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木質バイオマス発電のFITはこのままでよいのか(3)~出力規模による買取価格の差別化について~

 2012年にスタートしたわが国の木質バイオマスFITでは、買取価格が三つの燃料の種類(未利用木材、一般木材、建廃)ごとに定められていて、当初は電気出力による差別化がなされていなかった。これは他に例を見ない、きわめて特異なスキームではあるが、発電プラントの出力に関係なく同一の買取価格を適用することの問題点は早くから指摘されていた。ただ当時は発電コストの規模別格差を示すデータが十分に集積されておらず、5MWの発電専用プラントを唯一のモデルにして買取価格を決めるしかなかった。その意味で、これはいわば暫定値であり、規模別の差別化は今後の課題として残されたのである。今回はこの残された課題について考えてみたい。

出力規模と発電コスト

 木質バイオマスによる発電方式で、最も一般的なのは燃料を燃やして高温高圧の蒸気をつくり蒸気タービンを回して発電する方式である。この方式で肝要なのは、タービン入口の蒸気温度が十分に高くないと満足な発電効率が得られないことだ。出力の小さいプラントでは蒸気の高温化が難しく、どうしても熱効率が低くなってしまう。
 また発電コストで見ると設備費や運転費においても大規模ほど有利の「規模の経済」が厳しく効いてくる。例えば数千kWの発電所でも24時間運転なら10名程度の要員が必要だか、出力がその10倍になってもわずかな増員ですむだろう。
 前述のように、わが国のFITでは5MWの発電専用プラントをモデルにして未利用木材の買取価格が決められたが、これと同じ条件で出力規模を変えたらどうなるか。図1は電力中央研究所の多喜真之氏らが試算したものである。出力規模としては1~20
MWの範囲で5つのクラスが設けられている。本図の横軸の下には、該当出力プラントの熱効率と建設費単価が記載されているが、この両者は2013年までに建造されたプラントの実績値から推計されたものである。なお8%の内部収益率(IRR)を見込み、図では資本費にこれを含めている。
 一見して明らかなように、発電コストの規模別落差はすこぶる大きい。32円という買取価格が当てはまるのは、まさに5MWのプラントだけで、出力がそれよりも大きくなると「支援過剰」の度合いが著しくなっていく。逆に小さくなると大幅な「支援不足」が出てくる。2MWクラスの発電コストは60円にもなってしまうのだ。2014年から2MW未満の小規模プラントの電気は40円で買ってもらえることになったが、それではまったく引き合わない。

やはり大きい燃料コストの影響

 木質バイオマス発電では燃料費のウェートが押しなべて高くなる。とくに高価な木質燃料を使うと、小規模プラントでの発電コストが跳ね上がってしまう。生トン当たり12,000円の未利用材を使った図1のケースはその典型と言っていい。もともと蒸気サイクルの発電プラントでは発電効率の規模別落差が大きい。例えば、2MWのプラントの熱効率は12%で、10MWプラントの24.4%に比べると半分である。つまり1kWhの電気をつくるのに2倍の燃料が要る。廃棄物系のごく安価な燃料ならこの影響は小さいが、生トン12,000円ものチップを使うと大変なコスト高を招いてしまうのである。
 この例から明らかなように、発電コストは燃料の調達コストに大きく左右される。燃料コストを無視して出力規模だけで買取価格を決めるのも、重大な片手落ちといわねばならない。燃料コストには大きなバラツキがあるから、買取価格をどのようなレベルに決めても大量の「支援不足」と「支援過剰」が出てしまうのだ。これを減らそうとしたら、出力規模と燃料コストを組み合わせた複雑なスキームをつくるしかないが、できたとしても実地に適用するは難しいだろう。とくに燃料区分を細かくすると、それを遵守させるのに一苦労だ。電気出力による区分にはそうした心配がなく、多くの国で採択されている。
 ただ、欧州のFIT導入国の中には、出力規模と並んで燃料にも配慮している国がいくつかある。ドイツの「燃料割増」はその典型例だろう。またオーストリアの固形バイオマスの報償額では、自然に生えてきた木質バイオマスを軸にして基本的なレートを定め、廃棄物系バイオマスを別立てにしている。すなわち、クリーンな工場残廃材(おが屑、樹皮、木片、廃パレットなど)に対する電気の買取価格は基本レートの25%減、建設廃材・枕木など比較的上質のリサイクル材は同じく40%減、そしてそれ以外の低質の廃棄物系バイオマスに対しては、一律に5.88セント/kWhとされている。廃棄物の三つのカテゴリーにどのようなバイオマスが含まれるかは、グリーン電力法(ÖSG2012)に詳しく記載されているが、その根拠になっているのは廃棄物類別令である。ドイツの場合も廃棄物系のバイオマスを法律で5つのクラスに区分して、エネルギー利用が許容される条件を明記している。いずれにせよ、廃棄物系バイオマスの取り扱いは、各国の廃棄物処理行政と一体化していることは間違いない。

