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きみえかたづ
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1 分散型エネルギーシステムに関する研究プロジェクト部門 A 研究会電力市場の将来予測 : ~ 自由化後の発電コストシミュレーションとその示唆 ~ 2017 年 10 月笹俣弘志 (A.T. カーニー株式会社パートナ ) 筒井慎介 (A.T. カーニー株式会社プリンシパル )

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より抜粋政策経費等は自由化された発電市場における事業者による電源建設

2 新設モデルプラントによる発電コストの研究自体には意義があるにせよ実際の社会コストの試算にはそれだけでは不十分なのではないか政府による発電コスト試算の取組実際には同じ燃種であっても熱効率の異なる多様な発電所が存在建設費の償却済みの電源も多く存在設備利用率次第で実際のプラントの固定費単価は大きく異なりうる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より抜粋政策経費等は自由化された発電市場における事業者による電源建設稼働判断には無関係本研究においては実際に現存する発電所の存在を織り込み更に電力取引の在り方を通じて社会 (= 消費者サイド ) が負担するコスト規模の試算を行った 2

3 またそのコスト試算の前提としての発電ミックスについても一定の政府方針は示されたものの依然として不確定要素を含む政府が示した 2030 年の発電ミックス ( 電源構成 ) 発電ミックスに影響を与えうる要素石炭 26% 石油 3% 再エネ 22-24% 未だ趨勢が見えない原子力発電の再稼働延長稼働多くの計画発表がなされる火力発電の新増設原子力 20-22% 分散型を含む再エネ拡大 LNG 27% 世界的に進む低炭素化前述の試算方法において発電ミックスの違いがどのような影響を及ぼすか一定の蓋然性の範囲で発電ミックスのオプションを想定する必要がある 3

4 本研究では一定の蓋然性の範囲において複数の発電ミックスを想定しシミュレーションを実施した本研究で想定する発電ミックスのオプション 25% 政府方針ケース原発 : 21% 石炭 : 26% 再エネ : 23% LNG: 27% 石油 : 3% 原発再エネ上限低炭素重視ケース原発 : 21.5% 石炭 : 25.0% 再エネ : 30.2% LNG: 20.2% 石油 : 3.0% (CO2 排出量目標 10% 減 ) 総発電電力量 : 1,0815 億 kwh 1 取り得る幅原発比率 20% 15% 原発比率 ( 政府方針 ) 政府方針一定の石炭比率 (26% CO 2 排出係数 810g- CO2/kWh (USC 並み )) を前提とした場合に必要となる原発再エネ比率の合計 (43.5%) ( この線を下回ると石炭比率を縮小させる必要がある ) 原発再エネ中間ケース原発 : 16.8% 石炭 : 25.0% 再エネ : 26.1% LNG: 29.2% 石油 : 3% 再エネ比率 10% 20% ( 政府方針 ) 25% 30% 35% 再生可能エネルギー比率取り得る幅 1. 本研究会における補正を行ったうえで沖縄および自家発を除外した発電端需要 ( 発電電力量 ) 原発下限再エネ上限ケース原発 : 12.0% 石炭 : 24.5% 再エネ : 30.2% LNG: 30.3% 石油 : 3% 4

5 将来の電力需要量の見立て 5

6 政府方針案からGDP 成長率省エネ効果を修正すると 2030 年時点の電力需要は9,928 億 kwhと想定される ( 省エネを伴わない ) 需要予測値前提となる GDP 成長率 2030 年の需要予測値考え方各機関は試算の前提とする GDP 成長率が異なるため最も確からしい GDP 成長率をもとに各機関の需要予測値を補正国内外機関の予測値を参照した上で GDP 成長に比例した需要予測値を設定本研究会での見立て 1.7%( 内閣府経済再生ケース ) は最も確からしい予測値とは言い難い多くの機関は 1% 近傍を予測値としていることから GDP 成長率 1% とする GDP 成長率以外の影響要素 ( 人口動態等 ) は各機関の前提に大きな差異がなく GDP 成長率補正後の各機関の予測需要値の開きは小幅直近の需要減を踏まえ GDP と産業連関表の見直しを行った経産省 (2015 年 1 ) の予測値を最も正確なものと判断し採用 (GDP 成長率を除き億 kwh) ( 参考 ) 経産省 2015 試算 1.0% 1.7% 11,477 12,874 - = 省エネ効果省エネ量は政策的意思等により左右各種予測計画から省エネポテンシャルの幅を参照した上で政府の目標とする数字を評価政府の設定目標はこれまで実効性が乏しいとされてきた 450 シナリオよりも高い省エネ水準で確からしい予測値とは言いがたい省エネの政策的意思と実現性を鑑みて成行の省エネと 450 シナリオと中間値 13% を本研究では用いる 1,488 ( 13%) 3,066 ( 24%) 省エネ効果を加味した 2030 年の需要予測 1. 経産省長期エネルギー需給見通し小委員会 (2015 年 7 月 ) 2. IEA の世界エネルギー見通しにおけるシナリオの一つ New Policy Scenario(NPS 新政策シナリオ ) は最近発表された温暖化対策に関する公約や計画が実施されることを前提としたシナリオで IEA がベースケースとして置いているシナリオ 9,959 9,808 6

7 政府と同程度の送電ロス率を考慮すると本研究会で前提とする 2030 年の発電端需要は 10,815 億 kwh 需要の補正 ( 億 kwh) 1,781 1,488 9, ,815 9, 年度経済成長省エネ総需要送電ロス等発電端需要 2030 年度 7

8 発電ミックスにおける原子力比率の見立て 8

9 発電ミックスの最大の変動要素は原子力その趨勢の予測は困難だが客観的基準に基づきその再稼働延長稼働の可能性をユニット毎に分類 2030 年時点の稼働判定の視点原発稼働状況 (2030 年 ) の見立て安全性地元意向経済性重要施設の直下に活断層が存在するなど地震発生時の影響が大きいもの地元首長が明確に反対意思を表明しているもの追加安全対策投資の回収不可の可能性があるもの適合性審査に未申請で審査期間を含め炉年 40 年まで残年数が 10 年未満のもの柏崎刈羽 ( 東電 ) 志賀 ( 陸電 ) 1 2 敦賀 ( 原電 ) 1 2 美浜 ( 関電 ) 大飯 ( 関電 ) 高浜 ( 関電 ) 島根 ( 中国電 ) 伊方 ( 四電 ) 玄海 ( 九電 ) 川内 ( 九電 ) 1 2 泊 ( 北電 ) 大間 ( 電発 ) 1 東通 ( 東北電 ) 1 客観的に評価すると既存原発 ( 政府により既存に分類された大間島根 3 号機を含む ) のうち再稼働に至るのは最大 38GW~ 最小 21GW 程度ではないか女川 ( 東北電 ) 福島第一 ( 東電 ) 福島第二 ( 東電 ) 東海第二 ( 原電 ) 浜岡 ( 中電 ) : 稼働想定 : 流動的 < 凡例 > ( 再稼動可能性 ) 5 6 : 非稼働想定 : 廃炉決定済 9

