2030年度におけるエネルギー需給の見通し(関連資料)令和3年9月資源工ネルギー庁1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源源5.算定結果●　新たな2030年度におけるエネルギー需給の見通しは、 2030年度に温室効果ガスを2013年度から46%削減することを目指し、更に、50%の高みに向けて挑戦を続けることを表明したことを踏まえ、 46%削減に向け徹底した省エネルギーや非化石エネルギーの拡大を進める上での需給両面における様々な課題の克服を野心的に想定した場合に、どのようなエネルギー需給の見通しとなるかを示すもの。 ●　今回の野心的な見通しに向けた施策の実施に当たっては、安定供給に支障が出ることのないよう、施策の強度、実施のタイミングなどは十分考慮する必要。（例えば、非化石電源が十分に導入される前の段階で、直ちに化石電源の抑制策を講じることになれば、電力の安定供給に支障が生じかねない。）
1.エネルギー需給全体
⇒内閣府「中長期の経済財政に関する試算」（2021年7月）における経済再生ケースの経済成長率、国立社会保障・人口問題研究所による最新の人口推計（中位推計）、主要業種の活動量の推計等を踏まえ、追加的な省エネルギー対策を実施する前の需要を推計した上で、産業部門、業務部門、家庭部門、運輸部門において、技術的にも可能で現実的な省エネルギー対策として考えられ得る限りのものをそれぞれ積み上げ、最終エネルギー消費で6,200万kl程度の省エネルギーを実施することによって、2030年度のエネルギー需要は２億8,000万kl程度を見込む。 ⇒一次エネルギー供給は、4億3,000万kl程度を見込み、その内訳は、石油等を31%程度、再生可能エネルギーを22～23%程度、石炭を19%程度、天然ガスを18%程度、原子力を9～10%程度、水素・アンモニアを1％程度となる。
2.電力の需給構造
⇒電力の需給構造については、経済成長や電化率の向上等による電力需要の増加要因が予想されるが、徹底した省エネルギー（節電）の推進により、2030年度の電力需要は8,640億kWh程度、総発電電力量は9,340億kWh程度を見込む。 ⇒その上で、電力供給部門については、S＋3Eの原則を大前提に、徹底した省エネルギーの推進、再生可能エネルギーの最大限導入に向けた最優先の原則での取組、安定供給を大前提にできる限りの化石電源比率の引き下げ・火力発電の脱炭素化、原発依存度の可能な限りの低減といった基本的な方針の下で取組を進める。
①再生可能エネルギー
⇒再生可能エネルギーについては、足下の導入状況や認定状況を踏まえつつ、各省の施策強化による最大限の新規案件形成を見込むことにより、3,130億kWhの実現を目指す。その上で、2030年度の温室効果ガス46%削減に向けては、もう一段の施策強化等に取り組むこととし、その施策強化等の効果が実現した場合の野心的なものとして、合計3,360~3,530億kWh程度の導入、電源構成では36～38%程度を見込む。 ⇒なお、この水準は、上限やキャップではない。今後、現時点で想定できないような取組が進み、早期にこれらの水準に到達し、再生可能エネルギーの導入量が増える場合には、更なる高みを目指す。その場合には、 CO2排出量やコストなどを踏まえて他の電源がこの水準にとどまらず調整されることとなる。
②原子力
⇒原子力発電については、CO2の排出削減に貢献する電源として、いかなる事情よりも安全性を全てに優先させ、国民の懸念の解消に全力を挙げる前提の下、原子力発電所の安全性については、原子力規制委員会の専門的な判断に委ね、原子力規制委員会により世界で最も厳しい水準の規制基準に適合すると認められた場合には、その判断を尊重し原子力発電所の再稼働を進め、国も全面に立ち、立地自治体等関係者の理解と協力を得るよう取り組み、電源構成ではこれまでのエネルギーミックスで示した20～ 22%程度を見込む。
③火力
⇒火力発電については、再生可能エネルギーの更なる最大限の導入に取り組む中で、当面は引き続き主要な供給力及び再生可能エネルギーの変動性を補う調整力として活用しつつ、非化石電源の導入状況を踏まえながら、安定供給確保を大前提に、非効率石炭のフェードアウトといった取組を進め、火力発電の比率をできる限り引き下げる。その際、エネルギー安全保障の観点から、天然ガスや石炭を中心に適切な火力ポートフォリオを維持し、電源構成ではLNG火力は20%程度、石炭火力は19%程度、石油火力等は最後の砦として必要最小限の2％程度を見込む。 ⇒更に、今後の重要なエネルギー源として期待される水素・アンモニアの社会実装を加速させるため、電源構成において、新たに水素・アンモニアによる発電を１％程度見込む。 1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源源5.算定結果
マクロフレーム人口、労働力人口、世帯数等(経済水準) G D P ※産業部門：生産水準※運輸部門：輸送量業務部門：業務床面積※各種見通しとの整合性を図る必要あり各種経済水準 × 活動量1単位当たりに必要なエネルギー需要(エネルギー消費原単位) > ※省エネ対策前の最終エネルギー消費の推計においては、産業部門、業務部門、運輸部門の一部はストック効率一定、家庭部門及び運輸部門の一部はフロー効率一定と想定最終エネルギー消費 （省エネ対策前）省工ネ効果最終エネルギー消費 （省エネ対策後） 6
●  2030年度の人口については、国立社会保障・人口問題研究所（社人研）による最新の中位推計（2017年）を利用。 ● 2030年度の世帯数については、エネルギー需要をよりきめ細かく把握する観点から、社人研推計（2018年）をベースに、住民基本台帳調査の値を用いて補正。
●内閣府「中長期の経済財政に関する試算」（令和3年7月）では、経済再生ケースとベースラインケースについて、2030年度までの実質経済成長率を推計。経済再生ケース：新たな成長の原動力となるグリーン、デジタル、地方活性化、子供・子育てを実現する投資の促進やその基盤づくりを進め、 A潜在成長率が着実に上昇することで、実質2％程度、名目3％程度を上回る成長率が実現する。 ▷　ベースラインケース：経済成長率は中長期的に実質1%程度、名目1%台前半程度となる。 ●新型コロナウイルスなどの影響により、足元の成長率が前回の想定と比較して大幅に下落するも、以降は平均約2.3％で成長し、その結果2030年度のGDPは660兆円（2020年度以降の平均成長率約1.7％）となる。中長期の経済財政に関する試算(経済再生ケース)実質成長率中長期の経済財政に関する試算（経済再生ケース）からの推計値実質GDP 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 -6出典：中長期の経済財政に関する試算（今和3年7月）
● 粗鋼生産量について、構造的な要因（人口減少による内需減少、国際競争の激化等）に伴う国内生産設備の集約化やグローバル展開の状況等を踏まえ、2030年度の全国粗鋼生産量を0.9億トン±1千万トン程度と推計。 ●エチレン生産量について、足下の生産動向を踏まえ、2030年度のエチレン生産量を現行の長期エネルギー需給見通しの想定と同様の570万トンと据え置く。粗鋼生産量の見通し※参考までに、2020年度に2020年の実績を反映出典：生産動態統計（実績）
●セメント生産量について、足元の生産動向を踏まえ、セメント協会の2020年以降の｢低炭素社会実行計画｣で想定されている2030年度のセメント生産量5,558万トンを据え置く。 ●紙・板紙生産量について、製紙業界における2020年以降の｢低炭素社会実行計画｣で想定されている2030年度の紙・板紙の全国生産量2,156万トンとする。 ●業務床面積はGDP等のマクロフレームから推計。 ●  2030年度のGDPは、H27年度策定時の長期エネルギー需給見通しと比べて下がるため、業務床面積についても減少すると想定。流航力で彗：交通量量● 交通需要については、国土交通省の統計等を参照しつつ、GDP等のマクロフレームから推計。 ● いずれの交通需要についても、GDP見通しの引き下げや、足元の新型コロナウイルスの影響などを踏まえて、現行の長期エネルギー需給見通しよりも低い水準を想定。旅客需要ー人口（実績）  ーーー人口（見通し） ·貨物需要（実績) GDP (実績) -- GDP（見通し） (10兆円、百億トンkm)出典：自動車輸送統計年報、鉄道輸送統計年報、内航船舶輸送統計年報、海事レポート、航空輸送統計年報、総務省人口推計、国民経済計算年報より作成12 1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源源5.算定結果
● 2015年策定時のエネルギーミックスにおいて積み上げられている省エネ対策を土台として、2019年度までの各対策の進捗を踏まえ、以下の方針で野心的に見直しを行った。 【方針】 ①進捗が順調な対策や更なる政策目標を掲げている対策は省エネ量を上方修正する②進捗に一定の遅れが見られる対策は省エネ量を維持しつつ、更なる対策を検討する③進捗が全く見られない又は著しく遅れている対策については、その理由を明らかにし、省エネ量堅持を指向しつつも、対策を抜本的に見直す④社会や技術の変化等を踏まえ、新たな対策を積み上げる
●各業界の省エネ深掘りに向けたヒアリング等を踏まえ、省エネ対策の野心的な見直しを行い、2030年度における省工ネ量を2015年策定時の5,036万kLから1,200万kL程度深掘った結果、6,200万kL程度となった。