大型発電がらみの支援過剰と是正策

 話を元に戻そう。図1によると、20MWのケースでは、21円/kWhほどのコストで発電できる。これが32円で売れるとすれば、計算上の内部収益率は相当なものだ。もっとも20MWクラスだと年間に20万トン以上のチップを使うことになり、燃料の集荷範囲も拡大するからその平均調達コストは上昇するかもしれない。
 たとえそうだとしても、燃料価格の上昇に耐えられる余力を持っている。木質燃料の奪い合いが激しくなったとき、より高い価格を提示することもできるのだ。この余裕のない5MWプラントは引き下がるしかないだろう。もちろんその影響は発電以外のエネルギー利用や、さらにはマテリアル利用にまで及んでくる。
 そのため出力規模で買取価格を決めているところでは、出力が大きくなるほど基本レートを引き下げる方式をとっているし、燃料割増のようなボーナスも大規模には支給しないとか、額を下げるといった配慮もなされている。さらに熱効率60%以上のプラントからの電力でないFITの対象にしないという中欧諸国の規定も、5MW以上の大型発電にとっては非常にきつい制約なのである。
 もう一つ重要なのは、FITを採用している多くの国ぐにが比較的小規模なプラントに限ってFITを適用していることだ。

再生可能電力の導入を促す三つの政策

 欧州各国の再エネ導入政策を概観するうえで、RES-LEGAL Europeは非常に便利な情報源である。このデータを基に電力分野で重要な三つの政策について導入状況を見てみよう。ただし固形バイオマス発電を対象にしていない諸国は除いている。
 (1)固定価格買取(Feed-in-Tariff) 21か国
    買取価格の総額を固定
 (2)プレミアム方式(Premium Tariff) 7か国
    市場での売電価格にプレミアムを上乗せ
 (3)割当制度(Quota System) 7か国
 一定割合の再エネ導入の義務付け。しばしばクレジット制度(グリーン電力証書など)と併設。
 このうちFITは一般の電力市場から切り離されたスキームであり、小規模な発電事業者を市場の荒波から保護するというニュアンスを多少含んでいる。その意味では優遇されているのである。出力規模がもう少し大きくなると、発電事業者が生産した電気を市場で販売することを前提に、プレミアム方式や割当制度に参加することになる。
 イタリアのFITは1MWが上限で、1~5MWはプレミアム方式により「グリーンボーナス」を受け取る。ドイツは以前固形バイオマスFITの上限を20MWにしていたが、現在は0.5MWまで引き下げ、それを超える規模のものは電気を市場で販売してプレミアムを受け取る仕組みになっている。
 イギリスはまた少し違っていて、5MWまでをFITの対象とし、それ以上のものはクレジット併用の割当制だ。固形バイオマスはこの国のFITから外されているが、石炭火力でのバイオマス混焼を含めて大型のものは後者の対象となる。各国はこのように三つの助成策を使い分けているのだ。
 筆者の知る限り、わが国の木質バイオマスFITのように出力規模に上限を設けないで青天井にしているケースは他にないように思う。輸入バイオマスを当て込んだ大型発電所のFIT申請が出てくるのはそのためだ。今後CO2削減の観点からバイオマスの輸入が増えるのは確実だが、このようなものまでFITのスキームに取り込むのが適当かどうか慎重に検討すべきだと思う。

