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発電方法によってさまざまなコストが発生しますが、これらは一般的に 3 つのカテゴリに分類できます。1) 卸売コスト、つまり電力の調達と消費者への配給に関連して電力会社が支払うすべてのコスト、2) 消費者が支払う小売コスト、3) 社会に課される外部コスト、つまり外部性です。
卸売コストには、初期資本、運用と保守 (O&M)、送電、廃止措置のコストが含まれます。地域の規制環境に応じて、卸売コストの一部またはすべて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) で表されます。この計算は、政府がエネルギー政策に関する決定を下す際にも役立ちます。
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 、これは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中に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定価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さまざまな非財務コスト（環境への影響、現地での入手可能性など）の価値に関する仮定が必要であるため、議論の的となっています。大まかに計算すると、LCOE は資産の存続期間中のすべてのコストの正味現在価値を、その存続期間中の資産からのエネルギー出力の適切な割引合計で割ったものです。[9]
ストレージの平準化コスト
均等化貯蔵コスト（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]しかし、技術に関係なく、貯蔵は一次発電源に依存する二次電力源にすぎません。したがって、真のコスト計算では、需要を満たすためにリアルタイムで電力を生成するコストと貯蔵コストを比較する際に、一次および二次電力源の両方のコストを含める必要があります。[要出典]
貯蔵に特有のコスト要因は、電力貯蔵の固有の非効率性によって生じる損失と、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排出量の増加です。[ 11]米国では、2015年に実施された包括的な調査により、貯蔵操作による正味システムCO2排出量は、電力生成（需要を満たすためにリアルタイムで）による排出量と比較して無視できないものであり、場所、貯蔵操作モード、および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。[11]
平準化回避電力コスト
エネルギーの平準化回避コスト（LACE）という指標は、エネルギー源がグリッドに提供する経済的価値を考慮することで、LCOEの欠点のいくつかに対処します。経済的価値は、リソースのディスパッチ可能性と、地域の既存のエネルギーミックスを考慮に入れます。 [12]
2014年、米国エネルギー情報局は、風力や太陽光などの非ディスパッチ可能電源の平準化コストを、化石燃料や地熱などのディスパッチ可能電源のLCOEではなく、「平準化回避エネルギーコスト」（LACE）と比較することを推奨しました[13]。LACEは、他の電源からの回避コストを非ディスパッチ可能電源の年間出力で割ったものです。[例が必要] EIAは、変動する電源では、バックアップディスパッチ可能電源の資本コストとメンテナンスコストを回避できない可能性があると仮定しました。LACEとLCOEの比率は、価値コスト比と呼ばれます。LACE（価値）がLCOE（コスト）より大きい場合、価値コスト比は1より大きくなり、プロジェクトは経済的に実行可能と見なされます。[14]
価値調整された均等化電力コスト
価値調整済み均等化発電原価（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、電力コストと電力システムへの価値の両方が含まれています。[15]たとえば、同じ量の電気でも、需要がピークのときには価値が高くなります。
捕獲率
捕捉率とは、ある期間の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、一定期間の電力の時間加重平均価格で割ったものである。[16] [17] [18] [19]たとえば、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%になるが、バッテリーのない風力発電所など、ディスパッチできない供給源の捕捉率は通常100%未満となる。[19]通常、価格設定地域（イギリスなど）で単一タイプの再生可能エネルギーがより多く建設されるほど、そのタイプの捕捉率は低くなる。たとえば、多くの風力発電所が同時に大量に発電すると、その時点の価格が下がる。[16]価格設定地域全体でグリッド接続が不足している場合（たとえば、スコットランドの風力発電からイングランドの消費者まで）、抑制が発生する可能性があり、その結果、捕捉率が真のコストを反映しなくなる。[16]
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。[20]実際の販売価格ではない「コスト」の使用に注意してください。これは、補助金や税金などのさまざまな要因によって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、廃棄物発電、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源では高く、原子力では低く、多くの再生可能エネルギーではゼロです。燃料費は、政治的要因やその他の要因により、発電設備の寿命を通じて予測不可能に変化することがあります。
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使用して正味現在価値に変換されます。これらのコストはすべて割引キャッシュフローを使用してまとめられます。[21] [22]
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 一晩のコストとして表されます。推定コストは次のとおりです。
