「『なぜ日本は安価な再生可能エネルギーを活用せず、燃料費が高い火力発電ばかりを使うの？』。欧州へ行くと必ずこう聞かれます」

　国内外で再生可能エネルギーに関する制度・政策の調査を手がける、トーマツ・エンタープライズリスクサービスの水野瑛己マネジャーは苦笑する。

　この指摘の背景には、「太陽光発電の発電コストは、電力の小売料金よりも安く、風力発電の発電コストは火力発電並み」というのが欧米の常識になったことがある。

　翻って日本。東京電力・福島第1原子力発電所事故に始まる原発停止による電力不足は、そのすべてを火力発電で賄ってきた。

　火力発電は原価の約6割を天然ガスや石炭、石油といった燃料費が占める。資源に乏しい日本は火力燃料のほぼすべてを輸入に頼っている。だからこそ、日本向けの燃料価格は「ジャパンプレミアム」と呼ばれ、電力料金高騰の主要因となってきた。

　2012年7月に再生可能エネルギーの固定価格買い取り制度をようやく導入したものの、あくまで火力発電の方が安価で、再エネは高いというのが日本の常識だ。

　実際、日本でのコスト計算によると、再エネの方が火力よりも相当、割高だ。

　政府が2011年に公表した火力の発電コストは、石炭火力で1キロワット時当たり9.5円、天然ガス火力は同10.7円。一方、固定価格買い取り制度における2014年度の買い取り価格は、太陽光発電が1キロワット時当たり32円（税別）。風力発電は同22円だ。買い取り価格は、発電コストに適正利潤を上乗せしているとはいえ、価格差は2～3倍もある。

　ところが、米国エネルギー省によると、2013年末時点の米国における太陽光発電のコスト（発電事業者と購入者の契約価格）は1キロワット時当たり平均11セント（約11円）。風力に至っては、2012年の平均でわずか同3.83セント（約3.83円）だという。

日本と世界で再エネ価格が「雲泥の差」になる理由

　日本と欧米の再エネ価格は、まさしく雲泥の差。なぜこれほどまでに、差があるのだろうか。

　ある専門家はこう指摘する。「国内の太陽電池メーカーは、価格が急激に下落することを防ぐために、談合とも言えるような値付けをしている」。適正な競争が働けば、本来下がるはずの価格にまで下がっていないという見立てだ。

　海外メーカーの安価な太陽電池は、「国内販売するために必要な認証などのハードルが高い」という声も漏れてくる。加えて、「電力網との接続工事などの料金が高止まりしていることが、コストを底上げしている」（電力業界関係者）。

コスト低減のスピードに価格見直しが追いつかない

　もう1つの理由は、制度設計に緻密さと柔軟性が足りないことだ。

　固定価格買い取り制度の買い取り価格は、太陽電池などのコスト低減効果を織り込んで見直すことになっている。ところが、現在の1年に1回の改正では、コスト低減のスピードに見直しが追いつかない。その結果、制度設計の想定以上に発電事業者の収益性が高くなるという状況が続いている。

　さらに、トーマツの水野マネジャーは、「制度設計は、数値データに基づいて精緻に行うべきなのに、あいまいな決め方をしているのが日本の問題点だ」と断じる。

　ドイツの場合、膨大なデータを基に固定価格買い取り制度を作り込んでいる。太陽電池などの設備のコスト算定はもちろんのこと、環境影響などのデータも仔細に収集して制度に反映させる。しかも、買い取り価格は毎月見直し、導入状況によって上限値を設けるなどの工夫も加えてきた。運用には苦労しつつも、試行錯誤を重ねて改善を進めている。

日本は制度設計を見直すべき時期を迎えている

　固定価格買い取り制度が、再エネの導入促進に最も効果のある政策手法であることは、先行する各国の状況を見れば明白だ。導入が進めば、コストも下がる。その結果が、「火力発電よりも再エネの方が安い」という世界の常識を生んだ。

　東日本大震災前、日本の再エネ導入比率は大規模水力を除くと1％強しかなかった。再エネに関しては、後進国と言わざるを得ない状況だった。その日本も、固定価格買い取り制度の導入によって、ようやく動き出した。

　固定価格買い取り制度による導入効果は凄まじいものがあり、2012年7月の制度開始から2014年3月までの2年弱で6864万キロワットもの設備が認定を受けた。設備利用率が異なるので一概に比較はできないが、設備の出力だけを比べれば原発60基分に相当する量だ。