令和２年度の調達価格等に関する意見

令和２年２月４日（火）
調達価格等算定委員会

目次
Ⅰ. はじめに .......................................................................................................................... 3
Ⅱ.分野横断的事項................................................................................................................. 4
1．FIT 制度の抜本見直しとの関係について ...................................................................... 4（1）

基本的な考え方................................................................................................. 4（2）

複数年度価格設定について .............................................................................. 4

2．地域活用要件の詳細設計 ............................................................................................... 6（1）

自家消費型の地域活用要件 .............................................................................. 6（2）

地域一体型の地域活用要件 ............................................................................ 14（3）

地域からのインプットについて ..................................................................... 17

Ⅲ.分野別事項 ...................................................................................................................... 19
1．太陽光発電................................................................................................................... 19（1）

事業用太陽光発電の入札対象範囲 ................................................................. 20（2）

事業用太陽光発電（50-250kW）の調達価格 ................................................... 26（3）

事業用太陽光発電（10-50kW）の調達価格..................................................... 32（4）

事業用太陽光発電の廃棄等費用の取扱い ...................................................... 36（5）

住宅用太陽光発電の調達価格 ......................................................................... 37

2．風力発電 ...................................................................................................................... 42（1）

陸上風力発電 .................................................................................................. 43（2）

洋上風力発電 .................................................................................................. 49

3．地熱発電 ...................................................................................................................... 53（1）

15,000kW 未満・15,000kW 以上 ....................................................................... 54（2）2022 年度に地域活用電源となり得る可能性がある規模 ................................ 55

4．中小水力発電 ............................................................................................................... 57（1）200kW 未満・200-1,000kW ............................................................................... 58（2）1,000-5,000kW・5,000-30,000kW ................................................................... 59（3）

既設導水路活用型 ........................................................................................... 61（4）2022 年度に地域活用電源となり得る可能性がある規模 ................................ 62

5．バイオマス発電 ........................................................................................................... 64（1）

新規燃料の取扱い ........................................................................................... 65（2）

木質等バイオマス発電.................................................................................... 67（3）

一般廃棄物その他バイオマス発電 ................................................................. 71（4）

メタン発酵バイオガス発電 ............................................................................ 73（5）2022 年度に地域活用電源となり得る可能性がある規模 ................................ 75

Ⅳ. 調達価格及び調達期間に関する結論 ............................................................................ 771

Ⅴ．入札制度 ........................................................................................................................ 78
1．2019 年度の入札結果 ................................................................................................... 78（1）

太陽光第４回・第５回（再掲） ..................................................................... 78（2）バイオマス第２回 ........................................................................................... 79

2．2020 年度の入札制度 ................................................................................................... 80（1）

入札実施スケジュール.................................................................................... 80（2）

募集容量.......................................................................................................... 80（3）

上限価格の取扱い ........................................................................................... 84（4）

応札後に辞退があった場合の取扱い .............................................................. 842

Ⅰ. はじめに電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法（以下「再エネ特措法」という。）第３条第７項、第４条第２項及び第５条第４項の規定に基づき、以下のとおり、調達価格等算定委員会の意見を取りまとめた。
我が国では、平成 30 年７月に閣議決定されたエネルギー基本計画において、初めて再生可能エネルギーを主力電源化していく方向性が掲げられた。この方向性を実現するためには、再エネコストを他の電源と比較して競争力ある水準まで低減させ、自立化を図っていくことが必要である。しかしながら、現在、我が国の再エネコストは海外と比べても高い状況にあり、FIT 制度における買取費
用総額は既に約 3.6 兆円にまで増大している。世界では技術革新などによって低コストでの再生可能エネルギーの導入が進展している中で、世界の状況を日本においても実現し、再生可能エネルギーの円滑な大量導入を推進していくことが求められている。
また、再エネ特措法においては、令和２年度末までに固定価格買取制度（以下「FIT 制度」という。）の抜本見直しを行う旨が規定されている。この規定を踏
まえ、令和元年９月以降、総合資源エネルギー調査会／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（以下「再エネ主力電源化制度改革小委員会」という。）において、①電源特性に応じた支援制度、②地域に根差した再エネ導入の促進、③再エネ主力時代の次世代電力ネットワークといった観点から、FIT 制度の抜本見直しの検討が進められ、令和元年 12 月に中間取りまとめに向けた審議が行われたところである。今年度の本委員会においては、こうした抜本見直しの議論と歩調を合わせながら、調達価格等の検討を行った。
本意見が再生可能エネルギーの主力電源化の後押しとなることを期待するとともに、電力需要家や関係事業者、国民各層の理解が広く得られた形で、事業環境の整備を含めた再生可能エネルギーの導入促進が図られることを望む。
経済産業大臣におかれては、本意見を尊重して令和２年度の調達価格等の決定、入札対象区分の指定及び入札実施指針の策定を行うことを求める。また、パブリックコメント等を実施した結果として、本意見の内容と異なる決定をする
ときは、事前に本委員会の意見を聴くように求める。
本委員会として、どのような考え方で意見集約に至ったかを明らかにすることで、再エネ発電事業者の事業の予見可能性を向上させるため、以下、意見集約に当たって、本委員会として合意した考え方を記す。

3

Ⅱ.分野横断的事項
1．FIT 制度の抜本見直しとの関係について（1） 基本的な考え方


FIT 制度の抜本見直しに当たって、再エネ主力電源化制度改革小委員会
においては、発電コストの低減や導入の進展に関する状況は電源によって様々であることから、電源ごとの特性に応じた支援制度の構築を進める方向で議論がされている。



具体的には、
 発電コストが着実に低減している電源又は低廉な電源として活用し得る電源（大規模事業用太陽光発電・風力発電等）は、今後更にコ
スト競争力を高めて FIT 制度からの自立化が見込める「競争電源」
として、現行制度の下での入札を通じてコストダウンの加速化を図るとともに、FIP 制度を念頭に、電力市場の中で競争力ある電源となることを促す新制度を整備する方向で議論がされており、
 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・小規模事業用太陽光発電等）や地域に賦存するエネルギー資源を活用できる電源（小規模地熱発電・小水力発電・バイオマス発電等）は、「地域活用電源」として、災害時のレジリエンス強化にも資するよう、需給一体型モデルの中で活用していくことが期待されるため、一定の要件（地域活用要件）を設定した上で、当面は現行の FIT 制
度の基本的な枠組みを維持する方向で議論がされている。

こうした FIT 制度の抜本見直しと整合的に調達価格等の検討を進めるた
め、今年度の本委員会では、①再エネ主力電源化制度改革小委員会での検討の視点を踏まえて、現行の FIT 制度でも導入できる点は可能な限り反映する一方で、②新制度との整合性に配慮するという観点や、制度の複雑化を防ぐという観点から、新制度の適用があり得るものについては、事業者の予見可能性に十分留意しつつも、現行制度における取扱いについては慎重に検討する、という基本的な考え方に沿って検討を行った。

（2） 複数年度価格設定について

再エネ特措法第３条第２項においては、事業者の予見可能性を高めるた
め、予め複数年度の調達価格等の設定が行うことができるとされている。

4



この規定に基づき、事業者の予見可能性を高めるため、風力発電（着床式洋上風力発電以外）については 2020 年度まで、地熱発電・中小水力発
電・バイオマス発電（一般木材等バイオマス発電・バイオマス液体燃料以外）については 2021 年度まで、既に複数年度の調達価格等の設定が行われている。



こうした中で、FIT 制度の抜本見直しにおいて、電源の特性に応じた支援制度の構築の検討がなされていることから、新制度との整合性を確保するとともに、制度の複雑化を防ぐため、今年度の本委員会では、風力発電の 2021 年度以降の取扱い、地熱発電・中小水力発電・バイオマス発
電の 2022 年度以降の取扱いは決定しないこととした。



一方で、抜本見直し後の FIT 制度においては、地域活用電源に地域活用要件を求めることを踏まえつつ、事業者の予見可能性を確保するため、将来の取扱いの方向性については、今年度の本委員会で可能な限りの明確化を行うこととした。



また、競争電源に導入される方向で議論されている新制度については、
具体的な制度設計に向けた検討が今後行われることとなるが、その対象となる区分は、市場への統合による効果が期待できるものを念頭に置きつつ、各電源の案件の形成状況や市場環境等を踏まえて決定することとなっている。



事業者の予見可能性を確保するためには、今年度の本委員会において、
複数年度価格設定を行ってきている地熱発電・中小水力発電・バイオマ
ス発電について、2022 年度の新制度の対象を決定することが本来望まし
いが、新制度の詳細が決定していない現時点でその具体的な対象を決定することは難しいことから、来年度以降の本委員会で検討することとした。その際、新制度が適用されるまでの取扱いについても併せて検討することとした。

5

2．地域活用要件の詳細設計


再エネ主力電源化制度改革小委員会おける FIT 制度の抜本見直しの検討では、地域活用電源について、電源の立地制約等の特性に応じ、レジリエンスの強化やエネルギーの地産地消に資するよう、地域活用要件を設定する方向
で議論が進められている。



具体的には、自家消費の確認ができることに加え、災害時に当該再エネ発電
設備で発電された電気が活用できることを求める「自家消費型の地域活用要件」と、災害時に当該再エネ発電設備で生み出された電気・熱が地域において活用できるというレジリエンス強化の観点とエネルギー地産地消の観点を踏まえた「地域一体型の地域活用要件」について、検討が行われたところである。

施行時期を含む地域活用要件の詳細設計については、FIT 制度上の区分に関わることから、同小委員会から本委員会に詳細設計の検討が要請された。この要請を踏まえて、今年度の本委員会では、同小委員会での議論を原則踏襲しながら、要件の詳細について検討を行った。



すなわち、自家消費型の地域活用要件については、 小規模事業用太陽光発電（低圧（10-50kW））については、詳細の検討を
今年度の本委員会で行った。
 一方で、小規模地熱発電・小水力発電・バイオマス発電については、自家消費型の要件も認めることとし、今後も引き続き検討することとした。



また、地域一体型の地域活用要件については、
 50kW 以上の事業用太陽光発電については、地域での活用実態等を踏まえて、今後、地域活用の在り方を検討することとした。
 一方で、小規模地熱発電・小水力発電・バイオマス発電については、詳細の検討を今年度の本委員会において行った。

（1） 自家消費型の地域活用要件


再エネ主力電源化制度改革小委員会において、小規模事業用太陽光発電（低圧（10-50kW））については、立地制約等を踏まえ、2020 年度から自家消費型の地域活用要件を設定する方向で議論が進められ、本委員会に
詳細設計の検討の要請がなされた。

6



また、本委員会での検討に当たっては、再エネ主力電源化制度改革小委
員会での検討の視点に加えて、再生可能エネルギーの持続的・継続的な大量導入を目指す観点から、以下の視点も踏まえて検討を行った。
 小規模事業用太陽光発電は、地域でのトラブル、大規模設備を意図的に小さく分割することによる安全規制の適用逃れ、系統運用における優遇の悪用（例：低圧設備は接続検討申込みが不要であり、接続に要する期間が短いことを利用し、本来高圧として設置すべき規模の設備を分割して設置すること）などが発生し、地域における信頼が揺らぎつつある。例えば、これまでに標識や柵塀等の設置義務違反として指導を実施した対象の大半が 10-50kW の小規模事業用太陽光発電である。
 また、多くの案件（件数ベースで全体の約８割）が過積載を行っており、平均的な過積載率（パネル出力÷パワコン出力）は 130％を超えているという実態もある。
 このため、小規模事業用太陽光発電事業が、地域において信頼を獲得し、長期安定的に事業運営を進めるためには、全量売電を前提とした野立て型設備ではなく、需給が近接した形（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ながら、地域に密着した形での事業実施を求めることが必要である。

① 自家消費比率


自家消費型を地域活用要件の一類型としている趣旨は、自家消費型の再エネ発電事業が、①需要地において需給一体的な構造として系統負荷の小さい形で事業運営がなされ、災害時に自立的に活用されることで、全体としてレジリエンス強化に資するものであり、また、②需給が近接した形で、地域に密着した事業実施を行うことにより、地域において信頼を獲得し、長期安定的な事業運営に繋がるものであるためである。



この趣旨を踏まえると、需要地において自家消費を進め、できる限り自家消費比率を高めることが理想的である。



なお、自家消費比率の設定に当たって、事務局において、ヒアリングや機械的な計算を行ったところ、以下の結果が得られた。
 現時点で自家消費を行っている者（コンビニエンスストア・倉庫・
公共施設）にヒアリングを行ったところ、様々な自家消費比率の案

7

件があったが、自家消費比率が 100％の案件が一定程度存在した。その理由としては、①相当量の自家消費が見込まれることから、手続きに要するコストを勘案し、系統連系や FIT 認定申請を行わないこと、②補助金等を活用して設備を導入しているところ、全量自家消費を行うことが当該補助金等の交付要件等となっていること、などが挙げられた。
 一定のモデルを想定して機械的に自家消費比率の計算を行ったとこ
ろ、①常時電力需要が存在するコンビニエンスストアなど、②平日
昼間のみ大きな電力需要が存在する業務ビル・工場、のいずれにおいても、自家消費比率は 70％以上と計算された。


ただし、現在の住宅用太陽光発電の自家消費比率の想定値は 30％であり、実績も概ね 30％となっている。また、この住宅用太陽光発電のケースにおいて、仮に必要十分な容量の蓄電池を設置することを想定し、一定の蓄電ロス等も踏まえて機械的に計算したところ、１日を通じた発電電力
量と電力需要量は概ね同程度との結果が得られた。（参考１）【参考１】平均的な住宅用太陽光発電でのモデル試算＜平均的な住宅用太陽光発電でのモデル試算＞

発電電力量（蓄電ロス考慮前）

発電量

発電電力量

（蓄電ロス考慮後）
自家消費電力量

需要量

需要量

0:00

時間

24:00

511kWh/月
358kWh/月
約300kWh/月※ 出力は5kW、設備利用率は14％、蓄電ロスは20％と仮定。

以上を踏まえ、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、①現時点では蓄電池コストが高い実態や、②屋根設置の太陽光発電事業は、当該建物内での事業形態に応じて様々な自家消費の在り方が想定され、運転期間中にも一定の上下動があり得る
ことから、住宅用太陽光発電における想定値を参考に、30％とすることとし、今後の動向を注視することとした。



その上で、調達価格の設定時における自家消費比率の想定値については、委員から、
 再エネ特措法において、調達価格の設定は、再エネ電気の供給が「効率的に」実施される場合に通常要する費用等を基礎とすることとさ8れている趣旨を踏まえると、自家消費の便益よりも低い水準の調達価格を設定する仮定の下では、効率的な事業実施を想定し、FIT 認定
時等に求める最低限の自家消費比率よりも高く設定することが適当である、
 自家消費を主とした事業実施を促進する観点からは、自家消費比率の想定値を少なくとも 50％と設定し、売電電力量よりも自家消費量が多い姿を想定すべきである、との意見があったことを踏まえ、50％とすることとし、今後の動向を注視することとした。
② 自家消費の確認方法


自家消費の確認に当たっては、制度上想定している自家消費比率に沿った事業が実施されていることを担保することが重要であり、ごくわずかな自家消費を行う設備が設置され、実質的に全量売電となることを防ぐ必要がある。このため、FIT 認定時と運転開始後のそれぞれにおいて、次のとおり、自家消費の確認をすることとした。

１）FIT 認定時における自家消費の確認


当該再エネ発電事業が自家消費を行う計画であることを確認するため、
FIT 認定時に、当該需要地における電力消費量と整合的（例：既築建造
物に再エネ発電設備を設置する場合には、前年の当該建造物における電力消費量との整合を求める）かつ、少なくとも制度上想定している自家消費比率以上の自家消費を行う「自家消費計画」の提出を求めることとした。



さらに、当該再エネ発電設備が自家消費を行う構造であることを確認するため、FIT 認定時に、配線図等に基づき、「自家消費計画」に基づく自家消費が可能な設備となっていることを確認することとした。

２）運転開始後における自家消費の確認


運転開始後においては、FIT 認定時に確認された「自家消費計画」に沿って継続的に再エネ発電事業が実施されることが想定されており、自家消費量が減少して実質的に全量売電となっている再エネ発電事業者が生じることを防ぐ必要がある。

9

自家消費による便益は電気料金相当分と考えられるところ、例えば、直近（2018 年度）の電力 10 社の産業用電気料金平均単価は 17.33 円/kWh（税抜価格、消費税率 10％を付加すると 19.06 円/kWh）となっている(参考２)。電気料金の水準を下回る調達価格が設定されれば、自家消費による便益が売電による便益を上回り、経済合理的な選択として、自家消費量をなるべく増大させる行動が取られるという考え方もある。



他方で、実際の電気料金の水準は小売電気事業者によって様々であることから、電力 10 社の産業用電気料金平均単価の水準を下回る調達価格が設定されたとしても、全ての案件では、経済合理的な選択として、自家消費量の増大が促されない可能性もある。



このため、運転開始後の自家消費の継続を制度的に担保するため、買取電力量を確認し、制度上想定している自家消費比率を構造的に満たし得ないと疑われる案件については、当該再エネ発電事業の具体的な状況を確認した上で、必要と認められる場合には FIT 認定の取消し等の厳格な措置を講じることとした。
【参考２】電力 10 社の電気料金平均単価（税抜）の推移（円／kWh）
26.00
24.00
22.00
20.00

電灯平均単価（家庭用）
電力平均単価（産業用）
20.37

18.00

12.00

13.65
2010

14.59
2011

25.51

22.33

25.03
24.21

18.86

21.26

16.00
14.00

24.33

15.73
2012

22.42

17.33
17.65

17.53

15.61
2013

2014

23.70

2015

16.57

2016
2017
2018 （年度）
出典：発受電月報、各電力会社決算資料等を基に作成

３）将来的な検討事項


運転開始後における自家消費の担保の在り方については、自家消費の実態に関してのデータ収集が進めば、そのデータに基づきトップランナーなどを想定し、実質的な売電量の上限を設定する方向を目指すべきと考えられる。こうした方向に基づく制度を可能な限り早期に施行することを目指して、自家消費の実態に関してのデータ収集や、関係事業者によるシステム設計を進めることとした。

③ 営農型太陽光発電の取扱い
再エネ主力電源化制度改革小委員会においては、地域活用電源に関する制度検討に当たり、エネルギー分野以外の行政分野との連携案件（例：10耕作放棄地の農地転用による営農型太陽光発電）であって、その行政分
野における厳格な要件確認ができるものの取扱いが論点とされた。


営農型太陽光発電は、農地に太陽光発電設備を設置しつつ、その下部で農作物生産を実施するものであるが、エネルギー政策の３Ｅ（安定供給、コスト、環境適合）の観点から評価すると、営農型かどうかに関わらず、エネルギー自給率の向上や温室効果ガスの排出削減の効果は同じであり、定期報告データを踏まえると、事業に要するコストも大きく変わらない。（参考３）【参考３】事業用太陽光発電（全体）と営農型のコスト比較
事業用太陽光（全体）

営農型

システム費用26.6万円/kW

25.7万円/kW

土地造成費

0.64万円/kW

0.26万円/kW

接続費0.97万円/kW

1.50万円/kW

資本費28.2万円/kW

27.5万円/kW

運転維持費0.55万円/kW/年

0.37万円/kW/年

設備利用率

14.6％

16.3％

※ 営農型については、FIT認定データの「発電所名」に「営農型太陽光発電」「ソーラーシェアリング」の文言が含まれる案件を抽出して調査。



また、発電所の規模についても、現時点で FIT 認定を受けている案件のうち、営農型太陽光発電と推定されるもののパネル出力・パワコン出力を分析すると、以下のとおりとなっており、一般的な事業用太陽光発電の案件と同様であった。
 多くの案件がパワコン出力 50kW に張り付く傾向にあり（パワコン出力 45-50kW の案件は件数ベースで全体の 45％）、こうした案件のパ
ネル出力は 50kW より大きい（過積載を実施している）。
 10-50kW の規模帯の平均過積載率が 144％であることを踏まえると、
パワコン出力 35kW 以上の案件は、平均的には 50kW 以上のパネルを設置していると考えられる。（参考４）11【参考４】営農型太陽光発電のパネル出力とパワコン出力の関係
3,000

総件数

過積載件数
総件数に
占める割合

平均過積載率

99件

90件
[91%]

144％

60件

54件
[90%]

151％

23件

23件
[100%]

129％

500

500
-1,000kW

6件

6件[100%]

147％

01,000kW-

5件

5件[100%]

133％

133件

93件
[93%]

