電力中央研究所 研究資料
NO. Y16507

固定価格買取制度（FIT）による買取総額・賦課金総額の見通し（2017 年版）

2017 年 3 月

一般財団法人電 力 中 央 研 究 所

固定価格買取制度（FIT）による買取総額・賦課金総額の見通し（2017 年版）

朝野 賢司＊1*1 社会経済研究所

エネルギーシステム分析領域 主任研究員－1－©CRIEPI

研究資料
固定価格買取制度（FIT）による買取総額・賦課⾦総額の⾒通し（2017年版）
電⼒中央研究所 社会経済研究所主任研究員 朝野 賢司

平成29年3⽉

研究の背景と⽬的 背景

2015年7⽉に発表された⻑期エネルギー需給⾒通し（以下、エネミックス）では、⾮化⽯電源⽐率（対発電電⼒量⽐）を2030年44%とする⼀⽅で、⽕⼒・原⼦⼒等の燃料費に固定価格買取制度（以下、FIT）の買取総額を加えた「電⼒コスト」を、2013
年9.7兆円から、2030年9.1〜9.5兆円とマイナス5%程度に抑制することを明らかにした[1]。

「電⼒コスト」の中で、FIT買取総額については2030年単年で3.7〜4.0兆円とした。
その中で、地熱・⽔⼒・バイオマスの買取総額（約1.0〜1.3兆円）を決め、残り2.7兆円を太陽光（以下、PV）と⾵⼒で配分した[1]。



しかし、エネミックスでは、将来の賦課⾦総額・買取総額の推移や累積額は⽰されていない。また
地熱・⽔⼒・バイオマスの設備利⽤率等の想定は、実績値との乖離が⼤きい。したがってエネミックスの想定のままの設備利⽤率等とした場合、エネミックスが掲げる再⽣可能エネルギー（以下、再エネ）の⽐率が実現できるのか不透明である。

 ⽬的
 本研究は⽂献[7]の改訂版として、次の3点を明らかにする。
① エネミックスの再エネ⽐率22%が実現する場合についてのFIT買取総額・賦課⾦総額を推計する。
② エネミックスにおける地熱・⽔⼒・バイオマスについての設備利⽤率等の前提条件を確認し、現実的な導⼊量を推計する。
③ 同時に、②の不⾜分を、PV・⾵⼒で代替する場合に必要となる設備容量を明らかにする。
2

成果の概要①
エネミックスの再エネ⽐率が実現する場合についてのFIT買取総額と賦課⾦総額の試算
兆円／年

5

4

年間賦課⾦総額と買取総額の推移（2012年度〜2030年度）

単位:兆円

2030年

2050年

4469

5994

累積賦課⾦額
累積買取総額

買取総額(当所推計)

賦課⾦総額(当所推計)
3
買取総額(実績値)

買取総額

2(政府想定値)

1

賦課⾦総額(実績値)

0
2012

2015

2020

年度

2025

2030

FIT買取総額は2030年単年で4.7兆円と推計される。これは2016年の買取総額(実績値)2.3兆円の2倍、エネミックスにおける政府想定(2030年単年で3.7〜4.0兆円）を0.7〜1兆円上回る。また、累積買取総額は2030年までに約59兆円、エネミックスが想定した全てのFIT電源の買取期間が終了する2050年までに約94兆円に達する。



FIT賦課⾦総額は2030年単年で3.6兆円であり、これも2016年の賦課⾦総額（実績値）1.8兆円の2倍である。また、累積賦課⾦額は2030年までに約44兆円、エネミックスが想定した全てのFIT電源の買取期間が終了する2050年までに約69兆円に達する。
他⽅、2019年以降、買取総額・賦課⾦総額の上昇ペースが緩やかになる

政府想定を上回るのは、⾮住宅⽤PVの既認定分がFIT実施後の割⾼な買取価格である等による買取期間が終了する住宅⽤PVが出てくることによる(2009年に開始された余剰電⼒購⼊制度の買取期間終了）

