平成30年度新興国におけるエネルギー使用合理化 …資源エネルギー庁...

資源エネルギー庁御中

平成３０年度新興国におけるエネルギー使用

合理化等に資する事業

（海外における再生可能エネルギー等動向調査）

調査報告書（公表用）

2019 年 3 月

東京海上日動リスクコンサルティング株式会社

i

目次

1. 主要国における制度改正等の動向（2018 年度） ............................................................... 1

1.1 ドイツ：エネルギー一括法による再生可能エネルギー法改正 ................................... 2

1.2 ドイツ：洋上系統賦課金で回収する費用範囲の拡大 ................................................. 2

1.3 ドイツ：2017 年の需要家に賦課される FIT 制度賦課金 ............................................ 4

1.4 英国：小規模 FIT 制度の終了と新たな支援制度案の公表 .......................................... 7

1.5 英国：洋上風力発電の新たな用地リースのための入札ラウンド ............................... 8

1.6 米国：再生可能電力促進施策の動向 ........................................................................ 10

1.6.1 米国：連邦政府による再生可能電力促進施策の動向 ......................................... 10

1.6.2 米国：各州における再生可能電力促進施策の動向（州レベル） ....................... 12

2. 主要国における再生可能電力促進制度の概要と施行状況 ................................................. 28

2.1 主要国における再エネ導入目標と主要促進制度の関係 ............................................ 28

2.2 固定価格買取制度実施国における制度設計・論点別整理表 .................................... 33

2.3 固定価格買取制度実施国における義務履行状況の概要 ............................................ 51

2.4 主要国における入札制度の制度設計・施行状況の概況 ............................................ 56

3. EU における再生可能エネルギー導入促進施策の動向 ...................................................... 62

3.1 2009 年再生可能エネルギー利用促進指令の概要と進捗状況 ................................... 62

3.1.1 2009 年再生可能エネルギー利用促進指令の概要 ............................................... 62

3.1.2 加盟各国の 2020 年目標に対する進捗状況 ........................................................ 65

3.2 EU レベルでの再生可能エネルギー促進施策に係る主な動向 ................................... 67

3.2.1 電力分野への国家介入に関するガイダンス ....................................................... 67

3.2.2 2030 年までの再生可能エネルギー目標の決議 .................................................. 71

3.3 2021 年以降を対象とした新たな再生可能エネルギー促進指令 ................................ 72

3.3.1 Clean Energy for All Europeans パッケージ ....................................................... 72

3.3.2 新たな再生可能エネルギー促進指令 .................................................................. 73

4. ドイツ ............................................................................................................................... 80

4.1 これまでの再生可能電力促進施策の流れ ................................................................. 80

4.2 再生可能エネルギー導入目標 ................................................................................... 85

4.3 主な再生可能電力支援制度の概要 ............................................................................ 87

4.3.1 固定価格買取制度の概要（2017 年改正法） ..................................................... 87

4.3.2 入札制度の概要（2017 年改正法） ................................................................. 112

4.3.3 固定価格買取制度の施行状況 .......................................................................... 129

5. スペイン .......................................................................................................................... 137

5.1 これまでの再生可能電力促進施策の流れ ............................................................... 137

5.2 再生可能エネルギー導入目標 ................................................................................. 143

ii

5.3 主な再生可能電力支援制度の概要 .......................................................................... 145

5.3.1 新規設備を対象とした補助金/入札制度 ........................................................... 145

5.3.2 固定価格買取制度の施行状況 .......................................................................... 147

6. 英国 ................................................................................................................................. 153


6.2 再生可能エネルギー導入目標 ................................................................................. 155


6.3.1 小規模 FIT 制度の概要 ..................................................................................... 157

6.3.2 差額契約型固定価格買取（CfD FIT）制度の概要 ............................................ 176

6.3.3 固定価格買取制度の施行状況 .......................................................................... 203

7. フランス .......................................................................................................................... 210


7.2 再生可能エネルギー導入目標 ................................................................................. 211


7.3.1 固定価格買取制度の概要 ................................................................................. 213

7.3.2 入札制度の概要 ................................................................................................ 217

7.3.3 固定価格買取制度の施行状況 .......................................................................... 226

8. イタリア .......................................................................................................................... 232


8.2 再生可能エネルギー導入目標 ................................................................................. 235


8.3.1 2016 年省令に基づく FIT/FIP 制度 ................................................................... 236

8.3.2 固定価格買取制度の施行状況 .......................................................................... 242

9. 再エネ等の系統接続に関する諸制度 ............................................................................... 247

iii

図目次

図 1-1 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく賦課金額の推移（～2019 年） .................. 4

図 1-2 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく 2019 年賦課金単価の構成、算出結果 ..... 5

図 1-3 イギリス：洋上風力発電向けの新たな用地リースの候補地 ....................................... 9

図 1-4 米国：ネットメータリング制度の導入状況（2017 年 11 月時点） .......................... 12

図 1-5 米国：各州による RPS の設定状況（2018 年 10 月時点） ......................................... 13

図 4-1 ドイツ：再生可能エネルギー発電量の推移と支援政策の変遷 ................................. 80

図 4-2 ドイツ：2016 年末発電端設備容量、2017 年発電端発電量 ....................................... 86

図 4-3 ドイツ：直接販売・市場プレミアムオプションの概念図 ......................................... 93

図 4-4 ドイツ：直接販売を選択している発電設備の状況 ..................................................... 94

図 4-5 ドイツ：陸上風力発電設備の給電方法の選択状況 ..................................................... 94

図 4-6 ドイツ：固定価格買取制度の対象発電設備の認定フロー ....................................... 100

図 4-7 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく固定価格買取の費用負担メカニズム ... 101

図 4-8 ドイツ：地上設置型太陽光発電の開発計画認可制度のフロー ............................... 115

図 4-9 ドイツ：陸上風力発電入札における基準価格決定の補正係数 ............................... 120

図 4-10 ドイツ：陸上風力発電入札における導入量制限設定地域 ..................................... 121

図 4-11 ドイツ：標準家庭需要家（年間需要 3,500kWh）の電力料金の推移 ................... 133

図 4-12 ドイツ：電力需要家に賦課される再生可能エネルギー法賦課金の内訳 ............. 134

図 4-13 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく賦課金額の推移（～2019 年） ............ 135

図 4-14 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく 2019 年賦課金単価の構成、算出結果 136

図 5-1 スペイン：エネルギー源別発電単発電量（2018 年暫定値） .................................. 144

図 5-2 スペイン：再生可能エネルギー発電量の推移（2004～16 年） .............................. 144

図 5-3 スペイン：特別制度対象電源の電力買取に係る費用（プレミアム相当分のみ） 151

図 5-4 スペイン：系統利用料金（全需要家平均）に占める費用内訳 ............................... 152

図 6-1 英国：再生可能電力の導入状況 ................................................................................... 153

図 6-2 英国：小規模 FIT での FIT 支払いのイメージ（2010 年度適用価格） .................. 162

図 6-3 英国：小規模 FIT 制度の対象発電設備の認定フロー①（50kW 超） .................... 171

図 6-4 英国：小規模 FIT 制度の対象発電設備の認定フロー②（50kW 以下） ................ 172

図 6-5 英国：差額契約型（CfD）FIT の枠組み ..................................................................... 176

図 6-6 英国：CfD FIT における各主体の役割 ........................................................................ 179

図 6-7 英国：CfD FIT 対象プロジェクトのスケジュールイメージ .................................... 180

図 6-8 英国：CfD FIT における費用負担メカニズム ............................................................ 183

図 6-9 英国：CfD FIT のアロケーションプロセスと各主体の役割 .................................... 188

図 6-10 英国：第 1 回アロケーションラウンドのポット分類 ............................................. 189

図 6-11 英国：CfD アロケーションプロセスの実施手順 ..................................................... 191

図 6-12 英国：CfD アロケーションプロセスの決定ツリー（ポット別） ......................... 193

図 6-13 英国：CfD アロケーションの入札メカニズムの流れ ............................................. 195

図 6-14 英国：CfD アロケーションの入札メカニズムの決定ツリー ................................. 196

図 6-15 英国：CfD アロケーションの入札における評価式の考え方 ................................. 197

図 6-16 英国：CfD FIT 契約締結後の設備容量調整タイムライン ...................................... 201

図 6-17 英国：CfD Register の画面イメージ .......................................................................... 202

図 6-18 英国：小規模 FIT での法改正等に伴う登録件数の推移 ......................................... 204

iv

図 6-19 英国：2018 年第 1 タリフ期間のエネルギー源別導入容量の使用状況 ................ 205

図 6-20 英国：小規模 FIT 制度のカテゴリー別申請待ち状況（2018 年 3 月 31 日時点）

................................................................................................................................................. 205 図 7-1 フランス：終エネルギー消費に占める再生可能エネルギー比率実績と計画値 211

図 7-2 フランス：再生可能発電設備支援制度の適用範囲（エネルギー転換法施行後） 213

図 7-3 フランス：FIP 制度の市場販売プレミアムの仕組み ................................................ 216

図 7-4 フランス：太陽光発電連系設備容量と太陽光発電量の推移 ................................... 226

図 7-5 フランス：太陽光発電の設備容量の地域別分布（2016 年末時点） ...................... 227

図 7-6 フランス：陸上風力発電設備の連系設備容量の推移 ............................................... 228

図 7-7 フランス：陸上風力発電の設備容量の地域別分布（2016 年末時点） .................. 228

図 7-8 フランス：電力公共サービス賦課金の推移（2002～18 年） .................................. 230

図 7-9 フランス：電力料金の未徴収金額の推移（2007～13 年） ...................................... 231

図 8-1 イタリア：終エネルギー消費量に占める再生可能比率の実績および計画値 ... 235

図 8-2 イタリア：再生可能発電設備容量の推移（～2017 年） .......................................... 242

図 8-3 イタリア：再生可能発電電力量の推移（～2017 年） .............................................. 243

図 8-4 イタリア：終電力消費量に占める再生可能比率の実績および計画値 ............... 243

図 8-5 イタリア：再生可能エネルギー支援制度に係る費用内訳（2017 年） .................. 244

図 8-6 イタリア：A3 料金の負担額実績と今後の見通し（2010～20 年） ........................ 245

図 8-7 イタリア：A3 料金による再生可能発電支援額の将来予測（2021 年～） ............ 245

図 9-1 コネクト＆マネージによる接続の内訳 ....................................................................... 250

図 9-2 コネクト＆マネージに伴う混雑管理費用の見通し ................................................... 250

図 9-3 Constraint Management の調達タイムライン ............................................................... 250

図 9-4 英国における系統制約管理（Constraint management）費用の推移 ......................... 251

図 9-5 系統制約管理費用と connect and manage に関する系統制約管理費用の推移 ......... 251

図 9-6 英国のシステムサービス構造 ....................................................................................... 252

図 9-7 Scottish & Southern EnergyおよびUK Power Networksの管轄エリアにおける Flexible

DG の動向 ............................................................................................................................... 252

図 9-8 英国 DSO（ SP Energy Networks ）の電源接続の体系 ............................................ 252

図 9-9 アイルランド島の風力発電の出力抑制の実績 ........................................................... 253

図 9-10 アイルランド島の風力発電の出力抑制の量と分類（2017 年） ............................ 253

図 9-11 系統混雑解消費用 ........................................................................................................ 254

図 9-12 Bid offer acceptance の例 .............................................................................................. 255

図 9-13 設備投資額の推移 ........................................................................................................ 257

図 9-14 50Hertz 社の系統増強計画 ........................................................................................... 257

図 9-15 バランシング市場における電源種ごとの稼働実績 ................................................. 258

図 9-16 PJM における年間送電混雑コストの推移 ................................................................ 263

図 9-17 ENTSO-E のネットワークコード ............................................................................... 265

図 9-18 欧州における法規制のヒエラルキー ......................................................................... 265

図 9-19 LFSM-O での発電モジュールの有効電力周波数応答機能 ..................................... 268

図 9-20 周波数低下時の大出力からの有効電力削減 ......................................................... 268

図 9-21 LFSM-U での発電モジュールの有効電力周波数応答機能 ..................................... 269

図 9-22 発電モジュール（Type B 及び C）のフォルト・ライド・スルー機能プロファイル

................................................................................................................................................. 269

図 9-23 発電モジュール（Type D）のフォルト・ライド・スループロファイル ............. 270

v

図 9-24 非同期発電設備（パワーパークモジュール）の U-Q/Pmax-profile ....................... 272

図 9-25 送電系統開発計画の法的枠組み（EU 指令・規則） ............................................... 288

図 9-26 欧州電気事業のアンバンドリング状況 ..................................................................... 289

図 9-27 entso-e と各国の増強計画の関係 ................................................................................ 289

図 9-28 自然変動電源の出力予測（米国テキサス州） ......................................................... 295

図 9-29 AEFES と市場システム・気象予測・NEM 給電指令システムのリンク .............. 296

図 9-30 風力発電の予測と実績値の比較（上：1 社目、下：2 社目） ............................... 297

図 9-31 火力発電における負荷追従能力の現状と将来 ......................................................... 299

図 9-32 火力発電運用における柔軟性の要素 ......................................................................... 300

図 9-33 ガス火力・石炭火力のホット起動時間の短縮の現状 ............................................. 300

図 9-34 ガス火力・石炭火力のランプレートの向上の現状 ................................................. 301

図 9-35 ガス火力・石炭火力の低出力引き下げの現状 ..................................................... 301

図 9-36 ガス火力・石炭火力のコールド起動時間の向上の現状 ......................................... 302

図 9-37 ドイツにおける系統安定化措置の実施と法的根拠 ................................................. 303

図 9-38 アイルランドの市場運営と系統運用の流れ ............................................................. 304

図 9-39 アイルランド・北アイルランド間の連系線 ............................................................. 305

図 9-40 アイルランド・北アイルランドの国際連系線 ......................................................... 305

図 9-41 アイルランドにおける風力の出力抑制の内訳（2017 年） .................................... 306

図 9-42 出力抑制量の SNSP 比率の推移 ................................................................................. 306

図 9-43 規制 714/2009 改定案における優先給電、再給電・出力抑制ルール見直しのポイン

ト.............................................................................................................................................. 310

vi

表目次

表 1-1 2018 年度中の主要国における主な制度改正等の動向 .................................................. 1

表 1-2 ドイツ：2012 年末のエネルギー事業法改正法第 17 条に基づく規定の概要 ............ 3

表 1-3 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく 2019 年賦課金額算出根拠 ......................... 6

表 1-4 英国：Smart Export Guarantee 制度で支援対象とする適格基準 ................................... 8

表 1-5 英国：洋上風力発電の発電ライセンス付与に関する主な入札実施状況 ................... 9

表 1-6 米国（連邦）：発電税額控除（PTC）の制度概要と終了時期 .................................. 10

表 1-7 米国（連邦）：投資税額控除（ITC）の制度概要と終了時期 ................................... 11

表 1-8 米国：各州における RPS 制度の概要（2018 年時点） ............................................... 14

表 2-1 主要国における再エネ導入目標と電力分野の主要促進制度の関係 1-① ................ 29

表 2-2 主要国における再エネ導入目標と電力分野の主要促進制度の関係 1-② ................ 30

表 2-3 主要国における再エネ導入目標と電力分野の主要促進制度の関係 2-① ................ 31

表 2-4 主要国における再エネ導入目標と電力分野の主要促進制度の関係 2-② ................ 32

表 2-5 FIT 制度実施国の整理表 1-①「導入目標、FIT 制度の位置付け」 .......................... 34

表 2-6 FIT 制度実施国の整理表 1-②「制度施行後の主な改正履歴」 ................................. 35

表 2-7 FIT 制度実施国の整理表 1-③「買取対象エネルギー源・設備要件」 ..................... 36

表 2-8 FIT 制度実施国の整理表 1-④「買取期間、買取価格ⅰ」 ............................................ 37

表 2-9 FIT 制度実施国の整理表 1-④「買取期間、買取価格ⅱ」 ........................................... 38

表 2-10 FIT 制度実施国の整理表 1-④「買取期間、買取価格ⅲ」 ........................................ 39

表 2-11 FIT 制度実施国の整理表 1-⑤「FIT 対象設備の認定・登録手続き」 .................... 40

表 2-12 FIT 制度実施国の整理表 1-⑥「発電事業者の義務」 ............................................... 41

表 2-13 FIT 制度実施国の整理表 1-⑦「再エネ電源の出力抑制」 ....................................... 42

表 2-14 FIT 制度実施国の整理表 1-⑧「費用転嫁方法」 ....................................................... 43

表 2-15 FIT 制度実施国の整理表 1-⑨「費用負担平準化スキームⅰ」 .................................. 44

表 2-16 FIT 制度実施国の整理表 1-⑨「費用負担平準化スキームⅱ」 ................................. 45

表 2-17 FIT 制度実施国の整理表 2-①「導入目標、FIT 制度の位置付け」 ........................ 46

表 2-18 FIT 制度実施国の整理表 2-②「買取対象エネルギー源・設備要件」 ................... 47

表 2-19 FIT 制度実施国の整理表 2-③「買取期間、買取価格」 ........................................... 48

表 2-20 FIT 制度実施国の整理表 2-④「費用転嫁方法」 ....................................................... 49

表 2-21 FIT 制度実施国の整理表 2-⑤「買取価格の適用時点、再エネ電源の出力抑制」50

表 2-22 FIT 制度実施国における義務履行状況 1-①「FIT 制度に基づく買取電力量」 .... 52

表 2-23 FIT 制度実施国における義務履行状況 1-②「FIT 制度に基づく国民負担の動向」

................................................................................................................................................... 53 表 2-24 FIT 制度実施国における義務履行状況 2-①「FIT 制度に基づく買取電力量」 .... 54


................................................................................................................................................... 55 表 2-26 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ① ......................................... 57

表 2-27 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ② ......................................... 58

表 2-28 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ③ ......................................... 59

表 2-29 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ④ ......................................... 60

表 2-30 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ⑤ ......................................... 61

表 3-1 EU：加盟国別の終エネルギー消費量に占める 2020 年再生可能エネルギー目標

................................................................................................................................................... 63

vii

表 3-2 EU：終エネルギー消費量に占める再生可能エネルギー比率の計算方法 ............ 64

表 3-3 EU：加盟国別の終エネルギー消費量に占める再生可能エネルギー比率実績 .... 66

表 3-4 EU：ガイダンスで再エネ支援に伴う負担減免対象にできるとされた業種リスト 69

表 3-5 EU：クリーンエネルギー法案パッケージの主な達成事項 ........................................ 73

表 3-6 EU：改正再エネ指令における規定内容①（2030 年目標） ....................................... 75

表 3-7 EU：加盟国が策定する国別エネルギー・気候統合計画の主な内容 ........................ 76

表 3-8 EU：改正再エネ指令（REDⅡ）における規定内容②（支援制度） ......................... 77

表 4-1 ドイツ：固定価格買取制度にかかる法令の主な改正履歴① ..................................... 82

表 4-2 ドイツ：固定価格買取制度にかかる法令の主な改正履歴② ..................................... 83

表 4-3 ドイツ：固定価格買取制度の買取価格改定の経緯（2014 年改正法まで） ............ 84

表 4-4 ドイツ：再生可能エネルギー導入目標の設定状況 ..................................................... 86

表 4-5 ドイツ：2017 年改正法で支援対象とするエネルギー源別の中間目標値 ................ 87

表 4-6 ドイツ：再生可能エネルギー法の支援対象エネルギー、対象発電設備要件 ......... 88

表 4-7 ドイツ：固定価格買取対象設備に適用される買取価格の計算例 ............................. 91

表 4-8 ドイツ：太陽光発電（50kW）に適用される買取価格の計算方法例 ....................... 91

表 4-9 ドイツ：バイオマス発電設備（5MW）に適用される買取価格の計算方法例 ........ 92

表 4-10 ドイツ：直接販売及び市場プレミアムが義務化される要件 ................................... 93

表 4-11 ドイツ：EPEX Spot 市場におけるネガティブ価格の発生状況 ................................ 95

表 4-12 ドイツ：再生可能エネルギー法 2017 年改正法に基づく買取価格（太陽光以外）

................................................................................................................................................... 96 表 4-13 ドイツ：新規太陽光に適用する買取価格低減率の決定方法（2017 年 2 月～） .. 97

表 4-14 ドイツ：新規太陽光に適用する買取価格低減率の実績（2017 年 2 月～） .......... 97

表 4-15 ドイツ：再生可能エネルギー法 2017 年改正法に基づく買取価格（太陽光） ..... 98

表 4-16 ドイツ：新規陸上風力に適用する買取価格低減率の決定方法（2017 年 10 月～）

................................................................................................................................................... 99 表 4-17 ドイツ：再生可能エネルギー法 2017 年改正法に基づく買取価格（陸上風力） . 99

表 4-18 ドイツ：EEG 賦課金計算に用いた卸電力取引価格の推移 .................................... 102

表 4-19 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく自家発設備への EEG 賦課金の法規定 103

表 4-20 ドイツ：EEG 賦課金の費用負担軽減措置の対象要件（2017 年改正法） ........... 103

表 4-21 ドイツ：EEG 賦課金の費用負担軽減措置の対象業種（2017 年改正法） ........... 104

表 4-22 ドイツ：EEG 賦課金の費用負担軽減措置の適用状況（2015～18 年） ............... 110

表 4-23 ドイツ：EEG 賦課金の費用負担軽減措置の業種別適用状況（2018 年） ........... 110

表 4-24 ドイツ：2017 年改正法に基づく入札制度設計にあたっての基本指針 ................ 112

表 4-25 ドイツ：2017 年改正法に基づく入札制度の基本設計（エネルギー源共通） .... 113

表 4-26 ドイツ：支援対象とする地上設置型太陽光発電の立地要件（2017 年改正法） 114

表 4-27 ドイツ：太陽光発電入札の落札者が遵守すべき事項及び不遵守の場合の措置 . 116

表 4-28 ドイツ：2014 年改正法に基づく地上設置型太陽光発電の入札結果 .................... 117

表 4-29 ドイツ：2017 年改正法に基づく太陽光発電の入札結果 ........................................ 118

表 4-30 ドイツ：陸上風力入札制度での市民エネルギー法人への優遇措置 ..................... 119

表 4-31 ドイツ：陸上風力入札制度の結果（～2019 年 2 月） ............................................ 122

表 4-32 ドイツ：洋上風力入札制度の参加要件（2017 年、2018 年入札） ....................... 124

表 4-33 ドイツ：洋上風力入札制度における履行期限の不履行時の違約金 ..................... 125

表 4-34 ドイツ：2017 年改正法に基づく洋上風力発電の入札結果 .................................... 126

表 4-35 ドイツ：バイオマス入札制度の参加要件（2017 年入札） .................................... 126

viii

表 4-36 ドイツ：2017 年改正法に基づくバイオマス発電の入札結果 ................................ 128

表 4-37 ドイツ：再生可能エネルギー発電設備の設備容量推移 ......................................... 129

表 4-38 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく発電設備の設備容量推移 ..................... 130

表 4-39 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく適格電力発電量 ..................................... 131

表 4-40 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく買取総額（電力価値分を除く）の推移

................................................................................................................................................. 132 表 5-1 スペイン：再生可能エネルギー支援策の流れ（1997 年電気事業法制定以前） .. 137

表 5-2 スペイン：固定価格買取制度にかかる法令の主な改正履歴 ................................... 139

表 5-3 スペイン：再生可能エネルギー発電の連系量拡大に向けた動き ........................... 140

表 5-4 スペイン：2010 年 12 月以降の FIT 制度の主な改正動向 ........................................ 141

表 5-5 スペイン：再生可能エネルギー計画 2011-2020 での源別設備容量目標 ................ 143

表 5-6 スペイン：2014 年 6 月の RD413/2014 に基づく新たな支援制度の概要 ................ 145

表 5-7 スペイン：補助金制度に関する入札制度設計 ........................................................... 146

表 5-8 スペイン：補助金制度に関する落札結果 ................................................................... 147

表 5-9 スペイン：特別制度対象電源の設備容量の推移 ....................................................... 148

表 5-10 スペイン：特別制度対象電源の発電電力量の推移 ................................................. 149

表 5-11 スペイン：特別制度の対象電源からの電力買取に係る費用 ................................. 150

表 5-12 スペイン：特別制度の対象電源からの電力買取に係る費用（2013 年） ............ 151

表 6-1 英国：2008 年実績及び 2020 年予測の終エネルギー消費量 ................................ 155

表 6-2 英国：RO 制度から CfD FIT 制度への移行方法 ........................................................ 156

表 6-3 英国：小規模 FIT 制度に関するエネルギー国務大臣の権限 ................................... 157

表 6-4 英国：小規模 FIT 制度にかかる法令の主な改正履歴 ............................................... 158

表 6-5 英国：小規模 FIT 制度の対象エネルギー源、設備要件 ........................................... 161

表 6-6 英国：小規模 FIT 制度で Order にて対象にできるエネルギー源、設備要件 ........ 161

表 6-7 英国：小規模 FIT 制度で適用された売電価格の推移 ............................................... 164

表 6-8 英国：小規模 FIT 制度対象設備（太陽光以外）の発電価格（2017 年度以降） .. 165

表 6-9 英国：小規模 FIT 制度対象設備（太陽光）の発電価格（2017 年度以降） .......... 167

表 6-10 英国：小規模 FIT 制度対象設備のデフォルト低減発電価格 ................................. 168

表 6-11 英国：小規模 FIT 制度対象設備の条件付き逓減における導入量上限（キャップ）

................................................................................................................................................. 169 表 6-12 英国：Central FIT Register に必要な発電者情報および設備情報 ........................... 173

表 6-13 英国：エネルギー国務大臣により策定される CfD FIT にかかる規則 ................. 177

表 6-14 英国：ストライクプライスの上限価格（2014～18 年度運開設備） .................... 181

表 6-15 英国：ストライクプライスの上限価格（2021～22 年度運開設備） .................... 182

表 6-16 英国：減免措置対象となる適格電力集約企業（EIIｓ）の対象となる特定活動 186

表 6-17 英国：CfD FIT 第 1 回アロケーションラウンドのための予算 .............................. 189

表 6-18 英国：National Grid 社による CfD アロケーションプロセスの概要 ..................... 191

表 6-19 英国：CfD アロケーションの入札期間中および落札者決定方法の原則 ............. 194

表 6-20 英国：CfD アロケーション枠組みで設定された評価パラメーター ..................... 198

表 6-21 英国：第 1 回アロケーションで目標運開期間として設定可能な期間 ................. 199

表 6-22 英国：第 1 回アロケーションにおける Longstop Date の期間 ............................... 200

表 6-23 英国：小規模 FIT 制度への電源別登録設備数、設備容量の推移 ......................... 203

表 6-24 英国：小規模 FIT 制度に伴う費用内訳の推移 ......................................................... 206

表 6-25 英国：第 1 回アロケーション入札結果（テクノロジー、年度、決済価格別） . 207

ix

表 6-26 英国：第 2 回アロケーション入札結果（テクノロジー、年度、決済価格別） . 208

表 6-27 英国：一般家庭の年間電力料金に占める再エネ支援制度の費用額（2015 年） 209

表 7-1 フランス：再生可能電力促進政策の流れ（エネルギー転換法施行前） ............... 210

表 7-2 フランス：エネルギー転換法に基づく 2030 年再生可能エネルギー導入目標 ..... 212

表 7-3 フランス：複数年エネルギー計画（PPE）の発電分野のエネルギー源別導入目標

................................................................................................................................................. 212 表 7-4 フランス：新規太陽光発電に適用される買取価格（2013～16 年） ...................... 214

表 7-5 フランス：新規太陽光発電に適用される買取価格（2017 年～） .......................... 215

表 7-6 フランス：FIP 制度の適用が除外される対象設備要件 ............................................ 215

表 7-7 フランス：再生可能エネルギー発電を対象とした競争入札の実施状況 ............... 217

表 7-8 フランス：2017 年以降の地上設置型太陽光発電入札のスケジュール .................. 219

表 7-9 フランス：2017 年以降の地上設置型太陽光発電入札の評価基準 .......................... 220

表 7-10 フランス：2017 年以降の地上設置型太陽光発電入札の上限・下限価格 ............ 221

表 7-11 フランス：地上設置型太陽光発電対象の入札制度の結果（2017 年～） ............ 222

表 7-12 フランス：2017 年以降の屋根設置型太陽光発電入札のスケジュール ................ 223

表 7-13 フランス：2017 年以降の地上設置型太陽光発電入札の評価基準 ........................ 224

表 7-14 フランス：2017 年以降の屋根設置太陽光発電入札の上限・下限価格 ................ 224

表 7-15 フランス：屋根設置型太陽光発電対象の入札制度の結果（2017 年～） ............ 225

表 7-16 フランス：電力公共サービス費用（電力分野）の費用額の推移 ......................... 229

表 7-17 フランス：電力公共サービス費用のうち再生可能エネルギー買取に係る費用 . 230

表 8-1 イタリア：RPS 制度、固定価格買取制度の主な関連法令動向① ........................... 232

表 8-2 イタリア：RPS 制度、固定価格買取制度の主な関連法令動向② ........................... 233

表 8-3 イタリア：既存太陽光発電を対象とした買取価格引き下げ関連法令 ................... 234

表 8-4 イタリア：2017 年国家エネルギー戦略での 2030 年の再エネ導入目標 ................ 235

表 8-5 イタリア：2016 年施行 FIT/FIP 制度での支援対象設備の類型 ............................... 237

表 8-6 イタリア：2016 年に登録・入札対象とする再エネ電源の年間上限値 .................. 237

表 8-7 イタリア：2016 年施行 FIT/FIP 制度のインセンティブ形態のしきい値 ............... 238

表 8-8 イタリア：2016 年の登録・稼働設備に適用する買取期間及びインセンティブ価格

................................................................................................................................................. 238 表 8-9 イタリア：2016 年登録手続き対象設備の稼働までの猶予期間 .............................. 240

表 8-10 イタリア：2016 年入札手続き対象設備の稼働までの猶予期間 ............................ 240

表 8-11 イタリア：2016 年省令に基づく支援対象設備の管理手数料 ................................ 240

表 8-12 イタリア：2016 年省令に基づく入札手続き対象設備の応札状況 ........................ 241

表 8-13 イタリア：2012 年省令に基づく入札における落札設備の稼働状況 .................... 241

表 8-14 イタリア：再生可能エネルギー支援制度による支援額の内訳（2017 年） ........ 244

表 8-15 イタリア：電力需要家種別の A3 料金負担額の例（2016 年、17 年） ................ 246

表 9-1 各国の送配電系統の混雑発⽣を前提とした電源の系統接続制度のまとめ ........... 249

表 9-2 優先給電ルールによる出⼒抑制順序 ........................................................................... 253

表 9-3 出⼒抑制の順序とルール変更 ....................................................................................... 254

表 9-4 ⾵⼒発電の発電実績と系統混雑による抑制量 ........................................................... 254

表 9-5 ドイツの発電設備の出⼒抑制優先順位 ....................................................................... 257

表 9-6 再エネ発電量と抑制量 ................................................................................................... 259 表 9-7 イタリアにおける優先給電ルール ............................................................................... 260

表 9-8 LMP⽅式による混雑管理⼿法 ...................................................................................... 262

x

表 9-9 系統混雑関連ルール導⼊の経緯 ................................................................................... 262

表 9-10 TLR レベルと信頼度コーディネーター（Reliability Coordinator）の業務 ........... 263

表 9-11 PJM の前⽇市場・リアルタイム市場における混雑発⽣頻度 ................................. 263

表 9-12 発電設備の区分 ............................................................................................................ 266 表 9-13 同期発電設備への加重要件 ......................................................................................... 267

表 9-14 ⾮同期発電設備（power park module）への加重要件 .............................................. 267

表 9-15 洋上⾮同期発電設備（offshore power park module）への加重要件 ........................ 268

表 9-16 同期発電設備のフォルト・ライド・スルー機能に関するパラメーター ........... 269

表 9-17 ⾮同期発電設備（Power Park Module）のフォルト・ライド・スルー機能に関する

パラメーター .......................................................................................................................... 269 表 9-18 同期発電設備のフォルト・ライド・スルー機能に関するパラメーター ........... 270

表 9-19 ⾮同期発電設備（Power Park Module）のフォルト・ライド・スルー機能に関する

パラメーター .......................................................................................................................... 270 表 9-20 Inner Envelope のパラメーター ................................................................................... 272 表 9-21 デンマークの系統連系要件の構成 ............................................................................. 278

表 9-22 デンマークの系統連系要件の⽬次 ............................................................................. 284

表 9-23 英国 Grid Code の改訂プロセス .................................................................................. 287

表 9-24 PJM における電源の系統接続による系統増強費⽤負担⽅法の考え⽅（Load Flow

Cost Allocation）..................................................................................................................... 292

表 9-25 ドイツにおける情報開⽰規定 ..................................................................................... 294

表 9-26 50Herz 社における⾃主的情報開⽰ ............................................................................ 294

表 9-27 AEFES における⾵⼒発電予測のカテゴリーと予測に⽤いられる情報 ................ 296

表 9-28 各国の⾵⼒発電の出⼒予測改善に関する研究開発・実証プロジェクト（1） ... 297




表 9-32 火力設備の⼀般的な調整機能 ..................................................................................... 299

表 9-33 系統運⽤に関わる情報取得⽅法 ................................................................................. 305

1

1. 主要国における制度改正等の動向（2018 年度）

本章では、2019 年 1 月末までに実施された欧米主要国における制度改正の動向をとりま

とめた。本章で取り上げる各国における再生可能エネルギー促進制度に係る事項は、下表の

とおりである。

表 1-1 2018 年度中の主要国における主な制度改正等の動向

国・地域制度改正の概要該当㌻

ドイツ 2018 年 12 月に、2017 年以降の入札制度施行に向けた再生可

能エネルギー法 2017 年改正法を施行

2 ㌻

ドイツ 2019 年以降、陸上変電所から洋上プラットフォームへの系統

連系にかかる費用も洋上系統賦課金から賄われるように改正

2 ㌻

ドイツ 2019 年の再生可能エネルギー法に基づく電力需要家への賦

課金が 6.405 ユーロセント/kWh に決定

4 ㌻

英国英国政府は、2019 年 3 月 31 日をもって現行の小規模 FIT 制

度の新規受付を終了するとともに、Smart Export Guarantee

制度という新たな小規模低炭素発電への移行を提案

7 ㌻

英国 2018 年 11 月に、The Crown Estate が、洋上風力発電向けの

新たな用地リースにかかる 4 回目の入札ラウンドの候補地を

公表（2019 年春に入札募集を開始予定）

8 ㌻

米国連邦連邦レベルでの再生可能電力分野における主要促進制度であ

った生産税額控除（PTC）は 2017 年以降、風力のみが対象

10 ㌻

各州ネットメータリング制度を導入している州は 38 州（2017 年

11 月）、義務を伴う RPS 制度を導入している州は 29 州（2018

年 10 月）

12 ㌻

出所）各種資料より作成

2

1.1 ドイツ：エネルギー一括法による再生可能エネルギー法改正

2018 年 11 月 5 日に、ドイツ連邦政府は、エネルギー一括法（Entwurf eines Gesetzes zur

Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes, des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes, des

Energiewirt-schaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften）法案を閣議決定した。

このエネルギー一括法案は、再生可能エネルギー法（EEG）、CHP 法（KWKG）、エネル

ギー事業法（EnWG）、その他のエネルギー関連規制の改正法案であった。その後、本法（は

2018 年 12 月 17 日に成立し、12 月 20 日に公布され、翌 21 日に施行された1 。

本法では、新規太陽光発電に適用する支援水準について、40～750kW の屋根設置設備に

適用する支援価格を大幅に引き下げることを規定している。2019 年 1 月の新規稼働設備に

は 10.36 ユーロセント/kWh の支援価格が適用されるが、2 月、3 月および 4 月の新規稼働設

備には、それぞれ 9.87 ユーロセント、9.39 ユーロセント、8.90 ユーロセントの支援価格が

適用される。他方、40kW 以下の小規模太陽光発電設備は、支援水準は 2017 年改正法の規

定どおりで法改正の対象とならない。

加えて、本法では、陸上風力発電と 750kW 超の太陽光発電を対象とした入札について、

それぞれ 2019 年に 1GW、2020 年に 1.4GW、2021 年に 1.6GW の入札を行うことを盛り込ん

でいる。この技術別の入札に加えて、技術中立的な入札（合同入札）として 2019 年に 250MW、

2020 年に 400MW、2021 年に 500MW の入札募集を行うことを規定している。

また、法案の時点では、これまでは系統混雑が生じた場合に、従来型発電のみを対象とし

て実施した再給電指令について、従来型発電よりも効果的に混雑を解消できる再生可能エネ

ルギー発電設備や CHP 発電設備がある場合に、これら設備も再給電指令の対象とすること

が提案されていた。この改正は、再給電指令にかかるコストを削減することを目的としてい

る。本条項については、成立した改正法からは削除され、他法令の改正法案で継続審議とな

っている。2019 年 1 月に実施した連邦ネットワーク庁へのヒアリングでは、2019 年中に改

正法が成立する見込みであるが、その後に具体的な運用ルールの検討が行われる予定となっ

ており、実際に新たな基準で系統運用が行われるのは数年後になるとの見解であった。

1.2 ドイツ：洋上系統賦課金で回収する費用範囲の拡大

2017 年 7 月にドイツ政府は、系統利用料金を引き下げ、残りの費用をより公正に負担す

ることを目的とした系統料金構造近代化法（NEMoG: Act on the Modernisation of the Grid Fee

Structure （Netzentgeltmodernisierungsgesetz））を採択した。2019 年から 2022 年末まで、送

電系統利用料金は、国内で徐々に調整される。系統料金の地域格差、終需要家向けの有効

電力価格は軽減される。

本法令に基づき、2019 年から洋上風力発電の系統連系にかかる費用負担の方法が改正さ

れた。ドイツでは、北海・バルト海の海域で進行している洋上風力発電プロジェクトについ

て、送電系統への連系が遅滞なく行われるかが課題となっていた。2012 年末に施行された

エネルギー事業法（EnWG）改正法では、洋上発電設備の連系遅延により生じた損害を補償

するための財源として、送電系統運用者と電力需要家の双方からサーチャージ（課徴金）と

して徴収する規定を設けた。改正法の中で関連する第 17 条の概要は表 1-2 のとおり。

1 http://www.bgbl.de/xaver/bgbl/start.xav?startbk=Bundesanzeiger_BGBl&jumpTo=bgbl118s2549.pdf（2019 年 2

月 19 日取得）

3

表 1-2 ドイツ：2012 年末のエネルギー事業法改正法第 17 条に基づく規定の概要

・洋上施設系統整備計画

送電系統運用者は、毎年、洋上施設系統整備計画（Offshore-Netzentwicklungsplan）を共同

で作成することとされた。この計画においては、洋上施設の系統整備を適に行うための

措置やスケジュールが定められ、計画は拘束力を有する。（第 17b 条）

・洋上施設の系統連系の遅延の際の補償

さらに、洋上施設の系統連系の遅延の際の責任を、誰がどの範囲で分担するかが明確に

された。送電系統運用者による洋上施設の系統連系が予定期日より遅延し、洋上施設によ

る電力供給ができない場合には、洋上施設の事業者は、施設の稼働準備が整った日以降（た

だし、早くとも予定期日から 11 日目以降）、送電系統運用者に対して、類似の施設が当該

日数に供給する平均電力量に基づいて、再生可能エネルギー法が定める買取価格の 90%の

補償金額を要求することができるとされた。これは、系統連系の遅延について、送電系統

運用者に責任があるか否かを問わない。系統連系の遅延が送電系統運用者の故意による場

合には、洋上施設の事業者は、再生可能エネルギー法が定める買取価格の 100%の補償金額

を要求することができる。（第 17e 条）

・送電系統運用者の負担及び消費者への転嫁

洋上施設の系統連系が遅延したために送電系統運用者が洋上施設に支払った補償金額注

の負担を社会全体で調整する仕組み（Belastungsausgleich）が定められた。

補償金額は、送電系統運用者 4 社が、消費者への電力供給量に応じて負担する。送電系

統運用者が負担した額は、消費者の電気料金に転嫁される。消費者の負担は、0.25 セント

/kWh を上限とするとされている。上限の場合には、標準的な 4 人世帯の 1 年間の負担は

8.75 ユーロと試算されている。

系統連系の遅延が送電系統運用者の故意による場合には、当該送電系統運用者が補償金

額を全額負担する。系統連系の遅延が送電系統運用者の過失による場合には、補償金額の

一部を当該送電系統運用者が負担し、残額が、上述の負担調整の仕組みにより、消費者の

電気料金に転嫁される。当該送電系統運用者の負担額は、1 億 1 千万ユーロを上限とする

が、重大な過失でなければ 1,750 万ユーロを上限とする。（第 17f 条）

注：この項の負担調整において、送電系統運用者及び需要家が負担する額は、厳密には、「補償金額＋

つなぎ融資のための費用-納入業者の違約金や保険会社等第三者からの給付」である。

出所）国立国会図書館調査及び立法考査局、「【ドイツ】洋上風力発電への投資を促進するエネルギー事

業法の改正」、『外国の立法』No.254-2 （2013 年 2 月）

2013 年 1 月 1 日から、洋上発電設備の系統連系線建設遅延補償費用として課されていた

洋上系統賦課金であるが、2019 年 1 月 1 日からは陸上変電所から洋上プラットフォームへ

の系統連系にかかる費用も、この賦課金から賄われる改正がなされた。その結果、2018 年

には 0.037 ユーロセント/kWh が課せられていた洋上系統賦課金が、2019 年には 0.416 ユー

ロセント/kWh に大幅に引き上げられることとなった。送電系統運用者 4 社による 2019 年の

費用予測のうち、建設遅延に伴う補償支払が約 1.4 億ユーロであるのに対して、系統連系に

係る費用を約 15.6 億ユーロと見積もっており、当該費用を賦課金額に反映していることが

要因となっている2。

2 Informationsplattform der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber ウェブサイト、

https://www.netztransparenz.de/EnWG/Offshore-Netzumlage/Offshore-Netzumlagen-Uebersicht

4

1.3 ドイツ：2017 年の需要家に賦課される FIT 制度賦課金

2018 年 10 月 15 日、ドイツの 4 送電系統運用者は、再生可能エネルギー法に基づく FIT

制度の 2019 年賦課金額を公表した3。2019 年の賦課金は 6.405 ユーロセント/kWh となり、

2018 年の 6.792 ユーロセント/kWh から、0.387 ユーロセント/kWh の減額となった(図 1-1)。

図 1-1 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく賦課金額の推移（～2019 年）

出所）ドイツ 4 送電系統運用者公表用サイト（www.netztransparenz.de/）, “Prognose der EEG-Umlage 2019 nach

EEV”をもとに作成

この要因として、支援対象とする再生可能エネルギー発電量の増加が予測されている一方、

前提とする卸電力取引価格が 2018 年賦課金算定時の 32.22 ユーロ/MWh から 46.28 ユーロ

/MWh に高くなっていることにより、賦課金総額の押し下げ効果があったことが挙げられる。

こうした回避可能原価の上昇に伴い、賦課金の主要部分（当該年の費用に相当）は、2018

年の 7.302 ユーロセント/kWh から 7.017 ユーロセント/kWh に減少した。

ドイツでは、関連政令に基づき、送電系統運用者は、翌年度の再生可能エネルギー法に基

づく賦課金額を算出する際に、予測される必要徴収額の 10％を上限に「流動性準備金」と

して徴収可能となっている。この「流動性準備金」の範囲内で発生した超過費用は、借入な

しに対応できるようにするための措置である。予測される必要徴収額と誤差が生じる要因と

しては、以下のような要因が想定されている。

再生可能エネルギー発電設備の新規設置容量

当該年の自然条件（日射量の多い夏、風の強い冬など）

卸電力取引市場の前日市場価格（回避可能原価）の低下

3 4 送電系統運用者公表用サイト、https://www.netztransparenz.de/EEG/EEG-Umlage（2019 年 3 月 1 日取得）

5

2017 年以降、この流動性準備金は上限となる 10％ではなく 6％の値が採用されている。。

なお、2019 年 EEG 賦課金を算出する際には、2018 年 9 月 30 日時点で、再生可能エネル

ギー法の賦課金に関する口座残高が 36.52 億ユーロあり、黒字分による利息収入も算定に含

まれている。2019 年賦課金額の構成および算出結果の詳細は、図 1-2 のとおり。

図 1-2 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく 2019 年賦課金単価の構成、算出結果



6

こうした翌年度における賦課金額の予測にあたっては、送電系統運用者から委託を受けた

研究機関の調査結果が活用されている。2019 年の賦課金額算定の前提としたエネルギー源

別の設備容量、稼働時間及び発電量想定は表 1-3 のとおり。

表 1-3 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく 2019 年賦課金額算出根拠

●エネルギー源別の設備容量及び稼働時間

エネルギー源

2018 年末時点

の設備容量

[MW]

2019 年の

純増設分予測

[MW]

2019 年末時点の設備容量 [MW]: 年間平均利用

時間[h] 注) 固定買取価格市場

プレミアム

その他の

直接販売

水力 1,606 +12 732 757 128 4,041

埋立ガス等 502 -1 240 250 10 3,408

バイオマス 7,589 +286 1,702 6,160 13 5,340

地熱 43 +4 12 36 0 6,304

陸上風力 53,358 +1,354 2,477 52,227 8 1,827

洋上風力 6,250 +1,409 0 7,659 0 3,795

太陽光注 44,704 +2,688 34,244 13,127 21 908

計 114,052 +5,751 39,408 80,215 181

注) 自家消費を含まない年間の稼働時間の平均

●エネルギー源別の発電量想定

単位：MWh

エネルギー源

EEG2017 第 21 条に

基づく買取

(固定買取価格)

自家消費

直接販売

総量 EEG2017 第 20 条

市場プレミアム

EEG2017 第 21a 条

その他の直接販売

水力 2,483,958 91,204 3,465,357 474,068 6,514,587

埋立ガス等 305,251 467,766 923,757 11,082 1,707,857

バイオマス 9,430,601 0 31,842,125 78,894 41,351,620

地熱 53,083 57,277 176,026 0 286,387

陸上風力 3,370,538 16,862 95,400,549 11,234 98,799,183

洋上風力 0 0 26,466,161 0 26,466,161

太陽光 26,884,111 3,389,033 11,590,814 13,741 41,877,699

計 42,527,543 4,022,142 169,864,788 589,020 217,003,493



7

1.4 英国：小規模 FIT 制度の終了と新たな支援制度案の公表

英国政府は小規模の再生可能エネルギー発電を奨励するために小規模 FIT 制度を 2010 年

4 月に導入した。この小規模 FIT 制度について、2018 年 7 月 19 日に、英国ビジネス・エネ

ルギー・産業戦略省（BEIS）は、2019 年 3 月 31 日をもって発電価格とともに売電価格を廃

止する案、および制度管理上の改正案を公表し、パブリックコメントの募集を行った4。

本改正案で、政府は、発電価格の廃止と同じ時期に売電価格を廃止する案を提案している。

これにより、2019 年 3 月 31 日以降、以下の特例を除き、小規模 FIT 制度に基づく認定申請

は受け付けられないことになる。これに伴い政府は、2019 年 3 月 31 日以降本制度に申請を

する新設設備が認定を受けることができないよう、2012 年 Feed-in Tariffs Order 及び電力供

給ライセンスの関連標準条件を改正することを提案している。以下は、本制度改正に伴う特

例となる。

2019 年 3 月 31 日以前に事前認定を申請した Renewables Obligation Order Feed-in Tariffs

（ROO-FIT）規模（すべての水力および嫌気性消化、50kW 超の太陽光および風力）の

設備は、（他の資格基準を満たすことを条件として、）現行の有効期限から便益を受け、

正式な認定（太陽光は 6 ヶ月、嫌気性消化および風力は 12 ヶ月、水力は 2 年）に転換

することができる。

2019 年 3 月 31 日以前に事前認定を申請する ROO-FIT 規模のコミュニティ設備は、正

式な認定に転換する際、電源毎の有効期間に加え 6 ヶ月が追加される。

2019 年 3 月 31 日以前に MCS5証書が発行された MCS 規模（50kW 以下）の設備は、2020

年 1 月 31 日まで FIT ライセンスの認定申請をすることができる。

2019 年 3 月 31 日までに事前登録を申請した MCS 規模のコミュニティ設備は、運転を

開始し、FIT ライセンス認定を申請する際、通常の 12 ヶ月の有効期限となる。

2019 年 3 月 31 日までに事前登録を申請した MCS 規模の学校の設備は、FIT ライセン

スの認定申請の際、標準の 12 ヶ月の有効期間となる。

また、制度管理上の措置として、予算調整方法が再検討されている。2018 年 7 月時点で、

3 つの導入バンド（100～1,500 kW および 1,500 kW 超の陸上風力、及びスタンドアローン型

太陽光）で 2019 年の第 1 期を超えた順番待ちが発生している。それ以外の導入バンドでは、

2019 年第 1 期までの残りの四半期に容量を追加しつつ、直前期から大幅な量が繰り越され

ており、再配分可能な容量が全電源で生じているが、低炭素賦課金管理及びエネルギー料金

を可能な限り抑えるというコミットメントを考慮し、今後、電源間・導入バンド間での容量

再配分を行わないという提案がなされている。

その他、FIT 制度の法令上、発電設備の様々な部品をリプレースすることで、本制度の設

備認定にどのような影響があるかについて明確に定めていなかったため、その扱いについて

も意見を募集している。

本改正案に対する意見募集は 2018 年 9 月 13 日で締め切られ、政府は、2019 年 4 月 1 日

を目途に、制度改正に向けた立法手続きを進めることを表明している。

4 英国政府ウェブサイト、https://www.gov.uk/government/consultations/feed-in-tariffs-scheme 5 MCS（Microgeneration Certificate Scheme）は、英国認証機関認定審議会（United Kingdom Accreditation Service

(UKAS)）により認定を受けている独立の認証プログラムで、確固たる基準に照らして設置者および製品を

評価する制度。

8

その後、英国政府は、新たな小規模低炭素発電の支援策について、2019 年 1 月 8 日に新

たなコンサルテーション（The Future for small-scale low-carbon generation, A Consultation on a

Smart Export Guarantee）を公表し、2019 年 3 月 5 日までの意見募集を行っている6。本コン

サルテーションで提案されている Smart Export Gurantee（SEG）制度では、現行の小規模 FIT

制度で適格となる 5MW 以下の電源について、一定規模以上（当初提案時は 25 万件以上の

顧客）の国内電力小売事業者に、系統に供給された電力分の買取料金提示を義務付ける制度

について意見募集を行っている。なお、この義務対象者のしきい値について、小売事業者か

ら多くのコメントが寄せられた結果、2019 年 2 月 11 日になり、15 万件以上の顧客を有する

電力小売事業者とするか、すべての小売事業者を対象とするかという追加の意見募集も行っ

ている。

コンサルテーションで提案されている SEG の支援対象とする適格要件は、表 1-4 のとお

り。

表 1-4 英国：Smart Export Guarantee 制度で支援対象とする適格基準

項目 Smart Export Guarantee 制度対象要件

電源嫌気性消化、水力、マイクロ CHP、陸上風力、太陽光

設備容量上限 5MW 以下

売電検針量適格電源からの売電量は、30 分毎検針が可能なメーターを使用して

検針すること。

設備認証 50kW 以下の太陽光、陸上風力、マイクロ CHP 設備は、現行の小規

模 FIT 制度と同様に、MCS 認証設置事業者によって設置された、

MCS 認証設備を使用すること。

嫌気性消化、水力、50kW 超のすべてのほかの電源は、MCS 認証手

続きで要求されるものと同じ内容を提出すること。

他の支援制度を受

けた設備の扱い

FIT 制度を通じて支援を受けている設備は、自家消費か系統への売

電かによらず、本制度の対象外。

出所）ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）, “ The Future for small-scale low-carbon generation, A

Consultation on a Smart Export Guarantee”（2019 年）より作成、

1.5 英国：洋上風力発電の新たな用地リースのための入札ラウンド

英国では、領海内の海底（の土地）は、英国王室の資産管理会社として 1961 年に設立さ

れたThe Crown Estateが所有する。当該のサイトで洋上風力発電施設等を建設するためには、

The Crown Estate より、その土地（サイト）のリースを受ける必要がある。また、領海（12

海里を超えた 200 海里までの海域を「再生可能エネルギー海域（Renewable Energy Zone,

REZ）」と指定した上で、The Crown Estate に対して、当該海域内における再生可能エネル

ギーの発電ライセンスを付与する権限を与えている。

6 英国政府ウェブサイト、

https://www.gov.uk/government/consultations/the-future-for-small-scale-low-carbon-generation（2019 年 2 月 20 日

取得）

9

The Crown Estate は、これまで 2001 年、2003 年、2009 年の 3 回にわたり、洋上風力発電

の用地リースにかかる公募を行ってきた（表 1-5）。その他にも 2009 年にラウンド 1、2 で

落札した洋上風力発電事業者向けの区域拡大のための入札、スコットランド領海を対象とし

た入札も実施している。

表 1-5 英国：洋上風力発電の発電ライセンス付与に関する主な入札実施状況

開始時期入札実施落札結果の概要

ラウンド 1 2000 年 12 月 2001 年 4 月 18 サイト、総設備容量 1.5GW

ラウンド 2 2003 年 7 月 2003 年 12 月 15 プロジェクト、総設備容量 7.2GW

ラウンド 3 2009 年 3 月 2010 年 1 月 9 海域、総設備容量 32GW

出所）The Crown Estate ウェブサイトより作成

2017 年 11 月に、The Crown Estate は、2018 年から洋上風力発電の開発事業者向けに、新

たな海域開発権リースに関する作業に着手することを公表した。

その後、2018 年 11 月に、4 回目の入札ラウンドの候補地を公表した。The Crown Estate

は、候補地を選定するにあたり、まずは水深が 5～50m の海域で、かつ除外要件や制限要件

に照らして、初期候補地として 18 地域を選定した。その後に関連行政機関等との協議を重

ね、得られたフィードバックも考慮しつつ、9 地域に候補地を絞り込む作業を行った。The

Crown Estate は、洋上風力開発に利用可能な十分な面積の海底の存在や開発制約がより少な

いといった技術的な実現可能性をもとに、新たな用地リースのための入札ラウンドの対象と

して 5 地域を提案している。加えて、4 地域も選定したが、これらの地域は制約が大きく、

さらなる検討が必要という条件付きとなっている。今後は、さらなる検討を重ね、2019 年

春に入札募集を開始し、2020 年に海域開発権を付与するスケジュールを予定している。

初期候補地（18 地域）

検討後の候補地（9 地域）

図 1-3 イギリス：洋上風力発電向けの新たな用地リースの候補地

出所）The Crown Estate, “Offshore Wiund New Leasing Stakeholder Engagement Event 15th Novemver 2018”,

2018 より作成

10

1.6 米国：再生可能電力促進施策の動向

1.6.1 米国：連邦政府による再生可能電力促進施策の動向

米国では、連邦政府による再生可能エネルギーの生産・消費に関する包括的な法律は制定

されていない。しかし、連邦政府・州政府は、税制優遇措置（Tax Credit）、融資（Loan）、

補助金（Grant）等の様々な再生可能エネルギー導入支援策を講じてきた。

本節では、連邦政府による、再生可能エネルギー導入支援のための主な施策の概要を紹介

する（州政府による施策については、1.6.2 を参照）。

連邦政府による施策としては、発電税額控除（PTC：Renewable Electricity Production Tax

Credit）や、再生可能エネルギーの設備投資を対象とした投資税額控除（ITC：Business Energy

Investment Tax Credit）といった税制優遇措置7によって、風力発電や太陽光発電の開発が大

きく促進された。

(1) 発電税額控除（Renewable Electricity Production Tax Credit: PTC）

発電税額控除（PTC）は、企業が、特定の再生可能エネルギー電源を用いて発電・売電し

た場合、稼働開始後 10 年間にわたり、年間発電量 1kWh あたり一定額の法人税を控除する

制度である。PTC の制度概要は表 1-6 のとおりである。

表 1-6 米国（連邦）：発電税額控除（PTC）の制度概要と終了時期

支援対象技術風力、地熱、太陽熱、太陽光、バイオマス、水力、都市固形廃棄物、

埋立ガス、潮力、波力、海洋熱

対象となる発電

設備の規模

・潮力、波力、海洋熱、水、バイオマス（オープンループ）：150kW 以上

・その他適格技術：設備容量制限なし

支援対象期間・稼働開始から 10 年間

制度終了時期・風力発電：2019 年 12 月 31 日までに建設開始した発電システム

・その他適格技術：2016 年 12 月 31 日までに建設開始した発電システム

対象部門・商業部門、産業部門

控除額・2016 年 12 月 31 日までに建設開始した発電システム

風力、地熱、バイオマス（閉ループ）、太陽エネルギーシステム注 1 0.023＄/kWh

その他適格技術 0.012＄/kWh

注 1）太陽エネルギーは、事業エネルギー投資税額控除を申請していないものに限る

・2017 年 1 月 1 日以降に建設開始した発電システム

風力（2017 年中に建設開始） 0.019＄/kW 注 2

注 2）0.023＄/kWh から、2018 年中に建設開始した発電システムは 40％、2019 年中に

建設開始した発電システムには 60％削減した控除額を適用

出所）DSIRE ウェブサイト, http://programs.dsireusa.org/system/program/detail/734 をもとに作成

7 飯沼芳樹,「米国の再生可能エネルギーの導入状況と開発促進政策」植田和弘・山家公雄編『再生可能エ

ネルギー政策の国際比較』187 頁，2017

11

2017 年以降、風力発電以外の技術は支援対象から除外された。また、風力発電について

も、2017 年以降は段階的に控除額が減額され、2020 年以降は制度が廃止される予定となっ

ている。

(2) 事業エネルギー投資税額控除（Business Energy Investment Tax Credit: ITC）

事業エネルギー投資税額控除（ITC）は、太陽光発電システムを含む再生可能エネルギー

の設備投資額の一定割合について、法人税を控除する制度である。控除回数は 1 回限りだが、

特に初期投資費用が高い太陽光発電事業にとって恩恵が大きいと言われてきた。

当初は 2016 年末に終了予定だったが、太陽エネルギーや大型風力発電等の技術種につい

ては、5 年間の延長が議会で可決された。例えば、太陽光発電設備は、2017 年以降、2017

年～2019 年の 3 年間は 30％の控除が維持されるものの、2020 年以後は漸減する仕組みにな

っている。

ITC の制度概要と制度の終了時期は表 1-7 のとおりである。

表 1-7 米国（連邦）：投資税額控除（ITC）の制度概要と終了時期

技術種 2016 年 2017 年 2018 年 2019 年 2020 年 2021 年 2022 年以降太陽光発電、太陽熱（太陽熱温水器、太陽冷暖房、太陽プロセス熱）

30％ 30％ 30％ 30％ 26％ 22％ 10％ 10％

ハイブリッド太陽光照明システム、燃料電池注 1、小型風力発電注 2

30％－－－－－－－

地中熱ヒートポンプ、マイクロタービン注 3、コジェネ（CHP）注 4

10％－－－－－－－

地熱発電 10％ 10％ 10％ 10％ 10％ 10％ 10％ 10％大型風力発電 30％ 24％ 18％ 12％

注 1）発電効率 30％以上の性能を有する発電容量 0.5kW 以上の燃料電池が対象。設備容量 0.5kW 以あたり

1,500＄という控除上限を別途設定。

注 2）設備容量 100kW 以下の設備が対象。米国風力発電協会（AWEA）の小規模風力タービン性能および

安全基準 9.1（2009）、または IEC61400-1, 61400-12, 61400-11 のいずれかを満たしていることが要件。

注 3）発電効率 26％以上の性能を有する発電容量 2MW 以下の設備が対象。設備容量 1kW 以あたり 200＄と

いう控除上限を別途設定。

注 4）エネルギー効率 60％以上の性能を有する発電容量 50MW 以下の設備が対象。ただし、燃料源の 90％

以上をバイオマスとする場合、エネルギー効率の要件を適用しないが、控除額減額の場合あり。

出所）DSIRE ウェブサイト、http://programs.dsireusa.org/system/program/detail/658 をもとに作成

12

1.6.2 米国：各州における再生可能電力促進施策の動向（州レベル）

(1) ネットメータリング制度導入状況

ネットメータリングとは、住宅用等の分散型太陽光発電システムの発電量から、自家消費

量を差し引いて余剰電力（NEG：Net Excess Generation）が発生した場合、余剰分を電気事

業者に特定の価格で販売できる仕組みである。多くの州でネットメータリングは法令化され、

公営電力会社に採用が義務付けられている。州によっては、全ての電力会社（投資家所有、

地方公営、私営）に義務付けているところもある。他にも、個別設備容量の上限、合計設備

容量の上限、対象顧客、対象設備、超過発電量の扱い（請求期間終了時）、再生可能電力証

明システム（RECS）の所有権などで違いがある。

2017 年 11 月現在、米国の 38 州及びワシントン DC（海外領土を除く）で義務付け制度が

導入されている（図 1-4）。

図 1-4 米国：ネットメータリング制度の導入状況（2017 年 11 月時点）

出所）DSIRE ウェブサイト, http://www.dsireusa.org/resources/detailed-summary-maps/をもとに作成

(2) RPS 制度導入状況

2015 年 10 月時点での米国各州における再生可能エネルギ利用割合基準（RPS）制度導入

状況は、図 1-5 のとおりである。多くの RPS 制度は、州法により、法的な義務付けを伴う

形で導入されているが、9 つの州・準州（図におけるうすい色の州）では、法的義務を伴わ

ない再生可能エネルギーの導入目標が設定されている。

www.dsireusa.org / 2017年11⽉

DC

GU

AS PR

VI

ネットメータリング

ネットメータリング義務導⼊

＝38州 + ワシントンDC＋ 3海外領⼟

アメリカ海外領⼟:州規定で特定の電⼒会社に義務付け (38州 + ワシントン + 3海外領⼟)

州規定なし。複数の電⼒会社が導⼊ (2州)

ネットメータリングではなく、州が分散型設備⽤補償制度導⼊ (7州 + 1海外領⼟)

13

図 1-5 米国：各州による RPS の設定状況（2018 年 10 月時点）

出所）DSIRE ウェブサイト, http://www.dsireusa.org/resources/detailed-summary-maps/をもとに作成

RPS の設定目標は州ごとに異なるが、おおむね 10％から 25％である。2015 年以降、複数

の州で RPS の設定目標を引き上げる動きが出ている。具体的には、ニューヨーク州及びカ

リフォルニア州は 2030 年までに 50％、オレゴン州は 2040 年までに 50％（大規模発電所に

関して）、バーモント州は 2032 年までに 75％、ハワイ州は 2045 年までに 100％達成を目標

としている。

RPS の履行のために、電力小売業者は、自らによる発電、相対取引による他社からの購

入、市場での購入等を通じて、再生可能エネルギー電気を調達することになる。多くの州の

プログラムでは、RPS の履行は、主に再生可能エネルギー証書（RECs：Renewable Energy

Certificates）を通じて図られる。具体的には、適格対象となる再生可能エネルギーなどの発

電量に応じて再生可能エネルギー証書が発行され、電力小売業者は、購入した証書を州政府

に提示することで、RPS の義務を履行する設計となっている場合が多い。RPS の割当目標

を超過している義務履行者は、RPS を満たせない義務履行者に対して、電力そのものまた

はクレジットを売却することが可能である。

次ページ以降では、RPS 制度を導入している各州の制度概要を、法律制定・発効年、目

標値、対象エネルギー源、証書取引の有無について、簡単に取りまとめた。併せて、義務付

けを伴わない再生可能電力の導入目標値を掲げている 8 つの州の状況も紹介する。

14

表 1-8 米国：各州における RPS 制度の概要（2018 年時点）

州・特別区法律制定法律発効目標値対象エネルギー源証書取引

アリゾナ

ＡＺ

1999 年

（2006 年改正） 2001 年

電力小売事業者に対し、販売電力量のうち、以下の比率

の再生可能電力導入を義務付け

2006 年： 1.25％（以降毎年 0.25%ずつ引き上げ）

2009 年： 2.00％（以降毎年 0.5%ずつ引き上げ）

2015 年： 5.00％（以降毎年 1%ずつ引き上げ）

2025 年以降： 15％ ※上記義務比率に占める分散型再生可能エネルギーの割合

を、2007 年は 5％以上、以降毎年 5％ずつ引き上げ、2012 年

以降は 30％以上にすることを規定

太陽熱温水器、太陽熱暖房、太陽熱発電、太

陽熱プロセスヒート、太陽光、埋立ガス、風力、

バイオマス、水力、地熱発電、地熱ヒートポン

プ、コジェネ、太陽熱冷房、太陽光嫌気性消

化、小型風力、小水力、再生可能燃料を用いた

燃料電池 ○

カリフォルニア

ＣＡ

2002 年

（2018 年改正） 2003 年

販売電力量に占める再生可能電力の割合

・2013 年末までに 20%とする



・2024 年末までに 40％とする



太陽熱発電、太陽光、埋立ガス、風力、バイオ

マス、地熱、一般固形廃棄物、エネルギー貯

留、嫌気性消化、小型風力、小水力、潮力、波

力、海洋温度差、再生可能燃料を用いた燃料

電池

○

コロラド

ＣＯ

2004 年

（2015 年改正）

2004 年

2020 年までに下記の再生可能電力割合を達成。

●民間電力会社 30％

●4 万人以上の顧客を有する電力公社 10％等


マス、水力、地熱、リサイクルエネルギー、

CMM、一般固形廃棄物熱分解、嫌気性消化、

再生可能燃料を使用した燃料電池

○

15


コネチカット

ＣＴ

1998 年

（2018 年改正） 2000 年



義務付け年クラスⅠ クラスⅠ

orⅡ

クラスⅢ

2013 年 10.0％ 3％ 4％

2014 年 11.0％ 3％ 4％

2015 年 12.5％ 3％ 4％

2016 年 14.0％ 3％ 4％

2017 年 15.5％ 3％ 4％

2018 年 17.0％ 4％ 4％

2019 年 19.5％ 4％ 4％

2020 年 21％ 4％ 4％

2021 年 22.5％ 4％ 4％

2022 年 24％ 4％ 4％

2023 年 26％ 4％ 4％

2024 年 28％ 4％ 4％

2025 年 30％ 4％ 4％

2030 年 40％ 4％ 4％

クラスⅠ：太陽光、風力、燃料電池、地熱、埋

立ガス、嫌気性消化、その他バイオガス、海洋

温度差、潮力・波力、低排出再生可能エネルギ

ー、流れ込み式水力（5MW 未満）、バイオマス

クラスⅡ：廃棄物、バイオマス（クラスⅠ以

外）、旧型流れ込み式水力

クラスⅢ：コジェネ（効率 50％以上）、省電力、

廃熱・廃圧利用 ○

州外発電も

電力プール

取引を通じ

て適格

16


デラウェア

ＤＥ

2005 年

（2013 年改正） 2005 年



再生可能電力割合（％）うち太陽光（％）

07 年 2.00 -

08 年 3.00 0.011

09 年 4.00 0.014

10 年 5.00 0.018

11 年 7.00 0.20

12 年 8.50 0.40

13 年 10.00 0.60

14 年 11.50 0.80

15 年 13.00 1.00

16 年 14.50 1.25

17 年 16.00 1.50

18 年 17.50 1.75

19 年 19.00 2.00

21 年 20.00 2.25

22 年 21.00 2.50

23 年 22.00 2.75

24 年 23.00 3.00

25 年 24.00 3.25

26 年 25.00 3.50


マス、水力、地熱、燃料電池、嫌気性消化、潮

力、波力、海洋温度差、再生可能燃料を用いた

燃料電池、

○

ハワイ

ＨＩ

2001 年

（2015 年改正） 2003 年

各電力会社は、以下の RPS 目標を掲げる義務

2010 年： 10％

2015 年： 15％

2020 年： 25％

2030 年： 40％

2040 年： 70％

2045 年： 100％



バイオマス、水力、地熱、地熱ヒートポンプ、一

般固形廃棄物、コジェネ、水素、海水空調機、

太陽熱空調機、嫌気性消化、潮力、波力、海洋

温度差、小型風力、再生可能燃料を用いた燃

料電池、

×

17


イリノイ

ＩＬ

2007 年

（2017 年改正） 2007 年



2008 年： 2％

2009 年： 4％（以降毎年 1％ずつ引き上げ）

2015 年： 10％（以降毎年 1.5％ずつ引き上げ）

2025 年： 25％

※うち 75％は風力による発電導入を義務付けエネルギー年

度

EU の全体的標準

値（％） ARES の全体的

標準値（％）

2013 7 7

2014 8 8

2015 9 9

2016 10 10

2017 11.5 11.5

2018 13 13

2019 14.5 14.5

2020 16 16

2021 17.5 17.5

2022 19 19

2023 20.5 20.5

2024 22 22

2025 22.5 23.5

2026 25 25


マス、水力、嫌気性消化、バイオディーゼル、

小型風力

○

インディアナ

IN

2011 年

（2012 年改正） 2011 年

・2013年～2018年：供給電力に占めるクリーンエネルギー

の平均割合を 4％以上とする。

・2019年～2024年：供給電力に占めるクリーンエネルギー

の平均割合を 7％以上とする。

・2025 年：供給電力に占めるクリーンエネルギーの平均割

合を 10％以上とする。


陽光、埋立ガス、風力、バイオマス、水力、地

熱、燃料電池、地熱ヒートポンプ、一般固形廃

棄物、水素、原子力、コールベッドメタン、クリー

ンコール、再生可能燃料を用いた燃料電池、地

熱直接利用、コジェネ、地熱直接利用

○

アイオワ

ＩＡ

1983 年

（2003 年改正） 1997 年

以下の 2 社に対し、設備容量 10.5 万 kWh の再生可能エネ

ルギー発電設備導入を義務付け

●ミッドアメリカン・エナジー社 5.52 万 KWh

●アライアント・エナジー社 4.98 万 KWh


マス、水力、一般固形廃棄物、嫌気性消化

×

18


カンザス

KS

2009 年

（2015 年改正） 2009 年

民間電力事業者に対し、再生可能エネルギーの設備容量

のピーク時需要に対する割合を以下の任意の目標とする

・2011 年～2015 年：10％

・2016 年～2019 年：15％

・2020 年： 20％

太陽熱暖房、太陽熱発電、太陽熱プロセスヒー

ト、太陽光、埋立ガス、風力、バイオマス、水

力、小水力、再生可能燃料を用いた燃料電池、

小型風力 ○

メイン

ＭＥ

1999 年

（2017 年改正） 2000 年

民間電力事業者に対し、販売電力量のうち、以下の比率


・2000 年：30％（クラス II 既存設備）

2005 年 9 月 1 日以降に稼働されたものについて、以下の

比率の導入を義務付け（クラス I 新規設備）

・2008 年： 1％（以降毎年 1％ずつ引き上げ）

・2017 年以降 2022 年まで： 10％

・2017 年までに全体（クラス I と II の合計）で 40％


マス、水力、地熱、燃料電池、一般固形廃棄

物、コジェネ、潮力、再生可能燃料を用いた燃

料電池、その他分散型発電

○

メリーランド

ＭＤ

2004 年

（2018 年改正） 2004 年


の再生可能電力導入を義務付け（単位：％）

年太陽光その他 TierⅠ TierⅡ

2006-07 0.00 1.00 2.50

2008 0.005 2.00 2.50

2009 0.01 2.00 2.50

2010 0.025 3.00 2.50

2011 0.05 4.95 2.50

2012 0.10 6.40 2.50

2013 0.25 7.95 2.50

2014 0.35 9.95 2.50

2015 0.50 10.00 2.50

2016 0.70 12.00 2.50

2017 1.15 11.95 2.50

2018 1.50 14.30 2.50

2019 1.95 18.45 0.00

2020＋ 2.50 22.50 0.00

Tier I：耐用温水器、太陽熱発電、太陽光、

風力、バイオマス、地熱ヒートポンプ、

一般固形廃棄物、埋立ガス、潮力、波

力、嫌気性消化、地熱、海洋熱、小型

風力、地熱直接利用、再生可能燃料

を用いた燃料電池、

Tier Ⅱ: 揚水発電以外の水力発電

○

19


ﾏｻﾁｭｰｾｯﾂ

ＭＡ

1997 年

（2012 年改正） 2002 年

電力小売事業者に対し、小売電力販売量に占める再生可

能エネルギーの割合を以下に義務付け

・クラス I（新規資源）：2003 年（1.0％）を出発として 2009

年までは毎年 0.5％ずつ増加させ、2009 年（4.0％）以降は

毎年 1％ずつ増加させて、2020 年までに 15％とする。その

後は毎年 1％ずつ増加させる。

・クラス II（既存資源）： 2014 年に 5.3％（再生可能エネル

ギー1.8％、廃棄物エネルギー3.5％）2015年には5.5％（再

生可能エネルギー2.0％、廃棄物エネルギー3.5％）。それ

以降は、規則で定められた数式で算定される。


マス、水力、地熱発電、一般固形廃棄物、嫌気

性消化、小水力、波力、潮力、海洋温度差、再

生可能燃料を使用した燃料電池、小型風力

○

ミシガン

ＭＩ

2008 年

（2017 年改正） 2008 年


の新規再生可能電力導入を義務付け

2015-2018 年： 10％

2019-2020 年： 12.5%

2021 年： 15％

※大手 2 社の民間電力会社には、2015 年までに合計

1,100MW の追加義務あり

●デトロイト・エジソン社： 2013 年までに 300MW、2015 年

までに 600MW

●コンシューマーズ・エナジー社： 2013年までに200MW、

2015 年までに 500MW


マス、水力、地熱、一般固形廃棄物、コジェネ、

CCS 技術採用の石炭火力、嫌気性消化、ガス

化、潮力・波力

○

ミネソタ

ＭＮ

2007 年

（2018 年改正） 2007 年



●Xcel 社

2010 年： 15％ 2012 年： 18％

2016 年： 25％ 2020 年： 31.5％（うち 1.5％は太陽光）

●その他公益電力事業者

2012 年： 12％ 2016 年： 17％

2020 年： 21.5％ 2025 年： 26.5％

（2020 年までと 2025 年までの割合の 1.5％は太陽光）

●その他電力事業者

2012 年： 12％ 2016 年： 17％

2020 年： 20％ 2025 年： 25％


マス、水力、一般固形廃棄物、水素、混焼、嫌

気性消化、小型風力、

○

20


ミズーリ

ＭＯ 2008 年 2008 年

民間電力会社に対し、販売電力量のうち、以下の比率の

再生可能電力導入を義務付け

2011～2013 年： 2％（うち 0.04％は太陽光）

2014～2017 年： 5％（うち 0.1％は太陽光）

2018～2020 年： 10％（うち 0.2％は太陽光）

2021 年以降： 15％（うち 0.3％は太陽光）


マス、水力、一般固形廃棄物、嫌気性消化、小

水力、再生可能燃料を使用した燃料電池、 ○

州外発電も

適格

モンタナ

ＭＴ

2005 年

（2013 年改正） 2005 年



2008～09 年： 5%

2010～14 年： 10%

2015 年以降： 15%


マス、水力、地熱、小型水力、圧縮空気エネル

ギー貯蔵、電池貯蔵、フライホイール貯蔵、揚

水発電、嫌気性消化、再生可能燃料を使用し

た燃料電池

○

ネバダ

ＮＶ

1997 年

（2009 年改正） 2002 年

民間電力会社に対し、販売電力量のうち、以下の比率の

再生可能電力導入を義務付け

2005～2006 年： 6％（以降 2 年ごとに 3％ずつ引き上げ）

2013～2014 年： 18％

2015～2019 年： 20％

2020～2024 年： 22％

2025 年以降： 25％

※太陽エネルギーによる発電導入を 2015 年まで 5％、2016 年

以降は 6％義務付け



バイオマス、水力、地熱、一般固形廃棄物、廃

タイヤ、廃エネルギー回収、太陽熱温水プー

ル、嫌気性消化、地熱直接利用

○

21


ﾆｭｰﾊﾝﾌﾟｼｬｰ

ＮＨ

2007 年

（2017 年改正） 2007 年

小売電力量に占める以下の比率の再生可能エネルギー

導入を義務付け

単位：% 年クラスⅠ クラスⅡ クラスⅢ クラスⅣ

2008 0.0 0.0 3.5 0.5

2009 0.5 0.0 4.5 1.0

2010 1.0 0.04 5.5 1.0

2011 2.0 0.08 6.5 1.0

2012 3.0 0.15 1.45 1.0

2013 4.0 0.2 0.5 1.3

2014 5.0 0.3 0.5 1.4

2015 6.0 0.3 0.5 1.5

2016 6.20 0.3 0.5 1.5

2017 7.80 0.3 8.0 1.5

2018 8.70 0.5 8.0 1.5

2019 9.60 0.6 8.0 1.5

2020 10.50 0.7 8.0 1.5

2021 11.40 0.7 8.0 1.5

2022 12.30 0.7 8.0 1.5

2023 13.20 0.7 8.0 1.5

2024 14.10 0.7 8.0 1.5

2025 以降 15.00 0.7 8.0 1.5

・クラスⅠ：以下のクラスⅡ、Ⅲ、Ⅳに該当しない右欄のエ

ネルギーの発電設備

・クラスⅡ：2006 年 1 月 1 日以降に運開した新規の太陽

エネルギー発電設備

・クラスⅢ：2006 年 1 月 1 日以前に運開した既存のバイ

オマス・メタンシステム発電設備で 25MW 以下のもの

・クラスⅣ：小水力発電設備であって 1MW 以下のもの、

及び 2006 年 1 月 1 日以前に運開した既存の小水力発

電設備で 5MW 以下のもの

太陽熱温水器、太陽熱暖房、太陽熱発電、

太陽熱プロセスヒート、太陽光、埋立ガス、

風力、バイオマス、水力、、地熱ヒートポンプ、

コジェネ、水素、嫌気性消化、小水力、潮力、

波力、海洋温度差、バイオディーゼル、再生可

能燃料を使用した燃料電池、マイクロタービン

○

22


ﾆｭｰｼﾞｬｰｼﾞｰ

ＮＪ

1999 年

（2018 年改正） 1999 年



太陽エネルギーに関しては、以下の容量または割合を達

成する

年クラス I

（％）

クラス II

（％）

太陽エネ

（GWｈ）

太陽エネ

（％）

2013 7.143 2.5 596 -

2014 7.977 2.5 772 2.05

2015 8.807 2.5 965 2.45

2016 9.649 2.5 1,150 2.75

2017 10.485 2.5 1,357 3.00

2018 12.325 2.5 1,591 3.20

2019 14.175 2.5 1,858 4.30

2020 16.029 2.5 2,164 4.90

2021 21.00 2.5 2,518 5.10

2022 - 2.5 2,928 5.10

2023 - 2.5 3,433 5.10

2024 - 2.5 3,989 4.90

2025 35.00 2.5 4,610 4.80

2026 - 2.5 5,316 4.50

2027＋ - 2.5 5,316 4.35

2030 50.00 2.5 － 2.21

クラスⅠ：太陽熱発電、太陽光、風力、波力、

潮力、小型風力、地熱、埋立ガス、

一般固形廃棄物、嫌気性消化、再

生可能燃料を使用した燃料電池、バ

イオマス（詳細な規定有り）、水力

（3MW 以下）

クラスⅡ：水力（3MW 以上 30ＭＷ以下）、資源

回収設備、

※太陽光発電はクラス I に分類されるが別途目

標あり

○

ニューメキシコ

ＮＭ

2004 年

（2015 年改正） 2004 年


の再生可能電力導入義務付け

●民間電力会社

2020 年： 20％（うち太陽光 20％、風力 30％、

2007 年 7 月 1 日以降操業の地熱・バイオマ

ス・水力 5％、分散型再生可能エネルギー

2011 年 1.5％～2013 年 3％）

●組合電力会社

2020 年： 10％


マス、水力、地熱、嫌気性消化、再生可能燃料

を使用した燃料電池、

○

23


ニューヨーク

ＮＹ

2004 年

（2018 年改正） 2004 年

公益事業者に 2030 年までに州の電力の 50%を適格なクリ

ーンエネルギーからの調達を義務付け。2022 年から 2030

年の義務については、3 年毎に策定される。

年再生可能(%)

2016 25.71

2017 26.32

2018 26.81

2019 27.69

2020 29.08

2021 30.54

Main Tier：風力、太陽光、海洋、潮力、メタン消

化およびその他バイオマス、液体バイオ燃料、

燃料電池、水力

CST：燃料電池、太陽光、太陽熱温水器、風

力、メタン消化

※CST とは、自家使用の電力を指す。

×

ノースカロライナ

ＮＣ

2007 年

（2011 年改正） 2008 年



●民間電力会社

（％、家禽廃棄物に関しては GWｈ）

年全体太陽エネ豚廃棄物家禽廃棄物

2015 6 0.14 0.07 170

2016 6 0.14 0.07 700

2017 6 0.14 0.07 900

2018 10 0.20 0.14 900

2019 10 0.20 0.14 900

2020 10 0.20 0.14 900

2021 12.5 0.20 0.20 900

●その他電力事業者

2018 年： 10％



バイオマス、地熱、コジェネ、水素、嫌気性消

化、小水力、潮力、波力

○

ノースダコタ

ND 2007 年 2007 年


の新規再生可能電力導入を目標とする

2015 年： 10%


マス、水力、地熱、水素、排熱利用発電、嫌気

性消化、小型風力 ○

24


オハイオ

ＯＨ

2008 年

（2014 年改正） 2008 年


の新規再生可能電力導入を義務付け年再生可能太陽エネ

2017 3.5％ 0.15％

2018 4.5％ 0.18％

2019 5.5％ 0.22％

2020 6.5％ 0.26％

2021 7.5％ 0.30％

2022 8.5％ 0.34％

2023 9.5％ 0.38％

2024 10.5％ 0.42％

2025 11.5％ 0.46％

2026+ 12.5％ 0.50％

※新エネルギー源に関しては 2025 年までに 12.5％



物、コジェネ、廃熱利用発電、エネルギー貯

蔵、クリーンコール、CMM、次世代核、嫌気性

消化、再生可能燃料を使用した燃料電池、マイ

クロタービン

○

オクラホマ

OK 2010 年 2010 年

電力小売事業者に対し、販売電力量のうち、2015 年まで

に 15％の新規再生可能電力導入目標

現在、暫定目標等はなく、2015 年以降の目標延長もな

い。



物、嫌気性消化、小型風力、再生可能燃料を

使用した燃料電池、その他分散型発電テクノロ

ジー

×

オレゴン

ＯＲ

2007 年

（2016 年改正） 2007 年



●大規模事業者（州の電力負荷の 3％以上）

2015 年： 15％

2020 年： 20％

2025 年： 27％

2030 年：35％

2035 年 45%

2040 年：50％小規模事業者

（州の電力負荷の 1.5～3％以上）

2025 年： 10％

● 小規模事業者（州の電力負荷の 1.5％以下）

2025 年： 5％

※これとは別に、20MW 以下の小規模な再生可能エネル

ギーを 2025 年に 8％以上とする目標を規定


マス、水力、地熱、一般固形廃棄物、水素、嫌

気性消化、潮力、波力、海洋温度差、コジェネ、

小型風力、小水力

○

25


ペンシルバニア

ＰＡ

2004 年

（2017 年改正） 2005 年

代替エネルギークレジット（AEC）に基づき、販売電力量の

うち、以下の比率の再生可能エネルギーを義務付け

(％)

年 Tier I Tier II 太陽光

2013 4.0 6.2 0.510 2014 4.5 6.2 0.840 2015 5.0 6.2 0.1440 2016 5.5 8.2 0.2550 2017 6.0 8.2 0.2933 2018 6.5 8.2 0.3400 2019 7.0 8.2 0.3900 2020 7.5 8.2 0.4433 2021 8.0 10.0 0.50

TierⅠ：太陽光、太陽熱、風力、低インパクト

水力、地熱、バイオマス、バイオメタ

ンガス、炭鉱メタン、地熱、燃料電池

Tier Ⅱ：くず炭、分散型電源システム（5MW 未

満）、需要側管理、大水力、一般固

形廃棄物、パルプ加工及び木材製

造による副産物、石炭ガス化複合発

電、 ○

ロードアイランド

ＲＩ

2004 年

（2016 年改正） 2004 年



2015 年： 8.5%

（以降 2035 年まで毎年 1.5%ずつ引き上げ）

2036 年： 38.5%で維持


マス、水力、地熱、嫌気性消化、潮力、波力、

海洋温度差、小型風力、再生可能燃料を使用

した燃料電池、 ○

サウス

カロライナ

SC

2014 年

(2015 年改正) 2014 年



2021 年： 2％

太陽熱発電、太陽光、風力、バイオマス、水

力、地熱、地熱ヒートポンプ、コジェネ、水素、、

波力、再生可能燃料を使用した燃料電池、地

熱直接利用

×

サウスダコタ

SD

2006 年

（2012 年改正） 2006 年



2015 年： 10％


マス、水力、地熱、排熱利用、コジェネ、水素、

嫌気性消化、一般固形廃棄物、排熱利用発電 ×

テキサス

ＴＸ

1999 年

（2013 年改正）

1999 年

以下のスケジュールで再生可能発電容量を目標

2013 年： 5,256MW

2015 年： 5,880MW （うち 500MW は風力以外）

2025 年：10,000MW （達成済み）

太陽熱温水器、太陽熱発電、太陽光、埋立ガ

ス、風力、バイオマス、水力、地熱、地熱ヒート

ポンプ、潮力、波力、海洋温度差、小型風力 ○

26


ユタ

UT

2008 年

（2009 年改正） 2008 年

民間電力事業者、電力公社、地域電力共同組合に対し、

以下の比率の再生可能電力導入を義務付け、但し費用

対効果が高い場合のみ

2025 年： 20％


陽光、埋立ガス、風力、バイオマス、水力、地

熱、一般固形廃棄物、コジェネ、水素、CMM、

圧縮空気エネルギー貯留、嫌気性消化、小水

力、潮力、波力、海洋温度差、小型風力

○

バーモント

ＶＴ

2015 年

（2017 年改正） 2015 年



2017 年： 55％

2017 年までにそれぞれの小売り電力供給事業者の年間

電力売上高の 55％に 3 年毎に 4％追加し 2032 年に 75％

太陽温水器、太陽熱発電、太陽光、埋立ガス、

風力、バイオマス、水力、地熱、嫌気性消化、

再生可能燃料を使用した燃料電池、地熱ヒート

ポンプ、潮力、波力、風力（小規模）、水力（小

規模）、コジェネ

×

バージニア

VA

2007 年

（2016 年改正） 2007 年

2007 年を基準年とした電力販売量から 2004 年～2006 年

の平均の原子力割合を引いたものに対して、以下の割合

の再生可能電力導入目標

・RPS 目標 I 2010 年： 4％

・RPS 目標 II 2011 年～2015 年： 4％

2016 年： 7％

・RPS 目標 III 2017 年～2021 年： 7％

2022 年： 12％

・RPS 目標Ⅳ 2023 年～2024 年： 12％

2025 年： 15％


マス、水力、地熱、廃棄物発電、嫌気性消化、

潮力、波力

○

ワシントン

ＷＡ

2006 年

（2017 年改正） 2007 年

電力小売事業者（顧客数 25,000 以上）に対し、販売電力

量のうち、以下の比率の再生可能電力導入を義務付け

2012～2015 年： 3％

2016～2019 年： 9％

2020 年以降： 15％

かつ、あらゆる費用対効果の高い省エネ策を講じること


マス、水力、地熱、嫌気性消化、潮力、波力、

海洋温度差、バイオディーゼル、小型水力

○

ウェスト

バージニア

WV

2009 年

（2015 年１月に本

法令の廃止案が成

立、2 月廃止）

2009 年

民間電気事業者（顧客数 30,000 以上）に対し、販売電力

量のうち、以下の比率の再生可能電力導入目標

2015 年～2019 年： 10％

2020 年～2024 年： 15％

2025 年 1 月 1 日： 25％



物、その他非再生可能代替エネルギー源、嫌

気性消化、小水力、バイオディーゼル、再生可

能燃料を使用した燃料電池

○

27


ウィスコンシン

ＷＩ

1999 年

（2017 年改正） 1999 年



2006-2009 年：2001-2003 年の平均比率（BRP）以上を

維持

2010 年： BRP から低 2％引上げ

2011-2014 年： 2010 年の比率以上を維持

2015 年：BRP の比率から 6%以上引上げ

2016 年以降：2015 年の比率を維持 ※州全体では 2015 年に 10％を目標とする

太陽熱温水器、太陽熱発電、太陽熱プロセスヒ

ート、太陽光、埋立ガス、風力、バイオマス、水

力、地熱、地熱ヒートポンプ、一般固形廃棄物、

コジェネ、ソーラーライトパイプ、バイオマス熱、

圧縮燃料ペレット、熱分解、合成ガス、バイオガ

ス、嫌気性消化、小水力、潮力、波力、バイオ

ディーゼル、再生可能燃料を使用した燃料電

池、小型水力

○

出所）Database of State Incentives for Renewables & Efficiency®ウェブサイト（http://www.dsireusa.org/）をもとに作成（2019 年 1 月時点）

28

2. 主要国における再生可能電力促進制度の概要と施行状況

本章では、主要各国における固定価格買取制度の制度設計の概要及び施行状況を、論点別

に整理することとする。

また、あわせて、主要国における再生可能エネルギー導入目標と電力分野における主要促

進制度との関係、入札制度の制度設計・施行状況の概況を整理している。

本章の構成は以下のとおりである。

2 章の目次

2.1 主要国における再エネ導入目標と主要促進制度の関係

2.2 固定価格買取制度実施国における制度設計・論点別整理表

2.3 固定価格買取制度実施国における義務履行状況の概況

2.4 主要国における入札制度の制度設計・施行状況の概況

28 ページ

33 ページ

51 ページ

56 ページ

2.1 主要国における再エネ導入目標と主要促進制度の関係

本項では、ドイツ、スペイン、フランス、英国、イタリア、オーストラリアの 6 ヶ国の再

生可能エネルギー導入目標についてとりまとめたうえで、電力分野における導入目標に対す

る進捗状況、主要促進制度との関係を整理する。

番号対象国・地域該当ページ

1 ドイツ

スペイン

フランス

29～30 ページ

2 英国

イタリア

オーストラリア

31～32 ページ

29

表 2-1 主要国における再エネ導入目標と電力分野の主要促進制度の関係 1-①

ドイツスペインフランス

再生可能エネル

ギー導入目標

2005 年

実績

2017 年

実績*

2020 年目標

（法定）（行動計画）

電力 10.2％ 36.0％ 35.0％ 38.6％

熱 6.6％ 13.2％ 14.0％ 15.5％

輸送燃料 3.9％ 5.2％－ 13.2％

終ｴﾈ* 6.5％ 15.6％ 18.0％ 18.0％

*2017 年実績は暫定値

注）2005 年実績は、国家再生可能エネルギー行動計画の数字を利用

出典）2017 年実績：連邦経済・エネルギー省, 「Erneuerbare Energien in Zahlen,

Nationale und internationale Entwicklung im Jahr 2017」

2005 年

実績

2016 年

実績

2020 年目標


電力 18.5％ 36.61％－ 40.0％

熱 8.8％ 16.84％－ 18.9％

輸送燃料 0.6％ 5.28％－ 13.6％

終ｴﾈ* 8.2％ 17.26％ 20.0％ 22.7％


出典） 2016 年実績： Euro ｓ tat, 「 SHARES tool 2016, SHort Assessment of

Renewable Energy Sources」

2005 年

実績

2016 年

実績

2020 年目標


電力 13.5％ 19.2％－ 27.0％

熱 13.6％ 21.1％－ 33.0％

輸送燃料 1.2％ 8.9％－ 10.5％

終ｴﾈ** 9.6％ 16.0％ 23.0％ 23.0％


出典）2016 年実績：「SHARES tool 2016, SHort Assessment of Renewable Energy

Sources」

根拠法令・計画 ●2020 年目標（法定）

・電力： 2012 年再生可能エネルギー法第 1 条〔2012 年 1 月施行〕

・熱：再生可能エネルギー熱法第 1 条〔2009 年 1 月施行〕

・終エネ：2017 年再生可能エネルギー法第 1 条 ※2017 年再生可能エネルギー法では、電力分野について 2025 年、2035 年、

2050 年の導入目標を規定

●2020 年目標（法定）

・終エネ：持続可能経済法（Ley 2/2011）第 78 条 [2011 年 3 月施行]

●2020 年目標（法定）

・終エネ：環境グルネルの実施に関するプログラム法（第 1 法）第 2 条

●2030 年目標（法定）

・終エネ：32％、電力：40％、熱：38％、輸送燃料：15％ ※いずれも 2015 年のエネルギー転換法で規定

【電力分野】

エネルギー源別

の目標設定

・2017 年再生可能エネルギー法（2017 年 1 月施行）の中では、FIT 制度で

買取対象とする太陽光発電の累積設備容量を 52GW、洋上風力発電の

導入目標を 2020 年までに 6.5GW、2030 年までに 15GW と設定

・その上で、年間の新規導入設備容量の目標を太陽光は 2.5GW、バイオマ

スは 150MW（2017～19 年）、陸上風力は 2.8GW（2017～19 年）と設定

・2011 年 3 月に、2020 年までのエネルギー源別目標を定めた新たな再生

可能エネルギー計画 2011-2020 を制定

・この再生可能エネルギー計画の中で、エネルギー源別の発電設備容量

目標を設定

・2000 年電力自由化法に基づき、政府がエネルギー源別の発電設備容量

目標を設定することが義務付けられている

・2015 年エネルギー転換法に基づく「複数年エネルギー計画（PPE）」とし

て、2023 年、2028 年までのエネルギー源別の発電設備容量目標を設定

【電力分野】


ギー発電量推移

・固定価格買取（ＦＩＴ）制度のもとで、風力発電、太陽光発電をはじめとし

た再生可能エネルギーによる発電量が急増

出典）連邦経済・エネルギー省

・2013 年までの固定価格買取（ＦＩＴ）制度のもとで、風力発電発電量が急増

・景気低迷に伴う電力需要の減少も受けて、2016 年時点で、2020 年目標

の再生可能電力比率 40％の達成を視野に入れている状況

出典）欧州統計局（Eurostat）

・固定価格買取（ＦＩＴ）制度のもとで、風力発電の発電量が増加

・但し、2020 年の導入目標達成に向けてさらなる導入拡大が必要な状況


30

表 2-2 主要国における再エネ導入目標と電力分野の主要促進制度の関係 1-②

ドイツスペインフランス

【電力分野】

主要促進制度

・1991 年～：固定価格買取（FIT）制度 ※2017 年 1 月の法改正以降、一定規模以上の太陽光、陸上風力、洋上風力、バ

イオマス発電は、経過期間を経て順次競争入札制度に移行

・1994 年～2013 年：固定価格買取（FIT）制度

（2013 年 7 月をもって新たな支援制度に、既存設備も含めて移行）

・2001 年～：固定価格買取（FIT）制度

（風力発電以外は 12,000kW 以下が買取対象）

※競争入札制度を併用

再生可能電力導

入目標と主要促

進制度の関係

・FIT 制度の根拠法である 2017 年再生可能エネルギー法では、「電力消費

量に占める再生可能電力比率を 2050 年までに 80％に引き上げる目標を

追求するため、2025 年までに 40～45％、2035 年までに55～60％の達成」

を法律の目標としている

・2009 年までは再生可能エネルギー計画の源別導入目標の 85％に累積

導入容量が達した場合には、当該エネルギー源について固定買取価格

を見直しする条項有り

・原則として、FIT 制度（特定地域における風力発電を除いて 12,000kW 以

下を対象）にて、再生可能電力の導入を促進

・複数年エネルギー計画（PPE）目標の未達成容量分について、エネルギ

ー源別に競争入札制度を実施

⇒法定で 4 年ごとに FIT 制度の施行状況に関する進捗報告書を議会に提

出。実態としては、その報告書に基づいて新規設備に適用する買取価格

を改定する以外は、目標達成の担保を図る措置は特になし。 ※2009 年以降は、実態として 3 年ごとに再生可能エネルギー法の進捗報告書を

議会に提出することを運用中。2012 年 1 月の改正法施行以降は、2014 年中に

進捗報告書を提出し、改正法を 2014 年 8 月に施行。

⇒2009 年以降、FIT 制度の支援対象となるためには事前登録による認可

が必要となったが、中央政府が登録対象とする新規設備容量（クオー

タ）をエネルギー源別に規定。このクオータも既定の再生可能エネルギ

ー導入目標を考慮して設定。

⇒再生可能エネルギー導入目標とリンクした競争入札制度を実施すること

で、目標達成の担保を図っている。

【電力分野】

主要促進制度の

適用対象

右記以外水力バイオマス

15万kW超 FIT※1 －－

2万～15万kW FIT※1 FIT（増量分）※2 －

5,000～2万kW FIT※1 FIT（増量分）※2 FIT

5,000kW未満 FIT FIT FIT

※1 2012 年以降、1 万 kW 超の地上設置型太陽光は買取対象から除外

※2 2009 年以降は、既存設備の改修により、改修前と比較して生態学

的状況が実質的に改善した場合にのみ、発電量増量分を買取対象

・設備容量 10 万 kW 以下の適格再生可能エネルギー源による発電設備

が、FIT 制度の対象

・但し、太陽光発電設備については、2008 年以降、新たに買取対象とする

設備の年間の容量制限を導入

・他の再生可能エネルギー源についても、2009 年以降、予め定められた新

規設備容量（クオータ）の範囲内で認可されたプロジェクトのみを FIT 制

度の対象とし、支援対象の容量制限を事実上導入

・2012 年 1 月に FIT 制度への新規登録申請を凍結

・2013 年 7 月をもって既存設備を含めて FIT 制度を廃止し、新制度に移行

【電力分野】


選択の理由

－－・従来の FIT 制度の 12,000kW というしきい値は、行政上のコストを小限

に抑えるための上限として定めており、一定規模以上のものは、入札制

度の方がコストを抑えることができると期待しての設定

・12,000ｋW の数字の根拠は、政治的妥結の結果

〔出典〕2005 年実施のエネルギー所管省担当者へのヒアリング

【電力分野】


対象エネルギー

源の導入量推移

ＦＩＴ設備に基づく再生可能電力の買取電力量

単位：GWｈ

2001 年 2005 年 2010 年 2015 年 2017 年

水力* 6,088 4,953 5,665 5,347 5,777

バイオマス 1,472 7,367 25,155 40,628 41,056

地熱 0 0.2 28 133 163

陸上風力 10,509 27,229 37,619 70,922 86,293

洋上風力 0 0 174 8,162 17,414

太陽光 76 1,282 11,683 35,212 35,428

埋立ガス等 n/a 3,136 1,963 1,438 1,319

合計 18,145 43,967 82,285 161,842 187,448

*2001 年の値は埋立ガス等からの買取電力量を含む

出典）ドイツ連邦経済・エネルギー省


単位：GWｈ

2001 年 2005 年 2009 年 2013 年

風力 6,930 21,187 38,275 54,501

水力 4,406 3,817 5,444 7,034

バイオマス 708 2,120 3,025 4,623

太陽光 2 40 6,074 8,287

太陽熱－－ 130 4,429

合計 12,046 27,163 52,947 78,874

出典）国家市場・競争委員会（CNMC）


出典）エネルギー規制委員会（CRE）

31

表 2-3 主要国における再エネ導入目標と電力分野の主要促進制度の関係 2-①

英国イタリアオーストラリア


ギー導入目標

2005 年

実績

2017 年

実績

2020 年目標


電力 4.7％ 27.9％－ 31.0％

熱 0.7％ 7.7％－ 12.0％

輸送燃料 0.2％ 4.6％－ 10.3％

終ｴﾈ 1.4％ 10.2％ 15.0％ 15.0％


出典）2015 年実績：ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）, 「Digest of United

Kingdom Energy Statistics 2018」

2005 年

実績

2017 年

実績

2020 年目標

（法定）＊（行動計画）

電力 16.29％ 34.1％（35-38％） 26.39％

熱 2.80％ 18.3％（20％） 17.09％

輸送燃料 0.87％ 6.5％（10％） 10.14％

終ｴﾈ 4.92％ 18.3％（19-20％） 17.0％


*2013 年 3 月公表のエネルギー国家戦略（SEN）の目標（法的拘束力なし）。2017

年 11 月公表の 2017 年国家エネルギー戦略では、2030 年目標を設定。

出典）2017 年実績：GSE, 「nergia da fonti rinnovabili in Italia - Rapporto Statistico

2017」

・2007 年 11 月の総選挙の結果、「2020 年までに再生可能電力の比率を

20％にすること」を選挙公約に掲げた労働党政権が誕生。2009 年、RET

を施行。

・2013 年 9 月に誕生したアボット政権（保守連合）は、電力需要の鈍化を理

由に、RET における義務目標の後ろ倒しを検討。

・2015 年 6 月 23 日、2020 年までに再生可能エネルギー源からの電力を

23.5％以上とする、再生可能エネルギー目標（RET）に関する改正法案

が上院を通過した。このなかで、LRET の目標は、2015 年の 18,850GWｈ

から 2020 年の 33,850GWｈまで引き上げられた後、2030 年まで毎年

33,000GWｈを維持することが定められた。

根拠法令・計画

●2020 年目標（法定）

・終エネ：SI 2011 No.243, “The Promotion of the Use of Energy from

Renewable Sources Regulations 2011”

●2020 年目標

・終エネ：EU 再生可能エネルギー利用促進指令での目標値 ※2013 年 3 月に公表されたエネルギー国家戦略（SEN）には法的拘束力なし

【電力分野】

エネルギー源別

の目標設定

・エネルギー源別導入目標はなし

・再生可能エネルギー戦略の「主要シナリオ」において源別予測は有り

・2013 年 3 月に公表されたエネルギー国家戦略（SEN）では、エネルギー源

別目標も設定

・エネルギー源別の導入目標はなし

【電力分野】


ギー発電量推移

・RO（RPS）制度のもとで、風力、バイオマス発電の発電量が順調に増加

・EU 国家再生可能エネルギー行動計画で掲げた 2020 年における 31.0％と

いう比率を達成するためにはさらなる導入拡大が必要

出典）ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）

・RPS 制度のもとで、風力発電の発電量が順調に増加

・太陽光発電も、2005 年の固定価格買取（FIT）制度の導入以降に急増

・2013 年の時点で、EU 国家再生可能エネルギー行動計画で掲げた 2020

年の比率を超過している状況


・RET 制度のもとで、風力発電の発電量が順調に増加

・但し、水力発電の発電量が低下傾向にあったが、ここ数年で持ち直し、再

生可能電力の比率は順調な伸びをみせている

出典）IEA, “Renewables Information 2016”

32

表 2-4 主要国における再エネ導入目標と電力分野の主要促進制度の関係 2-②

英国イタリアオーストラリア

【電力分野】

主要促進制度

・2002 年度～：RPS（RO）制度 ※2010 年～：小規模発電設備（5MW 以下）は、固定価格買取（FIT）制度を併用

※2016 年度までに、RPS 制度から差額契約型（CfD）FIT 制度に移行

・2002 年～：RPS 制度（2013 年稼働設備から FIT 制度に移行） ※小規模発電設備（1MW 以下）は、2008 年から FIT 制度を併用

・2005 年～：（太陽光発電）FIT 制度、2008 年～：（太陽熱発電）FIT 制度

・2001 年～：RPS（RET）制度 ※小規模発電設備は、推計値により複数年分の証書を一括発行が可能。2011

年より小規模設備向け発行証書の固定価格での買取を開始。

再生可能電力導

入目標と主要促

進制度の関係

・2009 年 7 月に公表した「再生可能エネルギー戦略」の主要シナリオで

は、2020 年に終エネルギー消費の 15％を再生可能エネルギーとする

目標達成のために、電力分野の導入目標を消費量の約 30％と設定

*大規模発電：29％

*小規模発電： 2％

・イタリアの RPS 制度では、発電/輸入電力事業者が義務対象者であった

・クオータ義務の対象となる前年の実績値から再生可能電力、コジェネ発

電量が控除されるため、実際にクオータ義務が課せられるのはイタリア

全体の発電量の 50％程度に限定されていた

・制度導入時は、上記の政府目標に基づき、1997 年に 10.5％であった全

発電量に占める再生可能エネルギー発電量の比率を、2010 年に 12.5％

まで拡大させることを目標として、RPS 制度にて 2010 年までに再生可能

エネルギー発電量を 9,500GWh 増量するクオータ義務量を設定

・ 2009 年 8 月に、2020 年に再生可能電力比率を 20％まで拡大するよう

に、2020 年の増量目標値を 45,000GWh まで引き上げる内容で制度改正

⇒再生可能電力比率 30％超を達成するための手段として、2009 年 7 月の

コンサルテーションにて以下の促進制度を提案し、2010 年 4 月に施行

*大規模発電：2010 年度以降の RPS 義務量の引き上げ

*小規模発電：FIT 制度を導入

⇒制度設計上、再生可能エネルギー導入目標とクオータ義務量の関係性

が見えにくかった

⇒再生可能電力分野の政府目標に対応して、RPS 制度の再生可能エネ

ルギー増量目標値を設定

【電力分野】


適用対象

～2015 年度までの登録・稼働設備

水力水力以外のRE 非REｺｼﾞｪﾈ

2万kW超 RPS or CfD FIT RPS or CfD FIT －

5,000～2万kW RPS or CfD FIT RPS or CfD FIT －

50～5,000kW FIT or RPS※ FIT or RPS※ －

50kW未満 FIT FIT FIT

※2009 年 7 月 15 日以降に発電開始した 50～5,000kW の設備について

は、FIT 制度か RPS 制度を選択可能（選択後は変更不可）

注）2014 年度から、RPS 制度に代わる差額契約（CfD）FIT 制度を施行。

2017 年度まで、RPS 制度と CｆD FIT 制度のどちらかを選択可能

2016 年 12 月稼働開始設備

太陽光水力地熱左記以外

20MW超 (FIT終了) 競争入札競争入札競争入札

10～20MW (FIT終了) 競争入札競争入札競争入札

5～10MW (FIT終了) 競争入札競争入札競争入札

1～5MW (FIT終了）新FIP 新FIP 新FIP

1MW以下 (FIT終了) 新FIT 新FIT 新FIT

・2017 年末をもって、太陽光以外の支援制度も終了。

・原則として、RPS 制度により再生可能電力の導入促進を図っている

・但し、以下の一定条件を満たす小規模発電設備については、推計値によ

る複数年分（太陽光は 5 年間または 15 年間、風力・水力は 5 年間を選択

可能）の証書の一括発行が可能。当該証書を販売すれば、機器設置時

に複数年分の証書発行に伴う収益を得ることができる制度設計

エネルギー源要件

小規模水力発電・年間発電量 25MWh または容量 6.4kW 以下

小規模風力発電・年間発電量 25MWh 〃容量 10kW 以下

小規模太陽光発電・年間発電量 250MWh 〃容量 100kW 以下

【電力分野】


選択の理由

【制度導入時】

・①義務履行手段の柔軟性、②市場メカニズムに基づく効率的な導入促

進、③競争的な市場環境への適合性、④管理コストの低減、主な理由。出典）貿易産業省（当時）、 “NEW & RENEWABLE ENERGY, Prospects for the

21st Century” （1999 年 3 月）

【制度施行後：2009 年末時点での制度評価】

・大規模集中型再生可能発電を必要レベルまで普及するにあたり、RPS 制

度は財政的インセンティブを与えることができるものと確信

・但し、RPS 制度はエネルギー業界の専門家を意図した複雑な制度。とり

わけエネルギービジネスの関係者以外にとって、単純さ、及び収益の確

実性をもたらせることを小規模発電向けの FIT 制度に期待出典）再生可能エネルギー戦略（2009 年 7 月）

【RPS 制度導入時の制度選択理由】

・自由化されたエネルギー市場に適合する制度

・再生可能エネルギー源のみに特化した支援制度の導入

（RPS 制度導入以前の FIT 制度では、化石燃料コジェネも支援対象）

・市場メカニズム導入による導入コストの低減

【太陽エネルギーを対象とした FIT 制度の導入理由】

・コストが高く RPS 制度のもとで支援が難しいため別枠の支援制度を導入出典）2001 年、2005 年実施のエネルギー所管省担当者へのヒアリング

【小規模発電向けの例外措置導入の理由】

・太陽クレジット（Solar Credit）制度は、家庭用太陽光電池を含む小規模

再生可能エネルギーシステムの前払い費用の支援となり得る

・また、義務量が拡大された RET 制度（RPS 制度）に基づく証書として、追

加的な再生可能発電設備を提供することになる

出典）2009 年 10 月 10 日気候変動省プレスリリース

"Why does the RET Scheme impact?”

