コーポレートPPA
日本の最新動向
2024年版
1. 契約形態⚫ オンサイトPPA⚫ フィジカルPPA⚫ バーチャルPPA
2. 電気料金の比較
3. 国内の事例
4. 課題と解決策
2024年4月

コーポレートPPAに関するトピック
１．契約単価の上昇

２．市場価格の低下

日本国内で締結するコーポレートPPA(Power
Purchase Agreement、電力購入契約)の大半は太陽光発電である。太陽光発電のコストは2023年度に平均11円/kWh（キロワット時）程度だったが、コーポレートPPAの契約単価は需要の増加に伴って上昇した。それでも通常の電気料金が高い水準にあるため、需要家は経済性の面でもメリットを期待できる。

2022年度の卸電力市場は化石燃料の輸入価格の高騰などにより、年間の平均取引価格が20円/kWhを超える異常な状態だった。2023年度には電力の需給状況が改善して、11円/kWh弱まで低下した。今後もさまざまな要因で市場価格が変動する。コーポレートPPAの中でもバーチャルPPAでは、市場価格の変動が需要家の電力調達コストに影響を与える。

３．電気料金の制度変更

４．洋上風力発電の拡大

電気料金に影響を与える新制度が2024年度に開始された。発電事業者が送配電網の使用料の一部を負担する「発電側課金」、小売電気事業者などが供給力確保のために負担する「容量拠出金」の導入である。通常の電気料金と同様に、オフサイトPPAの契約単価にも影響が及ぶ可能性は大きい。新制度の対象外になるオンサイトPPAのメリットが高まる。

自然エネルギーの電力は洋上風力発電で拡大していく。発電所の規模が大きいため、大型のコーポレートPPAを締結できる。当面は太陽光に比べて発電コストが高いが、フィードインプレミアム（FIP）を適用して、契約単価を低く抑えることが可能だ。バーチャルPPAとFIPを組み合わせることによって、市場価格が変動する影響も抑制できる。
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コーポレートPPAの選択肢
オンサイト
PPA

コーポレート
PPA
電力の需要家と供給事業者が結ぶ長期の電力購入契約（通常15～20年）

発電設備が需要地点に近接（構内線か自営線で接続）

1-1 (p3)
オンサイト＋
オフサイトPPA

フィジカル
PPA
需要家が電力と環境価値をセットで購入

オフサイト
PPA
発電設備が需要地点から遠隔にある（送配電網で接続）

バーチャル
PPA
需要家が環境価値だけを購入

1-8 (p17)

1-2 (p9)
フィジカルPPA（100％供給）

1-3 (p10)

フィジカルPPA（FIP適用）1-4 (p11)

フィジカル＋
バーチャルPPA

1-9 (p18)

1-5 (p12)
バーチャルPPA（FIP適用）1-6 (p13)

バーチャルPPA（小売経由）

1-7 (p16)2

1-1：オンサイトPPAの契約形態
オンサイトPPAは発電事業者と需要家が直接契約を結ぶ。需要家は用地を提供して、発電した電力と環境価値を固定価格で購入。
［オンサイトPPAの契約形態］

概要●需要家が電力を必要とする建物の屋上や敷地内の空き地を発電事業者に提供して、自然エネルギーの発電設備の建設・運転・保守を発電事業者に委託。発電した電力と環境価値を需要家が長期契約で購入する。
●電力と環境価値の取引価格は固定。
●近隣の土地に設置した発電設備の電力を自営線で供給する場合を含む。

利点

課題●需要家は発電設備の建設・運転に責任 ●発電設備の規模が相対的を負わない（自家発電との違い）。に小さいために、発電量が●送配電網を使用するための託送料や再 限られる（用地が広くないエネ賦課金がかからない（通常の電力契 場合が多い）。
約と比べて需要家が支払う料金が低い）。 ●余剰電力を活用しにくい●契約期間が満了した時点で需要家が発 （蓄電池の導入や送配電事電設備を無償で引き取ることができる業者との接続契約が必要）。
（契約条件による）。
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オンサイトPPAと通常の電力契約
オンサイトPPAは発電コストをもとに、固定価格で契約する。一方、通常の電力契約では、小売電気事業者の電力調達コストのほかに、託送料、燃料費調整額、再エネ賦課金が上乗せされる。
［オンサイトPPAの契約形態］

オンサイトPPAと通常の電気料金の比較は2-1(p19)［通常の電力契約］

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オンサイトPPAの事例（屋根設置）

設置場所：直方市汚泥再生処理センター（福岡県直方市）
発電規模：189kW(パネル出力)、想定発電電力量：19万kWh/年
契約期間：2023年8月31日から20年

