2012 年 7 月 19 日

太陽のエネルギーを利用する
環境企画

松村 眞

（はじめに）
人類は地球に誕生してからずっと太陽の恩恵を受け、太陽なしには進化も発展もありませんでしたが、長い間、太陽は自然の恵みとしての利用に止まっていました。これからは人類の智恵と科学技術を使って、積極的に利用しようとするのが太陽光発電であり、太陽熱発電であり、ソーラーシステムです。太陽は地球に比べると遥かに大きく、直径で 110
倍の 140 万 km もあります。地球から 1.5 億ｋｍの遠くに位置し、3.85×1023ｋW のエネ
ルギーを放散しています。地球の大気圏に到達したエネルギー1.38kW/ｍ２（太陽エネルギ－定数といいます）のうち、70％の 1kW／ｍ２が地表に到達し、51％が直射光として、19％が散乱光として熱になります。全世界で使用するエネルギー（年間、約 450EJ）は、地球の陸地表面が受ける太陽エネルギーの 0.01％以下に過ぎません。
太陽光は波長によりエネルギー強度が異なります。紫外線（波長が 0.39μｍ以下）のエ
ネルギー強度が約 8％、可視光線（波長が 0.39～0.77μｍ）のエネルギーが約 46％、赤外線（波長が 0.77μｍ以上）は約 46％です。もちろん直射光の利用が好ましいのですが、日本は直射光が少ないので必ずしも太陽エネルギーの利用に適しているとはいえません。
世界的に見ると、沿岸地域より内陸に寄ったサハラ・コロラド砂漠、中央アジア、オース
トラリア内陸で日射量が多く、極地で少なくなっています。日本は南北に細長く四季の変化が大きいので、日射量は表 1 のように場所と季節により大きな差があります。日本の平均日射量は 2900kcal／m２日、最大日射量 (5 月)は 4100kcal／m２日、最小日射量 (12月)は 1500kcal／m２日です。
表 1 全天日射量と日照時間
夏

秋

冬

全天日射量

日照時間

全天日射量

日照時間

全天日射量

日照時間

(kcal/m２日）（h/月）(kcal/m２日）（h/月）(kcal/m２日）

（h/月）

札幌地方

3390

160

2400

160

1600

80

東京地方

3580

200

2600

150

2400

200

大阪地方

4010

220

2600

160

2000

140

福岡地方

4010

220

3010

190

2000

120

（出典：中島康孝、傘木和俊：「太陽エネルギーの利用」p48、p75、p76、オーム社（1998.4.5））

1

1．日本のエネルギー構成と太陽電池のシェア
太陽エネルギーの利用を考える前に、日本のエネルギー構成を見ておきましょう。図 1
は日本の一次エネルギー構成の推移です。今から 45 年前の 1965 年はエネルギー消費量が現在の約三分の一で、石油が 56％、石炭が 29％、水力が 15％でした。その後、エネルギ
ー消費量が増大するにつれて石油依存度が高くなり、第１次石油危機の 1973 年には 72％に達しました。しかし 1973 年と 1978 年の 2 度にわたる石油危機によって、原油価格が 8倍にもなりました。この結果、中東の石油に大きく依存するリスクが認識されるようにな
り、ＬＮＧの輸入と原子力発電を拡大する戦略に転換します。その結果、石油依存度は大きく低下し、現在は 42％になっています。2009 年度のエネルギー構成は、石油 42％、石炭 21％、天然ガス 19％、原子力 11.5％です。再生可能エネルギーは、水力で 3.2％、太陽・風力・地熱・バイオマスで約 3.1％です。

図1.日本の一次エネルギー構成（出典：エネルギー白書2011）

図 1 は一次エネルギーですが、二次エネルギーとなる電力用のエネルギー構成を図 2 に示します。2010 年度で原子力の寄与が 30.8％、LNG が 27.2％、石炭が 23.8％です。現
在、大いに脚光を浴びている太陽光や風力は、電源構成でみると 2009 年度で地熱やバイオマスも含めて 1.2％程度に過ぎませんが、今後の急激な拡大が予想されています。

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図 2. 日本の電源エネルギー構成推移（出典：：エネルギー白書 2011）

図 3 は諸外国の一次エネルギー構成です。太陽光や風力発電などの再生可能エネルギー
は、カナダが 16％と大きいのですが水力発電を含んでいると思われます。ドイツは水力発電がないのに 9％と大きな比率を占めています。中国も太陽光発電と太陽熱利用が発展しています。フランスは原子力発電の依存度が高く、英国とイタリアは天然ガスの比率が大きい特徴があります。日本の数値 3％は水力発電を含んでいないものと思われます。
図 4 は電力のエネルギー構成です。電源構成に見られる再生可能エネルギーの比率は、欧州、ドイツ、イタリアが高く、日本はアメリカと同等です。なお、出典と調査時点、および調査機関によって、再生エネルギーの範囲と寄与率の数値に違いがあるので、厳密なデーターが必要なら出典の詳細確認が必要です。

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図 3．諸外国の一次エネルギー構成（出典：：エネルギー白書 2011）

図 4．諸外国の電源エネルギー構成（出典：：エネルギー白書 2011）

２．太陽光発電の概況
2009 年における世界の太陽光発電の発電容量は、図 5 のようにＩＥＡ諸国全体で 2038
万 kW です。このうちドイツが最多の 48％を占め、スペインが 17％、日本は 12.9％です。
なお、ＩＥＡ（International Energy Agency）というのは、安価でクリーンなエネルギーを提供するための諮問機関で、加盟国は現在 30 ヶ国です。主要国はヨーロッパ諸国、アメリカ、カナダ、オーストラリア、日本、韓国などで、中国や東南アジア諸国は加盟して4

