太陽エネルギーの普及促進に関する提言

令和２年３月

一般財団法人新エネルギー財団
新エネルギー産業会議

太陽エネルギーの普及促進に関する提言
太陽エネルギー委員会
目

次

１．緒言

Ｐ 1

２．提言の概要

Ｐ 2

３．提言の趣旨説明
提言１：太陽光発電の主力電源化にむけて

Ｐ 6

提言２：電力システム改革と太陽光発電

Ｐ10

提言３：住宅用太陽光発電の健全な普及

Ｐ13

４．まとめ

Ｐ16

５．参考資料Ｐ17

新エネルギー産業会議 審議委員名簿

Ｐ73

新エネルギー産業会議 太陽エネルギー委員会名簿

Ｐ76

1.

緒言

近年、EU をはじめとする先進諸国では、国連気候変動枠組条約締約国会議（COP）
を基本として、温室効果ガス排出に対する厳しい政策の方向が打ち出されており、太陽光発電、風力発電を代表とする再生可能エネルギー発電の普及と EV・蓄電技術等の発展が急速に進められている。我が国は、欧米に比べて脆弱なエネルギー事情を抱えているが、世界の趨勢に対応すべく、3E＋S（安全を前提に、安定供給、経済性、環境に配慮）を基本とした政策を展開している。
2018 年 7 月に閣議決定された第 5 次エネルギー基本計画では、再生可能エネルギーが将来の主力電源と位置付けられ、2030 年全電源の 22％～24％の目標達成に向けた展開と、さらに 2050 年のエネルギー転換・脱炭素化の方向が示された。
我が国の再生可能エネルギー電源は、近年 FIT 制度のもとに急速な伸びを示している。しかしながら、太陽光発電については 2019 年末には住宅用太陽光で FIT 終了電源が現れ始めたほか、分散型電源、変動電源、あるいは既存電力系統における低圧側
電源等の特徴を有しているため、主力電源化に向けては国の「再生可能エネルギー主力電源化・制度改革小委員会 中間とりまとめ」に沿って個別・具体的な事業が展開できることが重要である。
このような背景をうけ、太陽エネルギー委員会は以下の３つのテーマからなる提言をとりまとめた。
提言１「太陽光発電の主力電源化にむけて」
再エネ主力電源化・制度改革小委員会を補足、支援する観点から、太陽光発電主力電源化への考えをまとめた。
提言２「電力システム改革と太陽光発電」
電力ネットワークの中で、いかに再生可能エネルギーを拡大するかなど、利用側の視点からの提言とした。
提言３「住宅用太陽光発電の健全な普及」
住宅用太陽光発電における FIT 制度の適切な運用と、新制度下における「住宅用太陽光の導入拡大」に焦点を当て、需給一体モデルでの活用に向けた考えを示した。
本提言が関係各位に活用され、太陽光発電が今後の再生可能エネルギー主力電源化の一助となれば幸いである。

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２．提言の概要
提言１：太陽光発電の主力電源化にむけて
１－１．太陽電池の導入目標の設定について
太陽光発電をはじめとする再生可能エネルギーのさらなる加速導入を推進していくためには、エネルギー政策および地球温暖化対策としての 2050 年度にむけた我が国の再生可能エネルギーの姿をできるだけ早く示すことが必要ではないか。
１－２．FIP 制度の導入に向けて
１）kWh 価値活用のための環境整備
太陽光発電が、今後、FIP 制度へ円滑に移行するためには、太陽光発電事業者が電力市場に連動しリスクを取れるよう、国による制度環境整備と、FIP 導入に向けた一定の試用期間など、十分な準備期間を要望する。
２）インバランス対応
あらたに FIP に参入する事業者は、小売契約や、計画値同時同量のインバランスリ
スクのノウハウや経験が十分ではない。全国大のインバランスシステム運用は 2022
年からであり、FIP インバランス対応は、それを踏まえて十分な準備期間と環境整備を要望する。
将来的には、インバランス料金に太陽光発電を増やすと価格を安くするインセンテ
ィブを設けることを要望する。
３）環境価値
将来的には、再生可能エネルギー事業者自身が、相対取引や入札によって環境価値を販売できる方向をめざし、そのためのツールとして、P2P 取引などの活用も積極的に取り込んでいくべきである。
１－３．地域活用電源としての普及にむけて
１）自家消費型の小規模事業用太陽光発電
第 3 者所有モデルについては、今後普及拡大が期待できる分野であり、導入検討にともなう需要家の理解ツールの開発や、税制・金融面での組合せによるインセンティ
ブが発揮できる仕組みが必要である。また、小規模営農型太陽光発電については、農業政策と整合する要件のもとで、従来の FIT 全量売電制度の適用が好ましい。
２）地域一体型の小規模太陽光発電
地域再生可能エネルギー供給に、多くの小規模太陽光発電所の余剰電力が参加することでならし効果が生まれる。あわせて、地域防災拠点としての分散型電源について
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は様々な活用方法を広げるべきである。太陽光発電とデータセンターの組合わせは、
地域活性化への道を開く。また、太陽光発電の潜在賦存量が豊かな農業分野は、農業政策と整合を取りつつ、農業振興をバックアップする形での普及も視野にいれるべきである。地域一体型の運用が始まる 2022 年までは、50kW 以上の地域活用の可能な太陽光発電については従来の FIT 運用の適用を要望する。
１－４．地域共生と安心・安全対策
太陽光発電の主力電源化には、地域との共生や安心・安全対策が不可欠である。2020年 4 月からは、大規模太陽光発電の環境アセスメントが求められ、小出力太陽光発電
設備については事故報告や報告徴収なども新たに対象に加わり、太陽光発電に関する
電気設備技術基準の整備も進んでいる。これらの取組みを着実に推進し、市場で定着させていくことが必要である。
１－５．太陽光発電設備の廃棄問題
太陽光発電設備の廃棄費用積立担保制度構築が決まったが、廃棄が本格化するまでにはまだ時間があり、再エネ特措法の適用を受けない太陽光発電事業も含め、廃棄物処理法等に基づく適正かつ確実な廃棄等の実施を促すことや、大量廃棄時代を見据えたリユース・リサイクルの推進による廃棄等の最小限化も、環境省をはじめとする関係省庁とも連携し引続き検討していく必要がある。

提言２：電力システム改革と太陽光発電
２－１ 電力システム改革と再生可能エネルギーの位置づけ
電力市場は、非化石価値市場、需給調整市場や、容量市場など市場の活性化などに向け、様々な新しい市場が立ち上がりつつある。新たに電力需給と一体化した形
で FIP 制度によって再生可能エネルギーが組込まれていくには、十分に制度間の連関性、整合性をもった制度設計が必要であり、再エネ導入による、異なる電力市場取引間での相互影響も視野にいれた市場制度設計への配慮を要望する。
２－２ 今後の系統形成について
実潮流ベースの系統運用や N-1 電制などの導入効果を公開することや、試行的に実施が始まったノンファーム接続の検討前提情報は、発電事業者が自ら事業の予見性を検討できる方向で積極的な公開検討を要望する。
プッシュ型の系統形成については、再生可能エネルギー推進を加速する目的での地域間連系線ならびに、関連する地内整備も併せて負担する投資については、全国負担とするも、再生可能エネルギー導入促進による便益を定量的に算定して範囲を決め導入を推進すべきである。

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２－３ 小売りと再エネ発電課金の関係
発電側課金については、発電事業者にとって、新たな費用負担になる一方で、需要側の託送料金がその分、減額されることになる。FIT 電源については、すでに買取価格が固定されているため、発電側基本料金による追加コストを転嫁することが制度上困難である。FIT 電源のなかでも、稼働率の低い太陽光発電や、風力発電については、
全電源平均価格では十分に充当されず事業性を大きく損なうことから、FIT 電源については、稼働率に応じた追加調整措置を要望する。
２－４ コーポレート PPA などの新しい流れ
コーポレート PPA は、需要家の再生可能エネルギーの直接投資になるだけではな
く、再生可能エネルギーコスト削減のインセンティブになる可能性もある。今後の電力市場取引で、発電側ならびに需要側の計画同時同量のインバランス需給調整機能の役割を提供するサービス会社などの参入などを促がしオフサイト型の PPA の拡大を後押しする検討を要望する。
２－５ 発電予測の公開
現在、一般送配電事業者はバランシンググループからの通知・当日のゲートクローズ後に、実需給運用をおこなっている。このときの最も重要な情報は、発電予測
情報と電力需要予測情報となる。これらの発電予測情報を、一定のルールで市場参入者に公開していくことで、再生発電事業者ならびに一般送配電事業者のインバラ
ンスリスクの低減につながる可能性がある。
２－６ 事業者類型化と需要パターンの公開需給調整が一体型の市場拡大の面から、事業者類型化した、一般化電力需要デー
タが一定の頻度で公開されることで、電力需給と一体化した普及が拡大すると考えられ、適正な太陽光発電の普及にむけ情報公開を要望する。
２－７ 自家消費拡大にともなう需給実態の把握
これまで、太陽光発電の自家消費側の発電設備や、発電データについては、十分な統計資料として追跡できていなかったが、今後は、再エネ自家消費設備や、非FIT 電源の統計データを公的な手段で取得し、変化する電力需給に活用していくことを要望する。

提言３：住宅用太陽光発電の健全な普及
３－１ FIT 制度の適切な運用を維持するために
１）卒 FIT ユーザーに対して
運転終了時の廃止届、定期点検、事故発生時の報告の要否等、設置者の義務（推奨4含む）に関しては明確な情報が無い。特例太陽光ユーザーの義務、推奨する対応を HP
等で明確に説明することが FIT 法の適正な運用につながる。
２）2021 年度以降の新 FIT 法に対してFIT 制度の運用に関しては、住宅用、非住宅用太陽光発電の使い分けを明確にし、事業計画認定申請前にユーザーが FIT のメリットと発電事業者の義務、推奨等を確実に理解できるよう HP 等での説明を充実させることを要望する。
３－２ 新制度下での住宅用太陽光発電の導入拡大のために
１）新築住宅における太陽光発電普及
太陽光発電に対する現行 FIT 制度と、ZEH への補助金の相乗効果によって、メーカ
ー系住宅を中心に ZEH 適合率は上昇しているが、まだ在来住宅を含めて定着している
状況にはない。2021 年以降の ZEH の補助金も継続が不透明であり、ZEH の普及が減速、失速する懸念がある。ZEH のあり方に関しては太陽光発電視点だけではなく、省エネ、畜エネ含めた住宅全体の総合的な視野での検討を要望する。
２）既築住宅における太陽光発電普及
既築住宅所有者の高齢化が進み、太陽光発電の自己所有を FIT による経済効果で推し進めるモデルでの普及が低迷している。これを解消する、住宅用太陽光発電の第 3者保有モデルについては、まだ完全に軌道に乗った成功モデルには至っていないと推察する。基本は、既築住宅への搭載率を上げることが不可欠であり、新 FIT 制度の検討に際しては、新築の ZEH 政策を既築にも転用するような政策、第 3 者保有のモデルにおいても導入の促進につながるような税制面等を含めた制度設計を要望する。
３）災害時のレジリエンス強化につながる機器の普及に関して
住宅用太陽光発電の需給一体型モデルとしての活用は、家庭用蓄電池や V2H 等による高度な需給管理が必要となる。また、太陽光発電と蓄電システムを併用した住宅では、長期停電の際にも、レジリエンスの効果が市場で評価されつつある。太陽光発電から蓄電システムへ充電に関しては、発電量の日々変動に対し、天候予測のような高度マネージメントが要求される。このような先進性を有するような技術・機器の対する支援策を期待する。

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３．提言の趣旨説明
提言１

太陽光発電の主力電源化にむけて2012 年に創設された FIT 制度は、2020 年度末までに抜本的な見直しを行うことが規定され、今後の制度改革については、2019 年 12 月 12 日に「再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会」の中間とりまとめ（案）が示された。ここでは、この中間とりまとめ(案)も含め、今後の太陽光発電が主力電源として発展していくための提言を行う。
（１）太陽光発電の導入目標の設定について
2018 年 7 月に閣議決定された第 5 次エネルギー基本計画では、「再生可能エネルギ
ーの主力電源化」が示され、2030 年度の再生可能エネルギー導入水準は 22～24%（うち、太陽光発電は 7%）と設定されている。
一方で、政府はパリ協定に基づく温室効果ガス排出抑制のための長期的な戦略として、「パリ協定に基づく成長戦略としての長期戦略」を 2019 年 6 月 11 日に地球温暖化対策推進本部で了承するとともに閣議決定し、最終到達点としての「脱炭素社会」
を掲げ、それを野心的に今世紀後半のできるだけ早期に実現することを目指すとともに、2050 年までに 80％の温室効果ガスの削減に取り組む姿を示している。このような背景から、太陽光発電をはじめとする再生可能エネルギーのさらなる加速的導入を推進していくためには、エネルギー政策および地球温暖化対策としての 2050 年度にむけた我が国の再生可能エネルギーの姿をできるだけ早く示すことが必要ではないか。
（２）FIP 制度の導入にむけて太陽光発電が主力電源として位置付けられていくためには、電力市場のなかで自立的に導入が進むと見込まれる競争電源として、需給一体的に普及していくことが求められる。今後の移行制度として、FIP 制度が提案されているが、円滑な導入を実現するためには新たな環境整備が必要である。
①kWh 価値の活用のための環境整備
再生可能エネルギーの電力市場取引については、十分流動性の高い、国内の時間前
市場やバランシング市場の整備が重要である。
kWh 価値の効率的・効果的な市場取引には、小規模分散電源を束ねるアグリゲーターが不可欠である。複数の小規模なアグリゲーターが補完しあいながらバラシンググ
ループとして市場取引に参入できるような仕組みを積極的に支援することや、卸電力取引市場の最小単位の見直し、計量制度の合理化などとも併せて、FIP 制度での時間
前市場等での取引が活性化できるよう、一定の環境整備と準備期間、試用期間などを6設定していくことを要望する。
また、再エネ発電事業者の持続的な普及拡大には、再エネ発電事業者が、自らの責任ではなく市場取引が実施できなかった場合の避難措置整備についても実運用の制度設計を示すことが好ましい。今後、電力市場については、需給調整市場、容量市場など、新たな市場が立ち上がることから、FIP 制度設計では、これらの制度創設と整合のとれた、十分な準備期間をもった制度設計を要望する。
②インバランス対応
インバランスリスクを低減するためには、時間前市場での取引が不可欠となり、予測精度を向上し、予測調整対象を広域化するなどの方策も必要となる。
新たに市場に参入する再生可能エネルギー発電事業者にとっては、発電予測技術や小売り契約ノウハウなどの経験が十分ではないことなどから、インバランスリスク低減のために、再生可能エネルギー発電予測の精度向上にむけ、予測情報を公開し、予測制御体制を構築し、公開していくことも進めるべきではないか。現行 FIT 法では買取義務者にインバランスリスクなどが公開されていることも参考に、インバランス料金制度に太陽光発電の変動型再エネを増やすと価格を安くするインセンティブを設けることを要望する。バランシングでの再エネ比率を上げていける可能性も期待できる。
送配電事業者の全国大でのインバランスシステム運用については 2022 年からシス
テム運用が予定されている。FIP インバランス制度導入においても、全国大でのインバランス運用が行われた状況を踏まえて、再生可能エネルギー発電事業者が FIP イン
バランス調整できる事前の十分な準備期間と、環境整備と激変緩和措置を要望する。
③環境価値
今後、環境価値の市場については、エネルギー供給構造高度化法における導入目標と連動する形で拡大してくことも必要ではないか。
また、将来的には、再生可能エネルギー事業者自身が、相対取引や入札によって環境価値を販売できる方向をめざし、そのためのツールとして、P2P 取引などの活用も積極的に取り込んでいくことが求められる。
（３）地域活用電源としての普及にむけて再エネ主力電源化制度改革小委では、地域活用電源について、電源立地特性に応じた自家消費や地域消費を通じて、レジリエンスの強化に資する要件を設定する方向がまとめられた。
① 自家消費型の小規模事業用太陽光発電
小規模事業用太陽光発電については、従来の FIT 制度による全量売電から自家消費型の余剰電力売電方式への移行を促す方向は推進すべきではあるが、急激な制度変更
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によって、市場に混乱が起きないようにすることが重要である。とくに、小規模事業
用太陽光発電事業者は、エネルギーを担うプロシューマー意識高揚や、持続的な発電を継続するためのインセンティブが不可欠である。
また、小規模事業用での第三者所有モデルについては、今後普及拡大が期待できる分野であり、導入検討にともなう需要家の理解を深めるためのツールの開発や、税制・金融面での組合せによるインセンティブが発揮できる仕組みが必要である。
また、小規模営農型については自家消費負荷がないため、農業委員会等の許可など農業政策と整合する要件のもとで、従来の FIT 全量売電制度の適用が好ましい。
②地域一体型の小規模事業用太陽光発電
地域のエネルギー社会システムとして、どのように位置づけるが重要である。特に地域供給を主体とする新電力事業者との一体的な運用については、積極的に太陽光発電を活用すべきである。小規模事業用太陽光発電所の余剰電力も多くの発電所が参加することでならし効果も生まれる。また、地域防災拠点としての分散型電源については様々な活用方法を広げるべきである。
太陽光発電とデータセンターを組みわせた、地域一体型の導入支援を要望する。地域エネルギーによる新たな地域活性化への道を開くべきである。
また、太陽光発電の潜在賦存量が豊かな農業分野は、農業政策と整合を取りつつ、農業振興をバックアップする形での普及も視野に入れるべきである。
地域一体型の運用については、小水力発電、小規模地熱発電、バイオマス発電、太陽光発電（50kW 以上の地域活用を前提）については、2022 年から運用される方向が調達価格等算定委員会で示された。2022 年度までの経過期間となる、50kW 以上の地
域活用の可能な太陽光発電については、空白期間を置かないためにも従来の FIT 運用の適用を要望する。

