電力中央研究所 研究資料
NO. Y19514

2030 年における再生可能エネルギー導入量と買取総額の推計2020 年

一般財団法人

3 月

電 力 中 央 研 究 所

2030 年における再生可能エネルギー導入量と買取総額の推計
朝野 賢司＊1 尾羽 秀晃＊2

*1 社会経済研究所*2 社会経済研究所

エネルギーシステム分析領域 上席研究員
エネルギーシステム分析領域 特別契約研究員

i©CRIEPI背景2015 年 7 月に決定された「長期エネルギー需給見通し」（長期見通し）では、2030 年における再生可能エネルギー（再エネ）の導入目標を電力供給の 22～24％程度、原子力も加えた非化石電源の導入目標を 44％程度とした。それとともに、固定価格買取制度（FIT）
等による再エネ買取総額は 2030 年単年で 3.7～4 兆円に抑制するとされた。長期見通しを受けて実施された、2017 年 4 月の FIT 法改正では、「再エネの最大限導入と国民負担の抑制」との両立が掲げられ、FIT 実施以降に導入量が激増した太陽光発電（PV）を対象に、入札制度が導入されることとなり、導入量を管理しながら、コストダウンを促す方針が示された。
しかし、再エネの最大限導入と国民負担の抑制が両立するのかが危惧されている。その第 1 の理由は、FIT 開始当初に割高な買取価格を得たものの運転開始に至っていない、
いわゆる既認定未稼働の PV 設備が相当量存在し、これが稼働することによる国民負担への影響が不透明なことである。第 2 の理由は、稼働した設備の買取期間は 20 年間等の長期に渡ることである。一度認定された買取価格は原則変更ができないため、今後再エネのコストダウンが進展しようとも、既認定未稼働設備の稼働状況によっては、再エネの最大限導入に向けて進行するとしても、国民負担が抑制できないという状況が生じうる。

目

的2020 年 2 月末の状況を踏まえ、2030 年時点における再エネ導入量と買取総額を推計する。加えて、買取総額から回避可能費用を減じた FIT 追加費用の推計に基づき、FIT の再エネ普及政策と温暖化対策としての費用対効果について考察する。

主な成果
1. 2030 年における再エネ導入量の検討(1) 2030 年における再エネ導入量と発電電力量の推計
地熱・水力が長期見通しに比べて下振れをする一方で、PV は約 9,200 万 kW（長期見通
しの目標値 6,400 万 kW）（図 2）、風力は約 2,000 万 kW（同 1,000 万 kW）（図 3）と、大幅に上振れすると推計した結果、2030 年における再エネ発電電力量は、2,366～2,515 億 kWh（対発電電力量比 22～24％）という長期見通しの目標に対して、3,011 億 kWh（同約 28％）と導入目標を超過する（図 1）。推計根拠の概要を表 1 に示す。
(2) 更なる再エネ導入の上振れの検討①非住宅用 PV：既導入量 4,058 万 kW に対し、既認定未稼働設備は 2,493 万 kW である（2019 年 9 月末時点）。FIT 法改正等を踏まえた事業者アンケート等から、既認定未稼働
設備は 2021 年度までに約 2,100 万 kW が、以降は直近 1 年間の認定量（約 130 万 kW）とii

©CRIEPI同程度が稼働すると推計した。今後、入札制度の対象が 50kW 以上に拡大される予定であること等により、この想定を上回る導入は見込み難いと考えられる。
②住宅用 PV：住宅用 PV の費用構造をみると、PV パネルは、非住宅用 PV と異なり、住宅用では既に内外価格差が小さいため、仮に海外価格に収斂したとしても、パネル価格の低下余地は限られること、パネルを除いた工事費等のコストは 4 割を占め、大幅なコストダウンが見込みにくいことを踏まえて、直近1年間の認定量（約 70万 kW） が、2019年度以降に稼働すると想定した。FIT 買取価格の低減による売電インセンティブの低下する中で、自家消費増加のインセンティブだけでは、この想定を上回る導入は見込み難い。
③陸上・洋上風力：環境アセスメントの配慮書・方法書の送付済案件が約 2,600 万 kW に達している（図 4）。しかし、配慮書・方法書送付後に、系等接続申請・契約を経て FIT認定されることから、その全てが系統接続される保証はないこと、2020 年度以降は風力を対象に入札が実施されることから全てが落札できないこと、これまでも住民との紛争による計画中止が一定割合存在することを踏まえ、約 2,000 万 kW が稼働すると推計した。
④一般木材等バイオマス：既認定量 766 万 kW に対し、既認定未稼働設備は 627 万 kW である（2019 年 9 月末時点）。FIT 法で規定された建設工事請負契約締結期限の超過による認定失効があり得ること、一般木材等バイオマスの 1/3 を占めるパーム油等の輸入液体燃料は熱帯雨林保全等の持続可能性基準への適合認証を取得する義務があるが、これが困難と見込まれることを踏まえて、長期見通しと同じく 274 万 kW が稼働すると推計した。
2. 2030 年における再エネ買取総額の推計
本推計における 2030 年の年間再エネ買取総額は 4.57 兆円となる（表 2）。ここでは 20
年間等の買取期間が終了するいわゆる「卒 FIT」や、買取価格の低下（PV と陸上風力は
政府のコスト目標通りに低下する等）を織り込んで推計している。4.57 兆円という数字
は、2019 年度の買取総額 3.58 兆円を約 1 兆円、長期見通しの 2030 年 3.72～4.04 兆円を5,000 億円超過することになる。なお、本推計の下で買取総額が 4 兆円を超過する年度の特定は、一般木材等バイオマスの導入時期が不透明であることから困難であるものの、
陸上風力の導入が進む 2020～2025 年の間と考えられる。
推計された買取総額に基づく 2030 年度の賦課金注 1)単価は約 3.5～4.1 円/kWh となる。
2019 年度の賦課金単価 2.95 円/kWh と比べると、約 40～66％増加することになる注 2)。
以上を踏まえると、長期見通しが示した再エネ買取総額は大きく超過することとなり、政府が掲げた「再エネ最大限導入と国民負担抑制の両立」は困難であると言える。

iii©CRIEPI3.FIT の再エネ普及政策・温暖化対策としての費用対効果に関する考察
買取総額から回避可能費用を減じた FIT 追加費用（賦課金総額）を、買取発電量で除することで、再エネ 1kWh あたりの追加費用単価（補助単価）を算定できる。2003 年 4月から FIT が導入される 2012 年 7 月まで実施されていた RPS（Renewable energy Portfolio
Standards）での実績値 5.8 円/kWh 注 3)に対し、FIT の補助単価は 16～19 円/kWh 弱となる。
したがって、わが国の FIT は、RPS と比較して、費用対効果が劣っていたと言える。
この追加費用をもとに、CO2 削減費用を概算すると 3 万円/t- CO2 を上回ることになる。
わが国の温暖化対策事業の CO2 削減費用は、1,000～3,000 円/ t- CO2 といった事業もあるものの、一部事業は数万円～10 万円超と推計されている注 4) 。したがって、FIT は費用対効
果に劣る温暖化対策事業の一つに付け加えられるのみならず、その累積負担が数十兆円におよぶ点で、わが国の温暖化対策の中で群を抜く非効率な政策であったと言える。
もちろん、再エネ導入には CO2 削減だけでなく、雇用創出やレジリエンス対策といった他の政策目的も存在する。しかし、まずは CO2 削減の点について、異なる再エネ普及
政策と比較して、FIT の費用対効果が低いことを確認した上で、その低さを補うその他の効果が存在するのか、という点についての評価と検証が必要である。

