総合資源エネルギー調査会
発電コスト検証ワーキンググループ（第８回会合）
資料３

各電源の諸元一覧
各電源の諸元及び参考情報 .......................................................................................................................................1
１（１）太陽光（住宅用） ...................................................................................................................................1
１（２）太陽光（事業用） ...................................................................................................................................3２（１）陸上風力 ..................................................................................................................................................5２（２）洋上風力 ..................................................................................................................................................6
３．地熱発電 .........................................................................................................................................................7４（１）中水力 ......................................................................................................................................................8４（２）小水力 ......................................................................................................................................................9５（１）バイオマス（木質専焼） ......................................................................................................................10
５（２）バイオマス（石炭混焼） ...................................................................................................................... 11６．石炭火力 .......................................................................................................................................................12
７．ＬＮＧ火力 ....................................................................................................................................................13
８．石油火力 .......................................................................................................................................................14
９.分離回収付石炭火力 .......................................................................................................................................15
１０．分離回収付石炭火力（ＩＧＣＣ） ...........................................................................................................16
１１.分離回収付ＬＮＧ火力................................................................................................................................17１２．水素発電（混焼・専焼） ..........................................................................................................................21
１３．アンモニア混焼 （2030 年） ..................................................................................................................23
１４．原子力 .......................................................................................................................................................24
１５（１）ガスコージェネレーション ...............................................................................................................25
１５（２）石油コージェネレーション ...............................................................................................................27
１６．燃料電池 ....................................................................................................................................................28

各電源の諸元及び参考情報
１（１）太陽光（住宅用）
諸元のベース

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）、調達価格等算定委員会、再エネ特措法施行規則に基づく定期報告等

モデルプラントの規模（出力）

5kW

近年の FIT 認定状況等を踏まえて想定

設備利用率○13.8％

10kW 未満の 2019 年に設置された FIT 案件中央値（データ取得期間：2019 年６月～2020 年５月）（参考）過積載率：102％（10kW 未満の 2020 年に設置された FIT 案件の中央値（2020 年 10 月 14 日までに報告された定期報告データを対象に分析。））

稼働年数

〇30 年
○25 年
○20 年

メーカーによっても異なるが、メーカー保証期間については、20～25 年程度、長いもので 30 年程度。国際機関等のコスト分析においても、25 年等が採用されている。

建設費30.1 万円/kW⇒151 万円

10kW 未満の 2020 年に設置された FIT 案件の中央値（2020 年 10 月 14 日までに報告された定期報告データを対象に分析）。
なお、建設費は、設備費と工事費等で構成される。

設備の
廃棄費用

建設費の５％IEA/OECD NEA “Projected Costs of Generating Electricity 2020 Edition” (2020) で用いられている廃棄費用の一般値を使用。

0.30 万 円/kW/年2020 年度調達価格の算定における想定値

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

資
本
費

人件費

運
転
維
持
費
燃
料
費

修繕費
諸費
業務分担費
（一般管理費）

建設費の内数である設備費（モジュール等）については、
IEA「World Energy Outlook 2020」で示している世界の累積導入量の見通しをもとに、累積導入量が倍増するごとに20％のコスト低下を見込む。この場合、モジュール単体では、累積導入量が倍増するごとに 23％のコスト低下が想定されているが、参考として、モジュール単体で、累積導入量が倍増するごとに 41％コスト低下するケースも想定。

○建設費の低下
2030 年モデルプラントの建設費は以下の通り。（単位：万円/kW）

価
格
変
動
要
因

技術革新・
量産効果

また、上述の設備費の推計で用いる IEA「World Energy
Outlook 2020」の世界の累積導入量の見通しについては、「Stated Policy Scenario」（STEPS）を基本としつつ、参考として、「Sustainable Development Scenario」（SDS）も想定。

＜モジュール習熟率 23％のケース＞
収斂なし
収斂あり
STEPS
23.4
16.3
SDS
21.8
14.9

また、上述の設備費の推計にあたって、国内外の価格差については、日本の 2020 年モデルプラントの設備費を起点に、上記低減ペースで世界の設備費と一定比率を保ちながら低減するケース（収斂なしケース）を基本としつつ、参考として、2030 年に、日本の設備費が、上記低減ペースで低減する世界の設備費に収斂するケース（収斂ケース）も想定。

＜モジュール習熟率 41％のケース＞
収斂なし
収斂あり
STEPS
19.8
13.9
SDS
17.8
12.4

建設費の内数である工事費等については、一定とする。
なお、設備の廃棄費用については、建設費の５％としていることから、建設費の低下に連動して低下することを想定。
パネルの
出力劣化

パネルの出力劣化については、考慮しないことを基本としつつ 、 参 考 と し て IEA 「 PVPS Trends in Photovoltaic
Applications 2020.」での想定値 0.5％/年に基づき劣化する・考慮しない・劣化率 0.5%/年

1ケースも想定。
燃料費上昇率－－2

１（２）太陽光（事業用）
諸元のベース

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）、調達価格等算定委員会、再エネ特措法施行規則に基づく定期報告等

モデルプラントの規模（出力）

250kW

設備利用率

50kW 以上の 2019 年に設置された FIT 案件中央値（データ取得期間：2019 年６月～2020 年５月）（参考）過積載率：130％（50kW 以上の 2020 年に設置された FIT 案件の中央値（2020 年 10 月 14 日までに報告された定期報告データを対象に分析。））

〇30 年
○25 年
○20 年

メーカーによっても異なるが、メーカー保証期間については、20～25 年程度、長いもので 30 年程度。国際機関等のコスト分析においても、25 年等が採用されて
いる。

建設費

20.8 万円/kW⇒5,200 万円

50kW 以上の 2020 年に設置された FIT 案件の中央値（2020 年 10 月 14 日までに報告された定期報告データを対象に分析。
なお、建設費は、設備費と工事費等で構成される。

設備の
廃棄費用

1 万円/kW2020 年度調達価格の算定における想定値

0.48 万円/kW/年

50kW 以上のこれまでに設置されたすべての FIT 案件の中央値（2020 年 10 月
14 日までに報告された定期報告データを対象に分析。）

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

稼働年数

資
本
費

○17.2％

近年の FIT 認定状況等を踏まえて想定

人件費

運
転
維
持
費

燃
料
費

修繕費
諸費
業務分担費
（一般管理費）

建設費の内数である設備費（モジュール等）については、
IEA「World Energy Outlook 2020」で示している世界の累積導入量の見通しをもとに、累積導入量が倍増するごとに20％のコスト低下を見込む。この場合、モジュール単体では、累積導入量が倍増するごとに 23％のコスト低下が想定されているが、参考として、モジュール単体で、累積導入量が倍増するごとに 41％コスト低下するケースも想定。

○建設費の低下
2030 年モデルプラントの建設費は以下の通り。（単位：万円/kW）

価
格
変
動
要
因

技術革新・
量産効果

＜モジュール習熟率 23％のケース
＞
収斂なし
収斂あり
STEPS
17.2
12.2
SDS
16.3
11.6

また、上述の設備費の推計で用いる IEA「World Energy
Outlook 2020」の世界の累積導入量の見通しについては、「Stated Policy Scenario」（STEPS）を基本としつつ、参考として、「Sustainable Development Scenario」（SDS）も想定。
また、上述の設備費の推計にあたって、国内外の価格差については、日本の 2020 年モデルプラントの設備費を起点に、上記低減ペースで世界の設備費と一定比率を保ちながら低減するケース（収斂なしケース）を基本としつつ、参考として、2030 年に、日本の設備費が、上記低減ペースで低減する世界の設備費に収斂するケース（収斂ケース）も想定。

＜モジュール習熟率 41％のケース
＞
収斂なし
収斂あり
STEPS
15.8
11.2
SDS
14.8
10.6

建設費の内数である工事費等については、一定とする。
なお、設備の廃棄費用については、建設費の低減によらず、１万円/kW から変動しないことを想定。
パネルの出力劣化

パネルの出力劣化については、考慮しないことを基本としつつ 、 参 考 と し て IEA 「 PVPS Trends in Photovoltaic
Applications 2020.」での想定値 0.5％/年に基づき劣化するケースも想定。

・考慮しない・劣化率 0.5%/年

3燃料費上昇率－－4

２（１）陸上風力諸元のベース

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）、調達価格等算定委員会、再エネ特措法施行規則に基づく定期報告等

モデルプラントの規模（出力）

３万 kW

近年の FIT 認定状況等を踏まえて想定

設備利用率○25.4％

7,500kW 以上の 2018～2020 年に設置された FIT 案件の中央値（データ取得
期間：2019 年６月～2020 年５月）

稼働年数

○25 年
○20 年

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）及び調達価格等算定委員会より34.7 万円/kW⇒104 億円

