再生可能エネルギーの現状と課題

2017年9月
株式会社 三井住友銀行
コーポレート・アドバイザリー本部企業調査部
本資料は、情報提供を目的に作成されたものであり、何らかの取引を誘引することを目的としたものではありません。
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目次
１． 日本のエネルギー事情
２． 再生可能エネルギーの現状
３． 電源種別の現状と発電事業者の課題（１）太陽光発電（２）風力発電（３）バイオマス発電

1
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1. 日本のエネルギー事情

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１．日本のエネルギー事情～「３Ｅ＋Ｓ」と再生可能エネルギー
日本のエネルギー政策は、3つの「Ｅ」（安定供給<Energy Security>、経済効率性の向上<Economic Efficiency>、環境への適合<Environment>）と「Ｓ」（安全性<Safety>）を合わせた「3Ｅ＋Ｓ」を基本概念としています。
再生可能エネルギーの活用は、特に安定供給と環境配慮の面で期待が寄せられています。
日本のエネルギー政策と3Ｅ＋Ｓ
日本のエネルギー政策の課題
エネルギー自給率の低下

電力コストの上昇

CO2排出量の増加

Energy Security

Economic Efficiency

Environment

安定供給

経済効率性の向上

環境への適合Safety
安全性

再生可能エネルギーの活用が期待されている(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢日本のエネルギーの今を知る20の質問｣を基に弊行作成

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１．日本のエネルギー事情～エネルギー自給率
日本のエネルギー自給率は2014年で6％程度と非常に低水準で、OECD34ヵ国のうち33位の位置付けです。
太陽光や風力といった再生可能エネルギーの活用は、エネルギー自給率の向上に資するとして期待が寄せられています。
日本のエネルギー自給率の推移

OECD主要国のエネルギー自給率（2014年）（注）20%ノルウェー（１）654%

オーストラリア（２）165%

カナダ（３）

東日本震災に伴う原発停止によってエネルギー自給率が急降下

15%

280%

アメリカ（７）イギリス（１４）
フランス（１５）10%

ドイツ（２１）スペイン（２６）
6%

5%

イタリア（２９）韓国（３１）
日本（３３）
ルクセンブルク（３４）

0%
10

11

1213

140%

100%

（年）
(注)経済産業省・資源エネルギー庁｢日本のエネルギー（2016年度版）｣内で主要国とされる12ヵ国を対象としている。カッコ内はOECD34ヵ国内の順位(出所) Based on IEA data from the World Balance (c) OECD/IEA 2015, www.iea.org/statistics<http://www.iea.org/statistics>.
Licence: www.iea.org/t&c<http://www.iea.org/t&c> ; as modified and translated into Japanese by Sumitomo Mitsui Banking Corporation.

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１．日本のエネルギー事情～環境負荷の軽減
近年、環境負荷軽減への意識が国際的に高まる中、日本はパリ協定にて温室効果ガス排出量の削減を掲げました。
こうした中、発電の際に温室効果ガスを発生させない太陽光・風力のほか、二酸化炭素を吸収する木材などを燃料とする木質バイオマス（カーボンニュートラル）を活用する再生可能エネルギーに期待が寄せられています。
日本における温室効果ガスの排出量推移(百万トン)

2030年の温室効果ガス排出量の目標

1,500

1,000500

00001020304050607080910111213141530(年度)(出所)環境省｢地球温暖化対策計画｣、国立環境研究所温室効果ガスインベントリオフィス｢2015年度（平成27年度）の温室効果ガス排出量(確報値)について｣のデータを基に弊行作成

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１．日本のエネルギー事情～2030年度の国内電源構成(エネルギーミックス)
政府は、こうした日本のエネルギー事情を踏まえ、2030年度に見込まれる国内電源構成を公表しました。
2030年度の国内電源構成のうち、再生可能エネルギーが占める割合を22～24％としており、政府は更なる導入促進を図る方針です。
2030年度に見込まれる国内電源構成(kWhベース)
100%
11%
1%

