日本の太陽光発電の発電コスト
現状と将来推計2019年7月

謝辞
本レポートの作成にあたり、多数の発電事業者様から、発電事業に関するコストデータのご提供、および分析のご助言をいただきました。個別のお名前を示すことができませんが、ご協力に深く感謝申し上げます。
ブルームバーグ・ニュー・エナジー・ファイナンス（Bloomberg NEF）社は、エネルギー投資に関する経済データの分野で世界的に権威のある研究機関です。同社のデータの利用を許可していただきました。

著者
木村 啓二：自然エネルギー財団 上級研究員

免責事項
本レポートに記載した情報は執筆時点で入手可能な内容に基づきます。正確性ついては万全を期しておりますが、自然エネルギー財団が本情報の利用に関して生じる損害について責任を負うものではありません。

自然エネルギー財団とは自然エネルギー財団は、東日本大震災および福島第一原子力発電所の事故を受けて、孫正義ソフトバン
クグループ代表を設立者・会長として 2011 年 8 月に設立しました。安心・安全で豊かな社会の実現には、自然エネルギーの普及が不可欠であるという信念から、自然エネルギーを基盤とした社会の構築を目的として活動しています。

目次
要約 .................................................................................................................................................. 1
はじめに 研究の背景と目的 ........................................................................................................... 3
1.

2.

3.

4.

近年の太陽光発電のコスト構造の分析...................................................................................... 6
1.1.

資本費の構造の特徴 ................................................................................................................... 6

1.2.

資本費に影響を与える諸要素 ................................................................................................. 101.3.

運転維持費の構造について ..................................................................................................... 12

1.4.

認定年度別の運転維持費 ......................................................................................................... 13

太陽光発電の発電コストの推計 .............................................................................................. 142.1.

推計条件の検討 ........................................................................................................................ 142.2.

推計結果 .................................................................................................................................... 152030 年の太陽光発電の発電コスト推計.................................................................................. 18
3.1.

条件の検討 ................................................................................................................................ 183.2.

推計結果と結果の考察 ............................................................................................................. 23

おわりに ................................................................................................................................. 26

参考文献 ......................................................................................................................................... 28

要約
本レポートでは、近年の太陽光発電のコスト構造についてアンケート調査をもとに検討を行い、日本における太陽光発電の発電コストを分析した。また、太陽光発電が将来の主力電源の 1 つとなりうることを考えると、足元だけでなく、将来のコスト見通しについても検討しておくことも重要である。そこ
で、本分析結果および近年の研究資料を踏まえて、2030 年の発電コストを推計した。
近年の太陽光発電のコスト構造と発電コスト
アンケート調査は、2018 年 11 月から 12 月にかけて、実際に太陽光発電所を有する事業者約 1,676 社を対象に行った。収集されたコストデータ数は 63 件であり、そのうち高圧の発電所（発電所の設備容量
が 50kW 以上 2000kW 未満）が 46 件ともっとも多い。発電所の設備容量の合計は 8.9 万 kW であった。
これらの発電設備の分析を通じて得られた主要な知見を以下に示す。
① 資本費については、太陽電池モジュール等のハードウェアの 1kW あたりの単価が 2017 年から 2018年にかけて、大幅に低下していている可能性があることがわかった。
② 発電所によって大きく資本費(以下、kW 単価のこと)と運転維持費(以下、kW 単価のこと)が異なる傾向が見られた。本レポートの分析では、同じ時期に稼働を開始したにもかかわらず、古い認定案件の資本費、運転維持費がコスト高になっている傾向がみられた。また、発電事業者が開発を行う際の発注方式による違いが資本費に影響を与えている可能性があることがわかった。本レポートの分析
では、一括発注よりも個別発注のほうが、資本費が安価になる傾向があることがわかった。さらに、運転維持費については、基本的に大規模な発電所のほうが運転維持費が下がる傾向がみられたが、特別高圧以上の発電所は、電気主任技術者の専任のコストの影響がみられ、運転管理費が高圧設備よりも高くなる傾向が見られた。
③ 上記のコスト構造分析にもとづき、３つのケースに分けて 1kWh あたりの発電コストを計算したところ、同時期に運転開始したものでも、大きな発電コストの差があることがわかった(図 S-1)。注目すべきは、効率的ケースでは、13.1 円/kWh となり、平均的な卸電力価格の水準に接近してきている。
図 S-1 ケース別の発電コストの推計値
25

21.3

20

円/kWh

15.3
15

13.1

10
5
0
効率的ケース

平均的ケース1

高コスト構造ケース

2030 年の太陽光発電の発電コスト推計
以上のコスト構造分析と既存の研究の知見をもとに、2030 年の日本の太陽光発電の発電コストをいく
つかのシナリオをもとに推計した。その結果、発電コストは、5~6 円/kWh にまで大幅に下落すると推計された(図 S-2)。

円/kWh

図 S-2 2030 年の発電コストの推計値
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0

15.3

平均
2018/19年

5.7

5.4

5.2

5.0

基準

国際収れん

基準

国際収れん

(25年運転)(30年運転)2030年

このような発電コストの下落が推計される要因を列挙すると以下のとおりである。
1. 太陽電池モジュール単価等ハードウェアのコスト低減
2. 太陽電池モジュールの発電効率の向上によって、kW あたりの造成面積および施工工数の減少に伴い、架台費用、施工費、造成費のコスト低減
3. 施工方法は現行の工法のなかで比較的コスト効率的であるラミング工法の適用
4. 接続費について、コスト効率的な自営線による接続工事単価への収れん
5. 運転維持費について適切かつ効率的な監視、除草方法について技術的な進歩
今回の推計は、以上のように現在想定しうるコスト改善の見通しを加味している。今後、日本の地理的条件に合致した設計と施工、管理の新たな手法が開発されれば、さらなるコスト低減が実現する可能性がある。
卸電力市場での自立可能性について、本レポートの推計結果の値は、現在の昼間の卸電力価格の平均値と比べても十分に安価であり、太陽光発電は補助金なしでも自立的に市場で競争可能な水準に至りうる、ということを意味する。ただし、市場に太陽光発電の電力が増えることで、市場価格の下落をもたらす可能性があり、実際の自立可能性を検討するためには、電力需給状況を考慮した市場分析が必要である。

