IRENA発行 「再生可能エネルギー発電コスト2017」
レポートの概要(抜粋)
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(出典)外務省/外交政策/経済上の国益の確保・増進
エネルギーをめぐる国際的議論 Vol.6
IRENA発行 「再生可能エネルギー発電コスト2017」レポートの概要
http://www.mofa.go.jp/mofaj/ecm/es/page22_002939.html
再生可能エネルギー発電に関するコストを分析した「Renewable Power Generation Costs in 2017」(注1)と題する報告書を本年2018年1月に発表
(注1) IRENA (2018), 'Renewable Power Generation Costs in 2017'. IRENA, Abu Dhabi.
1)再エネの発電コストの世界的推移
太陽光 コスト7割減
再エネの発電コストは低下を続けています。 図1に示すように、2017に運転開始されたバイオマス、地熱、
水力、及び陸上風力の発電コストは、概ね石炭・ガスなどの火力発電のコスト範囲にあります。 2017年の
水力発電コストは約0.05米ドル/kWh、陸上風力は約0.06米ドル/kWh、バイオマス及び地熱発電は約0.07
米ドル/kWhで、火力発電コスト範囲の下限にあります。 太陽光発電のコスト低下は2010年以降著しく、
2017年までに73%下落し、平均で0.10米ドル/kWhです。 洋上風力とCSP(Concentrated Solar
Power ; 集光型太陽熱発電)は、まだ導入段階にありますがコストは減少しています。
再エネコスト低減の主要因には、1 技術向上、2 競争的調達、3 国際的なプロジェクト開発事業者の存在が
あります。 技術向上がもたらした風力タービン大型化、新しい太陽電池セル構造などはより高い変換効率を
実現し、ビッグデータの活用は運用管理コストを削減しています。 競争的調達は再エネ市場のグローバル化に
おいて重要な役割を果たしており、開発事業者が世界中の市場を開拓しています。
2)再エネの発電コストの2020年までの見通し
IRENAは，約15,000の実用規模プロジェクトのコストデータに加えて，約7,000のプロジェクトの入札関連
のデータベースを作成しました。 これらデータベースによって今後数年間の再エネ電力コストを推定することが
できます。 ここでは今後も拡大が見込まれる陸上風力，太陽光，洋上風力，集光型太陽熱発電(CSP)について
2020年までのコスト見通しを紹介します。
陸上風力は，ブラジル，カナダ，ドイツ，インド，メキシコ，モロッコなどでは入札価格が非常に低く，今後最も
競争力のある電源の１つとなります。 2020年までのプロジェクトのLCOE（均等化発電原価）と入札結果を
分析すると，陸上風力の平均コストは、2017年の0.06米ドル/kWhから2020年には0.05米ドル／kWhに
低下する可能性があります。
ドバイ，メキシコ，ペルー，チリ，アブダビ，サウジアラビアでの2016、2017年の太陽光発電の入札価格に
よれば、2018年以降には0.03米ドル/kWhのコストが可能であることが示されました。 ただしこれには再エネ
に有利な制度的枠組み，良好な日照条件などが前提となります。 太陽光発電の入札データは，日照条件の良い
地域に集中しているため慎重に扱うべきですが，これが世界的な傾向を反映しているとすれば，2019～2020
年までに太陽光発電の平均LCOEは0.06米ドル/kWh以下になります。
洋上風力では，ベルギー，デンマーク，オランダ，ドイツ，英国での最近の入札結果によると，2020年以降に
運転が開始されるプロジェクトコストが0.06米ドル～0.10米ドル/kWhに低下する可能性があります。
実際ドイツでは，2024、2025年のプロジェクトにて，補助金を必要としない条件での入札も行われました。
CSPでは南オーストラリア州で2020年から運転が開始されるプロジェクトのコストは0.06米ドル／kWh、
ドバイで2022年以降に運転が開始されるプロジェクトのコストは0.07米ドル／kWhです。
CSPと洋上風力について，2016～2017年の入札の結果は2020年以降に運転が開始されるプロジェクトが
0.06～0.10米ドル/kWhの範囲に入る可能性のあることを示唆しています。 2020年までには、現在商用化
されている再エネ発電技術はすべて火力発電コストの範囲内に収まると予想されています。
太陽光・風力発電価格の安い地域では，「Power to Gas」（水素，アンモニアなどのエネルギー密度の高い
媒体による電力貯蔵）の技術が広がる可能性があります。 また，電気自動車(EV)が安価な再エネ電力を活用
し、EVで蓄えた電力を送電網へ供給することも可能になります。 ただし，太陽光・風力発電のように出力変動
する再エネのシェアが増加すると，送電網に接続するための統合コストが増加するとの指摘もあります。
3)陸上風力、太陽光、洋上風力、集光型太陽熱発電(CSP)の建設コスト・
発電コストなどの分析 ⇒⇒⇒省略
詳細は、外務省/外交政策/経済上の国益の確保。増進(http://www.mofa.go.jp/mofaj/ecm/es/page22_002939.html)
を参照してください。
4)用語の解説
①kWh ; 電力量の単位でキロワットアワー（千ワットアワー）と称し，1kWの電力機器を1時間運転したとき
の消費電力量で、「電力(kW)×時間(h)」で計算します。
②LCOE(Levelized Cost of Electricity) ; 均等化発電原価と呼ばれる発電コストであり，各種発電
方式のコスト評価手法として世界的に広く用いられています。算出においては，所定の発電方
式の運転期間中の建設費や運転維持費・燃料費など発電に必要なコストなどを合計して，当該
期間中の全発電量で割って，単位発電量あたりのコストとして評価するものです。
kWh(キロワットアワー)やMWh(メガワットアワー)当たりの費用(米ドルなど)で通常表記します。
③設備使用率(Capacity Factor) ; 発電設備の実際の発電量が、100%負荷で当該設備を連続して運転
した場合に得られる発電量(kWh)の何%に相当するかを表す指標です。太陽光・風力発電では
日照条件・風況に発電量が依存し，日本では太陽光14%、陸上風力22%程度の設備利用率と
されています（火力発電では約70～80%)。 太陽光、風力などの再エネの設備利用率が火力発
電のレベルに到達することは困難であるため、再エネシェアが増える場合には電力貯蔵システム、
調整用火力電源などの導入により，電力需要・供給のギャップを埋めることが必要です。
以 上
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