インドの電力部門
発電と配電

電力部門インド
データ
電気の供給範囲100% [1]
供給の継続性都市部-23.4時間; 農村部-22.6時間 (2023-24) [2]
生産1824 TWh（2024-25年度） [3]
発電による温室効果ガス排出量（2023～24年度）12億450万トン [4]
平均電力使用量1人当たり1,395kWh（2023～2024年度） [5]
送電および配電損失17.68%（2022-23年度）[6]
機関
規制の責任中央電力規制委員会
政策設定の責任電力省

インドは、中国と米国に次いで世界第3位の電力生産国・消費国です。2024～25年度には1824TWhの電力を発電し、そのうち25%は非化石燃料によるものでした。[7] インドではほぼ全世帯の電化が達成されていますが、供給の質と信頼性は地域によって依然としてばらつきがあります。[8]

インドの電力は、公営および民間の公益事業体によって発電され、統一された全国送電網を通じて送電され、主に国営配電会社によって配電されています。このセクターは、競争、自由アクセス、そして独立した規制を導入した2003年の電力法以来、大幅な改革を経てきました。発電能力と送電能力は急速に増加しているものの、配電部門は、高い技術的損失と商業的損失、料金制約、そして補助金負担により、依然として財務的な圧迫に直面しています。

インドは再生可能エネルギーの導入においても世界をリードする国として浮上しており、2024～25年度の容量増加分の89%を再生可能エネルギーが占めています。[9]インドは低炭素エネルギーシステムへの移行の一環として、2030年までに500GWの非化石燃料容量を達成するという野心的な目標を設定しています。 [10]

歴史

インドで初めて電気が導入されたのは1879年、コルカタで電灯が実証された時でした。[11]その後1897年にダージリンにインド初の水力発電所が建設されました。[12]植民地時代には、電力供給は主に都市中心部や産業にサービスを提供する民間企業によって開発されました。

1947年の独立後、1948年の電力（供給）法により、中央レベルでは計画立案のための中央電力庁（ CEA ）が、州レベルでは州電力委員会（SEB）が設立されました。SEBは各州における発電、送電、配電を監督しました。この部門は、その後の五カ年計画を通じて急速に拡大し、石炭火力発電と大規模水力発電プロジェクトがインドの電力システムの基幹を形成しました。

しかし、すべての州が石炭や水力資源に恵まれているわけではありませんでした。そのため、ディーゼル発電機に頼らざるを得ませんでした。1960年代には、近隣州からの電力を補うために地域送電網が構想されました。

1970年代には、地方電化のための資金調達を目的としてRECが設立されました。しかし、発電量は需要の増加に追いつかず、石油価格ショックと相まって、中央政府は炭鉱を国有化し[13] 、 CIL、NTPC、NHPCを設立しました。

1980年代には農村電化が加速しました。しかし、州政府による票田政治によって料金が低く抑えられ、財政が逼迫しました。このセクターの更なる発展のため、資金調達ニーズに対応するためPFCが設立されました。

1990年代までに、全国送電網構想が概念化され、PGCILの設立につながりました。1991年の経済自由化は政策改革を促し、民間による発電事業への参加（免許取得による）を認め、1998年の電力規制委員会法により、中央レベル（CERC）と州レベル（SERC）に独立した規制機関が設立されました。

2000年代には、従来の法律を統合し、州営電力会社の分離を義務付ける2003年電力法が制定されました。競争を促進するため、発電と配電の免許は廃止され、送電にはオープンアクセスが導入されました。

2010年代には、すべての地域の送電網が完全に同期され、単一の全国送電網が形成されました。[14] DDUGJYやSaubhagyaなどの大規模電化プログラムにより、ほぼすべての世帯に電力アクセスが拡大されました。[15]インドはまた、国家太陽ミッションを通じて再生可能エネルギーの導入を推進し、再生可能エネルギーの世界的リーダーとしての地位を確立しました。

