社団法人 新化学技術推進協会御中エネルギー関連素材技術把握の為の現状調査＜調査報告書＞

2012年4月4日

Industrial Marketing Consultants Co.,Ltd

株式会社工業市場研究所
東京都港区西新橋3‐6‐10マストライフ西新橋ビル
TEL:03‐6459‐0165（直通）FAX:03‐5408‐1584

はじめに【本調査の背景と目的】
2011年3月に発生した原子力発電所の事故以来、日本においても原子力発電に頼らず、再生可能エネルギーをベースとした電力の利用を本格的に進めようという動きが活発になりつつある。しかし、再生可能エネルギーを利用した電力においても、日本においては、太陽電池は発電コストが高い、風力発電コストはそれに較べれば安いが品質の問題がある等の欠点が強調され、再生可能エネルギーを利用した電力の普及が遅れる理由ともなっていた。
一方海外では、長期的な自然エネルギー利用拡大の政策に沿って、大規模な風力発電や太陽光発電を利用し、安価な電力を供給する動きが活発であり、普及が進みつつあり、日本においてもようやく、日本メーカーの優れている先端素材開発力を生かして、大規模な自然エネルギーの活用と、発電コストの削減を進める方向に動きつつある。
本件は、注目されている、自然エネルギーを利用して発電する場合の、素材コストが電力コストにどの程度影響するのかについて把握し、従来の発電コストと比較できるようにすることで、分科会活動を進める上での参考とすることを目的に実施した。

【調査対象とする発電方式（一部蓄電）】（1）A.太陽電池発電・・・・・・・・・・・アメリカ、中国、ドイツとの比較（2）B.燃料電池発電（PEM型）・・・アメリカ、ドイツとの比較

詳細コスト分析（国内）対象方式（3）C.二次電池蓄電・・・・・・・・・・・アメリカ、中国、韓国との比較（4）その他①D.原子力発電②E.火力発電③F.天然ガス‐ガスタービン発電④G.水力発電・・・・・・・・・・・・・・アメリカ、ドイツ、スペインとの比較⑤H.風力発電⑥I.太陽熱発電・・・・・・・・・・・・アメリカ、ドイツ、スペインとの比較⑦J.地熱発電⑧K.潮力発電⑨L.バイオマス発電■調査実施期間： 2012年1月～3月
1

Ⅰ.国内調査
Ⅰ. 国内調査
1.国内発電コスト比較
日本国内の発電比較に当たっては、日本政府が平成23年設立した省庁横断的な組織「エネルギー・環境会議」の中の“コスト等検証委員会”が実施した発電コスト分析が、最新かつ発電原価のみならず、事故リスク対応費用やCO2対策費、政策費用などのいわゆる社会的費用も加味するなど、実態に即したコスト検証となっている。
そこで、本件の日本国内における発電コスト分析においては、2011年12月19日に公開されたコスト等検証委員会による「コスト等検証委員会報告書」の結果を用いることにしている。
参考；コスト等検証委員会報告書は、下記Webサイト参照
http://www.npu.go.jp/policy/policy09/archive02_hokoku.html

次表が、2010年時の発電コスト試算結果である。
注）本件で対象とする発電・蓄電方式のうち、二次電池蓄電、太陽熱発電、潮力発電の3方式は、“コスト等検証委員会”では検証対象としていないため、別の情報源をもとにデータ整理を行うこととした。しかし太陽熱発電及び潮力発電に関しては、実質的に日本での実績がなく、コスト試算ができないという結果となった。
また、設備費の内訳については“コスト等検証委員会”では検証範囲に含まれていないため、別の情報源によりデータ整理を行っている。

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Ⅰ.国内調査＜日本国内発電コスト比較結果＞
E.火力発電F.ガスタービン発電

G.水力発電H.風力発電I.太陽熱発電

メガソーラー（家庭用除く）

家庭用（ｴﾈﾌｧｰﾑ）

石炭火力

天然ガス燃料

一般水力（小水力除く）陸上風力（洋上除く）(実績なし)

0.12

0.0001

120

75

135

1.2

2

-

3

-

0.5

設備利用率 （％）

12

46

70

80

80

45

20

-

80

-

80

稼働年数 （年）

20

10

40

40

40

40

20

-

40

-

40

建設費単価 （万円/kW）

35

278

35

23

12

85

20

-

70

-

30

建設費額 （億円） *ﾓﾃﾞﾙﾌﾟﾗﾝﾄ

4.2

0.0278

4,200

1,725

1620

102

40

-

210

-

15

設備費 （円/kWh）

19.2

72.3

2.0

1.0

0.5

7.1

6.6

-

3.2

-

1.4

運転維持費 （円/kWh）

8.8

18.5

3.3

1.3

0.7

2.2

2.6

-

4.6

-

4.5

燃料コスト （円/kWh）

0

11.6

2.2

4.5

8.9

0

0

-

0

-

10.9

社会的費用 （円/kWh）

0

1.1

1.6

2.7

1.2

0.1

0

-

0

-

0

廃熱価値 （円/kWh）

0

-7.7

0

0

0

0

0

-

0

-

0

費用計 （円/kWh）

28.0

95.8

9.1

9.5

11.3

9.4

9.2

-

7.8

-

16.8

100万kWｈ当たり費用換算 （万円）

2,800

9,580

910

950

1,130

940

920

-

780

-

1,680

定義
モデルプラント出力 (万kW)蓄電技術のため別掲

A.太陽電池発電 B.燃料電池発電 C.二次電池蓄電 D.原子力発電

J.地熱発電K.潮力発電L.バイオマス発電
木質専焼（実績なし）（石炭混焼除く）

注1）「エネルギー・環境会議 コスト等検証委員会」データをもとに算出。（2010年時の発電コスト試算値）
注2）設備利用率＝発電電力量／(発電機出力×運転日数×24時間)注3）社会的費用は、原子力発電の場合は事故リスク対策費、その他はCO2対策費。

3

Ⅰ.国内調査

国内実績なし国内実績なし揚水発電に係るコストは加味していない

注）原子力発電コストを試算するに当たっては、“原子力発電の付属施設とも言える揚水発電に係るコストを加味すべき”という意見もあるが、揚水発電は原子力発電のみならず火力発電の発電調整にも寄与しているという見方もあることから、本項では揚水発電コストは加味していない。

・発電コストを比較すると、現在の主流である火力発電、原子力発電、水力発電に比べ、太陽電池発電は約3倍、燃料電池発
電は約10倍のコストとなっている。（燃料電池発電は家庭用を対象としていることもコスト差の大きい要因と想定される）

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Ⅰ.国内調査＜参考＞
原子力発電コストを比較するに当たり、揚水発電コストを加味した場合のコスト状況を参考として以下に示す。

①～③の計

出典：立命館大学 大島堅一「原子力政策大綱見直しの必要性について─費用論からの問題提起─」2010年9月 *原子力委員会への提出資料

Ⅰ.国内調査＜参考＞
先に日本国内発電コスト比較結果を示したが、発電コストは各方式の稼働年数を何年に設定するかによっても異なってくる。
稼働年数設定を変更した場合（他の条件は同一）の発電コストは以下の通りである。

＊[ ]内は稼働年数[20][30][40][6] [10][30][40][50][30][40][30][40][40][60][20][30][40][30][40][30][40]

注1）原子力発電に関しては、開発当初の稼働年数は15年とされていたことから、稼働年数15年設定での発電コスト結果を提示したかったが、「エネルギー・環境会議 コスト等検証委員会」データでは稼働年数15年の設定がないことから提示できなかった。
注2）火力発電とガスタービン発電では、2010年以降の燃料費と社会的費用（CO2対策費）が上昇するシナリオを前提としているため、稼働年数を長期に設定したほうが発電コストが高くなるという結果となる。

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Ⅰ.国内調査＜各方式の発電コスト試算条件＞＊「コスト等検証委員会」がコスト試算を行うに当たって採用した各諸元の前提条件。（本件で採用した条件を付記）

A.太陽電池発電
諸元のベース

関連事業者へのインタビュー

モデルプラントの規模（出力）1,200kW

直近3年間に建設が終了した設備に対する補助実績のデータ、関連事業者へのインタビューにより把握。

設備利用率

12%

関連事業者へのインタビュー及び経産省「太陽光発電フィールドテスト事業に関するガイドライン（設計施工・システム編）」の実測データより。9～14.5％に全体の8割以上の設備が該当。

稼働年数25年/20年

関連事業者へのインタビュー。メーカー保証期間については、メーカーによっても異なるが、長いもので20～25年程度。
＊本調査では20年を採用

建設費35～55万円/kW⇒4.2～6.6億円

直近3年間に建設が終了した設備に対する補助実績のデータ、関連事業者へのインタビューにより把握。
メガソーラーの場合、これまでの補助実績の中には、実証的要素が強く、コストが高めに出ているものも含まれている可能性がある点、海外ではこの建設費よりもさらに安い費用で建設している実績もある点には留意が必要。事業者の動向を見てみると、実際は35～40万円/kW程度をターゲットとして考えているという意見が多い。委員会の中でも55万円/kWは高すぎるというような指摘もあった。また、海外については、例えばドイツの例を取ると、直近の太陽光発電のシステム価格は、2,200ユーロ/kW程度とのこと。
＊本調査では35万円/kW（4.2億円）を採用

設備の廃棄費用

建設費の5%

各国において特段のデータがない場合の値としてOECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010
Edition”(2010)が示した値を使用。

人件費300万円/年

関連事業者へのインタビュー。第三種主任技術者1名の人件費（600～700万円）を2で割ると仮定（2,000kWまでは6箇所まで兼任可能であるが、実際は距離制限がある2件/人の兼任が現実的であると考えられるため。太陽光発電シス
テム及び受電設備等の点検等を実施。）。

修繕費

1%/年（建設費における比率）

関連事業者へのインタビュー。パワコンを1kW当たり45,000円と仮定し（NEDO「平成19年度フィールドテスト事業」における1,000kWの設備）、10年間で全てリプレイスすると仮定。10年間に45,000円/kW×1,200kW=5,400万円、これを単純平均し、年間500万円程度の費用を計上すると仮定。

