ソーラーシンギュラリティの影響度等に関する調査copyright (c) mitsubishi...

Copyright (C) Mitsubishi Research Institute, Inc.

平成29年度新エネルギー等導入促進基礎調査

ソーラーシンギュラリティの影響度等に関する調査

報告書

2018年2月28日

経済産業省資源エネルギー庁省エネルギー・新エネルギー部新エネルギーシステム課御中

Copyright (C) Mitsubishi Research Institute, Inc. 1

概要版


本調査の目的と成果の概要－エグゼクティブサマリー－

太陽光発電（PV）や蓄電池の価格低減に伴って起こりうる、「蓄電池を導入しないよりも、蓄電池を導入したほうが経済的メリットがある状態」であるストレージパリティについて、その成立条件、エネルギーシステム全体のコスト低減効果、3Eへの影響度分析を行うとともに、諸外国の先行事例調査を行い、再エネ自家消費促進に向けた望ましい政策の方向性を検討した。

蓄電池価格が6万円/kWhを含めた一定条件によりストレージパリティは達成可能であり、PV＋蓄電池の導入により、社会費用を含めたエネルギーシステム全体のコスト削減に寄与し、3Eにも貢献することを確認した。海外施策・事例調査を通じて、諸外国においてもPV＋蓄電池による自家消費を支援するようなビジネスが進展していることがわかった。

これらの調査・分析結果を踏まえ、わが国でもPV+蓄電池の自発的導入を促すべく、リース等のサービスへの支援や電力融通支援によるイニシャルコストを負担できない需要家向けへの施策や、小売事業者の需要家向けサービス等を通じた自家消費のインセンティブを拡大する施策が望ましい。

ストレージパリティ成立条件分析再エネ平均追加費用分析・3E影響分析海外施策・事例調査

実施項目

• 昨年度の調査に加え、調査対象を複数地域の戸建住宅、業務需要家等に展開。

• さらに配電線最適化、離島・僻地における自立等の複数需要家を対象とした場合も分析。

• 再生可能エネルギーを追加導入する際の系統安定化費用等も含めたエネルギーシステム全体のコスト（kW・kWhあたりの平均追加費用）を評価。

• PV+蓄電池が、2030年、2050年の3Eにどの程度貢献しうるかを分析。

• ドイツ・フランス・米国の自家消費推進政策状況等を各国政府資料等を基に調査。

• 再エネ自家消費を背景にした実証・新規ビジネスの状況を調査。

結果

• 戸建住宅では一般的な家庭において6万円/kWhにおいて5kWhの蓄電池でストレージパリティに到達する。

• 複数需要家では一定条件を考慮すれば7万円/kWhでもストレージパリティに到達する可能性がある。

• 業務需要家では一部業種で約30万円/kWでもストレージパリティとなる。

• 蓄電池による調整力の提供等を考慮した系統安定化費用の削減も考慮することで、社会費用の観点からはPV+蓄電池の方が経済的という結果となった。

• PV+蓄電池の3Eへの貢献は2030年で最大約1%、2050年で最大約10%程度と確認した。

• 諸外国ではダックカーブや賦課金負担増により、自家消費を推奨する制度が整備されている。

• それらに伴って海外Utility企業は自家消費を支援することでチャネルの拡大等を行うビジネスが進展しつつある。


1. 需要家のストレージパリティの成立条件分析－ストレージパリティの定義－

昨年度は戸建住宅に着目し、固定価格買取期間終了後の蓄電池追加設置時や、新規PV導入時の蓄電池併設時のストレージパリティ（蓄電池の価格が十分に低下し、需要家にとって蓄電池を導入するほうが導入しないよりも経済的である状態）を評価した。

今年度は、戸建住宅に加えて、業務需要家、集合住宅におけるストレージパリティを評価した。また、集合住宅や配電レベルでの複数需要家を束ねて最適化した場合もモデルケースで評価した。

さらに、離島・僻地におけるストレージパリティ（系統からの自立するほうが経済的となる条件）についても分析を実施した。

考え方ストレージパリティの条件戸建業務集合配電

最適化離島・僻地

追加設置

• FIT制度が終了した低圧需要家にとって、余剰電力を販売し続けるより、蓄電池を追加設置し自家消費するほうが経済的な状況。

① －－－－

新規導入

• 需要家にとって、系統電力を購入するよりも、PV＋蓄電池を新規導入し買電を最小限に抑える方が経済的な状況。

• 集合や配電最適化は複数需要家を束ねることによる最適化のメリットも考慮。

① ② ③ ④ －

自立• 需要家にとって、系統電力を全く購入せ

ず、PV＋蓄電池で自立するほうが経済的な状況。

－－－－ ⑤

買電削減注1

＋売電収入

PV価格＋

蓄電池価格

買電削減＋

売電収入蓄電池価格＝

＝

買電削減＋

系統コスト注2

PV価格＋

蓄電池価格＝

需要家単体

注1 基本料金低減含む注2 配電最適化は系統コストを高圧基本料金と模擬して推計。

複数需要家

※ 昨年度実施済

※ 今年度は地域等を

拡大して分析


9.8

7.3

4.9

2.0

0.1

7.7

5.2

3.3

0.8 0.1

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

最適

蓄電

容量

[kW

h]

蓄電池単価 [万円/kWh]

従量料金

季時別料金

1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析－①戸建住宅－

年経費注1がもっとも小さくなる場合の蓄電池の容量を最適蓄電容量とすると、蓄電池価格を 6万円/kWhとした場合の最適蓄電容量（従量料金と季時別料金別に評価）は下記のとおり。季時別料金の場合は、買電費用が減少し蓄電池導入によるメリットが相対的に減少するため、最適蓄電容量が小さくなる。

従量料金：最適蓄電容量 4.9 kWh（非電化給湯の一般的な家庭の場合）

季時別料金：最適蓄電容量 3.3 kWh（非電化給湯の一般的な家庭の場合）

季時別料金の場合の理論的な最適蓄電容量は、給湯器の電化状況や地域により、1.5 ～3.3kWhとなる。蓄電池メーカーにおける現実的な蓄電池容量注2を5kWhとすると、蓄電池価格6万円/kWhで従量料金の場合はストレージパリティが成立する。一方、季時別料金の場合は6万円/kWhではストレージパリティに達しないが、4万円/kWhになれば最適蓄電容量が5kWhを超え、ストレージパリティに達する。

非電化給湯器電化給湯機

標準地域注3 寒冷地注3

従量料金

PV ：4.5 kW注4

蓄電池：4.9 kWh

PV ：5.0 kW

蓄電池：1.5 kWh

PV ：6.4 kW

蓄電池：6.3 kWh

季時別料金

PV ：4.5 kW注5

蓄電池：3.3 kWh

PV ：5.0 kW

蓄電池：1.7 kWh

PV ：6.4 kW

蓄電池：3.1 kWh

注3 標準地域は昨年度と同様群馬県太田市の需要家、寒冷地は北海道の需要家を想定。注4 非電化給湯器（その他地域）、従量料金でPV：5kWの場合は、蓄電池：5.5kWh注5 非電化給湯器（その他地域）、季時別料金で蓄電池価格が4万円/kWh、

PV：4.5kWの場合は、蓄電池：5.2kWh

戸建住宅向け最適蓄電容量のまとめ（蓄電池6万円/kWh）蓄電池単価と最適蓄電容量（非電化給湯器/標準地域）

現実的な蓄電容量5 kWh

注1 PV、蓄電池の年間あたり資本費（資本費÷耐用年数）と電気料金（買電費用,売電収入）の合計注2 蓄電池メーカーも一定規模以下の蓄電容量のものは製造困難と考え、現実的な蓄電容量を5kWh以上と想定


93 93 86 86 78 78 83 83 87 87 105 105 75 75 108 108

383 321 343 256 315 247 334 288 362 304 414 305 271 237

440 364

536 520

661 647

241 228

826 819 664 653

570 555

320 313

1,210 1,193

47 44

41

25

41 51

21

64

合計

1,012

合計

981

合計

1,090 合計

1,033

合計

635

合計

594

合計

1,243

合計

1,216 合計

1,114

合計

1,085

合計

1,089 合計

1,017

合計

667

合計

646

合計

1,758

合計

1,730

0

500

1,000

1,500

2,000

蓄電

池価

格6万

円/k

Whの

とき

の年

経費

[万円

]

1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析－②業務需要家－

業務需要家におけるストレージパリティを8業種の平均的なモデル需要家注1を選択して分析した。

PV・蓄電池なしの契約電力の1/4のkW容量、約1/2のkWh容量（PV容量の2/3～1時間容量）が最適蓄電容量となり、ストレージパリティとなる価格は19～30万円/kW程度注2。6万円/kWh（12万円/kW）のときの投資回収年数は約6～10年。

蓄電池をPV自家消費とピークカットの両方に活用することで年経費を下げることができる。「オフィス等」「教育」といった業種は昼夜の需要が比較的パターン化しており、PVと蓄電池による基本料金・従量料金減に寄与しやすい。

PVなしで蓄電池のみ導入の場合、最適蓄電容量は数十kWh程度だが、PV自家消費とピークカット両方の効果により年経費を削減可能注3

小売オフィス等娯楽医療飲食教育倉庫宿泊

なし51 kW

117 kWh

PV

最適蓄電容量

102 kW

なし47 kW

111 kWh

93.5 kW

なし43 kW

103 kWh

85.5 kW

なし46 kW63 kWh

91 kW

なし48 kW

102 kWh

95.5 kW

なし58 kW

128 kWh

115 kW

なし41 kW53 kWh

82 kW

なし59 kW

161 kWh

118 kW

注1 契約電力が、母集団の平均に近い200kWのものを選択注2 投資回収年15年のときの単価。このときの蓄電容量は上記と異なる。詳細は本編P.88-89参照注3 PVの有無による結果は本編P.83参照

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

PV設備費

基本料金

従量料金

蓄電池設備費

蓄電池価格注2 －

21 万円/kW10 万円/kWh

－29万円/kW14万円/kWh








34 34 41 41 50 50

0.1

6.1 9.2

9.5

43 43

43 36 43 34 43 34

128 128 80 78 70 67 58 55

合計

171

合計

171 合計

157

合計

154

合計

154

合計

151

合計

152

合計

148

0

50

100

150

200年

経費

[百万

円]

2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析－④配電最適化－

配電用変電所以下を共同の自営線（6kV）で受電する場合に相当するモデルを作成し、PVと蓄電池を導入した場合のストレージパリティ条件を分析。PVの導入量、PVを搭載する需要家別に、4つのケースについて分析を実施。

自営線の保守費等を考慮しない場合、蓄電池の価格が6万円/kWh程度の場合、PVの1/2程度の蓄電容量を導入（例えばPV:3MWの場合、蓄電池は1.5MWh程度）する場合が最適蓄電容量であるという結果になった。

蓄電池を個々の需要家に設置するケース（個別最適）と、蓄電池を共用するケース（全体最適）を比較した結果、個別最適よりも、全体最適の方が最適蓄電容量は小さくなり、ストレージパリティとなる蓄電池の価格も約7万円/kWhとなった注1。

15kWh

2,292kWh

なし 2,370kWh

最適蓄電容量

≪Case0≫PVなし

≪Case1≫住宅PVのみ(3,059kW)

≪Case2≫住宅PV＋業務PV

(3,856kW)

≪Case3≫住宅PV＋業務PV＋メガソーラ (4,856kW)

なしなしなし 1,523kWh

PV：1MW、蓄電池：2MWh程度

配電用変電所

小口業務：平均145kW×11口

住宅：約500軒

6kV配電線（最大電力：2MW程度）

想定したモデル配電最適化における蓄電池の最適蓄電容量（蓄電池：6万円/kWh）

電協研注2のモデルを想定し、配電線1本分の需要家が共同で6kVの自営線で受電する場合に相当。

実際は自営線での設備費や運転保守費が発生するが、それを除いた年経費を蓄電池の導入の有無で比較。

注1 本編P.104参照注2 電気共同研究第66巻第1号「配電系統における力率問題とその対応」に示された配電線のモデルのうち、「住宅地域」に近いモデルを模擬。

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

PVの1/2程度の蓄電容量が最適となる。

PV設備費

基本料金

従量料金

蓄電池設備費


2. 複数需要家のストレージパリティ成立条件分析－⑤離島・僻地－

離島・僻地で、供給設備の更新のタイミングで系統から自立しPV・蓄電池による供給に置換える場合を想定した分析を実施。

僻地：PV+蓄電池での自立が経済優位性をもつのは、蓄電池価格が6万円/kWhでも電力供給コストが71円/kWh程度（約4世帯数）の低密集地となり、現実的にはストレージパリティには達しない。

離島：配電費用削減を考慮すれば、連系離島では蓄電池価格が6万円/kWhで電力供給コストが42円/kWh程度の地域（約700世帯）、非連系離島ではさらに大きな離島（約20,000世帯）かつ蓄電池価格が3万円/kWhとなればPV+蓄電池での自立が経済優位性をもつ。このときの導入量の目安として、PVは最大電力需要の10倍程度、蓄電池は年間需要電力量の1%程度。

注1 最大需要電力に対するPV出力の比（カッコ内は実際のPV出力）注2 年間需要電力量に占める蓄電容量の割合（カッコ内は実際の蓄電容量）

配電費用, 7.8 円/kWh配電費用, 1.7 円/kWh

配電費用, 9.9 円/kWh




送電設備費

53 円/kWh

送電設備費

18 円/kWh

送電設備費, 1.6 円/kWh

蓄電池設備費

20 円/kWh

蓄電池設備費

24 円/kWh蓄電池設備費

14 円/kWh

PV設備費

49 円/kWh

PV設備費

16 円/kWh PV設備費

17 円/kWh

発電コスト

10 円/kWh

発電コスト

14 円/kWh

発電コスト

22 円/kWh

合計, 71 円/kWh

合計, 42 円/kWh

合計, 34 円/kWh

0

20

40

60

80

電力

供給

コス

ト[円

/kW

h]

PV比注1

最適蓄電容量比注2

蓄電池価格

22倍（100kW）

1%（110kWh）

6 万円/kWh

8倍（22MW）

1%（100MWh）

6 万円/kWh

9倍（400MW）

1%（1.6GWh）

3 万円/kWh

年間電力需要 22 MWh（約4世帯） 15 GWh（約700世帯） 257 GWh （約2万世帯）

陸僻地（需要密度の低い内陸地）連系離島 (本土と連系している島) 非連系離島 (本土と連系していない島）

PV+蓄電池

での自立

既存系統活用

（配電線連系）

PV+蓄電池

での自立

既存系統活用

（海底ケーブル連系）

PV+蓄電池

での自立

既存設備活用

（ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機）

PVなし

蓄電池なし

－

PVなし

蓄電池なし

－

PVなし

蓄電池なし

－

※ 本来は非連系離島の方が電力供給コストが高いと思われるが、需要規模の違い等によりこの事例においては、連系離島のほうが供給コストが高くなっている点に留意が必要。また、今回の分析では実際の費用を十分考慮できていない可能性がある。


3. 再エネ導入にかかる平均追加費用の算定－試算の概要－

PVと蓄電池を組み合わせて自家消費を行う場合は、遠隔地にPVが設置される場合、あるいはPVのみが導入される場合よりも、出力抑制量や系統安定化対策費用が低減し、蓄電池導入の経済的メリットが出る可能性がある。ここでは蓄電池導入による効用を考慮した2030年時点のPV1kW、1kWhあたりの平均追加費用を試算した。

試算にあたり、PVの設置箇所（遠隔地or住宅）や蓄電池有無、蓄電池の価格別（6万円/kWh or 4万円/kWh）に以下の4つのケースを設定し比較を行った。

kWあたりの平均追加費用：PVの稼動年数（本試算では25年間に設定）全体でかかるコストを試算。

kWhあたりの平均追加費用：発電コスト検証WGの均等化発電原価の考え方に倣い、PVの想定稼動年数で各費用を除すことにより、2030年時点の1年あたりの追加費用として試算。

太陽光の導入量は、非住宅はエネルギーミックスの導入量（5,500万kW）、住宅は昨年度調査における試算値（1,919万kW）

に設定した。蓄電池は、ケースC, C’において住宅の100%に設置されると想定した。

ケース名 PV設置場所蓄電池ケースの特徴イメージ

A 遠隔地PV遠隔地

(5,500万kW)なし

• スケールメリットによりPV設置費用が安価になる。

• 遠隔地から需要地まで電力を供給するため、送電線等の増強費用が必要となる。

B 住宅PV

（蓄電池なし）

住宅

(1,919万kW)

なし

• 住宅PVの自家消費が行われるため、ケースAと異なり、送電線等の増強費用が抑えられる。

• 蓄電池を導入しないため、系統安定化費用の削減効果は期待できない。

C 住宅PV

（蓄電池6万円/kWh）

あり


• ケースBと比較して、蓄電池の追加的な導入コストを要する。一方で、系統安定化費用の削減効果や、出力抑制量の削減効果を期待できる。

C’ 住宅PV



3. 再エネ導入にかかる平均追加費用の算定－試算の概要－

平均追加費用は、以下の2つの視点に分けて試算した。①システム単体の平均追加費用は、事業者および需要家から見た追加費用に近い概念となる。②社会費用を考慮した平均追加費用は、さらに託送料金に転嫁される費用を考慮することから、エネルギーシステム全体の費用に近い概念となる。

① システム単体の平均追加費用：事業者、需要家から見た追加費用

② 社会費用を考慮した平均追加費用：託送料金に転嫁される、配電線増強費用、火力の運転維持費、火力の燃料費削減効果等を考慮した、エネルギーシステム全体の追加費用

費用の算出式は下記のとおり。kWあたりの平均追加費用は、PVの稼動年数全体でかかるコストを試算した（本試算では稼動年

数を25年間に設定）。またkWhあたりの平均追加費用は、発電コスト検証WGの均等化発電原価の考え方に倣い、PVの想定稼動年数で各費用を除すことにより、1年あたりの追加費用に換算した。

① システム単体の平均追加費用＜算出式＞

kWあたり平均追加費用[万円/kW] ＝PV＋蓄電池＋送配電の設備費[万円]

PV設備容量[kW]

kWhあたり平均追加費用[万円/kWh] ＝（PV＋蓄電池＋送配電の設備費[万円] ）/25年

PV発電量[kWh]－年間出力抑制量[kWh]

kWあたり平均追加費用[万円/kW]＝PV＋蓄電池＋送配電の設備費[万円]＋系統安定化対策費用[万円]

PV設備容量[kW]

（PV＋蓄電池＋送配電の設備費[万円]＋系統安定化対策費用[万円]）/25年

PV発電量[kWh]－年間出力抑制量[kWh]kWhあたり平均追加費用[万円/kWh]＝

② 社会費用を考慮した平均追加費用＜算出式＞系統安定化対策費用をさらに考慮


3. 再エネ導入にかかる平均追加費用の算定－kWあたり平均追加費用－

遠隔地PVと比較して、住宅PVの導入費用が高いことや蓄電池の導入費用が影響し、システム単体のkWあたりの費用は、ケースC,C’がケースA, Bを大きく上回る結果となった。

一方で、配電線増強費用・火力の燃料費・運転維持費削減効果等の社会費用を考慮すると、ケースC, C’がケースA, Bを下回る結果となった。

蓄電池にLFC調整機能を持たせることにより、調整力確保のために低い設備利用率で運転していた火力（石油、天然ガス）を停止することが出来るため、燃料費、運転維持費を削減することが可能。

配電線等増強費用は、現行の託送料金とPV導入量に基づく概算である。PVが導入される地点の既存インフラや需給バランスにより増減する点に留意が必要である。

①システム単体の平均追加費用（万円/kW） ②社会費用を考慮した平均追加費用（万円/kW）

注従量料金の場合の最適蓄電池容量にて算出した結果

1.4

11.0 10.512.5

7.5

7.5 7.5

10.420.0

20.0 20.024.3 27.5

38.5 38.0

0

20

40

ケースA ケースB ケースC ケースC'

平均

追加

費用

[万円

/kW

]

送電系統への接続費用蓄電池設置費用

PV（運転維持費） PV（資本費）

平均追加費用（万円/kW）

遠隔地PV 住宅PV蓄電池

なし

住宅PV蓄電池

6万円/kWh

住宅PV蓄電池

4万円/kWh

-4.8 -4.8

-7.1 -7.7

9.7

1.411.0 10.5

12.5

7.5

7.5 7.5

10.4

20.0

20.0 20.0

34.0

27.5 26.6 25.6

-20

0

20

40


平均

追加

費用

[万円

/kW

]

火力の運転維持費変化火力の燃料費変化

配電系統の増強費用送電系統への接続費用

蓄電池設置費用 PV（運転維持費）

PV（資本費）平均追加費用（万円/kW）


なし

住宅PV蓄電池

6万円/kWh

住宅PV蓄電池

4万円/kWh


3. 再エネ導入にかかる平均追加費用の算定－kWhあたり平均追加費用－

システム単体のkWhあたりの費用は、kWあたり費用と同様の傾向となるが、蓄電池の導入により、出力抑制量が減少することから、kWあたりの費用と比較してケースA, BとケースC, C’との差は小さくなる。

配電線増強費用・火力の燃料費・運転維持費削減効果等の社会費用を考慮すると、ケースC, C’がケースA, Bを下回る結果となった。

蓄電池にLFC調整機能を持たせることにより、調整力確保のために低い設備利用率で運転していた火力（石油、天然ガス）を停止することが出来るため、燃料費、運転維持費を削減することが可能。


-1.5 -1.4

-2.2 -2.3

3.3

0.5

3.4 3.2

4.2

2.5

2.3 2.3

3.5

6.7

6.1 6.0

11.4

9.2

8.1 7.7

-5

0

5

10

15


平均

追加

費用

[円/k

Wh]

火力の運転維持費変化火力の燃料費変化

配電系統の増強費用配電系統電圧上昇防止費用



平均追加費用（円/kWh）

注従量料金の場合の最適蓄電池容量にて算出した結果

0.5

3.4 3.24.2

2.5

2.3 2.3

3.56.7

6.1 6.08.1

9.2

11.7 11.4

0

5

10

15


平均

追加

費用

[円/k

Wh]





なし

住宅PV蓄電池

6万円/kWh

住宅PV蓄電池

4万円/kWh


なし

住宅PV蓄電池

6万円/kWh

住宅PV蓄電池

4万円/kWh

①システム単体の平均追加費用（万円/kWh） ②社会費用を考慮した平均追加費用（万円/kWh）


4. 2030～2050年におけるストレージパリティの影響度分析－2030年の結果－

2030年において、蓄電池の価格を考慮した場合に、自然体で蓄電池がどれだけ拡大するか推計を行い、蓄電池を導入しないケースと比較した3E（自給率増加、CO2削減、燃料費削減）への影響評価を行った。

自給率増加、CO2削減、燃料費削減のいずれの観点でも、長期需給見通しで示された2030年の目標値に対しては0.1~1.1%程度の寄与度となった。

下位ケース(6万円/kWh、5.5kWh)

中位ケース(4万円/kWh、7.9kWh)

上位ケース(4万円/kWh、7.9kWh)

蓄電池導入数注1 PV導入世帯の15.8%（61万世帯、152万kW）

PV導入世帯の45.3%（174万世帯、434万kW）

PV導入世帯の100%（384万世帯、768万kW）

Energysecurity

自給率増加注2 +0.02[%ポイント](0.10%)

+0.07[%ポイント](0.28%)

+0.13[%ポイント](0.55%)

Environment CO2削減注2 ▲38[万-CO2トン](0.10%)

▲137[万-CO2トン](0.38%)

▲275[万-CO2トン](0.76%)

Economic efficiency

燃料費削減注2 ▲130[億円](0.25%)

▲338[億円](0.64%)

▲587[億円](1.11%)

注1 従量料金の場合の最適蓄電池容量にて算出した結果注2 （）内の％はそれぞれ2030年の目標値（長期需給見通し）に対する比率

自給率：24.3% CO2排出量：3.6億tCO2 燃料費：5.3兆円自給率増加の（）内は、各%ポイント／24.3%にて算出。

自然体で導入された蓄電池が2030年の3Eへ与える影響（蓄電池が導入されないときとの比較）


4. 2030～2050年におけるストレージパリティの影響度分析－2050年の結果－

2050年の導入量相当まで太陽光が増加した場合の、蓄電池導入による3Eへの影響評価結果を下表に示す。

長期需給見通しで示された2030年の目標値に対して、自給率増加の観点からは1.4～11.8%、CO2削減の観点からは0.9～6.3%、燃料費削減の観点では1.6～9.9%の寄与度となった。




蓄電池導入数注1 PV導入世帯の15.8%（233万世帯、582万kW）

PV導入世帯の45.3%（668万世帯、1,669万kW）

PV導入世帯の100%（1,474万世帯、3,686万kW）

Energysecurity

自給率増加注2,3 +0.35[%ポイント](1.43%)

+1.39[%ポイント](5.74%)

+2.86[%ポイント](11.78%)

Environment CO2削減注3 ▲313[万-CO2トン](0.87%)

▲1,160[万-CO2トン](3.22%)

▲2,250[万-CO2トン](6.25%)

Economic efficiency

燃料費削減注3 ▲849[億円](1.60%)

▲2,745[億円](5.18%)

▲5,243[億円](9.89%)

注1 従量料金の場合の最適蓄電池容量にて算出した結果注2 長期需給見通しの489 [百万kl]と比較により自給率増加分を算出注3 （）内の％はそれぞれ2030年の目標値（長期需給見通し）に対する比率




5. 各国の蓄電池普及・自家消費推進政策の状況

ドイツ・フランス・米国（ハワイ・カリフォルニア）の蓄電池普及・PV自家消費推進政策状況、蓄電池導入に対する支援策を各国政府資料・規制局資料などを基に調査を行った。

各国とも自家消費を目的に施策を制定しているのではなく、賦課金増大による需要家負担の高まりやPV大量導入による系統への問題（ダックカーブ等）が顕在化してきたことを背景とし、結果的に自家消費を促す政策・支援策を導入している。

ドイツフランス米国

ハワイカリフォルニア

政策・支援策PV導入促進から自家消費推進政策へ転換

蓄電池への導入補助策（継続中)

2017年に自家消費に関する法律を制定し余剰買取価格を設定

Net metering（NEM）の廃止。現在は自家消費を進めるプログラムを実施

NEMの改正蓄電池使用に関わる導入補助を実施

対象 PV PV+蓄電池 PV PV or PV＋蓄電池 PV PV+蓄電池

政策・支援策の目的・背景

賦課金増大による需要家負担増

PV出力の抑制(50%に制限)

さらなる再エネ統合のための先行的な枠組み決定

Net meteringによるPV非設置需要家の負担増系統諸問題

買電（小売）価格の引き上げ

― ― ― ピーク時：52.8 円/kWh注2

オフピーク時：13.2 円/kWh注2

（NEMにより買電価格＝売電価格）(ToU導入により時間帯で買電・売電価格

に違いが出る)

売電（買取）価格の引き下げ

2004年： 77 円/kWh2018年： 16 円/kWh注1

全量買取： 29 円/kWh余剰買取： 14 円/kWh

NEM： 29 円/kWh新プログラム： 17 円/kWh

設備への補助導入費用の13%注2 54,000 円/kW ― 39 千円/kWh注3

系統使用料導入 ― 検討中 2,750 円/月 8.3-15.9 千円注4

効果

買取価格の下落と蓄電池コストの低下、導入補助策の影響で順調に蓄電池が拡大

新規設置PVのうち4割が蓄電池を併設

2020年に現在の蓄電池設備容量の3倍に拡大見込

自家消費率30%を越えると月々で収益が出る

プログラムの連系可能量の上限(75.34MW)に到達

蓄電池の導入により、電気代をほぼ削減可能

導入補助により2016までに2MWの家庭用蓄電池が導入（2016年までの全米累計導入量が11.2MW）

注1 2004年はFIT開始時。2018年の価格は自家消費拡大のみを考慮したものではなく、PV導入進展と賦課金増大という背景もある。

注2 SCE社の値を採用注3 2018年2月現在注3 電力会社によって異なる ※ 135円/€、110円/$として換算


目的サービス内容概要実証／ビジネス事例提供者

発電送配電小売メーカ

チャネル

拡大

機器提供

• 自家消費・オフグリッド支援を目的に、需要家へPVや蓄電池、EMSを提供

• PVや蓄電池をリースなどで提供し、電力事業以外での収益を獲得

• Off-grid package（GreenMountain Power）〇〇〇

• Sonnen flat（Sonnen）〇

機器運用・アドバイジング

• 需要家に代わり、PVや蓄電池の運用を一部／すべて行い、需要家の電気料金削減や系統安定化を支援。獲得した収益の一部を需要家に還元

• また、AIやHEMSを活用し、運用ではなくアドバイジングにより、需要家に対して自家消費率を増加するための支援を実施

• GMP Powerwall Offering（Green Mountain Power, Tesla）

〇〇〇〇

• Storage Sharing Platform（Moixa）〇

• GridCredits（Reposit Power）〇

売電・買電仲介

• 既存事業者よりも高い価格で、需要家からPV電力を買電

• 需要家に代わり、PV電力を卸売り市場で売電し、一部収益を獲得

• E.ON Solar Cloud（E.ON）〇〇


コスト

最適化

需要家機器利用• 需要家側のPVや蓄電池を活用し、系統のインバラン

ス調整やピーク対応といった系統運用サービスを実施

• Tennet-Sonnen（TenneTなど）〇〇

• Pilot project of VPP in South Australia（AGL）〇〇

蓄電池のシェアサービス

• 共用の蓄電池や地域分散電源を設置し、需要家側電源の供給力不足時や供給力過剰時に対応し、需要家や系統運用者から対価を獲得

系統設置の蓄電池は存在するが、自家消費率増加を目的として需要家向けに提供されている事例はない

ーーーー

需給計画

• 電力需給計画に影響を与える需要家側のパラメーターが、蓄電池の充放電などにより増加する中で、AIやビックデータ活用により、より正確な計画を作成するサービスを送配電事業者／系統運用者に提供

現状では送配電事業者／系統運用者が実施

ーーーー

6. 再エネ自家消費拡大により想定される新規ビジネス

海外における再エネ自家消費拡大を背景にした新しいビジネスや実証について調査を行い、その目的やサービスを基に分類。

自社事業への影響を踏まえ、海外Utilityやメーカーが「チャネル拡大」「コスト最適化」を目的にしたビジネス・実証を行っている。


7. PV+蓄電池を含めた分散電源の拡大に向けた施策の方向性

これまでの分析で整理してきたとおり、ある一定の条件に基づけばストレージパリティに到達することが可能。

さらに蓄電池による系統安定化費用の削減により、エネルギーシステム全体のコスト削減に寄与する可能性がある。

分散電源拡大に向けた課題とその施策の方向性は以下のとおり。

蓄電池価格が6万円/kWh等を含めた一定条件により

ストレージパリティは達成可能

再エネ導入拡大に向けて、社会費用からもエネルギー

システム全体のコスト削減に寄与

加えて、3Eにも貢献(エネルギー利用の合理化にも資する)

自発的な導入を

阻害している課題を解決することが

社会コスト削減に寄与する

需要家のメリットが十分でない

（投資回収年数が長い）

需要家のメリットがあっても

何らかの理由で導入しない

コスト低減

自家消費

インセンティブの拡大

メーカーの開発によるコスト削減※ 既に実施済み

価格目標設定・補助・税制控除等※ 既に実施済み

小売事業者の需要家向けサービス提供※ 次頁以降で後述

託送料金の負担構造の変更※ 次頁以降で後述

イニシャルコスト

を払えない

物理的な制約

により導入できない

PV・蓄電池等の分散電源のリース・レンタル等のビジネスモデル支援

→ リース・レンタル等での補助・税制控除活用

→ リース・レンタル事業者等の優遇措置等

共用蓄電池やVPP活用等による電力の融通

→ 共用蓄電池の制度的措置（逆潮流等の制度緩和等も含む）

本編第Ⅰ章

本編第Ⅱ章、第Ⅲ章

背景課題施策の方向性

再エネ買取価格の引き下げ※ 既に実施済み


8. 分散電源の導入拡大に向けた各プレーヤーの動向と課題解決の方向性

分散電源の導入拡大に伴った自家消費の増加により、系統運用側では設備の投資回収が困難となりデススパイラルが発生。

分散電源の導入拡大、自家消費の増加を持続的に促進するためには、これらのステークホルダーが持続的に事業を継続できる必要があるため、課題を解決しつつ導入拡大につながるような取組みへの支援策も必要。