137％

うち
45-50kW50-500kW

全体（パネル出力）

10
-50kW

2,500

2,000

1,500

1,000

※ FIT認定データの「発電所名」に「営農型太陽光発電」「ソーラーシェアリング」の文言が含まれる案件を抽出して調査。

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

（パワコン出力）

一方で、営農型太陽光発電は、営農と発電の両立を通じて、エネルギー分野と農林水産分野での連携の効果も期待されるものである中で、一部の農地には近隣に電力需要が存在しない可能性もあることに鑑み、農林水産行政の分野における厳格な要件確認を条件に、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、地域活用要件を満たすものとして認めることとした。



具体的には、農林水産省において、特に営農が適切に継続される蓋然性が高い場合や、荒廃農地の再生利用の促進が期待できる場合等について
は、10 年間の農地転用を認めている。長期安定的な発電を促しつつ、エネルギー政策と農林水産政策の連携の深化を図っていくため、10 年間の農地転用が認められ得る案件は、地域活用要件を満たすこととなる「農林水産行政の分野における厳格な要件確認」を経たものとする（※）こととした。
（※）農地転用の制度運用上、FIT 認定がなければ農地転用許可を得る
ことが実質的に難しいとの指摘があるため、上記条件の下での農地転用許可がなされることを条件に FIT 認定を行い、事後的に農地転用許可がなされたことを確認することとした。



委員からは、エネルギー分野と他の行政分野の適切な役割分担の観点から、この営農型太陽光発電の取扱いを先例として、類似の案件について、他の行政分野での意義があるからといって、いたずらに地域活用要件における例外的な取扱いが拡大しないよう留意が必要との意見があった。

12

④ 災害時活用の具体的な方法
再エネ主力電源化制度改革小委員会において、自家消費型の地域活用要件については、災害時に当該再エネ発電設備で発電された電気が活用されることを担保するため、災害時の活用に資する設備構造を有し、災害時に当該設備が活用される計画であることを確認する方向が取りまと
められた。



本委員会においては、この方向性を具体化し、災害時に活用するための最低限の設備を求めるものとして、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）を前提とした上で、給電用コンセントを有し、その災害時の利活用が可能であることを求めることとした。

⑤

施行時期



小規模事業用太陽光発電（低圧（10-50kW））については、事業形成の準備期間を考慮して、一定の要件を満たす場合には経過措置を設けて、地域活用要件なしでの FIT 認定を認めるという考え方もある。



他方で、今般地域活用要件が設定される事業用太陽光発電は、50kW 未満の低圧設備であることから、接続申込みから接続契約締結に至る標準的な期間は１ヶ月であり、整地や大規模工事の準備等も不要であるケースが大半であることから、リードタイムが短い電源である。



こうした中で、仮に経過措置を認める場合には、同一事業地で大規模設備を意図的に小規模設備（50kW 未満）に分割するような事業実施を誘導するおそれがある。



また、2019 年 10 月以降、本委員会や再エネ主力電源化制度改革小委員会において、2020 年４月から自家消費型の地域活用要件を設定することについて、累次にわたり公開の場での検討が重ねられてきていることを踏まえれば、それまでに開発されてきた 50kW 未満として通常想定される案件は、一般的には、2019 年度の認定申請期限日（12 月 20 日）までに FIT 認定申請がなされていると考えられる。



したがって、2020 年４月以降の新規認定案件には地域活用要件を求める（2019 年度の認定申請期限日後の FIT 申請案件には、2020 年度認定案
件として地域活用要件を求める）こととした。

13

（2） 地域一体型の地域活用要件


再エネ主力電源化制度改革小委員会において、小規模地熱発電・小水力
発電・バイオマス発電については、立地制約等を踏まえ、自家消費型だ
けでなく、地域一体型の地域活用要件を設定する方向で議論が進められ、本委員会に詳細設計の検討の要請がなされた。

① 具体的な要件設定


地域一体型の地域活用要件については、再エネ主力電源化制度改革小委
員会での議論を踏まえ、レジリエンス強化の観点とエネルギーの地産地消の観点の双方を考慮して検討することが重要である。



この中で、エネルギーの地産地消が実現している案件は、地域に密着して需給一体型モデルで実施されるものであることから、災害時の活用が図られやすいものであり、その多くがレジリエンス強化に繋がるものと考えられる。



したがって、レジリエンス強化の観点を確認することにより、エネルギ
ーの地産地消の観点も満たす事業実施を促していくことができるため、地域一体型の具体的要件は、レジリエンス強化の観点から、次の１）～
３）のいずれかの要件を求めることとした。一方で、エネルギーの地産地消が実現している案件であっても、電源特性上、災害時の活用が難し
いものがあることを踏まえ、次の４）の類型についても、地域一体型の地域活用要件として認めることとした。

１）災害時（停電時）の電気の活用

災害時に当該再エネ発電設備で発電された電気が活用されることを担保するために、地方自治体の関与・連携が重要であることを踏まえ、災害時（停電時）における当該再エネ発電設備で産出された電気の活用が、地方自治体の防災計画等に位置付けられていることを要件とすることとした。この防災計画等については、防災計画に限定することなく、災害時の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、広く認めることとした。



なお、その活用の方法については、委員から、電源によっては、ブラックスタートできる設備構造とするために大きなコストを要するものもあることから、地域における電源車の配備・活用など、費用効率性を踏まえたレジリエンス確保の在り方を検討する必要があるとの意見があ14った。こうした意見も踏まえつつ、事務局が業界団体等に追加的にヒアリングを行った結果、以下の結果が得られた。
 例えば、太陽光発電については、光エネルギーを電気に変換する技
術方式であり、発電時にタービンの回転を介在させないことから、
停電時に発電所が完全に停止した状態から再度発電を行うことが容易な電源である。
 また、バイオマス発電などの一部の電源では、発電所が完全には停止していない状態であれば、再度自走できるより低コストな技術方
式（自励式）が存在している。
 一方で、その他の電源については、停電時に発電所が停止した状態
から再度発電を行うために、蓄電池や重油等による自家発電設備の設置等が必要となる。その際、追加的に要するコストを抑制するた
めには、再エネ発電設備の機能面での対応だけでなく、再エネ発電
事業者が地方自治体等と連携しながら、再エネ発電設備を災害時に面的に活用し得る実施体制を整備し、地方自治体がその内容の妥当性を確認するなどといった方法もあり得る。


今後、こうしたヒアリング結果も踏まえながら、電源ごとの特性に応じて、追加的に要するコストや詳細の要件について、今後検討を深めていくことが必要である。

２）地域マイクログリッド


地域マイクログリッドのような、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る。



一方で、現状では具体的な方法を確立中であり、事業採算性の確保にも課題がある。このため、将来的に方法が確立した時点で要件とすることとした。

３）災害時（停電時）の熱の活用


熱電併給設備については、熱の長距離輸送が物理的に困難であることから、平時においても発電所立地地点の近傍での熱消費が想定される。このため、熱電併給そのものがレジリエンスに資するものであると考えられる。その上で、災害時（停電時）において、当該再エネ発電設備で産出された熱を活用することを促すため、災害時（停電時）における当該

15

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要件とすることとした。


なお、災害時の熱の活用については、電気の活用の場合と同様に、電源特性に応じた対応を考慮する必要がある。このため、前述のヒアリング
結果も踏まえながら、電源ごとの特性に応じて、追加的に要するコストや詳細の要件について、今後検討を深めていくことが必要である。

４）地域が自ら取り組む再エネ発電事業
地方自治体が主体的に再エネ発電事業に取り組む案件は、地元に密着して事業が実施されるものであることから、エネルギーの地産地消に繋がりやすいものと考えられる。このため、原則として地域一体型の要件として認めることとするが、地方自治体の再エネ発電事業への関与の度合
いは様々であることにも留意が必要である。



したがって、地域が自ら取り組む再エネ発電事業として、①地方自治体が自ら実施する再エネ発電事業、又は②地方自治体が直接出資する再エネ発電事業については、地域一体型の地域活用要件を満たすとした上で、その他の類型は、個別案件の形成状況を見ながら、来年度の本委員会で引き続き検討していくことした。

② 施行時期

小規模地熱発電・小水力発電・バイオマス発電については、系統接続・
地元調整・設備や工事の見積り取得などに要する期間として、１～２年程度を要する上、今後、地域活用要件を満たすために地方自治体との調整が必要となる場合があるため、リードタイムが長い電源と考えられる。



このため、小規模地熱発電・小水力発電・バイオマス発電の地域活用要件の施行時期は 2022 年４月とすることが原則であるが、その際に、2020年度から、事後的に地域活用要件を具備することを条件に条件付きのFIT 認定を行い、2022 年４月に事後的な地域活用要件の確認を行うかど
うかが論点となる。



こうした取扱いについて、より多くの案件に地域と一体となった事業実施を求めるためには、できる限り早い時期から地域活用要件を求めることが望ましい一方で、地域一体型の地域活用要件の細部にまだ論点が残されている中で、事後的に地域活用要件を具備することを条件に条件付
きの FIT 認定を行うことで、事業者の予見可能性を損なうおそれもある。

16

以上を踏まえ、2020 年度・2021 年度の FIT 認定案件については、他電源と同様に、推奨事項として地域活用を求めるものと位置付けつつ、FIT認定の要件としての施行時期は 2022 年４月とすることとした。その際、FIT 認定の要件として地域活用を求める 2022 年４月までの間について、
地域活用を行う案件の公表・推奨の在り方を検討していくこととした。

③ 地域活用を求める規模


競争電源と地域活用電源の具体的な線引きは、今後、新制度の制度設計と併せて、再エネ電源ごと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決定していくこととなるため、現時点で地域活用電源となる規模を確定させることは難しい。



こうした中で、地域活用要件として求める取組については、本来は、小規模案件だけでなく大規模案件でも実施されることが期待されるものであるが、特に、現時点でコスト低減の見通しが緩やかで競争電源になじまない電源には、早期に地域活用を FIT 制度による支援の要件とする
必要があると考えられる。



このため、事業者の予見可能性を確保するため、本年度の委員会において、少なくとも 2022 年度に地域活用電源となり得る（地域活用要件が支援の要件となり得る）可能性がある規模を決定することとし、その規模は電源ごとにコストデータ等を踏まえて検討することとした。

（3） 地域からのインプットについて

再エネ主力電源化制度改革小委員会においては、地域活用電源について、地域へのアウトプット（生み出されたエネルギーが発電所の近傍において活用されているか）だけではなく、地域からのインプット（地域に賦存する資源・エネルギーが活用されているかどうか）の観点でも議論がなされている。



水力発電や地熱発電等は、自ずと地域に賦存するエネルギーを活用するものである一方で、バイオマス発電は、地域からのインプットの観点も論点となる。



この点について、総合資源エネルギー調査会／省エネルギー・新エネル
ギー分科会／新エネルギー小委員会／バイオマス持続可能性ワーキン
ググループ（以下「バイオマス持続可能性 WG」という。）の中間整理においては次の内容が取りまとめられている。

17

 全てのバイオマス燃料について、ライフサイクル GHG（栽培・加工・輸送・燃焼等の工程を通じて排出される温室効果ガス）の排出量を個別に確認するべきとの意見もあった。
 他方、栽培を行う土地の状況、輸送ルート、加工方法等により、ライフサイクル GHG は様々であり、また、排出量の算定方法には様々な手法があり、確立されたものがないことから、政府として一律に個別確認を行うことは、現時点では現実的ではない。
 このため、まずは、排出量が著しく大きくなる形態となっていないか確認することに加え、栽培工程・加工工程に係る GHG 排出削減計
画が策定され、その量を最小限度に留めていることを第三者認証で確認することとした。


同中間整理でも、持続可能性の確認方法については、「社会情勢の変化に応じて、不断に見直される必要がある」とされており、引き続き、ライ
フサイクル GHG 排出量の論点も含めて、燃料の持続可能性の観点から検討を進めることが重要であることを本委員会としても確認した。

18

Ⅲ.分野別事項


今年度の本委員会においては、各電源について、国際水準へのコスト低減に向けた更なる課題分析や取組の強化を図るため、これまで特に詳細な分析を実施してきた太陽光発電と可能な範囲で同等の分析に基づく検討を行った。

1．太陽光発電

太陽光発電については、エネルギーミックス（6,400 万 kW）の水準に対して、
FIT 制度開始前の導入量と 2019 年９月末時点の FIT 認定量を合わせたもの
は 7,760 万 kW、導入量は 5,240 万 kW となっている。10-50kW の小規模案件が多く、太陽光発電の全件数に占める割合は、FIT 認定量・導入量ベースともに 95％程度となっている。（参考５）【参考５】太陽光発電の FIT 認定量・導入量（万kW）

非住宅用（2,000kW-）
非住宅用（500-1,000kW）
非住宅用（10-50kW）

非住宅用（1,000-2,000kW）
非住宅用（50-500kW）
住宅用

FIT前+FIT認定量
8550万kW

9000
8000
7000

2710万kW

FIT前+FIT認定量
7760万kW

2190万kW6000

導入量5240万kW

5000

1280万kW

1280万kW760万kW

470万kW

4000

430万kW

3000

導入量3290万kW530万kW
510万kW

280万kW
2650万kW

2000
1000 FIT前導入量
560万W

0

6400万kW

FIT導入前600万kW
290万kW
260万kW

970万kW
430万kW

非住宅用
5500万kW410万kW
2020万kW
1470万kW890万kW
460万kW

400万kW

2016年3月

680万kW

650万kW

2019年9月

住宅用
900万kW

ミックス※ 改正FIT法による失効分（2019年9月時点で確認できているもの）を反映済。

2019 年度の調達価格は、住宅用（10kW 未満）が 24 円/kWh、事業用（10-500kW）
が 14 円/kWh であるが、海外と比べて高い。事業用（500kW 以上）は入札対象となっており、2019 年度の加重平均落札価格は 12.91 円/kWh である。
（参
考６）

19

【参考６】太陽光発電（2,000kW）の各国の価格



また、事業用太陽光発電の価格目標は、2020 年に運転開始する案件の平均的な発電コストで 14 円/kWh、2025 年に運転開始する案件の平均的な発電コス
トで７円/kWh とされており、住宅用太陽光発電の価格目標は、2025 年に運転開始する平均的な案件で売電価格が卸電力市場価格並みを目指すこととされている。

（1） 事業用太陽光発電の入札対象範囲
2017 年４月の再エネ特措法改正により入札制が導入されて以降、事業用
太陽光発電については、これまでに合計５回の入札が実施されている。



その入札対象範囲については、小規模案件に十分留意しつつ、原則として事業用太陽光発電の全てを入札対象範囲としていくこととしており、具体的な規模は、海外の制度動向や国内の状況（規模別のコスト動向や
FIT 認定量・導入量）等を踏まえて競争環境の成立状況を検討した上で決定してきた。



昨年度の委員会では、前述の観点を踏まえて、2017・2018 年度の入札対象範囲（2,000kW 以上）の拡大の検討を行った。検討の結果、2019 年度の入札対象範囲は「250kW 以上」又は「500kW 以上」とすることが考えられたが、入札制移行の影響を見極めて段階的な対象拡大を図るため、将来の入札対象範囲の更なる拡大を見据えつつ、まずは「500kW 以上」とすることとした。

20

① 海外の制度動向


世界では、入札制が広く活用されている状況が継続している。なお、太陽光発電の入札対象規模の比較に当たっては、日本は海外よりも小規模案件が多いため、対象範囲をより広くしなければ、海外と同等の入札参加量を確保することが難しい点に留意が必要である。
（参考７）【参考７】各国の入札対象範囲

日本

ドイツ

イギリス

フランス

イタリア

再エネ比率：16.9%（2018年）

再エネ比率：33.4%（2017年）

再エネ比率：29.6%（2017年）

再エネ比率：16.6%（2017年）

再エネ比率：35.3%（2017年）

太陽光

500kW～

750～10,000kW―

屋根設置※1（100～8,000kW）
地上設置※1（500～30,000kW）

20kW～

陸上風力

―

750kW～

7基～

〇 ※３

洋上風力

一般海域の利用ルール適用案件

〇

〇

〇

※２

地熱

―

―

〇

―

― ※２

―

―

― ※2

1,000kW～

〇 ※３

※5

水力
バイオマス

一般木材等

（10,000kW～）

液体燃料

※1

※2

―

※2

150～20,000kW
※1

〇

※6

―

※４

※３

―

〇

※３、※７

※1）これを超える規模は支援対象外。 ※2）支援対象外。 ※３）1,000kW以下については、1,000kW超とは別に総合評価方式により実施。
※4）支援対象はバイオガス発電のみで、12,000kW超は支援対象外。 ※5）日本のみ浮体式を除く。ただし、ドイツ・イギリス・フランスでは浮体式の実証案件のみ入札対象外。
※6）バイオマス設備のうち、バイオマス専焼CHP、高度変換技術、嫌気性消化（5,000kW超）が支援対象。 ※7）下水ガスのみ支援対象。
（出典）資源エネルギー庁調査② 国内のコスト動向


事業用太陽光発電の規模別のコスト動向について、定期報告データを用いて分析した結果、10-100kW の規模帯は他の規模帯よりもコストが高く、100kW 以上では規模帯によるコストの差は小さい（参考８）。直近に設置された案件に限定して分析した場合についても、50-100kW の規模帯の分
析対象件数が少ないことに留意が必要であるが、同様の傾向となっている（参考９）。このため、100kW 以上を入札対象範囲とすれば、入札による公平なコスト競争が可能であると考えられる。（参考９）21【参考８】事業用太陽光発電のコスト動向（全設置期間）【参考９】事業用太陽光発電のコスト動向（直近の設置案件）③ FIT 認定量・導入量

事業用太陽光発電の規模別の FIT 認定量・導入量（容量ベース）を踏まえると、入札対象範囲を「100kW 以上」としても、ドイツの入札対象範囲の割合（全体の容量の 85％程度）には届かないものの、事業用太陽光
発電全体の FIT 認定量・導入量の６～７割程度の範囲がカバーされることとなる。（参考 10）22【参考 10】事業用太陽光発電の規模別の FIT 認定量・導入量（容量ベース）



また、事業用太陽光発電の規模別の FIT 認定量（件数ベース）について、
100-500kW の規模帯には一定の FIT 認定件数が存在することから、入札対象範囲の拡大に伴う社会的トータルコストの増大を検討するため、次の方法で、2019 年度通年の FIT 認定件数等の推計を行った。
 2019 年度の入札対象範囲外（10-500kW）については、2019 年度前半
（４月～９月）の FIT 認定件数に基づいて、年度の前半と後半の認定件数の比率が 2018 年度と同様と仮定して、2019 年度通年の FIT 認
定件数を推計した。
 2019 年度の入札対象範囲（500kW 以上）については、太陽光第４回・第５回の入札の落札案件が全て FIT 認定に至るものとして、2019 年
度通年の FIT 認定件数を推計した。



この結果、推計された 2019 年度通年の FIT 認定件数等は参考 11 のとおりとなった。

23【参考 11】事業用太陽光発電の規模別の FIT 認定量（件数ベース）④ 2019 年度の入札結果


太陽光第４回（2019 年度上期・募集容量 300MW）の入札は、入札対象範囲を「500kW 以上」に拡大して初めての入札となった。上限価格を非公表として実施し、実際の入札件数・容量は 71 件・266MW となり、募集容量を下回った。平均入札価格は 13.46 円/kWh であった。63 件・196MW が落札し、平均落札価格は 12.98 円/kWh・最低落札価格 10.50 円/kWh となった。



上限価格に張り付いた案件は一部（13.50-14.00 円/kWh の入札：15 件）であり、コスト低減が確認された。新しく入札対象範囲とした規模（5002,000kW）の案件は、特に入札価格が低かった。（参考 12）【参考 12】太陽光第４回の入札結果【落札案件の分布】（円/kWh）

18

入札の結果

今回新しく入札対象範囲とした
500-2,000kW

17
16
15

上限価格・入札対象範囲外の調達価格（14.00円/kWh）14

入札参加申込件数・容量 ：１４６件・５９０ＭＷ
参加資格を得た件数・容量：１０７件・５０９ＭＷ
実際の入札件数・容量： ７１件・２６６ＭＷ

落札の結果

13
12
11
10

0

5

10

15

20

25

30

35 （ＭＷ）

平均入札価格落札件数・容量
最低落札価格
最高落札価格
平均落札価格：１３．４６円／ｋＷｈ：６３件・１９６ＭＷ：１０．５０円／ｋＷｈ：１３．９９円／ｋＷｈ：１２．９８円／ｋＷｈ※ 赤色点線の案件は、上限価格超過のため不落。青色点線の案件は、同一土地においてより安価で入札した案件があったため不落。
青色の案件は、落札後、第２次保証金が納付されず落札者決定取消し。

太陽光第５回（2019 年度下期・募集容量 416MW）の入札は、上限価格を24

非公表として実施した。ただし、入札情報システムの不具合により特定の操作をした場合に一部の入札情報が閲覧可能な状態であることが確認されたため、公平性を確保するために入札参加資格者の件数・容量（88件・324MW）を全入札参加者に伝えた上で、手作業による入札を行った。
この結果、実際の入札件数・容量は 72 件・186MW となり、平均入札価格
は 13.38 円/kWh だった。27 件・40MW が落札し、平均落札価格は 12.57
円/kWh・最低落札価格 10.99 円/kWh となった。


