Silviase/jgov_v1.4_full_ann huggingface dataset:
っている。したがって、たとえば札幌市を考えた場合、エネルギー需要の非常に高密度な札幌駅前から大通周辺にかけての都心地域のような場所を除くと、コペンハーゲン市のような大規模な地域熱供給は導入しにくいと考えられる。逆に、札幌都心部のような地域では都市計画に周到に組み込むことで、高い省エネルギー、省 CO2 効果が期待できる。札幌市では「札幌都心エネルギー施策（中間報告）」を2015年末に公表しているが、この中で、（既に熱導管が敷設され、共同溝なども整備されている）都心部での大規模な天然ガスコジェネレーション等による、電力供給および地域冷暖房の普及強化の方向が示されている。

## 2 ）ドイツ

ドイツでは、経済技術省・コジェネレーション担当者、環境省「エネルギー大転換」部副責任者、ベルリン・エネルギー・エイジェンシー、コジェネレーション協会（以上ベルリン市）、地域暖房（熱エネルギー利用）協会（フランクフルト市）、フランクフルト市（エネルギー局）の地域暖房、コジェネレーション担当者に面接調査し、また施設視察を行った。

ドイツのコジェネレーションについては、2010年「エネルギー大綱（Energiekonzept）」の一環として、ドイツ連邦政府は2020年までに電力生産量に占めるコジェネレーションの割合を25%にする目標を設定した。コジェネレーションを支援し、促進するために関連の制度と法律を利用することができる。

ドイツも、コジェネレーション電力の買取保証と設備投資の補助金制度があり、これがコジェネレーション普及促進の基本的な柱となっている。

表（2）-1 ドイツのコジェネレーション電力固定価格買取制度

設備容量	50kW以下	50kW～250kW	250～2000kW以下
買取価格	5.41セント/kWh	4.0セント/kWh	2.4セント/kWh
買取りの期間	10年間または全負荷相当時間3万時間まで	全負荷相当時間3万時間まで

※コジェネレーションの設備が50kW超であっても、50kW以下の部分には、5.41セント/kWhの価格が適用される。

ドイツとデンマークとの違いに着目すると、地域暖房網の所有、管理、接続義務が異なる。デンマークは住民所有で、非利益であり、住民にコジェネレーションへの接続義務があるのに対して、ドイツの所有形態は、地域暖房の所有形態が私有、公有、混合の3種類あり、コジェネレーションへの接続義務は地域住民には課せられていない。またドイツでは、Stadtwerke（公営企業体、都市公社） $ ^{1} $ などが熱と電気とガスを供給しているところでは、フランクフルト市のようにガ
スパイプの設置と熱供給パイプの設置を調整できる。

現在、ドイツの熱供給の14%は地域暖房である。天然ガスのパイプは拡大しているが、一部は地域暖房パイプと共存しており、地域暖房は人口密集地に、ミニコジェネレーションは分散地にという棲み分けをする方向である。パイプラインコストは、地域と道路状況によって異なる。大都市の地域暖房は、冷房もできる。天然ガス価格が安く、電気代が高いとコジェネレーションは有利となる。現在は天然ガス価格が高く、卸電気代が安くなっているので、コジェネレーションの普及には不利な状況である。

EEG（Erheuerbare Energien Gesetz；再生可能エネルギー法、以下、EEGと略称）では自家消費分からは賦課金（負担金）を徴収しないので、地域暖房に接続しない自家消費型コジェネレーションが増えている。そのために、地域暖房の利用率の低下という問題が起きている。コジェネレーションの第三者請負事業の場合には、第三者が賦課金と税金を払うことになる。

ドイツは脱原発政策を背景として、再生可能エネルギー拡大を目標に、コジェネレーションを再生可能エネルギーの変動対策としても位置づけている。風力や太陽光が不足する場合には、天然ガスのコジェネレーションにより発電を行い、逆に風力や太陽光が過剰な場合には、電気を熱にして、温水貯蔵する。これがコジェネレーション法の2012年改正で、power to heatとして位置づけられた。

フランクフルト市熱エネルギー方針におけるコジェネレーションの位置づけは以下の通りである。

・省エネルギーは、再生可能エネルギーよりもコストが安くつく。詳細なエネルギー利用と節約可能性の調査を行うことで80%までの省エネルギーが可能である。

・コジェネレーションと地域暖房は、エネルギー源を変えながら使い続ける。コジェネレーションにより、90%の熱利用効率になる。

・再生可能エネルギーで残りのエネルギーを賄う。

今後 15 年間で CO₂ 排出の 4% をコジェネレーションで削減するとしている。

2015年3月にはドイツ環境省、ドイツ経済エネルギー省の担当官を訪問し、意見交換を行った。ドイツは現在、エネルギー大転換政策を推進しているが、コジェネレーション普及政策に関連したものとして、主に以下の2点の知見を得た。

① 電力事業に関しては、負担が大きくなってきたために固定価格買取制度（Feed-In-Tariff；FIT）のこれ以上の拡大は困難であり、再生可能エネルギーに入札制度が導入されることから、自家消費が増加すると認識していること、バイオマス発電のコスト削減が限界に近いので、今後、コスト削減余地がある洋上風力をはじめとする風力発電の拡大に期待していること。② 連邦レベルで、エネルギー機器のラベリング（トップランナー方式）を実施すること。

①に関しては、コジェネレーションの固定価格買取制度への波及があるのか、②に関しては、個別暖房機器の性能向上の地域熱供給への影響などに今後、留意が必要であると思われる。
3）EU

2014 年 3 月に EU 及び関係機関と IEA（国際エネルギー機関） $ ^{2} $ を訪問し、コジェネレーションの普及方策やエネルギー効率改善に関する最近の活動や今後の方向についての情報収集、意見交換を行った。その結果の概要は次のとおりである。

・EUにおけるコジェネレーション推進策は地域熱供給と組み合わされて、温暖化対策の2020年目標の20%二酸化炭素排出量削減、20%エネルギー効率の改善達成のために推進されている面が大きい。

・電力自由化対策や再生可能エネルギーの普及と関連してコジェネレーションの促進が図られていること。

・2030年のCO2削減等目標を2014年10月までに決定するというEUの全体スケジュールの中でエネルギー効率やCHPについての対策が検討されており、その基礎としてエネルギー効率指令（EED）による各国の取り組みの現状をレビューし、7月にその報告書を公表すること。なお、公表された報告書によれば一層のエネルギー効率の改善（30%目標）が提案されて、コジエネレーションの推進が推奨されている。

・EED によるコジェネレーション導入促進について、第14条で求められているコストベネフィット分析（CBA、費用便益分析）については、ECとしての具体的分析・評価方法開発等の動きが少なく、基本的にデンマーク、ドイツ、フィンランド等メンバー各国の過去の経験に頼る面が大きいこと。