政策的含意
2030年以降、FIT導入当初に認定された設備の買取期間が順次終了することで、買取総額の低下が見込まれる。しかし、レジリエンス強化として中小規模の再エネへの FIT 継
続と、地域間連系線増強費用の一部を賦課金回収とすることを定めた FIT 法・電気事業法の改正案が閣議決定されたこと、現時点で割高な洋上風力の導入とコストダウンの動向が不明確であることもあり、2030 年以降、買取総額が低下するとは限らない。したがって、「再エネ最大限導入と国民負担抑制の両立」には、各政策目標の具体的な達成条件と尺度、さらに、そのための達成手段を明確にした上で、エビデンスに基づく費用対効
果の検証と改善を行うことが不可欠である。
注 1)
注 2)
注 3)
注 4)

賦課金は、買取総額から再エネの買取りにより免れることができる費用である回避可能費用（卸電力市場価格）を減じて算出される。本研究では、回避可能費用は 5～8 円/kWh と想定しており、回避可能費用が 1 円上がると、賦課金単価は 0.2 円下がる関係にある。
賦課金単価を算定する際には、通常は当該年度の電力需要、この場合は長期見通しで示されている 2030 年の需要想定を用いる。しかし、この増加率は 2019 年度の賦課金単価との比較であるため、2019 年度の賦課金算定時の電力需要である 8,237 億 kWh を用いている。
朝野賢司（2013）『日本における再生可能エネルギー普及制度による追加費用及び買取総額の推計』電力中央研究所報告（Y12034）
木村宰（2018）「国の温暖化対策関連経費の推移と費用対効果」『電力経済研究』（No.65, pp.32-44）

iv©CRIEPI

3500 億kWh
3000
水力, 939

2500
2000

水力, 939

1500
1000
500
0

地熱, 37水力, 981

バイオマス, 340

地熱, 113

地熱, 102
バイオマス, 394

バイオマス, 490

風力, 182

風力, 182

風力, 459

太陽光, 1,236
太陽光, 749

太陽光, 749

再エネ
22%ケース

再エネ
24%ケース

当所推計

図 1 長期エネルギー需給見通しの 2030 年における再エネ目標と当所推計

表 1 導入量推計の概要

表 2 2030 年における再エネ買取総額

・2019－21年度:既認定未稼働案件2,493万kWのうち、約2,100万kWが稼働
・2022年度：10-500kWは直近1年間の認定量
非住宅用PV 相当が稼働。500kW以上:第4回・第5回入札の応札容量が稼働・2023年度以降：10-50kWと50kW以上に分けて、直近1年間の認定量相当が稼働
住宅用PV
2019年度以降:直近1年間の認定量相当
陸上・洋上
風力発電
バイオマス

水力
地熱

環境アセスメントの配慮書・方法書の送付済案件
約2,600万kWのうち約2,000万kWが稼働
未利用木質&建廃：認定分全てが稼働
バイオガス&一般廃棄物：長期見通しの想定通り
一般木材等:長期見通しの下限側想定が稼働
RPS移行分:ゼロとなる前提
長期見通しで想定された地元調整等が解決した量の半分まで稼働
大規模:噴気試験以上の段階にある設備が稼働

長期見通しと推計結果
2030年単年:兆円
太陽光発電
風力発電
バイオマス
水力発電
地熱発電
合計

長期見通し

当所推計

2.30

2.76

0.63～0.83

0.64

0.42

0.19～0.29
0.17～0.20
3.72～4.04

1.02

0.09
0.05
4.57

中小規模:建設予定地点数を元に算定

v©CRIEPI1,00012,000

住宅用PV(10kW未満)
未稼働案件分の稼働

10,000長期見通し目標

600

8,000
6,000

400
4,000

入札枠の拡大による
導入量減少

200

累積導入量[万kW]800

単年導入量[万kW]

非住宅用PV(10kW以上)

2,000

0

0
2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

以前
2012

当所推計

実績

図 2 本研究における太陽光発電の導入推計（2018 年まで実績、2019 年以降は当所推計）
2,500

1,000

陸上風力

900

洋上風力
2,000

700

環境アセス「方法書」開始案件の80%(655万kW)の稼働

600
500
400

1,500

長期見通し目標

1,000

未稼働案件(355万kW)
の稼働

300
200

入札対象案件の稼働
500

100
0
2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

実績

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012
以前

0

当所推計

図 3 本研究における風力発電の導入推計（2018 年まで実績、2019 年以降は当所推計）

図 4 環境アセスメントの配慮書・方法書が送付済みである風力発電の設備容量

vi©CRIEPI

累積導入量[万kW]

単年導入量[万kW]8002030年における再⽣可能エネルギー導⼊量と買取総額の推計
電力中央研究所 社会経済研究所（⼀財）電⼒中央研究所
上席研究員 朝野 賢司
特別契約研究員 尾⽻ 秀晃
電⼒中央研究所 研究資料
2020年3⽉

2020

1

⽬次
1. 背景と⽬的
2. 再エネ電源別導⼊の現状と2030年までの導⼊推計(1) 太陽光発電(2) ⾵⼒発電(3) バイオマス発電(4) ⽔⼒発電(5) 地熱発電(6) 再エネ発電電⼒量の推計
3. 2030年までの買取総額と賦課⾦の推計
4. FITの再エネ普及政策・温暖化対策としての費⽤対効果に関する考察
5. 本研究の結論

6
18
26
29
31
33
35
39
43

参考⽂献

47

2020

3

2

1. 背景と⽬的
3

2020

背景
 2015年7⽉に決定された「⻑期エネルギー需給⾒通し」（⻑期⾒通し）では、2030
年における再⽣可能エネルギー（再エネ）の導⼊⽬標を電⼒供給の22〜24％程度、原⼦⼒も加えた⾮化⽯電源の導⼊⽬標を44％程度とした[1]。
 それとともに、固定価格買取制度（FIT）等による再エネ買取総額は2030年単年で3.7〜4兆円に抑制するとされた。⻑期⾒通しを受けて実施された、2017年4⽉のFIT
法改正では、再エネの最⼤限導⼊と国⺠負担の抑制との両⽴が掲げられ、FIT実施
以降に導⼊量が激増した太陽光発電（PV）を対象に、⼊札制度が導⼊されることとなり、導⼊量を管理しながら、コストダウンを促す⽅針が⽰された。
 しかし、再エネ最⼤限導⼊と国⺠負担抑制が両⽴するのかが危惧されている。
 第1の理由︓FIT開始当初の割⾼な買取価格を得たものの運転開始に⾄っていない、いわゆる既認定
未稼働のPV設備が相当量存在し、これが稼働することによる国⺠負担への影響が不透明である。
 第2の理由︓稼働した設備の買取期間は20年間等の⻑期に渡ること。⼀度認定された買取価格は原則変更ができないため、今後再エネのコストダウンが進展しようとも、既認定未稼働設備の稼働状況によっては、再エネの最⼤限導⼊に向けて進⾏するとしても、国⺠負担の抑制ができないという状況は⽣じうる。

 当所の既存研究[2][3]では、⻑期⾒通しの再エネ⽬標を前提とした買取総額を算定しており、⻑期⾒通しの再エネ導⼊量を上回ることも、下回ることも想定していない。
FIT法改正等による既認定未稼働案件の失効といった、⾜元の状況を踏まえた、2030年における再エネ導⼊量、および買取総額の推計は⾏われていない。
2020

