第58回 再生可能エネルギー大量導入・次世代電力ネットワーク小委員会

この回の資料と要約

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   再生可能エネルギーの長期安定的な大量導入と事業継続に向けて

   - 資料は、既設再エネの再投資・集約などを通じた長期事業継続を論点とし、関係者ヒアリングを報告してFIP活用策を先行議論するものである。 - FIPのバランシングコストは、運転開始初年度を1.0円/kWhとし、2・3年目に段階的に減額する案が示された。太陽光は2024～2026年度、風力は2024～2027年度の運転開始案件が対象案で、詳細は調達価格等算定委員会で検討する。 - 相対取引は発電事業者の収益変動抑制と需要家の長期調達に資するが、契約条件や市場取引型との特性差を今後調査・分析する。 - 併設蓄電池の系統充電分を除外してFIPプレミアム対象量を算定するルールは、条件を満たす新規FIP案件について2024年4月開始予定であり、既認定案件への適用は未検討である。

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   インボイス制度の導入に伴うFIT制度上の対応について

   - 2024年度は、全電源で買取義務者の消費税負担をFIT制度で手当てする案である。 - 2025年度以降は、住宅用太陽光では追加調査後、事業用太陽光では買取義務者別の登録状況等を踏まえて対応を検討する案である。 - 風力・地熱・中小水力・バイオマスは2023年11月末時点で登録率が各99％以上であり、2025年度以降はFITで手当てしないことも含め検討する。 - 新規認定では課税事業者にインボイス登録を求め、調達価格は発行事業者を外税、非発行事業者を内税とする整理である。

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   再エネ予測誤差に対応するための調整力確保費用

   - FIT特例に伴う三次②費用は再エネ交付金で賄い、2023年度の交付見込額は全国約1,207億円である。 - 2023年4～11月は平均調達単価が前年同期の8.0円から3.2円/ΔkW・hへ低下し、調達量も約20％減少した。気象モデル活用や共同調達による必要量削減が背景にある。 - 2024年度算定は前年方式を基本とする案で、単価差は±3％以上を調整対象、効率化による調達量差は対象外とする。マイナス精算や単価変動抑制策は未決の検討事項である。 - 2023年10月下旬に始まった三次②の時間前売却は、利益を賦課金低減に充てる考えであり、売却実績を踏まえた評価・促進策を今後検討する。

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   出力制御対策パッケージについて

   - 2023年12月時点の対策パッケージ案は、出力制御の解消ではなく、安定供給と社会的コストを考慮しながら制御を必要最低限に抑え、再エネ導入を拡大する方針である。 - 対策は需要・供給・系統の三面で進め、家庭・産業の需要シフト、火力の最低出力引下げや運用高度化、連系線活用・増強を組み合わせる。 - 補正予算では蓄電池100億円、再エネ併設蓄電池等160億円、高効率給湯器580億円、電源制御装置20億円を措置し、2024年度概算要求にも蓄電池等120億円、揚水12.7億円を計上する。 - ネガティブプライスや変動再エネの調整力活用は、制度整合性・社会コスト・安定供給を踏まえて引き続き検討する段階である。

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   電力ネットワークの次世代化について

   - 2023年策定のマスタープランを踏まえ、東地域・中西地域の個別系統整備計画を具体化しており、示された設備構成や規模は検討案である。 - 東地域は北海道～東北～東京間の日本海ルート2GWのHVDCを基本とし、海底ルートの技術的確保を確認、系統構成3案などを比較中である。 - 関門連系線は直流海底ケーブルを基本に検討し、将来2GWへの拡張性を持たせてまず1GW単極で運転開始する段階案も選択肢である。 - 東地域・関門連系線は2023年度内の基本要件策定を目指し、その後に事業実施主体の選定と整備計画策定へ進む予定である。

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