はじめに、事実関係から確認します。
2027年度について、小規模バイオマスへの支援の打ち切りは決まっていません。同時に、40円/kWhの継続も決まっていません。
2026年2月の調達価格等算定委員会は、太陽光発電（地上設置）について2027年度以降の支援対象外を決定しました。
しかしバイオマスの書きぶりは、これとは違います。「2027年度については引き続き支援を行うことを基本」としつつ、扱いは2026年度にあらためて検討する、という整理です。その条件は自立化の進捗です。
ただ、その判断の土台にある数字そのものに、以前から問題があります。
40円/kWhという価格は、熱電併給ではない設備の実績から、しかも売熱をゼロと置いて組まれた数字でした。 その前提が、11年間そのまま使われています。
本稿の表題にある「熱を捨てる前提」とは、価格の算定において熱の回収量と売熱収入をゼロとして扱ったという意味です。実機が物理的に熱を捨てることを指すものではありません。
ここでは、公開されている調達価格等算定委員会（以下、委員会）資料をたどりながら、この前提がどのように作られ、なぜ動かないままなのかを見ていきます。
【2026年8月時点で、決まっていること・いないこと】
決まったこと 2027年度も支援を行うことを基本とする方向が示されました。打ち切りは決定していません。
決まっていないこと 40円/kWhが続くかどうか、価格水準、具体的な取扱い。いずれも2026年度の委員会で改めて検討されます。
事業者にとっての意味 40円/kWhが続く前提での投資判断はできません。
1. 2027年度の扱いは、まだ決まっていない
まず制度の現在地を、憶測を交えずに最新の委員会の意見書で確認します。
来年度までに自立化に向けた取組に一定の進捗が見込まれることを前提に、2027年度については引き続き支援を行うことを基本としつつ、（中略）その取扱いについては来年度の本委員会において検討することとした。
調達価格等算定委員会「令和8年度以降の調達価格等に関する意見」2026年2月5日、83〜84頁 文中の「来年度」は意見書公表時点から見た2026年度を指します
同じ意見書で、太陽光発電（地上設置）については「2027年度以降、FIT/FIP制度における支援の対象外とする」と明記されました。バイオマスは対象外とはされていません。廃止ではなく、条件つきの継続です。
大規模から順に、支援は外れてきた
2024年度の委員会では、一般木質等（10,000kW以上）と液体燃料（全規模）について、2026年度以降の支援対象外が決まりました。理由は、発電コストの大半を占める燃料費が国際市況と為替に左右され、現在の事業環境では新規案件の形成が進むとは考えにくいこと。大規模から順に外れていく流れのなかで、小規模の枠だけが残っている構図です。
FITが使える範囲は、すでに狭まっている
もうひとつ、見落とされやすい変更があります。未利用材（2,000kW未満）の区分でFIT制度を選べるのは、2024年度までは2,000kW未満で地域活用要件を満たすものでした。2025年度からは1,000kW未満に縮小されています。
1,000kW以上2,000kW未満は、FIPのみとなりました。2026年2月の意見書も「1,000kW以上（廃棄物の焼却施設に設置されるものは2,000kW以上）については、FIP制度のみ認められる対象とし、FIT制度が認められる対象としない」と明記しています。40円/kWhという単価は残っていても、固定価格で買い取られる範囲は先に狭まっています。
FITの条件は自立化、なかでも燃料供給サプライチェーン
では、その条件とは何か。意見書はバイオマス発電を「自立化への課題が大きいコスト構造にある電源」と分類したうえで、こう述べています。
自立化に向けたコスト低減を進めていくに当たって重要な燃料供給サプライチェーンの強化・構築の状況を確認した上で、支援のあり方を検討していくべきである。
同 7頁
2026年度に予定されている業界ヒアリングで、この点が確認されます。2027年度以降の帰趨は、業界が何を示せるかにかかっています。
しかし自立化はこのままで本当に可能でしょうか？
次章以降でその核心に迫ります。
2. 40円/kWhは、どうやって決まったか
議論の土台になっているのは、事業者が毎年提出している定期報告データです。未利用材（2,000kW未満）について、2026年2月の意見書が示した数値を並べます。
| 項目 | 制度上の想定値 | 実績（中央値） |
|---|---|---|
| 資本費 | 62万円/kW | 126.0万円/kW |
| 運転維持費 | 6.4万円/kW/年 | 7.3万円/kW/年 |
| 燃料費 | 900円/GJ | 1,000円/GJ（足下は上昇傾向） |
三つとも想定を超えています。とりわけ資本費は想定の2倍になっています。 なお運転維持費は年によって想定値に近づくこともあり、資本費ほど一方向のずれではありません。
しかしこの数字は、事業者が過大な投資をしたことを意味するのでしょうか。
そうではありません。想定値の作り方をたどると、別の理由が見えてきます。
62万円/kWは、どこから来たのか
