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ひろとひろなが
6 years ago
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1 参考資料 2 洋上風力の調達価格に係る研究会取りまとめ報告書参考資料

2 目次洋上風力発電について洋上風力発電実証研究洋上ウィンドファーム洋上風力発電の事業費の試算欧州の事例 1

3 目次洋上風力発電について洋上風力発電実証研究洋上ウィンドファーム洋上風力発電の事業費の試算欧州の事例 2

4 千葉県銚子沖 (2013 年 ) 3

5 福岡県北九州市沖 2013年 4

6 デンマークバルチィク海 (2010 年 ) 出典 :E.ON Offshore Project RødsandⅡ(2010) 5

7 年平均風速と設備利用率の関係設備利用率 ( 理論値 ) からウェイク所内率稼働率等によるロスを経て実際のウィンドファームの設備利用率がある国内において陸上は 6m/s で 20% 洋上は 7m/s で 30% が目安 ( ウェイク : 後流影響による出力低下所内率 : 発電所内で消費する電力量発電電力量 ) 設備利用率 ( 理論値 )[%] 年平均風速 [m/s] 6

8 洋上風力発電 ( 事業スケジュール ) 調査設計製作設置運転保守 ( 大型ウィンドファームは立案から調査設計製作設置にトータルで最大 10 年 ) 20 年間運転商用ウィンドファーム ( 欧州 ) 2009 年度 2010 年度 2011 年度 2012 年度 2013~14 年度実証研究 ( 銚子沖 ) 7

3MW 72 Thornton Bank ( ベルギー ) 30MW=5MW 6 Borkum West ( ドイツ ) 200MW=5MW 40 Bard offshore1 ( ドイツ ) 400MW=5MW 80 Beatrice ( イギリス ) 10MW=5MW 2 Hywind ( ノルウェー ) 2MW 1 Wind float ( ポルトガル ) 2MW

9 洋上風力発電の日欧比較 ( 水深対応 ) 水深に応じて異なる基礎構造基礎構造の違いにより風車出力工法やコストが異なるモノパイル式重力式トライポッド式トリパイル式ジャケット式浮体式基礎構造海外事例 Greater Gabard ( イギリス ) 504MW=3.6MW 140 Egmond ann Zee ( ノルウェ -) 108MW=3MW 36 Nysted ( デンマーク ) 165.6MW=2.3MW 72 Thornton Bank ( ベルギー ) 30MW=5MW 6 Borkum West ( ドイツ ) 200MW=5MW 40 Bard offshore1 ( ドイツ ) 400MW=5MW 80 Beatrice ( イギリス ) 10MW=5MW 2 Hywind ( ノルウェー ) 2MW 1 Wind float ( ポルトガル ) 2MW 1 国内事例ウィンドパワーかみす 30MW=2MW 15 銚子沖 ( 実証研究 ) 2.4MW 北九州市沖 ( 実証研究 ) 2MW 1 福島沖 ( 実証研究 ) 2MW 1 五島沖 ( 実証研究 ) 2MW 1 特徴国内外で商用化大型風車に対応可ドリル掘削不要大型風車に対応可安定構造大型風車に対応可大水深に対応可モノパイル式と同じ工法可大型風車に対応可大水深に対応可比較的軽重量大型風車に対応可 60m 以上の大水深に対応可能課題掘削が困難海底の整地が必要導入が複雑コスト高コスト高コスト高出典 :CARBON TRUST(UK) Offshore wind power: big challenge, big opportunity (2008) 8

10 洋上風力発電の導入実績 ( 欧州 ) モノパイルが中心 ( 水深 ~30m 風車出力 :~3.6MW) 大型風車や大水深対応として重力式やジャケット式等を適用水深 0~30m 水深 0~40m モノパイル式重力式水深 0~40m 水深 0~50m 水深 0~50m 設置基数トライポッド式ジャケット式トリパイル式出典 :EWEA Deep Water (2013) 2012 年末における導入実績 ( 基礎比較 ) 9

11 洋上風力発電の日欧比較 ( 施工 ) 欧州では港湾や専用船等が整備されており重量大型構造物の量産効率的な運搬施工が可能日本は量産や効率的な施工の面で欧州と比較し劣る銚子沖北九州市沖 ( 左 2 枚 ) 基礎の量産効率的な運搬を行う欧州の事例 ( 右 2 枚 ) 日本における基礎製作運搬の事例銚子沖 ( 左 2 枚 ) 専用船や大型台船 1 隻で施工する欧州の施工事例 ( 右 1 枚 ) 台船 2 隻で施工する日本の事例 10

12 目次洋上風力発電について洋上風力発電実証研究洋上ウィンドファーム洋上風力発電の事業費の試算欧州の事例 11

洋上風力発電実証研究 ( 背景 ) 項目日本海太平洋海象の特徴波浪の季節変化が大吹送距離が短くうねりは少ない日本海に比べ波浪の季節変化は小吹送距離が長く波の周期が長いうねりが多い異常波浪の要因台風より低気圧 ( 特に冬場 ) が支配的夏場は台風北日本では冬場は低気圧が支配的高波浪時の波と風の相関一般的に相関性が高い ( 波が高いときは風も強い ) 一般的に相関性は低い (

13 洋上風力発電実証研究 ( 背景 ) 項目日本海太平洋海象の特徴波浪の季節変化が大吹送距離が短くうねりは少ない日本海に比べ波浪の季節変化は小吹送距離が長く波の周期が長いうねりが多い異常波浪の要因台風より低気圧 ( 特に冬場 ) が支配的夏場は台風北日本では冬場は低気圧が支配的高波浪時の波と風の相関一般的に相関性が高い ( 波が高いときは風も強い ) 一般的に相関性は低い ( 波が高くても風が強くないときもある ) 日本海側と太平洋側では気象海象条件が大きく異なる洋上風力発電を我が国で導入普及するためには日本海側と太平洋側の両海域で技術実証しその特性を把握すると共に性能信頼性に係る技術を確立する必要が有る事業の概要 2008 年度 (FS 調査 ) 実証試験候補海域において FS 調査を行い実証研究の実現可能性について評価を実施 2009~2016 年度 ( 洋上風況観測タワー環境影響評価 ) 洋上気象海象の観測と予測洋上風況観測タワーの詳細設計製作設置運転保守環境影響評価調査の実施 2010~2016 年度 ( 洋上風車 ) 洋上風車の詳細設計製作設置運転保守洋上風車の安全性信頼性経済性の検証 12

4MW( 三菱重工業製 ) ナセル重量約 119t ローター直径約 92m ブレード重量約 10t 3 ハブ高さ約 80m 重力式基礎約 5,400t( プラットフォームまでの高さ約 22m) 定格出力 2MW( 日本製鋼所製 ) ナセル重量約 125t ローター直径約 83m ブレード重量約 6.

