FIT制度：平成29年度以降の買取価格および制度改善への提言

2017年2月10日
認定NPO法人環境エネルギー政策研究所

自然エネルギー[1]の導入量について、2012年の固定価格買取(FIT)制度のスタート以来、太陽光発電を中心に導入量が増加しているが2015年度でも国内の全発電量に占める割合は14.5%程度と推計され、太陽光と風力を合わせてもいまだ4%程度にすぎない。平成29年度から施行される改正FIT法[2]では、経産省の公表したエネルギーミックスを前提とした自然エネルギー導入の仕組み、国民負担抑制の観点からの効率的な導入の仕組みや電力システム改革での効率的な電力取引・流通の実現などが目的になっている。しかし、FIT制度の運用開始から5年目を迎え、多くの課題が見えて来た。2016年10月までの設備認定(移行認定含む)は9700万kW以上に達しているが、そのうち88%を太陽光発電が占めている。実際に運転を開始している設備は4100万kW以上で設備認定の約42%となっている(移行認定を含む、2016年10月末、図1参照)。

その状況の中で、制度開始から6年目となる平成29年度以降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2016年10月からスタートし、改正FIT法を前提として6回の審議を経て昨年12月13日に「平成29年度以降の調達価格等に関する意見」が公表された。その後、本年1月13日から開始された約1か月間のパブコメ等を経て、平成29年度以降の買取価格等および電源種別ごとの「事業計画策定ガイドライン」が決定される。ISEPではこれまでもFIT制度を取り巻く様々な課題を踏まえ、FIT制度を含めた自然エネルギー政策への様々な提言をしてきており、改正FIT法に関する提言も昨年1月および7月に行っている。そこで、平成29年度以降の買取価格および今後の自然エネルギー普及政策に対して以下の提言をする。

図1:FIT制度による設備認定の推移および導入量(2016年10月末、移行認定含む)
資源エネルギー庁のデータよりISEP作成

【平成29年度以降の買取価格への提言】

(1) 太陽光発電の買取価格は規模別・タイプ別(屋根置き、地上置き等)にきめ細かく設定すべき。

10kW以上の非住宅用太陽光では、出力規模により発電のコスト構造が明らかに異なるため、新たな調達価格の区分を制度開始当初から設けるべきだった。未稼働案件への対応で、改正FIT法の中で入札制度の導入が決まり、平成29年度以降は、非住宅用太陽光のうち2MW以上が対象となっている。結果的に2MW以上の太陽光に対して新たな区分を設けることになるが、規模別の買取価格の設定をきめ細かく設定する必要がある。さらに、土地利用の面で様々な課題がある地上置きの太陽光に対して、屋根置きの太陽光の導入を進めるため、タイプ別の買取価格の区分も設けるべきである。

すでに1000kW以上のメガソーラーと呼ばれる大規模な太陽光の設備認定が4000万kW近くに達しており、低圧連系の50kW未満の設備認定も2600万kW以上あるが、高圧連系の50kW以上1000kW未満の設備認定は930万kWしかなく、大きな偏りを見せている(図2、2016年10月末現在)。出力50kW以上の高圧連系の設備では設備規模が大きいほど事業性が高いことが原因として考えられるが、1000kW未満の屋根置きの太陽光発電の導入について、地上置きに比べて高コストになるなど課題があると考えられる。一方、1000kW以上のメガソーラーで認定された設備のうち約26%しか運転を開始していないが、土地利用や系統接続に関する様々な課題が未稼働の要因となっている可能性がある。50kW未満の低圧連系の設備についても38%程度しか運転を開始しておらず、地域が主体となった小規模な発電事業者についても様々な課題を抱えていることが考えられる。

図2:太陽光の設備認定と運転開始状況(2016年10月末現在)
出典：資源エネルギー庁データよりISEP作成

10kW以上の非住宅用太陽光については、その出力規模により異なるシステム費用となっていることが運転開始設備のデータからすでに明確になっている。1000kW以上のシステム平均価格が下げ止まり、平成26年度以降、50kW未満のシステム費用との差が5万円以下に縮まったとされる (図3)。このシステム費用の平均価格の差は、2年前の平成24年度Q3には、約15万円もあったため本来は平成25年度調達価格の決定の段階での見直しが必要だったことになる。

図3：非住宅用太陽光発電のシステム価格の推移
出典：調達価格等算定委員会のデータより作成

(2) 地域での合意形成や地域の活性化を重視し、電力系統への優先接続を保証して、地域主導の取り組みを支援する制度運用にすべき

一部の地域で見られる大規模な太陽光発電事業の開発でのトラブル等[3]を未然に回避するため、発電事業計画の認定要件(第9条第3項関係)において、地域での合意形成プロセスをしっかりと盛り込み、積極的な情報公開と地域のステークホルダーの参画を推奨すべきである(「持続可能な社会と自然エネルギーコンセンサス」参照[4])。さらに、1000kW未満の地域分散型の小規模な設備に対して現状の課題を把握し、地域主体の取り組みについては買取価格以外にも各種の手続きや人材育成、資金調達など十分な支援を行うべきである。