分散電源の

自発的導入増

送配電設備の

費用回収困難化安定した事業収益

自家消費増

残余需要減

託送料金の負担構造の変更

（基本・従量料金の割合変更、時間帯別託送料金等）

結果

行動

需要家

系統運用

分散電源の

保有者の負担減注1結果

行動

結果

販売電力量減による

収益注2減（客単価減）

結果

小売

1需要家向けサービス提供によるチャネル拡大

（自家消費支援サービス、売電・買電仲介等）

分散電源活用を含めたコスト削減

（調達費用削減、インバランス支払低減等）

行動

②口数増

③コスト減結果

分散電源の

保有者のメリット増

2

３

注1 非保有者から見た場合の相対的な評価

結果

結果

注2 収益＝客単価×口数－コスト

※ ①②③の詳細な施策の方向性はP.202参照


本編


目次

I. ストレージパリティの3E分析の深掘り・・ 21

II. 再エネ導入のkW・kWhあたり平均追加費用に係る分析・・124

III. 2030年～2050年におけるストレージパリティの影響度分析・・153

IV. 新たなビジネスモデルの検討・・164

V. 政策の方向性・・194


調査の全体像

各章間の関係は下図のとおり。

1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析

2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析

Ⅰ．ストレージパリティの3E分析の深掘り

1. 検討対象とする評価ケースの設定、PV・蓄電池導入量の設定

2. 平均追加費用算定のパラメータ設定、平均追加費用の算出

Ⅱ．再エネ導入のkW・kWhあたり平均追加費用に係る分析

ストレージパリティ影響の評価方法の検討政策の方向性検討

1. 2030年、2050年の再エネ自家消費拡大の推計

2. 3Eに与える影響の分析

Ⅲ． 2030～2050年におけるストレージパリティの影響度分析

1. 海外の政策動向調査

2. 既存の電気事業者に与える影響

3. 新たな担い手・ビジネスモデルの可能性

Ⅳ．新たなビジネスモデルの検討

ストレージパリティの影響の分析

1. 自家消費促進に向けた具体的な施策の方向性

Ⅴ．政策の方向性


Ⅰ．ストレージパリティの3E分析の深掘り

1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析

2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析


Ⅰ．ストレージパリティの3E分析の深掘り－考え方の整理－

昨年度の戸建住宅のみの分析に加えて、今年度は戸建住宅ではその対象を拡大しつつ、集合住宅、業務などへの拡大を実施。

1. 需要家

単体

戸建住宅昨年度調査に加えて、需要パターンの違い、保有設備の違いなどをふまえてさらに分析

電気料金等による影響も分析

業務 8つの業種の平均的な需要パターンを想定し分析

基本料金の低減も含めたPV+蓄電池の導入メリットを分析

2. 複数

需要家

集合住宅戸建住宅の電力需要をベースにモデルの集合住宅を想定し分析

複数世帯での蓄電池の共有による影響を分析

配電最適化複数の需要家を束ねた需要に対する電力供給を想定し分析

個別の需要家の部分最適でなく、配電線レベルでの最適運用によるメリットを分析

離島・僻地離島・僻地への電力供給を具体的な事例を参照し分析

離島・僻地への送電コストとPV+蓄電池による発電コストの差を分析

概要


Ⅰ．ストレージパリティの3E分析の深掘り－ストレージパリティの定義－

昨年度は戸建住宅に着目し、固定価格買取期間終了後の蓄電池追加設置時や、新規PV導入時の蓄電池併設のストレージパリティを評価した。

今年度は、戸建住宅について地域・保有設備のバリエーションを増やすことによる影響を評価。業務需要家も追加対象とした。

集合住宅や配電レベルでの複数需要家を束ねて最適化した場合もモデルケースで評価。

さらに、離島・僻地における系統からの自立による分析も実施。

考え方到達条件戸建業務集合配電

最適化離島・僻地

追加設置

FIT制度が終了した低圧需要家にとって、余剰電力を販売し続けるより、蓄電池を追加設置し自家消費するほうが経済的な状況。

① －－－－

新規導入

需要家にとって、系統電力を購入するよりも、PV＋蓄電池を新規導入し買電を最小限に抑える方が経済的な状況。

集合や配電最適化は複数需要家を束ねることによる最適化のメリットも考慮。

① ② ③ ④ －

自立需要家にとって、系統電力を全く購入せず、

PV＋蓄電池で自立するほうが経済的な状況。

－－－－ ⑤

買電削減注1

＋売電収入

PV価格＋

蓄電池価格

買電削減＋

売電収入蓄電池価格＝

＝

買電費用＋

系統コスト注2

PV価格＋

蓄電池価格＝

需要家単体

注1 基本料金低減含む注2 配電最適化は系統コストを高圧基本料金と模擬して推計。

複数需要家


Ⅰ．ストレージパリティの3E分析の深掘り－分析フロー－

①戸建住宅については標準需要家を対象に、地域・給湯器等の条件や料金メニュー等の条件別に、昨年度と同様の方法でストレージパリティの成立条件を求めた。

②は戸建住宅の需要パターンを活用し、同様に条件別に最適化計算を行った。

③業務はPV単価と蓄電池単価をパラメータとして、同様に条件別に最適化計算を行った。

パラメータを蓄電池単価とし、標準的需要家における蓄電池容量と充放電パターンの最適化計算を実施<H28年度プログラム改良>

標準設備構成を各需要家に適用

• 需要家ごとの蓄電池導入時の経済メリット分布• 蓄電池普及見通し分析

①戸建住宅、②集合住宅の定量評価フロー

【条件設定】• 料金メニュー（季時別料金を含む）

• 売電単価[円/kWh] 等（料金の将来の変化も考慮）

地域・需要機器パターン別標準的需要家の

需要・PV出力作成

業務需要家の需要データ（ 1時間毎・1年分）

パラメータをPV単価・蓄電池単価とし、大口需要家1箇所ごとにPV容量・蓄電池容量と充放電パターンの最適化計算<H28年度プログラム改良>

• 同種の需要家の母数推定に基づく蓄電池普及見通し分析

③業務の定量評価フロー

【条件設定】• 料金メニュー（業務用季時別料金を含む）

• 売電単価[円/kWh] 等（料金の将来の変化も考慮）

パラメータをPV単価・蓄電池単価とし、標準的需要家における蓄電池容量と充放電パターンの最適化計算を実施<H28年度プログラム改良>

戸建住宅の需要パターンからモデル集合住宅を作成


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（戸建住宅）－需要データ（1/2）－

資源エネルギー庁殿から受領した以下のデータを活用して、分析を実施。

受領した5つのデータより8つのパラメーターに変換し、それぞれの関係性を以下に整理。

注1 データは2016年1月1日0時～12月31日23時。注2 北海道のみ、買電ではなく自家消費量。

買電の中には蓄電池からの放電を含む。よって本当の買電は買電ー放電量。

受領データ

受領データ

基礎

所在地（都道府県別）

電力契約（契約会社/料金メニュー）

人員（家族人数、家族構成等）

住宅（建築年、住宅タイプ、延床面積）

設備

太陽光（出力、メーカ、方位、買取価格）

給湯器（種類）

空調（暖房エネルギー源、主暖房種、換気種）

蓄電池（有無、容量（kWh））

分析用注1

充電 (a)

放電 (b)

消費電力量 (c)

発電 (d)

買電 (e) 注2

0

1,000

2,000

3,000

4,000

0時

1時

2時

3時

4時

5時

6時

7時

8時

9時

10時

11時

12時

13時

14時

15時

16時

17時

18時

19時

20時

21時

22時

23時

電力

量[W

h]

本当の買電自家消費売電放電

充電消費電力量発電

受領データと算出可能データの関係

本当の買電：買電 (e) – 放電 (b)

自家消費：消費電力量 (c) – 買電 (e)

売電：発電 (d) – 買電 (e)


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（戸建住宅）－需要データ（2/2）－

受領データにおける需要、発電量は以下のとおり。

以下では北海道の給湯電化、他地域の給湯非電化住宅のデータを除いて評価する。

北陸はサンプル数9と少ないので東北に組み入れた。沖縄はデータなし。

給湯非電化のサンプルは少なく、北海道は特徴的なので昨年度の電力需要データを採用した。

4,373

9,637

8,287

8,321

7,901

7,673

7,877

8,569

6,380

8,003

0 2,500 5,000 7,500 10,000

北海道

東北北陸

関東

中部

関西

中国

四国

九州

≪参考≫昨年度

全体

年間需要 [kWh/年]

4,497

6,673

7,360

8,715

6,731

7,405

7,977

7,597

5,124

7,239

0 2,500 5,000 7,500 10,000

北海道

東北北陸

関東

中部

関西

中国

四国

九州

≪参考≫昨年度

全体

PV発電量 [kWh/年]

69 66

172 1

647 8

526 7

534 5

235 0

48 0

142 0

200 200

2,573 287

サンプル数給湯

非電化数


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（戸建住宅）－電気料金（1/2）－

戸建、集合住宅の電気料金は、昼夜間値差、開始時間等を鑑み九州電力のメニューを参考にした。

需要家のいる地域に特化せず、全国同一の料金メニューを採用。それ以外の設定は昨年度と同様とした。

注1 従量料金：再エネ賦課金2.78(=3÷1.08)円/kWhを加算（昨年度3円/kWh)注2 春秋は3～6月、10、11月、休日は土日祝日年末年始GW。昼：9時～22時、夜：22時～翌日9時注3 年平均では8.75 円/kWh。昨年度は8円/kWh注4 春秋は3～6月，10、11月。休日は土日祝日年末年始GW。昼：9時～15時

従量料金メニュー季時別料金メニュー

買電料金

基本料金 260円/kW 10kW以下1,500円、10～15kW 4,000円

従量料金注1東京電力従量料金B

第2段階料金 24.07 円/kWh

九州電力電化でナイト・セレクト22注2

平日昼：24.44 円/kWh (夏・冬)21.81 円/kWh (春・秋)

休日昼：19.33 円/kWh (夏・冬)16.25 円/kWh (春・秋)

夜：12.06 円/kWh (1年通して)

売電料金注3

九州電力管内回避可能原価注4

平日：10.7 円/kWh (夏・冬)9.2 円/kWh (春・秋)

休日： 6.9 円/kWh (夏・冬)5.8 円/kWh (春・秋)

割引率0%と設定※ 蓄電池普及率計算の際にイノベーション理論を適用


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（戸建住宅）－電気料金（2/2）－

集合住宅、業務の電気料金は、一般料金と季時別料金２つを設定。

需要家のいる地域に特化せず、全国同一の料金メニューを採用した。

注1 業務用では力率改善のためコンデンサーを導入してるところが多いことから割引を考慮。注2 従量料金：再エネ賦課金2.78(=3÷1.08)円/kWhを加算（昨年度3円/kWh)注3 年平均では8.75 円/kWh。昨年度は8円/kWh注4 春秋は3～6月、10、11月。休日は土日祝日年末年始GW。昼：9時～15時

従量季時別① 季時別②

買電料金

基本料金注1 1,860 円/kW 1,200 円/kW 1,860 円/kW

従量料金注2

九州電力業務用電力A

11.83 円/kWh(夏)10.99 円/kWh(夏以外)

九電業務用季時別A-I

24.08 円/kWh(ピーク)20.35 円/kWh(夏昼)19.42 円/kWh(夏以外昼)8.27 円/kWh(夜)

九電業務用季時別A

15.44 円/kWh(ピーク)13.19 円/kWh(夏昼)12.32 円/kWh(夏以外昼)8.27 円/kWh(夜)

売電料金注3

九州電力管内回避可能原価注4

平日昼：10.7 円/kWh (夏・冬)9.2 円/kWh (春・秋)

休日昼： 6.9 円/kWh (夏・冬)5.8 円/kWh (春・秋)

割引率0%と設定※ 蓄電池普及率計算の際にイノベーション理論を適用


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（戸建住宅）－設備概要－

PVや蓄電池についてはいくつかパラメータの候補があるが、以下を想定。

注1 現実的な蓄電容量を5kWhと想定して分析。

戸建集合、業務

PV

資本費 20万円/kW 10.4万円/kW

運転維持費 0.3万円/kW 0.5万円/kW

耐用年数 25年（1.1万円/kW/年) 25年（0.92万円/kW/年)

出力最大需要の1/2をベースに感度分析最大需要の1/2をベースに感度分析

出力パターン各家庭のデータを個別に採用 NEDO日射量DB(METPV-11)より想定

容量地域別データから地域別平均を基に決定 1kW刻みで最適値を適用

蓄電池

設備費 4～9万円/kWhで感度分析

耐用年数 15年

最小蓄電容量設定せず注1 設定せず注1

kW容量 PV容量の1/2（昨年度同様） PV容量の1/2（昨年度同様）

kWh容量最も経済的な値を設定


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（戸建住宅）－分析結果（1/14）－

給湯非電化住宅（昨年度データ）における最適蓄電容量

5kWhを現実的な蓄電容量とすると、定額では6万円/kWh、季時別では4万円/kWhになると需要家のメリットがでる。

PVの容量は実績である4.5kWを採用。

9.84

7.25

4.95

1.99

0.12

7.65

5.24

3.28

0.800.06

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

最適蓄電容量

[kW

h]


定額29/1.08円

季時別

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

0-1 1-2 2-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9超

最適蓄電容量 [kWh]

季時別定額

蓄電池単価と最適蓄電容量（N=200）最適蓄電容量の分布（蓄電池単価6万円/kWh）

蓄電池単価を9万円/kWhから変化させたときに最も年経費が少なくなる蓄電池容量を推計。

現実的な蓄電容量である5kWh程度以上が平均値として成立するのは、定額料金では6万円/kWh、季時別では4万円/kWh以下。

季時別料金では、蓄電容量の最適値は現実的容量である5kWh程度以上となる場合は稀である。

従量単価定額の場合は5kWh以上が54％。

現実的な蓄電容量5 kWh



PVと蓄電池の最適組合せ（1/2）

蓄電池価格を6万円/kWhとした場合に、PV容量を変化させたときの蓄電池の最適容量および年経費を推計。

従量料金の場合はPV5kW,蓄電池5kWhが最適、季時別料金の場合はPV8kW,蓄電池3.6kWhとなり現実的な最低容量に満たない。またPVを増やすことによる年経費の差は大きくない。

1.64

2.643.15

3.28

3.38 3.48 3.54 3.57 3.59 3.60

14.85

12.88 12.54

12.35

12.29

12.25

12.19 12.16 12.15 12.40

13.88

8

10

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

年経費

[万円

]

最適蓄電容量

[kW

h]

PV容量 [kW]

Storage kWh

蓄電池有年経費

蓄電池無年経費

1.14

2.69

4.274.95

5.496.26

6.757.06 7.29 7.43

18.74

16.30 15.78

15.42

15.288

15.286

15.36 15.51 15.69 15.91 16.15

8

10

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

年経費

[万円

]

最適蓄電容量

[kW

h]

PV容量 [kW]

Storage kWh



PV容量を増やすと基本料金が高くなる一方、深夜に放電してもメリットがあるので従量分は安くなる。

最適点は、PV5kW、蓄電池5.5kWhとなる。

10kWまで基本料金が変わらないが、PV容量を増やしても日没後の自家消費に限界があるため蓄電容量も年経費も変化なし。

平均9kW以上では、10kWを超える住宅もあるので基本料金が上がる分年経費が高くなる。

蓄電容量と年経費（従量・蓄電池6万円/kWh）蓄電容量と年経費（季時別・蓄電池6万円/kWh）

5



PVと蓄電池の最適組合せ（2/2）

蓄電池価格を4万円/kWhとした場合も同様に推計。従量だとPV6kW、蓄電池8.8kWhが最適だが、年経費の差は大きくない。

季時別でも4万円/kWhになれば、現実的な最低容量である5kWh以上が最適となる。

3.66

4.565.08

5.24 5.35 5.46 5.51 5.55 5.56 5.56

14.85

12.54 12.05 11.80

11.72

11.67

11.60 11.56 11.55 11.80 13.28

8

10

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

年経費

[万円

]

最適蓄電容量

[kW

h]

PV容量 [kW]

Storage kWh



2.35

4.61

6.527.25

7.88

8.809.41

9.77 9.98 10.1018.74

16.06 15.28

14.69

14.47

14.39

14.36 14.44 14.58 14.77 15.00

8

10

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

年経費

[万円

]

最適蓄電容量

[kW

h]

PV容量 [kW]

Storage kWh



蓄電容量と年経費（従量・蓄電池4万円/kWh）蓄電容量と年経費（季時別・蓄電池4万円/kWh）

6万円/kWhの時と同様の傾向で、より大きな蓄電池の導入で年経費を削減できる。

最適点は、PV6kW、蓄電池8.8kWh。ただし、6万円kWhの時と同じPV5kW、蓄電池7.9kWhの場合でも年経費は▲300円程度。

蓄電池単価が4万円/kWhまで安くなると、季時別料金でも現実的容量である5kWh以上の蓄電池導入が経済的になる。

PV容量を基本料金が上がらない10kWまで増やしていっても年経費や蓄電容量に大きな変化はない。



非電化給湯導入家庭に対して、昨年度データと今年度データとの比較。

従量料金の場合、最適蓄電容量は「1日あたりの発電余剰」と相関が高く、季時別の場合は「18-22時需要」と相関が高い。

最適蓄電容量の分布（従量）最適蓄電容量の分布（季時別）

従量単価定額の場合、最適蓄電容量は1日あたりの発電余剰の年間平均値との相関が高い（昨年度成果）。

北海道の場合、最適蓄電容量の平均値は1.5kWhと昨年度（4.9kWh)と比べ小さい。これは発電余剰が夏に偏っており、冬は余剰無が多いなどばらつきが大きいため充電分を使いきれない日が多いため。

北海道で季時別料金の場合、18-22時需要が小さく最適蓄電容量も小さい。

昨年度データでは比較的蓄電容量が大きくなるが、18-22時需要によりかなりばらつく。

y = 0.323x - 1.4059R² = 0.3411

y = 0.389x + 1.4836R² = 0.3672

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 2 4 6 8 10 12 14 16

最適蓄電容量

[kW

h]

発電余剰 [kWh/日]

北海道定額

太田定額

平均:4.9 kWh

平均:1.5 kWh

y = 0.699x + 0.0082R² = 0.5777

y = 0.4888x + 1.2212R² = 0.6205

0

1

2

3

4

5

6

0 2 4 6 8 10

最適蓄電容量

[kW

h]

18-22時需要 [kWh/日]

北海道季時別

太田季時別

平均:3.3 kWh

平均:1.7 kWh

昨年昨年



PV・蓄電池導入による年経費への影響（昨年度データ・蓄電池6万円/kWh）

昨年度データでは、給湯による電力需要は無いにもかかわらず、季時別料金の方が定額よりも安い。

今回のPV単価設定（1.1万円/kW/年）では、PV導入で年経費を大きく減らせるが、蓄電池併用（定額：4.9kWh、季時別：3.3kWh）でさらに年経費を低減可能。

4.9 4.9 4.9 4.9

1.6

1.7 1.7

1.8

1.8 1.8

2.0 2.0

17.1 9.1

6.7

13.0 5.8

3.6

18.7

15.7 15.3 14.8

12.5 12.3

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

定額

PV電池無

定額

PV有電池無

定額

PV+電池

季時別

PV電池無

季時別

PV有電池無

季時別

PV+電池

平均年経費

[万円

]

PV設備費基本料金電池設備費従量料金



各住宅に一律容量の蓄電池を導入した場合の年経費（季時別）

昨年度データでは、季時別料金での最適蓄電容量は平均3.3kWhだったが、実際は市販の蓄電池から選択することを考慮し、どの住宅にも同一容量の蓄電池を導入する場合の年経費を求めた。

蓄電容量で感度分析すると3kWhで年経費最小となったが、他の容量でも蓄電池設備費と従量料金がほぼ相殺するので年経費の差は小さい。

4.95 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95 4.95

1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80 1.80

0.40 0.80 1.20 1.60 2.00 2.40

5.79 5.26 4.79 4.37 4.01 3.71 3.47

12.54 12.41 12.34 12.32 12.36 12.46 12.61

0

2

4

6

8

10

12

14

0kWh 1kWh 2kWh 3kWh 4kWh 5kWh 6kWh

平均年経費

[万円

]

一律に導入する蓄電容量

PV設備費基本料金蓄電池設備費従量料金



売電単価設定が最適蓄電容量での年経費に与える影響

売電単価を今回設定（九州エリア回避可能原価の季節・平休日4区分）から、一律2円、または4円安くした場合の影響を示す。

売電単価が安くなると売電収入が減って年経費が高くなるが、PV自家消費のメリットが増加するので蓄電容量が増え年経費削減効果も増大。

12.5 13.2

13.8

12.3 12.7 13.1

3.3

4.1

4.8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

買季時別

売4区分

電池無

買季時別

売4区分-2円

電池無

買季時別

売4区分-4円

電池無

買季時別

売4区分

最適電池

買季時別

売4区分-2円

最適電池

買季時別

売4区分-4円

最適電池

平均蓄電容量

[kW

h]

平均年経費

[万円

/年]



季時別の料金メニューによる年経費と蓄電容量の比較

今回季時別料金の基本とした「九電電化でナイト」に対し、「関電eスマート10」は従量料金が高い一方で契約電力が8～10kW以外では基本料金が安い。

しかし、最適蓄電容量と電池なしと比べた年経費の減少分は、「九電電化でナイト」と同程度である。

12.06 11.82 12.54 12.29

3.29 3.28

0

1

2

3

4

5

6

7

0

2

4

6

8

10

12

14

関西eスマート

電池無

関西eスマート

最適電池

電化でナイト

電池無

電化でナイト

最適電池

平均蓄電容量

[kW

h]

平均年経費

[万円

/年]

関電eスマート10 九電電化でナイト22

春秋冬深夜以外：25.80円春秋休日深夜以外：16.25円

夏休日深夜以外：28.67円夏冬休日深夜以外：19.33円

夏平日ピーク13-16時：36.56円春秋平日深夜以外：21.81円

夏平日ピーク・深夜以外：28.67円夏冬平日深夜以外：24.44円

深夜22-8時：14.30円深夜22-8時：12.06円

6kW以下1,100円6kW超過360円/kW

10kW以下1,500円10～15kW 4,000円

対象とした料金メニュー料金メニュー別の年経費の比較



HP給湯機の導入需要家に対して同様に最適蓄電容量を推計。

従量料金の場合は、電力需要が多いため最適蓄電容量が非電化給湯器の導入需要家に比べて大きくなった。

季時別の場合は、非電化給湯器の導入需要家と同程度となった。理由は、最適蓄電容量は18-22時需要と相関が高く、夕方の電力料金が高い時間帯において放電しきれるかという点で最適蓄電用量が決まっているものと推察される。

y = 0.2598x + 2.3564R² = 0.5622

0

5

10

15

20

25

0 10 20 30 40 50

最適蓄電容量

[kW

h]

日平均発電余剰 [kWh]

給湯電化29/1.08円定額y = 0.5904x + 0.5777

R² = 0.6195

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 2 4 6 8 10 12 14 16

最適蓄電容量

[kW

h]


給湯電化季時別

最適蓄電容量の分布（従量）最適蓄電容量の分布（季時別）

最適蓄電容量は、日平均発電余剰との相関が強い。

全体の平均は15kWhの日平均発電余剰のうち、6.3kWh。

季時別料金の場合は、18-22時需要（昼間料金でPV出力なしの時間帯）との相関が高い。

全体平均は18-22時需要4.2kWh/日に対し3.1kWh。

平均:6.3 kWh

平均:3.1 kWh



最適蓄電容量の地域別平均値

東北は冬季夜間の暖房需要が多いが、この時の発電余剰は少ないので大きな蓄電容量では利用率が低下する。

北海道は、電化給湯が69軒中3軒と少なく夜間需要が少ない。

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

0 1 2 3 4 5 6

最適蓄電容量

[kW

h]


北海道平均

東北平均

東京平均

中部平均

関西平均

中国平均

四国平均

九州平均

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0 5 10 15 20

最適蓄電容量

[kW

h]

発電余剰 [kWh/日]

北海道平均

東北平均

東京平均

中部平均

関西平均

中国平均

四国平均

九州平均

太田平均

発電余剰と最適蓄電容量（従量） 18-22時需要と最適蓄電容量（季時別）

日平均発電余剰と定額従量単価での最適蓄電容量について、地域別平均を比較すると、北海道の蓄電容量が小さいほかは、昨年度（太田）を含め線形関係にある。

18-22時需要と季時別料金での最適蓄電容量について地域別平均を比較すると、北海道と東北以外はかなり近い結果となった。



最適蓄電容量の分布

給湯電化住宅について蓄電池単価6万円/kWhでの最適蓄電容量の計算結果についてヒストグラムを示す。

従量定額単価に対し、季時別では、蓄電容量の最適値は半減する。

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%0

0 t

o 1

1 t

o 2

2 t

o 3

3 t

o 4

4 t

o 5

5 t

o 6

6 t

o 7

7 t

o 8

8 t

o 9

9 t

o10

10t

o1

1

11t

o1

2

12t

o1

3

13t

o1

4

14t

o1

5

15t

o1

6

16t

o1

7

17t

o1

8

18t

o1

9

19t

o2

0

20t

o2

1

≧2

1

最適蓄電容量 [kWh]

定額

季時別



2種の料金メニューで、給湯電化住宅における年経費の平均を評価。

蓄電池なしでは、季時別料金の採用で定額と比較して年5.2万円安くなる。

蓄電池なしに対する蓄電池ありの削減額は、定額で0.7万円、季時別で0.8万円程度。

蓄電池6kWhを一律に導入した場合は、季時別では蓄電池なしよりも高くなる。

21.11 20.43

15.90 15.97 15.07

6.3

6.0

3.1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0

3

6

9

12

15

18

21

24

定額

電池無

定額

最適電池

季時別

電池無

季時別

6kWh

季時別

最適電池

平均蓄電容量

[kW

h]

平均年経費

[万円

/年

]



料金メニューによる年経費の差（蓄電池：6万円/kWh）

年経費の内訳で変化するのは蓄電池設備費と従量料金のみ。

最適容量の電池の場合、従量料金の減＞蓄電設備費の増となって合計が減る。

6kWh導入では、従量料金の減＜蓄電設備費の増で合計が増える。

7.1 7.1 7.1 7.1 7.1

2.3 2.3 2.4 2.4 2.4

2.5 2.4 1.2

11.7 8.6

6.4 4.1

4.4

21.11 20.43

15.90 15.97 15.07

0

5

10

15

20

定額

電池無

定額

最適電池

季時別

電池無

季時別

6kWh

季時別

最適電池

平均年経費

[万円

]

PV設備費基本料金蓄電池設備費従量料金



戸建住宅向けの蓄電池最適容量のまとめ（蓄電池6万円/kWh）

蓄電池の価格が6万円/kWhとすると、現実的な蓄電池の容量を5kWhとする場合、6万円/kWhで需要家メリットが出るのは非電化給湯器の標準地域の従量料金、および電化給湯機の従量料金の場合。

寒冷地の場合は、給湯需要を電化給湯以外でまかなっていることなどから電力需要が少なく、大きな蓄電池を保有しても充電量を活用することができないため、結果的に小さな蓄電池が最適となった。

季時別料金については、PVを導入することによる年経費削減が大きく、蓄電池導入によるメリットが相対的に減少するため蓄電池の最適容量は3kWh程度にとどまる。蓄電池価格が4万円/kWhになると、蓄電池容量が5kWh以上となる。

非電化給湯器電化給湯機

標準地域寒冷地

従量料金PV：4.5 kW注1

蓄電池：4.9 kWh

PV：5.0 kW

蓄電池：1.5 kWh

PV：6.4 kW

蓄電池：6.3 kWh

季時別料金PV：4.5kW注2

蓄電池：3.3 kWh

PV：5.0 kW

蓄電池：1.7 kWh

PV：6.4 kW

蓄電池：3.1 kWh

注1 非電化給湯器（標準地域）、従量料金でPV：5kWの場合は、蓄電池：5.5kWh注2 非電化給湯器（標準地域）、季時別料金で蓄電池価格が4万円/kWh、PV：4.5kWの場合は、蓄電池：5.2kWh

戸建住宅向け最適蓄電容量のまとめ（蓄電池6万円/kWh）


≪参考≫投資回収可能な住宅の比率と普及率

蓄電池容量を6kWhに固定し、給湯電化住宅で投資回収年が5年・10年・15年となる比率を蓄電池単価をパラメータとして求めた。

さらに、昨年度と同じくInnovator理論に基づく普及率を求めた。

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

投資回収可能な住宅の比率と普及率


5年回収 10年回収 15年回収 Innovator理論での普及率

2.5%8.4%

30.6%

投資回収可能な住宅の比率と普及率（従量）投資回収可能な住宅の比率と普及率（季時別）

普及率は、季時別料金の場合より高くなり、8万円で6.6％、6万円で18.3％、4万円で46.2％となる。これは、深夜に放電しても買電量削減の経済効果が大きいためである。

昨年度の普及率と比較すると、8万円で15%→2.5％、6万円で31%→8.4％と小さくなった。これは、給湯電化+季時別料金の場合は蓄電池普及が遅れることを意味する。

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

0 2 4 6 8 10

投資回収可能な住宅の比率と普及率


5年回収 10年回収 15年回収 Innovator理論での普及率

6.6%

18.3%

46.2%


≪参考≫家庭用電気料金プラン調査－結果の概要－

本試算で用いる低圧電気料金プランの金額が、他の料金メニューと大きな差はないことを示すため、現存の57個の電気料金プランを比較した。

基本料金、電力量料金、時間パターンの３点において、季時別料金の中で平均的なものであると考えられる。

評価の手順評価結果

九州電力「電化でナイト・セレクト

22」

関西電力「eスマート10」

基本料金 • 平均程度

• 契約電力が6kW以下であれば安価

• 6~10kWであれば平均程度

従量料金 • 平均より大幅に安価 • 平均程度

時間パターン• 共に夜間料金時間帯が22時～翌8時であり、

夜間料金終了時刻は最頻値である。※ なお、夜間料金開始時間は23時が最頻値である。

九州電力「電化でナイト・セレクト22」は最も太陽光発電の設備導入が進んでいる地域のオール電化プランとして採用の価値があると考えられる。

関西電力「eスマート10」は契約電力が6～10kWの家庭であれば比較検討した3点において平均的なプランと考えられる。

≪Step1≫分析対象の確認と抽出

• 全国の家庭の契約電気料金プランを過去の資料、アンケートから示し、従量料金プランが60～70%を占め、季時別料金プラン（オール電化プラン含）が15～20%、電化プランが10~12%というシェアを確認する。

• 本3E分析の試算で用いる戸建て住宅元データの契約電気料金プランを確認し、上位5種を抽出する。

• 2017年10月時点で新規契約の可能な全国の家庭用電気料金プラン57種を抽出する。

≪Step2≫電力量プランによる整理

• 抽出された①従量料金プランと②季時別料金プランに分けたのち、②-1季時別プラン（オール電化プラン）と②-2それ以外の季時別プランに分け、１日内の時間帯の差、平日・休日による差、季節による差の有無によって4種類ずつに分割し整理する。

≪Step3≫抽出プランを比較検討

• 多数を占めるものの基本料金、従量料金、時間パターンのそれぞれについて比較検討する。そして、試算で用いる九州電力「電化でナイト・セレクト22」と関西電力「eスマート10」が採用するに不適切でないことを確認する。


≪参考≫分析に使用する電気料金プランについて

九州電力「電化でナイト・セレクト22」と関西電力「eスマート10」の電力量料金の設定は以下の通り。

出所）「電化でナイト・セレクト」、九州電力HP、閲覧日2018/2/27[http://www.kyuden.co.jp/user_menu_plan_denka-de-night.html]

出所）「eスマート10」、関西電力HP、閲覧日2018/2/27[https://kepco.jp/ryokin/menu/esmart10]

九州電力「電化でナイト・セレクト22」電力量料金設定関西電力「eスマート10」電力量料金設定


59.5%

10.3%

4.2%0.8%

5.9%

1.2%

18.0%

従量料金プラン

オール電化プラン、オール電化に

メリットのあるプラン

夜間に割引されるプラン

一定程度まで定額のプラン

ガス、携帯電話・スマートフォン、

ガソリン等とのセット割

その他

わからない

≪参考≫家庭用電気料金プランのシェア調査－契約種シェア（1/2）－

過去の資源エネルギー庁殿のアンケート調査、弊社mifのアンケート結果（2017年度）を調査した。

従量料金プランが全体の60～67%程度を占めている。

オール電化プランを選択している方が全体の10～12%程度となっている。

季時別料金プランは全体の15～20%程度と考えられる。（オール電化プランには季時別料金が設定されているため、季時別料金の一種であると整理。）

出所)「民生部門エネルギー消費実態調査」、資源エネルギー庁、P.111-112、2016/3より三菱総研作成

家庭用電気料金プラン種シェア（資源エネルギー庁殿）家庭用電気料金プラン種シェア（弊社mif)

(n=518)(n=30000)

出所）三菱総研 mif生活者市場予測システム 2017年度アンケート結果

「その他」回答結果

季時別合計14.5%季時別総数106

従量全体66.7%


23.8%

47.3%

14.7%

0.7%

3.0%

1.2%

9.4%従量料金プラン

オール電化プラン、オール電

化にメリットのあるプラン

夜間に割引されるプラン

一定程度まで定額のプラン

ガス、携帯電話・スマートフォ

ン、ガソリンとのセット割

その他

わからない

27.7%

21.6%21.5%

9.6%

9.5%

5.6%

1.6% 0.8%

0.5% 0.4%

1.3% 電化上手

Eライフプラン

はぴeタイム

電化deナイト

ファミリータイムI I

やりくりナイト10

やりくりナイト8

タイムプラン

従量電灯B

エルフナイト10プラス（Vあっ

たか）その他

≪参考≫家庭用電気料金プランのシェア調査－契約種シェア（2/2）－

試算に用いる元データの戸建住宅はすべ太陽光パネルが備え付けられていることから、mifアンケートでも太陽光発電システム保持者に絞って電気料金プランの契約種シェアを調査した。

2030年断面を考察するならば、本試算には従量料金プランではなく、季時別料金プランを設定し、比較する必要がある。

家庭用電気料金プラン種シェア（戸建て住宅元データ）

（n=2632）

出所)各電力会社ウェブサイトより三菱総研作成

家庭用電気料金プラン種シェア（弊社mif)

（n=1965）

出所）三菱総研 mif生活者市場予測システム 2017年度アンケート結果

本試算に用いる戸建住宅の契約電気料金プランのうち200件を超える上位5種を抽出すると、東京電力「電化上手」注、中部電力「Eライフプラン」注、関西電力「はぴeタイム」、九州電力「電化deナイト」注、中国電力「ファミリータイムII」である。

注当該プランは2017年現在新規加入が不可能なプラン

弊社mifのアンケートで太陽光発電システム保持者に絞るとオール電化プランが50%弱と最も多く、季時別料金は62%のシェアである。

62%


≪参考≫家庭用電気料金プラン－電気料金プラン全種まとめ－

2017年10月現在で新規加入が可能な一般電気事業者の契約電気料金プラン57種を整理した。

家庭用電気料金プラン種

電力会社プラン名種類

eタイム3プラス季時別(オール電化)