いません。したがって世界全体をカバーしているわけではありません。図 6 は世界の太陽電池生産量で、今や中国が世界一の生産量になっています。日本の太陽電池生産量は世界第 3 位ですが台湾が接近しています。

図 5．ＩＥＡ諸国の太陽光発電設備容量

図 6．世界の太陽電池生産量

図 7 に示すのは世界の太陽電池生産量の推移です。2005 年以降に生産量が急拡大し、2010 年の生産量は 2009 年の 2 倍近くに達しました。現在も世界中で生産設備の増強が進んでいるので、まだまだ増大する可能性があります。一方、あまりに急激な増大が経済的な国際紛争の種になる可能性を指摘する声もあります。

図7．世界の太陽電池生産量推移（出典：ＮＥＤＯ・ＨＰ「よくわかる技術解説」）

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図8に示すのは、国内の太陽電池出荷量推移です。
世界の太陽電池生産量推移と同様に、2010年の出荷量が2009年度より大幅に増大しています。今では街を散歩していると、屋根に太陽電池を乗せた家をよく見かけるようになりました。今後も政府や自治体の補助制度と、電力買い取り制度の充実
で、自宅に設置する人が増加するでしょう。
図8. 国内の太陽電池出荷量推移（出典：エネルギー白書2011）

図9は国内の太陽光発電導入量と、1kWあたりのシステム価格推移です。
市場に出始めた1995年頃
は １kWあ たり170 万円もしましたが、性能の向上と量産効果で現在は約60万円になりました。だだし、この価格には据え付け費用が含まれていません。据
え付け費用は場所と規模によって違うので、実際の導入に際しては正確な見積もりが必要です。
図9．太陽電池の国内導入量と価格の推移（出典：エネルギー白書2011）6図10は太陽電池の天候
別・時間帯別の出力比率です。
晴れた日の昼間には、定格出力の60％以上の出力が得られますが、曇天だと30％～40％、雨天なら10％程度しか得られません。もちろん、日没後には発電しませんか
ら、定格出力に対して、平均でどの程度の出力を得られるかが太陽光発電の経済性に決定的な影響を与えます。
日本の場合、一戸建て個人図10．天候別・時間帯別発電率（出典：エネルギー白書2011）

住宅の設置例では年平均で12％～15％が多いです。なお、風力発電は夜間も発電できるので、太陽光発電よりも高く20％～30％が多いです。ガスや石油など化石燃料による発電では、定格出力（設備容量）に対してどの程度の出力で運転するかを人為的に決められますから、必要なら80％以上でも発電できます。しかし太陽光発電や風力発電の出力は自然ま
かせですから、この程度の出力比率が一般的です。生産設備や機械設備では、生産が可能な時間数に対して、実際に稼働している時間数の割合を設備稼働率といいます。フル生産能力に対する実際の生産量も稼働率ということがあります。一方、成り行きまかせの太陽
光発電や風力発電では、設備稼働率と言わずに「設備利用率」というのが一般的です。化
石燃料の発電設備と比べて、定格出力に対する実際の出力の比率が大幅に違うことを忘れないでください。

３．太陽電池の原理と種類
太陽電池の基本原理は、金属の表面に波長の短い光を当てると電子が飛び出す光電効果で、
太陽の光エネルギーを直接電気エネルギーに変換します。太陽電池は図11のように、ｎ型半導体とｐ型半導体を貼り合わせた構造です。シリコン半導体を例にとると、電気的性質の異なるn型半導体とp型半導体の２つをつなぎ合わせたpn 接合体が太陽電池の基本構成です。n型半導体は電子が1個余剰の形をしており、p型半導体は電子が1個不足した形（正孔）をしています。半導体（太陽電池）が太陽光を吸収すると、n型とp型半導体の接合部分に正孔と電子が発生します。電子（－）はn型半導体（陰極）の方へ、正孔（＋）はp型半導体（陽極）の方へ移動し、n型の陰極に電子が、p型の陽極に正孔が集まります。両電極を導線で接続すると、n型半導体の電子が導線を伝わってp型半導体の正孔に向かって移7動するので、電流が流れます。
発生した電流は直流なので、インバーターで交流電流に変換します。
実用的な太陽電池は、1953 年にアメリカのベル研究所で、Pearson らが単結晶シリコンを使用した電池を開発したのが始まりで
図 11．太陽電池の原理

す。太陽電池は使用原料面（出典：ＮＥＤＯ・ＨＰ「よくわかる技術解説」）

から、大きくシリコン系、化合物系、有機物系に分けられます。主力はシリコン系で全体の 90%を占めますが、原料の入手難とコスト高のためシリコン使用量を減らした
り、低コストの製造法を導入しています。化合物や有機物など、シリコン以外の原料を使う開発も進められています。太陽電池を原料で分類すると表 2 のようになります。太陽光エネルギーから電気エネルギーへの変換効率を容易に大きくできないのは、太陽光子がセル表面で反射したり、セル内部でも十分に吸収されないからです。
表2

