JOGMECサンチャゴ事務所兵土副所長、岸職員が2023年3月30日にJOGMEC金属資源情報に寄稿したレポート（https://mric.jogmec.go.jp/reports/mr/20230330/176081/（外部リンク））を先方了承のもと掲載する。

チリは、1982年に電気通信法（General Telecommunications Law 1982、法律第18168号）により電力の民営化・自由化が進められて以降、民間資本により投資が行われてきた。2013年から10年間においては、2014年に南米初となる炭素税を導入し2017年から課税を開始、技術革新による太陽光発電及び風力発電の普及、さらに2040年までにチリ国内の石炭火力発電所を廃止する脱炭素化に向けた政策等、様々な取り組みに並行して電力市場も変化している。また、チリの主要産業である鉱業においては、銅生産における鉱石処理量の増加及び海水利用等により、電力消費量が年々増加傾向にある。世界第1位の産銅国であるチリにとって、持続可能な電力の安定供給は極めて重要と言える。

本稿は、2022年までのチリの電力市場について情報収集を行い取りまとめたものである。

なお、2013年までのチリの電力市場に関する資料については、2014年9月30日付けにて公開された金属資源レポート「チリの電力市場」を参照されたい（https://mric.jogmec.go.jp/wp-content/old_uploads/reports/resources-report/2014-09/vol44_N3_02.pdf（外部リンク））。

チリ政府は、パリ協定に基づく「長期気候戦略（Estrategia Climática de Largo Plazo: ECLP）」を発表し、2025年までにチリ国内の石炭火力発電所の65％を廃止、2040年までに同発電所を全て廃止する目標を設定した。その代替として、2030年までに電力構成全体の80％を再生可能エネルギー（再エネ）由来にする方針とし、再エネの普及促進を行っている。また、2021年11月24日に開催された上院鉱業エネルギー委員会では、2030年以降再エネを利用する発電所のみ運転を認める法案が承認された。このように脱炭素化に向け政策を講じる一方で、一部の専門家からは、石炭火力発電所等の廃止により電力を安定供給できるのか懸念の声が上がっている。チリの電力市場及びエネルギー構成は、今後数年間で目まぐるしく変化することが予測される。

チリは2010年以降、10年以上にわたり深刻な干ばつに直面し水不足に陥っている。鉱業も水不足の影響を受けており、近年では多くの銅鉱山会社が大陸水から海水利用に切り替える傾向にあり、海水淡水化プロジェクトが増加している。Cochilco[1]によると、2020年の銅鉱山における大陸水と海水の利用比率が70：30であったことに対し、2032年には32：68とほぼ逆転すると予測されている。海水淡水化に関する電力消費量は、2021年が1.5TWh（銅鉱業全体の6％）に対し、2032年には4.5TWh（同13％）へ増加することが予測されている。

チリは、電力消費量の増加予測に対し、主要エネルギーである石炭火力発電所（電力構成のうち20％を占める[2]）の廃止を受け、将来の電力需給バランス、価格変動、またエネルギートランジションで直面する課題等に注目が集まる。

現在、チリには5系統の電力供給システムが存在している（図1）。

全国供給システム（Sistema Eléctrico Nacional: SEN）

SENは、相互接続されたシステムであり、その設備容量は2021年12月の時点で国内総出力の98％に相当する30,862MWに及ぶ。その他のシステムは比較的小規模であり、SENとは相互接続されていない単一のシステムになっている。

2019年に北部供給システム（Sistema Interconectado del Norte Grande: SING）と中央供給システム（Sistema Interconectado Central: SIC）の2つの独立した系統が統合しSENとなった。SICは当時Atacama州からLos Lagos州までをカバーし、1940～1950年代に国営ENDESA Chile（現：Enel Generacion Chile）社により整備され、運営は1985年設立の中央相互接続システム給電指令所（CDEC-SIC）により行われた。

一方、SINGは、Arica y Parinacota州からAntofagasta州までの北部地方を網羅し、運営は1993年より大北部給電指令所（CDEC-SING）が担った。

SICとSINGの統合プロジェクトは2017年11月に始まり、第一段階としてLos Changos変電所とNueva Cardones変電所間の交流500kVの2導体送電で行われ、相互接続とその結果としてのSENの設立は2019年5月29日に実現し、Nueva Cardones変電所とPolpaico変電所を結ぶ交流500kVの2導体送電の操業が開始された。SENの運用は、Coordinador Eléctrico Nacional（全国電力調整協会：CEN）により行われている。

Los Lagosシステム（Sistema de Los Lagos）

Los Lagosシステムは、Sociedad Austral de Generación y Energía社（SAGESA）とEnergía de la Patagonia y Aysén 社（EPA）が保有しており、ディーゼル発電16MW、風力発電1MWの計17MWからなる。