4

本研究の⽬的
1. 2020年2⽉末の状況を踏まえ、2030年時点における再エネ導⼊量と発電電⼒量を推計する。
2. 上記の再エネ導⼊量における買取総額と賦課⾦額を推計する。
3. 買取総額から回避可能費⽤を減じたFIT追加費⽤の推計に基づき、FITの再エネ普及政策と温暖化対策としての費⽤対効果について考察する。

2020

5

2.再エネ電源別導⼊の現状と2030年までの導⼊推計（1）太陽光発電（2）⾵⼒発電（3）バイオマス発電（4）⽔⼒発電（5）地熱発電（6）再エネ発電電⼒量の推計
2020

6

PVのFIT認定量の推移
FIT認定量については、2015年(⾮住宅⽤PVの買取価格29円/kWh)以降の新規認定量は微増に留まる。2019年9⽉時点で7,679万kWが認定されている。
図 PVのFIT認定量の推移[万kW] ([4]を基に作成)<10kW

10-50kW50-500kW

500-1000kW

1000-2000kW>2000kW
7,679万kW8000

2015年以降
新規認定量は微増

6000

4000

201909201907

201905

201903

201901

201811

201809201807

201805

201803

201801

201711

201709201707

201705201703

201701

201611

201609201607

201605

201603

201601

201511

201509201507

201505201503

201501

201411

201409201407

201405201403

201401

201311

201309201307

201305201303

201301

20121102012092000

201207

認定容量[万kW]

10000* 2017年3⽉以降については、3ヶ⽉毎のデータ公開となっているため、その間の⽉については線形的に補間した。
* 2014年3⽉までについては、設置規模毎のデータは公開されていない。
* 2017年3⽉末に、この時までに接続契約を締結できていない未稼働案件の認定が失効した。

2020

7

PVの導⼊量の推移
FIT認定量は、2015年時点で約8,000万kWに達したものの、PVの年間施⼯能⼒は限られる
ため、導⼊量の増加率はほぼ⼀定となっている。
図 PVの導⼊量の推移[万kW] ([4]を基に作成)<10kW

10-50kW50-500kW

500-1000kW

1000-2000kW>2000kW8000
5,173万kW

6000

4000

201909201907

201905

201903

201901

201811

201809201807

201805

201803

201801

201711

201709201707

201705201703

201701

201611

201609201607

201605

201603

201601

201511

201509201507

201505201503

201501

201411

201409201407

201405201403

201401

201311

201309201307

201305201303

201301

20121102012092000

201207

導⼊容量[万kW]

10000* 2017年3⽉以降については、3ヶ⽉毎のデータ公開となっているため、その間の⽉については線形的に補間した。
* 2014年3⽉までについては、設置規模毎のデータは公開されていない。

2020

8

PVの未稼働案件の推移
改正FIT法により⼀部の未稼働案件は減少したものの、2019/9時点における10kW以上の未稼働案件は2,493万kW存在する。
図 PVの未稼働案件の推移[万kW] ([4]を基に作成)

10000

10-50kW50-500kW

500-1000kW

1000-2000kW>2000kW8000

接続契約が未締結の案件が失効(改正FIT法の措置)
2,493万kW(10kW以上)

6000

4000

201909201907

201905

201903

201901

201811

201809201807

201805

201803

201801

201711

201709201707

201705201703

201701

201611

201609201607

201605

201603

201601

201511

201509201507

201505201503

201501

201411

201409201407

201405201403

201401

201311

201309201307

201305201303

201301

20121102012092000

201207

設備容量[万kW]<10kW* 2017年3⽉以降については、3ヶ⽉毎のデータ公開となっているため、その間の⽉については線形的に補間した。
* 2014年3⽉までについては、設置規模毎のデータは公開されていない。

2020

9

2030年までのPVの導⼊推計の考え⽅
住宅⽤PV: 直近1年間の認定量に相当する70万kWが稼働するとした(スライド11)。
⾮住宅⽤PV: 未稼働案件分を考慮し、下表の通り稼働するとした。
表 ⾮住宅⽤PVの導⼊推計の基本的な考え⽅

稼働年度
2019-2021

考え方
2019年9⽉時点における未稼働案件(2,493万kW)のうち2,071万kWが3年間で稼働(詳細は後述)。
10-500kW
直近1年間の認定量*に相当する110万kWが毎年稼働。

2022

500kW以上
直近1年間に実施された第4回・第5回⼊札において、実際に応札された設備容量の合計に相当する20万kWが毎年稼働。

2023-2030

10-50kW
直近1年間の認定量*と同量に相当する40万kWが毎年稼働。FIT認定には、⾃家消費を要件とする⽅針が⽰されているため[5]、⾃家消費率30%と仮定した。
50kW以上
直近1年間の50-500kW案件の認定量* に相当する(70万kW)と、第4回・第5回の応札量(20万kW)の合計に相当する90万KWが毎年稼働。

* 2018/9-2019/9の期間の差分とした。

2020

10

住宅⽤PVの導⼊推計の考え⽅••••

住宅⽤PVについては、買取価格が低減する中で、売電インセンティブも⼩さくなるため、今後は直近1年間の認定量に相当する70万kWが⼀定で導⼊されると考えた。
2030年における住宅⽤PVの⻑期⾒通しには、システム費⽤が10.8万円/kWまで低減することを想定し、年間310万kWで導⼊されるとする予測もある[6]。
住宅⽤PVのシステム費⽤の内訳をみると（下図）、⼯事費と架台・パワコンのみで内訳の4割(13.3万円/kW)を占める。しかし、⼈件費や架台の強度確保などが制約となり、⼤幅なコストダウンは⾒込みにくい。
残りの6割を占めるパネルのコストは、既に内外価格差が⼩さく*1、仮に海外価格に収斂したとしても*2、
システム費⽤の低下余地は限られると考えられる*3。
図 住宅⽤PVのシステム費⽤の内訳(2019年) ([5]を基に加筆)

約4割(13.3万円)*1 2020/3時点の太陽光発電総合情報[7]に基づけば、定価に基づくデータであるものの、国内製パネルと海外製パネルの差は約2割程度と推察される。
*2 PVパネルは国内製が選好されやすく、価格競争を促す⼒が弱いことが指摘されており[8]、海外価格に必ずしも収斂する保証はない。
*3 ⼤幅なコスト低下が起こらない場合、⾃家消費を⾏うインセンティブは⽣じないため、⾃家消費を⽬的とした導⼊量の増加も⼀定に留まると推察される。

2020

11

PVの未稼働案件の考え⽅
2,493万kWの未稼働案件のうち、2019/12のFIT法施⾏規則改正により、改正FIT法措置の対象外案件の50%(422万kW)が稼働不可になるとし*1 、2,071万kWが稼働すると推計した。

設備容量[万kW]

3,000
2,500

図 未稼働案件のうち稼働するとした案件の内訳[万kW]2,493万kW*2

422万kWが稼働不可
2,071万kW2012-15年度認定

2,000
1,500
1,000
500
0

FIT法施⾏規則改正(2019/12)の対象

2012-15年度認定
2019年度中が運転開始期限改正FIT法対象の案件(2017年4⽉施⾏)