2,000kW未満未利用 40円/kWhという価格が新たに設定されたのは平成27年度、2015年度です。第19回調達価格等算定委員会の資料3に、その前提が記載されています。資本費62万円/kW、運転維持費6.4万円/kW/年、燃料費9,000円/トン。
この資本費と運転維持費が、どこから来たのか。委員会はこう書いています。
非常に小規模な発電設備や未利用以外の木質バイオマス発電設備等のデータを除外して、1,500kWのいいづなお山の第2発電所の値（資本費：62万円/kW、運転維持費：6.4万円/kW/年）を想定値として採用することとした
第19回 調達価格等算定委員会 資料3「平成27年度調達価格及び調達期間に関する意見（案）」2015年2月24日、27頁
データを絞り込んだ結果、残った1件の実機の値が、そのまま想定値になりました。まだガス化CHPがほとんど稼働していない時代のものです。
この発電所は、ボイラ蒸気タービンによる発電設備です。 燃焼炉はトラベリングストーカー式、送電出力は約1,350kW（発電端1,500kW）。熱電併給設備ではありません。
燃料費9,000円/トンも、小規模設備の実勢を測ったものではありません。従来の想定値12,000円/トンに、チップ運搬コストの削減等による25%減を織り込んで算出された数字です。小規模だから燃料チップは発電所内で作れるはず という想定です。
参照された実績の含水率は22.3%だった
さらに立ち入ると、より根本的な問題が出てきます。この実機の運転実績における燃料含水率は22.3%でした。
未利用材であれば、伐採直後で50%前後、乾燥させても30〜40%です。22.3%は乾いた建築廃材に近い水準で、未利用材を燃料とする発電所の実勢とは言えません。
同じ設備を含水率40%で試算し直すと、発電経費は38円/kWhに達します。出力を2,000kWに上げ、発電効率をこの実機より高めの20%と置いても35円/kWh、IRRは約1%にしかなりません。実は40円/kWhという価格は、乾いた燃料を前提として初めて成立する数字でした。
そして、そもそも方式が違う
参照された実機は、トラベリングストーカー式のボイラで蒸気を作り、タービンを回す燃焼方式でした。いわゆるBTG方式と呼ばれるものです。一方、2,000kW未満の区分で実際に導入が進んだのは、ガス化CHPが中心です。
この違いは、稼働率に直結します。参照されたトラベリングストーカー炉では、灰を排出しながら燃やす構造のため、クリンカがガス化炉ほど直接的な連続運転阻害要因になりにくい。 一方、弊社が関与した小規模ガス化CHPの稼働案件では、後述のとおりクリンカが最大の連続運転阻害要因になっています。
つまり価格の根拠になった実機は、熱電併給ではない、燃料の含水率も違う、しかもクリンカの影響を受けにくい方式でした。三つの点で、その後この区分で多く導入されたガス化CHPとは前提条件がまったく異なります。
設備利用率は、想定の6割にとどまっている
資本費と並んで重要なのが設備利用率です。未利用材（2,000kW未満）の制度上の想定値は76.5%。年間の4分の3以上、定格で動き続ける想定です。
実績は、各年度の意見書にこう記録されています。
| 意見書が対象とする年度 | 未利用材（2,000kW未満）の設備利用率（平均値） |
|---|---|
| 2020年度 | 47.3% |
| 2021年度 | 52.8% |
| 2022年度 | 56.1% |
| 2023年度 | 57.8% |
| 2024年度 | 55.9% |
| 2025年度 | 50.9% |
| 2026年度 | 47.4%（中央値48.8%） |
2023年度の57.8%をピークに、3年連続で低下しています。 直近の47.4%は、記録が始まった2020年度の47.3%とほぼ同じ水準です。6年かけて改善し、そして戻ったように見えます。しかし実際は稼働件数が増えた結果、より実態に近くなったと言えます。
同じ未利用材でも、規模で結果が分かれている
2026年2月の意見書には、燃料区分ごとの設備利用率が並んでいます。
| 区分 | 件数 | 平均値 | 中央値 | 想定値 |
|---|---|---|---|---|
| 未利用材（2,000kW以上） | 46 | 74.1% | 76.8% | 78.1% |
| 未利用材（2,000kW未満） | 67 | 47.4% | 48.8% | 76.5% |
2,000kW以上も未満も同じ未利用材です。 燃料の区分は同一で、2,000kW以上は想定値にほぼ届いており、以下は28ポイントも低い。
委員会は、設備利用率が低い理由をこう説明しています。
小規模案件は主に国内から燃料調達を行っているところ、季節変動等により、国内材の安定的な調達が必ずしも容易ではないことが一要因と考えられる
調達価格等算定委員会「令和8年度以降の調達価格等に関する意見」2026年2月5日、79頁
これとほぼ同じ一文が、6年前の2020年2月の意見書（70頁）にも書かれています。つまり設備利用率が低い理由の説明は、6年間更新されていません。