アイセンシステム（Sistema de Aysén: SEA）

SEAは、Empresa Eléctrica de Aysén社（EDELAYSEN）が保有しており、電力構成はディーゼル発電40MW、水力発電（流れ込み式）23MW、風力発電3MWの計66MWからなる。

Magallanesシステム（Sistema de Magallanes: SEM）

SEMの所有者はEmpresa Eléctrica de Magallanes 社（EDELMAG）で、その電力構成は天然ガス発電97MW、ディーゼル発電16MW、水力発電（流れ込み式）23MW、風力発電3MWの計139MWからなる。

イースター島システム（Sistema de Isla de Pascua）

イースター島システムは、Empresa Sociedad Agrícola y Servicios Isla de Pascua社（SASIPA SPA）が保有しており、発電容量はディーゼル発電による8MWからなる[3]。

なお、SEA、SEM、Los Lagosシステム及びイースター島システムの4系統は、いずれも小規模かつ僻地にあり、供給範囲もチリ全人口の1.5％に過ぎないため、本稿ではSENに焦点を当てて言及する。

SENはArica y Parinacota地域（北部）からLos Lagos地域（南部）までに及ぶ範囲を網羅する発電、送電及び配電設備を有している（Chiloé島を含む）。南北3,100kmに亘るエリア内に36,647kmの送電及び配電線が走り、30,862MWの発電設備容量、人口にして約97％（2022年3月時点）をカバーする供給量を保有する[4]。SENにおける電力構成は火力発電（石炭、ガス、石油）が43.4％と大半を占め、再エネ（太陽光、風力、地熱）が31.9％、水力発電が23％を占める（表1）。

出典：CENの情報を基にJOGMECにて作成

2013～2022年にかけての設備容量は、太陽光発電及び風力発電等の伸びにより再エネの設備容量が増加していることがわかる（図2）。2013年と2022年の電力構成別に設備容量を比較すると、2013年に対し2022年の設備容量が11,601.9MW増加、そのうち再エネが50.8％（太陽光28.6％、風力22.2％）となっている（表2）。

出典：CENの情報を基にJOGMECにて作成

SENにおける2021年の各発電総量は81,492GWhであり、太陽光発電と風力発電はそれぞれ13％と9％を占める（図3）。太陽光発電及び風力発電が主に北部に集中しており、Arica y Parinacota州からCoquimbo州にかけて太陽光発電が77％及び風力発電が65％の割合を占める（図4）。

チリの電力生産は、歴史的に水力発電と輸入された化石燃料による火力発電に依存してきた。化石燃料による火力発電は電力構成の70％を占めており、特に石炭火力発電は温室効果ガス（GHG）排出原因の約8割に相当した。石炭火力発電の設備容量は、2019年に5,637MWであった。同発電設備のうち85％が主に銅等の鉱業で電力消費の多いTarapacá州からValparaíso州にかけての北部に存在する（図5）。2019年以降は、目下進行中の脱炭素計画の結果として石炭火力発電の設備容量は著しい減少傾向にある。

出典：チリ・エネルギー省、inodu社の情報を基にJOGMECにて作成[6]

チリは2030年までにGDPあたりのCO2排出量を30％削減することをパリ協定で約束しており、政府・業界間の合意のもと石炭火力発電の廃止・転換計画を策定するためのプロセスが開始された。その結果、次のように石炭火力発電による発電ユニットがSENから廃止された。また将来的に石炭火力発電の廃止・転換計画が順次進められる予定である（表5）。なお、現在SENが有する石炭火力発電の設備容量を表6に示す。

石炭火力発電の廃止・転換

• 2019年、Engie社は、Tocopillaにある石炭火力発電所の12号機及び13号機（計171MW）をSENから切り離し、またMejillonesの3ユニット（計732MW）について2025年までに停止することを発表した。その対象となるInfraestructura Energética Mejillones発電所（377MW）は、天然ガス発電所に、Central Térmica Andina火力発電所（177MW）とCentral Térmica Hornitos火力発電所（178MW）は、それぞれバイオマス発電所となる。
• ENEL社は、CoronelにあるBocamina I火力発電所とIquique近郊のTarapacá火力発電所（計288MW）を電気供給システムから撤廃した。
• AES社は、PuchuncaviにあるVentanas I火力発電所（114MW）を停止した。

出典：CNEの情報を基にJOGMECにて作成[7]

出典：CENの情報を基にJOGMECにて作成

チリにおけるエネルギートランジションは、国が誇る豊かな再エネにより促進されており、特に北部及び南部の再エネ生産は世界的にトップクラスである。Antofagasta州の太陽光発電（世界一の日射量）とMagallanes州の風力発電という両地域の圧倒的な再エネポテンシャルにより、歴史的な火力発電依存から脱却しつつある。また、北部は太陽光エネルギーに恵まれているため、集光型太陽光発電（CSP）を電力供給に組み込むことに成功している。Antofagasta州では、210MWの容量を持つCerro Dominador太陽熱複合発電施設が建設され、稼働を開始した。集光型太陽光発電は、溶融塩を利用することで17時間熱を保持できるため、出力100MWの太陽光発電プラントと110MWの太陽熱プラントを組み合わせ、24時間年中無休での発電が可能になっている。また、Antofagasta州には、南米初かつ国内唯一のCerro Pabellón地熱発電所（総発電量81MW）がある。

