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さまざまな発電 方法によって、さまざまなコストが発生します。これらのコストは、大きく3つのカテゴリーに分類できます。1) 卸売コスト、つまり電力会社が消費者に電力を供給・配電するために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。
卸売コストには、初期投資、運転・保守（O&M）、送電、および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当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。
平均的に、大規模太陽光発電と陸上風力発電による均等化発電コストは、石炭火力発電所やガス火力発電所による発電コストよりも低いが、[ 1 ] TS-25地域によって大きく異なる。[ 2 ] 6-65
均等化発電原価（LCOE）は、さまざまな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、プロジェクトの寿命にわたって損益分岐点に達するために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さまざまな非財務コスト（環境への影響、地域での供給可能性など）の価値に関する仮定が必要となるため、議論の余地があります。LCOEは、概算すると、資産の寿命にわたるすべてのコストの正味現在価値を、その寿命にわたる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 ]
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 ]技術に関係なく、貯蔵は一次発電源に依存する二次的な電力源にすぎません。したがって、真のコスト会計では、貯蔵コストを需要を満たすためのリアルタイムの発電コストと比較する際に、一次および二次両方の電源のコストを含める必要があります。[ 11 ]
蓄電に特有のコスト要因としては、電力貯蔵の固有の非効率性による損失や、一次電源のいずれかのコンポーネントが100%カーボンフリーでない場合のCO2排出量の増加が挙げられます。[ 12 ]米国では、2015年の包括的な調査により、蓄電運転による正味のシステムCO2排出量は、電力発電（需要を満たすためのリアルタイム）による排出量と比較すると無視できないほど大きく、場所、蓄電運転モード、炭素強度に関する仮定によって、供給されるエネルギー1MWhあたり104～407kgの範囲であることがわかりました。[ 12 ]
エネルギーの均等化回避コスト（LACE）という指標は、電源が電力網にもたらす経済的価値を考慮することで、LCOEのいくつかの欠点を解消します。経済的価値は、資源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ています。 [ 13 ]
2014年、米国エネルギー情報局は、風力や太陽光などの非調整可能な電源の均等化コストを、化石燃料や地熱などの調整可能な電源のLCOEではなく、「均等化回避エネルギーコスト」（LACE）と比較することを推奨した[14]。LACEは、割引後の回避コストの合計を割引後の生涯出力の合計で割ったものである。[15][16] EIAは、変動する電源ではバックアップの調整可能な電源の設備投資や維持管理のコストを回避できない可能性があると仮説を立てた。LACEとLCOEの比率は、価値コスト比と呼ばれる。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現可能であると考えられる。[ 17 ]
価値調整済み均等化発電コスト（VALCOE）は、国際エネルギー機関が考案した指標で、電力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、同じ量の電力でも、需要がピークの時は価値が高くなります。
捕捉率は、ある期間に電源が受け取る量加重平均市場価格（または捕捉価格）を、その期間の電力の時間加重平均価格で割ったものです。 [ 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%になりますが、バッテリーのない風力発電所のように調整できない電源の捕捉率は通常100%未満になります。[ 22 ]
一般的に、価格設定エリア（例えばイギリス）で単一タイプの再生可能エネルギーが建設されるほど、そのタイプの捕捉率は低下します。例えば、多くの風力発電所が同時に大量に発電すると、その時の価格は下がります。[ 19 ]価格設定エリア全体で送電網の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）、抑制が発生し、捕捉率が真のコストを反映しない可能性があります。[ 19 ]
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」という言葉が使わ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なく、補助金や税金など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。
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。[ 24 ] [ 25 ]
発電設備の設備投資費用は、多くの場合、 1キロワット当たりの一晩費用として表されます。2022年の推定費用は以下のとおりです。
実際のコストは、これらの見積もりとは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第3ブロックの建設費用は、建設コンソーシアム（電力会社は契約締結時に合意した固定価格32億ユーロのみを支払った）が85億ユーロ、正味発電容量は1.6 GW、容量1 kW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建設費用は、正味発電容量3,512 MW、容量1 kWあたり1,457カナダドルで、 51億1,700万カナダドルでした。 [ 29 ]
