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１回会合） 資料３ 2011年コスト等検証委員会における 検討経緯と結果について １． 2011年コスト等検証委員会の概要 コスト等検証委員会について 2011年10月、エネルギー・環境会議の下に、「コスト等検証委員会（以下「検証委」）」を 設置。８回の議論を経て、同年12月に「コスト等検証委員会報告書」を公表。 ○目的 原子力発電コストの徹底検証、再生可能エネルギー等の原子力以外の電源のコストの再検証 等 ○メンバー 【委員長】 石田 勝之 内閣府副大臣（国家戦略担当） 【委 員】（10人中5人が総合エネ調分科会委員） 秋池 玲子 ボストンコンサルティンググループ パートナー＆マネージング・ディレクター 秋元 圭吾 財団法人地球環境産業技術研究機構 ｼｽﾃﾑ研究ｸﾞﾙｰﾌﾟ ｸﾞﾙｰﾌﾟﾘｰﾀﾞｰ・副主席研究員 阿部 修平 スパークス・グループ株式会社 代表取締役社長／グループCIO 植田 和弘 京都大学大学院経済学研究科 教授 大島 堅一 立命館大学国際関係学部 教授 荻本 和彦 東京大学生産技術研究所 人間･社会系部門 エネルギー工学連携研究センター 特任教授 柏木 孝夫 東京工業大学ソリューション研究機構 先進エネルギー国際研究センター 教授 笹俣 弘志 Ａ.Ｔ.カーニー株式会社 パートナー 松村 敏弘 東京大学社会科学研究所 教授 山名 元 京都大学原子炉実験所 教授 2 検証委における試算の基本的考え方 ○検証委の発電コストは、OECD、EIA（米国エネルギー統計局）等、世界でも広く使われているモデル プラント方式による試算方法に基づいている。 ⇒電源ごとに想定したモデルプラントについて、総費用を発電電力量で割って発電単価を求める。 ○検証委では、このモデルプラントの考え方に、社会的費用※もコストに計上して試算を行った。 円/ 資本費＋運転維持費＋燃料費＋社会的費用※（総運転年数の合計） ＝ 発電電力量（kWh）（総運転年数の合計） ※社会的費用：事故リスク対応費（原子力のシビアアクシデント対応費）、政策経費、環境対策費 （火力のCO2対策費用）を費用として盛り込んでいる。 ※なお、モデルプラント方式に基づいているOECDの発電コスト試算では、政策経費や事故リスク対 応費等の社会的費用を、発電コストに計上していない。（CO2対策費用のみ計上している。） ※発電に関連するコストではあるが、個別の電源固有のコストとして整理するのが難しい系統安定 化費用については、コストとして計上していない。 ※過去の実績を基に発電コストを評価するのに適しているとされる有価証券報告書にあるデータに 基づいた試算も行い、結果を参考値として示している。 3 試算結果 原子力 全体コスト合計 ８.９円～ 運転コスト合計 燃料費 運転維持費 石炭火力 ＬＮＧ火力 ９.５円 地熱 １０.７円 ３３.４～ ３８.３円 ３０.１～ ４５.８円 ９.９～ １７.３円 ９.４～ ２３.１円 ２２.１円 一般水力 １０.６円 １０.６円 （熱価値控除後） ２４.６円 ６.８円～ ７.８円 ８.８～ １２.３円 １６.８円 ２.２円 １.４円 ４.３円 ８.２円 ０円 ０円 ０円 １６.６円 １６.６円 ０円 ０円 １５.２円 ０円 ３.２円 １.３円 ０.７円 ４.６～ ５.７円 ２.６～ ４.６円 ２.５～ ６.１円 １.６円 ８.０円 ６.８円～ ７.８円 ８.８～ １２.３円 １.６円 ２.２円 １.４円 ０.７円 ４.６～ ５.９円 ７.３～ １２.８円 ６.９～ １７.１円 １.９円 ９.４円 ２６.６～ ３０.５円 ２１.３円～ ３３.５円 １.０円 ８.３円 ０円 ０円 ０円 ２.１円 ２.１円 ０円 ０円 １.９円 ０.１円 （CO2対策費） （CO2対策費） ２.５円 １.１円 （CO2対策費） （CO2対策費） 政策経費 CO2対策費用 燃料費 運転維持費 資本費 社会的費用 発電原価 ≪凡例≫ 36.0 9.9～ 17.3 9.4～ 23.1 9.5 10.7 9.2～ 11.6 1.1 0.5～ 2.5 1.1 1.4 3.1 0.2 2.5 4.3 1.3 1.4 8.2 4.6 0.7 0.7 4.6 石炭火力 LNG火力 【設備利用率（％）／稼働年数（年）】 【80％/40年】 5.7 【80％/40年】 5.9 地熱 4.6 22.1 7.3 風力 6.8 33.4～ 38.3 30.1～ 45.8 19.7 8.8 （50％） 16.6 （熱価値 控除前） 2.1 1.9 33.5 30.5 17.1 16.6 12.8 2.6 （10％） 12.3 7.8 2.1 6.1 8.9～ （CO2対策費） 各電源の発電コスト（2010年モデルプラント） 20 【70％/40年】 ３６.０円 ９.２～ １１.６円 ｶﾞｽｺｼﾞｪﾈ １８.２円 １.６円～ 原子力 （ﾒｶﾞｿｰﾗｰ） ２.５～ ６.１円 事故ﾘｽｸ対応費用 0 太陽光 （住宅） ２.６～ ４.６円 40 10 太陽光 ４.６～ ５.７円 （1.1が政策経費） 30 石油火力 （稼働率10%） ８.９円 ２.６円 〔円／kWh〕 石油火力 （稼働率50%） ５.６円 （うち０.１は追加 安全対策費） 社会的費用 風力（洋上） ４.６円 （うち０.