第４回の入札と比べて、平均入札価格の低減は比較的緩やか（▲0.08 円/kWh）であったものの、引き続き、今年度新しく入札対象範囲とした規模（500-2,000kW）の案件は、特に入札価格が低かった。（参考 13）【参考 13】太陽光第５回の入札結果【落札案件の分布】（円/kWh）

15

今年度新しく入札対象範囲とした
500-2,000kW

入札の結果
入札対象範囲外の調達価格（14.00円/kWh）1413

入札参加申込件数・容量 ：１１０件・４１１ＭＷ
参加資格を得た件数・容量： ８８件・３２４ＭＷ： ７２件・１８６ＭＷ
実際の入札件数・容量上限価格（13.00円/kWh）

落札の結果

12
平均入札価格落札件数・容量
最低落札価格
最高落札価格
平均落札価格

11
10

0

2

4

6

8
10

※ 赤色点線の案件は、上限価格超過のため不落。

：１３．３８円／ｋＷｈ：２７件・４０ＭＷ：１０．９９円／ｋＷｈ：１３．００円／ｋＷｈ：１２．５７円／ｋＷｈ

10
70
（ＭＷ）

⑤ まとめ


事業用太陽光発電の入札対象範囲について、海外の制度動向や国内の状況（規模別のコスト動向や FIT 認定量・導入量）は、昨年度の本委員会で検討した状況から大きな変化がないことが確認された。



また、2019 年度から入札対象範囲を拡大したことに伴う影響を見極める
ため、太陽光第４回・第５回の入札結果を分析した結果、新しく入札対象範囲とした規模（500-2,000kW）において、特に入札価格の低い案件が見られた。この状況を踏まえると、引き続きコスト低減の加速化を図る
ため、入札対象範囲を可能な限り拡大していくことが重要である。



その際、2019 年度の FIT 認定件数等は、
 100kW 以上では、1,466 件
 250kW 以上では、1,066 件
25

 500kW 以上では 90 件と推計され（参考 11）（※）、入札に伴う社会的トータルコストの増大も考慮する必要がある。
（※）入札対象範囲となっている 500kW 以上について、推計では落札案件のみを計上しているが、実際は３倍程度の入札参加申込みがある点に留意が必要である。
以上を踏まえ、これまで「2,000kW 以上」「500kW 以上」と拡大させてきた入札対象範囲を、引き続き段階的に拡大させていくこととした。具体的には、将来の入札対象範囲の更なる拡大を見据えながら、地域活用要件の内容や適用範囲との関係も踏まえつつ、2020 年度の事業用太陽光発電の入札対象範囲は、「250kW 以上」とすることした。

（2） 事業用太陽光発電（50-250kW）の調達価格① システム費用


事業用太陽光発電のシステム費用は全ての規模で毎年低下傾向にあり、2019 年に設置された 10kW 以上の平均値（単純平均）は 26.6 万円/kW（中央値：25.0 万円/kW）となり、前年より 2.2 万円/kW（7.0％）低減した。
平均値の内訳は、太陽光パネルが約 50％、工事費が約 20％を占めている。（参考 14）
【参考 14】事業用太陽光発電のシステム費用の推移とその内訳＜システム費用平均値の推移＞（万円/kW）
44.0
42.0

全体

10-50kW50-500kW

500-1,000kW＜システム費用の内訳＞
1,000kW以上（万円/kW）

29.3

42.2

40.0

値引き▲2.7

26.6

37.2

38.0
36.0

その他1.9

34.1

34.0

32.4

32.0

架台2.8
31.5

28.0

設備費

30.0

30.0

28.6

パワコン
4.1

26.8
26.6

26.0
24.0

22.2
21.5
21.0

22.0
20.0
2012年



工事費6.4

22.8

2013年

2014年

2015年

2016年

2017年

2018年

2019年

パネル
14.1

（設置年）

また、本委員会の業界団体ヒアリングでは、業界団体から、2020 年度に設置される案件について、①50kW 以上では、いずれの規模でも半数以上がシステム費用 20 万円/kW 未満で事業実施が可能であり、②10-50kW で26

も、設置形態によっては、半数程度がシステム費用 20 万円/kW 未満で事業実施が可能とのデータが示されている。


さらに、民間調査機関が 2019 年 10 月に公表した太陽光パネルの国際市
場価格を見ると、引き続き、価格低減が進んでおり、単結晶シリコン・
多結晶シリコンのいずれも 0.2$/W（＝２万円/kW）程度となっている。
中国政府による国内の太陽光発電への支援縮小の影響で落ち込んだパネル需要について、引き続き緩慢であるとの分析が示されており、今後もパネル価格は低い水準で推移することが見込まれる。（参考 15）【参考 15】パネルの国際市況
（$/W）

1.20

単結晶シリコン

1.00

0.80

多結晶シリコン

0.60

0.40

0.25$/W=2.8万円/kW
0.21$/W=2.3万円/kW

0.20

Jul 2, 2019Oct 2, 2019

Jan 2, 2019

Apr 2, 2019

Jul 2, 2018

Oct 2, 2018

Jan 2, 2018

Apr 2, 2018

Jul 2, 2017

Oct 2, 2017

Jan 2, 2017

Apr 2, 2017

Jul 2, 2016

Oct 2, 2016

Jan 2, 2016

Apr 2, 2016

Jul 2, 2015

Oct 2, 2015

Jan 2, 2015

Apr 2, 2015

Jul 2, 2014

Oct 2, 2014

Jan 2, 2014

Apr 2, 2014

Jul 2, 2013

Oct 2, 2013

Jan 2, 2013

Apr 2, 2013

Jul 2, 2012

Oct 2, 2012

Jan 2, 2012

Apr 2, 20120.00

出典：Bloomberg NEF, October 2019 PV Index: Supply, Shipments and Prices



調達価格の設定に当たって、事業用太陽光発電のシステム費用は、トッ
プランナー的なアプローチで効率化を促していくため、コスト低減が進んでいる 50kW 以上のトップランナー水準を採用して想定値としている。



昨年度の本委員会では、トップランナーとして取るべき水準を検証するため、現在設定されている運転開始期限（調達価格が決定される FIT 認
定時から運転開始までの期間）が３年間であることを踏まえて、３年前（2015 年）に設置された案件のトップランナーの水準が、最新年（2018年）に設置された案件のどの水準に位置しているのか、確認を行った。



その結果、2015 年の上位 15％水準は 2018 年の上位 45％水準程度となり、2015 年の上位 20％水準は 2018 年の上位 51～52％水準程度となったことを踏まえ、現時点でコスト効率的と考えられる案件の費用水準（＝
将来の平均的な案件の費用水準）を基礎に調達価格を設定する観点から、上位 17.5％水準を採用することとした。



そこで、今年度の本委員会でも同様に、50kW 以上の案件のデータを用い

27

て、2019 年設置案件と 2016 年設置案件の関係の分析を行った。その結果、直近（2019 年）に設置された案件が３年前（2016 年）に設置された案件のどの程度の水準にあるか確認すると、上位８～９％の水準にあることが分かった。（参考 16）【参考 16】事業用太陽光発電のシステム費用のトップランナー分析



この点を踏まえると、2020 年度のシステム費用の想定値としては、①直近の急激なコスト低減を反映し、上位９％水準を採用する、②直近の急激なコスト低減は反映せず、2019 年度のトップランナー水準を据え置き、上位 17.5％水準を採用する、③直近の急激なコスト低減を注視しつつ、①②の中間的水準として、上位 13％水準を採用することなどが考えられる。



こうした中で、50kW 以上の案件について、過年度設置案件に遡って、ある年（ｎ年）に設置された案件の中央値が３年前（ｎ－３年）に設置された案件のどの程度の水準にあるか確認を行ったところ、2019 年設置案
件の中央値が 2016 年設置案件の中で位置する水準（上位８～９％）は、過年度よりも特に上位水準であることが分かった（参考 17）。すなわち、
2019 年設置案件では、過去のペース以上のコストダウンが発生しており、今後も同様のペースでコストダウンが進むかどうかは注視が必要である。

28

【参考 17】事業用太陽光発電（50kW 以上）のコスト低減ペース＜設置年別

ｎ年設置案件の中央値

ｎ-3年設置案件のトップランナー水準

2019年（20.01万円/kW）

2016年の上位８～９％

35.0

2018年（23.58万円/kW）

2015年の上位14～15％

30.0

2017年
（26.12万円/kW）

2014年の上位23～24％25.0 その他の機器

2016年（28.25万円/kW）

2013年の上位27～28％

20.0

2015年
（29.37万円/kW）

2012年の上位27～28％

2014年（30.15万円/kW）

ー

2013年
（31.80万円/kW）

ー

2012年
（33.53万円/kW）

ー（万円/kW）
40.0

設計費 0.3
工事費 8.3

0.3
8.3

4.9

3.4

架台 3.0

3.1

15.0 パワコン 3.9

3.9

システム費用平均値（50kW以上）＞

0.3
8.2
3.3
3.3
3.8

0.3
8.1
3.0
3.1
3.5

0.3
0.3
8.0
2.8
3.0
3.0

10.0
5.0

パネル 13.9

13.8

0.3
7.5
2.6

6.7

2.4

2.4
2.4
1.9

10.1

8.6

2.8

12.9

12.5

11.8

-1.8

-1.6

-1.3

-1.5

-1.0

-0.9

4,751件5,318件

5,189件3,528件

2,357件

1,258件

484件

2013年

2014年

2015年

2016年

2017年

2018年

2019年

0.0 その他値引き
-1.7
-5.0

※ 各年度の本委員会開催時点で分析したデータに、それ以降に提出された定期報告デー
タを加えたもので分析を行っているため、各年度の本委員会で事務局が提示した値と異なる場合がある。



また、第５回太陽光入札の平均入札価格は 13.38 円/kWh となっており、第１回から第４回までの各回の平均入札価格の平均低減率（約１割）と比べると、前回（第４回）（平均入札価格 13.46 円/kWh）からの低減幅は小さい点にも留意が必要である。

以上を踏まえ、2020 年度のシステム費用の想定値は、直近の急激なコスト低減を注視するため、50kW 以上の 2019 年設置案件の上位 13％を採用
し、14.2 万円/kW とすることとした。

② 土地造成費

昨年度の委員会では、2018 年に設置した定期報告データを分析し、10kW
以上全体の平均値が 0.67 万円/kW となっているものの、中央値は０円/kW となっており、大半の案件は土地造成費を要していないことから、
想定値（0.4 万円/kW）を据え置いた。



今年度も同様に 2019 年に設置した定期報告データを分析した結果、10kW
以上全体の平均値は 0.64 万円/kW、中央値は０円/kW となり（参考 18）、
昨年度から大きな変化はないことから、2020 年度の想定値は据え置くこ
ととした。

29

【参考 18】事業用太陽光発電の土地造成費
土地造成費（万円/kW）

平均値
中央値
件数

10-50kW未満

50-500kW未満

500-1,000
kW未満

1,000kW
以上

1,000-2,000
kW未満

2,000kW
以上

全体

0.62
（0.63）
0.00（0.00）

0.99（1.26）
0.50（0.87）

1.59（1.50）
1.04（1.24）

1.88（2.10）
1.08（1.68）

1.81（2.15）
0.98（1.78）

2.34（1.67）
2.33（1.50）

0.64（0.67）
0.00（0.00）

14,914

235

103

126

110

16

15,3782019年度
想定値

0.4（）内は昨年度の委員会で検討した2018年設置案件の土地造成費。

③ 接続費


昨年度の委員会では、2018 年に設置した定期報告データを分析し、1,000kW 以上の平均値が 1.27 万円/kW、中央値が 0.79 万円/kW となっており、想定値（1.35 万円/kW）を下回るものの、想定値を据え置いた。



今年度も同様に 2019 年に設置した定期報告データを分析した結果、
1,000kW 以上の平均値は 1.33 万円/kW、中央値は 0.59 万円/kW となったが（参考 19）、大きな変化は見られないことから、2020 年度の想定値は据え置くこととした。
【参考 19】事業用太陽光発電の接続費
接続費（万円/kW）

平均値
中央値
件数

10-50kW未満

50-500kW未満

500-1,000
kW未満

1,000kW
以上

1,000-2,000
kW未満

2,000kW
以上

全体

0.97
（1.02）
0.79（0.84）

0.84（0.89）
0.48（0.51）

1.08（0.89）
0.45（0.39）

1.33（1.27）
0.59（0.79）

1.27（1.23）
0.52（0.73）

1.67（1.58）
1.16（0.80）

0.97（1.02）
0.78（0.83）

14,914

235

103

126

110

16

15,3782019年度
想定値

1.35（）内は昨年度の委員会で検討した2018年設置案件の接続費。

④ 運転維持費


昨年度の委員会では、直近の期間（2018 年 1 月から 2018 年 9 月まで）に収集した定期報告データを分析し、10kW 以上全体の平均値は 0.56 万円/kW/年・中央値は 0.46 万円/kW/年、1,000kW 以上の平均値は 0.63 万円/kW/年・中央値は 0.57 万円/kW/年となっており、想定値（0.5 万円/kW/年）と概ね同水準であることから、想定値を据え置いた。



今年度も直近の期間（2019 年 1 月から 2019 年 9 月まで）に収集した定30

期報告データを分析した結果、 10kW 以上全体の平均値は 0.55 万円/kW/
年・中央値は 0.44 万円/kW/年、 1,000kW 以上の平均値は 0.64 万円/kW/
年・中央値は 0.59 万円/kW/年となっており（参考 20）、引き続き想定値（0.5 万円/kW/年）と概ね同水準であることから、2020 年度の想定値は据え置くこととした。
【参考 20】事業用太陽光発電の運転維持費
運転維持費（万円/kW/年）

平均値
中央値
件数

10-50
kW未満

50-500kW未満

500-1,000
kW未満

1,000kW
以上

1,000-2,000
kW未満

2,000kW以上

10kW以上全体

0.55（0.57）
0.44（0.47）

0.44（0.44）
0.33（0.33）

0.57（0.55）
0.48（0.44）

0.64（0.63）
0.59（0.57）

0.63（0.61）
0.57（0.55）

0.69（0.78）
0.69（0.77）

0.55（0.56）
0.44（0.46）

19,829

2,016

1,033

1,797

1,579

218

24,6752019年度
想定値

0.5（）内は昨年度の委員会で検討した運転維持費。

⑤ 設備利用率
 事業用太陽光発電の設備利用率は緩やかな上昇傾向にあり、直近の期間（2018 年 6 月から 2019 年 5 月まで）の設備利用率は、10kW 以上全体では 14.6％（前年比＋0.2 ポイント）となった。


より効率的な事業の実施を促していくため、2019 年度の調達価格の想定値（17.2％）は、システム費用のトップランナー水準と同等の水準として、50kW 以上の上位 17.5％の水準を採用している。直近の期間のこの水準の設備利用率は 17.43％となっており、前年の 17.22％より 0.21 ポイ
ント上昇した。（参考 21）【参考 21】事業用太陽光発電の設備利用率
設備利用率（平均値）

買取期間

事業用

10kW以上全体

50kW
以上

1,000kW 2,000kW
以上
以上

2017年6月－
2018年5月 14.4％

14.9％

15.8％

16.9%

2018年6月－
2019年5月 14.6％

15.1%

16.0％

17.0%

2019年度
想定値

17.2%

設備利用率

%

10kW以上全体

50kW以上1,000kW以上

5%
10%
15%
17.5%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%

19.62%
17.91%
16.98%
16.66%
16.38%
15.94%
15.57%
15.24%
14.95%
14.67%
14.41%

19.42%
18.41%
17.72%
17.43%
17.19%
16.73%
16.33%
15.97%
15.63%
15.29%
14.96%

19.95%
18.96%
18.41%
18.17%
17.94%
17.49%
17.14%
16.79%
16.48%
16.21%
15.94%

31←昨年度：17.22%＝2019年度価格の想定設備利用率

こうした中で、全ての規模で過積載率の増加が継続しているものの、その増加ペースは規模によって異なり（参考 22）、全体として、今後の設
備利用率の上昇傾向を注視する必要があることから、2020 年度の設備利用率の想定値については、2019 年度の想定値（17.2％）を据え置くこととした。
【参考 22】事業用太陽光発電の過積載率の推移
10-50kW50-500kW

500-1,000kW

140%

136.4%（＋4.3ポイント）

135%

132.0%

130%

120%

136.2%（＋4.2ポイント）
133.0%（＋5.4ポイント）
132.2%（＋2.1ポイント）
130.2%（＋2.6ポイント）

124.5%

125%

115.9%

115%
110%

全体

1,000kW以上

111.3%
106.8%

108.3%

105%
100%
2013年

2014年

2015年

2016年

2017年

2018年

2019年

（設置年）

（3） 事業用太陽光発電（10-50kW）の調達価格
2020 年度の事業用太陽光発電（10-50kW）については、自家消費型の地域活用要件が設定されることから、調達価格の設定に当たって、従来とは別異に取り扱う必要のある事項の検討を行った。

① システム費用等の各諸元


事業用太陽光発電の調達価格設定時に想定しているシステム費用については、トップランナー的なアプローチで効率化を促していくため、再エネ電気の供給が効率的に実施される場合に通常要する費用として、10kW 以上の事業用太陽光発電全体の中でもコスト低減が進んでいる
50kW 以上のトップランナー水準を採用して想定値としている。

2020 年度に地域活用要件が設定される規模（10-50kW）の事業用太陽光発電については、それより大規模な案件と比べて相対的にコストが高いことから、再エネ発電事業を「効率的に」実施した場合に「通常要する費用」に見合った想定値の設定を行うために、10kW 以上の事業用太陽光発電全体でトップランナー分析を行うこととした。



その上で、地域活用要件の設定されない規模と同様に、最新年に設置さ32れた案件の中央値が、３年前に設置された案件のどの水準に位置しているのか、確認を行った。その結果、最新年（2019 年）に設置された案件の中央値は、３年前（2016 年）に設置された案件の上位 21％水準に位置していることが分かった。（参考 23）【参考 23】事業用太陽光発電（10kW 以上全体）のシステム費用のトップランナー分析
%
5%
10%
15%
20%
21%
22%
23%
24%
25%
30%
35%
40%
45%
50%

2019年設置（10kW以上全体）
16.00
18.10
19.60
20.91
21.15
21.31
21.49
21.66
21.72
22.73
23.46
24.00
24.59
25.05

2016年設置（10kW以上全体）
19.87
22.12
23.62
24.86
25.10
25.30
25.51
25.77
26.00
27.12
28.20
29.26
30.18
30.89



以上を踏まえ、2020 年度の事業用太陽光発電（10-50kW）のシステム費用の想定値は、2019 年度設置の 10kW 以上全体の上位 21％水準を採用し、21.2 万円/kW とした。



なお、その他の諸元は、2020 年度は地域活用要件の設定されない規模の想定値と同額としつつ、今後地域活用要件を具備する案件のコストデー
タの収集が進んだ時点で検証を行い、必要に応じて見直すこととした。

② 地域活用要件具備に要する費用の取扱い2020 年度に自家消費型の地域活用要件が設定される規模（10-50kW）の事業用太陽光発電については、災害時に活用するための最低限の設備を求めるものとして、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）を前提とした上で、給電用コンセントを有し、その災害時の利活用が可能であることを求めることとした。



この災害時の活用のために必要となる費用は、事務局による事業者ヒアリングに基づくと、2,820 円/kW 程度と考えられる（参考 24）。この費用
は、今後、再エネ電気の供給が効率的に実施される場合に「通常要する費用」に含まれるものと解し、2020 年度の事業用太陽光発電（10-50kW）の資本費の想定値には、0.3 万円/kW 分を加えることとした。

33

【参考 24】災害時活用のために要する費用（事業用太陽光発電・新設の場合）
 自立運転モードに対応可能なパワコンを購入する※ 50kW未満の低圧設備では、自立運転モードに対応可能な住宅用のパワコンを流用することが可能であり、追加的負担はほぼないものと考えられる。
 非常時のコンセントBOX・その架台を購入する

31,000円程度

 コンセントBOXに接続するためのケーブル等を購入する

50,000円程度

 追加的な工事（非常時のコンセントBOXまでの配線等）を行う

60,000円程度

141,000円程度（＝2,820円/kW）※ 事業者ヒアリングをもとに資源エネルギー庁推計。

③ 自家消費分の便益の考え方2020 年度に自家消費型の地域活用要件が設定される規模（10-50kW）の事業用太陽光発電については、調達価格の設定に当たって、自家消費分の便益を想定する必要がある。