諸費0.6%/年（建設費における比率）

業界団体へのインタビュー。保険料、台風対策、草刈り費用等含む。
なお、保険料はまとめて数カ所の設備に保険をかける場合は、相対的に安くなることもある。

業務分担費（一般管理費）

14%/年（建設費における比率）

石炭火力、ＬＮＧ火力、石油火力と同様の数値を記載。

資本費

運転維持費

7

Ⅰ.国内調査
B.燃料電池発電
諸元のベースエネファーム補助金のデータ、過去の実証事業の報告書等から試算

モデルプラントの規模（出力）1kW

サンプルプラントの出力。

設備利用率

46%

過去の実証事業の報告書等から試算。

稼働年数10年/6年

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。

建設費277.6万円/kW

工事費込み。補助金対象額の平均300万円/kW（工事費込み。販売価格ベース）から従来型ガス給湯器の販売価格を削除。

設備の廃棄費用

建設費の5％

各国において特段のデータがない場合の値としてOECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010
Edition”(2010)が示した値を使用。

人件費（修繕費に含む）

修繕費

7.45万円/kW・年

メンテナンス費及び修理費の合算値で、日本ガス協会の試算値。

諸費（修繕費に含む）

消耗品費など。

業務分担費（一般管理費）（計上せず）

初年度価格

584.37$/t(0.011$/MJ)

ＬＮＧ全日本通関CIF価格の2010年度平均。

燃料発熱量

54.6MJ/kg(LHV:49.3MJ/kg)

輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量。

熱効率

発電効率：33%
熱回収効率：47%

HHV、発電端における数値。サンプルプラントの効率。

所内率（計上せず）

燃料諸経費

2,200円/t(0.04円/MJ)

資本費

運転維持費

燃料費

CO2対策費用

LNG火力に同じ。
2010年は、欧州の代表的な排出量取引市場の2010年平均価格。

8

Ⅰ.国内調査
C.二次電池蓄電（蓄電技術であることから、コスト等検証委員会では対象外）

9

Ⅰ.国内調査
D.原子力発電
諸元のベース

直近７年間に稼働した発電所（サンプルプラント、４基）のデータ、関連事業者へのインタビュー※サンプルプラント（名称,定格出力,運開年）
東北電力(株)東通1号110万kW2005年、中部電力(株)浜岡5号138万kW2005年、北陸電力(株)志賀2号135.8万kW2006年、北海道電力(株)泊3号91.2万kW2009年

モデルプラントの規模（出力）120万kW

サンプルプラントの出力の平均値。

設備利用率80%/70%/60%/50%/10%

比較のために複数条件を設定。
＊本調査では70%を採用

稼働年数50年/40年/30年

国内で最初に運転を開始した軽水炉である敦賀１号機は1970年に運転開始、これまでに41年が経過。現時点でこれより長い国内実績は無いものの、50年以上の稼働も可能であるとの事
業者インタビューを踏まえ、30年、40年に加えて、50年を設定。
＊本調査では40年を採用

建設費35万円/kW発電所の建設費用。モデルプラントについては、1サイトに複数基が建設されている場合を考慮し、共通設備を平均化する等の補正を実施（リプレイスの場合も含まれる）。東日本大震災を踏まえた追加的安全対策費用は含まれていない。

固定資産税率

1.4%

廃炉処理費

680億円

サンプルプラントにおける原子力発電施設解体引当金総見積額の1kW当たりの平均値にモデ
ルプラント出力を乗じたもの。

人件費

23.7億円/年

発電プラントの運転に要する人件費。給料手当や厚生費、退職給与金などが含まれる。サンプ
ルプラントの平均値。

修繕費

2.2%/年（建設費における比率）

発電に要する設備を通常の利用条件を維持するための点検、修理費用を一定の稼働年数を通じた平均値として計上。サンプルプラントの平均値。

諸費

1.9%/年（建設費における比率）

廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費、損害保険料、雑給、核燃料税など。サンプルプラ
ントの平均値。

業務分担費（一般管理費）

13.4%（直接費における比率）

電気事業全般に関連する費用（本社などの人件費、修繕費、諸費のうち）を、当該発電事業に係る費用として分配したもの。サンプルプラントの平均値。
*直接費は、人件費、修繕費、諸費の合計

資本費

運転維持費

10

Ⅰ.国内調査
D.原子力発電（つづき）
燃料費
核燃料サイクル費用（フロントエンド＋バックエンド）

所内率＜再処理モデル＞
1.99円/kWh（フロント0.88、バック1.11）＜現状モデル＞
1.40円/kWh（フロント0.84、バック0.56）＜直接処分モデル＞
1.01～1.03円/kWh（フロント0.82、バック
0.19～0.21)

原子力発電から生じる使用済核燃料の処理方法については、様々な方策が考えられるが、それらについて、最新動向などを踏まえ、原子力委員会においてその費用を算出したもの（左記は割引率３％の場合）。ただし、所内率について次段の数値を適用した補正を実施。

4%

事故リスクへの対応費用

5兆8,318億円（事故リスクへの対応のための損害想定額の下限値）

現時点で得られる定量的な情報から東京電力福島第一原子力発電所の事故損害額を最大限見積もり、モデルプラントに補正したもの。今後、損害額は更に増加する可能性がある。

追加的安全対策費用

194億円

東日本大震災における東京電力福島第一原子力発電所の事故を踏まえ、追加的安全対策として国が指示した対策に要する費用として、2011年11月時点でサンプルプラントにおいて見積もられている対策費用の平均値。

備考；コスト等検証委員会では、原子力発電コストを試算するに当たり、付属設備とも言える揚水発電に係るコストは考慮していない。

11

Ⅰ.国内調査
E.火力発電（石炭火力発電）
諸元のベース

直近７年間に稼働した発電所（サンプルプラント、４基）のデータ、関連事業者へのインタビュー※サンプルプラント（名称,定格出力,運開年）
東京電力(株)広野5号60万kW2004年、関西電力(株)舞鶴1号90万kW2004年、電源開発(株) 磯子新2号60万kW2009年、関西電力(株)舞鶴2号90万kW2010年

モデルプラントの規模（出力）75万kW

サンプルプラントの出力の平均値。

設備利用率80%/70%/60%/50%/10%

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。
＊本調査では80%を採用

稼働年数40年/30年

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定＊本調査では40年を採用

建設費23万円/kW発電所の建設費用。モデルプラントについては、１サイトに複数基が建設されている場合を考慮し、共通設備を平均化する等の補正を実施（リプレイスの場合も含まれる）。

設備の廃棄費用

建設費の5%

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。

人件費

4.1億円/年

発電プラントの運転に要する人件費。給料手当や厚生費、退職給与金などが含まれる。サンプルプラン
トの平均値。

修繕費

1.5%/年（建設費における比率）

発電に要する設備を通常の利用条件を維持するための点検、修理費用を稼働年数を通じた平均値として計上。サンプルプラントの平均値。

諸費

1.5%/年（建設費における比率）

廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費、損害保険料、雑給、雑税など。サンプルプラントの平均値。

業務分担費（一般管理費）

14%/年（建設費における比率）

電気事業全般に関連する費用（本社などの人件費、修繕費、諸費のうち）を、当該発電事業に係る費用として分配したもの。サンプルプラントの平均値。

初年度価格

113.91$／t（0.004 $/MJ)

一般炭全日本通関CIF価格の2010年度平均値。

燃料発熱量

25.70MJ／kg（LHV：24.80MJ／kg)

輸入一般炭の標準発熱量。

熱効率

42%

HHV、発電端における数値。サンプルプラントの平均値。

所内率

6.2%

発電所内で使用する電力量の発電電力量に占める割合。サンプルプラントの平均値。

燃料諸経費

1,700円/t（0.066 円/MJ）

石油石炭税、輸入手数料、内航運賃、コールセンター利用料、荷揚役料など。各社の直近実績の平均。

資本費

運転維持費

燃料費

CO2対策費2010年は、欧州の代表的な排出量取引市場の2010年平均価格。

12

Ⅰ.国内調査
F.ガスタービン発電（LNG火力発電）
諸元のベース

直近７年間に稼働した発電所（サンプルプラント、４基）のデータ、関連事業者へのインタビュー※サンプルプラント（名称,定格出力,運開年）
東北電力(株)東新潟4-2号系列84万kW2006年、中部電力(株)新名古屋8号系列160万kW2008年、東京電力(株)川崎1号系列150万kW2009
年、東京電力(株)富津4号系列152万kW2010年＊サンプルプラントは、全て「ガスタービン+蒸気タービン」によるコンバインドサイクル方式

モデルプラントの規模（出力）135万kW

サンプルプラントの出力の平均値。

設備利用率80%/70%/60%/50%/10%

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。
＊本調査では80%を採用

稼働年数40年/30年

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。
＊本調査では40年を採用

建設費12万円/kW発電所の建設費用。モデルプラントについては、1サイトに複数基建設されている場合を考慮し、共通設備を平均化する等の補正を実施（リプレイスの場合も含まれる）。

設備の廃棄費用

建設費の5%

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。

人件費

7.3億円/年

発電プラントの運転に要する人件費。給料手当や厚生費、退職給与金などが含まれる。サンプルプラントの平
均値。

修繕費

2%/年（建設費における比率）

発電に要する設備を通常の利用条件を維持するための点検、修理費用を稼働年数を通じた平均値として計上。
サンプルプラントの平均値。

諸費0.9%/年（建設費における比率）

廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費、損害保険料、雑給、雑税など。サンプルプラントの平均値。

業務分担費（一般管理費）

14.6%/年（建設費における比率）

事業の全般的な管理業務に要する費用（本社などの人件費、修繕費、諸費）を、当該発電事業に係る費用として分配したもの。サンプルプラントの平均値。

初年度価格

584.37 $／t（0.011 $／MJ）

ＬＮＧ全日本通関CIF価格の2010年度平均。

燃料発熱量

54.60MJ／kg（LHV：49.3MJ／kg)

輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量。

熱効率

51%

HHV、発電端における数値。サンプルプラントの平均値。

所内率

2%

発電のために発電所内で使用する電力量が発電電力量に占める割合。サンプルプラントの平均値。

燃料諸経費

2200円／t（0.040 円／MJ）

石油石炭税、輸入手数料、荷揚役料、気化費用など。各社の直近実績の平均。

資本費

運転維持費

燃料費

13

Ⅰ.国内調査
G.水力発電諸元のベース

直近７年間に稼働した発電所（サンプルプラント、３基）のデータ、関連事業者へのインタビュー※サンプルプラント（名称,定格出力,運開年）
北海道電力(株)江卸1.38万kW2006年、中国電力(株)新帝釈川1.1万kW2006年、北海道電力(株) 新忠別1万kW2006年

