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ありかつちづ
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1 総合資源エネルギー調査会発電コスト検証ワーキンググループ ( 第 1 回会合 ) 資料年コスト等検証委員会における検討経緯と結果について

2 年コスト等検証委員会の概要

3 コスト等検証委員会について 2011 年 10 月エネルギー環境会議の下にコスト等検証委員会 ( 以下検証委 ) を設置 8 回の議論を経て同年 12 月にコスト等検証委員会報告書を公表目的原子力発電コストの徹底検証再生可能エネルギー等の原子力以外の電源のコストの再検証等メンバー委員長石田勝之内閣府副大臣 ( 国家戦略担当 ) 委員 (10 人中 5 人が総合エネ調分科会委員 ) 秋池玲子ボストンコンサルティンググループパートナー & マネージングディレクター秋元圭吾財団法人地球環境産業技術研究機構システム研究クルーフクルーフリーター副主席研究員阿部修平スパークスグループ株式会社代表取締役社長 / グループ CIO 植田和弘京都大学大学院経済学研究科教授大島堅一立命館大学国際関係学部教授荻本和彦東京大学生産技術研究所人間社会系部門エネルギー工学連携研究センター特任教授柏木孝夫東京工業大学ソリューション研究機構先進エネルギー国際研究センター教授笹俣弘志 A.T. カーニー株式会社パートナー松村敏弘東京大学社会科学研究所教授山名元京都大学原子炉実験所教授 2

4 検証委における試算の基本的考え方検証委の発電コストは OECD EIA( 米国エネルギー統計局 ) 等世界でも広く使われているモデルプラント方式による試算方法に基づいている電源ごとに想定したモデルプラントについて総費用を発電電力量で割って発電単価を求める検証委ではこのモデルプラントの考え方に社会的費用もコストに計上して試算を行った資本費 + 運転維持費 + 燃料費 + 社会的費用 ( 総運転年数の合計 ) 円 / = 発電電力量 (kwh)( 総運転年数の合計 ) 社会的費用 : 事故リスク対応費 ( 原子力のシビアアクシデント対応費 ) 政策経費環境対策費 ( 火力の CO2 対策費用 ) を費用として盛り込んでいるなおモデルプラント方式に基づいている OECD の発電コスト試算では政策経費や事故リスク対応費等の社会的費用を発電コストに計上していない (CO2 対策費用のみ計上している ) 発電に関連するコストではあるが個別の電源固有のコストとして整理するのが難しい系統安定化費用についてはコストとして計上していない過去の実績を基に発電コストを評価するのに適しているとされる有価証券報告書にあるデータに基づいた試算も行い結果を参考値として示している 3

5 原子力石炭火力 LNG 火力地熱風力 ( 陸上 ) 風力 ( 洋上 ) 石油火力 ( 稼働率 50%) 全体コスト合計 8.9 円 ~ 9.5 円 10.7 円 9.2~ 11.6 円運転コスト合計 4.6 円 5.6 円 8.9 円 4.6~ 5.7 円 9.9~ 17.3 円 2.6~ 4.6 円 9.4~ 23.1 円 2.5~ 6.1 円石油火力 ( 稼働率 10%) 太陽光 ( 住宅 ) 22.1 円 36.0 円 33.4~ 38.3 円 18.2 円 24.6 円 6.8 円 ~ 7.8 円太陽光 ( メカソーラー ) 30.1~ 45.8 円 8.8~ 12.3 円カスコシェネ 10.6 円 ( 熱価値控除後 ) 一般水力 10.6 円 16.8 円 2.2 円燃料費 1.4 円 4.3 円 8.2 円 0 円 0 円 0 円 16.6 円 16.6 円 0 円 0 円 15.2 円 0 円運転維持費資本費社会的費用 3.2 円 ( うち 0.1 は追加安全対策費 ) 2.6 円 ( うち 0.1 は追加安全対策費 ) 1.6 円 ~ (1.1 が政策経費 ) 1.3 円 0.7 円 4.6~ 5.7 円 1.4 円 0.7 円 4.6~ 5.9 円 2.5 円 (CO2 対策費 ) 1.1 円 (CO2 対策費 ) 試算結果 2.6~ 4.6 円 7.3~ 12.8 円 2.5~ 6.1 円 6.9~ 17.1 円 0 円 0 円 0 円 2.1 円 (CO2 対策費 ) 1.6 円 8.0 円 6.8 円 ~ 7.8 円 1.9 円 9.4 円 26.6~ 30.5 円 2.1 円 (CO2 対策費 ) 8.8~ 12.3 円 21.3 円 ~ 33.5 円 0 円 0 円 1.9 円 (CO2 対策費 ) 1.6 円 2.2 円 1.0 円 8.3 円 0.1 円 ~ ~ 凡例原子力石炭火力 LNG 火力地熱風力 ( 陸上 ) ( 洋上 ) ( 住宅 ) 70%/40 年 80%/40 年 80%/40 年 80%/40 年 20%/20 年 30%/20 年 50% 10%/40 年 12%/20 年設備利用率 (%)/ 稼働年数 ( 年 ) 事故リスク対応費用政策経費 CO2 対策費用燃料費運転維持費資本費社会的費用発電原価円 /kwh 各電源の発電コスト (2010 年モデルプラント ) 9.2~ ~ ~ 風力 22.1 (50%) 石油火力 (10%) 太陽光 33.4~ ~ 太陽光 ( メガソーラー ) 12%/20 年カスコシェネ 70%/30 年 19.7 ( 熱価値控除前 ) 10.6 ( 熱価値控除後 ) 一般水力 4 45%/40 年

50 円 / kwh 40 30 20 10 凡例上限下限 8.9~ (2010=2030) 2010 年モデル 10.3 9.5 上限下限 2030 年モデル 10.9 10.7 25.

