再⽣可能エネルギーの主⼒電源化に向けた課題と展望
2019年7⽉10⽇
経済産業省 資源エネルギー庁
省エネルギー・新エネルギー部 政策課⻑山崎琢矢Takuya Yamazaki

本⽇お話しすること

１．再⽣可能エネルギーが置かれた現状
２．主⼒電源化に向けた課題と対応
３．今後の課題

１．再⽣可能エネルギーが置かれた現状
２．主⼒電源化に向けた課題と対応
３．今後の課題3

世界の再⽣可能エネルギーの導入状況
 2015年に、発電設備容量（ストック）ベースではじめて再エネ＞⽯炭。
 その後も、発電設備容量（ストック）、年間導入量（フロー）ともに、着実に増加している。

世界全体の発電設備容量（ストック）
2500

2000

1500

1000

5000

2014年
石炭

2015年
天然ガス

石油

2016年
原⼦⼒

2017年（推計）

再エネ（水⼒含む）

IEA「World Energy Outlook」2016〜2018年度版より資源エネルギー庁作成

世界では引き続きコストダウンが進む

4

 太陽光・⾵⼒ともに、10円/kWh未満での売電契約が広がる。
USD 2016/MWh400

Onshore wind average
auction price

350
300

Solar PV average
auction price250

Solar PV - utility scale
LCOE

200150Onshore wind LCOE

100

Japan FIT - PV-utility

50020082010

出典: IEA Renewables 2017

2012

2014

2016

2018

20202022

5

欧州主要国の再エネ発電⽐率は、30%前後に到達
100%

原⼦⼒, 0.0（発電電力量に占める割合）

原⼦⼒, 11.8
90%80%

原⼦⼒, 14.7
原⼦⼒, 21.3

原⼦⼒, 3.5
天然ガス, 2.8石油その他, 0.4

原⼦⼒, 3.1

原⼦⼒, 19.8

原⼦⼒, 21.1

天然ガス, 13.4

天然ガス, 9.2
天然ガス, 47.5

天然ガス, 39.8

石油その他, 1.3石油その他, 2.3

石炭, 9.070%
天然ガス, 23.0天然ガス, 31.0

原⼦⼒, 72.6
60%

天然ガス, 40.0
石炭, 38.9

65.7%

石油その他, 8.7
石油その他, 5.0

石炭, 17.2
40%

30%

33.6%

再エネ

32.4%

再エネ

水⼒, 6.9

石油その他, 1.1

石炭, 11.9

29.7%

再エネ

石油その他, 2.2
石炭, 7.0

水⼒, 3.1

水⼒, 1.8

再エネ

35.6%

16.5%

水⼒, 12.3

水⼒, 58.5

20%再エネ(水⼒除く), 25.5再エネ(水⼒除く), 30.5再エネ(水⼒除く), 27.9

10%再エネ

17.0%
再エネ(水⼒除く), 23.3

石炭, 32.3

24.9%

再エネ

石油その他, 1.2
石炭, 2.5
水⼒, 9.0

再エネ

石炭, 31.1

天然ガス, 7.2

16.0%
水⼒, 18.8

水⼒, 7.1

水⼒, 7.9再エネ(水⼒除く), 9.9再エネ(水⼒除く), 8.1
再エネ(水⼒除く), 7.2再エネ(水⼒除く), 6.1再エネ(水⼒除く), 7.50%

ドイツ(2017年)

石炭, 68.6

石油その他, 6.1

50%

再エネ

再エネ

スペイン(2017年) イギリス(2017年) フランス(2017年) イタリア(2017年) アメリカ(2017年) カナダ(2017年)

中国(2016年)

日本(2017年)

地熱
0.2％
ﾊﾞｲｵﾏｽ2.1％
⾵⼒ 0.6％

風力16.4％

風力18.0％

風力14.9％風力4.4％

太陽光8.6％

風力6.1％

目標年①2025年②2035年

2020年

2030年

2030年

2020年

2035年

再エネ導入
目標比率

①40～45%②55～60%40％44％（※）

40％

35～38％

総電力比率

総電力比率

総電力比率

総電力比率

主要再エネ
※水力除く

総電力比率

（※）複数存在するシナリオの１つ。

80％
クリーンエネルギー（原発含む）総電力比率

風力4.7％

風力3.8%

太陽光5.2％※

2020年

2030年

－

15%

（国家レベルでは定めていない）

１次エネルギーに占める非化石比率

22～24％－（国家レベルでは定めていない）

太陽光5.2%

総電力比率（出典）資源エネルギー庁調べ。

指標次第では、⽇本も国際的に上位に6

 ⾯積当たり再エネ導入量（2016年）については、⽇本は世界第８位（英国やフランスより上）。
 太陽光発電の累積導入容量（2017年）については、⽇本は世界第３位。