モデルプラントの規模（出力）1.2万kW

サンプルプラントの出力の平均値。

設備利用率

45%

実態を踏まえて設定。

稼働年数60年/40年

実態を踏まえて設定。（なお、60年を超えると主たる機器（水車など）の大規模な入れ替えを想定し、60年と設定）＊本調査では40年を採用

建設費85万円／kW発電所の建設費用。構築物と発電機などの機械装置の建設費用を平均化。

設備の廃棄費用

建設費の5%

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用
データがない場合の値を使用。

人件費0.2億円／年

発電プラントの運転に要する人件費。給料手当や厚生費、退職給与金などが含まれる。サンプルプラントの平均値。

修繕費

0.5%／年（建設費における比率）

発電に要する設備を通常の利用条件を維持するための点検、修理費用を稼働年数を通じた平均値として計上。サン
プルプラントの平均値。

諸費0.2%／年（建設費における比率）

廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費、損害保険費、雑給、雑税など。サンプルプラントの平均値。

業務分担費（一般管理費）

14.3%／年（直接費における比率）

事業の全般的な管理業務に要する費用（本社などの人件費、修繕費、諸費）を、当該発電事業に係る費用として分配したもの。サンプルプラントの平均値。

初年度価格

-

所内率

0.4%

燃料諸経費

-

資本費

運転維持費

燃料費

発電のために発電所内で使用する電力量が発電電力量に占める割合。サンプルプラントの平均値。

14

Ⅰ.国内調査
H.風力発電諸元のベース

関連事業者へのインタビュー

モデルプラントの規模（出力）2万kW

直近３年間に建設が終了した設備に対する補助実績のデータ、関連事業者へのインタビューにより把握。

設備利用率

20%

関連事業者へのインタビュー及びＲＰＳ実績データより。10～30％に全体の８割以上の設備が該当。

稼働年数25年/20年

関連事業者へのインタビュー。
世界で事業用に供されているほぼ全ての風車が、IEC（国際電気標準会議）の規定する規格に準じて設計、製造されており、IECにおいては、風車の設計耐用年数を20年と規定。その一方で、海外企業では耐用年数25年で引き渡している例もみられる。
＊本調査では20年を採用

建設費20～35万円/kW⇒40～70億円

直近3年間に採択した設備に対する補助実績のデータ、関連事業者へのインタビューにより把握。
なお、補助実績については電源線コストも含まれているが、データとして切り分けは困難である上に、電源線のコストはそれぞれの発電設備固有の課題であることから、統一的な価格で控除することは困難。

設備の廃棄費用

建設費の5%

各国において特段のデータがない場合の値としてOECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010
Edition”(2010)が示した値を使用。

人件費1.4%/年（建設費における比率）

関連事業者、業界団体へのインタビュー。風車O&M費用、変電設備・送電線メンテ費用、消耗品、スペアパーツ、航空障害灯、クレーン費用等を含む。

諸費

0.6%/年（建設費における比率）

関連事業者、業界団体へのインタビューより。保険料、事務管理費、電気代等を含む。

業務分担費（一般管理費）

14%/年（直接費における比率）

石炭火力、ＬＮＧ火力、石油火力と同様の数値を記載。

初年度価格

-

所内率

-

燃料諸経費

-

資本費

運転維持費

修繕費

燃料費

15

Ⅰ.国内調査
I.太陽熱発電（日本国内では実績がなく、コスト等検証委員会では対象外）

16

Ⅰ.国内調査
J.地熱発電諸元のベース

関連事業者へのインタビュー

モデルプラントの規模（出力）3万kW

関連事業者へのインタビュー。経産省「地熱発電に関する研究会」中間とりまとめ（2009年）に示された、NEDOの地熱開発促進調査を基に絞り込んだ、開発可能資源量の密度の高い重点地点（全31地点）の発電出力の平均。
ここではモデルプラントとして、生産井１本当たりの蒸気量37.5ｔ/h、8本（深度 1500m）を想定。

設備利用率80%/70%/60%/50%/10%

経産省「地熱発電に関する研究会」中間とりまとめ（2009年）のコスト試算では、設備利用率を90％と置いているが、ここでは他の電源との比較のため、他の電源と同じ数字を置いている。なお、下記の松川、大岳、大沼の運転期間を通じた平均利用率はいずれも約80%。
＊本調査では80%を採用

稼働年数50年/40年/30年

国内で最初に運転を開始した松川（昭和41年より45年経過）、大岳（昭和42年より44年経過）、大沼（昭和49年より37
年経過）は、いずれも運転継続中。地熱発電所は、現時点の国内実績は45年が最長であるが、関連事業者へのインタビューでは、50年以上運転可能という意見もあった。
＊本調査では40年を採用

建設費70～90万円/kW⇒210～270億円

関連事業者へのインタビュー。地熱資源量の調査費用は含まれていない。また、規制区域外から規制区域内の地下の熱源に向けて斜め掘りする場合に、水平方向の距離が長くなれば、追加的な投資額が必要となる。なお、地熱発電
は、個別地点ごとの地下資源量に依存する出力によるコスト変動が大きいことに留意が必要。

設備の廃棄費用

建設費の5%

各国において特段のデータがない場合の値としてOECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010
Edition”(2010)が示した値を使用。

人件費

1.2億円/年

経産省「地熱発電に関する研究会」中間とりまとめ（2009年）第3回資料2及び事業者へのインタビューを参考に人件費
を設定。

修繕費

2.2%/年（建設費における比率）

発電に要する設備を通常の利用条件を維持するために必要な点検、修理費用及び数年に一度の補充井の掘削費用については、稼働年数を通じた平均値として計上。

諸費

0.8%/年（建設費における比率）

廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費（警備、緑化など）、保険費、雑給など。

業務分担費（一般管理費）

16.1%/年（直接費における比率）事業の全般に関連する費用のうち、当該発電事業に係る費用（本社の人件費、諸費のうち当該発電事業に係る費用
など）。

初年度価格

-

蒸気供給事業者が地熱発電事業者に燃料として蒸気を供給する場合は、有価証券報告書に燃料費が計上されることになるが、ここでは、蒸気供給と発電を同一の事業者が行うケースをモデルプラントとして想定。この場合、地下から採取する熱水・蒸気が燃料なので、燃料費は計上していない。

所内率

10%

国内の設備容量10,000kW以上の地熱発電所（全15か所）の平均。発電に使用後の熱水を、還元井を通じて地下に戻すのに使う電力など、発電のために発電所内で使用する電力量が発電電力量に占める割合。

燃料諸経費

-

-

資本費

運転維持費

燃料費

17

Ⅰ.国内調査
K.潮力発電（日本国内では実績がなく、コスト等検証委員会では対象外）

18

Ⅰ.国内調査
L.バイオマス発電（木質専焼）
諸元のベース

直近3年間に建設が終了した設備に対する補助実績のデータ、関連事業者へのインタビュー

モデルプラントの規模（出力）5,000kW

関連事業者へのインタビューにより設定。

設備利用率80%/70%/60%/50%/10%

木質専焼発電の場合、関連事業者へのインタビューによれば、設備利用率は80～90％程度であるが、ここでは他の電源との比較のため、他の電源と同じ数字を置いている。
＊本調査では80%を採用

稼働年数40年/30年

石炭火力、ＬＮＧ火力、石油火力と同様の数値を記載。
＊本調査では40年を採用

建設費30～40万円/kW⇒15～20億円

直近3年間に建設が終了した設備に対する補助実績のデータ、関連事業者へのインタビューにより把握。

設備の廃棄費用

建設費の5%

各国において特段のデータがない場合の値としてOECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010
Edition”(2010)が示した値を使用。

人件費0.7億円/年

関連事業者へのインタビューにより把握。木質チップの調達、受入れ、発電施設内での木質チップの管理（水分含量調整など）、燃焼、焼却灰の処理等に必要となる人件費を計上。

修繕費4.4%/年（建設費における比率）

関連事業者へのインタビューにより把握。

諸費（修繕費に含む）

委託料、保険料など。修繕費に含めて計上。

業務分担費（一般管理費）（人件費に含む）

初年度価格

7,500～17,000円/ｔ(0.5～1.1円/MJ)

関連事業者へのインタビューにより把握。伐採、収集・運搬、チップ化等の各工程を経て、最終的に発電所が購入する木質チップの価格。なお、未利用間伐材を燃料として利用する場合、収集・運搬に要する距離や運搬用の作業道（※路網）の整備状況など諸条件により、価格が大きく異なるため、立地条件の違い等について更に精査する必要。また、木質専焼の場合と石炭混焼の場合の燃料費が異なるのは、木質専焼発電は、木質チップ工場を発電所に近接して建設することで、石炭混焼に比べて運搬コストが縮減される場合が多いと想定されることを踏まえたもの。

燃料発熱量

15.0ＭＪ/kg（LHV：9.8ＭＪ/kg）

固体バイオマス燃料の標準発熱量。

熱効率

20%

ＨＨＶ、発電端における数値。事業者へのインタビューにより把握。なお、木質専焼発電の熱効率を高めるためには発電に加えて熱回収が重要であるが、事業者へのインタビューにおいて熱回収を行っている事例が少なかったこと、未利用間伐材の収集・運搬コストを低減するためには山側に近い場所に発電所を建設することが効果的である一方で、そのような場所では熱需要が見込みづらいケースがあることから、今回の試算では発電効率についてのみ試算。

所内率

13%

関連事業者へのインタビューにより把握。木質チップを燃焼させるための送風機や発電施設の換気等に電力を使用。

燃料諸経費

400～600円/ｔ(0.027～0.04円/MJ)

関連事業者へのインタビューにより把握。焼却灰処理費用を計上。木質チップ1トンから重量比２％程度の焼却灰が発生し、焼却灰1トン当たり約２～３万円の処理費用が必要となると想定。