時間帯別電灯（ドリーム8）季時別

ピーク抑制型時間帯別電灯（ドリーム8エコ）季時別

従量電灯B 従量

従量電灯C 従量

よりそう+ファミリーバリュー従量

よりそう+シーズン＆タイム季時別(オール電化)

よりそう+ナイト12 季時別

よりそう+ナイト＆ホリデー季時別



よりそう+ナイトS 季時別

よりそう+サマーセーブ季時別


プレミアムS 従量

プレミアムL 従量

スマートライフプラン季時別(オール電化)

夜トク8 季時別

夜トク12 季時別

スタンダードS 従量

スタンダードL 従量

アクアエナジー100 従量


スマートライフプラン季時別

スマートライフプラン（朝とく）季時別

スマートライフプラン（夜とく）季時別



東京電力

中部電力

北海道電力

東北電力

※ ただし、本資料では、同じプラン名でもその中で時間帯の細かな選択肢があるものは別プランであると整理。

例)九州電力「電化でナイト・セレクト」

電力会社プラン名種類

くつろぎナイト12 季時別



はぴeタイム季時別(オール電化)

eスマート10 季時別

時間帯別電灯季時別

季時別電灯PS 季時別

従量電灯A 従量


エコノミーナイト季時別

ファミリータイムⅠ 季時別(オール電化)

ファミリータイムⅡ 季時別(オール電化)

電灯ピークシフトプラン季時別



ホリデーeプラン季時別

時間帯別eプラン季時別

スマートeプラン[タイプL＋] 季時別(オール電化)

スマートeプラン[タイプH＋] 季時別(オール電化)



電化でナイト・セレクト21 季時別(オール電化)




Eeホームホリデー季時別(オール電化)

Eeホームフラット季時別(オール電化)

時間帯別電灯季時別

従量電灯従量

北陸電力

中国電力

四国電力

九州電力

沖縄電力

関西電力


≪参考≫電力量料金プラン種類による整理Ⅰ

電力量料金の種類は季時によりkWhあたりの金額が変化しない従量料金プランと変化する季時別料金プランがある。

季時別料金は時間帯、平日・休日、季節のそれぞれにより差があるか否かで分類できる。

季時別料金プランパターン

概要区分

時間帯平日・休日季節

ⅰ昼・夜のように時間帯によって

1日内での金額の差をつけたプラン（平日・休日、季節による差はなし）

○ × ×

ⅱ時間帯に加え

平日・休日による金額の差をつけたプラン（季節による差はなし）

○ ○ ×

ⅲ時間帯に加え

季節による金額の差をつけたプラン（平日・休日による差はなし）

○ × ○

ⅳ時間帯、平日・休日、季節

すべてにおいて金額の差をつけたプラン○ ○ ○

従量料金※

季時に寄らず使用kWhによって段階的に1kWhあたりの金額が変化するプラン。

季時別料金

時間帯、休日・平日、季節のいずれかによって1kWhあたりの金額が変化するプラン。

※ 「従量電灯」以外に東京電力「スタンダードS、L」、「プレミアムS、L」、「アクアエナジー100」、東北電力「よりそう+ファミリーバリュー」を含む。

電力量料金プランの分類


≪参考≫電力量料金プラン種類による整理Ⅱ

2017年10月現在で新規加入が可能な57種の電気料金プランをP.50の表ⅰ～ⅳに従って整理するとそれぞれの区分に当てはまるプラン数を整理した。

さらにP.48で抽出した戸建住宅データの中で契約数の多かった5種のプランはそれぞれⅰ～ⅳのうち下記の区分に対応する。

以上5種のうちⅰ区分が存在しないこと、ⅲ区分が最も多いこと、そして②-1-ⅱ区分に該当する新規加入なプランが0であることを考慮。

本検討では表内の青塗りつぶし部分、①、②-1-ⅲ、②-2-ⅲ、②-1-ⅳ、②-2-ⅳについて、基本料金・電力量料金、時間パターンについて比較検討を行った。

新規加入可能な電気料金プラン数整理

①従量 ②-1 季時別（オール電化）

②-2 季時別事例

ⅰ

22※区分は存在しない

3 11

ⅱ 0 5 • 中部電力「Eライフプラン」

ⅲ 4 3• 東京電力「電化上手」• 九州電力「電化deナイト」• 中国電力「ファミリータイムII」

ⅳ 6 3 • 関西電力「はぴeタイム」

合計 22 13 22


≪参考≫基本料金整理－①従量料金プラン－

従量料金プランの基本料金は平均328円/kVA程度（契約kVAあたり）である。

0

100

200

300

400

500

600

従量電灯

B,C

従量電灯

B

よりそう

+ファミリーバリュー

スタンダード

S,L

従量電灯

B

プレミアム

S,L

アクアエナジー

100

従量電灯

B,C

従量電灯

B,C

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

B

従量電灯

北海

道電

力

東北

電力

東北

電力

東京

電力

東京

電力

東京

電力

東京

電力

中部

電力

北陸

電力

関西

電力

関西

電力

中国

電力

中国

電力

四国

電力

四国

電力

九州

電力

沖縄

電力

円/k

VA

平均：328 円/kVA

従量料金プランの基本料金


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

円

契約電力量(kW)

東北電力よりそう+シーズン

＆タイム(kW)

東北電力よりそう+サマー

セーブ(kW)

関西電力はぴｅタイム

九州電力電化でナイト・セ

レクト21,22,23

関西電力 eスマート10

関西電力季時別電灯PS

≪参考≫基本料金整理－②季時別料金プラン－

季時別プランの基本料金には従量料金プラン同様の主開閉器契約※（kVA)に加え、実量契約※（kW)のプランが存在する。

契約容量が6kVA(6kW)や10kVA(10kW)を境目にして、円/kVA(kW)が変化するプランが多数。

本分析で対象となる戸建住宅の契約容量は10kVAもしくは10kW以下が主であるため、当範囲で比較を行った。

関西電力「eスマート10」は契約電力が6kW以下では安価だが、6kWを越えると大きく料金が上昇し、他プラン相当となる。

九州電力「電化でナイト・セレクト」は平均的な料金である。

季時別主開閉器契約(kVA)の基本料金

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

円

契約電力量(kVA)

北海道電力 eタイム3プラス

東北電力よりそう+シーズン＆

タイム(kVA)

中国電力ファミリータイムⅠ

中国電力ファミリータイムⅡ

北海道電力ピーク抑制型時間

帯別電灯（ドリーム8エコ）

東北電力よりそう+サマーセー

ブ(kVA)

中国電力電灯ピークシフトプ

ラン

四国電力スマートeプラン[タ

イプH＋]

沖縄電力 Eeホームホリデー

北陸電力くつろぎナイト12

季時別実量契約(kW)の基本料金

※ 次頁参照


≪参考≫主開閉器契約と実量契約について

主開閉器契約は主開閉器の定格電流によって契約電力が決定し、すべての電気機器を一括して遮断するもので、ハードに制約がある契約である。単位はkVAもしくはA。

実量契約は「その月の料金算定期間中において、スマートメーターにより計量された30分ごとの使用電力量の値を2倍した値の最大値と、前11ヶ月の30分ごとの使用電力量の値を2倍した値の最大値のうち、いずれか大きい値」により決定する契約である。単位はkW。

実量契約における契約電力主開閉器契約における契約電力

出所)「契約電力・契約容量の決定方法（実量契約・主開閉器契約）」、東北電力HP、閲覧日2018/2/27[https://www.tohoku-epco.co.jp/dprivate/menu/lowpressure.html]


15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

35

従量電灯

B,C

従量電灯

B

スタンダード

S,L

従量電灯

B

従量電灯

B,C

従量電灯

B,C

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

B

従量電灯

よりそう


プレミアム

S,L


10

0

北海

道電

力

東北

電力

東京

電力

東京

電力

中部

電力

北陸

電力

関西

電力

関西

電力

中国

電力

中国

電力

四国

電力

四国

電力

九州

電力

沖縄

電力

東北

電力

東京

電力

東京

電力

円/k

Wh

15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

35

従量電灯

B,C

従量電灯

B

スタンダード

S,L

従量電灯

B

従量電灯

B,C

従量電灯

B,C

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

B

従量電灯

よりそう



100

北海

道電

力

東北

電力

東京

電力

東京

電力

中部

電力

北陸

電力

関西

電力

関西

電力

中国

電力

中国

電力

四国

電力

四国

電力

九州

電力

沖縄

電力

東北

電力

東京

電力

円/k

Wh

15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

35

従量電灯

B,C

従量電灯

B

スタンダード

S,L

従量電灯

B

従量電灯

B,C

従量電灯

B,C

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

A

従量電灯

B

従量電灯

B

従量電灯

よりそう



100

北海

道電

力

東北

電力

東京

電力

東京

電力

中部

電力

北陸

電力

関西

電力

関西

電力

中国

電力

中国

電力

四国

電力

四国

電力

九州

電力

沖縄

電力

東北

電力

東京

電力

円/k

Wh

≪参考≫電力量料金比較ー①従量料金プランー

従量料金プランの段階的金額変更の区切りは、120kWhと300kWhであり、それぞれの範囲での1kWhあたりの金額を整理した。使用kWh数に関係なく全プランの平均を試算すると、24.3円/kWh。

従量料金プラン～120kWh 従量料金プラン 120～300kWh 従量料金プラン 300kWh～

※ 図中、北海道電力の従量電灯B、Cは「～120kWh、120～280kWh、280kWh～」の区分け※※ 図中、東北電力の「よりそう+ファミリーバリュー」は「～400kWh、400kWh～」の区分け※※※ 図中、東京電力の「プレミアムS、L」は「400kWhまでは定額、400kWh～」の区分け

平均：19.8 円/kWh

16.7～23.5 円/kWh

※ ※※

19.78

24.78

29.2

平均：24.8円/kWh

21.3～29.7円/kWh

平均：29.2円/kWh

23.0～33.4円/kWh

※※※ ※ ※※

※※※


時間のパターンA 夏

0時 24時8時 23(22)時10(13)時 17(18)時

時間のパターンA 春秋冬

0時 24時8時 23(22)時

ナイ

トタ

イム

休

日

ファミ

リータ

イム

ファミ

リータ

イム

デイタイム

（夏）

平

日ナイ

トタ

イム

ナイ

トタ

イム

休

日

平

日ナイ

トタ

イム

ファ

ミ

リー

タイム

デイタイム

（夏以外）

※夏より安

価

ファミ

リータ

イム

電化プランのうち時間帯に加え季節による金額の差をつけたプラン（平日・休日による差はなし）であり、計4種が存在

4種共に、すべての季節でピーク料金を含む3段階の料金設定である。

≪参考≫電力量料金比較ー②-1-ⅲ電化＋時間帯差＋季節差プランー時間分け

10(13)時 17(18)時

時間のパターンB 夏冬

0時 24時8時 23時10時 17時

時間のパターンB 春秋

0時 24時8時 23時10時 17時

平

日

夜間

休

日

オフ

ピーク夏冬ピーク

オフ

ピーク夜間

夜間オフ

ピーク

その他季

ピーク

(夏冬より安

価）

オフ

ピーク夜間

平

日

休

日

該当電気料金プラン• 中国電力「ファミリータイムⅠ」「ファミリータイムⅡ」• 北海道電力「eタイム3プラス」（括弧内時間）

該当電気料金プラン• 東北電力「よりそう+シーズン＆タイム」


≪参考≫電力量料金比較ー②-1-ⅲ電化＋時間帯差＋季節差プランー

夏季冬季ピーク、その他季ピーク、デイタイム

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

オフピーク、ファミリータイム夜間、ナイトタイム

北海道電力eタイム3プラス

東北電力よりそう+シーズン＆タイム











27.0

11.4

※ 季節によってピーク料金が異なるプランについては最も高いピーク料金を青点、それ以外の料金を橙で表現している。

平均：36.2円/kWh 平均：27.0円/kWh 平均：11.4円/kWh

計3種の電力量料金の一覧を作成。

ピーク料金の平均36.2円、ピーク以外の昼料金の平均は27.0円、夜間料金の平均は11.4円である。


ピーク

昼、

オフ

ピー

ク

夜間

休

日

平

日

夜間

昼、

オフ

ピー

ク

時間のパターン夏※

0時 24時7(8)時 23時13時 16時

時間のパターン春秋冬※

0時 24時7(8)時 23時

該当電気料金プラン

• 北海道電力「ピーク抑制型時間帯別電灯（ドリーム8エコ）」• 東北電力「よりそう+サマーセーブ」（括弧内時間）• 中国電力「電灯ピークシフトプラン」

※ 北海道電力「ピーク抑制型時間帯別電灯（ドリーム8エコ）」ではピークが存在するのが冬、ピークのない側が春夏秋となっている。

夜間夜間昼、

オフピーク

平

日

休

日

電化プラン以外で時間帯に加え季節による金額の差をつけたプラン（平日・休日による差はなし）であり計3種存在する。

3種共に、1つの季節のみピーク料金を含む3段階で、それ以外の季節では2段階の料金設定である。

≪参考≫電力量料金比較ー②-2-ⅲ 時間帯差＋季節差プランー時間分け


≪参考≫電力量料金比較ー②-2-ⅲ 時間帯差＋季節差プランー

※ 縦方向に複数点並んでいるプランは、昼時間帯の中での従量料金体系があるプランである。

ピーク一般の昼夜間

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

北海道電力ピーク抑制型時間帯別電灯（ドリーム8エコ）

東北電力よりそう+サマーセーブ

中国電力電灯ピークシフトプラン








ピーク料金の平均は56.5円/kWh、ピーク以外の昼料金の平均は29.9円/kWh 、夜間料金の平均は11.7円/kWhである。

電化プラン（②-1-ⅲ）と比較するとピーク料金の平均が20円/kWh程度高い。



≪参考≫電力量料金比較－②-1-ⅳ 電化＋時間帯差＋平休日差＋季節差プランー時間分け

電化プランのうち時間帯、平日・休日、季節全てにおいて金額の差をつけたプランであり、計6種存在する。（九州電力「電化でナイト・セレクト」3種含）

3種共に、平日はすべての季節でピーク料金を含む3段階、休日は2段階の料金設定である。


時間のパターンA 春秋冬

休

日生活

夜間

生活昼生活

夜間

平

日

夜間夜間

生活昼

※夏より安価生活

生活

平

日

休

日

0時 24時7時 23時10時 17時

0時 24時8時 23時10時 17時

平日デイタイム

（夏）

休

日休日デイタイム

平

日

ナイト

タイム

リビン

グタイ

ムナイト

タイム

時間のパターンB 夏

0時 24時9時 23時17時

0時 24時9時 23時17時

時間のパターンB 春秋冬

リビン

グタイ

ムナイト

タイム

休

日休日デイタイム

平日デイタイム

（夏以外）

※夏より安価

平

日

ナイト

タイム

該当電気料金プラン• 関西電力「はぴｅタイム」• 沖縄電力「Eeホームホリデー」

該当電気料金プラン• 四国電力「スマートeプラン[タイプH＋]」

時間のパターンC 夏冬

0時 24時8時※ 22時※

時間のパターンC 春秋0時 24時

夜夜

平

日

平日昼

（夏冬）

休

日

休日昼

（夏冬）

平日昼

（春秋）

※夏冬より安価夜

休

日

休日昼

（春秋）

（夏冬より安価）

平

日

夜

※8時→7時、9時 22時→21時、23時のプランがある。

該当電気料金プラン• 九州電力「電化でナイト・セレクト21、22、23」

※8時→7時、9時 22時→21時、23時のプランがある。

8時※ 22時※


0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

≪参考≫電力量料金比較－②-1-ⅳ 電化＋時間帯差＋平休日差＋季節差プランー


ピーク料金の平均は32.3円/kWh 、ピーク以外の昼料金の平均は23.7円/kWh 、夜間料金の平均は12.0円/kWhである。

夏ピーク、その他季ピークリビングタイム、生活ナイトタイム、夜間

関西電力はぴeタイム

四国電力スマートeプラン[タイプH+]

沖縄電力Eeホームホリデー

※ 季節によってピーク料金が異なるプランについては最も高いピーク料金を青点、それ以外の料金を橙で表現している。※ 四国電力のスマートeプラン[タイプH+]はどの季節でも4種料金であるが、リビングタイムはピークとは異なるため、この区分の料金と考えた。

九州電力電化でナイト・セレクト21、22、23











電化プラン以外で昼夜、平日・休日、季節全てにおいて金額の差をつけたプランであり、計3種存在する。

季節問わずピーク料金を含む3段階料金の設定が1種、夏以外の季節ではピーク料金のない2段階料金の設定が2種である。

時間のパターンB 夏

0時 24時8時 22時13時 16時

時間のパターンB 春秋冬0時 24時8時 22時


0時 24時8時 20時

時間のパターンA 春秋冬0時 24時8時 20時

ナイト

タイム

リビン

グタイ

ム、

オフ

ピーク

デイタイム、

ピーク

リビ

ング

タイ

ム、

オフ

ピー

ク

ナイト

タイム

リビングタイム、

オフピーク

平

日

休

日

平

日ナイト

タイ

ム、夜

リビングタイム、

オフピーク

ナ

イ

ト

タ

イ

ム

、

夜

休

日

休日昼休

日

夜

平日昼

（夏）

夜

平

日

平

日

夜

平日昼

（夏以外）

※夏より安価夜

休

日休日昼

≪参考≫電力量料金比較－②-2-ⅳ 時間帯差＋平休日差＋季節差プランー時間分け

該当電気料金プラン• 関西電力「eスマート10」「季時別電灯PS」

該当電気料金プラン• 北陸電力「くつろぎナイト12」


0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

≪参考≫電力量料金比較－②-2-ⅳ 時間帯差＋平休日差＋季節差プランー


ピーク料金の平均は38.8円、ピーク以外の昼料金の平均は26.3円、夜間料金の平均は12.1円である。

電化プラン（②-1-ⅳ)と比較するとピーク料金の平均は6.5円/kWh程度高い。

※ 季節によってピーク料金が異なるプランについては最も高いピーク料金を青点、それ以外の料金を橙で表現している。※ 縦方向に2点並んでいるプランは、季節によってオフピークの料金が異なるプランである。※ 縦方向に3点並んでいるプランは、時間帯内での従量料金体系である。

平日昼、ピーク休日昼、リビングタイムナイトタイム、夜間

北陸電力

くつろぎナイト12

関西電力

Eスマート10

関西電力

季時別電灯PS

北陸電力


関西電力

Eスマート10

関西電力

季時別電灯PS

北陸電力


関西電力

Eスマート10

関西電力

季時別電灯PS



0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

円/k

Wh

≪参考≫電力量料金比較ー②季時別料金プランまとめー

電力量料金の比較結果について統合した。

ピーク料金帯の平均は37.9円/kWh、オフピーク料金帯の平均は27.4円/kWh、夜間料金帯の平均は11.8円/kWhと計算される。

特にピーク料金について、オール電化プランは、そうでない季時別プランに比べて安価に設定されている。

九州電力「電化でナイト・セレクト」はその中でも特に安価であると言える。

関西電力「eスマート10」は各時間帯料金プラン平均値との乖離が小さく、現在の一般的な電力量料金として採用し、分析に使用するのに適しているのではないかと考えられる。

ピーク料金の一覧

※ 赤印が九州電力「ナイトセレクト」、青印が関西電力「eスマート10」を示す。

オフピーク料金の一覧夜間料金の一覧

電化+時間差+季節差

時間差+季節差

電化+時間差+平休日差＋季節差

時間差+平休日＋季節差


時間差+季節差




時間差+季節差





（ :2層のみの場合のピーク料金）

≪参考≫時間パターン比較－季時別料金プランのみー

各季時別料金プラン内でピーク料金が存在している季節、平日・休日でのみ比較した。

比較対象の季時別料金16種の中で最も安価な夜料金の開始時間は23時が最頻値で、次いで22時。終了時間は朝の8時が最頻値で、次いで7時。

同様に16種の中で、ピークタイムが終わり、中層料金が開始する時間は、17時が最頻値で、次いで16時。

以上を踏まえると、中層料金は17時～23時、夜料金は23時～8時が最も一般的だといえる。

季時別料金プランのピーク料金時間がある場合の時間パターン一覧

※ 表内の色が濃いほどkWhあたりの料金が高い時間帯。 ※ 赤点線はkWhあたり料金の切り替わり時間の最頻値を示している。※ 季節によりkWhあたりの料金が異なっていてもピークが存在する場合は同じ時間パターンとして整理した。※ 九州電力「電化でナイト・セレクト」と北陸電力「くつろぎナイト12」は1日の中では最大で昼夜の2種料金のみ設定されているため、上記のような記載にした。

時0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

北海道電力 eタイム3プラス




北海道電力ピーク抑制型時間帯別電灯

（ドリーム8エコ）



関西電力はぴｅタイム

四国電力スマートeプラン[タイプH＋]

九州電力電化でナイト・セレクト21



沖縄電力 Eeホームホリデー

北陸電力くつろぎナイト12

関西電力 eスマート10

関西電力季時別電灯PS

時間パターン区切り

②-1-ⅲ

②-2-ⅲ

②-1-ⅳ

②-2-ⅳ

:最安料金、夜料金 :中層料金、リビングタイム料金 :ピーク料金

8時 23時17時


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（業務）－需要データ（1/2）－

業務需要家の需要データは、SII（一般社団法人環境共造イニシアチブ）が公表しているBEMSデータを使用。

モデル住宅を構築・設定し、需要パターンを模擬。

以下のBEMSデータを5,746件を匿名化し公開

➢ H23年度BEMSアグリゲータ補助金

➢ H27年度エネルギー使用合理化等事業者支援補助金

出所）「エネマネオープンデータサイト」SII、閲覧日2018/2/27 https://www.ems-opendata.jp/

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920212223

平米

あた

り消

費電

力量

kW

h/㎡

ホテル

1月 4月 7月 10月

業務需要家のデータ概要データ例

時


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（業務）－需要データ（2/2）－

SII（環境共創イニシアチブ）の公開データより、以下の合計858棟を抽出。

測定時期が2014年1月1日から1年間

最大電力が50kW以上（高圧の料金メニューを適用するため）

データ欠損がないもの

対象棟数N

平均延床面積

m2

平均最大電力

kW

平均負荷率

小売 363 6,374 333 20%

オフィスほか 142 4,820 262 32%

生活関連・娯楽 94 2,564 165 28%

医療・福祉 85 5,149 193 40%

飲食サービス 42 929 103 29%

教育・学習支援 54 6,925 263 24%

倉庫 39 6,769 182 33%

宿泊 37 5,092 224 42%

業種分類具体例

卸・小売飲食料品・機械器具・各種商品卸売・小売

オフィスほか製造業・建設業・金融業・電力・ガス・鉄道

生活関連・娯楽冠婚葬祭・映画館・劇場・スポーツ施設・遊技場

医療・福祉病院・診療所・介護施設・保健所・保育所

飲食サービス飲食店・持ち帰り・配達飲食サービス

教育学習支援学校・塾・公民館・図書館・博物館・動物園

倉庫倉庫・冷蔵倉庫およびその管理事務所

宿泊ホテル・旅館・会社の宿泊施設

注教育・倉庫・宿泊はサンプル数が少ないので、2013年10-12月に測定開始したデータを追加。各業種分類に含まれる具体的な内訳は不明だが、一般に右表が含まれる。

データ概要業種分類のイメージ


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（業務）－業種別日負荷曲線－

年平均日負荷曲線および、PVを契約電力の50％分導入した場合の残余需要の年平均日負荷曲線を示す。

0

20

40

60

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100

120

140

160

0 3 6 9 12 15 18 21 24

年平均需要

[kW

]

オフィス等

卸・小売

宿泊

倉庫

医療福祉

教育

娯楽

飲食

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 3 6 9 12 15 18 21 24

年平均需要

[kW

]

オフィス等

卸・小売

宿泊

倉庫

医療福祉

教育

娯楽

飲食

オフィス等は、昼休みの減があり、深夜・早朝は昼の半分程度。

卸・小売は、10ー19時がほぼフラットで昼夜間の差が大きい。

すべて夕方ピークに変わっているが、もともと夕方ピークの小売、宿泊、飲食のピークは、ほとんど変わらない。

業種別日負荷曲線（PV＝なし）業種別日負荷曲線（PV＝契約電力/2）

時時


1. 需要家単体のストレージパリティの成立条件分析（業務）－分析結果（1/21）－

業種別の最適蓄電容量と契約電力（PV50%・季時別）

業務用季時別料金で、PV容量を最大需要の50％とする場合の最適蓄電容量の業種別平均は「教育」「宿泊」が多い。

PV・電池無の時の契約電力の1/3～1/2（PV容量の40～60分相当）程度の蓄電池導入が経済的となる。

「医療」「宿泊」は、昼需要があって発電余剰が少なく、年経費削減率も少ない。「教育」は発電余剰も経費策削減も大きい。

94 103 77 64 57 135 68 129

223

262

165

192

103

255

197

224

0

40

80

120

160

200

240

280

0

20

40

60

80

100

120

140

PV・電池無での業種別平均契約電力

業種別平均蓄電容量

[kW

h]

Storage kWh PV電池無契約電力

[kW]

小売オフィス娯楽医療飲食教育倉庫宿泊

発電余剰5kWh/日未満 48% 20% 27% 84% 33% 13% 39% 76%

平均年経費削減率 2.2% 2.6% 3.5% 2.1% 3.1% 4.6% 2.6% 2.3%



最大需要と最適蓄電容量（PV50%・季時別）

PV・電池無での最大需要と最適蓄電容量との相関は、オフィス・小売では低いが他の業種では比較的高い。

宿泊・娯楽・倉庫では、最大需要の0.5時間分（PV容量の1時間分）程度の蓄電容量が最適となっている。

最大需要の分布は、小さい方に偏っている。近似式から大きく外れるものも多い。

y = 0.3707x + 11.077R² = 0.3859

y = 0.197x + 50.977R² = 0.2562

0

100

200

300

400

500

600

700

0 500 1000 1500

最適蓄電容量

[kW

h]

PV・電池無での最大需要 [kW]

小売

オフィス

y = 0.4124x + 29.208R² = 0.501

y = 0.5478x + 3.8277R² = 0.5454

y = 0.5178x - 7.8586R² = 0.6008

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

0 500 1000

最適蓄電容量

[kW

h]


教育

宿泊

娯楽

y = 0.2224x + 29.13R² = 0.3923

y = 0.297x + 6.6272R² = 0.4326

y = 0.4748x - 17.87R² = 0.7204

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0 200 400 600 800

最適蓄電容量

[kW

h]


飲食店医療倉庫

最大需要と最適蓄電容量（小売・オフィス）最大需要と最適蓄電容量（教育・宿泊・娯楽）最大需要と最適蓄電容量（飲食・医療・倉庫）



業種別の契約電力と最適蓄電容量との関係（PV50％季時別）

蓄電容量の契約電力に対する比率は、飲食・教育・宿泊が大きく、医療と倉庫は小さい。

y = 0.4381x + 1.9895

R² = 0.5864

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 50 100 150 200 250 300

業種

ごとの

平均蓄

電容量

[kWh

]

PV・電池無での契約電力の業種別平均 [kW]




業種別の年経費削減率と蓄電池の導入効果（PV50％季時別）

蓄電池導入による年経費の削減率は2～5％で、教育が最も大きい。契約電力の削減量が大きいためと思われる。

蓄電容量あたりの年経費削減額は、0.4万円/kWh程度だが、宿泊・飲食・小売が低い。

この3業種は、契約電力の削減に必要な蓄電容量が大きい。

2.2% 2.6% 3.5% 2.1% 3.1% 4.6% 2.6% 2.3%0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

0.30

0.35

0.40

0.45

0.50

0%

1%

2%

3%

4%

5%

年経費削減額

/蓄電容量

[万円

/kW

h]

蓄電池導入による年経費削減率

年経費削減率削減額/蓄電容量



残余需要の波形例（1/8）（小売)

夏冬の最大電力を蓄電池で削減し、基本料金削減率が高い。（東北で冬の需要が大きい）

発電余剰は春から秋にあるものの、その割に蓄電池の利用率は84％で深夜電力の充電も多い。

蓄電池導入後も負荷率は25％と低く、年経費削減率は3.1%にとどまる。(なお日曜祝日は終日深夜と同じ買電単価のため、深夜充電は行わない。)

-100

-50

0

50

100

150

200

250

1/1 1/31 3/2 4/1 5/1 5/31 6/30 7/30 8/29 9/28 10/28 11/27 12/27

Net Load w/o Batt Net Load with Batt

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

-200

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-100

-50

0

50

100

150

200

250

1/1 1/2 1/3 1/4 1/5 1/6 1/7 1/8 1/9 1/10

Sto

red

Energ

y

Net

Load

Netload Net Load with Batt Stored

PV容量 102 kW 基本料金削減率 16.3 %

蓄電池容量 117 kWh 従量料金削減率 2.8 %

日平均発電余剰 40.1 kWh 年経費削減率 3.1 %

日間蓄電容量利用率注 84 %

注日間蓄電容量利用率＝年間放電電力量/蓄電容量/365 （毎日フル充放電で100％）



残余需要の波形例（2/8）（オフィス等)

夏の最大電力を蓄電池で大きく削減し、基本料金削減率が高い。

発電余剰が少ないので深夜電力の充電が多い。

しかし蓄電池導入で負荷率を10％以上向上でき、蓄電容量利用率も小売のモデルと同程度である。このため年経費を5%以上減らせる。

PV容量 93.5 kW 基本料金削減率 25.4 %





-100

-50

0

50

100

150

200

1/1 1/31 3/2 4/1 5/1 5/31 6/30 7/30 8/29 9/28 10/28 11/27 12/27


0

50

100

150

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250

300

350

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-100

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0

50

100

150

200

8/2 8/3 8/4 8/5 8/6 8/7


[kW]



残余需要の波形例（3/8）（娯楽)

所在地が東北であつことから需要が冬に多くなっているが、冬の最大電力を蓄電池で大きく削減し、基本料金削減率が高い。

発電余剰が多いが春から秋には需要が少なく、年間の負荷率は蓄電池導入後でも17％と低い。

しかし、他のモデル需要家と比べ従量料金削減率が高く、年経費削減率も6.3%と高い。






-100

-50

0

50

100

150

200

1/1 1/31 3/2 4/1 5/1 5/31 6/30 7/30 8/29 9/28 10/28 11/27 12/27


[kW]

0

50

100

150

200

250

300

350

400

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

2/3 2/4 2/5 2/6 2/7 2/8 2/9 2/10N

et

Load

Net Load with Batt Net Load w/o Batt Stored

Sto

red

En

ergy

[kW

h]



残余需要の波形例（4/8）（医療)

冬および夏の最大電力を、比較的少ない容量の蓄電池で削減している。

発電余剰はほぼゼロでPVは既に十分自家消費されている。

蓄電池導入効果は、契約電力を減らす効果がほとんどで年経費削減が小さい。



日平均発電余剰 0 kWh 年経費削減率 2.2 %



-20

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1/1 1/31 3/2 4/1 5/1 5/31 6/30 7/30 8/29 9/28 10/28 11/27 12/27


0

50

100

150

200

250

300

350

400

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-50

0

50

100

150

200

2/4 2/5 2/6 2/7 2/8 2/9 2/10Load

, PV

Net Load with Batt Net Load w/o Batt FlatStored

Sto

red

En

ergy

[kW

h]



残余需要の波形例（5/8）（飲食店)

夏の最大電力を蓄電池で大きく削減している。

発電余剰は定休日と思われる火曜または月曜以外は少なく、深夜電力の充電が多い。

契約電力の減少の効果は大きいが年経費削減率は2.6%にとどまる。






0

100

200

300

400

500

600

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0

50

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150

200

8/1 8/2 8/3 8/4 8/5 8/6 8/7 8/8

netload Net Load with Batt FlatStored

[kW]

-100

-50

0

50

100

150

200

1/1 1/31 3/2 4/1 5/1 5/31 6/30 7/30 8/29 9/28 10/28 11/27 12/27




残余需要の波形例（6/8）（教育)

東北で12月の最大電力を蓄電池で大きく削減しており、基本料金削減率が非常に大きく、他のモデルと比較して年経費削減率が6.6％と最も大きい。

発電余剰は秋に多く、蓄電容量利用率は83%にとどまる。






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400

500

600

700

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-100

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11/10 11/11 11/12 11/13 11/14 11/15 11/16 11/17


[kW]

-100

-50

0

50

100

150

200

250

1/1 1/31 3/2 4/1 5/1 5/31 6/30 7/30 8/29 9/28 10/28 11/27 12/27




残余需要の波形例（7/8）（倉庫)

春秋の需要が少なく負荷率が低い。このため発電余剰が多いので、PV自家消費の効果が比較的大きく従量料金を2.4％減らせているが、契約電力の減が比較的小さく、年経費削減は3.1％にとどまる。

蓄電池容量が小さく利用率は高い。






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0

50

100

150

200

1/1 1/31 3/2 4/1 5/1 5/31 6/30 7/30 8/29 9/28 10/28 11/27 12/27


0

30

60

90

120

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210

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-20

0

20

40

60

4/28 4/29 4/30 5/1 5/2 5/3 5/4 5/5 5/6

Net Load with Batt Net Load w/o Batt FlatStored



残余需要の波形例（8/8）（宿泊)

大きな容量の蓄電池で夏のピークを減らしている。このため基本料金減は大きいが、蓄電池設備費増も多い。

負荷率が高く特に夏は深夜も含め需要が多い。昼の需要もあるので発電余剰が非常に少なく、蓄電容量利用率は低い。

これらにより年経費削減率は1.6％と小さい。






-50

0

50

100

150

200

250

12/22 2/10 4/1 5/21 7/10 8/29 10/18 12/7

Net Load w/o Batt Net Load with Batt0

50

100

150

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250

300

350

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450

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50

100

150

200

250

8/2 8/3 8/4 8/5 8/6 8/7 8/8 8/9

netload Net Load with Batt FlatStored

[kW]



