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かずまさこびき
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1 資料 1 再生可能エネルギーの導入状況と固定価格買取制度見直しに関する検討状況について平成 28 年 1 月資源エネルギー庁

2 Ⅰ. 再生可能エネルギーの導入動向と固定価格買取制度の運用状況について

3 2 再生可能エネルギーの導入状況について① 以前から我が国において開発が進んできた水力を除く再生可能エネルギーの全体の発電量に占める割合は１４平成２３年度から固定価格買取制度導入後の約３年間で３２平成２６年度に増加水力を含めると約１割を占める発電電力量の構成平成23年度発電電力量の構成平成２６年度水力除く再生可能エネルギー水力除く再生可能エネルギー水力原子力 3.2% 水力 1.4% 9.% 9.% 石油等 1.7% LNG 1.6% LNG 39.5% 46.2% 石炭石油等 14.4% 石炭 31.% 25.% ９１０１億ｋＷｈ９ 55０億ｋＷｈ出典電気事業連合会電源別発電電力量構成比

4 3 再生可能エネルギーの導入状況について② 固定価格買取制度開始後平成2７年９月時点で新たに運転を開始した設備は2365万ｋＷ制度開始後認定された容量のうち運転開始済量の割合は約２８% 制度開始後の導入量認定量ともに太陽光が９割以上を占める２０１５年９月末時点における再生可能エネルギー発電設備の導入状況設備導入量運転を開始したもの再生可能エネルギー発電設備の種類太陽光住宅認定容量固定価格買取制度導入前固定価格買取制度導入後平成24年６月末までの累積導入量平成24年7月平成27年9月末までの導入量平成24年7月平成27年9月末までの認定量約４７０万ｋＷ３５２３万ｋＷ４１８万ｋＷ約９０万ｋＷ１９２８８万ｋＷ７５５８万ｋＷ風力約２６０万ｋＷ３６.５万ｋＷ２３３万ｋＷ地熱約５０万ｋＷ０.９万ｋＷ７万ｋＷ０７万ｋＷ１３万ｋＷ１０３万ｋＷ１２４万ｋＷ１２５万ｋＷ８９万ｋＷ０４万ｋＷ１０９万ｋＷ１５万ｋＷ３４ 1万ｋＷ２万ｋＷ６万ｋＷ６３万ｋＷ７１万ｋＷ３８万ｋＷ１９４万ｋＷ 1万ｋＷ３０万ｋＷ４万ｋＷ２６８万ｋＷ太陽光非住宅中小水力約９６０万ｋＷバイオマス約２３０万ｋＷ合計 2kW未満 2-1kW未満 1-3万kW未満合計未利用材一般材リサイクル材廃棄物木質以外メタンガス合計約２０６０万ｋＷバイオマスは認定時のバイオマス比率を乗じて得た推計値を集計各内訳ごとに四捨五入しているため合計において一致しない場合がある２,３６５万ｋＷ８５５５万ｋＷ

5 4 エネルギーミックスの実現に向けて 23年のエネルギーミックスで示された再生可能エネルギーの導入水準を達成するために必要な各電源の設備容量と現時点 215年9月末の導入量認定量を比較すると太陽光については既に認定量がエネルギーミックスで示された設備容量を超過してしまっている他方太陽光以外については特に風力バイオマスを中心に認定量は増えているもののエネルギーミックスで示された水準からはまだ開きがある各電源の導入量認定量と23年の導入見込量太陽光風力中小水力地熱バイオマス FIT前 (212.3) 現在(A) (215.9) ﾐｯｸｽ(B) (23) B(最大)/A 約2.3倍約3.4倍約1.2倍約3.倍約2.8倍認定量 (215.9) 認定量から約2.3倍増導入量 15 1 約1.2倍約3.4倍約3.倍 5 約2.8倍万ｋW) 万ｋW) 太陽光風力中小水力地熱エネルギーミックスにおいては中小水力発電の既導入設備容量を示してはいないがここでは出力別包蔵水力調査データにエネルギーミックスで示された追加導入見込量万ｋW を合算して算出した太陽光発電と風力発電については出力制御の状況等によって導入量は変わりうるバイオマス出典資源エネルギー庁作成

6 各再生可能エネルギー発電設備の開発期間等各電源の開発に要する期間及び事業フローを比較すると太陽光以外の電源は事業開始に向けて環境影響評価や地元調整等が発生するため開発に相当の時間を要する他方太陽光は住宅用が２３ヶ月メガソーラーが１年程度と開発期間が短いことが分かる各再生可能エネルギー発電設備の開発期間等電源期間主な開発フロー太陽光 (住宅用) ２３ヶ月程度契約手続き設置工事系統接続等を合わせて２３ヶ月程度太陽光 (メガソーラー) １年前後特高案件で２年程度 ①系統連系協議 ②電気事業法等の手続き業務③建設工事 ④使用前安全管理検査を併せて 1 年前後陸上風力５８年程度 ①風況調査②環境影響評価系統連系協議 ③電気事業法等に係る手続き業務④建設工事 ⑤使用前安全管理検査を併せて５８年程度バイオマス木質専焼４５年程度 ①立地調査資源量調査②環境影響評価系統連系協議 ③廃掃法上の手続き業務 ④電気事業法等に係る手続き業務 ⑤建設工事 ⑤使用前安全管理検査を併せて４５年程度地熱１１１３年程度机上検討予備調査を除き ①資源量調査これまで NEDO 等が一定程度まで実施 ②許認可手続き地元調整 ③建設３４年を併せて１１１３年程度小水力３５年程度 ①地元調整②水利権使用許可申請③環境影響評価系統連系協議 ④電気事業法等に係る手続き業務⑤建設工事 ⑥使用前安全管理検査等を合わせて３５年程度流量調査から必要な新規設置なのかそのデータは既にあり使用可能なのか地元地権者との交渉の要不要及びそれに係る期間環境調査の要不要など色々な要素があり一概には言えない点に留意流量調査が必要な場合は更に数年１０年 5

