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固定価格買取制度とはどのような制度?太陽光発電とはどんな関係?


固定価格買取制度とはどのような制度か?

太陽光発電投資をする上で最も重要な制度、それが「固定価格買取制度」です。この制度は日本における再生可能エネルギーの普及促進を目的にしており、その目標達成のために高い買取価格を設置することで太陽光発電事業への投資を誘導してきた側面があります。ここでは、この「固定価格買取制度」について、2018年現在の視点で改めて解説したいと思います。

固定価格買取制度の概要

東日本大震災までの政府によるエネルギー基本計画では、2030年において総電力に占める割合として、原子力が50%以上、再生可能エネルギーは20%を目指すとなっていましたが、震災以降その割合を見直し再生可能エネルギーを主力電源化し、2030年度の電源構成比率を22~24%としました。

これの実現のため、太陽光をはじめとする再生可能エネルギー普及拡大を目指して平成24年(2012年)に始まった制度を固定価格買取制度(FIT)と言います

この制度は、再生可能エネルギーによって発電した電気を一定期間、既存の電力会社が購入することを義務付けた仕組みです。 電力会社がこの電気を買取する費用の一部は、電気を使う利用者全体から電気料金の一部(再生可能エネルギー発電促進賦課金。略「再エネ賦課金」)として徴収しており、コストが高い再生可能エネルギーの導入を推進しています。

この制度により導入を考える事業者は高い発電設備の建設コストの回収見通しが立ちやすくなり、普及を推進させてきました。しかし、普及が進むにつれて再エネ賦課金の負担が大きくなり固定買取価格をはじめとする制度の見直しが検討されています。

【固定価格買取制度の長所】とは?

  • 電気を発電して売るという行為に対しての補助であるため、設備に対する補助と違って設置したが発電されないということにならず事業者は、保守管理も含めて多く発電しようというインセンティブが働きやすい。
  • 固定価格買取価格は設備の導入を促進しつつ、価格を下げていくことによりコスト削減が進むことになる。

【固定価格買取制度の短所】とは?

  • 市場価格より高い金額で電気を買い取ることになり、その費用は賦課金として幅広い消費者に分担させている。そのため再生可能エネルギーの導入が進むにつれ買い取り量が増え、賦課金負担が増加する。
  • 買取価格の設定が難しい。価格が低いと導入が進まず、価格が高いと賦課金が増加する。

(引用:電気事業連合会「再生可能エネルギー固定価格買取制度について」)

これまでの固定買取価格の推移

次に太陽光発電設備に対する固定買取価格の推移をみてみましょう。

【10kW以上】産業用の場合

2012年度40円
2013年度36円
2014年度32円
2015年度27円~29円
2016年度24円
2017年度21円
2018年度18円

買取期間は20年間となっています。

【10kW未満】一般家庭住宅用の場合

2012年度42円
2013年度38円
2014年度37円
2015年度33円~35円
2016年度31円~33円
2017年度28円~30円
2018年度26円~28円

買取期間は10年間となっています。

10kWを境に異なる買取内容

基本的に発電した電気は全て買い取ってもらえますが、10kw未満の住宅用の太陽光発電の場合は余剰買取となります。余剰買取とは発電した電気を自分の家で消費した後、余った電気を買い取ってもらうことです。

一方、10kW以上のいわゆる「産業用」と呼ばれる太陽光発電では発電した電気はすべて買い取ってもらえる全量買取となります。つまり産業用の太陽光発電は発電した電気を売電する目的で設置するものとなります。

このように2012年度から始まったこの制度では、買取価格の高さから多くの太陽光発電事業者が参入してきましたが、先に述べたように再エネ賦課金の負担が大きくなりすぎて一般の利用者負担より不満が出てきています。