（４）地域共生と安心・安全対策
多発する災害の中、太陽光発電が今後主力電源・社会インフラとして受け入れられるためには、地域との共生や安心・安全対策が不可欠である。
電気事業法のもとで太陽光発電の環境アセスメントが 2020 年 4 月から求められる
ほか、事故報告や報告徴収なども、小出力再エネ発電設備について新たに対象に加えること、太陽光発電に関する電気技術基準についての整備も行われている。これらの取り組みを着実に推進し、市場で定着させていくことが必要である。
（５）太陽光発電設備の廃棄問題
太陽光発電設備の廃棄等に必要な費用の積立てを担保する制度は、10kW 以上の全ての太陽光発電（FIT 認定案件）を対象に､10 年間の積み立てスキームとして 2022 年
7 月までに施行されることとなった。太陽光発電設備の廃棄が本格化するまでには、
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まだ時間があり、長期的には、この制度の対象外である再エネ特措法の適用を受けない太陽光発電事業も含め、廃棄物処理法等に基づく適正かつ確実な廃棄等の実施を促すことや、大量廃棄時代を見据えたリユース・リサイクルの推進による廃棄等の最小限化についても、環境省をはじめとする関係省庁とも連携して引き続き検討していく必要がある。

9提言２

電力システム改革と太陽光発電（１） 電力システム改革と再生可能エネルギーの位置づけ
電力システム改革では、電力自由化に続き送配電・小売りの分離により、電力シ
ステムに関係する事業者の役割がますます重要になる。電力市場においても、非化
石価値市場、需給調整市場や、容量市場など市場の活性化などに向け、様々な新しい市場が立ち上がりつつある。これらの市場のなかに、新たに電力需給と一体化した形で FIP 制度によって再生可能エネルギーも組み込まれていくには、十分に制度間の連関性、整合性をもった制度設計が必要であり、再エネ導入による、異なる電力市場取引間での相互影響も視野にいれた市場制度設計への配慮を行うことを要望する。
（２）今後の系統形成について
再生可能エネルギー拡大に合わせた系統ネットワークの構築が急務である。すでに、実潮流ベースの系統運用や系統接続によるネットワークの運用として「日本版コネクトアンドマネージ」による、2018 年度より想定潮流の合理化・N-1 電制が実施されているが、この導入効果については、広く再エネ発電事業者にも公開すべきである。また、先行して東京電力が試行検討を行っているノンファーム接続(千葉・茨城)についても、広く検討内容や、シミュレーションの前提となる潮流データを発電事業者に公開共有することで、再エネ事業者自身による検証も可能となり事業の予見性を高めることができる。
プッシュ型の系統形成については、「持続可能な電力システム構築小委員会」で、送配電事業者に「設備更新計画」の策定を求める仕組みや、国や広域機関の、広域系統整備計画に基づく「設備増強計画」の届出が方向付けられた。特に、再生可能
エネルギー推進を加速する目的での地域間連系線ならびに、関連する地内送配電網の整備も併せて負担する投資については、全国負担とするも、再エネ導入促進による便益を定量的に算定し、範囲を決めて導入を推進すべきである。
（３）小売りと再エネ発電側課金の関係
分散電源拡大と、電力の需要構造の変革に合わせた、発電側課金についての方向は、2018 年 6 月の「送配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討 WG」での中間とりまとめをうけ、2023 年度からの導入を目指して「電力ガス取引監視等委員会 制度設計専門会合」で、詳細設計が進んでいる。発電側課金については、発電事業者
にとって、新たな費用負担になる一方で、需要側の託送料金がその分減額されることになる。
現在の既存相対契約では、契約の見直しが行われないと制度変更にともなう費用負担を発電側が一方的に負担することになることから、これまで小売りと、発電側が適正取引配分できるよう、ガイドラインの設計が示され検討が行われてきた。
10一方、FIT 電源については、すでに買取価格が固定されていることから、発電側基本料金による追加コストを転嫁することが制度上困難でありどのような調整措置をおこなうかが、調達価格等算定委員会に委ねられた。
同委員会事務局からは、相対取引の見直し指針で示された「託送料金の減額分については、卸料金で充当」（託送料金の総額は基本的に変わらない原則）で、FIT 電源については、調達価格とは別に、小売価格低減分を上乗せすることが示された。
この考え方は、電源種に応じて、相対取引を締結している全ての電源に適用すべきとされた。
FIT 電源のなかでも、稼働率の低い、太陽光発電や、風力発電については、全電源平均価格では十分に充当されず、事業性を大きく損なうことから、FIT 電源について
は、稼働率に応じた追加調整措置を要望する。
（４）コーポレート PPA などの新しい流れ
RE100 等の先進的な取り組みを行う企業が拡大するなか、海外の多くの RE100 企業
により「再エネを直接調達する」コーポレート PPA と呼ばれる方法が広がっている。再生可能エネルギー発電事業者と需要家が直接、長期購入計画を締結すること
で、FIT や FIP に頼らない再エネ発電事業を普及することができる。
コーポレート PPA は、需要家の再生可能エネルギーの直接投資になるだけではな
く、再生エネコスト削減のインセンティブになる可能性も期待できる。日本では、需要家が発電事業者から直接電気を購入することは、電気事業法で認められていな
い。今後の電力市場取引で、発電側ならびに需要側の計画同時同量のインバランス
需給調整機能の役割を提供するサービス会社などの参入なども視野にいれることで、オフサイト型の PPA の拡大を後押しする可能性も出てくる。

（５）発電予測の公開
日本の卸市場では、海外のように経済性に応じ市場調整を行う、多くのインバラ
ンシンングはまだ育っていない。再エネ発電事業者にとって、インバランスリスク低減のための予測技術やリアルタイム制御など、今後解決していくべき課題が多い。
現在、一般送配電事業者は、バランシンググループからの通知・当日のゲートク
ローズ後、実需給運用をおこなっている。このときに、最も重要な情報は、発電予測情報と電力需要予測情報となる。これらの、発電予測情報を、市場参入者に公開していくことで、再生発電事業者ならびに、一般送配電事業者のインバランスリス
クの低減につながる可能性がある。
（６）事業者類型化と需要パターンの公開
再エネの中でも、競争電源として位置づけられる太陽光発電については、今後、
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FIP など、新しい形での普及が期待されている。また、電力需給と一体化して、普及が拡大されていくと想定される。これまでの、発電の最大化を主力としたビジネスモデルから、電力需要側の負荷や、需要特性に対応する普及が求められることになる。
変動型分散電源である太陽光発電については、日射条件によって発電変動があり、需要家の需要変動とマッチングさせ、系統運用においてもなるべく負担のかからない方向を目指している。需給調整が一体型の市場拡大の面から、事業者類型化
した電力需要データが一定の頻度で公開されることで、電力需給と一体化した普及が拡大すると考えられる。
（７）自家消費拡大にともなう需給実態の把握について
今後、自家消費の再エネの拡大ともに、非 FIT 電源の拡大が加速する方向にある。又、次世代電力ネットワークでも、電力需要側に分散型再生可能エネルギーが設置されることで、従来の系統運用が需要側からの発電により双方向調整に変化していく。
これまで、自家消費側の再生可能エネルギーの発電設備や発電データについては、十分な統計資料として追跡できていなかったが、今後は再エネ自家消費設備や非 FIT 電源の統計データを公的な手段で取得し、変化する電力需給に活用していくことが望まれる。

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提言３：住宅用太陽光発電の健全な普及
住宅用太陽光発電に関しては、2019 年 11 月より卒 FIT 電源としての運用が始まる
一方、「2021 年度以降も当面は現行の FIT 制度の基本的な枠組みを維持する。」との方向性が示唆されている。このような状況下で「FIT 制度の適切な運用」「新制度下での住宅用 PV の導入拡大」の 2 点に関し以下の提言を行う。
（１）FIT 制度の適切な運用を維持する為に
住宅用太陽光発電に関しては、2012 年 6 月迄の特例太陽光、2012 年 7 月からの FIT法、2017 年 4 月からの改訂 FIT 法で運用に違いがあり、また遡及対策も実施されているため、ユーザーにとって分かり難い状況になっている。今回の FIT 法改正に合わせ
住宅用太陽光発電ユーザーにも FIT 法の主旨が簡単に理解できるような運用及び周知徹底を期待する。
① 卒 FIT ユーザーに対して2019 年 11 月に始まった卒 FIT ユーザーに関しては 2021 年 6 月までは特例太陽光のカテゴリーに属することになる。このユーザーは電力会社の自主的買取から自動的に固定価格買取に切り替わっているため FIT 法に関する詳細な説明を受けていない。
また、10 年間の買取終了後の売電先の確保対応方法は HP「どうする？ソーラー」等
から情報を得ているが、運転終了時の廃止届、定期点検、事故発生時の報告の要否等、設置者の義務（推奨含む）に関しては明確な情報が無い。特例太陽光ユーザーの義務、
推奨する対応を HP 等で明確に説明することが FIT 法の適正な運用につながると考える。
② 2021 年度以降の新 FIT 法に対して現行の事業認定制度は太陽光発電以外の再生可能エネルギー、非住宅用太陽光は売電と一体となったシステムで運用されており、住宅用太陽光発電のユーザーが FIT 法の具体的な内容を深く理解できずに運用されている懸念がある。特にユーザー（＝発電事業者）の義務等に関しては、遡及運用のケースも多く、理解できずにいるユーザ
ーが多数存在することを懸念する。
新 FIT 制度の運用に関しては、住宅用、非住宅用太陽光発電の使い分けを明確にし、事業計画認定申請前にユーザーが FIT のメリットと発電事業者の義務、推奨等を確実に理解できるよう HP 等での説明を充実させていただきたい。

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（２）新制度下での住宅用太陽光発電の導入拡大の為に再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会資料では「需要地に近接して柔軟に設置できる電源（住宅用太陽光発電）については、 災害時のレジリ
エンス強化等にも資するよう、 需給一体型モデルの中で活用 していくことが期待されている。この前提を基に住宅用太陽光発電を更に普及させる提言を行う。
① 新築住宅における太陽光発電普及
上記委員会の中間報告では、ZEH に関して「自家消費率向上には ZEH が有効な施策の一つであるが、これまでの ZEH は余剰売電を前提として普及していたことが課題となっており、今後、余剰売電のメリットが小さくなる中で、再エネ導入を一層拡大しつつ ZEH を普及させるためには、自家消費率向上に有効な機器の導入を支援し、余剰電力を売電ではなく他の住宅や EV など他の電力需要へ融通することも可能とするな
ど、新たな ZEH の在り方を検討すべきである。」との記述がある。ZEH に関しては、太陽光発電に対する現行 FIT 制度と、ZEH への補助金の相乗効果によって、メーカー系住宅を中心に ZEH 適合率は上昇しているが、まだ在来住宅を含めて定着している状況にはない。ZEH の補助金も 2021 年以降の継続が不透明であり、急速な制度の見直しで
ZEH の普及が減速、失速する懸念がある。ZEH のあり方に関しては太陽光発電視点だ
けではなく、省エネ、畜エネ含めた住宅全体の総合的な視野での検討をお願いしたい。
② 既築住宅における太陽光発電普及
11 月の調達価格等算定委員会資料に記載の通り、既築住宅用太陽光発電に関して
は、2009 年から始まった FIT 制度にて、関心の高い層への導入が一段落したこと、既築住宅所有者の高齢化が進んでいることから、太陽光発電の自己所有を FIT による経済効果で推し進めるモデルでの普及が低迷している現状がある。
これを解消すべく、第三者保有モデルにチャレンジする事業者が散見されるが、まだ完全に軌道に乗った成功モデルには至っていないと推察する。
住宅用太陽光発電の普及拡大に対しては、既築住宅への搭載率を上げることが不可欠であり、新 FIT 制度の検討に際しては、新築の ZEH 政策を既築にも転用するような政策、第三者保有のモデルにおいても導入の促進につながるような税制面等を含めた、制度設計を望む。
③ 災害時のレジリエンス強化につながる機器の普及に関して需給一体型モデルとして、昼間太陽光発電から家庭用蓄電池、V2H（EV 車）から蓄電システムに充電し、夜間に放電して住宅での電力利用が注目されており、これらの蓄電機器の導入も拡大し始めている。特に、2018～19 年は台風、地震等による大規模
停電が全国で発生したが、PV と蓄電システムを併用した住宅では、長期停電の際にも、昼夜を通して電力が利用できた事例も数多く紹介され、レジリエンスの効果が市
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場で評価されている。過去、蓄電システムに関する助成制度に関しては、太陽光発電との併用によるレジリエンス効果が十分に評価されておらず、蓄電機器の普及・拡大が主目的であったと認識している。
太陽光発電から蓄電システムへ充電に関しては、発電量の日々の変動に関して、天候予測のような高度マネージメントが要求される。このような先進性を有するような技術・機器に対する支援策を期待する。

15

４．まとめ2019年11月には、住宅用太陽光発電の固定買取卒業者が出現し、小売電力事業者による卒FIT電源の買取が始まった。本年8月には「再生可能エネルギー大量導入・次世
代電力ネットワーク小委員会」で、再エネの電源特性に応じた今後の普及の在り方が中間整理（第3次）として整理された。FIT法の規定では2020年度末までには、従来のFIT法の抜本的な見直しを行う旨とされ、第3次中間整理を基に、今後の法律改正のための骨子を審議する「再生可能エネルギー主力電源化・制度改革小委員会」が9月に創設され、12月には、新たな制度改革の方向性が示された。また、日本列島に相次いで発生した自然災害の影響により、国の電力インフラのレジリエンス強化の見直し強化へむけた様々な検討もおこなわれた。電力システム改革では、2020年4月からの発送電分離が予定される中、10月には「持続可能な電力システム構築小委員会」で12月には中間まとめが行われた。この結果は今後の電気事業法などの環境整備に反映される。
2019年度から2020年度は、これまでのFIT法の抜本改革や、電力インフラの、レジリエ
ンス強化、電力エネルギー政策の大きな変曲点となる時期といえる。
このような検討をうけ、本年度の提言では以下3つのテーマについて取り上げた。
提言１では「太陽光発電の主力電源化にむけて」として再エネ主力電源化・制度改革小委員会を補足・支援する観点から、太陽光発電
主力電源化への考えをまとめた
提言２では「電力システム改革と太陽光発電」として、
電力ネットワークの中で、いかに再生可能エネルギーを拡大することができるかなど、利用側の視点からの提言とした。
提言３では「住宅用太陽光発電の健全な普及」として
住宅用太陽光発電での、FIT制度の適切な運用と、新制度下での「住宅用太陽光の導入拡大」焦点をあて、需給一体モデルでの活用にむけた考えを示した。
抜本見直しされた改正法案は、2020年の国会審議を受け、2021年4月からの施行の予定である。今後、太陽光発電をはじめとする、再生可能エネルギーは、電力システ
ムや電力需給と一体となって拡大していくことが期待される。本提言が今後の主力電源化の一助となれば幸いである。

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５．参考資料目次

１． 変動する世界と日本の再生可能エネルギー環境

P18１）RE100企業の動き
２）SDGsとESG 投資
３）国連環境計画の報告書
４）経団連提言「日本を支える電力システムを再構築する」
５）EV 化への動き(運輸部門のEV 化が加速)
２．太陽光発電の導入状況

P22１）世界の太陽光発電の導入状況
２）日本の太陽光発電の導入状況
３．FIT 法の抜本改革にむけて

P25１）改正FIT法の抜本見直しにいたる審議経緯
２）再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委の中間とりまとめのポイント
４．持続可能な電力システム構築

P40１）持続可能な電力システム構築小委の位置づけ
２）持続可能な電力システム構築小委の中間とりまとめのポイント
５．調達価格等算定委員会の審議

6つの審議のポイント（2020年度の審議）

P52

P1太陽光発電の入札対象、範囲 P2入札対象外の事業用太陽光発電
P3前倒しされた10-50kwの自家消費型

P4住宅用太陽光発電

P5廃棄費用の積み立て P6発電側課金の調整措置について
６．系統制約の課題解決に向けて

P57１）指定電力事業者の太陽光発電の系統制御見通し
２）出力制御の高度化対応について
３）日本版コネクトアンドマネージについて
４）太陽光発電のグリッドコードの整備について
７．電力市場について