2

はじめに 研究の背景と目的
世界的に太陽光発電の発電コスト(1kWh の発電にかかるコスト)が急速に下がっている。太陽光発電(メガソーラー) の発電コスト(世界加重平均単価)は、2010 年から 17 年までに 73%下落し、8.5US セン
ト/kWh となった(IRENA, 2019)。別の調査機関によると、世界の太陽光の発電コスト(世界加重平均単価)が 2017 年の 8.8 US セント1/kWh から最新の 2019 年上半期では、5.7 US セント/kWh にまでさらに一段と下がっている、と示されている(BNEF, 2019)。この結果、ドイツやインド、オーストラリアでは、
太陽光発電の発電コストが、どの化石燃料よりも安く、アメリカ、イギリス、中国では化石燃料と同レベルに達した(BNEF, 2019)。こうした世界の流れから大きく隔絶しているのが日本である。
日本の太陽光発電の発電コストは下がってきているとはいえ、世界レベルから大きく乖離している。調達価格等算定委員会の最新のデータをもとに、2018 年の平均的な太陽光発電の発電コストを試算すると、17.6 円/kWh(1 ドル 110 円として、16US セント/kWh)であった2。
こうした日本の太陽光発電の世界とのコスト差について、木村 & Zissler (2016)では資本費に特化して2014 年末のコストをもとに定量的に検討した。この研究では、資本費についてドイツと比較し、モジュールコストなどハードウェアが高い以上に、それら以外の「建設工事費その他」のコストが大幅に高いことを明らかにした。その上で、建設工事費が高い理由についての検討も行った。その後、IRENA(2018)のレポートによると、日本の太陽光発電の資本費のうち、建設工事費に加えて、マージンも高いことも示
されている(IRENA, 2018, p.67)。このことから、資本費について、「建設工事費その他」という大きな区
分けではなく、資本費をより詳細に区分した分析が必要であると考える。さらに、発電コストについて検討するためには、資本費だけではなく、運転維持費のデータも必要となる。こうした研究上の課題から、改めて現況の太陽光発電のコスト構造について検討を行い、日本における太陽光発電の発電コストの現況を分析する。
さらに、太陽光発電が将来の主力電源の 1 つとなりうることを考えると、足元だけでなく、将来のコスト見通しについても検討しておくことが重要である。政府の調達価格等算定委員会では 2025 年の太陽
光の発電コストの目標を「7 円/kWh（IRR3%）」とする、としている(調達価格等算定委員会, 2019)。他
方で、政府の発電コスト検証ワーキンググループ (2015)では、2030 年の太陽光発電（メガソーラー）の発電コストは 12.7~15.6 円/kWh と推計している。このように、太陽光の発電コストの見通しや目標には大きな幅がある。そこで、本レポートでは、将来の太陽光の発電コストの水準について、科学的な知見にもとづいて推計し、今後の政策形成に寄与する知見を提供する。

1

2018 年の米ドル価値

2

世界の標準的な運転期間として、25 年の運転期間を想定した。固定価格買取制度における買取期間 20 年とは異なることを注意されたい。

3

研究の方法
現況の太陽光発電のコスト構造とその規定要因を明らかにするため、本研究では、2018 年 11 月から12 月にかけて、実際に太陽光発電所を有する事業者約 1,676 社を対象にアンケート調査を行った。事業者対象のため、必然的に個人が所有している太陽光発電(事業規模によらず)は対象外となっている。コスト情報の提供をもとめたのは、2017 年から 2018 年にかけてすでに稼働を開始した、あるいは 2019 年に稼働予定の発電所に対してである。
コスト分析の対象は、資本費と運転維持費である。さらに、それぞれの費目について、より詳細な費目に分けて、アンケート対象者に聞いている（表 1）。さらにコスト分析に関連する様々な情報（発電所の設備容量等）も合わせて聞いている。
表 1 コスト項目の諸元
資本費
開発費（土地取得費、FiT 認定権利取得費等）
許認可取得費
設計費
造成費（伐採にかかる費用も含む）
太陽電池モジュール
パワコン
架台
ケーブル・接続箱等資材据付施工費
変電設備及びその据付費
接続費
その他経費
運転維持費
日常運転管理・監視費
除草作業
定期検査費（法定点検含）
事故対応・修繕費（そのための積立費用含む）
保険費
土地賃借料

4

データの概要
今回得られたデータの概要を示す(表 2)。コストデータ数は 63 件であり、そのうち高圧の発電所（発電所の設備容量が 50kW 以上 2,000kW 未満）が 46 件ともっとも多い。発電所の設備容量の合計は 8.9 万kW である。発電容量としては、特別高圧がもっとも多く、約 5.6 万 kW を占め、特別高圧の発電所の平均設備容量は 1.1 万 kW となる。データ数がもっとも多い高圧設備は約 3.3 万 kW あり、平均発電所規模
は 714kW であった。また、太陽光発電は、発電所の設備容量より多くの太陽電池が導入されている傾向がある。全体としては、設備の容量に対して 122%の発電容量の太陽電池が導入されている（以下、この比率を過積載率と呼ぶ）。過積載率は、小規模設備のほうが高く、低圧設備では過積載率が 147％に達する。高圧以上になると平均でおおよそ 120％前後の過積載率となっている。
表 2 収集されたデータの概要
全体

低圧

高圧

特別高圧

有効データ数

63

12

46

5

発電所の設備容量(kW)89,296479

32,85555,962

平均設備容量(kW)

1,417

40

714

11,192

太陽電池の発電容量(kW）108,575

704

41,832

66,039

過積載率

122%

147%

127%

118%

このように、発電所の設備容量と太陽電池の発電容量とは異なる。このことから、以下の分析において、1kW あたりの単価を議論する際に、発電設備容量あたりの単価か、太陽電池容量あたりの単価のどちらの単価で議論するかを明確にしなければならない。上記のように過積載はどの規模レベルでも一般的に行われていること、また太陽電池モジュールのコストや架台のコスト、施工等のコストは、太陽電池の容量によく比例すると考えられる。このため、特に断りがない限り、本研究では、太陽電池容量あたりの単価で分析を行う。

5

1. 近年の太陽光発電のコスト構造の分析
本章では、アンケート調査から得られた 2017 年から 19 年に運転開始した(一部予定含む)発電所のコ
ストデータにもとづいて、現在の太陽光発電のコスト構造を明らかにする。
1.1.

資本費の構造の特徴
図 1 資本費の経年推移

まず、近年のコスト傾向の第一として、太陽35

光発電の資本費は依然として下落が見られる、ということである(図 1)。2017 年から 2018 年

30にかけて大きく資本費(中央値)が下落してい25よりも上昇しているものの、2017 年の資本費と比べると依然として 20%ほど低い。
平均値で

万円/kW

る。2019 年(稼働開始予定)には資本費が 18 年

みると 2018 年と 19 年はほぼ同じ値であり、

20
15
10

2017 年に比べて大幅に資本費が低下している。以上より、傾向として、資本費は下落傾向

5にあると考えられる。

0
2017年

費用項目別にみると、太陽電池モジュール、
パワーコンディショナ(以下、パワコンと記す)

2018年

2019年

注：
図の棒グラフは、四分位数の 25％値から 75%値の間を示す。
棒グラフ中の区切り線は中央値を示す。

といった主要なハードウェアの単価が大きく
図 2 費用項目別平均単価

下落している(図 2)。
30

特に太陽電池モジュール単価は 1 年で 32%下落している。この太陽電池モジュールの下落

接続費

25

のほとんどは、海外メーカーのモジュール単価

変電設備の下落が寄与している。海外メーカーのモジュに下がっているのが特徴的である。2017 年から 19 年にかけて、中国・台湾メーカーは平均

造成

万円/kW

ール単価は、2017 年から 2019 年にかけて大幅

据付

20

その他機器
15

架台
PCS

値で 39%下落、その他海外メーカーの場合は

10

モジュール

52%下落している(図 3)。2019 年には、その他

設計費
5

海外メーカーのモジュールの場合、平均で 4 万

許認可
開発費

円/kW を下回る水準になっており、価格破壊と0も言える状況になっている。他方で、日本メー

2017年

カーは、こうしたモジュール単価の下落スピー

ドについていけておらず、価格競争力を失いつつある可能性がある。

6

2018年

2019年

パワコンについても、規模別に経年推移を

図 3 メーカー地域別平均モジュール単価

みると、2017 年から 18 年にかけて大幅に下10落している。高圧のパワコン単価の平均値

98とほとんど半額となっている。この下落は、

7

ほとんど規模によらずどの規模帯でも起こ6っており、市場全体になんらかの大きな変化が起きたものと考えられる（図 4）
。

万円/kW

は、2017 年の 2.4 万円/kW から 1.4 万円/kW

日本メーカー

5

中国・台湾

4

メーカー

3

その他海外

この要因については、以下の 2 つの理由が2考えられる。第一に、安い海外メーカーのパ

1

ワコンのシェアが上昇している影響が考え

0

メーカー

2017年 2018年 2019年られる。実際に、国内非住宅向けのパワコン
図 4 規模別平均パワコン単価の推移の輸入品比率(台数ベース)は、2017 年度上
6期に 29.6%であったのに対して、2018 年度
上期には 38.1%と上昇している(日本電機工