2016-18年度認定
認定⽇から3年間の運転開始期限

未稼働案件分稼働するとした案件*1 太陽光発電協会による事業者アンケート[9]では、施⼯規則改正によって対象案件の74%(設備容量⽐)が「稼働できなくなる可能性が確実・極めて⾼い・⾼い」と事業者が回答。ただし、アンケート後に系統連系⼯事着⼯申し込み期限の延⻑などの緩和措置がとられたことを考慮し、運転開始期限が設定されていない案件のうち50%が稼働不可になると推計した。
*2 2019/9時点の認定年度別内訳は、2020/1/22時点で確認できなかったため、2019/6時点の内訳[10]を基に按分した。
なお、2012-15年度認定の運転開始期限未判明分(80万kW)については、改正FIT法の対象分と⾮対象分に対して均等に配分した。

2020

12

2019-2021年度に稼働するPVの推計
未稼働案件の運転開始期限を考慮し、稼働年度を以下の通り推計し、2019〜2021年度に未稼働案件2,071万kWと既稼働分190万kWの合計2,260万kWが稼働するとした。
図 2019-2021年度に稼働するPVの推計

1200

設備容量[万kW]

1000

800

800

(うち未稼働案件610)

800

660

2012-15年度認定

600

改正FIT法の措置対象*1400
200
0

2012-15年度
認定*2

2016年度認定

改正FIT法の措置対象外

2019/9までに稼働済

2017年度認定

2019年度稼働

2020年度稼働

2018年度
認定

2021年度稼働*1 2016年8⽉以降に接続契約を結んだ案件が対象。改正FIT法により、認定から3年の運転開始期限が設定されているため、 2019年度中が運転開始期限となる。施⼯能⼒の制約を考慮し年間導⼊量は最⼤で800万kW(導⼊量ピークの年度2015に相当)とした上で、⼀部は運転開始
期限後に稼働するとした（超過分は調達期間の短縮となるが、初期の買取価格が⾼いため、稼働すると推計）。
*2 2019年度中が運転開始期限の基本とされるが、⼤部分が以下の対象と考えられるため、計算の簡易上全てが2020年度に稼働するとした。
(2,000kW以上:2020年9⽉30⽇, 条例アセス対象:2020年12⽉31⽇, 2015年度認定案件:2021年3⽉31⽇)

2020

13

未稼働案件の認定年度別の内訳(推計値)
未稼働案件の認定年度別の内訳(推計値)を下表に⽰す。
表 未稼働案件(2019/9時点)の内訳の推計
認定年度

買取価格
[円/kWh]認定容量(A)[万kW]

稼働不可分(B)[万kW]

稼働分(A-B) [万kW]

2012

40

250

62

187

2013

36

879

220

659

2014

32

427

107

321

2015

27

132

33

99

2016

24

190

0

190

21

154

0

154

⼊札(第1回)

8

0

8

18

433

0

433

⼊札(第3回)

20

0

20

―

2,493

422

2,071

2017
2018

合計

* 認定失効分(⻘字)は推計値。2019/6時点の内訳[10]を基に、2012年度-2016年度の認定容量を按分した。
* 設備利⽤率2016年度以前の案件は16%, 2017年度以降の案件は17%と推計した(各年度の過積載率より推計)。
* ⼊札案件については、全案件が未稼働案件に含まれると仮定した。

2020

14

稼働年毎の設備利⽤率の考え⽅①• 設備利⽤率については、年毎の設備利⽤率が公表されていないため、調達価格等算定委員会が公表している年別の過積載率(10kW以上)を元に、設備利⽤率を推計した。
• 過積載率が130%-140%となると、設備利⽤率は17%前後に留まるため、2018年度
以降については設備利⽤率17%と推計した。
図1 年別の過積載率[11]図2 過積載率別の設備利⽤率([12]を基に加筆)

過積載率130%-140%では、
設備利⽤率が17%前後に留まる。

*「定期報告データから過積載を⾏っている事業者を抽出して分析した」と記載されていることと、2017年の過積載率が130%前後であることから、各年度に稼働した設備の過積載率と推計した。

* 注釈部分は加筆

2020

15

稼働年毎の設備利⽤率の考え⽅②
稼働年毎の設備利⽤率は以下の表を⽤いた。
表 本研究で⽤いた稼働年度別の設備利⽤率[%]

2020

稼働年度

設備利⽤率

2012

14

2013

14

2014

14

2015

15

2016

16

2017

17

2018

17

2019

17

2020

17

2021以降17

2013年と同じ設備利⽤率と推計

年毎の過積載率の実績から推計(スライド15参照)

過積載率とモジュール効率の増加が落ち着くことを仮定し、2017年度の推計値を据え置き。
16

2030年までのPVの導⼊推計
2020年には⻑期⾒通しで⽰された6,400万kWを超過し、2030年には9,200万kWに到達する⾒込み。
図 2030年までのPVの導⼊推計[万kW]12,0001,000

住宅用PV(10kW未満)
未稼働案件分の稼働

10,0008,000

⻑期⾒通し⽬標

600

6,000
400

⼊札枠の拡⼤による
導⼊量減少

4,000

200

累積導⼊量[万kW]800

単年導⼊量[万kW]

非住宅用PV(10kW以上)

2,000

0

0
2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

以前
2012

実績

当所推計

2020

17

2.再エネ電源別導⼊の現状と2030年までの導⼊推計（1）太陽光発電（2）⾵⼒発電（3）バイオマス発電（4）⽔⼒発電（5）地熱発電（6）再エネ発電電⼒量の推計
2020

18

0

2020

2020

201905

201903

201901

201811

201905

201903

201901

201811

201809201807

201805

201803

201801

201711

201709201707

201705201703

201701

201611

201609201607

201605

201603

201601洋上201809201807

201805

201803

201801

201711

201709201707

201705201703

201701

201611

201609201607

201605

陸上(<20kW)

201603

201511

201509201507

201505201503

陸上(<20kW)

201601

201511

201509201507

201505201501

201411

201409201407600

201503

201501

201411

陸上(≧20kW)

201409201405201403

201401

201311

201309201307

201305

陸上(≧20kW)

201407

201405201403

201401

201311

201309201307

201303

201301

201211

201209201207

認定容量[万kW]
1000

2013052013031000

201301

201211

2012090201207

導⼊容量[万kW]

⾵⼒発電のFIT認定量の推移

⾵⼒発電の認定量は、FIT導⼊の4-5年後に相当する2017年度末において、認定量が急増している。これは、主にFIT導⼊当初の環境アセスメント案件の評価が⼀⻫に完了したためであると考えられる。
図 ⾵⼒発電の認定容量の推移[万kW] ([4]を基に作成*)

800

732万kW

認定量の急増(FIT導⼊後4-5年後)

400

200

* 2017年3⽉以降については、3ヶ⽉毎のデータ公開となっているため、その間の⽉については線形的に補間した。

19

⾵⼒発電の導⼊量の推移

2012年以降の⾵⼒発電の導⼊量は微増に留まる。これは、FIT認定前に必要となる、
環境アセスメント(1万kW以上が対象)が⻑期化していることが要因と考えられる。

図 ⾵⼒発電の導⼊量の推移[万kW] ([4]を基に作成)

洋上

800

600

400

377万kW

200* 2017年3⽉以降については、3ヶ⽉毎のデータ公開となっているため、その間の⽉については線形的に補間した。

20

⾵⼒発電の未稼働案件
⾵⼒発電の未稼働案件は現在355万kW存在するが、⼤部分は改正FIT前の案件であり、既に環境アセスメントが完了している可能性が⾼い*1。
図 ⾵⼒発電の未稼働案件の推移[万kW] ([4]を基に作成*1)

1000

陸上(<20kW)

