資料５－３

３．モデルプラントの主な諸元や試算の条件について（ご討議いただきたい点）＊モデルプラント方式による試算にあたって、各電源のモデルプラントの規模などや、試算の条件（設備利用率、稼働年数など）について、ご討議いただきたい。

試算の諸元及び前提条件等について発電に関連する費用については、当該費用の性格や負担する主体などが異なっており、今回の試算にあたっては、それらの違いを認識した上で、どこまでを含めるかについても含めて、検討していく必要があるのではないか。
今回のモデルプラント方式に基づく試算にあたって必要となる諸元及び前提条件等は、以下の通り、整理できるのではないか。

モデルプラントの発電単価試算のための条件

１．モデルプラントの条件（１）出力（２）設備利用率（３）稼働年数（４）熱効率（５）所内率 など
２．試算のための共通条件（１）割引率（２）為替レート など

発電に関連する費用など
電源別の発電単価
現時点のモデルプラントの発電単価
３．発電施設を建設・運営するための費用（１）資本費（２）運転管理費（３）燃料費（４）バックエンド費用（５）諸税 など

４．2020、2030年のモデルプラントの価格変動要因（１）技術革新効果・量産効果（２）燃料費上昇率（３）ＣＯ２対策経費・上昇率 など

６．発電に関連するコストではあるが、個別の電源固有のコストとして整理するのが難しい費用（１）系統連系線費用（２）系統安定化費用（※）など

参照

省エネ製品や省エネ投資の効果：１ｋＷｈを節電するのにかかる費用（※）ただし、対策の内容によっては５．モデルプラントに費用負担者が異なる。
直接は関係ないが電源別に配賦できる可能性のある費用 ７．その他発電単価との（１）政策経費
直接の関係が明確（２）広告費 などではない事項（１）平均計画期間（２）経済効果 など＜想定される主な費用の負担者＞
緑色：発電事業者
青色：納税者
黄色：発電単価との直接の関係が明確ではない事項

２０１０年モデルプラントの主な諸元や試算の条件（ベース及びミドル）
バイオマス水力原子力モデルプラント条件）
Ａ（共通Ｂ （モデルプラントの稼働に関する条件）
Ｃ （コストに関する諸元）
備考

モデルプラント規模
諸元のベース

120万kW
直近７年間に稼働した発電所のデータ、関連事業者へのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ

石炭火力
75万kW

ＬＮＧ火力
135万kW

一般水力
1.2万ｋＷ

１ドル＝85.74円（2010年度平均）

割引率

０、１、３、５％

設備利用率

○80％
○70％
○60％
<参考情報>＊2004年コスト等検討小委
員会の試算：⇒85%, 80%, 70%＊2009年度実績：65.7%

○80％
○70％
○60％
<参考情報>＊2004年コスト等検討小委員会の試算：⇒80%、70%＊2009年度実績：
72.3%

○80％
○70％
○60％
<参考情報>＊2004年コスト等検討小委員会の試算：⇒80%, 70%, 60%＊2009年度実績：
52.8%

○45％

○40年
○30年
○16年（法定耐用年数）

○40年
○30年
○15年（法定耐用年数）<参考情報>
2004年コスト等検討小委員会の試算時条件：
40年、15年○40年○30年○15年（法定耐用年数)<参考情報>
2004年コスト等検討小委員会の試算時条件：
40年、15年○40年（法定耐用年数）○30年

113.91 $/t（2010年度 一般炭日
本通関CIF価格 平均）584.37 $/t（2010年度 ＬＮＧ日本
通関CIF価格 平均）

0.35％／年（ＩＥＡ World Energy
Outlook 2010)