自家消費分の便益については、直近の電力 10 社の電気料金平均単価を踏まえて設定することとし、電気料金の上下動を勘案し、FIT 制度開始
時点（2012 年度）から最新（2018 年度）の直近７年間の産業用電気料金（参考 25）の平均値を採用することとした。この場合、2020 年度の事業
用太陽光発電（10-50kW）の自家消費分の便益の想定値は、直近７年間の平均値 17.04 円/kWh（税抜）に消費税率 10％を付した 18.74 円/kWh となる。
【参考 25】電力 10 社の電気料金平均単価（税抜）の推移（再掲）
26.00
24.00
22.00
20.00

25.51
電灯平均単価（家庭用）
電力平均単価（産業用） 22.33
20.37

24.21
22.42

21.26

14.59

17.33
17.65

17.53

16.00

12.00

23.70

18.86

18.00

14.00

25.03

24.33

15.73

15.61

16.57

13.65
2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

出典：発受電月報、各電力会社決算資料等を基に作成



その上で、参考 25 における産業用電気料金のデータについては、低圧・高圧・特別高圧といった料金の異なるカテゴリが混在していることから、
FIT 制度の下で情報収集を進めた上で、より具体的な自家消費の実態を把握し、自家消費分の便益の設定について、必要に応じて見直しを検討することとした。

34

④ 既認定案件の変更認定時に適用される調達価格の取扱い2019 年度以前に認定を受けた 10-50kW の事業用太陽光発電が、2020 年
度に価格変更を伴う変更認定を受けようとする場合については、次のとおり取り扱うこととした。

１）価格変更を伴う変更認定時の地域活用要件具備の要否

より多くの再エネ発電事業に地域活用を促していくためには、2019 年度
以前の既認定案件であっても、価格変更を伴う変更認定を契機として、地域活用を FIT 制度による支援の要件として求めることも考えられる。



他方で、既認定案件に対して地域活用要件を FIT 制度による支援の条件として適用することは、当初の FIT 認定時に想定していない事業計画の大きな変更を生じさせる可能性があり、事業者の予見可能性を損なうおそれがある。また、設備や配線の事後的な変更が生じ、新規認定案件が地域活用要件を具備する場合より高い費用を要する場合も考えられる。



したがって、2019 年度以前に認定を受けた 10-50kW の事業用太陽光発電
が、2020 年度に価格変更を伴う変更認定を受ける際には、変更認定の要件として地域活用要件の具備を求めないこととした。

２）変更認定時に適用される調達価格

これまでの本委員会での議論を踏まえると、2020 年度の事業用太陽光発電（10-50kW）に適用される調達価格は、自家消費型の地域活用要件が設定されることを前提としたものとなる。



このとき、既認定案件が価格変更を伴う変更認定を受ける際に地域活用
要件の具備を求めないとすれば、こうした案件に対して地域活用要件の具備を前提に設定した調達価格を適用することは適当とはいえず、むしろ、地域活用要件の設定されない規模の調達価格を適用すべきである。



したがって、2019 年度以前に認定を受けた 10-50kW の事業用太陽光発電
が、2020 年度に価格変更を伴う変更認定を受ける際には、
 当該案件が地域活用要件を具備しない場合は、地域活用要件の設定されない規模（50kW-250kW）の調達価格
 当該案件が地域活用要件を具備する場合は、地域活用要件の設定される規模（10kW-50kW）の調達価格35を適用することとした。
（4） 事業用太陽光発電の廃棄等費用の取扱い


事業用太陽光発電の調達価格の設定に当たっては、他の再エネ発電設備の区分と同様に、資本費の５％を廃棄等費用として採用してきた。



こうした中、総合資源エネルギー調査会／省エネルギー・新エネルギー分科会／新エネルギー小委員会／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（以下「廃棄等費用確保 WG」という。）においては、太陽光発電設備の廃棄等費用の確実な積立てを担保する制度の検討がなされた。この検討の中で、今後、太陽光発電のコストは更なる低減が見込まれ、その場合には資本費の５％という絶対額は小さくなる一方で、廃棄等費用については発電コストと同等の急速なコストダウ
ンが進むかは不明であることから、
 今後新たに調達価格が決定される 2020 年度以降の認定案件については、調達価格等算定委員会において、これまで同様に廃棄等費用を一律に資本費の５％と想定するのではなく、同 WG におけるヒアリ
ング結果等を踏まえて想定される廃棄等費用の額を定め、それに応じて調達価格を決定するよう、同 WG から本委員会に要請がなされた。
 さらに、今後新たに実施される 2020 年度以降の入札対象範囲の案件についても、入札対象範囲外の案件と同様に、本委員会で想定される廃棄等費用の額を定め、これを前提に入札参加者が入札価格を決定するよう、同 WG から本委員会に要請がなされた。



廃棄等費用確保 WG で事務局資料として提示された太陽光発電設備の廃棄等費用に係る調査結果では、標準的な太陽光発電設備の廃棄等費用は、事業者によるばらつきはあるものの、コンクリート基礎の場合の中央値
は約 1.37 万円/kW、スクリュー基礎の場合の中央値は約 1.06 万円/kW とされている。（参考 26）36【参考 26】廃棄等費用確保 WG における廃棄等費用の調査結果

2019 年度の調達価格（14 円/kWh）における廃棄等費用の想定値は、資本費（19.95 万円/kW）の５％として約 1.0 万円/kW とされているが、今後想定する資本費が低減する場合に、それと同等のスピードで廃棄等費用が低減するかどうかは、今後の状況を注視する必要がある。



こうした状況や、長期安定的な事業運営の確保に向けて廃棄等費用の確保が重要であることも踏まえ、今後の事業用太陽光発電の廃棄等費用の想定値については、入札対象範囲の内外に関わらず、資本費の５％ではなく、定額として定めることとし、その額は、調査結果や現行の想定値（約１万円/kW）も踏まえ、想定資本費の額に関わらず、１万円/kW とすることとした。



加えて、現行の調達価格は、廃棄等費用を運転開始 20 年目に一括して支出することを念頭に算定されているが、廃棄等費用確保 WG の中間整理において、廃棄等費用積立担保制度の外部積立てでは、一律に調達期間の終了前 10 年間で積み立てることとされていることから、今後は、運転開始 11～20 年目に分割して積み立てる想定で算定を行うこととした。

（5） 住宅用太陽光発電の調達価格① システム費用


住宅用太陽光発電のシステム費用は新築案件・既築案件ともに低減傾向にある。2019 年に設置された新築案件の平均値は 30.6 万円/kW（中央値29.8 万円/kW）となり、前年より 1.7 万円/kW（5.3％）低減した。平均値の内訳は、太陽光パネルが約 60％、工事費が約 20％を占める。
（参考
27）
37

【参考 27】住宅用太陽光発電のシステム費用の推移とその内訳

5045＜システム費用の内訳＞＜システム費用平均値の推移＞（万円/kW）

全体

既築

新築

（万円/kW）

33.0

47.9
46.5
43.1

40

値引き▲2.4
43.2
41.5
39.1

35

40.5
38.5
36.7

40.1

下位25%

37.9

37.6
36.5

35.9

36.1

37.6
36.3

35.2

34.7

34.2
32.3

25

26.5

34.6
32.1
30.6

上位25%

20
2012年

2013年

2014年

2015年

2016年

2017年

2018年

架台2.3

その他0.3

パワコン
4.5
設備費

30

工事費6.5

30.6

パネル
19.5

2019年
（ 設置年）～2014年：一般社団法人太陽光発電協会太陽光発電普及拡大センター補助金交付実績データ
2015年～：定期報告データ（2015年の新築・既築価格は、2014年の全体に対する新築・既築それぞれの価格の比率を用いて推計）

住宅用太陽光発電の 2019 年度のシステム費用の想定値（30.8 万円/kW）
は、2016 年度の本委員会において、トップランナー的なアプローチで効率化を促していくものとして設定した水準である。具体的には、向こう３年間でコスト低減を促すため、2016 年当時の新築の上位 25％水準のシステム費用を 2019 年度の想定値として設定した上で、段階的に 2017年度・2018 年度の想定値が決定されたものである。



住宅用太陽光発電の足下の導入状況や本委員会での業界団体ヒアリン
グの結果を踏まえると、既築案件への導入量が低減傾向にあり、その導入促進がより一層重要となっている。このため、2020 年度のシステム費用の想定値については、新築のみのデータではなく、既築も含めたデー
タでトップランナー分析を行うことにより設定することとした。



住宅用太陽光発電については、現在設定されている運転開始期限（調達価格が決定される FIT 認定時から運転開始までの期間）が１年間であることを踏まえ、トップランナーとして取るべき水準を検証するため、最新年（2019 年）に設置された案件の中央値が、１年前（2018 年）に設置された案件のどの水準に位置しているのか、確認を行った。



その結果、2019 年設置の中央値（31.60 万円/kW）は、2018 年設置の上位 39～40％水準に位置していることが分かった（参考 28）。この結果を踏まえ、2020 年度のシステム費用の想定値は、2019 年設置全体の上位
40％水準を採用し、29.0 万円/kW とすることとした。

38

【参考 28】住宅用太陽光発電のシステム費用のトップランナー分析%

2019年設置（全体）

2018年設置
（全体）

5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
36％
37％
38％
39％
40%
41％
42％
43％
44％
45%
46％
47％
48％
49％
50%

21.59
22.73
23.49
24.39
25.38
26.57
28.01
28.30
28.58
28.80
28.84
29.03
29.33
29.56
29.83
30.07
30.33
30.55
30.81
31.09
31.35
31.60

23.13
24.67
25.48
26.85
28.35
29.49
30.58
30.83
31.10
31.25
31.52
31.76
32.01
32.27
32.51
32.75
32.94
33.17
33.40
33.63
33.82
34.00

② 運転維持費

住宅太陽光発電の運転維持費の想定値の設定に当たっては、昨年度までと同様、事務局が業界団体にヒアリングを実施し、コストデータの収集を行った。ヒアリングの結果、①発電量維持や安全性確保の観点から３～４年ごとに１回程度の定期点検が推奨されており、５kW の設備を想定した場合、１回当たりの定期点検費用は 2.9 万円程度であること、②パ
ワコンについては、20 年間で一度は交換され、20.0 万円程度が一般的な相場であることが分かった。この結果を踏まえ、kW 当たりの年間運転維持費を計算すると、約 3,450 円/kW/年となり、想定値（3,000 円/kW/年）とほぼ同水準であった。



また、2019 年１月～2019 年９月に報告された定期報告データを分析す
ると平均値は約 654 円/kW/年であったが、報告の 90％は要した費用が０円/kW/年だった。得られたデータが FIT 制度開始後に運転開始したものであるところ、まだ点検費用や修繕費用が発生していない可能性もある。

以上を踏まえ、2020 年度の想定値は、3,000 円/kW/年を据え置くこととしつつ、今後の動向を注視することとした。

③ 設備利用率・余剰売電比率等


住宅用太陽光発電の設備利用率について、2019 年１月から 2019 年９月の間に収集したシングル発電案件の平均値は 13.9％であった。気象条件
等による上下動がありうるため、昨年度の委員会と同様、過去４年間に39検討した数値の平均を分析すると 13.5％となり、想定値（13.7％）とほぼ同水準であるため、2020 年度の想定値は、13.7％を据え置くこととした。


余剰売電比率については、 2019 年 1 月から 2019 年 9 月の間に収集したシングル発電案件を分析すると、平均値 70.4％（中央値 70.9％）であり、平均値は想定値（70.0％）とほぼ同水準であった。このため、2020年度の想定値は、70.0％を据え置くこととした。



自家消費分の便益については、FIT 制度開始以降、家庭用電気料金単価を踏まえ 24 円/kWh と設定されてきたところであるが、2020 年度の調達価格の設定に当たっては、直近の電気料金の動向を反映させるため、事
業用太陽光発電と同様に、FIT 制度開始時点（2012 年度）から最新（2018年度）の７年間の家庭用電気料金（参考 29）の平均値を採用することとした。この場合、2020 年度の住宅用太陽光発電の自家消費分の便益の想定値は、直近７年間の平均値 23.93 円/kWh（税抜）に消費税率 10％を付した 26.33 円/kWh となる。
【参考 29】電力 10 社の電気料金平均単価（税抜）の推移（再掲）
26.00
24.00
22.00
20.00

25.51
電灯平均単価（家庭用）
電力平均単価（産業用） 22.33
20.37

24.21
22.42

21.26

14.59

17.33
17.65

17.53

16.00

12.00

23.70

18.86

18.00

14.00

25.03

24.33

15.73

15.61

16.57

13.65
2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

出典：発受電月報、各電力会社決算資料等を基に作成



調達期間終了後の売電価格について、現行の調達価格の想定値は、2015
年時点の卸電力市場価格を踏まえて、11 円/kWh とされている。他方で、直近では、2019 年 11 月以降に順次調達期間が終了する住宅太陽光発電
設備が現れることを見据えて、各小売電気事業者から買取メニューが公表されている。このため、今後の調達期間終了後の売電価格の想定値については、この買取メニューの実態を踏まえて決定することとした。

2019 年 10 月末までに確認できた買取メニューにおける売電価格を確認したところ、その中央値は 9.3 円/kWh であった（参考 30）。再エネ特措
法上、調達価格の設定は再エネ電気の供給が「効率的に」実施される場
合に通常要する費用等を基礎とすることとされており、中央値より効率

40

的な（高価格な）水準を想定することもあり得るが、10 円/kWh 以上のメニューは、当該小売電気事業者による電力供給とのセット販売であったり、蓄電池併設等の条件付きであったりすることが比較的多いため、2020 年度の想定値は中央値の 9.3 円/kWh を採用した上で、今後の状況を注視することとした。
【参考 30】各小売電気事業者が公表している買取メニューの分布
16（件）

中央値：9.3円/kWh

14
12
10
8
6
4
2
（円/kWh）0
6.0-6.5

6.5-7.0

7.0-7.5

7.5-8.0

8.0-8.5

8.5-9.0

9.0-9.5

9.5-10.0

10.0-10.5 10.5-11.0 11.0-11.5 11.5-12.0 12.0-12.5 12.5-13.0

13.0-13.5 13.5-14.0 14.0-14.5 14.5-15.0 15.0-15.5※ 資源エネルギー庁作成

41

2．風力発電

風力発電については、エネルギーミックス（1,000 万 kW）の水準に対して、
FIT 制度開始前の導入量と 2019 年９月末時点の FIT 認定量を合わせたもの
は 990 万 kW、導入量は 390 万 kW となっている（参考 31）。特に洋上風力発電については、今後の導入拡大が見込まれる。
【参考 31】風力発電の FIT 認定量と導入量（万kW）

陸上（20kW以上）－洋上

洋上

陸上（20kW未満）

1200
FIT前+FIT認定量
990万kW

1000

1000万kW

800

690万kW

FIT前+FIT認定量
540万kW

600

導入量
390万kW

280万kW

400

導入量
310万kW
50万kW

FIT前導入量260万kW

10万kW130万kW
30万kW

200

0

FIT導入前2016年3月

2019年9月

ミックス※ 改正FIT法による失効分（2019年9月時点で確認できているもの）を反映済。

2019 年度の調達価格は、陸上風力発電が 19 円/kWh、洋上風力発電が 36 円
/kWh であるが、海外と比べて高い（参考 32）。着床式洋上風力発電（海洋再生可能エネルギー発電設備の整備に係る海域の利用の促進に関する法律（以下「再エネ海域利用法」という。）の適用案件）は、既に入札制に移行している。
【参考 32】風力発電（20,000kW）の各国の価格
25

22.0円

20
19.0円
15
10.9円
10

6.9円

5

日本 （円/kWh）

ドイツ （円/kWh）

イギリス （円/kWh）

フランス （円/kWh）

イタリア （円/kWh）

スペイン （円/kWh）※資源エネルギー庁作成。1ユーロ＝120円、1ポ ンド＝150円 で換算 。
欧州の価格は運転開始年である。 入札対 象電源 となっ ている 場合、 落札価 格の加 重平均 。

42

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

0

1999





また、陸上風力発電・着床式洋上風力発電の価格目標は、2030 年に運転開始する案件の平均的な発電コストで８～９円/kWh とされており、浮体式洋上風力発電の価格目標は、導入に向けた環境整備を進めつつ、FIT 制度からの中長期的な自立化を目指すこととされている。



委員からは、急速なコストダウンが見込まれる中で、実際に要する費用に見合った適切な価格設定を行うためにも、現在設定されている風力発電の運転開始期限（４年、ただし環境影響評価法に基づく環境アセスメントが必要な案件は８年）については、期間の短縮を図る必要があるのではないかとの意見があった。

（1） 陸上風力発電① 資本費


資本費の定期報告データは 99 件であり、想定値 28.2 万円/kW に対して、
定期報告データ全体の中央値は、34.0 万円/kW であった。また、調達価格の設定時に想定している 7,500kW 以上の規模の中央値は 29.8 万円/kW、より大規模な 30,000kW 以上の中央値は 27.0 万円/kW となっており、大規模案件ほど低い資本費で事業を実施できていることが分かった。（参考 33）【参考 33】陸上風力発電の資本費（万円/kW）＜大規模案件の資本費＞＜出力と資本費の関係＞

200

80

150
100

70

50

60
50

0
0

20,00040,00060,000（kW）

40

2020年度想定値（28.2万円/kW）

30
20
10
0
0



20,00040,00060,000規模

想定値より資本費が低い
事業者の割合（件数ベース）-10,000kW
（63件）

11%
(38.2/35.5)

10,000-30,000kW
（27件）

33%
(32.0/30.7)

30,000kW（9件）

67％(30.1/27.0)※括弧内は資本費の平均値／中央値

一方で、陸上風力発電の資本費の内訳を設置年別に分析すると、各設置年の平均値では、設備費・工事費ともにほぼ横ばいの傾向にある。
（参考
34）

43

【参考 34】陸上風力発電の資本費の推移（万円/kW）
60
その他, 2.6
接続費, 1.6

50

その他, 5.3
電気工事, 1.9

工事費据付工事, 2.94030

基礎工事, 5.7

その他, 1.8

その他, 8.2

その他, 0.5
接続費, 2.0
その他, 0.5
電気工事, 1.4
据付工事, 2.4

接続費, 0.6
その他, 2.9

タワー, 4.5

タワー, 3.3

10

その他, 2.7

その他, 2.9

タワー, 3.2

タワー, 3.5

設計費, 0.9

設計費, 0.8

設備費

設備費
風車, 12.2

設計費, 0.6

設備費

風車, 14.0

風車, 13.9

設計費, 1.2

設計費, 1.2
設計費, 1.2

資本費 内訳

資本費 内訳

資本費 内訳

資本費 内訳

資本費 内訳

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

（20件）

その他, 1.5
タワー, 2.3

タワー, 2.1

資本費 内訳（15件）

基礎工事, 6.9

タワー, 2.6

資本費 内訳（7件）

据付工事, 2.9

その他, 3.4

その他, 2.4

設計費, 1.0

設計費, 0.8

その他, 3.9
電気工事, 2.8

工事費

基礎工事, 5.4

基礎工事, 5.1

風車, 13.2

風車, 13.6

風車, 11.6

据付工事, 1.8

工事費

設備費

設備費

設備費

電気工事, 2.5

工事費

電気工事, 1.7
据付工事, 1.5

基礎工事, 5.3

タワー, 2.0

風車, 15.1

設計費, 0.5

接続費, 1.6

工事費

その他, 2.0

接続費, 2.4

その他, 4.5

その他, 1.8

電気工事, 2.2据付工事, 1.5

基礎工事, 4.2

その他, 3.1
風車, 23.7（5件）



工事費据付工事, 1.7

基礎工事, 3.7

設備費

設備費

0

電気工事, 2.1

電気工事, 2.3

工事費据付工事, 1.7

基礎工事, 3.5
その他, 1.2

接続費, 0.8
その他, 3.6

その他, 1.5

工事費

20

その他, 3.4

その他, 2.4
接続費, 1.6

その他, 1.3
接続費, 1.1
その他, 2.7

（14件）

（18件）

資本費 内訳
2019

（14件）

（6件）

さらに、接続費（資本費の内数）を分析すると、20kW 以上全体の平均値
は 1.3 万円/kW、中央値は 0.4 万円/kW となった。高額な案件が全体の平均値を引き上げていることを勘案して中央値を参照すると、想定値（1.0
万円/kW）を大きく下回っており、7,500kW 以上に限定して分析しても同様の傾向であった。（参考 35）【参考 35】陸上風力発電の接続費の推移【20kW以上全体】【7,500kW以上】

