廃棄物発電・バイオガスの収益 — FIT卒後の売電・熱供給・クレジットの組み合わせ

2012年7月以降にFIT認定を受けたバイオガス・廃棄物発電設備は、2032年度以降に順次20年の買取期間を終える。固定価格を失った瞬間、メタン発酵設備の売電単価は3分の1前後まで落ちるが、それは「収益の喪失」ではなく「収益源の再配分」に過ぎない。売電・熱供給・カーボンクレジットの三層を重ねた収益スタックを設計できる事業者だけが、卒FIT後も設備の資本コストを回収できる（本稿の情報は2026年09月時点）。

「FIT卒後の崖」は本当に崖か — 収益スタックで捉え直す

FIT制度は2012年7月に始まり、2012年度認定のメタン発酵ガス化バイオマスは39円/kWh、一般廃棄物その他のバイオマスは17円/kWh、いずれも20年間の固定価格（税抜）で調達されてきた（資源エネルギー庁「FIT・FIP制度 買取価格・期間等」）。ただし時間軸は電源によって二重になっている。2012年7月以降に運転開始した新規認定設備の満了は2032年度から始まるが、RPS制度から移行した廃棄物発電・バイオガス設備は調達期間が「20年からRPS運転期間を差し引いた年数」に短縮されており、こちらは既に買取終了が始まっている。この記事が主題に置くのは、前者にあたる食品工場・処理事業者・自治体の2012年以降新設設備だ。太陽光の「2019年問題」が住宅用10kW未満の10年満了で起きたのと同じ構造が、今度は産業用設備で発生する。

廃棄物由来エネルギーは太陽光・風力と決定的に異なる収益構造を持つ。第1の収益源は処理受託料（逆有償）であり、燃料を「買う」のではなく「引き取って対価を受け取る」。エネルギー収益はその上に乗る第2層であり、FIT価格の消失は事業全体の一部にしか波及しない。自治体の清掃工場に至っては、FIT対象は廃棄物中のバイオマス比率（一般に5〜6割）に相当する電力のみで、残りはもともと非FITとして市場や相対で売られてきた。売電収入はごみ処理経費の圧縮要因であって、事業継続の可否を左右する変数ではない。

そのうえで、卒FIT後の売電単価は現実に下がる。JEPXのシステムプライス年平均は2024〜2025年度実績で概ね11〜14円/kWh帯にあり、非FIT非化石証書（再エネ指定）を上乗せしても実効単価は11〜15円/kWh程度にとどまる。メタン発酵の39円からの落差は24円以上、一般廃棄物発電の17円からでも2〜6円の減収になる。

表1 電源別FIT調達価格と卒FIT後の想定単価（実効単価は2024〜2025年度のJEPXシステムプライス年平均と非FIT非化石証書価格からの試算。出典：資源エネルギー庁、JEPX）

表1が示す通り、被害が集中するのはメタン発酵バイオガスである。一般廃棄物発電は下落幅が最大でも6円/kWhで、しかもFIT対象がバイオマス比率分に限られていた以上、清掃工場全体で見た減収はさらに小さく、処理受託料の厚みで吸収できる。39円/kWhに依存して設備投資を組んだ食品工場・処理事業者のバイオガス設備は、売電だけでは資本コスト回収の前提が崩れる。この層こそ、熱とクレジットで単価差を埋める設計が急がれる。

第1層・売電 — FIP移行、非FIT非化石証書、自家消費の実効単価

卒FIT後の電力販売には大きく4つの経路がある。FIP制度（2022年4月導入）への移行は、既存FIT設備なら基準価格が旧FIT調達価格を引き継ぎ交付期間は残存期間となるため満了前の移行には妙味があるが、20年満了後は基準価格そのものが失われるので選択肢から外れる。実質的な比較対象は、JEPX売電＋非FIT非化石証書、小売電気事業者との相対契約（コーポレートPPA型）、自治体の地域新電力・公共施設への供給、そして自家消費の4つになる。

表2 卒FIT後の売電経路別・実効単価と留意点（市場価格は2025年度実績、料金・賦課金は2026年度水準からの試算。出典：JEPX、資源エネルギー庁、経済産業省「再生可能エネルギー発電促進賦課金単価」）

表2から導かれる結論は明快だ。食品工場のバイオガス発電は、卒FIT後は系統売電を止めて自家消費に切り替えるのが最も有利である。回避コストが20〜25円/kWhに達するのは、産業用電力料金が燃料費調整と再エネ賦課金を含めて2022年以降高止まりしているためで、JEPX売電の11〜15円/kWhと比べると差は最大2倍近くになる。自治体の清掃工場は、東京二十三区清掃一部事務組合が東京エコサービスを通じて区施設に電力を供給する枠組みや、浜松市の清掃工場電力を浜松新電力が公共施設に供給する枠組みのように、小売料金相当への置換で15〜20円/kWhの実効単価を確保できる。純粋な発電事業者として市場に売る選択肢は、4つの経路の中で最も収益性が低い。