7 平成 27 年度調達価格及び調達期間について 6 電源調達区分 1kWh あたり調達価格調達期間電源調達区分 1kWh あたり調達価格調達期間太陽光 1kW 未満 ( 余剰買取 ) 出力制御対応機器設置義務なし出力制御対応機器設置義務あり 33 円 35 円 1 年間電源調達区分 1kWh あたり調達価格調達期間 H27 年 4/1-6/3 H27 年 7/1- 太陽光 1kW 以上 29 円 + 税 27 円 + 税 2 年間水力水力 ( 既設導水路活用型 ) 1,kW 以上 3,kW 未満 2kW 以上 1,kW 未満 24 円 + 税 2 年間 29 円 + 税 2 年間 2kW 未満 34 円 + 税 2 年間 1,kW 以上 3,kW 未満 2kW 以上 1,kW 未満 14 円 + 税 2 年間 21 円 + 税 2 年間 2kW 未満 25 円 + 税 2 年間 ( 参考 ) 過去の太陽光の調達価格 1kW 以上 ( 税抜 ):4 円 (H24 年度 ) 36 円 (H25 年度 ) 32 円 (H26 年度 ) 1kW 未満 :42 円 (H24 年度 ) 38 円 (H25 年度 ) 37 円 (H26 年度 ) 電源調達区分 1kWh あたり調達価格調達期間風力 2kW 以上 ( 陸上風力 ) 2KW 以上 ( 洋上風力 ) 22 円 + 税 2 年間 36 円 + 税 2 年間 2KW 未満 55 円 + 税 2 年間バイオマスメタン発酵ガス化発電未利用木材燃焼発電一般木材等燃焼発電廃棄物燃焼発電リサイクル木材燃焼発電 39 円 + 税 2 年間 2,kW 以上 32 円 + 税 2 年間 2,kW 未満 4 円 + 税 2 年間 24 円 + 税 2 年間 17 円 + 税 2 年間 13 円 + 税 2 年間地熱 15,kW 以上 26 円 + 税 15 年間 15,kW 未満 4 円 + 税 15 年間

8 国民負担を踏まえた効率的な導入 7 エネルギーミックスの検討においては電力コストを現状より引き下げた上で再生可能エネルギー拡大のために投ずる費用 ( 買取費用 ) を 3.7~4. 兆円と設定しているところ固定価格買取制度の開始後既に 3 年間で買取費用は約 1.8 兆円 ( 賦課金は約 1.3 兆円 ) に達しており再生可能エネルギーの最大限の導入と国民負担の抑制の両立を図るべくコスト効率的な導入拡大が必要 9.2 兆円.5 兆円エネルギーミックスにおける電力コストの考え方 9.7 兆円原発再稼動再エネ火力高効率化による燃料費削減再エネ拡大のために投ずる費用 213 年度 23 年度電力コストを現状よりも引き下げる 5.3 燃料費兆円火力原子力程度 3.7 ~4. 兆円程度.1 兆円程度 FIT 買取費用再エネ系統安定化費用 ( 注 ) 再エネの導入に伴って生じるコストは買取費用を計上しているこれは回避可能費用も含んでいるがその分燃料費は小さくなっている出典 : 長期エネルギー需給見通し関連資料より ( 億円 ) 賦課金単価 ( 標準家庭月額 ) 固定価格買取制度導入後の賦課金の推移約 25 億円 ( 約 13 億円 ) 212 年度 213 年度 214 年度 215 年度.22 円 /kwh (66 円 / 月 ) 約 48 億円 ( 約 33 億円 ) 212 年度 213 年度 214 年度 215 年度.35 円 /kwh (15 円 / 月 ).75 円 /kwh (225 円 / 月 ) 買取費用約 1 兆 84 億円 ( 賦課金 ) 約 9 億円 ( 約 1 兆 32 億円 ) ( 約 65 億円 ) 1.58 円 /kwh (474 円 / 月 ) 出典 : 資源エネルギー庁作成

9 Ⅱ. 固定価格買取制度見直しの検討状況について

10 価格決定方式に関する報告書 ( 案 ) のポイント 9 コスト効率的な導入再生可能エネルギーの最大限の導入と国民負担の抑制の両立を図るためにはコスト効率的な導入拡大が必要であり特に導入とコスト低減が進んでいる電源については早期の自立化に向けて事業者のコスト低減を促すよう買取価格を設定する仕組みとすることが必要中長期的には更なる発電の高効率化低コスト化制御技術の高度化等に向けた技術開発を併せて推進することが必要 1 中長期的な買取価格目標の設定将来の買取価格についての予見可能性を向上させるとともにその目標に向けた事業者の努力やイノベーションによるコスト低減を促す観点から電源毎に中長期的な買取価格の目標を示すことが必要 2 コスト低減や事業者の競争を促す買取価格決定方 1 トップランナー方式 2 価格低減スケジュール方式 3 導入量に応じた価格低減方式 4 入札方式など導入実態を踏まえて最適な方式を選択して運用できる柔軟な仕組みとすべきリードタイムの長い電源の導入促進 FIT 制度の開始後風力発電地熱発電水力発電のようにリードタイムの長い電源の導入は進んでいないこれらの電源は事業化判断の後発電設備等の詳細が最終的に確定し FIT 認定を得られるまでに長期間を要するため適用される買取価格が決定しないまま事業の具体化 ( 環境アセスメントや地元調整 ) を進めざるを得ないのが現状であり対応する措置や検討を行っていくことが必要 1 数年先の認定案件の買取価格決定リードタイムが長い電源について事業の予見可能性をより一層高め事業化決定を促す観点から FIT 制度上翌年度分の買取価格だけでなくリードタイムに応じて数年先 (2~5 年程度 ) の認定案件の買取価格まで予め決定することを可能とする仕組みとすべき

11 価格決定方式に関する報告書 ( 案 ) のポイント 1 電源別事項事業用太陽光発電 FIT 制度施行により急激な導入拡大が進んでおりコスト効率的な事業者の導入を促すためトップランナー方式を採用しつつ事業者間の競争を通じた更なる価格低減を実現するため大規模な発電設備から入札制度を活用すべき住宅用太陽光発電 (1kW 未満の太陽光発電 ) 自家消費を除いた余剰電力を売電する住宅への導入を行う制度であり競争入札に馴染まないことから予め価格低減スケジュールを設定する方式を採用すべき風力発電海外との自然環境の差等にも留意しつつ建設コストを引き下げる事業者の努力を促すような買取価格の仕組みとして中長期的な買取価格の引き下げスケジュールを決定する買取価格決定方式を採用すべき地熱発電中小水力発電リードタイムが長く初期投資が大きい電源であることに加え将来のコスト低下を見込むことが難しいため市場拡大に伴うコスト低減を目指す FIT 制度よりは初期投資への補助等による支援制度が望ましいという意見あり FIT 制度は事業者の予見可能性の向上等の効果もあるため各電源の特性も踏まえ初期投資への支援制度を拡充することについて引き続き検討していくことが必要バイオマス発電燃料費がコストの 7 割を占める木質バイオマス発電を始めバイオマス発電の導入には安定的な燃料調達が最大の課題であり国内での自立的かつ持続的な燃料調達に向けた支援の強化を図るべき

