各電源の諸元一覧
目次
各電源の諸元及び参考情報 ....................................................................................................................................1
１．原子力 .......................................................................................................................................................... 1
２．石炭火力 ...................................................................................................................................................... 3
３．ＬＮＧ火力................................................................................................................................................... 4４．石油火力 ...................................................................................................................................................... 5５（１）陸上風力 ............................................................................................................................................... 6５（２）洋上風力 ............................................................................................................................................... 7
６．地熱発電 ...................................................................................................................................................... 8
７（１）太陽光（住宅用） .................................................................................................................................9７（２）太陽光（メガソーラー） .................................................................................................................... 10８（１）一般水力 ............................................................................................................................................. 11８（２）小水力................................................................................................................................................. 12
９（１）バイオマス（木質専焼） .................................................................................................................... 13
９（２）バイオマス（石炭混焼） .................................................................................................................... 14
10（１）ガスコージェネレーション ................................................................................................................ 15
10（２）石油コージェネレーション ................................................................................................................ 1711．燃料電池 .................................................................................................................................................... 18各電源の諸元及び参考情報
１．原子力
諸元のベース

モデルプラント規模
（出力）
設備利用率
稼働年数

資本費

建設費

固定資産税率
廃止措置費用
人件費

直近１０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 kW 2005 年、中部電力(株)浜岡５号 138 万 kW 2005 年、北陸電力(株)志賀２号 135.8 万 kW 2006 年、北海道電力(株)泊３号 91.2 万 kW 2009 年
120 万 kW

サンプルプラントの出力の平均値○80％ ○70％○60％

比較のために複数条件を設定○60 年 ○40 年

37 万円/kW

原子炉等規制法における「運転期間延長認可制度」を踏まえ、40 年、60年を設定。
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及び物価補正を実施。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。サンプルプラントの平均値。

1.4％716 億円サンプルプラントにおける最新の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。

20.5 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。

運転維持費

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

84.4 億円／年

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。

13.4 ％ ／ 年 （ 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。

業務分担費
（一般管理費）

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）

1.54 円 /kWh （ フ ロ ン ト
0.95、バック 0.59）

使用済燃料全量を適切な期間貯蔵しつつ、再処理を行う現状を考慮したモデルで試算（現状モデル）。2011 年以降の事情変更を試算に反映。

年、 年の価格変動要因熱効率34.7％

発電端における数値。サンプルプラントの平均値。

所内率

4.0％

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。

技術革新・量
産効果－（参考）官民共同で 2030 年を目標に開発を進めている次世代軽水炉では、免震技術等による安全性の向上をはかりつつ、モジュール化等による建設工期の短縮等の合理化が見込まれる。

0
2
0
2
0
3

損害費用

9 兆 1,088 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。
※本来であれば、放射性物質拡散防止対策などの追加的安全対策を実施したことにより、損害費用は低減する可能性があることが、こうした効果は反映していない。
※原子力災害からの福島復興の加速に向けて（平成 25 年 12 月閣議決定）、新・総合特別事業計画（平成 27 年 4 月変更認定）、東京電力 平
成 26 年度第 3 四半期決算資料、財務省 HP 等を基に算出。

1

追加的安全対策費

原子力防災

備考

601 億円

現時点で原子力規制委員会に新規制基準適合審査を申請している 15
原発 24 基について、①電力会社に追加的安全対策費用の最新の見通しを聴取。②さらに精度向上のため、現時点で既に設置変更許可を得た
2 原発 4 基について、特に費用内訳を詳細に聴取し、モデルプラントに補正。③その上で、これらの結果を反映した、15 原発 24 基全体の平均値。

－

政策経費において整理【為替レート】将来にわたって不変と仮定。燃料費の試算時に使用。
【割引率】将来の金銭的価値を現在の価値に割り引く（換算する）時の割合を１年あたりの割合で示したもの。割引率が高い場合、燃料費の比率が高い電源（将来発生するコストが多い電源。一般的には、火力＞原子力＞水力）ほど、現在価値としての発電単価は小さくなる。
【直接費】人件費、修繕費、諸費の合計

2

２．石炭火力
諸元のベース

モデルプラントの規模（出力）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）
電源開発(株) 磯子新２号 60 万 kW 2009 年、関西電力(株)舞鶴２号 90 万 kW 2010 年、東京電力(株)広野６号 60 万 kW 2013 年、東京電力(株)常陸那珂２号 100 万 kW 2013 年

