「CO2 削減とイノベーション」研究会 第 17 回研究会報告「固定価格買取制度の展望と課題」

2012.6.14

朝野賢司 氏（(一財)電力中央研究所 社会経済研究所 主任研究員）
2012 年 7 月 1 日から、再生可能エネルギーによって発電された電気を、一定の期間・価格で電気事業者が買取ることを義務付けた「固定価格買取制度」（FIT：Feed-in Tariff）が始まった。しかし、当該制度では、最も要となる買取価格が高めに設定されており、そのことは早くも論議を呼んでいる。そこで、FIT 施行直前の開催となった今回の研究会では、再生可能エネルギー政策の研究者である朝野賢司氏にお越しいただいた。日本版 FIT の中身や成立経緯、先行するドイツ版 FIT の施行状況を踏まえたうえで、日本の現行制度の問題点は何か、現行制度によって今後どんなことが危惧されるのかなど、シビアな視点からいろいろ問題提起をしていただいた。
【講演要旨】
2012 年 7 月 1 日から、再生可能エネルギーによって発電された電気を、一定の期間・価格で電気事業者が買取ることを義務付ける「固定価格買取制度（FIT）」が施行される。買取価格、買取期間、費用負担など、本制度における重要なイシューについては、経済産業省の調達価格等算定委
員会によって審議されてきたが、「再生可能エネルギー特別措置法」に基づいて、「コスト＋適正利潤によって買取価格を設定する」という方法が採られ、さらに「3 年間の促進期間」が設けられた結果、その価格は非常に高めとなった。残念ながら、より少ない負担で効率を上げ、国際競争力に結び付けていくという視座は、現行制度では抜け落ちている、といわざるをえない。
今回の日本版 FIT では、ドイツの例が先蹤とされた。しかし、そのドイツでは、太陽光発電の買取価格を高く設定したことで、拡大した国内市場に世界中から大量の在庫が流れこむという導入ラッ
シュを引き起こし、その結果、ドイツ国内の製造メーカーは市場を獲得できず、窮地に追い込まれることになった。ドイツ政府は買取価格の改定頻度を上げて費用負担の抑制を図っているが、モジュール価格の急速な下落という悪状況に陥り、導入ラッシュは今なお防げていない。
なぜ、日本は今回、ドイツの蹉跌を教訓とすることができなかったのか。ひとつには、折からの首相交代劇と相俟って、ねじれ国会のなか、超党派合意して進めていく最初の法案に、FIT が位置付けられてしまったことが大きい。“政治主導の試金石”とされたがために十分な議論が阻害された、といえる。加えて、ヨーロッパに比べて遅れている日本の再生可能エネルギー導入を促進するという考えのもと、審議委員たちの予測や議論にも不十分な部分があったことは看過できない。
日本が今後、ドイツのような状況に陥らないためには、法改正によって買取価格の更新を縮減する必要がある。買取価格を通じて導入量や費用負担をコントロールするという、FITの調整機能にもっと注目し、マーケットメカニズムを採って、導入量や費用負担を根拠に価格を決めていく方法
も、選択肢として検討すべきである。導入量を増やすことばかりを優先せず、経済的影響等を考慮しながら、電力供給の効率化をどう進めていくかを真剣に考えるべきだろう。 （文責：藤井由紀子）
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固定価格買取制度の概要―法律にはどう定められているか
朝野談：電力中央研究所の朝野です。本日は「固定価格買取制度の課題と展望」ということでお話しさせていただきます。
私がこの 1～2 年、重視しているテーマは、再生可能エネルギー政策です。昨年 9 月、『再生可能エネルギー政策論―買取制度の落とし穴』（エネルギーフォーラム、2011 年）という本も上梓しております。簡単に内容をご紹介いたしますと、再生可能エネルギーの普及政策には 2 つの方法がある、ということを書きました。ひとつは、現状の固定価格買取制度のように、電源の設置コストに適正な利潤を上乗せする方法。もうひとつは、そもそも再生可能エネ
ルギーにはどういう価値があるか、ということを考えてやる方法です。
では、再生可能エネルギーの価値とは何かと申しますと、電力としての価値と、環境としての価値があると思います。このうち、電力としての価値については「回避可能原価（avoided cost）」をもとにすべきだろう、と考えます。再生可能エ2

