平成25年11月28日
経済産業省資源エネルギー庁
新エネルギー対策課
福地 徹

再生可能エネルギーの役割と現状

1

経 済 産 業 省

再生可能エネルギーの導入状況


資源エネルギー庁

2012年度の発電電力量のうち、再生可能エネルギー等が占める割合は約１割。
（その大半は水力発電。水力発電を除けば1.6％。）【我が国の発電電力量の構成（２０１２年度）】（出所）電気事業連合会「電源別発電電力量構成比」

2

経 済 産 業 省

再生可能エネルギーによる発電量の推移

資源エネルギー庁

 2009年11月の太陽光の余剰電力買取制度の開始、2012年7月の固定価格買取制度の施行により、再生可能エネルギーによる発電量の年平均伸び率は、13%に上昇。（今後、年率13%増で推移すると、単純計算で、今後10年間で導入量が2012年度比で3.4倍に拡大するペース。）【再生可能エネルギーによる発電量の推移】（億kWh）

180
160

年平均伸び率
13%

140
120
100

年平均伸び率8%

太陽光
地熱
風力

80

バイオマス
60
40
20
0
2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

（年度）

余剰電力買取制度
ＲＰＳ制度

固定価格買取制度※電力調査統計、RPSデータ、固定価格買取制度の買取実績等より、資源エネルギー庁作成

3再生可能エネルギー導入の意義

経 済 産 業 省
資源エネルギー庁

 エネルギーの安定供給への貢献
エネルギー自給率４％の我が国にとって、国際的な政治情勢不安や世界的な資源獲得競争の激化に備えて、国産エネルギーを増やす努力が必要。また特に、東日本大震災後、日本の発電用燃料輸入費用は約３兆円増大しています（下図参照）。頼れる選択肢の育成が不可欠。
 地球温暖化の防止
中国・インド等新興国によるエネルギー消費の増大に伴い、ＣＯ２排出量は急増。地球温暖化を防止するためにも再生可能エネルギーの開発と普及を急ぐ必要あり。
 分散型電源の確立、地域・海外での新たなエネルギー市場の展開
太陽光はじめ、再エネは地産エネルギー。分散型電源への新たな流れを生み出しつつ、地域経済の活性化、新たな国際競争力強化につながるような新たな産業・雇用を創出。

4

代表的な導入拡大施策の変遷

経 済 産 業 省
資源エネルギー庁

 我が国の再生可能エネルギーの導入拡大施策は、①補助金による支援、②電気事業者に対する再生可能エネルギー由来電気の調達についての義務量の枠付け（ＲＰＳ制度）による支援から、③電気事業者に、固定価格で購入することを義務づける固定価格買取制度（ＦＩＴ）へとシフト。
 ＦＩＴにより、ファイナンス環境が改善され、再生可能エネルギーへの投資が活性化。あわせて、送電網の整備、規制改革の推進といった事業環境の整備が課題に。
①補助金による支援（1997年～）
 新エネルギー利用等の促進に関する特別措置法（「新エネ法」）制定
 新エネルギーの導入事業を行う民間事業者に対し、費用の一部を補助。また、金融機関からの借入に対する債務保証を実施。
 新エネルギーの導入事業を行う地方公共団体に対し、費用を補助。
②義務量の枠付け（ＲＰＳ制度）による支援（2003年～2012年）
 2003年 ＲＰＳ制度開始
 電気事業者に、一定量の再生可能エネルギー電気の調達を義務づけ（価格は固定せず）。
③固定価格での買取りによる支援（投資回収の見通付与）（2009年～）
 2009年 余剰電力買取制度開始
 500ｋＷ未満の太陽光について、電気事業者に、国が定めた調達価格・調達期間での、再生可能エ
ネルギー電気の調達を義務づけ。
 2012年7月 固定価格買取制度（ＦＩＴ）開始
 太陽光・風力・水力・地熱・バイオマスについて、電気事業者に、国が定めた調達価格・調達期間での、再生可能エネルギー電気の調達を義務づけ。

5

経 済 産 業 省

各国の再生可能エネルギーの導入状況

資源エネルギー庁

 再生可能エネルギー（水力除く）の電源構成に占める割合は、2010年時点で、ドイツ
で14.7%、スペインで18.5%、イギリスで6.2%、アメリカで4.4%。
 我が国の再生可能エネルギー導入状況（水力除く）は、2012年度時点で1.6％と他国に比して未だ低水準。
（電源構成に占める割合）
100%

原子力
1.7%

80%

天然ガス
42.5%

60%

石油 18.3%

30%
20%
10%
0%

水力 8.4%
再エネ(水力除く)
1.6%
日本(2012年度)

石炭
8.7%

再エネ
19.0%
再エネ
10.0%

水力 15.0%

水力 4.3%

再エネ(水力除く)
14.7%
ドイツ(2010年)

天然ガス
45.9%

石油 1.1%

石油 5.5%

石炭
43.5%

40%

天然ガス
23.2%

天然ガス
31.9%

石油 1.3%石炭27.6%

原子力 19.3%

天然ガス
13.8%

70%

50%

原子力
16.3%

原子力
20.5%

原子力
22.3%

90%

再エネ(水力除く)
18.5%
スペイン(2010年)

再エネ
33.5%

石油 1.3%

石炭
45.5%

石炭
28.5%

再エネ
10.9%

再エネ
8.0%
水力 1.8%

水力 6.5%

再エネ(水力除く)
6.2%

再エネ(水力除く)
4.4%

イギリス（2010年）

アメリカ(2010年)【出所】日本：電源別発電電力量構成比(電事連)、その他： IEA/Energy Balances of OECD/NON-IOECD 20126

経 済 産 業 省

再生可能エネルギー導入拡大に向けた課題

資源エネルギー庁

 再生可能エネルギーは、導入する上で大きく３つの課題が存在。
①コストの問題→

自然からエネルギーと取り出すという特性から、利用率が低いなどの課題があり、火力発電などのエネルギーと比較してコストが高い。
②出力が不安定→ 太陽光や風力などは出力の変動幅が大きく、電力の需要と供給のバランスが崩れると、安定供給に問題が生じる。
③立地制約 →
地形の条件や立地規制から設置できる地点が限られており、土地の利用規制などの緩和を進めていくことが必要。
【主要な電源間でのコスト比較】【太陽光発電の天候別発電電力量推移】
晴

曇

雨

再生可能エネルギーの発電コスト（太陽光で約４０円、その他の再生可能エネルギーで約２０円）

火力、原子力の発電コスト

太陽光は、天候と時間で出力が大きく変化する。

7

再生可能エネルギー導入拡大に向けた基本的な方向性


経 済 産 業 省
資源エネルギー庁

コスト、立地制約（場所を選べない）、出力不安定（調整電源が必要）が再生可能エネルギーの課題。これらの課題にしっかりと対応できれば、大規模風力を中心に、純・国産エネルギーたる再生可能エネルギーの合理的普及拡大は十分可能。
「固定価格買取制度の安定的かつ適切な運用」を一方の車輪とすれば、「送電網の整備等と規制改革の推進」
による事業環境整備がもう一方の車輪。タイミングを合わせた両輪の効果的な推進が合理的な再生可能エネル
ギーの拡大につながる。

 固定価格買取制度の安定的かつ適切な運用
 導入拡大による量産効果でコストを低減①
 法の規定に沿ってコストを厳密に検証、毎年度新規参入者向け調達価格を適切に見直し
特に太陽光は、適切に引き下げ
 風力を受け入れるための送電網の整備と系統運用の最適化
 送電網の整備（地域内送電網の整備、広域連系の促進）②
 電力会社側での大型蓄電池の設置
 送電系統、配電系統の最適化・効率化
 風力・地熱の導入拡大に向けた規制改革の推進
 国有林、保安林、農地、電気保安規制、河川法等の規制の合理化③
 環境アセスメントの迅速化
 その他
 浮体式洋上風力など、再生可能エネルギーのフロンテイアの拡大
 低コスト化、多様化に資する研究開発等の促進