平均値：1.3万円／kW

3.0
2.5

5.0

2.0

4.0

1.5
1.0

2.0

5件

0.5

7件

0.0
2012

3.0

2.4

1.6

2013

0.6

0.8

15件

20件

2014

2015

1.1
14件

1.6

1.6

18件

14件

6件

1.0

2016

2017

2018

2019

0.0

0.9

0.9

0.3

0.7

1.7

0件

8件

5件

7件

5件

9件

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

中央値：0.4万円／kW

6.0
5.0
4.0

5件

0.5
2012

3.0

2.4

2.1

0.0



4件

2012

2.0

1.0

1件
2.2

0.0

2.5

1.5

4.9

2.0

中央値：0.4万円／kW

3.0

平均値：1.2万円／kW

6.0

0.1

0.2

0.2

0.4

0.6

0.7

7件

15件

20件

14件

18件

14件

2013

2014

2015

2016

2017

2018

4.9

1件

2.0

6件

1.0

2.1

4件

0.0
2019

2012

0.0

0.3

0.4

0.1

0.2

1.5

0件

8件

5件

7件

5件

9件

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

また、今年度も昨年度と同様に、電力会社が接続検討回答を行った際に各発電事業者に提示した費用のデータ（210 件）の分析を行った結果、
44

平均値は 8.1 万円/kW、中央値は 0.9 万円/kW であった。20 万円/kW を超える著しく高額な案件が全体の平均値を引き上げていることを勘案して中央値を参照すると、想定値（1.0 万円/kW）と同水準であった。
（参
考 36）【参考 36】接続検討回答時に電力会社から提示された接続費



なお、電力会社が接続検討回答を行った際に各発電事業者に提示した費用のデータには、接続費が著しく高額である案件が存在している点について、委員からは、こうした案件を調達価格の算定根拠に含めるべきではないものの、再生可能エネルギーの導入促進の観点から、高額となる
原因等の分析が必要ではないかとの意見があった。

② 運転維持費


運転維持費の定期報告データは 387 件であり、想定値 0.93 万円/kW/年
に対して、定期報告データ全体の中央値は 1.27 万円/kW/年であった。また、調達価格の設定時に想定している 7,500kW 以上の規模の中央値は1.04 万円/kW/年、より大規模な 30,000kW 以上の中央値は 0.83 万円/kW/
年となっており、大規模案件ほど低い運転維持費で事業を実施できていることが分かった。（参考 37）【参考 37】陸上風力発電の運転維持費＜出力と運転維持費の関係＞（万円/kW/年）
20＜大規模案件の運転維持費＞

15

10

5

0
20,00040,00060,00080,000100,000(kW)45

想定値より運転維持費が低い
事業者の割合（件数ベース）-10,000kW（269件）

27%(1.80／1.42)

10,000-30,000kW
（89件）

31%
(1.26／1.04)

30,000kW（29件）

55%(0.93／0.83)※括弧内は運転維持費の平均値／中央値

2020度の調達価格の前提（運転維持費0.93万円/kW/年）
0規模

③ 設備利用率
2020 年度の調達価格の想定値（25.6％）は、2011 年以降に設置された案件の中央値について、価格設定時から過去３年間の平均値を採用して設定されたものである。これを踏まえ、今年度も同様に 2011 年以降に設置された案件の中央値を分析すると、26.9％となった。今年度から過去３年間の平均値は 27.0％となり、想定値を大きく上回った。（参考 38）【参考 38】陸上風力発電の設備利用率

20kW以上全体
全体
設
置
年

設備利用率（中央値）
今年度のデータ（2018年6月～2019年5月）

昨年度のデータ（2017年6月～2018年5月）

2年前のデータ（2016年6月～2017年5月）

3年前のデータ（2015年7月～2016年6月）

21.4%

20.2%

19.4%

18.7%

～2000年

19.0%

17.9%

18.1%

17.7%

2001～2005年

18.6%

18.8%

17.3%

17.3%

2006～2010年

18.7%

19.3%

18.9%

18.7%

2011年～

26.9%

27.2%

26.8%

24.8%

2020年度の
想定値



25.6%

なお、設備利用率の増加要因について、定期報告データを踏まえると、次のことが考察される。
 直近に設置された案件は設備利用率が高い。これは、風車の大型化や効率化により、同じ風況であっても、より多く発電できる風車が設置されているためと考えられる。
 過去の設置年の案件であっても、直近に収集されたデータの方が設
備利用率が高い。これは、同じ風車であっても、メンテナンス方法の改善によるダウンタイムの短縮などを通じて、より長い時間発電
することが可能となっているためと考えられる。

④ まとめ


陸上風力発電は、再エネ主力電源化制度改革小委員会における FIT 制度の抜本見直しの検討に当たっても「競争電源」として位置付けられている電源であり、2030 年に運転開始する案件の平均的な発電コストで８～９円/kWh を目指すという中長期価格目標の実現に向けて、今後のコ
ストダウンの進展が期待される電源である。



また、①大規模案件では資本費・運転維持費が低い傾向にあることや、②直近に設置された案件では設備利用率が高く、設置後もメンテンナン

46

ス方法の改善等による設備利用率の向上が見込まれることから、コスト低減ポテンシャルの大きい電源と考えられる。


他方で、FIT 制度開始以降、資本費（設備費・工事費）の高止まりを背景に、kWh 当たりのコストは一進一退を続けている状況にある（参考 39）。
また、本委員会での業界団体ヒアリングにおいて示されたデータを踏ま
えると、現行制度を前提とした場合には、将来的に資本費が高止まりする可能性もある。
【参考 39】陸上風力発電の kWh 当たりのコスト（円/kWh）

10,000kW未満
10,000kW以上

設置年別中央値

10,000-30,000kW

30,000kW以上

40

30

20

10

0
2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

（設置年）



FIT 制度開始前の導入量と 2019 年９月末時点の FIT 認定量を合わせた
もの（990 万 kW）は、エネルギーミックス（1,000 万 kW）に迫る水準となっている中で、今後のコスト低減を加速化させていくためには、kWh 当たりのコストのばらつきが大きいことを踏まえると、事業者間の競争を促して資本費を低減させつつ、効率的な案件から導入を図ることが重要であり、早期に入札制を導入することが妥当である。



他方で、現在、FIT 抜本見直しの検討が進められているため、新制度との整合性に配慮するという観点や、制度の複雑化を防ぐという観点から、新制度の適用があり得る 2021 年度の取扱いは、慎重に検討する必要がある。したがって、陸上風力発電の 2021 年度の取扱いは、今年度の委員会では決定せず、陸上風力発電の電源特性を踏まえ、来年度の本委員会において、2021 年度から入札制を導入することを念頭に検討を行うことした。

47

⑤ 小型風力発電（20kW 未満）のコスト動向（参考）20kW 未満の小型風力発電について、資本費の定期報告データは 787 件であった。平均値は 141 万円/kW、中央値は 136 万円/kW であり、昨年度の委員会で検討したデータ（平均値 139 万円/kW、中央値 133 万円/kW）から大きな変化はなかった。
（2017 年度までの調達価格等の想定値：125 万
円/kW）



運転維持費の定期報告データは 327 件であった。平均値は 2.5 万円/kW/
年、中央値は 2.6 万円/kW/年であり、昨年度の委員会で検討したデータ（平均値 2.5 万円/kW/年、中央値 2.0 万円/kW/年）から大きな変化はな
かった。（2017 年度までの調達価格等の想定値：０円/kW/年）



直近（2018 年 6 月～2019 年 5 月）の設備利用率を分析すると、平均値
は 12.2％、中央値は 11.0％であり、昨年度の委員会で検討したデータ（平均値 11.1％、中央値 10.0％）から大きな変化はなかった。
（2017 年度までの調達価格等の想定値：16.7％）（参考 40）【参考 40】小型風力発電（20kW 未満）のコスト動向＜出力と資本費の関係＞（万円/kW）
600＜出力と運転維持費の関係＞（万円/kW/年）
30

100

25

500
400

2017年度までの想定値（125万円/kW）

300

100

5

0

0
10

15

20

60

15
10

5

2017年度までの想定値（16.7％）

80

20

200

0

＜設備利用率の分布＞

（件）

40

2017年度までの想定値（0円/kW/年）

20

0

5

10

（kW）

15

20
（kW）

0
0~5

5~10 10~15 15~20 20~25 25~30

30~

（％）

⑥ リプレース区分の取扱い


リプレース区分については、現時点までに定期報告データは得られていない。



リプレース区分の調達価格については、資本費は、電源線等の系統設備
は基本的に全て流用可能であることから、同年度の陸上風力発電（新設）の想定値から接続費を差し引いた値を採用しており、運転維持費・設備利用率は、新設の場合と特段別異に取り扱う理由がないことから、同年度の陸上風力発電（新設）の想定値と同じ値を採用している。



このため、リプレース区分の 2021 年度の取扱いについては、陸上風力発電（新設）の 2021 年度の取扱いと合わせて検討することとした。な48

お、今後具体的な案件の定期報告データが収集されれば、コストの実態を検証していく必要がある。
（2） 洋上風力発電


洋上風力発電について、資本費の定期報告データは２件得られた。その平均値は 205.6 万円/kW であり、想定値（56.5 万円/kW）を上回ったが、得られた２件のデータのいずれもが実証機によるものである点に留意が必要である。運転維持費の定期報告データはまだ得られていない。



また、設備利用率のデータは１件得られた。その平均値は 29.0％であり、想定値（30.0％）とほぼ同水準であったが、得られたデータは実証機によるものである点に留意が必要である。

2019 年４月より、洋上風力発電の事業実施に当たっての海域利用に必要なルール整備を実施するため、再エネ海域利用法が施行されている。同法により、経済産業大臣・国土交通大臣が促進区域の指定を行い、当該区域について公募に基づく事業者選定を行う仕組みが整備されており、選定された事業者は、当該区域の占用許可・FIT 認定を取得し、洋上風力発電事業を実施できることとなる。2019 年７月には、都道府県等からの情報収集を踏まえ、促進区域の指定に向けて、既に一定の準備が進んでいる区域（11 区域）を整理しており、このうち４区域については、有望な区域として、協議会の組織等が行われた。さらに、このうちの１区域（長崎県五島市沖）については、2019 年 12 月に、既に促進区域の指定がなされた。



こうした再エネ海域利用法の施行と相まって、特に 2017 年度以降、急速に洋上風力発電の案件形成が進捗しており、2019 年８月末現在、約 1,258
万 kW（約 13GW）の案件が環境アセスメント手続きを実施している。
（参
考 41）

49

【参考 41】洋上風力発電の案件形成状況（環境アセスメント手続き）
環境アセス手続中
港湾区域

55万kW

一般海域

1,258万kW＜一般海域の環境アセスの開始時期（累積）＞
（年度）
2012
2013
2014
2015
2016

2017年以降
急増

2017
2018
2019

（kW）
0

5,000,000

10,000,000

15,000,000※2019年度は４月～８月の期間のみ。



また、海外の制度動向を見ると、洋上風力発電についても、世界では、入札制が広く活用されている。また、入札実施の結果、各国で落札価格
が 10 円/kWh 未満の案件が続出し、ドイツでは市場価格（補助金なし）の案件も登場するなど、急激な価格の下落が見られる。（参考 42）【参考 42】洋上風力発電に関する海外の制度動向（入札結果）
プロジェクト名規模

価格(1€=130円/1£=150円)

デンマーク

Horns Reef 3 (Vattenfall)

406 MW

104 EUR/MWh (13.5円/kWh）オランダ

Borssele 1+2 (DONG 現Orsted)

752MW

72.7 EUR/MWh (9.5円/kWh)2016.9デンマーク

Danish Nearshore (Vattenfall)

350MW

63.7 EUR/MWh (8.2円/kWh)2016.11デンマーク

Kriegers Flak (Vattenfall)

600MW

49.9 EUR/MWh (6.5円/kWh)2016.12オランダ

Borssele 3+4(Shell, Van Oord, Eneco, 三菱商事)

731.5MW

54.5 EUR/MWh (7.1円/kWh)

Gode Wind III （DONG 現Orsted）

110MW

60.0 EUR/MWh (7.8円/kWh)Borkum Riffgrund West II + OWP West（DONG 現Orsted）

240MW +
240MW

市場価格 補助金ゼロ）

He Dreiht (EnBW)

900MW

市場価格（補助金ゼロ）

入札時期

国

2015.2
2016.22017.42017.92018.32018.42018.６

ドイツ

イギリス

オランダ

ドイツ

台 湾

Triton Knoll Offshore Wind Firm
(Innogy, Statkraft)

860MW

74.75 £/MWh (11.2円/kWh)Hornsea Project 2（DONG 現Orsted）

1,386MW

57.5 £/MWh (8.6円/kWh)Moray East (EDPR, Engie)

950MW

57.5 £/MWh (8.6円/kWh)

Hollandse Kust Zuid 1+2(Nuon, Vattenfall )740MW

市場価格（補助金ゼロ）

Baltic Eagle (Iberdrola)

476MW

64.6 EUR/MWh (8.4円/kWh)Wikinger Sud (Iberdrola)

10MW

市場価格（補助金ゼロ）

Gode Wind Ⅳ (Orsted)131.75MW

98.3 EUR/MWh (12.8円/kWh)Borkum Riffgrund West Ⅰ(Orsted)

420MW

市場価格（補助金ゼロ）

大彰化西南（Orsted）

337.1MW

2.5480台湾元/kWh（9.27円/kWh）

大彰化西北（Orsted）

582.9MW

2.5491台湾元/kWh（9.28円/kWh）

海龍二号（NPI）

232MW

2.2245台湾元/kWh（8.10円/kWh）

海龍二号（NPI）

512MW

2.5025台湾元/kWh（9.11円/kWh）

各国政府資料等をもとに資源エネルギー庁作成

50

① 着床式洋上風力発電（再エネ海域利用法適用外）の取扱い


着床式洋上風力発電（再エネ海域利用法適用外）については、昨年度の本委員会の意見において、「再エネ海域利用法に基づく一般海域の海域利用ルールが具体化し、現在よりも競争環境の波及状況が予見できるよ
うになる可能性が高い来年度（注：2019 年度）の委員会で、入札制への移行可能性も含め、一般海域の海域利用ルールの適用を受けない着床式
洋上風力発電の 2020 年度の取扱いを改めて議論する」こととされている。これを踏まえ、今年度の本委員会においては、着床式洋上風力発電（再エネ海域利用法適用外）の入札制への移行について、検討を行った。

１）再エネ海域利用法の施行等に伴う競争環境の成立2016 年５月に成立した改正港湾法では、港湾における洋上風力発電の導入円滑化を図るため、長期間にわたる占用を許可する事業者を選定する
基準・手続きの明確化が行われた。こうした制度整備等を背景として、
洋上風力発電全体で、2019 年９月末時点で６件・約 30 万 kW の FIT 認定案件が存在している。



また、2018 年５月に閣議決定された海洋基本計画においては、一般海域
において洋上風力発電の整備に係る海域の利用の促進を図るため、関係者との調整の枠組みを定めつつ、事業者の予見可能性の向上により事業リスクを低減させる等の観点から、海域の長期にわたる占用等を可能とする制度整備を行い、円滑な制度の運用に努めることとされた。



こうした位置付けも踏まえて、前述のとおり、2019 年４月には再エネ海域利用法が施行され、前述のとおり、同法の運用が進められているところである。これを契機として、環境アセスメント手続中の洋上風力発電の案件は、特に直近になって急増しており、一般海域内のみの累計で約13GW に達している。この状況を踏まえれば、着床式洋上風力発電全体について、既に十分な競争環境が成立していると考えられる。

２）再エネ海域利用法の適用案件と適用外案件の関係


再エネ海域利用法の適用案件は既に入札制に移行している中で、再エネ海域利用法の適用の有無だけによって、資本費・運転維持費・設備利用率といった発電コストに影響する諸元に差異が生じるわけではなく、適用案件と適用外案件を別異に取り扱う理由はないと考えられる。



また、再エネ海域利用法適用外案件を入札対象範囲外とした場合、事業51者にとって再エネ海域利用法の適用を回避することにより入札対象から外れようとするインセンティブが生じ、再エネ海域利用法を通じた事
業者間の競争性が損なわれるおそれもある。
３）海外の制度動向

海外（ドイツ・イギリス・フランス・イタリア）の制度動向を見ても、いずれの国も、浮体式洋上風力発電まで含めて、洋上風力発電の FIT 制
度の調達価格等は入札により決定される方式であり、入札によらずに調達価格等が決定される方式が残る例外的な区分は、実証機等の場合を除いて、確認されなかった。



海外では、こうした制度設計も相まって、入札の競争性が確保され、各国で落札価格が 10 円/kWh 未満の案件が続出し、ドイツでは市場価格（補助金なし）の案件も登場している。

４）まとめ


以上の競争環境の成立状況、再エネ海域利用法の適用案件と適用外案件の関係及び海外の制度動向を踏まえ、2020 年度の着床式洋上風力発電については、入札制に移行することとした。

② 浮体式洋上風力発電の取扱い


浮体式洋上風力発電については、昨年度の本委員会の意見において、「一
般海域の海域利用ルールの整備が進む中で、着床式洋上風力発電の競争
環境が浮体式洋上風力発電にも波及し、コスト低減が進む可能性がある
ため、今年度（注：2018 年度）の委員会では 2021 年度の取扱いを決定しないこととした」とされている。

2019 年４月の再エネ海域利用法の施行等を契機とする環境アセスメン
ト案件の急増等を踏まえると、着床式洋上風力発電については、前述のとおり、既に十分な競争環境が成立していると考えられる。一方で、着床式洋上風力発電の競争環境の浮体式洋上風力発電への波及について
は、国内外で進みつつある商用化に向けた取組の帰趨を注視する必要がある。



このため、今年度の委員会では浮体式洋上風力発電の 2021 年度の取扱いを決定せず、来年度の委員会において検討することとした。

52

3．地熱発電

地熱発電については、エネルギーミックス（140～155 万 kW）の水準に対して、FIT 制度開始前の導入量と 2019 年９月末時点の FIT 認定量を合わせた
ものは 62 万 kW、導入量は 59 万 kW である。（参考 43）【参考 43】地熱発電の FIT 認定量・導入量
15000kW未満（万kW）

15000kW以上

160

140～155万kW

140
120
100
80
60

FIT前+FIT認定量
59万kW 導入量
4万kW 53万kW
3万kW 1万kW

FIT前導入量52万kW

FIT前+FIT認定量
62万kW 導入量
59万kW
5万kW 5万kW
5万kW 3万kW40
200
2016年3月

FIT導入前ミックス

2019年9月※ 改正FIT法による失効分（2019年9月時点で確認できているもの）を反映済。

2019 年度の調達価格は、15,000kW 以上で 26 円/kWh、15,000kW 未満で 40 円
/kWh である。（参考 44）【参考 44】地熱発電（30,000kW）の各国の価格（円/kWh）
35
30.2円
30
26.0円

※ドイツでは2012年以降、導入を促進するた めにボーナスとして価格引上げ

25
20
15
10
5

日本 （円/kWh）

ドイツ （円/kWh）

イギリス （円/kWh）

フランス （円/kWh）

イタリア （円/kWh）

スペイン （円/kWh）

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

0

1999



※資源エネルギー庁作成。1ユーロ＝120円、1ポ ンド＝150円 で換算 。
欧州の価格は運転開始年である。 入札対 象電源 となっ ている 場合、 落札価 格の加 重平均 である 。ただ し、イギリスは落札者なしのため入札 上限価 格。ま た、イ タリア は落札 価格非 公表の ため、 入札上 限価格 。
フランスは12,000kW以上は支援対象外のた め、12,000kW設 備の価 格。

53

また、地熱目標の価格目標は、大規模案件の開発を円滑化しつつ、リスク・コスト低減を図り、FIT 制度からの中長期的な自立化を目指すこととされている。

（1） 15,000kW 未満・15,000kW 以上① 資本費・運転維持費
15,000kW 未満の資本費の定期報告データは 52 件、運転維持費の定期報
告データは 23 件。資本費の平均値は 165 万円/kW、中央値は 168 万円/kWとなり、想定値（123 万円/kW）を上回った。また、運転維持費の平均値
は 12.4 万円/kW/年、中央値は 9.1 万円/kW/年となり、想定値（4.8 万円/kW/年）を上回った。



15,000kW 以上の資本費の定期報告データは１件、運転維持費の定期報告
データは現時点では得られていない。資本費は 61 万円/kW となり、想定値（79 万円/kW）を下回った（参考 45）。なお、リプレース区分の定期報
告データは現時点では得られてない。
【参考 45】地熱発電の資本費と運転維持費＜出力と運転維持費の関係＞＜出力と資本費の関係＞
400(万円/kW)

50

350

40

300
250

30

200

2020年度の調達価格の前提（資本費123万円/kW）

150
100

20
2020年度の調達価格の前提（資本費4.8万円/kW/年）

10

50

0

0
0

10,000 20,000 30,000 40,000 50,000(kW)

(万円/kW)0

10,000 20,000 30,000 40,000 50,000(kW)

一方で、中規模（1,000-7,500kW）案件では、資本費の平均値は 102 万
円/kW と想定値（123 万円/kW）を下回っており、効率的に設置ができていることが確認された。（参考 46）54