・ヨーロッパ熱ロードマップをオールブルグ大学等と共同で開発し、熱利用のポテンシャルとニーズを地理情報で示すような先進的な取り組みを行っていること。

· Cogen や Euroheat & Power のような団体がコジェネレーション普及のために、さまざまな調査研究やロビー活動を行っていること。

続いて、2015年2月に欧州委員会が主催し EU 本部で開催された「欧州のエネルギー転換における熱利用」会議に参加し、コジェネレーションに関する EU 域内の現状、政策等に関する情報収集を行った。EU は、2030 年に CO2 排出を 1990 年比で -40% とする政策目標を掲げたが、従来の政策の延長ではその達成は難しいとの判断から、エネルギーセクターやエネルギー多消費産業のみならず、エネルギー消費の 4 割を占める熱利用分野、中でも民生部門における対応を強化しようという考えが大きくなっていた。そして、エネルギー効率向上をテーマに EU の政策担当者や各種機関、関係する企業団体等を交え、熱利用に関する検討を行っていた。

会議において情報収集した結果の概要は以下の通りである。

• EU 内では、熱利用分野での CO₂ 排出削減ポテンシャルは高く、エネルギー効率化の分野に投資を振り向けようとのコンセンサスがある。2012 年のエネルギー効率化指令には、高効率コジェネレーションの普及政策やコジェネレーション及び地域熱供給市場の費用便益分析の指令が含まれている。

・関係者間では、熱供給市場の導入へ様々な思惑が交差していた。事業者と消費者の利益に配慮
したバランスのとれた熱売買市場を規制で作出すべしとの意見がある一方、制度設計の難しさを指摘し、（非競争的環境では）地域熱供給網が必ずしも消費者の利益にならないとの報告があった。また、グリーンとされる設備の基準が不明確で投資判断が難しいことへの不満意見も出されていた。これに関し、EUのエコデザイン指令に改善の余地（エコラベルの拡大、設備の対象の見直し等）があるとの意見も出されていた。

・EU エネルギー局長（ドミニク・リストリ）による会議の総括の中で、「EU においてはエネルギー効率化分野をエネルギー政策の最優先課題とし、熱利用市場を今後の唯一の成長市場と認識し、この分野でのさらなる技術開発に期待を寄せる」との発言があった。

会議には非常に多くの企業、業界団体が参加しており、対策が進んでいなかった民生部門のエネルギー効率の改善を新たな市場として開拓しようという関係者の熱気が感じられた。さらに EU のエネルギー政策のトップの発言も明確にその方向性を示している。コジェネレーションは、この市場でも最も期待されるビジネス分野の1つとの印象を受けた。

なお、国際的には、EU の他に IEA が、2007 年以来、国際 CHP/DHC $ ^{3} $ 協力プロジェクトを実施し、持続可能なエネルギー戦略における CHP/DHC の重要性に関して、データの質の改善、分析及び普及啓発の推進している。特に国別 CDP/DHC スコアカードによる各国のさまざまなアプローチの評価についての公表と分析を行っている。わが国についてのスコアカードでは、政策を5段階の3.5（「統合的な CHP/DHC 政策が欠けており、今後の発展ポテンシャルが中程度の状況」と「CHP/DHC が優先的な政策分野であり、大きな発展が想定される状況」の中間）と位置づけ、今後の推進方策について以下のような示唆を行っており、CHP の普及に向けての参考となる。なお、CHP の今後の方向として、スマートグリッドと CHP/DHC との組み合わせによる省エネルギーについても検討・推進している。

・マイクロ CHP 特に住居用燃料電池（FC：Fuel Cell）に関しては、コスト低減、寿命の延長及び効率の向上が特に重要。

・地域冷暖房及びエネルギー地域ネットワークに関する障壁（インフラの整備、高コストへの対応）

· CHP による CO₂ 削減量をクレジット化する承認された方法が無いこと(クレジットによる CHP 導入

のインセンティブの欠如)

## 4 ）海外調査から得られた日本におけるコジェネレーション普及方策への教訓

ヨーロッパにおける地域熱供給の動向（ドイツ・デンマーク調査に基づく調査結果）を踏まえた、日本と北海道への教訓としては、以下の5点が重要であると考えられる。

第1に、気候変動対策、エネルギー効率向上といったコジェネレーション普及の目的を明確にすること、第2に、コジェネレーション電力の買取保証制度、設備投資の補助金制度などの枠組み制度の確立、第3に、地域熱供給網の所有、管理、接続義務、第4に、規制緩和（道路占有・パイプ施設基準など）の必要性、第5に、電力自由化、電力価格、ガス価格の変動影響の検討である。
表(2)-2 コジェネレーション（熱電併給）制度の国際比較

デンマーク	ドイツ	日本
CHPへの接続義務	自治体に決定権	住民に接続義務はない	住民に接続義務はない
地域暖房の所有	住民所有が基本	私有，公有，混合形態	公社形態が多い
CHP電力の買取保証	あり	あり	なし
設備投資への補助制度	あり	あり	部分的にあり
設備容量と普及率	6GW電力の63%	22GW，電力の約17%，熱供給の14%	10.0GW電力（総発電設備容量の3.5%（2014.3）
CHP関係主要法令	熱供給法（1979年，最近改正2011年）	・コジェネレーションの維持，近代化，拡張建設の関する法律（2002年，最近改正2012年）・再生可能エネルギー熱法（2009年、新築ビルオーナーへの再生可能エネルギー熱利用の義務づけ）	特別の法律なし，関連法：熱供給事業法（1972年、最近改正2015年）

出典：コジェネレーション白書2012，同2014、聞取り結果などから作成。

## （２）日本の北方大都市への大規模コジェネレーションの導入可能性の検討

## 1 ）調査の概要

日本の大都市への大規模な CHP の導入可能性について、具体的な事例として、DH が市の中心部に設置されており、今後の拡充、発展が検討されている札幌市を対象とした。札幌市では、「環境首都・札幌」宣言を踏まえて、環境負荷の低い新たなエネルギー有効利用都市の構築をテーマとして低炭素化を目指しており、東日本大震災と福島第一原発の事故も考慮して、都市において環境負荷の低減と災害時などでも安定してエネルギー供給を継続できる体制を構築するために、天然ガスコージェネレーションシステム等により電力と熱を効率的に供給する「自立分散型エネルギー供給拠点」の整備と建物間当でエネルギーを融通し合う「エネルギーネットワーク」の構築をまちづくりと一体となって取り組むこととしている。具体的には、たとえば札幌市エネルギービジョンにおいて、分散電源発電量は、コジェネと燃料電池の導入拡大により、2022年度に4億 kWh（2010年度比2.3倍）を目指すとしている。また、CO2 排出量の削減中期目標として、2030年に1990年比で25%削減（2012年比で47%削減）としている。本研究では、札幌市と協力して以下の検討を行った。