世代

2022年電力生産者トップ10

インドは世界第3位の電力生産国です。2024～2025年度のインドの電力会社は1824.2TWhの電力を生産し、そのうち約25%は非化石燃料による発電です。[7] 2014～2015年度から2024～2025年度にかけて、インドの電力生産量（電力会社のみ）は年平均成長率5%で増加しました。[16]

2003年の電気法で発電の免許が取り消されましたが、それ以来、民間の参加は2003年度の全体シェアの10％から2023年度には37％に増加しました。[17]

発電構成（2024～25年度）
部門別発電量（2003～23年度）
インドにおける電源別発電量と設置容量（公益事業）
ソース 発電量（2024～25年度）[18] [19] 累積設備容量（2025年3月現在）[19]
石炭 1331.6 221.8
油 0.4 0.6
ガス 31.4 24.5
核 56.7 8.2
水力発電 160.2 52.8
太陽 144.2 105.6
風 83.4 50
バイオエネルギー 15.9 11.6
合計 1824.2 TWh 475.2ギガワット
インドの発電量（TWh）
年 総化石 石炭 油 ガス 核 水力発電 小規模
水力発電 		太陽 風 その他 再生可能エネルギー総量 ユーティリティ 捕虜[20] 合計

国内

2011-12年[21] 708.4 612.5 2.6 93.3 32.3 130.5 51.2 181.7 922.5 134.4 1056.9
2012-13年[21] 760.5 691.3 2.4 66.7 32.9 113.7 57.4 171.2 964.5 144.0 1108.5
2013-14年[21] 792.1 745.5 2.0 44.5 34.2 134.8 65.5 200.4 1026.6 149.0 1175.6
2014-15年[21] [22] 877.9 835.3 1.6 41.1 36.1 129.2 8.1 4.6 33.8 15.3 191.0 1116.9 162.1 1279.0
2015-16年[21] [22] 943.8 896.3 0.4 47.1 37.4 121.4 8.4 7.4 33.0 17.0 187.2 1168.4 168.4 1336.8
2016-17年[6] [22] 993.5 944.0 0.4 49.1 37.9 122.4 7.7 13.5 46.0 14.4 203.9 1235.4 172.0 1407.4
2017-18年[6] [22] 1037.1 986.6 0.3 50.2 38.3 126.1 7.7 25.9 52.7 15.6 228.0 1303.5 179.8 1483.3
2018-19年[6] [23] 1072.3 1022.3 0.2 49.8 37.7 134.9 8.7 39.3 62.0 16.8 261.7 1371.8 213.1 1584.9
2019-20 [6] [24] 1042.8 994.2 0.2 48.4 46.5 155.8 9.5 50.1 64.6 14.1 294.1 1383.4 239.6 1623.0
2020-21年[6] [25] 1032.6 981.4 0.2 50.9 43.0 150.3 10.3 60.4 60.1 16.4 297.5 1373.2 224.8 1598.0
2021-22年[6] [26] 1114.8 1078.6 0.2 36.0 47.1 151.6 10.5 73.4 68.6 18.3 322.5 1484.5 209.3 1693.8
2022-23年[6] [27] 1206.4 1182.1 0.4 23.9 45.9 162.1 11.2 102.0 71.8 18.6 365.7 1617.9 211.9 1829.8
2023-24年[6] [28] 1326.6 1294.9 0.4 31.3 47.9 134.1 9.5 116.0 83.4 17.0 359.9 1734.1
2024-25年[18] [29] 1363.4 1331.6 0.4 31.3 56.6 148.6 11.6 144.2 83.3 15.9 403.6 1824.2
発生源別発電量（2014～2024年度）

注:

  • 石炭には褐炭が含まれる
  • その他 = バイオマス、バガス、廃棄物エネルギー

履歴データセットはここから取得できます。

世代構成（2011～24年度）

出典

化石燃料

インドは膨大な石炭埋蔵量を誇り、インドの電力発電の基盤としてベースロード電源を供給してきました。政府は、石炭は近い将来も重要な役割を担い、2030年から2035年の間にピークを迎える可能性が高いと示唆しています。[30]