14 洋上風力発電実証研究 ( 設備詳細 ) 約 1.4km 新日鉄住金エンジニアリング銚子沖北九州市沖基本情報離岸距離約 3.1km 水深約 11.9m 風車と観測タワー間距離約 285m 海底ケーブル 22kV 陸上ケーブル 6.6kV( 陸上変電所で降圧 ) 離岸距離約 1.4km 水深約 14m 風車と観測タワー間距離約 250m 海底ケーブル 6.6kV 陸上ケーブル 6.6kV( 陸上開閉所 ) 洋上風車定格出力 2.4MW( 三菱重工業製 ) ナセル重量約 119t ローター直径約 92m ブレード重量約 10t 3 ハブ高さ約 80m 重力式基礎約 5,400t( プラットフォームまでの高さ約 22m) 定格出力 2MW( 日本製鋼所製 ) ナセル重量約 125t ローター直径約 83m ブレード重量約 6.5t 3 ハブ高さ約 80m ジャケット重力式基礎約 4,100t( プラットフォームまでの高さ約 29m) 洋上風況観測タワータワートップ約 100m 三杯風速計 22 箇所矢羽風向計 23 箇所超音波風速計 3 箇所ライダー 1 基 ( 高さ 200m まで計測 ) 重力式基礎約 3,500t( 海面からプラットフォームまでの高さ約 26m) タワートップ約 85m 三杯風速計 12 箇所矢羽風向計 9 箇所超音波風速計 4 箇所ライダー 1 基 ( 高さ240mまで計測 ) ジャケット重力式基礎約 2,800t( プラットフォームまでの高さ約 25m) 13

15 洋上風力発電実証研究 ( 外観 ) 千葉県銚子沖福岡県北九州市沖設置海域離岸距離 :3.1km 水深 11.9m 離岸距離 :1.4km 水深 14m 2.4MW 増速機式風車 2MW 同期式風車風車基礎ジャケット重力ハイブリット式基礎重力式基礎電気設備 ( 陸上 ) 変電所海上鉄柱無 ( 埋設 ) 開閉所海上鉄柱有 14

16 洋上風力発電実証研究 ( 風車基礎 ) 銚子沖 ( 増速機式重力式 ) 北九州市沖 ( 同期式重力ジャケット式 ) 10~15 回転増速機 1000~1500 回転 ( 発電機 ) 10~15 回転 10~15 回転 ( 発電機 ) 風車増速機 2.4MW 誘導発電機 2MW 同期発電機風風基礎重力式 (5400 トン ) 基礎を潜水させて運搬ジャケット部 (380 トン ) 重力部を潜水させて運搬 ( 重力部 3720トン計 4100トン ) 15

17 目次洋上風力発電について洋上風力発電実証研究洋上ウィンドファーム洋上風力発電の事業費の試算欧州の事例 16

18 洋上ウィンドファームの実現可能性調査 (FS) 環境影響評価に係る調査計画調査事前調査 ( 建設前 ) 工事中調査存在供用調査 ( 建設後 ) 撤去工事調査環境アセスメント報告書申請手続事業化可能性調査 (FS) (1) 有望海域の抽出 ( 計画時調査 ) 近傍の風況データの収集自然条件の調査社会条件の調査自然公園漁業権漁業区域港湾 / 漁港区域制限表面区域自衛隊訓練海域人工魚礁海中遺跡考古物等 (2) 導入規模の想定海上風の把握 (1) 風況データの処理解析評価 (2) 風況シミュレーションによる海上風の推定評価基本設計 (1) 風車設置点の決定 (2) 風車規模の設定 (3) 機種の選定 (4) 環境影響評価 ( 詳細 ) (5) 海底地形地盤調査 (6) 経済性の検討 (1) 設備設計 (2) 工事設計 (3) 工事計画実施設計建設工事 (1) 契約 (2) 土木工事 (3) 風車設置工事 (4) 電気工事 (5) 試運転検査電力会社との協議系統連系売電価格事業開始 (1) 運転保守補修契約 (2) 損害保険 (3) 運転監視 (4) 電気設備の保守点検 (5) 風車設備本体の保守点検洋上風力の導入の流れ関連法規許認可等環境設置海域等に関する関連法規平成 23 年度洋上ウィンドファーム FS 建築基準法 ( 改正版 ) 法令で定める技術基電気事業法法令で定める技術基許認可申請手続保安規定作成電気主任技術者選任工事計画設置関係法建築基準法海上交通安全法航路標識法道路法道路交通法航空法等公共物工事電波法航空法消防法環境法騒音規正法振動規正法等使用前自主検査使用前安全管理検査国内 4 箇所における洋上ウィンドファームの実現可能性を文献やシミュレーション等により調査海域調査 - 社会的条件調査 ( 許認可等 ) - 気象海象調査 ( 風況波潮位 ) - 海底地形土質調査全体設計 - 風車基礎の選定 - 設計外力の算定 ( 暴風地震含む ) - 設置施工方法の検討 - 保守計画の検討事業性の検討 - 環境影響評価 ( 水地形生物景観等 ) - 事業費の算出事業性の評価 - 課題の抽出 17

国内ポテンシャル ( 基礎別 ) 国内ポテンシャルを表層地質から試算 ( 開発時は

ジャケット式は砂質岩質泥質で開発が可能基礎構造モノパイル式重力式ジャケット式対応水深

岩盤エリア ( 支持層が浅く堅固な地盤 ) 岩質堆砂エリア ( 支持層が深く軟弱な地盤 )

0m 1 根入深さ 48m 鋼管杭 600 トンケーソン重量 5,000 トン海底の整地

8m 4( 水深に応じて 8 や 12) 根入深さ 35m 鋼管杭 465 トン国内事例

19 国内ポテンシャル ( 基礎別 ) 国内ポテンシャルを表層地質から試算 ( 開発時はボーリング調査等が必要 ) モノパイル式は砂質で開発が可能重力式は岩質で開発が可能ジャケット式は砂質岩質泥質で開発が可能基礎構造モノパイル式重力式ジャケット式対応水深 ~30m ~40m ~50m 適用地盤堆砂エリア ( 支持層が深く軟弱な地盤 ) 砂質岩盤エリア ( 支持層が浅く堅固な地盤 ) 岩質堆砂エリア ( 支持層が深く軟弱な地盤 ) 砂質泥質岩質 ( 重力ジャケットのハイブリット式 ) 構造概要大口径鋼管杭直径 5.0m 1 根入深さ 48m 鋼管杭 600 トンケーソン重量 5,000 トン海底の整地鋼管杭直径 1.8m 4( 水深に応じて 8 や 12) 根入深さ 35m 鋼管杭 465 トン国内事例ウィンドパワーかみす 30MW=2MW 15 銚子沖 ( 実証研究 ) 2.4MW 1 北九州市沖 ( 実証研究 ) 2MW 1 支持層が浅く重力ジャケットハイブリット式を採用し鋼管杭を使用しない 18

20 国内ポテンシャル ( 基礎別試算の前提条件 ) < 風況データ > 環境省平成 22 年度再生可能エネルギー導入ポテンシャル調査報告書の成果物である洋上風力賦存量 GIS データ風況高度 :80m( 洋上 ) 2000 年平均風速解像度 :100m < 水深海底表層データ > 水深 : 日本水理協会が刊行する数値地図 ( 等深線データシェープファイル (M7000)) 最大傾斜角 : 日本水理協会が刊行する数値地図 ( 等深線データシェープファイル (M7000)) 表層地質 : 産業技術総合研究所が刊行する表層堆積図 (200,000 分の 1 レベル ) 及び全国漁業協同組合連合会が刊行した日本近海底質図 < 注意点 > ポテンシャルの試算において開発率 100% を前提としており以下に示す物理的社会的条件を加味していないため開発に際しては海底地質のボーリング調査や地元調整等が必要物理的社会的条件 : 海底地盤層法規制区分 ( 保全保護区等 ) 系統連系漁業権区域等 19