１は追 加安全対策費） 資本費 風力（陸上） 8.0 10.6 26.6 21.3 15.2 2.5 6.9 風力 9.4 石油火力 10.6 （熱価値 控除後） 1.6 1.9 （陸上） （洋上） 【80％/40年】 【20％/20年】 【30％/20年】 【50％・10％/40年】 0.1 2.2 8.3 1.6 1.0 太陽光 太陽光 ｶﾞｽｺｼﾞｪﾈ （メガソーラー） （住宅） 【12％/20年】 【12％/20年】 【70％/30年】 一般水力 4 【45％/40年】 試算結果（2010年、2030年） 〔円 ／ kWh〕 50 ≪凡例≫ 40 上限 下限 2010年 モデル 109.3 ↓ 18.7 上限 下限 （熱価値 控除前） 38.9 ↑ 36.0 2030年 モデル (10％) 30 9.9～ 17.3 ↓ 8.8～ 17.3 25.1 ↑ 22.1 (50％) 20 8.9～ （2010=2030） 10.3 ↑ 9.5 10.9 ↑ 10.7 9.4～ 23.1 ↓ 8.6～ 23.1 ￥ 26.0 ↑ 22.6 33.4～ 38.3 ↓ 9.9～ 20.0 30.1～ 45.8 ↓ 12.1～ 26.4 19.1～ 22.0 10.6 （2010= 2030） （2010＝ 2030） （熱価値 控除前） 101.9 ↓ 11.5 （熱価値 控除前） （2010） （2010＝ 2030） 9.2～ 11.6 20.1 ↑ 19.7 17.4～ 32.2 9.5～ 9.6 （2010） 10 11.5 ↑ 10.6 0 原子力 ｼﾅﾘｵ等 核燃料ｻｲｸﾙ 現状ﾓﾃﾞﾙ 設備利用率 70％ 稼働年数 40年 （2030年ﾓﾃﾞﾙ） 留意点 ・ポイント 赤：増加要因 青：低減要因 黒：その他（導 入ポテンシャ ルに関する 記述を含 む。） 今後の対応 風力 石炭 火力 LNG 火力 石油 火力 陸上 新政策 ｼﾅﾘｵ 80％ 新政策 ｼﾅﾘｵ 80％ 新政策 ｼﾅﾘｵ 50％・10％ 40年 40年 40年 太陽光 洋上 地熱 横ばい ～低減 20％ 着床式 横ばい ～低減 30％ － 80％ 20年 20年 40年 ﾒｶﾞｿｰﾗｰ 住宅 参照～ﾊﾟﾗ 参照～ﾊﾟﾗ ﾀﾞｲﾑｼﾌﾄ ﾀﾞｲﾑｼﾌﾄ 12％ 12％ 20年 20年 （35年） （35年） 水力 ﾊﾞｲｵﾏｽ 一般 小水力 専焼 － － － 45％ 60％ 40年 40年 19.6 ↑ 17.1 ｺｰｼﾞｪﾈﾚｰｼｮﾝ 混焼 ガス 石油 80％ 新政策 ｼﾅﾘｵ 80％ 新政策 ｼﾅﾘｵ 70％ 新政策 ｼﾅﾘｵ 50％ 40年 40年 30年 30年 8.9 円は 下 限。燃 料 費 ・ 燃 料 費 の 主 に 燃 料 費 量産効果でコスト低減の 安 定 電 源 と 量産効果でコスト半減の 新規建設地 安 定 的 な 発 未利用間伐 石 炭 火 力 に 熱の利用を勘案すると大 可能性あり。 して有望。 可能性あり。 点 は あ る 程 電 が 可 能 。 材 の 収 集 ・ バイオマスを 規模集中電源並み。電気 事 故 の 損 害 CO2 対 策 費 ウェイト大。 が上昇。 立地の拡大には、規制・制 電 源 線 の コ 次世代太陽電池が実現す 度限られる。 多 く の 場 所 運搬距離等 ３％混焼。燃 代（業務・産業：13.7円）の 発電効率向 額 が 5.8 兆 円 用上昇。 度改革、系統強化等が必 ス ト の 問 題 れば、コストはさらに下が で 可 能 性 あ に よ り 燃 料 料 費 上 昇 と 節約を考慮すると需要家 から１兆円増 発電効率向 上。 る可能性あり。 要。 がある。 シェールガ り。 費が変動。 CO2 対 策 費 のメリット大。 えるごとに0.1 上。 減少はほぼ 導入可能量 大量導入には、系統対策 スのメリット 円増。 相殺。 拡 大 に は 、 が必要。 は資源戦略 次世代軽水 立地に係る が鍵。 炉による合理 課題の解決 化は、定量的 などが必要。 には見込ま ず ○原子力の事故費用：最新の情報が得られ次第、数字を見直し。 ○技術革新や量産効果によるコスト低下：技術革新の進歩や普及の動向に応じて、試算結果の見直しや試算への組込み。 ○系統安定化対策：エネルギーミックスのシナリオが固まった段階でシナリオ毎に試算。 ○経済効果：エネルギーミックスのシナリオが決まった段階でマクロ的な効果として分析・試算。 燃料 電池 新政策 ｼﾅﾘｵ 46％ 10年 （15年） 技術革新に よる大幅な コスト低減の 可能性あり。 5 ２． 総論 （１）試算方法① 【検証委の整理】 ○検証委では、新たなエネルギーベストミックスを検討するための客観的なデータを提供する目的から、現在及び 将来のモデルプラントを設定し、将来の見通しを示すことが可能であるモデルプラントをベースとした試算（以下「 モデルプラント方式」）による試算を基本とした。 ※ただし、実績を確認するという観点から、参考値として、有価証券報告書をベースとした試算（以下「有価証券報 告書方式」）による試算も行った。 ○モデルプラント方式 電源ごとに、モデルプラントを想定し、当該モデルプラントにおいて、一定の運転年数にわたって毎年発生する 費用を評価時点（運転開始時点）の価格に換算して合計した総費用を、当該運転期間中に想定される総発電量 を同時点の価値に換算して合計した総便益で除して求める方法。OECDが採用している「運転年数均等化発電原 価計算法」（いわゆるLevelized Cost Of Electricity (LCOE)法）と同様の考え方。