7,500kW 以上の 2018～2020 年に設置された FIT 案件の資本費（建設費＋接続費。廃棄費用は資本費に含まれない）の中央値 35.5 万円/kW から、
7,500kW 以上の 2018～2020 年に設置された FIT 案件の接続費の中央値 0.8
万円/kW を除いた。（2020 年９月 23 日までに報告された定期報告を対象に分析）

建設費の５％IEA/OECD NEA “Projected Costs of Generating Electricity 2020 Edition”(2020) で用いられている廃棄費用の一般値を使用。（調達価格の算定でも同様の考え方を採用。）

1.04 万円/kW/年

7,500kW 以上のこれまでに設置されたすべての FIT 案件の中央値。（2020 年
９月 23 日までに報告された定期報告データを対象に分析。）

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

建設費

資
本
費
設備の
廃棄費用
人件費

運
転
維
持
費
燃
料
費

修繕費
諸費
業務分担費
（一般管理費）○建設費の低下

価
格
変
動
要
因

技術革新・
量産効果

<国際価格と同じ低減率>・ 2030 年 18.4 ～31.2 万円/kW<国際価格に収斂>・2030 年 12.5～16.5
万円/kW

燃料費上昇率－

建設費については、2020 年モデルプラントの諸元をベースに、・建設費の国際価格は IRENA「FUTURE OF WIND」（2019）における「REmap
Case」に沿って低減し、国内価格も国際価格と同じ低減率で低減するケー
ス
・参考として、タービン等の設備費は、「REmap Case」（同上）をベースにした国際価格に収斂し、建設費のうち設備費以外（工事費等）は横ばいのケ
ースという２ケースについて想定。
なお、設備の廃棄費用については、建設費の５％としていることから、建設費の低下に連動して低下することを想定。
－

5

２（２）洋上風力
諸元のベース

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）、調達価格等算定委員会等

モデルプラントの規模（出力）

35 万 kW「海洋再生可能エネルギー発電設備整備促進区域指定ガイドライン」（令和元年６月 経済産業省資源エネルギー庁 国土交通省港湾局）で記載されている「欧州主要国においてこれまでに設置又は入札の対象とされた洋上風
力発電１区域当たりの平均容量」より

設備利用率

○30％

2014 年度から 2019 年度までの洋上風力の調達価格の算定における想定値

稼働年数

○25 年
○20 年

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）及び調達価格等算定委員会より

建設費

51.5 万円/kW⇒1,803 億円

2014 年度から 2019 年度までの洋上風力の調達価格の算定にあたり想定した建設費から接続費用相当分（接続費用３～７万円/kW の中間値である５万円/kW）を除いたもの。

設備の
廃棄費用

建設費の５％IEA/OECD NEA “Projected Costs of Generating Electricity 2020 Edition”(2020) で用いられている廃棄費用の一般値を使用。（2014 年度から 2019 年
度までの洋上風力の調達価格の算定でも同様の考え方を採用。）

2.25 万円/kW/年

2014 年度から 2019 年度までの洋上風力の調達価格の算定における想定値

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

○建設費の低下・2030 年 50.7 万円/kW

調達価格等算定委員会では、2020 年度に開始した再エネ海域利用法に基づく着床式洋上風力の公募の供給価格上限額を 29 円/kWh とした。当該公募で選定される事業は 2030 年近傍に運転開始することが見込まれるため、2030 年モデルプラントでは当該供給価格上限額の算定における想定値を基本的に用いる。

資
本
費

人件費

運
転
維
持
費
燃
料
費

価
格
変
動
要
因

修繕費
諸費
業務分担費
（一般管理費）

技術革新・
量産効果

〇廃棄費用の見直し・2030 年 資本費のうち施工費の 70％⇒10.7 万円/kW○運転維持費の低下・2030 年 1.84 万円/kW

・建設費は、供給価格上限額を算定するにあたり想定した資本費（51.2 万円/kW）（資本費には廃棄費用を含まない）から、陸上変電所より電力系統連系点側の範囲について要する接続費を考慮する観点から接続費の一部として追加的に考慮されている額（0.5 万円/kW）を除いたもの。
・廃棄費用は、国際的な認証機関である DNV-GL が着床式洋上風力の撤去費用として試算した海洋における施工費の 70％を使用する。
・運転維持費は、供給価格上限額の算定における想定値。

〇設備利用率の向上・2030 年 33.2％
燃料費上昇率・設備利用率は、供給価格上限額の算定における想定値。

－

6

３．地熱発電
諸元のベース

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）、調達価格等算定委員会等

モデルプラントの規模（出力）

３万 kW

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）と同規模を想定

設備利用率

○83％

2012 年度から 2020 年度までの調達価格の算定における想定値（所内率を考慮する前の値）

稼働年数

○50 年
○40 年
○30 年

2011 年コスト等検証委員会報告書以降、想定される稼働年数に大きな変化はないと考えられるため、当時実績を踏まえて設定した年数を想定。

建設費79 万円/kW⇒237 億円

2012 年度から 2020 年度までの調達価格における想定値

設備の
廃棄費用

建設費の５％IEA/OECD NEA “Projected Costs of Generating Electricity 2020 Edition” (2020)で用いられている廃棄費用の一般値を使用。（調達価格の算定でも同様の考え方を採用。）

3.3 万円/kW/年

2012 年度から 2020 年度までの調達価格の算定における想定値

初年度価格

－

蒸気供給事業者が地熱発電事業者に燃料として蒸気を供給する場合は、有価証券報告書に燃料費が計上されることになるが、ここでは、蒸気供給と発電を同一の事業者が行うケースをモデルプラントとして想定。この場合、地下から採取する熱水・蒸気が燃料のため、燃料費は計上していない。

所内率

11％

2012 年度から 2020 年度までの調達価格の算定における想定値

燃料諸経費

－

－

技術革新・
量産効果

－

発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果を、モデルプラントとしては想定していない。

燃料費上昇率－地下から採取する熱水・蒸気が燃料のため、燃料費は計上していない。

資
本
費

人件費

運
転
維
持
費

燃
料
費

価
格
変
動
要
因

修繕費
諸費
業務分担費
（一般管理費）

7

４（１）中水力
諸元のベース

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）、調達価格等算定委員会、再エネ特措法施行規則に基づく定期報
告等

モデルプラントの規模（出力）5,000kW

調達価格等算定委員会において、1,000kW 以上 5,000kW 未満、5,000kW 以上
30,000kW 未満の区分等を設定していることを踏まえて設定。

設備利用率

○60％

調達価格等算定委員会における設備利用率の分析より、1,000kW 以上 5,000kW
未満、5,000kW 以上 30,000kW 未満の区分等の平均値・中央値の水準（データ
取得期間：2019 年６月～2020 年５月。）

稼働年数

○60 年
○40 年

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）と同じ稼働年数を設定。

33 ～ 90 万 円/kW⇒ 17 ～ 45 億円

調達価格等算定委員会における資本費（新設）の分析より、 1,000kW 以上
5,000kW 未満、5,000kW 以上 30,000kW 未満の区分等の平均値・中央値の水準（接続費用については、建設費（資本費）からの切り分けが困難であるため、接続費用を含む）（2020 年９月 23 日までに報告された定期報告を対象に分析。）

建設費の５％IEA/OECD NEA “Projected Costs of Generating Electricity 2020 Edition” (2020)で用いられている廃棄費用の一般値を使用。（調達価格の算定でも同様の考え方を採用。）

建設費

資
本
費
設備の廃棄費用
人件費

運
転
維
持
費
燃
料
費
価
格
変
動
要
因

修繕費

1.0～2.1 万円/kW/年

調達価格等算定委員会における運転維持費の分析より、1,000kW 以上 5,000kW
未満、5,000kW 以上 30,000kW 未満の区分等の平均値・中央値の水準（2020 年
９月 23 日までに報告された定期報告を対象に分析。）

0.4％

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）及び調達価格等算定委員会より

技術革新・
量産効果

－

発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果を、モデルプラントとしては想定していない。

燃料費上昇

－

－

CO2 対策費用

－

－

諸費
業務分担費
（一般管理費）
所内率

8

４（２）小水力
諸元のベース

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）、調達価格等算定委員会、事業者ヒアリング等

モデルプラントの規
模（出力）

200kW

設備利用率

○60％

稼働年数

○40 年
○30 年

石炭火力、ＬＮＧ火力、石油火力と同様の数値を記載。事業者ヒアリングによると、一般的に想定される稼働年数との大きな違いはない。

建設費80 ～ 100 万 円/kW⇒1.6～2.0 億円

調達価格の算定で想定している資本費（接続費用については、建設費（資本費）
からの切り分けが困難であるため、接続費用を含む）

設備の
廃棄費用

建設費の５％IEA/OECD NEA “Projected Costs of Generating Electricity 2020 Edition” (2020)で用いられている廃棄費用の一般値を使用。（調達価格の算定でも同様の考え方
を採用。）

