Silviase/jgov_v1.4_full_ann huggingface dataset:
では「起業家という職業選択に対する評価」や「起業家の社会的な地位」といった項目が低い。また、失敗を恐れる程度も高い。ただし、起業活動率については、緩やかながらも上向きの動きが見られる。起業に必要な知見を得る機会が増加し、起業が社会的に評価されるようになれば、一層の改善も期待される。

## ● M & A はこのところ増加基調

開業率や新規企業の上場が低迷する一方、リーマンショック後のM&Aの動向を見ると、製造業と非製造業等ともに件数及び金額が拡大している（第1－3－8図（1））。特に非製造業等では件数が増加しており、2011年は2002年以降で最多となっている。中でも、商業と金融といった分野で増加傾向がみられ、金融の件数は6％弱のウェイトから10％以上へと水準が切り上がっている。また、2009年以降のM&A件数について整理すると、拡大しているのは、総合商社、その他金融、ソフト・情報、その他販売・卸、化学の各業種となっている（第1－3－8図（2））。こうした積極的な外国企業の買収は、それ自体がイノベーションを生み出すきっかけやイノベーションの内部化につながると期待されることから、注目すべき動きであろう。

第1－3－8図 M&Aの動向

2011年のM&A件数は統計開始以来最高を記録

（備考）（株）レコフ「レコフM&Aデータベース」により作成。

(2) 業種別M&Aの動向
## 2 経済連携と我が国の将来

イノベーションの促進は生産性の向上をもたらすが、イノベーションを生みやすい経済環境として最も重要なものの一つが自由貿易である。これまでの我が国は、自由貿易体制を志向する国々の中で成長を遂げてきたが、この点は何ら変わっておらず、一国内で閉じている場合と比べ、事業者は規模の経済性を生かせる余地の大きい世界市場で活動し、消費者はより多様な選択肢を得ることが出来ている $ ^{46} $ 。こうした経済環境下において、我々は、それがない孤立した状態と比べると格段の利益を享受している。この体制では、新たに加わってきた新興国が、先進諸国との貿易を通じて高い成長を実現するだけでなく、先進諸国も、新興国との交易を通じ、実質的な所得水準の向上を果たしている。ここにおいて重要なのは、グローバルな競争や連携を通じ、ダイナミックな意味でもイノベーションが促進されることである。もっとも、自由な交易は社会全体の厚生を改善するとしても、構成員全員が等しくメリットを享受できるとは限らず、有利となる人から不利となる人への事後的な再分配が求められる場合もある。また、自由な交易が常に安定的というわけではなく、幾つかのリスクを伴っている。

## (1) 財・サービス貿易の自由化メリット

## 経済連携協定の相手先には拡大余地が大きい

まず、我が国の財・サービス貿易について、経済連携協定／自由貿易協定締結相手との貿易額が貿易総額に占める割合を見ると、輸出入ともに2割程度に止まっている。他方、アメリカの場合は、FTAを締結している国への輸出が4割程度、韓国の場合は同比率が6割程度と高い水準になっている。EUとして地域経済統合を果たしているドイツについては、いわゆるEU域内とFTA相手国合計の割合が7割程度に上る。なお、中国についても、WTOへの加盟を果たした後にFTAを積極的に進めたことから、約3割の輸出がFTA締結先向けとなっている(第1－3－9図) $ ^{47} $ 。
第1－3－9図 自由化相手国のウェイト

他国と比べ我が国の貿易に関する経済連携は出遅れ

（1）日本（輸出）

(2) 日本（輸入）

(3) アメリカ（輸出）

(4) ドイツ（輸出）

(5) 韓国（輸出）

(6) 中国（輸出）

（備考）WTO “RTA database”、OECD “OLIS database” により作成。
## ●自由化利益を享受できる余地もいまだ大きい

我が国の関税水準について、下図に示した（第1－3－10図）。既存の試算では、関税等によって生じている歪みを取り除くことは経済利得を生みだし、経済全体としては生産性改善や消費者余剩の増加という利益を生みだすことが示されている $ ^{48} $ 。内閣官房の「EPAに関する各種試算」 $ ^{49} $ によると、様々な自由化枠組みによってGDP換算の経済効果は異なってくるが、アジア太平洋自由貿易圈（FTAAP）が実現した場合には、1.36%程度、環太平洋パートナーシップ（TPP）協定であれば0.48～0.65%程度 $ ^{50} $ の効果が期待されるとしている。

第1－3－10図 我が国の関税率

多くの工業製品では既に輸入の関税障壁は無い

（1）農産品関税率の例

(2) 工業製品関税率の例

（備考）1．内閣官房「EPA関連資料集」、財務省「実行関税率表」により作成。

2．牛肉以外の（）内の数値は、従価税換算値。これは、WTO農業交渉（2000～）において、非従価税の関税削減幅を決定するために、基準時（1999-2001）の輸入価格及び国際価格を基に算出された数値。
## (2) 投資拡大のメリット

## ● 対外直接投資の収益率は高水準

我が国の対外投資残高は企業のグローバルな事業展開を反映したものであり、今や75兆円弱まで増加している $ ^{51} $ 。地域別の投資残高は、北米が最も多く、次いでアジア、EUの順であるが、2010年の投資収益率では、資源国を含むその他世界、アジア、中南米の順になる。こうした新興国向けの直接投資残高は増加しているものの相対的に少なく、投資収益率は高い（第1－3－11図（1）及び（2））。直接投資の収益率は相手先国の所得水準が低い（高い）方が高く（低く）、また、直接投資残高の残高が多い（少ない）相手先の所得水準は高い（低い）という一般的な関係は、直接投資の累積と受入国の資本蓄積が同時に進んでいることも意味する（第1－3－11図（3）及び（4））。受入国の資本累積が進めば、投資収益率は低下するものの、高まる所得・購買力によって、投資先から輸出先としての重要度が増していくだろう。

こうした双方のメリットを生かすためにも、対外投資を巡る不確実性や不安定性は低下させるべきであり、経済連携等の枠組みの中において、受入国との間で予見可能性の高い投資サービスに関する取極めを結んでいくことが重要である。

## ●対内直接投資の抑制要因を除去

対外投資が増加していく中、諸外国からの国内向け投資、いわゆる対内直接投資については、従前より、主要国に比べて低位に止まっている。投資残高は様々な経済活動の結果であり、対内投資は市場の状況や賃金等の水準によって大きく影響を受ける。また、例えば、OECDのFDI制限指数が大きいと投資残高GDP比が小さいという関係が示唆されることから、我が国についても、何らかの規制によって対内投資が少ないのではないかとの議論がしばしばなされる（第1－3－12図（1）及び（2））。