12 数年先の認定案件の買取価格を予め決定する方式平成27年1月2日第三回再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会資料より 11 数年先の認定案件の買取価格を予め決定する意義風力地熱水力などリードタイムが長い電源の場合事業化決定後も適用される買取価格が決定していないリスクを負いながら事業の具体化環境アセスメントや地元調整等を進めざるをえないのが現状数年先の認定案件の買取価格を決定することで事業化決定のリスクが軽減されることとなり開発促進に繋がることが期待されるのではないか他方太陽光について数年先の認定案件の買取価格価格の引き下げを決定する場合事業者にとっての予見可能性が向上することでコスト低減への努力が促される一方で価格水準によっては想定以上に導入が進み国民負担の上昇を踏む懸念ありなお欧州のFIT制度等においては近時導入された入札制度を除き毎年度買取価格を決定する仕組みは採用されていない買取価格の決定時期買取価格決定時を運転開始時とした場合リードタイムの長い電源にとって価格決定時期が現行制度よりも数年分遅れることになり事業リスクが大幅に上昇するなどの問題が生じることから認定時が適当ではないか事業化決定からFIT認定運転開始までに要する標準的な期間等電源事業化決定 FIT認定 FIT認定運転開始地熱 3,kW ３４年環境アセスメント規制改革により半減を目指す３４年風力 2,kW ３４年環境アセスメント規制改革により半減を目指す１３年中小水力 1,kW ３年地元調整等５年バイオマス木質5,kW １年詳細設計等２３年太陽光 1,kW １年 1年 1年半買取価格の決定時期１風力地熱水力バイオマス運転開始時とした場合非常に長期間価格が決定されず事業化が困難となる他方これに対応するために５１０年先の長い期間の価格決定も非現実的認定時とした上で電源の実態にあわせ２５年程度の期間の価格決定を行うことが適当ではないか２太陽光数年先の認定案件の買取価格引き下げを予め決定する場合は運転開始時又は認定時他方数年先の決定を行わない毎年度決定場合運転開始時では将来の見通しが立たず認定時の方が適当 Ⅰ ３.(2)の議論と併せて検討することが必要ではないか

13 コスト効率的な導入を促す価格決定方式 12 平成27年1月2日第三回再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会資料より現状と課題太陽光では導入が急速に進んでおり現行制度では以下のような状況が生じている i. 太陽光システム価格は市場拡大により低下してきたが設備費用工事費用とも日本のコストは欧米に比べ高く買取価格も欧州に比べ高い水準制度当初から二倍程度に留まっている ii. 最終的な利益(IRR)にはプロジェクトごとに大きな開きが存在し事業者案件によりコスト効率性に差が存在早期の自立電源化を目指してコスト効率的な事業者の参入を優先させ事業者のコスト低減努力をより一層促進するためには海外の事例も参考にしつつコスト効率的な導入を促す買取価格決定方式へ移行すべきではないか対応策の案 A. 現行価格決定方式の厳格化トップランナー方式 B. 一定比率で毎年価格を低減させる方式 C. 導入量に応じて価格低減率を変化させる方式 D. 市場競争を通じた価格決定方式入札制太陽光発電買取価格の国際比較日本の買取価格は国際的に高い円/kWh 太陽光発電システムの導入費用国際比較 214年パネル費用なども国際水準に比べ高止まり万円/kW ドイツ 1MW 地上設置スペイン 1MW 地上設置イタリア 1MW 地上設置日本 1MW 地上設置第12回新エネルギー小委員会より 1% 5% % <-5% % アメリカドイツスペイン日本パネルパワコン等 2% 6% 第12回新エネルギー小委員会より 14% 18% 年報データ(1kW以上平成26年1-12月期).6.4 1kW以上全体中央値 34.万円/kW.2 工事費架台等設計費土地造成費等 1% 太陽光発電のシステム費用の分布コストのバラツキが大きい頻度 5 1kW以上 5kW未満 n=2,699 15% 件数比率 6 太陽光発電のIRRの分布収益性のバラつきが大きいシステム費用万円/kW

14 価格決定方式に関する各案の論点平成27年1月2日第三回再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会資料より 13 Ａ現行価格決定方式の運用厳格化トップランナー方式事業者にとって年度毎に価格が決定されるため予見可能性が低い直近前年の導入量やコスト実績データを踏まえて価格決定するため柔軟な対応が可能他方価格の設定を誤ると急速な導入拡大や急激な導入停滞を生む恐れがあるＢ価格低減率を予め決定する方式事業者にとって将来の価格が見通せるため予見可能性が高いこのため事業者によるコスト低減努力イノベーションを促しやすい技術革新やコスト変化が著しい場合将来を見通した価格低減率の設定は難しいＣ導入量に応じて価格低減率を変動させる方式理論的には導入実績に応じた価格決定の実現を目指す仕組み導入量と低減率２つの要素を決める必要がある適正な数値を設定するのは難しく事業者にとって導入量を予見することは困難であり買取価格に関する予見可能性が低いＤ入札方式事業者にとって自分で決めた入札額に基づくため買取価格は予見可能となるがそもそも落札できないリスクが生じる競争を通じてコスト効率的な事業者から導入が進むことが期待される