1~ 45.8 12.1~ 26.4 9.2~ 11.6 (2010= 2030) 33.4~ 38.3 9.9~ 20.0 10.6 (2010= 2030) 19.1~ 22.

6 ( 熱価値控除前 ) 19.6 17.1 109.3 18.7 ( 熱価値控除前 ) 101.9 11.

着床式核燃料サイクル新政策新政策新政策横ばい横ばい参照 ~ハラ参照 ~ハラ新政策新政策新政策新政策シナリオ等 - - - - 現状モテルシナリオシナリオシナリオ ~ 低減 ~ 低減タ

50% 46% 稼働年数 20 年 20 年 10 年 40 年 40 年 40 年 40 年 20 年 20 年 40 年 40 年 40 年 40 年 40 年 30 年 30 年

9 円は下限燃料費留意点ポイント赤 : 増加要因青 : 低減要因黒 : その他 ( 導入ポテンシャルに関する記述を含む ) 今後の対応事故の損害額が5.

1 円増次世代軽水炉による合理化は定量的には見込まず CO2 対策費用上昇発電効率向上燃料費の主に燃料費ウェイト大が上昇発電効率向上シェールガスのメリットは資源戦略が鍵

量産効果でコスト半減の可能性あり次世代太陽電池が実現すればコストはさらに下がる可能性あり大量導入には系統対策が必要新規建設地安定的な発点はある程電が可能度限られる

6 50 円 / kwh 凡例上限下限 8.9~ (2010=2030) 2010 年モデル上限下限 2030 年モデル (50%) (10%) 試算結果 (2010 年 2030 年 ) 9.9~ ~ ~ ~ ~ ~ ~ 11.6 (2010= 2030) 33.4~ ~ (2010= 2030) 19.1~ 22.0 (2010= 2030) 17.4~ 32.2 (2010) 9.5~ 9.6 (2010) ( 熱価値控除前 ) ( 熱価値控除前 ) ( 熱価値控除前 ) 原子力石炭火力 LNG 火力石油火力風力陸上洋上地熱太陽光水力ハイオマスコーシェネレーションメカソーラー住宅一般小水力専焼混焼ガス石油着床式核燃料サイクル新政策新政策新政策横ばい横ばい参照 ~ハラ参照 ~ハラ新政策新政策新政策新政策シナリオ等現状モテルシナリオシナリオシナリオ ~ 低減 ~ 低減タイムシフトタイムシフトシナリオシナリオシナリオシナリオ設備利用率 70% 80% 80% 50% 10% 20% 30% 80% 12% 12% 45% 60% 80% 80% 70% 50% 46% 稼働年数 20 年 20 年 10 年 40 年 40 年 40 年 40 年 20 年 20 年 40 年 40 年 40 年 40 年 40 年 30 年 30 年 (2030 年モテル ) (35 年 ) (35 年 ) (15 年 ) 8.9 円は下限燃料費留意点ポイント赤 : 増加要因青 : 低減要因黒 : その他 ( 導入ポテンシャルに関する記述を含む ) 今後の対応事故の損害額が5.8 兆円から1 兆円増えるごとに0.1 円増次世代軽水炉による合理化は定量的には見込まず CO2 対策費用上昇発電効率向上燃料費の主に燃料費ウェイト大が上昇発電効率向上シェールガスのメリットは資源戦略が鍵量産効果でコスト低減の可能性あり立地の拡大には規制制度改革系統強化等が必要安定電源として有望電源線のコストの問題がある導入可能量拡大には立地に係る課題の解決などが必要量産効果でコスト半減の可能性あり次世代太陽電池が実現すればコストはさらに下がる可能性あり大量導入には系統対策が必要新規建設地安定的な発点はある程電が可能度限られる多くの場所で可能性あり未利用間伐材の収集運搬距離等により燃料費が変動石炭火力にバイオマスを 3% 混焼燃料費上昇と CO2 対策費減少はほぼ相殺原子力の事故費用 : 最新の情報が得られ次第数字を見直し技術革新や量産効果によるコスト低下 : 技術革新の進歩や普及の動向に応じて試算結果の見直しや試算への組込み系統安定化対策 : エネルギーミックスのシナリオが固まった段階でシナリオ毎に試算経済効果 : エネルギーミックスのシナリオが決まった段階でマクロ的な効果として分析試算熱の利用を勘案すると大規模集中電源並み電気代 ( 業務産業 :13.7 円 ) の節約を考慮すると需要家のメリット大燃料電池技術革新による大幅なコスト低減の可能性あり 5