SENには36,651kmの送電線があり、Transelec社、CGE社、Interchile社が送電線全体の約44％を所有している（表7）。

出典：CENの情報を基にJOGMECにて作成

2013年、SINGとSICの送電システムは合計24,167kmで構成されていた。現在、SENの送電線は、2013～2022年の間に12,484km増加、約52％拡張している（表8）。電圧別で見ると220kVの電圧が6,006kmと大きく伸び、それに続き500kVの電線が3,822km拡張している。送電線の事業者に関しては、比較的短い送電線を有する企業（「その他」のグループ）の間で4,634kmと最大の増加が見られた。これは、SENの北部における再エネプラントの大規模な設備開発の結果であり、発電ユニットを電力システムネットワークに接続するために短距離の延線が大幅に増加した結果と考えられる。

出典：CENの情報を基にJOGMECにて作成

発電技術の転換目標を期限までに達成する傍らで、送電プロジェクトの手続きに関する根本的な問題があったために重要な作業が遅延傾向にあった。Interchile社のNueva Cardones変電所とPolpaico変電所間の500kVの送電線が代表的な例であり、地元コミュニティの反対と、建設に行政援助が不十分であったために18か月遅れて操業開始した。この問題に対処するため電気事業法（第20936号）が改正され、国が必要とする主要な送電プロジェクトの建設地区を策定するためにエネルギー省が実施する「対象区域調査（Estudios de Franjas）」等が導入された。法律の改正により、新しい送電線を配置する区域を制定する権限が行政に与えられた。最良の区域を選択するために、エネルギー省は環境、社会、技術及び経済的側面を考慮に入れた調査を実施する必要がある。この調査で得られた情報に基づき、エネルギー省は持続可能な閣僚委員会による承認を受けた一区域を推奨する。さらに、「CNEによる策定」、「エネルギー省による拡張計画に関する発令」、「CENによる送電網工事の入札」、という3つのプロセスに展開された。

500kVの送電設備が大きく拡大した理由は、主にSINGとSICの相互接続の結果、2017年末にSENが始動したことによる。この相互接続は、Transmisora Eléctrica del Norte（TEN）社により建設されたが、その所有構造はEngie Energía Chile社（Engie社の子会社）とRed Eléctrica Chile社（Red Eléctrica Internacional社の子会社）間で均等に二分されている。回線あたり1,500MWの容量の交流500kVの2導体送電線で構成され、投資額は860mUS$に上る。送電は全長600kmで、Mejillones（Antofagasta州）にあるLos Changos変電所とCopiapó（Atacama州）のNueva Cardones変電所を繋ぐ（図6）。

このようにインフラ投資が進んでいる中、北部における再エネの普及拡大と更なる発展可能性により、チリ中部の多大な電力消費を賄うため送電容量をさらに高める必要が出てくる。そのため、2021年に入札にかけられたKimal変電所及びLo Aguirre変電所間を結ぶ2030年操業開始予定の500kVの送電工事が極めて重要になる（図7）。このプロジェクトでは、Antofagasta州からRegión Metropolitana de Santiago州にかけての高圧直流送電線（HVDC）建設によって北部と中央部間における相互接続が強化され、電線は約2,000kmにわたり、最低でも2,000MWの容量、500kVの送電電圧を備えることになる。

SENはArica y Parinacota州からChiloé島までをカバーし、発電、送電、配電の3つの独立した部門で構成される。発電は現行の規制が遵守される場合、参入が自由であるが、送電は規制当局により管理されており、また配電は自然独占の状態にある。

発電は、主にEnel社、AES社、Colbún社、Engie社の4社により行われており、4社が現在の総設備容量の半分を占める（表9）。

送電線は、主にTranselec社、CGE社、Interchile社、TEN社から構成されており、4社が全体の約半分を占める（表10）。また、送電設備を保有する上位11企業は、合計でSEN全体の約65％に相当する23,679kmを有している。

電力販売シェアに関しては、Enel社が30.7％で市場をリードし、続いてAES社が18.6％と続く。Enel社、AES社、Engie社、Colbún社の合計がSENの総売上高の約77％を占めている（表11）。

配電市場は、CGE社、SAESA社、Chilquinta社、Enel社の4社で構成されている（表12）。そのうち、CGEグループはチリの配電市場をリードしている（表13）。