8固定価格買取制度

9経 済 産 業 省

固定価格買取制度～基本的な仕組み


資源エネルギー庁

電力会社は、再生可能エネルギーで発電を行う事業者から、電力を供給したいとの申込みがあった場合には、必ず応じなければなりません。その際、政府が指定した調達価格・調達期間での買い取りを義務づける法律であることから、「固定価格買取制度」と呼ばれます。
本制度では、政府による買取価格・期間の決定方法、買取義務の対象となる設備の認定、買取費用に関する賦課金の徴収・調整、電力会社による契約・接続拒否事由などを、併せて規定しています。

再生可能エネルギーによる発電事業者

他の電気と併せて
再エネ電気を供給

再生可能エネルギーによる電気を供給

電力会社
固定期間、固定価格
で買取代金を支払い
買取費用
の交付

回収した
賦課金を納付

電気料金と合わせて賦課金（サーチャージ）を回収

費用負担調整機関（賦課金の回収・分配を行う中立的機関）

調達価格等算定委員会の意見を尊重して買取価格・買取期間を設定（毎年度）

自宅で発電される方電気をご利用の皆様

kWh当たりの賦課金単価を決定（毎年度）

経済産業大臣・設備を認定（安定的かつ効率的に発電可能かどうか等を国が確認。要件を満たさなくなった場
合には認定取消し。）

買取価格・買取期間について意見

調達価格等算定委員会

国10

経 済 産 業 省

固定価格買取制度の概要

資源エネルギー庁

 調達価格、調達期間は、調達価格等算定委員会（国会同意人事）の意見を尊重し、経済産業大臣が決定。
 調達価格は再生可能エネルギー電気の供給の効率的な実施に通常要する費用等を基礎に、再生可能
エネルギー発電事業者の適正な利潤を勘案し、算定される。また、集中的に再生可能エネルギーの導入拡大を図るため、法律の施行から3年間は、特に利潤に配慮することとされている。
 また、電気の利用者（家計や企業）にとって賦課金が過重な負担とならないよう、①新規参入者向け買取価格の毎年度見直し、②定期的な法律の施行状況の検討、平成33年3月31日までの抜本的見直し、③電力多消費産業に対する賦課金の軽減措置を法定している。
【平成25年度の調達価格（税込）・調達期間】
太陽光

１０ｋW以上１０ｋW未満風力２０ｋW以上２０ｋW未満

調達価格

３７.８円

３８円

調達価格

２３.1円

５7.75円

調達期間

２０年間

１０年間

調達期間

２０年間

２０年間

地熱

１５，０００ｋW以上

１５，０００ｋW未満

水力1,000kW以上
30,000kW未満

200kW以上
1,000kW未満

200kW未満

調達価格

２5.2円

30.45円

３5.7円

調達価格

２7.3円

４2円

調達期間

２０年間

２０年間

２０年間

調達期間

１５年間

１５年間

バイオマス

メタン発酵
ガス化発電

未利用木材
燃焼発電

一般木材等
燃焼発電

廃棄物
燃焼発電

リサイクル
木材燃焼発電調達価格

40.95円

３3.6円

25.2円

１７.85円

１３.65円

調達期間

２０年間

２０年間

２０年間

２０年間

２０年間

11

平成25年度参入者への調達価格・調達期間
電源
調達区分

太陽光
10kW以上風力10kW未満地熱

中小水力

20kW以上20kW未満1.5万ｋW以上

1.5万ｋW未満

1,000kW以上
30,000kW未満

200kW 以上
1,000kW未満

200kW未満（余剰買取）
費用

建設費

28.0万円/kW

42.7万円/kW

30万円/kW

125万円/kW

79万円/kW123万円/kW

85万円/kW

80万円/kW

100万円/kW

運転維持費9千円/kW

4.3千円/kW

6.0千円/kW－

33千円/kW

48千円/kW

9.5千円/kW

69千円/kW75千円/kW

税前6%

税前3.2%

税前8%

税前1.8%

税込

37.80円

38.00円23.10円

57.75円

27.30円

42.00円25.20円

30.45円

35.7０円

税抜

36円

38円

22円

55円

26円

40円

24円

29円

３4円

20年

１０年

２０年

２０年

１５年

１５年

（1年当たり）

IRR

調達価
格
1kWh
当たり

調達期間

電源
調達区分

税前13%

税前7%

２０年

バイオマス

費用

メタン発酵バイオガス

固形燃料燃焼（未利用木材）

固形燃料燃焼（一般木材・農産物由来バイオマス）

固形燃料燃焼（廃棄物・その他バイオマ
ス）

固形燃料燃焼（リサイクル木材）

建設費392万円/kW

41万円/kW

41万円/kW31万円/kW

35万円/kW

運転維持費（1年当たり）

184千円/kW

27千円/kW

27千円/kW

22千円/kW

27千円/kW

税前1%

税前8%

税前4%

税前4%

税前4%

IRR
調達
価格

税込

40.95円

33.60円25.20円17.85円13.65円

1kWh
当たり

税抜

39円

32円

24円

17円

13円

調達期間

２０年

※平成24年度の買取価格から、太陽光発電については引き下げ、他の電源については据え置いた。
※※買取価格は外税方式で決定されているため、消費税が引き上げられた場合、買取価格もそれに伴い引き上げ。

12

固定価格買取制度における発電設備の認定と運転開始状況

経 済 産 業 省
資源エネルギー庁

 固定価格買取制度の適用を受けるには、再生可能エネルギー発電設備について、経済産業大臣の認定を受けることが必要。制度開始後、平成25年7月末までに、認定を受けた設備は約2,361万kW。
これに対し、同期間、新たに運転を開始した設備は約409万kW（制度開始前と比較して約2割増）。
※現在、非住宅用の太陽光発電設備について、初年度の調達価格（42円/kWh）の適用を確保していながら運転開始に至っていない案
件について、その遅延理由と着工予定日を確認する調査を実施しているところ。既に運転開始を断念した案件、着工予定日が確認できない案件なども一部に出てきているが、さらに調査の全量回収、及びその理由の精査を実施しているところ。

【再生可能エネルギー発電設備の導入状況】
固定価格買取制度導入前

平成24年6月末までの累積導入量

固定価格買取制度導入後

平成24年度（7～3月）の導入量平成25年度（4～7月）の導入量

平成24年7月～平成
25年7月に認定を受けた設備

太陽光（住宅）約470万ｋＷ

96.9万ｋＷ

55.2万ｋＷ

175.1万ｋＷ

太陽光（非住宅）

約90万ｋＷ

70.4万ｋＷ

169.1万ｋＷ2,031.7万ｋＷ

その他

約1,500万ｋＷ

9.6万ｋＷ

7.4万ｋＷ

153.9万ｋＷ

合計

約2,060万ｋＷ

176.9万ｋＷ231.7万ｋＷ2360.7万ｋＷ

408.6万kW（注）なお、発電量に換算すると、平成24年度の導入量は約24億kWh分であり、原発約0.3 基分に相当（原発1基分：120万kW、設備利用率70%を想定）。

13

経 済 産 業 省

電源別にみた開発期間

資源エネルギー庁

 風力・地熱など太陽光以外の発電設備は、その開発にあたって環境影響評価や地元調整により数年程度を要するのが実態。このため、現状は、1年前後で開発可能な太陽光に、認定が集中しているのが実態。
【各再生可能エネルギー発電設備の開発期間】

太陽光
(住宅用)

２～３ヶ月程度

契約手続き、補助金申請、設置工事、系統接続等を合わせて２～３ヶ月程度。

太陽光(メガソーラー)

