天然ガス火力発電市場調査レポート｜2035年6,640億4,000万米ドル、CAGR3.44％、クリーン電力への移行加速

天然ガス火力発電市場は 2025年の4,734億9,000万米ドルから2035年には6,640億4,000万米ドルに達し、2026年から2035年の予測期間に年平均成長率（CAGR）3.44％で成長すると見込まれています。再生可能エネルギーへの移行が世界的に進む一方、電力システムでは「脱炭素」と同時に「必要な時に確実に供給できる電源」の価値が高まっています。特にAI、クラウド、データセンター、半導体工場など電力集約型産業の拡大は、電力需要と系統運用を複雑化させています。この環境下で天然ガス火力は、単なる化石燃料発電ではなく、変動する再エネを補完しながら電力供給の安定性を維持する電源として、その役割が改めて問われています。

天然ガス火力発電とは、天然ガスを主燃料として電気エネルギーを生産するプロセスを指します。この方法では通常、タービンと複合サイクル発電所で天然ガスを燃焼させ、発電を行います。石炭と石油を燃料とする発電に比べてクリーンであるとされ、二酸化炭素、二酸化硫黄、および粒子状物質の排出量が大幅に少なくなっています。

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天然ガス火力発電を支える構造要因の一つが、太陽光や風力など変動型再生可能エネルギーの導入拡大です。発電量が天候に左右される電源の比率が高まるほど、需給変動を補完できる柔軟な発電能力が重要になります。加えて、生成AIを支えるデータセンター、先端半導体工場、電化された製造設備など、新たな大口需要が電力インフラに従来とは異なる負荷を与え始めています。こうした状況は、発電事業者だけでなく、LNG供給、ガスタービン、発電設備保守、電力制御、送配電インフラに関わる企業にも事業機会を広げます。一方、長期的な脱炭素化を前提とする以上、新設設備では将来的な低炭素化まで考慮した投資設計が重要になります。

市場の商機を捉えるには、発電容量の増減だけでなく、その周辺に形成されるバリューチェーンを見る必要があります。天然ガス調達やLNG輸送・受入設備、高効率ガスタービン、コンバインドサイクル発電、制御システム、設備保守・更新など、多様な領域が投資対象となります。特に既存設備を保有する事業者にとっては、全面的な新設だけでなく、効率改善や設備寿命延長、運転高度化によって収益性を確保する選択肢があります。また、電力会社、独立系発電事業者、産業需要家などでは必要とする設備規模や運転パターンが異なるため、機器メーカーや技術サービス企業には顧客ごとの運用条件に合わせた提案力が求められます。市場成長の恩恵は、発電事業者だけに限定されない点が重要です。

天然ガス火力発電の技術競争では、単純な設備容量よりも効率性、起動性、運転柔軟性、保守性が重要になっています。再エネ比率が上昇する電力システムでは、需要と供給の変化に合わせて出力を調整できる能力が設備価値を左右するためです。AIや高度なデータ分析を活用した予知保全、設備状態監視、燃焼・運転条件の最適化などは、停止時間の削減や保守費用の効率化につながる可能性があります。さらに長期的には、水素、アンモニア、CCUSなどを組み合わせた火力発電の脱炭素化も重要な技術テーマになります。経営層にとって重要なのは、現在の燃料効率だけで設備を評価せず、将来の燃料転換や排出削減技術への対応余地まで投資判断に組み込むことです。

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日本では経済産業省・資源エネルギー庁を中心に、安定供給、経済成長、脱炭素を同時に実現するエネルギー政策が進められています。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、火力発電が再エネの出力変動を補う調整力や系統安定化に重要な役割を担うことを踏まえ、必要な発電容量を確保しながら発電量を削減していく方向性が示されました。特にLNG火力については移行電源として確保するとともに、水素・アンモニア・CCUSなどによる火力の脱炭素化を推進する方針です。 企業側には、安定供給への貢献だけでなく、排出削減、設備効率、将来の脱炭素技術への対応を一体で考える投資戦略が求められます。

天然ガス火力発電市場には安定供給という明確な需要がある一方、LNG価格の変動、燃料調達リスク、地政学的不確実性、温室効果ガス削減要求、設備投資回収期間など、経営判断を左右する要因が重なっています。さらに、再エネ、蓄電池、原子力など他の電源との競争や、カーボンプライシングを含む制度変化も無視できません。日本のGX政策でも成長志向型カーボンプライシングの具体化が進められています。 そのため競争力を維持する企業は、LNG調達先の多様化、高効率設備への更新、デジタル保守、運転柔軟性の向上、排出削減技術への対応を個別施策ではなく一つの事業戦略として設計する必要があります。設備価格だけで競う企業と、発電所のライフサイクル価値を提供する企業との差は今後さらに明確になるでしょう。