出典：CENの情報を基にJOGMECにて作成

出典：CENの情報を基にJOGMECにて作成

出典：CENの情報を基にJOGMECにて作成

出典：Empresas Eléctricas AGの情報を基にJOGMECにて作成

出典：Empresas Eléctricas AGの情報を基にJOGMECにて作成

現在、SENの電力システムは再エネと従来型エネルギーが混在しており、太陽光発電や風力発電を中心とした再エネによる発電の開発が進んでいる。中長期的な開発計画としては、直流500kVのKimal‐Lo Aguirre間送電線（HVDC）相互接続の事業等が代表的である。同事業により、電力業界と政府間で交わされた脱石炭火力発電に関する合意に従い、チリの電力構造における脱炭素プロセスを具体化させるためのエネルギートランジションが促進されている。

SENは、2022～2024年にかけて稼働予定の発電所建設プロジェクト（合計4,877.4MW）が複数ある（表14）[8]。発電所建設プロジェクトは98.5％が再エネ（太陽光54.8％、風力36.5％、水力7.2％）によるものである。大規模な発電所建設プロジェクトの中でも、Enel社は1,248MWで全体の25.6％を占め、次に電力会社のColbún社が16％でそれに続く。また、Engie社及びAES社のように再エネを用いてチリの電力市場に新たに参入した企業も大きな割合を占めていることがわかる。

表15に送電システムに関する建設中の設備とその稼働予定日を示す。間もなく全国送電システムに組み込まれる建設中の送電線は計993kmに上り、その中でもEletrans社のプロジェクトは計322kmで全体の32.4％を占め、次にREDENOR社が277kmと続く。

出典：エネルギー省、チリ政府の情報を基にJOGMECにて作成

2014～2021年にかけてSENにおける電力需要は16％増え、大規模需要家（エネルギー価格をサプライヤーと直接交渉）は60％近く増加した半面、配電業者から供給される需要家（指定価格での取引）は18.6％減少した。

2015年に当局は規制を変更し、電力契約が500kW以上5,000kW未満の需要家は、指定価格または自由価格を選択できるようになった。この法改定は、価格規制の対象となる需要家向けに電力供給の入札制度が整ったことと総じて、配電会社のための電力供給の入札で平均落札価格の大幅な引き下げをもたらした。2013年の入札平均価格は128.9US$/MWhに対し、2017年には32.5US$/MWhまで下がった。

2017年に入札にかけられた計2,200GWhの電力は、2024～2041年まで指定された発電会社から供給される。将来の料金引き下げとなったこのシナリオは、指定価格対象の需要家の多くに自由価格の交渉を促した。2015年には需要家の指定価格から自由価格への移行が18件確認され、2018年には1,129件まで増えた。その結果、2017年以降は自由価格の需要家に対する販売額は指定価格を上回っている（図8）。

2021年のSENの総電力消費量（75,090GWh、図8）のうち、鉱業による同消費量は38.5％である。鉱業で最も電力消費量の割合が大きい地域はAntofagasta州であり、2021年の同消費量は16,614.1GWhで全体の57％に相当する（図9）。

鉱業において、ESG（環境、社会、ガバナンス）の中でも環境は益々重要なテーマになっている。チリには再エネポテンシャルがあり、ほとんどの鉱山分布域は日射量の多い地域または風力のポテンシャルが高い北部地域にある。従って、近年鉱業界は、利害関係者及び社会の要件に応えるため、新技術の開発・導入、また再エネの推進によりGHG排出削減に努めてきた。鉱業における再エネの使用率は2019年の3.6％から2021年には36.2％にまで増加しており、2022年には47.5％に達すると予測されている（図10）[9]。

再エネは、鉱山会社が直接再エネプロジェクトへの投資家として関与するもの、クライアントとして発電会社と再エネ供給契約を結ぶという2つの方法で鉱業に取り入れられており、後者が一般的である。

再エネを導入した主な鉱山会社を表16に示す[10]。直接利用により再エネを取り入れた鉱山会社は、CODELCOのGabriela Mistral部門のPampa Elvira太陽熱発電所（54GWh/年）やAnglo AmericanのLos Bronces銅鉱山尾鉱ダムのLas Tórtolas太陽光発電所（150MWh/年）等がある。また、Candelaria銅鉱山は、AES Gener社と契約を締結し、2023年から18年間において1,100GWh/年の再エネが供給されることになっている。さらに、Escondida銅鉱山及びSpence銅鉱山では、Colbún社と10年契約、Enel社との15年契約を締結したことにより、6.6TWh/年の再エネ供給を受ける。

出典：Cochilcoの情報を基にJOGMECにて作成

Cochilcoの「チリの鉱業投資プロジェクトポートフォリオ2021～2030」[11]によると、2028年までに予想されているプロジェクト51件の鉱業投資額は68,925mUS$と見込まれている。鉱業投資の中で銅の割合が87％と最大となっており、鉄、金、リチウムが続く（図11）。

2022～2031年までの銅鉱山における電力需要予測は、SEN北部での鉱業プロジェクトの操業開始に関連して、2025年にかけて需要の堅調な伸びが見られる（図12）。銅鉱山で電力消費量が大きく増加する要因として以下が挙げられる。

