電力源別のコスト

発電 方法によってコストは異なりますが、一般的に 3 つのカテゴリに分類できます。1) 卸売コスト、つまり電力会社が電気の調達と消費者への配給に関連して支払うすべてのコスト、2) 消費者が支払う小売コスト、3) 外部コスト、つまり社会に課される 外部性です。

卸売コストには、初期資本、運用・保守（O&M）、送電、廃止措置費用が含まれます。地域の規制環境によっては、卸売コストの一部または全部が消費者に転嫁される場合があります。これらはエネルギー単位あたりのコストであり、通常はドル/メガワット時（卸売価格）で表されます。これらの計算は、政府がエネルギー政策に関する意思決定を行う際にも役立ちます。

平均すると、公益事業規模の太陽光発電と陸上風力発電の均等化発電コストは石炭火力発電所やガス火力発電所よりも低いが、[ 1 ]：TS-25 、場所によって大きく異なる。[ 2 ]：6～65

コスト指標

費用
均等化発電原価：再生可能エネルギー源の導入が進むにつれてコストは低下しており、特に太陽光パネルによる発電コストが顕著です。[ 3 ] [ 4 ]均等化発電原価（LCOE）は、発電所の寿命全体にわたる発電の平均正味現在コストを測る指標です。
再生可能エネルギーの生産コストは過去に大幅に低下し、[ 5 ] 2020年に追加された再生可能エネルギー発電量の62％は、最も安価な新しい化石燃料の選択肢よりもコストが低くなりました。[ 6 ]
「学習曲線」：時間の経過に伴うコストと導入の傾向。曲線が急勾配になっているほど、導入が進むにつれてコストが削減されることを示しています。[ 7 ]導入が進むにつれて、再生可能エネルギーは学習曲線と規模の経済の恩恵を受けます。[ 8 ]

均等化電力コスト

均等化発電原価（LCOE）は、異なる発電方法のコストを一貫して比較しようとする指標です。LCOEは、プロジェクトの存続期間全体にわたって損益分岐点に達するために電力を販売しなければならない最低の一定価格として提示されることが多いですが、このようなコスト分析には、様々な非財務コスト（環境への影響、地域の供給状況など）の価値に関する仮定が必要となるため、議論の的となっています。大まかに計算すると、LCOEは、資産の存続期間全体にわたるすべてのコストの正味現在価値を、当該資産の存続期間全体にわたるエネルギー出力の適切な割引後で割った値です。[ 9 ]

ストレージの均等化コスト

均等化貯蔵原価（LCOS）はLCOEに類似していますが、バッテリーなどのエネルギー貯蔵技術に適用されます。[ 10 ]技術の種類に関わらず、貯蔵は一次発電源に依存する二次発電源に過ぎません。したがって、真の原価計算では、貯蔵コストを需要を満たすためにリアルタイムで発電するコストと比較する際に、一次発電源と二次発電源の両方のコストを含める必要があります。[ 11 ]

貯蔵に特有のコスト要因として、電力貯蔵の非効率性に起因する損失と、主要電源のいずれかのコンポーネントが100%カーボンフリーに満たない場合のCO2排出量の増加が挙げられます。[ 12 ]米国では、2015年に実施された包括的な調査により、貯蔵運用による正味システムCO2排出量は、発電（需要にリアルタイムで対応する）による排出量と比較して無視できない規模であり、場所、貯蔵運用モード、炭素強度に関する想定に応じて、供給エネルギー1MWhあたり104～407kgの範囲であることがわかりました。[ 12 ]

平準化回避電力コスト

均等化回避エネルギー原価（LACE）という指標は、エネルギー源が系統に提供する経済的価値を考慮することで、LCOEの欠点の一部に対処します。経済的価値は、エネルギー源のディスパッチ可能性と、地域における既存のエネルギーミックスを考慮に入れます。 [ 13 ]

2014年、米国エネルギー情報局（ EIA ）は、風力や太陽光などのディスパッチ不可能な電源の均等化コストを、化石燃料や地熱などのディスパッチ可能な電源のLCOEではなく、「均等化回避コスト」（LACE）と比較することを推奨しました[14]。LACEは、総割引回避コストを総割引生涯出力で割ったものです。[ 15 ] [ 16 ] EIAは、変動電源は、バックアップディスパッチ可能電源の資本コストと保守コストを回避できない可能性があるという仮説を立てました。LACEとLCOEの比率は、価値費用比と呼ばれます。LACE（価値）がLCOE（費用）よりも大きい場合、価値費用比は1より大きくなり、プロジェクトは経済的に実現可能とみなされます[ 17 ] 。

価値調整された均等化電力コスト

価値調整均等化発電原価（VALCOE）は、国際エネルギー機関によって考案された指標であり、電力のコストと電力システムへの価値の両方を含んでいます。[ 18 ]例えば、同じ量の電気でも需要がピークになる時には価値が高くなります。

捕獲率

捕捉率とは、ある期間における電力供給源が受け取る量加重平均市場価格（または捕捉価格）を、ある期間の電力の時間加重平均価格で割ったものである。 [ 19 ] [ 20 ] [ 21 ] [ 22 ]例えば、ダム式水力発電所は価格が高いときにのみ発電するため捕捉率は200％となるが、バッテリーのない風力発電所のようにディスパッチできない供給源の場合、捕捉率は通常100％未満となる。[ 22 ]

通常、ある価格設定地域（例えばイギリス）において、単一種類の再生可能エネルギーの発電量が多いほど、その種類の発電回収率は低下します。例えば、多くの風力発電所が同時に大量の発電を行うと、その時間帯の価格は下がります。[ 19 ]価格設定地域全体で系統接続が不十分な場合（例えばスコットランドの風力発電所からイングランドの消費者まで）、出力抑制が発生し、その結果、発電回収率が真のコストを反映しなくなります。[ 19 ]

コスト要因

コストを計算する際には、いくつかの内部コスト要因を考慮する必要があります。[ 23 ]ここで「コスト」という言葉が使用されていることに注意してください。これは実際の販売価格ではありません。これは補助金や税金など、さまざまな要因の影響を受ける可能性があるためです。