出典：直方市5

オンサイトPPAの事例（地上設置）

設置場所：プロテリアル熊谷磁材工場・グローバル技術革新センター（埼玉県熊谷市）
発電規模：9705kW、想定発電電力量：1150万kWh（初年度）
契約期間：2024年2月1日から（終了日は非公表）＊2023年3月末時点で国内最大規模のオンサイトPPA（公表案件のうち）
出典：プロテリアル
6オンサイトPPAの事例（カーポート）

設置場所：宮崎大学清武キャンパス（宮崎県宮崎市）
発電規模：2.3MW（約2300kW）、想定発電電力量：約300万kWh/年
契約期間：2024年2月1日から（終了日は非公表）

出典：宮崎大学
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オンサイトPPAの事例（水上設置）

設置場所：Honda熊本製作所（熊本県菊池郡大津町）
発電規模：784kW(パネル出力)、想定発電電力量：非公表
契約期間：2024年2月から20年

出典：三井住友建設
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1-2：フィジカルPPAの契約形態フィジカルPPAでは遠隔地に建設した発電設備の電力と環境価値をセットで需要家が購入する。オンサイトPPAと同様に固定価格。
［フィジカルPPAの契約形態］

フィジカルPPAと通常の電気料金の比較は2-2/2-3(p23/24)
概要

利点●発電事業者が需要家を対象に自然エネルギーの発 ●需要家は発電設備を特定して電設備を建設して、発電した電力と環境価値を小売 契約できるため、環境負荷など電気事業者を通じて需要家に長期契約で提供する。 を考慮して電力を調達できる。
●電力と環境価値の取引価格は固定。
●電力の購入コストを長期に固●需要家は送配電網を利用するための託送料のほか、 定できる（電気料金の単価が変小売電気事業者に手数料を支払う。
動しない）。

課題●電力の供給を受ける需要地点を特定して契約する必要がある。
●需要に対して発電量が不足する分を調達する必要がある。
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1-3：フィジカルPPAの契約形態（100％供給）
フィジカルPPAで需要の全量を満たせない場合に、小売電気事業者が不足分の電力と環境価値を調達して、需要家に自然エネルギーの電力100％で供給する。
［自然エネルギーの電力100％供給モデル］

フィジカルPPAによる供給分と別途調達する不足分を合わせて、同じ固定価格で契約することも可能。ただしフィジカルPPA単独の場合と比べて価格が高くなる可能性がある。

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1-4：フィジカルPPAの契約形態（FIP適用）
フィジカルPPAの対象になる発電設備にフィードインプレミアム（FIP）を適用することにより、太陽光と比べて発電コストが高い風力なども契約しやすくなる。
［FIPを適用したフィジカルPPAの契約形態］

フィードインプレミアムでは発電設備ごとに基準価格を設定。基準価格と卸電力市場の取引価格の差額をもとに月単位でプレミアムを計算して、発電事業者に付与する（p15を参照）。風力などの基準価格は太陽光よりも高いが、プレミアムを考慮してフィジカルPPAの固定価格を低めに設定することが可能になる。
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1-5：バーチャルPPAの契約形態
バーチャルPPAでは環境価値を需要家が購入。電力は発電事業者が卸電力市場で売却して、固定価格と市場価格の差額を需要家と決済。
［バーチャルPPAの契約形態］バーチャルPPAと通常の電気料金の比較は2-4(p26)
概要

利点

課題

●発電事業者が自然エネルギーの発電設備を●需要家は従来の電力契約を変更する ●電力の調達コストを固定建設して環境価値だけを需要家に長期契約で必要がない。ビルのテナントでも可能。 できない（電力契約による提供する。電力は卸電力市場で売却。
●環境価値を使用する需要地点を特定 価格変動の影響を受ける）。
●電力と環境価値の取引価格を固定して、市する必要がない。
●差額決済のリスクを伴う
場価格との差額を発電事業者と需要家で決済。 ●日々の電力需要の変動に関係なく、 （市場連動型の電力契約を●フィードインプレミアムの適用などにより、 月間や年間に使用した電力量に対して 締結している場合には価格差額決済を伴わない固定価格の契約も可能。
環境価値を配分できる。
変動を抑制できる）。
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1-6：バーチャルPPAの契約形態（FIP適用）
バーチャルPPAの対象になる発電設備にFIPを適用すると、発電事業者は市場価格に基づくプレミアムを得られる。需要家と固定価格で契約しても安定した収益を見込める。（FIPのプレミアム算定方法はp15を参照）［FIPを適用したバーチャルPPAの契約形態］