蓄電池導入による年経費比較（モデル需要家）（1/2）

需要ごとのばらつきが大きく平均値では分りにくいため、各業種からPV・蓄電池無での契約電力が200kW（PV容量100kW）程度のモデル需要家を選び比較した。

蓄電池導入で基本料金・従量料金とも安くなるが、基本料金の減少の影響が大きい。

93 93 86 86 78 78 83 83 87 87 105 105 75 75 108 108

383 321 343 256 315 247 334 288 362 304 414 305 271 237

440 364

536 520

661 647

241 228

826 819 664 653

570 555

320 313

1,210 1,193

47 44

41

25

41 51

21

64

合計

1,012

合計

981

合計

1,090 合計

1,033

合計

635

合計

594

合計

1,243

合計

1,216 合計

1,114

合計

1,085

合計

1,089 合計

1,017

合計

667

合計

646

合計

1,758

合計

1,730

0

500

1,000

1,500

2,000

蓄電

池価

格6万

円/k

Whの

とき

の年

経費

[万円

]


なし51 kW

117 kWh

PV

最適蓄電容量

102 kW

なし47 kW

111 kWh

93.5 kW

なし43 kW

103 kWh

85.5 kW

なし46 kW63 kWh

91 kW

なし48 kW

102 kWh

95.5 kW

なし58 kW

128 kWh

115 kW

なし41 kW53 kWh

82 kW

なし59 kW

161 kWh

118 kW

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

蓄電池無し

蓄電池有り

PV設備費

基本料金

従量料金

蓄電池設備費



蓄電池導入による年経費比較（モデル需要家）（2/2）

PV導入で買電量が減ると、負荷率は低くなる

さらに、蓄電池導入により最大電力を下げると負荷率は高くなる。

PV、蓄電池導入によるモデル需要家の負荷率の変化

小売オフィス娯楽医療飲食教育倉庫宿泊

PV導入前 27.1% 36.7% 18.0% 45.8% 36.1% 26.0% 27.1% 51.1%

PV導入後 21.5% 31.7% 14.1% 39.9% 29.7% 21.1% 20.9% 45.6%

PV+蓄電池導入後 25.1% 42.6% 16.6% 46.4% 35.7% 28.4% 23.3% 55.3%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

負荷

率

PV導入前 PV導入後 PV+蓄電池導入後



PVの有無での蓄電池単価と蓄電容量等（オフィス・季時別）

PVなしでも契約電力の削減による効果から蓄電池を導入するメリットがある。

PVを最大需要の1/2入れた場合は、蓄電池単価が6万円/kWhの場合、103kWhが最適となる。

252 252 253 254 254 262 262

19 19 16 14 12 9 9 6 6 6 0 0 0

50

100

150

200

250

300

0

300

600

900

1,200

1,500

1,800

0 10 20 30 40

蓄電容量

[kW

h],

契約電力

[kW

]

年経費

[万円

/年]


電池無年経費電池有年経費電池無契約電力

電池有契約電力蓄電容量

1,4831,524 1,554 1,569 1,578 1,588

190 195

208

213 224 232 232 238 238 251 251

327 313

267

146

103

73 51 24 24 13 13 13

0 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

0 10 20 30 40

蓄電容量

[kW

h],

契約電力

[kW

]

年経費

[万円

/年]


電池無年経費

電池有年経費

電池無契約電力

電池有契約電力

蓄電容量

蓄電池30万円/kWhでも6kWh導入で契約電力を6kW下げるのが最適となった。蓄電池年経費の増30万円/15年は、基本料金1.9万円の減より若干大きいものの、深夜電力の利用を増やすことで経済的となるため。

蓄電池6万円/kWhでも。最適容量は16kWhであり、年経費の減も限定的。

PVを需要最大の50％（平均131kW）導入すると、蓄電池が契約電力減とPV自家消費による従量料金減の両方に寄与。このため、最適蓄電容量は9万円/kWh以下で急増する。

蓄電池の有無で年経費を比較すると、基本料金の減が大きいが、PV無での結果と比較すると自家消費によるメリットとの相乗効果があると言える。6万円/kWhのとき年経費は▲42万円（設備費+41万円、基本料金▲70万円、従量料金▲13万円）

蓄電池単価と年経費（PV：なし）蓄電池単価と年経費（PV：最大需要の1/2）

6



電気料金の違いによる最適蓄電容量の変化

季時別ではない通常の業務用の料金の場合、深夜と通常時の値差によるメリットが無い分、蓄電池容量も年経費削減額も小さくなる。

1,6101,6091,6021,5931,533

251251

250238232222215199

0 0 1

13 13 15 24

57

127

313

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

0 10 20 30 40

蓄電池容量

[kW

h] 契約電力

[kW

]

年経費

[万円

]




蓄電池無契約電力

蓄電池有契約電力

蓄電容量

1,4831,524 1,554 1,569 1,578 1,588

190 195

208

213 224 232 232 238 238 251 251

327 313

267

146

103

73 51 24 24 13 13 13

0 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

0 10 20 30 40

蓄電容量

[kW

h],

契約電力

[kW

]

年経費

[万円

/年]


電池無年経費

電池有年経費

電池無契約電力

電池有契約電力

蓄電容量

[再掲]蓄電池単価と年経費（季時別料金（業務用季時別A））蓄電池単価と年経費（従量料金（業務用電力A））

電池単価 9万円/kWh 6万円/kWh

蓄電容量 41 kWh 78 kWh

設備費 +25 万円 +31 万円

基本料金 ▲46 万円 ▲62 万円

従量料金 ▲2 万円 ▲3 万円

年経費計 ▲23 万円 ▲34 万円

電池単価 9万円/kWh 6万円/kWh






注増減はPVあり蓄電池なしとの比較



PV容量と最適蓄電容量の関係（オフィス・小売（季時別））

PV容量を0~786kW（需要最大262kWの3倍）まで増加させる時の最適蓄電容量等の平均値の変化を示す。

PV容量を最大需要以上に増やしていくと契約電力の減少幅が小さくなる。

1,700

1,5691,505

1,4041,338

1,687

1,5461,454

1,3451,273

262252

250 248 247 241 239252

232 218 210 206 202

189 182

16 26

51

92 111

123 132

162 169

0

40

80

120

160

200

240

280

320

360

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

0 200 400 600 800

蓄電池容量

[kW

h] 契約電力

[kW

]

平均年経費

[万円

]

平均PV容量 [kW]



蓄電池無契約電力

蓄電池有契約電力

蓄電容量

1,472

1,3501,269

1,1731,056214

185175

156 147 140

223212 211

205

19 26

49

83

102

129

198

231 256

0

40

80

120

160

200

240

280

320

360

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

0 200 400 600 800

蓄電池容量

[kW

h] 契

約電力

[kW

]

平均年経費

[万円

]

平均PV容量 [kW]

蓄電池無年経費蓄電池有年経費蓄電池有契約電力蓄電池無契約電力蓄電容量

PV無でも蓄電池16kWhが導入されるが、PV容量を増やすと共に、蓄電容量の増が契約電力の減とPV自家消費による従量料金の減の双方に寄与する。

PV容量を需要最大以上に増やしていくと、契約電力の減に限界があるので蓄電容量増も飽和していく。

小売はオフィスと比較して最大需要は大きいが、PV+蓄電池でオフィスより小さな契約電力となる。

PV容量を400kW程度以上に大きくするとさらに契約電力を下げられるが、蓄電容量も大きくなって年経費の減はあまり大きくならない。

PV容量と年経費（オフィス、蓄電池6万円/kWh） PV容量と年経費（小売、蓄電池6万円/kWh）



PV容量と年経費との関係（オフィス・季時別）

PV容量が需要最大262kWの0％、50％、100％の時の蓄電池有無による年経費内訳の変化を示す。

PV・蓄電池導入は基本料金と従量料金の両方の減に寄与するが、PVは従量分に、蓄電池は基本料金の減に多く寄与するため併設が効果的となる。

0 0144 144

288 288

6

4153

497 479

475 405

468 383

1,203 1,201 968 955749 729

1,700 1,6871,588 1,546 1,505 1,454

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

PV0%

電池無

PV0%

最適電池

PV50%

電池無

PV50%

最適電池

PV100%

電池無

PV100%

最適電池

平均年経費

[万円

]

従量料金基本料金蓄電池設備費 PV設備費

PV/最大需要 50% 100%






注増減は蓄電池なしとの比較



業種別の蓄電池導入見込み（Battery kWh=PV kW）

PVを契約電力の50％、蓄電池をPV容量の1時間分導入する場合、単価が8万円/kWhでも、2～3割程度の導入が見込める。

住宅に8万円/kWh×6kWh導入の場合の投資回収年は15年を超え、2.5％のイノベーターしか導入しなかったが、業務用では、基本料金と従量料金双方の削減が見込めるため、早期の普及が期待できる。

オフィスほかでの投資回収年の分布（右図）を見ても、6万円/kWhで78％が回収年10年以下となっている。

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

投資回収年 [年]

4万円/kWh 6万円/kWh 8万円/kWh

蓄電池単価

8万円/kWh 6万円/kWh 4万円/kWh

小売 18% 36% 55%

オフィスほか 26% 42% 61%

生活関連・娯楽 30% 42% 66%

医療・福祉 22% 37% 57%

飲食サービス 18% 35% 54%

教育・学習支援 29% 46% 63%

倉庫 22% 35% 54%

宿泊 21% 40% 56%

業種別普及率(イノベーション理論) 投資回収年のヒストグラム（オフィス）



蓄電池単価と投資回収年の関係（1/2）

時間容量を2時間以上に固定した場合、蓄電池単価を16万円/kWhから減少させていくと12万円/kWh以下で最適蓄電容量が変化する。

蓄電池価格が9-15万円/kWh（19-30万円/kW）のときに投資回収年が15年となる。

蓄電池単価と最適蓄電容量(時間容量2h以上) 蓄電池単価と投資回収年（時間容量2h以上）

0

50

100

150

200

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18

最適

蓄電

容量

[kW

h]


小売オフィス等娯楽医療

飲食教育倉庫宿泊

0

5

10

15

20

25

0 2 4 6 8 10 12 14 16

投資

回収

年[年

]


小売オフィス等娯楽医療

飲食教育倉庫宿泊



蓄電池単価と投資回収年の関係（2/2）

モデル需要家において、投資回収年が15年のときの蓄電池のスペック及びkW単価、kWh単価は以下のとおり。

蓄電池価格が9-15万円/kWh（19-30万円/kW）のときに投資回収年が15年となるが、「オフィス等」「教育」において単価が高くても導入可能となった。

理由としては、昼夜の電力需要が比較的パターン化しており、PV＋蓄電池による基本料金、従量料金減に寄与しやすいためと考えられる。

蓄電池単価と蓄電池出力・蓄電容量（時間容量2h以上）

蓄電池出力

蓄電容量蓄電池設備費

kW単価 kWh単価

kW kWh 万円万円/kW 万円/kWh

小売 50.8 101.5 1,055 20.79 10.4

オフィス等 46.8 93.5 1,344 28.75 14.4

娯楽 42.8 85.5 1,110 25.97 13.0

医療 45.5 91.0 913 20.07 10.0

飲食 47.8 95.5 1,016 21.27 10.6

教育 57.5 115.0 1,717 29.87 14.9

倉庫 41.0 82.0 791 19.30 9.7

宿泊 59.0 118.0 1,097 18.59 9.3


2. 複数需要家のストレージパリティの条件分析（集合住宅）－分析概要－

集合住宅のストレージパリティの分析方針

集合住宅の実需要データが得られなかったので、資源エネルギー庁殿から受領した戸建住宅（九州地区142軒）の中から需要量の少ない50軒を選び、その合計需要を高圧一括受電の全電化マンションのモデルとした。

今回は共用部の需要は考慮していない。

年間需要量の142軒の平均は8,569kWh、集合住宅モデルの50軒平均は5,802kWhであった。

PVの設置容量はパラメータ（0～100kW）とし、出力波形はNEDO日射量DB(METPV-11)の福岡市のデータから設備利用率が13%となるような波形を作成した。（50軒中28軒は福岡県で、時刻別出力は50軒のPV出力合計とほぼ同じ）

-30

-20

-10

0

10

20

30

40

50

60

0 6 12 18 24

PV0kW

PV25kW

PV50kW

PV100kW

[kW]

集合住宅モデルの残余需要集合住宅PV50kWモデルの時刻別出力

0

5

10

15

20

25

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

PV

50

kWの年平均出力

[kW

]

セキスイハイム1戸建50軒平均 NEDO日射量九州平年受領データ


2. 複数需要家のストレージパリティの条件分析（集合住宅）－分析結果（1/4）－

集合住宅におけるPV容量と年経費

高圧一括受電の集合住宅（九州低需要戸建50軒分・契約電力127kW）に業務用季時別A-Iを適用すると、PV容量1時間分を上回る程度の蓄電容量が最適となる。

PV容量が100kW程度以上では、発電余剰分を買電単価の高い22時までに使いきれなくなるので、110kWh程度で飽和する。

614 586

563 547 536 529 603 575

540 513 503 493

18 18

45

76

102 106

117 117 10797

96 95

127 127 127 127 127 127

0

50

100

150

200

250

300

350

400

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0 20 40 60 80 100

契約電力

[kW

] 最適蓄電池容量

[kW

h]

年経費

[万円

]

PV容量 [kW]

電池無年経費電池有年経費

蓄電容量電池有契約電力

電池無契約電力PV容量 0 kW 100 kW


PV年経費 0 万円 +92 万円

蓄電池年経費 +7 万円 +42 万円




注増減はXXとの比較



集合住宅 PV+蓄電池導入後の残余需要波形例

PV60kW導入時、最適蓄電容量の75.6kWhを導入した場合の残余需要波形例を示す。

最大逆潮は6月2日に発生しており、蓄電池導入で35kW→16kWに削減している。なお、最大需要は1月25日早朝に発生している。

0

50

100

150

200

250

300

350

400

-100

-50

0

50

100

5/28 5/29 5/30 5/31 6/1 6/2 6/3 6/4Net

Load

Net Load with Batt Net Load w/o Batt Stored

Sto

red

En

ergy

[kW

h]

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

140

1/1 2/20 4/10 5/30 7/19 9/7 10/27 12/16


蓄電池有無による年間残余需要の違い最大逆潮発生期の残余需要



集合住宅 PV/蓄電池導入による年経費の変化

PVも電池も無い状態からPV60kWを導入すると、基本料金は変わらないがPV設備費以上に従量料金が減る。

更に蓄電池76kWhを導入すると、基本料金・従量料金とも削減され、PV・蓄電池ともに無い時と比べ100万円以上の年経費減となる。

55 5530155

155 119

458 336310

614

547513

0

100

200

300

400

500

600

700

PV電池無 PV有電池無 PV+電池

年経費

[万円

]従量料金

基本料金

電池設備費

PV設備費



集合住宅における蓄電池の普及見込み

今回は、九州の戸建住宅50軒分から作ったモデル1ケースのみの評価のため、普及見込みは不正確だが、8万円/kWhでの導入は厳しく、6万円ではEarly

Adopterまでの16％、4万円ではEarly Majorityまでの50％の普及が目安となる。

蓄電池単価6万円/kWhの場合、PV30kW 蓄電池30kWhの組合せの方が、利用率が高まり、投資回収年10.5年となって有利となる。

PV容量 30kW 60kW 90kW

蓄電池容量 30 kWh 60 kWh 90 kWh

設備費増 +12 万円 +24 万円 +36 万円

年経費減 ▲17 万円 ▲28 万円 ▲35 万円

投資回収年 10.5 年 12.5 年 15.3 年

普及率見込み 16 % 16 % 2.5 %

蓄電池単価 8万円/kWh 6万円/kWh 4万円/kWh

契約電力注 ▲31 万円/年 ▲31 万円/年 ▲31 万円/年

設備費増 +32 万円 +24 万円 +16 万円

年経費減 ▲20 万円 ▲28 万円 ▲36 万円

投資回収年 16.6 年 12.5 年 8.4 年

普及率見込み 2.5 % 16 % 50 %

注契約電力は127kW→102kW

PV60kW・蓄電池60kWh導入時の経済性評価 PV導入量を変えた時の経済性評価（蓄電池6万円/kWh）


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（配電最適化）－分析概要（1/3）－

配電線単位での蓄電池導入効果の算出（考え方）

メガソーラーと近隣の住宅・業務用需要家を組合せたモデル配電系統を構築し、経済性分析を実施。

配電用変電所の下にぶら下がる需要については、電協研のモデル系統等を参考にした。

蓄電池を個々の需要家に設置するケース（個別最適）に加え、蓄電池を共用するケース（全体最適）についても検討し、最適な設置容量や運用の変化について分析する。

PV：1,000kW蓄電池：2,000kWh配電用変電所小口業務：平均145kW×11口住宅：500軒

6kV配電線

モデル系統の例



想定したモデルの概要

電気協同研究第66巻第１号「配電系統における力率問題とその対応」に示された配電線モデルのうち、「住宅地域」に近いモデルを作成。

今回モデルは、配電線1本分の需要家が共同で6kVの自営線で受電する場合に相当。

低圧需要は戸建住宅の関西分（約500軒）、高圧需要は低圧と同じ2016年計測分11棟を使用。

電協研モデルでは、高圧産業用需要家3棟計606kWを含むが、今回モデルは業務用のみ11棟で、全国各地の宿泊330kW、教育315kW、娯楽133+122kWのほか、小売7棟を含む。また、メガソーラーの所内電力は無視する。

電協研住宅地域今回モデル備考

配電線最大電力 2,113kW注1 2,267kW

今回モデルの低圧は関西の534軒で、給湯非電化は5軒のみ。

低圧が季時別個別契約の場合、契約電力合計は6,934kWに相当。

左欄のkWは、PV導入無しの場合

配電線最小電力 1,132kW注1 533kW

契約電力合計 4,607kW 2,267kW

高圧需要家数 12.2 11注2

高圧平均契約電力 131kW 145kW

注1 電協研の最大電力は、重負荷期の平均日負荷曲線での最大、最小は軽負荷期の平均の最小で目安注2 2016年1月からは4棟しかないので、2月からの7棟について2017年1月分を採用。



試算ケースの概要

Case0以外では、戸建住宅のデータの実績値に合わせ全ての住宅を平均5.7kWのPV付としたので、最大需要よりも大きなPV容量となっている。

業務用は、契約電力の50％のPV容量に設定。

メガソーラーは、1MW1箇所に設定したが、業務用や住宅のPVの一部またはすべてをメガソーラーとして集中設置する場合も計算上は変わりない。ただし、PV

の単価は、住宅用11,000円/kW/年、業務用・メガソーラー9,160円/kW/年とした。

PV出力は、関西534軒の実測合計を使用。業務用やメガソーラーの出力も関西の実測データの相似形を使用。

PV単価は、住宅用11,000円/kWh/年、業務用・メガソーラー9,160円/kWh/年。蓄電池単価は、4,000円/kWh/年（6万円/kWh・15年使用・割引率0％）

住宅業務用メガソーラー合計

Case0：PV無し

0kW 0kW 0kW 0kW

Case1：住宅PVのみ

3,059kW 0kW 0kW 3,059kW

Case2：住宅PV＋業務用PV

3,059kW 797kW 0kW 3,856kW

Case3：住宅PV＋業務用PV＋メガソーラー(1MW)

3,059kW 797kW 1,000kW 4,856kW


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（配電最適化）－分析結果（1/7）－

蓄電池なしでの電力需要・残余需要

PV導入量の異なるどのCaseでも、年間最大電力は蓄電池無の場合の全体需要は、1月24日夕方の2,267kWで変わらない。

PV導入量が多いため、極端なダッグカーブとなっている。

電力需要と残余需要（夏季）電力需要と残余需要（冬季）

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

8/1 8/2 8/3 8/4 8/5 8/6 8/7 8/8

PV無需要計 PV付住宅業務用 NetLoad

Case1（住宅のみPV導入）で蓄電池無の場合の全体需要は、1月24日に最大、10月13日深夜に最小となっている。

真夏の晴天時は、住宅で大きな逆潮が発生し、業務用の昼の需要により相殺されるものの、全体でも逆潮となっている。需要ピークは夕方である。

年間最大需要は、1月24日夕方に発生しており、PV発電分があっても変化はない。PV付住宅の最大需要は、給湯と暖房のため早朝に発生している。

GWには、業務用需要で緩和されるものの、連日大きな逆潮が発生している。

逆潮最大値は、4月15日の11-12時で-1,599kWである。

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1/23 1/24 1/25 1/26 1/27 1/28 1/29 1/30

PV無需要計 PV付住宅業務用 NetLoad



蓄電池ありでの電力需要・残余需要

Case1（住宅のみPV導入）で蓄電池有の場合の全体需要は、放電で最大を2,267→1,894kWに制限することにより契約電力を下げている。

一方、逆潮の最大は、充電により1,599→1,121kWに抑えている。

電力需要と残余需要（夏季）電力需要と残余需要（冬季）

夏の晴天日は、夕方ピークで昼充電・夕方放電だが、PV発電が少ない日は、深夜にも充電して満充電にしている。

年間最大需要の1月24日は、PV発電が少ないため、早朝に充電して夕方放電している。

GWおよび、逆潮最大の4月15日には、昼の充電で逆潮を減らしている。

充放電による急激な潮流変化があるが、実運用では、同一コストでも数時間かけた充放電を行い、電圧変動を抑えるのが望ましい。

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

8/1 8/2 8/3 8/4 8/5 8/6 8/7 8/8

netload Net Load with Batt FlatStored FlatCharge

[kW]

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

1/23 1/24 1/25 1/26 1/27 1/28 1/29 1/30

Load

, PV

Net Load with Batt Net Load w/o Batt

FlatStored FlatCharge

Sto

rage

dE

ner

gy [

kW

h],

Ch

arge

[kW

]



全体最適・個別最適の波形比較（逆潮流最大日）（1/2）

逆潮流開始からすぐに充電を行う朝充電の場合、全体最適では逆潮流最大値が蓄電池無と変わらない。個別最適の方が蓄電容量が大きいためわずかに逆潮流最大値が減少する。

逆潮流のピークがフラットになるよう充電開始閾値を毎日決定する閾値充電では、逆潮最大を全体最適で1,558kW、個別最適で1,583kWまで小さくできる。

個別最適では、需要家によって充電開始時間が異なるため逆潮波形にフラットな部分が無い。放電開始・終了時刻も需要家によって異なるため、夜から早朝の需要全体が減少している。単価の安い深夜時間帯にも放電している。

-2,500

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

4/14 4/15 4/16 4/17

電池無朝充電閾値充電

-2,500

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

4/14 4/15 4/16 4/17


全体最適での配電線潮流（Case2：住宅＋業務用）個別最適での配電線潮流（Case2：住宅＋業務用）



全体最適・個別最適の波形比較（逆潮流最大日）（2/2）

住宅のみがPVを持つCase1の場合も、Case2と同様に朝充電では個別最適でも蓄電容量が小さいため、逆潮流最大は変わらない。

閾値充電には、需要とPV出力の予測を含む高度な制御が必要となるので、個別最適では高コストになりやすい。ただ全体最適では比較的低コストで実現できる可能性がある。

また蓄電池の設備費は、あまり小容量のものは割高となるので業務用やメガソーラーに併設したほうが経済的となると考えられる。

-2,500

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

4/14 4/15 4/16 4/17


-2,500

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

4/14 4/15 4/16 4/17


全体最適での配電線潮流（Case1：住宅のみ）個別最適での配電線潮流（Case1：住宅のみ）



配電線単位での模擬全体最適での年経費内訳

配電線一括で契約する場合、実際は自営線の設備費や運転保守費が発生するが、それを除いた年経費を蓄電池導入の有無で比較した。

蓄電池設備費は基本料金の減で相殺され、さらに従量料金が削減されるのでCase1-3いずれの場合もPV+蓄電池導入で年経費が安くなる。

0.34 0.34 0.41 0.41 0.50 0.50

0.001

0.06 0.09

0.09

0.43 0.43

0.43 0.36 0.43 0.34 0.43 0.34

1.28 1.28 0.75 0.72 0.65 0.61 0.53 0.49

1.71 1.71

1.51 1.48 1.49 1.45 1.46 1.42

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0PV

無電

池無

PV無

最適

電池

C1電

池無

C1最

適電

池

C2電

池無

C2最

適電

池

C3電

池無

C3最

適電

池

年経

費[億

円]

PV設備費蓄電池設備費基本料金従量料金

なし 15 kWh なし 1,523 kWh なし 2,292 kWh なし 2,370 kWh

PV

蓄電池

≪Case0≫PVなし

≪Case1≫住宅のみ 3,059kW

≪Case2≫住宅＋業務 3,856kW

≪Case3≫住宅＋業務＋メガソーラ 4,856kW



配電線単位での模擬全体最適と個別最適の比較

全体最適では、住宅も業務用の安い従量単価となり、売電分を他の住宅と業務用の需要および蓄電池の充電で自家消費できるので、従量料金が大きく削減される。

Case2、3では、個別最適と契約電力はあまり変わらないが、全体最適の方が必要な蓄電容量が小さく有効利用できるので、従量料金が大きく削減される。

0.34 0.34 0.41 0.41 0.50 0.50 0.06 0.070

0.09 0.11 0.09 0.11 0.36 0.40

0.34 0.34 0.34 0.34

0.72

1.01

0.61 0.87

0.49

0.76

1.48

1.82

1.45

1.72

1.42

1.71

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

C1最

適電

池

C1個

別

C2最

適電

池

C2個

別

C3最

適電

池

C3個

別

年経

費[億

円]

PV設備費蓄電池設備費基本料金従量料金

全体最適

1,523 kWh

個別最適

1,756 kWh

全体最適

2,292 kWh

個別最適

2,689 kWh

全体最適

2,370 kWh

個別最適

2,689 kWh

PV

蓄電池

≪Case1≫住宅のみ 3,059kW

≪Case2≫住宅＋業務 3,859kW

≪Case3≫住宅＋業務＋メガソーラ 4,856kW


蓄電池出力

蓄電容量

蓄電池設備費

kW単価

kWh単価

kW kWh 百万円万円/kW

万円/kWh

C1:住宅のみPV

1,530 3,059 214 14.0 7.0

C2:C1+業務用PV

1,928 3,856 249 12.9 6.5

C3:C2+メガソーラー

2,428 4,856 291 12.0 6.0


蓄電池単価と投資回収年の関係

時間容量を2時間に固定した場合、蓄電池単価を8万円/kWhから減少させていくと、蓄電池価格が6-7万円/kWh（12-14万円/kW）のときに投資回収年が15年となる。

戸建住宅の個別の場合に比べて、全体最適の場合には7万円/kWhでもストレージパリティに到達する結果となった。

蓄電池単価と投資回収年（時間容量2h以上）

0

5

10

15

20

25

0 2 4 6 8

投資

回収

年[年

]


C3:C2+メガソーラー

C2:C1+業務用PV

C1:住宅のみPV

C0:PV無

蓄電池単価と蓄電池出力・蓄電容量（時間容量2h以上）


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－ケースの概要－

離島・僻地では送変電要設備、設備維持費が高額であり、PV+蓄電池の導入によるメリットが大きいと考えられる。

本検討では、送電線で接続されている僻地（A, A’）と、本土から電力供給を受ける離島（B）と、島内発電（ディーゼル発電）によって電力を賄う離島（C, C’）におけるストレージパリティついて考察する。

本章でのストレージパリティは系統運用者にとってのコストベースでの評価として、下表のとおり設定する。

消費者にとってのプライスベースの評価を行なった第Ⅰ章の試算とは異なることに留意。

ケースモデルとなる島島等のステータス選定理由

A, A’ 陸僻地富山県

八尾町桐谷地区

連系（送電線）○

ディーゼル×

• 人口53人、20世帯、「過疎集落」との記述あり。

• 年間使用電力量のデータあり。

B 連系離島沖縄県

伊是名島

連系（海底ケーブル）○

ディーゼル×

• 伊是名島のみ沖縄本土と連系。

• 宮古島―伊平屋島―野甫島と連系しており、3島を1島としてみなせる。


C, C’ 非連系離島沖縄県

宮古島

連系×

ディーゼル○

• 沖縄本土と非連系。

• 池間島、大神島、来間島、伊良部島、下地島が宮古島列島内で連系しており、6島を1島としてみなせる。


出所）上坂博亨、垣内優也「富山県の過疎集落におけるエネルギー消費とその自給可能性～富山市八尾町桐谷地区における予備調査～」 2015, 富山国際大学現代社会学部紀要第7巻、沖縄県、「離島関係資料（平成29年1月)」より作成

ストレージパリティを想定するケースの概要


陸僻地（富山県八尾町桐谷地区）連系離島（沖縄県伊是名島）非連系離島（沖縄県宮古島）

A A’ B C C’

年間総需要 11万kWh 2.2万kWh 1,542万kWh 25,712万kWh

リプレースを検討する設備

配電線、電柱海底ケーブルディーゼル発電機

（すべて）ディーゼル発電機

（一部）

需要波形北陸電力の平均8,760時間波形を用い、総需要は桐谷地区のものに合わせる。

沖縄電力の平均8,760時間波形を用い、総需要は3島の合計に合わせる。

沖縄電力の平均8,760時間波形を用い、総需要は6島の合計に合わせる。

PV北陸電力のPVの平均8,760時間波形を用いる。容量最適化。

沖縄電力のPVの平均8,760時間波形を用いる。容量最適化。

蓄電池地域全体でPVの余剰が発生した際に充電し、それ以外の時刻では需要にあわせて放電。需給を満足する最小容量とする。

地図

2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－ケースの設定－

各ケースの設定は下記のとおり。

B

A

C

C

送電線5.9km

海底ケーブル23.7km

ディーゼル発電8万kW

規約用途以外の利用を目的とした地図データの無断複製を禁ずる

許諾番号PL1702



(c) INCREMENT P CORPORATION




許諾番号PL1702


許諾番号PL1702

許諾番号PL1702


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－ストレージパリティの条件－

2030年時点では各設備の耐用年数が過ぎており、リプレースするか否かを検討する必要があるとする。

A, A’:陸の僻地、B: 本土連系の離島、C, C’:本土と非連系な離島の各ケースについて、①ベースケースと②・③PV+蓄電池ケースのコストが等しくなるときの蓄電池価格、PV・蓄電池容量を求める。

それぞれの場合について、計上する費用項目は下表のとおり。

発電送電

PV 蓄電池本土連系ディーゼル発電機

配電線・電柱

海底ケーブル

送配電維持

A, A’:陸僻地

① 送電線から電力供給 ― ― ○ ― ○ ― ○

② PV＋蓄電池 ○ ○ × ― × ― △

B: 連系離島

① 海底ケーブルから電力供給 ― ― ○ ― ― ○ ○

② PV＋蓄電池 ○ ○ × ― ― × △

C,C’:非連系離島

① ディーゼル発電機から電力供給 ― ― ― ○ ― ― ○

② PV＋蓄電池 ○ ○ ― × ― ― △

③ PV＋蓄電池＋ディーゼル（バックアップ） ○ ○ ― △ ― ― △

○：費用がかかる△：一部費用がかかる× ：ベースケースと比較して不要になる－：ベースケースに元々含まれていない


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－コストの考え方－

A, A’:陸の僻地、B:本土連系の離島、C, C’:本土と非連系な離島のコストの考え方を示す。

色つきの箇所は電力需要によって変化するコストである。さらに、送電設備の費用は距離にも依存する。

PV+蓄電池、送電維持費用とC’バックアップ有ケースのディーゼル発電機の考え方についてはp.111で述べる。

陸僻地連系離島非連系離島

A A’ 需要2割 B C バックアップ無 C’バックアップ有

①ベースケース ②PV+蓄電池 ①ベースケース ②PV+蓄電池 ①ベースケース ②PV+蓄電池 ①ベースケース ②PV+蓄電池③PV+蓄電池+バックアップ

PV+蓄電池

― (1)より算出 ― (1)より算出 ― (1)より算出 ― (1)より算出

発電 10円/kWh※1―

10円/kWh※1 ― 14円/kWh※2 ― 22円/kWh※3 ―13円/kWh

ディーゼル発電量が①の6割

設備（発電）

― ― ― ― ― ―

2円/kWhディーゼル発電機16万円/kW、30年※4、8万kW※5

―

1円/kWhディーゼル発電機16万円/kW、30年※4、3万kW※6

設備（送電）

11円/kWh配電線 500万円/km、5.9km、60年電柱 28.5万円/本、5.9km（1本/30m）、80年※7

―

53円/kWh配電線・電柱はAと同条件需要がAの2割

―

18円/kWh海底ケーブル3.5億円/km、23.7km分、30年※8

― ― ― ―

送配電維持

7.8円/kWh※91.7円/kWh①の22%※11 7.8円/kWh※9

1.7円/kWh①の22%※11 9.9円/kWh※10

2.2円/kWh①の22%※11 9.9円/kWh※10

2.2円/kWh①の22%※11

2.2円/kWh①の22%※11

※1 北陸電力有価証券報告書より算出 ※2 沖縄電力有価証券報告書より算出 ※3 沖縄電力有価証券報告書より算出（非連系離島のみの費用）※4 建設総合ポータルサイト記載のディーゼル発電設備容量と価格より、 kW当たり価格の平均値を算出。耐用年数は「国土交通小官庁営繕基準」より。※5 離島関係資料（2017）より。全需要をディーゼル発電機で賄っていると想定。 ※6 年間の最小需要1.7万kW、効率57%より（p.111）※7 単価はOCCTO「送変電設備の標準的な単価の公表」より。電柱はコンクリート柱を採用。八尾変電所と対象地域11.8kmの半分の距離にある設備をリプレースすると想定。耐用年数は国税庁「耐用年数の適用等に関する取り扱い通達の付表」より。※8 単価は”Electricity Ten Year Statement 2015”より。内閣府第4回沖縄振興審議会総合部会専門委員会説明資料「離島地域の電力供給」より実際の敷設距離を計上。耐用年数は、古河電工ニュースリリース「沖縄で環境に配慮した国内最大の配電用海底電力ケーブルを敷設」(2002)より。 ※9 2016年4月以降の北陸電力低圧託送費 ※10 2016年4月以降の沖縄電力低圧託送費 ※11p.110で述べる。