札幌市における民生部門のエネルギー消費の構造を把握するため、札幌市市民まちづくり局が実施する調査から一部情報の提供を受けた。これは、札幌市中心部に立地する各種の用途（住宅、事務所、商業、ホテル、教育、医療等）の建築物から抽出した調査対象の管理者に対し、エネルギーの用途（照明・動力、暖房・給湯、冷房、融雪等）毎、エネルギーの種別（商業電力、灯油、ガス、外部熱等）毎、月毎の消費量についてアンケート調査を行ったものである。
アンケート結果を基に、札幌市中心部に立地する建築物の、建築物の用途ごとのエネルギー消費の特性について検討を行った。

## 2 ）札幌都心部における大規模コジェネレーションの導入可能性の検討

札幌市中心部に大規模なコジェネレーションを導入した場合の効果等を検証するため、札幌市市民まちづくり局の実施した調査に参画し、市中心部（図(2)-3）に所在する建物の管理者に対するアンケート調査を実施した。

アンケート調査により得られた札幌市中心部における民生部門のエネルギー消費について、建築物の用途毎の、床面積当たり原単位の平均値が得られた。

この原単位は、サンプル数の多い用途についてみると、既存調査（例えば、（社）日本サステナブル建築協会における北海道南西部のデータ）と大差がなく、おおむね妥当なものと考えられる。

原単位の数値に加え、エネルギー消費の特性については、以下のような特性が見られる。

・電力の占める割合が多い。一般に電気によることが少ない暖房と給湯用についても、この地域の全用途（件数ベース）では暖房の28%、給湯の47%が電気によっており、特に住宅では約半分が電気をこれらの用途のエネルギー源としていた。また、同様に熱利用である融雪用にも地域全体で67%、データ数が少ないものの住宅用の約半分が電気を用いている。特に日中のみの使用である事務所において、汎用品が使用できて簡便な電気製品が利用されているものと考えられる。

・暖房を電気に依存する割合が高いにもかかわらず、事務所では電力消費量の季節変動が少ない。

図(2)-3 札幌市の調査区域（札幌市資料）
・対象地域には、既にコジェネレーションが導入されている建物があるが、電力をコジェネレーションに依存する建物と商業電力を使用している建物の間には、電力消費量に目立った差が見られない。

2 年目の 2014 年度も引き続き、札幌市と協力して、札幌市都心部におけるまちづくり計画と整合した大規模コジェネレーションの導入可能性について具体的な検討を行った。札幌市では、今後の都市の成長戦略として、世界に誇れる環境首都を目標に掲げ、都心まちづくり計画と都心エネルギー施策をリンクさせたマスタープラン策定を進めていた時期であり、都心部のまちづくりと一体となったエネルギー施策を検討する中で、コジェネレーションの積極的な利用が検討された。こうした検討も含めて、札幌市では、2015年12月に「都心エネルギー施策（中間素案）」を公表したが、その中では、都心部をエネルギー施策上、①強靭化エリア（先導ゾーン、拡張ゾーン）、②地域熱ネットワークエリア、③低炭素エリア（都市全域）の3つの地区に区分し、とくに①及び②のエリアには天然ガスコジェネレーションや木質バイオマスを導入し、低炭素化を図る計画を検討するとしている。

強靭化エリア（先導ゾーン）では、電気事業法の「特定供給」エリアとしてコジェネレーションによる全面的な電力・熱供給を行うことを目指し、大型のコジェネレーションを5基配置することとし、災害時にも自立的なエネルギー供給を確保できるよう、自営線を設置し、コジェネレーションを分散配置することとしている。こうして都市の自立化、低炭素化における札幌市の先導モデルとなることを目指す。こうしたまちづくりを進めるため、オプション1として公有地を活用した分散電源（プラント）の整備の検討と熱導管接続検討の義務化、オプション2として民間事業者によるプラント設置またはスペース検討及び熱導管接続検討の義務化、オプション3として熱導管接続検討の義務化、オプション4として建物性能基準の強化、を政策として導入するための条件検討を行うものとしている。

また、地域熱ネットワークエリアでは、これまでに整備が進められた地域熱供給インフラをさらに拡張し、導管のループ化なども含めて、エネルギーの面的利用のさらなる推進とエネルギーの多様化、安定化を図り、環境首都としてのまちづくりに貢献するものとしている。

先導モデルの効果について、環境負荷低減効果・コスト等の検討を行い、費用対効果の検討を行った。先導的エリアでは、駅前通りを中心として災害時の自立機能が確保された環境性能評価認証を取得した高規格なオフィスを整備し、国内外企業の誘致を目指すエリアと位置付けているが、熱導管ピットなどが既に整備され、平常時はコジェネレーションから低炭素な電力供給を行う、設備更新でも先導する地域とされている。2050年に5200kW級のコジェネレーションを5台整備するとの計画を前提に、CO2削減価値とインフラ建設投資による経済波及効果、そしてエネルギー供給停止時の損失回避効果などの間接的便益を含めた想定で試算すると、費用対効果(B/C)が1を上回ることがわかったが、なお一層の検討が必要であるとされた。
①都心まちづくり計画と都心エネルギー施策が一体となって目指すこと

2 土地利用特性に合わせたエリア別の取組

図(2)-4 札幌都心部におけるエリア別のコジェネレーション導入計画検討状況 （出典）札幌市「札幌都心エネルギー施策（中間素案）」（2015年12月）

（３）分散協調型コジェネレーションネットワークの普及方策の検討（札幌市山鼻地区を例として）

## 1 ）制御センター方式によるビジネスモデルの制度的検討

コジェネレーションで発電した電力を系統に受け入れ、系統電力との協調的な運用によりコジェネレーションを効率的に稼働し、その普及を進める取り組みであるコジェネレーションネットワークシステムを制度的な観点から検討した。コジェネレーションは熱需要と電力需要の高い方にあわせて稼働した時にしか高効率が実現できないが、現状では経済性の問題から効率的な稼働が行われず普及が進まない要因となっている。経済性の問題とは、高い熱需要にあわせてコジェネレーションを稼働したときの余剰電力を系統電力が買い取る際の価格が稼働コストより低く、採算が合わないことを意味している。

経済性の問題からコジェネレーションの普及が進まない点を解消するために考案されたコジェネレーションネットワークシステムは、制御センターと呼ばれるコジェネレーション管理の主体を置き、一つの配電所下流にある複数のコジェネレーションを遠隔操作により一体的に管理するものである。制御センターはネットワーク内の熱需要を監視し、ネットワーク外からの電力供給とのバランスをとりながらコジェネレーションを稼働し、ネットワーク内で余剰電力が発生した場合にはその電力を逆潮流させるという役割を担う（一種の地域エネルギーマネジメントシステム（CEMS）でもある）。制御センターによる一体的な管理により電力、熱供給の対象となる需要
家に提示する価格が最も安価になるようにコジェネレーションを制御することが期待される。