加えて、我が国への対内直接投資は、FDI制限指数が示唆する水準よりもさらに低く、FDI制限指数を構成する要因の外にも阻害要因があることが示唆される。過去の研究においては、例えば、専門技術・管理者率が低い国では直接投資、特に先進国間で行われる水平分業的な投資が少ない傾向と指摘されている $ ^{52} $ 。また、FTAの締結、非経済的な要因として言語の違いや投資国との物理的な距離、が指摘されている $ ^{53} $ 。

そこで、世界銀行の作成しているデータを用いて一般的な対外投資とFDI制限を含めた規制等との関係を分析すると、投資の制約要因としては、税制（法人税負担）、訴訟制度（契約履行の執行力）、起業制度（事業立上げ手続き）の三点が相対的に有意な要因になるという結
果が得られた（第1－3－12図（3））。なお、我が国の法人税率については、諸外国、特にアジア諸国との比較において高いと指摘されてきたが、2012年の4月より適用される本則税率は、4.5%（普通法人）の引下げ、地方税分を含めると約5%の引下げとなっている $ ^{54} $ 。こうした措置が対内投資の増加と新たな企業の参入を促進し、イノベーションの増加につながることが期待される。

第1－3－11図 対外投資の現状

アジア向けの投資収益は高水準だが、欧米向けは低水準かつ低下傾向

（1）地域別対外直接投資残高の推移

(2) 地域別対外直接投資収益率の推移

（3）投資収益率と投資先の所得水準

(直接投資受取 / 直接投資残高（%）)

（4）投資残高と投資先の所得水準

（備考）1. 財務省「国際収支統計」、OECD.statにより作成。

2. （1）の直接投資収益率は（当年直接投資収益）／（前年直接投資残高＋当年直接投資残高）÷2）で示した。
## 我が国への対内直接投資は、障壁が高く、低水準にとどまる

## 第 1−3−12 図 対内直接投資と国内制度

（1）対内直接投資とFDI制限指数の関係

(2) 主要国のFDI制限指数の推移

（3）対内直接投資の増加に寄与する国内制度

（備考）1.（1）（2）はOECD “2012FDI Restrictiveness index by Country”、OECD.statにより作成。

2. （1）のt-値は-2.6。

3. （3）は「Doing business data」（世界銀行）により作成。

3. （3）は「Doing business data」（世界銀行）により作成。

各国の対内直接投資/名目GDP（%）と各項目の国別ランキング（各項目の規制環境が海外企業にとって事業を行いやすいものであるほどランキングが高い）を回帰分析した場合のt-値を示した（符号は逆転させている）。数値が高いほど当該項目の制度改善が対内直接投資/名目GDPの向上につながる性質を有することを示す。
もっとも、こうした点への対応は重要であるが、より確実に我が国での就労者を確保するのであれば、留学生の国内就業・就職を広げることが効果的である。国内で就職する留学生は7,000人弱、就職する学生全体に占める割合は1.5%程度に過ぎないが、大学院等への国内進学者数は1.2万人以上であり、彼らを惹きつけることが出来れば、高齢化が進んだ我が国の社会にとって一助となることが期待される（第1－3－15図）。

第1－3－15図 留学生と国内就職

我が国への留学生は増加傾向だが、国内に就職する人数は減少

（1）留学生の進路先

(2) 学生に占める留学生の割合の推移

(3) 就職する学生に占める留学生の割合

（備考）１．（独）日本学生支援機構「留学生調査」、文部科学省「学校基本調査」により作成。

2．学生数や留学生数は、大学、大学院、短大、高専の学生数・留学生数を合計したもの。

3．留学生数は、各年度5月1日時点のもの。
## 第1－3－18図 原油と穀物類の取引集中

## 主要輸入商品の生産・輸入は地理的に集中

## （1） 世界の原油生産と日本の輸入の偏在

## (2) 世界の天然ガス生産と日本の輸入の偏在

## （3） 世界の穀物生産の偏在

## （4） 国内の穀物輸入の偏在

（備考）1．財務省「貿易統計」、BP，“Statistical Review of World Energy 2011”、FAOSTATにより作成。

2．ハーシュマン・ハーフィングール指数（生産）は、各国の世界に占める生産量シェアの二乗和。

3．ハーシュマン・ハーフィングール指数（輸入）は、各国の世界に占める我が国輸入シェアの二乗和。

4．BP統計、FAOSTATのデータは、2012年7月時点で2010年が最新。
し）は、2011年度夏季において、東京電力管内は-10.3%、東北電力管内は-7.4%、関西電力管内は-6.2%であり、同年度冬季の関西電力管内は-7.1%、九州電力管内は-2.2%であるなど、複数の電力管内で供給力が最大需要見通しを下回っていた $ ^{55} $ 。これらの見通しに基づき、電力使用制限の実施や節電を要請し需要家の協力を仰いで需要を抑制した結果、停電は回避された。2012年度夏季についても、引き続き、政府・電力会社において供給力の確保に努めているが、原子力発電所の再稼働がない場合、北海道電力・関西電力・四国電力・九州電力の各電力管内を中心に、電力需給がひっ迫する見通しであり、節電要請を行うこととなった（コラム1-5）。

コラム

## 1 -5 2012年夏の電力需給対策について

2012年の夏を迎えるにあたり、原子力発電所の再稼働がない場合には、気候条件が2010年の猛暑並みと想定すると、電力需給がひっ迫するおそれがあるとの予想が示されていた。政府では、こうした事態に対応するため、2012年4月23日から5月12日までの計6回にわたり、電力需給に関する検討会合及びエネルギー・環境会議の下に開催された「需給検証委員会」において、第三者の専門家等による検証をおこなった。その結果を踏まえ、同年5月14日に開催された電力需給に関する検討会合及びエネルギー・環境会議において、沖縄電力を除く一般電気事業者管内について、以下の節電要請が決定された。なお、関西電力管内への適用が議論されていた「電気事業法第27条に基づく電気の使用制限」 $ ^{56} $ は、実施しないことも決定された。その後、同年6月16日に決定された大飯原子力発電所3号機、4号機の再稼動を受け、同年6月22日に開催された電力需給に関する検討会合及びエネルギー・環境会議において、今夏の節電目標の改定方針 $ ^{57} $ が示された。