資本費

運転維持費

燃料費

19

Ⅰ.国内調査
2.素材コストの影響度合い.
各発電コストに占める建設費の割合は以下の通りである。

国内実績なし国内実績なし・太陽電池発電、燃料電池発電、水力発電、風力発電の各発電方式は、発電コストに占める設備費が60％を超えており、相対的に見て発電コストの中での建設費用の割合が高い。つまり、この4方式では、発電コスト低減のためには設備費用の低減が必須であり、設備費の多くを占めるであろう発電源本体（太陽光パネルや燃料電池本体など）のコストが、発電コスト低減に与える影響が大きいと判断される。
・なお、発電コストに占める設備費比率の大きい4方式のうち、先のように水力発電と風力発電は、現在主流の発電方式と比べて遜色のない発電コストが実現されていることから、特に太陽電池発電と燃料電池発電において設備費（発電源となる本体コストや、それを構成する主要材料・素材コスト）の低減が強く求められ、それだけ素材コストを含む発電源本体のコストダウンによる発電コスト低減インパクトが大きい方式ということである。
20

Ⅰ.国内調査
3.発電方式別コスト構造*本件では、太陽電池発電、燃料電池発電、二次電池蓄電の3方式におけるコスト構造の詳細を分析する。

（1）太陽電池発電①設備コスト構成（メガソーラー対象）
コスト分類
太陽電池
モジュール
インバータ

コスト構成比
（％）

備考

51.6
11.4

付帯設備

14.3

工事費

22.7

合計

100.0

架台・鋼材、接続箱、キュービクル、保護装置、計測装置、表示装置
基礎工事費、装置据付費、表示装置
工事出典）新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）
平成22年度 「太陽光発電新技術等フィールドテスト事業における運転デー
タ等の分析評価及び導入普及に係る分析評価結果等の効果的な情報発信手法検討」のP47より、新型モジュール採用型平均設備単価構成を参考とした
注）太陽電池発電では、概ね2MWを境に設備コスト構成は大きく異なってくると言われている。上記は設備容量2MW以下のケースである。

21

Ⅰ.国内調査②太陽電池パネル（モジュール）の製造コスト（円/W、%）

セル（Si基板）
ガラス（基板、保護）
アルミ枠
封止材
バックシート（原材料費計）
プロセス費
製造費用計

多結晶シリコン
190
40
10
12
10
(262)
130
392

49
10
2
2
4
(67)
33
100

薄膜シリコン
70
10
15
10
(105)
245
350

20
3
4
3
(30)
70
100

75
15
20
20
(130)
260
390

CIS

19
4
5
5
(33)
67
100

注1）弊社資料より抜粋（2008年時データ）
注2）製造費用は、工場出荷価格ベース。プロセス費には、人件費、減価償却費、R&D費、工場管理費、その他費用が含まれる。

原材料
原材料

原材料

・多結晶シリコン、薄膜シリコン、CISの3タイプの製造コストを例示したが、多結晶シリコンはセル（Si基板）のコスト比が高く、薄膜シリコンとCISはコスト増の要因となる結晶シリコンを使用しないものの、プロセス費用の比重が高い。結果的に各タイプの製造コストは350～390円/wとなり、大きなコスト格差は見られない。（2008年時の比較）
・なお、太陽電池パネルの価格は、2009年より急激に低下しており、2010年時では各タイプとも200円/wを下回っている。日本では環境（健康）面への懸念から普及していないが、コスト的に優位で欧米で普及しつつあるCdTeタイプの太陽電池パネルと比較しても、同等のコスト水準まで低下している状況が見られている。

22

Ⅰ.国内調査（2）燃料電池発電
A.定置用燃料電池（家庭用）①家庭用燃料電池（エネファーム）の基本構造
エネファームの基本構成＜定置用PEFC(エネファーム)システム構成＞

出典：新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）「NEDO燃料電池・水素技術開発ロードマップ2010」
出典：経済調査会ホームページ

23Ⅰ.国内調査②定置用PEFCシステム（エネファーム）のコスト構造
コスト分類

コスト構成比
（％）
21
12
26
10
23
8
100.0

備考

燃料電池スタック
燃料改質装置熱交換・水処理系
インバータ・他電気系
給湯ユニット
組立費用等
その他
合計
出典：新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）「NEDO燃料電
池・水素技術開発ロードマップ2010」
注）システム全体で、約100万円

・NEDOにおいて、定置用PEFCシステムを対象として主要システムメーカーのヒアリング等により収集した情報をもとに、定置用PEFCシ
ステム（量産10万台想定）のコスト分析を行った結果が上記の通りである。
・燃料電池システムにおいては、一般的に燃料電池スタックのコストダウンの必要性が強調されているが、燃料電池スタック、燃料改質装置、熱交換・水処理系、インバータ、給湯ユニットの各モジュールのそれぞれのコスト割合は均衡しており、燃料電池スタックのコスト低減ばかりではなく、周辺機器も含めて総合的にコストを低減することが必要という結果となっている。

24

Ⅰ.国内調査③定置用PEFCシステム（エネファーム）の低コスト化への技術課題
対象ﾓｼﾞｭｰﾙ
燃料電池ｽﾀｯｸ

項目
電極触媒

基盤技術強化
・非白金化（酸化物系・ｶｰﾎﾞﾝｱﾛｲ）
・構造・反応・物質移動機構解明・解析
・高電流密度化（セル数低減）
・高耐久・低コスト膜開発
・高電流密度化（セル数低減）
・構造・物質移動機構解明・解析

実用化開発（メーカー主体）
・低コスト触媒層プロセス技術
・触媒量低減技術

GDL（下記注）

・高電流密度化（セル数低減）

・低コスト製造技術

セパレータ・
ガスケット等・高電流密度化（セル数低減）

断熱材

・高機能・超低熱伝導断熱材開発

・低コストセパレータ製造技術
・大面積セパレータ構造
・低コストガスケット材料探索、形成方法
・低廉材料適用、部品点数低減
・反応器小型化
・外層温度低減

触媒

・改質系触媒開発（低コスト／高耐久、CO メタン化）
・改質系触媒開発（低コスト／高耐久、CO メタン化）

電解質膜

燃料改質装置構造部材

熱交換器・水処理装置

低コスト機器開発

・改質器クリープ挙動解明
・熱交換器開発

・低コスト量産技術

・シフト／CO メタン化一体反応器

・安価な断熱材

・一体反応器による機器構造の簡素化、中間冷却熱交換器の削減
・CO 除去器、選択酸化空気ブロワの削減

・小型化・低廉材料適用

・水処理装置開発
配管・部材
システム・
パッケージ

補足
・白金使用量0.2mg/cm2 に低減
・白金リサイクル技術確立
・電流密度現行比25～50%アップ
・膜形成技術革新による低コスト化必要（コスト低減効果に含めず）・FCV 実用化による量産効果（コスト低減
効果に含めず）・FCV 実用化による量産効果（コスト低減
効果に含めず）・配管・材料見直し
・モジュール化推進・センサー追加削減

・凝縮器単体コスト低減と他熱交換への展開考慮
・仕様共通化・10 年のライフサイクルコストでコスト低減
・仕様共通化・SUS 材料の見直し、等・複合配管化等の採用を大幅加速・システム簡素化

注）GDL:燃料電池用ガス拡散層基材

25

Ⅰ.国内調査③定置用PEFCシステム（エネファーム）の低コスト化への技術課題（つづき）
対象ﾓｼﾞｭｰﾙ
インバータ・他
電気装置

給湯ユニット項目
共通機器開発基盤技術強化・電極変換器開発

実用化開発（メーカー主体）

検査
その他部品
エコウィル（下記注）
共用化
FC 本格普及による量産効果
競争原理加速全体組立・組立、検査の合理化加速
・部品共通化・高耐久膜（高温、低加湿作動） ・エコウィルとの共通化の開発
・給湯器メーカーの製造・材料コスト低
減・システムメーカーのコスト低減
・FC－給湯ユニットの標準化・モジュール化推進

その他（組立て等）
出典：新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）「NEDO燃料電池・水素技術開発ロードマップ2010」
注）エコウィル；都市ガスやLPガスを燃料とする家庭用コージェネレーションシステム

補足
・低電圧・大電流インバータ開発に伴うスタックコスト低減
・SUS 材料の見直し、等
・現状エコウィルレベルへのコスト低減
・スペック、機能の最適化
・給湯ユニットの量産規模がエコウィルの10 倍と想定
・競争原理によるコスト低減
・組立工数大幅低減、部品数削減
・制御、センサーの簡素化【定置用PEFCシステムコスト低減と技術開発課題の相関マップ(NEDO)】
システムの簡素化

コストダウン

スタックロバスト性（構造安定性）向上

スタック高出力密度化

低加湿運転対応

加湿関連機器簡素化、制御簡略化

高温運転対応貯湯槽サイズ低減

CO耐久性向上

選択酸化器、空気ポンプ削減

不純物耐久性向上

周辺機器、材料要求仕様の緩和

作動電圧向上（セル積層数低減）

低電圧高効率インバータの開発

トレードオフ制御（制御因子の抽出）基盤技術の強化

反応機構解明、測定評価手法開発
劣化機構解明と対策

スタック材料低コスト化

Pt使用量低減、Pt代替触媒の開発
解析技術開発（計測・シミュレーション融合）
低コスト電解質膜（ｱｲｵﾉﾏｰ）の開発
低コストGDL、セパレータの開発

量産化技術開発26

Ⅰ.国内調査
B.燃料電池自動車（FCV)①FCVのシステム構成

出典：新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）「NEDO燃料電池・水素技術開発ロードマップ2010」27

Ⅰ.国内調査②FCVのシステム・スタックコスト構造
コスト構成比
備考
（％）
61
スタック
15
空気供給系
3
加湿装置・水分回収装置
7
スタック冷却系
3
水素供給系
4
システム制御装置
2
水素センサー
5
その他
100.0
合計
出典：新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）「NEDO燃料電
池・水素技術開発ロードマップ2010」
注）システム全体で、約100万円
コスト分類

・NEDOにおいて、スタックと周辺機器（高圧水素タンク、駆動モーター、バッテリーを除く）（システム出力100kW）について、2008年度
DOE（米エネルギー省）調査報告結果を参考するとともに、主要な自動車メーカーのヒアリング等により収集した情報をもとに、自動車用燃料電池システムのコスト分析を実施した結果は上記の通りである。
・ここでは、現状技術ベースで量産効果（量産50万台/年）を想定した場合のコスト分析となっている。（システム全体で約100万円と想定）28