  • 資本コストは、ガスおよび石油発電所では低い傾向があり、陸上風力タービンおよび太陽光発電では中程度、石炭火力発電所では高く、廃棄物エネルギー、波力および潮力、太陽熱、洋上風力および原子力ではさらに高くなります。
  • 燃料費 – 化石燃料とバイオマスは高く、原子力は低く、多くの再生可能エネルギーはゼロです。燃料費は、政治的要因やその他の要因により、発電設備の耐用年数を通じて予測不可能な変動をする可能性があります。

電力生産の総コストを評価するために、コストの流れは貨幣の時間価値を用いて正味現在価値に変換される。これらのコストはすべて割引キャッシュフローを用いてまとめられる。[ 24 ] [ 25 ]

資本コスト

発電容量の資本コストは、多くの場合、キロワットあたりの夜間コストとして表されます。2022年の推定コストは次のとおりです。

kWあたりのコスト
タイプ 米国環境影響評価[ 26 ]米国NREL [ 27 ]$/MWh [ 27 ]CF [ 27 ]
石炭火力発電4,074ドル3,075～5,542ドル
90%の炭素回収率を持つ石炭6,495～6,625ドル
シンプルサイクル天然ガス922～2,630ドル
複合サイクル1,062～1,201ドル
90%の炭素回収を伴う複合サイクル2,736～2,845ドル
内燃機関2,018ドル
タービン、航空転用型1,294ドル
タービン、産業用785ドル
核6,695～7,547ドル7,442～7,989ドル81～82ドル94%
風力1,718ドル1,462ドル27～75ドル18～48%
風力、オフショア4,833～6,041ドル3,285～5,908ドル67～146ドル29～52%
分散型発電（風力）1,731～2,079ドル2,275～5,803ドル32～219ドル11～52%
太陽熱/集光7,895ドル6,505ドル76～97ドル49～63%
太陽光発電1,327ドル1,333～2,743ドル31～146ドル12～30%
蓄電池付き太陽光発電1,748ドル2,044ドル53～81ドル20～31%
バッテリーストレージ1,316ドル988～4,774ドル8～42%
燃料電池6,639～7,224ドル
揚水発電1,999～5,505ドル
水力発電、従来型3,083ドル2,574～16,283ドル60～366ドル31～66%
バイオマス4,524ドル4,416ドル144ドル64%
地熱発電3,076ドル6,753～46,223ドル55～396ドル80～90%

実際のコストはこれらの見積もりから大きく異なる可能性があります。2021年後半に最初の臨界を達成したオルキルオト3号機は、建設コンソーシアムの一泊コスト（電力会社は契約締結時に合意した固定価格32億ユーロを支払いました）は85億ユーロ、正味電力容量は1.6GW、1kWあたり5,310ユーロでした。[ 28 ]一方、カナダのダーリントン原子力発電所の一泊コストは51億1,700万カナダドル、正味電力容量は3,512MW、1kWあたり1,457カナダドルでした。 [ 29 ]

よく引用される143億1900万カナダドル（ 1kWあたり4077カナダドル）という数字には利息が含まれており（この場合、電力会社は市場金利で借入を行い、建設の遅延による費用を吸収しなければならなかったため、特に高額な費用となります）、したがって「一夜にして発生する費用」ではありません。さらに、異なる電源間の比較可能性という問題もあります。設備利用率は、風力発電や太陽光発電では10～20%程度と低い場合もあれば、洋上風力発電では50%程度、最も信頼性の高い原子力発電所では90%を超える場合もあります。[ 30 ]

2020年における世界のすべての商用原子力発電所の平均設備利用率は80.3%（前年は83.1%）であったが、これには時代遅れの第二世代原子力発電所や、原子力発電所を負荷追従運転しているフランスなどの国も含まれており、設備利用率は低下している。[ 31 ]ピーク対応型発電所は特に設備利用率が低いが、供給が需要を満たさない場合には可能な限り高い価格で電力を販売することでそれを補っている。[ 32 ]

ドイツ初の洋上風力発電所アルファ・ヴェントゥス洋上風力発電所は、定格出力60MWで、当初見積り1,000万ユーロの後、 200万ユーロの費用がかかった。[ 33 ] 2012年には268GWhの電力を生産し、50%強の設備利用率を達成した。[ 34 ]定格出力で夜間のコストを計算すると1kWあたり4,167ユーロとなるが、設備利用率を考慮すると、この数字はほぼ2倍になる。

地熱発電は再生可能エネルギーの中でも、地上への影響が少なく、ベースロード発電や熱電併給が可能な点で独特である。しかし、発電所や条件によっては、ラドンなどの地下の天然放射性物質が大気中に放出されることがある。[ 35 ]これにより、容量当たりのコストが比較的高く、セイスタレイキル地熱発電所の第1期45MWで2億ドル、第1期と2期を合わせた90MWで合計3億3000万ドルとされている。つまり、第1期のみを考慮した場合は1kW当たりのコストは4,444ドル、両期のコスト見積もりを合わせた場合は3,667ドルとなる。 [ 36 ]また、この情報源は、この発電所が地熱発電に関して費用対効果が他に類を見ないほど優れていると述べており、アイスランドのユニークな地質により、同国は世界有数の地熱発電国となり、一人当たりでも、消費されるエネルギー全体と比較しても、圧倒的に大きい。

ドイツ南部のイルシング発電所ブロック5は、天然ガスを燃料とする複合サイクル発電システムで、1,750メガワットの熱エネルギーを847メガワットの正味使用可能電力に変換しています。建設費は4億5,000万ユーロでした。 [ 37 ]これは、1kWあたり約531ユーロに相当します。しかし、ピーク需要に対応する発電所として運用することの経済性が低かったため、所有者は2010年の開設直後に閉鎖を希望しました。[ 38 ]

浮体式風力発電のLCOEは海岸からの距離に応じて増加する。[ 39 ]