人件費

700 万円／年

修繕費

3％／ 年（建設費における比
率）

資
本
費

運
転
維
持
費

燃
料
費
価
格
変
動
要
因

諸費

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）と同規模を想定
調達価格等算定委員会より調達価格の算定における想定値

業務分担費（一般管理費）

14％／年（直接費における比
率）

初年度価格

－

－

所内率

－

－

燃料諸経費

－

－

技術革新・
量産効果

－

発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果を、モデルプラントとしては想定していない。

燃料費上昇率－－9

５（１）バイオマス（木質専焼）
諸元のベース

発電コスト検証ＷＧ（2015 年）、調達価格等算定委員会等

モデルプラント規模（出力）5,700kW

調達価格等算定委員会（バイオマス（未利用材（2,000kW 以上））区分）と同規模と想定

設備利用率

○87％

調達価格の算定における想定値（稼働日も考慮した値。ただし、所内率は考慮する前の値。）

稼働年数○40 年 ○30 年 ○20 年

石炭火力、ＬＮＧ火力、石油火力と同様の数値を記載。

39.8 万円/kW⇒22.7 億円

調達価格の算定で想定している資本費から接続費用７千万円を除いた
もの

建設費

資
本
費

設備の廃棄費
用

建設費の５％IEA/OECD NEA “Projected Costs of Generating Electricity 2020
Edition” (2020) で用いられている廃棄費用の一般値を使用。（調達価格の算定でも同様の考え方を採用。）

人件費

運
転
維
持
費

修繕費
2.7 万円/kW/年

調達価格の算定における想定値

12,000 円/ｔ

調達価格の算定における想定値－

未利用間伐材については、今後、効率的な供給システムの構築などにより収集・運搬コストの低減が期待される一方で、発電目的での木材需要の増加がコスト増要因となることから、全体では燃料費は横ばいと想定。

60,000t/年

調達価格の算定における想定値

16％

調達価格の算定における想定値

燃料諸経費

750 円/ｔ

調達価格の算定における想定値

技術革新・量産効果－

固定価格買取制度開始から現時点までの燃料費は横ばいで推移していることから、発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果は想定していない。

－

未利用間伐材については、今後、効率的な供給システムの構築などにより収集・運搬コストなどの低減が期待される一方で、固定価格買取制度開始から現時点までの燃料費は横ばいで推移していることから、
モデルプラントでは横ばいと想定。

諸費
業務分担費
（一般管理費）
初年度価格

燃料費上昇率

燃
料
費

必要燃料量
所内率

価
格
変
動
要
因

燃料費上昇率10

５（２）バイオマス（石炭混焼）
諸元のベース

発電コスト検証ＷＧ（2021 年）、石炭火力のモデルプラント、調達価格等算定委員会等

モデルプラント規模（出力）70 万 kW

資
本
費

運
転
維
持
費

設備利用率

○80％ ○70％○60％ ○50％
○10％

稼働年数

○40 年
○30 年

石炭火力、ＬＮＧ火力、石油火力と同様の数値を記載。

建設単価＋1.1 万円/ｋW

発電コスト検証ＷＧ（2021 年）より。既存の石炭火力発電所（建設単価：24.4
万円/kW）において、バイオマス燃料を混焼するために必要となる追加コスト（混焼施設整備費）を計上されたもの。

設備の廃棄
費用

建設費の５％

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。

人件費

4.4 億円/年

石炭火力のモデルプラント（70 万 kW）においてバイオマス燃料を混焼することから、石炭火力の数値を引用。

修繕費2.4％／年（建設費における比率）

石炭火力のモデルプラント（70 万 kW）においてバイオマス燃料を混焼することから、石炭火力の数値を引用。

諸費2.2％／年（建設費における比率）

石炭火力のモデルプラント（70 万 kW）においてバイオマス燃料を混焼することから、石炭火力の数値を引用。

12.2％／年（直接費における比率）

石炭火力のモデルプラント（70 万 kW）においてバイオマス燃料を混焼することから、石炭火力の数値を引用。

12,000 円/t

調達価格等算定委員会より。

燃料費上昇
率

－

未利用間伐材については、今後、効率的な供給システムの構築などにより収集・運搬コストなどの低減が期待される一方で、固定価格買取制度開始から現時点までの燃料費は横ばいで推移していることから、モデルプラントでは横ばいと想定している。

燃料発熱量

13.21ＭＪ/kg

バイオマス燃料（木材）の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用するエネ
ルギー源別標準発熱量及び炭素排出係数（2020 年１月改訂）。）

熱効率

43.5％

石炭火力のモデルプラント（70 万 kW）においてバイオマス燃料を混焼することから、石炭火力の数値を引用。

所内率

5.5％

石炭火力のモデルプラント（70 万 kW）においてバイオマス燃料を混焼することから、石炭火力の数値を引用。

燃料諸経費

石炭分：2,000 円／ｔ
バイオマス分：750円/ｔ

混焼率に合わせて、石炭火力の燃料諸経費とバイオマスの燃料諸経費を計
上。

技術革新・
量産効果

－

混焼にかかる追加的経費について、発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果は想定していない。

－

バイオマス燃料については、今後、効率的な供給システムの構築などにより収集・運搬コストなどの低減が期待される一方で、固定価格買取制度開始から現時点までの燃料費は横ばいで推移していることから、モデルプラントでは横ばいと想定している。

業務分担費
（一般管理
費）

初年度価格

燃
料
費

価
格
変
動
要
因

石炭火力のモデルプラント（70 万 kW）において、バイオマス燃料を混焼すると
して設定。

燃料費上昇
率

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

11

６．石炭火力
諸元のベース

モデルプラントの規
模（出力）

資
本
費

運
転
維
持
費

燃
料
費

価
格
変
動
要
因

直近 2 年間に稼働した発電所（サンプルプラント、４基）のデータ、関連事業者へのインタビュー※サンプルプラント（名称,定格出力,運開年）㈱常陸那珂ジェネレーション常陸那珂共同火力 60 万 kW2021 年、電源開発(株) 竹原新 1 号 60 万
kW 2020 年、東北電力(株)能代 3 号 60 万 kW 2020 年、九州電力(株)松浦 2 号 100 万 kW 2019 年
70 万ｋW

サンプルプラントの出力の平均値

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○10％

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

稼働年数

○40 年
○30 年

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

建設費24.4 万円／kW

発電所の建設費用。モデルプラントについては、１サイトに複数基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（リプレイスの場合も含まれる）。

設備の廃棄費
用

建設費の５％

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。

人件費

4.4 億円／年

発電プラントの運転に要する人件費。給料手当や厚生費、退職給与金などが含まれる。サンプルプラントの平均値。

修繕費

2.4％／年（建設費における比率）

発電に要する設備を通常の利用条件を維持するための点検、修理費用
を稼働年数を通じた平均値として計上。サンプルプラントの平均値。

諸費2.2％／年（建設費における比率）

廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費、損害保険料、雑給、雑税など。サンプルプラントの平均値。

業務分担費（一般管理費）

12.2％／年（直接費における比率）

電気事業全般に関連する費用（本社などの人件費、修繕費、諸費のうち）を、当該発電事業に係る費用として分配したもの。サンプルプラントの平
均値

初年価格

108.58$／t（0.004 $/MJ）

一般炭全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均

燃料発熱量

26.08MJ／kg（LHV：24.80MJ／kg)

輸入一般炭の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

熱効率

43.5％

HHV、発電端における数値。サンプルプラントの平均値。

所内率

5.5％

発電所内で使用する電力量の発電電力量に占める割合。サンプルプラン
トの平均値。

燃料諸経費

2,000 円／ｔ
（0.077 円/MJ）

石油石炭税、輸入手数料、内航運賃、コールセンター利用料、荷揚役料など。各社の直近実績の平均。

技術革新○発電効率の上昇
・2020 年 43.5％・2030 年 50％

現状においては熱効率 43.5％の超々臨界圧発電設備（USC）が実用化されているが、現在、さらなる熱効率向上に向けて、石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ）の技術実装が始められていることから、2030 年のモデルプラントにおいて、IGCC の建設費や約 50%の発電効率等を見込んでコストを試算。

燃料費変動

・IEA STEPS

初年価格を上記のとおり 108.58$／t とし、次年度以降については IEA「World Energy Outlook 2020」の STEPS の価格トレンドを適用。

・IEA STEPSSTEPS シナリオにおいては、2020～2040 年は EU シナリオの価格、2040～2070 年はそのトレンドの延長（対数回帰）とし、SDS シナリオにおいては、2020～2040 年は EU シナリオの価格、 2040～2070 年はそれらのトレ
ンドの延長（対数回帰）とする。また、2019 年価格は欧州の代表的な排出量取引市場の 2019 年平均価格とし、線形補完する。