5業会, 2018)。こうしたパワコンの輸入品比率の 6.5%から比べると大幅な増加傾向を示し
ている。

4

万円/kW

は、経年的に高まっており、2014 年度上期

低圧
3

高圧
特別高圧

2

第二の要因として、分散型のパワコンが増1加しているということである。特に、高圧レ0ベル以上では、これまでは大型のパワコンを

2017年

2018年

2019年

少数台設置する集中型が主流であった。集中型の場合は、設置するパワコン数は少ないが、接続箱が別途必要になり、設置するための基礎工事や収容するための設備およびその建設工事が必要になる。それに対して、分散型は、数は多いものの、接続箱が必要なく、パワコンは架台に併設でき、パワコン用の建屋を作る必要がない。
架台費用の推移をみると、架台の種類による違いはあるものの、概ね下落傾向が観察される。架台種類
は、図 5 にあるように、大きく４種類に分けられる。各架台の平均費用単価を図 6 に示しているが、いずれの架台においても全体的に下落傾向がみられる3。ラミング方式・コンクリート方式も架台単価の下落しているものの、依然としてアーススクリュー方式が安価であることがわかる。

3

ラミング方式の 2018 年値、コンクリート方式の 2019 年値、キャストイン方式のサンプル数が少なかったため、同方式の値は除いている。

7しかし、架台の設計は、施工の手数・工数に大きな影響を与えるため、資本費全体のコストを考えた場
合、架台単価のみで判断するのは早計であろう。実際に、施工費に関しては、コンクリート方式がもっとも安く、続いて、ラミング方式が安い傾向がみられる。さらに、施工費の経年変化をみると、方式別に傾向が異なるが、全体的に下落傾向がみられる。
図 5 代表的な架台の設計と工法の種類

出典：稲葉・渡辺 (2012)

図 6 方式別の架台の平均費用単価
4.5
4.0
3.5

万円/kW

3.0

ラミング方式

2.5
コンクリート

2.0

方式

1.5

アーススク

1.0

リュー方式

0.5
0.0
2017年 2018年 2019年

以上を踏まえて、架台単価と施工費用単価、ケーブル・接続箱等その他ハードウェアをあわせた費用を
施工関連費として、その費用について検討した。架台費用単価の変化が著しいため、比較は 2018 年・19
年に稼働開始した(予定含む)設備を対象に集計した。その結果、図 7 に示すように、中央値ではラミング方式とアーススクリュー方式は同値となり、四分位の幅でみると、ラミング方式のほうが安価になっている。ラミング方式は、施工費がアーススクリュー方式に比べて安価に抑えられることからこうした結果となっているものと考えられる。

8

図 7 架台方式別の施工関連費の四分位数
18
16
14

万円/kW

12
10
8
6
4
2
0
ラミング方式キャストイン方式

コンクリート方式

アーススクリュー方式

注１：2018 年・19 年稼働開始した設備を集計の対象とした。
注２：図の棒グラフは、四分位数の 25％値から 75%値の間を示す。棒グラフ中の区切り線は中央値を示す。

接続費
接続費は様々な要因によって大きく異なる。接続費に大きな影響を与えると考えられるのが、接続する
電圧レベルと接続点までの距離である。今回収集されたデータでは、7.7kV 以下の電圧レベルの接続は接続距離がほぼ 100m 未満の短距離のものであった。7.7kV 超ではサンプル数が少ないが、すべて 1km 以上の接続距離であった。このことから、7.7kV 以下(低圧・高圧)の接続費について検討する場合、電源線の距離については大きな問題にならない。
電圧階級別の接続費単価(万円/kW)は、0.6kV 以下よりも 6kV 以上のほうが安価であり、中規模以上の発電所のほうが安価である。ただ、いずれの階級でも、接続費単価には大きな幅がある。接続距離が短
いにもかかわらず、このように接続費単価が大きく異なる理由については別の要因が働いているといえる。
ここで一つの可能性として、接続工事主体別のコストについて検討する。接続工事は、発電事業者が一
般送配電事業者に委託し、電力負担金を支払って、電源線の敷設工事をしてもらうことが多い。他方で、自社で接続点までの電源線敷設工事を行うケースもある。こうした接続工事主体別に接続費について
0.6kV 以上 7.7kV 以下の電圧階級で調べたところ、図 8 のように自社で工事をしたほうが大幅にコストが安くことがわかる。なお、ここで示した接続費は、すべて接続距離 100m 未満の案件であり、距離による接続費の違いはほとんど無視できると考えられる。

9

図 8 接続距離 100m 未満かつ高圧接続案件の接続費の比較
1,200
1,000

万円

800
600
400
200
0
送配電事業者

自社

注：図の棒グラフは、四分位数の 25％値から 75%値の間を示す。棒グラフ中の区切り線は中央値を示す。

1.2.

図 9 認定年度の割合

資本費に影響を与える諸要素

前節では、要素別の資本費の経年推移を分2018年度析してきたが、本節では、資本費に影響を与

13%

2012年度1%

えるうる他の要因について検討する。
2013年度①認定年度別の資本費

16%

2014年度8%

第一に、固定価格買取制度の認定年度によ2017年度る資本費の違いである。日本の固定価格買取

35%

2015年度(以下、FiT)制度では、認定された時期によっ2016年度て買取価格が異なる。2012 年度から 14 年度

19%

8%

の買取価格は 32 円から 40 円/kWh であり、
図 10 認定年度別資本費：四分位

17 年度の買取価格 21 円/kWh、18 年度の買35

取価格 18 円/kWh と半額近くになっている。

30

えている可能性がある。

25

図 9 に示したように、今回収集されたデー
タの 25％は 2012 年度から 14 年度など FiT

万円/kW

こうした買取価格の違いが資本費に影響を与

2015制度開始直後に認定を取得したものである。
10

また、2017 年度、18 年度に認定を取得した比較的新しい認定案件は全サンプル数の 48%を

5

占める。

0
2012-14年度

2015-16年度

2017-18年度

認定年度
注：図の棒グラフは、四分位数の 25％値から 75%値の間を示す。棒グラフ中の区切り線は中央値を示す。

10

ここで、認定案件のサンプル数が少ない認定年度の発電所もあることから、複数の認定年度をまとめた上で、各群の資本費を分析した。2012 年度から 14 年度に認定を取得した発電所を「認定年度の古い発電所」とした。古い認定年度の発電所と、2015 年度、16 年度に認定を取得した発電所、新しい認定年度の発電所として 17 年度 18 年度に認定取得した発電所に区分した。そのうえで、各群の資本費を集計した(図 10)。
その結果、運転開始時期が同時期であるにもかかわらず、認定年度が古いものほど資本費が高くなる傾向にあることがわかった。
図 11②発注方法別の資本費発注方式の割合

第二に、発注方法による違いによる資本費の違いについて分析する。これは、個別発注

発注方法により、設計、物品調達や建設

29%
EPC一括発注等について発電事業者の管理・関与の度

52%

合いが異なり、それがコストに影響を与BOP一括発注える可能性があるからである。

19%

太陽光発電の設計、部材調達、建設を
どのように行っていくかについては、大図 12 発注方式別資本費：四分位

きく分けて、3 つある。第一に、設計、調35

達、建設を一括して引き受ける事業者(EPC 事業者)に発注する方法である。こ30

こでは、この手法を一括発注方式と呼ぶ。
25

システムの設計、資材調達、様々な下請
万円/kW

け業者の手配や工事の監理等を EPC 事
業者に委託することになる。第二は、発電所の主要部材のみを自主調達し、それ20
15以外の詳細設計、建設工事等を他の事業10者に一括して発注する方法である。ここ5では、これを BOP 発注方式と呼ぶ。第0三は、発電所の設計、調達、建設を自社で取り仕切り、外注についても個別に発注先を選定して委託していく手法であ