よく引用される143億1900万カナダドルという数字は、容量1kWあたり4,077カナダドルに相当し、利息（この場合は電力会社が市場金利で借り入れ、建設の遅延によるコストを負担しなければならなかったため、特に高額な費用となった）が含まれているため、「一夜にして発生するコスト」ではない。さらに、さまざまな電源の比較可能性の問題もある。風力発電や太陽光発電の中には、設備利用率が10～20％と低いものもあれば、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％を超えるものもある。[ 30 ]
2020年の世界の全商業原子力発電所の平均設備利用率は80.3%（前年は83.1%）でしたが、これには旧式の第2世代原子力発電所や、フランスのように原子力発電所を負荷追従運転する国が含まれており、設備利用率が低下しています。[ 31 ]ピーク時発電所は特に設備利用率が低いですが、供給が需要を満たさない場合に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ます。[ 32 ]
ドイツ初の洋上風力発電所であるアルファ・ヴェントゥス洋上風力発電所は、定格容量が60MWで、当初の見積もり1000万ユーロに対し、 200万ユーロの費用がかかりました。[ 33 ] 2012年には268GWhの電力を生産し、設備利用率は50%をわずかに上回りました。[ 34 ]定格容量で一晩のコストを計算すると、 1kWあたり4,167ユーロになりますが、設備利用率を考慮すると、その数値はおよそ2倍になります。
地熱発電は、通常地上への影響が少なく、ベースロード発電と熱電併給が可能である点で、再生可能エネルギーの中でも独特です。ただし、発電所や地下の状況によっては、ラドンなどの自然発生放射性物質が大気中に放出される可能性があります。[ 35 ]これは、容量あたりの比較的高いコストを部分的に相殺します。このコストは、Þeistareykir地熱発電所の45MWの第1フェーズで2億ドル、 90MWの第1フェーズ2つを合わせた合計で3億3000万ドルとされています。これにより、第1フェーズのみを考慮した場合の容量1kWあたりのコストは4,444ドル、両フェーズのコスト見積もりが妥当であれば3,667ドルとなります。 [ 36 ]この情報源はまた、この発電所は地熱発電としては他に類を見ないほど費用対効果が高く、アイスランドの独特な地質により、同国は世界最大の地熱発電国の1つであり、一人当たりまたは消費エネルギー全体に対する割合で圧倒的に最大であると述べています。
ドイツ南部のイルシング発電所の第5ブロックは、複合サイクルで天然ガスを燃料として使用し、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な電力に変換します。建設費用は4億5,000万ユーロでした。 [ 37 ]これは容量1キロワットあたり約531ユーロに相当します。しかし、ピーク時発電所として運用することが経済的に見合わないため、所有者は2010年の発電所開設後まもなく、発電所を閉鎖したいと考えました。[ 38 ]
浮体式風力発電のLCOEは、海岸からの距離とともに増加する。[ 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 ] 、つまり1kWあたり3031ユーロでした。年間出力は約52ギガワット時（5.9メガワット強に相当）で、設備利用率は11%強です。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再び引用されました。 [ 42 ]
インドのラジャスタン州にある、現在（2022年）世界最大の太陽光発電所であるバドラ太陽光発電所は、総定格容量が2255MWで、建設費用は総額985億インドルピーでした。 [ 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、また総コストに利息が含まれ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断続性によって、計算はさらに複雑になります。議論でしばしば省略されるもう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世紀以上稼働しているものもあり、原子力発電所が50年または60年間連続稼働しているのも珍しくありません。しかし、設計上の稼働寿命が短いため、第1世代の風力タービンはすでに最新の風力タービンに置き換えられ始めており（「リパワリング」と呼ばれる）、現在の規制環境に適合しなくなっています。[ 44 ]第1世代の風力発電所の稼働寿命は13年から26年で、ほとんどが20年から30年を目標としています。[ 45 ] [ 46 ]太陽光パネルには一定の経年劣化があり、その有用寿命が制限されます。実際のデータは限られているものの、ある研究では、パネルは30年以上経過しても初期の電力の80%以上を維持していることが示唆されている。[ 47 ]
運転・保守費用には、発電施設の燃料費、保守費、運転費、廃棄物保管費、廃止措置費などの限界費用が含まれます。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、ウランの順になります。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）はエネルギー密度が高く、世界のウラン市場価格は比較的低いため（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）、原子力発電所の運転費用に占める燃料費の割合はごくわずかです。一般的に、設備投資費用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方向に傾き、化石燃料発電ではその逆になります。