各電力会社管内の需要家に対する要請（改定方針）

期間
(除く8/13～15)	時間	目標(対一昨年比)
原発未稼働時	大飯3号機稼働時
全国(除く沖縄)	7/2～9/28の平日	-	数値目標なし	数値目標なし
関西	7/2～9/7の平日	9:00～20:00	-15%以上	-10%以上
九州	7/2～9/7の平日	9:00～20:00	-10%以上	-10%以上
北海道	7/23～9/7の平日	9:00～20:00	-7%以上	-7%以上
9/10～9/14の平日	17:00～20:00
四国	7/2～9/7の平日	9:00～20:00	-7%以上	-7%以上
中部・北陸	7/2～9/7の平日	9:00～20:00	-5%以上	-4%以上
(節電定着分)
中国	7/2～9/7の平日	9:00～20:00	-5%以上	-3%以上
(節電定着分)
東北・東京	7/2～9/28の平日	9:00～20:00	数値目標なし	数値目標なし
なお、原子力発電設備を有する9社について、認可出力量に対する平時又は最大電力需要のギャップを確認すると、大震災前の2010年度まではおおむね安定的に推移していた。2011年4月以降の月次推移は、大震災の影響を受けていない地域も含め、4～5月には最大使用時のギャップが拡大していたことを示している（第1－3－19図）。これは、生産が急減したことに加え、全国的に節電が行われたためと思われる。その後、生産・出荷、そして消費の回復に伴い、夏場であることも含め、当該ギャップは縮小していった。秋口に入ると再びギャップは拡大し、冬に向けて縮小したが、今年に入り、被災していない関西以西の4社においては、例年にない程に縮小した。

## ●最大需要電力を抑制

前述の通り、政府は、最大需要電力が供給力を上回る見通しとなったため、最大需要を抑制するため節電を要請した。そこで、電力需給の状況について、需要側の一つである大口電力の最大電力の抑制について見る $ ^{58} $ 。

まず、2011年度夏季の最大電力については、東京電力管内及び東北電力管内で-15%の電力使用制限を実施し、それぞれ-27%、-18%の需要の抑制が実現した。また、数値目標を設定し自主的な節電を要請した関西電力管内では-9%の最大電力の削減が実現した $ ^{59} $ 。

次に、2011年度冬季の最大電力については、関西電力管内で-10%以上の節電を要請し-6%程度の節電効果、九州電力管内で-5%以上の節電を要請し-7%程度の節電効果がそれぞれ認められた $ ^{60} $ 。

## ●大口電力の需要は回復

需要側の一つである大口電力（産業向け）の使用量の推移を見る。月次実績需要量を評価するに当たり、2000年1月～2011年2月の鉱工業生産（地域別）による予測需要量と比較していく（第1－3－20図）。

まず、実績値が鉱工業生産指数による予測需要量を明らかに下回ったのは、東北電力及び東京電力管内である。逆に、中部電力管内においては、大震災後の数か月に渡り、鉱工業生産指数の予測値を大きく上回る需要が発生した。それ以外の地域では予測値と実績値はおおむね同じような動きだが、2011年の後半になると、東北電力や東京電力管内では、予測値と実績値のかい離が縮小していった。他方、北陸電力や九州電力管内では、予測値を実績値が下回るよ
## 第1－3－19図 電力需給の状況

## 平均時には余力がみられるものの、最大使用時はひっ迫

（備考）1．2001年度～2010年度の最大使用時のギャップは、電気事業連合会「電気事業60年の統計」、平均時のギャップ及び2011年度の最大使用時のギャップは、資源エネルギー庁「電力調査統計」により作成。

2．平均とは、年度内又は月内の発電電力量の1時間あたりの平均値。最大とは、年間又は月間におけるピーク1時間の発電電力量。

3. 認可出力とは、1時間あたりの最大出力量。

4．平均時のギャップは、 $$ 1-(発電電力量／認可出力×24時間×日数) $$ の式により算出。

5．最大使用時のギャップは、 $$ 1-(ピークにおける1時間の発電電力量/認可出力) $$ の式により算出。

6．2011年度以降は、原子力発電所停止分のみ認可出力から順に控除。

7. ギャップ計算において、分母には電力会社間融通及び購入電力量（卸供給・自家発等）等を加味していないため、ギャップが0を下回る場合がある。
## 第1－3－20図 大口電力における震災後の実績と予測値

東北と東京電力管内は、予測値を下回る傾向

（備考）1．電気事業連合会「電力統計情報」、経済産業省各経済産業局管内「鉱工業生産指数」により作成。

2．内閣府にて大口電力需要の季節調整値を作成。

3．推計は付注1-9を参照。
第1－3－21図 電灯における震災後の実績と予測値

2011年度の実績は予測を下回る傾向

（備考）1．電気事業連合会「電力統計情報」「電気事業60年の統計」、気象庁「気象観測データ」により作成。

2．内閣府にて電灯需要の季節調整値を作成。

3．推計は付注1－10を参照。
うになった。実績値が鉱工業生産による予測値よりも低くなる状態は、需要側による節電効果ではないかとみられ、中部電力管内に生じた大震災後の需要増は、東北電力及び東京電力管内からの振替生産への対応ではないかとみられる $ ^{61} $ 。なお、2011年3月から2012年2月までの予測値と実績値のかい離の割合を求めると、東北電力管内は-9.4%、東京電力管内は-6.5%であった $ ^{62} $ 。

また、電灯需要についても地域別に分析した $ ^{63} $ 。予測値は、それぞれの電力会社の契約口数と月次の平年と当該月の気温差によって推計した（第1－3－21図）。結果は、震災被害の生じた東北電力や東京電力の管内のみならず、中部以西の地域においても、大震災後から数か月間の実績値は予測値を大きく下回っていた。しかし、月日の経過とともに実績値は予測値に近づくようになり、2012年になると、東北電力や北陸電力管内ではおおむね予測値通りの動き方となっている。2011年3月から2012年2月までの予測値と実績値のかい離の割合を求めると、東北電力管内は－5.9%、東京電力管内は－7.7％となっている $ ^{64} $ 。

## ●電源別割合に占める火力は急上昇し、その原燃料価格は高騰

大震災以後は、電源構成にも変化が生じている。全国の原子力発電所が順次、停止する中、これまでの地球温暖化対策等のために縮減される途上にあった火力発電施設が電力生産の主たる担い手となっている。各地域会社の電源別発電比率の推移を見ると、2005年や2010年における火力発電比率は、高いところで約70%（東北）から約80%（中部、中国）、低いところでは約30%（関西）から約40%（四国、九州）となっていたが、震災発生後は全ての会社における原子力発電比率が低下し、それを火力発電が代替していく姿が明らかになっている（第1－3－22図）。

火力発電へのシフトには、大きく分けると石炭、液化天然ガス（LNG）、石油、という異なる燃料を用いる方法がある。過去の電源別発電比率を見ると、石炭火力は20%を下回る存在であったが、他の火力燃料と比べ、単位発熱量当たりの単価の有利さと発電に関する技術進歩（大気汚染防止技術等）により、最近では30%を超えている。LNGも発電比率が上昇しており、このところ50%弱で推移している。こうした結果、発電比率が低下してきたのが石油火力である（第1－3－23図（1））。

原子力発電の減少分を補うためには、既存の発電所の稼働率を上げるか、休止中の発電所を稼働させることになる。いずれの場合にせよ、火力発電における発電比率が高い石炭火力の稼働率はすでに高く、十分な余力が無いため、LNG火力発電や高コストの石油火力発電の稼働率を上げたり、休止中の施設を再稼働させたりすることで対応してきた。大震災以後の原燃料価格の推移を見ると、石炭は横ばいで推移しているものの、原油やLNGはリーマンショック後の底値から倍増しており、コストの高い電気を作っていることになる（第1－3－23図（2）及び（3））。
第1－3－22図 供給側の変化