【電力分野】


対象エネルギー

源の導入量推移

RPS 制度に基づくエネルギー源別証書発行状況（2002～12 年度）

エネルギー源 2002 年度 2013 年度 2014 年度 2002～14

年度累計

太陽光－ 867,192 3,180,241 4,092,147

水力 539,492 2,519,972 2,558,815 27,007,022

風力 1,092,241 42,613,467 43,120,521 182,612,794

バイオマス 3,503,314 16,819,075 22,451,096 132,464,384

バイオマス混焼 448,513

※バイオマス：埋立ガス・下水ガス・バイオマス（先進技術）を含む

水力：小規模水力、マイクロ水力、波力、潮力を含む

RPS 制度に基づく発行証書のエネルギー源別比率（2002～12 年）単位：1 証書＝1MWh 換算

エネルギー源 2002 年 2012 年 2002～12 年累計

太陽光 400 2,777 28,618 0.02%

水力 452,750 6,853,333 42,519,911 33.5%

地熱 187,100 1,406,585 9,227,483 7.3%

風力 148,000 12,552,015 45,908,676 36.1%

ﾊﾞｲｵﾏｽ/廃棄物 138,352 7,089,160 29,357,018 23.1%

合計 926,602 27,903,870 127,041,706

※ 2004 年分より証書発行単位が 100MWh から 50MWh に、2007 年分から

1MWh に変更。上表では、比較のため 1MWh 単位で表記

RPS 制度に基づくエネルギー源別証書発行状況（2001～09 年）

エネルギー源 2001 年 2008 年 2009 年 2001～09 年累計

水力 944,720 632,585 224,675 10,211,676 27.3％

風力 100,169 3,130,763 4,286,646 13,451,881 25.0％

太陽熱温水器 215,357 3,100,828 7,739,888 16,334,923 23.5％

埋立ガス 86,649 712,847 740,016 3,753,173 8.2％

ﾊﾞｶﾞｽ・ｺｼﾞｪﾈ 241,509 524,523 888,602 3,820,309 8.0％

その他 64,850 819,685 2,366,716 5,315,904 8.0％

33

2.2 固定価格買取制度実施国における制度設計・論点別整理表

本項では、以下の 5 ヶ国について、2018 年 12 月末時点で入手している公表情報をもとに、

固定価格買取制度の制度概要を論点別に整理する。この 5 ヶ国については、本章の 2.3 にお

いて、その義務履行状況にのみ焦点を当てて整理しているので、そちらも参照いただきたい。

なお、スペインについては、2013 年 7 月をもって FIT 制度を遡及的に廃止して新たな支援

制度に移行したが、本項では従来実施していた固定価格買取制度の情報を整理する。英国ス

については、本項では2010年度から施行している小規模設備対象のFIT制度をとりまとめ、

2014 年度から施行の差額契約型（CfD）FIT 制度は、本章 2.4 の入札制度の整理表でとりま

とめることとする。

また、この 5 ヶ国・地域の固定価格買取制度の詳細については、本報告書の 4～8 章で各

国別に動向をまとめた部分もあわせて参照いただきたい。


1 ドイツ

スペイン

英国

①導入目標、FIT 制度の位置付け

②制度施行後の主な改正履歴

③買取対象エネルギー源・設備要件

④買取期間、買取価格

⑤FIT 対象設備の認定・登録手続き

⑥発電事業者の義務

⑦再エネ電源の出力抑制

⑧費用転嫁方法

⑨費用負担平準化スキーム

34 ページ

35 ページ

36 ページ

37 ページ

40 ページ

41 ページ

42 ページ

43 ページ

44 ページ

2 フランス

イタリア（太陽光）

イタリア（太陽以外）

①導入目標、FIT 制度の位置付け

②買取対象エネルギー源・設備要件

③買取期間、買取価格

④費用転嫁方法

⑤買取価格の適用時点、再エネ電源の出力抑制

46 ページ

47 ページ

48 ページ

49 ページ

50 ページ

34

表 2-5 FIT 制度実施国の整理表 1-①「導入目標、FIT 制度の位置付け」

ドイツスペイン英国

再生可能電力分野の法定導入目標・2014 年 8 月施行の 2014 年再生可能エネルギー改正法において、

以下のように目標を記載（2017 年改正法でも同様）

電力供給における再生可能電力の比率

* 2025 年に 40～45%

* 2035 年に 55～60%

* 2050 年までに 80%

・2011 年 3 月に公表した法定計画である「再生可能エネルギー計画

2011-2020」では、再生可能電力分野、熱分野、バイオ燃料分野の

エネルギー源別目標値を設定再生可能エネルギー計画の電力分野目標

エネルギー源 2010 年

（基準年）

2020 年

（目標）

水力（揚水を除く） 13,226MW 13,861MW

地熱－ 50MW

太陽光 3,787MW 7,250MW

太陽熱 632MW 4,800MW

潮力、波力－ 100MW

陸上風力 20,744MW 35,000MW

洋上風力－ 750MW

バイオマス、バイオガス、

一般固形廃棄物

855MW 1,950MW

合計 39,214MW 63,761MW

出典）“Plan de Energías Renovables en España 2011-2020”

・再生可能電力分野における法定目標はなし

・2009 年 7 月に公表した「再生可能エネルギー戦略」の主要シナリ

オでは、2020 年に終エネルギー消費の 15％を再生可能エネル

ギーとする目標達成のために、電力分野の導入目標を消費量の

30％と設定

・電力分野におけるシナリオの内訳

*大規模発電（5,000kW 超）：29％

*小規模発電（5,000kW 以下）： 2％

主要促進制度の適用対象

・バイオマス・水力発電を除いて、設備容量制限を設けず、FIT 対象

・20,000ｋW 以上のバイオマス発電のうち、コージェネ設備は、別途、

CHP 法の固定価格買取対象として支援

・2017 年改正法で 750kW 以上の太陽光、陸上風力、洋上風力、

150kW 以上のバイオマスは入札制度に移行

右記以外

※

水力バイオマス

15万kW超 FIT/入札－－

2万～15万kW FIT/入札 FIT（増量分）※※ －

5,000～2万kW FIT/入札 FIT（増量分）※※ FIT/入札※※※

5,000kW未満 FIT/入札 FIT FIT/入札

注）2014 年 8 月以降稼働の以下の新規設備は FIP の適用を義務化

-2014 年 8 月～：設備容量 500kW 以上

-2016 年 1 月～：設備容量 250kW 以上

-2017 年 1 月～：設備容量 100kW 以上

※地熱発電は入札対象外、太陽光の入札は設備容量上限 10MW

※※2009 年以降は、既存設備の改修により、改修前と比較して生態学的

状況が実質的に改善した場合にのみ、発電量増量分を買取対象

※※※埋立ガス・下水ガス発電設備の 5,000ｋW 超の設備容量分について

は、電力市場価格に応じた支払い

・設備容量 10 万 kW 以下の適格再生可能エネルギー源による発電

設備が、ＦＩＴ制度の対象（2013 年 7 月に FIT 制度は廃止）

・但し、太陽光発電設備については、2008 年以降、新たに買取対象

とする設備の年間の容量制限を導入

・他の再生可能エネルギー源についても、2009 年以降、予め定めら

れた新規設備容量（クオータ）の範囲内で認可されたプロジェクトの

みを FIT 制度の対象とし、支援対象の容量制限を導入

太陽光水力洋上風力その他

5 万＜P≦10 万 kW FIT （～13 年）

－ FIT※

（～13 年） FIT （～13 年）

10＜P≦5 万ｋW FIT （～13 年） P≦1 万 kW

※FIP：プレミアム価格買取（Feed-in premium）

電力市場において電気価値部分を販売し、加えて固定のプレミア

ム価格を上乗せして受け取る。2013 年 2 月の法改正で選択不可

に。

2014 年度までの運開設備

水力水力以外の

再生可能エネ

非再生可能

コージェネ

2万kW超 RPS or CfD

FIT

RPS or CfD FIT －

5,000～2万kW RPS or CfD

FIT

RPS or CfD FIT －

50～5,000kW FIT or RPS※ FIT or RPS※ －

50kW未満 FIT FIT FIT

※2009 年 7 月 15 日以降に発電開始した 50～5,000kW の設備に

ついては、固定価格買取（FIT）制度か RPS 制度を選択可能

（選択後は変更不可）

※2014 年度から、RPS 制度に代わる新たな差額契約（CfD）FIT

制度を施行。2016 年度まで、RPS 制度と CｆD FIT 制度のどち

らかを選択可能

但し、太陽光は、5MW超は2014年度、5MW以下は2015

年度をもって RO 制度の対象から除外

陸上風力も 2015 年度をもって RO 制度の対象から除外

・2017 年度以降の CｆD FIT では陸上風力、太陽光は支援対象外

FIT 根拠法令

（2018 年 12 月末時点）

・2017 年再生可能エネルギー法（改正法）

・1997 年電気事業法

及び関連政令（2013 年 RDL 9/2013 に基づき FIT 制度廃止）

・1989 年電力法（2008 年エネルギー法により改正）

及び関連する The Feed-in Tariffs Order

FIT 制度開始年

・1991 年～： FIT 制度施行

・1994 年～： FIT 制度施行

・2013 年：FIT 制度廃止、既存設備も含めて新たな支援制度に移行

・2010 年度（4 月）～：FIT 制度施行 ※2002 年度～：大規模発電設備は、RPS 制度を実施してきたが、2014

年度中に差額契約（CｆD）FIT 制度に移行

35

表 2-6 FIT 制度実施国の整理表 1-②「制度施行後の主な改正履歴」


制度施行後の主な改正履歴

●1991 年：電力供給法の制定

・電力会社に対し、供給区域内の再生可能エネルギー源による発

電電力を、需要家への売電価格の一定比率で買取義務付け

・買取にかかる費用に関しては、政府からの補助金は与えられず、

全額電力会社で負担して需要家に転嫁

●1998 年：電力供給法の一部改正

・市営電力供給公社に対し、販売量の 5％までは、自己負担での再

生可能電力の買取を義務付け

・5％を超過する分の買取コストは地域電力供給会社が負担

・地域電力供給会社は、販売量の 5％を超える分については買取義

務なし

●2000 年 4 月：再生可能エネルギー法施行

・電力会社（系統運用者）に対して、再生可能エネルギー発電設備

の系統接続及びエネルギー源別の固定価格買取を義務付け

・各電力会社の買取量 5％上限を廃止

・すべての電力会社（系統運用者）間で、買取に伴う費用負担を平

準化する仕組みを導入

●2004 年 8 月：再生可能エネルギー改正法施行

・エネルギー源別の買取価格の変更

・買取対象とする太陽光発電の設備容量上限（350MW）の撤廃

・風力発電は全体的に買取価格を減額

・一定要件を満たすバイオマス・太陽光設備は買取価格を増額

・電力多消費企業に対して暫定的に認められていたく費用負担の

軽減措置の恒久化と対象企業範囲の拡大


・法律上の目標を、「2020 年までに電力供給における再生可能電力

の比率を少なくとも 30％、その後も継続的にその比率を増加させ

ること」として目標量を引き上げ

・設備容量 30kW 以下の太陽光発電設備については、計測を条件

に、自家消費分も支援の対象に追加


・2010 年 7 月以降に新規稼動の太陽光発電設備に適用する買取価

格を緊急的に引き下げ


・発電電力を直接売電し、規定の計算式に従って算出される市場プ

レミアムを受け取るオプションが選択可能に

・大規模需要家を対象とした費用負担減免措置の対象企業の拡大


・2012 年 4 月以降に新規稼動の太陽光発電設備に適用する買取価

格を引き下げ、毎月の買取価格調整の仕組みを導入


・陸上風力、バイオマスも四半期ごとの買取価格調整を導入

・一定規模以上の新規設備に直接販売オプションを義務付け

・地上設置型太陽光発電は試行的に入札制度へ移行


・一定規模以上の太陽光、陸上風力、洋上風力、バイオマス発電に

ついて、一定の経過期間を経て順次入札制度へ移行

●1994 年：National Electricity System Act 40/1994 （国家電力市

場再編法）、及び Royal Decree 2366/1994

・各再生可能エネルギー源の買取価格を規定

●1997 年：Electric Power Act 54/1997 (電気事業法)

・50MW 以下の再生可能エネルギー発電設備を「特別制度」として、

自由化された電力市場における優先的なアクセスを規定

・2010 年までにエネルギー消費に占める再生可能エネルギーの比

率を 12％まで拡大する目標を規定

●1998 年：Royal Decree 2818/1998

・電気事業法で規定された「特別制度」の対象となる再生可能エネ

ルギー発電設備について、エネルギー源別の固定買取価格の

算出方法を規定


・「特別制度」対象電源の固定買取価格の算出方法を変更


・「特別制度」対象電源の固定買取価格の改定、及び一部エネルギ

ー源へのプレミアム+売電価格の上限、下限の設定等を規定

・「特別制度」対象電源の設備容量上限を 100MW 以下に引き上げ


・太陽光発電設備に関して、固定買取価格の改定や年間上限枠の

設定等を規定

●2009 年：Royal Decree Law 6/2009

・「特別制度」の対象とする電源について、中央政府への事前登録

を義務付け

●2010 年 11 月：Royal Decree 1565/2010

・2011年第2四半期以降の新規太陽光発電設備に適用する買取価

格の引き下げ

●2010 年 12 月：Royal Decree 1614/2010

・既存設備を含む風力発電、太陽熱発電に買取価格（インセンティ

ブ）を適用する年間上限時間の導入

●2010 年 12 月：Royal Decree Law 14/2010

・既存設備を含む太陽光発電に買取価格（インセンティブ）を適用す

る年間上限時間の導入


・再生可能エネルギー発電設備の「特別制度」への新規登録停止


・買取価格の年次インフレ調整方法の変更

・プレミアム価格買取オプションを廃止し、固定価格買取オプション

への一本化


・既存設備も含めて FIT 制度を撤廃し、新支援制度への移行を規定

●2008 年 11 月：2008 年エネルギー法（Energy Act 2008）

・ 1989 年電力法（Electricity Act 1989）32 条の修正、および新たな

条項を挿入する形で、小規模発電設備を対象とした固定価格買

取制度の枠組みを規定

●2010 年 4 月：FIT 制度施行

●2011 年 8 月：太陽光発電の買取価格改定

・ 50kW 超の太陽光発電に適用する買取価格を引き下げ


・ 50kW 以下の太陽光発電に適用する買取価格を引き下げ

●2012 年 8 月：FIT Order 2012

・ 2012 年 11 月以降に認定される太陽光発電設備に適用する価格

逓減メカニズムの導入

・ 2012 年 12 月以降に認定される 500kW 未満の風力発電設備に適

用する買取価格を引き下げ

・2012 年 8 月以降に稼働した太陽光発電設備の買取期間を 25 年

間から 20 年間に短縮


・買取対象とする対象設備の設備容量上限を 5MW から 10MW に

引き上げる根拠法の改正

●2016 年 1 月：太陽光、風力、水力発電の買取価格改定

・太陽光発電に適用する買取価格を大幅に引き下げ

【参考：RO（RPS）制度の小規模発電に関連する主な改正履歴】

●2000 年 7 月：公益事業法（Utilities Act 2000）成立

・ 1989 年電力法（Electricity Act 1989）32 条の修正、および新たな

条項を挿入する形で、RO 制度の枠組みを規定

●2002 年 4 月：RO Order 2002 施行

・ RO 制度に基づくクオータ義務付け開始

●2004 年 4 月：RO Order 2004 施行

・バイオマス混焼や小規模発電設備に対する証書発行などのルー

ルを変更

●2007 年 4 月：RO Order (Amendment) Order 2007 施行

・小規模発電者（出力 50kW 以下）の代理人を利用した証書発行な

どの改正

●2009 年 4 月：RO Order (Amendment) Order 2009 施行

・再生可能エネルギー源別に証書による支援レベルを差異化する

「バンディング」の導入（2008 年エネルギー法に基づく）

・ 2010 年度以降のクオータ義務量について、既定の固定目標値

と、前年時点の再生可能エネルギー源による予測発電量の一定

比率分の「ヘッドルーム」を設定した目標値の、どちらか高い方を

設定することを規定


・低炭素発電（再生可能発電を含む）を対象とした差額契約（CfD）

FIT を導入するために必要な権限をエネルギー国務大臣に付与

36

表 2-7 FIT 制度実施国の整理表 1-③「買取対象エネルギー源・設備要件」


買取義務対象者系統運用者

再生可能エネルギー発電設備のも近い場所にあり、技術的に

受電に適切な系統を所有する系統運用者に系統連系、電力購入の

義務

配電系統運用者

配電のために十分な技術及び経済的な能力を持っているも至

近の配電会社が電力購入の義務

電力小売事業者（供給ライセンス保有者）

※買取義務対象は、250,000 軒以上の顧客を有する事業者

（2017 年度は 13 事業者が対象）

※ 顧客数 50,000 軒未満の供給ライセンス保有者は、

・50kW 以上の発電者への固定価格支払いを断ることが可能

・平準化スキームを通じて費用負担のみを行う

対象エネルギー源・太陽光

・風力

・水力

・波力、潮力、海洋濃度差、潮流エネルギー

・地熱

・埋立ガス、下水ガス、鉱山ガス

・バイオマス ※下記参照

＜バイオマスの要件について＞

原則としてバイオマス成分、及びバイオマス系廃棄物のみが対

象分別廃棄物については、バイオマス系廃棄物のみが対象とな

り、紙、厚紙、段ボールなどは対象エネルギー源に含まれない ※バイオマス、分別廃棄物の焼却については、点火及び補助燃焼の

ためにバイオマス以外の物質を投入することが認められている

2009 年 8 月 24 日「発電用液化バイオマスの持続可能な生産に

関する要求令」の施行・ 2010 年 1 月 1 日以降、再生可能エネルギー法で固定価格買取制度の

買取対象とされているナタネ油やパーム油、ダイズ油といった液化バ

イオマスについて、化石エネルギー源と比較して、少なくとも 35％、温

室効果ガス排出量を少なくすることを要求

・また、熱帯雨林や湿原など、自然保護上、重要な地域に、バイオマス

発電用の植物を栽培することを禁止

・太陽光、太陽熱、

・風力（陸上・洋上）

・水力、潮力、海洋熱、海流エネルギー

・地熱、高温岩体

・バイオマス、バイオガス

・一般固形廃棄物、その他廃棄物、廃棄物混焼

＜非再生可能エネルギー源＞

・廃棄物削減処理施設（養豚業のプリン体、泥など）

・コジェネ（天然ガスなど）、産業廃棄物

【政令で買取対象とされているエネルギー源】

・太陽光発電

・風力

・水力

・バイオマス（嫌気性消化のみ）

＜非再生可能エネルギー源＞

・家庭用マイクロコジェネ（パイロット）（発電容量 2ｋW 以下） ※導入件数 30,000 設備までの適用。12,000 設備に到達した時点で見直し

を実施予定

【参考】2008 年エネルギー法に基づき、政令にて固定価格買取対象

とできる「小規模低炭素発電」のエネルギー源

・バイオマス、バイオ燃料

・燃料電池

・太陽光発電、太陽熱発電

・地熱

・水力（波力および潮力を含む）

・風力

・コジェネ（50kW 以下の発電容量）

対象設備要件・上記の対象エネルギー源による発電設備

【除外対象となる発電設備要件】

・設備容量 5,000kW 以上の水力発電設備 ※但し、2009 年以降は、既存設備の改修により、改修前と比較して生

態学的状況が実質的に改善した場合にのみ、発電量増量分を買取

義務の対象とする

・設備容量 20,000kW 以上のバイオマス発電設備

・計画中の立地場所で基準発電量の 60％を達成できることを稼動

開始前に証明できない設備容量 50kW 超の風力発電設備

・設備容量 10 万 kW 以下の上記エネルギー源による発電設備

※2012 年 1 月に新規設備の登録申請を凍結

・2009 年 7 月 15 日以降に稼動開始した 5,000kW 以下の上記の買

取対象とする再生可能エネルギー源による発電設備

・2009 年 7 月 14 日までに稼動開始した 50kW 未満の上記の対象エ

ネルギー源による発電設備のうち、従来の支援制度である RPS 制

度で認定を受けている設備

・他の支援策により補助金等を受領している発電設備は対象外 ※但し、許容される補助金等の支援要件有り

対象とする累積導入量・太陽光発電は、買取対象とする累積設備容量上限を 52GW と設定

・洋上風力発電は、2020 年までに 6.5GW、2030 年までに 15GW の設

備容量とすることを再生可能エネルギー法で規定

・太陽光発電については、新たに買取対象とする発電設備の年間

制限枠を設定（2009 年以降）

・他の再生可能エネルギー源についても、2009 年に導入した事前

登録制度に基づき、政府が定めた 2012 年までのエネルギー源

別導入量分のみを FIT 制度の支援対象としている ※登録設備容量が目標に達している風力、太陽熱は、申請受付を凍結

・ 2013 年 7 月に既存設備も含めて FIT 制度を廃止

・特になし

※2016 年 2 月以降、源別に四半期ごとの導入上限（キャップ）を設定

設置者の適格要件

・ 2004 年 7 月末までに稼動した連邦、または州が 25％以上の所有

者の場合は、当該発電設備は適格設備から除外

・特になし・特になし

37

表 2-8 FIT 制度実施国の整理表 1-④「買取期間、買取価格ⅰ」


買取対象電力

（自家消費分の扱い）

系統への送電量全量買取（除く新規太陽光発電設備）

・ 2009 年 1 月以降に設置された 30kW 以下の太陽光発電設備につ

いては、計測を条件に、自家消費分についてもインセンティブ対

象にするよう 2009 年再生可能エネルギー法で改正

・ 2010年7月以降の新規設備については、500kW未満の屋根設置

型太陽光発電設備に、自家消費分を対象としたインセンティブ対

象を拡大

系統への送電量全量買取

発電量の全量買取

・電力小売事業者から発電量（kWh）に対して固定価格での支払い

を受ける〔発電価格〕

・電力小売事業者に余剰電力を売電する場合には、保証された価

格で売電が可能〔売電価格（export tariff）〕

※規定の発電価格に売電価格を追加で付与

⇒系統への送電量に加えて、自家発自家消費分についても固定

価格を受け取ることが可能

買取期間設備稼動から 20 年間

特に制限なし（太陽光発電のみ 28 年間） ※ エネルギー源別に定められた期間（例：陸上風力＝20 年間）を経過した

設備は買取価格を減額

・太陽光： 25 年間 → 2012 年 8 月以降認定設備： 20 年間

・その他： 20 年間

※非再生可能エネルギー源によるコジェネは 10 年間

買取価格・ ①エネルギー源別、②設備容量別、③設備稼働年別に、発電原

価を考慮のうえで、細かく買取価格を設定

・買取価格の計算方法：例えば、50kW の設備の場合、30kW まで

の価格と、30kW 超 50kW までの価格の組み合わせで買取価格決

定

【例】2006年稼動の設備容量50kWの太陽光発電設備に適用される

買取価格の計算方法

設備容量比買取価格

～30kW 60％ 51.80 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

30～50kW 40％ 49.28 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

0.6×51.80 + 0.4×49.28 ＝ 50.79 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

2018 年 12 月新規稼動設備の買取価格（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh） ※一部を抜粋

エネルギー源買取価格調整率

水力

0.5MW 以下 12.34

年-0.5％

0.5～2MW 8.13

2～5MW 6.22

5～10MW 5.45

10～20MW 5.26

20～50MW 4.22

50MW 超 3.45

地熱 25.20 年-5％

（21 年～）

埋立ガス注 1 0.5MW 以下 8.05

年-1.5％

0.5～5MW 5.58

下水ガス注 1 0.5MW 以下 6.39

0.5～5MW 5.58

洋上風力注 2

（2020 年末までの稼

働設備のみ対象）

第 1 ステージ 14.90 年-0.5 ㌣ (18～19 年、

21 年以降)

年-1.0 ㌣（20 年）

加速化モデル注 3 18.40

第 2 ステージ 3.40

注 1：ガスを再処理化している場合は、要件に応じて買取価格が増額

注 2：運開から 12 年間は全設備に第 1 ステージの買取価格を適用。その後

は設置場所の海岸からの距離、水深応じて第 2 ステージの買取価格

に順次移行。

注 3：2019 年末までの稼働設備は、「加速化モデル」として買取期間を 12 年

間に短縮し、高い買取価格を適用するオプションを選択可能 ※次ページに続く

2010 年に適用される買取価格（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh）注 1 ※一部を抜粋

ｴﾈﾙｷﾞｰ源固定買取価格ﾌﾟﾚﾐｱﾑ価格注

太陽光注 2

20kW 以下 32.1967 －

20kW～2MW 28.6844 －

ｵｰﾌﾟﾝｽﾍﾟｰｽ

10MW 以下 25.8602 －

太陽熱 28.4983 26.8717

陸上風力 7.7471 3.0988

洋上風力－ 8.9184

地熱、波力、潮力等 7.2892 4.0672

水力 10MW 以下 8.2519 2.6495

10～50MW － 2.2263

ﾊﾞｲｵﾏｽ（ｴﾈﾙｷﾞｰ作物等）

2MW 以下 16.8096 12.6723

2MW 超 15.5084 11.1562

埋立ガス 8.4551 4.4721

その他

ﾊﾞｲｵｶﾞｽ

500kW 以下 13.8262 10.8104

500kW 超 10.2409 6.5870

黒液 2MW 以下 9.8177 5.9986

2MW 超 8.4635 3.8813 注 1：需給バランス用のインセンティブ価格を含む ※上記以外にも、コジェネ、自家発、廃棄物発電等に対する買取価格の設定有り

注 2：2010 年第 4 四半期の募集時の買取価格

・上記価格は買取期間中一定ではなく、毎年、消費者物価指数

（CPI）の変動に連動して金額が変動する

2012 年まで：消費者物価指数（％）-0.25（％）を乗じて変動

2013 年以降：消費者物価指数（％）-0.5（％）を乗じて変動

・2013 年 2 月の法改正により、既存設備も含めてプレミアム価格買

取オプションを廃止し、固定価格買取オプションに一本化

・2013 年 7 月をもって既存設備も含めて FIT 制度を廃止

2018 年 12 月認定設備に適用される「発電価格」単位：ペンス/kWh

技術規模買取価格買取期間

太陽光注 10kW 未満 3.75 20 年間

10～50kW 3.96

50～250kW 1.77

250～1,000kW 1.60

1,000～5,000kW 0.40

地上設置型 0.24

風力 50kW 未満 8.31 20 年間

50～100kW 4.91

100～1,500kW 1.72

1,500～5,000kW 0.52

水力 100kW 未満 8.04 20 年間

100～500kW 6.46

500～2,000kW 6.46

2,000～5,000kW 4.73

バイオマス 250kＷ未満 4.53 20 年間

（嫌気性消化） 250～500kW 4.30

500～5,000kW 1.55

※翌年度以降、小売物価指数に連動して発電価格を変更

注）太陽光は、エネルギー効率要件を満たした、26 以上の設備認定を受け

ている発電者による設備に適用する「中」クラスの価格

・上記の発電価格に加えて、規定の売電価格（2018 年 12 月稼働設

備には 5.24 ﾍﾟﾝｽ/kWh）での売電を保証

※但し、それ以上の価格での売電を妨げるものではない

38

表 2-9 FIT 制度実施国の整理表 1-④「買取期間、買取価格ⅱ」


買取価格

※前ページから続く

2018 年 12 月新規稼動設備の買取価格（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh） ※一部を抜粋

エネルギー源買取価格調整率

太陽光

屋根設置 10kW 以下 11.99 月

-0.5％

※直近導入設

備量に応じて、

月-2.8～+3.0％

10～40kW 11.67

40～750kW 注 4 10.47

その他 40～750kW 注 4 8.41

750～10,000kW 入札対象

陸上風力

(750kW 未満)注 5

第 1 ステージ 6.97 四半期注 6

+0.4～-2.4％第 2 ステージ 3.87

バイオマス

（100kW 未満）

0.1MW 未満 13.18 半期

-0.5％注 7 0.1～20MW 入札対象

注 4：100kW 以上の設備に義務付けられる直接販売の買取価格

注 5：運開から 5 年間は全設備に第 1 ステージの買取価格を適用。その後

は設備稼動率に応じて第 2 ステージの買取価格に順次移行。

注6：直近の導入設備容量に応じて、四半期ごとに0.4％の増額から2.4％の

減額まで買取価格を調整。750kW 以上は入札対象。

注 7：2017 年 4 月および 10 月に逓減を実施。

低減率・上表のようにあらかじめ法令でエネルギー源別に低減率を規定

・2009 年 1 月以降、太陽光発電は、直近 1 年間の新規導入設備容

量に応じて、以降の新規設備に適用する低減率を決定

・2016 年以降、陸上風力、バイオマス発電も、直近 1 年間の新規導

入設備容量に応じて、以降の新規設備に適用する低減率を決定

・特になし ※太陽光発電については、規定の導入量に達した場合に、以降の新規設

備の価格が引き下げられていく規定有り

・2012 年 8 月に施行された FIT Order に基づき、太陽光発電につい

ては、2012 年 11 月以降の認定設備は、前四半期の導入実績に応

じて規定のフォーミュラに従った買取価格の逓減率を適用

プレミアム価格買取（FIP）制度

における電力販売価格

・ 2012 年改正法で、卸電力市場や相対で売電し、プレミアム価格を

受け取ることのできる制度(FIP 制度)を選択できるように制度改正

・ 2014 年改正法で、新規再生可能エネルギー発電設備は、段階的

に市場での直接販売及び市場プレミアム制度の適用が義務化

*2014 年 8 月～：設備容量 500kW 以上の新規設備



・プレミアム価格買取（FIP）制度を選択する特別制度の対象電源

は、卸電力取引市場（OMEL）に希望価格で入札

→入札価格が系統限界価格を下回った場合は、「系統限界価格+

プレミアム価格」を受け取る

・2013 年 2 月の法改正により、既存設備も含めてプレミアム価格買

取オプションを廃止し、固定価格買取オプションに一本化

・2018 年度新規設備には 5.24 ペンス/kWh での売電を保証 ※但し、それ以上の価格での売電を妨げるものではない

買取価格の見直し

（法的根拠）

・2017 年再生可能エネルギー法上では、買取価格の見直し着手に

関する明確な規定なし

（太陽光発電、陸上風力発電における前年度の導入設備容量に応

じた買取価格の低減率調整を除く）

※ 実態としては、再生可能エネルギー法に基づき、少なくとも 4 年に 1

回、連邦政府が連邦議会に提出する進捗報告書の提言を受けて、買

取価格の見直しに着手

【全再生可能エネルギー源】 RD661/2007

・第44条において、2010年及びそれ以降4年ごとの定期的な買取

価格の見直しを規定

・第22条において、上記の定期的な見直しに加えて、エネルギー

源別に定めた上限容量（しきい値）の85％に累積導入量が達した

場合には、ただちに買取価格の見直しを実施することを規定

【太陽光発電】 RD1578/2008

・ 2008年以降の新規稼働太陽光発電設備については、年間上限

枠の75％以上の設備が登録された時点で、次の四半期の募集

時の買取価格が予め定められた計算式に従って自動的に低減

・上記の規定はあるものの、実態としては緊急的な法改正により、

買取価格の見直しを実施していた

2008 年エネルギー法第 41 条

・エネルギー国務大臣は、必要に応じて、コンサルテーションの実

施、及び修正草案の議会における承認手続きを経て、買取価格・

買取期間について修正が可能

39

表 2-10 FIT 制度実施国の整理表 1-④「買取期間、買取価格ⅲ」


買取価格の設定根拠

・連邦議会への再生可能エネルギー法の進捗報告書において、エ

ネルギー源別の標準的な設備の発電コストを算出し、その結果に

基づいて新規設備に適用する買取価格の見直しを提言

・進捗報告書の提言をもとに連邦議会で審議が行われ、終的な

買取価格を決定

例：2007 年進捗報告書における標準的な太陽光発電施設における

発電コストの参照値

出典）2007 年再生可能エネルギー法進捗報告書

・「標準的な条件」の参照設備（パラメーター）を設定し、それに基づ

いて、中立的な立場で、経済・観光・商務省の外郭団体であるス

ペイン省エネルギー多様化研究所（IDAE）が、固定買取価格を決

定する作業を実施

・現行の買取価格を規定する政令（RD661/2007）の策定時には、

設備稼働のライフサイクル全体で 7～8％の利益率が出る水準に

固定買取価格を設定

バイオマス、バイオガス、太陽熱発電 8％の利益率

風力、太陽光発電 7％の利益率

・プレミアム価格は、以下の利益率を前提として設定

バイオマス、バイオガス、太陽熱発電 7～11％の利益率

風力、太陽光発電 5～9％の利益率

出典）国家エネルギー委員会（CNE、当時）, “Annual report—2007” 及び

IDAE 資料

・設置条件のよい発電設備が、実質ベース 5～9％の投資収益率を

得られるような買取価格を設定

・ドイツ（4～7％を想定）よりも高い比率としたのは、両国の融資（金

融）環境の違いを考慮したため

・また、異なる技術の設備導入にかかるリスク、及びこれらのリスク

が投資家の投資意欲に与え得る影響を考慮して 5～8％という数

字を設定

・なお、太陽光発電については、他の小規模再生可能エネルギー

源と比較して成熟したエネルギー源であるため、投資収益率を 5

～6％となるように買取価格を提案

【参考】投資収益率の算定にあたって活用したモデルの設計図

買取価格の適用時点・ドイツでは、根拠法（再生可能エネルギー法）において、2000年4月

の施行当初から、買取価格の決定時点を当該設備の稼働開始

（電力系統への供給開始）時点と定義

・こうした運用は、①法令本文で買取価格を規定することで改定をし

にくくすること、②あらかじめ法令で当面の買取価格低減率を示し

ていること、③原則として再エネ発電は優先的に系統連系が可能

であること等の他条項とセットで規定されており、事業者側でも発

電開始時に適用される買取価格が一定程度の確度で予見可能と

なっている

【2009～2011 年】 ※現在は、新たな制度に移行済み

・スペインでは、2009 年の法改正以降、FIT 制度の買取対象となるた

めには、産業・観光・商務省（当時）が設置する登録簿への事前登

録が必須になった

・申請者は、事前登録申請にあたって、①系統連系点への権利、②

州政府の認可、③営業許可（自治体）、④系統連系にかかる銀行

保証等の要件を満たしていることを証明することが求められた

・事前登録を受けたプロジェクトは、登録から稼働開始まで 36 ヶ月の

猶予期間が与えられる

・英国の小規模設備を対象とした FIT 制度では、買取価格の適用時

点を、①小売事業者による FIT 登録に関する書面通知受領日、②

規制機関による認定申請の受領日、③設備の稼働開始日のうち

も遅い日を「資格発生日」として定義

・一般的には設備の稼働開始日が買取価格の適用時点となる

・もともと現行の FIT 制度は、5MW 以下の小規模設備を対象とした制

度であるため建設にかかるリードタイムの想定が短いことが理由と

して挙げられる

・但し、2012 年 12 月の制度改正時に、導入量に応じた買取価格逓

減メカニズムとあわせて事前認定時の価格を保証する制度を導入

発電コスト（名目）

発電コスト（実質）

発電コス

ト（

ｃｔ

/ｋW

h）

買取可能価格（名目）

買取可能価格（実質）

発電コスト（名目）に与える +/ー 20％投資コストの影響

・稼働開始年：2006 年・算出基準とした耐用年数：20 年・算出基準とした利率：5%／年・インフレ率：2%／年・投資コスト：屋根型(5kW)：4,700€ /kW 屋根型(30/254kW)：4,500€ /kW 壁面型(7.5kW)：5,089€ /kW 壁面型(48kW)：1,538€/kW ﾌﾘｰｽﾀﾝﾃﾞｨﾝｸﾞ型：3,750€ /kW ・太陽光照射：1,000W/m2 年（水平）

屋根型 5kW

屋根型 30kW

屋根型 254kW

壁面型 7.5kW

壁面型 48kW

ﾌﾘｰｽﾀﾝﾃﾞ

ｨﾝｸﾞ型 1500kW

ﾌﾘｰｽﾀﾝﾃﾞ

ｨﾝｸ゙型 4250kW

40

表 2-11 FIT 制度実施国の整理表 1-⑤「FIT 対象設備の認定・登録手続き」


対象設備の認定・登録制度の概要

・ 2014 年 7 月時点まで、太陽光発電を除き、統一的な対象設備の

登録簿はなし

・発電者は、連系する系統運用者に、対象設備の詳細情報を申請

・認定業務は系統運用者の義務となっており、認定にかかる手数

料等を発電事業者で負担することはない

・ 2014 年 8 月以降、新規設備は登録簿への登録が必須

・ 2009 年以降、産業・観光・商務省に事前申請を行い、特別制度

（FIT 制度）の対象電源として認可・登録を受ける

・2012 年 1 月の法改正により新規設備の登録申請を停止

・発電者からの申請を受けた供給事業者は、電力・ガス市場規制

局（Ofgem）が設置する「Central FITs Register」に当該発電設備

を登録する

登録制度の運用主体

・連邦ネットワーク庁産業・観光・商務省（及び地方州政府）

設備登録簿（Registro de instalaciones）

電力・ガス市場規制局(Ofgem)

中央ＦＩＴ登録簿（Central FITs Register）

各主体の責務

【発電者】

・施設所在地・施設容量（及び発電量）を、系統運用者及び連邦ネ

ットワーク庁の設備登録簿に対し通知する義務

・バイオマス発電施設の場合、系統運用者に対して、利用技術に

関する情報、及びどのような原料を使用しているかを通知する義

務根拠法）2017 年再生可能エネルギー法第 71 条

【買取義務者（系統運用者）】

・上流の送電系統運用者に対して、発電事業者により提供された

詳細情報を、情報入手後遅滞なく、要約形式にて情報提供根拠法）2017 年再生可能エネルギー法第 72 条

・発電事業者より入手した詳細情報を、電子フォームにて、連邦ネ

ットワーク庁に対して提出根拠法）2017 年再生可能エネルギー法第 76 条

【規制機関（連邦ネットワーク庁）】

・系統運用者から提出される公認会計士による監査付きの報告書

を確認 ※できる限り公的機関の関与を減らす制度設計。

【発電者】

・以下の条件を満たしていることの証明を伴って、プロジェクトの事

前登録を、地方州政府を通じて産業・観光・商務省に対して申請

-系統連系点に関する系統運用者からの権利

-行政の認可（自治体の計画認可、営業認可）

-系統連系に関する銀行保証

-設備投資費用の 50％をカバーする自己資金等

【地方州政府】

・発電設備の設置場所の決定、環境影響評価の権限を有しており、

対象設備が基準を満たしているかの確認も行う

【規制機関（国家市場・競争委員会）】

・規制機関が必要とみなした場合に、検査を実施する権限を有し

ている（実務上は、ランダムに発電設備をピックアップし、その中

から疑義がありそうな設備を抽出して監査を実施） ※2009 年には、太陽光発電 2,019 件、風力発電（及び制御センター）56

件、コジェネ 14 件の監査を実施（一部、外注業者を活用）。新規登録設

備の設備容量で 13％に相当。

●50kW 以下設備

※（水力、嫌気性消化設備を

除く）

【発電者】

・MCS 認証設置者（installer）に

より設備の認証を受けて、

「MCS Installation Database」に

登録

→その後に顧客数 5 万軒以上

の対象供給事業者に通知

●50～5,000kW 設備

及び水力、嫌気性消化設備

【発電者】

・Ofgem に認定申請を行い、

「Renewables and CHP Register」

を通じて認定を受ける

→その後に顧客数 5 万軒以上

の対象供給事業者に通知

【供給事業者】

・FIT で適格となる発電者から通知を受け、Ofgem の「Central FITs

Register」に登録

【規制機関（Ofgem）】

・「Central FITs Register」の設

立、管理

【規制機関（Ofgem）】

・「Central FITs Register」の設

立、管理

・適格発電設備の認定

・供給事業者の義務遵守確保

・適格発電設備に対するランダ

ムな監査の実施

登録の効果

・ 2014 年 8 月以降の新規設備は、連邦政府による登録簿（連邦ネ

ットワーク庁設置）への登録が FIT 制度の対象となるために必須

・ 2009 年以降の新規設備は、特別制度（FIT 制度）の対象となるた

めに事前登録が必須

・「Central FITs Register」に登録済みの発電設備に対して、供給事

業者が FIT 支払いを実施

登録の申請主体

発電者発電者、地方州政府供給事業者

登録申請の代行可否

法律上は、申請手続きに代行制度を設けていない

※個人家庭に設置の太陽光発電設備の実態としては、系統運用者への

申請等は、システムインテグレーターが実施の模様。但し、連邦ネットワ

ーク庁への設備登録は発電者自ら行うのが規則。

・法律上は、申請手続きに代行制度を設けていない

※手続きとしては、権限委譲を行った上で、代理人を立てることは可能

・「MCS Installation Database」へ

の登録は、MCS 認証設置者

（installer）が実施

・発電者は、「MCS Installation

Database」に登録済みであるこ

とを供給事業者に通知し、

「Central FITs Register」への登

録を依頼

・発電者自ら Ofgem の

「 Renewables and CHP

Register」に認定申請をする必

要有り（代理人は認めず）

・発電者は、「Renewables and

CHP Register」に登録済みで

あることを供給事業者に通知

し、「Central FITs Register」へ

の登録を依頼

41

表 2-12 FIT 制度実施国の整理表 1-⑥「発電事業者の義務」


発電事業者側の義務

・2009 年再生可能エネルギー法で、100kW 以上の新規再生可能エ

ネルギー発電設備について、送電系統運用者の要請に応じ出力を

遠隔制御できるように改定

*2009 年以降の新規設備：制御設備の設置を義務付け

*2008 年末までに稼動の既設設備：改良の実施を義務付け

・設備容量 1 万 kW 超の特別制度の対象電源は、制御センターに接

続することを義務付け ※系統運用者との通信用回線設置費・維持費を含む、制御センターの設

置費及び維持費は、接続している特別制度の発電事業者負担とする

［根拠法］RD661/2007 第 18 条

発電量予測義務

・（固定価格買取オプションを選択の）発電事業者には予測義務なし・発電量予測義務の対象者：15ｋVA超の発電設備

-1時間ごとの発電量を系統運用者に報告する義務

-風力・太陽光は20％以上、その他は5％の偏差でペナルティ

・発電事業者には予測義務なし

買取電力量の計量に関する規定

・詳細は不明

電力消費・送電にかかる計測点の規則に基づいて、発電事業者

が、決済・請求・証明を行うために必要な電力メーターを設置する義

務

［根拠法］RD661/2007 第 20 条

・供給事業者側が、FIT 制度に関わる発電者および供給事業者の

権利・義務等を定めた契約条件を、発電事業者に提示

・この標準契約条件の中で発電者側の情報提供義務も記載

・また、標準契約条件には、メーターの所有権、責任等を明記した

条項も含まれる。この条項には、検針、検査、(売電メーターの場

合は)保守、また(該当する場合に)交換等の際の、FIT 発電者所

有地への立ち入り等も記載

メーター設置の費用負担

・下欄を参照

・発電者負担

・発電量メーターについては、原則、発電者負担

メーター設置の実態

・送電量に加えて、自家消費分も買取対象として支援を受ける新規

設備は、通常の需要量を計測するメーターに加えて、発電量計量

器（インバーター側）と逆潮分の計量器を設置する必要有り

・追加分の計量器費用、及び工事費は、発電事業者負担

出典）ドイツ太陽産業連盟（BSW-Solar）へのヒアリング

・15kVA 以下の電圧で連系する発電設備のみ、1 時間ごとの発電量

データの計測が免除される（推計値で計算）

・原則として、発電量メーター、売電量メーターが必要

・但し設備容量 30kW 以下の「小規模」発電設備については経過措

置という大前提で、以下の条件に従い売電量の推計を認める：

*国として導入予定のスマートメーターの仕様が終決定さ

れるまでの措置。

*売電量メーターが既に存在する、または発電設備所有者負

担で設置される場合は、推計値を用いることはできない。

*売電量の推計値に基づく売電価格の支払い額は、平準化

スキームに含む。但し、供給事業者への、または供給事業

者からの支払い総額は、未計測の当該電力量を配電系統

に流したことにより受け取る利益を考慮して調整する。

・適格エネルギー源からの発電量のうち、推計される売電量割合

は、Order（命令）にてエネルギー源別に以下の通り規定

*太陽光、風力、嫌気性消化、家庭用コジェネ＝ 50％

*水力＝ 75％

42

表 2-13 FIT 制度実施国の整理表 1-⑦「再エネ電源の出力抑制」


出力抑制の関連規定・再生可能エネルギー法（EEG）により再生可能エネルギー電源は優

先給電として規定されており、従来型発電の出力抑制を優先

・一般的には、エネルギー事業法（EnWG）13 条(1)で規定される系統

安定化対策を行い、①さらに過負荷対策が必要な場合に再生可能

エネルギー法（EEG）14 条による抑制・解列を実施し、②さらに全系

的な問題が残る場合にEnWG13条(2)による抑制・解列が実施される

・EEG に基づく抑制・解列の場合は、原因となった系統運用者に対し

て、出力抑制をした電力量に対する金銭的補償を義務付け

・EnWG による抑制・解列をした場合には金銭的補償はない

・再生可能エネルギー電源の優先給電が規定されている

・安定供給上、抑制・解列が必要な場合は、制御の容易さを踏まえ

以下の順序で行う。

*従来型電源（火力）

*発電主体コジェネなど

*制御可能な再生可能エネルギー電源（小水力など）

*熱主運転などのコジェネ

*制御困難な再生可能エネルギー電源（風力・太陽光など）

・優先給電に関するルールはない

・再生可能エネルギーは市場入札価格が低いため、事実上優先

給電扱いとなっている

・系統運用上の障害があれば、送電系統運用者（NGC）は全ての

電源を抑制・解列することができる

出力抑制のための発電者の義務・2009 年再生可能エネルギー法で、100kW 以上の新規再生可能エ

ネルギー発電設備について、送電系統運用者の要請に応じ出力を

遠隔制御できるように改定

・2012 年改正法で、太陽光発電設備は、30kW 超は遠隔制御できる

ことを要件に追加するとともに、その機能を具備しない 30kW 以下の

設備は、連系容量と設備の定格出力の 70％以下に制限

・設備容量 1 万 kW 超の特別制度の対象電源は、制御センターに接

続することを義務付け

出力抑制の実態

・2017 年に行われた FIT 対象設備による供給全体 (直接販売電力

含む) に占めるエネルギー管理措置によって供給されなかった電力

量は 2.9 % (2016 年実績:2.3 %)

・FIT 対象の陸上風力発電設備の本来の供給量全体に占める比率

は、5.1%（2016 年実績:4.5%)

・2016 年以降は、洋上風力発電も出力抑制の対象となっている

再生可能エネルギー法にもとづく出力抑制電力量実績（GWh）

合計風力太陽光バイオマス

単位 2016 年 2017 年

出力抑制電力量計 GWｈ 3,743.19 （EEG 全体の 2.3％）

5,517.96 （EEG 全体の 2.9％）

陸上風力 GWｈ 3,498.02 （風力全体の 4.5％）

4,461.19 （風力全体の 5.1％）

洋上風力 GWｈ 32.03 825.96

太陽光 GWｈ 184.08 （太陽全体の 0.53％）

163.14 （太陽全体の 0.46％）

バイオマス GWｈ 26.47 61.11

その他電源 GWｈ 2.59 6.56

補償支払額百万€ 373 百万€ 610 百万€

出典）ドイツ連邦系統ネットワーク庁「Monitoringbericht」各年度版

・2013 年に 1,116GWh の風力発電量が、系統制約により出力抑制さ

れた。これは 2013 年の風力発電の総発電量 54,334GWh の 2.14％

に相当。実態としては、3～4 月のイースター休暇の週末にほぼ集中

しており、4 日間で 637GWh 分の風力発電を抑制

・2008～2012 年の 5 年間通算での出力抑制量は 700GWh 程度であ

ったが、2013 年に急増

・背景として、連休時の低負荷に加えて、連休前の大雨により水力

発電の稼働を停止できなかったこと（電源構成の 31.6％）、出力調整

が困難な 6 基の原子力発電所が稼働していたこと等の要因が重な

った模様

・但し、2014 年には、系統制約による出力抑制量が約 510GWh とな

り、2013 年の 1,116GWh と比べると半分以下に低下

風力発電設備の出力抑制電力量（2013 年）

43

表 2-14 FIT 制度実施国の整理表 1-⑧「費用転嫁方法」


費用転嫁方法

・電気料金の一部として、需要家から固定価格買取費用を徴収

・特別制度対象電源の買取に係る追加費用は、特定目的の料金（ア

クセス料金：Access Tariff）の中の一費用項目として定義され、全

需要家から回収される

・2013 年以降、アクセス料金の未回収分を一部国家予算で補てん

【費用転嫁に関する原則】

・供給事業者（供給ライセンス保有者）は、市場シェアに応じて、

FIT 制度に関連する費用を支払う義務を負う

・各供給事業者の費用平準化は関連する政令で規定されるが、

その後の需要家への費用転嫁は、法令で義務化されない

（各供給事業者が、裁量で電気料金による回収方法を決定）

サーチャージの計算方法

【2010 年～】

・送電系統運用者は、以下の仕組みで全電力小売事業者にサーチ

ャージを請求

・再生可能エネルギー法に基づく買取電力を卸電力取引市場で

一括して販売

・卸電力の販売価格と再生可能発電事業者への支払価格の差

額を、サーチャージとして全電力小事売業者に請求

●具体的な計算式

翌年度の固定価格買取に係る費用総額予測÷適格電力供給量

＝翌年度の 1kWh あたりのサーチャージ負担額 ※翌年度の費用総額予測は、系統運用者による対象発電者への支払

い総額をもとに、卸電力取引市場での売電収益や関連経費、大規模

需要家の負担減免措置、前年度の予想数値との誤差を修正して決定

※適格電力供給量は、翌年度の予測電力供給量をもとに、サー

チャージの対象から減免されるグリーン電力供給量を予測して

差し引いた数字を利用

・前年時点での予測に基づいて、予め法令にて、1 年間にわたり適

用する契約電圧ごとのアクセス料金額を規定

・徴収の過不足分については、次年度以降に繰り越され、徴収額

の算定時点で調整される

・各義務対象者（配電事業者）の追加費用については、規制機関

（国家市場・競争委員会：CNMC）が提出されたデータに基づき算

定し、各配電事業者に請求

●具体的な計算式

・規制機関（Ofgem）が、以下を考慮して、それぞれの電力供給ライ

センス保有者が負担すべき FIT 平準化支払金を算定

ⅰ）電力供給ライセンス保有者の市場シェア

ⅱ）当該期間に発生した、FIT 供給事業者の FIT 適格費用*の総

額

ⅲ）当該平準化期間において FIT 供給事業者から請求された適

格な FIT 発電価格支払額の総額

ⅳ）当該平準化期間において FIT 供給事業者から請求された適

格な推計 FIT 売電価格支払額の総額

ⅴ）電力供給ライセンス保有者から、または電力供給ライセンス

保有者に対し、既に支払われた平準化支払金の総額

*FIT 適格費用について

・上記の FIT 供給事業者が平準化手続きの費用の対象として含め

るもの（FIT 適格費用）は、国務大臣が決定を下す

・政令では、FIT 初年度（2010 年 4 月 1 日～2011 年 3 月 31 日）の、

FIT 供給事業者の適格費用を以下の通り規定

- FIT 義務供給事業者＝ FIT 認定設備につき 65 ポンド/年

- FIT 自主参加供給事業者＝FIT 認定設備につき 100 ポンド/年

優先給電で売電

電気料金の一部（系統利用料金）

として、買取費用を回収

系統運用者

費

用

の流

電力の流れ

【プレミアム価格】

卸電力価格

【固定買取価格】

なし ※インバランス費用等を

減じて支払い

【プレミアム価格】

卸電力価格

【固定買取価格】

なし

需要家

電力小売事業者

固定買取価格、またはプレミアム価格

再生可能エネルギー発電事業者

卸電力取引所

系統利用料金（TPA）で費用を回収

規制当局

44

表 2-15 FIT 制度実施国の整理表 1-⑨「費用負担平準化スキームⅰ」


費用転嫁方法

料金転嫁にかかる法定事項

【～2009 年末までのスキーム】

・フロー図及び再生可能エネルギー法での該当条文は下記のとお

り

・2010 年 1 月以降は、電力小売事業者はサーチャージ分のみを系

統運用者に支払う形で制度改正

・電気事業法に基づき、アクセス料金の一項目としてFITサーチャー

ジの費用を徴収

・ 1989 年電力法（2008 年エネルギー法第 41 条による改定）に基づ

き、エネルギー担当国務大臣は、所定の手続きを踏んで、供給

事業者の標準ライセンス要件に小規模低炭素発電事業者（もしく

は代行者となる規制機関（Ofgem））への支払いを命じる修正が

可能

【政令での規定事項】

・国務大臣の責務

-以下の事項を決定・公表

(a) 測定売電量に関する正味支払額を目的とした、kWh あたり

の電力価値

(b) 推計売電量に関する正味支払額を目的とした、推計売電の

電力価値

(c) 供給事業者に生じた費用で、FIT 適格費用として認めるもの

・規制機関（Ofgem）の責務

-各 FIT 供給事業者の定期/年次平準化支払金の計算・通知

-各 FIT 供給事業者との支払金受取、もしくは支払金払込

-平準化基金の維持

-制度運営に関するガイダンスの公表

・供給事業者（供給ライセンス保有者）の責務

-平準化に係る報告書の提出

-算出された FIT 分担金に応じた平準化基金への支払

費用負担平準化スキーム【～2009 年末までのスキーム】

・【背景】風況のよい北部沿岸地域に風力発電の立地が集中して

おり、再生可能エネルギーの買取に係る費用負担が均等になる

よう、負担の平準化を行う規定を 2000 年に導入

・実務としては、4 大送電系統運用者間で、各社の系統運用地域

内の kWh あたり負担額が等しくなるように調整

・特別制度（コジェネ、再生可能エネルギー等）の対象電源の買取

にかかる追加費用は、電力需要家からアクセス料金の一項目と

して徴収

・ 2009 年 11 月から、再生可能エネルギー発電事業者へのプレミア

ム価格等の支払いは、規制機関(国家市場・競争委員会：CNMC)

が担当しており、その後に規制機関が、各配電事業者の負担が

平準化されるように費用を回収

・義務対象者となる FIT 供給事業者間で、関連費用を市場シェア

に応じて分担する費用負担の平準化を図る仕組みを、規制機関

（Ofgem）が構築

【規制機関（Ofgem）による平準化基金の概念図】

・費用負担の平準化は、四半期毎の「定期平準化」及び「年次平

準化」の手続きに基づいて実施

再生可能エネルギー法対象発電事業者


送電系統運用者


終需要家

・ＦＩＴ対象発電設備からの電力購入義務【第 8 条】

・買取電力について、固定価格以上の支払義務【第16 条】

・ＦＩＴ対象発電設備からの電力送電義務【第 34 条】

・買取電力について、固定価格以上の支払義務【第35 条】

送電系統運用者

・買取電力量、支払価格について平準化【第 36 条】

・買取電力量の買取、費用負担の義務【第 37 条】

・費用転嫁額（追加負担分）を需要家に明示する義務【第 53、54 条】 ※大規模需要家の費用負担軽減措置にかかる規定はあり

45

表 2-16 FIT 制度実施国の整理表 1-⑨「費用負担平準化スキームⅱ」


大規模需要家への減免措置

【減免措置制度開始年】

・2003 年 7 月：暫定施行

・2004 年 8 月：恒久規制化及び対象範囲の拡大

・2012 年 1 月：対象範囲の拡大、減免措置の適用方法の変更

・2014 年 8 月：対象業種の限定、対象企業の賦課金軽減額の減額

【適用対象要件】

・以下の条件をすべて満たす企業が、軽減措置の対象

軽減措置の対象要件粗付加価値に占め

る電力費用の割合

EEG 賦課金

納付割合

2017 年改正法付属書 4 リスト 1 14～17％ 20％

17％以上 15％

2017 年改正法付属書 4 リスト 2 20％以上

1 需要地点での年間電力使用量 1GWh 超

※製造業は、省エネのポテンシャルを把握・評価する「エネルギー管理シス

テム」の認証取得も必須要件。鉄道・路面電車運営企業は、鉄道等の運営

に直接利用する電力消費量のみを考慮。

【減免措置の概要】

・上記の適用要件に該当し、費用負担減免措置の適用を希望する

事業者は、前年の 6 月 30 日までに必要書類を経済・輸出管理庁

（BAFA）に申請

・認可を受けた対象事業者は、当該年の 1 月 1 日～12 月 31 日ま

で、原則として減免措置の適用される電力量について、再生可能

エネルギー法によるサーチャージの負担額を通常の 15％に軽減

・法令で規定した電力集約度が高い業種については、賦課金額を

直近 3 事業年度の平均粗付加価値の 0.5％、もしくは 4％まで軽減

【減免措置の実施動向】

・ 2008 年、2017 年における、費用負担の減免措置の適用企業数は

下表の通りとなっている

負担減免措置の対象 2008 年 2017 年

製造業適用企業数 378 社 1,979 社

適用電力量 71,283 GWh 93,438 GWh

鉄道・路面電車運営企業

適用企業数 48 社 138 社

適用電力量 4,591 GWh 12,635 GWh

負担減免企業計

適用企業数 426 社 2,117 社

適用電力量 75,874 GWh 106,073 GWh

費用負担免除額約 6.5 億ﾕｰﾛ約 55 億ﾕｰﾛ

出典）ドイツ連邦経済・エネルギー省資料

・ FIT サーチャージを含む需要家に課されるアクセス料金は、契約

電圧（kVA）、電力使用量（kWh）により異なる価格が適用される

・より高圧の契約をしている者（大規模需要家）は、kWh あたりのア

クセス料金額は低く抑えられている

・関連法令での規定では、供給事業者間の費用負担平準化までを

定めている

・大規模需要家への費用賦課方法については、各供給事業者の裁

量に委ねられている

・欧州委員会の国庫補助の認可を受け、2017年11月より各種再生

可能エネルギー電力支援制度（CfD FIT を含む）にかかる費用の

一部について、一定要件を満たしたエネルギー集約企業の負担を

減免する制度を導入

・適格電力集約企業（EIIs）に供給される電力量の上限を 85％とし

て、供給事業者に課される関連賦課金を減免

低所得者への配慮

・サーチャージの負担に関して、低所得者層への減免措置はなし

・サーチャージの負担に関して、低所得者層への減免措置はなし

・サーチャージとは別枠の制度で、2009 年から、低所得者層を保護

する目的で社会ボーナス（Bono Social）と呼ばれる制度を実施し

ていたが、2014 年時点では打ち切り

・ FIT 制度（及び RPS 制度）とは別枠で、燃料貧困対策を実施

・ 2011 年 4 月より「The Warm Home Discount」と呼ばれる需要家

保護プログラムを法令に基づく実施

・高齢の貧しい年金生活者、低所得者（週ベースの収入が￡163

（単身者）、￡248.8（夫婦）以下の場合）、病気、障害等を持つ社

会的弱者を対象に、エネルギー料金を年 140 ポンド割引する制

度

46

表 2-17 FIT 制度実施国の整理表 2-①「導入目標、FIT 制度の位置付け」

イタリア（太陽光）イタリア（太陽以外）フランス

再生可能電力分野の法定導入目標

・2013 年 3 月に公表されたエネルギー国家戦略（SEN）で、法的拘束

力がないものの 2020 年に再生可能電力の比率を 26.4％まで引き上

げる目標を設定

・その後、2017 年 11 月 10 日に公表した「2017 年国家エネルギー戦

略（Strategia Energetica Nazionale: SEN 2017）」では、2030 年までに

達成すべきエネルギー戦略、目標を設定

2017 年国家エネルギー戦略での 2030 年再エネ導入目標

2015 年実績 2030 年目標

終エネルギー消費に占める比率 17.5％ 28％

電力分野 33.5％ 55％

熱分野 19.2％ 30％

輸送燃料分野 6.4％ 21％

同左

・電力消費量に占める再生可能電力の導入比率 2030 年に 40％を

達成すること〔根拠法〕エネルギー転換法 L. 100-4 条

・2023年及び2028年までの再生可能電力の目標量を定めた計画を

2018 年に公表。エネルギー源別の目標は以下の通り。

エネルギー源 2023 年末 2028 年末

陸上風力 24,600MW 34,100～35,600MW

洋上風力 2,400MW 4,700～5,200MW

太陽光 20,600MW 35,600～44,500MW

メタン発酵 270MW 340～410MW

水力 25,700MW 26,400～26,700MW

合計 74,000MW 102,000～113,000MW

〔根拠〕複数年エネルギー計画（PPE）骨子 ※2019 年中に法制化予定

※上記の複数年エネルギー計画の目標未達成容量分について、政府が

競争入札制度で新規発電設備を募集し、目標達成の確実性を担保

主要促進制度の適用対象

2016 年 12 月に稼働する再生可能エネルギー発電設備

太陽光水力地熱左記以外

20MW超 (FIT終了) 競争入札競争入札競争入札

10～20MW (FIT終了) 競争入札新FIP 競争入札

5～10MW (FIT終了) 新FIP 新FIP 競争入札

1～5MW (FIT終了）新FIP 新FIP 新FIP

1MW以下 (FIT終了) 新FIT 新FIT 新FIT

※2017 年末をもって、上記の太陽光以外を対象とした支援制度も終了

同左

再生可能発電設備支援制度の適用範囲（エネルギー転換法以降）

注）バイオガス発電は 12MW 以下の設備が支援対象

FIT 根拠法令

（2016 年 12 月末時点）

・EU 再生可能電力指令国内実施法

（Decreto Legislativo 29/12/2003 no.387）

・2012 年 7 月 5 日付経済発展省令

・2008 年財政法（Legge 24/12/2007, n.244）



・エネルギー法典 L.314 条 ※エネルギー源ごとに下位法令で買取価格を規定

FIT 制度開始年

・2005 年 10 月～：太陽光発電を対象とした FIT 制度施行

（2013 年 7 月 6 日をもって新規申請受付を停止）

・2008 年～：小規模発電設備を対象とした FIT 制度施行

・2013 年～：大規模設備も含めた FIT/FIP/入札制度施行

・2001 年～：FIT 制度施行

制度施行後の主な改正履歴 ●2006 年：2006 年 2 月 6 日付生産活動省令

・導入目標及び年間募集容量上限枠の引き上げ、ネットメータリング

制度との整合性などの制度改正

●2007 年：2007 年 2 月 19 日付経済発展省令

・導入目標の引き上げや年間募集容量上限枠の撤廃、インセンティ

ブ申請時期、買取価格変更などの制度改正

●2012 年：2012 年 7 月 5 日付経済発展省令

・2013 年 1 月以降に稼動開始した新規設備の買取価格を規定

●2013 年 7 月 6 日：FIT 制度の新規申請受付を停止

●2009 年 8 月 15 日：2009 年 7 月 23 日付法令 99 号

・バイオマス発電設備について、既存設備も対象とした緊急的な買

取価格の見直し

●2012 年：2012 年 7 月 6 日付経済発展省令

・2013 年 1 月以降の稼働設備より、新たなＦＩＴ制度での支援に移行

●2016 年：2016 年 6 月 23 日付経済発展省令

・FIP の義務付け対象設備を 500kW 超に拡大

・2016 年の稼働・登録設備向けの FIT/FIP/入札制度概要を規定

●2017 年末で支援制度を終了（新たな制度の法案審議中）

●2005 年 7 月：エネルギー政策基本法

・FIT制度の対象とする風力発電については、1.2万kWという設備容

量上限を撤廃（次ページ「対象設備要件」参照）

・2005 年 7 月 14 日以降は、原則として、風力発電開発区域（ZDE）

内のプロジェクトのみが、FIT 制度の対象として認可

●2006 年及び 2010 年：太陽光発電の買取価格改定

・2002 年に固定価格での買取を開始して以降、2006 年 7 月、2010

年 1 月、9 月の 3 回にわたり新規設備に適用する買取価格を改定


・100kW 超の太陽光発電設備は入札制度に移行

制度見直しにかかる法令上の規定・累計年間支援費用が 67 億ユーロに達した日から 30 日後に失効【～2012 年末】

・法令上、経済発展省令により 3 年ごとに見直しが可能

・累計年間支援額が 58 億ユーロに達した日から 30 日後に失効

・法令上は特定の契機は設けていない

47

表 2-18 FIT 制度実施国の整理表 2-②「買取対象エネルギー源・設備要件」


買取義務対象者インセンティブ提供者： GSE 社（電力サービス管理会社）

※費用は配電事業者を介して電力需要家から徴収

GSE 社（電力サービス管理会社）

※費用は配電事業者を介して電力需要家から徴収

・フランス電力会社（EdF）

もしくは

・地方配電事業者

対象エネルギー源太陽光

※施行当時は、太陽熱発電を対象とした、別枠組みのプレミアム価格

（FIP）制度有り

水力、波力、潮力、風力、地熱

バイオマス（液体バイオ燃料を含む）

バイオガス（埋立ガス、残渣ガスを含む）、

・太陽光

・風力

・水力、海洋エネルギー（波力、潮力等）

・地熱

・バイオマス、バイオガス、メタンガス化、一般固形廃棄物

【非再生可能エネルギー源】

・コジェネ

対象設備要件・ 2013 年 1 月以降に、新規設置、全改造、もしくは部分改造を行っ

て操業開始、系統連系した太陽光発電設備

・定格出力 1kW 以上

【～2012 年末】

・ 2012 年12 月31 日までに、新規設置、全改造、もしくは部分改造を

行って操業開始、系統連系した上記エネルギー源の発電設備

・但し、風力は 200kW 以下、その他のエネルギー源 1,000kW 以下

【2013 年～】

・2013～16 年の新規設置等の設備は、新たなＦＩＴ制度で支援

・2016 年に支援対象とする設備は、エネルギー源や設備容量に応じ

て、①無条件で支援対象とする設備、②登録手続きを経て対象と

する設備、③競争入札を経て対象とする設備、の 3 類型に分類

2016 年施行省令に基づく支援対象設備の類型

支援対象類型対象要件

①無条件で対象～60kW 海洋エネルギー、風力

～250kW 水力

～200kW バイオマス

～100kW バイオガス

②登録手続き対象～5 MW 風力、バイオマス、バイオガス、

海洋エネルギー、水力、地熱

③競争入札対象 5 MW 超風力、バイオマス、バイオガス、海洋

エネルギー、水力、地熱、

・1.2 万 kW 以下の上記の対象エネルギー源による発電設備

・但し、風力発電については 2005 年 7 月に施行されたエネルギー

政策基本法により、条件付きで 1.2 万 kW 以下という容量上限を撤

廃

対象とする累積導入量・特になし

【2013 年～】

・登録手続き及び競争入札の対象設備については、あらかじめエネ

ルギー源別に支援対象とする設備容量の年間上限値を設定

2016 年に登録・入札対象とする再エネ電源の年限上限値

エネルギー源登録手続き競争入札

陸上風力 60MW（40MW） 800MW

洋上風力 30MW

水力 80MW（30MW）

地熱 30MW（20MW） 20MW

バイオマス・バイオガス 90MW 50MW

海洋エネルギー 6MW

集光型太陽熱 20MW 100MW 注：（）内は、登録手続きを通じた、リパワリング設備への調整容量

特になし

設置者の適格要件

特になし特になし特になし

48

表 2-19 FIT 制度実施国の整理表 2-③「買取期間、買取価格」


買取対象電力




買取期間 20 年間【～2012 年末】 15 年間

【2013 年～】 15～30 年間 ※エネルギー源別に設定

太陽光・水力・洋上風力： 20 年間

その他： 15 年間

買取価格太陽光発電（2013 年上半期稼動設備）のインセンティブ額

単位：ユーロセント/kWh

容量

建物設置その他施設包括

価格

自家消費価格

（プレミアム）

包括

価格

自家消費価格

（プレミアム）

1kW 以上、

3kW 以下 20.8 12.6 20.1 11.9

3 kW 超、

20kW 以下 19.6 11.4 18.9 10.7

20kW 超、

200kW 以下 17.5 9.3 16.8 8.6

200kW 超、

1,000kW 以下 14.2 6.0 13.5 5.3

1,000kW 超、

5,000kW 以下 12.6 4.4 12.0 3.8

5,000kW 超

11.9 3.7 11.3 3.1

・2014 年 8 月に、イタリア議会は、設備容量 200kW 超の太陽光発

電設備を対象として、既存設備も含めて、インセンティブ額を遡及

的に引き下げることを規定した法令を可決

・2014 年 8 月 11 日付法令 116 号（LEGGE 11 agosto 2014, n.

116）に基づき、対象となる太陽光発電設備の所有者は、2014 年

11 月 30 日までに以下のいずれかのオプションを選択して GSE

に申し込み

買取期間の残存年数に応じてインセンティブ価格を 17～25％

低減をした上で、買取期間を 20 年間から 24 年間に延長

2019 年までは大幅なインセンティブ価格の低減を受け入れ、

2020 年以降はインセンティブ価格を増額

買取期間を当初の 20 年間のままとして、2015 年以降の残り

の買取期間について、発電設備の規模に応じてインセンティブ

価格を 6～8％低減

2016 年の登録・稼働設備に適用する買取価格・買取期間 ※一部を抜粋単位：ユーロセント/kWh

エネルギ

ー源種別出力（kW）

買取価格

（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh）

買取期間

（年）

風力

陸上

1～20 25.0 20 年間

20～60 19.0 〃

60～200 16.0 〃

200～1,000 14.0 〃

1,000～5,000 13.0 〃

5,000 超 11.0 〃

洋上 1～5,000 －－

5,000 超 16.5 25 年間

水力

流れ込み

式

1～250 21.0 20 年間

250～500 19.5 〃

500～1,000 15.0 〃

1,000～5,000 12.5 25 年間

5,000 超 9.0 30 年間

貯水池式 1～5,000 10.1 25 年間

5,000 超 9.0 30 年間

海洋エネルギー 1～5,000 30.0 15 年間

地熱

1～1,000 13.4 20 年間

1,000～5,000 9.8 25 年間

5,000 超 8.4 〃

埋立ガス 1～1,000 9.9 20 年間

1,000～5,000 9.4 〃

下水ガス 1～1,000 11.1 20 年間

1,000～5,000 8.8 〃

バイオ

ガス

有機原料

1～300 17.0 20 年間

300～600 14.0 〃

600～1,000 12.0 〃

1,000～5,000 9.7 〃

5,000 超 8.5 〃

有機副産物

および

生分解性廃

棄物

1～300 23.3 20 年間

300～600 18.0 〃

300～1,000 16.0 〃

1,000～5,000 11.2 〃

5,000 超－－

2015 年 10 月時点の本土における買取価格


ｴﾈﾙｷﾞｰ源固定買取価格

太陽光建物一体型注 1

その他建物設置型注 1

25.39

6.12

陸上

風力

稼動後 10 年間 8.2

以降 5 年間注 2

年間稼動時間

3,600 時間～

2,800 時間

～2,400 時間

2.8

6.8

8.2

洋上

風力

稼動後 10 年間 13.0

以降 10 年間注 2

年間稼動時間

3,800 時間～

3,200 時間

～2,800 時間

3.0

9.0

13.0

水力注 3 6.07

地熱注 3 20.0

ﾊﾞｲｵﾏｽ注 4 4.34

ﾊﾞｲｵｶﾞｽ・ﾒﾀﾝｶﾞｽ化注 4 8.121～9.745

一般固形廃棄物注 5 4.5～5.0

小規模設備（36kVA 未満） 7.87～9.6

注 1：2015 年 10 月時点の 9kW 以下の住宅設置設備を想定。その他建

物設置型も 2015 年 10 月時点を想定

注 2：11 年目以降の買取価格は当該設備の年間稼動時間によって決定

例えば、年間稼働時間が 3,000 時間の陸上風力の場合、上記の

3,600 時間と 2,800 時間の価格をもとに線形補間法により価格決定

注 3：水力は出力規模に応じて大 2.5 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh、地熱はｴﾈﾙｷﾞｰ

効率に応じて大 3 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh のﾎﾞｰﾅｽ有り

注 4：ﾊﾞｲｵﾏｽは、ｴﾈﾙｷﾞｰ効率に応じて大 12.53 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh のﾎﾞｰﾅ

ｽ、ﾊﾞｲｵｶﾞｽ・ﾒﾀﾝｶﾞｽ化は技術種類に応じて大 4 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh の

ﾎﾞｰﾅｽ、ﾒﾀﾝｶﾞｽ化により大 2.6 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh のﾎﾞｰﾅｽ有り

注 5：一般固形廃棄物は、ｴﾈﾙｷﾞｰ効率に応じて大 0.3 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh

のﾎﾞｰﾅｽ有り

FIP 制度における

電力販売価格

・2011 年までの認定設備は GSE 社に対して、あらかじめ規定された

価格にて売電可能

（電力・ガス規制局決議 2007 年第 280 号）

買取価格の見直し・特になし

（インセンティブ対象の上限となる累積支援費用を設定）

【～2012 年末】

・経済発展省令により 3 年ごとに見直しが可能（原則は新規設備

のみに見直し価格を適用）。但し、2009 年8 月に、バイオマスについ

て、既存設備も含めた定義および買取価格の緊急見直しを実施

・法令上で、特に買取価格の見直し時期に関する規定はなし

・ 2009 年 12 月、10 年 1 月に、バイオマス混焼及び太陽光の新規

設備に適用する新たな買取価格のアレテを公布

・設備の立地条件により買取価格を差異化することに主眼

買取価格の設定根拠・経済発展省が、外部委託先の調査結果を参考にしながら決定

・但し、参考とした調査結果は非公表

同左

49

表 2-20 FIT 制度実施国の整理表 2-④「費用転嫁方法」


申請手続き方法

・発電設備が操業開始してから 60 日以内に、操業開始に係る

終書類を添付して GSE 社に申請する必要有り

・発電設備の計画段階または操業開始後に、エネルギー源および

技術的要件に係る書類を添付して GSE 社に申請する必要有り

費用転嫁方法

・ FIT・FIP 制度に係る追加費用については A3 料金（tariff）と呼ば

れる特定目的の料金項目を通じて、すべての電力需要家に負担

してもらう仕組み

同左 EｄF 及び公営配電事業者は「公共サービス基金（CSPE）」から

「電力自由化法」で規定される公共サービスの実施に伴う追加費

用を回収することが可能

公共サービスに係る費用の一項目に、再生可能エネルギー、コ

ジェネ設備からの固定価格での買取義務に伴う追加費用注が含

まれる

注）追加費用

⇒固定価格買取制度・競争入札制度に基づく買取価格と、回避可能原

価（卸電力取引市場の平均価格）との差額

供給事業者を変更しない需要家（規制料金を適用）

供給事業者を変更した需要家（市場料金を適用）

サーチャージの計算方法

規制局が 3 ヶ月毎に A3 料金（徴収額）の見直しを行う。

1）GSE 社が翌年の予測を立て規制局に報告

2）実績値確定後、規制局に報告

3）それに基づき規制局が見直しを実施

同左・「固定価格買取（及び競争入札）制度」に伴う買取費用－卸電力

取引市場価格」として、規制機関（エネルギー規制委員会：CRE）

が算出

大規模需要家への減免措置

・需要家に課される A3 料金の構成値は、契約電圧（kVA）、電力

使用量（kWh）により異なる

・より高圧の契約をしている者（大規模需要家）は、kWh あたりのア

クセス料金額は低く抑えられている

同左・大規模需要家については、減免措置有り

※ 2015 年には、1 需要サイトにつき公共サービス料金（CSPE）の負

担額を 627,783 ユーロとする上限を設定

再生可能エネルギー・

CHP 発電事業者

EDF

地方配電事業者

電力公共サービス費用（CSPE）

※預金供託公庫が管理・運用

及び


規制料金

需要家

市場料金

需要家非連系地域

需要家

自家発

事業者

EDF

地方配電事業者

小売電気料

金を介して

徴収

それぞれ拠出


小売電気

料金を介

して徴収

固定買取価格と事

業者の回避可能原

価の差額を補てん

電力需要量

（kWh）の報

告（年 2 回）、

及び支払い

自家発消費量

（kWh）の報告

（年 2 回）、及

び支払い

固定買取価格

の支払い

固定買取価格

での電力供給

需要家配電事業者 GSE社発電者

A3

A3 A3

再生可能エネの

追加費用回収

計算＆

報告

規制局

伝達

供給事業者

A3

請求請求

需要家配電事業者 GSE社発電者

A3 A3 A3

再生可能エネの

追加費用回収

請求計算＆

報告

規制局

伝達

A.U

（相殺する機関が介入している場合もある）

※A.U：2007 年 7 月の小売市場の全面自由化以降、供給事業

者を変更しない低圧の小規模需要家向けに、電力取引

所での取引や、発電事業者との相対取引を通じて必要

な電力を調達し、配電事業者に卸売を行う会社。

50

表 2-21 FIT 制度実施国の整理表 2-⑤「買取価格の適用時点、再エネ電源の出力抑制」


買取価格の適用時点

（制度終了）【2013 年以降の登録手続き、競争入札の買取価格適用時点】

登録により対象となるインセンティブに申請するためには、プ

ロジェクト事業者は以下の書類を事前に取得している必要有

り

-登録手続きの要件に合致することを証明する設備のデータが記

された、公正な宣誓供述書に代わる自己申告

-認可書（水力・地熱・洋上風力の場合は、公的認可）

-系統運用者による接続容量認可

入札に参加するために事前に取得しておく必要がある書類

は、登録手続きの際に必要とされた 3 つの書類に加え、以下

の財政的・経済的安定性を証明する書類が必要

-財政的・経済的能力が十分にある事を示す銀行取引明細書

-設備のファイナンスを銀行が請け負う際の取引明細書

-投資費用の少なくとも 10%に匹敵する資本金

-協定投資費用の 5%に等しい暫定的な銀行保証または保険保証

競争入札制度で落札したプロジェクトは、エネルギー源に応じ

て 24～48 ヶ月以内に稼働させなければいけない

その後 12 か月の猶予期間があり、それまでに稼働させなけれ

ばインセンティブの権利を失う

【～2015 年：100kW 超太陽光発電設備を対象とした競争入札制度】

競争入札制度の落札プロジェクトは、大臣の落札決定通知から

22 ヶ月の期間に稼働開始しない場合に、遅延した期間に 2 倍を

乗じた期間、落札価格での買取期間（本来は 20 年間）が短縮さ

れる仕組み

系統連系が、系統運用事業者の工事遅滞のために間に合わな

い場合、連系工事完了後 2 ヶ月以内に設備が設置する必要

競争入札制度対象の太陽光発電設備の開発フロー例

出力抑制の関連規定再生可能発電は優先給電として扱われている

やむを得ず再生可能エネルギー発電設備からの発電電力を出力抑制する場合、風力発電には抑制に伴う逸失利益分を全額補償

出力抑制の実態再生可能エネルギー発電設備は「優先接続」の対象で、系統運用者が容量不足を理由として連系を拒否することは不可

再エネ発電設備が多く導入されている一方で負荷が少ない南部から、需要地である北部への送電系統の送電制約により、再生可能

エネルギー発電設備の出力抑制をする時間帯が発生

配電系統に接続している太陽光発電は実態として出力抑制している事例はなく、これまでは風力発電が出力抑制の対象

2009 年には、全風力発電量の 10％程度が出力抑制の対象その後の系統増強対策等を行った結果として、2013 年には風力発電量

の 1％以下まで出力抑制量の比率は減少

但し、出力抑制の対象となる再生可能エネルギー発電量は、2009 年の 7,219GWh から 2013 年に 36,039GWh まで増加

再生可能エネルギー発電の出力抑制の実施状況

これまでに本土において再生可能エネルギー発電設備による

発電電力の抑制実績なし

系統未連系地域（主に島嶼部）では、再エネ設備の設備容量比

率が 30％を超えた場合に出力抑制をしてよいというルールがあ

り、実際に出力抑制を実施

51

2.3 固定価格買取制度実施国における義務履行状況の概要

本項では、以下の 5 ヶ国について、2019 年 1 月末時点で入手している公表情報をもとに

固定価格買取制度の義務履行状況を整理した。それぞれの国について、FIT 対象設備の設備

容量・買取電力量の推移、国民負担の動向をとりまとめている。


1 ドイツ

スペイン

英国

・FIT 対象設備の設備容量の推移

・FIT 対象の買取電力量の推移

・国民負担の動向

52 ページ

53 ページ

2 フランス

イタリア（太陽光）

イタリア（太陽以外）

・FIT 対象設備の設備容量の推移

・FIT 対象の買取電力量の推移

・国民負担の動向

54 ページ

55 ページ

52

表 2-22 FIT 制度実施国における義務履行状況 1-①「FIT 制度に基づく買取電力量」


FIT 対象設備の設備容量の推移

再生可能エネルギー法に基づく発電設備の設備容量

単位：MW

2002 年 2006 年 2012 年 2017 年

水力 1,027 1,211 1,417 1,586

陸上風力 11,581 20,474 30,711 56,348

洋上風力 0 0 268 5,427

バイオマス 634 2,639 5,905 7,568

ガス (埋立,下水,鉱山) 406 632 552 506

太陽光 296 2,899 34,077 42,339

地熱 0 0.2 19 38

合計 13,944 27,855 72,949 107,756

出典）ドイツ連邦ネットワーク庁、“EEG in Zahlen 2017”

特別制度対象のうち再生可能エネルギー発電設備の設備容量

単位：MW

2001 年 2005 年 2009 年 2013 年

風力 3,508 10,095 18,856 22,781

水力 1,559 1,768 2,017 2,038

バイオマス 231 500 670 848

太陽光 4 47 3,398 4,640

太陽熱－－ 232 2,300

合計 5,301 12,410 25,173 32,607


FIT 制度の対象発電設備の登録設備容量単位：kW

2011 年末 2014 年末 2017 年末

風力 13,258 311,507 736,922

水力 20,851 70,887 216,202

太陽光 595,094 2,527,690 4,793,695

嫌気性消化 13,258 110,226 296,350

マイクロコジェネ 307 471 542

合計 663,567 3,020,780 6,043,711

出典）電力・ガス市場規制局（Ofgem）及びエネルギー・気候変動省

FIT 対象の買取電力量の推移

再生可能エネルギー法に基づく適格電力発電量

単位：GWｈ

2001 年 2005 年 2010 年 2015 年 2017 年

水力* 6,088 4,953 5,665 5,347 5,777

バイオマス 1,472 7,367 25,155 40,628 41,056

地熱 0 0.2 28 133 163

風力 10,509 27,229 37,793 79,084 103,707

太陽光 76 1,282 11,683 35,212 35,428

埋立ガス等 n/a 3,136 1,963 1,438 1,319

合計 18,145 43,967 82,285 161,842 187,448

*2001 年の値は埋立ガス等からの買取電力量を含む

出典）ドイツ連邦ネットワーク庁、“EEG in Zahlen 2017”

特別制度対象設備に基づく再生可能電力の買取電力量

単位：GWｈ

2001 年 2005 年 2009 年 2013 年

風力 6,930 21,187 38,275 54,501

水力 4,406 3,817 5,444 7,034

バイオマス 708 2,120 3,025 4,623

太陽光 2 40 6,074 8,287

太陽熱－－ 130 4,429

合計 12,046 27,163 52,947 78,874


・2017 年度の FIT 対象発電設備よる発電量は 8.36TWh で、2016 年度

の 7.5TWh から 11.4％増加

・発電量のうち系統を通じて売電された電力量も、2016 年度の

2.11TWh から 2.48TWh に増加

FIT 対象発電設備からの発電量・売電量の推移（2010～17 年度）

出典）電力・ガス市場規制局（Ofgem）

53



国民負担の動向

一般家庭の負担額の推移

標準家庭需要家（年間需要 3,500kWh）の電気料金単価の推移単位：ユーロセント/kWh

2000 年 2006 年 2010 年 2019 年

電気料金単価 13.94 19.46 23.69 30.22

再生可能ｴﾈﾙｷﾞｰ法

買取費用 0.20 0.88 2.05 6.405

環境税 1.28 2.05 2.05 2.05

その他租税公課等 3.84 4.65 5.57 13.90

発送電・販売費用 8.62 11.85 14.02 14.27

出典）ドイツエネルギー・水管理事業者協会（BDEW）

2013 年における特別制度対象電源からの電力買取に係る費用

エネルギー源買取電力量費用総額うちプレミアム

相当分

再生可能

エネルギー計 77,384 GWh 99.13 億€ 67.58 億€

風力 54,501 GWh 44.83 億€ 23.96 億€

水力 7,034 GWh 5.90 億€ 3.02 億€

バイオマス 4,623 GWh 5.82 億€ 3.80 億€

太陽光 6,797 GWh 29.43 億€ 25.66 億€

太陽熱 4,429 GWh 13.15 億€ 11.13 億€

コジェネ 25,358 GWh 29.78 億€ 18.36 億€

廃棄物 7,174 GWh 8.90 億€ 5.67 億€

上記計 109,916GWh 137.81 億€ 91.60 億€

プレミアム相当分の推移（2004～2013 年）


英国の全供給事業者による FIT 費用負担状況（百万ポンド）

年度 2011 2013 2015 2017

FIT 発電分に対する支払い（a） 135.9 686.0 1,089.0 1,362.4

売電分みなし支払額(b) 31.4 21.3 40.1 49.6

FIT 登録関連費用(c) 15.8 9.3 16.8 16.6

SSP を使用した売電分(d) 41.5 25.6 35.9 535

平準化基金(a+b+c-d) 150.8 691.0 1,110.0 1,375.1

※SSP（System Sell Price）：インバランス市場での系統への売電価格

出典）電力・ガス市場規制局（Ofgem）

・ 2018 年 10 月 15 日に、ドイツの 4 送電系統運用者は、2019 年にお

ける再生可能エネルギー法に基づく固定価格買取に伴う電力料金

への上乗せ金額（サーチャージ）を公表

・ 2019 年の一般電気需要家のサーチャージは、1kWh あたり 6.405 セ

ントとなり、年間電力需要が 3,500kWh となる平均的な世帯における

毎月の負担額は 18.7 ユーロとなる

・全需要家平均の系統利用料金のうち、特別制度対象電源に対す

るプレミアム価格支払いは、2013 年に 4.1013 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/ｋWh

・そのうち再生可能電源からの買取にかかる費用の比率は 73.9%と

なっており、再生可能電源からの買取にかかる費用は、2013 年

に 3.03 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh と推計

・エネルギー・気候変動省の試算によると、一般的な家庭需要家の

2015 年の年間電気料金 558 ポンドのうち、小規模 FIT にかかる費用

は 11 ポンド

・その他に、RPS（RO）制度にかかる費用として 47 ポンドを負担してお

り、両者を合計した再生可能エネルギー導入にかかる需要家負担額

は、電気料金全体の 10.4％に相当

54

表 2-24 FIT 制度実施国における義務履行状況 2-①「FIT 制度に基づく買取電力量」


FIT 対象設備の設備容量の推移

太陽光発電を対象とした FIT 制度対象設備の設備容量（単年）

単位：ｋW

定格出力 2008 年 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年

クラス 1

(1≦P≦3) 31,223 80,751 136,614 126,559 59,267

クラス 2

(3＜P≦20) 83,702 367,483 805,883 680,939 306,422

クラス 3

(20 ＜ P ≦

200)

94,508 426,914 1,776,551 1,005,836 283,047

クラス 4

(200 ＜ P ≦

1,000)

114,936 836,159 4,265,922 1,456,974 293,874

クラス 5

(1,000< P

≦5,000)

13,793 285,519 1,513,303 158,230 142,042

クラス 6

(P＞5,000) 324,229 944,316 151,865 65,395

合計 338,161 2,321,355 9,442,588 3,580,404 1,150,046

出典）GSE 社

小規模発電設備向けの FIT 制度対象設備の設備容量

単位：MW

エネルギー源 2008 年 2010 年 2012 年 2013 年 2014 年

風力 0 4 17 20 21

水力流水式 0 2 7 7 7

貯水式 41 158 363 445 461

バイオマス 32 245 876 1,097 1,143

合計 74 402 958 1,554 1,631

出典）GSE 社

固定価格買取制度に基づく再生可能エネルギー発電・コジェネ対象

設備容量

単位：ＭＷ


FIT 対象の買取電力量の推移

太陽光発電設備へのインセンティブ付与状況

・2013 年は、20,716GWh の電力量に対して、65.38 億ユーロ（9,153 億

円）のインセンティブを付与

出典）GSE 社

小規模発電設備向けの FIT 制度からの買取電力量

単位：ＧWh

エネルギー源 2008 年 2010 年 2012 年 2013 年 2014 年

風力 0 2 13 20 22

水力流水式 0 6 10 22 27

貯水式 71 497 901 1,519 2,037

バイオマス 79 806 3,263 6,072 7,195

合計 149 1,312 4,187 7,633 9,280

出典）GSE 社

固定価格買取制度に基づく再生可能エネルギー発電・コジェネからの

買取電力量


2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2009

年予測

その他設備

ﾊﾞｲｵﾏｽ/ﾊﾞｲｵｶﾞｽ/一般固形廃棄物

水力

太陽光

風力

コージェネ

55



国民負担の動向

一般家庭の負担額の推移

・再生可能エネルギーに対するインセンティブにかかる追加費用

は、A3 料金と呼ばれる特定目的の料金項目を通じて、すべての

電力需要家に負担してもらう仕組み

再生可能エネルギーに対する総インセンティブ費用（2017 年）

CIP6 再生可能発電設備 7.61 億€

RPS（グリーン証書）制度 33.54 億€

太陽光発電 FIT 制度 64.04 億€

小規模発電 FIT 制度 22.70 億€

2012、16 年省令 FIT/FIP 4.66 億€

売電価格保証/ﾈｯﾄﾒｰﾀﾘﾝｸﾞ 9.40 億€

合計 141.95 億€

※上記には GSE の買取電力の売電収入の約 17 億ユーロ含む

出典）GSE 社

2017 年のイタリアにおける需要家種別の A3 料金負担額

需要家種別年間負担額単価試算

（/kWh）

家庭（2,640kWh/年） 75 ユーロ 2.8 ㌣

家庭（3,500kWh/年） 239 ユーロ 6.8 ㌣

低圧（15,000kWh/年） 996 ユーロ 6.6 ㌣

中圧（500kW, 2,000 時間利用） 44,058 ユーロ 4.4 ㌣

高圧（3MW, 2,500 時間利用） 275,369 ユーロ 3.7 ㌣

出典）GSE 社

電力公共サービス費用の賦課金額の推移

単位：ユーロ/MWh

・ＦＩＴ制度の賦課金を含む電力公共サービス費用の必要額として徴収

すべき費用は、2007 年を境に増加傾向

・実際の賦課金額については 2010 年まで 0.45 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh のままで

据え置かれたが、2011 年以降は段階的に引き上げられ、2016 年に

は 2.25 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh まで引き上げ

・但し、エネルギー規制委員会は、2016 年には、当該年の関連費用と

して70.35 億ユーロ、累積の未回収料金の財源が必要になるとされて

おり、これを賄うためには 2.705 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh の電力公共サービス費

用を需要家に課す必要との試算を行っている

・こうした電力公共サービス賦課金の負担増に対して、政府は、①

2016 年以降、電力公共サービス賦課金を国内電力終消費税

（TICFE：Taxe intérieure sur la consommation finale d’électricité）に

一本化するとともに、②2017 年からは電力需要家だけでなく化石燃

料需要家にも負担を求める制度改正

・この改正を受けて、2016 年以降は電力公共サービス賦課金としての

電力需要家の負担額は、2.25 ユーロセント/kWh に据え置かれてい

る。

・2017 年第 4 四半期に適用される需要家の種類別の A3 料金単価は、下表のとおり

・一定規模から高圧の需要家は、受電点あたりの基本料金に加えて、従量制の単価を支払う形式 A3 料金単価（2017 年 10 月 1 日現在、第 4四半期）

需要家種別

A3

受電点あたり

基本料金

（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/年）

レート（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh）

月間

4 GWh

以下

月間

4 GWh～

8 GWh

月間

8 GWh～

12 GWh

月間

12 GWh 超

a) 低圧一般家庭

現住地顧客

消費電力量 1,800 kWh 以下 - 2.124

消費電力量 1,800 kWh 超 - 4.334

現住地顧客以外 13,500

消費電力量 1,800 kWh 以下 - 2.124

消費電力量 1,800 kWh 超 - 4.334

b) 低圧公共設備 - 5.385 5.385 5.385 5.385

c）電気自動車用公共充電インフラ（低圧） - 9.432 9.432 9.432

d）低圧その他需要家

有効出力 16.5 kW 以下

使用容量 1.5 kW 以下 - 4.239 - - -

使用容量 1.5 kW 超 12,754.74 5.788 5.788 5.788 5.788

低圧その他需要家有効出力 16.5 kW 超

使用容量 1.5 kW 以下 - 4.239 - - -

使用容量 1.5 kW 超 11,795.84 5,353 5.353 5.353 5.353

e) 中圧公共設備 4.266 4.266

f) 中圧その他需要家 9,814.88 4.396 4.396

g) 高圧需要家 13,384.27 4.787 2.393 2.393

h) 特高圧需要家 380 kV 未満 13,384.27 4.787 2.393 2.393

i) 特高圧需要家 380 kV 以上 13,384.27 4.787 2.393 2.393

出典）電力・ガス規制局（AEEG）

56

2.4 主要国における入札制度の制度設計・施行状況の概況

本項では、ドイツ、フランス、イタリア、英国における再生可能エネルギー発電を対象と

した競争入札制度について、その制度概要と施行状況の概要をとりまとめる。

なお、本項で対象としている各国の入札制度は下記のとおり。

●ドイツ：2014 年改正法・地上設置型太陽光対象入札制度（2015～16 年）

2017 年改正法・750kW 超の太陽光対象入札制度（2017 年～）

●フランス：250kW 超の太陽光対象入札制度（2011～15 年）

●イタリア：太陽光、太陽熱発電以外を対象とした入札制度（2013～16 年）

●英国：差額契約型（CfD）FIT 制度に基づく入札制度（2015 年～）

57

表 2-26 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ①

ドイツ（2014 年改正法）ドイツ（2017 年改正法）フランスイタリア英国

入札制度の特徴・落札者を迅速に決定するため、価格面の

みによる評価で落札者を決定する方式を

採用

・落札者を迅速に決定するため、価格

面のみによる評価で落札者を決定す

る方式を採用

・価格に加えて事業の環境影響、カーボンフ

ットプリントを含む総合評価方式で落札者を

決定する方式を採用

・太陽光発電を確立済技術としてカテゴリーし、

陸上風力・水力等の他再生可能エネルギー源と

同じ条件のもと、価格面で評価する方式を採用

根拠法令・再生可能エネルギー法 2014 年改正法 Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG2014) ・空地利用太陽光発電設備入札令（FFAV）

Verordnung zur Ausschreibung der finanziellen Förderung für Freiflächenanlagen (Freiflächenausschreibungsverordnung -

FFAV)

・再生可能エネルギー法 2017 年改正

法 Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG 2017

・2000 年電力自由化法 LOI no 2000-108 du 10 février 2000

relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité


Incentivi DM 6 luglio 2012 ・2013 年エネルギー法 Energy Act 2013 Chapter 32

制度実施年・2015～2016 年・2017 年～・2011～2015 年・2013～2016 年・2014 年～

対象エネルギー源、

対象設備

・地上設置型太陽光発電（100kW～10MW）

※パイロット事業として経験を積むため入

札件数を増やすこと、個別の事例では

景観・環境保護上の問題を起こす可能

性等に配慮して設備容量に上限設定

・太陽光発電（750kW～10MW）

・地上設置型太陽光発電（～12MW）

・屋根設置型太陽光発電（250～12MW）

・太陽以外の再生可能エネルギー

・エネルギー源別に規定された以下の設備

容量以上のプロジェクトが入札対象

・2013～15 年募集時の要件は下記のとおり

エネルギー源設備容量

風力、バイオマス、バイオガス、

埋立ガス、下水ガス、

バイオリキッド、海洋エネルギー

5MW～

水力 10MW～

地熱 20MW～

・入札募集回（アロケーション）ごとに、募集する

再生可能エネルギー源を設定

・5MW 以下の太陽光、風力、嫌気性消化、水力

発電は、小規模 FIT 制度の対象としているため

入札制度対象から除外

・2017 年 4 月の第 2 回アロケーションラウンドで

は、太陽光、陸上風力といった「ポット 1 確立

済技術は募集対象に含めず

執行機関・ドイツ連邦ネットワーク庁 ※電力市場規制機関

・同左

・エネルギー規制委員会（CRE） ※電力市場規制機関 *エネルギー・持続可能な開発・エネルギー省

（MEDDE、当時）が二次審査を実施

・GSE 社 ※電力サービス管理会社

・National Grid 社 ※送電系統運用者

*落札後の契約管理は、Low Carbon Contracts 社

（政府が 100％株式保有の民間事業者）が実施

年間入札回数・年 3 回

・入札実施スケジュールを命令に明記・年 3 回

・年 1 回・年 1 回・年 1 回を原則とする ※実際は、2014 年 10 月、2017 年 4 月に実施し、次

回は 2019 年春に実施予定

入札募集容量の

決定方法

・関連命令（FFAV）で、2015～16 年の入札

実施時期、募集容量をあらかじめ規定

・2017 年改正法の施行により 2017 年の計

300MW の募集はキャンセル

●2015 年：計 500MW

入札

期日 4 月 15 日 8 月 1 日 12 月 1 日

募集

容量 150MW 150MW 200MW

●2016 年：計 400MW

入札

期日 4 月 1 日 8 月 1 日 12 月 1 日

募集

容量 125MW 125MW 150MW

・200MW の募集を 3 回、計 600MW/年

の設備容量を募集

・年間400MWの募集を行う方針をあらかじめ

公表

・入札回ごとに、その 400MW の内数として募

集カテゴリーの設定や、カテゴリーごとの募

集容量を決定

●2015 年 6 月締切の第 3 回募集時

募集カテゴリー募集

容量

1a 屋根部分一体型（250kW～5MW） 100MW

1b 屋根置き型（250kW～5MW） 50MW

2a 地上設置型（～5MW） 75MW

2b 地上設置型（5～12MW） 125MW

3 ｶｰﾎﾟｰﾄ一体型（250kW～4.5MW） 50MW

合計 400MW

・根拠法となる省令にて、2013～15 年におけ

るエネルギー源別の募集容量の年間上限

を規定

2013 年 2014 年 2015 年

陸上風力 500MW 500MW 500MW

洋上風力 650MW 0MW 0MW

水力 50MW 0MW 0MW

地熱 40MW 0MW 0MW

バイオマス 120MW 0MW 0MW

廃棄物 350MW 0MW 0MW

・上記の上限枠まで入札が行われない場合

には、翌年の募集時に残りの設備容量が繰

り越される

・入札募集容量の設定なし

・賦課金管理枠組み（Levy Control Framework）

で低炭素発電への補助金に関する年間上限額

を設定しており、その上限額の範囲内で設定さ

れた年度別 CfD 予算内となるように落札プロジ

ェクトを決定

入札、落札者決定

までのスケジュール

・連邦ネットワーク庁は、応札期限の 6～9

週間前までに入札仕様を公示

・応札期限から 2 週間以内に落札者を決定

・同左・エネルギー規制委員会が第一次書類審査

を 2 週間で行い、エコロジー・持続可能な開

発・エネルギー省が 4 ヶ月かけて第二次書

類審査を実施

・公示期間 30 日、入札期間 60 日、結果公表

までの期間が 60 日以内

・2015 年第 1 回アロケーション時のスケジュール

は以下のとおり

-2015 年 2 月 18～24 日：入札の募集窓口開設

-2015 年 3 月 16 日：国務大臣による公示

-2015 年 3 月 18 日：申請者への通知

-2015 年 4 月 17 日：CfD 契約の署名・返送期限

58

表 2-27 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ②


支援期間・20 年間・20 年間・20 年間

・20～30 年間（エネルギー源別に設定）・15 年間

支援形態・直接販売・市場プレミアム（FIP）制度・直接販売・市場プレミアム（FIP）制度・固定価格買取（FIT）制度

・市場プレミアム（FIP）制度・差額決済型固定価格（CfD FIT）制度

インセンティブ

支払者

・送配電事業者・送配電事業者・フランス電力会社（EdF）、地方配電系統運用

者

・GSE 社・Low Carbon Contracts 社

電力買取義務者・特になし

（卸電力取引市場もしくは相対取引にて販

売）

・特になし

（卸電力取引市場もしくは相対取引に

て販売）

・フランス電力会社（EdF）、地方配電系統運用

者

・特になし

（卸電力取引市場もしくは相対取引にて販売）

・特になし

（買取先が見つからない場合は大手小売事業

者に買取義務を設定）

入札上限価格・入札公示時点における屋根設置型太陽

光発電の 40～1,000kW 分に適用される

買取価格

入札回ごとの上限価格単位：ユーロセント/kWh

入札期日適用上限価格

2015 年 4 月 15 日 11.29

2015 年 8 月 1 日 11.18

2015 年 12 月 1 日 11.09

2016 年 4 月 1 日 11.09

2016 年 8 月 1 日 11.09

2016 年 12 月 1 日 11.09

・2017 年 2 月 1 日募集締切の入札時

には、8.91 ユーロセント/kWh の上限

価格を適用

入札回ごとの上限価格単位：ユーロセント/kWh

入札期日適用上限価格

2017 年 2 月 1 日 8.91

2017 年 6 月 1 日 8.91

2017 年 10 月 1 日 8.84

2018 年 2 月 1 日 8.84

2018 年 6 月 1 日 8.84

2018 年 10 月 1 日 8.84

・年間の買取価格逓減率 7～8％という予測に

基づいて、募集カテゴリー別に上限価格を設

定

第 3 期（2015 年 6 月期限）上限・下限価格単位：ユーロセント/kWｈ

募集カテゴリー下限

価格

上限

価格

屋根部分一体型

（250kW～5MW）

9.0 20.0

屋根置き型

（250kW～5MW）

9.0 18.0

地上設置型（～5MW） 7.0 15.0

地上設置型（5～12MW） 7.0 15.0

.カーポート一体型

（250kW～4.5MW）

9.0 18.0

・根拠法令で、エネルギー源別・出力帯別に

上限価格を設定

【2016 年入札時の上限価格は、本報告書の

表 8-8 参照】

・向こう 5 年間のエネルギー源別、運開年度別

のストライクプライスが公表されており、これ

を上限価格として入札を実施

【本報告書表 6-14、表 6-15 参照】

大規模太陽光のストライクプライス上限価格

単位：ポンド/MWｈ

運開年度上限価格

2014 年度 120

2015 年度 120

2016 年度 115

2017 年度 110

2018 年度 100

入札下限価格・設定なし・設定なし・募集カテゴリー別に下限価格を設定【上表参

照】

・上記の上限価格から 30％減額した価格を下

限価格として設定

・設定なし

落札者決定方式・差別価格（pay-as-bid）方式

・但し、2015 年 8 月、12 月〆切の募集回の

み、試行的に均一価格（uniform pricing）

方式を採用

・差別価格（pay-as-bid）方式・総合評価方式

・入札価格、当該事業の環境影響、産業リス

ク、モジュールのカーボンフットプリント等の

評価基準に則して総合評価点を算出し、落

札事業を決定

2015 年 6 月期限地上設置型入札評価基準評価基準点数上限

価格 46

環境影響：荒廃地、転用地利用 10

：環境へのシステム統合 10

：カーボンフットプリント 20

イノベーション貢献 10

計画認可ボーナス 4

合計 100

・差別価格（pay-as-bid）方式・募集ポット、運開年度別に均一価格（uniform

pricing）方式

・第 1 回アロケーション（2015 年）の入札時に

は、以下のポット分類で入札を実施

ポット 1 確立済テクノロジー

陸上風力（5MW 超）、太陽光（5MW

超）、廃棄物 CHP、埋立ガス、汚泥

ガス、水力（5～50MW）、

ポット 2 未確立テクノロジー

洋上風力、波力、潮力、地熱

先進転換技術（ACT）、

嫌気性消化（5MW 超）、

バイオマス専焼 CHP

同点者がいた場合

の扱い

・落札か不落かの境界線上にあり、入札価

格が同じ場合には、入札容量の少ない方

を落札とし、入札容量も同じ場合にはくじ

引きで落札者を決定

・同左・複数の入札でストライクプライスが重複した

場合には、タイブレーカールールを適用

59

表 2-28 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ③


入札参加要件・自然人、権利能力のある人的会社、及び

法人のいずれも参加可能

・入札時に第一次担保（4 ユーロ/kW）を差

し入れ

・但し、計画が更に進んでいる場合（公表決

議・建築許可取得済み等）、この担保は

半額になる

・EEG では、支援対象とする地上設置型太

陽光発電設備を、以下の土地に立地す

る設備に限定

a.開発計画の策定又は変更に関する決議

の時点で既に舗装されていた土地

b.開発計画の策定又は変更に関する決議

の時点で、商業目的、交通目的、住宅

地、あるいは軍事利用目的からの転用

地であった土地

c.当該地上設置設備が舗装道路の外端か

ら計測して 110m 以下に建設されている

場合、開発計画の策定又は変更に関す

る決議の時点で、アウトバーン及び線路

に沿っている土地

d.連邦もしくは連邦不動産庁の所有下にあ

ったか、或いは所有下にあり、開発計画

の策定又は変更に関する決議の時点で

連邦不動産庁によって管理されていた土

地

e.開発計画の策定又は変更に関する決議

の時点で耕作地として利用されており、

かつ条件不利な農業用地に存在し、か

つ a から d に挙げられた土地には含まれ

ない土地

・入札者は上記の立地条件を満たした上

で、少なくとも当該地上設置型設備の建設

にかかる開発計画の策定を地方自治体が

決議済みの具体的なプロジェクトで応札

・同左

（但し、入札時の第一次担保を 5 ユー

ロ/kW に増額）

・新設の設備のみが対象

・自然および耕作地を保全するため、入札対象設

備は造成地にのみ建設する必要

・申請時に必要な提出書類

事業の環境影響評価・産業リスク評価の調査

書類注 1

建築許可（申請済みの段階で可）注 1

太陽光電池の炭素排出簡易評価の調査書類

太陽光発電 R&D 事業の確認書

・入札参加に必要な書類

入札参加者や出資者の情報を含む事業計画注 2

予算リスク評価（事業の推定予算、投資額、

資本・債務・ローン等予算確保、事業の推定

収益等）

銀行の基本合意書

注 1：フランスでは、地上設置型太陽光発電設備の

建設に関して、保護地区内のプロジェクトは設備

容量 3kW 超、保護区域外のプロジェクトは設備容

量 250kW 超の設備について、地方自治体（コミュ

ーン等）による建築許可の取得が必要。また、

250kW 超の設備は、環境影響評価や公聴会の実

施が必要。

注 2：商法第 L.233-3 条の意義の範囲内で、直接ま

たは間接的にその親会社・子会社が保有する、設

備同士の距離が 500 メートル以内である発電設備

の容量の場合は、合算して同じ期間の入札に応札

することが可能。

【入札参加時に必要な事項】

・建築許可

・系統運用者によって許可された連系割当て

・銀行融資引き受け証明

・投資コストの 10％の資本計上など

・開発事業者は、CfD に係る契約を得るために、以

下の情報とともに National Grid 社へ申請

プロジェクトの詳細（技術種類、容量、企業詳

細）

開発計画認可注

電力系統連系受け入れ証

目標運開日（プロジェクトの行使価格を決定）

注：英国の都市計画制度の特徴は、地方計画当局

（Local planning authority）の権限を持つ地方政

府が、計画許可制度の仕組みを使って、開発案

件一件ごとに具体的な審査を行い、その当否を

判断することで個別開発のコントロールを行って

いる点。ほぼすべての再エネ発電プロジェクト

が、この「開発」行為に該当。発電設備規模によ

り対象法令は異なるが、設備容量 50MW 以下の

プロジェクトについては、原則として地方公共団

体等があらかじめ策定している各種の土地利用

計画に照らして、権限を有する地方計画庁が個

別の案件ごとに開発認可の是非を審査・判断す

る仕組み。CfD 契約に基づく申請では、申請す

る発電設備の建設（増築）、発電電力の系統へ

の送電にかかる開発計画の認可を受けている

ことが要件。

入札時の手数料・入札 1 件ごとに手数料 715 ユーロ

・申請が要件を満たしていなかった、申請

が取り下げられた、もしくは不落の場合

は、上記金額の 1/4 を入札者に返金

・落札者は、補助受給権の交付のために、

追加手数料が 1 件ごとに 615 ユーロ

*上記の金額は想定される業務量に対し

て、連邦ネットワーク庁職員の時給を乗

じて算出したもの

・2019 年 2 月 1 日締切の入札では、

入札 1 件ごとの手数料は 586 ユーロ

・なし・なし

入札時の担保・第一次担保として kW あたり 4 ユーロを差

し入れ

・但し、当該計画が更に進んでいる場合（公

表決議・建築許可取得済み等）、この担

保は半額になる

・第一次担保として kW あたり 5 ユーロ

を差し入れ

・但し、当該計画が更に進んでいる場

合（公表決議・建築許可取得済み

等）、この担保は半額になる

・なし・なし

60

表 2-29 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ④


導入担保手法・連邦ネットワーク庁は、行政手続法に基づく条件下で、将来または過去に効力を伴

う形で、落札権及び補助受給権のすべてまたは一部を取り消す権限を有する

・原則として、落札者は申請時と同様の条件

で設備稼働をする必要があるが、立地地域

の知事により、以下のような変更が認めら

れる可能性有り供給事業者の破産や製品供給問題に伴う変更

評価基準の評点に影響を及ぼさない変更

建築許可の有効性に影響を及ぼさない変更

・知事は申請を受けてから 3 ヶ月以内に回答

することとし、回答がない場合は不認可とさ

れる

・落札事業者が実際にプロジェクトを進めない

場合に、FIP のプレミアムを受領する権利を

失う以外に罰金等は設けられていない

・但し、競争入札の参加要件として、系統連系

の申込をしていることが必要で、連系申込に

は銀行保証が必要となり、落札時に暫定的な

ものから確定的なものとして扱われる

・落札できなければ、入札保証金は返還

・民間事業者が契約業務や申請計画が計画

通りに進んでいるかをチェック

・CfD 契約調印時から 12 ヶ月以内に開発事業

者にプロジェクトの具体的な進捗を求め、達

成できない場合には CfD 契約を解除

・落札事業者が、CfD 契約で設定した目標運

開期間内に運開しない場合は支援額が減額

・落札後に CfD 契約を締結しなかったプロジェ

クトは CfD 契約通知日から 13 ヶ月以内に公

示される CfD アロケーションラウンドには参

加不可

・CfD 契約締結後に契約解除した場合、契約

解除日から 13 ヶ月以内に公示される CfD ア

ロケーションラウンドには参加不可

落札後の担保・落札者は、第二次担保（いわゆる入札保証金）として、現金あるいは保証形式で

1kW あたり 50 ユーロを差し入れ

・但し、当該計画が更に進んでいる場合（公表決議・建築許可取得済み等）、この担

保は半額になる

・落札者は以下の建設保証を落札者決定から

2 ヶ月後までに差し入れフランス国宛に経済省の認可を受けた金融機

関が発行したもので、格付会社による信用格

付けが A～A2、またはそれに相当するもの

保証額は、50,000 ユーロ × 設備容量（MW）

但し、1MW 以下のプロジェクトは 30,000 ユーロ

建設保証は、事業期間を段階に分け、条件（機

材発注、設備設置、規定内の稼働開始等）が

満たされると段階的にリリース

・なし

プロジェクト実施期限

・落札決定から 24 ヶ月以内に稼働する義務

・プロジェクトが実行されなかった場合には、違約金として落札時に差し入れた第二

次担保相当分（50 ユーロ/kW）の実行

・落札決定通知の受領から 22 ヶ月経過後、遅

延した期間に 2 倍を乗じた期間、落札価格で

の買取期間が 20 年間から短縮

・但し、系統運用者の工事遅延のために系統

連系が期限に間に合わない場合には、連系

工事完了後 2 ヶ月以内に設備稼働すれば罰

則なし

・入札結果の公示日からエネルギー源別に設

定された下記の猶予期間内に設備の稼働開

始する義務

技術猶予

期間

陸上風力、バイオリキッド 28 ヶ月

洋上風力、水力、地熱、バイオガス、

埋立ガス、下水ガス、バイオマス

40 ヶ月

・24 ヶ月以内の遅延は、遅延期間に相当する

期間にわたりインセンティブ額を毎月 0.5％引

き下げ

・2015 年の第 1 回アロケーションでは、太陽光

は 3 ヶ月、埋立ガスは 6 ヶ月、その他エネル

ギー源は 1 年間を「目標運開期間」として設

定可能

・目標運開期間に運開できなかった場合、埋

立ガスは 6 ヶ月、洋上風力は 2 年、その他エ

ネルギー源は 1 年の猶予期間を設定してお

り、遅延期間に応じて支援期間を短縮

・猶予期間を経ても供給が行われない場合に

は CfD 契約を解除

事業者の変更・落札権を他者に譲渡した場合は落札権の失効、第二次担保相当分の没収・試運転までは不可

立地場所の変更・入札の届出時の土地区画と異なる場所で設備稼働した場合は、落札時に決定した

支援価格を 0.3 ユーロセント/kWh 引き下げ

・不可

設備容量変更・落札した設備容量の 5％以上を落札権の取り下げ等で失効した場合に、失効した

容量の第二次担保相当分を罰金として没収

・落札した設備容量よりも稼働した設備の容量が多い場合には、補助受給権は落札

容量までとし、残りの容量相当分は按分して直接販売を実施（補助なし）

・落札容量の 95～100％の範囲内での変更

は、立地場所の知事による許可される可能

性有り

落札権返上・入札者は、落札権の全てまたは一部を、連邦ネットワーク庁に書面提出で返上す

ることが可能

・その場合は、返上した落札容量の第二次担保相当分を罰金として没収

・但し、落札者決定から 9 ヶ月経過する前に、取り下げをした落札容量については、

没収される罰金額は入札容量の半分に減額される

・24 ヶ月以上の遅延は、市場プレミアム価格

の受領権利を失効し、連系申込時に設定した

担保を没収

61

表 2-30 主要国における入札制度の制度設計・論点別整理表 ⑤


稼働開始後の要件・連邦ネットワーク庁は、行政手続法に基づく条件下で、将来または過去に効力を伴う形で、

落札権及び補助受給権のすべてまたは一部を取り消す権限を有する

・特に以下の場合は取消をすることを命令で明記

ⅰ）稼働開始後初の 2 年以内に、当該設備から、系統に電力が供給されていないか、ある

いは系統運用者に売電をしていない場合

ⅱ）稼働開始後初の 1 年以内に、当該設備の大部分が解体された場合

・落札者は以下の解体保証を設備設置から 17 年

目までに差し入れ

フランス国宛に経済省の認可を受けた金融

機関が発行したもので、格付会社による信用

格付けが A～A2、またはそれに相当するもの

保証額は、50,000 ユーロ × 設備容量（MW）

解体保証は次の条件が満たされると段階的

にリリース

ⅰ）事業終了後、太陽光発電設備の解体

ⅱ）原状回復

ⅲ）使用済み太陽光電池のリサイクル

落札結果の公表・連邦ネットワーク庁は、落札者名、設備の立地場所、申請された計画のステータスをホーム

ページで公表

・個別プロジェクトの落札価格は非開示

・落札プロジェクト名のリストは出されているが、詳

細は非公表・落札プロジェクトは、CfD Register と呼ばれる

登録簿に登録され、プロジェクトの情報開示

・CfD Register では、プロジェクト名、事業者

名、エネルギー源、運開予定日、その時点

で予定されているストライクプライスの情報

を閲覧可能

入札結果

第 1 回～6 回の入札結果（2015～16 年）

第 1 回 (2015/4)