3

成果の概要②と③
地熱・⽔⼒・バイオマスについてのエネミックスの前提条件を再検討


地熱・⽔⼒・バイオマスの設備利⽤率等に、現実的な想定（実績値等）を⽤いると、再エネ⽐率は、エネミックスが掲げる2030年22%から、5.4％（約580億kWh）不⾜する可能性がある
この不⾜分をPVと⾵⼒で代替する場合、必要となる設備容量は、PVが1億kW、⾵⼒発電が約1900万kWとなる（エネミックスにおける⽬標値は、それぞれ6400万kWと1000万kW）。


例えばPVの1億kWの導⼊は、太陽光発電協会が掲げるビジョン[8]としての数字である。しかし、2030年までの残された僅かな期間の中で、PVと⾵⼒のエネミックスの⽬標値を上回る導⼊が現実的と⾔えるのかは、慎重な検討が必要
エネミックスにおいても、PVと⾵⼒の⾃然変動電源は、出⼒が安定した地熱等と電源特性が異なるとされている。したがって、地熱等の代替として、PVと⾵⼒をエネミックスの⽬標値を上回る導⼊を⾏うのであれば、蓄電池等の設置費⽤が必要となる可能性が⾼い。

25%

再エネ全体
+約7%

20%

14.7%
15%

10%

〜22%

利⽤率等
諸元を考慮

バイオマス,4.6%

5.4%不⾜地熱, 1.1%

バイオマス, 1.1%
地熱,0.3%

バイオマス, 0.3%
地熱, 0.4%

⽔⼒, 9.7%

⽔⼒, 9.2%

⾃然変動電源+約5%

⽔⼒, 8.1%

⾵⼒, 1.7%

⾵⼒, 1.7%

太陽光, 7.0%

太陽光, 7.0%

既導⼊量

エネミックス（政府想定）

地熱・⽔⼒・バイオマス等

2015年度

2030年

下振れする場合

5%

⾵⼒, 0.3%
太陽光, 4.0%

0%

約4%

8.7%

（試算結果）

4

本資料の構成
1. ⻑期エネルギー需給⾒通し（エネミックス）の概要と本研究の⽬的
2. FIT買取総額・賦課⾦総額の試算
3. 地熱・⽔⼒・バイオマスについて設備利⽤率等の検討
4. 試算結果を踏まえた⽰唆
参考⽂献

5

1.⻑期エネルギー需給⾒通し（エネミックス）の概要と本研究の⽬的

6

「⻑期エネルギー需給⾒通し（エネミックス）」では⾮化⽯電源⽐率を〜44%に設定
エネミックスでは、再エネを2030年度に総発電電⼒量⽐22〜24％（2,366〜2,515億kWh）に設定[1]⇒エネルギー基本計画[2]の導⼊⽬標 「21％（2,140億kWh）以上」 を数値上クリア

電源構成

電⼒需要経済成⻑
1.7%/年

徹底した省エネ（総発電電⼒量）
1,961億kWh程度 12,780億kWh程度（対策前⽐▲17%）
省エネ（総発電電⼒量）
１７％程度
10,650億kWh程度 地熱 ︓ 1.0〜1.1％程度

９,６６６億kWh

再エネ
１９〜２０％程度

⽔⼒ ︓ 8.8〜9.2％程度
再エネ
２２〜２４％程度 ﾊﾞｲｵ ︓ 3.7〜4.6％程度

原⼦⼒
１８〜１７％程度

⾵⼒ ︓ 1.7％程度
原⼦⼒
２２〜２０％程度 太陽光 ︓ 7.0％程度

９,８０８億kWh

ＬＮＧ
２７％程度

ＬＮＧ
２２％程度
⽯炭
２２％程度

⽯炭
２６％程度

⽯油２％程度

⽯油３％程度

出典:⽂献[1]7

エネミックスでのFIT買取費⽤の考え⽅
2030年度の「電⼒コスト」を▲5%（対2013年度⽐）とすることで、決着させた
 ⾒通し⼩委では、⽕⼒・原⼦⼒等の燃料費とFIT買取総額をあわせた「電⼒コスト」を、2013年
度9.7兆円から、2030年度9.1〜9.5兆円とマイナス5%程度とすることに設定。
 2030年度のFIT買取総額3.7〜4.0兆円とし、その中で、地熱・⽔⼒・バイオマスの買取総額（約1.0〜1.3兆円）を決めた、残り2.7兆円を太陽光（以下、PV）と⾵⼒で配分した。
15年度買取総額は
12 兆円
既に1.8兆円▲5%10