CO2 対策費用

12

７．ＬＮＧ火力

諸元のベース

モデルプラントの規
模（出力）

資
本
費

運
転
維
持
費

燃
料
費

85 万 kW

サンプルプラントの出力の平均値

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○40％ ○30％○10％

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

稼働年数

○40 年
○30 年

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

建設費16.1 万円／kW

発電所の建設費用。モデルプラントについては、1 サイトに複数基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（リプレイスの場合も含まれる）。

設備の廃棄費
用

建設費の５％

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。

人件費

6.2 億円／年

発電プラントの運転に要する人件費。給料手当や厚生費、退職給与金などが含まれる。サンプルプラントの平均値。

修繕費

2.4％／年（建設費における比率）

発電に要する設備を通常の利用条件を維持するための点検、修理費用を稼働年数を通じた平均値として計上。サンプルプラントの平均値。

諸費

1.1％／年（建設費における比率）

廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費、損害保険料、雑給、雑税など。サンプルプラントの平均値。

業務分担費（一般管理費）

12.0％／年（直接費における比率）

事業の全般的な管理業務に要する費用（本社などの人件費、修繕費、諸費）を、当該発電事業に係る費用として分配したもの。サンプルプラントの平均値

初年価格512.99 $／t（0.009 $／MJ）

ＬＮＧ全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均

燃料発熱量54.70 MJ／kg（ LHV ： 49.84MJ ／kg)

輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

熱効率

54.5％

HHV、発電端における数値。サンプルプラントの平均値。

所内率

2.3％

発電のために発電所内で使用する電力量が発電電力量に占める割合。サンプ
ルプラントの平均値。

燃料諸経費

技術革新

価
格
変
動
要
因

直近 3 年間に稼働した発電所（サンプルプラント、４基）のデータ、関連事業者へのインタビュー※サンプルプラント（名称,定格出力,運開年）
北海道電力(株)石狩湾新港１号系列 57 万 kW 2019 年、北陸電力(株)富山新港 422 万 kW 2018
年、 (株)JERA 西名古屋火力発電所１号 119 万 kW 2019 年、(株)JERA 西名古屋火力発電所 2 号
119 万 kW 2018 年

燃料費変動

CO2 対策費
用2,800 円／t
（0.051 円／MJ）○発電効率の上昇・2020 年 54.5％・2030 年 57％
・IEA STEPS

石油石炭税、輸入手数料、荷揚役料、気化費用など。各社の直近実績の平均。
現状においては熱効率 54.5％の 1500℃級ガスタービンが実用化されているが、今後、1700℃級ガスタービンの技術開発を進めることにより、2030 年までには熱効率を 57％まで向上させることを目指している。

・IEA STEPSSTEPS シナリオにおいては、2020～2040 年は EU シナリオの価格、2040～2070
年はそのトレンドの延長（対数回帰）とし、SDS シナリオにおいては、2020～
2040 年は EU シナリオの価格、 2040～2070 年はそれらのトレンドの延長（対数回帰）とする。また、2019 年価格は欧州の代表的な排出量取引市場の 2019
年平均価格とし、線形補完する。

初年価格を上記のとおり$512.99$／t に単位換算し、次年度以降については
IEA 「World Energy Outlook 2020」の STEPS の価格トレンドを適用。

13

８．石油火力

諸元のベース

モデルプラントの規
模（出力）

資
本
費

運
転
維
持
費

燃
料
費

40 万 kW

サンプルプラントの出力の平均値

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○30％ ○20％○10％

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

稼働年数

○40 年
○30 年

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定

建設費20 万円／kW

発電所の建設費用。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（リプレイスの場合も含まれる）。

設備の廃棄費
用

建設費の５％

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。

人件費

1.9 億円／年

発電プラントの運転に要する人件費。給料手当や厚生費、退職給与金などが含まれる。サンプルプラントの平均値。

修繕費

1.8％／年（建設費における比率）

発電に要する設備を通常の利用条件を維持するための点検、修理費用を稼働年数を通じた平均値として計上。サンプルプラントの平均値。

諸費0.9％／年（建設費における比率）

廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費、損害保険料、雑給、雑税など。サンプルプラントの平均値。

業務分担費（一般管理費）

9.3％／年
（直接費における比率）

事業の全般的な管理業務に要する費用（本社などの人件費、修繕費、諸費）を、当該発電事業に係る費用として分配したもの。サンプルプラントの平均値

初年価格66.82 $／bbl（0.01$／MJ）

原油全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均

燃料発熱量41.63MJ／ｌ（LHV：39.52MJ／ｌ)

発電用Ｃ重油の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

熱効率

39％

HHV、発電端における数値。サンプルプラントの平均値。

所内率

4.8％

発電のために発電所内で使用する電力量が発電電力量に占める割合。サンプ
ルプラントの平均値。

燃料諸経費

技術革新

価
格
変
動
要
因

1987 年以降に運転開始した発電所のデータ（サンプルプラント、1999 年試算時と同一の４基。燃料費、CO2 対策費を変動。）、関連事業者へのインタビュー。
※サンプルプラント（名称,定格出力,運開年）
中部電力(株)尾鷲三田３号 50 万 kW 1987 年、関西電力(株) 宮津１号 37.5 万 kW 1989 年、関西電力(株)宮津２号 37.5 万 kW 1989 年、北海道電力(株)知内２号 35 万 kW 1998 年

燃料費変動

CO2 対策費
用7,600 円／kl
（0.185 円/MJ）○発電効率の上昇・2020 年 39％・2030 年 48％
・IEA STEPS

石油石炭税、内航運賃、荷揚役料、タンク管理費、精製・脱硫費用など。各社の直近実績の平均。

・IEA STEPSSTEPS シナリオにおいては、2020～2040 年は EU シナリオの価格、2040～2070
年はそのトレンドの延長（対数回帰）とし、SDS シナリオにおいては、2020～2040
年は EU シナリオの価格、 2040～2070 年はそれらのトレンドの延長（対数回帰）とする。また、2019 年価格は欧州の代表的な排出量取引市場の 2019 年平均価格とし、線形補完する。

米国 DOE が発表している最新型の石炭火力とＬＮＧ火力のデータベースに基づき、超臨界圧の石油火力発電が実現した場合の石油火力の発電効率を推定。
初年価格を上記のとおり$66.82/bbl とし、次年度以降については IEA 「World
Energy Outlook 2020」の STEPS の価格トレンドを適用。

14

９.分離回収付石炭火力【石炭課】

諸元のベース

モデルプラントの規
模（出力）

資
本
費

運
転
維
持
費

燃
料
費

70 万ｋW

石炭火力と同様の数字を使用。

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○10％石炭火力と同様の数字を使用。

稼働年数

○40 年
○30 年

石炭火力と同様の数字を使用。

建設費31.3 万円／kW

発電所の建設費用。（石炭火力と同様の数字を使用。）。
分離回収施設の建設については、基本となるプラントの設備費を基に
CO2 回収量に応じて、スケールアップ則（0.6 乗則）で算出。

設備の廃棄費
用

建設費の５％

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。（石炭火力と同様の数字を使用。）

人件費

4.4 億円／年

石炭火力と同様の数字を使用。分離回収施設に係る人件費は、発電所運用と一体とみなし、個別には考慮しない。

修繕費2.4％／年（建設費における比率）

発電プラントについては石炭火力と同様の想定を置き、分離回収施設の修繕費についても同様の数字を適用。

諸費

2.2％／年（建設費における比率）

発電プラントについては石炭火力と同様の想定を置いたうえで、分離回収施設については、吸収液費、消耗品費を考慮し、同様の数字を使用。

業務分担費（一般管理費）

12.2％／年（直接費における比率）

石炭火力と同様の想定を置いたうえで、分離回収施設については、人件費と同様に発電所運用と一体とみなし、個別には考慮しない。

初年価格

108.58$／t（0.004 $/MJ）

一般炭全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均を基に IEA の新政策シナリオ
から算出。

燃料発熱量

26.08MJ／kg（LHV：24.80MJ／kg)

輸入一般炭の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

39.8％

石炭火力と同様の想定を置いた上で、CO2 分離回収のための抽気による発電ロスを考慮。（CO2 分離回収なしの場合は 43.5%）

9.0％

発電所内で使用する電力量については、石炭火力と同様の想定を置いたうえで、分離回収施設に必要な消費電力を加え、算出。（CO2 分離回
収なしの場合は 5.5%）

燃料諸経費

2,000 円／ｔ
（0.077 円/MJ）

石油石炭税、輸入手数料、内航運賃、コールセンター利用料、荷揚役料など。各社の直近実績の平均。

技術革新○発電効率の上昇
・2030 年 50％石炭火力と同様の数字を使用。

燃料費変動

・IEA STEPS・IEA SDS

CO2 輸送・貯留費用

・CO2 輸送・貯留コストにおける試算。（別添資
料参照）

熱効率

所内率

価
格
変
動
要
因

平成 17～19 年度二酸化炭素固定化・有効利用技術等対策事業「二酸化炭素地中貯留技術研究開発」成果報告書および平成 20～24 年度革新的ゼロエミッション石炭ガス化発電プロジェクト発電から CO2 貯留までのトータルシステムのフィジビリティー・スタディー「全体システム評価」成果報告書の計算方法をベースに、関連事業者へのインタビューをもとに算出。スケールアップ則を用いて、6．
石炭火力と同様の性能・規模の発電プラントを想定