高所得国では、ソブリン債は通常、民間ローンよりも低金利で調達できるため、国家投資や国家保証の関与が大きければ大きいほど、原子力発電や再生可能エネルギーは、化石燃料による代替発電と比較しても大幅に安価になります。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（特に風力発電と太陽光発電）の建設期間が短いことが、資本コストの増加を部分的に相殺します。輸入代替の観点から、太陽光発電は、輸入炭化水素を必要とせず、炭化水素資源（入手可能な場合）を輸出できるため、農村電化のためのバンカー油やディーゼル発電機の代替として特に魅力的です。[ 48 ] [ 49 ] [ 50 ]
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、石炭火力発電所への影響はそれほど大きくありません。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に左右されずに済みます。石炭火力発電所は、多くの場合、地元または少なくとも国内で入手可能な石炭を燃料としています。これは、低品位で水分含有量が高いため長距離輸送が非経済的な褐炭に特に当てはまります。そのため、石炭火力発電所は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CO2価格設定制度が導入されると、化石燃料発電所の経済的存続可能性に大きな影響を与える可能性があります。ウランの備蓄が容易で、燃料交換が稀であること（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4分の1から3分の1を交換する[ 51 ] [ 52 ]）から、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、1キロワット時あたり数セントから1セントか2セント程度、原子力エネルギーの最終価格に影響を与える可能性がある[ 53 ] 。
原子力発電所と再生可能エネルギー発電所の運転コストの最大の要因は、現地の賃金です。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ります。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の回避、太陽光や風の利用可能性など）が許す限り、定格出力のできるだけ高い割合で運転されます。[ 54 ] [ 55 ]
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、電力網を安定させるために負荷追従運転されています。フランスでは家庭の暖房の多くが電気（ヒートポンプや抵抗加熱）で行われているため、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、需要の少ない夏季期間に予定されていますが、これはフランスの学校の休暇期間とも重なります。[ 56 ]
ドイツでは、20年以上前の風力タービンが、再生可能エネルギー補助金を受けられなくなったため停止された。これは、報告されている市場価格の電力価格が1kWhあたり約0.03ユーロで、限界費用を賄えず、大規模なメンテナンスが必要ない場合のみ賄える程度だったためである。[ 56 ]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年代初頭にかけてのメディア報道で、政府からの直接的な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報じられた。[ 57 ] [ 58 ] [ 59 ]
ポール・ジョスコウをはじめとする多くの研究者は、新しい発電設備を比較するための「均等化発電原価」という指標には限界があると指摘している。特に、LCOEは発電量を需要に合わせる際に生じる時間的影響を無視している。これは2つのレベルで発生する。
出力の増減速度（ランプ速度）は、より近代的な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も異なります。[ 60 ] [ 61 ] それにもかかわらず、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、最大稼働率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非常に大きな間欠性電源を持つグリッドでは、蓄電やバックアップ発電を用意する必要があるため、追加コストが発生する可能性があります。[ 62 ]同時に、間欠性電源は、需要と価格が最も高いときに発電できる場合、さらに競争力が高まります。たとえば、エアコンが主要な消費源となっている暑い国で見られる夏の正午のピーク時の太陽光発電などです。[ 63 ]
LCOE 指標のもう 1 つの制限は、エネルギー効率と省エネルギー(EEC) の影響です。[ 64 ] 2010 年代には、EEC により、米国などの多くの国の電力需要が横ばいまたは減少しました。[ 65 ] [ 66 ] [ 67 ]最終使用地点に設置される太陽光発電システムの場合、EEC に最初に投資し、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かもしれません。[ 68 ]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の規模が小さくなります。つまり、省エネルギーによって全体の需要が減少すると、特定の発電所の稼働頻度が低くなる (設備利用率が低くなる) 可能性があります。固定資本コストがより少ないキロワット時に分散されるため、その特定の発電所の LCOE は増加します。
したがって、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。[ 64 ] LCOE は、収入、キャッシュフロー、住宅ローン、リース、賃料、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。[ 64 ]これらに関連して太陽光発電への投資を比較すると、エンドユーザーが意思決定しやすくなります。または、コストと便益の計算、「および/または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」を使用します。 [ 64 ]