9.1〜9.5兆円

9.7兆円

8燃料費, 9.2

再エネ買取総額 系統安定化費用,

40.1

その他再エネ,
1.72

その他再エネ, 0.5

太陽光, 0.3
2013年度

3.7〜4兆0.5 太陽光, 1.3 1.8兆円

その他再エネ, 0.20燃料費, 5.3

燃料費, 9.26円

太陽光, 2.3兆円2015年度

2030年度8エネミックスにおける計算諸元の問題点
1.

エネミックスでは将来の賦課⾦総額・買取総額の推移や累積額は⽰されていない。
 エネミックスで⽰されているのは、2030年度の買取総額のみ
 莫⼤なPVの既認定・未運開設備を考慮すると、エネミックスが想定する買取総額に収まるのか不透明 エネミックスでは、⾮住宅⽤PV(既認定分)を「5200万kW、総額2.2兆円」と想定。 ⇒「⾒通し」の買取総額を遵守できるか否かは、買取総額の⼤半を占めるPV既認定分の想定に依存
 しかし、2017年1⽉に公開された⽂献[5]では、PVの「接続申込済6753万kW、契約済4747万kW」に達するとされる。

2. 地熱・⽔⼒・バイオマスの設備利⽤率等の想定は、実績値との乖離が⼤きい。
したがってエネミックスの想定のままの設備利⽤率等とした場合、エネミックスが掲げる再エネの⽐率が実現できるのか不透明である。


エネミックスでは、例えば地熱の設備利⽤率を83.2%と想定しているが、⽂献[6]が指摘するように2010年度から4年間の実績値は56%と低迷している。
同様にバイオマスも設備利⽤率を80％としているが、バイオマス⽐率等が考慮されていない。
9

本研究の⽬的2030年までに政府⽬標に沿ってPV[3]と⾵⼒[4]のコストダウンが進むと仮定し、次の3点を明らかにする。
①エネミックスの再エネ⽐率が実現する場合についてのFIT買取総額・賦課⾦総額を推計する。
②エネミックスにおける地熱・⽔⼒・バイオマスについての設備利⽤率等の前提条件を確認し、現実的な導⼊量を推計する。
③同時に、②の不⾜分を、PV・⾵⼒で代替する場合に必要となる設備容量を明らかにする。

10

2.FIT買取総額・賦課⾦総額の試算

11

計算諸元
エネミックスの再エネ⽐率が実現する場合についてのFIT買取総額と賦課⾦総額の試算
設備容量万kW

発電量億kWh

住宅⽤PV

90095

⾮住宅⽤PV(既認定分)

5200618

⾮住宅⽤PV(追加)

300

陸上⾵⼒

918

洋上⾵⼒

82

地熱

155

⽔⼒

4931

バイオマス

728

合計

13214

買取単価

設備容量・発電電⼒量の考え⽅
既に2015年度の認定容量で900万kWに達しているので、900万kW以上の導⼊がされない（つまり、買取期間10年経過後は買取総額・賦課⾦総額には計上されない）

実績値
2012年度〜2015年度の認定量をもとに、⽐例按分
2016年度150万kW、それ以降は⽬標量まで均等に導⼊2017年度までは実績値
36 2018年度以降は⽂献[3]をもとに設定
2019年度までは実績値
2016年度は認定実績。それ以降はそれ以降は⽬標量まで
161 それ以降は⽂献[4]をもとに 均等に導⼊設定
2016年度は認定実績。それ以降はそれ以降は⽬標量まで
22 2016年度買取価格と同じ均等に導⼊
現時点の導⼊設備容量から各買取区分別の買取発電量を
113 2016年度買取価格と同じ推計し、⽬標値に達するまで均等に導⼊されると仮定
現時点の導⼊設備容量から各買取区分別の買取発電量を981 2016年度買取価格と同じ推計し、⽬標値に達するまで均等に導⼊されると仮定
現時点の導⼊設備容量から各買取区分別の買取発電量を490 2016年度買取価格と同じ推計し、⽬標値に達するまで均等に導⼊されると仮定
2516