1.89％／年（ＩＥＡ World Energy
Outlook 2010)<参考情報>
2004年コスト等検討小委
員会の試算時条件：40年、16年
燃料価格

初年度価格

価格上昇率

建設単価
（１プラントの建設費）

精査中

200kW

3万kW

風力2万kW

木質専焼
5000kW

直近７年間に稼働した発電 直近７年間に稼働した発電 直近７年間に稼働し 直近３年間に建設 関連事業者へのｲ 直近３年間に建設 直近３年間に建設所のデータ、関連事業者へ 所のデータ、関連事業者へ た発電所のデータ、 が終了した設備に ﾝﾀﾋﾞｭｰが終了した設備に が終了した設備にのｲﾝﾀﾋﾞｭｰのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ
関連事業者へのｲﾝ 対する補助実績の対する補助実績の 対する補助実績のデータ、関連事業 データ、関連事業者
ﾀﾋﾞｭｰ
データ、関連事業へのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ
者へのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ
者へのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ

為替レート

稼働年数

小水力

地熱

20～30万円/ｋＷ
20～30万円/ｋＷ⇒2400～3600億円⇒1500～2250億円
追加的安全対策費用を除く。

10～20万円/ｋＷ⇒1350～2700億円

石炭混焼75万kW（※1）
直近３年間に建設が終了した設備に対する補助実績のデータ、関連事業者へのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ

○80％
○70％
○60％

○80％
○70％
○60％

○20％

○80％
○70％
○60％

○80％
○70％
○60％

○40年
○30年
○20年（法定耐用年数）

○40年
○30年
○15年（法定耐用年数）

○40年
○30年
○17年（法定耐用年数）

○40年
○30年
○15年（法定耐用年数）

○40年
○30年
○15年（法定耐用年数）

10,000円/m3(※2)

12,000円/m3(※2)

30～40万円/
ｋＷ⇒15～20億円

3～5億円
（※３）

<参考情報>＊2004年コスト等検討小委員会の試算：45%<参考情報>
2004年コスト等検討小委員会試
算時条件：40年

70～80万円/
ｋＷ⇒84～96億円

80～90万円/80万円/ｋＷ
ｋＷ⇒240億円⇒1.6～1.8億円

20～30万円/
ｋＷ⇒40～60億円【為替レート】将来にわたって不変と仮定【割引率】将来の金銭的価値を現在の価値に割り引く（換算する）ときの割合を１年あたりの割合で示したもの。割引率が高い場合、燃料費の比率が高い電源（将来発生するコストの割合が多い電源。一般的には火力＞原子力＞水力）ほど、現在価値としての発電単価は小さくなる。
【建設単価】建設単価については、今後引き続き精査を行った結果、値が変更される可能性もある。また、記載されている建設単価に収まらないプラントも存在するが、試算の便宜上、代表的な単価の幅を記載している。
【原子力、石炭火力、ＬＮＧ火力】モデルプラントについては、１サイトに複数機が建設されている場合を考慮し、共通設備を平均化する等の補正を実施（同一敷地内での廃炉・増設の場合も含まれる）。
【原子力】追加的安全対策費用については、今後精査する予定。
【地熱】モデルプラントとして、生産井１本当たりの蒸気量37.5t/h、８本（深度1500m）を想定。
【風力】洋上風力については、2020年以降のモデルプラントで検討予定。
【バイオマス】未利用間伐材を燃料として使用するプラントについて試算。
（※１）75万kWの石炭火力発電所において、未利用間伐材を混焼するとして計算。
（※２）未利用間伐材を燃料として利用する際のコストは、収集・運搬に要する距離や路網（※運搬用の作業道）の整備状況など諸条件により大きく異なることに留意する必要。なお、木質専焼発電は、木質チップ工場を発電所に近接して建設することで、混焼発電に比べて運搬コストが縮減されることを踏まえて計算。
（※３）既存の火力発電所を利用するため、木質を使うために必要となる追加コスト（混焼施設整備費）のみ計上。

２０１０年モデルプラントの主な諸元や試算の条件（ピーク等）
太陽光
石油火力

住宅（＃）

メガソーラー
モデルプラント

モデルプラント規模

諸元のベース

石油コージェネ
レーション（＃）

燃料電池
（＃）

蓄電池

条件）
Ａ（共通
Ｂ （モデルプラントの稼働に関する条件）
Ｃ （コストに関する諸元）

1200kW

4kW

6500kW

1500kW

1000W

150万ｋＷ

家庭用リチウムイオン電池3～5kWh

1987年以降に運転開始した発電所のデータ（1999年試算時と同一）、関連事業者へのｲ
ﾝﾀﾋﾞｭｰ

直近３年間に建設が終了した設備に対する補助実績のデータ、関連事業者へのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ

住宅用太陽光補助金の平均値、関連事業者へのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ

直近5年間に運転開始した設備のデータ、関連事業者へのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ

関連事業者へのｲﾝﾀ
ﾋﾞｭｰ

エネファーム補助金のデータ、過去の実証事業の報告書等
から試算

関連事業者へのｲﾝﾀﾋﾞｭｰ等

関連事業者へのｲﾝﾀ
ﾋﾞｭｰ○40年（法定耐用年数）○6年（法定耐用年数）

20～30万円/kW⇒3000～4500億円○NaS電池4万円/kWh○家庭用リチウムイオン電池
40～60万円/kWh

１ドル＝85.74円（2010年度平均）

割引率

０、１、３、５％

設備利用率

○80％
○70％
○30％
<参考情報>＊2004年コスト等検討小委員会の試算時条
件：80%,70%,30%＊2009年度実績：11.4%

○12％

○12％

○80％
○70％
○60％
<参考情報>＊ｲﾝﾀﾋﾞｭｰ事業者の実績平均：68.4%

○36％

○46％
（2008年大規模実証平均）

稼働年数

○40年
○30年
○15年（法定耐用年数）<参考情報>
2004年コスト等検討小委
員会の試算時の条件：
40年、15年○40年○30年○17年（法定耐用年数）○40年○30年○40年○30年○15年（法定耐用年数）

○40年
○30年
○15年（法定耐用年数）

○15年
○10年
○ 6年（法定耐用年数）

建設単価（１プラントの建設費）

揚水

40万kW

為替レート

燃料価格

備考

ガスコージェネレーション（＃）

初年度価格

84.16 $/bbl（2010年度原油日本通
関CIF価格の平均）

584.37 $/t（2010年度ＬＮＧ日
本通関CIF価格平均）

84.16 $/bbl（2010年度原油
日本通関CIF価格の平均）

584.37 $/t（2010年度 ＬＮＧ日
本通関CIF価格平均）

価格上昇率

2.44％／年（ＩＥＡ World Energy
Outlook 2010)

1.89％／年（ＩＥＡ World Energy
Outlook 2010)

2.44％／年（ＩＥＡ World
Energy Outlook2010)

1.89％／年（ＩＥＡ World
EnergyOutlook 2010)

12万円/kW
⇒7.8億円

13万円/kW
⇒1.9億円

300万円/kW（補助金の平均）⇒300万円

20～30万円/kW⇒800～1200億円

35～55万円/kW⇒4.2～6.6億円

48～57万円/kW（2011年度第1四半期）⇒192～228万円【電源】（＃）がついているものは、需要側に設置するもの。
【為替レート】将来にわたって不変と仮定【割引率】将来の金銭的価値を現在の価値に割り引く（換算する）ときの割合を１年あたりの割合で示したもの。
【石油コジェネレーション】
割引率が高い場合、燃料費の比率が高い電源（将来発生するコストの割合が多い電源。一般的には○発電コストとして、他の電源と合わせるために、燃料費については、CIF価格を採用。
火力＞原子力＞水力）ほど、現在価値としての発電単価は小さくなる。
○熱利用部分を勘案し、発電コストの他、熱利用を評価する必要あり。
【建設単価】建設単価については、今後引き続き精査を行った結果、値が変更される可能性もある。また、記載【燃料電池】熱利用部分を勘案し、発電コストのほか、熱利用を評価する必要あり。
されている建設単価に収まらないプラントも存在するが、試算の便宜上、代表的な単価の幅を記載している。
【揚水・蓄電池】【ガスコージェネレーション】○需給調整等のために設置されるものであることから、他の電源別コストとは性質が異○ガスタービン、ガスエンジンの２方式の平均的な数値を採用。
なる。
○発電コストとして、他の電源と合わせるために、燃料費については、ガスの販売価格ではなく、CIF価格を採用。
○規模については複数ユニットの合計出力。
○熱利用部分を勘案し、発電コストの他、熱利用を評価する必要あり。