15 参考ドイツにおける太陽光発電に関するFIT価格決定方式の変遷平成27年1月2日第三回再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会資料より 14 ドイツでは 22年から価格低減率方式を設定していたが太陽光導入の急拡大と賦課金上昇を受けて国民負担抑制を図る観点から 29年から導入量に応じて価格低減率を変化させる方式に変更さらに 215年からは入札制度に移行 2年 22年価格維持方式 2 1年 2年4月再生可能エネルギー法により 5.62 ユーロセント/kWhと規定 2年間適用法改正を行わない限り買取費用は変動せず 29年一定比率で毎年価格を低減させる方式 22年 8年長期的に一定年率の価格低減建物固定は年 5 地上設置は 26年以降 6.5% を設定買取価格対象稼働年 1kWの太陽光発電建物固定 24年:54ユーロセント/kWh 25年:51.3ユーロセント/kWh 26年:48.74ユーロセント/kWh 28年:46.3ユーロセント/kWh 29年:43.99ユーロセント/kWh 215年導入量に応じて価格低減率を変化させる方式 29年から直近1年間の太陽光発電導入総量に応じて買取価格を低減する仕組みを導入ドイツは年間2.5GWの導入を想定年間新規容量適用月低減率年間新規容量適用月低減率 7.5.GW超 GW GW GW GW GW GW GW GW GW -.5 直近の導入量が想定より多い場合には価格低減率が上昇するのに対し想定よりも少ない場合には買取価格の上昇もあり得る入札方式 215年から試験導入事業者が支援を受ける価格水準について入札し応札札が安い順に落札ドイツでは215年より太陽光発電地上設備向けの入札方式を実施年入札期限規模 215 年 215年4月15日:15MW 215年8月1日:15MW 215年12月1日:2MW 合計 5MW 216年は4MW, 217年は3MW 落札プロジェクトへの支援額はpay as bid方式ただし215年8月 12 月の入札では試験的にuniform pricing方式を採用

16 参考欧州における太陽光発電に関するFIT制度等の変遷平成27年1月2日第三回再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会資料より 15 欧州では 2年代後半の太陽光パネルのコストの急速な価格低下の中で各国のFIT等の支援制度は太陽光発電の大量導入と国民負担増の問題に直面し入札制導入など大幅な制度の見直しや制度の停止に至るドイツ 2年スペイン 1998年 ) フランス 22年 2 1年価格維持累積容量上限を設定 35MWとしたが 23年に撤廃 22 8年長期的に一定比率の低減率年を設定 1998年設備稼働年に関わらず同一の買取価格を適用 24年以降法令であらかじめ定められた計算式に従って年毎に買取価格を改定 22年7月価格維持 26年7月法改正時に価格改定 29年直近導入量に応じた低減率導入 29年より1年毎 212年1月より半年毎 212年4月より月毎年間導入量を2.5Gに改正 212年4月累積容量上限 52GWを設定 29年設備稼働時期に応じて直近導入量に応じた低減率導入四半期毎年間容量上限を設定 212年1月新規設備の申込を停止 21年立地点の日射条件で適用する買取価格を調整する仕組みを導入制度開始当初より固定価格買取制度と不定期実施の入札制度を併用イタリア 25年 25年価格維持 21年 213年7月既存設備を含めてFIT 制度を廃止し新たな支援制度に移行 211年3月直近導入量に応じた低減率導入四半期毎出力区分帯別の年間容量上限を設定 1kW超設備はすべて入札に移行 29年一定比率の低減率導入 29年より1年毎 211年1月より4ヶ月毎 211年6月より月毎累積容量上限を設定 35MW 1.2GW 3.5GWと法改正で引き上げイギリス 215年地上設置型太陽光は入札に移行年3回実施 211年6月累積容量上限を 23GWに引き上げ 21年4月価格維持 212年度以降は低減率を設定 212年8月累積年間支援額上限 67億ユーロを設定 212年3月直近導入量に応じた低減率導入四半期毎 213年7月累計年間支援額上限に到達し新規設備の申込を停止 214年度 5MW超の設備は CfD FITで入札を実施

17 太陽光に関するコスト効率的な価格設定について平成27年1月2日第三回再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会資料より 16 買取価格決定方式事業用についてはＦＩＴ制度施行により急激な導入拡大が進んでいる中でコスト効率的な事業者の導入を促すためトップランナー方式を採用しつつ事業者間の競争を通じた更なる価格低減を実現するため入札制度を活用してはどうか住宅用 1kw未満については自家消費を中心とする家庭への導入を行うものであり競争入札に馴染まないことから予め価格低減スケジュールを設定する方式を採用してはどうか入札制度活用のイメージと検討課題ＦＩＴ認定の申請に先立ち買取価格に関する入札を行い入札価額の低い事業者から優先的に申請を行う権利を得る仕組みとしてはどうか１入札参加者の要件事業実施の可能性が高い事業のみを認定するとの新認定制度の趣旨に鑑み入札参加時点で場所設備の仕様の決定や系統接続等ＦＩＴ認定の要件を確保できることを確認するべきではないか２落札者による実施の担保手段ドイツでは失効期限２４ヶ月保証金等を措置３落札者に適用する買取価格ドイツでは ①pay-as-bid方式各事業者の入札価額を買取価格とする ②uniform price方式入札価額の安い順に落札者を決定し最後の落札者の入札価額を全事業者共通の買取価格とするの２つを試行実施４関連情報の提供地域の小規模電源など様々な主体が参加しやすくなるよう関連情報の提供など制度上の配慮を検討する必要

風力発電の価格決定方式について 17 平成27年1月2日第三回再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会資料より風力については開発のリードタイムが長く長期の価格見通しを示すことが重要と考えられる他方建設コストは国際的に見て高く買取価格も欧州の約2倍という高い水準に留まっている状況風力発電の事業や技術イノベーションが国際的に進展している中で国民負担抑制を図りつつ

18 風力発電の価格決定方式について 17 平成27年1月2日第三回再生可能エネルギー導入促進関連制度改革小委員会資料より風力については開発のリードタイムが長く長期の価格見通しを示すことが重要と考えられる他方建設コストは国際的に見て高く買取価格も欧州の約2倍という高い水準に留まっている状況風力発電の事業や技術イノベーションが国際的に進展している中で国民負担抑制を図りつつエネルギーミックスの実現を図る必要がある風力発電の買取価格については海外との自然環境との差等にも留意しつつ建設コストを引き下げる事業者の努力を促す仕組みとする必要があるのではないか具体的には長期的な買取価格の引き下げスケジュールを示すべきではないか 215年の風力発電 2MW の買取価格風力発電の建設費の費用構造国買取価格ドイツ -5年目 12.5円ドイツ 6年目- 6.9円フランス -1年目 11.5円フランス 11年目- 9.6円スペイン円日本 22円参考日本(RPS制度下<23年度-27年度>における取引価格 ) 円３ 1 スペインのみ213年時価格 2 平成21年取引価格についての経済産業省アンケート結果より 3 1ユーロ14円で計算ドイツでは 22年より風力発電については年率 1 2%の範囲で価格低減率を設定また陸上風力については 214年の法改正以降直近の導入量に応じて価格低減率を調整させる方式に変更着床式出典 The Economics of Wind Energy 29, EWEA Renewable Energy Technologies: Cost Analysis Series Wind Power 212, IRENA よりNEDO 作成現状の陸上風力建設費割合は推計割合国際価格日本国内万円/kW 万円/kW タービン電気設備等 77% 基礎土地道路敷設系統連系等 23% 合計出典発電コスト検証ワーキング