一括発注

BOP発注

個別発注

注：図の棒グラフは、四分位数の 25％値から 75%値の間を示す。
棒グラフ中の区切り線は中央値を示す。

る。ここでは、これを個別発注方式と呼ぶ。
これらの発注方式別の資本費を比較すると、一括発注方式では資本費が高くなる傾向があり、個別発注では低くなる傾向があることがわかった(図 12)。BOP 発注はその中間の値になっている。

11

一括発注は一社に建設の委託を行うことで、建設プロセスの管理や建設時のリスクを EPC 事業者が担うため、発電事業者としては楽である。しかし、EPC 事業者自身は、それらリスクの負担に対するプレ
ミアムおよび自社の利益の最大化を目指す分コストが高くなるのではないか、と考えられる。個別発注の場合、発電事業者自身が取り仕切るため、設計全体や個別の費用項目について最適な検討や、安い事業者への発注が可能になると考えられる。
1.3.

運転維持費の構造について

運転維持費は、発電所の規模によって大きく
図 13 規模別運転維持費の単価異なる。低圧から高圧になると大幅に運転維持
1.4

費が下がる傾向がみられた（図 13）
。費用項目

1.2

別にみたところ、運転管理費、除草費、修繕費、ほど単価が低下する傾向がみられる(図 14)。
しかし、運転管理費(定期点検も含む)は、特1.0

万円/kW/年

保険と多くの費目において、規模が大きくなる

0.8
0.6
0.4

別高圧のほうが高圧設備よりも高い。本来、運0.2

転管理の主な業務は、運転の監視を行い、トラ0.0

ブルが発生した場合も対応することになるた

低圧

高圧

特別高圧

め、スケールメリットが働きやすい、と考えら
図 14 項目別の平均運転管理費単価れる。にもかかわらず、特別高圧の設備の運転管理費が高い理由として考えられるのは、電気

低圧主任技術者の選任のコストである。50kW 以上

高圧

特別高圧

0.4

の太陽光発電の場合、電気事業法に基づいて、電気主任技術者を選任しなければならない。特の発電所との兼任や外部委託が許可されておらず、専任雇用しなければならない。この雇用万円/kW/年に 2000kW 以上の発電所(特別高圧)の場合、他

0.3

コストは太陽光発電所にとっては極めて重い。

0.2

0.1

電気主任技術者選任の人件費を年間 1,000 万円とすると、5,000kW の太陽光発電所では 0.2

0.0
運転管理 除草費万円/kW/年の負担となる。電気主任技術者の

修繕費

保険

賃借料

(定検含)

選任だけで、特別高圧発電所の運転維持費全体の半分になる。このことから、特別高圧の発電所を経済的に運用するためには、すくなくとも 1 万 kW 以上の発電所でなければ経済的に見合わないのではないかと考えられる。

12

1.4.

認定年度別の運転維持費

運転維持費についても認定年度によって異なるかどうかを検討した。なお、運転維持費については規模
によってそのコストが大きく異なるため、ここでは高圧以上の設備を対象とした。図 15 に示すように、
2012 年度から 14 年度に認定を取得した発電所は、運転維持費も高額になっていることがわかる。費目
別に違いをみると、運転管理費、保険料、賃借料の 3 つの費目において、古い認定案件のものが高額になっている傾向がみられる(図 16)。このことから、運転管理にも手厚く費用をかけ、賃借料をつうじて土地所有者に、高い買取価格にともなう収益を還元していると推測される。

図 15 認定年度別運転維持費の四分位数

図 16 認定年度別・項目別平均単価

0.7

運転管理

除草費

定期点検

修繕費

保険

賃借料

0.6
0.5
0.5

0.5

万円/kW

0.4
0.4

0.4
0.3

0.3

0.3
0.2

0.2
0.2

0.1

0.1
0.1

0.0
2012-14年度 2015-16年度 2017-18年度
認定年度

0.0
2012-14年度

注：図の棒グラフは、四分位数の 25％値から 75%値の間を示す。棒グラフ中の区切り線は中央値を示す。

13

2015-16年度

2017-18年度

2. 太陽光発電の発電コストの推計
本章では、前章で行った太陽光発電の資本費と運転維持費の費用構造から、近年の発電コストについて推計を行う。前章の分析から明らかになった主要な点は、第一に、太陽光発電の資本費の経年的に低減が見られること、第二に、発注方式によっても資本費が変化する、ということである。本研究の分析では一括発注よりも個別発注のほうが、資本費が低減できる可能性があることがわかった。第三に、認定年度によって資本費と運転維持費ともに異なる傾向があることがわかった。同じ時期に稼働を開始したにもかかわらず、古い認定案件のものが高い傾向になるということである。これらの分析結果を踏まえて、2018
年/19 年段階における太陽光発電の発電コストを推計する。
2.1.

推計条件の検討

発電コスト推計には、資本費と運転維持費以外にも、設備利用率、割引率の設定が必要になる。さらに、運転期間をどのように設定するかも重要になる。本節では設備利用率、割引率、運転期間の 3 点について検討する。
①設備利用率
調達価格等算定委員会(2019)によると、2017 年 6 月から 2018 年 5 月までの 10kW 以上の設備利用率
は平均で 14.4％であった。この設備利用率は、パワコン出力ベース(認定容量)の設備利用率(AC 端設備
利用率)である。本報告書では太陽電池容量あたりのコストで分析を行っているため、発電コストを計算するための設備利用率は、太陽電池容量ベースの設備利用率(すなわち、DC 端設備利用率)を設定する必要がある。
調達価格等算定委員会(2019)によると、AC 端設備利用率は、過積載率が高まることによって増加している。1,000kW 以上の設備の場合、平均設備利用率は 15.8%に達している。AC 端設備利用率が年々増加しているのは、稼働する設備の過積載率が年々上昇しているからであると考えられる。実際に、2013 年に稼働した設備(50kW 以上)の過積載率は 110%であったが、2018 年に稼働した設備は過積載率が 128％にまで高まっている。特に 2017 年以降、低圧設備の過積載率が急増しており 2018 年には 135%を超えている。
これらを踏まえて、調達価格等算定委員会資料から DC 端設備利用率を推計する。年々過積載率が上がっていることから、ここでは FiT 開始当初の設備利用率と過積載率を用いることとする。調達価格等算定委員会(2016)によれば、2013 年 10 月から 2014 年 9 月までの 1,000kW 以上の設備の AC 端設備利用率は 14.2%であった。2013 年から 14 年にかけて 1,000kW 以上の過積載率は 115%であるとみられることから、DC 端設備利用率は、12.3%であると計算される。以上から、発電コスト推計で用いる DC 端
設備利用率の値を 12.3%とする。

