環境価値をScope 2の報告に活用できるという価値があります。一方で、国内の導入量は限られ、調達単価は太陽光より高くなりやすいため、太陽光など他の再エネと組み合わせて調達設計を行うのが現実的です。

自社で地熱発電所を持たない企業でも、コーポレートPPAやアグリゲーション、再エネメニュー、トラッキング付き非化石証書を活用すれば、地熱由来の電力を電力調達の選択肢に加えることができます。自社のGX戦略における電力調達の選択肢を検討したい方は、JERA CrossのGXサービスもあわせてご確認ください。

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よくある質問（FAQ）

Q. 地熱由来の電力は、太陽光PPAと何が違いますか？

A. 太陽光は昼間しか発電しませんが、地熱は24時間365日発電します。夜間や冬季にも電力を使う企業では、太陽光と地熱を組み合わせることで、実際の使用時間帯に近い形で再エネ電力を確保しやすくなります。一方、地熱は調達できる量が限られ、単価は太陽光より高くなる傾向があります。

Q. 自社の所在地に地熱発電所がなくても調達できますか？

A. できます。オフサイト型コーポレートPPAでは、需要地と異なる電力エリアの地熱発電所から調達することが可能です。電力は需要地のエリアの系統を通じて供給され、地熱発電に由来する環境価値が非化石証書等によりあわせて供給されます。

Q. 地熱由来の電力はRE100やScope 2の報告に使えますか？

A. 地熱発電はRE100が認める再生可能エネルギー電源の一つで、非化石証書等の環境価値をあわせて調達することでScope 2の削減として算定できます。報告の詳細は各イニシアチブの最新の基準をご確認ください。

Q. 地熱発電はどのくらいCO2を削減できますか？

A. 地熱発電は燃料を燃やさずに発電するため、発電時のCO2排出量は火力発電と比べて極めて少なく、太陽光や風力と同様に脱炭素電源として位置づけられています。具体的な削減量は調達する電力量と排出係数に基づいて算定されます。

Q. 地熱発電は日本のどの地域に多いですか？

A. 火山活動が活発な東北地方と九州地方、北海道に集中しています。地熱資源の多くは国立・国定公園内にあるため、開発にあたっては地域の温泉事業者や住民との共生が重要な論点になります。

Q. 「超臨界地熱発電」や「EGS」とは何ですか？

A. いずれも次世代型地熱技術です。超臨界地熱発電は従来よりさらに地下深部の高温・高圧の熱水資源を利用する技術、EGSは天然の熱水資源が乏しい場所でも人工的に水を注入して発電を可能にする技術で、資源エネルギー庁を中心に2030年代早期の国内実用化を目指すロードマップが進められています。実用化すれば、企業が調達できる地熱由来電力の量が中長期的に増える可能性があります。