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－PV費用及び蓄電池費用－

A, A’:陸の僻地、B:本土連系の離島、C, C’:本土と非連系な離島の②、③PV+蓄電池ケースにおいては、下表の値を用いる。

PV・蓄電池容量、蓄電池単価をパラメータとし、ストレージパリティに達したときの組み合わせを求める。

PV10kW未満

資本費 20万円/kW「調達価格算定委員会（2016）」にて提示された2030年時点のコスト低減目標値を計上

維持費 0.3万円/kW/年

PV容量段階的に設定計算により求める。Aは北陸電力、B・Cは沖縄電力の波形を用いる。

耐用年数 25年平均追加費用の分析と整合。

蓄電池

導入単価段階的に設定平均追加費用の分析と整合。

蓄電池容量 PV容量に合わせて設定計算により求める。PV容量に合わせ、地域内で需給が満足する最小容量とする。

耐用年数 15年平均追加費用の分析と整合。

効率 90%他セクションと整合。満充電から開始し、5時間かけて充放電すると想定。

PV費用及び蓄電池費用の考え方


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－PV費用及び蓄電池費用－

ストレージパリティとなるPV・蓄電池容量、蓄電池単価の求め方は下記のとおり。1. PV容量を段階的に設定する。蓄電池は、各PV容量に対して地域の需要を満足させる最小限の容量とする※。

この容量は蓄電池単価とは無関係に決まる。2. 蓄電池の導入単価を段階的に設定し、PVと蓄電池の合計コストを求める。3. 蓄電池の導入単価別に、PV費用＋蓄電池費用+送配電維持費用の合計が最小となる容量の組み合わせを

考える。このとき蓄電池が安くなるほど蓄電池の容量は大きくなり、PVの容量は小さくなる。4. 蓄電池の導入単価別に求めた最小コストが、ベースケースの合計コストと等しくなるとき、ストレージパリティに達す

る。5. 結果として、ストレージパリティとなるPV・蓄電池容量、蓄電池単価を得る。

PVと蓄電池の最適容量

蓄電

池[k

Wh]

蓄電池単価と無関係に、PV導入量に対してエリアの需給を満足する蓄電池の容量は一意に決まる。

PV[kW]

PV

費用

[円/k

Wh]

蓄電池（4万円/kWh）

蓄電池＋PVコスト

PV[kW]

蓄電池（3万円/kWh）

PV容量 1kW 2kW 3kW ・・・

蓄電池容量 ×kWh △kWh ●kWh ・・・

ベースケースPV

（?kW）

蓄電池（?万円/kWh,

?kWh）

送配電維持費

蓄電池の単価別最小コストストレージパリティのイメージ

※ C’のバックアップケースでは、電力需要からディーゼル発電機による発電量を差し引いたうえで、地域の需要を満足させるPV・蓄電池容量を検討する。

蓄電池が安価になると導入量が増えるため、PV容量は小さくなる。


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－送配電維持費用－

①ベースケースでは、送電費用として低圧託送費を100%計上する。A, A’:陸僻地は北陸電力の低圧託送費7.8円/kWh、B,

C, C’は沖縄電力の低圧託送費9.9円/kWhを計上する。

②, ③でPV+蓄電池で電力を供給する場合にも、低圧配電費と需要家費は負担すると想定する。これらが低圧託送費に占める22%を計上するとして、それぞれ1.7円/kWh、2.2円/kWhとする。

A, A’:陸僻地B:連系離島,

C,C:非連系離島

①ベースケース

7.8 円/kWh 9.9 円/kWh

②③PV+蓄電池（バックアップ無・有）

1.7 円/kWh 2.2 円/kWh

出所）電力・ガス取引監視等委員会「第10回制度設計専門会合事務局提出資料資料3」p.4 2016[http://www.emsc.meti.go.jp/activity/emsc_system/pdf/010_03_00.pdf]

送配電維持費の考え方低圧託送費用の構成イメージ


0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

0時 4時 8時 12時 16時 20時

電力

需要

（万

kW

）

2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－C’バックアップ電源－

C’非連系離島の③バックアップ電源の考え方を示す。ディーゼル発電機の効率が57%であることから、出力1.7万kWとするためには設備容量は3万kW必要とする。よって、3万kW分のディーゼル発電機をリプレースする設備資本費と1.5億kWh分の発電費を計上。

（1）PV費用及び蓄電池費用で示したとおり、電力需要からディーゼル発電機による発電量を差し引いたうえで、地域の需要を満足させるPV・蓄電池容量を検討する。

4月27日の島内電力需要

年間の最小電力需要である1.7万kWをディーゼル発電が一定して8760時間出力

年間で1.5億kWh発電

残りの電力需要をPVと蓄電池で賄う

ベースケース

PV（?kW）

蓄電池（?万円/kWh,

?kWh）

送配電維持費

ストレージパリティのイメージ

ディーゼル発電費

設備資本費（3万kW、1.5億

kWh）


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－結果概要－

一定の条件下であれば、５～６万円/kWhでストレージパリティに到達する。導入量の目安として、PVは最大需要電力の10

倍程度、蓄電池は年間需要電力量の1~10%程度。

A, Bでは連系であるため、電力需要とPV・蓄電池によって削減できる送配電線の距離によってストレージパリティとなる条件が決まる。Cでは非連系であるため、電力需要でストレージパリティとなる条件が決まる。C’のバックアップ電源の導入によって、必要なPV・蓄電池の容量を削減できる。

PV注1

蓄電池容量注2

蓄電池価格

9倍（200kW）

9%（9.6MWh）

0.1 万円/kWh

22倍（100kW）

1%（110kWh）

6 万円/kWh

8倍（22MW）

1%（100MWh）

6 万円/kWh

9倍（400MW）

1%（1.6GWh）

3 万円/kWh

3倍（120MW）

0.4%（1.1GWh）

5 万円/kWh

注1 最大需要電力に対するPV出力の比注2 年間需要電力量に占める蓄電池容量の割合

1.7 7.8

1.7 7.8

2.2 9.9

2.2 2.2 9.9

11

53

18

0.6 1.6

7.3 20 24

14 13

20

49

16

17 5.1

10

10

14

13 22

合計;29 円/kWh

合計;71 円/kWh

合計;42 円/kWh

合計;34 円/kWh

0

20

40

60

80

電力

供給

コス

ト円

/kW

h

配電費用

送電設備費

蓄電池設備費

PV設備費

発電コスト

年間電力需要 112 MWh（20世帯） 22 MWh（4世帯） 15 GWh 257 GWh

陸僻地（需要密度の低い内陸地）連系離島 (本土と連系している島) 非連系離島 (本土と連系していない島）

PV+蓄電池

での自立

既存系統活用


PV+蓄電池

での自立

既存系統活用

（海底ケーブル連系）

PV+蓄電池

での自立

既存設備活用

（ﾃﾞｨｰｾﾞﾙ発電機）

PV+蓄電池

での自立

既存系統活用


PV+蓄電池

＋ディーセル


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）ーA: 陸僻地（1/2）ー

②PV+蓄電池ケースを考える。 PVに対して需給を一致させる最小限の蓄電池を導入するとする。PVと蓄電池の容量の組み合わせは左図のとおり。蓄電池価格別のPV＋蓄電池費用は右図のとおり。

蓄電池価格が0.1万円/kWhのとき、PV200kW、蓄電池9,600kWhでコスト最小となる。蓄電池価格が1万円/kWhのとき、PV350kW、蓄電池1,100kWhでコスト最小となる。

PV・蓄電池容量の組合せ PV+蓄電池費用を最小とするPV容量

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

0 200 400 600

蓄電

池[k

Wh]

PV[kW]

0

50

100

150

200

0 200 400 600 800

需要

1kW

あた

りの

費用

[円/k

Wh]

PV[kW]

0.1万円/kWh

1万円/kWh

350kWでコスト最小

200kWでコスト最小0.1万円/kWh

最適容量

1万円/kWh最適容量


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）ーA: 陸僻地（2/2）ー

①配電線・コンクリート電柱のリプレースを行い電力を供給する場合（ベースケース）と②設備のリプレースを行なわずPV+蓄電池に置換えた場合のコストを比較する。

ストレージパリティに達するのは0.1万円/kWhのときであり、実質ストレージパリティに到達しない。 PV200kW, 蓄電池9,600kWh

蓄電池価格が1万円/kWhのとき、PVの費用だけでベースケースの価格を上回る。 PV350kW, 蓄電池1,100kWh

発電費用

設備費用（配電線・電柱の資本費）

送配電維持費

費用内訳

年間電力需要 11万kWh

発電単価 10.3円/kWh

配電線 500万円/km、5.9km、耐用年数60年

コンクリート電柱 28.5万円/本、5.9kmに30m間隔、耐用年数80年

送配電維持費 7.8円/kWh

PV 資本費20万円/kW、維持費0.3万円/年、耐用年数25年

蓄電池資本費0.1万・1万円/kWh、耐用年数15年


②PV+蓄電池2 2

87 7

5 9 11

14

25

10

29

43

29

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0.1万円/kWh 1万円/kWh ベースケース

需要

1kW

あた

りの

費用

[円/k

Wh]

送配電維持費用[円/kWh] 蓄電池資本費[円/kWh]

PV維持費[円/kWh] PV資本費[円/kWh]


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）ーA’: 陸僻地（1/2）ー

先述の想定のうち電力需要を2割とし、②PV+蓄電池ケースを考える。 PVに対して需給を一致させる最小限の蓄電池を導入するとする。PVと蓄電池の容量の組み合わせは左図のとおり。蓄電池価格別のPV＋蓄電池費用は右図のとおり。

蓄電池価格が4万円/kWhのとき、PV70kW、蓄電池210kWhでコスト最小となる。蓄電池価格が6万円/kWhのとき、PV100kW、蓄電池110kWhでコスト最小となる。


0

200

400

600

800

1,000

1,200

0 50 100 150

蓄電

池[k

Wh]

PV[kW]

0

50

100

150

200

250

0 50 100 150 200

需要

1kW

あた

りの

費用

[円/k

Wh]

PV[kW]

4万円/kWh

6万円/kWh






2 28

25 20

9 1353

2536

1061

71 71

0

20

40

60

80

4万円/kWh 6万円/kWh ベースケース需要

1kW

あた

りの

費用

[円/k

Wh]



2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）ーA’: 陸僻地（2/2）ー

先述の想定のうち電力需要を2割としたときの、①配電線・コンクリート電柱のリプレースを行い電力を供給する場合（ベースケース）と②設備のリプレースを行なわずPV+蓄電池に置換えた場合のコストを比較する。

ストレージパリティに達するのは6万円/kWhのときとなる。 PV100kW, 蓄電池110kWh

発電費用

設備費用（配電線・電柱の資本費）

費用内訳

年間電力需要 2.2万kWh（2割）


配電線 500万円/km、5.9km、耐用年数60年

コンクリート電柱 28.5万円/本、5.9kmに30m間隔、耐用年数80年


PV 資本費20万円/kW、維持費0.3万円/年、耐用年数25年

蓄電池資本費4万・6万円/kWh、耐用年数15年


②PV+蓄電池


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－B: 連系離島（1/2）－


PV2.2万kW、蓄電池10万kWhでコスト最小となる。

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4

蓄電

池[万

kW

h]

PV[万kW]


0

10

20

30

40

50

60

1.9 2 2.1 2.2 2.3 2.4

需要

1kW

hあ

たりの

費用

[円/k

Wh]

PV[万kW]

6万円/kWh

2.2万kWでコスト最小



2

10

24

4

18

1114

42 42

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

6万円/kWh ベースケース

需要

1kW

hあ

たりの

費用

「円

/kW

h]



2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－B: 連系離島（2/2）－

①海底ケーブルのリプレースを行い電力を供給する場合と②設備のリプレースを行なわずPV+蓄電池に置換えた場合のコストを比較する。

ストレージパリティに達するのは蓄電池単価が6万円/kWhのとき。 PV2.2万kW、蓄電池10万kWh

発電費

設備費（海底ケーブル）

費用内訳

年間電力需要 1,542万kWh


海底ケーブル 3.5億円/km、23.7km、耐用年数30年


PV資本費20万円/kW、維持費0.3万円/年、耐用年数25年

蓄電池資本費6万円/kWh、耐用年数15年


②PV+蓄電池


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－C: 非連系離島（1/2）－


蓄電池価格が3万円/kWhのとき、PV40万kW、蓄電池160万kWhでコスト最小となる。

0

100

200

300

400

500

600

700

30 35 40 45 50

蓄電

池[万

kW

h」

PV[万kW]


0

10

20

30

40

50

60

70

30 35 40 45 50

需要

1kW

hあ

たりの

費用

[円/k

Wh」

PV[万kW]

3万円/kWh

40万kWでコスト最小



2

10

14

5

2

12

22

34 34

0

5

10

15

20

25

30

35

40

3万円/kWh ベースケース

需要

1ｋ

Whあ

たりの

費用

[円/k

Wh]



2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－C: 非連系離島（2/2）－

①ディーゼル発電機のリプレースを行い電力を供給する場合と②設備のリプレースを行なわずPV+蓄電池に置換えた場合のコストを比較する。

ストレージパリティに達するのは蓄電池単価が3万円/kWhのとき。 PV40万kW、蓄電池160万kWh

ディーゼル運転費（発電費）

ディーゼル資本費

費用内訳

年間電力需要 2.6億kWh（全需要をディーゼルで賄う）

発電単価運転費22.2円/kWh（ディーゼル）

ディーゼル資本費16万円/kW、8万kW、耐用年数30年



蓄電池資本費3万円/kWh、耐用年数15年


②PV+蓄電池


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－C’: 非連系離島（1/2）－

③PV+蓄電池+ディーゼル発電によるバックアップケースを考える。 PVに対して需給を一致させる最小限の蓄電池を導入するとする。PVと蓄電池の容量の組み合わせは左図のとおり。蓄電池価格別のPV＋蓄電池+ディーゼル発電費用は右図のとおり。

蓄電池価格が5万円/kWhのとき、PV12万kW、蓄電池109万kWhでコスト最小となる。蓄電池価格が6万円/kWhのとき、PV13万kW、蓄電池106万kWhでコスト最小となる。

0

50

100

150

200

250

300

350

400

10 15 20 25 30

蓄電

池[万

kW

h]

PV[万kW]

PV・蓄電池容量の組合せ蓄電池価格別合計費用

0

10

20

30

40

50

60

70

80

10 15 20 25 30

需要

1kW

hあ

たりの

費用

[円/k

Wh]

PV[万kW]

5万円/kWh

6万円/kWh

12万kWでコスト最小


5万円/kWhのとき最適

6万円/kWhのとき最適


2. 複数需要家のストレージパリティの成立条件分析（離島・僻地）－C’: 非連系離島（2/2）－

①ディーゼル発電機のリプレースを行い電力を供給する場合と③ディーゼル発電機のリプレースを一部行い、バックアップに用いる場合を比較する。

ストレージパリティとなるのは5万円/kWhのとき PV12万kW、蓄電池109万kWh

年間電力需要 2.6億kWh（全需要をディーゼルで賄う）

発電単価運転費22.2円/kWh（ディーゼル）

ディーゼル資本費16万円/kW、8万kW、耐用年数30年



蓄電池資本費5万・6万円/kWh、耐用年数15年

ディーゼル（バックアップ）

資本費16万円/kW、3万kW、運転費22円/kWh、1.5億kWh、耐用年数30年


②PV+蓄電池+バックアップ

ディーゼル運転費

（発電費）

ディーゼル資本費

2 2

101 1

213 13

221316

1

24

434

38

34

0

5

10

15

20

25

30

35

40

5万円/kWh 6万円/kWh ベースケース

需要

1kW

hあ

たりの

費用

[円/k

Wh]

送配電維持費用[円/kWh] 設備費用[円/kWh]

発電費用[円/kWh] 蓄電池資本費[円/kWh]


費用内訳


Ⅱ．再エネ導入のkW・kWhあたり平均追加費用に係る分析

1. 検討の目的と評価ケースの設定

2. 評価方法

3. 各費用項目の算定

4. 平均追加費用の算定結果と考察


ケース名 PV設置場所蓄電池ケースの特徴イメージ

A 遠隔地PV 遠隔地なし• スケールメリットによりPV設置費用が安価になる。• 遠隔地から需要地まで電力を供給するため、送電線等の増強

費用が必要となる。

B 住宅PV（蓄電池なし）

住宅

なし


• 蓄電池を導入しないため、系統安定化費用の削減効果は期待されない。

C 住宅PV（蓄電池6万円/kWh）

あり


• ケースBと比較して、蓄電池の追加的な導入コストを要する。一方で、系統安定化費用の削減効果や、出力抑制量の削減効果を期待できる。

C’ 住宅PV（蓄電池4万円/kWh）

１．検討の目的と評価ケースの設定 ①平均追加費用の評価ケース

PVと蓄電池を組み合わせて自家消費を行う場合、遠隔地にPVが設置される場合、あるいはPVのみが導入される場合よりも、系統安定化対策を含むエネルギーシステム全体のコストが低減する可能性がある。ここでは、下記の4つのケースに分けて、2030年時点のPV1kW、1kWhあたりの平均追加費用を試算した。

ケースA（遠隔地PV）は、需要地から離れた場所に設置される、規模の大きいPVプラントを想定した。スケールメリットによりPVの設置費用が安くなる一方、送電線等の増強費用が必要となる。

ケースB（住宅PV、蓄電池なし）は、住宅用PVで蓄電池を設置しないケースを想定した。需要地に近いため、ケースAと異なり送電線等の増強費用は不要となる。蓄電池費用はかからないものの、系統安定化費用の削減効果は期待されない。

ケースC（住宅PV、蓄電池あり）は、住宅用PVで蓄電池（6万円/kWh）を設置するケースを想定した。ケースBと比較して、蓄電池の追加的な導入コストを要するものの、系統安定化費用の削減効果や、出力抑制量の削減効果を期待できる。

ケースC’（住宅PV、蓄電池あり）は、ケースCより蓄電池コストが低下しているケース（4万円/kWh）を想定した。

平均追加費用の評価ケース


165

895

1379

689

79

484433

199

1136

40

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

北海道東北東京中部北陸関西中国四国九州沖縄

導入

量[万

kW

]

１．検討の目的と評価ケースの設定 ②PV・蓄電池の導入量の想定（1/5）

【ケースA 遠隔地PV】のPV導入量については、エネルギーミックスの導入見込み量（2030年に5,500万kW）を採用した。

電力会社エリア別導入量は、電力広域的運営推進機関（OCCTO）のシナリオの数値を使用した（右図）。

OCCTOは「広域系統整備委員会」における電力潮流シミュレーションで想定する2030年の地域別PV導入シナリオを公表している。

全国合計量はエネルギー長期需給見通しの値と整合している。シナリオ①とは導入見込み量や設備容量に応じて各エリアへ導入量を按分する場合であり、導入量が偏在する地域から他エリアへの送電量が多くなるなど、系統への負担が大きくなる。

5,500万kWのPVによる発電量は、地域別の設備利用率の違いを踏まえると、658億kWhとなる。

2030年度におけるPV導入見込み量（エネルギーミックス） 2030年の非住宅PV導入量の電力会社エリア別導入量（OCCTOシナリオ）

出所）長期エネルギー需給見通し小委員会（第11回会合）「長期エネルギー需給見通し関連資料」p.48, 2015[http://www.enecho.meti.go.jp/committee/council/basic_policy_subcommittee/mitoshi/011/pdf/011_07.pdf]

出所） OCCTO「第18回広域系統整備委員会資料1」より三菱総研作成


82

205

573

268

49

283

137

80

226

15

0

100

200

300

400

500

600

700

北海道東北東京中部北陸関西中国四国九州沖縄

導入

量[万

kW

]


【ケースB, C 住宅PV】のPV導入量については足元の導入実績を踏まえた2030年の導入見込量 1,919万kW（昨年度試算結果）を採用。

長期エネルギー需給見通しによると、2030年の住宅のPV導入量は900万kWとされているが、足元の住宅PVの導入や、今後の新築住宅の増加を踏まえると、2030年の住宅PV量はこれより上振れするものと考えられる。

そこで昨年度の検討では、FIT認定の10kW未満を住宅用導入とし、フローから2030年ストック導入量を求めた（左図）。

さらに、2030年の都道府県別PV導入ポテンシャル（建築時期、空き屋ではない、日照時間を考慮したもの）をもとに、電力会社エリア別に集約し直し、按分した（右図）。

1,919万kWのPVによる発電量は、地域別の設備利用率の違いを踏まえると、229億kWhとなる。

2030年の住宅PV導入量の電力会社エリア別導入量

出所）「ソーラーシンギュラリティの影響度等に関する調査」（2017年3月）資源エネルギー庁

4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.6 4.6 4.5 4.4 4.2 4.0 3.7 3.4 3.1 2.9 2.7 2.21.3

0.4 0.9 1.4 1.9 2.5 3.1 3.7 4.3 5.0 5.6 6.3 7.0 7.8 8.5 9.3 10.1 11.0 11.812.7

1.01.8

2.42.7

3.23.5

3.73.9

4.04.2

4.44.5

4.64.7

4.84.9

5.0 5.1 5.2

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

ストック導入量（

GW）

新規認定（既築）

新規認定（新築）

移行認定

住宅のPV導入見込量

移行認定分

新規認定分（既築住宅への導入）

新規認定分（新築住宅への導入）

2016年度以降推計

1,919万kW

住宅

のPV

導入

見込

量[G

W]

出所）「ソーラーシンギュラリティの影響度等に関する調査」（2017年3月）資源エネルギー庁


ケースC：蓄電池価格6万円/kWhの場合（従量料金）ケースC‘：蓄電池価格4万円/kWhの場合（従量料金）

1.14

2.69

4.274.95

5.496.26

6.757.06 7.29 7.43

18.74

16.30 15.78

15.42

15.288

15.286

15.36 15.51 15.69

15.91 16.15

15.78 15.72

14

15

16

17

18

19

20

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

年経費

[万円

]

最適蓄電容量

[kW

h]

PV容量 [kW]

Storage kWh



費用最小PV 5kW蓄電池 5.5kWh

2.35

4.61

6.527.25

7.88 8.809.41

9.77 9.98 10.1018.74

16.06 15.28

14.69

14.47

14.39

14.36 14.44 14.58 14.77

15.00

15.78

15.72

15.80

14

15

16

17

18

19

20

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

年経費

[万円

]

最適蓄電容量

[kW

h]

PV容量 [kW]

Storage kWh



費用最小PV 6kW蓄電池 8.8kWh

PV 5kW蓄電池 7.9kWh


1世帯あたりのPV・蓄電池の容量は、FIT新規買取終了後、新規にPV・蓄電池を導入する世帯にとって、年経費（買電費用－売電収入＋蓄電池年経費＋PV年経費）が最小となるように設定した。

蓄電池価格が低下すると、費用最小となるPV容量・蓄電池容量ともに増加する。ただしここでは比較のために、世帯あたりPV容量はケース間で同一として、蓄電池容量のみを変化させることとした。また、蓄電池の出力は、太陽光出力の1/2に設定した。

買電費用は、従量料金と季時別料金の2パターンを設定した。下図に、従量料金の場合の最適容量を示す。

【ケースC 住宅PV（蓄電池あり）】：蓄電池価格6万円/kWhの場合に費用が最小となる、PV5kW、蓄電池2.5kW/5.5kWhを想定。

【ケースC’ 住宅PV（蓄電池あり）】：蓄電池価格4万円/kWh、PV5kWの場合に費用が最小となる、蓄電池2.5kW/7.9kWhを想定。

• 年経費＝買電費用（基本料金込み）－売電収入＋蓄電池年経費＋PV年経費• PV：20万円/kW・寿命25年、O&M費 0.30万円/kW/年• 蓄電池：6万円/kWhまたは4万円/kWh、寿命15年、蓄電池kWはPV容量の1/2と想定• 電気料金：買電は東電の従量料金Bの24.07円/kWh、売電は九電管内回避可能原価（年平均8.75円/kWh）を採用• 太田市200軒住宅の各需要データを用いて分析し、平均をプロット



下図に、季時別料金の場合の最適容量を示す。季時別料金＜従量料金であるため、季時別料金の方が年経費が小さくなり、蓄電池の最適容量も小さくなる。

【ケースC 住宅PV（蓄電池あり）】：蓄電池価格6万円/kWhの場合に費用が最小となる、PV5kW、蓄電池2.5kW/3.4kWhを想定。

【ケースC’ 住宅PV（蓄電池あり）】：蓄電池価格4万円/kWh、PV5kWの場合に費用が最小となる、蓄電池2.5kW/5.3kWhを想定。

ケースC：蓄電池価格6万円/kWhの場合（季時別料金）ケースC‘：蓄電池価格4万円/kWhの場合（季時別料金）

1.64

2.64

3.15

3.28

3.38 3.48 3.54 3.57 3.59 3.60

14.85

12.88 12.54

12.35

12.29

12.25

12.19 12.16 12.15 12.40

13.88

8

10

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

年経費

[万円

]

最適蓄電容量

[kW

h]

PV容量 [kW]

Storage kWh



3.66

4.56

5.085.24 5.35

5.46 5.51 5.55 5.565.56

14.85

12.54 12.05 11.80

11.72

11.67

11.60 11.56 11.55 11.80

13.28

8

10

12

14

16

18

20

0

2

4

6

8

10

12

0 2 4 6 8 10

年経費

[万円

]

最適蓄電容量

[kW

h]

PV容量 [kW]

Storage kWh


蓄電池無年経費費用最小PV 5kW蓄電池 3.4kWh

PV 5kW蓄電池 5.3kWh

• 年経費＝買電費用（基本料金込み）－売電収入＋蓄電池年経費＋PV年経費• PV：20万円/kW・寿命25年、O&M費 0.30万円/kW/年• 蓄電池：6万円/kWhまたは4万円/kWh、寿命15年、蓄電池kWはPV容量の1/2と想定• 電気料金：買電は九州電力電化でナイト・セレクト22プラン、売電は九電管内回避可能原価（年平均8.75円/kWh）を採用• 太田市200軒住宅の各需要データを用いて分析し、平均をプロット


ケース名世帯あたりPV容量

世帯あたり蓄電池容量

蓄電池導入世帯数

＝PV導入世帯数全国PV容量

全国PV発電量

全国蓄電池容量

A 遠隔地PV ― ― ― ― 5,500万kW 658億kWh ― ―

B 住宅PV（蓄電池なし） 5kW ― ― ― 1,919万kW 229億kWh ― ―


5kW 2.5kW5.5kWh (従量料金)

3.4kWh (季時別料金)384万世帯 1,919万kW 229億kWh 768万kW 77.0億kWh


5kW 2.5kW7.9kWh (従量料金)

5.3kWh (季時別料金)384万世帯 1,919万kW 229億kWh 768万kW 111億kWh


PVと蓄電池の導入量の設定値をまとめると下表のとおり。

ケースCの住宅PV導入量は1,919万kWであるため、蓄電池は384万世帯に導入されることになり、その設備容量は768万kW。毎日1サイクル充放電を行うとしたときの年間の蓄電容量は77.0億kWhとなる。

同様に、ケースC’の蓄電池の設備容量は768万kW。毎日1サイクル充放電を行うとしたときの年間の蓄電容量は111億kWhとなる。

2030年のPV・蓄電池導入量まとめ


１．検討の目的と評価ケースの設定 ③蓄電池の運転パターン

【ケースC、C’ 住宅PV（蓄電池あり）】の蓄電池の運転パターンは、需要家のメリットと、系統運用上のメリットの双方を考慮したものとした。

具体的には、昼間の余剰電力を安定的に吸収することを目的に、10時から16時までの6時間継続的に充電し、夕方のPVの出力減少による電力需要の急増を緩和することを目的に、16時から21時までの5時間継続的に放電する運転パターンを設定した。

下記以外に、需要家のメリットを最大化する運転パターン（逆潮流に合わせて朝から充電を開始し、満充電となった時点で充電を終了、夕方以降の需要増に合わせて放電）などが考えられる。

なお、現行のFIT制度では、FIT認定設備と併設する非FIT認定設備（蓄電池等）からの逆潮流は禁止されているが、本試算では、FIT制度終了や今後の制度改正等により、2030年時点では可能になるという想定のもと試算している。

蓄電池の運転パターン（蓄電池5.5kWhの場合のイメージ）

-2.0

-1.0

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

逆潮流電力量

[kW

h]

逆潮流電力量充放電電力量（蓄電池）


２．評価方法 ①平均追加費用の考え方

平均追加費用は、以下の2つの視点に分けて試算した。①システム単体の平均追加費用は、事業者および需要家から見た追加費用に近い概念となる。②社会費用を考慮した平均追加費用は、さらに託送料金に転嫁される費用を考慮することから、エネルギーシステム全体の費用に近い概念となる。

① システム単体の平均追加費用（事業者、需要家から見た追加費用）

② 社会費用を考慮した平均追加費用（託送料金に転嫁される、配電線増強費用、火力の運転維持費、火力の燃料費削減効果等を考慮した、エネルギーシステム全体の追加費用）

費用の算出式は下記のとおり。kW当たりの平均追加費用は、PVの稼動年数全体でかかるコストを試算（本試算では稼動年数を25年間に設定）した。また、kWh当たりの平均追加費用は、発電コスト検証WGの均等化発電原価の考え方に倣い、PVの想定稼動年数で各費用を除すことで、1年あたりの追加費用に換算した。

＜システム単体の平均追加費用算出式＞

kWあたり平均追加費用[万円/kW] ＝PV＋蓄電池＋送配電の設備費[万円]

PV設備容量[kW]

kWhあたり平均追加費用[万円/kWh] ＝（PV＋蓄電池＋送配電の設備費[万円] ）/25年

PV発電量[kWh]－年間出力抑制量[kWh]

kWあたり平均追加費用[万円/kW]＝PV＋蓄電池＋送配電の設備費[万円]＋系統安定化対策費用[万円]

PV設備容量[kW]

（PV＋蓄電池＋送配電の設備費[万円]＋系統安定化対策費用[万円]）/25年

PV発電量[kWh]－年間出力抑制量[kWh]kWhあたり平均追加費用[万円/kWh]＝

＜社会費用を考慮した平均追加費用算出式＞系統安定化対策費用をさらに考慮


２．評価方法 ②費用項目（1/2）

各ケースで、PV・蓄電池・送配電の設備費、既存電源の調整費用、出力抑制量が異なる。これらを考慮し、各ケースにおいて、下表のとおり費用項目を考慮した。

カテゴリ A 遠隔地PVB 住宅PV

（蓄電池なし）C 、C’ 住宅PV（蓄電池あり）

費用項目

①PVの費用• 資本費が低い（－）• 運転維持費が高い（＋）

• 資本費が高い（＋）• 運転維持費が低い（－）

• 資本費が高い（＋）• 運転維持費が低い（－）

• PVの資本費[円/kW]• PVの運転維持費[円/kW/年]

②蓄電池の費用 ― ― • 設置費が必要（＋） • 蓄電池の設置費[円/kW]

③送配電の費用

• 送電系統への接続費用が必要（＋）

• 送電系統への接続費用が不要（－）

• 送電系統への接続費用が不要（－）

• 送電系統への接続費用[円/kW]

• 配電線等増強費用が必要（＋）

• 2030年断面では不要と想定（－）

• 2030年断面では不要と想定（－）

• 配電線等増強費用[円/kW]

④系統安定化対策費用

― ―

• 火力の稼働率変化により燃料費が変化（＋－）

• バックアップ電源費用が削減（－）

• 火力の稼働率変化による燃料費変化[円/kW]

• バックアップ電源費用変化[円/kW]

⑤出力抑制量 • PV発電量が減少（＋） • PV発電量が減少（＋）• 出力抑制量を削減可能

（－）• 出力抑制量[kWh]

各ケースで考慮する費用項目

（＋：コスト増加要因、－：コスト削減要因）


前提・算出方法

A 遠隔地PV B 住宅PV（蓄電池なし）C 住宅PV

（蓄電池6万円/kWh）C’ 住宅PV


全般

耐用年数 PV25年。蓄電池15年。系統増強関連設備25年。

PV設備容量・PV発電量導入量は前述のとおり。設備利用率はエリア・時刻別に設定。（全国の年平均では約13%）

蓄電池の出力・容量導入量は前述のとおり。住宅に設置された蓄電池は、日中にPV余剰電力を充電し、夕方以降放電すると想定。

費用に係る項目

①PVの費用資本費調達価格算定委員会（2016）にて提示された2030年時点のコスト低減目標値を計上。

（ただし、算定対象の費目中の「接続費用」は、「③送配電の設備費」で計上。）運転維持費

②蓄電池の費用設備費なしなし 1世帯あたり6万円/kWh 1世帯あたり4万円/kWh

③送配電の費用

送電系統への接続費用

算定委の2013~2016年実績値とPV導入量の相関より2030年想定値を計上。

なしなしなし

配電線等増強費用託送料金の算定根拠として各社から公表されている、送配電関連費用のうち、「高圧配電費用」を取り出し、太陽光の増加に伴う費用増加分を試算して設定。

④系統安定化対策費用

火力の燃料費変化なしなしシミュレーション結果から、蓄電池の有無による火力発電の燃料費の差を計上。IEAのWorld Energy Outlook 2016にて提示された2030年燃料費単価を採用。