7 2. 総論

8 (1) 試算方法 1 検証委の整理検証委では新たなエネルギーベストミックスを検討するための客観的なデータを提供する目的から現在及び将来のモデルプラントを設定し将来の見通しを示すことが可能であるモデルプラントをベースとした試算 ( 以下モデルプラント方式 ) による試算を基本としたただし実績を確認するという観点から参考値として有価証券報告書をベースとした試算 ( 以下有価証券報告書方式 ) による試算も行ったモデルプラント方式電源ごとにモデルプラントを想定し当該モデルプラントにおいて一定の運転年数にわたって毎年発生する費用を評価時点 ( 運転開始時点 ) の価格に換算して合計した総費用を当該運転期間中に想定される総発電量を同時点の価値に換算して合計した総便益で除して求める方法 OECD が採用している運転年数均等化発電原価計算法 ( いわゆる Levelized Cost Of Electricity (LCOE) 法 ) と同様の考え方今後稼働を開始するプラントの発電単価を評価するのに適した方法有価証券報告書方式 ( 参考値として試算 ) 有価証券報告書にあるデータを基礎にして電源ごとの発電に関する費用を総発電量で除して求める方法過去の実績ベースの発電単価を評価するのに適した方法 ( イメージ図 ) モデルプラント方式と有価証券報告書方式の違い試算時 ( 基準時 ) 稼動終了時モデルプラント方式今後稼働を開始するプラントの発電コスト試算有価証券報告書方式過去の一定期間の電源別平均発電コスト 7

(1) 検証委における試算方法に関する議論具体的な意見モデルプラント方式の採用と有価証券報告書方式 ( 参考値 ) の扱いについて両方の試算方法で行うことに合意それぞれの結果の差と要因を示すべき有価証券報告書方式については水力が減価償却で安く算定される等正しい算定ができない部分があるため問題点を認識しながら参考値として扱うべき < 参考 >

9 (1) 検証委における試算方法に関する議論具体的な意見モデルプラント方式の採用と有価証券報告書方式 ( 参考値 ) の扱いについて両方の試算方法で行うことに合意それぞれの結果の差と要因を示すべき有価証券報告書方式については水力が減価償却で安く算定される等正しい算定ができない部分があるため問題点を認識しながら参考値として扱うべき < 参考 > モデルプラント方式と有価証券報告書方式による結果の比較足下のコストで比較すると全体としては大きな差は無いとの結論となったモデルプラント方式による試算の石油火力のコストが高くなっているが総発電量におけるシェアが小さいことから石炭 LN G 石油を加重平均するとほぼ有価証券報告書の火力の水準と大きな差はないものという結論有価証券報告書ベースの試算においては水力のコストが安いがこれは減価償却を過ぎた後長期間にわたって稼働できていることに由来するもの有価証券報告書ベースの試算については大島堅一委員 ( 立命館大学国際関係学部教授 ) によるものモデルプラント方式における割引率は 3% 8

10 (1) 試算方法 2( 試算の前提 ) 検証委の整理 1 割引率について割引率は経済情勢や評価の目的により変わりうることから割引率を幅広く設定し 0% 1% 3% 5% の 4 通りの試算を提示 2 稼働年数について稼働年数については実態を踏まえつつも望ましいエネルギーミックスの検討に資する発電単価の電源別の比較のため全ての電源に共通して30 年 40 年を設定一部の電源については実績を踏まえ以下のとおり設定原子力地熱風力太陽光一般水力コジェネ燃料電池 :30 年 40 年 50 年 :20 年 25 年 :20 年 25 年ただし 2020 年と2030 年は35 年 :40 年 60 年 :15 年 30 年 :6 年 10 年ただし 2020 年と2030 年は15 年具体的な意見 (1) 割引率について割引率 3% が妥当だとか低いといったことについてこの委員会では議論しないどれを使うのか使う人が判断すべきどのような判断になっても良いように 0~5% を出している (1) 建設中利子率について建設期間が長く建設費の高い電源は建設中利子を考慮すべきではないか建設中の利子率は割引率を考えて推計すれば必然的に建設費に反映されることになる逆に割引率を設定して金利費用を加えたら2 重計上 (2) 稼働年数について原子力について稼働年数を 30 年 40 年と区切ることは妥当再エネを含め同じ稼働年数を用いるのは危険幾つかのケースに分けるべき 9