P61

１）JEPX(日本卸電力取引市場)での開設市場
２）一日前市場(スポット市場)
３）時間前市場（当日市場）
４）ベースロード市場
５）相対取引・常時バックアップ
６）調整力公募
７）需給調整市場
８）容量市場
９）非化石市場
１０）2022年度以降のインバランスの詳細制度設計
１１）ますます重要となる電力広域的運営推進機関の役割
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１．変動する世界と日本の再生可能エネルギー環境
パリ協定 COP21 以降、2018 年の COP24（ポーランド・カトウィツェ）、2019 年の COP25(議長国チリ・開催スペイン)と、地球温暖化を抑える動きが加速している。COP25 では、2020 年
からパリ協定が実施段階に入ることから、各国に温室効果ガスの排出削減目標を更に引き上げることを促がした。トランプ政権がパリ協定離脱を決定後も、米国の先進企業や、州レベルでの再生可能エネルギーへの取組みは拡大している。IPCC 1.5℃特別報告書（2018 年 10月）では、最大 2030 年代には 1.5℃を超えると想定。1.5℃に抑制するには、2030 年までにCO2 排出量を 45％削減、2050 年頃には正味ゼロが必要と示している。地球規模での温暖化対策については世界共通の課題であり、再生可能エネルギー利用拡大は、太陽光発電や風力発
電などの市場拡大によって再エネコスト低減の良循環を生んでいる。
１）RE100 企業の動き
RE100 とは、使用する電力の 100%を再生可能エネルギーで発電した電力にする企業が加盟している国際的な企業連盟で、世界の影響力のある大企業が参加している The Climate Groupと CDP によって運営される国際ビジネスイニシアティブである。2019 年 12 月現在、日本からは 30 社、世界では 220 社が参加している。世界で国際的な事業活動を行っている先端企業が、率先して再生可能エネルギーを活用する姿は、気候変動対策や持続可能な社会へむけた
企業の姿勢を明確にする世界の大きなうねりとなっている。図 1.1.2 に日本の RE100 参加 30
企業を示した。

図 1.1.2.日本の RE100 参加企業（2019.12） 図 1.1.3.E100 世界企業再エ PPA（2018）
又、企業からの再生可能エネルギー電気への供給要請も年々増加し、世界の RE100 企業が、2018 年に再エネの PPA 購入契約が 13.4GW に達したと（BNF）報告されている。これらの企業の 6 割以上は米国企業による。図 1.1.3 に年度ごとに拡大している姿を示した。

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２）SDGｓと ESG 投資
SDGｓ(持続可能な開発目標)とは、持続可能な社会を目指して、世界が 2016 年から 2030 年
迄に達成すべき 17 の環境や開発に関する国連での国際目標で、気候変動への具体的な対策、環境への取組から解決につながる項目も多い。これらの 17 の目標は、それぞれのゴールが互いに関連しており、日本でも、多くの企業や、自治体などの行動指針としても取り上げられている。SDGs の中でも、気候変動は大きな問題の一つでもあり、最近の頻発する災害とも大きく関係する。図 1.2.3 に SDGｓの目標を示した。

図 1.2.3 SDGｓ 持続可能な開発目標
SDGｓの取組みを支える動きは、金融面での ESG を配慮する企業投資とも連動している。ESG
投資とは、環境・社会・企業統治に配慮している企業を重視・選別して行なう投資で、ESG 評
価の高い企業は事業の社会的意義、成長の持続性など優れた企業特性と評価される。特に、気候変動を事業の経営リスクとしてとらえることや、新しい脱炭素社会への先行投資としての企業経営への動きにつながっている。世界的にも企業の情報開示について、CO2 削減目標を設定し目標達成をめざす SBT や、使用するエネルギー環境情報を開示する CDP などに加え、金融面では気候関連財務情報開示タスクフォース（TFCD）が推奨する気候関連の情報開示も含まれ、世界最大の公的年金である日本の GPIF も積極的に環境投資基準に取入れている。発電設備への投資においては、環境負荷の高い石炭火力発電から撤退するダイベスティメントの世界的な動きとも連動している。
３）国連環境計画(UNEP)の報告書
国連環境計画(UNEP)は、11 月 26 日に報告書「Emissions Gap Report 2019」を発表。世界の温室効果ガス排出量を抑えないと今世紀末の気温は産業革命前と比べて最大 4 度近く上がり「破壊的な影響」が生じると警告、今後、パリ協定が努力目標として掲げる 1.5 度の上昇

19

幅に抑えるためには排出量を年 7.6％ずつ減らす必要があると指摘している・この 10 年平均で、温室効果ガスはで年 1.5％ずつ増え、2018 年の排出量は 553 億トン（CO2 炭素換算・過去最多大）・パリ協定で各国が約束している現在の排出量削減目
標では 2030 年時点の排出量が 560 億トン。
・このままでは今世紀末に気温が 3.4～3.9 度も上り
「破壊的な影響」が生じる恐れ
・パリ協定に基づいて協定に参加する各国の削減目標を達成しても 3.2 度上昇
・各国の取り組み強化が不可欠。

４）経団連提言「日本を支える電力システムを再構築する」
経団連は2019年4月に「日本を支える電力システムを再構築する」（Society 5.0 実現に向けた電力政策）を提言した。現状の4つの課題「➀日本の電源構成が、地球温暖化の観点から国際的な批判②温暖化対策として、再エネ拡大の必要性と、送電ネットワークの整備の遅れ、③原子力の再稼働できないことによる電力会社経営負担 ④電力システム改革が進められているが、電力料金が相対的に割高となり、結果として投資抑制を招いている」に対して、解決に向けた技術開発や新たな設備への投資環境を整えることが必須であり、ただちに取り組むことが必要としている。
本項では、再生可能エネルギ
ーの主力電源化部分についての概要説明資料を、図1.4.1に引用した。
提言には電力システムに関する多くの示唆が含まれているので参照されたい。

図1.4.1 再生可能エネルギーの主力電源化 経団連提から引用
提言では、将来、電気事業や関連業界のビジネスモデルは一新される可能性もあるとし、
複数シナリオで電力システムの将来を描き、社会の絵姿を透かし見て所要の対策について検20

討していく必要があるとしている。また、我が国の経済社会全体が、健全かつ力強く発展しSociety5.0を実現していけるよう、国をあげた取り組みが推奨されることを希求するとしている。
５）EV化の動き（運輸部門のEV化が加速）
太陽光発電とEVとの関係は、電源調整、運輸部門の再エネ化を行う補完関係にある。すな
わち、EVの普及拡大は、蓄電機能が変動型再生可能エネを調整する役割を持つことや、分散化の再エネ電源太陽光からの再エネをEVで活用することで、ガソリン車など化石燃料が再生可能ネルギーに置き換わる、エネルギーセクターカップリングが進むことになる。欧州を中心とした2025年か2040年にかけてのガソリン車、ディーゼル車の販売中止する動きは、世界的なEV（電気自動車）化の動きを加速化している。
日本では、自動車新時代戦略会議（経済産業省）が、2018年8月の中間整理で、2050年までに、世界で供給する日本車のxEV（電動車：電気自動車、プラグイン・ハイブリッド自動車、
ハイブリッド自動車、燃料電池自動車）化を進め、世界最高水準の環境性能を実現するとともに、世界のエネルギー供給とも連動し、燃料から走行までトータルでの温室効果ガス排出量をゼロにする"Well-to-Wheel Zero Emission"チャレンジに貢献することを長期ゴールとして掲げている。また、第3回自動車新時代戦略会議(2019年４月)では、参考資料として「低炭素・分散・強靭な自動車・エネルギー融合社会」概要イメージが示されているので、図1.5.1に引用した。

図 1.5.1 「低炭素・分散・強靭な自動車・エネルギー融合社会」概要

21

２．太陽光発電の導入状況
１）世界の太陽光発電の導入状況
IEA/PVPS2019によれば、2018年の太陽光発電の世界市場は100GWに達し、前年とほぼ横ばいとなった。なかでも中国の導入量が、政策変更の影響で前年の53GWから45GWと減少したが、中国以外の米国、インドなど他国の導入が、前年の48.6GWから54.9GWまで増加し、中国の減少をカバーした結果となった。2018年の上位10カ国は、いずれも1GWを大きく超える導入となった。2018年の世界の累積容量は500GWを超える結果となっている。

図2.1.1.2018 年の国別年間導入量と国別累積導入量（IEA/PVPS2019 Snapshot）

図2.1.2. 2018 年の世界の太陽光発電の導入量推移（IEA/PVPS2019 Snapshot ）22２）日本の太陽光発電の導入状況
FIT 導入の2012年7月以降に設備認定された太陽光発電設備累積導入量は、2019年3月末で10kW未満の住宅用では6.1GW、10ｋW以上では44.4GWとなった。FIT導入前の導入量10ｋW未満
4.7GW、10kW以上の0.9GWをそれぞれに加えると、10ｋW未満は10.8GW、10ｋW以上の非住宅用については45.3GWとなり、太陽光の累積導入量は56.1GW になる（いずれも、交流基準であり、モジュール直流基準となればこの値の1.2-1.3 倍大きな値になる）。一方、年度別の導入量
は、2014年をピークに2017年度には5.4GWまで低下したが、2018年度には5.6GWと持ち直した。
2019年度以降については、4～5GW 水準で推移すると見込まれる。2019年度4-6月までの導入
容量の推移を、図2.2.1に示す。

図2.2.1 FIT 導入以降の、年度別、認定設備の導入容量（AC ベース）
設備認定量導入基準を、大まか目安として直流ベースで推定すれば、2014年度で11GW強、2015年度は10GW強、2016年度は8GW、2017年度は7GW ､2018年度は7GW程度ではないかと推定される。2017年度においては、FIT 改正にともなう認定手続きの遅れにより、着工できなかった案件が多くあったことや、設置済みのモジュール容量を増やすいわゆる過積載が規制されたことから、増設案件を優先するあまり新規着工を繰り延べしたことも発生した。また、2018
年度においては導入量が持ち直す動きや、未稼働設置案件の着工も加速する可能性が高く、導入の低下が止まると推定される。2019年4-6 月の導入認定状況が2019年10月末に公開されたが、10kW未満は141MW、10-999kWが625MW、1MW以上が350MWの合計1,116MW となり、前年同期の11,440MWを下回る結果となった。2012年７月から、2019年6月末でまでの規模別の太陽光発電の累積設備認定量と、累積導入量については、表2.2.1 に示す。2012年～2014年度の未稼働案件についての対応については、2018年度に検討された省令（2019年度4月1日から施行）によって、整理が進んでいる。

23

表 2.2.1 規模別の太陽光発電の累積設備認定と導入量(2012.7-2019.6 末)
累積認定量
発電規模

（A)

累積導入量（B)

導入率2012.7-2019.6（A)/（B)

2012.7-2019.6
1

2MW 以上22,039

7,425

33.7%

2

1M-2MW 未満

12,807

9,487

74.1%

3

500-1MW 未満

5,313

4,187

78.8%

4

50-500kW 未満

5,076

3,991

78.6%

5

10-50kW 未満

20,07014,311

71.3%

610kW 未満

6,500

6,284

96.7%

合計

71,80545,685

63.6%

48.5%
78.7%

2019 年 6 月末での認定済が 71.8GW、導入量は 45.7GW となり 26.1GW 程度が未稼働容量となり、2019 年 3 月末の認定容量から、10～50kW・２MW 以上は各 2.5GW 程度の合計約 5GW が失効したと推定される。図 2.2.2 に、3 月末/6 月末の状況を示した。

図2.2.2. 2019年3月末、6月末の太陽光発電の設備認定量と導入量

24

３．FIT法の抜本改正に向けて2012年7月から導入されたFIT法は、日本の再生可能エネルギー、とりわけ太陽光発電拡大の原動力となった。2017年4月には、それまでの設備認定から、事業計画認定となる制度見直
しによって、改正FIT法として施行され、系統接続契約締結が事業計画策定の基本条件になる
ほか、事業用太陽光発電は事業認定後3年以内の運転開始要件となり、運転開始超過は買取期間が短縮され制度運用での適正化が進んだ。又、未稼働案件に対する見直しも実施され、賦課金の国民負担低減が図られた。2019年には日本でG20が開催されたが、それに先立ち2018年
7月に第5次エネルギー基本計画が閣議決定され「再生可能エネルギーの主力電源化を目指す」
ことが決まった。2019年6月には「パリ協定に基づく成長戦略としての長期戦略」を閣議決定
し、2050年までに二酸化炭素排出量を80%削減する政府方針を確認している。
１）改正FIT法の抜本見直しにいたる審議経緯
FIT制度は、再生可能エネルギー導入初期における普及拡大と、それを通じたコストダウンを実現することを目的とする制度で、時限的な特別措置として創設された「特別措置法」で、この法律で2020年度末までに抜本的な見直しを行う旨が規定されている。2017年度以降、経済産業省では、2017年12月に創設の「再生可能エネルギー大量導入・次世代ネットワーク小委員会」が中心となって、再生可能エネルギーの「主力電源化」を打ち出すとともに、系統制約の克服に向けた論点について集中的に議論し、第1次中間整理（2018年5月）の内容が第5次エネルギー基本計画に反映された。その後、エネルギー基本計画を踏まえ、再生可能エネル
ギーを社会に安定的に定着した主力電源とする加速化のため、現行制度下での政策対応について更に論点を深掘りし、第2次中間整理（2019年1月）が取りまとめられた。
その後、2019年4月以降は、「第3フェーズ」として審議がすすめられた。多発する災害を踏
まえたジリリエンス強化や電力システム改革とも連動する形で、総合資源エネ調電力・ガス事業分科会

脱炭素化社会に向けた電力レジリエンス小委員会（「脱炭素化社会に向けた電力レジリエンス小委員会」）における電力インフラの総合的な検討と並行しながら、2020年
度末までに行われる「FIT法」の抜本見直しに向けた審議となった。
具体的には、①電源の特性に応じた制度の在り方、②適正な事業規律、③次世代ネットワークへの転換を軸に、再生可能エネルギーの主力電源化に向けてFIT制度そのものを含めた政策措置の在り方について議論を進めてられてきた。同時に、現行FIT制度をより適切に運用していくために必要な対応についても検討が進められ、第3次中間報告が（2019年8月）にとりまとめられた。
第3次のとりまとめ概要を、図3.1.1 に示した。

25

図3.1.1 再エネ大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会の中間整理（第3次）概要「再生可能エネルギー大量導入・次世代ネットワーク小委員会」の第3次中間報告をもとに、2019年9月には「再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会」が立ち上がり、FIT法の抜本改革にむけた法案準備のための審議に引継がれた。
この「再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会」でのとりまとめは、FIT法で定められた2020年度中に提案される「FIT法の抜本改正の骨子」となる内容である。

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２）「再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会」の中間とりまとめのポイント （改正FIT法への制度設計の審議）「再生可能エネルギー大量導入・次世代ネットワーク小委員会」の第3次中間整理で示された方向を踏まえ、2019年9月には、「再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会」が立ち上がり、5回にわたり、改正FIT法への制度設計に関係する審議がおこなわれ、12月に中間とりまとめとして整理された。とりまとめは、大きく4つの区分に分けられ、今後の制度設計へのフレームとなっている。

改正FIT法への制度設計の骨子となる内容で、この中間とりまとめのポイントの概要を以下
にとりまとめた。1月末の、パブコメをうけ、改正法案に反映される予定である。
Ｉ. 電源の特性に応じた支援制度の構築
再エネの電源特性に応じた制度構築として、大きく2つの電源に区分した制度設計の方向とされた。
〇競争電源（電力市場への統合のための新制度）
FITからの自立にむけて、電源毎のコスト低減の状況や地域貢献の程度などを考慮しつつ、電力市場でコスト競争に打ち勝って自立的に導入が進むことが見込まれる電源で、FIPの導入を前提として検討された。
〇地域活用電源（地域で活用の仕組みを検討）
地域で需給一体的に活用されることにより、災害時のレジリエンス強化やエネルギーの地産地消に資する電源（地域活用電源）とに分け、それぞれ応じた支援制度の詳細設計を進めていくこととされた。
27

2.