火力の運転維持費変化

なしなしシミュレーション結果から、蓄電池により停止した火力の設備容量を算出。単価は「発電コスト検証WG」より算出。

発電量に係る項目

⑤出力抑制量なしなしシミュレーション結果から、蓄電池の有無による出力抑制量の差を計上。

２．評価方法 ②費用項目（2/2）

前頁の各費用項目の算出方法は下表のとおり。

既存電源の調整費については、弊社保有の需給モデル（後述）によるシミュレーション結果を用いて算出した。

平均追加費用算出の前提条件と算出方法


≪参考≫需給モデルによるシミュレーションについて（1/4）

平均追加費用のケースと、需給モデルによるシミュレーションのケースの対応を下表に示す。

需給モデルによるシミュレーションでは、いずれも2030年PV7,419万kW（非住宅用5,500万kW+住宅用1,919万kW）導入のもとで、既存電源による調整費（火力発電の燃料費、最大出力）や、出力抑制量を算出する。

「蓄電池なしケース」に対して「蓄電池5.5kWh/7.9kWhケース」では、住宅用PV1,919万kW分に対して蓄電池を導入することを想定する。

「蓄電池なしケース」と「蓄電池5.5kWh/7.9kWhケース」の、既存電源による調整費の差や出力抑制量の差は、住宅用PV1,919万kW分に導入した蓄電池の効果として捉えられる。これらの差を、平均追加費用のケースC, C’に計上する。

平均追加費用のケースと需給モデルによるシミュレーションの対応

平均追加費用の4ケース

シミュレーションの3ケース

平均追加費用ケースの想定需給モデルによるシミュレーションでの前提

A遠隔地PV

蓄電池なし

• PV：非住宅用（遠隔地）5,500万kW• PV：非住宅用（遠隔地）5,500万kWと住宅用1,919

万kWの合計7,419万kW• 蓄電池：なしB

住宅PV• PV：住宅用1,919万kW

C住宅PV+蓄電池6万円/kWh

蓄電池5.5kWh

• PV：住宅用1,919万kW• 蓄電池：住宅用PV1,919万kW分に蓄電池導入• 既存電源による調整費・出力抑制量：シミュレーション結果

より、蓄電池なしケースとの変化をPV1,919万kW分に導入した蓄電池の効果として計上

• PV：非住宅用（遠隔地）5,500万kWと住宅用1,919万kWの合計7,419万kW

• 蓄電池：住宅PV1,919万kW分に蓄電池導入C’住宅PV+蓄電池4万円/kWh

蓄電池7.9kWh



電力会社エリア別、8,760時間別に、発電可変費が最小となる火力の運転を決定するシミュレーションモデルを用いる。

モデル中では、電源のディスパッチは以下の順番で行われる。

1. まずはベース電源（原子力、地熱、一般水力）が供給される

2. 次に火力を、短周期変動に対する調整力（LFC容量）を確保しながら出力制御または停止しながら運転

3. 火力の出力制御または停止でも余剰電力が発生する場合、揚水における余剰電力の吸収、バイオマス発電の出力抑制、PV・風力発電の出力抑制の順で余剰電力を削減する

需給モデル

1時間毎に、ネットロードに対する発電可変費が最小となる火力の運転を決定

＜条件＞• 需給バランスの確保• 短時間での対応力（LFC容

量）の確保

＜入力データ＞

需要 1時間別

供給

原子力発電設備容量年間稼働率

流込式水力発電設備容量月別稼働率

揚水発電設備容量

火力発電ユニット別の容量、燃料種、効率燃料価格

PV・風力発電設備容量1時間別出力LFC容量

再生可能エネルギー発電（上記以外）

設備容量年間稼働率

＜出力データ＞

供給

火力発電 1時間別出力

PV・風力発電 1時間別出力抑制量

電力会社単位

• 自給率向上効果• 火力燃料費削減効果• CO2削減効果を算出

需給モデルと入出力データ



電力需給に加え、調整力制約として、LFC領域における必要調整力と保有調整力とのバランスを1時間毎に評価している。

保有調整力、必要調整力の特性値は、東京大学荻本特任教授（系統WG座長）の学術論文による想定値を採用。

火力の定格容量比5％の調整力を確保する際も、必要調整力まで石炭、LNG、石油の順で経済合理性の元に稼動する。

揚水発電は、需給が逼迫した際、最大限抑制を回避するよう運転する。

調整力バランスを考慮した電源運用の考え方

調整力不足の発生

原子力一般水力

火力1

火力2

火力3

原子力一般水力

必要調整力

火力1

火力2火力3

需要

発電原価の安い順に火力ユニットを稼動

火力1

火力2

火力3

火力4

火力5

火力1

火力2火力3

火力4稼動ユニットを

追加し、調整力を確保

火力5

需給バランスの確保調整力の確保需給バランスの確保調整力の確保

出力を絞る

稼働中の火力発電が保有している調整力

固定電源を運転

単純なメリットオーダーの場合

需給バランスは確保できるが、調整力が確保できていない場合あり

調整力を考慮する場合

調整力確保には、単純なメリットオーダーでは稼動しないはずのユニットを稼動させる必要あり

必要調整力

需要

需要＝供給

バイオ・地熱バイオ・地熱

必要調整力以下が独立で発生需要：当該時刻需要比2％PV：当該時刻出力比10％*風力：設備容量比5％

≦

保有調整力以下の合計火力：定格容量比5％揚水：発電時出力比20％

(可変速機は揚水時にも調整力あり）

出所）「長期エネルギー需給見通しに基づく我が国の2030年の電力需給解析」（第32回エネルギーシステム・経済・環境コンファレンス、2016年2月）、荻本他

*蓄電池を導入した際の、PVの必要調整力の時刻出力比について

蓄電池を導入することで、充電時に太陽光発電の変動も吸収するものとする。時刻出力の10％分もの確保は必要がなくなり、当該時間の必要分は出力比7%程度まで（エリアによって異なる）低下。



需給モデルによるシミュレーションの前提条件は下表のとおり。

蓄電池導入時には、1)PV導入に応じた必要LFC容量（充電による短周期変動吸収）、2)電力需要（放電分）、3)PV出力（充電分）のパラメータを変化させることで、その効果・影響を評価する。

蓄電池なしケース蓄電池 5.5kWh/7.9kWhケース

調整力制約必要調整力と保有調整力のバランスを1時間毎に評価。 LFC必要調整力*1：需要比2%、PV出力比10%、WT容量比5%

蓄電池なしケースに比べて、PV由来のLFC必要調整力に蓄電池の影響を加味（需要、WTは蓄電池なしケースと同想定）

電力需要 2013年度の8760時間別の電力需要を想定*2

※最もPVと自家消費の影響が小さい年度を採用蓄電池なしケースの電力需要に対して、蓄電池の放電パターンを

加味

火力発電既存および新設・増設計画中の発電所を設定。

原子力発電長期エネルギー需給見通しの2030年度と同想定。

一般水力発電 2016年度実績より設定。（全エリアのデータが公開されているため）

揚水発電（中3社以外）第９回系統WGと同想定。少なくとも1台停止。（中3社）電気事業便覧、JPBS情報（電源開発プラントの地域割振り）より設定。

PV 非住宅用（遠隔地）5,500万kW（OCCTO※の太陽光シナリオ①）と住宅用1,919万kW（昨年度と同様、足元の住宅PVの導入と新築住宅の増加を踏まえた、長期エネルギー需給見通しより多い三菱総研独自想定）の合計7,419万kW

蓄電池なしケースと同量の7,419万kW（うちPV1,919万kW分に蓄電池が載ると想定）

蓄電池なしケースの出力に対して、蓄電池の充電パターンを加味し、設備利用率を調整

風力発電 OCCTO※の風力シナリオ①

地熱発電長期エネルギー需給見通しの2030年度と同想定。

バイオマス発電長期エネルギー需給見通しの2030年度と同想定。

地域間連系線（中3社以外）第9回系統WGを元に、供給過剰時における利用可能量は「運用容量－マージン確保量－長期固定電源潮流－他地域からの流入潮流*3－広域火力等最低出力時潮流」として算定。

（中3社）需要の多い3地域は他地域から余剰電力を受け入れるだけと考え、0とした。

※ 電力広域的運営推進機関「広域系統長期方針中間報告書」（2016）

需給モデルによるシミュレーションの前提条件

*1 荻本他「長期エネルギー需給見通しに基づく我が国の2030 年の電力需給解析」第32回エネルギー資源コンファレンス（2016年2月）*2本検討では全エリアのデータが揃っていることが必要であること、各電力会社の2016年度需要実績データには自家消費分が考慮されていないといった問題点があり、2013年度を採用。*3例：東北→東京エリアの連系線利用可能量を試算する際は北海道→東北エリアの潮流、中国→関西エリアの連系線利用可能量を試算する際は九州→中国の潮流を考慮する。


３．各費用項目の算定 ①PVの費用（資本費・運転維持費）

調達価格等算定委員会（以下、算定委）の「平成29年度以降の調達価格等に関する意見」（2016）をもとに、2030年におけるPV設備費用を下表のとおりとする。

資本費・運転維持費について、【ケースA 遠隔地PV】では算定委における10kW以上の価格を適用（資本費10.4万円/kW、運転維持費12.5万円/kW）、【ケースB, C, C’ 住宅PV】は10kW未満の価格（資本費20万円/kW、運転維持費7.5万円/kW）を適用。

資本費は以下2つの費用の合計となる。

➢ システム費用：算定委において、10kW以上PVは2030年に10万円/kWを達成する目標が示されている。10kW未満PVは2020年以降なるべく早く20万円/kWの達成を目指すこととされているため、本目標が2030年には達成されるものと想定する。

➢ 土地造成費用：算定委の想定値から変化はないと想定（0.4万円/kW）。

➢ なお、算定委では10kW以上PVの接続費用を資本費の一部としていたが、本試算では「③送配電の設備費」の区分とする。

運転維持費について、同委員会の想定値（PCSの交換費用含む）から変化はないと想定。

10kW以上PVは0.5万円/kW/年に25年を乗じて12.5万円/kW。10kW未満PVは0.30万円/kW/年に25年を乗じて7.5万円/kW。

B 住宅PV（蓄電池なし）C・C’ 住宅PV（蓄電池あり）

（参考）平成28年度平成29年度 2030年

資本費システム費用 36.3万円/kW* 34.6万円/kW* 20万円/kW

運転維持費 0.32万円/kW/年 0.30万円/kW/年 0.30万円/kW/年、7.5万円/kW（25年分）

A 遠隔地PV （参考）平成28年度平成29年度 2030年

資本費

合計 26.9 万円/kW 26.2 万円/kW 10.4万円/kW

システム費用 25.1 万円/kW 24.4 万円/kW 10万円/kW

土地造成費 0.4 万円/kW 0.4 万円/kW 0.4万円/kW

運転維持費 0.6万円/kW/年 0.5万円/kW/年 0.5万円/kW/年、12.5万円/kW（25年分）

PVの費用（資本費・運転維持費）

出所）調達価格等算定委員会「平成29年度以降の調達価格等に関する意見」（2016）

*うち1.0万円/kWは出力制御対応機器設置による追加費用


３．各費用項目の算定 ②蓄電池の費用

前述のとおり、蓄電池価格はC:6万円/kWh、C’:4万円/kWhとして、FIT新規買取終了後、新規にPV・蓄電池を導入する世帯にとって、年経費（買電費用－売電収入＋蓄電池年経費＋PV年経費）が最小となるように導入量を設定した。

PV1kWあたりに導入される設備費用（25年合計）は、従量料金と季時別料金それぞれで下記のとおりとなった。

従量料金の場合：C: 11.0万円/kW、C’: 10.5万円/kW

季時別料金の場合：C: 6.8万円/kW、C’: 7.1万円/kW

蓄電池の設備費

※ PV1kWあたりに導入される設備費用は、蓄電池価格[円/kWh]×蓄電池容量[kWh/世帯]÷PV容量[kW/世帯]÷蓄電池の耐用年数[年]×PVの耐用年数[年]より算出。

蓄電池容量全国住宅PV容量PV1kWあたりに導入される

設備費（25年分）

A 遠隔地PV ― ― ―

B 住宅PV（蓄電池なし） ― 1,919万kW ―


5.5kWh (従量料金)

1,919万kW

11.0万円/kW※

3.4kWh (季時別料金) 6.8万円/kW※


7.9kWh (従量料金)

1,919万kW

10.5万円/kW※

5.3kWh (季時別料金) 7.1万円/kW※


３．各費用項目の算定 ③送配電の費用

ケースAのPV導入により必要となる送配電の費用を、「送電系統への接続費用」「配電線等増強費用」の区分で算出した。

ケースB, C, C’については、有識者へのヒアリング結果により、2030年時点の導入量レベルでは、配電線等増強費用はかからないものと想定して、費用を計上していない。ただし、2030年以降、住宅用PVの導入量がさらに拡大した場合は、低圧系統においても配電線等増強費用がかかる可能性がある。

送配電の設備費

出所）電力システム改革小委員会「第9回制度設計ワーキンググループ事務局提出資料～小売全面自由化に係る詳細制度設計について～資料5-3」 p.45 2016[http://www.meti.go.jp/committee/sougouenergy/kihonseisaku/denryoku_system/seido_sekkei_wg/pdf/009_05_03.pdf]に三菱総研加筆

系統接続費用• 連系線費用• 上位系統の増強費用

のうち特定負担分

配電線等増強費用• 配電線、電柱等の配電線路にかかる

設備費用（高圧）


y = 0.3343 e0.0003 x

R² = 0.7978

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

0 2,000 4,000 6,000

接続

費用

（万

円/k

W）

PVの累積導入量

2013~2016年度実績値

2030年度予測値

指数 (2013~2016年度

実績値)

３．各費用項目の算定 ③送配電―系統接続費用

算定委における1,000kW以上PVの接続費用の実績値は、PV導入量増加とともに上昇傾向にあり、立地状況や系統増強の必要性、出力制御対応機器の設置費用等を踏まえると、今後も上昇すると見込まれる。

1,000kW以上の太陽光の累積導入量と接続費用の関係を指数近似すると、5,500万kW導入の場合、接続費用は1.35万円/kWと算出される。

1,000kW以上PVの接続費用推計値1,000kW以上PVの導入量と接続費用の推移

2013 2014 2015 2016 2017

1,000kW以上PV導入量（万kW）

累積値 734 1,591 2,348 2,875 ―

接続費用（万円/kW）

実績値（平均）※1 0.44 0.45 0.55 0.78 ―

想定値※2 1.35 1.35 1.35 1.35 1.35

2030年PV導入量：5,500万kW接続費用：1.35万円/kW

出所）調達価格算定委員会「平成26年度調達価格及び調達期間に関する意見」（2014）調達価格算定委員会「平成27年度調達価格及び調達期間に関する意見」（2015）調達価格算定委員会「平成28年度調達価格及び調達期間に関する意見」（2016）調達価格等算定委員会「平成29年度以降の調達価格等に関する意見」（2016）

※1 実績値（平均）は運転開始後の設備から報告されたデータの平均値※2 想定値は調達価格算定の前提値（2012年度より据え置き）

2013~2016年実績値→指数関数近似

接続費用

A 遠隔地PV 1.35万円/kW

B 住宅PV（蓄電池なし）―

C, C’ 住宅PV（蓄電池あり）

計上するPVの接続費用推計値


３．各費用項目の算定 ③送配電―配電線等増強費用（1/2）

PVの追加的導入による配電増強費用（高圧）を簡易推計し、ケースAに計上した。

下表に、託送料金の算定根拠として各社から公表されている、送配電関連費用の例（東京電力エリア）を示す。本費用のうち、「高圧配電費用」を取り出し、太陽光の増加に伴う費用増加分を試算した。

具体的には、各地域の最大発電出力に占めるPVの発電出力の比率を用いてPV分担額を算出し、足元※～2030年のPV増加量に基づく費用倍率を乗じて、2030年時点の高圧配電増強に伴う追加費用とした。

※本試算では、各社の送配電関連費用の算定対象年を踏まえ、2014年を足元に設定。

東京電力エリアの送配電関連費用（2016年4月～）[百万円]

水力離島火力離島新ｴﾈ離島水力

ｱﾝｼﾗﾘｰ火力

ｱﾝｼﾗﾘｰ送電

受電用変電

配電用変電

高圧配電低圧配電給電需要家計

低圧Ｆ 4 1,223 205 3,152 12,470 167,538 48,644 49,125 246,167 125,765 7,346－ 661,638高圧Ｆ 3 955 160 2,460 9,733 130,766 37,968 21,937 109,926－ 5,734－ 319,641特高Ｆ 2 587 98 1,512 5,984 80,398 23,344－－－ 3,525－ 115,451

固定費計 9 2,765 463 7,124 28,187 378,702 109,956 71,062 356,093 125,765 16,605－1,096,73

0低圧Ｖ－ 1,546 22－ 7,189 1,904 146 74 481 330 54－ 11,746高圧Ｖ－ 1,451 21－ 6,748 1,787 137 69 452－ 51－ 10,716特高Ｖ－ 1,148 17－ 5,337 1,413 108－－－ 41－ 8,064可変費計－ 4,144 60－ 19,274 5,104 392 143 933 330 146－ 30,525低圧Ｃ－－－－－－－－－－－ 181,814 181,814高圧Ｃ－－－－－－－－－－－ 7,843 7,843特高Ｃ－－－－－－－－－－－ 1,266 1,266需要家費計－－－－－－－－－－－ 190,923 190,923

合計 9 6,909 523 7,124 47,461 383,806 110,347 71,205 357,025 126,094 16,751 190,9231,318,17

8

■最大発電出力に占めるPVの割合（2014年）高圧・特別高圧：3.2%

■費用倍率（2014→2030年）高圧：5.9倍（PV増加量に比例）

PV導入による高圧配電費用＝現行原価×3.2%×5.9倍


３．各費用項目の算定 ③送配電―配電線等増強費用（2/2）

PV増加量に基づく高圧配電の費用倍率と、前頁にて示した方法により算出した、高圧配電増強費用を下表に示す。追加的に必要となる費用は、9.7万円/kW、3.3円/kWhと試算された。

本試算結果は、現行の託送料金とPV導入量に基づく概算である。実際に必要となる費用は、PVが導入される地点の既存インフラや需給バランスにより幅があることから、参考値として扱うのが適当である。

また有識者へのヒアリングにより、2030年時点の導入量レベルでは、追加的な低圧配電増強費用はかからないものとして、本試算では計上していない。2030年以降、導入量がさらに増加した場合は、低圧配電増強費用も追加的に必要となる可能性がある点に留意が必要である。

A 遠隔地PV（高圧）

北海道 4.1

東北 14.0

東京 5.9

中部 6.7

北陸 2.9

関西 4.6

中国 6.4

四国 3.4

九州 5.4

沖縄 12.6

高圧配電増強費用の試算に用いた費用倍率高圧配電増強費用試算結果

A 遠隔地PV（高圧）

配電線等増強費用[億円]

1,786

PV増加量[万kW]

4,585

PV増加量[億kWh]

547

kWあたり追加費用[万円/kW]（25年分）

9.7

kWhあたり追加費用[円/kWh]

3.3


３．各費用項目の算定 ④系統安定化対策費用―火力の燃料費変化

蓄電池導入により、必要LFC調整力、昼間のPV由来電力量、蓄電池による電力ロス分が変化するため、火力発電の稼働状況および燃料費に変化がある。

需給モデルを用いた燃料費のシミュレーション結果を用いて、【ケースA, B（蓄電池なし）】と【ケースC, C‘（蓄電池あり）】との差分を燃料費変化とした。IEAの”World Energy Outlook 2016”における2030年の燃料費見通しを用いて、2030年時点の費用に換算し、ケースC・C’に計上した。

燃料費の変化は25年間の累計で、従量料金と季時別料金それぞれの蓄電池容量で、下記のとおりとなった。

従量料金の場合：C:▲7.09万円/kW、C’:▲7.65万円/kW。

季時別料金の場合：C:▲6.08万円/kW、C’:▲7.01万円/kW。

蓄電池のロス分、PVの発電量が減ることにより、安価な石炭火力の発電量が増加するが、昼間の住宅PVの逆潮流量減少により、調整力の必要量が減り、高価なLNGや石油火力の発電量が減少した。結果として、火力の発電量と燃料費は蓄電池の導入量が増えるほど削減される。

※ モデルのPV導入量は遠隔PVと住宅PVの合計として設定しているが、住宅PVに対してのみ蓄電池を導入するため、蓄電池有無による変化分はすべて住宅PVの寄与とする。※ 燃料単価はIEA”World Economic Outlook 2016” New Policies Scenario（中位）の2030年予測値を採用し、1ドル=110円で換算。※ モデルにはLFC調整力を考慮。※ 燃料費にはプラントごとの燃料単価、所内率を考慮。

蓄電池の導入による火力の発電量・燃料費変化（従量料金）

燃料単価※ A 遠隔地PVB 住宅PV

（蓄電池なし）C 住宅PV（蓄電池5.5kWh） C’ 住宅PV（蓄電池7.9kWh）

蓄電池導入による発電量変化



PV1kWあたりの蓄電池導入による燃料費変化



石炭 0.34円/MJ ― ― ＋5.0億kWh +0.12万円/kW ＋2.9億kWh ＋0.03万円/kW

LNG 1.24円/MJ ― ― ▲53.2億kWh ▲6.37万円/kW ▲57.1億kWh ▲6.82万円/kW

石油 1.87円/MJ ― ― ▲3.82億kWh ▲0.84万円/kW ▲3.94億kWh ▲0.86万円/kW

合計 ― ― ― ▲52.0億kWh ▲7.09万円/kW ▲58.2億kWh ▲7.65万円/kW


≪参考≫蓄電池導入による火力発電の発電量・燃料費変化

蓄電池を導入すると、LNG火力、石油火力の稼動は一様に低減する。一方、石炭火力は充電中に増加、放電中に減少し、全体として増加する。

ネットロードと火力発電の稼動状況（5月平均）

80,000

90,000

100,000

110,000

120,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

発電出力（万

kW）

石炭（蓄電池なし）

石炭（蓄電池5.5kWh）

石炭（蓄電池7.9kWh）

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

発電出力（万

kW）

LNG（蓄電池なし）

LNG（蓄電池5.5kWh）

LNG（蓄電池7.9kWh）

0

500

1,000

1,500

2,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

発電出力（万

kW）

石油（蓄電池なし）

石油（蓄電池5.5kWh）

石油（蓄電池7.9kWh）

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23発電出力（万

kW）

ネットロード（蓄電池

なし）


5.5kWh）


7.9kWh）

充電放電

石炭：充電中に稼動増加、放電中に稼動減少

LNG：充電中も放電中も稼動減少

石油：充電中の稼動が減少


３．各費用項目の算定 ④系統安定化対策費用―火力の運転維持費変化

蓄電池導入により、LFC調整力の必要量が減少するため、火力発電所の一部は稼動を停止する。その設備容量分については、火力発電の運転維持費が削減可能と想定した。

需給モデルを用いた燃料費のシミュレーション結果を用いて、【ケースA, B（蓄電池なし）】で稼動しているが、【ケースC, C’（蓄電池あり）】で1年間稼動していない火力発電所の運転維持費削減分をC・C’に計上した。

バックアップ電源費用変化（25年合計）は、従量料金と季時別料金それぞれの蓄電池容量で下記のとおりとなった。

従量料金の場合：C、C’ともに▲4.8万円/kW。

季時別料金の場合： C、C’ともに▲1.3万円/kW。

蓄電池の導入により削減できる火力発電の運転維持費（従量料金）

運転維持費※ A 遠隔地PVB 住宅PV

（蓄電池なし）C 住宅PV（蓄電池5.5kWh）C’ 住宅PV（蓄電池7.9kWh）



蓄電池導入による最大出力変化


石炭 0.99万円/kW ― ― ― ―

LNG 0.37万円/kW ― ― ▲355万kW ▲1.7万円/kW

石油 0.64万円/kW ― ― ▲368万kW ▲3.1万円/kW

合計 ― ― ― ▲724万kW ▲4.8万円/kW

蓄電池なし蓄電池5.5kWh 蓄電池7.9kWh

石炭 ― ― ―

LNG ― 355万kW 355万kW

石油 ― 368万kW 368万kW

蓄電池導入により稼動しなくなる火力発電所の設備容量合計（従量料金）

※ 「発電コスト検証WG 各電源の諸元一覧（案）」資源エネルギー庁より算出


0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

抑制

出力

（万

kW

）

蓄電池なし

蓄電池5.5kWh

蓄電池7.9kWh

３．各費用項目の算定 ⑤出力抑制量

蓄電池導入による出力抑制量の変化（従量料金）

シミュレーション結果

蓄電池なし蓄電池

5.5kWh蓄電池

7.9kWh

出力抑制量 76.8億kWh 54.4億kWh 50.9億kWh

蓄電池導入による出力抑制量の

変化―

▲22.3億kWh→C住宅PV蓄電池

（5.5kWh）に計上

▲25.9億kWh→C’住宅PV蓄電池（7.9kWh）に計上

PV発電量に占める割合

8.7% 5.9% 5.4%

蓄電池導入による出力抑制の変化（全国5月平均）

蓄電池導入により、出力抑制の必要性が高まる昼間に充電できるため、蓄電池の容量が大きいほど、充電時間中（9時~16時）の出力抑制量は抑えられる。

需給モデルを用いた出力抑制のシミュレーション結果を用いて、A・B（蓄電池なし）とC・C‘（蓄電池あり）との差分を住宅PV1,919万kWにあたる出力抑制量の変化としてC・C’に計上した。※

出力抑制量（年間）の変化は、従量料金と季時別料金それぞれの蓄電池容量で下記のとおりとなった。

従量料金の場合：1年間でC: ▲22.3億kWh、C’: ▲25.9億kWh

季時別料金の場合：1年間でC: ▲18.9億kWh、C’: ▲22.3億kWh。

充電放電

※ モデルのPV導入量は遠隔PVと住宅PVの合計として設定しているが、住宅PVに対してのみ蓄電池を導入するため、蓄電池有無による変化分はすべて住宅PVの寄与とする。

※ OCCTOシナリオではPVの導入量を6,400万kWとしており、本試算の方が約1,000万kW多い導入量を想定している。


４．平均追加費用の算定結果と考察（kWあたり平均追加費用、従量料金）

システム単体のkWあたりの費用（事業者、需要家から見た追加費用）は、遠隔地PVと比較して住宅PVの導入費用が高いことや、蓄電池の導入費用が影響し、ケースC,C’がケースA, Bを大きく上回る。

託送料金に転嫁される社会費用（配電線増強費用、火力の運転維持費、火力の燃料費削減効果）を考慮すると、ケースC, C’がケースA, Bを下回る。


システム単体の平均追加費用（万円/kW）社会費用を考慮した平均追加費用（万円/kW）

遠隔地PV住宅PV

（蓄電池なし）住宅PV


住宅PV（蓄電池

4万円/kWh）遠隔地PV

住宅PV（蓄電池なし）


6万円/kWh）


4万円/kWh）

1.4

11.0 10.512.5

7.5

7.5 7.5

10.420.0

20.0 20.024.3 27.5

38.5 38.0

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45


平均追加費用（万円

/kW）

PV（資本費）

PV（運転維持費）

蓄電池設置費用



-4.8 -4.8

-7.1 -7.7

9.7

1.4

11.0 10.5

12.5

7.5

7.5 7.5

10.4

20.0

20.0 20.0

34.0

27.5 26.6 25.6

-20

-10

0

10

20

30

40

50



/kW）

PV（資本費）




配電系統の増強費用

火力の燃料費変化




４．平均追加費用の算定結果と考察（kWhあたり平均追加費用、従量料金）

システム単体のkWhあたりの費用（事業者、需要家から見た追加費用）は、kWあたり費用と同様の傾向となるが、蓄電池の導入により、出力抑制量が減少することから、ケースA, BとケースC, C’との差は小さくなる。

託送料金に転嫁される社会費用（配電線増強費用、火力の運転維持費、火力の燃料費削減効果）を考慮すると、ケースC, C’がケースA, Bを大きく下回る。


システム単体の平均追加費用（円/kWh）社会費用を考慮した平均追加費用（円/kWh）

遠隔地PV住宅PV







6万円/kWh）


4万円/kWh）

0.5

3.4 3.2

4.2

2.5

2.3 2.3

3.56.7

6.1 6.08.1

9.2

11.7 11.4

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0


平均追加費用（円

/kW

h）

PV（資本費）





-1.5 -1.4

-2.2 -2.3

3.3

0.5

3.4 3.2

4.2

2.5

2.3 2.3

3.5

6.76.1 6.0

11.4

9.2 8.1 7.7

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0



/kW

h）

PV（資本費）









４．平均追加費用の算定結果と考察（kWあたり平均追加費用、季時別料金）

従量料金の場合と比較して、蓄電池容量が小さくなるため、ケースC, C’におけるシステム単体の平均追加費用は小さくなるが、火力の調整費用が増えるため、社会費用を考慮した平均追加費用は増加する方向となる。従量料金の場合とケース間の序列は変わらない。


システム単体の平均追加費用（万円/kW）社会費用を考慮した平均追加費用（万円/kW）

遠隔地PV住宅PV







6万円/kWh）


4万円/kWh）

-1.3 -1.3

-6.1 -7.0

9.7

1.4

6.8 7.1

12.5

7.5

7.5 7.5

10.4

20.0 20.0 20.0

34.0

27.5 26.9 26.2

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

30

35

40



/kW）

PV（資本費）








1.4

6.8 7.1

12.5

7.5

7.5 7.5

10.420.0

20.0 20.024.3

27.5

34.3 34.6

0

5

10

15

20

25

30

35

40



/kW）

PV（資本費）









４．平均追加費用の算定結果と考察（kWhあたり平均追加費用、季時別料金）

従量料金の場合と比較して、蓄電池容量が小さくなるため、ケースC, C’におけるシステム単体の平均追加費用は小さくなるが、火力の調整費用が増えるため、社会費用を考慮した平均追加費用は増加する方向となる。従量料金の場合とケース間の序列は変わらない。


システム単体の平均追加費用（円/kWh）社会費用を考慮した平均追加費用（円/kWh）

遠隔地PV住宅PV







6万円/kWh）


4万円/kWh）

0.5

2.1 2.2

4.2

2.5

2.3 2.3

3.56.7

6.2 6.1

8.1

9.2

10.6 10.5

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0



/kW

h）

PV（資本費）








-0.4 -0.4

-1.9 -2.1

3.3

0.5

2.1 2.2

4.2

2.5

2.3 2.3

3.5

6.76.2 6.1

11.4

9.2 8.3 8.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0



/kW

h）

PV（資本費）









Ⅲ．2030年～2050年におけるストレージパリティの影響度分析

1. 3Eへの影響評価の概要

2. 諸条件の設定

3. 3Eへの影響評価結果


１．3Eへの影響評価の概要

2030年において、自然体で蓄電池がどれだけ拡大するか推計を行い、蓄電池を導入しないケースと比較した3E（自給率増加、CO2削減、燃料費削減）への影響評価を行った。

調査項目（２）の結果を踏まえ、蓄電池システム価格（4万円/kWh、6万円/kWh）と導入率を考慮した、下位・中位・高位の3ケースを設定した。導入率については昨年度と同様に、イノベーター理論に基づく普及率を求めた。

✓ 下位：6万円/kWhの蓄電池システムが、イノベータ理論に基づく普及率により導入されると仮定

✓ 中位：4万円/kWhの蓄電池システムが、イノベータ理論に基づく普及率により導入されると仮定

✓ 高位：4万円/kWhの蓄電池システムが、100%導入されると仮定

導入率は、調査項目（２）で設定した、従量料金と季時別料金別の蓄電池容量別に算出した。

設定した各ケースについて、需給モデルによる計算を行い、火力の発電量変化、火力の燃料費の変化、再生可能エネルギーの発電量変化（出力抑制量変化）を算出し、その数値に基づき、3E分析を実施した。

下位ケース中位ケース高位ケース

蓄電池システム価格 6万円/kWh 4万円/kWh 4万円/kWh

蓄電池容量※1 従量料金：2.5kW/5.5kWh季時別料金：2.5kW/3.4kWh

従量料金：2.5kW/7.9kWh季時別料金：2.5kW/5.3kWh

従量料金：2.5kW/7.9kWh季時別料金：2.5kW/5.3kWh

蓄電池普及率※2 従量料金： 15.8%季時間別料金：15.3%

従量料金：45.3%季時間別料金：39.5%

従量料金：100%季時間別料金：100%

※1 FIT新規買取終了後、新規にPV・蓄電池を導入する世帯にとって、費用最小となる蓄電池容量。太田市200軒住宅の各需要データを用いて分析。※2 下位、中位ケースについては、イノベーター理論に基づく普及率を算出。

3Eへの影響評価ケース

蓄電池を導入しないケースと比較した3E（自給率増加、CO2削減、燃料費削減）への影響を評価


イノベーターアーリー・アダプター

アーリー・マジョリティ

レイト・マジョリティ

ラガード

2.5％ 13.5％

34.0％ 34.0％

16.0%

２．諸条件の設定 ①蓄電池の導入率の想定（1/2）

蓄電池の導入率（蓄電池システム価格に対する需要家の反応）は、需要家の新商品導入への積極性によって異なると想定した。具体的には「イノベーター理論」での消費者の層に対して、それぞれが期待する投資回収年数を対応づけた。

➢ エベレット・M・ロジャーズ（Everett M. Rogers）の「イノベーター理論」モデルでは、消費者は、新商品導入への積極性の違いにより、「イノベーター」「アーリー・アダプター」「アーリー・マジョリティ」「レイト・マジョリティ」「ラガード」の5つの層に区分される。