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2035年に6,640億4,000万米ドルが予測される天然ガス火力発電市場を考える際、経営層が注視すべきなのは市場規模そのものだけではありません。電力需要増加、再エネ拡大、脱炭素規制、燃料安全保障という相反しやすい課題の接点に天然ガス火力が位置していることが、最大の事業的意味です。日本の第7次エネルギー基本計画でも、火力の必要容量を確保しつつ発電量を抑え、LNG火力を移行電源として位置付ける方向が示されています。 今後の投資では、発電効率だけでなく、短時間での出力調整、燃料調達力、デジタル運用、将来の低炭素燃料・CCUS対応まで含めた資産価値の評価が重要です。天然ガス火力を「残すか減らすか」ではなく、「どのような機能を持つ電源へ転換するか」が次の競争を左右します。

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年間のCO₂排出量の開示を必須とする : 天然ガス火力発電市場では、環境負荷の可視化が重要性を増しているため、主要サプライヤーに年間のCO₂排出量の報告を求めています。調達先ごとの環境影響を把握し、企業全体の脱炭素目標やESG戦略との整合性を評価しています。

主要サプライヤーを対象に段階的に開示を要求する : すべての取引先に一律で求めるのではなく、取引規模や事業上の重要性を基準に、主要サプライヤーから段階的に炭素排出量の情報を収集しています。これにより、サプライチェーン全体の排出削減に向けた優先順位を明確化しています。

Scope1・Scope2排出量を確認する : サプライヤー自身の事業活動に伴う直接排出量や、購入電力などによる間接排出量について開示を求めています。天然ガス火力発電関連の調達では、設備製造や部品供給に伴う環境負荷を把握することが重要な評価項目となっています。

Scope3を含むサプライチェーン全体を評価する : より高度な環境管理を進める企業では、Scope1・2だけでなく、原材料調達や輸送などを含むScope3排出量についても情報提供を求めています。長期的な脱炭素戦略を実現するため、サプライチェーン全体の排出削減機会を分析しています。

第三者認証や環境報告書を確認する : サプライヤーから提出される炭素排出量データについて、環境報告書や第三者認証などを活用して信頼性を確認しています。客観的な情報に基づいて取引先を評価することで、環境リスクの低減と持続可能な調達体制の構築を目指しています。

炭素排出量をサプライヤー評価基準に組み込む : 価格や品質、納期だけでなく、CO₂排出量や削減計画をサプライヤー選定の重要な判断材料として活用しています。今後の天然ガス火力発電市場では、安定供給と環境対応を両立できる取引先との長期的なパートナーシップが重要になります。

年1回の定期的な見直し : 多くの企業では、予算計画や事業戦略に合わせて年1回、調達戦略を総合的に見直しています。天然ガス価格、設備需要、環境規制、サプライヤーの状況などを分析し、コスト競争力と安定供給を両立できる調達方針を策定しています。

半年ごとに市場環境を評価する : 市場変動が大きい場合には、半年ごとに調達戦略を見直す企業もあります。燃料価格や物流コスト、為替変動、部品供給状況などを確認し、契約条件や調達先の最適化を行うことで、予期しないコスト上昇への対応力を高めています。

四半期ごとに調達計画を更新する : 重要な設備や原材料を扱う企業では、四半期ごとに需要予測と供給状況を確認しています。市場の変化を早期に把握し、在庫水準や発注計画、サプライヤー構成を調整することで、供給リスクを抑えながら効率的な調達を実現しています。

市場変動やリスク発生時に随時更新する : 天然ガス価格の急変、地政学的リスク、物流障害、規制変更などが発生した場合には、定期的な見直しを待たずに調達戦略を更新します。迅速な意思決定により、燃料や設備の安定確保と事業への影響最小化を図っています。

中長期の事業計画に合わせて更新する : 発電設備の新設や更新、脱炭素化への投資など、大規模な事業計画に合わせて調達戦略を見直しています。短期的なコスト削減だけでなく、将来的な設備需要や環境対応を考慮し、持続可能で安定した調達体制を構築しています。

データ分析を活用して継続的に改善する : デジタル調達システムや市場データを活用し、価格、納期、品質、供給リスクを継続的に分析しています。調達戦略を固定的な計画として扱わず、データに基づいて随時改善することで、天然ガス火力発電市場の変化に柔軟に対応しています。

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