2022年度以降に運転を開始したFIT（固定価格買取制度）を適用しない発電設備（FIP、およびFITからFIPへ移行した場合を含む）、FITの買取期間を終了した卒FITの発電設備であれば、1-5と1-6の契約形態が可能（次ページを参照）。

FIPを適用したバーチャルPPAと通常の電気料金の比較は2-5(p27)13

非FIT非化石証書の直接取引
バーチャルPPAに限り、非FIT非化石証書の直接取引が認められる。
発電事業者と需要家が小売電気事業者を介在させずにバーチャルPPAを締結して、環境価値だけを非FIT非化石証書で取引できる。

出典：経済産業省、BIPROGY「非FIT 非化石電源に係る認定についての事業者説明資料」（2024年3月25日）

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FIPのプレミアム算定方法

出典：資源エネルギー庁「再生可能エネルギーの長期安定的な大量導入と事業継続に向けて（FIP制度関係）」（2024年2月7日）
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1-7：バーチャルPPAの契約形態（小売経由）
小売電気事業者を介在させてバーチャルPPAを締結する方法もある。
需要家は環境価値だけを固定価格（小売手数料を含む）で買い取り、市場価格との差額は小売電気事業者が負担する。
［小売電気事業者が介在するバーチャルPPAの契約形態］

非FIT非化石証書の直接取引（p14を参照）が認められない発電設備でも、上記の契約形態は可能。
小売電気事業者が発電事業者から電力と環境価値を固定価格で買い取り（フィジカルPPA） 、環境価値だけを需要家に提供する（バーチャルPPA）、という複合型の契約形態もある。
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1-8：オンサイト＋オフサイトPPA
オンサイトPPAで生じる余剰電力をオフサイトPPAで他の需要地点に供給する。発電した電力と環境価値を最大限に活用できる。
［オンサイトPPAとフィジカルPPAを組み合わせた契約形態］

需要家に環境価値だけを提供するバーチャルPPAを組み合わせることも可能。
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1-9：フィジカル＋バーチャルPPA
フィジカルPPAで消費しきれない余剰電力の環境価値だけを需要家がバーチャルPPAで取得できる。複数の需要地点の電力に環境価値を配分することも可能。
［フィジカルPPAとバーチャルPPAを組み合わせた契約形態］

余剰分の電力は小売電気事業者が環境価値のない電力として他の需要家に販売。
182-1：オンサイトPPAのコスト
オンサイトPPAでは託送料や再エネ賦課金が不要。通常の電気料金と比べて需要家のコストは確実に低くなる。
kWhあたり
発電コスト
小売コスト
託送料
（送配電コスト）合計（需要家コスト）オンサイトPPA

通常の電気料金

通常の電気料金（太陽光、屋根設置）（高圧）（特別高圧）

20.5円

18円（燃料費調整額を含む）（燃料費調整額を含む）

ー

4円

2円

15～18円

24.5円

20円＋再エネ賦課金＋再エネ賦課金

15～18円ー* 上記のコストは2023年度の全国平均の水準を自然エネルギー財団が推定（消費税を含まない）。
オンサイトPPAの発電コストは発電設備の規模、地域、設置条件によって異なる。
通常の電気料金は燃料費の激変緩和措置（高圧、2023年1月分から実施）の値引き分を含まない。
19電気料金の動向
電気料金の単価は再エネ賦課金と燃料費によって上昇傾向にある。
2022年度には燃料費の高騰で単価が大幅に上昇した。

出典：資源エネルギー庁「電力・ガス小売全面自由化の進捗状況について」（2023年8月8日）

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卸電力市場の取引価格
電力の需給状況が改善して卸電力市場の平均取引価格は2023年度に低下した。ただし電気料金は燃料費の影響で高い状態が続く。

出典：資源エネルギー庁「電力・ガス小売全面自由化の進捗状況について」（2024年3月13日）

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太陽光発電のコスト
産業用の太陽光発電のコストは2023年度に1kWhあたり11円前後。
卸電力市場の平均価格と同等の水準になっている。

出典：資源総合システム* LCOE：Levelized Cost Of Electricity（均等化発電原価）
発電に伴う総費用と運転期間中の想定発電電力量で算出（事業者の利益は含まない）。
運転期間は2023年度まで20年、2025年度は25年、2030年度以降は30年で想定。