電源別割合に占める火力は急上昇
## 第1－3－23図 発電用原材料の価格動向と発電コスト

## 大震災後は発電コストが上昇

（1）火力発電設備別の発電量シェア推移

(2) 原材料別の価格推移

（3）火力発電設備別の発電コスト

2004年 モデル	2010年 モデル	2030年 モデル
石炭火力	5.7円/kWh	9.5円/kWh	10.3円/kWh
LNG火力	6.2円/kWh	10.7円/kWh	10.9円/kWh
石油火力	16.5円/kWh	22.1～36.0円/kWh	25.1～38.9円/kWh

（備考）1．（1）は資源エネルギー庁「電力調査統計」、（2）は財務省「貿易統計」、（3）はエネルギー・環境会議コスト等検証委員会（2011）により作成。

2.（1）のその他は、LPGや歴青質混合物等。

3. （3）においては、2004年モデルには $ CO_{2} $ 対策費用や、政策経費（立地・防災・広報等）が含まれておらず、資本費・運転維持費・燃料費のみで算出。

## (2) 電力事業の効率性比較

原子力発電所の停止と燃料費の高騰する火力による代替発電に直面する中、地域独占の電力会社が業務効率化を果たすことで価格上昇の抑制を図るべきではないかとの見方も散見される $ ^{65} $ 。そこで、原子力発電を有する9社の部門別・費用項目別に見た特徴等を示す。
## ●9社平均からかい離しやすいのは地方の電力会社

まず、発電部門について、発電単価の構成内容を9社間で比較する。その際、費用項目ごとに、9社平均よりもウェイトが大きく（特化係数が1よりも大きい）、かつ、2005～2010年度の伸び率が高い（拡大係数が1よりも大きい）という二つの条件を満たす会社を抽出していく。結果をみると、これらを共に満たすのは、1）人件費は東北、北陸、四国、2）委託費は関西、四国、3）修繕費は北海道、東北、北陸、関西、四国、4）減価償却は北海道となった（第1－3－24表（1））。北陸電力と関西電力が資本と労働の両面、北海道電力は資本コスト、四国電力は労働コスト、が相対的に高い傾向にある。

同様の比較を送電部門について行うと、1）人件費は北海道と四国、2）委託費は北海道、中部、関西、九州、3）修繕費は北陸と九州、4）減価償却は該当なしとなった（第1－3－24表(2)）。この部門では、北海道電力と九州電力が2項目で相対的に高い傾向にある。

また、配電部門では、1）人件費は東北と北陸、2）委託費は関西、中国、四国、3）修繕費は東北、中部、北陸、四国、4）減価償却は該当なしとなった（第1－3－24表（3））。2項目以上が該当したのは、東北電力、北陸電力、そして四国電力である。

部門別比較結果のうち、共通項目を横断的に比べると、1）人件費は東北、北陸、四国の三社が2部門、2）委託費は関西と四国が2部門、3）修繕費は北陸が3部門、4）減価償却は2部門以上無しであった。

## ●会社の規模は最適化されていない

先の財務諸表分析からは、個別費用項目が相対的に高いという査定上のポイントだけではなく、全体を俯瞰すれば、発電量の少ない電力会社では固定的なコストが相対的に高いという常識的な結果が浮かんでくる。仮に、今後において地域独占という考え方が色濃く残るとしても、当該独占の範囲（営業範囲）については、従来からの経緯や地理的な緊密性、又は行政区域といった非経済的な理由ではなく、規模の最適性が確保されているのか否かといった点からその効率性を検討する必要もあろう。特に、各社毎に料金設定される中、電力会社の境界付近の地域住民には合理性のない料金差を強い、また、会社間で電力の相互融通をする際の価格水準によっては、同じ設備から供給されるにもかかわらず、域内家計への販売単価と域外家計への販売単価がかい離することもある。こうした点についても、料金の改定認可の際に十分な説明がなされるべきであろう。

## ●規制部門は収入単価も費用単価も自由化部門より割高

費用構造を巡る議論としては、一般家庭向けに相当する規制部門と大口利用者向けに相当する自由化部門の間に生じている料金格差が話題となりやすい。そこで、両部門における設定単価の推移について、東京電力の場合、収入単価と費用単価のいずれも規制部門の方が自由化部門よりも割高となっている（第1－3－25図）。これは、規制部門の費用に配電部門の費用が
## 第1－3－24表 電力事業の部門別の費用特色

（1）発電費単価における主要項目費

規模の違いがコストに影響

特化係数(2010年度·%)
人件費	委託費	修繕費	減価償卻	燃料費
9社計	1.00	1.00	1.00	1.00	1.00
北海道	1.27	0.88	1.64	1.77	0.57
東北	1.07	1.02	1.08	1.30	0.92
東京	0.77	0.66	0.69	0.79	1.17
中部	0.83	0.98	0.74	0.79	1.20
北陸	1.54	0.65	1.34	1.63	0.68
関西	1.17	1.76	1.43	1.16	0.73
中国	1.18	0.84	0.97	0.81	1.13
四国	1.69	1.74	1.31	1.33	0.64
九州	1.19	1.11	1.40	1.05	0.84

拡大係数 (2005→2010年度·%)
人件費	委託費	修繕費	減価慣却	燃料費
0.88	0.98	0.96	0.78	1.15
0.88	0.77	1.15	1.55	0.73
1.22	0.79	1.27	0.85	1.00
0.86	1.01	0.65	0.72	1.21
0.88	0.76	1.07	0.63	1.18
1.23	0.93	2.44	0.56	1.21
0.84	1.17	1.14	1.00	1.07
0.82	1.29	0.98	0.74	1.21
1.06	1.38	1.09	0.98	1.00
0.89	0.98	0.90	0.80	1.30

(2) 送電費単価における主要項目費

特化係数(2010年度·%)
人件費	委託費	修繕費	減価償卻
9社計	1.00	1.00	1.00	1.00
北海道	1.52	2.55	1.17	0.72
東北	0.95	0.77	1.95	0.98
東京	1.00	0.60	0.87	1.02
中部	0.89	1.15	0.77	1.07
北陸	1.65	0.68	1.31	0.95
関西	0.75	1.53	0.87	1.01
中国	0.80	0.99	0.68	1.02
四国	1.53	0.93	0.92	0.69
九州	1.18	1.08	1.31	1.05