【参考 46】地熱発電の規模別のコスト動向-100kW

1001,000kW

1,0007,500kW

7,50015,000kW

15,000kW-

認定件数
導入件数

36件
30件

41件
29件

7件
6件

1件
0件

1件
1件

資本費
平均値
(万円/kW)

184

157

102

―

61

運転維持費
平均値
(万円/kW/年)

14.3

10.1

9.4

―

―

② 設備利用率

15,000kW 未満の設備利用率データの平均値は 41.5％、中央値は 45.9％となっており、想定値（74.8％）を下回った。一方で、500kW 以上に限ると、設備利用率の平均値は 67.4％、中央値は 75.9％となっており、中央値では想定値を上回った（参考 47）。15,000kW 以上の設備利用率デー
タは、現時点では得られていない。
【参考 47】出力と設備利用率の関係
100%
90%

想定値
（74.8%）

80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%

(kW)

0%
0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

（2） 2022 年度に地域活用電源となり得る可能性がある規模


電源ごとの特性に応じた支援制度の構築に関して、地熱発電について
は、本委員会でのヒアリングにおいて、業界団体から 2,000kW が競争
電源と地域活用電源の境界値となるのではないかとの指摘があった。



業界団体からの指摘も踏まえて、定期報告データを用いて規模別のコ
スト動向を分析したところ、全体として、大規模になるほど安価かつ安定的な発電が可能であることが確認された。また、全体の開発規模

55

の状況を考えると、大規模案件は 4,000kW 以上に案件が集中している
一方で、小規模案件は概ね 2,000kW 程度が規模の上限になっている。
（参考 48）【参考 48】地熱発電の出力と資本費等の関係／規模別の FIT 認定量・導入量＜出力と資本費の関係＞(万円/kW)(万円/kW)

400

50

350

45

＜出力と運転維持費の関係＞＜出力と設備利用率の関係＞
100%
90%
70%

35

250

60%

30

200
想定値
（123万円/kW）

150
100

25

50%

20

40%
30%

15

想定値
（4.8万円/kW/年）

10

50
(kW)

0
0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

想定値
（74.8%）

80%

40

300

5

20%
(kW)

0
0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

10%

(kW)

0%
0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

2019年９月末
時点データ

100kW
未満

100
-500kW500-1,000kW

1,000-2,000kW

2,000-3,000kW

3,000-4,000kW

4,0005,000kW

5,00015,000kW

15,000kW
以上

FIT認定量36件
1,647kW

36件
6,953kW

5件
2,870kW

2件
3,405W

0件
0kW

0件
0kW

4件
17,724kW

2件
22,399kW

1件
46,199kW

FIT導入量30件
1,336kW

27件
4,807kW

2件
1,220kW

2件
3,405kW

0件
0kW

0件
0kW

3件
13,280kW

1件
7,499kW

1件
46,199kW



地域活用要件として求める取組については、本来は、小規模案件だけでなく大規模案件でも実施されることが期待されるものであるが、特に、現時点ではコスト低減の見通しが緩やかで競争電源になじまない電源には、早期に地域活用を FIT 制度による支援の要件とする必要があると考えられる。



このため、上記のコストデータ等を踏まえ、地熱発電について、少なく
とも 2022 年度に地域活用電源となり得る（地域活用要件が支援の要件となり得る）可能性がある規模は、2,000kW 未満とすることとした。

56

4．中小水力発電


中小水力発電については、エネルギーミックス（1,090～1,170 万 kW）の水準に対して、FIT 制度開始前の導入量と 2019 年９月末時点の FIT 認定量を合わせたものは 990 万 kW、導入量は 980 万 kW となっている。（参考 49）【参考 49】中小水力発電の FIT 認定量・導入量
1000kW以上30000kW未満
200kW未満FIT前設備の更新（増出力なし）

（万kW）

1200

200kW以上1000kW未満
FIT前設備の更新（増出力あり）

1090～1170万kW

1150
1100
1050
1000 FIT前導入量
950

960万kW

900

FIT前+FIT認定量
990万kW
導入量
20万kW 980万kW
10万kW
10万kW
40万kW

FIT前+FIT認定量
980万kW 導入量

10万kW 970万kW
10万kW
FIT新規認定分既存設備更新
60万kW

90万kW

850
800
FIT導入前2016年3月

2019年9月

ミックス※ 改正FIT法による失効分（2019年9月時点で確認できているもの）を反映済。
※ 新規認定案件の75%は既存設備の更新（増出力なし）、5%は既存設備の更新（増出力あり）と仮定している。

2019 年度の調達価格は、200-1,000kW で 29 円/kWh などであるが、海外と比べて高くなっている。（参考 50）【参考 50】中小水力発電（200kW）の各国の価格（円/kWh）
35
29.0円

30
25
20
15

14.7円
10
5

日本 （円/kWh）

ドイツ （円/kWh）

イギリス （円/kWh）

フランス （円/kWh）

イタリア （円/kWh）

スペイン （円/kWh）※資源エネルギー庁作成。1ユーロ＝120円、1ポ ンド＝150円 で換算 。
欧州の価格は運転開始年である。 入札対 象電源 となっ ている 場合、 落札価 格の加 重平均 である 。
フランスは発電効率等により価格 が異な るが、 最も安 い場合 の価格 を採用 した。

57

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

0

1999





また、中小水力発電の価格目標は、新規地点の開発を促進するとともに、技術開発による更なるコスト低減を図り、FIT 制度からの中長期的な自立化を目指すこととされている。

（1） 200kW 未満・200-1,000kW① 資本費


資本費の定期報告データは FIT 制度開始後に運転開始した案件に限られるが、中小水力発電は FIT 制度開始前から運転している案件が多数存在することから、昨年度までと同様、FIT 制度開始前に運転開始した案件に対して調査を行った結果を加えて分析を行っている。



200kW 未満の資本費の定期報告データは 351 件であり、既設導水路活用型に相当する案件を除くと（332 件）、平均値 299 万円/kW、中央値 231
万円/kW となった。補助金案件が多く含まれる 100kW 未満及び異常値除外のため 300 万円/kW 以上の高額案件を除くと、平均値 164 万円/kW、中央値 156 万円/kW となるが、想定値（100 万円/kW）を上回っており、分散が大きい。



200-1,000kW の定期報告データは 148 件であり、既設導水路活用型に相当する案件を除くと（114 件）、平均値 132 万円/kW、中央値 101 万円となった。異常値除外のため 300 万円/kW 以上の高額案件を除外すると、平均値 112 万円/kW、中央値 100 万円/kW となるが、想定値（80 万円/kW）を上回っており、分散が大きい。（参考 51）【参考 51】200kW 未満・200-1,000kW の出力と資本費の関係＜出力と資本費の関係【200kW未満】＞（万円/kW）
400＜出力と資本費の関係【200-1,000kW】＞（設置年）
2011年以前

2012～2016年（万円/kW）

2017年以降

2011年以前（設置年）
2012～2016年

2017年以降

400

300

300

200

200

想定値
（資本費80万円/kW）

100

100

想定値
（資本費100万円/kW）

0
100

120

140

160

180

0
200

200

（kW）

400

600

800

1,000

（kW）

② 運転維持費
200kW 未満の運転維持費の定期報告データは 269 件であった。平均値 5.0
万円/kW/年、中央値 3.3 万円/kW/年となり、想定値（7.5 万円/kW/年）

58

を下回るが、想定値より高い案件も一定数存在する。
200-1,000kW の運転維持費の定期報告データは 136 件であった。平均値
2.5 万円/kW/年、中央値 2.1 万円/kW/年となり、想定値（6.9 万円/kW/年）を下回るが、想定値より高い案件も一定数存在する。（参考 52）【参考 52】200kW 未満・200-1,000kW の出力と運転維持費の関係＜出力と運転維持費の関係【200-1,000kW】＞＜出力と運転維持費の関係【200kW未満】＞（設置年）（万円/kW/年）

2011年以前

40

2012～2016年（万円/kW/年）

2017年以降

14

35

（設置年）

2011年以前

2012～2016年

2017年以降

12

30

10

想定値
（運転維持費7.5万円/kW/年）

25
20

想定値
（運転維持費6.9万円/kW/年）

8
6

15

4

10

2

5

0

0
50

0

100

150

200
（kW）

200

400

600

800

1,000
（kW）

③ 設備利用率200kW 未満の設備利用率データの平均値は 48.8％、中央値は 49.6％となっており、想定値（60.0％）を下回った。また、200-1,000kW の設備利用率データは、平均値・中央値のいずれも 56.4％となっており、想定値（60％）を下回った。いずれの区分についても、全体として、ばらつきが大きい。（参考 53）【参考 53】200kW 未満・200-1,000kW の出力と設備利用率の関係（設備利用率）100%（設備利用率）＜出力と設備利用率の関係【200kW未満】＞＜出力と設備利用率の関係【200-1,000kW】＞

100%

90%

90%

80%

80%

70%
50%

70%
想定値
60% 60%
50%

40%

40%

30%

30%

20%

20%

10%

10%

60%

想定値
60%

0%

0%
0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200 (kW)

200

300

400

500

600

700

800

900

1000(kW)（2） 1,000-5,000kW・5,000-30,000kW① 資本費


1,000-5,000kW の資本費のデータは 70 件であり、既設導水路活用型に相当する案件を除くと（40 件）、平均値 220 万円/kW、中央値 92 万円/kW となった。想定値の設定時と同様に 300 万円/kW 以上の高額案件を除外す

59

ると、平均値 91 万円/kW、中央値 90 万円/kW となり、想定値（93 万円/kW）と同水準となる。
5,000-30,000kW の資本費のデータは 34 件であり、既設導水路活用型に相当する案件を除くと（12 件）、平均値 136 万円/kW、中央値 39 万円/kWとなった。想定値の設定時と同様に 300 万円/kW 以上の高額案件を除外すると、平均値 52 万円/kW、中央値 36 万円/kW となり、想定値（69 万円/kW）を下回る。（参考 54）【参考 54】1,000-5,000kW・5,000-30,000kW の出力と資本費の関係＜出力と資本費の関係【1,000-5,000kW】＞（万円/kW）
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1,000

＜出力と資本費の関係【5,000-30,000kW】＞（万円/kW）（設置年）

2011年以前

2012～2016年

2017年以降

200

想定値（資本費93万円/kW）（設置年）
2011年以前

2017年以降

2012～2016年

想定値（資本費69万円/kW）

150
100
50
0

2,000

3,000

4,000

5,000

5,000

10,00015,00020,00025,00030,000（kW）（kW）② 運転維持費
1,000-5,000kW の運転維持費のデータは 62 件であった。平均値 1.9 万円/kW/年、中央値 1.4 万円/kW/年となり、想定値（0.95 万円/kW/年）を上回るが、分散が大きい。

5,000-30,000kW の運転維持費のデータは 30 件であった。平均値 1.1 万円/kW/年、中央値 0.9 万円/kW/年となり、想定値（0.95 万円/kW/年）と同水準となる。（参考 55）【参考 55】1,000-5,000kW・5,000-30,000kW の出力と運転維持費の関係＜出力と運転維持費の関係【1,000-5,000kW】＞（万円/kW/年）
8.0

2011年以前（設置年）

2012～2016年＜出力と運転維持費の関係【5,000-30,000kW】＞（万円/kW/年）

2017年以降

3.0

（設置年）

2011年以前

2012～2016年

2017年以降

2.5
6.0

想定値
（運転維持費0.95万円/kW/年）

想定値（運転維持費0.95万円/kW/年）

1.5

4.0

1.0

2.0

0.5
0.0

0.0
1,000

2.0

2,000

3,000

4,000

5,000
（kW）

60

5,000

10,00015,00020,00025,00030,000
（kW）

③

設備利用率



1,000-5,000kW の設備利用率データの平均値は 56.3％、中央値は 56.4％となっており、想定値（45.0％）を上回った。また、5,000-30,000kW の設備利用率データは、平均値は 54.3％、中央値は 52.5％となっており、想定値を上回った。いずれの区分についても、全体として、ばらつきが大きい。（参考 56）【参考 56】1,000-5,000kW・5,000-30,000kW の出力と設備利用率の関係（3） 既設導水路活用型


既設導水路活用型の資本費について、想定値の設定時と同様に、300 万
円/kW 以上の高額案件を除いて計算すると、200kW 未満（18 件）の平均
値は 160 万円/kW、中央値は 167 万円/kW となり、想定値（50 万円/kW）を上回った。また、200-1,000kW（34 件）の平均値は 78 万円/kW、中央値は 72 万円/kW となり、想定値（40 万円/kW）を上回った。



また、1,000-5,000kW（30 件）の平均値は 46 万円/kW、中央値は 38 万円/kW となり、想定値（46.5 万円/kW）を下回った。また、5,000-30,000kW未満（22 件）の平均値は 29 万円/kW、中央値 24 万円/kW となり、想定値（34.5 万円/kW）を下回った。（参考 57）

61

【参考 57】既設導水路活用型の出力と資本費の関係（万円/kW）＜出力と資本費の関係【200kW未満】＞

400＜出力と資本費の関係【200-1,000kW】＞（万円/kW）
200

300

150

200

100

想定値

想定値
（資本費40万円/kW）

50

100 （資本費50万円/kW）

0

0
0

50

100

150

＜出力と資本費の関係【1,000-5,000kW】＞（万円/kW）
80

200

200（kW）

600

800

1,000 （kW）

＜出力と資本費の関係【5,000-30,000kW】＞（万円/kW）
150

想定値（資本費46.5万円/kW）

60

400

（設置年）

2011年以前

100

40

想定値
（資本費34.5万円/kW）

50

20
0

2012～2016年
2017年以降

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000（kW）

5,000

10,00015,00020,00025,00030,000（kW）（4） 2022 年度に地域活用電源となり得る可能性がある規模


電源ごとの特性に応じた支援制度の構築に関して、中小水力発電については、本委員会でのヒアリングにおいて、業界団体から 10,000kW が競
争電源と地域活用電源の境界値となるのではないかとの指摘があった。



一方で、業界団体からの指摘も踏まえて、定期報告データを用いて規模別のコスト動向を分析したところ、①新設案件では、1,000kW を超えると全体として安価での事業実施が可能となっており、5,000kW を超えると卸電力市場価格（10 円/kWh 程度）を下回るコスト水準となっている
こと、②既設導水路活用型案件では、1,000kW を超えると卸電力市場価
格を下回るコスト水準となっていることが分かった。（参考 58）62

【参考 58】中小水力発電の出力と発電コストの関係／規模別の FIT 認定量・導入量＜新設の出力と発電コスト（kWh）の関係＞＜既設導水路活用型の出力と発電コスト（kWh）の関係＞（円/kWh）
100（円/kWh）
100

90

90

80

80

70

70

60

60

50

50

40

40

30

30

20

20

10

（kW）

0

50

2019年度の調達価格等算定委員会で使用した定期報告データより作成。
（資本費＋運転維持費）／発電電力量により、機械的・簡易的に計算した。
割引率は3%と仮定。最新の調達価格の想定値を使用し、IRR0%及びIRR3%の場合の比率をもとに機械的・簡易的に計算した。
なお、グラフはFIT前導入案件を含む。

01,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,00011,00012,000※ 12,000kW以上のデータは得られていない。

(円/kWh)

40

調達価格
34円

30

（kW）
0

2,000

4,000

6,000

8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000 20,000 22,000 24,000※ 24,000kW以上のデータは得られていない。

(円/kWh)

40

調達価格
29円

調達価格
27円

調達価格
20円

30

調達価格
25 円

20

調達価格
21 円

調達価格
15 円

調達価格
12円

10

10

2019年９月末
時点データ

0

50

20

0

10

200kW未満（71件）

200-1,000kW（71件）
200kW未満1,000-5,000kW
（21件）
新設

5,000-30,000kW（9件）

0200kW未満（7件）
200kW未満200-1,000kW
1,000-5,000kW
（21件）
（26件）
既設導水路活用型
200-1,000kW

1,000-5,000kW

5,000-30,000kW（16件）

200-1,000kW

1,000-5,000kW

5,000-30,000kW

FIT認定量400件
3.3万kW

111件
6.0万kW

47件
10.8万kW

63件
78.9万kW

1件
0.0万kW

21件
1.4万kW

9件
2.7万kW

5,000-30,000kW

15件
18.5万kW

FIT導入量345件
2.7万kW

89件
4.8万kW

34件
7.8万kW

26件
29.5万kW

0件
0万kW

17件
1.1万kW

4件
1.0万kW0件
0kW



地域活用要件として求める取組については、本来は、小規模案件だけでなく大規模案件でも実施されることが期待されるものであるが、特に、現時点ではコスト低減の見通しが緩やかで競争電源になじまない電源には、早期に地域活用を FIT 制度による支援の要件とする必要があると考えられる。



このため、上記のコストデータ等を踏まえ、中小水力発電について、少なくとも 2022 年度に地域活用電源となり得る（地域活用要件が支援の要件となり得る）可能性がある規模は、1,000kW 未満とすることとした。

63

5．バイオマス発電
バイオマス発電については、エネルギーミックス（602～728 万 kW）の水準に対して、FIT 制度開始前の導入量と 2019 年 9 月末時点の FIT 認定量を合わせたものは 1,080 万 kW、導入量は 420 万 kW となっている。2016～2017 年
度にかけて、輸入材を中心とした大規模な一般木材等バイオマス発電の FIT
認定量が急増した。（参考 59）【参考 59】バイオマス発電の FIT 認定量・導入量
メタン発酵ガス

未利用材

一般木材等・液体燃料

1200

一般廃棄物・その他

FIT前+FIT認定量
1,080万kW
10万kW
50万kW

1000
800

FIT前+FIT認定量
600万kW

600

10万kW
40万kW

400

300万kW
FIT前導入量230万kW200
0

建設資材廃棄物

602～728万kW
16万kW
24万kW

750万kW
導入量
420万kW

導入量
280万kW

10万kW
20万kW 10万kW
20万kW

40万kW
120万kW
10万kW
40万kW 30万kW

274～400万kW

37万kW
124万kW
RPS
127万kW

FIT導入前2016年3月

2019年9月

ミックス※ 改正FIT法による失効分（2019年９月時点で確認できているもの）を反映済。
※ バイオマス比率考慮後出力で計算。

2019 年度の調達価格は、一般木材等バイオマス発電（10,000kW 未満）が 24
円/kWh などであるが、海外と比べて高い（参考 60）。一般木材等バイオマス
発電（10,000kW 以上）とバイオマス液体燃料（全規模）については、2018 年
度より入札制に移行している。

64

【参考 60】バイオマス発電（5,000kW、ペレット使用）の各国の価格（円/kWh）
30
24.0円

25

20

15
12.7円

10

5

ミックス

日本 （円/kWh）

ドイツ （円/kWh）

イギリス （円/kWh）

フランス （円/kWh）

イタリア （円/kWh）

スペイン （円/kWh）

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

0

※資源エネルギー庁作成。1ユーロ＝120円、1ポ ンド＝150円 で換算 。
欧州（イタリアを除く。）の価格 は運転 開始年 である 。イギ リスは FIT制度で は支援 対象外 。
入札対象電源となっている場合、 落札価 格の加 重平均 である 。
フランス・ドイツは技術等により 価格が 異なる が、最 も安い 場合の 価格を 採用し た。



また、バイオマス発電の価格目標は、関連施策との連携を進めながら、FIT制度からの中長期的な自立化を目指すこととされている。

（1） 新規燃料の取扱い
バイオマス発電の新規燃料について、エネルギー政策の３Ｅ（安定供給、コスト、環境適合）の観点から評価すると、①燃料の多様化によるエネ
ルギーの安定供給や、②燃料間競争による経済効率性の向上にも資するものであり、③適切に持続可能性が確認される前提で導入が進めば、環境への適合も図られるものである。



こうした評価も踏まえながら、昨年度の本委員会においては、FIT 制度の対象とするか、FIT 制度の対象とする場合にどの区分で買い取るか、
コスト動向・燃料の安定調達（量・持続可能性（合法性））の観点から検討を行った。



この結果、持続可能性に関する専門的・技術的な検討において持続可能性の確認方法が決定されたもののみを FIT 制度の対象とし、この検討結果やコスト動向を踏まえて、現行の区分で買取りを行うかどうかといった点も含めて、本委員会で取扱いを検討することとされている。



昨年度の本委員会の意見を踏まえ、2019 年４月から 10 月までの間、計５回にわたって、バイオマス持続可能性 WG が開催され、燃料の持続可
能性の確認方法についての専門的・技術的な検討が行われ、2019 年 1165

