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２回会合） 資料３ 再生可能エネルギー・ コージェネレーションシステム・燃料電池 （１）再生可能エネルギー 本WGにおける再生可能エネルギー発電コストの考え方 １．発電コストの諸元の考え方 調達価格等算定委員会において示された、各電源の２０１５年度の調達価格の算定に用いられた 諸元を、本WGにおける2014年モデルプラントの発電コスト検証の諸元としてはどうか。 ２．将来のモデルプラントの発電コストの考え方 太陽光及び風力については、技術革新並びに国内市場及び世界市場の拡大を受けた量産効果 による価格低下の効果などを加味することとしてはどうか。 地熱・水力・バイオマスについては、発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果は現時 点では想定していないため、 2020年・2030年時点のモデルプラントにおいても、2014年モデルプ ラントと同じ諸元を用いることとしてはどうか。 2 （１）－１．発電コストの諸元の考え方 ２０１１年コスト等検証委員会と調達価格等算定委員会の諸元との関係 【調達価格の算定について】 ○固定価格買取制度における調達価格は、「当該供給が効率的に実施される場合に通常要すると認められる費用 」 （再エネ特措法第３条第２項）を基礎として算定することとされている。 ○制度の適用を受ける設備については、法令に基づき事業者にコストデータの提出を義務づけており、実態の費 用を反映したデータを収集している。 ○調達価格等算定委員会においては、上記の収集されたコストデータ等を分析し、調達価格の算定に用いている。 【本ＷＧの諸元（案）について】 ○調達価格等算定委員会にて２０１５年度の調達価格の算定に使用された諸元を、２０１１年コスト等検証委員会 の費目項目等の整理に合わせて計上し、本ＷＧの２０１４年モデルプラントの諸元としてはどうか。 ○なお、２０１１年コスト等検証委員会と調達価格等算定委員会の諸元には、①接続費用、②土地賃借料、③事業 税の扱いに差異があることに留意が必要。 ＜２０１１年コスト等検証委員会と調達価格等算定委員会との諸元の差異＞ 資本費 運転維持 費 コスト等検 証委員会 調達価格等 算定委員会 建設費 ○ ○ 接続費用 ― ○ 廃棄費用 ○ ○ 人件費 ○ 修繕費 コスト等検 証委員会 調達価格等 算定委員会 固定資産税 ○ ○ 事業税 ― ○ 出力 ○ ○ ○ 設備利用率 ○ ○ ○ ○ 法定耐用年数 ○ ○ 諸費 ○ ○ 稼働年数 ○ ○(調達期間) 業務分担費 ○ ○ IRR（税引前） ― ○ 土地賃借料 ― ○ 租税 その他 （注）一部の電源については、整理が異なる（次頁以降参照）。 4 【太陽光】２０１１年コスト等検証委員会と調達価格等算定委員会の比較 ＜太陽光（メガソーラー／ 10kW以上）＞ ＜太陽光（住宅用／10kW未満）＞ 資本 費 運転 維持 費 租税 その 他 コスト等検証委 員会 (2010モデル 調達価格等算定 委員会 (2015年度 プラント) 調達価格の想定) 48~55万円/kW 36.4万円/kW 接続費用 ― ― 廃棄費用 5%(対建設費) ― 人件費 ― ― 修繕費 1.5%(対建設費) 0.360万円/kW/年 諸費 ― ― 業務分担費 ― 土地賃借料 建設費 資本 費 コスト等検証委 員会 (2010モデル 調達価格等算定 委員会 (2015年度 プラント) 調達価格の想定) 33~55万円/kW 29.4万円/kW（※） 接続費用 ― 1.35万円/kW 廃棄費用 5%(対建設費) 5%(対建設費) 建設費 人件費 300万円 修繕費 1.0%(対建設費) 諸費 0.6%(対建設費) ― 業務分担費 14.0%(対直接費) ― ― 土地賃借料 ― 固定資産税 ― ― 固定資産税 1.40% 1.40% 事業税 ― ― ― 1.289% 出力 4kW 4kW 1,200kW 2,000kW 設備利用率 12% 12% 設備利用率 12% 14% 法定耐用年数 17年 17年 法定耐用年数 17年 17年 20,25年 10年買取 20,25年 20年買取 ― 3.2% ― 5-6% 稼働年数（調達期間） IRR（税引前） 運転 維持 費 租税 事業税 その 他 出力 稼働年数（調達期間） IRR（税引前） 0.6万円/kW/年 （土地賃借料150 円/㎡/年を含む） ※調達価格等算定委員会については、システム費用（29.0万円/kW）と 土地造成費（0.4万円/kW）の和とした。 