平成 29 年度木質バイオマス利用支援体制構築事業のうち発電・熱電併給等推進のための調査報告書

平成 30 年 3 月
株式会社森のエネルギー研究所

目次
第 1 章 本調査の目的 ................................................................................................................ 1
第 2 章 木質バイオマス発電方式の基本整理 ............................................................................. 2
2.1 ボイラータービン発電 ........................................................................................................ 2
2.2 ガス化発電 .......................................................................................................................... 5
2.3 バイナリー発電 ................................................................................................................... 6
第 3 章 国内の既存木質バイオマス発電実態調査 ...................................................................... 8
3.1 全国の木質バイオマス発電一覧 .......................................................................................... 8
3.2 地域別木質バイオマス発電状況整理 ................................................................................ 14
第 4 章 分類別木質バイオマス発電のコスト構造分析 ............................................................. 20
4.1 調査方法 ............................................................................................................................ 20
4.2 木質バイオマス発電事業の分類 ........................................................................................ 34
4.3 調査対象木質バイオマス発電所 ........................................................................................ 34

4.3.1 アンケート調査対象木質バイオマス発電所 .............................................................. 34
4.3.2 ヒアリング調査対象木質バイオマス発電所 .............................................................. 36
4.4 木質バイオマス発電のコスト構造 .................................................................................... 38
4.5 分類ごとのコスト分析 ...................................................................................................... 43

4.5.1 各分類の特徴及び比較 ............................................................................................... 43
4.5.1 小規模発電事業（ガス化）の課題 ............................................................................. 47
4.5.2 小規模発電事業（ガス化）が成立する条件 .............................................................. 47
第 5 章 木質バイオマス発電所運用における課題整理 ............................................................. 51
5.1 木質バイオマス発電所のランニングコストにおける課題 ................................................ 51
5.2 木質バイオマス発電所の運用上の課題 ............................................................................. 51

5.2.1 発電所計画時の課題................................................................................................... 51
5.2.2 発電所運用上の課題................................................................................................... 52
5.3 課題に対する対応策 .......................................................................................................... 55
第 6 章 木質バイオマス発電所の導入と運用におけるポイント ............................................... 59
6.1 木質バイオマス発電所の導入におけるポイント .............................................................. 59
6.2 木質バイオマス発電所の運用におけるポイント .............................................................. 59
6.3 木質バイオマス発電事業化段階ごとの検討事項整理 ....................................................... 60
6.4 木質バイオマス発電の安定稼働に資する支援の在り方 ................................................... 61

6.4.1 国の支援策 ................................................................................................................. 61

6.4.2 都道府県・地方自治体の支援策 ................................................................................ 61
第 7 章 まとめ ........................................................................................................................ 63

第1章 本調査の目的

2012 年の再生可能エネルギーの固定価格買取制度（以下、FIT）施行以降、全国で木質バ
イオマス発電所が数多く建設され、計画段階のものも含めるとその件数は 210 件以上になると見込まれている（株式会社森のエネルギー研究所調べ）。木質バイオマス発電は天候に左右されない安定電源である点で、社会インフラとして他の再生可能性エネルギーよりも優位であり、今後も建設件数が増えることが予想される。
一方で、木質バイオマス発電は他の再生可能エネルギーと比較して、定常的に燃料を供給する必要がある点や、ガス化発電方式においては安定運転が技術的に確証されない等の課題がある。しかし、その運転の状況に関しては各発電所の所掌範囲であり、各発電所の課題等
は体系的に整理されていない現状である。
本調査では国内で運用されている木質バイオマス発電所の運用状況やランニングコストを明らかにすることによって木質バイオマス発電所の課題を明らかにする。また、小規模区
分制定後に計画されている小規模発電では、必要コスト自体が十分に明確になっていない上、技術面での安定性や燃料供給体制の構築等で課題があるものと想定される。
そうした課題を明確にして、今後の木質バイオマス発電の安定的な運用に向けたデータベースの構築を目的とする。

1

第2章 木質バイオマス発電方式の基本整理

木質バイオマス発電とは木質バイオマスを燃料にして燃焼熱のエネルギー変換によりタービンやエンジン等による発電を行う方法である。発電の技術やその規模にもよるが、エネ
ルギー利用効率は高くて 30％程度、低ければ 5％にも満たない。
電気のみの利用ではエネルギー利用効率が低く、経済的にも採算がとりにくいため、同時に発生する熱（排熱等）を利用することが重要である。熱も十分利用することができれば、電気と熱を合わせた総合エネルギー効率は、80％程度まで高めることが可能である。ただし、発電の排熱の場合、熱の品質が制限される場合があるので注意が必要である。
実用段階にある主な発電方式として、蒸気タービンによる発電、ガス化発電、ORC（オーガニックランキンサイクルシステム）による発電がある。これら発電方式による発電出力規模と利用用途、得られるエネルギー（熱の性状、温度）を図 2-1 に示す。

図 2-1

発電方式別の出力等導入規模、利用用途、得られるエネルギー
出典）（株）バイオマスアグリゲーション

2.1 ボイラータービン発電
蒸気タービン発電は燃料を燃焼炉で燃やして、後段のボイラーにより高温高圧の水蒸気を作り、その蒸気で蒸気タービンを回転させて発電機を駆動させる発電方式である（図 2-2）。
2

図 2-2蒸気タービン発電の概要図

出典）（一社）日本木質バイオマスエネルギー協会「小規模木質バイオマス発電をお考えの方へ 導入ガイドブック」

世界の火力発電所で採用されており、技術的に確立している。燃焼炉は大きく 3 種類に分けられ、固定床、流動床（沸騰式、循環式）、噴流床が規模などにより選定される。いずれも原料の形状に合わせて、できるだけ効率よく燃焼するような工夫がされている。
規模によって発電コストの落差が激しく、規模とコストは反比例する。発電コストを構成する主なコスト要素は、木質バイオマス燃料費、運転費、資本費であり、中でも燃料費が占める割合が高い。発電規模が小さくなるほど、燃料費の割合が高くなり、発電コストへの影
響が大きくなる。

3

図 2-3蒸気タービン発電での発電規模別の発電コストとコスト内訳出典）熊崎 実「熱電併給システムではじめる 木質バイオマスエネルギー発電」

蒸気タービン発電は、1MW 以下の小規模になると発電効率が大幅に低下する。そのため電力利用のみを考える場合は一般的に 2MW 以上の大規模でないと採算が合わないとされている。そのため規模は大きくなり、操業に必要な木質バイオマスの収集が課題になる。
本方式を小規模事業で採用する場合には、排熱利用による熱電併給を行い、利用率を向上させることが重要である。ただし、排熱の量に見合う熱の需要先の確保が必要となる。

図 2-4

発電規模（放射熱損失）がボイラー効率に及ぼす影響

出典）西山明雄「木質バイオマスで電気をつくる②」季刊「木質エネルギー」（2004 年夏号）

4

2.2 ガス化発電
木質ペレットまたは水分 20％WB 以下の比較的乾燥したチップをガス化炉にて熱分解す
ることにより一酸化炭素や水素などが主成分の可燃性のガスを発生させ、これをガスエン
ジンやガスタービンの燃料にして発電を行うシステムである（図 2-5）。

図 2-5

ガス化発電の概要図

出典）（一社）日本木質バイオマスエネルギー協会「小規模木質バイオマス発電をお考えの方へ 導入ガイドブック」

他の発電方式と比較して、ガスエンジンの場合は小規模においても比較的高い発電効率を得られ、排熱の温度が高いため、熱回収を容易に行える特徴を持つため広く採用されている。本方式は、熱需要を確保しにくい大規模システムとは異なり、小規模であるため熱需要の確保が比較的容易であることから、投入エネルギーに対する総合効率を上げやすい。
我が国でも技術開発が進められ、これまで様々なタイプが提案されているが、商用機としての長時間の連続稼働運転実績を持つに至っていない。そのため、我が国で実際に稼働し5ている小規模ガス化発電システムの事例は、いずれも海外において開発され、実績のある
ガス化炉が採用されている。
技術的な大きな課題は、可燃性ガスに含まれるタールであり、ガス化炉内での発生抑制とその後段における除去である。タールは常温においてたいへん粘性の高い液状物質で、これが粉塵と混合して配管中に溜まることで配管を閉塞させたり、エンジンの吸気弁などに固着したりするなど、正常な連続運転の障害となる。タールの発生抑制のためには、ガス化炉内の熱分解層を例えば 1,200℃の高温に維持しながら、ガス化炉内の様相を安定化させる必要があり、これは原料チップの質によって大きく左右される。ここで言う質とは、チップの水分を低く保つこと及びチップの形状を均質にすることである。ガス化炉の性能を維持するための高品質なチップを安定的に提供するためには、これを可能とするシステムを組む必要がある。例えば水分を下げるためには、一定期間での丸太状態での天然乾燥や樹皮の取り除き、舗装されたストックヤードの整備が必要になり、チップ状態での乾燥には、排熱などを利用した強制乾燥等設備の整備が必要になる。このように高品質の燃料を安定的に提供できるシステムを準備する点に留意する必要がある。
500kW クラスの小型木質バイオマス発電の場合、ガス化炉は原料チップと発生ガスが下向きに流れるダウンドラフト（並行流）固定床炉、発電機関はエンジン（内燃機関）とする
組み合わせが最もポピュラーな方式である。これはダウンドラフトが、原理的にタール発
生濃度を低くできること、及びエンジン発電機が比較的低コストで効率も高いことに起因する。原料チップから可燃ガスへ変換される冷ガス効率は 70％程度、可燃ガスから電気に変換される効率は 30％程度であることから、総合効率は 21％程度となる。

2.3 バイナリー発電
50～200℃程度といった中低温の熱を利用して、沸点の低い媒体を蒸発させてタービン発電機を作動させる発電システム全般をバイナリー発電という（図 2-6）。
蒸気タービン発電と同様のサイクルに基づくものであるが、沸点の低い流体を用いること
で、低温廃熱を効率よく利用できるようにした技術である。中小規模の廃熱に対して、従来システムと比べて、高効率、コンパクト、低メンテナンスコスト、運転が容易、などの特長がある。
バイナリー発電のうち、通常の蒸気タービンで使用する水に代わる媒体として沸点温度が一義的に決まる単相流体を用いて発電するものをランキンサイクル発電方式という。
ブタン、
ペンタン等の炭化水素有機媒体を使用するのが主流である。
媒体としてシリコンオイルなどの有機流体を使用する発電方式はオーガニック・ランキンサイクル(ORC)発電方式と呼ぶ。
100～200℃程度の熱源を利用する場合が一般的であり、ドイツ、オーストリアを中心に欧州連合加盟国(EU)で開発・導入が進んでいる。また、工場等の廃熱利用やバイオマスボイ

6

ラー・太陽熱等と組み合わせた ORC 発電設備の開発を行っている国内メーカーも存在する。
バイナリー発電のうち、通常の蒸気タービンで使用する水の代わりにアンモニア水混合媒体等を用いて 50～180℃程度の熱を利用して発電を行う方式をカリーナサイクル発電と呼ぶ。ORC 発電に比べより低温の熱水に対応した発電方式であり、温泉の高温廃熱や工場廃熱など、80～95℃程度の温水の有効活用方策として数 10kW 規模の導入が可能である。カ
リーナサイクルプラントは ORC サイクルプラントに比べて、再生器や媒体熱交換器が増えてやや複雑な構造となっているが、アンモニア-水混合媒体を使用するため、媒体の管理が容易である。
導入する場合は、電気事業法への適合対応が必要である。具体的にはハード面では同法の技術基準に対応するための設備設計、及び製作によるイニシャルコストの増大、ソフト面（運用）においては、有資格者の専任と設備の常時監視が必要となり、人件費負担が大きい。
本方式の導入に際しては、熱需要先の確保と法規制への対応を含めた活用モデルの検討が必要である。