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ない場合があります。[ 69 ]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、または保険の対象外の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、場合によっては30年間保証されます。[ 70 ] 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倍になりますが、これはパネルを予想の30年ではなく15年後に交換した場合に限られます。パネルを早期に交換すると、リサイクルが製造業者の法的義務になると（EUでは既にそうなっています）、既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、重大な政策課題が生じます。[ 71 ]
2021年のIEAによる、古いパネルをリサイクルではなく再利用するために修理することに関する調査では、経済的な実現可能性は送電網料金などの国固有の要因に依存するが、再利用は公益事業の太陽光発電に限られる可能性が高いと結論付けられている。なぜなら、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からである。[ 72 ]
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、石炭や石油から発電するコストは現在の2倍になり、ガスから発電するコストは、これらの発生源から発生する粒子状物質、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損害などの外部コストを考慮に入れると30%増加することが判明した。この調査では、これらの外部の下流の化石燃料コストはEUの国内総生産（GDP）全体の1～2%に達すると推定されており、これはこれらの発生源からの地球温暖化の外部コストを含める前の値である。[ 73 ] [ 74 ]
石炭はEUで最も高い外部コストを抱えており、地球温暖化はそのコストの大部分を占めています。[ 69 ]持続可能なエネルギーは、呼吸器疾患などの社会への将来のコストを回避または大幅に削減します。[ 75 ] [ 76 ] 2022年、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分類を作成しました。
化石燃料発電の外部コストの一部に対処する手段の一つが炭素価格設定であり、これは地球温暖化ガス排出量を削減するために経済学者が最も好む方法である。[ 77 ]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すものである。この料金は「炭素価格」と呼ばれ、大気中に二酸化炭素1トンを排出する権利に対して支払わなければならない金額である。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る。
起こりうる事故とその確率に関する仮定によって、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に達する可能性がある。[ 78 ]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、原子力損害に対する民事責任に関するウィーン条約[ 79 ] 、および米国ではプライス・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ていない外部コストであるとよく主張されるが、2008年の研究によると、そのコストは小さく、均等化発電コストの約0.1%に相当する。[ 80 ]
最悪のシナリオにおけるこうした保険でカバーされない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、大規模ダムの決壊のような壊滅的な事象に対して完全に保険がかけられているわけではない。民間保険会社は限ら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。[ 81 ]
外部性の影響は広範囲に及ぶため、外部費用を直接測定することはできず、推定する必要がある。
各国は、発電会社が生み出す負の外部性（汚染など）に対して異なる料金を課している。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る。例えば、英国とEUは、炭素国境調整メカニズムに電力を含める可能性がある。[ 82 ]あるいは、輸入国と輸出国の排出量取引制度（ETS）を連携させるか、[ 83 ]ある国の発電会社が別の国のETSの対象となる場合もある（例えば、北アイルランドの発電会社はEU ETSの対象となっている）。[ 84 ]
計算には、送電網への長距離送電接続や、バランス調整および予備力コストなど、各タイプの発電所に関連する広範なシステムコストが含まれていないことがよくあります。また、石炭火力発電所による健康被害や、温室効果ガス排出による気候変動、海洋酸性化、富栄養化、海流変動への影響といった外部性も必ずしも計算に含まれません。発電所の廃止措置費用は通常含まれないため、完全なコスト会計とは言えません。米国の原子力発電所は例外で、廃止措置費用は原子力廃棄物政策法に基づき電気料金に含まれています。これらの項目は、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ます。
その他の非財務的要因としては、以下のようなものが挙げられます。