5 【風力】２０１１年コスト等検証委員会と調達価格等算定委員会の比較 ＜陸上風力＞ 資本 費 運転 維持 費 租税 コスト等検証委 員会 (2010モデル 調達価格等算定 委員会 (2015年度 プラント) 調達価格の想定) 20~35万円/kW 30万円/kW 接続費用 上記内数 上記内数 廃棄費用 5%(対建設費) 5%(対建設費) 建設費 人件費 修繕費 資本 費 運転 維持 費 1.4%(対建設費) コスト等検証委 員会 (2010モデル 調達価格等算定 委員会 (2015年度 プラント) 調達価格の想定) 28.3~70万円/kW 56.5万円/kW 接続費用 上記内数 上記内数 廃棄費用 5%(対建設費) 5%(対建設費) 建設費 人件費 修繕費 1.4%(対建設費) 諸費 0.6%(対建設費) 14.0%(対直接費) 業務分担費 14.0%(対直接費) 土地賃借料 上記内数 土地賃借料 上記内数 固定資産税 1.40% 1.40% 固定資産税 1.40% 1.40% ― 1.289% ― 1.289% 20,000kW 20,000kW 設備利用率 20% 20% 150,000kW 30,000～ 100,000kW 法定耐用年数 17年 17年 設備利用率 30% 30% 20,25年 20年買取 法定耐用年数 17年 17年 ― 8% 20,25年 20年買取 ― 10% 諸費 0.6%(対建設費) 業務分担費 事業税 その 他 ＜洋上風力（着床式）＞ 出力 稼働年数（調達期間） IRR（税引前） 0.6万円/kW/年 租税 事業税 その 他 出力 稼働年数（調達期間） IRR（税引前） 2.25万円/kW/年 ※固定価格買取制度による洋上風力の調達区分の定義は、「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」であり、主と して着床式を念頭に置いている。 6 【中小水力】２０１１年コスト等検証委員会と調達価格等算定委員会の比較 ＜中小水力＞ 資本 費 運転 維持 費 (200-1,000kW) (200kW未満) コスト等検証委 員会 (2010モデル 調達価格等算 定委員会 (2015年 調達価格等算 定委員会 (2015年 プラント) 度調達価格の想定) 度調達価格の想定) 80~100万円/kW 80万円/kW 100万円/kW 接続費用 上記内数 上記内数 上記内数 廃棄費用 5%(対建設費) 5%(対建設費) 5%(対建設費) 人件費 700万円 700万円 700万円 修繕費 1.0%(対建設費) 1.0%(対建設費) 1.0%(対建設費) 諸費 0.6%(対建設費) 0.6%(対建設費) 0.6%(対建設費) 業務分担費 14.0%(対直接費) 14.0%(対直接費) 14.0%(対直接費) 土地賃借料 ― 上記内数 上記内数 26万円/年 26万円/年 26万円/年 1.40% 1.40% 1.40% ― 1.289% 1.289% 200kW 200kW 200kW 設備利用率 60% 60% 60% 法定耐用年数 22年 22年 22年 稼働年数（調 達期間） 30,40年 20年買取 20年買取 IRR（税引前） ― 7% 7% 建設費 水利使用料 租税 固定資産税 事業税 その 他 出力 7 【地熱・バイオマス】２０１１年コスト等検証委員会と調達価格等算定委員会の比較 ＜地熱＞ 資本 費 運転 維持 費 租税 コスト等検証委 員会 (2010モデル 調達価格等算定 委員会 (2015年度 プラント) 調達価格の想定) 70~90万円/kW 79万円/kW 接続費用 ― 15億円 廃棄費用 5%(対建設費) 5%(対建設費) 建設費 人件費 1.2億円 修繕費 2.2%(対建設費) 諸費 0.8%(対建設費) 業務分担費 16.1%(対直接費) 土地賃借料 ― 上記内数 固定資産税 1.40% 1.40% ― 1.289% 30,000kW 30,000kW 10,50,60,70,80% 83% 所内率 10% 11% 法定耐用年数 15年 15年 30,40,50年 15年買取 ― 13% 事業税 その 他 ＜バイオマス（木質専焼／未利用木材）＞（※） 出力 設備利用率 稼働年数（調達期間） IRR（税引前） 3.3万円/kW/年 （※）石炭混焼については、①モデルプラントと同規模で2011年以降新たに運転（混焼）を開始した事 例に乏しいこと、②新たに混焼を開始した事業者へのインタビューによると、2011年コスト等検証 委員会の諸元コストとの大きな差異がないことから、前回と同じ諸元としたい。 