10 原発再稼働にあたっての経済性は追加安全対策投資の回収が可能と見立てられるかが論点追加安全対策投資額の分布追加安全投資額の投資回収期間 ( 概算 ) 追設加備安容全量投百資万額 ( 億当円り ) の kw 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1, 東海 2 伊方 1 島根 2 東通 1 女川 2 伊方 3 浜岡 3-4 美浜 3 志賀 2 高浜 1-2 高浜 3-4 泊 1-3 大飯 3-4 KK6-7 川内 1-2 玄海対象設備容量 ( 万 kw) 1 平均約 1,400 億円 / 百万 kw 設備容量 100 万 kw 当りの追加安全投資額は約 1,400 億円程度個別性が高くまた若干規模の経済も認められるが太宗は 1,000~2,000 億円 / 百万 kw の範囲に収まる設備容量 100 万 kw 設備利用率 70% とすると年間販売量は約 60 億 kwh 程度 100 万 kw 24 時間 365 日 70% 60 億 kwh 保守的に概算では原発再稼働による収益改善額は約 260 億円 / 年程度自社 LNG 火力で焚きましの場合 : 約 360 億円 / 年 - 原発発電コスト : 4.8 円 /kwh ( 燃料費 + 運転維持費 ) - LNG 火力発電コスト : 9.1 円 /kwh( 燃料費 ) 2 - 収支改善額 :( 円 /kwh) 60 億 kwh 260 億円追加安全対策の投資回収期間は約 4~8 年程度追加安全対策 2,000 億円改善額 260 億円 / 年 7.7 年追加安全対策 1,400 億円改善額 260 億円 / 年 5.4 年追加安全対策 1,000 億円改善額 260 億円 / 年 3.8 年個別性が高いものの平均的には追加安全対策投資は概ね 4~8 年程度の稼働期間があると投資回収可能な水準と想定される 1. 報道でまとめて報告されているものが多くユニット別の設備容量には必ずしもなっていない 2. LNG 火力は焚きましが無くとも運転維持はされると想定し比較対象は燃料費のみを想定また発電コスト検証 WG 検討時よりも LNG 輸入価格が下落しており直近の CIF 等を用いて再試算出所 : 各種報道発電コスト検証 WG 10

11 検証 ) 本年 3 月に廃炉方針を決定した四国電力の伊方原発 3 号機は可燃性ケーブル対策も含めると投資回収不全リスクがあったと想定される四国電力伊方 1 号機の廃炉意思決定の背景想定 1977/9/ /3/ /5/ /9/29 営業運転開始廃炉機関決定廃炉再稼働を目指していた場合の想定スケジュール関電高浜 1 2 号機は合格後 2016/3 下 2017/9 約 3.5 年の工期を計画審査合格 : 2016/6/20 再稼働時期 : 2019/10 以降特別検査適合性審査 (1.5 年 ) 2017/9 2021/4 耐震等工事 ( 約 3.5 年 ) 再稼働稼働期間最大 16.5 年 60 年稼働時運転期限保守的に計画を建てる場合更に短期化の可能性あり工期延期地元反対訴訟による再稼働遅れ安全基準の更新によるバックフィットバックチェック等四国電力は原発停止後他社購入電力量を増やしており他社購入電力単価と原発発電単価の差が原発再稼働による収支改善効果となる稼働期間 16.5 年とすると収支改善効果は約 1,500 億円と概算される ( 四国電力でも約 1,500 億円と試算 ) 原発停止後に増加した他社購入電力量の単価は約 7.2 円 /kwh と想定 ( 収支総括表等より推計 ) 原発再稼働による原発発電単価は 4.8 円 /kwh (= 燃料費 1.5 円 /kwh+ 運転維持費 3.3 円 /kwh( 発電コスト検証 WG)) 伊方 1 号機の設備容量は 56.6 万 kw 設備利用率 77.5%( 実績累積設備利用率 ) とすると年間発電量は約 38 億 kwh 年間の収支改善効果は約 38 億 kwh 2.4 円 /kwh(= 7.2 円 /kwh 4.8 円 /kwh) = 約 91 億円 / 年可燃性ケーブル対策含め追加安全対策費は約 1,700 億円と見積もられており費用が効果を上回る出所 : 各種報道四国電力プレスリリースより A.T. カーニー分析 11

12 未だ廃炉判断適合性審査申請もしていない原発のうち審査期間等も考慮すると 6 基 ( 約 500 万 kw) は経済性の観点より再稼働を断念しうる適合性審査未申請の原発の適合性審査申請の見立て東北電力発電所設備容量 (MW) 運転開始年 40 年稼働までの残年数見立て女川 1 号機流動的女川 3 号機申請東京電力 (HD) 柏崎刈羽 1 号機 1, 流動的柏崎刈羽 2 号機 1, 申請柏崎刈羽 3 号機 1, 申請柏崎刈羽 4 号機 1, 申請柏崎刈羽 5 号機 1, 申請福島第二 1 号機 1, 非申請福島第二 2 号機 1, 非申請福島第二 3 号機 1, 非申請福島第二 4 号機 1, 非申請中部電力浜岡 5 号機 1, 再稼働申請北陸電力志賀 1 号機非申請関西電力大飯 1 号機 1, 流動的大飯 2 号機 1, 流動的中国電力島根原子力 3 号機 1, 稼働申請四国電力伊方 2 号機流動的九州電力玄海 2 号流動的実際には中越沖地震後から停止が継続している KK2 4 等今回の追加安全対策以外の個別事情により申請再稼働がなされない可能性のあるものもあるが今回は機械的に分類申請現時点で適合性審査を申請しない客観的合理的理由が無くいずれ申請を行うものと想定流動的 40 年超の稼働を目指しうるかにもよるが今後の審査工事期間も勘案すると投資回収が充分なされず経済性の観点より廃炉を選択する可能性もあるもの非申請福島第二は地元意向志賀 1 号機は直下型活断層の指摘により現実的には再稼働が困難であり申請に至らないもしくは申請をしたとしても再稼働に至らないと想定 12