石炭火力と同様の数字を使用。

CO2 輸送、貯留費用については、設計規模に応じて CO2 輸送・貯留の費用を試算し、CO2 処理量に応じてコスト案分することを想定。分離回収できなかった CO2 及び輸送・貯留時に排出される CO2 については、CO2 対策費用と同様の計算方法を用いる。

15

１０．分離回収付石炭火力（ＩＧＣＣ）【石炭課】
諸元のベース

50 万ｋW

関連事業者へのインタビュー(参考) 福島復興電源プラント勿来 54.3 万 kW
大崎クールジェン 16.6 万 kW

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○10％石炭火力と同様の数字を使用。

稼働年数

○40 年
○30 年

石炭火力と同様の数字を使用。

建設費36.6 万円／kW

発電所（酸素吹 IGCC）と CO2 分離回収施設の建設費用。
基本となるサンプルプラントの設備費を基にスケールアップ則（0.6 乗則等）で算出。

設備の廃棄費
用

建設費の５％

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。（石炭火力と同様の数字を使用。）

人件費

4.4 億円／年

石炭火力と同様の数字を使用。分離回収施設に係る人件費は、発電所運用と一体とみなし、個別には考慮しない。

修繕費2.4％／年（建設費における比率）

石炭火力と同様の数字を使用。

諸費

2.2％／年（建設費における比率）

石炭火力と同様の数字を使用。

業務分担費（一般管理費）

12.2％／年（直接費における比率）

石炭火力と同様の数字を使用。

初年価格

88.71$／t（0.004 $/MJ）

一般炭全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均を基に IEA の新政策シナリオに IGCC 用燃料価格と石炭火力（USC）用燃料価格との比率を考慮して算
出

燃料発熱量

22.61MJ／kg

関連事業者へのインタビュー

熱効率

48.5％

HHV、発電端における数値。基本となるサンプルプラントのデータ等を基に作成。（CO2 分離回収なしの場合は 52.9%）

所内率

17.5％

基本となるサンプルプラントのデータ等を基に作成。
（CO2 分離回収なしの場合は 13,7%）

燃料諸経費

2,000 円／ｔ
（0.088 円/MJ）

石炭火力と同様の数字を使用。石油石炭税、輸入手数料、内航運賃、コールセンター利用料、荷揚役料など。

技術革新

－

－

燃料費変動

・IEASTEPS
・IEASDS

石炭火力と同様の数字を使用。

CO2 輸送・貯留費用

・CO2 輸送・貯留コストにおける試算。（別添資料参照）

CO2 輸送、貯留費用については、設計規模に応じて CO2 輸送・貯留の費用を試算し、CO2 処理量に応じてコスト案分することを想定。分離回収できなかった CO2 及び輸送・貯留時に排出される CO2 については、CO2 対策費用と同様の計算方法を用いる。

モデルプラントの規
模（出力）

資
本
費

運
転
維
持
費

燃
料
費

価
格
変
動
要
因

現在実証事業中のプラント（ＣＯ２分離回収型酸素吹ＩＧＣＣ）のデータ等を基に作成。
※サンプルプラント（名称,定格出力）
大崎クールジェン 16.6 万 kW

16

１１.分離回収付ＬＮＧ火力【地球室】

諸元のベース

モデルプラントの規
模（出力）

資
本
費

運
転
維
持
費

燃
料
費

85 万 kWLNG と同様の数字を使用。

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○40％ ○30％○10％

LNG と同様の数字を使用。

稼働年数

○40 年
○30 年

LNG と同様の数字を使用。

建設費21.6 万円／kW

発電所の建設費用。（LNG 火力と同様の数字を使用。）。
分離回収施設の建設については、基本となるプラントの設備費を基に CO2 回
収量に応じて、スケールアップ則（0.6 乗則）で算出。

設備の廃棄費
用

建設費の５％

OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)の試算において各国から特段の廃棄費用データがない場合の値を使用。

人件費

6.2 億円／年

LNG 火力と同様の数字を使用。分離回収施設に係る人件費は、発電所運用と一体とみなし、個別には考慮しない。

修繕費2.4％／年（建設費における比率）

発電プラントについては LNG 火力と同様の想定を置いたうえで、分離回収施設についても同様の数字を適用。

諸費

1.1％／年（建設費における比率）

発電プラントについては LNG 火力と同様の想定を置いたうえで、分離回収施設については、吸収液費、消耗品費を考慮し、同様の数字を使用。

業務分担費（一般管理費）

12.0％／年（直接費における比率）

LNG 火力と同様の想定を置いたうえで、分離回収施設については、人件費と同様に発電所運用と一体とみなし、個別には考慮しない。

初年価格

512.99 $／t（0.009 $／MJ）

ＬＮＧ全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均を基に IEA の新政策シナリオから算
出。

燃料発熱量

54.70 MJ／kg（ LHV ： 49.84MJ ／kg)

輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

52.3％

LNG 火力と同様の想定を置いた上で、CO2 分離回収のための抽気による発電ロスを考慮。（CO2 分離回収なしの場合は 54.5%）

4.7％

発電所内で使用する電力量については、LNG 火力と同様の想定を置いたうえで、分離回収施設に必要な消費電力を加え、算出。（CO2 分離回収なしの場合
は 2.3%）

熱効率

所内率

燃料諸経費
技術革新

価
格
変
動
要
因

平成 17～19 年度二酸化炭素固定化・有効利用技術等対策事業「二酸化炭素地中貯留技術研究開発」成果報告書および平成 20～24 年度革新的ゼロエミッション石炭ガス化発電プロジェクト発電からCO2 貯留までのトータルシステムのフィジビリティー・スタディー「全体システム評価」成果報告書の計算方法をベースに、関連事業者へのインタビューをもとに算出。スケールアップ則を用いて、7．
LNG 火力と同様の性能・規模の発電プラントを想定。

燃料費変動

CO2 輸送・貯留費用

2,800 円／t
（0.051 円／MJ）○発電効率の上昇・2030 年 57％
・IEA STEPS・IEA SDS

石油石炭税、輸入手数料、荷揚役料、気化費用など。各社の直近実績の平均。

・CO2 輸送・貯留
コスト にお ける 試
算。（別添資料参照）

CO2 輸送、貯留費用については、設計規模に応じて CO2 輸送・貯留の費用を試算し、CO2 処理量に応じてコスト案分することを想定。分離回収できなかった
CO2 及び輸送・貯留時に排出される CO2 については、CO2 対策費用と同様の計算方法を用いる。

LNG と同様の数字を使用。

LNG と同様の数字を使用。

17

（参考）CO2 輸送・貯留コスト【地球室】【共通事項】

諸元のベース

平成 17～19 年度二酸化炭素固定化・有効利用技術等対策事業「二酸化炭素地中貯留技術研究開発」成果報告書および平成 20～24 年度革新的ゼロエミッション石炭ガス化発電プロジェクト発電からCO2 貯留までのトータルシステムのフィジビリティー・スタディー「全体システム評価」成果報告書の計算方法をベースに、「苫小牧における CCS 大規模実証試験 30 万トン圧入時点報告書」や事業者へのヒアリングを参考に算出。
CO2 輸送については、海外等で実績のある 20～200km の陸上パイプライン、貯留・モニタリングでは、既に苫小牧における CCUS 実証での実施事例のある陸域から海底下への貯留を想定して試算。

CO2 輸送・貯留量（二酸化炭素量）○発電所からの分離回収した CO2
量 （ 151 万 ト ン 、
184 万トン、285 万トン）〇300 万トン〇500 万トン〇1000 万トン

様々な排出源からの CCS を想定し、比較のために複数条件を設定。また、発電所から分離回収量した CO2 の量に応じた形での設計も検討（分離回収付石
炭：285 万トン、分離回収付 LNG：151 万トン、分離回収付 IGCC：184 万トン）