2031年における地域別に見た鉱業の電力需要予測では、Antofagasta州の割合が最も高く、次にAtacama州が続く（図13）。

グリーン水素は、再エネの電力を利用し、電解槽を用いて水を電気分解することで作られる。チリは北部に太陽光発電、また南部に風力発電のポテンシャルがあり、再エネから生産される電力の平準化エネルギーコストは、世界でも非常に競争力があると試算されている（図14）。

グリーン水素の生産には相当量の電力を必要とする。2021年、CNEは「2021～2041年の需要の予測に関する予備報告書」を作成する目的で、グリーン水素生産のための電力需要の予測を行っている（表17）。2030年以降は、グリーン水素生産のための電力需要が堅調に伸びることが予測されている。

出典：CNE 2021の情報を基にJOGMECにて作成

チリの電力市場は、電力を製造する発電部門、高圧電線を用いて電力を輸送する送電部門、低圧線で最終需要家への電力の販売・供給する配電部門の3つで構成されており、それぞれが独自の価格を設定している。

電力会社に支払われる価格は、需要家の種類により異なる。電力消費量が小規模（500kW未満）である場合は、規制市場需要家と呼ばれ、当局により定められた価格が配電会社に支払われる。電力消費量が大規模（5MW以上）である場合は、自由市場需要家と呼ばれ、発電会社や配電会社等の契約相手に対して、当事者間で自由に合意された価格を支払う。消費量が500kW以上5MW未満の需要家は、規制市場需要家か自由市場需要家になるかを選択することができる。

一方、送電部門では、全国、地方、専用、開発地区、国際の5つのシステムで構成されている。システム利用に対する支払い（専用送電システムに関しては、料金規制の対象となるユーザーの利用分も含む）は、それぞれの「単一使用料金（CU）」で構成され、自由価格と規制価格の両者の最終需要家が支払う電力供給料から徴収される。

発電部門では、商業活動に自然独占の性質が見られないため、競争原理のもと運営されている。発電会社は、常に電力供給が需要と等しくなければならないという原則に準拠し電力を販売する。これは価格を考慮する上で重要な2つの概念を定義する。1つ目はエネルギー（需要家が必要とする電流）の供給で、2つ目は電圧（発電ユニットの設備容量）の供給である。需要の要件を満たすには、この両方が常に利用可能な状態であることが必要である。図15に電力需要量と時間に関するAとBのケースを示す。期間内の総電力需要量は同じであるが、ケースBではケースAよりも特定の時間に需要が大きくなる。

これらの概念は電力規制にも含まれる。発電及び送電レベルでの電力供給の価格は限界費用であり、半年ごとにCNEが算出し「短期間の基本料金に関する報告書」に公表する基本電気料金とピーク時の料金の2つの要素で構成される。

短期の基本料金は発電及び送電レベルでの供給の限界費用の平均を反映している。今日では、主に電力供給契約における料金設定や、発電会社間の電力融通、配電会社の電力供給入札における上限価格の制定等に利用されている。短期の基本料金は2つの要素で構成されている。

（a）　基本電気料金

一定期間内において電力システムの推定限界費用の平均を考慮して計算され、その時点での運営及び配電の最小コストを用いる。基本電気料金PBEnrefは次の式で計算される。

（b）　電力ピークの基本料金

1年間で需要が最大になる時間帯に追加電力を供給するため、最も安価になる発電ユニットで設備容量を増やすための年間限界費用を用いる。一方、発電会社は、「大規模需要家向けの自由価格（規制なし）」、「入札プロセスを通じて確立される配電会社への規制価格」、「他の発電会社向けの電力及び電力ピークの実質限界費用」の3種類の販売方法により電力を供給する。要するに、発電会社には従来型の発電ユニット、再エネ、あるいは発電設備が小規模（PMG-PMGD）のいずれであっても、契約市場とスポット市場という2種類の市場が存在する。前者は自由価格の需要家及び配電会社に対し各供給契約で定められた価格での販売に限られ、後者は電力システムの実際の運用の結果として起こる発電会社間の取引であり、電力の実際の限界費用や半年毎にCNEが算出する基本料金で定められる価格で行われる（図16）。

スポット市場は、システム内で作られる電力の出入りのバランスをリアルタイムで取引する。回収量とは、発電会社が最終需要家と交わした契約上の消費電力量のことであり、供給は発電ユニットが実際に稼働した結果の電力量となる。電力の供給と回収は、それぞれ時間単位の限界費用と電力ピークの限界費用により価格が決まる。