実際のコストは、これらの推定値から大幅に異なる可能性がある。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の32億ユーロを支払った）が85億ユーロで、正味の発電容量は1.6GW、 1kWあたり5310ユーロだった。[25]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51億1700万カナダドルで、正味の発電容量は3512MW、 1kWあたり1457カナダドルだった。[26]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（この場合、電力会社は市場金利で借り入れ、建設の遅れのコストを吸収しなければならなかったため、特に高いコスト）が含まれており、「一泊コスト」ではない。さらに、異なる電源の比較可能性の問題がある。風力や太陽光発電の設備利用率は10～20％と低いが、洋上風力では50％の範囲に達し、最も信頼性の高い原子力発電所では最終的に90％を超えることがある。[27] 2020年の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、設備利用率を下げる負荷追従型原子力発電所を稼働させているフランスなどの国も含まれる。 [28]ピーク対応発電所の設備利用率は特に低いが、そうでなければ供給が需要を満たさない場合、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。[29]
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、2億5000万ユーロの費用がかかった（当初の見積もりは1億9000万ユーロ）。[30] 2012年には268GWhの電力を生産し、50％をわずかに超える設備利用率を達成した。[31]定格出力に対して夜間のコストを計算すると、1kWあたり4167ユーロになるが、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、地上への影響が通常低く、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、ラドンなどの地中の天然放射性物質が空気中に放出される可能性がある。[32]これにより、容量当たりのコストが比較的高いことが部分的に相殺され、45MWのÞeistareykir地熱発電所の第1フェーズで2億ドル、第1フェーズと2フェーズを合わせた90MWで合計3億3千万ドルとされている。第1フェーズのみを考慮した場合の容量1kW当たりのコストは4,444ドル、両フェーズのコスト見積もりを合わせた場合は3,667ドルとなる。 [33]また、この情報源は、この発電所が地熱発電にとって費用対効果に優れているとしており、アイスランドのユニークな地質により、同国は世界最大の地熱発電国の一つとなり、一人当たりまたは消費されるエネルギー全体に対する割合でも圧倒的に大きいとしている。
南ドイツのイルシング発電所ブロック5は、複合サイクルで天然ガスを燃料として使用し、1750メガワットの熱エネルギーを847メガワットの使用可能な電力に変換します。建設には4億5000万ユーロかかりました。 [34]これは、1kWあたり約531ユーロに相当します。しかし、ピーク時の発電所として運用することは経済的に不利なため、所有者は2010年に発電所を開設した直後に発電所を閉鎖したいと考えました。[35]
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。[36]
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[37] [38] 、1kWあたり3031ユーロでした。年間出力は約52GWh（5.9MW強に相当）で、設備利用率は11％強です。 2010年に太陽光発電所が売却されたときも、 1億6000万ユーロという数字が引用されました。 [39]
現在（2022年）の世界最大の太陽光発電所はインドのラジャスタン州にあるバドラソーラーパークで、総定格容量は2255MWで、建設には総額985億インドルピーかかりました。 [40]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コストは大きく異なり、総コストに利息が含まれているかどうかによっても異なります。さらに、特定の電源の設備利用率や間欠性によって計算はさらに複雑になります。議論で省略されがちなもう 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 1 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、すでに取り壊されています。[要出典]それらのいくつかは、25 年も経っていません。ソーラー 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。
運用および保守（O&M）コスト
O&M コストには、発電施設の燃料、保守、運用、廃棄物保管、廃止措置の限界コストが含まれます。燃料コストは石油火力発電の場合に最も高くなる傾向があり、石炭、ガス、バイオマス、ウランの順になります。ウラン (またはウランの代替として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、世界のウラン市場での価格が比較的低いため(特にエネルギー含有量の単位あたりの通貨単位で測定した場合)、燃料コストは原子力発電所の運用コストのほんの一部しか占めません。一般に、資本コストと運用コストのコストバランスは、再生可能エネルギーと原子力の場合は運用費用が低くなる傾向にあり、化石燃料の場合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が大きく関与すればするほど、化石燃料に比べて大幅に安くなる。金利が高くなる傾向がある南半球では、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、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バンカーオイルやディーゼル発電機を置き換えるのに特に魅力的である。[41] [42]