Ⅰ.国内調査③FCVのシステム・スタックの低コスト化への技術課題
対象ﾓｼﾞｭｰﾙ
セルスタック項目
電極触媒

基盤技術強化・低Pt 化
・非白金化（酸化物系・ｶｰﾎﾞﾝｱﾛ
ｲ）・構造・反応・物質移動機構解
明・解析・高電流密度化（セル数低減）
・高温・低（無）加湿対応膜開発
・高電流密度化（セル数低減）
・構造・物質移動機構解明・解析

実用化開発（メーカー主体）
・低コスト触媒層プロセス技術
・触媒量低減技術

GDL

・高電流密度化（セル数低減）

低コスト製造技術

セパレータ
ガスケット等・高電流密度化（セル数低減）
・高電流密度化（セル数低減）

スタックアセンブ
リ・試験
水素循環系

・低コストセパレータ製造技術
・低コストガスケット材料探索、形
成方法
・低廉材料適用・組立て、検査の自動化・性能試験の高速化、自動化
・低ストイキ作動化による簡素化

水素センサー

・安全性評価

システム制
御装置
空気供給系

・セルスタックロバスト性向上による簡素化
・低圧、低ストイキ作動化による簡素化
ラジエータ、ファン等の小型化、現状品への移行・加湿器レスを可能とするMEA 水
分管理技術
・部品点数低減

電解質膜

周辺機器

スタック冷
却系
加湿装置
その他部品

・高温対応MEA 開発
・加湿器レスを可能とする新規電解質材料の開発

・低コスト量産技術

補足
・アノード、カソード合わせて白金使用量を0.1mg/cm2に低減（現状レベルはFCV1 台あたり50～100g、本格商用化までの中間目標では約半減）・電流密度現行比約40%アップ
・原材料コストのみでなく、要求性能に応じた電極構
造とその製造技術にコストが依存
・量産時2000 円/m2 目標（エンプラ系樹脂の市場価格等を想定）
・機械強度、MEA 製造方法とのトレードオフの解決が必要
・量産時2‐3000 円/m2 目標
・GDL 製造工程の自動化、製造方法の改善が必要
・表面処理を含めて100 円/枚前後目標
・高温化とのトレードオフの解決が必要

・左記課題の解決等により量産時2‐3 万円程度が目標
・量産時2‐3000 円/個が目標・安全性に関する部品のため、個数削減には法整備が必要（コスト低減効果として含む）
・FC の電圧計測装置等を含む・構成上、コンプレッサ等の駆動モーターとインバータを含む・搭載車両、システム形状によって部品構成が決定

出典：新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）「NEDO燃料電池・水素技術開発ロードマップ2010」29

Ⅰ.国内調査＜参考＞①水素貯蔵技術ロードマップ
FCVでは、水素燃料を車両に直接搭載するための水素貯蔵技術（水素車載技術）も重要な開発要件となっている。
NEDOにおいては、水素貯蔵技術ロードマップの目標を以下のように設定している。
【水素貯蔵技術ロードマップの目標】
現状（技術実証）2015年（普及開始）
2020年（普及初期）
2030年（本格商用化）
システム貯蔵密度
5wt%
5.5wt%
6wt%
7.5wt%
システム体積（5kg搭載）
178L
125L
100L
70L
貯蔵容器コスト
約300～500万円
100～200万円
数10万円
10万円程度
出典：新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）「NEDO燃料電池・水素技術開発ロードマップ2010」
注）最新のFCVは水素1kgで141km走行するので（2009年度JHFCプロジェクトでのトップランナー、JC08台上燃費測定）、700kmを走行するには水素搭載
量は5kg必要となる。そのため、ロードマップでは水素貯蔵量5kgを前提に検討が行われている。
②水素製造・輸送・供給技術ロードマップ
FCV燃料となる水素の製造、輸送、供給技術に関し、NEDOでは以下のロードマップ目標を設定している。
【水素製造・輸送・供給技術ロードマップの目標】

水素供給ｺｽﾄ 注1
ｵﾝｻｲﾄｽﾃｰｼｮﾝ
ｽﾃｰｼｮﾝｺｽﾄ
300 Nm3/h（充填圧力）
500 Nm3/h（充填圧力）
うち水素製造装置コスト
300 Nm3/h
500 Nm3/h
ｵﾌｻｲﾄｽﾃｰｼｮﾝ 注2
水素輸送コスト
圧縮水素
液体水素（液化コスト除く）
オフサイト水素製造コスト

現状（技術実証）120 円/Nm3
ｵﾝｻｲﾄ5 億円ｽﾃｰｼｮﾝ（300Nm3/h）での水素供給ｺｽﾄ（ｽﾃｰｼｮﾝｺｽﾄから計算）

2015年（普及開始）
90 円/Nm3
ｵﾝｻｲﾄ3 億円ｽﾃｰｼｮﾝ（300Nm3/h）での水素供給コスト（ｽﾃｰｼｮﾝｺｽﾄから計算）

2020年（普及初期）
約60 円/Nm3
目標：HEVと競合しうるｺｽﾄ（ｶﾞｿ
ﾘﾝ等価燃費）、ｵﾝｻｲﾄ2 億円ｽﾃｰｼｮﾝ（500Nm3/h）で達成

2030年（本格商用化）

10～5 億円（700、350 気圧）―

4～3 億円（700、350 気圧）―

1.5 億円（最適充填圧）
2 億円（最適充填圧）

さらなる低コスト化

1.8 億円―

約0.9 億円―

約0.5 億円
約0.8 億円――

約20 円/Nm3
約6 円/Nm3

約15 円/Nm3
約3～6 円/Nm3

約10 円/Nm3
約3 円/Nm3――

約30 円/Nm3―

20～30 円/Nm3―

約60-40 円/Nm3
目標：大幅低減（ｶﾞｿﾘﾝ等価燃費以下）

出典：新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）「NEDO燃料電池・水素技術開発ロードマップ2010」
注1：水素供給コストは、オンサイトステーションとオフサイトステーションに共通。ただしオフサイトステーションの場合、水素輸送コストとオフサイト水素製造コストを含む。
注2：本ロードマップではオフサイトステーションコストは明示しないが、オンサイトステーションコストからオンサイト水素製造装置コストを除外したコストと同程度と考えられる。

30

Ⅰ.国内調査（3）二次電池蓄電＊二次電池蓄電システムとしては、主にリチウムイオン電池を採用した蓄電システムを対象とした。

①蓄電システムコスト比較
蓄電池種類
システムコスト(万円/kWh)

NaS

鉛蓄電池

Ni-MH

Li-ion(揚水発電)

4

5

40

20

2.3

出典：大臣・総合科学技術会議有識者議員会合資料（2011/6/2）より抜粋。
注）二次電池蓄電に関しては、既存発電における余剰電力の蓄電が一つのターゲットであり、原子力発電や火力発電の余剰電力の調整は揚水発電で実施していることから、参考として揚水発電設置コストを例示した。揚水発電設置コス
トは、2010年4月「次世代送配電ネットワーク研究会 報告書」（経済産業省）より抜粋。

コトスダウンイメージ(NEDO)

・原子力発電や火力発電といった既存発電における余剰電力の調整、あるいは太陽光発電や風力発電といった今後の増加が見込まれる再生可能エネルギー発電における電力の安定化供給のためのシステムとして、大規模蓄電システムの導入が見込まれている。
・蓄電システムとしては、既に発電所への導入実績があるNaS電池をはじめ、各種の蓄電池が検討されているが、NaS電池は300～350℃の高温を維持しないと稼働できないため危険性があること（唯一のNas電池メーカーである日本ガイシでは、火災事故発生を受けて現在出荷停止中）、鉛
蓄電池はコストは安いが蓄電エネルギー密度が低いことや、過放電特性が弱いこと、といった欠点を持っている。
・中ではリチウムイオン(Li‐ion)電池は、NaS電池や鉛蓄電池に比べるとKWh当たりシステムコストは依然として高いが、新規材料開発や量産規模拡大（電気自動車用含めて）によって大幅なコストダウンの可能性を秘めており、リチウムイオン電池が現時点で最も有望な電力蓄電システムの蓄電池として位置づけられている。
・NEDOでは、2006年～2010年の事業期間において、“系統連系円滑化蓄電システム技術開発”の実証事業を行っており、実用化技術開発の目標として、「安全性を確保した1MW規模の蓄電システムの構築、量産時のコスト4万円/kWh、寿命10年」が掲げられている。
（次世代技術開発としては、2030年において20～30MW規模、量産時のコスト1.5万円/kWh、寿命20年を目標値としている）

31

Ⅰ.国内調査＜主な電力貯蔵用二次電池の性能比較＞
重量エネルギー
密度(W/kg)

ナトリウム硫黄(Nas)
電池

鉛蓄電池

ニッケル水素(Ni‐MH)電池

リチウムイオン電池

110

20‐40

40‐90

70‐200*SOC(State of Charge):充電レベル

電圧(V)

2.08

2

1.2

3.6

サイクル数

4,500

400-1,000

500-1,000

1,000以上

特徴

課題

・構成材料が資源的に豊富で、量産によるコストダウンが可能。
・理論エネルギー密度も高い。
・充放電時の副反応がなく（自己放電もない）、充放電のエネルギー効率も高い。
・長寿命である。
・ SOCの利用可能範囲も広い。
・歴史があり信頼性高い。
・比較的安価で、使用実績が多い。
・比較的広い温度範囲で動作。
・過充電に強い。
・高電流密度による放電が可能。
・リサイクル体制も確立。

・設備が大型になる。
・連続充電・放電時の発熱で温度保持されるよう設計されている。
・温度保持のためヒーター電力が必要。
・高温稼働が必要な面での危険性ある。

・溶解析出反応を伴わないので、長寿命が期待できる。
・過充電、過放電に強い。
・ SOC 範囲も極めて広い。
・急速充放電が可能である。
・使用温度範囲も広い。
・理論エネルギー密度も高く、エネルギー
効率も比較的高い。

・エネルギー密度が高い。
・充放電エネルギー効率が極めて高い。
・自己放電が小さい。
・溶解析出反応を伴わないので、長寿命が期待できる。
・急速充放電が可能である。
・充電状態が監視しやすい。
・低いSOC で劣化が起こりにくい。