第 2 回 (2015/8)

第 3 回 (2015/12)

第 4 回 (2016/4)

第 5 回 (2016/8)

第 6 回 (2016/12)

募集容量 150MW 150MW 200MW 125MW 125MW 160MW 応札容量 170 件

715MW 136 件

558MW 127 件

562MW 108 件

540MW 62 件

311MW 76 件

423MW 落札容量 25 件

157MW 33 件

159MW 43 件

204MW 21 件

128MW 25 件

118MW 27 件

163MW 除外件数 37 件

144MW 15 件

33MW 13 件

33MW 16 件

57MW 9 件

46MW 5 件

19MW 平均落札価格

9.17 ㌣ /kWh

8.48 ㌣ /kWh

8.00 ㌣ /kWh

7.41 ㌣ /kWh

7.25 ㌣ /kWh

6.90 ㌣ /kWh

上限価格 11.29 ㌣ 11.18 ㌣ 11.09 ㌣ 11.09 ㌣ 11.09 ㌣ 11.09 ㌣入札時点の

買取価格※ 9.02 ㌣ 8.93 ㌣適用外適用外適用外適用外

落札価格決定方式

差別価格方式

均一価格方式差別価格方式

完工率 2018/07 時点

99％ 90％ 92％ 100％ 96％ 73％

※2015 年 8 月末までは、2012 年改正法の経過措置として従来の制度に基づく固定価格も選

択可能であった

・2017 年以降の入札結果は、本報告書表 4-29 を参照

第 1 回～3 回の入札結果（2012～15 年）第 1 回第 2 回第 3 回募集開始入札期限結果公表

2011/9 2012/2 2012/7

2013/3 2013/9 2014/3

2014/11 2015/6

2015/12

募集容量 450MW

400MW 1,100MW※

応札容量 316 件 1,891M

W

357 件 1,726M

W

598 件 2,291M

W 落札容量 105 件

520MW

121 件 380MW

212 件 800MW

除外件数 37 件 144M

W

15 件 380MW

13 件 33MW

加重平均落札価格（/kWh）

21.3 ㌣屋根置き： 15.8 ㌣

地上設置： 10.7 ㌣

ｶｰﾎﾟｰﾄ： 14.6 ㌣

屋根置き： 12.9 ㌣

地上設置： 8.2 ㌣

ｶｰﾎﾟｰﾄ： 12.4 ㌣

※募集当初は 400MW であったが事後的に増量

第 1 回～3 回の入札結果（2013～15 年）単位：MW

技術第 1 回/2013年

第 2 回/2014年

募集入札募集入札陸上風力 500 442 400 1,086 洋上風力 650 30 620 0 水力 50 0 50 0 地熱 40 40 0 0 ﾊﾞｲｵﾏｽ 120 13 107 34 廃棄物 350 33 317 0

技術第 3 回/2015 年募集入札陸上風力 356 1,261 洋上風力 650 0 水力 50 0 地熱 - - ﾊﾞｲｵﾏｽ 64 17 廃棄物 249 18

第 1 回アロケーション入札結果（2015 年）

●落札容量（単位：MW）

運開年度 2015 2016 2017 2018 先進転換技

術 36.0 26.0

洋上風力 714.0 418.0

陸上風力 45.00 77.50 626.05

太陽光 32.88 38.67

廃棄物 CHP 94.75

●決済価格（単位：ポンド/MWh）

運開年度 2015 2016 2017 2018 ポット 2（未確立テクノロジー）

先進転換技

術 119.8

9 114.3

9

洋上風力 119.89

114.39

ポット 1（確立済テクノロジー）

陸上風力 79.23 79.99 82.50

太陽光 50.00 79.23

廃棄物 CHP 80.00

・2016 年 1 月にドイツ連邦政府が閣議決定した入札制度に関する進捗報告書では、

2015 年の実施状況について、500MW の募集容量に対して激しい競争が行われ、助

成額の水準も入札回を追うごとに下がっていったことで、入札手続きが有効であると

評価

・上記の第 1～6 回の入札の結果、落札容量に対する完工率が 95％を超える状況と

なっおり、24 ヶ月の稼働期限を守れなかった案件が 1 件あったものの、全落札プロ

ジェクトが稼働に至っている状況

・直近の第 3 期入札公募 CRE では、当初 400

MW であった入札容量が 800 MW に倍増さ

れ、250 kW超の大規模太陽光プラント212プ

ロジェクトが落札

・約 20 ヶ月前に募集開始された第 2 回と比較

すると、20％前後の支援価格の引き下げ

・特に地上設置型は、10.7 ユーロセント/kWh

から 8.2 ユーロセント/kWh と 23％の価格低

減

・第 2 回、第 3 回の入札で、募集容量を大きく

超過する入札があった陸上風力発電は、基

本価格と比べて、第 1 回は 2.5～24.4％、第 2

回は 9.5～19.0％、第 3 回は 26.4～30.0％減

額した応札価格

・但し、実際に落札した 1,198MW 分のプロジェ

クトのうち、2014 年末時点で稼働済みのもの

は、245MW 分（約 20％）にとどまっている

・太陽光は、上限価格（管理上のストライクプ

ライス）120 ポンド/MWh と比較して、58％低

い決済価格で落札

・但し、第 1 回アロケーションで落札した 27 件

のプロジェクトのうち、2015 年度を運開年度

として 50 ポンド/MWh の決済価格で落札をし

た2件の太陽光プロジェクトが、既にプロジェ

クト開発の中止を公表

62

3. EU における再生可能エネルギー導入促進施策の動向

2007 年 1 月に、欧州委員会は、EU における再生可能エネルギー普及促進政策に関する新

たな枠組みを提案する一連の文書を公表した。その後 EU は、2008 年に温室効果ガスの排

出を 2020 年までに 1990 年比で少なくとも 20％削減（条件が整えば 30％削減）し、2020 年

までにエネルギー消費に占める再生可能エネルギーの比率を 20％まで引き上げる目標を決

定した8。

2008 年 1 月に、欧州委員会は、2020 年までの目標達成に向けた EU の気候・エネルギー

政策パッケージの一つとして、新たな再生可能エネルギー導入促進のための指令案を公表

した。この「再生可能エネルギー利用促進指令（2009/28/EC）9」は、その後の議論を経て、

2009 年 4 月 23 日に正式に承認され、2009 年 6 月 5 日に官報に掲載されて発効した。

以下では、EU レベルにおける再生可能エネルギー導入促進施策の動向を整理する。

3.1 2009 年再生可能エネルギー利用促進指令の概要と進捗状況

3.1.1 2009 年再生可能エネルギー利用促進指令の概要

上述の 2009 年再生可能エネルギー利用促進指令では、「EU 全体として 2020 年までに

終エネルギー消費に占める再生可能エネルギーの割合を少なくとも 20％」とする目標を設

定するとともに、加盟各国別の法的拘束力ある導入目標も設定している。さらに、バイオ

燃料については、「EU 加盟各国の輸送用燃料市場におけるバイオ燃料の割合を少なくとも

10％」とする法的拘束力ある目標を規定している。このように、新指令では、加盟各国別

に「終エネルギー消費に占める再生可能エネルギーの導入割合」の目標のみを設定し、

2001 年の再生可能電力促進指令に基づく 2010 年導入目標のように、電力分野における加盟

各国別の目標を設定していない。

以下では、この再生可能エネルギー利用促進指令について、電力分野に関わる規定のポ

イントを整理する。

(1) 2020 年までの加盟国別の導入目標の設定

2020 年における欧州共同体（EU）としての終エネルギー総消費量に占める再生可能エ

ネルギーの割合を 20％とする目標に対応して、加盟各国には以下の国別目標が設定されて

いる。

また、指令の第 22 条に基づき加盟各国は初回は 2011 年末まで、その後は 2 年ごとに、

欧州委員会に対して、目標に対する進捗状況等に関する報告書の提出が求められる。

8 COM(2008) 30 final, “Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions - 20 20 by 2020 - Europe's climate change opportunity” 9 Directive 2009/28/EC of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the promotion of the use of energy from renewable sources and amending and subsequently repealing Directives 2001/77/EC and 2003/30/EC

63

表 3-1 EU：加盟国別の最終エネルギー消費量に占める 2020 年再生可能エネルギー目標

国名 2005 年

実績

2020 年

目標国名

2005 年

実績

2020 年

目標

ベルギー 2.2％ 13％ブルガリア 9.4％ 16％

デンマーク 17.0％ 30％チェコ 6.1％ 13％

ドイツ 5.8％ 18％エストニア 18.0％ 25％

アイルランド 3.1％ 16％キプロス 2.9％ 13％

ギリシャ 6.9％ 18％ラトビア 32.6％ 40％

スペイン 8.7％ 20％リトアニア 15.0％ 23％

フランス 10.3％ 23％ハンガリー 4.3％ 13％

イタリア 5.2％ 17％マルタ 0.0％ 10％

ルクセンブルク 0.9％ 11％ポーランド 7.2％ 15％

オランダ 2.4％ 14％ルーマニア 17.8％ 24％

オーストリア 23.3％ 34％スロベニア 16.0％ 25％

ポルトガル 20.5％ 31％スロバキア 6.7％ 14％

フィンランド 28.5％ 38％

スウェーデン 39.8％ 49％

英国 1.3％ 15％

出所）再生可能エネルギー利用促進指令（2009/28/EC）より作成

(2) 加盟各国における再生可能エネルギー比率の計算方法

加盟各国に設定された目標である「終エネルギー総消費量に占める再生可能エネルギ

ー比率」は、原則として、表 3-2 の②÷①にて比率を算出する。

但し、各国の目標達成判断については、加盟国間での共同事業等の柔軟性メカニズムを

踏まえて、再生可能エネルギー消費量を決定する。

64

表 3-2 EU：最終エネルギー消費量に占める再生可能エネルギー比率の計算方法

①最終エネルギー総消費量

終エネルギー量+送配電／熱ロス+電力／熱プラントにおける電力／熱自家消費量

エネルギー転換用の電力消費分（揚水発電用の電力消費量、ヒートポンプの電力消費

量等）は含まない

②再生可能エネルギー消費量

以下の 3 つを合算したもの。再生可能起源のガス・電力・水素は、以下の 1 つの分野のみを

算定するものとする。

ⅰ）再生可能電力の算出方法：再生可能起源の終電力総消費量

水力発電のうち、揚水発電量分は除く。

化石燃料との混合燃料による発電分については、エネルギー含量に基づいた再生可能

エネルギー比率分のみを算入。

ⅱ）再生可能熱の算出方法：再生可能起源の冷暖房のためのエネルギー終総消費量

化石燃料との混合燃料による熱生産分については、エネルギー含量に基づいた再生可

能エネルギー比率分のみを参入。

ヒートポンプについては、エネルギー出力が一次エネルギー投入量を著しく超える

（significantly exceeds）もののみを対象とすると規定。

・再生可能エネルギー熱量の算出に当たっては、終エネルギー出力量から運転に

必要な一次エネルギーの投入量を差し引いた熱量が考慮される。

・ 2013 年 1 月 1 日までに、欧州委員会が加盟国向けにヒートポンプの性能評価に

関するガイドラインを策定済み。

ⅲ）再生可能輸送燃料の算出方法：輸送分野における再生可能エネルギー終消費量

出所）再生可能エネルギー利用促進指令（2009/28/EC）より作成

再生可能エネルギー源による発電量の算出方法には、2001 年の再生可能電力促進指令

（2001/77/EC）の考え方が踏襲されており、化石燃料と再生可能エネルギー源との混焼発電

については、化石燃料源により発電された電力分については再生可能電力量として認めず、

再生可能エネルギー源による電力量のみを認めている。また、水力発電について規模要件

は設定されていないが、揚水をして発電した水力発電分は貢献分から除かれることが明示

されている。

65

(3) 加盟国別の「国家再生可能エネルギー行動計画」の策定

加盟各国は、終エネルギー消費に占める再生可能エネルギー比率の国別目標を達成す

るために、「国家再生可能エネルギー行動計画（national renewable energy action plan）」を

策定し、2010 年 6 月 30 日までに欧州委員会に提出することが求められた。あわせて指令で

は、行動計画に低限含むべき項目を規定しており、加盟各国が 2020 年における電力分野、

熱分野、輸送燃料分野の導入目標を設定することが必須項目となっている。

欧州委員会は、加盟各国から提出された「国家再生可能エネルギー行動計画」について、

特に導入促進施策の妥当性に関する評価を行わなければならない。また、加盟各国が提出

した国家計画に対して、提言（recommendation）を行うこともできるとされている。

(4) 加盟国間の柔軟性メカニズム（共同事業、共同支援制度等）の導入

加盟各国による国別目標達成の方法として、自国における導入促進施策による導入促進

に加えて、加盟国同士もしくは EU 域外の第三国との協力による再生可能エネルギー導入促

進も認められている。効果の測定等に関して一定の条件を満たした他国との共同事業（joint

project）についても、2020 年における目標達成に計上できることが規定されている。2020

年までの法的拘束力のある目標を設定するとともに、加盟各国間の再生可能エネルギー賦

存量などの違いといった地域性も考慮して、こうした目標達成の柔軟性メカニズムが導入

されている。

(5) 再生可能エネルギー源の起源証明（GoO）

2001 年の再生可能電力促進指令（2001/77/EC）では、加盟各国に、起源証明（GoO：Guarantee

of Origin）と呼ばれる制度を国内で確立するように規定していた。この起源証明（GoO）は、

再生可能電力の取引促進、電力需要家による再生可能電力の選択促進、透明性向上などを

意図した制度であり、発電に用いられたエネルギー源、発電の日付・場所の情報を含むこ

とが規定されていた。再生可能エネルギー利用促進指令では、この起源証明の対象を発電

分野だけでなく熱分野に拡大することに加えて、低限含むべき情報項目も拡充された。

(6) 加盟各国の法制化義務

加盟各国は、指令の第 27 条に基づき、2010 年 12 月 5 日までに本指令の遵守に必要な法、

規則、および管理規定を施行させることが求められた。

3.1.2 加盟各国の 2020 年目標に対する進捗状況

2019 年 2 月 12 日の欧州統計局（Eurostat）によるプレスリリース10では、2017 年に、EU

の再生可能源からのエネルギー割合は、データの収集を開始した 2004 年の 8.5%から 2 倍以

上となり、17.5%に達したと公表した（表 3-2）。

10 欧州統計局（Eurostat）ウェブサイト、

https://ec.europa.eu/eurostat/documents/2995521/9571695/8-12022019-AP-EN.pdf（2019 年 3 月 1 日取得）

66

2004 年以降、終エネルギー消費量に占める再生可能エネルギーの割合は、すべての EU

諸国において著しい伸びを見せ、2016 年比でも、28 ヶ国中 19 ヶ国で増加となった。

他方、EU 加盟各国の国別目標への進捗を見ると、既に 2020 年の目標水準を達成してい

るのが、ブルガリア、チェコ、デンマーク、エストニア、クロアチア、イタリア、リトア

ニア、ハンガリー、ルーマニア、フィンランド、スウェーデンの 11 ヶ国となる。他方、オ

ランダ（2020 年国家目標の達成まで 7.4%）、フランス（同 6.7％）、アイルランド（同 5.3%）、

英国（同 4.8%）、ルクセンブルク（同 4.6％）、ポーランド（同 4.1％）およびベルギー（同

3.9％）は、目標から程遠い状態であると評価されている。

表 3-3 EU：加盟国別の最終エネルギー消費量に占める再生可能エネルギー比率実績

2004 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年 2020 年目標

EU 全体 8.5% 16.2% 16.7% 17.0% 17.5% 20.0%

ベルギー 1.9% 8.0% 7.9% 8.6% 9.1% 13.0%

ブルガリア 9.4% 18.0% 18.2% 18.8% 18.7% 16.0%

チェコ 6.9% 15.0% 15.0% 14.9% 14.8% 13.0%

デンマーク 14.9% 29.7% 31.4% 32.6% 35.8% 30.0%

ドイツ 6.2% 14.4% 14.9% 14.9% 15.5% 18.0%

エストニア 18.4% 26.2% 28.4% 28.6% 29.2% 25.0%

アイルランド 2.4% 8.7% 9.1% 9.3% 10.7% 16.0%

ギリシャ 6.9% 15.4% 15.4% 15.1% 16.3% 18.0%

スペイン 8.3% 16.1% 16.2% 17.4% 17.5% 20.0%

フランス 9.5% 14.8% 15.2% 15.9% 16.3% 23.0%

クロアチア 23.5% 27.8% 29.0% 28.3% 27.3% 20.0%

イタリア 6.3% 17.1% 17.5% 17.4% 18.3% 17.0%

キプロス 3.1% 8.9% 9.4% 9.3% 9.9% 13.0%

ラトビア 32.8% 38.6% 37.5% 37.1% 39.0% 40.0%

リトアニア 17.2% 23.6% 25.8% 25.6% 25.8% 23.0%

ルクセンブルク 0.9% 4.5% 5.0% 5.4% 6.4% 11.0%

ハンガリー 4.4% 14.6% 14.4% 14.3% 13.3% 13.0%

マルタ 0.1% 4.7% 5.1% 6.2% 7.2% 10.0%

オランダ 2.0% 5.5% 5.7% 5.9% 6.6% 14.0%

オーストリア 22.7% 33.2% 32.8% 33.0% 32.6% 34.0%

ポーランド 6.9% 11.5% 11.7% 11.3% 10.9% 15.0%

ポルトガル 19.2% 27.0% 28.0% 28.4% 28.1% 31.0%

ルーマニア 16.2% 24.8% 24.8% 25.0% 24.5% 24.0%

スロベニア 16.1% 21.5% 21.9% 21.3% 21.5% 25.0%

スロバキア 6.4% 11.7% 12.9% 12.0% 11.5% 14.0%

フィンランド 29.2% 38.8% 39.3% 39.0% 41.0% 38.0%

スウェーデン 38.7% 52.4% 53.6% 53.8% 54.5% 49.0%

英国 1.1% 6.5% 8.4% 9.2% 10.2% 15.0%

出所）Eurostat ウェブサイト（https://ec.europa.eu/eurostat/documents/2995521/9571695/8-12022019-AP-EN.pdf）

より作成

67

3.2 EU レベルでの再生可能エネルギー促進施策に係る主な動向

以下では、EU レベルにおける再生可能エネルギー政策に関して、特に加盟各国の促進施

策に影響を与えるの主な動向について、2009 年再生可能エネルギー促進指令以降の情報を

とりまとめる。

3.2.1 電力分野への国家介入に関するガイダンス

2013 年 11 月 5 日、欧州委員会は、電力セクターへの国家介入（支援制度等）について、

加盟国向けのガイダンス（通達）を公表した。この中では、加盟国における再生可能エネ

ルギー支援制度のあり方についても言及している。

本通達では、次の 2 つの分野における国家介入の原則を打ち出している。

再生可能エネルギー（主に太陽光と風力）に対する国家支援スキーム

再生可能エネルギーのバックアップ容量（主にガス・石炭火力発電所などの化石燃料）

の整備

その後、欧州委員会は 2014 年 4 月に「2014-2020 年の環境・エネルギー関連の国庫補助

金に関する新たなガイダンス（Communication from the Commission, Guidelines on State aid for

environmental protection and energy 2014-2020 (2014/C 200/01)」を策定した（2014 年 6 月 28

日付けで EU 官報に公布11）。これは 2008 年に策定された環境保護のための国庫補助に関

するガイダンスに置き換わるものであり、従来の環境に加え、省エネ、再生可能エネルギ

ー、コジェネ、二酸化炭素貯留（CCS）、エネルギーインフラ等も対象に含めた包括的なも

ので、適用期間は 2020 年までとされている。

このガイダンスは直接的に加盟国の導入促進施策に法的拘束力を持つものではない。し

かしながら、加盟各国が支援制度を導入する際の欧州委員会による State Aid（国庫補助）

に関する審査の際に、本ガイダンスの原則が影響をしてくると考えられる。

以下では、本ガイダンスのうち、特に加盟国における再生可能電力導入促進施策に影響

を与えうる事項について、概要をとりまとめる。

(1) 再生可能発電に対する国家支援スキームのあり方

1) 卸電力市場への統合

再生可能発電の卸電力取引市場への統合を奨励するため、補助の受給者は発電電力を市

場で直接販売し、市場の義務に従うことが重要であるとされている。その目的のもと、以

下の要件をあわせ、2016 年 1 月 1 日からすべての新たな補助制度や施策に適用することが

定められている。

プレミアム価格制度：再エネ発電事業者が直接市場で電力販売する場合に、市場価格

に加え、プレミアムとして補助金を交付

11 https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52014XC0628(01)

68

補助の受給者は、流動性のある卸電力の当日市場が存在しない場合、標準的なバラン

シング義務を順守

卸電力取引価格がネガティブプライスとなった場合、発電事業者が発電電力に対して

インセンティブを受け取らないことを徹底するような措置を施行

なお、上記の要件は、設備容量 500kW 以下の小規模発電設備や実証プロジェクト（3MW

超もしくは 3 基以上の風力発電設備を除く）については、適用除外としている。

2) 競争入札による支援レベルの決定

2017 年 1 月 1 日以降、再生可能発電に対する支援レベルは、以下に該当しない場合、明

瞭かつ透明性・非差別性がある基準をベースにした、競争入札制度で決定され、補助を行

うことを規定している。

加盟国が、1 つまたは非常に限定された数のプロジェクトまたは用地に適格性があるこ

とを証明する

加盟国が、競争入札制度は（戦略的入札の回避のためになど）より高い支援レベルに

つながることを証明する

加盟国が、競争入札制度は（札割れ回避のために）プロジェクトの実現率が低い結果

に終わることを証明する

なお、2015 年、2016 年は移行期とされ、再生可能エネルギー源からの計画新規発電容量

の低 5%に対する補助は、明瞭かつ透明性・非差別性がある基準をベースにした、競争入

札制度により交付されることが規定されている。

競争入札制度の実施にあたっては、競争促進の観点からは異なる再生可能エネルギー間

の競争も許容し、特定のエネルギー源だけに限定しない技術中立性を確保するのが本来の

姿としているが、一定条件下で太陽光、風力等、エネルギー源毎に競争入札を実施するこ

とが許容されている。

また、上記の競争入札制度に基づく支援の要件は、設備容量 1MW 以下の小規模発電設備

や実証プロジェクト（風力発電以外の 6MW 超もしくは 6 基以上の発電ユニットを除く）に

ついては、適用除外としている。

(2) 再エネ発電への補助にかかる費用の減免制度のあり方

ガイダンスでは、再生可能エネルギーへの支援費用がエネルギーの需要家から回収され

る限りは、エネルギー需要家を差別化しない方法で回収すべきことを原則としている。但

し、電力使用集約度の高さや国際貿易にさらされている等の一定要件を満たした場合に限

り、再生可能エネルギーへの支援に起因する費用が原因で、競争力がリスクにさらされて

いる場合のみ、費用負担の減免措置を施行することを認めている。

ガイダンスでは、費用負担の減免措置対象にできる業種を、附属書 3 で規定している（表

3-4）。

69

表 3-4 EU：ガイダンスで再エネ支援に伴う負担減免対象にできるとされた業種リスト

NACE コード業種

510 無煙炭鉱業

729 その他の非鉄金属鉱業

811 装飾・建築用石材、石灰岩、石こう、白亜、粘板岩採石業

891 化学および肥料用鉱物鉱業

893 採塩業

899 他に分類されないその他の鉱業および採石業

1032 果汁および野菜汁加工業

1039 果実および野菜加工・保存業

1041 油脂製造業

1062 澱粉・澱粉製品製造業

1104 その他の蒸留されていない発酵飲料製造業

1106 麦芽製造業

1310 織物繊維準備業および紡績業

1320 織物業

1394 ひも類、ロープ、より糸および網製造業

1395 不織布および不織布製製品製造業（衣服を除く）

1411 皮革製品製造業

1610 製材業および木材平削り業

1621 単板（べニア）シートおよび木材を主たる材料とする板製造業

1711 パルプ製造業

1712 紙および板紙製造業

1722 家庭用品・衛生製品および化粧品製造業

1920 精製石油製品製造業

2012 染料および顔料製造業

2013 その他の無機基礎薬品製造業

2014 その他の有機基礎薬品製造業

2015 肥料および窒素化合物製造業

2016 プラスチック（成形前のもの）製品製造業

2017 合成ゴム（成形前のもの）製品製造業

2060 人造繊維製造業

2110 基礎化学品製造業

2221 プラスチック板、シート、管、および異形押出製品製造業

2222 プラスチック包装製品製造業

2311 板ガラス製造業

2312 板ガラス成形・加工業

2313 中空ガラス製造業

2314 ガラス繊維製造業

2319 工業用ガラス製品を含む、その他のガラス製品製造・加工業

2221 プラスチック板、シート、管、および異形押出製品製造業

2222 プラスチック包装製品製造業

70

NACE コード業種

2311 板ガラス製造業

2312 板ガラス成形・加工業

2313 中空ガラス製造業

2314 ガラス繊維製造業

2319 工業用ガラス製品を含む、その他のガラス製品製造・加工業

2320 耐火性製品製造業

2331 陶磁器製タイルおよび敷石製造業

2342 衛生陶器製造業

2343 碍子・碍子金具製造業

2349 その他陶磁器製品製造業

2399 他に分類されないその他の非金属鉱物製品製造業

2410 第 1 次鉄鋼およびフェロアロイ製造業

2420 鉄鋼チューブ、パイプ、中空押出および関連付属品製造業

2431 冷間圧延業（鋼管）

2432 冷間ロール成形型鋼製造業

2434 冷間圧延業（伸鉄）

2441 貴金属製造業

2442 アルミニウム製造業

2443 鉛・亜鉛・すず製造業

2444 銅製造業

2445 その他非鉄金属製品製造業

2446 核燃料加工業

2720 電池・蓄電池製造業

3299 他に分類されないその他の製造業

2011 産業用ガス製造業

2332 粘土製レンガ・タイル・建材製造業

2351 セメント製造業

2352 石灰・石こう製造業

2451/2452/2453/2454 鉄、鋼鉄、軽金属、その他非鉄金属鋳造業

2611 電子部品製造業

2680 磁気および光学媒体製造業

3832 分類された材料の再生業

出所）“Communication from the Commission, Guidelines on State aid for environmental protection and energy

2014-2020 (2014/C 200/01)”

また、加盟国は、表 3-4 の附属書 3 のリストに含まれている業種に属さない場合でも、

当該事業が低 20%の電力集約度であり、EU レベルで低 4%の貿易集約度を有する業種

に属している場合、再生可能補助に起因するコスト削減を認定する国家スキームにおける

事業に含めることができるとしている。

なお、費用負担の減免措置を行う場合も、減免対象者が追加費用の 15％以上を支払うこ

とが条件とされている。但し、加盟国は、必要があれば、事業レベルで支払われるべき再

71

生可能エネルギーの金融補助から生じる費用を、関連事業の粗付加価値の 4%まで制限する

可能性が認められている。加盟国は、20％以上の電力集約度を有する事業に関して、支払

総額を関連事業の粗付加価値の 0.5%までに制限することができると規定している。

3.2.2 2030 年までの再生可能エネルギー目標の決議

2014 年 1 月 22 日に、欧州委員会は、2030 年の気候変動及びエネルギー関連の目標を含

む政策枠組み案を公表した。政策枠組み案では、2030 年の目標として、温室効果ガス排出

量について 1990 年比 40％削減、終エネルギー消費に占める再生可能エネルギー比率を

27％とする法的拘束力のある目標値が提示されている。但し、加盟各国ごとの目標の国内

法制化は求めず、「国家エネルギー計画」に基づくガバナンスをしていくことが提案され

ている。

他方、欧州議会では、2014 年 2 月 5 日の本会議において 2030 年の目標値に関する評決が

行われたが、再生可能エネルギーについては、終エネルギー消費の 30％を目標値とする

こと、加盟各国別に法的拘束力の目標値を定めることを含む提案が可決・採択された。

その後、欧州エネルギー閣僚理事会での検討を経て、2014 年 10 月の首脳会議において、

EU 全体の 2030 年の温室効果ガス排出量を 1990 年比で 40％削減することとし、2030 年に

おける再生可能エネルギーの導入目標を 27％以上にすることが決議された。この 27％と

いう目標は、30％に引き上げることを視野に入れて、2020 年に見直されることがあわせて

決議されている。

なお、2020 年目標を定めた「再生可能エネルギー利用促進指令（2009/28/EC）」と比較

すると、EU 全体で目標を設定した点は同じであるが、加盟各国の再生可能エネルギー導入

目標は義務化されず、自由に設定できるとしている点で枠組みが異なる。

72

3.3 2021 年以降を対象とした新たな再生可能エネルギー促進指令

3.3.1 Clean Energy for All Europeans パッケージ

2014 年 11 月に新欧州委員会（ユンカー委員会）が発足し、低炭素経済への移行に向けて

環境の統合を図るため、10 の優先事項が掲げられた12。そのうちの１つが、「Energy Union

Strategy（エネルギー同盟戦略）」である。2015 年 2 月 25 日、委員会は Energy Union の実

現に向け、”A Framework Strategy for a Resilient Energy Union with a Forward-Looking Climate

Change Policy”を採択し、低炭素、安全、かつ競争力のある経済への移行を目指すこととな

った。Energy Union に関しては、年次現状報告書の策定が求められており、一年毎に進捗状

況および今後の課題が公表される。

2016 年 11 月 30 日、欧州委員会は「Clean Energy for All Europeans」を謳った、クリーン

エネルギー法案パッケージを公表した。このパッケージは、欧州委員会が進める Energy

Union 戦略を推進するため、「省エネの優先」、「再生可能エネルギー分野での世界的リ

ーダーシップ」、および「消費者への公正な取引実現」を 3 つの柱としている。

2019 年 12 月 21 日付で欧州議会は、2016 年 Clean Energy for All Europeans パッケージのう

ち、新たな Energy Union and Climate Action Governance Regulation (EU) 2018/1999 のほか、

Renewable Energy Directive (EU) 2018/2001 及び Energy Efficiency Directive 2018/2022 を公示

した。この法令は 2018 年 12 月 24 日付で施行された。また、指令はそれぞれ 2021 年 6 月

30 日、2020 年 6 月 25 日までに加盟国の国内法制化が求められる。

本パッケージは、欧州の人々が安全で、安価な、気候に優しいエネルギーにアクセスし、

欧州連合を再生可能エネルギーにおける世界のリーダーにすることを目的とした、Juncker

委員会の政策的優先事項である「前向きな気候変動政策を伴うレジリアントなエネルギー

ユニオン”A Framework Strategy for a Resilient Energy Union with a Forward-Looking Climate

Change Policy”」の重要なエレメントの 1 つである。第 1 回国別エネルギー・気候計画の導

入する、新たな規制枠組みにより、この重要セクターにおける規制の確実性と本質的な投

資が可能となり、法的拘束力のある再生可能エネルギー目標 32%および省エネ目標 32.5%

といった、2030 年の EU の新たな 2 つの目標を設定することができる。これらの政策が完

全に実施されると、2030 年までに 40%ではなく約 45%（1990 年比）削減できるなど、EU

全体で予想を超えた大幅な排出削減につながる。長期的な温室効果ガス削減目標に向けた

取組のため、この枠組みでエネルギーユニオンの強固なガバナンスシステムを構築する

12 欧州委員会ウェブサイト（http://europa.eu/rapid/press-release_IP-18-6383_en.htm）

73

表 3-5 EU：クリーンエネルギー法案パッケージの主な達成事項

再生可能エネルギー

EU レベルの目標を上方修正するための 2023 年までの再検討条項を盛り込みつつ、新たな

法的拘束力のある 2030 年 EU 再生可能エネルギー目標を最低 32%とする。

再生可能エネルギー支援制度の設計および安定性を改善する。

自家消費に関する明確で安定的な規制枠組みを確立する。

輸送および冷暖房セクターにおける目標水準を引き上げる。

バイオエネルギーの使用に関する持続可能性を改善する。

省エネ

2023 年までの情報修正条項を伴う、2030 年 EU 省エネ目標を最低 32.5%に設定する。

年間省エネ義務を 2020 年以降も延長する。民間投資を呼び込み、新たな市場参加者の出現

をサポートする。

熱エネルギーの個別検針及び請求に関する規則を強化する。特に、セントラルヒーティン

グシステムを備えた複数のマンションの建物に設置されたもの－暖房料金をより深く理

解・管理することを可能にしつつ、より高い頻度で、より有益なエネルギー消費に関する

情報を受け取る明確な権利。

当該サービス向けのセントラル方式を備えた複数のマンション・多目的建物における冷暖

房および温水消費費用の配分に関して、透明性が高く、公に利用可能な国内規則を整備す

ることを加盟国に求める。

エネルギーユニオンおよび気候行動のガバナンス

投資家のための長期確実性及び予見可能性を促進し、EU および加盟国が 2030 年目標・パリ

協定のもとの EU の国際コミットメント達成に向けて協働できる、エネルギーユニオンのた

めの簡易、強固、かつ透明性の高いガバナンスを導入。

エネルギーユニオンの 5つの側面を対象とし、長期展望を考慮しつつ、各加盟国に 2021 年

から 2030 年までの期間の国別エネルギー・気候計画の立案を求める。

透明性を高め、加盟国、欧州委員会、その他 EU 機関の管理負担を削減しつつ、エネルギー

ユニオンおよびパリ協定の 5つの側面にまたがる報告義務の回数および時期を調整する。

出所）欧州委員会ウェブサイト（http://europa.eu/rapid/press-release_IP-18-6383_en.htm）をもとに作成

3.3.2 新たな再生可能エネルギー促進指令

(1) 新たな再生可能エネルギー促進指令の概要

3.3.1 で前述の Clean Energy for All Europeans パッケージの一環として、2018 年 12 月 21

日に EU 官報に新たな再生可能エネルギー促進指令（Directive (EU) 2018/2001 of the European

Parliament and of the Council of 11 December 2018, on the promotion of the use of energy from

renewable sources、以下「改正再エネ指令」とする）が公布され、3 日後の 12 月 24 日に施

74

行された13。

2009 年の再生可能エネルギー促進指令からの主な変更は以下のとおり。

2030 年における EU の新たな法的拘束力のある再生可能エネルギーエネルギー目標と

して低 32%を定める（2023 年までに EU 水準目標の上方修正を行うための見直し条

項を含む）。

投資家に長期確実性を提供し、事業の許認可取得手続きを迅速にするため、再生可能

エネルギーの支援制度の設計と安定性を改善する。

行政手続の合理化及び削減を実施する。

自家消費に関する明確で安定的な規制枠組みを確立することで、需要家がエネルギー

転換の中心となる。

運輸及び冷暖房部門の目標水準を引上げ、再生可能エネルギーの導入を加速する。

バイオエネルギー使用の持続可能性を向上させ、革新的テクノロジーを促進する。

改正再エネ指令に基づき、再生可能エネルギー発電の本格展開は、マーケット志向の支

援制度、許認可手続きの削減、及びワンストップショップ方式を通じて推進されるとして

いる。また、間接的な土地利用変更の高いリスクを伴う、従来型のバイオ燃料が 2030 年ま

でに段階的廃止となる一方、運輸部門の再生可能エネルギーの使用は、燃料供給事業者に

運輸部門の再生可能エネルギー割合 14%の達成という義務量の引き上げを通じて、促進さ

れることとなる。さらに、自宅で再生可能エネルギーを生産したい一般家庭は、自家発自

家消費に対する料金及び手数料の大幅減免により支援されることとなる。

以下では、改正再エネ指令の電力分野にかかる概要を整理する。

1) 2030 年目標

目標については、改正再エネ指令の第 3 条で表 3-6 のとおり規定している。

従来の再生可能エネルギー促進指令では、加盟各国が 3.1.1(3)で既述のとおり、再生可能

エネルギー目標の達成に向けた「国家再生可能エネルギー行動計画」の策定を求められた。

改正再エネ指令では、加盟国は、再生可能エネルギーだけではなくエネルギー・気候変動

に関する包括的な計画を立案し、欧州委員会への報告を行うことが求められる。

2018 年 12 月 24 日施行されたガバナンス規則（Regulation (EU) 2018/199914）では、加盟

国が「国別エネルギー・気候統合計画」を策定することを定めており、2021 年から 2030 年

を計画対象期間とし、EU および加盟国レベルでの長期的政策に合致した 2050 年に向けた

展望を盛り込むことが求められている。

「国別エネルギー・気候統合計画」の主な記載項目は表 3-7 のとおり。

13 http://data.europa.eu/eli/dir/2018/2001/oj 14 http://data.europa.eu/eli/reg/2018/1999/oj

75

表 3-6 EU：改正再エネ指令における規定内容①（2030 年目標）

第 3 条法的拘束力のある欧州連合の 2030 年までの全体目標

1. 加盟国は、2030 年の欧州連合の終エネルギー総消費量における再生可能エネルギー

割合低 32％を全加盟国で達成するものとする。2023 年までに法案を提出すべく、欧

州委員会は再生可能エネルギー生産におけるコスト削減が進んだり、脱炭素化に向けた

欧州連合の国際的なコミットメントを達成する必要があったり、または欧州連合におけ

るエネルギー消費の大幅削減により引き上げの妥当性が示されたりした場合、この目標

の引き上げを検討するものとする。

2. 加盟国は、規則（EU）2018/1999 第 3 条から第 5 条および第 9 条から第 14 条に従った、

各国の国別エネルギーおよび気候統合計画（Integrated National Energy and Climate Plans）

の一環として、本条の第 1 項で定められた法的拘束力のある欧州連合の目標を達成する

ため、国別目標を導入するものとする。国別エネルギーおよび気候統合計画案を策定す

る際、加盟国は当該規則 Annex Ⅱに記載された算定式を検討することができる。

規則（EU）2018/1999 第 9 条に従って提出された、各国の国別エネルギーおよび気候

統合計画案の評価をもとに、委員会が加盟国の国別目標は法的拘束力のある全体目標を

連合で達成するのに不十分であると結論付けた場合、当該規則第 9 条および第 31 条で

定められた手続きに従うものとする。

3. 加盟国は、本指令第 25 条から 28 条までで生じる義務等の国別の政策、および国別の支

援制度が、指令 2008/98/EC 第 4 条で定められた廃棄物ヒエラルキーに当然払うべき注

意を払ったうえで設計されるようにするものとする。加盟国は、当該指令で定められた

分別回収義務が順守されない場合、廃棄物の焼却による再生可能エネルギー向けの支援

を認めないものとする。

4. 2021 年 1 月 1 日以降、加盟国毎のエネルギー総消費量における再生可能エネルギー割

合は、本指令 Annex I Part A における表第 3 列に示されたベースラインシェアを下回ら

ないものとする。加盟国が 1 年経過後もベースラインシェアの維持を確保できない場

合、規則（EU）2018/1999 第 32 条（4）第 1 款および第 2 款が適用されるものとする。

5. 委員会は、特に経済政策において、以下の目的のための再生可能エネルギー割合の引き

上げに向け、炭素集約地域の適切な移行を促進する追加資金を含む、欧州連合の資金の

一層の活用が盛り込まれている授権枠組みを通じ、特に下記の目的のため、加盟国の高

い目標を支援するものとする。

(a) 再生可能エネルギープロジェクトの資本コスト削減

(b) エネルギーシステムの柔軟性を高め、系統の安定性を維持し、系統混雑を管理する

ため、再生可能エネルギー源をエネルギーシステムに統合するプロジェクトおよび

プログラム開発

(c) 送配電系統インフラ、インテリジェント系統、蓄電設備、および相互接続線の開発

(d) 共同事業、共同支援制度、および他の加盟国に位置する発電事業者への再生可能電

力の支援制度の開始を通じ、加盟国間および加盟国と第三国間の地域協力を促進

6. 委員会は、第 1 項で定められた法的拘束力のある全体目標に寄与する協力メカニズムを

使用し、加盟国を支援するための促進プラットフォームを策定するものとする。

出所）“Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018, on the

promotion of the use of energy from renewable sources”をもとに作成

76

表 3-7 EU：加盟国が策定する国別エネルギー・気候統合計画の主な内容

1. 現状

国内のエネルギーシステムと Energy Union の 5 分野に及ぶ国別計画の政策背景につい

ての概要

エネルギーおよび気候変動の 2020 年目標達成に伴う知見のうえに構築された、再生可能

エネルギーおよびエネルギー効率の支援制度および財政制度を含む、現行のエネルギー・

気候変動政策および施策に関する状況評価

更なる地域間協働および統合の機会・挑戦など、国境を越えた関連度の重要な問題の概要

主要行政機関の責務など、国別エネルギーおよび気候政策実施の管理ストラクチャー

国別計画はこのガイダンスに従って、2020 年、2030 年およびそれ以降の加盟国の現行の国

家エネルギーおよび気候政策戦略上で構築される。

2. 5 つの分野の目的、政策、および施策

国別計画では、Energy Union の下記分野の目標を定めなくてはならない。エネルギーの 2030

年目標に関して、EU レベルの目標を包括的に実現するのに必要な国別目標を定めるべきであ

る。

本計画にはそれぞれの目標に関して、これらの目標達成に向けて立案された政策および施策

の概要を盛り込むべきである。ここには、政策の一貫性を確保し、規則の重複を回避するため、

政策が相互に作用する方法の評価を盛り込むべきである。

①エネルギーの安全保障、連帯、および信頼性

②域内エネルギー市場の完全統合

③需要の減速に貢献するエネルギー効率化

④経済の脱炭素化

⑤調査、イノベーション、および競争

3. 統合予測と指標

国別計画には、提案された政策および施策の影響を評価する政策シナリオ等、計画の解析的

基礎としての予測に関する独立したセクションを設けるべきである。国別計画の実施に関する

隔年の経過報告書は、更新された予測、政策、および施策のほか、加盟国との協力時に委員会

が策定した主要指標を活用すべきである。

Energy Union の 5 つの分野横断的な性質により、政策目標を評価し、有効性を確認する必

要性がある。この理由から、エネルギー制度および温室効果ガスは排出に関して、国別計画に

は 2050 年の展望を含む、2030 年までとそれ以降の予測を盛り込むべきである。

出所）欧州委員会、“Energy Union Governance”ガイダンスをもとに作成

77

2) 再生可能電力支援制度

改正再エネ指令では、2020 年までの加盟国における支援制度のあり方を規定した電力分

野への国家介入に関するガイダンス（3.2.1 参照）を引き継ぐ形で、2021 年以降の支援制度

に関する原則を規定している（表 3-8）。

改正再エネ指令の第 4 条では、再生可能電力支援制度は、「考えうるシステム統合費用

および系統の安定性を考慮し、不必要な電力市場の歪みを回避しつつ、マーケットベース

およびマーケットに呼応した方法で電力市場に再生可能エネルギー源からの電力を統合す

るためのインセンティブを与えるもの」としている。そのうえで、市場の価格シグナルに

呼応する形で「市場プレミアム（FIP）」形式の制度が認可されることが規定されている。

また、再生可能電力への補助制度はオープンで、透明性が高く、競争力があり、非差別

的で、費用対効果の高い方法で認可されているよう、加盟国が努めるものとしている。

表 3-8 EU：改正再エネ指令（REDⅡ）における規定内容②（支援制度）

第 4 条再生可能源からのエネルギー支援制度

1. 第 3 条（1）で定められた欧州連合の目標、および再生可能エネルギー導入の国別の水準

で定められた加盟国の当該目標の分担を達成または超過するため、加盟国は、支援制度

を適用することができる。

2. 再生可能電力支援制度は、考えうるシステム統合費用および系統の安定性を考慮し、不

必要な電力市場の歪みを回避しつつ、マーケットベースおよびマーケットに呼応した方

法で電力市場に再生可能エネルギー源からの電力を統合するためのインセンティブを与

えるものとする。

3. 再生可能電力支援制度は、電力市場への再生可能源からの電力統合を大化するために

設計されるものとし、再生可能エネルギー発電事業者は、市場の価格シグナルに対応し、

市場の収入を大化すべく努めるものとする。

そのため、直接的な価格支援制度に関する支援は、低減か固定の市場プレミアム形式

で認可されるものとする。

加盟国は、域内電力市場に関して適用される EU 法を損なうことなく、小規模設備お

よび実証プロジェクトを本項から免除することができる。

4. 加盟国は、再生可能源からの電力支援はオープンで、透明性が高く、競争力があり、非

差別的で、費用対効果の高い方法で認可されるよう努めるものとする。

加盟国は、小規模設備と実証プロジェクトを入札手続から除外することができる。

加盟国は、経済性の高いシステム統合を確保するため、再生可能電力の導入において

地域の多様性を確保するメカニズムの確立を検討することもできる。

5. 加盟国は、再生可能源からの電力の発電事業者すべてに門戸を開くことが、以下の点か

らみて大限の結果につながらない場合、入札手続を特定電源に制限することができる。

(a)特定電源の長期可能性

(b)多様性を達成する必要性

(c)系統統合費用

(d)系統制限および系統安定性

(e)バイオマスに関して、原料マーケットの歪曲を回避する必要性

78

6. 再生可能源からの電力支援が入札手続を行うことで認可される場合、高いプロジェクト

実現率を実現するため、加盟国は、

(a) 入札手続の対象とする、非差別的かつ透明性の高い基準を策定・公示し、プロジェ

クト実施の明確な日程および規則を定める。

(b) プロジェクト実現率など、前回の入札手続に関する情報を公示する。

7. 周縁地域（outermost region）および小島の再生可能源からのエネルギー生産を増やす

ため、加盟国は孤立および対外依存の特定の条件と関連した生産コストを考慮するため、

当該地域に位置するプロジェクトの財務支援制度を調整することができる。

8. 2021 年 12 月 31 日までかつその後は 3 年毎に、委員会は欧州議会および評議会に、入札

手続による以下を実現する力を分析しつつ、欧州連合における入札手続を行うことで認

可した再生可能電力支援の実績について報告するものとする。

(a) コスト削減の達成

(b) 技術向上の達成

(c) 高い実現率の達成

(d) 小規模参加者および適宜地方自治体の非差別的参加の実施

(e) 環境影響の制限

(f) 地域の受容性を確保

(g) 供給の安全保障および系統の統合を確保

9. 本条は、第 107 条および 108 TFEU を損なうことなく、適用されるものとする。

出所）“Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018, on the

promotion of the use of energy from renewable sources”をもとに作成

加えて、改正再エネ指令の第 6 条では、「支援制度の安定性」として、再生可能エネル

ギーの支援制度における補助水準や条件について、既に支援を受けているプロジェクトの

経済性にマイナスの影響を与える方法で改正することがないように努めることが規定され

ている。本規定は、スペインやイタリア等で、既存プロジェクトへの支援水準が遡及的に

引き下げられたことを受けて、設けられた規定となっている。

3) 国内法制化期限

加盟各国は 2021 年 6 月 30 日までに指令の順守に必要な法規制の国内法制化をすること

が求められる。また、複数の専門的事項および改正条項が、施行令等を通じ定められる。

欧州委員会は 2023 年までに、輸送部門の個別目標 14%とともに包括目標 32%を見直し、上

方修正案（下方は不可）を提示することができる。

委員会は、ANNEX IX（バイオガスの原料）に記載された原材料を隔年で見直さねばな

らす、本リストに原材料を追加することができるが、削除することはできない。

委員会は、2019 年 2 月までに「高間接的土地利用変化」および「低間接的土地利用変

化」原料を定めるための基準を策定しなくてはならない。2023 年までにこれらの結果

の見直しが実施される。

委員会は、2021 年 1 月までにリサイクルカーボン燃料の温室効果ガス削減量のしきい

79

値を定めなくてはならない。また、2021 年 12 月までに、これらの燃料および非生物起

源の再生可能燃料の温室効果ガス会計の方法を規定しなくてはならない。

2021 年 1 月までに委員会は、持続可能な森林管理基準および LULUCF 要件の順守を実

証することを義務付けた運用ガイダンスを定めなくてはならない。

2026 年に委員会は、2030 年以降の再生可能エネルギー推進の規制枠組みを提案しなく

てはならない。

80

4. ドイツ

4.1 これまでの再生可能電力促進施策の流れ

ドイツでは、1991 年に施行された電力供給法によって、電力会社に再生可能エネルギー

源による電力の買取を義務付ける制度が導入された。その後 2000 年に、電力供給法に代わ

って新たに再生可能エネルギー法が制定されたが、基本的には、電力会社に対し、再生可

能エネルギー源による電力を固定価格で買い取ることを義務付ける枠組みに変更はない。

図 4-1 に示されるように、1991 年の電力供給法の施行以来、ドイツでは再生可能エネル

ギーの中でも、特に陸上風力発電の導入が急速に進み、2017 年 12 月末時点で、累積設備容

量は 50,466MW となっている。また、2004 年 8 月の再生可能エネルギー改正法以降、太陽

光発電の導入量も急増しており、2017 年 12 月末時点で累積 42,376MW となっている。

単位：TWh

水力バイオマス風力太陽光

図 4-1 ドイツ：再生可能エネルギー発電量の推移と支援政策の変遷

出所）連邦経済・エネルギー省, “Erneuerbare Energien in Zahlen, Nationale und internationale Entwicklung im Jahr

2017”（2018 年 9 月公表版）をもとに作成

電力供給法（1991 年 1 月～）


ギー法

（2000 年 4 月～）


2009 年改正法

（2009 年 1 月～）

再生可能エネルギー改正法

（2004 年 8 月～）


2012 年改正法

（2012 年 1 月～）


2014 年改正法

（2014 年 8 月～）


2017 年改正法

（2017 年 1 月～）

81

上記のとおり、ドイツでは 1991 年に施行された電力供給法によって、陸上風力発電を中

心とした再生可能エネルギー発電の導入拡大が進められた。しかしながら、この電力供給

法に基づく制度の下では、風況に恵まれ、風力発電の導入が進んだ北部の電力会社に、風

力による発電電力の買取義務の負担が集中したため、全電力会社間で公平に負担を平準化

する仕組みが必要となった。このため 2000 年 4 月、負担平準化スキームを盛り込んだ再生

可能エネルギー法が新たに施行された。その後 2004 年 8 月に、ある程度開発が進んだ風力

について、買取価格を引き下げるなど、再生可能エネルギー法は一部見直された。

この 2004 年の再生可能エネルギー改正法では、再生可能エネルギー政策を所管するドイ

ツ連邦環境省が、他の関係省庁とも協力のうえ、2007 年 12 月末までに法律の進捗報告書を

作成し、議会に提出することを規定していた。この規定に基づいて提出された進捗報告書

をもとに、法改正の検討が行われ、2009 年 1 月より改正法が施行されている。

その後は、法律の進捗報告書の議会への提出・法改正のサイクルが短くなった。2011 年、

2014 年に議会に提出された進捗報告書に基づいて法改正に向けた議論が行われ、それぞれ

2012 年 1 月、2014 年 8 月、2017 年 1 月に抜本的な改正法が施行されている。

以下では、2014 年までのドイツにおけるこれら法制度のこれまでの改正経緯について、

制度改正と買取価格改定に分けて整理した。

82

表 4-1 ドイツ：固定価格買取制度にかかる法令の主な改正履歴①

年月法律改正法改正の主な改正事項法改正の背景再生可能電力比率 FIT 賦課金額

1991 年 1 月電力供給法（StrEG）施

行電力会社に対し、供給区域内の再生可能エネルギー源による発電電力

を、需要家への売電価格の一定比率で買取義務付け買取にかかる費用に関しては、政府からの補助金は与えられず、全額

電力会社で負担して需要家に転嫁

3.1％（1991 年）

n/a

1998 年 4 月電力供給法の一部改正市営電力供給公社に対し、販売量の 5％までは、自己負担での再生可

能電力の買取を義務付け 5％を超過する分の買取コストは地域電力供給会社が負担。地域電力

供給会社は、販売量の 5％を超える分については買取義務なし買取義務を課される電力の生産地に電力供給事業者が存在しない場

合には、その場所からも近い場所にある配電事業者が買取義務

風力発電が集中的に立地して買取電力量が急増したドイツ北部の電

力会社の負担が大きく、強い反発を招き、一部の電力会社からも営

業の自由を侵害するとして訴訟が起きていたため電力自由化に伴う送配電分離に対応するため

4.5％（1998 年）

n/a

2000 年 4 月再生可能エネルギー法

施行（EEG）電力会社（系統運用者）に対して、再生可能エネルギー発電設備の系

統接続、及びエネルギー源別の固定価格での買取を義務付け各電力会社の買取量 5％上限を廃止すべての電力会社（系統運用者）間で、買取に伴う費用負担を平準化

する仕組みを導入買取対象とする太陽光を累積容量 350MWに達した翌年末までに限定

電力自由化に伴い、電力料金が低下した結果、売電価格の「一定比

率」での買取では再生可能発電事業者の採算が悪化風力が集中立地した北部において、1998 年の改正によって設定され

た 5％上限に到達しつつある（5％上限以降の導入がストップ）再生可能電力の買取負担が北部の電力会社に集中しており、この負

担をすべての電力会社間で公平に分担する必要が生じる

6.2％（2000 年）

0.19 ㌣/kWh （2000 年）


改正法施行（EEG2004）エネルギー源別の買取価格の変更、買取対象とする太陽光の設備容量

上限（1,000MW）の撤廃（2003 年 12 月に先行改正）電力多消費企業に対して暫定的に認められていた、再生可能エネルギ

ー法に基づく費用負担軽減措置の恒久化と対象企業範囲の拡大但し、軽減措置のない事業者の負担が、軽減措置の結果として一定の

しきい値以上増加した場合には、軽減措置を制限する形で調整

太陽光設置費の低利融資制度（10 万ルーフプログラム）の終了法律で定められた太陽光による電力買取義務対象枠（当初は総発電

容量 350MW、2002 年 7 月改正で 1,000MW に引き上げ）への到達低稼働率の風力発電設備への支援見直し再生可能エネルギー法による大口電力需要家（電力多消費企業）の

負担増について、連邦経済・技術省が軽減措置制度の拡充を提言

9.3％（2004 年）

0.54 ㌣/kWh （2004 年）


改定上記の軽減措置を制限する調整規定を撤廃費用負担軽減措置の調整の結果として、2005 年には、大規模需要家

の軽減後の賦課金額が 0.05 ㌣から 0.11 ㌣に増額されたため 11.6％

（2006 年） 0.88 ㌣/kWh （2006 年）


改正法施行（EEG2009）再生可能エネルギー法の「法律の目標」を、「2020 年までに電力供給

における再生可能電力の比率を少なくとも 30％、その後も継続的に

その比率を増加させること」として目標量を引き上げ買取価格の全般的な見直し（太陽光は全体的に買取価格を減額、小規

模水力、風力、地熱、バイオマス等は買取価格を引き上げ）設備容量 30kW 以下の太陽光発電設備については、自家消費分も計測

を条件に支援の対象に追加

2007 年 11 月に、再生可能エネルギー法の進捗報告書「Renewable Energy Sources Act（EEG） Progress Report 2007」を内閣が承認

進捗報告書では、エネルギー源別の発電コストの状況と再生可能エ

ネルギー法に基づく支援レベルの分析を行い、太陽光の買取価格の

年ごとの低減率の拡大や小規模水力の買取価格の引き上げ等を提言再生可能エネルギー法賦課金の算定方法は透明性があり、かつ拘束

力をもつものとし、エネルギー需要家が再生可能エネルギー法上の

電力供給の実費用のみを負担するようなシステムへの転換の必要性

16.3％（2009 年）

1.32 ㌣/kWh （2009 年）


改定

2010 年 7 月以降に稼動する太陽光発電設備の買取価格について、緊

急の価格引き下げを実施自家消費分を支援対象とする太陽光発電設備のしきい値を 500kW 以

下に拡大

新規太陽光発電設備容量の急増（2009 年：3,802MW、2010 年上半

期：3,853MW）を受けて、賦課金への影響等を鑑みて、連邦環境相

の提案により緊急対策を実施 2010 年 8 月に改正法を公布し、2010 年 7 月に遡及して施行

17.0％（2010 年）

2.05 ㌣/kWh （2010 年）


改正法施行（EEG2012）

法律の目標として、電力供給に占める再生可能エネルギーの割合を以

下の水準に引き上げることを規定・遅くとも 2020 年までに 35％以上・遅くとも 2030 年までに 50% 以上・遅くとも 2040 年までに 65% 以上・遅くとも 2050 年までに 80% 以上

全般的な買取価格の見直し（洋上風力の買取価格の引き上げ等） 100kW 以下の太陽光にも遠隔操作による供給管理能力を義務化再生可能エネルギー発電事業者には、従来どおりの固定価格での売電

に加えて、発電電力を直接市場で販売し、規定の計算式に従って算出

される市場プレミアムを受け取るオプションを導入大規模需要家を対象とした賦課金軽減措置の対象企業要件を拡大し

た上で、軽減される賦課金額の決定方法をスライド式に変更

2011 年 6 月に連邦議会に提出された再生可能エネルギー法の進捗報

告書では、主に以下の点を考慮した法改正を提言 EU 指令に基づく再生可能エネルギー計画の目標を鑑みて、進展が

進んでいない洋上風力等の支援の強化の必要性 EEG 賦課金額の増加を受けて、より制度の費用対効果を向上させる

必要性（太陽光や小規模バイオマス等の買取価格単価の高い再生可

能エネルギー源の過剰な促進を防止） 2010 年に負担軽減措置対象外の需要家の賦課金が、軽減措置の影響

を受けて 20％増加したことを踏まえて、軽減措置を客観的に必要な

範囲に限定する必要性再生可能エネルギー発電量の増加を踏まえて、これら電力と従来型

電源との市場統合を促す必要性買取価格体系の簡素化及び透明性の確保

23.7％（2012 年）

3.59 ㌣/kWh （2012 年）


法律本文に買取価格を明示

して投資の安定性を確保

進捗報告書の提出、改正法成立以降

に、卸電力市場でのネガティブ価格や太

陽光導入量急増等の課題が顕在化

1998 年に連立政権入りした緑

の党が連邦環境相のポストを

握り、再エネ施策を強化

83

表 4-2 ドイツ：固定価格買取制度にかかる法令の主な改正履歴②

年月法律改正法改正の主な改正事項法改正の背景再生可能電力比率 FIT 賦課金額


改正法施行

2012 年 4 月 1 日以降の新規太陽光発電設備に適用する買取価格を 20～29％引き下げ。設備容量 10MW 以上の太陽光は買取対象から除外

買取対象の屋根設置設備に対する新たな出力区分として10～40kWの

区分を導入し、買取価格を 18.5 ㌣/kWh に設定 2012 年 4 月 1 日以降に系統連系する 10～1,000kW の設備は、買取対

象電力量を年間発電量の 90％に制限する。但し、2014 年 1 月 1 日以

降に買取量の制限を開始買取対象とする太陽光発電設備の累積導入目標値を 52GW とし、目標

達成以降の新規設備は買取対象外となる。一方で、系統への優先接

続・アクセスは、その後の新規設備にも保証される 2012 年 4～10 月の期間は、毎月 1％の低減率が適用されて買取価格が

決定する。2012 年 11 月以降は、直近 1 年間の新規設置容量に応じて、

－0.5％から 2.8％の低減率が適用される

太陽光発電の新規導入設備容量が、2010 年、2011 年と連続して

7,000MW を超過したのを受けて、2012 年 1 月施行の EEG2012 に追

加する形で、制度改正を決定太陽光発電設備の新規導入を環境面と経済面で適な量である年間

2,500MW から 3,500MW の範囲にし、再生可能エネルギーの市場統

合を促進することを目指すことを目的とした特に、2011 年 12 月の単月で約 2,980MW の新規太陽光発電設備が導

入される駆け込み需要が発生したことへの対応が急務であり、半期

ごとの買取価格改定時期直前に発生する新規設備の「駆け込み需要」

への対策も考慮

23.7％（2012 年）

3.59 ㌣/kWh （2012 年）


改正法施行（EEG2014）

【目標の設定方法】一定の期限における再生可能エネルギー導入目標を、上限を含めた幅

をもって設定 - 2025 年までに 40～45% - 2035 年までに 55～60%

【買取価格の設定水準】 2015 年に新規設置される再生可能エネルギー発電設備に適用する買

取価格について、全体的に買取価格を引き下げるとともに、相対的に

コストの低い陸上風力、太陽光に集中させる 2015 年に新規設置される再生可能エネルギー発電設備に適用する平

均買取価格を 12 ㌣/kWh まで引き下げ（2014 年対象設備の平均買取価格は 17 ㌣/kWh）

【買取価格の調整方法】太陽光発電の買取価格調整の仕組みは現行方式を維持陸上風力、バイオマスについても、2016 年以降、直近 1 年間の新規

導入設備容量に応じて、買取価格の低減率を調整の上、四半期ごとに

買取価格を調整現行の太陽光に加えて、他再生可能エネルギー源による新規発電設備

も、連邦ネットワーク庁に設置する登録簿に登録手続きが必要

【市場への直接販売】新規再生可能エネルギー発電設備は、段階的に市場での直接販売及び

市場プレミアム制度の適用が義務化される。施行時期及び対象設備要

件は以下のとおり - 2014 年 8 月 1 日以降設備容量 500kW 以上の新規発電設備 - 2016 年 1 月 1 日以降設備容量 250kW 以上の新規発電設備 - 2017 年 1 月１日以降設備容量 100kW 以上の新規発電設備

これまで市場プレミアムとあわせて、直接販売を選択した発電者に支

払われていた管理プレミアムを廃止

【入札制度の導入】遅くとも 2017 年以降については、競争入札による買取価格決定メカ

ニズムに移行新たな制度へ移行するためのパイロット計画として、地上設置型太陽

光向けの入札方式を試行導入し、毎年 400MW 規模の新規設備を募集この方式の試行導入に伴い、地上設置型太陽光発電設備は、すべて入

札制度に移行

2012 年 10 月 15 日にドイツ国内の 4 送電系統運用者から公表された

2013 年の EEG 賦課金額が、2012 年の 3.59 ㌣/kWh から 5.28 ㌣/kWhと 47％増加したのを受けて、将来的な EEG 賦課金額をこれ以上増

加させないための制度改正に前倒しで着手 EEG に関連する電力料金の上昇にブレーキをかけ、新たな電力市場

設計とリンクした法改正を通じて、支払可能で信頼のおける、見通

し可能なエネルギー革命を長期的に確保することを目指した特に、近年の EEG 賦課金額の上昇に起因して生じた事態、例えば大

規模需要家の負担減免額の増加に伴い、その他需要家の追加負担額

の増加したこと（1.35 ㌣/kWh）、EEG 賦課金を免除される自家発自

家消費設備の急増による系統電力供給量の減少したこと等、さらに

需要家の EEG 賦課額を増加させる要因への対応の必要性

27.4％（2014 年）

6.24 ㌣/kWh （2014 年）


84

表 4-3 ドイツ：固定価格買取制度の買取価格改定の経緯（2014 年改正法まで）

年月法律改正買取価格改定の主な方向性買取価格の区分買取価格決定の手法再生可能電力比率

1991 年 1 月電力供給法（StrEG）施

行エネルギー源別区分のみ需要家への売電価格を基準としてエネルギー源

別に定めた一定比率を乗じた価格で買取

3.1％（1991 年）


施行（EEG）太陽光：買取価格を引き上げ小売価格の 90％→50.62 ㌣ /kWh

エネルギー源別に出力区分を追加風力、太陽光（出力区分なし）水力、埋立ガス、下水ガス、地熱（2 区分）バイオマス（3 区分）

法令にて買取価格を明示するとともに、エネルギ

ー源別に翌年度に運開する設備に適用する買取

価格の低減率（例：太陽光-5％）を明記

6.2％（2000 年）


改正法施行（EEG2004）太陽光：買取価格を引き上げ 30kW 以下：43.4 ㌣ → 57.4 ㌣ /kWh 地熱：買取価格を引き上げ 5MW 以下：8.95 ㌣ → 15 ㌣ /kWh

出力や技術種類に応じて価格区分を細分化水力（既存設備の発電増量分を対象に追加）埋立ガス、バイオガス（革新的技術利用ボーナス導入）地熱（出力により 2→4 区分に細分化）風力（洋上風力と陸上風力を差異化）バイオマス（150kW 以下の出力区分を新設、コジェネ・

革新的技術利用ボーナス導入）太陽光（出力、設置形態により細分化）

9.3％（2004 年）


改正法施行（EEG2009）太陽光：次年度以降の新規設備に適用する買取

価格の低減率を拡大陸上風力、洋上風力、地熱、バイオマス（小規

模設備、CHP、エネルギー作物起源）：買取価格

を全体的に引き上げ

出力や技術種類に応じて価格区分をさらに細分化水力（出力区分を細分化、近代化設備を対象に追加）埋立ガス、バイオガス（革新的技術利用ボーナス導入）地熱（出力区分を 2 つに統合、コジェネボーナス導入）風力（陸上風力にリパワリングボーナス導入）バイオマス（エネルギー作物ボーナスの細分化、ガス化

ボーナス導入）太陽光（自家消費分を対象とした区分追加、壁面設置

区分を廃止）

太陽光について、直近 1 年間の新規導入量に応じ

て、翌年度の買取価格に適用する低減率を調整す

る仕組みを導入

16.3％（2009 年）


改定

2010 年 7 月以降に設置される新規太陽光発電

設備について 13％、2010 年 10 月以降設置設備

はさらに 3％、買取価格を引き下げ

太陽光の自家消費分に適用する買取区分について、

30kW 未満から 500kW 未満に対象を拡大 17.0％

（2010 年）


改正法施行（EEG2012）洋上風力：通常よりも高い買取価格を短い期間適

用する「加速化モデル」の導入地熱：これまでの技術ボーナスを廃止する一方で、

買取価格を大幅増額バイオマス：買取価格を平均 10～15％引き下げ陸上風力：次年度以降の新規設備に適用する買

取価格の低減率を拡大水力：次年度以降の新規設備に適用する買取価

格の低減率の廃止

制度の簡素化を目指して買取価格区分を統合洋上風力（通常よりも高い買取価格を短い期間適用する

「加速化モデル」の導入）バイオマス（新設の廃木材の焼却発電や液化バイオマス

発電を買取対象から除外、革新的技術利用区分・コジェ

ネボーナスの廃止）水力（新規設備と発電量増量設備の区分の一本化）

太陽光について、直近の新規導入量に応じて半年ご

とに買取価格を調整する仕組みを法制化 23.7％

（2012 年）


改正法施行

2012 年 4 月 1 日以降の新規太陽光発電設備に

適用する買取価格を 20～29％引き下げ

太陽光（10MW 超の設備を対象から除外、屋根設置設

備に対する新たな出力区分として 10～40kW の区分を

導入）

太陽光について、直近の新規導入量に応じて毎月

買取価格を調整する仕組みに変更


改正法施行（EEG2014）洋上風力、地熱を除いて、全般的に買取価格を

引き下げバイオマス（対象を廃棄物・残渣発電に限定するこ

とを意図してガス化ボーナス等を廃止）陸上風力、バイオマスについて、2016 年以降、直

近の新規導入量に応じて四半期ごとに買取価格を

調整する仕組みに変更

27.4％（2014 年）


85

4.2 再生可能エネルギー導入目標

ドイツでは、2000 年 3 月に施行された再生可能エネルギー法の第 1 条の「法律の目標」

において、「2010 年までに総エネルギー消費に占める再生可能エネルギーの比率を少なく

とも倍増させること」が掲げられた。

その後の 2004 年 8 月施行の再生可能エネルギー改正法では、第 1 条の「法律の目的」に

おいて、「電力供給に占める再生可能エネルギーの比率を、2010 年までには少なくとも

12.5％、2020 年までに少なくとも 20％に引き上げることに寄与すること」が盛り込まれた。

この 2010 年までに 12.5％という目標は、2007 年までに達成された。これを受け、2008

年 10 月に官報で公布され 2009 年 1 月から施行されている再生可能エネルギー法 2009 年改

正法で、「電力供給に占める再生可能エネルギーの割合を 2020 年までに少なくとも 30％に

まで増加させ、その後もその割合を継続的に増加させること」が「法律の目的」となった。

再生可能エネルギー法 2012 年改正法第 1 条では、2009 年に発効した EU の「再生可能エ

ネルギー利用促進指令（2009/28/EC）」でドイツに割り当てられた「2020 年までに終エ

ネルギー総消費量に占める再生可能エネルギー割合を 18% 以上に引き上げる」を国内法制

化した。あわせて、電力供給に占める再生可能エネルギーの割合を以下のとおりに引き上

げることが目標に掲げられた。

遅くとも 2020 年までに 35% 以上




その後の 2014 年 8 月施行の再生可能エネルギー法 2014 年改正法では、これまでの電力

分野における目標設定の基本的な考え方を変更し、一定の期限における再生可能エネルギ

ー導入目標を、上限を含めた幅をもって設定することとした。

具体的には、第 1 条において「再生可能エネルギーによる発電の総電力消費に占める割

合を、継続的かつ費用効果性の高い形で、2050 年には少なくとも 80%に上げるという目標

を追求する」ために、以下の目標を掲げている。

2025 年までに 40～45％

2035 年までに 55～60％

この目標は、2017 年 1 月施行の 2017 年改正法以降も維持されている。

以上を整理したドイツにおける再生可能エネルギー導入実績および目標の設定状況は、

表 4-4 のとおりである。

86

表 4-4 ドイツ：再生可能エネルギー導入目標の設定状況

分野 2000 年

実績

2017 年実績

（暫定）

2020 年

目標

2030 年

目標

2050 年

目標

終エネ消費 3.7％ 15.6％ 18.0％ 30.0％ 60.0％

再生可能電力 6.2％ 36.0％ 35.0％ 50.0％ 80.0％

再生可能熱 4.4％ 13.2％ 14.0％－－

バイオ燃料 0.5％ 5.2％約 12.0％※ －－ ※ 2009 年 4 月に連邦内閣に承認された「バイオマス行動計画」で掲げられた 2020 年の導入目標。出所）連邦経済・エネルギー省“Erneuerbare Energien in Zahlen, Nationale und internationale Entwicklung im Jahr

2017”（2018 年 9 月公表版）をもとに作成

ドイツにおける全電源別の設備容量及び発電量は図 4-2 のとおり。

単位：GW

2016 年末設備容量

単位：TWh

2017 年発電端発電量

石炭・褐炭 240.1 石油 5.9 天然ガス 86.5 原子力 76.3 水力 28.3 風力 106.6 太陽光 39.9 その他 71.2 合計 654.8

図 4-2 ドイツ：2016 年末発電端設備容量、2017 年発電端発電量

出所）連邦経済・エネルギー省, “ Zahlen und Fakten Energiedaten, Nationale und Internationale Entwicklung”

（2018 年 8 月公表版）をもとに作成

石炭・褐炭 55.9 石油 3.2 天然ガス 26.8 原子力 11.4 水力 10.3 風力 49.6 太陽光 70.7 バイオマス 7.7 その他 7.7 合計 213.3

87

4.3 主な再生可能電力支援制度の概要

以下では、2017 年 1 月に施行された再生可能エネルギー法 2017 年改正法（以下、2017

年改正法とする）に基づく制度概要を中心として、ドイツにおける固定価格買取制度の概

要を紹介する。

4.3.1 固定価格買取制度の概要（2017 年改正法）

(1) 固定価格買取制度の根拠法令

再生可能エネルギー法 2017 年改正法

Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2017)xv

(2) 法律の目標

2017 年改正法の第 1 条では、法律による固定価格買取制度の目標として、

「本法の目標は、電力総消費量に占める再生可能エネルギーの割合を以下のとおり引き上

げることである。

2025 年までに 40% ～ 45%

2035 年までに 55% ～ 60%

2050 年までに少なくとも 80％

この開発は、一定で、費用効率的で、且つ系統システムに適合した手法で実施されなけ

ればならない。」

と規定している。

また、2017 年改正法では、上記の第 1 条の目標達成に向けて、風力、太陽光、バイオマ

ス発電について、第 4 条で年間の新規設置容量に目標値を定めて、その目標値に則しての

導入拡大が図られる。エネルギー源別に提示されている「中間目標」は表 4-5 のとおり。

表 4-5 ドイツ：2017 年改正法で支援対象とするエネルギー源別の中間目標値

陸上風力洋上風力太陽光バイオマス地熱・水力

年間新規設置容量

2017～19 年

2,800MW/年

2020 年以降

2,900MW/年

2020 年に 6.5GW

2030 年に 15GW

年間新規設置容量

2,500MW/年

主に廃棄物・残渣

2017～19 年

150MW/年

2020～22 年

200MW/年

抑制措置を設けず

出所）再生可能エネルギー法 2017 年改正法第 4 条をもとに作成

xv https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/BJNR106610014.html

88

(3) 義務対象者

再生可能エネルギー法では、下記の（4）で掲げたエネルギー源による発電設備について、

もっとも近くに位置する系統運用者（一般的には配電系統運用者）に対して低圧線への接

続義務が課される。大規模風力発電事業者などの場合には、高圧線や送電系統に直接接続

する場合もある。接続義務が課される系統運用者は、当該発電設備の接続に伴い系統の

適化、増強等が必要となる場合にも、系統への接続義務を負うとされている。

接続した系統の運用者には、その発電設備の発電電力を規定された固定価格以上で買

取・補償支払いをする義務が生じる。

(4) 対象エネルギー源

再生可能エネルギー法で買取義務の対象となるエネルギー源、及び発電設備の要件は表

4-6 のとおりである。

なお、太陽光発電については、2012 年 4 月施行の改正法以降は、買取対象とする累積導

入設備容量に 52GW という上限が設定されている。52GW を上回った翌々月の 1 日に、以

降の稼働設備の買取価格をゼロとする条項が規定されている。

表 4-6 ドイツ：再生可能エネルギー法の支援対象エネルギー、対象発電設備要件

〔法律が適用される再生可能エネルギー〕 ● 水力（海洋エネルギー含む） ● 地熱 ● 風力

● 太陽光 ● バイオマス ● 埋立ガス、下水ガス

※上記の再生可能エネルギーに加えて、鉱山ガスも買取対象のエネルギー源〔除外対象となる発電設備要件〕

◆ 設備容量 5MW 以上の水力発電設備（但し、2009 年以降は、既存設備の改修により、改修前と比較して生態学的状況が実質的に改

善した場合にのみ、発電量増量分を買取義務の対象とする） ◆ 計画中の立地場所で基準発電量の 60％を達成できることを稼動開始前に証明できない設備容

量 50kW 超の風力発電設備 ◆ 2004 年 7 月 31 日までに稼動した連邦、または州が 25％以上の所有権を持つ発電設備


2000 年の法律では、水力発電設備について 5MW 超分は買取対象とならなかったが、2004

年の法改正以降、150MW までの水力発電設備について、一定の要件を満たした設備改良に

よる出力増分も買取義務の対象に含めることとなった。2004 年 8 月以降、2012 年末までに

設備改良をして 15％以上の出力アップがあり、且つ改良によって生態系に悪影響を与えな

いことが証明されれば、改良によって得られる発電量の増量分が法律に基づく買取対象と

なる。また、2009 年改正法に基づき、2009 年以降は、設備容量上限や出力アップの条件が

撤廃され、既存設備の改修により、改修前と比較して生態学的状況が実質的に改善した場

合にのみ、発電量増量分を買取義務の対象とする。

89

(5) 買取対象とする電力

ドイツの再生可能エネルギー法では、固定価格買取制度の対象となる発電設備は、原則

として発電量全量を系統に供給することを求めている。そのため、系統への送電量を全量

買取する仕組みとなっている。

但し、2009 年改正法に基づき、2009 年 1 月以降に設置された設備容量 30kW 以下の太陽

光発電設備については、計測することを条件に、自家消費分もインセンティブ対象とする

ように改正された。自家消費分に適用される買取価格は、系統送電分に対して適用される

買取価格（2009 年：43.01 ユーロセント/kWh）に対して、電力小売価格価値分を減じて調整

した価格（2009 年：25.01 ユーロセント/kWh）となる。本改正は、小規模の太陽光発電設備

について、自家消費を奨励し、系統への逆潮流を減らすことを主目的としており、自家消

費分に有利な価格設定がなされている。また、2010年 7月以降の新規設備については、500kW

未満の屋根設置型太陽光発電設備も、自家消費分を対象としたインセンティブ対象として

扱われることとなった。

なお、上記のように自家消費分も買取対象として支援を受けるためには、通常の需要量

を計測するメーターに加えて、発電量計量器（インバーター側）と逆潮分の計量器を設置

する必要がある。

その後、2012 年 1 月施行の改正法では、500kW 未満の屋根設置型太陽光発電設備は、買

取価格の適用条件として自家消費を行うことが加えられた。また、30kW 以下の太陽光発電

設備については、遠隔操作により出力抑制をできる通信機能を持った設備を有するか、も

しくは連系点における大有効電力供給量を定格出力の 70％とすることが義務付けられた。

さらに、2012 年 4 月に施行された太陽光発電の買取価格改定を目的とした改正法では、2012

年 4 月 1 日以降に系統連系する 10～1,000kW の太陽光発電設備は、買取対象電力量を年間

発電量の 90％に制限することが義務付けられた（2014 年から制限開始）。

(6) 買取価格

ドイツの再生可能エネルギー法では、買取対象となる再生可能エネルギー発電設備につ

いて、エネルギー源別、設備容量別、設備稼働年別に細かく買取価格が設定されており、

個別の設備ごとに適用される買取価格を計算することとなる。こうした買取価格に関する

基本的なメカニズムを以下 1）、2）にて概説する。また、2012 年改正法でオプションとし

て導入され、2014 年改正法以降は一定規模以上の新規設備に義務付けられた直接市場販

売・市場プレミアムの支援制度の概要を 3）にて概説する。

直近の再生可能エネルギー法 2017 年改正法では、基本的な制度の枠組みは維持されたが、

2017 年以降の稼動設備について、入札対象に移行する電源を定めるとともに、適用するエ

ネルギー源別の買取価格が変更された。以下では、2017 年 1 月以降に稼動した設備に適用

する買取価格を紹介する。

1) 買取価格に関する基本的なメカニズム

ドイツの固定価格買取制度では、2000 年の再生可能エネルギー法施行時点から、新規設

備に適用される買取価格の漸次的低減などのメカニズムが導入されていた。こうした基本

的なメカニズムは、以降の数次にわたる制度改正後も継承されている。

90

a. 新規設備に適用される買取価格の低減率

ドイツの固定価格買取制度では、新規設備に適用する買取価格が、予めエネルギー源別

に設定された低減率に従って毎年引き下げられていく。例えば、2001 年に稼動した太陽光

発電設備は 20 年間にわたり 50.62 ユーロセントの買取価格が適用されるが、2002 年に稼動

した太陽光設備は、2001 年の 50.62 ユーロセントから 5％引き下げられた 48.1 ユーロセン

トの買取価格が 20 年間適用されることになる。この買取価格の引き下げは、技術進歩によ

るコスト低減などを見込んだ措置である。

基本的に、買取価格の低減は年 1 回、毎年 1 月に行われていた。但し、太陽光発電設備

についてのみは、2010 年以降、半年に 1 回の頻度で改定をする仕組みとなり、2012 年 4 月

以降は毎月の頻度で買取価格の改定が行われている。また、陸上風力発電、バイオマス発

電についても、2014 年改正法を受けて、2016 年以降の新規設備については、直近 1 年間の

新規導入設備容量に応じて、四半期ごとに買取価格を調整する仕組みを設けた。

但し、地熱発電のような現時点で未成熟なエネルギー源については、買取価格の低減を

開始する時期が一定期間を経過した後に設定されるなど、配慮した設計となっている。

b. 陸上風力発電の稼働率に応じた買取価格の調整

陸上風力発電については、開発の進展を考慮して、適用する買取価格を、原則として稼

動から 5 年間の第 1 ステージと 6 年目以降の第 2 ステージに分けて規定している。この考

え方は、入札対象となる案件を除いて以降の改正法でも変わらず適用される。

2000 年の再生可能エネルギー法では、例えば 2000 年に稼動した設備は、稼動から 5 年間

は第 1 ステージにあたる 1kWh あたり 9.1 ユーロセントの買取価格が適用される。その後、

6 年目以降は、設備の稼働率に応じて第 2 ステージの買取価格が差別化されて適用されるこ

とになる。この場合、具体的には、5 年間の発電量が政府指定の基準設備と比較して 150％

以上を記録した発電設備には、第 2ステージの 6.19ユーロセントの買取価格が適用される。

他方、稼働率が標準設備の 150％に満たなかった設備は、稼動後 5 年間の発電量が基準設備

の発電量の 150％から 0.75％低くなるごとに、6.19 ユーロセントの買取価格の適用が 2 ヶ月

ずつ延期される。つまり、当該 5 年間の発電量が基準設備と比べて 135％の設備は、第 2 ス

テージの 6.19 ユーロセントの適用が 3 年 4 ヶ月延期され、その間第 1 ステージの価格が延

長される。この場合の延長期間の算出式は「2 ヶ月×（150％－135％）/0.75％＝40 ヶ月（3

年 4 ヶ月）」となり、当該設備は 9.1 ユーロセントの第 1 ステージの買取価格を 8 年４ヶ月

間享受できる。

2) 個別設備の買取価格の決定方法

ドイツの再生可能エネルギー法では、買取対象となる再生可能エネルギー発電設備につ

いて、エネルギー源別、設備容量別、設備稼働年別に細かく買取価格が設定されており、

個別の設備ごとに適用される買取価格を計算することとなる。例えば、2005 年、2006 年に

新規稼動した 50kW の太陽光、10MW の陸上風力、5MW のバイオマス発電設備の場合、20

年間にわたり適用される買取価格は設備稼働年により異なり、表 4-7 のとおりである。

91

表 4-7 ドイツ：固定価格買取対象設備に適用される買取価格の計算例

設備稼働年 2005 年稼動設備 2006 年稼動設備

太陽光設備容量 50kW 53.47 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh 50.79 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh

陸上風力設備容量 10MW 8.53 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh 8.36 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh

バイオマス設備容量 5MW 8.92 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh 8.78 ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh

出所）再生可能エネルギー法 2004 年改正法をもとに作成

以下では、上記の 50kW の太陽光、5MW のバイオマス、10MW の陸上風力発電設備を事

例として取り上げ、実際に各発電設備に適用される買取価格の計算方式を解説する。

a. 設備容量 50kW の太陽光発電設備の場合

2005 年に稼動開始した設備容量 50kW の太陽光発電設備の場合、出力の 60％分は 54.53

ユーロセントの買取価格が、出力の40％分は51.87ユーロセントの買取価格が適用される。

従って、再生可能エネルギー法に基づく固定価格買取制度のもとでは、この設備は 20 年間

にわたり 53.47 ユーロセントの買取価格が適用される（表 4-8 参照）。

表 4-8 ドイツ：太陽光発電（50kW）に適用される買取価格の計算方法例

設備稼働年設備容量比買取価格

2005 年稼動設備～30kW 60% 54.53 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

30～50kW 40% 51.87 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

適用買取価格 0.6×54.53 + 0.4×51.87＝ 53.47 ﾕｰﾛｾﾝﾄ /kWh


30～50kW 40% 49.28 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

適用買取価格 0.6×51.80 + 0.4×49.28＝ 50.79 ﾕｰﾛｾﾝﾄ /kWh


b. 設備容量 10MW の陸上風力発電設備の場合

設備容量 10MW の陸上風力発電設備の場合には、設備稼働から規定により定められた期

間は、「第 1 ステージ」として下表の高い買取価格が適用される。稼動から 6 年目以降は、

各設備の稼動状況によって順次、「第 2 ステージ」として下表の低い買取価格に移行する。

なお、他のエネルギー源とは異なり、風力発電については設備容量による買取価格の差別

化はされていない。

92

c. 設備容量 5MW のバイオマス発電設備の場合

設備容量 5MW のバイオマス発電設備の場合には、3 種類の異なる出力帯の買取価格をも

とに、設備全体の買取価格が算出される。具体的な算出方法は表 4-9 のとおりである。

表 4-9 ドイツ：バイオマス発電設備（5MW）に適用される買取価格の計算方法例

設備稼働年設備容量比買取価格


150～500kW 7% 9.75 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

500kW～5MW 90% 8.77 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

適用買取価格 0.03×11.33 + 0.07×9.75 + 0.9×8.77＝ 8.92 ﾕｰﾛｾﾝﾄ /kWh


150～500kW 7% 9.60 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

500kW～5MW 90% 8.64 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

適用買取価格 0.03×11.16 + 0.07×9.60 + 0.9×8.64＝ 8.78 ﾕｰﾛｾﾝﾄ /kWh


3) 直接販売・市場プレミアムオプション

2012 年 1 月に施行された 2012 年改正法では、再生可能エネルギー発電事業者には、従来

どおりの固定価格での売電に加えて、発電電力を直接販売し、規定の計算式に従って算出

される市場プレミアムを受け取るオプションが導入された。なお、2012 年改正法に基づい

て、2014 年以降、2012 年以降に新規稼動したバイオガス発電設備には、市場プレミアム

制度に基づく買取が義務付けられた。

市場プレミアム（MP）の算出式：MP=EV－RW

MP ：市場プレミアム

EV ：直接販売しなかった場合の固定買取価格

RW ：参照市場価格（RW=MW－Pm）

MW ：市場価格の月中間値×実績値

Pm ：管理プレミアム ※2014 年改正法で廃止

この直接販売・市場プレミアムオプションの概念図は図 4-3 のとおり。なお、この図で

は直接販売を選択した事業者は、卸電力取引市場（EPEX Spot）への売電を行うフローとし

ているが、発電電力の直接販売の手法は特に規定されておらず、市場取引でも相対でも発

電事業者が選択できる。

93

図 4-3 ドイツ：直接販売・市場プレミアムオプションの概念図

出所）Patrick Adigbli, Head of Public Affairs, EPEX SPOT, “Direktvermarktung der erneuerbaren Energien an der

Europäischen Strombörse Ein Erfahrungsbericht zur deutschen und französischen Energiewende Februar

2015”をもとに作成

2012 年改正法では、オプションとして選択可能であった直接販売・市場プレミアムであ

るが、義務化されていない 2014 年 8 月時点で、総発電設備容量に対して、陸上風力発電は

88.9％、バイオマス発電は 67.2％、水力発電は 46.1％の設備が、本オプションを選択してい

た。他方、1 設備あたりの平均容量が小さい太陽光発電は、市場プレミアムオプションを選

択している発電設備は、設備容量の 15.3％にとどまっている。

2014 年 8 月 1 日に施行された再生可能エネルギー法 2014 年改正法では、一定規模以上の

新規再生可能エネルギー発電設備は、段階的に市場での直接販売及び市場プレミアム制度

の適用が義務化された。施行時期及び対象設備要件は表 4-8 のとおり。

表 4-10 ドイツ：直接販売及び市場プレミアムが義務化される要件

施行時期義務化される対象設備要件

2014 年 8 月 1 日以降設備容量 500kW 以上の新規発電設備

2016 年 1 月 1 日以降設備容量 250kW 以上の新規発電設備

2017 年 1 月１日以降設備容量 100kW 以上の新規発電設備

出所）“Eckpunkte für die Reform des EEG”をもとに作成

94

その後、卸電力取引市場の価格動向により直接販売を選択する発電設備数に多少の影響

が見られるものの、総じて直接販売を選択する発電設備が増加傾向にある。2018 年 1 月時

点で、再生可能エネルギー法の対象全設備のうち、設備容量比で約 60％の発電設備が、直

接販売を選択している（図 4-4）。

単位：設備容量比 %

図 4-4 ドイツ：直接販売を選択している発電設備の状況

出所） “Monitoring der Direktvermarktung, Quartalsbericht (03/2018)”xviをもとに作成

特に陸上風力発電については直接販売オプションを選択する事業者がさらに増加してお

り、2018 年 12 月時点で 49,433MW の発電設備が直接販売を選択しており、2018 年の約

90TWh の給電量のうち、固定価格買取を選択している給電量は 4TWh 程度にとどまる。

単位：GWｈ

図 4-5 ドイツ：陸上風力発電設備の給電方法の選択状況

出所）“Monitoring der Direktvermarktung, Quartalsbericht (12/2018)”xviiをもとに作成

xvi 連邦経済・エネルギー省ウェブサイト、

https://www.erneuerbare-energien.de/SiteGlobals/EE/Forms/Listen/Publikationen/Publikationen_Formular.html?quer

yResultId=null&pageNo=0&oneOfTheseWords=Direktvermarktung（2019 年 3 月 1 日取得） xvii 同上。

合計

洋上風力

陸上風力

バイオマス

地熱

水力

下水ガス等

太陽光

その他直接販売

グリーン電力特権

直接販売+プレミアム

固定価格買取

95

なお、2014 年 8 月に施行された再生可能エネルギー法 2014 年改正法では、それまで市場

プレミアムとあわせて、直接販売を選択した発電者に支払われていた管理プレミアムが廃

止された。また、2016 年以降に新設される設備については、供給した電力に対する市場プ

レミアムは、卸電力電力取引のスポット市場（EPEX Spot）における時間契約の取引価格が、

少なくとも連続する 6 時間の間マイナスになった場合（ネガティブ価格）、ゼロに下げら

れる。設備容量 3MW 以下の風力発電設備と 500kW 以下のその他の全ての再生可能エネル

ギー設備は、本規定の適用除外となる。

ドイツでは、再生可能エネルギー発電量の増加に伴い、卸電力取引市場でネガティブ価

格が発生する頻度が増加しているため、この直接販売・市場プレミアム制度は、卸電力取

引市場におけるネガティブ価格の水準を緩和する効果が期待されている。

2012 年以降の EPEX Spot 市場におけるネガティブ価格の発生状況は、表 4-11 のとおり。

表 4-11 ドイツ：EPEX Spot 市場におけるネガティブ価格の発生状況

2012 年 2013 年 20014 年 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年

ネガティブ価格

総発生時間数

56 時間 64 時間 64 時間 126 時間 97 時間 146 時間 134 時間

a)発生時のスポ

ット市場取引量

1.8TWh 2.2TWh 2.6TWh 4.8TWh 3.6TWh 5.4TWh 4.7TWh

b) 発生時の平

均市場価格

-61€/MWh -14€/MWh -16€/MWh -9€/MWh -18€/MWh -26€/MWh -14€/MWh

市場規模

※上記 a)×b)

107 百万€ 31 百万€ 42 百万€ 44 百万€ 68 百万€ 153 百万€ 63 百万€

出所）“Monitoring der Direktvermarktung, Quartalsbericht (12/2018)”xviiiをもとに作成

4) 2017 年改正法施行以降に稼動した設備に適用される買取価格

2017 年 1 月施行の再生可能エネルギー法 2017 年改正法に基づき、一定規模以上の陸上風

力、洋上風力、太陽光、バイオマスによる新規設備は、入札制度の対象となり、入札の結

果として支援水準が決定される。他方、設備容量 750kW 未満（バイオマス発電のみ 150kW

未満）の設備と水力・地熱発電設備は入札対象から除外され、従来通りに固定価格買取（も

しくは直接売電・市場プレミアム）での支援を受ける。また、移行措置として、①2016 年

末までに連邦イミシオン防止法に基づく承認を得て、2018 年末までに稼働開始した陸上風

力発電設備、②2016 年末までに無条件の系統連系許可か接続容量を得ており、かつ 2020 年

末までに稼働開始した洋上風力発電設備も、入札対象から除外される。

以下では、2017 年改正法に基づき入札制度の対象外となる新規設備に適用される買取価

格を整理する。入札制度の対象となる電源については、4.3.2 で後述する。

xviii 同上。

96

表 4-12 ドイツ：再生可能エネルギー法 2017 年改正法に基づく買取価格（太陽光以外）


エネルギー源対象設備稼働年

買取期間買取価格調整率 2017 年 2018 年

第 40 条水力注 1

0.5MW 以下 12.40 12.34

20 年年率－0.5％（18 年～）

0.5～2MW 8.17 8.13 2～5MW 6.25 6.22

5～10MW 5.48 5.45 10～20MW 5.29 5.26 20～50MW 4.24 4.22 50MW 超 3.47 3.45

第 45 条地熱

25.20 25.20 20 年年率－5％

（21 年～）

風

力

第 46 条陸上風力注 2

第 1 ステージ 8.38 b.で後述

20 年 (5 年注 2)

月－0.4％注 3 第 2 ステージ 4.66

第 47 条洋上風力注 4

第 1 ステージ 15.40 14.90

20 年 (12 年注 5)

年－0.5 ㌣（18 年・19 年、

21 年以降）年－1.0 ㌣

（20 年）加速化モデル注 5 19.40 18.40

第 2 ステージ 3.90 3.40

ガ

ス

第 41 条埋立ガス

0.5MW 以下 8.17 8.05

20 年年率－１.5％（18 年～）

0.5～5MW 5.66 5.58 第 41 条

下水ガス 0.5MW 以下 6.49 6.39 0.5～5MW 5.66 5.58

第 41 条鉱山ガス

1MW 以下 6.54 6.44 1～5MW 4.17 4.11 5MW 超 3.69 3.63

第 42 条バイオマス

0.15MW 以下 13.32 13.18

20 年

半期－0.5％

（2017 年 4 月および

10 月に実施）

0.15～0.5MW 11.49 11.37 0.5～5MW 10.29 10.19 5～20MW 5.71 5.65

第 44 条

小規模堆肥設備注 6 0.075MW 以下

23.14 22.90

第 43 条バイオ廃棄物処理

0.5MW 以下 14.88 14.74 0.5～20MW 13.05 12.92

注 1）揚水発電設備は対象外。この買取価格の対象となるのは、新設/既存設備の改修により、改修前と比較して生態

学的状況が実質的に改善した場合の発電量増量分のみ。注 2）運開から 5 年間は全設備に第 1 ステージの価格が適用されるが、政府が指定する基準設備と比較して当初 5 年

間の発電量が 130％以上の設備には、6 年目以降、第 2 ステージの価格が適用される。130％に満たない設備は、

0.36％低くなるごとに上記の第 2 ステージの価格適用が 1 ヶ月ずつ、延期される。基準発電量の 100％を 0.48％下回るごとに、さらに追加して 1 ヶ月ずつ延期される。

注 3）直近 1 年間の導入設備容量に応じて、四半期ごとに 0.4％の増額から 2.4％の減額まで買取価格を調整。注 4）海岸線から 3 海里以上離れた設備が対象となる。稼動開始から 12 年間は第 1 ステージの価格が、13 年目以降

は第 2 ステージの価格が買取価格として適用される。海岸線から 12 海里沖合、水深 20 メートル以上の地点に

設置された設備については、12 海里を超える 1 海里あたり 0.5 ヶ月ずつ、水深 20 メートルを超える 1 メート

ルあたり 1.7 ヶ月ずつ、この第 1 ステージの価格適用期間が延長される。注 5）2019 年末までに稼働した設備は「加速化モデル」として、買取期間を 12 年間に短縮した上で、高い買取価格

を適用するオプションを選択可能。注 6）第 27a 号(1)に準じ、固体発酵残渣を二次発酵させるための設備と直接連結している、特定の有機廃棄物を発酵

させるバイオガス設備に対してのみ適用。二次発酵させた発酵残渣は燃料として再利用されねばならない。当

該価格は、ガス再処理ボーナスとのみ併せて請求することができる。


97

a. 入札対象外の太陽光発電に適用される買取価格

2017 年改正法に基づき、750kW 以上の太陽光発電設備は、地上設置型に加えて屋根設置

型もすべて入札対象に移行した。他方、750kW 未満の設備は、直接販売+市場プレミアム（FIP）

制度もしくは固定価格買取制度（100kW までの設備のみ選択可能）で、法令で規定された

買取価格による支援を受ける。

太陽光発電の買取価格は、2009 年改正法以降、前年の新規導入設備容量に応じて、適用

する買取価格を調整する仕組みが導入された。2017 年改正法では、太陽光発電設備は、毎

月 1％ずつ買取価格を低減されていくこととして、適用する低減率は、直近 6 ヶ月の導入量

を 2 倍して算出する年間導入量に基づき、表 4-13 のフォーミュラによって-3.0％（1 回に限

り価格引き上げ）から 2.8％の範囲で決定する方式が採られている。但し、この低減率の決

定は、3 ヶ月に 1 回の頻度で行われる。

表 4-13 ドイツ：新規太陽光に適用する買取価格低減率の決定方法（2017 年 2 月～）

年間新規容量 7.5GW超 6.5～7.5GW 5.5～6.5GW 4.5～5.5GW 3.5～4.5GW 2.5～3.5GW

適用月低減率 2.8％ 2.5％ 2.2％ 1.8％ 1.4％ 1.0％

年間新規容量 2.3～2.5GW 2.1～2.3GW 1.7～2.1GW ～1.7GW ～1.3GW

適用月低減率 0.5％ 0.25％ 0％ -1.5％ -3.0％


2017 年 1 月以降の低減率の適用状況は表 4-14 のとおり。例えば、2018 年 11 月～2019 年

1 月の買取価格には、直近の 2018 年 4 月～2018 年 9 月の 6 ヶ月間の新規設置容量が

1,596.6MW であったため、2 倍した 3,193.2MW の年間導入量を基準として、法令の規定に

基づき月 1.00％の低減率が適用された。低減率を適用した結果の買取価格を表 4-15 に示す。

表 4-14 ドイツ：新規太陽光に適用する買取価格低減率の実績（2017 年 2 月～）

買取価格適用時期適用低減率

（％/月）低減率の判定期間

左記期間の

新規設置容量×2

2017 年 2～4 月 0％ 2016 年 7 月～2016 年 12 月 2,025 MW

5～7 月 0.25％ 2016 年 10 月～2017 年 3 月 2,149 MW

8～10 月 0％ 2017 年 1 月～2017 年 6 月 1,802 MW

2018 年 11～1 月 0％ 2017 年 4 月～2017 年 9 月 1,966 MW

2～4 月 0％ 2017 年 7 月～2017 年 12 月 1,704 MW

5～7 月 0％ 2017 年 10 月～2018 年 3 月 2,037 MW

8～10 月 1.0％ 2018 年 1 月～2018 年 6 月 2,727 MW

2019 年 11～1 月 1.0％ 2018 年 4 月～2018 年 9 月 3,193 MW

出所）ドイツ連邦ネットワーク庁, “Monitoringbericht 2018”Tabelle 24 をもとに作成

98

表 4-15 ドイツ：再生可能エネルギー法 2017 年改正法に基づく買取価格（太陽光）


●直接販売+市場プレミアムを選択する設備

形態屋根設置その他の設備適用低減率（％/月）出力～10kW 10～40kW 40～750kW ～750kW

買取価格

（稼動時期） 2017 年 1 月 12.70 12.36 11.09 8.91

2～4 月 12.70 12.36 11.09 8.91 0％ 5 月 12.67 12.33 11.06 8.89 0.25％ 6 月 12.64 12.30 11.03 8.87 0.25％ 7 月 12.60 12.27 11.01 8.84 0.25％

8～10 月 12.60 12.27 11.01 8.84 0％ 11～12 月 12.60 12.27 11.01 8.84 0％

2018 年 1 月 12.60 12.27 11.01 8.84 0％ 2～4 月 12.53 12.27 11.01 8.84 0％ 5～7 月 12.50 12.27 11.01 8.84 0％

8 月 12.48 12.14 10.90 8.75 1.0％ 9 月 12.35 12.02 10.79 8.67 1.0％

10 月 12.23 11.90 10.68 8.58 1.0％ 11 月 12.11 11.78 10.57 8.49 1.0％ 12 月 11.99 11.67 10.47 8.41 1.0％ 2019 年 1 月 11.87 11.55 10.36 8.33 1.0％

●固定価格買取を選択する設備

形態屋根設置その他の設備適用低減率（％/月）出力～10kW 10～40kW 40～100kW ～100kW

買取価格

（稼動時期） 2017 年 1 月 12.30 11.96 10.69 8.51

2～4 月 12.30 11.96 10.69 8.51 0％ 5 月 12.27 11.93 10.66 8.49 0.25％ 6 月 12.24 11.90 10.63 8.47 0.25％ 7 月 12.20 11.87 10.61 8.44 0.25％

8～10 月 12.20 11.87 10.61 8.44 0％ 11～12 月 12.20 11.87 10.61 8.44 0％

2018 年 1 月 12.20 11.87 10.61 8.44 0％ 2～4 月 12.20 11.87 10.61 8.44 0％ 5～7 月 12.20 11.87 10.61 8.44 0％

8 月 12.08 11.74 10.50 8.35 1.0％ 9 月 11.95 11.62 10.39 8.27 1.0％

10 月 11.83 11.50 10.28 8.18 1.0％ 11 月 11.71 11.38 10.17 8.09 1.0％ 12 月 11.59 11.27 10.07 8.01 1.0％ 2019 年 1 月 11.47 11.15 9.06 7.93 1.0％

出所）ドイツ連邦ネットワーク庁ウェブサイトxixをもとに作成

xix ドイツ連邦ネットワーク庁ウェブサイト、

https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEner

gien/ZahlenDatenInformationen/EEG_Registerdaten/EEG_Registerdaten_node.html（2019 年 3 月 1 日取得）