ネルギーの新規発電設備によって、既存の電力会社が所有する火力発電等の燃料や新増設が「回避可能」となったのだから、その「回避可能」となる燃料費や設備費に基づく原価を算出すること
で、電力としての価値を出すことができる、ということです。日本の現状を見ていくと、だいたい発電
量、kWh（キロワットアワー）あたり 6～7 円ぐらいです。そして、この電力としての価値にプラス、環境としての価値ですね。これは経済学でいうところの外部不経済を削減した部分です。従来型電源では、CO2、Sox、NOx といったものが出るので、再生可能エネルギ
ーに代替することで、それらを削減できる価値があるだろう、ということです。環境としての価値については、この 30 年ほど、ヨーロッパの Extern-E やアメリカなどで研究が進められていて、だいたい 1～5 円程度と考えられています。したがって、両方の価値を合わせた 7～11 円というのが、再生可
能エネルギーへの合理的な補助水準である、と考えます。もちろん、他に雇用創出、地域振興、技術開発の可能性といったものがもしあるのであれば、それは上乗せしていいと思いますが、そういうものは、現状、kWh でいくらになるのか定量的に示されているとはいえません。ですから、現状ではやはり、電力価値と環境価値という考え方をベースにして考えるべきじゃないか、ということを論じました。
でも、そうしますと、太陽光など、kWh で 40 円といった高いものはどうしたらよいのかということになりますが、それは普及政策の対象ではなくて、技術開発政策としてやっていくことを考えなければいけないのではないか、と主張しています。ただ、そうは申しましても、合理的な技術開発というところまでは、この本では踏み込めませんでした。技術開発には無駄がいっぱいあって、費用対効
果が悪いということは、皆さん直感的にご承知の通りです。ですから、今後はあまり論じられなかった技術開発政策を研究テーマとしてやっていきたい、というふうに思っています。
それでは、本日の講演に入ってきたいと思います。内容は 4 つです。まず、今回決まった「固定価格買取制度」とはどんなものか。次に、この制度は国会でどんなふうに制定されていったのか。
「今回の買取価格は非常に高いね」と皆さんがおっしゃっている、それはどのようにして制定されていったのか、ということをお話します。3 番目に、ドイツの固定価格買取制度の教訓。これについてはいろいろなところで書かれていますので、簡単にお話させていただきます。最後に、そうした教訓から示唆されることは何か、日本で気をつけなければいけないことは何かについて言及したい、と思います。今日お話しする内容の 3 分の 1 くらいは、『WEDGE』（2012 年 7 月号）という雑誌にも寄稿しておりまして、よろしければどうかご参照ください。
では、最初に固定価格買取制度（FIT）の中身についてお話しいたします。この制度は、「電源3

別・規模別・様態別に適正利潤が得られる再生可能エネルギーの買取価格を設定しましょう」というもので、その費用は電気料金を通じて負担します。皆さんご存じのように、来月の 7 月 1 日から始まります。

実は、この日本版の固定価格買取制度には、4 つほど論点がありました。1 点目は、買取価格と期間をどのように設定するか。これが一番重要です。2 点目は、費用負担は誰が行うのか。3 点目
は、費用負担はどのくらいか。この点はあまり議論されなかった部分で、審議上、非常に大きな問題点だったと思っています。そして、4 点目として、電気事業者は買取契約の締結や接続義務を拒否できるのか、ということがあります。
まず、1 点目の買取価格と期間についてですが、「再生可能エネルギー特別措置法」には、「供給が効率的に実施される場合に、通常要すると認められる費用に適正な利潤を加えて調達価格を算定する」（第 3 条第 2 項）と定められているほか、「集中的に再生可能エネルギー電気の利用を拡大するために、3 年間は例外的に利潤に特に配慮する」（附則第 7条）という附則があって、これが非常に大きな要素になっていた、と思われます。
では、ここにいう「通常要すると認められる費用」とはどういうもの
かと申しますと、昨年 12 月、再生可能エネルギーや原子力も含めた従来型電源のコストを、調達価格等算定委員会が再検証した表
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がウェブ上に公開されておりまして、
資本費、運転維持費、租税など、項目別に諸費用が挙げられています。ただ、これを見ますと、コスト等検証委員会の試算と買取価格とでは重要な違いが 2 つあります。ひとつは、資本費のところで、「接続費用」というものを費用項目に入れています。もうひとつは、運転維持費のところで、「土地の貸借料」も費用として認めています。メガソーラー
や風力発電を建てる時に土地が必要になりますので、新たにこれを費用項目として認めたんですね。買取価格は、こういった諸費用に適正な利潤を加えて設定される、ということになります。
では、「適正な利潤」とは何かということですが、ヨーロッパの例が参照されました。つまり、ドイツやスペインではプロジェクトファイナンス
が中心なんですが、そこでは IRR（internal rate of return：内部利益率）を使って 7％とか 10％とかで決めているようだ、それでは日本もそ
うしよう、ということで決まりました。
ただ、日本版の FIT の場合は、IRR
は 5％か 6％になるようにしていて、先ほど「法律施行後 3 年間は促進期間」と説明いたしましたけれども、促進期間の間は少し盛って 7％か8％にしよう、という議論がなされました。しかし、ドイツの FIT 法の条文には、IRR をいくらにするかについては全く書かれてはいないので、この辺はちょっと決め方としてどうだったんだろうな、というのはあります。ですから、適正な利潤をどう算出するかについてはもう
少し議論があってよかったんじゃないか、というふうに思っています。しかし、あの短い期間で議論
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するにはこれしかなかったというのが、経済産業省や調達価格等算定委員会の先生方の言い分です。
では、どのようにコスト等検証委員会試算と買取価格が決まってきたかですが、表にしてまとめてみました。一番左の列が、昨年の 2011 年 12 月末、コスト等検証委員会で出した各再生可能エネ
ルギーの発電コストです。そして、その発電コストを踏まえて、今年の 3 月から調達価格等算定委
員会が買取価格の議論を開始したんですけれども、その時に業界団体が希望した買取価格が 2