13 ただし一旦再稼働後も 2030 年に運転 40 年を迎える発電所は多く既に延長審査に合格した高浜 1 2 美浜 3 を除き延長申請を行うかは不透明 2030 年に炉年 40 年以上となる原発発電所設備容量運転 2030 年延長稼働 (MW) 開始年時点の炉年申請北海道電力泊 1 号機東北電力女川 1 号機東京電力 (HD) 柏崎刈羽 1 号機 1, 柏崎刈羽 2 号機 1, 柏崎刈羽 5 号機 1, 中部電力浜岡 3 号機 1, 関西電力高浜 1 号機合格済み高浜 2 号機合格済み美浜 3 号機合格済み大飯 1 号機 1, 大飯 2 号機 1, 高浜 3 号機高浜 4 号機中国電力島根原子力 2 号機四国電力伊方 2 号機九州電力玄海 2 号川内 1 号川内 2 号日本原子力発電東海第二 1, 年までに運転開始 40 年を迎える原発は 11 原発 16 基 14GW 延長 20 年間があると延長対策の追加費用は回収可能と想定延長稼働審査に合格済みの高浜 1 2 美浜 3 以外は最大ケースでは全て延長審査を申請最小ケースでは全て 40 年で廃炉判断を行うと仮定 13

14 これらを勘案すると 2030 年時点では稼働している原発の設備容量は最大 38GW~ 最小 21GW の範囲が想定される各原発の稼働状況の見立て北海道電力東北電力東京電力 (HD) 中部電力北陸電力関西電力発電所設備容量 (MW) 再稼働判定 2030 年時点泊 1 号機 579 再稼働想定流動的泊 2 号機 579 再稼働想定稼働想定泊 3 号機 912 再稼働想定稼働想定女川 1 号機 524 流動的流動的女川 2 号機 825 再稼働想定稼働想定女川 3 号機 825 再稼働想定稼働想定東通 1 号機 1,100 流動的流動的柏崎刈羽 1 号機 1,100 流動的流動的柏崎刈羽 2 号機 1,100 再稼働想定流動的柏崎刈羽 3 号機 1,100 再稼働想定稼働想定柏崎刈羽 4 号機 1,100 再稼働想定稼働想定柏崎刈羽 5 号機 1,100 再稼働想定流動的柏崎刈羽 6 号機 1,100 再稼働想定稼働想定柏崎刈羽 7 号機 1,356 再稼働想定稼働想定福島第一 1 号機 1,356 廃炉廃炉福島第一 2 号機 460 廃炉廃炉福島第一 3 号機 784 廃炉廃炉福島第一 4 号機 784 廃炉廃炉福島第一 5 号機 784 廃炉廃炉福島第一 6 号機 784 廃炉廃炉福島第二 1 号機 1,100 非稼働想定非稼働想定福島第二 2 号機 1,100 非稼働想定非稼働想定福島第二 3 号機 1,100 非稼働想定非稼働想定福島第二 4 号機 1,100 非稼働想定非稼働想定浜岡 3 号機 1,100 再稼働想定流動的浜岡 4 号機 1,137 再稼働想定稼働想定浜岡 5 号機 1,380 再稼働想定稼働想定志賀 1 号機 540 非稼働想定非稼働想定志賀 2 号機 1,206 流動的流動的高浜 1 号機 826 合格済稼働想定高浜 2 号機 826 合格済稼働想定高浜 3 号機 870 合格済運転停止仮処分流動的高浜 4 号機 870 合格済運転停止仮処分流動的大飯 1 号機 1,175 流動的流動的大飯 2 号機 1,175 流動的流動的大飯 3 号機 1,180 再稼働想定稼働想定大飯 4 号機 1,180 再稼働想定稼働想定美浜 1 号機 340 廃炉廃炉美浜 2 号機 500 廃炉廃炉美浜 3 号機 826 合格済稼働想定発電所設備容量 (MW) 再稼働判定 2030 年時点四国電力伊方 1 号機 566 廃炉廃炉伊方 2 号機 566 流動的流動的伊方 3 号機 890 合格再稼働済稼働想定九州電力玄海 1 号 559 廃炉廃炉玄海 2 号 559 流動的流動的玄海 3 号 1,180 合格見通し稼働想定玄海 4 号 1,180 合格見通し稼働想定川内 1 号 890 合格再稼働済流動的川内 2 号 890 合格再稼働済流動的電源開発大間 1,383 稼働想定稼働想定日本原子力発電東海第二 1,100 再稼働想定流動的敦賀 1 号機 357 廃炉廃炉敦賀 2 号機 1,160 非稼働想定非稼働想定稼働流動的非稼働廃炉 2020 年頃 2030 年時点 30.4GW 7.4GW 13.8GW 21.1GW 16.7GW 13.8GW 14

15 原発の実績設備利用率は累積では概ね 70% に収斂ただし今後は従前と比べ定期検査の長期化等による設備利用率低下の可能性もなくはない炉年経過に伴う累積設備利用率の変化 ( 全ユニット ) 110% 100% 90% 80% 平均標準偏差 BWR PWR 設備利用率 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 対象ユニット数出所 : 原子力施設運転管理年報より A.T. カーニー分析運転開始からの経過年数

16 稼働原発の下限は稼働可能性が高いもの上限には流動的と判断されるものを加えると 2030 年時点の原発比率は 12%-22% と想定される ( 政府方針では 20-22%) 原発の稼働容量の見立て ( 再掲 ) 年間発電電力量の試算 (2030 年 ) 稼働下限稼働上限設備容量 21.2GW ~ 37.9GW 2030 年時点稼働流動的 21.1GW 16.7GW 下限上限設備利用率 70% 非稼働廃炉 13.8GW 発電電力量 TWh/ 年 ~ 232.3TWh/ 年発電シェア % ~ 21.5% 1. 本研究会で想定する 2030 年度の総発電電力量 (10,815 億 kwh) に占める比率出所 : 日本原子力技術協会 A.T. カーニー分析 16