月に同 WG の中間整理が取りまとめられた。同中間整理において、特に食料競合やライフライクル GHG 排出量については、次の旨が取りまとめられている。
 食料競合については、量的拡大に応じてその懸念が増大するものであることから、国全体としての量的な確認（マクロ的確認）ができる方策等の検討が必要である。
 ライフサイクル GHG 排出量について、実際は、栽培を行う土地の状
況、輸送ルート、加工方法等により様々であり、また、排出量の算定方法には様々な手法があり、確立されたものがないことから、政府として一律に個別確認を行うことは、現時点では現実的ではない。


この中で、今年度の本委員会では、バイオマス持続可能性 WG の中間整理も踏まえながら、業界団体から追加的に要望のあった新規燃料も含めて、引き続き新規燃料の取扱いに関する議論を行ったところ、委員から
は、次の指摘があった。
 食料競合については、可食部が分離されているかといった点なども含めて、食料競合の懸念が認められるかを判断するための基準を明確にする必要がある。また、量的拡大に応じて食料競合の懸念は増大するものであることから、国全体としての量的な確認（マクロ的確認）ができる方策等の検討が必要である。
 FIT 制度の下で国民負担による買取りを行う以上は、燃料の輸送・加工の工程を含めたライフサイクル GHG 排出量などについて、FIT 認
定時に確認を行うことが必要である。



また、本委員会での検討の中で、農林水産省からは、世界の人口増加や食料需要の変化、国内の食料自給の状況を踏まえると、食料となり得る物資を燃料として活用することは抑制的であるべきとの意見があった。

以上を踏まえ、新規燃料の取扱いについては、
 食料競合については、本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こととした。
 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
66

GHG 排出量の論点を本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 制度の対象とすることとした。
 なお、既に買取りの対象となっている燃料についても、本委員会とは別の場において、ライフサイクル GHG 排出量の論点について専門的・技術的な検討を行うこととした。
（2） 木質等バイオマス発電① 資本費


木質等バイオマス発電（未利用材、一般木材等バイオマス発電、建設
資材廃棄物の各区分をまとめた総称）では、各区分で資本費・運転維
持費について共通の想定値を置いている箇所がある。そこで、共通の想定値を置いている区分は一体としてコストデータの検証を行った。



資本費のコストデータ（未利用材（2,000kW 未満）・建築資材廃棄物以外）は 66 件であった。平均値は 45.2 万円/kW、中央値は 44.9 万円/kWとなり、想定値（41 万円/kW）とほぼ同水準となる。（参考 61）【参考 61】出力と資本費の関係（未利用材（2,000kW 未満）・建築資材廃棄物以外）（万円/kW）
80
70
60
50

想定値（41万円/kW）

40
30
20
10
0
0



20,00040,00060,00080,000（kW）

未利用材（2,000kW 未満）の資本費のコストデータは 24 件であった。平
均値は 135.5 万円/kW、中央値は 121.5 万円/kW となり、想定値（62 万円/kW）を上回るが、コストデータが少なく、今後のデータの注視が必要である。また、建築資材廃棄物の資本費のコストデータは６件であった。
平均値は 65.0 万円/kW、中央値は 50.0 万円/kW となり、想定値（35 万円/kW）を上回るが、コストデータが少なく、今後のデータの注視が必要である。
（※）なお、バイオマス液体燃料については、４件の資本費のコストデー
67

タが得られ、平均値は 14.7 万円/kW、中央値は 12.5 万円/kW であった。
② 運転維持費


運転維持費のコストデータ（未利用材（2,000kW 未満）以外）は 79 件であった。平均値 4.9 万円/kW/年、中央値 4.2 万円/kW/年となり、想定値（2.7 万円/kW/年）を上回るが、分散が大きい。コストデータの分散が大きいことから、現行の想定値の範囲で効率的な地点・案件を推進しながら導入を進めていくという観点に留意しつつ、今後のコスト動向を注視する必要がある。



未利用材（2,000kW 未満）の運転維持費のコストデータは 19 件。平均値
8.4 万円/kW/年、中央値 7.1 万円/kW/年となり、想定値（6.4 万円/kW/年）を上回るが、コストデータが少なく、今後のデータの注視が必要である。（参考 62）（※）なお、バイオマス液体燃料については、４件の運転維持費のコストデータが得られ、平均値は 2.0 万円/kW/年、中央値は 1.8 万円/kW/年であった。
【参考 62】出力と運転維持費の関係＜出力と運転維持費の関係（未利用材（2,000kW未満）以外）＞（万円/kW/年）＜出力と運転維持費の関係（未利用材（2,000kW未満））＞（万円/kW/年）

20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0

25
想定値
（6.4万円/kW/年）

20
想定値（2.7万円/kW/年）

15
10
5

0

10,00020,00030,00040,00050,00060,000
（kW）

0
0

500

1,000

1,500

2,000
（kW）

③ 燃料費


未利用材（2,000kW 未満）の燃料費のコストデータは 26 件であった。平
均値は 834 円/GJ となり、想定値（900 円/GJ）をやや下回るが、コストデータが少なく、今後のデータの注視が必要である。



未利用材（2,000kW 以上）の燃料費のコストデータは 72 件であった。平
均値は 1,097 円/GJ となり、想定値（1,200 円/GJ）と概ね同水準である。
一般木材等バイオマス発電の燃料費のコストデータは 133 件であった。
平均値は 831 円/GJ となり、想定値（750 円/GJ）をやや上回る。建設資68

材廃棄物の燃料費のコストデータは 47 件であった。平均値は 315 円/GJとなり、想定値（200 円/GJ）をやや上回る。（参考 63）（※）なお、バイオマス液体燃料については、４件の燃料費のコストデー
タが得られ、平均値は 2,219 円/GJ、中央値は 2,243 円/GJ であった。
【参考 63】木質等バイオマス発電の燃料費

未利用木材

実績値（熱量ベース）

想定値（熱量ベース）

（参考）
設備利用率

2,000kW未満

834円/GJ（26件）

900円/GJ

47.3％

2,000kW以上

1,097円/GJ（74件）

1,200円/GJ

77.5％

ペレット
一般木材等

63.6％

1,354円/GJ（16件）
831円/GJ（133件）

チップ
PKS

743円/GJ（70件）

47.5％

750円/GJ

908円/GJ（31件）

建設資材廃棄物

315円/GJ（47件）

66.1％
200円/GJ

49.0％



想定値と若干のずれが見られる燃料種もあるものの、引き続き、一般木
材等バイオマス発電の FIT 認定量の急増がバイオマス発電全体の燃料市場に与える影響を注視する必要がある。



なお、定期報告データに基づき燃料費の推移を分析した結果、燃料費は増加傾向であることが分かった。特に、2019 年に収集されたデータでは、
全燃料種において、2018 年と比べて燃料費が増加した。（参考 64）【参考 64】木質等バイオマス発電の燃料費の推移（円/GJ）

1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
2014

2015

2016

2017

2018

2019

（年）
未利用材（2000kW未満）

未利用材（2000kW以上）

一般木材（全体）69

ペレット（全体）

チップ（全体）PKS

建設資材廃棄物

④ 設備利用率


木質等バイオマス発電の設備利用率については、平均値は 62.5％、中央値は 73.0％となり、想定値（76.5～80.9％）を下回っている。未利用材（2,000kW 以上）
・一般木材等バイオマス発電（10,000kW 以上）は高い傾
向にある一方で、未利用材（2,000kW 未満）
・一般木材等バイオマス発電（10,000kW 未満）は比較的低い傾向にある（参考 65）。これは、小規模案件は主に国内から燃料調達を行っているところ、季節変動等により、国内材の安定的な調達が必ずしも容易ではないことが要因と考えられる。
【参考 65】出力と設備利用率の関係（燃料種別）＜燃料種別・規模別設備利用率＞
未利用2,000kW未満

未利用2,000kW以上

一般木材10,000kW以上

建設資材廃棄物

一般木材10,000kW未満

100%
90%

70%

建設資材廃棄物 想定値（80.9%）
一般木材等・未利用材（2,000kW以上） 想定値（78.1%）
未利用材（2,000kW未満） 想定値（76.5%）60%※グラフ中の青線は78.1％のラインを示している。

80%

50%
40%
30%
20%
10%
0%
0

10,00020,00030,00040,00050,00060,000
(kW)

⑤ まとめ


今年度の本委員会において、調達価格等を決定する必要のある一般木材
等バイオマス発電（10,000kW 未満）について、資本費は想定値と概ね同水準である。



また、運転維持費については、コストデータの分散が大きいことから、現行の想定値の範囲で効率的な地点・案件を推進しながら導入を進めていくという観点に留意しつつ、今後のコスト動向を注視する必要がある。

さらに、燃料費は増加傾向にあり、設備利用率は想定値より低い。このため、今後、一般木材等バイオマス発電の FIT 認定量の急増がバイオマ
ス発電全体の燃料市場に与える影響を注視しつつ、自立化に向けて、燃料利用の効率化を促していく必要がある。

以上を踏まえ、2020 年度の一般木材等バイオマス発電（10,000kW 未満）
については、いずれの諸元についても、2019 年度の諸元を据え置くこと
70

とした。
（3） 一般廃棄物その他バイオマス発電① 資本費


資本費のコストデータは 74 件であった。平均値は 99.6 万円/kW、中央値 86.5 万円/kW となり、想定値（31 万円/kW）を上回る。現在の想定値
は、制度開始当初の事業者団体からのヒアリングに基づいて大規模な設備を想定しているため、6,000kW 以上の設備（20 件）に限定すると、平均値は 48.1 万円/kW、中央値は 41.3 万円/kW となり、想定値により近い水準となる。（参考 66）【参考 66】出力と資本費の関係（万円/kW）
600
民間事業者

500

公共機関

400
300
200
今年度の調達価格の前提（資本費31万円/kW）

100
0
0

20,00040,00060,00080,000100,000（kW）② 運転維持費


運転維持費のコストデータは 216 件であった。平均値は 5.9 万円/kW/年、中央値は 4.1 万円/kW/年となり、想定値（2.2 万円/kW/年）を上回る。
現在の想定値は、制度開始当初の事業者団体からのヒアリングに基づいて大規模な設備を想定しているため、6,000kW 以上の設備（100 件）に限定すると、平均値は 3.4 万円/kW/年、中央値は 2.8 万円/kW/年となり、想定値により近い水準となる。（参考 67）【参考 67】出力と運転維持費の関係（万円/kW/年）（万円/kW/年）
10

30
25

9

20

8

15

7

10

6

民間事業者
公共機関

5

5
0

0

200,000

400,000

600,000

（kW）

4

想定値
（2.2万円/kW/年）

3
2
1
0

0

20,00071

40,00060,00080,000100,000（kW）

③ 設備利用率


一般廃棄物その他バイオマス発電の設備利用率については、平均値は29.7％、中央値は 27.6％となり、想定値（46％）を下回っている。ただし、ごみ処理焼却施設などでは、ごみの受入状況などにより、設備利用率に変動が生じ得る点に留意が必要である。（参考 68）【参考 68】出力と設備利用率の関係
＜拡大図＞

100%

100%

90%

90%

80%

80%

70%

70%

60%

60%

50%
40%

想定値
46%

30%
20%

想定値
46%

50%
40%
30%
20%

10%

10%
0%

0%
0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000(kW)

0

20,00040,00060,00080,000100,000(kW)④ コークスを混焼するごみ処理焼却施設の取扱い


一般廃棄物その他バイオマスと石炭との混焼案件については、昨年度の本委員会で議論を行い、コストデータを踏まえて、2021 年度より FIT 制
度の新規認定対象から除き、2020 年度以前に FIT 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とする意見が取りまとめられた。この意見を尊重して、一般廃棄物その他バイオマスと石炭を原料とする燃料（例：コークス）との混焼案件については、2021 年
度より FIT 制度の新規認定対象外とする等の取扱いが決定された。



他方で、今年度の本委員会における業界団体ヒアリングの結果を踏まえると、コークスを混焼するごみ処理焼却施設（例：シャフト炉式ガス化
溶融炉）ついては、以下の観点を考慮する必要がある。
 コークスの主な使用目的は廃棄物溶融の安定化にあり、燃焼によるエネルギーの産出を目的とした通常の石炭混焼案件とは異なる。
 ごみ処理焼却施設の技術方式としては、コークスの利用が必須のものとコークスの利用が不要なものがある。コークスの利用が必須なものの中には、現時点ではコストが高いものの、安定的な廃棄物溶融などのごみ処理上のメリットがある中で、コークスを利用した案
件だけを FIT 制度の新規認定対象外とすることは、技術方式間の公平な競争が阻害される可能性がある。
72

上記の点を踏まえ、ごみ処理焼却施設については、コークスを利用するものであっても、2021 年度以降も FIT 制度の新規認定対象とし、2020 年
度以前に認定を受けた案件が容量市場の適用を受ける場合であっても、FIT 制度の対象から外さないこととした。

（4） メタン発酵バイオガス発電
①

資本費



資本費のコストデータは 143 件であり、平均値は 191.6 万円/kW、中央値は 155.4 万円/kW であった。このうち 56 件が、過去に投資をしたメタン発酵バイオガス発電に必要な発酵槽（112 万円/kW 相当）を有効利用したケースである点を勘案し、こうしたケースの案件に 112 万円/kW を付加した場合の実質的な資本費は、平均値は 235.4 万円/kW、中央値は208.6 万円/kW となるが、想定値（392 万円/kW）を下回った。



現在の想定値は、制度開始当初の事業者団体からのヒアリングに基づき
小規模な設備（50kW 程度）を想定しているため、50kW 未満の設備（18件）に限定すると、実質的な資本費の平均値は 331.9 万円/kW、中央値は272.0 万円/kW となり、平均値は想定値により近い水準となる。
（参考 69）【参考 69】出力と資本費の関係(万円/kW)
1,000
800
600

2020年度の想定値（392万円/kW)

400
200
0
0

2,000

4,000

6,000
(kW)

②

運転維持費



これまでに得られた運転維持費のコストデータは 129 件であった。平均
値は 10.8 万円/kW/年、中央値は 6.1 万円/kW/年となり、想定値（18.4
万円/kW/年）を下回った。

73

現在の想定値は、制度開始当初の事業者団体からのヒアリングに基づき
小規模な設備（50kW 程度）を想定しているため、50kW 未満の設備（16件）に限定すると、運転維持費の平均値は 17.6 万円/kW/年、中央値は9.6 万円/kW/年となり、平均値は想定値により近い水準となる。
（参考 70）【参考 70】出力と運転維持費の関係(万円/kW/年)
200

150

100
2020年度の想定値（18.4万円/kW/年）

50

0
0

4,000

2,000

6,000

(kW)

③

設備利用率



メタン発酵バイオガス発電の設備利用率については、平均値 59.5％、中央値 66.7％である。全体的に想定値（90％）を下回っており、分散が大きい。（参考 71）【参考 71】出力と設備利用率の関係（原料種別）（設備利用率）
100%
想定値
（90%）

90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
0

500
家畜糞尿

1,000
下水汚泥

食品残渣

1,500
混合

2,000
不明

その他

2,500
(kW)

④

主産物・副産物を原料とするメタン発酵バイオガス発電の取扱い



主産物・副産物を原料とするメタン発酵バイオガス発電については、昨年度の本委員会で議論を行い、具体的なコストデータが得られるまでの当面の間、FIT 制度の新規認定を行わないこととした。
74

今年度の本委員会では、業界団体ヒアリングにおいて、主産物・副産物を原料とするメタン発酵バイオガス発電を FIT 制度の対象とするよう要望があった。これを踏まえて、事務局において、コストデータの収集を行ったところ、２件のコストデータが得られた。仮に調達価格 39 円で事業を実施した場合、小規模案件（50kW）の想定 IRR は▲２％程度、大規模案件（30,000kW）の想定 IRR は 10％程度となる。（参考 72）【参考 72】主産物・副産物を原料とするメタン発酵バイオガス発電のコストデータ
事業計画Ａ（50kW）

事業計画Ｂ（30,000kW）（調達価格の想定値（50kW））

ソルガム（国産）

稲わら・麦わら（輸入）廃棄物252万円/kW

77万円/kW

392万円/kW

運転維持費20.9万円/kW/年

2.8万円/kW/年

18.4万円/kW/年

年間燃料費

125万円

31億円

▲600万円（逆有償）

▲２％

10％

１％

使用原料
資本費

売電価格39円の場合の想定IRR

こうした中で、直接燃焼が可能な原料をガス化することで追加的なコストが生じるからといって、そのように作られた電気をを高い調達価格で買い取ることは、社会的なトータルコストの観点から経済合理的とは言えない。再エネ特措法上、調達価格の設定は、再エネ電気の供給が「効率的に」実施される場合に通常要する費用等を基礎とすることとされている中では、少なくとも、直接燃焼で実施する場合と同等程度に効率的な事業に限って支援を行うことが適切と考えられる。



以上を踏まえ、主産物・副産物を原料とするメタン発酵バイオガス発電については、一般木材等バイオマス発電の区分において取り扱うこととした。

（5） 2022 年度に地域活用電源となり得る可能性がある規模バイオマス発電の発電コストについては、稼働期間全体にわたって燃料を要することから、一般的に、コスト全体に占める燃料費の割合が大きく、高コスト構造にある。



一方で、10,000kW 以上の大規模案件は、一般木材等バイオマス発電・一
般廃棄物その他バイオマスなどの複数の区分において発電効率が高く、相対的に低コストでの事業実施が可能である。そのため、十分な競争状況が整っている一般木材等バイオマス発電については、10,000kW 以上が2018 年度より入札制に移行している。

75



地域活用要件として求める取組については、本来は、小規模案件だけでなく大規模案件でも実施されることが期待されるものであるが、特に、現時点ではコスト低減の見通しが緩やかで競争電源になじまない電源には、早期に地域活用を FIT 制度による支援の要件とする必要があると考えられる。



このため、上記のコストデータ等を踏まえ、バイオマス発電について、
少なくとも 2022 年度に地域活用電源となり得る（地域活用要件が支援の要件となり得る）可能性がある規模は、10,000kW 未満とすることとした。

76

Ⅳ. 調達価格及び調達期間に関する結論

以上を踏まえ、令和２年度以降の調達価格及び調達期間に関する調達価格等算定委員会の意見を、別添のとおり取りまとめた。

77Ⅴ．入札制度
1．2019 年度の入札結果（1） 太陽光第４回・第５回（再掲）

太陽光第４回（2019 年度上期・募集容量 300MW）の入札は、入札対象範囲を「500kW 以上」に拡大して初めての入札となった。上限価格を非公表として実施し、実際の入札件数・容量は 71 件・266MW となり、募集容量を下回った。平均入札価格は 13.46 円/kWh であった。63 件・196MW が落札し、平均落札価格は 12.98 円/kWh・最低落札価格 10.50 円/kWh となった。



上限価格に張り付いた案件は一部（13.50-14.00 円/kWh の入札：15 件）であり、コスト低減が確認された。新しく入札対象範囲とした規模（5002,000kW）の案件は、特に入札価格が低かった。（参考 73）【参考 73】太陽光第４回の入札結果（再掲）【落札案件の分布】（円/kWh）

18

入札の結果

今回新しく入札対象範囲とした
500-2,000kW

17
16
15

上限価格・入札対象範囲外の調達価格（14.00円/kWh）14

入札参加申込件数・容量 ：１４６件・５９０ＭＷ
参加資格を得た件数・容量：１０７件・５０９ＭＷ
実際の入札件数・容量： ７１件・２６６ＭＷ

落札の結果

13
12
11
10

0

5

10

15

20

25

30

35 （ＭＷ）

平均入札価格落札件数・容量
最低落札価格
最高落札価格
平均落札価格：１３．４６円／ｋＷｈ：６３件・１９６ＭＷ：１０．５０円／ｋＷｈ：１３．９９円／ｋＷｈ：１２．９８円／ｋＷｈ※ 赤色点線の案件は、上限価格超過のため不落。青色点線の案件は、同一土地においてより安価で入札した案件があったため不落。
青色の案件は、落札後、第２次保証金が納付されず落札者決定取消し。

太陽光第５回（2019 年度下期・募集容量 416MW）の入札は、上限価格を非公表として実施した。ただし、入札情報システムの不具合により特定の操作をした場合に一部の入札情報が閲覧可能な状態であることが確認されたため、公平性を確保するために入札参加資格者の件数・容量（88件・324MW）を全入札参加者に伝えた上で、手作業による入札を行った。
この結果、実際の入札件数・容量は 72 件・186MW となり、平均入札価格
は 13.38 円/kWh だった。27 件・40MW が落札し、平均落札価格は 12.57
円/kWh・最低落札価格 10.99 円/kWh となった。



第４回の入札と比べて、平均入札価格の低減は比較的緩やか（▲0.08 円/kWh）であったものの、引き続き、今年度新しく入札対象範囲とした規78

模（500-2,000kW）の案件は、特に入札価格が低かった。（参考 74）【参考 74】太陽光第５回の入札結果（再掲）【落札案件の分布】（円/kWh）

15

今年度新しく入札対象範囲とした
500-2,000kW

入札の結果
入札対象範囲外の調達価格（14.00円/kWh）1413

入札参加申込件数・容量 ：１１０件・４１１ＭＷ
参加資格を得た件数・容量： ８８件・３２４ＭＷ： ７２件・１８６ＭＷ
実際の入札件数・容量上限価格（13.00円/kWh）