１年前後

関連事業者へのインタビュー及び NEDO 導入ガイドブック等より、①系統連系協議、②電気事
業法（・建築基準法）の手続き業務、③建設工事、④使用前安全管理検査を併せて 1 年前後。

陸上風力

４～５年程度関連事業者へのインタビュー及び NEDO 導入ガイドブック等より、①風況調査、②環境影響評
価、系統連系協議、③電気事業法・建築基準法に係る手続き業務、④建設工事、⑤使用前安
全管理検査を併せて４～５年程度。

バイオマス（木質専焼）

３～４年程度関連事業者へのインタビュー及び NEDO 導入ガイドブック等によれば、①環境影響評価、系統
連系協議、②廃掃法上の手続き業務、③電気事業法・建築基準法に係る手続き業務、④建
設工事、⑤使用前安全管理検査を併せて３～４年程度。

地熱

９～13 年程度

関連事業者へのインタビューによれば、机上検討、予備調査を除き、①資源量調査（これまで
NEDO 等が一定程度まで実施）、②許認可手続き・地元調整、③建設（３～４年）を併せて９～13 年程度。

小水力

２～３年程度関連事業者へのインタビュー及び NEDO 導入ガイドブック等により、①水利権使用許可申請、②環境影響評価、系統連系協議、③電気事業法・建築基準法に係る手続き業務、④建設工事、⑤使用前安全管理検査等を合わせて２～３年程度。
※流量調査から必要な「新規設置」なのか、そのデータは既にあり使用可能なのか、地元地権者との交渉の要・不要及びそれに係る期間、環境調査の要・不要など、色々な要素があり一概には言えない点に留意。
出典：コスト等検証委員会報告書（平成23年12月19日 エネルギー・環境会議 コスト等検証委員会）

14

経 済 産 業 省

買取価格の低減について

資源エネルギー庁

 固定価格買取制度における買取価格は、発電に際し通常要する費用等を基礎に算定。
 既に、太陽光発電については、量産効果等によるパネルコストの低下などにより、その初期投資費用が年率1割程度（32.5万円/kW→28.0万円/kW）低減中。こうしたコスト低下分は、
毎年度、新たに参入する発電事業者に適用される調達価格に適切に反映。

【事業用太陽光発電（10ｋＷ以上）の場合（税抜）】＜コストの推移＞システム単価（メガソーラー）平成24年度 ： 32.5万円/kW
反映
平成25年度 ： 28.0万円/kW15

経 済 産 業 省

固定価格買取制度～運転開始までの流れ

資源エネルギー庁

 発電事業の開始に当たっては、経済産業省が設備認定を、電力会社が接続可能性を、それぞれ並行
して審査・検討。通常は、設備認定の方が、アクセス検討より早く終了する。
 適用される買取価格は、設備認定を経て、電力会社に正式に接続契約を申し込んだ時点で確定。他方、接続の可否は、正式な接続契約の申込みを受けて、最終的に判断。
経済産業省による
設備認定

完成・電力供給開始

原則
3か月以内【21万円】

電力会社による
アクセス検討結果【無料】

電力会社による正式アクセス検討

原則
1か月

特定契約・接続契約締結【無料】

電力会社への接続契約の申込み（ ※）経済産業省への設備認定申請(ﾊﾞｲｵﾏｽは2
か月)

電力会社による
接続の簡易検討

接続可能性の審査

事業計画立案

設備としての適格性審査

原則
1か月

買取価格決
定

接続拒否

省略可

16

※）アクセス検討の結果前に、接続契約申込みを受け付ける場合がある

経 済 産 業 省

固定価格買取制度による地域での影響

資源エネルギー庁

 地域活性化のための仕組みとしても、再生可能エネルギーは大きな可能性を秘めている。
 固定価格買取制度によって、長期に安定的な収入が約束されたことにより、地域の金融機関も資金を提供しやすくなり、地域の様々な関係者が協力し合った、自立的な事業計画も、徐々にではあるが、着実に増えてきている。

【長野県飯田市

メガさんぽ おひさま発電所プロジェクトの例】
出資（約４億円）

市民
ファンド

市民

固定価格買取制度で、全
量を売電

電力会社

公共施設
事業所等

１５ヶ所に設置（合地元設置業者

設置

賃借料

地域金融
機関

売電
収入

計950kW）



ファンドは、事業所・一般住宅・公共施設等の屋根や空地などを借り太陽光発電を設備を設置。20年間にわたり発電した電気の全量を売電し、場所を提供した施設等に賃借料（発電収入の10%相当）を支払う仕組み。
買取制度で収益確保の見通しが立てやすくなり、地域金融機関も本格的に参画。場所を提供
する飯田市、施工で参入する地元事業者など、様々な関係者が相互に協力
17

経 済 産 業 省

賦課金負担水準の現状

資源エネルギー庁

 平成2４年度の賦課金単価は、 0.29円/kWh（標準家庭で87円/月）。平成２５年度で0.40円/kWh（標準家庭で120円/月）。
※標準家庭として、使用電力量が300kWh/月（電気料金約7,000円程度）を想定。

 なお、ある年度に新たに買取制度の対象となった案件に対しては、買取り期間中同じ価格が適用されるため、賦課金は、前年度までに買取制度の対象となった買取分に、その年度において新たに対象となる買取分が上乗せされる形で推移する。
【標準家庭の場合（月額）】＜平成25年度＞

105円 （0.35円/kWh）＜平成24年度＞

66円 （0.22円/kWh）87円

平成24年度に新たに固定価格買取制度の対象となった買取分（既存設備買取分を含む）＋

21円 （0.07円/kWh）

太陽光発電の余剰電力買取制度による分 （注）120円

平成25年度に新たに固定価格買取制度の対象となっ
た買取分

30円

（0.10円/kWh）平成24年度に固定価格買取制度の対象となった買取分（既存設備買取分を含む）

75円（0.25円/kWh）＋

15円 （0.05円/kWh）

太陽光発電の余剰電力買取制度による分 （注）（注） 旧制度の余剰電力買取制度（平成24年6月まで）は、前年の買取費用を翌年度回収する仕組みを採用。一方、固定価格買取制度は、その年の買取費用をその年に回収し、過不足があれば、年度末に費用負担調整機関を通じて翌々年度に繰り越す仕組みを採用。
このため、平成24年度については、旧制度の平成23年分と、固定価格買取制度の平成24年度分の両方が、平成25年度については、旧制度の平成24年（1月～6月）と固定価格買取制度の平成25年度分の両方が賦課されることとなる（平成26年度以降は旧制度分はゼロとなる）。
18
なお、旧制度は、費用負担調整の仕組みを取り入れていないため、地域によって賦課金額が異なっていた。

経 済 産 業 省【参考】ドイツの再生可能エネルギー比率と賦課金単価の推移

資源エネルギー庁

 ドイツの2014年のＦＩＴの賦課金単価は6.24ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh。平均家庭（月300kWhを使用）あたり、約2,400円/
月、約29,000円/年の負担。（日本の場合は2013年度で120円/月、1,440円/年の負担）
 ドイツの賦課金は2009年以降上昇幅が大きくなっているが、その背景としては ①買取単価の高い太陽光発電の導入拡大、②大規模需要家を対象とした費用負担免除によるその他需要家のサーチャージ増額などが指摘されている。

賦課金の水準（ﾕｰﾛｾﾝﾄ）

7

賦課金単価（ﾕｰﾛｾﾝﾄ）/kWh

65

現在の日本の賦課金の水準

3.53

3
1

0.20

0.25

0.35

2000年

2001年

2002年

0.42

5.28

(カッコ内は平均家庭あたりの月額負担額（円換算）)