省エネの深掘りに向けた施策

低炭素工業炉の導入実績
(千台)
進展する主な対策（1,042万kL→1,350万kL程度）
【鉄鋼業】 280万kL→ 174万kL ※最終エネルギー消費削減寄与分は98.4万kL→41.5万kL

【化学】 82万kL→196万kL
.
【窯業･土石】 24万kL→28万kL .

【紙・パルプ】 3.6万kL→3.9万kL .
【業種横断】 767万kL→992万kL (低炭素工業炉の導入) 291万ｋL→374万ｋL
（インバータの導入）136万kL（新規）
から2014 2018 2022 2026 2030 (年度)出典：2019年度における地球温暖化対策計画の進捗状況
窯業・土石製品製造業、パルプ・紙・紙加工品製造業、石油製品・石炭製品製造業における【の対策は、各業界における2020年度以降の低炭素社会実行計画において位置付けられているもの。 ※印を付した対策は、統計の整理上、最終Iﾈﾙｷﾞｰ消費の削減量としては計上しないが、相当分が転換部門において一次Iﾈﾙｷﾞｰ消費の削減に寄与するものとなる。導入・普及見通しを見直した場合は、見直し後の数値と併せて（）内に見直し前の数値を記載。進捗率は見直し前の対策における省エネ量に対するもの。
普及見通しを見直した場合は、見直し後の数値と併せて（）内に見直し前の数値を記載。進捗率は見直し前の省エネ量に対するもの。 19
●住宅・建築物の省エネ対策の強化や、省エネ法の執行強化、トップランナー制度・ベンチマーク制度の見直し、一般消費者への情報提供の推進等を通じた省エネ対策の強化により、業務・家庭部門全体で省エネ量を200万kL程度深掘りし、業務部門で1,227万kLから1,350万kL程度へ、家庭部門で1,160万kLから1,200万kL程度へ見直し。
省エネの深掘りに向けた施策
①　住宅・建築物の省工ネ性能の向上
ZEH・ZEBの普及拡大／エネマネの利用拡大建築物省エネ法における規制措置の強化(2)設備・機器・建材の性能向上機器・建材トップランナー制度の見直し・強化A (3)業務部門における省工ネ取組強化省工ネ取組が不十分な事業者への指導等実施A > ベンチマーク制度の見直し・強化(4)
家庭部門の省工ネ行動促進
▷ エネルギー小売事業者の省エネ情報提供に係る各社取組の評価スキームの創設・推進5）革新な技術開発(6)企業の省工ネ投資促進新築住宅の断熱性能(2019年度)住宅ストック（約5,000万
進展する主な対策
(業務：1,227万kL→1,350万kL程度/家庭：1,160万kL→1,200万kL程度/ 【住宅・建築物の省工ネ】 730万kL→890万kL程度・　省工ネ対策の強化に向けた検討を踏まえ省工ネ量見直し【家庭用高効率給湯器】 304万kL →332万kL ※住宅の省エネ化対策による導入分を含む•　対策強化や実績•世帯数の推計結果等を踏まえ見直し【トップランナー制度等による機器の省エネ性能向上】 412万kL→518万kL .冷蔵庫やサーバー、ストレージ等につき、トップランナー基準値見直し踏まえ省エネ量引き上げ
【HEMS等を利用したエネルギー管理】
178万kL→160万kL • HEMS機器の普及状況や代替機器の普及状況•見通しを踏まえ見込みを修正【一般消費者への省工ネ情報提供】 56万kL（新規） .エネルギー小売事業者による一般消費者への省エネ情報提供について、対策強化により追加20無料情
業務局
導入・普及見通しを見直した場合は、見直し後の数値と併せて（）内に見直し前の数値を記載。進捗率は見直し前の対策における省エネ量に対するもの。き[ ] [ ]
導入・普及見通しを見直した場合は、見直し後の数値と併せて（）内に見直し前の数値を記載。進捗率は見直し前の対策における省工ネ量に対するもの。
●自動車等単体の燃費性能の向上や、輸送事業者や荷主による輸送効率化に向けた取組の強化、カーボンニュートラルに向けた分野毎の取組等を通じた省エネ対策強化により、運輸部門全体で省エネ量を700万kL程度深掘りし、現行の1,607万kLから2,300万kL程度へ見直し。
省工ネの深掘りに向けた施策
①　低燃費車の普及拡大に向けた対応(2)燃費基準の遵守に向けた執行強化>   トップランナー制度の見直し・執行強化(3)省工ネ法における荷主・輸送事業者の評価のあり方検討④　AI・IoT等を活用した物流全体の高効率化> 荷主・輸送事業者・着荷主の連携によるサプライチェーン全体の効率化に向けた取組の推進(5)運輸部門の脱炭素化に向けた検討に係る対応>航空・船舶等の各分野におけるカーボンニュートラルに向けた取組の加速(6)
革新的な技術開発
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2030年度燃費基準
進展する主な対策（1,607万kL→2,300万kL程度）
【トラック輸送の効率化】 (47万kl→425万kl) .足下の進捗が好調であることに加え、政策的支援による更なる進展を見込み、省エネ量を引き上げ。
【エコドライブ、カーシェアリング等】 (113万kl→210万kl)
.足下の進捗が好調であること等踏まえ、省エネ量引き上げ。
【交通流対策】 (37万kl→73万kl)
.足下の進捗が好調であること等踏まえ、省エネ量引き上け。
【自動車単体対策】 (939万kl→990万kl)
.燃費基準による対応や直近の実績データや今後の対策踏まえ試算見直し【省工ネ船舶】(48万kl→62万kl) .船型改良や航路の最適化等による更なる効率化【航空】 (37万kl→74万kl) .機材・装備品等への新技術導入・管制の高度化等0 20 10道前前門
● 2030年に向けては徹底した省エネルギーに加えて、電化・天然ガスシフトなどの燃料転換にも取り組む。 >特にガス体については、産業・民生・運輸部門（非電力）における天然ガス利用機器の高効率化、ガスコージェネレーションの導入促進などに加え、ガス体の脱炭素化として都市ガスの5％のカーボンニュートラル化（既存インフラへの合成メタン注入1%など）を目指す。出典：2050年に向けたガス事業の在り方研究会中間とりまとめ（2021年4月5日） 1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源①再生可能エネルギー ー太陽光発電ー風力ー地熱・水力・バイオマス一野心的水準5.算定結果