燃料価格の短期的な変動は、天然ガスや石油を燃料とする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、石炭火力発電所への影響はそれより少ない。再生可能エネルギーは燃料を必要としないため、いったん建設されれば、そのコストは世界の燃料市場とは無関係である。石炭火力発電所には、地元または少なくとも国内で入手可能な石炭が供給されることが多く、これは特に、品位が低く水分含有量が多いために長距離輸送が不経済な褐炭に当てはまるため、世界市場の影響を受けにくい。炭素税やその他の形態のCO 2価格設定があれば、化石燃料発電所の経済的実行可能性に大きな影響を与える可能性がある。ウラン備蓄の容易さと燃料交換の稀なこと（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[43] [44]）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吸収するリスクである。しかし、ウラン価格の長期的な傾向は、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セントの影響を及ぼす可能性がある。[45]
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、地元の賃金である。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係なく、これらの賃金を支払う必要があるため、これらの発電所は通常、市場（マイナス価格）と天候（冷却水による川の過熱の回避、太陽や風の利用可能性など）が許す限り、その出力の大部分で稼働している。[46] [47]しかし、フランスでは、電力需要の約70％を供給する原子力発電所は、電力系統を安定させるために負荷追従運転されている。フランスでは、多くの家庭暖房が電気手段（ヒートポンプや抵抗加熱）によって供給されているため、フランスの原子力発電には顕著な季節性があり、計画停止は通常、需要の少ない夏季に予定されており、それはフランスの学校休暇期間と重なっている。ドイツでは、再生可能エネルギーの補助金が受けられなくなり、20年以上前の風力タービンが閉鎖された。これは、報告されている市場価格が1kWhあたり約0.03ユーロで、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しかカバーできないためである。[48]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。[49] [50] [51]
市場マッチングコスト
Paul Joskowなどの多くの学者は、新しい発電源を比較するための「均等化発電原価」の測定基準の限界について述べています。特に、LCOE は、生産と需要の一致に関連する時間的効果を無視します。これは、次の 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。
ランプレート（出力を増減できる速度）は、より近代的な原子力発電所の方が速い可能性があり、原子力発電所の経済性は異なります。[52] [53] 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、最大限の可用性で発電しない限り、経済的に不利です。風力や太陽光などの間欠的な電源が非常に大量にあるグリッドでは、ストレージまたはバックアップ発電を利用できる必要があるため、追加コストが発生する可能性があります。[54]同時に、需要と価格が最も高いときに生産できる間欠的な電源は、エアコンが主要な消費者である暑い国で見られる夏の正午のピーク時に太陽光が利用できる場合など、さらに競争力が高まります。[55]
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。[56] [より良い情報源が必要] 2010年代、EECにより、米国など多くの国の電力需要が横ばいまたは減少した。[58] [59]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、両方を同時に投資する方が経済的である可能性がある。[60]これにより、EEC対策が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。ただし、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急速に低下するため、システムのLCOEが小さくなる。[明確化が必要]エネルギー源のLCOEだけでなく、システムのライフサイクルコスト全体を考慮する必要がある。[56] LCOEは、収入、キャッシュフロー、住宅ローン、リース、家賃、電気代などの他の財務上の考慮事項ほどエンドユーザーに関連していない。[56]これらに関連して太陽光発電への投資を比較したり、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、エンドユーザーが意思決定を下しやすくなります。[56]
エネルギー源の外部コスト
通常、さまざま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わけではありません。[61]これらには、実現コスト、環境への影響、エネルギー貯蔵、リサイクルコスト、または保険を超えた事故の影響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、時には30年間保証されている。[62] 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コストは2035年にはパネル1枚あたり20～30ドルに達し、これにより太陽光発電の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る。パネルが早期に交換された場合、リサイクルがメーカーの法的義務になると（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低下するため、これは大きな政策課題となる。[63] 2021年のIEAの調査では、古いパネルを修理してリサイクルするのではなく再利用することに関する経済的実現可能性はグリッド関税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た。[64]
1995年から2005年にかけて実施された、EUが資金提供した研究調査「エネルギーの外部性（ExternE）」によると、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、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などの外部コストを考慮すると30％増加することが判明した。この研究では、これらの外部の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。 [65] [66]石炭はEUで最も外部コストが高く、地球温暖化がそのコストの最大の部分を占めている。 [61] 持続可能なエネルギーは、呼吸器疾患などの将来の社会へのコストを回避または大幅に削減します。[67] [68] 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ました。