国内供給の逼迫と輸入LNG価格の高騰により、ガス火力発電所の利用は制限されている。[31]石油火力発電は、主にピーク電力や非常用電源として利用されており、その役割はごくわずかである。

原子力

インドは、 NPCIL（原子力発電公社）が管理する加圧重水炉（PHWR）群を稼働させている。政府は2047年までに100GWの原子力発電設備容量を確保するという目標を掲げ、2031～32年までに22.5GWに到達するための取り組みを開始している。また、2033年までに少なくとも5基の自国設計・運転可能な小型モジュール炉（SMR）を開発することを目指している。 [32]

再生可能エネルギー

再生可能エネルギーによる発電量は、2011～2012年度の181.7TWh [21]から2022～2023年度には365.7TWh [27]へと倍増しました。しかし、この期間における再生可能エネルギーの総発電量に占める割合は20%程度にとどまっています。この割合は、政府が2030年までに500GWの非化石燃料発電設備を導入するという目標を掲げていることから、2030年までに40%に達すると予想されています[33] 。 [10]

大規模水力発電は歴史的に国内の再生可能エネルギー発電の大部分を占めてきたが、急成長を遂げている太陽光発電は2024～25年度の時点でほぼ追いついている。[29]風力エネルギーは比較的穏やかだが着実な成長を見せている。

バイオエネルギーは過去10年間、約16TWhとほぼ横ばいの発電量を維持してきました。しかし、政府は2024～25年度から火力発電所におけるバイオマス混焼の5%を義務付けており、今後増加する可能性があります。この義務は2025～26年度から7%に引き上げられます。[34]

ストレージ

エネルギー貯蔵システム(ESS) は、断続的かつ変動する再生可能エネルギー源からの電力網の安定性を維持し、低炭素電力の 24 時間供給を可能にします。

インドのエネルギー貯蔵容量
累積設置数（2024年12月）[35] 必要容量（2026～27年）[36] 必要容量（2031～32年）[36]
PSH 4.8ギガワット 7.5GW / 47.7GWh 26.7GW / 175.2GWh
ベス 0.1ギガワット 8.7GW / 34.7GWh 47.2 GW / 236.2 GWh
合計 4.9GW 16.1GW / 82.4GWh 73.9GW / 411.4GWh

インドはバッテリーシステムの輸入コストが高いため、現在、揚水発電に依存している。インドは214.6GWの揚水発電の潜在能力を特定しており[37]、2030～31年度までに少​​なくとも50GWを導入する計画である[38] 。 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[39] [40] 。

政府は、バイアビリティギャップ・ファンディングを通じてBESSの開発を支援しています。この制度は2023年9月に発表され、2030～31年までに4GWhのBESSプロジェクトの開発を想定しています。[41]バッテリー価格の低下により、目標は後に13.2GWhに引き上げられました。[42]

太陽熱発電はエネルギー貯蔵特性に優れていることから、新たな関心が寄せられています。2025年時点で、インドの太陽熱発電設備容量はわずか329.5MWで、そのうち稼働しているのはわずか101MWです。[43]

フライホイールエネルギー貯蔵、圧縮空気貯蔵、グリーン水素などの多くの貯蔵技術は、開発の初期段階にあります。

送電と配電

発電所で発電された電気は、長距離送電においてもロスを最小限に抑えるため、高圧（765kV、400kV、230/220kV）に昇圧されます。その後、需要地に近い場所で低圧に降圧され、最終消費者に電力を供給します。

2013年に同期化された全国送電網は、220kV以上の州間送電システム（ISTS）と州内送電システム（Intra-STS）で構成されています。ISTSは、主に中央送電会社（PowerGridが100%所有）によって管理されており、一部の例外を除き、民間事業者による料金ベースの競争入札ルートでの参加も行われています。[44] Intra-STSは各州の州送電会社によって管理されています。プロジェクトは、 SERCによって決定される閾値を超える費用については、州政府によって競争入札プロセスを通じて開発されます。[44]