11 (2) 社会的費用の扱い検証委では OECD 等で計上されている発電者の負担するコストだけでなく社会的費用 ( 政策経費事故リスク対応費 CO2 対策経費 ) も含めて検証することとした検証に際しては発電に関連する費用を広く抽出した上で各費用についてコストに含めるかどうか検討し以下の通り整理 : 検証委の発電コスト試算の対象としたもの : エネルギーミックスのシナリオが固まった段階で電源構成ごとのコストに含めるもの : 個別電源の仕分けが困難情報が不十分等の理由で発電コストに含めないものモデルプラントの発電単価試算のための前提条件 1. モデルプラントの条件 (1) 稼働開始年 (2) 出力 (3) 設備利用率 (4) 稼働年数 (5) 熱効率 (6) 所内率 2. 試算のための共通条件 (1) 割引率 (2) 為替レート現時点のモデルプラントの発電単価電源別の発電単価 3. 発電施設を建設運営終了するための費用資本費運転管理費燃料費バックエンド費用事故リスク対応費用諸税設備の廃棄費用電源線費用発電に関連する費用など年のモデルプラントの価格変動要因技術革新効果量産効果燃料費上昇率 CO2 対策経費上昇率 5. モデルプラントに直接は関係ないが電源別に配賦できる可能性のある費用政策経費広告費寄付金 6. 発電に関連するコストではあるが個別の電源固有のコストとして整理するのが難しい費用系統安定化費用 ( ) 7. その他発電単価との直接の関係が明確ではない事項計画から稼働までの期間経済効果参照省エネ製品や省エネ投資の効果 :1kWh を節電するのにかかる費用 < 想定される主な費用の負担者 > 緑色 : 発電事業者青色 : 納税者黄色 : 発電単価との直接の関係が明確ではない事項ただし対策の内容によっては費用負担者が異なる 10 ( ) 系統安定化費用等のコストはエネルギーミックスの構成に応じて試算することが適当であること等から個別電源の発電コストには上乗せしないということで整理

12 (2) 検証委における社会的費用の扱いに関する議論議論の概要 OECD では計上されておらず従来も発電コストとしてカウントされなかった政策経費 CO2 対策経費といった社会的費用も試算対象とすることで整理なお OECD では発電コストに含まれる CO2 対策費用について社会的費用 ( 環境費用 ) として位置づけるべきではないかとの指摘あり系統安定化費用等のコストはエネルギーミックスの構成に応じて試算することが適当であること等から個別電源の発電コストには上乗せしないということで整理具体的な意見 1 社会的費用の計上に関する意見ベストミックスのための材料を示す委員会の立場を踏まえると社会的コストで考えるべきで原価算定の話にすべきでは無い原価算定の考え方ではどうしても保守的に積まざるを得ず過小評価となる政策経費等発電に不可欠な費用は計上すべき環境コストや政策コストの諸元や前提条件等整理された枠組みを式に含めるべき新たな概念が入っていることが分かるようにすべき 2CO2 対策費の扱いに関する意見 CO2 は燃料費とは言えないため発電コストでなく社会的コスト ( 環境費 ) 国際的に使われている方式自体を改良して国際的に発信してもよいのではないか 3 試算に含めるコストの範囲に関する意見分散電源ありきなら系統安定化の議論が必要ベストミックスを示す材料を出す委員会の立場からは kwh あたり単価の議論だけで充分電源構成ごとに追加で発生する系統等のコストは単価とは別で計算すれば良い将来のコストについては想定を明記すべき 11

13 3. 特に議論のあった論点

14 (1) 設備利用率について検証委の整理電源の組み合わせの検討に資する発電単価のデータを提供するためベース電源として 60% 70% 80% ミドル電源として 50% ピーク電源として 10% のそれぞれの設備利用率で試算してどの役割に合致しているかの検討を可能とした以下の電源については関連事業者へのインタビュー経済産業省ガイドライン実績などを踏まえ以下のとおり設定した陸上風力 :20% 洋上風力 :30% 太陽光 :12% 小水力 :60% 一般水力 :45% 燃料電池 :46% 議論の概要設備利用率について実績値を使うべき等の意見があったが技術的な上限があるものを除いて各電源を横並びで比較出来るようにすべきとの指摘により設備利用率を幅広く設定できない電源を除いて一律の値で計算できるように整理具体的な意見設備利用率は実績値を使うべき設備利用率は各電源の役割別で分けるべき設備利用率は技術的な上限があるものは別として一律で計算すべきで実績値は関係ない例えばガス火力の稼働率が低いのは設備が動かせないからではなく現在の設備構成を前提にするとそれが合理的な運転だからに過ぎないただ実績として低い稼働率での運転が想定されるのであれば例えば石炭であっても 40% などの低稼働ケースも参考として試算することには意味がある再生可能エネルギーは発電効率が良くなる適地から導入が進むであろうという実態を考慮すると導入が進むことに伴いモデルプラントの設備稼働率が落ちることが想定されるのではないか 13

15 検証委の整理 (2) 事故リスク対応費用一般的には保険料方式 ( 損害費用事故発生頻度発電電力量 + リスクプレミアム ) で算出されるが地震津波など低頻度かつ巨大なリスクに対し事業者数が少ないこともあり大数の法則が成立せずリスクプレミアムの算出が困難であるため擬似的な保険制度としての共済方式を採用モデルプラントが稼働している 40 年間に負担する額を事故リスク対応費用として計上 1 損害費用円 /2 支払期間 ( 年 ) = 1. 兆円 /2 ( 年 ) 3 総発電電力量 ( ) 3, 億 ( ) =0.54( 円 /kwh) 1 損害費用は福島事故を基に計約 7.9 兆円を下限としてモデルプラントの出力等で補正し約 5.8 兆円以上と算定 2 これを国内の原子力発電事業者がモデルプラントの稼働している40 年間で積み立てることを想定 3 発電量 (kwh) あたりの費用は事故前 2010 年度の50 基 ( 福島 1~4 号機除く ) の発電電力量 (2,722 億 kwh) で割って得られる数値 =0.54 円 ~/kwhと試算損害額は増える可能性があるため下限を提示想定額が 1 兆円増えると 0.1 円 /kwh 上昇 14