4
2

0.69

0.51

0.88

1.02

1.16

(500円)
1.31（1ﾕｰﾛ=130円で計算）

2003年

2004年

2005年

2006年

2007年

2008年

2009年

2010年

発電量に占める再生可能エネルギー比率

14.3%

15%

5%

6.7%

7.8%

9.2%
7.5%

2011年

20.3%

20%

6.8%

3.59

2.05

0

10%

(2,400円)
6.24

10.1%

11.6%
0.6%
2.4%

1.3%

1.8%

4.2%

4.4%

5.0%

15.1%

0.5%
0.7%

0.7%
0.8%

3.2%

3.7%

16.4%

17.1%

1.1%
0.8%

1.9%
0.8%

4.5%

4.8%

3.2%

2012年

4.6%

0.8%

0.8%

5.3%

5.8%

太陽光
バイオマス

1.8%

4.3%

4.0%

4.0%

3.0%

3.3%

3.2%

3.2%

3.4%

3.3%

3.3%

3.4%

3.0%

3.3%

2000年

2001年

2002年

2003年

2004年

2005年

2006年

2007年

2008年

2009年

2010年

2011年

2012年

0%

地熱
廃棄物発電

1.7%

3.1%

2014年

21.9%

0.7%
2.7%

1.0%

2013年

6.4%

6.6%

6.7%

6.2%

8.1%

7.3%

風力
水力

2013年

2014年

19

出典：BMU、BDEW等の資料に基づき資源エネルギー庁作成

系統対策

20

系統整備～マクロとミクロの問題

経 済 産 業 省
資源エネルギー庁

 接続拒否が発生しうるケースとしては、以下の二つに大別されます。
 ただし、状況は、個別案件ごとの立地条件等によって異なるため、接続拒否事由に該当するかどうかは、一件、一件、丁寧にその理由を精査していくことが必要です。

マクロの問題電力会社のエリア全体の調整力不足→

現状、北海道地域のみ。エリア全体としての調整力増強が必要

短期の周波数
調整力不足

 太陽光や風力は日照や風況によって分単位で出力が変動。この変動を相殺・吸収できる火力や水力の能力以上に太陽光・風力が接続されると、管内全体の需給・周波数が乱れ、エリア全体の停電に繋がる。

下げ代不足

 昼間に、太陽光発電を大量に受け入れるため火力の出力を下げすぎると、電力需要がピークを迎える（北海道の場合）夕刻以降に、火力の出力が１００％元には戻らず、エリア全体の電力が供給不足に陥る。

ミクロの問題

接続ポイント近辺の容量不足→ 全国の太陽光集中エリアで発生。接続ポイントの変更が必要

適正電圧超過、
逆潮流問題

 太陽光からの逆流電力が一定以上になると、配電に必要な電圧差が確保できず、
一般家庭等への電力の供給に支障が生じる。また、配電用変電所から系統側への意図せぬ逆潮流が発生し、事故につながる恐れがある。

熱容量超過

 送配電線や変電所の変圧器が受け入れられる電力が一定以上になると、変圧器が需要可能な熱容量を超過し、系統全体の機能が喪失する。

21

経 済 産 業 省系統連系容量の課題①（下げ代問題）

資源エネルギー庁

 電力会社では、需要の少ない夜間でも大量の風力発電を受け入れるため、管内の火力発電等の出力を大幅に引き下げて対応。
 ただし、一度出力を落とした火力発電は、すぐには100%出力には戻らない。風力を受けれる
ためとはいえ、需要の少ない夜間に火力の出力を下げすぎると、需要の高い翌日昼に火力の出力が追いつかず、風がなければ、管内が停電に陥いる危険性あり。
 このため、出力を下げても大丈夫な「下げ代」に余裕のある範囲でしか、風力を受け付けることができない。出力を下げても回復可能な発電設備に余裕のある東京電力等と広域連係を拡大するなど、系統全体としての対策を考えることが必要。
翌日１００％フル稼働しようとすると前日の晩、火力もある程度は稼働しておく必要があります。

風力を受けるために無理に夜間の出力を下げると翌日１００％フル稼働に届きません。
。

風力

天候が悪くて、風が吹いていないと、供給不足に「下げ代」不足を無理して下げると・・・

火力＋水力（可変速）
火力＋水力（可変速）

原子力＋水力（固定速）

原子力＋水力（固定速）

22

系統連系容量の課題②（LFC問題）

経 済 産 業 省
資源エネルギー庁

 電力会社は、分単位で管内の需給を一致させ、周波数を安定させることで、不測の停電回避を図っている。その調整には、可変速の水力やガス火力などを使う。その修正余力のことを、専門用語でＬＦＣ(Load Frequency Control)と言う。
 他方、太陽光や風力は、天候によって分単位で出力が大きく変動。大量に導入が進んだ場合、LFCが不足すると再エネの出力変動（短期の周波数変動）に対し需給バランスが維持できなくな
り、管内で停電する恐れが出てくるため、十分な可変速の調整電源が必要。

需
要

周波数
低
下

供
給

需
要

上
昇

周波数が急変動すると、回転数が急変し発電機は停止（ほぼ全ての発電機は、分当たり
3,000回転（50Hzの場合）で回転）

周波数

出力変動（
太陽光・
風力）

天候により
４割前後変動

天候により４割前後変動

天候により４割前後変動系統全体で“ならし効果”
数%の変動に収束

 電力会社は、火力や水力の出力を分単位でコントロールし、需給を一致させることで、周波数の安定を維持しています。これにより不意の発電機停止等停電の回避を図っています。
 この出力を微修正できる水力（可変速）や火力（ガス火力）の修正
余力を、専門用語でLFC（Load
Frequency Control）容量といいます。
 太陽光や風力による出力変動も、ＬＦＣで相殺しているため、再生可
能エネルギーの導入量は、各電力会社管内のＬＦＣ容量の大きさによっても、決まってしまいます。

23

経 済 産 業 省系統連系容量の課題③（イメージ図）

資源エネルギー庁

 太陽光や風力には、分散型電源というイメージもあるようですが、技術的に見ると、「下げ代」の面からも、「LFC（短期の調整能力）」の面からも、系統網を整備し、より大きな需
給プールの中で処理した方が、導入しやすいのが実情です。
出力制御可能な電源。
このうち素早く制御できる電源がＬＦＣを提供。
供給変動の激しい電源。特に太陽光と風力。

自然エネ

出力調整せずに使う電源

ピーク・ミドル電源

ベース電源

発電指示

○○電力の電力系統プール

ここだけ切り出した分散型電源
プールを作ると、大規模プールで処理するよりは、需給管理が難し
くなります。

24

経 済 産 業 省

風力の可能性【大型開発可能なコスト合理的な電源】

資源エネルギー庁

 風力発電は、大規模に開発した場合、そのコストが既に、火力、水力等と比べて遜色ない水準。コ
ストの観点を踏まえた再生可能エネルギーの導入拡大には、適地での風力の大規模開発が不可欠（豪州では、風力のコストが火力を下回ったとの報道も（2013年2月Bloomberg New Energy Financeプレスリリース））。
 我が国の場合、風力適地が、北海道と東北に集中（事業採算性が確実に見込める6.5m/秒を超える地域の45%が北海道、21%が東北）。一方、適地では送電網が脆弱。系統制約が解消されれば、２０３０年時点で1,000万kWを十分に超える事業可能性の見込めるポテンシャルが残されている。
【風力発電の発電コスト】【日本の風況と送電網】（円／ｋＷｈ）

風況の良い地域

系統の弱い地域

出典：「コスト等検証委員会」「World Energy Outlook 2009(IEA)」「NEDO再生可能エネルギー技術白書」

25

風力対策 ：

経 済 産 業 省

地域内送電線の整備・増強

資源エネルギー庁



北海道・東北の北部地域といった風力最適地での風力発電事業を拡大するためには、脆弱な地域内送電線の整備・増強が不可欠。ただし、地域内の電力需給が既にバランスしている一般電気事業者にとって、これらの追加的送電線整備費用を全額負担することは事業上困難。他方、託送料金による回収も非現実的。