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、電力の均等化フルシステムコスト（LFSCOE）[ 93 ]が、安定した電力供給（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なく、24時間365日電力供給を保証する）という観点から電源を比較するより妥当な指標であると仮定した。[ 94 ]
この研究では、発電量の95%が規定の発電方法によるもので、5%が代替の調整可能な発電方法によるものであると仮定したモデルLFSCOE-95が提供されています。また、発電量の100%が規定の発電方法によるものであると仮定したモデルLFSCOE-100も提供されています。[ 93 ]
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％と世界の発電量の85％にとって最も安価な電力オプションである。電力需要の増加に対応したり、老朽化した発電機を交換したりするために、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。...コストベースでは、風力と太陽光は、安定した発電資源が存在し、需要が伸びている市場において最良の経済的選択肢である。」[ 92 ] : 24さらに、「リチウムイオン電池蓄電システムの均等化発電コストは、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。[ 92 ] : 23ただし、BNEFは、「選択された公開情報源から得られた」と述べる以外に、詳細な方法論とLCOE計算の仮定を明らかにしていない。[ 92 ] : 98ガスピーク発電所のコストは相当なもので、燃料費と燃焼の外部コストの両方が含まれる。燃焼によるコストには、温室効果ガスである一酸化炭素と二酸化炭素、および人間の呼吸器系に損傷を与え酸性雨の原因となる窒素酸化物（NOx）の排出が含まれる。[ 95 ]
2020 年 12 月、IEAとOECD NEA は、24 か国の 243 の発電所に基づく非常に幅広い発電技術を調査する共同の発電コスト予測研究を発表しました。主な発見は、「低炭素発電は全体的にますますコスト競争力が高まっている」ことと、「新しい原子力発電は、2025 年においても最も低い予想コストで調整可能な低炭素技術であり続ける」ことでした。このレポートでは、7% の割引率を想定して LCOE を計算し、発電のシステム コストを調整しました。[ 91 ]このレポートには、割引率、炭素価格、熱価格、石炭価格、ガス価格などの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ます。 [ 96 ]レポートの主な結論は次のとおりです。[ 97 ]
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[ 89 ]が含まれています。
中国は調査対象国の中で発電コストが最も低い。[ 100 ] 2026年初頭現在中国の再生可能エネルギーのコストは歴史的な低水準に達し、世界の平均と国内の石炭火力発電の両方を下回っています。BNEFは、中国の「製造効果」により、他の市場よりも11%から64%安く発電できると推定しており[ 101 ] 、 2024年には新規の公益事業規模の再生可能エネルギーの91%が最も安価な化石燃料の代替よりも安価になっています[ 102 ] 。中国の太陽光発電の総設置コストは2024年には約691ドル/kWまで低下し、2030年までに388ドル/kWに達すると予測されています[ 103 ]。これらの低コストを維持するために、中国は投資を「スマートインフラ」にシフトしており、2025年には大量の低コストの変動エネルギーを処理するために送配電に880億ドルが割り当てられています[ 104 ] 。
BNEFの2026年2月のデータによると、バッテリー貯蔵コストも過去最低を記録しており、中国の「太陽光発電＋蓄電」プロジェクトは、約57ドル/MWhで従来のガス火力発電所や石炭火力発電所と競争力を持つようになっている。[ 105 ]
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非常に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、太陽光発電による発電コストは7年間でほぼ75%低下しました。[ 106 ]
英国では、2013年にヒンクリー・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）[ 119 ]にインフレ補償を加えた固定価格買取制度が設定され、契約期間は35年でした。当時、これ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低く、陸上風力発電所より高いものでした。[ 120 ] [ 121 ] [ 122 ]
ドイツでは、2017年以降に実施された入札プロセスにより、大幅なコスト削減が実現しました。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受け取らず、市場のみでプロジェクトの資金調達を行う用意がありました。それでも授与された最高補助金価格は6.00セント/kWhでした。[ 123 ]陸上風力発電所プロジェクトの入札では、平均5.71セント/kWhの支払いが実現し、2回目の入札ラウンドでは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、費用は1kWhあたり3.96ペンス（4.47セント）まで下がった。[ 124 ]
2019年には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。[ 125 ]
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年第1四半期から第3四半期までのポーランド電力システムにおける電源別の均等化発電コストは以下のとおりである。以下に示します。[ 126 ]これらの費用には、燃料を含む固定費と変動費の両方が含まれますが、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費用は除外されます。
