固定価格買い取り制度

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固定価格買い取り制度(こていかかくかいとりせいど、Feed-in Tariff, FiT, Feed-in Law, FiL)とは、エネルギーの買い取り価格（タリフ）を法律で定める方式の助成制度である。固定価格制度、フィードインタリフ制度、Minimum Price Standard、電力買い取り補償制[1]などとも呼ばれる。地球温暖化への対策やエネルギー源の確保、環境汚染への対処などの一環として、主に再生可能エネルギー（もしくは、日本における新エネルギー）の普及拡大と価格低減の目的で用いられる。設備導入時に一定期間の助成水準が法的に保証されるほか、生産コストの変化や技術の発達段階に応じて助成水準を柔軟に調節できる制度である。適切に運用することにより、費用当たりの普及促進効果が最も高くなるとされる。世界50カ国以上で用いられ[2]、再生可能エネルギーの助成政策として最も一般的な手法となっている[3]。

目次

[編集] 歴史

固定価格買い取り制度は1978年、米国において導入されたPublic Utility Regulatory Policies Act(PURPA)法がその走りとされる。PURPA法は特にカリフォルニア州などにおける風力発電の立ち上げに貢献した[4]。しかし現在のように国家レベルで顕著な効果を挙げられる制度は1990年にドイツが採用したのが最初とされる。再生可能エネルギーの普及促進政策としては他にも固定枠(クォータ)制や入札制などもあり、既存市場との整合性や安さを根拠として固定価格買い取り制度以外の方式を採る国も多かった。しかし固定枠制や入札制では、その主張に反して、いずれもその効果は固定価格買い取り制度に劣るものとなった[4][5]。その一方でドイツは固定価格買い取り制度によって再生可能エネルギーを大量に普及させると同時に生産コストを下げ、電力総需要に対するシェアを2000年の6.3%から2007年末には14%（見込み）に倍増させる[6]など、他の方式より大幅に勝る成果を挙げてみせた。この結果を踏まえ、現在では多くの学術的報告や公的機関がその優位性を認めている（#評価を参照）。採用数は特に2005年以降に急増し、2009年時点では少なくとも50以上の国々と25以上の州・地域で採用されている[2]。現在では再生可能エネルギーの普及政策として、最も一般的な手法となっている[3]。

[編集] しくみ

[編集] 原理

地球温暖化への対策やエネルギー資源の確保のため、枯渇性燃料への依存度を下げて再生可能エネルギーを導入する際は、価格的競争力が大きな障害となる。この価格が下がるためには、大量普及によって生産コストや流通コストを低減させると同時に、技術開発を促すのが望ましい[4]。これまでの実績から、バイオマス、風力発電、太陽光発電などの価格は経験曲線（もしくは学習曲線）に従い、普及量の増大と共に、法則性を持って低減することが知られており、そこから将来の価格低減速度を予測できる[4]。固定価格買い取り制度はこの経験則に基づき、電気料金に少額の上乗せをして得られた資金を用いて普及を助成する方式の1つである。固定価格買い取り制度の特徴は、個々の発電所に対するエネルギーの売り渡し価格（タリフ）を設置時点で長期間固定する一方、発電所の設置時期が後になるほど、（価格低減に従って）助成額を減らすことである[4]。 この仕組みにより設備導入費用の回収の目処が立てやすくして投資・融資を促進する一方、新規導入設備への助成水準の柔軟な調整が可能となる[4][7]。

[編集] 制度

固定価格買い取り制度では、エネルギーの売り渡し価格（タリフ）を法律で決定する[4]。再生可能エネルギー源の事業者は、タリフを決まった期間（20年など）にわたり、法律で保証される（これが「固定価格買取制度」とも呼ばれる理由である）。この価格は、普及量や生産コストの推移に従って定期的に見直され、計画的に逓減していくが、既に導入された分についてはこの見直しは影響しない。定期的な見直しを通じたタリフの逓減により、国や地域全体でみた電力量あたりの助成費用は抑えられる。一方、既存の発電事業者のタリフは変更されないため、個々の事業者の投資リスクは低く保たれる。固定価格買い取り制度はこの点において、分散型電源の特徴を利用している[4]。