⾯積当たり再エネ導入量（上位30か国︓2016年）← 4位（ドイツ）← 8位（⽇本）← 13位（英国）

累積太陽光発電設備容量（2017年）

Spain, 1.4%

Others, 14.4%

Australia, 1.8%
France, 2.0%

China, 32.5%
UK, 3.2%

India, 4.5%
Italy, 4.9%

Germany,← 23位（フランス）

10.4%

Japan,USA, 12.7%

12.2%
出所︓IEA Photovoltaic Power Systems Programme「Snapshot of Global Photovoltaic Markets 2018」※米国は53位
出所︓IEA World Energy Balances, 総務省統計等より作成

「エネルギーミックス」実現への道のりは、道半ば＜電源構成＞
再エネ ９％

再エネ １６％
原⼦⼒ ３％

原⼦⼒ ２５％(kW)

地熱 0.2％

地熱 1.０〜1.１％程度

⾵⼒ 0.6％

ﾊﾞｲｵﾏｽ
3.７〜4.６％程度

再エネ
２２〜２４％程度
ﾊﾞｲｵﾏｽ 2.1％

太陽光
5.2%

原⼦⼒
２２〜２０％程度

太陽光
7.0％程度

２０１７
年度(18年12⽉)

ミックス(2030年度)

ミックスに対する
導入進捗率

太陽光 4,870万 7,830万 6,400万

約76%

⾵⼒370万960万

1,000万

約37%

地熱

51万

60万

140〜
155万

約35%

約86%

約58%

水⼒ 8.8〜9.2％程度

⽕⼒全体︓５６％程度
ＬＮＧ ２７％程度
石油 ３％程度
石炭 ２６％程度

ベースロード比率︓５６％程度

２０１０
年度

(18年12⽉)

FIT前導入量＋FIT認定量

⾵⼒ 1.7％程度

水⼒
7.9%
⽕⼒全体︓８１％
ＬＮＧ ４０％
石油 ９％
⽕⼒全体︓６５％石炭 ３２％
ＬＮＧ ２９％石油 ９％石炭 ２８％

導入⽔準

7２０３０
年度
１０，６５０億kWh（電⼒需要＋送配電ロス等）

中小
⽔⼒

970万

990万

1,090〜
1,170万バイオ

380万1,100万602〜
728万※バイオマスはバイオマス⽐率考慮後出⼒。
※改正FIT法による失効分（2019年１月時点で確認できているもの）を反映済。
※地熱・中⼩水⼒・バイオマスの「ミックスに対する進捗率」はミックスで⽰された値の中間値に対する導入量の進捗。

８

⽇本もコストダウン進む。⼀⽅で、いまだに欧州の2倍

日本

2016年

総コスト

総コスト

総コスト

設備・工事

運転維持約40円

９円

７円

５円

２円

＞

欧州

2010年

＞

欧州と⽇本の太陽光発電コストの推移 [円/kWh]○FIT高価格と競争の不在○多段階の流通・下請け構造○平地の少ない
地理条件○専門企業の未成熟

18円

13円

９円

４円

約40円

※ 2010年の欧州・日本の総コストは、世界平均の太陽光発電コスト。
1$＝110円換算。欧州は、独仏英伊の平均値。

2019年○ビックデータ
未活⽤（出所）Bloomberg New Energy Financeデータより資源エネルギー庁推計

国⺠負担の増⼤が続く

9 2019年度の買取費⽤総額は3.6兆円、賦課⾦総額は2.4兆円。
 再エネ比率10％→16%（+6%︓2017年度）に約2兆円/年の賦課⾦。今後、16％→24%（+8%）を+約１兆円/年で実現。
買取費⽤総額
賦課⾦総額

3.6兆円
2.4兆円

再エネ⽐率
買取費⽤総額
賦課⾦総額

24%
4.0兆円
3.1兆円

＜旧⼀般電気事業者の電気料⾦平均単価と賦課⾦の推移＞（円/kWh）

再エネ⽐率
16%
買取費⽤総額 2.7兆円

18（実績︓2.4兆円）

賦課⾦総額

2.1兆円

16（実績︓2.2兆円）

2017⇒2018＋13%2016⇒2017＋18%
2015⇒2016
＋25%

電⼒料
産業⽤
業務⽤

0.22円
相当
（1%）

14

2018⇒2019
＋17%

12
10

再エネ⽐率 +8%
買取費⽤ 16円/kWh
賦 課 ⾦ 0.9円/kWh0.75円
相当
（3%）

26
24

2014⇒2015
＋104%

電灯料
（家庭⽤）

0.22円
相当
（1%）

222013⇒2014
＋88%

20

再エネ⽐率 +6%
買取費⽤ 35円/kWh
賦 課 ⾦ 2.6円/kWh2012⇒2013＋92%
前年度からの買取費⽤総額の伸び率( )内は電気料⾦に占める賦課⾦の割合
0.75円
相当（3%） 1.58円
0.35円
相当
相当
賦課⾦（8%）
（2%）
2.64円
相当
（14%）
2.25円
相当
（12%）