● 2030年度の再工ネのあり方の検討にあたって、以下のように分解して整理。 | 2030年度再工ネ導入量  =   ①これまでの導入量  +   ②既認定未稼働分の稼働+ ③今後の新規認定分の稼働※②既認定未稼働分の稼働については、電源別の特性を踏まえて、未稼働分の稼働見込割合を分析し、導入量を試算(太陽光75%、風力70%、地熱・中小水力100%、バイオマス40%）。 ●このうち、③今後の新規認定分については、以下の３つの考え方で導入見込量を分析。 1）現行政策努力継続ケース適地が咸少する中で、政策努力の継続により現行ペースを維持・継続した場合の見通し。 2）政策対応強化ケース更なる政策対応を強化した場合の見通し（政策強化の動きがあり、定量的な政策効果が見通せているものの効果を織り込んだ試算）。 3）野心的水準責任省庁による施策具体化・加速化を前提に、その効果が実現した場合の野心的な見通し。 ●なお、2050年に向けては、次世代太陽光等の革新的技術の開発を進めていくが、こうした革新的技術の活用は2030年時点では限定的であり、線形の導入拡大とはならないことに留意。 ※今後、太陽光を中心に「再エネ特措法（FIT/FIP）」に頼らない案件（非FIT）の形成も見込まれるが、非FIT案件であっても、適地や系統の確保等は同様に必要であることから、本資料では、再工ネ特措法の活用の有無にかかわらず、新たに形成される案件について、「新規認定分」として整理※2020年3月時点での認定量・導入量をベースとして、既稼働・未稼働を分類する
● 2030年度の再生可能エネルギー導入量は、足下の導入状況や認定状況を踏まえつつ、各省の施策強化による最大限の新規案件形成を見込むことにより、3,130億kWhの実現を目指す（政策対応強化ケース）。 ●その上で、2030年度の温室効果ガス46％削減に向けては、もう一段の施策強化等に取り組むこととし、その施策強化等の効果が実現した場合の野心的なものとして、合計3,360～3,530億kWh程度（電源構成では36〜38%）の再工ネ導入を目指す。 ●なお、この水準は、上限やキャップではなく、今後、現時点で想定できないような取組が進み、早期にこれらの水準に到達し、再生可能エネルギーの導入量が増える場合には、更なる高みを目指す。
※2030年度の野心的水準は概数であり、合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある※改訂ミックス水準における各電源の設備利用率は、「総合エネルギー統計」の発電量と再エネ導入量から、直近3年平均を試算したデータ等を利用総合エネルギー調査会再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会（第31回）資料２参照1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源①再生可能エネルギー ー太陽光発電ー風力ー地熱・水力・バイオマス一野心的水準5.算定結果
● ①現時点導入量は56GW、②既認定未稼働の稼働は18GW（※）。 ※2018年に未稼働措置の実施により容量ベースで約75%の案件について運転開始が見込まれる結果であることを踏まえ、未稼働案件の75%が稼働する前提。 ● ③2030年度までの新規導入見込量は、適地の減少等を考慮すると、今後、年間認定量が更に低下する懸念もあるが、現行の対策を継続し、今後も2020年度認定量の1.5GW/年を維持・継続すると想定し、14GWとなる。（現行政策努力継続ケース） ●さらに、各省における政策の検討を踏まえ、現時点で具体化されつつある政策を最大限・確実に実施することで、 12GW程度の導入が見込まれる。（政策対応強化ケース、具体的な政策は以下参照） ( 1 )改正温対法によるポジティブゾーニング（再エネ促進区域を指定して積極的な案件形成を行う取組）や自治体の計画策定に対する支援【環境省】 4.1GW ( 2 ) 温対法に基づく政府実行計画等に基づき、公共部門を率先して実行【環境省】 6.0GW ( 3 )空港の再工ネ拠点化の推進【国交省】 2.3GW
※合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
●利潤配慮期間以降の最大規模が6GWであることや事業者団体からも6-7GW程度の産業規模を目指していくべき、という声があったことから、政策対応強化ケースでは、2030年度までに徐々に6GW規模まで回復させていくイメージ。各年度の太陽光発電の認定量・導入量/今後のイメージ1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源①再生可能エネルギー ー太陽光発電ー風力ー地熱・水力・バイオマス一野心的水準5.算定結果
● ①現時点導入量は4.2GW、②既認定未稼働の稼働は4.8GW (※) 。 ※2013・14年度に開始した案件のうち、方法書手続開始以降に、FIT認定を受けることができることを踏まえると約51～70％程度の案件が稼働すると考えられ、業界団体ヒアリングでも既認定アセス案件の約68%が化等すると想定しており、約70%が稼働すると想定。 ● ③新規認定分による2030年度の導入量について、今後、適地が減少し、洋上風力へのリソース投入を踏まえると、自然体で減少していくことも考えられる。 ●　一方、現行政策努力を継続することで、直近3年度の平均認定量（約1.3GW）を維持していくと仮定し、リードタイム（法アセス案件8年、法アセス対象外案件４年）を踏まえると、4.4GWとなる。（現行政策努力継続ケース） ※2021年度については既に決定している入札枠を踏まえ1GWとし、2022年以降年間1.3GWペースが維持されると仮定。 ●　風力発電における環境アセスメント対象の見直し等により、約2GW（約198万kW）程度の導入が見込まれる。さらに、環境省が、改正温対法に基づき、環境情報調査や地域合意形成等の自治体支援を行い、 0.6GW程度の追加導入が見込まれる。 (政策対応強化ケース)
※合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
● ①現時点導入量は0.01GW、②既認定未稼働の稼働は0.67GW (※1) 。 ● ③2030年度までに見込まれる新規導入量について、洋上風力産業ビジョンにおいて、「2020年度より年間100万kW程度の区域指定を10年継続｣と整理。 ｢区域指定→事業者選定→FIT認定｣といった手続きやFIT認定から事業開始までのリードタイム(8年程度) (※2)を考慮すると、1.0GW程度となる。（現行政策努力継続ケース） ●さらに、選定事業者の事業立ち上げについて、国もハンズオンでサポートを実施すること等により、2030年度までに追加で1〜2GW程度の導入が見込まれる。（政策対応強化ケース） (※1)既認定未稼働案件が全て2030年には導入される想定。 (※2)環境アセスメント（4～6年程度）及び建設作業（2～3年程度）