回避可能費⽤単価については、2012年度の実績値（約10円/kWh）から、当所が開発したメリットオーダー評価モデル[9][10]によって算定された2030年のシステム価格（約5.5円/kWh）まで均等に低下すると仮定した。これ以降については、⽂献[11]等を参考に2050年に約3円/kWhまで均等に低下すると仮定した。

12

計算諸元
⽂献[3]と[4]に基づく、PVと⾵⼒の買取価格の低下想定
 買取価格は現時点で公表されている最新のもの（住宅⽤PVと陸上⾵⼒は2019年度、⾮住宅⽤PVは2017年度）を使⽤
 上記以降の買取価格については、⽂献[3]と[4]に基づく、PVと⾵⼒発電の買取価格の低下想定に基づき仮定した（図）45

PVと⾵⼒発電の買取価格想定

住宅用PV40

⽂献[3]と[4]に基づく、PVと⾵⼒発電の発電コスト⽬標
住宅⽤PV 10円/kWh
⾮住宅⽤PV 7円/kWh
⾵⼒ 8-9円/kWh35
非住宅用PV30
25
風力2015105 買取価格円/kWh

0FY2012FY2017

FY2020

FY203013

試算結果
エネミックスの再エネ⽐率が実現する場合についてのFIT買取総額と賦課⾦総額の試算
兆円／年

5

4

年間賦課⾦総額と買取総額の推移（2012年度〜2030年度）

単位:兆円
累積賦課⾦額
累積買取総額

2030年

2050年

4469

59

94

買取総額(当所推計)

賦課⾦総額(当所推計)
3
買取総額(実績値)

買取総額

2(政府想定値)

1

賦課⾦総額(実績値)

0
2012

2015

2020

2025年度

2030



FIT買取総額は2030年単年で4.7兆円と推計される。これは2016年の買取総額(実績値)2.3兆円の2倍、エネミックスにおける政府想定(2030年単年で3.7〜4.0兆円）を0.7〜1兆円上回る。また、累積買取総額は2030年までに約59兆円、エネミックスが想定した全てのFIT電源の買取期間が終了する2050年までに約94兆円に達する。



FIT賦課⾦総額は2030年単年で3.6兆円であり、これも2016年の賦課⾦総額（実績値）1.8兆円の2倍である。また、累積賦課⾦額は2030年までに約44兆円、エネミックスが想定した全てのFIT電源の買取期間が終了する2050年までに約69兆円に達する。
他⽅、2019年以降、買取総額・賦課⾦総額の上昇ペースが緩やかになる

政府想定を上回るのは、⾮住宅⽤PVの既認定分がFIT実施後の割⾼な買取価格である等による買取期間が終了する住宅⽤PVが出てくることによる(2009年に開始された余剰電⼒購⼊制度の買取期間終了）

14

3.地熱・⽔⼒・バイオマスについて設備利⽤率等の検討

15

エネミックス前提条件の問題点①
地熱発電︓利⽤率と今後の開発⾒込みが過⼤の可能性
 既設の設備利⽤率が過⼤ 2010年以降の実績は平均値で56％[6]。しかし、⾒通しでは83％程度で計算しており、過⼤推計の可能性が⾼い。

 新規開発も過⼤推計の可能性
 2030年90万kW以上の新規開発を⾒込む(次ページ)。しかし、現在「開発中案件」以外に2030年までにどの程度が実現するのか不透明⇒両者を考慮すると、エネミックスで想定されている102〜113億kWhは、31億kWhに下振れする可能性がある
⼤規模:現⾏環境規制
⼤規模:現⾏環境規制 ⼤規模:環境規制緩和
⼤規模:環境規制緩和
中⼩︓現在開発⾒込
中⼩︓今後順調
中⼩︓今後順調
中⼩︓順調＋探査
み⼤規模開発
432326161
中⼩規模
36242439
既設5252525252
合計
5990
108140155
発電電⼒量(億kWh)436679102113
修正発電電⼒量(億kWh)*
3153668798＊既設の稼働率を、2010年以降実績平均の56%。新設は、事務局資料と同じく83％とした。
設備容量(万kW)

