「再生可能エネルギーの固定価格買取制度」は、企業や個人の事業者が、太陽光、風力、水力、地熱、バイオマスのいずれかを用いて発電した電気に対し、一定の期間、国が定めた価格で電力会社に買い取りを義務づけるというもので、2012年7月1日にスタートしています。買い取りに要した費用は「賦課金」として電気料金に上乗せされ、家庭や企業などの電力利用者が負担するしくみです。

この買取制度によって、政府は2030年までに全電源の21％超を再生可能エネルギーにするという目標を掲げています。エネルギー自給率の向上、温室効果ガスの削減、関連産業の育成を図ると共に、再生可能エネルギー関連企業にコストダウンや技術開発を促すようです。
再生可能エネルギーは、すでに日本の総発電量の一割超に
まず、この買取制度が、日本の社会と産業界にもたらしたプラスの側面について見ていきたいと思います。

制度開始から2年が経った2014年7月末の時点で、再生可能エネルギー発電設備の導入量は1,186万kW。この「1,186万kW」という容量は、原子力発電所約11基分に相当します(ただし、この導入量の大半を占める太陽光発電の稼働率は13%ですので、発電量では約1.4基分に相当します)。

これに伴い、2014年7月の買取量は、約22億kWhに上っています(*1)。これを年間に換算すると、日本全体の総発電量の2.6%相当を占めることになります。このペースで買取量が増加すると、2014年1〜12月の年間買取金額は1兆円を超えると見られています。

この制度の開始前から導入されていた水力発電や太陽光発電などによる発電量は約2,060万kW。合算すると、2013年時点での再生可能エネルギーは、日本全体の総発電量の10.7%程度を占めます。2014年に入っても増加傾向が続いており、現状では11%を超ええていると見込まれています。

その理由としては、主に以下の三つがあげられます。ひとつ目は、数年前までは、火力や原子力に比べて「競争力がない」と見られていた再生可能エネルギーが、日本の総発電量の一割強を占めるに至った。二つ目に、数十年かけて導入されてきた再生可能エネルギーの約半分に相当する設備容量が、わずか2年間で新たに誕生した。三つ目に、エネルギー自給率の向上や産業振興・雇用創出に貢献していること。これら三つの事実を踏まえると、再生可能エネルギーは、電力不足に悩む今の日本社会で、大きな役割を果たし始めているといえます。
この2年間で見えてきた、買取制度の問題
固定価格買取制度による再生可能エネルギーの普及政策は、短期間で大きな効果を上げた一方、ここにきて問題が顕在化しています。スタート当初には想定されていなかったことや、深刻化するまでに時間を要すると思われていたいくつかの問題です。
（１）設備認定された容量と、実際の導入量とのギャップが大きい
この制度で定めている太陽光発電の「買取価格」は、何度か見直しがされています(*2)。太陽光のうち、非住宅用の発電設備が生み出す電力の買取価格は、制度スタート当初の2012年度には、1kWhあたり40円（税抜）でした。ところが、2013年4月に36円、2014年4月には32円へと、4円ずつ引き下げられてきました。
このため、年度末になると引き下げ前の“駆け込み申請”が発生し、申請件数が急増する結果となりました。

この買取価格は、電力会社への接続契約申し込みの時点で決定します。つまり、参入事業者へ銀行からの融資が実行される時や、実際の設備工事が始まるタイミングで価格が決まるわけではないのです。

そのため、先に申し込みだけを行い、「40円」または「36円」の買取価格の権利をキープしておき、実際の工事は発電設備が技術開発やコスト競争で安くなるまで先延ばしにする事業者が現れたわけです。極端な場合は、申請時には発電用の用地すら確保できていないというケース(*3)も見られました。

こうした要因もあり、制度開始から2年弱の2014年5月末の時点で、経済産業省が認定した再生可能エネルギー設備の容量は7,178万kWに上りました。

しかし、実際に発電を行っていた設備の容量は1,186万kWで、認定だけされた案件の約16.5％にとどまりまっていました。認定された設備の容量と実際に発電を行っていた設備の容量で、いかにギャップが大きいかが、おわかりいただけると思います。