※合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
● 再エネ海域利用法に基づき、2019年7月に、下図①～④の区域を有望な区域として整理し、①は2019年12月、②～④は2020年7月にそれぞれ促進区域として指定。 ● このうち、①は2020年12月に公募受付期間が終了し、提出された公募占用計画の審査・評価を経て、2021年6月に事業者を選定。②～④の各区域についても、2021年5月に公募受付期間が終了し、提出された公募占用計画の審査に着手。 ●また、⑤～⑧の各区域は2020年7月に新たな有望な区域として整理。協議会の設置や国による風況・地質調查の準備に着手。館代市・三種町・草原市沖
プロセス
(1)都道府県等からの情報収集(2)有望な区域等のソンチ30年間の1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源①再生可能エネルギー ー太陽光発電ー風力ー地熱・水力・バイオマス一野心的水準5.算定結果
● ①現時点導入量は59.3万kW（0.6GW）、②既認定未稼働の稼働は2.5万kW（※）。 ● ③2030年度までに見込まれる新規導入量について、2030年度までに運転開始をする事業化判断したものは3.0万kW。この他、小規模地熱発電の導入トレンド等を踏まえると、現行政策努力を継続した場合の5.0万kWが見込まれる。 (現行政策努力継続ケース) （※）地熱発電は、事業化判断前に長期間にわたり、地元との協議、地表調査や持続的な発電可能性を評価するための探査が行われる。このため、事業化判断がなされた案件は、ほぼ確実に事業化する傾向にある。このため、既認定未稼働案件については、100%が2030年までに導入される前提。 ●今後、JOGMECによるリスクマネー供給や掘削技術開発の成果共有等の導入加速化に向けた政策強化を図ることにより、約31万kWの導入が見込まれる。また、環境省より、「地熱開発加速化プラン」が4月に公表され、更なる地熱開発を加速化することとしており、また、国立・国定公園を中心とした地表調査を21・22年度中に完了することを目指す中で、約50万kW（0.5GW）の導入が見込まれる。 (政策対応強化ケース)
※合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
● ①現時点導入量は9.8GW、②既認定未稼働の稼働は0.2GW。 ※FIT認定がなされた案件は確実に事業化する傾向にあり、全て稼働する見込み● ③2030年度までの新規導入見込量は、今後も政策努力を継続することで、直近3年度の平均認定量10万kW/年で進むと想定し、リードタイムも考慮すると、0.5GWの導入が見込まれる。（現行政策努力継続ケース） >　中小水力４団体調査結果として、2030年までに新設で5万kW、既設で1万kWの導入が見込まれるとの説明があったが、この数値を業界のカバー率（新規14％、既設89％）で乗じ、2030年度までの新規導入量を試算した場合、0.4GW(36.8万kW新規: 35.7kW既設：1.1万kW）となり、おおむね整合的●　さらなる水力発電の導入拡大に向けては、（１）新規開発による容量の増加、（２）既存発電の有効活用の２つの方向性が考えられ、発電電力量の80億kWh程度の増加が見込まれる。（政策対応強化ケース） ▷  （１）については、中小水力を中心に開発リスクへの対応や地域理解の促進を図っていく。 A （２）については、既存設備と河川流量を最大限活用することにより、発電電力量の80億kWh程度の増加を見込む。 ・　リプレース時期に差し掛かっている大規模水力発電所の既存設備の最適化・高効率化長時間流入量予測技術の活用等により、効率的な貯水池運用.
※ ①現時点導入量の合計は、電気関係報告規則に基づいた[電力調査統計]と[エネルギー総合統計]から引用。水力発電は降雨量等に起因する出水率により、各年度の発電電力量が大きく異なるため、過去10年(2010～19年度)の平均819億kWhを採用。2019年度は796億kWh、最大値は871億kWh（2015年度） 40 ※合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある
●  ①現時点導入量は4.5GW（450万kW）、②既認定未稼働の稼働は2.3GW（226.7万kW） (※) 。 ※木質系については、業界ヒアリングにおいて、2016・17年にFIT認定量が急増した経緯等を踏まえると、約４割が連転開始見込みとの分析があった。この分析を踏まえ、既認定未稼働案件について、木質系については約４割、その他バイオマスについては100％が稼働する前提。 ● ③2030年度までの新規導入見込量は、特に木質系は、原料の安定確保及び持続可能性といった課題があり、導入量が減少する可能性もある。その中で、政策努力を継続することにより、2020年度の6.5万kWペースの維持が可能であると想定すると、0.5GW（45.7万kW）の導入が見込まれる。（現行政策努力継続ケース） ●燃料安定調達及び持続可能性の確保といった課題に対して、森林・林業基本計画の改定等による国産木質バイオマス利活用の拡大や、バイオマス燃料の持続可能性確保に向けた政策を進めることにより、木質系についても、継続的な導入を期待することが可能となり、8万kWの導入が見込まれる。また、環境省が実施する廃棄物エネルギーの有効活用支援により、0.7GWの追加導入が見込まれる。（政策対応強化ケース）
1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源①再生可能エネルギー ー太陽光発電ー風力ー地熱・水力・バイオマスー野心的水準5.算定結果●足下の導入状況や認定状況を踏まえつつ、各省の施策強化による最大限の新規案件形成を見込むことにより、 3,130億kWhの実現を目指す。 ●その上で、2030年度の温室効果ガス46％削減に向けては、もう一段の施策強化等に取り組むこととし、その施策強化等の効果が実現した場合の野心的なものとして、240～410億kWh程度の追加導入を見込む。 (【】内は中心となって施策の検討を進める省庁）