21 国内ポテンシャル ( 基礎別 ) 物理的社会的制約条件を考慮しない開発率 100% を仮定した場合年平均風速 6.5m/s 以上の洋上域にモノパイル式は 102GW(2.4MW 風車を想定 ) 重力式は 51GW(5MW 風車を想定 ) ジャケット式は 147GW(5MW 風車を想定 ) の設置ポテンシャルを有する北海道電力東北電力の管内以外に東京電力 ( 静岡県沖の全域を含む ) 中部電力九州電力等の大消費地におけるポテンシャルも有している四国電力管内 1% 沖縄電力管内 9% ジャケット式 49% モノパイル式 34% 中国電力管内 1% 関西電力管内 1% 九州電力管内 14% 北海道電力管内 43% 重力式 17% 北陸電力管内 1% 中部電力管内 5% 東京電力管内 11% 東北電力管内 14% 基礎別の比率 (GW 当たりの比率 ) 静岡県沖 : 東京電力管内に含むと仮定福井県沖 : 北陸電力管内に含むと仮定適用海域の比率 (km 2 当たりの比率 ) 20

22 実証研究洋上WFFS平成 23 年度洋上ウィンドファーム FS( 洋上 WFFS) 欧州において導入普及が進んでいるモノパイル式基礎による洋上 WF の実現可能性調査 (FS) を国内 4 か所で実施茨城県鹿島灘沖 2MW 15 基秋田県秋田市沖 2MW 20 基岩手県洋野沖 2MW 41 基千葉県旭市沖 2MW 50 基海域銚子沖 ( 千葉県 ) 北九州沖 ( 福岡県 ) 年平均風速 (m/s) 基数発電容量 [MW] 洋野町沖 ( 岩手県 ) 秋田市沖 ( 秋田県 ) 鹿島灘沖 ( 茨城県 ) 旭市沖 ( 千葉県 )

23 事業者ヒアリング洋上風力発電の事業化を検討している事業者を対象に洋上風力の調達価格に係る研究会において事業者ヒアリングを実施なお当該ヒアリングは民間事業者等の情報を含むため非公開で実施事業規模 : 数十 ~ 数百 MW 洋上風車 : 定格出力 3~7MW( 数十基配列 ) 平均離岸距離 :~10km 平均水深 :~20m 基礎形式 : モノパイル重力ジャケット式検討状況 : 事前検討段階ヒアリング項目 : 資本費運転保守費を踏まえた検討状況 22

24 目次洋上風力発電について洋上風力発電実証研究洋上ウィンドファーム洋上風力発電の事業費の試算欧州の事例 23

25 洋上風力発電実における事業費の整理陸上風力において一般的な費目に基づき事業費用の整理を行う現時点において資本費は実績額運転維持費は初年度の見込み額を記載する大項目中項目小項目資本費運転維持費 1 調査費 2 設計費 3 設備費 4 工事費 1 土地等賃借料 2 修繕費 3 人件費 4 保険料 5 固定資産税 6 その他等 Ⅰ 海底地盤 Ⅱ 環境 Ⅲ 系統連系 [ 税抜き端数四捨五入 ] Ⅰ 風車基礎 Ⅱ ケーブル Ⅲ 電気設備 Ⅰ 風車 Ⅱ 基礎 Ⅲ 海底ケーブル Ⅳ 陸上ケーブル Ⅴ 電気設備 Ⅰ 風車 Ⅱ 基礎 Ⅲ 海底ケーブル Ⅳ 陸上ケーブル Ⅴ 電気設備 24

26 銚子沖実証研究の資本費と運転維持費資本費実績額運転維持費初年の見込み額資本費は実績額運転維持費は初年の見込み額大項目 33.5 億円万円 /kw 0.9 億円 / 年 3.7 万円 /kw/ 年 1 調査費 2 設計費 3 設備費 4 工事費中項目 [ 税抜き端数四捨五入 ] 1.7 億円 7.1 万円 /kw 1.6 億円 6.8 万円 /kw 10.8 億円 44.8 万円 /kw 19.2 億円 80.2 万円 /kw < 仮定前提 > 洋上風車 1 基を 5 人で維持管理日検査は遠隔監視システムにより状態確認月検査 ( 台風通過後 ) は作業員により風車を現場確認年検査は作業員及びダイバーによる風車基礎の現場確認保険は風車 ( 基礎除く ) ケーブル電気設備に対し財物及び賠償責任発電出力 2400kW 約 9 か月の運転実績その間初期点検等によ運転期間発電量 ( 設備利用率 ) 2013 年 1 月 29 日 ~10 月 17 日 4,474,306kWh(29.7%) る停止時間を含む今後好風況の冬場の実証研究を継続し年間設備利用率は 30% を超えることを見込む陸上は概ね設備利用率 20% 25

27 千葉県銚子沖における資本費 ( 内訳 ) 1 調査費. 5.1% 2 設計費. 4.9% 4 工事費. 57.7% 3 設備費. 32.2% Ⅳ 陸上ケーブル 0.5% Ⅲ 海底ケーブル 12.3% Ⅴ 電気設備 0.5% 資本費の構成比 Ⅳ 陸上ケーブル 0.9% Ⅲ 海底ケーブル 11.0% Ⅴ 電気設備 7.1% Ⅱ 基礎 32.2% Ⅰ 風車 54.4% Ⅱ 基礎 24.1% Ⅰ 風車 56.8% 4 工事費の構成比 3 設備費の構成比 26

28 北九州沖実証研究の資本費と運転維持費資本費は実績額運転維持費は初年の見込み額資本費実績額運転維持費初年の運転見込み額大項目 30.4 億円万円 /kw 1.2 億円 / 年 6.2 万円 /kw/ 年 1 調査費 2 設計費 3 設備費 4 工事費中項目 [ 税抜き端数四捨五入 ] 0.4 億円 2.2 万円 /kw 0.5 億円 2.3 万円 /kw 13.2 億円 66.7 万円 /kw 16.4 億円 82.7 万円 /kw < 仮定前提 > 洋上風車 1 基を 8 人で維持管理日検査は遠隔監視システムにより状態確認月検査は作業員により風車を現場確認半年検査は作業員及びダイバーによる風車基礎の現場確認保険は風車 ( 基礎除く ) ケーブル電気設備に対し財物及び賠償責任発電出力 1980kW 約 4 か月の運転実績その間初期点検等に運転期間発電量 ( 設備利用率 ) 2013 年 6 月 24 日 ~10 月 17 日 1,053,720kWh(19.2%) よる停止時間を含む今後好風況の冬場の実証研究を継続し年間設備利用率は 30% を超えることを見込む陸上は概ね設備利用率 20% 27

29 福岡県北九州沖における資本費 ( 内訳 ) 1 調査費. 1.4% 2 設計費. 1.5% 4 工事費. 53.8% 3 設備費. 43.3% Ⅳ 陸上ケーブル. 0.2% Ⅲ 海底ケーブル. 13.7% Ⅴ 電気設備. 3.1% Ⅰ 風車. 47.4% 資本費の構成比 Ⅳ 陸上ケーブル. 0.0% Ⅲ 海底ケーブル. 14.2% Ⅴ 電気設備. 4.3% Ⅰ 風車. 47.0% Ⅱ 基礎. 35.6% Ⅱ 基礎. 34.6% 4 工事費の構成比 3 設備費の構成比 28