➢ 一方で、投資回収年数と、それを受容する需要家の比率の関係のモデル（投資回収年数受容曲線）も提唱されている。このモデルは、米国エネルギー省（DOE）の”Annual Energy Outlook”や、我が国の「長期エネルギー需給見通し」において、省エネルギー機器等の導入量の推定に用いられている。

イノベーター理論投資回収年数受容曲線（例）

2.5％イノベーター13.5% アーリー・アダプター

34.0% アーリー・マジョリティ

34.0% レイト・マジョリティ

16.0% ラガード

消費者の層構成比期待する投資回収年数（何年以下であれば導入するか）

イノベーター 2.5% 何年でも

アーリー・アダプター 13.5% 15年

アーリー・マジョリティ 34% 10年

レイト・マジョリティ 34% 5年

ラガード 16% 導入しない

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 5 10 15 20

受容

する

比率

投資回収年数

DOEモデル（法定耐用年数7年

の設備）

補正（寿命15年の設備）


２．諸条件の設定 ①蓄電池の導入率の想定（2/2）

「イノベーター理論」における消費者の各層に対して、シミュレーションをもとに、蓄電池システム価格に対する導入率（各層が期待する投資回収年数以内で、経済的メリットが出る住宅の比率）を算出した。

投資回収年数は、群馬県太田市で実測した2007年のPV導入戸建住宅200軒（非電化給湯器保有）のデータを元に算出した。

結果、下位・中位ケースに対応する蓄電池普及率は、それぞれ下表のとおりとなった（上位ケースはイノベータ理論によらず100%導入と設定）。

消費者の層構成比

蓄電池システム価格別の導入率

従量料金季時別料金

6万円/kWh(5.5kWh)

4万円/kWh(7.9kWh)

6万円/kWh(3.4kWh)

6万円/kWh(5.3kWh)

イノベーター 2.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

アーリー・アダプター 13.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0%

アーリー・マジョリティ 34% 0.0% 86.5% 0.0% 70.0%

レイト・マジョリティ 34% 98.5% 12.5% 94.5% 28.0%

ラガード 16% 1.5% 1.0% 5.5% 2.0%

合計※ 100% 15.8% 45.3% 15.3% 39.5%

シナリオ下位中位下位中位

蓄電池導入シナリオ

※ 各層の構成比×各層の導入率の合計


２．諸条件の設定 ②3Eへの寄与の計算方法（自給率向上）

長期需給見通しで想定される2030年の全一次エネルギー供給量は489[百万kl]であるが、需給モデルで計算した再生可能エネルギー増分だけ、自給率が向上する。

再生可能エネルギーの増加量を一次エネルギー換算し、長期需給見通しの489 [百万kl]と比較することで蓄電池によるエネルギー自給率の変化量を算出した。

電力量[kWh]および熱量[MJ]から一次エネルギー供給[kl]への換算は、一次エネルギー換算係数[MJ/kWh]と原油換算キロリットル[MJ/kWh]の各換算係数を用いることで求めることができる。

9.76[MJ/kWh]

●●[百万kl]

蓄電池による再エネの発電増加量から一次エネルギー供給増加量への換算

2.58×10-5[kl/MJ]

蓄電池による再エネの増加量[億kWh]

一次エネルギー換算係数

原油換算キロリットル

【計算方法】蓄電池によるエネルギー自給率の増分[%] = ●●[百万kl] ÷ 489[百万kl]

出所）「エネルギー・経済統計要覧」（2017）、省エネルギーセンター出所）「エネルギーの使用の合理化等に関する法律省エネ法の概要」（2014）経済産業省

需給モデルの計算結果


２．諸条件の設定 ②3Eへの寄与の計算方法（CO2削減）

蓄電池の導入による、火力の発電量変化[億kWh]から、石炭、LNG、石油火力の削減量を想定し、各削減量に、それぞれのCO2排出原単位を掛けることで蓄電池によるCO2削減効果を算出した。

火力の種類蓄電池による発電量変化

（ベースケース比） CO2排出原単位

石炭

476[g-CO2/kWh]


[億kWh]

LNG需給モデルの計算結果

[億kWh]

石油需給モデルの計算結果

[億kWh]695[g-CO2/kWh]

864[g-CO2/kWh]

▲○○[億t-CO2/kWh]



CO2削減効果

CO2排出原単位の出所）• 石炭、LNG：総合資源エネルギー調査会長期エネルギー需給見通し小委員会第5回会合資料3（2015）における従来火力の排出原単位• 石油：電力中央研究所（2009）


２．諸条件の設定 ②3Eへの寄与の計算方法（燃料費削減）

CO2削減計算と同様に、蓄電池の導入による発電量変化[億kWh]および燃料投入量削減効果から、石炭、LNG、石油火力の削減量を想定し、各削減量に、それぞれの燃料単価を掛けることで蓄電池による燃料費削減効果を算出した。

火力の種類蓄電池による発電量変化

（ベースケース比）燃料単価

石炭

4.5[円/kWh]


[億kWh]

LNG需給モデルの計算結果

[億kWh]

石油需給モデルの計算結果

[億kWh]6.7[円/kWh]

1.2[円/kWh]

▲○○[兆円]

▲○○[兆円]

▲○○[兆円]

燃料費削減効果

燃料単価の出所）• IEA, “World Energy Outlook 2016” New Polices Scenario 2030年の予測値を採用


３．3Eへの影響評価結果（2030年時点、従量料金の場合）

前頁までに示した方法により算出した、蓄電池導入による3Eへの影響評価結果（従量料金ベース）を下表に示す。

自給率増加、CO2削減、燃料費削減のいずれの観点でも、長期需給見通しで示された2030年の目標値に対しては0.1~1.1%程度の寄与度である。




蓄電池導入数PV導入世帯の15.8%

（61万世帯、152万kW）PV導入世帯の45.3%

（174万世帯、434万kW）PV導入世帯の100%

（384万世帯、768万kW）

Energysecurity

自給率増加※1, 2 +0.02[%ポイント](0.10%)

+0.07[%ポイント](0.28%)

+0.13[%ポイント](0.55%)

Environment CO2削減※2 ▲38[万-CO2トン](0.10%)

▲137[万-CO2トン](0.38%)

▲275[万-CO2トン](0.76%)

Economic efficiency

燃料費削減※2 ▲130[億円](0.25%)

▲338[億円](0.64%)

▲587[億円](1.11%)

※1 長期需給見通しの489 [百万kl]と比較により自給率増加分を算出※2 （）内の％はそれぞれ2030年の目標値（長期需給見通し）に対する比率




３．3Eへの影響評価結果（2030年時点、季時別料金の場合）

前頁までに示した方法により算出した、蓄電池導入による3Eへの影響評価結果（従量料金ベース）を下表に示す。

長期需給見通しで示された2030年の目標値に対して、自給率増加、CO2削減、燃料費削減のいずれの観点でも、0.1~1.0%

程度の寄与度となった。






（152万世帯、379万kW）PV導入世帯の100%

（384万世帯、768万kW）

Energysecurity

自給率増加※1, 2 +0.02[%ポイント](0.08%)

+0.05[%ポイント](0.21%)

+0.11[%ポイント](0.47%)


▲95[万-CO2トン](0.26%)

▲232[万-CO2トン](0.65%)

Economic efficiency

燃料費削減※2 ▲111[億円](0.21%)

▲267[億円](0.50%)

▲538[億円](1.02%)





３．3Eへの影響評価（2050年時点相当のPVが導入された場合）

2030年以降の3E分析として、2050年時点相当のPVが導入された場合の影響評価を試算した。

2050年の住宅用PVの導入量については、昨年度試算した2050年時点の住宅用PV導入ポテンシャル（87.8GW）のうち、イノベーター理論における「ラガード（16%）」を除く84%（73.8GW）が発現するものとして設定した。

昨年度の調査（平成28年度ソーラーシンギュラリティの影響度等に関する調査）では、物理的制約、耐震基準、空室率、日照時間を考慮した導入ポテンシャルを推計し、2050年時点の導入ポテンシャルは87.8GWとなった。

非住宅PVについては、住宅用PVの導入量と、JPEAによる見通し※（200GW）との差分（126.2GW）に設定した。※JPEA「JPEA PV OUTLOOK」（2017年6月）

太陽光以外の再生可能エネルギー種類については、2030年時点の導入量から変化しないものとした。

蓄電池の導入率については、調査項目（２）で設定した、従量料金の蓄電池容量別に算出した。

ポテンシャル（導入量）推計結果（～2050年）

137.2

87.7 79.063.1 55.6149.7

89.5 80.7 64.4 56.8162.2 102.0 91.9 73.4 64.7

174.7131.0 117.7 94.2 82.9

167.3137.6 122.8

99.0 88.3137.9 137.9

122.099.2 87.8

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

物理的制約耐震基準耐震基準×空室率耐震基準×日照時間耐震基準×空室率×日照時間

導入量（

GW）

2012 2013 2014 2015 2030 2050出所）「ソーラーシンギュラリティの影響度等に関する調査」資源エネルギー庁（2017年3月）

2050年時点の導入ポテンシャル（87.8GW）

住宅用PV 非住宅PV

太陽光導入量 73.8GW 126.2 ＧＷ

2050年時点の太陽光の導入量想定


３．3Eへの影響評価結果（2050年時点相当のPVが導入された場合）

2050年の導入量相当まで太陽光が増加した場合の、蓄電池導入による3Eへの影響評価結果（従量料金ベース）を下表に示す。

長期需給見通しで示された2030年の目標値に対して、自給率増加の観点からは1.4～11.8%、CO2削減の観点からは0.9～6.3%、燃料費削減の観点では1.6～9.9%の寄与度となった。






（668万世帯、1,669万kW）PV導入世帯の100%

（1,474万世帯、3,686万kW）

Energysecurity

自給率増加※1,2 +0.35[%ポイント](1.43%)

+1.39[%ポイント](5.74%)

+2.86[%ポイント](11.78%)


▲1,160[万-CO2トン](3.22%)

▲2,250[万-CO2トン](6.25%)

Economic efficiency

燃料費削減※2 ▲849[億円](1.60%)

▲2,745[億円](5.18%)

▲5,243[億円](9.89%)





Ⅳ．新たなビジネスモデルの検討

1. 海外の政策動向調査

2. 既存の電気事業者に与える影響

3. 新たな担い手・ビジネスモデルの可能性


1．海外の政策動向調査

ドイツ・フランス・米国（ハワイ・カリフォルニア）の蓄電池普及・PV自家消費推進政策状況、蓄電池導入に対する支援策を各国政府資料・規制局資料などを基に調査を行った。

各国とも、賦課金増大による需要家負担の高まりやPV大量導入による系統への問題（ダックカーブ等）が顕在化してきたことから、自家消費を促す政策・支援策を導入している。

ドイツフランス米国

ハワイカリフォルニア

政策・支援策PV導入促進から自家消費推進政策へ転換

蓄電池への導入補助策（継続中)

2017年に自家消費に関する法律を制定し余剰買取価格を設定

Net metering（NEM）の廃止。現在は自家消費を進めるプログラムを実施

NEMの改正蓄電池使用に関わる導入補助を実施

対象 PV PV+蓄電池 PV PV or PV＋蓄電池 PV PV+蓄電池

政策・支援策の目的・背景

賦課金増大による需要家負担増

PV出力の抑制(50%に制限)

さらなる再エネ統合のための先行的な枠組み決定

Net meteringによるPV非設置需要家の負担増系統諸問題

買電（小売）価格の引き上げ

― ― ― ピーク時：52.8 円/kWh注2

オフピーク時：13.2 円/kWh注2

（NEMにより買電価格＝売電価格）(ToU導入により時間帯で買電・売電価格

に違いが出る)

売電（買取）価格の引き下げ

2004年： 77 円/kWh2018年： 16 円/kWh注1

全量買取： 29 円/kWh余剰買取： 14 円/kWh

NEM：29 円/kWh新プログラム： 17 円/kWh

設備への補助導入費用の13%注2 54,000 円/kW ― 39 千円/kWh注3

系統使用料導入 ― 検討中 2,750 円/月 8.3-15.9 千円注4

効果

買取価格の下落と蓄電池コストの低下、導入補助策の影響で順調に蓄電池が拡大

新規設置PVのうち4割が蓄電池を併設

2020年に現在の蓄電池設備容量の3倍に拡大見込

自家消費率30%を越えると月々で収益が出る

プログラムの連系可能量の上限(75.34MW)に到達

蓄電池の導入により、電気代をほぼ削減可能

導入補助により2016までに2MWの家庭用蓄電池が導入（2016年までの全米累計導入量が11.2MW）

注1 2004年はFIT開始時。2018年の価格は自家消費拡大のみを考慮したものではなく、PV導入進展と賦課金増大という背景もある。

注2 SCE社の値を採用注3 2018年2月現在注3 電力会社によって異なる ※ 135円/€、110円/$として換算


1．海外の政策動向調査 ①ドイツの状況（再生可能エネルギー法（EEG））

ドイツEEGでは、固定価格買取制度によってPVの導入促進が図られており、その中で自家消費する需要家は優遇されていた。

自家発電した電力を消費する分には再エネ賦課金が免除されており、その自家消費分についても売電がなされていた。

ただし、売電価格は43.01€セント/kWhに対して自家消費分は25.01 €セント/kWhと引き下げられていた。

第33条において生産された電力を自ら使用し、かつそれを証明する場合に上記売電価格が適用されると規定。

EEG2010(一部改正)では、自家消費分の売電価格は、発電量の30％以上を自家消費する場合は全量買取の価格から12セントの引き下げ、30%以下の場合は16.38セント引き下げというように、売電価格の引き下げ率に違いを与え、自家消費率が高い方が売電価格が高くなっていた。

EEG2012(一部改正)では、これまで買取が行なわれていた自家消費分に関する買取も行われないこととなった。

自家消費分の買取は行われなくなったが、PVの売電価格の低下と買電価格の上昇により、自家消費を行い系統電力からの買電を減らすことで、需要家はメリットを受けることが可能な仕組みとなっている。

自家消費分の補償と賦課金の枠組み

賦課金対象

買取対象

自家消費

賦課金対象

買取対象

＜～EEG2012まで＞＜EEG2012以降＞

余剰電力余剰電力

自家消費

売電価格：12.7 €セント/kWh

買電価格：29.23 €セント/kWh

2017年1月時点PV発電量

需要家負荷


1．海外の政策動向調査 ①ドイツの状況（KfW275）

ドイツではKfW(ドイツ復興金融公庫)が2013年5月よりPV用の蓄電池促進プログラムを立ち上げ、低金利ローンと返済補助金を提供している。

対象はPVと共に設置される蓄電池に対するもので、既存PVへの蓄電池の設置も対象である。

この返済補助金については半年ごとに負担率が逓減される仕組みとなっており、早期に導入することでメリットが大きくなる。

背景は以下のとおり。

蓄電池市場の拡大とそれによる技術開発を促進。またそれによる更なるPVの導入。

PVの自家消費を進め、系統への影響低減（PV出力の50%以上を系統に流すことはできない）。

新規PV-蓄電池システムのうちKfW利用の導入数新規PVシステムのうち蓄電池併設の割合

新規PVシステムのうち、およそ4割が蓄電池を併設している

出所）” Experience and applications with PV in Germany”, BSW-Solar, (2018/2/27閲覧), https://www.ahkungarn.hu/fileadmin/AHK_Ungarn/Fotos/Veranstaltungen/2017/2017-06/2017-05-20-22_Solarenergie/Knaack.pdf


1．海外の政策動向調査 ②フランスの状況（自家消費に関する法律）

フランスでは2017年に自家消費を促す法律（la loi du 24 février 2017）が制定された。

自家消費が進むドイツ・カリフォルニアを参考に、さらなる再エネ導入のために自家消費が必要となっていくとの背景から策定。

100kWまでのPVが対象で、1つの家のみならず、ビルや小規模な地区内での融通によるものも含まれている。

法律の制定に伴い、2017年5月の買取価格に関する規則（l‘arrêté tarifaire du 9 mai 2017）においてPVの売電価格についての変更がなされ、主な変更は以下のとおり。

全量買取の売電価格と自家消費の余剰分の売電価格の2つを設定。

全量買取の価格については3ヶ月ごとにPV導入量に応じた買取価格に変更。

自家消費のPV設置者にはPV容量あたりの補助金が支払われる。

蓄電池を保有する場合は接続時に予め申請が必要。

出所）Hespul Associationウェブサイト、（2018/2/27閲覧）http://www.photovoltaique.info/Qui-sommes-nous.htmlより三菱総研作成

売電の種類PV

設備容量

設置時期別の売電価格(€/kWh)

2017/7/1～9/30 2017/10/1～12/31

全量買取3kW以下 0.224 0.2148

3~9kW 0.196 0.1871

自家消費（余剰）

3kW以下0.10

3~9kW

PV設備容量

設置時期別自家消費向け

PV設置補助金(€/W)

2017/7/1～9/30 2017/10/1～12/31

自家消費(余剰)

3kW以下 0.4 0.39

3～9kW 0.3 0.29

出所）CREウェブサイト、（2018/2/27閲覧）、http://autoconsommation.cre.fr/ce-qu-il-faut-savoir.html

フランスの売電価格と自家消費向けPV設置の補助金自家消費システムの概念図

http://www.photovoltaique.info/Qui-sommes-nous.html


1．海外の政策動向調査 ②フランスの状況（自家消費率の違いによる売電収入）

前述の売電価格・自家消費向けPV設置補助金・買電価格を元に自家消費率の違いにより、どの程度売電収入か分析。

（自家消費率）＝（自家消費電力量）/（発電電力量）

諸条件は以下のとおり。

需要家の年間消費電力量は、RTE資料を元にprix-elec.comが分析した4679kWh/年。

PVの年間発電量は5kWのPVとし、設備利用率は資源エネルギー庁殿の「再生可能エネルギーの導入状況と固定価格買取制度見直しに関する検討状況について」より14%とした上で算出。

買電価格はどの事業者を選択するかにより異なるが、規制されているEDFの料金を参照。

PVのみの場合の自家消費率を30%、蓄電池導入時の自家消費率を70%と想定。

現在の売電価格・買電価格では、全量買取のスキームに従った方がより利益が得られることとなる。

留意点として、自家消費向けのPV設置補助金は5年間にわたり等分して支払われるが、今回は買取期間20年で按分している。

契約容量(kVA)

買電価格(€/kWh)

年間消費電力量

PV設備容量

PV設備利用率

6 0.1466 4679kWh 5kW 14%

売電の種類PV

設備容量

設置時期別の売電価格(€/kWh)

設置時期別自家消費向けPV設置補助金

(€/W)

2017/10/1～12/31

全量買取 3~9kW 0.1871 -

自家消費（余剰)

3~9kW 0.10 0.29

自家消費率の違いによる年間の売電収入の違い分析の諸元

-686

13 127

461

-1000

-500

0

500

1000

1500

PV無し 30% 70% 全量買取

年経

費[€

/年]

売電買電売電-買電(€)


1．海外の政策動向調査 ②フランスの状況（需要家利益の分析）

自家消費率と設備設置のタイミングの違いによる需要家利益の分析が行われている。

フランスの太陽光技術連合であるEnerplanがCRE(エネルギー規制委員会)の説明会の中で以下のような分析結果を公表。

PV容量3kWまでの自家消費率50%を超える需要家で2022年以降に投資することで利益が出る。

容量が大きい需要家ほど、自家消費率が50%でも早い段階で投資をしても利益が出る。

原子力大国であるフランスでは電気料金が欧州内でも安く、現状は需要家にとってのメリットはあまり大きくない。

買電価格の上昇・売電価格（全量買取）の下落、PV費用の下落が進行しており、需要家にとって自家消費の選択肢が考えられるようになるタイミングに向けた先行的な政策と推察される。

TRI=IRR

(内部収益率)

0～3kVA 3～9kVA

自家消費率50%の場合は2022年以降に投資（設置)でメ

リット利益ゾーン

不利益ゾーン

容量が大きければ自家消費率

50%でも早い段階でメリット

出所)” Atelier autoconsommation n°5 17 octobre 2017”, Enerplan, (2017/2/27閲覧), http://autoconsommation.cre.fr/documents/2017-10-17-Enerplan-Injection_soutien.pdf

自家消費率と設備設置のタイミングによる需要家利益の分析


1．海外の政策動向調査 ③米国の状況（再エネ政策の動向）

米国では、各州によって再エネ政策が異なるが、NEM(Net energy metering)制度が最も多く採用されており、2017年7月時点での状況は以下のとおりである。

いくつかの都市においてはFITやValue of Solar tariffが採用されている。

一方、この数年でデススパイラル問題や需要家間の不公平の問題からNEM制度の見直しが各州で行われているところ。

米国各州のNEM制度の現状

出所）“Net Metering Policies”, DSIRE, (2018/2/27閲覧), http://ncsolarcen-prod.s3.amazonaws.com/wp-content/uploads/2017/11/DSIRE_Net_Metering_November2017.pdf


1．海外の政策動向調査 ③ハワイ州の状況（再エネ政策による自家消費促進）

ハワイ州では、従来NEM制度が採用されていたが、既に2015年にNEM制度を廃止している。

NEM制度は消費を超過した発電量を、自身の消費と相殺出来る仕組みであるため、PVの非所有需要家にPV所有者への負担が重なり、過大な負担がかかることとなる。

また、ハワイ州のような系統規模の小さい地域では系統の安定性への問題が顕在化しやすく、従来からPV大量導入の影響が懸念されていた。

そこで、Hawaii Public Utilities Commissionは、2015年10月から新規の需要家に対して従来のNEM制度を廃止し、CSS

（Customer Self-Supply）ProgramとCGS（Customer Grid-Supply）Programを実施している。

CSSを除き、各プログラムは系統制約により連系可能量が定められている。

CGSの連系可能量が上限に達することから、2017年10月よりSmart Export ProgramとCGS+ Programを追加した。

各プログラムの概要

島買電価格

(¢/kWh)

CGS (¢/kWh)

SE (¢/kWh)

CGS+(¢/kWh)

オアフ島 26.67 15.07 14.97 10.08

ハワイ島 31.52 15.14 11.00 10.55

マウイ島 28.49 17.16 14.41 12.17

モロカイ島 28.49 24.07 16.64 16.77

ラナイ島 28.49 27.88 20.79 20.80

連系可能量

HECO HELCO MECO

Smart Export

25MW 5MW 5MW

CGS+ 35MW 7MW 7MW

CSS CGS

蓄電池併設が必須 PV以外は参加不可逆潮流の際は買取義務無し毎月系統接続料として$25支払

う

余剰電力は小売価格より低い単価で買取

系統から買った電力量以上の発電は買取義務なし

毎月系統接続料として$25支払う

Smart Export CGS+

9:00～16:00の間は買取がされず、それ以外の時間は小売料金より低い価格で買取

実質的に蓄電池の併設が必要買取価格は5年間固定スマートインバータと双方向計量が可

能なスマートメータが必要

PVのみ設置の需要家が対象小売料金よりも低い価格で買取買取価格は5年間固定 Utilityが系統維持のために出力制

御を行うための設備が必要

出所）Hawaiian electricウェブサイト内, （2018/2/27閲覧）より三菱総研作成URLは最後ページに記載


1．海外の政策動向調査 ③ハワイのCGSの売電による電気料金軽減

CGSプログラムを例に電気料金がどの程度軽減されるのかについて分析。

（自家消費率）＝（自家消費電力量）/（発電電力量）

諸条件は以下のとおり。

オアフ島を例。

一需要家の年間消費電力量は5808kWh/年(Hawaii State Energy Office 「Hawaii Energy Facts & Figures 2017」より)

PV設備容量は5kW、設備利用率23%と想定 (Hawaii State Energy Office 「Hawaii Energy Facts & Figures 2016」より)

PVのみの場合の自家消費率を30%、蓄電池導入時の自家消費率を70%と想定。

PV設置により、電気料金をおよそ1/5に削減可能。蓄電池も導入することで系統接続料$25のみとなる。

CGSプログラム上、買電電力量以上の電力を売電できないため、自家発電で消費をすべて賄うことが出来ても利益は出ない。

契約容量(kVA)

買電価格($/kWh)

年間消費電力量

PV設備容量

PV設備利用率

6 0.2667 5808kWh

5kW 23%

プログラム売電価格($/kWh)

CGS 0.1507

自家消費率の違いによる電気料金の軽減分析の諸元

-1,549

-348

-25

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

PV無し 30% 70%

年経

費[$

/年]

売電買電売電-買電($)


1．海外の政策動向調査 ④カリフォルニア州の状況（NEM制度の変更）

カリフォルニア州ではNEM制度により大量のPVの設置が進んできたが、それと同時にデススパイラルやダックカーブの問題が顕在化しており、従来のNEM制度の見直しが行われ、2016年にはnet metering 2.0が制定・施行されている。以前と同様で買電・売電の価格差はなく、系統への逆潮流分については小売価格と同じクレジットを受け取り、年単位で清算する。

系統に連系する際には電力会社ごとに定められた系統接続料を支払う必要がある。

小売価格は時間別料金 (ToU) が適用されることとなり、充放電の時間によって金銭的メリットを享受することが可能。

Non-bypassable chargesが設定され、電力会社から購入する電気には2～3セントkWhが上乗せ。自家消費分については対象外。

PV非所有需要家への援助・他のプログラムへの資金へと充てられる。

出所) “Time-Of-Use Residential Rate Plans”, SCE, (2018/2/27閲覧), URLは最後ページに記載

電力会社系統接続料

PG&E $145

SCE $75

SDG&E $132

各電力会社の系統接続料（家庭向け)

ToU料金の例（SCE社の場合）

ピーク時間帯が点灯帯と重なるように設定されており、ダックカーブの問題を回避す

るように設計されている

カリフォルニア州の負荷プロファイル

出所) “What the duck curve tells us about managing a green grid”, California ISO,(2018/2/27閲覧), URLは最後ページに記載

出所）各社ウェブサイトより三菱総研作成


1．海外の政策動向調査 ④カリフォルニア州の状況（インセンティブプログラム）

SGIP (Self-Generation Incentive Program)で蓄電池用の資金が割り当てられ、家庭用蓄電池の導入が図られている。

蓄電池のkW容量ではなく、蓄電池のkWh容量と放電時間に対して定められるレートでインセンティブが支払われる。

非常時のバックアップといった目的の設置ではインセンティブを受け取ることができず、また1年間で容量分を放電しなければならない回数が定められており、系統安定化のための使用が求められている。(家庭用は52回/年)

Step1 Step2 Step3 Step4 Step5

予算 $7,540,252 $14,232,625 $10,526,843 $10,526,843 $5,655,189

還元金額(当初)

$0.50/Wh $0.45/Wh $0.40/Wh $0.35/Wh $0.30/Wh

SGIPの蓄電池の補助金と還元金額

Step1 Step2 Step3 Step4 Step5

還元金額(現状)

$0.50/Wh $0.40/Wh $0.35/Wh $0.30/Wh $0.25/Wh

Step開始後10日以内に予算上限に達した場合には当初予定の2倍の価格で補助額が低下需要に応じて価格が下がり、資金効率を高める仕組み

出所) “Program Metrics”, Self-Generation Incentive Program, （2018/2/27閲覧）, https://www.selfgenca.com/home/program_metrics/より三菱総研作成

※各Utilityにより、Step・還元金額の状況は異なる

Stepごとに予算が確保されており、この予算に達した際に次のStepへ移行。早いStepほど高い還元金額となっているため、早く申請するほど高い単価での補助を受けられる仕組み

放電時間インセンティブレート

0～2時間 100%

2～4時間 50%

4～6時間 25%

6時間以上 0%

例) 5kW, 20kWh, 4時間放電するシステムで、 Step1で$0.50/Wh の場合

0~2時間容量分：10,000Wh × $0.50/Wh = $5,000

2~4時間容量分：10,000Wh × $0.50/Wh × 0.5 =$2500

合計：$5,000+$2,500=$7,500

放電時間によるインセンティブレートの違い


2．既存の電気事業者に与える影響再エネ自家消費拡大による課題と影響

再エネ

自家消費

の増加

系統電力需要の減少

電力品質の低下

〈課題〉

• 系統需要減少により、ミドル電源の稼働率が低下

• 新規火力発電所を建設しても、稼働率が低く、採算性が合わないため、投資が困難

〈影響〉

• ミドル電源の稼働率低下による事業性の悪化

〈課題〉

• 周波数変動等の増加による電力品質の低下により、必要となる調整力が増加

• 上記のとおりミドル電源が不足するなかで調整力を供出する必要

〈影響〉

• 低稼働率の電源による調整力の提供によるオペレーションの困難化

〈課題〉

• 系統需要減少に従い、託送収入が減少し、送配電設備の投資回収が困難に

〈影響〉

• 送配電設備の投資回収のため、単位電力量あたりの託送料金が上昇

〈課題〉

• 周波数変動・需給のアンバランスによる必要調整力の増加により、調達費用が増加

〈影響〉

• 単位電力量あたりの託送料金の上昇

〈課題〉

• 系統需要減少により、販売電力量が減少し、売上が減少

〈影響〉

• 単位電力量あたりの諸経費コストが増加し、電力量単価が上昇

• もしくは、事業性悪化に伴い小売事業者は集約され、寡占市場に変化

〈課題〉

• 電力需要からPV発電量を控除した残余需要に対する需要予測が必要となり、予測が困難に

〈影響〉

• 需給計画の予測精度向上が見込めない場合には、送配電事業者に支払うインバランス料金が増加し、電力単価が上昇

電気事業者だけではなく、蓄電池メーカーやシステムベンダーなどの企業にとっては電力関連ビジネスへ参入する機会蓄電池、エコキュートなど関連機器の普及

影響発電事業者送配電事業者小売事業者

チャネル

拡大

コスト

最適化

再エネ自家消費が拡大することにより、系統電力需要の減少や電力品質の低下が見込まれ、電気事業者は事業維持・拡大に向けて「チャネル拡大」や「コスト最適化」を図る見込み。


発電事業者

送配電事業者

小売事業者

• ミドル電源の稼働率低下による事業性の悪化

• 低稼働率の電源による調整力の提供によるオペレーションの困難化

• 必要調整力の増加により、調達費用が増加し、単位電力量あたりの託送料金が上昇

• 単位電力量あたりの諸経費コストが増加し、電力量単価が上昇。もしくは、事業性悪化に伴い小売事業者は集約され、寡占市場に変化

• 需給計画の予測精度向上が見込めない場合には、送配電事業者に支払うインバランス料金が増加し、電力単価が上昇

再エネ自家消費拡大による影響解決策

• 送配電設備の投資回収のため、単位電力量あたりの託送料金が上昇

機器提供


／需要家機器

利用


• 新規チャネル構築の手段として、自家消費拡大やオフグリッドの意向を有する需要家を支援



• 新規チャネル構築や事業拡大、系統コスト削減を目的に、需要家の機器を活用

• 需要家側のPVや蓄電池を活用し、系統のインバランス調整やピーク対応といった系統運用サービスを実施

• 自家消費しきれなかった再エネ余剰電力を他社よりも高い価格で、需要家から買電

• 需要家に代わり、PV電力を卸売市場で売電し、一部収益を獲得

電気事業者

2．既存の電気事業者に与える影響再エネ自家消費拡大により想定される新規ビジネス（１）

自家消費拡大による影響に対して、電気事業者は需要家向けにPVや蓄電池などの機器提供や機器運用、売電・買電仲介といったビジネスを展開することが見込まれる。


目的サービス内容概要実証／ビジネス事例提供者

発電送配電小売メーカ

チャネル

拡大

機器提供



• Off-grid package（GreenMountain Power）〇〇〇

• Sonnen flat（Sonnen）〇


• 需要家に代わり、PVや蓄電池の運用を一部／すべて行い、需要家の電気料金削減や系統安定化を支援。獲得した収益の一部を需要家に還元

• また、AIやHEMSを活用し、運用ではなくアドバイジングにより、需要家に対して自家消費率を増加するための支援を実施

• GMP Powerwall Offering（Green Mountain Power, Tesla）

〇〇〇〇


• GridCredits（Reposit Power）〇


• 既存事業者よりも高い価格で、需要家からPV電力を買電

• 需要家に代わり、PV電力を卸売市場で売電し、一部収益を獲得

• E.ON Solar Cloud（E.ON）〇〇


コスト

最適化

需要家機器利用• 需要家側のPVや蓄電池を活用し、系統のインバラン

ス調整やピーク対応といった系統運用サービスを実施

• Tennet-Sonnen（TenneTなど）〇〇

• Pilot project of VPP in South Australia（AGL）〇〇

蓄電池のシェアサービス

• 共用の蓄電池や地域分散電源を設置し、需要家側電源の供給力不足時や供給力過剰時に対応し、需要家や系統運用者から対価を獲得

系統設置の蓄電池は存在するが、自家消費率増加を目的として需要家向けに提供されている事例はない

ーーーー

需給計画

• 電力需給計画に影響を与える需要家側のパラメーターが、蓄電池の充放電などにより増加する中で、AIやビックデータ活用により、より正確な計画を作成するサービスを送配電事業者／系統運用者に提供