図 2-6

バイナリー発電の概要図

出典）（一社）日本木質バイオマスエネルギー協会「小規模木質バイオマス発電をお考えの方へ 導入ガイドブック」

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第3章 国内の既存木質バイオマス発電実態調査

3.1 全国の木質バイオマス発電一覧
平成 29 年 3 月末時点での、全国の木質バイオマス発電の区分ごとのＦＩＴ導入・認定状
況、並びに認定状況に対する導入状況の割合を表 3-1 に示す。ここでの導入とは木質バイ
オマス発電所で作られた電気が FIT のもとで売電開始された状態のこととする。また、新規認定設備とは FIT 開始後に新たに認定を受けた設備のことであり、移行認定設備とは FITの施行の日において既に発電を開始していた設備のうち、制度開始後に FIT へ移行した設備のこととする。そして、FIT におけるバイオマス発電の調達価格と燃料区分を表 3-2 に示す。
平成 29 年 3 月末時点での導入容量は約 105 万ｋＷ、件数は 107 件であり、認定容量は約1,247 万 kW、件数は 537 件である。経済産業省が平成 27 年に発表した長期エネルギー需
給見通し（エネルギーミックス）では 2030 年度時点でのバイオマス発電設備の容量を 602～728 万 kW と見通しを立てていたが、すでにその 2 倍近くの認定容量となっている。しかし、認定状況に対する導入状況の割合は、容量において 8%、件数において 20%であり、低い値となっている。
次に、燃料区分ごとの状況を見ていく。未利用木質の認定・導入状況は移行認定設備に比べ新規認定設備の件数が多い。認定状況に対する導入状況の割合を見ると、出力 2,000kW
以上の設備は容量・件数ともに全体の 60%以上となっており、他の燃料区分と比べて導入が進んでいると言える。これは FIT 施行当初に調達価格算定委員会において 5,000kW 規模の発電事業がモデルプラントとされており、事業採算性が高い事業モデルだと考えられていたことに起因する。平均出力を見ると、出力 2,000kW 以上の導入・認定設備では平均出力
は 7,000～8,000kW である。これは先述の通り、5,000kW 程度の発電事業が普及した一方
で、より燃料集荷力のある事業者はスケールメリットを生かして大型の発電所を建設したた
め、平均としては件数の多い 5,000kW 級発電所に寄った数値になっているものと考えられる。未利用木質は国内資源に限られるため、5,000kW の発電所で必要とされる 60,000t の燃料は比較的集荷しやすい。10,000kW 以上の大規模な発電設備は燃料の安定収集が難しく
なること、
広域に燃料集荷が必要になるため運賃の負担が大きくなりすぎることから実現可
能な事業地は限定されるものと考えられる。また、出力 2,000kW 未満の設備では平均出力が 1,000kW 前後であるが、これは大型発電所と比較して発電効率の落ちる蒸気タービン方式では売電収入を最大にするため 2,000kW に近い出力規模とする事業者と、小規模でも高効率を誇る数百 kW 級のガス化発電を行う事業者が存在するため平均としてはその中間的出力になっていると考えられる。
8

一般木質・農作物残さの認定・導入状況を見ると、導入状況の平均出力は約 13,000kWと 10,000kW を超えており、他の燃料区分と比較して発電設備が大規模である。これは安価かつ安定して調達が可能な輸入木材や PKS を利用した大規模な発電設備が多いためであると考えられる。認定状況に対する導入状況の割合は容量において 3%、件数において 8%と非常に小さいものとなっている。当初、未利用木質を利用した 5,000kW 程度の発電事業が先行したが、後発の事業者は燃料調達の困難さに直面し、より燃料調達の容易な輸入燃料を使用する発電事業に移行した傾向があると考えられる。また、認定状況の平均出力は約30,000kW であり、導入状況の平均出力と比較すると大きい出力である。これは輸入木材や
PKS の流通が一定程度成熟し、燃料の調達可能性が安定かつ増大したためにスケールメリ
ットのある大型発電所に移行しているものと考えられる。また、燃料区分が一般木質・農作
物残さで発電出力が 20,000kW 以上の発電設備において、平成 29 年 10 月以降にＦＩＴ認定を受ける場合の調達価格が 21 円/kWh に下がったため、
平成 29 年 9 月末までの同区分の発電設備の認定容量が増加している可能性がある。
建築廃材の認定・導入状況を見ると、移行認定設備の数が多く大部分を占め、認定状況に対する導入状況の割合も高い。これは RPS 法（電気事業者による新エネルギー等の利用に関する特別措置法）時代に実施されていた建築廃材を利用した木質バイオマス発電所の FITへの移行であると考えられ、電力の買取価格が安価であるため、新規認定は今後も少ないと考えられる。平均出力を見ると、導入・認定状況ともに 10,000kW 前後となっており、比較的大規模な発電設備が多い。

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表 3-1

全国の FIT 導入・認定状況（平成 29 年 3 月末時点）
未利用木質

導入

一般木質・

2,000kW 未満

2,000kW 以上

農作物残さ

合計

建設廃材

新規認定設

容量（kW)

6,640

290,282

329,5929,300

635,814

備

件数（件）

7

32

20

2

61

移行認定設

容量（kW)

3,038

6,015

73,800331,916

414,769

備

件数（件）

4

3

10

29

46

容量（kW)

9,678

296,297

403,392

341,216

1,050,582

件数（件）

11

35

30

31

107

平均出力（kW）

880

8,466

13,446

11,007

9,819

合計

新規認定設

容量（kW)

75,996423,119

11,466,243

87,45012,052,808

備

件数（件）

69

53

363

6

491

容量（kW)

79,033429,135

11,540,043

419,366

12,467,576

件数（件）

73

56

373

35

537

平均出力（kW）

1,083

7,663

30,938

11,982

23,217容量（kW)

12%

69%

3%

81%

8%

導入状況の割合（%） 件数（件）

15%

63%

8%

89%

20%

認定
合計

認定状況に対する※移行認定設備の認定状況は導入状況と同じ値であるため、表中では割愛している。
資料：経済産業省資源エネルギー庁発表資料より作成
http://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/saiene/statistics/index.html

表 3-2

燃料区分

例

間伐材・主伐材
未利用木質 （ガイドラインに沿った証明があるもの）FIT 燃料区分と調達価格

出力

調達価格（kWhあたり）
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020年度 年度 年度 年度 年度 年度 年度 年度 年度
32円

2,000kW以上
32円

40円

2,000kW未満
2万kW以上

一般木質・
農作物残さ

製材端材、輸入材、
パーム椰子殻（PKS）、
もみ殻、稲わら

※入札を実施

1万kW以上2万kW未満24円

24円

1万kW未満建築廃材

24円

建設資材廃棄物、
その他木材

13円

※9 月末までに認定を受けたものは 24 円/kWh、10 月以降に認定を受けたものは 21 円/kWh。
資料：経済産業省資源エネルギー庁 HP より作成

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導入・認定状況ごとの容量・件数の、燃料区分ごとの割合を図 3-1 から図 3-4 に示す。
すでに電力の買取が開始されている導入設備の容量・件数の割合を見ると、容量は一般木
質・農作物残さが 38%と最も多くを占めるものの、次いで未利用木質が 30%近くとなっており、未利用木質、一般木質・農作物残さ、建設廃材が同程度の割合である。件数は未利用
木質が最も多く 2,000kW 未満と 2,000kW 以上のものを合わせて 43%を占めている。
また、
建築廃材は導入設備の容量・件数ともに全体の 30%近くを占める。一方、認定設備の容量・件数の割合を見ると、容量の 93%、件数の 69%という大部分を一般木質・農作物残さが占
めている。

図 3-1

図 3-2

導入容量の割合

導入件数の割合（平成 29 年 3 月末時点）（平成 29 年 3 月末時点）

図 3-3

図 3-4

認定容量の割合（平成 29 年 3 月末時点）

認定件数の割合（平成 29 年 3 月末時点）
11また、株式会社森のエネルギー研究所では、新聞、プレスリリース等の情報を基に国内の木質バイオマス発電事業の情報を収集・整理しており、その情報によると国内では確認されているだけで FIT 施行時すでに運転していた木質バイオマス発電所（現在の稼働状況の詳細は不明）は 90 件、FIT 以降に運転開始した発電所は 77 件、着工中・着工予定の発電所
は 275 件となっている。それら各木質バイオマス発電所の稼働状況、出力、位置を表した
日本地図を図 3-5 に示す。赤い円が稼働中の設備を、黄色い円が着工中・着工予定の設備を、青い円が構想段階の設備を表しており、円の大きさは発電設備の出力の大きさに対応している。
図 3-5 より、すでに稼働している発電所は中規模の発電所が多く、各地域で分散していることがわかる。また、出力が数万 kW 以上の大規模な発電設備は沿岸部に多いことが分かる。これは、大規模な発電所は輸入材や PKS を原料としているケースが多いため、沿岸部が輸入の際に有利であるためと考えられる。特に、他地域と比較して系統接続の空き容量が比較的大きい関東沿岸や中部の沿岸など大規模な港の付近は大規模な発電設備が集中して立地していることが分かる。ただし、そのような設備は着工中・着工予定のものや構想段階のものも多く、これから運転開始されるものが多いことを意味している。
沿岸部でも、北海道の一部を除く地域や、青森県の周辺、三重県の周辺など、発電設備が比較的少ない地域がある。これは輸入材の調達が可能な港が付近に無いことや、系統の容量が不足しているためと考えられる。
一方、北海道、東北、中部、中国、四国、九州のそれぞれ内陸部など、急峻な山間地域は
全国的に大規模な発電設備が少ないことが分かる。これは、人口の少ない山間地域では系統の容量が小さく、接続できないことに起因すると推測できる。原料の収集の問題から、内陸部の発電設備で稼働、計画されているものは小規模かつ分散して立地している傾向にある。

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図 3-5

全国木質バイオマス発電所一覧（平成 30 年 1 月 31 日時点）

株式会社森のエネルギー研究所調べ
今後の動向として、出力が 20,000kW 以上の大規模な発電設備の新規認定・導入は減少し、未利用材利用の小規模な発電設備において認定・導入が増加していくと考えられる。前者の理由として、大規模な発電設備は送電の系統が不足する可能性が高いことに加え、燃料区分
が一般木質・農作物残さで出力が 20,000kW 以上の発電設備は平成 30 年度から入札制度が開始し、参入が難しくなると考えられるためである。後者の理由としては、技術的な問題か
ら国内では導入が遅れていた小規模なガス化発電の技術開発が進んでおり導入が進みつつあり、燃料区分が未利用木質で 2,000kW 以下の発電設備においては調達価格が最も高く、事業参入のインセンティブが依然として高いと考えられるためである。