資本 費 運転 維持 費 燃料 費 コスト等検証委 員会 (2010モデル 調達価格等算定 委員会 (2015年度 プラント) 調達価格の想定) 30~40万円/kW 41万円/kW 接続費用 ― 上記内数 廃棄費用 5%(対建設費) 5%(対建設費) 建設費 人件費 0.7億円 修繕費 4.4%(対建設費) 諸費 修繕費に含む 業務分担費 人件費に含む 土地賃借料 ― 7,500~17,000円/t 12,000円/t 400~600円/t 750円/t 発熱量：15MJ/kg 熱効率：20% 下記設備利用率 のとき、60,000t 1.40% 1.40% ― 1.289% 5,000kW 5,700kW 10,50,60,70,80% 87% 所内率 13% 16% 法定耐用年数 15年 15年 30,40年 20年買取 ― 8% 燃料価格 燃料諸経費 必要な燃料量 租税 固定資産税 事業税 その 他 2.7万円/kW/年 出力 設備利用率 稼働年数（調達期間） IRR（税引前） 8 一般水力発電サンプルプラントの変更案 一般水力発電所 2011年コスト等検証委での サンプルプラント 2013年度までの新・増設を含めた サンプルプラント案 モデルプラント規模：１．２万kW モデルプラント規模：１．２万kW ・江卸（1.38万kW、2006年、水路式） ・新忠別（1.万kW、2006年、ダム式） ・新帝釈川（1.1万kW、2006年、ダム水路式） ・江卸（1.38万kW、2006年、水路式） ・新忠別（1.万kW、2006年、ダム式） ・森吉（1.1万kW、2013年、ダム水路式） 9 （１）－２．将来のモデルプラントの発電コス トの考え方 【太陽光】２０１１年コスト等検証委員会におけるコスト低減の考え方 ○太陽光は、世界の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、 国際機関等よる累積生産量の見通しに沿い、進捗率80％で コスト低下が続くと想定。 ・累積生産量の見通しについては、IEAから４つ、EPIAから３つの普及見通しシナリ オを参照したが、EPIAの３つのシナリオの幅の中にIEAの全てのシナリオが含ま れることなどから、EPIAの３つのシナリオを使用することとした。 ・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。 ※なお、廃棄費用については、建設費の５％としているため、廃棄費用も発電システムの単価の低下に伴い低下する。 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 ・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。 11 【太陽光】 (参考)２０１１年コスト等検証委員会で採用した累積生産量見通し 【既往の文献での太陽光発電システムの世界における普及見通し】 2010年 （推計） 2020年 （推計） 2030年 （推計） ETP2008 のBLUE Map Scenario の2倍程度という急速普及を見 込んだシナリオ 2,700万kW 2億1,000万kW 8億7,200万kW World Energy Outlook（IEA,2010） 現行政策シナリオ 2010年半ばにおける政策が継 続するとしたシナリオ － 1億100万kW 2億600万kW World Energy Outlook（IEA,2010） 新政策シナリオ 各国政府が導入を発表している 各政策やCO2削減目標が実現 したとするシナリオ － 1億1,000万kW 2億9,400万kW World Energy Outlook（IEA,2010） 450ppmシナリオ 温室効果ガス濃度を450ppm以 内にするシナリオ － 1億3,800万kW 4億8,500万kW Solar Generation 6（EPIA,2011） 参照シナリオ IEA WEO2009の分析を2030年ま で外挿したシナリオ 3,026万kW 7,685万KW 1億5,585万kW Solar Generation 6（EPIA,2011） 加速シナリオ 標準的な政策のもと、近年の導 入量拡大傾向が継続された場 合のシナリオ 3,499万kW 3億4,523万kW 10億8,115万kW Solar Generation 6（EPIA,2011） パラダイムシフトシナリオ 強力な政策バックアップのもと に技術的・商業的に達成可能な 導入量を示したシナリオ 3,662万kW 7億3,717万kW 18億4,494万kW シナリオ 概要 Technology Roadmap Solar photovoltaic energy（IEA,2010） 出典： IEA, World Energy Outlook 2010 IEA, Technology Roadmap Solar Photovoltaic Energy, 2010 EPIA, Solar Generation 6, 2011 2010年 （実績） 3,950万kW 12 【太陽光】本WGにおけるコスト低減の考え方（案） ○太陽光のコスト低減については、 最新の導入見通し等を用いて、２０１１年コスト等検証委員会と同様の手法で 試算してはどうか。 ①発電システムの単価の低下 ○発電システムの単価の低下については、 、２０１１年コスト等検証委員会と同様、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）は国際機関等よる累積生産量の見通しに沿って、進捗率80％でコスト低下が続くと想定し、設置 工事費は一定と置いてはどうか（※）。 ○累積生産量の見通しについては、前回と同様の７つのシナリオ（一部アップデートしたもの）を検討してはどうか。なお、EPIAの参 照シナリオについては、2013年実績が2020年推計を上回っているため、除外することとしたい。 ②発電モジュールの耐久性の向上 ○稼働年数については、前回は2020年・2030年のモデルプラントの稼働年数を35年と仮定したが、これは技術開発目標であるので 、本WGでは2020年・2030年のモデルプラントの稼働年数について、下限値を一定とし、上限値を35年としてはどうか。 ③維持管理費の低下 ○運転維持費については、人件費（電気主任技術者）相当分については一定とし、その他の経費（修繕費等）についても精査すべ き。 ※太陽光発電システム価格に占める設置工事費の割合は、住宅用太陽光（新築）、メガソーラーそれぞれ16%,29%（2013年度）と推定される。 （平成25年度新エネルギー等導入促進基礎調査（太陽光発電システム等の普及動向に関する調査）より） 出典 Energy Technology Perspective 2014（IEA, 2014） World Energy Outlook 2014 （IEA, 2014） EPIA Solar Generation 6 （EPIA, 2011） シナリオ 2020年（推計） 2030年（推計） 2DS Hi-Ren シナリオ 7億8,747 万kW 17億2,100 万kW 現行政策シナリオ 3億3,300 万kW 4億9,500 万kW 3億6,400 万kW 6億4,700 万kW 3億7,100 万kW 8億5,600 万kW 参照シナリオ 7,685 万kW 1億5,585 万kW 加速シナリオ パラダイムシフトシナリオ 3億4,523 万kW 7億3,717 万kW 10億8,115 万kW 18億4,494 万kW 新政策シナリオ 450 シナリオ 2013年（実績） 1億4,000 万kW （※） ※2013年度実績は、IEA TRENDS IN PHOTOVOLTAIC APPLICATIONS Survey 2014による 13 （参考）【太陽光】近年の建設コスト等に関する動向について ○調達価格の算定の諸元となる太陽光発電のシステム費用は、２０１４年度調達価格の算定時まで毎年低下してきた。 ○しかし、２０１５年度調達価格の算定の際には、太陽光（10kW以上）の調達価格の諸元となるシステム費用が初めて上昇に転じ た。その要因として、①足元では再生可能エネルギー関連以外の工事案件の増加による工事費の上昇が生じていることや、 ②円安による海外製モジュールの価格上昇が考えられる。 ○加えて、非住宅用太陽光発電設備については、導入が進めば土地造成費や接続費用が、更に上昇することも予想される。 ○また、パネルの設置容量をパワーコンディショナーの容量よりも大きくすることで、設備利用率の上昇により発電量が増加してい ることにも留意が必要。 【各年度の調達価格の算定の想定の推移】 10kW未満 10kW以上 システム費用 設備利用率 システム費用 土地造成費 設備利用率 2012年度 2013年度 2014年度 2015年度（意見） 46.6万円/kW 12% 32.5万円/kW 0.15万円/kW 12% 42.7万円/kW 12% 28.0万円/kW 0.15万円/kW 12% 38.5万円/kW 12% 27.5万円/kW 0.4万円/kW 13% 36.4万円/kW※ 12% 29.0万円/kW 0.4万円/kW 14% ※１：10kW未満は出力制御対応機器設置なしの場合 ※２：平成27年度調達価格等に関する調達価格等算定委員会案 モジュール費用［万円/kW］ 円 モジュール価格[万円/kW] 2011年 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 【海外生産のモジュールの費用と為替の推移】 平均値 為替_平均 140 120 100 80 60 40 為替（対ドル）[円] 【設計労務費単価（普通作業員）の推移】 20 0 14 【太陽光】本WGにおける建設コスト低減試算（案） ○太陽光の建設コストの低減を、先述の前提を踏まえ試算した結果は、下記のとおり。 