政府は、費用対効果の高い方法で送電能力を高めるために、既存の送電線や変電所を高電圧に改造することがよくあります。[45]さらに、送電計画は再生可能エネルギーの目標と整合しており、2032年までにラジャスタン州、グジャラート州、アーンドラ・プラデーシュ州の大規模な地域を含む約613GWの再生可能エネルギー容量を撤去する計画です。[46]

送電網の拡張[46]
2017-22年度の成績 2022-27年の目標 2027-32年度計画
送電線（回線km） 4,56,716 5,71,403 6,48,190
変電所の変電容量（GVA）（HVDCを含む） 1104.5 1881.8 2345.1

電力配電部門は依然として最も財政的に厳しい部門である。配電会社（DISCOM）のほとんどは国営であり、デリーやオリッサなど一部の地域では民間免許を持つ事業者が営業している。[47]配電部門の特徴は、

  • 高い総合的な技術的損失と商業的損失（2000年代初頭には30％を超える[48] 、 2013-14年度には22.6％[49]）
  • 平均供給コスト (ACS) と平均実現収益 (ARR) のギャップ。

技術的損失は、変圧損失、線路損失、無効電力補償不足による力率低下などから生じます。商業的損失は、盗難、メーターの不正確さや故障、請求処理の非効率性（請求処理における誤り）、および回収の非効率性などから生じます。

政府は配電会社（DISCOM）の財務状況と業務効率の改善を目指し、IPDS、UDAY、RDSSなど、複数の取り組みを開始しました。改善は見られるものの、高額な損失、持続不可能な料金、補助金への依存、地域格差といった慢性的な問題が、依然として業界全体の業績に影響を与えています。

DISCOMのパフォーマンスの概要[50]
2022-23年度 2023-24年度 2024-25年度
純エネルギー販売量（TWh） 1022 1128 1214
請求効率（％） 85.9 86.8 86.9
回収効率（％） 97.4 97.6 96.5
AT&C損失（％） 16.4 15.4 16.1
ACS-ARRギャップ（INR/kWh） 0.4 0.6 0.4
未払い債務（INR Cr.） 7,59,741 6,72,282 7,52,677
累積損失（INR Cr.） 6,06,277 6,59,340 6,92,269

消費

一人当たり消費量（2011-22年）[51] [52]

インドは2023-24年度に総電力消費量が1622TWhとなり、2024-25年度には1694TWhになると推定されている。[53]

一人当たり消費量は2023-24年度に1395 kWhに達し、2024-25年度には1538 TWhと推定されている（2025年1月現在）。[53] [15]この数値は、2022年の世界平均3486 kWhと比較すると比較的低い。[52] 2021年3月31日時点で、各州の報告によると、国は100％の世帯電化を達成した。農村部の希望する未電化世帯と都市部の希望する貧困層の未電化世帯すべてに電力接続が提供された。[54]

部門別消費（2022～23年度）

2013-14年度から2024-25年度（2025年1月まで）の間に、電力供給時間は農村部では12.5時間から22.6時間に、都市部では22.1時間から23.4時間に増加しました。[55] [56]

2026-27年度の推定消費量[57]
地域 消費量（TWh）
北部 491.3
西洋 502.2
南部 403.1
東部 193.7
北東部 19.8
合計 1610.1

注：エネルギー必要量（損失を考慮）は1907.8TWhとなる。[57]さらに、これらの推定は2020年に行われ、国家水素ミッションなど、国の電力需要に影響を与える可能性のあるさまざまな計画されたイニシアチブについて政府が目標を達成するという「楽観的」シナリオに基づいている。

部門別消費（2011-22年）[52]

居住の

住宅部門では、主にエアコン、冷蔵庫、扇風機などの家電製品が使用されています。急速な都市化と農村部の電化が消費を牽引してきました。世界的な気温上昇に伴い、住宅需要は冷房ニーズによって牽引される可能性が高いでしょう。消費を促進するために政府が講じている措置には、基準とラベル表示（消費者がエネルギー効率の高い製品を識別できるようにする）、UJALA（LED電球）、Go Electricキャンペーン（電動モビリティと電気調理の促進）などがあります。