ドイツ最大級のリーベローゼ太陽光発電所は、開業時の定格出力が52.79メガワットで、建設費は約1億6000万ユーロ[ 40 ] [ 41 ] 、1kWあたり3,031ユーロでした。年間発電量は約52GWh（5.9MW強）で、設備利用率は11%強です。この1億6000万ユーロという数字は、2010年にこの太陽光発電所が売却された際にも引用されました。 [ 42 ]

インドのラジャスタン州にある世界最大の太陽光発電所（2022年現在）であるバドラソーラーパークは、総定格出力2255MWで、総建設費は985億インドルピーです。 [ 43 ]これは1kWあたり約43681ルピー（ 480ユーロ）に相当します。

これらの数字からわかるように、同じ電源であっても場所や時期によって、また金利が総費用に含まれているかどうかによってコストは大きく異なります。さらに、設備利用率や特定の電源の間欠性も計算を複雑にします。議論でしばしば見落とされるもう 1 つの問題は、さまざまな発電所の寿命です。最も古い水力発電所の中には 1 世紀以上も存在しているものもあり、50 年から 60 年連続で稼働している原子力発電所も珍しくありません。ただし、第一世代の風力タービンの多くは、より近代的な風力タービンと競争できなくなったり、現在の規制環境に適合しなくなったりしたため、すでに解体されています。中には、設置から 25 年も経っていないものもありました。太陽光パネルには一定の経年劣化があり、それによって耐用年数が制限されますが、最新モデルの予想耐用年数に関する実際のデータはまだ存在しません。

運用保守（O&M）コスト

O&Mコストには、発電施設の燃料費、保守費用、運用費用、廃棄物保管費用、廃止措置費用が含まれます。燃料費は石油火力発電が最も高く、次いで石炭、ガス、バイオマス、ウランの順となります。ウラン（またはウランの代替燃料としてMOX燃料を使用する発電所ではMOX燃料）のエネルギー密度が高く、世界のウラン市場における価格が比較的低い（特にエネルギー含有量あたりの通貨単位で測定した場合）ため、燃料費は原子力発電所の運転費用のごく一部を占めるに過ぎません。一般的に、資本コストと運転費用のバランスは、再生可能エネルギーと原子力発電では運転費用が低くなる傾向にあり、化石燃料ではその逆の傾向にあります。

高所得国の政府債務は通常、民間融資よりも低い金利で手に入るため、原子力や再生可能エネルギーは、国家投資や国家保証の関与が大きいほど、化石燃料の代替エネルギーと比べても大幅に安価になる。金利が高い傾向にあるグローバルサウスでは、小規模プロジェクト（特に風力と太陽光）の建設期間が短いため、資本コストの増加が部分的に相殺される。輸入代替の観点から見ると、太陽光は、炭化水素の輸入を必要とせず、炭化水素資源（利用可能な場合）を代わりに輸出できるため、農村部の電化において燃料油やディーゼル発電機を置き換える上で特に魅力的である。 [ 44 ] [ 45 ] [ 46 ]

燃料価格の短期的な変動は、天然ガス火力発電所や石油火力発電所の発電コストに大きな影響を与える可能性があります。また、石炭火力発電所への影響も軽微です。再生可能エネルギーは燃料を必要としないため、建設後は世界の燃料市場からコストは独立しています。石炭火力発電所は、多くの場合、地元産、あるいは少なくとも国内で入手可能な石炭で供給されます。これは、品位が低く水分含有量が多いため長距離輸送が経済的に不利な褐炭の場合に特に当てはまります。そのため、世界市場の影響を受けにくくなっています。炭素税やその他の形態のCO2価格設定が導入された場合、化石燃料発電所の経済的実現可能性に大きな影響を与える可能性があります。ウラン備蓄の容易さと燃料交換の頻度の少なさ（ほとんどの加圧水型原子炉は1年半から2年ごとに燃料の約4分の1から3分の1を交換する）により、世界のウラン価格の短期的な変動は、発電所運営者ではなく燃料供給者が負担するリスクである。しかし、ウラン価格の長期的な動向は、原子力エネルギーの最終価格に1キロワット時あたり数十分の1セントから1～2セントの影響を与える可能性がある。[ 49 ]

原子力発電所と再生可能エネルギー発電所の運用コストの最大の要因は、現地の賃金である。ほとんどの場合、発電所がフル稼働しているか定格出力のほんの一部しか出力していないかに関わらず、賃金を支払う必要がある。そのため、これらの発電所は通常、市場（マイナス価格）と天候（冷却水による河川の過熱防止、太陽光や風の利用可能性など）が許す限り、稼働能力のできるだけ高い部分で稼働する。[ 50 ] [ 51 ]

しかし、フランスでは、電力需要の約70%を賄う原子力発電所は、電力系統の安定化を図るため、負荷追従運転を行っています。フランスでは、家庭暖房の多くが電気（ヒートポンプや抵抗加熱）で賄われているため、原子力発電には顕著な季節性があり、計画停電は通常、需要の低い夏季に予定されており、この時期はフランスの学校の休暇期間と重なります。[ 52 ]

ドイツでは、再生可能エネルギーの補助金を受けられなくなり、設置から20年以上経過した風力タービンが閉鎖された。これは、報告されている市場電力価格が1kWhあたり約0.03ユーロと、限界費用をカバーしていないか、大規模なメンテナンスが必要ない場合に限って限界費用をカバーしているからである。[ 53 ]対照的に、ドイツの（当時残っていた）原子力発電所は、完全に減価償却された後、 2010年代から2020年代初頭にかけて、直接の政府補助金がなくても運営者にとって非常に収益性が高いとメディアで報道された。[ 54 ] [ 55 ] [ 56 ]

市場マッチングコスト

ポール・ジョスコウをはじめとする多くの学者は、新規電源の比較における「均等化発電原価（LCOE）」指標の限界について論じています。特に、LCOEは需要と生産のマッチングに伴う時間的効果を無視しています。これは以下の2つのレベルで発生します。

  • ディスパッチ可能性、つまり需要の変動に応じて発電システムをオンラインにしたり、オフラインにしたり、出力を増減したりする能力。
  • 可用性プロファイルが市場需要プロファイルと一致するか矛盾するかの程度。