開発中案件

当所推計の数値

エネミックスで⽤いられた数値
16

地熱発電︓前提条件が過⼤全案件のプロジェクト進捗段階、ポテンシャル評価の詳細(事業者独⾃か、NEDO等か）について開⽰が必要• 地表・掘削調査していない段階での出⼒想定は不確実性が⾼い• 地元同意が絶望的な案件も含まれている• 「タービン建屋の⾼さ規制」の緩和でポテンシャルが増加するとしているが、他に⼤きな規制要因はないのか︖⾒通しは︖
17

エネミックス前提条件の問題点②
バイオマス発電︓設備利⽤率が過⼤推計の可能性
 「利⽤率80％を⽤いて機械的に試算」と但し書きされているが、過⼤。バイオマスの発電電⼒量は、バイオマス⽐率、逆潮率（所内消費を差し引く）を考慮するのが通常。
 他の再エネも電源別に平均的な利⽤率を⽤いて「機械的」に試算しているのに対して、バイオマスのみが常識的に考えにくい⼀律の利⽤率を⽤いている意図が不明⇒両者を考慮すると、エネミックスで想定されている394〜490億kWhが、113億kWhに下振れする可能性がある
設備容量(万kW)
既導⼊量 ⼩委(第4回)
未利⽤間伐
324
建廃33
37
⼀般⽊材・農作物残渣
1080
バイオガス
216
⼀般廃棄物等
78124
RPS
127
127
合計
252
408
発電電⼒量(億kWh)
177
286
平均利⽤率
80%
80%
修正発電電⼒量(億kWh）3981

⼩委(第8回)
24
24
3737
274
400
16
16124
124
127
127
602
728
394
490
75%
77%
113
134

エネミックスで⽤いられた数値
当所推計の数値18

エネミックス前提条件の問題点③
⽔⼒発電︓今後の開発⾒込みが過⼤の可能性
 新規開発が過⼤推計の可能性
 エネミックスでは、⾃然公園法上の課題・地元調整等が解決されるとして、既導⼊済847億kWhから、約100億kWh以上が追加されると想定している。
 しかし、2016年度の買取発電量は年間2億kWhにとどまると推計され、エネミックスの数値が実現可能なのか不透明である。

⇒ 「進⾏中⼜は経済性有(表)」の導⼊量にとどまると仮定すると、エネミックスで想定されている939〜981億kWhは、862億kWhに下振れする可能性がある
既導⼊済

⼤規模(万kW)
中⼩規模(万kW)
設備容量計(万kW)
発電電⼒量(億kWh)

進⾏中⼜は 設備更新出 ⾃然公園法や地元調整等
経済性有(A) ⼒増、未利 が解決(C)
半分開発
全開発
⽤落差(B)
196467
79
1665
130
201
4650
4685
4779
4847
4931
847
862
904
939
981

当所推計の数値

エネミックスで⽤いられた数値
19

試算結果
地熱・⽔⼒・バイオマスについての設備利⽤率等を検討


地熱・⽔⼒・バイオマスの設備利⽤率等に、実績値等を⽤いた再検討を⾏うと、再エネ⽐率は、エネミックスが掲げる2030年22%から、5.4％（約580億kWh）不⾜する可能性がある
この不⾜分をPVと⾵⼒で代替する場合、必要となる設備容量は、PVが1億kW、⾵⼒発電が約1900万kWとなる（エネミックスにおける⽬標値は、それぞれ6400万kWと1000万kW）。


例えばPVの1億kWの導⼊は、太陽光発電協会が掲げるビジョン[8]としての数字である。しかし、2030年までの残された僅かな期間の中で、PVと⾵⼒のエネミック
スの⽬標値を上回る導⼊が現実的と⾔えるのかは、慎重な検討が必要
エネミックスにおいても、PVと⾵⼒の⾃然変動電源は、出⼒が安定した地熱等と電源特性が異なるとされている。したがって、地熱等の代替として、PVと⾵⼒をエネミックスの⽬標値を上回る導⼊を⾏うのであれば、蓄電池等の設置費⽤が必要となる可能性が⾼い。