拡大係数 (2005→2010年度·%)
人件費	委託費	修繕費	減価慣却
1.06	1.19	1.17	0.92
1.09	1.50	0.98	0.95
1.08	0.95	0.97	0.94
1.15	0.87	0.91	0.96
1.12	1.66	1.59	0.84
0.97	1.15	1.52	0.84
1.09	1.22	1.60	0.93
1.11	1.35	1.36	0.90
1.15	1.89	1.34	0.87
0.98	1.16	1.60	0.89

（3）配電費単価における主要項目費

特化係数 (2010年度·%)
人件費	委託費	修繕費	減価償卻
9社計	1.00	1.00	1.00	1.00
北海道	0.89	0.89	1.18	0.90
東北	1.15	0.70	1.12	0.93
東京	0.80	0.79	0.92	1.27
中部	1.12	1.11	1.09	0.88
北陸	1.09	0.76	1.24	0.79
関西	0.97	1.07	0.96	0.84
中国	1.18	1.90	0.87	0.93
四国	0.97	1.38	1.16	0.67
九州	1.25	1.14	0.92	0.91

拡大係数 (2005→2010年度·%)
人件費	委託費	修繕費	減価償卻
0.94	1.01	1.10	0.93
1.09	0.98	0.98	1.01
1.04	1.49	1.01	1.07
0.94	1.01	1.08	0.93
0.96	0.61	1.21	0.98
1.05	0.38	1.31	0.93
0.91	1.61	1.18	0.74
0.95	1.51	0.98	0.94
0.98	1.09	1.16	0.85
0.94	0.95	1.03	1.04

（備考）１．各費用は、各社の「有価証券報告書」、電力量は、資源エネルギー庁「電力調査統計」により作成。

2．特化係数とは、費用別シェアの全国平均を1としたときの、当該電力会社のシェアの割合。

3．拡大係数とは、各電力会社における費用全体の平均倍率（2005年度→2010年度）を1としたときの、当該費用の倍率（2005年度→2010年度）の割合。
多く積算されているためとみられるが、総括原価方式による価格設定をおこなうことから、収入単価は常にこれを上回っている。他方、自由化部門の収入単価は、燃料価格の高騰した2008年には費用単価を下回っている。単価の違いは供給体制の違いを反映しているとはいえ、規制された独占部門における超過利潤によって自由化された競争部門の赤字を補填するといった内部補助が生じるおそれは否めないことから、規制部門の料金見直しに際しては、自由化部門との費用配賦について適切な査定を行う必要がある。

## (3) 代替エネルギーの費用対効果

既存の発電設備を活用することで原子力発電の代替を図る一方、より先をみた代替エネルギーへの期待が高まっている。特に、太陽光を始めとした自然力を利用するという優位性が期待の背景にはみられる。政府としては、これらの代替エネルギーの本格的な導入と普及を「成長戦略」の柱としており、「エネルギー・環境会議」において2012年の夏を目途に具体的な姿を示すこととしている。

## ● 現状、代替エネルギーのコストは高い

「エネルギー・環境会議」の下には「コスト等検証委員会」が設置されており、こうした代替エネルギーの発電コストや初期費用について一覧性のある比較を行っている（第1－3－26表（1））。それによると、例えば、太陽光（住宅）発電の発電単価は、33.4～38.3円/kWhであり、建設費用については48～55万円/kWとなっている。風力や地熱の発電単価は太陽光よ
り安く、9.2〜23.1円/kWhである。バイオマスについても木質専焼では高いものの、石炭に3%程度混ぜる方法であれば単価は下がるようである。

他方、現行の水力、火力、原子力についても幾つかの幅を持った試算値が出されているが、それぞれ10.6円／kWh、11.9円／kWh、8.9円／kWhとなっている。2011年の発電実績から求められる平均単価は約11円／kWhであるから、太陽光発電は約3倍である（第1－3－26表(2)) $ ^{66} $ 。

## ●余剰電力の買取分にかかる設備利用率は東京電力管内と四国電力管内で高い

これまでのところ、2009年から開始された「余剰電力買取制度（エネルギー供給構造高度化法（平成21年7月1日成立、平成21年8月28日施行））」によって、電力事業者に住宅太陽光発電の買取義務を課すことで、太陽光発電の普及を図ってきた。2012年から始まった新制度はこれを拡充したものだが、太陽光発電は自然条件に左右されることから、地域的な適性差があると考えられる。そこで、各電力会社による太陽光発電の買取量を当該電力管内の太陽光発電設備の設置容量で割った余剰電力買取分にかかる設備利用率を求めると、2010年平均は5.4%（最大値は東京電力管内の6.7%、最小値は北陸電力管内の4.3%）、2011年平均は6.3%（最大値は東京電力管内の6.7%、最小値は北陸電力管内の5.0%）、となった（第1－3－27図（1））。2年間の実績値を比較すると、全ての地域で余剰電力買取分にかかる設備利用率は改善しているが、平均で5.4～6.3％と低い。平均的な太陽光の設備利用率が12％程度であることから、この制度では、住宅用太陽光発電による総発電量の半分程度を買い取っているとみられる $ ^{67} $ 。地域別では、東京電力や四国電力管内の余剰電力買取分にかかる設備利用率が2年連続して上位であり、2011年は北海道電力管内における設備利用率の改善が著しかった。

## ●余剰電力買取制度下での買取価格は節約費用の2倍

さて、余剰電力買取制度での買取価格は、2010年度は48円／kWh、2011年度は42円／kWh（経済産業大臣告示）であった。電力事業者は、公定買取価格を発電者に支払う一方、この電力購入によって本来自ら発電するべきであった電力相当分の費用（回避可能費用と呼ばれる）を回避したとされ、残りの額を電力需要者に別途の賦課金（サーチャージ）として負担させる仕組みとなっている。

この回避可能費用を買取電力量で割った値は電力会社の買取電力当たりの費用節減額（回避可能費用単価）になり、各社によって違いがある（第1－3－27図（2））。2010年度の場合は、最低値の15.6円（中部電力）から最高値の20.6円（九州電力）と5円程度のばらつきがみられた。2011年度の場合は、最低値の11.8円（北海道電力）から最高値の14.9円（九州電力）と
## 第1－3－26表 代替エネルギーの電源別コスト