太陽電池の種類
原料の系統

シリコン系

セル変換効率＊

内容

結晶系

単結晶

18～23

豊富な使用実績（ｃ-Si）

多結晶

13～18

大量生産に向く

HIT

15～22

安価で高効率

リボン状

13～15

製造ロスが少ない～11

原料が有効利用

球状
薄膜系

化合物系

有機物系

特徴

アモルファス（a－Ｓｉ）

5～11

低温製造プロセス

タンデム型

10～12

高効率で低コスト

トリプル型

11～13

高効率で省原料～25

高価、高効率Ⅲ－Ⅴ族

GaAs 型、InP 型

Ⅱ－Ⅵ族

CdTe 型

13～16

原料が少なくて良い

ｶﾙｺﾊﾟｲﾗｲﾄ系

CI(G)S 型

10～13

原料が少なくて良い

5～8

発展性がある

色素増感
有機化合物

～5

＊変換効率＝電気エネルギー／太陽光エネルギー

8

今後の課題である

４．太陽電池セルの製法と特徴
太陽電池メーカーは、半導体産業がシリコンのサプライヤ－に大きく左右されないように、独自にシリコンの生産を始めたり、使用量の削減を進めています。シリコン以外の原料の使用も検討していますが、まだ生産の中核になり得るほどではありません。
4.1 シリコン結晶系単結晶
高純度シリコンを用い変換効率が高いですが、コストも高いのが難点です。シリコンを融解して単結晶種結晶を接触させ、円柱状単結晶にしてからスラ
イスしてウエハを作ります。半導体用の 11 ナインの純度は必要なく、6 ナイン程度（ソーラーグレー
ド）で十分です。シリカは地球上に豊富にあります
が、純度の高いシリコンを得るのには苦労しています。半導体用と競合し品薄になると値段が高騰しやすいので、現状の厚さ 200－180μｍを薄くし、シリコン使用量を減らす努
力が進められています。
4.1.2 シリコン結晶系多結晶
シリコン粒を粉砕して 1400℃で溶融し、再固化してインゴットを作りブロックに切断、ウエハソーでスライスしウエハを作ります。半導体 IC 製造の際の端材が原料になるので、不良品の再利用もできます。単結晶系よりは変換効率は低いですが、コストが安く現状で材料の主力を占めています。
4.1.3 シリコン結晶系 HIT(Heterojunction

with Intrinsic Thin-layer）

n 型の結晶シリコン基板の両面に数十 nm 厚のアモルファスシリコンを積層し、1 面に i型半導体層と p 型半導体層、反対面に i 型半導体層と n 型半導体層をプラズマ化学気相
成長法（CVD）で堆積させ接合を形成します。電池表面の発電ロスを抑えて高出力、高変換効率にしています。
4.1.4 シリコン結晶系リボン
溶融したシリコンを 2 本のワイヤを使って引き上げ、その間に表面張力を利用して薄いリボン状のシリコン板を作ります。ウエハ切断の際のシリコンのロスがありません。
4.1.5 シリコン結晶系球状
溶融したシリコンを小さなノズルから落下させ、表面張力により直径 1mm 以下の球状に冷却して固化、一度に大量のシリコン結晶球を形成させます。これを基板に並べ固定し、9電気的に接続し電池にします。ウエハを作るのと異なり、切り代によるロスがないのでコストを下げられますが、平面状に配列すると生ずる隙間が変換効率を下げる欠点があります。
4.1.6 シリコン薄膜系アモルファス
アモルファス（非晶質）シリコンや結晶シリコンを基盤に 200℃程度で蒸着させ、膜厚 1μｍ程度のシリコン薄膜を作ります。原料の制約は少ないですが、短波長側にのみ感度があるので、結晶系のように変換効率を上げることができません。膜付着条件によりアモルファスになったり、微結晶になったりします。基板の選択範囲が広く、薄いので半透明製品も作れます。温度による出力低下や夏場での変換効率低下が少ないのが特徴です。
4.1.7 シリコン薄膜系タンデム
アモルファス型に微結晶シリコンを積層した 2 層構造です。アモルファスシリコンが太陽光の短波長側を吸収し、微結晶シリコンが長波長側を吸収して両者を合わせて変換効率が上がります。シリコンの使用量も結晶系の 1/100（2μm）でよいので、低コストになります。
4.1.8 シリコン薄膜系トリプル
アモルファスシリコン 2 層と微結晶シリコン 1 層の 3 層構造にし、変換効率を高めたものです。シリコンの使用量が少なく、コストも安くなります。
4.1.9 化合物系 GaAs 型化合物系は組成によりバンドギャップを変えられるので、変換効率が高められる利点があります。非常に高価ですが、40%の高変換効率を期待して開発中です。耐熱性や放射線耐性が優れているので、宇宙用として利用されています。
バンドギャップ（Eg）は半導体の物理定数で、GaAs（1.4）、CdTe（1.5）
、a-SiGe（1.6）
、a-Si
（1.7）
、a-SiC（1.9）。これらの化合物は変換効率が高いので電池材料に使用されます。
4.1.10 化合物系 CdTe 型
常圧で製造されるので、低コストで高変換効率を期待できます。原料に Cd が使われる
10

のが懸念されています。
4.1.11 化合物系 CI(G)S 型
化合物半導体の一種で、銅とインジウムとセレンなどを原料とした数μm の薄膜太陽電池。Ⅰ－Ⅲ－
Ⅵ族化合物で光吸収係数の大きい吸収層を作り、薄膜積層構造を作ります。Cu,In,Se（CIS）は Eg が低いので、CuGaSe（CGS）との固溶体を作り、Eg1.4eV 程度にします（CIGS）。Ga 組成で Eg を制御できるのが特徴。製造工程が簡単で高性能が期待できることから、技術開発が進められ、シリコン系の代替が期待されています。
4.1.12 有機化合物系色素増感型
酸化チタンについた色素が光を吸収し、電子を放出することで発電する新しいタイプの太陽電池。簡単に作れて応用範囲が広いので、今後の発展が期待されています。基盤はガラスだけでなくプラスチックも可能です。
変換効率は 10％が目標です。材料が安く変換効率を高められ、セルの構造も製造プロセスも簡単ですが、色素の耐久性や液体電解質の密封性が課題です。
4.1.13 有機化合物系有機化合物型
導電性ポリマ（p 型、フタロシアニンなど）とフラーレン（n 型）などを組み合わせた数十 nm の有機薄膜半導体を用います。色素増感型よりもさらに構造や製法が簡便で、電解液を用いないので柔軟、長寿命が特長です。変換効率が 3％程度と低く、まだ開発段階です。