30 実績 ( 一部見込み ) 試算備考サイト条件年平均風速 7.4m/s 設備洋上ケーブル 22kV 33kV 工事施工期間 2 年 ( 震災影響の延期 1 年含む ) 6 年稼働条件34.0% 発電量 ( 定格出力全時間 ) 事業費銚子沖洋上ウィンドファーム ( 試算 ) 実証研究の施工実績を基に銚子沖洋上ウィンドファームを試算項目実証研究離岸距離 3.1km 3~5km 水深 ~15m 洋上ウィンドファーム [ 税抜き端数四捨五入 ] 有義波高 1.4m( 平均波 ) 有義波周期 7.5s( 平均波 ) 底質土質は露岩域 ( 支持深度 1-2m) 設備容量 2.4MW 120MW 風車 2.4MW 1 基 2.4MW 50 基基礎重力式風車を 3 列に配置風車間隔は風卓越方向に 10D 直交方向に 3D 程度確保 ( ローター直径 D=92m) 海底ケーブルの総延長 22km 風車据付 SEP 2 隻 (1 基 / 年 ) SEP 2 隻 (10 基 / 年 ) 基礎製作据付稼働率設備利用率資本費運転維持費 ( 見込み ) フローティングドック 1 隻起重機船 1 隻 83% (H ~H ) 29.7% (H ~H ) 33.5 億円万円 /kw 0.9 億円 / 年 3.7 万円 /kw/ 年フローティングドック 5 隻起重機船 1 隻基礎を各年 5~8 月にフローティングドック及び起重機船で据付後 SEP にて風車据付作業稼働率 15~20% フローティングドック 11,000 トン積起重機船 1,600 トン吊 87% 稼働時間全時間億円万円 /kw 27.7 億円 / 年 2.3 万円 /kw/ 年設計費設備費に規模効果工事費は工法が同じため横ばい人件費に規模効果( 実証研究は5 人で1 基ウィンドファームは5 人 /10 基 ) 29

31 北九州市沖洋上ウィンドファーム ( 試算 ) 実証研究の施工実績を基に北九州市沖洋上ウィンドファームを試算実績 ( 一部見込み ) 試算備考サイト条件年平均風速 6.9m/s 設備洋上ケーブル 6.6kV 66kV 工事施工期間 1 年 2.5 年稼働条件30% 発電量 ( 定格出力全時間 ) 事業費項目実証研究洋上ウィンドファーム離岸距離 1.4km 1.4~5.5km 港湾隣接有義波高 0.7m( 平均波 ) 水深 14.0m 14~20m 有義波周期 4.8s( 平均波 ) 底質土質は砂砂礫( 支持深度 1 2m) 設備容量 2MW 40MW 風車 2MW 1 基 2MW 20 基基礎ジャケット重力ハイブリット式風車を 5 列に配置風車間隔は風卓越方向に 10D 直交方向に 5D 程度確保 ( ローター直径 D=83m) 海底ケーブルの総延長 25km 風車据付 SEP 2 隻 (1 基 / 年 ) SEP 2 隻 (8 基 / 年 ) 基礎を各年 6~9 月にフローティングドック及び起重機船で据付後 SEPにて基礎製作据付フローティングドック 1 隻フローティングドック 3 隻風車据付起重機船 1 隻起重機船 1 隻作業稼働率 60% フローティングドック6,000トン積起重機船 3,600トン吊稼働率 93% (H ~H ) 90% 稼働時間全時間設備利用率 19.2% (H ~H ) 資本費 30.4 億円億円設計費設備費に規模効果万円 /kw 万円 /kw 夏場施工のため工事費に削減効果運転維持費 ( 見込み ) 1.2 億円 / 年 6.2 万円 /kw/ 年 12.6 億円 / 年 3.1 万円 /kw/ 年 [ 税抜き端数四捨五入 ] 人件費に規模効果( 実証研究は8 人で1 基ウィンドファームは5 人 /10 基 ) 30

32 実証研究 ( 実績試算 ) と洋上 WF( 試算 ) の比較商用化実績陸上想定基礎構造 - 平均離岸距離 [km] 平均水深 [m] 風車 [MW] 基数 [ 基 ] 規模 [MW] 平均風速 [m/s] 平均有義波高 [m] 設備利用率 [%] 注 1 資本費実証研究実績及び試算結果福岡県北九州市沖ジャケット重力ハイブリット式千葉県銚子沖重力式福岡県北九州市沖洋上 WF 試算試算結果ジャケット重力ハイブリット式千葉県銚子沖重力式茨城県鹿島灘沖平成 23 年度洋上 WFFS 試算結果秋田県秋田市沖モノパイル式岩手県洋野町沖万円 /kw 19.2 半年弱の実績 30.4 億円万円 /kw 年弱の実績 33.5 億円万円 /kw 1 (1.2 億円 ) (0.9 億円 ) 運転維持費注 0.6 万円 /kw/ 年 (6.2 万円 /kw/ 年 ) (3.7 万円 /kw/ 年 ) 注 1: 試算値は ( ) 内に数値を記載千葉県旭市沖 (30) (34) (33.4) (31.7) (26.3) (29) (427.5 億円 ) (106.9 万円 /kw) (12.6 億円 ) (3.1 万円 /kw/ 年 ) ( 億円 ) (111.6 万円 /kw) (27.7 億円 ) (2.3 万円 /kw/ 年 ) (160.5 億円 ) (53.5 万円 /kw) (5.0 億円 / 年 ) (1.7 万円 /kw/ 年 ) (237.1 億円 ) (59.3 万円 /kw) (6.1 億円 / 年 ) (1.5 万円 /kw/ 年 ) [ 税抜き端数四捨五入 ] (475.7 億円 ) (58 万円 /kw) (13.3 億円 / 年 ) (1.6 万円 /kw/ 年 ) (590 億円 ) (59 万円 /kw) (30.2 億円 / 年 ) (3 万円 /kw/ 年 ) 31

33 資本費 [ 万円 /kw] 洋上 WF( 試算 ) と事業者ヒアリング結果の比較 < 資本費の比較 > 洋上 WF モノパイル式 ( 試算 ) 54~59 万円 /kw 本研究会における事業者ヒアリング結果 45~79 万円 /kw 洋上 WF 重力ジャケット式 ( 試算 ) 100~110 万円 /kw < 運転維持費の比較 > 洋上 WF( 試算 ) 1.5~3.0 万円 /kw/ 年本研究会における事業者ヒアリング結果 2.1~2.3 万円 /kw 重力ジャケット式基礎モノパイル式基礎設備容量 [MW] 運転維持費 [ 万円 /kw/ 年 ] 重力ジャケット式基礎モノパイル式基礎設備容量 [MW] ( 青色 ) 福岡県北九州市沖 ( 赤色 ) 千葉県銚子沖 ( 黒色 ) 洋上 WFFS ( 青色 ) 福岡県北九州市沖 ( 赤色 ) 千葉県銚子沖 ( 黒色 ) 洋上 WFFS 32