ただし、この説明では2,000kWを境にした規模による差を説明できません。未利用材は、制度上、国内の間伐材等を対象とする区分です。 2,000kW以上の設備も、同じ国内材を燃料にしています。季節変動による調達の難しさが原因であれば、規模の大きい側も同じように下がるはずですが、下がっていません。
規模で結果が分かれているという事実は、調達量だけでは説明がつかないことを示しています。もちろん規模以外にも、炉形式、燃料の長期契約、貯蔵能力、保全体制、運転開始年など、異なる条件はあります。それでも、燃料の量の問題としてだけ扱うことはできません。 そして 2,000kW未満で導入が進んだのは、主にガス化CHPです。
そして、想定値は11年間動いていない
ここが本稿で最もお伝えしたい点です。2015年度に置かれた62万円/kWという想定値は、2026年2月の意見書でも、そのまま想定値として使われています。 実績の中央値は126.0万円/kW。乖離は2倍に開きました。
しかも、この乖離は最近生じたものではありません。2016年2月の意見書の時点で、実績の中央値は既に127.0万円/kWでした。 制度が始まって2年目、40円/kWhが設定された翌年です。このとき委員会は「非常に小規模な案件が数値を引き上げており、データの蓄積を待つ必要がある」として、想定値を据え置きました。
それから10年が経ちました。データは4件から90件に増えました。しかし実績の中央値は126.0万円/kWでほとんど変わらず。
想定値は62万円/kWのままです。
では、なぜ動かないのか。委員会は理由を次のように述べています。
ばらつきが大きく想定値を下回る（設備利用率は上回る）水準も確認できていること、大規模案件では安価にできているコストデータもあることといった状況についても昨年度と同様の傾向であり、引き続き価格目標で中長期的な自立化を目指していること等を踏まえれば、調達価格・基準価格の想定値を2024年度よりも引き上げる（設備利用率は引き下げる）ことは適当ではないと考えられる
「令和6年度以降の調達価格等に関する意見」2024年2月7日、83頁
惰性で放置されていたのではありません。意図的に維持されています。
根拠は法律にあります。再エネ特措法は、調達価格を「供給が効率的に実施される場合に通常要すると認められる費用」を基礎に定めると規定しています。つまり想定値は、実際にかかっている費用の平均像ではありません。効率的に事業を行えばこの水準で足りるはず、という目標として置かれた数値です。
この整理は、それ自体としては筋が通っています。実績が高いからといって想定値を上げれば、非効率な事業をそのまま追認することになるからです。
そのうえで、なお疑問が残ります。
10年が経ち、データは90件に増えました。それでも中央値は115〜126万円/kWから動いていません。委員会が記すとおり、個別には想定値を下回る案件も存在します。しかし62万円/kWは、小規模案件の代表的な水準にはなっていません。10年かけて、中央値がそこへ近づく気配もありません。
目標が達成されないとき、考えられる原因は二つです。事業者の努力が足りないか、目標の置き方に無理があるか。
そして小規模で総合効率と採算性を高める中心的な手段が、熱電併給です。ところが、その熱が価格の計算に入っていません。
ここまでの数字を、11年分の推移として並べます。初期の数値が少ないサンプルに基づいていることに注意が必要です。 資本費のデータは2016年度で4件、2017年度で3件。中央値は127.0万円/kW、70.0万円/kWと大きく振れています。19件になった2019年度に126.8万円/kWへ跳ね、以降8年間は115〜126万円/kWの範囲から出ていません。
件数が少なかった時期に委員会が「データの蓄積を待つ必要がある」と判断したのは、妥当だったと思います。しかし、データはもう揃いました。90件を数える2026年度の126.0万円/kWが、現時点で最も実態に近い数字です。
なお本稿の金額はいずれも各年度の名目値であり、物価調整は行っていません。
3. 熱は要件には入ったが、価格には入らなかった
含水率の問題も、想定値の据え置きも、実は同じ根から出ています。
2015年度の価格算定に用いられた前提条件には、こう書かれています。熱効率 0％。
解釈でも推測でもありません。資源エネルギー庁の試算に入力された値です。40円/kWhという価格は、熱をゼロと置いて組まれました。
小規模の蒸気タービンは、発電単独では採算を確保しにくい
なぜこれが問題なのか。根拠になった蒸気タービン方式の特性を見ると分かります。
蒸気タービンは5,000kW未満で発電効率が急激に低下します。1,500kWでは18.3%程度。発電単独で見れば、経費に占める燃料の割合が跳ね上がり、事業として成立しません。
だからこの規模では、熱電併給にして売熱を加味することが前提になります。 ところが制度は、その熱をゼロと置いた。成立するための条件を外したうえで、成立しない設備を基準に価格を決めたことになります。
小規模では、方式によって効率がまったく違う
2,000kW未満の主な方式を、発電効率・熱効率・総合効率で比べると、次のようになります。
| 方式 | 発電効率 | 熱効率 | 総合効率 |
|---|---|---|---|
