バイオマスネットワークフォーラム2021 資料「FIT制度に関する最近の検討状況」について

令和3年2月22日
経済産業省 北海道経済産業局
資源エネルギー環境部 エネルギー対策課
1

Ⅰ．FIT制度及び新たなFIP制度の検討状況

Ⅱ．FIT制度適用のための地域活用要件について

Ⅲ．基幹系統におけるノンファーム型接続の検討状況

2

エネルギー供給強靱化法における再エネ主力電源化に向けた主要改正項目
１．電源の特性に応じた制度構築 （→ 競争力ある再エネ産業への進化） 再エネの利用を総合的に推進する観点から、「FIT法」から「再エネ促進法」に改正。

【再エネ促進法】

 市場連動型のFIP制度の創設【再エネ促進法】
 固定価格買取（FIT制度）に加え、新たに、市場価格に一定のプレミアムを上乗せして交付する制度(FIP制度)を創設。

 分散型電力システムの促進【電気事業法】
 地域において分散小型の電源等を含む配電網を運営しつつ、緊急時には独立したネットワークとして運用可能となるよう、配電事業を法律上位置付け。
 分散型電源等を束ねて電気の供給を行う事業(アグリゲーター)を法律上位置付け。

２．再エネの大量導入を支える次世代電力NW （→ 再エネを支えるNW等の社会インフラの整備）
 マスタープランの法定化【電気事業法】
 電力広域機関に、将来を見据えた広域系統整備計画策定業務を追加。

 系統増強費用への賦課金投入【再エネ促進法】
 将来を見据えた広域系統整備計画(プッシュ型系統整備) を踏まえ、再エネの導入拡大に必要な地域間連系
線等の送電網の増強費用の一部を、賦課金方式で全国で支える制度を創設。

３．適正な事業規律 （→ 再エネと共生する地域社会の構築）
 太陽光発電の廃棄費用の外部積立義務化【再エネ促進法】
 事業用太陽光発電事業者に、廃棄費用の外部積立を原則義務化。

 長期未稼働に対する失効制度 【再エネ促進法】
 系統が有効活用されない状況を是正するため、認定後、一定期間内に運転開始しない場合、認定を失効。
3

再エネ型経済社会の創造にむけて(参考）2020年7月17日（金）梶山大臣 会見発言
「再エネ経済創造プランについて」

 具体的には、以下のような論点について、「再エネ型の経済社会の創造」に向けた課題の特定と対策案の検討を進めていく。
１）産業： 諸外国ではビジネスベースでの再エネの導入が進みつつある中で、どのように低コスト・安定的な導入を可能とする「競争力ある産業」に進化させていくか。
２）社会基盤： 分散型の再エネを効率的・大量に利用可能な経済社会システムの構築に向けて、電力系統などの「産業社会インフラ」の整備をどのように進めていくか。
３）地域社会： 再エネが地域や社会から受容され、持続可能な形で導入が拡大してくような「再エネ型の地域社会」をどのように構築していくか。
＜これまで＞：再エネの導入拡大と課題の克服
（課題）

FIT創設

発電コスト
事業規律
系統制約
etc.
脱炭素化への挑戦

FIT抜本見直し
FIP制度
廃棄費用積立制度
系統賦課金 etc.

＜今後＞：再エネ型経済社会の創造
再エネ
価値の
更なる
高まり

新型コロナ感染拡大①競争力ある再エネ産業への進化②再エネを支える社会インフラの整備③再エネと共生する地域社会の構築
再エネを核とした経済へ
4

再エネ型経済社会の創造に向けた10の論点 ①
論点１：競争力ある再エネ産業～コスト低減、電力市場への統合に向け、再エネを競争力ある産業に進化～（１）FIP制度の導入とアグリゲータービジネスの活性化●FIP制度の詳細設計（市場価格の変動に対応する売電行動を促す仕組み）●再エネ・分散型リソースの活用を促進するような周辺ビジネスの創出（特に、アグリゲーターの育成）（２）分散型電源の導入加速化、需要家意識改革●再エネコスト低減が進む中での導入拡大策（３）蓄電池の普及拡大●（１）・（２）を踏まえた蓄電池の普及拡大に向けたコスト低減の方策（４）洋上風力の競争力強化●再エネ海域利用法の法執行による着実な案件創出●競争力強化・コスト低減の同時達成のための官民での「中長期ビジョン」の策定

論点２：再エネを支えるNW等の社会インフラの整備～系統制約の影響を抑えつつ、中長期的な社会インフラ整備を着実に実施～（５）基幹送電線利用ルールの見直し●2021年中のノンファーム型接続の全国展開に向けた課題抽出とルール作り●地内線における先着優先ルールの見直し（６）電源ポテンシャルを踏まえたプッシュ型の系統形成●マスタープラン策定にあたり、再エネポテンシャルの考え方と系統増強費用の負担ルールの設計（７）産業基盤の整備（革新的技術開発等）●世界をリードするための次世代技術、系統以外の産業インフラの構築

5

再エネ型経済社会の創造に向けた10の論点 ②
論点３：再エネと共生する地域社会の構築～地域社会の要請に応え、理解・信頼を得て、事業を運営～（８）地域の理解・信頼を得るための事業規律の適正化●拡充する公表情報の内容具体化、事業規律適正化に向けた方策●太陽光廃棄費用の外部積立制度に係る詳細ルールの整備（９）認定失効制度●制度趣旨を踏まえた、詳細ルールの早期具体化（１０）地域の要請に応えた持続可能な取組による地域定着の促進●地域に価値をもたらし、地域で必要とされる再エネを適切に評価・普及させていく仕組みの検討（地域活用要件、分散型エネルギーシステム）●木質バイオマス燃料の国産資源の燃料コスト削減・安定供給確保方策●持続可能性基準（食料競合、ライフサイクルGHG）の具体化