19 太陽光発電の発電コスト買取価格の国際比較 18 日本の太陽光発電の発電コスト買取価格は主要国と比較して約２倍と非常に高い水準にある発電コストの内訳をみると設備稼働率は欧州北部の国ドイツフランスイギリスの方が低いが資本費運転維持費については主要国の約二倍のコスト水準となっているなお入札制へ移行している国については買取価格ではなく落札価格で比較した太陽光資本費 m/mw) 稼働率運転維持費 /kw/年) 発電コスト ( /MWh) FIT価格 ( /kwh) ドイツ 1. 11% 入札価格フランス % 入札価格イギリス % スペイン % FIT廃止トルコ % 米国 % (RPS制度ブラジル % 入札価格豪州 % RPS制度インド % 中国 % 日本 % 上位青中位緑下位橙最下位級赤 (出典)Bloomberg New Energy Finance資料より資源エネルギー庁作成 FIT価格は資源エネルギー庁調べ

20 Ⅲ. 各電源の現状のコストデータ

21 1. 太陽光発電の状況

22 21 太陽光発電 1kW未満のシステム費用 1kW未満の太陽光発電についてはこれまでは補助金データを基に調達価格の算定を行っていたが補助金の交付が平成26年11月に終了したため新たに年報データを取得した 1kW未満の太陽光発電設備のシステム費用太陽光パネルパワコン架台工事費を含むについては毎年の価格下落傾向を見越してその直近の新築設置の平均データを採用しており平成27年度の調達価格の算定に当たっての想定値としては以下想定値とする平成26年1-12月期の新築設置の平均値の36.4万円/kWを採用した新たに取得した年報データでは新築既築両方を含む全体の平均価格は平成27年1-12月期には 37.1万円/ｋW まで低下している年報データでは新築既築の区分がされていないが昨年の全体平均価格に対する新築価格の比率 95.2 を用いて推計すると新築価格は35.3万円/kWとなるなお東京中部関西電力管内以外では 1kW未満でも出力制御対応機器の設置が求められている昨年度は機器が市場未投入であったため太陽光発電協会へのヒアリングを踏まえ追加費用として1.万円/kWを計上している今年度は市場に投入予定の価格を多くの企業が発表しており業界ヒアリング等で昨年度と同条件で追加費用を確認したところ追加費用は約１万円程度であったことから想定値 1.万円/kW を据え置くこととしてはどうかシステム費用の推移新築設置既築設置全体平均年 24年 1月 12月 1月 3月年 4月 6月年 24年 25年 7月 9月 1月 12月 1月 3月年 4月 6月年 25年 26年 7月 9月 1月 12月 1月 3月年 4月 6月年 26年 27年 7月 9月 1月 12月 1月 3月年 4月 6月年 27年 7月 9月 1月 12月出典平成26年12月まで一般社団法人太陽光発電協会太陽光発電普及拡大センター補助金交付実績データ平成27年1月以降年報データ

23 太陽光発電 1kW未満の運転維持費 22 運転維持費について昨年度に引き続き ①パネルメーカーや太陽光発電協会へのヒアリング ②ユーザー施工店へのアンケートにより調査を実施した昨年度の結果と同様に発電量維持安全性確保の観点から定期点検が励行されており 4年ごとに1回以上一回当たり2万円程度の費用が一般的な相場であったまたシステム費用の一部を構成するパワコンについては太陽光パネルが実態として稼働する2年間で一度は交換されその費用は2万円程度が一般的な相場とのことであった kwあたりの費用でみると年報データでは平均出力が平成27年には4.7kWに達していることから想定値の 3,6円/kW/年から約3,2円/kW/年に低下している他方年報データで確認された費用の平均値は約2,円/kW/年中央値は０円/kW/年で報告された９割はかかった費用が円/kW/年という結果であったこれは得られたデータが固定価格買取制度開始後に運転開始したもので設置年数が浅いことから点検費用やパワコンの交換費用が発生しておらず過小となっていると考えられる従って実態として稼働する2年間を通じた年平均運転維持費は昨年度と同水準の定期点検費用パワコン交換を計上し平均出力の上昇分を反映した 3,2円 kw 年を採用することとしてはどうか実態として稼働する2年間を通じた年平均運転維持費の考え方 2万円 5回 2万円 4.7kW 2年間約3,2円/kW/年定期点検費用パワコン交換費用 H２７年設置平均出力

24 23 太陽光発電 1kW未満の設備利用率余剰売電比率年報データから設備利用率を確認したところ中央値は13.7% 平均値13.８% に達しており従来想定値として設定していた12%より大幅に上昇していることが確認されたまた余剰売電比率についても中央値は7%(平均値69%)に達しており想定値の6%よりも大幅に上昇していることが確認された更に発電出力と余剰売電比率について回帰分析を行って検証したところ平成27年の平均出力4.7kWでの余剰売電比率は71%となり中央値に近い値となったなお制度開始当初は正確なデータが得られなかったため余剰電力買取制度と同様に設備利用率１２余剰売電比率６０を想定値としていたその後 ①パワコンの変換効率の向上や ②パネルの大規模化等により設備稼働率余剰売電比率とも上昇したものと考えられる n=378件中央値平均値設備利用率 13.7% 13.8% 余剰売電比率 7% 69% 余剰売電比率余剰電力比率出力と余剰売電比率の関係余剰電力比率 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 71% y =.1314ln(x) +.53 R² = kw (H27 平均認定容量) 発電出力 [kw]