このため、風況が良く、かつ送電線が脆弱な地域を「特定風力集中整備地区」と特定。プロジェクトファイナンス
の成立性※に配慮し、風力発電事業者が過半を出資し、風力発電事業者からの送電線利用料により送電線整備・実証の投資回収を目指す特定目的会社（SPC）に限って、国がその整備・実証費用の一部を補助する制度を創設。
（※）風力発電事業者が過半を出資し送電線敷設内容に決定権を持てば、①最も早く、②最も安く、③最も確実に使われる送電網が整備されることになるため、民間金融機関にとって、唯一、ファイナンスが安心して組める仕組みとの評価。



余剰利益が出た場合は、適切な収益納付を行うことを前提に、補助率は１／２と設定。ただし、風力専用送電線として全国に適用できる、低コスト化、系統安定化などの技術の開発・実証による技術課題の解決も条件。こうした技術の確立と併せ、民主導による送電インフラ整備のスキーム確立を目指す。
【特定風力集中整備地区での地域内送電線整備・技術実証】（平成26年度概算要求250億円）

・北海道・東北の一部を特定風力集中整備地区と定め、送電線整備・技術実証を実施。

・集中整備地区ごとに、風力関係の民間事業者が過半を出資するＳＰＣ（特定目的会社）を設立し、有料送電線を設置。
・費用の回収は電力料金ではなく、送電線の利用料金を風力発電事業者から徴収し、返済に充てる（「有料道路」的な考え方を送電線に導入）。

出
資

その他

風力

出資

借入
貸
付

返済
送電線利用料の

支払（※）
国

補助

SPC（実証主体）

風力発電事業者（※）最大限風力発電事
業者から支払わせることを想定

26

経 済 産 業 省

大型蓄電池を活用した再生可能エネルギー接続量拡大のための取組

資源エネルギー庁



我が国は、世界最先端の大型蓄電池の技術を有する。電力会社の基幹系統の変電所に、世界最大級の大型蓄電池を設置・活用することで、どこまで再生可能エネルギーの導入可能量を拡大できるか徹底検証を行う。我が国初の取組であり、系統における具体的な活用に向け、必要な技術・ノウハウの習得を目指す。



平成25年７月に補助事業者の採択を行い、以下2事業を実施。本実証事業の成果を踏まえ、大型蓄電池をいち早く実践投入し、再生可能エネルギーの導入拡大に向け最大限取り組む。
中央給電指令所（蓄電池制御システムを設置）

風力発電出力太陽光発電出力

セルスタック

制御指令※蓄電池の充放電により周波数の変動を抑制
放電

大型蓄電池

周波数

電解液タンク充電(レドックスフロー電池)

北海道の変電所に設置する大型蓄電池イメージ

大型蓄電池の制御技術の概要（北海道）

事業者

電池の種類

電池の規模

設置場所

北海道電力＋住友電気工業（共同申請）

レドックスフロー電池

６万kWh

南早来変電所

東北電力

リチウムイオン電池

２万kWh

西仙台変電所27

風力対策 ：

広域連系の強化①

経 済 産 業 省
資源エネルギー庁

 出力が変動する太陽光・風力の電気を、各地域内の需給調整力を超えて受け入れるには、十分な調整電源を持つ他のエリアとの広域連系の実現が、解決策の１つとして考えられる。
 北海道・東北エリアについては、北本連系線の追加増強を始めとした送電インフラ投資が実現すれば、風力発電の立地環境の改善に資する（風力を中心とした590万kW（※）の導入拡大を行おうとした場合には、地域
間連系線増強のため、9,000億円程度の投資が必要との試算あり）。 （※）590万kWは、北海道・東北における受付応募量・連系検討申込み量に相当（平成23年度）【北海道電力・東北電力からの送電イメージ】【広域連系の推進と電力システム改革】◇広域系統運用の拡大は、電力システム改革の目的の１つであり、「電力システムに関する改革方針」に基づき、必要な整備を進めていく。
（参考）電力システムに関する改革方針（平成２５年４月２日閣議決定）（抜粋）
１．広域系統運用の拡大
電力需給のひっ迫や出力変動のある再生可能エネルギーの導入拡大に対応するため、（中略）「広域系統運用機関（仮称）」を設立し、平常時、緊急時を問わず、安定供給体制を抜
本的に強化し、併せて電力コスト低減を図るため、従来の区域（エリア）概念を越えた全国大での需給調整機能を強化する。

出典：地域間連系線等の強化に関するマスタープラン研究会 中間報告書（平成24年4月）（周波数変換設備、地域間連系線等の整備）
なお、広域系統運用を拡大するため、広域系統運用機関が中心となって周波数変換設備、地域間連系線等の送電インフラの増強に取り組む。
（以下、省略）28

風力対策 ：

経 済 産 業 省

広域連系の強化②

資源エネルギー庁

 出力変動のある風力電源であっても、中三社（東電・中電・関電）に物理的に残っている調整力を活用すれば、十分に拡大余地あり。特にポテンシャルが大きい北海道・東北地域については、北本連系の追加増強を始めとした送電インフラ投資が実現すれば、大幅な導入量の拡大が可能。
 平成２３年度時点で既に東北・北海道で応募受付、系統連系申込みのある590万kWの風力等について導入するためには、9,000億円程度の広域連系分を含む、1兆１,７００億円程度の送電インフラ投資が必要との試算あり。さらに、１,０００万kWを上回る規模で風力発電設備の受入を可能とするためには、系統運用の広域化、広域連系インフラへの追加投資等に取り組むことが必要。
【北海道・東北地域に風力発電等を追加導入するための系統増強概算費用】
追加連系量

北海道
(風力＋メガソーラー）

東北
（風力）

北海道＋東北計

270万kW

320万kW

590万kW【一般電気事業者の風力発電の連系可能量と既連系量】
連系可能量
（万ｋW）

既連系量
（万ｋW）

北海道

56

28.9

東北

200

54.2

東京

連系可能量設定無し

37.1

中部

連系可能量設定無し

22.4

地内送電網増強

2,000億円程度

700億円程度

2,700億円程度

地域間連携線増強
等

5,000億円程度

3,300億円+700億円程度

9,000億円程度

北陸

45

14.6

4,700億円程度

1兆円1,700億円
程度[10円/kWh程度]

関西

連系可能量設定無し

7.8

中国

100

29.9

（注） kWh単価は、設備利用率を風力発電20%、太陽光発電12%、送変電設備年経費率8%として、以下のとおり試算。
①年間発電電力量：(500万kW×20%＋90万kW＋12%)×8760時間＝97億kWh。
②年経費：1兆1700億円×8%＝936億円。
③kWh単価：936億円÷97億kWh≒10円kWh程度。なお、我が国の平成21年度の総発電量は約9070億kWhであり、全体で負担する場合は0.1円/kWh程度となる。

四国

45

16.6

九州
沖縄

100
2.5
548.5～

36.1
1.4
249

概算工事費計7,000億円程度

出典：地域間連系線等の強化に関するマスタープラン研究会 中間報告書（平成24年4月）（注）地域間連系線の活用や蓄電池等の活用枠を含む。
（注）既連系量には、本系統と連系していない離島に連系しているものや出力一定制御など連系可能量の枠 外として扱っている風力発電、未着工、工事中の風力発電は含まない。
出典：電気事業連合会の資料に基づき資源エネルギー庁作成

29

送電網の運用技術の高度化による再生可能エネルギー受入容量拡大
経 済 産 業 省
資源エネルギー庁

気象、需要等からの需給変動予測（予測）、風力自体の組合せも含めた抑制パッケージの最適化（抑制）、他電
源や蓄電池の効果的活用（運用）の三つの視点から、送電系統運用技術を高度化すれば、既存の送電網であっても、再生可能エネルギー受入れ容量が拡大する可能性あり。（平成26年度概算要求：43.7億円）