20

0.35円
相当
（1%）

1.58円
相当
（6%）

賦課⾦

2.25円
相当
（9%）

18

2.64円
相当
（10%）

16
14

再エネ⽐率 10%

12
2012
年度

2017年度

2019
年度

2030
年度

（注）2017〜2019年度の買取費⽤総額・賦課⾦総額は試算ベース。
2030年度賦課⾦総額は、買取費⽤総額と賦課⾦総額の割合が2030年度と2017年度が同⼀と仮定して算出。
kWh当たりの買取⾦額・賦課⾦は、（１）2017年度については、買取費⽤と賦課⾦については実績ベースで算出し、（２）2030年度までの増加分については、追加で発電した再エネが全てＦＩＴ対象と仮定して機械的に、①買取費⽤は総買取費⽤を総再エネ電⼒量で除したものとし、②賦課⾦は賦課⾦総額を全電⼒量で除して算出。

10201020112012

20132014

2015

2016

2017

（注）発受電月報、各電⼒会社決算資料等をもとに資源エネルギー庁作成。
グラフのデータには消費税を含まないが、併記している賦課⾦相当額には消費税を含む。
なお、電⼒平均単価のグラフではFIT賦課⾦減免分を機械的に試算・控除の上で賦課⾦額の幅を図⽰。

国⺠負担のボリュームゾーンは、当初３年間の事業用太陽光発電
 FIT認定容量約8,977万kWの約81％を太陽光発電が占める。国⺠負担（2019年度の買取費⽤総額3.6兆円）の約７割※が事業⽤太陽光発電。
※残りは、１割強がバイオマス発電、２割弱がその他の電源。

 特に、制度創設初期の2012・13・14年度に認定を受けた事業⽤太陽光発電のFIT認定容量が約5,369万kW。買取費⽤が総額3.6兆円の６割超（約2.2兆円）。
＜買取総額の内訳＞
住宅⽤太陽光0.2兆円

5％

2012年度認定

0.8兆円

23％

2013年度認定

1.0兆円

2014年度認定

0.4兆円

10％

2015年度認定

0.1兆円

3％

2016年度認定

0.1兆円

3％

2017年度認定

0.03兆円

0.7％

2018年度認定

0.03兆円1％

2019年度認定

0.01兆円

0.3％（2.5兆円）

（70%）

⾵⼒発電

0.1兆円

4％

地熱発電

0.02兆円0.5％

中⼩水⼒発電0.06兆円2％

バイオマス発電

0.4兆円

10％

移⾏認定分 （※約半数が住宅⽤太陽光）

0.3兆円

9％

合計

3.6兆円

―

事業⽤太陽光

（合計）

63％

29％

10

「再エネ」を求めるモメンタム（RE100プロジェクト）
 2019年7月現在、177社がコミットしており、日本企業も19社が加盟。「再⽣可能エネルギーとしての付加価値」への需要が高まっている。

11

再⽣可能エネルギーがもたらす電⼒システムの変容

12

 電⼒システム改⾰の進展と再⽣可能エネルギーの大量導入によって、電⼒供給の担い⼿と需要家側のニーズが多様化し、「大⼿電⼒会社が大規模電源と需要地を系統でつなぐ従来の電⼒システム」から「分散型電源も柔軟に活⽤する新たな電⼒システム」へ着実に変化。

１．再⽣可能エネルギーが置かれた現状
２．主⼒電源化に向けた課題と対応
３．今後の課題

第5次エネルギー基本計画（2018年7⽉3⽇閣議決定）

14 第5次エネルギー基本計画では、「再生可能エネルギーの主⼒電源化」を⽬指すことを明確化。
 中⻑期的には、他の電源と比較して競争⼒ある水準までのコスト低減とFIT制度からの自⽴化を図り、再エネを⽇本のエネルギー供給の⼀翼を担う⻑期安定的な主⼒電源にしていく。
＜エネルギー基本計画の概要＞＜エネルギー基本計画における記載＞
第２章第１節３．
（１）再生可能エネルギー②政策の方向性
再生可能エネルギーについては、2013年から導入を最⼤限加速してきており、引き続き積極的に推進していく。（略）これにより、2030年のエネルギーミックスにおける電源構成⽐率の実現とともに、確実な主⼒電源化への布石としての取組を早期に進める。（略）第２章第２節３．
（略）
他の電源と⽐較して競争⼒ある⽔準までのコスト低減とFIT制度からの⾃⽴化を図り、⽇本のエネルギー供給の一翼を担う⻑期安定的な主⼒電源として持続可能なものとなるよ
う、円滑な⼤量導入に向けた取組を引き続き積極的に推進していく。
（略）