50 【住宅用】 (万円/kW) 45 40 36.4 35 30 27.4 25.8 25 21.3 20 15 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 35 33 31 29 27 25 23 21 19 17 15 【非住宅】 (万円/kW) 29.4 23.3 22.2 19.1 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 WEO2014 新政策シナリオ WEO2014 現行政策シナリオ WEO2014 450シナリオ EPIA 加速 EPIA パラダイムシフト 実績（調達価格等算定委員会） IEA 2DS hi-Renシナリオ 15 （参考） 【太陽光】 低コスト化に向けた取組（技術開発） ○太陽光発電の徹底したコスト低減のため、①2020年に発電コスト14円/kWhを目指す結晶Si太陽電池等の技術 開発、及び ②2030年に発電コスト7円/kWhを目指す新型太陽電池の技術開発など、高性能化・低コスト化が期 待できる技術の開発を推進（平成27年度予算案43.5億円）。 ①2020年に発電コスト14円／ｋＷｈを中間目標とする技術 【太陽光発電開発戦略（NEDO PV Challenges）2014年9月】 １）太陽電池の高効率化、モジュール化、低コスト製造技術の開発 ・ヘテロ接合・バックコンタクト統合構造の新型結晶シリコン太陽電池 の大面積・低コスト製造技術、モジュール化技術等の開発。 ・CIS等化合物系太陽電池の高効率化、低コスト製造技術等の開発。 ２）太陽電池の性能評価、信頼性向上等共通基盤技術の開発等 ・信頼性向上、信頼性評価技術の開発。 ②2030年に発電コスト7円／ｋＷｈを革新的に目指す技術 １）超高効率太陽電池による発電コスト低減技術開発（薄膜多接合高効 率太陽電池） ・変換効率45%に達する薄膜多接合太陽電池の低コスト製造技術の開 発。 ２）量子ドット構造等、新型太陽電池の技術開発 ・量子ドット構造やコスト構造を革新する新型太陽電池の技術開発。 ヘテロ接合・バックコンタクト 統合構造例 新型太陽電池 （量子ドット構造） 薄膜多接合型太陽電池 太陽光の様々な波長の エネルギーを多層で吸収 反射防止膜 アモルファスSi N型結晶Si I型アモルファスSi P型アモルファスSi 電極 I型アモルファスSi N型アモルファスSi （４接合の例） 16 【風力】２０１１年コスト等検証委員会におけるコスト低減の考え方 ○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。 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（着床式）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「Energy Technology Perspective 2010」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（着床式）： 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「Energy Technology Perspective 2010」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（着床式）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 ○したがって、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。 17 【風力】本WGにおけるコスト低減の考え方（案） 【本WGにおけるコスト低減の考え方（案）】 ○前回と同様の「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つを前提に試算してはどうか。 ○低コスト化シナリオについては、２０１１年コスト等検証委員会と同様IEAの見通しを参照して試算してはどうか。 【量産効果、技術改善等による低コスト化のシナリオ （案） 】 ○建設コストの低減については、 ２０１１年コスト等検証委員会では、IEA「Energy Technology Perspective 2010」 に基づき、将来のコスト低下を試算。これを踏まえ、本ＷＧにおいては、IEAによる風力発電についてのレポート である、「Technology Roadmap Wind Energy 2013」に基づき、同様の試算を行ってはどうか。 ○「Technology Roadmap Wind Energy 2013」では、コスト低減に関する複数の文献を比較した上で、タービンの性 能向上等により、 2050年までに陸上風力発電は初期コスト25％低減、洋上風力発電は45%低減と推計している 。この推計における2014～2030年分の低減率を単純推計しあてはめ、建設コストの低下を推計してはどうか。 ○運転維持費についても、風車の大型化に伴うkWあたり保守点検費用の低下、量産効果による部品価格低下に よる修繕費の低下等により、建設コストと同程度の低減を見込んではどうか。 【Technology Roadmap Wind Energy 2013にて紹介されている資本費低減シナリオの一例】 陸上 IEA(2012), Energy Technology Perspectives: Scenarios and Strategies to 2050より 洋上 18 【風力】本WGにおける建設コスト低減試算（案） ○風力の建設コストの低減を、先述の前提を踏まえ試算した結果は、下記のとおり。 （低コスト化シナリオについては、IEA Technology Roadmap Wind Energy 2013による2050年時点における初期コスト低減を見込み、線形で補正。） 35 【陸上】 万円/kW 30.0 30 30.0 26.8 25 20 15 10 5 0 2013 60 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 【洋上（着床式）（※）】 万円/kW 56.5 56.5 50 49.6 40 30 20 10 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 日本の特殊性を勘案した横ばいシナリオ 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 低コスト化シナリオ（IEA Technology Roadmap Wind Energy 2013） （※）洋上風力（着床式）については、現状では実績に乏しいため、直近のモデルプラントを2020年とし、2020年以降のコスト低減を仮定。 2030 19 （参考） 【風力】 低コスト化に向けた取組（技術開発・実証） ○風車の発電効率の向上・大型化のため、風車主要コンポーネントの開発や標準化を図る技術開発や、信頼性・ 設備利用率向上のため、故障の事故前検出技術の確立等メンテナンス手法の高度化を図る技術開発を推進。 ○着床式洋上風力及び浮体式洋上風力の実証事業による低コスト化・早期事業化の推進。 ＜風車の大型化を伴う部品高度化実用化開発＞ ○洋上風力システムの実証研究 平成27年度予算案79.3億円（26年度予算額49.0億円） ＜着床式洋上風力＞ ブレード カーボンファイバ 素材開発 故障頻度の低減 信頼性の向上 部品開発 ベアリング 発電機 コンポーネント開発 停止時間の削減 メンテナンス性の向上 発電量の向上 発電コストの低減 詳細設計した部品・コンポーネントの試作、要素試験などを実施。 成果目標：設備利用率２３％（調達価格等算定委員会：２０％） ＜スマートメンテナンス技術研究開発＞ 千葉県銚子沖 （提供：東京電力（株） ） 福岡県北九州市沖 （提供：電源開発（株） ） ＜浮体式洋上風力＞ 更なる低コスト浮 体式洋上風力発 電の実証等 様々な風車の健康状態を一覧化 →メンテナンスの高効率化・低コスト化 我が国の主要技術 （自動車の状態計 測）の風車版 福島沖プロジェクトによる 基礎技術の確立 実態調査及びシステム開発を基に実証試験などを実施。 20 【地熱・水力・バイオマス】本WGにおける将来コストの考え方（案） 【２０１１年コスト等検証委員会の整理】 ○地熱・水力・バイオマスについては、発電コストに大きく影響するような技術革新・量産効果は想定していない。 【本WGにおけるコスト低減の考え方（案）】 ○地熱・水力・バイオマスに関する技術環境は現時点では大きく変化しておらず、技術改善等のコスト減要因のみ ならず、奧地化や原料収集コスト増等のコスト増要因も存在する。これらの事情を勘案し、本WGにおいては、 2020年・2030年時点のモデルプラントにおいても、2014年モデルプラントと同じ諸元を用いることとしてはどうか。 21 （参考）火力発電費用への影響（イメージ） ○再生可能エネルギーの導入に伴い回避される火力発電の費用は、その時々の需給状況や電源構成によって左 右される。再生可能エネルギーの導入量が少ない間は、まずは電力会社の保有する電源の中でも、燃料費の 高い石油火力が代替される。 ○再生可能エネルギーの導入量が増えるに従って、代替される電源はＬＮＧ火力、石炭火力へとシフトし、回避さ れる火力発電の単価が低下することが想定される。（なお、回避される費用には、火力発電所の変動費だけで なく固定費等の一部も含まれると考えられる）。 【再生可能エネルギー導入量と回避される火力発電のイメージ】 買取制度における国民負担分 回避される 火力発電費用 石油火力 ＬＮＧ火力 買取価格 石炭火力 再エネ導入量 22 （２）コージェネレーションシステム・燃料電池の考え方 コージェネレーションシステムの特徴とコスト等検証委の論点 ○コージェネレーションシステム（コジェネ）は、熱と電力を同時に生み出す（熱電併給）ため、トータルでは高 い総合エネルギー効率を実現可能。