25 買取期間終了後の便益の考え方 24 過去の経緯 1kW 未満の太陽光発電については 1 年間の買取期間終了後の 11~2 年目の自家消費及び売電の便益も見込み 2 年間での採算性を前提として価格算定を行ってきた従来は太陽光発電協会の試算に基づき家庭用電力料金単価 (24 円 ) を 11~2 年目の自家消費及び売電の便益として設定してきたこれは余剰電力買取制度以前は小売部門が全面自由化されておらず買取りに要した費用を総括原価方式で回収することができたことから一般電気事業者が住宅用の太陽光の余剰売電分を高い価格で購入していたという実態を踏まえたものであった今後想定される状況他方 216 年 4 月から電力小売市場が自由化され旧一般電気事業者は低圧の小売部門で他社と競合することとなることを踏まえると買取期間の終了後の売電による便益としては競争における卸売電力市場価格が目安となると考えられる 215 年通年の昼間平均スポット価格は円直近の特定規模電気事業者の回避可能費用は 1.72 円であることから買取期間終了後の売電の便益として 11 円程度を想定してはどうか

26 25 太陽光発電 1kW以上のシステム費用 1kW以上のシステム費用について通年での費用の推移を規模別に見ると 1kW-5kW未満では1.9万円/kW 55kW未満では1.5万円/kW下落している一方で 5-1kW未満および1kW以上では.2万円/kWの漸減となっており 1kW以上全体では1.8万円/kW下落しているため 1,kW以上と1kW以上全体との価格差は 5.２万円/kWから3.6万円/kWに縮小しているこれまでは直近の1,kW以上のシステム費用の中央値をとることで 1kW以上全体で見ると実質的に効率的な費用水準を採用してきている最新の平成27年1-12月期の1,kW以上のシステム費用を確認すると平均値中央値とも28.万円/kWで想定値29.万円/kWより下落している他方 1kW以上全体と1,kW以上との価格差が縮小している中 1,kW以上の中央値が1kW以上全体で見て十分効率的な費用水準といえるのか検証が必要ではないか運転開始時期 1-5kW未満平均値件数システム費用万円/kW 5-5kW未満 5-1,kW未満 1,kW以上平均値件数平均値件数平均値件数 1kW以上全体平均値件数価格差 1kW以上全体1,kW以上平成24年通年 , , 平成25年通年 , , , 平成26年1-3月期 , , 平成26年4-6月期 , , 平成26年7-9月期 , , 平成26年1-12月期 , , ,259 13, , , ,175 平成26年通年平成27年1-3月期 1.9万円/kW 1.5万円/kW 平成27年4-6月期 , 平成27年7-9月期 , 平成27年1-12月期 , , 平成27年通年平成27年度想定値 -.2万円/kW -.2万円/kW 万円/kW 万円/kW , , , ,

27 26 太陽光発電 1kW以上の設備利用率調達価格を算定する際に必要となる太陽光発電設備の設備利用率について費用負担調整機関に蓄積された買い取った電力量を個々の認定を受けた出力で除した値の平均をとって確認した単純平均その結果データがとれる直近期間平成26年1月-平成27年9月では設備利用率は1kW以上全体では昨年度の13.3%から13.8%へ上昇 1,kW以上全体では 14.2%から14.6%に上昇したなお昨年度までは買い取った電力量を全体の認定出力で除した値の平均をとる加重平均で確認していたが 1kW以上 14% 1,kW以上 15% 導入が増えてきた出力の大きな案件の影響を受けるため今年度はより実態を反映した単純平均で設備利用率を確認している設備利用率については 1,kW以上では14.6%に達しているものの 1kW以上全体では 13.8%のため 14%の想定値を据え置いてはどうか設備利用率買取期間 1kW以上全体うち1,kW以上平成25年1月平成26年9月 13.3% 14.2% 平成26年1月平成27年9月 13.8% 14.6% 参考平成27年度想定値 14%

28 27 太陽光発電 1kW以上の土地造成費平成27年度の調達価格の算定に当たっては平成26年1-3月期から平成26年1-12月期に収集されたコストデータによれば1kW以上全体の設備の土地造成費の平均値.4万円/kW を想定値として採用した新たに収集された平成27年1-3月期から平成27年1-12月期のコストデータによれば 1,kW以上の設備の土地造成費は平均値で1.72万円/kW 中央値で1.22万円/kW 全ての設備の土地造成費は平均値で.47万円/kW 中央値で.万円 /kwであった昨年想定値として採用した1kW以上全体の設備の平均値.4万円/kW)は新たに収集されたコストデータ.47万円/kW と大きく変わらないことから想定値を据え置くこととしてはどうか土地造成費万円/kW 1-5kW 未満 5-5 kw未満 5-1, kw未満 1,kW 以上 1kW以上全体平均値中央値件数 28, ,147 参考平成27年度想定値.4

29 28 太陽光発電 1kW以上の接続費平成27年度の調達価格の算定に当たっては接続保留問題の発生以降の接続費用の上昇の可能性や出力制御対応機器の設置費用の増加を踏まえ平成26年度の調達価格の想定値 1.35万円/kW を据え置いた平成27年1-3月期から平成27年1-12月期に収集されたコストデータによれば 1,kW以上の設備の接続費用は平均値で.55万円/kW 中央値で.28万円/kWとなっており昨年度と同様平成27年度の調達価格の算定の想定値を下回っている他方上記のとおり出力制御対応機器の設置費用が今後発生する見込みである特に大規模なものは市場未投入の企業が多くまだ具体的な費用水準を確認できないことから出力制御対応機器の設置費用については昨年度同様に接続費用に含まれるものとして整理することとして 1.35万円/kWの想定値を据え置くこととしてはどうか接続費万円/kW 1-5kW 未満 5-5kW 未満 5-1, kw未満 1,kW 以上 1kW以上全体平均値中央値件数 28, ,147 参考平成27年度想定値 1.35

30 29 太陽光発電 1kW以上の運転維持費平成27年1-3月期から平成27年1-12月期までに収集されたコストデータによれば 1,kW以上の設備の運転維持費は平均値で.7万円/kW/年中央値で.6万円/kW/年であったまた運転維持費の分布をみると一部の高額な案件が全体の平均値を引き上げていることが確認された法律では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を基礎とするよう規定されていることを踏まえ平成28年度の調達価格の算定に当たっては中央値の.6万円/kW/年を採用し想定値(.6万円/kW/年)を据え置くこととしてはどうか運転維持費万円/kW/年件数件数 , 1, kw未満 kw未満 kw未満 kw以上 1kW以上全体平均値中央値件数参考平成27年度想定値.6 運転維持費の分布 1,kW以上運転維持費 1kW以上万円/kW 万円/kW/年