15

第５次エネルギー基本計画を踏まえた検討の視点

発電コストコストダウンの加速化とFITからの自⽴化

事業環境

⻑期安定的な事業運営の確保

系統制約「新・系統利⽤ルール」の創設

調整⼒

広域的・柔軟な調整
再エネ自⾝の調整⼒強化

再生可能エネルギーの主⼒電源化

再エネの大量導入を⽀える
次世代電⼒ネットワークの構築〜ルールに基づく系統の開放へ〜

調整⼒のカーボン・フリー化

16（１）コストダウンの加速化とFITからの自⽴化
 事業⽤太陽光の価格⽬標を「2030年発電コスト7円/kWh」から５年間前倒し。
 事業⽤太陽光の入札対象範囲を2019年度は500kW以上に拡大（現⾏2,000kW以上）。
 入札対象範囲外の調達価格については、2019年度は14円/kWh（2018年は18円/kWh）。
 ⾵⼒発電も、今後、原則入札制導入の⽅向（洋上⾵⼒はすでに決定）。

＜事業⽤太陽光の価格⽬標のイメージ＞（円/kWh）

2016年度

現⾏の価格⽬標（発電コスト７円）に相当する価格（※）

価格低減率
２．４円／年

事業⽤
太陽光１８円2017年度

2018年度

2019年度入札制（2,000kW以上）

８．５円

入札制
２４円

（500kW以上）

２１円

１８円
１４円

８．５円
運転開始期限３年５年前倒し

2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030

40
35 ４０円
30
25
20
15
価格低減率
10３．７円／年50＜主な調達価格・入札対象範囲＞（※）割引率（IRR）は現在の調達価格の想定（5%）を⽤いており、この水準が変動する場合、価格⽬標を達成するための価格は変わりうる。

洋上⾵⼒（着床式）
バイオマス
（※１）

３６円

３６円
３６円
３６円 ※⼀般海域の海域利⽤ルールの適⽤案件はそのルール開始に合わせて入札制移⾏
２４円

２４円

（20,000kW以上）

２１円（20,000kW未満）

入札制（※２）２４円（※１）⼀般⽊材等及びバイオマス液体燃料（※２）10,000kW以上の⼀般⽊材等及び全規模のバイオマス液体燃料

２４円

住宅用太陽光発電は今年から買取期間が順次終了、⾃⽴化への第一歩17
 2019年11月より、10kW未満の住宅⽤太陽光発電設備はFIT買取期間が順次終了（2023年までの累積で約165万件・670万kW）。自家消費か、相対・自由契約による売電を選択することとなる。

具体的な対応FITを卒業する
住宅⽤太陽光発電の推移（累積）政府による広報等

 情報提供サイトの設置、新聞・webへの周知広
告等 消費者庁等の関係省庁との連携 自治体等による特色ある取組との連携
 全ての対象世帯に買取事業者から個別に通知

買取事業者の対応（出典）
費⽤負担調整機関への交付⾦申請情報、設備認定公表データをもとに作成。
⼀部推定値を含む買取期間終了者への個別通知

買取メニュー
発表時期（大⼿電⼒のみ）

契約・営業活動の制約（大⼿電⼒のみ）

 大⼿電⼒会社による個別通知は、自社の買取メニューだけでなく中⽴的な記載と必ずセットにする
 買取メニューの2019年４⽉から６⽉末までに具体的な買取メニュー等を発表
 契約締結の解禁は、2019年４⽉以降の買取メニュー等の発表から
 契約の解除を著しく制限する契約は結ばない（例︓買取期間終了後1回⽬の契約では、違約⾦を設定しない）

18（参考）FIT買取期間終了の構造
ＦＩＴ買取期間中②余った電気を売電
48円/kWhで10年間※ほとんどが旧⼀般電気事業者による買取①まず自家消費で使う＜住宅⽤太陽光発電の調達価格（/kWh）＞
2009年度

2010年度

48円

2011年度

2012年度42円

2013年度

2014年度

38円

37円

ＦＩＴ買取期間終了後②余った電気を売電48円/kWhで10年間
2019年11⽉以降、この契約が順次終了【選択肢①】①まず自家消費で使う 自家消費の量を増やす【選択肢②】
自由契約で売電する