6

市場連動型の導入支援（FIP制度）

2020/07/22 再エネ大量導入・次世代NW小委員会（第18回）・再エネ主力化小委員会（第6回）合同会議 資料2（一部加工）

 大規模太陽光・風力等の競争力ある電源への成長が見込まれるものは、欧州等と同様、電力市場と連動した支援制度へ移行。
FIT制度

価格が一定で、収入はいつ発電しても同じ

FIP制度* 需要ピーク時（市場価格が高い）に供給量を増やすインセンティブなし
補助後の収入（調達価格）（売電価格）

補助額（プレミアム）が一定で、収入は市場価格に連動* 需要ピーク時（市場価格が高い）に蓄電池の活用などで供給量を増やすインセンティブあり※補助額は、市場価格の水準にあわせて一定の頻度で更新

補助後の収入（売電価格）

市場価格

プレミアム

市場価格

補助後の収入水準（基準価格（FIP価格））
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23（ 時 ）１日の電力需要と太陽光発電の供給量

電力量
[kWh]

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23（ 時 ）

夕方に需要
ピーク

電力需要

電力供給量
（FIT制度）

0時

夕方に発電量が減少12時

電力供給量（FIP制度）24時

7【参考２】これまでのFIP制度に関する議論の整理

FIP制度の詳細設計8

【参考２】これまでのFIP制度に関する議論の整理

FIP制度の詳細設計（これまでご審議いただいた内容の整理）
論点

【論点１】
FIP制度の詳細設計に向けた基本的な方針【論点２】
交付対象区分等の決定及び入札を実施す
る 交付対象区分等の指定【論点３】
基準価格（FIP価格）及び交付期間の決定

整理の方向性

電力市場への統合を促しながら、投資インセンティブが確保されるように支援する制度。FIP制度を構成する各要素について、FIT制度から他電源と共通の環境下で競争するまでの途中経過に位置付けられるように詳細設計を行う。



FIP制度を取り巻く各要素が電力市場をなるべく的確に反映する。



過度な不確実性を抑え、シンプルに仕上げる観点も重要。



国内における電源毎の状況、事業環境等をふまえながら、調達価格等算定委員会の意見を尊重して決定。

FIT認定事業者が希望するのであれば、FIP制度への移行認定を認める方向（要件は論点12）。



新規認定：各区分等の基準価格は、FIP制度導入当初は、各区分等の調達価格と同水準。各区分等の交付期間は、各区分等の調達期間と同じとする方向。



移行認定：FIP制度への移行は価格変更される事業計画の変更に該当せず、基準価格は調達価格と同水準。交付期間は、調達期間の残存期間とする方向。

kWh価値は、卸電力取引市場の価格をベースに、以下のとおり参照する。
① 市場価格指標：エリアプライスをもとに、スポット市場と時間前市場の価格を加重平均② 自然変動電源の発電特性：各一般送配電事業者が公表するエリアの供給実績（電源種別、1時間値）を利用して、市場価格指標の加重平均を取る。

【論点４】
卸電力取引市場の価格の参照方法③ 市場参照期間・市場参照時期：前年度年間平均市場価格＋月間補正価格（当年度月間平均市場価格－前年度月間平均
市場価格）により参照価格を算定。
④ プレミアムの交付頻度：１ヶ月【その他論点】
出力制御が発生するような時間帯
におけるプレミアム



スポット市場におけるエリアプライスが0.01円/kWhになった各30分コマ・エリアを対象に、プレミアムを交付せず、その分のプレミアムに相当する額を、上記以外の各30分コマ・同一エリアを対象に割り付ける。

9【参考１】調達価格等算定委員会における議論【論点2】2022年度（施行初年度）におけるFIP対象電源（新規認定）
 現在、調達価格等算定委員会において審議されている、2022年度（FIP制度施行初年度）における付対象区分等」（新規認定）の方向性は、以下の表のとおり。
「交付 電源によって、一定規模以上は新規認定でFIP制度のみ認められるようになることに加え、新規認定でFIT制度が認められる対象についても、50kw以上については、事業者が希望する場合はFIP制度の新規認定を選択可能とする方向で審議されている。

(注1) →(注2) →(注3) →（注１）一般木質等：一般木質バイオマス･農作物の収穫に伴って生じるバイオマス固体燃料（製材端材、輸入材、剪定枝、パーム椰子殻、パームトランク）（注２）液体燃料：農作物の収穫に伴って生じるバイオマス液体燃料（パーム油）（注３）その他：バイオマス由来のメタン発酵ガス（下水汚泥･家畜糞尿･食品残さ由来のメタンガス）、間伐材等由来の木質バイオマス（間伐材、主伐材）、建設資材廃棄物（建設資材廃棄物(リサイクル木材)、その他木材）、廃棄物･その他バイオマス（剪定枝･木くず、紙、食品残さ、廃食用油、黒液）

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【参考１】調達価格等算定委員会における議論【論点2】 2022年度（施行初年度）におけるFIP対象電源（移行認定）
 既にFIT認定を受けている電源については、FIP制度への移行を促して、アグリゲーション・ビジネス活性化や再エ
ネ市場統合を進めるという視点が重要であることから、FIT認定事業者が希望するのであれば、FIP制度への移行認定を認める方向で、調達価格等算定委員会で審議されている。
 また、移行認定を認める範囲については、多数かつ多様な事業者がFIT認定を受けていることを踏まえ、FIP制
度導入当初は、全電源共通で50kW以上（高圧・特別高圧）に限ることとし、FIP制度の運用状況を見極めながら、その範囲拡大を検討する方向で、審議されている。
＜移行認定を認める対象となる50kW以上のFIT認定事業（2020年6月末時点）＞
電源種別