資本費
運転維持費
燃料費
価格変動要因80 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

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

建設費25 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

3.6 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

1.8％／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）

14.3％／年（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

初年価格97.64$／t（0.004 $/MJ）

一般炭全日本通関 CIF 価格の 2014 年平均

燃料発熱量25.97MJ／kg（LHV：24.66MJ／kg)

輸入一般炭の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量
及び炭素排出係数一覧。）

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

6.4％

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

2000 円／ｔ（0.077 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。

技術革新・量産効果○発電効率の上昇
・2014 年 42％
・2020 年 42％・2030 年 48％

現状においては熱効率 42％の超々臨界圧発電設備（USC）が実用化されているが、今後、石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）、先進超々臨界圧火力発電設備（A-USC）の技術開発を進めることにより、2030 年までに熱効率を48％まで向上させることを目指している。

燃料費上昇

・IEA 現行政策シナリオ
・IEA 新政策シナリオ

初年価格を上記のとおり 97.64$／t とし、次年度以降については IEA「World Energy Outlook 2014」の現行政策シナリオ及び新政策シナリオの価
格トレンドを適用。

・IEA EU 現行政策シナリ
オ・IEA EU 新政策シナリオ

現行政策シナリオにおいては、2020～2040 年は EU 現行政策シナリオの価格、2040～2070 年はそのトレンドの延長（対数回帰）とし、新政策シナリオにおいては、2020～2040 年は EU 新政策シナリオの価格、 2040～2070 年
はそれらのトレンドの延長（対数回帰）とする。また、2014 年価格は欧州の代表的な排出量取引市場の 2014 年平均価格とし、2020 年価格と線形補完する。

CO2 対策費用

3

３．ＬＮＧ火力
諸元のベース

モデルプラントの規模（出力）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)川崎１号系列 150 万 kW 2009 年、東京電力(株)富津４号系列 152 万 kW 2010 年、中部電力(株)上越１号系列 119 万 kW 2013 年、姫路第二新１～３号 146.1 万 kW 2013 年

資本費
運転維持費
燃料費

140 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％○40％ ○30％○10％

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

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

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

6.0 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

1.6％／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0.7％／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）

14.5％／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

初年価格842.43 $／t（0.015 $／MJ）

ＬＮＧ全日本通関 CIF 価格の 2014 年平均

燃料発熱量55.01 MJ／kg（ LHV ： 50.06MJ ／kg)

輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

熱効率

52％

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

2.0％

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

技術革新・量産効果
価格変動要因燃料費上昇

CO2 対策費用

2700 円／t（0.049 円／MJ）○発電効率の上昇・2014 年 52％
・2020 年 52％・2030 年 57％
・IEA 現行政策シナ
リオ
・IEA 新政策シナリ
オ・IEA EU 現行政策
シナリオ
・IEA EU 新政策シナリオ

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。
現状においては熱効率 52％の 1500℃級ガスタービンが実用化されているが、今後、1700℃級ガスタービンの技術開発を進めることにより、2030 年までには熱効率を 57％まで向上させることを目指している。

初年価格を上記のとおり$842.43$／t に単位換算し、次年度以降については IEA「World Energy Outlook 2014」の現行政策シナリオ及び新政策シナリオの価格ト
レンドを適用。
現行政策シナリオにおいては、2020～2040 年は EU 現行政策シナリオの価格、2040～2070 年はそのトレンドの延長（対数回帰）とし、新政策シナリオにおいては、2020～2040 年は EU 新政策シナリオの価格、 2040～2070 年はそれらのトレ
ンドの延長（対数回帰）とする。また、2014 年価格は欧州の代表的な排出量取引
市場の 2014 年平均価格とし、2020 年価格と線形補完する。

4

４．石油火力

諸元のベース

モデルプラントの規模（出力）1987 年以降に運転開始した発電所のデータ（サンプルプラント、1999 年試算時と同一の４基）、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）
中部電力(株)尾鷲三田３号 50 万 kW 1987 年、関西電力(株) 宮津１号 37.5 万 kW 1989 年、関西電力(株)宮津２号 37.5 万 kW 1989 年、北海道電力(株)知内２号 35 万 kW 1998 年

資本費
運転維持費
燃料費

40 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％○30％ ○20％○10％

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

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

建設費20 万円／kW

発電所の建設費用。モデルプラントについては、1 サイトに複数機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

1.9 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

1.8％／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）

9.3％／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

初年価格105.11 $／bbl（0.016 $／MJ）

原油全日本通関 CIF 価格の 2014 年平均

燃料発熱量41.16MJ／ｌ（LHV：39.05MJ／ｌ)