34 目次洋上風力発電について洋上風力発電実証研究洋上ウィンドファーム洋上風力発電の事業費の試算欧州の事例 33

35 欧州の事例 ( 累積導入量 ) 欧州では 2007 年以降 300MW 以上 / 年で導入拡大 2012 年末実績で 4,995MW が導入 ( 年間導入量 1,166MW) 出典 :EWEA The European offshore wind industry - key trends and statistics 2012 (2013) 34

36 欧州の事例 ( 累積導入量 ) イギリスデンマークの 2 か国で全体の 4 分の 3 以上を占める国によって風車出力が異なるのは離岸距離や水深への対応を示しているデンマーク 2MW 級イギリス 3MW 級ドイツベルギー 4MW 級の洋上風車 3.0MW/ 基 3.6MW/ 基 4.1MW/ 基 2.0MW/ 基 2.2MW/ 基 4.2MW/ 基 2.0MW/ 基 2.0MW/ 基 3.4MW/ 基 2.2MW/ 基 2012 年累積導入量基数 ( 国別 )[MW] 出典 :EWEA The European offshore wind industry - key trends and statistics 2012 (2013) 2012 年累積導入基数 ( 国別 )[ 基 ] 平均出力 (MW/ 基 ) 35

欧州の事例 ( ドイツと英国の開発状況の比較 ) 英国は既に Round1 を開発後 Round2 更には Round3

年末実績 2.9GW 0.3GW 開発案件 Round1:0.4GW( 風車 2~5MW) Round2:8.

37 欧州の事例 ( ドイツと英国の開発状況の比較 ) 英国は既に Round1 を開発後 Round2 更には Round3 を開発予定ドイツは今後 North Sea 及び Baltic Sea において開発を本格化イギリスドイツ 2012 年末実績 2.9GW 0.3GW 開発案件 Round1:0.4GW( 風車 2~5MW) Round2:8.7GW( 風車 3.6~7MW) Round3:32GW( 風車 5MW 以上 ) North Sea:8.7GW( 風車 3.6~6MW) Baltic Sea:9.9GW( 風車 3.6~6.5MW) 海域の特徴 Round が進むについて大水深長距離化開発案件の平均 : 水深 30m 離岸距離 60km 出典 :BTM Consult Offshore Report

38 ベル20 年ギーデンマーク欧州の事例 ( 制度 ) 各国異なるタリフを洋上風力に設定 ( ドイツは日本同様 FIT) ドイツでは離岸距離水深に応じたタリフを設定国価格 (GBP,EUR) 価格 ( 円 ) 期間イギリス制度洋上風力導入目標洋上風力における買取価格の注意点洋上風力の価格と期間割当義務電力供給者は再生エネの比率が義務付けられているそのため再生可能エネルギー使用義務証明書 (ROC) によって遵守を証明電力供給者は再生エネの比率が義務付けられているそのため連邦政府グリーン証書 (GREG) を送電事業者が最低保証価格で購入 2020 年 : 25.0GW 2020 年 : 2.1GW 洋上風力発電の買取価格は電力市場価格 +ROC で決定電力及び ROC は市場で調達されるため価格が変動する洋上風力発電の買取価格は電力市場価格 +GREG で決定電力は市場で調達されるため価格が変動し GREGは最低保証価格で購入される 2003~08 年 :1ROC 2008~09 年 :1.5ROC 2010~14 年 :2.0ROC 2015~16 年 :1.9ROC 2016~17 年 :1.8ROC 注 : 上記に電力価格を加算し洋上風力の買取価格 216MW 未満 :: 107EUR/MWh 216MW 以上 : 90EUR/MWh 注 : 上記に電力価格を加算し洋上風力の買取価格 2003~08 年 : 約 16.2 円 /kwh 2008~09 年 : 約 20.1 円 /kwh 2010~14 年 : 約 23.9 円 /kwh 2015~16 年 : 約 23.1 円 /kwh 2016~17 年 : 約 22.3 円 /kwh 注 : 電力価格を 7.5 円 /kwh (2013 年 1 月時点 ) を含む仮定 216MW 未満 :: 約 19.8 円 /kwh 216MW 以上 : 約 17.6 円 /kwh 注 : 電力価格を5.9 円 /kwh (2013 年 10 月時点 ) を含む仮定 20 年入札制度デンマーク政府が洋上風力発電の優先的開発地を決定開発事業者を入札で決定し買取価格も優先的開発に応じて決定 2025 年 : 4.6GW 優先開発地毎に政府による入札で買取価格は決定優先開発地以外の海域で開発する場合は電力市場価格に加え 1.7 円 /kwh の補助金が 20 年適用 Horns RevⅡ: 69.4EUR/MWh RodsandⅡ: 84.3EUR/MWh Anholt: 140.9EUR/MWh Horns RevⅡ:9.0 円 /kwh RodsandⅡ:11.0 円 /kwh Anholt:18.3 円 /kwh 50,000h 全負荷運転時相当ドイツFIT 陸上風力とは異なる買取価格を洋上風力に設定ドイツ政府が 12 海里以上の排他的経済水域における優先的開発地域を決定 2020 年 : 10.0GW 買取価格は最初の 12 年間 ( 初期タリフ ) と残りの 8 年 ( 基本タリフ ) で買取価格が異なるまた離岸距離水深で異なるタリフ期間を設定 22km(12 海里 ) 以上の場合は初期タリフの期間を 0.5 ヶ月 /1.9km(1 海里 ) 延伸し水深が 20m 以上の場合は 1.7 ヶ月 /m 延伸し基本タリフの期間が短くなる 2018 年以降は年低 7% でタリフを低減出典 :KPMG Offshore Wind Europe 2010 Market Report (2010), KPMG Offshore Wind Farms in Europe Survey (2007) 出典 :GL Garrad Hassan Review of offshore wind energy markets(2013) 2004~08 年初期 :91EUR/MWh 基礎 :61.9EUR/MWh 2009~11 年初期 :130EUR/MWh 基本 :35.0EUR/MWh 2012~17 年 : 初期 :190or150EUR/MWh 基本 :35.0EUR/MWh 2004~08 年初期 :11.8 円 /kwh 基礎 :8.0 円 /kwh 2009~11 年初期 :16.9 円 /kwh 基本 :4.6 円 /kwh 2012~17 年 : 初期 :24.7 円 or19.5 円 /kwh 基本 :4.6 円 /kwh 20 年 (1GBP=160 円 1EUR=130 円を仮定 ) 37