産業

産業セクターには、製造業（自動車、繊維、鉄鋼、セメント）、化学、鉱業、建設が含まれます。鉄鋼、アルミニウム、セメントといったエネルギー集約型産業は、需要に大きく貢献しています。インドは「メイク・イン・インディア」と国家グリーン水素ミッションを通じて主要な製造拠点を目指しており、今後需要は増加すると予想されます。「パフォーマンス・アチーブ・アンド・トレード」スキームは、このセクターのエネルギー効率を向上させるための政府の主要な施策です。

コマーシャル

商業部門には、オフィス、小売店、ショッピングモール、ホテル、レストランなどが含まれます。都市化の進展とサービス部門の成長に伴い、この部門における電力需要は着実に増加しています。エネルギー効率の高い技術や持続可能な建築手法の導入は、消費量の伸びを抑制する上で役立っています。

農業

灌漑ポンプは、このセクターにおける主要な消費源です。多くの州では、農業用電力は補助金支給または無償提供されており、これが非効率性と高い消費レベルにつながっています。[58]政府は、太陽光発電灌漑システム（PM-KUSUM）とエネルギー効率の高いポンプ（AgDSMの一部）の普及促進を通じて、このセクターにおけるエネルギーの浪費削減に取り組んでおり、将来の需要抑制につながることが期待されています。

その他

これには、公共照明、水道、下水道を含む自治体部門が含まれます。MuDSMはエネルギー消費量を削減するために導入されました。

政府によるセクター横断的なエネルギー効率向上への取り組みの結果、2011-12年度から2020-21年度の間に210TWhの純エネルギー節約が達成されました。2020-21年度においては、年間節約量の56%が産業部門、40%が住宅部門によるものでした。[36]

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接続され、バングラデシュ、ミャンマー、ネパールとは非同期接続されています。[59]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）が提案されています。[60]シンガポールとUAEは、輸入電力は輸出国で再生可能資源から発電されたかどうかにかかわらず、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構築してインドから電力を輸入し、炭素排出量を削減することに関心を持っています。[61]

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。[62] [63] 2016～2017年以降、インドは電力の純輸出国となっており、2021～2022年には9,232Gwhの電力を輸出し、7,597Gwhの電力を主にブータンから輸入した。[64] [65] [66] 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。[67]

インドによる電力取引（百万kWh）
会計年度 ブータン ネパール バングラデシュ ミャンマー 合計
2023-24年[68] +3,763 -154 -8,413 -8 -4,812
2024-25年[69] +4,466 +497 -8,118 -9 -3,164

純輸出（-）および純輸入（+）。上記のバングラデシュ向け輸出には、インド国内にあるもののインドの電力網に接続されていない1600MWの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、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、総延長約7,000キロメートルの国際送電網へと転換する計画が立てられている。[70] [71]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電力需要に対応できるようになる。[72]

ガバナンスと規制の枠組み

インド憲法において、電力は同時に規定されている主題です。そのため、中央政府と州政府の両方がインドの電力セクターに関する立法を行うことができます。このセクターは主に、2003年電力法と2001年エネルギー節約法によって規制されており、これらの法律は発電、送電、配電、エネルギー効率に関する規制と政策の基盤を定めています。

中央レベル

電力省は、インドの電力セクターの発展を監督する中核的な省庁です。計画策定、政策立案、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モニタリング、研修および人材育成、火力発電・水力発電、送電・配電網に関する法律の施行・管理を担当しています。また、インド電力法（2003年）および省エネ法（2001年）の施行も担当しています。[73]

中央電力庁（CEA）は同省の技術諮問機関であり、同省は5年間の国家電力計画を通じてデータの収集と普及にも責任を負っている。[74]