自然エネルギーの本格的な普及には電力系統への「優先接続」が欠かせないが、現状、接続契約は各送配電事業者による裁量手続きに委ねられているにも関わらず、FIT制度の認定手続きの大前提となっている。そのため、地域の電力系統の状況(空き容量)や送配電事業者の対応(接続可能量、工事負担金など)により接続契約が困難な地域が多く、改正FIT法が前提とする「自然エネルギーの最大限導入」の大きな障害となっている。オープンアクセスとして法制化されている「接続義務」の系統接続ルールが電力会社によって骨抜きされるなど、根拠が不透明な「接続可能量」や過大な「工事負担金」、既存電源や電力会社の計画を優先した「空き容量ゼロ回答」などによって実質的に接続が拒否されている。送配電事業者を行う接続契約手続きをしっかりと規制し、持続可能性を考慮した自然エネルギーを最優先かつ最大限導入できるよう、FIT制度の運用を行うべきである。

(3) 風力発電の買取価格は、タイプ別に地域ごとの実情を考慮してきめ細かく設定し、系統制約や環境アセスに対する課題の解決を目指すべき

風力発電について、平成29年度以降の買取価格が将来的なシステム費用の低減を前提に3年後まで示されたことは一定の評価ができるが、深刻化する電力系統の制約や長期化している環境アセスメント手続きなど様々な課題を考慮した買取価格の設定を行う必要がある。実際の導入があまり進まない中で、システム費用は未だ買取価格を算定する際の想定を上回る状況が続いており、将来に渡り予見可能な適切な買取価格の設定が引き続き求められているが、新設と共にリプレースについてもタイプ別や地域ごとの実情を考慮する必要がある。

東北や北海道で深刻な電力系統への接続制約などの立地条件、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い。指定電気事業者の指定を受けた電力会社毎に「接続可能量」が設定され、それを超えた風力発電設備については無制限・無保証の出力抑制が求められているが、この様な「接続可能量」を定める制度を廃止し、出力抑制分を補償するなど制度の見直しが必要である。さらに、電力系統への接続費用についても、全て発電事業者の負担としている制度を見直し、欧州並みの自然エネルギーの「優先接続」を実現するために、他の自然エネルギーを含めてできるだけ一般送配電事業者による「一般負担」とし、自然エネルギーの本格的な導入に対応できる電力系統の整備を進める必要がある。

風力発電への環境アセスメント(法アセス)の審査手続きが800万ｋW以上に達しているが、風力発電の設備認定(移行認定を含まず)が2016年10月末で300万kWに達したものの、実際の運転開始は設備認定の約20%に相当する58万kW程度に留まっている(国内の累積導入量は2016年度末にようやく330万kWに達する見通し[5])。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ため、環境アセスメント手続きの期間短縮や対象規模の見直し、アセス情報の共有化、ゾーニングの制度化などを行う必要がある。

(4) バイオマス発電の買取価格は燃料種別や設備規模、燃料の持続可能性や熱供給の有無などを考慮してきめ細かい制度を設けるべき

使用する燃料の種別やコストが大きく影響するバイオマス発電については、規模や燃料種別等によるきめ細かい条件を定め、それごとに認定条件や買取価格の設定が必要である。特に、木質バイオマスについては、設備費用や燃料調達コストを含む運転費用などを踏まえた上で、発電規模の上限(例えば2万kW程度)を設定とすることや、燃料調達のトレーサビリティやその持続可能性を把握すると共に、発電規模に応じた調達価格を定めるべきである。特に一般木材が対象としている輸入材については、EUやISOの固体バイオマスに対する持続可能性基準なども参考に、認定や調達時の基準を設定すべきである。

平成29年度以降の買取価格において一般木質などを燃料とする大規模な2MW以上のバイオマス発電について新たな調達区分を設けたことは一定の評価できるが、最終的には設備規模の上限を決めるべきである。さらに、比較的コストが低く、事業採算性の高い大規模な石炭混焼発電については、FIT制度の対象外とするか、新たな区分を設け、そのコストを反映した調達価格を定めるべきである。さらに、単なる燃料種別や規模別の買取価格の設定だけではなく、熱電併給や最終的に燃料となる木材のカスケード利用を推奨し、支援する制度を拡充する必要もある。

全国で、木質バイオマス発電の計画が設備認定ベースで全国で450件以上あり、その設備容量は400万kW(バイオマス比率を考慮)を超えている(2016年10月現在)。特に全国的に一般木質による設備認定が増加して320万kW以上に達しており、国内での原料調達の制約から輸入材の急増が懸念されるため、その持続可能性に関する基準作りが急務である (図4)。未利用木質についても、すでに地域によっては燃料の安定供給に対する懸念が生じており、木質バイオマス資源の特性から、地域の森林資源の活用が前提となることため、大量の燃料を必要とする大規模な設備に対しては、一定の制限が必要である。