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列目の「希望価格」です。さらに、これを踏まえて、4 月 27 日、調達価格等算定委員会の委員長植田和弘先生が中心になって「委員会案」というのをまとめました。ご覧いただければわかるように、業界の「希望価格」そのままか、それ以上です。そのぐらい強く業界の意向を反映しています。参考までに、IRR についても示しておきましたが、かなりばらつきがあるのは確かです。例えば、地熱に関しては、開発期間が長いということで 13％と非常に高く見積もっていたりしますが、風力や太陽光に関しては 6～7％ぐらいに当てはまるようにしよう、という感じです。
次に、論点の 2 点目、費用負担は誰が行うのか。これについては、電気料金に転嫁して、上乗せして徴収します。これをサーチャージと言います。例えば、太陽光発電を 42 円で買い取る場合、
その 42 円から回避可能原価の 6 円を差し引いた 36 円を、kWｈ当たりのサーチャージとします。ですから、回避可能原価をベースとして、その上乗せ分をサーチャージで回収する、ということになります。
では、「回避可能原価」というのは何かと申しますと、経済産業省の「省令案」に 2 つの定義が書いてあります。1 つは燃料費で、発電部門の可変費を取っていきます。火力発電が非常に増えている関係で燃料費が上がる可能性がありますから、ここは適宜見直していくことになると思います。2
つ目は、将来的に再生可能エネ
ルギーが電気事業者の設備を代7替することがあるので、その固定費の一部に相当する費用も回避可能
原価に含めましょう、としています。
これは、いわゆる「キロワット価値」といわれるものですね。従来型の火力発電をどのくらい代替できるのか、ということです。
では、そうした「キロワット価値」、
つまり、間欠性電源の供給力評価
をどのように考えるかということなんですが、これは議論が始まったばかりなので、ヨーロッパの例や日本の太陽光の例を若干示しておきました。まず、供給力を評価する時に重要なことが 2 つあります。ひとつは、日中最も電力が使われるピー
ク時間帯に出力がほとんど途切れないこと。もうひとつは、需要増加に対応した給電指令によって稼働できること。いずれも、電力という材が同時同量、基本的に需給が一致するように運用されなければいけな
い、ということから重要視されています。この試算については様々なものがありますが、おおむね太陽光発電では設備容量の 10％程
度の供給能力が認められる、とされています（例えば 100 万 kW 太陽光が入っていたら 10 万 kW
分はキロワット価値として認めることができる）。また、風力については、ヨーロッパではだいたい 5～
10％だろう、と言われています。このように、今後、再生可能エネルギーが大量導入されてくると、必ずこうした価値というものを見込んでいって、それに基づいて電源構成を考えていきますので、こういう点も今後課題になってくるだろう、と思います。
次に、3 番目の論点、費用負担はどのくらいか。この点に関しては、今回の調達価格等算定委
員会ではほとんど議論されなかったです。議論として唯一出ているのは、現状、1945 万 kW あって、今年度には 250 万 kW ぐらい増加するんじゃないかということで、その内訳を見てみますと、太陽光が 200 万 kW でほとんどです。リードタイムがかかる風力やその他のものは、今年度は少し入っていく程度になるのではないか、と考えられています。では、電気料金への上乗せ額、つまりはサーチ
ャージがいくらになるかといいますと、kWｈ当たり 0.2～0.4 円ぐらいで、日本国全体では約 1 兆
kWh なので、2000 億～4000 億円ぐらい、ということになります。これでいきますと、毎月の電気料金
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が 7000 円の標準家庭では、1 ヶ月
70～100 円程度のサーチャージになる、と考えられています。ただ、「今後は不明」としていることは少し責任放棄です。導入量がどれくらいになるかわかりませんし、価格も基本的には毎年見直すことになっているので予測しようがない、というので放棄しているという状況なんですが、この辺はもうちょっと突っ込んだ検討をしなければいけなかったんじゃないかな、と思います。
ただし、経済産業省では固定価格買取制度の検討というのをかなり以前からやっておりまして、
2010 年に全量買取プロジェクトチームが報告書も出しています。この表は、その概算を当てはめてみるとどうなるか、というのを見ています。
2009 年 4 月から余剰電力買取制
度というのが始まって、今現在もこれは継続中なんですけれども、基本的にこれが固定価格買取制度に置き換わっていくだろう、とされています。まず、2009 年の導入時ですが、住宅用太陽光については 49 円か 48 円ぐらいで買い取っています。それが 10 年経過した時点で、買取価格がどのくらいの費用負担になるかというと、だいたい 3000 億円ぐらいで、1 世
帯当たり 100 円ぐらいになるんじゃないか、という試算です。この全量買取プロジェクトチームでは、
太陽光と太陽光以外という区分で主に検討していますので、これよりちょっと膨れ上がるといったことぐらいしかわからないんですが、この中では太陽光を 42 円として、太陽光以外を 20 円と固定しています。実際には、風力や地熱など、ばらばらに価格が付いて、おおむね 20 円より高い価格になりましたので、これよりも費用負担が膨れ上がりました。ですから、これは最低ラインとして見ることができるわけで、今後これがいくらに膨らむかは導入量に応じて変わります。例えば、20 年経ってどのくらいかを見ますと、1 世帯当たり 200 円ぐらい負担するとして、CO2 削減コストは約 2 万円ですから、非常に割高な CO2 対策コストだといえる、と思います。なお、ここでの計算は、FIT 開始 10 年
後の断面において、買取費用の総額から回避可能費用を控除し、電力会社の想定販売電力量で割ることで、kWh あたりの単価である FIT 賦課金単価をまず算出しています。その上で、標準的な家庭の 1 ヶ月あたりの消費電力量を 300kWh として、これを賦課金単価に掛け合わせています。日9本全体の総世帯数で負担額を割ると少なく見えますが、実際には企業も負担していますので、負担額の算出方法としてはこうした方法が一般的です。
費用負担については、現状では詳しく検討されていない点、非常に問題ですが、その一方で、減免措置を設けよう、という動きがあります。FIT 法の「省令案」では、製造業と非製造業に対する減免措置が設けられています。少し細かくなりますが、具体的に申し上げますと、製造業と非製造業に関して、売上高 1000 円当たりの電気の使用量というのを平均値として出して、それが 8 倍を超えるような事業所に関しては 8 割減免しましょう、という措置です。
では、その減免したぶんを誰が補填するのかというと、補填の対象は政府の予算、石油石炭税で対応する、とされています。ドイツの減免措置の場合は、減免されない人たち、これは主に家庭部門なんですけれども、そうした家庭部門がほとんど負担していて、10％ぐらいを電力多消費産業が負担する、という形になっています。これに対して、日本の方式では家庭部門に対する負担は重くならないようにしよう、としています。でも、この制度では、もし負担額が増えていった場合には、政府の財政支出が多くなってしまう。ただ、現状ではそれほど入らないので、こういう負担減免措置を使う、ということになっています
最後の論点として、電気事業者は買取契約の締結や接続義務を拒否できるのか。これについては、正当な理由なしに拒否できない、ということを言明しています。細かい規定はいろいろあるんですけれども、今日は省略いたします。
さて、本来、この FIT という制度は、新規の発電設備を対象にするものだったんですが、今回の法律では既存の発電設備も対象に含めるということになっておりまして、RPS（Renewables Portfolio
Standard）法対象電源であった風力発電や石炭火力の混焼を行っている事業者が、FIT での買取を希望する場合、残存期間について買取の対象になっています。もともと新規を増やすことが目的ですから、どうしてこの既存の設備を対象に含めるのか、私には理由が全くわからないと思ってい10