化石燃料発電の外部コストの一部に対処する手段は、炭素価格設定です。これは、地球温暖化ガスの排出を削減するために経済学者が最も好む方法です。[69]炭素価格設定は、二酸化炭素を排出する人に排出量に応じて料金を課します。「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」とも呼ばれる）の購入義務という形をとります。
起こりうる事故とその確率の想定によって、原子力発電の外部コストは大きく異なり、0.2～200セント/kWhに達することがある。[70]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、原子力損害民事責任に関するウィーン条約[71]、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枠組みの下で運営されている。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。[72]
最悪のシナリオに対する保険外費用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、大規模なダム決壊などの大惨事に対して十分な保険がかけられていない。民間保険会社は限定されたシナリオに基づいてダム保険料を設定しているため、この分野の大規模災害保険も同様に国によって提供されている。[73] [より良い情報源が必要]
外部性の影響は拡散するため、外部コストを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
発電会社が作り出す負の外部性（汚染など）に対して、国によって課税方法が異なります。汚染電力の輸入による不公平な競争を避けるために、関税が適用される場合があります。たとえば、英国とEUは、電力を炭素国境調整メカニズムに含めることができます。[74]あるいは、輸入国と輸出国の排出量取引制度（ETS）をリンクさせることもできますし、 [75]ある国の発電会社が別の国のETSの対象となることもあります（たとえば、北アイルランドの発電会社はEUのETSの対象です）。[76]
追加コスト要因
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、たとえばグリッドへの長距離送電接続や、調整および予備コスト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、海洋の酸性化と富栄養化、海流の変化への影響が必ずしも含まれるわけではない。発電所の廃止措置コストは通常含まれておらず（米国の原子力発電所は、原子力廃棄物政策法に基づいて廃止措置コストが電気料金に含まれているため例外である）、したがって完全原価計算ではない。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。
- たとえば、ライフサイクル全体の温室効果ガス排出量を比較すると、石炭は他のどのエネルギーよりも温室効果ガス排出量が大幅に高いことがわかります。
- 表面電力密度は、特定の技術を使用して単位面積あたりの電力を測定し、高密度ソースと低密度ソースの間で数桁異なる可能性があります。表面電力密度は、人口密度の高い国では重要な制限要因となります。
- 野生生物への影響としては、米国の風力タービンとの衝突により毎年推定88万8000匹のコウモリが死亡していることが挙げられます。[77]毎年、高圧電線や鉄塔との衝突により数百万羽の鳥が死亡または感電していると推定されており、[78]化石燃料発電所との衝突によりさらに数百万羽が死亡または感電しています。[79]
- 発電に関するその他の環境問題としては、酸性雨、海洋の酸性化、石炭採掘による流域への影響などが挙げられます。
- 喘息やスモッグなど、発電に伴うさまざまな健康への懸念は、現在、先進国において公的に医療費を負担する決定を左右する要因となっている。[説明が必要] 2021年の研究では、今後10年間の石炭火力発電による健康コストは数千億ドルになると推定されている。[80]
グローバル研究
*ラザードによる原子力発電のLCOE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たもの」である。 [83]
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、 24時間365日消費者に電力を供給するという観点から電力源を比較するには、平準化全システム電力コスト（LFSCOE）[86]の方がより合理的な指標になるだろうと仮定しました。[87]
BNEF（2021）
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オプションです。現在では、増加する電力需要を満たすため、または引退する発電機を交換するために、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です。…コストベースで、風力と太陽光発電は、安定した発電資源が存在し、需要が伸びている市場では、最良の経済的選択です。」と結論付けました。 [85] : 24 さらに、「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ります。」と報告しました。 [85] : 23 ただし、BNEFは、「選択された公的情報源から導き出された」と宣言すること以外に、詳細な方法論とLCOE計算の前提を明らかにしていません。[85] : 98 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、酸性雨の原因となる。[88]
IEA および OECD NEA (2020)
2020年12月、IEAとOECD NEAは共同で、24カ国243の発電所をベースとした非常に幅広い発電技術を検証した発電コスト予測調査を発表した。主な調査結果は、「低炭素発電は全体的にコスト競争力が高まっている」ことと、「2025年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」ということだった。この報告書は、7%の割引率を想定してLCOEを計算し、発電のシステムコストを調整した。[84]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の推定値を生成するモデリングユーティリティも含まれている。[89]この報告書の主な結論: [90]