これまで国内にはこのような事業の例がなく、監督する事業法も存在していないのが現状である。熱供給事業法では2つ以上の需要家に導管を用いて21GJ/hの供給能力がある供給者を対象としており、コジェネレーションを用いた熱供給サービスは対象とはならない。さらに発電設備の規模が小さいことから電気事業法が定める電気事業法にも該当しないため、需要家への供給義務、コジェネレーションや補助ボイラの保安規定、定期点検体制の構築を含む制度上の整備が必要になる可能性がある。

また電力の小売自由化の内容を含む改正電気事業法の成立をきっかけとして、系統電力側も新たな事業への進出や潜在的な需要の開拓を模索する動きがある。2013年に可決された改正電気事業法により2016から電力の小売全面自由化が実施されることが決定され、新規参入者の増加により系統電力の市場シェアが小さくなることが予想される。実際に2014年の新電力申請は486社で、前年の3.7倍と急速な拡大を見せている。系統電力間で燃料、送配電の共同調達を行う動きや、系統電力とガス会社による天然ガスの共同調達を行うなど新規の事業計画が発表されている。

系統電力が制御センターを管理することで社会的な費用を最小化できるというメリットも存在する。系統電力側が制御センターを管理する場合、制御センター側が需要家の電力需要のパターンを認識しているため、他の主体が制御センターを持つよりも優位性を持つことになり、効率的な運用が可能になる。また、余剰電力が発生した場合に、近隣の電力需要家に事前の契約なしに電力融通を行うことができるという点で、制御センターを持つメリットが生まれることになる。さらに既存の系統電力が電力供給を行うことの信用から、既存の電力供給体系からコジェネレーションネットワークに切り替えるときのスイッチングコストが低くすむ点や、系統から見たときに電力の自由化後も対象地域の電力需要を確保することができるという点で優位な点が存在する。

ただし、情報やスイッチングコストなどの面から、制御センターを特定企業が独占的に実施する状態が生じると、独占禁止法に抵触するおそれがある。

以上の観点から系統電力が制御センターを管理することで、社会的な費用を小さくすることができる要素が存在し、また系統電力側にとってもネットワーク事業から得られる市場シェアの確保など優位な点が存在する。また採算性を考慮するためにネットワーク事業の費用と収益の構造を検証した結果、重要になるのが熱供給事業単体からの利潤が十分に得られることと、現在の電力供給に係る費用が十分に大きい場合には、系統電力側に制御センターの管理を行う誘引があることがわかった。ただし、熱供給事業単体で利潤を上げるためには、比較的大きな費用である初期費用部分を圧縮する必要がある。初期費用には、各需要家に設置するコジェネレーションの購入や、コジェネレーションの遠隔操作を担う技術者の雇用、制御センターの設立に関するものであり、この部分の圧縮は困難であることが予想される。前述の系統電力が制御センターを運用するメリットを考慮しても初期費用があまりに大きい場合には、ネットワーク事業に参入する誘引を持たせられないため、財政的な補助により初期費用の負担を軽減させる必要があると考えられる。

## 2 ）北海道におけるコジェネレーションを活用した CO₂ 削減の方策の検討

2015 年度は、工学系サブグループが実施した解析をもとに、北海道において分散協調型コジェ
ネレーション（以下「コジェネレーション」）を導入する場合の経済的条件及び実現のための政策条件及びCO2削減コストを検討した。札幌市山鼻地区（都市部住宅地）をモデルに戸建住宅、ホテル、病院、店舗、事務所、集合住宅ごとの電力需要、熱需要データを使って工学系サブグループが行った、地区全体でのCO2をコジェネレーション未導入時より6%削減する場合と8%削減する場合（以下、6%ケース、8%ケース、という）に基づいた解析から求まった設備導入量、稼働状況を前提として、分散協調型コジェネレーションの費用便益、普及のための政策手段及びCO2削減コストを試算した。国内では熱導管敷設のため工事費が高額であることもあり $ ^{4} $ 、モデルではコジェネレーションの熱融通は行わず、余剰電力の融通による熱電比の調整／稼働率の向上の方向でコジェネレーションの導入促進を図るモデルとなっている。

工学系サブグループの計算結果では、両シナリオとも集合住宅、店舗にはコジェネレーションは導入されない結果となっており、残りの戸建住宅、病院、ホテル、事業所と電力会社、ガス会社間の費用便益が解析の中心となる。さらに、病院、ホテル、事業所については所与の条件下では、政策的支援がなくても導入（上がる状態であることがわかったため、最終的には、戸建住宅向けのコジェネレーション（本研究では「家庭用燃料電池（エネファーム）」）を普及させるための政策を中心として分析・検討を行った。

これまで、特に家庭用コジェネレーションにおいては余剰電力の系統への逆潮流は、実質的に行われてこなかった。余剰電力を発生させない運転を行わざるを得ず、そのために採算が悪化している。家庭用コジェネレーションは稼働したときに余剰電力が発生しない範囲での電主運転が主体となっている（一方、大型のコジェネレーションからの電力は500kWh単位で、日本卸電力取引所（Japan Electric Power Exchange；JEPX）の前日前市場で取引の対象となるが、7～11円/kWh程度で取引され、その取引量はまだわずかである）。ここでは、余剰電力が発生した場合には、その電力を系統側が無条件に受け入れ、変電所のバンク内で融通させるという条件で、電力会社、ガス会社、ユーザーの三者がそのようなコジェネレーションシステムの導入に協力する政策の条件を検討した。協力する条件としては、コジェネレーションが導入されても、三者のどれも収益がマイナスにならないという条件を置いた。2016年度から電力小売りの全面自由化が始まるなど、電力市場、ガス市場は変革期にあり、ビジネス競争が開始されるため、こうした前提条件は必ずしも現状にそぐわない可能性があるが、検討の出発点としてこうしたルールを仮定した。

現在、国内では（熱供給事業法に基づく）地域熱供給事業は減少傾向にあるが、産業部門や業務部門の自家用分野を中心にコジェネレーションの導入は進んでいる。しかし、家庭部門におけるコジェネレーションの普及となるとまだ低い水準に留まっているのが現状である。コジェネレーションは、省エネルギー、省コスト、省CO2につながると一般的には考えられているが、コジェネレーションの省コスト性、省CO2性がどの程度となるかを評価することは、必ずしも単純ではない。

コジェネレーションから発生する熱と電力の双方をバランスよく消費できる条件があることが省エネルギー性を高く発揮するためには必要である。ホテル、病院などは、年間を通して一定の熱需要があり、熱電比がコジェネレーションの導入に向いているが、家庭の場合、エネルギー利用における熱電比が高く、コジェネレーションを電力需要にあわせて運転すると、熱需要の大半
はコジェネレーション以外で賄うこととなる。逆に熱需要にあわせて運転をすると、家庭内で消費しきれない余剰電力が大量に発生するので、これを処理する必要が生じる。家庭用コジェネレーションからの余剰電力の買い取りは、一般に行われていないため、現状では、コスト面から家庭用コジェネレーションの運転は電主運転中心となっている（通常、家庭用コジェネレーションには逆潮流設備が設置されていない）。そして、電主運転に適した設備容量の機器として販売されている。