輸送距離

陸域パイプライン
〇20km
〇50km
〇100km〇150km〇200km

海外で実施事例のある陸域パイプラインでの輸送を想定。排出源と貯留地の地理関係にもよるため、複数条件を設定。

稼働年数

○40 年
※圧入井については、20 年で更新を想定

輸送設備は 40 年
貯留設備（圧入ポンプ・圧入井・建屋）は、石油生産設備において 20 年～30 年程度で計画することが多いことから、20 年での更新を想定（エンジニアリング会
社へのヒアリング結果）。
また、圧入井 1 本あたりの圧入レートは、地層条件により異なるが、50 万
tCO2/年を想定。（苫小牧総括報告書の成果など）【輸送費用】

昇圧

資
本
費

建
設
費

パ
イ
プ
ラ
イ
ン

設備の廃棄
費用

〇151 万トン〇184 万トン〇285 万トン〇300 万トン〇500 万トン〇1000 万トン

87 億円
98 億円
129 億円 輸送用圧縮機の出口圧力を 10MPa として、圧縮機動力を算出。さらに圧134 億円 縮機動力に基づくコストデータ(上述報告書等)から設備費用を算出。
184 億円
284 億円
20 ㎞
50 ㎞
100 ㎞
150 ㎞
200 ㎞

〇151 万トン

47 億円

123 億円

271 億円

443 億円

590 億円〇184 万トン

47 億円

136 億円

295 億円

443 億円〇285 万トン

54 億円

148 億円

319 億円

479 億円〇300 万トン

54 億円

148 億円

319 億円

479 億円

590 億円 輸送量、輸送圧力、距離などから輸送に必要なパ
687 億円 イ プ ラ イ ン の 管 径 を 算出。さらに管径に基づくコ
687 億円 ス ト デー タ ( 上述 報 告 書等)から設備費を算出。

〇500 万トン

59 億円

160 億円

344 億円

552 億円

784 億円〇1000 万トン

69 億円

196 億円

416 億円

660 億円

929 億円

―

考慮せず。

18

3.0％／年
運 修繕費・人件（建設費におけ 輸送設備（圧縮機）、パイプラインともに建設費の 3.0%と想定。
転
費
費維
る比率）
持

燃
料 昇圧電気代
費

技術的要因

価
格
変
動
要
因

規制

輸送方法

〇151 万トン〇184 万トン〇285 万トン〇300 万トン〇500 万トン〇1000 万トン

11 億円/年
13 億円/年
20 億円/年
21 億円/年
35 億円/年
71 億円/年

輸送用圧縮機の出口圧力を 10MPa として、圧縮機動力を算出。電気代は外部電源（電気代 10 円/kWh、CO2 排出係数
0.37kg-CO2/kWh）と想定し、算出。

一般的に、同じ量、同じ距離を輸送する場合、高圧輸送の方がパイプラインの管径が輸送圧力の高 小さくなり、建設費等の低減が期待できる。本試算では、CO2 の二相流（気相と液相が圧化混合した状態。4MPa～9MPa）を避けた 10MPa での高圧輸送を適用した。（国内での高圧輸送の実績は 7MPa 程度まで）。
輸送距離は排出源と貯留地の地理関係にもよるが、海底パイプライン、船舶輸送などの海域輸送も存在。

【貯留費用】

建設費

資
本
費
廃坑費用

運
転
維
持
費

燃
料
費

修繕費／
人件費／
諸費

圧入電気
代

事前

調
査
費
運転中

〇151 万トン〇184 万トン〇285 万トン〇300 万トン〇500 万トン〇1000 万トン
〇151 万トン〇184 万トン〇285 万トン〇300 万トン〇500 万トン〇1000 万トン
陸上：2.0%（建設費における比率）〇151 万トン〇184 万トン〇285 万トン〇300 万トン〇500 万トン〇1000 万トン
〇151 万トン〇184 万トン〇285 万トン〇300 万トン〇500 万トン〇1000 万トン
〇151 万トン〇184 万トン〇285 万トン

114 億円
117 億円
160 億円
162 億円
251 億円
527 億円
8 億円
8 億円
12 億円
12 億円
20 億円
40 億円

陸域から海域へ圧入する場合を想定し、掘削費、圧入ポンプ、建屋などの費用を算出。
掘削費は水深・掘削深度から調達するリグを選定し、費用を算出。機械設備等は貯留する CO2 量に応じたスケールアップ則（0.6乗則）で算出。

1 坑井あたり 2 億円と想定し、算出。

圧入設備運転・管理費として、陸上基地の場合、建設費における比率を 2.0%と想定。

0.3 億円/年
0.4 億円/年
0.6 億円/年
0.6 億円/年
1.0 億円/年
1.9 億円/年

34 億円
36 億円
40 億円
40 億円
45 億円
53 億円
414 億円
434 億円
482 億円圧入ポンプ出口圧力を 15MPa として、ポンプ動力を算出。電気代は 外 部 電 源 （ 電 気 代 10 円 /kWh 、 CO2 排 出 係 数 0.37kgCO2/kWh）と想定し、算出。

2 次元弾性波探査、3 次元弾性波探査、調査井、圧入井（圧入性能）、海域調査を各 1 回

3 次元弾性波探査は 5 年に 2 回実施（40 年間）、海域調査は毎
年四季ごとに 1 回実施（40 年間）。

19

閉鎖後

価
格
変
動
要
因

〇300 万トン〇500 万トン〇1000 万トン
〇151 万トン〇184 万トン〇285 万トン〇300 万トン〇500 万トン〇1000 万トン

488 億円
552 億円
651 億円
135 億円
142 億円
158 億円
160 億円
181 億円
213 億円

3 次元弾性波探査は 5 年に 2 回実施（20 年間）、海域調査は毎
年 1 回実施（20 年間）。

掘削技術（水平井）、圧入井の大口径化、マイクロバブル技術等による浸透率の向上。圧入井本数の低減による掘削費の低減が期待できる。

技術

圧入レート向上モニタリン
グ

関連法令の改正や計画変更などによるモニタリング方法・頻度・期間の見直し。

貯留場所・
方法

貯留地の地理条件・地層条件に応じて、陸域貯留、洋上基地（着底）、洋上基地（浮体）等の貯留タイプ
や、圧入井の掘削深度なども異なる。

20

１２．水素発電（混焼・専焼）
諸元のベース
モデルプラントの規
模（出力）

資
本
費

運
転
維
持
費

○85 万 kWLNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○40％ ○30％○10％

水素の調達量及び技術開発のスケジュールを踏まえ、比較のために複数条件
を設定

稼働年数

○40 年
○30 年

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

建設費16.1 万円／kW

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、IEA”The Future of Hydrogen”(2019)の試算と同様に、LNG 火力と同等と設定。

設備の廃棄費
用

建設費の５％

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

人件費

6.2 億円／年

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

修繕費2.4％／年（建設費における比率）

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

諸費

1.1％／年（建設費における比率）

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

業務分担費（一般管理費）

12.0％／年（直接費における比率）

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

初年価格

LNG：512.99＄/t（0.009＄/MJ）
ブルー水素：
3870＄/t
グリーン水素：5835＄/t

LNG：ＬＮＧ全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均
水素：2030 年時点でのブルー水素及びグリーン水素価格の見通しの平均（オーストラリア産、中東産）、IEA“The Future of Hydrogen” (2019)。

燃料発熱量

LNG：
54.70MJ/kg（ LHV ： 49.84MJ/
kg）
水素：
142 MJ／kg(LHV：120MJ／kg)

LNG：輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）
水 素 ： 財 団 法 人 日 本 自 動 車 研 究 所 ” 総 合 効 率 と GHG 排 出 の 分 析 報 告書”(2011)。

熱効率

54.5％

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

所内率

2.3％

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

燃料諸経費

混焼：2,685 円/t（0.046 円／MJ）
専焼：-

LNG：2800 円/t。LMG 火力と同様に設定。
水素は：初年価格の条件内として整理。
エネルギーベースでの水素 10％混焼は、重量ベースで約 4％混焼に相当。燃料諸経費は混焼分を控除。

技術革新○発電効率の上昇・2020 年 54.5％・2030 年 57％

LNG 火力への混焼もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

燃料費変動

・IEA STEPSLNG：LNG 火力への混焼を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。
水素：「燃料費」初年価格の条件内として整理。

燃
料
費

価
格
変
動
要
因

LNG 火力への混焼（エネルギーベースで 10%）もしくは、LNG 火力と同じ設備を使った水素専焼発電を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。

21

CO2 対策費
用・IEA STEPSLNG：LNG 火力への混焼を想定しているため、LNG 火力と同等と設定。
水素：ＩＥＡ”The Future of Hydrogen”(2019)の試算においては、製造源によらず発電時の CO2 対策費が計上されていない（スコープ３としての扱い）ため、追加
で CO2 対策費を計上しない。