- 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」をしながら機能するため、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された 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がある（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。
ラザード（2020）
2020年10月、金融会社ラザードは、既存の発電と新しい発電の比較を含め、再生可能エネルギーと従来のエネルギー源を比較した（表を参照）。ラザードの研究では、LCOEの計算に「8％の金利で60％の負債と12％のコストで40％の資本」を想定しているが、価格を計算するために使用した方法論やプロジェクトポートフォリオは明らかにされていない。[91] 2023年の研究では、ラザードは原子力発電の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」と説明した。[83]
IPCC（2014）
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[81]が含まれています。
- 10% WACC、高フルロード時間（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
- 10% WACC、低いFLH、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
BNEF [92]はオーストラリアの発電コストを次のように推定した: [93]
ヨーロッパ
次の表から、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。たとえば、2017年現在、太陽光発電による発電コストは7年以内に約75％低下しています。[94]
英国では、ヒンクリー・ポイントCに建設される新しい原子力発電所に対して、2012年価格で92.50ポンド/MWh（現在は131ユーロ/MWhに相当）[107]にインフレ補償を加えた固定価格買い取り制度が2013年に35年間設定された。当時、これは大型太陽光発電所や洋上風力発電所の固定価格買い取り制度よりも低く、陸上風力発電所よりも高かった。[108] [109] [110]
ドイツでは、2017年から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た。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使わず、市場のみでプロジェクトの資金調達をしようとした。それでも最高額の補助金は6.00セント/kWhだった。[111]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となった。
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。[112]
同年、ポルトガルでは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であった。[113]
英国[d]
2022年現在、ガスは40％で最大の電力[アップデート]源である。 [114]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。[115]そのため、ガスの割合を減らすために、政府は毎年、主に洋上風力発電などの低炭素発電能力を構築するための差額契約を競売にかけます。 [116] 2022年以前は、これらの発電業者は常に電力会社から支払いを受けていましたが、その年に支払いを開始しました。[117]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が、[118]洋上風力発電のコストの低下が一因である。[119]ガスの代わりに、ノルウェーの水力発電[120]または原子力発電によってまだ暗い週を供給することができます。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ます。[114]
フランス
国際エネルギー機関とEDFは、以下のコストを推定している。原子力発電については、福島第一原子力発電所の事故後にフランスの原子力発電所をアップグレードするための新たな安全投資にかかるコストが含まれており、これらの投資にかかるコストは4ユーロ/MWhと推定されている。太陽光発電については、293ユーロ/MWhという推定値は、好立地（南欧など）に設置され、年間50～100GWhの発電能力を持つ大規模発電所の場合である。年間約3MWhを発電できる小規模な家庭用発電所の場合、コストは場所によって400～700ユーロ/MWhとなる。太陽光発電は、調査対象となった技術の中では圧倒的に最も高価な再生可能電力源であったが、太陽光発電パネルの効率向上と寿命延長に加え、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高まっている。2017年までに、太陽光発電のコストは50ユーロ/MWh未満にまで低下した。
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、さまざま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る。太陽光発電設備の値は、北ドイツと南ドイツの平均コストに基づいている。報告書では両者を区別し、より詳細な情報を提供している。[123]
PV バッテリー システムの LCOE は、PV システムによって生成されるエネルギーの総量からストレージ損失を差し引いたものを指します。ストレージ損失は、バッテリー ストレージの容量、想定されるサイクル数、およびバッテリーの効率に基づいて計算されます。結果には、PV コスト、バッテリー コスト (500 ～ 1200 EUR/kWh)、およびさまざまな太陽光照射の差が含まれます。バッテリー ストレージを備えた大規模な屋上 PV システムの場合、バッテリー コストは 600 ～ 1000 EUR/kWh です。バッテリー ストレージ システムを備えた地上設置型 PV の場合、バッテリー ストレージの投資コストは 500 ～ 700 EUR/kWh と想定されました。小規模システムの価格は、標準化された製品であるため部分的に低くなっています。一方、大規模なバッテリー システムは、プロジェクト開発、プロジェクト管理、およびインフラストラクチャのコストが追加で発生する個別のプロジェクトになる傾向があります。競争圧力が大きくなるため、投資コストの範囲は規模が大きくなるほど小さくなります。