ここで、家庭用コジェネレーションで発電され消費しきれなかった余剰電力を系統に戻し（逆潮流）、他の需要地で消費させることができれば、その分の系統側電力を代替できる。したがって発電所で発電にともない廃棄されていた排熱の一部を家庭の暖房給湯に振り替える効果をもつ。余剰電力の逆潮流は社会全体では省エネを進めると想定される。

そして、この効果は気候条件から北方の都市で大きくなると想定された。例えば、札幌市の戸建住宅の（年間）暖房用熱需要は東京都区部に比べ4倍程度あることから、札幌市の戸建住宅の熱需要をコジェネレーションで賄う方が、東京での場合よりもコジェネレーションによる省エネ効果が大きく出ることが期待できる。熱主運転に伴い、大量に生じる余剰電力を系統で有効利用することが、この省エネルギー性を深堀りするポイントとなる。また、ヒートポンプ（例えばエコキュート）は、北海道のような気候では性能が低下するため、その意味でも暖房給湯における省エネ機器としてコジェネレーションの活用を追求した。

3）山鼻地域をモデルとしたコジェネレーション導入のコスト及びCO2削減効果の定量分析

—分散協調型コジェネレーション導入による関係者収支及びCO2削減コストの定量評価—

札幌市山鼻地区をモデルに、工学系サブグループのシミュレーション結果を使って、分散協調型コジェネレーションの導入が関係者にもたらす収益の変化とCO2削減コストを試算した。

表(2)-3 札幌市山鼻地区のモデル対象地区の概要

建物用途区分	延床面積（m²）	電力需要（GWh/年）	熱需要（GWh/年）
戸建住宅	264,802	6.9	32.2
ホテル	15,523	3.5	3.8
病院	41,256	5.3	13.0
店舗	59,154	19.2	5.2
事務所	50,092	8.4	4.1
集合住宅	752,484	30.5	104.5
総計	—	73.8	162.3

このモデルでは、コジェネレーションは、業務用はジェネライト、家庭用は燃料電池であるエネファームが導入されるとした。また集合住宅にはコジェネレーションはまだ導入されないとした。コジェネレーションで発生する熱は他所に融通できないが、自家消費できなかった余剰電力は系統側が買い取り、自由に融通できると仮定した。山鼻地区の概要は表(2)-3のとおりである。

この工学系サブグループモデルによる計算シナリオでは CO2 削減を追求するほどコストが遅増する傾向があるため、現実的な設定として、コジェネレーション導入前の状態から CO2 が 6% 削減される場合（6% ケース）と 8% 削減される場合（8% ケース）を検討した。暖房給湯に用いるボイラはすべて高効率ボイラ（潜熱回収型）と仮定している。エネファームの価格は、今後の開発目標
である 70 万円／kW（補助ボイラ部分の価格を含まず）と仮定（補助金はコスト低減が進むため、廃止されると仮定している）、その他の価格等は北海道電力と北海道ガスの 2010 年データを基本に設定した。具体的な設定条件を表(2)-4 に示す。

なお、本来、エネファームの購入コストとしては、IRR（Internal Rate of Return；内部収益率）を考慮すべきであるが、現在、住宅ローン金利が低迷しており、年利0.5%程度からの商品が出ていることから、この水準のレートで新築時にエネファームを購入し、利用期間年数10年で返済すると仮定して計算すると年間71,700円/kW程度の負担であり、単純に10年間で平均した価格70,000円との差は小さいので、ここでの検討では無視できるとして、年間のコストは70,000円としている。

表(2)-4 設定単価一覧

① コジエネレーション関係	コジエネレーション設備価格 家庭用70万円*/kW（ボイラ部分含まず） $ ^{5} $
業務用30万円*/kW（ボイラ部分なし）
設備耐用年数：10年 （家庭用・業務用とも）
② 電力関係	電力供給原価* 16.2円/kW（系統全電源の平均供給原価）
電力小売価格 24.1円/kW（+再エネ賦課金0.35円）
余剩電力買取価格 16.2円/kW（供給原価と同額とした）
系統電力CO2排出原単位 0.353kg-CO2/kwh（2010北海道電力）
③ ガス関係	都市ガス供給原価* 8.6円/kwh
都市ガス小売価格 一般 10.4円/kwh 大口需要家
8.6円/kwh
ガスCO2排出原単位* 0.203kg-CO2/kWh

*は工学系サブグループのモデル解析条件と共通、無印は、経済系グループにて独自に設定

工学系サブグループのモデル計算によって算出された6％ケース、8％ケースのそれぞれにおける建物用途区分別のコジェネレーション設備導入量、コジェネレーションからの総発電量（年間）を表(2)-5に示す。

このモデルでは、総床面積に対し、表に示した設備量のコジェネレーションが導入されるということだけが算出され、建物1戸あたりの導入量といったものは計算されていない。したがって1戸あたりの発電量、導入台数といった概念がないことに留意が必要である。
表(2)-5 6％ケース、8％ケースにおける CHP 設備導入量（kW）及び年間総発電量（GWh）

シナリオ	建物用途	戸建住宅	ホテル	病院	店舗	事務所	集合住宅
6%ケース	設備導入量	3,072	326	908	0	701	0
総発電量	15.9	2.1	5.2	0	2.8	0
8%ケース	設備導入量	4,899	373	1,073	0	751	0
総発電量	21.4	2.3	5.4	0	3.0	0

6％ケース、8％ケースのそれぞれにおけるコジェネレーション導入前と後での関係者の収支変化や CO₂ 排出量の変化を計算した。ここでは、関係者を電力会社、ガス会社、及び電力・ガスの需要家（以下、ユーザー）としている。

試算結果は、表(2)-6、表(2)-7のとおりである。コジェネレーションの導入後の電力会社、ガス会社、ユーザー三者の総合収支は、コジェネレーション導入前より6％ケースでは約1.3億円／年、8％ケースでは約2.3億円／年のコスト増となる。これをCO2削減量と比較すると、CO2削減コストは約6.8万円／t-CO2と9.1万円／t-CO2となる。増益部門（ガス会社、戸建住宅以外のユーザー）の利益はそのままにして、減益部門（電力会社、戸建住宅ユーザー）の減益分を補償する場合、6％ケースで2.4億円／年、8％ケースで3.4億円を関係者以外より補填することが必要と試算された。