これまでに申請された案件の設備容量は、政府が掲げる将来的な再生可能エネルギー導入量の目標(*4)や制度変更の方向性にも影響を与えるため、このような実態との食い違いが、問題になってきています。すでに太陽光発電については、政府の掲げる2030年までの目標(*4)を、大きく超える水準にあります。
（２）このままでは、需要家の負担金が急増する
再生可能エネルギーを買い取る原資として、私たち電力利用者が負担している賦課金は、現在、1kWhあたり0.75円(*5)で、標準家庭の場合月額225円(*6)、1年で2,700円です。

政府の試算では、7,178万kWもの認定済み案件のすべてが発電を開始した場合、買取総額は2兆7,018億円、賦課金単価は1kWhあたり3.12円になるとしています。その際、家庭での負担は月額935円、1年間の負担額が1万円を超すような水準となります。負担が実感できる水準になれば、買取制度そのものへの批判や、制度のさらなる見直し論が高まることは避けられないでしょう。
（３）再生可能エネルギーの急増で、調整力・系統容量が不足
固定価格買取制度は、対象となる再生可能エネルギーが5種類(太陽光、風力、水力、地熱、バイオマス)あります。中でも、設備を比較的短期間で設置でき、1kWhあたり40円(2012年スタート時)という高い買取価格が設定された太陽光発電事業は、良好な収益が期待できるものでした。さらに、価格面の優遇だけでなく、再生可能エネルギーの系統接続と優先的な給電が法的に義務づけられたため事業開発リスクも低くなり、“太陽光発電事業で儲けよう”と考えた人々が殺到することになりました。そのため、電力系統を維持・管理する電力会社側ではコントロールすることができないまま、短期間に多くの系統接続が申し込まれました。
その増加スピードは、制度設計時の想定以上でした。そしてついに2014年9月末、九州電力、北海道電力など5社が、再生可能エネルギーの新規買取を当面停止すると発表したのです。

この停止に至った理由について、もう少し詳しく説明します。

○再生可能エネルギーの新規買取当面停止に至った理由（１）
電力会社には、管轄地域内の電力需要と供給量を常に一致させておかねばならないという「同時同量」の運用が不可欠です。この基本原則が揺らいでしまうと、周波数(*7)が変動し、発電機の停止や精密機械の動作不良、さらには大規模停電の発生など、甚大な被害につながる可能性が出てきます。

とりわけ、気象条件による発電量の差が大きい太陽光発電の設備容量が急激に増加すると、たとえば昼間にピークを迎える発電量をすべて受け入れようとしても、各社の持つ送電網の容量を超えてしまいます。加えて、前述した「同時同量」での運用に不可欠となる、発電量を柔軟に増減するための火力・水力発電設備の数が足りません。つまり、電力会社が本来持っていたマクロ的な調整力が低下するわけです。

このような理由で、電力各社で相次ぐ受け入れ制限や買取停止は、大規模停電や周波数変動などの致命的な事態を防ぐための、苦渋の判断だったわけです。

[図]　電力会社が管轄するエリア全体で、需要と供給量の調整力が低下する事態に・・・
マクロの問題 電力会社のエリア全体の調整力不足
⇒エリア全体としての調整力増強が必要
短期の周波数
調整力不足 太陽光や風力は日照や風況によって分単位で出力が変動。この変動を相殺・吸収できる火力や水力の能力以上に太陽光・風力が系統に接続されると、管内全体の需給・周波数が乱れ、エリア全体の停電に繋がる。
受給調整力不足 昼間に、太陽光発電を大量に受け入れるため火力の出力を下げすぎると、電力需要がピークを迎える（例えば北海道の場合）夕刻以降に、火力の出力が100％元には戻らず、エリア全体の電力が供給不足に陥る。

出所：経済産業省資料

○再生可能エネルギーの新規買取当面停止に至った理由（２）
また、電力各社が保有する送電線の受け入れ能力が限界に達し、系統容量が不足していることも、電力各社が新規買取停止を表明した大きな理由でした。再生可能エネルギーの急増で、高圧・特別高圧系統に容量不足が生じており、これ以上の再生可能エネルギーの受け入れには、新たな送電線設備の敷設・強化が必要になります。