現代の代替エネルギーは高コスト

（1）電源別コスト比較表

コスト(2010年)	稼働年数	建設費	維持費
太陽光
(住宅)	33.4～38.3円/kWh	20～25年	48万円(新築)～
55万円(既築)/kW	人件費	-
修繕費	1.5%/年(対建設費)
諸費	-
一般管理費	-
太陽光
(メガソーラー)	30.1～45.8円/kWh	20～25年	35～55万円/kW	人件費	300万円/年
修繕費	1.0%/年(対建設費)
諸費	0.6%/年(対直接費)
一般管理費	1.4%/年(対直接費)
陸上風力	9.9～17.3円/kWh	20～25年	20～35万円/kW	人件費	1.4%/年(対建設費)
修繕費
諸費	0.6%/年(対建設費)
一般管理費	1.4%/年(対直接費)
洋上風力	9.4～23.1円/kWh	20～25年	28.3～70万円/kW	人件費	1.4%/年(対建設費)
修繕費
諸費	0.6%/年(対建設費)
一般管理費	1.4%/年(対直接費)
地熱	9.2～11.6円/kWh	30～50年	70～90万円/kW	人件費	1.2億円/年
修繕費	2.2%/年(対建設費)
諸費	0.8%/年(対直接費)
一般管理費	1.6%/年(対直接費)
バイオマス
(木質専焼)	17.4～32.2円/kWh	30～40年	30～40万円/kW	人件費	0.7億円/年
修繕費	4.4%/年(対建設費)
諸費	修繕費に含む
一般管理費	人件費に含む
バイオマス
(石炭混焼)	9.5～9.6円/kWh	30～40年	3～5億円
(75万kW)	人件費	0.1億円/年
修繕費	1.5%/年(対建設費)
諸費	1.5%/年(対建設費)
一般管理費	14.0%/年(対直接費)

(2) 2011年の発電実績と発電単価

水力	火力	原子力	風力	太陽光	地熱	バイオマス	廃棄物	合計
① 発電実績 (百万kwh)	72,639	626,987	162,927	177	27	2,460	1,806	217	865,217
② 発電能力 (百万kwh)	386,868	1,194,479	428,890	745	447	4,398	n.a.	n.a.	2,015,825
③=①/② 設備利用率 (%)	18.8	52.5	38.0	23.7	6.0	55.9	-	-	42.9
④ 単価 (円)	10.5	11.9	8.9	13.6	38.0	10.4	-	-	-
⑤=(①×④)/合計 単価 (円) (発電ウェイト調整)	0.9	8.7	1.7	0.0	0.0	0.0	-	-	11.3

（備考）1．（1）及び（2）の単価は、エネルギー・環境会議コスト検証委員会（2011）、（2）の発電実績及び発電能力は、資源エネルギー庁「電力調査統計」により作成。

2．（1）のコストは、資本費・運転維持費・燃料費・社会的費用（CO₂対策費・事故リスク対応費・政策経費）を発電電力量で除すことにより算出。

3.（2）の合計の設備利用率・単価（発電ウェイト調整）は、バイオマスと廃棄物を除外して計算。

4．（2）の火力の単価は、石炭、LNG、石油の発電単価を発電実績（2010年）で加重平均し。

$ \frac{(9.5円+9.7円)}{2\times40.4\%}+\frac{(10.7+11.9)}{2\times47.4\%}+\frac{(20.8+23.7)}{2\times12.1\%} $

石炭単価 LNG単価 石油単価

5.（2）のコスト等検証委員会報告書における各電源単価の前提は以下の通り。

5. (2) のコスト等稜証委員会報告書における各電源単価の前提は以下の通り。
割引率は全ての電源において3%を前提としている。
水力 10.6円/kWh 設備利用率45%・稼働年数40年
石炭 9.5円/kWh IEA新政策の燃料費上昇率 9.7円/kWh IEA現行政策の燃料費上昇率
いずれも設備利用率80%・稼働年数40年
LNG 10.7円/kWh 設備利用率80%・稼働年数40年、11.9円/kWh 設備利用率50%・稼働年数40年
石油 20.8円/kWh 設備利用率80%・稼働年数40年、23.7円/kWh 設備利用率50%・稼働年数40年
原子力 8.9円/kWh 設備利用率70%・稼働年数40年
8.9円は下限値。原子力事故の損害額が下限値の5.8兆円から、1兆円増えるごとに0.1円増。
風力 13.6円/kWh=(9.9円+17.3円)/2 設備利用率20%・稼働年数20年・建設費下限、上限値の平均
太陽光 38.0円/kWh=(30.1円+45.8円)/2 設備利用率12%・稼働年数20年・建設費下限、上限値の平均
地熱 10.4円/kWh=(9.2円+11.6円)/2 設備利用率80%・稼働年数40年・建設費下限、上限値の平均
てそれぞれ0.03、0.04円/kwhと3～4倍に引き上げられている。また、元々高かった九州電力管内では、0.07円を0.15円と2倍以上に引き上げられている（第1－3－29図）。各世帯が支払う電力料金全体に比べると少額のため負担感があまり生じないのかもしれないが、引上げ率は極めて大きい。

## ●再生可能エネルギー固定価格買取制度も同じ仕組み

新たな制度である「再生可能エネルギーの固定価格買取制度（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）」は、2011年8月26日に法案が可決され、2012年7月1日から施行された。買取対象は、五つ（太陽光、風力、中小水力（3万kW未満）、地熱、バイオマス）の発電方法のいずれかで発電された電力であり、買取価格は経済産業大臣（告示）が定めている（第1－3－30表）。太陽光発電の場合、告示された価格はおおむね現在の買取制度を踏襲している。風力や地熱といった他の再生可能エネルギーについても、発電単価の積算は、現行の施設などを前提にして策定された。

余剰電力買取制度と同様に、サーチャージによる転嫁に支えられた高収益事業であるため、太陽光発電への法人や個人の参入は進むと見込まれるが、その費用を負担するのは各地域の電力会社に加入している需要家である。2012年度における固定価格買取制度上のサーチャージ

第1－3－29図 余剰電力買取における利用者負担額

## 各世帯が負担する太陽光サーチャージは急上昇

(1) 地域別太陽光サーチャージ

(2) 太陽光サーチャージ算定例（東京電力の例）

（備考）1．経済産業省資源エネルギー庁（2012）、経済産業省総合資源エネルギー調査会（2011）により作成。

2.（2）の転嫁総額とは、買取総額から回避可能費用を控除した額。

3．（2）の2012年度想定総需要電力量とは、供給計画の値。

4. （2）の過去転嫁の過不足分とは、過去における想定総需要電力量と実績総需要電力量との差より算出された値。
要である。国内では、電力供給制約が続いていることに留意しなければならない。

国内民需のうち、個人消費は、政策効果に加え、広い意味での復興需要やマインドの改善等を受けて、増加傾向にある。また、こうした動きは、実質雇用者所得が底堅く推移していることにも支えられている。しかし、所得面をやや詳細に見ると、所定外給与やパートの時給は持ち直しているが、今夏のボーナスは減少している可能性がある。また、雇用者数も安定的にプラスになっていない。

設備投資は、ようやく持ち直しが明確化してきた段階である。ストック循環からは今後の拡大が期待され、低迷していた企業収益も持ち直してきている。実際、日本銀行の短観によれば、2012年度の設備投資計画は増加が見込まれている。

こうした中で、今後、景気回復を確かなものにするためには、雇用・賃金から所得、消費へという増加の連鎖、そして、生産から企業収益、設備投資へという連鎖が、より強固なものになることが必要とされる。

