再エネの大量導入における4つの課題と2030年に向けた取組

2017年12月21日

一般社団法人エネルギー情報センター

新電力ネット運営事務局

再エネ大量導入においては、大別すると①発電コスト、②系統制約、③調整力、④事業環境といった4つの課題があります。また、国際競争力という観点では、それらの課題を解決し、世界に通用するエネルギー企業を創出する必要があります。今回のコラムでは、国の議論から再エネ大量導入における4つの課題を整理し、2030年に向けた取り組みの方向性を見ていきたいと思います。

再エネ大量導入における課題、①発電コスト・②系統制約・③調整力・④事業環境

世界的には、再生可能エネルギーの導入拡大に伴い発電コストが低減し、コスト競争力のある電源となってきています。一方で日本は、2012年7月のFIT制度導入以降、急速に再生可能エネルギーの導入が進んでいるものの、発電コストは国際水準と比較して依然高い状況です。

また、再エネの導入拡大が進む中、従来の系統運用の下で系統制約が顕在化するなど、新たな政策課題も浮き彫りになってきています。

再エネ大量導入においては、大別すると①発電コスト、②系統制約、③調整力、④事業環境といった4つの課題があります（図1）。また、国際競争力という観点では、それらの課題を解決し、世界に通用するエネルギー企業を創出する必要があります。

今回のコラムでは、国による議論から再エネ大量導入における4つの課題を整理し、2030年に向けた取り組みの方向性を見ていきたいと思います。

①発電コスト、入札やFIP活用によって市場環境を整える

日本はFITにより再エネ導入拡大と価格低減を実現しましたが、諸外国と比較すると未だに高い水準です。太陽光発電の場合、日本では2012年の40円から2016年には24円と価格低減しましたが、ドイツでは同期間で22円から9円になっています。

こうした価格という要素は、国際市場における競争力といった点で一つの重要な指標です。2016年における世界と日本のトップ企業規模を比較すると、太陽光では中国のトリナソーラーが日本の5倍、風力ではデンマークのヴェスタスが80倍もの規模となっており、日本は大きく差をつけられています（図2）。

一定までビジネスとして成熟した再エネ電源については、入札による競争が価格低減を促すと考えられます。日本においても改正FITにより2017年10月27日～11月10日にてメガソーラー（出力2000kW以上）の第1回入札が実施され、９件（141ＭＷ）の落札がありました。最低落札価格は17.20円/kWh、最高落札価格は21.00円/kWhとなりました[関連記事]（図3）。日本においては近年、太陽光だけではなくバイオマスも導入が進んでおり、入札の実施が検討されています。[関連記事]

再エネの価格低減については、入札だけではなく、電力市場ベースへの移行を促す仕組みも検討する必要があります。市場価格と連動した政策支援にFIP（Feed-in Premium）があり、再エネ発電事業者が市場価格で電力販売する場合に、市場価格にプレミアムを上乗せする方式です（図4）。再生可能エネルギーの自立普及･完全自由競争を促す仕組みとなります。

ドイツでは、2014年8月の改正法で、一定規模以上の新規の再生可能エネルギー発電設備は段階的に直接販売及び市場プレミアム制度の適用が義務化されました。再エネ発電事業者は直接、卸電力市場もしくは相対取引で発電電力を販売します。その際、市場プレミアムとして基本となる市場価格とFIT買取価格の差額が、上乗せして補填されます。

②系統制約、コネクト＆マネージの検討が進められる

日本の既存系統と再生可能エネルギー電源の立地ポテンシャルは、必ずしも一致しておらず、電力系統への受入れコストが増大しています。そのため、柔軟かつ効率的な「次世代型」の系統運用・設備形成により、社会コストを最小化しつつ、再エネ大量導入を実現していくことが必要です。

IEAによれば、変動再エネ導入比率に相関して、下記の通り4つの運用上のフェーズが存在します（図5）。アイルランドとデンマークはフェーズ４です。フェーズ３にはEU各国、フェーズ２には北米・南米・アジア・オセアニアの各国が位置します。日本はフェーズ２、九州はフェーズ３に相当します。

1. フェーズ１：ローカル系統での調整が必要となる
2. フェーズ２：系統混雑が現れ始め、需要と変動再エネのバランスが必要となる
3. フェーズ３：出力制御が起こり、柔軟な調整力や大規模なシステム変更が必要となる
4. フェーズ４：変動再エネを大前提とした系統と発電機能が必要となる