2016年、チリはパリ協定に署名し、2050年までに地球温暖化、GHG排出量及び気候変動の影響を削減するためのガイドラインを示した。これに関連して、チリ政府は電力市場に関する中長期的な政策を確立している。エネルギートランジションにも必要な調和と持続可能な発展を促進するために、エネルギーがもたらす新たな機会を活用することが目的である。これにより、GHG排出量削減政策として、石炭火力発電設備の撤廃計画が打ち出されることになった。またチリ政府は、再エネを利用したグリーン水素とその化合物の生産及び輸出の促進を提案し、チリがCO2排出量の少ないクリーンエネルギーに基づく、地球上で最も競争力のあるエネルギー輸出国になるための戦略を策定している[12]。

一方、政府は技術的な変化や再エネの利用可能性に対応できるように電力規制を調整している。また、民間企業とともに、CO2排出削減を促進するための革新的な取り組みを推進している。技術革新の一例として、CENが開発したブロックチェーン技術がある。この技術は、再エネの電力を生産しSENに接続してから、その電力を購入した顧客が消費するまで、会計、認証、追跡が可能になる。目的は、その顧客の生産プロセスに再エネが使われたことを認定することである。また、再エネによる発電を更に後押しするものとして、分散型発電の推進がある。政府は、NCREを促進・深化させるために小規模企業や個人による自家発電を推進しており、その発展を阻む可能性のある障壁を取り除いている。

銅の生産・開発は、チリのGHG排出量の15％を占めており、Scope 1が5.4％、Scope 2が9.6％で構成されている[13]。鉱山操業における化石燃料の消費に関与する主なプロセスは、露天掘りの鉱石を採掘して輸送するために利用されるトラック（ディーゼル燃料）である。鉱山会社は、このGHG排出源を削減するために、エレクトロモビリティの導入ならびにグリーン水素を燃料として使用できるようにトラックを適応させる取り組みを行っている。Scope 1削減のもう1つの例は、鉱物浸出溶液の加熱プロセスにおいて、化石燃料を再エネに置き換えることである。Scope 2においても、銅鉱山では、購入する電力が再エネから得られる電力であることを保証するPPAを締結する等、積極的に削減を進めている。

チリは世界最大の銅の生産・輸出国であり、約560万t/年、世界の生産量の約28％を生産している。銅は電気自動車（EV）の普及、クリーンテクノロジー開発の鍵となる重要な金属として、今後も需要の拡大が見込まれる。しかし、銅鉱山会社はステークフォルダーないし市場から、採掘プロセスにおけるCO2排出量を最小限に抑えるようにという圧力がかかっている。世界中の銅鉱山会社は、責任ある生産方式に基づく経営により、エネルギー消費に関連する事業持続可能性指標（KPI）を用いてプロセスを認証している。この目的のため、「Copper Mark」[14]と呼ばれる認証システムが国際的に作成された。この取り組みにより、高い持続可能性基準を満たすプロセスによって銅が生産されていることが裏付けられる。この認証枠組みは、GHG排出量の削減や生物多様性の保護等、一連の課題を検証する独立監査で構成されている。また、Copper Markは、3年毎に認証基準の達成状況に関するモニタリングと再評価を実施する。現在、チリでは11の鉱山会社がこのプログラムに参加していて、クリーンエネルギーを利用して社会・環境への影響を低減することがいかに重要であるかを示している。

チリの電力市場を統治する主要な法律は、1982年に鉱業省の法令第1号として制定された電力事業一般法（LGSE）である。この法令の改正は、2006年5月12日に制定された法令第4/20,018号[15]に反映され、LGSEの統合、調整、体系化された文章が確立された。この同法令は、その後複数回改正されているが、最新の改正は2019年12月21日に法律第21,194号によって導入された。

電気事業一般法の主な改正点は、2016年7月20日の法律第20,936号（通称「送電法」）によって定められた。この法令により、新たに国家送電システムとCENが創設された。CENの法的任務は、（1）電力系統のサービスの安全性を維持すること、（2）電力系統の設備全体として最も経済的な運用を保障すること、（3）法律及びその他の現行の規則に従い、全ての送電系統へのオープンアクセスを保障すること、である。

設備の建設宣言

電力システムに相互接続する新規の発電・送電設備は、CNEから建設中であるという宣言を受ける必要がある。その設備の所有者または運営者は、設備を建設中であると宣言するための申請書をCNEに提出しなければならない。また申請と同時に、電力システムへの相互接続の予定日をCNE、CEN及びSECに通知する必要がある。相互接続の通知は、相互接続日の少なくとも3か月前に行わなければならない。

試運転段階とは、CENからの事前認可を受け、設備の相互接続と通電から始まり、各試験の終了までとしている。CNEから建設中と宣言され、CENから通電の認可を受けた設備のみが試運転を開始することができる。試運転開始時に、その設備の所有者または運営者は被調整者のステータスを取得する。

設備の稼働宣言

試運転の終了後、その施設の被調整者は、現行の規則を忠実に遵守していることを宣誓してCENに提出するものとし、CENはこの状況を検証する権限を持つ。その後、CENは技術基準で定められた期限内に、そのプロジェクトの稼働開始を承認する。