データの公開は、いくつかのコメントを集めている。再生可能エネルギーの値には、システムのバランス調整に必要な追加コストが考慮されていないことを懸念する声もある。また、再生可能エネルギーに固有のディスパッチ可能性の問題を指摘する声もあり、これは電力網を独立してサポートする能力に影響を与える。さらに、電力網で再生可能エネルギーが優先される結果、石炭火力発電所の稼働頻度が減少するため、石炭の経済性に悪影響が出る可能性がある。[ 126 ]
石炭の報告コストには、公正な移行政策に対する政府の取り組みの一環として、採算の取れない炭鉱に対する数十億ドル規模の政府補助金が考慮されていないと指摘する人もいる。また、石炭の報告コストには、高価な国内産石炭に加えて、安価な輸入石炭も反映されていると指摘する人もいる。[ 126 ]
2022年現在ガスは電力の40%を占める最大の供給源です。 [ 127 ]ガスのコストは変動し、炭素排出量が多いため気候変動を引き起こします。[ 128 ]そこで、ガスの割合を減らすために、政府は毎年、主に洋上風力発電による低炭素発電能力を構築するための差金決済契約のオークションを実施しています。 [ 129 ] 2022年以前は、これらの発電事業者は常に電力供給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。[ 130 ]つまり、再生可能エネルギーは補助金なしで利用できるようになったのです。[ 131 ]これは、洋上風力発電のコスト低下が一因です。[ 132 ]ガスの代わりに、依然として停電週はノルウェーの水力発電[ 133 ]または原子力発電で賄うことができます。英国の既存の原子炉の多くが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式原子炉の開発を期待しています。[ 127 ]
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る。原子力発電については、福島第一原子力発電所事故後のフランスの原子力発電所の安全対策のための新たな投資費用が含まれており、その投資費用は1MWhあたり4ユーロと推定されている。太陽光発電については、1MWhあたり293ユーロという推定値は、南ヨーロッパなどの好立地に位置し、年間50～100GWhの発電能力を持つ大規模発電所を想定したものである。
年間約3MWhを発電できる小型家庭用発電設備の場合、設置場所によってコストは400ユーロから700ユーロ/MWhの間になります。太陽光発電は、調査対象となった技術の中で、これまで最も高価な再生可能エネルギー源でしたが、2011年以降、太陽光発電パネルの効率向上と寿命延長、そして生産コストの削減により、競争力が高まってきました。2017年までに、太陽光発電のコストは50ユーロ/MWh未満にまで低下しました。
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式のコストを比較した研究を発表しています。PV設備の値は、ドイツ北部と南部の平均コストに基づいています。レポートでは両者を区別し、より詳細な情報を提供しています。[ 136 ]
太陽光発電・蓄電池システムのLCOE（均等化発電原価）とは、太陽光発電システムで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、蓄電池の容量、想定される充放電サイクル数、および蓄電池の効率に基づいて計算されます。計算結果には、太陽光発電システムのコスト、蓄電池コスト（500～1200ユーロ/kWh）、および日射量の変動が含まれます。蓄電池を備えた大規模な屋上太陽光発電システムの場合、蓄電池コストは600～1000ユーロ/kWhです。
地上設置型太陽光発電システムと蓄電池システムを組み合わせた場合、蓄電池システムの投資コストは500～700ユーロ/kWhと想定した。小型システムの価格は標準化された製品であるため、比較的低く抑えられている。一方、大型蓄電池システムは個別プロジェクトとなる傾向があり、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コストが別途発生する。大型システムほど競争が激しいため、投資コストの幅は狭くなる。
2000年から2018年までの公益事業規模の風力発電および太陽光発電による電力供給の設備投資コスト、固定費および変動費、平均設備利用率は、中東諸国の変動型再生可能電力生産量全体と、調査対象となった81のプロジェクトを用いて算出された。
2021年3月現在 7月にトルコで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、 1kWhあたりの固定価格買取制度は、風力と太陽光が0.32リラ、水力が0.4リラ、地熱が0.54リラ、バイオマスの種類ごとに異なる料金が設定されています。これらのすべてにおいて、地元産の部品を使用する場合は、1kWhあたり0.08リラのボーナスも適用されます。[ 139 ]料金は10年間適用され、地元ボーナスは5年間適用されます。[ 139 ]料金は大統領府によって決定され、[ 140 ]この制度は、以前の米ドル建ての再生可能エネルギー固定価格買取制度に取って代わるものです。[ 141 ]
2010年に日本政府が行った調査（福島原発事故前）では、エネルギー白書[ 142 ]と呼ばれ、 1キロワット時あたりのコストは太陽光発電で49円、風力発電で10円から14円、原子力発電で5円または6円と結論付けている。
2011年、再生可能エネルギーの提唱者である孫正義氏は、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ことを指摘した。孫氏は、これらの費用を含めると、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。[ 143 ] [ 144 ] [ 145 ]
2020年には、日本の太陽光発電のコストは1kWhあたり13.1円から21.3円（平均15.3円、または0.142ドル）に低下した。[ 146 ]