認定件数（件）

認定容量（kW）

太陽光発電

38,27845,469,990

風力発電

402

8,896,197

地熱発電

54

99,884中小水力発電498

1,298,181

バイオマス発電622

8,260,355

39,85464,024,606

合計

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【参考１】調達価格等算定委員会における議論【論点3】基準価格（FIP価格）及び交付期間
 調達価格等算定委員会において、新規認定に係る基準価格及び交付期間について、各区分等の基準価格は、FIP制度導入当初は、各区分等の調達価格と同水準とし、また、各区分等の交付期間は、各区分等の調達期間と同じとする方向で、審議されている。
 既認定が移行する場合については、FIP制度への移行は価格変更される事業計画の変更に該当せず、基準価
格は調達価格と同水準とし、また、交付期間は、調達期間の残存期間とする方向で、審議されている。
2020/11/27 第63回調達価格等算定委員会 資料１（一部加工）＜基準価格、交付期間について＞
 新規認定に係るFIP制度の下における基準価格、交付期間については、合同会議での議論をふまえると、各区分等の基準
価格は、FIP制度導入当初は、各区分等の調達価格と同水準とし、また、各区分等の交付期間は、各区分等の調達期間と同じとすることが適切ではないか。
※ ただし、地域活用要件に対応するために調達価格が高く設定されている場合については、その分の扱いについては整理することが必要。

 既認定しているものが移行する場合については、FIP制度への移行は価格変更される事業計画の変更に該当せず、基準価格は調達価格と同水準とし、また、交付期間は、調達期間の残存期間とすべきではないか。
※ 事業用太陽光については、FIP制度では、適用される基準価格がしっかりとコスト低減された太陽光発電に限り、事後的な蓄電池の併設を、基準価格の変更なしに認めることとしているところ、FIP制度への移行を認めるときの事後的な蓄電池の併設の扱いについて、検討する必要があるのではないか。

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（参考）FIT制度における調達価格及び調達期間
電源【調達期間】

2012年度

2013年度

2014年度

2015年度

2016年度

2017年度

2018年度

入札制

入札制（2,000kW以上）

事業用太陽光(10kW以上)
【20年】

４０円

３６円

３２円

２９円※1
２７円

２４円

※1 7/1～（利潤配慮期間終了後）

２１円（10kW以上
2,000kW未満）

2019年度(500kW以上)

１８円

１４円

(10kW以上
2,000kW未満)(10kW以上
500kW未満)

2020年度

2021年度

2022年度
以降

価格目標

入札制

(250kW以上)

１2円(50kW以上
250kW未満)

１3円※２

７円
(2025
年)

(10kW以上
50kW未満)住宅用太陽光（10kW未満）【10年】

風力【20年】 ※4

バイオマス
【20年】
※５ ※６ ※７

４２円

３８円

３７円

３３円
３５円※3

２８円
３０円※3

２６円
２８円※3

２４円
２６円※3

２１円

２０円

１９円

１８円

※3 出力制御対応機器設置義務あり(2020年度以降は設置義務の有無にかかわらず同区分)

21円

２２円(20kW以上)/５５円(20kW未満)(20kW以上)３６円(洋上風力（着床式・浮体式）)
２４円 ２１円

２４円(バイオマス液体燃料)（20,000kW以上）

２４円(一般木材等)（20,000kW以上）

２４円

※5

３６円（着床式）

２４円 ２１円
２４円

入札制

（着床式）

入札制
入札制

（10,000kW以上）

２４円
24円（10,000kW未満）

入札制（10,000kW以上）

２４円（10,000kW未満）

２６円(15,000kW以上)
４０円(15,000kW未満)

２４円(1,000kW以上30,000kW未満)

２4円

２９円(200kW以上1,000kW未満)
３４円(200kW未満)

８～９円
(2030
年)

入札制

３２円(2,000kW以上)
４０円(2,000kW未満)
その他（１３円(建設資材廃棄物)、１７円(一般廃棄物その他バイオマス)、３９円（メタン発酵バイオガス発電 ※５））

地熱【15年】 ※4

卸電力
市場価格(2025年)３６円(浮体式）(20,000kW未満)(20,000kW未満)

３２円(未利用材)

水力【20年】 ※4

３１円
３３円※3

FIT制度
からの
中長期的な
自立化を
目指す

２０円(5,000kW以上30,000kW未満)
２７円 (1,000kW以上5,000kW未満)※２ 10kW以上50kW未満の事業用太陽光発電には、2020年度から自家消費型の地域活用要件を設定する。ただし、営農型太陽光は、10年間の農地転用許可が認められ得る案件は、自家消費を行わない案件であっても、災害時の活用が可能であればFIT制度の新規認定対象とする。
※４ 風力・地熱・水力のリプレースについては、別途、新規認定より低い買取価格を適用。 ※５ 主産物・副産物を原料とするメタン発酵バイオガス発電は、一般木材区分において取扱う。
※６ 新規燃料については、食料競合について調達価格等算定委員会とは別の場において専門的・技術的な検討を行った上で、その判断のための基準を策定し、当該基準に照らして、食料競合への懸念が認められる燃料については、そのおそれがないことが確認されるまでの間は、FIT制度の対象としない。食料競合への懸念が認められない燃料については、ライフサイクルGHG排出量の論点を調達価格等算定委員会とは別の場において専門的・技術的な検討を継続した上で、ライフサイクルGHG排出量を含めた持続可能性基準を満たしたものは、FIT制度の対象とする。
※７ 石炭（ごみ処理焼却施設で混焼されるコークス以外）との混焼を行うものは、2019年度（一般廃棄物その他バイオマスは2021年度）からFIT制度の新規認定対象とならない。また、2018年度以前（一般廃棄物その他バイオマスは2020年度以前）に既に認定を受けた案件が容量市場の適用を受ける場合はFIT制度の対象から外す。

