2014年モデルプラント試算結果 電源 設備利用率 稼働年数 原子力 70％ 40年 石炭 火力 LNG 火力 風力 （陸上） 地熱 70％ 40年 70％ 40年 20％ 20年 83％ 40年 一般 水力 小水力 小水力 ﾊﾞｲｵﾏｽ ﾊﾞｲｵﾏｽ 石油 （専焼） （混焼） 火力 80万円/kW100万円/kW 45％ 40年 60％ 40年 60％ 40年 87％ 40年 70％ 40年 30・ 10％ 40年 太陽光 太陽光 ｶﾞｽ （ﾒｶﾞ） （住宅） ｺｼﾞｪﾈ 14％ 20年 12％ 20年 70％ 30年 石油 ｺｼﾞｪﾈ 40％ 30年 発電ｺｽﾄ １０.１～ １２．３ １３．７ ２１．６ １６．９※ １１．０ ２３．３ ２７．１ ２９．７ １２．６ ３０．６ ２４．２ ２９．４ １３．８ ２４．０ 円/kWh (８．８～) （１２．２） （１３．７） （１５．６） （１０．９） （１０．８） （２０．４） （２３．６） （２８．１） （１２．２） ～４３．４ （２１．０） （２７．３） ～１５．０ ～２７．９ （３０．６ ～４３．３） 2011コスト ８．９～ 等検証委 (７．８～) ９．５ （９．５） １０．７ （１０．７） ９．９～ １７．３ ９．２～ １１．６ 原子力の感度分析（円/kWh） 追加的安全対策費２倍 廃止措置費用２倍 事故廃炉・賠償費用等１兆円増 再処理費用及びＭＯＸ燃料加工費用２倍 円/kWh ＋０．６ ＋０．１ ＋０．０４ ＋０．６ １０．６ １９．１ １９．１ １７．４ （１０．５） ～２２．０ ～２２．０ ～３２．２ ９．５ ～９．８ （１３．８ （２４．０ ～１５．０） ～２７．８） ２２．１ ３０．１～ ３３．４～ １０．６ １７．１ ～３６．１ ４５．８ ３８．３ （１０．６） （１７．１） （２２．１ ～３６．１） ※１ 燃料価格は足元では昨年と比較して下落。それを踏まえ、 ※２ 2011年の設備利用率は、石炭:80％、LNG:80％、石油：50％、 10％ 感度分析を下記に示す。 ※３ ()内の数値は政策経費を除いた発電コスト ※４ 地熱については、その予算関連政策経費は今後の開発拡大の 化石燃料価格の感度分析（円/kWh） ための予算が大部分であり、他の電源との比較が難しいが、 ここでは、現在計画中のものを加えた合計143万kWで算出し 燃料価格１０％の LNG 石油 石炭 た発電量で関連予算を機械的に除した値を記載。 変化に伴う影響 （円／kWh） 約 ±０．４ 約 ±０．９ 約 ±１．５ 出典：総合資源エネルギー調査会発電コスト検証ワーキンググループ：長期エネルギー需給見通し小委員会に対する 発電コスト等の検証に関する報告、p.12、2015.5 凡例 政策経費 熱価値 控除 (7.7~9.3) 事故リスク 対応費 ＣＯ２対策費 燃料費 熱価値 控除 (6.3~7.0) 運転維持費 追加的安全 対策費 資本費 原子力 石炭 火力 LNG 火力 風力 (陸上) 地熱 一般 水力 小水力 小水力 (80万円/kW) (100万円/kW) バイオマス バイオマス (専焼) (混焼) 石油 火力 太陽光 （メガ） 太陽光 （住宅） ガス コジェネ 石油 コジェネ 2030年モデルプラント試算結果 出典：総合資源エネルギー調査会発電コスト検証ワーキンググループ：長期エネルギー需給見通し小委員会に対する 発電コスト等の検証に関する報告、p.13、2015.5 原子力 石炭 火力 LNG 火力 風力 （陸上） 風力 （洋上） 地熱 一般水力 小水力 バイオマス （80万円/kW、100万円/kW）（専焼、混焼） 石油 火力 太陽光 （メガ、住宅） ガス 石油 コジェネ 2010年モデルプラントと2014年モデルプラントの試算結果の比較 