現在のルールでは、再生可能エネルギーの発電事業者が、その設備費用を負担することとなっています。しかしその費用負担は非常に大きく、場所によっては送電線を敷設するには、1km あたり2〜3億円ものコストがかかるともいわれています。

大企業や自治体はもちろん、地場の中小企業や個人事業者が新たに再生可能エネルギーによる発電事業へ参入するような場合、こうした巨額のコストを負担するというのは現実的ではありません。また、他の事業者との案分について見通しが持てないこともネックとなり、有効な対策が見当たらない状況にあるのです。

このほか、九州電力のケースでは、再生可能エネルギーの発電設備を系統連系することによって、送電線と、発･変電所に設置している変圧器との連系可能量がゼロになり、送電線や変圧器の増強工事が必要になる地域が相次ぐという問題が起こっています。

買取制度の発足から2年経ち、他の電力会社でも、同様の問題が次々と顕在化しているのです。
再生可能エネルギー急増に伴う諸問題を、どう解決するか
ここまで述べてきた、再生可能エネルギーの急増に伴う諸問題を解決する道筋は、二つあると考えています。

まずひとつは、電力会社の側が、系統向けのエネルギー関連技術を導入し、設備の増強を実施すること。二つ目の道筋は、政府が固定価格買取制度の大幅な見直しを行うことです。

ひとつ目の道筋について、具体的には、大型蓄電池を基幹系統の変電所に設置して、天候変動などによる再生可能エネルギーの不安定性を解決し、買い入れ可能な量を拡大するという策です。

蓄電池メーカーの中には、電力会社向けの系統用大規模蓄電システムに特化した高度な技術を持ち、欧州をはじめグローバル市場で納入実績を増やしている企業も現れています。

また、太陽光や風力発電事業者からの電気を、各地域内の需給調整力を超えて受け入れるには、十分な電力需要と調整用の電源を持つ他エリアとの広域連携の実現も、有効な解決策です。

ただしこれらの策には、当然ながら電力会社の新たな設備投資が必要となり、原子力発電所の運転停止などの影響で収益が悪化し、2016年から電力自由化が始まる電力各社が、こうした投資に踏み切るには、政府の協力が必要かもしれません。

二つ目の道筋については、すでに2014年10月以降、制度見直しに関する報道が相次いでおり、丹念にウォッチされている皆様も多いかと思います。経済産業省で検討されている主な見直し内容を、以下に記載しておきます。

●大規模な太陽光発電施設の新規認定を、一時停止
●他の再生可能エネルギーに比べて高めに設定されている太陽光発電の買取価格を引き下げ
●再生可能エネルギーのうち、電力供給の変動が少ない地熱発電や、自治体などが運営する小規模な水力発電を、電力会社が行う買取制限の対象から外し、優先的に買い取るように求める
●国民負担を抑制するため、買い取り原資の総額に上限を設けることも検討
●発電コストの安い再生可能エネルギー事業者を優遇する、新たな入札制度の導入
●送電線への投資や蓄電能力の増強費用の一部を、政府が支援

• (*1)本制度開始前に設置・稼働していた設備のうち、本制度開始後に本制度へ移行した設備(約881万kW)による発電分も含む。
• (*2)太陽光以外の、風力、水力、地熱、バイオマス発電設備に関しては、買取価格に変動はありません。
• (*3)資源エネルギー庁が2014年になってようやく、太陽光発電の認定後のガイドラインを設けたことで、現在では用地を確保できていない事業者は、申請しにくい状況になっています。さらに、申し込みだけをして着工していない案件については、政府が聴き取り調査を実施し、要件の充足が確認できない場合、順次、認定の取り消しを行っています。その結果、2012年度に申し込みをした全案件のうち、9.7％にあたる182万kW分の設備計画が、認定取り消しとなっています。
• (*4)前述のとおり、政府は温室効果ガスの削減などを目的に、2030年までに国内の全電源のうち21％超を再生可能エネルギーに転換する目標を掲げています。太陽光による発電電力量は、「2030年に572億kWh」という目標を定めていますが、2014年6月末の時点で認定済みの案件がすべて運転開始したとすると、その発電量は「843 億kWh」となり、早くも目標値を大きく上回ることになります。
• (*5)2014年度の単価です。
• (*6)1ヶ月の電力使用量が300kWhの標準家庭を想定。
• (*7)東日本は50Hz、西日本は60Hz。