小規模発電をめぐる問題

 わが国でも未利用木材を使う2MW以下のプラントに対しては、40円/kWhの買取価格が適用されことになったが、この額を決める根拠になったのは、実際に稼動している1.5MWの蒸気タービンプラントと言われている。一般にはバイオマスによる蒸気タービン発電の下限は、発電専用で5MW、CHPで2MWとされているから、このモデルプラントの数値は一寸信じがたい。たまたまいくつかの有利な条件が重なって、発電コストが低め出ているという指摘がある。
 それはともかく、2MW以下のクラスでは熱電併給のCHPにしないと経済的に成り立たない。発電技術としては、蒸気タービン発電は主流から外れ、オーガニックランキンサイクル(ORC)発電や木材ガス化発電が主体になってくる。このようにまったく違った発電方式が入ってくると、図1に見られたような出力規模と熱効率ないし発電コストとの規則的な関係が崩れてくる。電気出力170kWの熱電併給のガス化プラントでも、発電効率は30%にもなり、熱を含めた総合効率も75%くらいまで引き上げられる。
 オーストリアやスイスでは、5MW以下の出力区分を細かくして、規模が小さくなるほど報償額を引き上げる措置をとっている。大局的に見れば、出力規模が小さいほど発電コストが高くなると言えるだろうが、決して厳密なものではない。出力区分を細かくすることにどれほどの意味があるのか、筆者などは多少疑問に思っている。
 もしかすると多分に象徴的なものかもしれない。つまり、分散型の熱電併給システムをごく小規模なところにまで普及させるための戦略であり、インセンチィブなのである。事実、このお陰でさまざまなタイプの小型の木材ガス化発電装置が開発され、市場に出回るようになった。
 小型の熱電併給システムでは、発電の収入よりも熱収入のほうが大きくなるケースも少なくない。その限りで電気の買取価格を多少引き上げても大きな効果は期待できないということになる。むしろドイツがやったように、熱電併給の電気を高く買う「CHPボーナス」やORCや木材ガス化発電装置の導入を助成する「技術ボーナス」を支給するほうが効果は大きいと思う。

FITで見えてくるお国柄

 前出のRES-LEGAL Europeの資料を使って各国の制度を読み比べていると、興味深い違いが浮かび上がってくる。各国の置かれた状況はそれぞれに違うし、政策の狙い所にも差があるから、報償額の組み立て一つをとっても同じものはまず見当たらない。
 多くは電気出力で区分した階層ごとに報償額を定めているが、区分の仕方も上限の取り方もまちまちである。またこれに加味する要因としては、すでに述べた燃料のほか変換効率を取り込むケースも見受けられる。変換効率60%以上をFIT適用の条件としたドイツ、オーストリア、スイスの規定は最も厳しい例だろう。クロアチアは効率45~55%を基準にして報償額を定め、これより高いと20%増、低いと10%減にしている。またハンガリーのように電力需要の時期的な変動に対応すべく、ピーク期、谷間期、深い谷間期ごとに報償額を変えているところもある。それぞれに知恵を絞っているところが面白い。
 われわれとしても海外の事例や経験を参考にしながら制度の不備を是正していくべきだと思う。次回は筆者なりの是正案をお示しすることにしたい。

動画:木質バイオマスエネルギー ~日本の森林を活かして 地球温暖化を救え!~