現在、日本では、新規に電源を系統に接続する際、系統の空き容量の範囲内で先着順に受入れを行っています。そして空き容量がなくなった場合には、系統を増強した上で追加的な受入れを行うこととなっています。

一方、系統の増強には多額の費用と時間が伴うため、まずは、既存系統を最大限活用していくことが重要です。その点、欧州の一部の国（イギリスやアイルランド、ドイツ等）においては、既存系統の容量を最大限活用し、一定の条件付での接続を認める制度を導入しています（図6）。

こうした、系統の空き容量を柔軟に活用し、一定の制約条件の下で系統への接続を認める「コネクト＆マネージ」の仕組みが、日本においても検討が進められています。「コネクト＆マネージ」の仕組みの1つである
ノンファーム型接続では、系統制約時の出力抑制に合意した新規発電事業者は、設備増強せずに接続可能となります（図7）。

③調整力、蓄電池の価格低減が重要に

再生可能エネルギーの導入が拡大する中、需給バランスを一致させる上で、調整力を効率的に確保することが重要です。そのため、発電事業者と送配電事業者の適切な役割分担や、蓄電池や水素の活用などにより、調整力を効率的に確保することが必要です。

また、既存系統を最大限活用したとしても、2030年以降も見据えれば、一定の系統増強及び更新投資は必要となると考えられます。

系統増強については、大規模な系統増強が必要となる場合には、一社では負担が大きすぎる場合があります。そのため日本においては、系統増強の工事費負担金を複数の事業者で共同負担する「電源接続案件募集プロセス」が広域機関でルール化されています（図8）。現在、全国的に入札募集が実施されています。

蓄電池については、第4回ERAB検討会において、2020年の定置用蓄電池の目標価格が設けられています。家庭用では2015年の約22万円/kWhから、2020年には約9万円/kWhに設定され、産業用は同期間で約36万円/kWhから、約15万円/kWhの目標となっています。

系統用蓄電池については、同様の機能を担う揚水発電の設置コスト（2.3万円/kWh以下）を2020年度末の目標価格としています（図9）。そのため、目標達成にむけた取組を支援する予算が措置されています。

太陽光発電+蓄電池では、自家消費型エネルギー供給が可能となります。2020年には太陽光発電と蓄電池が経済的に優位性を持つ特異点となるソーラーシンギュラリティが見込まれています。2032年以降は、FIT期間が終了した事業用の案件へ蓄電池が導入されることにより、安定電源化が期待されています（図10）。

④事業環境、洋上風力の立地調整を政府が主導する可能性

現行のFIT制度では、長期・固定価格での買取が保証される一方で、立地地点の選定・調整については事業者が役割を担っています。そのため、立地制約による事業リスクが高い場合には、発電コストが下がらず、将来的にもFIT制度なしでは導入が進まない可能性があります。

この点で欧州では、洋上風力について、政府等が導入計画を明確化しています。環境アセスメントや系統接続等の立地調整を政府が主導することで、事業者のリスクを軽減する仕組みが採用されています。

そのため日本においても、洋上風力について、海域の利用ルールの明確化など、制度整備を含めて検討していく必要があるとされています。洋上風力である理由は、大きな導入ポテンシャルとコスト競争力とが両立し得る重要電源のためです。

そのほか、導入加速化が特に求められている地熱については、国による資源量調査を加速化するほか、有望地域での地元調整を円滑に進めるための方策を検討する必要があるとされています。

洋上風力発電について、デンマーク、オランダ等では、プロジェクトの事前調査や環境アセスメント、地元調整等を政府等が主導することにより全体のプロセスが明確化されています。また、系統連系に必要な費用も送電系統運用者が負担した上で、入札が行われています。これにより事業者の開発リスクが低減されており、価格競争が活発化しています。2022年に稼働が予定されるKriegers Flakでは、6.3円/kWhの価格となりました（図11）。

入札制度以外の支援策としては、系統連系に必要な費用を、送電系統運用者が負担し、系統利用料金に加算して需要家から徴収するものがあります。

無料会員になると閲覧することができる情報はこちらです

補助金情報

再エネや省エネ、蓄電池に関する補助金情報を一覧できます

統計情報（Excel含）

エネルギー関連の統計情報をExcel等にてダウンロードできます

入札情報

官公庁などが調達・売却する電力の入札情報を一覧できます

電力コラム

電力に関するコラムをすべて閲覧することができます

プレスリリース掲載

電力・エネルギーに関するプレスリリースを掲載できます

資格取得の支援

電験3種などの資格取得に関する経済支援制度を設けています

無料会員登録

今すぐ登録（無料）

会員の方はこちら

ログイン

執筆者情報

一般社団法人エネルギー情報センター

新電力ネット運営事務局

EICは、①エネルギーに関する正しい情報を客観的にわかりやすく広くつたえること②ICTとエネルギーを融合させた新たなビジネスを創造すること、に関わる活動を通じて、安定したエネルギーの供給の一助になることを目的として設立された新電力ネットの運営団体。

