【プレスリリース】自然エネルギー政策・固定価格買取制度(FIT)への提言

2014年1月22日

自然エネルギー政策・固定価格買取制度(FIT)への提言
～調達価格等の見直しに向けた課題～

認定NPO法人　環境エネルギー政策研究所
2014年1月22日

※PDF版：【プレスリリース】自然エネルギー政策・固定価格買取制度(FIT)への提言

2012年7月1日に施行された自然エネルギー(再生可能エネルギー)電気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」（以下、FIT制度という）が、運用開始から2年目を迎え、大きな成果と共に様々な課題が見えて来た。その中で、制度開始から3年目となる平成26年度の調達価格等の見直しの検討のため、調達価格等算定委員会が年頭(2014年1月10日)からスタートした。

FIT制度開始からわずか1年余りで、太陽光発電を中心に著しい普及成果を見せつつある一方で、FIT制度および自然エネルギー政策を取り巻く様々な課題もはっきりと見えてきている。そこで本提言は、FIT制度のこれまでの評価と現状での課題を示し、日本国内の各地域での自然エネルギーの本格導入に向けて、ここで改めてFIT制度および自然エネルギー政策全般に対する提言をするものである。

【大きな成果と見えてきた課題（要旨）】

(1) 普及成果

FIT制度は、すでに世界中で100近い国と地域が採用している自然エネルギーによる電力の普及の切り札とも呼ぶべき制度である[1]。実際に、日本で2012年7月に開始されたFIT制度の設備認定の実績は、2013年10月末現在で2600万kWを超えているが、この設備容量は日本国内で1990年以降20年以上かけて導入されてきた自然エネルギーの発電設備の容量1300万kWの約2倍に達している[2]。ただし、この設備認定の約94%は太陽光発電が占めており、特にメガソーラー(1000kW以上の太陽光発電)が全設備容量の約54%を占めるという偏った状況になっている。一方で、太陽光発電を中心に日本国内での自然エネルギー市場は急成長しており、国連環境計画(UNEP)のレポート[3]によると2012年の日本国内の投融資額は160億ドル(約1.6兆円)で世界第4位となり、世界市場全体の市場(2440億ドル)の約7%を占めた。

(2) FIT制度で改善すべき点

FIT制度の運用においては、FIT制度で先行するドイツなど欧州各国で得られた知見を活かすと共に、日本国内の自然エネルギーの現状の課題を十分に考慮する必要がある。FIT制度のスタート時に定められた調達価格や調達期間などFIT制度の内容については、当研究所がこれまで提言してきたポイントがある程度反映されていた[4]。しかし、平成25年度からの調達価格の見直しの機会が平成24年度末にあったにも関わらず、現状の課題を解決するためのあるべき調達価格の区分や情報公開、電力系統への優先接続や優先給電の徹底など多くの重要な課題も残されている。

(3) FIT制度を取り巻く課題

さらに、日本において持続可能な社会を実現するために欠かせない自然エネルギーの本格的な普及の為には、FIT制度を取り巻く様々な課題があり、これらを継続的に解決すると共に、見せかけではない本質的な電力システム改革や、自然エネルギーに関する中長期的な導入目標の設定や情報公開、様々な規制・制度の改革が必要である。

【FIT制度の現状と課題】

(1)設備認定2600万kW、事業用太陽光発電86%、運転開始は約22%

2012年7月にスタートしたFIT制度に関して、公表されている2013年10月末までの設備認定および運転開始の実績について図1に示す。なお、FIT制度に関するデータは、本来、毎月更新されるはずであるが、この2013年10月末のデータは2014年1月になって公表された。それ以前は、2013年末までは2013年7月末までの情報しか公開されていなかったなど、多くの国民が費用負担を含めて関わりを持つ制度として情報公開の課題は多い(認定設備や運転開始設備の一覧等も公開されていない)。2013年7月末までに設備認定された設備容量は全体で2620万kWに達しているが、特に出力10kW以上(非住宅用)の太陽光発電については2250万kW近くあり、設備認定全体の設備容量の約86%を占めている。このうち出力1000ｋWを超えるいわゆるメガソーラーは1400万ｋW以上に達し、設備認定全体の実に約54%を占めている。本来、発電設備の規模が大きいほど設備の建設費用単価はさがり、事業の採算性が高まるため、調達価格が10kW以上一律の現状では大規模な事業への参入が極端に進むと考えられる。