落札の結果

12
平均入札価格落札件数・容量
最低落札価格
最高落札価格
平均落札価格

11
10

0

2

4

6

8
10

※ 赤色点線の案件は、上限価格超過のため不落。

：１３．３８円／ｋＷｈ：２７件・４０ＭＷ：１０．９９円／ｋＷｈ：１３．００円／ｋＷｈ：１２．５７円／ｋＷｈ

10
70
（ＭＷ）

委員からは、2019 年度に実施した２回の入札を通じて、実際の入札容量
が募集容量を下回ったことも踏まえ、入札容量を増やし、競争環境を確保するための方策を、現状分析を行った上で検討することが必要との意見があった。

（2） バイオマス第２回
バイオマス第２回（2019 年度下期・募集容量 120MW）の入札は、昨年度の本委員会での決定を踏まえて、一般木材等バイオマス発電とバイオマ
ス液体燃料の区分を合わせて実施した。上限価格を非公表として実施したところ、実際の入札件数は３件・４MW であった。全ての案件が上限価格（19.60 円/kWh）を上回ったため、落札できなかった。（参考 75）【参考 75】バイオマス発電のこれまでの入札結果

入札の結果

入札の結果

＜第２回（2019年度下期）＞
一般木材等バイオマス（10,000kW以上）
バイオマス液体燃料（全規模）入札の結果入札参加申込件数・容量 ： ７件・２６４ＭＷ
入札参加者の最大出力：
１００ＭＷ
参加資格を得た件数・容量： ４件・ ９５ＭＷ
実際の入札件数・容量： １件・ ３５ＭＷ

入札参加申込件数・容量 ：２６件・１６９ＭＷ
入札参加者の最大出力：
４７ＭＷ
参加資格を得た件数・容量： ５件・ １１ＭＷ
実際の入札件数・容量
： １件・
２ＭＷ

入札参加申込件数・容量 ：２０件・１０１ＭＷ
入札参加者の最大出力：
３９ＭＷ
参加資格を得た件数・容量： ４件・６ＭＷ
実際の入札件数・容量
： ３件・
４ＭＷ

＜第１回（2018年度下期）＞
一般木材等バイオマス（10,000kW以上）
バイオマス液体燃料（全規模）

落札の結果
上限価格
落札件数・容量落札価格：２０．６０円／ｋＷｈ：１件・３５ＭＷ：１９．６０円／ｋＷｈ

落札の結果
上限価格
落札件数・容量
入札価格：２０．６０円／ｋＷｈ：０件・ ０ＭＷ：２３．９０円／ｋＷｈ

79

落札の結果
上限価格
落札件数・容量
平均入札価格：１９．６０円／ｋＷｈ：０件・ ０ＭＷ：２０．５５円／ｋＷｈ2．2020 年度の入札制度（1） 入札実施スケジュール2020 年度の入札実施スケジュールについては、2019 年度と同様、太陽光発電は年度の上期と下期にそれぞれ１回（第６回・第７回）、洋上風力発電は年度の下期に１回（第１回）、バイオマス発電は年度の下期に１回（第３回）の入札を実施し、いずれの入札も FIT 認定取得期限は 2021 年３月末とすることとし、詳細は参考 76 のとおりとした。
【参考 76】2020 年度の入札実施スケジュール
2020年度
太陽光第６回洋上風力第１回
バイオマス第３回

太陽光第７回

4月

入札説明会

5月

事業計画受付〆切（5/15）

6月

事業計画受付〆切（6/26）

7月

事業計画審査〆切（7/31）

8月

入札募集開始（8/11）
入札募集〆切（8/25）
入札結果公表（8/31）

9月

事業計画受付〆切（9/4)

10月
11月

事業計画審査〆切（11/24）

12月

入札募集開始（12/8)
入札募集〆切（12/18)
入札結果公表（12/25）

2021年1月
2021年2月
2021年3月

調達価格等算定委員会
太陽光第６回・第７回、洋上風力第１回、バイオマス第３回を検証し、2021年度の入札制度を検討

落札案件の認定補正期限（3/1）
認定取得期限（3/31）（2） 募集容量① 太陽光発電
１）年間募集容量

入札の実施に当たっては、事業者間の競争がより進み、コスト低減が促されるような年間募集容量の設定を行うことが重要である。



昨年度の本委員会においては、案件の形成状況に沿った募集容量の設定を行うため、
 再エネ特措法改正後（2017 年度実績・2018 年度推計）の 500kW 以上の年間平均認定量（613MW）をベースとして、
 2019 年度の入札への参加が見込まれるものとして、2018 年度下期入札において、①入札参加資格を得られたものの入札しなかった案件

80

（330MW）の一部と、②入札したものの落札できなかった案件（110MW）の全部を加える、という考え方に基づいて、2019 年度の年間募集容量（750MW）を設定した。


今年度の本委員会でも、昨年度と同様の考え方に基づき、
 再エネ特措法改正後（2017 年度～2019 年度）の 250kW 以上の年間平均認定量（1,275MW）（2017 年度（実績）896MW・2018 年度（実績）2,293MW・2019 年度（推計）637MW）をベースとして、
 2020 年度の入札への参加が見込まれるものとして、2019 年度下期入札において、①入札参加資格を得られたものの入札しなかった案件（138MW）の半分と、②入札したものの落札できなかった案件（146MW）の全部を加える、という計算を行うと、1,490MW となる。（参考 77）【参考 77】これまでの FIT 認定量・2019 年度の FIT 認定量等の推計



この際、2019 年度に実施した太陽光第４回・第５回入札では、いずれも入札容量が募集容量を下回る結果となったことを踏まえ、競争性を確保するために年間募集容量を縮減するという考え方もあるが、入札対象範囲（250kW 以上）が全事業用太陽光発電に占める容量の割合は認定ベースで約７割、導入ベースで約６割を占めることに鑑みると、案件の形成
状況に沿った容量よりも年間募集容量を縮減することは、日本全体の再生可能エネルギーの導入拡大を鈍化させるおそれもある。

81

したがって、2020 年度の事業用太陽光発電の年間募集容量は、案件の形
成状況に沿った容量として、1,500MW とすることとした。

２）各回の募集容量

昨年度の本委員会においては、年度後半に実施される入札に札入れが集中する傾向を踏まえ、下期の募集容量を上期よりも多く設定した。一方で、2019 年度の入札実績では、上期（第４回）の入札容量 266MW に対して、下期（第５回）の入札容量 186MW となっており、必ずしも年度後半に実施される入札に札入れが集中する傾向は見られなかった。



また、本来は、それぞれの事業者において入札参加の準備が整った時点の適時の入札に参加することが望ましい形である中で、年度後半の募集
容量を多く設定することにより、むしろ年度後半の入札への札入れが誘導される可能性もある。



このため、2020 年度の各回の募集容量については、各回同量（第６回・第７回のいずれも 750MW）とした。



その上で、競争性を確保するために、2019 年度までと同様に、上期の入札容量が募集容量を下回った場合に、下期の募集容量を縮減するという考え方もある。一方で、2019 年度の入札では、入札容量が募集容量を下回っている中でも、上限価格の設定により一定程度の競争性は確保されたことを踏まえれば、上期の入札容量が募集容量を下回った場合でも、下期の募集容量を縮減しない方が、再生可能エネルギーの最大限の導入と国民負担の抑制の両立に資するものと考えられる。



このため、2020 年度の入札においては、上期の入札容量が募集容量を下回った場合でも、下期の募集容量を縮減しないこととした。

② 洋上風力発電

着床式洋上風力発電（再エネ海域利用法適用外）についても、入札の実施に当たって、事業者間の競争がより進み、コスト低減が促されるような年間募集容量の設定を行うことが重要である。



案件の形成状況に沿った募集容量の設定を行うため、これまでの FIT 認
定件数・容量等を分析した。この結果、2014 年度に洋上風力発電の区分が新設されて以降、2019 年９月までの FIT 認定件数・容量は６件・255MW
であることが分かった（参考 78）。また、2019 年度の認定申請期限日までに FIT 認定申請がなされ、現在認定審査中の案件は、５件・473MW 存
82

在している。これらの合計は、11 件・728MW となる。
【参考 78】2019 年９月末時点の FIT 認定案件（洋上風力発電）
立地地点

港湾／一般海域認定年度

運転開始年度長崎県五島市沖

一般海域

2.0

2015年度

2016年度千葉県銚子市沖

一般海域

2.4

2017年度

2018年度

秋田県秋田港湾内

港湾54.6

2018年度

運転開始前

秋田県能代港湾内

港湾88.2

2018年度

運転開始前

富山県入善市沖

一般海域

7.5

2018年度

運転開始前

北海道石狩湾新港内

港湾

99.9

2018年度

運転開始前

合計

出力（MW）

254.8※ 上記のほか、2019年度認定申請日（2019年12月20日）までに認定申請され、現在認定審査中の案件が５件・473ＭＷ存在している。



仮に現在認定審査中の案件が全て FIT 認定に至ると仮定すると、これまでの平均年間認定件数・容量は約 1.8 件・約 121MW となる。

以上を踏まえ、2020 年度の着床式洋上風力発電（再エネ海域利用法適用外）の年間募集容量については、直近６年間の平均年間認定容量を参考とし、120MW とすることとした。

③ バイオマス発電

バイオマス発電についても、入札の実施に当たって、事業者間の競争がより進み、コスト低減が促されるような年間募集容量の設定を行うことが重要である。



このため、案件の形成状況に沿った募集容量の設定を行うため、2019 年度に実施した第２回入札の結果を見ると、募集容量（120MW）に対して、札入れを行った事業者は３件・４MW となっている。



札入れを行った事業者が少ない背景として、2019 年９月末時点で一般木
材等バイオマス発電・バイオマス液体燃料を合わせて約 620 万 kW の未稼働案件が存在しており、事業者が未稼働案件の運転開始に注力している可能性が考えられる。一方、2017 年度以前に認定された案件には２年間の設備発注期限が設定されているところ、原則的には 2019 年度末までにすべての案件に設備発注期限が到来するため、今後は新規案件の形成が進展する可能性も考えられる。



また、昨年度の委員会でも検討したとおり、2018 年度までに FIT 認定を受けた全てバイオマス専焼案件の出力を分析すると、最大出力が 100MWを超えるものが存在していることを考慮する必要がある。

以上を踏まえ、バイオマス発電の 2020 年度の入札については、2019 年

83

度に引き続き、競争性を確保するために一般木材等バイオマス発電・バ
イオマス液体燃料の区分を合わせて実施することとし、年間募集容量は両区分を合わせて 120MW とすることとした。
（3） 上限価格の取扱い


上限価格の公表／非公表については、①事業者の入札参加の障壁を減らすために公表すべき、②入札価格の上限価格への張付きを防止するために非公表とすべき、といった考え方がある。札入れを行う者が増加すれば、事業者間の競争が促進され、上限価格近傍で札入れを行った事業者が落札できる可能性は低くなるため、上限価格を公表することによるデメリットは相対的に小さくなる。



こうした中で、太陽光発電・バイオマス発電については、2019 年度の入札（太陽光第４回・第５回、バイオマス第２回）では、いずれも入札容
量が募集容量を下回っていることを踏まえると、2020 年度の入札について、上限価格を公表して実施すると現時点で判断できる状況にはない。
また、洋上風力発電については、2020 年度が初回の入札となることから、入札容量が募集容量を上回るかどうか、注視が必要な状況である。



このため、2020 年度の入札については、上限価格への張付きを防止する
ため、いずれの電源・入札回についても、上限価格を非公表として実施
する（※）こととした。
（※）具体的な額については、入札時期直前のコスト動向を上限価格の設定に反映するため、2019 年度までと同様、各回の入札募集開始までに本委員会で検討することとした。

（4） 応札後に辞退があった場合の取扱い


現行の FIT 制度における入札では、札入れ後であっても、所定の届出を行うことにより辞退を行うことが可能となっている。



辞退行為そのものについて、入札容量が募集容量を超えている状況の下では、辞退を行った者による札入れがなければ、その出力分だけ他者の事業実施が可能だったと考えられることから、コスト効率的な再エネ導入を妨げるものであり、本来差し控えられるべきものである。一方で、札入れ後であっても、やむを得ない事情で発電事業を中止せざるを得ない場合もあることから、未稼働案件が存続しないよう、保証金を没収した上で辞退を行うことを認めている。

84

上記の制度趣旨にも関わらず、これまでの入札において、一旦札入れ・落札した後に辞退の届出を行った後に、同一の事業計画で次の入札に参加し、一度目の入札よりも高い価格で札入れしている事例が確認されている。この事例において、仮に一度目の入札から二度目の入札の間にコストを増加させるような事情変更がないとすれば、再エネ発電事業者に超過利潤が生じ、国民負担の単純増大を招くおそれがあるものと考えられる。

こうした状況を踏まえ、2020 年度以降の入札においては、札入れ後に辞退を行った事業計画と同一の地点で実施する事業計画が落札された場合については、再エネ発電事業者の異同に関わらず、①辞退した回の入札価格と②過去の入札で辞退した理由を、落札価格と併せて公表するこ
ととした。



その上で、こうした措置にも関わらず、同様の事案が引き続き発生する
場合には、適正な入札実施のために入札参加者に求めている第１次保証金の増額も含めて、来年度以降の本委員会で取扱いの再検討を行うこと
とした。

85

別添
令和２年度（2020年度）の調達価格及び調達期間について①太陽光発電（10kW未満）（参考）2019年度

2020年度

24円/kWh

21円/kWh

30.8万円/kW

29.0万円/kW

運転維持費0.30万円/kW/年

2019年度の想定値を据え置き

設備利用率

13.7%

2019年度の想定値を据え置き

余剰売電比率70%

2019年度の想定値を据え置き

自家消費分の便益

24.00円/kWh26.33円/kWh

調達期間終了後の売電価格

11.0円/kWh9.3円/kWh

IRR（税引前）

3.2%

2019年度の想定値を据え置き

10年間

2019年度の期間を据え置き

調達価格
資本費

システム費用

（法人税等の税引前の内部収益率）

調達期間

令和２年度（2020年度）の調達価格及び調達期間について②太陽光発電（10kW以上50kW未満）（参考）2019年度

2020年度14円/kWh

13円/kWh

システム費用18.2万円/kW

21.2万円/kW

土地造成費0.4万円/kW

2019年度の想定値を据え置き

接続費用

1.35万円/kW

2019年度の想定値を据え置き

地域活用要件具備に要する費用―

0.3万円/kW

運転維持費0.5万円/kW/年

2019年度の想定値を据え置き

設備利用率

17.2％

2019年度の想定値を据え置き

自家消費比率―50％

自家消費分の便益
IRR（税引前）―18.74円/kWh4％

2019年度の想定値を据え置き

20年間

2019年度の期間を据え置き

調達価格

資本費

（法人税等の税引前の内部収益率）

調達期間※ 2020年度から、廃棄等費用を定額（1万円/kW）とし、運転開始11～20年目に分割して積み立てる想定で算定。

令和２年度（2020年度）の調達価格及び調達期間について③太陽光発電（50kW以上250kW未満）（参考）2019年度

2020年度14円/kWh

12円/kWh

システム費用18.2万円/kW

14.2万円/kW

土地造成費0.4万円/kW

2019年度の想定値を据え置き

接続費用

1.35万円/kW

2019年度の想定値を据え置き

運転維持費

0.5万円/kW/年

2019年度の想定値を据え置き

設備利用率

17.2％

2019年度の想定値を据え置き

IRR（税引前）4％

2019年度の想定値を据え置き

20年間

2019年度の期間を据え置き

調達価格
資本費

（法人税等の税引前の内部収益率）

調達期間※ 2020年度から、廃棄等費用を定額（1万円/kW）とし、運転開始11～20年目に分割して積み立てる想定で算定。

④バイオマス発電（一般木材等（10,000kW未満））は2020年度の調達価格及び調達期間を2019年度から据え置く。

（参考）令和２年度（2020年度）の調達価格及び調達期間について
1kWh当たり調達価格
電源

区分

調達期間
2019年度

出力制御対応機器設置義務なし24円

10kW未満出力制御対応機器設置義務あり太陽光

2020年度

21円

10年間

13円＋税

20年間

12円＋税

20年間

26円

10kW以上50kW未満
14円＋税
50kW以上250kW未満（※）250kW以上は入札により調達価格を決定し、調達期間は20年間とする。
10kW以上50kW未満には、2020年度から自家消費型の地域活用要件を設定する。

2019年度以前に認定を受けた10-50kWの事業用太陽光発電が、2020年度に価格変更を伴う変更認定を受ける際には、当該案件が地域活用要件を具備しない場合は、地域活用要件の設定されない規模（50-250kW）の調達価格を適用し、当該案件が地域活用要件を具備する場合は、地域活用要件の設定される規模（10-50kW）の調達価格を適用する。

1kWh当たり調達価格
電源

風力

区分

調達期間
2019年度

2020年度

2021年度

陸上風力

19円＋税

1８円＋税

－

20年間

陸上風力
（リプレース）

16円＋税

16円＋税

－

20年間

着床式洋上風力

36円＋税

（※）参照

－

（※）参照

－

20年間

浮体式洋上風力36円＋税（※）着床式洋上風力発電（再エネ海域利用法適用案件）は、入札制移行。
着床式洋上風力（再エネ海域利用法適用外）も入札により調達価格を決定し、調達期間は20年間とする。

（参考）令和２年度（2020年度）の調達価格及び調達期間について
1kWh当たり調達価格
電源

区分

調達期間
2019年度

15,000kW以上

2020年度

2021年度

2022年度

リプレース

26円＋税

ー

15年間

15,000kW以上
全設備更新型

20円＋税

ー

15年間

15,000kW以上
地下設備流用型

12円＋税

ー

15年間

40円＋税

ー

15年間

15,000kW未満
全設備更新型

30円＋税

ー

15年間

15,000kW未満
地下設備流用型

19円＋税

ー

15年間

地熱
15,000kW未満

リプレース（※）小規模地熱発電には、2022年度から地域一体型の地域活用要件をFIT認定の要件として設ける。（それまでの間は推奨事項とする。）
少なくとも2022年度に地域活用電源となり得る（地域活用要件が支援の要件となり得る）可能性がある規模は、2,000kW未満とする。

（参考）令和２年度（2020年度）の調達価格及び調達期間について
1kWh当たり調達価格
電源

区分

調達期間
2019年度

2020年度

2021年度

2022年度

5,000kW以上
30,000kW未満

20円＋税

ー

20年間

1,000kW以上
5,000kW未満

27円＋税

ー

20年間

200kW以上
1,000kW未満

29円＋税

ー

20年間

200kW未満

34円＋税

ー

20年間

5,000kW以上
30,000kW未満

12円＋税

ー

20年間

1,000kW以上
5,000kW未満

15円＋税

ー

20年間

200kW以上
1,000kW未満

21円＋税

ー

20年間

200kW未満

25円＋税

ー

20年間

水力

水力
既設導水路
活用型

（※）小水力発電には、2022年度から地域一体型の地域活用要件をFIT認定の要件として設ける。（それまでの間は推奨事項とする。）
少なくとも2022年度に地域活用電源となり得る（地域活用要件が支援の要件となり得る）可能性がある規模は、1,000kW未満とする。

（参考）令和２年度（2020年度）の調達価格及び調達期間について
電源

区分
一般木材等
10,000kW未満
未利用材

バイオマス

1kWh当たり調達価格

調達期間

2019年度

2020年度

2021年度

2022年度

24円＋税

24円＋税

－

ー

20年間

2,000kW以上

32円＋税

ー

20年間

2,000kW未満

40円＋税

ー

20年間

建設資材廃棄物

13円＋税

ー

20年間

一般廃棄物
その他バイオマス

17円＋税

ー

20年間

メタン発酵
バイオガス発電

39円＋税

ー

20年間

（※）バイオマス発電には、2022年度から地域一体型の地域活用要件をFIT認定の要件として設ける。（それまでの間は推奨事項とする。）
少なくとも2022年度に地域活用電源となり得る（地域活用要件が支援の要件となり得る）可能性がある規模は、10,000kW未満とする。
新規燃料については、食料競合について本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排出量の論点を本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。
なお、既に買取りの対象となっている燃料についても、本委員会とは別の場において、ライフサイクルGHG排出量の論点について専門的・技術的な検討を行う。
主産物・副産物を原料とするメタン発酵バイオガス発電については、一般木材等の区分において取り扱う。
一般木材等（10,000kW以上）、バイオマス液体燃料（全規模）は入札により調達価格を決定し、調達期間は20年間とする。
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。