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Ⅰ．FIT制度及び新たなFIP制度の検討状況

Ⅱ．FIT制度適用のための地域活用要件について

Ⅲ．基幹系統におけるノンファーム型接続の検討状況

14【論点２】交付対象区分等の決定及び入札を実施する交付対象区分等の指定（参考）地域活用電源に係る制度の考え方

2020/07/22 再エネ大量導入・次世代NW小委員会（第18回）・再エネ主力化小委員会（第6回）合同会議 資料2 一部加工

 地域活用電源については、レジリエンスの強化・エネルギーの地産地消に資するよう、電源の立地制約等の特性に応じ、FIT認定の要件として、自家消費や地域一体的な活用を促す地域活用要件を設定。
小規模太陽光小規模水力・小規模地熱・バイオマス（立地制約：小）（立地制約：大）⇒ 低圧太陽光（10-50kW）は、2020年４月から自家消費型にFIT適用（注１）⇒ 一定規模未満（注３）は、2022年４月から地域一体型にFIT適用（注４）＜自家消費型要件＞＝①②の両方＜地域一体型要件＞＝①～③のいずれか（今後更に検討）（需給一体型モデルの拡大：住宅から店舗/工場へ）① 再エネ発電設備の設置場所で少なくとも30％の自家消費等を実施すること（注２）② 災害時に自立運転を行い、給電用コンセントを一般の用に供すること（レジリエンス強化・エネルギー地産地消を促進）① 災害時に再エネ発電設備で発電された電気を活用することを、自治体の防災計画等に位置付け② 災害時に再エネ発電設備で産出された熱を活用することを、自治体の防災計画等に位置付け③ 自治体が自ら事業を実施するもの、又は自治体が事業に直接出資するもの

余剰を売電

自治体

災害時の
自立運転機能

通常時

バイオマス
発電設備

（例）
・地域新電力へ売電
・工場内で自家消費・隣接施設で熱利用

避難所等

防災計画等へ位置付け（注１）高圧（50kW）以上の太陽光は、地域での活用実態を踏まえて、今後、地域活用の在り方を検討。（2020年度はFIT認定の要件として地域活用を求めない。）（注２）農地一時転用許可期間が10年間となり得る営農型太陽光は、自家消費等を行わないものであっても、災害時活用を条件に、FIT制度の対象とする。
（注３）2022年度に地域活用電源となり得る可能性がある規模：1,000kW未満の小規模水力、2,000kW未満の小規模地熱、10,000kW未満のバイオマス。
（注４）自家消費型の要件も認めることとし、その詳細は、今後引き続き検討。

携帯電話充電や災害時
熱利用(シャワー設備)

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（参考）地域活用要件の具体内容② 地域一体型

調達価格等算定委員会（第65回）（2020年12月23日）事務局資料より抜粋

 災害時に熱や電気を活用することを自治体の防災計画等に位置付けることについては、実行可能性の観点から「防災計画等」を柔軟に認めてはどうか。ただし、その主体については、明確性を確保する観点から、引き続き、自治体（地方公共団体）に限ることとしてはどうか。
 具体的には以下のとおり。
地域一体型の地域活用要件①災害時に再エネ発電設備で発電された電気を活用することを、自治体の防災計画等に位置付け②災害時に再エネ発電設備で産出された熱を活用することを、自治体の防災計画等に位置付け
以下のいずれかの要件を満たすこと
 当該事業計画に係る再生可能エネルギー発電設備が所在する地方公共団体の名義（第三者との共同名義含む）の取り決めにおいて、当該発電設備による災害時を含む電気又は熱の当該地方公共団体内への供給が、 位置付けられているもの。

16

（参考）地域活用要件の具体内容➂ 地域一体型（続）

調達価格等算定委員会（第65回）（2020年12月23日）事務局資料より抜粋

 自治体が直接出資するものについて、自治体（地方公共団体）が出資する先の主体は、金額の多寡を問わず、地方公共団体から認められていると考え、出資額の金額の多寡は問わないこととしてはどうか。
 また、発電事業のみならず、電気供給先の小売電気事業者等が地方公共団体が自ら事業を実施または直接出資ものについても認めてはどうか。
 具体的には以下のとおり。
地域一体型の地域活用要件（続）➂自治体が自ら事業を実施するもの、又は自治体が事業に直接出資するもの
以下のいずれかの要件を満たすこと

 地方公共団体が自ら事業を実施または直接出資するもの
 地方公共団体が自ら事業を実施または直接出資する小売電気事業者または登録特定送配電事業者に、当該事業計画に係る再生可能エネルギー発電設備による電気を再生可能エネルギー電気特定卸供給により供給する
もの
17

（２）バイオマス発電の地域活用要件（案） 2020/12/23の本委員会（第65回）において、「バイオマス発電については、出力抑制の時間帯には抑制することになっているはずである。FIT制度にすることの弊害に鑑みて、必要な場面では50％以下に出力を下げられることを条件に追加 すべき。」という御意見を、委員からいただいた。
 「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」（資源エネルギー庁）では、「バイオマス発電設備（地域資源バ
イオマス電源※であって、燃料貯蔵や技術に由来する制約等により出力の抑制が困難なものを除く。）は発電出力を技術
的に合理的な範囲で最大限抑制することができるよう努めることとし、その最低出力を多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備する等の対策を行うものとする。ただし、自家消費を主な目的とした発電設備等については、個別の事情を踏まえ対策の内容を協議するものとする。」と規定している。※地域に存するバイオマスの有効活用に資するなどの要件を満たすバイオマ
ス発電設備をいう。