図4：バイオマス発電の設備認定の状況(2016年10月末)
出典：資源エネルギー庁データよりISEP作成

(5) 地熱、中小水力は実態を踏まえた買取価格の設定と適切な支援をすべき

地熱発電の設備認定は2016年10月末で8万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、今回平成29年度から平成31年度の3年間において調達価格が据え置きになったことは評価ができる。1.5万kW未満は各地で数千kW規模のバイナリ―方式を含む比較的小型の発電設備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年程度かかるとも言われている。事業化のための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をさらに進める必要がある。

小水力発電については、2016年10月末時点の設備認定が約79万kWに達し、件数も500件を超えているが、運転開始は約22万kW(250件)と28%程度に留まっている。設備認定までの基本的な調査や手続きに2～3年程度かかっており、買取価格を平成31年度までの3年間据え置くことは評価できる。また、5MWを超える比較的規模の大きい中小水力発電について新たな区分を設けたことも評価できる。一方、1000kW未満の小規模な水力発電については、工事費を含む初期のシステム費用が想定よりも高くなっており、区分ごとに適正な買取価格の設定と共に、事業化に必要な調査や資金調達などの面でさらに支援が必要である。

(6) 設備認定や運転開始をした発電設備・運転データやコストデータの情報公開を徹底すべき

認定設備や運転開始設備の一覧等も定期的(4半期に一回程度)に公開するべきである。RPSから本制度への移行した設備も含め、事業者のノウハウを活かしつつ、新たな設備導入へのインセンティブを生み出す仕組みとするためにも、既存設備を認定する際には、今後の新規事業の参考にもなるように、これまでの運転データ(発電量など)を蓄積してできるだけ公開する必要がある。

2014年4月末時点から市町村別の設備認定および運転開始状況を公表していることや、自治体に対しての情報開示の方向性は評価できるが、これまで設備認定された設備については、該当する市町村だけではなく、必要に応じて発電事業者や研究者が実績データを活用できる仕組み(データベース)を作るべきである。さらに設備認定や運転開始状況、運転データ(発電量)などを集計して、できるだけ詳細な統計データを整備して公開すべきである。

導入された発電設備のシステム費用および運転費用などのコストデータは、その分布が委員会資料として公開されているが、システム費用や運転費用データそのものを情報公開すべきである。発電事業者や電力会社(系統運用者)、制度運用者の予見性を高め、適切な制度運用をおこなうため、特に太陽光の普及に伴う導入コストの低減に伴い、原則年度毎に設定される新規の発電設備に対する調達価格を、予見性をもって低減していく必要がある。予め翌年度の調達価格の逓減率を定める方法が望ましいが、予見が可能な様にコストデータなどを積極的に集計し、情報公開すべきである。そのためには、調達区分や調達価格を定めるその際のコストデータを着実に集積し、できるだけ頻繁に公表(ホームページ等)・活用する仕組み(データベース等)を整えるべきである。

【自然エネルギーの本格的導入に向けた方策の提言】

平成29年度から施行される改正FIT法は、総合資源エネルギー調査会の「再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会」で検討され、経産省が2015年7月に決定したエネルギーミックスを前提とした自然エネルギー導入の仕組み、国民負担抑制の観点からの効率的な導入の仕組みや電力システム改革での効率的な電力取引・流通の実現などが論点となった。この小委員会が2015年12月に公表した報告書に基づきFIT法の改正が行われたが、さらなる現状の分析と平成29年度以降の詳細なモニタリング・評価が求められる。これらに対して、環境エネルギー政策研究所(ISEP)は、2016年1月[6]と7月[7]に意見を表明すると共に、自然エネルギーの本格的導入を実現するための方策を以下のとおり提言している。

太陽光発電の「接続可能量」の算定とそれに基づく出力制御(抑制)ルールについては、これまでの設備認定や系統接続に対して電力会社や政府が十分な対応をしてこなかった結果の現れであり、すでに設定されていた風力発電の「接続可能量」と同様に、今後の本格的な自然エネルギーの導入にブレーキをかける可能性が高い。自然エネルギーの本格的導入を実現するための方策を以下の14項目を2015年1月に提言している[8]。

[1] 委員会等の固有名詞を除いて「自然エネルギー」で統一している。

[2] 「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等の一部を改正する法律」(平成28年6月3日公布、平成29年度4月1日施行)

[3] ISEP研究報告「メガソーラー開発に伴うトラブル事例と制度的対応策について」(平成28年3月1日) https://www.isep.or.jp/library/9165

[4] ISEP・自然エネルギー財団「持続可能な社会と自然エネルギーコンセンサス」(2015年6月26日) https://www.isep.or.jp/library/7820

[5] 日本風力発電協会(JWPA) http://log.jwpa.jp/content/0000289479.html

[6] ISEP提言「地域エネルギーを潰す入札制度ではなくFIT改良で「コスト効率化」を目指せ」https://www.isep.or.jp/library/8930

[7] ISEP提言「改正FIT法は地域自立エネルギーの加速化を目指すべき」 https://www.isep.or.jp/library/9515

[8] ISEP提言「固定価格買取制度の運用見直し等に対する意見と提言」 https://www.isep.or.jp/library/7159