17 発電ミックスにおける再エネ電源比率の見立て 17

18 政府は 2030 年における再生可能エネルギーのシェアを 22-24% と想定導入容量の合計は 132GW( 太陽光 : 64 GW 風力 : 10GW 水力 : 49 GW) 発電容量 (GW) 発電電力量 2 (TWh) 各電源のシェア地熱水力バイオマス風力太陽光再エネ 22~24% 原発 22%~20% LNG 27% 石炭 26% 石油 3% 地熱水力バイオマス 3.7%~4.6% 風力太陽光 8.8~9.2% 1.7% 7.0% 1. 長期エネルギー需給見通しに記載の既存導入量を 2014 として記載 2. 長期エネルギー需給見通しに発電電力量の記載が無かったものに対しては以下の通り稼働率を設定地熱 80%, 風力 20%, 太陽光 ( 住宅 ) 12%, 太陽光 ( 非住宅 ) 13% 出所 : 長期エネルギー需給見通し (2015 年 7 月経済産業省 ) 18

しかし太陽光発電協会は政府の導入量目標 (64GW) を大きく超える 100GW の導入を見通しておりその大きな違いは家庭用太陽光の導入量太陽光発電協会による導入量推移の見立て 2030 年時点の設備容量 (GW) 100 住宅非住宅 36 64 9 64 55

19 しかし太陽光発電協会は政府の導入量目標 (64GW) を大きく超える 100GW の導入を見通しておりその大きな違いは家庭用太陽光の導入量太陽光発電協会による導入量推移の見立て 2030 年時点の設備容量 (GW) 100 住宅非住宅太陽光発電協会政府太陽光発電協会の見通しはある程度リーズナブルなものと考えられる非住宅用太陽光は政府見通しとも概ね同水準であり家庭用太陽光の導入量で幅を出してはどうか出所 : JPEA PV OUTLOOK 2030 (2015 年 3 月太陽光発電協会 ) 19

20 家庭用太陽光の導入量は既に 4GW 超に達しており今後の系統電力価格次第では政府目標を超えて導入が進んでもおかしくない水準固定価格買取制度における家庭用太陽光の導入状況 (MW) 4,071 北海道 74 東北 339 東京 1,159 中部 790 北陸 58 関西 572 中国 297 四国 154 九州 /1 2013/7 2014/1 2014/7 2015/1 2015/7 2016/1 2016/5 家庭用太陽光のグリッドパリティの可能性また政策的な ZEH/ZEB の推進の可能性等を考慮すると太陽光発電協会の見立てを上限として想定する一定の蓋然性はあるのでは出所 : 固定価格買取制度情報公開用ウェブサイト ( 経済産業省 ) より A.T. カーニー分析 20

他方日本風力発電協会も政府の導入量目標 (10GW) を大きく超える 36GW の導入を見通しており陸上洋上のいずれも政府目標を大幅超過日本風力発電協会による導入量推移の見立て 2030 年時点の設備容量 (GW) 36 洋上陸上 10 27 10 1 9

21 他方日本風力発電協会も政府の導入量目標 (10GW) を大きく超える 36GW の導入を見通しており陸上洋上のいずれも政府目標を大幅超過日本風力発電協会による導入量推移の見立て 2030 年時点の設備容量 (GW) 36 洋上陸上日本風力発電協会政府陸上風力は環境アセス簡易化系統容量拡大等による導入拡大の可能性もあるが洋上風力は技術的課題も多く現時点では陸上風力のみ拡大を想定するのが妥当では出所 : JWPA Wind Vision Report (2016 年 2 月日本風力発電協会 ) 21

22 再エネは政府が FiT 等の政策手段で導入量をコントロール可能なことにも鑑み政府方針を下限更に上振れする可能性を上限と想定年間発電電力量の試算 (2030 年 ) 太陽光発電家庭用非家庭用風力発電導入上限導入下限導入上限導入下限導入上限導入下限設備容量 36.4GW ~ 9.0GW 63.7GW 55.0GW 27.4GW ~ 10.0GW 設備利用率 12% 13% 24% 発電電力量 38.3TWh/ 年 ~ 9.4TWh/ 年 72.5TWh/ 年 ~ 62.6TWh/ 年 57.6TWh/ 年 ~ 21.0TWh/ 年太陽光風力合計発電量 168.5TWh ~ 93.1TWh その他再エネ発電量 158.7TWh ~ 143.8TWh 再エネ発電量 327.1TWh ~ 236.9TWh 1. 本研究会で想定する 2030 年度の総発電電力量 ( 億 kwh) に占める比率出所 : A.T. カーニー分析太陽光風力 30.2% ~ 21.9% 合計シェア 1 22

23 発電ミックスにおける火力電源比率の見立て 23

24 石炭 LNG 火力の発電量は他電源の残渣として規定この発電量と CO 2 排出量をバランスさせることで石炭 LNG 火力それぞれのシェアを導出 CO 2 排出量目標と発電電力量の整合 ( 例 ) 発電量 ( 発電端 ) の内訳 ( 億 kwh) CO 2 排出量 ( 百万 t-co 2 ) 695 g-co 2 /kwh 2,323 (21%) ,377 (22%) 324 (3%) 10, 石油火力は調整電源として常に 3% と仮定 5,791 (54%) 発電端需要原子力再エネ石油火力石炭 +LNG CO2 排出量目標石油石炭 +LNG バランスさせる 24

25 石炭 LNG 火力による CO 2 排出量と発電電力量が決まるとそれぞれの CO 2 排出係数より石炭 LNG 火力の比率が導出される CO 2 排出量に規定される石炭 LNG 火力比率の試算例石炭 +LNG 発電量合計 ( TWh ) 政府方針ケースの場合石炭 LNG 火力 53% = 573.2TWh 石炭 +LNG 火力の発電量が 573.2TWh となる場合石炭火力比率は 26% 従って LNG 火力比率は 27% 石炭 +LNG 火力の CO2 排出量が 338 百万トンとなる発電量と石炭火力比率の関係 1 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 石炭火力比率以下の方程式を解く E C+L = G C EF C +G L EF L G C+L = G C +G L G C+L = - G ALL (EF C -EF L )GS C + E C+L /EF L 記号定義石炭 LNG 火力の CO2 排出量 : E C+L CO2 排出係数 - 石炭火力 : EF C (=810 g-co2/kwh) - LNG 火力 : EF L (=376 g-co2/kwh) 総発電量 : G ALL 石炭 LNG 火力の発電量 : G C+L (= G C +G L ) 石炭火力発電量 : G C LNG 火力発電量 : G L 石炭火力発電量シェア : GS C (= G C /G ALL ) LNG 火力発電量シェア : GS L (= G L /G ALL ) 1. 石炭火力の CO2 排出係数 810 g-co2/kwh LNG 火力の CO2 排出係数 376 g-co2/kwh とした場合の試算出所 : 電気事業連合会 HP 等より A.T. カーニー分析 25