出力を増減できる速度であるランプレートは、最新式の原子力発電所の方が速い場合があり、原子力発電所の経済性は異なります。[ 57 ] [ 58 ] しかし、風力、太陽光、原子力などの資本集約型技術は、LCOEがほぼすべて埋没費用の資本投資であるため、最大可用性で発電しない限り、経済的に不利になります。風力や太陽光などの間欠性電源が非常に大量にある電力網では、貯蔵やバックアップ発電が必要になるため、追加コストが発生する可能性があります。[ 59 ]同時に、需要と価格が最も高いときに発電できる場合、例えば暑い国でエアコンが主要な消費者である夏の正午のピーク時に太陽光発電を利用できる場合など、間欠性電源はさらに競争力が高まります。[ 60 ]

LCOE指標のもう一つの限界は、エネルギー効率と保全（EEC）の影響である。[ 61 ] 2010年代には、EECの影響で、米国など多くの国の電力需要が[ 62 ]横ばいまたは減少した。[ 63 ] [ 64 ]最終使用地点に設置される太陽光発電システムの場合、最初にEECに投資し、次に太陽光発電に投資するか、またはその両方を同時に行う方が経済的である可能性がある。[ 65 ]これにより、EEC対策を行わない場合よりも必要な太陽光発電システムが小さくなる。しかし、LCOEに基づいて太陽光発電システムを設計すると、エネルギー生成がシステムコストよりも速く低下するため、システムのLCOEが小さくなるにつれて増加する。

エネルギー源のLCOEだけでなく、システム全体のライフサイクルコストを考慮する必要があります。[ 61 ] LCOEは、収入、キャッシュフロー、住宅ローン、リース、家賃、電気料金などの他の財務上の考慮事項ほどエンドユーザーにとって重要ではありません。[ 61 ]これらの要素と太陽光発電投資を比較することで、エンドユーザーの意思決定が容易になります。また、費用便益計算や「システムまたは回路レベルでの資産の容量価値またはピークへの貢献」を使用することで、意思決定が容易になります。[ 61 ]

エネルギー源の外部コスト

通常、様々なエネルギー源からの電力の価格設定には、すべての外部コスト、つまりそのエネルギー源の使用の結果として社会全体が間接的に負担するコストが含まれているとは限りません。[ 66 ]これらには、導入コスト、環境への影響、エネルギー貯蔵、リサイクルコスト、保険を超えた事故の影響などが含まれる場合があります。

太陽光パネルの性能は通常25年間保証され、場合によっては30年間保証される。[ 67 ] 2021年のハーバード・ビジネス・レビューの調査によると、太陽光パネルのリサイクル費用は2035年には1枚あたり20～30ドルに達し、太陽光発電のLCOEは4倍に増加するが、これはパネルが予想される30年ではなく15年で交換された場合に限られる。パネルが早期に交換された場合、これは重大な政策課題を提起する。なぜなら、リサイクルがメーカーの法的義務とされた場合（EUではすでにそうであるように）、すでに競争の激しいこの市場で利益率が大幅に減少するからである。[ 68 ]

2021年のIEAの研究では、古いパネルをリサイクルするのではなく修理して再利用することに関する調査で、経済的な実現可能性は送電料金などの国固有の要因に依存するが、屋上所有者はより効率的な新しいパネルでスペースを最大限に活用したいと考えるため、再利用は公益事業用太陽光発電でのみ可能性が高いと結論付けられました。[ 69 ]

1995年から2005年にかけてEUが資金提供した研究調査「ExternE（エネルギーの外部性） 」では、これらの発生源から排出される粒子状物質、窒素酸化物、六価クロム、河川水のアルカリ度、水銀中毒、ヒ素排出による環境や人間の健康への被害といった外部コストを考慮すると、石炭や石油からの発電コストは現在の価値の2倍になり、ガスからの発電コストは30％増加することが判明した。この研究では、これらの外部、下流の化石燃料コストはEU全体の国内総生産（GDP）の1～2％に達すると推定されており、これはこれらの発生源による地球温暖化の外部コストが考慮される前の数字である。[ 70 ] [ 71 ]

石炭はEUで最も高い外部コストを伴い、そのコストのうち地球温暖化が最大の割合を占めている。[ 66 ]持続可能なエネルギーは、呼吸器疾患などの将来の社会コストを回避または大幅に削減する。[ 72 ] [ 73 ] 2022年にEUは、どのエネルギー投資がそのような外部コストを削減するかを示す グリーンタクソノミーを作成した。

化石燃料発電の外部コストの一部に対処する手段の一つとして、炭素価格設定があります。これは、地球温暖化ガスの排出削減において経済学者に最も支持されている手法です。[ 74 ]炭素価格設定は、二酸化炭素を排出する者に対して排出量に応じた料金を課します。「炭素価格」と呼ばれるこの料金は、大気中に1トンの二酸化炭素を排出する権利に対して支払われる金額です。炭素価格設定は通常、炭素税、または排出許可証（「排出枠」とも呼ばれます）の購入義務という形をとります。

原子力発電の外部コストは、起こりうる事故とその確率の想定によって大きく異なり、0.2～200セント/kWhの範囲となる。[ 75 ]さらに、原子力発電は、原子力第三者責任に関するパリ条約、ブリュッセル補足条約、原子力損害の民事責任に関するウィーン条約[ 76 ]および米国のプライス・アンダーソン法に従って、事故責任を制限または構造化する保険の枠組みの下で稼働している。この潜在的な責任不足は、原子力発電のコストに含まれない外部コストを表しているとよく主張されるが、2008年の調査によると、そのコストは小さく、均等化発電原価の約0.1％に相当する。[ 77 ]

最悪のシナリオを想定した保険適用外のコストは原子力発電に限ったことではなく、水力発電所も同様に、大規模ダム決壊のような壊滅的な災害に対して十分な保険が適用されていない。民間保険会社は限定的なシナリオに基づいてダム保険料を設定しているため、この分野における大規模災害保険も同様に国によって提供されている。[ 78 ]