16 (2)- 1 共済方式と保険料方式検証委の整理一般的には保険料方式 ( 損害費用事故発生頻度発電電力量 + リスクプレミアム ) で算出されるが地震津波など低頻度かつ巨大なリスクに対しては事業者数が少ないこともあり大数の法則が成立せずプレミアムの算出が困難であるため擬似的な保険制度として損害額を事業者間で相互負担する共済方式を採用一方追加安全対策により事故発生確率は下がるはずであるためそのことと整合的であるべきとの指摘あり具体的な意見 1 原子力の事故リスク対応費用に関する意見損害期待値による計算はシビアアクシデントのように発生頻度が小さく大数の法則が成立しない案件の評価には向かない保険が成立しない損害期待値の考え方をとるのであれば確率は低くとも損害が甚大になるシビアアクシデントには unexpected loss にあたる費用を積まねばならない平均だけでなく分散の大きさに見合ったコストがあるはずこれによりさらに大きくなる可能性について触れられていない相互扶助の枠組みを前提とした試算の位置づけが妥当相互扶助という案は理解期待値と相互扶助で意見が分かれたと明記すべき 2 事故確率は追加安全対策により低減するはずであるという意見福島の被害は現状の安全基準下で起きたもの一方で安全基準を厳しくし安全対策費を上げるべきという議論があるが安全対策により事故確率は下がるはずこの二つが整合的である必要がある相互扶助であり必ずしも 40 年に 1 度事故が起こることを前提としていないため安全対策費を積むこととは矛盾しないただ 40 年事故が起こらなければ積立額がそのまま残るため実際にはその時点でのコストは 0.5 円より下がるはず追加安全対策と事故確率の関係については注書で記載されるべき大数の法則が成立しない保険も成立しないというのはそれくらい莫大なコストがありうるということ 3 他電源の事故リスク対応費も評価すべきとの意見リスク費用は他の電源でも公平に評価すべき死亡者の取り扱いについて石炭に積みますべき等の主張が想定されるが鉱山開発時に死亡したケースなどは燃料コストに含まれておりダブルカウントになるのではないか 15

17 (2)- 2 損害費用検証委の整理前回試算では東京電力に関する経営財務調査委員会報告書 ( 平成 23 年 10 月 ) における追加廃炉費用及び損害賠償額については以下の補正を実施 ( 約 7.9 兆円補正後 5.8 兆円 ) 1 放出される放射性物質の量は原子炉出力に比例することから除染費用等はモデルプラント (120 万 kw) を福島第一原発の出力 (1-3 号機 ) で按分 2 廃炉費用は出力に比例しないと仮定し福島第一原発の 1-3 号機で按分するほか地域性人口等の補正を行って算出損害費用総額が過小との指摘や安全サイドで高く見積もるべきとの指摘など様々な意見が述べられたがどこまで積むのが適切かの判断は難しいため 5.8 兆円を下限とすることで整理追加的廃炉費用賠償費用除染中間貯蔵行政経費等合計補正後具体的な意見損害費用は安全サイドで高く見積もるべきであるという意見原子力委員会の 10 兆円は 5.8 兆円が膨らんで最終的に 10 兆円になるということではなく仮に今回の事故コストが 5.8 兆であったとしてもこれだけ積めば安心と言える額として出てきたものと認識 2 損害費用が過小ではないかとの意見今回の事故以上の想定が必要であり被害額 5.8 兆円は充分か福島の損害費用は除染費用や賠償の考え方などの違いでもっと膨らむはずでは無いか 5.8 兆円は保険としてのコストを考えると下限の保守的な数字になると認識 3 その他扶助制度であれば 40 年事故が起きなければ積み上がっているはず従って必ずしも全てが最低限必要なコストとしてそのまま計上されるわけではないはず 16

18 (2)- 3 事故発生頻度について検証委の整理検証委での検討にあたり原子力委員会にて複数のケースを検討国内における過去のシビアアクシデント発生実績を用いるもの IAEA の安全目標を用いるものなどの議論が行われたが収束しなかった具体的な意見 1 国内の過去実績は使うべきではないという意見国内の事故実績を用いた場合日本では10 年に1 度世界では毎年シビアアクシデントが発生することを意味し悲観的世界の原子力発電所の運転実績に基づく値であれば国際共通認識を得られるのではないか 2IAEA の目標値は非現実的であるとの意見 IAEA の安全目標はあくまで目標値でありそれを確率としてそのまま採用するのはミスリード目標値が実現する蓋然性が相当ありコスト試算できるというための論理展開はできるのか過去実績と比較した際に 1 桁 2 桁違う数字を参考値としてであっても記載することでコスト検証委自体の信頼性を損ねるのではないか安全神話そのものに見える 3 その他リスクの不確実性はものすごく大きく人によって見方が異なるため幅を持って示すことは重要 17