表(2)-6 コジェネレーション導入前後における関係者の収支の変化（単位：億円）

CO2削減シナリオ
6%ケース	8%ケース
住宅の下段・上段以外建	設備費収支	-2.2	-3.4
電力費収支	-0.3	-0.4
+1.1	+1.0
余剰電力売却収支	+1.8	+2.8
+0.2	+0.2
ガス購入費収支	-2.0	-2.7
-1.2	-1.3
収支合計	-1.2	-2.3
+1.1	+1.0
ユーザー収支合計	-0.1	-1.3
会電社力	電力販売収支	-3.5	-3.4
電力調達収支	+2.4	+2.3
収支(収益合計)	-1.2	-1.1
会社ス	ガス販売収支	+3.2	+4.0
ガス調達収支	-3.3	-3.9
収支(収益合計)	-0.1	-0.0
系内の総計
総合収支	-1.3	-2.3
表(2)-7 6%ケース、8%ケースにおける収支及びC021t当たり削減費用

(エネファーム価格: 70 万円/kW)

シナリオ	ユーザー	電力会社収支(億円)	ガス会社収支(億円)	総合収支(億円)	減益部門収支(億円)	CO2削減コスト(総合)(万円/t-CO2)	CO2削減コスト(減益)(万円/t-CO2)
戸建住宅(億円)	戸建住宅以外(億円)
6%ケース	-1.2	1.1	-1.2	-0.0	-1.3	-2.4	6.8	12.8
8%ケース	-2.3	1.0	-1.1	0.1	-2.3	-3.4	9.1	13.7

減益部門が解消されれば、この分散協調型コジェネレーションシステムが普及する要件を満たすとした場合、減益部門解消策の1つとして、余剰電力の戸建住宅からの売却額と電力会社側の購入額に価格差を設けることによる調整が考えられる。例えば6％ケースでは、戸建住宅ユーザーの収支を1.2億円、電力会社の収支を1.2億円、それぞれ改善できれば減益部門は解消する。そこで、

（i）戸建住宅のコジェネレーションからの余剰電力は26.9円/kwhで買い取る。

（ii）戸建住宅のコジェネレーションからの余剰電力を、電力会社は系統の発電原価より安い5.6円/kwhで購入できるようにする。

（iii）余剰電力売買における販売価格と購入価格の差（逆ざや分）である21.3円/kwhは、CO2削減に必要なコストとして、FIT（再生可能エネルギー固定価格買取制度）類似の仕組みにより関係者以外から補填する。

とすれば、減益部門がなくなるという試算が成り立つ $ ^{6} $ 。

しかし、FIT類似の制度により系外からの補填を行うことを想定するとしても、賦課金をどの範囲から徴収するかという問題がある。この事業モデルは、住宅熱需要の高い北方都市圏という限定された地域が対象であるので、事業対象地域内で回収するルールとすると、約4.0円/kWhの賦課金レベルと試算された $ ^{7} $ 。これは、現行の再エネ賦課金レベル（約2.4円/kWh）と比べ、かなり高額である $ ^{8} $ 。したがって、この水準の負担を求めることは現実的ではないと考えられる。

そこで、関係者間の収支を平準化し、関係者外からの補填額を削減するような余地がないかを検討する。家庭用コジェネレーションからの余剰電力は変電所のバンク内で融通されるため、高压線を利用する電力と異なり、送配電コストは割安となると考えられる。ラフな仮定ではあるが、低压と高压の託送料金の差をバンク外に電力供給するための送配電コストとみると、バンク内での融通では送配電コストを約4.0円低額にできる $ ^{9} $ とすれば、その分、余剰電力の受け入れによる回避可能コストを高く設定することができるので、電力会社の買取価格を9.6円まで引き上げる
ことができる。この結果、域内でのコジェネレーションの余剰電力買い取りにかかる賦課金は3.3円/kWh程度まで下げることができるが、それでも負担は高水準である。

## 4 ）費用便益を改善させるための別シナリオの検討

上述の結果は、コジェネレーションの普及には、関係者以外の負担がまだ大きいため、コジェネレーションがもっと有利になる条件を検討した。3）の分析は震災前の2010年の電力やガスの条件を前提としたものである。震災後には、電力需給の逼迫から、コジェネレーションの余剰電力を積極的に購入する事例が生じた。そこで、震災後（2013年）の電力およびガスの調達原価、小売価格等を前提として関係者の收支がどのように改善されるかを検討した。あわせてコジェネレーションからの余剰電力を石油火力発電による電力を代替するものとみなして、関係者の収支がどのように改善されるかを検討した（表(2)-8）。このため、上述の計算モデルに、2013年の電力価格・ガス価格及びCO2排出原単位等を当てはめた場合と、コジェネレーションが代替する電源を石油火力と仮定した場合それぞれにおける収支を試算した（表(2)-9）。

表(2)-8 6％ケース、8％ケースにおける関係者収支計算条件

条件	重力供給価格／余剩電力買取価格
(円／
kWh)	電力小売価格
(円／
kWh)	CO2原単位
(g-CO2／
kWh)
2010年条件	16.2	24.1	353
2013年条件	20.3	28.5	678
石油代替条件	23.7	24.1	741

表(2)-9 6％ケース、8％ケースにおける関係者収支及びCO2 1t当たり削減費用の結果

条件	ユーザー
収支(億円)	電力
会社
収支
(億円)	ガス
会社
収支
(億円)	総合
収支
(億円)	減益
部門
収支
(億円)	CO2
排出
削減率	CO2削減
コスト
(総合)
(万円
/
t-CO2)
戸建	それ
以外
2013年条件(6%)	-0.2	1.2	-1.2	-0.5	-0.7	-1.9	-13%	0.7
2013年条件(8%)	-1.1	1.2	-1.1	-0.5	-1.6	-2.7	-16%	1.2
石油火力代替(6%)	-0.4	1.2	-0.1	0.0	0.8	-0.5	-14%	-0.6
石油火力代替(8%)	-1.0	1.2	-0.1	0.1	0.2	-0.2	-18%	-0.1

まず、2013年条件、石油火力代替ケースとも、系統電力のCO2排出原単位が2010年条件に比べてかなり高いことを受け、CO2削減率は大幅に向上し、CO2削減コストは大きく低減される。石油火力代替ケースでは、電力調達原価が高いため、コジェネレーションの導入により、系全体の総合収支が正となる結果が得られた。減益部門の収支は電力会社が-0.1億円、戸建住宅が-0.4億円の計-0.5億円であるが、戸建住宅以外のユーザーには計1.3億円程度の利益が生じている。減益部門をなくすため、余剰電力の配電コストが4円/kWh程度低額に済むとの仮定も織り込んで試算すると、戸建住宅のコジェネレーションからの余剰電力を27.0円/kWh程度で買い上げ、電力会社は余剰電力を23.8円で購入できるとすれば、減益部門が解消する。そこで生じる逆ざや分はFIT
類似制度で域内の需要家に負担してもらうとしても負担額は 0.1 円/kWh 程度の賦課金となり非常に小額で済むことになる。