39 英国 1: 洋上風力発電の支援制度の概要特徴英国では 2002 年 4 月より電力小売事業者に対して一定比率の再生可能エネルギー発電電力の導入を義務付ける RPS 制度を施行洋上風力発電設備からの発電電力には RPS 制度に基づく証書を発行 2009 年 4 月以降洋上風力からの発電電力に対して発行証書数を引き上げるバンディングを導入し陸上風力との支援レベルを差異化支援制度の概要電力小売事業者に対して販売電力のうち一定比率について再生可能エネルギー発電電力の導入を義務付ける RPS 制度を施行適格な発電設備に対して再生可能エネルギー証書を発行し電力小売事業者はこの証書により義務履行を行う再生可能発電事業者は証書販売価格に加えて電力販売単価を得る右図参照電力ガス市場規制局 (Ofgem) エネルギー気候変動省 (DECC) 証書価値 ( 円 /kwh) 英国で洋上風力発電に発行される証書価値の変遷 ( 円 /kwh) 7.4 卸電力取引価格 ( ホント /MWh) 8.5 陸上風力ポンド =160 円換算 2012 年度以降は 2011 年度の証書の理論的価値を活用洋上風力倍洋上の支援強化設備稼働年度 2 倍英国における卸電力取引価格の推移 6.8 出典 : 各種資料に基づき資源エネルギー庁作成 6 大小売事業者年間平均電力料金 ( ホント / 年 ) 設備認定発電量報告証書発行義務遵守報告クオータ義務量設定年間平均電力料金再生可能エネルギー発電事業者相対取引売電証書契約包括取引契約が一般的電力供給小売事業者 ( 義務対象者 ) 配電事業者売電契約電力供給需要家卸電力取引価格出典 :Consumer Focus の資料に基づき資源エネルギー庁作成 38

英国 2: 洋上風力発電の開発状況英国では英国の土地と海域を管理する政府系機関である Crown Estate が洋上風力発電事業者向けに入札を行い事業者と用地のリース契約を締結している入札は複数のラウンドにわかれておりこれまでにラウンド 1~3 の 3 回スコットランド領海を対象としたラウンドの入札を実施済み 2013 年 11 月時点で 22 プロジェクト 3.

40 英国 2: 洋上風力発電の開発状況英国では英国の土地と海域を管理する政府系機関である Crown Estate が洋上風力発電事業者向けに入札を行い事業者と用地のリース契約を締結している入札は複数のラウンドにわかれておりこれまでにラウンド 1~3 の 3 回スコットランド領海を対象としたラウンドの入札を実施済み 2013 年 11 月時点で 22 プロジェクト 3.7GW 分が稼動済みこれまでの入札の経緯ラウンド 1:2001 年に立ち上げ沿岸に近い領海内を対象として認可 13 プロジェクト 1.2GW が 2013 年時点で稼動済みラウンド 2:2003 年 2 月に約 7GW 分の対象事業を決定 2013 年 11 月時点で 8 プロジェクト 2.5GW が稼動約 4GW のプロジェクトが認可取得済みラウンド 3:2010 年 1 月に 55 プロジェクトの落札企業が決定海域 9 ゾーンの合計発電能力は 32GW 対象 9 ゾーンのうち 3 ゾーンは英国東岸沖の排他的経済水域 (EEZ) 境界線までの海域が対象ラウンド 1 からラウンド 3 に進むにつれ発電規模が拡大され対象海域も沖に進出デモ用サイトラウンド1サイトラウンド2サイトラウンド1 2 拡張サイトラウンド3リース契約ラウンド3WFゾーンスコットランドWFサイト北アイルラント洋上風力資源エリア英国における洋上風力発電の開発状況 (2013 年 11 月時点 ) ケース稼動中認可済み建設中ラウンド1 13プロジェクト 1.2GW ( 拡張サイト )51MW ラウンド2 8プロジェクト 2.5GW 3.7~4.0GW デモ用サイト 1プロジェクト 12.0MW 7MW 合計 22 プロジェクト 3.7GW 3.8~4.1GW 39 出典 :Renewables UK 出典 :Crown Estate 39

41 英国 3: 洋上風力発電の支援制度 ( 詳細 ) 英国の RPS 制度では 2009 年度以降にエネルギー源別に支援レベルを差異化するバンディングを導入バンディングに基づく支援レベルは 4 年ごとの改定を規定 2013~2016 年度の支援水準を決めるにあたってエネルギー気候変動省に委託された民間会社によるエネルギー源の賦存量発電コスト試算も参照しながらバンディングレベルが提案され検討決定支援レベル検討のための発電コスト試算方法 2011 年 10 月に改訂版が公表された報告書では洋上風力発電について 100MW 未満 100MW 以上新たな入札 ( ラウンド 3) の 3 ケース別に発電コストを試算関係事業者へのアンケートにより収集された発電コスト試算に含まれる主なデータ項目は以下のとおり資本コスト - 資本コストの大半は建設費とタービン費用 - その他の主な費用は連系費用用船料基礎構造費用等ランニングコスト - タービン供給事業者との保守契約用船料その他保守サポート保険土地代送電費用及び労務費英国では洋上風力発電をラウンドに分けて実施ラウンド 2 スコティッシュラウンドの事業を想定した中位資本コスト仮定シナリオの試算結果は以下のとおり稼動開始年度 2010 年 2015 年 2020 年 2025 年 2030 年中位資本コスト仮定シナリオ 27.0 円 /kwh 22.2 円 /kwh 17.1 円 /kwh 15.7 円 /kwh 14.6 円 /kwh 試算の前提条件年までの投資利益率 (IRR) を 11.6% 2020 年以降を 9.6% - 年間稼働率を 38% プラントの耐用年数を 24 年間支援対象となる洋上風力発電設備の要件 RPS 制度で証書発行対象とする設備の要件 - 英国の領海及び法令で規定された領域の設備 - 風力タービンが洋上に設定され陸地にアクセス可能な永久構造物でつながっていない設備バンディング後の陸上風力との支援水準の差異 2009 年度のバンディング導入時には洋上風力には発電量 1MWh あたり 1.5 証書の発行としていたが 2010 年度施行の改正で 2 証書に引き上げ 2010 年度以降陸上風力の約 2 倍の支援レベル 2015 年度以降の新規洋上風力は段階的に発行証書の水準を低減させていくことを予定風力発電量 1MWh に対して発行される証書レベルの推移稼動開始年度 ~ ~ 陸上風力 1 証書 1 証書 0.9 証書 0.9 証書 0.9 証書洋上風力 1.5 証書 2 証書 2 証書 1.9 証書 1.8 証書 40

42 ドイツ 1: 洋上風力発電の支援制度の概要特徴ドイツの固定価格買取制度では 2004 年 8 月より陸上風力と別に洋上風力発電設備の調達価格を設定して系統運用者に固定価格での発電電力の買取を義務付け設備稼働当初は高い買取価格が適用され一定期間 (12 年間など ) 経過した後は減額した買取価格を適用設置場所の沿岸からの距離及び水深に応じて高い買取期間の適用期間が延長される仕組み有り 2009 年以降初期費用の高さが導入促進の障壁になっているとの評価を受けて洋上風力の当初適用価格を他 EU 諸国の水準並みに引き上げ陸上風力と差異化した価格設定に変更 2012 年以降の新規設備は早期回収モデルとして設備稼働当初の買取価格を通常モデルより高い 19 ユーロセント (24.7 円 )/kwh として適用期間を 8 年間に短縮した支援方法も選択可能支援制度の概要系統運用者 * に適格な再生可能エネルギー発電設備からの発電電力を法律でエネルギー源別に規定された調達価格以上で 20 年間買い取ることを義務付け * ドイツでは電力小売事業者とは別に送配電を管理する系統運用者が存在電気の流れお金の流れ再生可能エネルギー発電事業者買取義務卸電力取引所調達価格による電力収入系統運用者卸電力の販売価格サーチャージ買取価格ドイツにおける風力発電の調達価格の推移 ( 円 /kwh) 洋上 : 通常モデル (1~12 年目 ) 洋上 : 通常モデル (13~20 年目 ) 洋上 : 早期回収モデル (1~8 年目 ) 洋上 : 早期回収モデル (9~20 年目 ) 陸上 (1~5 年目 ) 陸上 (6~20 年目 ) 洋上風力の区分追加早期回収モデル導入 1 ユーロ =130 円として換算電力小売事業者電力需要家設備稼働年出典 : ドイツ連邦環境自然保護原子炉安全省の資料に基づき資源エネルギー庁作成 41