新再生可能エネルギー省（MNRE）は、再生可能エネルギー技術の開発と推進を担う中核的な省庁です。MNREは、研究、設計、開発、製造、導入を促進し、技術基準を設定し、国内の再生可能エネルギーコストを世界基準に整合させることに尽力しています。[75]

中央電力規制委員会（CERC）は、国家レベルで電力部門の規制を担う独立した法定機関です。中央政府が所有または管理する発電会社の料金を規制し、州間送電の規制、ライセンス発行、料金決定を行います。[76]

州レベル

州電力規制委員会（SERC）は、州レベルの独立規制機関として、料金の決定、ライセンスの発行、競争の促進、消費者保護の確保などを行います。SERCは2003年電力法の指針に基づいて運営され、州間の問題についてはCERCと連携します。

電力市場

インドの電力市場では、発電事業者、配電事業者、大口消費者の間で、相対契約または電力取引所を通じて電力が取引されています。相対契約は二者間で交渉され、多くの場合長期契約であるため、安定した価格が提供されます。電力取引所では、売買入札が匿名で提出され、集約される集団取引を通じて電力が取引されます。市場は需給均衡に基づいて清算され、需要曲線と供給曲線の交点によって市場清算価格（MCP）と市場清算量（MCV）が決定されます。電力取引所は、長期的な契約を補完するとともに、効率的な価格の発見を可能にします。

インドにはIEX、PXIL、HPXの3つの電力取引所があり、前日市場、リアルタイム市場、先日市場などの商品を提供しています。これらの取引所はCERCの規制下にあり、再生可能エネルギー証書の取引も認められています。2024年度から2025年度にかけて、供給された1,692TWhのうち、143.7TWh（約8.5%）が電力取引所を通じて取引され、残りは長期契約または二国間契約に基づいて供給されました。[77] 8.5%という数字は、取引所がはるかに大きなシェアを扱っている自由化市場を持つ国と比較すると、比較的小さいものです。

複数の電力取引所は分断を招き、価格形成のばらつきにつながります。CERCは、単一の清算価格を確立し、調達を簡素化し、コスト予測可能性を向上させ、配電会社（DISCOM）と産業界の管理負担を軽減するとともに、価格形成とシステム効率を向上させるために、市場連携を命じました。この連携は、シャドーパイロットプロジェクトを実施した後、2026年1月までに前日市場（Day-Ahead Market）に導入される予定です。このプロジェクトでは、1日あたり1億4000万ルピーの節約が見込まれます。[78]

CERC は、パイロット実行と協議を経て、リアルタイム マーケットやタームアヘッド マーケットなどの他のセグメントも連携させる予定です。

環境問題

電力部門からのCO2排出量（2013-23年）[79]

インドの電力セクターは、化石燃料、特に石炭への依存が続いていることが主な原因で、環境に大きな影響を与えています。再生可能エネルギーの発電容量は急速に拡大しているものの、依然として石炭が発電構成の大部分を占めており、大気汚染や水質汚染、土地の劣化、温室効果ガスの排出といった深刻な問題を引き起こしています。

大気汚染

2015年以前は、火力発電所は粒子状物質の基準（210MW以上では150mg/Nm3、210MW未満の発電所では350mg/Nm3）を満たすだけでよく、排出物の適切な拡散のために煙突の高さの基準（500MW未満では220m、500MW超では275m）が設定されていました。[80]

2015年12月、MoEFCCは火力発電所に関する以下の規制を導入しました。

排出基準（mg/Nm3）[81]
インストール日 首相 SO2 NOx 水銀
2004年1月以前 100 600（< 500MW） 600 0.03 (≥ 500MW)
200（≥ 500MW）
2004年1月 – 2016年12月 50 600（<500MW） 当初: 300

改訂: 450 [82]

0.03
200（≥ 500MW）
2017年1月以降 30 100 100 0.03

発電所は2017年12月までにこれらの基準を遵守する必要がありました。技術的・経済的制約により、このタイムラインは後に2022年まで延長されました。[83] SO2排出コンプライアンスに関連する課題が根強いため、2021年3月に環境・森林・森林・エネルギー省は火力発電所を所在地に基づいて分類し、それぞれにタイムラインを指定しました。