99

b. 入札対象外の陸上風力発電に適用される買取価格

2017 年改正法に基づき、750kW 以上の陸上風力発電設備は、すべて入札対象に移行した。

但し、移行措置として、2016 年末までに連邦イミシオン防止法に基づく承認を得て、2018

年末までに稼働開始した陸上風力発電設備については、従来通りに固定価格買取（もしく

は直接売電・市場プレミアム）での支援を受ける。

なお、陸上風力発電については、2014 年改正法以降、直近の導入量に応じて買取価格の

低減率を調整する仕組みが導入された。2017 年改正法では、2017 年 3 月～8 月に月に 1.05％

の低減率を適用することが第 46a 条で定められている。2017 年 10 月以降は、データが取得

可能な直近 1 年間（17～6 ヶ月前）の設備容量の純増（廃止設備容量分を除した数値）に応

じて、表 4-16 のフォーミュラで四半期ごとに-0.4％（価格引き上げ）から 2.4％の範囲で低

減率を決定する方式が採られている。直近 1 年間の純増設置容量が 3.5GW を超えており、

2017 年 10 月以降は、2.4％/四半期の低減率が適用されている。

表 4-16 ドイツ：新規陸上風力に適用する買取価格低減率の決定方法（2017 年 10 月～）

年間新規容量 3.5GW超 3.3～3.5GW 3.1～3.3GW 2.9～3.1GW 2.7～2.9GW 2.5～2.7GW

適用四半期低減率 2.4％ 1.2％ 1.0％ 0.8％ 0.6％ 0.5％

年間新規容量 2.4～2.5GW 2.2～2.4GW 2.0～2.2GW 1.8～2.0GW 1.6～1.8GW ～1.6GW

適用四半期低減率 0.4％ 0.3％ 0.2％ 0％ -0.2％ -0.4％

出所）再生可能エネルギー法 2017 年改正法第 46a 条をもとに作成

表 4-17 ドイツ：再生可能エネルギー法 2017 年改正法に基づく買取価格（陸上風力）

買取価格適用時期適用低減率

（％）

買取価格（ユーロセント/kWh）直近 1 年間の

純増設置容量第 1 ステージ第 2 ステージ

2017 年 1～2 月－ 8.38 4.66 －

3 月 1.05％/月 8.29 4.61 －

4 月 1.05％/月 8.20 4.56 －

5 月 1.05％/月 8.12 4.51 －

6 月 1.05％/月 8.03 4.47 －

7 月 1.05％/月 7.95 4.42 －

8 月 1.05％/月 7.87 4.37 －

9 月－ 7.87 4.37 －

10～12 月 2.4％/四半期 7.68 4.27 4,676 MW

2018 年 1～3 月 2.4％/四半期 7.49 4.17 5,038 MW

4～6 月 2.4％/四半期 7.31 4.07 5,516 MW

7～9 月 2.4％/四半期 7.14 3.97 5,378 MW

10～12 月 2.4％/四半期 6.97 3.87 5,308 MW

出所）ドイツ連邦ネットワーク庁, “Monitoringbericht 2018”Tabelle 24 をもとに作成

100

(7) 固定価格買取制度の対象発電設備の認定手続き

ドイツでは、対象発電設備の認定手続きは、原則として、買取義務を負う系統運用者に

責任が委ねられており、その結果を公認会計士に監査させた上で報告を求めている。制度

設計としては、できる限り公的機関が介入しなくてもよい手法をとるようにしている。そ

のため、認定手続きは系統運用者の義務として、発電事業者に対象設備の認定にかかる手

数料等が請求されることはない。

例えば、固形バイオマス発電設備の適格性を判断のために、以下の手法が採られている。

- 発電者に何を燃やしたか等の運転日誌の記載を義務付ける

- 偽計的行為があった場合に、厳しい制裁（買取対象除外等）を課すことを認識させる

- 環境監査人（民間の監査人）が委託を受けて適合性を証明する

- 買取電力の清算結果を会計士が監査する

ドイツでは、これらの手法を組み合わせて実施することで信頼性を担保しており、これ

までに公的機関による個別設備の監査等は実施されていない。

なお、ドイツでは、2014 年改正法の施行まで、太陽光発電（PV）のみは、規制局である

連邦ネットワーク庁が設置した「PV 登録簿」への登録が求められていた。これは、2009 年

改正法で、設置容量に応じた買取価格低減の仕組みが設けられたために、太陽光発電のみ

登録の必要性が生じたためである。その後、2014 年 8 月施行の改正法以降は、太陽光以外

のエネルギー源についても、登録簿が設置され登録が求められる。

図 4-6 ドイツ：固定価格買取制度の対象発電設備の認定フロー

出所）各種資料をもとに作成

101

(8) 費用負担メカニズム

再生可能エネルギー法上では、一義的には当該発電設備の所在地から至近にあり、給電

を受けるにあたって技術的に適する系統を運用する系統運用者（一般的には配電系統運用

者）に対して、固定価格買取制度の対象設備からの発電電力を、固定価格で買い取る義務

が課される（固定価格以上での買取を妨げるものではない）。

この買取に係る費用は、電力小売事業者が電力料金に上乗せする形で、需要家から回収

する。そして、送電に係る費用の一部として、回収された費用は電力小売事業者から系統

運用者に還元される。従って、この固定価格での買取に関して国庫の負担はなく、電力料

金を通じて終的に需要家が費用負担をする形となっている。

再生可能エネルギー法上では、配電系統運用者から送電系統運用者、送電系統運用者か

ら電力小売事業者への購入費用の転嫁規定が規定されている。

ドイツでは、再生可能エネルギー法 2009 年改正法により、この費用転嫁にかかる具体的

な手法が変更され、2010 年 1 月から変更されたメカニズムに基づいて運用されている。

改正前と改正後のメカニズムの概要は、図 4-7 のとおりである。

図 4-7 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく固定価格買取の費用負担メカニズム

出所）再生可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム第 2 回会合、資料 2－2「欧州海外調査

結果（参考資料）」

上述のとおり、費用転嫁にかかる具体的な手法が、2009 年改正法第 64 条に基づき、2010

年 1 月より改正された。2009 年 5 月 27 日に、ドイツ連邦内閣が承認した「連邦全体での平

準化メカニズムの開発に関する令」に基づいて、2010 年 1 月より、送電系統運用者は、再

生可能エネルギー法に基づく買取電力を卸電力取引市場で一括して販売し、卸電力の販売

価格と再生可能発電事業者への支払価格の差額を、サーチャージとして全電力小事売業者

に請求する仕組みに変更となった。この改正によって、電力小売事業者が、送電系統運用

者からの再生可能エネルギー法に基づく買取電力を物理的に購入する義務は免除となった。

送電系統運用者は、再生可能エネルギー法に基づき発電された電力を買い取って対象事

業者に固定価格を支払う。買い取った電力は、卸電力取引市場で一括販売し、その売電収

益や管理費用を除いた額を、電力事業者を介して電力需要家から徴収する仕組みとなった。


卸電力取引所


需要家


系統運用者

需要家


系統運用者

買取義務買取義務

電気料金の一部として固定価格買取費用を回収

買取電力を売電して固定価格買取費用を回収

買取価格による電力収入

【2009年改正、2010年1月施行】

電力小売事業者が系統運用者から再生可能エネルギーを購入する義務を免除し、卸電力取引所を通して取引する形に改正

卸電力の販売価格サーチャージ

※法定の買取価格－卸電力の販売価格

2010年以降買取価格による電力収入

卸取引所の価格で、再生可能エネルギーを一括して販売

102

(9) 追加費用（サーチャージ）の計算方法

既述のとおり、2009 年改正法において、送電系統運用者は再生可能エネルギー法に基づ

く買取電力を卸電力取引市場で一括して販売し、卸電力の販売価格と再生可能発電事業者

への支払い価格の差額を、全電力小売事業者に請求する仕組みに変更された（2010 年に完

全施行）。新たな仕組みでは、送電系統運用者は、前年 10 月に、翌年に電力需要家に適用

される賦課金額を公表することが求められる。この賦課金を算出する際の卸電力の販売価

格として、卸売電力取引市場（欧州エネルギー取引所：European Energy Exchange (EEX)）

の 1 年物先物価格（ベースロード）の平均値（対象年の 2 年前の 10 月 1 日から前年の 9 月

30 日までの取引期間の平均値）を用いることが可能とされている。なお、2015 年 2 月の関

連命令の改正により、2016 年以降の賦課金算出に用いる卸売電力取引市場の平均価格は、6

月 16 日から 9 月 15 日の直近 3 ヶ月間の平均値となっている。

欧州エネルギー取引所（EEX）における 2010 年物のベースロード先物価格の推移は、表

4-18 のとおりである。近年、卸電力取引市場の価格が下落傾向にあり、賦課金増額の一因

となっていたが、2018 年賦課金の算定以降は卸電力取引価格が持ち直しており、EEG 賦課

金単価の上昇を抑える効果が出ている。

表 4-18 ドイツ：EEG 賦課金計算に用いた卸電力取引価格の推移

取引期間平均価格（/MWh）賦課金算出年度

2008.10～2009.09 53.65 ユーロ 2010 年賦課金

2009.10～2010.09 50.74 ユーロ 2011 年賦課金

2010.10～2011.09 55.22 ユーロ 2012 年賦課金

2011.10～2012.09 51.15 ユーロ 2013 年賦課金

2012.10～2013.09 41.45 ユーロ 2014 年賦課金

2013.10～2014.09 35.67 ユーロ 2015 年賦課金

2015.06.16～2015.09.15 31.26 ユーロ 2016 年賦課金

2016.06.16～2016.09.15 26.75 ユーロ 2017 年賦課金

2017.06.16～2017.09.15 32.22 ユーロ 2018 年賦課金

2018.06.16～2018.09.15 46.28 ユーロ 2019 年賦課金

出所）ドイツ 4 送電系統運用者公表用サイト（www.netztransparenz.de/）をもとに作成

(10) 新規自家発自家消費設備に対する賦課金の賦課

2014 年改正法施行前の再生可能エネルギー法では、自家発自家消費設備については、そ

103

の電力消費量に対する EEG 賦課金の支払いが免除されてきたため、自家発電を行う事業者

等が増え、その他の消費者の負担が大きくなっていた。2014 年改正法により、新規の自家

発自家消費設備の電力消費量についても、EEG 賦課金の支払いが義務付けられた。但し、

2014 年 7 月までに設置されている既存設備については、賦課金の対象とならない。また、

既存設備を更新したり、更新投資を行ったりした場合についても、設備容量の増加率が 30%

以下であれば賦課金対象から免除される。その他に、発電所内における自家消費、系統未

連系設備、EEG 補助の請求権を行使せずに再生可能エネルギー設備だけから供給を行う場

合や、出力 10kW 以下の小規模設備による年 10MWh 以下の電力消費量は、EEG 賦課金の支

払いが免除される。

表 4-19 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく自家発設備への EEG 賦課金の法規定

自家消費新設設備の賦課金

再生可能エネルギー設備と

コジェネレーション設備

2014 年 8 月 1 日～2015 年 12 月 31 日: 通常の賦課金の 30% 2016 年:通常の賦課金の 35% 2017 年以降: 通常の賦課金の 40%

その他の設備 100 %


(11) 大規模需要家の負担軽減措置

ドイツでは、電力消費量が多いエネルギー集約型産業の需要家や、鉄道・路面電車運営

企業に対して、再生可能エネルギー法に基づく費用負担の軽減措置がとられている。

以下では、2017 年改正法における対象事業者の要件と直近の施行状況を整理する。

1) 賦課金軽減の対象要件

2017 年改正法では、賦課金軽減の対象となり得るのは、法律の附属書 4 のリスト 1 及び

2 に掲げられた 221 業種に限定される（表 4-21）。この賦課金軽減措置の対象となる「電

力費用集約型事業者」は、その国際競争力を維持できる範囲で、賦課金の負担をするもの

とされている。

直近会計年度の粗付加価値額に占める電力費用の割合が表 4-20 の割合で、かつ 1 需要サ

イトにおける年間電力使用量が 1GWh 超という条件を満たした企業が、軽減措置の適用対

象となる。

表 4-20 ドイツ：EEG 賦課金の費用負担軽減措置の対象要件（2017 年改正法）

軽減措置の対象要件粗付加価値に占める

電力費用の割合

EEG 賦課金納付割合

付属書 4 リスト 1 14%～17％ 20％

17%以上 15％

付属書 4 リスト 2 20%以上

1 需要地点における年間電力使用量 1GWh 超


104

表 4-21 ドイツ：EEG 賦課金の費用負担軽減措置の対象業種（2017 年改正法）

WZ 2008 コード業種リスト 1 リスト 2

510 無煙炭鉱業〇

610 原油採取業〇

620 天然ガス採取業〇

710 鉄鉱業〇

729 その他の非鉄金属鉱業〇

811 装飾・建築用石材、石灰岩、石こう、白亜、粘板岩採石業〇

812 砂利・砂採取場運営業、粘土・カオリン鉱業〇

891 化学および肥料用鉱物鉱業〇

893 採塩業〇

899 他に分類されないその他の鉱業および採石業〇

1011 肉（鶏肉除く）の加工・保存業〇

1012 鶏肉の加工・保存業〇

1013 肉・鶏肉製品製造業〇

1020 魚類、甲殻類及び軟体動物の加工・保存業〇

1031 ばれいしょ加工・保存業〇

1032 果汁および野菜汁加工業〇

1039 果実および野菜加工・保存業〇

1041 油脂製造業〇

1042 マーガリン及び類似の食用油脂製造業〇

1051 乳製品・チーズ製造業〇

1061 精穀・製粉業〇

1062 澱粉・澱粉製品製造業〇

1072 ラスク、ビスケット製造及び保存ペイストリー製品・ケーキ製造業〇

1073 マカロニ、麺類、クスクス及び類似の穀粉製品製造業〇

1081 砂糖製造業〇

1082 ココア、チョコレート及び砂糖菓子製造業〇

1083 茶・コーヒー製造業〇

1084 香辛料・調味料製造業〇

1085 調理食品製造業〇

1086 加工食品・特別食製造業〇

1089 他に分類されないその他の食料品製造業〇

1091 加工飼料製造業〇

1092 加工ペットフード製造業〇

1101 酒類の蒸留、精留及び混合業〇

1102 ワイン製造業〇

1103 シードル・その他果実酒製造業〇

1104 その他の蒸留されていない発酵飲料製造業〇

1105 ビール類成以蔵行〇

1106 麦芽製造業〇

1107 清涼飲料製造業、ミネラルウォーターその他の瓶詰め水生産業〇

1200 たばこ製造業〇

105


1310 織物繊維準備業および紡績業〇

1320 織物業〇

1391 ニット及びクローセ編み生地製造業〇

1392 繊維仕立て製品製造業（衣服を除く。）〇

1393 じゅうたん及び敷物製造業〇

1394 ひも類、ロープ、より糸および網製造業〇

1395 不織布および不織布製製品製造業（衣服を除く）〇

1396 その他工業用布・産業用布製造業〇

1399 他に分類されないその他の織物製造業〇

1411 皮革製品製造業〇

1412 作業服製造業〇

1413 その他外衣製造業〇

1414 下着類製造業〇

1419 その他衣服・身の回り品製造業〇

1420 毛皮製品製造業〇

1431 ニット及びクローセ編衣服製造業〇

1439 その他織物・クローセ編衣服製造業〇

1511 皮なめし及び仕上げ業、毛皮仕上げ及び染色業〇

1512 旅行かばん、ハンドバック、同種の製品及び馬具類製造業〇

1520 履物製造業〇

1610 製材業および木材平削り業〇

1621 単板（べニア）シートおよび木材を主たる材料とする板製造業〇

1622 寄木張り床材製造業者〇

1623 床張用ブロック、ストリップなどの製造〇

1624 樽、大桶、風呂桶及びその他の桶類製造業者の木製品の製造〇

1629 その他木製品製造業〇

1711 パルプ製造業〇

1712 紙および板紙製造業〇

1721 段ボール及び板紙並びに紙製・板紙製容器製造業〇

1722 家庭用品・衛生製品および化粧品製造業〇

1723 文房具（紙製）製造業〇

1724 壁紙製造業〇

1729 その他紙及び板紙製品製造業〇

1813 プリプレス及び印刷前サービス業〇

1910 コークス炉製品製造業〇

1920 精製石油製品製造業〇

2011 産業用ガス製造業〇

2012 染料および顔料製造業〇

2013 その他の無機基礎薬品製造業〇

2014 その他の有機基礎薬品製造業〇

2015 肥料および窒素化合物製造業〇

2016 プラスチック（成形前のもの）製品製造業〇

2017 合成ゴム（成形前のもの）製品製造業〇

106


2020 殺虫剤その他の農業化学製品製造業〇

2030 ペイント、ワニス及びこれらに類する塗料、印刷用インク、マステ

イク製造業

〇

2041 石けん、洗剤、クリーニング・つや出し材製造業〇

2042 香水及び化粧品類製造業〇

2051 火薬類製造業〇

2052 接着剤製造業〇

2053 エッセンシャルオイル製造業〇

2059 他に分類されないその他の化学製品製造業〇

2060 人造繊維製造業〇

2110 基礎化学品製造業〇

2120 医薬品製造業〇

2211 ゴムタイヤ及びチューブ製造業並びにゴムタイヤ再生業〇

2219 その他のゴム製品製造業〇

2221 プラスチック板、シート、管、および異形押出製品製造業〇

2222 プラスチック包装製品製造業〇

2223 建築用プラスチック製品製造業〇

2229 その他のプラスチック製品製造業〇

2311 板ガラス製造業〇

2312 板ガラス成形・加工業〇

2313 中空ガラス製造業〇

2314 ガラス繊維製造業〇

2319 工業用ガラス製品を含む、その他のガラス製品製造・加工業〇

2320 耐火性製品製造業〇

2331 陶磁器製タイルおよび敷石製造業〇

2332 焼成粘土製レンガ・タイル及び建設用製品製造業〇

2341 セラミック製家庭用品及び装飾品製造業〇

2342 衛生陶器製造業〇

2343 碍子・碍子金具製造業〇

2344 その他セラミック製品製造業〇

2349 その他陶磁器製品製造業〇

2351 セメント製造業〇

2352 石灰・石膏製造業〇

2362 建設用石膏製品製造業〇

2365 ファイバーセメント製造業〇

2369 コンクリート製品、石膏製品及びセメント製品製造業〇

2370 石材切り出し・形削り・仕上げ業〇

2391 研磨材製品製造業〇

2399 他に分類されないその他の非金属鉱物製品製造業〇

2410 第 1 次鉄鋼およびフェロアロイ製造業〇

2420 鉄鋼チューブ、パイプ、中空押出および関連付属品製造業〇

2431 冷間圧延業（鋼管）〇

2432 冷間ロール成形型鋼製造業〇

107


2433 冷間成形及冷間鋳造業〇

2434 冷間圧延業（伸鉄）〇

2441 貴金属製造業〇

2442 アルミニウム製造業〇

2443 鉛・亜鉛・すず製造業〇

2444 銅製造業〇

2445 その他非鉄金属製品製造業〇

2446 核燃料加工業〇

2451 鋳鉄業〇

2452 鋳鋼業〇

2453 軽金属鋳造業〇

2454 その他の非鉄金属製造業〇

2511 金属製構造及び構造部品製造業〇

2512 金属製ドア及び窓製造業〇

2521 セントラルヒーティング用ラジエーター及びボイラー製造業〇

2529 金属製タンク、貯槽及び容器製造業〇

2530 蒸気発生装置製造業（セントラルヒーティング温水ボイラー除く）〇

2540 武器及び弾薬製造業〇

2550 金属の鋳造、プレス、打ち抜き及び圧延成形業並びに粉末冶金業〇

2561 金属の処理・塗装業〇

2571 刃物製造業〇

2572 鍵、蝶番製造業〇

2573 工具製造業〇

2591 鋼鉄製ドラム缶等容器製造業〇

2592 金属線製品、チェーン、スプリング製造業〇

2593 ファスナー、ねじ切り盤製品製造〇

2594 ファスナー、ねじ切り盤製品製造〇

2599 建築用金属製品卸売業〇

2611 電子部品製造業〇

2612 電気盤製造業〇

2620 電子計算機製造業〇

2630 通信装置製造業〇

2640 家庭用電子機器製造業〇

2651 計量器、分析機器、ナビゲーション装置〇

2652 時計製造業〇

2660 照射、電気医療及び電気療法装置製造業〇

2670 光学機器及び写真用装置製造業〇

2680 磁気・光メディア製造業〇

2711 電動機、発電機、及び変圧器製造業〇

2712 配電及び制御装置製造業〇

2720 電池・蓄電池製造業〇

2731 光ファイバーケーブル製造業〇

2732 その他電子・電気の線・ケーブル製造業〇

108


2733 配線機器製造業〇

2740 電気照明器具製造業〇

2751 民生用電気機械器具製造業〇

2752 非電化民生用機械器具製造業

2790 民生用非電気機器製造業〇

2811 エンジン及びタービン製造業（航空機用、自動車用及びオートバイ

用エンジンを除く）

〇

2812 流体動力装置製造業〇

2813 その他ポンプ及び圧縮機製造業〇

2814 タップ及び弁製造業〇

2815 軸受け、ギア及び伝導・駆動装置製造業〇

2821 かま、炉及び炉バーナ製造業〇

2822 つり上げ及びハンドリング装置製造業〇

2823 事務機器製造業（コンピュータ及び周辺装置を除く）〇

2824 動力式手道具製造業〇

2825 家庭向けではない冷房及び換気装置製造業〇

2829 他に分類されないその他の一般機械製造業〇

2830 農業及び林業用機械製造業〇

2841 金属成形機械製造業〇

2849 その他の機械製造業〇

2891 冶金用機械製造業〇

2892 鉱業、採石業、及び建設業用機械製造業〇

2893 食品、飲料、及びたばこ加工機械製造業〇

2894 繊維、衣料及び皮革製造機械製造業〇

2895 紙及び板紙製造機械製造業〇

2896 プラスチック及びゴム機械製造業〇

2899 その他の特殊産業用機械製造業〇

2910 自動車製造業〇

2920 自動車車体製造（設計）業、トレーラ及びセミトレーラ製造業〇

2931 自動車電子・電気部品製造業〇

2932 自動車部品及び付属品製造業〇

3011 船舶及び浮遊建造物製造業〇

3012 レジャー及びスポーツ用ボート製造業〇

3020 鉄道機関車及び車両製造業〇

3030 航空機及び宇宙船並びに関連機械製造業〇

3040 軍用戦闘車両製造業〇

3091 オートバイ製造業〇

3092 自転車及び車椅子製造業〇

3099 他に分類されないその他の輸送用機械器具製造業〇

3101 事務所用・店舗用家具製造業〇

3102 厨房用家具製造業〇

3103 マットレス製造業〇

3109 その他の家具製造業〇

109


3211 硬貨鋳造業〇

3212 宝石及び関連製品製造業〇

3213 模造宝石及び関連製品製造業〇

3220 楽器製造業〇

3230 スポーツ用品製造業〇

3240 ゲーム及び玩具製造業〇

3250 医療及び歯科用機器・備品製造業〇

3291 ほうき・ブラシ製造業〇

3299 他に分類されないその他の製造業〇

3832 分類された材料の再生業〇

出所）再生可能エネルギー法 2017 年改正法附属書 4 をもとに作成

2) 賦課金軽減措置の内容

2017 年改正法では、原則として対象事業者の賦課金は、通常の賦課金の 15％まで軽減さ

れる。さらに、電力費用集約型事業者が支払わなければならない賦課金は、当該事業者の

粗付加価値に対する電力費用の割合が 20%以上の場合には、直近 3 事業年度の平均の粗付

加価値の 0.5%まで、当該割合が 20%未満である場合には、直近 3 事業年度の平均の粗付加

価値の 4%までに軽減される。ただし、アルミニウム製造加工業、鉛、亜鉛及び錫製造加工

業、銅製造加工業の業種に分類される事業者の賦課金は 0.05 ユーロセント/kWh を、それ以

外の事業者の賦課金は 1 ユーロセント/kWh を下回ってはならない。

3) 賦課金軽減措置の申請手続き

費用負担の免除を受ける企業は、連邦経済・エネルギー省のもとにある連邦経済・輸出

管理庁（BAFA）に申請をして、認可を受けた企業となる。費用負担の免除を希望する企業

は、前年の 6 月 30 日までに必要書類を連邦経済・輸出管理庁（BAFA：Bundesamtes für

Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle）に申請する。認可を受けた企業は、当該年の 1 月 1 日～12

月 31 日まで、1 年間の費用負担軽減措置を受ける。

また、再生可能エネルギー法 2014 年改正法の施行以降、大規模需要家を対象とした費用

負担軽減措置を申請する際に、申請企業は、エネルギー管理システムの証明が義務付けら

れた。2015 年に減免を受けるための申請をした者のうち、71 主体が EU 環境管理監査シス

テム（EMAS）、1,404 主体が EN 16001 / ISO 50001、60 主体が「ピーク調整-効率システム

令 (SpaEfV)」に基づく認証により証明を行った。他方、740 主体が経過規定を利用して、

2015 年の申請時点では証明を提出しなかった。

4) 賦課金軽減措置の施行状況

2015 年以降の EEG 賦課金にかかる費用負担軽減措置の適用状況は表 4-22 のとおり。

1 年あたりで 50～55 億ユーロ程度が減免対象となっており、それに伴う減免対象外の需

要家の追加負担額は 1.5 ユーロセント/kWh 程度となっている。

110

表 4-22 ドイツ：EEG 賦課金の費用負担軽減措置の適用状況（2015～18 年）

負担軽減措置適用年 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年

【参考】根拠法令 EEG2014 EEG2017

申請企業数 2,462 2,305 2,276 2,299

申請受電点数 3,409 3,147 3,078 3,139

認可企業数 2,242 2,176 2,117 2,156

製造業 2,114 2,044 1,979 1,984

鉄道業 128 132 138 139

認可受電点数 2,945 2,886 2,794 2,840

認可電力量（GWh） 108,136 108,550 106,073 110,500

製造業 95,462 96,090 93,438 94,186

鉄道業 12,674 12,460 12,635 12,929

軽減措置請求電力量（GWh） 111,616 112,345 113,1660 －

費用負担免除額 49 億ﾕｰﾛ 51 億ﾕｰﾛ 55 億ﾕｰﾛ－

一般需要家の賦課金のうち、

減免措置に起因する額

1.41 ﾕｰﾛｾﾝﾄ

/kWh


/kWh


/kWh

－

出所）ドイツ連邦経済・エネルギー省,“Hintergrundinformationen zur Besonderen Ausgleichsregelung

Antragsverfahren 2017 für Begrenzung der EEG-Umlage 2018”をもとに作成

2018 年に費用負担軽減措置が認可された企業を業種別に見ると、電力消費の多い業種で

ある化学製品、金属生産・加工（鉄鋼、非鉄金属、金属）、製糸業、ガラスが、軽減対象と

なる電力の占める割合で大きな比率を占めている（表 4-23）。

表 4-23 ドイツ：EEG 賦課金の費用負担軽減措置の業種別適用状況（2018 年）

業種受電点数軽減適用電力量

（GWh）

化学製品 287 28,652

金属生産・加工 326 26,781

製紙業（紙、板紙および紙製品） 132 12,078

ガラスおよびガラス製品、陶器の加工 304 8,352

ゴムおよび合成樹脂製品 380 4,109

食品及び飼料 388 4,087

（家具を除く）木材、編み細工、かご、コルク製 142 3,379

コークスおよび鉱油精製 16 3,196

金属製品 196 1,558

繊維 66 749

111

石及び土壌の採掘、その他の鉱業 166 642

廃棄物回収・処理・除去等 96 560

電気機器 22 549

機械製作 18 467

データ処理装置、電子および光学製品 22 355

印刷物；録音済みの音声、画像、データメディアの複製 28 350

飲料生産 36 334

自動車および自動車部品 19 199

陸上交通等 [鉄道会社] 139 12,929

その他 57 1,175

合計 2,840 110,500

出所）ドイツ連邦経済・エネルギー省,“Hintergrundinformationen zur Besonderen Ausgleichsregelung

Antragsverfahren 2017 für Begrenzung der EEG-Umlage 2018”をもとに作成

112

4.3.2 入札制度の概要（2017 年改正法）

再生可能エネルギー法 2014 年改正法では、第 2 条 5 項において、遅くとも 2017 年以降

については、競争入札による買取価格（支援水準）の決定メカニズムに移行することが規

定されていた。その後、入札制度への移行に向けて、再生可能エネルギー法改正法の策定

に向けた作業が進められ、2017 年 1 月に再生可能エネルギー法 2017 年改正法（EEG2017）

が施行された。

以下では、2017 年改正法をもとに、その制度設計の概要をとりまとめる。

(1) 制度設計の基本指針

2017 年改正法に基づく入札制度設計にあたり、以下の 3 つの指針があらかじめ示されて

いる。以下の指針を満たすために、入札制度はできるだけ簡潔かつ透明性の高いものとす

る一方で、手続の公正性が保証され、実行率・費用効果性・アクター多様性という相反す

る利害を調整する必要から、非常に包括的な範囲で規定を設ける方針が示されている。

表 4-24 ドイツ：2017 年改正法に基づく入札制度設計にあたっての基本指針

1. 再生可能エネルギー整備目標幅は、維持されるべきである。

再生可能エネルギー法で定めた目標幅（例：2025 年までに再生可能電力比率を 40～45％）を

超過することも下回ることもないようにすべきである。目標を超過する可能性は、入札量を正しく

規定することで排除できる。目標の未達は、入札システムでうまく実行されているプロジェクトがで

きるだけ多く実現されることで、回避されることになる。このため、入札制度が成功する鍵は、高い

実行率を成し遂げることである。

2. 全体として支援にかかるコストは可能な限り小限に抑えられるべきである。

再生可能エネルギーで発電された電力に支払われる報奨金は、設備稼働が採算をとるために

必要な額のみであるべきである。この目標を達成するためには、十分な競争状態が存在していな

ければならない。このため入札は、競争性が十分に高いものについてのみ行われる。

3. 入札によってすべてのアクターに対する公平な機会が可能になるべきである。

入札は、すべてのアクターに公正な機会を認めるものであるべきである。このことは、地域によ

る違い（例えば北部ドイツと南ドイツ）についても、中小アクター、市民エネルギー協同組合、又は

地域に組み込まれたプロジェクト開発者といったアクターグループによる違いについても言えるこ

とである。アクターの多様性は、維持されなければならない。

出所）連邦経済・エネルギー省, “EEG-Novelle 2016, Fortgeschriebenes Eckpunktepapier zum Vorschlag des

BMWi für das neue EEG”より作成

(2) 入札対象とするエネルギー源

2017 年以降は、一定規模以上の陸上風力、洋上風力、大型太陽光、バイオマス発電設備

が入札対象となり、1 年間に新設される再生可能エネルギー設備の発電量の約 80％が募集

113

される予定となっている。但し、行政コスト削減やアクター多様性の維持への貢献に配慮

して、設備容量 750kW 未満（バイオマス発電のみ 150kW 未満）の設備は入札対象から除外

され、固定価格買取（もしくは直接売電・市場プレミアム）での支援を引き続き受ける。

また、移行措置として、①2016 年末までに連邦イミシオン防止法に基づく環境影響評価の

認可を得て、2018 年末までに稼働開始した陸上風力発電設備、②2016 年末までに無条件の

系統連系許可か接続容量を得ており、かつ 2020 年末までに稼働開始した洋上風力発電設備

も、入札対象から除外される。

(3) 入札制度の詳細（エネルギー源共通の原則）

入札制度の制度設計は、エネルギー源別に特殊性を考慮して設計されるが、以下の点は

エネルギー源に共通した原則として適用される。

表 4-25 ドイツ：2017 年改正法に基づく入札制度の基本設計（エネルギー源共通）

入札の執行機関は連邦ネットワーク庁（以下、BNetzA）。

BNetzA は、陸上風力と太陽光については、それぞれ年間 3 回ないし 4 回の入札を行う。

各入札回では、封印入札方式で、一度限りの入札が行われる。

入札時に参加者は保証金を差し入れなければならない。

入札に掛けられるのは、スライド制の市場プレミアムで、いわゆる「基準価格（固定買取価格

に相当）」が入札に掛けられる。この価格は、電力の市場での売電価格と市場プレミアムの

合計である。

も低い入札価格から、入札に掛けられた設備容量に届くまで落札権が付与されていく。助

成額は、原則として、各入札価格に合わせられる（差別価格方式「pay-as-bid」）。

入札回ごとに上限価格が設定され、事前に公表される。

BNetzA は、通常 8 週間前に入札を予告し、入札価格を迅速に審査し、落札権を与える。

落札権は、原則的にプロジェクトに対して与えられる。陸上風力に関しては、落札権は他の

プロジェクトに譲渡できない。太陽光に関しては、一定の条件を満たせば譲渡が可能である

ものの、この譲渡によって価格が下がる。稼働開始時に、プロジェクトが入札時に申請された

立地で建設されていること、又は譲渡に関係する要件が維持されていることが証明されなけ

ればならない。

プロジェクトは、落札権付与後一定期間内に実行されなければならない。できるだけ高いプ

ロジェクト実行率を達成するために、実行されなかった場合には違約金を支払わなければな

らない。

出所）連邦経済・エネルギー省, “EEG-Novelle 2016, Fortgeschriebenes Eckpunktepapier zum Vorschlag des

BMWi für das neue EEG”より作成

114

(4) 入札制度の詳細及び施行状況（太陽光）

1) 対象設備要件、入札スケジュール

2017 年改正法に基づき、設備容量 750kW 以上の新規太陽光発電設備は、屋根設置型、地

上設置型を含めて入札制度の対象となった。但し、1 設備あたり 10MW の設備容量上限が

設定されている。

入札実施時期及び募集容量は、2017 年改正法第 28 条（2）において、毎年 2 月 1 日、6

月 1 日、10 月 1 日を募集締切として、200MW ずつ計 600MW の入札を行うことが規定され

ている。

但し、2018 年 6 月及び 10 月の募集容量は、第 28 条（2a）に基づき、別途実施している

デンマークとの共同入札、技術中立的な入札における地上設置型太陽光発電の落札容量に

基づき調整されることが規定されており、募集容量が 182.479MW に変更されている。

2) 入札参加要件

入札には、自然人、合名会社、合資会社や法人のいずれも参加可能となっている。

再生可能エネルギー法では、支援対象とする地上設置型太陽光発電に関する立地要件を

定めている（表 4-26）。入札者は、表 4-25 の立地条件を満たした上で、少なくとも当該地

上設置型設備の建設にかかる開発計画の策定を地方自治体が決議済みの具体的なプロジェ

クトで応札することが求められる。

表 4-26 ドイツ：支援対象とする地上設置型太陽光発電の立地要件（2017 年改正法）

開発計画の策定又は変更に関する決議の時点で既に舗装されていた土地

開発計画の策定又は変更に関する決議の時点で、商業目的、交通目的、住宅地、ある

いは軍事利用目的から転用された土地

当該地上設置設備が舗装道路の外端から計測して 110m 以下に建設されている場合、開

発計画の策定又は変更に関する決議の時点で、アウトバーン・線路に沿っている土地

連邦もしくは連邦不動産庁の所有下にあったか、或いは所有下にあり、開発計画の策

定又は変更に関する決議の時点で連邦不動産庁によって管理されていて、インターネ

ット上で太陽光発電用として公表されている土地

開発計画の策定又は変更に関する決議の時点で耕作地・緑地として利用されており、

かつ条件不利な土地に存在し、かつ上記の要件で挙げられた土地には含まれない土地


入札時には、第一次担保として 5 ユーロ/kW を現金もしくは銀行保証で差し入れることが

要件となるが、当該設備の建設目的で地方自治体による開発計画の公表決議や州政府機関

による建築許可を得ているプロジェクトは、この第一次担保の金額が半額となる。

ドイツの地上設置型太陽光発電プロジェクトに関する開発計画認可制度のフロー、そし

て入札への参加段階を整理すると、図 4-8 のとおりとなる。

115

図 4-8 ドイツ：地上設置型太陽光発電の開発計画認可制度のフロー

出所）都市再生特別地区の活用手法に関する調査研究会「都市再生特別地区の活用手法に関する調査海外

における関連諸制度の事例」（平成 15 年 3 月）をもとに作成

3) 落札後の導入担保手法

落札者は、第二次担保として、現金あるいは銀行保証形式で、落札者決定から 10 営業日

以内に落札容量 1kW あたり 50 ユーロを差し入れることが求められる。但し、第一次担保と

同様に、当該計画が更に進んでいる場合（公表決議・建築許可取得済み等）、この担保金

額は半額になる。落札者が遵守すべき事項および不遵守の場合の措置は、表 4-27のとおり。

116

表 4-27 ドイツ：太陽光発電入札の落札者が遵守すべき事項及び不遵守の場合の措置

落札者が落札後に遵守すべき事項不遵守の場合の措置

落札者決定から 10 営業日以内に第二次担保（50

ユーロ/kW）を差し入れ注 1

・落札権の失効、第一次担保（通常は 5 ユーロ/kW）の没収

入札者の落札権を第三者に譲渡する行為の禁止・譲渡した場合は落札権の失効、担保の没収

入札時に届出した土地区画における設備の設置・届出時の土地区画と異なる場合は、落札時に決定した支援価格

を 0.3 ユーロセント/kWh 引き下げ

落札者決定から 18 ヶ月以内の設備稼働開始・落札時に決定した支援価格を 0.3 ユーロセント/kWh 引き下げ

落札者決定から 24 ヶ月以内の設備稼働開始・落札権の失効、第二次担保（通常は 50 ユーロ/kW）注 1 の没収注 2

入札時の設備容量の変更の禁止・落札した設備容量の 5％以上を落札権の取り下げ等で失効した

場合に、第二次担保（通常は 50 ユーロ/kW）注 1 の没収

・落札した設備容量よりも設備容量が多い場合には、補助受給権

は落札容量までとし、残りの容量分は按分して直接販売

稼働開始後の発電量全量の系統供給・自家消費をしている設備は補助受給の請求権を失効

設備稼働後の電力供給及び設備の維持・連邦ネットワーク庁は、例えば以下のような場合に、補助受給権

を取り消すことが可能。

1. 稼働開始後初の 2 年以内に、当該設備から、系統に電力が

未供給、もしくは系統運用者に売電をしていない場合

2. 稼働開始後初の 1 年以内に、当該設備の大部分が解体され

た場合

注 1）当該設備の建設目的もあって決議された公表決議等を取得済みの場合は、第二次担保の金額を半額

（25 ユーロ/kW）に減額

注 2）落札者決定から 9 ヶ月経過する前に取り下げをした落札容量は、没収される第二次担保の額を半額

に減額


4) 入札結果

2017 年改正法の施行以前には、再生可能エネルギー法 2014 年改正法及び空地利用太陽光発

電設備入札令（Freiflächenausschreibungsverordnung – FFAV）に基づき、地上設置型太陽光発

電設備を対象とした入札が行われていた。6 回の結果は表 4-28 のとおりで、落札容量に対

する完工率が 95％を超える状況となっている。2019 年 1 月に実施した連邦ネットワーク庁

へのヒアリング調査では、これまでに支援対象となる 24 ヶ月の期限までに稼働できなかっ

たプロジェクトが 1 件あったが、その後に実現しなかったプロジェクトは現時点でないと

の回答であった。

117

表 4-28 ドイツ：2014 年改正法に基づく地上設置型太陽光発電の入札結果

根拠法令 FFAV FFAV FFAV FFAV FFAV FFAV

募集回第 1 回第 2 回第 3 回第 4 回第 5 回第 6 回

募集締切 2015/4/15 2015/8/1 2015/12/1 2016/4/1 2016/8/1 2016/12/1

募集容量 150MW 150MW 200MW 125MW 125MW 160.483MW

応札状況 170 件 136 件 127 件 108 件 62 件 76 件

715MW 558MW 562MW 540MW 311MW 423MW

落札状況 25 件 32 件 43 件 21 件 22 件 27 件

157MW 158MW 204MW 128MW 118MW 163MW

除外件数 37 件 15 件 13 件 16 件 9 件 5 件

144MW 33MW 33MW 57MW 46MW 19MW

平均落札価格

（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh） 9.17 ㌣ 8.49 ㌣ 8.00 ㌣ 7.41 ㌣ 7.25 ㌣ 6.90 ㌣

落札価格範囲


8.48 ㌣

～9.43 ㌣

8.49 ㌣

8.00 ㌣

6.94 ㌣

～7.68 ㌣

6.80 ㌣

～7.77 ㌣

6.26 ㌣

～7.17 ㌣

入札価格範囲


8.48 ㌣

～11.29 ㌣

1.00 ㌣

～10.98 ㌣

0.09 ㌣

～10.98 ㌣

6.94 ㌣

～10.97 ㌣

6.80 ㌣

～10.98 ㌣

6.26 ㌣

～8.45 ㌣

入札上限価格 11.29 ㌣ 11.18 ㌣ 11.09 ㌣ 11.09 ㌣ 11.09 ㌣ 11.09 ㌣

入札時点買取価格注 1 9.02 ㌣ 8.93 ㌣適用外適用外適用外適用外

落札価格決定方式差別価格均一価格均一価格差別価格差別価格差別価格

減額なしの稼働期限 2016/11/30 2017/2/28 2017/6/30 2017/10/31 2018/2/28 2018/6/30

稼働開始期限

（失効期限） 2017/5/6 2017/8/20 2017/12/18 2018/4/18 2018/8/12 2018/12/15

完工率注 2 99％ 90％ 92％ 100％ 96％ 73％

注 1）2015 年 8 月末までは、2014 年改正法の経過措置として従来制度に基づく固定価格も選択可能

注 2）2018 年 7 月末時点

出所）ドイツ連邦ネットワーク庁 Web 公表情報をもとに作成

https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Ausschre

ibungen/Solaranlagen/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html

2017 年改正法に根拠法が変わった 2017 年 2 月以降の入札結果は、表 4-29 のとおり。

落札価格については、2014 年改正法に基づく第 1 回入札から大幅に低下してきたが、2018

年 6 月実施の第 11 回入札以降は上昇傾向にある。2019 年 1 月に実施した業界団体（ドイツ

太陽産業連盟：BSW-Solar）に実施したヒアリングでは、第 10 回入札の落札価格が非常に

低かったこと、今後モジュール価格の大幅な低下が予測されないこと、入札者が戦略的に

行動したこと（入札者の学習効果）、利子率の上昇や太陽光発電以外の投資機会が出てき

たことを理由として挙げていた。

118

表 4-29 ドイツ：2017 年改正法に基づく太陽光発電の入札結果

根拠法令 EEG2017 EEG2017 EEG2017 EEG2017 EEG2017 EEG2017 EEG2017

募集回第 7 回第 8 回第 9 回第 10 回第 11 回第 12 回第 13 回

募集締切 2017/2/1 2017/6/1 2017/10/1 2018/2/1 2018/6/1 2018/10/1 2019/2/1

募集容量 200MW 200MW 200MW 200MW 182.479MW 182.479MW 175MW

応札状況 97 件 133 件 110 件 79 件 59 件 76 件 80 件

488MW 646MW 754MW 546MW 360MW 551MW 465MW

落札状況 38 件 32 件 20 件 24 件 28 件 37 件 24 件

200MW 201MW 222MW 201MW 183MW 192MW 178MW

除外件数 9 件 17 件 6 件 16 件 1 件 3 件 2 件

27MW 56MW 20MW 67MW 5.5MW 25MW 6.4MW

平均落札価格

（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh） 6.58 ㌣ 5.66 ㌣ 4.91 ㌣ 4.33 ㌣ 4.59 ㌣ 4.69 ㌣ 4.80 ㌣

落札価格範囲


6.00 ㌣

～6.75 ㌣

5.34 ㌣

～5.90 ㌣

4.29 ㌣

～5.06 ㌣

3.86 ㌣

～4.59 ㌣

3.89 ㌣

～4.96 ㌣

3.86 ㌣

～5.15 ㌣

4.11 ㌣

～5.18 ㌣

入札価格範囲


6.00 ㌣

～8.86 ㌣

5.34 ㌣

～65.4 ㌣

4.29 ㌣

～7.20 ㌣

3.86 ㌣

～5.74 ㌣

3.89 ㌣

～6.26 ㌣

3.86 ㌣

～8.73 ㌣

4.11 ㌣

～8.67 ㌣

入札上限価格 8.91 ㌣ 8.91 ㌣ 8.84 ㌣ 8.84 ㌣ 8.84 ㌣ 8.84 ㌣ 8.91 ㌣

落札価格決定方式差別価格差別価格差別価格差別価格差別価格差別価格差別価格

減額なしの稼働期限 2018/8/31 2019/1/31 2019/4/30 2019/8/31 2019/12/31 2020/4/27 2020/8/31

稼働開始期限

（失効期限） 2019/2/15 2019/6/21 2019/10/23 2020/2/27 2020/6/20 2020/10/26 2021/2/22

完工率注 76％ 26％ 18％

注）2018 年 7 月末時点

出所）ドイツ連邦ネットワーク庁ウェブサイト公表情報をもとに作成


ibungen/Solaranlagen/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html

119

(5) 入札制度の詳細及び施行状況（陸上風力）

1) 対象設備要件、入札スケジュール

2017 年改正法に基づき、設備容量 750kW 以上の新規陸上風力発電設備は、研究目的の設

備を除いて入札制度の対象となった。但し、移行措置として、2016 年末までに連邦イミシ

オン防止法に基づく環境影響評価の認可を得て、2018 年末までに稼働開始した陸上風力発

電設備については、従来どおりの支援を受けることができる。

入札実施時期及び募集容量は、2017 年改正法第 28 条（1）において、2017 年は年 3 回（5

月、8 月、11 月）に分けて計 2,800MW、2018 年は年 4 回（2 月、5 月、8 月、11 月）にわ

けて計 2,800MW の入札を行うことが規定されている。


陸上風力発電設備は、原則として連邦イミシオン防止法に基づく環境影響評価の認可を

得ているプロジェクトであることが参加要件となる。なお、2017 年に実施された 3 回の入

札では、応札者が法令で定められた「市民エネルギー法人」の要件を満たしている場合に、

認可を得る前に入札に参加することが認められていた。

表 4-30 ドイツ：陸上風力入札制度での市民エネルギー法人への優遇措置

優遇される

応札者の要件

a)この法人が入札を届け出た時点で市民エネルギー法人であり、

b)この法人も、議決権を有する構成員のいずれも、入札の 12 ヶ月前から、法人自

体・構成員自身が、又は他の法人の議決権のある構成員として、陸上風力発電

設備の落札権を得ていることがなく、かつ

c)法人が陸上風力発電設備が建設される予定の土地の所有者であるか、この土地

の所有者の賛同を得て入札に参加している

入札可能な

設備容量

・18MW 以下の大 6 基までの陸上風力発電設備

優遇内容・連邦イミシオン防止法に基づく環境影響評価の認可を得る前に入札に参加可能

（2017 年に実施の第 1 回～第 3 回入札のみ。以降は撤廃。）

・入札時の保証金額を 30 ユーロ/kW から 15 ユーロ/kW に減額（環境影響評価の承

認を得てから 2 ヶ月以内に 15 ユーロ/kW の二次保証金を納付）

・あわせて落札から稼働までの実施期限が、通常は 30 ヶ月のところ 54 ヶ月に延長

・当該入札回の高落札額を買取価格に適用


こうした優遇措置を設けた結果、2017 年 5 月、8 月にそれぞれ募集が締め切られた第 1

回、第 2 回の入札では、表 4-30 の優遇を受ける対象となる「市民エネルギー法人」が、ほ

ぼ独占的に落札する結果となった（表 4-31 参照）。そのため、制度改正の検討が進められ、

2018 年 2 月に募集が締め切られた第 4 回、第 5 回入札は暫定的に、その後の第 6 回以降は

法改正により市民エネルギー法人についても連邦イミシオン防止法に基づく環境影響評価

の認可を得ていることが入札参加要件に加えられた。

120

入札保証金の額は、太陽光発電の入札と比較して低い 30 ユーロ/kW となっている。この

理由として、陸上風力発電の場合は、原則として計画認可を得ているプロジェクトを対象

としたいわゆる「後期入札」で行われ、入札時点でのプロジェクト実行可能性が高いこと

が挙げられる。支払われなければならない保証金は、太陽光発電の入札と異なり、第一次

保証金のみとなっている。

3) 落札者決定方法

入札価格は、基準立地における基準発電量モデルに基づく「基準価格」に対してつけら

れる。基準立地における基準発電量は、効率性に優れた設備の建設を今までより促すため

に、今後は地上 100 m の高さで風速 6.45 m/s を基準とする。設備運営者は、入札の際、上記

のモデルに基づき、100% 立地を基準にした価格で入札する。

風況係数 70％ 80％ 90％ 100％ 110％ 120％ 130％ 140％ 150％

補正係数 1.29 1.16 1.07 1.00 0.94 0.89 0.85 0.81 0.79

7.74 6.96 6.42 6.00 5.64 5.34 5.10 4.86 4.74

8.06 7.25 6.69 6.25 5.88 5.56 5.31 5.06 4.94

評価価格 8.39 7.54 6.96 6.50 6.11 5.79 5.53 5.27 5.14

（㌣/kWh） 8.71 7.83 7.22 6.75 6.35 6.01 5.74 5.47 5.33

9.03 8.12 7.49 7.00 6.58 6.23 5.95 5.67 5.53

図 4-9 ドイツ：陸上風力発電入札における基準価格決定の補正係数

出所）再生可能エネルギー法 2017 年改正法第 36h 条をもとに作成

予測される設備の実際の基準発電量は、法令で定められた補正係数を用いて、基準立地

における基準発電量に換算されて、落札プロジェクトの評価が行われる。こうした評価を

行うことにより、風況条件の異なるドイツ国内全体で比較が行える競争条件が作られ、同

時に効率性に優れた設備を建設するインセンティブが設けられる。落札権を付与されたプ

ロジェクトは、基準立地に換算した支援価格ではなく、当該設備の予測発電量に換算した

価格にて、20 年間にわたり支援を受ける。但し、助成額をより適切に実際の設備発電量に

基準発電量モデル 100％立地の入札

121

合わせるために、基準発電量は設備稼働から 5 年後、10 年後、15 年後に再検査される。

また、南北基幹送電線を中心とした系統拡充の遅れを受けて、北部州における系統混雑

を緩和する目的に、2013～15 年の間の同地域での導入設備容量（3 年間平均）の 58％を年

間導入量の上限として設定した上で、2020 年までは落札プロジェクトを決定する規定が設

けられた。連邦ネットワーク庁が国土の 20％を上限として対象エリアを設定することにな

っており、ニーダーザクセン州、ブレーメン、シュレースヴィヒホルスタイン州、ハンブ

ルク、メクレンブルク=フォアポンメルン州を対象エリアに選定している（図 4-10）。

図 4-10 ドイツ：陸上風力発電入札における導入量制限設定地域

出所）再生可能エネルギー法 2017 年改正法第 36h 条をもとに作成

導入量制限地域に立地するプロジェクトは、年間 902MW の上限が設定され、上限を超過

した場合には当該地域に立地する電源は、低い入札価格を提示しても落札できないように

なる。この指定地域と上限容量の規定は、2019 年 7 月 31 日までに評価を行うことが法令で

規定されており、変更を行う場合には 2020 年 1 月 1 日から施行する。その後も、2 年ごと

に評価を行うことが法令で定められている。


落札者、落札権が付与されてから 24 ヶ月以内に建設することが求められる。24 ヶ月経過

後、落札容量の 5％以上の建設遅延が生じた場合には、26 ヶ月までは 10 ユーロ/kW、27～

28 ヶ月までは 20 ユーロ/kW、29～30 ヶ月までは 30 ユーロ/kW が罰則として課される。落

122

札権は 30 ヶ月後に喪失するが、この期限は、プロジェクトの計画認可に関して訴えられた

場合には、一度限り延長することができる。但し、30 カ月から支援開始とみなされ、実質

的な支援期間が短縮することとなる。

5) 入札結果

2017 年 5 月、8 月にそれぞれ募集が締め切られた第 1 回、第 2 回の入札では、表 4-30 の

優遇対象である「市民エネルギー法人」が、ほぼ独占的に落札する結果となった（表 4-31）。

第 4 回以降の入札では、優遇措置が改正されたため、市民エネルギー法人による落札率が

低下している。2018 年 8 月締切の第 5 回入札以降は、募集容量に対して応札容量が満たな

い状況が続いている。この背景には、入札へ移行する前の移行期間に駆け込みでの開発が

多かったため、入札制度に移行後、入札制度の参加要件を満たした環境影響評価の認可を

得ているプロジェクトが少なかったことが挙げられる。

表 4-31 ドイツ：陸上風力入札制度の結果（～2019 年 2 月）

第 1 回第 2 回第 3 回第 4 回

募集締切 2017 年

5 月 1 日

2017 年

8 月 1 日

2017 年

11 月 1 日

2018 年

2 月 1 日

募集容量 800MW 1,000MW 1,000MW 700MW

応札状況 256 件 281 件 210 件 132 件

2,137MW 2,927MW 2,591MW 989MW

うち市民エネルギー法人 169 件 217 件 171 件 22 件

1,523MW 2,461MW 2,307MW 194MW

落札状況 70 件 67 件 61 件 83 件

807MW 1,013MW 1,000MW 709MW


776MW

（96.2％）

958MW

（94.6％）

993MW

（99.3％）

155MW

（21.9％）

除外件数 12 件 14 件 15 件 2 件

60MW 103MW 172MW 16MW

平均落札価格（㌣/kWh） 5.71 ㌣ 4.28 ㌣ 3.82 ㌣ 4.73 ㌣

落札価格範囲（㌣/kWh） 4.20 ㌣ 3.50 ㌣ 2.20 ㌣ 3.80 ㌣

～5.78 ㌣～4.29 ㌣～3.82 ㌣～5.28 ㌣

実際の適用価格 5.25 ㌣ 4.16 ㌣ 3.80 ㌣ 3.80 ㌣

～5.78 ㌣～4.29 ㌣ 3.82 ㌣～5.28 ㌣

入札価格範囲（㌣/kWh） 4.20 ㌣ 3.50 ㌣ 2.20 ㌣ 3.80 ㌣

～7.00 ㌣～6.45 ㌣～6.66 ㌣～6.28 ㌣

入札上限価格（㌣/kWh） 7.00 ㌣ 7.00 ㌣ 7.00 ㌣ 6.30 ㌣

減額なしの稼働開始期限注 2019 年

5 月 26 日

2019 年

8 月 22 日

2019 年

11 月 29 日

2020 年

2 月 27 日

稼働開始期限（失効期限）注 2019 年

11 月 26 日

2020 年

2 月 22 日

2020 年

5 月 29 日

2020 年

8 月 27 日

123

第 5 回第 6 回第 7 回第 8 回

募集締切 2018 年

5 月 1 日

2018 年

8 月 1 日

2018 年

10 月 1 日

2019 年

2 月 1 日

募集容量 670.161MW 670.161MW 670.161MW 700MW

応札状況 111 件 91 件 62 件 72 件

604MW 709MW 396MW 499MW


113MW 43MW 58MW 92MW

落札状況 111 件 86 件 57 件 67 件

604MW 666MW 363MW 476MW


113MW

（18.7％）

43MW

（6.5％）

58MW

（16.0％）

92MW

除外件数 0 件 5 件 5 件 5 件

0MW 42MW 32MW 23MW

平均落札価格（㌣/kWh） 5.73 ㌣ 6.16 ㌣ 6.26 ㌣ 6.11 ㌣

落札価格範囲（㌣/kWh） 4.65 ㌣ 4.00 ㌣ 5.00 ㌣ 5.24 ㌣

～6.28 ㌣～6.30 ㌣～6.30 ㌣～6.20 ㌣

実際の適用価格 4.65 ㌣ 5.30 ㌣ 6.12 ㌣ 5.24 ㌣

～6.28 ㌣～6.30 ㌣～6.30 ㌣～6.20 ㌣

入札価格範囲（㌣/kWh） 4.30 ㌣ 4.00 ㌣ 5.00 ㌣ 5.24 ㌣

～6.28 ㌣～6.30 ㌣～6.30 ㌣～6.20 ㌣

入札上限価格（㌣/kWh） 6.30 ㌣ 6.30 ㌣ 6.30 ㌣ 6.20 ㌣

減額なしの稼働開始期限 2020 年

2 月 27 日

2020 年

8 月 24 日

2020 年

10 月 26 日

2021 年

2 月 22 日

稼働開始期限（失効期限） 2020 年

11 月 24 日

2021 年

2 月 24 日

2021 年

4 月 26 日

2021 年

8 月 23 日

注）落札者が市民エネルギー法人の場合には、24 ヶ月延長

出所）ドイツ連邦ネットワーク庁ウェブサイト、


ibungen/Wind_Onshore/BeendeteAusschreibungen/BeendeteAusschreibungen_node.html、2019 年 3 月 1 日

取得より作成

124

(6) 入札制度の詳細及び施行状況（洋上風力）

1) 対象設備要件、入札実施スケジュール

洋上風力発電については、2016 年末までに無条件の系統連系許可か接続容量を得ており、

かつ 2020 年末までに稼働開始した洋上風力発電設備については、2014 年改正法で定められ

た固定価格買取の支援体系が維持され、入札対象から除外される。2021 年以降に稼働開始

する洋上風力発電設備は、入札制度に移行する。根拠法は、2017 年 1 月施行の洋上風力エ

ネルギー法（Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See：WindSeeG）とな

る。

入札募集容量の設定にあたっては、再生可能エネルギー法 2014 年改正法で規定されてい

た、洋上風力発電の設備容量を 2020 年までに 6.5 GW、2030 年までに 15 GW にするという

目標がベースとなる。

洋上風力エネルギー法では、2017 年までに計画認可を得ている既存設備向けの入札（「過

渡期入札」）として、2017 年 4 月に 1,550MW、2018 年 4 月に 1,550MW の入札を行うこと

が規定されている。この 3,100MW 分は、稼働年別の導入容量が定められており、2021～22

年が 500MW/年、2023～25 年が 700MW/年となっている。但し、2021 年稼働設備について

は、送電網の混雑解消を目的として、バルト海の洋上風力発電設備のみを対象に入札を行

う。

2021 年以降は、毎年 9 月に 700～900MW の入札を行うことが洋上風力エネルギー法で規

定されている。2021 年以降の入札は、ドイツ連邦海事水路庁（BSH）が入札前にサイトの

事前の基礎調査等を行い、事前調査の結果を受けた洋上サイトを対象として入札を行う「セ

ントラル方式」の入札に移行する。


2017 年、2018 年に実施された既存設備向けの「過渡期入札」では、表 4-32 のとおり、

入札参加の要件が設定されている。

表 4-32 ドイツ：洋上風力入札制度の参加要件（2017 年、2018 年入札）

参加資格を

有する既存

設備

・2016 年 7 月末までに、洋上設備令第 5 条/第 17 条に従い、排他的経済水域で

承認された計画や、連邦イミシオン防止法に従った領海における承認を受けた

計画

・排他的経済水域の事業の場合、以下のいずれかの地域で計画されたもの

a) 連邦水利・水運管理局の北海のドイツの排他的経済水域の 2013 年度およ

び 2014 年度洋上連邦セクター別計画のクラスター1～8 のうちの 1 つにある

北海

b) 連邦水利・水運管理局のバルト海のドイツ排他的経済水域の2013年度洋上

連邦セクター別計画のクラスター1～3 のうちの 1 つにあるバルト海

【根拠】洋上風力エネルギー法第 26 条

参加者要件・上記の参加資格を有する既存設備の所有者である自然人、法的能力のある共

同経営会社、法人

【根拠】洋上風力エネルギー法第 30 条

125

応札要件・当該事業が計画承認を受けていること、または現行の行政手続の結果として事

業が承認されやすいという計画承認所管機関による評価を得ていること

・系統連系に関するコミットメントを得ていること

・入札容量 1kW あたり 100 ユーロの担保差し入れ

【根拠】洋上風力エネルギー法第 32 条、第 33 条

出所）洋上風力エネルギー法をもとに作成

2021 年以降に実施の「セントラル方式」による入札の参加要件の詳細は、2019 年 2 月時

点で不明であるが、応札時の担保は入札容量 1kW あたり 200 ユーロに増額することが規定

されている。


落札者は、洋上風力エネルギー法第 59 条第 2 項で定められた各種の履行期限を超過した

場合、表 4-33 のとおり、送電系統運用者への違約金の支払いが求められる。

表 4-33 ドイツ：洋上風力入札制度における履行期限の不履行時の違約金

該当する履行期限（第 59 条）不履行時の違約金額

（2）1. 必要な計画文書の提出入札時の保証金全額相当

（2）2. 完工期限の 24 ヶ月前までのエビ

デンス提出

入札時の保証金全額の 30％相当

（2）3. 工事が完工日の 3 ヶ月前までに

開始したエビデンス提出

入札時の保証金全額の 70％相当

（2）4. 技術的運転即応性を完工日から

6 ヶ月以内に達成

毎月、保証金残高の 12 分の 1 ずつ

（2）5. 技術的運転即応性を完工日から

18 ヶ月以内に達成

保証金残高合計に、落札容量に対して運転準備が整っ

ていない設備容量の比率を乗じた額

出所）洋上風力エネルギー法をもとに作成

落札者が表 4-33 の（2）1、2、5 の期限を順守しない場合、ドイツ連邦ネットワーク庁は

落札を無効とする。但し、①洋上風力エネルギー設備の建設に関して、下請先を含む事業

者が契約したすべての自然人の過失は事業者に帰するので、落札者は自らの過失はないが、

当該期日を遵守できなかった、もしくは②個別のケースの状況を考慮すると、障害が取り

除かれれば、落札案件は高い確率で、洋上風力エネルギー設備を経済的かつ技術的に遅滞

なく建設できると考えられる、のどちらかに該当する場合は不可抗力として落札は無効と

されない。

4) 入札結果

2017 年、2018 年に実施された洋上風力発電の入札結果は表 4-34 のとおり。

126

表 4-34 ドイツ：2017 年改正法に基づく洋上風力発電の入札結果

2017 年入札（2017 年 4 月締切） ※入札上限価格 12.0 ㌣/kWh

募集容量落札容量加重平均落札価格落札プロジェクト落札価格落札容量

1,550MW 1,490MW 0.44 ㌣/kWh Gode Wind Ⅲ 6.00 ㌣ 110MW

Borkum Riffgrund West Ⅱ 市場価格 240MW

OWP West 市場価格 240MW

He Dreiht 市場価格 900MW

2018 年入札（2018 年 4 月締切） ※入札上限価格 10.0 ㌣/kWh

募集容量落札容量加重平均落札価格落札プロジェクト落札価格落札容量

1,610MW 1,610MW 4.66 ㌣/kWh Baltic Eagle 6.46 ㌣ 476MW

Wikinger Sud 市場価格 10MW

Arcadis Ost 1 n/a n/a

Gode Wind Ⅳ 9.83 ㌣ 131.75MW

Borkum Riffgrund West Ⅰ 市場価格 420MW

Kaskasi n/a 325MW


(7) 入札制度の詳細及び施行状況（バイオマス）

1) 対象設備要件、入札実施スケジュール

バイオマス発電に関しては毎年 9 月 1 日付で、新規・既存設備に対し入札を実施する。

入札容量は、2017 年から 2019 年までは 150MW、2020 年から 2022 年までは 200MW となっ

ており、2023 年以降は、ドイツ連邦政府が適宜入札容量案を策定する。


2017 年に実施された新規・既存設備向け入札では、表 4-35 のとおり、入札参加の要件が

設定されている。

表 4-35 ドイツ：バイオマス入札制度の参加要件（2017 年入札）

新設設備

参加資格を

有する設備

・定格容量 150kW～20MW の新設設備

・必要とされる許認可を入札の 3 週間前までに取得していること。

入札方法 Pay-as-bid 方式

支援期間 20 年間

応札上限価格 14.88 ㌣/kWh (2017 年)

2018 年 1 月 1 日から年 1％逓減。

127

支援対象以下の定格容量を超えた部分については、FIT が削減され、市場価格となる。

バイオガス：落札容量の 50％

固形バイオマス：落札容量の 80％

入札保証 60 ユーロ/kW

運転開始期限・落札公示から 24 カ月以内に運転を開始しない場合、落札権失効

・以下の場合、申請により運転開始期限の延長（長 24 カ月）が可能。

1. 取得済の建設許認可に関し、第三者により訴訟が提起された。

2. 第 1 項の訴訟に関する即時執行が監督当局または裁判所より課された。

落札後の変更落札権の譲渡は不可。

バイオガスの

特別条項

・バイオガス製造時の穀粒・トウモロコシの割合

2017～18 年バイオマスの重量の 50％以下

2019～20 年バイオマス重量の 47％以下

2021～22 年バイオマス重量の 44％以下

・嫌気性発酵バイオマス設備の適用価格

1. 500kW 以下 14.88 ㌣/kWh

2. 20MW 以下 13.05

既存設備

参加資格を

有する設備

・2017 年 1 月 1 日よりも前に運転を開始したバイオマス専焼設備

・入札時に Renewable Energy Sources Act のもと、8 年間以上の支援期間が残

っていること

・定格容量 20MW 以下

入札方法 Uniform-pricing 方式

支援期間 10 年間

応札上限価格・16.90 ㌣/kWh (2017 年)

・2018 年 1 月 1 日から年 1％逓減。

但し、落札価格によらず、Renewable Energy Sources Act のもとの当該設備の

発電量に適用される平均的水準の価格（直近 3 年間の平均）を超えないものと

する。

運転開始期限・落札公示から 6 か月以内に環境監査法人による認証を系統運用者に提出し

ない場合、落札権失効。



バイオマスの入札保証は、60 ユーロ/kW となっている。

落札公示から 24 ヶ月以内に運転を開始しない場合、落札権失効となるが、下記の場合、

申請により運転開始期限の延長（長 24 ヶ月）が可能である。

取得済の建設許認可に関し、第三者により訴訟が提起された。

前項の訴訟に関する即時執行が監督当局または裁判所より課された。

4) 入札結果

バイオマス発電の入札結果は表 4-36 のとおり。

128

2017 年の入札は、応札容量が募集容量を下回ったため、応札件数 33 件のうち、必要な情

報提供がなされなかった 13MW 相当の 9 件の案件を除いた 24 件すべてが落札となった。落

札容量の 22％は新設、残りの 78％は既設であった。既存設備の 150kW に関しては、価格は

応札上限価格と同額となった。また、2017 年よりも前に許認可を取得していた 4 件が参加

要件を満たしていなかったが、これらの設備は EEG2017 の移行措置のもと、2018 年末まで

法的に定められた資金供与を受ける権利を有している。本ラウンドで使用されなかった容

量は、次回に繰り越しとなる。

2018 年の入札結果も、応札容量が募集容量を大幅に下回り、落札対象から外れた 6 件

12.4MW を除いた 79 件が落札となった。今回も既設の 150kW は、応札上限価格に近い落札

価格となった。

表 4-36 ドイツ：2017 年改正法に基づくバイオマス発電の入札結果

2017 年入札（2017 年 9 月実施）

募集容量応札件数応札容量落札件数落札容量加重平均落札価格

122.4MW 33 件 40.9MW 24 件 27.6MW 14.30 ㌣/kWh

新設 10 件 13.5MW 4 件 6.1MW 14.81 ㌣/kWh

既設150kW以下 3 件 0.2MW 3 件 0.2MW 16.90 ㌣/kWh

既設 150ｋW 超 20 件 27.1MW 17 件 21.2MW 14.13 ㌣/kWh

2018 年入札（2018 年 9 月実施）

募集容量応札件数応札容量落札件数落札容量加重平均落札価格

225.8MW 85 件 89.0MW 79 件 76.5MW 14.71 ㌣/kWh

新設 14 件 29.8MW 13 件 29.5MW 14.72 ㌣/kWh

既設150kW以下 15 件 1.4MW 15 件 1.4MW 16.73 ㌣/kWh

既設 150ｋW 超 56 件 57.7MW 51 件 45.7MW 14.68 ㌣/kWh


129

4.3.3 固定価格買取制度の施行状況

ドイツでは、2000 年 4 月の再生可能エネルギー法の施行以来、順調に再生可能電力の導

入拡大が進んでいる。以下では、制度が施行された 2000 年 4 月以降の再生可能エネルギー

法に基づく固定価格買取制度の施行状況をとりまとめる。

(1) 再生可能エネルギー発電設備の設備容量

ドイツ国内における再生可能エネルギー発電設備の設備容量の推移は表 4-37 のとおり。

下記のエネルギー源のうち、大規模水力発電設備や廃棄物焼却発電のバイオマス分は、

再生可能エネルギーとしてはカウントされるが、再生可能エネルギー法に基づく固定価格

買取制度の対象とはなっていない。

表 4-37 ドイツ：再生可能エネルギー発電設備の設備容量推移

単位：MW エネルギー源 2000 年 2001 年 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年

水力 4,831 4,831 4,937 4,953 5,186 5,210

陸上風力 6,097 8,738 11,976 14,381 16,419 18,248

洋上風力 0 0 0 0 0 0

バイオマス（廃棄物含む） 703 827 1,030 1,428 1,687 2,352

太陽光 114 176 296 435 1,105 2,056

地熱 0 0 0 0 0 0.2

合計 11,745 14,572 18,239 21,197 24,397 27,866

エネルギー源 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年 2011 年

水力 5,193 5,137 5,164 5,340 5,407 5,625

陸上風力 20,474 22,116 22,794 25,697 26,823 28,524

洋上風力 0 0 0 35 80 188

バイオマス（廃棄物含む） 3,010 3,392 3,687 4,873 5,460 6,419

太陽光 2,899 4,170 6,120 10,566 18,006 25,916

地熱 0.2 3 3 8 8 8

合計 31,576 34,818 37,768 46,519 55,784 66,680

エネルギー源 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年

水力 5,607 5,590 5,580 5,589 5,598 5,605

陸上風力 30,711 32,969 37,620 41,297 45,455 50,466

洋上風力 268 508 994 3,283 4,132 5,407

バイオマス（廃棄物含む） 6,753 7,036 7,260 7,467 7,667 7,987

太陽光 34,077 36,710 37,900 39,224 40,716 42,376

地熱 19 30 33 34 39 39

合計 77,435 82,843 89,387 96,894 103,607 111,880

出所）連邦経済・エネルギー省, “Zahlen und Fakten Energiedaten, Nationale und Internationale Entwicklung”（2018

年 8 月公表版）をもとに作成

130

再生可能エネルギー法に基づく固定価格買取制度の対象設備の推移は、下表の通り。風

力発電や太陽光発電の設備容量が、再生可能エネルギー法が施行した 2000 年以降、急増し

ている。

表 4-38 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく発電設備の設備容量推移

単位：MW エネルギー源 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年

水力 1,027 1,049 1,103 1,156 1,211 1,260 1,270 1,316

陸上風力 11,581 14,381 16,419 18,248 20,474 22,116 22,794 25,697

洋上風力 0 0 0 0 0 0 0 35

バイオマス 634 903 1,292 1,850 2,639 3,290 3,836 4,293

ガス（埋立、下水、鉱山） 406 502 589 613 632 647 638 625

太陽光 296 435 1,105 2,056 2,899 4,170 6,120 10,566

地熱 0 0 0 0.2 0.2 3 3 8

合計 13,944 17,270 20,508 23,923 27,855 31,486 34,661 42,540

エネルギー源 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年

水力 1,372 1,389 1,417 1,529 1,541 1,576 1,580 1,586

陸上風力 26,823 28,524 30,711 32,969 37,620 41,297 45,283 50,291

洋上風力 80 188 268 508 994 3,283 4,152 5,427

バイオマス 4,711 5,577 5,905 6,582 6,799 7,034 7,259 7,568

ガス（埋立、下水、鉱山） 609 559 552 511 515 501 497 506

太陽光 18,006 25,916 34,077 36,710 37,900 39,224 40,679 42,339

地熱 8 8 19 30 33 34 38 38

合計 51,609 62,161 72,949 78,839 85,402 92,949 99,487 107,756

出所）ドイツ連邦ネットワーク庁, “EEG in Zahlen 2017”xxをもとに作成

(2) 再生可能エネルギー法に基づく支援対象電力量

電力消費量に占める再生可能エネルギー法の買取対象となる適格電力量は、制度施行の

2000年時点では 10,391GWh（電力供給量の 3.01％相当）であったが、2017年には 187,448GWh

まで拡大している。ドイツの 4 送電系統運用者による予測では、2019 年に買取電力量は

217,003GWh まで拡大するとしている。

エネルギー源別の傾向を見ると、2000 年時点では風力発電電力量が全体の約 55％を占め

ていたが、バイオマスや太陽光発電も順調に増加している。2000 年には 8.5 ユーロセント

だった平均買取価格が、バイオマス・太陽光発電などの買取価格の高いエネルギー源の導

入促進により逓増する傾向にある。再生可能エネルギー法に基づく買取対象となる適格電

力量のこれまでの推移は、表 4-39 のとおり。

xx ドイツ連邦ネットワーク庁ウェブサイト、

https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEner

gien/ZahlenDatenInformationen/zahlenunddaten-node.html（2019 年 3 月 1 日取得）

131

表 4-39 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく適格電力発電量

エネルギー源 2000 年注 1 2001 年 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年

水力注 2 4,114 6,088 6,579 5,908 4,616 4,953

バイオマス 586 1,472 2,442 3,484 5,241 7,367

地熱 0 0 0 0 0.2 0.2

陸上風力 5,662 10,509 15,786 18,713 25,509 27,229

太陽光 29 76 162 313 557 1,282

埋立ｶﾞｽ、下水ｶﾞｽ、鉱山ｶﾞｽ n/a n/a n/a n/a 2,589 3,136

適格買取電力量（GWh） 10,391 18,145 24,970 28,417 38,511 43,967

電力買取額合計（百万€） 883 1,577 2,226 2,604 3,612 4,498

平均買取単価（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh） 8.50 8.69 8.91 9.16 9.29 10.00

エネルギー源 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年 2011 年

水力注 4,924 5,547 4,982 4,877 5,665 4,843

バイオマス 10,902 15,924 18,947 22,798 25,155 27,977

地熱 0.4 0.4 18 19 28 19

陸上風力 30,710 39,713 40,574 38,542 37,619 48,315

洋上風力 0 0 0 38 174 568

太陽光 2,220 3,075 4,420 6,578 11,683 19,340

埋立ｶﾞｽ、下水ｶﾞｽ、鉱山ｶﾞｽ 2,789 2,751 2,208 2,020 1,963 1,815

適格買取電力量（GWh） 51,545 67,010 71,148 74,871 82,285 102,877

電力買取額合計（百万€） 5,810 7,879 9,016 10,780 13,182 16,763

平均買取単価（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh） 10.86 11.36 12.25 13.95 15.53 15.87

エネルギー源 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年

水力注 5,417 6,265 5,646 5,347 5,949 5,777

バイオマス 34,320 36,258 38,313 40,628 41,016 41,056

地熱 25 80 98 133 175 163

陸上風力 49,949 50,803 55,908 70,922 66,324 86,293

洋上風力 722 905 1,449 8,162 12,092 17,414

太陽光 25,394 28,785 33,002 35,212 34,490 35,428

埋立ｶﾞｽ、下水ｶﾞｽ、鉱山ｶﾞｽ 1,769 1,776 1,646 1,438 1,434 1,319

適格買取電力量（GWh） 117,596 124,872 136,062 161,842 161,479 187,448

電力買取額合計（百万€） 19,118 19,641 21,394 24,248 24,346 26,033

平均買取単価（ﾕｰﾛｾﾝﾄ/kWh） n/a n/a n/a n/a n/a n/a *2012 年以降、直接販売・市場プレミアムオプションを選択している設備については、電力買取総額合

計にプレミアム分のみを含む注 1）2000 年の値は買取対象となる 4 月～12 月間の合計、注 2）2003 年までは埋立ガス、下水ガス、鉱山ガスからの買取電力量を含む

出所）ドイツ連邦ネットワーク庁, “EEG in Zahlen 2017”をもとに作成

132

(3) 再生可能エネルギー法に基づく国民負担の動向

再生可能エネルギー法に基づく電力買取に係る費用は、終的に需要家によって負担さ

れている。固定価格買取制度に伴う買取費用から、電力価値分を除いた「差額費用」の推

移は表 4-40 のとおり。当初は、陸上風力発電の費用が 80％程度を占めていたが、買取価格

が相対的に高いバイオマス、太陽光からの買取電力量の増加に伴い、差額費用も増加して

いった。

表 4-40 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく買取総額（電力価値分を除く）の推移

単位：100 万ユーロエネルギー源 2000 年 2001 年 2002 年 2003 年 2004 年

水力注 213 295 329 253 195 バイオマス 75 105 177 224 347

地熱 0 0 0 0 0 陸上風力 397 703 1,080 1,144 1,520 太陽光 14 37 78 144 266

埋立ｶﾞｽ、下水ｶﾞｽ、鉱山ｶﾞｽ n/a n/a n/a n/a 102 総額 667 1,139 1,664 1,765 2,430

エネルギー源 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年水力 193 168 121 81 25

バイオマス 540 896 1,307 1,565 1,991 地熱 0 0 0 2 2

陸上風力 1,518 1,529 1,428 1,186 608 洋上風力 0 0 0 0 3 太陽光 636 1,090 1,436 1,960 2,676

埋立ｶﾞｽ、下水ｶﾞｽ、鉱山ｶﾞｽ 111 84 46 25 -4 総額 2,997 3,765 4,338 4,818 5,302

エネルギー源 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年水力 192 263 223 304 301

バイオマス 3,000 3,522 4,576 5,183 5,674 地熱 4 3 4 16 20

陸上風力 1,647 2,145 2,948 3179 3,668 洋上風力 19 57 92 122 208 太陽光 4,465 6,638 7,948 8,293 9,165

埋立ｶﾞｽ、下水ｶﾞｽ、鉱山ｶﾞｽ 55 95 53 58 54 その他コスト 145 55 212 268 206

総額 9,527 12,777 16,055 17,423 19,295

エネルギー源 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年（予測）水力 294 352 319 310

バイオマス 6,094 6,290 6,073 6,418 地熱 25 37 33 42

陸上風力 4,645 4,314 5,206 5,714 洋上風力 1,262 1,947 2,770 3,643 太陽光 9,556 9,282 9,060 9,497

埋立ｶﾞｽ、下水ｶﾞｽ、鉱山ｶﾞｽ 46 51 40 45 その他コスト -10 -66 -131 -102

総額 21,912 22,207 23,369 25,566 注）2003 年までは埋立ガス、下水ガス、鉱山ガスからの買取電力量分を含む

出所）連邦経済・エネルギー省, “EEG in Zahlen: Vergütungen, Differenzkosten und EEG-Umlage 2000 bis 2019

(Stand: 15. Oktober 2018)”Tab.4 をもとに作成

133

ドイツでは、電力自由化の開始時期（1999 年）に料金水準が低下したが、2000 年を境に

増加傾向にある。この電気料金増加の背景には、燃料費の高騰による卸電力相場の価格上

昇や電力税（環境税）の導入があるが、再生可能エネルギー発電やコジェネからの固定価

格買取に伴う費用負担額の増加も一因として挙げられる。

ドイツの標準家庭電力需要家（年間需要 3,500kWh）は、再生可能エネルギー法の買取費

用のために 2019 年に 1 ヶ月あたりの電気料金のうち 18.7 ユーロ、年間で 224 ユーロを支払

っている計算となる。

1998 年以降の家庭電気料金の費用内訳の推移は、図 4-11 のとおりである。

*洋上系統賦課金の 2015 年、2017 年は、事後精算の結果として余剰金（マイナス）勘定

図 4-11 ドイツ：標準家庭需要家（年間需要 3,500kWh）の電力料金の推移

出所）エネルギー・水管理事業者協会（BDEW）、“BDEW-Strompreisanalyse Januar 2019, Haushalte und Industrie”

（2019 年）xxiをもとに作成

上記の EEG 賦課金（再生可能エネルギーによる電力買取に係る費用）について、再生可

能エネルギー源別に負担額を分類してみると図 4-12 のとおりとなる。

2004 年までは、導入量の拡大を受けて陸上風力発電からの買取費用が全体の 60％強を占

めてきた。しかし、再生可能エネルギー法の 2004 年改正による買取価格の引き上げを受け

て、2005 年以降は太陽光発電、バイオマス発電からの買取費用の負担額が増加する傾向に

ある。とりわけ太陽光発電からの買取費用が急増しており、2012 年における EEG 賦課金 3.59

ユーロセント/kWh に対して、太陽光発電からの買取にかかる負担額が 2.03 ユーロセント

/kWh と、約 57％を占めている。

xxi エネルギー・水管理事業者協会（BDEW）ウェブサイト、

https://www.bdew.de/energie/strom-und-gaspreisanalysen-januar-2019/（2019 年 3 月 1 日取得）

134


2000 年 2001 年 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年

水力 0.06 0.06 0.07 0.05 0.04 0.05 0.04 0.03 0.02

埋立ガス等 n/a n/a n/a n/a 0.02 0.03 0.02 0.01 0.01

バイオマス 0.01 0.02 0.04 0.05 0.08 0.13 0.21 0.31 0.38

地熱 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

陸上風力 0.12 0.15 0.23 0.24 0.34 0.36 0.36 0.34 0.29

太陽光 0.00 0.01 0.02 0.03 0.06 0.15 0.26 0.34 0.47

小計 0.19 0.25 0.36 0.37 0.54 0.70 0.89 1.03 1.16

EEG 賦課金 0.19 0.25 0.36 0.37 0.54 0.70 0.89 1.03 1.16

2009 年 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年

水力 0.01 0.05 0.07 0.06 0.08 0.08 0.08 0.10 0.09

埋立ガス等 0.00 0.01 0.02 0.01 0.02 0.02 0.01 0.01 0.01

バイオマス 0.50 0.74 0.88 1.17 1.38 1.59 1.72 1.77 1.69

地熱 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.01

陸上風力 0.15 0.40 0.54 0.75 0.85 1.03 1.31 1.22 1.45

洋上風力 0.00 0.01 0.01 0.02 0.03 0.06 0.36 0.55 0.77

太陽光 0.67 1.10 1.66 2.03 2.21 2.57 2.70 2.62 2.52

その他費用/収益注 0.04 0.01 0.05 0.07 0.06 0.00 -0.02 -0.04

小計（実績） 1.32 2.34 3.20 4.11 4.63 5.41 6.20 6.26 6.50

事前予測 2.05 3.24 3.31 4.19 5.15 5.96 6.41 7.02

前年度収支 0.29 0.18 0.67 0.51 -0.39 -0.70 -0.56

流動性準備金 0.10 0.42 0.58 0.60 0.65 0.42

EEG 賦課金 1.32 2.05 3.53 3.59 5.28 6.24 6.17 6.35 6.88

注）回避された配電料金や送電事業者による管理コスト等

図 4-12 ドイツ：電力需要家に賦課される再生可能エネルギー法賦課金の内訳

出所）連邦経済・エネルギー省, “Zahlen und Fakten Energiedaten, Nationale und Internationale Entwicklung”

（2018 年 8 月公表版）及び“EEG in Zahlen: Vergütungen, Differenzkosten und EEG-Umlage 2000 bis 2019

(Stand: 15. Oktober 2018)”をもとに作成

EEG 賦課金

流動性準備金

その他費用/収益

太陽光

洋上風力

陸上風力

バイオマス

水力・埋立ガス等

135

2018 年 10 月 15 日、ドイツの 4 送電系統運用者は、再生可能エネルギー法に基づく FIT

制度の 2019 年賦課金額を公表したxxii。2019 年の賦課金は 6.405 ユーロセント/kWh となり、

2018 年の 6.792 ユーロセント/kWh から、0.387 ユーロセント/kWh の減額となった。

図 4-13 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく賦課金額の推移（～2019 年）



この要因として、支援対象とする再生可能エネルギー発電量の増加が予測されている一

方、前提とする卸電力取引価格が 2018 年賦課金算定時の 32.22 ユーロ/MWh から 46.28 ユー

ロ/MWh に高くなっていることにより、賦課金総額の押し下げ効果があったことが挙げられ

る。こうした回避可能原価の上昇に伴い、賦課金の主要部分（当該年の費用に相当）は、

2018 年の 7.302 ユーロセント/kWh から 7.017 ユーロセント/kWh に減少した。

ドイツでは、関連政令に基づき、送電系統運用者は、翌年度の再生可能エネルギー法に

基づく賦課金額を算出する際に、予測される必要徴収額の 10％を上限に「流動性準備金」

として徴収可能となっている。この「流動性準備金」の範囲内で発生した超過費用は、借

入なしに対応できるようにするための措置である。予測される必要徴収額と誤差が生じる

要因としては、以下のような要因が想定されている。

再生可能エネルギー発電設備の新規設置容量

当該年の自然条件（日射量の多い夏、風の強い冬など）

卸電力取引市場の前日市場価格（回避可能原価）の低下

xxii 4 送電系統運用者公表用サイト、https://www.netztransparenz.de/EEG/EEG-Umlage（2019 年 3 月 1 日取得）

136

2017 年以降、この流動性準備金は上限となる 10％ではなく 6％の値が採用されている。。

なお、2019 年 EEG 賦課金を算出する際には、2018 年 9 月 30 日時点で、再生可能エネル

ギー法の賦課金に関する口座残高が 36.52 億ユーロあり、黒字分による利息収入も算定に含

まれている。2019 年賦課金額の構成および算出結果の詳細は、図 1-2 のとおり。

図 4-14 ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく 2019 年賦課金単価の構成、算出結果



137

5. スペイン

スペインでは、再生可能エネルギー発電設備は、自由化された電力取引市場で「特別制

度（Special Regime）」の枠組みで扱われて、優先的に発電電力を売電することが可能とな

っていた。その後、電力料金の未収金額の拡大に伴う累積赤字問題に起因して、固定価格

買取制度が廃止され、2014 年 6 月の法改正で、2013 年 7 月に遡って固定価格買取制度を廃

止し、新たな設備容量ベースの支援制度に移行した。

以下では、これまでの再生可能電力促進施策の流れと、2016 年以降に行われている再生

可能エネルギー発電プロジェクトを対象とした入札制度の概要についてとりまとめる。


スペインでは、1980 年の省エネルギー法において、再生可能エネルギーの導入を促進す

る条項を規定したことに始まり、他の EU 加盟国と比較して、積極的に再生可能エネルギー

の導入促進に取り組んできた。1997 年 11 月に電気事業法が制定されるまでのスペインにお

ける再生可能エネルギー支援策の流れは表 5-1 のとおりである。

表 5-1 スペイン：再生可能エネルギー支援策の流れ（1997 年電気事業法制定以前）

● 1980 年代初期省エネルギー法（Act82/1980）・再生可能エネルギーの導入を促進する条項

●1982 年 Royal Decree 907/1982

・自家発自家消費を促進する条項 ●1986 年第 1 次再生可能エネルギー計画 (PER86)

・再生可能エネルギーによる発電の目標設定・再生可能エネルギー発電設備に対する官民の投資目標設定

●1989 年第 2 次再生可能エネルギー計画 (PER89)

・再生可能電力への投資、及びその利用に関するさらなる目標を設定 ●1991 年政府による新たな国家エネルギー計画（PEN）の承認

・ 1991～2000 年の省エネ・効率化計画（PAEE）の中に、熱生産と発電の双方を対象と

した再生可能エネルギー計画も含む・ PAEE は、1990 年を基準として、2000 年までの削減目標を以下のように設定

CO2：22％ SOx：13％ NOx：14％ ●1994 年 National Electricity System Act 40/1994 （国家電力市場再編法）

Royal Decree 2366/1994 ・再生可能エネルギー発電設備からの源別の買取価格を規定


電力システム全体の自由化を規定した 1997 年 11 月制定の電気事業法（Act 54/1997）にお

138

いて、現在の再生可能エネルギー支援政策の基盤が築かれた。電気事業法では、50MW 以

下の再生可能エネルギー発電設備については、「特別制度（Special Regime）」の対象電源

として自由化された電力市場における優先的なアクセスを認め、配電事業者に固定価格で

の電力買取を義務付けている（以降の改正で対象電源の設備容量上限を変更）。各エネル

ギー源別の買取価格は、1998 年に出された Royal Decree 2818/1998（以下、RD 2818/1998）

によって算出方法が規定されていた。その後、2004 年 3 月施行の Royal Decree 436/2004（以

下、RD 436/2004）、2007 年 5 月施行の Royal Decree 661/2007（以下、RD 661/2007）によっ

て、この固定価格買取制度の算出方法が改正されている。

電気事業法制定以降、主な再生可能エネルギー支援策の動向は、表 5-2 のとおりである。

また、スペインでは、風力発電の導入拡大を受けて、数次にわたり導入目標量の引き上

げを行うとともに、再生可能エネルギー発電設備の系統連系要件を強化することで、電力

系統への再生可能エネルギーの統合を進めてきた。

1999 年 12 月に閣議決定された 2010 年までの「再生可能エネルギー促進計画」では、2010

年における風力発電の設備容量目標を 8,974MW と設定していた。その後、2002 年 9 月に承

認された系統整備計画では、2011 年における風力発電設備容量を 13,000MW と設定した。

その後、送電系統運用者（REE）やスペイン風力発電協会、大手風力発電事業者等で、連系

量拡大に向けた方策が議論され、2006 年には送電系統運用者（REE）の中央給電指令所内

に、各再生可能エネルギー発電設備の制御所と相互通信で接続する再生可能エネルギー発

電制御センター（CECRE）を設置した。

2007 年 5 月に施行された政令（Royal Decree 661/2007）において、10MW 超の再生可能エ

ネルギー発電設備は、再生可能エネルギー発電設備コントロールセンターを介して、送電

系統運用者の設置する再生可能エネルギー発電制御センター（CECRE）との接続が義務付

けられた。あわせて、10MW 超の再エネ発電設備は、送電系統運用者の指示を受けてから

15 分以内に、必要に応じて出力抑制を実施する義務が設けられた。

こうしたスペインにおける再生可能エネルギー連系量拡大に向けた動きについても、表

5-3 にとりまとめている。

139

表 5-2 スペイン：固定価格買取制度にかかる法令の主な改正履歴

年月法律改正法改正の主な改正事項法改正の背景再生可能電力比率 FIT 賦課金額 1997 年 11 月電気事業法

Electric Power Act54/1997 50MW 以下の再生可能エネルギー発電設備を「特別制度」対象電源と

して、自由化された電力市場における優先的なアクセスを規定「特別制度」の対象電源に適用する固定買取価格を基準電力料金の少

なくとも 80％とすることを規定

電力自由化の過程で、原則として全発電事業者、小売事業者に公設の

卸電力取引市場への参加を義務付けるプール制度を導入したため、そ

の中での再生可能エネルギー発電設備の位置づけを明確化する必要性

n/a

1998 年 12 月 Royal Decree 2818/1998 電気事業法に基づき「特別制度」の対象となる再生可能エネルギー発

電設備について、エネルギー源別の固定買取価格の算出方法を規定 n/a

2004 年 3 月 Royal Decree 436/2004 「特別制度」対象電源の固定買取価格の算出方法を変更毎年のエネルギー源別の固定買取価格は、基準電力価格に法令で規定

された比率を乗じることを規定買取価格の出力区分帯の細分化や価格見直しの契機を新たに規定

従前の制度では直近の電力取引価格の実績値に基づいて固定買取価格

を算出し、1 年ごとに公表する形式としていたが、基準電力価格の比率

で算出することで、事業者の予見可能性を高めるため

19.0％（2004 年）

6.63 億ユーロ（2004 年）

2006 年 6 月 Royal Decree Law 7/2006 基準電力料金に規定の比率を乗じて算出していた「特別制度」対象電

源の固定買取価格の算出方法を撤廃「特別制度」の固定買取価格を基準電力料金の少なくとも 80％とする

条項を撤廃し、政府が固定買取価格を決定できることを規定

2005 年に、渇水による水力資源の不足と燃料価格の高騰により、卸電

力取引市場のプール価格が 50 ユーロ/MWh 以上の高値で推移プレミアム価格による支援を選択していた事業者に、政府が想定した

以上の売電収益をもたらす結果となり、支援の財源（電力料金による

徴収額）の不足が顕在化したため

20.0％（2006 年）

11.30億ユーロ（2006 年）

2007 年 5 月 Royal Decree 661/2007 「特別制度」対象電源の固定買取価格の改定、及び一部エネルギー源

へのプレミアム+売電価格の上限、下限の設定等を規定同上 21.7％

（2007 年） 14.47億ユーロ

（2007 年） 2008 年 9 月 Royal Decree 1578/2008 太陽光発電設備に関して、固定買取価格の改定や年間上限枠の設定等

を規定 2007 年中に、法定の「再生可能エネルギー計画 2005-2010」で規定され

た 2010 年の太陽光発電の導入目標量を達成したため 23.7％

（2008 年） 24.23億ユーロ

（2008 年） 2009 年 5 月 Royal Decree Law 6/2009 固定価格買取制度の対象とする電源について、中央政府への事前登録

を義務付け産業・観光・商務省がエネルギー源別の「クオータ」を設定して、当

該クオータの年間設備容量に則して事前登録を受付

法定の「再生可能エネルギー計画」で定めた再生可能エネルギー源別

の導入目標を超過するエネルギー源が出てきて、太陽光以外について

も「特別制度」の支援対象とする新規再生可能エネルギー発電設備の

容量を管理する必要が生じたため

27.8％（2009 年）

47.14億ユーロ（2009 年）

2010 年 11 月 Royal Decree 1565/2010 2011 年第 2 四半期以降の新規太陽光発電設備に適用する買取価格の引

き下げスペインでは、2003 年に電力小売市場の自由化が完全施行された際の

制度設計のあり方に起因して、FIT 制度のサーチャージを含む電力料

金の徴収不足が続き、電力会社の累積赤字が拡大する結果を招いた 2009 年末時点の、2001 年以降の電力料金徴収不足による債務総額は

220 億ユーロとなっており、2010 年以降、政府も赤字解消の対策に乗

り出していた再生可能エネルギー、コジェネ、廃棄物発電（特別制度対象電源）の

買取に伴うプレミアム額は約 91.3 億ユーロ（うち、再生可能エネルギ

ー発電へのプレミアム額は約 67.5 億ユーロ） 1998～2013 年の間に、特別制度対象電源へのプレミアム総額は 560 億

ユーロ超となった左記の法改正は、電力料金徴収不足に伴う累積赤字解消が目的

29.8％（2010 年）

53.41億ユーロ（2010 年）

2010 年 12 月 Royal Decree 1614/2010 Royal Decree Law 14/2010

【既存設備を含む遡及適用】風力、太陽熱、太陽光発電設備に買取価

格（インセティブ）を適用する年間上限時間の導入 FIT 対象電源にも系統利用料金（0.5 ユーロ/MWh）を適用

2012 年 1 月 Royal Decree Law 1/2012 新規再生可能エネルギー発電設備の「特別制度」への登録停止 33.5％（2012 年）

61.35億ユーロ（2012 年）

2013 年 1 月 Law 5/2012 全電源の売電収入を対象とした一律 7%の課税 2013 年以降、系統利用料金の未徴収分に対して、国家予算からも費用

の一部を補てん

36.4％（2013 年）

67.48億ユーロ（2013 年）

2013 年 2 月 Royal Decree Law 2/2013 買取価格の年次インフレ調整方法の変更プレミアム価格買取（FIP）オプションを廃止し、固定価格買取（FIT）

オプションへの一本化

2013 年 7 月 Royal Decree Law 9/2013 電力市場改革の一環として、既存設備を含めて再生可能エネルギー発

電設備を対象とした固定価格買取制度を撤廃し、新制度へ移行を公表

2014 年 6 月 Royal Decree 413/2014 妥当な投資利益の確保を重視し、設備の閉鎖までの期間の投資収益率

（IRR）として約 7.4％を想定し、市場価格で妥当な収益が得られない

と判断された設備には「特定（支援）料金」を支払い「特定（支援）料金」は、設備運営コストをより正確に考慮・反映さ

せ、固定支援額（投資額、運転・維持費）と、変動支援額（燃料費、

運転・維持費）とを分けて盛り込む既存設備のうち、これまでの投資収益率が 7.5％を超過していると判断

された設備には、インセンティブの付与を打ち切り

出所）各種資料より作成。再生可能電力比率は、Eurostat、"SHARES tool 2013, SHort Assessment of Renewable Energy Sources"、FIT 賦課金額は CNMC, “Informe mensual de ventas de energía del régimen especial”より作成

140

表 5-3 スペイン：再生可能エネルギー発電の連系量拡大に向けた動き

年月関連法令、計画等再生可能エネルギー目標関連の動向制度改正の動向その他の関連する動き（参考） FIT 制度技術要件風力設備容量 1997 年 11 月電気事業法

Electric Power Act54/1997 ・2010 年におけるエネルギー消費に占める再生可能エネルギ

ー導入比率を 12％まで拡大する目標を設定。

1999 年 12 月再生可能エネルギー促進計画・1999 年 12 月に閣議決定に基づく 2010 年までの「再生可能

エネルギー促進計画」を策定。・2010 年における風力発電の設備容量を 8,974MW と設定。

834MW （1999 年）

2002 年 9 月 Electricity and Natural Gas Plan, Transmission Grid Development 2002-2011

・2002 年 9 月 13 日に承認したエネルギー関連の発展計画で、

2011 年における風力発電の設備容量を 13,000MW と設定。 ※送電系統運用者（REE）への当時のヒアリングでは、上

記の容量は、現行の風力発電の技術（系統連系要件）を前提とした限界として REE が提示した数値という回答。

5,066MW （2002 年）

2003 年・Iberdrola 社（再生可能発電事業者）が、自

社運営の再エネ発電設備のコントロールセ

ンターを開設。

2004 年 3 月 Royal Decree 436/2004 ・「特別制度」対象電源の固定買取価格の算

出方法を変更。・毎年のエネルギー源別の固定買取価格は、

基準電力価格に法令で規定された比率を乗

じることを規定。

・瞬時電圧低下時の風力発電の脱落を防止す

るため、Low Voltage Ride Through 機能を付

けた風力発電所を新規建設する場合は、特別

追加金を付与することを規定。

8,532MW （2004 年）

2005 年 8 月スペイン再生可能エネルギー計画 2005-2010

・再生可能エネルギー促進計画を強化する形で、「スペイン再

生可能エネルギー計画 2005-2010」を策定。・2010 年における風力発電の設備容量を 20,155MW と設定。 ※REE は 2010 年までに供給信頼度を低下させることな

く、系統で受け入れられる風力発電の上限値は 20,200 MWであると中央政府に提言。

●2005 年・渇水による水力資源の不足と燃料価格の高

騰により、卸電力取引市場のプール価格が

50 ユーロ/MWh 以上の高値で推移し、大部

分の風力発電事業者が、支援制度をプレミア

ム価格買取（FIP）制度に移行。・FIP 制度に移行した再エネ発電設備は、卸

電力取引市場で直接売電するため、計画値か

ら発電量の差分が生じた場合にはインバラ

ンスチャージの対象。

10,095MW （2005 年）

2006 年 3 月 Desarrollo de las redes de transporte 2002-2011: Revisión 2005-2011

・上記の再生可能エネルギー計画の風力発電目標を前提とし

て計画策定。

2006 年 6 月 Royal Decree Law 7/2006 ・基準電力料金に規定の比率を乗じて算出し

ていた「特別制度」対象電源の固定買取価格

の算出方法を撤廃。・「特別制度」の固定買取価格を基準電力料

金の少なくとも 80％とする条項を撤廃し、

政府が固定買取価格を決定できることを規

定。

●2006 年・REE は中央給電指令所内に、各事業者の

制御所を接続する再生可能エネルギー発電

制御センター（CECRE）を設置。

11,897MW （2006 年）

2007 年 5 月 Royal Decree 661/2007 ・「特別制度」対象電源の固定買取価格の改

定、及び一部エネルギー源へのプレミアム+売電価格の上限、下限の設定等を規定。

・全ての設備に対して短時間の電圧低下時に

おいても系統から解列しない Low Voltage Ride Through と呼ばれる機能を付けること

を義務化。・2008 年 1 月 1 日以降に新設される風力発

電設備には必須、2008 年 1 月 1 日より前に

登録した発電所には、2010 年 1 月 1 日まで

に REE の運用手続き P.O.12.3 の Low Voltage Ride Through 機能付与を義務付け。・系統運用者と複数の風力発電所を中継する

機関として GCC と呼ばれる制御所の設置が

各発電事業者に義務付け。

14,536MW （2007 年）

2009 年 5 月 Royal Decree Law 6/2009 ・風力発電については、2010 年：1,855MW、2011 年：1,700MW、

2012 年：1,700MW のクオータを設定。・これは 2010 年に約 20,700MW、2012 年に約 24,100MW に

相当。

・固定価格買取制度の対象とする電源につい

て、中央政府への事前登録を義務付け・産業・観光・商務省がエネルギー源別の「ク

オータ」を設定して、当該クオータの年間設

備容量に則して事前登録を受付。

18,861MW （2009 年）


141

2010 年以降、既存設備にも遡及した法改正を含めた、固定価格買取制度の改正が相次い

だ。終的に、2013 年 7 月 13 日に、スペイン政府は、電力市場改革の一環として、現行の

再生可能エネルギー固定価格買取（FIT）制度を撤廃し、新制度に移行することを公示した。

この背景には、2013 年度は 45 億ユーロにのぼると予想される電力料金徴収不足による電

力会社の累積赤字の問題がある。スペインでは、2003 年に電力小売市場の自由化が完全施

行された際の制度設計にあり方に起因して、FIT 制度のサーチャージを含む電力料金の徴収

不足が続き、電力会社の累積赤字が拡大する結果を招いた。2009 年末時点の、2001 年以降

の電力料金徴収不足による債務総額は 220 億ユーロとなっており、2010 年以降、政府も赤

字解消の対策に乗り出していた。

こうした電力料金徴収不足に伴う赤字解消に向けた、2010 年以降のスペインにおける FIT

制度の主な改正動向と遡及適用有無は表 5-4 のとおり。

表 5-4 スペイン：2010 年 12 月以降の FIT 制度の主な改正動向

年月根拠法令遡及適

用有無概要

2010 年 11 月 RD1565/2010 ・2011 年第 2 四半期以降の新規太陽光発電設備に適用する買

取価格の引き下げ

2010 年 12 月 RD1614/2010

RDL14/2010

○ ・既存設備を含む風力発電、太陽熱、太陽光発電設備に買取価

格（インセティブ）を適用する年間上限時間の導入

・FIT 対象電源にも系統利用料金（Access Tariff）（0.5 ユーロ

/MWh）を適用

2012 年 1 月 RDL1/2012 ・新規再生可能エネルギー発電設備の FIT 制度への登録停止

2013 年 1 月 L15/2012 ○ ・全電源の売収入を対象とした一律 7%の課税

・2013 年以降、系統利用料金の未徴収分に対して、国家予算

からも費用の一部を補てん

2013 年 2 月 RDL2/2013 ○ ・買取価格の年次インフレ調整方法の変更

・プレミアム価格買取（FIP）オプションを廃止し、固定価格

買取（FIT）オプションへの一本化


まずは、2010 年 12 月の緊急的な法改正により、未徴収分の電力料金を補填するために、

発電事業者にもサーチャージ賦課を系統利用料金として課すこととし、その後にこの発電事

業者へのサーチャージ賦課について、再生可能エネルギー発電設備も対象とすることとした。

また、風力発電、太陽熱発電、太陽光発電について、買取対象とする時間数に年間上限を

設けて、発電する日照・風況条件のよい設備については、しきい値を超えて発電した時間分

は売電価格のみでインセンティブを付与しないことが決められた。なお、この 2010 年 12

月の法令に基づくインセンティブを付与する年間上限時間の設定は、既存設備にも遡及して

適用された。

142

また、2012 年 2 月に、FIT 制度に基づく新規買取を、事前登録されたプロジェクト以外

は一時凍結する改正法が成立した。加えて、2013 年 2 月には、再生可能エネルギー発電事

業者が選択可能であった電力市場価格にプレミアムを加えて支援を受けるフィードインプ

レミアム（FIP）制度のオプションが廃止され、固定価格買取（FIT）の売電オプションしか

選択ができなくなった。これも既存設備に遡及して適用されている。

こうしたなか、スペイン政府は、2013 年 7 月 13 日に、電力市場改革の一環として、現行

の FIT 制度を撤廃し、新制度に移行することを公表した。その後、2014 年 6 月 6 日付けで、

再生可能エネルギー・廃棄物発電に対する新たな支援制度を規定した政令（Real Decreto

413/2014）が成立し、既存設備も含めて従来の FIT 制度が廃止された。

新たな支援制度の概要は、5.3.1 を参照いただきたい。

143


EU 再生可能エネルギー利用促進指令（2009/28EC）において、スペインは、2020 年に

終エネルギー消費の 20％を再生可能エネルギーとする目標を設定した。スペイン政府が、

2010 年 6 月に欧州委員会に提出した国家再生可能エネルギー行動計画では、この目標達成

のために電力分野の再生可能エネルギー比率を 40.0％まで引き上げるシナリオを提示して

いる。

この EU 再生可能エネルギー利用促進指令で設定された法的拘束力のある目標は、2011

年 3 月に制定された「持続可能経済法（Ley 2/2011, de 4 de marzo, de Economía Sostenible）」

第 78 条により国内法制化された。その後、2011 年 11 月 11 日に閣議決定された「再生可能

エネルギー計画 2011-2020（Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020）」では、エネルギ

ー源別の 2020 年までの目標が示されるとともに、終エネルギー消費に占める再生可能エ

ネルギー比率を 2020 年までに 20.8％まで引き上げる目標が示されている。

表 5-5 スペイン：再生可能エネルギー計画 2011-2020 での源別設備容量目標

単位：MW

出所）再生可能エネルギー計画 2011-2020（Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020）をもとに作成

この「再生可能エネルギー計画 2011-2020」では、2020 年における電力分野の導入比率を

39％としているが、景気低迷による電力需要の減少と再生可能エネルギー導入量の拡大によ

り、ほぼ目標水準を達成している状況にある。スペインにおける 2018 年のエネルギー源別

発電量（暫定値）は図 5-1、2004～2016 年の再生可能発電量の推移は図 5-2 のとおり。

144

単位：TWh

図 5-1 スペイン：エネルギー源別発電単発電量（2018 年暫定値）

出所）Red Eléctrica de España,“El Sistema Eléctrico Español, Previsión 2018”（2019 年）より作成

図 5-2 スペイン：再生可能エネルギー発電量の推移（2004～16 年）

出所）Eurostat, "SHARES tool 2016, SHort Assessment of Renewable Energy Sources"より作成

石炭 38.3

燃料/ガス 6.7

天然ガス CCGT 30.5

原子力 53.1

水力 35.9

風力 49.7

太陽光 7.7

太陽熱 4.5

その他 35.6

合計 262.0

145


5.3.1 新規設備を対象とした補助金/入札制度

スペイン政府は、2013 年 7 月 13 日に、電力市場改革の一環として、現行の FIT 制度を撤

廃し、新制度に移行することを公表した。その後、2014 年 6 月 6 日付けで、再生可能エネ

ルギー・廃棄物発電に対する新たな支援制度を規定した政令（Real Decreto 413/2014）が成

立し、既存設備も含めて従来の FIT 制度が廃止された。

新たな支援制度の概要は、表 5-6 のとおり。

表 5-6 スペイン：2014 年 6 月の RD413/2014 に基づく新たな支援制度の概要

目的新たな支援制度に基づき、産業・エネルギー・観光省が、発電システムの安

定化・低コスト化を図り、従前の固定価格買取制度で年々増大した累積負債

を食い止め、投資家に安心をもたらすための制度改革を実施。

新たな支援制度では、市場での売電収益以外の追加支援額として、支援制度

対象電源の閉鎖までの期間に設備に支払われる額は、約 1,400 億ユーロとな

る見込み。

対象設備新制度は、再生可能エネルギー、コジェネ、廃棄物発電の既存設備に遡及し

て適用されるともに、新規設備を対象とする。

従来制度における支援対象とする設備の容量上限（100MW）を撤廃。

支援水準妥当な投資利益の確保を重視し、設備の閉鎖までの期間の投資収益率（IRR）

として約 7.4％を想定。

市場価格で妥当な収益が得られないと判断された設備には「特定（支援）料

金」が支払われる。

「特定（支援）料金」は、設備運営コストをより正確に考慮・反映させ、固

定支援額（投資額、運転・維持費）と、変動支援額（燃料費、運転・維持費）

とを分けて盛り込む。

既存設備のうち、これまでの投資収益率が 7.5％を超過していると判断され

た設備には、インセンティブの付与を打ち切り。

各設備の支援水準の評価条件も規定され、6 年ごと、3 年ごと、または毎年

の修正を想定。

出所）スペイン産業・エネルギー・観光省（2014 年当時）プレスリリースをもとに作成

新規設備については、エネルギー所管省23が策定する法令・規則等に基づき実施する競争

入札制度に基づいて、支援対象設備や支援水準を決定する。2016 年 1 月に実施された第 1

回入札では、陸上風力発電 500MW、バイオマス発電 200MW を対象として募集が行われた。

23 2019 年時点では、環境・移行省（Ministerio para la Transición Ecológica）。

146

第 1 回入札では、リパワリングプロジェクトも対象となり、特定の事業に対してではなく入

札者別の設備容量に対して入札が行われた。

入札手順及び結果の監督は電力市場の規制機関である国家市場・競争委員会（CNMC：

Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia）、入札管理は電力取引市場を運営する

OMEL 社の子会社である OMI-Polo Español（OMIE）が行う。第 1 回入札で参加者は、既定

の基準参照発電所の初期投資額からの割引率（0～100％）を入札し、割引額が大きい者が落

札する仕組みとなる。基準参照発電所の初期投資額が上限価格となり、陸上風力発電は 120

万ユーロ/MW、バイオマス発電は 335 万ユーロ/MW に設定された。

その後は、2017 年 5 月に技術要件なしで 3,000MW、2017 年 7 月に陸上風力と太陽光に限

定して 3,000MW の募集が行われた。この 2 種類に限定された理由として、落札価格が低い

ため、需要家への追加費用なく電力市場価格で稼働可能であること、実現可能性の高いプロ

ジェクトであることが挙げられている。第 3 回は、風力と太陽光別の募集容量は定められて

いない。

第 1 回から第 3 回までの入札制度の概要は表 5-7 のとおりである。

表 5-7 スペイン：補助金制度に関する入札制度設計

第 1 回入札第 2 回入札第 3 回入札

実施時期 2016 年 1 月 2017 年 5 月 2017 年 7 月

募集容量 700MW 3,000MW 3,000MW

（大3,000MWを追加可

能）

募集形態技術別（陸上風力、バイ

オマス）

技術要件なし技術特定

（陸上風力・太陽光）

入札要素基準参照発電所の初期

投資額からの割引率

単一超過費用

（ユーロ/MWh）

単一超過費用

（ユーロ/MWh）

落札価格決定

方式

均一価格方式均一価格方式均一価格方式

上限価格風力：120 万ユーロ/MW

バイオマス：

335 万ユーロ/MW

下限価格なし（0 ユーロ/MW）なし（0 ユーロ/MW）なし（0 ユーロ/MW）

事前認定要件資格等はなし要事前資格（建築許可）要事前資格（建築許可）

保証金 20 ユーロ/kW 60 ユーロ/kW

（段階的回収）

60 ユーロ/kW

（段階的回収）

完成期限落札公示から 48 ヶ月 2019 年 12 月 31 日 2019 年 12 月 31 日

入札手数料

（落札者）

0.17 ユーロ/kW 0.08 ユーロ/kW 0.08 ユーロ/kW

落札権利譲渡権利譲渡可権利譲渡不可権利譲渡不可

出所）Pablo del Rio, CSIC, “Case Study: Auctions for wind and PV in Spain”, 2017 より作成