43 ドイツ 2: 洋上風力発電の支援制度 ( 詳細 ) ドイツでは政府が 4 年以内に一度報告する進捗状況報告書を参考とし連邦議会が調達価格を決定 2011 年に作成された直近の進捗状況報告書では調査時点で実際の費用を調査可能な洋上風力発電設備がなかったために事業者の見積費用を活用して 2 パターンの発電コストを試算し買取価格改定を提言他方北海バルト海の海域で進行している洋上風力発電プロジェクトについて送電系統への連系が遅滞なく行われるかが課題連系が遅延した場合には洋上風力発電事業者に遅延に伴う損害を補償する枠組みを設けて 2013 年より電力需要家から補償に伴う費用を課徴金として徴収調達価格の設定方法 2011 年に政府が議会に提出した再生可能エネルギー法進捗状況報告書では典型的な 2 パターン ( 着床式 ) をモデルケースとして設定し発電コストを試算ケース水深沿岸からの距離高額調達価格の設定期間発電機出力 2012 年に稼動開始するモデルケースではそれぞれ 1kWh あたりの平均発電価格を以下のとおりに試算 1: 風力タービン基礎連系 ( 洋上変電設備まで ) 計画/ 評価 / 保険費用等 2: 詳細な費用項目は非開示海外を含めた既存事例から評価年間稼動時間ケース Ⅰ 20m 22km(12 海里 ) 12 年間 3,600kW 3,850 時間ケース Ⅱ 30m 48km(26 海里 ) 14 年間 5,000kW 3,850 時間ケース Ⅰ ケース Ⅱ 総投資額 1 (/kw) 3,323 ユーロ (43.2 万円 ) 3,561 ユーロ (46.3 万円 ) 年ランニンクコスト年 (/kw) 113 ユーロ (1.47 万円 ) 117 ユーロ (1.52 万円 ) 年ランニンクコスト年 (/kw) 117 ユーロ (1.52 万円 ) 142 ユーロ (1.84 万円 ) 平均発電価格 (/kwh) 11.5 ユーロセント (15.0 円 ) 13.5 ユーロセント (17.6 円 ) 42 買取対象となる洋上風力発電設備の要件海岸線から沖に向かって 5.6km(3 海里 ) 以上の距離に設置された洋上風力発電を洋上設備と定義連邦法や州法で自然及び景観保護区域に指定された海域に設置された設備は買取対象外その他の主な行政支援策送電系統運用者は洋上設備の稼動準備が整い次第担当地域内の設備を系統連系する義務送電系統運用者は洋上設備の連系費用を電気料金に上乗せして需要家に転嫁送電系統運用者による洋上設備の系統連系が予定期日より遅延し洋上設備による電力供給ができない場合には洋上設備の事業者は調達価格の90% の補償金額を要求することが可能遅延に伴う損害補償費用は 2013 年から電力需要家が課徴金として一部を負担開始平均的な家庭需要家の負担額は年間 1,130 円相当 42

44 デンマーク : 洋上風力発電の支援制度の概要特徴デンマークでは政府と議席を有する政党間 ( 赤緑連合を除く ) で 2008 年 2 月に締結されたエネルギー政策協定の一部として洋上風力発電の支援制度についても規定デンマークエネルギー庁が洋上風力発電のライセンス付与権限を有しておりプロジェクト毎に仕様を特定した上で入札を行い開発事業者を決定する競争入札制度により支援 2013 年 9 月に正式稼動した Anholt 洋上風力発電は入札の結果稼動開始から 20TWh 分の発電量について 18.9 円 (1.051 デンマーククローナ (DKK))/kWh の調達価格を適用入札制度の手続き洋上風力発電の入札に参加を希望する事業者はデンマークエネルギー庁による事前審査を受ける必要入札参加の必須要件として財政能力及び技術的能力をあらかじめ設定財政能力 - IFRS( 国際財務報告基準 ) の収入が150 億 DKK (2,700 億円 ) 以上 ( 過去 3 年の平均値 ) - 株主資本比率 20% 以上または長期債務格付けBBB-/Baa3 以上技術的能力 - 10 年以内に実施した類似案件経歴 1 件以上 (100MW 以上の洋上風力発電所 ) - 10 年以内に受注した維持管理経歴 1 件以上 (25MW 以上の洋上風力発電所 ) - 期限内に実施する能力など送電系統運用者であるEnerginet.dkが入札開始前に費用を負担し環境影響評価及び予備調査 ( 地質波浪調査 ) を実施 43 デンマークにおける過去の洋上風力発電プロジェクトの落札価格 1 デンマーククローナ (DKK)=18 円として換算プロジェクト名稼動開始出力落札固定価格 (/kwh) 買取対象期間 Horns Rev 年 9 月 209MW 0.518DKK (9.3 円 ) 10TWh 分 Rødsand 年 10 月 207MW 0.629DKK (11.3 円 ) 10TWh 分 Anholt 2013 年 9 月 400MW 1.051DKK (18.9 円 ) 20TWh 分入札制度以外の支援策出典 : デンマークエネルギー庁の資料に基づき資源エネルギー庁作成系統連系に必要な費用は送電系統運用者 (Energinet.dk) が負担し系統利用料金に加算して需要家から徴収左記のデンマークエネルギー庁による入札制度以外に開発事業者側で洋上風力の開発希望地域について申請しライセンス付与の手続きを始めることも可能その場合には沿岸までの接続費用は建設者負担となり調達価格も陸上風力発電と同様のものが適用される - 卸電力価格 +0.25DKK(4.5 円 )/kwh 上限 0.58DKK(10.4 円 ) - 上記の価格を22,000フル稼働時間まで適用 43

45 ベルギー : 洋上風力発電の支援制度の概要特徴ベルギーでは各地域 ( フランドルワロンブリュッセル首都 ) で独自の RPS 制度を施行洋上風力発電の発電電力については連邦法に基づくグリーン証書を発行あわせて連邦法において送電系統運用者の Elia に対して一定額での洋上風力発電に発行されたグリーン証書の買取を義務付け洋上風力発電事業者は電力の販売単価に加えてグリーン証書の販売価格を得る支援制度の概要洋上風力発電事業者は電力の販売単価 ( 右図参照 2013 年 10 月時点で 45 ユーロ /MWh(5.9 円 /kwh 相当 )) に加えてグリーン証書の販売価格を得る洋上風力発電事業者は希望する場合には送電系統運用者である Elia に対して設備に発行されるグリーン証書を以下の一定額での買取を申請可能卸電力取引価格 2013 年 10 月時点で卸電力市場 (Belpex) における1 日前市場の取引価格は45ユーロ /MWh(5.9 円 /kwh 相当 ) 出典 :Belpex ホームページ 1 ユーロ =130 円として換算ベルギーにおける卸電力の週平均価格の推移 ( ユーロ /MWh) ケース買取保証価格買取期間当初 216MW 分以降の洋上プロジェクト 107 ユーロ /MWh (13.9 円 /kwh) 90 ユーロ /MWh (11.7 円 /kwh) 20 年間 10 年間ベルギー最初のプロジェクトを想定 Elia は購入したグリーン証書を RPS 制度の義務対象者向けにオークションで販売して差額分を系統利用料金で負担ベルギー出典 : 欧州委員会, Quarterly Report on European Electricity Markets (2013 Q2) 44