燃料としては、天然ガス・石油等が主流。 ○また需要地に近接した地点に置かれる分散型エネルギーであり、熱が有効活用可能であり、送電ロスが 少ないなどの利点も存在。 ○コスト等検証委では①熱価値の考え方、②燃料による差異、③燃料費の扱い、が論点として検討された。 ＜コスト等検証委員会におけるコジェネの論点＞ 論点１：熱価値の考え方（発電に付随して生ずる熱をどう評価するか） 論点２：燃料による差異（天然ガスや石油等の燃料の違いをどうするか） 論点３：燃料費の扱い（燃料費として燃料輸入価格を用いるのが妥当か） 論点２：燃料による差異 コージェネレーションシステム 論点３：燃料費の扱い 需要地 （工場・ビル等） ガス製造所・製油所等 天然ガス、石油等 論点１：熱価値の考え方 電気エネルギー ４５～２０％ 熱エネルギー ３０～６０％ 100の エネルギー 利用困難な廃熱 ２０～２５％ 総合効率 ７５～８０％ コジェネの特徴や活用のあり方は、コスト等検証委の検討時から大きな変化がないことから、 基本的な考え方は、前回と同様と考えてはどうか。 24 （１）熱価値の考え方 ○電気と熱が同時に発生するコジェネの特徴の考慮の仕方は、大きく分けて以下の２種類。 ① 熱価値を別途計算し、費用から控除 ② 電気と熱の出力比率で費用を按分した上で、電気部分のコストを試算 ○コスト等検証委の検討時は、国際的な考え方も踏まえ、選択肢①を採用。 選択肢① 選択肢② 一定の電気を生み出す際に同時に発生する熱の価値 を別途計算し、それを費用から差し引く。 同時に生み出される電気と熱の出力比率で費用を按 分した上で、電気の部分だけでコストを試算する。 発電コスト = 資本費＋燃料費＋運転管理費－排熱価値 発電電力量 ※ 排熱価値 ＝総熱利用量×単位熱量当たりの市場価値 【 熱価値の考え方 】 熱と電気の出力比率（kWhベース）と同様の比率で、それぞ れに対し燃料が投入されたと見なし、擬似的にコストを按分。 コスト試算は、電気に用いた燃料、電気の出力のみで試算。 【 発電効率30%・熱回収効率50%のコジェネのケース 】 総合効率： 80％ この場合、各国の実態に即した熱の価値を設定する必要。 ⇒同量の熱をボイラで得るために必要な燃料費で代替し計算 燃料価格($ / t ) 単位熱量当たりの市場価値(a) = ÷ ボイラ効率 単位燃料当たり発熱量(Wh / t ) 出力として得られる電気と 熱の比率が３：５であること から、発電には燃料コスト 全体の３／８が利用された と見なす。 62.5 電気：熱 ３：５ 100 50 電気：熱 ３：５ 37.5 30 OECD/IEA（ “Projected Costs of Generating Electricity (2010)” ）では①方式を採用（2010年版報告書では、各国ヒアリングにより換算レートを決 定し、1MWhの熱利用に対して、45$/MWhで換算し、排熱価値を控除） なお、同報告書では、②方式について、「電気と熱は一体的なアウトプットであり、 費用を分割することは極めて非実践的」としている。 25 （２）燃料による差異 ○コジェネは燃料毎に規模や活用のあり方が異なる。 ○コスト等検証委の検討時は、業務・産業用コジェネにおいて、天然ガス及び石油が主な燃料として活用さ れていた（設備容量ベースでコジェネ全体の約８２％）ことから、天然ガスコジェネ及び石油コジェネのそれ ぞれについてモデルプラントを設定。 ○また、同様にコジェネである燃料電池（家庭用燃料電池（エネファーム））についても、コジェネの考え方を 用いて試算を実施。 天然ガスコージェネレーション コジェネの総発電容量の約５３％を占める。（※コスト等検証委の際は４９％） 100kW以下のマイクロコジェネ（小規模業務用）、300～1,000kW程度の小～中型ガスエンジン（病院、ショッピン グセンター等）、5,000～7,000kW程度の大型ガスエンジン・ガスタービン（産業用、大規模業務用等）が主流。 石油コージェネレーション コジェネの総発電容量の約２９％（重油のみ）を占める。（※コスト等検証委の際は３３％） 1,000～2,000kW程度のディーゼルエンジン（中規模な産業・業務用、病院等）が主流。 燃料電池 国内では家庭用燃料電池コージェネレーションシステム（エネファーム）が主流。 家庭用燃料電池は都市ガスやLPGを改質して水素を取り出し、燃料電池により高効率な発電を行うとともに、 発電時に生じる熱を給湯にも活用する家庭用コジェネであり、700Wの小型が主流。 2009年の販売開始以降、既に約11万台が普及。 