一般的に固定価格買い取り制度においては、対象技術の普及の初期に導入した事業者ほど高いタリフが設定される。普及が拡大してエネルギーの生産コスト（設備価格や運転費）が経験則に従って低減するのに合わせ、後期に導入した事業者ほど助成額は減らされる。この助成に必要な費用は多くの場合、電気料金に上乗せして全ての電力消費者から電力の利用量に応じて徴収され、国は直接金銭の収受を行わない[4]。ドイツの場合、徴収額は標準的な家一軒当たり2～3ユーロである[8]。タリフの額が過大もしくは過少にならないよう、対象となる技術ごとに、普及量や生産コストの低減状況に応じて定期的に調整される[4][7][1]。

[編集] タリフの決定方法

固定価格買い取り制度における、発電所ごとのタリフの決め方には大きく分けて2通りある[7]。スペインのように、発電事業者が複数の方式を選択できる国もある[4][7]。

[編集] fixed tariff

タリフを一定期間固定する方式で、多くの採用例で用いられている。発電所が導入された時期によって、その後一定期間（たとえば10～20年間）のタリフの額が決定される。発電事業者にとっての投資リスクが低く、また助成費用も最小に済む[7]。

[編集] premium tariff

電力料金に一定額を上乗せする方式である。premium option, feed-in premium (FiP), Solar Premium（太陽光発電の場合）などとも呼ばれる。需要が逼迫する時間帯の給電を促す効果があるほか、市場での取引が可能なのが特長である。その一方、電力料金によって買い取り額が変動し、また購入が義務づけられないため、発電事業者にとってのリスクが高い。このため、fixed tariffに比較して助成費用が高くなりやすい[7]。

[編集] タリフ決定時の考慮事項

タリフを定期的に調整する際は、下記のような事柄を考慮する必要があるとされる[7]。

  • 設備への投資額
  • 免許手続きなどのコスト
  • 運転と保守(O&M)の費用
  • 燃料価格（バイオマスの場合）
  • インフレ率
  • 融資の利率
  • 投資家の利益率

また、枯渇性燃料の利用に伴う下記のような外部コストの削減分も考慮される場合がある[7]。

  • 気候変動（地球温暖化）
  • 大気汚染に伴う健康被害
  • 農業生産の減少
  • 物理的損傷
  • エネルギー安全保障への影響

[編集] 全量買い取りと余剰買い取り

電力を消費する建造物等に助成対象の発電設備を付加した場合、自家消費分の電力の取り扱いによって下記の２方式に分かれる。それぞれ異なった特徴を有する[9]。

全量買い取り 自前の設備であっても、発電した電力（エネルギー）は一旦全て買い取られ、自家消費分の電力は別途系統電力で賄う。ドイツ等で一般的な方式である。 余剰電力が少ない公共・産業用の設備への助成では必須とされる。また電力事業者自身の設備や市民発電所等にも用いられる。その一方、節電を促す効果は薄い。

余剰買い取り 自家消費分を除いた余剰分の電力が買い取り対象となる（自家消費分は、系統電力と同じ価値となる）。日本等で用いられている。ネットメータリングnet meteringとも呼ばれる。 余剰分の買い取り価格の方が系統電力の小売り電力よりも高い場合、自家消費分をなるべく少なくすると有利になるため、節電を促す効果がある。その一方、余剰電力が少ないケースには不向きとされる。

[編集] 特徴

固定価格買い取り制度においては、買い取り価格が長期にわたって保証される。また、普及の速度や最終的な普及量が目標に達するようにタリフの額などの調整が行われるが、固定価格買い取り制度はこの普及量の調整力が強い。このためそのエネルギーの供給者だけでなく、設備の生産やメンテナンスなどの関連事業者や電力会社にとっても投資（融資）のリスクが低くなる。これは特に風力発電や太陽光発電など、初期投資が投資額の大部分を占める方式において、生産コストを下げる効果をもたらす。個々の要素でみると、固定価格買い取り制度には下記のような特徴があるとされる（[4]P.13、[10][11][1][12][13]）。