出典：総合資源エネルギー調査会発電コスト検証ワーキンググループ（第７回会合）資料１：長期エネルギー需給見通し小委員会に対する 発電コスト等の検証に関する報告（案）、p.12、2015.5 10kW以上 太陽光 調達価格 調達期間 地熱 調達価格 調達期間 10kW未満 余剰買取 ダブル発電・余剰買取 H27.4.1～6.30 H27.7.1～ 出力制御対応機 出力制御対応機 出力制御対応機 出力制御対応機 （利潤配慮期間） 器設置義務なし 器設置義務あり 器設置義務なし 器設置義務あり H24 40円+税 42円 34円 H25 36円+税 38円 31円 H26 32円+税 37円 30円 H27 29円+税 27円+税 33円 35円 27円 29円 20年間 10年間 15,000kW以上 26円+税 15年間 変化無し 1,000kW以上 30,000kW未満 調達価格 変化無し 24円+税 調達期間 20年間 15,000kW未満 40円+税 15年間 200kW以上 200kW未 1,000kW未満 満 29円+税 34円+税 20年間 20年間 水力 ※既に設置している導水路を活用して電気設備と水圧鉄管を更新するもの 既設導水路 活用中小水力※ 調達価格 調達期間 1,000kW以上 200kW以上 200kW未 30MW未満 1,000kW未満 満 H26から 14円+税 20年間 21円+税 20年間 25円+税 20年間 例）26年度 20kW以上 20kW未満 洋上風力※ 調達価格 変化無し 22円+税 55円+税 36円+税 調達期間 20年間 20年間 20年間 風力 標準家庭 平成26年度に新たに固定価格買取制度 の対象となる買取分 45円 225円/月 平成25年度に固定価格買取制度の対象 となった買取分 102円 平成24年度に固定価格買取制度の対象 となった買取分（既存設備買取分を含む） 78円 （0.75円/kWh） ※建設及び運転保守のいずれの場合にも船舶等によるアクセスを必要とするもの メタン発酵 間伐材等由来の木質バイオマス 一般木質 バイオマス ガス バイオマス 2,000kW未満 2,000kW以上 （バイオマス由来） 農作物残さ H26まで 39円+税 32円+税 24円+税 調達価格 H27 39円+税 40円+税 32円+税 24円+税 調達期間 20年間 20年間 20年間 20年間 建設資材 廃棄物 13円+税 13円+税 20年間 一般廃棄物 その他の バイオマス 17円+税 17円+税 20年間 （0.15） （0.34） （0.26） 電力コスト 再エネの拡大、原発の再稼働、火力の高効率化等に伴い、２０３０年度の燃料費は５．３兆円ま で減少。 他方、再エネの拡大に伴い固定価格買取制度（ＦＩＴ）の買取費用が３．７～４．０兆円、系統安 定化費用が０．１兆円増加。 これにより、電力コストは現状（２０１３年度 ９．７兆円）に比べ、２～５％程度低減される。 電力コストを現状 よりも引き下げる ９．７兆円 ▲2～5% 原発再稼働による 燃料費削減 ９．２ 兆円 ５．０ 兆円 火力の高効率・構 成変化による燃料 費削減 ０．５ 兆円 ２０１０年度 （現状） ５．３ 兆円 再エネ導入による 燃料費削減 ２０１３年度 （現状） 再エネ導入によ るＦＩＴ年間買取 費用の増加 燃料費 〈火力・原子力〉 ＦＩＴ ３．７ ～ 買取費用 ４．０ 〈再エネ〉 兆円 ０．１兆円 系統安定化費用 ２０３０年度 実際の電気料金の総原価には減価償却費（資本費）や人件費、事業報酬等も含まれているが、電源構成 （発電電力量の構成）から一義的に決まらないため、将来まで一定水準であると仮定して比較する。
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