所得の一翼を担う雇用については、高齢化の進展から労働力人口が減少している。こうした中、長期失業者の割合が上昇しているが、失業の長期化の背景には、雇用のミスマッチがある。職種でいうと専門・技術系や技能工、業種でいうと情報通信業などで技能不足による人手不足が生じており、教育・訓練の拡充が望まれる。

なお、人口の高齢化は、労働力人口に影響するだけでなく、消費や住宅投資等にも影響を与えている。例えば、高齢者世帯の消費の方が金融資産やマインドにより敏感に反応するため、消費者マインドや資産価格の変動が実体経済に与える影響が大きくなっている可能性がある。また、世帯当たり住宅ストックの上昇が投資抑制に働いているとすれば、かつてのような住宅投資水準は期待できないかもしれない。

## ●物価の下落テンポは緩和

消費者物価は下落が続いているが、下落テンポは緩和している。その主たる要因は、大幅に拡大していたマクロ的な需給ギャップが縮小してきたことである。GDPギャップは2％台まで縮小している。財・サービス別の変動を見ると、何か特定の財というより、幅広い財・サービスで物価の下落幅が縮小しているが、これはマクロ的な需給ギャップの縮小を裏付けていると言える。また、期待物価上昇率については、リーマンショック後の低下からプラスの方向に動いてきているが、最近では横ばいとなっている。

マクロ的な需給ギャップの動きは、特に、雇用の過剰感がなくなってきたことに反映されている。労働需給については、労働市場において有効求人倍率の改善に見られるように、緩やかではあるが、改善の動きが見られる。これが、次第に賃金の上昇圧力となる。実際、平均賃金の動きは緩慢ではあるが、上述のように、パート時給等の限界的な賃金動向には上向きの動きも見られる。

日米欧の物価上昇率の違いの背景には、我が国でサービスの価格が上昇していない点にあ
る。近年、我が国でもサービス価格と賃金の連動が増しており、賃金面の改善は特に重要な課題である。

マクロ的な需給ギャップの背後では、個別の財・サービス市場での需給変化が生じており、こうしたいわばミクロの動きが物価全体の動きに影響することも否定できない。例えば、我が国における耐久消費財、特にテレビの動きがそれである。テレビの価格が大きく下落した背景としては、供給側の生産性要因や需給要因がある。また、テレビが消費者物価の下落に大きく寄与した理由には、物価指数でのテレビのウェイトが政策要因によって過大になっていることもある。ただし、この要因は2012年になると剥落しつつある。

ミクロの動きが物価全体の動きに反映しているもう一つの例が家賃である。消費者物価の家賃指数は、家賃の改定頻度が低く、そして空室率の高さに見られる供給超過を背景に下落を続けてきたが、新規賃貸料には下げ止まりの動きが見られる。家賃は賃金の影響を受けにくいため、賃貸市場固有の動向が重要であり、その需給対策については、デフレ脱却に向けた構造対策としての期待が高い。なお、日米の物価上昇率の差には家賃の寄与も大きく、両国の空室率の差を反映しているとみられる。ただし、日米ともに家賃に占める帰属家賃のウェイトが高く、みかけ上その寄与が大きく見えていることに注意が必要である。

なお、地価は、過去20年間、大幅な下落を続けてきたが、地価の趨勢を決めるのは賃料であり、賃料の趨勢的な下落はデフレの結果でもあり、原因でもある。地価が物価に与える影響は必ずしも明確ではないが、若干のプラスとなることが示唆される。

期待物価上昇率については、価格を設定する企業の見込みが特に注目されるが、少しずつマイナス幅は縮小してきているものの、いまだマイナス圏内にある。製造業では根強い円高期待が販売価格判断の改善を抑制してきた可能性がある。また、非製造業では国内需給の影響が大きいとみられる。

以上みたように、デフレは基本的にはマクロ的な要因によって生じているが、ミクロ的な現象も関係している。現時点では、デフレ脱却へのさらなる前進に対する最大のリスクは欧州政府債務危機等を背景とする金融資本市場の変動や景気の下振れである。金融政策には、これらのリスクも踏まえ、デフレ脱却に向けた適切かつ果断な政策運営が期待される。一方、政府としても、デフレを生みやすい我が国の経済構造を踏まえ、「モノ」「人」「お金」を動かすための政策を強力に推進し、生産、分配、支出にわたる経済の好循環を実現することにより、需給ギャップを是正するとともに、成長期待の改善とデフレ予想の解消を図ることとしている。

## ●金融政策は緩和措置を拡大

リーマンショック以降、日本銀行は誘導金利をゼロ近傍まで下げ、2年以上に渡って固定金利オペや包括的な金融緩和策の実施を続けているが、ゼロ金利制約に直面していることから、幾つかの工夫も試みられている。一つは、将来の金利が低水準にとどまるという期待や将来の物価水準が高まるという期待を生じさせることによって需要を喚起することである。これにつ
いては、ゼロ金利政策の時間軸効果や物価安定の「理解」あるいは「目途」という形で試みられてきた。実際、これまでの金融政策上のイベントの効果を検証すると、物価目標を明確化するタイプの政策に反応しやすいという結果が得られた。もう一つの方向は、リスク資産を中央銀行が自ら購入してリスクプレミアムの縮小を促進することであり、2010年10月から実施されている「包括的な金融緩和政策」に含まれている考え方である。

現在のところ、我が国経済は依然として緩やかなデフレ状況にある。消費者物価上昇率が多少のプラスに転じたとしても、基調的な物価上昇率がゼロに近すぎるとデフレに陥りやすく、ゼロ金利制約に直面すると、伝統的な金融政策のマクロ経済調整機能が失われてしまう。現下のゼロ金利がいつ解除され得るかという点は関心の高いところであるが、テイラー・ルールに基づくと、最適な金利水準は引き続きマイナスである。前回の金利引上げ時（2006年）の最適金利は、目標インフレ率にもよるが、テイラー・ルールからは、ゼロ金利解除の方向が出ていた。しかし、当時のマクロ経済環境は、景気という面では拡大が感じられる指標が多いものの、物価については「デフレから脱却した」とはいえない状況にあったとみることができる。さらに、時間軸効果という観点からすると、テイラー・ルールで最適金利がプラスになってもしばらくの間はゼロ金利を維持する方が望ましい。前回の経験を踏まえた慎重な対処が期待される。なお、金利が上昇すると、家計、銀行、政府の間の所得移転構造が変化し、また、国債価格の下落など金融システムに対する潜在的な影響にも留意する必要がある。