46 欧州の事例 ( 欧州の港湾 ) 洋上風力に係る企業研究所大学等の集約化が欧州各国の港湾で展開イギリス Blyth ドイツ Bremerhaven デンマーク Esbjerg は代表的な港湾洋上ウィンドファームの大規模化洋上風車や基礎の大型化に伴い産官による更なる港湾整備の計画が進められている ( ドイツ Cuxhaven イギリス Hull 等 ) Hull 出典 :BIS Economic Development Company Ltd. OFFSHORE TERMINAL BREMERHAVEN(2011) など 45

47 欧州の事例 ( 資本費の推移 ) 2010 年以前は 100MW 級 2010 年以降は 200~700MW 級が運開 2010 年頃以前は資本費 40 万円 /kw 以下であったが 2010 年以降は 40 万円 /kw から 80 万円 /kw に上昇 700 モノパイル式重力式ジャケット式設備容量 [MW] バルーンの大きさは資本費 [ 万円 /kw] 西暦出典 :GL Garrad Hassan Review of Offshore Wind Energy Markets (2013) 資本費 [ 万円 /kw] バルーンの大きさは設備容量 [MW] 西暦 46

48 欧州の事例 ( 資本費と離岸距離水深 ) 資本費の変動要因として離岸距離水深が影響しており離岸距離水深が広がることにより資本費は増大他方離岸距離が広がると好風況を受け設備利用率は向上 90 モノパイル式重力式ジャケット式資本費 [ 万円 /kw] 資本費 [ 万円 /kw] バルーンの大きさは設備容量 [MW] 離岸距離出典 :GL Garrad Hassan Review of Offshore Wind Energy Markets (2013) 10 0 バルーンの大きさは設備容量 [MW] 水深 47

49 欧州の事例 ( 運転維持費と離岸距離と水深 ) 水深離岸距離が拡大することにより運転維持費は増大離岸距離 10km 未満は 1.0 万円 /kw/ 年以下離岸距離 20km 以上は 1.5 万円 /kw/ 年以上 2.5 モノパイル式重力式ジャケット式運転維持費 [ 万円 /kw/ 年 ] 運転維持費 [ 万円 /kw/ 年 ] バルーンの大きさは資本費 [ 万円 /kw] バルーンの大きさは資本費 [ 万円 /kw] 離岸距離 [km] 出典 :Fraunhofer IWES Offshore Wind Energy Deployment It s the cost that counts (2011) 水深 [m] 48

50 欧州の事例 ( 英独 ) サイトステータス基礎形式設備容量 [MW] 風車定格 [MW] 風車基数 [ 基 ] 平均離岸距離 [km] 平均水深 [m] 運転資本費維持費 [ 万円 /kw] [ 万円 /kw/ 年 ] 設備利用率 [%] 平均風速 [m/s] 備考サイト年運開実績値 : 稼働率 97% Round1 に該当サイト年運開実績値 : 稼働率 95% Round1 に該当英サイト年運開モノパイル実績値 : 稼働率 95% Round1 に該当サイト年運開実績値 : 稼働率 87% Round1 に該当サイト年運開実績値 : 稼働率 96% Round1 及び Round2 に該当サイト年運開ジャケットトリパイル実績値 :42 10 稼働率 96.5% 独発ウィンドファーム独サイト年運開トリパイル理論値 :55.4 運転開始直後年 9 月からフル稼働今後データを取得予定出典 GL Garrad Hassan Review of offshore wind energy markets (2013), BTM Consult Offshore Report 2013 (2012), Fraunhofer IWES Offshore Wind Energy Deployment It s the cost that counts (2011) 49

51 欧州の事例 ( ファイナンス ) 事業者のバランスシートに基づくコーポレートファイナンスが支流欧州ではプロジェクトのキャッシュフローを返済原資としたプロジェクトファイナンスを組成する取組も行われている一方その範囲以上の返済義務を負わないノンリコースは限定的なお我が国の陸上風力においてはノンリコースのプロジェクトファイナンスも僅かながら実施されている模様 ( 一部事業者によるリスク負担を含む ) 建設段階でノンリコースのプロジェクトファイナンスが締結された事例プロジェクト水深 / 離岸距離設備容量設備投資総額債務資金調達オランダサイト 1 ベルギーサイト 2 ベルギーサイト 3 23km/22m 27km/10.5m 42km/26m 120MW (2MW 60) 30MW (5MW 6) 165MW (3MW 55) 約 498 億円約 285 億円公的金融機関輸出金融機関の参加デンマーク政府輸出保険約 90 億円クロージング日 2006 年 10 月 25 日約 199 億円約 170 億円該当なし 2007 年 5 月 23 日約 902 億円約 710 億円欧州投資銀行約 390 億円デンマーク政府輸出保険約 276 億円 2009 年 7 月 24 日稼動後に銀行ローン市場にリファイナンスされた事例プロジェクト水深 / 離岸距離設備容量設備投資総額借換融資銀行クロージング日英国サイト 1 6km/9m 60MW (2MW 30) 約 175 億円約 112 億円 8 行の銀行団 ( 当時の東京三菱銀行含む ) 2004 年 1 月 29 日英国サイト 2 5km/9.5m 194.4MW (3.6MW 54) 約 569 億円約 546 億円 14 行の銀行団 ( 三菱東京 UFJ 銀行含む ) 2009 年 11 月 5 日出典 :KPMG Offshore Wind Europe 2010 Market Report (2010) (1GBP=160 円 1EUR=130 円を仮定 ) 50

陸側から行うことができるケースは対象外としている 5. 研究結果 5.1. 実証事業に要する事業費千葉県銚子沖 ( 離岸距離約 3.1km 水深約 12m) 及び福岡県北九州市沖 ( 離岸距離約 1.4km 水深約 14m) で実証研究 1を行っている 2MW 級洋上風車の資本費 2 及び運転維持費

陸側から行うことができるケースは対象外としている 5. 研究結果 5.1. 実証事業に要する事業費千葉県銚子沖 ( 離岸距離約 3.1km 水深約 12m) 及び福岡県北九州市沖 ( 離岸距離約 1.4km 水深約 14m) で実証研究 1を行っている 2MW 級洋上風車の資本費 2 及び運転維持費資料 3 洋上風力の調達価格に係る研究会取りまとめ報告書 1. 背景経緯再生可能エネルギーの固定価格買取制度では太陽光風力地熱水力バイオマスの電源別に電気の調達価格が設定されておりこのうち風力については現在既に事業化されている陸上風力を念頭に調達価格が設定されている洋上風力は陸上風力のポテンシャルが限定的な我が国において再生可能エネルギーの導入拡大を図る上で不可欠な技術であるが