洋上

800
改正FIT法前「準備書」⼿続き
完了後の認定申請

600

改正FIT法後「⽅法書」⼿続き
完了後の認定申請

355万kW400

201905

201903

201901

201811

201809201807

201805

201803

201801

201711

201709201707

201705201703

201701

201611

201609201607

201605

201603

201601

201511

201509201507

201505201503

201501

201411

201409201407

201405201403

201401

201311

201309201307

201305201303

201301

2012070201211200

201209

設備容量[万kW]陸上(≧20kW)*1 2017/4施⾏の改正FIT前は、環境アセスメントの調査・とりまとめ後に作成する「準備書」の⼿続き終了後に認定申請可能となるが、改正FIT後は「⽅法書」の⼿続き開始時点で認定申請可能となっている。
*2 2017年3⽉以降については、3ヶ⽉毎のデータ公開となっているため、その間の⽉については線形的に補間した。

2020

21

⾵⼒発電の環境アセスメント中案件
2020/1現在、環境アセスメントの配慮書・⽅法書の送付済案件は合計2,609万kWに達する。
FIT認定に⾄るためには*2、系統接続申請・契約を経る必要があることに加え(スライド23)、住⺠との環境紛争による計画中⽌*3や、⼊札制度の導⼊に伴う応募量の上限設定などが考えられるため、環境アセスメント中案件の全てが稼働に⾄る保証はない。

図 ⾵⼒発電の環境アセスメント中案件 (2020/09まで) ([13]を基に作成*1)

3000

300

洋上(配慮書)洋上(方法書)累積

202011202009202007202005202003202001

201911

201909201907

201905

201903

201901

201811

201809201807

201805

201803

201801

201711

201709201707

201705201703

201701

201611

201609201607

201605

201603

201601

201511

201509201507

201505201503

201501

201411

201409201407

20140502014030201401500

20131150

2013091000

201307100

2013051500

201303150

201301

2000

201211200

2012092500
累積設備容量[万kW]

陸上(方法書)250201207

設備容量[万kW]

陸上(配慮書)*1 2017/4施⾏の改正FIT法の前は、環境アセスメントの調査・とりまとめ後に作成する「準備書」の⼿続き終了後に認定申請可能となるが、改正FIT法の後は「⽅法書」の⼿続き開始時点で認定申請可能となっている。
*2 ⽅法書送付済案件については、FIT認定の申請は完了していると考えられる。
*3 畦地[14]に依れば、2012年4⽉時点までに稼働済・計画中であった案件の155事業(陸上⾵⼒)のうち、30事業で野⿃や騒⾳への影響を論点とした環境紛争が発⽣し、事業中⽌/凍結となったとしている。

2020

22

（参考) 経済産業省資料 ⾵⼒・地熱発電の複数年度価格設定について*経済産業省[15]に⾚枠部を加筆

2020

23

2030年までの⾵⼒発電の導⼊推計の考え⽅
稼働年度

考え⽅
•
•
•

20192022

未稼働案件(355万kW)が、全て2015年度以降の認定と推計(施⼯期間4年と推計)。
未稼働案件の合計355万kWを、2015〜2018年度の年度別の認定容量で按分。
推計したFIT認定年度の4年後に稼働(計355万kW)するとした*1。

環境アセス「⽅法書」送付済案件(計819万kW)
既にFIT認定申請が完了し、2020年度の価格が適⽤されると考えるため、配慮書の送付⽇から7年後(環境アセス残り3年・施⼯4年)に80%(655万kW)が稼働するとした*2
環境アセス配慮書送付済案件(計1,789万kW)
再エネ海域利⽤法案件(130万kW*3)• 2021年度以降はFITの買取価格を⼊札で決定する⽅向性が⽰されており、競争によるコ
ストダウンへ向けた取り組みが加速化することが予想される。
• 以上を踏まえ、陸上⾵⼒は2019年度におけるPVの応札量を超えないことを前提とし、75万kWが毎年2026年以降に稼働するとした。
• 洋上⾵⼒は競争を促す観点から、「配慮書」送付済案件の1/3に相当する300万kWを2030年までに配分するとし、2年間で100万kWが2026年以降に稼働*4するとした。

2023
-2030

*1 2016年度に認定されたと考えられる案件(FIT導⼊後の集中案件)については、施⼯能⼒を考慮し、2020年度と2021年度の2年間で設置される推計とした。
*2 畦地[14]に依れば、2012年4⽉時点までに稼働済・計画中であった案件の155事業(陸上⾵⼒)のうち、30事業で野⿃や騒⾳への影響を論点とした環境紛争が発⽣し、事業中⽌/凍結となったとしている。この割合(30/155)を参考に、陸上・洋上⾵⼒ともに20%が稼働不可となるとの前提を置いた。
*3 協議会の促進区域の概要図[16]で⽰されている推計容量の合計 (銚⼦沖: 20万kW, 能代沖:40万kW, 由利本荘沖:70万kW 五島沖:2万kW)*4 現在の英国のCfD⼊札(Round4)では、2年間に⼀度100-200万kWの⼊札をするとしており[17]、英国の募集量にほぼ相当する。2020年度の年間募集容量は12万kWとされているが、近年の環境アセスの状況を踏まえると、今後は⼤型事業が増⼤すると考えられるため、2年間で100万kWとした。

2020

24

2030年までの⾵⼒発電の導⼊推計
2025年には、⻑期⾒通しの2030年⽬標である1,000万kWを超過し、2030年には2,000万kWに到達する⾒込み。なお、買取発電量の推計(スライド34)で必要となる設備利⽤率については、洋上⾵⼒は30％、
陸上⾵⼒は2011年度以前に導⼊された設備は⽂献[18]の値、それ以降に導⼊された設備は2011〜
2016年設置設備の中央値で、調達価格等算定委員会の2019年度想定値である24.8％[11]を⽤いた。

図 ⾵⼒発電の導⼊推計

1,000

2,500

陸上風力

900

洋上風力
2,000

700

環境アセス「⽅法書」開始案件の80%(655万kW)の稼働

600
500
400

1,500

⻑期⾒通し⽬標

1,000

未稼働案件(355万kW)
の稼働

300

⼊札対象案件の稼働

200

累積導⼊量[万kW]単年導⼊量[万kW]

800

500

100
0
2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

実績

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012
以前

0

当所推計

2020

25

2.再エネ電源別導⼊の現状と2030年までの導⼊推計（1）太陽光発電（2）⾵⼒発電（3）バイオマス発電（4）⽔⼒発電（5）地熱発電（6）再エネ発電電⼒量の推計
2020

26

バイオマス発電︓⼀般⽊材等バイオマスの導⼊次第だが、バイオマス全体では⻑期⾒通しを若⼲下回ると推計
 バイオマス発電︓推計の考え⽅
 未利⽤間伐と建築廃材︓認定量の全てが稼働
 バイオガスと⼀般廃棄物︓⻑期⾒通しの想定通り稼働
 ⼀般⽊材等バイオマス︓認定容量の約1/3、⻑期⾒通しが⽰した2つの数字のうち、より⼩さい数字である274万kWが稼働（詳細はスライド28）
 他⽅、⻑期⾒通しが⾒込んでいたRPS分（⽯炭⽕⼒混焼）はゼロになる⇒⻑期⾒通し394〜490億kWhに対して、当所推計340億kWh
長期見通し策定時の推計
設備容量(万kW)小委(第4回)実績(19年9月末）

小委(第8回)