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。2021年の日本の太陽光発電コスト分析によると、モジュール単価は大幅に下落しました。2018年には平均価格が1kWあたり約6万円でしたが、2021年には1kWあたり3万円と推定されており、コストはほぼ半減しています。
2020 年 10 月以降、金融会社Lazard は、既存発電と新規発電の比較を含め、再生可能エネルギーと従来型エネルギー源を比較してきました。Lazard の調査では、LCOE の計算に「8% の金利で 60% の負債と 12% のコストで 40% の自己資本」を想定していますが、価格の計算に使用した方法論やプロジェクト ポートフォリオは開示していません。[ 147 ] 2023 年以降、Lazard は、原子力発電の LCOE 推定値は「当時推定されたVogtle 発電所のコストに基づいており、米国に焦点を当てている」と説明する脚注を追加しました。 [ 148 ]
2010年以降、米国エネルギー情報局（EIA）は年次エネルギー見通し（AEO）を発表しており、約5年後に稼働開始予定の将来の大規模発電施設の年間LCOE（均等化発電原価）予測を掲載している。
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見通し (AEO2020) からのものです。これらはメガワット時あたりのドル (2019 USD/MWh) で表されています。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 年に稼働開始する発電所の推定値です。[ 149 ]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 年間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トンあたり約 15 ドルの料金に相当します。) 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 値の一部が削減されると予想されます。例えば、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、30.39ドルになると予測している。
2010年から2019年の期間において、推定コストが最も減少した電力源は、太陽光発電（88%減）、陸上風力発電（71%減）、および先進的な天然ガス複合サイクル発電（49%減）であった。
2040年に稼働開始する大規模発電設備について、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）の実質コストがさらに低下すると推定した。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に9%から10%上昇すると予想された。[ 150 ]
注：予測LCOEはインフレ調整済みで、推定値の発表年の2年前の固定価格に基づいて計算されています。推定値は補助金なしで算出されています。非調整型電源の送電コストは平均してはるかに高くなります。NB = 「未建設」（容量増強は予定されていません。）
{{cite web}}: CS1 maint: url-status (リンク)追加の電源の痕跡については、IRENAの2024年の再生可能エネルギー発電コストの図S1を参照してください。を満たすために複数の技術が利用可能な場合、LCOEとLCOSに加えてLACEを使用すると、それぞれの指標を個別に使用する場合よりも、各技術の経済的競争力をより直感的に示すことができます。
は、大きな負の温度反応係数とボイド反応係数を持ち、温度が設計限界を超えて上昇すると燃料塩が膨張するため停止するように設計されている。…したがって、MSRは負荷追従能力が大きく、ボイラー管からの熱除去を減らすと冷却材温度が上昇し、熱除去を増やすと冷却材温度が低下して反応度が上昇する。
国民として、また個人消費者として (住宅でも商業用不動産でも) 電力の管理、生産、消費の方法に望ましい変化が生じると、LCOE の数値は実際には良くなるのではなく悪くな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と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、最低の LCOE) を得たいでしょう。発電設備のコストを考えると、その経済寿命期間中に発電するkWh数を最大化することがコスト削減につながるが、これは、国の電力需要が横ばい、あるいは減少傾向にある原動力となっている、非常に費用対効果の高いエネルギー効率とは正反対の考え方である。一方で、継続的なエネルギー効率の向上（機会はいくらでもある。2014 年 2 月に UNEP 金融イニシアティブが発表した「商業用不動産：エネルギー効率改修投資機会の解明」という報告書では、2020 年までに年間 2,310 億～ 3,000 億ドルの市場が特定されている）を考慮せずに、新しい大規模な中央発電所を計画すると、そこから必要となる kWh 数を過大評価し、その結果、LCOE を過小評価するリスクがあります。... 屋上太陽光発電を直接購入することを検討している住宅所有者または企業の場合、単位当たりの価値 (LCOE) と総支出額 (システムの生涯コスト) のどちらをより重視しますか?...単位当たりの価値は、全体として考慮されるものよりも重要ではありません...たとえば、LCOE は、資産が発電できる時間帯、グリッドのどこに設置できるか、炭素強度など、他の多くの変数を考慮に入れていません。そのため、電力会社やその他の電力システム関係者は、[均等化回避エネルギーコスト（LACE）]に加えて、システムまたは回路レベルでの便益/コスト計算や、資産の容量価値またはピークへの貢献度を使用してきました。
…石炭とディーゼル燃料の非効率的な燃焼に基づく発電は、大気汚染と気候変動排出を引き起こします。
当時のヴォーグル発電所の推定コストと米国中心の