発電用Ｃ重油の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

熱効率

39％

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

4.8％

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
技術革新・量産効果
価格変動要因燃料費上昇

CO2 対策費用

9300 円／kl（0.226 円/MJ）○発電効率の上昇・2014 年 39％・2030 年 48％
・IEA 現行政策シ
ナリオ
・IEA 新政策シナ
リオ
・IEA EU 現行政
策シナリオ
・IEA EU 新政策
シナリオ

石油石炭税、内航運賃、荷揚役料、タンク管理費、精製・脱硫費用など。各社の直近実績の平均。
米国 DOE が発表している最新型の石炭火力とＬＮＧ火力のデータベースに基づき、超臨界圧の石油火力発電が実現した場合の石油火力の発電効率を推定。
初年価格を上記のとおり$105.11/bbl とし、次年度以降については IEA 「World
Energy Outlook 2014」の現行政策シナリオ及び新政策シナリオの価格トレンドを適用。
現行政策シナリオにおいては、2020～2040 年は EU 現行政策シナリオの価格、2040～2070 年はそのトレンドの延長（対数回帰）とし、新政策シナリオにおいては、2020～2040 年は EU 新政策シナリオの価格、 2040～2070 年はそれらのトレ
ンドの延長（対数回帰）とする。また、2014 年価格は欧州の代表的な排出量取引
市場の 2014 年平均価格とし、2020 年価格と線形補完する。

5

５（１）陸上風力諸元のベース

調達価格等算定委員会、業界ヒアリング等

２万 kW

設備利用率

○20％

稼働年数

○25 年
○20 年

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。また、海外では設計耐用年数 20 年を超えても操業（運転）を継続している例もみられる。

28.4 万円/kW⇒56.8 億円

調達価格等算定委員会より（調達価格等算定委員会で想定している建設費 30万円/kW のうち、5.2%相当である接続費用を除いた。）

資本費

モデルプラントの規
模（出力）

建設費

設備の廃棄費
用

建設費の５％

コスト等検証委員会報告書及び調達価格等算定委員会と同規模と想定
調達価格等算定委員会より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。（調達価格等算定委員会でも同様の考え方を採用。）

運転維持費

人件費
修繕費

燃料費
価格変動要因0.600 万円/kW/年

調達価格等算定委員会より

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

技術革新・量産効果○建設費の低下・2020 年 25.5～27.2～28.4 万円/kW・2030 年 20.5～25.2～28.4 万円/kW○運転維持費の低下・2020 年 0.54～0.57～0.60 万円/kW・2030 年 0.43～0.53～0.60 万円/kW○設備利用率の向上・2020 年 20～23％・2030 年 20～23％

諸費
業務分担費
（一般管理費）

燃料費上昇率－2020 年・2030 年の建設費・運転維持費については、2014 年モデルプラントの諸元をベースに、①2014 年単価横ばいとして価格低減を見込まないケース、②IEA の「Technology Roadmap Wind Energy 2013」に従って価格低減するケー
ス、③タービン・電気設備等の費用が国際価格に収斂するケースという、３ケースの幅で設定。
また、2020 年以降の設備利用率については、風車の発電効率の向上・大型化・信頼性及び設備利用率向上のための技術開発を踏まえ、23％を上限とした。
※設備の廃棄費用については、建設費の低減によらず、２０１４年モデルプラ
ントの建設費の５％から変動しないとした。

－

6

５（２）洋上風力
諸元のベース
モデルプラントの規
模（出力）
設備利用率

稼働年数

資本費

建設費

設備の廃棄費
用

調達価格等算定委員会、業界ヒアリング等
3～10 万 kW

○30％
○25 年
○20 年

51.5 万円/kW⇒154.5～515 億円

建設費の５％

洋上風力の調達価格に係る研究会を踏まえ、想定。
調達価格等算定委員会より

陸上風力と同様、ＩＥＣにおいては、風車の設計耐用年数を 20 年と規定されている。また、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。

調達価格等算定委員会で想定している建設費から接続費用相当分（接続費
用３～７万円/kW の中間値である５万円/kW）を除いたもの。
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。（調達価格等算定委員会でも同様の考え方を採用。）

運転維持費

人件費
修繕費

燃料費
価格変動要因2.25 万円/kW/年

調達価格等算定委員会より

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

技術革新・量産効果○建設費の低下・2030 年 44.6～51.5
万円/kW○運転維持費の低下・2030 年 1.95～2.25
万円/kW

諸費
業務分担費
（一般管理費）

燃料費上昇率2030 年の建設費・運転維持費については、2014 年モデルプラントの諸元をベースに、①2014 年単価横ばいとして価格低減を見込まないケース、②IEA の「Technology Roadmap Wind Energy 2013」に従って価格低減するケースという、２ケースの幅で設定。