コジェネの主な燃料種や活用のあり方に大きな変化がないことから、コスト等検証委員会と同様 に①天然ガスコジェネ、②石油コジェネ、③燃料電池についてモデルプラントを設定してはどうか。 26 （３）燃料費の扱い ○コジェネの燃料費の扱いについては、大きく分けて以下の２種類の考え方がある。 ① 大規模集中電源と同様の燃料価格を試算に活用。 ② 需要地における燃料価格を試算に活用。 ○コスト等検証委の検討時は、大規模集中型と分散型とで電源としてのコストを比較する等の観点から選 択肢①を採用。 選択肢① 選択肢② 火力発電などの大規模集中型電源とコジェネ などの分散型電源とを、電源として比較する 観点からは、例えばガスコジェネでは、LNG火 力発電と比較するに当たり、燃料費を統一し、 同じ燃料価格を採用することが適当。 需要地に近く設置されるという特徴を有する がゆえに、実際に発電する際の燃料費として は、例えばガスコジェネであれば、ガスの託送 コストも含めた都市ガスの価格を採用するの が適当。 【例：ガスコジェネのケース】 ＣＩＦ価格 選択肢① 選択肢② ＣＩＦ価格＋諸経費 都市ガス料金 ガス製造所 都市ガス導管 ＬＮＧ 需要地 （工場・ビル等） ガスコジェネ ＬＮＧ火力発電所 OECD/IEA（ “Projected Costs of Generating Electricity (2010)” ）においても、コジェネのコスト試算上の燃料価格は輸入価格が用いられている。 27 ガスコージェネレーションの技術革新 ○ガスコジェネについては、コスト等検証委の検討時と比較して、市販されている最高効率機器の発電効率 は、１％程度向上。 ○さらに、将来に向けた技術開発により、ガスエンジン及びガスタービンについて数％程度の発電効率向上 が見込まれていることから、これらを見込んだ数値を将来の諸元としてはどうか。 発電 効率 [ % ] 60 55 50 45 40 35 【 ガスコジェネの効率向上見通し 】 【～2030】 ○高圧縮比化（高膨張比化）、 高出力化 ・燃焼技術の高度化 ・過給機の高性能化 ・点火技術の高度化 ○損失低減 ・機械 ・吸排気損失低減 ・熱損失低減 など 【～2020】発電効率：50％超 【現行】ガスエンジン 発電効率 最高水準 （※）５ＭＷ級 49.0％ 過去検討時 （2011年度） 48.5％ 【～2030】発電効率：38％超 【～2020】発電効率：36％超 【現行】ガスタービン 発電効率 最高水準 （※）１５ＭＷ級 34.5％ 100 ガスエンジンの技術開発課題 【～2030】発電効率：51％超 【～2030】 タービン入口温度の高温化 ・タービン翼の耐熱性向上 ・冷却技術高度化 ・過給機の高性能化 など 30 【 ガスコジェネの技術革新 】 1,000 発電出力 [ kW ] 過去検証時 （2011年度） 33.0％ 燃焼技術の高度化 シミュレーション技術の高度化による燃焼改善 ミラーサイクルの最適化など 過給器の高性能化 二段過給の実現など 点火技術の高度化 レーザー着火の実現など 機械損失、吸排気損失、熱損失などの損失低減 ガスタービンの技術開発課題 ガスタービンの入口温度の高温化 高温化に耐えうる耐熱性の確保 安価で高性能な冷却技術や伝熱制御技術 10,000 （※）上記の発電効率は、市販されている最高効率のもの。LHV表記。 28 燃料電池の技術革新 ○家庭用燃料電池については、コスト等検証委の検討時と比較して、市販されている機器の平均発電効率 は１％程度向上。また、販売価格は１００万円以上低下。 ○さらに、将来に向けた技術開発により、発電効率向上、およびコスト低減が見込まれていることから、これ らを見込んだ数値を将来の諸元としてはどうか。 【 燃料電池の技術革新 】 【 家庭用燃料電池のコスト及び効率の推移 】 燃料電池の技術開発課題 （万円） 350 38% 303 300 298 260 250 34.8% 200 35.1% 210 35.2% 35.7% 34% 165 145 32.8% 2009年度 販売価格 32.7% 2010年度 2011年度 2012年度 36% 35% 150 100 37% 発電効率 2013年度 2014年度 33% 32% 高効率化 電極の高ロバスト化、高性能化 燃料処理系の高効率化 低コスト化 低タクト大量生産プロセスの開発 歩留まり率の低下に資する品質管理方法の開発 低白金化技術 燃料処理系の簡素化 高耐久化 電極触媒・電解質・MEAの反応解析を通じた劣化 機構の解析 耐久性迅速評価方法の開発 （※）販売価格及び発電効率は家庭用燃料電池の補助金の交付決定平均 【発電効率の向上（ 2011年コスト等検証委員会の想定）】 2020年：37%／2030年：43% 29
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