再生可能工ネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会開催状況

3/12    ■太陽光発電事業者の実態について： REASP（再生可能エネルギー長期安定電源推進協会）、自然電力、バシフィコエナジー、千葉エコ・エネルギー株式会社
■太陽光発電の導入可能性について農水省※農山漁村再エネ法、営農型太陽光発電について
■太陽光発電の導入可能性について
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1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源①再生可能エネルギー ②原子力③火力④系統ネットワーク5.算定結果
●東京電力福島第一原子力発電所事故への真摯な反省が原子力政策の出発点。 ●  CO2の排出削減に貢献する電源として、いかなる事情よりも安全性を全てに優先させ、国民の懸念の解消に全力を挙げる前提の下、原子力規制委員会により世界で最も厳しい水準の規制基準に適合すると認められた場合には、その判断を尊重し原子力発電所の再稼働を進める。国も前面に立ち、立地自治体等関係者の理解と協力を得るよう取り組む。 ● ごうした方針の下、電源構成ではごれまでのエネルギーミックスで示した20～22％程度を見込む。
原子力工ネルギーの特性

エネルギーミックスの実現に向け、設備利用率の向上や40年超運転も含め、安全確保を大前提として、地元の理解を得ながら再稼働を進める。大間原子力発電所東京電力HD製東通原子力発電所東北電力株中部電力機浜岡原子力発電所●出力( 75kW)東通原子力発電所東北電力株女川原子力発電所東京電力HD株日本原子力発電機47

自然個別地点の状況（官口書籍者）
設置変更許可済＋地元理解表明：3基
東北電力女川原子力発電所2号機（BWR）
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関西電力高浜発電所1・2号機（PWR） ※いずれも40年超運転
安全対策:  1号機の安全対策工事は完了、2号機は工事中。 1・2号機ともに特重施設の工事中。

設置変更許可済：3基
東京電力柏崎刈羽原子力発電所6・7号機（ABWR）
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日本原電東海第二発電所（BWR）  ※40年超運転.
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●審査中11基のうち、7基が断層等地質・地震動・津波等の審査、1基が施設の審査で進展中。昨年来、島根2号機のプラント審査が進む一方、地盤側でも多くのサイトで進展あり。
※泊1・2、浜岡3、島根3については、それぞれ泊3、浜岡4、島根2の審査が優先して行われているため、ここでは記載していない。
● 事業者は、再稼働に備え、安全性向上に向けた大規模な投資を行い、地震・津波等への対応能力強化やシビアアクシデント対応のため、耐震補強や安全設備の追加を実施。 ●更に、長期運転を安全に進めるため、各設備のメンテナンスに加え、新技術の導入や経年劣化への予防保全、耐震性向上等のため、大型機器を含め取替を実施。原子力発電所の大型機器の取替（美浜３号機の例）
●自然現象の想定と対策を大幅に強化するとともに、電源の多重化・多様化など、様々なシビアアクシデント対策を実施。津波対策(東北電力女川原子力発電所の例)想定される津波高さを引き上げく震災前＞ 13.6m対策例.海抜29mの防潮堤設置。防潮堤の沈下防止・安定性向上のため、使用地盤改良等を実施。
電源確保の強化
(東京電力柏崎刈羽原子力発電所の例)く発電所外部からの受電＞送電ルートは1回線以上を要求く交流電源設備＞非常用ディーゼル発電機く発電所外部からの受電＞独立した２回線以上の送電ルートを要求く交流電源設備＞非常用ディーゼル発電機電源車・ガスタービン発電機車他号機からの電源融通雄化赤字部分く非常用直流電源設備＞く非常用直流電源設備＞蓄電池８時間分蓄電池2  4時間分可搬型畜電池ガスタービン発電機車電源源車出典：2021年2月25日第21回原子力小委員会電気事業連合会説明資料を引用して作成く震災後＞ 23.1m
(1)新規制基準対応の強化
○「再稼働加速タスクフォース」の立ち上げ
これまでも事業者間での審査情報の共有や人材交流を通-じた審査対応能力の向上、専門的な知見を要する論点について外部機関の活用といった取組を進めてきたが、こうした取組の更なる拡充の観点から、新たに「再稼働加速タスクフォース」を立ち上げ–具体的には、審査中プラントの審査対応での連携強化に加え、再稼働前に必要となる使用前検査、再稼働前の準備にもスコープを拡げ、各フェーズに応じた業界大での取組を拡充し、再稼働に向けた取組を後押ししていく
(2)防災体制の拡充
○避難計画の策定・不断の改善
避難計画の策定はもちろん、策定後も訓練の実施による内容の検証や、新型コロナウイルス感染症等の新たな課題も踏まえ、順次見直しを検討し、不断の改善を図っていく災害時に迅速な被災者支援体制を構築する観点から、原子力災害対策マニュアルを改訂し、「原子力被災者生活支援チーム」の設置タイミングを前倒し
○災害時の事業者による支援人員の大幅拡充
–万が一の原子力災害時における事業者間の支援人員を大幅に拡充（派遣人員：300人→3,000人）し、住民避難の円滑化に取り組んでいく
(3)地域に寄り添った地元理解の取組
○事業者による地元との信頼関係の構築に向けた取組