経済産業省としては2020年代半ばには買取価格を現在の半分以下に引き下げる方針です。(2018年現在の買取価格:18円の半分以下:8.5円を目標)しかし、このことにより再生可能エネルギー事業者の事業意欲が低下することを懸念する意見もあります。 なお2018年10月には九州電力管内において太陽光発電設備からの発電量が増え、電力供給量が需要量を大きく上回ることによって発生する大規模停電を回避するため、10kW以上の発電事業者の中からランダムに選ばれた事業者に出力制限を行うことがありました。

今後、太陽光発電設備をはじめとする再生可能エネルギー由来の発電については蓄電池等による出力調整能力が要求されてくることも考えられ、トータルのコストは増加する可能性もありますが、それ以上に太陽光発電設備の普及により設備の費用が低下することも予想されます。

(引用:経済産業省 資源エネルギー庁「固定価格解答制度ガイドブック2018年度版」)

買取価格が決定される要素

固定価格買取制度とは、既存の電力会社に対して再生可能エネルギーによって発電された電気を一定の価格で、10~20年の定められた長期間買い取ることを義務づける制度です。

この制度の最大の特徴は、再生可能エネルギー発電設備の設置費用に対する費用回収年数や内部収益率に基づいて買取価格を適宜設定することができることです。この仕組みを使うと次の2点の効果が期待されます。

1点目は、一定価格、一定期間買い取ることにより事業者の投資に対するリスクの低減を図れることです。
2点目は1点目の効果により多くの事業者が参入することによる技術進歩によるコスト削減を目指すことが可能で、最終的には固定価格買取制度に頼らない産業として独り立ちすることができることです。

しかし現在の日本国内においては、高価すぎる買取価格による予想以上の参入により賦課金の増大が問題になっています。 また特に出力調整が難しい太陽光発電設備が増大し、需給調整が困難な地域によっては出力抑制が行われる事態にもなっています。

また賦課金が増加する要素になっている買取価格が高かった平成24年~26年度の3年間に認定を受けたにもかかわらず、稼働されていない設備については、30年度(2018年度)までに電力系統へ接続が受理されていない場合は、買取価格の減額を実施する検討がされています。

これは、認定を受けてすぐに工事を実施せず太陽光パネルをはじめとする設備価格の低下を待って設備投資費用を抑えて利益を確保しようとしたり、高い買取価格の権利を転売して利ザヤを稼ぐなどの行為を防止することによる賦課金の高騰を抑えようとする考えです。

今後予想される買取価格の推移

先に説明したように買取価格は、経済産業省の調達価格等算定委員会により発電事業が適正かつ効率的に運転されたと仮定して、それに必要なコストや利潤を計算することにより決定されます。

現状多くの太陽光発電設備の普及に伴い設備の市場価格が下がっていくと見込まれています。これに増してFIT単価は、再エネ賦課金の負担増加による一般利用者の不公平さを解消するために年々低下しています。2019年度は15円まで低下、更にその後も年間2円~4円程度の低下が見込まれます。

この中で2,000kW以上の出力の太陽光発電設備については、2017年度以降入札制度が採用されています。 これは上限価格を予め定めておき、その価格を越えない中で価格が安い入札者から順次募集する容量まで積み上げていき、上限に達するまでを落札者として決定する方式です。 落札された者の調達価格(買取価格)は応札した価格として採用され、この仕組みにより更なる調達価格、賦課金の低下を目指すことを目的としています。 それ以外については、これまでと同様の方法で買取価格が決められます。

このように買取価格の低下は、発電設備の設置費用低下と連動しているため、固定買取価格で買取期間に投資した費用を回収できるのであれば、投資としての価値は十分あると思われます。

太陽光発電以外の再生可能エネルギー買取価格について

固定価格買取制度の対象となる再生可能エネルギーについては、太陽光以外には次のようなものがあります。「風力」、「水力」、「地熱」を使い、国が定める要件を満たす事業計画を策定して、その計画に基づいて新規に発電する設備が対象となります。

10kW以上の出力の発電設備は、発電した電気のすべてが買取対象となります。一般住宅の屋根に設置するような10kW未満の太陽光発電設備については、消費した残りの余剰分が買取対象となります。それぞれの買取価格は次の通りとなります。なおそれぞれのエネルギーについては次の特徴があります。