FIT買取期間終了後の主な買取メニュー（⼤⼿電⼒）

19 大手電⼒会社の買取メニューについては、本小委員会とりまとめの要請どおり、2018年内に買取メニュー等の発表時期が公表され、そのスケジュールに従って2019年４⽉から６⽉までの間に具体的な買取メニューが発表された。

大⼿電⼒の買取メニュー
北海道電⼒

6/27発表

8円/kWh、 8円+北電ポイント/kWh

東北電⼒

5/30発表

9円/kWh、 預かりプラン(電気使⽤量から差し引き)

東京電⼒

6/27発表8.5円/kWh、 預かりプラン(詳細は後日発表)

中部電⼒

4/24発表

7~8円/kWh、 8.1円相当/kWh(Amazonギフト券)、 7円＋2WAONポイント/kWh

北陸電⼒4/26発表

8円/kWh、 年間定額プラン(1.5〜3.5万円/年)

関⻄電⼒

4/22発表

8円/kWh中国電⼒

4/23発表7.15円/kWh

四国電⼒

4/22発表

7円/kWh、 預かりプラン(電気使⽤量から差し引き。150kWh超は8円買取)

九州電⼒

6/6発表

7円/kWh

沖縄電⼒

6/3発表

7.5円/kWh※このほかにも、契約条件等によりカスタマイズされた様々なプランあり。

（出典）各社HP・プレスリリースより資源エネルギー庁作成

FIT買取期間終了後の主な買取メニュー（新電⼒）20 新電⼒からも特⾊のある買取メニュー発表が相次いでおり、顧客獲得競争が本格化。
広域型
地域型
限定型

スマートテック

10円/kWh東北、関東、中部、近畿、中国、九州エリア

シェアリングエネルギー

8円/kWh

東北、関東、中部、近畿、中国、九州エリア

出光昭和シェル

8.5円/kWh（九州エリア以外）
7.5円/kWh（九州エリア）

全国（沖縄除く）

JXTGエネルギー

10円/kWh中部、北陸、関⻄、中国、四国エリア※他エリアは今後発表

静岡ガス

７+α円/kWh※+αは増額分で今後発表

静岡全域、⼭梨・⻑野の⼀部

東邦ガス

9円/kWh、9.5円/kWh(同社サービス利⽤者)

愛知、岐阜、三重及び周辺地域

大阪ガス

8.5円/kWh9~9.5円/kWh(同社サービス利⽤者)

関⻄エリア

サーラグループ

8円相当ポイント/kWh
中部エリア
10円相当ポイント/kWh(同社サービス利⽤者)

宮崎電⼒

8円/kWh10円/kWh(同社サービス利⽤者)

宮崎県内

和歌⼭電⼒

8円/kWh10円/kWh＆11円/kWh(7・8月のみ)

関⻄エリア

積水ハウス

11円/kWh

同社の住宅オーナー

積水化学⼯業

９円/kWh12円/kWh（蓄電池あり）

同社の住宅オーナー

ならコープでんき

10円/kWh
11円/kWh(同社サービス利⽤者)
11円/kWh(同社サービス利⽤者＋再エネ基⾦参加者)

組合員※このほかにも、契約条件等によりカスタマイズされた様々なプランあり。

（出典）各社HP・プレスリリースより資源エネルギー庁作成

「需給一体型」の再エネ活用モデル

21

①家庭

②大口需要家③地域①家庭⽤太陽光と蓄エネ技術を組み合わせた効率的な自家消費の推進
 蓄エネ技術の導入コストの低減
 ZEH+の活⽤、ZEH要件の在り方①敷地内（オンサイト）に設置された再エネ電源による自家消費① 地域における再⽣可能エネルギーの活⽤モデル
 地域の再エネと熱供給、コジェネなど他の分散型エネルギーリソースを組み合わせ経済的に構築したエネルギーシステムの普及拡大
 海外事例を踏まえた事業構築のガイドライン
等自⽴的に普及する⽀援策②敷地外または需要地から⼀定の距離を置いた場所（オフサイト）に設置された再エネ電源による供給
 関係機関で連携した相談・紛争処理機能による対応＜国内のオフサイト再エネ電源による供給事例（さくらインターネット）＞② VPPアグリゲーターによる蓄電池等を活⽤した余剰電⼒の有効活⽤
 蓄電池の導入コストの低減
 制御技術の向上や各種電⼒市場の設計
 柔軟な電気計量制度②地域の分散型エネルギーシステムを⽀える電⼒ネットワークの在り方
託送サービスや費⽤負担の在り方の検討