13

3.2 地域別木質バイオマス発電状況整理
本項では国内の発電事業の状況について、間伐材等、国内の原料を使用する発電施設の状
況の整理を行う。理由としては、図 3-5 で示した通り、一般木質・農業残さ区分での発電事業の多くは沿岸部に立地する輸入燃料を使用するものが多い。
これは事業を実施する上で地域特性が影響されない発電事業であると言い換えることができ、本項の目的とする地域間の木質バイオマス発電事業の特性を見出しにくいと考えられる。そこで、地域の林業・木材
産業に基づいた発電事業を本項の整理対象とする。
燃料区分が未利用材の発電設備において、地域ごとのＦＩＴ導入・認定状況を表 3-3 に、出力規模が 2,000kW 以上のものと 2,000kW 未満の内訳を含めた地域別の容量の認定・導入状況を図 3-6 に、件数の認定・導入状況を図 3-7 に示す。それらを見ると、導入容量の大きさ、認定に対する導入の割合、出力規模の内訳等、導入・認定状況は地域ごとに大きな差があることが分かる。地域ごとの特色は、後述する。また、2,000kW 以下の発電事業は
認定件数は多いものの、導入に至っているのは東北地域、関東地域、中部地域のみである。
また、図 3-5 に示した全国のバイオマス発電所のうち、燃料が国産材中心である発電所の稼働状況、出力、位置を表した地図を図 3-8 に示す。なお、FIT 燃料区分が未利用材かどうか全ての設備で確認が取れなかったため、表 3-3 と件数が一致していない場合がある。
燃料区分が未利用木質の発電事業の全国的な傾向を見ると、図 3-5 では発電所の位置が集中し、円の範囲が重複している地域があり、また沿岸部での立地が多かったが、図 3-8においては未利用木質の発電設備は比較的分散して立地しており、内陸部にも多く存在していることが分かる。
これは先述の FIT 開始当初のモデルとされた 5,000kW 前後の発電所で、未利用木質を使用した発電所である。これらの発電所は国内材を使用するため、近隣の燃料の集荷量に応じて規模や立地を決定する傾向にあるものと推測される。

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表 3-3

燃料区分が未利用材の地域別 FIT 認定・導入状況（平成 29 年 3 月末時点）
導入

容量

件数

認定状況に対する

認定
平均出力

容量

件数

導入状況の割合（%）
平均出力

容量

件数

北海道

59,7203

19,90785,479

12

7,123

70%

25%

東北

29,518

11

2,683

78,633

30

2,621

38%

37%

関東

8,396

3

2,799

26,669

14

1,905

31%

21%

中部

30,1608

3,770

86,445

24

3,602

35%

33%

近畿

34,4304

8,608

39,349

8

4,919

87%

50%

中国

16,7653

5,588

34,799

11

3,164

48%

27%

四国

18,970

3

6,323

19,220

4

4,805

99%

75%

九州

108,016

11

9,820

137,574

26

5,291

79%

42%

合計

305,97446

6,652

508,168

129

3,939

60%

36%

図 3-6

未利用木質の容量における地域別認定・導入状況（平成 29 年 3 月末時点）

15図 3-7

未利用木質の件数における地域別認定・導入状況（平成 29 年 3 月末時点）

16図 3-8

国産材利用中心の木質バイオマス発電所一覧（平成 30 年 1 月 31 日時点）

株式会社森のエネルギー研究所調べ
以上の情報から、地域ごとの木質バイオマス発電の状況を整理していく。
北海道地域の導入状況を見ると、導入件数は 3 件と少ないが、導入容量は約 60,000kWと九州地域に次いで 2 番目に大きいものとなっており、平均出力が約 20,000kW と他の地域に比べ最も大きく、大規模な発電設備が多い。北海道は都道府県単位では最大の素材生産量を有しており、元々製紙業が発達した地域であるため、燃料になりうるチップの流通体制が比較的成熟していたと考えられる。よって、必要な燃料量が多い大規模な発電所でも燃料調達が可能であるためと考えられる。地理的な特徴としては沿岸部の立地が多い。また、導入設備は 2,000kW 以上のみであるが、認定設備の件数においては 2,000kW 未満の割合が増加している。
東北地域は、導入容量は約 30,000kW であるが、導入件数は 11 件と九州地域に並んで最も多い。内訳をみると 2,000kW 未満の件数の割合が多く、導入設備の平均出力も約173,000kW と小さいものであり、小規模な発電設備が多い傾向にある。認定状況を見ると、認定件数が 27 と他の地域に比べて最も多く、導入状況と同様に 2,000kW 未満の発電設備の件数の割合が多い。
地理的な特徴を見ると、内陸部に分散して立地していることが分かる。
以上より、東北地域は比較的小規模で分散型の発電事業が多いと言える。また、認定容量は
約 80,000kW であり、九州地域、北海道地域に次いで 3 番目に多い容量となっている。東北地域は素材生産量が多く、燃料供給力があるため、多くの発電所が計画されていると考えられる。
関東地域の導入状況を見ると、導入容量が合計で 10,000kW 以下と少なく、導入設備における平均出力も 3,000kW 以下と小さく、小規模な発電設備が多い。これは関東地域では素材生産量が少なく、燃料調達可能量が小さいためであると考えられる。認定状況においても、認定容量の合計が 20,000kW 以下、認定件数の内訳は 2,000kW 未満の件数の割合が大きく、認定設備の平均出力は約 2,000kW と小規模な発電設備が多い傾向にある。地理的な特徴を見ると、埼玉県や神奈川県など南部には少なく、比較的林業の盛んな栃木県や茨城県などの北部に多く立地している。
中部地域の導入状況を見ると、導入容量が約 30,000kW、平均出力が約 4,000kW と比較的小規模な発電設備が多い。認定状況を見ると、認定容量が約 85,000kW と九州地域、北海道地域に次いで 3 番目に多く、認定件数も東北地域、九州地域に次いで 3 番目に多くなっている。導入件数や認定件数の内訳をみると、2,000kW 未満の割合が導入・認定ともに半数近くを占める。地理的な特徴を見ると、新潟県や富山県など日本海側に比較的大規模な発電設備が、長野県や岐阜県など内陸部に小規模なものが立地している。大規模な発電所は
一部輸入燃料を使用することや製紙会社のように従前からチップの調達に長けた事業者が多いと推察される。
小規模な発電所は地元産材や製材端材を使用する計画であると考えられる。
近畿地域は導入容量が約 34,000kW、導入設備の出力はすべて 2,000kW 以上、平均出力は約 8,000kW であり、比較的大きな規模の発電設備が稼働している。容量ベースでみると認定状況に対する導入状況の割合は 87%と高い値となっている。これは素材生産量が少な
く、燃料供給の余力がないことに起因すると考えられる。
中国地域の導入状況を見ると、件数は 3 件、導入容量の合計は約 17,000kW、平均出力は
約 6,000kW となっており、比較的大規模な発電施設が多い傾向にある。認定状況を見ると認定件数が 10 件と地域の面積に対して多く、出力 2,000kW 未満の小規模な発電設備が多い。地理的な特徴を見ると、沿岸部に稼働中の比較的大規模な発電設備が多く、着工中・着工予定の小規模な発電設備は内陸に多く立地している。
四国地域の導入状況を見ると、導入件数は 3 件、導入容量の合計は約 19,000kW、平均出力は 6,000kW と比較的大規模な発電設備が稼働している。認定状況を見ると、認定件数は4 件と少なく、認定容量の合計は導入容量の合計とほとんど変わらない値となっている。これは近畿地域と同様に、燃料供給の余力がないことに起因すると推測される。地理的な特徴
18

を見ると、中央の地形が急峻な地域での事業は皆無で、沿岸部に稼働中の発電設備が立地している。
九州地域の導入状況を見ると、導入容量の合計が約 108,000kW となっており、他の地域に比べて圧倒的に大きい値となっている。導入設備の平均出力を見ると約 10,000kW と北海道に次いで大きい値であり、また導入件数は 11 件と東北地域に並んで最も多くなっている。地理的な特徴を見ると、大規模な発電設備は沿岸部に多く立地していることが分かる。
また、他の地域では大規模な発電設備は分散して立地している場合が多いが、九州地域では近い距離で立地しているケースがある。
九州は素材生産量が多く、燃料供給能力が高いため、大規模な発電所が複数あっても燃料供給が可能であるためと考えられる。
認定状況を見ると、認定件数の半分近くが 2,000kW 未満の設備であり、今後小規模な発電設備が増加していく
可能性がある。
未利用材の木質バイオマス発電所を地域的に分析すると、4 つの傾向が明らかになった。
1 つ目は木質バイオマス発電所の立地は素材生産量に依存していることである。北海道、東北、中部、九州など比較的素材生産量の多い地域での事業実施が多く、今後発電所の建設が計画される「認定」の件数は素材生産量の多い地域に集中している。素材生産量が大きい地域でもすでに燃料供給の余力は大きくないという意見があるが、元々素地のある地域での増産に期待してのことだと考えられる。2 つ目は沿岸に大規模発電所が立地している点である。輸入燃料を使用する発電所では沿岸部に立地することが多いが、未利用材を使用する発電所でも同様の傾向がみられる。この要因の一つは製紙会社に代表される、大規模木材利用
事業者が木質バイオマスに算入していることによると考えられる。
本業の工場を沿岸部に有しており、その土地や燃料収集方式を採用して事業実施するため、燃料の生産地から距離の離れた沿岸部で大型案件が成立するものと考えられる。3 つ目は大規模発電から小規模発電へ移行しつつある点である。木質バイオマス発電の認定数を見ると、導入数に比べて2,000kW の割合が高まっている。これは 2015 年度から新設された小規模区分によって売電価格が高く設定されたことに由来するが、燃料必要量の確保や周辺競合事業者の増加を考慮した際により小規模な事業の方が、持続性があると判断されているためと考えられる。4つ目は系統接続の余力である。燃料は豊富にあるが、木質バイオマス発電事業が実施されていない地域も少なくない。
こうした地域で問題になっているのは電力系統の接続余力がないことであると考えられる。今後は太陽光を中心とした申請中の案件が頓挫し、系統に空きが出る可能性があるため、変動要素であると考えられる。

19

第4章 分類別木質バイオマス発電のコスト構造分析

4.1 調査方法
現在稼働している木質バイオマス発電所の実態を明らかにするため、稼働中の木質バイオマス
発電所を抽出し、アンケート及びヒアリング調査を実施した。
まず、沖縄県を除く 46 都道府県の林務担当部署に対してアンケート調査を実施し、現在稼働している木質バイオマス発電所を把握した。その後、把握できた木質バイオマス発電所に対して、別途アンケート調査を実施した。さらに、特徴的な木質バイオマス発電所に対しては現地にてヒアリングを実施し、稼働実態について調査を行った。なお、調査に使用した調査票を図 4-1～図 4-13
に示す。
表 4-1

調査方法の概要

調査対象

調査方法

調査件数

都道府県林務担当部署

アンケート調査46

木質バイオマス発電所

アンケート調査66

ヒアリング調査1120

図 4-1

都道府県向けアンケート調査票（その 1）

21

図 4-2

都道府県向けアンケート調査票（その 2）22図 4-3

都道府県向けアンケート調査票（その 3）23図 4-4

都道府県向けアンケート調査票（その 4）24

図 4-5

発電事業者向けアンケート調査票（その 1）25

図 4-6

発電事業者向けアンケート調査票（その 2）26

図 4-7

発電事業者向けアンケート調査票（その 3）27

図 4-8

発電事業者向けアンケート調査票（その 4）28図 4-9

発電事業者向けアンケート調査票（その 5）29

図 4-10

発電事業者向けアンケート調査票（その 6）30図 4-11

発電事業者向けアンケート調査票（その 7）31

図 4-12

発電事業者向けアンケート調査票（その 8）32

図 4-13

発電事業者向けアンケート調査票（その 9）33

4.2 木質バイオマス発電事業の分類
木質バイオマス発電所の事業性を整理するにあたって、
表 4-2 に示したとおり、発電規模、発電方式、熱利用の有無によって分類した。主な発電方式として蒸気タービン発電とガス化発電の 2 つに分類した。なお、大規模なガス化発電方式は事業化のメリットが小さいため、分類から除外することとした。
表 4-2
発電方式

蒸気タービン発電

木質バイオマス発電所の分類

熱利用の有無2,000～

2,000kW

6,251 kW

6,250kW

未満

以上

熱利用有

Ⅰ

Ⅱ

Ⅲ

熱利用なし

Ⅳ

Ⅴ

Ⅵ

熱利用有

Ⅶ

熱利用なし

Ⅷ

ガス化発電

4.3 調査対象木質バイオマス発電所

4.3.1 アンケート調査対象木質バイオマス発電所
都道府県アンケートの結果を基に稼働中とされた発電所に対してアンケート調査を行った。ア
ンケート調査を実施した木質バイオマス発電所は 66 発電所であった（表 4-3）。
表 4-3

アンケート調査票送付先(稼働中とされた発電所)

No.