| ガス化CHP | 22〜30% | 50%以上 | 70〜85% |
| 熱媒油ORC | 18% | 65% | 83% |
| 蒸気BTG | 7〜22% | 0% | 最大22%程度 |
| 温水ORC | 7% | 50%以上 | 60%程度 |
これはPEOによる2019年時点の整理ですが、方式ごとの相対関係は現在も変わりません。小規模で蒸気タービンの効率が落ちるのは熱力学とスケールの問題であり、数年で覆るものではないためです。
制度が価格算定の基準に採ったのは、発電効率18.3%の蒸気タービン方式でした。 そして、その規模で採算を確保するために不可欠な熱を、評価から外しました。
熱を勘定に入れると、同じ設備の姿が変わる
抽象論ではありません。具体的な試算で示します。熱利用の盛んな欧州で積極的に導入されている1.3MW級のORC設備について、原料費9,000円/トン、含水率40%、設備費87万円/kW、発電効率18.3%という条件で計算した例です。
| 項目 | 金額 |
|---|---|
| 発電経費 | 42.1円/kWh |
| 売熱収入 | 37.0円/kWh |
| 売熱込みの発電経費 | 5.1円/kWh |
発電経費42.1円/kWhの内訳は、原料22.6円、発電設備関係13.8円、人件費3.6円、保険0.8円、基礎・建物0.6円、事務所経費0.4円、灰処理費0.2円です。原料費が半分を占めます。
発電経費だけを見れば42.1円/kWh。買取価格40円/kWhでは赤字です。しかしこの設備は発電量の約4倍の熱を出します。その熱が利用できれば、売熱込みの発電経費は5.1円/kWhになり、IRRは23.8%に達します。同じ設備、同じ燃料、同じ買取価格。違うのは熱を勘定に入れるかどうかだけです。
売熱収入37.0円/kWhは、発電量あたりに換算した金額です。熱量に直すと、熱1kWhあたり約9円で評価したことに相当します。重油換算だと1ℓあたり約100円です。
小規模ガス化でも構造は同じでした。熱利用がない場合、設備費100万円/kWでは100kW以下が赤字、80万円/kWでも50kW以下が赤字になります。ところが発生する熱の50%が売れるだけで、80万円/kWならほぼ全域がIRR8%以上に変わります。
小規模化による発電効率の低下を、熱利用で補えるかどうか。小規模バイオマスの成否は、そこで分かれます。
そして2019年以降、化石燃料価格は上昇しました。熱を売れる事業と、売れない事業の差は、当時より広がっています。
【この試算について】
弊社による2019年時点の試算です。委員会の公式計算ではありません。金額はいずれも発電量1kWhあたりで統一しています。売熱収入は、熱電比、重油の発熱量、代替ボイラ効率および熱利用率から算定しています。熱が全量利用できることを前提とした数値であり、熱の利用先が確保できているかどうかで結果は大きく変わります。現在は資材・人件費・燃料費のいずれも上昇しており、発電のみの経費は当時より悪化しています。一方で重油をはじめとする化石燃料の価格も当時より高く、熱を売れる場合の収入はその分大きくなります。発電単独と熱電併給の差は、2019年時点よりむしろ開いていると考えられます。
熱が外された瞬間は、実は委員会の記録に残っている
興味深いことに、この点は2015年の委員会でも指摘されていました。FIT40円/kWhを決めた、まさにその回です。
委員より、小規模未利用木質バイオマス発電を行うに当たって、ガス化発電や熱電併給が、エネルギー利用上、効率的であるとの指摘があった。これらの形態であっても、発電部分について固定価格買取制度の適用を受けることは可能であり、熱利用専用設備の導入費用は調達価格の算定に当たっての根拠には算入されないが、別途補助金による補助が可能となっていることを確認した
第19回 調達価格等算定委員会 資料3、28〜29頁
熱電併給のほうが効率的だという認識は、当時から委員会の中にありました。 そのうえで、熱の設備費は価格の算定根拠に入れない、熱は別の補助金で扱う、という整理がなされています。
指摘は一度きりではありません。翌年の意見書にも、こう記されています。
委員からは、バイオマス発電について…調達期間終了後のFITからの自立化の観点も踏まえ、熱電併給を促進していく観点から、事例の調査や支援のあり方の検討等を進めていくことが重要との指摘があった
「平成29年度以降の調達価格等に関する意見」2016年12月13日、45頁
自立化のために熱電併給を、という指摘です。 2015年、2016年と2年続けて委員から出ています。それでも、価格の算定に熱が入ることはありませんでした。
弊社も制度の設計段階から、熱利用を評価に含めるべきだと申し入れてきました。返ってきたのは、FITは再生可能電力の優遇措置であり、熱を含めるのは制度の趣旨に反する、という整理でした。その後も、熱側の費用と収入を価格算定から切り離す整理は維持されています。
その後、熱は「要件」の側では認められていった
ここで公平に付け加えておきます。委員会が熱を無視し続けてきたわけではありません。価格とは別の場所で、熱の位置づけは少しずつ与えられてきました。