風力発電

風の力を利用してその回転運動にて発電機を回転させて電気を作る方式です。長所としては、大規模になればなるほどコストが水力や火力なみになります。風さえあればいつでも発電することが可能です。短所としては、広い敷地が必要です。出力が文字通り風任せです。

水力発電

河川などの高低差を利用してその落下による発電機を回転させて電気を作る方式です。長所としては、安定して長時間の運転ができます。中小規模のものは、分散型電源として能力に優れている。短所としては、出力が小さくなるほどコストがあがります。大規模なものは、工期がかかり、多くの権利関係の調整が必要です。

地熱発電

地下に蓄えられた地熱エネルギーを熱水や蒸気で取り出しタービン発電機を回転させて電気を作る方式です。長所としては、出力が安定している。大規模な発電が可能です。昼夜を問わず発電できます。短所としては、開発するための期間が長くかかります。適地が国定公園などにある場合が、多く地元との調整や規制のクリアーが必要です。

バイオマス発電

生物資源(バイオマス)をエネルギー源にして発電します。燃料によって木質バイオマス、動植物などの生物資源(バイオマス)をエネルギー源にして発電します。木質バイオマス、農作物残さ、食品廃棄物など様々な資源をエネルギーに変換します。長所としては、資源の有効活用で廃棄物の削減できます。天候などに左右されにくいです。短所としては、原料の安定供給の確保や、原料の収集、運搬、管理にコストがかかります。

(画像引用:経済産業省 資源エネルギー庁「固定価格解答制度ガイドブック2018年度版」)

太陽光発電設備を取り巻く環境変化について

昨今の豪雨や台風で、太陽光発電パネルが破損する被害が相次いでいます。2018年は少なくとも全国44カ所の太陽光発電所とのデータがあります。発電設備が斜面から崩れ落ち、二次災害を起こしたケースもあります。

東日本大震災以降に急増した太陽光発電ですが、災害に対する弱さが浮き彫りとなり経済産業省は設置基準などの見直しが進められるようです。 太陽光パネルは電気事業法で設置基準が定められていますが、それ以降の災害でも被害が出たこともあり、経済産業省は10月に基準を見直し設計段階で従来よりも最大2・3倍の風圧に耐えられる能力が必要となりました。 さらに次のようなことが求められます。

  • 斜面では平地より厳しい設置基準の適用
  • 50キロワット未満の小規模設備の監視強化

経済産業省電力安全課の担当者は「どんな小さな発電所も設置者に保安義務がある」と注意を呼びかけている。今年の西日本豪雨でも斜面の太陽光パネルが崩落し、下を通る山陽新幹線が運休する二次災害が起きた神戸市では、「太陽光パネルの現状は放置できない」として、政令指定都市で初の太陽光パネル設置規制条例案を12月議会に提出される模様です。

北海道ブラックアウトについて

北海道地震後の全域停電(ブラックアウト)の原因として、次のようなことが考えられます。

初期の要因としては北海道電力の最大出力である泊原子力発電所の停止により主力が一か所の火力発電所に偏っていたことです。その後、送電線の故障で水力発電が停止し、事故復旧を目指す再閉路システムが動作し、水力発電所の出力は脱落しましたが、負荷はそのまま系統に接続されたことにより、需要と供給のバランスが崩れ全域停電となりました。全域停電は「複合要因」だったと分析されています。

再発防止策として、電力の需給バランスを保つために一部地域への供給を遮断する「強制停電」の上限引き上げなどが検討されています。北海道電力は当初、緊急時に備え強制停電する上限を合計146万キロワットに設定していました。これを当時の北海道内でのすべて需要(309万キロワット)に対し、強制的に停電できる量を35万キロワット引き上げ、181万キロワットまで停電させればブラックアウトを防ぐことができたとの事です。また中長期的な対策としては、本州と北海道で電力を融通する「連系線」の増強があげられています。

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