 個別のバイオマス発電設備の出力制御における具体的な最低出力は、上記ガイドラインに則り、各一般送配電事業者とバ
イオマス発電事業者間で協議して設定されることとなっており、そうしたなかで、最低出力を50％超として設定されている専焼
バイオマス発電もある。
 上記ガイドラインにおいて、「最低出力を多くとも50％以下に抑制するために必要な機能を具備する等の対策を行うものとする」とされているなかで、個別の事情により例外を認めていることをふまえると、現時点では、地域活用要件として最低出力を多くとも50％以下にすることを求めるのではなく、まずは例外とされる事情について、総合資源エネルギー調査会系統ワー
キンググループにて、より詳細に整理・検証をしていただくべきではないか。その上で、今後、必要に応じて、本委員会において地域活用要件として設定することを検討することとしてはどうか。

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Ⅰ．FIT制度及び新たなFIP制度の検討状況

Ⅱ．FIT制度適用のための地域活用要件について

Ⅲ．基幹系統におけるノンファーム型接続の検討状況

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(参考)再生可能エネルギー導入拡大に向けた課題

11/17 基本政策分科会資料①
出力変動への対応（調整力の確保） 変動再エネ（太陽光・風力）は、自然条件によって出力変動するため、需給を一致させる「調整力」が必要。
現在は調整電源として火力・揚水に依存。
 調整力が適切に確保できないと、再エネを出力制御する必要。結果として、再エネの収益性が悪化し、再エネ投資が進まない可能性。
 今後、変動再エネの導入量が増加する中で、①調整力の脱炭素化（水素、蓄電池、CCUS/カーボンリサイク
ル付火力、バイオマス、デマンドレスポンス等）を図りつつ、②必要な調整力の量を確保する、といった課題をどのように克服していくか。

②
送電容量
の確保

 再エネポテンシャルの大きい地域（北海道等）と大規模需要地（東京等）が離れているため、送電容量が不足した場合には、物理的に送電ができず再エネの活用が困難。
 特に北海道については、北海道内の需要規模が小さいこともあり、導入拡大が難しい状況。
 社会的な費用に対して得られる便益を評価しながら、どのように送電網の整備を進めていくか。

 突発的な事故の際に、周波数を維持しブラックアウトを避けるためには、系統全体で一定の慣性力（火力発電等のタービンが回転し続ける力）の確保が必要。
系統の安定性維持
 太陽光・風力は慣性力を有していないため、その割合が増加すると、系統の安定性を維持できない可能性。
（慣性力の確保） その克服に向けて、疑似慣性力の開発等を進めていく必要があるが、現時点では確立した技術がない状況。
③

④
自然条件や
社会制約への対応 自然条件に左右される再エネの導入にあたっては、平地や遠浅の海が少なく、また日射量も多くない我が国の自然条件を考慮する必要。
 また、他の利用（農業、漁業）との調和、景観・環境への影響配慮を含む地域等との調整が必要。
 導入できる適地が限られている中で、各電源毎の現状・課題を踏まえ、どのように案件形成を進めていくか。

⑤
コストの受容性 上記のような諸課題を克服していくためには、大規模な投資が必要。また、適地が限られている中で大量導入した場合には、適地不足により今後コストが上昇するおそれ。
 既に再エネ賦課金の負担が大きくなっている中で、こうしたコスト負担への社会的受容性をどのように考えるか。また、イノベーションの実現が不確実な中で、どのようにリスクに備えた対応をしていくべきか。

（注）これらの課題以外にも、今後検討を深める中で生じる様々な課題について対応策を検討する必要がある。

20

（参考）系統容量の確保に向けた現状・課題・対応策

11/17 基本政策分科会資料【現状・課題】〇風力発電のための風況の良い区域は、北海道・東北に集中。大きな需要地（首都圏等）で活用するためには、系統
容量（連系線や基幹系統）を確保する必要。
①北海道と東北の連系線
・現状90万kW(0.9GW)。今後120万kW(1.2GW)への拡大を予定。
・洋上風力の導入拡大を踏まえると大規模な送電容量の確保が必要。
※洋上風力の官民協議会においては、2030年までに1,000万kW、2040年までに3,000万kWといった議論がされており、その一定割合が北海道・東北で実施されることが期待される。
一方で、北海道内の需要規模は最大で500万kW程度であり、北海道内での消費には限界が存在。
②域内の基幹系統
・北海道、東北、東京については域内の基幹系統にも空き容量がない箇所が多く、北海道から東京まで電力を運ぶ
ためには、こうした基幹系統の整備も必要。
○また、レジリエンスの強化・分散型再エネ導入の観点から、マイクログリッドの構築や配電ビジネスの促進を図っていく
ことが重要。
対応策
 将来の電源ポテンシャルを踏まえたマスタープランを策定し、その増強費用を全国で支える仕組みを整備。この仕組みに基づいた、計画的な系統整備の実施。
 既存系統の有効活用の観点から、「ノンファーム型接続」の全国展開や、再エネが石炭火力等より優先的に基幹系統を利用できるように、利用ルールの見直しを検討する。
 地域マイクログリッドの構築支援等を進めていく。

21

送電容量上の制約における現行の出力制御ルール
 出力制御の要因としては、九州で既に生じている需給バランス上の制約と、今回の議論の焦点である
送電容量上の制約の主に２種類がある。送電容量上の制約への対応において、再給電方式を採用する場合、市場主導型の方式と異なり、あらかじめ出力制御の順番などを決めておく必要がある。
 送電容量上の制約における現行の出力制御ルールは、ファーム型接続の電源は先着優先ルールに基づき出力制御を行わず、ノンファーム型接続をした電源を一律に制御する方針が、電力広域機関の委員会において合意されている。
 他方、このような送電容量上の制約における出力制御ルールは、ノンファーム型接続をした再エネより、CO2排出があり燃料費もかかるファーム型接続をした石炭火力等が優先されている状態であることから、
既存のファーム型接続をした石炭火力等を含めて、出力制御のルールの見直しを検討してきた。
送電線の容量に空きがある場合、送電可能。
⇒2021年中に全国展開
送電可能容量ノンファーム型接続の再エネ