社名

1

株式会社津軽バイオマスエナジー

2

新日鐵住金株式会社釜石火力発電所

3

株式会社ウッティかわい4

株式会社一戸フォレストパワー

5

株式会社野田バイオパワーJP

6

株式会社花巻バイオマスエナジー

7

やまがたグリーンパワー株式会社

8

株式会社鶴岡バイオマス 鶴岡バイオマス発電所

9

もがみまち里山発電所（株式会社 ZE デザイン）
34

No.

社名

10

NKC ながいグリーンパワー株式会社

11

常磐共同火力株式会社

12

日本製紙株式会社勿来工場

13

株式会社グリーン発電会津

14（株）トモ・コーポレーション 江湖村会

15

東北電力（株）原町火力発電所

16

株式会社那珂川バイオマス

17

二宮木材株式会社

18

株式会社吾妻木質バイオマス発電所

19

川場村役場 むらづくり振興課 森林環境係

20

日立造船㈱

21

レンゴー株式会社（八潮工場）

22

株式会社京浜バイオマスパワー（昭和シェル石油京浜バイオマス発電所）

23

株式会社バイオパワーステーション新潟新潟発電所

24

株式会社グリーンエネルギー北陸発電所

25

株式会社福井グリーンパワー

26

敦賀グリーンパワー(株)27

レンゴー(株) 金津工場

28

長野森林資源利用事業協同組合

29

川辺バイオマス発電株式会社

30

東濃ひのき製品流通協同組合

31

株式会社 BPS 大東

32

株式会社クリーンエナジー奈良

33

銘建工業㈱

34

真庭バイオマス発電所株式会社

35

日新バイオマス発電株式会社

36

三洋製紙株式会社

37

合同会社しまね森林発電

38

松江バイオマス発電株式会社

39

中国木材株式会社

40

株式会社ウッドワン

41

MCM エネルギーサービス株式会社 発電事業部

42

倉敷紡績株式会社 クラボウ

43(株)グリーンエネルギー研究所宿毛バイオマス発電所

35

No.

社名

44

土佐グリーンパワー株式会社土佐発電所

45（株）シグマパワー有明三川発電所

46

電源開発株式会社 松浦火力発電所

47

日本製紙株式会社 八代工場

48

株式会社有明グリーンエネルギー49

株式会社エフオン日田

50

株式会社エフオン豊後大野

51

株式会社グリーンバイオマスファクトリー

52

王子グリーンエナジー日南株式会社

53

旭化成エヌエスエネルギー（株）

54（株）宮崎森林発電所

55

中越パルプ工業株式会社 川内工場

56

霧島木質発電株式会社

57①かぶちゃん村 森の発電所

58

イーレックス㈱（土佐発電所）

59

王子マテリア株式会社 富士第一工場

60

日本製紙株式会社 富士工場

61

王子ホールディングス株式会社 江別工場

62

紋別バイオマス発電株式会社

63

苫小牧バイオマス発電株式会社

64

津別単板協同組合

65

いぶきグリーンエナジー株式会社

66

イーレックス㈱（佐伯発電所）

4.3.2 ヒアリング調査対象木質バイオマス発電所
本調査の趣旨に即した発電所（稼働実績が豊富、熱電併給事業である、ガス化発電である
等）については、ヒアリング調査を実施した（11 発電所、表 4-4）。

36

表 4-4

No.

ヒアリング調査対象の木質バイオマス発電所

木質バイオマス発電所

発電端出力

ヒアリング

（kW）

日時

選定理由

1

飛騨高山グリーンヒート

165

10/3

小規模ガス化発電事業

2

岐阜バイオマスパワー

6,250

10/4

実績が豊富で、低質な燃料を積極的に使用3

コマツ粟津工場

4

日本海水122～165

10/5

小規模熱電併給事業

15,50010/12

事例の少ない大型熱電併給事業

5朝来バイオマス発電所

5,400

10/12

電力会社主導事業

6

グリーンエナジー津

20,10010/18

海岸立地大規模発電事業

7

三重エネウッド

5,830

10/19

実績が豊富で、低質な燃料を積極的に使用8

中部プラントサービス

9

リアスの森

10

ケイワエネルギーステーション

11

上野村

6,750

10/19

電力会社主導事業

800

11/6

小規模ガス化発電事業

42～43

11/7

小規模ガス化発電事業

180

11/16

小規模ガス化発電事業

37

4.4 木質バイオマス発電のコスト構造調査の結果、事業性の分析が可能な木質バイオマス発電所は 16 事業者であり（表 4-5）、発電
端出力は 43～46,440kW、ガス化発電が 3 発電所、蒸気タービン発電が 13 発電所であった。熱を販売している発電所は発電所 J のみであり、
表 4-2 に示した木質バイオマス発電所の分類でいえば、分類Ⅲ（6,251kW 以上、熱利用有）が 1 発電所、分類Ⅳ（6,251kW 以上、熱利用なし）が 3 発電所、分類Ⅴ（2,000～6,250kW、熱利用なし）が 9 発電所、分類Ⅷ（2,000kW 未満、熱利用なし）が 3 発電所であった。燃料については、多くの発電所において高い割合で未利用材を使用している一方で、一部、一般木材やリサイクル材を主燃料として使用している発電所もあった。また、規模が大きくなるにつれて PKSを燃料として採用する発電所が増える傾向にもあると考えられた。事業性については、発電コス
トは 18.0～71.4 円/kWh、IRR は算出不能～26%で発電所によって大きな差があった。
表 4-5

No

発電端
出力
（kW）

①

43

②

180

③

1,990

A

3,550

B

5,370

C

発電
方式

分析対象の発電所概要

熱利用

主燃料

発電コスト
（円/kWh）

IRR
（％）

なし

未利用 100％

56.9

-12

なし

未利用 100％

71.4

算出不能

なし

未利用、一般木材

37.1

-1

なし

未利用 8％、一般木材 46％、
リサイクル 46％

18.7

7

なし

未利用 42％、一般木材 58％

32.2

5

5,625

なし

未利用 93％、一般木材 7％

28.5

11

D

5,750

なし

未利用 99％、PKS 1％

31.6

9

E

5,800

なし

未利用 49％、一般木材 51％

28.7

10

F

5,900

なし

未利用 100％

24.2

16

G

6,250

なし

未利用 36％、一般木材 42％、一般木材廃棄物 22％

21.2

16

H

6,250

なし

未利用 66％、一般木材 34％

29.4

17

I

6,250

なし

未 利 用 89 ％ 、 一 般 木 材 3 ％ 、
PKS 8％

30.7

15

J

15,500あり

未利用 44％、一般木材 10％、PKS19 ％、リサイクル 37％

25.5

4

K

23,000なし

未利用 91％、一般木材 9％

30.4

12

L

25,250なし

未 利 用 91 ％ 、 一 般 木 材 1 ％ 、
PKS 8％

23.6

23

M

46,440なし

PKS 100％

18.0

26

ガス
化

蒸気
ター
ビン
発電

38

図 4-14 には調査対象発電所別の発電コストを示した。ガス化発電方式を採用している発電所①～③では、それ以外の発電所と比較すると減価償却費とが割高であった。また、燃料費についても特に発電所①、②で特に高かった。いずれの発電所でも燃料費がコストの多くを占めていることがわかる。

図 4-14

調査対象発電所の発電コスト

図 4-15 には調査対象発電所の発電コストの割合を示した。木質バイオマス発電事業において大きな割合を占めるとされているのが燃料費であり、分析対象の発電所では 27～70%を占めており、特に蒸気タービン発電ではその割が大きかった。発電所によって、国内材の集荷が容易な事業者、リサイクル材を取り扱いやすい業者、熱利用を行っている事業者等、外部環境や理念が異なるためコスト構造も様々である。減価償却費については、既述したように発電所①～③で割合が高く、そのことも影響して他の発電所と比較すると概ね燃料費の割合が少ない傾向にあった。なお、発電所 A は安価と考えられる一般木材、リサイクル材を活用し、燃料費を抑え（コストの 3 割程度）、比較的小規模ながらも事業性を確保していると考えられた。地域の条件によっては燃料調達の方法として参考になる事例であるが、一方で本発電所では灰・燃え殻処理費・割合が他の発電所と比較して大きいことにも留意が必要である。図 4-16 に発電所ごとの灰発生量と灰処理コストを示したが、発電所 A は比較的小規模であるにもかかわらず、灰の発生
39

量が最も多いことがわかる。なお、分析対象の発電所における灰の処理単価は 5,000～45,000
円/t で、平均すると約 20,000 円/t であった。労務費については規模が大きくなるとスケールメリ
ットが得られ、その割合は圧縮されていることがわかる（発電所 K や M）。法人税等については、
赤字であれば徴収額は小さく（数十万円程度）、黒字であれば事業の規模や形態、売り上げ実績により変動し、数%程度の発電所もあれば約 2 割（発電所 M）にまで至る発電所もある。

図 4-15

調査対象発電所の発電コストの割合

40図 4-16

発電所ごとの灰発生量と灰処理コスト

図 4-17 には燃料コストと IRR を示した。中規模の蒸気タービン発電所（発電所 A～I、以降、「中規模 BTG」とする。BTG は Boiler Turbine Generator の略）では燃料コストの小さい発電所の事業性が高い傾向にあり、大規模の蒸気タービン発電（発電所 J～M、以降、「大規模BTG」とする）では未利用木材ないしは一般木材といった燃料区分を１種類のみにしている事業者の方が、高い事業性を示す傾向にあった。燃料を１種類にすることで効率的な燃料収集体制を構築で来ているものと推測される。なお、発電所 A と J については、リサイクル材を使用しているが売電単価が安価であるため、使用している発電所は事業性が低い傾向にあると考えられる。
燃料コストだけで 20 円/kWh を超える発電所もあり、現状の商用電力単価と比較すると FIT 終
了後の自立運転が厳しいが、いずれにせよ、長期的なスパンで稼働状況の把握と検証を続けることが重要である。また、表 4-6 に燃料種ごとの価格を示した。燃料の調達単価は発電所によって大きく異なり、木質バイオマス発電事業を実施するにあたっては、事前に地域性を把握し、燃料供給事業者との関係性を構築することが重要であるとされているが、それによって取引単価が変動し、事業性を左右する可能性があることを示唆している。