競争電源としてFIPの導入（電力市場への統合のための新制度）

技術革新等を通じて発電コストが着実に低減している電源、又は発電コストが低廉な電源として活用し得る電源については、電源ごとの案件の形成状況を見ながら、電力市場への統合を図っていくべきであり、従来の固定価格買取制度から、欧州等で導入が進んでいるFIP（Feed in Premium）制度への移行を念頭に検討していくことが適当とされた。FIP制度では、発電した電気を卸電力取引市場や相対取引で自由に売電させ、そこで得られる市場売電収入に、「あらかじめ定める売電収入の基準となる価格（基準価格（以下「FIP価格」という。））と市場価格に基づく価格（参照価格）の差額（＝プレミアム）×売電量」の金額を上乗せして交付することで、競争再エネの電力市場取引での一定の投資予見性を保つ仕組みになる。FIP
制度の詳細要件は今後の検討になるが、新たにFIP制度の対象となる再エネ発電事業者は、自らが電力市場変動にあわせた市場取引や、インバランス調整などを行っていくことになることから、電力市場取引の経験のない再エネ発電事者が、FIP制度へ円滑に移行できるための環境整備や、移行措置などが不可欠といえる。電力システム改革では、2020年度からの需給調
整市場、2024年から始まる容量市場などのほか、インバランスシステムの全国運用も2022年開始を目処に進められており、これらの制度運用も視野にいれた検討も重要である。
１）FIPプレミアム制度の概要
FIPプレミアム制度の概要を、図3.2.1 に示す。
図3.2.1 FIPプレミアム制度の概要

28２）FIP制度下での市場取引について
発電事業者は、発電した電気の価値（kWh価値）や当該電気の非化石価値（環境価値）を市場で取引して収入を得るが、電力取引では、需要増減に合わせて発電する電気の量を同時同量でバランスさせる必要があり（計画値同時同量制度）計画値と実績値の差分調整に係る費用（インバランス負担）を課されている。これまで、FIT事業者は、インバランス負担を免除されてきたことから、FIPにおいては、これらkWh価値、環境価値、インバランス負担を発電事業者が実施することが課題となる。
➀kWh価値を取引する（3つの取引方法）
FIP制度では、発電事業者が本来実施しているkWh価値の市場取引を再エネ事業者が自ら行う。それには３つの方法、①自ら卸市場取引、②相対取引、③アグリゲーターを介した卸市
場取引がある。この取引フローについて、図3.2.2に示す。

図3.2.2. FIP制度導入下での、取引方法について

これまでのFIT事業は、固定買取であり、電力卸市場の価格変動や電力需給には左右されることなく、太陽光発電からの売発電量が保証されてきた。あらたなFIP制度では、3つの取引方法が考えられるが、いずれもFIP対象となる発電事業者には、発電予測、電力需給調整、電力卸市場連動取引、インバランスリスクの最小化などが求められる。取引形態、発電事業規模によっても、まだまだ解決していなければならない課題は多い。表3.2.1に各事業形での課
題とインバランス対応の考えを示した。

29

表3.2.1 事業者の取引形態による課題とインバランス対応
取引形態
自ら卸市場取
引

相対取引

規模

課 題

大規模

・最小取引単位一部中規・出力低下時、取引単位以下

模
大・中・
小規模

インバランス
発電事業者

・調整電源確保・取引相手とのﾏｯﾁﾝｸﾞ
・小売事業者の採用ｲﾝｾﾝﾃｨﾌﾞの検討・取引相手の倒産の場合の対応

発電事業者・
小売事業者

・ｱｸﾞﾘｹﾞｰﾄﾋﾞｼﾞﾈの環境整備（発電予
アグリゲーター経由の卸市

大・中・

場取引

小規模

測、需要予測、電力貯蔵、抑制手法）
・電気事業法上の位置付け(小規模アグリゲーター集約)

アグリゲーター・ｱｸﾞﾘｹﾞｰﾀｰ倒産の場合引取済措置②インバランスの義務
電気は貯めることが出来ないため、常に需要増減に併せて発電する電気の量を同時同量でバランスさせる必要がある。発電事業者は、事前に発電する計画書を提出し、その計画値通りの発電を行う必要があるが、これまでのFIT制度の下では、一般送配電事業者が肩代わりしてバランス調整を行ってきた。FIPに移行すると発電事業者もインバランスの義務を負うことになる。制度導入期においては、市場環境整備が整うまでは経過措置が必要といえる。
中間まとめでは、インバランスついての配慮として・送配電事業者と発電バランシンググループの双方がそれぞれ調整力・予備力を保持することによる重複（社会的非効率）の発生や、大手事業者の発電BGが自らの需給バランスの確保の円滑化を理由に市場供出量を不当に減少させることが無いように対策する。
・発電予測技術や、小売電気事業者・アグリゲーターとの契約ノウハウを持っていなかった
再エネ発電事業者が新たに市場に出てくることにあたって、環境整備を行い発電事業者への負担軽減の為の経過措置を検討する。
などが示されている。
③環境価値の取引
・小売電気事業者にとって、FIP電気のkWh価値を環境価値と一緒に取引出来れば、非化石電源比率目標や需要家の再エネ需要に応じるため、FIP電気を相対取引する大きなインセンティ
ブになり、相対取引活性化の論点になる。
・現在非FIT再エネ発電事業者は、非FIT非化石証書を相対取引またオークションによって自ら小売事業者へ売却することによって、非化石価値等の対価を回収する。
一方、FIT電気は、固定価格での買取義務にもとづいて賦課金を原資とする支援を受けている。
30

その環境価値は賦課金を払っている全需要家に帰属することになっている。このため、費用負担調整機関がFIT非化石証書をオークションで小売事業者へ売却し、その収入を賦課金による国民負担の軽減に充てている。
FIP制度では、再生可能エネルギー市場統合を目指すものであることから、例えば非化石再エネ発電事業者と同様に環境価値をFIP認定事業者に帰属させ、非化石証書を相対取引または、
オークションで自ら販売できる仕組みとすべきとの方向性がしめされている。 図3.2.3 にＦＩＴ非化石証書の取引スキームを示す。

図3.2.3 ＦＩＴ非化石証書の取引スキーム
以上①②③のように、FIP導入においては、電力エネルギー市場を見ながら需給調整(自ら、もしくはアグリゲーターによる)を適切に行うことが重要になる。kWhと⊿kWhの両方を同時に最適化することこそFIP活用に求められる姿と言える。今後の市場拡大においては、複数の太陽光発電や小規模太陽光等のほか、需要側電力を集約する等、太陽光発電の変動性をならし効果で、吸収することも期待できる。又、これまで一般送配電事業者が各エリアごとに実施
してきた電力調整力公募の後継として、2021年から需給調整市場が創設される。また、電力容量市場(2024年)の入札も2020年8月に始まる。従来の卸電力市場（JEPX）のスポット市場(一日前市場)ならびに時間前市場（当日市場）の取引量も、新たな市場の影響を受け、特に小売事業者やアグリゲーターによるインバランス回避のための「時間前市場の活性化が進むと期待している。FIPの制度設計については、十分にこれらの電力市場の動向を見ていく必要がある。

31

3.地域活用電源として地域活用電源は、需要地に近接して柔軟に設置できる電源（例：住宅用太陽光発電、小規模事業用太陽光発電）や地域に賦存するエネルギー資源を活用できる電源（例：小規模地熱発電、小水力発電、バイオマス発電）として位置づけられ、災害時のレジリエンス強化やエネルギーの地産地消に資することが期待されるものとされた。当面は現行のFIT制度の基本的な枠組みを維持していくこと、あわせて、地域活用電源はエネルギー分野以外の行政分野と共生するポテンシャルが見込まれる電源でもあることから、エネルギー分野以外の行政分野との役割分担を考え、地域における活用を適切に評価する仕組みの具体化を検討する方向とされた。
小規模太陽光発電の住宅用ならびに、低圧10-50KWについては自家消費、太陽光発電の50ｋ
W以上の高圧は、地域一体型として、電源別に地域活用電源としての位置づけが示された。図3.2.4

地域活用電源の位置づけを示す。

図3.2.4 地域活用電源
小規模太陽光発電として具体的には、次の要件（地域活用要件）を設定した上で、地域活用要件を充足する案件について、FIT制度の対象とするとされた、

32

１）自家消費型の要件
自家消費型では①②の両方を求める方向で調達価格等算定委員会での議論が進められる予定である。
① 自家消費の確認
・住宅用太陽光と同様、自家消費を行った後の電気を売電する設備構造・計画であり、認定時に、需要と整合的かつ一定の自家消費比率以上の「自家消費計画」の提出を求める。
・運転開始後は買取電力量を確認し、一定の自家消費比率を構造的に満たし得ないと疑わる案件については、必要に応じて、認定取消しなどの厳格な措置を講じる。
②災害時の活用
・災害時のブラックスタート（停電時に外部電源なしで発電を再開すること）が可能であること（自立運転機能）を前提とし、給電用コンセントを有し、その災害時の利活用が可能な設備構造・計画であることを求める。
※ 営農型太陽光について、10年間の農地転用許可が認められた案件は、①自家消費を行わな
い案件であっても、②災害時の活用が可能であれば認める。
※ 自家消費比率の具体的水準の取扱い等は、引き続き検討中。
※ 運転開始後の自家消費の確認は、将来的には、実質的な売電量の上限を設定する方向を目指す。
２）地域一体型の要件
地域一体型の要件は、レジリエンス強化とエネルギーの地産地消の観点の双方を考慮して検討。
・エネルギーの地産地消が実現している案件は、地域密着で需給一体型的に事業実施されるものであり、多くがレジリエンス強化に繋がるもの。
・したがって、レジリエンス強化の観点を確認することで、地産地消の観点も考慮することができることから、以下の①～③のいずれかを求める方向で調達価格等算定委員会での議論が進められている。
①災害時（停電時）の電気の活用
・災害時（停電時）に当該再エネ発電設備で発電された電気の活用が、地方自治体の防災計画等（災害時活用に資するものであれば、ハザードマップや地方自治体と再エネ発電事業者との間の個別協定なども含めて広く認める）に位置付けられていることを求める。
② 地域マイクログリッド
・地域マイクログリッド（平時は既存の系統配電線を活用し、緊急時にはオフグリッ
ド化して地域内に電力供給を行う方法）は、地域内での電気の融通を通じた災害時のレジリエンス強化に資するものであり、将来的に方法が確立した時点で要件としてい
く方向。

33

③熱電併給・災害時（停電時）に当該再エネ発電設備で産出された熱の活用が、地方自治体の防災計画等に位置付けられていることを求める。
※電源特性上、災害時の活用が難しいもの（例：ブラックスタートが困難な電源）の取扱い
については検討中※地域との連携を図りながら実施される再エネ発電事業（例：再エネ発電事業自体に地方自治体が出資するもの、地方自治体が出資する小売電気事業者へ売電するもの）の取扱いは検討中３）地域活用電源への適用
地域活用要件の各電源類型の適用にあたっては、①小規模事業用太陽光発電②小規模地

熱発電・小水力発電・バイオマス発電 の2つの類型に分けて検討を進めるとされた。
①小規模事業用太陽光発電
自家消費型の地域活用要件を設定し、FIT制度の基本的枠組みを維持する。
具体的には、自家消費を前提とした屋根置き設備等の支援に重点化し、地域に密着した形での事業実施を進める。そして、低圧設備（10～50ｋW未満）は2020年度から要件設定を行う
ことを前提に、調達価格等算定委員会にて検討する。
一方で、高圧（50KW以上）については、地域での活用実態やニーズを見極め引き続き検討する。営農型太陽光発電についても検討事項。
②小規模地熱発電・小水力発電・バイオマス発電
自家消費だけでなく、地域消費型（地域一体型）も含める形で地域活用要件を設定しFIT制
度の基本的枠組みを維持する。

3.

再エネの中長期的な定着・自立化

・小規模な案件や自家消費が主体の案件を直ちにFIP制度の対象とすることは難しいが、競争電源と同様に市場価格に連動したｲﾝｾﾝﾃｨﾌﾞ付与を通じて、市場への統合も期待できる。その為、今後FIP制度の適用も将来の選択肢として考えるべきである。
・FIP制度が導入される競争電源についても将来的には、価格支援制度からの自立化が想定される。結果、他電源と共通の条件で投資判断がなされる。その際の投資環境整備の課題は引き続き検討する。

34

Ⅱ

地域に根ざした再エネ導入促進

１．地域からの信頼確保
主力電源化に向け、持続的に拡大していくには、地域で信頼を獲得し、地域社会で一体となりつつ、責任ある長期安定的な事業運営が確保されることが不可欠。安全の確保、地域との共生、太陽光の廃棄対策なども検討されてきた
１）適切な事業実施
標識、柵塀の設置義務違反案件への厳格な対応として、未設置事業者には立ち入、指導をおこない失効も視野いれ指導も実施中
公表情報の拡大（地域住民への情報提供）-稼働状況、運転開始期限等などもあらたに記載
し、情報公開によって、地域の信頼を高めていく
２）廃棄等費用の確保
10kW 以上の全ての FIT 認定案件を対象とし、法令上の措置が必要なものについては再エネ
特措法の抜本見直しの中で具体化した上で、FIT 制度開始から 10 年後となる 2022 年 7 月までの適切な時期に施行することが決まった。詳細検討については、「太陽光発電設備の廃棄等費用の確保に関するワーキンググループ」で審議され 2019 年 12 月に中間報告にまとめられた。
太陽光発電設備の廃棄等費用の積立てを担保する制度は、〇対象：10kW以上すべての太陽光発電のFIT認定案件を対象とする。
〇外部積立の原則：
同制度では、必要なガバナンスを効かせた積立金の管理機関に、原則、認定事業者が、廃棄等費用を源泉徴収的に外部積立てする〇積立金額水準・単価：
調達価格の算定において想定されている廃棄等費用を、設備利用率に応じて発電量当たりに換算したもの（kWhベース）とする。
〇積立期間と時期：義務的な積立ては一律に調達期間終了前10年間とする。
積立て頻度は、調達価格の支払・交付金の交付と同頻度（現行制度では1ヶ月）とする。
（通常はFIT制度による調達期間20年の途中で事業を廃止するのではなく、20年を超えて事業が継続されると考えられることを念頭に置き、運転維持費に対して初期にかかる資本費が大きいという電源特性もふまえた事業者の負担、手続きのタイミングに関する事業者間の公平性、事業者の混乱を抑制するためのシンプルな制度 設
計、対象となる太陽光発電案件が50万件以上ある中でのシステム面や契約面での管理運営コストの抑制といった観点から）

35

〇積立金を取戻し：
廃棄等が確実に実施されると見込まれる資料の事前提出を求めるとともに、積立金の流用を防止するための措置を併せて講じることとする。積立金の取戻しは、調達期間中に発電事業を終了・縮小する場合、または、調達期間終了後に発電事業を終了・縮小もしくは太陽光パネルを交換して発電事業を継続する場合に限り、一定の条件の下で認めることとする。加えて、再エネ特措法以外の法令の規定に基づき認定事業者以外が廃棄等を実施した場合には、認定事業者に代わって積立金を取り戻せるような措置も検討する。
〇例外的な内部積立て
調達期間終了後の長期安定的な発電事業の促進及びリプレース等による廃棄等の最小限化のため、長期安定発電や資金確保に係る厳格な条件を満たす案件については、例外的に内部積立ても認めることとする。
〇FIP制度適用案件
同制度は、FIP制度の適用を受ける案件についてもFIT制度と同様に国民負担によってプレミアムが賄われることを踏まえ、対象とする方向を軸に検討する。
〇施行時期
また、法令上の措置が必要なものについては再エネ特措法の抜本見直しの中で具体化した上で、FIT制度開始から10年後となる2022年7月までの適切な時期に施行する。
②保険加入の努力義務等
太陽光発電事業者に災害時の備えを促すため、新規認定案件・既認定案件ともに、火災保
険や地震保険への加入を努力義務化する。そして、将来的な遵守義務化も検討。
３）安全対策
①小出力再ｴﾈ発電設備の保安規律の確保
太陽電池発電設備であれば出力50kW未満、風力発電設備であれば20kW未満の小出力再エネ
発電設備の保安規律も確保する。具体的には、小出力再エネ発電設備は、現行ルールでは適用される規制が相対的に少ない中、その不適切事案に対応するため、新たに電気事業法上の報告徴収や事故報告の対象に加える方向で検討を進めることが決まった。
②太陽電池発電設備に特化した新たな技術基準の整備
太陽電池発電設備について、技術基準への適合を分かりやすく判別するための「仕様」規定化を進めるとともに、設置者や設置形態の多様化、技術革新への対応等を踏まえ、太陽電池発電設備に特化した新たな技術基準の整備に向けた検討を進める。
具体的な対応は、電力安全小委員会での手順をへて、電気設備技術基準等へ反映される。

36

2.