今後稼働を開始するプラントの発電 単価を評価するのに適した方法。 ○有価証券報告書方式（参考値として試算） 有価証券報告書にあるデータを基礎にして、電源ごとの発電に関する費用を総発電量で除して求める方法。過 去の実績ベースの発電単価を評価するのに適した方法。 （イメージ図）モデルプラント方式と有価証券報告書方式の違い 試算時（基準時） モデルプラント方式 有価証券報 告書方式 過去の一定期間の 電源別平均発電 コスト 稼動終了時 今後稼働を開始する プラントの発電コスト試算 7 （１）検証委における試算方法に関する議論 【具体的な意見】 ○モデルプラント方式の採用と有価証券報告書方式（参考値）の扱いについて 両方の試算方法で行うことに合意。それぞれの結果の差と要因を示すべき。 有価証券報告書方式については、水力が減価償却で安く算定される等、正しい算定ができない部分があるた め、問題点を認識しながら参考値として扱うべき。 ＜参考＞モデルプラント方式と有価証券報告書方式による結果の比較 ○足下のコストで比較すると、全体としては大きな差は無いとの結論となった。 ○モデルプラント方式による試算の石油火力のコストが高くなっているが、総発電量におけるシェアが小さいことから、石炭、ＬＮ Ｇ、石油を加重平均すると、ほぼ有価証券報告書の火力の水準と大きな差はないものという結論。 ○有価証券報告書ベースの試算においては、水力のコストが安いが、これは減価償却を過ぎた後、長期間にわたって稼働でき ていることに由来するもの。 ※有価証券報告書ベースの試算については、 大島堅一委員（立命館大学国際関係学部教授）によるもの ※モデルプラント方式における割引率は３％。 8 （１）試算方法 ②（試算の前提） 【検証委の整理】 ①割引率について ○割引率は、経済情勢や評価の目的により変わりうることから、割引率を幅広く設定し、０％、１％、３％、５％の４ 通りの試算を提示。 ②稼働年数について ○稼働年数については、実態を踏まえつつも、望ましいエネルギーミックスの検討に資する発電単価の電源別の 比較のため、全ての電源に共通して30年、40年を設定。 ○一部の電源については、実績を踏まえ、以下のとおり設定。 ・原子力、地熱 ・風力 ・太陽光 ・一般水力 ・コジェネ ・燃料電池 ：30年、40年、50年 ：20年、25年 ：20年、25年。ただし、2020年と2030年は35年 ：40年、60年 ：15年、30年 ：６年、10年。ただし、2020年と2030年は15年 【具体的な意見】 （１）割引率について 割引率３％が妥当だとか低いといったことについて、この委員会では議論しない。どれを使うのか使う人が判断すべき。どのよ うな判断になっても良いように、０～５％を出している。 （１）’ 建設中利子率について 建設期間が長く建設費の高い電源は、建設中利子を考慮すべきではないか。 建設中の利子率は、割引率を考えて推計すれば必然的に建設費に反映されることになる。逆に、割引率を設定して金利費 用を加えたら２重計上。 （２）稼働年数について 原子力について、稼働年数を３０年、４０年と区切ることは妥当。 再エネを含め同じ稼働年数を用いるのは危険、幾つかのケースに分けるべき。 9 （２）社会的費用の扱い ○検証委では、OECD等で計上されている発電者の負担するコストだけでなく、社会的費用（政策経費、事故 リスク対応費、CO2対策経費）も含めて検証することとした。検証に際しては、発電に関連する費用を広く抽 出した上で、各費用について、コストに含めるかどうか検討し、以下の通り整理。 ○：検証委の発電コスト試算の対象としたもの △：エネルギーミックスのシナリオが固まった段階で、電源構成ごとのコストに含めるもの ×：個別電源の仕分けが困難、情報が不十分等の理由で、発電コストに含めないもの モデルプラントの 発電単価試算の ための前提条件 発電に関連する費用など 電源別の発電単価 現時点のモデル プラントの発電単価 １．モデルプラント の条件 （１）稼働開始年 （２）出力 （３）設備利用率 （４）稼働年数 （５）熱効率 （６）所内率 ２．試算のための 共通条件 （１）割引率 （２）為替レート ４．2020、2030年の ３．発電施設を建設・運営 モデルプラントの 価格変動要因 終了するための費用 ○技術革新効果・ ○資本費 量産効果 ○運転管理費 ○燃料費上昇率 ○燃料費 ○ＣＯ２対策経費・ ○バックエンド費用 上昇率 ○事故リスク対応費用 ５．モデルプラントに ○諸税 直接は関係ないが 電源別に配賦でき ○設備の廃棄費用 る可能性のある費用 ×電源線費用 ○政策経費 ×広告費・寄付金 ６．発電に関連するコストで はあるが、個別の電源固 有のコストとして整理する のが難しい費用 △系統安定化費用（※） ７．その他発電単価との 直接の関係が明確 ではない事項 ×計画から稼働までの期間 ×経済効果 参照 省エネ製品や 省エネ投資の 効果 ：１ｋＷｈを節電 するのにかか る費用 ＜想定される主な費用の負担者＞ 緑色：発電事業者 青色：納税者 黄色：発電単価との直接の 関係が明確ではない 事項 ただし、対策の内容によっては 費用負担者が異なる。 （※）系統安定化費用等のコストは、エネルギーミックスの構成に応じて試算することが適当であること等から、 10 個別電源の発電コストには上乗せしないということで整理。 （２）検証委における社会的費用の扱いに関する議論 【議論の概要】 ○ＯＥＣＤでは計上されておらず、従来も発電コストとしてカウントされなかった政策経費、CO2対策経費といった 社会的費用も試算対象とすることで整理。なお、OECDでは発電コストに含まれるCO2対策費用について、社 会的費用（環境費用）として位置づけるべきではないかとの指摘あり。 ○系統安定化費用等のコストは、エネルギーミックスの構成に応じて試算することが適当であること等から、個 別電源の発電コストには上乗せしないということで整理。 【具体的な意見】 ①社会的費用の計上に関する意見 ベストミックスのための材料を示す委員会の立場を踏まえると、社会的コストで考えるべきで、原価算定の話 にすべきでは無い。原価算定の考え方では、どうしても保守的に積まざるを得ず、過小評価となる。 政策経費等発電に不可欠な費用は計上すべき。 環境コストや政策コストの諸元や前提条件等、整理された枠組みを式に含めるべき、新たな概念が入ってい ることが分かるようにすべき。 ②CO2対策費の扱いに関する意見 CO2は燃料費とは言えないため、発電コストでなく、社会的コスト（環境費）。国際的に使われている方式自体 を改良して、国際的に発信してもよいのではないか。 ③試算に含めるコストの範囲に関する意見 分散電源ありきなら系統安定化の議論が必要。 ベストミックスを示す材料を出す委員会の立場からは、kWhあたり単価の議論だけで充分。電源構成ごとに追 加で発生する系統等のコストは、単価とは別で計算すれば良い。 将来のコストについては想定を明記すべき。 11 ３． 特に議論のあった論点 （１）設備利用率について 【検証委の整理】 ○電源の組み合わせの検討に資する発電単価のデータを提供するため、ベース電源として60％、70％、80％、ミ ドル電源として50％、ピーク電源として10％のそれぞれの設備利用率で試算して、どの役割に合致しているかの 検討を可能とした。 ○以下の電源については、関連事業者へのインタビュー、経済産業省ガイドライン、実績などを踏まえ、以下のと おり設定した。 陸上風力：20％、洋上風力：30％、太陽光：12％、小水力：60％、一般水力：45％、燃料電池：46％ 【議論の概要】 ○設備利用率について、実績値を使うべき等の意見があったが、技術的な上限があるものを除いて、各電源を横 並びで比較出来るようにすべきとの指摘により、設備利用率を幅広く設定できない電源を除いて、一律の値で計 算できるように整理。 【具体的な意見】 設備利用率は、実績値を使うべき。 設備利用率は、各電源の役割別で分けるべき。 設備利用率は技術的な上限があるものは別として一律で計算すべきで、実績値は関係ない。例えば、ガス火 力の稼働率が低いのは、設備が動かせないからではなく、現在の設備構成を前提にするとそれが合理的な運 転だからに過ぎない。ただ、実績として低い稼働率での運転が想定されるのであれば、例えば石炭であっても 40％などの低稼働ケースも参考として試算することには意味がある。 再生可能エネルギーは、発電効率が良くなる適地から導入が進むであろうという実態を考慮すると、導入が進 むことに伴い、モデルプラントの設備稼働率が落ちることが想定されるのではないか。 13 （２）事故リスク対応費用 【検証委の整理】 ○ 一般的には、「保険料方式」（損害費用×事故発生頻度÷発電電力量+リスクプレミアム）で算出さ れるが、地震､津波など低頻度かつ巨大なリスクに対し、事業者数が少ないこともあり、大数の法則 が成立せず、リスクプレミアムの算出が困難であるため、擬似的な保険制度としての「共済方式」を 採用。 ○ モデルプラントが稼働している40年間に負担する額を事故リスク対応費用として計上。 ①損害費用 円 ／②支払期間（年） ① . 兆 円 /② （年） ＝ ＝0.54（円/kWh） ③総発電電力量（ ③ , 億（ ） ） ① 損害費用は、福島事故を基に計約7.9兆円を下限として、モデルプラントの出力等で補正し、 約5.8兆円以上と算定。 ② これを、国内の原子力発電事業者が、モデルプラントの稼働している40年間で積み立てる ことを想定 。 ③ 発電量（kWh）あたりの費用は、事故前2010年度の50基（福島1～4号機除く）の発電電力量 （2,722億kWh）で割って得られる数値＝0.54円～/kWhと試算。 ※損害額は増える可能性があるため、下限を提示。想定額が１兆円増えると0.1円/kWh上昇。 14 （２）- ① 共済方式と保険料方式 【検証委の整理】 ○一般的には、「保険料方式」（損害費用×事故発生頻度÷発電電力量+リスクプレミアム）で算出されるが、地 震､津波など低頻度かつ巨大なリスクに対しては、事業者数が少ないこともあり、大数の法則が成立せず、プ レミアムの算出が困難であるため、擬似的な保険制度として損害額を事業者間で相互負担する「共済方式」を 採用。一方、追加安全対策により、事故発生確率は下がるはずであるため、そのことと整合的であるべきとの 指摘あり。 【具体的な意見】 ①原子力の事故リスク対応費用に関する意見 損害期待値による計算は、シビアアクシデントのように発生頻度が小さく大数の法則が成立しない案件の評 価には向かない。保険が成立しない。 損害期待値の考え方をとるのであれば、確率は低くとも損害が甚大になるシビアアクシデントには、 unexpected lossにあたる費用を積まねばならない。