現状では送配電事業者／系統運用者が実施

ーーーー

2．既存の電気事業者に与える影響再エネ自家消費拡大により想定される新規ビジネス（２）

海外では、「チャネル拡大」や「コスト最適化」を目的に、電気事業者が様々なビジネスを展開し始めている。


電力会社機器メーカー

ソフトウェア会社

• 自家消費拡大により、系統から電力を購入する需要家が減少し、電力会社の収益が減少

• 電力会社は機器メーカーとの連携や新サービスの提供により既存とは異なるチャネルを構築

①電力会社によるチャネル構築

• PVや蓄電池の機器メーカーが、製品売切だけでなく、リース・レンタルでの機器提供を実施

• 需要家に代わって蓄電池を制御し、電力取引を行うサービスを提供

②機器メーカーによる電力サービス提供

• ブロックチェーン技術を活用し、需要家同士で電力のやり取りを可能にするPtoPシステムを構築

• 電力会社に売るよりも高い値段で売電でき、系統電力よりも安い価格で購入できるメリットあり

③PtoPシステム提供

電力の流れ

機器の流れ

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性海外での実証・ビジネス事例

現在実施されている実証事業や新しく始まっているサービス事例を下記の３分類に整理。自家消費拡大に伴い、需要家が発電することによるビジネスが拡大。


No. 事例実施主体Utility

／メーカー概要背景国

実証／ビジネス

1Pilot project

of VPP

AGL Energy/ IBM Australia/

Marchment Hill Consulting

Utility、メーカー

PVを保有する家庭及び事業所に蓄電池を提供した上でAGL社が持つP2PのVPP上で電力の発電と需給調整を集中制御

オーストラリア政府が促進する再エネ普及に向けた助成金を受け開始。需要家の囲い込みが目的と推察

オーストラリア実証

2Tennet-Sonnen

Tennet/ Sonnen/ Vandebron


ブロックチェーンを活用して、系統混雑回避を目的に住宅用分散電源を制御する仕組みを構築

再エネの分散供給の増加により課題となる、送配電のボトルネック解消を目的として開始

ドイツ実証

3Off-grid package

Green Mountain Power/ Aquision

Energy


系統や発電設備から離れた地域を対象に、オフグリッドに必要な設備をリースする事業

老朽化した送配電設備の補修・取替えにかかる高いコストの回避を目的に開始

米国ビジネス

４E.ON Solar

CloudE.ON Utility

PVに加えて蓄電池を導入する需要家向けに、PV発電量を全て仮想的に自家消費可能とするサービス

蓄電池導入と自家消費を促進しつつ、顧客とのチャネルを構築・維持することを目的に開始

ドイツビジネス

５Smart

Battery Trial

Moixa/ NothernPowergrid/

Energise Barnsley


一般家庭に対して蓄電池を提供し、余剰電力の運用を行う事業

売り切りビジネスからサービス事業の展開と、ピーク時に大きい系統負担解消を目的に開始

英国実証

６StorageSharingPlatform

Moixa/ PV KitsDirect

メーカーPV設備と蓄電池を5000ポンド以下で発売し、Moixa社のグリッドサービスに加入することで、余剰電力の運用を代わりに行うサービス

再エネ利用と分散化が遅れている英国で、安価で安定的な分散型ネットワーク構築をし、売り切りビジネスからサービス事業への展開が目的

英国ビジネス

7GMP

Powerwall Offering

Tesla/ Green Mountain Power


1台あたり月額15ドルもしくは1,500ドルの一括支払いにより、10年間に渡って非常時に蓄電池からの電力を使用可能にするサービス。非常時以外は、系統の負荷削減や需給調整に利用される

需要家側蓄電池活用による発電・小売コスト削減と、再エネのさらなる普及支援が目的

米国ビジネス

8 GridCredits Reposit Power メーカー需要家に対して、蓄電池に貯めた電力を電力卸売市場価格で売買できる仕組みを提供。蓄電池を利用した電力売買や電力使用に関するアドバイスを提供

豪州における熱波の影響による、電力需要上昇、電力価格高騰を受け、分散型発電の需給調整サービスの収益化を見込んだ模様

オーストラリアビジネス

9 Sonnen flat Sonnen メーカーPVと蓄電池の初期導入費用€15,000と月額料金€19.99を支払うことで、年間4,250kWhまで電力が使い放題になるサービス

Sonnenとしては燃料費高騰に伴う卸価格の高騰を見込んだ事業収益と、将来事業での顧客囲い込みが目的と推察

オーストラリアビジネス

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性海外事例まとめ（１）


実証段階ビジネス段階

チャネル拡大

コスト最適化

No. 事例実施主体

1Pilot project of

VPPAGL Energy/ IBM Australia/ Marchment Hill Consulting

2Tennet-Sonnen

Tennet/ Sonnen/ Vandebron

3Off-grid package

Green Mountain Power/ Aquision Energy

４E.ON Solar

CloudE.ON

５Smart Battery

TrialMoixa/ Nothern Powergrid/

Energise Barnsley

６StorageSharingPlatform

Moixa/ PV Kits Direct

7GMP

Powerwall Offering

Tesla/ Green Mountain Power

8 GridCredits Reposit Power

9 Sonnenflat Sonnen

3

6 8

4

9

71

2

5

電気事業者＆メーカー

電気事業者

メーカー

実施主体

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性海外事例まとめ（２）

海外では、電気事業者だけでなくメーカーが電力関連ビジネスに展開を始めており、電気事業者がメーカーと共同で取り組む事例も多い。


豪州の電力会社であるAGL Energyでは、2016年からVPP事業に加えてP2Pシステム構築まで、様々な実証事業を実施。

PVを保有するオーストリアの家庭及び事業所1000棟に対して、Sunverge Energy製蓄電池を提供。導入された電池は全てAGLが提供しているVPPに接続され、各地での発電や需給調整をAGLが集中制御。

AGLはIBM AustraliaおよびMarchment Hill Consultingとともに、PVや蓄電池、スマート空調システムを導入済みの家庭同士でエネルギーの融通を行う実証プロジェクトを実施。

新設住宅を中心とした需要家の囲い込みに加えて、需要家側機器を活用した発電・小売コストの削減効果の実証が目的と推察。

AGLのVPP関連事業

家庭間でエネルギーを融通し合うP2Pの仕組みを実証

PVを保有している1000棟に蓄電池を導入し、系統安定化への貢献などを目的としたVPP事業を実施

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 ①Pilot project of VPP in South Australia

出所） “AGL Energy FY17 Full-Year Results”, AGL, 2018/2/27,https://www.agl.com.au/-/media/AGL/About-AGL/Documents/Investor-Centre/170814-FY17-results-presentation.pdf?la=en


送電事業者TenneTは、蓄電池メーカーのSonnenや小売事業者野Vandebron、IBMと協力し、ブロックチェーンを活用して住宅用分散電源を制御する仕組みを構築。

系統混雑回避を目的に、家庭用蓄電池の制御を送電事業者が実施。ブロックチェーン活用で蓄電池保有者と迅速に契約。

TenneTは、将来的な大型発電施設の減少を考慮し、系統混雑解消や調整力確保の方策として需要家が設置している蓄電池の活用方法を検証。実証により、需要家側機器の活用による系統コスト削減効果の確認を予定。

Sonnenは蓄電池の売り切りからサービス事業への展開を図る中で、今回の実証事業に参加。

Tennet-Sonnenのプロジェクト概要

系統安定化を目的に送電事業者が家庭の蓄電池を制御

送電事業者は系統混雑対策コスト低減が可能

蓄電池保有者は能力提供によりインセンティブを獲得

送電事業者

蓄電池メーカー

小売事業者

ブロックチェーン対応の蓄電池を供給

家庭の蓄電池やEVを制御

契約しているEV保有者にP2Pネットワークへの参加を促す

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 ②Tennet-Sonnen

出所）”Europe‘s first blockchain project to stabilize the power grid launches: TenneT and sonnen expect results in 2018”, TenneT, 2018/2/27閲覧, https://www.tennet.eu/fileadmin/user_upload/Company/News/German/Hoerchens/2017/20171102_PM-Start-Blockchain-Projekt-TenneT-sonnen_EN.pdfより三菱総研作成

Vandebron


3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 ③Off-grid package

米国バーモント州に拠点を置く電力会社のGreen Mountain Powerが2016年に開始した、自家発電設備のリース事業に関する実証事業。

系統や発電設備から離れた場所に住む需要家を対象に、オフグリッドに必要なPVシステムや蓄電池、電力管理システム、バックアップ用発電機などの機材をGreen Mountain Powerがリース。蓄電池はTesla製もしくはAquision Energy製を使用。

需要家は毎月定額のリース料金をGreen Mountain Powerに対して支払う。月額料金は家庭により異なるため不明。

Green Mountain Powerは系統電力需要が減少する中で、老朽化した送配電設備の補修・取替えにかかる高いコストの回避を目的に開始。また、事業規模維持を目的に顧客チャネルと収益減を確保するために自家消費を支援。

Off-grid package概要

月400-800kWh使用する家庭では、$400-$850の電気料金削減が可能な見込み

また、系統電力を活用する場合と比較して、約30％の炭素排出量削減が可能

✓ 電力使用量を含めた家庭でのエネルギー使用に関する調査を実施

✓ オフグリッドに必要な発電、蓄電機器をリースで提供

✓ 系統電力に頼らないシステムを構築。需要家は定額リース料金を電力会社に毎月支払う

出所）” GMP Empowers Customers to go Off Grid”, Green Mountain Power, 2018/2/27閲覧, https://www.greenmountainpower.com/initiatives/gmp-helping-customers-go-off-grid/


PVに加えて蓄電池を導入している需要家に対して、PV発電量をすべて自家消費できる仮想電力口座を開設するサービス（E.ON Solar Cloud）をE.ONが提供。

PV+蓄電池を含めた総システム導入費用は14,699€（約200万円）で、E.ON Solar Cloudの使用料は21.99€/月（約3,000円/月）

将来的にはSolar CloudからのEV充電を目指すとしている。

仮想電力口座という表現だが、実態としてはNEMと同じであり、技術的な新しさはないが、顧客囲い込みのツールとして活用している模様。

E.ON Solar Cloud概要

下記のプレミアム機能が付くと+5€/月（約650円/月）

• 発電量保証機能

• 太陽光発電の性能評価（効率性確認）

• 天災等による事故のサポート

Net Meteringと同様の仕組み

消費しきれなかった余剰PV電力と、系統からの購入電力を相殺し、100%自家消費達成時と同じ光熱費を実現

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 ④E.ON Solar Cloud

出所） “Clear as daylight: Save with solar energy”, E.ON, 2018/2/27閲覧,https://www.eon.com/en/private-customers/solar/solar-panels.html


蓄電池メーカーのMoixaは、2017年に配電会社Nothern PowergridおよびPVメーカーのEnergise BarnsleyとともにPV＋蓄電池のビジネスモデル模索を目的に実証事業を開始。

Moixaは蓄電池管理およびVPP運用を担当し、電力系統との接続にはグリッドシェアサービスと同様のスキームを活用。

一般家庭40戸に対して2kWhもしくは3kWhの蓄電池を無償提供し、Moixaが余剰電力を管理。

Moixaは蓄電池の売り切りビジネスから、蓄電池運用サービス事業への展開を狙っている模様。 Nothern Powergridはピーク時の系統負担解消効果の検証を目的に実証を開始。

Moixaの提供サービス概要

40戸に設置したPV＋蓄電池をVPPとして活用し、系統安定化に貢献

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 ⑤Smart Battery Trial

出所） “Residential Energy Pilot Explores Use Of Storage To Balance Neighborhood Solar Generation”, CleanTechnica, 2018/2/27閲覧, https://cleantechnica.com/2017/01/23/residential-energy-pilot-storage-balance-neighborhood-solar/


2016年、蓄電池メーカーのMoixaとPV販売企業のPV Kits Directが、家庭向けに2kWhのPV+蓄電池を5,000ポンド以下で発売開始。

Moixaが提供しているグリッドシェアサービスに加入すると、PV余剰電力の取引や蓄電池のアンシラリーサービス活用が可能。

Moixaはグリッドシェアサービス加入者に対して、年間50ポンドを支払う定額メニューと、余剰電力取引により発生した利益の50％を還元するメニューのいずれかを提供。

再エネ利用と分散化が遅れている英国で、安価で安定的な分散型ネットワーク構築をすることで、蓄電池の売り切りビジネスから脱却し、蓄電池運用サービス事業を展開することが狙い。

毎年、50ポンドか収益の50％を支払い

Storage Sharing Platform概要

需要家に代わりMoixaが電力会社と取引

2kWhのPV＋蓄電池を4,995ポンドで提供

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 ⑥Storage Sharing Platform

出所）”Grid Share”, Moixa, 2018/2/27閲覧, http://www.moixa.com/products/gridshare/


2017年、蓄電池メーカーのTeslaと電力会社であるGreen Mountain Powerが、バーモント州でVPPサービス提供を発表。

需要家はPowerwall1台あたり月額15ドルまたは1,500ドルの一括支払いにより、10年間、非常時に蓄電池からの電力を使用可能。

最大2,000台のTesla製蓄電池を州内の家庭に導入する予定。非常時以外では、 Green Mountain Powerが系統の負荷削減や需給調整に蓄電池を活用。

Green Mountain PowerとTeslaは2015年にPowerwallを用いた系統コスト削減効果を検証する実証実験を実施。実証により、需要家設置の蓄電池活用により系統コスト削減効果が確認できたため、2017年より発電・小売コストの削減を目的にサービスを商用化。

GMPプログラムの特徴

特徴一般購入 GMPプログラム

非常用電源

• 非常時対応可能

• PV電力を充電し、長期停電に対応可能

• 非常時容量はカスタマイズ可能（0-100%）

• 非常時対応可能

• PV電力を充電し、長期停電に対応可能

• 非常時容量は変動（95％の時間で、容量20％が活用可能）

自家消費• 自家設置のPV電力を利用して、

オフグリッド運用が可能利用不可

負荷シフト• ピーク時の電力消費量削減を目的とした運

用が可能利用不可

エネルギーモニタリング • Tesla Appで利用可能 • Tesla Appで利用可能

設置可能数（Powerwall） 1－10台 1－2台

価格（一台あたり） $5,500 + Install$1,500 （一活払）

or $15/月（10年間）

非常時以外は電力会社が蓄電池を運用するため、設置者は運転モードを選択できない

10年後、残耐用年数である5年間は需要家が蓄電池を自由に使用可能

一般購入と比較して、$4,000以上の安値

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 ⑦GMP Powerwall Offering

出所）“Green Mountain Power”, Tesla, 2018/2/27閲覧, https://www.tesla.com/green-mountain-powerより三菱総研作成


豪州企業であるReposit Powerは、家庭向けにPVや蓄電池を提供することに加えて、2014年からVPP事業であるGridCreditsを開始。

GridCreditsは需要家に対して、蓄電池に貯めた電力を電力卸売市場価格で売買できる仕組みを提供するサービス。

夏場のピーク時などの電力需要が大きく増加し、電力価格が上昇する際に、蓄電池を活用して電力を売買可能。

過去の家庭の電力需要データや天候予測データから、将来の電力需要データを推計し、電力使用に関するアドバイスを提供。

豪州における熱波の影響による、電力需要上昇、電力価格高騰を受け、分散型発電の需給調整サービスの収益化を見込んだ模様。

GridCredits概要

蓄電池に貯めた電力を卸売市場価格で売買可能

より高い価格での電力売却が可能

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 ⑧GridCredits

出所） “Bring genius into your home by adding Reposit to your battery”, Reposit Power, 2018/2/27閲覧, https://repositpower.com/products/reposit/


蓄電池メーカーのSonnenは、PVと蓄電池を導入した需要家に対して、定額電気料金サービスを提供。

sonnenFlat4250の場合、初期導入費用€15,000と月額料金€19.99を支払うことで、年間4,250kWhまで電力が使い放題。10年間で、約€15,000（約20万円/年）の光熱費節約が見込め、10年で初期導入費用を賄うことが可能。

Sonnenとしては燃料費高騰に伴う卸価格の高騰を見込んだ事業収益を想定していると思われ、将来の収益も想定した囲い込みの面があると推察される。

Sonnen flat概要

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 ⑧Sonnenflat

出所） “sonnenFlat-Home”, Sonnen, 2018/2/27閲覧, https://www.sonnenbatterie.de/de/sonnenstrom/stromtarife/sonnenflat-homeより三菱総研作成

Sonnen flatメニュー

sonnnenFlat 4250 sonnnenFlat 5500 sonnnenFlat 6750 sonnnenFlat 8000

定額内の年間電力消費量[kWh]

PV出力[kWp]もしくは年間保証発電量[kWh]

蓄電池容量[kWh]

月額[€]

Sonnen導入による、需要家の10年間での期待収益 [€]

5.5 7.5 9.5 9.5

4,400 6,000 7,600 7,600

6 8 10 12

19.99 19.99 19.99 29.99

15,057.50 20,856.80 26,606.10 29,835.30


エネルギー関連企業であるL03 Energyは、米国ニューヨークブルックリン地区で実施されているマイクログリッド事業においてブロックチェーンを用いたP2Pシステムを活用したサービスを提供。

PVを保有している利用者は、電力が生成されたことをスマートメーターが検知すると、「エナジークレジット」と呼ばれるトークンが生成される。エナジークレジットにより電力の生産者は収入を獲得。消費者はこのトークンを買い取り、電力を消費するとトークンが消費される仕組み。

スマートメーターは、既存の電力網から電力を購入するのか、マイクログリッドや再エネ事業者から電力を調達するのか決定。

TransActive Grid概要

スマートメーターを導入している需要家は、電力の購入先を系統かマイクログリッドや再エネ事業者か選択可能

発電量に応じてトークンを生成

電力ではなく、トークンを買取

電力消費に応じてトークンも消費

P2Pで、発電に応じて生成されたトークンを売買することにより、擬似的な電力売買を実現

PV保有者は電力会社の買取価格より高く販売でき、参加者は系統電力よりも安く電力を購入可能

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 P2P事例①TransActive Grid

出所）”LO3 Energy Takes Blockchain Microgrid Energy Trading Platform Down Under”, Microgrid Media, 2018/2/27閲覧, http://microgridmedia.com/lo3-energy-takes-blockchain-p2p-energy-trading-platform/


東京電力とドイツ電力会社Innogyの合弁会社であるConjouleは、2016年よりブロックチェーン技術を利用したP2Pシステムを構築。

ドイツ2都市（Kettwig, Mulheim）において、PVを有する一般家庭と地域公共機関や企業との間で電力売買を可能にするデジタルプラットフォームを実験的に提供。

PVを保有する需要家が、電力の売り先を選択可能。

Conjouleのビジネス概要

電力の購入先ではなく、販売先を選択する仕組み

学校や公共施設、下水処理場などが、Conjouleのシステムを利用して家庭からPVシステム電力を購入

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 P2P事例②Conjoule GmbH

出所）”Conjoule”, Conjoule, 2018/2/27閲覧, http://conjoule.de/de/start/


Peer-to-Peerの電力取引は、自営線を用いて実電力の融通を行わない場合には系統貢献につながらないため、現状では系統への貢献は期待できない。

Peer-to-Peerでの電力取引に関しては、ブロックチェーン技術を用いて仮想的に電力を売買するのか、実電力の売買を行うかにより、課題が異なる。

トークンなどを使用して仮想的に電力を売買する場合には、電力やり取りが変わらないため、仲介料や託送料金の削減による電力料金削減はできない。

実電力売買をP2Pで行う場合には、系統電力の購入を低減することができるため、電力料金削減が見込める可能性がある。一方、送配電事業者や発電事業者からの視点では、計画した需給調整の実施が困難になるため、インバランス調整コストが必要になる。

電力会社電力会社

• 需要家間での電力取引はなく、インバランスは発生しない

• 一方、電力取引に変化が起こらないため、系統利用にかかる費用の削減にはつながらない

• 需要家間で電力取引を行うため、電力会社は需要家間取引を考慮した計画値作成が求められる

• 需要家間取引において発生したインバランスは送配電事業者が調整することが求められる

電力の流れ

仮想電力の流れ

お金の流れ

3．新たな担い手・ビジネスモデルの可能性 P2Pでのインバランス調整


Ⅴ．政策の方向性

1. 自家消費促進に向けた具体的な施策の方向性


1. 自家消費促進に向けた具体的な施策の方向性－ストレージパリティの考え方－

蓄電池とPVの価格が十分低減することで、需要家にとって蓄電池を導入する方が導入しないよりも経済的である状態により、”自発的”に導入が進む状態を「ストレージパリティ」と定義し、その成立条件や影響の定量評価を行っている。

昨年度までは、以下のとおり小売電気料金との比較を行い、PVと蓄電池の組合せが価格低減により経済的である条件の分析を行った。

投資回収済み

投資回収済み

2015 2020

• 発送電分離• 調整力の市場調達• ネガワット市場創設

• 買取期間終了PV

価格・コスト円/kWh

低圧小売料金

蓄電池

PV

蓄電池

PV

卸売価格

36万円/kW（寿命:20年）

+16円/kWh

≪第1形態≫

既設卒FIT家庭用PV＋蓄電池設置のストレージパリティ

2032~

高圧小売料金

6kWh,22万円/kWh（寿命:10年）

+84円/kWh 6kWh,9万円/kWh（寿命:15年）

+21円/kWh

≪第2形態≫

新規家庭用PV＋蓄電池設置の

ストレージパリティ（低圧）

≪第3形態≫

既設卒FIT事業用PV＋蓄電池追加設置の

安定電源化

≪第4形態≫

新規PV＋蓄電池設置のストレージパリティ（高圧）

出所）「再生可能エネルギーの大量導入時代における政策課題に関する研究会」資源エネルギー庁より三菱総研作成


1. 自家消費促進に向けた具体的な施策の方向性－需要家視点のストレージパリティ－

これまでは電気料金の従量料金部分に注目した分析を行っていたが、業務・集合住宅・離島僻地・配電線での分析では、需要家の費用全般によるストレージパリティの可能性を分析・考察した。

PV+蓄電池のシステムにすることで、基本料金の低減効果も見込んだストレージパリティを検討する必要。

小売電気料金とのストレージパリティ（イメージ）需要家の費用目線で考えたストレージパリティ注2

従量料金

kW

hあ

たり単

価円

/kW

h

現在（2018年）将来（2020年後半）

PV

蓄電池

従量料金

PV

蓄電池

グリッドパリティ注1は達成しているがPV+蓄電池による単価は

従量料金より大

注1 PVによる発電コストが既存の電力のコストと同等以下となる点。

PV+蓄電池による単価が

従量料金より小

従量料金年経

費円

/年

PV

蓄電池

基本料金

注2 需要家の支払いには賦課金も含まれ、自家消費拡大により賦課金の支払いも控除されるがここでは省略。注3 PVによる売電収入もあるがここでは、従量料金における買電費用の削減に含むものとして省略。

従量料金注3

基本料金

現在

PV

蓄電池

従量料金注3

基本料金

今回検討

基本料金の支払いも含めた需要家の支払いでの比較をすることが望ましい

PV+蓄電池のシステムでの基本料金低減効果を織り込むストレージパリティを想定する必要。


1. 自家消費促進に向けた具体的な施策の方向性－小売視点のストレージパリティ－

小売目線で考えると、自家消費増加により販売電力量が減少するため、売上が減少する。

他方、購入電力料等の小売側の費用を削減することにより売上が減少しても利益が増加する可能性もある。

小売事業者側の費用構造

従量料金年経

費円

/年

基本料金

託送料金

小売側のコスト

購入電力料金

諸経費税金

利益等

≪想定される原資例≫

• 負荷平準化による配電設備投資繰延べ

• 上位系統を活用しないことによる控除

• 一定時間帯を系統需要から離脱することによるランプレート上昇の低減効果

• 無効電力・電圧上昇・潮流改善等の機能提供によるアンシラリーサービス費用の控除等

出所）「電気料金の仕組みについて」資源エネルギー庁, 2018/2/27閲覧, http://www.enecho.meti.go.jp/category/electricity_and_gas/electric/fee/stracture/pricing/

電気料金に占める費用内訳

送配電に係る設備および維持に係る費用の圧縮

電力調達に係る費用の削減

≪想定される原資例≫

• 負荷平準化に伴うJEPXからの調達コストの圧縮

• 制御の高度化等によるインバランス支払い費用の圧縮

基本料金の低減のためには、小売側の購入電力料金もしくは託送料金の低減に資する必要がある。

託送料金については、送配電事業者の費用構造も考慮する必要がある。


≪参考≫蓄電池の設置に躊躇をしている家庭需要家の声

昨年度の委託調査における、蓄電池非設置者へのアンケートによると、その設置しない理由の多くが、経済性の問題と、物理的な制約であるといえる。

分散電源導入拡大に向けてはこういった課題を緩和するような措置が必要。

53

60

8

31

34

3

57

0 20 40 60 80

リースを含め、導入費用が高いため（安くなれば購入する）

どの程度費用対効果があるかわからないため

技術的安全性について懸念しているため

借家（賃貸住宅）に住んでおり、蓄電池を設置することが出来ないため

設置するスペースがないため

蓄電池の設置を検討したが、電力契約等の理由から不可能だったため

蓄電池を導入する必要がないと考えているため

回答者数

蓄電池を設置しない理由（N=200、複数回答可）

物理的に設置でき

ない

安全性の問題

経済性の問題

関心なし

出所）資源エネルギー庁「定置用蓄電池の普及拡大及びアグリゲーションサービスへの活用に関する調査」,P.34


1. 自家消費促進に向けた具体的な施策の方向性－分散電源の拡大に向けた施策の方向性－

これまでの分析で整理してきたとおり、ある一定の条件に基づけばストレージパリティに到達することが可能。

さらに再エネ導入拡大の1つの方法として社会費用の観点からエネルギーシステム全体のコスト削減に寄与する可能性がある。

分散電源拡大に向けた課題とその施策の方向性は以下のとおり。

蓄電池価格が6万円/kWh等を含めた一定条件により

ストレージパリティは達成可能

再エネ導入拡大に向けて、社会費用からもエネルギー

システム全体のコスト削減に寄与

加えて、3Eにも貢献(エネルギー利用の合理化にも資する)

自発的な導入を

阻害している課題を解決することが

社会コスト削減に寄与する

需要家のメリットが十分でない

（投資回収年数が長い）

需要家のメリットがあっても

何らかの理由で導入しない

コスト低減

自家消費

インセンティブの拡大

メーカーの開発によるコスト削減※ 既に実施済み

価格目標設定・補助・税制控除等※ 既に実施済み

小売事業者の需要家向けサービス提供※ 次頁以降で後述

託送料金の負担構造の変更※ 次頁以降で後述

イニシャルコスト

を払えない

物理的な制約

により導入できない

PV・蓄電池等の分散電源のリース・レンタル等のビジネスモデル支援

→ リース・レンタル等での補助・税制控除活用

→ リース・レンタル事業者等の優遇措置等

共用蓄電池やVPP活用等による電力の融通

→ 共用蓄電池の制度的措置（逆潮流等の制度緩和等も含む）

本編第Ⅰ章

本編第Ⅱ章、第Ⅲ章

背景課題施策の方向性

再エネ買取価格の引き下げ※ 既に実施済み


1. 自家消費促進に向けた具体的な施策の方向性－各プレーヤーの動向整理－

分散電源の導入拡大に伴った自家消費の増加により、系統運用側では設備の投資回収が困難となりデススパイラルが発生。

分散電源の導入拡大、自家消費の増加を持続的に促進するためには、これらの課題を解決しつつ持続可能な導入拡大につながるような取組みへの支援策が必要。

分散電源の

自発的導入増

送配電設備の

費用回収困難化安定した事業収益

自家消費増

残余需要減

託送料金の負担構造の変更

（基本・従量料金の割合変更、時間帯別託送料金等）

結果

行動

需要家

系統運用

分散電源の

保有者の負担減注1結果

行動

結果

販売電力量減による

収益注2減（客単価減）

結果

小売

1需要家向けサービス提供によるチャネル拡大

（自家消費支援サービス、売電・買電仲介等）

分散電源活用を含めたコスト削減

（調達費用削減、インバランス支払低減等）

行動

②口数増

③コスト減結果

分散電源の

保有者のメリット増

2

３

注1 非保有者から見た場合の相対的な評価

結果

結果

注2 収益＝客単価×口数－コスト


≪参考≫デススパイラルについて

分散電源の拡大に伴い、送配電網の利用が減少、分散電源非保有者の負担増でさらに拡大が進む。

他方、送配電網自体の老朽化が進んでおり、需要減等も考慮した設備投資計画が必要。

送配電網のデススパイラルデススパイラルの背景（電事連資料より）

出所）「送配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討WG 第1回資料3」電力ガス取引監視等委員会、P.5http://www.emsc.meti.go.jp/activity/emsc_network/pdf/001_03_00.pdf 出所）「送配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討WG 第2回資料4」より三菱総研作成

系統需要の減少

➢ 省エネ・効率化の進展（節電の定着、省エネ機器買替え）

➢ 自家発自家消費の増加（PV等）

➢ 人口や世帯構造の変化など

電源の設備投資計画

➢ 火力発電等の電源の建設計画との整合性

➢ PV・WT等の導入拡大による調整力不足、

送配電設備の利用率低下

送配電設備の高経年化

➢ 鉄塔、架空線、ケーブル、変圧器等それぞれの設置場所や

劣化状況を元に個々に判断が必要

送配電設備の負担のあり方

➢ 現状、電源立地エリアの需要家が託送料金にて費用を負担


1. 自家消費促進に向けた具体的な施策の方向性－必要な施策の整理－

本検討をふまえた施策の方向性は以下のとおり。

１．託送料金の負担構造の変更

現在の託送料金について、分散電源を活用したエネルギーシステムに即した負担方法に変更することが望ましい。

➢ 既にEGC注1でも検討は進められているが、基本料金・従量料金の割合を変更する、混雑状況・利用状況等を踏まえた時間帯別料金にす

る、利用している配電線に応じた負担（需要地近接性評価割引制度）等の方法が考えられる。

→ 実現に向けては、送配電設備の利用実態・混雑状況の把握、契約と実際の潮流の紐付けの蓋然性の確認等が必要。

２需要家向けサービス提供によるチャネル拡大

小売事業者として客単価の減少を契約口数増でまかなうことができれば、事業を安定化させることは可能。

➢ 諸外国では、定額の電気料金メニューなどによりチャネル拡大・顧客囲い込みを行っている事例も複数存在。

→ 小売事業者のこういった取組みを支援する施策（自家消費メニュー提供事業者の表彰・減税、自家消費支援機器への補助等）

→ 小売事業者の顧客獲得を支援する形での、需要家ニーズ調査、属性分析、電気料金メニューの分析等の実施

２分散電源活用を含めたコスト削減

小売事業者として販売電力量減の影響をコスト削減等でまかなうことができれば、売上減でも利益増で事業を安定化させることは可能。

➢ 既にVPP実証等を通じて、小売事業者のコスト削減（電力調達コスト、インバランスコスト）に向けた技術的障壁の検証等は進められてい

る。また、これら事業を進めるための政策的な障壁（非FIT電源の逆潮流や計量等）についても審議会注2において整理が進められている。

➢ 時間帯別料金（ToU）等により系統の状況と連動した料金メニューとすることで、より系統安定に資する自家消費が推進される可能性。

→ ヒートポンプ給湯機、電気自動車等の蓄電池の代替性の検証、PV過積載による事業性への影響等の分析。

1

2

注1 電力・ガス取引監視等委員会送配電網の維持・運用費用の負担の在り方検討WG注2 総合資源エネルギー調査会省エネルギー・新エネルギー分科会／電力・ガス事業分科会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

3


引用元ウェブサイトURL一覧

頁数図表タイトル URL

172 各プログラムの概要

https://www.hawaiianelectric.com/billing-and-payment/rates-and-regulations/average-price-of-electricityhttps://www.hawaiianelectric.com/clean-energy-hawaii/producing-clean-energy/customer-renewable-programs/customer-grid-supplyhttps://www.hawaiianelectric.com/clean-energy-hawaii/producing-clean-energy/customer-renewable-programs/customer-self-supplyhttps://www.hawaiianelectric.com/clean-energy-hawaii/producing-clean-energy/customer-renewable-programs/customer-grid-supply-plus

174カリフォルニア州の負荷プロファイル

https://www.caiso.com/Documents/FlexibleResourcesHelpRenewables_FastFacts.pdf

174ToU料金の例（SCE社の場合）

https://www.sce.com/wps/portal/home/residential/rates/Time-Of-Use-Residential-Rate-Plans/!ut/p/b1/hc9db4IwFAbg37ILLkdPKbO4uy7DWqIi1jjszQKGVRZGCaLEf29nvJofO3fvyfMm5yCFUqTq7FDqrCtNnVW_WQ0-I_HOMPc9EcsZBYZlOOXJhITMt2BtAdwZBv_1P5A6ExxwNhYSBJ-_-CAiugRKJQ5G9AosqGfBKpzEb9iDwLuAIYdwHMUWLBMCgiQwk4wRgMEFPDgyQkpXJj8_vGZ1TgKNVFt8FW3RuvvWrrdd1-xeHXCg73tXG6Orwt0Y97tx4FZpa3YdSv9a1PykUIpnlR_7pxNLTHu2/dl4/d5/L2dBISEvZ0FBIS9nQSEh/

（様式２）

頁図表番号

46

46

47

54

54

66

167

167

168

170

171

174

174

182

183

184

185

186

187

189

190

191

192

TransActive Grid概要

Conjouleのビジネス概要

AGLのVPP関連事業

カリフォルニア州の負荷プロファイル

ToU料金の例

自家消費率と設備設置のタイミングによる需要家利益の分析

タイトル

九州電力「電化でナイト・セレクト22」　電力量料金設定

関西電力「eスマート10」　電力量料金設定

家庭用電気料金プラン種　シェア（資源エネルギー庁殿）

主開閉器契約における契約電力

実量契約における契約電力

業務需要家のデータ概要

GridCredits概要

Sonnen flat概要

Tennet-Sonnenのプロジェクト概要

Off-grid package概要

E.ON Solar Cloud概要

Moixaの提供サービス概要

Storage Sharing Platform概要

新規PVシステムのうちバッテリー併設の割合

自家消費システムの概念図

米国各州のNEM制度の現状

新規PV-バッテリーシステムのうちKfW利用の導入数

二次利用未承諾リスト

平成２９年度新エネルギー等導入促進基礎調査（ソーラーシンギュラリティの影響度等に関する調査）

平成２９年度新エネルギー等導入促進基礎調査（ソーラーシンギュラリティの影響度等に関する調査）報告書

株式会社三菱総合研究所