再生可能エネルギー参入事業者への影響。そして、電力問題解決の新しい方法
このような、買取価格・条件の変更などによって、太陽光発電施設の増加には、一定の歯止めがかかることになります。一方で、地熱、水力、バイオマス発電を計画する事業者にとっては、系統問題の緩和と買取の優遇などが追い風となり、ビジネス環境が改善すると見ています。

中期的な視野で見ると、太陽光発電は今後、設備コストの低下と電力料金の高騰により、買取制度に頼らない自立的な導入が進む可能性があります。その場合、電力会社が今後いくつかの対策を講じても、地域によっては電力が余ってしまう日が増加する事態が想定されます。

○太陽光発電の自立的な導入の対策について
まず、前述した蓄電システムへの蓄電があります。そしてもうひとつ、最近になって登場した注目すべき方法があります。それは「Power to Gas (電気によるガス製造)」と呼ばれるものです。

○「Power to Gas (電気によるガス製造)」
再生可能エネルギーからの余剰電力を使って水を電気分解することにより、水素を作り出し、この水素と二酸化炭素を合成して合成ガスを生成し、貯蔵、さらには再度の発電を可能にするという、画期的な取り組みです。日本と同様に、再生可能エネルギーの地域的な偏在によって電力が余っているドイツでは、この「Power to Gas」に関する、政府による複数のプロジェクトが4年ほど前から動き始めています。

出所：日本総合研究所作成
この「Power to Gas」は、企業からも注目されています。たとえばある欧州大手自動車メーカーは、余剰風力発電で生み出した水素とバイオガス工場から排出される二酸化炭素で天然ガスを合成し、自動車に用いる実験を2014年より開始しています。日本でも今後、同様の取り組みが進むと推測しています。

日本国内に目を向けると、すでにバイオガス工場やバイオマス発電の施設が、地方のあちこちで稼働しています。そこから排出される二酸化炭素を用いてメタンガスを生成し、貯め、新しい事業に結び付けることも十分に可能です。将来的には地場の企業などから事業化を探る動きが相次ぐと予想しています。

○まとめ
長期的には、再生可能エネルギーによる発電量の変動を、再生可能エネルギー由来の水素・天然ガスで稼働する火力発電によって調整することで、完全に再生可能エネルギーだけで電力供給できるシステムを実現することも不可能ではないと見ています。

今後も増えていく再生可能エネルギーの発電施設と、余剰となり活用されていない電力・・・。エネルギー資源に恵まれずエネルギーコスト増大に悩む日本の企業が、これらを経済的に利用できる環境を早期に作り出す研究開発が進むことを期待しています。
【＋α(ふたこと)アドバイス】
１．　制度見直しに関する報道に、今後も注目
「仕切り直し」「抜本見直し」などのフレーズを用いた、再生可能エネルギー普及政策の路線修正に関する報道が、最近非常に増えている。経済産業省にも、慌ただしい動きが見られる。だからといって、固定価格買取制度がただちに廃止になるという可能性は、非常に低い。

見直しの方向としては、買取価格を下げるか、あるいは、買取量の上限を決めて制度運用を継続する可能性が高い。2014年度中に制度変更の詳細が決まり、2015年度から新しいルールの下で運用が始まると見られる。今後の報道についても、継続的にチェックしておくことをお勧めする。
2．　再生可能エネルギー普及の現状を、ポジティブにとらえてみる
太陽光発電に関しては、記事の中で述べた電力5社以外でも、買取制限が行われている。たとえば東京電力が、千葉県の一部地域を対象に新規受け入れを制限した。再生可能エネルギー事業者や自治体の投資計画には大きな影響がおよび、金融機関の融資姿勢や判断にも今後、変化が出てくるだろう。

その一方で、本文の最後に記載したような、再生可能エネルギー普及の現状をポジティブにとらえることも大切。余剰となっている再生可能エネルギー由来の電力をどのようにして「貯め」、「活用」するか・・・といった思考と行動が今後、重要になる。
（2014年11月25日公開）