設備の廃止、変更、接続の切断

発電ユニット及び送電系統設備の故障または定期保守点検の目的以外の設備の廃止、重大な変更、接続の切断、運転停止をする場合は、CEN、CNE及びSECに事前に書面で通知しなければならない。発電ユニットの場合は24か月以上前、送電設備の場合は36か月以上前の通知が必要になる。

全国、地方及び開発潜在地域の送電系統設備の場合、故障や定期保守点検の目的以外の設備の撤廃、重大な変更、接続の切断、運転停止は、前項で示した義務や期間遵守に加えて、CENからの安全報告に従って、CNEから事前に承認を受ける必要がある。

重大ではない設備の変更に関しては、現行の規則に従って、30日以上前にCENに書面で通知しなければならない。小規模分散型発電の場合は、経済・開発・観光省の2005年最高令第244号又はこれに代わるものが定める規定が適用される。

チリの電力市場が直面する今後の主な課題は、石炭火力発電の撤廃と再エネの普及に伴うエネルギーマトリックスの変化を供給安定性と価格競争力を維持する形で実現することである。チリは現在、エネルギー市場と鉱業に不確実性をもたらすような重要な社会・政治的変化の真っただ中にある。

石炭火力発電所の廃止を考慮し、持続可能な電力供給と予想される限界費用にとって最も致命的なシナリオは、水不足または天然ガスで稼働するコンバインドサイクル発電所が使用できない場合であろう。天然ガスによるコンバインドサイクル発電所の運用において、脱炭素化を促進するために考慮すべき側面、特に技術的側面の重要性を後で述べる。

大規模鉱山の自由市場需要家は、現在の需要の大部分を長期的に契約している。しかし、世界的な排出量削減政策に基づき、現在及び将来の電力供給契約の脱炭素化に関心を持っている。上述のように、太陽光発電及び風力発電等のNCREのコスト低下により、配電企業の最新の入札での落札価格が大幅に低下し、市場に重要な影響を及ぼしている。

鉱業活動は、電力供給が長期的に十分であること、つまり、競争力のある価格で、1日24時間、週7日、持続可能な電力供給されることを要する。今後導入される発電設備の特性や石炭火力発電所の廃止計画を考慮すると、プラントファクターの高い技術（ダムの水力発電や天然ガス複合発電）のエネルギー量はほぼ一定、つまり需要増に比例して増加することはない。増加するエネルギー供給は、主にプラントファクターの低い太陽光発電等の変動型または不連続な電源からとなる。

実際、数年前まで従来型の技術に基づいたポートフォリオの開発を行っていた主要な発電会社（ENEL、AES、Colbún、Engie）は、新たな開発をNCREに向けている。2018年、これら4社の発電資産の97.1％が従来技術（石炭、ディーゼル、水力、ガス、石油）、2.9％がNCRE（バイオマス、風力、太陽光、地熱）に相当していた。2021年末には、割合がそれぞれ90.5％と9.5％となっている。今後は、NCREプロジェクトの購入等によってさらに促進されるだろう。またこれら4社は、CO2回収・貯留システムまたは同等の技術を持たない石炭火力発電所プロジェクトを今後開発しないことを公約している。

石炭火力発電所の廃止に伴うコスト試算については、「2025年までに石炭火力発電所を全廃するシナリオにおけるチリ国家電力システムの運用・供給の分析」[16]及び「石炭火力発電所なしのSENの運用・発展に関する研究」[17]をCENが実施している。本稿では、石炭火力発電所の所有者が、計画的かつ段階的に発電所の運転を停止または再変換するためのスケジュールと条件を設定できるようにすることを目的とした、後者について言及する。

本調査では、基本シナリオとして「石炭火力発電設備を廃止しない場合」を設定し、2020年から時系列で、耐用年数満了によるからの除却を考慮した6つの「石炭火力発電設備の廃止」分析シナリオと比較している。最も古いユニットについては、20年の技術的耐用年数を考慮し（40年の期間で定義）、過去10年間に使用開始したユニットについては、経済的耐用年数の満了を考慮し（25年で定義）、使用年数に応じて順番に廃止していく。分析したシナリオは、エネルギー省、CNE、CENが発表した参考情報を入力データとして使用している。また、新しい発電・送電インフラへの投資と電力システムの運用に関わるコストを考慮し、脱炭素化プロセスに関わるコストを試算している。脱炭素化するシナリオとしないシナリオの間では、システム運用と発電・送電投資の年間コストで1,200～2000mUS$の差が出た（図17）。