自己託送制度は、2021年11月の組合型への拡大に続く電気事業法施行規則の改正で新設電源への限定と密接な関係性の要件が課されたため、自治体が既存の清掃工場から遠隔の公共施設へ自己託送する道は狭まっている（資源エネルギー庁）。地域新電力を介した小売供給か、特定供給の許可を取る経路が現実的だ。

第2層・熱供給 — 発電効率の壁を熱で越える

一般廃棄物焼却施設のうち発電設備を持つ施設は全体の約4割にあたる約400施設で、平均発電効率は14%前後にとどまる（環境省「一般廃棄物処理実態調査」令和4〜5年度実績）。環境省「高効率ごみ発電施設整備マニュアル」が示す高効率要件は処理規模に応じて約12%（100t/日級）から約22%（1,800t/日級）の階段状で、600t/日級で19%だが、新設施設でも25%を超える例は限られる。つまり投入エネルギーの75〜85%は発電に使われず、そのほとんどが排熱として捨てられている。

熱を売れば総合効率は60〜80%まで上がる。熱の収益性を決めるのは、需要先が敷地内または隣接しているか、そして代替する化石燃料が何かの2点に尽きる。熱は電力と違って遠くへ送れないので、立地が収益をほぼ決める。

表3 熱供給の需要先タイプ別・採算ラインと代替燃料価格（燃料熱量単価はA重油約100〜110円/L（39.1MJ/L）、産業用都市ガス約110〜130円/m³（45MJ/m³）からの試算。出典：資源エネルギー庁「石油製品価格調査」2025〜2026年度、東京ガス・大阪ガスが公表する業務用・産業用一般料金）

表3で最も有利なのは食品工場向けの蒸気供給と自施設内消費である。年間を通じて昼夜連続で熱需要があり、A重油・都市ガスの回避コストがそのまま収益になるからだ。逆に地域熱供給は導管投資が重く、需要密度の低い日本の地方都市では採算ラインを超えにくい。温浴施設は自治体清掃工場の定番だが、季節変動で夏場の需要が落ちるため、熱収益は年間通算で発電収益の2〜3割程度にとどまる例が多いというのが筆者の事例観察に基づく推計だ。

熱の価値を押し上げる制度要因が2028年度から加わる。GX推進法に基づく化石燃料賦課金は化石燃料の輸入事業者等に課され、A重油・都市ガスの価格に転嫁される（経済産業省）。単価水準はGX実行会議での制度設計を経て告示される段階にあり、確定単価はまだ示されていない。廃棄物由来の熱は賦課金対象外であり、代替燃料との価格差は制度的に広がる方向にある。食品工場が近隣の処理施設から蒸気を買う契約は、この差を先取りする形で価格を代替燃料価格連動にしておくのが合理的だ。

第3層・クレジット — 環境価値を誰にどの制度で売るか

見落とされがちな事実がある。FIT電力の環境価値は買取費用を負担する全需要家に帰属し、発電事業者はクレジット化できない（資源エネルギー庁、J-クレジット制度事務局）。卒FITは売電単価を下げる一方で、環境価値の所有権を発電事業者に戻す。つまりクレジット収益は「卒FITで初めて開く」収益源だ。

J-クレジット制度では、エネルギー分野（再エネ）の方法論「バイオガスによる化石燃料又は系統電力の代替」が該当し、熱利用分と自家消費分の削減量が認証対象になる。電力をFIT・FIPで売る期間は環境価値がFIT側に帰属するため、クレジット化できるのは熱利用分、自家消費分、そして埋立処分からの転換によるメタン回避に限られる（J-クレジット制度事務局「J-クレジット制度実施要綱」および方法論一覧）。

表4 廃棄物エネルギー由来クレジットの制度別整理（出典：J-クレジット制度事務局「入札販売結果」、資源エネルギー庁、環境省JCM）

海外市場で高単価とされるメタン回避クレジットは、日本では期待通りに機能しない。日本の食品廃棄物の大半は埋立ではなく焼却されているため、「埋立からの処分方法変更」というベースラインが成立しない事業所が多く、表4の通り国内実績は乏しい。海外のメタン回避クレジットの高単価をそのまま国内に期待するのは誤りで、国内でこの方法論が使えるのは、実際に埋立処分していた廃棄物をメタン発酵に転換した限られた案件に過ぎない。