25%

再エネ全体
+約7%

20%

14.7%
15%

10%

〜22%

利⽤率等
諸元を考慮バイオマス,4.6%

5.4%不⾜地熱, 1.1%

バイオマス, 1.1%
地熱,0.3%

バイオマス, 0.3%
地熱, 0.4%

⽔⼒, 9.7%

⽔⼒, 9.2%

⾃然変動電源+約5%

⽔⼒, 8.1%

⾵⼒, 1.7%

⾵⼒, 1.7%

太陽光, 7.0%

太陽光, 7.0%

既導⼊量

エネミックス（政府想定）

地熱・⽔⼒・バイオマス等

2015年度

2030年

下振れする場合

5%

⾵⼒, 0.3%
太陽光, 4.0%

0%

約4%

8.7%

（試算結果）

20

4.試算結果を踏まえた⽰唆

21

買取総額・賦課⾦総額の試算結果を踏まえた⽰唆①

2030年における買取総額・賦課⾦総額は、2016年実績値を2倍上回る




②

本研究では、2030年までに政府⽬標[3][4]に沿ってPVと⾵⼒のコストダウンが進むと仮定した上で、エネミックスが掲げる各再エネ電源の発電量が実現する場合についての、FIT買取総額・賦課⾦総額を推計した。
FIT買取総額は2030年単年で4.7兆円と推計される。これは2016年の買取総額(実績値)2.3兆円の2倍、エネミックスにおける政府想定(2030年単年で3.7〜4.0兆円）を0.7〜1兆円上回る。また、累積買取総額は2030年までに約59兆円、エネミックスが想定した全てのFIT電源の買取期間が終了する2050年までに約94兆円に達する。
FIT賦課⾦総額は2030年単年で3.6兆円であり、これも2016年の賦課⾦総額（実績値）1.8兆円の2倍である。また、累積賦課⾦額は2030年までに約44兆円、エネミックスが想定した全てのFIT電源の買取期間が終了する2050年までに約69兆円に達する。

エネミックスとFIT法改正を経ても、実効性のあるPV抑制策は実施されていない


FIT法改正（2017年4⽉施⾏）によって、2017年度より2000kW以上のPVに対しての⼊札制度が開始されるが、2000kW未満の設備に対する抑制策は実施されていない。
そもそも2000kW以上の設備認定量がそれほど多くはないことを考えると、PV導⼊は年間数百万kWのペースで継続する可能性が⾼い。
接続契約済の設備容量でみても、2〜3年以内にエネミックスのPV⽬標値である6400万kWに到達することが確実視される。エネミックスで定めた再エネ買取総額以内に抑えるためには、PVへのFITの打ち切りや買取価格の⼤幅な切り下げなど早急な制度修正が求められている。
22

地熱・⽔⼒・バイオマスについての設備利⽤率等の再検討を踏まえた⽰唆① エネミックスにおける地熱・⽔⼒・バイオマスの想定は実績との乖離が⼤きい 地熱・⽔⼒・バイオマスの設備利⽤率等の想定は、実績値との乖離が⼤きい。実績値に基づく設備利⽤率等とした場合、再エネ⽐率は、エネミックスが掲げる2030年22%から5.4％（約580億kWh）不⾜する可能性② 2030年という時間軸では、PVと⾵⼒発電の⾮現実的な導⼊想定を⽤いなければ地熱・⽔⼒・バイオマスの代替は不可能

 この不⾜分をPV・⾵⼒発電で代替する場合、必要となる設備容量は、PVが1億kW、⾵⼒発電が約1900万kWとなる（エネミックスにおける⽬標値は、それぞれ6400万kWと1000万kW）。
 例えばPVの1億kWの導⼊は、太陽光発電協会が掲げるビジョン[8]としての数字である。しかし、2030年までの残された僅かな期間の中で、PVと⾵⼒発電のエネミックスの⽬標値を上回る導⼊が現実的と⾔えるのかは、慎重な検討が必要③ 追加的にPVと⾵⼒発電の導⼊を⾏う場合は、蓄電池等の設置費⽤等が必要