脱炭素化する場合としない場合の大きな違いは、「発電投資」という要素に現れている。これは、太陽光発電や風力発電等の技術だけでなく、集光型太陽熱発電（CSP）、揚水発電、天然ガス及びLNG等、SENの運転予備力を維持するための技術投資の必要性から正当化されている。国家送電システムへの投資に関しては、脱炭素化には、送電計画調査で現在決定されている送電工事を早める必要があると指摘されている。図18は、発電コストに関連して、システムの代表的な3つの母線（Crucero 220 [kV], Quillota 220 [kV], Charrúa 220 [kV] ）について、石炭火力発電を撤廃する場合（A1）と撤廃しない場合の電力の限界コストの年平均値を示したものである。限界費用は、分析期間の最初の数年間は同じような値を示しているが、2030年頃から石炭火力発電がより変動コストの低い発電ユニットに置き換わるため、電力の限界コストの年平均値が減少傾向になる。

電力供給の継続性の観点から、不確実性の高い将来を見据えて、SENを強化しコスト超過のリスクを軽減するために、分析した全てのシナリオにおいて、チリの北部と中部地域（KimalとLo Aguirre変電所）を容量2,000MWのHVDC送電ラインにより相互接続するという現行の送電システムプロジェクトの建設が必要であることが確認されている。さらに、ほとんどのシナリオで、2035年以降、北部と中部のS/E Nueva Taltal（Parinas）とLo Aguirreの間に、2,000〜3,000MWの第2のHVDCリンクが必要になることが明らかになっている。

将来の鉱山開発を可能にする安全で質の高い電力供給のためには、石炭火力発電所の廃止計画がもたらす影響を考慮する必要がある。特に、慣性力及び短絡電流の容量やレベルが最終的に低下することによる影響である。

石炭火力発電所の撤退によって、慣性のレベルに最も影響を受けるのは、Tarapacá州、Antofagasta州、Atacama州、Coquimbo州の各地域、つまり鉱山が多く稼働している地域である。変動性のNCREの普及率が高いため、最大の影響や慣性力の欠如が生じるのは日中になる。NCREが発展する一方で、電源及び送電線の切断に備えたバックアップが不可欠になっている。特に、蒸気タービンや水力タービン（火力、石炭、石油、ガスに加え、地熱、原子力、集光型太陽熱、水力）によって同期オルタネーターを駆動する発電ユニットによるバックアップである。同期発電技術の慣性力への貢献は、電力システムの安定性、特に一次周波数調整で使用する予備電源や、系統の同期性維持のために非常に重要な技術的側面である。

石炭火力発電の廃止に関するもう一つの重要な課題は、石炭火力発電に代わるベースロード発電が将来的にないということである。環境評価局（SEA：Servicio De Evaluación Ambiental）によると、現在環境アセスメント中の発電プロジェクトのうち、そのほとんどがNCREの太陽光発電または風力発電であることがわかる（表19）。電力貯蔵システムは、太陽光発電の余剰時に貯蔵し、不足時に電力注入を行うことで、電力システムの柔軟な運用に貢献することを目的としている。貯蔵システムには、熱、揚水発電、電池等様々なものがあり、いずれも開発を進めているが、コストが高く実用には時間を要する。

出典：SEAの情報を基にJOGMECにて作成

結果として、石炭火力発電所の廃止から蓄電技術が商業的に実現可能になるまでの間は、コンバインドサイクル発電や貯水池式水力発電が重要な役割を果たすことになると考えられる。しかし、近年は干ばつが増え、貯水池式水力発電の稼働率が低下していることから、天然ガスで稼働するコンバインドサイクル発電が重要になる。しかし、チリは天然ガスのほとんどを輸入に依存しているため、価格や供給リスクによって柔軟性が欠けることを考慮する必要がある。

今後、チリの電力市場でキーワードとなるのは、「持続可能な電力の安定供給」であろう。銅鉱山の電力需要予測において、2031年には対2022年比で25％増加すると予想されているとおり、チリ国内の電力需要は堅調に増加する。一方で、政府の目標どおり2040年までに石炭火力発電所を全て廃止する間、エネルギートランジションが円滑に進むのか不透明な状況である。現在、SENで進められている発電所建設プロジェクトの合計設備容量が約4,800MW（太陽光54.8％、風力36.5％、水力7.2％）であり、2022年の石炭火力発電所の設備容量約5,000MWと同程度である。しかしながら、その多くが変動型または不連続な電源に依存することから、持続可能な電力供給のためにさらなる再エネ導入を行うとともに、天然ガスによるコンバインドサイクル発電等の予備電源が必要になるだろう。

チリ北部には太陽及び風力ポテンシャルがあるが、中部の膨大な需要を満たすためには2030年創業開始予定のAntofagasta州からRegión Metropolitana de Santiago州にかけてのインフラ整備が一つの希望と言える。このように、持続可能な電力供給を目指すには再エネを普及拡大すれば問題解決というわけではなく、同時にインフラ強化が強いられている状況である。

チリはエネルギートランジションの重要な節目にかかっており、電力市場が著しい変化を迎えつつある昨今、本稿によってチリの電力市場の現状について理解する一助けになれば幸いである。

以上

（この報告は2023年3月30日時点のものです）