※設備の廃棄費用については、建設費の低減によらず、２０２０年モデルプラ
ントの建設費の５％から変動しないとした。

－

7

６．地熱発電
諸元のベース
モデルプラントの規
模（出力）
設備利用率

稼働年数

資本費

建設費

設備の廃棄費
用

調達価格等算定委員会、業界ヒアリング等

３万 kW

コスト等検証委員会報告書及び調達価格等算定委員会と同規模と想定○83％

調達価格等算定委員会より

○50 年
○40 年
○30 年

２０１１年コスト等検証委員会報告書以降、想定される稼働年数に大きな変化はな
いと考えられるため、当時実績を踏まえて設定した年数を想定。

79 万円/kW⇒237 億円

建設費の５％

調達価格等算定委員会より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。（調達価格等算定委員会でも同様の考え方を採用。）

運転維持費

人件費
修繕費

燃料費

3.3 万円/kW/年

調達価格等算定委員会より－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。

11％

調達価格等算定委員会より

燃料諸経費

－

－

技術革新・量
産効果－

発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果を想定していない。
（参考）地熱貯留層評価技術等の更なる高度化やスケール・酸性流体対策技術の開発等による経済性の向上が期待される。

燃料費上昇率－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。

諸費
業務分担費
（一般管理費）

初年度価格

所内率
価格変動要因8

７（１）太陽光（住宅用）
諸元のベース

調達価格等算定委員会、業界ヒアリング等

４kW

設備利用率

○12％

稼働年数

○25 年
○20 年

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 10～25 年程度。海外でのコスト分析においても、２０年もしくは２５年が採用されることが一般的。

36.4 万円/kW

調達価格等算定委員会より建設費の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

－

－

修繕費

0.360 万 円
/kW/年

調達価格等算定委員会より

諸費

－

－

業務分担費
（一般管理費）

－

－

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

資本費

モデルプラントの規
模（出力）

建設費
設備の廃棄費用

コスト等検証委員会報告書及び調達価格等算定委員会と同規模と想定
調達価格等算定委員会より

運転維持費
燃料費

○建設費の低下<新政策シナリオ>・2020 年 27.5～29.8 万円/kW・2030 年 20.6～25.8 万円/kW<現行政策シナリオ>・2020 年 28.0～30.3 万円/kW・2030 年 22.0～27.4 万円/kW
価格変動要因技術革新・量産効果

燃料費上昇率○建設費の低下モ ジ ュ ー ル 、 イ ン バ ー タ ー 等 に つ い て は 、 IEA の World
EnergyOutlook の新政策シナリオ・現行政策シナリオの世界の累積生産量をもとに、進歩率 80％でコスト低下する学習効果を見込む。設置工事費については、コスト一定。
また、モジュール、インバーター等が国際水準に収斂していくケースについても検討。

○運転維持費の低下<新政策シナリオ>・2020 年 0.272～0.295 万円/kW・2030 年 0.204～0.255 万円/kW<現行政策シナリオ>・2020 年 0.277～0.300 万円/kW・2030 年 0.217～0.271 万円/kW○運転維持費の低下
建設費の低減率と同等のコスト低減を見込んだ。
○稼働年数の増加
技術開発目標を参考にワーキンググループでの議論をもとに、２０３０年モデルプラントについて３０年を上限とした。

○稼働年数の増加
・2030 年 20～30 年※設備の廃棄費用については、建設費の低減によらず、２０
１４年モデルプラントの建設費の５％から変動しないとした。

－

－

9

７（２）太陽光（メガソーラー）
諸元のベース
モデルプラントの規
模（出力）
設備利用率

稼働年数

建設費

調達価格等算定委員会、業界ヒアリング等
2,000kW

調達価格等算定委員会と同規模と想定○14％

調達価格等算定委員会より

○25 年
○20 年

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。海外でのコスト分析においても、２０年もしくは２５年が採用されることが一般的。

29.4 万 円 /kW ⇒5.88 億円

調達価格等算定委員会より（システム費用に土地造成費を加えたもの）

資本費
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。（調達価格等算定委員会でも同様の考え方を採用。）