19 (3)CO2 対策費用について検証委の整理 CO2 対策費用については近年の OECD や米国での試算において社会費用 ( 環境外部費用 ) を内部化するため発電コストに加えられていること等を踏まえ検証委でもコスト計上することとした CO2 対策費用の将来見通しを把握するための国際的な指標として IEA の WEO 2011 の 3 シナリオを紹介 1 現行政策シナリオ (2010 年時点で公式に採用されている既存の政策のみを考慮 ) 2 新政策シナリオ ( 各国においてまだ公式に採用されていないものも含め最近発表された温暖化対策に関する公約や計画の実施を想定 ) シナリオ ( 大気中の温室効果ガス濃度を 450ppm(CO2 換算 ) で安定化させる ( 産業革命前からの気温上昇を 2 以内に抑制することにつながる ) シナリオより温暖化対策を強く進めるイメージ ) CO2 価格を取り込んだとしてもその水準次第では必ずしも環境外部費用を完全に内部化したことにはならない点には留意が必要また環境外部費用はあらゆる発電に伴って何らかの形で生じているが全てをコストに換算することは困難 CO2 対策費用を加算する手法としては CCS( 二酸化炭素の回収貯留 ) 費用を加算するケースもあるが現時点で実用化段階に達しているとはいえず環境への影響などについても議論があるなど不確定要素が大きいことから採用されなかった議論の概要 CO2 対策費用は 450シナリオを中心に据えるべきという意見もあったが同シナリオは国際的な義務となっているわけではないとの指摘により新政策シナリオを採用することで整理具体的な意見 1CO2 対策費用は450シナリオを中心に据えるべきという意見 CO2 対策費用は国際価格で入れるべき日本が合意したカンクン合意などを考慮して2 を目標としたCO2コストが必要 2CO2 対策費用は新政策シナリオが妥当であるという意見 CO2 費用は450シナリオ絶対論ではなく幅があるので説明を加えるべき 450シナリオは国際社会が目標としてコミットしたシナリオではないし現実とも乖離本委員会の目的でも無い CO2 対策費用は ( 新政策シナリオ相当で ) 妥当と理解 CO2 価格だけでは環境外部費用など明確化できない費用が別途発生することを明示すべき 3CCSは研究開発の途上でありコスト計上すべきではないという意見 CCSは開発途上である現状を明記すべき 18 CCSは研究開発費ではないか

20 (4) 技術革新量産効果によるコスト低減の考え方 ( 火力 ) 熱効率( 検証委の整理 2020 年と 2030 年モデルプラントについて技術革新や量産効果などによる発電コストの低減が期待される電源について以下のとおり検証した石炭火力については 2010 年モデルプラントにおいて超々臨界圧火力発電による約 42% の発電効率を前提とし現在更なる熱効率向上に向けて石炭ガス化複合発電 (IGCC) や先進超々臨界圧火力発電 (A USC) の技術開発が進められていることから 2030 年モデルプラントにおいて約 48% の発電効率を見込んでコストを試算 LNG 火力については 2010 年モデルプラントは 1500 級ガスタービンで約 51% の発電効率を前提とし 2020 年及び 2030 年のモデルプラントにおいては 1700 級ガスタービンが実用化されているという前提で約 57% の発電効率が達成されるとしてコストを試算率(% IGCC 実証機 H 40.0 超々臨界圧 at1200 GT H (USC) V )超臨界圧 ( 図 ) 石炭火力発電の効率向上送電端 45.0 効 35.0 亜臨界圧 (SC) 30.0 先進超々臨界圧 (A USC) IGCC at1500 GT %)(送電端 HV ( 図 )LNG 火力発電の効率向上既存の発電技術コンバインドサイクル発電 1350 級 ( 約 50%) 1500 級 ( 約 52%) 1100 級 ( 約 43%) )40 LNG 火力発電 ( 約 38%) 35 導入時期 ( 年 ) 今後の技術開発 1700 級 ( 約 57%) 1600 級 ( 約 54%) 出典 : 三菱重工業 ( 株 ) の資料を基に作成 19