たんですが、「省令案」を見てみま
すと、既存の設備を対象にするのは、リプレースなどを促すことができるからだ、ということにあるようです。ただ、買取の対象とするためには、別会社にして、取引関係が存在するようにしなければいけないことになっているので、電力会社さんが持っている石炭火力の発電設備を別会社にすることは現実的には不可能ですから、FIT 買取対象にはならないだろう、と思います。石
炭火力のバイオマス混焼についても導入ラッシュが起こるのではないかと一部で懸念があるようですが、
以上のような理由で電力会社の石炭混焼が大幅に増えるということはない、と私は考えています。しかし、自社内に多く自家発の設備を持つ業界もありますので、そういった設
備ですでにバイオマス混焼をやっている場合には、「追加分が増えたので FIT の対象にしてください」という動きは、買取価格を見るとすごく加速する可能性はある、と思います。

固定価格買取制度の成立経緯―高めの価格はどのようにして設定されたか
朝野談：現在、非常に高めに付いた買取価格が問題になっています。そこで、次に、買取価格はどのように設定されたのかについて、お話ししたいと思います。
どうしてこのような価格がついたのか。私も調停価格等算定委員会や経済産業省の知り合いの方々に尋ねたりしていますが、「法律にそのように定められているからだ」という答えが必ず返ってきます。つまり、諸費用に適正利潤を加えるというやり方を採って、特別に 3 年間の促進期間を設けると法律に定められているからだ、とおっしゃるんですね。「コスト＋利潤」という方法に加えて、ドイ
ツやスペインでは IRR をやっているから、日本でも促進期間中は IRR を 1～2％盛ろう、ということになったんだ、と。国会で法律が決まっているなか、調達価格等算定委員会は非常に裁量の狭いと11