Ⅰ：予測からの最適化

Ⅱ：抑制からの最適化

気象予測、需要予測などから変動予測を最適化

風力への出力抑制（風力発電の組み合わせを含む）の最適化

再エネ発電の
出力変動

火力等他電源や大型蓄電池による
出力調整

再エネ発電の
出力変動

再エネ発電の
出力変動

送電系統運用（需給・周波数調整）

送電ネットワーク

Ⅲ：運用からの最適化
火力等他電源、大型蓄電池など発電源の運用最適化30規制・制度改革

31

経 済 産 業 省

規制緩和～これまでの取り組み

資源エネルギー庁

 再生可能エネルギー導入拡大に向けては、規制制度改革により、事業を円滑に実施できる環境を整備することが重要。政府大での検討の結果、これまで類似の規制・制度改革を実施。
太陽光

工場立地法上の太陽光発電設備の扱い○太陽光発電施設について、工場立地法上の届出対象施設から除外された（平成24年6月1日施行）。
○また、売電用の太陽光発電施設について、工場立地法上の環境施設に位置づけられた（平成24年6月15日施行）。
地熱

地熱発電開発における自然公園法の緩和○国立・国定公園内における地熱発電施設を６箇所に限定するという通知が廃止されるとともに、自然環境の保全と地熱開発の調和が十分に図られる優良事例の形成を検証したうえでの垂直掘削及び発電施設の設置（第２種・第３種特別地域）を可能とする内容を含む通知が発出された（「国立・国定公園内における地熱開発の取扱いについて」（平成24年3月27日））。
風力風力発電機の技術審査の統一化の検討○風力発電機（洋上風力発電機を含む）の構造審査について、建築基準法上の審査基準と電気事業法上の電気工作物に求められる技術基準の内容を整理した上で、電気事業法上の審査に一本化することについて検討中（「産業構造審議会保安分科会電力安全小委員会風力発電設備構造郷土WG報告書」（平成25年3月28日公表））。

再エネ共通

国有林野の使用の緩和○再生可能エネルギー特措法の認定を受けた再生可能エ
ネルギー発電施設について、随意契約により、国有林野の使用を認めることとされた（「「予算決算及び会計令の規定に基づき国有財産を随意契約によって売り払い、又は貸し付けする場合について（協議）」（平成24年6月29日付改正））。
保安林作業許可要件の合理的運用○保安林機能の維持に支障を及ぼさないと判断される場合
は、現行の通知上の保安林内の作業許可の基準に照らして、工事のために必要となる道路部分について拡幅する等の柔軟な対応が可能であることが明確化された。
（「保安林解除及び作業許可要件に係る留意事項について」平成24年6月29日付け林野庁治山課課長補佐事務
連絡））系統情報の公表の考え方の明確化等○再エネ発電設備の系統連系について、系統情報の公表の考え方や手続き書類の簡素化・統一化、標準処理期間の短縮化等について「系統情報の公表の考え方」（平成２４年１２月資源エネルギー庁）において整理・公表されるとともに、電力系統利用協議会ルール等へ反映され32た。

経 済 産 業 省

規制改革会議資源エネルギー庁

 引き続き、環境アセスメントの迅速化や保安規制の合理化といった規制改革を進めて行くことが必要。
 政府大での取組を進めるため、規制改革会議において、以下のような再生可能エネルギーの導入促進に資する規制改革事項が取り上げられ、『規制改革実施計画』として閣議決定されている。

『規制改革実施計画』（抜粋） ６月１４日閣議決定
環境アセスメント
風力・地熱発電に係る環境影響評価の国による審査期間の短縮目標の設定
風力発電に対する自治体による環境影響評価の審査期間短縮に係る取組の促進
配慮書手続に先行する環境影響調査の実施による環境アセスメント期
間の大幅な短縮の促進

風力風力発電の電気主任技術者選任における統括事業場の設置
風力発電設備の設置に関する農地制度上の取扱いの検討

太陽光電気主任技術者による太陽光発電設備の定期点検の在り方に関する柔軟な検討

小水力慣行水利権が設定された水路に設置する小水力発電の整理
非かんがい期等における発電水利権の取得の簡素化について

地熱バイナリー発電設備に係るボイラー・タービン主任技術者の選任及び工事計画届出等の不要化範囲の見直し

バイオマス
バイオマス発電燃料に係る廃棄物該当性の判断

再エネ共通
変電所のバンク逆潮流制限の緩和措置

33

経 済 産 業 省

風力（環境アセスメントの迅速化）

資源エネルギー庁

 風力・地熱発電の導入を加速化するため、３～４年程度を要する環境アセスメントの手続期間を半減することを目指すこととしている。
 その実現のため、国や自治体の審査期間を短縮するだけでなく、環境アセスメントの手続における環境影響調査を前倒し、他のプロセスと同時並行で進めること（前倒環境調査）が必要。
 経済産業省では環境省と連携し、前倒環境調査を行う上での課題の特定・解決を図るための実証事業
を、平成２６年度から集中的に実施する予定。（平成26年度概算要求33.7億円）【前倒環境調査のイメージ】

環境影響調査のみしか行わない期間

配慮書
手続

・風況調査
・事業計画
・用地交渉

方法書
手続

「環境影響調査」（２４か月～３０か月）

準備書
手続

評価書
手続

従来の環境アセスメントの手続期間
３～４年程度等

前倒環境調査の実施
環境アセスメントの手続期間の半減を目指す

１．５～２年程度配慮書 方法書
手続
手続（約６か月）「前倒環境調査」（１８か月～２４か月）

準備書
手続

評価書
手続

実証対象

環境影響調査を前倒し、他のプロセスと同時並行で進める

34

研究開発

35

経 済 産 業 省

今後の研究開発について

資源エネルギー庁

 コスト低減、耐久性向上、を中心に取り組んできた研究開発活動に、今後は、多様化、高付加価値化、など別の視点も加える必要。
 出口ニーズからも積極的に新規テーマを発掘すべき。
技術名称

来年度からの取り組み

取り組みの柱その他サイドメニュー

太陽光発電

・大量導入へ向けた技術的課題克服
・発電コスト低減 ・立地制約解消
・リサイクル ・標準、規格・高付加価値化と川下展開
・海外市場への展開

・高効率化も含め低コスト化（コスト目標の精査が必要）
・載せる場所の多様化

・多様なバリエーション
・熱とのハイブリッド
・蓄電池、FC、EMSなど省エネ設備との連携

バイオマス発 ・バイオマス燃料の性状改良など既存発電シス ・ガス化、直接燃焼の分野で新機軸をテムでの活用促進・バイオガス発電のコスト精査
電バイオ燃料

・第2世代（非食用）、第3世代（藻類、BTL）の低コスト化

・バイオ燃料のマーケット規模との正確な見極めと着地点の再確認。

・効率的な熱利用推進のため
の技術開発

陸上風力

・大量導入に向けての技術的課題の克服

・低コスト化（信頼性・稼働率向上）・環境アセスの円滑化
・出力変動の緩和技術

・中・小型の低コスト化
・アセス短縮・台風・雷対策

洋上風力・超大型（１０ＭＷ）洋上風車技術の開発
・洋上浮力実証研究、ポテンシャル評価
・海洋関係者との共存へ向けた取り組み

・世界一の浮体式洋上風力発電所の実証（福島沖）
・総合エンジニアリング技術の育成。
・大型化戦略（10MWの次は？）・大型化以外の方向性（GE
低速化のような）
・コストデータ取得（FIT向け）