26 2030 年における石炭火力発電所の容量は仮に全ての公表された建設計画が実際に稼働した場合現状より 18.3GW 増加計 59.3GW に達する 2030 年における石炭火力発電の運転開始年別発電容量 (GW) GW(+18.3GW) 37.5GW 21.8GW GW 6 停止既設継続稼働新設小規模石炭火力大規模石炭火力ただし発電ミックス次第ではこれら石炭火力が全て高稼働率で運転されるのではなく一定の稼働抑制等や早期運転停止がなされる可能性もある経済産業省のコスト等検証委員会では石炭火力の耐用年数を 40 年としているが実際には 40 年超での稼働も可能 Source: 各社公表情報, A.T. Kearney analysis 26

27 原発再エネが共に上限にあるとき CO2 排出量目標を前提とすると石炭比率は 33% まで許容可能但しミックスの志向は低炭素重視にあると考えられ経済性も考慮し CO2 排出量 10% 減の石炭比率 25% LNG 比率 20% を想定原発再エネの発電比率オプション範囲原発比率 30% 25% 20% 15% 10% 5% 原発の幅低炭素重視石炭 LNG 火力 45% =489.9TWh 取り得る範囲再エネの幅 0% 0% 20% 25% 30% 35% 再エネ比率 CO 2 排出量に規定される石炭 LNG 火力比率 1 LNG 火力比率 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 石炭 0% LNG47% CO2 排出量目標目標 10% 減目標 20% 減石炭 17.3% LNG28.0% 0% 0 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 石炭火力比率発電比率 CO2 排出量石炭 25.0% LNG20.3% 石炭 32.6% LNG12.7% CO2 排出量 ( 百万トン CO2) 石炭火力の CO2 排出係数 810 g-co2/kwh LNG 火力の CO2 排出係数 376 g-co2/kwh とした場合の試算出所 : A.T. カーニー分析 27

28 発電コストのシミュレーション 28

29 自由化の進展を想定すると卸電力価格は従来の総括原価方式的なものから需給に基づく市場原理が規定するようになることが想定される市場原理による価格決定の原則価格決定メカニズムの考え方需要曲線一物一価供給曲線価格市場価格需給が価値を決定約定量需要を充たすのに必要な最後の電源が価格を決定する量 29

30 市場原理が卸電力価格を規定する場合発電ミックスの変化や需要量の変化が直接的に卸電力価格に影響を与えるようになる A 原発再稼働価格決定メカニズムの考え方 B C 火力発電の新増設 (+ 資源価格の変動 ) 再エネの増加価格供給曲線 D 需要の変動再エネ原発原発電源ミックスの変化だけでなくこうした市場原理に基づく卸電力価格と総括原価方式に基づく電力価格はどの程度異なるか火力量 30

31 特に太陽光等の自然変動電源の増加により発電ミックスは各電源の設備容量競争力だけでなく季節時間帯によっても異なる月別時間帯別の太陽光発電設備利用率 1 設備利用率 ( ) % 月 2 月 3 月 4 月 5 月 6 月 7 月 8 月 9 月 10 月 11 月 12 月時間帯別平均全時間平均 11 時 ~13 時の間が太陽光発電のピーク時間帯 (40-60% 程度 ) 需要量の多い日中は太陽光発電の発電量も多く結果として需要のピークであっても価格は押し下げられる ( 例 : 米カリフォルニア州 Duck Curve) 14.6% 時間 1. 各都道府県 ( 除沖縄県 ) の県庁所在地における平均年の日別時間帯別の日射量 ( 水平面全天日射量 ) 一般電気事業者の太陽光発電の設備利用率(2011 年度 ~2013 年度の月別平均 ) より算出 2. 一般電気事業者の太陽光発電の設備利用率実績 (2011 年度 ~2013 年度の平均 ) 出所 : 電力調査統計 NEDO 日射量データベースよりA.T. Kearney 作成 31

32 各時間毎の需要を充たす電源を発電変動費の安価な電源から積み上げることで各時間の市場原理に基づく卸電力価格燃料費合計を算出政府の発電ミックス方針に基づく Duration Curve 分析 (2030 年想定 ) ( 万 kwh/h) 各時間毎に発電変動費用の安価な電源から順に需要を充たしていく各時間の需要を充たす最後の電源種別を特定当該種別の電源の各時間の発電電力量を特定当該種別内で発電変動費の安価な電源から当該電源の発電電力量を充たしていくことで最後に需要を充たす電源の発電変動費を算出 ( 円 /kwh) 太陽光は季節時間帯によって出力が異なる各時間毎の発電変動費 (= 燃料費 ) を足しあげることで年間の発電変動費の合計を算出時間 / 日 365 日 (= 8,750 時間 ) 出所 : A.T. カーニー分析水力地熱原発風力バイオマス太陽光石炭 LNG 石油 32