0.370 万 円 /kW/
年

調達価格等算定委員会で示された運転維持費から土地賃借料相当分を除いたも
の。

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

設備の廃棄費
用

運転維持費

人件費
修繕費
諸費
業務分担費
（一般管理費）

燃料費○建設費の低下<新政策シナリオ>・2020 年 23.3～24.9 万円/kW・2030 年 18.5～22.2 万円/kW<現行政策シナリオ>・2020 年 23.6～25.3 万円/kW・2030 年 19.4～23.3 万円/kW
価格変動要因技術革新・量産効果○建設費の低下モ ジ ュ ー ル 、 イ ン バ ー タ ー 等 に つ い て は 、 IEA の World
EnergyOutlook の新政策シナリオ・現行政策シナリオの世界の累積生産量をもとに、進歩率 80％でコスト低下する学習効果を見込む。設置工事費については、コスト一定。
また、モジュール、インバーター等が国際水準に収斂していくケースについても検討。

○運転維持費の低下<新政策シナリオ>・2020 年 0.324～0.337 万円/kW・2030 年 0.288～0.316 万円/kW<現行政策シナリオ>・2020 年 0.327～0.339 万円/kW・2030 年 0.295～0.324 万円/kW○運転維持費の低下
建設費の低減率と同等のコスト低減を見込んだ。
○稼働年数の増加
技術開発目標を参考にワーキンググループでの議論をもとに、２０３０年モデルプラントについて３０年を上限とした。
※設備の廃棄費用については、建設費の低減によらず、２０
１４年モデルプラントの建設費の５％から変動しないとした。

○稼働年数の増加
・2030 年 20～30 年
燃料費上昇率－－10

８（１）一般水力
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 kW 2006 年、北海道電力(株) 新忠別 1 万 kW 2006 年 、東北電力(株)森吉 1.1 万 kW 2013 年
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）

建設費64 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

0.9％／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0.1％／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）

13.3％／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

0.4％

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。

技術革新・量産効果－

発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果を想定していない。

燃料費上昇

－

－

CO2 対策費用

－

－

資本費

モデルプラントの規模
（出力）

運転維持費
燃料費

所内率

価格変動要因11

８（２）小水力
諸元のベース

調達価格等算定委員会、業界ヒアリング等

200kW

設備利用率

○60％

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。業界ヒアリングによると、一般的に想定される稼働年数との大きな違いはない。

80 ～ 100 万 円/kW⇒1.6～2.0 億円

調達価格等算定委員会より（接続費用については、建設費からの切り分けが困難であるため、接続費用を含む）

資本費

モデルプラントの規
模（出力）

建設費

コスト等検証委員会報告書及び調達価格等算定委員会と同規模と想定
調達価格等算定委員会より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。（調達価格等算定委員会でも同様の考え方を採用。）

運転維持費
燃料費
価格変動要因設備の廃棄費
用

建設費の５％

人件費

700 万円/年

修繕費

1％／年（建設費における比率）

諸費2％／年（建設費における比率）

業務分担費（一般管理費）

14％／年（直接費における比
率）

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

技術革新・量
産効果－

発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果を想定していない。

燃料費上昇率－－

調達価格等算定委員会より調達価格等算定委員会より調達価格等算定委員会より調達価格等算定委員会より

12

９（１）バイオマス（木質専焼）
諸元のベース
モデルプラント規模
（出力）
設備利用率

調達価格等算定委員会、業界ヒアリング等
5,700kW

調達価格等算定委員会と同規模と想定○87％(調達価格算定委)○80％ ○70％○60％ ○50％

調達価格等算定委員会及び実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定
石炭火力、ＬＮＧ火力、石油火力と同様の数値を記載。

稼働年数

資本費

建設費

設備の廃棄費用○40 年 ○30 年 ○20 年

39.8 万円/kW⇒22.67 億円

建設費の５％

なお、業界ヒアリングによると、一般的なバイオマス発電事業者の場合、15 年～20 年を稼働年数として想定していることが多いが 30 年以上で設計することも可能。
調達価格等算定委員会で想定している建設費から接続費用７千万円を除いたもの
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。（調達価格等算定委員会でも同様の考え方を採用。）

運転維持費

人件費
修繕費

2.7 万円/ｋＷ

調達価格等算定委員会より12,000 円/ｔ

調達価格等算定委員会より燃料費上昇率－

未利用間伐材については、今後、木材自給率向上のための施策（木材運搬用の作業道整備など）の推進により収集・運搬コストの低減が期待される一方で、発電目的での木材需要の増加がコスト増要因となることか
ら、全体では燃料費は横ばいと想定。

必要燃料量60,000t

諸費
業務分担費（一般管理費）
初年度価格

燃料費

所内率
燃料諸経費

価格変動要因技術革新・量産効果

燃料費上昇率

調達価格等算定委員会より（設備利用率が 87％の場合の必要燃料量）

16％

調達価格等算定委員会より750 円/ｔ

調達価格等算定委員会より－発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果は想定していな
い。

－

未利用間伐材については、今後、木材自給率向上のための施策（木材運搬用の作業道整備など）の推進により収集・運搬コストの低減が期待される一方で、発電目的での木材需要の増加がコスト増要因となることか
ら、全体では燃料費は横ばいと想定。