・設備が大型になる。
・低い充電状態では、電極の劣化により充電容量が低下。過放電に弱い。
・誤差の小さい充電状態の管理手法が確立されていない。
・充電状態管理のために監視状態のリセット頻度を減らす技術が必要。
・充放電のエネルギー効率が、他の電池よりも低い。
・自己放電が比較的大きい。
・メモリー効果による実質的な充電可能容量の減少。
・充電状態管理のために監視状態をリセットすることが必要。
・満充電時に大きな発熱を伴うため、電池の温度管理が重要。
・密閉形ニッケル水素電池では、大容量化の障害（100Ah 級が限界）
・水素吸蔵合金が鉛よりも高い。
・有機電解液を用いる電池のため、高い安全性確保策が必要。
・過充電・過放電に弱く、単電池毎の電圧管理が必要。
・高いSOCや高温での保存は、電池の劣化を加速するため、管理が必要。
・低コスト材料の開発による電池の低コスト化が重要。

32

Ⅰ.国内調査②リチウムイオン電池（セル）の製造コスト

正極材料
セパレータ
負極材料
電解液
銅箔（負極基材）
アルミケース
その他（原材料費計）
プロセス費
製造費用計

コスト構成（％）
22
37
10
17
8
13
7
12
3
5
5
8
5
8
（60）
100
40
100

注1）弊社資料より抜粋
注2）正極材料は、Co、Ni、Mnを用いた3元系とした。
注3）製造費用は工場出荷価格ベース。プロセス費には、人件費、減価償却費、R&D費、工場管理費、その他費用が含まれる。
注4）民生用の18650サイズ品を基準とするコスト構成であるが、他のサイズにおいてもコスト構造は大きくは変動しないと推定される。

原材料

33

Ⅰ.国内調査
4.補助金制度の概要
本調査で対象とした発電方式に係る補助金制度は以下の通りである。
＊温暖化対策に関わる設備導入補助を対象とした。

太陽電池発電（家庭用除く）独立型再生可能エネルギー発電システム等導入支援対策費補助金
民生用燃料電池導入支援補助

燃料電池発電（家庭用）

二次電池蓄電

●

地熱発電

バイオマス
発電

●

●

●

●
●

廃棄物エネルギー導入・低炭素化促進事業
定置用リチウムイオン蓄電池導入促進対策事
業費補助金

風力発電

●

34

Ⅰ.国内調査補助金

独立型再生可能エネルギー発電システム等導入支援対策費補助金

事業の概要

蓄電池を含めた自家消費向けの再生可能エネルギー発電システムに対する支援を行い、再生可能エネルギーの導入拡大を図る。

予算額

24年度 9.8億円＊平成24年度より新規支援内容○再生可能エネルギーは、エネルギー起源の温室効果ガスの排出削減に寄与すること等から、一定程度、自家消費向けとして導入されている。
○具体的には、企業等が環境問題に積極的に取り組むことに加え、東日本大震災以降の電力供給への懸念等から、再生可能エネル
ギー発電設備を設置し、その電力を自ら消費するニーズが高まっている。
○また、再生可能エネルギー発電設備は、季候等の環境条件によって発電量が変動するが、蓄電池を対象に加えることによって、安定供給の向上を図ることができる。
○再生可能エネルギーの内訳
・太陽光発電 ・風力発電 ・バイオマス発電 ・小水力発電 ・地熱発電※上記のうち「全量固定価格買取制度」において設備認定を受けないものを対象とする。

経済産業省

補助

民間団体等

補助
1/2、1/3

設置者

実施スキーム○地域再生可能エネルギー発電システム等導入促進対策事業【補助率１/２以内】－地方自治体等による再生可能エネルギー発電システム設備導入及び地方自治体と連携して行う設備導入に対して補助を行う。
○再生可能エネルギー発電システム等事業者導入促進対策事業【補助率１/３以内】－民間事業者による設備導入に対して補助を行う。
問合せ先

資源エネルギー庁新エネルギー対策課
ＴＥＬ：03‐3501‐4031

35

Ⅰ.国内調査補助金

民生用燃料電池導入支援補助

事業の概要○家庭用燃料電池コージェネレーションシステムは都市ガスやＬＰガスから水素を製造し、大気中の酸素との化学反応により、電気と熱のエネルギーを家庭で有効利用することが可能なシステム。
○本事業では、平成２１年５月から世界に先駆けて本格販売が開始された家庭用燃料電池コージェネレーションシステムの普及促進及び早期の自立的な市場の確立を目指し、導入費用の一部を補助。
○本事業は、初期段階に限定し家庭用燃料電池導入の支援を行うもので、製品の低価格化を促すために毎年補助単価を低下させることとしており、平成27年度までに限って事業を実施する予定。

予算額

平成24年度 90億円
平成23年度 86.7億円

支援内容

○対象者
・家庭用燃料電池システムを設置する者
・リース等により燃料電池システムを提供する者○対象行為
・一定の性能要件を満たす機器（機器指定委員会にて機器の性能を評価し、対象となる型式を認定・公表）の設置。
○ 補助率
・従来型給湯器との価格差の1/2＋設置工事費の1/2、上限70万円

実施スキーム

経済産業省

補助

民間団体等

補助
（上限70万円）

設置者

CO2削減
クレジット化問合せ先

一般社団法人燃料電池普及促進協会（ＦＣＡ）
TEL：03-5472-1190

36

Ⅰ.国内調査補助金

廃棄物エネルギー導入・低炭素化促進事業

事業の概要

廃棄物分野に関連する地球温暖化対策として、廃棄物の発生抑制、再使用、再生利用を推進しつつ、燃やさざるを得ない廃棄物からのエネ
ルギーを有効活用する廃棄物高効率熱回収やバイオマスエネルギー活用、電動式塵芥収集車の導入等により、エネルギー起源CO2の削減を推進することを目的としている。

予算額

平成24年度 7.7億円
平成23年度 7.9億円

支援内容

1.廃棄物エネルギー導入事業
本事業は、廃棄物を主たる業とする民間事業者等が行う、以下の高効率な廃棄物エネルギー利用施設またはバイオマスエネルギー利用施設の整備事業（新設、増設又は改造）について補助を行う。
①廃棄物高効率熱回収 ②バイオマス発電 ③バイオマス熱供給 ④バイオマスコージェネレーションシステム⑤廃棄物・バイオマス燃料製造 ⑥ゴミ発電ネットワーク ⑦熱輸送システム
2.電動式塵芥収集車導入補助事業
地方公共団体又は民間事業者が電動式塵芥収集車（パッカー装置を電動化した塵芥車。電動化と併せて車体をハイブリッド化又はCNG化する場合を含む。）を導入する際に導入費用に対して補助を行う。

実施スキーム

１．廃棄物エネルギー導入事業（1） 補助対象者：民間団体（2） 補助対象施設・事業：以下の①～⑤すべての条件を満たすもの① 一定以上のエネルギー利用効率等の要件を満たすもの② 廃棄物処理施設の設置許可を受けたもの。（設置許可が必要なものに限る。）③ 地球温暖化防止に資する効果が十分高く、かつ事業者の取組として先進的であり、他事業者への波及効果が高いもの④ 熱利用先または製造された燃料の販売先が確定しているもの⑤ その他、事業実施計画が確実かつ合理的であること等（3） 補助交付額：①支援内容の①～⑤について
施設の高効率化に伴う増嵩(ぞうすう)費用です。（ただし、補助対象となる施設整備費の１／３を限度とします。）②支援内容の⑥及び⑦について補助対象となる施設整備費の１／２を限度とします。
２．電動式塵芥収集車導入補助事業（1） 補助対象者：地方公共団体及び民間団体（2） 補助対象事業：
電動式塵芥収集車（パッカー装置を電動化した塵芥車。電動化と併せて車体をハイブリッド化又はCNG化する場合を含む。）を導入する事業（3） 補助交付額：
補助対象事業について、通常車両との差額の１／２

問合せ先環境省大臣官房廃棄物・リサイクル対策部産業廃棄物課、廃棄物対策課ＴＥＬ：03-3581-3351（代表）37

Ⅰ.国内調査補助金

定置用リチウムイオン蓄電池導入促進対策事業費補助金

事業の概要

一般社団法人環境共創イニシアチブ（以下、「SII」という。）が指定する蓄電システムの導入を行う一般家庭や事業所等に対して、導入のための経費（蓄電システム費用、工事費用の一部）を予算の範囲内で補助する。

予算額

210億円（平成23年度補正予算）

支援内容＜補助対象者＞
下記いずれかに該当する者。
1.日本国内において、SIIが指定する蓄電システムを設置する個人（個人事業主含む）。
2.日本国内において、SIIが指定する蓄電システムを設置する法人。
3.日本国内において、SIIが指定する蓄電システムを個人（個人事業主含む）又は法人に貸与する法人（リース事業者、新電力（PPS）事業者等）。
＜補助対象機器＞
本事業で対象とする蓄電システムは、リチウムイオン蓄電池部に加え、インバータ、コンバータ、パワーコンディショナ等の電力変換装置を備えたシステムとして一体的に構成され、且つ安全等を定めた「定置用リチウムイオン蓄電池導入促進対策事業費補助金の補助対象基準」（以下「補助対象基準」という。）に準拠していることが、第三者である指定認証機関の認証に基づきSIIにより認められているものとする。なおリチウム
イオン蓄電池部は、リチウムの酸化、還元で電気的エネルギーを供給する蓄電池とする。

実施スキーム＜補助率＞
定率（1/3）＜補助上限額＞
1.SIIが指定する蓄電システムを設置する個人（個人事業主含む）の場合は、補助金額の上限を100万円とし、その範囲内で機器費の1/3を補助する。
2.SIIが指定する蓄電システムを設置する法人の場合は、補助金額の上限を1億円としその範囲内で機器費及び付帯設備費、工事費の合計額の1/3を補助する。但し法人であって、SIIが指定する蓄電システムを民生用住宅の専有部分に設置する場合、当該部分一件当たりの補助金額の上限を100万円とし、その範囲内で機器費の1/3を補助する。
＜補助金の申請方法＞
1.予約申請対象となる蓄電システムを契約又は購入、設置する前に予約申請を行うこと。SIIにより予約申請が認められた場合、予約決定通知が発行される。 ※補助対象機器であって、予約申請の開始前に購入、契約又は設置された機器については、補助対象外とする。また、予約申請の受付開始後であって、特定の機器が補助対象として指定される前にその機器を購入、契約又は設置された場合も対象外とする。
2.交付申請及び設置完了報告（実績報告）
予約決定通知書を受け取った後、速やかに予約申請時に設置を予定した蓄電システムの契約又は購入、設置を完了させ、交付申請を行うこと。SIIにより交付申請が認められた場合、確定通知が発行される。 ※交付申請は、設置工事の完了報告（実績報告）を兼ねるため、補助対象機器の設置工事完了後に合わせて申請手続きを行うこととする。
事業期間：平成24年3月30日～平成26年3月31日まで