外部性の影響は拡散するため、外部コストは直接測定することはできず、推定する必要があります。

国際貿易

発電会社が生み出す負の外部性（汚染など）に対する課税は、国によって異なっています。汚染電力の輸入による不公平な競争を避けるため、関税が適用される場合があります。例えば、英国とEUは、電力を炭素国境調整メカニズムの対象とする場合があります。[ 79 ]あるいは、輸入国と輸出国の排出量取引制度（ETS）を連携させる場合もあります。 [ 80 ]また、ある国の発電会社が別の国のETSの対象となる場合もあります（例えば、北アイルランドの発電会社はEUのETSの対象となっています）。[ 81 ]

追加のコスト要因

計算には、各タイプの発電所に関連するより広範なシステムコスト、たとえば系統への長距離送電接続や、需給調整および予備費などが含まれないことが多い。計算には、石炭火力発電所による健康被害などの外部性や、温室効果ガス排出による気候変動、海洋酸性化および富栄養化、海流の変化への影響が必ずしも含まれるわけではない。発電所の廃止措置費用は通常含まれていないため、完全原価計算ではない。米国の原子力発電所は例外で、原子力廃棄物政策法に基づき、廃止措置費用が電気料金に含まれている。これらの種類の項目は、計算の目的に応じて、必要に応じて明示的に追加することができる。

その他の非財務的要因としては次のようなものが挙げられます。

グローバル研究

様々な研究に基づく均等化エネルギー原価。出典：再生可能エネルギーについてはIRENA 2020、原子力発電所（米国ボーグル発電所のみ）および石炭火力発電の電力価格についてはLazard 、原子力発電容量についてはIAEA、石炭火力発電容量についてはGlobal Energy Monitor。
世界の均等化発電コスト（MWhあたり米ドル）
IPCC 2014 [ 86 ]

（5％割引）

IRENA 2020 [ 87 ]NEA 2020 [ 88 ]

（割引率7％）

BNEF 2021 [ 89 ]
PV（ユーティリティ、固定軸） 110 68 56 39
PV（ユーティリティ、トラッキング） - - - 47
PV（住宅用） 150 164 126 -
太陽熱150 182 121 -
風、陸上 59 53 50 41
風力、オフショア 120 115 88 79
原子力新規（既存） 65 - 69 (32) -
水力発電 22 47 68 -
地熱 60 73 99 -
石炭（CC） 61 - 88 (110) -
ガスCC（ピーク） 71 - 71 -

バンク・オブ・アメリカ（2023）

2023年にバンク・オブ・アメリカはLCOE調査を実施し、再生可能エネルギーの既存のLCOE推定値は化石燃料やバッテリーバックアップを考慮していないため、安定電力（スポット価格の高騰により電力消費者が需要を抑制する必要のない、24時間365日の電力供給保証）を提供するという観点から、電力源を比較するには、平準化全システム発電原価（LFSCOE）[90]がより合理的な指標になると主張しました。[ 91 ]

本研究では、発電量の95%が規定の発電方式で、5%が代替のディスパッチ可能な発電方式で供給されると仮定するLFSCOE-95モデルを提示する。また、発電量の100%が規定の発電方式で供給されると仮定するLFSCOE-100モデルも提示する。

均等化全システム電力コスト（LFSCOE、バンク・オブ・アメリカ 2022）
EIA LCOE (2020) USD$/MWh LFSCOE-95 （ドイツ、EU）USD$/MWh LFSCOE-95 （テキサス州、米国）USD$/MWh LFSCOE-100 （ドイツ、EU）USD$/MWh LFSCOE-100 （テキサス州、米国）USD$/MWh
バイオマス 95 90 95 104 117
石炭（超々臨界） 76 67 72 78 90
天然ガス（複合サイクル） 38 31 32 35 40
天然ガス（燃焼タービン） 67 36 37 39 42
核 82 90 96 106 122
太陽 36 849 177 1548 413
風 40 279 131 504 291
風力と太陽光 供給されない 220 97 454 225

BNEF（2021年）

2021年3月、ブルームバーグ・ニュー・エナジー・ファイナンスは、「再生可能エネルギーは、世界のGDPの71%、世界の発電量の85%を占める最も安価な電力供給源となっている。現在、増加する電力需要に対応したり、老朽化し​​た発電機を代替したりするために、新しい太陽光発電所や風力発電所を建設する方が、新しい化石燃料火力発電所を建設するよりも安価になっている。…コストベースで見ると、安定した発電資源が存在し、需要が増加している市場では、風力と太陽光発電は最良の経済的選択肢である」と報告している。[ 89 ]：24 さらに、彼らは「リチウムイオン電池貯蔵システムからの均等化発電原価は、多くのピーク需要発電機と競争力がある」と報告している。[ 89 ]： 23BNEFは、「厳選された公開情報源から得られた」と宣言する以外に、詳細な方法論と均等化発電原価（LCOE）の計算前提を明らかにしていない。[ 89 ]：98 ガスピーク発電のコストは相当なものであり、燃料費と燃焼の外部コストの両方が含まれる。燃焼に伴うコストには、温室効果ガスである一酸化炭素や二酸化炭素、窒素酸化物（NOx）の排出が含まれ、これらは人間の呼吸器系にダメージを与え、酸性雨の一因となる。[ 92 ]

IEAとOECD NEA（2020年）

2020年12月、IEAとOECD/ NEAは共同で「発電コスト予測」調査を発表した。この調査では、24カ国243カ所の発電所をベースとした、非常に幅広い発電技術が検討されている。主な結論は、「低炭素発電は全体としてコスト競争力が高まっている」ことと、「2025年においても、新規原子力発電は最も低い予想コストでディスパッチ可能な低炭素技術であり続ける」ことであった。この報告書では、7%の割引率を前提としてLCOEを計算し、発電のシステムコストを調整した。[ 88 ]また、この報告書には、割引率、炭素価格、熱価格、石炭価格、ガス価格など、ユーザーが選択したパラメータに基づいてLCOEを推定するモデリングユーティリティも含まれている。[ 93 ]報告書の主な結論は以下の通りである。 [ 94 ]