41

図 4-17

燃料コストと IRR

表 4-6

燃料種ごとの価格

単位：円/t
燃料種

未利用材

一般材
リサイクル材

燃料の形状

最小

最大

加重平均

丸太

6,750

8,800

7,186

チップ

6,000

14,80012,351

その他

4,000

11,300

7,706

チップ

3,500

10,3006,285

PKS12,10016,00013,127

チップ

1,000

1,000

1,000

図 4-18 に木質バイオマス発電の事業性として各発電所における売電単価、発電コスト、IRRを示した。FIT の制度設計においては 5,000kW の木質バイオマス発電事業で IRR8%の事業性が想定されたが、今回、分析対象とした同規模の発電所では、概ねこの想定値を上回る事業性が得られていた。一方、発電所①～③（3 つの発電所全てがガス化発電方式を採用していることから、以降、「ガス化」とする）では、発電コスト（支出）が売電単価（収入）を上回り、直近年度においては収支が赤字であると考えられた。売電単価は FIT 制度により固定されているため、イ42

ニシャルコストや燃料調達コストなど発電コストを低減する対策とメリットが得られる形で熱販売事業を計画・実行するための方策が必要である。

図 4-18

木質バイオマス発電の事業性

4.5 分類ごとのコスト分析

4.5.1 各分類の特徴及び比較
既述したように、分析対象の発電所を「ガス化」、「中規模 BTG」、「大規模 BTG」に分類し、規模・発電方式別の発電コストを示した（図 4-19、表 4-7）。BTG の発電コストは中規模、大規模でそれぞれ 27.2 円/kWh、24.4 円/kWh で FIT の買取価格よりも安価であるが、ガス化は小規模区分の買取価格を大きく上回っており（55.1 円/kWh）、現状、事業採算性は厳しいと考えられる。
図 4-20～図 4-22 にガス化、中規模 BTG、大規模 BTG の発電コスト構造として、各費用のコスト割合を示した。また、43

表 4-8 には規模・発電方式別に発電コストとその割合について上位 5 費目について列記した。
ガス化では、最も大きな割合を占めたのが原材料費(未利用)20.8 円/kWh(38%)、減価償却費
16.5 円/kWh (30%)であったが、中規模・大規模 BTG においては、減価償却費はそれぞれ 3.1
円/kWh (11%)、2.6 円/kWh (10%)であり、原材料費がその過半数を占めた。発電方式によりかかる費用の割合が異なることが明らかとなった。減価償却費に関連して言えば、発電出力当たりのイ
ニシャルコストは、ガス化発電は蒸気タービン発電の約 5 倍かかっていることになり、相対的に高額である。そのため、支払金利のコスト・割合も大きくなっており（3.8 円/kWh (7%)）、イニシャルコスト
に関する費目が事業性に大きく影響を及ぼしていることがわかる。
また、運用にかかる費用として比較的大きな割合を示したのが、保守点検費と労務費であった。
発電方式別に、それらの割合について大きな差はないものの、発電コストはガス化で 7.5 円/kWhであるのに対し、中規模・大規模 BTG においては、約 4 円/kWh、3 円/kWh で、これは、スケールメリットによるものであると考えられた。なお、中規模 BTG と大規模 BTG の各費目の発電コストの割合は大差なく、規模の違いによる差はほとんどない。発電コストは大規模のほうが安価であり、大規模になることでスケールメリットが効いていることがわかる。

図 4-19

規模・発電方式別の発電コスト
44表 4-7

規模・発電方式別の発電コストとその割合
ガス化

中規模 BTG

大規模 BTG

減価償却費

16.5

(30%)

3.1

(11%)

2.6

(10%)

固定資産税

0.8

(1%)

0.3

(1%)

0.3

(1%)

労務費

3.7

(7%)

2.0

(7%)

1.0

(4%)

保険料

1.6

(3%)

0.3

(1%)

0.2

(1%)

ユーティリティ費

2.7

(5%)

0.7

(3%)

0.5

(2%)

保守点検費

3.8

(7%)

2.0

(7%)

2.0

(8%)

土地賃借料

0.0

(0%)

0.0

(0%)

0.0

(0%)

原材料費(未利用)

20.8

(38%)

11.6

(43%)

10.0

(41%)

原材料費(一般)

0.0

(0%)

3.3

(12%)

3.6

(15%)

原材料費(リサイクル)

0.0

(0%)

0.2

(1%)

0.6

(2%)

原材料費(石炭)

0.0

(0%)

0.0

(0%)

0.0

(0%)

灰・燃え殻処理費

0.6

(1%)

0.9

(3%)

0.7

(3%)

支払金利

3.8

(7%)

0.7

(3%)

0.6

(2%)

法人税等

0.9

(2%)

1.9

(7%)

2.3

(9%)

55.1

-

27.2

-

24.4

-

図 4-20ガス化の発電コスト構造45図 4-21

中規模 BTG の発電コスト構造

図 4-22

大規模 BTG の発電コスト構造46表 4-8

規模・発電方式別の発電コストとその割合（降順）

中規模 BTG

大規模 BTG

原材料費(未利用)

原材料費(未利用)

原材料費(未利用)

20.8 円/kWh(38%)

11.6 円/kWh (43%)

10.0 円/kWh (41%)

減価償却費

原材料費(一般)

原材料費(一般)

16.5 円/kWh (30%)

3.3 円/kWh (12%)

3.6 円/kWh (15%)

支払金利

減価償却費

減価償却費

3.8 円/kWh (7%)

3.1 円/kWh (11%)

2.6 円/kWh (10%)

保守点検費

保守点検費

保守点検費

3.8 円/kWh (7%)

2.0 円/kWh (7%)

2.0 円/kWh (8%)

労務費

労務費

法人税等

3.7 円/kWh (7%)

2.0 円/kWh (7%)

2.3 円/kWh (9%)

ガス化
1
2
3
4
5

4.5.1 小規模発電事業（ガス化）の課題
ガス化発電システムは、その技術的特性上、小規模な発電プラントとして販売されており、大規模発電事業のようにスケールメリットを出すことは難しいとされている。また、比較的短期間でのメンテナンスが必要であることからも、海外ではメンテナンス中の設備以外を動かすことで発電所としての出力低下を最小限に抑えるために複数ユニットで導入されているケースが多い。しかしながら、今回の分析対象の発電所①、②においては、発電端出力 43kW、180kW の小規模ユニットであるにもかかわらず、単体で導入されており、コスト高になることは避けられない。ガス化発電の導入事例は増えつつあるが黎明期と言える段階にあり、燃料条件や事業規模など様々な条件下での稼働実績を積み上げ、事業性向上に努める必要がある。

4.5.2 小規模発電事業（ガス化）が成立する条件
4.5.1 項で述べたように、これまでの調査結果からガス化発電システムの課題が明らかとなったが、中山間地域での導入が期待されている小規模木質バイオマス発電システムであるため、本項ではガス化発電システムが成立する条件について検討を行った。
現状、2,000kW 未満の木質バイオマス発電による買取価格（未利用材）が 40 円/kWh であることから、発電所の発電コストが少なくとも、この価格を下回らなければ事業継続は難しいと考えられる。また、FIT 終了後の普及モデルを考える際には、現状のコスト水準で言えば、約 20 円/kWh での供給が求められる（表 4-9、表 4-10）。便宜上、発電コスト 40 円/kWh を水準とする前者を『FIT適用モデル』、20 円/kWh を水準とする後者を『普及モデル』として検討を行った。

47

表 4-9

家庭向けスタンダード S プランの電力量料金（東京電力 HP より）

電力量料金（1kWh あたり）
最初の 120kWh まで

120kWh をこえ 300kWh まで

300kWh 超過

19 円 52 銭

25 円 98 銭

30 円 02 銭

出典）東京電力 HP, http://www.tepco.co.jp/jiyuuka/service/plan/kanto/standard/index-j.html

表 4-10低圧電力の料金単価（東京電力 HP より）

低圧電力
単位

区分

料金（税込）

基本料金

1kW

－

1,101 円 60 銭

電力量料金

1kWh

夏季

17 円 06 銭

その他季15 円 51 銭

出典）東京電力 HP, http://www.tepco.co.jp/ep/private/plan/chargelist02.html(1) FIT 適用モデル（発電コスト 40 円/kWh 水準）
調査結果ではガス化発電システムを採用した発電所①～③では 37.1～71.4 円/kWh であり（図 4-14）、計画値ではあるものの 40 円/kWh を下回る発電所もあったが、発電所①、②は40 円/kWh を大きく上回っていた（56.9 円/kWh、71.4 円/kWh）。
表 4-11 に発電コスト 40 円/kWh の水準である FIT 適用モデルのイメージを示した。調査結果から変更を加えた費目としては、減価償却費、保守点検費、熱収入である（朱字にて記載）。
まず、減価償却費に関して、イニシャルコスト kW 単価（設備と建築にかかるイニシャルコス
トを発電端出力で除した数値）から発電コスト（減価償却費）を推計するため、それらの関係を
図 4-23 に示した。ガス化の調査結果では減価償却費の発電コストは 16.5 円/kWh であったが、FIT 適用モデルとして 7.0 円/kWh とした。これはイニシャルコスト 80 万円/kW に相当する。回答の得られたガス化発電システムのうち、最も安価な発電所でも 100 万円/kW を超える
イニシャルコストであった。FIT 適用モデルの規模として 1,999kW を想定しているが、スケー
ルメリット等によるコストダウン対策が必要である。保守点検費についてもスケールメリットにより、
中規模 BTG と同水準にまで削減できるとした。最後に、熱販売事業を実施することにより、熱収入が得られるとし、化石燃料（灯油）約 8 万 L/年相当を 80 円/L とエネルギー的に同価格で販売する想定とすることで、発電コストは 40 円/kWh の水準となる。
現状の FIT 制度において 2,000kW 未満の規模でガス化発電システムを採用して、未利用材を 100%活用し、最低限の事業を継続するための方策として、イニシャルコスト及び保守点
検費の低減・効率化、熱供給事業の実施による収入増を挙げた。この中で、特に現状と乖離しているのがイニシャルコストである。例えば、海外プラントの導入案件が増えている状況を踏48

まえ、国家間の戦略的な価格交渉を行う等、イニシャルコスト低減に向けての対策が必要である。

図 4-23

イニシャルコスト kW 単価と発電コスト（減価償却費）の関係

表 4-11

FIT 適用モデルの発電コスト構造イメージ

ガス化（現状）FIT 適用モデル(1,999kW)
7.0 (17%)
0.8
(2%)
3.7
(9%)
1.6
(4%)
2.7
(7%)
2.0
(5%)
0.0
(0%)
20.8 (51%)
0.0
(0%)
0.0
(0%)
0.0
(0%)
0.6
(1%)
0.5
(1%)
0.9
(2%)