ころで決めるしかなかった、ということですね。
ただ、『日経新聞』の 3 月 14 日の朝刊に、調達価格等算定委員会の植田和弘先生のインタビューが掲載されているんですけれども、「ドイツでは国民負担が増加しているのに、FIT は問題があるんじゃないですか？」という問いに対して、「欧州と日本では事情が異なる。
日本は再生エネルギーの導入が大幅に遅れている。むしろ制度導入で投資バブルが起きるなら、東北の復興にも役に立つのではないか」というふうに答えていらっしゃいます。もちろん、日本と欧州では再生可能エネルギーをめぐる状
況は全然違います。しかし、重要なことは、より少ない負担でどれだ
け多くの再エネを導入するかという効率性の視点なのであって、現行法ではこれが完全に抜け落ちています。ですから、ヨーロッパがやって失敗をしたのと同じようなことをまた日本がやるというのはすごく愚かな話で、効率性の観点がないのは非常に残念です。
それでは、法律はどうしてそんな規定内容になったのか。実はもともとあった法律と、実際に成立した法律とは全く違うものなんです。もともとあった法律というのは、奇しくも東日本大震災の起こった 2011 年 3 月 11 日の午前中に閣議決定したものです。それに対して、現行の「再生可能エネル
ギー措置法」は、同年の 8 月 26 日に成立をみたものです。
では、原案と現行法との違いについて申し上げますと、原案は対象電源と買取価格に関して、
太陽光とその他の再生エネルギーとに分けて、太陽光は 40 数円で、現状の余剰買取の延長でやろう、その他の再生可能エネルギーに関しては 15～20 円の一律価格で、期間も 15～20 年という範囲内にしよう、ということを決めました。これが現行の「再生可能エネルギー特別措置法」ではどうなっているかというと、電源別・規模別に適正利潤を上乗せしましょう、法律施行後 3 年間は促進期間にしましょう、となっています。附則 7 条ですね。また、新設のみをやると言っていたんですけど、既設も対象にしましょう、というふうになった。非常に大きく変更されています。さらに、買取価格の設定に関して、原案では経済産業大臣が決定するとなっていたんですけれども、大臣が決定する
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のは確かなんですが、調達価格等算定委員会という第三者委員会を設けて、そこから意見聴取をしましょう、ということになりました。費用負担軽減措置に関しても、原案には全く書かれていなかったんですが、修正された法律では、先ほど述べた 8 割減免と、原単位 8 割以上の事業所に関して
は 8 割減免します、ということが盛り込まれました。ですから、非常に大きな変化があった、といえます。
どうしてこんなことが起こったかということなんですけれども、FIT の審議過程と買取価格が示されるまで、つまり 2011 年 3 月 11 日から今年の 4 月 27 日まで、これを時系列に並べてみますと、重要だったのは、6 月 27 日、FIT が菅直人前首相の退陣 3 条件の 1 つにされた、ということです。菅首相を辞めさせるためにはこれを成立させなければいけない、という流れがつくられたんですね。そして、8 月 10 日、菅首相退陣を日本の各紙が報道いたしました。民主党が代表選に向けて動き出す
一方で自民党は、エネルギー政策を議論していた「エネルギー特命委員会」というのがあるんです
けれども、そこ
が固定価格買取法案を大幅に修正する内容を固めました。
大幅に修正した内容とは、「コスト＋利潤」にすること、第三者委員会を設けること、特に 3
年間は促進させること、という3 点です。これを盛り込んだ「自民党修正案」というのを作って、これを民主党にほぼ丸のみさせる、ということをやりました。そして、その後、8 月 23 日、8 月 26 日と、それが決まっていったんですね。
そして、11 月 17 日、経済産業省が調達価格等算定委員会、つまり第三委員会の人事案を示す
んですけれども、これは国会同意人事なので、国会で同意を取らなければなりません。ただ、この同意を得るのに大変に紛糾いたしまして、結局、調達価格等算定委員会のメンバーが固まったのが、非常に遅くなって、確か 2012 年 2 月ぐらいだった、と思います。そして、3 月 6 日に第 1 回の会
議を開催して、2 ヶ月も経たないうちに「委員長案」が決まりました。
日本版 FIT は、このような経緯のもとに制定されていったわけですが、非常に問題なのは、この法律が効率性とか、費用負担の関係をよく考えていない、ということです。これについて議員も考えなかったし、ほとんど議論らしい議論をしてこなかったし、調達価格等算定委員会も議論をしなかったということが、一番問題だと思います。FIT というのは、電源別に買取価格を細かく調整していく
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制度なんですけれども、結局どこで調整していくかとなると、費用負担の大きさを見ながら調整している部分というのも現実にはありますので、それを全く考えないような法制度にしてしまったのはすごく問題だったんじゃないかな、と思います。
一応、今後の政府の方針としては、今年の夏までに国民的議論を通じて選択肢を絞って 1 つにする、としています。ただし、その前には検討しなければいけないことが腐るほどあります。特に重要なのが、国民負担がどのくらい上がるかということと、2030 年時点で、例えば再生可能エネルギ
ーを現状の 11％から 20～30％へと、2～3 倍以上にしようとしているんですが、それは kWｈでしか見ていません。電源構成として、kW としてどういうふうに見るかということは、今は全く議論しないでやっています。だから、実際に 25％とか 35％入れた時に、火力発電はものすごく調整が必要になる、ということも考えられるんですね。そういう意味では、目標値を決めたとしても、その費用がどのくらい掛かるかということも踏まえた上で、国民的議論を通じて選ぶ、ということを本当はしなければい
けないんですが、現状ではそこまでたどり着いていない、と思います。

太陽光発電市場にみるドイツFIT事例――導入ラッシュによる国内メーカー凋落
朝野談：ドイツの FIT の教訓はいろいろあります。太陽光発電に集中して申し上げますと、2 つほどあります。ひとつは、2008 年から 2009 年ぐらいにかけて、世界中で大量の在庫が発生しているため、国内で市場が拡大しても、国内の製造メーカーがその市場を獲得できるとは限らない、ということです。もうひとつは、買取価格の改定頻度を上げて費用負担の抑制を目指したんですが、それでも導入ラッシュが防げていない、ということです。確かに、ドイツは大きな市場をつくって、そのこと
で量産効果があったというのは間違いない、と思います。ただ、価格下落とグリーン産業育成という14

二兎を追えたかというと、そうではない。ですから、日本も同じようにできるかとなると、日本の場合は、価格下落とグリーン産業育成の 2
つとも危ういかもしれない、と思っています。
この棒グラフですが、年間の導入量を青で、供給量を緑で示しています。これを見ますと、在庫がどんどん増えているのがわかるか、と思います。生産調整自体はしているんですが、中国、台湾では、それよりも早く、買取価格が高いところに売ろう、ということが動機付
けとして激しくあるからなんですね。2011 年末の時点で、生産能力で言いますと、4000 万 kW ぐら
い生産できるんですが、昨年導入されたのは 2800 万 kW ぐらいですから、在庫は非常に大量にある、ということです。2010 年時点の累積在庫を見てみますと、世界中でだいたい 1500 万 kW ぐらいです。今年度、日本の市場が 200 万 kW ぐらい入るんじゃないかと言われていますので、それから比べても非常に大きい規模の在庫を抱えています。