13

９（２）バイオマス（石炭混焼）
諸元のベース

関連事業者へのインタビュー等

モデルプラント規模（出力）80 万 kW

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％
○10％

稼働年数

○40 年
○30 年

石炭火力のモデルプラント（80 万 kW）において、未利用間伐材を混焼するとして設定。
実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

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

建設費

３～５億円

固定価格買取制度開始後に混焼を開始した関連事業者への追加的なインタビュ
ーにより把握。既存の石炭火力発電所において、木質チップを混焼するために必要となる追加コスト（混焼施設整備費）を計上。

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 ofGenerating Electricity 2010 Edition”(2010)が示した値を使用。

人件費

0.1 億円/年

固定価格買取制度開始後に混焼を開始した関連事業者への追加的なインタビ
ューにより把握。木質チップの調達、受入れ、石炭との混合作業等、バイオマス混焼のために必要となる追加の人件費を計上。

修繕費1.8％／年（建設費における比率）

石炭火力のモデルプラント（80 万 kW）において未利用間伐材を混焼することから、石炭火力の数値を引用。石炭火力のサンプルプラントが変わったため、数値
を修正。

諸費

1.5％／年（建設費における比率）

石炭火力のモデルプラント（80 万 kW）において未利用間伐材を混焼することから、石炭火力の数値を引用。石炭火力のサンプルプラントが変わったが、数値は同値。

14.3％／年（直接費における比率）

石炭火力のモデルプラント（80 万 kW）において未利用間伐材を混焼することから、石炭火力の数値を引用。石炭火力のサンプルプラントが変わったため、数値を修正。

12,000 円/t

調達価格等算定委員会より。

燃料費上昇
率

－

未利用間伐材については、今後、木材自給率向上のための施策（木材運搬用の作業道整備など）の推進により収集・運搬コストの低減が期待される一方で、発電目的での木材需要の増加がコスト増要因となることから、全体では燃料費は横ばいと想定している。

燃料発熱量

17.79ＭＪ/kg

固体バイオマス燃料の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

42％

石炭火力のモデルプラント（80 万 kW）において未利用間伐材を混焼することから、石炭火力の数値を引用。石炭火力のサンプルプラントが変わったが、数値は
同値。

業務分担費
（一般管理
費）

初年度価格

燃料費

熱効率

所内率

6.4％

石炭火力のモデルプラント（80 万 kW）において未利用間伐材を混焼することから、石炭火力の数値を引用。石炭火力のサンプルプラントが変わったため、数値を修正。

価格変動要因燃料諸経費

石炭分：2,000 円／ｔ
バ イ オ マ ス 分 ： 750円/ｔ

混焼率に合わせて、石炭火力の燃料諸経費とバイオマスの燃料諸経費を計上。

技術革新・
量産効果

－

混焼にかかる追加的経費について、発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果は想定していない。

－

未利用間伐材については、今後、木材自給率向上のための施策（木材運搬用の作業道整備など）の推進により収集・運搬コストの低減が期待される一方で、発電目的での木材需要の増加がコスト増要因となることから、全体では燃料費は横ばいと想定している。

燃料費上昇
率

14

10（１）ガスコージェネレーション
諸元のベース
モデルプラントの規模（出力）直近５年間に運転開始した設備のデータ（関連事業者へのインタビューによる）

資本費
運転維持費

6700kW

インタビュー事業者の実績平均。

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○40％<参考情報>＊インタビュー事業者の実績平均：68.3％

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。

稼働年数

○30 年
○15 年（法定耐用年数）

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。

建設費12.1 万円／kW

インタビュー事業者の実績平均

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

1.0 万円／kW・年

インタビュー事業者の実績平均。各種点検、プラグ・潤滑油・その他必要部品交換、ｵｰﾊﾞｰﾎｰﾙ等が含まれる。運転時間毎の点検メニューがあり(2,000 時間毎、4,000 時間毎、8,000 時間毎など)、稼働年数を通じた平均値として１年当たりの値を計上。

諸費（修繕費に含む）―（計上せず）―

初年度
価格

842.43 $／t（0.015 $／MJ）

ＬＮＧ全日本通関ＣＩＦ価格の 2014 年平均（ＬＮＧ火力に同じ）。

燃料発
熱量

ＨＨＶ：55.01 MJ／kg（LHV：50.06MJ／kg)

輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量（LNG 火力に同じ）。

燃料諸経費

2700 円／t（0.049 円／MJ）

ＬＮＧ火力に同じ。

初年度
価格

83.26 円／m3

大手ガス事業者３社の都市ガス料金の算定方法を踏まえ、原料価格（Ｌ
ＮＧ）がＬＮＧ全日本通関ＣＩＦ価格の 2014 年平均と同等、為替が 105.24
円/＄だと仮定した場合の都市ガス料金として算出。
なお、ガスコジェネにおいては、大口の都市ガス料金を踏まえて算出。

燃料発
熱量

45MJ／Nm3（HHV）

上記の大手事業者が販売している都市ガスの代表的な標準燃料発熱量。

熱効率

発電効率：36.0％、熱回収効率：29.2％

HHV、発電端における数値。インタビュー事業者の実績平均。

所内率

2.3％

業務分担費
（一般管理費）
ＣＩＦ価格
需要地価格

燃料費

共通
価格変動要因技術革新・量産効果○発電効率向上＊ガスエンジン：
43.8％(2020 年)／
44.7％(2030 年)＊ガスタービン：27.1％(2020 年) ／28.9％(2030 年)（いずれも HHV）

燃料費上昇

・IEA 現行政策シナリオ
・IEA 新政策シナリオ

インタビュー事業者の実績平均。
アドバンスト・コージェネレーション研究会最終報告書による。
○同報告書におけるガスタービン及びガスエンジンの発電効率向上見通し（下記）を採用。
現状
ガスエンジン：49.0％／ガスタービン：30.6％2020 年 ガスエンジン：50％超／ガスタービン：32％超
2030 年 ガスエンジン：51％超／ガスタービン：34％超 （いずれも LHV）
※発電コスト試算においては、上記の発電効率向上の数値をモデルプ
ラントに計上。
現状
発電効率：36.0％／熱回収効率：29.2％
2020 年 発電効率：37.1％／熱回収効率：28.2％2030 年 発電効率：38.4％／熱回収効率：26.9％ （いずれも HHV）
ＣＩＦ価格については、LNG 火力に同じ。
需要地価格については、初年度価格の算定方法を踏まえ、原料価格（ＬＮＧ）がＣＩＦ価格と同様に変化した場合に想定される都市ガス料金を算出。

15

CO2 対策費用

・IEA EU 現行政策シナリ
オ・IEA EU 新政策シナリオ

ＬＮＧ火力に同じ。
なお、排熱価値と合わせて、当該排熱価値を生み出す際に発生することが想定される CO2 対策費用も差し引くこととする。

16

10（２）石油コージェネレーション
諸元のベース
モデルプラントの規模（出力）

関連事業者へのインタビュー

資本費
運転維持費

1500kW

インタビュー事業者の実績平均

設備利用率

○80％
○70％
○60％
○50％
○40％
<参考情報>＊インタビュー事業者の実績平均：36％

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。

稼働年数

○30 年
○15 年（法定耐用年数）

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。

建設費13 万円／kW

インタビュー事業者の実績平均

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

0.79 万円／kW・年

インタビュー事業者の実績平均。エンジン・発電機は各種点検、潤滑油その他部品交換、オーバーホール等が含まれる。運転時間毎の点
検メニューがあり（2,500 時間毎、5,000 時間毎、10,000 時間毎、20,000
時間毎など）、稼働年数を通じた平均値として１年当たりの値を計上。

諸費（修繕費に含む）―（計上せず）―

初年度
価格

105.11 $／bbl（0.016 $／MJ）

原油全日本通関 CIF 価格の 2014 年平均（石油火力に同じ）。

燃料発
熱量

HHV：41.16MJ／ｌ（LHV：39.05MJ／ｌ)

石油火力に同じ。

燃料諸経費

9300 円／kl（0.226 円/MJ）

石油火力に同じ。

初年度
価格

92.35 円/l

2010 年から 2014 年における、石油製品価格調査の産業用価格（A 重油）の平均値を踏まえ、原料価格（原油）が原油全日本通関ＣＩＦ価格の 2014 年平均と同等、為替が 105.24 円/＄だと仮定した場合の A 重
油価格として算出。