 エネミックスにおいても、PVと⾵⼒の⾃然変動電源は、出⼒が安定した地熱等と電源特性が異なるとされている。したがって、地熱等の代替として、PVと⾵⼒をエネミックスの⽬標値を上回る導⼊を⾏うのであれば、蓄電池等の設置費⽤が必要となる可能性が⾼い。

④ エネミックスの「省エネ」を更に上積みする場合、ポテンシャルやコスト等のエビデンスに基づく議論が必要
 「更なる省エネで地熱等の代替が可能」とする主張も想定される（再エネによる代替は導⼊量の点から⾮現実的であり、国⺠負担増加の点から経済界の批判を避けるため）。
 しかし、エネミックス⾃体に既に相当量の省エネが織り込まれていることを踏まえれば、こうした主張は⾮現実的である。こうした主張に対しては、その具体的な裏付けとなるコストやポテンシャルのエビデンスが必要になる
23

参考⽂献[1]経済産業省(2015)「⻑期エネルギー需給⾒通し」、⻑期エネルギー需給⾒通し⼩委
員会（第11回、7/16、資料3）
http://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subco
mmittee/mitoshi/011/pdf/011_07.pdf[2]閣議決定(2014)「エネルギー基本計画」（4/11閣議決定）
http://www.enecho.meti.go.jp/category/others/basic_plan/pdf/140411.pdf[3]経済産業省(2016)「太陽光発電競争⼒強化研究会 報告書」（10⽉)
http://www.meti.go.jp/committee/kenkyukai/energy_environment/taiyoukou/pdf/report_01_01.pdf[4]経済産業省(2016)「⾵⼒発電競争⼒強化研究会 報告書」（10⽉）
http://www.meti.go.jp/committee/kenkyukai/energy_environment/furyoku/pdf/report_01_01.pdf[5]経済産業省(2017)「改正FIT法施⾏に向けて」、総合資源エネルギー調査会基本政策分科会 再⽣可能エネルギー導⼊促進関連制度改⾰⼩委員会（第10回、1/24、資料1)
http://www.meti.go.jp/committee/sougouenergy/shoene_shinene/shin_ene/pdf/017_01_00.pdf
24

参考⽂献
[6]川上(2015)「地熱発電の設備利⽤率”80%”の想定は妥当か」、IEEJ EDMCエネルギートレ
ンド http://eneken.ieej.or.jp/data/6014.pdf[7]朝野(2015)「太陽光発電・⾵⼒発電の⼤量導⼊による固定価格買取制度（FIT）の賦課⾦⾒通し」、SERC DP14009
http://criepi.denken.or.jp/jp/serc/discussion/download/14009dp.pdf[8]太陽光発電協会(2015)「JPEA PV OUTLOOK 2030 2030年に向けた確かな歩み」(3⽉)
http://www.jpea.gr.jp/pdf/pvoutlook2015-1.pdf[9]朝野他(2016) 「欧州における再⽣可能エネルギー普及政策と電⼒市場統合に関する動向と課題」電⼒中央研究所報告(Y15022)
http://criepi.denken.or.jp/jp/kenkikaku/report/detail/Y15022.html[10]岡⽥・永井(2017)「エリア別送電混雑コスト評価ツールの開発」、電⼒経済研究(No.64)、
pp.89-100
http://criepi.denken.or.jp/jp/serc/periodicals/pdf/periodicals64_07.pdf[11] Sivaram and Kann(2016), Solar power needs a more ambitious cost target,
Nature Energy
上記の全URLのアクセス⽇は2017年3⽉1⽇(⽔)

25

〔不許複製〕
編集・発行 一般財団法人 電力中央研究所

社会経済研究所長
東京都千代田区大手町1-6-1
電話 03 (3201) 6601 (代)e-mail src-rr-ml@criepi.denken.or.jp
著作 一般財団法人 電力中央研究所
東京都千代田区大手町1-6-1
電話 03 (3201) 6601 (代)