31 2. 風力発電の状況

32 31 陸上風力発電 2kW以上のコストデータ資本費制度開始以降得られた資本費のコストデータは36件平均値36万円/kW 中央値31万円/kWであり想定値(3万円 /kw)と同水準となっている運転維持費制度開始以降得られた運転維持費のコストデータは256件平均値1.6万円/kW/年中央値1.1万円/kW/年でありともに想定値.6万円/kW/年を上回るこれは制度開始以前から運転開始している案件の大規模修繕オーバーホールの集中等に加えより効率的な制度開始以降の新規の大規模案件の運転維持費のコストデータが十分得られていないからであると考えられる kWの案件今年度の調達価格の前提資本費3万円/kW 1, 15, 2, 25, 出力と運転維持費の関係 3, 出力 [kw] 今年度の調達価格の前提資本費3万円/kW 1 5, 1, 15, 2, 出力 [kw] 25, 3, 運転維持費 [万円/kW/年] 5, 資本費[万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 資本費[万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 出力と資本費の関係今年度の調達価格の前提運転維持費.6万円/kW/年 5 2, 4, 6, 出力 [kw] 8, 1,

33 32 陸上風力発電 2kW未満のコストデータ資本費制度開始以降得られた資本費のコストデータは17件平均値は186万円/kWであり想定値 125万円 /kw を上回っているが中央値は133万円/kWであり想定値と同水準となっている運転維持費制度開始以降得られた運転維持費のコストデータは２件平均値は14万円/kW/年であるがデータ数が限られるため今後のデータの蓄積を待つ必要があると考えられる出力と資本費の関係資本費[万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 今年度の調達価格の前提資本費125万円/kW 出力 [kw] 2 25

34 3. 中小水力発電の状況

35 34 中小水力発電 2kW未満のコストデータ資本費制度開始以降得られた資本費のコストデータは96件平均値は276万円/kWと想定値 1万円/kW を大きく上回るが 1,38万円/kW及び1,623万円/kWの資本費の極端に高い案件が平均値を引き上げており中央値は19万円 /kwとなるまた民間事業者の案件を対象として分析すると平均値182万円/kW 中央値145万円/kWとなり更に15-2kW の案件に絞ると平均値133万円/kW 中央値145万円/kWであり想定値に近い水準となる運転維持費制度開始以降得られた運転維持費のコストデータは93件平均値 5.1万円/kW/年中央値 3.1万円/kW/年は想定値 7.5万円/kW/年を下回る他方形態の違い等により運転維持費の水準の分散は大きい出力と運転維持費の関係出力と資本費の関係民間事業者 3 公共機関 1,5 運転維持費 [万円/kW/年資本費[万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 1,75 1,25 1, 今年度の調達価格の前提資本費1万円/kW 出力 [kw] 2 25 今年度の調達価格の前提運転維持費7.5万円/kW/年出力 [kw]

36 35 中小水力発電 2 1,kW未満のコストデータ資本費制度開始以降得られた資本費のコストデータは23件平均値は119万円/kWであり想定値 8万円/kW を上回るが中央値は15万円/kWであり想定値に近い水準となるまた民間事業者の案件を対象として分析すると平均値111万円/kW 中央値1万円/kWとなりより想定値に近い水準となる運転維持費制度開始以降得られた運転維持費のコストデータは75件平均値 3.万円/kW/年中央値 1.6万円/kW/年ともに想定値 6.9万円/kW/年を大きく下回る他方形態の違い等により運転維持費の水準の分散は大きい出力と運転維持費の関係民間事業者資本費[万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 3 公共機関今年度の調達価格の前提資本費8万円/kW 出力 [kw] 8 1, 1,2 運転維持費 [万円/kW/年] 出力と資本費の関係今年度の調達価格の前提運転維持費6.9万円/kW/年 , 出力 [kw]

37 36 中小水力発電 1, 3,kW未満のコストデータ資本費制度開始以降得られた資本費のコストデータは14件平均値31万円/kW 中央値25万円/kWであり想定値 85万円 /kw を大きく下回る一方新規に発電所を設置した案件のコストデータは十分得られていない運転維持費制度開始以降得られた運転維持費のコストデータは5件平均値は1.7万円/kW/年であるが中央値は1.1万円/kW/年であり中央値は想定値.95万年/kW/年に近い水準にある出力と資本費の関係総資本費 [万円/kW] 資本費[万円/kW] , 1, 15, 2, 25, 3, 出力 [kw] 14 運転維持費 [万円/kW/年] 今年度の調達価格の前提資本費85万円/kW 1 出力と運転維持費の関係今年度の調達価格の前提運転維持費.95万円/kW/年 , 1, 出力 [kw] 15, 2,

38 4. 地熱発電の状況

39 38 地熱発電 1.5万ｋW未満のコストデータ制度開始以降得られた資本費のコストデータは12件平均値152万円/kW 中央値133万円/kWであり想定値(123万円/kW)を上回る高額な案件は 279.5万円/kW 274.4万円/kW それぞれ1.2kWと11kWのバイナリー発電であり平均値を引き上げているこの2件を抜くと平均値は127万円/kWとなり想定値と同水準となる制度開始以降得られた運転維持費のコストデータは2件平均値7.1万円/kW/年は想定値 4.8万円/kW/年を上回るデータ数が2件のためデータの蓄積を待つ必要があるなお 1.5万ｋW以上で固定価格買取制度の適用を受けた案件はまだ導入事例がない出力と資本費の関係今年度の調達価格の前提資本費123万円/kW 5 1, 2, 3, 出力 [kw] 4, 5, 資本費[万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 資本費[万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 今年度の調達価格の前提資本費123万円/kW 出力 [kw] 8 1