22

洋上⾵⼒発電の推進

anholt 洋上風力発電所 （デンマーク）（400MW, 111基）

23

再エネ海域利用法の成⽴、施⾏ 昨年臨時国会において「再エネ海域利⽤法」が成⽴、2019年4⽉1⽇施⾏。

課題① 占⽤に関する統⼀的なルールがない• 海域の大半を占める⼀般海域は海域利⽤（占⽤）の統⼀ルールなし（都道府県の占⽤許可は通常３〜５年と短期）• 中⻑期的な事業予⾒可能性が低く、資⾦調達が困難。

【対応】• 国が、洋上⾵⼒発電事業を実施可能な促進区域を指定し、公募を⾏って事業者を選定、⻑期占⽤を可能とする制度を創設。
→ FIT期間とその前後に必要な工事期間を合わせ、⼗分な占⽤期間（30年間）を担保し、事業の安定性を確保。

課題② 先⾏利⽤者との調整の枠組みが不明確• 関係者間の協議の場である協議会を設置。地元調整を円滑化。

• 海運や漁業等の地域の先⾏利⽤者との調整に係る枠組みが存在しない。

• 区域指定の際、関係省庁とも協議。他の公益との整合性を確認。

課題③ 高コスト• FIT価格が欧州と比べ36円/kWhと⾼額。

→ 事業者の予⾒可能性を向上、負担を軽減。

• 価格等により事業者を公募・選定。
→ 競争を促してコストを低減。

• 国内に経験ある事業者が不⾜。

課題④ 系統につなげない・負担が大きい• 洋上⾵⼒発電に適した地域において、系統枠が確保できない懸念。系統の負担が過大。

課題⑤ 基地となる港湾が必要• 洋上⾵⼒発電の導入計画に比べて洋上⾵⼒発電設備の設置及び維持管理の基地となる港湾が限定的。

• ⽇本版コネクト＆マネージによる系統制約の解消や次世代電⼒ネットワークへの転換（託送制度改⾰等）に取り組む。この成果を洋上⾵⼒発電にも活⽤可能。

• 洋上⾵⼒発電に取り組もうとしている事業者や港湾管理者の意⾒を聞きながら基地となる港湾の整備のあり⽅を検討。

再エネ海域利⽤法の創設により実現

【課題】

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再エネ海域利⽤法の⼿続き 2019年5⽉17⽇に「基本⽅針」が閣議決定。今後、経産大臣・国交大臣による「促進区域」の指定、事業者の公募と手続きが進む。
促進区域の指定認定された計画に基づき、国交大臣により占⽤を許可（最大 年間）

先⾏利⽤者等をメンバーに含む協議会の意⾒聴取認定された計画に基づき、経産大臣により FIT
認定 ※農水大臣、環境大臣等の関係⾏政機関の⻑への協議

経産大臣及び国交大臣による最も適切な事業者の選定と計画の認定

事業者による公募占⽤計画の提出

経産大臣及び国交大臣による公募占⽤指針の作成

経産大臣及び国交大臣による促進区域の指定

政府による基本⽅針の作成

経産大臣及び国交大臣による区域の状況の調査

公募に基づく事業者選定

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区域指定の案について公告（利害関係者は意⾒提出が可能）※電気事業者による再⽣可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法第9条に基づく経済産業大臣による発電事業計画の認定

（２）⻑期安定的な事業運営の確保

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 急速に参入が拡大した太陽光を中心に、⼯事の不備等による安全⾯の不安や、景観や環境への影響等をめぐる地元との調整における課題、太陽光発電設備の廃棄対策等、地域の懸念が顕在化。
 ⼀方、⾵⼒（特に洋上⾵⼒）・水⼒・地熱のような、⽴地制約の強い電源の新規導入は限定的。
FIT認定基準に基づく柵塀の設置に関する事例（適切な柵塀設置の事例）（柵塀未設置の事例）（不適切な柵塀設置の事例）

⻄⽇本豪⾬による太陽光発電設備の被害例

（参考）事業用太陽光発電の規模内訳（2018年９⽉末時点）

26

 10〜50kWの小規模太陽光が件数ベースでは95%と大宗（認定68万件、導入52万件）を占め、容量ベースでも30〜40%程度にのぼる。
認定件数(全72万件)

認定容量(全6,585万kW)

1000kW～2000kW
500kW～1000kW
1% 2000kW～
1%
0%50kW～500kW
3%

ドイツ

1000kW～2000kW
500kW～1000kW
1%
1%2000kW～
50kW～500kW
0%3%40kW〜100kW
10kW〜40kW
3%0%500kW〜750kW
2%750kW〜1,000kW
1%2,000kW〜10,000kW
66%

導入容量(全3,580万kW)

イタリア
5,000kW〜12%
1,000kW〜5,000kW
15%

10kW～50kW
95%（52万件）

100kW〜500kW
6%1,000kW〜2,000kW
22%

10kW～50kW
95%（68万件）
導入件数(全55万件)

参考(海外事例︓導入容量)