送電可能容量を超えると、先に接続していた電源が優先され、出力制御を受ける。
⇒見直しを検討
出力制御

空容量

先に接続していた火力電源

通常時

混雑時

22

令和２年７月13日 第26回電力・ガス基本政策小委員会事務局資料

日本版コネクト＆マネージの進捗状況と残された課題
従来の運用

見直しの方向性

実施状況

①空き容量
の算定

全電源フル稼働実態に近い想定（再エネは最大実績値）

2018年4月から実施※１
約590万kWの空き容量拡大を確認

②緊急時用
の枠

半分程度を確保

事故時に瞬時遮断する装置の設置により、枠を開放

2018年10月から一部実施※１
約4040万kWの接続可能容量を確認

一定の条件(系統混雑時の制御)による新規接続を許容

2019年9月から千葉エリア、2020年1月から北東北エリア及び鹿島エリアにおいて先行的に実施。その他の地域でも、今後、展開を図っていくことが必要。

③ノンファーム型の接続
設備容量

通常は想定せず

従来の運用【緊急時用に確保】

風力
運用容量

見直しの方向性② ※２※３
③※２※３

①

(斜線部)

太陽光
火力

火力

太陽光

※１ 最上位電圧の変電所単位で評価したものであり、全ての系統の効果を詳細に評価したものではない。
※２ 周波数変動等の制約により、設備容量まで拡大できない場合がある。
※３ 電制装置の設置が必要。

風力23

基幹系統におけるノンファーム型接続の全国展開に向けた準備状況
 前回の本小委員会にて、全国の空き容量の無い基幹系統において、ノンファーム型接続を2021年1月上旬にも受付開始するとされたが、新型コロナウイルス対策として1月11日までの休暇延長を企業に政府が要請したことを踏まえ、全国一斉に2021年1月13日より開始するよう準備中。（受付開始済み）
 このような内容や具体的な契約内容などの周知のために、主に以下を実施予定。
 ① ホームページ（HP）において関連情報を掲載
 各一般送配電事業者のHPにおいて、各書類などを掲載
 各一般送配電事業者の空き容量マップ等の中で、ノンファーム型接続の対象となった時点で、当該系統を明示
 電力広域機関HPや資源エネルギー庁HP（なるほど！グリッド）において、制度概要および制度のＱ＆Ａや各社のHPのリンクなどを掲載
 ② メール等による周知 電力広域機関の会員（全ての電力事業者）向け
 再エネの各業界団体による会員向け

24

（参考）接続契約までの具体的なスケジュール

2020年10月26日 第21回 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 資料3 一部修正

 ノンファーム型接続で接続契約を締結するためにも、通常の接続契約と同様に、接続検討（回答期限3ヶ月）及び契約申込み（回答期間6ヶ月）の時間が少なくとも必要となる可能性がある。
 他方、FIT認定が年度内に行われるには、12月上旬*までにFIT認定申請を行う必要があることから、1月上旬にも受付ができるようにしてはどうか。
 なお、ノンファーム型接続の適用対象は、空き容量の無い基幹送電線であるが、ローカル
系統において増強の必要がある場合に、多くの接続検討が来ることで一括検討プロセスを行う必要性が高まった時などは、更に時間がかかる可能性がある。
＜ノンファーム型接続全国展開のスケジュール＞
項目＼月
受付・回答開始

2021年
1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1/13

接続検討
契約申込み
FIT認定申請** 電源種・設備容量により異なる。なお、2020年度中のFIT認定の申請にかかる期限日は以下のとおり。
太陽光（10kW未満）の新規・変更認定申請期限日：2021年1月8日
太陽光（10kW以上）、風力、水力、地熱、バイオマス（他省庁協議不要）新規・変更認定申請期限日：2020年12月18日
バイオマス（他省庁協議必要）の新規・変更認定申請期限日：2020年12月4日

締め切り
25

系統の接続・利用・増強ルールについて（※抜粋）

電力広域的運営推進機関

作成︓2020年12月25日

26ノンファーム型接続の受付開始
 2021年1月13日からノンファーム型接続の適用が開始されます。これによりノンファーム型接続適用系統となる基幹系統やその基幹系統と接続するローカル系統及び配電系統に接続する
電源は、系統アクセスにおいて原則としてノンファーム型接続となります。
 これにより、系統アクセスに際して実施する接続検討においても、基幹系統の増強が不要となり、増強工事完了まで連系（電源が送電線や配電線に接続を行うこと）できないということはなくなります。一方で、発電を行おうとする際に送変電設備の空き容量がない場合には、電源を出力制御させていただきます。
 以降、具体的な系統アクセスの手続きに関する変更点について解説します。
（参考） ノンファーム型接続も含めた系統アクセス全体の流れについてはこちら「発電設備等に関する系統アクセスの流れ」
http://www.occto.or.jp/access/kentou/files/access_nagare_202101.pdf