そして、モジュール単価も非常に急速に下落しています。これは PHOTON international がずっと出しているデータなんですけれども、2009 年 1 月から 2012 年 1 月までを見てみますと、だいたい3 分の 1 ぐらいに下落しています。ここで興味深いのは、モジュールの価格はワットあたり 1 ユーロを切っていますので、システム価格にいたしますと、1€を 100 円とすると、もう 20 万円を切ってしまっています。PHOTON international 以外のドイツのデータを見ても、やはり 20 万円を切っているぐ
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らいなので、非常に安くなっているな、と思います。日本が 35～50 万円ぐらいだと考えると、非常に安い価格を達成しています。そこで、モジュールのスポット価格について、どこが引っ張っているかを見てみますと、日本以外のアジア勢、中国がプライスリーダーになっています。
そ う し た 一 方 で 、 中 国 ・ 台 湾 メ ー カ ー の 生 産 拡 大 も 非 常 に 大 き い で す 。 EPIA （ European
Photovoltaic Industry Association：欧州太陽光発電産業協会）のリポートによると、生産シェアで見ますと、2004 年では日本がほぼ 5 割を占めていて一番大きかったんです。シャープさんが世界一だった頃です。それが 2008 年ぐらいからだんだん旗色が変わってきて、中国が大きくなって、201216

年には中国が 6 割ぐらいになっています。2011 年のデータを見ると、
もう 78％ですね。そのぐらい中国と台湾がシェアを伸ばしている。逆に、導入しているマーケットはどこかについて見てみますと、EU の割合が非常に大きいです。かつては日本も大きかったんですけれども、EU の割合が急速に増えている、ということがわかります。とにかく中国の台頭が目覚ましくて、トップ 5 のうちの 4 社が中国勢です。また、工場の大規模なところが多いというのも、傾向としてあります。
収益悪化に苦しむ先進国メーカーの典型ということで、ドイツの Q
セルズ社の経営破綻は非常に大きな話題になりましたけれども、Q
セルズ以外にもドイツのメーカーの破綻は、昨年末に数社起こっていますし、今年もまたありました。シャープさんも非常に業績が悪化していて、円高もあって、「もう日本からの輸出は不可能だ」、「売れば売るほど赤字になるので地産地消しかない」と言っています。そういう点では、日本で FIT が導入されてありがたい限り、ということかもしれません。
次に、ドイツの教訓の 2 つめ、つまり、買取価格の改定頻度を非常に上げて、費用負担の抑制というのを目指してきたんですけれども、それでも導入ラッシュを防げたかというと、そうはできていないです。これは非常に興味深いグラフ
で、棒の部分はドイツの太陽光の月別の導入量です。ドイツの場合、買取価格を今まで 6 区分に分けていたんですが、これからは 3 区分ぐらいにしようと言っていて、買取価格を頻繁に下げている、
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ということを示しています。ですから、規模の小さい戸建ての住宅に付けるようなものが最大買取価格で、メガソーラーのような陸上設置のものを最小買取価格と思っていただければいいです。この折れ線グラフでは、全ての区分を示さず、見やすいように最大と最小を取っています。ご覧のように、買取価格を何度も下げているんですけれども、面白いのは、買取価格を引き下げる直前に、ぼんと駆け込み需要が発生している、ということです。

例えば、ドイツで一番何が問題になったかというと、2010 年と 2011 年に、738 万 kW と 749 万 kWという非常に莫大な量が入ったんですが、2020 年までの導入目標、つまり、年間平均どのくらいや
18っていけば目標値を達成するかというのを見てみますと、2 倍に達しています。そこで「ちょっと入れ過ぎじゃないか」、「これはどうにかしたほうがいいぞ」ということを議論し始めています。
では、こうした導入ラッシュはなぜ起こるかということなんですが、買取価格と太陽光コストとの差が非常に大きいので、設置する人にとって利益が大きくなった場合に発生するんじゃないか、と一
般的には言われています。最近、4 月に買取価格を切り下げようとした時も 3 月にドンと入ったんですけれども、いずれにしろ、こういうことがずっと起こっている、ということです。
費用負担については、推計値なんですけれども、ドイツの買取法の費用負担を推計しているドイ
ツの連邦機関からのグラフです。2011 年が 136 億ユーロ。これは実際まだ確定してない値で、確定した値だと 128 億ユーロになります。世帯当たりだと、10.3 ユーロ（約 1000 円）で、電気料金支出の15％程度、というふうにいわれています。そして、これの半分が太陽光の費用負担です。太陽光は総発電量の 3％しか占めておりませんので、ちょっと大き過ぎるだろうということで、「もっと改定頻度を上げよう」という動きがありました。2012 年の推計値と 2013 年の推計値が出ているんですけれども、80 億ユーロなので、2 兆円弱ぐらいになるだろう、といわれています。
次に、今年の 4 月から予定されていた機動的な価格改定についてですが、4 月に大幅に価格を引き下げるというので、3 月に駆け込み需要が起こりました。ドイツ政府がどう価格改定しようと考えたかといいますと、ポイントは 5 月から毎月価格を下げて、11 月以降は直近の導入実績に基づいて、毎月の引き下げ幅を調整する、ということです。これは、直近の 3 ヶ月の導入実績を 4 倍して年間目標に当てはめて、例えば年間目標を 2012 年に 250 万～350 万 kW というふうに設定するんですけ
れども、それを超えるようだとなったら、この一般制度から 0.75～1.5％の間で調整するようになっています。なので、導入目標を大幅に超過する場合には 1.5％引き下げるというような形で、毎月自動的に価格切り下げを調整する、というものです。