地熱・発電設備の小型・高効率化。
・小規模・低温の熱利用。
・地熱資源の評価・管理技術向上

・自然公園に適応した発電所
・未利用地熱の有効利用
・持続可能な地熱資源開発の促進

・地元理解（温泉）・自然公園（規制緩和）
・アセス短縮小水力・モデル事業（小型発電機の低コスト化など）・機器やメンテのコモディティ化による
コスト低減

・水利権

海洋エネル
ギー

・実海域での実証（波力、潮力）
・発電コスト低減

・まずはポテンシャルを評価する尺度が必要

・洋上風力との連携（係留技術・送電技術）36

バイオマス発電の特徴と課題

37

経 済 産 業 省

バイオマス発電の区分

資源エネルギー庁

 再生可能エネルギーの固定価格買取制度では、５つの区分で買取価格・期間が設定されています。
使っていない木材や家畜排泄物等を利用するので、資源の有効利用につながります。
 資源が広い地域に分散しているので、収集・運搬コストがかかり、小規模分散型の設備になりがちという課題があります。
【バイオマスの買取区分と具体例】
電源

買取区分

バイオマス

メタン発酵ガス化バイオマス

固形燃料燃焼(未利用木材)

固形燃料燃焼（一般木材、農作物由来バイオマ
ス）

下水汚泥

家畜排泄物

未利用木材

工場残材
（パーム椰子殻等）

燃焼

発酵

固形燃料燃焼(一般廃棄物等)

固形燃料燃焼（リサイクル木材）

具体例

バイオマス発電

一般廃棄物
食品廃棄物

下水汚泥

建設廃材

固形燃料を直接燃焼

メタン発酵装置38

経 済 産 業 省

バイオマスの課題

資源エネルギー庁

 バイオマスは、石炭火力混焼や廃棄物発電などの大規模発電から、チップボイラー、家畜糞尿ガス
発電に至るまで、種類・規模は多岐にわたる。ただし、規模メリットの追求と、そのための原料の安定供給の確保や、既存マテリアル利用との競合の調整などが常に課題となる。
 中・小規模については、熱電併給も含めた面的な展開や需要規模にあわせた供給能力の設計などが不可欠。
【バイオマスの種類（賦存量と利用可能量）】
未利用53万Ｃｔ(10%)

家畜排せつ物

賦存量525万Ｃｔ

堆肥等に利用472万Ｃｔ(90%)
未利用21万Ｃｔ(23%)

下水汚泥

賦存量90万Ｃｔ
建設資材原料等に利用69万Ｃｔ(77%)

黒液

賦存量466万Ｃｔ

ほとんどがエネルギー利用
未利用207万Ｃｔ(20%)

紙

素材原料等に利用827万Ｃｔ(80%)

賦存量1,034万Ｃｔ

未利用58万Ｃｔ(73%)

食品廃棄物

賦存量80万Ｃｔ
肥飼料に利用22万Ｃｔ(27%)

製材工場等残材

未利用9万Ｃｔ(5%)

賦存量170万Ｃｔ
製紙原料、エネルギーに利用161万Ｃｔ(95%)
未利用18万Ｃｔ(10%)

建設発生木材

賦存量181万Ｃｔ
再資源化等163万Ｃｔ(90%)

農産物非食用農作物非食用部部
林地残材

未利用349万Ｃｔ(70%)

賦存量498万Ｃｔ
肥飼料等に利用149万Ｃｔ(30%)

ほとんど未利用賦存量400万Ｃｔ※本資料の賦存量は「バイオマス活用推進基本計画」（平成22年12月閣議決定）に記載されている数値をもとに炭素トン換算にした

出典：バイオマス活用推進会議資料39

経 済 産 業 省

バイオマスの課題 ： 燃料調達

資源エネルギー庁

 バイオマスは、原料調達の占める割合が大きく、不安定なものが多いのが特徴。例えば、事業開始当初1000円/tであった燃料チップ価格が3000～4000円/tに上昇した例も。
 原料の収集・運搬という川上工程と、エネルギーとしての利用という川下工程がうまく連携できないのが悩み。

川上（原料の収集運搬）

3000kwの木質バイオマス
発電所の原価構成の例
支払利息
4%
減価償却
費
10%
人件
費
9%

保守点
検費
9%

川下（エネルギー利用）連携が見られず
相互流通しない。

収集コストが高く採算が取れない

主伐材

製材加工
一般管理
4%

廃棄
樹皮・かんな屑エネルギー源の殆どが化石燃料

×

重油等

廃棄物
処理費

製 材

川下（エネルギー利用）

重油等
８０％削減

木材

木質チップ

製材加工

事業所用ボイラー

木質材の燃料利用
製材所用ボイラー

樹皮・かんな屑
製 材

製材所用ボイラー

農業用ボイラー

川上（原料の収集運搬）

原料購入
費
64%

事業所用ボイラーバイオマス集積基地
かんな屑ペレット

農業用ボイラー 40

バイオマスの課題 ： エネルギー密度の薄さ

経 済 産 業 省
資源エネルギー庁

 発電効率から見ても、プラント容量から見ても、バイオマスの採算性は、相対的には、決して良くはない。熱電併給も含めた規模及び面的な展開が不可欠。

バイオマス燃焼水
蒸気発電

出典：東京ガスホームページ（経済産業省追記）41

経 済 産 業 省

バイオマスの課題 ： 原料の生産性（日欧比較）

資源エネルギー庁

 欧州では、林業の生産性が着実に向上。スウェーデンは、日本の５倍。ドイツでも、一人当たり
平均木材生産量は15ｰ40m3／日と日本の３～１０倍程度。
 製材丸太で見ても、日本の木材は割高。自然条件の違いやインフラの違いが影響。
 ただし、下水汚泥等収集システムが確立し、一定の効率性を得ている分野もある。

スウェーデンの林業生産の推移

製材用丸太
樹種

価格（円／m3）

トウヒ

13,000マツ

9,400

スウェーデン トウヒ

7,000

マツ

7,800

ヒノキ

21,300マツ

13,200m3/人日

20m3/人日
日本の５倍

ドイツ

日本

（出所）森林・林業白書（２０１０）

資料：SKOGFORSK「NEWS.No.1 2008」42

経 済 産 業 省

再生可能エネルギー熱

資源エネルギー庁

 エネルギー消費に占める冷暖房、給湯等の熱需要の割合は非常に大きい。熱の直接利用は、変換によるロスが少なく、エネルギーの有効活用に繋がる。
 再生可能エネルギー熱（河川熱、下水熱、地中熱、太陽熱,、雪氷熱等）の有効活用は重要であるが、①設備導入コストが高い、②認知度が低く、また事業者も育っていない、などの課題があるため、十分な利用が進んでいない。
 こうした状況に対応するため、政府としては①再生可能エネルギー由来の熱供給設備の導入、②複数の再エネ熱源や公共施設等を有機的・一体的に利用するシステムの実証、を支援する補助事業を実施。
【わが国の民生部門における用途別エネルギー消費量とエネルギー源】【再生可能エネルギー熱利用形態】（太陽熱利用）（出典）エネルギー白書（2013）（バイオマス熱利用）（雪氷熱利用）43再生可能エネルギー発電事業者への支援

44

経 済 産 業 省

再生可能エネルギーに関する導入促進策について

資源エネルギー庁

 補助金、研究開発、税制優遇等政策措置を総動員。
住宅向け

補 助

住宅用太陽光発電システム○出力１０ｋＷ未満、品質保証等の要件を満たすシステ
ムに対し、システム価格に応じ定額を補助。

非住宅向け
独立型再生可能エネルギー発電システム○太陽光発電や風力発電等の再生可能エネルギー発電シス
テムの導入に対し、補助を実施（補助率：自治体・ＮＰＯ等１／
２以内、事業者１／３以内）
再生可能エネルギー熱利用設備○太陽熱やバイオマス熱等の再生可能エネルギー熱利用設備に対し、補助を実施 （補助率：自治体・ＮＰＯ等
１／２以内、事業者１／３以内）。