147

第 3 回入札までの落札結果は表 5-8 のとおり。

表 5-8 スペイン：補助金制度に関する落札結果

単位：MW

第 1 回入札

（2016 年 1 月）

第 2 回入札

（2017 年 5 月）

第 3 回入札

（2017 年 7 月）

合計

陸上風力 500 2,980 1,128 4,608

太陽光 0 1 3,909 3,910

その他 200 19 0 219

合計 700 3,000 5,037 8,737

出所）Pablo del Rio, CSIC, “Case Study: Auctions for wind and PV in Spain”, 2017 より作成

再生可能エネルギー源で技術中立的に行われた 2017 年 5 月の第 2 回入札では、募集容量

3,000MW のうち陸上風力の落札容量が 2,980MW を占めたが、陸上風力と太陽光に限定して

技術中立的に実施した 2017 年 7 月の第 3 回入札では、太陽光の落札容量が 3,909MW にの

ぼったのに対し、陸上風力は 1,128MW であった。これは、第 1 回と第 2 回入札で、当初太

陽光に不利に働いた、応札者が同評価となった際の規則（割引率の引き上げ）を変更したた

めである。第 2 回、第 3 回入札の落札プロジェクトの事業実施期限は、ともに 2019 年 12

月 31 日までとなっている。

2018 年 11 月 13 日に、スペイン政府が公表した「気候変動及びエネルギー転換法案」で

は、今後 10 年間にわたり、新規の風力発電および太陽光発電を毎年 3,000MW 設置するこ

とが盛り込まれている24。


スペインでは、2013 年まで施行していた固定価格買取制度のもと、陸上風力発電を中心

として再生可能エネルギー発電の導入量を拡大してきた。以下では、2013 年までの固定価

格買取制度の施行状況を概観する。

(1) 固定価格買取制度（特別制度）に基づく買取電力量

スペインの固定価格買取制度では、再生可能エネルギー発電に加えて、廃棄物起源エネル

ギーやコジェネ等も特別制度の対象電源として買取対象となっていた。以下では、特別制度

の対象電源について、カテゴリー別の設備容量及び買取電力量の推移を示す。

24 The Gardian ウェブサイト、

https://www.theguardian.com/environment/2018/nov/13/spain-plans-switch-100-renewable-electricity-2050（2019 年

3 月 1 日取得）

148

1) 対象電源の設備容量

特別制度対象電源の設備容量ベースの推移を見てみると、風力発電設備容量は、2001 年

に 3,508MW であったのが、2013 年末には 22,781MW に増加している。また、2006 年以降、

2010 年にかけて太陽光発電設備の設備容量が急増しており、2013 年末には 60,998 設備、

4,640MW が特別制度の対象電源となっている。

表 5-9 スペイン：特別制度対象電源の設備容量の推移

単位：MW

カテゴリー 2001 年 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年

再生可能

エネルギー

計 5,301 7,018 8,454 10,731 12,410 14,481 17,689

風力 3,508 5,066 6,324 8,532 10,095 11,897 14,536

水力 1,559 1,591 1,664 1,706 1,768 1,898 1,895

バイオマス 231 353 455 470 500 541 557

太陽光 4 7 11 23 47 146 690

太陽熱－－－－－－ 11

廃棄物計 606 788 890 1,059 1,128 1,208 1,091

廃棄物 449 461 468 585 585 579 559

廃棄物処理施設 157 326 423 474 543 629 533

コジェネ計 5,345 5,561 5,621 5,685 5,687 5,814 6,012

特別制度対象電源計 11,252 13,366 14,965 17,475 19,225 21,503 24,793

カテゴリー 2008 年 2009 年 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年

再生可能

エネルギー

計 22,347 25,173 26,810 29,110 31,992 32,607

風力 16,323 18,856 19,701 21,065 22,632 22,781

水力 1,979 2,017 2,030 2,035 2,034 2,038

バイオマス 587 670 709 765 839 848

太陽光 3,398 3,398 3,838 4,247 4,538 4,640

太陽熱 61 232 532 999 1,950 2,300

廃棄物計 1,140 1,245 1,285 1,252 1,263 1,230

廃棄物 569 587 627 599 610 602

廃棄物処理施設 571 658 658 653 653 628

コジェネ計 6,058 5,911 6,008 6,119 6,054 5,978

特別制度対象電源計 29,545 32,329 34,103 36,481 39,310 39,821

出所）CNMC, “Informe mensual de ventas de energía del régimen especial” 2014.7.2 版より作成

149

2) 対象電源からの買取電力量

スペインにおける特別制度の対象電源による発電電力量は、2013 年に 111,406GWh とな

っており、電力需要全体の約 44％程度を占めている。2001 年以降の発電電力量の推移は表

5-10 のとおりである。

表 5-10 スペイン：特別制度対象電源の発電電力量の推移

単位：GWh

カテゴリー 2001 年 2002 年 2003 年 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年

再生可能

エネルギー

計 12,046 14,706 18,743 22,651 27,163 29,550 34,386

風力 6,930 9,602 12,060 16,086 21,187 23,166 27,601

水力 4,406 3,899 5,088 4,749 3,817 4,144 4,121

バイオマス 708 1,201 1,585 1,798 2,120 2,136 2,173

太陽光 2 5 9 18 40 105 484

太陽熱－－－－－－ 8

廃棄物計 2,509 3,196 4,399 4,974 5,791 5,842 6,136

廃棄物 1,960 2,201 2,328 2,312 2,620 2,446 2,722

廃棄物処理施設 549 994 2,070 2,662 3,172 3,395 3,414

コジェネ計 16,684 18,286 18,992 19,265 18,823 16,778 17,708

特別制度対象電源計 31,239 36,189 42,133 46,889 51,777 52,171 58,230

カテゴリー 2008 年 2009 年 2010 年 2011 年 2012 年 2013 年

再生可能

エネルギー

計 41,794 52,947 60,129 60,089 68,767 78,874

風力 32,128 38,275 43,144 41,863 48,335 54,501

水力 4,636 5,444 6,753 5,280 4,633 7,034

バイオマス 2,488 3,025 3,141 3,751 4,197 4,623

太陽光 2,528 6,074 6,399 7,416 8,164 8,287

太陽熱 15 130 692 1,779 3,436 4,429

廃棄物計 5,871 6,853 7,412 7,393 7,350 7,173

廃棄物 2,732 2,928 3,127 2,972 2,848 2,731

廃棄物処理施設 3,139 3,926 4,285 4,421 4,502 4,443

コジェネ計 21,183 22,036 23,730 25,086 26,920 25,358

特別制度対象電源計 68,848 81,836 91,270 92,568 103,037 111,406


150

(2) 固定価格買取に係る国民負担の動向

1) 電力買取にかかる費用総額

スペインの固定価格買取制度では、再生可能エネルギー発電に加えて、廃棄物起源エネル

ギーや CHP 等も特別制度の対象電源として買取対象となる。コジェネや廃棄物発電などを

含む特別制度対象電源からの電力買取に係る費用は、表 5-11 のとおりである。

表 5-11 スペイン：特別制度の対象電源からの電力買取に係る費用

2002 年 2003 年 2004 年 2005 年

買取電力量 35,988GWh 41,922GWh 46,900GWh 51,790GWh

特別制度に係る総費用 23.71 億ユーロ 25.60 億ユーロ 28.80 億ユー 42.85 億ユーロ

うちプレミアム相当分－－ 12.43 億ユーロ 12.46 億ユーロ

1kWh あたり平均買取単価－－ 6.140 ㌣/kWh 8.275 ㌣/kWh

2006 年 2007 年 2008 年 2009 年


特別制度に係る総費用 45.73 億ユーロ 47.19 億ユーロ 78.13 億ユーロ 92.64 億ユーロ

うちプレミアム相当分 17.85 億ユーロ 22.85 億ユーロ 33.75 億ユーロ 61.76 億ユーロ

1kWh あたり平均買取単価 8.763 ㌣/kWh 8.101 ㌣/kWh 11.345 ㌣/kWh 11.320 ㌣/kWh

2010 年 2011 年 2012 年 2013 年


特別制度に係る総費用 103.28 億ユーロ 112.96 億ユーロ 131.94 億ユーロ 137.81 億ユーロ

うちプレミアム相当分 71.28 億ユーロ 68.05 億ユーロ 85.37 億ユーロ 91.60 億ユーロ

1kWh あたり平均買取単価 11.315 ㌣/kWh 12.203 ㌣/kWh 12.805 ㌣/kWh 12.370 ㌣/kWh


2003 年時点の特別制度対象電源からの電力買取に係る費用では、再生可能エネルギー電

源及びコジェネがそれぞれ 45％程度（11.5 億ユーロ）を占めていた。しかし、2013 年の実

績では、風力発電、太陽光発電の導入拡大に伴い再生可能エネルギー電源からの買取量が急

増しているため、コジェネからの電力買取に係る費用は全体の 20％弱まで比率が低下して

いる。他方、再生可能エネルギー電源からの電力買取に係る費用の比率が、75％程度まで上

がっている。また、そのうちの太陽光、太陽熱発電に対する費用総額が急増しており、2013

年の実績では、買取電力量の比率では全体の 11.4%であるが、プレミアム費用の支払い総額

の 40%超を占めている（表 5-12）。

151

表 5-12 スペイン：特別制度の対象電源からの電力買取に係る費用（2013 年）

エネルギー源買取電力量費用総額うちプレミアム相当分

再生可能エネルギー計 77,384 GWh 99.13 億ユーロ 67.58 億ユーロ

風力 54,501 GWh 44.83 億ユーロ 23.96 億ユーロ 26.2％

水力 7,034 GWh 5.90 億ユーロ 3.02 億ユーロ 3.3％

バイオマス 4,623 GWh 5.82 億ユーロ 3.80 億ユーロ 4.1％

太陽光 6,797 GWh 29.43 億ユーロ 25.66 億ユーロ 28.0％

太陽熱 4,429 GWh 13.15 億ユーロ 11.13 億ユーロ 12.1％

コジェネ 25,358 GWh 29.78 億ユーロ 18.36 億ユーロ 20.0％

廃棄物 7,174 GWh 8.90 億ユーロ 5.67 億ユーロ 6.2％

上記計 109,916GWh 137.81 億ユーロ 91.60 億ユーロ


単位：100 万ユーロ

2004 年 05 年 06 年 07 年 08 年 09 年 10 年 11 年 12 年 13 年

太陽光 6 14 40 195 991 2,634 2,651 2,282 2,484 2,566

太陽熱* - - - - - - 185 427 926 1,113

風力 452 613 866 1,004 1,156 1,621 1,965 1,711 2,053 2,396

水力 151 112 150 147 147 234 297 206 187 302

バイオマス 55 59 75 102 130 225 243 282 353 380

上記計 663 798 1,130 1,447 2,423 4,714 5,342 4,908 6,003 6,758

*2009 年までは太陽光に含む

図 5-3 スペイン：特別制度対象電源の電力買取に係る費用（プレミアム相当分のみ）


152

2) 電気料金への上乗せ額

スペインでは、特別制度の対象電源からの固定価格買取にかかる追加費用は、系統利用料

金の一部として、需要家から徴収される。この系統利用料金は、あらかじめ需要家の契約電

圧ごとに設定されている。

電力市場の規制機関である国家市場・競争委員会（CNMC）が公表したデータでは、2012

年及び 2013 年における全需要家平均の系統利用料金の金額及び費用内訳は図 5-4 のとおり。


図 5-4 スペイン：系統利用料金（全需要家平均）に占める費用内訳

出所）CNMC, “Boletín Mensual de Indicadores Eléctricos de Enero de 2014” 2014 年 2 月 4 日版より作成

系統利用料金のうち、特別制度の対象電源からの電力買取にかかる費用（プレミアム）は、

2012 年に 2.8963 ユーロセント/kWh、2013 年に 4.1013 ユーロセント/kWh となっている。ま

た、両年の特別制度電源からの電力買取にかかる費用総額のうち、再生可能電源からの買取

費用の比率は、それぞれ 70.8％、73.9％となっている

以上のデータで試算すると、系統利用料金のうち、再生可能電源からの買取にかかる費用

は、2012 年に 2.05 ユーロセント/kWh、2013 年に 3.03 ユーロセント/kWh と推計される。

前年度の徴収不足額

関係機関の運用費用

特別制度のプレミアム

供給の多様化等

当日市場運用

電力市場運用

配電

送電

2012 年 2013 年

153

6. 英国


英国は、EU 再生可能エネルギー利用促進指令（2009/28/EC）で、2020 年までに終エネ

ルギー消費に占める再生可能エネルギーの導入比率を、現行の導入量の約 10 倍に相当する

15％まで引き上げる目標を設定した。この目標達成のため、2008 年 6 月に、政府は再生可

能エネルギー導入戦略に関するコンサルテーションペーパー（Consultation on the Renewable

Energy Strategy）を公表した。

英国では、2002 年 4 月より、供給事業者（電力小売事業者）に、販売電力量のうち、一

定比率の再生可能電力導入を義務付ける Renewables Obligation（RO）制度と呼ばれる RPS

制度を導入し、再生可能電力の導入促進を進めた。

図 6-1 英国：再生可能電力の導入状況

出所）ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）, “Digest of UK Energy Statistics (DUKES) 2018”より

作成

図 6-1 のように、2002 年度の RO 制度の施行以降、再生可能エネルギーによる発電量は

順調に増加してきた。しかしながら、2008 年時点では、2010 年の目標（10％）達成は厳し

い状況であったことから、政府は、上記のコンサルテーションペーパーにおいて、RO 制度

2.9% 2.7%3.5%

4.2% 4.5% 4.9%5.6%

6.7% 6.8%

9.4%

11.3%

14.9%

19.1%

22.1%

24.4%

27.9%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

0

20

40

60

80

100

120

2002

年

03年 04年 05年 06年 07年 08年 09年 10年 11年 12年 13年 14年 15年 16年 17年

発電量

（TWｈ）

水力陸上風力洋上風力太陽バイオマス再生可能電力比率

154

の有効性を評価しつつも、引き続き主要な施策手段として再生可能電力の導入促進を進めて

いくことを表明した。

このコンサルテーションペーパーでは、2020 年の目標達成に向け、「小規模の再生可能

熱・発電設備に対するより効果的な金銭的支援」を実現するための手法検討が論点の一つと

された。具体的には、小規模再生可能エネルギー発電設備の支援制度として、「RO 制度よ

りも実効性が高い可能性のある固定価格買取制度」の導入の是非が検討課題に挙がった。こ

の背景には、RO 制度が、エネルギー業界の専門家を主な対象とした非常に複雑な制度であ

るという評価があり、特にエネルギー業界以外の者（コミュニティや個人家庭等）が設置す

る小規模発電設備の導入促進のあり方が検討されたことがある。

2008 年 11 月 26 日に成立した 2008 年エネルギー法（Energy Act 2008）では、国務大臣（エ

ネルギー・気候変動大臣）に対して、「小規模低炭素発電（small-scale low-carbon generation

of electricity）」を促進するための財政支援に関する措置、具体的には固定価格買取制度を

導入する権限を与えている。その後に制度設計の検討が進められ、2010 年 4 月より小規模

発電設備を対象とした固定価格買取制度が導入された。

以下では、英国で 2010 年 4 月から実施されている小規模発電設備を対象とした FIT 制度

の概要を 6.3.1 でとりまとめる。また、2015 年度以降に稼働した大規模設備は、RO 制度か

ら新たに実施される差額契約型 FIT（CfD FIT）による支援に順次移行される。この CfD FIT

制度の概要については、6.3.2 でとりまとめる。

155


英国は、EU 再生可能エネルギー利用促進指令（2009/28/EC）で、2020 年までに終エネ

ルギー消費に占める再生可能エネルギーの導入比率を、2008 年時点の導入量の約 10 倍に相

当する 15％まで引き上げる国別目標を設定されている。

2009 年 7 月 15 日に、英国政府は、この 15％目標を達成するための各主体の役割を示した

「再生可能エネルギー戦略（The UK Renewable Energy Strategy）」を公表した。この戦略の

中で実施した分析に基づけば、15％目標は達成可能としており、熱・電力・輸送燃料の 3

分野について、主要シナリオ（lead scenario）では以下の再生可能エネルギー導入量を予測

している。

表 6-1 英国：2008 年実績及び 2020 年予測の最終エネルギー消費量

単位：TWh

分野 2008 年実績 2020 年（主要シナリオの予測）

全エネルギー再生可能エネルギー全エネルギー再生可能エネルギー

電力 387 22 （5.7％） 386 117 （30％）※

熱 711 7 （1.0％） 599 72 （12％）

輸送燃料 598 9 （1.5％） 605 49 （10％）

終エネルギー消費 1,695 39 （2.3％） 1,590 239 （15％）

※小規模再生可能エネルギー発電分の 2％を含む

出所）HM Government, “The UK Renewable Energy Strategy” P.37

再生可能エネルギー戦略で採用された主要シナリオでは、再生可能エネルギー発電の比率

を、2008 年実績の 5.7％から 2020 年までに約 30％、もしくはそれ以上に引き上げることを

提案している。主要シナリオにおけるエネルギー源別の予測では、このうちの大部分を風力

発電（陸上、洋上）が占め、バイオマス発電も 22％を占めると予測している。なお、固定

価格買取制度の買取対象となる小規模再生可能エネルギー発電分は、約 30％のうちの 2％相

当を担う予測となっている。

156


英国では、2002 年 4 月より、供給事業者（電力小売事業者）に、販売電力量のうち、一

定比率の再生可能エネルギー電力導入を義務付ける Renewables Obligation（RO）制度と呼ば

れる RPS 制度を導入し、再生可能電力の導入促進を進めてきた。

RO は制度が複雑であること等の理由により、小規模電源の導入が進まなかった。そこで

英国政府は、小規模再生可能エネルギーを奨励するために、2010 年度から FIT（Feed in Tariff）

制度を導入した。FIT の適用対象は設備容量が 5MW 以下の太陽光、水力、風力、バイオマ

ス（嫌気性消化のみ）を用いた再生可能エネルギー発電設備である。50kW 以上 5MW 以下

の設備は RO と FIT の選択制となっている。

また、RO 及び FIT により英国では再生可能エネルギーの導入が順調に伸びている一方で、

再生可能エネルギー導入による国民負担が増大している点が課題となっている。この問題点

を克服するために、RO の後継となる制度として 2013 年より市場メカニズムが働く CfD

（Contract for Diffrence、差額決済契約）を導入することとなった。2015 年度以降に稼働し

た大規模設備は、RO 制度から新たに実施される CfD による支援に順次移行される。具体的

には、2014 年度以降、両制度が併存する一定の経過期間を経て、2017 年度以降は CfD 制度

による支援に一本化することを目指していた。

しかし、2015 年 5 月に実施された総選挙で勝利した与党の保守党は、再生可能エネルギ

ーに対する支援制度を基本的に縮小する方向で様々な政策変更を行った。2015 年 6 月 18 日、

エネルギー・気候変動省（DECC）は、陸上風力に関して、2017 年 4 月の RO 制度廃止を 1

年前倒し、2016 年 4 月から実施する提案を議会に提出し、10 月に可決された（但し、6 月

18 日時点で、建設許可、系統連系申請等を取得している事業は除く）。2016 年度以降、5MW

超の陸上風力発電については、RO 制度、CfD 制度の双方で支援対象から除外されている。

表 6-2 英国：RO 制度から CfD FIT 制度への移行方法

RO 制度開始年 2002 年 4 月（2026 年度で小売事業者へのクオータ義務廃止）

RO 制度と他の支援制

度との関係

2010 年度より、5ＭＷ以下の小規模再エネ発電設備を対象とした FIT 制

度を導入【併用】

2013 年 12 月成立のエネルギー法に基づき、大規模再エネ発電設備を

対象とした RPS 制度を廃止し、差額契約（CfD）FIT 制度に移行すること

を決定

2016 年度までは移行期間として、一部のエネルギー源を除き、新規設

備は RO 制度と CfD FIT 制度による支援を選択可能

2017 年度以降は、CfD FIT 制度による支援に一本化

RO 制度設備認定終

了時期（経過措置）

2016 年度まで

但し、5MW 超の太陽光発電設備は 2014 年度まで、陸上風力発電設備

と 5MW 以下の太陽光発電設備は 2015 年度までで RO 制度に基づく設

備認定を早期打ち切り

エネルギー源ごとに一定の経過措置の条件を設定し、条件を満たした

設備は期限を超過しても対象設備として認定

RO 義務終了後の既

存対象設備の扱い

2027 年度以降、RO 制度に基づき発行される証書を、法令に基づく指定

機関が固定価格で買い上げ


英国の再生可能エネルギー発電分野の主要な導入促進政策として、CfD 及び FIT の内容を

以下に説明する。

157

6.3.1 小規模 FIT 制度の概要

以下では、2010 年 4 月より施行されている小規模発電設備を対象とした固定価格買取制

度（以下、小規模 FIT 制度）について、数次の改正を経た直近の制度設計と施行状況を紹介

する。

(1) 小規模 FIT 制度の根拠法令

1989 年電力法（Electricity Act 1989）〔2008 年エネルギー法により改正〕

・2008 年エネルギー法（Energy Act 2008）

※これまでの政令（Order）の改定履歴は表 6-4 を参照

2008 年エネルギー法では、小規模 FIT 制度に関連して、エネルギーに関する国務大臣に

対し、表 6-3 の権限を付与している。

表 6-3 英国：小規模 FIT 制度に関するエネルギー国務大臣の権限

ⅰ）国務大臣が2008年エネルギー法_第42条で定める手続きを踏んで修正可能な事項

・供給事業者に小規模低炭素発電事業者（もしくは代行者となるOfgem）への支払いを命

じること＜買取義務を設定可能＞

・上記支払いの計算方法＜買取価格を設定可能＞

・支払い額を年率で低減させていく算式＜年率の買取価格逓減メカニズムを設定可能＞

・支払いをやめる、もしくは減額させる状況＜買取期間等を設定可能＞

※根拠条文 2008年エネルギー法第41条（3）、及び第42条

⇒コンサルテーションの実施、及び修正草案の議会での承認手続きが必要

ⅱ）国務大臣が命令（Order）により修正可能な事項

・対象とする小規模低炭素エネルギー源および技術のリストの変更

（対象設備要件の5,000kW以下への絞込みも可能）

※根拠条文 2008年エネルギー法第41条（6）

・2008年エネルギー法第41条で規定している事項以外の関連した修正を行う場合

※根拠条文 2008年エネルギー法第43条（3）

⇒命令案を議会に提出し、承認を得る手続きが必要

ⅲ）修正には制定法（電気事業法）改正が必要な事項

・買取対象とする設備の5,000kW以下というしきい値の拡大

※根拠条文 2008 年エネルギー法第 41 条（4）

出所）2008 年エネルギー法をもとに作成

2008 年エネルギー法制定以降、主な小規模発電向け FIT 制度の改定の動向は、表 6-4 の


158

表 6-4 英国：小規模 FIT 制度にかかる法令の主な改正履歴

年月法律改正/制度レビュー法改正の主な改正事項法改正の背景 FIT 賦課金額 2008 年 11 月 Energy Act 2008,

Chap.32 Sec.41-43 エネルギー国務大臣に対して、電力供給事業者の標準ライセンス要件等を改正す

る等の FIT スキームを導入する権限を規定 FIT の支援対象は政令で指定する 5MW 以下の小規模発電設備

2008 年 6 月にイギリス政府が公表した 2020 年の再生可能エネルギー目標

達成のための導入戦略に関するコンサルテーションで、実施中の RPS 制

度の有効性は評価しつつも、エネルギー業界以外のコミュニティ・個人が

設置する「小規模の再生可能発電設備に対するより効果的な金銭的支援」

のオプションとして FIT 制度を検討

2010 年 4 月 Feed-in Tariffs (Specified Maximum Capacity and Functions) Order 2010 （SI 2010 No. 678）

FIT 制度の制定法および法的根拠ライセンスを保持する電力供給事業者は、再生可能電力の小規模発電事業者に規

定の買取価格を発電量に応じて支払う

0.14 億ポンド（2010 年度）

2011 年 2 月 Comprehensive Review 買取価格レベル、エネルギー効率要件、コストコントロールメカニズム、スキー

ム管理課題などの幅広い分野に関して 2 回に分けて見直しレビューの第 2 フェーズは、FIT 開始 3 年目（2012 年度）に実施

当初は 2010 年度から 2 年間は発電価格（買取価格）を維持する方針を示

していたが、2010 年 10 月に公表の政府の歳出見直しを受けて、2011 年末

までに制度レビューを行うことを決定

2011 年 3 月 Fast track review Comprehensive Review とともに、Fast-Track Review を開始レビューを受けて 2011 年 8 月以降設置の大規模（50 kW)・地上設置型太陽光プロ

ジェクトの買取価格を引き下げ、2011 年 10 月以降設置の嫌気性消化（500kW ま

で）プロジェクトの買取価格を引き上げ

上記の歳出見直しでは、制度の費用効率化の取り組みと、2014 年度に 4,000万ポンド（10％）の費用削減を実現させる必要性を指摘

緊急見直しで、予期せぬ大規模太陽光設備普及の原因は、設備コストが予

想以上に低減されたことが要因とし、制度開始前に行なったシミュレーシ

ョンより 30％近く設備コストが安価になったと評価

2011 年 5 月 The Feed-in Tariffs (Specified Maximum Capacity and Functions) (Amendment) Order 2011 （SI 2011 No. 1181）

FIT Order 2010 を修正し明確化 FIT の適格設備の特定大容量の測定基準を変更水力発電に関して、認定容量（50 kW 以下）認定の適格日を規定 RO 制度から FIT 制度への移行を希望する発電事業者の通知期間を 2010 年 10 月 1

日から 2011 年 10 月 1 日に延長 FIT スキームの認定を求める設備が公的な資金の交付を受けた場合の除外規定

1.51 億ポンド（2011 年度）

2011 年 8 月

The Feed-in Tariffs (Specified Maximum Capacity and Functions) (Amendment No.2) Order 2011（SI 2011 No. 1655）

50 kW以下の水力発電所が FITの認定を受ける際の臨時規定の適用期間を 2012年3 月 31 日までに延長

認定された FIT 設備の買取価格コードの割り振り、および FIT 買取価格の表を年

次公表する際のインフレ率による調整に関連した Ofgem の権限を変更

2011 年 10 月 The Feed-in Tariffs (Specified Maximum Capacity and Functions) (Amendment No.3) Order 2011（SI 2011 No. 2364）

設備拡張による拡張分は別途対象設備として扱われ、FIT 交付を受ける場合には、

拡張分と既存分を合わせた容量をベースに買取価格コードを割り当て既存設備の確認日から 1 年までに稼働開始した認定 FIT 設備の拡張を、元の設備

の一部として取扱い

比較的に大きな設備を建設する際に、設備を小分けにして段階的に申請す

ることによって、小規模に対する固定価格（大規模より高い固定価格）を

得ようとする事例が見受けられたことへの対応

2012 年 3 月 Consultation Phase1 （2011/10/31～12/23）

新規太陽光設備および増強標準太陽光設備の買取価格を 2012年 3月 3日以降引き

下げ新たなエネルギー効率要件（EPC 等級のレベル D 以上）の導入複数設置（単一の所有者が複数の敷地設備を有する）者向け買取価格が適用とな

るしきい値を、25 基以上の事業者に引き上げ

FIT 制度の開始時よりも世界的に太陽光の設置コストが劇的に低下したこ

とや他の要因を受けて、当初に想定していたよりも太陽光発電者に多くの

収益がもたらされていると評価されたため

159

年月法律改正/制度レビュー法改正の主な改正事項法改正の背景 FIT 賦課金額 2012 年 4 月 The Feed-in Tariffs

(Specified Maximum Capacity and Functions) (Amendment) Order 2012 （SI 2012 No. 671）

発電容量 50 kW 以下である水力発電所が FIT 認定を受ける臨時規定の適用期間を

2013 年 3 月 31 日までに延長 5.06 億ポンド

（2012 年度）

2012 年 8 月 Comprehensive Review Phase 2A （2012/2/9～4/3）

2012 年 7 月以降の新規設備の太陽光買取価格の引き下げを提案太陽光買取価格の逓減メカニズムを Ofgem は四半期ごとに規定 2012 年 7 月 1 日以前の適格日である太陽光 PV 設備の売電価格は 4.5p/kWh まで引

き上げられ、買取価格期間は 25 年から 20 年に短縮新規太陽光設備の発電買取価格は小売物価指数をベースとした指標にリンク

太陽光の設置コストは劇的に低下し続けている一方で、政府予算は一定で

あるため、このようにダイナミックに変動する太陽光に対して自動的に予

算運営が行えるようなメカニズムの導入が必要と判断 2011 年末までに、予測した 116MW を大きく上回る 900MW 超となり、2012

年 3 月末までには 1.3GW まで拡大すると見込まれ、25 年間にわたる累積

支援額が 70 億ポンドにものぼると試算されたため

2012 年 8 月 The Feed-in Tariffs (Specified Maximum Capacity and Functions) (Amendment No.2) Order 2012 （SI 2012 No. 1393）

2012 年 8 月 1 日以降の新規太陽光設備に適用の買取価格の引き下げ太陽光設備に適用される四半期ごとに逓減した FIT 買取価格の表を公表する業務

を Ofgem に義務付け太陽光設備の導入に関する四半期ごとのデータを公表することをエネルギー国務

大臣に義務付け（このデータは、次の四半期に適用される FIT 買取価格を算定す

る際に、Ofgem が利用） 2012 年 8 月 1 日以降の適格日である太陽光設備の売電価格は 4.5 ペンス/kWh まで

引き上げられ、買取価格期間は 25 年から 20 年に短縮

2012 年 2 月から実施の Comprehensive Review Phase 2A に基づく改正

2012 年 10 月 The Feed-in Tariffs (Specified Maximum Capacity and Functions) (Amendment No.3) Order 2012（SI 2012 No. 2268）

発電容量 50 kW 以下の水力発電所が FIT 認定を受ける際の条項適用時の時間的制

限を解除

2012 年 12 月 The Feed-in Tariffs Order 2012 （SI 2012 No.2782）

FIT Order 2012 は、FIT Order 2010 と制度開始以降の改正令を取りまとめて、以下

の既存 Order を廃止 S.I. 2010/678、S.I. 2011/1181、S.I. 2011/1655、S.I. 2011/2364、 S.I. 2012/671、S.I. 2012/1393、S.I. 2012/2268

エネルギー国務大臣に太陽光（既に情報公開済み）以外のエネルギー源を使用し

た適格設備の導入に関するデータ公表を義務付け

Comprehensive Review Phase2B （2012/2/9～4/26）

嫌気性消化、水力、CHP、風力の買取価格改定嫌気性消化、水力、CHP、風力の買取価格逓減メカニズム導入 ROO-FIT認定設備およびコミュニティの太陽光プロジェクトに買取価格保証に伴

う事前認定制度を導入エネルギー効率要件からコミュニティエネルギースキームと学校を免除する条項

に伴い、コミュニティの定義の確認

コンサルテーション実施時（2011 年度末）に、FIT 制度施行以来 2 年近

くが経過し、事業環境も変化したことから太陽光以外の技術についても発

電価格を中心に見直しの必要性があるとされたため

2013 年 7 月 The Feed-in Tariffs Order (Amendment) 2013 （SI 2013 No.1099）

FIT ライセンス保持者がライセンス取り消しとなった場合、または破産した場合

の FIT 発電事業者の処遇を規定期間平準化の未払いから生じたコストの相互化に関する条項を規定

6.91 億ポンド（2013 年度）

2013 年 12 月 Energy Act 2013 買取対象とする対象設備の設備容量上限を 5MW から 10MW に引き上げる根拠法

の改正設備容量 5MW 超の地方共同体による再生可能エネルギー発電設備は、現

行の大規模発電施設向けの支援制度である RPS 制度（RO制度と呼ばれる）

よりも手続きが複雑となる差額契約型 FIT への参加が難しいと考えられ、

地方共同体によるこうした発電設備を固定価格買取制度の対象に含める

ことを意図した改正

160

年月法律改正/制度レビュー法改正の主な改正事項法改正の背景 FIT 賦課金額 2014 年 7 月 The Feed-in Tariffs Order

(Amendment) 2014 （SI 2014 No.1061）

特定の水力発電所について、Ofgem が認可した一次認定の取り下げ許可について

規定一定の条件が重なった場合に、事前認定を受けた水力発電事業者に意図され

た発電価格が適用されないことあり、これを修正 8.66 億ポンド（2014 年度）

2014 年 10 月 The Feed-in Tariffs Order (Amendment) (No.2) 2014 （SI 2014 No.2865）

FIT の逓減メカニズムに関して、地上設置型太陽光設備・50kW 超の地上設置型以

外の太陽光設備を Standard Conditions of Electrcity Supply Licences 2014 の改正を反

映して、分割

太陽光に適用する支援価格の逓減と設備種別のコスト削減幅とをリンクさせる

ための改正

2015 年 1 月 The Feed-in Tariffs Order (Amendment) 2015 （SI 2015 No.35）

FIT の管理面、特にコミュニティ機関所有の設備運営に関する改正（事前認定期

間）地上設置型太陽光の定義を規定することに伴う改正

5MW 以下の再生可能発電設備の所有権を民間からコミュニティへ 100％また

は一部シフトを促す改正

2015 年 9 月 The Feed-in Tariffs Order (Amendment) (No.2) 2015 （SI 2015 No1659）

2015 年 9 月 30 日で事前認定を終了する件に伴う改正 FIT レビューに伴う逓減実施前の駆け込み申請の影響を抑制すべく、2015 年

10 月からは運開を迎え、正式な申請をした日の料率を適用 11.1 億ポンド（2015 年度）

2015 年 12 月 The Feed-in Tariffs Order (Amendment) (No.3) 2015 （SI 2015 No.2045）

発電価格のレベルを改正し、全体の容量を四半期毎に制限する形のコスト管理メ

カニズムを導入賦課金管理枠組み（LCF）で著しい支出超過が予測されることから、消費者負

担の電気料金への影響削減を目的とした。

2016 年 3 月 The Feed-in Tariffs (Amendment) Order 2016 (SI.2016/319)

認定資格の定義改正 MCS による認証設備（50kW 以下）についても、事前認定申請の有効期限を明確

化し、設備の導入量に上限を設ける

2017 年 3 月 The Feed-in Tariffs (Amendment) Order 2017 (SI.2017/131)

嫌気性消化（AD）の買取価格を改定し、導入上限（キャップ）とともに四半期毎

のデフォルト逓減料率を変更ライフサイクル温室効果ガス排出削減を順守し、原料を調達する場所を制限する

ため、新設 AD 設備向けの要件を導入生産されたバイオガスの 50%未満が廃棄物または残さからのものである AD から

の発電設備の所有者への支払いを制限するマイクロ CHP の支援を本制度のコスト管理メカニズムに組み込む

AD 及びマイクロ CHP は、その複雑性から 2015 年のコスト管理メカニズムに

は盛り込まれなかったので、今般の改正となった。同様に、コスト管理においても他の電源と同様のアプローチをとり、CHP の導

入容量に上限を設けるほか、AD に四半期ごとのデフォルトの逓減を導入す

る。持続可能性基準と原料制限についても、他の再生可能補助制度を踏まえたア

プローチとなっている。

12.8 億ポンド（2016 年度）

2018 年 The Feed-in Tariffs and Contracts for Difference (Amendment) (EU Exit) Regulations 2018 (SI.2018/1092)

EU 法の不履行、および欧州連合から英国が脱退することにより生じる他の瑕疵に

対処するため、European Union (Withdrawal) Act 2018 における権限を使用し策定 FIT に関しては、Energy Act 2008、CFD に関しては、Energy Act 2013 の 2 つの規

則を改正する本措置により、英国が欧州連合の加盟国として参照されることがないよう、関連法令

を改正

本法令は、英国が欧州連合の加盟国から離脱する結果生じる瑕疵を修正す

る。FIT・CFD の運用、資金供与の方法を変更するものでなく、関連当事者に

新たな責務および義務を負わせるのもではない。

13.8 億ポンド（2017 年度）

2018 年 The Feed-in Tariffs (Closure, etc.) Order 2017 (SI.2018/1380)

本法令により、2019 年 3 月 3 日付の新規 FIT 申請受付終了と、新規申請の一部期

限付き延長を定めるエネルギー集約型産業（EII）需要家に供給する電力の年間平準化支払い額の算定

からの免除など、制度の管理運営上の変更を一部導入

需要家の負担額を抑えるため、FIT 終了が決まったが、小規模低炭素発電に

ついては引き続き支援の必要がある。このため、当該発電の新規申請を一部

期限付きで延長し、これに伴う 2019 年 4 月 1 日以降の買取価格の決定方法を

定める。 FIT 制度の廃止は、現行の認定設備には影響がない。発電事業者は、引き続

き発電価格と売電価格の両方を支援期間受け取ることが可能である。

出所）英国政府ウェブサイト（http://www.legislation.gov.uk/）から取得の各法令をもとに作成

161

(2) 義務対象者

英国の小規模 FIT 制度では、供給ライセンスに基づき、電力小売事業者（供給ライセンス

保有者）に買取の義務が課せられる。但し、適格な小規模再生可能エネルギー発電設備から

電力の買取を義務付けられるのは、前年の 12 月 31 日時点で 250,000 軒以上の顧客を有する

電力小売事業者となっている。2017 年度に該当するのは、13 事業者となっている。

買取義務対象とならない顧客数 250,000 軒未満の供給ライセンス保有者については、直接

的な買取の義務は生じないものの、終的には平準化スキームを通じて制度費用の負担を行

うことが義務付けられる。一方で、自主的に買取のスキームに参加することも可能である。

この際も、50kW 以上の発電設備からの固定価格買取の申し出については、断る余地が残さ

れている。

(3) 対象エネルギー源

買取義務の対象となるエネルギー源および発電設備の要件は表 6-5 のとおりである。

表 6-5 英国：小規模 FIT 制度の対象エネルギー源、設備要件

〔買取対象となるエネルギー源〕 ● 太陽光発電 ● 風力 ● 嫌気性消化 ● 水力

※上記の再生可能エネルギーに加えて、マイクロコジェネ（パイロット）（発電容量 2kW 以下）も買取対

象のエネルギー源〔対象発電設備要件〕

◆ 50kW 未満の上記の対象エネルギー源による発電設備 ◆ 2009 年 7 月 15 日以降に稼動開始した 50～5,000kW の上記の対象再生可能エネルギー源

による発電設備

出所）電力・ガス市場規制局（Ofgem）ウェブサイト、

（https://www.ofgem.gov.uk/environmental-programmes/fit/about-fit-scheme /）をもとに作成

なお、上記のエネルギー源に加えて、2008 年エネルギー法上では、命令（Order）にて小

規模 FIT 制度の対象にできる「小規模低炭素発電」について、より広いエネルギー源を対象

としている（表 6-6）。

表 6-6 英国：小規模 FIT 制度で Order にて対象にできるエネルギー源、設備要件

1）以下のエネルギー源・技術にすべて、もしくは主に依存している発電電力

・バイオマス・バイオ燃料・燃料電池・太陽光発電・太陽熱・地熱

・水力（波力および潮力を含む）・風力・コジェネ（50kW 以下の発電容量）

2）「規定の大容量」を超過しない設備による発電電力

・「規定の大容量」は、国務大臣が命令（Order）によって定める（但し、10MW 以下）

出所）2008 年エネルギー法をもとに作成

162

表 6-6 のエネルギー源のうち、地熱、バイオ燃料等は、現時点での技術の成熟度を考慮

して、制度施行の 2010 年度以降、買取対象となるエネルギー源には含まれていない。2011

年 1 月に実施した当時の所管省であるエネルギー・気候変動省（DECC：Depatment of Energy

and Climate Change）へのヒアリング調査では、この理由について、イギリスの FIT 制度は

小規模発電設備を対象としており、主な参加者として個人家庭やコミュニティを想定してい

るため、対象エネルギー源は、信頼性の高い技術のみを採用して、未成熟な技術を支援対象

に入れないという設計を行ったとの回答であった。

なお、2013 年 12 月に可決したエネルギー法において、制度の対象とする「大容量」が

10,000kW に引き上げられたが、この根拠法に対応した命令（Order）は出されていない。


英国の小規模 FIT 制度では、対象となる小規模発電設備の所有者は、以下のとおり、発電

量全量について固定価格での買取を受ける権利を有している。

供給事業者から発電量（kWh）に対して固定価格での支払いを受ける〔発電価格〕

供給事業者に対して、保証された価格で余剰電力の売電が可能〔売電価格（export tariff）〕

※上記の発電価格に追加で付与

そのため、系統に送電していない自家消費分についても、固定価格での支援を受けること

ができる。一般家屋所有者または自家発電事業者は、規定の発電価格、売電価格を受け取る

ことに加えて、用地内において発電された電力を自家消費することで、買電する電力量を削

減するメリットも生じる。一般家庭に設置した設備容量 4kW 以下の太陽光発電設備に対

する制度開始当初の価格支払いのイメージは、図 6-2 のとおりである。

図 6-2 英国：小規模 FIT での FIT 支払いのイメージ（2010 年度適用価格）

出所）エネルギー・気候変動省(DECC)の公表資料より作成

総発電量

自家消費量

売電量電力購入量

年間総消費量

設備容量 4kW 以下

太陽光発電設備

売電量に対する受取

1,000×3p/kWh＝￡30

受取金額 + 電力料金の

節約金額

￡722+￡30+￡130

＝￡882

総売電量に対する FIT 受取額

2,000×36.1p/kWh＝￡722

自家消費量を買電

した場合の金額

1,000×13p/kWh＝￡130

163

図 6-2 の例では、年間発電量 2,000kWh のうち 1,000 kWh を自家消費し、残りの 1,000 kWh

を供給事業者に売電する場合、総発電量 2,000 kWh に対して１kWh あたり 36.1 ペンスが支

払われる。さらに系統への送電量 1,000 kWh には１kWh あたり 3 ペンスの支払いを受ける

ことができる。また、自家消費した分を買電したと仮定すると、自家消費量の 1,000kWh 分

について、１kWh あたり 13 ペンスの支払いを節減できたことになる。従って、FIT 制度に

伴う発電価格、売電価格の受取 752 ポンドに加えて、買電電力量の削減に伴うメリット（130

ポンド）も享受できる。

なお、上述のように自家消費をする発電量分も買取対象として支援を受けるためには、原

則として、発電量メーターと売電量メーターが必要となる。発電量メーターの設置費用は通

常、発電設備所有者負担となる。

(5) 買取価格

英国の小規模 FIT 制度では、発電量に対して支払われる「発電価格」と余剰電力売電量に

対して支払われる「売電価格」が設定される。「発電価格」については、買取対象となる再

生可能エネルギー発電設備について、エネルギー源別、設備容量別、設備稼働年別に細かく

買取価格が設定されている。

なお、買取価格の設定にあたっては、好立地の設備において、約 5～9％の投資収益率（ROI）

が期待できる水準となるように価格を設定している。

買取期間については、制度施行当初は太陽光発電が 25 年間、その他の対象再生可能エネ

ルギー源が 20 年間、非再生可能エネルギーのコジェネは 10 年間とされた。2012 年 8 月 1

日施行の改正により、それ以降認定された太陽光発電設備の買取期間を 20 年間に短縮した。

なお、RO 制度から移行する 2009 年 7 月 14 日以前に認定を受けた既設の小規模発電設備に

ついては、2027 年で買取期間が終了となる。

供給事業者が遵守すべき標準ライセンス要件（以下、標準電力供給ライセンス要件）で規

定された買取価格について、直近の動向をとりまとめる。

1) 売電価格

売電分については、保証された「売電価格」での売電か、自由化市場での価格交渉による

売電を選択することが可能となっている。発電価格同様、売電価格も小売物価指数に応じた

物価スライド制が毎年適用される。また、発電者は、年間ベースで売電価格制度への参加ま

たは脱退を選択できるようになっている。

売電価格は、制度を開始した 2010 年度には 3.0 ペンス/kWh の価格が適用され、2011 年度

には小売物価指数に比例して 3.1 ペンス/kWh の価格が適用された。その後、2012 年に制度

見直し（FIT Review）の結果を受けて改定がなされ、太陽光発電は 2012 年 8 月 1 日、その

他エネルギー源は 12 月 1 日以降の認定設備から、売電価格が 4.5 ペンスに引き上げられた。

2013 年度以降も小売物価指数に応じて物価スライド制が毎年適用されている。

164

表 6-7 英国：小規模 FIT 制度で適用された売電価格の推移

太陽光発電設備

期間

売電価格（kWh）

2012/7/31 までの

認定設備

2012/8/1 以降の

認定設備

2010 年度 4/1～3/31 3.00 ペンス－

2011 年度 4/1～3/31 3.10 ペンス－

2012 年度 4/1～3/31 3.20 ペンス 4.50 ペンス

2013 年度 4/1～3/31 3.30 ペンス 4.64 ペンス

2014 年度 4/1～3/31 3.39 ペンス 4.77 ペンス

2015 年度 4/1～3/31 3.44 ペンス 4.85 ペンス

2016 年度 4/1~3/31 3.48 ペンス 4.91 ペンス

2017 年度 4/1～3/31 3.57 ペンス 5.03 ペンス

2018 年度 4/1～3/31 3.72 ペンス 5.24 ペンス

太陽光以外の発電設備

期間

売電価格（kWh）

2012/11/30 までの

認定設備

2012/12/1 以降の

認定設備

2010 年度 4/1～3/31 3.00 ペンス－

2011 年度 4/1～3/31 3.10 ペンス－

2012 年度 4/1～3/31 3.20 ペンス 4.50 ペンス

2013 年度 4/1～3/31 3.30 ペンス 4.64 ペンス

2014 年度 4/1～3/31 3.39 ペンス 4.77 ペンス

2015 年度 4/1～3/31 3.44 ペンス 4.85 ペンス

2016 年度 4/1~3/31 3.48 ペンス 4.91 ペンス

2017 年度 4/1～3/31 3.57 ペンス 5.03 ペンス

2018 年度 4/1～3/31 3.72 ペンス 5.24 ペンス


（https://www.ofgem.gov.uk/environmental-programmes/fit/fit-tariff-rates/）をもとに作成

2) 発電価格

英国の小規模 FIT 制度における発電価格は、2011 年度以降、小売物価指数に連動して毎

年度、変更される。

制度開始当初は、2010 年度から 2 年間は発電価格の逓減を行わず、当初の発電価格を維

持する方針が示されていた。また、買取価格の見直しを含む初の制度レビューを 2013 年

に実施し、それ以降は 5 年ごとのレビュー実施を予定していた。

165

しかしながら、2010 年 10 月に公表された政府の歳出見直し（Spending Review）を受け、

2011 年末までに初のレビューを実施することが決定した。本レビューでは、制度のコス

ト効率化への取り組みと、2014/15 年度に 4,000 万ポンド（10％）のコスト削減を実現する

必要があるとされた。

2011 年に実施されたレビューの結果として、2011 年度中に、50kW 超の太陽光発電及び

バイオマス（嫌気性消化）発電設備の発電価格が急ぎ改定された。以降、太陽光発電設備を

中心に発電価格の改定が数次にわたって行われ、その過程で出力区分帯等も変更となってい

る。

以下では、太陽光発電以外と太陽光発電にわけて、2017 年度以降に適用された発電価格

を整理する。

a. 太陽光発電以外

2017 年度に稼働開始する風力、水力、嫌気性消化発電、コジェネに適用される発電価格、

売電価格を表 6-8 に示す。四半期ごとに、直近の導入量に応じて価格が逓減する仕組みが

導入されており、嫌気性消化発電の発電価格が大きく逓減している。

表 6-8 英国：小規模 FIT 制度対象設備（太陽光以外）の発電価格（2017 年度以降）

単位：ペンス/kWh ●2017 年度稼働設備

技術設置規模 2017/4/1

～2017/6/30

2017/7/1

～2017/9/30

2017/10/1

～2017/12/31

2018/1/1

～2018/3//31

風力

50 kW 未満 8.73 8.67 8.60 8.19

50-100 kW 5.15 5.12 5.08 4.83

100-1,500 kW 3.35 3.00 2.69 2.31

1,500 kW 以上 0.86 0.84 0.83 0.71

水力

100 kW 未満 8.12 8.12 8.10 7.77

100-500 kW 6.52 6.51 6.50 6.24

500-2,000 kW 6.52 6.51 6.50 6.24

2,000 kW 以上 4.73 4.73 4.73 4.54

嫌気性消化

250 kW 未満 6.50 5.80 5.19 4.45

250-500 kW 6.14 5.49 4.91 4.22

500 kW 以上 2.33 2.07 1.83 1.57

コジェネ 2 kW 以下 14.52 14.52 14.52 13.95

（参考）2017 年度売電価格 5.03 5.03 5.03 5.03

166

●2018 年度稼働設備

技術設置規模 2018/4/1

～2018/6/30

2018/7/1

～2018/9/30

2018/10/1

～2018/12/31

2019/1/1

～2019/3//31

風力

50 kW 未満 8.46 8.39 8.31 8.24

50-100 kW 5.01 4.94 4.91 4.87

100-1,500 kW 2.15 1.92 1.72 1.55

1,500 kW 以上 0.66 0.59 0.52 0.47

水力

100 kW 未満 8.07 8.06 8.04 8.03

100-500 kW 6.49 6.48 6.46 6.46

500-2,000 kW 6.49 6.48 6.46 6.46

2,000 kW 以上 4.73 4.73 4.73 4.73

嫌気性消化

250 kW 未満 4.60 4.56 4.53 4.50

250-500 kW 4.36 4.34 4.30 4.27

500 kW 以上 1.61 1.57 1.55 1.54

コジェネ 2 kW 以下 14.52 14.52 14.52 14.52

（参考）2018 年度売電価格 5.24 5.24 5.24 5.24



b. 太陽光発電

太陽光発電に関しては、2012 年 4 月以降の新規設備のうち、250kW 未満の設備（地上設

置型を除く）について、「高」、「中」、「低」という 3 つの資格区分を導入し、一定のエ

ネルギー効率要件を満たした設備、且つ 26 以上の設備認定を受けていない発電者による設

備には、高い発電価格を導入する仕組みが設けられた。

また、2015 年 8 月の FIT レビューに関するコンサルテーションを通じ、政府は 2015 年 12

月に回答を公表し、2016 年 2 月 8 日から FIT は新たな価格制度へと移行したが、この際に

2016 年 2 月 8 日に FIT 認定を取得した太陽光発電については、コスト低減が認められたた

め大幅に発電価格が引き下げられることとなった、

2017 年度に稼働開始する風力、水力、嫌気性消化発電、コジェネに適用される発電価格、

売電価格を表 6-9 に示す、

167

表 6-9 英国：小規模 FIT 制度対象設備（太陽光）の発電価格（2017 年度以降）

単位：ペンス/kWh


設備規模稼働開始時期

2017/4/1～6/30 7/1～9/30 10/1～12/31 2018/1/1～3/31

10 kW 未満低 0.50 0.45 0.40 0.34

中 3.88 3.81 3.75 3.54

高 4.31 4.24 4.16 3.93

10-50 kW 低 0.50 0.45 0.40 0.34

中 4.08 4.02 3.96 3.74

高 4.54 4.47 4.39 4.15

50-250 kW 低 0.50 0.45 0.40 0.34

中 1.86 1.82 1.77 1.64

高 2.07 2.02 1.97 1.82

250-1,000 kW 1.70 1.66 1.60 1.48

1,000-5,000 kW 0.50 0.45 0.40 0.34

スタンドアローン 0.36 0.30 0.24 0.19

（参考）売電価格 5.03 5.03 5.03 5.03


設備規模稼働開始時期

2018/4/1～6/30 7/1～9/30 10/1～12/31 2019/1/1～3/31

10 kW 未満低 0.31 0.25 0.20 0.15

中 3.61 3.54 3.47 3.41

高 4.01 3.93 3.86 3.79

10-50 kW 低 0.31 0.25 0.20 0.15

中 3.83 3.75 3.70 3.63

高 4.25 4.17 4.11 4.03

50-250 kW 低 0.31 0.25 0.20 0.15

中 1.67 1.61 1.58 1.52

高 1.85 1.79 1.75 1.69

250-1,000 kW 1.50 1.43 1.38 1.33

1,000-5,000 kW 0.31 0.25 0.20 0.15

スタンドアローン 0.15 0.12 0.08 0.05

（参考）売電価格 5.24 5.24 5.24 5.24

注）250kW 未満の設備は、発電者の資格要件に応じて下記 3 区分の異なる発電価格を適用。

高：エネルギー効率要件を満たした、25 以下の設備認定しか受けていない発電者による設備に適用

中：エネルギー効率要件を満たした、26 以上の設備認定を受けている発電者による設備に適用

低：上記のいずれにも当てはまらない設備に適用



168

3) 価格逓減メカニズム

2012 年 8 月に施行された FIT Order において、2012 年 11 月 1 日以降の太陽光発電認定設

備に適用する発電価格を対象とした価格逓減メカニズムが導入された。この改正された FIT

Order に基づき、エネルギー・気候変動省（DECC）は、四半期ごとに新規太陽光発電に適

用する発電価格を見直し、新たな発電価格を適用する 2 ヶ月前までに、電力・ガス市場規制

局（Ofgem）が新たな価格を公表することとなった。

この価格逓減メカニズムのポイントは以下のとおり。

前四半期の新規設備導入量により、規定のフォーミュラに従い適用逓減率を決定

前四半期の新規設備導入量が、規定のしきい値を下回った場合、逓減率の適用を見送り

但し、逓減を見送る期間は 6 ヶ月間として、その次の期間には 3.5％の逓減率を適用

10kW 未満設備、10～50kW 設備、50kW 以上/地上設置設備の 3 区分（バンド）に分け

て、ぞれぞれの新規設備容量に応じた逓減率を設定

価格逓減メカニズムは、バンドごとに異なる新規設備導入量のしきい値を超えた場合に

適用されるため、バンド別に異なる逓減率で価格が決定されるが、大きいバンドに小さ

いバンドを下回る逓減率が適用されることはない。この場合、小さいバンドの逓減率が

適用される。

また、太陽光以外の認定設備についても、適用される年次価格逓減メカニズムが導入され、

2014 年 4 月に実施された。太陽光以外の年次価格逓減メカニズムの対象となるのは、水力、

風力、嫌気性消化（AD）であり、マイクロコジェネは含まれない。発電価格が改正される

のは毎年 4 月 1 日であり、当該日以降に認定された新規または拡張設備が対象である。

2016 年 2 月 8 日から 2019 年 3 月 31 日まで、四半期毎の予算上限（キャップ）と結びつ

いた 2 種類の低減が太陽光、風力、および水力発電設備に対して導入される。デフォルト逓

減の引き下げ幅は、電源により異なる。これは、需要家負担額および設置費用の削減の変動

予測を考慮したものとなっている。また、FIT 年度の終了時に RPI の変動を考慮し、調整さ

れる。2016 年 2 月 8 日以降のデフォルト低減の発電価格は表 6-10 のとおり。

表 6-10 英国：小規模 FIT 制度対象設備のデフォルト低減発電価格

単位：ペンス/kWh

●太陽光

2016 価格 2016 2017 2018 2019

Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1

10kW未満 4.39 4.32 4.25 4.18 4.11 4.04 3.97 3.90 3.83 3.76 3.69 3.62 3.55

10 - 50kW 4.59 4.53 4.46 4.39 4.32 4.25 4.19 4.12 4.05 3.98 3.91 3.85 3.78

50 - 250kW 2.70 2.64 2.58 2.51 2.45 2.39 2.33 2.27 2.20 2.14 2.08 2.02 1.96

250-1,000kW 2.27 2.21 2.15 2.09 2.03 1.97 1.91 1.85 1.78 1.72 1.66 1.60 1.54

1,000-5,000kW 0.87 0.82 0.76 0.70 0.64 0.58 0.52 0.46 0.41 0.35 0.29 0.23 0.17

スタンドアローン 0.87 0.82 0.76 0.70 0.64 0.58 0.52 0.46 0.41 0.35 0.29 0.23 0.17

169

●水力

2016 価格 2016 2017 2018 2019

Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1

100kW未満 8.54 8.53 8.51 8.50 8.48 8.46 8.45 8.43 8.42 8.40 8.39 8.37 8.35

100 - 500kW 6.14 6.14 6.13 6.12 6.11 6.11 6.10 6.09 6.09 6.08 6.07 6.06 6.06

500 – 2,000kW 6.14 6.14 6.13 6.12 6.11 6.11 6.10 6.09 6.09 6.08 6.07 6.06 6.06

250-1,000kW 4.43 4.43 4.43 4.43 4.43 4.43 4.43 4.43 4.43 4.43 4.43 4.43 4.43

2,000-5,000kW 8.54 8.53 8.51 8.50 8.48 8.46 8.45 8.43 8.42 8.40 8.39 8.37 8.35

●風力

2016 価格 2016 2017 2018 2019

Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1

50kW未満 8.53 8.46 8.39 8.33 8.26 8.19 8.13 8.06 7.99 7.93 7.86 7.79 7.73

50 - 100kW 8.53 8.46 8.39 8.33 8.26 8.19 8.13 8.06 7.99 7.93 7.86 7.79 7.73

100 – 1,500kW 5.46 5.43 5.40 5.37 5.34 5.32 5.29 5.26 5.23 5.20 5.17 5.14 5.12

1,500-5,000kW 0.86 0.85 0.84 0.83 0.82 0.81 0.79 0.78 0.77 0.76 0.75 0.74 0.73

出所）RES LEGA ウェブサイト“Feed-in tariff,”、

（http://www.res-legal.eu/search-by-country/united-kingdom/single/s/res-e/t/promotion/aid/feed-in-tariff-5/la

stp/203/）をもとに作成

条件付き逓減（“contingent degression” ）では、導入水準が急増した場合に逓減率を調

整することができる。当該電源バンドの導入量が、政府が定めた上限値（キャップ）を超過

した際に、翌期の買取価格が 10%引き下げとなる。

規定のキャップは表 6-11 のとおり。

表 6-11 英国：小規模 FIT 制度対象設備の条件付き逓減における導入量上限（キャップ）

単位：MW

●太陽光

2016 価格 2016 2017 2018 2019

Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1

10kW未満 48.4 49.6 50.6 51.7 52.8 53.8 54.2 55.9 57.0 58.0 59.1 60.1 61.1

10 - 50kW 16.5 17.0 17.4 17.8 18.2 18.6 18.7 19.4 19.8 20.3 20.7 21.1 21.5

50-5,000kW 14.1 14.5 14.9 15.4 15.8 16.2 16.4 17.1 17.6 18.0 18.5 19.0 19.4

スタンドアローン 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0

●水力

2016 価格 2016 2017 2018 2019

Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1

100kW未満 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.4 1.4 1.4

100 – 5,000kW 6.1 6.2 6.3 6.3 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.3 6.3

170

●風力

2016 価格 2016 2017 2018 2019

Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1

50kW未満 5.6 5.6 5.5 5.5 5.6 5.5 5.5 5.4 5.5 5.4 5.4 5.3 5.4

50 - 100kW 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3

100 – 1,500kW 6.8 6.7 6.6 6.5 6.4 6.3 6.2 6.1 6.1 5.9 5.8 5.7 5.7

1,500-5,000kW 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0

●嫌気性消化

2016 価格 2016 2017 2018 2019

Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1

すべて 5.8 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0

出所）RES LEGA ウェブサイト“Feed-in tariff,”、

（http://www.res-legal.eu/search-by-country/united-kingdom/single/s/res-e/t/promotion/aid/feed-in-tariff-5/la

stp/203/）をもとに作成

(6) 対象発電設備の認定手続き

英国小規模 FIT 制度では、設備容量

50kW 超の太陽光・風力発電設備、および嫌気性消化・水力を用いた発電設備は、従来の

RO 制度と同様に、電力・ガス市場規制局（Ofgem）が設備認定を行う。それ以外の、設備

容量 50kW 以下の太陽光発電・風力発電、2kW 以下のマイクロコジェネ設備は、

Microgeneration Certificate Scheme（MCS）と呼ばれる産業界主導の独立の認証プログラムを

用いて設備認定を行う。

以下では、それぞれの認定手続きの概要を示す。

1) Ofgem による ROO-FIT 認定

小規模 FIT 制度で固定価格での買取を希望する発電者は、Ofgem に対して対象設備認定

の申請を行い、Ofgem が設立・管理する「Renewables and CHP Register」を通じて認定を受

ける。Ofgem は申請された情報を確認し、対象設備の認定を行う。この認定作業は、基本

的に 2002 年度から実施している RO 制度に基づく設備認定手続きと同様である。

発電者は「Renewables and CHP Rgister」に登録されたら、FIT 制度の義務対象となる供給

事業者に通知をする。通知を受けた供給事業者は、必要な登録情報を揃えた上で、Ofgem

の設置する「Central FITs Register」に登録を行う。この「Central FITs Register」に登録され

た情報をもとに、供給事業者は固定価格の支払いを行うため、発電設備に関して変更があれ

ば、発電者は速やかに報告を行わなければならない。

また、認定を行う Ofgem は、申請された発電設備をランダムでサンプル検査を行ってい

る。2011 年 1 月に実施した Ofgem 担当者へのヒアリングでは、エネルギー源を問わず全申

請件数の 3％の設備を対象に、サンプル検査を実施することとしているようである。

以上の認定フローを、図 6-3 にとりまとめている。

171

設備容量 50～5,000kW の太陽光・風力設備、及び 5 MW 以下の水力・嫌気性消化発電設備

図 6-3 英国：小規模 FIT 制度の対象発電設備の認定フロー①（50kW 超）


なお、2012 年 12 月より、ROO-FIT 制度を利用する設備に対し、事前認定（Preliminary

Accreditation）制度が導入された。設備の稼働開始前の一定の有効期間、事前認定を受けた

日に適用されるレートの買取価格を保証される。事前認定から稼働開始までの有効期間は、

テクノロジーごとに異なり、太陽光は 6 ヶ月、嫌気性消化（AD）および風力は 1 年、水力

は 2 年である。

2014 年 4 月の価格逓減の影響を避けるため、2013 年 12 月の事前認定件数（2012 年 12 月

の 110 件に対し、2013 年 12 月は 1,006 件）は急増した。

タリフの逓減前の申請件数急増の影響を軽減するため、2015 年 10 月 15 日をもって、事

前認定は終了となったが、2016 年 2 月 8 日付の改正により、50kW 超の太陽光・風力発電お

よびすべての水力・嫌気性消化に対し、事前認定を再導入することとなった。

2) MCS 認定

設備容量 50kW 以下の設備の認定手続きについては、嫌気性消化、水力発電を除いて、

Ofgem の役割は「Central FITs Register」の設立・管理のみとなる。Ofgem による認定手続き

に代わって、Microgeneration Certificate Scheme（MCS）と呼ばれる認証プログラムが用いら

れる。

この MCS は、英国認証機関認定審議会（United Kingdom Accreditation Service (UKAS)）に

公的関与

電力・ガス市場規制局Ofgem供給事業者

発電者

Central FITs Register

Renewables and CHPRegister

①OfgemのRegisterを通して設備認定を申請・情報提供

③ Renewables and CHP Registerに登録済みであることを通知

④Renewables and CHP Registerの登録状況を確認

⑤Ofgemの設置するCentralFITs Registerに登録

⑥発電者から提供された計測データをもとに、Registerに登

録済みの発電者にFIT支払い

設置、運営管理

⑧ランダムで監査実施

（電力法の発電ライセンスは免除となる規模であるため、義務違反時には、FITｓRegisterからの除名や不正行為防止法（Fraud Act）に基づく罰則の適用）

⑦ライセンス要件の遵守を監督

（電力法の供給ライセンス要件で定められたFIT関連条項に違反した場合には、電力法の罰則を適用）

設置、運営管理

②申請書類を審査のうえ、認定

172

より認定を受けている独立の認証プログラムで、確固たる基準に照らして設置者および製品

を評価する制度である。

小規模 FIT 制度の対象となる発電者は、MCS 認証を受けた設置者（installer）により、MCS

認証済設備を設置してもらい、MCS 証書の発行を受けて、「MCS Installation Database」に

登録をしてもらう。以降の手続きは、50kW 超の設備と同様で、発電者は「MCS Installation

Database」に登録されたら、小規模 FIT 制度の義務対象となる供給事業者に通知をする。通

知を受けた供給事業者は、必要な登録情報を揃えた上で、Ofgem の設置する「Central FITs

Register」に登録を行うこととなる。

設備容量 50kW 以下の太陽光・風力発電設備の認定フローは、図 6-4 のとおり。

設備容量 50kW 以下の風力・太陽光発電設備

図 6-4 英国：小規模 FIT 制度の対象発電設備の認定フロー②（50kW 以下）


適格設備を新規に Central FIT Register に登録する際に、ライセンス保有者から提供するこ

とが求められるデータ項目および当該データの詳細は表 6-12 のとおり。

173

表 6-12 英国：Central FIT Register に必要な発電者情報および設備情報

データ項目詳細 MCS

-FIT

ROO -FIT

FIT 発電者情報名前、住所、郵便番号、企業名/番号、メールアドレ

ス ✓ ✓

指定受取人情報 (Nominated Recipient)

名前、住所、郵便番号、企業名/番号

設置場所住所、郵便番号または英国陸地測量局による座標

（Ordnance Survey Grid Reference） ✓ ✓

利用技術太陽光、風力、水力、マイクロコジェネ、嫌気性消化（リストより選択）

✓ ✓

総設備容量数値入力 ✓

届出正味容量数値入力 ✓ ✓

申請日 MCS 登録申請日／RO・FIT 認証申請受理日 ✓

稼動開始日設備（およびその後の増築部分）の稼動開始日 ✓ ✓

設備種類報告/分析に用いるディスクリプタ（例：住宅用）（リストより選択）

✓

売電状況（export status）

売電種類を示すディスクリプタ（例：売電なし、オフグリッド、推計売電、標準価格、交渉価格）（リストより選択）

系統連系状況当該設備の配電網への連系の有無 ✓

供給量計測ポイント管

理番号（supply MPAN）英数字入力（系統連系済の設備は必須） ✓ ✓

売電量計測ポイント管

理番号（export MPAN）英数字入力 ✓

発電量メーターの製造

番号英数字入力 ✓ ✓

発電量メーター計測値計測初期値（starting meter reading）、数値入力 ✓ ✓

計測開始日発電量メーターの計測日 ✓ ✓

FIT 契約条件書の日付

（Statement of FIT Terms）

発電者との間に、固定買取価格条件について契約を締

結した日付

既存設備の詳細

同サイト・同再生可能エネルギー利用の他設備に係る

（届出送電端容量／総設備容量）について発電者が申

告するもので、正確な買取価格および適格性を判断す

るための情報

出所）電力・ガス市場規制局（Ofgem）資料より作成

上記のように、英国の小規模 FIT 制度の監査、保証に関する責任は、Ofgem、供給事業者

（供給ライセンス保有者）、Microgeneration Certification Scheme （MCS）の各々が小規模

FIT 制度の運営において担う役割に応じて分担している。

174

特徴的な点としては、設備容量 50kW 以下の太陽光・風力発電設備については、原則とし

て公的機関が関与せずに、民間主導の認証プログラムである MCS を用いて認定手続きを行

い、信頼性を確保している点である。

この MCS は、設備容量 50kW 以下の小型発電（発熱）設備の製品およびサービスに対し、

一貫性のある基準に基づき独立して認証を与えることを目的としている。この制度の下、

「MCSマーク」を表示/使用する製品および設置者はMCSの認証を受けることが求められ、

設置者については、公正取引庁による消費者規範認証機構（Consumer Code of Approval

Scheme：CCAS）に沿った実施基準に参加/登録することが求められる。

MCS の制度組織としては、認証機関、省庁、事業者団体、その他利害関係者等の業界代

表者から構成される利害関係者パネル（Stakeholder Panel）がある。加えて、テクニカルワ

ーキンググループ（Technical Working Group）が、技術およびスキルの開発/発展と共に制度

を常に更新していくため、制度の新基準策定を引き受けている。

また、MCS 認証機関となるためには英国認証機関認定審議会（United Kingdom

Accreditation Service (UKAS)）による認証を受ける必要がある。適任の組織であれば、どの

組織でも、UKAS に申請を行なうことが可能。MCS 認証機関とは、MCS 基準を満たしてい

る製品および設置者を認証する機関のこと。この認証を受けて当該製品または設置者は

「MCS マーク」を表示/使用することが可能となる。

3) 不服手続きの受付

Microgeneration Certification Scheme（MCS）で認証を受ける設備は、認定手続きに不服が

あった場合は供給事業者に直接訴える。供給事業者は 4 週間で申し立てを解決することにな

っている。また、エネルギーオンブズマンという独立機関があり、供給事業者と相互に納得

のいく解決策が得られなかった場合には、エネルギーオンブズマンが状況を判断し終決定

を下す。

Ofgem が認定を行う大規模設備（主に 50～5,000kW）については、申請手続きに長期間を

要することが一般的で、申請の段階から発電者とやりとりをすることが多く、その為、申請

却下の決定が下される場合、突然その結果だけが発電者に通知されるようなことはない模様

である。不服申立てのフローはあるが、Ofgem 担当者によると、不備があればどのように

改善するか等のアドバイスも行い、改善されれば認定はされる、という流れになっていると

のことである。

4) 費用負担平準化メカニズム

英国の小規模 FIT 制度では、制度運営にかかる費用は、供給事業者（供給ライセンス保有

者）により負担されることとなる。以下では、費用負担の平準化メカニズムを概説する。

175

a. 費用転嫁にかかる原則

小規模 FIT 制度の制度設計時のコンサルテーションの時点から、費用転嫁に関して、以下

の原則に基づいた制度設計が検討された。

供給事業者（供給ライセンス保有者）は、市場シェアに応じて、小規模 FIT 制度に関連

する費用の支払いをする義務を負う

各供給事業者の費用平準化は関連する政令で規定されるが、その後の需要家への費用転

嫁は、法令で義務化されない（各供給事業者が、電気料金による回収方法を決定）

また、料金転嫁にかかる法定事項としては、1989 年電力法（2008 年エネルギー法第 41

条による改定）では、エネルギー担当の国務大臣は、所定の手続きを踏んで供給事業者の標

準ライセンス要件を修正することが可能とされている。

b. 費用負担平準化メカニズム

小規模 FIT 制度にかかるコストは、上述のとおり、英国電力供給市場における市場シェア

に応じて、全供給事業者により負担されることを制度の基本原則としている。制度の運営管

理主体である電力・ガス市場規制局（Ofgem）が、こうした費用負担の平準化を図る仕組み

の構築の責務を負っている。基本的な実施手順は以下のとおり。

ⅰ）供給事業者は支払いを行った固定価格での買取額およびその他必要情報について、年

間ベースで Ofgem に報告

ⅱ）Ofgem は報告を受けたこれらの情報、およびその他情報に基づき制度全体のコスト

を算出し、更に、電力市場シェア（英国外からの再生可能電力購入量は除く）に応じて

全供給事業者間でコストを配分

ⅲ）算出された配分値よりも少ない額を支払った供給事業者（固定価格を支払った実績の

ない供給事業者を含む）は、Ofgem が管理する基金に対し、差額を支払うことになる。

逆に、この基金に集められた資金は、算出された配分値より多く支払っていた供給事

業者に対して再分配される

また、供給事業者（特に、FIT 支払い貢献度の高い小規模供給事業者）の投資リスクを

小限に抑えるため、こうした年間ベースでの調整に加え、四半期ベースでの定期的な再配分

を実施する。

176

6.3.2 差額契約型固定価格買取（CfD FIT）制度の概要

英国政府は 2010 年 12 月、現行の大規模再生可能エネルギー発電設備を対象とした促進

施策である RPS 制度（RO 制度と呼ばれる）を 2017 年で打ち切ること、再生可能エネルギ

ー発電事業者等の低炭素発電事業者（原子力・化石燃料による発電事業者を含む。但し、以

下では原則として再生可能発電事業者とする）を対象とした FIT 制度の導入を提案した。

意見募集を経て、2011 年 7 月に公表された「政策提言書（Electricity Market Reform (EMR)

White Paper 2011）」では、低炭素発電事業者を対象とした差額契約型（CfD：Contracts for

Difference）FIT という形の長期契約システムが提案された。

この CfD FIT は、低炭素発電事業者と CfD カウンターパートとなる Low Carbon Contracts

Company（政府所有の有限責任会社）との間で個別の差額決済契約を締結し、レファレンス・

プライス（参照価格）が行使価格（固定価格）を下回る場合には、発電事業者が差分を受け

取り、上回った場合には、発電事業者が差分を支払う仕組みとなっている。

図 6-5 英国：差額契約型（CfD）FIT の枠組み

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）資料より作成

以下では、CfD FIT の制度概要についてとりまとめる。

177

(1) CfD FIT 制度の根拠法令

2013 年エネルギー法（c.32）(Energy Act 2013 Chapter 32)

上記の 2013 年エネルギー法に基づき、エネルギー国務大臣（Secretary of State）は、規則

の組み合わせと発電事業者とカウンターパート間の私法上の契約を通じて、CfD FIT 制度の

施行が可能となる。CfD FIT 制度では、発電事業者が受ける、発電設備のエネルギー源ごと

の支援水準を規定する。また、国務大臣には、差額契約の標準（契約）条項を決定・公表す

る権限を有する。

エネルギー国務大臣は、第 2 次立法として、規則（Regulations）において、差額決済契約

の標準条項に含めるべき種類の条項、または契約を申し出る前に、カウンターパートがこれ

らの条項の調整に合意する環境および方法を規定する。また、CfD の費用は、カウンターパ

ートに支払をする必要のある電力事業者が負担する。この義務は、Supplier Obligation（供給

事業者の義務）と呼ばれ、この支払をする際の細目も規則にて規定される。

表 6-13 英国：エネルギー国務大臣により策定される CfD FIT にかかる規則

行政委任立法一覧主な規定内容

The Contracts for Difference

(Counterparty Designation)

Order 2014

Low Carbon Contracts Company を CfD カウンターパーテ

ィ(CfD 契約の相手方)に指定。Energy Act 2013 とその二次

立法で付与された CfD カウンターパーティとしての機能を

果たす。


(Definition of Eligible

Generator) Regulations 2014

Energy Act 2013 の適用上の適格発電事業者を定める。


(Allocation) Regulations 2014

主に、下記の点について定める。

・CfD の申請方法

・申請の評価方法

・割当プロセスの策定方法

・アロケーション枠組みの適用方法

・アロケーション枠組みに盛り込まれるべき項目

・アロケーションラウンドの予算策定

・競争プロセスを盛り込むかを Delivery Body が決定

・CfD 通達のプロセス

・不服申し立て（appeal）条項

The Contracts for Difference (Standard Terms) Regulations 2014

定型の CfD の策定方法、国務大臣が公示・修正する標準条項

を定める。また、申請者が変更を希望する際の方法を管理す

る。

178


The Contract for Difference

(Electricity Supplier

Obligation) Regulations 2014

・英国の電力供給事業者が CfD の費用を支払う一般的義務

・年間定率賦課金を支払う供給事業者の一般的義務

・金額の調整

・CfD 発電事業者から受領した金額の供給事業者への支払い

・供給事業者の準備金積み立て義務

・供給事業者の担保*および貸倒引当担保提供義務

・CfD カウンターパートの費用を賄う供給事業者の義務

・紛争および執行

・CfD 発電事業者に対する支払の案分


(Allocation) (Amendment)

Regulations 2015

実現可能なプロジェクトに支援を与えるための、Non

Delivery Discincentive を導入する権利を国務大臣に付与す

る。


(Standard Terms)

(Amendment) Regulations

2015

売電価格がネガティブ（マイナス）となった場合に、CfD の

支払いを一時中断する権限を与える。また、アロケーション

ラウンドの開始時に公表されたStandard Terms Noticeを改

正する権限を国務大臣に付与する。


(Miscellaneous Amendment)

Regulations 2016

これまでの規則で定められた、現行の配分方法と締結された

CfD 契約の運用方法に微修正を加える。


(Allocation) (Amendment)

Regulations 2016

現行の CfD アロケーション実施の終日である 2020 年 3 月

31 日を 2026 年 3 月 31 日に延期する。


(Allocation) (Excluded Sites)

Amendment Regulations 2016

NDD 条項の一部を改正。アロケーションされた CfD で契約

を締結できなかった場合、以降のラウンドで当該事業用地は

一時的に対象外となる。現行 13 ヶ月のこの適用期間を 24 ヶ

月に延期する。


(Standard Terms)

(Amendment) regulations 2017

ストライクプライスが参照価格を上回り、発電事業者が支払

い義務を負った際、支払いを停止できるよう該当する

Standard Terms and Conditions を改正する。本提案では、

CFD カウンターパーティーが CfD の支払い額を他の国庫補

助額と相殺できるようにし、他の国家補助が控除されるまで

発電事業者が CfD 支払いを受け取れないようにする。

179



(Miscellaneous Amendments)

Regulations 2018

① CfD 申請時の「適格発電所」の新たなサブクラス（「離島

風力 CFD ユニット」）を定める。

② Combined Heat and Power Quality Assurance

(CHPQA) Standard Issue 6 のもと、プロジェクトを認

可する際の CHP の要件を外す。

③ 「廃棄物」の定義を若干改正し、現行の定義の要件を満

たすために意図的に修正・汚染された原料は、当該用語

の意味から逸脱したものであると定める。

The Feed-in Tariffs and

Contracts for Difference

(Amendment ) (EU Exit)

Regulations 2018

EU 法の不履行、および欧州連合から英国が脱退することに

より生じる他の瑕疵に対処するため、本文書は、European

Union (Withdrawal) Act 2018 における権限を使用し策定。

FIT に関しては、Energy Act 2008、CFD に関しては、Energy

Act 2013 の 2 つの規則を改正する。

本措置により、英国が欧州連合の加盟国として参照されるこ

とがないよう、関連法令を改正する。

*現金、または信用状（Letter of Credit）を差し入れる。

出所）The National Archives, “legislation.gov.uk”、

（http://www.legislation.gov.uk/all?title=contracts%20for%20difference%20）をもとに作成

(2) 各主体の役割

CfD FIT は、各主体が以下の役割を果たすことで施行される。

政府（エネルギー政策所管省）

政策全体の方向付け、キーパラメーターの設定

送電系統運用者（National Grid 社）

政策策定への分析結果提供割当システムの運営

CfD カウンターパート（Low Carbon Contracts Company）

開発者と CfD に参加供給事業者から CfD 費用を徴収

図 6-6 英国：CfD FIT における各主体の役割


180

(3) 支援の形態

CfD FIT では、プロジェクトの開発事業者は、送電系統運用者（National Grid 社）による

「割当（アロケーション）」を受ける段階と実際の投資契約を締結する段階の二段階にわた

って支援を受ける。

図 6-7 英国：CfD FIT 対象プロジェクトのスケジュールイメージ

出所）National Grid、“EMR Delivery Body Contract for Difference”をもとに作成

1) 開発事業者の実務

CfD FIT では、プロジェクトの早い段階で契約を締結でき、各プロジェクトにはその契約

の中で、15 年間にわたるストライクプライス（行使価格）が提示される。開発事業者は、

CfD に係る契約を得るために、以下の情報とともに送電系統運用者（National Grid 社）への

申し込みをしなければならない。

プロジェクトの詳細（発電タイプ、容量、企業詳細）

建築許可

電力系統連系受け入れ証

目標運開日（プロジェクトの行使価格を決定）

2) ストライクプライス（行使価格）

制度詳細に関するコンサルテーションを経て、2013 年 12 月に、2014～18 年度に運開する

設備を対象としたストライクプライスが Electricity Market Reform Delivery Plan で公表され

た。再生可能発電事業者は、このストライクプライスを上限として、15 年間（バイオマス

変換を除く25）にわたる差額決済契約を締結できる。

エネルギー源別ストライクプライスの上限価格は表 6-14 のとおり。

25 バイオマス変換は、RO 制度の終期とあわせて差額決済契約の適用は 2027 年 3 月まで。

181

表 6-14 英国：ストライクプライスの上限価格（2014～18 年度運開設備）

単位：ポンド/MWh

エネルギー源・技術運開年度

2014 年度 2015 年度 2016 年度 2017 年度 2018 年度

先進転換技術（ACT） 155 155 150 140 140

嫌気性消化 150 150 150 140 140

バイオマス専焼 CHP 125 125 125 125 125

廃棄物 CHP 80 80 80 80 80

地熱 145 145 145 140 140

水力 100 100 100 100 100

埋立ガス 55 55 55 55 55

下水ガス 75 75 75 75 75

洋上風力 155 155 150 140 140

陸上風力 95 95 95 90 90

バイオマス変換 105 105 105 105 105

大規模太陽光 120 120 115 110 100

潮力・波力 305 305 305 305 305

スコットランド島嶼陸上風力－－－ 115 115

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）, “Investing in renewable technologies – CfD contract terms and strike

prices”

CfD 契約を締結した再生可能発電事業者（以下、CfD 発電事業者）は、参照価格（卸電力

取引価格）がストライクプライスを下回る場合には、発電事業者が差分を受け取り、上回っ

た場合には、発電事業者が差分を支払う仕組みとなっている。

参照価格は、出力に不確実性のある電源（風力、太陽光、波力、潮流発電）とベースロー

ド電源で、回避可能原価に相当する参照市場価格（Market Reference Price）について異なる

指標を採用している。出力に不確実性のある発電設備には時間ごとの前日市場の卸電力取引

価格を、ベースロード発電設備には冬季（10 月～翌年 3 月）と夏季（4 月～9 月）の季節ご

とに先物市場で設定された平均価格を参照価格に適用する。

終的にこの管理上のストライクプライス（Administrative Strike Price）は、関連規則であ

る The Contracts for Difference (Allocation) Regulations 2014 の第 11 条に基づき、2014 年 10 月

にエネルギー国務大臣が公表した予算公告（Budget Notice）にて公布され、その後の第 1 回

アロケーションラウンドにおけるエネルギー源別のストライクプライスの上限価格として

用いられた。

また、2021 年度、22 年度に運開する設備を対象とした第 2 回アロケーションラウンドで

は、表 6-15 のとおりエネルギー源別ストライクプライスの上限価格が設定された。

182

表 6-15 英国：ストライクプライスの上限価格（2021～22 年度運開設備）

単位：ポンド/MWh

エネルギー源・技術 2021 年度運開設備 2022 年度運開設備

洋上風力 105 100

先進転換技術（CHP あり・なし） 125 115

嫌気性消化（CHP あり・なし）5MW 超 140 135

バイオマス専焼 CHP 115 115

波力 310 300

潮力 300 295

地熱 - -

出所）ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）、“Budget notice for the second CFD Allocation Round”

3) 電力販売先が見つからない場合のラストリゾート措置

CfD FIT の枠組みでは、CfD 発電事業者は CfD カウンターパートと差額決済契約を締結で

きるが、電力は相対取引や卸電力市場等で販売をすることが求められる。特に独立系の再生

可能発電事業者に関して、エネルギー市場へのアクセス確保が必要となることから、

「Offtaker of Last Resort」と呼ばれるサービスをあわせて導入している。

Offtaker of Last Resortの仕組みでは、CfD発電事業者は、市場価格から規定額（25￡/MWh）

をディスカウントした価格で電力購買契約「Backstop PPA」を結ぶことができる。この仕組

みにより、投資家や金融機関が、発電事業者が卸電力の販売価格として受け取ることのでき

る「ワーストケース」の料金を予測することができる効果が期待される。

具体的には、特定の供給事業者（低の信用条件を満たす、許認可を受けた供給事業者）

に、1 年間の Backstop PPA を締結するための入札に参加する義務を課すことで施行される。

応札者の負担は、供給ライセンス事業者間で平準化される。Offtaker of Last Resort の義務対

象となる供給事業者は、直近年度の英国における電力供給量の 6％以上を供給していること

が要件となっており、2018 年度は以下の 6 大供給事業者となっている。

・British Gas Trading Ltd

・EDF Energy Customers Plc

・E.ON Energy Solutions Limited

・Npower Limited

・Scottish Power Energy Retail Ltd

・SSE Energy Supply Limited

(4) 費用負担メカニズム

CfD FIT にかかる費用は、「CfD Supplier Obligation」という形で、2015 年 4 月 1 日以降、

英国でライセンスを有する電力供給事業者から納付される賦課金で賄われる。

183

1) CfD コスト回収のための Interim Rate Levy

供給事業者は、ユニットコストの固定料率である「Interim Rate（暫定料率）」で算定さ

れる、￡/MWh 建のレートで毎日請求される前払い金と、義務履行期間の開始時毎に一括払

いの「Reserve（準備金）」を事前納付する必要がある。

図 6-8 英国：CfD FIT における費用負担メカニズム

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）, “CEMR: Consultation on Proposals for Implementation”より作成

Interim Rates による支払いは、CfD カウンターパート（Low Carbon Contracts Company：

LCCC）が CfD 発電事業者に対して予定された支払いをするための資金を提供することを企

図している。一方、Reserve の納付は、LCCC CfD カウンターパートが CfD 発電事業者に対

して義務付けられたすべての支払い20回のうち19回分に充分な資金を確保するよう設計さ

れた。回収された金額は、CfD カウンターパートが管理する CfDs を締結した低炭素発電事

業者に対する支払いに使用される。

賦課金年度の前に、CfD カウンターパートが当該請求期間における合計 CfD 費用を予測

し、Unit Cost Fixed Rate を算定する。請求期間の供給事業者に対する賦課金額は Unit Cost

Fixed Rate と検針された供給量で計算される。実際の賦課金額が確定するのは、賦課金年の

終了から 14 ヶ月後となる。すべてのデータが揃った後、 CfD カウンターパートは、下記の

式を使用して、実際の賦課金額を算定し、Reserve Fund への入出金を通じて、支払額を調整

する。

実際の賦課金額は、賦課金年度の CfD コスト合計と同額となる。

184

上記の式では、それぞれ以下を意味する。

CF：正味 CfD コスト

SE：当該 supplier obligation 期間における、当該供給事業者の電力供給量

SX：当該 supplier obligation 期間における、当該供給事業者から除外される電力

供給量（送電・配電ロスなど）

TE：当該 supplier obligation 期間における、供給事業者すべての電力供給量

TX：当該 supplier obligation 期間における、供給事業者すべてから除外される電

力供給量（送電・配電ロスなど）

CfD カウンターパートである LCCC から CfD 発電事業者への差額支払いは、請求期間終

了後から 28 暦日後となっているが、供給事業者は支払い通知の受領から 7 営業日以内に賦

課金の支払いを義務付けられている。加えて、LCCC は、供給事業者から引当金（Total Reserve

Amount）を徴収している。供給事業者による賦課金の不払い時には、未払い額は残りの供

給事業者間で「相互化（補てん）」されることになっており、LCCC は適切な支払を受ける

までは、CfD 発電事業者に対して支払いをする義務は負わない。

また、ストライクプライスよりも参照価格が高い場合には、LCCC が CfD 発電事業者か

ら支払いを受けることになり、Supplier Obligation Regulations にもとづき、供給事業者に適

切な支払いをすることが義務付けられている。CfD 発電事業者が不払いを起こし、結果とし

て、LCCC から供給事業者に予定通りの支払いがなされない場合、この未払い額は、これ以

外の供給事業者間で相互化され、LCCC に未払い額を補てんする義務は生じない。

2) LCCC 運営にかかる CfD Operational Costs Levy

LCCC の運営にかかる事業費は、設立準備期間である 2014 年 7 月 31 日以前はエネルギー・

気候変動省（DECC）が直接負担していたが、8 月 1 日以降に関しては、Supplier Obligation

Regulations で規定された事業費賦課金（CfD Operational Costs Levy）により供給事業者が負

担する。

2015 年度の事業費賦課金は、Supplier Obligation Regulations で 1 MWh あたり 3.97 ペンス

に設定（事業費予算 1,200.7 万ポンド相当）とされていた。LCCC は、当該会計年度に必要

とされる事業費を余計に回収した場合、供給事業者に返金することとなっており、2015 年

度は 265.2 万ポンドを返金する予定である。なお、2016 年度における賦課金の料率は、1 MWh

あたり 5.09 ペンス（事業費予算 1,441 万ポンド相当）である。

(5) 大規模需要家を対象とした費用負担減免措置

CfD の契約を締結した発電事業者に対する第 1 回の支払いは、2015 年 4 月に開始され、

当該コストは供給ライセンスを有する電力供給事業者によって負担される（但し、2015 年

度第三四半期までの費用実績なし）。この義務は、供給事業者の義務（supplier obligation）

185

と呼ばれている。供給事業者は、免除対象外である供給電力量をベースに供給事業者の義務

を支払うこととなる。

制度設計の過程において、エネルギー・気候変動省（DECC）によって、適格である EIIs

（エネルギー集約企業）である電力供給事業者に対する、CfD 関連コストの一部免除が提案

された。免除対象は、供給事業者の義務（Interim Rate Levy）と CfDs および供給事業者の

義務を管理する際に生じる営業費を回収する事業費賦課金（CfD Operational Costs Levy）の

2 つである。あわせて、国際的な競争市場で操業している代表的な電力集約産業が、従来の

支援制度である RO（Renewables Obligation）制度または小規模再生可能エネルギー発電設備

を対象とした FIT 制度に伴い生じる電力コストの上昇分を補てんする、補償を受けることが

決定している。この大規模需要家を対象とした費用負担減免措置は、欧州委員会の国庫補助

に関する承認を経て、2017 年 11 月 1 日付で開始となった。

1) 根拠法令

Electricity Supplier Obligations (Amendment & Excluded Electricity) Regulations 2015

Electricity Supplier Obligations (Amendment & Excluded Electricity)（Amendment）

Regulations 2017

2) 対象要件、減免額

根拠法令にて、費用負担減免措置の対象となる適格電力集約企業（EIIs）の対象となる「特

定活動（業種）」が指定されている（表 6-16 参照）。この指定業種で申請時までに 6 ヶ月

以上の実績を有し、電力費用が粗付加価値（当該年の人件費及び事業利益の総額）の 20％

以上の企業が減免の資格を得る。粗付加価値の 20％を超えているかの判定は、当該事業の

継続期間に応じて以下の異なる要件が適用される。データのもとになった収支計算書を会計

企業登記局に提出し、認定を受けねばならない。事業者は、対象外となる年度を除外するこ

とで、実際の事業継続期間よりも少ない年数で申請することはできない。

1 事業年度：2012 年 1 月 1 日以降、公表済の収支報告書が 1 事業年度。当 2 事業

年度：2012 年 1 月 1 日以降、公表済の収支報告書が 2 事業年度。

3 事業年度：2012 年 1 月 1 日以降、公表済の収支報告書が 3 事業年度以上。提出

対象となるのは、直近の 3 期連続となる。年

年度決算を行っていない事業者で、21 か月以内の営業期間である事業者も申請可

能である。この場合、申請前の 12 ヶ月後に会計データ（6 ヶ月分）があることが

条件となる。

費用負担減免額は、適格電力集約企業（EIIs）に供給される電力量の上限を 85％として、

供給事業者に課される関連賦課金を減免する。

186

表 6-16 英国：減免措置対象となる適格電力集約企業（EIIｓ）の対象となる特定活動

活動内容 NACE注 Rev2 分類

硬石炭の採掘 05.10

装飾石、建築用石材、石灰岩、石こう、白亜、粘板岩の採石 08.11

砂利・砂場を敷く、粘土・カオリンの採掘 08.12

分類されていないその他の採掘・採石 08.99

鶏肉の加工・保存 10.12

家畜用飼料の製造 10.91

モルト製造 11.06

織物繊維の製造・紡績 13.10

織物繊維の製織 13.20

ニット及びクローセ編み生地の製造 13.91

じゅうたん及び敷物の製造 13.93

不織布・衣料以外の不織布製品の製造 13.95

その他の工業用・産業用織物の製造 13.96

分類されていないその他の織物の製造 13.99

その他の衣服・装飾品の製造 14.19

ニット・クローシェ靴下の製造 14.31

その他のニット・クローシェ衣類の製造 14.39

皮革製造、毛皮品製造 15.11

製材及び木材平削り 16.10

べニア板・木材パネルの製造 16.21

その他の木材製品製造、コルク・藁・建材製品製造 16.29

紙・板紙の製造 17.12

家庭用品・衛生用品・化粧用品の製造 17.22

壁紙の製造 17.24

石油精製品の製品 19.20

産業用ガスの製造 20.11

その他の無機基礎化学品の製造 20.13

その他の有機基礎化学品の製造 20.14

肥料および窒素化合物の製造 20.15

基礎成形プラスチックの製造 20.16

基礎成形合成ゴムの製造 20.17

化学繊維の製造 20.60

ゴム・タイヤとチューブ製造、ゴム・タイヤの再生 22.11

その他のゴム製品の製造 22.19

187

プラスチック製板・シート・チューブ・プロファイルの製造 22.21

プラスチック包装製品の製造 22.22

その他のプラスチック製品の製造 22.29

板ガラスの製造 23.11

空胴ガラスの製造 23.13

ガラス繊維の製造 23.14

工業用ガラス製品を含む、その他のガラス製品の製造・加工 23.19

耐火性製品の製造 23.20

陶磁器製タイル及び敷石の製造 23.31

焼成クレイのブリック・タイル・建材の製造 23.32

その他の工業用セラミック製品の製造 23.44

その他陶磁器製品の製造 23.49

セメント製造 23.51

石灰および石膏製造 23.52

建築用石膏製品の製造 23.62

分類されていないその他の非金属鉱物製品の製造 23.99

地鉄・粗鋼・合金製造 24.10

鉄鋼チューブ、パイプ、中空押出および関連付属品の製造 24.20

冷間圧延（鋼管） 24.31

冷間ロール成形型鋼の製造 24.32

冷間圧延（伸鉄） 24.34

アルミニウム製造 24.42

鉛、亜鉛、スズ製造 24.43

銅製造 24.44

その他の非鉄金属製造 24.45

鉄鋳造 24.51

軽金属鋳造 24.53

その他の非鉄金属製造 24.54

軽金属包装用品の製造 25.92

電子部品の製造 26.11

電池・蓄電池の製造 27.20

その他の電子機器、電線・ケーブルの製造 27.32

冶金用機械製造 28.91 注）欧州共同体における経済活動統計分類（Statistical Classification of Economic Activities in the

European Community）

出所）“Electricity Supplier Obligations (Amendment & Excluded Electricity) Regulations 2015”

188

(6) CfD オークションの仕組み

以下では、2014 年度に実施された第 1 回割当（アロケーション）ラウンドを実例として、

アロケーションやそれに伴うオークションの仕組みを概説する。

図 6-9 英国：CfD FIT のアロケーションプロセスと各主体の役割

出所）National Grid、“EMR Delivery Body Contract for Difference”より作成

1) エネルギー所管大臣による CfD 予算の公表

エネルギー政策の所管大臣は Allocation Regulations Part 2 に従い、アロケーションラウン

ドに適用されるアロケーション枠組みと予算公告（Budget Notice）を申請受付開始 10 営業

日前までに告示することが求められる。

予算公告では、ポット別、年度別に予算が配分され、予算と容量を参考に特定のテクノロ

ジーに関して、下限（Minima）と上限（Maxima）を規定することもある。第 1 回アロケー

ションラウンドの予算公告は当初 2014 年 10 月 2 日に告示されたが、その後 2015 年 1 月 27

日の改定公告により、予算額が一部引き上げられ、表 6-17 の内容となった。

なお、第 1 回アロケーションラウンドでは、低炭素発電のうち原子力発電や二酸化炭素貯

留（CCS）付き火力発電は対象外となっている。また、2010 年度より施行している小規模

設備を対象とした FIT 制度の対象となる 5 MW 以下の嫌気性消化、水力、陸上風力、太陽

光発電設備、既に RO 制度や NFFO 制度といった従来の支援制度で認定を受けた設備、英国

外（北アイルランドを含む）に立地する設備は対象から除外される。

189

*ポット 3 とポット 4 に関しては、第 1 回アロケーションラウンドでは実施せず。

図 6-10 英国：第 1 回アロケーションラウンドのポット分類

出所）National Grid, “CfD Implementation Coordination 21st July Final”より作成

上記のポット分類とあわせて、予算公告ではポット別の 2020 年度までの CfD 予算も定め

られた。

表 6-17 英国：CfD FIT 第 1 回アロケーションラウンドのための予算

￡百万￡、2011 年度現在) 年度

2015 2016 2017 2018 2019 2020

CfD 予算（2014 年公表） 50 220 325 325 325 325

ポット 1（確立済テクノロジー） 50 65 65 65 65 65

ポット 2（未確立テクノロジー） - 155 260 260 260 260

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）, “Budget Revision Notice for CFD Allocation Round 1”

第 1 回アロケーションラウンドでは、波力・潮力テクノロジー（第 1 回 Delivery Plan 期

間のテクノロジーの予算 100MW 中）にのみ 10MW の Minima が設定されたが、いずれのテ

クノロジーに対しても、Maxima は設定されなかった。

なお、本予算公告で規定された予算は、2011 年度実質価格ベースであるため、CPI（消費

者物価指数）を使用し、下記の式で名目価格に換算される。

ポット 1 –

確立済

テクノロジー

陸上風力（＞5 MW）

廃棄物エネルギーCHP

水力（5 MW～50 MW）

埋立ガス

下水ガス

太陽光（＞5 MW）

ポット 2 –

未確立

テクノロジー

洋上風力

バイオマス専焼 CHP

嫌気性消化（＞5MW）

先進転換技術（ACT）

潮力

波力

ポット 3（予定）* –

確立済

テクノロジー

バイオマス変換

ポット 4 （予定）*–

スコットランド諸島

陸上風力プロジェクト地熱

190

CPI Adjustor￡2011/2012→￡2012＝AvarageCPI2012/AverageCPI2011/2012

例えば、2011 年度ベースの予算を新の基準価格（本文書の発行時点では 2014 年 6 月）

に引き直す際には、1.0636 のインフレーター26が使用される。

2) 事業者による申請手続き

CfD FIT に申込を行う事業者は、申請前に必要な手続きとして、下記に該当する場合、

以下の 2 点を完了しておく必要がある。

・サプライチェーン計画（第 1 回アロケーションラウンド提出期間：8 月 1 日～8 月 26 日）

300 MW 以上のプロジェクトに関しては、サプライチェーン計画を策定し、エネルギー・

気候変動省（DECC）に提出する。ここには、競争、革新、および技術基準を盛り込む必要

がある。DECC は約 30 営業日で計画を審査する。

・軽微かつ必須である修正

CfD 契約の条項に軽微かつ必須である修正を加えたい場合、アロケーションラウンドで

規定された申請締切日の5営業日前までに申請の可否に関する通知をLCCCから受領する。

また、CfD の入札適合条件の 1 つに、送電系統または自家使用のために必要な建築許可

取得がある。また、直接連系を適用、または適用予定である場合、接続契約（Connection

Agreement）で低 75％の CfD Transmission Entry Capacity が確保されていること、ま

た、配電網への接続の場合、低 75％の Initial Installed Capacity Estimate が配電網に

接続していることも条件の 1 つである。これ以外の場合、構内網の所有等が代替条件とな

る。申請時に必要な書類の詳細は、別添資料 1 をご参照いただきたい。

このほか、段階的（Phased）洋上風力プロジェクト27の場合には、追加条件があり、300

MW 以上のプロジェクトに関しては、事前にサプライチェーン計画の提出が求められる。

3) アロケーションの流れ

アロケーションプロセスは、図 6-11 の手順にて進められる。

26 英国国家統計局（ONS）が公表する、CPI（消費者物価指数）を使用して算定。 27 段階的洋上風力プロジェクトとは、合計設置容量 1,500 MW 以下を３段階までに分割したプロジェクト

を指す。第 1 段階の設置容量は全体の 25％以上とし、稼働開始予定日は 2019 年 3 月 31 日以前でなくては

ならない。残りの段階の稼働開始は第 1 段階の稼働開始予定日から 2 年以内でなくてはならない。

191

図 6-11 英国：CfD アロケーションプロセスの実施手順

出所）LCCC, “Contract for Difference User Guide- Issue 2”をもとに作成

CfD FIT の枠組みで、Delivering Body としてアロケーションプロセスを担う送電系統運用

者の National Grid 社は、以下の手順で、当該アロケーションラウンドにおいて入札が必要

になるかを判断する。

表 6-18 英国：National Grid 社による CfD アロケーションプロセスの概要

1. Contract for Difference (Allocation) Regulations 2014、第 33 項に従い、アロケーシ

ョンプロセスを開始するため、Delivery Body（以下、National Grid）は、以下の手続き

を実施しなくてはならない。

2. 予算公告（Budget Notice）でポットが指定されている場合、National Grid は、ポッ

トごとにすべての適格な申請額（Minima または Maxima の対象となるテクノロジータイ

プ別の適格申請額など）を集計し、次のいずれかを実施しなくてはならない。

(i) 関連する適格申請の金額がそれぞれの年度でポット以下である場合、適格申請すべて

を落札とし、それらの申請に適用される終ストライクプライスは（Maxima の適用

に準じて）管理上のストライクプライス（Administrative Strike Price）となる。

(ii) 関連している適格申請の価格がいずれかの年度でポットを超える場合、次のルール 4

に従って、Minima を評価する。すべての年度の関連適格申請に関して、入札を実施

する。

192

3. 予算公告でポットが指定されていない場合、National Grid はすべての適格申請額

（Minima または Maxima の対象となるテクノロジータイプ別の適格申請額など）を集計

して、包括的予算を超えたか否かを評価し、次のいずれかを実施しなくてはならない。

(i) 関連する適格申請の金額がいずれかの年度で包括的予算以下である場合、すべての適

格申請を落札とし、それらの申請に適用される終ストライクプライスは（Maxima

の適用に準じて）管理上のストライクプライスとなる。

(ii) 関連する適格申請の価格がいずれかの年度で包括的予算を超える場合、次のルール 4

に従って、Minima を評価する。すべての年度の関連適格申請に関する入札を実施す

る。

4．第 1 回アロケーションラウンドに適用される Minima は、MW で表記される。Minima

がアロケーションラウンドの予算公告で規定された場合で、いずれかの年度ですべての適

格申請の金額がポットまたは包括的予算を超過した場合、National Grid は封印入札を実施

する。Minima に関して、National Grid は、容量を合計し、Minima に従って、テクノロ

ジーごとの適格申請容量および金額を集計し、次のいずれかを実施しなくてはならない。

(i) 容量合計が Minima 以下であり、いずれの年度でもポットまたは包括的予算を超え

ていない場合、すべての適格申請を落札とし、それらの申請に適用される終ストラ

イクプライスは管理上のストライクプライスとなる。

(ii) 容量合計が Minima 以下であるが、いずれかの年度でポットまたは包括的予算を超

えた場合、それらの申請は入札となる。

(iii) 容量の合計が Minima を超えた場合、入札となる。

5. 第 1 回アロケーションラウンドに適用される Maxima は、MW で表示される。Maxima

がアロケーションラウンドの予算公告で規定された場合で、それぞれの Maxima に関して、

National Grid は、すべての適格申請の容量を合計し、Minima の対象であるテクノロジー

タイプの適格申請の容量を集計し、次のいずれかを実施しなくてはならない。

(i) 容量の合計が Maxima を超えた場合で、ポットまたは包括的予算を超えた場合、す

べての適格申請を落札とし、Maxima の対象である、それらの申請を入札の一部とし

て検討する。

(ii) 容量の合計が Maxima 以下である場合、これらの適格申請をポットまたは包括的な

予算の一部として検討する。

(iii) 容量の合計が Maxima を超えたが、ポットまたは包括的予算を超えていない場合、

関連する適格申請でオークションを実施する。

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）,“Contract for Difference : Final Allocation Framework for the October

2014 Allocation Round”より作成

193

申請書受付からのプロセスの決定ツリーは図 6-12 のとおり。原則として、申請されたプ

ロジェクトが、あらかじめ定められた CfD 予算の範囲内であれば、申請された全プロジェ

クトが管理上のストライクプライス（Administrative Strike Price）の権利を得ることになる。

しかし、下記の決定ツリーで入札が必要と判断された場合には、入札手続きに進むことにな

る。

図 6-12 英国：CfD アロケーションプロセスの決定ツリー（ポット別）

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）, “Auction Process”より作成

4) 入札公告および封印入札への応札

上述のプロセスを経て入札が必要となった場合、Delivery Body である National Grid 社は、

アロケーション枠組みに従って、関係のある適格申請者に入札公告を出し、封印入札への応札を

募る。応札期間は 5 営業日である。

封印入札期間中、表 6-19 の原則が適用となる。

194

表 6-19 英国：CfD アロケーションの入札期間中および落札者決定方法の原則

入札期間中の原則

・申請者は、￡建てで希望のストライクプライスを提出しなくてはならない。

・申請者は、それぞれの入札に関して、運開予定日および運開予定日ウィンドウ開始日を

提出しなくてはならない。

・提出ウィンドウ期間に、申請者は申請を取り下げることができる。

・提出ウィンドウ期間に、申請者は入札を取り下げ、再応札することができる。

・該当する管理上のストライクプライスを超えた価格では応札できない。

・封印入札ウィンドウが締め切られた後は、Delivery Body（National Grid）はいかなる

応札も受け付けない。

・封印入札に応札しない申請者は、管理上のストライクプライスと同価格、かつ元の申請

書と発電容量の運開予定日と発電容量であるデフォルト入札が割り当てられる。

・申請者は、1 プロジェクトにつき 10 件まで応札（フレキシブルビッド）が可能。

(a) 当初申請と運開予定日が同じか、それ以降でなくてはならない。

(b) 当初申請と容量が同じか、それ以下でなくてはならない。

(c）入札価格、容量、運開予定日の様々な組み合せである。

(d) 同じ導入年度に 3 件以内の入札である。

落札者決定方法

・同ポットのすべてのプロジェクトは、導入年度にかかわらず、ストライクプライスベー

スで競争する。

・Minimum の対象となるテクノロジーのプロジェクトが、初回の割当となる。

・プロジェクトの落札順は、ストライクプライスが低いものから高いものとなる。

・同じストライクプライスの入札は、タイブレーカールールに従って、処理される。

・それぞれの年度で、も高い落札プロジェクトの価格がすべてのプロジェクトの決済価

格（エネルギー源別の管理上のストライクプライスを上限とする）となる。

出所）LCCC,“Contract for Difference User Guide- Issue 2”をもとに作成

こうした原則に従い、National Grid は、図 6-13 の手順で落札プロジェクトを決定してい

く。

195

図 6-13 英国：CfD アロケーションの入札メカニズムの流れ


また、設定されたポット別の入札を行う際には、Minima が設定されているポット、例え

ば第 1 回アロケーションラウンドでは波力・潮力テクノロジーについて別フローで入札を行

い、それ以外のテクノロジーは、ポット別に一般入札を行う形となる。また、フレキシブル

ビッドがなされている場合は、それを考慮した評価を行う（図 6-14）。

196

●ポット別の入札メカニズム

●フレキシブルビッド（複数応札）がある場合の入札メカニズム

図 6-14 英国：CfD アロケーションの入札メカニズムの決定ツリー


197

複数の入札でストライクプライスが重複した場合、タイブレーカールールが適用される。

第１のルールは、利用可能な予算を大限活用することである。つまり、プロジェクトを組

み合わせて、終導入年度の予算ぎりぎりまで使い切るということである。ここでは、

Minima と Maxima の対象についても大限利用する。それでも決まらない場合、ランダ

ムアロケーションの適用となる。

入札の評価式の概要は、図 6-15 のとおり。

●評価式の概要

追加支払額 × 一般変換係数 × テクノロジー

特有の係数 × 設備容量

ストライクプライス

－参照価格

数時間から数

日間にかけて

の送電ロス等*

稼働率等* 申請者提出

* アロケーション枠組みで規定

●実際の評価式

CfD 予算への影響度（Budget Impact）＝

（ストライクプライス技術・運開年度別－基準価格予算年度）× 稼働率技術・予算年度別×発電日数

× 設備容量×（日数予算年度 × 24）×（1－送電ロス係数予算年度）×再生可能適格係数技術別

図 6-15 英国：CfD アロケーションの入札における評価式の考え方

出所）National Grid, “CfD Implementation Coordination 21st July Final”、およびエネルギー・気候変動省（DECC）,

“Contract for Difference : Final Allocation Framework for the October 2014 Allocation Round”より作成