地域と共生した再エネ
１）地域共生型再エネの導入促進
地域共生モデル（地産地消、レジリエンス強化、地域循環型）を作る
２）条例等による地元対話の促進①景観の阻害、太陽光パネルの光反射、土地の形質変更に伴う防災機能の低下、近隣住民への説明不足によるトラブルへの対応②「地域社会における持続的な再エネ導入に関する情報連絡会」の活用による再エネ理解促
進への取り組み 等

Ⅲ．再エネ主力時代の次世代電力ネットワーク
系統制約の解消にむけて、これまで電源接続案件募集プロセスや、既存系統を最大限活用するための「日本版コネクト＆マネージ」が実施されてきたが、再エネを「主力電源化」していくために、上記の取組に加え、系統の増強・整備を含めた更なる対策を講じていく。これらの審議については、「持続可能な電力システムの構築小委員会」で、電気事業法の改正を踏まえた検討がおこなわれた。
ⅰ．プッシュ型の系統形成と費用負担都度対応する「プル型」から、再エネをはじめとする電源のポテンシャルを考慮し、一般送配電事業者や電力広域的運営推進機関等が主体的かつ計画的に系統形成を行っていく「プッシュ型」で次世代の系統形成を進める。
〇系統増強プロセスを提案する一括検討プロセスを導入
具体的には、中長期的な系統形成における基本的な検討から、各エリアの将来の電源ポテ
ンシャルまで考慮した設備増強判断を実施すべきである。潜在的なアクセスニーズを踏まえて一般送配電事業者が主体的に系統増強プロセスを提案する一括検討プロセスを導入し、効率的な系統形成を実現する。
国があらかじめ必要な系統容量を押さえるスキームへ移行したり、今後の系統増強において小規模安定再エネへの配慮の必要性を検討したりするなど、再エネの規模・電源別特性に応じた系統形成を図っていくべきである。
再エネの拡大によってもたらされる便益は全国に裨益することを踏まえ、再エネを大量導入するために必要な系統容量が確保されるように、系統の増強を進めていくべきである。
〇地域間連系線・地内送電線等の系統の増強に係る費用と負担「再エネの利用の促進」が阻害されることのないよう、原則全国で負担すべきものと整理された費用について、再エネ特措法により再エネへの支援を継続する限りにおいて、再エネの導入促進効果が認められる範囲で、FIT制度における再エネ発電設備に関する賦課金の仕組みと同様に、別途、系統増強に係る全国一律の賦課金方式を活用して、地域間連系線等の系統の増強に係る費用を確保・交付すべきである。再エネの「主力電源化」に向けては、地域間連系線だけでなく地内送電線の整備も合わせて、地域間連系線の増強に伴って一体的に発37

生する地内系統の増強についても再エネ特措法上の賦課金方式を活用すべきである。
費用の交付に当たっては、全国大の系統形成との整合を図るとともに、再エネの導入促進に伴い生じる便益を再エネ寄与率として定量的に算定し、交付金を充てる範囲を限定すべきである。具体的には、費用の交付を受けようとする地域間連系線等について、電力広域的運
営推進機関が策定する広域系統整備計画や供給計画の取りまとめ等との整合性を確認するとともに、広域系統整備計画に記載されたその地域間連系線等の増強による再エネ寄与率を参照して交付金を充てる範囲を特定すべきである。また、交付金の交付のタイミングについて
は、国民負担とのバランスを考慮し、託送料金制度にならってキャッシュアウト時でなく減価償却・費用計上のタイミングとすべきである。系統増強について、委員からは、その必要性や費用の額・負担割合の適正性を監視・確認できるようにすべきとの意見があった。
〇託送料金改革
持続可能な電力システム構築小委員会で検討されている託送料金改革では、再エネの大量導入など需給動向等を踏まえた次世代型ネットワークへの転換等に対応するため、送配電事業者に必要な投資の確保とコスト効率化を促していく仕組みの導入を検討している。具体的には、国が一定期間ごとに収入上限（レベニューキャップ）を承認することにより、送配電事業の適切性や効率性を定期的に厳格に審査するとともに、事業者自らの効率化を促すイン
センティブとすることが検討されている。この中で、例えば、再エネの導入量が想定を上回
り系統増強が必要となるといった外生的要因による費用増減については、収入上限に反映することを基本とする方向性で検討が行われている。
ⅱ．分散型グリッドの推進〇災害に強い分散型グリッドを推進する方向
分散型エネルギーの活用による災害時・緊急時のレジリエンスの向上の観点から、平時は主要系統と接続し、災害時は既存系統を利用し独立運用を行うマイクログリッド実証が、防災拠点としての機能を持つ街区の構築に向けて地方自治体や電力会社を含むコンソーシアム
が組まれている。こうした実証事業は、あくまで電力会社が自主的に参加する取組として、一定期間の中で技術的・実務的な課題を検証するものであり、実証事業において有効性が確認された場合には、制度面における課題を解消していくことや、他の地域でも展開されていくことが有意義であり、そのためには配電事業を新たな事業類型として電気事業法に位置付けることが有効とされた。
〇電気事業法で「配電事業者」として位置付け
特定の区域において、主要系統と接続した既存設備を運用・管理することによって、コスト効率化や地域レジリエンスを向上させる新たな事業者の参画を促すため、一般送配電事業者から譲渡又は貸与された配電系統を維持・運用し、託送供給及び電力量調整供給を行う事
業者を、電気事業法で「配電事業者」として位置付ける方向性で検討されている。
〇アグリゲーターを電気事業法上に位置付け、計量法の合理化
アグリゲーターを介して分散型エネルギーにまとめてアプローチできれば、災害時における需給ひっ迫解消への貢献が期待される。アグリゲーターを適切な義務や規制の対象とする
38

ことにより、規制の適用関係が明確化されるとともに、アグリゲーション・ビジネスの信頼性やビジネス環境の向上につながり、ひいては、再エネをはじめとする分散型エネルギーの更なる普及が期待される。このため、前述のとおり、同小委員会では、分散型エネルギーを広く供給力として国が把握するとともに、分散型エネルギーを束ねて供給力や調整力として活用するビジネス環境を整える観点から、アグリゲーターを電気事業法上に位置付ける規定を設ける方向性で検討されている。加えて、分散型エネルギー活用のため、計量制度の合理化もする方向性で検討されている。

39

４.

持続可能な電力システム構築

経済産業省では、近年の災害によって、あらためて電力インフラのレジリエンス強化の重要性が認識され、電力レジリエンスワーキンググループでの審議が行われてきた。中長期的な観点からは、新たな電力ビジネスに向けた対応や、2020 年の発送電分離や、容量市場の導入などを控え、今後も電力システムを取り巻く急激な環境変化が続くことが予想される中、いかにして電力インフラのレジリエンスを高め、新技術を取り込んだ形で持続的な安定供給体制を構築していくかについて、具体的な方策の検討が急務とされた。そのため、総合エネ
調基本政策分科会の下に設置された「持続可能な電力システム構築小委員会」で、発電から送電、配電に至るまでの電力システムを再構築し、中長期的な環境変化に対応可能な強靱化を図るための具体的な方策についての審議が行われ、2019 年 12 月には、中間とりまとめとして 2020 年度以降の電気事業法の改正の基本的な考え方を示した。
１）持続可能な電力システムの構築小委員会の位置づけ
第 3 段階の電力システム改革・(送配電部門の法的分離)を控え、持続可能な電力システム
構築については、電力システムの 3 つの基本方針（➀安定供給の確保、②電気料金の最大限抑制、③需要家の選択肢や事業者事業拡大）を踏まえ、改革の方向性に則りながら、災害や再エネの大量導入などの最近の状況を踏まえて整理された。図 4.1.1.に、電力システムの基本方針と、中間とりまとめでの整理を示す。

図 4.1.1.の電力システムの基本方針中間とりまとめで整理
２）持続可能な電力システムの構築小委の中間とりまとめのポイント
中間とりまとめは、目次内容に示されるごとく、大きく 3 つのパート、（Ⅰ.早期の災害復旧のために関係者間の連携強化、Ⅱ．強靭な電力ネットワークの形、
40

Ⅲ．電力システムの分散化と電源投資）にわかれる。
目次内容
はじめに
Ⅰ．早期の災害復旧のための関係者の連携強化（１）災害時連携計画の整備による復旧作業の迅速化（２）災害復旧費用の相互扶助制度の創設（３）電力会社による個別情報の自治体等へ提供
Ⅱ．強靭な電力ネットワークの形（１）地域間連系線の増強を促進するための制度整備（２）送配電網の強靱化とコスト効率化を両立する託送料金改革
Ⅲ．電力システムの分散化と電源投資（１）災害に強い分散型グリッドの推進のための環境整備（２）分散型電源のための新たな制度（３）設備の老朽化や再エネ大量導入も踏まえた電源投資の確保の在り方
おわりにこれらの報告には、今後の電力システムの構築のために今後必要となる様々な内容を含んでおり、電気事業法の改正や政省令へ反映など、速やかに実行に移していくこととされている。この中間とりまとめのポイントと概要を以下にとりまとめた。
Ⅰ

早期の災害普及のために関係者の連携強化
相次いで発生した災害による停電被害を踏まえ、関係者間での連携を強化し早期復旧を可能とする 3 つの施策が方向付けられた。
１）災害時連携計画
一般送配電事業者に対して、地方自治体をはじめ 自衛隊などの協力を推進するため事前に計画として策定される仕組みとして、一般送配電事業者の連携に関する計画「災害時連携計画」の作成を制度上求めることとされた。
２）災害復旧費用の相互扶助制度の創設
電力事業者の災害復旧に関連する費用を、事前に電力広域的運営推進機関に電力広域的運
営推進機関に拠出する「相互扶助制度」を創設。具体的には、被災電力事業者は一定の基準を満たした災害時に発生した①他電力等からの応援に係る費用、②本復旧と比較して迅速な停電の解消が期待される仮復旧作業、にそれぞれ要した費用について、相互扶助制度の適用を受けることができるよう制度を設計すべきであるとされた
41３）電力会社による個別情報の自治体への提供
災害対応のための自治体等への情報提供では、電力会社と地方公共団体が、災害復旧時に円滑に連系するため、事前の防災段階で、災害時のデータ受渡しの手続きなどを確認すべく
個人情報の保護を踏まえた上で、電気事業法で一般送配電事業者関係行政機関等への情報提供が必要と認められる場合には、個人情報を含め、電力データ提供を求める制度設計を進めるべきとされた。社会的課題解決のための電力データ活用については、個人情報を含む電力
データには、災害対応以外にも、事業者の社会的課題解決（防災高度化や不正防止）や新たな価値創造等、様々な活用ニーズがあることから、消費者保護に万全を期す仕組みを構築したうえで、「情報銀行」の活用スキームが参考となるとされた。また、検討に当たっては、先行的に活用されている情報銀行スキーム事例も参考に、総務省や。個人情報保護委員会など
関係行政機関や所費者団体をはじめとする関係者と密接に関係しつつ進めていくことが必要
とされた。

Ⅱ

強靭な電力ネットワークの形成
大規模な災害時にも停電の発生を可能な限り防止し、電力供給の信頼度を維持・向上させるためには、強靭かつ持続的な電力ネットワークの形成が不可欠で、送配電網についても、老朽化や将来の需給動向等を踏まえて、送配電網の強靱化とコスト効率化を両立する託送料金改革の中で、電力会社が強靱化やスマート化を計画的かつコスト効率的に実施する必要がある。さらに、緊急時の電力融通に資するスマート化を計画的かつコスト効率的に実施し、再生可能エネルギーの大量導入を進めていく中で系統強化の観点から必要となる地域間連系
線の増強も進めていくべきと方向つけられた。
具体的な施策として、地域間連系線の増強計画の策定ならびに 、費用負担の方式のなどについての制度の概要 が示された。
託送料金改革についても、効率的な運営を前提に、収入上限型を国が承認する「レベニューキャップ」をとりいれる方針 も示された。
１）域間連系者の増強促進のための制度整備
今後の地域間連系線の増強の制度設計では、レジリエンス小委での議論も踏まえて、連系
線増強に伴う３Eの便益（安定供給・経済性・環境配慮）のうち、〇広域メリットオーダーによりもたらされる便益分については、原則全国負担とすることが適当であることを改めて確認した。
〇また、安定供給確保の便益分については受益する各地域の電力会社（一般送配電事業者）が負担することを前提に、一般社団法人日本卸電力取引所（以下「JEPX」という。）の値差
収益を活用することとし〇再生可能エネルギー由来の効果分（価格低下及びCO２削減）に対応した負担については、
42

電気事業者による再生可能エネルギーの調達に関する特別措置法上の賦課金方式を採用する
ことが適当であることを本小委員会において確認した。
（a)全国調整スキームの設計
広域系統についての公的な専門機関であり認可法人である広域機関が「プッシュ型」の考え方に基づき、中長期的な系統形成についての基本的な方向性となる広域系統長期方針や、B/C分析（費用対効果分析）のシミュレーションに基づく主要送電線の整備計画を定める広域系統整備計画（広域系統長期方針と広域系統整備計画を併せていわゆる「マスタープラン」）を策定すること。
〇その上で、再エネ特措法における賦課金方式やJEPXの値差収益を活用した系統増強費用の全国調整スキームにおいては、系統増強が政策的に適切かを確実に担保するため、〇広域機関が策定する系統増強の具体的な計画(広域系統整備計画)に関し、国が一定程度関与可能な仕組みが必要であると考えられる。設立・業務規程の認可基準及び専門的な見地の下で計画の適切性が精査されていることから、国の関与の在り方としては届出制とすることが適当とされた。
（b)再エネ特措法上の賦課金方式
原則全国で負担すべきものと整理された費用について、再エネ特措法により再生可能エネ
ルギーへの支援を継続する限りにおいて、〇再生可能エネルギー導入促進効果が認められる範囲で、再エネ特措法において再生可能エ
ネルギー発電設備に関して全国一律の賦課金負担を需要家に課していることを踏まえ、同様の賦課金方式を活用し系統増強に係る費用へ交付金を交付すべきであるとされた。
〇再生可能エネルギーの「主力電源化」に向けては、地域間連系線だけでなく地内送電線の整備も合わせて重要であるところ、地域間連系線の増強に伴って一体的に発生する地内系統の増強についても、再エネ特措法上の賦課金方式を活用すべきであるとされた。
（c)JEPXの値差収益の活用について
JEPXにおいては、市場分断が生じた場合、値差収益（経過措置給付金や間接送電権の収支を加味した上での収益）が発生するが、経済産業大臣の事前了承がなければ使用できない制度となっている。値差収益は、市場分断の発生時に構造的要因により発生する収益であるが、取引所のサービスの対価であるとは言えず、その取扱いについては検討が必要とされてきたところ、例えば欧州においては、各系統運用者が受領する国際連系線の値差収益は、EU規則
により、連系線への投資や維持管理等に用いることが可能となっている。このような状況も鑑み、我が国においても欧州諸国と同様に国民負担軽減のため、値差収益を全国の地域間連系線の増強に活用していくべきであるとされた。
また、地域間連系線の増強判断をする主体として適切である広域機関の系統に関する専門性に鑑み、JEPXにおいて値差収益が発生した場合には、毎事業年度、その全額を広域機関に納付することとし、広域機関が系統増強等の費用について交付を行う仕組みとすべきである。
43

また、その仕組みの詳細なスキームやプロセスについては、再エネ特措法における賦課金方式との整合性を持たせながら、更に検討を進めることとされた。
以上の(a)(b)(c) の全国規模での系統増強に係る考え方を図 4.2.1 に示す。

図 4.2.1.電力系統の増強

２）送配電網の強靭化とコスト効率化を両立する託送料金改革
託送料金制度改革では、欧州で導入されている、収入上限を国が承認する「レべニューキ
ャップ」取り入れる方針が明記された他、一般送配電事業者の効率化を促すとともに、外生要因による費用の増減を機動的に反映できる仕組みに改めるとされた。
託送料金改革については、脱炭素・レジリエンス小委の中間整理（2019 年８月）において、「今般の託送料金制度の見直しに当たっては、「国民負担抑制」と「必要な投資確保」の両立が大原則であり、このための基本コンセプトは「『単価』の最大限の抑制」×「必要な投資『量』の確保」である」との方向性が示されたことを受け、「必要な投資確保の仕組み」と「コスト効率化を促す仕組み」の観点から本小委員会において議論が行われた。
（a)送配電網の強靱化とコスト効率化を両立する託送料金制度の基本スキーム
一般送配電事業者に、必要な送配電投資の着実な実施を促すとともに、コスト効率化を促す観点から、欧州の制度も参考に、①国が、一定期間ごとに、収入上限（レベニューキャップ）を承認することにより、一般送配電事業の適切性や効率性を定期的に厳格に審査するとともに、一般送配電事業者自らの効率化インセンティブを促し、

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②併せて、新規電源接続のための送配電設備の増設や、調整力の変動などの外生的要因による費用増や費用減については、機動的に収入上限に反映する仕組み、を基本とした託送料金制度を導入すべきとされた。

図4.2.2 収入上限制度のイメージ（b)必要な投資確保の仕組み
託送料金の認可申請に際しては、設備増強計画や設備更新計画等が確実に実施されることが重要であることから、その認可に係る審査において、①一般送配電事業者が託送料金の審査指針や広域系統整備計画を踏まえて策定する設備増強計画や、②高経年化・需給動向等も見据えて策定する設備更新計画の提出を求め、その実施状況について、国は広域機関の協力の下、アウトプットを達成するために必要な費用が盛り込まれているかを確認し、料金査定に反映する仕組みを検討すべきとされ、詳細検討については、引き続き検討とされた。特に、収入上限の設定以降については、外生的要因により費用の増減が生ずる場合等も考えられる
ため、このような外生的費用等を収入上限に反映する仕組みを導入することなど、詳細設計を今後検討すべきとされた。
（c)コスト効率化を促す仕組み
設備増強計画や設備更新計画等に必要な投資については、コスト効率化の両立が必要。現
行制度では、事業者の効率化のインセンティブが十分に働かない可能性があることから、新
たな制度では、欧州の例にみられるごとく、収入上限に範囲内で、一般送配電事業者が一定の利益を確保できる仕組みとする方向が示された。
現行制度では、一旦認可された料金は、変更命令を受けない限り原則維持されるのに対し、新たな制度では、経済産業大臣が定期的に厳格な審査を行う仕組みとすることにより、一般
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送配電事業者に更なる効率化努力を求めるとともに、適切に需要家に還元を行うことが期待される。また、一層のコスト効率化を促していく審査の仕組みについては、事業者の効率的な取組、海外の事例なども参考に、事業費用、需要密度、将来的な効率化などを基本に一般送配電事業者自らによる効率性向上の取組を促す仕組みを検討していくべきとれた。図4.2.3.
にレべニューキャップ制度による利用者還元のイメージを示す

図4.2.3. レべニューキャップ制度による利用者還元のイメージ

Ⅲ

電力システムの分散化と電源投資災害による復旧に時間がかかる山間部などは、地理的な制約によって防災対策が困難な場合があるため、今後は、このような地区を始めとする場所では、あらかじめ分散電源（マイクログリッド）などを活用して、災害時・緊急時のレジリエントを向上させる方策の必要性についても示された。
具体的には、災害時のみ、分散電源を活用して独立運用できるマイクログリッドの構築に向け、配電事業者にライセンス制を導入することや、分散リソースを束ねるアグリゲーターの位置づけを電気事業法で明確化させた。併せて、一定の利用範囲での、電気計量制度の合理化も示された。
１）災害に強い分散型グリッドの推進のための環境整備（a)遠隔分散型グリッドの導入
主要系統から切り離された独立系統（遠隔分散型グリッド）を通じた供給を行うため、一般送配電事業者が系統運用と小売供給を一体的に行う新たな仕組みの導入を進めることが必要と提起され、今後は国が関与する形、詳細設計を行う方向が示された。
図4.2.4に遠隔分散型グリッドの概要を示す。