14

②割引率
国の発電コスト検証ワーキンググループでは、割引率については、「社会一般的な将来の金銭の不確実性を踏まえ」たものとして、発電技術にかかわらず機械的に同じ割引率を用いて計算していた（発電コストワーキンググループ, 2015）。しかし、上記の定義は、割引率の一般的定義であり、それを発電コストの計算においてどう適用するかは、その計算目的による。
実際の発電投資においては、その時々の借入資本の利子率や自己資本の期待収益率などが重要になる
し、投資する企業の信頼性や発電事業のリスクも考慮される。現実に近い発電コストを試算するためには、こうした様々な要素を考慮して現実的な割引率を想定することが重要である。そこで、本稿では、太陽光発電の発電事業における割引率について、投資に対して最低限必要とされる資本調達コストを割引率とする。資本調達コストは、資本を調達する際の加重平均資本コスト（税引前）の考え方を用いて計算する。
加重平均資本コスト=
借入資本コスト×借入比率＋自己資本コスト×(1-借入比率)/ (1-法人税実効税率)
加重平均資本コストを計算するための資本コストや借入比率に関する各パラメーターは、
BloombergNEF の 2018 年上期の日本のベンチマーク値を採用する(BNEF, 2018)。法人税実効税率は、
容量市場の在り方等に関する検討会事務局 (2018)を参照にした。その結果、加重平均資本コストは 3.2%
となった。
③運転期間
固定価格買取制度では、事業用太陽光発電に対しては買取期間が 20 年と設定されている。しかしながら、海外の発電コスト計算においては、発電設備の太陽光発電の運転期間を 25 年と想定しているケース(IEA/NEA, 2015; Fraunhofer ISE, 2015; IRENA, 2018)が多く、30 年の運転期間を想定するケース(NREL,
2018)もある。ここでは、こうした運転期間を想定し、運転期間を 25 年とする。
2.2.

推計結果

1 章の分析結果と前節の前提条件を踏まえて、太陽光発電の発電コストを推計する。コストに影響を与える主要な要素として、認定年度、発注方法を取り上げる。それぞれの違いに応じて、①効率的ケース、②平均的なケース、③高コスト構造ケースの３つの類型に分ける。それぞれの場合の条件と諸元は、表 3のとおりである。例えば、①の効率的ケースの資本費は、これまでの分析を踏まえ、2017 年度及び 2018
年度に認定を取得し、個別発注方式で発電所を建設した発電所の平均値を参照している。
なお、これまでの検討から、2017 年から 2018 年にかけて大きなコストの下落傾向が見られることか
ら、より直近の発電コストを把握するため、試算の対象を 2017 年運転開始したものを除く発電所を対象とする。また、発電所の規模としては、データのサンプル数が多い高圧発電所を対象とする。

15

表 3 発電コスト計算の条件と諸元
効率的ケース

平均的ケース

高コスト構造ケース

2017~2018 年度

すべて

2012~2014 年度

個別発注

すべて

一括発注

資本費 (万円/kW)

17.2

20.0

28.4

運転維持費 (万円/kW/年)

0.29

0.35

0.45

認定年度
条件

発注方式
(資本費のみ)諸元

図 17 ケース別の発電単価の推計値
25

21.3

20

円/kWh

15.3
15

13.1

10
5
0

効率的ケース

平均的ケース

高コスト構造ケース

図 17 に推計結果を示す。それぞれのケースにおける発電単価は、効率的ケースで 13.1 円/kWh(US セ
ント 11.9/kWh)、平均的ケースで 15.3 円/kWh(US セント 13.9/kWh)、高コスト構造ケースでは 21.3 円/kWh(US セント 19.4/kWh)となった。ただし、注意すべきなのは、効率的ケースは、事業者にとって特に困難な条件ではない、ということである。表 3 に示したように、効率的ケースは、2017 年度・18 年度に認定を取得し、個別発注を通じて効率的に、事業を設計・開発し、速やかに運転開始に至らせた、ということに過ぎない。このような開発は、熟練した発電事業者にとっては、必ずしも困難なことではないであろう。他方で、高コスト構造ケースは、初期の高い買取価格を前提とした発電コストであり、さらにEPC 事業者に一括発注することで、開発リスクは低減するものの高コスト構造になってしまう。こうした発電所も含めて、日本の太陽光発電の発電コストが高い、ということは、かえって日本の太陽光発電の発電コストを過大視しているのではないか。むしろ効率的ケースのほうが日本の太陽光発電の真の経済性に近いかもしれない。
最後に、効率的ケースの中でもさらにコスト効率的な水準の場合の発電コストについても見ておきたい。ここでは、効率的ケースの条件をみたす発電所における資本費および運転維持費の四分位数 25％値
（トップランナー値と呼ぶ）で、発電コストを計算した。その結果、トップランナー値の発電単価は 10.8
円/kWh(9.8US セント/kWh)となった。2018 年度の卸電力市場の平均単価は 9.8 円/kWh（8 時から 17時の昼間の平均単価は 9.9 円/kWh）であることから、トップランナー値の場合、卸電力価格に相当近い
16

水準になる。今後の卸電力価格の推移（特に昼間の価格）にもよるが、太陽光発電は FiT から自立に向かう可能性が高まっているといえる。また、トップランナー値の発電単価は、2018 年の世界の太陽光発電の加重平均単価 8.5US セント/kWh(IRENA, 2019)に比べても遜色ない水準である。
これらのことから、
日本の高コスト構造は所与のものではなく、解消可能ではないかとも考えられる。

17

3. 2030 年の太陽光発電の発電コスト推計
前章で検討した足元の発電コストの状況を踏まえて、さらに 2030 年の日本の太陽光発電の発電コストの推計を行う。尾羽ら (2017)のまとめによると、将来コストの推計方法については、大きく分けて 3 つの方法がある。第一は、学習曲線を用いて、将来の太陽光発電システム価格を推計する方法である（以下、
学習曲線法式）。第二は、個別の費目について、技術進歩、製造工程、将来の市場規模等を加味した将来のコスト水準を推計し、それを積み上げるボトムアップ型の推計である。第三は、専門家への聞き取り調
査に基づき、コスト削減の可能性を評価し、将来のコストを推計するものである。
本研究では、2030 年をターゲットにしており、原稿執筆段階から 11 年後の比較的近い将来のコストについて検討するため、学習曲線方式ではなく、ボトムアップ法を参考に推計を行うこととする。というのも学習曲線方式では、将来の累積導入量に関する推定が必要になるが、これについては様々な研究機
関で推定量についての大きな幅がある。そのため、どのような値を採用するかで、大きく値が変化する可能性があり、不確実性が高い。ボトムアップ法も技術の変化や製造工程の変化なども考慮しなければならないため、不確実性があるものの、現時点で見通せている技術も考慮できる。このため、10 年程度であればボトムアップ法のほうが信頼性が高いと判断した。
3.1.

条件の検討

①太陽電池モジュール
2030 年の太陽電池モジュールおよびパワコンの調達コストについては、すでにボトムアップ法にもとづく、既存の推計値がある(BNEF, 2018b; JST-LCS, 2019)。2030 年の国際的なモジュールのコストは、
BNEF (2018b)では、USD41.25/W(USD 125/kW)と推計されていた(図 18)。2018 年の米ドルを 1 ドル
110 円とした場合、1.38 万円/kW になる。このコスト低減は、ウェハ厚の削減により、1W の出力あたりに使われるシリコン量を減らしたり、安い原材料の利用によるものとされている。さらに、自動組立機械の利用など生産工程の効率化によるコスト低減や、メーカー間のコスト競争の激化によるマージンの減少も考慮されている。
他方で、JST/LCS (2019)は、日本における生産を前提として、2030 年の単結晶のシリコン・モジュー
ル単価を 2.16 万円/kW(21.6 円/W)と推計している(図 19)。
JST/LCS (2019)では、モジュール変換効率、ウェハ厚の削減、生産性の向上、市場拡大による原材料費、製造機器コストの低下も考慮している、としている。