27

ノンファーム型接続が適用される系統と適用される電源 ノンファーム型接続は、空き容量の無い基幹系統※1に適用され、ノンファーム型接続が適用された空き容量の無い基幹系統をノンファーム型接続適用系統といいます。適用系統である基幹系統やその基幹系統と接続 するローカル系統及び配電系統に接続する電源は、原則ノンファーム型接続となります。ノンファーム型
接続適用系統になった以降に接続する電源をノンファーム型接続適用電源※2といいます。
 基幹系統に対してノンファーム型接続となる場合でも、ローカル系統と配電系統の送配電設備の空き容量が不足する場合は、設備の増強工事が必要となります。
 基幹系統は工事費が特に高額であり工期も長いことから増強を行わず、ノンファーム型接続適用電源を出力制御しますが、ローカル系統へのノンファーム型接続の適用についても現在検討中です。
※1 「発電設備の設置に伴う電力系統の増強及び事業者の費用負担等の在り方に関する指針（資源エネルギー庁電力・ガス事業部）」における基幹系統に準ずるものとし、上位 2 電圧（ただし、沖縄電力については、132kV とする）の送変電等設備(変圧器については、一次電圧により判断する)とする。
※2 需要変動の影響を受け、出力予測や制御が困難な10kW未満の低圧を除く

凡例

基幹系統

ローカル系統ノンファーム型接続適用電源

ノンファーム型接続適用系統
新設

新設（ノンファーム型接続）

増強

新設

ノンファーム型接続
による接続が可能となる範囲(基幹系統～
配電系統※2)新設（ノンファーム型接続）

配電用
変電所

配電系統

増強

新設

新設
（ノンファーム型接続）

28

系統アクセス手続きの基本的な進め方について
 全ての接続検討（もしくは契約申込みに伴う検討）の回答において、系統容量確保までの間に基幹系統に空き容量が無くなった場合には原則ノンファーム型接続となることを明記します。
 また、既に基幹系統の空き容量が無い場合や当該系統連系希望者が接続することで基幹系統の空き容量が無くなることが見込まれる場合には、接続検討回答書等にノンファーム型接続の起因となる主な設備の名称を明記します。
 ノンファーム型接続での契約申込み(10kW未満の低圧を除く)に際しては、同意書の提出が必要となります。また、系統連系開始までに系統混雑時に出力制御が可能となる機器の設置が必要となります（スライド12、13参照）。
 ローカル系統の送変電設備の増強工事が必要な場合は、電源接続案件一括検討プロセス（以降「一括検討プロセス」）等にて対応します。
〔接続検討申込み～のイメージ〕
全ての接続検討(もしくは契約申込みに伴う検討）の回
答において、基幹系統に空き容量が無い場合又は無くなった場合には、ノンファーム型接続となることを明記します。
また、起因となる設備の名称を明記します。

接
続
検
討
申
込
み

ローカル系統の増強工事無

接
続
検
討
回
答
ローカル系統の増強工事有

契
約
申
込
み
開一
始括
申検
込討
みの

ローカル系統の増強工事が不要の場合は個別の契約申込みに移行します。

ローカル系統の増強工事が必要の場合は一括検討プロセスに移行します。

29

出力制御量の配分方法（平常時） 系統混雑時のノンファーム型接続適用電源間の出力制御の順番については、系統接続後は、接続時のタイムスタンプに関係なく公平に取り扱うという系統利用の基本的な考え方を考慮し、発電計画値に対して一律に制御します。
 具体的には、30分毎の出力制御が必要な総量をノンファーム型接続適用電源に対して発電計
画値の比で配分します。
 「ノンファーム型接続による受付開始について」に記載の同意書のとおり、無補償で出力制御に応じていただきます。
【発電計画値に対して20%制御が必要な場合のイメージ】
12/1の15:00～15:30の発電計画について、スライド17の①時点で、 20％の制御が必要となった場合
12/1 15:00～15:30
12/1 15:00～15:30
計画値[%]
発電計画値100%

10MW

8MW

計画比制御値80%(出力制御値) 8MW

6MW
6.4MW

5MW

8MW
6.4MW

5MW

4.8MW

4MW

4.8MW

4MW

A

B

C

4MW

4MW

D

E

一般送配電事業者による系統混雑計算・
出力制御値の配信

A

B

C

D

E

発電契約者の発電計画（出力制御値を反映した発電計画）

30

FIT電源の取り扱い
 ノンファーム型接続を条件に契約の締結が行われているFIT電源について、FIT法施行規則上、発電事業者は送電線容量に起因した出力制御が生じた場合、制御により生じた損害の補償を 求めないこととされています。
 また、現行のFITインバランス特例制度は、電力市場における「計画値同時同量制度」の下においても、FIT発電事業者がインバランスの調整責任を負わない仕組みであり、ノンファーム型接続適用電源(FIT電源)についても同制度が適用されます。
 今回全国展開されるノンファーム型接続は試行ノンファーム型接続であり、ノンファームの制度化
前に特例的に接続を認めるものであることから、制度開始以降は同制度や系統利用ルールの見直しに応じたルールが適用されると整理されています。
 そのため、今回ノンファーム型接続を適用されるFIT電源についても、当該制度開始までに行われるノンファーム型接続に関連するFIT関係法令の改正等を適用するための事前合意（ 「ノンファーム型接続による受付開始について」に記載の同意書の締結）が発電事業者等及び一般送配電事業者等の間で必要です。

31ノンファーム系統の具体的な確認方法について
 発電所を計画する際、その地点がノンファーム型接続による接続が可能か否かについては、以下の方法で確認することができます。
①各一般送配電事業者が公開する空き容量マップ等による確認②事前相談による確認③接続検討による確認①空き容量マップによる確認

ノンファーム型接続が必要となる範囲については空き容量
マップで青色で着色されています。

(赤色で着色されている系統については、接続検討の結果、ファームでの接続が可能となる場合があります。)【一般送配電事業者の系統連系制約マッピング情報リンク集】

https://www.occto.or.jp/access/link/mapping.html(例)東京電力PGHPより②事前相談による確認

事前相談では発電所近傍の送電線までの熱容量制
約および直線距離を提示しますが、ノンファーム型接続による接続が可能な範囲内であった場合、ノンファーム型接続が適用になることおよび発電所の出力制御量に影響を与える主な設備を回答にてお知らせします。