20kW〜200kW
26%

200kW〜1,000kW
47%※改正FIT法による失効分（2019年1月時点で確認できているもの）を反映済。
※ドイツは2014〜2017年の累積導入量（ドイツ連邦ネットワーク庁EEG対象の太陽光発電設備登録簿のデータに対して、EEG in Zahlen 2015のデータのうち、地上設置の割合を乗じて推定。）※イタリアは2009〜2017年の累積導入量（イタリアGSE Repporto Statistico）。ただし、2009年は1,000kW超の区分のみであり、当該区分に5,000kW超のデータが含まれる。

再⽣可能エネルギーを電源として社会に定着させていく
安全の確保

電気事業法に基づく技術基準の適合性に疑義ある案件の取締り（違反した場合はFIT認定取消へ）地域との共⽣

FIT認定基準に基づく標識・柵塀の設置義務に違反する案件の取締り（違反した場合FIT認定取消へ）

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太陽光発電設備の廃棄対策

廃棄費用の積⽴計画と進捗状況の報告を義務化し、実施状況を公表する（悪質な事例には、報告徴収・指導・改善命令を⾏う）

技術基準が定めた「性能」を満たす「仕様」を設定し、原則化（知識不⾜でもクリアしやすく。
外部からの適合性確認も容易に）

設置環境に応じた技術基準の検討（斜面等に設置する際はより厳しい基準を課すなど）

地⽅⾃治体の条例等の先進事例を共有する情報連絡会の設置（条例策定等の地域の取組をサポート）

原則として外部積⽴を求め、発電事業者の売電収入から源泉徴収的に積⽴てを⾏う
方向性で専門的な検討を進める

（３）系統制約の克服

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 我が国の電⼒系統は、再エネ電源の⽴地ポテンシャルのある地域とは必ずしも⼀致せず、再生可能エネルギーの導入量増加に伴い、系統制約が顕在化。
＜発電事業者の声・指摘＞「つなげない」（送電線の平均利⽤率が10%未満でもつなげない）

「⾼い」

「遅い」

（接続に必要な負担が大きすぎる）（接続に要する時間が⻑すぎる）

欧州の多くも、⽇本と同様の⼀部特定負担（発電事業者負担）

増設になればどの国でも⼀定の時間が必要• モラルハザード防止のため、大半の国は⼀般負担と特定負担のハイブリッド• ドイツでも⼯事の遅れで南北間の送電線が容量不⾜＜実態＞「送電容量が空いている」のではなく、停電防止のため⼀定の余裕が必要• 50%＝「上限」（単純2回線）• 「平均」ではなく「ピーク時」で評価

まずは、既存の系統を最⼤限活用（⽇本版「コネクト＆マネージ」）29① 空き容量の算定

従来の運⽤

⾒直しの⽅向性

全電源フル稼働実態に近い想定（再エネは最大実績値）

実施状況（2018年12⽉時点）
2018年4月から実施
約590万kWの空容量拡大を確認② 緊急時⽤の 半分程度を確保 事故時に瞬時遮断する装置の設置により、枠を開放
枠

2018年10月から⼀部実施
約4,040万kWの接続可能容量を確認

通常は想定せず③ 出⼒制御
前提の接続

制度設計中

設備容量

混雑時の出⼒制御を前提とした、新規接続を許容

従来の運⽤

⾒直しの⽅向性【緊急時用に確保】【緊急時用に確保】

風力
運用容量

②
①
③太陽光火力

火力

太陽光

風力

※１最上位電圧の変電所単位で評価したものであり、全ての系統の効果を詳細に評価したものではない。
※２速報値であり、数値が変わる場合がある。

（４）適切な調整⼒の確保

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 自然変動再エネ（太陽光・⾵⼒）の導入拡大により、「調整⼒」を効率的かつ効果的に確保することが、国際的に⾒ても課題に。
 日本においては、「⽕⼒発電等の調整⼒に依存するモデル」から、「再エネ自⾝も⼀定の調整⼒を具備し、市場等を活⽤した効率的な調整が⾏われるモデル」への転換を図るとともに、九州エリアにおける出⼒制御から得られた⽰唆も踏まえた、調整⼒の確保・調整⼿法の⾼度化に向けた検討も必要。
 将来的には、調整⼒のカーボン・フリー化を進めていくことも重要。
＜2018年5⽉3⽇の九州の電⼒需給実績＞＜各国の変動再エネ⽐率と運用上のフェーズ（2016）＞

各フェーズの特徴
フェーズ４︓特定の時間に再エネの割合が大きくなり安定性が重要になる
フェーズ３︓需給の変動に対応できる調整⼒が必要となる
フェーズ２︓オペレーターが認識できる負荷が発⽣
フェーズ１︓系統に対して顕著な負荷無し（出所）IEA「System Integration of Renewables」を基に作成