一方、太陽光全体(住宅用を含む)では2450万kW以上と設備認定全体の約94%に達するが、実際に2013年10月末までに運転を開始した太陽光発電設備は567万kWと、設備認定の23%程度となっている。10kW未満の太陽光発電のうち運転開始された設備は約184万ｋWと設備認定された設備の90%程度に達しているのに対して、10kW以上の太陽光発電のうち運転開始された設備は約380万ｋWと設備認定された設備のうち17%程度に留まり、さらに1000kW以上のメガソーラーでは108万kWで8%以下に留まっている。発電設備の工事期間や2013年11月以降の情報が公開されていないことで不明な点も多いが、2012年度末までに認定された設備の中には、太陽光パネルなどの機器の納期や連系工事の遅れなどから工事期間が延びるケースや、電力会社との電力系統への接続にまつわる様々な問題で、設備認定されても最終的に事業を断念するケースもあると考えられる。さらに、2012年度末までに大量に認定された1800万kW以上の事業用太陽光発電の中には、土地の権利関係が曖昧なケースや資金調達や着工の目途が立たないまま放置されたり、建設費用の下落を待ち続けるケースなども含まれると考えられる。その様なケースが大量に存在する場合には、太陽光発電の適切な市場拡大を阻害する恐れがあるため、その実態の解明と是正が急務である。

図1：FIT制度における毎月の設備認定の状況(累積)と2013年10月末の運転開始状況

(2)太陽光発電～電力系統の課題、特に北海道

太陽光発電に関して地域別の状況を見るために、図2には、都道府県別の太陽光発電設備の認定状況(2013年10月末現在)を設備認定の多い都道府県の順番に示す。北海道や九州地方で1000kW以上の大規模な太陽光発電設備(メガソーラー)の認定が多く、都市部では10kW未満の住宅用や1000kW未満の設備の認定の比率が比較的大きくなっている。

・北海道の系統制約と「無補償化」問題

しかし、特に北海道電力の管内では2013年3月末時点で出力2000kW以上の太陽光発電設備の受付が157万kWに達していたにも関わらず、北海道電力は電力系統への接続限度を40万kWとしており、その根拠を明確に説明していない。

さらに北海道電力の管内では出力500kW以上の太陽光発電設備について、系統への接続量が70万kWを超えた場合に、出力抑制の際の「無補償化」の特例が実施されている[5]。これはFIT制度で規定されている発電事業者の出力抑制(年30日を超える場合)に対する補償措置を電力会社に対して免除している。2013年12月には沖縄本島でも系統への接続容量の限界に対する発表があり、その対応が公表されている[6]。

・電力系統に関する課題の解決に向けて

これらの電力系統に関する課題の解決に向けては、電力系統の運用や整備に関する情報公開や中長期的な見通しを明確にすることが望まれる。本来、出力抑制に対する補償費用は、FIT制度の中での負担を原則とすべきであり、電力会社の負担とすべきではない。とくに、本質的な電力系統の中立な運営・整備の観点から「無補償化」という一時しのぎの対応は望ましくない。

さらに、2013年5月末に行われたバンク逆潮流制限に係る各種規定の改正[7]では、これまで認められなかった配電用変電所でのバンク逆潮流(変電所から供給している電気の量を太陽光発電等が上回る事態)が保護装置の設置を前提に認められたことは一定の評価ができる。しかし、発電事業者側の負担費用が公表されているが、実際の電力会社側の対応には時間がかかる状況もあり、本来は太陽光発電等の接続を前提とした配電網の整備は系統運用者(電力会社)側で率先して行うべきものである。今後はこうした措置に伴う費用負担の原則を明確にすることで、さらに電力需要の少ない地域でも電力系統への接続が容易となるための対応を期待したい。

図2：都道府県別のFIT制度における太陽光発電設備の認定状況(2013年10月末)

(3)風力発電～既存設備からの移行が中心、新規導入は準備段階

事業用(出力20kW以上)の風力発電については、IRR(内部収益率)8%を想定した比較的高い調達価格が設定され、平成25年度の新規導入にもそのまま適用されることになった。しかし、風況や電力系統などの立地条件や環境アセスメントなど調達価格以外の事業へのハードルが高く、風力発電への環境アセスメント(法アセス)の審査が350万ｋW以上(2013年6月現在)[8]も行われて居るのに対して、風力発電の設備認定は2013年10月末で83万kWに留まり、実際の運転開始も設備認定の約8%に相当する7万kW程度に留まっている。風力発電の設備認定や運転開始のペースは環境アセスメントなどの準備期間の長さにより太陽光発電に比べるとまだまだ遅い状況である。

なお、既設のRPS認定設備256万kWのうち、98%にあたる約252万kWが2012年度中にFIT認定設備に移行したと推定される。これら新たにFITに移行した既設の風力発電の運転状況や事業評価は、今後の日本国内での風力発電の普及において貴重な情報になると考えられ、データの情報公開や分析評価が望まれる。