５．太陽電池の設置形態
太陽電池セルは 10cm、12.5cm、15cm 角または丸の薄い板で、最小限の電池機能を持っています。このセルを図 12 のように接続して、必要な電圧が得られるように加工したものが図 13 に示す太陽電池モジュールで、設置する場合の最小単位になります。モジュールを耐候性や機械強度を持たせるように、ガラス、フィルム、透明樹脂などで包み、大容量の電力を取り出せるように架台に並べたものが太陽電池アレイです。家庭用のアレイには平板状に並べた屋根置型と、屋根の形状に加工した屋根材型があります。

11

図 12．太陽電池モジュールの基本構造

図13．太陽電池モジュール:
シリコン結晶系HITモジュール（出典：三洋電機HP）

太陽電池セルから太陽電池モジュールを作る工程は下記のようになっています（図 14）。
①セル間の直列並列接続。
②モジュール部材のセットとラミネート処理。
③ラミネートを加熱してEVA（エチレンビニルアセ
テート）を軟化、加圧して接着強度を向上。
④シール材を充填した Al 枠の取り付け。
⑤端子取出し部に端子箱の取付け。耐候性、反射性、バリア性などが必要な裏面シートには、主にポリエステ
ルフィルムが使われます。
図 14．太陽電池モジュールの製造工程
出典：富田孝司、「太陽電池、未来へ測り知れない役割」：ERC 出版（2003）12太陽電池の設置形態は表 3 に示す 3 形態があります。独立型は電力会社の配電網と接続
せずに単独で運用する形態で、蓄電池と組み合わせて街路灯や道路標識に使われます。系
統連携は、電力会社の配電網と接続して使用する形態です。接続しても、電力が不足する
場合に電力会社から購入するだけの方式と、不足する時には購入し、過剰の場合には売却する方式があります。電力会社に売却する場合は、電力の逆潮流といいます。
表 3. 太陽電池の 3 設置形態
連系のタイプ

連系方式

独立型

電力会社の系統と連系せず、太陽光発電システムで発電した電力のみを負荷側に供給する。安定した電力供給のために蓄電池と組み合わせ、余剰の電力を蓄電池に貯めておき、必要に応じて放出するシステム。
（適用例 ： 街路灯、無線機、時計、道路標識）

系統連系／

状況に応じて電力会社の系統と接続したり、切り離したりして運転する。

系統切替型

蓄電池と組み合わせると供給が安定する。
（適用例 ： 防災用）

系統連系／

太陽光発電で発電した電力を負荷側に供給するとともに、余剰電力を電

常時連系型／

力会社に売却する。

逆潮流あり（適用例 ： 家庭用、産業用、公共用）

系統連系／

太陽光発電で発電した電力を負荷側に供給するだけで、余剰電力は電力

常時連携型／

会社の系統に逆潮流させない。保護継電器の設置が必要。

逆潮流なし（適用例 ： 家庭用、産業用、公共用）

一戸建て住宅の屋根に設置する場合は、通常、「系統連系／常時連系型／逆潮流あり」になります。典型的な形態は図 15 に示す
方式で、太陽電池で発電した直流電力が接続箱に送られます。接続
箱では直流電力を 1 本に集め、パワーコンディショナーに送って交流に変換します。パワーコンディショナーを出た交流電力は、分電盤で宅内使用分が内部負荷に供給され、余剰分が売電用メータ
ーを経て電力会社の系統に送りだされます。

図 15．図 1 家庭用太陽光発電システムの構成
出典：三菱電機㈱ﾊﾟﾝﾌﾚｯﾄ（2008.12）13

６．太陽電池の設置状況と経済性
6.1

KTさんの事例

KTさんは太陽光発電に関心があったので、長年勤めたエンジニアリングを退社後、2009年から導入の検討を開始、2010年の5月に設置しました。本稿では概要を紹介しますが、検討と設置の経緯は本人のHPに詳しく公開されているので、関心のある方はアクセスしてください（URL：http://www7.ocn.ne.jp/~sun2011k/）。KTさんが導入した太陽電池の仕様や、設置場所と稼働1年間の運用実績を表4に示します。発電量や売電量は図16に紹介します。
表4．KTさんの太陽光発電仕様と設置場所、および1年間の運用実績
設置場所と採用した太陽電池の仕様

稼働後1年間の運用実績=5,536kWh①設置場所：北緯35度、東経140度①発電量②設置角度：勾配31度②設備利用率 =16.7％(設備利用率）③設置方位：真南から西に5度③売電量=4,085kWh④設置面積：22.9㎡④売電収入=193,394円⑤定格出力：3.78KW⑤節減電力料 =34,500円⑥種類：シリコン結晶系HIT⑥節電意識効果=5,177円（日頃の節電）（HIT-NKH210(ｻﾝﾖｰ)･18枚⑦節電効果合計=233,071円⑦初期投資：218万円⑧売電単価⑧補助金 ：国･県･市で41万円＝47.34円/KWh（売電収入÷売電量）