既導入量 新規認定未運開

当所推計

未利用間伐
建廃
一般木材・農作物残渣
バイオガス
一般廃棄物等RPS
合計（万kW)

24
37
80
16
124
127
408

24
37
274
16
124
127
602

24
37
400
16
124
127
728

40
42
139
7
97

12
5
627
2
11

52
47
274
16
124

325

657

512

発電電力量(億kWh)

286

394

490

216

436

340

⻑期⾒通しで⽤いられた数値

当所推計の数値

2020

27

⼀般⽊材等バイオマスの前提についての検討
 2019年9⽉末での⼀般⽊材等バイオマスの認定量766万kWのうち、
運開済は139万kW。この全てをわが国が輸⼊することは困難という分析もあり[19]、今後詳細な検討が必要。
 ⼀般⽊材等バイオマスはFIT法によりEPC（建設⼯事請負契約）締結
期限が設定されている[20]。しかし、どの程度が現時点で契約締結に⾄るのか不明。
 パーム油等の輸⼊液体燃料は、⼀般⽊材等バイオマスの認定量の約1/3を占めるとされる[21]。ただし、これは持続可能性基準の認証（RSPO）取得と取得期限が設定されており[20] 、⼤半が認証されない可能性もある。
 バイオマス発電事業者協会は、上記を事情を踏まえて、実際に新設される⼀般⽊材等バイオマス発電を220万kWとしている[22] 以上から、当所推計では、認定量の約1/3にあたり、⻑期⾒通しが⽰した2つの数字のうち、より⼩さい数字である274万kWが稼働すると考えた。
2020

28

2.再エネ電源別導⼊の現状と2030年までの導⼊推計（1）太陽光発電（2）⾵⼒発電（3）バイオマス発電（4）⽔⼒発電（5）地熱発電（6）再エネ発電電⼒量の推計
29

2020

⽔⼒発電︓⻑期⾒通しの想定（939〜981億kWh）のうち、下位の想定（939億kWh）と同程度と推計 ⻑期⾒通しの想定
 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（下表）。
 参考:直近2018年度の買取発電量は年間27.7億kWh 当所推計︓
 中⼩⽔⼒4団体が調達委に提出した資料[23]には、FIT以降の導⼊済・予定の設備容量があるものの、⻑期⾒通しで⽰された中⼩規模の数字の差異は読み取れない。
 そのため、本推計では、⻑期⾒通しで⽰された⼤規模⽔⼒と中⼩⽔⼒:⾃然公園法等の解決（C）の中で半分解決の導⼊量に達すると想定。

⇒ ⻑期⾒通しで想定されている939〜981億kWhに対して、当所推計は939億kWh。
進行中又は 設備更新出 自然公園法や地元調整
経済性有 力増、未利 等が解決(C)(A)
用落差(B)

既導入済

半分開発
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)（C）の半分開
発まで運開

4650

19
16
4685

64
65
4779

67
130
4847

79
201
4931

67
130
4,847

847

862

904

939

981

939

⻑期⾒通しで⽤いられた数値
2020

全開発

当所推計

当所推計の数値30

2.再エネ電源別導⼊の現状と2030年までの導⼊推計（1）太陽光発電（2）⾵⼒発電（3）バイオマス発電（4）⽔⼒発電（5）地熱発電（6）再エネ発電電⼒量の推計
31

2020

地熱発電︓⻑期⾒通しでは利⽤率と今後の開発⾒込みが過⼤推計⻑期⾒通しに対して、当所推計は▲65〜76億kWh ⻑期⾒通しでは、既設の設備容量と設備利⽤率が過⼤ ⻑期⾒通しでは既設の設備利⽤率を83％程度で計算している。しかし、実績値をみると、2010年以降の4年間の平均値で56％[24]、2016年度54％[25]、2017年度55.9％[26]である。したがって、⻑期
⾒通しの設備利⽤率の前提は過⼤である可能性が⾼い。
 ⼤規模既設の設備容量は「52万kW」としてきたが、実際には47.9万kWに出⼒減。

 新規開発も過⼤推計の可能性
 ⻑期⾒通しでは2030年38~100万kWの新規開発を前提
 しかし、当所推計では、⼤規模開発が約12万kW、中⼩規模を6万kW、計約17万kW*に留まると思われる。

⇒⻑期⾒通し想定102〜113億kWhに対して、当所推計では37億kWhに下振れする可能性

大規模開発
中小規模
既設
合計（万kW)
発電電力量(億kWh)

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
当所推計
中小：今後順調
中小：今後順調
中小：順調＋探査
み
4
32
32
61
61
12
3
6
24
24
39
6
52
52
52
52
52
48
59
90
108
140
155
66
43
66
79
102
113
48

修正発電電力量(億kWh)*31

設備容量(万kW)

開発中案件

53

*既設の設備利⽤率は[23][25]と同程度として56%。新設は事務局資料と同じく83％とした。

6687⻑期⾒通しで⽤いられた数値

98

37

当所推計の数値*⼤規模開発︓地熱が運転開始に⾄るまでの計8段階（調査準備、地表調査、温泉モニタリング、掘削調査、噴気試験、事業化検討、環境アセス、建設）のうち、本稿執筆時点（2020年2⽉末）において噴気試験以上の段階にある設備計約12万kWが2030年までに運転開始に⾄ると考えた。具体的には、2019年に運開した⼭葵沢の他に、安⽐、⽊地⼭・下の岱、阿⼥鱒岳、⼦安。
中⼩規模︓地熱協会がとりまとめた今後の導⼊計画[27]の中で、公表済みの設備の設備容量平均値に、全ての建設予定地点数を乗じて設備容量を6.2万kW程度と推計した。

2020

32

2.再エネ電源別導⼊の現状と2030年までの導⼊推計（1）太陽光発電（2）⾵⼒発電（3）バイオマス発電（4）⽔⼒発電（5）地熱発電（6）再エネ発電電⼒量の推計
33

2020

再エネ発電電⼒量
⻑期⾒通しに対して、当所推計は約500〜645億kWh上振れ ⻑期⾒通し︓2,366〜2,515億kWh（対発電電⼒量⽐22〜24％）
 当所推計︓3,011億kWh（同約28％）と導⼊⽬標を超過。
 ⻑期⾒通しに⽐べて、本研究では、地熱・⽔⼒が下振れをする⼀⽅で、PVは約9,200万kW（⻑期⾒通しの⽬標値は6,400万kW）、⾵⼒は約2,000万kW（同1,000万kW）と⼤幅に上振れすることによる。
3500 億kWh
3000
水力, 939

2500
2000
1500
1000
500

地熱, 37水力, 981

水力, 939

バイオマス, 340

地熱, 113

地熱, 102
バイオマス, 394

バイオマス, 490

風力, 182

風力, 182

太陽光, 749

太陽光, 749

再エネ
22%ケース

再エネ
24%ケース風力, 459

太陽光, 1,236

0
当所推計

図 ⻑期エネルギー需給⻑期⾒通しの2030年における再エネ⽬標と当所推計
2020

34

3. 2030年までの買取総額と賦課⾦の推計

35

2020

2030年における年間再エネ買取総額は4.57兆円（⻑期⾒通しの想定を5,000億円以上超過）
 当所推計︓2030年の年間再エネ買取総額は4.57兆円（買取総額の諸元はスライド37）
 4.57兆円の意味︓2019年度買取総額3.58兆円を約1兆円超過、⻑期⾒通しの2030年3.72〜4.04兆円を5,000億円以上超過
 なお、本推計の下で買取総額が4兆円を超過する年度の特定は、⼀般⽊材等
バイオマスの導⼊時期が不透明であることから困難であるものの、陸上⾵⼒の導⼊が進む2020〜2025年の間と考えられる。
2030年単年:兆円