太陽光発電システム○実用化されている太陽電池の更なる低コスト化や効率向上のための研究開発、次世代太陽電池の基礎研究や海外研究機関との連携、実用化間近の有機系太陽電池の実証実験等を実施。
研 究
開 発

風力発電
○日本特有の気象条件や複雑地形等に適合した風車設計技術の確立のための技術開発、洋上風力発電システムの技術開発等を実施。
その他、バイオマス、蓄電池、海洋エネルギー等の技術開発を実施。

税 制

太陽光発電システム○省エネ改修工事を行った場合、その省エネ改修の一部に太陽光発電設備の導入を位置づけ、所得税額控除。

再生可能エネルギー○法人税額の７％税額控除（中小企業等）または取得額の３０％を特別償却。ただし、太陽光発電設備、風力発電設
備については、初年度即時償却（１００％）が可能。
○固定資産税の特例（固定価格買取制度の認定を受けて取得された再生可能エ
ネルギー発電設備に係る固定資産税の1/3軽減）45

経 済 産 業 省

独立型再生可能エネルギー発電システムの導入支援

資源エネルギー庁◆ 補助対象となる再生可能エネルギー発電等シス
テムの条件
取り組み例

①自家消費向けの再生可能エネルギー発電システム※※固定価格買取制度において設備認定を受けないことが条件となります。

②補助対象設備
・太陽光発電、風力発電、バイオマス発電、小水力発電、地熱発電
・蓄電池（上記の再生可能エネルギー発電システムに併せて設置する

太陽光発電（東京都の例）

場合のみ）

蓄電池

太陽光発電＋蓄電池の電力変動※エネルギー種別ごとに規模要件を定めています。

：充電
：放電

◆ 補助金の額について
地方自治体等や民間事業者による再生可能エネルギー発電システム
利用設備等の導入に対し、その事業費の一部を補助します。
 地方自治体、非営利法人等が設置する場合
 民間事業者が設置する場合

補助率：１／２以内
補助率：１／３以内◆ 実施スキーム
経済産業省

補助

民間団体等

申請
補助

設置者

◆ スケジュール
公募期間：予算成立後に実施予定

46

経 済 産 業 省

再生可能エネルギー熱利用設備の導入支援

資源エネルギー庁◆ 補助対象となる再生可能エネルギー熱利用設備①再生可能エネルギー熱利用設備【取り組み例】②補助対象設備
・太陽熱利用、バイオマス熱利用、地中熱利用、雪氷熱利用
温度差エネルギー利用、バイオマス燃料製造
太陽熱利用◆ 補助金の額について

雪氷熱利用

バイオマス熱利用

地方自治体等や民間事業者による再生可能エネルギー熱利用設備等の導入に対し、その事業費の一部を補助します。
 地方自治体、非営利法人等が設置する場合
 民間事業者が設置する場合

補助率：１／２以内
補助率：１／３以内◆ 実施スキーム
経済産業省

補助

民間団体等

申請
補助

設置者

◆ スケジュール
公募期間：予算成立後に実施予定

47

経 済 産 業 省

グリーン投資減税（法人税）

資源エネルギー庁【概要】再生可能エネルギー設備等を取得した場合の３０％特別償却、又は法人税額（所得税額）の７％税額控除（中小企業のみ）。
但し、太陽光発電設備、風力発電設備については、初年度即時償却（１００％）が可能（※）
【対 象】青色申告書を提出する個人又は法人【措置期間】平成２７年度末まで（即時償却については、平成２６年度末まで）【再生可能エネルギー対象設備】
太陽光発電設備
風力発電設備中小水力発電設備（平成２５年度税制改正において追加）
バイオマス利用装置
紙・パルプ製造工程バイオマス燃焼ボイラー
リグニン燃焼ボイラー
バイオマス利用メタンガス製造装置
バイオマスエタノール製造設備
下水汚泥固形燃料利用装置
未利用エネルギー利用設備
河川水又は海水を熱源とするもの
供給・回収導管
雪又は氷を熱源とするもの
下水熱利用設備（平成２５年度税制改正において追加予定）※太陽光発電設備は、固定価格買取制度の設備認定を受けた１０ｋＷ以上の設備が対象。
※風力発電設備は、固定価格買取制度の設備認定を受けた１０，０００ｋＷ以上の設備が対象。
その他、省エネ設備等も本税制の対象。

（対象設備の例）
太陽光発電設備

バイオマス利用
メタンガス製造装置

風力発電設備中小水力発電設備

48

経 済 産 業 省

固定資産税の軽減措置【概要】

資源エネルギー庁

固定価格買取制度の認定を受けて取得された再生可能エネルギー発電設備について、新たに固定資産税が課せられることとなった年度から３年度分の固定資産税に限り、課税標準
を、課税標準となるべき価格の２／３に軽減する。

【対象設備】固定価格買取制度の認定を受けて取得された再生可能エネルギー発電設備（蓄電装置、変電設備、送電設備を含む、ただし、住宅等太陽光発電設備（低圧かつ１０ｋＷ未満）を除く。）【水力発電設備】【太陽光発電設備】【バイオマス発電設備】【風力発電設備】【地熱発電設備】49

経 済 産 業 省

再生可能エネルギーの導入支援のための融資制度

貸付
対象
資金
使途

環境・エネルギー対策貸付（政策金融公庫
中小事業部）

環境・エネルギー対策貸付（政策金融公庫 国民事業部）

中小企業向け国民一般向け（個人事業主など）

再生可能エネルギー
推進支援貸付（商工中金）

再エネ設備向け金融商品（各地方銀行）

固定価格買取制度の発電設備の認定を受けた事業者

固定価格買取制度を利用する
法人、個人事業主

・再生可能エネルギー設備（※）を導入するための費用

・再エネ発電事業（※）に必要な設備資金・売電事業にかかる運転資金用など※太陽光、風力、太陽熱、温度差エネルギー、バイオマスエネルギー、雪氷熱、地熱、水力、地中熱

貸付
期間

・１５年以内

貸付限度・７億２千万円以内（特利限度額２億７千万円→ ４億円へ拡充）

貸付
利率

・基準利率
ただし再生エネルギー設備（地中熱を除く）は特別利率③
地中熱利用設備は特別利率①・７，２００万円以内

資源エネルギー庁※太陽光、風力、地熱、中小水力、バイオマス

・１０年以内（固定金利）
・２０年以内（当初１０年間固定、
１１年以降見直し）

・個別の金融商品による。
（概ね１０年～２０年以内）

・なし

・個別の金融商品による。
（概ね３億～５億円以内）

・１０年以内：長期プライムレート＋０．２％以上
・１０年超：当初１０年は長期プラ
イムレート＋０．５％以上・所定金利による。

（１１年目以降は見直し時点の長期プラ
イムレート＋０．２％以上）

利率
の例
（※）
特徴

貸付期間10年超11年以内
特利③の場合 1.20％（基準利率の場合2.10％）

貸付期間10年超11年以内
特利③の場合 1.85％（基準利率の場合2.75％）（H25.6.12時点）（H25.6.12時点）

・中小企業の長期資金向け。
・大規模投資案件が増加している
ため、２５年度制度改正で特利限度額拡大。

・小口、短期の資金向け。
・借入申込書等の所定の様式に記入して申し込み。

10年以内 1.50％－※長期プライムレート1.30％（H25.6.11
時点）

・貸付限度額、下限は特に設定なし。
審査の結果に応じて決定。

・地銀によって様々な金融商品。
・融資限度が１０億円以内のもの
や、ABLを取り入れた金融商品を出すところもあり。

※ 金利は、返済期間、担保の有無、保証人の有無等によって異なる利率が適用。

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