図16を見ると発電量は日が短
い冬と雲の多い6月が少なく、日照時間の長い晩春と夏場は順調に発電しています。発電量と売電量は、1年を通じてほぼ比例しており、この差分で示される約130kWhが毎月の節減電力量です。節電意識効果は、売電メー
ターと買電メーターを見ると無駄な電気を減らそうとする効果です。この「見える化」による節電効果は、太陽電池を設置した家庭に共通に見られる特徴で

図 16．KT さんの太陽電池発電量と売電量推移（9 ヶ月分だけ表示）

す。

初期費用は218万円ですが、この金額は補助金を差し引いたものですから、本来の価格は14

約260万円です。したがって設備費の単価は、工事費を含めて1kW当たり69万円になります。
発電単価を、補助金を差し引いた後の初期投資と発電量から求めると、10年償却で1kWh
あたり約40円です。しかし太陽電池の耐用年数はもっと長いですから、実際にはもう少し安いと思います。電力会社による電力の買い取り料金は、KTさんの場合1kWhあたり48円ですから売電収入が19.3万円です。この収入と節電意識効果をもとにKTさんの投資回収期間を求めると9.4年ですから、銀行預金よりはましな投資かもしれません。KTさんの事例は、これまでに紹介されている事例より経済性が高いと思われますが、その理由はセルの変換
効率と、16.7％という設備利用率にあります。この2 項目が経済性に非常に大きな影響を与えます。なお、この推算は単純化のために補修費を含めていませんが、ほとんど不要というのが一般的な認識です。経済性について注意すべきことは、電力買取り単価と太陽電池の価格です。電力買い取り料金は、今後の低減が予想されますが、太陽電池の価格も低下すると思われるので、今後はさらに普及するでしょう。
6.2 メガソーラー
太陽光発電は、これまで個人住宅を中心に普及を推進してきましたが、太陽電池の価格低下と信頼性の向上から、発電事業としての収益性に期待がもてるようになりました。商業ベースの太陽光発電は、個人住宅の屋根ではなく工場跡地や未利用の土地を対象にします。表5は川崎市と東京電力が設置するメガソーラー発電所です。メガソーラーというのは
1000kW以上の定格出力がある太陽光発電所で、浮島太陽光発電所は営業運転を開始し、扇島太陽光発電所は2011年12月に営業運転を開始する予定です。
表5．川崎市と東京電力のメガソーラー発電所(出典：川崎市発表資料)
発電所名

浮島太陽光発電所（川崎）

扇島太陽光発電所（川崎）

最大出力

7,000kW

13,000kW

推定発電量

740万kWh

1,370万kWh

敷地面積約11ha（川崎市）

約23ha（東京電力）

モジュール数

約38,000枚

約64,000枚

営業運転開始2011年8月 画像：下左2011年12月画像：下右15

国内のメガソーラーは他にもいくつかありますが、海外には表6に示すように日本より大規模なメガソーラーが稼働しています。面積が100haを超え、出力が数十MWに達するメガソーラーも珍しくありません。ヨーロッパでメガソーラーが多いのは、電力の固定料金買取り制度が採用された結果、収益性が大きく向上したからです。これからも世界各地でメガソーラーが建設されるでしょう。しかし１発電所の定格容量は、火力や原子力発電所の定格容量・数十万kWと比べると小さいので、現在のところ既存の発電所に置き換わるほどではありません。メガソーラーの経済性については報告が少ないのですが、初期投資の対象となる設備費が１MWあたり2億円程度、1kWあたりにすると約20万円といわれています。
この金額は住宅用の三分の一程度ですが、広い土地に太陽電池モジュールを効率よく集中配置できることと、地上設置なので工事費が個人住宅の場合より安いからです。
表6．世界のメガソーラー
出力

面積

（ＭＷ）

（ha）

ドイツ・バルトボレンツ

40

143

フランス・レメ

36

50

スペイン・ファミーリャ

23

100

120,000

スペイン・ベネイサマ

20

50

100,000

スペイン・サマランカ

14

アメリカ・ネバダ

14

60

70,000ポルトガル・セルバ

1160

52,000ドイツ・バイエルン

10

日本・扇島

13

23

64,000

日本・浮島

7

11

38,000場所

モジュール枚数
550,000

7．今後の展望太陽光発電の今後の展望について、（独）新エネルギー・産業技術総合開発機構 新エネ
ルギー技術開発部「2030年に向けた太陽光発電ロードマップ（PV2030）に関する見直し検討委員会」は、図17～図18を公開しています。図17は将来の目標とする太陽光発電の普及への課題で、利用と用途の拡大、利用環境の整備などが挙げられていますが、やはり経済性の改善、つまりはコストダウンが最も重要な課題です。図18はコストダウンのシナリオを示しており、発電単価を2020年で業務用なら23円／kwh、2030年なら7円／kwhと想定しています。このシナリオの実現性は、表7に示す太陽電池セルとモジュールの変換効率向
上と、耐用期間の長期化およびコストダウンに大きく依存しています。

16

図.17 太陽光発電の利用拡大への課題（出典：ＮＥＤＯ「太陽光発電ロードマップ（PV2030＋）」概要版）

図.18 低コスト化シナリオと太陽光発電の展開（出典：出典：ＮＥＤＯ「太陽光発電ロードマップ（PV2030＋）」概要版）
17

表7．セル・モジュールの性能（変換効率%）、製造コスト（円/W）、寿命（年）出典：（出典：出典：ＮＥＤＯ「太陽光発電ロードマップ（PV2030＋）」概要版）

８．太陽熱発電
太陽熱発電は太陽光中の赤外線を集光し、熱に変換して蒸気を発生させ、発電するシステムです。しかし直達光しか集光できず、曇ると急激に効率が悪くなります。日本は世界に先駆けて太陽熱発電に取組みましたが停止しました。散乱光が多く直達光が少ないので、実用規模の発電には適していないからです。条件に恵まれているアメリカや欧州では実用化が進んでいます。
8.1