食品工場にとっては、クレジット化して外販するか、自社のScope1・2削減に充当するかの二者択一になる。GHGプロトコルのダブルカウント回避原則により、外販した削減量を自社インベントリで再度計上することはできない。自社が取引先からScope3削減要請を受けている、あるいはSBT認定を取得している企業なら、3,000〜4,000円/tの外販収益よりも自社削減として使う方が、サプライチェーン上の取引維持価値が大きい。改正GX推進法（2025年5月成立、経済産業省）に基づき2026年度から参加が義務化された直接排出10万t以上の企業に該当する場合は、クレジット外販より自社充当が明らかに有利だ。

三層を重ねると単価差は埋まるか — 食品廃棄物メタン発酵の試算

食品廃棄物1トンあたりで三層を積み上げる試算を示す。前提は、食品廃棄物1tからバイオガス約120m³、発電量約200kWh、回収可能熱量約1.0GJ、熱の需要先が敷地内の食品工場、電力は自家消費、燃料代替による削減量約0.15t-CO2とする。いずれも一般的な設計値であり、個別設備の実績ではない。

表5 食品廃棄物1tあたり収益スタック試算（すべて筆者試算。ガス収率・発電量は一般的な設計値、単価は表2〜4の値を使用。クレジット単価は直近入札回次からの仮置き）

三層を重ねても、FIT期間中の7,800円/tには届かない。しかし売電のみの2,520円/tと比べると、三層スタックの6,700円/tは約2.7倍であり、FIT期間中の86%まで回復する。差の大部分を生むのは熱ではなく自家消費への切替（4,400円）であり、熱供給の1,800円がそれに続く。クレジットは500円と最も小さく、収益の主役ではなく「熱と自家消費の設計が正しいことの副産物」と位置づける方が判断を誤らない。

課題・反論・代替視点

三層スタックの試算には、前提の限界が3つある。

熱需要が敷地内にないケースでは、表5の熱収益1,800円は丸ごと消える。自治体の清掃工場は住宅地から離れた立地が多く、食品工場が隣接している例はまれだ。この場合、熱の収益化は温浴施設や園芸ハウスへの温水供給にとどまり、季節変動の影響で年間通算の収益は試算を大きく下回る。熱は「あれば強い」が「なければ作れない」収益源であり、卒FIT対策として熱供給を後付けするには、需要先の誘致か設備の移設が前提になる。

自家消費の回避コスト22円/kWhという前提も、電力料金の水準に依存する。2022年以降の燃料費高騰を受けた料金水準が2030年代まで続く保証はなく、LNG価格の下落や原子力再稼働の進展で産業用料金が15円/kWh台まで下がれば、自家消費の優位は縮む。ただしその場合も、系統売電の単価は同じ要因で下がるので、自家消費が系統売電に劣後する事態は考えにくい。

クレジット価格に関しては、より根本的な反論がある。GX-ETSの本格稼働で適格クレジットの需要が増えれば単価は上がるという見方と、GX-ETS参加企業の削減が進み超過削減枠の供給が増えれば単価は下がるという見方が並立している。表4・表5の3,000〜4,000円/tという水準は直近入札回次の再エネ発電由来の落札価格帯からの推計であり、再エネ熱由来はこれを下回りやすいうえ、2032年以降の価格を保証するものではない。クレジットを収益の柱に据えた投資判断は、どちらの見方が正しくても危うい。

代替視点として、卒FIT設備を「延命せずに更新する」判断もある。20年稼働した焼却炉・発酵槽は補修費が増大し、高効率化の改修より新設が経済的なケースがある。自治体の場合、高効率ごみ発電の要件を満たす新設施設に切り替えれば、発電効率が14%から規模に応じた要件水準の19〜22%へ上がり、売電量そのものが3割から5割増える。単価下落を「量」で補う選択肢は、三層スタックと排他ではなく併用できる。

日本市場・日本企業への示唆

海外の廃棄物エネルギー収益モデルは、日本にそのまま持ち込めない。欧州では、ドイツのEEG卒後バイオガス設備の一部がバイオメタンを精製して天然ガス導管に注入し、輸送用燃料として高単価で売るモデルへ移行したが、大半はフレキシブル発電への転換か停止を選んでいる。日本では神戸市東灘処理場の精製バイオガスが2010年から大阪ガス導管に注入されている先行事例があるものの、一般化した技術基準・受入契約は未整備で、導管注入で稼ぐ道は個別交渉の域を出ていない。米国では埋立地ガス回収やRNG（再生可能天然ガス）が低炭素燃料基準（LCFS）で高額のクレジットを得るが、日本には輸送燃料の炭素強度基準がなく、メタン回避のベースラインも焼却が主流であるため、同じ収益源は成立しない。