46

図4.2.4 遠隔分散型グリッドの概要（b)配電事業ライセンスの導入
再生可能エネルギー電源等の分散型電源を利用し、独立運用を行うことが可能な地域配電網（いわゆる「マイクログリッド」）について、期待が高まっており、実際に、大手電力会社とその他の事業者が参画する形で、具体的な実証事業も始まっている。また、コスト効率化や災害時のレジリエンス向上の観点から、特定の区域において、一般送配電事業者の送配電網を活用して、新規参入者自ら面的な系統運用を行うニーズも高まっている。
〇このため、特定の区域において、コスト効率化や地域のレジリエンスを向上させる新たな事業者の参画を促すため、配電系統を維持・運用し、託送供給及び電力量調整供給を行う事業者を、配電事業者として位置付けるべきとされた。
〇配電事業者は、特定のエリアにおいて独占的にネットワークを運用する主体となるため、参入規制を許可制とするなど一般送配電事業者と同様の規律を課すことを基本としつつ、配電事業の特性に応じた規制内容とすることが適切であると考えられる。

〇配電事業の参入時の審査においては、事業者の適格性を確認することに加え、社会コストの増
大を防ぐ観点から、収益性が高い配電エリアが切り出されることで他のエリアの収支が悪化する
ことが生じないように詳細な基準について今後更なる検討を進めていくべきである。加えて、配電事業エリアの託送料金や費用負担については、一般送配電事業エリアの料金水準と比較して合理的な水準となることも重要である〇この制度の下で一般送配電事業者による適切な判断に基づいて配電事業者の参入が行われるよう、配電事業参入によるコスト削減効果等を託送料金制度における効率化分として評価する等、
一般送配電事業者へのインセンティブの付与や、配電事業者による適切な設備メンテナンスを担保するための規制・制度や一般送配電事業者と配電事業者との間での配電設備の適切な引き継ぎが行われるようにするための仕組みも検討すべきである。
〇配電事業者の新規参入に当たっては、災害時の対応の主体が変わることになることから、配電事業者による需要家や地域への対応も必要である。停電発生時や故障発見時の連絡先周知等の観点から、配電事業者から個々の需要家に対し、配電網の担い手が変わることについての通知が行47

われることがしめされた。 図4.2.5 に新規参入者による配電事業者のイメージを示す。

図 4.2.5 新規参入者による配電事業者のイメージ48２）分散電源の為の新たな制度（a）アグリゲーターライセンスの導入
再生可能エネルギー等の分散リソースの供給力を束ね仲介する事業者（いわゆる「アグリゲーター」）を介してこれらの束ねた供給力とすることで、災害時における需給ひっ迫解消に効率的に対応できることが期待される。また、アグリゲーターを適切な義務や規制の対象とすることにより、規制の適用関係が明確化されることで、事業の信頼性を高め、ビジネス環境の向上につながり、ひいては自家発電設備や、小規模再生可能エネルギー発電施設、蓄電池などの分散リソースの更なる普及が期待される。このような背景から、〇自家発等の分散リソースを広く供給力として国が把握するとともに、分散リソースを束ねて供給力や調整力として活用するビジネス環境を整える観点から、アグリゲーターを電気事
業法（昭和39年法律第170号）に位置付けるべきとされた。
〇アグリゲーターライセンスに対する義務は、発電事業者に対する規律を参考としつつ、事業の特性に応じた内容とすべきで、自家発や再生可能エネルギー電源等の需要家の分散リソースを集約・調整の上、小売電気事業者、一般送配電事業者、特定送配電事業者及び配電事業者に対して電力卸供給を行う事業者について、発電事業者と同様に経済産業大臣への届出制とした上で、家庭用のエネルギーリソースを活用したアグリゲーターの新規参入に当たっては、サイバーセキュリティの確保が必要と考えられるところ、アグリゲーターにおいて特に対策が必要と考えられるサイバーセキュリティについて、対策が不十分な事業者に対応する観点から、変更命令の対象とすることが適当とされた。
〇規制の範囲については、小売電気事業者、一般送配電事業者、特定送配電事業者及び配電事業者に対して卸供範囲については、小売電気事業者、一般送配電事業者、特定送配電事業者及び配電事業者に対して卸供給を行うアグリゲーターのみに対して事業ライセンスの取得を求め、小売電気事業者等への卸供給を行わず、他のアグリゲーターに対してのみ卸供給を行うアグリゲーターについては非規制とすることが適当であるとされた。
（b）電気計量制度の合理化
現行の電気計量制度では、全ての取引に係る電力量の計量について、計量法に基づく型式
承認又検定を受けた計量器を使用することが求められており、事業環境の変化に対する課題を踏まえた電気計量制度の合理化の必要性が高まっている。
具体的には、家庭等の分散リソース（屋根置き太陽光発電施設や、電気自動車の蓄電池等）を活用した電力量の取引において、パワーコンディショナーなどの計量専用機器ではない多様な機器・設備の全てに対し、それぞれ現行の型式承認等を求めること現実的ではない。
〇こうした再生可能エネルギー等の分散リソース活用の促進の観点から、アグリゲーター等の事業者が、そのような取引の実施に当たって、適切な計量の実施を確保し、家庭等の需要家を保護するため、用いる計量器の精度の確保や需要家への説明を求めた上で事前に取引の届出を行い、その取引に限って、計量法の規定について適用除外とすることが適当であるとされた。図4.2.6.に 分散リソースを用いた新たな取引のイメージを示す。

49

図4.2.6. 分散リソースを用いた新たな取引のイメージ（３）設備の老朽化や再エネ大量導入も踏まえた電源投資の確保の在り方
変動型再生可能エネルギー拡大にともなう、電源供給力・電源調整力を確保するため必要な電源投資が重要とされ、2020年度からオークションが開始される容量市場だけでは発電事
業者に長期の信頼性を与えることは難しいとし、具体的な制度の在り方は、詳細制度設計が進められている、FIPとの整合をはかりつつ、来年度（2020年度）中を目処に具体化させるとされた。
以下、中間取りまとめから引用する。
設備年齢が高経年化する中で、再生可能エネルギーの大量導入の中で安定供給を持続的なものとしていくためには、中長期的に適切な供給力・調整力のための投資を確保し、最新の電源の導入や多様化・分散化を促進していくことが必要である。
国内の環境を見てみると、小売全面自由化前は、料金規制の下、安定的に料金の回収が可能であったため、巨額の設備投資を行うに足りるだけの長期的な予見可能性が確保されていた。その後、自由化が進展し、競争活性化による電力料金の抑制等、様々な恩恵をもたらしている一方で、原則的には短期的な電力取引市場ベースでの価格設定となっていくため、市場価格の変動も踏まえると、発電事業者にとっては長期的な予見可能性が低下し、減価償却が終わった効率性の低い
老朽電源が温存され、多額の資金が必要な電源への投資が進まない可能性がある。実際、石炭・ガス火力の投資計画は、小売全面自由化前後の約10年で半分以下になっており、世界的にも出力が自然変動する再生可能エネルギーのシェア増加の中で、調整力・供給力の確保が共通の課題となっている。

50

また、再生可能エネルギーの状況に目を向けると、大規模太陽光発電などのコストが急速に低下し、他電源並みの発電単価になることが視野に入ってきており、いずれ国民負担による価格支援が不要となる「自立」が期待される。
既に国内では、発電能力容量（kW）に応じて、稼働していない期間（kWh=０の期間）でも一定の収入を得られる仕組み（容量市場）の導入が来年夏に予定されているが、①4年後の1年間の供給力を評価する市場であって長期的な収入の見通しが困難、②出力が自然変動する再生可能エネルギーは、供給信頼度が低く、相対的に容量収入が少ない、などの課題があるため、容量市場はそれ単独では、電源投資を行う者に対して、最新の電源への投資のために必要な長期的な予見可能性を付与することは困難である。
こうしたことから、再生可能エネルギーを含めた電源全体の投資を安定的に確保するため、電源特性等も踏まえつつ、長期的な予見可能性を与える制度措置が必要である。具体的な制度措置の内容については、来年夏に開始される容量市場の状況も見つつ、来年中を目処として、ＦＩＰ
制度との整合性や連続性を考慮しながら、具体的な検討を深めるべきである。

51

５.調達価格等算定委員会の審議
2019年度の調達価格等算定委員会は、入札要件設定のための非公開委員会を含め（第45回
8月5日～第55回2月4日まで）11回の審議が行われた。
第45回 2019年年度上期入札上限価格（非公開審議）
第46回 入札結果の公開
第47回 各業界からのヒヤリング（再生可能エネルギー団体からプレゼン実施）
第48回 2019年年度下期入札上限価格（非公開審議）
第49回 太陽光（事業用入札範囲、入札対象外、住宅用、廃棄費用）、風力
第50回 地域活用電源（自家消費型）、地熱・小水力・バイオマス
第51回 入札結果の公開・太陽光5回目・バイオマス2回目 (GIO情報漏洩）
第52回 2019年度下期入札上限価格（非公開審議）書面入札上限価格（非公開審議）
第53回 地域活用要件の残された課題、発電側基本料金の調整措置
第54回 2020年度の調達価格等・入札制度に関する残された論点
第55回 とりまとめ、再エネ海域利用法に基づく公募占有指針について
2019年度の委員会の審議は、「再エネ主力電源化制度改革小委員会」で示された2021年度
以降の新たな制度に移る前の最後の期間となる。小委員会での制度設計で太陽光発電は、➀
競争電源(FIP・入札へ移行)と、②地域活用電源（自家消費型、地域一体型）と位置づけられたが、太陽光発電の10-50kWについては、地域活用電源の自家消費型として2020年4月1日からの前倒し導入が決まった。また、2019年度下期入札については、GIOによるシステムの欠陥で書面入札に切替実施され、2020年度の入札の範囲の審議についてはこの結果が参照された。
１)2019年度審議のポイントは6つある
１．2020年度の太陽光発電の入札対象範囲、入札量、上限価格
２．2020年度の入札対象外の事業用太陽光発電
３．2020年度に前倒しされた10-50KW自家消費型(地域活用電源)
４．2020年度の住宅用太陽光発電
５．廃棄費用の積み立て
６．発電側基本料金の調整措置〇ポイント１：2020年度の太陽光発電の入札対象範囲、入札量、上限価格
2019年度の太陽光発電の入札対象範囲は500kW以上（2018年度は2MW以上）まで拡大されたが、更に2020年度も入札範囲を拡大する方向が決まっている。どこまで拡大するかは、2019年度の下期入札結果を参考され、1月22日の委員会で入札範囲を250kW以上までの拡大することが決まった。2020年度の募集容量は1,500MW(上期750MW/下期750MW)とされた。入札案件については、抜本改革の制度改正の前の時期となるため、従来通りの20年固定買取(落札価格)となる。これまでの入札結果を、表5.1.1に示した、特に、2019年度は平均価格が13円/kWhを下回ったこと、２MW未満の高圧設備案件の増加などが読み取れる。又、下期の落札容量が40MW
52

の結果となった要因としては13円/kWhの上限価格の水準設定が影響したと推定される。
表5.1.1. 太陽光発電の入札推移
2017/上期

2018/上期

2018/下期

2019/上期

入札範囲

2MW 以上

募集容量

500MW

250kW

197kW

300MW

416MW

実入札結果

141MW

197MW

307MW

266MW

186MW

21 円/kWh15.5 円/kWh

15.5 円/kWh

14 円/kWh

13 円/kWh

(公開)

(非公開)

(非公開)

(非公開)

(非公開)

上限価格

2MW 以上2019/下期

500kW 以上

落

落札件数

9件

0件

7件

63 件

27 件

札

落札容量

141MW

－

197MW

196MW

40MW

結

最低価格

17.20

－

14.25

10.50

10.99

果

平均価格

19.64

－

15.17

12.98

12.57

〇ポイント２：2020年度の入札対象外の事業用太陽光(50kW～250kW未満)
ポイント１の入札対象範囲が決まれば、入札対象外の事業用太陽光太陽光発電の対象範囲
は、50kW～250k未満の範囲。
（但し10-50kWについては、ポイント３での説明にもあるとおり、
自家消費型がFIT対象要件となった）。調達価格算定委員会での審議内容については、表5.1.2に示す。

表5.1.2. 入札対象外（50-250KW未満）の事業用太陽光発電の調達価格の推移〇ポイント３：前倒しされた10-50kWの、地域活用電源の自家消費型
中間まとめで示された、低圧事業用太陽光発電(10-50kW)の2020年度の自家消費型FITの要件比率については、次の2点が決まった。
① 調達価格の設定時における自家消費比率の想定値は50％とする② FIT認定時の自家消費計画や運転開始後の取締りにおいて求める自家消費比率は30％とした上で、今後の動向を注視する
53

今後の自家消費市場の変化を見据え自家消費比率が見直されていくと推定される。表5.1.3に審議結果を示す。
表5.1.3. 10-50KW未満の自家消費型の価格（2020年度から新設）〇ポイント４：2020年度の住宅用太陽光発電
従来、出力制御付きPCSについての制御機器価格が設定されてきたが、普及が進んだこともあり価格差はなくなった。2019年のシステム費用低下を反映し、2020年度のシステム費用は」29万円/kWと設定された。表5.1.4 に審議結果を示す。

表5.1.4. 10ｋW未満の住宅用の価格

54

住宅用太陽光発電は、地域活用電源の自家消費型として位置づけられ、当面は、現状の余剰買電力買い取りのスキームは、2022年以降も継続すると思われる。
〇ポイント５：廃棄費用の積み立て
廃棄費用については、住宅用以外について、設備費の5%相当の費用が、調達価格に組み込まれてきたが、中間とりまとめ（廃棄費用WGで）、基本は外部積立てとなる制度設計が決まり、2022年7月から源泉徴収方式で10ヵ年積立てが実施される。調達価格算定委員会では、2019
年度、2020年度の価格について審議が行われた。
2020年度からは、廃棄等費用を想定（1万円/kW）として、運転開始11～20年目に分割して積み立てるこ都が決まった。表5.1.5にFIT導入年度に応じた積立価格算換算価格の推移を示した。
表5.1.5 年度別の積立単価
年度

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

調達価格

40円

36円

32円

29/27

24円

21円

18円

14円

*12円

1.7万

1.5万

1.5万

1.3万

1.3万

1.2万

1.0万

1.0万

円/kW

円kW

円/kW

円/kW

円/kW

円/kW

円/kW

円/kW

1.62

1.40

1.28

1.09

0.99

0.80

0.66

0.66

廃棄等費
用総額

価格換算
円/kWh

1.5万
円/ｋ
W
1．25

なお、プロジェクトファイナンス等の一部の大型案件については、一定の要件を満たすことで内部積み立ても認められることになった。
〇ポイント６：発電側課金の調整措置について
発電側課金の導入時期については、電力ガス監視等委員会での審議の結果、一般送配電事
業者のシステム開発や、発電・小売の既存相対契約の見直しなどに要する時間が３年度程度かかることから、2023年度からの導入が決まった。中間まとめでは、既設FIT電源は、すでに価格が固定されていることから、発電側課金については、何等かの調整手段が必等ではないかとして、調達価格等算委員会の議論に委ねられた。
〇これまでFIT電源に対する発電側基本料金に関する検討では「FIT買取期間中の電源については、発電側基本料金による追加コストを転嫁することが制度上困難である」ことを念頭に、特に既認定のFIT電源に対して、調整措置を検討する必要性が指摘されていた。
〇他方で、電力・ガス取引監視等委員会の審議会では発電側基本料金の詳細設計が進み、小売買取については、調達価格とは別に価格を上乗せするという工夫をすることにより、他電源と同様にFIT電気事業者と小売電気事業者間で発電側基本料金の転嫁について適切な協議を行うべき対象に含まれるという案が提示された。
〇原則、総託送料金は変わらないとすれば、発電側における増額想定分と、小売電気事業者
55

が負担する減額想定分等の情報を適切に共有し、公平を旨として協議を行い、相対契約に基づく取引金額を見直す（発電側基本料金の導入による託送料金の減額分は、取引価格に適切に充当されるべきとされた）〇仮に事業者間での転嫁についての協議が不適切であった場合等においては、既存相対契約の見直しに関連する紛争解決の仕組みを利用することができることを基本的な考え方とした
既存相対契約見直し指針の骨子案の対象として、他の電源とともにFIT電源も含まれることが提示され、FIT電源についても、他の電源と同様に、発電側基本料金の導入による増額想定分等を踏まえた公平な協議が行われるととともに、少なくとも託送料金減額分（全国平均0.5円/kWh※1 ※２）については転嫁に充当されることが示された。また、仮に協議が不適切な場
合等においては、既存相対契約の見直しに関連する紛争解決の仕組みを利用することも可能である。
〇これまでの調整措置の議論は、FIT電源は転嫁ができないという前提の下で議論がされてきたが、他の電源と同様に、FIT電源についても転嫁を通じた調整が行う方向が審議された。2023
年には、発電側課金の導入が決まっていることから、最終的な電源別の調整については継続審議される予定である。
図5.1.1に、電力ガス取引等監視委員から提案された調整の考え方を示す。