利点：

  • 現在最も成功している方式である。
  • しくみが簡単であり、導入しやすい。
  • 費用対効果が高い。他の制度に比べ、普及の促進や費用の削減効果で勝る。
  • 融資の安全性が高い。
  • 将来の技術革新を織り込んでおり、定期的な調整によって、技術や市場の変化に迅速に対応できる。
  • 対象技術への安定した投資や開発を促し、産業の競争力を高める。
  • 中小規模の生産事業者の安定した成長を促す。
  • 制度的な工夫により、助成に伴う市場への悪影響を抑えられる。
  • 柔軟な制度デザインが可能であり、他の普及促進制度とも組み合わせやすい。

欠点：

  • 定期的にタリフを見直し、消費者が高すぎる料金を払わなくて済むように調整する必要がある。これは市場の監視によって解決できる。固定価格買い取り制度において、最も労力が必要な部分とされる。
  • 制度の初期の段階では費用が大きくなり、批判されることがある。
  • 国境を越える電力のやりとりの制限要因になる場合がある。

[編集] 導入状況

固定価格買い取り制度を採用する地域は年と共に増加しており、2007年末の時点で46の国／州／県が採用している[14]。欧州連合では25ヶ国中、ドイツ・フランス・イタリア・スペインなどを含む18ヶ国が導入している[7][15]。

[編集] ドイツの状況

ドイツにおける太陽光発電の導入コストの推移[16]

ドイツにおける固定価格買い取り制度は1990年のStromeinspeisungsgesetz(StrEG、電力供給法)、2001年のErneuerbare-Energien-Gesetz(EEG、再生可能エネルギー法)、および2004年のEEG法改正の3段階を経て発達してきた[1][4]。この法律による費用や効果はドイツ環境省(BMU)によって随時報告書が作成・公開されている[17]。風力発電・バイオマス・太陽光発電など様々な再生可能エネルギーの供給量が増加しており、2008年時点で全エネルギー消費量の9.5%、発電量の15.1%を占めている。2020年までにそれぞれ18%と30%以上、2050年までにはそれぞれ50%と80%以上にする計画である[17]。 EEGの費用は2008年時点で45億ユーロである。これは一般的な家庭では一ヶ月あたり約3ユーロであり、また電力料金の約5%を占めている。代わりに化石燃料の輸入コストが62億ユーロ節約できており、経済効果が288億ユーロ発生し、雇用が28万人以上増加していると推算されている[17]。また太陽光発電のコストは、2006年からの５年間で半額以下に低減している[16][18]。

[編集] スペインの状況

スペインは1980年のエネルギー保存法(82/1980)、および1994年の新電気法にて固定価格買い取り制度の基礎的な要素を導入した後、1997年の新電気事業法(54/1997)、および1998年の勅令(Royal Decree) 2818/1998で風力発電などの開発を本格化させた[19][4]。その後勅令435/2004などでさらに改良を加えている[4]。制度的には複数の助成形態(fixed, premium,自由契約)から任意のものを選べるなど、ドイツの制度とはデザインが異なる（[4]P.54、[20]）。 スペインにおける風力発電は2007年時点で15GWpを越え[21]、国の電力供給量の9.5%を占めている[22]。風力発電産業の発達は、ガメサ・エオリカ社やイベルドロラ社、アクシオナ・エネルヒア社などの国際的な風力発電企業を誕生させた[19]。

スペインにおける太陽熱利用や太陽光発電は普及が予定よりも進まなかったため、2007年6月の勅令661/2007にて助成を大幅に増やしたほか、2006年9月29日以降に新築・改修を行う一部の建造物や、ある一定面積以上の商業施設などに対して太陽熱温水設備または太陽光発電設備の設置を義務づけるなどの施策を行った[23]。国内に設備生産企業が誕生して市場の1,2位を占めたほか、国外にも進出する動きが見られた[24]。また、2008年9月には世界最大の太陽光発電の展示会・学会(EU-PVSEC)も誘致している[25]。しかし2008年の太陽光発電の助成水準は過剰となり、年間導入量は上限(400MWp)[26]を遙かに超えて約3GWpにも達したため、助成水準を引き下げた[27]。