4

2018 年の実質米ドル価値18

図 18 大規模太陽光発電所の資本費の推定値$/W (2018 real, DC)
$3.28
Other
EPC
Balance of plant
InverterModule

$1.89

$0.89
$0.76

2010

$0.6

$0.51

$0.44

$0.38

$0.10
2035

$0.09
2040

$0.30

$0.22

$0.16

$0.13

2018

2020

2025

2030

出典：Bloomberg NEF (2018b)

図 19 単結晶シリコンの太陽電池のコスト推計

出典：JST/LCS (2019)

モジュール発電効率は、年々上昇しているので、こうした効率向上も見込むことができる。Fraunhofer(2018)によると、過去 10 年の商用化されているシリコンモジュールの平均発電効率は、12%から 17％に上昇した。BNEF (2018b)の推定は、2025 年のモジュール発電効率の水準を 21%、2040 年を 24.4%、としている。そこで、2030 年の発電効率については、2025 年から 2040 年の発電効率の上昇幅をもとに線形で推定し、本研究では 22.1%とする。他方、JST/LCS (2019)では、想定する単結晶のシリコンモジ
ュールについて、2030 年の発電効率水準を 25%と推定している。

19

次に、以上の 2030 年の日本の単結晶単価をベースとする JST/LCS (2019)と国際的な単価をベースとする BNEF (2018b)の推計値から、2030 年における日本の太陽光発電モジュールコストを想定する。太
陽光発電協会のモジュール出荷統計によると、2017 年および 2018 年(暦年ベース)の発電事業用のモジ
ュール出荷量のうち、日本企業の出荷量比率は 43％であった。太陽光発電事業者に対するヒアリングにもとづけば、経済性を追求する上で、日本企業のモジュールを採用することは難しい、との見解が多数であった。これを踏まえると、日本企業の国内シェアは低減していく可能性がある。
以上から２つのケースを想定する。第一のケースは、2030 年の日本企業の出荷量比率を 20%、外国企業の出荷量比率を 80%と仮定する。この比率で、JST/LCS (2019)と BNEF (2018b)の単価を按分し、日本市場における 2030 年のモジュール単価を 1.53 万円/kW とする。これを(基準ケース)とする。第二のケースは、日本でも外国企業の水準に価格が収れんするケース（国際収れんケース）である。ここでは、
BNEF (2018b)の単価を用いて、日本における 2030 年のモジュール単価を 1.38 万円/kW とする。
②パワコン
パワコン価格については、IRENA(2016)では、ボトムアップ法にもとづき、2025 年のパワコンのコストについて、集中型パワコンが 0.09USD/W、分散型パワコンが 0.12USD/W と推計した(2015 年の米ド
ル価値ベース)。しかし、NREL(2018a)によれば、2018 年第１四半期には、アメリカでは集中型のパワ
コン単価が 0.04~0.05 USD/W に、分散型では 0.08 USD/W に下落していることが示されており、すでに IRENA(2016)の 2025 年のコスト水準に到達している可能性が高い。このようにパワコンのコスト変化も著しいことがわかる。2030 年の集中型のパワコン単価については、BNEF (2018b)が 0.03USD/W とし、2018 年よりも 43%下落すると推計している。
次に、2018 年のパワコン単価について国内価格と国際価格を比較する。国内の高圧設備では中央値で1.35 万円/kW（財団データ）であった一方、アメリカの価格では、分散型で 0.08USD/W 、すなわち日本円で 0.88 万円/kW であった(NREL, 2018a)。分散型パワコンと比較すると、日本のパワコン単価は、
およそ 5 割高いことになる。ただし、日本のパワコン単価の 25％値は 0.98 万円/kW であり、国際価格に近いといえる。
以上から、2030 年におけるパワコン単価については、以下の２つのケースを想定する。基準ケースでは、国内の 25％値を基準に、そこから、BNEF (2018b)が示すように 43％下落するとして、0.56 万円/kWとする。第二に、国際収れんケースでは、BNEF (2018b)が示す 0.33 万円/kW へ収れんするとする。
④ 施工関連費および造成費用について
施工関連費および造成費用に影響を与えるのは、第一に、太陽電池の発電効率である。発電効率が低い
場合、より多くの面積が必要になり、造成や施工関連費が増加する。発電効率が高ければ、同じ出力を出すのに必要な面積は少なくて済むため、これらのコストが低下する。上述したように太陽電池の発電効率は年々増加している。本研究では、2030 年にかけて、さらに発電効率が増加すると推定することにより、発電所の面積が減少し、それにより、造成や施工関連費が減少すると見込む。
20

第二に、施工関連費に大きな影響を与えうるのが、架台の設計およびそれに規定される施工方法である（1 章参照）。本研究の分析を通じて、コスト低減においては、スクリュー方式やラミング方式が有効であることが明らかとなった。特に、四分位でみると 25％値ではラミング方式が安価になり、低コスト化にむけてはラミング方式が有効である可能性がある。2030 年にむけて、さらにコスト効率的な架台設計や施工方法が開発される可能性があるものの、現段階でもっとも効率的と考えられる施工方法にもとづいて施工関連費を抑えられているラミング方式の 25％値を 2030 年の施工関連費の参照数値とする。
以上、2 点から施工関連費および造成費用については、発電効率上昇に伴うコスト低減効果や効率的な施工方法の推進を加味して推定した。2030 年の施工関連費および造成費用は、基準ケースでは、それぞれ 2.62 万円/kW および 0.94 万円/kW とする。国際収れんケースでは、2.69 万円/kW および、0.97 万円/kW とする。
④変電設備や接続費について
変電設備については、技術が成熟しており、技術革新の余地が乏しいとみられるものの、同じ電圧レベルであってもコスト差が大きい。さらに、2017 年から 2019 年にかけてコストの低減がみられる。このことから、2030 年の値については、最新の 2019 年のデータのうち、25%値を達成しうるとみて、0.27
万円/kW(高圧設備)とする。
接続費については、今後発電所が増えるに連れて系統制約が増加すると見られるため、コスト増加が見込まれる。他方で、接続費の節約方法として、自営線を引くという方法がある。つまり、系統連系を行う
際に、一般送配電会社に接続工事を依頼するのではなく、自社で接続点までの接続工事をするということである。これによって、接続費が大幅に低減できる可能性があることが本研究データでも明らかになっている。このことから 2030 年には自営線による接続が一般化しているとみて、現在の自営線による接続費単価の中央値と同じ値とする。
以上、各費用項目別に 2030 年の資本費を集計すると、基準ケースでは 6.75 万円/kW、国際収れんケースでは 6.43 万円/kW になる（図 20）。これらを 2018/19 年の平均資本費(表 3 の平均的ケース)と比
べると基準ケースでは 66%、国際収れんケースでは 68%のコスト低減になる。以上から現状から比べて相当のコスト低減が実現可能であることを示しているが、造成コストについては、場所によって大きく異なる点には注意が必要である。造成コストが節約できる場所では、さらに低コストでの導入が可能になる。