図5.1.1、電力ガス取引等監視委員から提案の調整イメージ

56

６．系統制約の課題解決に向けて再生可能エネルギーの普及拡大は、電力ネットワークの整備と車の両輪である。従来の電力ネットワークの改革には、システム運用の見直し、送配電設備への投資など長期にわたる
時間と費用が必要となる中、系統整備については、「日本版コネクトアンドマネージ」の推進や、プッシュ型の系統増給整備が進められようとしている。本項では、太陽光発電に関係のある統問題についての最新動向についてまとめた。
１）指定電力事業者の太陽光発電の系統制御見通し
2014 年度の系統接続保留問題を端に、新エネルギー小委員会の下に系統WG が設置され、中３電力（東京、中部、関西）を除く、電力７社については、指定電気事業者となり接続可能
量と出力制御の関係が明確にされた。毎年電力会社の再生可能エネルギーの接続可能量の試算と検証が行なわれている。第18回系統WG(2018.10)以降、各指定電気事業者から、過去3ヵ年の実需用の平均値を基準として接続可能量に追加的に太陽光発電の接続量が増加していく
シミュレーションが示されている。2018年10月から地域間連系線の運用利用に「間接オークション」が導入された結果、地域間連系線の活用が100%まで活用できることになり、地域間融通量の拡大によって、従来の出力制御が大きく軽減されることになった。
例年度通り、2019年度においても第23回系統WG(10.28)では、各指定電気事業者(7社)からの、ほぼ10年程度先までの太陽光発電の導入を踏まえた検討結果も公開した。これらの結果を取りまとめた結果を 表6.1.1 に示した。
表6.1.1 指定電気事業者による、系統制御シミュレーション結果

ちなみに、九州電力本土では、2019年の軽負荷時期とベースロード電源の稼働が重なる期
間には、出力制御が実施された。2019年度4月～12月までは、合計43日の出力制御が実際されたが、輪番制御になるため一事業者での平均制御回数は約9日となった。
57

２）出力制御の高度化対応について
再エネ大量導入次世代ＮＷ小の（第３次）中間整理では、再エネ出力制御については➀事
業者間の公平性、②オンライン制御の拡大、③経済的制御について方向性が示され、具体的な検討が系統ＷＧ（2019年10月）で方向付けされた。
➀当面の間は出力制御の対象外とされてきた旧ルール500kW未満の太陽光・風力についても、
今後出力制御の対象とし、旧ルール同様に30日の無保証ルール適用②主力制御の低減と、オンラン化のメリットが両立するような出力制御の運用見直し・環境整備を進める（オンラン化によって、制御量の削減が可能となる）③出力制御の公平性とオンラインの実効性から、経済的出力制御の仕組み（代理制御）を導入。
ちなみに、九州電力管内では、特別高圧のオフライン事業者のオンライン化から順次開始
が時始まった。また、③の経済的出力制御についても、代理制御の仕組みや精算の方向や、発電事業者への支払いなども今後の検討とされ、2021年度には、➀と併せて全国大で導入する方向である。

図6.6.1にオンライン代理制御のイメージを示す。

図6.6.1.

オンライン代理制御のイメージ

３）日本版コネクトアンドマネージについて
2018年度からは、再生可能エネルギーの拡大にともない、系統潮流運用や、N-1電制、ノン
ファーム接続など、既存ネットワークの運用を見直し、再生可能エネルルギーの系統利用拡大をはかる、いわゆる「日本版コネクトアンドマネージ」が導入されることになった。多くの太陽光発電については、送電網の下位系統の特別高圧や、配電用変電所の下位に接続された高圧・低圧設備が中心であり、直接的にコネクトアンドマネージの効果が表れるわけではない。一方で、上位系統の容量の制限から、これまで接続検討ができない多くの下位系統の
系統容量の拡大が期待できることから間接的なメリットが生まれる。 図6.6.2.に電圧送電
系統から配電系統のコネクトアンドマネージのイメージを示した。

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図6.6.2.電圧送電系統から高圧以下の配電系統のコネクトアンドマネージ
今後の日本版コネクトアンドマネージの本格運用については、混雑時の管理方法経済負担などの構築検討として、想定潮流の合理化ガイドラインでは2020年運用、N-1電制については、
精算システム開発を踏まえ、2022年度かの本格運用とされている。また、注目すべきこととして、各電力会社に先駆け、東京電力が試行的な検討として、千葉地区、茨木地区での、ノンファーム接続の検討を進めた。今後の基幹系統の増強と併せて、既存系統の効率化を目指したノンファーム接続検討が、各電力会社にも拡大することが期待される。

図6.6.3 第45回広域系統整備委員会 資料から引用（2019.12.10）59４）太陽光発電のグリッドコードの整備について
自然変動電源である太陽光発電の普及が拡大していくと、電力系統の安定性を維持するためには一定量までで導入量が限界になる。更に、大量導入に応じ導入量を拡大していくには、
太陽光発電側から電力系統の状況をみて、周波数や、力率などを調整することが必要となるが、このための、太陽光発電側での、主力調整のルールがグリッドコードである。
特に、太陽光発電の場合には、設置稼働台数が多く、今後の主力電源化にむけて、低圧・高圧・特別高圧と全ての電圧区分に足して、継続的な導入と設備の更新が見込まれるため、グ
リッドコードの整備が急務となっている。太陽光発電協会が系統 WG で発表した今後の予定を示す。

図6.6.4 JPEA が検討中のグリッドコードスケジュール目標60

7．電力市場について2020 年 4 月には、電力システム改革の第 3 弾となる旧一般電気事業者の送配電部門の法的分離が予定されている。電力市場をみれば、すでに 2018 年 5 月から非化石価値取引市場でのFIT 非化石証書の取引が開始され、2018 年 10 月からは、間接オークションが始まり、2019 年
4 月には、間接送電権の取引が JEPX で行われている。2018 年 10 月以降の電力市場は、JEPXのスポット取引約定量のシェアが 30%の水準となったが、自主的取組みのグロスビディングや間接オークションの導入の結果といえる。また JEPX のスポット価格については、太陽光発電の普及が進んだ九州エリアでは、軽負荷需要時の 4 月、5 月、11 月には、頻繁に出力制御が実施され、制御時間帯の九州エリアスポット価格では、0.01 円/kWh の価格で推移、更に太陽光発電出力が下がる夕刻以降の需要増のコマでは、10 円/kWh 以上の価格となる。この傾向は今後の太陽光発電の普及拡大と電力需給の関係を明確に示す姿であり、今後の、FIT から自ら電力市場融合する FIP への移行においては、卸市場（スポット市場）との連動する太陽光発電の需給調整機能がより求められるといえる。2017 年から公募が開始された、電源Ⅰ´のもとによる、デマンドレスポンス（DR）は、一般送配電事業者の活用として、2018 年 1 月・2 月での、厳寒による需要増により DR の連続発電などをきっかけに広がりつつあり、VPP 実
証などによる検討も行われている。また、調整力公募を引継ぐ需給調整市場の検討では、各種商品設計に応じて詳細検討を行った結果、2019 年の自主的な運用から、2021 年以降段階に広域運用へ進む予定である。また、2020 年 7 月には、容量市場(2024 年契約発動)のメインオークション初回応札が始まる。2022 年以降の新しいインバランス制度設計も方向付けられた。
FIT 制度の抜本見直しは、2020 年度中に行なわれる予定であり、2021 年度以降には、新たなFIP 等の制度設計として現在進行中の電力市場との統合が期待されている。FIP の検討にあたっては、今後の電力システム改革・電力市場設計とも、密接に関係することから、あらためて現在の電力市場について述べる。図 7.0.1.に現在整備進行中の電力市場を示す。

図 7.0.1. 現在整備進行中の電力市場
図 7.0.2 に現状の電力市場の全体像、図 7.0.3 に制度の導入時期を示す。
61

図 7.0.2 現状の電力市場の全体像

図 7.0.3 新たな市場の導入時期
１）JEPX(日本卸電力取引所)での開設市場
JEPX(日本卸電力取引所)は、自社電源をもたない新電力に、大手電力事業者が電気を供給する役割を担っている日本で唯一の電力取引市場。2005 年 4 月 1 日より電力の取引が開始さ
れ 2016 年 4 月には国の認可法人となり、電力システム改革で重要な位置づけにある。開設市
場は、おもに 3 つの市場で構成、スポット市場（一日前市場）、時間前市場(当日市場)、先渡市場。また、電気に派生する非化石価値取引もおこなわれている。2019 年度からは、ベー
スロード市場や、間接送電権市場も立上った。JEPX 電力取引に参加するためには、JEPX の会
員になることが求められ、電力発電を実際に扱っている（一般送配電事業者と接続供給契約
等）ことが会員の要件になる。また、FIT 関連では、回避可能原価が当初導入期には、全電源の可変費用から算出されていたが、2016 年 4 月１日からは、回避可能費用が JEPX(日本卸電力取引所)の市場価格に連動することになった。市場価格指標には、スポット市場（一日前市場）と時間前市場(当日市場)の加重平均が用いられている。

62

２）一日前市場（スポット市場）JEPX での取引

図 7.0.1/7.0.2 参照

一般的にスポット市場価格が電力卸価格といわれ JEPX 取引量の大半がスポット市場で取引されている。翌日に発電または販売する電気を前日までに入札し売買を行う仕組み。最低取引単位は 500kWh で、一日当たり 30 分単位で 48 コマの商品。
日々の、電力需要と供給状況によってスポット市場の価格は変化し、昼・夜の時間帯、休日や、季節によって、需給の変化に応じて価格が変動する。入札は、各 48 コマの売札と買札が合致する価格のシングルプライスオークション方式できまる。
FIT の買取事業者は、2017 年 4 月から、それまでの FIT 小売買取から一般送配電事業者になったことから、一般送配電事業者は FIT 買取電源をスポット市場に供出している。また、2018 年 10 月から、地域連系線の利用が、先着優先ルールから、入札価格の安い電源順に送電する間接オークションに移行したことから、エリアをまたいて電力供給する事業者は JEPX ス
ポット市場を介することでスポット市場が厚くなった。
３）時間前市場（当日市場）JEPX での取引

図 7.0.1/7.0.2 参照

時間前市場とは、JEPX での一日前市場（スポット市場）の取引終了後に調整する（急に天候が変わる、発電設備のトラブル、計画予想値の大きな変化対応）ための市場。取引コマは、
30 分単位で 48 コマ、50kWh からの取引。入札は、価格優先・時刻優先で、入札を合わせ、随時取引を成立させるザラ場方式になり、短期売買市場取引に向いているといわれている。実
需給に合わるために、1 時間前まで取引が可能なことから、小売電気事業者がインバランスの発生を回避する最後のタイミングになる。これまでほとんどの FIT は、同時同量でのインバ
ランスリスクについては、一般送配電事業者に負ってもらっていたが、今後 FIP に移行すると、事業者はインバランスリスクを自ら負うか、小売事業者や、アグリゲーター等に頼ることになり、時間前市場（当日市場）を活用するニーズが高まると想定され、大きく今後の FIPの制度設計に関係する。現状は、一日前市場（スポット市場）取引量は JEPX 全体取引の 3%程
度にも満たない。今後、2021 年度以降に本格的に運用が始まる、ゲートクロ－ズ後の需給調整力市場の影響にも注視していく必要がある。
４）ベースロード市場

JEPX での取引

図 7.0.1./7.0.3 参照

ベースロード市場は、電力会社と電源開発が保有する水力・原子力・石炭火力の発電コス
トが低い電力を市場に供出させ、新電力が供給する需要を 3 割程度まで取引を拡大する意図がある。「ベースロード電源」の取引市場を 2019 年に創設され、取引対象は、当面は受渡し
期間が 1 年の商品とされ、2020 年度の 1 年間に使う電力の取引として、2019 年 8 月に入札がおこなわれた。入札は３エリアで、北海道、東京（東京・東北）、関西（中部・北陸・関西・中国・四国・九州）取引成立を示す約定量は合計で 18 万 4300kW（北海道＝１万 2700kW、東京＝８万 8200kW、関西＝８万 3400kW）。年間電力量にすると約 16 億 kW 時で、これは 2018
年度の新電力販売電力量の 1.3％程度となり取引量は低調に終わった。卸電力のスポット価
格の先行きの見通しもふくめ、ベースロード市場の今後の動向に注目される。一方で、ベー63スロード市場が活性化すると、大手電力がグループ内で取引する一部を市場に放出するグロ
スビディング（2017 年 4 月から導入）でスポット市場に供給する量を減らせばスポット価格が変動する可能性もある。
５）相対取引・常時バックアップ（JEPX 以外での相対取引） 図 7.0.2 参照
JEPX でのスポット市場での価格変動リスクを回避するため、自社の電源を持たない新電力などが一部を相対取引として、大手電力からの電力供給確保をおこなう、常時バックアップ
として、大手電力が、一定の容量内で新電力に卸供給する仕組み。契約は、電気事業法の枠外で法律上の担保はないが、経済産業省と構成取引委員会が作成した「適正な電力取引についての指針」で定められている。常時バックアップの位置づけは、電力卸市場の活性化に合わせて自由取引に代替される方向にあり、理想的には、常時バックアップに依存しない市場活性化が期待されている。
６）調整力公募(各エリアの一般送配電事業者による公募)

図 7.0.1 参照

電力市場のゲートクロ－ズ後の、エリア内需給調整は、送配電事業者が行ってきましたが、ライセンス制の導入とともに、事業区分として送配電事業者は、発電事業を持たないことになった。従来、大手電力が自社電源を調整力として行っていたものが、自社電力や、新電力など区別なく調整力公募として、各一般送配電事業者が個別に調整力を公募し、2017 年度に使用する調整力から実施されている。
調整力公募は、一般送配電事業者からのオンライン指令で調整調整（周波数制御・需給バランス調整）ができる電源が対象で 2 種類あり
①電源Ⅰ（送配電事業者が、固定費も負担する調整力専用電源）②電源Ⅱ（小売り事業者が、供給力として活用し、余力がある場合には差出す）
また、急激な気象変動や、温度低下などによって、需要が大きくブレるときのデマンドレ
スポンス（DR）の活用など調整力公募の成果もみられるが、太陽光発電を積極的に活用した
調整力 DR に対応できる事業者はまだあらわれていない。
図 7.6.1 に調整力公募と、需給調整資源への移行のイメージを示す。

64

図 7.6.1 調整力公募と需給調整資源への移行のイメージ

７）需給調整市場

今後一般送配電事業者がエリアを超えて市場から調整力を調達

図7.0.1/7.0.3参照
従来の調整力公募の後継として2021年に創設される予定で、全国の一般送配電事業者が買手となって、各エリアの供給安定性を確保する仕組み。電力需給調整市場を開設し、電力調整力を市場の仕組みを活用して需給調整を行うための取引で、先行している欧州・諸外国では広域的電力市場取引の重要なツールとなっている。
再生可能エネルギーの導入が拡大する中、調整力の確保は重要な課題であるが、各一般送電事業者による需給調整が、全国大で各事業者の中央給電指令所システムを活用して行われる。構築には連系線の運用ルールの下で広域的運営推進機関も含めたシステムを用いて行われているため、市場設計はこうしたシステムの改修が必要となる。他方、現状のシステムは、
広域的な調整力の市場調達やその運用を前提として構築されていないのみならず、計画値同時同量制度が開始された今日においても、旧一般電気事業者の発電BG(バラシンググループ)・
小売BG（バランシンググル－プ）の電源の最適運用とエリアの需給バランス調整のための調
整電源の運用が一体的に行われるシステムが継続的に使用されているという実情がある。国の制度検討審議では、こうした制約や日々の需給調整に支障を生じさせないことの重要性を認識しつつ、広域化等による需給調整の効率化や、調整力確保に係る市場メカニズムの採用による透明性の向上、DR事業者や新電力等の新規事業者を含めた形での調整力の確保といった諸課題に対応すべく、需給調整市場の詳細制度設計が検討されている。本格的な広域調整・運用を可能な限り早期に実現するため、中給システム等の改修を含め、2021年度からの本格導入の検討が行われてきた。
調整力商品は、発電出力の変化速度（応動速度）に応じて、一次調整力、二次調整力①②、
三次調整力①②の5種類にわかれ、それぞれ上げ、下げ、の合計10分類になる。また、制度導入初期段階では、調達段階の広域取引は、低速枠の三次調整力②から導入を行い、以降、三次調整力①等、高速調整力へ商品拡大されて、段階的に拡大する方向。
太陽光発電については小規模システムの集合や蓄電池や、DRなど、VPPの活用として今後、65

先行して導入される、三次調整力②の商品としての可能性がある。一方で応動速度の低速枠での⊿ｋWhについては、どこまで価値付けができるかの課題もある。将来的には、太陽光発
電はEVや低価格の蓄電システムの技術革新によって、新たな調整力になる力をもっている。
表7.7.1に、制度設計中の需給調整力商品について示す。

表7.7.1 制度設計中の需給調整力商品（OCCTO第13回需給調整市場検討小委員会

資料２（2019.8）から引用）

併せて、段階的に導入される、需給調整市場の導入予定を図7.7.1 に示した。

66

図7.7.1 段階的に導入される、需給調整市場の導入予定（OCCTO第13回需給調整市場検討小委員会

資料２（2019.8）から引用）

８）容量市場（電力広域的運営推進機関が一元的に、全国発電事業者から購入）
容量市場の創設の基本的な考えは、以下の通り。
自然変動型再生可能エネルギーの変動による電力の需要と供給のバランスは、火力発電や揚水発電が主に担っており、今後更に自然変動型再生可能エネルギーが増加すると、火力発電から供給する電力が減り、火力発電の稼働率が下がってしまう。FIT電源についてはFIT制度
で長期売電収入が保証されているが、火力電源は稼働率が大きく後退し初期投資回収が困難になる可能性や、調整のための設備投資ができなくなる可能性もある。このような事態を回避すべく、売電収入だけではなく発電設備の容量でも収入が得られるようにする考えである。
容量市場の入札を電力広域的運営推進機関が行い、この費用を小売り電気事業者が負担する仕組みになる。
発電設備の容量（ｋW）に対して対価を、払うので、稼働率低下による売電kWhが減ってもkW価値で補填することになる。容量市場の創設に当たっては、広域的運営推進機関、電力取引監視等委員会、制度検討作業部会にて調整を行ない検討が進められてきた。具体的には、67