[編集] 評価

固定価格買い取り制度の優位性は多くの学術的報告や国際的な公的機関によって認められている（[4]P.17）。地球温暖化への対策の政策の一環として、IPCC第4次評価報告書、スターン報告や国際エネルギー機関の報告書等でもその有効性が指摘されている。

  • 欧州委員会は2008年1月の自然エネルギー普及促進策に関する報告書[28]において、固定価格買い取り制度の制度的な効率が他制度に対して明らかに有利と分析している(Figure1)。またメンバー国間の比較から得られる一般論として、制度の効果に対し、発電事業者に与える利益が比較的少なくて済むと指摘している(P.35)[29]。
  • 国際エネルギー機関(IEA)は2007年までは再生可能エネルギーそのものや固定価格買い取り制度に対して否定的であった[30][31]。しかし2008年6月に発行した報告書に於いて、再生可能エネルギーを「大量に普及させなければならない」[32]と表明し、普及促進策についても「フィードインタリフ（固定価格買取）制度は（quota制などの）グリーン電力証書ベースの制度よりも優れる」[33]と意見を覆した[29]。普及促進策に求められる特徴について、時と共に助成水準を下げること、将来発展する可能性がありながら価格競争力で劣っている技術を排除しないこと、技術の発展に追従できる柔軟性をもつことなどの必要性と、こうした点においても固定価格買い取り制度が優れることを指摘している[33]。さらに、2008年9月には再生可能エネルギーの普及促進策そのものについてのレビューを発行し、まだコスト競争力で劣る技術への助成方法としてFITが適すると指摘している[13][30]。この報告書では、高コストギャップの技術にはfixed tariffまたはpremium tariff、低コストギャップの技術にはpremium tariffが適すると分析している[13]。2010年の報告書でも、その概要が使われている[34]。
  • 批判としては、制度初期に買い取り額を比較的高く設定することを批判する例が見られる[35]。上記のIEAも、これを理由にあげて批判していた[31]。

[編集] 併用される制度

[編集] 固定価格買い取り制度そのもののオプション

固定価格買い取り制度はただ導入すれば良いというものではなく、タリフの額以外にも、他の様々な施策によって効力は大きく変わる。下記のような制度が組み合わせて用いられる（[1]、[4]9章、[7]、[36]）。

これらは固定価格買い取り制度を採用する殆どの国や地域が導入している：

  • 制度の義務づけ
  • 設置条件や技術によるタリフ額の調整(stepped tariff)
  • 定期的なタリフの見直し
  • 地域ごとの導入量の違いによる不公平（系統側の負担偏在など）の是正
  • エネルギー集約型の製造業や鉄道業などの負担軽減(equal burden sharingまたはburden sharing)

また、下記のようなオプションもある。

  • タリフの逓減速度も予め定める(tariff degression)…早期導入を促す効果が強くなる。
  • 出力予測の義務づけ
オプションの組み合わせ方の実例[7]
国 買取義務 Stepped Tariff Tariff Degression Premium Option Equal Burden Sharing 出力予測義務
オーストリア 有 有 - - 有 -
チェコ 有 有 - 有 有 -
デンマーク 有 有 - 有 有 -
フランス 有 有 有 - 有 -
ドイツ 有 有 有 - 有 -
ギリシャ 有 有 - - 有 -
ハンガリー 有 - - - 有 -
イタリア 有 有 有 - 有 -
スペイン 有 有 - 有 有 有

[編集] 他の普及促進制度との併用

固定価格買い取り制度は下記のような制度との併用も可能である[37]。

[編集] 日本における状況

日本では再生可能エネルギーに対する普及促進策としては電力会社による自主的な買い取り、RPS法や各自治体による助成などが用いられてきた。 これにより太陽光発電では世界一の生産量や市場を有していたが、2005年に補助金が一度打ち切られてからはいずれも他国に抜かれ、国内市場も縮小していた[38]。このため2009年1月に経産省が緊急提言に沿って補助金を復活させた。また2009年2月には環境省も再生可能エネルギーの導入に伴う費用や経済効果の試算を発表し[39][40]、普及政策として固定価格買い取り制度の採用を提案した[41][42]（再生可能エネルギー#日本における動きも参照）。