22

１３．アンモニア混焼【資燃部政策課】（2030 年）

※2020 年の石炭火力の諸元表をベースに記載。

諸元のベース
モデルプラントの規
模（出力）

資
本
費

運
転
維
持
費

燃
料
費

価
格
変
動
要
因

2030 年時点では、石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。

70 万ｋW

石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○10％アンモニアの調達量及び技術開発のスケジュールを踏まえ、比較のために複数条件を設定

稼働年数

○40 年
○30 年

石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。

建設費24.4 万円／kW

石炭火力への混焼を想定しており、IEA”The Future of Hydrogen”(2019)の試算において受入設備等については燃料費に含まれていることを踏まえ、石炭火力と同等と設定。

設備の廃棄費
用

建設費の５％

石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。

人件費

4.4 億円／年

石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。

修繕費2.4％／年（建設費における比率）

石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。

諸費

2.2％／年（建設費における比率）

石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。

業務分担費（一般管理費）

12.2％／年（直接費における比率）

石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。

初年価格（石炭）108.58$／t（0.004 $/MJ）（アンモニア）452＄／t

石炭：一般炭全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均
アンモニア：2030 年時点でのブルーアンモニア価格の見通しの平均（オーストラリア産、中東産）、IEA“Future of Hydrogen” (2019)。

燃料発熱量（石炭）26.08MJ／kg（LHV：24.80MJ／kg)（アンモニア）22.5MJ／㎏

石炭：輸入一般炭の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）
アンモニア：US NIST 資料より。

熱効率

43.5％

石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。熱効率43.5％の超々臨界圧発電設備（USC）の石炭火力の利用を想定。

所内率

5.5％

石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。

燃料諸経費

1560 円／ｔ（0.062 円/MJ）

石炭：2000 円/t。石炭火力と同様に設定。
アンモニアは：初年価格の条件内として整理。
エネルギーベースでのアンモニア 20％混焼は、重量ベースで 22％混焼に相当。燃料諸経費は混焼分を控除。

技術革新○発電効率の上昇
・2030 年 43.5％

2030 年時点では、石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同
等と設定。

燃料費変動

・IEA STEPS・IEA SDS

石炭：石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。
アンモニア：「燃料費」初年価格の条件内として整理。

CO2 対策費用・IEA STEPS・IEA SDS

石炭：石炭火力への混焼を想定しているため、石炭火力と同等と設定。
アンモニア：ＩＥＡ”The Future of Hydrogen”(2019)の試算においては、製造源によらず発電時の CO2 対策費が計上されていない（スコープ３としての扱い）ため、追加で CO2 対策費を計上しない。

23

１４．原子力
諸元のベース

モデルプラント規模（出
力）
設備利用率

稼働年数

建設費

資
本
費

固定資産税率
廃止措置費用
人件費

運
転
維
持
費

120 万 kW

サンプルプラントの出力の平均値○80％ ○70％〇60%

比較のために複数条件を設定○60 年 ○40 年

40.0 万円/kW

発電所の建設費用。モデルプラントについては、１サイトに複数基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及び建設費工事費デフレータを考慮した補正を実施。東日本大震災を踏まえた追加的安全対策費用は含まれていない。サンプルプラントの平均値。

1.4％
750 億円サンプルプラントにおける最新の原子力発電施設解体引当金総見積額の１kW 当たりの平均値にモデルプラント出力を乗じたもの。

22.2 億円／年発電プラントの運転に要する人件費。給料手当や厚生費、退職給与金などが含まれる。サンプルプラントの平均値。

1.9％／年（建設費における比率）

発電に要する設備を通常の利用条件を維持するための点検、修理費用を一定の稼働年数を通じた平均値として計上。サンプルプラントの
平均値。

諸費

94.1 億円／年

廃棄物処理費、消耗品費、賃借料、委託費、損害保険料、雑給、核燃料税など。サンプルプラントの平均値。

12.8％／年（直接費における比率）

電気事業全般に関連する費用（本社などの人件費、修繕費、諸費のうち）を、当該発電事業に係る費用として分配したもの。サンプルプラントの平均値

1.68 円/kWh（フロント 0.97、バック 0.71）

使用済燃料全量を適切な期間貯蔵しつつ、再処理を行う現状を考慮したモデルで試算（現状モデル）。2015 年以降の事情変更を試算に反
映。

熱効率

35.1%

発電端における数値。サンプルプラントの平均値。

所内率

4.0％

発電所内で使用する電力量の発電電力量に占める割合。サンプルプ
ラントの平均値。

－（参考）モジュール工法等の先進的な建設工法による工期短縮等による資本コスト減少、事故耐性燃料・高燃焼度燃料等の次世代燃料技
術による出力向上、積層造形技術等の革新的製造技術を利用した部品供給の迅速化による設備利用率向上等の経済性の向上が見込まれる。

15 兆 6,808 億円（ 事故リスクへの対応のための損害想定額の下限値）

現時点で得られる定量的な情報から東京電力福島第一原子力発電所の事故損害額を最大限見積もり、モデルプラントに補正したもの。
※本来であれば、放射性物質拡散防止対策などの追加的安全対策を実施したことにより、損害費用は低減する可能性があることが、こうした効果は反映していない。
※東京電力改革・1F 問題委員会に提示された見通し、原子力災害からの福島復興の加速のための基本指針（2016 年 12 月閣議決定）、
新々・総合特別事業計画（2021 年４月変更認定）、財務省 HP 等を基に算出。

核燃料サイクル費用（フロン
トエンド＋バッ
クエンド）

2020
30

価
格
変年
動、
要
因年
の

原子炉等規制法における「運転期間延長認可制度」を踏まえ、40 年、60 年を設定。

修繕費

業務分担費
（一般管理費）

燃料
費

直近、運転開始した発電所（サンプルプラント、４基）のデータ、関連事業者へのインタビュー※サンプルプラント（名称,定格出力,運開年）
東北電力(株)東通１号 110 万 kW 2005 年、中部電力(株)浜岡５号 138 万 kW 2005 年、北陸電力(株)志賀２号 135.8 万 kW 2006 年、北海道電力(株)泊３号 91.2 万 kW 2009 年

技術革新・量
産効果

損害費用

24

追加的安全対策費用

原子力防災

備考

1,369 億円

現時点で原子力規制委員会に新規制基準適合審査を申請している
16
原発 27 基について、①電力会社に追加的安全対策費用の最新の見通しを聴取。②さらに精度向上のため、2021 年４月時点で再稼働済みであった５原発９基について、特に費用内訳を詳細に聴取し、モデルプ
ラントに補正。③その上で、これらの結果を反映した、申請済み原発の平均値。

－

政策的経費において整理【為替レート】将来にわたって不変と仮定。燃料費の試算時に使用。
【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）時の割合を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。
【直接費】人件費、修繕費、諸費の合計

１５（１）ガスコージェネレーション
諸元のベース
モデルプラントの規
模（出力）

資
本
費

6,000kW

直近のガスコージェネの導入実績調査（令和元年度実績）に基づく。

設備利用率○80％ ○70％○60％ ○50％○40％<参考情報>＊インタビュー事業者の実績平均：72.3％

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。

稼働年数

○30 年
○15 年（法定耐用年数）

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。

建設費14 万円／kW「分散型電源導入促進事業費補助金」に申請されたガスコージェネ
で、モデルプラントと同程度の容量の件名の平均値（関連事業者へのインタビューによる）設備の廃棄費
用

建設費の５％

各国において特段のデータがない場合の値として OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)が示した値を使用。

人件費（修繕費に含む）―

修繕費

1.0 万円／kW・年

インタビュー事業者の実績平均。各種点検、プラグ・潤滑油・その他必要部品交換、ｵｰﾊﾞｰﾎｰﾙ等が含まれる。運転時間毎の点検メニューがあり(2,000 時間毎、4,000 時間毎、8,000 時間毎など)、稼働年数を通じた平均値として１年当たりの値を計上。

諸費（修繕費に含む）―（計上せず）―

初年度
価格

512.99 $／t（0.009 $／MJ）

ＬＮＧ全日本通関ＣＩＦ価格の 2019 年平均（ＬＮＧ火力に同じ）。

燃料発
熱量54.70 MJ／kg（LHV：50.06MJ／kg)

輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量（LNG 火力に同じ）。

燃料諸経費

2,800 円／t
（0.051 円／MJ）

ＬＮＧ火力に同じ。

初年度
価格

55.14 円／m3

電力・ガス取引監視等委員会等の公開情報を用い、経過措置料金規制の供給区域（大手３事業者含む９事業者が対象）の工業用自由料
金の年間平均単価を算出。令和元年 1 月～12 月の原料価格が令和