事業者自らが、地域の方々と、エネルギー事情や安全対策等に関する少人数での意見交換会や小中学生に対するエネルギー教育の実施など、日頃から顔の見える理解活動の取組を実施
○エネルギー政策における原子力の意義等の説明
–  地元からのご要望等を踏まえ、自治体が主催する説明会や議会等に関係省庁が出席し、安全審査や避難計画、原子力を含めたエネルギー政策を丁寧に説明-  立地地域はもちろん、消費地での幅広い理解を得るため、全国での説明会等を開催し、原子力の意義等について説明
設備制時整の向上に向け込取得

①定期検査の効率的実施

く検討項目例＞

等
②運転サイクルの長期化

く検討項目例＞

等●安定的な長期運転のため、新規制基準を満たして延長認可を受けた後も、事業者自らが、また産業界大で、継続的に安全性向上を追求していくことが必要。 ●トラブル等対策と横展開について、従来からJANSIが行う、国内外の情報収集・共有の仕組みに加え、技術的検討を要する課題について、ATENAが中心となり、メーカーや研究機関を含めて産業界大での詳細分析と、得られた知見の横展開を進める。 ●加えて、長期運転に対応した保全活動の充実に向け、照射脆化等に係る継続的なデータ・知見の拡充、規格等への反映についても、官民一体で取り組んでいくことが必要。
トラブル等対策の横展開強化
・トラブル等対策のうち、特に技術的検討の深堀りを要する課題について、ATENAが中心となり、メーカーや研究機関を含め産業界大の体制を構築し、原因分析と対策検討を実施。 •その成果を事業者間で横展開し、対策を促すすることで、同種事象に予兆の段階で早期対応。
く対象事象の例＞
大飯3号機の一次系配管溶接部の亀裂•昨年8月に、大飯３号機の加圧器スプレイ系配管の溶接部で、定期検査中に亀裂が発見。 ・同様の事象はこれまで確認されていない。詳細分析と検査・メンテナンスの在り方等を、ATENAが中心に実施予定。
保全充実に向けたデータ拡充、規格等への反映
く照射脆化に関する継続的なデータ蓄積＞ • 例えば、原子炉圧力容器における中性子照射脆化について、国内外の運転データの蓄積を反映し、試験、評価、将来予測の手法を継続的に改善し、点検やメンテナンスに反映。 •並行して規格への反映、規制当局とのエンドース議論も検討。く海外最新知見を踏まえた劣化評価技術の高度化＞ •米国での80年運転認可時の審査内容や、OECD／NEAのSMILEプロジェクト等、海外での長期運転に関する最新知見を踏まえ、長期運転において、新たに着目すべき事象の有無を分析。
1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源①再生可能エネルギー ②原子力③火力④系統ネットワーク5.算定結果
● 脱炭素の世界的な潮流の中、2030年に向けて、非化石電源の導入状況も踏まえながら、安定供給確保を大前提に、火力発電の比率をできる限り引き下げていくことが基本。 ●その際、火力は震災以降の電力の安定供給や電力レジリエンスを支えてきた重要な供給力であり、また再エネの更なる導入拡大が進む中で、当面は再エネの変動性を補う調整力・供給力として必要であり、過度な退出抑制など安定供給を大前提に進めていく。 ● こうした方針の下、エネルギー安全保障の観点から、天然ガスや石炭を中心に適切な火力ポートフォリオを維持し、LNG火力は20%程度、石炭火力は19%程度、石油火力等は最後の砦として必要最小限の2％程度を見込む。 ●また、2050年カーボンニュートラルに向けて、従来型の化石火力が果たしてきた機能を脱炭素型電源に置き換えていくことが必要。このため、火力の脱炭素化の取組を加速度的に促進。火力の脱炭素化に向けたイメージ従来型の化石火力を脱炭素型電源に置き換え水素・アンモニアやCCUS等の活用による火力の脱炭素化光電量現状2030年2050年L N G石炭アベイトメント措置（混焼・CCUS等）の推進非効率火力のフェードアウト脱炭素化を加速化(技術実装・投資促進)火力発電からのCO2排出を実質ゼロ石油非常時電源
●　足元の石炭比率は32％。省エネ法の規制強化（最新鋭のUSC水準の発電効率目標43％への引上げ等）などにより2030年に向けて非効率石炭火力のフェードアウトを着実に進め、現行のエネルギーミックスにおける26％まで引き下げることとしている。 ●　26％には建設中の石炭火力9基も含まれる中、更に石炭火力比率を見直す場合は安定供給の課題に加え、製造業への影響の課題があり、20％台前半への引下げも相当の困難を伴うが、2030年度に向けて最大限引き下げる。 ※立地地域における電力供給体制の状況など、地域特性に応じた配慮も必要。石炭火力の更なる引き下げの方向性[億kWh] 10万kWの石炭火力自家発電力を系統からの購入に切り替えると年間約100億円増※ ※料金の差分を約14円/kWhと設定製造業の自動資料理になら対応用ショーの方は400 58
�欧米は、ガスが気体のままパイプラインで流通しており、ガス火力が経済合理的。一方、日本はガスの液化や輸送にコストが掛かることもあり、限界費用ベースでは石炭火力の方が経済合理的。ガス火力は環境対応・セキュリティの観点で活用。 ●　石炭火力からの過度なガス火力へのシフトは、①燃料の必要量が確保できないリスク、②LNGスポット価格の上昇ﾘスクがある。Ｓ＋３Ｅの適切なポートフォリオを組む必要がある。
欧米との比較
✓欧米は、気体のままパイプラインで流通✓日本は、液化・輸送コストが追加で発生[ドル/MMBtu] 10 ■ガス価格 ■域内バイプラインコスト ■液化コスト ■輸送コスト ■その他
①必要量の確保が難航するリスク
✓中国・インドとの獲得競争激化今後10年日中印のLNG輸入量推移(2020→30年) ー中国   ——インド   ——日本✓在庫貯蔵には冷却設備が必要(コスト増) ✓備蓄しても1年程度で気化(石炭は雨ざらし保管可能)
②LNGスポット価格上昇リスク
✓長期契約は油価連動、スポットは中国等の需要で変動※ ※   2020冬の需要増の際、33ドル/MMBtuまで急騰(2020年4月は、2ドル/MMBtu)日本59
●　石炭は中東依存度が０％であるとともに、豪州、インドネシア、ロシアなど、近距離かつ海洋のチョークポイントを通過せずに調達可能であり、地政学的リスクが低い。 ●　また、石炭は常温で固体であり気化することがなく、他の燃料と比較して爆発の危険性も低いことから、野積みも可能であるなど保管が容易。国内備蓄量は1ヶ月ほどあり、自然発火対策など適切な管理を行う事で備蓄性を確保し、レジリエンス向上に貢献可能。
燃料の地政学的リスク
燃料の備蓄性