21 (4) 技術革新量産効果によるコスト低減の考え方 ( 太陽光 ) 検証委の整理太陽光は生産量が増えると価格が低下するという学習効果や耐久性の向上などの技術進展を前提に試算第 3 世代太陽電池と言われる量子ドット太陽電池などの主として実用化前の革新的な技術については必ずしも実用化が明らかではないため発電単価については参考として示すこととした学習効果等による低コスト化シナリオ本シナリオに基づく試算では以下 3 つのコスト低減可能性を見込んだ 1 発電システムの単価の低下 EPIA( 欧州太陽光電池工業会 ) IEA 等の複数の国際機関等で採用されている学習効果 ( 産業製品の価格は学習曲線に従って累積生産量が倍増するごとに習熟曲線の進捗率で低下するという推計手法 ) を用いた太陽光発電の部品部分 ( 発電モジュールインバータそれ以外の付属機器 ) のコストについては EPIA による累積生産量の見通し ( 参照シナリオ普及加速シナリオパラダイムシフトシナリオ ) に沿い進捗率 80% でコスト低下が続くと想定設置工事費は世界の累積生産量との関連性が小さいためコストは一定と想定 2 発電モジュールの耐久性の向上 EPIA Solar Generation 6 を踏まえ 2020 年 2030 年のモデルプラントの稼働年数を 35 年とした 3 維持管理費の低下 IEA の Energy Technology Perspective 2010 を踏まえ 2020 年や 2030 年のモデルプラントの維持管理費も 2010 年のモデルプラントの初期投資に対する維持管理費の比率と同様に設定具体的な意見モジュールの価格は国際価格に収斂すると考えられ 2020 年 2030 年については国際的な見通しを踏まえるべきではないか太陽光発電のコストがここ 2 3 年で急激に下がっている要因には生産過剰による需給ギャップの影響もあり生産価格が適切に反映されているかは微妙な部分がある点を念頭に置くと良いのではないか 20

22 (4) 技術革新量産効果によるコスト低減の考え方 ( 風力 ) 検証委の整理風力については量産効果技術改善等による低コスト化のシナリオと日本の特殊性を勘案した横ばいシナリオの 2 つを前提に試算 < 前提とされたシナリオ > 1 量産効果技術改善等による低コスト化のシナリオ IEA 等の国際機関等では以下のような要因から中長期的にコストが低減していく見通しが示されている < 中長期的なコスト低減の要因 > 量産効果 ( 生産の現地化大規模化設置ノウハウの蓄積など ) 技術改善 ( タービンの大型化新素材開発発電機やギアボックスの改善など ) 洋上風力については洋上専用タービンの開発より深い水深での基礎設置手法の開発ウィンドファームの大規模化 ( オペレーション及びメンテナンスコストの効率化メンテナンス面での連携強化 ) 陸上風力 : 2020 年及び 2030 年の建設費は IEA の Blue Map Scenario の低減率を前提とした低コスト化のシナリオで試算洋上風力 : 2020 年の建設費は陸上風力の 1.5~2 倍の幅で設定 2030 年の建設費は IEA の Blue Map Scenario の建設コストの低減率を前提とした低コスト化のシナリオで試算陸上風力も洋上風力も維持管理費も建設費と同程度に低下するという前提で試算 2 日本の特殊性を勘案した横ばいシナリオ日本では風力については欧米と比較して以下のような特殊性があるとされる < 日本の特殊性 > 山間部への立地が多いなど立地条件が厳しく今後導入が進めば比較的安価で設置できる場所が減少 ( 平坦な土地の確保が難しく適地の更なる奥地化 ) 大規模ウィンドファームが設置可能なまとまった土地が少ない洋上風力については設置がしやすい着床式の適地が少ない従ってコスト低減要因が世界と同程度に発現するかについては不確定要素が大きいためコスト低減しないシナリオで試算 21

23 (5) 政策経費の試算方法税金で賄われる政策経費のうち電源ごとに発電に必要と考えられる社会経費を計上直近の当初予算 ( 平成 23 年度 ) のうち立地防災広報人材育成評価調査発電技術開発将来発電技術開発に係る予算額を発電コストに上乗せ平成 22 年度実績の年間総発電量が 500 億 kwh を超えている電源 ( 原子力火力一般水力コジェネ ) について平成 23 年度の予算額を年間総発電量で除したコストを政策経費にかかる発電コストとして計上 < 対象から除外した電源費目 > 太陽光風力地熱小水力バイオマス及び燃料電池は将来の発電量拡大を見込んで技術開発等が行われている段階当該電源に係る予算額を直近のわずかな電力量で割った数値を発電コストとすることは適当でないため対象から除外導入支援は各電源のモデルプラントの総費用で既に資本費 ( 建設費 ) として計上されておりダブルカウントを避けるため対象から除外備蓄及び資源開発はエネルギーセキュリティ確保の目的から行われる性格を有し専ら発電のためのものではないことから対象から除外 CCS は長期的な CO2 価格の見通しを火力等の発電コストに上乗せすることにしているためダブルカウントを避けるため対象から除外 1 政策経費の実績 ( 平成 23 年度予算 ) ( 単位 : 億円 ) 原子力石炭火力 LNG 火力石油火力一般水力コーシェネレーション小水力地熱太陽光陸上風力洋上風力ハイオマス燃料電池立地 1, 防災広報 ( 周辺地域 ) 広報 ( 全国 ) 人材育成評価調査発電技術開発将来発電技術開発 1, 導入支援資源開発備蓄 , CCS 小計 ( ) 3, 総計 3, , 導入支援備蓄 CCSを除く 2 各電源の政策経費にかかる発電コスト原子力石炭火力 LNG 火力石油火力一般水力コーシェネレーション小水力地熱太陽光陸上風力洋上風力ハイオマス燃料電池小計 ( 億円 ) 3, 発電量 ( 億 kwh) 2,882 2,511 2, コスト ( 円 /kwh)