問合せ先

一般社団法人 環境共創イニシアチブ リチウムイオン蓄電池補助金事務局 TEL：0570‐200‐017

38

Ⅱ.海外調査
Ⅱ. 海外調査
太陽電池発電、燃料電池発電、二次電池蓄電、風力発電、太陽熱発電に対しては、海外調査を実施した。

＜対象分野と対象国＞
アメリカ

中国

ドイツ

韓国

スペイン

1.太陽電池発電○○○

2.燃料電池発電○

3.二次電池蓄電○

4.風力発電○○○5.太陽熱発電

○

○

○

○
○

○

なお、海外との比較に当たっては、為替レートを以下として円ベースによる試算を行った。
1ドル＝85.74円（2010年度平均）
1ユーロ＝1.3USドル＝111.5円
1元＝0.16USドル＝13.7円

39Ⅱ.海外調査
1.太陽電池発電

定義
モデルプラント出力 (万kW)

日本

アメリカ

中国

メガソーラー（家庭用除く）25MWプラントの事例

ドイツ

The Lieberose
ウイグル自治区の3MW
Photovoltaic Parkプロ
プラントの例
ジェクトの例

0.12

2.5

0.3

5.2

設備利用率 （％）

12

19.5

17

11.2

稼働年数 （年）

20

20

20

20

建設費単価 （万円/kW）

35

39

29.7

33.8

建設費額 （億円） *ﾓﾃﾞﾙﾌﾟﾗﾝﾄ

4.2

97.5

8.91

175.76

設備費

本体

9.9

4.6

5.0

7.8

（円/kWh）

付帯設備・機器

4.9

1.1

1.0

1.7

設置工事費

4.4

5.7

4.0

9.5

設備費計

19.2

11.4

10.0

17.2

運転維持費 （円/kWh）

8.8

3.4

1.8

3.5

燃料コスト （円/kWh）

0

0

0

0

社会的費用 （円/kWh）

0

0

0

0

廃熱価値 （円/kWh）

0

0

0

0

費用計 （円/kWh）

28.0

14.8

11.8

20.7

100万kWｈ当たり費用換算 （万円）

2,800

1,482

1,177

2,073

40

Ⅱ.海外調査■発電コスト試算に当たっての定義、補助金の内容（太陽電池発電）
国名アメリカ

発電コストの定義・対象モデル
・アメリカにある25MWの太陽光発電設備の例。

補助金内容◇連邦レベル：PTC（生産税控除）∙各種エネルギーシステムの設備投資に対して、エネルギー源別の控除率に基づいて課税控除を行う制度であり、太陽光発電の控除率は30％である。
◇州レベル：
・州ごとに異なるフィードインタリフ（FIT）制度を設けられつつある。FITは、
アメリカにとっては比較的新しい試みであり、例えば2009年から部分的にこれを導入したフロリダ州の場合、発電容量に応じてUS$0.26～
0.32/kWhで買い取ることを保証している。

中国

・設備費等は、新疆ウイグル自治区の太陽光発電プロジェクトの ・金太陽（Golden Sun）と呼ばれる中国政府による支援政策により、上記例。2011年に着工した発電所である。
のプロジェクトを含む投資に対しては、地理的条件等に応じて8元～12・稼働率（設備利用率）は、報道にある年間平均発電量450万キ
元/Wp（＝投資金額の50～70%程度）が助成金として与えられる。また
ロワットから算出。
2011年度において1.15元であったFITレートは2012年には1元に下がる予・耐用年数は、同形態の発電として一般的な20年と想定。
定。
・中国におけるコストの構成比については全くデータが見つからなかったため、世界的に代表的な比率を記入した。

ドイツ

・設備費等は、ドイツのThe Lieberose Photovoltaic Parkプロジェ ・ドイツを太陽光発電大国に発展させるきっかけとなったFIT制度であるが、クトの例。設備投資総額が160Mユーロ、発電容量
最近このレートは急落しており、2012年時点においては地上設置型発52.79MW、年間発電量52GWhの太陽光発電所であり、2009
電システムによる電力のFIT買取価格は€0.18～0.19、屋上設置型発電シ
年10月に100%の生産体制が整っている。
ステムによる電力のFIT買取価格は€0.18～0.24にまで下がってきている。実際、ここ最近発表されたニュースによると、ドイツ政府は2017年までに太陽発電に対する優遇政策を撤廃する予定であるとしている。

41

Ⅱ.海外調査
2.燃料電池発電（定置用）
日本

定義

アメリカ

家庭用（ｴﾈﾌｧｰﾑ）

モデルプラント出力 (万kW)ドイツ

ClearEdege Power社 Heliocentris社（独）ののPEM型燃料電池発 「Nexa1200」（1.2kWｈ
電システム
モデル）

0.00010.00050.00012

設備利用率 （％）

46

86

50

稼働年数 （年）

10

15

10

建設費単価 （万円/kW）

278

79.7

46.4

0.02780.03990.005568

建設費額 （億円） *ﾓﾃﾞﾙﾌﾟﾗﾝﾄ
設備費

本体

NA

3.5

NA

（円/kWh）

付帯設備・機器

NA

1.6

NA

設置工事費

NA

2.0

NA

設備費計

72.3

7.1

10.6

運転維持費 （円/kWh）

18.5

3.0

1.7

燃料コスト （円/kWh）

11.6

6.0

0

社会的費用 （円/kWh）

1.1

0

0

廃熱価値 （円/kWh）

-7.7

0

0

費用計 （円/kWh）

95.8

16.1

12.3

100万kWｈ当たり費用換算 （万円）

9,580

1,605

1,229

エネファーム(出力1kW)の本体価格は278万円程度に対し、アメリカの事例は出力5kWタイプで約400万円、ドイツは出力1.2kW
で約55万円の本体価格となっており、kW当たりの本体価格の違いが、発電コストに大きな差が生まれる要因となっている。
42

Ⅱ.海外調査■発電コスト試算に当たっての定義、補助金の内容（燃料電池発電）
国名アメリカ

発電コストの定義・対象モデル
補助金内容
・オレゴン州ポートランドに本社を構えるClearEdege Power社の販 ・米国において家庭用燃料電池は、再生可能エネルギー政策の一環として連売する5KWサイズのPEM型燃料電池発電システム（ユニット
邦レベル、州レベルの両方において補助の対象となる。例えばカリフォルニア
州自家発電優遇措置制度（SGIP）は、$2,500/kWの割戻しを保証し、また
価格：46,500ドル）の例。
連邦レベルにおいては30%の税額控除が適用される。さらには、他の再・“燃料電池本体”の定義は電解質膜・電極接合体 （MEA）とする。
生可能エネルギー発電同様、ネットメータリング制度により余剰電力を・燃料費については、燃料として天然ガスが使用される。
販売することも可能である。

ドイツ・ 上 記 は Heliocentris社（独）が5,000ユーロ（=US$6,500）程度 ・ドイツでは2008年以降、『Lighthouse Project Callux』と名付けられた家庭の価格で販売しているNexa1200（1.2kWモデル）を元に算出
用燃料電池の実証実験が進行中であるが、これはドイツの各地の家庭にしたデータ。
800台程度のマイクロCHP（小型熱電併給システム）を設置してその効果を検証しようとする試みであるが、当該プロジェクトの総費用8,000万・本モデルは、直接的に水素を燃料とする発電システムであるが、熱電併給システム（CHP）ではないため、排熱の回収は行われユーロの半分程度が補助金により賄われている。
ない。従い総合効率に含まれるのは発電効率のみとなる。
・また、家庭用燃料電池の使用者に対する優遇政策としては、余剰電力の買取や税制面での優遇措置が挙げられるが、これらの措置により10年間の使用
また、ここに挙げたシステムはベーシックキットであり、水素発生装置等は含まれていない。Heliocentris社では同シス期間を通じて得られる金額は3,000ユーロ程度であろうという試算もあ
テムの保証期間を1,500時間と定めているが、耐用年数としる。
・ 2012年以降、連邦経済・輸出管理庁（Bundesamt für Wirtschaft undては業界で一般的に求められているレベルの信頼性基準（
特定の温度環境における連続4,000時間＋4,000サイクルのス
Ausfuhrkontrolle）によるシステム購入支援の予定もあり、その金額は燃タートストップ）に相当する年数として10年とした。
料電池のサイズによって異なるが1ｋWサイズの場合で1,500ユーロを予定している。
・本モデルでは、太陽光発電設備と繋げて水素を発生させている
ため燃料費はゼロとなっている。
・本モデルの燃料電池スタックはBallard社（加）製。

43

Ⅱ.海外調査
3.二次電池蓄電
日本

アメリカ

中国

韓国

標準的なリチウムイオ カリフォルニア州の風 大型風力/太陽光発電 有用な情報が得られな
ン電池蓄電システムコ 力発電ファーム向けに ファームに組み込まれ い。
スト例
検証実験用として現在 た同国BYD社のリチウ（P29参照）
設置中のA123製リチ ムイオン（Li-FePO4）
ウムイオン電池蓄電シ 蓄電システムの例
ステムの例