� �東日本大震災以降、原子力が稼働停止する中、長期停止させていた石油火力をはじめとする火力の再稼働を含め、火力の稼働増等によって電力供給力を確保。石油火力の常時の設備利用率は10～20%程度であったが、東日本大震災直後の2012年度、2013年度において、老朽火力割合が大きくなっている石油火力を緊急設置（設備利用率：20%⇒40%）することで供給力を確保した。出典：左図2000〜2015年度：電源開発の概要（資源エネルギー庁）、2017年度以降：供給計画とりまとめ（電力広域的運営推進機関）から作成右図資源エネルギー庁「エネルギー白書2014」
●　2030年までに水素、アンモニアの商用の国際サプライチェーンが構築され、水素、アンモニア発電が一定程度開始すると仮定して、発電量を機械的に計算すると以下のとおりとなるため、電源構成の1％程度を見込む。
人を活動の新聞動力事品情
○  A水素調達量：30万トン（2030年）※国際水素サプライチェーンから発電部門への供給量o  B発熱量（HHV）:142MJ/kg 。 C発電効率:57％ (水素専焼火力の熱効率) o  D総発電量= A×B×C = 67億kWh（2030年）
アンモニア発電の発電電力量試算
。 Aアンモニア調達量：300万トン（2030年）※国際アンモニアサプライチェーンから発電部門への供給量o  B発熱量（HHV）:22.5MJ/kg 。 C発電効率:43.5％ (アンモニア混焼火力の熱効率) o  D総発電量=  A×B×C = 82億kWh (2030年) 1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源①再生可能エネルギー ②原子力③火力④系統ネットワーク5.算定結果●再工ネ主力電源化に向けて、系統制約を克服する取組は重要。 �再工ネポテンシャルへの対応、電力融通の円滑化によるレジリエンス向上に向けて、全国大での広域連系系統の形成を計画的に進めるため、マスタープランの中間整理を2021年5月にとりまとめた。新たなエネルギーミックス等をベースに、2022年度中を目途に完成を目指す。 ●北海道と本州を結ぶ海底直流送電等の必要性が高いルートは、順次、具体化を検討。
マスタープランの中間整理（電源偏在シナリオ45GWの例）
出典：広域連系系統のマスタープラン及び系統利用ルールの在り方等に関する検討委員会中間整理
●　分散型エネルギーリソース（DER）の役割は、従来のピークカットや自家消費等に加えて、供給力や調整力等への活用に拡大が期待されるも、現状の活用は限定的。 ●　そのため、DERの一層の導入促進と、その価値を適切に評価する制度・市場整備を両輪で進める。また、DER
●　系統の増強には一定程度の時間を要することから、系統の増強と平行しながら既存系統を最大限に活用する必要がある。このため、再工ネの導入拡大に向けて、系統の運用ルールの見直しを進めている。
ノンファーム型接続の運用拡大
▷再工ネ導入拡大の鍵となる送電線の増強には一定の時間を要することから、早期の再工ネ導入を進める方策の１つとして、2021年1月より全国の空き容量の無い基幹系統において、送電線混雑時の出力制御を条件に新規接続を許容する「ノンファーム型接続」の受付を開始した。今後、再エネ主力電源化に向けて、基幹系統より下位のローカル系統などについても、ノンファーム型接続の適用の仕方について検討を進めていく必要があるため、2022年度未頃を目途にノンファーム型接続の受付を順次開始することを目指して検討を進める。 >また、配電系統への適用については、2020年度から行っている、分散型エネルギーリソース（DER）を活用したNEDOプロジェクトを進め、その結果を踏まえつつ、適用範囲の拡大を検討していく。
送電線混雑時の出力制御、先着優先ルールの見直し
▷送電線の容量制約により、接続されているすべての電源の発電量を流せない場合、現行のルールは、後から接続したものを先に制御することとなっている（先着優先ルール）。 >他方、先着優先ルールの下では、ノンファーム型接続をした再エネより従前から接続されている石炭火力等が優先されるため、送電線混雑時に、CO2排出や燃料費の無い再工ネが、石炭火力等より優先されるように、系統利用ルールの見直しを進める。 ▷市場を活用する新たな仕組みへの将来的な移行を見据えながら、当面は、S+3Eの観点から、CO2対策費用、起動費、系統安定化費用といったコストや、運用の容易さを踏まえ、送配電事業者の指令により電源の出力を制御する再給電方式を2022年中に開始予認(MW) 1.基本的な考え方2.マクロフレーム3.省エネルギーなど4.電源5.算定結果エネルギー需要一次エネルギー供給489百万kl ※※※再式本は、未活用エネルギーが含まれる。
自殺率は総合エネルギー統計は改訂されており、2030年度推計の出発点としての2013年度実績値が異なるため、単純比較は出来ない点に留意● H27策定時のエネルギーミックスにおいては、省エネルギー対策を徹底して進める結果、エネルギー効率は石油危機後と同程度であった。 ●野心的な省エネルギーの深堀りを目指した結果、石油危機後を上回るエネルギー消費効率となる。 (%)電力需要電源構成10,650億kWh程度10,240億kWh程度
(億kWh)
2030年度の発電電力量・電源構成