2020年8月のオークション(4年後の供給力)にむけて、電力広域推進機関が窓口となって進めている。
図7.8.1 に容量市場のイメージを示す。

図7.8.1 に容量市場のイメージ

FIT期間中のFIT適用電源は、容量市場には参加できない。DRは、アグリゲート等で1000ｋW
以上の供給力を保証できれば対象。1000ｋW未満であっても、アグリゲートで1000ｋW以上であれば参加可能。太陽光・風力の場合には、変動電源としての参加になる。
買取費用は、電力広域的運営推進機関が、事後的に小売り電気事業者に事業規模に応じて請求するため、JEPXの依存比率の高い小売りほど費用負担がかかることになる。

９）非化石市場
非化石価値市場について、非化石証書の購入は、小売電気事業者が非化石価値取引での高度化法（2030年44%達成）で規定される企業にとって非化石目標に充当することができる。FIT
電源については、2018年5月から、2017年4月～12月のFIT電源の非化石価値の取引が始まった。
太陽光の電力価格に、実電力の卸売価格とは別に非化石価値に対する価格が加算されることでその価値が上昇し市場の証書購入量が増えればFIT国民賦課金の負担の軽減につながる。
FIT電力については低炭素促進機構（GIO）が価値を証書化して市場に供出する。なお、購入者は小売電気事業者に限定される。（非化石価値を購入するのは小売り電気事業者）入札方
法/価格は、卸市場オークション方式で決まり、初年度入札価格制限：入札最低価格1.3円/kWh（FIT賦課金の1/2）、入札最高価格4.0円/kWh（FITの調達価格と回避可能費用の差）と設定された。第1回目のFIT電力の入札については、FIT電力：2017年(4～12月分)を2018年5月に入札、その後は3ヵ月に1度の頻度で行われている。

68

また、2019年2月から実施されるオークションでは、FIT非化石証書に電源種や発電所在地など付加的な属性情報をトラッキング紐付けすることを目的とした実証実験が行われ、これらのトラッキング情報が、証書に付与することができると、需要家のRE100の取組みに活用することが出来るようになった。
また、非FIT電力についても、2019年秋からの卒FIT案件の出現とともに、オークションが検討され、非FIT非化石証書の初回オークション（2019年4～12月に発電された非FIT電源に係るもの）については、小売電気事業者による2019年度の高度化法の非化石電源比率の報告期限（2020年7月末）等を踏まえ、遅くとも2020年5月目途に取引が開始するよう詳細設計を進められている、卒FIT電源(発電事業者・小売事業者)は、国の認定をうけた第3者認証を取得
し、一般送配電事業者による電力量データの通知をうけ、認定された電力量をJEPXに通知するスキームになる、
2019年から、2020年に実施されるFIT証書、非FIT証書の取引スケジュールを図7.9.1に示す。

図7.9.1 2019年から2020年に実施されるFIT証書/非FIT証書の取引スケジュール（非FIT非化石電源ポータルサイトから引用）

69１０）2022年度以降のインバランスの詳細制度設計
インバランス料金は、計画値同時同量制度のなかで、小売事業者と、発電事業者が、一般送配電事業者に計画提出後（ゲートクローズ）に、30分の需給変動の、小売事業者は需給計
画と需要実績の差（需要インバランス）を一般送配電事業者と精算、発電事業者は、最新の発電計画と発電実績の差（発電インバランス）を一般送配電事業者と精算するしくみです。
通常、小規模事業者ほどインバランス料金の負担が大きくなることから、複数の事業者が集合しバラシンググループを構成しリスク低減をはかっている。
インバランス料金の算出については、2016年4月からの小売全面自由化以降、需給調整市場に移行するまでに経過措置として、市場価格連動を基本に制度運用・制度変更が行われてきた。
インバランス料金＝スポット市場価格と1時間前市場価格の30分毎の加重平均ｘα+βα：系統全体の需要に応じた調整項（αの上下限を3%）

β：地域ごとの市場価格価格差を反映する調整項才を反映する調整項となる。
2022年以降に実施される、全国大でのインバランスの制度設計（各電力会社の基幹システム
構築と連動するインバランス料金）については、電力ガス監視等委員会の制度設計専門会合での検討がおこなわれ、2019年12月には中間とりまとめが示された。
2022年度から、2022年までの2年間は、暫定的措置としてCの設定（需給逼迫）を200円/ｋ
Whとし、暫定期間終了後は600円/kWhと変更することが原則とされた。
図7.10.1 に2022年以降のインバランス料金の算定方式の詳細を示す。

図7.10.1.

2022年以降のインバランス料金の算定方式の詳細

今後、FIPへの制度変更では、太陽光発電の新規導入は、電力市場との一体となった普及が必要となる。特に、自ら変動する太陽光発電での電源の需給計画の最適化や、インバランス
リスクを最小化にすることが健全な普及の鍵になる。そのためFITからFIPへの制度変更には、
70これまでインバランスリスクを取るための知見や経験のなかったFIT事業者が、インバランス
リスクを取れるようにするための制度整備や、習熟期間を設定し、変動型再生可能エネルギ
ー電源に対応できる環境整備が必要といえる。
１１）ますます重要となる電力広域的運営推進機関の役割
電力広域的運営推進機関(OCCTO)は、電力システム改革の方針に沿って2015年4月に発足し、地域毎に行われていた電力需給管理から、地域を越えたより効率的かつ電力の安定基盤の形成を目指して様々な活動を行っている。電力広域的運営推進機関には2019年12月現在、11の委員会検討会があるが、広域系統整備委員会、調整力および需給バランス評価に関する委員会、容量市場の在り方検討会などの代表的な委員会では、これからの電力制度設計をいかに
効率的運営してくかの視点から運営が行われている。
また、「再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会」での審議においては、今後のFIT
制度抜本見直しに伴い、FITからFIPへの移行にともなう、執行業務の多様化が提起され、「広域的運営推進機関」の果たす役割が審議された。
具体的には、現行のFIT法も制度執行体制では、国が実施するFIT認定業務のほか、①FIT制
度における小売事業者からの納付金の徴収や買取義務者への交付金の交付を行う「費用負担調整機関」、②FIT入札業務を行う「指定入札機関」が執行機関として法定されており、それぞれ指定法人が担うこととなっている（現在は、ともに一般社団法人低炭素投資促進機構（GIO）
が指定）。
今後の制度抜本見直しに伴い以下の業務が新たに発生し、執行業務の多様化・複雑化が見込まれる。
①

FIP制度における小売事業者からの納付金徴収や認定事業者へのプレミアムの直接交付②

FIP入札業務③

廃棄等費用の外部積立制度の積立金管理（管理、運用、取戻し等）④

系統増強制度における小売事業者からの納付金徴収や一般送配電事業者への交付金交付⑤①に関連する今後の詳細制度設計を踏まえたインバランス精算や非化石価値に係る調整業務
これらの５つの執行業務を、効率的・一体的に実施していくために、どのような執行体制が望ましいかについても審議され,その結果、多様化する執行業務についてそれぞれ指定法人に担わせるのではなく、一つの認可法人に現行業務及び追加業務を一括して担わせることとして、その主体を新たに設立することは追加コストの発生につながるため、既に電気事業法上において認可法人として業務を実施している「広域的運営推進機関」にこれらの業務を担わせることが適当とされた。
今後、FIP移行に併せて「広域的運営推進機関」が、関係する一連の執行業務を担うインフラ整備が進むと期待できる。
71

72

新エネルギー産業会議審議委員名簿
任

氏

名

牛 山

自

平成３０年７月 １日

至

令和 ２年６月３０日

期

会 社 名 等

職

足利大学

理

俊 司

株式会社ＩＨＩ

理事 技術開発本部
総合開発センター長

永 尾

徹

足利大学大学院

特任教授

池 上

徹

株式会社安藤・間

取締役副社長安 永 文 洋伊藤忠テ ク ノ ソ リ ュ ー シ ョ ン ズ 株式会社

技術戦略グ ルー プ
科学シ ス テ ム本部 本部長

檜 山 浩 國株式会社荏原製作所

技術・研究開発統括部

正 代 尊 久株式会社ＮＴＴファシリティーズ

カスタマーソリューション本部
再生可能エネルギー事業室長

池 島 賢 治大阪ガス株式会社顧

新 川 隆 夫

鹿島建設株式会社

執行役員 環境本部長

西 田 篤 史関西電力株式会社

研究開発室長牧 野 俊 亮株式会社関電工

常務執行役員 戦略事業本部長兼営業統轄本部副本部長

能 見 和 司九州電力株式会社

上席執行役員
ﾃｸﾆｶﾙｿﾘｭｰｼｮﾝ統括本部情報通信本部長

櫻 井 繁 樹京都大学大学院総合生存学館

教髙 嶋 正 彦株式会社熊谷組

執行役員 副社長

入 澤博

公営電気事業経営者会議

専務理事

水 口

誠

株式会社神戸製鋼所

専務執行役員石 井 義 朗国際石油開発帝石株式会社

常務執行役員 再生可能エネルギー・
電力事業本部長

黒 川 浩 助特定非営利活動法人
再生可能エネルギー協議会

名誉理事

黒 田

明

西部ガス株式会社

取締役常務執行役員

小 島 信 一佐藤工業株式会社

常務執行役員 営業統括

山 﨑 達 成四国電力株式会社取締役 常務取締役

山 田 安 秀清水建設株式会社

執行役員

西 堀

仁

シャープ株式会社

研究開発事業部

矢 部

彰

大 河 内

巌

JFEスチール株式会社

桑 原

豊

JXTGエネルギー株式会社

笠

泉

役

国立研究開発法人
新エ ネ ルギ ー ・ 産業技術総合開発機構

事

長

技監

問

授

営業総本部営業担当
渉外担当

部長

技術戦略研究セ ン タ ー ユ ニ ッ ト 長
常務執行役員
取締役常務執行役員
新エネルギーカンパニー・プレジデント

73

氏

名

会 社 名 等役

職

村 上 健 一JX金属探開株式会社

代表取締役社長

橋 口 昌 道一般財団法人 石炭エ ネ ルギ ー セ ン タ ー

専務理事

中 野 正 則石油資源開発株式会社

技術本部

羽 田 健一郎

全国町村会

政務調査会 経済農林委員長

鶴

ソーラーフロンティア株式会社

執行役員

高 浜 信一郎

大成建設株式会社

執行役員
エンジニアリング本部長

奥 田 正 直株式会社竹中工務店

エンジニアリング本部長

中 村

株式会社竹中工務店

環境ｴﾝｼﾞﾆｱﾘﾝｸﾞ本部
ｴﾈﾙｷﾞｰｿﾘｭｰｼｮﾝ企画ｸﾞﾙｰﾌﾟ長

公益財団法人 地球環境産業技術研究機構

理

中 田 晴 弥地熱技術開発株式会社

代表取締役社長

大 里 和 己地熱技術開発株式会社

取締役事業開発統括部長

瀬 古 一 郎中央開発株式会社代表取締役社長

味 能 弘 之中国電力株式会社

エネルギア総合研究所所長

船 山 政 昭帝石削井工業株式会社

代表取締役社長

村 山

電源開発株式会社代表取締役副社長

川 原 修 司一般社団法人 電力土木技術協会

専務理事

天 野 寿 二東京ガス株式会社

ソリューション技術部長

飯 田

誠

東京大学

特任准教授

石 谷

久

東京大学

名誉教授

芋 生 憲 司東京大学

教

山 本 竜太郎

東京電力ホールディングス株式会社

執行役員技監

植 田譲

東京理科大学工学部 電気工学科 准教授

畠 澤守

東芝エネルギーシステムズ株式会社

執行役上席常務

小 山 俊 博東電設計株式会社

取締役執行役員 土木本部長

梅 田 良 人東邦ガス株式会社

R＆D・ﾃﾞｼﾞﾀﾙ本部 調査専任副部長

八 代 浩 久東北電力株式会社

常務執行役員松 原 利 之飛島建設株式会社

執行役員

樫 根 喜 久トヨタ自動車株式会社

東京技術部長杣 津 雄 治日鉄鉱業株式会社取締役

豊 田 正 和一般財団法人 日本エネルギー経済研究所

理

茅

滋 人

慎
陽 一

均

74

事

環境技術部長長

授事

技術研究所長長

氏

名

会 社 名 等役

田 中 一 幸一般財団法人 日本環境衛生センター

東日本支局 環境事業本部
環境事業第一部 次長

西 川 省 吾日本大学

教

児 島 真 吾日本電気株式会社

スマートエネルギー事業部
事業部長代理石 井 秀 紀株式会社ニュージェック取締役

村 山 貢 一株式会社日立製作所

電力ビジネスユニット
新ｴﾈﾙｷﾞｰｿﾘｭｰｼｮﾝ事業部長

白 木 敏 之日立造船株式会社

常務取締役

神 本 正 行弘前大学

学長特別補佐近 藤 史 郎

富士電機株式会社

執行役員 技術開発本部長

吉 田

株式会社北拓副社長

大 西 賢 治

北陸電力株式会社

常務執行役員上 野 昌 裕北海道電力株式会社常務執行役員森 本 英 雄前田建設工業株式会社

常務理事

前 田 太佳夫

国立大学法人三重大学

教加 地

みずほ情報総研株式会社

コ ン サルテ ィ ン グ グ ルー プ
環境エ ネ ルギ ー 第２ 部部長

木 村 信 彦三井金属鉱業株式会社

資源事業部長船 越 久 司三菱電機株式会社

電力・産業ｼｽﾃﾑ事業本部
技術部長

松 野 芳 夫

三菱マテリアル株式会社

環境・エネルギー事業本部
エネルギー事業部 事業部長

白 井 政 幸三菱マテリアルテクノ株式会社

顧問

鈴 木 岳 夫

株式会社明電舎

理事

電力・エネルギー事業部長

関逢甲大学大学院

客員教授

山 本 俊 一矢崎エナジーシステム株式会社

環境システム事業部長

西 浦

株式会社ユーラスエナジーホールディングス

国内事業企画部長

株式会社レノバ

執行役員

悟

靖

和 市

寛

今 岡 朋 史
７９名

75

職

授

授

社長室長

令和元年度 太陽エネルギー委員会委員名簿
氏

名

委員長

黒川

浩助

副委員長

植田

譲

副委員長

杉本

完蔵

委

員

石森

彰

三菱電機（株）
技術担当部長

委

員

石田

智宏

中国電力（株）
経営企画部門
マネージャー

委

員

岡本

良一

富士電機（株） 発電事業本部 新エネプラント事業部
太陽光･風力発電技術部 太陽電池課
課長

委

員

加納

達也

㈱価値総合研究所
主席研究員

委

員

河本

桂一

みずほ情報総研（株） グローバルイノベーション＆エネルギー部
エネルギービジネスチーム

委

員

塩

将一

積水化学工業（株） 住宅カンパニー
技術渉外グループ長

委

員

北村

弘明

関西電力（株）
リーダー

委

員

白木

利幸

（株）ＮＴＴファシリティーズ ソリューション本部
第二システムエンジニアリング部門長

委

員

橋本

秀実

（株）ＧＳユアサ 産業電池電源事業部
システムエンジニアリング本部
副本部長

委

員

得平

洋史

（株）竹中工務店 環境エンジニアリング本部
エネルギーソリューション企画グループ
課長

委

員

西浦

寛

（株）ユーラスエナジーホールディングス
国内事業企画部長

委

員

西堀

仁

シャープ（株）渉外担当部長

委

員

長谷川

一穂

（株）明電舎
課長

委

員

峯岸

利明

東芝エネルギーシステムズ（株）
再生可能エネルギー技術部
部長

委

員

山根

俊博

清水建設（株）
主任研究員

委

員

吉田

功

佐藤

貴文

ｵﾌﾞｻﾞｰﾊﾞｰ

所

属

・

役

職

特定非営利活動法人 再生可能エネルギー協議会
名誉理事
東京理科大学
准教授

工学部

電気工学科

ソーラーフロンティア（株）
参事

コーポレート管理部

リビンク・デジタルメディア事業本部

渉外部（設備計画グループ）

パブリックコンサルティング事業グループ

研究開発室

広報･渉外部

研究推進グループ

研究開発事業本部

渉外部

エネルギーシステム技術部

技術研究所

一般社団法人日本電機工業会課長
みずほ情報総研（株）
コンサルタント

スマートエネルギー部

太陽光技術課グリッド・アグリゲーション事業部

エネルギー技術センター

新エネルギー部

技術課

グローバルイノベーション＆エネルギー部

76

太陽エネルギーの普及促進に関する提言
令和２年３月
この提言書は、新エネルギー産業会議の審議を経て、新エネルギー財団がまとめたものです。内容などのご照会につきましては、下記事務局までご連絡願います。

一般財団法人 新エネルギー財団 計画本部
〒170-0013 東京都豊島区東池袋３丁目１３番２号
電話 ０３－６８１０－０３６２
FAX ０３－３９８２－５１０１