中東
2000年から2018年までの大規模風力発電および太陽光発電の設備投資コスト、固定費と変動費、平均稼働率は、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。
七面鳥
2021年3月現在、トルコで再生可能エネルギーによる発電[アップデート]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は、1kWhあたりリラで、風力と太陽光が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。[126]料金は10年間適用され、地元のボーナスは5年間適用される。[126]料金は大統領府によって決定され、[127]この制度は、再生可能エネルギーに対する以前の米ドル建て固定価格買い取り制度に代わるものである。[128]
日本
2010年に日本政府が実施した調査（福島原発事故以前）である『エネルギー白書』[129]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10～14円、原子力発電が5～6円と結論づけられている。
しかし、再生可能エネルギーの提唱者である孫正義氏は、原子力発電に関する政府の見積もりには燃料の再処理費用や災害保険責任が含まれていないと指摘している。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じになると推定した。[130] [131] [132]
最近では、日本の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。[133]
太陽光発電モジュールのコストは、総投資コストの大部分を占めます。最近の「日本の太陽光発電コスト2021」の分析によると、モジュールの単価は大幅に下落しています。2018年には平均価格が60,000円/kWに近かったのですが、2021年には30,000円/kWになると予測されており、コストはほぼ半分に削減されます。
アメリカ合衆国
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、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 予測を記載した 年次エネルギー展望(AEO) を発行しています。
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）からの抜粋です。単位はメガワット時あたりのドル（2019 USD/MWh）です。これらの数値は、2025年に稼働する発電所の推定値であり、税額控除、補助金、その他のインセンティブは除きます。[134]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ます。炭素集約型技術の場合、WACCに3パーセントポイントが加算されます。（これは、二酸化炭素CO2 1トンあたり15ドルの手数料にほぼ相当します。）連邦税額控除と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値の一部が削減されると予想されます。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 ドルになると予想しています。
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）でした。
2040年に稼働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%～10%増加すると予想された。[135]
注: 予測される LCOE はインフレ調整され、推定値の発表年の 2 年前の一定ドル
に基づいて計算されます。推定値は補助金なしで提供されています。ディスパッチ不可能なソースの送電コストは平均してはるかに高くなります。NB = 「未構築」(容量の追加は予定されていません)
参照
さらに読む
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国家として、また個人消費者として (住宅であれ商業用不動産であれ) 電気を管理、生産、消費する方法の望ましい変化は、LCOE の数字を良くするどころか、悪く見せる可能性があります。これは、エネルギー効率の影響を考慮する場合に特に当てはまります...新しい大規模な中央発電所を計画している場合は、可能な限り最高の価値 (つまり、最も低い LCOE) を実現する必要があります。発電資産のコストは、その資産の経済的耐用年数にわたって生産できる kWh 数を最大化することで決まるが、これは、国の電力需要の横ばい、さらには減少の原動力となってきた、費用対効果の高いエネルギー効率とはまったく相反するものである。その一方で、継続的なエネルギー効率の向上（機会には事欠きません。2014年2月のUNEP金融イニシアティブの報告書「商業用不動産：エネルギー効率の改修投資機会の解放」では、2020年までに年間2,310～3,000億ドルの市場が見込まれています）を考慮に入れずに新しい大規模な中央発電所を計画すると、発電所から必要なkWh数を過大評価し、LCOEを低く見積もってしまうリスクがあります... 屋上ソーラーパネルの購入を検討している住宅所有者または企業の場合、1ユニットあたりの価格（LCOE）と自己負担総額（システムの生涯コスト）のどちらを重視するでしょうか？... 1ユニットあたりの価格よりも、全体として考慮することが重要になります... たとえば、LCOEでは、資産が電力を生産できる時間帯、グリッドへの設置場所、炭素強度など、多くの変数が考慮されていません。そのため、[均等化回避エネルギーコスト (LACE)] に加えて、公益事業会社やその他の電力システムの利害関係者は、利益/コスト計算や資産の容量値、システムまたは回路レベルでのピークへの貢献度などを活用してきました。
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