関連する記事はこちら

一般社団法人エネルギー情報センター

2026年08月24日

新電力ネット運営事務局

低圧系統用蓄電所の最新動向【第2回】低圧系統用蓄電所を支えるプレイヤー構造とアグリゲーターの役割

低圧系統用蓄電所は、小規模な蓄電池を多数束ねて一つの大きな電源のように運用する事業です。 第1回では、この「束ねる」仕組みが需給調整市場への参加に欠かせないことを整理しました。実際にこの役割を担うのがアグリゲーターで、発電・蓄電設備と市場をつなぐ存在です。2022年の制度導入以降、特定卸供給事業者として届出を行う企業は増加し、電力会社から商社、独立系・新興企業まで幅広い企業が届出を行っています。 第2回では、アグリゲーターの法的な位置づけと、実際にどのような企業が参入しているのかを、資源エネルギー庁の公式データをもとに整理します。

一般社団法人エネルギー情報センター

2026年08月12日

新電力ネット運営事務局

低圧系統用蓄電所の最新動向 【第1回】低圧系統用蓄電所とは―高圧との違いと2026年の制度転換

系統用蓄電池はこれまで高圧・特別高圧の大規模案件が中心でした。しかし2026年、低圧リソースが需給調整市場に参加できる仕組みが始まるなど制度整備が進み、小規模な蓄電池を電力系統につないで市場で活用する「低圧系統用蓄電所」という事業モデルが現実味を帯びています。参入を検討する企業にとって、仕組みとリスクを正確に把握しておく必要があります。 本シリーズは全3回で、仕組みや高圧との違い、プレイヤー構造、市場の動向と課題を整理します。第1回では、低圧系統用蓄電所の基本的な仕組みを、高圧との違いや2026年の制度転換とあわせて解説します。

一般社団法人エネルギー情報センター

2026年08月03日

新電力ネット運営事務局

なぜ2026年夏の電力逼迫が警戒されたのか ―【第3回】夏の電力逼迫時代に企業はどう備えるべきか―

第2回では、2011年・2012年・2022年の電力逼迫事例とホルムズ海峡情勢を踏まえ、日本の電力供給が国内外のリスクと結びついていることを整理しました。 最終回となる今回は、企業がこうしたリスクにどのように備えられるのかを整理します。電力リスクは、供給不足だけでなく、燃料価格や卸電力市場の変動による価格リスク、停電による事業継続リスクにも及びます。以下では、電力コスト、需要管理、調達・契約、事業継続計画(BCP)の観点から、企業が取り得る対策を見ていきます。

一般社団法人エネルギー情報センター

2026年07月23日

新電力ネット運営事務局

LPガス営業ルールの根本的な変更、中東情勢下において料金改定説明ルール等が変わる可能性

本記事は、LPガスの不透明な商慣行を是正する法改正の歩みと課題を解説したものです。不当な値上げを防ぐための「料金改定理由の具体的な説明義務化」や、最高裁判決を受けた「解約時精算ルールの厳格化」など、消費者保護と信頼回復に向けた最新のルール変更動向をまとめています。

一般社団法人エネルギー情報センター

2026年07月19日

新電力ネット運営事務局

なぜ2026年夏の電力逼迫が警戒されたのか ―【第2回】 過去の逼迫事例とホルムズ海峡リスクに見る、日本の電力供給の脆弱性―

第1回では、2026年夏の電力需給が一時、東京エリアで予備率0.9％まで悪化する見通しとなり、追加対策によって3％を確保するに至った経緯を整理しました。しかし、振り返れば、電力供給がここまで逼迫したのは今回が初めてではありません。 2011年の使用制限令、2012年の数値目標付き節電、2022年の需給ひっ迫警報と、日本はこれまでにも同様の局面を経験してきました。第2回の今回は、これらの過去の逼迫事例とホルムズ海峡情勢を踏まえ、日本の電力供給が国内外のリスクとどのように結びついているのかを整理します。