40 5. バイオマス発電の状況

41 4 木質バイオマス発電のコストデータ① 資本費制度開始以降得られた資本費のコストデータ 2,kW未満未利用材及びリサイクル材を除く 24件平均値中央値ともに43万円/kWで想定値 41万円/kW と同水準である 2,kW未満の未利用材の資本費のコストデータは4件で平均値161万円/kW 中央値127万円/kWと想定値 62万円/kW を大幅に上回るがこれは非常に小規模な案件が数値を引き上げておりデータの蓄積を待つ必要があるリサイクル木材についても資本費のコストデータは1件 49万円/kW で想定値 35万円/kW を上回るがデータの蓄積を待つ必要がある運転維持費制度開始以降得られた運転維持費のコストデータ 2,kW未満未利用を除くは22件平均値5.6万円/kW/年中央値5.4万円/kW/年となり想定値(2.7万円/kW/年)を上回る制度開始後得られた2,kW未満の未利用材の運転維持費のコストデータは6件平均値14.3万円/kW/年中央値8.5 万円/kW/年となり想定値(6.4万円/kW/年)を上回る一方で大規模な修繕が発生している高額な案件が全体の値を引き上げていることが確認された出力と資本費の関係出力と運転維持費の関係 35 未利用2KW未満リサイクル木材今年度の調達価格の前提資本費41万円/kW , 2, 3, 出力 [kw] , 4 5, 未利用2KW未満未利用2KW以上+一般木材リサイクル木材 6, 今年度の調達価格の前提資本費41万円/kW 1, 2, 3, 4, 出力 [kw] 5, 運転維持費 [万円/kW/年] 未利用2KW以上+一般木材 25 総資本費 [万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 今年度の調達価格の前提運転維持費2.7万円/kW/年 6, 5, 1, 15, 出力 [kw] 2, 25,

42 41 木質バイオマス発電のコストデータ② 燃料費他の再生可能エネルギー発電設備と異なり木質バイオマス発電は燃料費がコスト構造の中で大きな割合を占める制度開始以降得られたコストデータによると燃料費は未利用材で7,89円/トン 28件一般木材で7,118円/トン 37件リサイクル木材は2,65円/トン 29件であった平成27年度の調達価格の算定の想定値未利用木材 12,円/トン一般木材 7,5円/トン 2,円/トンと比較すると特に未利用材はこれまでの想定値を下回っている他方業界ヒアリングによると未利用材を中心としたバイオマス発電所の増加による需要の高まりを受け価格上昇の動きもある報告されたコストデータこれまでの想定値未利用木材 7,89円/トン 28件 12,円/トン一般木材 7,118円/トン 37件 7,5円/トンリサイクル木材 2,65円/トン 29件 2,円/トン

43 42 廃棄物発電のコストデータ資本費制度開始以降得られた資本費のコストデータは29件平均値82万円/kW 中央値85万円/kWとなり想定値 31万円 /kw を上回る現在の調達価格の前提は制度開始当初の事業者団体からのヒアリングを踏まえ大規模な設備を想定しているため 6,kW以上の設備 7件をみるとその平均値は29.8万円/kW となり想定値に近い水準となる運転維持費制度開始以降得られた運転維持費のコストデータは166件平均値6.3万円/kW/年中央値4.7万円/kW/年となり想定値 2.2万円/kW/年を上回る現在の調達価格の前提は制度開始当初の事業者団体からのヒアリングを踏まえ大規模な設備を想定しているため 6,kW以上の設備 79件をみると平均値3.4万円/kW/年中央値2.9万円/kW/年となり想定値に近い水準となるなお廃棄物発電については公共団体が実施している案件がほとんどで民間で実施している案件は少ない出力と運転維持費の関係民間事業者 3 公共機関今年度の調達価格の前提資本費31万円/kW 1 35 民間事業者 25 2 今年度の調達価格の前提運転維持費2.2万円/kW/年 , 2, 出力 [kw] 5 2, 4, 出力 [kw] 6, 8, 公共機関 3 運転維持費 [万円/kW/年] 資本費[万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 35 運転維持費 [万円/kW/年] 出力と資本費の関係 14 民間事業者公共機関 12 今年度の調達価格の前提運転維持費2.2万円/kW/年 1 3, , 2, 出力 [kw] 3, 4,

44 43 メタン発酵発電のコストデータ資本費制度開始以降得られた資本費のコストデータは52件その平均値は174万円/kW 中央値は139万円/kWであったそのうち26件が過去に投資をしたメタン発酵バイオガス発電に必要な発酵槽 13.5万円/kW 新設案件のコストデータよりを有効利用したケースであったこのため実質的な資本費は全体で平均値は226万円/kW 中央値は 2万円/kWとなるが想定値 392万円/kW を下回った現在の調達価格の前提は制度開始当初の事業者団体からのヒアリングを踏まえ小規模な設備(5kW程度)を想定しているため 5kW未満の設備を見ると平均値33万円/kW 中央値299万円/kWとなり想定値に近い水準となる運転維持費制度開始以降得られた運転維持費のコストデータは36件平均値は12.9万円/kW/年中央値は4.万円/kW/年であり想定値 18.4万円/kW/年を下回るメタン発酵発電は導入間もない案件が多いことから現時点においては修繕点検等の発生が少ない可能性も考えられる出力と運転維持費の関係出力と資本費の関係 5 8 資本費[万円/kW] 総資本費 [万円/kW] 4 運転維持費 [万円/kW/年] 今年度の調達価格の前提資本費392万円/kW) , 出力 [kw] 1,5 2, 今年度の調達価格の前提運転維持費18.4万円/kW/年 5 1, 出力 [kw] 1,5 2, 2,5

バイオマス比率をめぐる現状課題と対応の方向性 1 FIT 認定を受けたバイオマス発電設備については毎の総売電量のうちそのにおける各区分のバイオマス燃料の投入比率 ( バイオマス比率 ) を乗じた分が FIT による売電量となっている現状各区分のバイオマス比率については FIT 入札の落札案

バイオマス比率をめぐる現状課題と対応の方向性 1 FIT 認定を受けたバイオマス発電設備については毎の総売電量のうちそのにおける各区分のバイオマス燃料の投入比率 ( バイオマス比率 ) を乗じた分が FIT による売電量となっている現状各区分のバイオマス比率については FIT 入札の落札案既認定案件による国民負担の抑制に向けた対応 ( バイオマス比率の変更への対応 ) 2018 12 21 日資源エネルギー庁バイオマス比率をめぐる現状課題と対応の方向性 1 FIT 認定を受けたバイオマス発電設備については毎の総売電量のうちそのにおける各区分のバイオマス燃料の投入比率 ( バイオマス比率 ) を乗じた分が FIT による売電量となっている現状各区分のバイオマス比率については