上記の評価式のうち、評価を行う際のストライクプライスは、第 1 回アロケーションの場

合、申請時は表 6-14 に記載のある管理上のストライクプライス、入札における CfD 予算へ

の影響度を評価する時は申請者による入札時の価格となる。また、発電日数は、初年度にお

ける一部期間である発電日数に相当する因数であり、以降１となる。

エネルギー所管省が、年度ごと、テクノロジーごとにアロケーション枠組みで設定する基

準価格、稼働率、送電ロス係数、再生可能適格係数は、表 6-20 のとおりとなる。

198

表 6-20 英国：CfD アロケーション枠組みで設定された評価パラメーター

基準価格（2012 年価格）単位：￡/MWh

2015 年度 2016 年度 2017 年度 2018 年度 2019 年度 2020 年度

基準価格 51.06 52.88 50.52 48.93 49.32 53.43

稼働率

テクノロジータイプ 2015 年度 2016 年度 2017 年度 2018 年度 2019 年度 2020 年度

先進転換技術（CHP 有・無） 64.5％ 64.5％ 64.5％ 64.5％ 64.5％ 64.5％

嫌気性消化（5MW 超） 59.4％ 59.4％ 59.4％ 59.4％ 59.4％ 59.4％

バイオマス変換 64.5％ 64.5％ 64.5％ 64.5％ 64.5％ 64.5％

バイオマス専焼（CHP 有） 64.5％ 64.5％ 64.5％ 64.5％ 64.5％ 64.5％

廃棄物 CHP 42.5％ 42.5％ 42.5％ 42.5％ 42.5％ 42.5％

地熱（CHP 有・無） 91.2％ 91.2％ 91.2％ 91.2％ 91.2％ 91.2％

水力（5MW～50MW 以下） 34.5％ 34.5％ 34.5％ 34.5％ 34.5％ 34.5％

埋立ガス 56.7％ 56.7％ 56.7％ 56.7％ 56.7％ 56.7％

下水ガス 51.0％ 51.0％ 51.0％ 51.0％ 51.0％ 51.0％

洋上風力 37.7％ 37.7％ 37.7％ 37.7％ 37.7％ 37.7％

陸上風力（5MW 超） 26.7％ 26.7％ 26.7％ 26.7％ 26.7％ 26.7％

太陽光（5MW 超） 11.1％ 11.1％ 11.1％ 11.1％ 11.1％ 11.1％

波力・潮力 31.0％ 31.0％ 31.0％ 31.0％ 31.0％ 31.0％

送電ロス係数

2015 年度 2016 年度 2017 年度 2018 年度 2019 年度 2020 年度

送電ロス係数 0.0085 0.0085 0.0087 0.0088 0.0089 0.0089

再生可能適格係数

テクノロジータイプ再生可能適格係数テクノロジータイプ再生可能適格係数

先進転換技術 0.635 埋立ガス 1.000

嫌気性消化 1.000 下水ガス 1.000

バイオマス変換 1.000 洋上風力 1.000

バイオマス専焼 1.000 陸上風力 1.000

廃棄物 CHP 0.635 太陽 1.000

地熱 1.000 潮力 1.000

水力 1.000 波力 1.000

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）,“Contract for Difference : Final Allocation Framework for the October

2014 Allocation Round”より作成

199

(7) CfD FIT 契約の締結及び稼働開始までの契約管理

アロケーションプロセスを経て、CfD FIT 契約の権利を得た発電事業者は、CfD カウンタ

ーパートである Low Carbon Contracts Company （LCCC）と CfD FIT 契約を締結する。規則

（Regulations）において、CfD FIT 契約の標準条項に含めるべき種類の条項、または契約を

申し出る前に、カウンターパートがこれらの条項の調整に合意する環境および方法が規定さ

れている。

以下では、プロジェクト稼働開始までの CfD FIT カウンターパートによる契約管理の手法

についてとりまとめる。

1) 目標運開期間（Target Commissioning Window）

エネルギー所管省は、アロケーションラウンドごとに、テクノロジー種類別の目標運開期

間（Target Commissioning Window）として設定可能な期間を設定する。

2014 年の第 1 回アロケーションラウンドで設定された期間は表 6-21 のとおり。

表 6-21 英国：第 1 回アロケーションで目標運開期間として設定可能な期間

テクノロジー期間

先進転換技術（CHP 有・無） 1 年

嫌気性消化（CHP 有・無） 1 年

バイオマス変換 1 年

バイオマス専焼（CHP 有・無） 1 年

廃棄物利用熱電併給 1 年

地熱（CHP 有・無） 1 年

水力 1 年

埋立ガス 6 ヶ月

洋上風力 1 年

陸上風力 1 年

下水ガス 1 年

太陽光 3 ヶ月

潮力・波力 1 年

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）,“The Contracts for Difference (Standard Terms) Regulations 2014 CFD

Standard Terms Notice”をもとに作成

この目標運開期間は、契約期間を通じて CfD FIT 契約で定められた差額契約を全額享受す

るために、プロジェクトが稼働開始しなくてはならない期間である。プロジェクト開発事業

者は、目標運開日（Target Commissioning Date）が目標運開期間内になるように、目標運開

期間の開始日を指定することができる。プロジェクト開発事業者は、この目標運開期間内で、

当該発電設備の完工と運開を迎える必要がある。

200

前提条件を充足し、目標運開期間内もしくは期間以前に発電を開始した再生可能発電事業

者（第 1 回アロケーションラウンドの対象に含まれていないバイオマス変換を除く）は、15

年間にわたり、CfD FIT 契約に基づく差額決済を受けることができる。なお、発電事業者は、

目標運開期間の開始日よりも前に発電していたとしても、CfD FIT 契約に基づく差額決済の

支払いを受けることはできないが、電力を通常の手法により売電した収益を受けることは可

能となっている。

プロジェクトが、目標運開期間内に稼働できなかったか、もしくは稼働しても前提条件を

充足することができない場合、発電事業者が差額決済の支払いを受ける期間は、後述する

Longstop Date までの遅延期間に応じて短縮される。

なお、プロジェクト開発事業者の管轄外であり、契約に影響を与える遅延や中止は、CfD

FIT 契約の不可抗力（force majeure）条項による免責を適用する。

2) 運開遅延の場合の措置

CfD FIT 契約を締結した各プロジェクトは、契約条項に含まれる目標運開期間に運開でき

なかった場合、同じく契約条項に含まれる Longstop Date までに商業運転を開始しなくては

ならない。開始できない場合には、CfD FIT 契約の解除につながる。

Longstop Date についても、テクノロジー種類別に時間的猶予が設定されている。

表 6-22 英国：第 1 回アロケーションにおける Longstop Date の期間

テクノロジー期間

埋立ガス 6 ヶ月

洋上風力 2 年

その他適格エネルギー源 1 年

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）,“The Contracts for Difference (Standard Terms) Regulations 2014 CFD

Standard Terms Notice”をもとに作成

3) Non-Delivery Disincentive (NDD)

第 1 回アロケーションラウンドでは、プロジェクトの実現可能性を高めるため、契約の締

結および、Milestone Delivery Date (MDD、通常契約締結から 1 年)の順守に善を尽くすこ

とが求められた。このため、CfD を落札したが、契約締結期限までに契約を締結できないか、

CfD 通知から 13 ヶ月以内に CfD 実施で求められる段階に到達していないプロジェクトは、

契約の解除対象となり、CfD 通知の受領から 13 ヶ月間は次回のアロケーションラウンドの

適格用地の除外対象となる。

その後、アロケーションラウンドが当初予定の頻度（年に 1 回）では実施されないことと

なったため、第 2 回アロケーションラウンド以降は、CfD 通知後 13 ヶ月に加え、14 ヶ月か

ら 24 ヶ月目までの期間で次のアロケーションラウンドが実施されるまでが Non-Delivery

Disincentive の適用期間となるという変更が加えられた。

201

4) CfD FIT 契約締結後の設備容量変更プロセス

CfD FIT 契約の締結後に、発電事業者は、一定条件を満たした場合にプロジェクトの設備

容量を変更することができる。

発電事業者は、CfD FIT 契約を締結した際の申請容量に関して、目標運開日までに 5％の

削減が追加的なコスト（ペナルティ）なく認められている。また、適格となるプロジェクト

に対し、Longstop Date までに、CfD FIT 契約の全期間にわたり差額決済を受けるため、目標

運開日までに調整済み契約設備容量の 95％以上の達成を求めている。そのため、目標運開

期間の終期までに、追加的なコストなしでさらに 5％の調整が認められており、申請容量の

合計 10％までは設備容量の調整が可能となる。

加えて、発電事業者には、CfD FIT 契約が解除される前に、追加的なコスト負担をしてさ

らなる設備容量の調整を認めている。達成設備容量が、目標運開日までに調整済みの契約設

備容量に満たない場合、享受できるストライクプライスを設備容量の未達成分に応じて引き

下げることで契約解除を免れることが可能となっている（調整済みの契約設備容量の未達成

分 1％に対して、ストライププライスを 0.5％引き下げ）。なお、引き下げられたストライ

クプライスで運開し、その後の追加稼働により設備容量が増加した場合、Longstop Date 前

であれば達成済みの設備容量を引き上げることが認められている。

図 6-16 英国：CfD FIT 契約締結後の設備容量調整タイムライン

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）、“Contract for Difference - Allocation Methodology for Renewable

Generation”をもとに作成

(8) 落札プロジェクトにかかる公表情報

落札したプロジェクトは、CfD Resiter と呼ばれる登録簿に登録され、プロジェクトの情

報が開示される。CfD Rgister の Web サイトでは、図 6-17 のような一覧表形式で、プロジ

ェクト名、事業者会社名、エネルギー源、運開予定日、現行で予定されているストライクプ

ライスの情報が掲載されている。

当初の申請容量 100％

コストなしで

5％の調整可

コストなしで

さらに 5％の調

整可

金銭的なペナル

ティにより、さ

らに約 20％の調

整可

CfD 契約締結

達成容量が事前の

しきい値（70％）

未満である場合、

CfD FIT 契約は解

除となる。

プロジェクト全

体の融資契約締

結のエビデンス

202

図 6-17 英国：CfD Register の画面イメージ

出所）LCCC ウェブサイト（https://www.lowcarboncontracts.uk/cfds）（2019 年 3 月 1 日取得）

203


(1) 小規模 FIT 制度の施行状況

英国は、2010 年 4 月から、小規模 FIT 制度が施行された。以下では、制度の施行機関で

ある Ofgem が公表している年次報告書（Feed-in Tariff（FIT）： Annual Report）をもとに、

2010 年度から 2017 年度の情報を中心に制度施行状況をとりまとめる。

1) 小規模 FIT 制度に基づく対象設備

表 6-23 のとおり、固定買取価格の適用を受けるため、2010 年 4 月 1 日～2017 年 12 月 31

日の期間に約 81 万設備、約 6,000MW の設備が FIT 制度に登録された。設備数の大半を太

陽光発電設備が占めている。

表 6-23 英国：小規模 FIT 制度への電源別登録設備数、設備容量の推移

●登録設備数

2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年

風力 951 1,988 4,003 5,089 6,076 6,733 7,375 7,504

水力 149 231 334 423 533 689 928 1,101

太陽光 17,042 144,183 352,462 441,449 555,581 702,881 781,607 805,186

嫌気性消化 2 14 38 70 138 238 362 424

マイクロコジェネ 21 307 402 449 461 485 504 515

合計 18,165 146,723 357,239 447,480 562,789 711,026 790,776 814,730

●登録設備容量（単位：kW）

2010 年 2011 年 2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年

風力 12,932 34,057 105,973 201,136 311,507 482,333 684,191 736,922

水力 11,575 20,851 37,047 45,769 70,887 96,103 161,548 216,202

太陽光 44,531 595,094 1,487,641 1,952,028 2,527,690 3,341,600 4,399,515 4,793,695

嫌気性消化 670 13,258 33,378 56,520 110,226 171,657 256,216 296,350

マイクロコジェネ 21 307 406 456 471 500 528 542

合計 69,729 663,567 1,664,445 2,255,909 3,020,780 4,092,192 5,501,998 6,043,711

出所）ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）、"Monthly central Feed-in Tariff register statistics”をもと

に作成

制度 2 年目の 2011 年度に太陽光の設備登録件数は、2012 年 3 月の大規模太陽光の買取価

格引き下げを見越し、急激な伸びを見せたが、翌年度の買取価格逓減・抑制により、登録件

数は大幅な減少となった。申請と CFR（Central FIT Register）への登録との間にはかい離が

生じることから、制度 3 年間の前半までの登録件数は増加となり、その後、減少に転じたも

のの、安定的な推移を見せている。

204

制度 4 年目に太陽光設備の登録数は減少したが、買取価格の逓減にもかかわらず、太陽光

は堅調な伸びを示した。これは主に、太陽光設備のコスト引下げと太陽光「屋根貸し

（rent-a-roof）」スキームの普及、年金スキームや投資グループなどの金融機関の投資によ

るものである。

登録件数の増減は、法改正及び規定された逓減率による影響を受けており、電力・ガス市

場規制局（Ofgem）も、年次報告書において分析を行っている。2011 年度に入り、太陽光

発電設備を中心として登録件数が急増したが、数次にわたる発電価格の改定に伴い減少し、

登録件数は 1 ヶ月あたり 10,000 件前後で推移するようになった。

図 6-18 英国：小規模 FIT での法改正等に伴う登録件数の推移

出所）電力・ガス市場規制局（Ofgem）, “Feed-in Tariff, Annual Report 2013-14”

2017年度は本制度の大きな変更は見られなかった。2017年 4月 1日より、嫌気性消化（AD）

に 2019 年 3 月 31 日までの新たな料率が導入され、マイクロコジェネ設備に 6 ヶ月の導入上

限（cap）が導入された。

2018 年の第 1 タリフ期間（2018 年 1 月 1 日～3 月 31 日）の導入容量の使用割合は、図 6-19

のとおり。太陽光、風力 100-1,500kW、及び 1,500kW 超の風力が導入上限を超過した。上限

を超過すると、次のタリフ期間への申請待ちのリストに加えられることになる。上限に達し

なかった分は次回のタリフ期間に繰り延べられるので、合計容量が引き上げられることにな

る。

100kW 以下の風力の導入量が導入上限の 1％以下であるのに対し、100kW 超の風力は申

請待ちの状況が続いている。

単月登録件数

（1,000 設備）

205

キャップ未到達分キャップ超過分

図 6-19 英国：2018 年第 1 タリフ期間のエネルギー源別導入容量の使用状況

出所）電力・ガス市場規制局（Ofgem）, “Feed-in Tariff Annual Report 2017/18”

図 6-20 は、2018 年 3 月末時点での申請待ち状況である。風力の 100‐1,500kW、1,500 以

上で 2019 年まで申請待ちが続いている状況となっている。

図 6-20 英国：小規模 FIT 制度のカテゴリー別申請待ち状況（2018 年 3 月 31 日時点）

出所）電力・ガス市場規制局（Ofgem）, “Feed-in Tariff Annual Report 2017/18”

タリフ期間

206

2) 小規模 FIT 制度にかかる国民負担の動向

英国の全ての供給ライセンス保有者は（FIT 供給事業者か否かに関わらず）、英国電力供

給市場における自社の市場割合および固定買取価格支払額に基づき、Ofgem の平準化基金

への支払いが義務付けられている。

この平準化基金は、FIT 供給事業者による発電者への固定買取価格支払額が、当該 FIT 供

給事業者の市場割合に基づき支払うべき分担額を超えている場合に、当該 FIT 供給事業者に

再分配されるものである。

表 6-24 英国：小規模 FIT 制度に伴う費用内訳の推移

単位：ポンド

2010 年度 2011 年度 2012 年度 2013 年度

FIT 発電分に対する支払い（a） 12,487,029 135,937,391 504,272,611 685,973,264

売電分みなし支払額(b) 357,453 3,137,646 13,839,372 21,302,774

FIT 登録関連費用(c) 2,044,560 15,827,255 6,085,200 9,264,770

SSP を使用した売電分(d) 453,717 4,146,229 17,869,043 25,549,525

平準化基金(上記 a+b+c-d) 14,435,325 150,756,064 506,328,139 690,991,283

2014 年度 2015 年度 2016 年度 2017 年度

FIT 発電分に対する支払い（a） 850,823,544 1,089,041,586 1,266,681,846 1,362,368,909

売電分みなし支払額(b) 29,791,684 40,083,237 48,790,253 49,625,137

FIT 登録関連費用(c) 12,356,780 16,800,380 16,339,120 16,605,485

SSP を使用した売電分(d) 27,418,033 35,880,286 48,294,816 53,516,994

平準化基金(上記 a+b+c-d) 865,553,975 1,110,044,917 1,283,516,404 1,375,082,537

出所）電力・ガス市場規制局（Ofgem）, “Feed-in Tariff Annual Report”各年度版をもとに作成

(2) CfD FIT 制度の施行状況

1) 第 1 回アロケーションラウンドの結果

2015 年 2 月、エネルギー・気候変動省（DECC）は、CfD FIT における支援対象プロジェ

クトを決定する第 1 回アロケーションラウンドのオークション結果を公表した。

テクノロジー、年度、決済価格（クリアリングプライス）ごとの結果の内訳は表 6-25 の

とおり。第 1 回アロケーションラウンドでは、2015 年度から 2018 年度を運開年度とする計

27 プロジェクトが落札した。

207

表 6-25 英国：第 1 回アロケーション入札結果（テクノロジー、年度、決済価格別）

再エネ種

2015 年度運開 2016 年度運開

上限値

(￡/MWh)

落札価格

(￡/MWh)

落札容量上限値

(￡/MWh)

落札価格

(￡/MWh)

落札容量

ポット 1 成熟技術

太陽光 120.00 50.00 32.88MW 115.00 79.23 38.67MW

陸上風力 95.00 - 0MW 95.00 79.23 45.00MW

廃棄物 CHP 80.00 - 0MW 80.00 - 0MW

ポット 2 非成熟技術

洋上風力 155.00 - 0MW 155.00 - 0MW

先進的転換技術 155.00 - 0MW 150.00 - 0MW

再エネ種

2017 年度運開 2018 年度運開

上限値

(￡/MWh)

落札価格

(￡/MWh)

落札容量上限値

(￡/MWh)

落札価格

(￡/MWh)

落札容量

ポット 1 成熟技術

太陽光 110.00 - 0MW 100.00 - 0MW

陸上風力 90.00 79.99 77.50MW 90.00 82.50 626.05MW

廃棄物 CHP 80.00 - 0MW 80.00 80.00 94.75MW

ポット 2 非成熟技術

洋上風力 140.00 119.89 714.00MW 140.00 114.39 448.00MW

先進的転換技術 140.00 119.89 36.00MW 140.00 114.39 26.00MW

注）2018 年度運開の廃棄物 CHP はストライクプライス上限値の 80￡/MWh での落札

出所）エネルギー・気候変動省（DECC）, “CfD Auction Allocation Round One”をもとに作成

なお、第 1 回アロケーションラウンドで落札した 27 件のプロジェクトのうち、2015 年度

を運開年度として 50 ポンド/MWh のストライクプライスで落札をした 2 件の太陽光プロジ

ェクト（Wick Farm Solar Park および Royston Solar Farm）は、プロジェクト開発の中止が公

表されている。その後、さらに 2 件のプロジェクト（Neart na Gaoithe 洋上ウィンドファー

ムおよび Netly Landfill Solar 太陽光ファーム）の契約が解除となり、2016 年 3 月現在、23

件のプロジェクトがマイルストーン義務を履行した。2016 年夏には、Charity Farm 太陽光プ

ロジェクトが CfD 制度のもとで初めて運転を開始した。

2019 年 2 月末時点の LCCC CFD レジスタ－によれば、太陽光 2 件 26.67MW、風力 3 件

253.4MW の計 5 件がすでに商業運転を開始している。

2) 第 2 回アロケーションラウンドの結果

2016 年 11 月、英国政府は洋上風力を含む未確立技術に 2021 年度および 2022 年度の運開

年度ごとに 2 億 9,000 万ポンド（2011 年度価格）の予算を確保し、Budget Notice 案を公表

した。2017 年 4 月実施された第 2 回アロケーションラウンドでは、ポット 2 と呼ばれる未

確立技術を対象として募集が行われたが、第 1 回アロケーションラウンドの対象エネルギー

である太陽光発電や陸上風力発電といったポット 1 の確立済技術が除外された。

208

2017 年 9 月 11 日に公表された第 2 回アロケーションラウンドの結果では、洋上風力発電

が合計で約 3.2GW を落札した。第 1 回アロケーションラウンドでの洋上風力発電平均落札

価格を比較すると、2021 年度運開プロジェクトは 38％、2022 年度運開プロジェクトは 50％

低減する結果となった。

政府が定めたストライクプライスの上限値と、第 2 回アロケーションラウンドの結果を表

6-26 に示す。

表 6-26 英国：第 2 回アロケーション入札結果（テクノロジー、年度、決済価格別）

再エネ種 2021 年度運開 2022 年度運開

上限価格

(￡/MWh)

落札価格

(￡/MWh)

落札容量上限価格

(￡/MWh)

落札価格

(￡/MWh)

落札容量

洋上風力 105.00 74.75 860.00MW 100.00 57.50 2,336MW

バイオマス専焼 CHP 115.00 74.75 85.64MW 115.00 - 0MW

先進的転換技術 125.00 74.75 56.31MW 115.00 40.00 8MW

出所）ビジネス・エネルギー・産業戦略省（BEIS）ウェブサイト、

https://www.gov.uk/government/uploads/system/uploads/attachment_data/file/643560/CFD_allocation_round

_2_outcome_FINAL.pdf（2019 年 3 月 1 日取得）より作成

209

(3) 固定価格買取制度に伴う国見負担の動向

電力・ガス市場規制局（Ofgem）による調査では、従前の支援制度である RO

（RenewablesObligation）制度と小規模 FIT 制度に伴う費用を合わせると、2015 年の一般家

庭におけるの年間電気料金 558 ポンドのうち 58 ポンド分となり、電気料金全体の約 10％

に相当するとしている。

表 6-27 英国：一般家庭の年間電力料金に占める再エネ支援制度の費用額（2015 年）

単位：ポンド

費用項目内訳 2015 年

卸売費用

電力 222 （40%）

未請求額 9 （2%）

電力インバランスコスト 1 （0%）

小計 232 （42%）

系統費用

送電網 38 （7%）

配電網 104 （19%）

バランシング(BSUoS) 6 （1%）

小計 147 （26%）

環境・社会的

義務費用

Renewable Obligation Certificates (ROCs) 47 （8%）

Electricity Energy Companies Obligation (ECO) 17 （3%）

小規模 FIT 費用 11 （2%）

電力・社会的弱者に対する暖房割引（WHD） 7 （1%）

政府支出のリベート -12 （-2%）

CfD FIT 費用 0 （0%）

小計 70 （12%）

供給事業者

の事業費

事業費 (メーターおよびスマートメーターを含む) 77 （14%）

減価償却 3 （1%）

小計 80 （14%）

付加価値税（VAT） 29 （5%）

合計 558 （100%）

注）Ofgem による推計値

出所）電力・ガス市場規制局（Ofgem）, “Chart data as of April 2015” より作成

2015 年度における大規模設備を中心とした RO 制度の支援総額が約 30 億ポンドであるの

に対して、小規模 FIT 制度の支援総額が約 11 億ポンドとなっている28。

28 National Audit Office, “Low-carbon electricity supported by the Levy Control Framework”（2016 年 11 月）

210

7. フランス

フランスは、2000 年代の前半から、主な再生可能エネルギー発電の導入促進施策として

固定価格買取制度と競争入札制度を併用した支援を行っている。以下では、固定価格買取制

度を中心に、フランスにおける再生可能電力促進施策の動向をとりまとめる。


フランスでは、電力自由化を開始する以前は、風力発電設備を対象とした競争入札制度を

行っていた。これまでの再生可能電力分野における主な施策の流れは表 7-1 のとおりであ

る。

表 7-1 フランス：再生可能電力促進政策の流れ（エネルギー転換法施行前）

1996 年～（99 年末募集終了）

「風力 2005 計画（Eole Programme）」・風力発電プロジェクトを対象とした競争入札制度・ EdF（フランス電力公社、当時）、経済・財政・産業省、研究省の

代表者により構成される入札選定委員会により事業者を選定・落札した事業者は、最低 15 年間にわたり EdF と保証売電価格での

電力販売契約を締結・電力自由化などによるEdFの市場環境変化で1999年末に募集終了

2000 年～ 2000 年電力自由化法・設備容量 12MW 以下の再生可能エネルギー発電設備を対象とした

固定価格買取制度

2003 年～発電への複数年投資計画（PPI）未達成容量分のプロジェクトの競争入札・一定規模（当初は設備容量 12MW）超の再生可能エネルギー発電

設備を対象とした競争入札の募集を開始・風力（陸上・洋上）、バイオマス、バイオガス発電設備について競

争入札を行い、落札プロジェクトは入札した保証価格での売電が可

能・所定の期間までにプロジェクトを完了（稼動）できなかった落札事

業者には、罰金が科せられる


フランスでは、2000 年 2 月 10 日に、EU の電力自由化指令に対応する「2000 年電力自由

化法（LOI no 2000-108 du 10 février 2000 relative à la modernisation et au développement du

service public de l'électricité）」が採択された。この電力自由化法では、原則として設備容量

12MW 以下の再生可能エネルギー/コジェネ発電設備からの電力について、固定価格による

買取義務制度を規定している。この固定価格買取制度の概要は、7.3.1 で後述する。

また、こうした固定価格買取制度とあわせて、再生可能エネルギー発電設備を対象とした

エネルギー源別の競争入札制度も実施されている。この競争入札制度の概要については、

7.3.2 にて後述する。

211


フランスは、2009 年に発効した EU 再生可能エネルギー利用促進指令（2009/28/EC）で、

2020 年までに終エネルギー消費に占める再生可能エネルギー比率を 23％とする拘束力の

ある目標が設定された。

2009 年 8 月に官報に公布された「環境グルネルの実施に関するプログラム法（第 1 法）

（LOI n° 2009-967 du 3 août 2009 de programmation relative à la mise en œuvre du Grenelle de

l'environnement (1)）」の第 2 条において、2020 年までに終エネルギー消費の少なくとも

23％を再生可能エネルギーとする目標が掲げられている。

この 2020 年再生可能エネルギー導入目標に対して、2016 年実績は 16.0％となっており、

2020 年目標値の達成にはさらなる拡大が必要な状況にある（図 7-1）。

注 1）太陽光、海洋エネルギー、地熱、バイオマス（木材、バガス、バイオガス）、廃棄物発電

注 2）太陽熱、地熱、バイオガス

図 7-1 フランス：最終エネルギー消費に占める再生可能エネルギー比率実績と計画値

出所）フランス環境移行連帯省“Chiffres clés des énergies renouvelables Édition 2018”2018 より作成

その後、2015 年に「エネルギー転換法（Loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition

énergétique pour la croissance verte）29」が成立し、2030 年までに再生可能エネルギーの利用

比率を 32%に引き上げることなど、2020 年より先の目標が決定された。

分野別の導入目標は表 7-2 のとおりである。

29 https://www.legifrance.gouv.fr/affichTexte.do?cidTexte=JORFTEXT000031044385&categorieLien=id

計画値単位：％

バイオ輸送燃料

その他再生可能エネルギー熱注 2

ヒートポンプ

固形バイオマス

その他再生可能エネルギー電気注 1

風力（標準化）

水力（標準化）

212

表 7-2 フランス：エネルギー転換法に基づく 2030 年再生可能エネルギー導入目標

終エネルギー消費 2020 年に 23％、2030 年に 32％まで再生可能エネルギー比率を達成

発電分野 2030 年までに再生可能エネルギー電力比率 40％を達成

熱分野 2030 年までに終消費量に占める再生可能エネルギー熱比率 38％を達成

輸送燃料分野 2030 年までに終消費量に占める再生可能エネルギー燃料比率 15％を達成

ガス分野 2030 年までに終消費量に占める再生可能エネルギーのガス比率 10％を達成

出所）エネルギー転換法 L. 100-4 条をもとに作成

エネルギー転換法におけるこれらの目標を達成するため、政府は、「複数年エネルギー計

画（PPE：programmation pluriannuelle de l’énergie、以下 PPE とする）」と呼ばれる新たな

計画ツールを導入した。エネルギー法典（Code de l'énergie）141 条で規定されるこの PPE は、

需要管理、エネルギー源の多様化、供給の確保、エネルギー貯留および系統の拡張といった

複数の分野を対象としている。エネルギー法典では、定量的な目標を定める初回の期間を

2016～2018 年度としており、以降 5 年を 1 期とし、2 期分が策定される。2018 年に第１回

の見直しを行って以降は、5 年毎の見直しとなる。

2018 年 11 月 27 日に、フランス政府は、2028 年までの新たな PPE 案の骨子を公表した。

発電分野における再生可能エネルギー源別の 2023 年、2028 年における導入目標は表 7-3

のとおりである。2017 年末に 48.6GW であった設備容量を、2023 年末に 74GW、2028 年末

に 102～113GW まで拡大する目標を掲げている。なお、2016～2018 年度を対象とした PPE

で目標を設定していた発電に高コストのバイオマスや地熱といったエネルギー源は、熱生産

を優先し、発電分野での支援を行わない方針としている。

表 7-3 フランス：複数年エネルギー計画（PPE）の発電分野のエネルギー源別導入目標

エネルギー源 2023 年末 2028 年末

陸上風力 24,600MW 34,100～35,600MW

洋上風力 2,400MW 4,700～5,200MW

太陽光 20,600MW 35,600～44,500MW

メタン発酵 270MW 340～410MW

水力 25,700MW 26,400～26,700MW

合計 74,000MW 102,000～113,000MW

出所）フランス環境移行連帯省“Présentation de la Programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et la

Stratégie nationale bas carbone”2018 より作成

213


フランスでは、再生可能エネルギー電力の主な導入促進施策として、固定価格買取制度と

競争入札制度による支援を行っている。2015 年のエネルギー転換法施行以前は、2000 年電

力自由化法（現行のエネルギー法典）に基づく発電分野における投資複数年計画（PPI）の

目標設備容量の未達分について、補完的にエネルギー源別に実施する仕組みとして競争入札

制度を活用し、導入目標達成の確実性担保を図っていた。エネルギー転換法施行後は、エネ

ルギー法典 311-10 条に基づき、所管省庁が、2016 年 10 月 24 日付のデクレ（Décret）で設

定された PPE の目標設備容量未達分について入札を募集することができるとされている。

エネルギー転換法施行後の主要促進制度の適用対象を整理すると図 7-2 のとおり。

注）バイオガス発電は 12MW 以下の設備が支援対象

図 7-2 フランス：再生可能発電設備支援制度の適用範囲（エネルギー転換法施行後）

出所）Deutsch-französische Büro für die Energiewende (DFBEW) , “Neuordnung der Fördermechanismen für

erneuerbare Energien in Frankreich Stand: Februar 2017”p.6, 2017 より作成

7.3.1 固定価格買取制度の概要

以下では、電力自由化法によって導入された再生可能エネルギー発電設備による電力の買

取を義務付ける固定価格買取制度について、その概要を紹介する。

(1) 固定価格買取制度の根拠法令

エネルギー法典 L.314 条（Articles L. 314-1 to L. 314-13 of the Energy Code）

※各エネルギー源別の買取価格や詳細な要件は、下位法令（アレテ等）により個別に規定

214

(2) 義務対象者

EdF 社及びその他の小規模配電事業者に、支援対象となる発電設備からの電力について規

定された固定価格で規定の期間における買取契約が義務付けられる。


フランスの固定価格買取制度では、自家消費は認められているものの、系統への送電量を

全量買取する仕組みとなっている。

(4) 買取価格

フランスの固定価格買取制度では、エネルギー源別に買取価格を規定したアレテを策定す

る形で買取価格が決定されている。エネルギー転換法の施行以降、500kW 以下のバイオガ

ス発電設備を FIT 制度で支援するとされているが、2018 年末時点で対象設備要件や買取価

格を規定する法令は保留となっている。

太陽光発電は、エネルギー転換法の施行以前に、2011 年 3 月 4 日付アレテにより 100kW

超の新規設備が競争入札により支援設備を決定する方式に移行していた。その際、100kW

以下の設備についても、新規設備に適用する買取価格を四半期ごとに調整する仕組みに改定

された。

2013 年以降に新規太陽光発電設備に適用される買取価格は、表 7-4、表 7-5 のとおり。

表 7-4 フランス：新規太陽光発電に適用される買取価格（2013～16 年）


種類建物用途

出力 2013 年 2014 年

2 月 4 月 7 月 10 月 1 月 4 月 7 月 10 月建物一体

住宅～9kW 31.59 30.77 29.69 29.10 28.91 27.94 27.38 26.97

建物部分一体～36kW 18.17 16.81 15.21 14.54 14.54 14.16 13.95 13.74 36～

100kW 17.27 15.97 14.45 13.81 13.81 13.81 13.25 13.05

その他設置～12MW 8.18 7.96 7.76 7.55 7.36 7.17 6.98 6.80

種類建物用途

出力 2015 年 2016 年

1 月 4 月 7 月 10 月 1 月 4 月 7 月 10 月建物一体

住宅～9kW 26.57 26.17 25.78 25.39 25.01 24.63 24.27 23.9

建物部分一体～36kW 13.46 13.95 14.70 14.40 13.82 13.27 13.01 12.4 36～

100kW 12.79 13.25 13.96 13.68 13.13 12.61 12.36 11.8

その他設置～12MW 6.62

6.45 6.28 6.12 5.96 5.80 5.66

出所）エネルギー規制委員会（CRE）ウェブサイトより作成

215

表 7-5 フランス：新規太陽光発電に適用される買取価格（2017 年～）


（年） 2017 2018 2019 5 月 7 月 10 月 1 月 4 月 7 月 10 月 1 月全量買取 3kW 以下 18.70 18.65 18.48 18.44 18.55 18.56 18.59 18.72 3～9kW 15.89 15.85 15.71 15.67 15.76 15.77 15.80 15.91 9～36kW 12.07 12.07 12.07 12.07 12.07 12.07 12.07 12.07 36~100kW 11.50 11.46 11.36 11.26 11.24 11.25 11.19 11.19 余剰電力買取 3kW 以下 10.40 10.39 10.39 10.39 10.39 10.39 10.39 10.40 3～9kW 10.30 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29 10.30 9～36kW 10.20 10.19 10.19 10.19 10.19 10.19 10.19 10.19 3kW 以下 23.20 22.40 21.48 20.69 20.05 19.31 18.59 18.72 3～9kW 20.39 19.60 18.71 17.92 17.26 16.52 15.80 15.91 建物統合型 3kW 以下 18.70 18.65 18.48 18.44 18.55 18.56 18.59 18.72 3～9kW 15.89 15.85 15.71 15.67 15.76 15.77 15.80 15.91

出所）エネルギー規制委員会（CRE）, “Révision trimestrielle des paramètres de l'arrêté "PV métropole"”をも

とに作成

(5) プレミアム価格（FIP）制度

2016 年 5 月 29 日、30 日の官報で、2015 年エネルギー転換法 104 条で導入が規定されて

いたプレミアム価格（FIP）制度の施行に関するデクレが公布された。新たな FIP 制度では、

再生可能エネルギー発電事業者が自ら電力を市場等で販売して得る売電収入に、エネルギー

源別にアレテで定められたプレミアム価格が上乗せされる。

FIP 制度に関するデクレの公布以降、EdF 等と電力購入契約を締結した設備は、以下を除

き FIP 制度の対象となる。なお、FIP 制度に係るデクレの施行前に FIT 制度に基づく電力購

入契約の権利を得ていた事業は、引き続き現行の FIT が適用される（ただし、当該デクレの

施行後 18 ヶ月以内とする期限が設定されている。）。

ここで、300kW 超のバイオマス発電設備、500kW 超の太陽光発電設備、500kW 以上のバ

イオガス発電設備、洋上風力発電（浮体式等の助成を受けたものを除く）に関しては、入札

により支援対象設備を決定するとともに、入札の仕様で落札後の支援形態を FIP 制度とする

ことが規定されている。

表 7-6 フランス：FIP 制度の適用が除外される対象設備要件

水力発電・設備容量 500kW 以下太陽光発電・設備容量 100kW 以下の屋根設置型設備

・簡易入札による設備容量 100kW 超、500kW 以下の屋根設置型設備バイオガス発電・設備容量 500kW 未満（フランス本土に立地する無害廃棄物及び生野菜類メタ

ン化によるバイオガスを使用したプロジェクト）陸上風力発電・1 基あたり定格出力 3MW 以下の風車による 6 基以下の風力発電設備洋上風力発電・浮体式洋上発電設備

出所）European Commission, Legal Sources on Renewable Energy ウェブサイト,

http://www.res-legal.eu/search-by-country/france/、およびエネルギー規制委員会（CRE）ウェブサイト、

http://www.cre.fr/documents/appels-d-offres（ともに 2019 年 3 月 1 日取得）より作成

既に FIT 制度での売電契約を締結している再生可能エネルギー発電設備についても、FIP

216

制度の適用対象となる要件を満たしている設備は、FIP 制度に支援形態を切り替えることが

できる。さらに、こうした既存設備は、FIP 制度に切り替えてから 3 年以内であれば、FIT

制度に支援形態を戻すことが認められている。

FIP 制度での支援を受ける再生可能発電事業者は、卸電力取引市場（EPEX spot）の前日

市場/当日市場や、電力供給事業者/アグリゲーターとの電力購買契約に基づき、売電を行う。

この売電収入に加えて、エネルギー源別の基準価格（現状の固定買取価格に相当）と事後的

に算定された市場平均価格の差分に相当する市場販売プレミアム額をEdFから得る。なお、

容量市場で得られる収益は、市場販売プレミアムから差し引かれる。

図 7-3 フランス：FIP 制度の市場販売プレミアムの仕組み

出所）Deutsch-französische Büro für die Energiewende (DFBEW) , “Die Direktvermarktung von erneuerbaren

Energien in Frankreich Eckpunkte der Verordnungen zur Einführung der Direktvermarktung mit Marktprämie”

2016 より作成

デクレでは、FIP 制度を選択したものの、売電先が見つからない再生可能エネルギー発電

事業者向けに終手段（「ラストリゾート」）として EdF が買取をする制度が設けられて

いる。ただし、この「ラストリゾート」サービスを利用した場合の売電価格は、基準価格の

80％を超えてはならないと規定されている。

卸電力取引市場の取引価格がマイナスになった場合には、当該時間帯の発電量に対して市

場販売プレミアムは支給されない。ただし、年間を通してバイオマス発電は 70 時間、太陽

光発電は 15 時間を超過して市場価格がマイナスになった場合には、市場販売プレミアムを

受け取ることができる。

217

7.3.2 入札制度の概要

フランスでは、固定価格買取制度と並行して、特定の再生可能エネルギー源を対象とした

競争入札制度を実施している。上述のとおり、エネルギー政策を所管する大臣（2017 年末

時点では環境連帯移行大臣）が、エネルギー転換法の施行以前は 2000 年電力自由化法に基

づく再生可能エネルギー源別の投資複数年計画（PPI）、施行以降はエネルギー法典に基づ

く PPE の目標が達成されていない場合、当該再生可能エネルギー源による発電設備を対象

とした入札を行うことが可能となっている。

特に太陽光発電については、2011 年 3 月 4 日付アレテにより、100kW 超の新規設備は、

競争入札により支援設備を決定する方式に移行した。フランスの太陽光発電を対象とした入

札制度では、価格だけでなく太陽光モジュールのカーボンフットプリント評価等を含めた総

合評価方式が採用されている。

2019 年 2 月末までに公表されている競争入札のスケジュールは表 7-7 のとおりである。

表 7-7 フランス：再生可能エネルギー発電を対象とした競争入札の実施状況

エネルギー源募集容量募集締切陸上風力 500MW 2005 年 1 月 30 日洋上風力 500MW 2004 年 8 月 13 日（第 1 回）バイオマス、バイオガス 250MW 2004 年 4 月 19 日（第 2 回）バイオマス、バイオガス 300MW 2007 年 8 月 9 日（第 3 回）バイオマス 250MW 2009 年 7 月 15 日（第 4 回）バイオマス（12MW 超） 200MW 2011 年 2 月 28 日太陽光（地上設置型） 300MW 2010 年 1 月 25 日洋上風力 95MW 2011 年 5 月 30 日太陽光（250kW 超） 450MW 2012 年 2 月 8 日太陽光（100-250kW） 30MW

30MW 30MW 30MW 30MW

計 150MW

第 1 期：2012 年 1 月 20 日第 2 期：2012 年 3 月 31 日第 3 期：2012 年 6 月 30 日第 4 期：2012 年 9 月 30 日第 5 期：2012 年 12 月 31 日 ※第 6 期、7 期はキャンセル

洋上風力 5 サイト計 2,400～3,000MW

2012 年 1 月 11 日

太陽光（250kW 超） 400MW 2013 年 9 月 16 日洋上風力 2 サイト計

960～1,000MW 2013 年 11 月 29 日

太陽光（100-250kW） 40MW 40MW 40MW

計 120MW

第 1 期：2013 年 10 月 31 日第 2 期：2014 年 2 月 28 日第 3 期：2014 年 6 月 30 日

太陽光（250kW 超） 800MW （当初 400MW 注）

2015 年 6 月 1 日

太陽光（100-250kW）（屋根置き型・ソーラーカーポート）

80MW 80MW 80MW

計 240MW


バイオマス 60MW 60MW 60MW

計 180MW


218

水力 2016 年 12 月 19 日太陽光（500kW-30MW、地上設置型）

500MW 500MW 500MW

（以降、拡大）720MW 850MW 850MW

計 3,920MW

第 1 期：2017 年 2 月 3 日第 2 期：2017 年 6 月 1 日第 3 期：2017 年 12 月 1 日第 4 期：2018 年 6 月 1 日第 5 期：2018 年 12 月 3 日第 6 期：2019 年 6 月 3 日～ 2024 年第 4 四半期

太陽光（100kW-8MW、建物設置型、温室、営農型、カーポート）

150MW 150MW 150MW

（以降、拡大）200MW 225MW 300MW 300MW 300MW 300MW

計 2,075MW （以降、1 期 300MW ずつ年

3 回の入札を実施予定）

第 1 期：2017 年 3 月 10 日第 2 期：2017 年 7 月 7 日第 3 期：2017 年 11 月 6 日第 4 期：2018 年 3 月 9 日第 5 期：2018 年 7 月 6 日第 6 期：2018 年 11 月 5 日第 7 期：2019 年 3 月 8 日第 8 期：2019 年 7 月 5 日第 9 期：2019 年 11 月 4 日～ 2024 年第 3 四半期

バイオマス CHP 40MW 2017 年 6 月 2 日小規模水力発電（1MW 以上）新規サイト 20MW

既存設備改修 15MW ずつ

第 1 期：2018 年 1 月 31 日第 2 期：2019 年 1 月 31 日第 3 期：2020 年 1 月 31 日第 4 期：2021 年 1 月 31 日第 5 期：2022 年 1 月 31 日第 6 期：2023 年 1 月 31 日第 7 期：2024 年 1 月 31 日

陸上風力発電 500MW 500MW 500MW 500MW 500MW 600MW 800MW

1,000MW （以降、1 期 1,000MW ずつ年 2 回の入札を実施予定）

第 1 期：2017 年 12 月 1 日第 2 期：2018 年 6 月 1 日第 3 期：2018 年 12 月 1 日第 4 期：2019 年第 2 四半期第 5 期：2019 年第 3 四半期第 6 期：2019 年第 4 四半期第 7 期：2020 年第 2 四半期第 8 期：2020 年第 4 四半期～ 2024 年第 2 四半期

太陽光または陸上風力 200MW 2018 年 9 月 3 日洋上風力 2019 年 500MW Dankerque（70€/MWh）

2020 年 1,000 MW Manche Est Mer du nord（65€/MWh） 2021 年 250MW Bretagne（120€/MWh） 2022 年 250MW Méditerranée（110€/MWh） 2023 年から 2024 年 1,000MW~1,500MW （60€/MWh） 2024 年 250-500MW（価格による） 2025 年以降年に 500MW（1 件）

注）この内訳は、地上設置型に 200MW、屋根設置型に 150MW、ソーラーカーポートに 50MW

出所）エネルギー規制委員会（CRE）ウェブサイト,

https://www.cre.fr/recherche?search_form%5BcontentType%5D=/1/2/16997/120/17000/, 2019 年 3 月 1 日取

得、フランス環境移行連帯省ウェブサイト,

https://www.ecologique-solidaire.gouv.fr/presentation-strategie-francaise-lenergie-et-climat, 2019 年 3 月 11

日取得より作成

219

以下では、2017 年以降の太陽光発電を対象とした入札制度の制度概要と入札結果をとり

まとめる。

(1) 2017 年以降の地上設置型太陽光発電を対象とした入札

2016 年 8 月 24 日に、2017 年以降の 500kW 超の地上設置型太陽光発電を対象とした入札

制度の募集要項が発表された。募集要項で示された入札仕様は以下のとおり。

1) 募集設備の分類

500kW 超の地上設置型を対象とした入札では、以下の 3 分類に分けて、対象設備の募集

を行う。

分類 1 :5MW～17 MW の地上設置型 ※第 4 期以降は 5MW～30MW に変更

分類 2 : 500kW～5 MW の地上設置型

分類 3 : 500kW～10MW のカーポート一体型

2) 募集設備容量、入札実施時期

2016 年 8 月 24 日に、2017 年以降の 500kW 超の地上設置型太陽光発電設備を対象とした

入札制度の募集要項が発表された。2017 年中に実施された第 1 期から第 3 期までの入札で

は、駐車場設置、500kW～5MW、5MW～17MW の 3 グループに分けて入札募集が行われて

いた。2018 年 6 月に実施された第 4 期入札から、募集カテゴリーの一つを 5MW～30MW に

拡大した上で、1 回の入札における募集容量も拡大した。

表 7-8 フランス：2017 年以降の地上設置型太陽光発電入札のスケジュール

入札提出期間募集設備容量 (MW)

募集開始: 締切:(応札期限) 分類 1 分類 2 分類 3

第 1 期 2017 年 1 月 9 日 2017 年 2 月 1 日 300 135 65

第 2 期 2017 年 5 月 9 日 2017 年 6 月 1 日 300 135 65

第 3 期 2017 年 11 月 18 日 2017 年 12 月 1 日 300 135 65

第 4 期 2018 年 5 月 9 日 2018 年 6 月 1 日（当初）300

→450

（当初）135

→200

（当初）65

→70

第 5 期 2018 年 11 月 8 日 2018 年 12 月 3 日（当初）300

→550

（当初）135

→230

（当初）65

→70

第 6 期 2019 年 5 月 9 日 2019 年 6 月 3 日（当初）300

→550

（当初）135

→230

（当初）65

→70

合計 1,800

→2,450

810

→1,065

390

→405

出所）”Cahier des charges de l’appel d’offres portant sur la réalisation et l’exploitation d’Installations de production

d’électricité à partir de l’énergie solaire « Centrales au sol de puissance comprise entre 500 kWc et 30 MWc

»”, Publié le 11 décembre 2017 より作成

220

3) インセンティブ対象電力

落札したプロジェクトは、7.3.1(5)で既述のプレミアム価格（FIP）制度での支援となる。

但し、プレミアム価格が付与される時間数に、年間の上限が設定されている。太陽追尾装

置が付いていない太陽光発電パネルでの事業の場合はピーク電力での 1,600 時間分、太陽追

尾装置付きの太陽光発電パネルでの事業の場合はピーク電力での2,200時間分までしかイン

センティブが付与されず、年間上限時間を超えてから発電された電力分は、売電価格のみし

か収益を得られない。

また、この 500kW 超の地上設置型太陽光発電設備を対象とした入札制度では、地方自治

体もしくはコミュニティグループ、もしくは資本金の少なくとも 40％を 20 以上の異なる自

然人、地方自治体、コミュニティにより出資された合資会社、協同組合が応札者の場合）、

落札価格に 0.3 ユーロセント/kWh をボーナスとして上乗せする条項を設けている（「参加

型投資（participatory investment）」ボーナス）。

4) 落札者決定方法

フランスの太陽光発電を対象とした入札制度では、従前から入札価格だけで評価を行うの

ではなく、太陽光モジュールのカーボンフットプリント評価等を含めた総合評価方式が採用

されている。カーボンフットプリント評価は、入札仕様書でモジュールの生産国・タイプご

との生産にかかるカーボンフットプリントが規定されており、よりカーボンフットプリント

が低い機器を採用しているプロジェクトが高い評価を得る仕組みとなっている。

2017 年以降の入札では、より公平な競争を促すことを目的として、価格とカーボンフッ

トプリント評価の配点を重くすることで、より定量的な評価ができる基準が採用された。

評価基準の配点は表 7-9 のとおり。

表 7-9 フランス：2017 年以降の地上設置型太陽光発電入札の評価基準

評価基準

大スコア（小スコアは 0）

分類 1・2

（第 1 期）

分類 1・2

（第 2～6 期）分類 3

価格 65 70 70

カーボンフットプリント評価 18 21 30

事業の環境影響 9 9 －

荒廃地利用ボーナス 4 －－

計画認可ボーナス 4 －－

合計 100 100 100




また、入札募集時期・分類ごとに、入札時の上限・下限価格があらかじめ設定されている

（表 7-10）。2016 年 1 月に実施したエコロジー・持続可能な開発・エネルギー省担当者へ

221

のヒアリングでは、年間の逓減率が 7～8％程度となるような水準を想定して、上限・下限

価格を設定しているとの回答であった。

表 7-10 フランス：2017 年以降の地上設置型太陽光発電入札の上限・下限価格


入札期間分類 1 分類 2 分類 3

第 1 期

～2017 年 2 月 1 日

上限

下限

110

50

120

55

150

70

第 2 期

～2017 年 6 月 1 日

上限

下限

106

48

116

53

145

68

第 3 期

～2017 年 12 月 1 日

上限

下限

102

47

112

51

140

65

第 4 期

～2018 年 6 月 1 日

上限

下限

99

45

108

49

135

63

第 5 期

～2018 年 12 月 3 日

上限

下限

95

43

104

47

130

61

第 6 期

～2019 年 6 月 3 日

上限

下限

92

42

100

45

125

58





落札者は、落札者の公示日から 2 ヶ月以内に建設保証となる保証金の納付が求められる。

納付形態は現金納付に加えて信用保証の形態も認められている。但し、信用保証の場合には、、

通貨金融法典に基づき金融監督庁によって認定された外部機関により、信用格付けで一定以

上の評価を得ている金融機関等が発行したものという要件が定められている。必要な保証金

額は入札の募集回によって規定が変更されているが、第 3 期を除いて落札容量 1MW あたり

50,000 ユーロとなっている（第 3 期は 30,000 ユーロ/MW）。

競争入札制度の落札プロジェクトは、大臣の落札決定通知から 24 ヶ月以内に稼働するこ

とが求められる。24 ヶ月の期間に稼働開始しない場合に、初の 6 ヶ月は遅延 1 ヶ月あた

りインセンティブ価格が 0.025 ユーロセント/kWh、7 ヶ月目以降は遅延 1 ヶ月あたり 0.05

ユーロセント/kWh 減額される。なお、系統連系が、系統運用事業者の工事遅滞のために間

に合わない場合、連系工事完了後ヶ月以内に、設備が設置されなければならない。

222

6) 入札結果

2017 年に実施された第 1 期から第 3 期までの入札では、落札案件のうち「参加型投資」

ボーナス該当に関する証明書類を提出した案件が多数を占めた。

第 5 期までの入札結果の概要は表 7-11 のとおり。

表 7-11 フランス：地上設置型太陽光発電対象の入札制度の結果（2017 年～）

入札回募集カテゴリー募集

容量

落札平均

価格（㌣

/kWh）

落札事業

（MW）

（件数）

うち参加

型投資の

証明書類

提出件数

（落札件

数に占め

る比率）

第 1 期 5～17MW 300MW 6.25 ㌣ 308MW 24 20 83％

500kW～5MW 135MW 6.81 ㌣ 145MW 33 21 64％

2017 年駐車場屋根 65MW 10.56 ㌣ 82MW 22 12 45％

2 月第 1 期計 500MW 7.06 ㌣ 535MW 79 53 67％

第 2 期 5～17MW 300MW 5.55 ㌣ 300.4MW 21 n/a 71％

500kW～5MW 135MW 6.59 ㌣ 135.4MW 35 n/a 89％

2017 年駐車場屋根 65MW 9.51 ㌣ 71.8MW 21 n/a 81％

6 月第 2 期計 500MW 6.39 ㌣ 507.6MW 77 n/a 82％

第 3 期 5～17MW 300MW 5.53 ㌣ 306MW 21 18 86％

500kW～5MW 135MW 6.31 ㌣ 136MW 33 27 82％

2017 年駐車場屋根 65MW 8.78 ㌣ 65MW 23 19 83％

12 月第 3 期計 500MW 6.16 ㌣ 508MW 77 64 83％

第 4 期 5～30MW 450MW 5.21 ㌣ 454MW 30 13

500kW～5MW 200MW 6.27 ㌣ 203MW 51 22

2018 年駐車場屋根 70MW 8.38 ㌣ 71MW 22 11

6 月第 4 期計 720MW 5.82 ㌣ 728MW 103 46

第 5 期 5～30MW 550MW 5.68 ㌣ 557MW 36 17

500kW～5MW 230MW 6.38 ㌣ 233MW 61 36

2018 年駐車場屋根 70MW 8.75 ㌣ 65MW 21 8

12 月第 5 期計 850MW 6.10 ㌣ 855MW 118 61

出所）エネルギー規制委員会（CRE）ウェブサイト

(https://www.cre.fr/Documents/Appels-d-offres/Appel-d-offres-portant-sur-la-realisation-et-l-exploitation-d-I

nstallations-de-production-d-electricite-a-partir-de-l-energie-solaire-Centrales-a)、各入札回の「Rapports de

synthèse」をもとに作成（2019 年 3 月 1 日取得）

(2) 2017 年以降の大規模屋根設置型太陽光発電を対象とした入札

フランスでは、2011 年 3 月 4 日付アレテにより、100kW 超の新規太陽光発電設備は、屋

根設置型も含めて競争入札により支援設備を決定する方式に移行した。2016 年 8 月 24 日に、

223

100kW 超の屋根設置型太陽光発電を対象とした入札制度の募集要項が発表された。募集要

項で示された入札仕様は以下のとおり。

1) 募集設備の分類

100kW 超の屋根設置型を対象とした入札では、以下の 2 分類に分けて、対象設備の募集

を行う。

分類 1 :100kW～500kW の屋根設置型

分類 2 : 500kW～8 MW の屋根設置型

2) 募集設備容量、入札実施時期

2016 年 8 月の第 1 期の入札募集容量では、上記の分類ごとに、2017 年は、年 3 回のペー

スで 1 回 150MW ずつ、9 期に分けての入札が実施されることとしていた。2018 年 3 月に実

施された第 4 期入札から、1 回の入札における募集容量も拡大した。

分類ごとの募集容量は表 7-12 のとおり。

表 7-12 フランス：2017 年以降の屋根設置型太陽光発電入札のスケジュール

入札提出期間募集設備容量 (MW)

募集開始: 締切:(応札期限) 分類 1 分類 2

第 1 期 2017 年 2 月 24 日 2017 年 3 月 10 日 75 75

第 2 期 2017 年 6 月 23 日 2017 年 7 月 7 日 75 75

第 3 期 2017 年 10 月 23 日 2017 年 11 月 6 日 75 75

第 4 期 2018 年 2 月 23 日 2018 年 3 月 9 日（75→）100 （75→）100

第 5 期 2018 年 6 月 22 日 2018 年 7 月 6 日（75→）100 （75→）125

第 6 期 2018 年 10 月 22 日 2018 年 11 月 5 日（75→）150 （75→）150

第 7 期 2019 年 2 月 22 日 2019 年 3 月 8 日（75→）150 （75→）150

第 8 期 2019 年 6 月 21 日 2019 年 7 月 5 日（75→）150 （75→）150

第 9 期 2019 年 10 月 21 日 2019 年 11 月 4 日（75→）150 （75→）150

合計（675→）1,025 （675→）1,050


d’électricité à partir de l’énergie solaire « Centrales sur bâtiments, serres et hangars agricoles et ombrières de

parking de puissance comprise entre 100 kWc et 8 MWc »”, Publié le 22 décembre 2018 より作成

3) インセンティブ対象電力

落札したプロジェクトは、分類 1（100kW～500kW）の設備は固定価格買取、分類 2（500kW

～8MW）の設備は 7.3.1(5)で既述のプレミアム価格（FIP）制度での支援となる。

また、この 100kW 超の屋根設置型太陽光発電設備を対象とした入札制度では、地方自治

体もしくはコミュニティグループ、もしくは資本金の少なくとも 40％を 20 以上の異なる自

224

然人、地方自治体、コミュニティにより出資された合資会社、協同組合が応札者の場合）、

落札価格に 0.3 ユーロセント/kWh をボーナスとして上乗せする条項を設けている（「参加

型投資（participatory investment）」ボーナス）。

4) 落札者決定方式

2011 年から実施していた入札制度と同様に、価格だけでなく太陽光モジュールのカーボンフ

ットプリント評価を含めた総合評価方式が採用されている。評価基準の配点は表 7-13 のとおり。

表 7-13 フランス：2017 年以降の地上設置型太陽光発電入札の評価基準

評価基準大スコア（小スコアは 0）

分類 1 分類 2

価格 70 70

カーボンフットプリント評価 30 30

合計 100 100




また、入札募集時期・分類ごとに、入札時の上限・下限価格があらかじめ設定されている

（表 7-14）。

表 7-14 フランス：2017 年以降の屋根設置太陽光発電入札の上限・下限価格


入札期間分類 1（100～500kW）分類 2（500kW～8MW）

上限価格下限価格上限価格下限価格

第 1 期～2017 年 3 月 10 日 143 95 143 95

第 2 期～2017 年 7 月 7 日 130 88 120 80

第 3 期～2017 年 11 月 6 日 127 86 117 78

第 4 期～2018 年 3 月 9 日 124 84 114 76

第 5 期～2018 年 7 月 6 日 112 72 102 64

第 6 期～2019 年 11 月 5 日 110 70 100 62

第 7 期～2019 年 3 月 8 日 108 68 98 60

第 8 期～2019 年 7 月 5 日 106 66 96 58

第 9 期～2019 年 11 月 4 日 104 64 94 56




225


落札者は、落札者の公示日から 2 ヶ月以内に建設保証となる保証金の納付が求められる。

納付形態は現金納付に加えて信用保証の形態も認められている。但し、信用保証の場合には、、

通貨金融法典に基づき金融監督庁によって認定された外部機関により、信用格付けで一定以

上の評価を得ている金融機関等が発行したものという要件が定められている。必要な保証金

額は、落札容量 1kW あたり 30 ユーロとなっている。

競争入札制度の落札プロジェクトは、大臣の落札決定通知から 20 ヶ月以内に稼働するこ

とが求められる。20 ヶ月の期間に稼働開始しない場合に、初の 6 ヶ月は遅延 1 ヶ月あた

りインセンティブ価格が 0.025 ユーロセント/kWh、7 ヶ月目以降は遅延 1 ヶ月あたり 0.05

ユーロセント/kWh 減額される。なお、系統連系が、系統運用事業者の工事遅滞のために間

に合わない場合、連系工事完了後 2 ヶ月内に、設備が設置されなければならない。

6) 入札結果

第 6 期までの入札結果の概要は表 7-15 のとおり。

表 7-15 フランス：屋根設置型太陽光発電対象の入札制度の結果（2017 年～）

入札回募集カテゴリー募集

容量

応札事業

（MW）

（件数）

落札平均

価格（㌣

/kWh）

落札事業

（MW）

（件数）

第 1 期 100～500kW 75MW 253MW 1045 11.38 ㌣ 75.1MW 328

2017 年 500kW～8MW 75MW 344MW 166 9.97 ㌣ 75.3MW 33

3 月第 1 期計 150MW 600MW 1,211 9.67 ㌣ 150.3MW 361

第 2 期 100～500kW 75MW 264MW 986 9.85 ㌣ 75.1MW 271

2017 年 500kW～8MW 75MW 329MW 158 8.84 ㌣ 76.8MW 39

7 月第 2 期計 150MW 593MW 1,144 9.34 ㌣ 152MW 310

第 3 期 100～500kW 75MW 239MW 807 8.90 ㌣ 80.9MW 256

2017 年 500kW～8MW 75MW 333MW 140 8.08 ㌣ 78.1MW 27

11 月第 3 期計 150MW 572MW 947 8.50 ㌣ 159MW 283

第 4 期 100～500kW 100MW 180MW 623 8.54 ㌣ 102.0MW 353

2018 年 500kW～8MW 100MW 227MW 106 7.62 ㌣ 101.1MW 39

3 月第 4 期計 200MW 407MW 729 8.08 ㌣ 203.2MW 392

第 5 期 100～500kW 100MW 118.6MW 400 8.270 ㌣ 101.1MW 341

2018 年 500kW～8MW 125MW 168.8MW 73 7.224 ㌣ 130.3MW 51

7 月第 5 期計 225MW 287.3MW 473 7.681 ㌣ 231.4MW 392

第 6 期 100～500kW 150MW 61.3MW 223 9.116 ㌣ 59.5MW 218

2018 年 500kW～8MW 150MW 53.5MW 26 7.721 ㌣ 52.1MW 25

11 月第 5 期計 300MW 114.8MW 249 8.465 ㌣ 111.6MW 243

出所）エネルギー規制委員会（CRE）ウェブサイト

(https://www.cre.fr/Documents/Appels-d-offres/Appel-d-offres-portant-sur-la-realisation-et-l-exploitation-d-I

nstallations-de-production-d-electricite-a-partir-de-l-energie-solaire-Centrales-s)、各入札回の「Rapports de

synthèse」をもとに作成（2019 年 3 月 1 日取得）

226

2017 年に締め切られた第 1 期から第 3 期の入札までは、募集容量に対して大幅に超過し

た応札容量があったが、その後は応札事業の容量が減少傾向にある。2018 年 11 月に締め切

られた第 6 期入札では、募集容量の計 300MW に対して、114.8MW の応札しかなかった。

そのため、落札平均価格も第 5 期と比べて上昇傾向にある。


1) 太陽光発電設備の導入状況

2018 年 9 月 30 日時点のフランスにおける太陽光発電設備の設置設備容量は 8,374MW と

なっている（図 7-4）。2011 年、2012 年はともに年間の新規設置容量が 1,000MW を超えた。

急激な増加はいったん落ち着きを見せたものの、今後も堅調なレベルで推移するものと見込

まれている。

●累積および単年度連系設備容量（単位：MW）

●太陽光発電量（単位：TWh）

図 7-4 フランス：太陽光発電連系設備容量と太陽光発電量の推移

出所）RTE. ”Panorama de l’électricité renouvelable au 31 décembre 2018”および Commissariat général au

développement durable, ”Chiffres clés des énergies renouvelables Édition 2018”

累積連系設備容量（MW）

本土海外領土

単年度連系設備容量（MW）

227

本土での内訳を見ると、日照条件に恵まれている地中海沿岸地域に、1 設備あたりの規模

が大きな設備が多く導入されている状況にある（図 7-5）。

図 7-5 フランス：太陽光発電の設備容量の地域別分布（2016 年末時点）

出所）Commissariat général au développement durable, ”Chiffres clés des énergies renouvelables Édition 2018”

2) 陸上風力発電設備の導入状況

2018 年末時点のフランスにおける陸上風力発電設備の連系設備容量は 15,108MW となっ

ている（図 7-6）。本土での内訳を見ると、地中海、大西洋沿岸地域を中心に導入が進んで

いる（図 7-7）。

設備容量（MW）

228

単位：MW

図 7-6 フランス：陸上風力発電設備の連系設備容量の推移

出所）RTE. ”Panorama de l’électricité renouvelable au 31 décembre 2018”

図 7-7 フランス：陸上風力発電の設備容量の地域別分布（2016 年末時点）


累積連系設備容量（MW）

単年度連系設備容量（MW）

設備容量（MW）

229

(2) 国民負担の動向

フランスでは、需要家の支払う電力公共サービス賦課金（CSPE：contribution au service

public de l'électricité）により、固定価格買取に係る追加費用（買取価格と回避可能原価の差

額）を賄ってきた。なお、この電力公共サービス費用には、買取義務にかかる追加費用の補

てんに加えて、ⅰ）非連系地域における追加的費用、ⅱ）社会保障（必需品特別料金）、ⅲ）

自由化市場への移行に伴う市場調整暫定料金（TaRTAM：Tarif Réglementé Transitoire d’

Ajustement du Marché）の費用等も含まれている。

2004～17 年の電力公共サービス費用の実績および 2018～19 年の費用予測額は表 7-16 の


表 7-16 フランス：電力公共サービス費用（電力分野）の費用額の推移

単位：100 万ユーロ 2004 年 2005 年 2006 年 2007 年 2008 年 2009 年 2010 年 2011 年

買電契約に係る費用計 1,180.6 921.6 1,017.0 1,361.9 1,131.8 1,748.9 1,868.3 2,590.1 再生可能電力の買電

契約に係る費用 207.7 96.3 119.8 337.3 14.1 582.2 755.2 1,464.0

コジェネ電力の買電契約に係る費用

838.4 676.6 713.2 803.4 828.8 950.4 823.1 801.7

その他の買電契約に係る費用

134.5 148.7 184.0 221.2 288.9 216.3 290.0

全土での均一電力料

金に係る費用 352.8 457.8 522.9 583.7 647.9 846.4 724.4 910.7

社会的弱者対策に係

る費用 2.0 23.7 34.4 43.9 59.2 66.3 61.7 68.4

合計 1,535.3 1,403.1 1,574.3 1,989.5 1,838.8 2,661.6 2,654.5 3,569.2

2012 年 2013 年 2014 年 2015 年 2016 年 2017 年 2018 年※ 2019 年※

買電契約に係る費用計 3,776.3 4,192.6 4,990.9 5,584.9 5,692.9 5,899.3 6,452.3 6,634.5 再生可能電力の買電

契約に係る費用 2,673.4 3,156.1 3,749.1 4,205.8 4380.6 4,546.0 4,964.1 5,069.6

コジェネ電力の買電契約に係る費用

743.8 546.9 450.5 462.4 445.6 526.2 641.4 706.8

その他の買電契約に係る費用

359.1 489.6 791.3 916.7 866.7 827.1 846.8 858.1

12MW 超コジェネへ

のプレミアム 24.3 32.3 51.9 0.1 0.0 0.0

追加報酬に係る費用

等 - - - - - 50.5 125.1 300.9

全土での均一電力料

金に係る費用 959.9 939.7 798.7 697.6 617.6 586.8 662.3 683.0

社会的弱者対策に係

る費用 93.8 133.4 223.0 294.3 304.7 302.1 117.6 36.8

合計 4,830.1 5,265.7 6,037.0 6,609.1 6,667.0 6,838.8 7,357.3 7,655.2 ※2018 年、2019 年は予測値

出所）エネルギー規制委員会（CRE）ウェブサイト(www.cre.fr/content/download/19512/234837)をもとに作成

（2019 年 3 月 1 日取得）

上述の電力公共サービス費用のうち、2015 年以降の再生可能エネルギーの買取に係る費

用を抽出すると、表 7-17 のとおりとなる。

230

表 7-17 フランス：電力公共サービス費用のうち再生可能エネルギー買取に係る費用

単位：100 万ユーロエネルギー源財源 2015 年

（実績） 2016 年（実績）

2017 年（実績）

2018 年（予測）

2019 年（予測）

風力本土賦課金 1,024.2 1,004.0 11,03.4 1,391.7 1,308.2 海外領土賦課金 5.3 4.7 5.0 5.2 24.5

太陽光本土賦課金 2,378.0 2,444.9 2,525.1 2,458.0 2,544.2 海外領土賦課金 244.4 249.1 249.3 279.7 330.2

その他再エネ本土賦課金 542.0 660.0 642.4 777.2 788.0 海外領土賦課金 4.9 6.2 5.5 10.8 11.0 海外領土予算 7.0 11.6 15.3 41.4 63.5

再生可能エネルギー合計 4,206 4,381 4,546.0 4,964.1 5,069.6

出所）エネルギー規制委員会（CRE）,” DELIBERATION N°2018-156, 12 juillet 2018, Délibération de la

Commission de régulation de l’énergie du 12 juillet 2018 relative à l’évaluation des charges de service public

de l’énergie pour 2019” 2018 より作成

特に太陽光と風力による電力の買取費用が増加しており、2019 年の費用予測額のうち太

陽光の買取費用額が 28.74 億ユーロ、風力の買取費用額が 13.33 億ユーロとなっており、そ

れぞれ再エネ電力支援額全体の 54％、25％を占めている。但し、2019 年の費用予測額は、

卸電力取引価格が高値で推移していることにより押し下げられている。

この電力公共サービス費用は、各電力需要家から電力料金に上乗せされる料金によって徴

収される。毎年の賦課金単価は、あらかじめエネルギー規制委員会（CRE：Commission de

régulation de l’énergie）が規定のフォーミュラに従って必要な費用予測額を提案し、エネル

ギー担当大臣の承認を得てアレテにより公布される。

2002 年以降の電力公共サービス賦課金の推移は、図 7-8 のとおり。2016 年以降の電力需

要家の負担額は、2.25 ユーロセント/kWh（22.5 ユーロ/MWh）となっている。


図 7-8 フランス：電力公共サービス賦課金の推移（2002～18 年）


3.0 3.3 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5

7.5 9.0 9.0

10.5

13.5

16.5

19.5

22.5 22.5 22.5

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011上期

2011下期

2012上期

2012下期

2013 2014 2015 2016 2017 2018

231

なお、フランスでは、エネルギー法典の規定により、電力公共サービス賦課金単価を前年

と比べて一定以上引き上げる場合に別途省令で定めが必要であることも背景となり、近年は

費用回収に必要な賦課金単価を設定しない状態が続き、累積赤字が拡大していく状況にあっ

た（図 7-9）。2012 年末における電力公共サービス賦課金徴収の累積赤字額は、フランス

のエネルギー規制委員会の試算では、35 億ユーロとされており、これはフランスの国内総

生産（GDP）の 0.18％に相当する。こうした事態を受けて、2013 年 1 月に、EdF の抱える

未収費用を政府が弁済することとなった。

単位：10 億ユーロ

図 7-9 フランス：電力料金の未徴収金額の推移（2007～13 年）

出所）欧州委員会, “Electricity Tariff Deficit: Temporary or Permanent Problem in the EU？”

他方、こうした電力公共サービス賦課金の負担増に対して、政府は、①2016 年以降、電

力公共サービス賦課金を国内電力終消費税（TICFE：Taxe intérieure sur la consommation

finale d’électricité）に一本化するとともに、②2017 年からは電力需要家だけでなく化石燃

料需要家にも負担を求める制度改正を行った。従来は、再生可能エネルギー導入に伴う FIT

制度や入札制度に伴う追加費用は、電力需要家によってのみ負担されていたが、2017 年以

降は、炭素税を通じて化石燃料（ガス、燃料等）の需要家によっても負担されることとなる。

この改正を受けて、2016 年以降は電力公共サービス賦課金としての電力需要家の負担額

は、2.25 ユーロセント/kWh に据え置かれている。

232

8. イタリア


イタリアでは、電力市場自由化に適合した再生可能電力の導入促進政策として、市場メカ

ニズムを利用した RPS 制度の導入が 1999 年に施行された電力自由化法で規定され、2002

年 1 月に第１期クオータ義務期間を開始した。大規模発電設備については RPS 制度に基づ

く支援を進める一方、2005 年以降、太陽光発電、太陽熱発電、小規模再生可能エネルギー

発電設備を対象とした固定価格買取制度を RPS 制度と並行して導入した。

表 8-1 イタリア：RPS 制度、固定価格買取制度の主な関連法令動向①

年 RPS 制度固定価格買取（FIT・FIP）制度*

1999 年・電力自由化法 →制度枠組み規定

・RPS 制度実施法→詳細を規定した省令

2002 年 RPS 制度開始

2003 年・EU 再生可能電力促進指令国内実施法

→クオータ義務比率、対象エネルギー

源等の枠組みを改正

・EU 再生可能電力促進指令国内実施法

→太陽エネルギー促進のための新たな

省令公布を規定

2005 年・2005 年 7 月 28 日付生産活動省令

→太陽光発電設備の発電電力に対する

インセンティブの基準を決定

太陽光発電向け FIP 制度開始

2006 年・2006 年 2 月 6 日付生産活動省令

→導入目標及び年間募集容量上限枠の

引き上げ、ネットメータリング制度

との整合性などの制度改正

2007 年

・2008 年財政法（Legge24/12/2007, n244）

→2008 年以降のクオータ義務比率、バ

ンディング等の枠組みを策定。


→導入目標引き上げ、年間募集容量上

限枠の撤廃、買取価格変更等の改正

・2008 年財政法（Legge24/12/2007, n.244）

→小規模発電設備向け FIT 制度を規

定。

2008 年改正 RPS 制度施行小規模発電設備向け FIT 制度開始


太陽熱発電向け FIP 制度開始

* FIT 制度：固定価格買取（Feed-in Tariff）制度

FIP 制度：プレミアム価格買取（Feed-in premium）制度〈固定価格買取制度の一形態〉


233

表 8-2 イタリア：RPS 制度、固定価格買取制度の主な関連法令動向②

年 RPS 制度固定価格買取（FIT・FIP）制度

2010 年・2010 年 8 月 6 日付経済発展省令

→2011 年以降に稼動の新規太陽光発電

設備の買取価格を規定

2011 年・2011 年 3 月 3 日付政令

（Decreto Legislativo 3 marzo 2011, n. 28）

→RPS制度の対象を2015年中の発電実

績分までとして、制度廃止を規定

・2011 年 5 月 5 日付省令

（DECRETO 5 maggio 2011）

→太陽光発電向け FIP 制度の新たなイ

ンセンティブ価格、インセンティブ

対象とする設備の容量上限等を規定

2012 年・2012 年 7 月 6 日付経済発展省令

→RPS 制度の対象電源の新たな固定価

格買取制度への移行方法を規定


→太陽光発電向けの FIP 制度の終期限

と新たな FIT 制度（第 5 次）を規定。

FIT 制度（第 5 次）では、累計年間支

援費用が 67 億ユーロに達した日から

30 日後に失効することも規定

→2013 年以降に稼働開始する太陽光以

外の再生可能エネルギー発電設備に

対するインセンティブ制度を規定

2013 年新たな固定価格買取制度開始

・2013 年 7 月 6 日

→電力・ガス規制局が、法令で規定さ

れた予算上限額に達したために、太

陽光発電設備を対象とした FIT 制度

の新規申請受付停止を公表

・2013 年 12 月 24 日

MD 145/2013(“Decreto Destinazione Italia”)

→オプションのインセンティブシステ

ムの導入と 1 MW 以下のプラントの

低保証価格引き下げ


しかし、2011 年 3 月 3 日付政令で、現行の RPS 制度を 2015 年いっぱいで廃止し、2013

年 1 月以降に稼働開始する設備を対象とした新たな固定価格買取制度に移行することが決

定された。その後、2012 年 7 月 6 日付経済発展省令にて、新たな固定価格買取制度の制度

概要を規定した。この 2012 年 7 月 6 日付省令では、太陽光発電及び太陽熱発電の支援制度

を従来の FIP 制度から FIT 制度に切り替えること、太陽光発電向けの FIP 制度を終了する条

234

件も定められた。累計年間支援費用が 2013 年 6 月 6 日時点で規定されている 67 億ユーロに

達したことに従い、2013 年 7 月 6 日をもって新規の太陽光発電設備の FIT 制度への申請が

打ち切られた。

その後、2014 年 8 月に、イタリア議会は、設備容量 200kW 超の太陽光発電設備を対象と

して、既存設備も含めて、インセンティブ額を遡及的に引き下げることを規定した法令を可

決した。2014 年 8 月 11 日付法令 116 号（LEGGE 11 agosto 2014, n. 116）に基づき、対象と

なる太陽光発電設備の所有者は、法令で定められた買取価格引き下げに関するいくつかのオ

プションを選択することが求められた（表 8-3）。

表 8-3 イタリア：既存太陽光発電を対象とした買取価格引き下げ関連法令

固定価格買取（FIT・FIP）制度

2014 年既存太陽光発電設備の買取価格引き下げ

・2014 年 6 月 25 日

→91/2014（”Decreto Competitività”、下記 116/2014 で修正）

・2014 年 8 月 11 日付 116/2014（“Conversion Law”）

→200kW 超の太陽光発電設備は、1）発電設備の規模に応じて 6～9％の買取価格

低減、2）17～25％の買取価格低減を受け入れて、買取期間を 20 年間から 24

年間に延長、3）2019 年まで大幅な買取価格低減を受け入れ、2020 年以降は価

格低減を抑制のオプションから対応を選択

・2014 年 10 月 17 日

→上記 116/2014 の施行法を制定。

・2014 年 11 月 6 日

MD 268/2014

→太陽光以外の再生可能エネルギーへのインセンティブの任意繰延べに関して、

2015 年 2 月 17 日までに現行のままか、7 年延長しつつ買取価格引き下げの 2 つ

のオプションから選択。


他方、太陽光発電以外の再生可能エネルギー発電については、2017 年まで FIT、FIP 制度

（大規模設備は競争入札で支援対象設備を決定）が施行されていたが、2017 年末をもって、

本制度はいったん終了している。8.3.1 で、この制度の概要を後述する。

その後、イタリアでは、2018 年 3 月 4 日に総選挙が実施された。その結果、既存政党で

はない「五つ星運動」が勝利したものの、連立政権の組閣に時間を要すこととなり、2018

年 6 月 1 日になってコンテ政権が発足した。そのため新たなインセンティブ制度の法制化が

遅れているが、コンテ新政権は、前ジェンティローニ政権時代に設計された新たなインセン

ティブ制度を、ほぼ変更せずに維持する方針である30。

30 PV Magazine, “Italy to hold first 500MW wind-solar auction in January”. September 7, 2018,

https://www.pv-magazine.com/2018/09/07/italy-to-hold-first-500-mw-wind-solar-auction-in-january/（2019 年 3 月 1

日取得）

235


2010 年にイタリア経済発展省は、「2009 年 EU 再生可能エネルギー促進指令（2009/28/EC）」

に基づく国内実施計画として、「国家エネルギー計画（PAN：Piano di Azione Nazionale per le

energie rinnovabili）」を策定した。この中で、2020 年の終エネルギー消費量に占める再生

可能エネルギー比率を EU 指令と同じ 17％と設定しているが、イタリアで再生可能エネル

ギーに関する業務を包括的に担う国営の電力サービス管理会社である GSE 社（Gestore dei

Servizi Elettrici SpA）によると、2016 年に 17.4％、2017 年に 18.3％と既に 2020 年目標を達

成している状況にある31（図 8-1）。

終エネルギー消費に占める再再生可能比率（％）国家エネルギー計画（PAN）計画値（％）

図 8-1 イタリア：最終エネルギー消費量に占める再生可能比率の実績および計画値

出所）GSE, “Energia da fonti rinnovabili in Italia - Rapporto Statistico 2017”をもとに作成

2017 年 11 月 10 日に、イタリア政府は新たなエネルギー政策の枠組みとして「2017 年国

家エネルギー戦略（Strategia Energetica Nazionale: SEN 2017）」を公表した。この 2017 年国

家エネルギー戦略では、2030 年までに達成すべきエネルギー戦略、目標が設定されている。

2017 年国家エネルギー戦略では、再生可能エネルギー関連で表 8-4 の目標を掲げている。

表 8-4 イタリア：2017 年国家エネルギー戦略での 2030 年の再エネ導入目標

2015 年実績【参考】

旧 2020 年目標 2030 年目標

終エネルギー消費 17.5％ 19～20％ 28％

電力分野 33.5％ 35～38％ 55％

熱分野 19.2％ 20％ 30％

輸送燃料分野 6.4％ 10％ 21％

出所）イタリア経済発展省, “Strategia Energetica Nazionale, 10 Novembre 2017”, 2017 より作成

31 2017 年の各部門における再エネ比率実績は、電力部門が 34.1％、冷暖房部門が 18.3％、運輸部門が 6.5％。

236


イタリアでは、2019 年 2 月時点で、固定価格買取制度は実施されていない。

以下では、2017 年末まで実施されていた 2016 年省令に基づく FIT/FIP 制度の概要を紹介

するとともに、これまでに実施してきた支援制度の施行状況をとりまとめる。

8.3.1 2016 年省令に基づく FIT/FIP 制度

2016 年 6 月 23 日に、イタリア経済発展省の Carlo Calenda 大臣は、2016 年における太陽

光発電以外の再生可能エネルギー発電設備を対象とした支援制度に関する省令に署名した。

以下では、2017 年末まで施行されていた本制度の概要をとりまとめる。

(1) 根拠法令

2016 年 6 月 23 日付経済発展省令（Incentivi DM 23 giugno 2016）32

(2) 義務対象者

再生可能エネルギー関連のサービスを提供する GSE 社が、買取義務を負う。

GSE はイタリア政府が 100％株式を保有する国営企業で、再生可能エネルギーによる発電

した電力に財政的インセンティブの付与、電力買取、電力市場での再販売等も行っている。

(3) 買取対象とするエネルギー源・設備

2013 年 1 月 1 日以降に稼働開始する、新規、全改修、再稼働、出力増強、改修した 1kW

以上の太陽光を除く再生可能エネルギー発電設備が、インセンティブの対象となる。

支援対象とする設備は、エネルギー源や設備容量に応じて、1）無条件で支援対象とする

「直接申請」設備」、2）登録手続きを経て対象とする「登録」設備、競争入札を経て対象

とする「入札」設備の 3 類型に分けられており、申請の方法が異なる。

上記の 1）～3）のそれぞれの類型で対象となる設備の要件は、次ページの表 8-5 のとおり。

また、このうち「登録」設備および「入札」設備については、あらかじめエネルギー源別

に支援対象とする設備容量の年間上限値が定められている。この年間上限値は次ページ表

8-6 のとおり。


系統に供給された電力量全量が固定価格買取の対象となる。自家消費分は買取対象から除

外される。

32 イタリア経済発展省ウェブサイト、

https://www.mise.gov.it/index.php/it/normativa/decreti-interministeriali/2036874-decreto-interministeriale-23-giugno

-2016-incentivi-fonti-rinnovabili-diverse-dal-fotovoltaico（2019 年 3 月 6 日取得）

237

表 8-5 イタリア：2016 年施行 FIT/FIP 制度での支援対象設備の類型

FIT/FIP 制度

での支援対象類型対象要件適用価格

1）無条件で対象 250kW 以下水力

固定価格注 1

「直接申請」設備 60kW 以下海洋エネルギー、風力

100kW 以下バイオガス、集光型太陽熱

200kW 以下バイオマス

2）登録手続き対象

「登録」設備

5 MW 以下風力、バイオマス、バイオガス、

バイオリキッド、海洋エネルギー、

埋立ガス、下水ガス、水力、地熱、

集光型太陽熱

3）競争入札対象

「入札」設備

5MW 超風力、バイオマス、バイオガス、

バイオリキッド、海洋エネルギー、

埋立ガス、下水ガス、水力、地熱、

集光型太陽熱

入札価格注 1、2

注 1）但し、設備容量 500kW 超の発電設備は、市場にて電力を直接取引し、省令で規定の固定価格より当

該発電時間帯のシステム価格を差し引いた額を GSE からインセンティブとして供与。

注 2）省令で規定の固定価格より低い価格での入札を義務付け。

出所）2016 年 6 月 23 日付経済発展省令をもとに作成

表 8-6 イタリア：2016 年に登録・入札対象とする再エネ電源の年間上限値

エネルギー源登録手続き競争入札

陸上風力 60 MW (40 MW) 800 MW

洋上風力 - 30 MW

水力 80 MW (30 MW) -

地熱 30 MW (20 MW) 20 MW

バイオマス・バイオガス 90 MW 50 MW

海洋エネルギー（潮力・波力） 6 MW -

集光型太陽熱 20 MW 100 MW

注） ( )は、登録手続きを通じた、リパワリング設備への調整容量


(5) インセンティブ価格

対象設備の設備容量に応じて、インセンティブの形態が異なる。固定価格が適用される設

備へのインセンティブは、表 8-7 のとおりに決まる。

エネルギー源別の買取期間及び固定価格は表 8-8 のとおり。

238

表 8-7 イタリア：2016 年施行 FIT/FIP 制度のインセンティブ形態のしきい値

設備容量インセンティブの形態

500kW 以下 FIT 電力を含めて GSE が買取（固定価格を適用）

・包括価格＝固定価格+プレミアム

500kW 超 FIP 電力は卸電力取引市場にて直接販売。GSE より、固定価格か

ら当該発電設備の連系エリアにおける 1 時間ごとの市場価格

を差し引いた額をインセンティブとして付与（固定価格が市場

価格を上回った場合のみ）

・包括価格＝固定価格+プレミアム－当該エリアの市場価格


表 8-8 イタリア：2016 年の登録・稼働設備に適用する買取期間及びインセンティブ価格

エネルギー源種別設備容量（kW）価格

（ユーロセント/kWh）買取期間（年）

風力

陸上

1～20 25.0 20

20～60 19.0 20

60～200 16.0 20

200～1,000 14.0 20

1,000～5,000 13.0 20

5,000 超 11.0 20

洋上 1～5,000 －－

5,000 超 16.5 25

水力

流れ込み式

1～250 21.0 20

250～500 19.5 20

500～1,000 15.0 20

1,000～5,000 12.5 25

5,000 超 9.0 30

貯水池式 1～5,000 10.1 25

5,000 超 9.0 30

海洋エネルギー 1～5,000 30.0 15

5,000 超－－

地熱

1～1,000 13.4 20

1,000～5,000 9.8 25

5,000 超 8.4 25

埋立ガス

1～1,000 9.9 20

1,000～5,000 9.4 20

5,000 超－－

下水ガス

1～1,000 11.1 20

1,000～5,000 8.8 20

5,000 超－－

239

エネルギー源種別設備容量（kW）価格

（ユーロセント/kWh）買取期間（年）

バイオガス

有機原料

1～300 17.0 20

300～600 14.0 20

600～1,000 12.0 20

1,000～5,000 9.7 20

5,000 超 8.5 20

有機副産物および生分解性廃棄物

1～300 23.3 20

300～600 18.0 20

600～1,000 16.0 20

1,000～5,000 11.2 20

5,000 超－－

バイオマス

有機原料

1～300 21.0 20

300～1,000 15.0 20

1,000～5,000 11.5 20

5,000 超－－

有機副産物および生分解性廃棄物

1～300 24.6 20

300～1,000 18.5 20

1,000～5,000 14.0 20

300～1,000 10.0 20

生分解性由来注 1～5,000 －－

5,000 超 11.9 20

バイオリキッド 1～5,000 6.0 20

5,000 超－－

集光型太陽熱

1～250 32.4 25

250～5,000 29.6 25

5,000 超 29.1 25 注）機械生物処理で生成された残留廃棄物、または都市廃棄物のリサイクル処理における生分解性由来。


(6) 登録・落札後の管理の仕組み

1) 登録手続き対象設備

登録手続きを経て支援対象として認定された設備は、認定結果を受領した日から、エネル

ギー源別に定められた表 8-9 の期間内に設備の稼働開始が必要となる。

表 8-9 の期間内に稼働開始できなかった場合、6 ヶ月を上限として稼働開始するまで、当

該設備に適用されインセンティブ価格が、参照価格から毎月 0.5%引き下げられる。なお、

この稼働までの期間は、自然災害により生じた遅延や、包括的環境影響評価の認可対象であ

る設備の所管当局の認可交付の遅れによる遅延は考慮される。

6 ヶ月の猶予期間を経ても稼働開始に至らない設備は、インセンティブの権利を喪失し、

GSE は当該設備を登録簿から削除する。但し、この期限内に稼働できなかった設備が、運

開日時点のインセンティブ参照価格から 15%の引下げを受け入れる場合、インセンティブ

240

制度にアクセスすることが認められている。

表 8-9 イタリア：2016 年登録手続き対象設備の稼働までの猶予期間

エネルギー種別期間

陸上風力 19 ヶ月

水力注、バイオマス、バイオガス、集光型太陽熱 31 ヶ月

海洋エネルギー 39 ヶ月

地熱 51 ヶ月

注）環境負荷の改善を目的として、水力発電所の敷地内で地質工事が必要な場合は 39 ヶ月まで延長可能


2) 入札手続き対象設備

入札手続きを経て支援対象として認定された設備は、入札結果が公示された日から、エネ

ルギー源別に定められた表 8-10 の期間内に設備の稼働開始が必要となる。

表 8-10 イタリア：2016 年入札手続き対象設備の稼働までの猶予期間

エネルギー種別期間

陸上風力 31 ヶ月

集光型太陽熱 39 ヶ月

洋上風力 43 ヶ月

地熱、バイオマス 51 ヶ月


(7) 本制度の処理・管理費用

太陽光以外の再生可能エネルギーの処理・管理手数料は、定額部分である 100 ユーロと設

備容量別に課される手数料の合計となる。本手数料は、直接申請時、レジストリ登録時、入

札参加時、または改修設備をレジストリに登録する際に支払う必要がある。

表 8-11 イタリア：2016 年省令に基づく支援対象設備の管理手数料

設備容量(kW) 処理・管理手数料（ユーロ）

50 ～ 200 kW 180 ユーロ（100+80）

200 kW ～ 1 MW 600 ユーロ（100+500）

1 ～ 5 MW 1,420 ユーロ（100+1,320）

5 MW 超 2,300 ユーロ（100+2,200）

出所）GSE 社ウェブサイト33をもとに作成

33 https://www.gse.it/servizi-per-te/fonti-rinnovabili/fer-elettriche/modalit%C3%A0-daccesso-dm-23-06-2016

241

(8) 入札手続き対象電源の入札結果

エネルギー源別の募集容量に対して、陸上風力発電のみ超過する応札があった。

表 8-12 イタリア：2016 年省令に基づく入札手続き対象設備の応札状況

入札応札受理優先権獲得

技術募集容量事業数容量（MW）事業数容量（MW）事業数容量（MW）

陸上風力 800MW 96 1,972.25 95 1,944.35 38 800.0

洋上風力 30MW 1 30.0 1 30.0 1 30.0

バイオマス 50MW 1 20.0 1 20.0 1 20.0

地熱 20MW 1 19.8 1 19.8 1 19.8

集光型太陽熱 100MW 1 41.0 0 0 0 0

合計 1,000MW 100 2,083.05 98 2,014.15 41 869.8

出所）GSE, “Incentivazione delle fonti rinnovabili, Bollettino aggionato al 30 Giuno 2018”（2018 年）をもとに作

成

2018 年 6 月 30 日時点で、表 8-12 の優先権獲得事業のうち、陸上風力の 5 事業、計 88MW

分が稼働している34。

また、2016 年省令に基づく入札に先立って、2012 年省令に基づいて実施された入札手続

きで優先権を獲得した事業は、洋上風力発電を除いて完工率が高い割合で推移している。特

に陸上風力発電については、承認された事業の設備容量計 1,275MW（49 事業）のうち、

1,104MW（46 事業）が、2018 年 6 月時点で稼働している（表 8-13）。

表 8-13 イタリア：2012 年省令に基づく入札における落札設備の稼働状況

単位：MW

技術募集容量承認容量 2018 年 6 月

時点で権利有うち稼働中うち未稼働

権利失効

陸上風力 1,321 1,275 1,195 1,104 91 80

洋上風力 650 30 - - - 30

水力 50 0 - - - -

地熱 40 40 40 40 - -

バイオマス 120 47 38 38 0 9

廃棄物 350 51 33 33 0 18

合計 2,531 1,442 1,358 596 762 84

出所）GSE, “Incentivazione delle fonti rinnovabili, Bollettino aggionato al 30 Giuno 2018”（2018 年）をもとに作

成

34 GSE, “Incentivazione delle fonti rinnovabili, Bollettino aggionato al 30 Giuno 2018”（2018 年）

242


(1) 再生可能発電の導入状況

1) 再生可能発電設備容量の推移

イタリアでは、数次にわたる支援制度の改正を経ているが、2010 年以降、太陽光発電の

設備容量が急増した、その後、2013 年 7 月に太陽光発電の支援制度への新規申請受付終了

を受けて、太陽光発電の設備容量は横ばいとなっている（図 8-2）。

単位：MW

水力風力太陽地熱バイオ設備容量計

図 8-2 イタリア：再生可能発電設備容量の推移（～2017 年）

出所）GSE, “ Rapporto Statistico 2017, Fonti Rinnovabili”（2018 年）をもとに作成

2) 再生可能発電電力量の推移

再生可能発電電力量についても、特に太陽光発電の導入量が急増した 2011 年以降、増加

傾向にある（図 8-3）。但し、2015 年以降は、水力発電量が低迷していることもあり、再

生可能発電電力量全体では伸び悩んでいる。

243

単位：GWh

水力風力太陽地熱バイオ発電量計

図 8-3 イタリア：再生可能発電電力量の推移（～2017 年）

出所）GSE, “ Rapporto Statistico 2017, Fonti Rinnovabili”（2018 年）をもとに作成

終電力消費量に占める再生可能比率の割合を見ると、2020 年の国家エネルギー計画の

計画値である 26.4％をはるかに上回る水準で推移している（図 8-4）。

終電力消費量に占める再生可能比率（％）国家エネルギー計画（PAN）計画値（％）

図 8-4 イタリア：最終電力消費量に占める再生可能比率の実績および計画値

出所）GSE, “Energia da fonti rinnovabili in Italia - Rapporto Statistico 2017”をもとに作成

244

(2) 支援制度に伴う国民負担の動向

イタリアでは、固定価格買取等の再生可能エネルギー支援制度に係る追加費用は、A3 料

金（A3 tariff）と呼ばれる特定目的の料金項目を通じて、すべての電力需要家に負担しても

らう仕組みとなっている。2017 年の再生可能エネルギー支援制度による支援総額は、約 142

億ユーロとなっている（表 8-14）。

表 8-14 イタリア：再生可能エネルギー支援制度による支援額の内訳（2017 年）


支援制度太陽風力水力バイオマ

ス/廃棄物

バイオガ

スその他合計

太陽光買取（FTV） 6,404 - - - - - 6,404

RPS 証書支援 0 1,459 636 465 78 579 3,217

小規模 FIT（TO） - 7 252 103 1,680 228 2,270

90 年代 FIT（CIP6/92） - 4 - 、310 2 445 761

簡易売電制度（RID） 429 35 109 8 24 22 627

2012、16 年省令 FIT/FIP - 191 112 54 96 13 466

ネットメータリング（SSP） 311 0 0 0 0 2 313

RPS 証書買取 0 47 36 16 3 35 137

合計 7,144 1744 1,145 957 1,883 1,324 14,195

注）一部、GSE の売電収入分を含む数値。

出所）GSE, “Rapporto delle attivita 2017”（2018 年）をもとに作成

表 8-14の支援額のうちGSEによる買取電力の市場売電収益が 17億ユーロほどあり、2017

年の費用額は相殺した約 125 億ユーロで、太陽光支援の費用が約 50％を占めている（図 8-5）。

図 8-5 イタリア：再生可能エネルギー支援制度に係る費用内訳（2017 年）

出所）GSE, “ Rapporto delle attivita 2017”（2018 年）をもとに作成

245

再生可能エネルギー支援制度に係る年間の費用総額は、2010 年以降、主に太陽光発電に

対する支援額が増えたことにより、急増してきた。但し、2016 年の約 144 億ユーロをピー

クとして、2017 年以降は減少傾向にある（図 8-6）。


注）2010～2018 年は実績、2019 年、20 年は GSE による予測。

図 8-6 イタリア：A3 料金の負担額実績と今後の見通し（2010～20 年）


2021 年以降は、2030 年ごろまで RPS 制度等の従来の支援制度への支援が終期を迎えるこ

とにより、徐々に費用総額が減っていくことが想定されている（図 8-7）。2031 年には、

太陽光発電への支援の多くが終期を迎えることで、負担額の激減が想定される。


図 8-7 イタリア：A3 料金による再生可能発電支援額の将来予測（2021 年～）


ネットメータリング（SSP）

簡易売電制度（RID）

2016 年省令 FIT/FIP

2012 年省令 FIT/FIP

90 年代 FIT（CIP6/92）

小規模 FIT（TO）

RPS 証書支援

太陽光買取（FTV）

246

再生可能エネルギーの支援制度にかかつ追加費用を回収する A3 料金は、終需要家に対

して、契約電圧クラスに応じて異なる体系で賦課される。2016 年、2017 年における電圧ク

ラス別の A3 料金の年間負担額は表 8-15 のとおり。

表 8-15 イタリア：電力需要家種別の A3 料金負担額の例（2016 年、17 年）

需要家種別年間負担額（ユーロ/年）

左記の年間需要量及び負担額に

基づく単価試算

（ユーロセント/kWh）

2016 年 2017 年 2016 年 2017 年

家庭（2,640kWh/年） 102 € 75 € 3.9 ㌣ 2.8 ㌣

家庭（3,500kWh/年） 165 € 239 € 4.7 ㌣ 6.8 ㌣

低圧（15,000kWh/年） 1,163 € 996 € 7.8 ㌣ 6.6 ㌣

中圧（500kW, 2,000 時間利用） 51,405 € 44,058 € 5.1 ㌣ 4.4 ㌣

高圧（3MW, 2,500 時間利用） 321,736 € 275,369 € 4.3 ㌣ 3.7 ㌣

出所）GSE, “Rapporto delle attivita 2017”（2018 年）,“Rapporto delle attivita 2016”（2017 年）をもとに作成

2017 年には年間電力消費量 3,500kWh を想定した家庭需要家では、年間の負担額が 239

ユーロとされており、これは単価にすると 6.8 ユーロセント/kWh に相当する。なお、一定

規模から高圧の需要家は、受電点あたりの基本料金に加えて、従量制の単価を支払う形式と

なっている。

247

9. 再エネ等の系統接続に関する諸制度

本章では、再生可能エネルギーの導入拡大が進む欧米主要国について、系統接続ルールの

概要や変遷、系統増強時の費用負担ルール、出力制御の運用ルールや補償制度等について、

日本の現行制度の課題等を踏まえつつ調査し、整理を行った結果をとりまとめる。

番号調査項目該当ページ

1 系統利用ルールの概要と背景 249 ページ

2 系統接続時の技術要件（Grid Code） 264 ページ

3 系統増強ルール 287 ページ

4 系統情報の公開 293 ページ

5 自然変動電源の増加に対する系統運用者の対応等 295 ページ

6 経済的出力抑制方式の概要 309 ページ

Copyright (C) Mitsubishi Research Institute, Inc.