24 (5) 政策経費を上乗せする対象電源及び計上費用の範囲具体的な意見 1 再生可能エネルギーへの計上に対する意見再生可能エネルギーの技術開発費が全く計上されないのはいかがなものかあるボリュームを前提にしてコストがいくらかかるのかを付記してはどうか政策経費について対象となる電源のクライテリアは 500 億 kwh 以下かどうかでは無く将来に期待する電源なのでコストに上乗せしないということを明記すべき 2 計上項目について政策経費の実績についてダブルカウントでない費用は全て計上するべき政策経費には個別電源に帰属できるものと一応原子力全体に帰属するものがあるこれらの費用の性質が異なることを明記した上で全体としては発電に不可欠な費用はすべて組み入れるべきその際発電コストに算入したもの算入していないものを明確にすることがフェアな比較をする上で担保になると思う個別プラントとの関係の濃淡によってコストに入れる入れないという判断をするべきでない例えば原子力一般でかかる費用であれば濃淡に関わらず費用に入れるべき特に技術開発費などは曖昧な項目も多くそうした区分の難しい項目の扱いは難しい 23

25 (6) 系統安定化費用の位置づけ及び試算方法検証委の整理太陽光風力の導入量が拡大する場合に追加的な対策が必要となる可能性はあるが全体の電源や送電網の構成によって必要な系統のあり方や対策が異なる再生可能エネルギーのマクロ的な導入量に応じて最適な対策を検討した上でトータルの対策のコストを考えるべきであり個別のモデルプラントの発電コストには上乗せしない系統安定化対策のコストについてはエネルギーミックスの選択肢毎に再生可能エネルギーの導入量等エネルギーミックスの構成に応じて試算することが適当個々の系統安定化対策の費用について下記の通り整理 < 系統安定化対策の費用項目 > 従来の同時同量達成のための主な対応 (1) 既存の火力や揚水を使った調整のコスト (2) 系統間連系強化のコスト (3) 市場機能を活用した調整のコスト ( スマメ /CEMS) 太陽光風力の導入に伴う系統安定化のための対策 (4) 出力抑制機能付きPCSのコスト (5) 蓄電池設置コスト及び揚水 ( モデルプラント ) による調整 (6) 配電系統における電圧上昇抑制対策のコスト 24

26 (6) 系統安定化費用に関する議論議論の概要系統安定化費用はコストとして加味するものの個別電源には乗せないという整理には概ね反対意見無し一方で系統安定化費用について再エネの導入拡大に伴い費用が莫大になる可能性があることに言及すべき他の経費と異なり技術的に必要となる種類の費用であることに注意が必要根拠となった報告書がコスト単価の計上に適当か疑問が残るなどの意見もあった具体的な意見 1 系統安定化費用をコストとして加味すべきという意見系統安定化費用も考慮すべき再エネの導入規模に応じて火力の調整電源のコストや送配電系の強化などのコストは必ず生じるこのため再エネ拡大の方向性とそれに伴うコストは常にペアで考える必要があるコストを再エネの発電単価に入れるべきなのか国全体のインフラのようなコストに入れるべきかについては再度考えれば良い 1 その上で系統対策費は社会的費用と見なし個別電源 ( 再エネ ) に乗せるべきで無いという意見系統費用が太陽光や風力だけにかかるコストと誤認されると非常に困る原子力も事故で止まるので不安定な電源系統対策コストが適切に入らないのは太陽光と風力だけではない系統費用は太陽光や風力だけに掛かるコストと捉えるのは間違い社会全体の基盤的費用として捉えるべき 2 その他に提示された意見根拠となった報告書はコスト単価の計上に適切な信頼できるデータであるか疑問系統安定化費用の数値は出せないのかもしれないが莫大に費用が必要となる可能性があることは記述すべき系統安定化費用は導入量によりコストが変化するため将来見通しが立ちにくい点は理解するものの政策経費などとは根本的に質が異なり技術的に必要となる種類の費用であるという点には注意が必要不安定な電源が多く導入されることで必ず系統安定化というインフラコストが必要となるこれは広告費などと同格のレベルの話では無くもっと重いものということを明示すべき系統安定化費用は計上していない項目のワンオブゼムではなくもう少し大きい問題と認識再エネがどの程度導入されたときに系統安定化が必要か予測可能なら併記すべき 25

熱効率( 既存の発電技術コンバインドサイクル発電今後の技術開発 1700 級 ( 約 57%) %)(送電端 HV 級 ( 約 50%) 1500 級 ( 約 52%

熱効率( 既存の発電技術コンバインドサイクル発電今後の技術開発 1700 級 ( 約 57%) %)(送電端 HV 級 ( 約 50%) 1500 級 ( 約 52% (4) 技術革新量産効果によるコスト低減の考え方 2020 年と 2030 年モデルプラントについて技術革新や量産効果などによる発電コストの低減が期待される電源について以下のとおり検証した (a) 石炭火力石炭火力については 2010 年モデルプラントにおいて超々臨界圧火力発電による約 42% の発電効率を前提としている現在更なる熱効率向上に向けて石炭ガス化複合発電 (IGCC) 1 や先進超々臨界圧火力発電