コジェネレーションからの余剰電力がどの電源の電力を代替すると考えるのかは、コジェネレーションの普及方策を検討する際の政策判断にとって非常に重要であることがわかる。コジェネレーションの排熱価値の計算法と同様に様々な考え方がありうる。北海道においては、2013年は年間昼夜を通して石油火力発電を行っていたので、電力会社がコジェネレーションからの余剰電力に石油火力代替電源としての価値を認めることも理論的には十分可能である。一方、2018年以降は、石狩LNG火力発電所の運転開始が想定されるため、この状況もまた変化すると考えられる。

コジェネレーションシステムを推進するインセンティブは、系統電力側の電源構成や原子力発電所の再稼働の見通し等にも大きく依存することとなる。

## 5 ）費用便益を改善させるための事業形態の検討

電力自由化後は、様々な業界から多様な形態の電力小売りへの参入が想定される。コジェネレーションの導入によって減益部門と増益部門が生まれることとなったが、この収益を通算して平準化するようなサービス提供も可能となる。ここでは2つの事業形態を想定した。一つは、電力会社・ガス会社が合同で、ユーザーの電力需要、熱需要に対するサービスを一括して供給するような形態（いわゆる合弁会社）、もう1つは、電力会社が戸建住宅に設置したコジェネレーションを保有・運転し、戸建住宅には、電力と熱を供給するとともに、余剰電力は自社のものとして、他の需要地に販売するような形態（以下、庭先発電所という）である。このようなビジネス形態においては、電力会社とガス会社の明確な競争対立関係がなくなるため、従来の利益水準は保てないとしても、市場を失うという致命的シナリオを回避できるため、コジェネレーション導入へのインセンティブが生じる可能性も考えられる。そこで、(a) 合弁会社モデル（b）庭先発電所モデルに関して関係者三者の収支関係を把握するとともに、CO2削減コストを試算した。

## a）合弁会社モデル

合弁会社モデルでは、電力会社（減益部門）とガス会社（本来は増益部門）が合弁して事業を行うとして、その損益を通算して収益を算出した（表(2)-10）。さらに2010年条件と異なる点として、合弁会社には、コジェネレーション販売価格の2割が収益に計上される要素を盛り込んだ。

表(2)-10 合并会社モデルの6％ケース、8％ケース収支及びC021t当たり削減費用の結果

(エネファーム価格：70 万円/kW)

シナリオ	ユーザー	合弁会社(億円)	内訳	総合収支(億円)	減益部門収支(億円)	CO2削減コスト(総合)(万円/t-CO2)	CO2削減コスト(減益)(万円/t-CO2)
戸建住宅	それ以外	電力部門(億円)	ガス部門(億円)
6%ケース	-1.2	1.1	-0.7	-1.2	0.4	-0.8	-2.0	4.5	10.2
8%ケース	-2.3	1.1	-0.3	-1.1	0.8	-1.4	-2.6	6.3	7.7
2010年条件では、本来、増益となるはずのガス会社にガスの販売による増益がほとんどなかったが、コジェネレーションの販売インセンティブがガス会社には働いていることから、隠れたインセンティブ要素がないか考えた結果、事業者ヒアリングも踏まえ、このような仮定をおいたものである $ ^{10} $ 。また、電力やガスの供給コストは親会社である電力会社、ガス会社と同等と設定した。

今回の計算では、合弁前のガス部門が想定ほど増益でなかったため、増益・減益部門を通算するという効果は小さかったが、ガス小売価格が選択約款契約で給湯暖房用ガス価格がかなり安く設定されていることも影響していると思われる。また、8%ケースでは、6%ケースより減益部門のみによるCO2削減コストが減少するという面白い現象が起こっている。

この合弁会社モデルでは、導入シナリオが6%ケースの場合、戸建住宅ユーザーの余剰電力販売価格を26.8円/kWh、合弁会社の余剰電力購入価格を14.0円/kWh、逆ざや解消のための域内での賦課金水準を2.4円/kWh程度とすると減益部門は解消される。

## b）庭先発電所モデル

庭先発電所モデルとは、主として戸建住宅の敷地内に設置した家庭用コジェネレーションを電力会社が所有、運転し、コジェネレーションからの電気と熱を設置場所の戸建住宅に販売する事業モデルのことである。住宅の居住者は電力会社から電気と暖房給湯用の温水の提供を受ける。しかし、電気や温水がコジェネレーションから発生したかどうかを意識することはない。電力会社は需要に対し、コジェネレーションからの発電量が不足する場合は系統から電気を補充し、熱が不足する場合はボイラで補充する。そして、電気代と熱代をあわせて居住者に請求する。コジェネレーションは電力会社の所有となる。

庭先発電所モデルでは、家庭用コジェネレーションからの電力は発電事業にあたらず、これを束ねて販売することも電気事業ではないことを確認した。したがっていわゆる電気設備を自己以外の敷地におくことを禁じる電気事業法の規定とは抵触しないことを確認した。

このモデルで、表(2)−3と同じ2010年条件のもと、電力会社、ガス会社、ユーザーの費用便益がどのようになるかを6%ケースと8%ケースで試算した。コジェネレーション価格は開発目標である70万円/kWで試算した。その結果を表(2)−11に示す。

この庭先発電所モデルにおいても、電力会社は設備を販売価格の8割の価格で調達できるとした。また、熱の販売価格は9.9円/kWhとした。これはユーザー側にコジェネレーション設置前に比べて、電気＋暖房給湯費用として一定の利益が出る（戸建住宅に約0.1億円／年の収益がある）ように調整した結果である $ ^{11} $ 。

庭先発電所モデルでは電力会社だけが減益となる。総合収支でみた CO2 削減コストは、2010年条件である合弁会社より低額になっている。減益部門のみで CO2 削減コストを算出すると一番有利な6%ケースで2010年条件では約11万円/t-CO2以上となるが、2013年条件で計算すると約1.9万円程度まで一気に低下する。また、設備コストが上昇するとその上昇率以上に CO2 削減コストが上昇する。
表(2)-11 庭先発電事業の6%ケース、8%ケースの収支及びCO_{2} 1t当たり削減費用の結果

シナリオ	ユーザー(億円)	電力部門(億円)	ガス部門(億円)	総合収支(億円)	減益部門(億円)	CO2削減コスト(総合)2010条件(万円/t-CO2)	CO2削減コスト(総合)2013条件(万円/t-CO2)	CO2削減コスト(減益)2010条件(万円/t-CO2)	CO2削減コスト(減益)2013条件(万円/t-CO2)
戸建住宅	戸建住宅以外
6%ケース	0.1	1.4	-2.2	0.0	-0.5	-2.2	2.9	0.5	11.0	1.9
8%ケース	0.1	1.3	-2.9	0.1	-1.4	-2.9	7.6	1.3	15.5	2.7