カテゴリー 場所の基準 廃止予定のない工場の期限 コンプライアンス免除の退職期限
カテゴリーA NCRまたは人口10L以上の都市から半径10km以内（2011年国勢調査による） 2022年12月

SO2の場合：2022年12月、その後2024年12月、[84]その後2027年12月[85]

2022年12月

SO2の場合：2030年12月

カテゴリーB 重大汚染地域または非達成都市の半径10 km以内（CPCBによる） 2023年12月

SO2の場合：2023年12月、その後2025年12月、[84] 、その後2028年12月、[85]、その後任意とされる[86]

2025年12月

SO2の場合：2030年12月

カテゴリーC 残りの植物 2024年12月

SO2の場合：2026年12月[84] 、その後2029年12月[85] 、その後免除[86]

2025年12月

定められた期限を過ぎても遵守されない場合は、180日までは1ユニットあたり0.2ルピー、180日から365日までは1ユニットあたり0.3ルピー、365日を超える場合は1ユニットあたり0.4ルピーの環境補償金が課せられる。[84]

水と土地への影響

石炭採掘、特に露天掘りは、国内のいくつかの地域で森林破壊、土地の劣化、およびコミュニティの移住を引き起こしています。

石炭火力発電は冷却に大量の水を必要とするため、特に水不足地域では地域の水資源に負担をかける可能性があります。さらに、温水を河川や湖沼に排出すると、熱汚染を引き起こし、水生生態系に影響を及ぼす可能性があります。2015年12月、環境・森林・森林・環境相（MoEFCC）は、 2017年12月を期限として、火力発電所に関する以下の規制を導入しました。しかし、遵守状況は依然として不均一です。[87]

インストール日 比水消費量[81]
2017年1月以前 3.5 m3/MWh
2017年1月以降 初期: 2.5 m3/MWh

改訂：3 m3/MWh [87]

温室効果ガスの排出

1kWhあたりのCO2排出量（2013-23年）[79]

インドは2020-21年度に29億5,900万トンのCO2換算排出量（LULUCFを除く）を排出し、 [88]電力部門は9億2,810万トンのCO2を排出し、[79]総排出量の31%を占めた。

この部門は2023-24年度に1204.5トンのCO2を排出し、加重平均排出強度は発電量1kWhあたり0.703kg CO2であった。[79]

パリ協定に基づく最新のNDCでは、インドは2030年までに非化石燃料ベースの発電能力の50%を設置することを目指している。[89]総排出量は2029-30年度に1114 MT CO2に達し、平均排出係数は0.477 kg CO2 / kWhになると推定されている。[33]

課題

インドの電力部門は、発電、送電、配電、消費にわたる多くの課題に直面しています。

世代

  • 石炭への依存：再生可能エネルギーの成長にもかかわらず、石炭火力発電は依然として発電の大部分を占めており、大気汚染と二酸化炭素排出を引き起こし、気候変動を加速させています。大気汚染物質は太陽光を散乱・吸収するため、太陽光発電システムに到達する光量を減少させます。また、気温上昇は太陽光発電システムの効率を低下させます。[90]

送電と配電

  • 高い 技術的損失：政府のさまざまな制度による改善にもかかわらず、T&D損失は2023年度から2024年度にかけて19.2%に達する。[91]
  • 高い商業損失：請求効率の悪さ（2023-24年度で86.9% [92]）、徴収効率の悪さ（2023-24年度で96.5% [93]）、電力盗難により、遅延、キャッシュフローの問題、DISCOMの収益損失が発生します。
  • 補助金と政治的介入：農業など特定の部門への無料または低価格の電力供給は国家財政に負担をかけている。[94]票田政治によって農家の電気料金は人為的に低く抑えられており、無駄な消費につながることが多い。

消費

  • 供給の質：インドは100％の世帯電化を達成しているが、特に農村部の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。[8]

参照

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