(百万kl) ※2030年度の数値は概数であり、合計は四捨五入の関係で一致しない場合がある※
エネルギー起源CO2排出量電力由来工ネルギー起源CO2排出量
(百万t-CO2) (百万t-CO2)
(百万t-CO2)
※ 2　電気熱配分統計誤差を除く。そのため、各部門の実績の合計とエネルギー起源二酸化炭素の排出量は一致しない。 ※３ HFCs、PFCs、SF 6、NF 3の4種類の温室効果ガスについては暦年値。出典：地球温暖化対策推進本部資料2
エネルギー自給率(*1) ⇒ 30%程度（現行ミックス：棚ね25%程度）
> 環境への適合(Environment)
温室効果ガス削減目標のうちエネルギー起源CO2の削減割合⇒ 45%程度(現行ミックス：25％)
>  経済効率性(Economic Efficiency)
①コストが低下した再工ネの導入拡大や②IEAの見通し通りに化石燃料の価格低下(*2)が実現した場合の電力コスト
9.9~10.2円/kWh程度　（現行ミックス：9.4~9.7円/kWh）(*4)
*4 「電力コスト」÷「発電電力量から送電によるロス等を除いた電力需要量」により機械的に算出。電気料金とは異なる。実際の電気料金は、託送料金なども含まれ、また、電源の稼働状況、燃料価格、電力需要によって大きく左右されるため正確な予測は困難。参考資料
2030年の電源別発電コスト試算の結果概要
均等化発電原価(LCOE)は、標準的な発電所を立地条件等を考慮せずに新規に建設し所定期間運用したの「総免電コスト」の試算値。政策支援を前提に達成するべき性能や価格目標とも一致しない1．各電源のコスト面での特徴を踏まえ、どの電源に政策の力点を置くかといった、2030年に向けたエネルギー政策の議論の参考材料とする。 2． 2030年に、新たな発電設備を更地に建設・運転した際のkWh当たりのコストを、一定の前提で機械的に試算。 (既存の発電設備を運転するコストではない) ３． 2030年のコストは、燃料費の見通し、設備の稼働年数・設備利用率、太陽光の導入量などの試算の前提を変えれば、結果は変わる。 ４．事業者が現実に発電設備を建設する際は、ここで示す発電コストだけでなく、立地地点毎に異なる条件を勘案して総合的に判断される。 5．太陽光･風力（自然変動電源）の大量導入により、火力の効率低下や揚水の活用などに伴う費用が高まるため、これも考慮する必要がある。この費用について、今回は、系統制約等を考慮しない機械的な試算(参考②)に加え、系統制約等を考慮したモデルによる分析も実施し、参考として整理（参考②） 。
(注1)表の値は、今回検証で扱った複数の試算値のうち、上限と下限を表示。将来の燃料価格、CO2対策費、太陽光・風力の導入拡大に伴う機器価格低下などをどう見込むかにより、幅を持った試算としている。例えば、太陽光の場合12030参考(1) )電源立地や系統制約を考慮しない機械的な試算（2015年の手法を踏襲） 「系統が日本全国で大幅に増強され、日本全体で電力需給が瞬時に調整される」前提を置いてもなお生じる追加費用（火力効率低下や揚水活用等の費用）追加費用として試算.
※1検証時点では、洋上風力の時間変動実データが得られないため、洋上風力の追加費用の計算には陸上風力の諸元を流用した。電源立地や系統制約を考慮した、モデルによる分析・試算（委員による分析※2） ●2030年エネルギーミックスが達成された状態から、さらに各電源を微少追加した場合に、電力システム全体に追加で生じるコストを計算し、便宜的に、追加した電源で割り戻してkWh当たりのコスト(統合コストの一部を考慮した発電コスト（仮称））を算出。 ●どの審源を追加しても、審力システム全体にコストが生じる。これを、どう抑制していくのか、誰がどう負担するのかを議論していくことが重要。棒：発電コスト（上の積上げ棒グラフの値と同じ）黄色ドット:統合コストの一部を考慮した発電コスト（仮称） ※２　第８回発電コスト検証WGにおける委員発表資料より引用.
2020年の電源別発電コスト試算の結果概要
均等化発電所価(LCOE)は、標準的な発電所を立地条件等を考慮せずに新規に建設し所定期間運用した総発電コスト」の試算値。政策支援を前提に達成するべき性能や価格目標とも一致しな１．各電源のコスト面での特徴を踏まえ、どの電源に政策の力点を置くかといった、2030年に向けたエネルギー政策の議論の参考材料とする。 2. 2020年に、新たな発電設備を更地に建設・運転した際のkWh当たりのコストを、一定の前提で機械的に試算。 (既存の発電設備を運転するコストではない）。 ３．事業者が現実に発電設備を建設する際は、ここで示す発電コストだけで公く、立地地点毎に異なる条件を勘案して総合的に判断される。
(注2 )  OECD（2020）   Projected Cost of Generating Electricity 2020 J等を参考にして試算(注１)グラフの値はIEA｢World Energy Outlook 2020｣の公表済政策シナリオの数値を表示。コジェネは、CIF価格で計算したコストを使用。 ●日本で実際に建設された代表的な発電設備の資本費や運転維持費、燃料費といったデータの平均値等を用いて以下の計算式で総費用（分子）を算出し、これを総発電電力量（分母）で割ることで、 1kWh当たりのコストを算出。（このコストは「LCOE」（均等化発電原価）と呼ばれる） ※ LCOEは発電所の建設・運営のみのコスト。系統への接続費用や、系統安定化費用などは含まれていない。
●火力、原子力、再工ネといった発電技術間の比較を行うため、火力や原子力については直近に運開した
●  2020年時点のコストは、実績値を用いて試算し、2030年時点のコストは、国際機関が発表する燃料費の見通しや、太陽光や風力の量産効果など価格の低下見通しなどを用いて試算する。
0資本費
建設費、固定資産税、水利使用料、設備の廃棄費用の合計
○運転維持費
人件費、修繕費、諸費、業務分担費の合計
単位数量当たりの燃料価格に必要燃料量を乗じた値（原子力は核燃料サイクル費用として別途算出）
○ CO2対策費用（化石燃料関係電源）、CCS費用（CO2分離回収貯留費用）
発電のための燃料の使用に伴い排出されるCO2対策に要する費用。排出されるCO2を分離回収し、貯留に係る費用。
○追加的安全対策費（原子力）
東京電力福島第一原子力発電所事故後、４回にわたる政府からの追加的安全対策の指示、原子力関係設備・施設に係る新規制基準、自主的安全性向上の取組を踏まえて講じられた安全対策の費用
○事故リスク対応費用（原子力）
シビアアクシデントのリスクに対応するコスト
○排熱利用価値(コジェネ、燃料電池)
発電時に生ずる熱を有効活用することが可能であるため、排熱利用価値として発電コストから控除
○政策経費
発電事業者が発電のために負担する費用ではないが、税金等で賄われる政策経費のうち電源ごとに発電に必要と考えられる社会的経費（政府の予算措置分を計上する予算関連政策経費と、IRR（※）相当政策経費) ※ 「固定価格買取制度」の買取価格の優遇された利潤
※2発電設備容量の維持にかかる費用は、設備を廃棄すればコストが低減するが必要があり維持すれば上昇するという両面があり得る。なお今回の委員有志による分析では、発電設備は廃棄しない前提で分析を行った。 ※３ディマンドリスポンスについては、導入にあたっての効果を評価するには精査と実績が必要であるため、今回の検証対象には含まない整理とした。 85

天候・時間帯による太陽光・風力の発電量変動等を吸収する際は、原則、LNG→石炭→揚水→太陽光・風力の順に出力調整。
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