燃料発
熱量

HHV：38.90MJ/l（LHV：36.73MJ/l）

A 重油の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量
及び炭素排出係数一覧。）

熱効率

発電効率：32.9％、熱回収効率：22.7％

HHV、発電端における数値。インタビュー事業者の実績平均。

所内率

3％

技術革新・量産効
果－

業務分担費（一般
管理費）

ＣＩＦ価
格

燃料費
需要地
価格

共通

価格変動要因

燃料費上昇

・IEA 現行政策シナリオ
・IEA 新政策シナリオ

CO2 対策費用

・IEA EU 現行政策シナ
リオ
・IEA EU 新政策シナリ
オ

インタビュー事業者の実績平均
発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果を想定していない。（参考）ディーゼルエンジンの効率向上による発電効率の改善が期待される。
ＣＩＦ価格については、石油火力に同じ。
需要地価格については、初年度価格の算出方法を踏まえ、原料価格（原油）がＣＩＦ価格と同様に変化した場合に想定されるＡ重油料金を算出。
石油火力に同じ。
なお、排熱価値と合わせて、当該排熱価値を生み出す際に発生することが想定されるＣＯ２対策費用も差し引くこととする。

17

11．燃料電池
諸元のベース
モデルプラントの規模（出力）エネファーム補助金のデータ、事業者へのヒアリング等から試算

資本費

市販されている機器の標準的な出力

設備利用率○46.8％

事業者へのヒアリングによる数値。

稼働年数

○10 年
○6 年（法定耐用年数）

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

建設費182.0 万円/kW

工事費込み。補助金における申請額の平均 144.9 万円/台（工事費込み。販売価格ベース）からガス給湯器（エコジョーズ）の販売価格を控除。

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 Costsof 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

3.44 万円／kW・年

事業者へのヒアリングによる数値。
メンテナンス費及び修理費の合算値。

諸費（修繕費に含む）

消耗品費など（計上せず）－

初年度
価格

842.43 $／t（0.015 $／MJ）

ＬＮＧ全日本通関ＣＩＦ価格の 2014 年平均（ＬＮＧ火力に同じ）。

燃料
発熱量

ＨＨＶ：55.01 MJ／kg（LHV：50.06MJ／kg)

輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量（LNG 火力に同じ）。

燃料
諸経費

2700 円／t（0.049 円／MJ）

LNG 火力に同じ。

初年度
価格

110.19 円／m3

大手ガス事業者４社の都市ガス料金の算定方法を踏まえ、原料価格（ＬＮＧ）
がＬＮＧ全日本通関ＣＩＦ価格の 2014 年平均と同等、為替が 105.24 円/＄だと仮定した場合の都市ガス料金として算出。
なお、燃料電池においては、家庭用の都市ガス料金を踏まえて算出。

燃料
発熱量

45MJ／Nm3（HHV）

上記の大手事業者が販売している都市ガスの代表的な標準燃料発熱量。

熱効率

発 電 効 率 ： 35.7 ％ 、熱回収効率：49.8％

HHV、発電端における数値。
市販されている最新機種の数値を平均したもの。

所内率（計上せず）－○設備利用率の向上○49.5％○71.4％SOFC の割合が増えるため設備利用率が向上。
また、将来的に発電した電力を売電することにより稼働率が向上しうることも見込み複数条件を設定。

○価格低下
2020 年：68.6 万円/kW2030 年：42.9 万円/kW

工事費込み。平成 26 年 6 月に策定された「水素・燃料電池戦略ロードマップ」に基づき算出。

○稼働年数の増加
2020 年：15 年
2030 年：15 年

事業者へのヒアリングによる数値。
2020 年及び 2030 年については、技術開発による耐久性の向上を加味して15 年と設定。

運転維持費

0.7kW

業務分担費
（一般管理費）
ＣＩＦ価格
需要地価格

燃料費

共通
価格変動要因技術革新・量産効果○修繕費の低下2020 年：0.71 万円/kW・年
2030 年：0.47 万円/kW・年

事業者へのヒアリングによる数値。
2020 年以降については、定期メンテナンスが不要となるとともに、機器費用の低下に伴い構成部品価格が低下し、修理費が低減すると想定。

18

○発電効率向上
2020 年：
発電効率 ：39.4％
熱回収効率：44.1％
2030 年：
発電効率 ：43.0％
熱回収効率：40.5％

HHV、発電端における数値。
（独）新エネルギー・産業技術総合開発機構が公表している「燃料電池・水素技術開発ロードマップ 2010」を踏まえて、将来の発電効率向上を想定。

燃料費上昇

・IEA 現行政策シナ
リオ
・ IEA 新 政 策 シ ナ リオ

ＣＩＦ価格については、LNG 火力に同じ。
需要地価格については、初年度価格の算定方法を踏まえ、原料価格（ＬＮＧ）
がＣＩＦ価格と同様に変化した場合に想定される都市ガス料金を算出。

CO2 対策費用

・IEA EU 現行政策
シナリオ
・IEA EU 新政策シナリオ

ガスコージェネレーションに同じ。

19