③接続検討による確認

接続検討における技術検討において、当該発電所連系先がノンファーム型接続による接続が可能な範囲内であった場合、ノンファーム型接続が適用になることおよび発電所の出力制御量に影響を与える主な設備を回答にてお知らせします。
【発電設備等系統アクセスの流れ】
https://www.occto.or.jp/access/kentou/access_process.html※空き容量マップの着色変更等は各社で準備出来次第の対応になります

32

出力制御の予見性に関する情報について（１）系統アクセス時の出力制御の予見性に関する情報について
資源エネルギー庁電力・ガス事業部が公表している「系統情報の公表の考え方」に基づき、一般送配電事業者は出力制御の予見性に関する情報を公表しています。
なお、公表資料の活用方法の一例は添付資料で紹介します。
リンク先【系統情報の公表の考え方】
https://www.enecho.meti.go.jp/category/electricity_and_gas/electric/summary/regulations/【一般送配電事業者の系統情報等の公開情報】

北海道電力ネットワーク：https://www.hepco.co.jp/network/con_service/public_document/bid_info.html
東北電力ネットワーク：https://nw.tohoku-epco.co.jp/consignment/system/demand/
東京電力パワーグリッド：https://www.tepco.co.jp/pg/consignment/system/
中部電力パワーグリッド：https://powergrid.chuden.co.jp/takuso_service/hatsuden_kouri/takuso_kyokyu/rule/
北陸電力送配電：http://www.rikuden.co.jp/nw_notification/U_154seiyaku.html
関西電力送配電：https://www.kansai-td.co.jp/consignment/disclosure/distribution-equipment/index.html
中国電力ネットワーク：https://www.energia.co.jp/nw/service/retailer/keitou/access/
四国電力送配電：https://www.yonden.co.jp/nw/line_access/index.html
九州電力送配電：https://www.kyuden.co.jp/td_service_wheeling_rule-document_disclosure
沖縄電力：https://www.okiden.co.jp/business-support/service/juyo-and-sohaiden/

33

電力系統とは 日本の電力系統は特別高圧、高圧、低圧と電圧を変えながら電源（発電所）と需要（消費者）を結んでいます。需要が増えれば、それに合わせて新しく送電線や配電線を設置し、電源が増えた場合も同じように送電線や配電線につなぐための線（アクセス線）を設置します。
 電気は常に上（高い電圧側）から下（低い電圧側）に流れるのではなく、需要より発電が多い
場合には下から上に流れ、他の需要地域に電気を送っています。
北海道
187,000V 275,000V
東北 東京 北陸 中部 関西
275,000V 500,000V※

基幹系統(特別高圧)

上
位
2
電
圧

四国
187,000V 500,000V
沖縄
132,000V

ローカル系統(特別高圧)

配電系統
(高圧)
(低圧)

配電用
変電所

中国 九州
220,000V 500,000V

送電線(特別高圧)
11,000～500,000V

配電線(高圧)～6,600V
配電線(低圧)100V, 200V

※基幹系統とは、上位 2 電圧（ただし、沖縄電力については、132kV とする）の送変電等設備のことをいう(変圧器については、一次電圧により判断する)「発電設備の設置に伴う電力系統の増強及び事業者の費用負担等の在り方に関する指針（資源エネルギー庁）」

34

送変電設備の有効利用
 送変電設備、とりわけ送電設備はその距離や設備の規模が大きくなると、増強工事に多額の費
用・工期が必要となり、10年を超える場合もあります。また、この増強工事期間中は連系（電源が送電線や配電線に接続を行うこと）ができないため、再生可能エネルギー電源の運転開始までに時間がかかる場合もあります。
 これらの問題を解決し、早期に再生可能エネルギーなどの新規電源を導入・既存設備を有効利用するための方策が「ノンファーム型接続」となります。
新たな再生可能エネルギー電源

送電設備の増強が必要
増強費用・時間がかかる…
増強が必要

送配電事業者
発電所

需要家

増強に頼らず既存の設備を有効活用

35

本日の資料の主な出典○【FIT・FIP制度】 経済産業省審議会資料①2021年1月13日 総合エネルギー調査会 省エネルギー・新エネルギー分科会／電力・ガス事業分科会 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（第23回） 基本政策分科会 再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会（第11回）合同会議【資料１】 FIP制度の詳細設計とアグリゲーションビジネスのさらなる活性化④
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/pdf/023_01_00.pdf○【地域活用要件】 経済産業省審議会資料②2020年10月9日 総合エネルギー調査会 省エネルギー・新エネルギー分科会／電力・ガス事業分科会 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（第20回） 基本政策分科会 再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会（第8回）合同会議【資料１】 FIP制度の詳細設計②
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/020.html③2021年1月12日 第66回 調達価格等算定委員会【資料１】 2021年度以降の入札制･調達価格等に関する残された論点
https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/066_01_00.pdf○【ノンファーム接続】④経済産業省審議会資料
2020年12月7日 総合エネルギー調査会 省エネルギー・新エネルギー分科会／電力・ガス事業分科会 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（第22回） 基本政策分科会 再生可能エネルギー主力電源化制度改革小委員会（第10回）合同会議【資料１】 電力ネットワークの次世代化
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/pdf/022_01_00.pdf⑤電力広域的運営推進機関（OCCTO）資料
2020年12月25日 系統の接続･利用･増強ルールについて
https://www.occto.or.jp/keitorule-kaisetsu/files/matome.pdf
36経済産業省ホームページ（ご案内）37