海外の再エネ等の系統接続に関する諸制度調査⽀援業務

報告書（公開⽤）

環境・エネルギー事業本部

東京海上⽇動リスクコンサルティング株式会社御中

2018年12⽉27⽇

Copyright (C) Mitsubishi Research Institute, Inc. 2

⽬次

1. 系統利⽤ルールの概要と背景 32. 系統接続時の技術要件（Grid Code） 363. 系統増強ルール 824. 系統情報の公開 945. ⾃然変動電源の増加に対する系統運⽤者の対応 986. 経済的出⼒制御⽅式の概要 116

248


1. 系統利⽤ルールの概要と背景

【仕様書項⽬】・系統接続ルールの概要及びルール策定に⾄る変遷（コネクト＆マネージ、ノンファームアクセス、優

先接続ルール、Ｎ－１電源制限等）・系統運⽤ルールの概要（潮流管理⽅法、運⽤容量の考え⽅等）


欧⽶における系統混雑を前提とした系統接続ルール我が国では、送配電系統の混雑発⽣を前提とした電源の系統接続は⾏われていないが、欧⽶においては系統混雑を前提とし

た早期の系統連系に関わる制度が存在する。

早期接続系統混雑を前提

とした連系か

暫定的制度具体的な系統増強まで

の暫定的扱いか

出⼒抑制系統混雑時に当該電源が

出⼒抑制を受けるか

経済的補償出⼒抑制を受けた場合

補償があるか備考

イギリス

Connect and Manage

（送電系統）○ ○

×※BM注への参加による事

業者判断

×※BMへの参加による対価

取得の機会有り系統増強全体が完了する前の暫定的制度

FlexibleConnections （配電系統）

○ × ○×

※BMへの参加による対価取得の機会有り

我が国で議論されるNon-Firmに近い現時点では、実証的取り組みから制度化への移⾏途中

アイルランド Firm/Non-Firm ○ ○

○※Firm接続であっても出

⼒抑制を受ける

×※Non-Firmは補償無し、

Firmは補償有り

Firm/Non-Firmは抑制時の経済補償に関わる⾦融的概念

ドイツPriority

Connection(優先接続)

○○

※系統容量に余裕がなくとも優先的に接続

－ ○

スペインPriority


× × － ○

イタリアPriority


× ○ － ○

⽶国（PJM）

地点別限界価格（LMP） ○ × × ×

送電サービスとしてFirm/Non-Firmの区分はあるものの、PJMエリア内では使われていない

⽇本版コネクト＆マネージ(Non-Firm)

※現時点で想定されるコンセプト○ × ○ ×

表9-1: 各国の送配電系統の混雑発⽣を前提とした電源の系統接続制度のまとめ

注）BM︓Balancing Mechanism 出所）三菱総研作成

249


Non-Firm型接続の概念に関する整理

英国アイルランド⽶国PJM

出⼒抑制

【送電系統】×コネクト&マネージ対象電源︓優先的な抑制はな

い（P）※系統制約はバランシングメカニズム等の⼀般的な措置に

より解消

○2011〜2013年︓Non-Firm接続の電源を優先的に抑制（⾵⼒発電のみ）↓

×2013年以降︓Firm/Non-Firmの区別なく⼀律で抑制（全系制約の抑制の場合のみ）

○平常時において、地点別限界価格（LMP）により混雑管理※系統制約による出⼒増減は発電事業者のエネル

ギー市場への⾃らの⼊札戦略の問題に解消

【配電系統】○ANM注対象電源︓後着順に抑制

費⽤補償

【送電系統】×コネクト&マネージ対象電源︓費⽤補償無※バランシングメカニズム等で他の電源と同様に扱われ、

サービス提供時は対価を得ることが可能

○Firm接続電源は抑制をうけても費⽤補償が得られる（経済的概念）

【配電系統】×ANM対象電源︓費⽤補償無

制度の特徴

【送電系統】• コネクト&マネージは、系統の増強⼯事が完了まで

の時限的な制度

• Firm/Non-Firm型接続は将来の系統増強を前提とした時限的な制度

• 地点間送電サービスにおいて、緊急時の措置としてのTLR注2においてFirm/Non-Firmの区別があるが、地点間送電サービスは域外取引等に活⽤されるものであり、PJMエリア内では使われていない。【配電系統】

• ANM対象電源も系統増強によって系統制約が解消した場合、Firm接続に転換する権利を得る

電⼒広域的運営推進機関の広域系統整備委員会における、我が国のノンファーム型接続は下記の通り定義「混雑系統において新たに電源接続を希望する事業者と合意の上、系統制約時の出⼒抑制を条件に接続を認めること｣

⼀⽅、欧⽶において｢Firm/Non-Firm｣の概念は各国毎に異なる。特に、｢Non-Firm｣と呼ばれる系統利⽤には、①当該電源が系統制約時に特別に抑制をうける物的な概念と、②抑制を受けても⾦銭的な補償によって経済的に｢Firm｣接続と等価である経済的概念の2つがあるため、留意が必要。

注1︓AMM︓Active Network Management注2︓TLR︓Transmission Load Relief 出所）三菱総研作成


イギリス（1/5）Connect and Manage（送電系統）コネクト＆マネージによる送電線の接続スキームは2011年2⽉に施⾏され、

2015年9⽉までに、計28プロジェクト、1,898MWの発電設備が同制度の下、接続契約を結んでいる。

しかし、同制度は接続に伴う増強⼯事の内、最低限の送電線増強⼯事（Enabling Works）の完了をもって、その他の増強⼯事（WiderWorks）の完了を待たずに系統接続を認めるものである。すなわち、Connect and Manageは新規系統接続に伴う⼀時的な系統制約を許容するにすぎず、 Wider Worksの完了をもって、系統制約が解消されることを前提とした制度である。

なお、コネクト＆マネージの導⼊以前から、系統混雑に対しては、バランシングサービスインセンティブスキーム(BSIS)という調整⼒の調達スキームにより、バランシングメカニズムへの⼊札や相対取引を通じて契約した電源に対し出⼒抑制等を実施し、それに伴う対価を⽀払っている。

図9-3: Constraint Managementの調達タイムライン

出所）National Grid「Transmission Thermal Constraint Management」2018

出所）Ofgem｢Monitoring the ʻConnect and Manageʼ electricity grid access regime｣,14 December 2015

出所）Ofgem｢Monitoring the ʻConnect and Manageʼ electricity grid access regime｣,14 December 2015

図9-2: コネクト＆マネージに伴う混雑管理費⽤の⾒通し

図9-1: コネクト＆マネージによる接続の内訳

250


イギリス（2/5）Connect and ManageにおけるEnabling WorksとWider Worksの区分

新規発電機が送電系統に接続する際、NETS SQSS注1を順守するために送電網を増強しなければならない場合がある。コネクト＆マネージに基づき、これらの増強⼯事は、Enabling WorksかWider Worksのいずれかに分類される注2。

「Enabling Works」とは、発電機が送電網に接続し、ファーム接続が与えられる前に完了しなければならない最低限の送電線増強⼯事である（つまり発電機からみて、送電網上の最も近い地点との間）。

「Wider Works」とは、新規発電所に対応し、NETS SQSSを順守するための送電網増強に伴う、Enabling Works以外の送電線の増強⼯事である。注1︓ National Electricity Transmission System Security and Quality of Supply Standards 注2︓「Enabling Works」と「Wider Works」との境界は、プロジェクトにより異なるため、接続契約ごとにNational Grid及び/⼜は関連するTOが評価


イギリス（3/5）

出所)National Audit Office, Electricity Balancing Services (2014) 出所)⽇本エネルギー経済研究所⼩笠原潤⼀、欧州における再⽣可能エネルギー発電導⼊に関する動き (2016)

図9-4: 英国における系統制約管理（Constraint management）費⽤の推移図9-5: 系統制約管理費⽤とconnect and manageに関する

系統制約管理費⽤の推移

Total Constraint Costs

C&M Constraint Costs

Connect and manageの概念の下では、増強を待たずに系統接続を可能とするが、それによって系統の混雑・制約がるため、NationalGridは、調整⼒を市場での競争⼊札を通じて調達する系統制約管理（Constraint management）を実施している。例えば、英国では北部のスコットランドと南部のイングランド間で北部から南部へ送電を⾏う際に系統混雑が⽣じている。National Gridは、

例えば、供給側であるスコットランドで発電出⼒を低下させ、需要側であるイングランドで発電出⼒を増加させる。これらの調整⼒をバランシングメカニズム市場（Balancing mechanism）への競争⼊札を通じて調達する。

系統混雑解消のために、供給側で抑制する電源は主にガス⽕⼒発電や⽯炭⽕⼒発電であるが、⾵⼒発電に対しても出⼒を抑制することが可能となっている。これらは、調整⼒市場の取引によって決定される。

例えば、スコットランドで化⽯燃料を⽤いた従来型発電の出⼒を抑制する場合は、燃料コストを削減できるためNational Grid に対して削減できるコストを⽀払う⼊札がバランシングメカニズムにおいて⾏なわれる（マイナスの⼊札が⾏われる）。⾵⼒発電の出⼒を抑制する場合は、燃料費はゼロとなるが、再⽣可能エネルギー証書制度（ROC︓Renewables Obligation Certificate）などから得られるはずだったコストを代替するため、出⼒の抑制に対して費⽤を受け取る⼊札が⾏われる（プラスの⼊札が⾏われる）。そのため、供給側で出⼒を抑制する電源は、⼊札の結果からまずガス⽕⼒や⽯炭⽕⼒となり、⾵⼒発電の抑制の順番は後になる。

251


イギリス（4/5）N-1電制英国では、コネクト＆マネージ導⼊以前からIntertripというN-1電制相当のサービスが存在する。 Intertripの仕組み

• システム障害時に発電量を削減または切断し、発電出⼒を先制的に抑制することを回避する⾃動制御調整サービス• 発電事業者には、スキームが有効な期間のアーミング料⾦（待機料⾦）、実際に使⽤された場合のトリッピング料⾦が⽀払われる。

Intertripはバランシングサービスの中ではアンシラリーサービスに位置付けられ、相対取引により対象電源が選定される。

出所)” System Services International Review”,KEMA,2011

図9-6: 英国のシステムサービス構造


イギリス（5/5）

特定の配電系統においては系統のリアルタイム監視・制御のためのActive Network Management(ANM)等が導⼊され、出⼒抑制等の実施を条件に、系統増強を待たずして早期での電源接続を認めている（Flexible Connections）

電源接続コストの低減に寄与しており、今後もエリアが順次拡⼤される予定となっている ANMでは、後から接続した電源から優先的に抑制される（Last In, First Out） Flexible Connectionsを選択した発電事業者に対し、 DNOは年間の抑制量等の想定値を情報提供している発電事業者にとっては、系統増強費⽤を負担する必要がないため、接続費⽤(イニシャルコスト)が安価となるメリットがある。また、バランシング

サービスの調達スキームへ参加することができる場合、抑制によって収益が得られる可能性がある（⼀部、DSOレベルの調達スキームも存在）

Flexible Connections （配電系統）

Seven zone already open across East Anglia and South East

o More than 20 customers already connected

o Including largest solar and only anaerobic digestion

site in the UK under ANM

o Total Installed capacity exceeds 100MW

o Over £70m savings in connection costs

o Around 130MW committed to connect

More zones to open by 2021

図9-7: Scottish & Southern EnergyおよびUK Power Networksの管轄エリアにおけるFlexible DGの動向

出所）Scottish & Southern Energy Networks,UK Power Networks「Joint Workshop」2017 出所）SP Energy Networks「Flexible Connections and Principles Of Access Policy」

図9-8: 英国DSO（ SP Energy Networks ）の電源接続の体系

252


アイルランド（1/6）Firm Access と Non-firm Access

• 2001年規制機関CER（現在はCRU）の決定（CER/01/111）により、non-firm financial accessが定められた• Firm accessとnon-firm accessの違いは市場運営者（SEMO:Single Electricity Market Operator）によるメリットオーダーに基づいた発

電スケジュールとTSOによる系統制約を加味したディスパッチとの乖離分に対する⾦銭的補償の有無• 対象は全電源種• 発電機が新たに送電系統に接続する際、そのユニットに提供されるfirm accessとnon-firm accessの量（MW）やこのfirm accessの量

（FAQ:firm access quantity）変更されるタイミングやユニットが容量分のFAQを得るタイミングが記載• TSOがディスパッチスケジュールの作成にあたり、TSOはnon-firmのユニットはfirmのユニットと同様に扱う。ただし、送電制約を緩和するために

抑制する必要がある場合、non-firmユニットを最初のユニットとして考慮する（non-firm accessの範囲内で）• firm, non-firmという⽤語は、送電系統に与えられる物理的アクセスの度合いや確実性を暗⽰するものではなく、技術的アクセス権がフルア

クセスでない場合に発電事業者に与えられる⾦融的な保証の種類とレベルを意味する

優先給電ルール• 2009年の欧州指令を受けて、SEMC（Single Electricity

Market Committee）の決定（SEM-11-062）により優先給電ルールが定められた• 優先給電ルールは右の通り• この決定の中では、優先給電ルールが最優先されることが記載• firmのnon-firmに対する優先性はSEMCが定めた特定の状況下

においてのみ考慮されるべきであると述べている• その状況はtie-break situationと呼ばれ、どの電源を抑制しても

価格差が無い場合（例︓どの⾵⼒を抑制しても同じ状況）ではfirm accessを持つ電源がnon-firm accessしか持たない電源に対して優先性を持つ

出⼒抑制の順序

1従来電源（price making

generation）および連系線のカウンタートレード

2 Peat3 ハイブリッド電源

4 ⾼効率CHP/バイオマス/⽔⼒

5 ⾵⼒

6 連系線

7 再給電による公衆の保安上の危険がある⽔⼒

5-1制御可の要件を満たすが現在は制御出来

ないユニット

5-2 制御可能なユニット

5-3制御可の要件をまだ満たしていないもの、

試運転のもの

表9-2: 優先給電ルールによる出⼒抑制順序

出所）SEMC, ”SEM-11-062”を基に三菱総研作成

1. 従来電源は最も経済的となるように抑制2.~4. はpro-rataで抑制


アイルランド（2/6）

図9-10: アイルランド島の⾵⼒発電の出⼒抑制の量と分類（2017年）

出所）Eirgrid, “Annual Renewable Energy Constraint and Curtailment Report 2017”を基に三菱総研作成

出⼒抑制の分類と費⽤• 全系の制約（Curtailment）とローカル制約（Constraint）が存在• Curtailment

• SNSP（ System Non-Synchronous Penetration ） limit︓総需要と直流連系線に対する⾮同期発電機の発電割合の制限• ROCOF（Rate of Change of Frequency）/ Inertia︓発電機事故時の周波数変化率の低減または系統の慣性を確保するため• High Freq/Min Gen︓負荷脱落時の周波数上昇の軽減または予備⼒の要件を満たすため

• Constraint• 送電線・変圧器の容量不⾜による過負荷回避

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Constraint Curtailment

図9-9: アイルランド島の⾵⼒発電の出⼒抑制の実績

全発電可能量

9,700,801

出⼒抑制量

385,855

全発電量9,279,929

他の要因での抑制14,124

95.7%

4.0%

0.1%

Curtailment266,532

TSOConstraint119.277

試運転46

30.9%

69.1%

0.0％

RoCoF3,377

SNSP

37,919

High Freq/Min Gen225,236

14.2%

1.3%

84.5%

⾵⼒発電内訳MWh

%

253


アイルランド（3/6）優先給電と Non-firm Access• 優先給電に関する決定の後、2011年のSEMCの決定（SEM-11-105）において、tie-break状況の出⼒抑制順が決定

• SEM-11-062での決定の通り、優先給電順序の適⽤が⾏われた上で、系統混雑の地域に属するグループ（Constraint Group）内の⾵⼒発電の抑制において、「5-2制御可能なユニット」内でnon-firm電源が⼀部firm電源・firm電源に先⽴って抑制されることとなった

• これはcurtailment、constraintのいずれにも適⽤• Non-firm電源内でも後着の募集プロセスで連系した電源から先に抑制される

• Curtailmentについてはfirm/non-firmの区別なく⼀律で抑制されるべきという議論が存在したものの、constraintと同様に抑制されることが決定• 2020年の再エネ⽬標達成に向けて拡⼤を進めるために、firm電源として接続待ちしている電源の収益性を確保するため• 国⺠経済の観点から、non-firm電源から抑制することで、需要家への負担を軽減するため

• 2013年のSEMCの決定（SEM-13-010）では、2020年の再エネ⽬標の⾒通しが⽴ったことから、curtailmentについては、firm/non-firmの区別なく⼀律で（pro-rata）抑制することを決定・施⾏（2013年3⽉1⽇より）• この決定では、2018年1⽉1⽇より、curtailmentの際の補償はfirm電源についても⾏われないこととなった

表9-3: 出⼒抑制の順序とルール変更

Curtailment Constraint

抑制順

• 優先給電ルールに従う

• 従来型電源は最も経済的となるように抑制

• Peat, Hybrid,⾼効率CHP/バイオマス/⽔⼒はpro-rata• ⾵⼒は、non-firm が優先的に抑制

出⼒増減への補償

• firmは補償あり、non-firmは補償無し

Curtailment Constraint

抑制順

• 優先給電ルールに従う

• 従来型電源は最も経済的となるように抑制

• Peat, Hybrid,⾼効率CHP/バイオマス/⽔⼒はpro-rata• 全⾵⼒pro-rata抑制 • ⾵⼒は、non-firm が優

先的に抑制

出⼒増減への補償

• firm, non-firmいずれも補償無し(2018/1/1より)

• firmは補償あり、non-firmは補償無し

2013年のSEMCの決定後2013年のSEMCの決定前

出所）三菱総研作成


アイルランド（4/6）系統混雑処理と実績• アイルランドでは、需給調整市場が無く、強制卸売市場のSEM（Single Electricity Market）で電⼒取引が⾏われていた• 市場メカニズムを⽤いた需給調整や混雑管理などは無く、TSOによる系統運⽤が⾏われていた

• 混雑管理では、SEMの⼊札締切（前⽇11時）後にTSOによる系統解析が⾏われ、系統制約を加味した発電スケジュールを作成• 実需給断⾯に近づくに従い、contingency analysis（事故時解析）をリアルタイムで⾏いながら、⾵⼒発電所（5MW以上が対象、配電接続

も含む）にディスパッチを⾏っている• 系統混雑実績は下記の通り• 出⼒抑制に対する補償費⽤はconstraint paymentと呼ばれ、⼩売事業者により⽀払われるDBC（Dispatch Balancing

Cost）から⽀払われる。※混雑理由以外の抑制も含む

€ 0

€ 20,000,000

€ 40,000,000

€ 60,000,000

€ 80,000,000

€ 100,000,000

€ 120,000,000

€ 140,000,000

€ 160,000,000

€ 180,000,000

€ 200,000,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

図9-11: 系統混雑解消費⽤

出所）SEMO, Market Data Dynamic Report より三菱総研作成

表9-4: ⾵⼒発電の発電実績と系統混雑による抑制量

出所）Eirgrid, “Annual Renewable Energy Constraint and Curtailment Report”より三菱総研作成

年発電量【GWh】⾵⼒抑制率抑制量

【GWh】抑制のうち

Constraintの⽐率

Constraint【GWh】

2011 5,212 2.2% 119 20.0% 23.8

2012 5,143 2.1% 110 38.0% 41.8

2013 5,872 3.2% 196 28.0% 54.88

2014 6,436 4.1% 277 35.0% 96.95

2015 8,232 5.1% 442 36.0% 159.12

2016 7,882 2.9% 227 48.0% 108.96

2017 9,700 4.0% 386 31.0% 119.66

254


アイルランド（5/6）系統混雑処理②• 2018年10⽉1⽇より、I-SEM（Integrated SEM）へと市場が移⾏

• これまでの前⽇の卸売市場のみならず、当⽇市場やバランシング市場等が新たに創設された• 基本的な出⼒制御のルールについては変更無し（優先給電ルールあり。Constraintの際はnon-firmより抑制等）• TSOが運営するバランシング市場で、従来型電源に出⼒増減する場合の⼊札（bid offer）を⾏わせ、経済的なディスパッチをTSOが⾏う• 発電機の市場で提出した発電スケジュールと実際のTSOによるディスパッチの乖離分について、bid offer acceptanceで精算が⾏われる• ⾵⼒といった出⼒が変動する電源（non-dispatchable but controllable generator）には⼊札は義務付けられていない

• ⾵⼒発電は発電可⽤性（availability）と実際のディスパッチされた値の差分で精算（補償）

• Non-firm電源については、前⽇・当⽇市場で提出した発電スケジュールと、実際の発電の間の差分についてはインバランス料⾦で精算

出所）SEMO, “I-SEM Training module, Market overview chapter4 Markets”, http://www.sem-o.com/training/modules/market-overview/Markets.pdfより三菱総研作成

図9-12: Bid offer acceptanceの例

時間

MW FPN

事前の発電スケジュール

実際にディスパッチされた値


アイルランド（6/6）配電系統における系統運⽤• 配電レベルでは、系統混雑が起こらないように系統への電源接続が⾏われており、系統混雑は発⽣していない。

• 具体的には、配電系統に新規接続される電源のMEC（Maximum Export Capacity︓※電源の設備容量とほぼ同義）を基としたコンサバティブな検討を⾏っているため、系統混雑は発⽣していない模様

• そのため、配電レベルではnon-firm accessは存在せず、全てfirm access ベースでの接続となっている• 事故が起こった場合でも配電線・変圧器の設備容量に対して100%を超えないように設備形成を⾏っている

（参考）アイルランドにおける電源接続プロセス• アイルランドでは分散電源の接続申請の増加に伴い、GPA（Group Processing Approach）を2004年より開始

• これにより、効率的な早期接続と効率的な設備形成を⾏っている• 具体的には、ある募集期間内で受け付けた申請を⼀括で処理するもので、申請電源をいくつかのクライテリア（例えば地理的な場所）ごとにグ

ループ、サブグループとして分けて、そのグループごとに対する電源の接続検討を⾏っている（送電・配電も⼀括の処理）• ⼀つの募集期間をGateと呼び、これまで計3回のGateが実施された。Gate1,2は⾵⼒のみ、Gate3は⾵⼒と従来電源が対象。

• 2009年以降にはGPA外での処理としてnon-GPAが設けられ、⼩規模な電源に対してシーケンシャルな処理での接続が開始• 具体的な対象は500kW以下の⾵⼒発電と、⽔⼒（波⼒含）、ランドフィルガス、バイオマス、PV等• ⾵⼒以外のニーズが出てきたことから対応していたが、2015年にPVの申請が前年の10倍となった

• 2018年5⽉より、新たな接続プロセスとしてECP-1（Enduring Connection Policy）が開始• GPAと異なり、全電源種が対象• 500kW以上の電源は⼀括の接続検討が⾏われるが、11kW〜500kWについては順番に接続検討が⾏われる

255


ドイツ（1/5）再エネの優先接続（Priority Connection）• EEG2017 § 8にて、再エネの優先接続が規定されている

• 容量不⾜を以てして系統運⽤者が接続の拒否を⾏うことが出来ないことが、法的に担保されている• 増強が必要な場合は系統運⽤者が費⽤を負担し、⼀般負担（託送費）にて回収• EU指令においては、各国の設備計画などに合わせる必要があるため優先接続を任意規定としているが、ドイツでは法⽂化されている

再エネの優先給電• EEG2017 において、下記のように記載されており、EEG法の中では「再エネ由来の電⼒の優先性」のみが明記

＜EEG 2017 §11 Purchase, transmission and distribution 仮訳＞

（１）14条に従い、グリッド系統運⽤者は、再エネ由来または炭鉱メタンガス由来のすべての電気を、21条bの第⼀項に従って取引の形態で、遅延なく優先的に物理的に購⼊し、送電し、配電しなければならない。

＜EEG 2017 §14 Feed-in management 仮訳＞

（1）2. 再エネ由来、炭鉱メタンガスおよびCHPからの電気の優先性は、電⼒供給システムの安全性と信頼性を確保するために他の電源が留まる必要が無い範囲において維持される


ドイツ（2/5）＜優先接続の原則＞再⽣可能エネルギーの優先接続（priority connection）を再⽣可能エネルギー法（EEG）の中で定めている。系統運⽤者は、再エネ電源を遅滞なくかつ適切な電圧レベルと設置個所から最短距離で接続し、その接続には優先性を与

えることが義務付られている（EEG§8）。この接続を提供する義務は、で規定されている系統の最適化・系統増強の完了後にのみ電⼒購⼊が可能である場合にも適

⽤されるとしている（EEG§12、即ち系統増強の完了前に接続させる必要がある）。また、経済的に不合理な場合を除いて再エネを接続するための系統増強が義務付けられている（EEG§12）。

＜優先接続のプロセスに関する法的規律＞各系統運⽤者は、個々の接続プロセスを決定することができ、法令上は最低限の事項について規定されているのみである。

中低圧系統原則として、発電設備は直ちに（過度の遅れなしに）、系統に接続されなくてならず、発電事業者から接続検討に必要な

情報を受領した後、8週間以内に、発電事業者のコスト負担の⾒積もりも含め、接続に関するタイムテーブルを遅滞なく提⽰することが義務づけられている（EEG§ 5）。

⾼圧系統（110ｋV以上に接続する100MW以上の再エネ発電設備）系統運⽤者は再エネ発電事業者に対して、系統接続に関わる予想費⽤を通知し、再エネ事業者はその予想コストの25％

を⽀払う必要がある。系統運⽤者は再エネ発電事業者の⽀払い完了後、3ヶ⽉以内に系統信頼度に関する検討結果を通知し、接続を許可しなければならない（KraftNAV§ 3）。

出所）Renewable energy policy database and support – RES-LEGAL EUROPE National profile: Germany, December 2012

256


ドイツ（3/5）＜出⼒抑制順のガイドライン＞ドイツのエネルギー・⽔道連合会であるBDEW（Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft）では

EnWG§13.2に基づく出⼒抑制の優先性に関するガイドラインを発⾏ EnWG§13.2に基づく出⼒抑制は、接続点ごと（ノードごと）に実施が判断される。この措置はリアルタイムに近い断⾯でなされるため、予

め抑制の順位付けを⾏っておくことが必須で、その際のTSO向けのガイドラインの位置づけこのガイドラインのグループ内の優先順位はおおよその⽬安であり、厳格には定められていない模様。グループで分けられた設備の実際の出

⼒抑制の順位付けについては特に規制を設けておらず、系統運⽤者に任せている

表9-5: ドイツの発電設備の出⼒抑制優先順位

出所）三菱総研, “平成28年度固定価格買取制度の⾒直しに係る調査調査報告書”


優先規定による影響• 前述した優先規定の影響から、系統混雑が発⽣しているため、

前⾴のように解消のための費⽤の増加が問題となっている• 例えば50Hertz社では右図のように系統増強に取り組んでいるものの、

再エネ導⼊の速度に系統増強が間に合っていない状況• 系統増強費⽤の推移は下記のとおり

図9-13: 設備投資額の推移

出所）50Hertzウェブサイト, https://www.50hertz.com/en/Grid-Extensionを基に三菱総研作成

ドイツ（4/5）

470

864 880 1,248

1,672 1,636

3,219 2,919 2,851

3,204

3,800 3,701

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2011 2012 2013 2014 2015 2016

設備

投資

額[百

万ユ

ーロ]

系統増強費⽤（TSO)系統増強費⽤（DSO メンテナンス含）

出所）BNetzA, Monitoring Reportより三菱総研作成

図9-14: 50Hertz社の系統増強計画

257


陸上⾵⼒発電の導⼊制限• EEG 2017 §36cでは、系統増強の速度と再エネ導⼊の速度を合わせることを⽬的として、陸上⾵⼒発電に関して⼀部地域で

の導⼊量を制限する規定が追加• 対象期間︓2017/3/1〜2020年• 導⼊量︓2013年〜2015年の間に本エリアで新規に運転開始した陸上⾵⼒発電の単年度平均導⼊量の58%に制限• 対象エリア︓BnetzAによって規定。国⼟の20%を上限。個々の系統エリア単位もしくは地⽅区域単位で規定• 2019年7⽉31⽇までに対象エリアと上限の規定を評価。その後も2年ごとに評価• 条例への変更を⾏う場合は2020年1⽉1⽇から実施、その施⾏も2年おきに実施

• これを受け、BNetzAではニーダーザクセン州、ブレーメン、シュレースヴィヒホルスタイン州、ハンブルク、メクレンブルク=フォアポンメルン州を対象エリアとして設定

• その地域での過去の導⼊量から、導⼊上限を902MWと設定。• ⼊札における取り扱い

• EEG 2017 §4では、各電源種ごとの導⼊⽬標を規定し、その⽬標値がドイツ全⼟の毎年の⼊札量となる• 年数回⾏われるオークションの中では、⼊札するプレミアム価格の低いものから落札されていくが、年間の上限を超えている場合、制限エリアに⽴

地する予定の電源は価格が低い⼊札をしても落札出来ない

ドイツ（5/5）


優先給電ルール• フランスでは優先給電は規定されていない（L121-4 Code de l‘énergie）• 系統混雑が発⽣する場合には、バランシングメカニズムで解消される。そのため、バランシングメカニズムに参加している電源

の技術的要件と価格を基にした抑制（メリットオーダー）が⾏われることとなる

フランス

出所）RTE, Annual Report 2017より三菱総研作成

上げ⽅向の使⽤

下げ⽅向の使⽤

図9-15: バランシング市場における電源種ごとの稼働実績

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

発動

量[TW

h]

⽔⼒（下げ⽅向）原⼦⼒（下げ⽅向）⽕⼒（下げ⽅向）デマンドレスポンス TSO-Actor間の融通 TSO-TSO間の融通

⽔⼒（上げ⽅向）原⼦⼒（上げ⽅向）⽕⼒（上げ⽅向） TSO-Actor間の融通 TSO-TSO間の融通

258


イタリア（1/3）優先規定と系統接続ルール• イタリアでは、再エネへの優先規定が定められている

• 優先接続• art. 29.1 Annex A ARG/elt 99/08にて、系統に連系を申請する再エネプラントは優先的な待遇が与えられ、優先接続が認められなければならない• ドイツと異なり、法律ではなく規制機関による決定となっている• 発電事業者の接続申請に対してのプロセスにおける処理を優先的に⾏うことが規定されている

• 優先給電• art. 3.3 DL 79/99にて、再エネ電源からの電⼒については送電することを義務付けている• 具体的にはいくつかの発電プラントからの電⼒が同価格で提⽰された場合、系統のセキュリティが維持される限り、再エネを優先して給電• システムセキュリティを維持するために必要な電源の次に、優先性を有すると規定（art. 30.7 and 31.7 Annex A AEEG 111/06）

• イタリアでは、基本的に系統増強後に電源の接続を⾏うが、⾵⼒については系統増強の完了前に接続が認められている• ただし、この場合は出⼒抑制が⾏われることとなる• ⾵⼒はほとんどが送電系統に接続されるため、⾵⼒のみこのような扱いとなっている

再エネの出⼒抑制• イタリアでの出⼒抑制は南北を結ぶ系統増強・ダイナミッ

クレーティング注の適⽤の結果、年々減少している• TSOであるTernaによってリアルタイムに出⼒抑制を実施• 抑制⽅法

• 送電系統に連系︓給電30分前• 配電系統に連系した遠隔制御可能な電源︓給電60分前• 配電系統に連系した遠隔制御不可能な電源︓給電⼀週間前

• ⾵⼒へは逸失電⼒への補償が存在するが、太陽光に対する補償はない

年 PV＋⾵⼒発電量[GWh]

出⼒抑制量[GWh] 抑制率

2009 7,189 700 9.74%2010 11,000 527 4.79%2011 20,544 264 1.29%2012 32,044 166 0.52%2013 36,039 152 0.42%2014 38,265 121 0.32%

表9-6: 再エネ発電量と抑制量

出所）Yoh Yasuda他, “International Comparison of Wind and Solar Curtailment Ratio”, In Proceedings of WIW2015 workshop Brussels, 20-22 Oct, 2015注）外気温、⽇照量等による電線温度変化に応じて、送電容量を動的に算出・管理する⼿法


イタリア（2/3）系統混雑の管理⽅法• 系統混雑はいくつかの⼿段を⽤いて対処される

• 市場を介した従来電源による混雑管理• イタリアでは、bidding zoneが設けられており、市場分割によって前⽇市場の段階である程度の混雑管理が可能• MSD（Dispatching Service Market）での従来電源の混雑管理リソースの調達

• 再エネの出⼒抑制• 上記の従来電源による混雑管理が⼗分でないときに実施• 前述したように⾵⼒については補償があること、またほとんどが送電系統に接続されていることからTSOからの制御が容易であることを理由に⾵⼒から抑制

が実施• PVはDSO系統に接続されておりTSOから把握出来ないこと、直接制御を⾏えず補償も無いことから、PVの抑制は最後の⼿段となっている

259


イタリア（3/3）優先給電• イタリアでは規制機関AEEG（現ARERA）では、優先給電を規定したDL79/99と、メリットオーダーを踏まえた給電サービスと

関連リソースの調達に関する規制（Delibara n.111/06）を策定• この規制のArt. 30 7項とArticle 31 7項において、複数の発電プラントが同価格を提⽰した場合の優先順位を策定

表9-7: イタリアにおける優先給電ルール

＜電源の抑制順序＞※下から順に給電優先度が⾼い

1. 下記以外の電源

2. ⼀次エネルギーで⾒て国内消費のカバー率が15%以下である国産の燃料の電源

3. CIP6 / 92, Legislative Decree 387/03, l. 239/04, 74/08に定められる電源、及び包括的に固定料⾦となっている電源

4. ⾼効率コジェネ

5. 制御可能な再⽣可能エネルギー（貯⽔池・調整池式⽔⼒、廃棄物発電、バイオマス）unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili diverse da quelle di cui alla lettera b)

6. 制御不可能な再⽣可能エネルギー（⾵⼒、太陽光等、流れ込み式⽔⼒、バイオガス）unità di produzione alimentate da fonti rinnovabili non programmabili;

7. 供給セキュリティ上必要不可⽋な電源

従来電源

再エネ



スペイン（1/2）系統混雑管理 TSO スペインにおいて、系統混雑が発⽣することが懸念される場合には、まずは市場におけるAdjustment Serviceのうち、「Technical

Constraints」というサービスによってその解消が図られる。Technical Constraintsは、①前⽇市場後の断⾯、②Intradayの断⾯、③リアルタイム断⾯の3つの時間断⾯において系統混雑を含む系統上の課題を解消するためのサービスである。

DSO DSO⾃体が配電系統の系統混雑で再エネの出⼒を抑制する必要性が⽣じていない。

スペインにおける系統混雑管理⼿法

① Day Aheadマーケットがクローズする2時間前に、時間ごとの需要予測を⾏い、市場において経済的に需給を⼀致させ、需給計画をOMEL（市場管理者）が作成。相対契約の需給計画もREEに提出させる

② REEがday Ahead technical constraints marketをオープンさせ、調整⼒サービスへのBidをリクエストする。系統シミュレーションを⾏い、系統制約を算出する。メリットオーダーに基づいて、調整⼒サービスに参加している発電のリスケジューリングを⾏う

③ 6セッションあるIntra-day MarketでもDay Ahead同様の混雑解消を⾏う④ リアルタイム断⾯では、市場に参加したリソースを⽤いてもなお系統制約が解消されない場合に電源の制御がなされる。リアルタイム断⾯で⽤いられる系

統制約管理⽤リソースは、別のAdjustment ServiceであるTertiary Reserve、及びPDBF Technical Constraints Marketで利⽤されなかった⼊札を⽤いる。これは、市場に参加した電源を利⽤するということであるが、これでも解決されない場合は、REEからダイレクトに電源を制する。その抑制順序は、次⾴の通り。

260


スペイン（2/2）系統接続の基本ルール• 現在のスペインにおける系統接続ルールのベースとなるルールは、2000年に定められた「RD 1955/2000」にあるTITLE

IV（送電・配電ネットワークへの接続、及び⾃営線）である。• Article 52（送電系統への接続）、Article 60（配電系統への接続）において全ての発電事業者の系統接続補償が規定され

る⼀⽅で、Article 56、Article 65（それぞれ送電系統、配電系統）では、系統接続保証の権利は、系統運⽤者によって作成される電⼒システムのセキュリティ及び信頼度基準に適合するために、制限される可能性があることが明記

• 系統接続が拒否された場合、系統運⽤者にはそれを説明し、代替となる接続ポイントを提供する義務があることがArticles 53及びArticle 62に⽰されている

再エネの優先接続（Priority Connection）• スペインでは再エネの優先接続がLaw 24/2013において規定されている（Article 26.2）

優先給電ルール• スペインでは、再エネの優先給電ルールも規定

• REEはリアルタイム断⾯においても継続的にシステムセキュリティの状態及び供給セキュリティ上のリスクをモニタリングしており、リアルタイムで系統制約の発⽣が懸念される場合には、供給セキュリティ維持のために、REEから電源の出⼒制御（上げ⽅向、下げ⽅向）を⾏うこととなっている

• その抑制順序は、以下の通りとなっている。⾵⼒発電・太陽光発電等の出⼒抑制は、他の電源での系統制約の解消を以てしてもなおその系統制約が解消されない場合に限られている。

＜電源の抑制順序＞※下から順に給電優先度が⾼い

1. 従来電源（⽕⼒）

2. 電源コジェネなど

3. 制御可能な再⽣可能エネルギー電源（⼩⽔⼒など）

4. 熱主運転などのコジェネ

5. 制御困難な再⽣可能エネルギー電源（⾵⼒・太陽光など）

出所）資源エネルギー庁電⼒ガス事業部次世代送配電システム制度検討会WG1 第6回資料2 「海外の再⽣可能エネルギー電源に係る優先規定の検討状況について」（2010）


PJM （1／5）送電サービス PJMの管轄範囲の送電系統を利⽤して、発電事業者やLSE (⼩売事業者)が電⼒供給（卸電⼒供給・⼩売電⼒供給）を

⾏う場合、サービス開始前までに送電サービスを選択しなければならない。PJMの送電サービスには⼤きく、NetworkTransmission Service（ネットワーク送電サービス）とPoint-to-point Transmission Service（地点間送電サービス）がある。ネットワーク送電サービスは、系統利⽤者が、系統内のネットワーク需要に対して、個別の受電地点を指定せずに、PJMエネルギー市場を介して、

電⼒供給を⾏うための送電サービスであり、PJM域内の送電に利⽤される。地点間送電サービスは、指定した供給地点と受電地点間のエネルギー供給を⾏う際に利⽤される送電サービスであり、PJM Open Access

Transmission Tariffでは、PJM域外との取引を伴う送電（輸⼊・輸出・域内通過）およびPJM域内の送電に利⽤される、と定められている。しかし、PJMでは、地点間送電サービスは、域内の電⼒取引には活⽤されておらず、域外との取引を伴う送電（輸出・輸⼊・域内通過）にのみ活⽤されている、と推定される。地点間送電サービスは、さらにファーム地点間送電サービスとノンファーム地点間送電サービスの2種類に分類されている。PJM Open Access

Transmission Tariffでは、送電サービスの予約において、ファーム地点間送電サービスは常にノンファーム地点間送電サービスよりも⾼い送電優先度が与えられている。

送電サービス分類サービス概要費⽤負担料⾦⽔準利⽤状況

ネットワーク送電サービス

系統利⽤者が、系統内のネットワーク需要に対して、個別の受電地点を指定せずに、PJMエネルギー市場を介して、電⼒供給を⾏うための送電サービス

①⽉次基本料⾦②直接割当設備費⽤③その他設備費⽤④アンシラリーサービス費⽤

⽐較的⾼い PJM域内の送電に利⽤

ファーム地点間送電サービス指定した供給地点と受電地点間のエネルギー供給を⾏う際に利⽤される送電サービス

確保済み送電容量の基本料⾦を負担

若⼲⾼い PJM域外との取引を伴う送電に利⽤

ノンファーム地点間送電サービス指定した供給地点と受電地点間のエネルギー供給を⾏う際に利⽤される送電サービス

確保済み送電容量の基本料⾦を負担

割安 PJM域外との取引を伴う送電に利⽤可能だが、利⽤実績は少ない（推定）

出所）PJM Open Access Transmission Tariff等各種資料より三菱総研作成

261


FERCは、1994年に送電料⾦設定のガイドラインとなる「送電料⾦政策ステートメント（Transmission Pricing PolicyStatement）」、1996年にOrder 888を発表。これらに沿って作成されてきたPro-forma Open AccessTransmission Tariff（形式上の送電料⾦表）に基づき、ユーティリティ各社が送電サービスを提供。形式上の送電料⾦表では、送電サービスとして地点間送電サービスとネットワーク送電サービスが規定されている。⼀般に地点間送電サービスが

異なる送電系統に移出（Export）する場合に利⽤されるのに対して、特定の送電系統内では、電源と負荷を統合するために設計されているネットワーク統合送電サービスが利⽤される場合が多い。

地点間送電サービスにはファームサービスとノンファームサービスがある。ファーム地点間送電サービスでは、予約した容量につきkW単位で年間、⽉間、週間、1⽇あたり基本料⾦が、ノンファーム地点間送電サービスでは、kW単価で⽉間、週間、1⽇、1時間当たりの料⾦が設定されている。

プロフォーマ送電料⾦表は、送電サービスの抑制の優先順位に関して、以下の通り規定している

（参考）FERC ファーム/ノンファーム送電サービス

出所）海外電⼒調査会、海外諸国の電気事業第1篇（2014年）FERC ” Pro-forma Open Access Transmission Tariff“

＜Pro-forma Open Access Transmission Tariff＞II. POINT-TO-POINT TRANSMISSION SERVICE

14 NATURE OF NON-FIRM POINT-TO-POINT TRANSMISSION SERVICE14.7 Curtailment or Interruption of Service

送電事業者は、緊急時またはそれ以外の予測せぬ状況により、送電事業者管轄する電⼒系統⼜は直接・間接に連系している電⼒系統の信頼性に脅威を与えるおそれがある場合には、ノンファーム地点間送電サービス（Non-Firm Point-To-Point Transmission Service）の全てまたは⼀部を抑制（Curtailment）する権利を有する。送電事業者は、Transmission Loading Reliefの⼿順に従い、このような抑制の実施を選択することができる。送電事業者は、（1）ファーム送電サービス（Firm Transmission Service）のリクエスト、（2）より⻑期のノンファーム地点間送電サービスのリクエスト、（3）同期間のノンファーム地点間送電サービスでより価格が⾼いリクエスト、（4）⾮指定リソース（non-designated resource）からのネットワーク統合送電サービス、（5）本送電料⾦表のセクション15.4に記載される条件付き抑制期間中のファーム地点間送電サービス、を融通することを⽬的として、経済的な理由により、本送電料⾦表に基づき提供されるノンファーム地点間送電サービスを中断（Interrupt）する権利を有する。送電事業者はまた、受電地点での送電が中⽌または縮⼩される程度まで、送電利⽤者へのサービスを中⽌または縮⼩する。必要に応じて、系統制約を効果的に緩和する取引に対して、⾮差別的な抑制または中断が実施されるが、ノンファーム地点間送電サービスよりもファーム地点間送電サービスが優先される。複数の取引を抑制または中断しなければならない場合、実⽤的な範囲で、最も短期間の取引に対して抑制または中断が実施される（例えば、1⽇のノンファーム取引よりも先に、１時間のノンファーム取引が、１週間のノンファーム取引よりも先に1⽇のノンファーム取引が抑制または中断される。）

（以下略）


• PJMでは、前⽇市場（Day-ahead market）とリアルタイム市場（Real-time market）における LMP に基づき、送電線の制約が発⽣した場合に、過負荷潮流（送電混雑）の解消に要する費⽤を送電ネットワーク構成に基づき各地点に配賦・反映する。

• LMP は、送電ネットワークの利⽤状況を反映したエネルギー取引料⾦として、以下の要素から構成され、前⽇市場とリアルタイム市場のそれぞれで算出される。

LMP = エネルギーシステム料⾦(Energy System Price) +送電混雑料⾦(Transmission Congestion Price) + 限界ロス料⾦(Marginal Loss Price)

• LMP は送電ネットワークに制約がない場合は各地点間で等しくなるが、送電制約条件がある場合には地点間で差が⽣じ、その差が混雑料⾦として送電線利⽤者から徴収される。

PJM（2／5）系統混雑解消⼿法

PJMにおいては、平常時の系統混雑は基本的に、混雑発⽣地点と規模に応じて、混雑料⾦を地域内の地点別料⾦（ LMP: Locational Marginal Price）に賦課するLMP⽅式により対応している。混雑発⽣時に⽣じるLMP価格差が価格シグナルとして機能し、系統制約を考慮し、系統全体で最経済となる発電電⼒等の調整（SCED︓信頼度制約付経済負荷配分）による混雑解消が可能である。（市場メカニズムに基づく混雑管理⼿法）。 LMP⽅式による系統混雑解消においては、送電サービス種別に応じた扱いの差別化は⾏っていない。（基本的に全電源がFirmとして扱われ

る）

系統混雑による出⼒抑制に対する直接的な補償措置は存在しないが、PJMでは、混雑料⾦リスクを回避するために、⾦融的送電権（FTR︓Financial Transmission Rights）が導⼊されている。

1997年 • FERC により PJM が ISO として認可。• ⼊札ベースのエネルギー市場運⽤開始

1998年• LMPに基づくリアルタイム市場運⽤開始• FTR(Fixed Transmission Right)を導⼊。既存事業者に対して年

間FTRを無償付与。

1999年 • FTR ⽉間オークション開始。オークションベースの FTR 市場導⼊。

2000年 • LMPに基づく前⽇市場運⽤開始• アンシラリーサービス市場開始

2003年

• 制度名称を Fixed Transmission Right から Financial Transmission Right へ変更。

• 既存事業者に対する FTR の無償付与が終了し、ARR による FTR オークション収益の還付の仕組みを導⼊。

• FTR 年間オークション開始。• FTR Option を導⼊。

2008年 • FTR ⻑期オークション開始。

2012年 • エネルギー市場・アンシラリーサービス市場の同時最適化

出所）PJM各種資料より三菱総研作成

表9-9: 系統混雑関連ルール導⼊の経緯表9-8: LMP⽅式による混雑管理⼿法

262


PJM（3／5）Transmission Load Relief（TLR）

NERCは、Eastern Interconnectionで使⽤される送電混雑管理⼿法として緊急時、運⽤基準を超過した送電潮流を抑制し送電線混雑を解消するTransmission Load Relief（TLR）と呼ばれる⼿法を定めている。 TLRの⼿順は、最も軽い措置であるレベル1から緊急時対応のレベル6まで分かれている。ノンファーム地点間送電サービスをすべて抑制してもなお過負荷が解消されていない場合に、ファーム地点間送電サービスを抑制する。

PJMでは、利⽤可能なあらゆる合理的⼿段を実施した後も、未だ過負荷状態が解消されていない場合に、TLRを発動することができる。混雑管理⼿法の中でも最後に実施される⼿段と位置付けられている。 PJMでは、TLRの適⽤対象はPJM域外との取引を伴う送電についてのみ。（地点間送電サービスは、域内の電⼒取引には利⽤されておらず、

域外との取引を伴う送電にのみ利⽤されているため。）

表9-10: TLRレベルと信頼度コーディネーター（Reliability Coordinator）の業務（NERC規定）

出所）NERCウェブサイト（https://www.nerc.com/pa/rrm/TLR/Pages/TLR-Levels.aspx）より三菱総研作成

TLRレベル信頼度コーディネーター（Reliability Coordinator）の業務

1 系統運⽤制限（SOL︓System Operating Limit）または連系系統信頼運⽤制限（IROL︓Interconnection Reliability Operating Limit）に対する違反に関して、信頼度コーディネーターに通知（Notify)する。

2 SOLやIROLに対する違反を防ぐため、送電を現在のレベルに保留する。

3a Non-firm Point-to-Point Transmission Serviceを使⽤したInterchange Transactionの抑制による送電サービスの再割当て（Reallocation)により、より優先度の⾼い送電サービスによる地域間取引（Interchange Transaction）を可能にする。

3b SOLおよびIROLに対する違反を抑制するために、Non-firm Point-to-Point Transmission Serviceを使⽤した地域間取引を抑制する。4 Firm Point-to-Point Transmission Serviceを使⽤した取引の継続を可能にするため、送電系統における系統切替（Reconfigure）を⾏う。

5a Firm Point-to-Point Transmission Serviceを⽤いた地域間取引（Interchange Transaction）の⽐例ベース（pro-rata basis）での抑制による、送電サービスの再割り当て（Reallocation）により、Firm Point-to-Pointを⽤いた地域間取引の追加を可能にする。

5b SOLおよびIROLに対する違反を抑制するため、Firm Point-to-Point Transmission Serviceを⽤いた地域間取引を抑制する。

6 緊急時対応（Emergency Procedures)デマンドサイドマネジメント、再給電、電圧引き下げ、負荷遮断（Load Shedding）などを含むことができる。

0 TLR完了（TLR Concluded）取引を回復（Restore）させる。


PJM（4／5）系統混雑発⽣状況

PJMの前⽇市場・リアルタイム市場における混雑発⽣頻度の指標としては、congestion-event hourが⽤いられている。（PJM域内のある設備において、1時間のうちの少なくとも1つのインターバル（5分単位）で混雑が発⽣した場合に1congestion-event hourとカウント。同じ1時間に2箇所の設備において混雑が発⽣した場合には、2 congestion-eventhourとカウント。）

右下図は、2008年から2017年のPJMにおける年間混雑費⽤の推移を⽰す。2014年の年間混雑費⽤は1,932（百万ドル）と前年⽐185.5%の⼤幅な増加となったが、これは、2014年1⽉の記録的寒波に伴う計画外停⽌の発⽣等による電⼒系統の乱れに起因する。

表9-11: PJMの前⽇市場・リアルタイム市場における混雑発⽣頻度（単位︓congestion-event hour）

図9-16: PJMにおける年間送電混雑コストの推移（単位︓百万USD、2008-2017）

前⽇市場リアルタイム市場

2016年 275,298 26,370

2017年 300,923 22,400

出所）Monitoring Analytics “State of the Market Report for PJM,Section 11 Congestion and Marginal Losses”（2018）

出所）Monitoring Analytics “State of the Market Report for PJM,Section 11 Congestion and Marginal Losses”（2018）

2052

719

1423

999

529677

1932

1385

1024

698

0

500

1000

1500

2000

2500

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

年間混雑費⽤［百万

USD］

※PJM域内の送電設備、PJMとMISO及びNYISOとの間で相互に調整された送電設備における混雑費⽤が含まれる

263


潮流管理⽅法、運⽤容量の考え⽅等運⽤容量の考え⽅

各国での運⽤容量の考え⽅（基準）は⽂献ベースで公開されていない国が多く、運⽤容量の考え⽅の詳細は把握出来なかった。把握出来ている国の運⽤容量（熱容量）は以下の通り。

計画時と、運⽤時で異なる場合もあるとともに、下表のような基準はあるものの実際に下記基準に則って運⽤がなされているか等の詳細については不明。

英国[1] アイルランド[2] ⽶国（CAISO）[3]

事故前定格（Pre Fault Rating）︓• 事故後定格の84%事故後定格（Post Fault Rating）︓• この状態で連続的に動作させた場合、導体の定

格温度を超える危険性が12％になる状態

架空送電線︓• 平常時100%、緊急時110%（30分容量）変圧器︓• 平常時100%、緊急時130%地中ケーブル︓• IEC 60853-2,-3によって計算される緊急時容量

平常時容量（nominal rating）と事故発⽣時の短時間容量（short-term rating）が存在例）平常時容量800MWの場合4時間容量︓900MVA15分容量︓950MVA

出所）下記より三菱総研作成[1] National Grid, “TSORG final document”[2] Eirgrid, “Operating Security Standard”[3] CAISO, “Establishing System Operating Limits for the Operations Horizon”


2. 系統接続時の技術要件（Grid Code）

【仕様書項目】

・自然変動電源の系統接続時の技術要件（以下「グリッドコード」という。）（最大出力制御、周波数調定率制御等）

・従来型電源のグリッドコード（最低出力、ＡＦＣ（自動周波数制御）、ＤＳＳ（日間起動停止）等）

264


欧州共通ネットワークコード欧州共通ネットワークコードとは、欧州委員会が2009年に採択した「第3次エネルギーパッケージ」に含まれる規制に基づき、欧

州全域の市場統合および⾃由な電⼒取引の実現を⽬指して、現在策定が進められている欧州全域共通の系統要件。

欧州のエネルギー分野の規制機関の連合体であるACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators)は、関連するステークホルダーを巻き込んだ透明性のあるプロセスの下でネットワークコードを策定するため、ENTSO-E（European Network of Transmission System Operators for Electricity）に策定権限を付与。

欧州共通ネットワークコードは、「Grid Connection(系統連系)」「System Operation(系統運⽤)」「Market(電⼒市場)」といった送電事業全体に関わる3分野をカバーしており、10のコードから構成される。

出所）ENTSO-E資料より三菱総合研究所作成

図9-17: ENTSO-Eのネットワークコード

GridConnection

Related Codes

• Requirement for Generators（RfG）• Demand Connection Code（DCC）• HVDC Connection Code（HVDC）

SystemOperation

Related Codes

• Operational Security Network（OS）• Operational Planning & Scheduling（OPS）• Load Frequency Control & Reserves（LFCR）• Operational Procedures in an Emergency（EP）

Market RelatedCodes

• Capacity Allocation & Congestion Management（CACM）

• Forward Capacity Allocation（FCA）• Balancing Network Code（EB）


RfG (Requirement for Generators)

RfG(Requirement of Generators)は欧州共通ネットワークコードの1つであり、再エネ系統接続に最も関連するため、策定優先度は最も⾼く設定。

RfGの特徴は以下の通り。 EU規制(※1)であり、欧州全⼟において拘束⼒を持つ。送電・配電系統の区別なく、電⼒システム全体に連系される電源全てが対象(※2)

(※1)EU規制は各国の法律に優先されるため、法的拘束⼒のない各国の技術要件・規格はRfGに従う必要。(※2)本規制は送電系統に限定されず、0.8kW以上の発電設備全てに適⽤。

RfGでは発電設備容量によって異なる連系要件が設定されており、配電系統接続の⼩容量電源も規定要件に従う必要。

EU規制であるRfGは2016年5⽉に発効し、EU諸国は3年以内(承認準備期間を含めると2年以内)に、⾃国のグリッドコードをRfGに合致させる必要がある。

出所）DEA資料に基づき三菱総研作成

図9-18: 欧州における法規制のヒエラルキー

Standards

Technical Regulations

Acts

Laws

EU Regulations

ガイドライン（法的拘束⼒無し）

265


RfG (Requirement for Generators)

RfG整備の⽬的 EU内の電⼒取引の促進系統信頼度の確保再⽣可能電源の系統統合の促進競争促進電⼒系統と電源の効率的利⽤のために系統連系の明確な法的枠組みを提供する。

RfG整備において特に留意された事項同期エリア内では、全ての電圧レベルに関し同⼀の周波数関連の要件を定めること系統のロバスト性確保連系運転維持に関する能⼒適切な無効電⼒供給機能 RESの⼤量発電時の系統慣性⼒不⾜への対応系統運⽤者による系統監視・指令（含む通信機能）フォルト・ライド・スルー機能（原則的に上限250ミリ秒）系統障害による偶発的切断後の適切な再接続の条件、発電機の能⼒系統運⽤者と発電設備所有者との間の適切な情報交換系統連系要件の遵守に関する適切な試験

上記の趣旨に沿って、設備規模に応じた系統連系ルールを整備出所）RfGに基づき三菱総研作成


RfG (Requirement for Generators) －発電設備区分－ RfGでは連系電圧・設備容量によって発電設備を4つに区分し、設備規模に応じた系統連系に関する要件を定めている。また、各区分において、太陽光・⾵⼒発電などの⾮同期発電設備（RfGではpower park moduleと表現）及び洋上⾮同

期発電設備（ RfGではoffshore power park moduleと表現）について、追加的な要件を定めている。連系電圧が110kV以上の場合、設備容量に関わらずType Dに分類される。

分類説明連系電圧注1

設備容量

⼤陸欧州・英国北欧

アイルランド・北アイルラン

ドバルト諸国

Type A 運⽤範囲における基本的な機能系統運⽤に関する最⼩限の制御性と⾃動応答機能

110kV未満

0.8kW以上〜1MW未満

0.8kW以上〜1.5MW未

満


満


満

Type B より広範囲の⾃動応答、特定の系統イベントにする系統回復⼒に寄与する機能

1MW以上〜50MW未満

1.5MW以上〜10MW未

満0.1MW以上〜5MW未満

0.5MW以上〜10MW未

満

Type C 供給信頼度を確保するための主要なアンシラリーサービスを提

供することを⽬的とした、⾼度に制御可能なリアルタイムの⾃動応答機能

50MW以上〜75MW未

満


満5MW以上〜10MW未満


満

Type D 系統全体の制御と運⽤に影響を持つ⾼圧接続発電設備に

特化した規定国際連系系統の安定運⽤を確実にし、電源からのアンシラ

リーサービスの利⽤を欧州⼤で⾏うことを可能にする機能110kV以上 75MW以上 30MW以上 10MW以上 15MW以上

注1）連系電圧が110kV以上の場合、設備容量に関わらずType Dに分類される。出所）RfGに基づき三菱総研作成

表9-12: 発電設備の区分

266


RfG (Requirement for Generators) －⼀般要件－ RfGにおいて、発電設備の区分（Type A〜Type D）別に要求されている⼀般要件を⽰す。

発電設備の区分（Type A〜Type D）別⼀般要件

出所）RfG、Entso-E資料（”IMPLEMENTATION GUIDELINE FOR NETWORK CODE“Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators”）に基づき三菱総研作成

カテゴリー要件 Type A Type B Type C Type D

周波数安定性

周波数帯域 ○ ○ ○ ○限定的周波数検知モード - 周波数上昇（Limited Frequency Sensitive Mode - Overfrequency） ○ ○ ○ ○周波数変化率 ○ ○ ○ ○⽬標有効電⼒値での⼀定出⼒維持 ○ ○ ○ ○周波数低下時の最⼤出⼒からの有効電⼒削減 ○ ○ ○ ○有効電⼒出⼒停⽌のためのリモートスイッチオン・オフ ○ ○発電モジュールの⾃動的系統接続 ○ ○ ○ ○有効電⼒削減 ○有効電⼒の可制御性および制御範囲 ○ ○周波数低下時における負荷として機能可能な発電設備の負荷遮断 ○ ○周波数回復制御 ○ ○周波数応答のモニタリング ○ ○限定的周波数検知モードー周波数低下（Frequency Sensitive Mode - Underfrequency） ○ ○

電圧安定性発電モジュールの⾃動解列 ○電圧範囲 ○

ロバスト性110kV以下に接続した発電モジュールのフォルト・ライド・スルー（FRT）機能 ○ ○定常状態安定度 ○ ○110kV以上に接続した発電モジュールのフォルト・ライド・スルー（FRT）機能 ○

系統復旧

ネットワーク障害による偶発的解列後の再接続 ○ ○ ○ブラックスタート ○ ○単独運転に参加する機能 ○ ○迅速な再同期化機能 ○ ○

系統管理要件

制御スキーム及びセッティング ○ ○ ○電気保護スキーム及びセッティング ○ ○ ○電気保護スキームおよび制御装置構築の優先順位 ○ ○ ○情報交換 ○ ○ ○⾓周波数安定性及び制御不能性に関する⾃動解列 ○ ○動的系統挙動及び故障の記録・監視設備 ○ ○シミュレーションモデル ○ ○系統の安定運⽤のための設備更新・追加 ○ ○有効電⼒の変化率 ○ ○変圧器中性点の設置⽅式 ○ ○同期 ○


RfG (Requirement for Generators) －同期/⾮同期発電設備の加重要件－

RfGにおいて、前⾴にて⽰した⼀般要件に加えて、同期発電設備/⾮同期発電設備（Power Park Module※）へと追加的に適⽤される要件を下表に⽰す。

表9-13: 同期発電設備への加重要件

出所）RfGに基づき三菱総研作成

カテゴリー要件 Type A Type B Type C Type D

電圧安定性

無効電⼒供給能⼒ ○

最⼤容量での無効電⼒能⼒ ○ ○

最⼤容量を下回る無効電⼒能⼒ ○ ○

⾃動励磁制御システム ○ ○

⾃動電圧調整装置及び⾃動励磁制御システム ○

ロバスト性故障後の有効電⼒回復 ○ ○ ○

表9-14: ⾮同期発電設備（power park module※）への加重要件カテゴリー要件 Type A Type B Type C Type D

電圧安定性

⾼速故障電流の提供 ○ ○ ○⾮対称電流の注⼊ ○ ○ ○周波数逸脱時の合成慣性提供能⼒ ○ ○無効電⼒能⼒ ○ ○最⼤容量を下回る無効電⼒能⼒ ○ ○無効電⼒制御モード ○ ○有効/無効電⼒の貢献の優先順位 ○ ○電⼒動揺の減衰制御 ○ ○

ロバスト性故障後の有効電⼒回復 ○ ○ ○

※ Power Park Module︓ネットワークに⾮同期的に接続されている、もしくはパワーエレクトロニクス技術を介してネットワークに接続されており、送電系統、配電系統（閉鎖された配電系統を含む）またはHVDC系統への単⼀の接続ポイントを有する発電ユニットまたは発電ユニットの集合

267


RfG (Requirement for Generators) －洋上⾮同期発電設備の加重要件－

RfGにおいて、⼀般要件及び⾮同期発電設備の加重要件に加えて、洋上⾮同期発電設備（Offshore Power ParkModule※）へと追加的に適⽤される要件を下表に⽰す。

カテゴリー加重要件備考

周波数安定性無し • 周波数安定性に関する⼀般要件及び⾮同期発電設備への加重要件が、すべての洋上⾮同期発電設備に適⽤される

電圧安定性電圧範囲に関する要件（同期エリア毎） • 電圧安定性に関する⼀般要件及び⾮同期発電設備への加重要件が、すべての洋上⾮同期発電設備に適⽤される

ロバスト性無し• 110kV未満・110kV以上に接続する発電モジュールのフォルト・ライド・スルー機能（⼀般要

件）、および故障後の有効電⼒回復提供要件（⾮同期発電設備への加重要件）が、洋上⾮同期発電設備に適⽤される

系統復旧無し • 系統復旧に関する⼀般要件が、洋上⾮同期発電設備に適⽤される

系統管理要件無し • 系統管理に関する⼀般要件が、洋上⾮同期発電設備に適⽤される

表9-15: 洋上⾮同期発電設備（offshore power park module※）への加重要件


※ Offshore Power Park Module︓洋上連系点を有する洋上に位置するPower Park Module


RfG (Requirement for Generators) －周波数安定性－ RfGには、系統全体の安定性に関する要求事項が詳細に記載されており、特に周波数安定性に関する項⽬が多く記載されている。限定的周波数検知モード - 周波数上昇（Limited Frequency Sensitive Mode - Overfrequency）中でも、有効電⼒の制御に関わる機能として、周波数上昇時のLimited Frequency Sensitive Mode - Overfrequency (LFSM-O)が挙げ

られる。「P-fカーブ」と呼ばれており、周波数が⼀定の閾値（50.2Hz〜50.5Hzの間でTSOが設定）を超えた際、即ち電⼒システム全体で供給余剰となっている際

に、電源の有効電⼒を周波数に応じて、⾃動的に減少させるという機能。この機能は、全ての発電設備が有する必要のある特性である。周波数低下時の最⼤出⼒からの有効電⼒削減周波数に応じた有効電⼒の要件として、TSOは、制御エリアでの周波数の低下に伴う最⼤出⼒から許容可能な有効電⼒の削減を明記しなければ

ならない。周波数低下時において、有効電⼒の減少率を⼀定の幅に納めることで、有効電⼒の急激な減少を抑制する。

図9-19: LFSM-Oでの発電モジュールの有効電⼒周波数応答機能


図9-20: 周波数低下時の最⼤出⼒からの有効電⼒削減


ΔP/Pref

Δf/fn|Δf|/fn

S2[%]=100× ∆ |∆ |

｜∆ ｜

Pref は、ΔΡが関連する基準有効電⼒であり、同期発電モジュールとパワーパークモジュールに対して異なって指定することができる。ΔPは、発電モジュールからの有効電⼒の出⼒の変化である。fnは、ネットワークでの公称周波数（50Hz）であり、Δf は、ネットワークでの周波数偏差である。ΔfがΔf1を上回る過周波数では、発電モジュールは、ドループS2に応じて、負の有効電⼒出⼒の変化をもたらさなければならない。

ΔP/Pmax

F[Hz]5049.54948.548

5%

10%

268


RfG (Requirement for Generators) －周波数安定性－

限定的周波数検知モードー周波数低下（Frequency Sensitive Mode - Underfrequency） Type CおよびDの発電設備に関しては、有効電⼒の制御に関わる機能として、周波数低下時のLimited Frequency Sensitive Mode -

Underfrequency (LFSM-U)の要件が設定されている。⼤規模発電機の停⽌など供給量不⾜時に、有効電⼒を⾃動的に供給し、⽬標周波数（通常50.0 Hz）に回復させる機能である。

RfGは、発電設備は、各TSOが指定する周波数閾値（49.8Hz〜49.5Hz）及びドループ（2％〜12％）で、有効電⼒周波数応答を提供するものと規定している。

図9-21: LFSM-Uでの発電モジュールの有効電⼒周波数応答機能


ΔP/Pref

Δf/fn-|Δf|/fn

S2[%]=100× ∆ |∆ |

｜∆ ｜

Pref は、△Pが関係する参照有効電⼒であり、同期発電モジュールおよび電⼒パークモジュールに対して異なって指定することができる。ΔPは、発電モジュールからの有効電⼒出⼒の変化である。fn は、ネットワーク内の公称周波数(50 Hz)であり、Δfは、ネットワーク内の周波数偏差である。ΔfがΔf1を下回る不⾜周波数では、発電モジュールは、ドループS2に基づき正な有効電⼒出⼒を提供しなければならない。


RfG (Requirement for Generators) －ロバスト性－

110kV未満に接続した発電モジュールのフォルト・ライド・スルー（FRT︓Fault-Ride-Through）機能各送電系統運⽤者は、保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り、送電系統運⽤者のネットワークでの事故（Secured Faults）に

よる擾乱発⽣後に、110kV 未満で連系するType B及びCの発電機が系統へ接続し、かつ安定運⽤を継続するための状態を⽰す電圧に対するプロファイル（voltage-against-time-profile）を定義する権利を有する。

Type B及びCの発電機は、⼤幅な電圧降下時に、時間に対して下図の領域内で運転を継続することとされている。

• 連系点での時間プロファイルに対する電圧（voltage-against-time profile）の下限を表している。実際の値と故障前、故障中、故障後の基準1pu値の⽐で表されている。

• Uretは、故障時の接続ポイントでの保持された電圧（retained voltage）であり、tclearは、故障が解消されたその瞬間である。Urec1、Urec2、trec1、trec2およびtrec3は、故障が解消された後の電圧回復の下限を指定する。

出所）ENTSO-e “Implementation Guideline for Network Code “Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators”” (2013)に基づき三菱総研作成

図9-22: 発電モジュール（Type B及びC）のフォルト・ライド・スルー機能プロファイル


表9-16: 同期発電設備のフォルト・ライド・スルー機能に関するパラメーター

表9-17: ⾮同期発電設備（Power Park Module）のフォルト・ライド・スルー機能に関するパラメーター

Voltage parameter[pu]（電圧パラメータ）

Time parameters[sec] （時間パラメータ）

Uref 0.05 - 0.3 tclear 0.14 - 0.25

Uclear 0.7 - 0.9 trec1 tclear

Urec1 Uclear trec2 trec1 - 0.7

Urec2 0.85 - 0.9かつ≧Uclear

trec3 Trec2 – 1.5



Uref 0.05 - 0.15 tclear 0.14 - 0.25

Uclear Uref – 0.15 trec1 tclear

Urec1 Uclear trec2 trec1

Urec2 0.85 trec3 1.5 – 3.0

0 tclear trec1 trec2 trec3

Uref

Uclear

Urec1

Urec2

1.0

U/p.u

t/sec

269


RfG (Requirement for Generators) －ロバスト性－

110kV 以上に接続する発電機のフォルト・ライド・スルー（ FRT︓Fault-Ride-Through）機能各送電系統運⽤者は、保護スキームにより系統からの解列が要求されない限り、送電系統運⽤者のネットワークでの事故（Secured Faults）に

よる擾乱発⽣後に、110kV 以上で連系するType Dの発電機が系統へ接続し、かつ安定運⽤を継続するための状態を⽰す電圧に対するプロファイルを定義する権利を有する。

Type Dの発電機は、⼤幅な電圧降下時に、時間に対して下図の⿊線の領域内で運転を継続することとされている。

• 連系点での時間プロファイルに対する電圧（voltage-against-time profile）の下限を表している。実際の値と故障前、故障中、故障後の基準1pu値の⽐で表されている。

• Uretは、故障時の接続ポイントでの保持された電圧（retained voltage）であり、tclearは、故障が解消されたその瞬間である。Urec1、Urec2、trec1、trec2およびtrec3は、故障が解消された後の電圧回復の下限を指定する。

出所）ENTSO-e “Implementation Guideline for Network Code “Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators”” (2013)に基づき三菱総研作成

図9-23: 発電モジュール（Type D）のフォルト・ライド・スループロファイル


表9-18: 同期発電設備のフォルト・ライド・スルー機能に関するパラメーター

表9-19: ⾮同期発電設備（Power Park Module）のフォルト・ライド・スルー機能に関するパラメーター



Uref ０ tclear 0.14 - 0.25

Uclear 0.25 trec1 Tclear – 0.45

Urec1 0.5 – 0.7 trec2 trec1 - 0.7

Urec2 0.85 - 0.9 trec3 Trec2 – 1.5



Uref ０ tclear 0.14 - 0.25

Uclear Uref trec1 tclear

Urec1 Uclear trec2 trec1

Urec2 0.85 trec3 1.5 – 3.0

0 tclear trec1 trec2 trec3

Uref

Uclear

Urec1

Urec2

1.0

U/p.u

t/sec


RfG (Requirement for Generators) －系統復旧－ブラックスタート⼤規模な系統擾乱やブラックアウト後に、系統復旧のために、系統からの電源供給を受けずに起動できる補助電源を装備した発電機容量を⼗分

確保することを⽬的とする。 RfGでは、 Type CおよびDの発電設備に関して、各TSOに対して制御エリア内のブラックスタート能⼒の不⾜による系統セキュリティにおけるリスク

確認を求めている。TSOは、その制御エリアでブラックスタート機能が不⾜しているため、系統の安全性が危険にさらされているとみなす場合、発電設備所有者に対して、ブラックスタート機能の提供のための⾒積もり提供を要請する。

第15条 5 (a)ブラックスタート機能に関して

(i) ブラックスタート機能は、系統の安定性を確保するために、義務規則を導⼊する加盟国の権利を侵害することなく、強制⼒はない。(ii) 発電設備所有者は、関連TSOの要請に基づき、ブラックスタート機能の提供のための⾒積もり（quotation）を提供するものとする。関連TSOは、その制御

エリアでブラックスタート機能が不⾜しているため、系統の安全性が危険にさらされているとみなす場合、このような要求をすることができる。(iii) ブラックスタート機能を有する発電モジュールは、関連系統運⽤者が関連TSOと連携して規定した時間枠内で外部電⼒エネルギーの供給なしで、シャットダウ

ンから開始することができるものとする。(iv) ブラックスタート機能を有する発電モジュールは、第13条(1)の(a)に定める周波数制限内、および該当する場合、関連系統運⽤者もしくは第16条(2)が規

定する電圧制限内で、同期することができるものとする。(v) ブラックスタート機能を有する発電モジュールは、需要の接続による電圧低下を⾃動的に調整することができるものとする。(vi) ブラックスタート機能を有する発電モジュールは、以下を⾏うものとする。

ブロック負荷（block load）で負荷接続を調整することができる第2項の(c)および第13条(2)に規定するLFSM-OおよびLFSM-Uで運転することができる。最低調整レベルおよび最⼤容量との間の有効電⼒出⼒の全範囲内および所内（houseload）⽔準で、過周波数および不⾜周波数の場合、周

波数を制御する。１つの単独内でいくつかの発電モジュールを同時に運転することができる。および、系統復旧フェーズ中に⾃動で電圧を制御する。

出所）RfG

270


RfG (Requirement for Generators) －系統管理要件－

情報交換（Information Exchange）制御機能の具体的なモード選択や設定値の変更等を、通信によって外部から設定が可能とするための要求事項が定められている。RfGでは、Type B〜Type Dの発電設備は、通信を⾏うことが可能でなくてはならないということが要求されており、通信や交換される情報に関する具体的なスペックはTSOにより定められるとしている。

RfGでの情報交換に関する記載（第14条5項d）

第14条5項(d) 情報交換に関して、

(i) 発電設備は、関連系統運⽤者または関連TSOが指定したように、関連系統運⽤者または関連TSOとリアルタイムで、または定期的にタイムスタンプを付与して情報交換ができるものとする。

(ii) 関連系統運⽤者は、関連TSOと連携して、発電設備が提供するデータの詳細なリストなど情報交換の内容を指定するものとする。


出所）RfG


RfG (Requirement for Generators) －⾮同期発電設備に対する加重要件－

故障後の有効電⼒回復（Post Fault Active Power Recovery）各TSOは、送配電系統に接続されたType B〜Dの⾮同期発電設備（Power Park Module）に対して、故障（fault）後の連系点において必

要となる、有効電⼒供給に関する要件を規定する。⾮同期発電設備は、有効電⼒回復中においても、系統に接続し安定した運転を継続せねばならない。

第21条3項

Bタイプのパワーパークモジュールは、ロバスト性に関する以下の追加要件を満たすものとする︓(a) 関連TSOは、パワーパークモジュールが提供し以下を指定することができる故障後の有効電⼒の復旧を指定するものとする︓(i) 電圧の評価基準に基づき、いつ故障後の有効電⼒復旧を開始するか、(ii) 有効電⼒復旧の最⼤許容時間(iii) 有効電⼒復旧の規模と正確さ

(b) 仕様は以下の原則に従ったものであるものとする︓(i) 第2項の(b)、(c)に基づく⾼速故障電流要件と有効電⼒復旧との相互依存性(ii) 有効電⼒復旧の時間と電圧偏差の持続時間との依存関係(iii) 有効電⼒復旧の最⼤許容時間の指定範囲(iv) 電圧復旧のレベルと裕公電⼒復旧の最⼩規模との適切性(v) 有効電⼒の振動(oscillation)の適切な減衰

出所）RfG

271


RfG (Requirement for Generators) －⾮同期発電設備に対する加重要件－

最⼤容量での無効電⼒能⼒（Reactive Power Capability at Maximum Capacity） RfGは、系統運⽤者に対して、TSOと連携し、電圧変動時の無効電⼒提供能⼒の要件定義を要求している。この要件は、連系点におけるU-Q/Pmax プロファイルにより定義される。下図のように、連系点における電圧、及び無効電⼒（Q）と最⼤容量（Pmax）

の⽐率のダイアグラムにより⽰される。


図9-24: ⾮同期発電設備（パワーパークモジュール）のU-Q/Pmax-profile

- このU-Q/Pmax-profileは、各関連系統運⽤者が関連TSOを連携して以下の原則に基づいて指定するものとする︓- U-Q/Pmax-profileは、図のinner envelopeにより表されるU-Q/Pmax-profile envelopeを超えてはならない- U-Q/Pmax-profile envelope（U-Q/Pmax範囲と電圧範囲）の規模（dimensions）は、各同期エリアに関し指定された値内でなければならない- U-Q/Pmax-profile envelopeのポジションは、図に定めるFixed Outer Envelopeの範囲内でなければならない- 指定されたU-Q/Pmax-profileは、⾼圧での無効電⼒⽣産と低圧での無効電⼒消費を提供する能⼒を提供する潜在コストを考慮して、任意の形態をとることができる

同期エリア Q/Pmaxの最⼤範囲 PUにおける定常状態電圧レベルの最⼤範囲

⼤陸欧州 0.75 0.225

北欧 0.95 0.150

英国 0.66 0.225

アイルランド・北アイルランド 0.66 0.218

バルト諸国 0.80 0.220

表9-20: Inner Envelopeのパラメーター

V/p.u

1.100

1.050

1.000

0.950

0.900

0.850

-0.6

00

-0.5

00

-0.4

00

-0.3

00

-0.2

00

-0.1

00

0.00

0

0.10

0

0.20

0

0.30

0

0.40

0

0.50

0

0.60

0

電圧（V）範囲

無効電⼒/最⼤容量⽐（Q/Pmax）範囲

0.70

0

inner envelope

Fixed Outer Envelope

Q/Pmax


RfG (Requirement for Generators) －既設電源の扱い－ ACER Framework Guidelineでは、RfGは新規電源へと適⽤されるものとしている。しかしながら、同ガイドラインは、関連TSOによる提案がなさ

れ、各国の規制機関により承認がなされた場合には、RfG規則は既設電源にも適⽤が認められると定めている。※

既設電源の取り扱いについては、RfGの第４条(Application to existing power-generating modules)に規定されており、以下の2つの場合を除いて、RfGの対象とならない旨規定。

①タイプC、Dの電源について、設備の改変に伴い、以下の⼿順に従って系統連系契約の⼤きな改訂や更新がなされる場合(ⅰ)既設電源の設備所有者が、設備の改変について系統運⽤者に通知(ⅱ)系統運⽤者は、これに伴い系統連系契約の⼤きな改訂や更新が必要とみなす場合は、規制当局に通知(ⅲ)規制当局は、⼤きな改訂や更新が必要か決定し、RfGのどの条項をそれに適⽤するかを決定

②または、規制当局が、TSOからの提案に基づき、特定の既設電源についてRfGの全部または⼀部の規定を適⽤すべきことを決定した場合 ②の場合、TSOが実施する定量的費⽤対効果分析にて、規則適⽤による費⽤が、電⼒系統に対して与える効果と⽐較して許容できる

（acceptable）であると⽰された場合にのみ、既存電源へも適⽤される。 RfGにおける既存電源（Existing Power Generating Module）の定義は、発電設備の系統連系⽇、または発電設備所有者による発電所

の購⼊に関する最終的かつ拘束⼒のある契約の締結⽇により定まる。関連TSOの提案によって、既存電源へのRfG規則適⽤には複数のオプションが存在。

全ての既存電源が全ての要件を満たす全ての既存電源が⼀部の選択された要件を満たす⼀部の選択された既存電源が全ての要件を満たす⼀部の選択された既存電源が⼀部の選択された要件を満たす

ある既存電源へのRfG適⽤が規制機関により承認されると、当該電源は、RfGの適⽤以前に当該国レベルで発⾏されていた要件からの逸脱の有無にかかわらず、例外なく、承認よりカバーされた要件を満たさなければならない。

RfGの適⽤対象とならない既存電源は、引き続き、各国の有効な法規制及び有効な契約に基づく技術要件に拘束される。※ ACER Framework Guidelines の規定“The applicability of the standards and requirements to pre-existing significant users shall be decided on a national basis by NRA, based on a proposal from the relevant TSO,

after a public consultation. The TSO proposal shall be made on the basis of a sound and transparent quantitative cost-benefit analysis that shall demonstrate socio-economicbenefit, in particular of retroactive application of the minimum standards and requirements”.

出所）RfGENTSO-e “Implementation Guideline for Network Code “Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators”” (2013)

272


RfG (Requirement for Generators) －既設電源の扱い－

Title Ⅰ ⼀般要件

第4条既存の発電モジュールへの適⽤

1. 既存の発電モジュールは、以下の場合を除き、本規則の要件の対象ではない。(a) CタイプまたはDタイプの発電モジュールが、以下の⼿順に従って、その接続契約を⼤幅に修正しなければならないほど変更された場合。

(i) 発電設備所有者は、事前にこれらの計画を関連系統運⽤者に通知するものとする。(ii) 関連系統運⽤者が、機器の近代化や交換の程度により、新たな接続契約が必要であるとみなす場合、系統運⽤者は、関連規制当局（または該当する場合は加盟国）に通知す

るものとする。および、(iii) 関連規制当局（または該当する場合は加盟国）は、既存の接続契約を改訂する必要がある、または新規接続契約が必要であり、本規則の要件を適⽤するか、決定するものとする。

または、(b) 第3項、第4項に従って関連TSOの提案に従って、規制当局、または必要に応じて加盟国は、既存の発電モジュールが本規則の要件の全部または⼀部の対象とすることを決定する場合。

2. 本規則の⽬的において、発電モジュールは、以下の場合には、既存のものとみなすものとする。(a) 本規則が発効した⽇に、すでにネットワークに接続されている。もしくは、(b) 発電設備所有者は、規則の発効後2年を経過して、主な発電所の購⼊に関する最終的かつ拘束⼒のある契約を締結した。発電設備所有者は、関連系統運⽤者および関連TSOに本規

則の発効後30か⽉以内に、契約の締結を通知しなければならない。

発電設備所有者は、関連系統運⽤者および関連TSOに提出する通知には、少なくとも、契約の表題、署名⽇と発効⽇、および建設、組み⽴てまたは購⼊される発電所の規格を提⽰するものとする。加盟国は、特定の状況において、規制当局が発電モジュールを既存発電モジュールか新規発電モジュールかを決定することができることを定めている。

3. 第10条に従ったパブリックコンサルテーションの後、再⽣可能エネルギー資源の普及、スマートグリッド、分散型発電またはデマンドレスポンスなどのシステム要件の発展など、重⼤な状況の変化に対応するために、関連TSOは、当該規制当局（または、該当する場合は加盟国）に対して、本規則の適⽤範囲を既存の発電モジュールまで拡⼤することを提案することができる。

4. 第3項に定める定量的費⽤便益分析を実施する前に、関連TSOは、以下を⾏うものとする。(a) 費⽤と便益の事前定量的⽐較を実施する。(b) 関連規制当局（または、該当する場合は加盟国）からの承認を得る。

（省略）

第10条パブリックコンサルテーション

1. 関連系統運⽤者および関連TSOは、第4条(3)に基づく既存の発電モジュールに本規則の適⽤範囲を拡⼤する提案について、第5条(3)に基づく閾値の提案について、および第38条第3項に基づき作成された報告書、および第63条第2項に基づき実施される費⽤便益分析に関する提案について、各加盟国の管轄当局を含む利害関係者とコンサルテーションを実施するものとする。コンサルテーションは少なくとも1か⽉間継続するものとする。

2. 関連系統運⽤者または関連TSOは、規制当局または該当する場合は、加盟国の承認に向けた閾値の提案書、報告書または費⽤便益分析の提出前に、コンサルテーションによって⽣じた利害関係者の⾒解を⼗分に考慮するものとする。すべての場合、利害関係者の意⾒を含めるか否かの理由を、提案書の公開前または同時に適宜、提供され、公開されるものとする。



RfG (Requirement for Generators) －既設電源の扱い－定量的費⽤対効果分析では、すべての市場参加者から関連データを収集する必要がある。リソースを効果的に活⽤するため、

真にメリットのあるケースに絞って分析を⾏う。分析実施前に簡略な定量的分析を⾏うフィルタリングプロセスが設けられており、RfG規則の既存電源への適⽤が正当化される

合理的⾒通しがある場合にのみ、より詳細な定量的費⽤対効果分析のプロセスに進む。

①フィルタリング既存発電設備に対してRfG規則に定める要件を適⽤する前に、関連TSOはこの要件に関するコストと便益の定量的⽐較を⾏うものとする。

この⽐較は、利⽤可能なネットワークベースまたは市場ベースの選択肢を考慮に⼊れるものとする。関連TSOは、事前の定量的分析で効果がコストを上回りそうであることが⽰される場合のみ、定量的費⽤対効果分析を⾏うことができる。しかし、費⽤が⾼いか便益が低いとみなされる場合、関連TSOは次のプロセスに進むことはできない。

②定量的費⽤対効果分析

フィルタリングの後、関連TSOは、①の結果、潜在的便益を⽰した既存発電設備に対して適⽤検討中の要件について定量的費⽤対効果分析を実施する。

発電設備保有者は、改修費⽤を提供し協⼒する必要がある。 TSOは費⽤対効果分析の完了から3か⽉以内にレポートを作成する。レポートは、費⽤対効果分析および進め⽅に関する提⾔と、既設

電源へ要件を適⽤するための移⾏期間に関する提案を含む。費⽤対効果分析の結果がネガティブである場合（RfGの既存電源への適⽤が正当化されない場合）、関連ステークホルダーへの通知以

外のアクションは不要

③パブリック・コンサルテーション費⽤対効果分析の結果がポジティブである場合、TSOはパブリック・コンサルテーションを実施する。パブリック・コンサルテーションの結果がネガティブである場合（RfGの既存電源への適⽤が正当化されない場合）、関連ステークホルダー及

びENTSO-Eへの通知以外のアクションは不要

④規制機関による承認パブリック・コンサルテーションの結果がポジティブである場合、TSOはパブリック・コンサルテーションの結果を含めたレポートを当該国の規制機関に提出する。規制機関はレポートに基づき、レポートの受領から6か⽉以内に、既存電源へのRfG適⽤が正当か判断する。

⑤既存電源へのRfG適⽤規制機関が、既存電源へのRfG適⽤が正当と判断した場合、系統運⽤者がLON※1を発⾏する。発電設備保有者は、改修を実施し、関連系統運⽤者の求める要件を完全に遵守していることを⽰す。改修の結果が良好である場合、関連系統運⽤者は、発電設備保有者に対してFON※2を発⾏する。

出所）RfGENTSO-e “Implementation Guideline for Network Code “Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators”” (2013)

※1︓LON（Limited Operational Notification）とは、以前はFON状態であったが、関連する仕様および要件の不履⾏を招く重要な変更や機能の損失のいずれかが⼀時的に起きている発電設備所有者、需要設備所有者、配電系統運⽤者またはHVDCシステム所有者に対して、関連する系統運⽤者が発⾏する通知である。※2︓FON（Final Operational Notification)とは、関連する系統運⽤者が関連する仕様および要件に適合している発電設備所有者、需要設備所有者、配電系統運⽤者またはHVDCシステム所有に発⾏する通知である。

273

2019/3/14

27


各国の系統連系要件各国の系統連系要件は電圧階級、電源種別によって異なる。送電系統の連系要件は約款的性格を有し、規制当局の承認、ないし改定⼿続への強い関与の下、改定されるものが多い（次

⾴）配電系統以下は、拘束⼒の無いガイドラインとして位置づけられるものが多いものと思われる。


欧⽶諸国の系統連系要件（Grid Code）⼀覧（１）⽶国（PJM等）英国ドイツイタリアスペイン

送電系統PJM︓

PJM open access transmission tariff

National Grid︓①The Grid Code

②Connection and Use of System Code (CUSC)︓Section 4︓Balancing

Services, v1.21

VDN（現⾏）︓Transmission Code 2007

VDE（ドラフト）︓Technical Connection Rules for Extra High-voltage (E

VDE-AR-N 4130)

Terna︓Grid Code (Code for

transmission, dispatching, development, and security

of the grid)

REE︓Operating procedure

⾼圧/中圧系統

（⾵⼒）

PJM︓PJM Manual 14D: Generator Operational Requirements

(Section 8: Wind Farm Requirements)

FERC︓Order No. 661-AInterconnection for Wind

EnergyIEEE︓IEEE 1547-2018

NERC︓PRC-024-1︓Generator Frequency and Voltage

Protective Relay Settings

ENA︓Engineering

Recommendation G59︓Recommendations for the

Connection ofGenerating Plant to the Distribution Systems of Licensed Distribution Network Operators

BDEW（現⾏）︓Technical Conditions for

Connection to the medium-voltage networkVDE（ドラフト）︓

①Technical Connection Rules for High-Voltage (E

VDE-AR-N 4120)②Technical Connection

Rules for Medium-Voltage (E VDE-AR-N 4110)

CEI︓CEI 0-16︓Regola tecnica di

riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti AT ed MT delle imprese distributrici di

energia elettrica（Reference technical rules for the connection of active and passive consumers to the HV and MV electrical networks of

distribution Company）

REE︓Operating procedure︓P.O.

12.3 Requisitos de respuesta frente a huecos

de tensión de las instalaciones eólicas

⾼圧/中圧系統（PV）

PJM︓PJM Manual 14D:

Generator Operational Requirements

(Section 12: Solar Park Requirements)

IEEE︓IEEE 1547-2018

（同上）（同上）（同上）

Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican

determinados aspectos relativos a la actividad de

producción de energía eléctrica en régimen

especial

低圧系統（PV）

FERC︓Standard Interconnection

Agreements & Procedures for Small

GeneratorsIEEE︓

IEEE 1547-2018

ENA︓Engineering

Recommendation G83︓Recommendations for the Connection of Type Tested

Small-scale Embedded Generators (Up to 16A per Phase) in Parallel with Low-Voltage Distribution Systems

VDE（現⾏）︓AR-N4105︓Generators

connected to the low-voltage distribution network︓

Technical requirements for the connection to and parallel

operation with low-voltage distribution networks

VDE（ドラフト）︓Technical Connection Rules

for Low-Voltage (E VDE-AR-N 4100)

CEI︓Regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti

attivi epassivi alle reti BT delle imprese distributrici di

energia elettrica（Reference technical rules for the connection of active and passive users to the LV

electrical Utilities）

Real Decreto 1699/2011, de 18 de noviembre, por el que

se regula laconexión a red de

instalaciones de producción de energía eléctricade pequeña potencia


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2019/3/14

28


欧⽶諸国の系統連系要件（Grid Code）⼀覧（２）アイルランドオランダフランスデンマーク注オーストラリア

送電系統

EirGrid︓Grid Code関連規定︓

Test 46 & 48 Operating Reserves, Governor Droop

and RCOFVersion 0.1

Test 49 Test Procedure:Demonstration of Governor

Deadband

ACM（消費者・市場庁）︓Netcode elektriciteit

（Electricity grid code）

RTE︓Référentiel Technique

de RTE（RTE Technical

Reference）

Nordel︓Nordic Grid Code

2007 (Nordic collection of rules)

ENTSO-E︓Agreement regarding

operation of the interconnected Nordic

power system(System Operation

Agreement)

AEMC︓National Electricity

Rules（NER）Version 113

⾼圧/中圧系統

（⾵⼒）

EirGrid︓Grid Code

(WFPS1 Controllable Wind Farm Power Station Grid Code

Provisions)ESB Networks（DSO）︓

Distribution Code Version 5.0

ACM︓Netcode elektriciteit


Arrêté du 23 avril 2008 relatif aux prescriptions techniques

de conception et de fonctionnement pour le

raccordement à un réseau public de distribution

d'électricité en basse tension ou en moyenne tension d'une

installation de production d'énergie électrique

Energinet︓Technical Regulation 3.2.5 for Wind Power Plants above 11 kW

AEMC︓Technical Standards for Wind Generation and

Other Generator Connections

⾼圧/中圧系統

（PV）

ESB Networks︓Distribution Code

Version 5.0



同上（Order of 23 April 2008 on technical design and

operating requirements for the connection to a public

electricity distribution network for low-voltage or

medium-voltage electricity of an electrical energy

production installation）

Energinet︓Technical Regulation 3.2.2 for PV Power Plants above 11 kW



低圧系統（PV）

ESB Networks︓Distribution Code

Version 5.0



Protections des installations de production raccordées

au réseau public de distribution（Enedis-NOI-

RES_13E）（Protections of connected

production facilitiesto the public distribution

network）

Energinet︓Technical Regulation

3.2.1 for Power Plants up to and Including 11

kW



注）出⼒11kW超の⾵⼒発電に関わるもののみ



欧⽶諸国における系統連系要件の概要（１）EU ドイツ英国アイルランドオランダ

規則名

COMMISSION REGULATION (EU) 2016/631 of 14 April

2016 establishing a network code on requirements for grid

connection of generators

Technical Connection Rules for Medium-Voltage (E VDE-AR-N

4110)

①The Grid Code②Engineering

Recommendation G59︓Recommendations for the

Connection ofGenerating Plant to the Distribution Systems of

Licensed Distribution Network Operators

①Grid Code②Distribution Code Version

5.0



法的位置付け・法的拘束⼒のあるEU規制。・EU域内の発電設備の系統連系につ

いて、直接適⽤される。・業界規格であり、法令に⽐べ強制⼒

は緩い。

①政府（Ofgem）が策定に関与しており、強い強制⼒を有する。

②業界規格であり、Grid Codeより強制⼒は緩い。

・TSOとDSOが定めたコードであり、⼀定の拘束⼒を有する。

・政府機関（ACM︓消費者・市場庁）が定めたコードであり、法的拘束⼒を有する。

管轄組織欧州委員会 VDE（ドイツ電気技術者協会）

①National Grid（TSO）②ENA（エネルギーネットワーク協

会）①EirGrid（TSO）

②ESB Networks（DSO）ACM

（消費者・市場庁）

改訂プロセス

• ACER（欧州ｴﾈﾙｷﾞｰ規制協⼒機関）に、ENTSO-E、TSO、事業者、需要家等、またはACER⾃⾝が、改訂を提案

• ACERが、市場参加者、TSO、需要家、規制当局等のステイクホルダにコンサルテーションを実施

• ACERが修正に関する提案書を作成し、欧州委員会に提出

• 欧州委員会がACERの提案、及び関連委員会の意⾒を踏まえ、修正案を確定

• 欧州委員会が同修正案をEU理事会と欧州議会に提出

• EU理事会と欧州議会の承認後、欧州委員会が最終確定版を公表

• VDE内のFNN（系統技術/運⽤フォーラム）がドラフト版を策定

• VDEがドラフト版を公表• ドラフト版への異議申⽴受付• パブリック・コンサルテーション• プレリリース版の欧州委員会への提

出• 欧州委員会による通知• VDE技術標準規則への統合（上記は全電圧階級で共通）

• National Gridが改訂の提案書を公開

• WGを開催し、関係者が討議• WGのコンサルテーション⽂書とパブリッ

クコメント回答票を公開• 同コメントを踏まえコード管理者が詳細

を検討し、詳細なコンサルテーション⽂書とコメント回答票を公開

• 改訂に関する最終報告書案を作成し、外部専⾨家パネルで審議

• National Gridが同報告書をOfgem（ガス電⼒市場規制庁）に提出

• Ofgemが報告書を審査し決定⽂書を公開

• 同⽂書に従い、National Gridがコードを改訂し、公開

• EirgridのGrid Code Review Panel（GCRP、規制当局や発電事業者等で構成)が改訂案を検討

• 規制機関（CRU）による承認を要する

(不明)

主要項⽬

• 運転を継続すべき周波数・時間• 周波数上昇・低下時の有効電⼒

低減・増加（周波数感知モード︓LFSM-O/U、FSM）

• 周波数変化率に対する有効電⼒の変化率（ドループ）

• 電圧低下時のFRT要件• 無効電⼒の供給• 解列後の再接続

• 運転を継続すべき周波数・電圧・時間

• 周波数上昇・低下時の有効電⼒低減・増加

• 電圧低下時のFRT要件• 電圧変化時の無効電⼒供給• 多⼤な電圧変化時の有効電⼒制

限• 系統及び電源の保護

• 運転を継続すべき周波数・時間• 周波数上昇・低下時の有効電⼒低

減・増加（周波数感知モード︓LFSM-O/U、FSM）


• 連系点の電圧、⾼調波、不平衡、フリッカ

• 電圧低下時のFRT要件• 無効電⼒の供給• 系統及び電源の保護、ブラックスタート

• 運転を継続すべき周波数・時間• 周波数上昇・低下時の有効電⼒

低減・増加• ガバナ調定率• 電圧低下時のFRT要件• 無効電⼒の供給• 給電指令対応電源の出⼒増減速

度• 最低負荷率の要件• 運転予備⼒の要件

・系統電圧・周波数の上昇/低下時の電源保護

・適正な⼒率の範囲・系統電圧低下時の運転継続時間・洋上⾮同期電源（パワーパークモ

ジュール）の系統連系要件（FRTを含む）


275


欧⽶諸国における系統連系要件の概要（２）EU ドイツ英国アイルランドオランダ

周波数許容範囲

・系統連系電源が時間無制限で運転を継続すべき系統周波数︓49〜51Hz

・47.5〜49Hz、51〜51.5Hzについては、欧州本⼟、北欧等の地域別に、運転を継続すべき時間（例︓30分）が規定されている。

・系統電圧が標準近傍（±10％）の場合に系統連系電源が運転を継続すべき時間（周波数別）︓・47.5〜49Hz︓30分以上・49〜51Hz︓連続運転・51〜51.5Hz︓30分以上

①系統連系電源が運転を継続すべき時間（周波数別）︓・49〜51Hz︓連続運転・その他の47〜52Hz︓周

波数により、20秒〜90分

①系統連系電源が運転を継続すべき時間（周波数別）︓・49.5〜50.5Hz︓連続運

転・その他の47〜52Hz︓周

波数により20秒、60分等

・系統連系電源（下記を除く）が運転を維持すべき周波数︓・48〜51Hz（同範囲を超

えた場合、2秒以内に保護機能を作動）

・洋上パワーパークモジュール（⾮同期電源）︓・49〜51Hz︓連続運転・47.5〜49、51〜

51.5Hz︓30秒運転

電圧許容範囲

・タイプB・C・Dの発電設備について、系統電圧の低下に対するFRT（Fault Ride Through）カーブを規定している。

・系統周波数が標準近傍（49〜51Hz）の場合に系統連系電源が運転を継続すべき時間（標準電圧に対する電圧増減率別）︓・－15％〜－10％︓60秒

以上・－10％〜＋10％︓連続

運転・＋10％〜＋15％︓60秒

以上・系統電圧の低下に対する

FRT（Fault Ride Through）カーブを規定。

②系統連系電源が連続運転を⾏うべき系統電圧︓標準電圧の±10％

①110kV送電系統への連系の場合、系統連系電源が定格出⼒を維持すべき系統電圧︓・99〜123kV.

①系統電圧の低下に対するFRT（Fault Ride Through）カーブを規定。

・系統連系電源（下記を除く）が運転を維持すべき電圧︓・－20%〜＋10%

・同期電源︓電圧が定格の－30%以下となった場合、0.2秒以内に解列

・洋上パワーパークモジュール（⾮同期電源）︓・－10%〜＋11.8%︓連

続運転・－15%〜－10%、＋

11.8%〜＋15%︓60秒運転

・FRTカーブを規定

⾃然変動電源特有の規則の有無・概要

・パワーパーク及び洋上パワーパークに関する連系要件（例︓イナーシャ制御機能）を規定している。

・（英語版サマリを⾒る限り）系統周波数が低下/上昇した場合の有効電⼒増加/減少速度について、⽔⼒発電は特別な値を規定している。

①パワーパーク（ウィンドパーク等）特有の規程を多数設けている。

②⾵⼒発電の場合、IEC 61400-12.に準拠したフリッカ・テストを⾏うべきとしている。

①ウィンドファーム特有の連系要件を多数設けている。

（詳細︓別表「⾃然変動電源（⾵⼒発電）の系統連系要件」を参照）

②ウィンドファーム特有の連系要件を多数設けている。

・洋上⾵⼒発電を含む洋上パワーパークモジュール（⾮同期電源）の系統連系要件について、EUのRfGを踏まえつつ、RfGの規定を修正した独⾃の数値等を規定



欧⽶諸国における系統連系要件の概要（３）フランススペインイタリアデンマーク⽶国オーストラリア

規則名

Arrêté du 23 avril 2008 relatif aux prescriptions techniques

de conception et de fonctionnement pour le

raccordement à un réseau public de distribution

d'électricité en basse tension ou en moyenne tension d'une

installation de production d'énergie électrique

Operating procedure（Procedimientos de

operación）

Grid Code (Code for transmission, dispatching,

development, and security of the grid)

Technical Regulation 3.2.5 for Wind Power Plants

above 11 kW

IEEE 1547-2018 - IEEE Standard for

Interconnection and Interoperability of Distributed Energy

Resources with Associated Electric Power

Systems Interface

National Electricity Rules（NER）

Version 113

法的位置付け・アレテ（Arrêté）は法令の⼀

種であり、法的拘束⼒を有する。

・TSOが定めたコードであり、⼀定の拘束⼒を有する。

・TSOが定めたコードであり、⼀定の拘束⼒を有する。

・法令（Executive Order）に基づきTSOが定めたコードであり、⼀定の拘束⼒を有する。

・学会標準であり法的拘束⼒はないが、多くの州政府の系統連系要件は本標準に準拠しており、実質的な影響は強い。

・政府機関であるAEMCが策定したルールであり、法的拘束⼒を有する。

管轄組織MEDDE

（エコロジー・持続可能開発・エネルギー省）

REE（TSO） Terna（TSO） Energinet（TSO） IEEEAEMC

（豪州エネルギー市場委員会）

改訂プロセス (不明) (不明) (不明)

• Energinetが、関係者（配電・⼩売事業者、市場参加者等）と協議しつつ草案を作成

• パブリック・コンサルテーションを実施

• パブリックコメントについてEnerginet、配電・⼩売事業者、機器メーカ、業界団体等から成るWGで検討

• 業界団体(Dansk Energi)との調整

• 規制当局（DERA→2018年7⽉以降はDUR︓Danish Utility Regulator）が承認

(不明) (不明)

主要項⽬（不明）（不明）・電圧特性（⾼調波、不平衡）、

運転可能周波数・電圧、⼒率、有効・無効電⼒制御、ドループ等

• 運転を継続すべき周波数・電圧・時間

• 周波数上昇・低下時の有効電⼒低減・維持


• 連系点の直流成分、不平衡、電圧変動、フリッカ、⾼調波

• 電圧低下時のFRT要件• 出⼒変化率の制限• 無効電⼒、⼒率、電圧の制御• 強⾵時の出⼒漸減（ストーム制

御）• 周波数・電圧変動時の保護・解

列

・⼀般要件、系統異常に対する応答、電⼒品質、単独運転防⽌、FRT、連系試験

・有効電⼒、電⼒品質（電圧変動、⾼調波、電圧不平衡）、系統周波数変動・電圧変動への応答、⾮常時の応答、電源保護、解列等


276


欧⽶諸国における系統連系要件の概要（４）フランススペインイタリアデンマーク⽶国オーストラリア

周波数許容範囲

・出⼒5MW以上の系統連系電源が運転を継続すべき時間（周波数別）︓・49.5〜50.5Hz︓連

続運転・その他の47〜52Hz︓

周波数により、20秒〜5時間

（不明）・系統連系電源が運転を

継続すべき周波数帯︓・47.5〜51.5Hz

・出⼒規模をA2、B、C、Dの4カテゴリーに分け、うち出⼒50kW超のB、C、Dは、周波数別の運転継続時間を以下の通りとしている。・49〜51Hz︓連続運

転・その他の47〜

52Hz︓30秒〜30分

・連続運転︓58.5〜60.5Hz

・その他の周波数の場合︓Frequency Ride Throughカーブ（横軸︓時間、縦軸︓周波数）を規定している。

・系統連系電源が運転を継続すべき時間（0〜2分〜10分〜連続運転）を周波数帯別に規定している。

・但し周波数帯の定量値は規定されていない。

電圧許容範囲（不明）（不明）

・系統連系電源が連続運転可能な系統電圧︓定格の±5％

・詳細は別の⽂書（Livelli attesi della qualità della tensione︓Expected levels of voltage quality）で規定

・系統連系電源が通常運転を継続すべき電圧︓標準±10％

・系統電圧の低下に対するFRT（Fault Ride Through）カーブを規定。

・連続運転︓定格電圧の±10％以内

・その他の電圧の場合︓Voltage Ride Throughカーブ（横軸︓時間、縦軸︓電圧）を規定している。

・連続運転︓定格電圧の±10％以内

・その他、定格電圧の70〜120％の場合︓電圧に応じて、運転を継続すべき時間（0.1〜5秒）を規定。

⾃然変動電源特有の規則の有無・

概要（不明）（不明）

・⾵⼒発電の連系要件は、付属⽂書A.17 "Sistemi di controllo e protezione delle centrali eoliche" (Systems of control and protection of wind power stations)で規定されている。

・本連系要件は定格出⼒11kWを超える⾵⼒発電に特化している。

・⾃然変動電源を対象に含めているが、⾃然変動電源特有の規定は特に設けていない。

・⾵⼒発電等の連系要件について、別⽂書（Technical Standards for Wind and other Generator Connections、2007.3）で解説。



各国の系統連系規定における既設電源の取り扱い前述の通り、既設電源の取り扱いについて、RfGの第４条(Application to existing power-generating modules)に規定さ

れており、以下の2つの場合を除いて、RfGの対象とならない旨規定。①タイプC、Dの電源について、設備の改変に伴い、以下の⼿順に従って系統連系契約の⼤きな改訂や更新がなされる場合

(ⅰ)既設電源の設備所有者が、設備の改変について系統運⽤者に通知(ⅱ)系統運⽤者は、これに伴い系統連系契約の⼤きな改訂や更新が必要とみなす場合は、規制当局に通知(ⅲ)規制当局は、⼤きな改訂や更新が必要か決定し、RfGのどの条項をそれに適⽤するかを決定

②または、規制当局が、TSOからの提案に基づき、特定の既設電源についてRfGの全部または⼀部の規定を適⽤すべきことを決定した場合

デンマークでは、11kW超の⾵⼒発電に関する系統連系要件(Energinet.dk︓Technical Regulation 3.2.5 for WindPower Plants above 11 kW、2016.7)において、既設電源の取り扱いについて以下の通り規定。

・本規制の施⾏⽇(2016年7⽉22⽇)より前に系統連系された既設電源には連系⽇に有効であった旧規制を適⽤。・既設電源に重要な改変が加えられる場合は、本規制のうち当該改変に係る部分が適⽤される。ここで「重要な改変」とは、当該⾵⼒発電の特性に影響を与えるような重要な構成要素の改変であり、TSOは必要に応じて「重要な改変」の定義を規定。

上記のEUおよびデンマークの事例から、既存電源設備や系統連系契約内容に⼤幅な変更が⽣じた場合に既存電源に適⽤する系統連系要件が併せて変更になる傾向。⇒ EU規制「RfG」は、2016年4⽉に制定・施⾏され、⼀⽅でデンマークの「11kW超の⾵⼒発電に関する系統連系要件」の最新

版は2016年7⽉に改訂されており、RfGの制定・施⾏からデンマークの系統連系要件の最新版の改訂まで3カ⽉しか経っていないため、RfGの規定はデンマークの系統連系要件に充分に反映されていない可能性がある。

277


デンマークにおける系統連系要件の概要（１）系統連系要件の建付(成⽴経緯等)や設計思想について整理すべく、欧州のデンマークを以下の理由から調査対象の1つに採⽤。

【採⽤理由】系統連系要件が以下の通り電源種別毎に分かれており、電源種別の要件の違いを把握するのに適しているため。

①出⼒11kW以下（全電源種別に適⽤する系統連系要件）②出⼒11kW超過（PV版、⽕⼒版、⾵⼒版）③蓄電設備

デンマークの系統連系要件は、TSOであるEnerginet.dkにより策定されており、定格出⼒と電源種別に応じて分かれている。

表9-21: デンマークの系統連系要件の構成

定格出⼒電源種別系統連系要件

11kW以下全電源種別 Technical regulation 3.2.1 for power plants up to and including 11 kW（2016.6）

11kW超過

太陽光 Technical Regulation 3.2.2 for PV power plants above 11 kW（2016.7）

⽕⼒ Technical regulation 3.2.3 for thermal plants above 11 kW（2017.1）

⾵⼒ Technical regulation 3.2.5 for wind power plants above 11 kW（2016.7）

蓄電設備 Technical regulation 3.3.1 for battery plants（2017.6）出所）https://en.energinet.dk/Electricity/Rules-and-Regulations/Regulations-for-grid-connection


【参考】デンマークの系統連系要件(11kW超過)の⽬次構成（１）

出所）各種資料より三菱総合研究所作成

278


【参考】デンマークの系統連系要件(11kW超過)の⽬次構成（２）

出所）各種資料より三菱総合研究所作成


デンマークにおける系統連系要件の概要（２） 11kW超過の各種系統連系要件については、「制御・調整」に関する要件は太陽光・⾵⼒・⽕⼒ともに相違なし。また、技術的連系要件として挙げられている「周波数および電圧変動の耐量」「電⼒品質」「制御および調整」については、電源種

別毎に以下の通り相違がみられる。周波数および電圧変動の耐量

• ⾵⼒発電と太陽光発電の要件項⽬は⼀致している。• ⽕⼒発電の「3.3 異常時の運転条件」の⼩項⽬に、⾵⼒発電と太陽光発電の要件に無い以下の項⽬がある。

3.3.3 電圧低下の際の電圧サポート 3.3.5 単独運転 3.3.6 停電後の起動

• ⾵⼒発電と太陽光発電では「3.3.2 電⼒系統の反復的障害」となっている項⽬が、⽕⼒発電では「3.3.4 電⼒系統の反復的電圧低下」となっている。

⇒これらは、⽕⼒発電の技術的特性や、電⼒系統におけるアンシラリーサービス⾯での役割を踏まえた要件を規定しているものと考えられる。

電⼒品質• ⾵⼒発電と太陽光発電の要件項⽬はほぼ共通しているが、⾵⼒発電(および⽕⼒発電)の要件項⽬にある「4.4 急速

な電圧変動」(⾵⼒発電等の連系点の急速な電圧変動を⼀定値以下に収めるよう規定)は、太陽光発電にはなし。• ⽕⼒発電の要件には、⾵⼒発電と太陽光発電の要件にある以下の項⽬が存在しない。

4.2 直流成分 4.3 電圧不均衡 4.5 フリッカ 4.6 ⾼調波 4.7 相互⾼調波歪み 4.8 2〜9kHz周波数帯の歪

⇒「直流成分」「フリッカ」「⾼調波」「相互⾼調波歪み」「2〜9kHz周波数帯の歪」は、インバータ電源において⽣じやすい電⼒品質特性のため、インバータを⽤いない⽕⼒発電の連系要件に項⽬がないことは当然とも考えられる。

279


デンマークにおける系統連系要件の概要（３）制御および調整

• ⾵⼒発電と太陽光発電の要件項⽬はほぼ共通しているが、太陽光発電の要件項⽬として、⾵⼒発電(および⽕⼒発電)にない「5.3.4 ⼒率の⾃動制御」が加わっている。

• ⾵⼒発電にはあるが太陽光発電にない項⽬として、「5.7 供給されない有効電⼒の算定」がある。• ⽕⼒発電の要件項⽬については、「有効電⼒の制御機能」における「5.1.1 周波数応答（LFSM-U及びLFSM-O）」

および「5.1.2 周波数制御（FSM）」において、⾵⼒発電・太陽光発電の要件にない以下の⽤語が加わっている。 LFSM-U（Limited Frequency Sensitive Mode – Underfrequency︓限定的周波数検知モード－周波

数低下） LFSM-O（Limited Frequency Sensitive Mode – Overfrequency︓限定的周波数検知モード－周波数

上昇） FSM（Frequency Sensitive Mode︓周波数検知モード）⇒EUのRfGや（それに準拠した）英国（National Grid）のGrid Codeで採⽤されている⽤語であり、系統周波数

が⼀定値以上に低下または上昇した場合に、系統周波数を安定させるためにその度合に応じて有効電⼒出⼒を増加または低減させる機能。

⇒⽕⼒発電にこれらの機能の具備を求めるのは、⽕⼒発電のアンシラリーサービス機能を考えると理解できる。


デンマークにおける系統連系要件の概要（４）デンマークの系統連系要件の概要についてまとめると以下の通り。

① ⾵⼒発電の要件項⽬と太陽光発電の要件項⽬は共通している項⽬が多いが、各電源の特性を反映して、異なる項⽬も⼀部ある。

② ⽕⼒発電の要件項⽬は、⾵⼒発電および太陽光発電の要件項⽬と異なる部分がある。「周波数変動及び電圧変動の耐量」および「制御・調整」については、⽕⼒発電に求められるアンシラ

リーサービス⾯での役割を反映した要件項⽬が規定されている。⼀⽅で「電⼒品質」⾯では、太陽光発電および⾵⼒発電の要件においては、インバータ電源特有の直

流成分、フリッカ、および⾼調波関連の項⽬があるのに対し、⽕⼒発電の要件にはそれらの項⽬がなく簡素な内容となっている。

280


ストーム制御機能の詳細ストーム制御機能とは、弱い台⾵(17.2〜25m/s)では定格出⼒運転を⾏い、並みの台⾵(25〜33m/s)では「徐々に」出⼒を下

げて運転を継続し、強い台⾵(33〜44m/s)では⾵⾞を停⽌する機能。従来制御(※)よりも緩やかな出⼒低減を⾏うことにより、強⾵時の系統影響を緩和できる。

(※)⼀定以上(25m/s⼜は35m/s以上)の10分間平均⾵速が3秒継続した場合に⾵⾞を(徐々にではなく)完全に停⽌(カットアウト)し、平均⾵速が20m/s以下に回復した場合に再起動(カットイン)を⾏うが、短時間で出⼒が100％変動するため電⼒系統への影響が⼤きい。

今回の調査対象国11か国(EU含む)のうち、ストーム制御機能の具備を系統連系要件に記載しているのは、⾵⼒発電による発電電⼒量の⽐較的多いデンマークのみ。

欧州他国にストーム制御機能の規定が⾒当たらないのは、欧州は⽇本の台⾵のような暴⾵⾬災害に⾒舞われる機会がそもそも少ないことに起因すると考えられる。

2018年9⽉に珍しくドイツやチェコ、オーストリアなどを暴⾵⾬が襲い、Siemensなど世界の主要⾵⾞メーカーにおけるストーム制御機能の実装が⾏われている。

今後デンマークに倣って各国の系統連系要件に⾵⼒発電のストーム制御機能に関する要件が記載される可能性は否定できないものと思料。

例えば、ドイツやアイルランドの系統連系要件では、以下の通り出⼒変化率の制御機能を有することを求めているものの、これはストーム制御機能の具備要件の代替というよりはむしろ、平常時の出⼒変動抑制(による系統周波数への影響の低減)を⽬的としたものと考えられる。ドイツの中圧系統連系要件(Technical Connection Rules for Medium-Voltage︓E VDE-AR-N 4110)では、出⼒変化(増加・減少)率

を、定格出⼒の0.66%/秒以下に収めることを求めている。アイルランドのGrid Code(EirGrid、Grid Code、2015.7)では、Wind Farm Control Systemは、出⼒変化率(Ramp rate)の制御機能を

有することを求めている。但し具体的な数値は規定していない。

上記の出⼒変化率の制御要件は、強⾵時の⾵⼒発電の出⼒上昇抑制にも寄与するとは思われるが、強⾵時のカットアウト時の緩やかな出⼒低減というようなストーム制御機能そのものの要件までは記載されていない。


イナーシャ制御機能の詳細 EUのRfGでは、イナーシャ制御機能(系統周波数低下時に⾵⾞の回転エネルギーを電気エネルギーに変換し出⼒を増加する機能)

について、第21条(Requirements for type C power park modules)において、以下の通り規定。第21条第2項︓タイプCのパワーパーク・モジュール(単⼀の連系点で系統連系する複数電源の集合体)は、系統周波数安定

のために、以下の追加的な要件を満たすべきである。(a) TSOは、パワーパーク・モジュールが系統周波数の急速な変動の際にイナーシャ機能を発揮できるよう規定する権利を有する。(b)イナーシャ機能を提供するために設置される制御システムの運⽤指針、および関連する性能パラメータは、TSOによって規定されるべきである。

なお、第22条(Requirements for type D power park modules)によると、「Type D power park modules shallfulfil the requirements listed in Articles 13, except for Article 13(2)(b), (6) and (7), Article 14, exceptfor Article 14(2), Article 15, except for Article 15(3), Article 16, Article 20 except for Article 20(2)(a) andArticle 21.」としており、上述の第21条はタイプDのパワーパーク・モジュールにも適⽤される。

本規定は、タイプC・Dのパワーパーク・モジュール(※)のみに適⽤される規定であり、タイプA、Bの電源、及びタイプC、Dの同期電源には適⽤されない。(※) 上述より、RfGにおけるパワーパーク・モジュールとは、(同期電源に対する)⾮同期電源を意味する。

また、RfGの第14条において、タイプBの電源について「もし可能な場合は、イナーシャ機能を備えること」との記述がなされている。この規定はタイプC、Dの同期電源にも適⽤。以上をまとめると、次の通り整理される。

①タイプC・Dのパワーパーク・モジュール︓TSOは、パワーパーク・モジュールが系統周波数の急速な変動の際にイナーシャ制御機能（synthetic inertia）を発揮できるよう規定する権利を有する。

②タイプC・Dの電源（同期電源、⾮同期電源＝パワーパーク・モジュール）もし可能な場合は、イナーシャ制御機能（synthetic inertia）を備える。

281


⾃然変動電源（太陽光・⾵⼒発電）の系統連系要件(Grid Code)（１）

EU（RfG）ドイツ（VDE︓中圧連系要件）

英国（Grid Code、ENA︓G59）

アイルランド（Grid Code、Distribution Code）

オランダ（Grid Code）

最⼤出⼒抑制機能の有無と概要

（Active/Real Power Control）

有り• Type A、 B、C、Dの発電設

備は、系統の周波数変動が⽣じた場合に出⼒制御が必要

有り・DSOの要請に応じ出⼒制御

を⾏うべきこと・多⼤な電圧変動が⽣じた場

合、有効電⼒を最⼤10%削減

有り・出⼒抑制機能を含むPower

System Stabilizer（PSS）を備えること（Grid Code）

有り・ウィンドファームは、有効電⼒

制御と周波数応答を可能にするWind Farm Control Systemを備えること。

・同システムは、TSOからの指令後10秒以内に制御を実⾏する。

有り・系統周波数が50.2〜

51.5Hzになり、Tennetから出⼒抑制の指⽰があった場合には、⼀定の出⼒抑制を⾏う必要がある。

・出⼒抑制量⊿Pは、下式により算定される。⊿P＝20×定格容量×（系統周波数－50.2）/50

出⼒変化率制限機能の有無と概要

（Active power ramp/change

rate limitation）

無し有り

・出⼒変化率を、定格出⼒の0.66%/秒以下に収めること

無し

有り・Wind Farm Control

Systemは、出⼒変化率（Ramp rate）の制御機能を有する。

・出⼒変化率は、TSOから運転⽇の120⽇前までに通知される。

無し

ストーム制御機能の有無と概要（⾵⼒のみ）（Storm

Control）無し無し無し無し無し

周波数調定率制御機能の有無と概要

（Frequency droop control）

有り・周波数変動⊿f/fに対する有

効電⼒の変動⊿P/Pのカーブを規定

・ドループ＝（⊿f/f）/（⊿P/P）＝2〜12%の範囲でTSOが規定（発電設備のタイプ別に規定）

有り・系統周波数が50.2Hzより上

昇した場合、及び49.8Hzより低下した場合の、有効電⼒の低下/上昇カーブについて規定

有り・ドループ＝（⊿f/f）/

（⊿P/P）＝3〜5%（Grid Code）

有り・ウィンドファームの周波数応答

システムは、系統周波数に応じて有効電⼒を制御する。

・ドループ（（⊿f/f）/（⊿P/P））は、2〜10％（標準︓4％）の範囲内でTSOにより設定される。

無し（定格出⼒100MW以上の

通常電源は、primary control power機能を求められるが、再⽣可能電源の場合は必要無い）



⾃然変動電源（太陽光・⾵⼒発電）の系統連系要件(Grid Code)（２）EU（RfG）ドイツ

（VDE︓中圧連系要件）英国

（Grid Code、ENA︓G59）アイルランド（Grid Code、

Distribution Code）オランダ

（Grid Code）イナーシャ制御機能

の有無と概要（⾵⼒のみ）（Synthetic

inertia control）（イナーシャ制御＝系統周波数低下時に⾵⾞の回転エネルギーを電気エネル

ギーに変換し出⼒を増加する機能）

有り• Type C・Dの⾮同期電源（パ

ワーパーク）は、周波数安定化のために本機能を備えるようTSOが規定できる。具体的な規定は各TSOに委ねられている

• Type Aを除く全ての電源は、もし可能ならば、本機能を備える

無し無し無し無し

FRT（Fault Ride Through）要件の有無と概要

有り・Type Aの電源と直流連系の

洋上⾮同期発電設備を除く、全てのタイプの電源について、同期/⾮同期を問わず、FRTの時間－系統電圧カーブを規定している

有り・タイプ1（同期発電機）、タイプ

2（その他）の発電設備について、FRTの時間－系統電圧カーブを規定している。

有り・電源の規模・種類別にFRTの

時間－系統電圧カーブを規定している（送電系統）

有り・Grid CodeのWFPS1.4

「Fault Ride Through Requirements」において、ウィンドファームに属する⾵⼒発電設備のFRTの時間－系統電圧カーブを規定。

・ESBのDistribution CodeもGrid Codeと同じFRTカーブを採⽤している。

有り・FRTの時間－系統電圧カーブ

を規定している。

その他調整機能(従来型電源と同等の機能を求められる

等)

有り• 周波数が50Hzから上昇/下降し

た場合に運転を継続すべき時間（秒/分）

• 電圧変動時の無効電⼒制御• 解列後の再接続• 故障後の有効電⼒回復• 系統及び電源の保護

有り• 運転を継続すべき周波数・電

圧・時間• 電⼒品質（電圧変動等）、保

護協調等• 電圧変動時の無効電⼒制御

有り• 運転を継続すべき周波数・時間

（送電系統）• 電⼒品質（⾼調波、不平衡、

フリッカ等）、無効電⼒、単独運転、保護協調等（配電系統）

• ⾵⼒発電機はIEC 61400-12に従いフリッカ・テストを⾏う（配電系統）

有り• 運転を継続すべき周波数・時間• 電⼒品質（電圧変動、フリッカ、

⾼調波、⼒率等）、単独運転、保護協調等

• 電圧変動時の無効電⼒制御

有り・電⼒品質（電圧変動、無効電

⼒、⼒率等）、解列、保護協調、メータリング情報転送等について規定

注） EU規制RfG（Requirements for Generators）における発電モジュールの４つのタイプ（A、B、C、D）︓・タイプA︓ 連系電圧︓110kV未満＆最⼤容量︓0.8kW以上（〜タイプB未満）・タイプB︓ 連系電圧︓110kV未満＆最⼤容量︓閾値（X）以上（〜タイプC未満）。X︓0.1〜1MW（国/地域により異なる）以下の範囲で、各TSOが定める。・タイプC︓ 連系電圧︓110kV未満＆最⼤容量︓閾値（X）以上（〜タイプD未満）。X︓5〜50MW（国/地域により異なる）以下の範囲で、各TSOが定める。・タイプD︓ 連系電圧︓110kV未満＆最⼤容量︓閾値（X）以上。X︓10〜75MW（国/地域により異なる）以下の範囲で、各TSOが定める。

及び連系電圧︓110kV以上出所）三菱総研作成

282


⾃然変動電源（太陽光・⾵⼒発電）の系統連系要件(Grid Code)（3）フランススペイン

（PO 12.3）イタリアデンマーク

（Energinet︓TR 3.2.5）

⽶国（PJM、FERC、NERC、IEEE）

オーストラリア（NER）

最⼤出⼒抑制機能の有無と概要

（Active/Real Power Control）

（不明）（不明）（不明）有り

・出⼒抑制は、指令を受けてから2秒以内に開始し、10秒以内に終える。

無し・最⼤出⼒抑制については

規定無し。・但しPJM Manual 14D

では有効電⼒制御機能を備えるべきとしている。

有り・合計出⼒30MW以上の

⾵⼒発電システム群は、有効電⼒制御システムを備える必要がある。

出⼒変化率制限機能の有無と概要

（Active power ramp/change

rate limitation）

（不明）（不明）（不明）

有り・出⼒変化率制限（ランプ

制御）は、指令を受けてから2秒以内に開始し、10秒以内に終える。

・ランプ制御は通常、最⼤出⼒抑制及びデルタ制御と組み合わせて⾏われる。

・出⼒変化率の最⼤標準値︓100kW/秒

無し・出⼒変化率の上限につい

ては規定無し。・但しPJM Manual 14D

では、PJMの要請に応じて速やかに有効電⼒出⼒を追随させるべきとしている。

（有り）・出⼒変化率の上限値は

規定されていない。・⼀⽅、給電指令に対応す

る電源の出⼒変化率の下限値は3MW/分。

ストーム制御機能の有無と概要

（⾵⼒のみ）（Storm Control）


有り・カテゴリC・D（※定格出⼒

1.5MW超）の⾵⼒発電プラントは、カットアウト⾵速を超える前に、有効電⼒を抑制する

無し無し

周波数調定率制御機能の有無と概要

（Frequency droop control）


有り• 系統周波数が変動した場

合、⾵⼒/太陽光発電設備は周波数応答（全電源）及び周波数制御（⼤出⼒電源）を⾏う

• 周波数応答のドループ（(⊿f/f) / (⊿P/P)）は、2〜10％（標準:4％）の範囲内とする。

有り・PJM Manual 14D︓ドループ（⊿f/f）/（⊿P/P）は、5％を超えないこと

有り・ドループ（⊿f/f）/

（⊿P/P）は、2〜10％の範囲内で設定する



⾃然変動電源（太陽光・⾵⼒発電）の系統連系要件(Grid Code)（4）フランススペイン

（PO 12.3）イタリアデンマーク

（Energinet︓TR 3.2.5）

⽶国（PJM、FERC、NERC、IEEE）

オーストラリア（NER）

イナーシャ制御機能の有無と概要（⾵⼒のみ）（Synthetic

inertia control）（イナーシャ制御＝系統周波数低下時に⾵⾞の回転エネルギーを電気エネルギーに変換し出⼒を増加する機

能）

（不明）（不明）（不明）無し無し無し

FRT（Fault Ride

Through）要件の有無と概要

（不明）有り

・⾵⼒発電について、FRTの時間－系統電圧カー

ブを規定している。（不明）

有り• 定格出⼒1.5MW超

（カテゴリC・D）の⾵⼒/太陽光発電設備は、連系点の電圧が⾵⼒で20％（PVで10%）の⽔準になっても少なくとも⾵⼒で0.5秒（PVで0.25秒）間は運転及び連系を継続する

・FRTの時間－系統電圧カーブを規定。

有り・FERC 661-A︓⾵⼒発電設備は、4〜9サイクルの三相短絡事故、及びそれよりも⻑い時間の単相地絡事故の間、及びその後電圧が回復するまでの間、運転を続けることが必要。

・IEEE 1547（2018）、NERC PRC-024-1︓FRTの時間－系統電圧カーブを規定。

有り・但し他国と異なり、最低の

系統電圧要件が70〜80％（2秒間）と⾼い。

その他調整機能(従来型電源と同等の機能を求められる

等)（不明）（不明）（不明）

有り• 運転を継続すべき周波数・

電圧・時• 電⼒品質（直流成分、不

平衡、電圧変動、フリッカ、⾼調波）

• 無効電⼒制御、⼒率制御、電圧制御

• 周波数・電圧変動時の保護・解列

有り・⼒率、電圧制御、無効電

⼒制御、ブラックスタート、レポーティング、SCADA、⾵況予測、系統連系⼿続等について規定

有り・発電設備保護、系統保

護、解列、周波数制御、電圧・無効電⼒制御、短絡電流、監視、通信等について規定


283


⾃然変動電源(⾵⼒・太陽光)の連系要件項⽬に関する補⾜前⾴までの各国の⾃然変動電源の系統連系要件については、全７項⽬の詳細を記載しているが、各国の系統連系要件⾃体はよ

り広範な項⽬について記述されている。(下表のデンマークの系統連系要件を参照のこと)

⾃然変動電源(⾵⼒・太陽光)の系統連系要件に関しては、特に『系統周波数」の安定化』、およびそれに密接に関連する『有効電⼒の制御』が重要な項⽬と思われ、下表の「3.2平常時の運転条件」「3.3 異常時の運転条件」「5.2 有効電⼒の制御機能」「5.6 有効電⼒制御の要件」が該当し、これらの項⽬は、前⾴までの７項⽬でカバーされていると考えられる。

1．⽤語、略語、および定義2．⽬的、適⽤範囲、および規制条項

3．周波数変動および電圧変動の耐量

3.1．電圧レベルの規定3.2．平常時の運転条件3.3．異常時の運転条件3.3.1．電圧ディップ耐量3.3.2．電圧系統の反復的障害

4．電⼒品質

4.1．⼀般要件4.2．直流成分4.3．電圧不均衡4.4．急速な電圧変動4.5．フリッカ4.6．⾼調波4.7．相互⾼調波歪み4.8．2〜9kHz周波数帯の歪み

5．制御および調整

5.1．⼀般要件5.2．有効電⼒の制御機能5.2.1．周波数応答5.2.2．周波数制御5.2.3．(有効電⼒の)制限機能

5.3．無効電⼒および電圧の制御機能5.3.1．無効電⼒の制御5.3.2．⼒率の制御5.3.3．電圧の制御

6．保護7．信号交換およびデータ送信8．検証および⽂書化9．電気的シミュレーションモデル付属1 ⽂書化

表9-22: デンマークの系統連系要件の⽬次

出所）Technical Regulation 3.2.5 for Wind Power Plants above 11 kW(Energinet.dk,2016)


⽶国テキサス州における⾵⼒発電の系統連系要件についてテキサス州では近年⾵⼒発電の導⼊が進んでおり、州の系統運⽤機能を担うERCOT(テキサス電⼒信頼度協議会)は⾵⼒発電を

含む⾃然変動型電源のグリッドコードを段階的に整備し、再⽣可能エネルギー電源に系統安定の貢献・責任を求めている。

特に2012年以降は、⾵⼒発電を含む⾃然変動型電源についても、以下のように従来型電源と同様の周波数応答等の機能を備えることが必須要件となっている。

周波数応答︓⼀次周波数制御、⼆次周波数制御• ERCOT管轄エリアにおいては、⾵⼒発電など再エネ電源にも、同期電源のガバナに類似した⼀次周波数応答機能が求められる。• 周波数応答の不感帯は、従来型電源の標準周波数±34mHzに対して、その他の電源(⾵⼒発電等を含む)については±17mHzと、

より厳しい値に設定。電圧サポート︓有効電⼒および⼒率の管理・制御急速な出⼒変動(上昇)の制限

欧州と⽐較すると、欧州ではテキサス州のように⾃然変動型電源に対して従来型電源と同等のアンシラリーサービス機能等の具備までは求めていないため、テキサス州の⾵⼒発電等に対する系統安定の要求は相当厳しいといえる。

また、上述の要件具備は新規電源は勿論、以下のルールで既存電源にも適⽤される。全ての既存電源のERCOT送電系統への「新しい」連系には、SGIA(標準系統連系契約書)の施⾏⽇において拘束⼒の

ある全ての系統連系に係るProtocol(系統連系要件)およびその他の規程類が、SGIAの施⾏⽇から、以下の例外を除いて適⽤される。• 新しい連系点に接続する既存電源は、最新のSGIAの施⾏⽇において、Nodal Protocolsの3.15節(Voltage Support)およびNodal

Operating Guidesの2.9節(Voltage Ride-Through Requirements)に従わなければならない。

284


従来型電源の系統連系要件(Grid Code)（１）EU

（RfG）ドイツ

（VDE︓⾼圧連系要件）英国

（Grid Code）アイルランド

（Grid Code）デンマーク

(Energinet︓TR)オランダ

（Grid Code）

周波数調整機能要件の有無と概要

有り• 限定的周波数低下/上昇感

知モード（LFSM-U/O）︓⁃ 周波数が閾値U以下⼜は

閾値O以上の場合、周波数の低下/上昇に応じて有効電⼒を増加/減少させる。

⁃ 閾値U、Oは49.5〜49.8、50.2〜50.5Hzの範囲でTSOが決定

• 周波数感知モード（FSM）⁃ 周波数が標準周波数近傍

(50Hz±α)の場合、周波数の低下/上昇に応じて有効電⼒を増加/減少させる。

⁃ 有効電⼒の上下限（最⼤出⼒⽐±1.5〜10%）、周波数不感帯（0〜0.5Hz）等はTSOが決定

• 周波数変動⊿f/fに対する有効電⼒の変動⊿P/Pの傾き、即ち周波数調定率（=(⊿f/f) / (⊿P/P)）は、2〜12％の範囲でTSOが設定

• タイプA・Bの電源にはLFSM-Oのみ、タイプC・ Dの電源には上記全てのモードが適⽤される。

有り・系統周波数が49.8Hz未

満⼜は50.2Hz超となった場合、系統連系電源は有効電⼒可変モードに移⾏し、系統周波数の低下/上昇に応じて有効電⼒を増加/低減させる。

・ドループ（系統周波数変動に対する電源側有効電⼒変動の傾き）は、電源のタイプ（発電設備、蓄電設備、発電+蓄電設備）により異なり、2〜5％。

有り（以下の規定は定格出⼒

50MW以上（National Gridの送電地域以外は30/10MW以上）の電源に適⽤）

・系統連系電源は、系統周波数が49.5〜50.5Hzの場合は、⼀定の有効電⼒出⼒を維持する。その範囲を超えた場合に増減すべき有効電⼒の系統周波数に対するカーブを規定（CC.6.3.3）。

・系統連系電源は、有効電⼒出⼒の変動により、系統周波数制御に寄与する能⼒を有する必要がある（CC.6.3.6）。

・周波数制御装置（⼜はタービン速度ガバナ）は、ドループ（系統周波数⼜はガバナ速度の変動に対する有効電⼒出⼒変動の傾き）が3〜5％となるよう機能する必要がある（CC.6.3.7）。

（CC.A.3、BC3.4〜3.7にも関連規定がある。）

有り・送電系統に連系する定格

出⼒ 2MW 超の電源（CC.3）は、本コードのOC4で規定される周波数応答のために、⾼速応答のガバナ（タービン調速機）及び負荷コントローラ、⼜は同等の制御装置を備える必要がある（CC.7.3.7）。

・本コードのOC4では、TSO側が⾏う⼀次周波数制御（⼀定の周波数変化から30秒以内）、⼆次周波数制御（15分以内）について規定しており、その⽅法の１つとして電源側の⾃動出⼒調整が位置付けられている（ OC4.3.3）。

・ガバナのドループ︓3〜5％（CC.7.3.7）。

• 限定的周波数低下/上昇感知モード（LFSM-U/O）︓⁃ 周波数が閾値U以下⼜は

閾値O以上の場合、周波数の低下/上昇に応じて有効電⼒を増加/減少させる。

⁃ 閾値U、Oの標準値は49.8、50.2Hz（47.0〜49.9、50.1〜52.0Hzの範囲でTSOが決定）

⁃ 周波数調定率の標準値は6％

• 周波数感知モード（FSM）⁃ 周波数が⼀定範囲内

（50Hz±α）の場合、周波数の低下/上昇に応じて有効電⼒を増加/減少させる。

⁃ 周波数の⼀定範囲及び周波数調定率は、地理的要因や電源オーナの意向を踏まえて決定される。

• カテゴリA2・B（11kW超〜1.5MW以下）の電源にはLFSM-Oのみ、カテゴリC・ D（1.5MW超⼜は連系電圧100kV超）の電源には上記全てのモードが適⽤される。

有り・全ての電源は、系統周波数の

安定に資する⼀次予備⼒（primary control power）、⼆次予備⼒（secondary control power）、及び三次予備⼒（minute reserve）として活⽤することが可能。

・定格出⼒100MW以上の全ての系統連系電源は、⼀次予備⼒を供給する能⼒を有する必要がある。

・Tennetと合意すれば、100MW未満の電源も⼀次予備⼒として活⽤可能。

・⼀次予備⼒としての必要要件︓・供給⼒︓定格出⼒の±2％以上・系統周波数が準定常状態

（定格±200 mHz）の時、30秒以内に必要なフル供給を⾏い、それを15分以上持続する。

・出⼒変動しなくて良い不感帯の系統周波数︓定格±10mHz.