日本固有の条件で有利に働くのは、産業用電力料金の高さと、化石燃料賦課金の導入である。電力料金が欧米より高い日本では自家消費の回避コストが大きく、表5で示した通り自家消費への切替だけで卒FIT後の三層合計の6割超を確保できる。2028年度の化石燃料賦課金は熱の相対価値を制度的に押し上げ、2033年度からの発電事業者への有償オークションは系統電力の炭素コストを高めるので、廃棄物由来の電力・熱の回避コストはいずれも上昇方向にある。日本の廃棄物エネルギーは「クレジットで稼ぐ」よりも「化石燃料コストの回避で稼ぐ」構造であり、この違いを理解しない海外型の収益計画は数字が合わない。

自治体にとっての示唆は、卒FIT対策を個別施設の売電契約の問題として扱わないことだ。清掃工場の電力を地域新電力経由で公共施設に供給する枠組みを2032年より前に組んでおけば、卒FIT時点で自動的に小売料金相当の実効単価に移行できる。東京二十三区や浜松市が先行するこの枠組みは、卒FITを待たずに構築するほど移行が滑らかになる。食品工場にとっては、FIT売電契約の残存期間中に自家消費・熱利用への配線・配管の改修計画を立てておき、20年満了と同時に切り替えるのが、資本コスト回収の観点で最も損失が小さい。処理事業者にとっては、隣接する食品工場や物流施設への熱供給契約を代替燃料価格連動で結ぶことが、化石燃料賦課金の導入とともに収益を自動的に押し上げる設計になる。

まとめ

卒FIT後の廃棄物発電・バイオガスは、売電単価の下落を三層の収益スタックで補う設計に移る。食品廃棄物1tあたりの試算では、売電のみなら2,520円に落ちる収益が、自家消費・熱供給・クレジットの三層を重ねれば6,700円まで回復し、FIT期間中の86%に達する。回復の主役は自家消費への切替であり、熱供給がそれに続き、クレジットは副産物に過ぎない。この序列を逆にした投資判断、とりわけクレジット価格を前提に置いた事業計画は、価格の方向が定まらない以上、危うい。

日本の条件下で有利に働くのは、産業用電力料金の高さと2028年度から始まる化石燃料賦課金であり、いずれも「化石燃料コストの回避」を収益源とする構造を強化する。欧米のバイオメタン導管注入やLCFS型クレジットは日本では一般化しておらず、代わりに自家消費と隣接需要先への熱供給が収益の核になる。熱需要が敷地内にない施設は、需要先の誘致か施設更新による発電量増加で補う道を選ぶことになる。

2012年以降新設設備の初回卒FITとなる2032年度まで残り6年である。地域新電力の枠組み、自家消費への配線改修、熱供給契約の代替燃料価格連動化は、いずれも1〜3年の準備期間を要する。2028年度の化石燃料賦課金導入と2032年度の卒FIT開始に挟まれた今後2〜6年で、これらの準備を終えて三層スタックに移行できるかどうかが、廃棄物エネルギー事業の資本コスト回収を左右する分水嶺になる。

主要出典

1. 資源エネルギー庁「固定価格買取制度（FIT）・FIP制度 買取価格・期間等（2012年度以降の調達価格一覧）」 https://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/saiene/kaitori/fit_kakaku.html
2. 経済産業省「再生可能エネルギー発電促進賦課金単価（2026年度）」プレスリリース（2026年3月）
3. 環境省「一般廃棄物処理実態調査結果（令和4〜5年度実績）」 https://www.env.go.jp/recycle/waste_tech/ippan/
4. 環境省「高効率ごみ発電施設整備マニュアル」（循環型社会形成推進交付金の高効率ごみ発電施設要件）
5. J-クレジット制度事務局「J-クレジット制度実施要綱」「方法論一覧（エネルギー分野・再エネ／廃棄物分野）」「入札販売結果」 https://japancredit.go.jp/
6. 日本卸電力取引所（JEPX）「スポット市場 取引結果」「非化石価値取引市場 約定結果」 https://www.jepx.jp/
7. 経済産業省「脱炭素成長型経済構造への円滑な移行の推進に関する法律（GX推進法）」「改正GX推進法（2025年5月成立）」およびGX実行会議「化石燃料賦課金・特定事業者負担金の制度設計」資料
8. GXリーグ事務局「GX-ETS 制度概要」 https://gx-league.go.jp/
9. 環境省・経済産業省「二国間クレジット制度（JCM）」 https://www.jcm.go.jp/
10. GHG Protocol「Corporate Accounting and Reporting Standard」および「Scope 2 Guidance」 https://ghgprotocol.org/
11. 資源エネルギー庁「石油製品価格調査（給油所小売価格・産業用燃料価格）」

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