運
転
維
持
費

業務分担費
（一般管理費）

燃料
費

直近５年間のガスコージェネの導入実績調査に基づく設備のデータ（関連事業者へのインタビューに
よる

Ｃ
Ｉ
Ｆ
価
格

地需
格価要

25

元年 5 月～令和 2 年 4 月の都市ガス料金に反映されることを考慮。

共
通

燃料発
熱量

45MJ／Nm3（HHV）

上記事業者が販売している都市ガスの代表的な標準燃料発熱量。

熱効率

発電効率：41.2％、熱回収効率：32.2％

HHV、発電端における数値。インタビュー事業者の実績平均。

所内率

2.3％

技術革新・量
産効果

価
格
変
動
要
因

○発電効率向上現状
発電効率：41.2％／熱回収効率：32.2％
2030 年 発電効率：43.0％／熱回収効率：30.4％（いずれも HHV）

インタビュー事業者の実績平均。
「NEDO 省エネルギー技術戦略 2016」の 2030 年目標値に対し、ガスエンジン及びガスタービンについては、各々の代表機種である 8MW 級と 30MW 級の設備の足下（2019 年）の効率に対し、平成 29 年度戦略的省エネルギー技術革新プログラム「コージェネレーション用革新的
高効率ガスエンジンの技術開発」の 2030 年の効率向上目標値を加算した。
（ガスエンジン・ガスタービンの発電効率）
現状
ガスエンジン：51.0％／ガスタービン：39.1％
2030 年 ガスエンジン：53％超／ガスタービン：42％超（いずれも LHV）
上記の発電効率向上の数値を、令和元年度のガスコージェネの導入
実績調査に基づくガスエンジン、ガスタービンのストックの容量比率
56：44（ガスエンジン合計 2989 万 kW、ガスタービン合計 2382 万 kW）
をそれぞれの効率に加重平均し、モデルプラントの発電効率及び熱回収効率を以下のとおり算出した。
（モデルプラントの発電効率・熱回収効率）
現状
発電効率：41.2％／熱回収効率：32.2％
2030 年 発電効率：43.0％／熱回収効率：30.4％（いずれも HHV）

燃料費上昇

・IEA 現行政策シナリオ
・IEA 新政策シナリオ

CO2 対策費用・IEA EU 現行政策シナリオ
・IEA EU 新政策シナリオ

ＣＩＦ価格については、LNG 火力に同じ。
需要地価格については、初年度価格の算定方法を踏まえ、原料価格（ＬＮＧ）がＣＩＦ価格と同様に変化した場合に想定される都市ガス料金を算出。
ＬＮＧ火力に同じ。
なお、排熱価値と合わせて、当該排熱価値を生み出す際に発生することが想定される CO2 対策費用も差し引くこととする。

26

１５（２）石油コージェネレーション
諸元のベース
モデルプラントの規模（出
力）

資
本
費

運
転
維
持
費

1500kW

事業者へのインタビュー結果から前回の実績を引用

設備利用率

○80％
○70％
○60％
○50％
○40％
<参考情報>＊インタビュー事業者の実績平均：36％

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。

稼働年数

○30 年
○ 15 年 （ 法 定 耐 用 年数）

実態を踏まえつつ、比較のために複数条件を設定。

建設費13 万円／kW

事業者へのインタビュー結果から前回の実績を引用

設備の廃棄費用

建設費の５％

各 国 に お い て 特 段 の デ ー タ が な い 場 合 の 値 と し て OECD/IEA“Projected Costs of Generating Electricity 2010 Edition”(2010)が示した値を使用。

人件費（修繕費に含む）―

修繕費

0.79 万円／kW・年

事業者へのインタビュー結果から前回の実績を引用

諸費（修繕費に含む）―（計上せず）―

初年度
価格

66.82 $／bbl（0.01$／MJ）

原油全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均（石油火力に同じ）。

燃料発
熱量

41.63MJ／ｌ（LHV：39.05MJ／ｌ)

石油火力に同じ。

燃料諸経費

7,600 円／kl
（0.185 円/MJ）

石油火力に同じ。

初年度
価格

92.35 円/l

2010 年から 2014 年における、石油製品価格調査の産業用価格（A重油）の平均値を踏まえ、原料価格（原油）が原油全日本通関ＣＩＦ
価格の 2014 年平均と同等、為替が 105.24 円/＄だと仮定した場合の A 重油価格として算出。

燃料発
熱量

HHV：38.90MJ/l（LHV：36.73MJ/l）

A 重油の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

熱効率

発電効率：32.9％、熱回収効率：22.7％

HHV、発電端における数値。事業者へのインタビュー結果から前回の実績を引用

所内率

3％

技術革新・量産効
果－

事業者へのインタビュー結果から前回の実績を引用
発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果を想定していない。（参考）ディーゼルエンジンの効率向上による発電効率の改善が期待される。
ＣＩＦ価格については、石油火力に同じ。
需要地価格については、初年度価格の算出方法を踏まえ、原料価
格（原油）がＣＩＦ価格と同様に変化した場合に想定されるＡ重油料金を算出。

業務分担費（一般
管理費）

ＣＩＦ価
格

燃
料
費

需要地
価格

共通

価
格
変
動
要
因

関連事業者へのインタビュー

燃料費上昇

・IEA 現行政策シナリオ
・IEA 新政策シナリオ

CO2 対策費用

・IEA EU 現行政策シ
ナリオ
・IEA EU 新政策シナリオ

石油火力に同じ。
なお、排熱価値と合わせて、当該排熱価値を生み出す際に発生することが想定されるＣＯ２対策費用も差し引くこととする。

27

１６．燃料電池
諸元のベース
モデルプラントの規模
（出力）

資
本
費

運
転
維
持
費

0.7kW

市販されている機器の標準的な出力

設備利用率○72.4％

事業者へのヒアリングによる数値。

稼働年数

○12 年

事業者へのヒアリングによる数値。

93.6 万円/kW

工事費込み。補助金における申請額の平均 100.5 万円/台（販売価格ベース）からガス給湯器（エコジョーズ）の販売価格を控除。

5.7 万円事業者へのヒアリングによる数値。

人件費（修繕費に含む）－

修繕費

0.79 万円／kW・年

事業者へのヒアリングによる数値。
メンテナンス費及び修理費の合算値。

諸費（修繕費に含む）

消耗品費など（計上せず）－

512.99＄/t（0.009＄/MJ）

ＬＮＧ全日本通関 CIF 価格の 2019 年平均

建設費
設備の廃棄費
用

業務分担費（一
般管理費）
初年度
価格

Ｃ
Ｉ
Ｆ
価
格

燃料
発熱量
燃料
諸経費

燃
料
費

需
要
地
価
格

共
通

価
格
変
動
要
因

エネファーム補助金のデータ、事業者へのヒアリング等から試算

54.70MJ/kg（LHV：49.84MJ/ kg）

輸入天然ガス(LNG)の標準発熱量。（総合エネルギー統計に適用する標準発熱量及び炭素排出係数一覧。）

2,800 円／t
（0.051 円／MJ）

石油石炭税、輸入手数料、荷揚役料、気化費用など。各社の直近実績
の平均。

初年度
価格

87.81 円／m3

大手ガス事業者４社の都市ガス料金の算定方法を踏まえ、原料価格（Ｌ
ＮＧ）がＬＮＧ全日本通関ＣＩＦ価格の 2019 年平均と同等、為替が 107 円/＄だと仮定した場合の都市ガス料金として算出。
なお、燃料電池においては、家庭用の都市ガス料金(エネファーム関係
小売料金メニューの従量単位料金)を踏まえて算出。

燃料
発熱量

45MJ／Nm3（HHV）

上記の大手事業者が販売している都市ガスの代表的な標準燃料発熱量。

熱効率

発電効率：43％、熱回
収効率：40％

HHV、発電端における数値。
市販されている最新機種の数値を平均したもの。

所内率（計上せず）－○設備利用率の向上
2030 年：74.8％

事業者へのヒアリングによる数値。将来的に発電した電力を売電することにより稼働率が向上しうることも見込み複数条件を設定。

○価格低下
2030 年：53.6 万円/kW

工事費込み。「水素・燃料電池戦略ロードマップ」に基づき算出。

○稼働年数の増加
2030 年：15 年（国研）新エネルギー・産業技術総合開発機構が公表している「燃料電池・水素技術開発ロードマップ」より。

○発電効率向上
2030 年:47.4%（電気）：38.4%（熱）

HHV、発電端における数値。
発電効率は（国研）新エネルギー・産業技術総合開発機構が公表している「燃料電池・水素技術開発ロードマップ」より。2030 年目標をすでに達成していることから、2040 年目標を 2030 年に達成すると想定。熱効率は事業者へのヒアリングによる数値。

技術革新

燃料費変動

・IEA STEPS

ＣＩＦ価格については、LNG 火力に同じ。
需要地価格については、初年度価格の算定方法を踏まえ、原料価格（ＬＮＧ）がＣＩＦ価格と同様に変化した場合に想定される都市ガス料金を算出。

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CO2 対策費用

・IEA STEPS

ガスコージェネレーションに同じ。

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