  • 特定のエネルギー源のLCOEは、各国の地理的、政治的、規制上の状況により大きく異なります。
  • 低炭素エネルギー源は、常に安定した供給を確保するために互いに「複雑な相互作用」をしているため、個別に検討することはできません。IEAの分析では、これらの相互作用を価値調整済みLCOEまたはVALCOEで捉えています。
  • 再生可能エネルギー源のコストは大幅に低下し、ディスパッチ可能な化石燃料発電と競争力を持つ（LCOEの観点から）。
  • 既存の原子力発電所の運転延長（LTO、長期運転）のコストは、低炭素エネルギー源の中で最も低いLCOEです。

IPCC（2014年）

IPCC第5次評価報告書には、以下の4つのシナリオにおける幅広いエネルギー源の LCOE計算[ 86 ]が含まれています。

  • 10% WACC、高負荷時間（FLH）、炭素税なし
  • 5% WACC、高いFLH、炭素税なし — 上記の表に示されているシナリオ
  • WACC 10% 、FLH 低、炭素税なし
  • 10% WACC、高FLH、100ドル/tCO2eq炭素税

地域研究

オーストラリア

2020年にBNEF [ 95 ]はオーストラリアの発電コストを以下のように推定した[ 96 ] 。

オーストラリア LCoE 2020
ソース 太陽 陸上風 ガスCC風力と蓄電池 太陽光発電と蓄電池 保管（4時間） ガスピーカー
平均米ドル/MWh47 58 81 87 118 156 228

ヨーロッパ

以下の表から、再生可能エネルギー、特に太陽光発電のコストが急速に低下していることがわかります。例えば、2017年時点では、太陽光発電による発電コストは7年間で約75%低下しています。[ 97 ]

新規発電所の電力生産コスト（ユーロ/MWh）
エネルギー源 2009年出版[ 98 ]2011年出版[ 99 ]2012年調査[ 100 ]各種個別データ（2012年時点） 2013年調査[ 101 ]2015年調査[ 102 ]2018年調査[ 103 ]2021年調査[ 104 ]
核 50 [ a ]60～100 – 70～90; [ 105 ] 70～100; [ 106 ] 105 [ 107 ]– 36～84 – –
亜炭 46–65 [ b ]45～100 [ c ]– – 38～53 29～84 45.9～79.8 103.8～153.4
石炭 49–68 [ b ]45～100 [ c ]– – 63～80 40～116 62.7～98.6 110.3～200.4
天然ガス（CCGT） 57–67 [ b ]40～75歳 – 93 [ 107 ]75～98歳 53～168 77.8～99.6 77.9～130.6
水力発電 – – – – – 22～108 – –
風、陸上 93 50～130 65～81 60.35–111; [ 108 ] 118 [ 107 ]45～107 29～114 39.9～82.3 39.4～82.9
風力、オフショア – 120～180 112～183 142–150 [ 107 ]119～194 67～169 74.9～137.9 72.3～121.3
バイオガス – – – 126 [ 107 ]135～215 – 101.4～147.4 72.2～172.6
小規模太陽光発電（ドイツ） – – 137～203 – 98～142 – 72.3～115.4 58.1～80.4
大規模太陽光発電 32 – 107～167 100; [ 109 ] 184 [ 107 ]79～116 35～180 37.1～84.6 31.2–57

英国では、ヒンクリー・ポイントCに建設予定の原子力発電所に対し、2012年価格で92.50ポンド/MWh（現在の為替レートで131ユーロ/MWh相当）[ 110 ]にインフレ補償を加えた固定価格買取制度（FIT）が2013年に設定され、期間は35年であった。当時、この固定価格買取制度は、大規模太陽光発電所や洋上風力発電所の固定価格買取制度よりも低く、陸上風力発電所よりも高かった[ 111 ] [ 112 ] [ 113 ] 。

ドイツでは、2017年以降実施されている入札プロセスにより、大幅なコスト削減が実現しました。ある洋上風力発電所の入札では、少なくとも1社の入札者が公的補助金を一切受け取らず、市場のみでプロジェクトを資金調達する用意をしていました。それでもなお、最高額の補助金は6.00セント/kWhでした。[ 114 ]陸上風力発電所プロジェクトの入札では、平均支払額は5.71セント/kWhとなり、2回目の入札では4.29セント/kWhとなりました。

2019年には英国で新たな洋上風力発電所の入札が行われ、そのコストは1kWhあたり3.96ペンス（4.47セント）と低かった。[ 115 ]

2019年にポルトガルで太陽光発電所の入札が行われ、最も安いプロジェクトの価格は1.476セント/kWhでした。[ 116 ]

ポーランド

気候環境省を通じて提供されたエネルギー市場庁のデータによると、2024年の最初の3四半期におけるポーランドの電力システム内の電源別の均等化技術単位コストは以下のとおりです。[ 117 ]これらのコストには、燃料などの固定費と変動費が含まれますが、欧州連合排出量取引制度（ETS）に基づくCO2排出枠、税金、販売コスト に関連するコストは除外されます。

電力源別の平準化技術単位コスト（1MWhあたり）
期間
ソース
2024年第1四半期～第3四半期
PLNユーロ米ドル
水力発電 175.140.9236.55
風 192.044.8740.08
太陽 194.845.5340.66
褐炭 223.352.1946.61
石炭 441.5103.1892.16
天然ガス 443.6103.6792.60
バイオマス 496.7116.08103.68

データの公表に対して、いくつかのコメントが寄せられました。再生可能エネルギーの値には、系統の需給調整に必要な追加コストが考慮されていないという懸念が表明されました。また、再生可能エネルギー特有のディスパッチ可能性の問題が、電力系統を自立的に支える能力に影響を与えるという指摘もありました。さらに、系統において再生可能エネルギーが優先されることで石炭火力発電所の稼働頻度が低下することで、石炭火力発電所の経済性に悪影響が及ぶ可能性も指摘されています。 [ 117 ]

一方で、報告されている石炭コストには、政府が公正な移行政策の一環として、採算の取れない炭鉱に数十億ドル規模の政府補助金を支給していることが反映されていないと指摘する声もある。また、報告されている石炭コストには、より高価な国内産石炭に加えて、より安価な輸入石炭も含まれていると指摘する声もある。[ 117 ]