2020年、地域活用要件の設計にあたって、こう整理されています。
熱電併給設備については、熱の長距離輸送が物理的に困難であることから、平時においても発電所立地地点の近傍での熱消費が想定される。このため、熱電併給そのものがレジリエンスに資するものであると考えられる
「令和2年度の調達価格等に関する意見」2020年2月4日、15頁
翌2021年には、要件の中身にも熱利用が入りました。
熱利用についてもエネルギーの自家消費・地域消費として認めることとしつつ、熱利用には様々なものがあることから、熱利用に加え、一定の電気を所内電力等で自家消費していることを求めることとした
「令和3年度以降の調達価格等に関する意見」2021年1月27日、14頁
2025年の意見書にも、「熱利用等に関する便益も存在する点にも留意が必要である」との記述があります（107頁）。
評価はする。しかし価格には反映しない
整理すると、こうなります。
熱電併給は、レジリエンスに資すると認められました。熱利用は、FIT制度を使うための地域活用要件を満たす手段として認められました。熱は制度の中に、確かに位置を与えられています。
しかし価格の算定では、2015年度に熱効率0％が置かれ、その後も熱側の設備費と収入を組み込まない整理が続いています。
制度は熱を評価しないのではありません。評価はするが、費用と収入の計算には入れないのです。
念のため申し加えます。本稿は、熱の量に応じてFIT価格を引き上げるべきだと主張するものではありません。
FITが電力を買い取る制度である以上、熱側の費用と収入を切り離す整合性はあります。
問題は別のところにあります。自立化できているかどうかを判断する段階でも、電力1kWhあたりの費用だけが指標になっていることです。 売熱収入も、燃料代替の効果も、熱側の投資も、総合エネルギー効率も、同じ評価体系に入っていません。
2026年2月の意見書にも、同じ構えが現れています。
地域の農林業・地域活性化等のバイオマス固有の価値について、当該価値に対する政策間の役割分担についても留意しつつ、支援のあり方を検討していく
同 102頁
要は電力以外の価値は他の政策が扱うべきもの、という整理です。ここでも熱は落ちています。その結果、電力あたりのコストで測り続ける限り、小規模バイオマスは今後も「自立化への課題が大きい電源」として現れ続けます。 熱を勘定に入れても、資本費126万円/kWが62万円/kWに下がるわけではありません。しかし熱を入れなければ、その設備がエネルギー事業として成立しているかどうかを判断できません。結果、国内には熱利用のない熱電併給設備が数多く普及しました。
4. 現場から見える、もうひとつの原因
測り方の問題とは別に、現場側の原因もあります。制度がどうであろうと、こちらは事業者が手を打てる領域です。
ここから先は、公開資料ではなく弊社の実務経験に基づく記述です。弊社は国内のガス化発電設備について、導入済み・導入予定を含め、技術支援・技術鑑定・視察調査という形で数百基に関与してきました。このうち実際に稼働している案件について見るかぎり、稼働率が上がらない原因の大半は、運転の巧拙でも燃料の調達量でもありません。導入前の判断段階で、すでに決まっていました。
弊社が関与した稼働案件では、最大の阻害要因はクリンカです
この問題は、2019年度の林野庁「地域内エコシステム」構築に向けた技術開発事業で明らかになりました。弊社は、灰の溶融挙動を長年研究してこられた中部大学特任教授・二宮善彦先生（弊社技術顧問）とともに協力事業者として参加し、日本各地約12か所とドイツ1か所からスギ・ヒノキ等のサンプルを集めて分析しました。
灰に含まれるカリウム（K2O）の量は、こうなりました。
| 区分 | 灰中のK2O |
|---|---|
| ドイツ平均 | 18.9% |
| 日本サンプル平均 | 32.9% |
| 宮崎県串間市のスギ平均 | 43.5% |
その後も弊社と中部大で、国内各地のスギ試料を30種類以上分析してきました。そのうち約8割で灰中のカリウムが相対的に高く、クリンカを生成しやすい傾向が確認されています。日本で導入されているガス化CHPはほとんどが欧州製です。その欧州でガス化発電の主燃料となっているスプルースなどのマツ系は、カリウムが少ない。だから欧州ではこの問題が表面化せず、稼働実績が豊富な欧州製ガス化CHPとして日本に輸入され続けています。
この日欧の差は、弊社だけの見解ではありません。近年の林野庁補助事業の成果報告にも、こう記されています。
日本固有の樹種であるスギ・ヒノキ等に含まれる成分（カリウム等）ならびに全木ペレットに含まれる樹皮の成分に由来した問題で、灰の融点が低いためクリンカが発生する。この問題は、灰融点の高いマツ系を中心に樹皮を含まないホワイトペレットを主に利用している欧米では、あまり問題となっていない
令和7年度林野庁補助事業「地域エコシステム」技術開発・実証事業 成果発表資料、2026年3月18日
クリンカが生成すると、事業者は二つの選択を迫られます。放置すればタールが発生し、ガスエンジンやフィルターのトラブルにつながります。頻繁に停止して清掃すれば、その分だけ運転時間が失われます。