ガバナフリー運転の概要

・系統周波数の変化に応じた有効電⼒の増減要件が規定されているが、その具体的な実装⽅法（ガバナフリー、AFC、DPC等）については、規定されていない。


有り・⼩規模電源（National Grid

の送電地域では定格出⼒50MW未満、その他の地域では30/10MW未満）を除く系統連系電源は、⾼速応答の周波数制御装置またはタービン速度ガバナを設置する必要があ（CC.6.3.7）。

有り・ガバナフリー運転という⽤語は

使⽤されていないが、本コードのOC4.3.4.1（電源のガバナシステム要件）において、同期電源のガバナに関する要件が規定されている（OC4.3.4.1）。

・周波数応答を⾏わない不感帯︓定格周波数±15mHz

・系統周波数が49.8Hz未満または50.2Hz超となった場合のガバナの動作

・系統周波数の変化に応じた有効電⼒の増減要件が規定されているが、その具体的な実装⽅法については規定されていない。

無し



従来型電源の系統連系要件(Grid Code)（２）EU

（RfG）ドイツ

（VDE︓⾼圧連系要件）英国

（Grid Code）アイルランド

（Grid Code）デンマーク

(Energinet︓TR)オランダ

（Grid Code）

AFC運転の概要



広義のAFC︓有り・狭義のAFC（注1）については記さ

れていないが、広義のAFC（⾃動周波数制御）については、上記の通り記されている。

広義のAFC︓有り・狭義のAFC（注1）については記さ

れていないが、広義のAFC（⾃動周波数制御）については、上記の通り記されている。

・系統周波数の変化に応じた有効電⼒の増減要件が規定されているが、その具体的な実装⽅法

（ガバナフリー、AFC、DPC等）については、規定されていない。

無し

DPC運転の概要（同上）（同上）無し

無し・狭義のDPC（注2）については

記されていない。なお上記の通り、系統周波数変化から15分以内に⾏う⼆次周波数制御については記されている。

(同上) 無し

その他周波数調整運転の有無・

概要

有り・上記の周波数応答運転につ

いて、応答開始時間（TSOが規定︓最⼤2秒）及びフル応答時間（ TSO が規定︓最⼤30秒）が規定されている。

有り・上記の周波数応答運転につ

いて、応答開始時間（1秒〜5分）及びフル応答時間（10秒〜6分）が、電源のタイプ（発電設備、蓄電設備、発電+蓄電）別に規定されている。

・また電源の種類（⾵⼒、ガスエンジン/タービン、蒸気タービン、⽔⼒）別に最低応答速度（定格出⼒の4〜66％/分）⼜は応答開始時間が規定されている。

有り・Grid Code中のBalancing Code

（BC）において、FSM（Frequency Sensitive Mode︓BC3.5.4）及びLFSM（LimitedFrequency Sensitive Mode︓BC3.5.2、BC3.7.2）という2種類の周波数応答運転モードの詳細が記されている。

・例えば、同期電源は、系統周波数が50.4Hz以下の場合、FSM運転が必要な場合を除き、CC.6.3.3要件を満たしつつ、LFSMで運転する必要がある（BC3.5.2）。

・FSMは、系統周波数変動の抑制に寄与する周波数応答運転モードで、Primary Response（周波数が0.5Hz低下した場合、10秒以内に有効電⼒を増加、その後20秒以上持続）、Secondary Response（30秒以内に有効電⼒を増加、その後30分以上持続）、及びHigh Frequency Responseを提供する（図-CC.A.3.2等）。

有り• ・参考︓WFPS（ウィンド

ファーム電⼒システム）の周波数調整運転について、周波数が⼀定範囲（50Hz近傍）をはずれた場合の有効電⼒の増減カーブを規定

• 周波数調定率の標準値は4％であり、2〜10%の範囲でTSOが決定

・周波数応答運転の応答開始時間は２秒以内、周波数設定値の誤差は0.01Hz以内、周波数調整率の誤差は1%以内と規定されている。

不明

周波数制御に必要な設備機能

要件

有り・発電設備には、電圧、有効電⼒、

無効電⼒、周波数を監視・記録できる装置を設け、TSOが通信によりこれらの情報にアクセスできるようにする。

・英⽂サマリには、実現すべき要件のみが記されており、周波数制御に必要な具体的な設備については触れていない。

有り・定格出⼒ 50MW （ National

Grid の送電地域以外は30/10MW）以上の系統連系電源は、周波数制御装置⼜はガバナ（タービン調速機）を設置すること。

有り・⾼速応答のガバナ（タービン調速

機）及び負荷コントローラ、⼜は同等の制御装置を備えること（CC.7.3.7）。

不明不明

注１）狭義のAFC（Automatic Frequency Control：自動周波数制御）：数分程度の短周期周波数変動に対応するため、TSO/電力会社/給電指令所から送信されるAFC信号に追従し、発電機出力を変動させる機能注２）狭義のDPC（Dispatching Power Control：運転基準出力制御）：AFCでは対応しきれない数十分程度の長周期周波数変動に対応するため、TSO/電力会社/給電指令所から送信される出力指令値に発電機出力を制御する機能


285


Grid Codeのガバナンスについて（送電系統）

⽶国（PJM）英国ドイツイタリアスペインアイルランド

規制機関等 FERC GEMA 連邦経済技術省/BNetzA

経済開発省/ARERA

CNE CRU

送電事業者 PJM(ISO) National Grid TransnetBW, Tennet, 50Herz,

Amprion

Terna REE(Red Electrica de Espana）

EirGrid

グリッドコード名称

PJM open access transmission tariffに含まれる

Grid Code Transmission Code 2007

Grid Code REEOperating procedure

The Grid Code

策定機関 PJM理事会 Grid Code Review Panel 系統運⽤者協会（VDN）理事会

Terna CNE Eirgrid（Grid Code Review Panel）

改訂⼿続 PJM理事会で改定案を作成し、FERCに申請（P）

Grid Codeの改訂⼿続きはGrid Code中のGOVERNANCE RULESにおいて詳細に規定。Grid Code Review Panel（常設機関）・NGET・系統運⽤者（2名）・供給事業者・送電事業者（Onshore, Offshore）・発電事業者（4名）・消費者・その他GEMAにより任命された者

TSOが共同で改定案を作成し利害関係者に対するコンサルテーションを経て、VDN理事会が採択

⼀般的に更新などがある場合はコンサルテーションプロセス結果とともに改訂案を規制機関と経済開発省に転送され評されることとなっている。

政令であるPO（Operation procedure、運⽤規定)に基本的な部分は規定されている。POはREEが提案して国家エネルギー委員会（CNE）で審議し、定められることになっている。

Grid Code Review Panel(GCRP)はグリッドコードに関する提案を検討し、議論することを義務付けられている常設機関。現在のGDRPの構成員の所属は以下のようになっており、半数近くが発電事業者となっている。• TSO、DSO、発電事業者、

⼤規模需要家、規制当局、電⼒市場運営者、連系線管理者

グリッドコードの変更や更新はCRUの承認を要する。

規制機関等の承認の要否

FERCによる承認が必要

GEMAによる承認が必要送電事業者と系統利⽤者の⺠間私契約

ARENA、経済開発省が所掌に応じて承認

CNEが策定 CRUによる承認が必要



ドイツの新系統接続要件ルールの制定経緯 EU規制であるRfGは2016年5⽉に効⼒を発しており、EU諸国は3年以内(承認準備期間を含めると2年以内)に、⾃国の系

統連系要件をRfGに合致させる必要。ドイツの場合、系統連系要件の策定は、 BMWi（ドイツ連邦経済技術省）に代わって、VDN（系統運⽤者協会）の

FNN(Forum Network Technology)が実施している。 VDE | FNNは、具体的なEU仕様とドイツの電⼒システムの仕様の両⽅を規定する。

ドラフト版の策定・公表の後、ドラフト版に対する異議申⽴て、提案に対するコンサルテーションを経て、プレリリース版が公表される。欧州委員会による通知が完了した後、VDE規則へ統合される。

VDE適⽤ルールドラフト版公表ドラフト版に対する異議申⽴て期

限コンサルテーショ

ン期間通知⽤

プレリリース版公表欧州委員会による通知

VDE技術標準規則への統合

Technische Anschlussregeln Höchstspannung (VDE-AR-N 4130)【超⾼圧】

07/31/2017 01/10/2017 03/26-27/2018

05/17/2018 08/23/2018

準備中

Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz(“Technische Mindestanforderungen für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz”, VDE-AR-N 4105) 【低電圧】

06/23/2017 08/23/2017 03/06-08/2018

05/17/2018 08/23/2018

準備中

TAR Niederspannung (“Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Niederspannungsnetz und deren Betrieb”, E VDE-AR-N 4100) 【技術連系規則（TAR）低電圧】

04/28/2017 06/28/2017 02/21-23/2018

2018中頃(予定)

オープン通知後

TAR Hochspannung (“Technische Anschlussregeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz und deren Betrieb”, VDE-AR-N 4120) 【技術連系規則（TAR）⾼電圧】

04/28/2017 06/28/2017 03/01-02/2018

05/17/2018 08/23/2018

準備中

TAR Mittelspannung (“Technische Regeln für den Anschluss von Kundenanlagen an das Mittelspannungsnetz und deren Betrieb”, VDE-AR-N 4110) 【技術連系規則（TAR）中電圧】

02/17/2017 04/17/2017 02/26-28/2018

05/17/2018 08/23/2018

準備中

出所）https://www.vde.com/en/fnn/topics/european-network-codes/rfg より三菱総研作成（2018年9⽉）

286


英国におけるGrid Codeの改訂プロセス英国の系統連系要件(Grid Code)は、TSOであるNational Gridが策定しており、その中の「Connection Conditions（連系

条件）」および「Balancing Code（バランシングコード）」において、系統連系する電源に求められる要件が規定。 Grid Codeは1990年3⽉に初版が策定されて以来、30回近く改訂。英国のGrid Codeの改訂に当たっては、National Gridが主体となり、おおむね以下の流れで実施。

表9-23: 英国Grid Codeの改訂プロセス

プロセス内容

① Proposal National Gridが、改訂に関するModification Proposal（修正提案書）を公開

② Workgroup 改訂内容に関するGrid Code Workgroupを開催し、①の提案について関係者が討議

③ Workgroup Consultation National Gridが、②の結果を踏まえたコンサルテーション⽂書、および論点別のパブリックコメントを求める回答票を公開

④ Code Administrator Consultation

②のパブコメ回答も踏まえ、グリッドコード管理者が詳細検討を⾏い、詳細なコンサルテーション⽂書、およびコメントを求める回答票を公開

⑤ Draft Modification Report for Special Grid Code Panel

上記の結果を踏まえ、National Gridが、修正提案に関する最終報告書案を公開し、Grid Code Review Panel（GCRP）と称するNational Gridが設置・運営する外部専⾨家パネル（メンバーにはOfgemの代表を含む）で審議

⑥ Final Modification Report submitted to Authority

上記の結果を踏まえ、National GridがGrid Code修正提案に関する最終報告書をとりまとめ、Ofgemに提出

⑦ Authority Decision Ofgemが、National Gridから提出されたGrid Code修正提案に関する最終報告書を審査して承認。その結果を⽂書として公開

⑧ Grid Code改訂 OfgemのDecision Letterに従い、National GridがGrid Codeを改訂し公開

注）なお、英国はEUを離脱するが、EUのエネルギー関連法令（RfG等）への準拠は続けるとし、最新版では、英国のGrid CodeをEUのRfGをはじめとする規制・ガイドラインに整合させるための改訂が⾏われている。内容は完全に整合しているわけではないが、RfGにおける出⼒規模別の分類(タイプA/B/C/D)などは踏襲している。


3. 系統増強ルール

【仕様書項目】

・系統増強の実施に関するルール（系統増強工事の実施箇所の決定方法（費用対便益評価を実施している場合はその概要））

・系統増強時の費用負担ルール（費用の原資及び回収方法、費用自体の低減策（標準化等）、費用負担者（発電事業者もしくは送配電事業者）、費用の計算方法等）

287


送電系統開発計画における国の関与について英国アイルランドドイツ⽶カリフォルニア州

策定主体 Natinal Grid（SOとして）

Eirgrid（TSO）

国内TSO4社とBNetzA（規制機関）

CAISO（ISO）

計画名 Electricity Ten Year Statement（ETYS）

Transmission Development Plan（TDP）

Federal Requirement Plan（連邦要求計画）

TRANSMISSION PLAN

送電系統所有者

私営事業者(3社)• National Grid• Scottish Hydro Electricity

Transmission• Scottish Power Electricity

Transmission

国営事業者• ESB Network

私営事業者（TSO4社）• Amprion• TransnetBW• TenneT• 50Hertz

私営事業者(3社)• Pacific Gas and Electric• Southern California Edison• San Diego Gas & Electric

法的拘束⼒無し無し有り（3 年ごとに法制化）無し

アップデート毎年毎年毎年 2年毎

計画期間 10年 10年 10年 10年

国・規制機関の関与

計画提出

・TSOは毎年利害関係者向けのコンサルテーションプロセスを実施し、それを踏まえてETYSの修正案をGEMA(ofgem)に提出(C11.5,C11.6)

・TSOは少なくとも毎年計画を改訂し、承認のために委員会に提出(SI No.445 of 2000 regulation 8 (6))

・送電系統運⽤者は、毎年BNeztAによって承認されたシナリオフレームワークを基に系統開発計画を共同で作成、BNeztAに提出(EnWG12a,b)

－

計画修正承認

・GEMA(ofgem)による計画承認。GEMA(ofgem)は計画の修正指⽰が可能(C11.9, C11.10）

・規制機関（CER）による計画承認。CERはTSOによる計画の⾒直し改定指⽰が可能（SI No.445 of 2000 regulation 8 (6)）

・BNetzAは、EnWG上の法律上の要件への適合について確認し、変更を要求できる(EnWG12c)

－

計画監視－－・TSOは毎年、系統増強計画の実施状況

の詳細と、実施が遅れた場合の理由をBNetzAに報告(EnWG12d)

－

備考－－

※BNeztAは、少なくとも4年に1回、系統開発計画を連邦要求計画案として連邦政府に提出。連邦政府は、少なくとも4年に1回、連邦要求計画の草案を連邦議会に提出し⽴法化(EnWG12e)

※連邦要求計画の策定⼿続きについては系統拡張加速化法 (NABEG法) で規定

・州エネルギー委員会が作成する需要⾒通し、公益事業委員会が作成する州エネルギー政策に沿った再エネ普及計画等を前提にCAISOが計画策定。

注）英国の国・規制機関の関与は”Transmission License Standard Conditions”に基づき記載



欧州の送電系統開発計画の法的枠組み

ENTSO-E【欧州電⼒系統運⽤者ネットワーク】

域内TYNDP作成（2年毎）

ACER【エネルギー規制機関間協⼒庁】

各国規制当局

・国内投資の必要性、域内TYNDPとの整合性の確認（指令第22条5項、 37条第1項ｇ）

各国送電系統運⽤者

各国TNYDP作成（毎年）

毎年提出義務（指令第22条第1項）

2年毎の提出・公表義務（規則第12条）

協議義務（指令第22条5項）

修正要求（指令第22条第5項、37条第1項ｇ）

計画実⾏の監視・評価（指令第22条第6項）

投資不実⾏の場合の措置（指令第22条第7項）

意⾒（規則第8条11項）

各国TNYDPの修正勧告（規則第8条11項）

域内TNYDPの修正勧告（規則第8条11項）

注1）指令︓EU指令2009/72規則︓EU規則2009/1228TNYDP︓ten-year network development plan

注2）破線⽮印はEU指令2009/72のアンバンドリングにおいてITOモデルを選択した場合

※指令22条第7項・当該投資の実施強制(a)・当該投資に関する⼊札⼿続整備(b)・TSOに対する増資義務と独⽴した投資家の資本参加(c)

出所）EU Directive 2009/72、 EU Regulation2009/1228に基づき三菱総研作成

欧州各国、及び欧州⼤の10カ年送電系統開発計画（TNYDP）はEU法規によって整合をとるスキームとなっている。 ENTSO-Eがとりまとめる域内TNYDP（Community-wide network development plan）⾃体には法的拘束⼒は

ないが、その基礎となる各国TNYDP（National ten-year network development plan）は、各国の規制当局による計画のチェックの下におかれている。

図9-25: 送電系統開発計画の法的枠組み（EU指令・規則）

288


欧州電気事業におけるアンバンドリングの状況

出所）"Status Review on the Implementation of Transmission System OperatorsʼUnbundling Provisions of the 3rd Energy Package", CEER Status Review Ref: C15-LTF-43-04 1 April 2016

OU（ Ownership Unbundling ）:所有権の分離 ISO（ Independent System Operator ）:送電資産を所有せず、運⽤のみを分離して⾏う ITO（ Independent Transmission Operators ）:送電資産を保有するが独⽴性を保証するための厳格なルール

に従う

図9-26: 欧州電気事業のアンバンドリング状況


ENTSO-Eによる域内TYNDPについて• ENTSO-Eでは、2年おきに10か年送電系統開発計画TYNDP（Ten Years Network Development Plan）を策定

• ここでは地域間連系線の他、欧州のエネルギー施策達成に向けて重要となる地内送電線の計画も策定• 加盟各国の10か年計画をベースとして、欧州内を6つの地域（バルト海、⼤陸中央東、⼤陸中央南、⼤陸南東、⼤陸南

⻄、北海）に分け、各地域の投資計画のレポートを作成• ENTSO-Eによる域内TYNDP⾃体に法的拘束⼒はないが、欧州の共通利益となるプロジェクトリスト（PCI）の基礎とされ、

PCIに選定されると様々な投資促進のための優遇措置が施される。

図9-27: entso-eと各国の増強計画の関係

出所）有限責任監査法⼈トーマツ , 「平成２６年度新エネルギー等導⼊促進基礎調査（再⽣可能エネルギー導⼊拡⼤のための広域連系インフラの強化等に関する調査）業務報告書」

289


各国の送電系統計画における事故想定の基準

国・地域事故想定基準説明

⽇本原則としてN-1 N-1故障が起きても、原則、供給⽀障が起きないこと、N-2故障については、⼀部の電源脱落や供給⽀障は許容する。ただし、供給⽀障規模が⼤きく、社会的影響が懸念される場合には、対策を⾏うよう考慮する。

⽶国 CAISO N-2 NERCの送電系統計画基準※のカテゴリーA〜Dについて検討されるが、複数の偶発事象を考慮した極端事象（カテゴリーD）の検討は特別の場合を除いて系統計画には反映されない1）

PJMNYISOISO-NE

N-1-1 NERCの送電系統計画基準に従ってカテゴリーCまで検討されるが、カテゴリーCは計画停⽌時のN-1故障の限度で考慮される（N-1-1基準）1）

フロリダ州 N-1 N-1故障を考慮2)

英国 National Grid

N-2 基幹送電系統においてはN-2故障も考慮される3）6)

N-1 基幹送電系統以外はN-1故障を考慮して検討されるが、需要密度等の観点から特定の地域においてはN-2基準も考慮される3）6)

イタリア Terna （N-1、N-2) ⽂献によって分類が異なる4）6)

スペイン REE N-2 ピーク時に2つの故障が連続に発⽣した場合を想定3）4）

フランス N-1 ただし、2重回線では2回線故障（N-D故障）も考慮される3）

ドイツ・北欧諸国ニュージーランド N-1 N-1故障を考慮5)6)

※ ⽶NERCの送電系統計画基準（Transmission Planning Standards）では、偶発事象をA〜Dの4つのカテゴリーに分類して送電系統計画の検討条件を定めている。カテゴリーAは全設備稼働、カテゴリーBはN-1故障、カテゴリーCはN-2故障に相当し、カテゴリDは極端事象（Extreme Event）に相当する。RTOなどの⽶国内の送電系統計画の検討主体によってどのカテゴリーまでの検討を系統整備計画に含めるか異なる。

1）"Comparison of Transmission Reliability Planning Studies of ISO/RTOs in the U.S.", February, 2016, ICF Resources, LLC2) "Evaluation of Criteria, Methods, and Practices Used for System Design, Planning, and Analysis Response to NERC Blackout Recommendation 13c", 2005, NERC3） ”SQSS Fundamental Review Working Group 1 International Benchmarking Report, 2009, National Grid4） ”Mediterranean Project Task 2 “Planning and development of the Euro-Mediterranean Electricity Reference Grid Deliverable 2.1.1”,2014, med-TSO5) "International Review of Transmission Reliability Standards", May 2008, KEMA6） ”Main Transmission System Planning Guideline”, February 2005, TRANS POWER NEW ZEALAND

各国の送電系統計画における事故想定はN-1基準を基礎としながらも、系統構成や停電に対する社会的影響に基づいて、より厳しい基準（N-1-1基準、N-2基準）を設定している。



各国の新規電源接続に伴う系統増強費⽤負担国特徴

英国送電︓⻑さ2kmまでの接続アセット配電︓1階級上の電圧までの増強費⽤

アイルランド送電︓送電系統の系統増強費⽤は託送費で回収。電源線についてはGPAプロセスでの同じ接続点の事業

者でコストシェアリング。発電機容量で均等割する。配電︓配電系統の増強費⽤は事業者が⽀払い。GPAプロセスの事業者の中で発電機容量で等分する。

ドイツ送電・配電︓系統増強費⽤は全て託送費で回収する。

イタリア配電︓対象となる再エネの容量及び変電所からの距離で計算される数式に基づいて、発電事業者が負担

スペインシャローコストとして系統運⽤者が負担するのは、系統運⽤者が⽴てる系統増強計画に基づく系統増強のみ。

その系統増強が発電事業者のみの利益に資する場合には、必要となる経費（電源線含む）は、発電事業者の負担となることがRD 1955/2000のArticle 32第2項（送電系統）、Article 44, Article 45（配電系統）において⽰されている。

PJM Load Flow Cost Allocation Methodでは、増強が必要となるレベル以降に申し込みをした事業者に対して、

過負荷が⽣じ増強が必要となる送電設備への影響度（MW contribution）に応じて、費⽤負担が⽣じる。増強が必要となる送電設備への影響度は、System Impact Analysisで決定される。なお、電源線費⽤は

発電事業者が負担する。


290


⽶国における電源の系統接続による系統増強費⽤負担⽅法

PJM CAISO ERCOT

電源の系統接続による系統増強（GeneratorInterconnectionUpgrade）

送電網整備費⽤が500 万USD 未満の事業については、送電網の増強が必要となるレベル以降に申し込みをした全ての発電事業者に対して、Load Flow Cost Allocationと呼ばれる⽅法に基づき、システム影響分析によって決定される、接続設備の送電網増強への影響度（MW contribution）の割合に応じて、費⽤負担が⽣じる

送電網整備費⽤が500 万USD 以上の事業に関しては、接続申し込みの順番と増強の要因となるそれぞれの事業負荷（MW）に対して、同じくLoad Flow Cost Allocation といわれる⽅法に基づき、システム影響分析によって決定される、接続設備の送電網増強への影響度（MW contribution）の割合に応じて、費⽤負担が⽣じる

（電源線費⽤は、発電事業者が負担。）

系統増強費⽤は、発電事業者によって負担され、発電事業者は送電網利⽤者によって5年以内に費⽤を償還される。送電網利⽤者は、MWhベースで需要が負担する送電アクセス料⾦（Transmission Access Charges (TAC) ）から費⽤償還を受ける。

混雑エリアでの接続を希望する電源は、⽴地制限電源（Location Constrained Resource Interconnection Facilities︓ LCRIF)として区分。送電線を利⽤する発電事業者が利⽤容量をベースにした⽐例配分⽅式により負担する。また、発電事業者が使⽤しない送電容量分については、発電事業者の接続までの間、送電アクセス料⾦（Transmission Access Charges (TAC) ）を通じて広く⼀般送電料⾦負担者から回収する。

送電事業者が負担。

出所）NREL “A Survey of Transmission Cost Allocation Methodologies for Regional Transmission Organizations”(2011)経済産業省、平成26年度新エネルギー等導⼊促進基礎調査再⽣可能エネルギー導⼊拡⼤のための広域連系インフラの強化等に関する調査（2015）PJM ”PJM Manual 14A New Services Request Process“PJM “PJM Manual 14B Regional Transmission Planning Process” 等より三菱総研作成


⽶国における系統増強費⽤負担⽅法PJM CAISO ERCOT

信頼度規準遵守を⽬的とした系統増強（ReliabilityUpgrade）

500kV以上の基幹送電線︓系統増強費⽤は、各ゾーンの需要が、年間load-shareに応じて全量負担（PostageStamp⽅式）

500kV未満かつ費⽤が500万USD以上の送電線（広域整備）︓整備費⽤の50％は受益者負担（潮流分析にもとづく⽅法（DFAX⽅式））、残り50％は各ゾーンの需要が、年間load-shareに応じて全量負担（Postage Stamp⽅式）

500kV未満かつ費⽤が500万USD以上の送電線（上記以外）︓整備費⽤の100％が受益者負担（潮流分析にもとづく⽅法（DFAX⽅式））

500kV未満かつ費⽤が500万USD未満の送電線︓増強の⽣じるゾーン内で受益者負担

信頼性や経済性の向上⽬的の新規電源線にかかるネットワーク事業⽤設備の増設費⽤は、受益者が応分に費⽤負担する考え⽅から、⼀般送電アクセス料⾦（Transmission Access Charges (TAC) ）を通じて⼀般の送電料⾦負担者から回収する。

200kV以上の系統増強費⽤は、MWhベースで⼀般の送電料⾦負担者が負担（Postage Stamp⽅式）

200kV未満の系統増強費⽤は、増強エリアの⼀般の送電料⾦負担者が負担

商⽤送電線事業の費⽤は、当該事業者が負担。（当該事業者は、商⽤送電線事業の送電容量に応じて30年間、混雑費⽤に対する混雑収⼊権（Congestion Revenue Right︓ CRR)の⾏使により費⽤回収）

ERCOTが系統アセスメントを実施。夏季ピーク需要のシェアに基づき、⽐例配分⽅式で、需要が全量負担。（Postage Stamp⽅式）（経済性向上を⽬的とした系統増強と同様）

電源の系統接続による系統増強（GeneratorInterconnectionUpgrade）

送電網整備費⽤が500 万USD 未満の事業については、送電網の増強が必要となるレベル以降に申し込みをした全ての発電事業者に対して、Load Flow Cost Allocationと呼ばれる⽅法に基づき、システム影響分析によって決定される、接続設備の送電網増強への影響度（MW contribution）の割合に応じて、費⽤負担が⽣じる

送電網整備費⽤が500 万USD 以上の事業に関しては、接続申し込みの順番と増強の要因となるそれぞれの事業負荷（MW）に対して、同じくLoad Flow Cost Allocation といわれる⽅法に基づき、システム影響分析によって決定される、接続設備の送電網増強への影響度（MW contribution）の割合に応じて、費⽤負担が⽣じる

（電源線費⽤は、発電事業者が負担。）

系統増強費⽤は、発電事業者によって負担され、発電事業者は送電網利⽤者によって5年以内に費⽤を召喚される。送電網利⽤者は、MWhベースで需要が負担する送電アクセス料⾦（TransmissionAccess Charges (TAC) ）から費⽤償還を受ける。

混雑エリアでの接続を希望する電源は、⽴地制限電源（Location Constrained Resource Interconnection Facilities︓ LCRIF)として区分。送電線を利⽤する発電事業者が利⽤容量をベースにした⽐例配分⽅式により負担する。また、発電事業者が使⽤しない送電容量分については、発電事業者の接続までの間、送電アクセス料⾦（Transmission Access Charges (TAC) ）を通じて広く⼀般送電料⾦負担者から回収する。

送電事業者が負担。

経済性向上を⽬的とした系統増強（EconomicUpgrade）

500kV以上の基幹送電線︓信頼度規準遵守を⽬的とした系統増強と同様に、各ゾーンの需要が、年間load-shareに応じて全量負担（Postage Stamp⽅式）

500kV未満の送電線︓受益者負担が原則（詳細要調査）（2011年時点）

信頼度規準遵守を⽬的とした系統増強と同様

ERCOTが系統アセスメントを実施。夏季ピーク需要のシェアに基づき、⽐例配分⽅式で、需要が全量負担。（Postage Stamp⽅式）（信頼度規準遵守を⽬的とした系統増強と同様）

出所）NREL “A Survey of Transmission Cost Allocation Methodologies for Regional Transmission Organizations”(2011)経済産業省、平成26年度新エネルギー等導⼊促進基礎調査再⽣可能エネルギー導⼊拡⼤のための広域連系インフラの強化等に関する調査（2015）PJM ”PJM Manual 14A New Services Request Process“PJM “PJM Manual 14B Regional Transmission Planning Process” 等より三菱総研作成

291


PJMにおける電源の系統接続による系統増強費⽤負担⽅法 PJMにおける電源の系統接続による系統増強費⽤は、Load Flow Cost Allocation と呼ばれる⽅法に基づき、送電網の増

強が必要となるレベル以降に申し込みをした発電事業者に対して、システム影響分析によって決定される接続設備の送電網増強への影響度（MW contribution）の割合に応じて、費⽤負担が⽣じる。 PJM Manual 14A New Services Request Process, Attachment B PJM Request Cost Allocation Processに規定

500 万 USD 未満の送電網整備事業 500 万 USD 以上の送電網整備事業送電網増強の最初の要因となる事業の接続申請者は、いかなる場合でも、

いくらかの費⽤負担の責任を負うこと接続申請事業の送電網増強への影響度が

5MW 以上、かつ、送電線容量の 1%以上、または DFAX が

5%以上、かつ、接続設備の送電網増強への影響度（MW）が事業の総設備容

量の 3%以上の場合接続申請者の負担は、接続申請事業の電圧レベルで決定される

500kV 未満の送電事業については、DFAX が5%以上、または、MW 影響度が事業の総容量の5%以上の場合、費⽤負担が⽣じる

500kV 以上の送電事業については、もしDFAXが10%以上、または、MW影響度が事業の総容量の5%以上の場合、費⽤負担が⽣じる

送電網増強事業の費⽤が5億USD未満の場合、送電網増強が必要になった最初の事業以後の接続申請者のみが費⽤を負担する

送電網増強事業の費⽤が5億USD以上の場合、システム影響分析によって決まる接続設備の影響度（MW）によって、それぞれの費⽤負担が決まる

送電網増強の最初の要因となる事業の接続申請者は、いかなる場合でも、いくらかの費⽤負担の責任を負うが、その費⽤負担は、既存の負荷許容レベルを超えた分のみとする

接続申請事業の送電網増強への影響度が 5MW 以上、かつ送電線容量の 1%以上の場合、

接続申請者の負担は、接続申請事業の電圧レベルで決定される 500kV 未満の送電事業については、もし DFAXが 5% 以上、または、送電

網増強への影響度（MW）が事業の総容量の 5%以上の場合、費⽤負担が⽣じる

500kV 以上の送電事業については、もし DFAXが 10%以上、または、送電網増強への影響度（MW）が事業の総容量の 5%以上の場合、費⽤負担が⽣じる

増強が決まった以後の新しい接続事業者は、送電網増強への影響度（MW）の割合によって、費⽤負担の割合が決まる

出所）経済産業省、平成26年度新エネルギー等導⼊促進基礎調査再⽣可能エネルギー導⼊拡⼤のための広域連系インフラの強化等に関する調査（2015）PJM ”PJM Manual 14A New Services Request Process“

注）DFAX︓Distribution Factor︓配分係数（潮流分析で算出される、特定の設備の何%の潮流が流れ込むかを⽰す値）

表9-24: PJMにおける電源の系統接続による系統増強費⽤負担⽅法の考え⽅（Load Flow Cost Allocation）


CAISOにおける系統増強費⽤負担⽅法

CAISO

ネットワーク事業

信頼度基準遵守のための事業

送電網整備計画の策定時に特定された信頼度規準遵守のための送電網整備事業の費⽤は、受益者が応分に費⽤負担する考え⽅から、CAISOレベルの⼀般送電アクセス料⾦（Transmission Access Charges (TAC) ）を通じて⼀般の送電料⾦負担者から回収する。

200kV以上の系統増強費⽤は、MWhベースで⼀般の送電料⾦負担者が負担（Postage Stamp⽅式） 200kV未満の系統増強費⽤は、増強エリアの⼀般の送電料⾦負担者が負担

経済性向上のための事業

及び経済性向上のための送電網整備事業の費⽤は、受益者が応分に費⽤負担する考え⽅から、CAISOレベルの⼀般送電アクセス料⾦（Transmission Access Charges (TAC) ）を通じて⼀般の送電料⾦負担者から回収する。

⽴地制限電源（Location Constrained ResourceInterconnection Facilities(LCRIF)）

需要地から遠く離れている再⽣可能エネルギー資源を活⽤するために必要となる送電網整備事業の費⽤は、送電線を利⽤する発電事業者が利⽤容量をベースにした⽐例配分⽅式により負担する。

また、発電事業者が使⽤しない送電容量分については、発電事業者の接続までの間、送電アクセス料⾦（Transmission Access Charges (TAC) ）を通じて広く⼀般送電料⾦負担者から回収する。

マーチャント送電線事業マーチャント送電線事業の費⽤は、当該事業者が負担。当該事業者は、商⽤送電線事業の送電容量に応じて30年間、混雑費⽤に対する混雑収⼊権（Congestion

Revenue Right︓ CRR)の⾏使により費⽤回収）

出所）NREL “A Survey of Transmission Cost Allocation Methodologies for Regional Transmission Organizations”(2011)経済産業省、平成26年度新エネルギー等導⼊促進基礎調査再⽣可能エネルギー導⼊拡⼤のための広域連系インフラの強化等に関する調査（2015）等より三菱総研作成

292


ERCOTにおける系統増強費⽤負担⽅法

ERCOT

信頼度規準遵守を⽬的とした系統増強（Reliability Upgrade）

ERCOTが系統アセスメントを実施。夏季ピーク需要のシェアに基づき、⽐例配分⽅式で、需要が全量負担。（Postage Stamp⽅式）（経済性向上を⽬的とした系統増強と同様）

電源の系統接続による系統増強（Generator Interconnection Upgrade）送電事業者が負担。

経済性向上を⽬的とした系統増強（Economic Upgrade）

ERCOTが系統アセスメントを実施。夏季ピーク需要のシェアに基づき、⽐例配分⽅式で、需要が全量負担。（Postage Stamp⽅式）（信頼度規準遵守を⽬的とした系統増強と同様）

出所）NREL “A Survey of Transmission Cost Allocation Methodologies for Regional Transmission Organizations”(2011) より三菱総研作成


4. 系統情報の公開

【仕様書項⽬】

・系統利用等に関する情報公開・開示の状況及びその背景

293


各国の系統情報の公開状況

国特記事項英国送電︓Fes(Future Energy Scenarios）に基づくElectricity Ten Year Statement（将来計画）の公開

配電︓LTDS（Long Term Development Statement︓将来計画）、抑制レポート（実績）等の公開発電コストの開⽰は⾏っていない

アイルランド Firm accessの取得⾒込み時期、系統増強⼯事の進捗状況毎年の出⼒抑制結果レポート発電コストの開⽰は⾏っていない

ドイツ全て補償のため予⾒性について考慮事項無し送電系統運⽤者は全てグリッドモデル（インピーダンス等）を開⽰発電コストの開⽰は⾏っていない

イタリア Ternaは系統にかかわる情報として、Development Plan以外は公開していない発電コストの開⽰は⾏っていない

スペイン REEは系統運⽤に関わるリアルタイムの情報を提供するプラットフォームである「esios」を公開しており、発電状況、発電導⼊容量、Adjustment Services、負荷に関する年間及び⽉別データの他、アンシラリーサービス・再⽣可能エネルギーに関わる年間レポートを公表しているが、発電コスト等は公表していない

DSOは系統にかかわる情報を公表していないPJM 1997年以降の電源の系統接続申込の内容及び各種検討結果の情報をPJMウェブサイト上で開⽰している。

（接続申込時の希望エネルギー及び容量、プロジェクト稼動時の容量、リソースステータス、燃料種、各種検討の状況及び検討結果 etc）

系統接続プロセスを通過した新規発電設備や増設分については、技術的要件や接続時期等の情報が、RTEPの信頼度分析に反映される。RTEPにおいて系統接続プロセスを通過した新規設備の情報を反映した検討に⽤いられるベースケースは、PJMウェブサイトから⼊⼿可能



ドイツにおける系統情報の開⽰状況

情報開⽰項⽬開⽰を規定する根拠法規• ⾵⼒発電予測(24時間前)、⾵⼒給電リアルタイム推定。太陽光給電予測(24時間前)、太陽光給電リアルタイム推定。送電区域ごと、15分

単位、[MW]法律の開⽰義務は「1時間単位」出⼒。現状は15分単位で開⽰。リアルタイム推定は発電実績ではなく、モニター機器からの推定。

§2. AusglMechAV (Ausgleichsmechanismus-Ausführungsverordnung: バランシング・メカニズム実施規則)。再エネ電⼒買取費⽤負担を全国平準化する実施規則。§45-49.EEG。

• EEX（欧州電⼒取引市場）Spot市場の当⽇取引における再エネ電⼒取引量。1時間単位。送電区域ごと。全ての種類の再エネ電⼒の合算値[MW] §2. AusglMechAV

• 全ての再エネ電⼒の24時間前の給電予測値と、EEX-Spot市場での取引実績値（前⽇取引量＋当⽇取引量）の乖離量。EEG流動性準備⾦の利⽤の有無。1時間単位、送電区域ごと、全ての再エネ電⼒の合算表⽰[MW]。 §2. AusglMechAV

• EEG(再⽣可能エネルギー法）による再エネ電⼒の認定設備の登録データ（EEG-Anlagenstammdaten）。再⽣可能エネルギー電源が連系する配電業者または送電業者の名前。⾵⼒、太陽光など電源種類、設備容量[kW]。連系する電圧⽔準。コンバインド・サイクル併設の有無。系統運⽤者から出⼒抑制の指⽰を実施するためのリモート・コントロール設置の有無。発電開始⽇。発電設備の所在地。

§45-49. EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz: 再⽣可能エネルギー法)、固定価格買取制の法律）

• 国際送電線の負荷と送電容量[MW]、連結点等の概要。送電区域ごと。 §17. Absatz 1, Stromnetzzugangs-verordnung (StromNZV)

• 電⼒系統の安定性を維持するための市場介⼊データ。⾮再エネ電源に対する送電変更(redispatch)と出⼒抑制の量。再エネを含むすべての電源に対する出⼒抑制の量。介⼊した場所（送電設備）、介⼊の種類（送電変更または出⼒抑制など）、影響を受けた配電業者、介⼊により需給調整を受けた出⼒[MW]、介⼊の時刻と継続時間(15分単位)、リスクのタイプ（俊路回避等）、介⼊された配電網設備の開⽰。

§13(1), §13(2), EnWG (Energiewirtschaftsgesetz、エネルギー事業法）

• Redispatch（送電先変更）のデータ。実施⽇、実施時刻と継続時間、対象送電区域、実施理由（電流制御など）、⽅針（有効電⼒削減または有効電⼒増加など）、電圧別（中圧、⾼圧）に制御した出⼒[MW]、制御した総電⼒量[MWh]、Redispatchを実施した送電業者とこれを要請した送電業者、Redispatchの影響を受けた発電所名。

Bundesnetzagentur（連邦ﾈｯﾄﾜｰｸ規制庁）による指⽰

情報開⽰項⽬開⽰データ

各送電線の負荷送電線1本ごとのload。50hertz区域の176本の各1本について、ケーブル番号、連結する変電所、隣接区域との連結点（TenneT、および国際送電線）、load [MW]、送電容量に対するloadの割合(%)、1時間単位、送電地図上に表⽰。

⾃主開⽰。送電線地図のインターフェース。CSVデータhttp://www.50hertz.com/de/lastflussdaten.htm

出所）「ドイツにおける⾵⼒発電の給電データ開⽰制度と系統運⽤の現状」（⽴命館⼤学⽵濱教授）より三菱総研作成

表9-25: ドイツにおける情報開⽰規定

表9-26: 50Herz社における⾃主的情報開⽰

ドイツについては、下記の情報開⽰が法令に基づいて開⽰されている。もっとも、各送電線の負荷などについては、50Herz社が⾃主的に開⽰しているのみとされている。

294


5. ⾃然変動電源の増加に対する系統運⽤者の対応等

仕様書項⽬・⾃然変動電源の増加に対する系統運⽤者の対応（⾃然変動電源の出⼒予測⽅法及び予測精度向上に向けた

取組、従来型電源の負荷追従⼿法、従来型電源の稼働率低下に対する補償措置等）・系統混雑時及び下げ代不⾜時の出⼒制御の実態及び運⽤スキーム（出⼒制御率、出⼒制御の実施⽅法、優先

給電ルール、補償制度及びその精算⽅法等）


⾃然変動電源の出⼒予測（⽶国テキサス州）

出所）Julia Matevosyan, Integration of Renewable Generation in ERCOT, North European Energy Perspectives Project Winter Conference February 8, 2018

ERCOTでは、NWP（数値予測）モデル、ローカルな気象観測値、SCADAを通じて得られる⾵⼒発電の発電状況に関するリアルタイム情報を統合して、168時間先までの⾵⼒発電の発電量予測を⾏い、域内電源の起動停⽌計画、給電指令に⽤いている。

様々な予測に必要な情報はAWS Truepower社注の予測システムに送られ、同社は今後の168時間の予測をERCOTに提供している。

注︓AWS Truepower社（2016年よりULの傘下）はERCOTの他、PJM、NYISO、CAISOなど⽶国主要ISOに⾵⼒・太陽光の出⼒予測サービスを提供。

図9-28:⾃然変動電源の出⼒予測（⽶国テキサス州）

295


⾃然変動電源の出⼒予測（オーストラリア）オーストラリアの全国電⼒市場（NEM）を運営するAEMOは、再⽣可能電⼒の普及拡⼤に対応するため、⾵⼒発電の統

合予測システムであるAWEFS注1を2008年から、太陽光の統合予測システムであるASEFS注2を2014年から運⽤している。注1︓The Australian Wind Energy Forecasting System 注2： the Australian Solar Energy Forecasting System

両システムは、発電所設備レベルの静的データ（設備データ、過去の気象予測値等）、及び動的データ（設備のリアルタイム監視制御データ）を活⽤し予測を⾏う。

AEFESはNEMの市場システム、給電指令システムと統合して運⽤されている。

出所）AEMO, "AUSTRALIAN WIND ENERGY FORECASTING SYSTEM (AWEFS)", MAY 2016注）NEMDE（NEM Dispatch Engine）︓全国電⼒市場給電指令システム

図9-29: AEFESと市場システム・気象予測・NEM給電指令システムのリンク


⾃然変動電源の出⼒予測（オーストラリア）

分類予測期間更新予測単位予測⼊⼒データ給電指令 5分 5分 5分 SCADA（⾵⼒発電設備）︓発電量(MW)、⾵⼒発電制御システムの発電指令値、オ

ンラインの⾵⼒発電設備数、発電可能な発電設備数 SCADA（気象データ）︓⾵速、⾵向、気温5MPD注1 2時間 5分 5分

プレ給電指令〜40時間 30分 30分気象予測プロバイダー︓気象予測プロバイダーによる予測（⾵速、⾵向、気温）※AEMOは数値予測を提供する商業的気象予測プロバイダー2社と契約

⾵⼒発電設備︓発電不能設備情報、発電上限値短期PASA注2 8⽇ 30分 30分

中期PASA 2年間毎⽇毎⽇気候学的データ

※数値予測情報は10⽇以上将来の予測精度は信頼性に⽋けるため、中期PASAにおいては⽤いられていない。

⾵⼒発電設備︓発電不能設備情報、発電上限値注1︓5分単位のプレ給電指令注2 系統アデカシーの予測評価出所）AEMO, "AUSTRALIAN WIND ENERGY FORECASTING SYSTEM (AWEFS)", MAY 2016より三菱総研作成

AEFESでは、下表に⽰すとおり、5分〜2年までの異なる期間に応じた予測システムを構築し、SCADAデータ、気象予測プロバイダーの予測値、⾵⼒発電設備データ、気候学的データを統合して、予測を⾏っている。

表9-27: AEFESにおける⾵⼒発電予測のカテゴリーと予測に⽤いられる情報

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⾃然変動電源の出⼒予測（アイルランド）

アイルランドにおいても、⾵⼒発電設備情報、⽴地点の地形データ、数値気象予測モデル（NWP）、SCADAデータを統合的に活⽤した⾵⼒発電の出⼒予測が⾏われている。

アイルランドのTSOであるEirgridは、⼆社からの⾵⼒発電予測データを基にしている。

毎⽉、その予測精度について、実際の計測データと⽐較した”Monthly Wind Forecast AccuracyReport”を発⾏している。

図9-30: ⾵⼒発電の予測と実績値の⽐較（上︓1社⽬、下︓2社⽬）

出所） http://www.eirgridgroup.com/site-files/library/EirGrid/Wind-Forecast-Accuracy-Report-October-2018.pdf


⾃然変動電源の出⼒予測⽅法及び予測精度向上に向けた取組

国略称プロジェクト名出資者予算実施期間参加者

EU ANEMOSDevelopment of a next generation wind resource forecasting system for the large-scale integration of onshore and offshore wind farms

欧州連合（FP5） 4.3 百万ﾕｰﾛ 2002-2006

Armines, DTU, Uni Oldenburg, CENER, IASA,その他16のTSOが参加

EU HONEYMOON

A High resOlution Numerical wind EnergY Model for On- and Offshore forecasting using eNsemble predictions

欧州連合（FP5） 1.25 百万ﾕｰﾛ 2003-2004

University College Cork, DMI, E.On, Espace Eolien Developpement, EWE, I/S Eltra, INM, PowerGenRenewables, Uni Oldenburg

EU POW'WOW Prediction of Waves, Wakes and Offshore Wind 欧州連合（FP6） 1.05 百万ﾕｰﾛ 2005-2009

Risø, DTU, Armines, CENER, Uni Oldenburg, Fraunhofer IWES, 他8団体

デンマーク HREnsembleHR High-resolution Ensemble for Horns Reef デンマーク公共サービス義務基

⾦（Danish PSO Fund） 0.7百万ﾕｰﾛ 2006-2009

WEPROG, DTU IMM, DTU Risø, Fraunhofer IWES, DONG Energy, Vattenfall

EU ANEMOS.plus

Advanced Tools for the Management of Electricity Grids with Large-Scale Wind Generation

欧州連合（FP6） 5.7 百万ﾕｰﾛ 2008-2011

Armines, DTU, Risø, ENFOR, Overspeed, CENER, INESC, 他14団体

ドイツ RAVE Research at Alpha Ventus - Grid Integration of offshore wind farms ドイツ連邦環境省 5 百万ﾕｰﾛ 2008-

2011Fraunhofer IWES, Forwind - University Oldenburg, Deutscher Wetterdienst, WEPROG

出所）IEA Wind Task 36,Wind power prediction project listより三菱総研作成, http://www.ieawindforecasting.dk/other-projects（2018年12⽉取得）

表9-28: 各国の⾵⼒発電の出⼒予測改善に関する研究開発・実証プロジェクト（1）

⾵⼒発電出⼒予測の改善については、欧州、⽶国において2000年代から、公的資⾦を⽤い、発電事業者、送電事業者、メーカー、技術コンサル、⼤学等が参加しした、様々な研究開発・実証プロジェクトが実施されている。

297




EU SafeWindMulti-scale data assimilation, advanced wind modeling and forecasting with emphasis to extreme weather situations for a secure large-scale wind power integration

欧州連合（FP7） 5.6 百万ﾕｰﾛ 2008-2012

Armines, DTU, Risø, Uni Oldenburg, ENFOR, Overspeed, CENER, Energinet.dkand 他13団体

デンマーク DEWEPSDevelopment and Evaluation of a new wind profile theory with an Ensemble Prediction System

デンマーク公共サービス義務基⾦（Danish PSO Fund） 0.48百万ﾕｰﾛ 2009-

2011 WEPROG

ドイツ EWeLiNEErstellung innovativer Wetter- und Leistungsprognosemodelle für die Netzintegration wetterabhängiger Energieträger

ドイツ連邦経済技術省 7.06 百万ﾕｰﾛ 2012-2017

Fraunhofer IWES, DWD, Amprion, TenneT, 50Hertz

ドイツ PerduS Photovoltaikertragsreduktion durchSaharastaub ドイツ連邦経済技術省 0.96百万ﾕｰﾛ 2012-

2017Deutscher Wetterdienst, KIT, meteocontrol

ドイツSMART GRID

SOLARバイエルン州経済省 10 百万ﾕｰﾛ 2012-

2018Bavarian Center for Applied Energy Research (ZAE), 3 Fraunhofer institutes, WEPROG、他9団体

ポルトガル P1 Renewable Energy Dispatch Tools 中国電⼒科学研究院 (CEPRI); 国家電網公司 (SGCC) 2 百万ﾕｰﾛ 2013-

2016R&D NESTER (PT), REN (PT), CEPRI (CN)

デンマーク X-WiWa Extreme winds and waves for offshore turbines デンマーク公共サービス義務基⾦（Danish PSO Fund）

5.96百万ﾃﾞﾝﾏｰｸｸﾛｰﾈ

2013-2017

DTU Wind Energy, DHI, Uni Research,Bergen University

ドイツ VORKASTOptimisation of design and operational management for hybrid power plants and energy storage technologies by means of wind and PV power now casting

ドイツ連邦経済技術省 1 百万ﾕｰﾛ 2014-2017

ZSW - Center for Solar Energy and Hydrogen Research Baden-Württemberg (Project lead)

ドイツ IMOWEN Securely integrating wind farm clusters in the grid ドイツ連邦経済技術省 ~1.6 百万ﾕｰﾛ 2014-

2017 FH IWES, Avacon, Senvion

出所）IEA Wind Task 36,Wind power prediction project listより三菱総研作成, http://www.ieawindforecasting.dk/other-projects （2018年12⽉取得）





EU IRP Wind Integrated EU R&D efforts on wind energy 欧州連合（FP7） ~ 10 百万ﾕｰﾛ 2014-2018 24 の欧州チームDTU Wind Energyが主幹

フランス FOREWER Modélisation, prévision et évaluation des risques pour la production dʼénergie éolienne フランス国⽴研究機構 0.2百万ﾕｰﾛ 2014-2019

Université Paris 7, ENGIE Green, Ecole Polytechnique, EDF, RTE, CNRS

フランス/デンマーク

HD-RESforecast

High-dimensional dynamical models for improving renewable energy forecasting at distributed locations

EDF 0.12百万ﾕｰﾛ 2015 - DTU Elektro, EDF

ドイツ PriME Innovative probabilistic methods for energy system technology

ドイツ連邦教育科学研究技術省 ~1 百万ﾕｰﾛ 2015-2017 University Kassel, FH IWES,

EnerginetDK, Netze BW

⽶国 WFIP 2 Second Wind Forecast Improvement Project ⽶国エネルギー省 $17百万ﾄﾞﾙ 2015-2018Vaisala, NOAA/ESRL, NOAA/ARL, NOAA/NWS,Argonne National Laboratory, Lawrence Livermore National Laboratory, NREL, PNNL

EU EoCoE Energy oriented Centre of Excellence 欧州連合 ~5.5 百万ﾕｰﾛ 2015-2018 8カ国から21チーム

⽶国 IEA Task on Development & Use of Probabilistic Forecasts for Wind Energy ⽶国エネルギー省 $22,732 2016-2017 NREL

フランス meteo*swiftDevelopment of a short-term wind power forecasting tool based on adaptive multi-agent systems and ensemble weather forecasts

欧州地域開発基⾦・オクシタニー地域圏（フランス） ~1 百万ﾕｰﾛ 2016-2018

meteo*swift,National Weather Research Center, Toulouse Computer Science Research Institute

デンマーク IEA Wind Task 36 Forecasting Danish Consortium EUDP 2.72百万ﾃﾞﾝﾏｰ

ｸｸﾛｰﾈ 2016-2018DTU Wind Energy, DTU Elektro, DTU Compute, DMI, ENFOR, DNV GL, WEPROG, Vestas, Energinet.dk



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ドイツ ORKA2

Optimierung von Ensembleprognosen regenerativer Einspeisung für den Kürzestfristbereich am Anwendungsbeispiel der Netzsicherheitsrechnungen und der Strombelastbarkeitsprognosen

ドイツ連邦経済技術省 0.5百万ﾕｰﾛ 2016-2018 Deutscher Wetterdienst, energy & meteo systems, 50hertz, avacon

ノルウェー NowWind Nowcasting for wind energy production - an integrated modelling approach ノルウェー研究評議会 12百万ﾉﾙｳｪｰｸ

ﾛｰﾈ 2016-2019MET Norway, Windsim AS, Vestas Wind Systems AS, TrønderEnergiAS, Kjeller Vindteknikk AS

EU InteGrid

Demonstration of INTElligent grid technologies for renewables INTEgration and INTEractiveconsumer participation enabling INTEroperablemarket solutions and INTErconnectedstakeholders

欧州連合 14.5 百万ﾕｰﾛ 2017-2020

EDP Distribuição（コーディネータ）INESC TEC, EDP CNET, Águas de Portugal, Elektro Ljubljana, Ellevio, KTH, CyberGrid, AIT, GE, DNV GL, SAP, SIM, Univ. Comillas.

デンマーク OffshoreWake

Large scale offshore wake impact on the Danish power system ForskEL (EUDP) 6.879百万ﾃﾞﾝ

ﾏｰｸｸﾛｰﾈ 2017-2020 DTU Wind Energy, Vattenfall

ドイツ gridcastIncreasing supply reliability by using flexible weather and power forecast models based on stochastic and physical hybrid methods

ドイツ連邦経済技術省 6 百万ﾕｰﾛ 2017-2021Fraunhofer IWES, German Weather Service, Amprion, TenneT, 50Hertz, TransnetBW, Innogy, Netze BW, EnBW, Enercon

EU EU SysflexPan-European system with an efficient coordinated use of flexibilities for the integration of a large share of RES

欧州連合 26 百万ﾕｰﾛ 2017-2021

AKKA, AST, CNET, Cybernetica, e-distribuzione S.p.A., EDPD, EirGridPLC,ENERCON, Enoco, Fraunhofer IEE, ESADE, Guardtime, Helen, EURACTIV, Imperial, innogy, INESCTEC, KU Leuven, NCNR, Polskie SieciElektroenergetyczne SA, PÖYRY, RSE, SIEMENS, SONI, UTartu, VTT, Uni Kassel, UCD, UPSIDE, VITO




従来型電源の負荷追従⼿法

出所）｢”再⽣可能エネルギー時代の⽕⼒発電”新たな価値と役割｣、⼀般社団法⼈⽕⼒原⼦⼒発電技術協会、2014年6⽉

図9-31: ⽕⼒発電における負荷追従能⼒の現状と将来

再⽣可能エネルギー等分散型エネルギー資源の導⼊拡⼤に伴い、⽕⼒発電をはじめとする従来型電源のシェアが低下することで、⽕⼒発電の事業性低下と、需給調整機能の不⾜などが、欧州及び⽶国の⼀部の地域で懸念されはじめている。

このため、柔軟性や負荷追従性は、従来型電源に求められる新しい性能の要件になりつつある。

出⼒変化率最低出⼒起動時間

USC（⽯炭⽕⼒） 1〜3％／分 30％程度 4時間以上

GTCC（ガス⽕⼒） 1〜5％／分 50％程度 1時間程度

表9-32: ⽕⼒設備の⼀般的な調整機能

LFC機能出⼒の±5％程度

DSS（⽇間起動停⽌） GTCCや中⼩容量機が中⼼

出所）｢太陽光発電⼤量導⼊時代の⽕⼒発電〜その価値と役割〜｣、⼀般社団法⼈⽕⼒原⼦⼒発電技術協会、2014年7⽉29⽇

299



出所） Dr. Andreas Feldmüller (SIEMES), ,"Flexibility of coal and gas fired power plants", 2017-09-18 Paris, Advanced Power Plant Flexibility Campaign

図9-32: ⽕⼒発電運⽤における柔軟性の要素

⽕⼒発電の運⽤柔軟性に関する改善要素は、主に①ホット起動時間注1の短縮、②ランプレート（出⼒変化率）の⼯場、③最低出⼒の引き下げ、④コールド起動時間注2の短縮が上げられる。

注1︓昼夜等の電⼒需要格差に対応するために約６〜１２時間停⽌した後の起動時間注2︓定検などで⻑期に停⽌した後の起動時間



出所） Dr. Andreas Feldmüller (SIEMES), "Flexibility of coal and gas fired power plants", 2017-09-18 Paris, Advanced Power Plant Flexibility Campaign

各国の⽕⼒発電の運⽤の柔軟性向上の取り組み拡⼤に向けて、クリーンエネルギー⼤⾂会合の下で “Advanced PowerPlant Flexibility Campaign”（APPF）が展開されており、各国の電気事業者、メーカー等が参加している。

APPFパリ会合（2017年9⽉）においてSiemens社は報告したガス⽕⼒と⽯炭⽕⼒の運⽤柔軟性に関する現状を以下の通り報告している。

図9-33: ガス⽕⼒・⽯炭⽕⼒のホット起動時間の短縮の現状

300




図9-34: ガス⽕⼒・⽯炭⽕⼒のランプレートの向上の現状




図9-35: ガス⽕⼒・⽯炭⽕⼒の最低出⼒引き下げの現状

301




図9-36: ガス⽕⼒・⽯炭⽕⼒のコールド起動時間の向上の現状


各国の出⼒抑制スキームドイツイギリスアイルランドイタリアデンマークスペイン注

出⼒抑制の状況・主要因

・系統混雑主に系統混雑に起因する。[1]

・系統混雑主にスコットランドでの系統混雑に起因する。[1]

・需給ギャップ・系統混雑夜間の低い需要時に出⼒抑制される。地域の電⼒網（系統混雑）起因の抑制は昼に発⽣する。[1]

・系統混雑・需給ギャップ⾵⼒パークは南部、需要は北部にあるため、系統混雑と需給ギャップが発⽣。[1]

-⾵⼒により需給ギャップが発⽣しているが、国際連系線の活⽤等により出⼒抑制はほとんど⽣じていない。[2][3]

・需給ギャップ・系統混雑2010年は需給ギャップによる、⾵⼒の夜間の出⼒抑制が増加した。[4][5]

優先接続有[6] 無（全電源平等）[7] 無有[4] 有[7] 有[6]優先給電有（技術的理由で優先給電で

きない場合有り）[6]無（全電源平等）[7] 有（系統の安定性を脅かさ

ない限りにおいて）[4]有[4][8]

有（技術的理由で優先給電できない場合有り）[7]

有（技術的理由で優先給電できない場合有り）[6]

抑制対象設備

100kW超は遠隔制御装置設置義務。（太陽光は30kW超。30kW以下は遠隔制御か連系点の最⼤有効電⼒を設備容量の70％に制限するか選択）[9]

⾵⼒（優先的に抑制）、太陽光[1]

5MW以上は遠隔制御装置設置義務。（1MW以上は監視対象）[11][12]

出⼒抑制時の補償の有無

有[1] 有[1] 有[1]（firm accessのみ）⾵⼒︓有太陽光︓無（抑制量が少ないため）[10]

有[1]

有・無[1]

補償額の決定⽅法

系統混雑に起因する場合、前⽇市場価格＋プレミアム合計の95％（収⼊損失が年間収⼊の1％以上である場合は100％）[1]

National Gridと個々の発電事業者の契約に基づく価格による。⾮公表。[1][13]

前⽇市場の卸価格（プレミアムはなし）※2018年以降、需給バランス起因の抑制は無補償にする予定。[1]

固定価格買取（計算した抑制量に基づき、買取期間を延⻑）[1]

【陸上⾵⼒】前⽇市場の卸価格（プレミアムなし）【洋上⾵⼒】エネルギー庁（DEA）による⼊札価格による。[1]

計画出⼒抑制（前⽇市場クローズ前）︓無補償リアルタイムの出⼒抑制︓前⽇市場の卸価格の15％[1]

その他微量の抑制は、システムセキュリティー上の問題で、系統拡⼤計画に影響を及ぼさない。[1]

現在、スコットランドとウェールズ、イギリスを結ぶ海底線Western Link HVDCを建設中。[1]

南北を結ぶインフラの増強により、2009年には約10％抑制していたが、2015年には0.6％に減少。[1]

コジェネを再⽣可能エネルギーの出⼒変動の吸収源として活⽤。[3]

現在、スペイン・フランス間の国際連系線の補強を進めている。[14]

[1]Wind Europe “Wind Europe views on curtailment of wind power and its links to priority dispatch” （2016）[2]Insight E “Curtailment an option for cost-efficient integration of variable renewable generation” （2014）[3]エリック・マティノー「⾃然エネルギーの系統への⼤量導⼊と受給バランシングの現状」（2015）[4]EWEA “EWEA position paper on priority dispatch of wind power” （2014）[5]IEEE “Generation Flexibility and Wind Power Curtailment Correlation” （2015）[6]資源エネルギー庁次世代送配電システム制度検討会WG1資料「海外の再エネ優先規定の検討状況について」（2010）[7]資源エネルギー庁再⽣可能エネルギーの全量買取に関するプロジェクトチーム第2回会合資料「欧州の再⽣可能エネルギー系統連系要件等に関する調査」（2010）

[8]Legal Sources on Renewable Energyサイト[9]ドイツ再⽣可能エネルギー法 2014年[11]REE（スペイン送電事業者）サイト[12]Enel “Challenges of Wind Energy Integration” （2013）[13] REF（英国再⽣可能エネルギー財団）ウェブサイト[14]REE “The Spanish electricity system 2015” （2016）注）なお、スペインでは2015年の制度改正により、再⽣可能エネルギーやコージェネレーション、ごみ発電等のシステム調整サービス市場への参加が可能となっている。

302


ドイツにおける出⼒抑制ルール概要 TSO／DSOが再エネの出⼒抑制を実施しており、発電機の容量別で異なった抑制スキームを実施。対象は主に⼤型⾵⼒ PVは、30kW以上の設備は抑制プログラムに参加義務がある（それ以下の⼩規模設備は任意参加）。

※30-100kW級のPVには単純なオン・オフの抑制指令で、100kW超級のPVにはよりきめ細かな抑制指令(出⼒100,60,30,0%に抑制など)が可能。

TSO／DSOからの抑制指令から発電機の抑制までは10分以内に⾏うことになっている。

出⼒抑制の原因系統混雑（特定の送電線の過負荷など）需給要因（下げ代不⾜）系統拡張⼯事など保守

出⼒抑制の法的枠組みと費⽤補償（次ページ参照） EEG第14条による出⼒抑制は機会損失費⽤の補填対象となる。出⼒抑制の実施順序や機会損失の算定⼿法が、連邦ネットワーク庁（BnetzA）が作成した「EEGに基づく供給電⼒管理

の⼿引き（Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement） Ver.3.0、2018」で詳細に規定されている。


ドイツにおける系統安定化措置の法的根拠

系統の問題

系統混雑システムバランス

EEG第14条に基づく供給管理 EnWG第13条2項

EnWG第13条1項及びEEG第8条3項に基づく

遮断契約

EnWG第13条1項及びEEG第8条3項に基づく

遮断契約実施実績なし実施実績なし

図9-37: ドイツにおける系統安定化措置の実施と法的根拠

EEG第11条及びEnWG第13条2項

EnWG第13条2項及びEEG第14条 EnWG第13条2項

実施要請主体 DSO TSO TSO

制限の理由地域の系統混雑⼤規模な系統混雑その他のシステム障害補償発⽣の有無あり（EEG第15条1項）あり（EEG第15条1項）なし

ドイツにおける系統安定化措置の法的根拠については下記のように整理される。系統安定化措置が特に再⽣可能エネルギー電源に対して実施される場合は、EnWGとEEGの両⽅が法的根拠となるとされており、再⽣

可能エネルギー電源は補償対象となると理解できる。ただし、システムバランスの障害を理由に系統適応措置を実施せざるをえない場合は、補償対象外となる。ここで⾔うシステムバランス障害とは、系統の保守管理⼯事などによって⼀時的に系統が利⽤できなくなる、などを想定していると考えられる。

出所）三菱総合研究所、「平成28年度新エネルギー等導⼊促進基礎調査（固定価格買取制度の⾒直しに係る調査）」

注）上記の「EEG第8条3項」は、EEG2017の「第11条3項」に該当

303


ドイツの出⼒抑制の費⽤補償に関する詳細ルール例

ドイツでは、EEG（再⽣可能エネルギー法）において、再エネの優先給電が規定されているが、系統不安定時において、再エネの出⼒抑制を実施可能。ローカルな対策で対応できる場合にはその⾦銭的補償が⾏われる。

EEG第14条に定められた出⼒抑制を実施した際の再⽣可能エネルギー発電事業者に対する補償措置の計算⽅法は、連邦ネットワーク規制庁が発⾏しているガイドライン「EEGに基づく供給電⼒管理の⼿引き（Leitfadenzum EEG-Einpeisemanagement）に規定されている。

• 費⽤の積算⽅法は、設備と容量によって異なる。原則として、費⽤積算はガイドラインに即して算定されるが、発電事業者と系統運営者が合意すれば、その他の⼿法も認められる。

全系的な対策が必要な場合の抑制・解列に対しては、⾦銭的補償はなされない（EnWG13条(2)に基づく）。＜出⼒抑制量と補償額の算定＞出⼒抑制量は15分ごとの出⼒抑制量の全ての供給管理の実施時間にわたる総和である。逸失収⼊=供給管理実施中の出⼒抑制量×EEG買取価格/100＋逸失熱からの収⼊（バイオガス等で適⽤）

◆2012年1⽉1⽇以降に稼働した設備• 年間収⼊の1%に相当するまでは逸失収⼊の95%が補償される（EEG第14条1項）補償額=逸失収⼊*0.95+追加コスト－回避コスト• 年間収⼊の1%を上回る分については100%が補償される（EEG第14条1項）補償額=逸失収⼊+追加コスト－回避コスト※なお、追加コストとは設備運営者の供給管理によって発⽣するコストである。利⼦や減価償却、補償の申請にかかるコストは対象外である。

◆2012年1⽉1⽇以前に稼働した設備• 供給管理による逸失収⼊を全て補償補償額=逸失収⼊+追加コスト－回避コスト

≪参考︓ドイツにおける損失補償⾦算定⽅法（⾵⼒の場合） ※Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagementより⼀部和訳抜粋≫

◆概要• 損失補償⾦は、「⼀括法」⼜は「実際値算定法」のいずれかを⽤いて算定される。• 「⼀括法」は、供給停⽌量の算定を簡略にするものであり、系統運⽤者と電⼒供給者の事

務費⽤を最低限にするものである。• 「実際値算定法」は、⾵速測定値等を⽤いて、供給停⽌量を極⼒正確に算定するものであ

る。◆⼀括法• 供給電⼒管理措置が取られる前に最後にフル測定された期間の供給量平均値（P0）が、

この供給されなかった電⼒量に相当すると仮定される。つまり、算定に使われる測定装置で最後にフルに測定された15分間が、供給電⼒管理措置が取られている間の⾵況にも再現されている、と簡略に仮定する。

◆実際値算定法• 供給停⽌量は⾵速に応じ、⾵⼒発電設備の認証性能曲線を考慮して算定される。

出所）BNetzA “Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement” （2011,2014）出所）BNetzA “Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement” （2011,2014）出所）三菱総合研究所、「平成28年度新エネルギー等導⼊促進基礎調査（固定価格買取制度の⾒直しに係る調査）」より作成


アイルランドの系統運⽤︓市場運営と系統運⽤の流れアイルランドの卸電⼒市場（前⽇市場のみ）注は北アイルランドと共同で運営されており、10MW以上の容量を持つ電源は参加

が義務付けられている。市場運営は両国のTSO（Eirgrid、SONI）の共同出資によるSEMOによって⾏われている。注）なお、2018年10⽉より当⽇市場やバランシング市場も加えた I-SEM（Integrated-Single Electricity Market）へと市場制度が変更されている。

SEMOは発電機からの⼊札をもとに、メリットオーダーで発電機のスケジュールを作成する。発電機からの⼊札は前⽇午前10時に締め切られ、その結果をもとにSEMOが30分ごとのSMP（System Marginal Price）と各発電機の市場スケジュールMSQ（Market Schedule Quantity）を作成する。

TSOでは、SEMOで作成されたMSQを基にしながら、系統混雑を含む各種系統の制約を考慮した上で、経済的となるような発電機の運転スケジュールを前⽇に作成し、実需給に近づく際に発電機の稼働や出⼒についてレビューを⾏いながら、適宜各発電機に給電指令を出す。

出所）Eirgrid, Soni, SEMO, July 2013, “SEM Market Overview”

市場運営

系統運⽤

図9-38: アイルランドの市場運営と系統運⽤の流れ

304


（参考）アイルランドの連系線

図9-39: アイルランド・北アイルランド間の連系線図9-40: アイルランド・北アイルランドの国際連系線

連系線電圧連系線容量

①Louth-Tandragee注1,2 275kV 60万kW

②Letterkenny-Strabane注3 110kV 12万kW

③Corraclassy-Enniskillen注3 110kV 12万kW

連系線電圧連系線容量

Moyle Interconnector 250kV(HVDC) 50万kW

East-West Interconnector 400kV(HVDC) 50万kW

注1）①信頼度制約により北→南⽅向は10万、南→北20万kWで運⽤注2）2023年運開を⽬指して第2の南北連系線を建設中（400kV）注3） ②③はエネルギー取引には利⽤されず、信頼度融通（technical assistance）にのみ利⽤

出所）https://www.economy-ni.gov.uk/articles/cross-border-interconnectionhttp://www.soni.ltd.uk/media/documents/Generation_Capacity_Statement_2018.pdfhttp://www.eirgridgroup.com/site-files/library/EirGrid/TYTFS-2017-Final.pdf


アイルランドの系統運⽤︓⾵⼒発電の出⼒抑制制御装置設置義務送電系統接続の⾵⼒発電設備、及び配電系統接続であっても5MW以上の⾵⼒発電設備はリアルタイムの出⼒抑制が

可能な制御装置の設置が義務づけられている（抑制指令が届いた10秒以内に制御可能）。

系統運⽤⾵⼒を含む系統に接続する発電設備の発電可能量はリアルタイムで系統運⽤者であるEirgridの中給（NCC）に送信さ

れ、⾵⼒の出⼒抑制もNCCの制御指令に基づきリアルタイムで実施される。

出⼒抑制出⼒抑制は発電している全電源に対する⾮同期発電装置注⽐率（SNSP）や系統の調整⼒の状況に基づき⾏われる。

アイルランドは現在、SNSP65%で運⽤を達成している（世界初）。注）⾵⼒発電などのインバータ電源

抑制指令のタイミングは不明

給電指令可能電源（Dispatchable Unit）

⾵⼒(Unit)

LTS - 事前の発電計画（Long-Term Schedule）注1 出⼒可能量予測はBMI注2を通じて提出 TSOによる⾵況予測

RTC - リアルタイム起動停⽌計画（Real-Time Commitment）

出⼒可能量予測はBMI、ないしリアルタイムのEDIL注2を通じて提出 TSOによる⾵況予測とEMS注2を通じた

⾵⼒発電設備の出⼒可能量の把握の組み合わせRTD - リアルタイム給電指令

（Real-Time Dispatch）リアルタイムの出⼒可能量はEDILで提出

注1）4〜30時間後注2）EMS︓ʼEnergy Management System、BMI:Balancing Market Interface、EDIL︓ Electronic Dispatch Instruction Logger出所）”Balancing Market Principles Statement”, Version 2.0, 11th April 2018

表9-33: 系統運⽤に関わる情報取得⽅法

305


（参考）アイルランドの⾵⼒発電の出⼒抑制の要因内訳

出所）Annual Renewable Energy Constraint and Curtailment Report 2017

2017年のアイルランドにおける⾵⼒の出⼒抑制の内訳は下記の通り。主な要因は、系統制約、下げしろ不⾜等の調整⼒不⾜であるがSNSPの上昇をトリガーとする抑制も発⽣している。

図9-41: アイルランドにおける⾵⼒の出⼒抑制の内訳（2017年）


アイルランドの系統運⽤︓SNSP（System Non-Synchronous Penetration）SNSP(⾮同期発電⽐率)

• アイルランドの系統運⽤では、SNSPという発電している全電源に対する⾮同期発電装置（インバータ電源）⽐率を⼀定以下となるよう運⽤している（下表最下段）• 2014年までは50%となるように運⽤し、それ以降はDS3というアンシラリーサービスの調達を開始し、順次SNSPを⾼めている。• 現在はSNSP65%で運⽤を達成しており、最終的には75%を⽬指すものとしている。

図9-42: 出⼒抑制量のSNSP⽐率の推移

出所）Eirgrid, “Annual Renewable Energy Constraint and Curtailment Report 2017”

306


アイルランドの系統運⽤︓（参考）DS3 System ServicesDS3 System Services

• TSOと発電事業者が契約するアンシラリーサービス• 計14個のシステムサービスが存在。下記は電源種ごとの参加可能なサービスを⽰している。

• 電源が複数のサービスに対してまとめて⼊札し、契約する形をとっている。この⼊札・契約は毎⽇の電⼒市場とは別個に⾏われている模様

出所）Eirgrid, http://www.eirgridgroup.com/site-files/library/EirGrid/DS3-System-Services-Proven-Technology-Types.pdfより三菱総研作成

FFR POR SOR TOR1 TOR2 RR RRD RM1 RM3 RM8 SSRP DRR SIR FPFAPR

従来電源・⽔⼒

⽯炭〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

コンバインドサイクル〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

オープンサイクル〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

⽯油〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

ピート〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

ゴミ発電〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

コジェネ〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

バイオマス〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

⽔⼒〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

⾵⼒⾵⼒〇〇〇〇〇〇〇

蓄電システム

リチウムイオン〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

フライホイール〇〇〇〇

揚⽔〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

圧縮空気〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

同期調相機同期調相機〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

連系線電圧〇〇〇〇〇〇〇〇

〇〇〇〇〇

アグリゲータ

発電ユニット〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

需要ユニット〇〇〇〇〇〇〇〇〇〇

住宅DSM

太陽光

波⼒


イタリアにおける出⼒抑制ルール

概要 TSOであるTernaが出⼒抑制の実施主体。出⼒抑制ルールは独⽴規制機関であるAEEGが策定※。

※Deliberazione 25 gennaio 2010 - ARG/elt 5/10

Ternaは⾃⾝のネットワーク上の課題が発⽣した場合、送電系統に連系されている⾵⼒発電及び太陽光発電にリアルタイムで抑制指令を出し、配電系統に連系されている太陽光発電については、DSOであるEnel Distribuzioneに指令を出し、DSO経由で実施。

出⼒抑制原因補償を含めたルール等に違いはない系統混雑（特定の送電線の過負荷など）下げ代不⾜（余剰電⼒など）

出⼒抑制に関する費⽤補償⾵⼒発電は、抑制を受けることによる機会損失分に対する⾦銭的補償を受け取ることができる。⼀⽅で、太陽光発電の出⼒

抑制には補償スキームがない。※そのため、出⼒抑制の対象は主に⾵⼒発電となっている。

補償⾦額は抑制時の市場決済価格

307


スペインによる出⼒抑制ルール概要 TSOであるREEが出⼒抑制の実施を⾏っている。対象は主に⾵⼒発電。 DSOは、再エネを配電系統へ連系する際の審査段階で、配電網の規定容量（約50%)を越えない程度に制限しているため、

系統混雑が発⽣することない。 10ＭＷ以上の再エネはREEの再⽣可能エネルギー発電専⽤の中央給電司令所 (CECRE)による監視、制御が義務付けられ

ている（10MW未満は任意）。これにより98.6%の⾵⼒発電所（約8,000）をカバーしている。 CECREから33か所の制御所（DSO含む）へ指令を出し、各制御所にて発電機を選択して制御を実施。REEは10MW単位

で指令を出す。抑制指令を受けた発電機は15分以内に対応を⾏う。

出⼒抑制原因需給バランス調整（下げ代不⾜）系統混雑（特定の送電線の過負荷など）電圧変動（発電のロス防⽌）安定性を維持

出⼒抑制の順序⾵⼒発電・太陽光発電等の出⼒抑制は、他の電源での系統制約の解消を以てしてもなお系統制約が解消されない場合に限られ

ている。出⼒抑制順位は下記の通り1. 従来電源（⽕⼒）2. 電源コジェネなど3. 制御可能な再⽣可能エネルギー電源（⼩⽔⼒など）4. 熱主運転などのコジェネ5. 制御困難な再⽣可能エネルギー電源（⾵⼒・太陽光など）


⽶国における出⼒抑制の指令⽅法

電⼒会社・ISO/RTO ⾃動指令マニュアル指令（電話）AESO（カナダ） ✓

APS（アリゾナ州） ✓BPA（ワシントン州他） ✓

ERCOT（ISO） ✓HECO;HELCO;MECO（ハワイ州） ✓(マウイ、オアフ、ハワイ島)

ISO-NE（ISO） ✓MISO（ISO） ✓（DIR program 注1） ✓

NV Energy（ネバダ州） ✓ ✓PacifiCorp（オレゴン州） ✓

PJM（RTO） ✓ ✓Puget Sound Energy（ワシントン州） ✓（BPA 注2 による抑制）

Salt River Project（アリゾナ州） ✓Tucson Electric Power（アリゾナ州） ✓

WAPA（コロラド州他） ✓PSCO（コロラド州） ✓ ✓

出所）Lori Bird他, NREL “Wind and Solar Energy Curtailment: Experience and Practices in the United States”

⽶国における出⼒抑制の指令⽅法は電⼒会社・系統運⽤者によってそれぞれ異なっている

注１︓2011年に施⾏されたプログラム。2005年4⽉以降に運転した⾵⼒発電にリアルタイム市場に⼊札させるもの注２︓BPA（Bonneville Power Administration）︓⽶国北⻄部（ワシントン州・オレゴン州等）で発電・送電設備を所有する連邦管理の機関

308


⽶国における出⼒抑制の指令⽅法と抑制順序⾃動指令

基本的にはコントロールセンターのSCADA（Supervisory Control and data acquisition）システムからリアルタイムで再エネ設備へと出⼒抑制指令が送信される

AESOでは、Pro rataで⾵⼒発電に指令を送信 BPAではSCADA経由で指令を送信し、⾵⼒発電設備からの確認を必要としている ERCOTやPJMでは価格に応じて5分おきの指令値が全ての発電機に出される

PJMでは、確実な出⼒抑制のために電話でのマニュアル指令を⾏う場合もある

マニュアル指令（電話） MISO管内においてDIR programに参加していない⾵⼒発電所はマニュアルでの抑制の対象となっている信頼性コーディネータ（reliability coordinator）は⾵⼒発電へマニュアル指令を送り、local balancing authority と

transmission authorityとの協調を図っている ISO-NEでは、系統運⽤者が⾵⼒発電所のオペレータへ出⼒抑制のための出⼒上限値をマニュアル指令にて送る NV Energyは⾃動指令とマニュアル指令を併⽤しており、⾃動指令で出⼒上限値を送信したのち、⾵⼒発電所のオペレータへ電話

をかけ、状況説明を⾏っている

抑制順序抑制順序は場合によって異なり、抑制の理由に依存することがある市場の設計や契約、あるいは需給バランスによるものなのか、系統混雑によるものかで影響を受ける系統混雑の場合では、発電機がどの程度寄与するかに基づいており、CAISOの例では、系統混雑に最も有効な発電機から出⼒抑

制を受ける SPPでは、⾵⼒発電が混雑解消に5%以上寄与する場合抑制される。複数の発電機により解消が出来る場合は、等しく分割される多くの電⼒会社では、契約やコストを理由に抑制を⾏っており、⾵⼒を含む全ての発電機の中から、最もコストの⾼いものから出⼒抑

制が⾏う⽅式となっている


6. 経済的出⼒制御⽅式の概要

309


再⽣可能電源の出⼒抑制の類型

卸電⼒市場（FIT、FIP）

優先給電ルール（出⼒抑制は優先給電ルールに基づき実施、

制度により補償の場合有り）

卸電⼒市場（FIT-CfD）

需給調整市場（出⼒抑制は市場メカニズムで実施、事業者は⼊札価格で

補償）

卸電⼒取引段階系統運⽤段階

⽶国（PJM）

欧州（英国）

欧州

※例外的出⼒抑制有り

前⽇市場リアルタイム市場地点別限界価格市場

再⽣可能電源の出⼒抑制については、優先給電ルールに基づいて予め定められた順位に従って抑制を⾏う⽅法以外に、市場メカニズムに基づいて抑制が⾏う⽅法もある。

また、抑制指令がいわゆるゲートクローズ前の発電計画の修正として実施される場合と、系統運⽤段階でリアルタイムに⾏われる場合がある。

市場メカニズムに基づく場合であっても、⾵⼒発電などの再⽣可能電源は可変費が安価であるため、抑制は最も最後に⾏われることになる。


欧州全体の状況優先給電から市場に基づくメカニズムへ 2009年のEU指令「2009/28/EC」の16条において、再⽣可能エネルギーの優先給電が規定されている。これに基づき、欧

州の多くの国では優先給電が認められてきた。しかし、欧州委員会が提案しているClean Energy Package (Winter Package)では、「2009/28/EC」の第16条におけ

る優先給電に関する⾔及が削除されている。また、 Clean Energy Packageでは、 2009年の欧州域内電⼒市場に関わる規制「714/2009」の改訂の中で、再給電・

出⼒抑制ルールについて市場に基づくメカニズムへの移⾏を提案している。背景には再⽣可能エネルギーの導⼊量が拡⼤がある。欧州委員会はこれまで特別な扱いを受けてきた再⽣可能エネルギーも、

今後は電⼒市場において他電源と同様の扱いを受けるべきであると考えている。また、再⽣可能エネルギーは発電コストが安いため、欧州各国で優先給電が廃⽌されたとしても、メリットオーダーの観点から再⽣可能エネルギーの抑制は最後に位置づけられると欧州委員会は考えている注。注）欧州委員会へのヒアリング

出所） https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=CELEX:52016PC0861R%2801%29

図9-43: 規制714/2009改定案における優先給電、再給電・出⼒抑制ルール⾒直しのポイント第12条再給電及び出⼒抑制市場に基づくメカニズムで出⼒抑制・再給電を実施市場に基づいた⽅法がない場合のみ、市場に基づかない⽅法を実施 5％以下の再⽣可能エネルギー発電設備・⾼効率コージェネレーションの出⼒抑制・再給電を考慮に⼊れた系統計画が可能他に実施できる代替⽅法がなく、系統安定が危険にさらされる場合のみ、再⽣可能エネルギー発電設備・⾼効率コージェネレーションの出⼒抑制・

下げの再給電を実施可能市場に基づかない⽅法で再給電（下げ）・出⼒抑制を実施する場合、前⽇市場価格の90%を補償

310


英国における経済的出⼒抑制

※P8の記載の再掲英国では、⾵⼒発電もバランシングメカニズム（需給調整市場）に参加可能であり、市場取引として出⼒抑制がな

される。例えば、スコットランドで化⽯燃料を⽤いた従来型発電の出⼒を抑制する場合は、燃料コストを削減できるため

National Grid に対して削減できるコストを⽀払う⼊札がバランシングメカニズムにおいて⾏なわれる（マイナスの⼊札が⾏われる）。⼀⽅、⾵⼒発電の出⼒を抑制する場合は、燃料費はゼロとなるが、再⽣可能エネルギー証書制度（ROC︓Renewables Obligation Certificate）などから得られるはずだったコストを代替するため、出⼒の抑制に対して費⽤を受け取る⼊札が⾏われる（プラスの⼊札が⾏われる）。

そのため、供給側で出⼒を抑制する電源は、⼊札の結果からまずガス⽕⼒や⽯炭⽕⼒となり、⾵⼒発電の抑制の順番は後になる。


⽶国（PJM）における経済的出⼒抑制（1）概要 PJMでは、⾵⼒発電も他の電源と同じく、PJMが運営する電⼒取引市場において、市場取引による出⼒制御が実施さ

れている。突発的な送電線混雑や送電線の故障等が⽣じた場合には、PJMによるマニュアルでの出⼒制御

出⼒抑制原因エネルギー市場価格の低下（系統混雑は地点別価格制度により解消）突発的な送電線混雑や送電線の故障等

出⼒抑制に関する費⽤補償リアルタイム市場による市場取引の結果としての抑制は費⽤補償無し突発的な送電線混雑や送電線の故障等に起因するマニュアル出⼒抑制には、抑制量に対する補償が⾏われる。費⽤補償はエネルギー市場価格に基づいて設定

311


⽶国（PJM）における経済的出⼒抑制（2）LMP（地点別限界価格） PJM では、前⽇市場とリアルタイム市場における LMP ⽅式により、送電線の制約が発⽣した場合に、過負荷潮流（送電

混雑）の解消に要する費⽤を送電ネットワーク構成に基づいて各地点に配賦・反映する。LMP は、送電ネットワークの利⽤状況を反映したエネルギー取引料⾦として、以下の要素から構成され、前⽇市場とリアルタイム市場のそれぞれで算出される。

LMP = ①エネルギーシステム料⾦+ ②送電混雑料⾦ + ③限界ロス料⾦

LMP は、2地点間に送電制約がない場合は地点間で等しくなるが、送電制約が⽣じた場合には地点間で値差が⽣じる。その値差が2地点間の混雑料⾦として送電線利⽤者から徴収される。送電制約が⽣じた場合、混雑が発⽣した送電線を利⽤して送電することが経済的に最適ではなくなり、制約を回避しながら総発電費⽤が最も経済的となるように給電されるように、混雑が調整される。

⾵⼒・太陽光の市場取引と出⼒抑制 LMP⽅式の市場取引においては、⾵⼒や太陽光等の再エネ発電は、他の既存電源と平等に扱われている。しかし、再エネ

発電は燃料費が不要であり、また連邦政府による税制優遇（Tax Credit）として、投資税控除（ITC︓InvestmentTax Credit）と⽣産税控除（PTC︓Production Tax Credit）が存在しているため、既存発電と⽐較して安い価格での⼊札が可能であり、再エネの出⼒抑制順位は、既存発電よりも後になる場合が多い。

※ITCは主に太陽光発電プロジェクトに、PTCは主に⾵⼒発電プロジェクトに利⽤される税制優遇。ITCでは、設備投資（CAPEX︓CapitalExpenditure）の30%が法⼈税から控除される。

※PTCは、⾵⼒発電、⽔⼒、ループバイオマス、地熱、埋⽴ガス、⼀般廃棄物等を対象とした、発電量（kWh）ベースの税制優遇。⾵⼒発電の場合、1kWhあたり2.3セントの控除がなされる（2015年⼜は2016年の場合）。

312

313

平成３０年度新興国におけるエネルギー使用合理化等に資する事業

（海外における再生可能エネルギー等動向調査）調査報告書（公開用）

2019 年 3 月


（様式２）

頁図表番号

4 図 1‑1　

5 図 1‑2　

9 図 1‑3　

12 図 1‑4　

13 図 1‑5　

79 図 4‑1　

85 図 4‑2　

92 図 4‑3　

93 図 4‑4　

93 図 4‑5　

114 図 4‑8　

119 図 4‑9　

120 図 4‑10

132 図 4‑11

タイトル

二次利用未承諾リスト

平成３0年度新興国等におけるエネルギー使用合理化等に資する事業（海外における再生可能エネルギー等動向調査）調査報告書（公表用）

平成３0年度新興国等におけるエネルギー使用合理化等に資する事業（海外における再生可能エネルギー等動向調査）


ドイツ：2016年末発電端設備容量、2017年発電端発電量

ドイツ：直接販売・市場プレミアムオプションの概念図

ドイツ：直接販売を選択している発電設備の状況

ドイツ：陸上風力発電設備の給電方法の選択状況

ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく賦課金額の推移（～2019年）

ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく2019年賦課金単価の構成、算出結果

イギリス：洋上風力発電向けの新たな用地リースの候補地

米国：ネットメータリング制度の導入状況（2017年11月時点）

米国：再生可能エネルギー利用割合基準（RPS）の設定状況（2018年10月時点）

ドイツ：再生可能エネルギー発電量の推移と支援政策の変遷

ドイツ：地上設置型太陽光発電の開発計画認可制度のフロー

ドイツ：陸上風力発電入札における基準価格決定の補正係数

ドイツ：陸上風力発電入札における導入量制限設定地域

ドイツ：標準家庭需要家（年間需要3,500kWh）の電力料金の推移

（様式２）

133 図 4‑12

134 図 4‑13

135 図 4‑14

143 図 5‑1　

151 図 5‑4　

160 図 6‑2　

169 図 6‑3　

170 図 6‑4　

186 図 6‑9　

191 図 6‑12

193 図 6‑13

194 図 6‑14

199 図 6‑16

200 図 6‑17

202 図 6‑18

203 図 6‑19

203 図 6‑20

209 図 7‑1　

211 図 7‑2　

ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく2019年賦課金単価の構成、算出結果

スペイン：エネルギー源別発電単発電量（2018年暫定値）

スペイン：系統利用料金（全需要家平均）に占める費用内訳

ドイツ：電力需要家に賦課される再生可能エネルギー法賦課金の内訳

ドイツ：再生可能エネルギー法に基づく賦課金額の推移（～2019年）

英国：CfD FITのアロケーションプロセスと各主体の役割

英国：CfDアロケーションプロセスの決定ツリー（ポット別）

英国：CfDアロケーションの入札メカニズムの流れ

英国：小規模FITでのFIT支払いのイメージ（2010年度適用価格）

英国：小規模FIT制度の対象発電設備の認定フロー①（50kW超）

英国：小規模FIT制度の対象発電設備の認定フロー②（50kW以下）

英国：CfDアロケーションの入札メカニズムの決定ツリー

英国：CfD FIT契約締結後の設備容量調整タイムライン

英国：CfD Registerの画面イメージ

英国：小規模FITでの法改正等に伴う登録件数の推移

英国：2018年第1タリフ期間のエネルギー源別導入容量の使用状況

英国：小規模FIT制度のカテゴリー別申請待ち状況（2018年3月31日時点）

フランス：最終エネルギー消費に占める再生可能エネルギー比率の実績と計画値

フランス：再生可能発電設備支援制度の適用範囲（エネルギー転換法施行後）

（様式２）

214 図 7‑3　

225 図 7‑4　

226 図 7‑5　

227 図 7‑6　

228 図 7‑7　

234 図 8‑1　

241 図 8‑2　

242 図 8‑3　

242 図 8‑4　

243 図 8‑5　

244 図 8‑6　

244 図 8‑7　

250 図9-1

250 図9-2

250 図9-3

251 図9-4

251 図9-5

252 図9-6

252 図9-7

フランス：太陽光発電の設備容量の地域別分布（2016年末時点）

フランス：FIP制度の市場販売プレミアムの仕組み

フランス：フランス：太陽光発電設備容量と太陽光発電量の推移

イタリア：再生可能エネルギー支援制度に係る費用内訳（2017年）

イタリア：A3料金の負担額実績と今後の見通し（2010～20年）

イタリア：A3料金による再生可能発電支援額の将来予測（2021年～）

コネクト＆マネージによる接続の内訳

フランス：陸上風力発電設備の連系容量の推移

フランス：陸上風力発電の設備容量の地域別分布（2016年末時点）

イタリア：最終エネルギー消費量に占める再生可能比率の実績および計画値

イタリア：再生可能発電設備容量の推移（～2017年）

イタリア：再生可能発電電力量の推移（～2017年）

イタリア：最終電力消費量に占める再生可能比率の実績および計画値

コネクト＆マネージに伴う混雑管理費用の見通し

Constraint Managementの調達タイムライン

英国における系統制約管理（Constraintmanagement）費用の推移

系統制約管理費用とconnect and manageに関する系統制約管理費用の推移

英国のシステムサービス構造

Scottish & Southern EnergyおよびUK PowerNetworksの･管轄エリアにおけるFlexible DGの動向

（様式２）

252 図9-8

289 図9-26

295 図9-28

296 図9-29

297 図9-30

299 図9-31

300 図9-32

300 図9-33

301 図9-34

301 図9-35

302 図9-36

304 図9-38

305 図9-39

305 図9-40

306 図9-41

306 図9-42

火力発電における負荷追従能力の現状と将来

英国DSO（ SP Energy Networks ）の電源接続の体系

欧州電気事業のアンバンドリング状況

自然変動電源の出力予測（米国テキサス州）

AEFESと市場システム・気象予測・NEM給電指令システムのリンク

風力発電の予測と実績値の比較（上：1社目、下：2社目）

アイルランド・北アイルランド間の連系線

アイルランド・北アイルランドの国際連系線

アイルランドにおける風力の出力抑制の内訳（2017年）

出力抑制量のSNSP比率の推移

火力発電運用における柔軟性の要素

ガス火力・石炭火力のホット起動時間の短縮の現状

ガス火力・石炭火力のランプレートの向上の現状

ガス火力・石炭火力の最低出力引き下げの現状

ガス火力・石炭火力のコールド起動時間の向上の現状

アイルランドの市場運営と系統運用の流れ

平成30年度 新興国におけるエネルギー使用 合理化 …資源エネルギー庁...

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平成30年度新興国におけるエネルギー使用合理化 …資源エネルギー庁...