イギリス[ d ]

2022年現在、ガスは40％で最大の電力源である。 [ 118 ]ガスのコストは変動し、高炭素であるため気候変動を引き起こす。[ 119 ]そのため、ガスのシェアを減らすために、政府は毎年、低炭素発電設備、主に洋上風力発電を建設するための差額契約を競売にかけます。 [ 120 ] 2022年以前は、これらの発電業者は常に電力供給業者から支払いを受けていましたが、その年から支払いを開始しました。[ 121 ]言い換えれば、再生可能エネルギーは補助金なしになった。 [ 122 ]これは洋上風力発電のコスト低下によるところが大きい。[ 123 ]ガスの代わりに、まだ暗い週はノルウェーの水力発電[ 124 ]または原子力によって供給することができる。英国の既存の原子炉の多くは間もなく廃止される予定であるため、政府は費用対効果の高い小型モジュール炉が開発されることを期待している。[ 118 ]

フランス

国際エネルギー機関（IEA）とEDFは、以下のコストを推定しています。原子力発電については、福島第一原子力発電所の事故後のフランスの原子力発電所の改修のための新たな安全対策投資費用が含まれており、これらの投資費用は4ユーロ/MWhと推定されています。太陽光発電については、南欧などの好立地に年間50～100GWhの発電能力を持つ大規模発電所を建設した場合の推定値である293ユーロ/MWhです。

年間約3MWhを発電できる小規模な家庭用太陽光発電システムの場合、コストは場所によって異なりますが、1MWhあたり400～700ユーロです。太陽光発電は、調査対象となった再生可能エネルギーの中では圧倒的に高価でしたが、太陽光パネルの効率向上と長寿命化、そして生産コストの低下により、2011年以降、このエネルギー源の競争力は向上しています。2017年までに、太陽光発電のコストは1MWhあたり50ユーロ未満にまで低下しました。

フランスのLCOE（ユーロ/MWh）（2017年）
テクノロジー2017年の費用
水力発電
原子力（国が負担する保険料付き）50
核EPR 100 [ 125 ]
CO2回収機能のない天然ガスタービン
陸上風力60 [ 125 ]
太陽光発電所43.24 [ 126 ]

ドイツ

フラウンホーファー太陽エネルギーシステム研究所は、様々なエネルギー生産方法のコストを比較した研究を発表しています。太陽光発電設備のコストは、北ドイツと南ドイツの平均コストに基づいています。報告書では、両者を区別し、より詳細な情報を提供しています。[ 127 ]

エネルギー技術の均等化発電原価（€/MWh）[ 128 ]
2012 2013 2018 2021
PV屋上（小型） 170 120 93.85 84.1
太陽光発電屋根（大型） - - - 72.1
PVグラウンド（ユーティリティ） 137 97.5 52.4 44.1
風、陸上 73 76 61.1 61.15
風力、オフショア 147.5 156.5 106.4 96.8
バイオガス- 120 124.4 128.55
固形バイオマス - - - 112.75
亜炭- 45.5 62.85 128.6
石炭- 71.5 80.65 155.35
複合サイクルガスタービン- 86.5 88.7 104,25
ガスタービン - - 164.85 202.1

PVバッテリーシステムのLCOE（均等化発電原価）は、PVシステムによって生成される総エネルギー量から蓄電損失を差し引いたものです。蓄電損失は、蓄電容量、想定サイクル数、およびバッテリー効率に基づいて計算されます。この計算結果には、PVコスト、バッテリーコスト（500～1200ユーロ/kWh）、そして日射量の変動が反映されます。バッテリー蓄電を備えた大型の屋上設置型PVシステムの場合、バッテリーコストは600～1000ユーロ/kWhとなります。

地上設置型太陽光発電システムと蓄電池システムについては、蓄電池の投資コストを500～700ユーロ/kWhと想定しました。小規模システムは標準化されているため価格が低くなっていますが、大規模システムは個別対応となる傾向があり、プロジェクト開発、プロジェクト管理、インフラ整備などの追加コストが発生します。競争圧力が高まるため、大規模システムでは投資コストの幅が狭くなります。

蓄電池付き太陽光発電システムの均等化発電原価（€/MWh）
2021
PV屋上（小型、バッテリー1:1） 140.5
PV屋上（大型、バッテリー2:1） 104.9
PV接地（ユーティリティ、バッテリー3：2） 75.8

中東

2000年から2018年までの実用規模の風力および太陽光発電による電力供給の資本投資コスト、固定費と変動費、平均利用率は、中東諸国の全体的な変動性再生可能電力生産量と調査対象プロジェクト81件を使用して取得されました。

中東における風力および太陽光発電資源の平均設備利用率とLCOE [ 129 ]
年 容量係数 LCOE（$/MWh）
風 太陽光発電 風 太陽光発電
2000 0.19 0.17 - -
2001 - 0.17 - -
2002 0.21 0.21 - -
2003 - 0.17 - -
2004 0.23 0.16 - -
2005 0.23 0.19 - -
2006 0.20 0.15 - -
2007 0.17 0.21 - -
2008 0.25 0.19 - -
2009 0.18 0.16 - -
2010 0.26 0.20 107.8 -
2011 0.31 0.17 76.2 -
2012 0.29 0.17 72.7 -
2013 0.28 0.20 72.5 212.7
2014 0.29 0.20 66.3 190.5
2015 0.29 0.19 55.4 147.2
2016 0.34 0.20 52.2 110.7
2017 0.34 0.21 51.5 94.2
2018 0.37 0.23 42.5 85.8
2019 - 0.23 - 50.1

七面鳥

2021年3月現在、トルコで7月に再生可能エネルギーによる発電を開始するプロジェクトに対する固定価格買い取り制度（FIT）は、1kWhあたりリラで、風力と太陽光は0.32、水力は0.4、地熱は0.54、バイオマスの種類ごとに異なる料金となっている。これらすべてにおいて、地元の部品が使用される場合は1kWhあたり0.08のボーナスも適用される。[ 130 ]料金は10年間、地元のボーナスは5年間適用される。[ 130 ]料金は大統領府によって決定され、[ 131 ]この制度は、以前の米ドル建ての再生可能エネルギーの固定価格買い取り制度に取って代わるものである。[ 132 ]