１．再⽣可能エネルギーが置かれた現状
２．主⼒電源化に向けた課題と対応
３．今後の課題

FIT制度の抜本⾒直しと再⽣可能エネルギー政策の再構築に向けて

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 FIT制度は、再⽣可能エネルギー導入初期における普及拡大と、それを通じたコストダウンを実現することを⽬的とする制度。
 時限的な特別措置として創設されたものであり、「特別措置法」であるFIT法にも、2020年度末までに抜本的な⾒直しを⾏う旨が規定されている。

電気事業者による再⽣可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法（平成23年法律第108号）附則（⾒直し）第二条
３ 政府は、この法律の施⾏後平成三⼗三年三⽉三⼗⼀⽇までの間に、この法律の施⾏の状況等を勘案し、この法律の抜本的な⾒直しを⾏うものとする。
改正FIT法（2017.4〜）
残存する課題・生じた変化

FIT創設（2012.7〜）
生じた課題

対応

国⺠負担の増大入札制度の導入
中⻑期価格⽬標の設定

引き続き⾼い発電コスト（内外価格差）
国⺠負担の抑制は待ったなし

事業計画認定制度の創設
太陽光発電への偏重（大量の未稼働案件）• 新たな未稼働案件の防止• 適切な事業実施の確保

リードタイムの⻑い電源の導入• 複数年価格の提示

電⼒システム改⾰

送配電買取への移⾏

再エネ・NW小委（2017.12〜）
対応⻑期安定発電を⽀える環境が未成熟再生可能エネルギーの主⼒電源化

⽴地制約の顕在化（洋上⾵⼒発電等）「系統制約」の顕在化
適切な調整⼒の必要性

次世代電⼒ネットワークの構築再⽣可能エネルギー政策の再構築に当たっての基本原則
 先⾏してFIT制度を導入した諸外国においてはFITからの制度移⾏が進んでいるが、我が国においても、FIT制度がもたらした成果と課題を踏まえ、FIT制度を残すのか、新たな制度の構築を含め政策の転換を図るのか等について、丁寧な検討を⾏っていく必要がある。
 こうした検討は、以下３つの視点を基本原則とし、これを念頭に置いて進めていく。

3E+S

再生可能エネルギーの意義“主⼒電源”たる再生可能エネルギーの導入拡大・定着

制度設計の基本３原則①更なるコストダウンと国⺠負担の抑制②⻑期安定③電⼒システムとの統合と変容する需要への適合33

今次の検討のフレームワーク

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 FIT制度がもたらした成果と課題を踏まえると、それぞれの電源の特性や置かれた現状をよく⾒極めながら、我が国エネルギー供給の⼀翼を担う責任ある⻑期安定的な電源となるための枠組みとともに、再生可能エネルギーが電⼒システムに適正に受け入れられるような事業環境を構築していく必要がある。
 こうしたFIT制度の抜本⾒直しを含むPost-FITの再生可能エネルギー政策の在り⽅については、以下のようなフレームワークの下で検討を進めていく。
検討の視点 電源の特性に応じた効果的な政策措置
電源の特性に応じた制度の在り⽅

 主⼒電源にふさわしいコスト低減と電⼒市場への統合
 既認定案件の適正な導入と新規開発の促進
 地域と共⽣する分散型エネルギー供給構造の構築 ⻑期安定的な事業運営の確保

適正な事業規律 適切な廃棄を含めた責任ある事業実施
 FIT期間終了後の再エネ事業継続・拡大の確保

次世代電⼒NWへの転換

 再⽣可能エネルギーの適地偏在性への対応
 NW整備に対する適正な費⽤負担
 NW運⽤において再エネ発電事業が果たす役割

まとめ

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 「再エネ＝主⼒電源化」を明確に位置付け 今後は、主⼒電源の条件である「コスト競争⼒＋⻑期安定電源化」を加速的に深堀り 2020年度末までの抜本⾒直しを待たずして、FITからの自⽴ケースを可能な限り早く、可能な限り多く示す
 「2019年」は１つのチャンス︓次世代分散型への第⼀歩、自⽴化モデルの先駆け RE100など変容する電⼒・再エネ需要に適応し、買取（価格）依存型から脱却
 「競争⼒のある」洋上⾵⼒発電の推進
 その前提となる系統制約の克服には継続的に取り組み
 FIT制度の抜本⾒直しに向けた議論がキックオフ
 「量」の電源政策から、NW政策・市場統合へシフト ⻑期安定化への盤⽯な道筋

電源別・活⽤モデル別に、それぞれの「自⽴」に向け、再生可能エネルギー政策を再構築