## ●持続的成長への道筋はイノベーションと貿易・投資の自由化

人口減少局面においても豊かさを維持できるような持続的成長を実現するためには、生産性の向上が不可欠である。このためには、イノベーションが重要である。イノベーションには、新たな技術や商品の開発等に向けた研究開発投資と、開発結果や新たなアイデアを具体的な商品やサービスとして提供するプロセスを含む。前者については、我が国の研究開発投資は高水準で推移しているものの、基礎研究開発比率が伸び悩むなどの問題がある。後者については、日本では起業への意欲が乏しく、また、ベンチャーキャピタル投資が低調などの問題がある。イノベーションのように自前で生産性向上を図るもの以外にも、貿易や投資の自由化により生産性を高めることができる。我が国の二国間協定国締結先の貿易ウェイトは依然として低く、経済連携協定の相手先には拡大余地が大きい。なお、個別の自由化協定は、先々において国際的なものへと拡がるステッピングストーンとしていくことが重要である。

対外投資残高は我が国企業のグローバルな事業展開を反映して大きく拡大している。地域別に見ると、新興国向けの直接投資の残高は増加しているものの相対的に少ない。投資国・受入国双方のメリットを生かすためにも、経済連携の枠組みの中において、対外投資をめぐる不確実性や不安定性を低下させるような取極めを結んでいくことが重要である。

対内直接投資については、低位にとどまっている。その要因として、規制のほか、専門技術・管理者の不足や言語の違いなどが指摘されている。法人税率については引き下げられた
が、こうした措置が対内投資の増加と新たな企業の参入を促進し、イノベーションの増加につながることが期待される。

労働移動については、世界的な潮流は、単純労働者の移動は制限する一方、熟練度の高い者等は積極的に取り込んでいこうというものである。我が国でも高度人材の受け入れ推進に取り組んでいるが、優秀な人材を我が国に向かわせることは容易ではない。そうした中で、我が国への留学生の国内就業・就職を広げることが考えられよう。

自由な交易は社会進歩のダイナミズムを生み出す礎であり、社会全体の厚生を改善する。ただし、構成員全員を等しく豊かにするとは限らないことから、事後的な再分配が必要になる場合もあろう。また、自由な交易が常に安定的というわけではなく、幾つかのリスクを伴っている。特に原油や商品価格は時として急激に変動する。こうした変動が世界的な金融緩和に伴う投機的なものであれば、取引費用の引上げなどのミクロ的な対応も有効であろう。また、システムとしての自由貿易体制を維持することで安定的に運営していくことも必要である。

大震災後に顕在化した電力供給制約は、足下の経済活動に対する制約というだけでなく、我が国の中長期的なエネルギー供給の在り方について問いかけるものとなった。大震災以降原子力発電設備が順次休止し、電力供給余力の低下が著しい。需要面を見ると、一定の節電が全国的にみられたものの、その効果は2012年になると弱まってきた。コスト的には、電源別割合に占める火力は急上昇し、その原燃料価格は高騰している。電力事業の効率性を比較すると、発電量の少ない電力会社では固定的なコストが相対的に高くなっている。今後、規模の最適性が確保されているのか否かといった点から地域独占の効率性を検討する必要もあろう。

当面は既存の発電設備を活用することで原子力発電の代替を図る一方、より長期をにらんで代替エネルギーへの期待が高まっている。しかし、現状、代替エネルギーの発電コストは高い。「余剰電力買取制度」下での買取価格は、代替により節約される費用の倍であった。余剰電力買取への投資収益率は平均で8.6%であり、初年度は住宅用太陽光発電向け補助金もあるため12%弱の利回りであった。こうした中、新たな固定価格買取制度もサーチャージによって制度的に収益が保証されるため、事業者等の参入が進むものと見込まれる。ただしそのコストを負担するのは各地域の電力会社に加入している需要家であり、買取量が増えれば増えるだけ利用者負担も増える。買取価格等の妥当性や費用対効果等につき検証し、こうした関連部分も含めて公共料金と見做して公正妥当な改定をしていくことが望まれる。
凡 例
河川·流域界等	流域界	↓	農業用水関係	湧泉
一級河川	●	井戸
二級河川	—	用水路·排水路
その他の河川·水路	↑	発電用水関係	自然取水
国管理区間	↑	樋門樋管
海、湖、池等の水部	↓	取水堰
降水量観測所	○○	水力発電所
水位観測所	—	用水路
流量観測所	↓	下水道関係	自然排水
地下水位観測所	↑	樋門樋管
水質調査地点	↓	ポンプ場
自然取水	■	下水処理場
樋門樋管	—	排水路
取水堰	—	下水処理区域
集水埋渠等	↑	多目的施設	自然取水
その他の取水施設	↑	樋門樋管
湧泉	↓	ポンプ場
井戸	▲	取水堰
ポンプ場	↓	集水埋渠等
浄水場、配水池	○	湧泉
用水供給幹線(導水路)	●	井戸
用水供給幹線(工事中)	■	浄水場、配水池
上水道水路	—	用水路
簡易水道水路	□	河道横断の水門
専用水道水路	—	水道用ダム
上水道給水区域	—	工業用ダム
簡易水道給水区域	—	農業用ダム
専用水道給水区域	—	水力発電用ダム
自然取水	—	多目的ダム
自然排水	—	洪水調節ダム
樋門樋管(取水)	—	水道用ダム(工事中)
樋門樋管(排水)	—	工業用ダム(工事中)
ポンプ場(取水)	—	農業用ダム(工事中)
ポンプ場(排水)	—	水力発電用ダム(工事中)
取水堰	—	多目的ダム(工事中)
集水埋渠等	—	洪水調節ダム(工事中)
自然取水	—	水道用溜池
自然排水	—	工業用溜池
水質调査(取水)	—	農業用溜池
水道给水区域	—	水力発電用溜池
浄泉	—	その他の溜池
井戸	—	国有林水源満養保安林
浄水場、配水池	—	民有林水源満養保安林
用水路	—	工業用地下水規制区域
受益地区	—	建物用地下水規制区域
自然取水	—	条例地下水規制区域
自然排水	—	水田·畑地
樋門樋管(取水)	—	畑地かんがい区域
樋門樋管(排水)	—	都道府県界
樋門樋管(取水·排水)	—	郡市界
水処堰	—	町村界
集水埋渠等	—

「この地図の作成に当っては、国土地理院長の承認を得て、同院発行の数値地図50000(地図画像)を複製及び数値地図25000(空間データ基盤)を使用したものである。

(承認番号 平17総複第815号、平17総使第605号)」
# 第2回総務省行政事業レビュー推進チーム会合

平成25年5月20日

持ち回り開催

## [次第]

1 総務省における行政事業レビューに係る外部有識者による点検の実施について

2 総務省における行政事業レビュー公開プロセスの実施ついて

## [資料]

1 総務省における行政事業レビューに係る外部有識者による点検実施要領（案）

2 総務省行政事業レビュー外部有識者会合構成員候補者名簿

3 総務省における行政事業レビュー公開プロセス実施要領（案）

## [参考资料]

総務省行政事業レビュー推進チーム運営要領 (平成25年4月26日 総官会第866号の2)