21

図 20 地上設置型高圧設備の資本費 2030 年推計値
25

20

万円/kW

開発費等
15

接続費
変電
造成

10

施工関連費
パワコン

5

モジュール
0
2018/19平均

基準

国際収斂
2030年

⑤運転維持費
運転維持費は大きく分けて、(1)日常的な発電所の管理に必要になるコスト(運転管理費および定期点
検費)、(2)修繕費、保険費用といったリスクに対する支払い費、(3)土地の賃借料の３つに分けられる。
(1)については発電所の監視システム技術が重要な役割を担うと考えられる。定期点検を除く必要な監視については、基本的には遠隔監視で行い、人件費を節約する方法が考えられる。今後、発電所の数が増えることにより、個々の発電所の遠隔監視にかける費用も低減していく可能性がある。現在、ストリング
単位で詳細な監視を行い、目視監視を省略する場合、運転管理費は平均値・中央値ともに 0.06 万円/kW(25%値は 0.03 万円/kW)であったが、これも将来にむけて効率化等により低下していくとして、2030
年には 25%値 0.03 万円/kW に収れんすると推定する。定期点検についても同様である。
除草費用も重要な項目である。日本での現在の除草費用単価は、高圧設備で 0.05 万円/kW である。しかし、効率的な手法として、乗用型草刈機が普及しはじめている。これによって、人が草刈機をもって刈る場合に 4~5 人日かかっていた作業が、１人日で済むようになり、人件費が大きく低減する、とされる。
さらに、人力ではなく、自走式草刈りロボットが開発され始めている(メガソーラービジネス, 2018)。現
在では利用可能な条件が限られているとされているが、技術が進めば適用可能なサイトが増えるとともに導入コストも低下することが予想される。以上のように、除草技術は発展途上の段階にある。このことから、2030 年には、例えば乗用型の草刈機や自走式草刈ロボットが一般化するとして、除草費を 0.01 万円/kW と置く。

22

(2)修繕費や保険費用は、基本的にそのときの資本費を基礎に計算される。すなわち、修繕費は、運転期間中に１回のパワコン交換費用として、基準ケースでは 0.02 万円/kW とし、国際収れんケースでは0.01 万円/kW とする。保険費用は、今回のコストデータより、資本費の 0.5%として、0.03 万円/kW とする。
(3)土地の賃借料は、発電効率向上により、利用する面積が減ることから、出力あたりの賃借料は減る
可能性がある。一方で、優良かつ開発可能な土地が減少する可能性もあり、平米あたりの賃借単価は上昇する可能性もある。これらの点を考慮し、現在の高圧設備の中央値 0.08 万円/kW をそのまま採用することとした。
以上より、運転維持費の合計は、0.19 万円/kW となる。これは、今回の収集データの 0.57 万円/kW よりも大幅に安価になることを意味する。
3.2.

推計結果と結果の考察

以上の 2030 年の日本における資本費および運転維持費にもとづいて、2030 年の発電コストを推計する。その際に運転期間と割引率の想定についても検討しなければならない。割引率については、現状と同じと仮定する。運転期間については、現在と同じ 25 年とするケースと、技術的に運転可能期間が伸びて30 年になるケースも想定した。というのも、NEDO(2014)や資源総合システム(2018)では、2030 年の発電コストを推計する際に、太陽電池の寿命が延びることで、運転期間が 30 年に延びる、としているからである。
これらの前提条件にもとづいて、2030 年の発電コストを計算すると、基準ケース(25 年運転)で 5.7 円/kWh、国際価格収れんケースで 5.4 円/kWh となる。運転期間が伸びるとさらに発電コストは低下する。
基準ケースで 5.2 円/kWh となり、国際価格収れんケースでは 5.0 円/kWh となる。いずれの値も、2 章の効率的ケース(13.1 円/kWh)にくらべてもさらに大きなコスト低減が見込まれることを意味する。さらに、2018 年度の昼間の卸電力価格よりも十分に安い値であり、コスト競争力のある電源として、電力市場で自立可能性が高まっているといえる。

23

図 21 2030 年における発電単価の推計結果
18
16

15.3

14

円/kWh

12
10

8
6

5.7

5.4

5.2

5.0

基準

国際収れん

基準

国際収れん

4
2
0
平均
2018/19年(25年運転)(30年運転)2030年

2030 年以降、コスト低減の可能性は、さらに広まる。ハードウェアのコストの低減や効率のさらなる向上も引き続き予想される。その上、2030 年代前半頃から FiT 制度における買取期間が終了する発電設備が多数ではじめる。そうした発電所をリプレースする場合、開発に伴う許認可の取得も容易であると推察される上に、すでに系統連系が行われており、土地の造成等も終了している。したがって、新規開発投資に比べて、リプレースの場合は、開発費、接続費、土地の造成費が大幅に節約できる可能性がある。
こうした既存の発電所を新しいものに置き換える場合、発電コストはさらに低く抑えることができる。
このように、FiT 制度のもとで、事業用太陽光は、2012 年度に 40 円/kWh で始まったが、それが 2035
年以降リプレースされると、2012 年度の買取価格の 10 分の 1 程度の発電コストで電力を生み出す設備が現れる可能性がある。
他方で、電力市場における自立を考える際には、他の考慮事項もある。第一に、出力制御の可能性である。上記発電コストは、出力制御の効果を見込んでいない。発電した電力をすべて販売できるものとした
場合の値である。2030 年に運転開始した太陽光発電所が 30 年運転すると、2059 年まで運転することになる。そのときの日本における太陽光発電の発電量は現在よりも相当大きくなっているであろう。そうしたときに、昼間の時間帯は電力が余るということが頻発する可能性がある。こうした状況を踏まえ、仮に、年間 10%の出力制御を受けた場合、発電量も 10%減少することになる。この 10%の出力制御を加味した発電コストは、基準ケースで 6.3 円/kWh、国際収れんケースで 6.0 円/kWh にそれぞれ上昇する。

24

第二に、発電コストに見合う収入を得られるかどうか、という課題である。今回の 2030 年の発電コストの推計値は、確かに現段階の昼間の卸電力価格よりも大幅に安価である。しかし、2030 年から 2059 年の昼間の卸電力価格水準はさらに安価になっている可能性がある。というのも、上記のように昼間、太陽光の発電が需要を超過して発電する場合、卸電力価格は理論的にはゼロ円/kWh になる。そうなると、その時間帯の太陽光発電事業者が得られる収入はゼロ円になってしまう。需要を超過しない場合でも、需要の相当量が太陽光によってまかなわれると、卸電力価格は低下し、結果として太陽光発電事業者が得られる収入は減るであろう。
他方で、卸電力価格が安くなれば、新たな電力需要が高まる可能性がある。卸電力価格が安価になるのであれば、その安価な電力を電気自動車やヒートポンプ給湯に用いる、といった新たな電力需要が創出される可能性もある。あるいは安い電気を蓄電して卸電力価格が高いときに売る、もしくは消費するといった需要を移転するビジネスやイノベーションも起こってくる可能性がある。そうした動きは市場全体の動向次第であるが、自然エネルギーのさらなる普及を考えた場合、重要な考慮事項の 1 つとなりうる。