太陽光発電が集中する北海道などの地域では、すでに設備認定が電力会社の公表する接続限度を超えており、導入に時間がかかる風力発電への配分が望まれる。また、東北や北海道など、風力発電に適した風況の良い地域について電力系統を計画的に整備するための調査や仕組みの構築が的確に実施されることが望まれる。北海道では、導入ポテンシャルの大きい風力発電の有望地域において、新たな送電網整備の実証事業が検討され、送電事業の特別目的会社による実証事業の実施とその支援策が発表されている[9]。しかしながら、送電を担う電力会社が行うべき本来の送電網整備のあり方ではなく、本質的な解決策とはほど遠い。

(4)地熱発電・小水力～長期間の調査や手続きを要す

地熱発電では設備の規模により2段階の調達価格が定められているが、設備認定は2013年10月末で5千kW程度に留まる。地熱発電については、調達価格が比較的高く定められており、特に1.5万kW未満は各地でバイナリ―方式を含む比較的小型の発電設備の事業化の検討が始まっている。しかし、数千kW規模の事業化計画が前に進む一方で、本格的な数万kW規模の地熱発電設備については、資源調査から環境アセスメントまで非常に長期に渡る調査や手続きが必要となり、運転開始までには10年以上かかると言われている。資源調査への支援や環境アセスメントの手続期間の短縮化などが課題となっている。

小水力発電については、200kWと1000kWを境に三段階の調達価格が定められている。2013年10月末時点の設備認定が12.6万kWになったが、運転開始は5千kWと約4%に留まっている。図3には、2011年度までのRPS認定設備とFIT認定設備の設備容量(累積)の推移を示す。なお、RPS認定設備22万kWのうち、約16%にあたる3.5万kWが2012年度中にFIT認定設備に移行していると推定される。

図3: 中小水力発電の設備認定(累積)の推移と運転開始(2013年10月末)

(5)バイオマス発電～持続可能な森林資源の確保などが課題

バイオマス発電に関するFIT制度における調達価格の設定は、他の発電種別と比べて特殊で、発電の規模ではなく、バイオマス燃料の種類に応じて調達価格が定められている。例えば、畜産バイオマス(バイオガス)や間伐材等の未利用木材は調達価格が高く、木くずや生ごみなどの廃棄物は低く設定されているため、より高い調達価格が得られる未利用の間伐材など木質燃料の認証制度(トレーサビリティ)や燃料の安定供給確保、サプライチェーンの確立が課題とされている。さらに大量の燃料を必要とする石炭混焼に対する懸念、規模別の調達価格や熱利用(熱電併給)の評価なども考慮すべきという指摘や提言が従来から行われており、日本国内の森林資源の保護と有効活用という視点からも検討すべき課題は多い。

バイオマス発電は、2012年度末までの設備認定は約19万kWだったが、2013年10月末には71万kWに達している。そのうち7割程度(設備容量)は間伐材などの「未利用木材」あるいは製材工場などからの端材を利用する「一般木材」を燃料とする大規模なバイオマス発電であるが、設備の件数としては一般廃棄物や畜産廃棄物(メタン発酵)を利用した比較的小規模なバイオマス発電が7割を占めている。これらのバイオマス発電のうち、実際の運転開始率は16%程度であり、一般廃棄物(45%)やバイオガス(24%)が高くなっているが、未利用木材(4%)や一般木材(9%)と低い水準に留まっている(2013年10月末現在)。特に未利用木材を燃料として利用する大規模な木質バイオマス発電設備は全国各地で事業の計画が進んでいるが、実際には1施設しか稼働をしていない。なお、既存のRPS認定設備230万kWのうち、46%にあたる107万kWがFIT制度に移行しているとみられる。図4には、バイオマス発電の設備認定の毎月の状況を燃料種別に、既存のRPS設備の設備容量と比較して示す。

図4 バイオマス発電の設備認定の推移および運転開始(2013年10月末)

(6) 地域エネルギー事業におけるファイナンスの期待と課題

FIT制度に呼応して、自然エネルギーの発電事業者だけでなく、自然エネルギー資源が豊富な国内の各地域において自治体や民間の関係者などの期待は大きく、各地域の関係者が主体となり事業化の検討が進められている。従来、大規模な太陽光発電事業の多くは大企業によるコーポレートファイナンスによる資金調達が主流だったため、信用力の高い企業にとっては、日銀の金融緩和政策の継続による低金利状態が継続し、安定した資金調達環境が続いている。さらに、各地域の金融機関においても太陽光発電に対する事業評価や融資の体制が整ってきており、様々な資金調達スキームによりプロジェクトファイナンスによる事業も増え始めている。また、比較的小規模なプロジェクトについては各地域の金融機関による事業評価の経験が乏しく、融資が難しい面もあるが、徐々に太陽光発電などに対する融資実績が広がってきている。今後、さらに事業開発段階での資金やノウハウの支援、信用保証制度の整備などが求められる。太陽光発電以外においても、小水力発電、風力発電、バイオマス発電等地域での事業開発段階において社会的合意形成や資金調達面で停滞しているプロジェクトも多く、こうした面での事業開発の初期段階での支援策等の整備が課題となっている。

