再生可能エネルギーのコスト競争力を向上させるための政策措置に関する分析

122

る（図5-11）⁵⁸。再生可能エネルギーの導入目標を達成するために、地方の電力供給以外で

も再生可能エネルギーの導入拡大に取り組む必要がある。

出典：Dewan Energi Nasional国家エネルギー委員会 (2016) “Outlook Energi Indonesia 2016”, 日本エネルギー 経済研究所推計

図5-11 地方における再生可能エネルギーの導入可能量と再生可能エネルギー目標との比

較（2025年（左）、2050年（右））

123

え、低金利融資は再生可能エネルギー発電コスト削減の有効な措置であると考えられる。

FIT メカニズムおよび低金利融資を導入した場合の再生可能エネルギーの導入拡大効果 に対する定量化評価を5.3.1で、その内FITメカニズムの費用と電気料金への影響等に関す

る分析を5.3.2に示す。

5.3.1. FITメカニズムと低金利融資の政策効果

分析の対象地域はインドネシア全国である。インドネシア全国における電力需要は2025

年に527TWh、2030年に785TWh、2050年に2,607TWhになっていくと予測している。それ

に対する電力供給の中で、2050年までの再生可能エネルギーの導入拡大効果を推計するた めに、FITと低金利融資（Low Interest Loan, LIL）を導入しないレファレンスケース（Ref）

と導入するケース（FIT+LIL）を想定した。電源開発モデルを用い、それぞれのケースにお いての電源構成と総発電コスト等を計算する。

化石燃料価格と再生可能エネルギー設備コストに関しては、太陽光発電以外、図5-1と同 様の想定をしている。太陽光発電の設備コストについては、地方に設置される場合、設備 の運搬コストを考慮し、全国平均より割高であることを想定している。太陽光発電の設備 コストの試算前提を図5-12に示す。

出典：各種資料による想定

図5-12 太陽光発電の設備コストに関する想定（地方に設置する場合と全国平均レベル）

FIT+LILケースにおける再生可能エネルギー買取価格と買取期間は2016年時点の政策に

基づいて想定している（表 5-3）が,本制度は2025年以降にフェーズアウトされることを仮 定している。また、低金利融資（LIL）における再生可能エネルギープロジェクトに対する 融資金利は1%~4%⁵⁹にあると設定している。

59 再生可能エネルギー発電技術によって異なる融資金利を想定

0 500 1000 1500 2000 2500 3000

2015 2050

地方電力供 給 PV

全国平均レベ ル PV

US$/kW

124

表 5-3 FITの買取価格と買取期間の想定

出典：各種資料による想定

RefケースとFIT+LILケースにおける2050年までの電源構成と再生可能エネルギー発電

量の見通し結果を図5-13と図5-14に示す。2030年以降再生可能エネルギーのシェアは下が っているが、発電量は引き続き伸びている。FITおよび再生可能エネルギーに対する低金利 融資を実施すると、再生可能エネルギーの発電量は2025年に28TWh、2030年に47TWh、

2050年に98TWhの導入拡大効果が期待される。

出典：日本エネルギー経済研究所推計

図5-13 インドネシア全国の電源構成見通し（RefケースとFIT+LILケース）

買取価格 (￠/kWh)

買取期間 (年)

地熱発電 11.8 30

小水力 8.73 20

バイオマス発電 8.6 20

太陽光発電 16 20

58% 60% 54% 59% 52%

76% 74%

9% 6%

6% 7%

7%

3% 3%

21% 17%

17% 18%

18%

11% 9%

11% 17% 23% 16% 23% 10% 14%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Ref FIT+LIL Ref FIT+LIL Ref FIT+LIL

2015 2025 2030 2050

再エネ

ガス

石油

石炭

125 出典：日本エネルギー経済研究所推計

図5-14 RefケースとFIT+LILケースにおける再生可能エネルギーの発電量見通し

5.3.2. FIT制度の費用と便益に関する分析

5.3.1 と同様な前提条件で、FIT 制度のみ導入したケースの試算結果をレファレンスケー

ス（FIT制度導入しない）と比較し、累積発電コストの差を図5-15、FIT制度が消費者負担 に対する影響を図5-16に示す。FIT制度の導入によって発生した追加コストは累積で2025 年まで160億ドル、2030年まで230億ドルほどに上る。他方、FIT 制度を導入した場合の 再生可能エネルギーの導入拡大効果で、火力発電の代替効果、すなわち化石燃料費の回避 効果も大きい。また、FITを実施すると、中心地域でも発電コストが比較的に高い太陽光発 電が導入されるようになり、導入量の増加に伴い、学習効果による発電コストの低減がス ピードアップすることは期待できる。FIT制度は2025年以降にフェーズアウトされても、

前述の理由によって、FIT 制度の導入のおかげで、2050 年まで FIT を実施しない場合より 150億ドルほどの総発電コストの節約が期待できる。

FITの導入によって発生した追加コストの累積は2027年頃にピークとなり、それ以降FIT 導入による発電コストの節約効果が現れ、FITケースの単年度平均発電コストはFITなしケ ースより安くなっていく。FIT導入により発生した単年度の追加コストを全国の電力消費者 に転嫁する場合、2025年時点での消費者負担は約0.003US$/kWhである（図5-16）。

27.0

76.7 104.5 114.0 160.8

241.5 339.6

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Ref FIT+LIL Ref FIT+LIL Ref FIT+LIL

2015 2025 2030 2050

126 出典：日本エネルギー経済研究所推計

図5-15 FITの導入によって発生した追加発電コストの累積見通し（現在価値に換算）

出典：日本エネルギー経済研究所推計

図5-16 FITの導入によって消費者負担の変化見通し