カーボンニュートラルへ向けた最新の再エネ事情～再エネ電気の売却方法の多様化（コーポレートPPA、自己託送等）、洋上風力発電の動向など～

2022/03/102024/09/30

2012年に「電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法」（平成23年法律第108号。以下「再エネ特措法」という。）が施行され、FIT制度（Feed in Tariff：固定価格買取制度）が導入されてから10年を迎えようとする中、日本の再生可能エネルギー事業を取り巻く環境は大きな変化にさらされている。今年4月1日からは、いよいよFIP（Feed in Premium）制度が始まり、FIT制度の調達価格も年々低下する中、特に太陽光発電を中心にFIT制度を利用しない電源によるコーポレートPPA（Power Purchase Agreement）と呼ばれる売電に取り組む電源も増加している。2020年6月に公布された「強靭かつ持続可能な電気供給体制の確立を図るための電気事業法等の一部を改正する法律」（令和2年法律第49号）による再エネ特措法の改正により導入されるFIP制度では、FIT制度と異なり再生可能エネルギー発電設備で発電した電力を電力会社が長期間、固定価格で買い取ることが制度上保証されていない。そのため、発電事業者は発電した電気を誰に、いくらで売却し、安定的なキャッシュフローをいかに確保するかという点を考えなければならないこととなる。以下では、FIP制度の導入を踏まえて、発電事業者がFIT制度に頼らずに電気を売電する方法を検討した上、昨今各地で開発が進む洋上風力発電事業についても紹介する。

FIT制度による支援対象の縮小とこれに伴う変化

FIP制度の導入により、直ちにすべての再エネ電源についてFIT制度が廃止されるわけではないが、再エネ電源の自立に向けて、今後FIT制度の支援対象となる電源は縮小し、FIPの制度への移行が進められることとなる。2022年度は、1,000kW以上の太陽光発電設備や10,000kW以上の木質バイオマス発電設備が、2023年度からは、500kW以上の太陽光発電設備、50kW以上の陸上風力発電設備、2,000kW以上の木質バイオマス発電設備が、2024年度からは、250kW以上の太陽光発電設備に加えて着床式洋上風力発電設備についても、それぞれFIP制度のみの対象となる（つまり、FIT制度を利用することはできなくなる）見込みである。

FIP制度は、発電した電気を卸電力取引市場や相対取引で自由に売電させ、そこで得られる売電収入に、「プレミアム」を上乗せして発電事業者に交付することで、投資インセンティブを確保する仕組みである。FIT制度を利用することができなくなる電源が拡大し、FIP制度を利用したり、FIT制度もFIP制度も利用しない電源が増えると、発電事業者には以下のような変化が生じる。

(1)自ら売電先を確保する必要がある

まず、発電した電気の売り先を自ら探し、交渉する必要がある。FIT制度では発電した電気は固定価格で電力会社に買取ってもらうことが可能であったが、FIP制度では、発電した電気を電力会社が買い取る義務はなく、発電事業者は電気の売り先を自ら探さなければならない。また、買取価格も保証されていないため、相手にいくらで電気を買い取ってもらうことができるかは交渉次第（市場で売電する場合には市場価格次第）ということになる。また、売電収入に上乗せして交付されるプレミアムの金額も、前年度の卸電力取引市場において行われた売買取引における電気の1キロワット時当たりの平均取引価格を参照して算定される「参照価格」を「基準価格」（FIP価格などともいわれ基本的にFIT制度の調達価格と同水準の価格である）から控除することにより算定されることから、卸電力取引市場における価格の影響を受けることになる。

(2)非化石価値を換価する必要がある

また、電気だけでなく再エネの電源で発電したことに伴う非化石価値をどのように売却するかも検討する必要がある。FIT制度の下では、発電事業者に支払われる調達価格に非化石価値の買取価格も含まれているという理解で、FIT電気の買取後に発電事業者の下に非化石価値は残らないという整理がされており、FITの発電事業者は自ら非化石証書を小売電気事業者等に売却することはできなかった。しかし、FIP制度の下では、非化石価値は発電事業者の下に残るとの整理がされ、発電事業者が自ら非化石証書を売却することが可能となっている。この非化石価値相当額は、プレミアムの算定においてプレミアムの金額から控除されるためFIPの発電事業者はこの非化石証書をきちんと売却して収益化する必要がある。

(3)インバランスの負担に対処する必要がある

さらに、FIT制度のもとでは特例で免除されていた計画値同時同量の義務を発電事業者が負担することになり、この点への対応も不可欠となる。発電事業者は、発電した電気を一般送配電事業者の系統に流す際にあらかじめ発電計画を提出する必要があり、発電計画と実際の発電量に齟齬がある場合には、インバランス料金を負担する。FIT制度の適用がある電源については、このインバランスの負担が特例で免除されているが、FIP制度の対象となる電源を含むFIT制度の適用がない電源では、特例の適用はなく、発電事業者は計画値同時同量の義務を負い、インバランス料金を負担するリスクがある。リスクを最小化するためには、正確な発電量予測とともに発電計画の提出といった事務への対応も必要となる。

このように事業者はこれまで想定していなかった様々な事項について、対応を迫られることになる。