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この価格改定は、連邦議会を 3 月 29 日に通過して、4 月 1 日から施行を予定していたんですけ
れども、これが 5 月 11 日、ドイツの参議院で反対多数で否決されて、継続審議中扱いになりました。
反対多数になった理由は、買取対象の区分を簡易化しようとしたんですが、簡易化し過ぎだということが問題になっているんですね。以前は、非常に細かく、0～30kW とか、30～100kW とか、6 区分に分けて買取価格を設定していました。そこで、1 万 kW を越えるものに関しては買取対象から外して 3 区分にしようとしていたんですが、その区分の分け方がちょっと大ざっぱすぎるというので、今、ペンディングとなっています。ただ、買取価格のレベルを見ていただくと、10kW 以下のところは19.5 ユーロ/セント。だから、20 円を切っていますね。19 円ぐらい。大きなメガソーラークラスになると、13.5 ユーロ/セントになるので 13 円ぐらいということで、4 月 1 日からは非常に低いレベルの買取価格を予定していたことがわかるか、と思います。これ自体がうまくいくのか、うまくいかないのか、わからないですが、いずれにしろ、改定頻度を何度もさせて、価格をどんどん引き下げることで駆け込み設置をやめさせよう、としています。ただ、ドイツはここまで費用負担の議論をしても、絶対年間導入制限、つまり導入キャップをかけません。これは徹底しています。ほとんどのヨーロッパの国
は、キャップで対応していて、政策としては、そういうほうが基本的に楽なんですが、ドイツはそれをやっていません。
ドイツの FIT に対する批判というのは、一般誌でも非常に高くなっています。一般誌の中で注目すべき論説だと思っているのは、『The Economist』の論説です。彼らは太陽光自体の可能性は全く否定していませんが、FIT 自体は巨額で、無駄で、維持困難だという理由を挙げて批判しています。では、何をしたらいいのかということについてですが、外部不経済の内部化をインセンティブにすべきじゃないか、補助なしで回る
市場はたくさんあるはずだから、そこでまず導入していくべきではな
いか、と議論しています。つまり、
無駄な補助金をいっぱい出しても仕方ないということを彼らは主張しているわけで、私にはこれが一番しっくりくる議論だ、と思っています。

日本版FITの見直し―今後日本がとるべき選択肢として
朝野談：ドイツの導入ラッシュの例を見ていただきましたが、最後に日本の場合はどうしなければい
けないか、ということについてお話したいと思います。もう来月から法律は始まってしまうわけですが、
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一番重要なことは、効率的な供給にどうやってインセンティブを与えるか、ということです。バブルが起
こればそれはそれでいい、というよ
うなことでは決してないと思います。
調達価格等算定委員会が終わる際、「価格が業者の言い値じゃないか」という非難が非常に多くて、その結果、「コストデータを蓄積させて透明性を高めましょう」ということが公式見解として出されました。
今後は買取対象事業者からコストデータを提出させ、施行後は半年ごとに見直しをする、ということです。法律上では 1 年ごとですが、経済産業大臣が必要だと考えれば半年ごとに実施できる、という項目が入っています。ですから、コストデータを出させて、価格の見直しと連動させていけば、ある程度効率化を促すことは可能なのではないか、と思われます。ただ、問題はドイツの前轍を避けるために日本は何をしなければいけないか、という点にありますので、それで十分かどうかです。
では、どうして太陽光の導入ラッ
シュ、いわゆる PV バブルが起こるのかと申しますと、3 つの理由があっ て 、 IEA （ International Energy
Agency：国際エネルギー機関）の「Deploying Renewables」にもこのことが書いてあります。まず、計画から実際設置するまでのリードタイムが非常に短いことが挙げられます。日本のコスト等検証委員会でもリードタイムの比較をしているんですが、太陽光に関しては 2ヶ月です。これに対して、地熱発電では 10～15 年、風力発電も環境アセスメントが必要なので 4～21

5 年かかるということになっていますから、2 ヶ月という短期間で設置できて、しかも太陽光自体のコストがすごく下がっている時に、1 年間とか、半年間とか、固定した価格を付けるとなると、駆け込み需要なり、太陽光の導入ラッシュなりが起こる、ということです。政策当局は「価格のモニタリングをします」と言いますが、それではすでに古いデータになるわけですし、そういう意味では限界があります。こうした急速な値下がりをしている技術に対して、高い買取価格を付けてしまうと、どうしても投機対象になってしまうので、投資資金が集まって導入量が増える、という結果にもなりやすいです。
ですから、私は法改正で価格更新の縮減をしていくことが重要だ、ということを主張します。今回
42 円で設定されましたけれども、日本の FIT で一番起こってはいけないことは、日本企業が太陽光の汎用製品の生産増強に注力してしまうことです。そうなってしまうと、短期的には収益が改善するかもしれないけれども、長期的には低迷します。テレビ産業で起こったことと同じようなことが起こってしまうんじゃないか、と懸念されるんですね。世界中には大量に在庫があります。そこに 42 円という価格が付いたら、内外価格差は 2 倍程度ありますので、日本市場に向けてその在庫が流れ込む、ということは自然に考えられることです。

また、電気料金を通じて費用負担が上昇して、導入制限や買取価格の大幅な引き下げが実施されれば、導入量は縮小してしまいます。PV バブルでブーストを起こそうとしているんですが、「バーストになっちゃうかもしれないよ」ということです。これはもうヨーロッパのほとんどの国で起こっていることなので、だからこれはやっぱりすごく考えなければいけないことなんですね。そうなってしまうと産業振興にはならないですし、費用負担は長期間固定化されますので、国民にとってすごくマイナスが多いんじゃないか、ということを懸念しています。
ですから、現行の買取区分をまず変えなければいけません。経済産業省の定めた今の区分というのは、太陽光発電の 10kW 未満を 42 円、10kW 以上も 42 円で 20 年間買い取る、というものです。
おそらく、経済産業省の調達価格等算定委員会の念頭には、10kW 未満は戸建てに設置される太22