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2-2：フィジカルPPAのコスト（高圧）フィジカルPPAの契約単価は需要の増加によって2023年度に上昇したが、通常の電気料金と比べると低い水準。
kWhあたり
発電コスト
小売コスト
託送料

フィジカルPPA

通常の電気料金（太陽光、高圧）（高圧）

13～16円
3円

20.5円（燃料費調整額を含む）

4円

4円

合計

20～23円

24.5円（需要家コスト）＋再エネ賦課金＋再エネ賦課金（送配電コスト）* 上記のコストは2023年度の全国平均の水準を自然エネルギー財団が推定（消費税を含まない）。
フィジカルPPAの発電コストは発電設備の規模、地域、設置条件によって異なる。
通常の電気料金は燃料費の激変緩和措置（高圧、2023年1月分から実施）の値引き分を含まない。
2024年度から導入される託送料の発電側課金、および容量拠出金は考慮していない。
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2-3：フィジカルPPAのコスト（特別高圧）
電気料金の単価が最も低い特別高圧 (契約電力2MW以上) でも、フィジカルPPAは通常の電気料金よりも低い水準になる。
kWhあたり
発電コスト
小売コスト
託送料

フィジカルPPA

通常の電気料金（太陽光、特別高圧）（特別高圧）

13～16円
1.5円

18円（燃料費調整額を含む）

2円

2円

合計

16.5～19.5円

20円（需要家コスト）＋再エネ賦課金＋再エネ賦課金（送配電コスト）* 上記のコストは2023年度の全国平均の水準を自然エネルギー財団が推定（消費税を含まない）。
フィジカルPPAの発電コストは発電設備の規模、地域、設置条件によって異なる。
2024年度から導入される託送料の発電側課金、および容量拠出金は考慮していない。
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炭素価格を反映したコスト比較（フィジカルPPA)
コーポレートPPAで調達する自然エネルギーの電力は国全体のCO2(二酸化炭素) 排出量を削減する効果があり、気候変動の抑制に貢献する。CO2の排出をコストとみなして、炭素価格をもとに評価する考え方が世界各国に広がりつつある。
kWhあたり電力コスト
炭素コスト

フィジカルPPA

通常の電気料金（太陽光、高圧）（高圧）

20～23円

24.5円＋再エネ賦課金＋再エネ賦課金

ー＋2.5円* 上記の炭素コストは以下の条件で算出。
・炭素価格：CO2排出量1トンあたり1万円
・電力のCO2排出係数：0.25キログラム/kWh（2030年度の日本国内の目標値）
国際エネルギー機関による先進国に必要な炭素価格 (2030 年) は1トンあたり130米ドル。

252-4：バーチャルPPAのコスト
バーチャルPPAの契約単価 (発電分) はフィジカルPPAと同じ水準。
需要家のコストは市場価格および電気料金の単価によって変わる。
kWhあたり
発電コスト
小売コスト
託送料

バーチャルPPA

通常の電気料金（太陽光、高圧）（高圧）

13～16円－市場価格（環境価値分）20.5円（燃料費調整額を含む）

24.5円（通常の電気料金の場合）（送配電コスト）

4円

合計

37.5～40.5円－市場価格

24.5円（需要家コスト）＋再エネ賦課金＋再エネ賦課金* 上記のコストは2023年度の全国平均の水準を自然エネルギー財団が推定（消費税を含まない）。
バーチャルPPAの発電コスト（環境価値分）は発電設備の規模、地域、設置条件によって異なる。
通常の電気料金は燃料費の激変緩和措置（高圧、2023年1月分から実施）の値引き分を含まない。
2024年度から導入される託送料の発電側課金、および容量拠出金は考慮していない。
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2-5：バーチャルPPAのコスト（FIP適用）
バーチャルPPAをFIPと組み合わせると環境価値を固定価格で購入することも可能。電力のコスト(小売分)は契約する電気料金による。
kWhあたり
発電コスト
小売コスト
託送料