このうち太陽光発電については2009年2月24日、経産省より初期投資の回収年数を10年程度に短縮する助成制度の強化が発表された[43][44][44][45][46][43]。当初は2010年からの実施予定であったが、経済危機対策、エネルギー政策、地球温暖化対策の観点から前倒しされ[47]、2009年11月1日から開始された[48]。開始時の余剰電力の買い取り価格は1キロワット時あたり48円、エネファームやエコウィルなどの自家発電装置を他に併設して居る場合は39円であり、設置後10年間は同じ価格で買い取って貰える[47]。また後から新規に設置された設備の買い取り価格は、年々引き下げられる予定である。例えば11年度に設置した場合は、42円程度になる見込みである[47]。補助金の効果もあり、日本の太陽電池生産量は拡大を再開し[38]、2010年度は関連産業の規模が1兆円近くまで成長すると見込まれている[49]。

2009年末からは、全量買い取りの導入、および対象を太陽光発電以外にも拡大することが検討されており、検討状況は経産省のプロジェクトチームのページで公開されてきた[50]。こうした拡大によって再生可能エネルギーの普及促進が期待されている[51]。制度の具体的な形態については、様々な意見が見られた。例えば、従来のRPS制度や余剰電力買取制度を廃止して全量買い取り制度に一本化すべきとの意見もみられた[52]。その一方、余剰電力買い取りにも節電意識向上などの利点があり、またこれを廃止する場合は既存導入家屋にて配線工事が必要となる[53]こと等から、併用を提案する意見も見られた[54][55]。電事連からは系統安定化への配慮等を求める意見が提出された[55]。また電力を大量に使用する業界等からは、国民負担や産業競争力への配慮の要望も出された[56]。

こうしたヒアリング等を経たのち、法案（再生可能エネルギー特別措置法案、再生可能エネルギー買い取り法案）は2011年4月5日に国会に提出され[57]、各党による協議・修正を経て、同年8月23・26日、衆参両議院での全会一致の賛成をもって成立した[58][59]。買取条件などの制度の詳細はまだ決まっておらず、地域経済振興や産業活性化への期待が集まる一方、電力料金の増加への不満、電力会社による受け入れ拒否の可能性に対する不安の声等も聞かれる[60][61][62]。一方で制度の導入をにらみ、これまで対象から漏れていた再生可能エネルギー源の事業化[63][64]や、新たな市場参入[65]、関連投資の拡大[66][67]等の動きも見られる。買い取り価格の決定時期は、2012年の年明け早々が予定されている[68]。

[編集] 日本国内における議論・取り組み等

  • 日本における太陽光発電について、集合住宅では管理組合等の許可の必要性や費用面で既築物件への設置が難しくなりやすいことが指摘されていた[69][70]。それでも設置例は見られ[69]、近年はハウスメーカーや太陽電池メーカーが扱う例もある[71]。また2012年から実施される全量買い取りによって、導入がより容易になるとみられる[67]。
  • 日本における太陽光発電への助成に関しては、北海道日本海側・東北・信越地方などの積雪がある地域では日照量が比較的少なく、発電量の面から不利である[72]。そのため北海道日本海側・東北・信越からは地域の特性が考慮されておらず不公平との指摘があった[要出典]。その一方でこうした地域では風力発電等の適地が多い[73]。全量買い取りの導入をにらみ、太陽光発電以外の再生可能エネルギー源に関する動きが活発化している[65][63]。
  • 日本においては、助成対象となる発電設備を設置するのは殆どが自己所有の不動産に対してである[要出典]。そのため自己の不動産を持てない低所得者層にとっては事実上一方的な負担増であるとの指摘がある[要出典]。しかしそのような批判にあてはまらない、他所の大型発電設備にファンド[74]や市民共同発電所[75][76]などの形で共同出資する事業モデルも用いられている[77][74]。全量買い取りの導入決定により、新たな検討例も見られる[78][79]。
  • 資源エネルギー庁は公的な解説サイトを設置して、検討状況の広報や解説を行っている[80]。

[編集] 出典

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