どちらを選んでも、稼働率は下がります。弊社が技術支援・技術鑑定を行った稼働案件について言えば、最大の連続運転阻害要因はクリンカです。
欧州規格に適合した燃料が、炉の中で溶けていた
その代表例が2019年の林野庁事業で扱った、宮崎県串間市のバイオマス発電所です。
この発電所が使っていたスギペレットは、メーカー仕様書が参照する欧州規格 ENplus® A1 の品質項目をすべて満たしていました。灰の変形温度（DT）は1330℃。基準値は1200℃以上ですから、余裕をもってクリアしています。ただしこれは、空気中での測定値です。
にもかかわらず、約1週間で停止するクリンカトラブルが10か月続きました。 平均連続稼働時間は168〜336時間。メーカー公表値は672時間以上です。2週間運転した炉を開けると、熱分解層と部分酸化層の境に約100kgのクリンカが生成していました。
原因は、規格の測り方にありました。
ENplus® A1 が参照するISO 21404は、灰の溶融挙動を測る雰囲気として酸化雰囲気（空気、CO2）と還元雰囲気を挙げていますが、どれを使うべきかを指定していません。そのため実務では、空気中での測定結果で適否を判断してきました。
ところがガス化炉の熱分解層から還元層にかけては、還元性の雰囲気になります。 そして高カリウムのスギでは、この二つの雰囲気で測定結果がまったく違います。次の数値は、いずれも試験による測定値です。
| 試料 | 灰中のK2O | 酸化雰囲気のDT（変形温度） | 還元雰囲気のDT（変形温度） |
|---|---|---|---|
| 試料A スギ（芯材） | 64% | 1430℃ | 705℃ |
| 試料B スギ | 44% | 1405℃ | 770℃ |
| 試料C ドイツCHP用 | 22% | 1460℃ | 1480℃ |
比較対象としたドイツCHP用の試料Cでは、酸化雰囲気と還元雰囲気の差はほとんどありません。一方、試料Aでは700℃以上の差が出ています。
この結果が意味するのは、ガス化炉の還元性雰囲気下では、空気中の試験値からは予測できない低温での変形や部分溶融が起こり得るということです。空気中で1430℃と出た燃料でも、炉内の条件では別の挙動を示します。
規格が間違っているのではありません。欧州規格への適合確認だけでは、日本のスギをガス化炉で使用したときの還元性雰囲気下の挙動を判別できないということです。品質項目を満たしていることを確認しただけでは、この事態は防げません。
原因も対策も、すでに公表されている
同じ事業では、対策も検証しています。同じ串間市のペレットに燃料改質を施したところ、還元雰囲気での変形温度は775℃から1325℃へ上昇しました。
実機での結果はさらに明確です。ガス化炉の平均連続運転時間は137時間から689時間へ。 メーカー公表の672時間以上を満たす水準に達しました。
この林野庁補助事業では、運用前に実施すべきことを3点にまとめています。燃料中のカリウム含有量の測定、還元雰囲気またはCO2による酸化雰囲気での灰溶融性測定、そしてカリウム濃度が高い場合の燃料改質です。
対策の実用化も進んでいます。2023年度から2025年3月にかけて、弊社はNEDOの実証事業で、アンチクリンカ剤を燃料に自動添加する装置を開発しました。大分県のうすきエネルギー株式会社が所有する45kW級のガス化CHPで検証したところ、添加したタルクは炉の上部から下部まで分散し、クリンカの生成を抑制できることが確認されています。
原因の特定が2019年度、対策の実用化が2023年度から。いずれも公的資金による事業として実施され、成果は公開されています。 それでも、稼働率が低い理由についての制度側の説明は「国内材の安定的な調達が必ずしも容易ではない」ままであり、2020年から2026年までまったく変わっていません。
なぜ、この要因は定期報告データに現れないのか
定期報告で集まるのは、資本費、運転維持費、燃料費、設備利用率という結果の数値です。燃料の灰組成も、その燃料と炉形式の適合が取れていたかどうかも、どの項目にも含まれていません。
稼働率が低いという結果だけが記録され、その原因は推定するしかないことになります。データの質を疑っているのではありません。データの構造上、そこまでは映らないということです。
結果として、稼働率の低さは「燃料が集まらなかった」と読まれます。同じ説明が繰り返されてきた背景には、この構造があります。
ただし、委員会がこの点にまったく気づいていなかったわけではありません。2018年2月の意見書には、運転維持費が想定を上回る理由として、こう書かれています。
2,000kW未満未利用材とそれ以外の双方で、大規模な改修をした案件（導入した発電設備と調達したチップの性状が合わず、大規模な改修をした案件など）が、全体の値を引き上げている
「平成30年度以降の調達価格等に関する意見」2018年2月7日、53頁
「導入した発電設備と調達したチップの性状が合わず」。 本稿がここまで述べてきたことと、同じ内容です。2018年の時点で、委員会は設備と燃料の不適合を把握していました。
ところがこの認識は、その後の分析に引き継がれませんでした。2020年以降、稼働率が低い理由の説明は「国内材の安定的な調達が容易ではない」に一本化されています。見えていなかったのではなく、一度見えたものが消えたのです。