33 参考 ) 各関連費目の算定方法卸電力価格各時間別の需要を充たす最後の電源の発電変動費 (= 燃料費 ) を特定し当該発電変動費を当該時間における卸電力価格として算出燃料費償却費運用固定費 FiT 買取価格各時間別の電源種別毎の発電電力量を特定し火力発電について各電源種別内で当該発電電力量を充たす場合に稼働する電源を発電変動費 (= 燃料費 ) の安価なもの (= 熱効率の良いもの ) から順に充たした場合の合計発電変動費 (= 燃料費 ) を算出なお 2030 年時点の資源価格は世界銀行予測 IEA 予測を利用し算出既存の発電所および新設発電所を積み上げ各電源の運転開始年を起点に償却が進むとし 2030 年時点の償却済み償却未済の設備容量を算出積み上げた設備容量が発電ミックスによる発電量 ( ピーク ) を充たせない場合は更に新設がなされるものと仮定設備容量当りの償却単価は発電コスト検証 WG の諸元に従い算定し年間に必要となる償却費の合計を算出人件費修繕費諸費業務分担費を運用固定費とし各電源の設備利用率の程度によらず少しでも稼働する電源の合計設備容量に対し設備容量当りの運用固定費単価を乗じて合計を算出設備容量当りの運用固定費単価は発電コスト検証 WG の諸元に従い算定政府による 2030 年時点の再エネ導入量及び FiT 買取価格合計の見通しより種類別の FiT 買取価格単価を算出導入量の総量が異なっても導入年比率は相似形を仮定し単価は同水準と仮定各種類別の発電電力量に FiT 買取単価を乗じることで FiT 買取価格の合計を算出 FiT 回避可能原価回避可能原価の単価は卸電力価格を参照するとし各時間別の再エネ発電電力量に各時間別の卸電力価格を乗じて足しあげることで FiT 回避可能原価の合計を算出 FiT 賦課金需要家負担として回収される FiT 賦課金は FiT 買取価格より FiT 回避可能原価を引くことで算出 33

34 参考 ) 資源価格の算出ロジック < 共通 > 2016 年 ~2025 年 : 直近の原油安等も反映させた外部機関の最新の予測値として世界銀行が 2016 年 10 月 19 日に発表した資源価格の予測値 (World Bank Commodities Price Forecast) を用いて推計 2026 年 ~2040 年 : 長期の見立てを行っている IEA World Energy Outlook(WEO)2015 の New Policy Scenario(NPS) の価格トレンドを用いて推計 2041 年 ~2070 年 : 2016 年 ~2040 年の推計値を元に対数単回帰分析により推計 < 石炭価格 > 世界銀行の石炭価格の予測値は豪州石炭が対象だが発電の燃料となる一般炭の日本輸入価格と豪州石炭価格には相関があり過去実績に基づき相関式を導出日本輸入価格 = 1.28 豪州石炭価格 (R 2 =0.89) <LNG 価格 > 世界銀行の予測値のうち日本 LNG を使用 < 石油価格 > 世界銀行の石油スポット価格の予測値は Brent Dubai WTI(West Texas Intermediate) の価格の単純平均日本の石油輸入価格と石油スポット価格には相関があり過去実績に基づき相関式を導出日本輸入価格 = 1.05 石油スポット価格 (R 2 =0.97) 34

35 参考 ) 今回のシミュレーションでは考慮できてない主な要素現時点で計画にない新設電源による影響設備過剰と卸売価格低下の可能性がある間歇変動性再生可能エネルギーの拡大に伴うバックアップ電源の維持費用系統強化費用再生可能エネルギーのウエイトが高い電源ミックスにおいて全体コストを押し上げる同上容量メカニズムに要する費用再生可能エネルギーのウエイトが高い電源ミックスにおいて全体コストを押し上げる原子炉の廃炉費用原子力のウエイトが高い電源ミックスにおいて全体コストを押し上げる短期的な天候資源価格為替変動電力市場の高騰もしくは暴落をもたらす各電源立地連系線容量不足などによる系統制約市場分断も寄与してのコストアップ各発電所の定期メンテナンス時期の最適化コスト削減 35

36 ミックスの違いにより燃料費合計が大きくとも卸電力売上の合計が小さくなる場合がある ( 但し FiT 関連費用等により発電コストが小さいとは限らない ) 市場価格燃料費政府方針ケース原発再エネ中間ケース原発再エネ上限低炭素重視ケース原発下限再エネ上限ケース卸市場価格 7.54 円 /kwh 7.61 円 /kwh 7.09 円 /kwh 7.59 円 /kwh ( 参考 ) 合計卸売上 8.15 兆円 8.23 兆円 7.66 兆円 8.21 兆円燃料費単価 4.38 円 /kwh 4.53 円 /kwh 4.02 円 /kwh 4.61 円 /kwh 燃料費合計 47,416 億円 48,938 億円 43,417 億円 49,830 億円石炭 9,059 億円 8,687 億円 8,698 億円 8,509 億円 LNG 21,320 億円 23,162 億円 15,852 億円 23,995 億円石油 5,091 億円 5,091 億円 5,091 億円 5,091 億円バイオマス 8,539 億円 9,281 億円 10,288 億円 10,288 億円原子力 3,407 億円 2,717 億円 3,488 億円 1,947 億円 36

37 現状計画通りに建設が進むと石炭火力は 2030 年断面において必要量以上の設備容量を持つ一方 LNG 火力は場合によっては不足する各シナリオにおいて必要とされる設備容量 ( 万 kw) 石炭火力 LNG 火力 9,802 9,432 9,907 10,266 7,347 5,881 4,006 4,171 3,849 3,799 計画値政府方針ケース原発再エネ上限低炭素重視ケース原発再エネ中間ケース原発下限再エネ上限ケース計画値政府方針ケース原発再エネ上限低炭素重視ケース原発再エネ中間ケース原発下限再エネ上限ケース 37

38 市場価格が低いと回避可能原価が低くなり FiT 買取額が同額であっても FiT 賦課金は高くなる FiT 関連 ( 買取額回避可能原価賦課金 ) 政府方針ケース原発再エネ中間ケース原発再エネ上限低炭素重視ケース原発下限再エネ上限ケース賦課金単価 2.05 円 /kwh 2.57 円 /kwh 3.50 円 /kwh 3.31 円 /kwh 回避可能単価 1.70 円 /kwh 1.94 円 /kwh 2.04 円 /kwh 2.22 円 /kwh 買取単価 3.75 円 /kwh 4.51 円 /kwh 5.54 円 /kwh 5.53 円 /kwh 回避可能原価 1.84 兆円 2.09 兆円 2.20 兆円 2.40 兆円買取額合計 4.06 兆円 4.87 兆円 5.98 兆円 5.98 兆円水力 2,347 億円 2,386 億円 2,440 億円 2,440 億円地熱 1,854 億円 1,921 億円 2,013 億円 2,013 億円太陽光 23,700 億円 28,082 億円 34,026 億円 34,026 億円風力 5,961 億円 9,073 億円 13,294 億円 13,294 億円バイオマス 6,695 億円 7,277 億円 8,066 億円 8,066 億円 38