⻑期⾒通しの想定

当所推計

参考:2019年度実績

太陽光発電

2.30

2.76

⾵⼒発電

0.42

1.02

バイオマス

0.63-0.83

0.64

⽔⼒発電

0.19-0.29

0.09

地熱発電

0.17-0.20

0.05

合計

3.72-4.04

4.57

2020

3.58
36

買取総額算定における計算諸元
 各電源の導⼊量

本資料の第1章に記載した再エネ電源別の導⼊推計にもとづいて試算した。

 買取価格の前提

2019年2⽉末までに調達価格等算定委員会で決定された買取価格（2020年度、電源によっては同年度と2021年度）については、これを実績値として反映した。
⾮住宅⽤PVの⼊札対象設備については、 2019年2⽉末までの最新実績値である第5回までの落札価格を反映
政府によるコスト⽬標が設定されている住宅⽤PV、⾮住宅PV、陸上⾵⼒については、コスト⽬標通りに買取価格が低減することを織り込んで試算した。

 20年間等の買取期間が終了するいわゆる「卒FIT」の考慮


住宅⽤PV、⾮住宅⽤PV、陸上⾵⼒、バイオマスで考慮。
中⼩⽔⼒は未考慮。

 リプレイス単価の適⽤


陸上⾵⼒︓FITの買取期間を終えた設備のうち、2/3はリプレイスされるとして、2020年度のリプレイス買取価格16円/kWhが適⽤される前提をおいた。
地熱︓「全設備更新型（買取価格30円/kWh）」として⼋丈島と⻤⾸、「地下設備流⽤型（同19円）」として⼤岳と松川を想定した。

 中⼩⽔⼒の買取の前提

⽂献[23]に基づき、「FIT以降の開発実績」と「今後10年間の開発計画」をもとに、個別買取価格を割り当て、算出した。

 回避可能費⽤（卸電⼒市場価格）の設定


いわゆるメリットオーダー効果を踏まえた卸電⼒市場価格の推計は、⻑期⾒通しの電源構成と電⼒需要を前提とした場合、6〜7円台/kWhとなる[28][29]。
⻑期⾒通しの再エネ⽬標値と⽐べ、当所試算は上回るため、卸電⼒市場価格は更に低下することも考えられるが、本研究ではメリットオーダー効果の厳密な試算をせずに、5〜8円/kWhと幅をおき試算した。

2020

37

賦課⾦単価の推計
2030年度の賦課⾦単価︓約3.5〜4.1円/kWh⇒2019年度の賦課⾦単価︓2.95円/kWh⇒単価の増加率（2019年度⽐）︓約40〜66％* なお前述のように回避可能費⽤は5〜8円/kWhとしている
 回避可能費⽤が1円上がると、賦課⾦単価は0.2円下がる関係

以上を踏まえると、⻑期⾒通しが⽰した再エネ買取総額は⼤きく超過することとなり、政府が掲げた「再エネ最⼤限
導⼊と国⺠負担抑制の両⽴」は困難であると⾔える。
* 賦課⾦単価を算定する際には、通常は当該年度の電⼒需要、この場合は⻑期⾒通しで⽰されている2030年の需要想定を⽤いる。
しかし、この増加率は2019年度の賦課⾦単価との⽐較であるため、2019年度の賦課⾦算定時の電⼒需要である8,237億kWhを⽤いている。

2020

38

4. FITの再エネ普及政策・温暖化対策としての費⽤対効果に関する考察

39

2020

RPSの追加費⽤単価（実績値）
5.8円/kWh

買取総額から回避可能費⽤を減じて算定される追加費⽤を、買取発電量で除することで、再エネ1kWhあたりの追加費⽤単価（補助単価）を算定可能。
2003年4⽉から2012年7⽉まで実施されたRPSの追加費⽤単価︓5.8円/kWh
12年度:152億kWh、約2,800億円
追加費用
(億円)
3,500

買取発電量
億kWh
160

10年度:89億kWh、約500億円

140

3,000

120

2,500

100

買取発電量
(右軸)

2,000

80

1,500
追加費用
(左軸)

1,000
500

RPS

PV-FIT、FIT

0

60
40
20
0

03年度 04年度 05年度 06年度 07年度 08年度 09年度 10年度 11年度 12年度

出所[30]*RPSでは「RPS電気価値」の最⼤価格と最⼩価格を⽤いたケースを誤差範囲として⽰した。FITは公知情報をもとに発電量と買取価格を推計したが、買取価格の区分や買取量について
感度分析を⾏った結果を参考値として⽰した。

2020

40

当所試算にもとづくFITの追加費⽤単価① FIT追加費⽤総額（賦課⾦総額）
 約3.1〜3.7兆円② FIT買取発電電⼒量
 約1,960億kWh

 追加費⽤単価＝①÷②
 16〜19円/kWh弱

前⾴のRPS追加費⽤単価5.8円/kWhに対して、FITの補助単価は16〜19円/kWh弱となる。
したがって、わが国のFITは、RPSと⽐較して、費⽤対効果が劣っていたと⾔える。

2020

41

温暖化対策事業としてのFITの費⽤対効果
表 ⾏政事業レビューシートの記載されたCO2削減単価⼀覧[32] FIT追加費⽤単価をもとに、CO2削減費⽤を概算すると3万円/t- CO2を上回る。
 わが国の温暖化対策事業のCO2削減費⽤は、
1,000〜3,000円/ t- CO2といった事業もあるものの、⼀部事業は数万円〜10万円超と推計。
（左表）[31]⇒したがって、FITは費⽤対効果に劣る温暖化対策事業の⼀つ。
⇒加えてその累積負担が数⼗兆円におよぶ点で、わが国の温暖化対策の中で群を抜く⾮効率な政策。
 もちろん、再エネ導⼊にはCO2削減だけでなく、雇⽤創出やレジリエンス対策といった他の政策⽬的も存在。
 しかし、まずはCO2削減の点について、異なる再エネ普及政策と⽐較して、FITの費⽤対効果が低いことを確認した上で、その低さを補う、その他の効果が存在するのか、という点についての評価と検証が必要。

2020

42

5.本研究の結論

43

2020

本研究の結論①
1.

2020年2⽉末の状況を踏まえ、2030年時点における再エネ導⼊量と発電電⼒量を推計した




2.

地熱・⽔⼒が⻑期⾒通しに⽐べて下振れをする⼀⽅で、PVは約9,200万kW（⻑期⾒通しの⽬標値6,400万kW）、⾵⼒は約2,000万kW（同1,000
万kW）と、⼤幅に上振れすると推計
その結果、2030年における再エネ発電電⼒量は、2,366〜2,515億kWh（対発電電⼒量⽐22〜24％）という⻑期⾒通しの⽬標に対して、3,011億kWh（同約28％）と導⼊⽬標を超過

上記の再エネ導⼊量における買取総額と賦課⾦額を推計した


当所推計の2030年再エネ買取総額︓4.57兆円

「4.57兆円」の解釈︓2019年度の買取総額3.58兆円を約1兆円、⻑期⾒通しの2030年3.72〜4.04兆円を5,000億円超過
なお、本推計の下で買取総額が4兆円を超過する年度の特定は、⼀般⽊材等バイ
オマスの導⼊時期が不透明であることから困難であるものの、陸上⾵⼒の導⼊が進む
2020〜2025年の間と考えられる



2030年度の賦課⾦単価︓約3.5〜4.1円/kWh




2020

2019年度の賦課⾦単価2.95円/kWhと⽐べると、約40〜66％増加
44

本研究の結論②
3.