想定条件等

減価償却費
固定資産税
労務費
保険料
ユーティリティ費
保守点検費
土地賃借料
原材料費(未利用)
原材料費(一般)
原材料費(リサイクル)
原材料費(石炭)
灰・燃え殻処理費
支払金利
法人税等

16.5
0.8
3.7
1.6
2.7
3.8
0
20.8
0
0
0
0.6
3.8
0.9

(30%)
(1%)
(7%)
(3%)
(5%)
(7%)
(0%)
(38%)
(0%)
(0%)
(0%)
(1%)
(7%)
(2%)

合計（①）

55.1

-

40.6

-

0

-

0.6

- 化石燃料約 8 万 L/年相当（80 円/L）を供給

55.1

-

40.0

-

熱収入（②）
発電コスト（①-②）

49

イニシャルコスト 80 万円/kW 相当
現状と同水準現状と同水準現状と同水準現状と同水準中規模 BTG と同水準
現状と同水準現状と同水準現状と同水準現状と同水準現状と同水準現状と同水準現状と同水準現状と同水準(2) 普及モデル（発電コスト 20 円/kWh 水準）
前項と同様に、表 4-12 に発電コスト 20 円/kWh の水準である FIT 適用モデル（1,999kWを想定）のイメージを示した。調査結果から変更を加えた費目としては、減価償却費、労務費、ユーティリティ費、保守点検費、原材料費、熱収入である（朱字にて記載）。
減価償却費に関しては、大規模 BTG と同水準とし、これはイニシャルコスト約 40 万円/kWに相当するため、普及によるコストダウンが必要である。また、労務費、ユーティリティ費、保守
点検費、原材料費については中規模 BTG と同水準とした。このうち、特に現状と乖離が大きいのが原材料費であり、低コストでの安定供給が求められるためハードルは高い。さらに、
FIT 適用モデルと同様、熱販売事業を実施し、収入を見込んでいるが、6.6 円/kWh に相当
する売熱収入を得るためには、化石燃料約 8 万 L/年相当の熱を 1,100 円/L で販売しなければならない。事業としては成立しないため、例えばイギリスで実施されている「再生可能な熱への助成策（Renewable Heat Incentive: RHI）」のような支援策の検討が必要である。
発電コスト 20 円/kWh での電力供給システムは、ある意味、大規模火力発電所や原子力発電所とコスト的に同水準であるとも言え、このコストを達成するには単なる技術開発やコストダウンの努力だけでは非常に厳しいと考えられる。相応の支援策が必要であり、支援策を実施するための綿密な合意形成プロセスが求められる。
表 4-12普及モデルの発電コスト構造イメージ

ガス化（現状）普及モデル(1,999kW)
2.6
(8%)
0.8
(3%)
2.0
(8%)
1.6
(6%)
0.7
(3%)
2.0
(8%)
0.0
(0%)
11.6
(45%)
0.0
(0%)
0.0
(0%)
0.0
(0%)
0.6
(2%)
3.8
(15%)
0.9
(3%)

減価償却費
固定資産税
労務費
保険料
ユーティリティ費
保守点検費
土地賃借料
原材料費(未利用)
原材料費(一般)
原材料費(リサイクル)
原材料費(石炭)
灰・燃え殻処理費
支払金利
法人税等

16.5
0.8
3.7
1.6
2.7
3.8
0
20.8
0
0
0
0.6
3.8
0.9

(30%)
(1%)
(7%)
(3%)
(5%)
(7%)
(0%)
(38%)
(0%)
(0%)
(0%)
(1%)
(7%)
(2%)

合計（①）

55.1

-

26.6

-

0

-

6.6

-

55.1

-

20.0

-

熱収入（②）
発電コスト（①-②）

50

想定条件等
大規模 BTG と同水準
現状と同水準中規模 BTG と同水準
現状と同水準中規模 BTG と同水準
中規模 BTG と同水準
現状と同水準中規模 BTG と同水準
現状と同水準現状と同水準現状と同水準現状と同水準現状と同水準現状と同水準化石燃料約 8 万 L/年相当の熱を
1,100 円/L 相当で販売するレベル

第5章 木質バイオマス発電所運用における課題整理

5.1 木質バイオマス発電所のランニングコストにおける課題
前章のランニングコスト分析の結果（表 4-8）から課題を抽出する。蒸気タービン発電に関して、発電コストは電力の買取単価を下回っていたものの、FIT がない場合の買取価格での事業を考えると事業としては成り立たない可能性が高い。発電コストの多くは通念的に言われている通り、原材
料コストが最大である。原材料コストに関しては素材生産、燃料加工、運搬等の各工程での効率化が求められるが、一方で原材料コストの低減は木材価値の低下を伴うため過度の低コスト化は林業・木材産業に大きな影響を与えると考えられる点には留意が必要である。原材料コストを除けば減価償却費、保守点検費が多くなっているが、そのコストはいずれも 3 円/kWh 台で全体に占める割合は 10％程度と大きくはない。よって、蒸気タービン発電のランニングコストは原材料コストの削減が最も重要で、その他のコストも削減が必要であるが、比較的小さく抑えられている現状であると考えられる。
ガス化発電に関しては 55.1 円/kWh と FIT 買取価格の最高値である 40 円/kWh をはるかに超える発電コストとなっている。内訳としては原材料費の 38％、減価償却費の 30％が突出して大きく、次点の支払金利は 7％となっている。原材料費に関しては蒸気タービン発電と比較すると割合としては小さくなっているものの、発電コストは中規模 BTG の 11.6 円/kWh や大規模 BTG の 10.0
円/kWh に比べ、ガス化は 20.8 円/kWh と倍近くなっている。また、減価償却費は 16.5 円/kWh とBTG に比べ非常に大きくなっており、支払金利も他の発電方式に比べて大きくなっている。こうしたコスト増はガス化の規模が小さいために高額になっているものと考えられる。ただし、今回の調査
対象発電所は試験的に導入されたものであったり、売電収入以外の事業効果も狙ったりしたものであるため、一概に事業が成り立っていないと評価することはできない。

5.2 木質バイオマス発電所の運用上の課題
本項ではアンケート調査並びにヒアリング調査で得られた発電所の課題について言及する。調査で得られた課題は大きく２つに分類されるため、項目を分けて記載する。

5.2.1 発電所計画時の課題
まず発電事業を計画する際の課題について整理する。

51

(1) 計画外の余剰投資
当初の事業計画で見込んでいた内容以外の投資が挙げられる。これは様々な例があるが、最も多いのが電力会社との連係工事負担金がある。
これは発電した電力を電力会社の系統に流す際、接続するための送電線や配電線を整備する費用で、発電事業者の負担になる。電力の需要が大きい地域では送電線や配電線の容量は大きいが、木質バイオマス発電事業の立地に優位な山間部ではそうした需要がないため、容量が小さいのが一般的である。こうした容量の小さい地域で大きな電力供給を行う際には送電線や配電線の増強が必要になり、場合によっては数億円単位の高額な連係工事負担金が必要になる。
また、蒸気タービン発電を中心に木質バイオマス発電では大量の水を消費する。取水地からの距離が遠く、配管が必要以上に長くなってしまう場合にも設備投資が必要になる。さらに、積雪寒冷地では積雪によるプラントへの悪影響を避けるために、発電プラントを建屋の中に建設した事業者も見受けられ、地域や事業地によって追加的にコストがかかる場合が見受けられた。

(2) 用地取得に関する課題
用地の取得に関しては上記の取水や系統連携が関わってくる上、燃料の集荷が可能かどうか、丸太や燃料を保管するため一定規模以上のまとまった用地が取得できるかどうかといったことに留意する必要がある。しかし、大規模太陽光発電事業が先行して進んだ影響から、事業実施可能な用地を探すことは容易ではなく、地域によっては土地の価格が高騰し、当初計画よりも土地購入費や借地料が増大した事業者もあった。

(3) 事業採算性を度外視した事業計画
課題ではないが、採算を度外視して発電事業を検討している事業者もあったため、本調査のように単体の発電事業収支を考えると収益性は低いものの、その他の効果を重視している事業者である。例えば、今後他地域でも同様の木質バイオマス発電事業を展開するために、事業組成から設計、運用に至るまでのノウハウ取得に主眼を置いている事業者もあった。この事業者は工事段階や運用段階で、通常の必要人員以上の人員を割き、研修も兼ねて事業を実施していた。これによって、当該発電所の事業収支自体は悪くなっているが、事業者としては問題ないとしている。ほかにも、小規模ガス化発電設備を導入した事業者の中には、今後、そのプラントやシステムでのビジネス展開を考えており、ノウハウの蓄積を目的としている事業者もあった。

5.2.2 発電所運用上の課題
以下に、発電所の運転開始後に発生した課題について整理する。

52

(1) 燃料の安定調達
通念的に木質バイオマス発電所の課題であるとされている燃料調達に関しては複数の発電所で課題としての声があった。大きくは「量」「価格」「品質」「納期」に分類される。まず「量」に関しては発電所の必要量に対して過不足がないかが最も重視されていた。発電所にとって最も大きな損失は発電所が止まってしまうことであるが、中には燃料のストックが数週間分程度まで少なくなってしまったことがある発電所もあり、非常に重要な課題であると認識されている。次に「価格」に関しては周辺地域の木質バイオマス発電所との燃料調達の競合や他業種との競合によって、燃料価格が高騰している地域もある。木質バイオマス発
電事業は事業の性質上、売上の把握が容易であり、逆算して燃料の購入単価を公表している
発電所も存在する。
近隣の発電所が価格を公表している場合にはそれに準じる必要があるため、自社での価格調整ができないこともある。また、九州地域を中心に、東アジア圏への木材輸出が盛んになってきており、こうした新規需要との価格競争もバイオマス燃料調達の課
題になっている。
「品質」に関しては水分の問題が挙げられる。燃料として使用する際にはもちろん水分が少ない方がいいが、納入業者によっては水分の多い状態での搬入もある。また、国内材ももちろんであるが、PKS を使用している業者で品質に関する課題が多く挙げられた。ゴミの混入や水分、臭気等の品質面での安定性がなく、多くの場合商社を通しての燃料購入なので、フィードバックが難しいとの見解もあった。
「納期」に関しては季節や外部環境の変化によって変わる点が挙げられた。
梅雨時期や冬季など地域によっては木材生産に適さない時期に納入が遅れることがあり課題となっている。

(2) 燃料の乾燥
燃料の乾燥に関しては上記の燃料の安定調達でも言及したが、納入される燃料の水分によって左右される。特に木材は季節によって含水率が変化するので、収穫した季節によって乾燥期間や保管場所を考慮する必要がある。また、多くの木質バイオマス発電所では一定量の燃料ストックを有しているが、乾燥期間を長くすればするほど多くのストックヤードが必要になり、それだけコスト高になってしまう。燃料乾燥に関して強制乾燥装置を設置している発電事業者もあるが、5,000kW 以上の蒸気タービン発電所ではあまり使用されておらず、
天然乾燥を主体として燃料を製造できているようである。そのため、導入設備の精査も重要である。

(3) 運転体制
発電所の運転開始当初は運転体制の調整に苦慮した発電所も多いようであった。多くの発電所では４班構成の３交代で運転を行っているが、業務時間の削減や作業員間の引き継ぎ連係の面から運転体制を調整している事業者もあった。
発電所としては作業人員が増加すればそれだけコストが割高になるが、作業員の満足度の高い働き方を構築する必要がある。