構成比

太陽光

7.0％

風力

1.7％

水力

8.8～9.2％

地熱

1.0～1.1％

バイオマス

3.7～4.6％

22～24%

75%
43%

発電種別

20～22%

再生可能エネルギー

原子力
50%
27%
30%

LNG石炭25%
26%

石油15%
3%

0%
2013年度

2030年度(出所)経済産業省・資源エネルギー庁 「長期エネルギー需給見通しについて」を基に弊行作成

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2. 再生可能エネルギーの現状

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２．再生可能エネルギーの現状～FIT制度の導入
2012年、政府は再生可能エネルギーの導入促進を目的に、FIT制度（固定価格買取制度）を制定しました。
FIT制度に基づき、発電コストが高い再生可能エネルギーの電力を、電力会社が固定価格で一定期間買い取る仕組みを導入することによって、発電事業者の投資回収の予見性を高めました。
固定価格買取制度の仕組み
電気の流れ

金の流れ

再生可能エネルギー
発電事業者

売電

太陽光

売電
電力会社

政府が定める期間、固定価格で購入

電気料金と再可能エネルギー発電促
進賦課金（再エネ賦課金）を支払い

風力

需要家
買取価格を決定バイオマス

地熱FIT認定

政府（経済産業省）

再エネ賦課金の単価を決定

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２．再生可能エネルギーの現状～導入量の推移
FIT制度が制定されて以降、太陽光発電を中心に、再生可能エネルギーの認定量・導入量（注）は拡大しています。
（注）認定量とは、経済産業省からFIT制度の認定を受けた（電力会社向けの売電を許可された）発電設備の総容量を指す。導入量とは、認定量のうち、実際に運転が開始された発電設備の総容量を指す。

再生可能エネルギー導入量・認定量の推移

再生可能エネルギーの発電量（kWh）割合○導入量の推移
（万kW）

太陽光

中小水力

風力

バイオマス

地熱

100%
10%

6,000

14%
1%

2%

4,000
75%
2,000

44%
原子力

01213141516
(年度末)

50%
LNG

○認定量の推移（万kW）

再生可能エネルギー

43%

太陽光

中小水力

風力バイオマス

地熱

12,000

28%
25%

石油18%

8,000

石炭32%

9%

0%
124,000

131415(年度)01213141516(年度末)(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢固定価格買取制度情報公表用ウェブサイト｣を基に弊行作成(出所)電気事業連合会｢電源別発電電力量構成比｣を基に弊行作成

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２．再生可能エネルギーの現状～問題点 ①電力系統の制約
FIT制度に基づく発電事業に際しては、同制度の認定に加えて、発電した電力を電力系統に流すための系統接続枠の確保（発電事業者と電力会社の系統接続契約）が必要となります。
足元では、再生可能エネルギーの認定量（実際に発電していない未稼働案件を含む）増加に伴って系統接続枠の空き容量が減少しているため、地域によっては新設案件に充てられる同枠が不足する状況となっています。
再生可能エネルギー導入量・認定量と最大電力○国内全体
20,000(単位：万kW)■再エネ認定量（2017/2月末時点）■最大電力（2015年度実績）

15,00010,00015,226
5,000

8,711

東北電力
○東北電力管内○九州電力管内■再エネ認定量（2017/2月末時点）■最大電力（2016年度実績）

2,000

認定量

最大電力

2,000

■再エネ認定量（2017/2月末時点）■最大電力（2015年度実績）

1,500

1,500
1,000

0

1,000
1,730

1,455

1,625

九州電力

1,355

500

500
00
認定量

最大電力

認定量

最大電力

(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢固定価格買取制度情報公表用ウェブサイト｣、電力広域的運営推進機関｢電力需給検証報告書｣を基に弊行作成

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２．再生可能エネルギーの現状～問題点 ②再エネ賦課金
再生可能エネルギー導入量が急拡大したことによって、国民負担（電気料金に加算される再エネ賦課金）が、短期間で膨らんでいることも、問題点として挙げられます。

再エネ賦課金の推移(円/kWh)
32.6
2.3

21.6

10.8
0.20.40121314151617(年度)

標準家庭が1カ月に支払う賦課金(使用量300kWh)
12年度

13年度

14年度

15年度

16年度

17年度

66円

105円

225円

474円

675円

792円

(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢FIT法改正を踏まえた調達価格の算定について｣を基に弊行作成

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２．再生可能エネルギーの現状～改正ＦＩＴ法と今後の方向性
政府は、再生可能エネルギーの最大限導入と国民負担の軽減を目的に、2017年4月に改正FIT法を施行しました。
同法では、持続性のある案件を選別するために未稼働案件の排除・発生防止などを織り込んだ新認定制度が創設されたほか、コスト効率的な再生可能エネルギーの導入に向けて太陽光発電の入札制度などが制定されました。
改正FIT法のポイント
新認定制度の創設
旧制度
発電設備点検・保守体制が構築されていること
設備が一定の仕様を満たしていること（発電量の計測が可能など）