(7) 地域主導型自然エネルギー〜コミュニティパワーの勃興

今、全国各地で、地域外の大企業によるメガソーラー用の土地の囲い込みが進んでいる。風力発電も同様である。しかし、自然エネルギーが地域分散型であり、かつ地域の資源を使う技術であるがゆえに、こうした地域外の企業による土地の囲い込みは、植民地的な開発に例えられる。

これに対して、日本国内の各地域で自ら地域のエネルギー事業を興す「コミュニティパワー」と呼ばれる動きも続々と起きている。地域のエネルギー事業を自ら興し、地域の人たちが中心となってその計画を進め、その（経済的・社会的な）便益を地域社会が享受することを「コミュニティパワー3 原則」と呼ぶ。このように、世界中で加速度的に進んでいる自然エネルギー革命が、ますます地域コミュニティによって担われていることは、最も重要な動きである。長く一部の人たちに独占されてきたエネルギーが、幅広い人たちによって担われる、社会の構造転換が起きようとしている。図5には、コミュニティパワーへの取組みの事例として、環境省が平成23年度から開始したモデル事業「地域主導型再生可能エネルギー事業化検討」の採択地域を示すが、それ以外の地域も含め、すでに全国各地で協議会での合意形成や地域主導型の事業化が進んでいる(詳しい事例は「コミュニティパワー・イニシアチブ」を参照[10])。

【コミュニティパワー3 原則】

地域の利害関係者がプロジェクトの大半もしくはすべてを所有している
プロジェクトの意思決定はコミュニティに基礎をおく組織によっておこなわれる
社会的・経済的便益の多数もしくはすべては地域に分配される

図5 環境省「地域主導型再生可能エネルギー事業化検討」採択地域

(8)ドイツの固定価格買取制度(EEG法)の現状

ドイツにおける再生可能エネルギーの固定価格買取制度(EEG法)は2000年にスタートしてからすでに10年以上が経過し、再生可能エネルギーの本格的な導入に対して大きな成果を収めている。2000年に電力需要に再生可能エネルギーが占める割合が6%だったものが、2012年までには再生可能エネルギーによる発電量が4倍近く増加し、割合が約23%に達した(図6)。

図6 ドイツの再生可能エネルギー導入状況(ドイツ環境省BMUの資料よりISEP作成

その一方で、この買取に必要な補償額から市場電力価格分を差し引いて算定された「賦課金」(サーチャージ)が一般消費者の電力料金に上乗せされることから、近年、この賦課金が上昇傾向にあることだけが批判的に取り上げられることが増えている。しかし、賦課金はあくまで電気料金の一部にしか過ぎず、電力の卸市場価格の低下や電力多消費産業の需要家への減免対象の増加など電力システム全体を考慮した評価が必要である。ドイツにおいては、気候変動やエネルギー安全保障などを重視するエネルギー政策から、再生可能エネルギーの高い導入目標(2020年までに電力の35%以上)がすでに定められており、再生可能エネルギー導入への国民の幅広い関心や参加も進んでいる。ドイツにおいては、再生可能エネルギー導入のための国民への広く薄い公平な費用負担が持続可能な社会を実現するエネルギーシフト(Energiewende)に必要不可欠なものとして定着していると言える。

2013年10月15日、ドイツの固定価格買取制度(EEG法)に規定に基づき2014年1月からの賦課金の金額がドイツ国内の送電網運用会社(TSO)4社から合同で公表された。2014年1月からの賦課金は6.24セントユーロ/kWhとなり、2013年の5.277セントユーロ/kWhから約18%上昇する。この賦課金のうち2.4セントユーロ/kWhが純粋な再生可能エネルギーに対する負担部分であり、太陽光発電の導入コストの急速な低下から実質的に過去数年間ほとんど増加していない。一方で、電力の卸市場価格の低下や、電力多消費産業の需要家への減免対象による部分は、本来の再生可能エネルギーに対する負担部分を超えるまでになっている。図7には2013年9月にドイツの再生可能エネルギー協議会(BEE)が発表した賦課金の内訳の推計を示す。もはや賦課金だけでは、一般消費者への経済影響を評価することはできず、電力料金全体で卸市場価格の低下が反映された形で評価する必要があると考えられる。