太陽熱発電の原理と種類

地上での太陽エネルギーの密度は 1kW／m２と低いので、太陽熱発電には太陽光を集光する必要があります。太陽熱発電システム（CSP、Concentrating Solar Power）は、
集光・集熱方式により、集中型と分散型、およびディッシュ型があります。また太陽の位置が刻々と変化するので、集光に使われるコレクターやヘリオスタット(平面鏡)が、太陽を追尾するようになっています｡

発電のサイクルは火力発電と同様のランキンサイクル
18が主流です。太陽熱発電の基本的なシステム構成を図 19 に、集光方式図 20～図 22 に示します。各集光方式の種類別特性は表 8 に示します。

図 19．太陽熱発電の原理

図 21．ディッシュ型（スターリング方式）

図 20．タワー型（太陽光集中方式）

図 20～図 22 の出典は、日本太陽エネルギ
ー学会編「新エネルギー利用ハンドブッ
ク」：日本太陽エネルギー利用学会

図 22．トラフ型（熱媒体集熱方式）

タワー型は、中央タワー方式とか集中方式とも呼ばれます。平面鏡を取り付けたヘリオ
スタットで太陽光を反射させ、光を中央の塔の上部に置いた集熱器に集めて熱媒体を加熱、蒸気を発生させて蒸気タービンに送ります。熱媒体にはオイルや溶融塩を使います。数メートル四方の鏡を数百枚から数千枚も使って太陽光を集中させるので、熱媒体を 800℃以上に加熱することも可能です。集光用の鏡は面積が大きく風の影響を受けやすいので、構造には相応の強度が求められます。また、正確に太陽光を集中させるために、太陽の動きに合わせて鏡を正確に動かす必要があります。鏡とタワー上部の集光器の間に光をさえぎるものがあってはならないので、より多くの光を集めるためにタワーをなるべく高くします。（事例：図 23、写真：図 24）。
19

トラフ型は、薄い金属板（ステンレス・アルミニウム）で出来た円筒放物面状の鏡で太陽光を中央の受光部に置いた集熱管に集め、熱媒体を 300℃以上に加熱します。集熱した熱媒体で高温の水蒸気を作り、タービンに送ります（写真：図 25）。パラボリック・トラ
フ方式、分散方式などとも呼ばれます。ちなみにトラフとは雨どいの意味です。タワー型と比較すると、高温の熱媒体が移動する距離が長いので、熱損失が大きくなりがちです。
実際の集熱温度は 400℃程度です。蓄熱槽に集熱媒体を貯蔵すれば夜間の発電も可能になります。夜間や曇天時などは天然ガスを使ってガスタービン発電し、その排気ガスの熱と太陽熱とを合わせて蒸気タービンを駆動する方法で、効率的な発電を行うものもあります。
このような従来の火力発電と太陽熱発電とを結合したものは、ISCCS（Integrated Solar
Combined Cycle System）と呼ばれます（写真：図 25）。
ディッシュ型は、放物曲面状の鏡で太陽光を集光し、その焦点に設置したスターリング
エンジンに集熱、その動力で発電します。放物局面の鏡なのパラボナアンテナに似た形が特徴です。タワー型やトラフ型と比べると、単体で機能する小型のシステムで、移動用の発電装置や離島や山間部での電力供給に適しています。導入コストは安くありませんが、高いエネルギー効率が得られます。
（写真：図 26）

図 23．タワー型太陽熱発電の集光方式
出典：資源エネルギー庁（監修）：2005／2006 資源エネルギー年鑑（2005 年 4 月）

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図 24.タワー型（カリフォルニア・モハベ）
出典：ウィキペディア

図 25.トラフ型（カリフォルニア・モハベ）

図 26.ディッシュ型（アメリカ・サンディア？）

出典：ウィキペディア

出典：ウィキペディア

表8．太陽熱発電の種類別特性21

8.2 太陽熱発電の稼働状況
太陽熱発電施設の一部を表 9 に示します。日本では 1981 年 8 月 6 日に、香川県仁尾町の発電所で世界初の太陽熱による 1MW の発電に成功しました。しかし日照量が少なく実用規模に達しないので、1985 年に中止されました。最大規模の太陽熱発電は、カリフォル
ニア州のモハベ砂漠にある SEGS プラントです。このプラントは表 10 に示す 9 プラントで構成されていて、総出力は 35 万 kW、大工事で有名な黒部ダムの水力発電を上回ります。
集光面積は約 230ha、敷地面積は 400ha とのことです。太陽の光が安定しないときや夜間は、天然ガス火力発電所がバックアップするシステムです。
太陽熱発電の経済性は、図 27 のように 1980 年代には 1kWh あたり 50 セントぐらいでした。しかし、その後の適正立地と性能の向上、および大規模化で 1990 年代には 1kWh
あたり 20 セントを下回るようになり、最新のプラントでは 10 セント程度の発電所もできてきました。今後も直達光が豊富で雨量が少ない砂漠地域での採用拡大が期待されます。