大規模太陽光発電の入札制度
大規模太陽光発電（2MW以上）からの買取価格を、入札制度で決定する

新制度
認定対象

主な認定基準発電事業計画旧制度認定済の案件についても提出が必要
旧制度に加えて事業内容が適切で、確実性が認められる
こと【狙い】
発電事業として持続性のある案件の選別（新たな未稼働案件発生の防止）
現存する未稼働案件の排除

再生可能エネルギーの最大限導入

入札価格（円/kWh）

募集容量
上限金額

落札

落札

落札
容量（kW）【狙い】
発電コストの安い電源からの調達を優先
電力会社が再生可能エネルギーの買い取りに要する金額の低減

国民負担の軽減(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢再生可能エネルギーの導入促進に係る制度改革について｣を基に弊行作成

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3. 電源種別の現状と発電事業者の課題

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３．電源種別の現状と発電事業者の課題～特徴サマリー
発電種別

太陽光（メガソーラー）

適地

開発期間

年間稼働率

オペレーション・メンテ
ナンスの専門性

減少

1年程度

15％

低い

• 十分な日射量を確保可能な適地は減
少• 環境アセスや地元調整が不要なため、短期間で開発可• 天候影響を受けやすい• 発電設備の清掃等
程度

限定的

5～8年

20％

高い

風力
• 風量が安定している
北海道、東北に適地が集中• 建設工事の他、風況調査や環境アセスに要する時間が長い• 天候影響を受けやすい• 高所での難度の高いメンテナンス作業が求められる

余裕有

4～5年

70～90％

高い• 燃料搬送が可能であれば、建設可能• 建設工事に要する時間が長い• 天候影響を受けない• 発電設備の稼働モニタリングから清掃まで、高い専門性が求められるバイオマスその他• 2MW以上の買取価
格は、2017年度から入札制に移行• 風切音や振動など、周辺住民への配慮が特に必要• 燃料（木質バイオマス、廃棄物等）調達ルートが必要• 燃料やオペレーションの質次第で稼働率が低下する可能性有(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢再生可能エネルギーの導入促進に向けた制度の現状と課題｣、｢長期エネルギー需給見通しについて｣を基に弊行作成

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３. （１）太陽光発電

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３．（１）太陽光発電～現状
太陽光発電事業は、開発期間が短く、オペレーションが容易であることなどから、非住宅用（メガソーラーなど）を中心に、再生可能エネルギーの中で最も普及が進んできました。
もっとも、普及に伴う発電コスト低減等を受けた買取価格の引下げにより、足元では導入ペースは減速しています。
太陽光発電の導入量推移
(万kW)
4,000

12/7月：固定価格買取制度開始
事業用(10kW以上)

3,000

住宅用(10kW未満)
2,000

1,0000
12

12/6月
末時点

1314

15

16
(年度末)

太陽光発電の買取価格推移

単位：円/kWh

12年度

13年度

14年度

15年度

16年度

17年度

事業用
（税抜）

40円

36円

32円

29円 (～6/30)
27円 (7/1～)

24円

21円
(2MW未満)

住宅用
（税込）

42円

38円

37円

33円

31円

28円

(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢固定価格買取制度情報公表用ウェブサイト｣を基に弊行作成

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３．（１）太陽光発電～発電事業者の課題
太陽光発電の発電コストは、海外対比高水準ながら、システム価格の低廉化などを背景に年々低減してきました。
ただし、買取価格はそれを上回るペースで引き下げられています。
今後も買取価格の引下げが見込まれる中、事業運営上は発電コストの一段の抑制が求められます。
太陽光発電の買取価格と発電コスト推移（事業用）(円/kWh)

太陽光発電の発電コストの国際比較（注）($/MWh)
200

40

買取価格
発電コスト

161
150

30
120

買取価格と発電コストの値差（発電事業者のマージン）が縮小
100
6871

アメリカ

インド

豪州

7678

ドイツ

67

中国

65

フランス

2086

94

50
10

14

15
(～6/30)15(7/1～)

日本

13ブラジル

12

イギリス

0

トルコ

0

16
(年度)