買取総額から回避可能費⽤を減じて求められるFIT追加費⽤を元に、FITの再エネ普及政策と温暖化対策としての費⽤対効果について考察した

再エネ1kWhあたりの追加費⽤単価（補助単価）
RPS（2003年4⽉〜2012年7⽉実施、実績値）︓5.8円/kWh
FIT︓16〜19円/kWh弱⇒わが国のFITは、RPSと⽐較して、費⽤対効果が劣っていた



CO2削減費⽤

FIT︓3万円/t- CO2を超過
わが国の温暖化対策事業のCO2削減費⽤︓1,000〜3,000円/ t- CO2から、
⼀部事業は数万円〜10万円超したがって、FITは費⽤対効果に劣る温暖化対策事業の⼀つ

もちろん、再エネ導⼊にはCO2削減だけでなく、雇⽤創出やレジリエンス
対策といった他の政策⽬的も存在
しかし、まずはCO2削減の点について、異なる再エネ普及政策と⽐較して、FITの費⽤対効果が低いことを確認した上で、その低さを補うその他の効果が存在するのか、という点についての評価と検証が必要

2020

45

本研究の結論③ 政策的含意 2030年以降、FIT導⼊当初に認定された設備の買取期間が順次終了することで、買取総額の低下が⾒込まれる。
 しかし、レジリエンス強化として中⼩規模の再エネへのFIT継続と、地域間連系線増強費⽤の⼀部を賦課⾦回収とすることを定めたFIT法・電気事業法の改正案が閣議決定されたこと、現時点で割⾼な洋上⾵⼒の導⼊とコストダウンの動向が不明確であることもあり、2030年以降、買取総額が低下するとは限らない。
 したがって、「再エネの最⼤限導⼊と国⺠負担の抑制」との両⽴には、各政策⽬標の具体的な達成条件と尺度、さらに、そのための達成⼿段を明確にした上で、エビデンスに基づく費⽤対効果の検証と改善を⾏うことが不可⽋である。
2020

46

参考⽂献①[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_subcommittee/mitoshi/011/pdf/011_07.pdf[2]朝野賢司（2017）「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）」、電⼒中央研究所研究資料
Y16507https://criepi.denken.or.jp/jp/serc/source/pdf/Y16507.pdf[3]朝野賢司（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」、社会経済研究所ディスカッショ
ンペーパー14009
http://criepi.denken.or.jp/jp/serc/discussion/download/14009dp.pdf[4]経済産業省「固定価格買取制度 情報公表⽤ウェブサイト」
https://www.fit-portal.go.jp/PublicInfoSummary[5]経済産業省 調達価格等算定委員会（2020）「令和2年度の調達価格等に関する意⾒」
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/20200204_report.html[6] 株式会社資源総合システム（2020）「住宅⽤太陽光発電システム市場の現状と⾒通し（2020 年版）〜今後のビジネス展開に向けて〜（サマリー）」
https://www.rts-pv.com/business/report/[7] 太陽光発電総合情報（2020）「太陽光発電の価格⽐較」
http://standard-project.net/solar/hikaku_brands.html[8] 経済産業省（2016）、「太陽光発電競争⼒強化委員会報告書」
https://www.meti.go.jp/committee/kenkyukai/energy_environment/taiyoukou/pdf/report_01_01.pdf[9] 太陽光発電協会（2018）「未稼働案件に関する制度改正案についてのJPEAの⾒解並びにアンケート調査結果」
http://www.jpea.gr.jp/topics/181121.html[10] 経済産業省 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主⼒電源化制度改⾰⼩委員会（第4回）、再エネ特措法で検討すべきその他の論点（資料3）https://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subcommittee/saiene_shuryoku/004/

2020

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参考⽂献②
[11]経済産業省 調達価格等算定委員会（2018）「平成30年度以降の調達価格等に関する意⾒」
https://www.meti.go.jp/report/whitepaper/data/pdf/20180207001_1.pdf[12] 経済産業省（2017）「改正FIT法施⾏に向けて」
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/kihon_seisaku/saisei_kano/pdf/010_01_00.pdf[13] 経済産業省（2020）「発電所環境アセスメント情報」
https://www.meti.go.jp/policy/safety_security/industrial_safety/sangyo/electric/detail/wind.html[14] 畦地啓太他（2014）「⾵⼒発電事業の計画段階における環境紛争の発⽣要因」、『エネルギー・資源学会論⽂誌』．Vol. 35(4),pp.11-22.
[15] 経済産業省 調達価格等算定委員会（2016）「残された論点について」（第27回資料1）
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/027.html[16] 経済産業省Webサイト、「洋上⾵⼒発電関連制度」
https://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/saiene/yojo_furyoku/k_akita_yuri.html[17] The Crown Estate （2019）, Offshore Wind Leasing Round 4, Stakeholder webinar, 1 October 2019.
[18]経済産業省 調達価格等算定委員会（2017）「平成 29 年度以降の調達価格等に関する意⾒」
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/20161219002_01.pdf[19]⽊村謙仁・⼆宮康司（2017）「⽇本の 2030 年⽊質バイオマス発電導⼊⾒込量とその燃料供給可能性評価」、IEEJ、
https://eneken.ieej.or.jp/data/7131.pdf[20]経済産業省（2019）「事業計画策定ガイドライン（バイオマス発電）」https://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/saiene/kaitori/dl/fit_2017/legal/guideline_biomass.pdf[21]バイオマス産業社会ネットワーク（2019）「バイオマス⽩書2019」https://www.npobin.net/hakusho/2019/topix_01.html

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参考⽂献③[22]バイオマス発電事業者協会（2018）「バイオマス発電事業の現状と展望」、経済産業省資源エネルギー庁調達価格等算定委員会（第39回、 2018年10⽉24⽇開催）
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/039_05_00.pdf[23]中⼩⽔⼒発電4団体（2019）「第47回 調達価格等算定委員会 中⼩⽔⼒発電4団体 ご説明資料」、経済産業省資源エネルギー庁調達価格等算定委員会（第47回、 2019年10⽉29⽇開催）
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/047_04_00.pdf[24]川上恭章（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[25]⽕⼒原⼦⼒発電技術協会（2017）「地熱発電の現状と動向 2016年」[26]⽕⼒原⼦⼒発電技術協会（2018）「地熱発電の現状と動向 2017年」[27]⽇本地熱協会（2019）「主⼒電源としての地熱発電導⼊の展望（⽇本地熱協会）」、経済産業省資源エネルギー庁調達価格等算定委員会（第47回、 2019年10⽉29⽇開催）
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/047_03_00.pdf[28]朝野賢司他（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[29]岡⽥健司・永井雄宇（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[30] 朝野賢司（2013）「⽇本における再⽣可能エネルギー普及制度による追加費⽤及び買取総額の推計」電⼒中央研究所報告(Y12034)
https://criepi.denken.or.jp/jp/kenkikaku/report/detail/Y12034.html[31]⽊村宰（2018）「国の温暖化対策関連経費の推移と費⽤対効果」『電⼒経済研究』（No.65, pp.32-44）https://criepi.denken.or.jp/jp/serc/periodicals/pdf/periodicals65_03.pdf


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〔不許複製〕
編集・発行人 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
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