この構造を少し詳しくみると、戸建住宅から得る収入は固定される（戸建住宅が従来支払っていた電気代＋ガス代より、0.1億円安い金額）ので、戸建住宅庭先発電事業の設備コストが高くなるほど赤字幅が急速に拡大する。庭先発電事業に無関係な戸建住宅以外のユーザー部門の増益で総合収支は改善されている。一方で、庭先発電事業では戸建住宅に設置したコジェネレーションからの余剰電力は購入の必要がなく、発電した電力を自己のものとして販売できる。この分は、系統電力より低額な配電コストで販売できるため、利益の押し上げ効果があると見ることができるので、その分の潜在的利益がまだ電力会社に属すると見ることができる。

## 6 ）分散協調型コジェネレーションの費用便益分析（モデルにおける試算）

低炭素社会を目指すうえで、コジェネレーションがどのように活用できるか、CO2削減技術のコストという面から考察する。コジェネレーションの省エネルギー性能、省CO2性、省コスト性は、複数の要因によって変化する。

まず、コジェネレーションは、化石燃料を用いて電気と熱を生産するため、再生可能エネルギーなどとは異なり、CO2の排出があるため、その省CO2性は代替する電源との関係で相対的なものである

次に、発電効率と排熱利用効率により、発電設備としての排出原単位が変わる。さらに需要家の電力需要と熱需要の大きさ、比率、年間の変動、設備の容量などが稼働率に影響し、省エネルギー性、省CO_{2}性、省コスト性に影響する。コスト面からは、設備コスト、稼働年数、系統電力の発電コストとコジェネレーション側の燃料コストも影響する。

## a）電力会社、ガス会社、ユーザー間のコジェネレーション導入による金銭的便益の関係

まず、電力会社、ガス会社、コジェネレーションユーザーの三者間でのコジェネレーション導入による金钱的便益が、電力およびガスの供給原価との関係でどうなるかを検討した。電力供給コスト（Ce）、ガス供給コスト（Cg）とコジェネレーション導入による燃料ガス消費量の増加（Vg）及びコジェネレーションからの総発電量（Ve）を用いると、コジェネレーションを導入することによるユーザー、電力会社、ガス会社の便益の総和（総便益：M）は、需要家に対する電力小売価格、ガス小売価格には無関係に、コジェネレーションの設備コストをUとして、$\mathrm{M}=\mathrm{Ve}\cdot\mathrm{Ce}-\mathrm{Vg}$
Cg−U で表すことができることがわかった。域内にコジェネレーションを導入した場合の総便益がプラス（M>0）であれば、外部からの資金支援がなくても関係者内全体としては、コジェネレーション導入によるコストメリットが生じることとなる。社会としては、コジェネレーションの導入促進に経済合理性がある状態と考えられる。そうした条件をもたらす電力供給コスト、ガス供給コストの関係を計算した。計算においては、工学系サブグループの行った6%ケース及び8%ケースにおける設備容量、稼働時間などの結果を用いた。

病院、ホテルなどにはジェネライトが、戸建住宅にはコジェネレーションとしてエネファームが入る（集合住宅にはコジェネレーションは入らない）という想定で山鼻地区をモデルに6%ケース、8%ケースでエネファームの設備価格を開発目標のi）70万円/kW、現行水準のii）120万円/kW $ ^{12} $ の2通りの前提をおいて、ユーザー、電力会社、ガス会社との総合便益を電力価格、ガス価格との関係で試算した。ガス供給コストが現行水準の8.6円/kWhの場合、総便益がプラスとなる条件は、電力供給価格が、6%ケース（設備価格70万円/kW）で23.2円以上、8%ケース（同70万円/kW）で27.5円以上、6%ケース（設備価格120万円/kW）で33.2円以上、8%ケース（同120万円/kW）で37.5円以上でなくてはならないと計算された。設備価格120万円/kWの場合、総便益がプラスとなる電力供給価格は電力小売価格と比しても非常に高い水準となる。一方、設備価格が70万円/kWまで低下すると、石油火力発電による電力供給原価を下回る水準で、総便益がプラスとなる状態がある。将来的にエネファームの価格が70万円/kW程度まで低下すれば、電力供給価格とガス供給価格の状況によっては、地域全体として金銭的メリットを享受できる状況が出てくる可能性もある。

総便益をプラスとなる条件で、電力供給コストが20.3円/kWh(2013年水準)までしか上がらないとした場合、ガス供給コストがいくらを下回ればよいかについても計算した。6%ケース（設備価格70万円/kW）で5.9円/kWh以下、8%ケース（同70万円/kW）で3.7円/kWh以下となる。6%ケース（設備価格120万円/kW）、8%ケース（同120万円/kW）では、ガス供給価格はマイナスでなければならず、設備費用を償還するコストだけで電力供給価格を上回ってしまうこととなる。さらに電力供給コストが16.2円/kWhまでしか上昇しない場合には、6%ケース（設備価格70万円/kW）ではガス供給コストが2.3円/kWh以下となる必要がある。

電力供給コストとガス供給コストの乖離が大きいほどコジェネレーション導入にコスト面ではプラスに働く。乖離が大きくなるケースで、電力供給価格が上昇する場合は、国際的な競争力へのダメージとなり、需要家全般への負担も厳しくなるが、ガス供給コストの低下による乖離の拡大においては、社会的影響はまだ小さく済むと思われる。

もし、家庭用コジェネレーション向けガス供給に対する補助制度などで、ガス会社の減益をもたらさずにガス小売価格を引き下げられれば、社会的な軋轢を比較的小さいまま家庭用コジェネレーションの導入促進効果が期待できる。なお、総便益がプラスであれば、外部からの金銭的補填がなくとも、コジェネレーションからの余剰電力の買取価格を調整することにより減益部門を解消することができる。
図(2)-5 電力供給コスト、ガス供給コスト及び設備費と（三者）総便益の関係

図(2)-6 電力供給コスト、ガス供給コスト及び設備費と（三者）総便益の関係（モデル試算例） b）コシェレーションの省 CO2 性、省コスト性に関する概算の評価の検討

工学系サブグループのモデルは建物途区分別の需要パターンに基づいて稼働シミュレーションした分析であるが、建物別床面積比がある特定の地域をモデルとしている等のため、今回の計算結果の一般化にはまだ限界がある。また、複雑なシミュレーション計算をしないと、設備量、稼働時間などのデータを算出できないため、コジェネレーション導入効果を検討する上で、見通しをもつには不便である。このため、より簡便な計算により、ある程度、一般的な傾向を見通す方法を検討した。

コジェネレーションは、発電と排熱利用を同時に行うシステムであるため、省エネルギー性、省 CO₂ 性、省コスト性などがあるとされるが、そのように評価するためには、排熱利用の効果を織り込む必要がある。排熱利用の価値をどう評価するかについては、大別して 2 つの考え方がある。