バーチャルPPA＋FIP

通常の電気料金（太陽光、高圧）

（高圧）

1～4円
（環境価値分）20.5円（燃料費調整額を含む）

24.5円（通常の電気料金の場合）（送配電コスト）

4円

合計

25.5～28.5円

24.5円（需要家コスト）＋再エネ賦課金＋再エネ賦課金* 上記のコストは2023年度の全国平均の水準を自然エネルギー財団が推定（消費税を含まない）。
バーチャルPPAの発電コスト（環境価値分）は契約期間中の電力の市場価格を12円/kWhで想定。
通常の電気料金は燃料費の激変緩和措置（高圧、2023年1月分から実施）の値引き分を含まない。
2024年度から導入される託送料の発電側課金、および容量拠出金は考慮していない。
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炭素価格を反映したコスト比較（バーチャルPPA＋FIP)
バーチャルPPAでは通常の電気料金に環境価値のコストが加わる。
その代わりにCO2排出量を長期にわたって削減できる。CO2の排出に伴う炭素価格が将来に向けて上昇していく可能性を考慮すると、長期のコストを抑制する効果が期待できる。
バーチャルPPA＋FIP

通常の電気料金（太陽光、高圧）

（高圧）

電力コスト

25.5～28.5円

24.5円＋再エネ賦課金＋再エネ賦課金

炭素コスト

ー＋2.5円kWhあたり* 上記の炭素コストは以下の条件で算出。
・炭素価格：CO2排出量1トンあたり1万円
・電力のCO2排出係数：0.25キログラム/kWh（2030年度の日本国内の目標値）
国際エネルギー機関による先進国に必要な炭素価格 (2030 年) は1トンあたり130米ドル。

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FIT買取価格/FIP基準価格（太陽光）太陽光発電のFIT/FIP価格は2024年度に9円/kWh前後まで低下。
発電事業者にとっては契約単価の高いコーポレートPPAで需要家と契約するメリットが高まる。
対象

2022年度

2023年度

2024年度

2025年度

出力10kW～
50kW未満

11円

10円

10円

10円

（FIT）

（FIT/FIP選択）（FIT/FIP選択）（FIT/FIP選択）

10円

9.5円

9.2円

8.9円

（FIT/FIP選択）（FIT/FIP選択）（FIT/FIP選択）（FIT/FIP選択）

8.98～9.2円

未定（FIP入札上限）（FIP入札上限）

50kW～
250kW未満
250kW～
500kW未満
500kW～
1000kW未満
1000kW～

9.5円
10円（FIT入札上限/FIP選択）（FIT入札上限/FIP選択）9.28～9.5円
9.63～10円（FIP入札上限）（FIP入札上限）
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FIT買取価格/FIP基準価格（風力）陸上風力発電のFIT/FIP価格は年度ごとに低下、FIPを適用してコーポレートPPAを契約できる状況に近づいてきた。着床式の洋上風力発電の価格も2023年度から同等の水準になった。
対象

2022年度

2023年度

2024年度

2025年度

陸上風力
出力50kW未満

16円

15円

14円

13円

（FIT）

（FIT）

（FIT）

（FIT）

陸上風力
50kW以上
洋上風力
着床式
洋上風力
浮体式

16円
（FIT入札上限/FIP選択）

15円

14円

13円

（FIP入札上限）（FIP入札上限）（FIP入札上限）

29円

15円

上限非公開

未定

（FIP入札）（FIP入札）（FIT/FIP選択） （FIT/FIP入札上限）

36円

36円

36円

36円

（FIT）

（FIT/FIP選択）（FIT/FIP選択）（FIT/FIP選択）* 洋上風力のうち再エネ海域利用法の適用案件を除く。

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3：国内のオフサイトPPAの事例（2023年4月～2024年3月に公表した案件、契約規模1MW以上）
需要家