25

4. おわりに
本レポートでは、2017 年から 2019 年にかけて発電を開始した太陽光発電所の実際のコストデータを収集し、その構造を明らかにし、そこから発電コストを計算した。その結果、太陽電池モジュール、パワ
コン、架台といったハードウェアのコストの低減が著しいことが明らかになった。とくに、海外からの安価な設備の流入が、全体のコストを引き下げるとともに、国内メーカーに対しても競争を促している。こうした分析結果を踏まえて、本研究から得られる政策面での課題を示す。
（1）制度的欠陥が高コスト構造を生み出しうる。
本研究から開発の方法（発注方法の違い）や FiT の認定年度の違いがコストに影響を与えていることも明らかになった。上述のように、ハードウェアのコストが FiT 開始当初とくらべて、大幅に下落しているにもかかわらず、古い認定年度の案件は当時の買取価格を保持したまま、依然として大量に残存している。これらの認定案件では、部材の調達コストも高くなり、様々な費用がかさ増しされている傾向が見られる。運転維持費における土地の賃借料や運転管理費も同様である。
2012~2014 年度の古い認定設備の買取価格は、32 円~40 円/kWh であり、2017~2019 年度の買取価格(14~21 円/kWh)に比べて、2 倍から 3 倍の買取価格である。こうした古い認定設備の買取価格は、潜在的に高い収益が期待される。そうした潜在的利益は、発電事業者のみならず、部材のサプライヤーや EPC
事業者、地権者、FiT の認定権利の保持者等、様々な関係者に配分されている可能性がある。こうした費用を、賦課金を通じて日本の電力消費者は余分に払っており、そのため「自然エネルギー＝コスト高」という構造を生み出してしまっている。
こうした構造は、運転開始期限を設けなかった初期の制度設計の失敗からもたらされている。自然エネ
ルギー財団は、2013 年 6 月に「固定価格買取制度一年の成果と課題」と題したプレスリリースを発表し、その中で、この問題点を以下のように指摘している。しかし、実効的な運転開始期限が適用されたのは、2016 年 8 月以降であった。
「現在の FiT の設備認定の運用では、太陽光パネルのメーカーの変更、機材型番の変更、事業者の変
更、所在地の変更も軽微な変更とされている。また、事業者の運転開始時期に関して基準が示されていな
い。こうした運用システムでは、高い買取価格での設備認定を取得し、太陽光発電システムの価格の下落をまって、安く導入することで、高い利潤を得ることが可能である。こうした制度の悪用につながらない
よう、対応を早急にすべきである。
」
これらの経験を今後に活かすとすれば、こうした問題が他の自然エネルギー電源でも起きないようにする、ということである。コスト削減努力をすれば、よりコストが下がるのにもかかわらず、買取価格がもたらす、潜在的利益が大きいので、それを各関係者で配分することで、見た目のコストが下がらず、コストが高止まりしてしまう可能性を低減することが肝要である。他の自然エネルギー電源は、太陽光と異なり、ほとんど買取価格の変更がなされていないため、この問題について、太陽光発電のように実証的に検討することができない。

26

しかし、制度的には、あらかじめ以下のような制度を組み込むことで一定程度対処可能である。すなわ
ち、「適切な」運転開始期限の設定、コストの低減を促すよう、長期の価格低減目標を掲げて、段階的に引き下げ、あるいはコリダー制度の運用を行うことである。すでに運転開始期限については適用されているが、これらのことは、現行の FiT 制度の中でも導入できる。こうした制度的問題を改善することで、コスト効率的な自然エネルギーの普及を推進することが可能になる。
（2）将来の発電コストの再検証が必要である。
今回の研究から、太陽光発電の発電コストは、2030 年にむけて 5 円程度にまで大幅に下る可能性があることが示された。これは新設の電源の中では、太陽光発電が最安になることを意味する。しかし、発電コスト検証ワーキンググループ (2015) では、2030 年の太陽光（メガソーラー）の発電コストは、12.7
円 ~ 15.6 円/kWh とされた。こうした試算にもとづいて、2030 年の政府の長期エネルギー需給見通しのエネルギーミックスが決定された。その後、2018 年に発表された第 5 次エネルギー基本計画の検討過程
では、発電コストの検証は行われず、エネルギーシステム全体のコスト・リスクの検証という枠組み変更が行われたのみであった。システム全体のコストが重要だとしても、個別電源がどのような発電コストなのかを検証しなければ、適切なシステム全体のコスト分析ができないはずである。いずれにしても、発電コストは、エネルギー政策の中でも極めて重要な要素であり、この部分のデータが更新されなければ、正しい政策判断もできないのではないか。その意味で、定期的な発電コスト検証は、必要である。その上で、将来のエネルギー・ミックスの再検討も柔軟に行うべきであろう。

27

参考文献
・

BNEF(BloombergNEF). (2018a), 1H 2018 Solar LCOE Update.

・

BNEF(BloombergNEF). (2018b), New Energy Outlook 2018.

・

BNEF(BloombergNEF). (2019), 1H 2019 LCOE Update.

・

Fraunhofer ISE (2015) Current and Future Cost of Photovoltaics. Long-term Scenarios for Market
Development, System Prices and LCOE of Utility-Scale PV Systems. Study on behalf of Agora
Energiewende.

・

Fraunhofer ISE (2018) Photovoltaics Report.

・

IRENA (International Renewable Energy Agency) (2016), The power to change: solar and wind cost
reduction potential to 2025, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.

・

IRENA (International Renewable Energy Agency). (2018), Renewable Power Generation Costs in 2017,
International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.

・

IRENA (International Renewable Energy Agency). (2019), R enewable Power Generation Costs in 2018,
International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.

・

IEA/NEA (2015) Projected Costs of Generating Electricity-2015 Edition.

・JST-LCS (国立研究開発法人科学技術振興機構・低炭素社会戦略センター) (2019)『太陽光発電システム（Vol.5）定量的技術シナリオに基づく結晶系シリコン太陽電池とペロブスカイト型太陽電池のコスト低減技術評価』

・

NREL (National Renewable Energy Laboratory). (2018a) U.S. Solar Photovoltaic System

・Cost Benchmark: Q1 2018, Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory.

・

NREL (National Renewable Energy Laboratory). (2018b) 2018 Annual Technology Baseline, Golden, CO:
National Renewable Energy Laboratory. http://atb.nrel.gov/.

・

一般社団法人日本電機工業会 PV パワコン統計委員会：日本電機工業会(2018)「2018 年度上期
発電用パワーコンディショナの出荷量動向調査報告」(https://www.jema-net.or.jp/Japanese/res/solar/data.html)

・稲葉・渡辺 (2012)「太陽光発電システムの技術動向と東芝の取組み」『東芝レビュー』Vol.67, No.1

・エネルギー情勢懇談会(2018)「エネルギー情勢懇談会提言〜エネルギー転換へのイニシアティブ〜」・

尾羽秀晃・朝野賢司・永井雄宇（2017）「2050 年までの太陽光発電・風力発電の将来コストに関する考察」電力中央研究所 研究資料.

・

木村啓二 ・ R. Zissler (2016), 「日本とドイツにおける太陽光発電のコスト比較〜日本の太陽光発電はなぜ高いか〜」公益財団法人 自然エネルギー財団.

・資源総合システム(2018)『日本市場における 2030 年に向けた太陽光発電導入量予測』・

新エネルギー・産業技術総合開発機構:NEDO(2014)『太陽光発電開発戦略（NEDO PV Challenges）』

・

調達価格等算定委員会 (2016), 「平成 28 年度以降の調達価格及び調達期間に関する意見」

・

調達価格等算定委員会 (2019), 「平成 31 年度以降の調達価格等に関する意見」

・

槌屋治紀 (2016), “太陽光発電システムコストの学習曲線による分析”『太陽エネルギー』, Vol.42. No.5,
pp.69-74.

・発電コスト検証ワーキンググループ (2015) 『長期エネルギー需給見通し小委委員会に対する発電コスト等の検証に関する報告（案）』総合資源エネルギー調査会 基本政策分科会 発電コスト検証ワーキンググループ

・

容量市場の在り方等に関する検討会事務局 (2018)「需要曲線(Net CONE, 上限価格等)の設定について」第 16 回容量市場の在り方等に関する検討会.

・

メガソーラービジネス(2018)「国内初、ルンバのように自律走行する「ロボット草刈機」」(https://tech.nikkeibp.co.jp/dm/atcl/feature/15/356325/120500023/?ST=msb)

28

太陽光

日本の太陽光発電の発電コスト
現状と将来推計2019年7月

公益財団法人 自然エネルギー財団〒105-0003 東京都港区西新橋1-13-1 DLXビルディング8F

info@renewable-ei.org
www.renewable-ei.org

TEL：03-6866-1020（代表）