39 参考 )FiT の買取額は政府の 2030 年時点の導入量並びに買取額より平均買取額を算出し再エネ増減は採用導入量買い取り額買取平均単価採用買取額地熱 102~113 億 kwh 0.17~0.20 兆円 16.67~17.70 円 /kwh 円 /kwh 水力 939~981 億 kwh 0.19~0.29 兆円 2.02~2.96 円 /kwh 2.49 円 /kwh バイオマス 394~490 億 kwh 0.63~0.83 兆円 15.99~16.94 円 /kwh 円 /kwh 風力 182 億 kwh 0.42 兆円円 /kwh 円 /kwh 太陽光 749 億 kwh 2.3 兆円円 /kwh 円 /kwh 3.72~4.04 兆円 39

40 シミュレーションの結果は平均コスト10 円 /kwh 弱から13 円 /kwh 弱程度の間の幅を持つこととなった政府方針ケースは各シナリオ内で最安またシナリオBでは総じてシナリオAよりもコスト安の結果となったまとめ政府方針ケース原発再エネ中間ケース原発再エネ上限低炭素重視ケース原発下限再エネ上限ケースシナリオ A 計円 /kwh 円 /kwh 円 /kwh 円 /kwh 燃料費 4.38 円 /kwh 4.53 円 /kwh 4.02 円 /kwh 4.61 円 /kwh 減価償却費運用固定費 FiT 回避可能原価 FiT 賦課金 0.83 円 /kwh 1.76 円 /kwh 1.70 円 /kwh 2.05 円 /kwh 0.84 円 /kwh 1.67 円 /kwh 1.94 円 /kwh 2.57 円 /kwh 0.83 円 /kwh 1.78 円 /kwh 2.04 円 /kwh 3.50 円 /kwh 0.87 円 /kwh 1.64 円 /kwh 2.22 円 /kwh 3.31 円 /kwh 事業報酬 0.20 円 /kwh 0.20 円 /kwh 0.19 円 /kwh 0.21 円 /kwh シナリオ B 計 9.59 円 /kwh 円 /kwh 円 /kwh 円 /kwh 卸市場価格 FiT 賦課金 7.54 円 /kwh 2.05 円 /kwh 7.61 円 /kwh 2.57 円 /kwh 7.09 円 /kwh 3.50 円 /kwh 7.59 円 /kwh 3.31 円 /kwh 40

41 シミュレーション結果から得られる示唆 41

42 政府方針ケースはミックスとしては最安だがシナリオB( マーケットベース ) は総じてシナリオA( コスト積上げ ) よりもコスト安となりシナリオBの原発下限再エネ上限ケースはシナリオAの政府方針ケースを下回るまとめ政府方針ケース原発再エネ中間ケース原発再エネ上限低炭素重視ケース原発下限再エネ上限ケースシナリオ A 計燃料費低円 /kwh 高 4.38 円 /kwh 円 /kwh 高 4.53 円 /kwh 円 /kwh 高 4.02 円 /kwh 円 /kwh 高高 4.61 円 /kwh 減価償却費運用固定費 FiT 回避可能原価 FiT 賦課金 0.83 円 /kwh 1.76 円 /kwh 1.70 円 /kwh 2.05 円 /kwh 0.84 円 /kwh 1.67 円 /kwh 1.94 円 /kwh 2.57 円 /kwh 0.83 円 /kwh 1.78 円 /kwh 2.04 円 /kwh 3.50 円 /kwh 0.87 円 /kwh 1.64 円 /kwh 2.22 円 /kwh 3.31 円 /kwh 事業報酬低 0.20 円 /kwh 低 0.20 円 /kwh 低 0.19 円 /kwh 低 0.21 円 /kwh シナリオ B 計卸市場価格 FiT 賦課金低 9.59 円 /kwh 7.54 円 /kwh 2.05 円 /kwh 円 /kwh 7.61 円 /kwh 2.57 円 /kwh 円 /kwh 7.09 円 /kwh 円 /kwh 高 7.59 円 /kwh シナリオBではマージナル電源がガス火力になる時間帯が多くなるだけなので 3.50 円 /kwh 3.31 円 /kwh シナリオAに比べミックス変化に対する感度は低い 42

43 但し原発下限再エネ上限ケースや原発再エネ上限低炭素重視ケースにおいてシナリオ A からシナリオ B にシフトした場合の需要家負担の軽減は事業者の収益悪化でしかなくその額は 2 兆円前後に及ぶ同じ電源ミックスであればシナリオ A B ともに同額の発電コストが生じる実際にはシナリオ B では事業者は A より激しい競争に晒されるためコスト削減努力もなされると期待されるが 15% 前後に及ぶコスト削減などでの吸収は容易でないシナリオ A B とも広域メリットオーダーは双方ともに実現しているものとしてシミュレーションしており地域間での競争益の一部は織り込み済みであるシナリオ B においてはレントを拡大すべくメリットオーダー上左に位置する発電所を中心にオペレーション改善を図る以外に打つ手はない他方燃料費見合いでの入札を前提とするシナリオ B においてメリットオーダー上劣位にある天然ガス火力発電所だけを見ればコスト削減の有無に拘わらず固定費回収は困難化するため発電所単位での減損や売却を余儀なくされかねない但しキャッシュベースでは利益が出るため理論的には減損売却後その発電所がただちに閉鎖されることはなくすぐに供給不安に陥るわけではないしかしそうした市場環境が続く限りガス火力等マージナル電源に再投資はなされ得ず所謂ミッシングマネー問題が顕在化しやがては供給不安に至ることには変わりない長期的に見れば供給力確保が担保され得ないことを意味する 43

44 供給力確保のために容量メカニズムを導入するにせよいずれ地方や家庭用需要などでは分散電源優位になる可能性があるこうした状態に陥ることを未然に防ぐべく昨今議論が為されている容量メカニズムを導入するのも一つのオプションとなる但し手厚い容量メカニズムを導入すると需要家負担はシナリオ A に近づくばかりかエネルギー市場でのレントの存在のため容量メカニズムの設計次第ではシナリオ A を超えることもありうる他方我が国の分散型太陽光発電の LCOE( 平均的発電単価 ) は既に小売料金と並ぶ水準とも考えられ更なる低廉化も想定される手厚い容量メカニズムの導入はグリッドパリティの達成を早め既存電力会社の系統電力の競争力低下に拍車をかけることにもなりかねない特に原発比率が低い電源ミックスでは系統電力の発電コストが相対的に高くなり分散型太陽光に対しコスト競争力を弱める分散型電源の拡大も見越し一部調整火力のみに対し必要にして最小限の容量メカニズム ( ドイツに見られる戦略的予備力のイメージ ) を導入するに留めるのももう一つのオプションとなる原発再稼働の動向や分散型電源の導入を見通した供給力調整力確保の方策が重要 44