表9．太陽熱発電施設の状況

22表10、SEGSプラントの構成

図27．太陽熱発電の経済性

23

9．太陽熱温水器とソーラーシステム
日本では 1960 年頃まで、夏には昼間の太陽で水を暖め、夕刻に少しぬるくなった「ひなた水」で汗を流していました。今では「ひなた水」の技術が向上し、「ぬるま湯」ではなく「かなり熱いお湯」が得られるようになりました。太陽熱温水器の利用は経済性に優れ、大きな省エネルギー効果を発揮します。資源エネルギー庁の 2008 年度版エネルギー白書によると、家庭用エネルギー消費は給湯用が 30％、暖房用が 22％と、この二つの用途で52％が使われています。給湯の大部分は風呂と炊事用ですから 42℃前後、暖房用は室温を20℃に保てれば十分です。ですから 50℃程度の熱源があれば十分なのに、実際はガスや石油を燃やして数百度の熱を使用しています。一方、太陽熱温水器を使えば、天気がよけれ
ば夏なら 50℃～70℃、冬でも 30℃～40℃のお湯が得られます。この温度は日照時間に左右されますが、夏場なら風呂やシャワーには熱すぎる温度で、冬場でも少し加温するだけ
で風呂や暖房に使えます。効率のよい太陽熱温水器を使えば、家庭用エネルギーの 4 分の1 程度を節減できるでしょう。
9.1

太陽熱温水器の原理

炎天下に窓を閉めたまま車を置いておくと、車内の温度は気温よりはるかに高くなり、
ボトルホルダーに置いた缶コーヒーはホットコーヒーになります。この理由は太陽の日差
しによる放射熱が車のパネルやシートを温め、窓を閉めた密閉空間がその熱を外部に逃がさないからです。熱が伝わる形態には放射、伝熱、対流の 3 通りがあり、放射は赤外線により高温物体から低温物体に、他の物質の介在なしに熱が移動する現象です。外気温が低
くても温室が暖かいのは、太陽からの放射熱で室内が直接温められるからです。一方、対流は空気や水が移動して熱を運ぶ現象です。風呂が均一に暖かくなるのは、湯がバスタブの中を循環して熱を運ぶからです。空気や水のある自然環境では常に対流があるので、同じ場所ならそれほど大きな温度差が生じません。炎天下の車が異常高温になるのは、窓を閉めて外気と車内との対流を遮断しているからです。太陽熱温水器の仕組も炎天下の車と同じで、人工的に水や熱媒体で太陽の放射熱を吸収し、対流を防いで集めた熱を逃がさないようにしているのです。
9.2 自然循環型太陽熱温水器
自然循環型太陽熱温水器の構成は、太陽の放射熱を受ける集熱器と得られた温水を蓄える貯湯タンク、それにその熱を室内に取りこむ配管が基本です。太陽熱温水器は図 28 のような集熱器と貯湯タンクが一体型の温水器を言い、通常はポンプがなく、他の熱源機器と接続させて使うこともしません。集熱器は図 29 に示すような平板型が多く、表面は強化ガラスで保護されています。放射熱の吸収効率を高めるために、集熱板は黒っぽい選択24吸収塗膜処理がされています。集熱器で温められた温水は密度が小さくなるので軽くなり、上方に移動して貯湯タンクの上部に溜まります。一方、貯湯タンクの下部には温度の低い水があるので、集熱器に流下して太陽熱で温められます。
この自然循環が繰り返されて徐々に温度が上昇するのですが、この原理はかき混ぜなくても風呂が温まるのと同じ対流伝熱です。貯湯タンクの温水は、そのまま放置すると日没とともに放熱が始まり温度が下がってしまいます。この熱放散を防ぐために、貯湯タンクの周囲には保温材が巻かれています。
街中でもっとも多く見かける太陽熱温水器で、価格は集熱面積が約 4 平方メートルの家
庭用で 30 万円程度です。一般的な使い方は屋根からチューブ配管で温水を屋内に導き、風呂や洗濯に使います。日差しが弱い冬場や、曇天の日に風呂に使うには追い炊きが必要です。水圧が低いので、シャワーに使うならポンプ内臓型でないと不満が残ります。市販の自然循環型太陽熱温水器は集熱面積が 3～5 平方メートルで、貯湯タンクは 200～250
リットル程度が多く、総重量は 300 キログラムぐらいになります。この重さが屋根の上に乗るのですから、木造家屋の場合は梁と屋根の補強をした方がよいでしょう。

図 28 太陽熱温水器の構造（出典：“最新建築設備工学”,井上書院）

25

9.3 真空貯湯型太陽熱温水器
真空貯湯型太陽熱温水器は、図 30 のよ
うに複数のガラス円筒管と上下のヘッダ
ー管で構成されています。基幹部品は直径が 13 センチ程度のガラス管で内部は3 重管になっています。真中の細い管は上部からの給水管で、下端から外管に入り集熱します。外管の外側は真空になっていて吸収した熱の放散を防ぎます。集熱部が円筒形なので、朝･昼･夕と変化す

図 29．平板型集熱器（出典：“最新建築設備工学”,井上書院）

る太陽の位置にあまり影響されない長所があります。集熱管の表面は光をよく吸収すると同時に、取り入れた熱を逃げ難
くする選択吸収塗膜処理がされています。
集熱管は貯湯タンクを兼ねており、１本が 2.5 メートルぐらいの長さで約 20リットルを貯湯します。市販品は集熱兼貯湯管を数本セットにして、このユニット単位で設置します。真空貯湯型は温水の循環が不要なので、屋根ではなく壁面