「国内材」という同じ言葉が、違う問題を指している
委員会が問題にしているのは、国内材が集まらないことです。量の問題として理解されています。現場で起きているのは、それだけではありません。集まった国内材が、装置に合っていない。 質の問題です。
以下の枠組みも、2015年に書き込まれたものです。40円/kWhの区分を新設するにあたって、委員会は事業者と政府が確認すべき条件を挙げました。その第一項がこれです。
未利用木質バイオマス発電の課題は燃料確保であり、その安定供給のため、しっかりと取り組むこと
第19回 調達価格等算定委員会 資料3、28頁
2015年に「課題は燃料確保」と定められ、2020年に「安定的な調達が容易ではない」と説明され、2026年にも同じ説明が繰り返されています。11年間、問題の立て方そのものが更新されていません。
両者では、打つべき手がまったく変わります。量の問題であれば、燃料供給サプライチェーンの強化が答えになります。しかし質の問題であれば、どれだけ燃料を集めてもクリンカ問題は解決しません。
5. 二つを重ねると、何が言えるか
ここまでで、二つの層を見てきました。
- 制度は電力しか測っていない。熱を勘定に入れれば、同じ設備が赤字案件にも優良案件にもなる（第3章）
- 一般的な適合確認では空気中の測定値が用いられてきた。還元雰囲気で測定すると、試料によっては灰の変形温度が700℃台まで低下する（第4章）
この二つは、同じ形をしています。どちらも、実態と違うものを測っているという話です。制度は熱を測らず、規格は炉内の雰囲気で測らない。そして測られなかったものが、そのまま事業のリスクとして残ります。
この二つを重ねると、一つの結論が出ます。燃料の供給量を確保するだけでは、稼働率は戻りません。 品質の保証と、炉形式との適合確認を、サプライチェーンの中に組み込む必要があります。
燃料が安定して集まることと、その燃料でその装置が回ることは、別の問題です。同じチップでも、炉形式によって成立する設備としない設備があります。これは第1回で扱った含水率、第2回で扱った微粉の話と、同じ構造です。装置は、投入される燃料の性状を前提に設計されています。前提が違えば、設計どおりには動きません。
そして、その適合を確認する機会は、導入前にしかありません。炉形式を選び直すことは、稼働後にはできないからです。
二つの問題は、同じ根を持っている
熱が制度の外に置かれていること。クリンカという原因が費用分析に反映されないこと。この二つは別々の話に見えますが、根は同じです。
熱の利用は林野庁が推進し、電力の価格は経済産業省が決めます。クリンカの研究は林野庁の補助事業で行われ、稼働率の低さは経済産業省の委員会で議論されます。制度の側から見れば、それぞれ所管の範囲で適切に仕事をしています。しかし事業者にとっては、一つの設備で起きている一つの問題です。
意見書自身が、この点に触れています。
バイオマス発電については、発電コストの大半を燃料費を含む運転維持費が占める構造にあり…自立化への課題が大きいコスト構造にあるという点や、地域の農林業・地域活性化等のバイオマス固有の価値について、当該価値に対する政策間の役割分担についても留意しつつ、支援のあり方を検討していくこととした
調達価格等算定委員会「令和8年度以降の調達価格等に関する意見」2026年2月5日、102頁
留意すべき論点として、すでに認識されてはいます。
【この記事の立場】
本稿は「だから支援を続けるべきだ」と主張するものではありません。2027年度の判断は委員会が行うことです。示したいのは、判断の土台にある数字がどう作られたか、そして現場で何が起きているかという事実です。
6. では、いま何を判断材料にするか
これから導入を検討される方へ
- 40円/kWhが続く前提で計画を立てない。2027年度の扱いは未確定であり、2026年度の委員会で検討されます
- 未利用材の区分では、原則として1,000kW以上はFIPのみです。2025年度以降、FITの対象は1,000kW未満に縮小しました（廃棄物の焼却施設に設置されるものは2,000kW未満）
- 熱の利用先を、装置の選定より先に確保する。電力だけで成立する規模ではありません
- 燃料中のカリウム含有量を測定する
- 灰の溶融性は、還元雰囲気またはCO2による酸化雰囲気で測定する。空気中の測定値では判断できない
- カリウム濃度が高い場合は、燃料改質やアンチクリンカ剤の添加を検討する
- 欧州規格への適合証明だけを根拠にしない。規格は日本のスギを想定していない
すでに稼働されている方へ
- 停止時間のうち、クリンカの清掃に費やしている割合を記録する。稼働率低下の原因を切り分ける最初の一歩です
- タールの発生状況と、ガスエンジン・フィルターのトラブル履歴を突き合わせる
- 支援期間終了後を見据え、熱の販売先を広げられないか検討する
7. まとめ
- 2027年度は「支援を行うことを基本」とされたが、価格水準を含む取扱いは2026年度の委員会で改めて検討される。40円/kWhの継続は決まっていない