45 ( 参考 ) 家庭用太陽光はグリッドパリティに達していると考えられる? 家庭用太陽光発電コスト 1 と電灯料 2 の推移円 /kwh 家庭用太陽光 ( 設備利用率 12%) 家庭用太陽光 ( 設備利用率 13.7%) 電灯料 (9 社平均 ) 低下要素原発再稼働集中型再エネ拡大火力新増設リプレース自由化による競争卸電力市場活性化 ( 上昇要素にも ) 低下要素政府の買取価格算定委員会ではグローバルの量産効果 ( 累積生産量 2 倍 ) により 2020 年にモジュール費用の 20% 減を見込む 3 更に NEDO は変換効率の上昇による kwh 当りの発電コスト低下を目指す上昇要素 FiT 賦課金 ( 炭素税 ) 1. 発電コスト検証 WG にならい稼働 20 年減価償却期間 17 年割引率 3% として試算運転維持費は調達価格算定委員会による直近の実績値 3,200 円 /kw 年を一律で適用年度の電灯料は第三四半期累積より算出年に量産効果によりモジュール費用出所 : 各社有価証券報告書四半期報告書平成 28 年度調達価格及び調達期間に関する意見 ( 案 ) ( 調達価格算定委員会 2016 年 2 月 22 日 ) 太陽光発電の将来コストの見通しについて ( コスト等検証員会 2011 年 11 月 8 日 ) A.T. カーニー分析原油価格の回復容量メカニズム再エネ対策の系統強化 ZEB/ZEH など系統電力需要低下年度水準 20.3 円 /kwh 45

46 自由化の進展に伴いミッシングマネー問題が懸念されるLNG 火力は不足するケースもある一方競争電源としてコスト面で優れる石炭火力は政府方針ケースですら大幅に過剰 2030 年に想定される石炭火力と LNG 火力の発電容量石炭火力政府方針ケース既設新設合計石炭火力 38,113MW 20,696MW 58,809MW LNG 火力 69,033MW 28,984MW 98,016MW 各発電ミックスで必要となる石炭火力と LNG 火力の発電容量原発再エネ上限低炭素重視ケース 40,061MW 41,710MW (18,748MW 過剰 ) (17,099MW 過剰 ) LNG 火力 94,321MW 73,466MW 原発再エネ中間ケース 38,490MW (20,319MW 過剰 ) 99,070MW (1,054MW 不足 ) J 既存容量に公表されている建設計画分を加えた容量年間最大需要量に前日予備率の目安である予備力 8% を加えた容量原発下限再エネ上限ケース 37,986MW (20,823MW 過剰 ) 102,660MW (4,644MW 不足 ) ミッシングマネー問題に加え国際的要請でもある温暖化対策など単に市場原理に委ねるだけでは解決され得ない問題が既に生じつつある 46

47 今後の検討課題バックアップ電源や系統強化費用などの織り込み変動型再生可能エネルギー ( 太陽光風力 ) がメリットオーダーにおいて優位に立ちながら自然条件によりこれらの電源が発電をしない時に電源が不足しこれに対応するバックアップ電源の確保が課題となる系統強化の上広域融通などフレキシブルな電力供給のマネジメント蓄電やデマンドレスポンスに加えて分散型電源の普及も考慮したうえで LNG 発電所などによる何らかの予備的発電能力の確保の必要性も検討する必要がある自由化市場バックアップ電源が確保できるのかあるいは容量市場が必要となるのかといった課題は講学的にも世界的な政策の議論においても今後の研究や検討に委ねられる部分が大きいカーボンプライシングの織り込みパリ合意を受け我が国においても温暖化対策が展開される可能性がある ( 米国大統領交代後の方向は未知数 ) 仮に既に諸外国で進められる排出取引市場の整備や炭素税の課税などの市場に気候変動対策費用を内部化する政策が導入されると火力発電にこのコストが上乗せされ発電コストは本試算結果と異なることとなる火力発電の中にあってもコストは高くなっても比較的 CO2 排出の少ない燃種 (LNG) による発電にシフトすることも考えられ再生可能エネルギーの拡大も含め電源ミックスにも影響を及ぼすカーボンプライシングの影響も加味した検討が必要となる 47

48 A.T. カーニーは先進性とクライアントとの協働作業を特徴とするグローバルチームです短期間で有意義な結果をもたらし長期的には大きな変革を実現します A.T. カーニーは 1926 年の創立以来 CEO アジェンダについて世界のあらゆる産業や業界における主要企業ならびに政府公共機関に対しコンサルティングを行ってきました現在では世界 40 カ国以上の主要都市に拠点を置いています Americas Atlanta Bogotá Boston Calgary Chicago Dallas Detroit Houston Mexico City New York Palo Alto San Francisco São Paulo Toronto Washington, D.C. Asia Pacific Bangkok Beijing Hong Kong Jakarta Kuala Lumpur Melbourne Mumbai New Delhi Seoul Shanghai Singapore Sydney Taipei Tokyo Europe Amsterdam Berlin Brussels Bucharest Budapest Copenhagen Düsseldorf Frankfurt Helsinki Istanbul Kiev Lisbon Ljubljana London Madrid Milan Moscow Munich Oslo Paris Prague Rome Stockholm Stuttgart Vienna Warsaw Zurich Middle East and Africa Abu Dhabi Doha Dubai Johannesburg Manama Riyadh 48

資料 2 接続可能量 (2017 年度算定値 ) の算定について平成 29 年 9 月資源エネルギー庁

資料 2 接続可能量 (2017 年度算定値 ) の算定について平成 29 年 9 月資源エネルギー庁 1. 再生可能エネルギーの接続可能量の算定について 2. 出力制御の見通しについて 1. 再生可能エネルギーの接続可能量の算定について系統 WG のこれまでの経緯 4 2014 年 9 月太陽光発電の大量申し込みにより接続保留問題が発生 10 月接続可能量 (2014 年度算定値 )