平均だけでなく、分散の大きさに見合ったコストがあるは ず。これにより、さらに大きくなる可能性について触れられていない。 相互扶助の枠組みを前提とした試算の位置づけが妥当。 相互扶助という案は理解、期待値と相互扶助で意見が分かれたと明記すべき。 ②事故確率は追加安全対策により低減するはずであるという意見 福島の被害は、現状の安全基準下で起きたもの。一方で、安全基準を厳しくし、安全対策費を上げるべきと いう議論があるが、安全対策により、事故確率は下がるはず。この二つが整合的である必要がある。 相互扶助であり、必ずしも40年に１度事故が起こることを前提としていないため、安全対策費を積むこととは 矛盾しない。ただ、40年事故が起こらなければ、積立額がそのまま残るため、実際には、その時点でのコスト は0.5円より下がるはず。追加安全対策と事故確率の関係については、注書で記載されるべき。 大数の法則が成立しない、保険も成立しないというのは、それくらい莫大なコストがありうるということ。 ③他電源の事故リスク対応費も評価すべきとの意見 リスク費用は他の電源でも公平に評価すべき。 死亡者の取り扱いについて、石炭に積みますべき等の主張が想定されるが、鉱山開発時に死亡したケース などは燃料コストに含まれており、ダブルカウントになるのではないか。 15 （２）- ② 損害費用 【検証委の整理】 ○前回試算では、東京電力に関する経営・財務調査委員会報告書（平成23年10月）における追加廃炉費用及び損 害賠償額については以下の補正を実施。 （約7.9兆円 → 補正後 5.8兆円）。 ①放出される放射性物質の量は原子炉出力に比例することから、除染費用等はモデルプラント（120万ｋｗ）を福島第一原発の 出力（1-3号機）で按分。 ②廃炉費用は出力に比例しないと仮定し、福島第一原発の1-3号機で按分するほか、地域性、人口等の補正を行って算出。 ○損害費用総額が過小との指摘や安全サイドで高く見積もるべきとの指摘など、様々な意見が述べられたが、どこ まで積むのが適切かの判断は難しいため、5.8兆円を「下限」とすることで整理。 追加的廃炉費用 賠償費用 除染・中間貯蔵 行政経費等 合計 補正後 1.0 6.1 0.6 0.2 7.9 5.8 【具体的な意見】 ①損害費用は安全サイドで高く見積もるべきであるという意見 原子力委員会の10兆円は、5.8兆円が膨らんで最終的に10兆円になるということではなく、仮に今回の事故コ ストが5.8兆であったとしても「これだけ積めば安心」と言える額として出てきたものと認識。 ②損害費用が過小ではないかとの意見 今回の事故以上の想定が必要であり、被害額5.8兆円は充分か。 福島の損害費用は、除染費用や賠償の考え方などの違いでもっと膨らむはずでは無いか。 5.8兆円は保険としてのコストを考えると下限の保守的な数字になると認識 ③その他 扶助制度であれば40年事故が起きなければ積み上がっているはず。従って必ずしも全てが「最低限必要なコ スト」としてそのまま計上されるわけではないはず。 16 （２）- ③ 事故発生頻度について 【検証委の整理】 ○ 検証委での検討にあたり、原子力委員会にて複数のケースを検討。国内における過去のシビアア クシデント発生実績を用いるもの、IAEAの安全目標を用いるもの、などの議論が行われたが、収束 しなかった。 【具体的な意見】 ①国内の過去実績は使うべきではないという意見 国内の事故実績を用いた場合、日本では10年に１度、世界では毎年シビアアクシデントが発生す ることを意味し、悲観的。 世界の原子力発電所の運転実績に基づく値であれば、国際共通認識を得られるのではないか。 ②IAEAの目標値は非現実的であるとの意見 IAEAの安全目標はあくまで目標値であり、それを確率としてそのまま採用するのはミスリード。 目標値が実現する蓋然性が相当ありコスト試算できるというための論理展開はできるのか。過去 実績と比較した際に１桁・２桁違う数字を、参考値としてであっても記載することで、コスト検証委 自体の信頼性を損ねるのではないか。安全神話そのものに見える。 ③その他 リスクの不確実性はものすごく大きく、人によって見方が異なるため、幅を持って示すことは重要。 17 （３）CO2対策費用について 【検証委の整理】 ○CO2 対策費用については、近年のOECDや米国での試算において、社会費用（環境外部費用）を内部化するため、発電 コストに加えられていること等を踏まえ、検証委でもコスト計上することとした。 ○CO2対策費用の将来見通しを把握するための国際的な指標として、IEAのWEO 2011の３シナリオを紹介。 ① ② ③ 現行政策シナリオ（2010年時点で公式に採用されている既存の政策のみを考慮。） 新政策シナリオ（各国においてまだ公式に採用されていないものも含め、最近発表された温暖化対策に関する公約や計画の実施を想定。） 450シナリオ（大気中の温室効果ガス濃度を450ppm（CO2換算）で安定化させる（産業革命前からの気温上昇を２℃以内に抑制することにつなが る）シナリオ。より温暖化対策を強く進めるイメージ。） ※CO2価格を取り込んだとしても、その水準次第では、必ずしも環境外部費用を完全に内部化したことにはならない点には留意が 必要。また、環境外部費用は、あらゆる発電に伴って、何らかの形で生じているが、全てをコストに換算することは困難。 ※CO2対策費用を加算する手法としては、CCS（二酸化炭素の回収・貯留）費用を加算するケースもあるが、現時点で実用化段階 に達しているとはいえず、環境への影響などについても議論があるなど、不確定要素が大きいことから、採用されなかった。 【議論の概要】 ○CO2対策費用は、450シナリオを中心に据えるべきという意見もあったが、同シナリオは国際的な義務となっているわけ ではないとの指摘により、新政策シナリオを採用することで整理。 【具体的な意見】 ①CO2対策費用は450シナリオを中心に据えるべきという意見 CO2対策費用は国際価格で入れるべき。 日本が合意したカンクン合意などを考慮して２℃を目標としたCO2コストが必要。 ②CO2対策費用は新政策シナリオが妥当であるという意見 CO2費用は450シナリオ絶対論ではなく幅があるので説明を加えるべき。 450シナリオは国際社会が目標としてコミットしたシナリオではないし、現実とも乖離。本委員会の目的でも無い。 CO2対策費用は（新政策シナリオ相当で）妥当と理解。 CO2価格だけでは、環境外部費用など明確化できない費用が別途発生することを明示すべき。 ③CCSは研究開発の途上であり、コスト計上すべきではないという意見 CCSは開発途上である現状を明記すべき。 CCSは研究開発費ではないか。 18 （４）技術革新・量産効果によるコスト低減の考え方（火力） 【検証委の整理】 ○2020年と2030年モデルプラントについて、技術革新や量産効果などによる発電コストの低減が期待され る電源について、以下のとおり検証した。 石炭火力については2010年モデルプラントにおいて超々臨界圧火力発電による約42％の発電効率を前提とし、現 在、更なる熱効率向上に向けて石炭ガス化複合発電（IGCC）や先進超々臨界圧火力発電（A‐USC）の技術開発が 進められていることから、2030年モデルプラントにおいて、約48％の発電効率を見込んでコストを試算。 LNG火力については、2010年モデルプラントは、1500℃級ガスタービンで、約51％の発電効率を前提とし、2020年 及び2030年のモデルプラントにおいては、1700℃級ガスタービンが実用化されているという前提で、約57％の発電 効率が達成されるとして、コストを試算。 （図）LNG火力発電の効率向上 （図）石炭火力発電の効率向上 55.0 既存の発電技術 60 50.0 （ 先進超々臨界圧 （A‐USC) 超々臨界圧 （USC） ） 35.0 55 亜臨界圧 IGCC実証機 at1200℃GT 45 超臨界圧 （SC） 40 30.0 1960 1600℃級 (約54％) 1350℃級 (約50％) 1500℃級 (約52％) 50 ％ Ｈ 40.0 Ｈ Ｖ 1970 1980 1990 2000 2010 2020 1700℃級 (約57％) コンバインドサイクル発電 熱効率（ ％） （ 送電端・ ＨＨＶ） IGCC at1500℃GT 送 電 端 45.0 効 率 今後の技術開発 1100℃級 (約43％) ＬＮＧ火力発電 (約38％) 2030 35 1980 1985 1990 1995 2000 2005 導入時期（年） 2010 2015 2020 2025 出典：三菱重工業（株）の資料を基に作成 19 （４）技術革新・量産効果によるコスト低減の考え方（太陽光） 【検証委の整理】 ○太陽光は、生産量が増えると価格が低下するという学習効果や耐久性の向上などの技術進展を前提に試算。 ○第３世代太陽電池と言われる量子ドット太陽電池などの主として実用化前の革新的な技術については、必ずしも 実用化が明らかではないため、発電単価については、参考として示すこととした。 【学習効果等による低コスト化シナリオ】 本シナリオに基づく試算では、以下３つのコスト低減可能性を見込んだ。 ①発電システムの単価の低下 ・EPIA（欧州太陽光電池工業会）､IEA等の複数の国際機関等で採用されている 学習効果（産業製品の価格は、学習曲線に従って、累積生産量が倍増するごと に、習熟曲線の進捗率で低下するという推計手法）を用いた。 ・太陽光発電の部品部分（発電モジュール、インバータ、それ以外の付属機器）の コストについては、 EPIAによる累積生産量の見通し（参照シナリオ、普及加速シ ナリオ、パラダイムシフトシナリオ）に沿い、進捗率80％でコスト低下が続くと想定。 ・設置工事費は、世界の累積生産量との関連性が小さいためコストは一定と想定。 ②発電モジュールの耐久性の向上 ・EPIA Solar Generation 6を踏まえ、2020年、2030年のモデルプラントの稼働年数を35年とした。 ③維持管理費の低下 ・IEAのEnergy Technology Perspective 2010を踏まえ、2020年や2030年のモデルプラントの維持管理費も、2010年のモ デルプラントの初期投資に対する維持管理費の比率と同様に設定。 【具体的な意見】 モジュールの価格は国際価格に収斂すると考えられ、2020年、2030年については、国際的な見通しを踏まえるべき ではないか。 太陽光発電のコストがここ２、３年で急激に下がっている要因には、生産過剰による需給ギャップの影響もあり、生 20 産価格が適切に反映されているかは、微妙な部分がある点を念頭に置くと良いのではないか。 （４）技術革新・量産効果によるコスト低減の考え方（風力） 【検証委の整理】 ○風力については、「量産効果、技術改善等による低コスト化のシナリオ」と「日本の特殊性を勘案した横ばいシ ナリオ」の２つを前提に試算。 ＜前提とされたシナリオ＞ ① 量産効果、技術改善等による低コスト化のシナリオ ○IEA等の国際機関等では、以下のような要因から、中長期的にコストが低減していく見通しが示されている。 ＜中長期的なコスト低減の要因＞ ・量産効果（生産の現地化・大規模化、設置ノウハウの蓄積など） ・技術改善（タービンの大型化、新素材開発、発電機やギアボックスの改善など） ・洋上風力については、洋上専用タービンの開発、より深い水深での基礎設置手法の開発 ・ウィンドファームの大規模化（オペレーション及びメンテナンスコストの効率化、メンテナンス面での連携強化） ○陸上風力： 2020年及び2030年の建設費は、 IEAのBlue Map Scenarioの低減率を前提とした低コスト化のシナリオで、試算。 ○洋上風力： 2020年の建設費は、陸上風力の1.5～2倍の幅で設定。2030年の建設費は、IEAのBlue Map Scenarioの建設コス トの低減率を前提とした低コスト化のシナリオで、試算。 ○陸上風力も洋上風力も、維持管理費も建設費と同程度に低下するという前提で試算。 ② 日本の特殊性を勘案した横ばいシナリオ ○日本では、風力については、欧米と比較して、以下のような特殊性があるとされる。 ＜日本の特殊性＞ ・山間部への立地が多いなど立地条件が厳しく、今後、導入が進めば比較的安価で設置できる場所が減少（平坦な土地の確保が難 しく、適地の更なる奥地化） ・大規模ウィンドファームが設置可能なまとまった土地が少ない ・洋上風力については設置がしやすい着床式の適地が少ない ○従って、コスト低減要因が世界と同程度に発現するかについては不確定要素が大きいため、コスト低減しないシナリオで試算。 21 （５） 政策経費の試算方法 ○税金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経費を計上。 ○直近の当初予算（平成23年度）のうち、「立地」「防災」「広報」「人材育成」「評価・調査」「発電技術開発」「将来発電技 術開発」に係る予算額を発電コストに上乗せ。 ○平成22年度実績の年間総発電量が500億kWhを超えている電源（原子力・火力・一般水力・コジェネ）について、平成 23年度の予算額を、年間総発電量で除したコストを、政策経費にかかる発電コストとして計上。 ＜対象から除外した電源･費目＞ • 「太陽光、風力、地熱、小水力、バイオマス及び燃料電池」は、将来の発電量拡大を見込んで技術開発等が行われている段階。当該電源に係る予算 額を直近のわずかな電力量で割った数値を発電コストとすることは適当でないため、対象から除外。 • 「導入支援」は、各電源のモデルプラントの総費用で、既に資本費（建設費）として計上されており、ダブルカウントを避けるため、対象から除外。 • 「備蓄」及び「資源開発」は、エネルギーセキュリティ確保の目的から行われる性格を有し、専ら発電のためのものではないことから、対象から除外。 • 「CCS」は、長期的なCO2価格の見通しを火力等の発電コストに上乗せすることにしているため、ダブルカウントを避けるため、対象から除外。 ①政策経費の実績（平成23年度予算） 原子力 石炭火力 （単位：億円） ＬＮＧ火力 石油火力 一般水力 ｺｰｼﾞｪﾈﾚｰｼｮﾝ 小水力 地熱 太陽光 陸上風力 洋上風力 ﾊﾞｲｵﾏｽ 燃料電池 立地 1,278.00 51.7 60.6 15.5 95.9 0 0 1.2 0 0 0 0 0 防災 91.3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 広報 (周辺地域) 10.9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 広報 （全国） 30.9 0.6 0.7 0.2 0.2 0 0 0 0 0 0 0 0 人材育成 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 評価・調査 324 1.2 0.7 0.2 0.9 0 0.4 1.5 2.3 1.8 0 0.6 0 発電技術開発 36.1 31.6 17.2 0 0 0 2.6 7.5 77.5 23.8 42.8 2.7 0.1 1,401.80 0 0 0 0 0 0 0 50.6 0 0 13.5 22.7 導入支援 0 0 0 0 8.4 20.3 130.1 33.1 673.4 439.5 0 187.8 90.8 資源開発 9.5 43.9 374.8 104.2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 将来発電技術開発 備蓄 1 0 0 14,241.00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ＣＣＳ 0 44.3 29.8 7.6 0 0 0 0 50.6 0 0 0.1 0 小計（※） 3,182.90 85 79.2 15.8 97 0 2.9 10.2 130.3 25.5 42.8 16.8 22.8 総計 3,193.40 173.2 483.7 14,368.70 105.4 20.3 133.1 43.2 803.7 465.1 42.8 204.7 113.5 ※導入支援・備蓄・CCSを除く。 ②各電源の政策経費にかかる発電コスト 原子力 小計（億円） 石炭火力 ＬＮＧ火力 石油火力 一般水力 ｺｰｼﾞｪﾈﾚｰｼｮﾝ 小水力 地熱 太陽光 陸上風力 洋上風力 3,182.90 85 79.2 15.8 97 0 2.9 10.2 130.3 25.5 発電量（億ｋWh） 2,882 2,511 2,945 753 858 577 11 26 40 コスト（円/ｋWh） 1.1 0 0 0 0.1 0 ‐ ‐ ‐ ﾊﾞｲｵﾏｽ 燃料電池 42.8 16.8 22.8 40 ‐ 14 0.41 ‐ ‐ ‐ ‐ 22 （５） 政策経費を上乗せする対象電源及び計上費用の範囲 【具体的な意見】 ①再生可能エネルギーへの計上に対する意見 再生可能エネルギーの技術開発費が全く計上されないのはいかがなものか。あるボリュームを前提にして、 コストがいくらかかるのかを付記してはどうか。 政策経費について対象となる電源のクライテリアは、５００億ｋＷｈ以下かどうかでは無く、将来に期待する電 源なのでコストに上乗せしないということを明記すべき。 ②計上項目について 政策経費の実績について、ダブルカウントでない費用は全て計上するべき。 政策経費には、個別電源に帰属できるものと、一応原子力全体に帰属するものがある。これらの費用の性質 が異なることを明記した上で、全体としては発電に不可欠な費用はすべて組み入れるべき。その際、発電コ ストに、算入したもの・算入していないものを明確にすることが、フェアな比較をする上で担保になると思う。 個別プラントとの関係の濃淡によって、コストに入れる・入れないという判断をするべきでない。例えば、原子 力一般でかかる費用であれば、濃淡に関わらず費用に入れるべき。 特に技術開発費などは、曖昧な項目も多く、そうした区分の難しい項目の扱いは難しい。 23 （６）系統安定化費用の位置づけ及び試算方法 【検証委の整理】 ○太陽光、風力の導入量が拡大する場合に、追加的な対策が必要となる可能性はあるが、全体の 電源や送電網の構成によって、必要な系統のあり方や対策が異なる。 ○再生可能エネルギーのマクロ的な導入量に応じて、最適な対策を検討した上で、トータルの対策の コストを考えるべきであり、個別のモデルプラントの発電コストには上乗せしない。 ○系統安定化対策のコストについては、エネルギーミックスの選択肢毎に、再生可能エネルギーの 導入量等エネルギーミックスの構成に応じて、試算することが適当。 ○個々の系統安定化対策の費用について、下記の通り整理。 ＜系統安定化対策の費用項目＞ ●従来の同時同量達成のための主な対応 （１）既存の火力や揚水を使った調整のコスト （２）系統間連系強化のコスト （３）市場機能を活用した調整のコスト（スマメ/CEMS） ●太陽光・風力の導入に伴う系統安定化のための対策 （４）出力抑制機能付きPCSのコスト （５）蓄電池設置コスト及び揚水（モデルプラント）による調整 （６）配電系統における電圧上昇抑制対策のコスト 24 （６）系統安定化費用に関する議論 【議論の概要】 ○「系統安定化費用はコストとして加味するものの、個別電源には乗せない」という整理には、概ね反対意見無し。 ○一方で、系統安定化費用について、再エネの導入拡大に伴い、費用が莫大になる可能性があることに言及すべ き、他の経費と異なり技術的に必要となる種類の費用であることに注意が必要、根拠となった報告書がコスト単 価の計上に適当か疑問が残るなどの意見もあった。 【具体的な意見】 ①系統安定化費用をコストとして加味すべきという意見 系統安定化費用も考慮すべき。 再エネの導入規模に応じて、火力の調整電源のコストや送配電系の強化などのコストは、必ず生じる。このため、再エネ拡大の方向 性とそれに伴うコストは、常にペアで考える必要がある。コストを、再エネの発電単価に入れるべきなのか、国全体のインフラのような コストに入れるべきかについては、再度考えれば良い。 ①’その上で、系統対策費は社会的費用と見なし、個別電源（再エネ）に乗せるべきで無いという意見 系統費用が太陽光や風力だけにかかるコストと誤認されると非常に困る、原子力も事故で止まるので不安定な電源。系統対策コスト が適切に入らないのは太陽光と風力だけではない。 系統費用は太陽光や風力だけに掛かるコストと捉えるのは間違い。社会全体の基盤的費用として捉えるべき。 ②その他に提示された意見 根拠となった報告書は、コスト単価の計上に適切な、信頼できるデータであるか疑問。 系統安定化費用の数値は出せないのかもしれないが、莫大に費用が必要となる可能性があることは記述すべき。 系統安定化費用は、導入量によりコストが変化するため、将来見通しが立ちにくい点は理解するものの、政策経費などとは根本的に 質が異なり、技術的に必要となる種類の費用であるという点には注意が必要。 不安定な電源が多く導入されることで、必ず系統安定化というインフラコストが必要となる。これは、広告費などと同格のレベルの話で は無く、もっと重いものということを明示すべき。 系統安定化費用は、計上していない項目のワン・オブ・ゼムではなく、もう少し大きい問題と認識。 再エネがどの程度導入されたときに系統安定化が必要か、予測可能なら併記すべき。 25
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