陽光発電で、10kW 以上は地上のメガソーラーというのがあるんでしょうね。でも、メガソーラーの場
合は土地の取得とかがあって、リードタイムが 1 年ぐらいかかりますから、実はバブルがどこに起こるかというと、10kW 以上の屋根設置です。商業施設や集合住宅や工場等の屋根は 2 ヶ月ぐらいで設置できてしまうので、そこにバブルが起きる。実際、固定価格買取制度が始まるということになってから、大手の家電販売店、スーパーが全店舗の屋根に設置することを表明していますが、こうした商業施設、工場等の屋根の場合は、もう本当にコストの問題だけなので、価格が高ければ日本製ではなく韓国や中国のものを調達する、ということになると思います。そうなると、非効率的なことになってしまいます。
現在、基本問題小委員会が、エネルギー政策の見直しの一環として、電源選択をして 2030 年時点の目標値を出す、ということを議論しています。今、この 2012 年 6 月 14 日の時点でまとまったのは 4 つの選択肢です。選択肢の 1 から 3 では、原子力の比率を 0％、15％、20～25％というふうに振っていて、4 つ目では「電源の選択は市場に任せる」という形をとっています。
それぞれの選択肢の再生可能エネルギーの中身を見ていきますと、これはまだ確定しているわ
けでも何でもなく、事務局が一応のイメージとして示したものですが、太陽光は 6％で固定されています。現状では 0.3％なので、非常に大きく増やします。風力発電に関しては、3～12％と割と大きな幅で振っています。また、地熱、水力、バイオマスに関しては、基本的に変わらないか、現状よりも若干増加する、ということを想定しています。脱原発がどのくらい進むかは、風力発電がどのぐらい入るかに依存するような選択肢といえます。ただ、この風力発電の設置量ですが、仮に 12％入れますと、陸上で 5000 万 kW 出ることになりますが、現状は 240 万 kW ですので、現実的には相当遠い数字だな、というふうに思います。太陽光の 2020 年の 2800 万 kW は達成できると思うんですが、風力発電がこういう数字で伸びていくという予想は非常に現実離れしている、と思います。

いずれにしても、この夏、こういう選択肢を決めていくわけですが、もし再生可能エネルギーの目
23標値を安価に達成したいということだけを考えるのであれば、固定価格買取制度をやるのではなくて、入札や RPS（Renewables Portfolio Standard）法をやったほうが効率的ではないかな、と思います。どういう方法を採れば安い再生可能エネルギーから順に入れることができるのかを考えるのも、
1 つの方法だろうと思います。
ここで私が言いたいのは、電源別に「費用コスト＋利潤」でという方法よりも、実質的に量からコントロールするという方法もあるんじゃないか、ということです。ドイツの場合も、なぜ今回のような毎月価格を切り下げるという方法をやっているかというと、導入量と費用負担の面から価格を調整しているわけです。ですから、やはり費用負担や導入量を根拠にして価格というものを考えるべきだ、と思います。そういう意味では、入札や RPS という方法も考えてもいいのではないか、つまりはマーケット
メカニズムを採ったほうがいいのではないか、という主張です。
ただし、大きな問題が 2 つあって、ひとつは、発電量、kWh としての割合を決めてはいるんです
けれども、電源構成の供給力、kW としてどうなるか、ということは考慮していません。ですから、例えば風力発電のキロワット価値は 5～10％で、太陽光は 10％という話をしましたけれども、kW でみた
時には、それをバックアップするための火力発電だとか、調整用電源が必要になってきますが、その時のコストというのはまだ計算していません。これが問題の 1 点目です。
もうひとつは、この選択肢は 4 つの研究機関が回した経済モデルなんですが、興味深いのは、
いずれの選択肢も、対策をしないケースを比べると、経済にマイナスの影響になってしまう、ということです。経済的影響としては非常に大きいんです。当たり前ですが、原子力をやめて、それよりも割高な再生可能エネルギーを導入するぶん、買いたいものが買えなくなってしまうので、GDP としては影響を受ける、という構造になっています。ですから、この負担がどういうふうになるかということはつくづく考えなければいけません。もちろん、負担を帳消しにするぐらい、日本経済にプラスになる
ようなものが何か見つかればいいんですが、それが現時点ではよくわかっていないという状況にあるので、経済的影響についてもう少し慎重に議論して、選択肢を決めるなどのことをしなければい
けない、と思います。
「再生可能エネルギー特別措置法」の 1 条に規定されているように、FIT の目的は再生可能エネ
ルギーを促進することと、それによって国際競争力強化と産業振興、
地域活性化、国民経済の健全な発展を図ることにあります。ぜひそうあるべきだと思います。ただ、現状では、いずれの経済モデルの結果も、過剰に促進すると国民経済の発展を阻害する可能性を示唆していますので、再生可能エネルギーを促進するにしても、経済的影響を出さないためにどう産業競争力を強化
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するか、ということを考えなければいけません。これは別途議論しなければならない問題だと思います。これはマクロモデルで見ているので、ミクロで競争力をどう見ていくか、ということをシビアに見ていく視点は必要だろう、と思います。
結局、FIT という制度は、買取価格の調整を通じて導入量や費用負担をコントロールする、という制度なんですね。当然、導入量ばかりを優先していてはだめで、費用負担の観点からも、どうやって電力供給の効率化をどうやって進めていくかを、もっと真剣に考えるべきです。ですから、法律 3 条 2 項の「適正な利潤」や、今回一番問題になった附則 7 条の促進条項に効率化の観点がないことは、やはり非常に問題が大きい、と私は考えております。

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藤井由紀子

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