図 30．真空ガラス管型集熱器（出典：“最新建築設備工学”,井上書院）に垂直設置することもできます。ユニッ
ト単位で多数のモジュールを連結できるので、１戸建て住宅だけでなく集合住宅やケアハ
ウス、温水プールや温室にも採用されています。価格は自然循環型より高くなりますが、熱の吸収効率が高いので高温が得られます。平板型も真空貯湯型も含めた太陽熱温水器の設置は増加傾向にあり、1999 年末の普及状況は約 600 万台と推察されています。
9.4 強制循環型ソーラーシステム
強制循環型ソーラーシステムの一般的な構成を図 31．に示します。太陽熱温水器との基本的な違いは、集熱器と貯湯タンクが一体ではなく独立している点です。集熱器と貯湯タンクの間には、自動車の不凍液と同じエチレングリコールを主成分とする熱媒体をポンプで強制循環させます。水ではないので、冬季に凍結して集熱器に損傷を与えることがなく安心です。貯湯タンクから室内への給湯にもポンプを使用すれば、他の熱源機器との接続使用が容易です。貯湯タンクは地上に置くので集熱器は家庭用なら 100 キログラム程度で済み、屋根に置いても通常は補強の必要がありません。見た目もフラットな感じになります。集熱器には平板型と、図 30 に示すような内部を真空にしたガラス管型があります。
26

ガラス管の内部には集熱板と一体となった集熱管が組み込まれており、集熱板は選択吸収塗膜処理がされています。なお、図 30 は熱媒体ではなく水を使った例ですが、熱媒体を使っても基本的に同じ構造です。集熱管で暖められた熱媒体は図 31 の貯湯槽に送られ、下部に設置された熱交換機で給水を温め、自らは温度が下がり再び集熱器に戻ります。温められた温水は貯湯タンクの上方に溜まるので、必要ならガスや石油などの補助熱源機器で加温して給湯や暖房に使います。ソーラー
システムは、太陽熱温水器
よりも配管が長くなり、制御系や熱媒設備も必要です。
このため価格は最小単位でも 70 万円ぐらいになります。家庭だけでなく、1 日の給湯規模が数トン以上の宿泊施設や学校、温水プール、ケアハウス、自治体の庁舎などにも多く採用されています。

図 31．ソーラーシステム（熱媒体使用）
出典：ソーラーシステム振興協会ＨＰ

9.5 太陽熱温水器（ソーラーシステム）の到達温度
図 32 に太陽
熱温水温の到達温度事例を示します。到達温度は日照時間など
地理的な気象条
件と、集熱器の設置角度で異なります。この事
例では、夏場は60℃から 70℃に達しています。
しかし冬場は 30℃

図 32．愛知県西尾市の M さん宅チリウヒーター温度記録（2005 年 1 月～12 月） （出典：チリウヒーター株式会社ＨＰ）

以下の日が多いので、27

入浴に使うには他の熱源機器と接続して加温する必要があります。
入浴に使うには他の熱源機器と接続して加温する必要があります。太陽熱温水器と太陽電
太陽熱温水器と太陽電池の比較を表 11 に示しますが、太陽電池よりに示しますが、太陽電池よりエネルギー効率が高いので、利用可能エネ
エネルギー効率が高いので、利用可能エネ
ルギーに比べて設置面積が小さく
設置面積が小さくて済みます。しかし得られるのは電力ではなく「湯」だて済みます。しかし得られるのは電力ではなく「湯」だ
けですから、自家用にしか使えません。
使えません。
表 11．太陽光利用と太陽熱利用（個人住宅）．太陽光利用と太陽熱利用（個人住宅）
太陽熱利用

太陽光利用

太陽熱温水器

太陽光発電パネル

ソーラーシステム

パワーコンディショナー

屋根上面積

4 ㎡～
㎡～6 ㎡

20 ㎡～30 ㎡

エネルギー効率

40％～
％～50％

15％～20％

利用可能エネルギー

集熱量：

発電量：

1,700
1,700～3.000 kW 時／年

3,000～5,000kW
5,000kW 時／年

設置費用

50 万円～
万円～90 万円

200～300 万円

用途

給湯と暖房

家電機器

利用場所

自家消費

余剰電力は販売可能

備考

太陽熱温水器は重量に要注意

設備

太陽熱温水器とソーラーシステム
太陽熱温水器とソーラーシステムの用途は、表 12 のようなります。太陽電池よります。太陽電池より安価で設置面積が少なく、扱いが容易ですからもっと普及してもよいものと思われます。
設置面積が少なく、扱いが容易ですからもっと普及してもよいものと思われます。

表 12．太陽熱温水器とソラーシステムの利用分
野28

9.6 太陽熱温水器とソーラーシステムの普及状況
図 33 に太陽熱温水器とソーラーシステムの設置台数を示します。太陽熱温水器は石油危機を機会に普及し始め、第二次石油危機直後の 1980 年には 60 万台も設置されました。
しかし、石油危機が落ち着いてからは、年間数十数万台から数万台の設置が続いています。
一方、ソーラーシステムは技術の進歩もあって、業務用を中心に年間数万台の堅調な設置状況です。主要国の太陽熱集熱器稼動面積は意外にも中国がもっとも多く、2004 年で約6,200 万㎡に達しています。雨が少なく日照時間が長い地域が多いからでしょうか。それに国土が広いので、太陽熱温水器は分散型エネルギーとして好ましいでしょう。日本の稼動面積はアメリカに次いで第 3 位の約 770 万㎡ですが、ドイツをはじめとするヨーロッパ
諸国が導入に熱心なので追い越される可能性があります。太陽熱温水器とソーラーシステ
ムは、
すでに技術がほぼ確立している分野なので、今後の利用拡大を期待したいものです。

図 33.太陽熱温水器とソーラーシステムの販売実績（出典：ソーラーシステム振興協会ＨＰ（終わり）
29