日本

2010年に日本政府が福島原発事故前に発表した『エネルギー白書』[ 133 ]では、1キロワット時のコストは太陽光が49円、風力発電が10円から14円、原子力発電が5円から6円と結論づけられている。

2011年、再生可能エネルギーの提唱者である孫正義氏は、政府の原子力発電の見積もりには燃料の再処理費用や災害保険の負担が含まれていないと指摘した。孫氏は、これらの費用を含めれば、原子力発電のコストは風力発電とほぼ同程度になると試算した。[ 134 ] [ 135 ] [ 136 ]

2020年、日本における太陽光発電のコストは13.1円/kWhから21.3円/kWh（平均15.3円/kWh、または0.142ドル/kWh）に低下しました。[ 137 ]

太陽光発電モジュールのコストは、総投資コストの中で最も大きな割合を占めます。2021年の「日本における太陽光発電コストの分析」によると、モジュール単価は大幅に下落しています。2018年には平均価格が6万円/kW近くでしたが、2021年には3万円/kWになると予測されており、コストはほぼ半減することになります。

アメリカ合衆国

ラザード（2020-2023）

金融会社ラザードは2020年10月以来、再生可能エネルギーと従来型エネルギー源の比較を行っており、既存発電と新規発電の比較も行っています。ラザードの調査では、LCOEの計算において「負債60%、金利8%、自己資本40%、コスト12%」を想定していますが、価格算出に使用した手法やプロジェクトポートフォリオは明らかにされていません。[ 138 ]ラザードは2023年以降、原子力発電のLCOEの推定値は「当時のボーグル発電所の推定コストと米国に焦点を当てている」と説明する脚注を追加しています。[ 139 ]

発電コスト（1MWhあたり米ドル）
2023
PV（ユーティリティ、固定軸） 24～96歳
PV（ユーティリティ、トラッキング） -
PV（住宅用） 117～282
太陽熱-
風、陸上 24～75歳
風力、オフショア 72～140
原子力新規（既存） 141～221*（31）
水力発電 -
地熱 61-102
石炭（CC） 68～166
ガスCC（ピーク） 115～221

エネルギー情報局（2020年）

2010 年以来、米国エネルギー情報局 (EIA) は年間エネルギー展望(AEO) を発行しており、約 5 年以内に稼働開始予定の将来の公益事業規模の施設の年間 LCOE 予測を示しています。

以下のデータは、エネルギー情報局（EIA）が2020年に発表した年次エネルギー展望（AEO2020）からの抜粋である。単位はメガワット時あたりのドル（2019 USD/MWh）である。これらの数値は、税額控除、補助金、その他のインセンティブを除いた、2025年に稼働する発電所に対する推定値である。[ 140 ]以下のLCOEは、実質税引き後加重平均資本コスト（WACC）6.1%を使用して、30年の回収期間に基づいて計算されている。炭素集約型技術については、WACCに3パーセントポイントが加算される。（これは、二酸化炭素CO2 1メートルトンあたり約15ドルの手数料に相当します。）連邦税額控除およびさまざまな州および地方のインセンティブプログラムにより、これらのLCOE値の一部が引き下げられると予想される。たとえば、EIA は、連邦投資税額控除プログラムにより、2025 年に建設される太陽光発電システムの容量加重平均 LCOE がさらに 2.41 ドル減少して 30.39 ドルになると予測しています。

2010年から2019年にかけて推定コストが最も減少した電源は、太陽光発電（88%減）、陸上風力発電（71%減）、先進天然ガス複合サイクル（49%減）であった。

2040年に稼働開始する大規模発電については、EIAは2015年に、集光型太陽熱発電（CSP）（18%減）、太陽光発電（15%減）、洋上風力発電（11%減）、先進原子力発電（7%減）の定額コストがさらに低下すると予測した。陸上風力発電のコストは2040年までにわずかに上昇（2%増）すると予想され、天然ガス複合サイクル発電は同期間内に9%から10%増加すると予想された。[ 141 ]

EIAのLCOE予測の歴史的概要（2010～2020年）
推定値（$/MWh） 石炭コンベンション 天然ガス複合サイクル 核先進 風 太陽
年の 参照 年間 慣習的な 高度な 陸上 オフショア PV CSP
2010[ 142 ]2016100.483.179.3119.0149.3191.1396.1256.6
2011[ 143 ]201695.165.162.2114.096.1243.7211.0312.2
2012[ 144 ]201797.766.163.1111.496.0該当なし152.4242.0
2013[ 145 ]2018100.167.165.6108.486.6221.5144.3261.5
2014[ 146 ]201995.666.364.496.180.3204.1130.0243.1
2015[ 141 ]202095.175.272.695.273.6196.9125.3239.7
2016[ 147 ]2022注意58.157.2102.864.5158.184.7235.9
2017[ 148 ]2022注意58.653.896.255.8注意73.7注意
2018[ 149 ]2022注意48.348.190.148.0124.659.1注意
2019[ 149 ]2023注意40.840.2注意42.8117.948.8注意
2020[ 150 ]2025注意36.6136.61注意34.10115.0432.80該当なし
2010～2020年の名目変化注意−56%−54%注意−77%-40%−92%注意

注：予測LCOEはインフレ調整済み​​であり、推定発表年の2年前の実績に基づく固定ドルベースで算出されています。推定値は補助金を考慮に入れていません。ディスパッチ不可能な電源の送電コストは平均してはるかに高くなります。注：「未建設」（容量の追加は予定されていません）

参照

さらに読む

注記

  1. ^買収価格は42億ユーロ。
  2. ^ a b c排出証明書の無償割り当ての有無。
  3. ^ a b出典では褐炭と無煙炭を区別していない。
  4. ^北アイルランドはアイルランドグリッドの一部である

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