53

(4) 安定的な熱供給先の確保
木質バイオマス発電は発電時に大量の熱を発生させるため、通念的に収益改善のため売電だけでなく熱を如何にして有効活用するがが重要だと言われている。しかし、木質バイオマ
ス発電所から発生する熱は非常に大きく、久保山らの試算によると、2,000kW 未満の蒸気タービン発電でも 4,000～6,000kW の熱出力があるとされており、延べ床面積 40,000m2の病院の給湯・暖房・冷房のすべてを賄うのに必要な平均熱利用負荷は 1,000kW 程度であることから、そうした施設が 5 か所ほど集約される必要がある（久保山ら 2017：日林誌
99:226-232）。今回の調査対象発電所でも熱供給事業を検討したものの、断念したという事
業者は多かった。理由としては、発生する熱を使い切れないため、熱供給設備を整えるだけの事業性が確保できないという課題や、供給先の熱の負荷変動が大きく熱需要の要求に応えきれない等が挙げられた。
また、実際に熱供給を実施している業者からも課題が挙げられた。800kW のガス化発電を実施している事業者はエネルギー単価で化石燃料の２割減の価格でバイオマス熱の供給を契約したものの、化石燃料価格の下落伴いバイオマス熱の単価も下落し、熱供給の初期投資額の回収が難しい実態があるとわかった。ほかにも、15,500kW の蒸気タービン発電で製造業 2 社への熱供給を実施している事業者では、売熱収入は需要先の熱使用量に依存しているため、熱供給先の製品市場によって売熱が変動し、熱収入が安定したいとの課題が挙げられた。当該事業者は発電所の収入のうち熱収入は 3％程度と低く、売熱がなくとも事業が成り立つようにしているということであった。165kW の蒸気タービン発電を実施している
事業者に至っては熱の自家利用をメインにしているため、発電は余剰蒸気のみで行っており、熱メインの事業を行っていた。
このように熱は需要の変動要素が大きく、付加価値も小さいために事業としてバイオマス
熱を販売するには課題が多いことが分かった。

(5) 灰処理
4 章でも述べた通り、木質バイオマス発電所では必ず燃焼後の灰が発生するが、その処理も課題の一つになっている。特に林地未利用材である枝葉、梢端、タンコロを使用している発電所では灰の発生が多くなり、チップ専焼の発電所よりも灰の処理にコストがかかっているという見解が得られた。
こうした灰は地域によって利用または処理の方法が若干異なっており、事業者によっては数億円の灰処理費用をかけている事業者もあった。

(6) 所内動力の縮小
木質バイオマス発電所は導入した発電設備によって発電端出力が決まるため、送電端出力を上げるには所内動力を低減するしかない。しかし、木質バイオマス発電事業が本格化したのは FIT 以降であり、メーカーも十分なノウハウを持っておらず、各発電所が運用しながら所内動力の低減を図っているのが現状であるという。
54

5.3 課題に対する対応策
5.2 項で挙げられた課題に対する対応策として、本調査で明らかになった発電所で実施している対応策と、有効な対応策になりそうな事例を紹介する。

(1) 計画外の余剰投資
現在稼働している発電所の中には計画外の余剰投資を避けられなかった発電所もあるが、これは事業計画を入念に練り、事前調査を十分に実施することで解消されると考えられる。
課題としては電力会社との連携工事負担金や取水に関して多く挙げられていたが、電力会社との連係工事負担金は事前に電力会社と協議することによって明確にすることができる。
取
水に関しても事前に取水方法や水量を調査することによって、当該用地での偉業実施が問題なく行えるかを明らかにすることができる。その他、初期コストの低減として、プラントの部品をメーカー推奨品でなく、独自剪定している事業者もあるようであった。

(2) 用地取得に関する対策
用地取得に関しても上記の電力会社との連係や取水と同様に事前の検討でクリアできると考えられる。
発電所の必要用地として金額、立地が適切かどうかの事前調査が重要である。
また、大型の発電所で原木を入荷してチップ化を行う場合には大量の丸太を乾燥する必要があるため、原木や燃料をストックするための用地に関しては日当たりや風通し等も重要になる。さらに、原木土場を発電所から離れた場所に設置する場合には横持ちの運賃ができるだ
け小さくなるよう各土場の配置にも十分配慮すべきである。

(3) 燃料の安定調達
燃料の安定調達に関しては課題で挙げた通り、
「量」
「価格」
「品質」
「納期」のそれぞれで発電所の要求に応えられる体制を構築する必要がある。それぞれに関して言及する。
「量」に関しては多く意見があったのは土場を広く確保するなどして、出荷者にとっていつでも出荷できるという安心感が量的に燃料を集荷する上で重要であるようである。
その他の工夫として、
九州地域では発電事業者自らが伐採現場に原木や林地未利用材を取りに行く
ことで、素材生産者の運搬負担を軽減することによって素材生産業者が林産に集中することができ、量を確保しやすくなったという事例があった。中部地域では国有林との連携によって、国有林の伐採情報を取得することによって、現場から発生する林地未利用材の情報を得て、効率的な林地未利用材の活用に取り組んでいる発電所もあった。中部地域の他の事例では、県と連携し、燃料が不足した際には県有林の使用ができる体制を取っている発電所もあった。
四国地域の発電事業者はバイオマス証明を受けることができない周辺地域の小規模素材生産業者が未利用材を供給できるよう、行政が証明できる仕組みを導入している。これによって、未利用材を出せなかった小規模素材生産業者も未利用材を供給できるようになり、
55

集荷量が増えているようである。また、実際に取り組まれているわけではないが構想として、発電事業者が立木購入をして素材生産業者に伐採を依頼したり、発電所が高性能林業機械を保有して、素材生産業者にリースするといった事業構想の声もあった。
次に、「価格」に関してである。木質バイオマス発電所は収入がある程度把握できるため、燃料の価格もある程度決めることが可能であると考えられているが、一部、木材の市況とも連動するため、周辺の木材産業によって地域差が大きい。そのため、発電事業者としては事業採算性のある購入単価の上限と下限を十分に把握し、燃料供給業者と持続可能な価格での価格調整が必要である。また、燃料の購入単価と発熱量、売電単価のバランスをとることも重要であり、購入単価が安くても水分が多ければ燃料としての価値は低く、燃料単価は低く
発熱量が高くても売電単価が安い燃料であれば事業性は低くなる。可能な限り、燃料単価は低く、発熱量と売電単価の高い燃料を調達することが重要である。中国地域の発電所では水分に応じて燃料単価を変えることで、燃料単価自体は上がったものの、総燃料費は 3 割近く低減することができたという。
「品質」に関しては国内材では水分、輸入燃料に関しては PKS の品質に大別される。まず国内材の水分に関してであるが、多くの発電所では燃料の購入を重量取引としており、運転開始当初は水分をよる差をつけていない事業者が多かったようですが、上記の通り、水分が少なくなると単価を上げてもメリットが大きいため、チップで調達する事業者を中心として、水分によって価格を変えている発電所が多いようである。原木で調達している業者の中にも、入荷された原木をドリルで削り出し、その水分を計測することによって入荷時の水分を把握し、品質管理に役立てている発電所もあった。林地未利用材を使用している発電所では水分に加えて土の混入も品質管理上の課題になっているが、可能な限り現場で振るう等の対策はしているものの、効果は限定的なようである。PKS に関しては水分や遺物の混入率の課題があるようであった。多くの発電所では商社を通して PKS を購入しているが、同じ業者からの納品でも船によって品質が変わることも少なくないとの見解が得られた。
品質が悪い燃料が入荷された場合には、商社に対して異物のサイズ・重量を計測し、写真とともにフィードバックを行うことによって、粗悪品入荷の再発を防止しているようである。
「納期」に関しては季節によって木材の生産量には差があり、梅雨時期や降雪時期などは
素材生産量が相対的に少なく、原木の入荷が少なるなる可能性が高く発電所としては不足感が出やすい。逆に発電所を定期メンテナンス等で停止させている期間は燃料の消費がないた
めに、一時的に過剰感が出やすい。しかし、素材生産は急な需要の変化に対応しにくいため、燃料の集荷を急に増減させることは燃料供給業者にとっては困難である。そこで、多くの発電所では、発電所または燃料供給拠点で一定量のストックを持つことで対応している。今回の調査対象発電所では 3 か月から 1 年分のストックを持つことが望ましいとの見解が得られた。

56

(4) 燃料の乾燥
燃料の乾燥に関しては(2)用地取得の項目でも記載したが、原木で入荷する事業者はできるだけ十分な土場を確保することによって乾燥を行っている。一方、ガス化発電所では天然乾燥のみでは発電所の要求する水分まで下げることができないため、強制乾燥が必要である。
今回の調査対象発電所でもガスエンジンの排熱を活用した燃料乾燥等を検討している事業者があったが、実態としては安定して低水分な燃料の製造には至っておらず、化石燃料を使用して乾燥を図る等苦慮している。
ほかにも燃料乾燥に課題を抱えている発電事業者が多く、今後も燃料乾燥技術の向上は重要なテーマであると考えられる。

(5) 運転体制
発電所の運転員の体制については各発電所によって差があるが、各発電所とも運転員との意見交換で最も良い運転体制を構築するようにしていた。
特に重要な点としては交代時の引継ぎと、制御室と燃料投入者の連携である。交代時の引継ぎに関しては投入された燃料の水分がどのような状況で炉内温度がどのように推移しているかといった情報を交代時に引き継ぐことが重要で、引継ぎの時間を考慮した体制を取っている発電所が多かった。また、制御室と燃料投入者の連携については適時連絡が取りあえるよう、
トランシーバーで連絡を取れる状況を作っている発電所が多かった。
水分が多い燃料を投入した際には制御室で空気量を調整する等の調整を十分に行えるような配慮がなされており、日ごろからコミュニケーシ
ョンできるよう休憩室を一緒に使用する等の工夫もあった。
運用面でのヒューマンエラーを減らすために、独自の運転マニュアルを作成している事業者もあった。

(6) 安定的な熱供給先の確保
先述の通り、木質バイオマス発電事業は大量に発生する熱を有効活用することが重要であるが、実態としては安定的な熱供給を実施できている事業者は少ない。蒸気タービン発電においては発生した熱を使い切るには非常に大きな熱需要が必要になる。そのため、蒸気ター
ビン発電においては家庭用や小規模施設への熱供給では熱を活用しきることができないと考えられる。対策としては産業用の大型熱需要に近接して立地することで熱供給を行うことが望ましい。また、ガス化発電等の小規模発電事業においては発電出力が小さくなることから発生する熱も小さいため、小規模な施設との併設で熱供給を実施することが可能であると考えられる。ただし、いずれにしても発電事業を検討する際には事前に熱供給を踏まえた事
業構築が重要であり、熱の品質や価格、量などを考慮した発電方式や規模の選定を行う必要があると考えられる。

(7) 灰処理
灰処理は木質バイオマス発電所の課題になっているが、発電所毎に様々な取り組みがされている。多くの発電所では産業廃棄物処理されているため、処分費として数千万円から数億57円の費用が掛かっている。こうした灰はできるだけ安価な処理、もしくは有価物化できれば事業収支は大幅に改善される。そのため、各発電所では様々な取り組みを行っている。四国
地域の発電所では発生した灰を加工・袋詰めして、地域のレンコンやイモ農家に肥料としての販売している。九州地域の発電所では灰を加工して、水の中に含まれる不純物を水と分離する水質浄化剤としての商品化に取り組んでいる。また、他の九州地域での発電所では林地
還元の可能性に関して成分的にもコスト的にも林地還元が可能か、研究機関との検討を重ねている。