定義

-

0.8

0.6

-

設備利用率 （％）

-

87

87

-

稼働年数 （年）

-

10

20

-

建設費単価 （万円/kW）

-

25.9

33.9

-

建設費額 （億円） *ﾓﾃﾞﾙﾌﾟﾗﾝﾄ

-

20.7

20.3

-

システムコスト 本体

NA

200,000

250,000-（円/kWh）

付帯設備・機器NA

45,00050,000

-

設置工事費

NA

14,00039,000-200,000

259,000

339,000-

システムコスト計

情報なし

モデルプラント蓄電容量 (万kW)注）アメリカ、中国のシステムコスト（円/kWh）は、建設費単価（円/kW）の金額をそのまま採用した。
日本のシステムコストは、「大臣・総合科学技術会議有識者議員会合資料（2011/6/2）」からの抜粋
であり、他国と定義が異なる可能性があることに注意されたい。
また、単純比較すると、中国のシステムコストは日本、アメリカよりも高く、「中国は設備コストが安い」という一般的な認識とは異なる結果となっているが、大規模蓄電設備に対応するための安全確保のために多くのコストがかかっていることや、豊富な資金（中国の次世代送電網「スマートグリッド」の実証試験では、2020年までに50兆円の設備投資が計画され、その半分が蓄電池関係だと試算されている）を背景に、システムコストが他国に比べ高い結果となっているものと推察される。

44

Ⅱ.海外調査■発電コスト試算に当たっての定義、補助金の内容（二次電池蓄電）
国名

発電コストの定義・対象モデル

補助金内容

アメリカ

・カリフォルニア州テハチャピの風力発電ファーム向けに検証実験 ・現在アメリカでは、リチウムイオン電池を始めとする様々な媒体による電力網におけるエネルギー貯蔵（grid energy storage または large‐scale energy
用として現在設置中のA123製リチウムイオン電池蓄電システ
ムの例。
storage）の実証実験が行われているが、その多くがアメリカ復興・再投・本プロジェクトは米電力会社大手のSouthern California Edison資法（連邦政府の景気刺激予算）により賄われており、テハチャピのケースにおいては総投資額$53.5Mドルのうち50%程度の補助金が与えられCompany（SCE）が中心となって進めているもので、将来的に近辺にある風力発電所からの電力供給を安定させ、より効ている。（残りは、地域の有力企業や教育機関などによる支援） ちな
率化させる目的を持つものである。当該蓄電設備の容量はみに、これまで連邦政府から蓄電プロジェクトに支給された補助金の総8MW（4時間=32MWｈ）。
額は$175M、そのうち53%が各種電池向け、さらにその53%（=$92M）の39%（=$36M）がリチウムイオン電池向けの補助金となっている。
・ 付 帯 設 備 /機器に含まれるのは、インバーター、冷却システ
ム、火災警報装置。

中国・中国の国家電網公司が河北省で推し進めている大型風力/太陽 ・今回取りあげた河北省の大型風力/太陽光発電ファームの例も、中国政府
光発電ファームに組み込まれた同国BYD社のリチウムイオン
による金太陽（Golden Sun）政策の一環である。ここでは最終的に300～（Li‐FePO4）蓄電システムの例。
500MW規模の風力発電、100MW規模の太陽光発電等の建設が予定され・蓄電設備の容量は6MW（6時間＝36MWh）だが、スマートグているが、とりわけその第一段階として、100MWの風力発電設備、40Mの太陽光発電設備、さらには上記BYD社のものも含めて合計で20MWの蓄リッド計画の一貫として実施されている本プロジェクトを
BYD社が落札した際の金額は148,397,300元であった。
電設備の建設が予定されており、投資金額は33億元になるという。

韓国

・ここ数年Samsung社は国家的スマートグリッドプロジェクトの一環 ・二次電池蓄電はスマートグリッド政策を展開する上での中核的なテクノロジー
として、幾つかのリチウムイオン蓄電設備を済州島に設置していの一つである。韓国では、国の送配電系統の高度化だけではなく、新たなビジる。中でも最大規模のものは、2011年5月に工事の終了した風力
ネスの機会として国家ビジネスの観点からスマートグリッドを捉えており、2030
発電向けグリッド接続型のリチウムイオン蓄電設備であり、 出力
年までを 3 つのステージに分けて取組みを進めている。第一ステージは済州島などのスマートグリッドシティの建設であり、第二ステージはスマートグリッド
は800kW、放電時間は15分（200kWh）となっている。これは電力供給の安定化やピークシフトを行う目的を持ったもの。
シティの都市部への展開、そして第三ステージは全国大でのスマートグリッド完成である。
＊これらの事例を対象に、設備コスト等の情報収集に努めたが、 ・Samsung社やLG Chem社などによって既に幾つかの蓄電設備の工事が完了し有用な情報が得られなかった。
ている済州島のプロジェクトについては、民間からの150Mドルの投資とは別に韓国政府から50Mドルの補助金が出ている。

45

Ⅱ.海外調査
4.風力発電

定義

日本

アメリカ

ドイツ

スペイン

陸上風力
（洋上除く）

典型的な事例
1.7MW×50基

典型的な事例
1.7MW×50基

典型的な事例
2MW×15基

モデルプラント出力 (万kW)

2

8.5

8.5

3

設備利用率 （％）

20

35

25

24

稼働年数 （年）

20

15

13

15

建設費単価 （万円/kW）

20

15.3

15.3

13.9

建設費額 （億円） *ﾓﾃﾞﾙﾌﾟﾗﾝﾄ

40

130

130

42

設備費

本体

2.3

4.3

3.3

（円/kWh）

付帯設備・機器

NA

NA

NA

設置工事費

NA

NA

NA

設備費計

6.6

3.3

5.4

4.4

運転維持費 （円/kWh）

2.6

0.8

2.3

2.2

燃料コスト （円/kWh）

0

0

0

0

社会的費用 （円/kWh）

0

0

0

0

廃熱価値 （円/kWh）

0

0

0

0

費用計 （円/kWh）

9.2

4.1

7.7

6.6

100万kWｈ当たり費用換算 （万円）

920

413

767

661

46

Ⅱ.海外調査■発電コスト試算に当たっての定義、補助金の内容（風力発電）
国名アメリカ

発電コストの定義・対象モデル
・2008年度の典型的な風力発電プロジェクト（1.7MWX50基）

補助金内容
連邦レベル：PTC（生産税控除）
・各種エネルギーシステムの設備投資に対して、エネルギー源別の控除率に基づいて課税控除を行う制度であり、風力発電の控除率は30％。
・条件を満たした新施設で生産された電力に対して、稼動開始から最初の10年間生産税を控除する制度のことで、風力発電の場合の控除額は2.1セン
ト/kWhである。
州レベル：
・カリフォルニア州やハワイ州など極一部の州においては、風力発電向けの
FITも導入され始めているが、これは小規模発電を対象としたものである。

ドイツ・2008年度の典型的な風力発電プロジェクト（1.7MWX50基）

・ドイツでは1991年からFIT制度が導入されているが、現在のような形態になったのは2000年に再生可能エネルギー法（EEG）が発効されてからのこと。当該EEGは、継続的に改定されており、FITレートもその時、その時の市場の動向によって変化しており、2009年1月のEEG改定によって
陸上風力発電に対するFITレートは9.2ユートセント/kWhとなった。(このレートは毎年逓減する)

スペイン

・2008年度の典型的な風力発電プロジェクト（2.0MWX15基）

・ドイツ同様、スペインの風力発電もFIT制度の導入によって急速に発展してきた。
・ 現 在 の FITレートは7.32ユートセント/kWhとなっている。しかし、同国の財政的問題の煽りを受け、2012年1月末スペイン政府は、風力発電、太陽光発電、太陽熱発電、バイオマス発電等を含む再生可能エネルギーの発電に対するFITを暫定的に凍結する勅令を出している。（ただしこの勅令の影響を受けるのは新規発電プロジェクトのみであり、既存のプロジェクトはその影響を受けない）

47

Ⅱ.海外調査5.太陽熱発電日本

定義

比較する対象実績なし

モデルプラント出力 (万kW)

アメリカ

ドイツ

スペイン

世界最大規模の太陽
2007年スペインに建設熱発電所であるSolar
比較する対象実績なし
されたPS10 Solar
Energy Generating
Power Plantの例
Systems (SEGS)の例

設備利用率 （％）

2125

稼働年数 （年）2020

建設費単価 （万円/kW）

25.7

35.5

建設費額 （億円） *ﾓﾃﾞﾙﾌﾟﾗﾝﾄ

910

39

設備費

本体

NA

NA

（円/kWh）

付帯設備・機器

NA

NA

設置工事費

NA

NA

設備費計

7.0

8.1

運転維持費 （円/kWh）

3.9

2.7

燃料コスト （円/kWh）00

社会的費用 （円/kWh）00

廃熱価値 （円/kWh）00

費用計 （円/kWh）

10.9

10.8

100万kWｈ当たり費用換算 （万円）

1,089

1,081

該当実績なし1.1

該当実績なし35.4

48

Ⅱ.海外調査■発電コスト試算に当たっての定義、補助金の内容（太陽熱発電）
国名
アメリカ

ドイツ

スペイン

発電コストの定義・対象モデル
補助金内容
・世界最大規模の太陽熱発電所であるSolar Energy Generating 連邦レベル：PTC（生産税控除）
Systems (SEGS)の例。
・各種エネルギーシステムの設備投資に対して、エネルギー源別の控除率に基づいて課税控除を行う制度であり、太陽熱発電の控除率は 30％。
・当発電所は、パラボリックトラフ型であり、米国カリフォルニア州に位置し、合計354MWの規模を持つ。
・ドイツにおける太陽熱発電は、太陽光発電に比べるとあまり進んでいない。
・太陽熱発電に対応したFITを定める法制度は整っているものの、未だ本格的に機能していない。

・2007年スペインに建設されたPS10 Solar Power Plantの例。世 ・Abengoa Solar社により建設されたPS10への投資総額は€35Mであると言わ界初のタワー型商用太陽熱発電所。
れているが、EU研究開発基金が€5M、地方政府が€1,2Mの支援を行なっ・発電容量は11MWで年間の年間発電量は24.3GWh。
ている。
・導入者は、下記2種類のスキームから選ぶことができる。
1）約28.5ユーロセント/kWhの固定価格（インフレ指数によって1％程度変動）
2）プール価格に追加される割増価格（ただしプール価格と割増価格の合計額
は、最低26.9ユーロセント/kWh、最高36.4ユーロセント/kWhの保証がつく）*上記価格は25年間保証される。
・ ただし風力発電の項目でも触れた通り、スペイン政府は2012年1月、新規の再生可能エネルギープロジェクトに対するFITの適用を凍結する発表を行なっている。

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