- 資本費と運転維持費の想定値は、1,500kW級の燃焼方式の実機1件を基礎としていた。参照実機は熱電併給設備ではなく、燃料含水率は22.3%であった
- 価格算定上は熱効率0％が置かれた。採用方式も、その後この区分で多く導入されたガス化CHPとは異なる。燃料費はこれとは別に、従来比25%低減を織り込んで設定された
- 2015年度に置かれた資本費62万円/kWの想定は、1,500kWのBTG実機1件の値であり、11年後のいまも据え置かれている。実績の中央値は126.0万円/kW（90件）
- 想定値は実態の記述ではなく「効率的にやればこの水準で足りるはず」という目標である。個別には62万円/kWを下回る案件も存在するが、実績の中央値は10年間その水準へは近づいておらず、横ばいである
- 熱電併給のほうが効率的だという指摘は2015年・2016年の委員会でもあったが、熱の設備費は算定根拠に入れないと整理された、結果熱利用は必須ではなくなった
- 熱はその後、レジリエンスや地域活用要件では認められた。しかし価格の算定には、いまも入っていない
- 設備利用率の想定は76.5%、実績は47.4%（2026年）。6年間ほとんど改善してせず、逆に稼働数の増加とともに下降傾向
- 同じ未利用材でも2,000kW以上は76.8%に達している。この差は燃料の調達量だけでは説明できず、炉形式、燃料の品質管理、貯蔵能力、保全体制などの影響も検討する必要がある
- 熱を勘定に入れるかどうかで、同じ設備が赤字案件にも優良案件にもなる
- 弊社が関与した稼働案件では、国産スギ系燃料に由来するクリンカが最大の連続運転阻害要因となっている。欧州規格の基準値を満たした燃料でも、還元雰囲気での変形温度は700℃台まで下がる
- この原因も、対策も、公的事業として2019年度から積み上げられ、すでに公表されている
2027年度分の取扱いは、2026年度の調達価格等算定委員会で改めて検討されます。しかし燃料と装置の適合は、制度がどうなろうと事業の成否を左右します。
出典
- 経済産業省 第19回 調達価格等算定委員会 資料3「平成27年度調達価格及び調達期間に関する意見（案）」2015年2月24日、27〜29頁 PDF
- 経済産業省 調達価格等算定委員会「平成28年度調達価格及び調達期間に関する意見」2016年2月22日、19頁
- 経済産業省 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年12月13日、45頁
- 経済産業省 調達価格等算定委員会「平成30年度以降の調達価格等に関する意見」2018年2月7日、53頁
- 経済産業省 調達価格等算定委員会「平成31年度以降の調達価格等に関する意見」2019年1月9日、65頁
- 経済産業省 調達価格等算定委員会「令和2年度の調達価格等に関する意見」2020年2月4日、15・69・70頁 PDF
- 経済産業省 調達価格等算定委員会「令和3年度以降の調達価格等に関する意見」2021年1月27日、14頁
- 経済産業省 調達価格等算定委員会「令和6年度以降の調達価格等に関する意見」2024年2月7日、83頁
- 経済産業省 調達価格等算定委員会「令和7年度以降の調達価格等に関する意見」2025年2月3日、84・107頁
- 経済産業省 調達価格等算定委員会「令和8年度以降の調達価格等に関する意見」2026年2月5日、7・75〜79・83〜84・102頁 PDF
- ※ 資本費・運転維持費・設備利用率の推移は、上記に令和4年度（2022年2月4日）・令和5年度（2023年2月8日）の各意見書を加えた11年度分から作成
- 令和元年度林野庁補助事業「地域内エコシステム」の構築に向けた技術開発（RIN-2）「小型木質ペレットガス化発電におけるスギ・ヒノキペレットの適用性向上に資する製造プロセスの開発・実証」成果報告会配布資料（協力事業者：中部大学・株式会社PEO技術士事務所）
- NEDO「木質バイオマス燃料等の安定的・効率的な供給・利用システム構築支援事業」小型バイオマス発電事業に適した木質チップ前処理システムの効率化実証事業（助成先：株式会社PEO技術士事務所・極東開発工業株式会社・うすきエネルギー株式会社／委託先：学校法人中部大学）2024年12月17日 PDF
- 令和7年度林野庁補助事業「地域エコシステム」技術開発・実証事業「スギ・ヒノキ等を原料とする国産ペレット燃料の品質向上のための技術開発」成果発表資料（一般社団法人日本木質ペレット協会、2026年3月18日） PDF
【利害関係の開示】
本稿で紹介した燃料改質およびアンチクリンカ対策の一部は、弊社が林野庁およびNEDOの公的事業において開発・実証に参加した技術です。弊社はこの分野の技術支援・技術鑑定業務を提供しています。一方で弊社は発電設備の販売は行っておらず、特定のメーカーや方式を推奨する立場ではありません。
セミナーのご案内
本稿で扱った稼働率とFIT制度のゆくえについて、2026年8月28日にセミナーを開催します。本稿では触れられなかった稼働率低下の原因推定の進め方と、2027年度以降の制度の見通しを、実例を交えて解説します。お申し込みはセミナー前日の８月２７日までです。