(出所)新エネルギー・産業技術総合開発機構(NEDO)HP太陽光発電｢太陽光発電システム非住宅(10kW以上)の状況｣(http://www.nedo.go.jp/activities/ZZJP2_100060.html?from=b)を基に弊行作成(注)太陽光発電競争力強化研究会「太陽光発電競争力強化研究会報告書」にて国際比較された11ヵ国のうち、データ取得が可能な10ヵ国を比較(出所)Bloomberg New Energy Finance｢1H 2017 APAC LCOE Update｣、｢1H 2017 AMER
LCOE Update｣、 ｢1H 2017 EMEA LCOE Update｣を基に弊行作成

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３．（１）太陽光発電～発電事業者に求められる取組み
発電事業者には、固定費引下げの取組みとして、発電設備の共同調達を通じた購入価格の抑制や、安価な海外製品の導入等が求められます。また、土地造成が不要な場所で開発すること等で施工費を抑えることも重要です。
変動費の多くを占めるメンテナンス費については、足元でメンテナンス業者間の価格競争が激化しており、安価に抑えることが可能となってきている状況です。
尚、一部の発電事業者の間では、系統接続問題を回避するために、ＦＩＴ制度に依らず発電した電力を需要家に直接売電するスキームも検討されています。
発電事業者の課題と求められる取組み
発電事業者の課題

発電事業者に求められる取組み【発電設備】• 共同調達を通じた購入価格の抑制• 海外製品（中国製など）の導入を通じた購入価格の抑制

固定費の引下げ
【施工】• 発電設備を土地造成が不要な場所（工場、オフィスといった建造物の屋根など）に設置

変動費の引下げ【メンテナンス】• 足元ではメンテナンス業者が増加し、価格競争が激化している状況を踏まえ、複数社に相見積もりの上、委託先を決定

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３. （２）風力発電

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３．（２）風力発電～現状
風力発電事業は、発電設備や工事にかかる費用が高止まりしているほか、環境アセスメントや地元調整に要する時間が長いことなどから、普及がさほど進んでいない状況です。
こうした背景から発電コスト低減が進んでおらず、買取価格もほぼ横ばいで推移しています。
風力発電の導入量推移
(万kW)
400

12/7月：固定価格買取制度開始

300
200
10001212/6月
末時点

13141516(年度末)

風力発電の買取価格推移（税抜）
12年度
陸上風力洋上風力20kW
以上
20kW
未満
20kW
以上

単位：円/kWh
13年度

14年度

15年度

16年度

22円

17年度
21円

55円
36円

20kW
未満

55円
(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢固定価格買取制度情報公表用ウェブサイト｣を基に弊行作成

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３．（２）風力発電～発電事業者の課題
風力発電事業は、設置場所の風況（風量のほか、風の強弱、向きの安定性など）によって成否が大きく分かれるため、事前の風況調査を正確に行うことが重要となります。
そのほか、発電コストは海外対比で非常に高く、固定費（設備費用など）の引き下げが課題となっています。
風力発電のエリア別導入ポテンシャル
北海道

陸上風力発電の発電コストの国際比較（注）11,823

東北（$/MWh）
200

3,803

九州

日本国内では北海道や東北地方に適地が集中している状況658

中国

657

関西

656

144

150

100
72

72

50

0

3,000

6,000

9,000

12,000

日本

072

フランス

174

71

ブラジル

沖縄

70

インド

246

デンマーク

北陸

64

スペイン

271

58

63

ドイツ

四国

51

豪州

284

アメリカ

東京

63

中国

586

イギリス

中部

(万kW)
(注)風力発電競争力強化研究会「風力発電競争力強化研究会報告書」にて国際比較された11ヵ国(出所)環境省｢平成25年度再生可能エネルギー導入拡大に向けた系統整備等調査事業｣を基に弊行作成(出所)Bloomberg New Energy Finance｢1H 2017 APAC LCOE Update｣、｢1H 2017 AMER
LCOE Update｣、 ｢1H 2017 EMEA LCOE Update｣を基に弊行作成

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３．（２）風力発電～発電事業者に求められる取組み
正確な風況調査を行う上では、複数の調査会社・手法を用いつつ、1年以上継続することが求められます。
固定費の削減に向けては、可能な限り大型の発電設備を使用することによって単位当たりの発電コストを低減させること等に取り組んでいます。
発電事業者の課題と求められる取組み例
発電事業者の課題