小売電気事業者

発電事業者

契約規模

高島屋

デジタルグリッド

東急不動産

4MW

花王

（バーチャルPPA）

みずほリース

15.6MW

村田製作所（バーチャルPPA）

レノバ

115MWアマゾンデータサービスジャパン（非公表）

KRエナジー１号

31MW

JR西日本

中国電力

中国電力

90MW（推定）

JR西日本

関西電力

関西電力

5.5MW

安田不動産

リニューアブル・ジャパン

リニューアブル・ジャパン

2.7MW

東京ガス、東京ガスエンジニア
リングソリューションズ

東京ガス

東京ガスエンジニアリングソリューショ
ンズ

1.7MW

北海道コカ・コーラボトリング

北海道電力

HARE晴れ1MW

イオン北海道北海道電力

HARE晴れ12MW

オークワ

中部電力ミライズ

中部電力ミライズ

2.3MW

イオン東北

大阪ガス

サスティナブルソーラーウェイ2、S&Dx solar2

18MW

大塚商会

（バーチャルPPA）

レノバ

6MW

日鉄興和不動産

日鉄エンジニアリング

みずほ東芝リース

3.5MWの余剰分

プレスリリースなどで需要家の名前が公表された事例を自然エネルギー財団がまとめた。
MW：メガワット（1000キロワット）31

3：国内のオフサイトPPAの事例（続）
需要家

小売電気事業者

発電事業者

契約規模
2.2MW

北陸銀行、北海道銀行

北海道電力

北陸電力ビズ・エナジーソリュー
ション

ヒューリック

ヒューリックプロパティ
ソリューションヒューリック

JR中央線コミュニティデザイン

サミットエナジー

サミットウインドパワー

20MW

ソニー

（バーチャルPPA）

上里建設

6MW

マイクロソフト（バーチャルPPA）

自然電力

25MW

森ビル

東京電力エナジーパートナー

森ビル

12MW

AGCテクノグラス

中部電力ミライズ

Sun Trinity

2MW

静岡銀行

中部電力ミライズ

中部電力

2MW

JPX総研

（バーチャルPPA）

丸紅新電力

2MW

ジェイテクト（バーチャルPPA）

PHOTON CAPITAL

11.9MW

パン・パシフィック・インターナショナルホールディングス

東京電力エナジーパートナー

ゼック

3.65MW

住友商事

東京電力エナジーパートナー

Sun Trinity

1.6MW

サッポロ不動産開発（バーチャルPPA）

プロロジス

4MW

三菱地所

（バーチャルPPA）

三菱商事クリーンエナジー

3MW

60MW（累積）

プレスリリースなどで需要家の名前が公表された事例を自然エネルギー財団がまとめた。
MW：メガワット（1000キロワット）
32

3：国内のオフサイトPPAの事例（続）
需要家

小売電気事業者

発電事業者

契約規模

三菱地所

（バーチャルPPA）

テス・エンジニアリング

1.4MW

氷見商工会議所ほか

北陸電力

氷見ふるさとエネルギー

2.5MW

JR西日本

関西電力

双日

50MW

JR東日本

東北ESCO

日立パワーソリューションズ

1.2MW

東洋鋼鈑

中国電力

中国電力

64MW

大塚商会

（バーチャルPPA）

レノバ

5MW

東急ほか

東急パワーサプライ

東急、三菱HCキャピタルエナジー

20MW

野村不動産プライベート投資法人

東京電力エナジーパートナー

シン・エナジー

1.5MW

ブルボン

東北エネルギーサービス

サンテックパワージャパン

2MW

ジェイテクト

中部電力ミライズ

ソーラー・ワン

1.1MW

JR西日本

北陸電力

北陸電力

17MW

NTTデータグループ

東京電力エナジーパートナー

プロメディア

3.7MW

住友生命保険

東京電力エナジーパートナー

サンテックエナジーディベロップ
メント

1.7MW

パナソニックオートモーティブ
システムズ

（非公表）

（非公表）

28MW

プレスリリースなどで需要家の名前が公表された事例を自然エネルギー財団がまとめた。
MW：メガワット（1000キロワット）
33

4：コーポレートPPAの課題と解決策
コーポレートPPAを加速させるためには、いくつかの重要な課題を解決する必要がある。自然エネルギーの導入に関する課題に対して政策による後押しが欠かせない。
課題概要

解決策

建設用地の確保

発電設備を建設するために、全国各地に数多くの用地を確保する必要がある。

［政府］土地の利用規制の緩和など［発電事業者］小規模な用地を大量に確保など［需要家］自社の遊休地などを活用

送配電網への接続地域によっては発電設備を送配電網に接続することが難しく、接続工事費が高額になる場合がある。
オンサイトPPAでも余剰電力を供給する場合に同様の問題が生じる。

［政府］送配電網の増強など［送配電事業者］送配電網の運用改善など［発電事業者］低圧の発電設備の建設など

出力抑制の増加

送配電網の混雑時や、地域内の電力供給力が需要を上回る時に、発電設備の運転を停止する必要がある。

［政府］優先給電ルールの見直しなど［送配電事業者］需給予測の精度向上など［需要家］水力や地熱を検討（FIP適用）

長期契約のリスク

契約期間中に、発電設備のトラブルや、電力の利用拠点の廃止、などの可能性がある。

［発電事業者］損害保険の加入など［需要家］中途解約の設定など［金融機関］コーポレートPPA向けの保険販売
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［参考資料］
コーポレートPPA実践ガイドブック（2023年版）

コーポレートPPA
日本の最新動向
2024年版
執筆
石田 雅也 自然エネルギー財団 シニアマネージャー
公益財団法人 自然エネルギー財団
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