(8) 所内動力の縮小
所内動力の低減に関してはこれまであまり着目されていなかったが、各発電所で様々な取り組みを行っている。コンプレッサー等の発電所内設備を省エネ製品にすることで、所内動力を削減することに成功した事例もあった。これは数百万円の投資で、所内動力 70～80kWの削減に成功した発電所もあり、この場合数年で元が取れるとの報告もあった。こうした取り組みは発電所自身が運転しながらノウハウを蓄積しているとのことであった。

(9) バイオマス発電連携協議会
木質バイオマス発電所はそれぞれで様々な工夫や取り組みを実施しているが、そのノウハ
ウは各社が個別に有しており、共有されることはあまりない。しかし、岐阜県、三重県、滋賀県、兵庫県、鳥取県、福井県のバイオマス発電事業者で「バイオマス発電連携協議会」を立ち上げ、双方向的な情報交換を行っている。この会では燃料収集やプラントの効率的なオ
ペレーション、備品・消耗品の共有などを目的に定期的に会合を持ち、意見交換を実施している。
燃料収集に関しては中部森林管理局内で発生した国有林の伐採現場の林地未利用材の情報を共有し、どこでどの程度の林地未利用材が発生しているかを共有し、効率的かつ安定的な燃料収集体制の構築を行っている。また、運用面でも各発電所を持ち回りで見学し、運用のポイントや所内動力の低減に関する取り組みを共有し、ノウハウを蓄積している。
また、備品や消耗品など、メーカーに発注すると時間がかかってしまうものを共同で保有し、すぐに対応できるような体制も構築されている。

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第6章 木質バイオマス発電所の導入と運用におけるポイント

本章ではここまでの調査の中で明らかになった課題や、その課題に対して各発電所で取り組まれている内容から、木質バイオマス発電の導入に関するポイントを整理する。

6.1 木質バイオマス発電所の導入におけるポイント
木質バイオマス発電所の導入におけるポイントとして最も重要なのは「事業意義の整理」
である。木質バイオマス発電所の事業意義には、地域の未利用木材の新規需要になることが目的なのか、事業収益性の高い事業が目的なのか、電力供給をすることが目的なのか、電気とともに発生する熱の有効利用が目的なのか、会社の CSR が目的であるのか等、様々な目的があると考えられる。
こうした目的を明確にすることは事業を実施する上で最も重要であり、今回の調査対象でもそうした目的が明確な発電所ほどうまく運用されていた。
その他、木質バイオマス発電事業を実施する上で重要な点として、系統接続、取水、熱需要等事業に大きく影響する立地の検討がある。
これらはプラント建設後にはコントロールできないため、事前に十分な検討を行うことが重要であると考えられる。また、発電所が安定的に運用できるようなプラント技術や燃料とのマッチング等の技術的な検討や、燃料が価格的・量的に安定集荷できる体制の検討も必要である。
また、地域との協議も重要なポイントである。木質バイオマス発電所は木材を大量にしようするため、大型車両の往来が多く、騒音や振動等も少なからず発生する。法的に問題がな
くとも、運転開始後に周辺事業者や近隣住民から意見が出ることもあるため、事前に十分な説明と協議が必要である。

6.2 木質バイオマス発電所の運用におけるポイント
木質バイオマス発電所の運用面のポイントとしては発電所を止めないことが最も重要である。最も多いトラブルとされる搬送装置の問題や計画外の点検・修理、その他のヒューマ
ンエラー等プラントの技術的な問題はもちろん、燃料の集荷や加工が滞ることによるトラブ
ルもにも十分な留意が必要である。また、木質バイオマス発電所はプラント選定時にある程
度、売電収入が決まってしまうが、従業員の給与は年々増加するため、如何に運用面で事業性を向上させるかが重要である。そのために重要なのが熱による収入やランニングコストの低減である。熱収入は事業検討時のポイントでもあるが、安定的な熱供給事業の実施によって事業性は大いに改善される。また、ランニングコストに関しては所内動力の低減や運転体59

制の工夫、灰処理費用の低減等、様々な取り組みが必要になる。木質バイオマス発電所は当初の事業計画が良好であればそれにのっとって事業を実施すればよいとの見解もあるが、自際には事業性の向上に向けた取り組みを常に実施する必要がある。

6.3 木質バイオマス発電事業化段階ごとの検討事項整理
ここまでの考察を基に、木質バイオマス発電事業化の段階ごとの検討事項を整理する。木質バイオマスの事業化においてはすべてのことを同時に検討していくのではなく、段階に応じた検討事項の整理が重要になると考えられる。

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6.4 木質バイオマス発電の安定稼働に資する支援の在り方
現在、稼働している木質バイオマス発電所に対しては安定的かつ持続的に稼働させ、今後事業化される木質バイオマス発電所に対してはより良い事業実施ができるような支援策について検討する。

6.4.1 国の支援策
政策的な支援策として、「発電技術の検証」、「熱供給に対する支援」、「地域協議会の設置」が考えられる。
「発電技術の検証」に関して、一般的に蒸気タービン発電は技術として成熟していることもあり、調査結果から一定の事業採算性を確保していることが明らかになった。一方、ガス化発電に関して
は、技術的にある程度信頼できる海外製プラントの導入が増えているが、イニシャルコストが高価で事業性は厳しく、安価に導入できる方策について検討すべきである。また、ガス化発電システムは
低含水率の燃料を使用しなければ安定的に稼働しないが、実際に、燃料の乾燥に労力を要し、計画よりもコスト増となっている発電所もあった。技術的に信頼性のあるガス化プラントであっても燃料の品質要件を満たさなければ、保守点検費・労務費の増加や、稼働率の低下による採算悪化につながる可能性があり、徹底的に燃料の品質向上に取り組むべきだと考えられる。
「熱供給に対する支援」に関して、本調査では熱供給事業は事業化のハードルが高く、熱供給を行っても事業性が低いことが明らかになった。そこで、イギリスで実施されている
RHI（Renewable Heat Incentive）のように木質バイオマスで生産された熱に付加価値をつけるような取り組みが期待される。また、日本では海外に比べて熱供給インフラの整備が整っていない現状があるため、熱供給インフラに対しての助成も効果的であると考えられる。
「地域協議会の設置」に関しては 5.3(9)で示したような地域協議会の設立を支援すべきであると考えられる。通常、木材の物流は都道府県を超える範囲で行われており、設備認定の実質的な審査を担うのは都道府県となっているものの、単独の都道府県だけでは流通実態の把握は容易ではない。そこで、都道府県を横断した地域協議会を立ち上げ、木質バイオマスの流通に関しての協議の場を設置すべきであると考える。具体的には、北海道・東北、関東、中部、関西、中国、四国、九州の７ブロック程度で、木質バイオマス発電業者はもちろん、国有林、大手燃料供給業者、製紙工場等の関連事業者、オブザーバーとして都道府県担当者も入った意見交換の場を設ける。これによって、燃料材のひっ迫状態や価格、運用の効率的なオペレーション等をある程度共有化し、安定的かつ持続的な燃料調達体制の構築を目指す。

6.4.2 都道府県・地方自治体の支援策
都道府県や地方自治体の支援策として、「未利用材の流通構造把握」、「地域協議会へのオ

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ブザーバー参加」が考えられる。
「未利用材の流通構造把握」に関しては木質バイオマス燃料材の需要が高まっていることで、他産業にも影響が出ているとの声が挙がっている。例えば、九州南部地域では畜産用敷料として大量に消費されてきたおが粉が原木価格の高騰によって確保できず、不足している現状がある。
また、これまでパルプ用に生産されていた広葉樹は、広葉樹生産を行う業者によって生産されていたが、比較的伐採が容易な燃料材需要の高まりを受けて、広葉樹生産者が針葉樹の生産を行うよ
うになり、生産量が減少しているという状況もある。こうした低質材（ここでは製材や合板・集成材用にならないものを指すこととする）の流通はこれまで明らかにされていなかったが、バイオマス発
電需要の増大によって問題が顕在化している。FIT には他産業に影響を与えないことが明言されているが、影響が出始めている現状があるため、まずは都道府県単位で低質材の流通構造を明らかにする必要があると考えられる。
「地域協議会へのオブザーバー参加」に関しては上記、国の支援策で記載した通り、地域協
議会を設置した場合、都道府県や地方自治体がオブザーバーとして参加をする。ただし、木質バイオマスに限らず木材の流通は県境を越えて行われるため、自地域材の使用を優先するのではな
く、木質バイオマス発電所の安定運転のための協議を実施するものとする。

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第7章 まとめ

本調査は稼働している木質バイオマス発電所のランニングコストや課題を明確にすることで、木質バイオマス発電事業の安定稼働に資する取りまとめを目的に実施してきた。FIT 施行当初から多くの発電所が運転を開始している蒸気タービン発電については一定の事業性をもって事業運営
できていることが明らかになり、そのために各発電所で燃料調達やランニングコスト削減等において様々な工夫が行われていることが分かった。ガス化発電に関してはごく小規模のプラントを試験的に導入している事例が多く、事業採算性は低い現状である。今後は事業性を高めるためにより規模を大きくしたり、小規模プラントを連結させる等の仕組みが必要であると考えられ、ガス化発電
はまだ黎明期であると考えられる。
燃料供給に関して、木質バイオマス発電は地域林業の視点から見ると、大きな木材需要を生み出している。発電所の運営を考えると、原材料コストを抑えることは重要であるが、原材料コストを下げすぎると地域林業への影響も大きくなる。一方で、原材料費が高騰し、木質バイオマス発電所の経営が立ち行かなくなると、これも地域林業に大きな打撃を与える。また、バイオマス発電をはじめとした木材需要の高まりに応じて、林業自体はこれまでの間伐中心の林業から主伐へ移行しつつある。特に木質バイオマス発電所が多く立地する地域では顕著になっており、皆伐後の再造林や資源管理について問題視されている。九州地域では「民間事業者も森林組合も伐採作業を行っているため植栽をする業者がおらず、植栽は隣県の業者が請け負っている」という情報が得られた。
こうした林産事業と造林事業のミスマッチが発生している地域も存在するため、計画的な林業経営が重要であると考えられる。また、他産業への影響も考慮すべきである。特に畜産用のおが粉に関しては、公益社団法人中央畜産会の報告では、「木質バ
イオマス発電の需要増大等により、地域によっては、供給量の減少や価格の上昇がみられる状況」（2016）とある。木材は木材加工業だけでなく、様々な用途で使用されているため、こうした周辺産業への影響も考慮されるべきであると考える。今回の調査では 16 の事業者
からのみコスト情報の開示があり分析が可能であったが、より具体的にコスト情報を把握し、発電所、
地域林業、既存産業が事業継続できるような価格的・量的資源利用が重要である。
国内の木質バイオマス発電事業は発電のみの大規模事業が先行、安定化しており、総エネ
ルギー効率の高い熱電併給事業はあまり普及していないと言える。しかし、木材資源の有効活用や地域エネルギー自給の観点から、熱電併給事業の普及が求められると考える。森林資
源もエネルギーも限りある資源である。
持続可能な資源利用のためにその使い方と作り方を十分考えていく必要がある。

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