発電事業者に求められる取り組み

正確な風況調査【風況調査】• 複数の調査会社、調査手法（観測塔を設置する方法やレーザーを照射してデータを収集する方法など）によって、可能な限り長期間（少なくとも１年以上）、継続して調査をする

固定費の削減【風車の大型化】• 風車を大型化させることで、単位当たりの発電コストを低減させる

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３. （３）バイオマス発電

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３．（３）バイオマス発電～現状
FIT制度導入当初、バイオマス発電事業においては、燃料の安定調達が課題となっていました。
ただし、2014年頃から木質チップやパーム椰子殻などの輸入燃料の調達ルートが確立され始めたことで、導入が加速しました。足元では太陽光発電の買取価格引下げが進んでいることも相まって導入が更に加速し、 「バイオマスバブル」と呼ばれる状況になっています。
バイオマス発電の導入量推移
(万kW)
1,500

12/7月：固定価格買取制度開始
16年度末における申請量は約1,100万kWに上る

1,000
500
012

12/6月
末時点

131415

16(年度末)バイオマス発電の買取価格推移（税抜）
燃料区分

例

未利用木材

間伐材・主伐材

12年度

単位：円/kWh
13年度

14年度

15年度

16年度

17年度

32円(2,000kW以上)

32円

40円(2,000kW未満)

一般木材

製材端材・輸入材・
パーム椰子殻など

建設資材
廃棄物

リサイクル木材など

13円

一般廃棄物・その他バイオマス

木くず・紙・食品残渣など

17円

21円
(10/1～)

24円(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢固定価格買取制度情報公表用ウェブサイト｣を基に弊行作成24
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３．（３）バイオマス発電～発電事業者の課題
バイオマス発電事業は他の再生可能エネルギーと異なり燃料が必要となります。例えば、木質バイオマス発電の発電コストのうち、燃料コストは70％以上を占めるため、燃料を安価に安定して調達することが重要となります。
また発電所のオペレーションは専門性が高いとされ、稼働率を維持することもポイントに挙げられます。
輸入木質バイオマス燃料の価格推移

木質バイオマス発電のコスト構造（注）

(円/t)
その他
1%

100%

30,000
木質ペレット

人件費
6%25,000

修繕費
9%20,000

建設費
10%

15,000

75%

50%

木質チップ

燃料費
75%

パーム椰子殻10,000

25%
5,000

0%

0
12/1Q

13/1Q

14/1Q

15/1Q

16/1Q

17/1Q

(注)2014年度に稼働した発電所（サンプルプラント）の平均値を基に経産省が算定(出所)経済産業省・資源エネルギー庁｢長期エネルギー需給見通し小委員会に対する発電コスト等の検証に関する報告｣を基に弊行作成(出所)財務省｢貿易統計｣を基に弊行作成

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３．（３）バイオマス発電～発電事業者に求められる取組み
燃料を安定調達するためには、燃料サプライヤーや商社との間における、調達価格・量を固定した長期契約の締結可否がポイントとなります。
発電所の稼働率を維持するためには、ノウハウ・経験のある電気技術者を確保することが重要とみられます。
発電事業者の課題と求められる取組み例
発電事業者の課題

発電事業者に求められる取り組み

燃料の安定調達【長期固定契約】• （特に輸入燃料について、）燃料サプライヤーや燃料を取り扱う商社と、調達価格・量を固定した契約を締結する• （特に国内燃料について、）燃料サプライヤーとの業務・資本提携を通じ、調達ルートを確保する

稼働率の維持【人材確保】• 発電所の運営ノウハウ・経験を持った、優秀な電気技術者を確保

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３．（３）バイオマス発電～木質バイオマス発電における足元の論点
足元では、木質バイオマス発電の中でも、輸入材の活用や石炭との混焼による発電について、エネルギーセキュリティや環境負荷軽減の観点から、政府内でも今後の対応が論点になっています。
今後、新設案件に対して規制強化がなされる可能性もあるだけに、動向が注目されます。
木質バイオマス発電の論点
論点に挙げられている発電

論点に挙げられている背景

輸入木材（木質チップ・ペレットなど）を利用する発電（木質バイオマス全体の90％程度を占める）• 燃料を輸入に頼るため、日本のエネルギー自給率の改善に繋がらない

既存の石炭火力と混焼する発電• 追加での設備投資をほとんど要しないにも関わらず、FIT制度に基づいて、国民負担で補助する必要性は乏しい

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