JPEA ビジョン・PV OUTLOOK 2050
感染症の危機を乗越え、あたらしい社会へ「太陽光発電の主⼒電源化への道筋」

2020年５⽉18⽇
⼀般社団法⼈太陽光発電協会

1

⽬

次

１．はじめに
２．環境課題と新たなビジネス変⾰
３．太陽光発電の導⼊量
４．主⼒電源化にむけて
５．2050年に向けて６．PVの主⼒電源化による便益
７．電⼒システムの変化
８．変化する住まいと暮らし
９．脱炭素化に向けた企業の変化
10．これからのPV産業
11．未来に向けて2

１．はじめに■

パンデミックを乗り越えて 新型コロナウィルス感染症の世界的な流⾏は、⼈に優しいエネル
ギー社会への転換点
 拡⼤防⽌は、今後の感染症対策に留まらずビジネスやライフスタ
イルの新しい形や、デジタル化・省エネ・⾼効率化社会への変化する機会となり、エネルギー転換への加速が急速に進む
 新しい⽣活や⾏動によって、将来の脱炭素社会の実現
 国だけにまかせるのではなく、⼀⼈⼀⼈の活動や、ビジネスモデ
ルを変えていくこと
 エネルギーを⼤切に使い、太陽光発電などの再⽣可能エネルギーを拡⼤し、暮らし⽅や、ビジネスを、脱炭素型に挑戦していく
PV OUT LOOK 2050 は、社会が⽬指すビジョン
3

１．はじめに■2017年以降、世界と⽇本を取り巻く市場環境が⼤きく変化している
 気候変動を事業リスクとしてとらえる動きが世界に広がる 太陽光発電へのエネルギーシフトは、これまでビジョンで想定した以上のペースで進んでいる 2002年SARS 2012年MERSに続き、今回の新型コロナウィルス出現の異常現象と気候変動は関係あるともいわれている■あらたなビジョンでは 市場環境の変化をうけ2050年には、⽇本の電⼒需要の30％を太陽光発電で賄うとした
 新型コロナ感染症と気候変動
問題は、⼈類が持続的に⽣存していくために国際社会、私たち社会が協⼒して取り組む
べき優先課題

太陽光発電
6％

2018年
2050年

30
％

国内電⼒需要4

１．はじめに■JPEAの太陽光発電産業ビジョン（作成履歴）
2020年板

2017年
2015年
2013年
2012年
2010年
2006年
2002年

PV OUTLOOK 2050 感染症を乗り越えて「太陽光発電の主⼒電源化への道筋」

太陽光発電2050年の黎明「脱炭素・持続可能社会実現に向けて」
2030年に向けた確かな歩みスマートカントリーを⽬指して「JPEA PV OUTLOOK 2030 姉妹編」
JPEA PV OUTLOOK 2030 2013年改訂版「FITが開く太陽光発電、普及の新しい扉」
JPEA PV OUTLOOK 2030 2012年改訂版「10兆円産業 より豊かな2030年の実現へ」
JPEA PV OUTLOOK 2030
「⽇本ブランド10兆円産業を⽬指す」
太陽光発電産業⾃⽴に向けたビジョン
2006年改訂版「めざせ ソーラー・にっぽん」
太陽光発電産業⾃⽴に向けたビジョン「エネルギー・環境へ貢献する新しい産業創⽣」

5

⽬

次

１．はじめに
２．環境課題と新たなビジネス変⾰
３．太陽光発電の導⼊量
４．主⼒電源化にむけて
５．2050年に向けて６．PVの主⼒電源化による便益
７．電⼒システムの変化
８．変化する住まいと暮らし
９．脱炭素化に向けた企業の変化
10．これからのPV産業
11．未来に向けて
6

２．環境課題と新たなビジネス変⾰■IPCC「1.5℃特別報告書」
最⼤2030年代には1.5℃を超えると想定。1.5℃に抑制するには、2030
年までにCO2排出量を45％削減、2050年頃には正味ゼロが必要■⼯業化以降、⼈間活動は約1.0℃の地球温暖化をもたらしている■現在の進⾏速度では、地球温暖化は2030〜
2050年に1.5℃に達する■地球温暖化を1.5℃に抑制するには︓• CO2排出量が2030年までに45％削減• 2050年頃には正味ゼロにする• メタンなどの排出量も⼤幅に削減■地球温暖化を2℃、または1.5℃に抑制することには、明らかな便益がある
環境省 IPCC報告書の概要
2019.7 から引⽤

7

２．環境課題と新たなビジネス変⾰ 国内の潮流
SDGs／RE100

ESG投資

 環境先進企業は、事業指針にSDGｓを取り込み、RE100に参加

 環境・社会・企業統治に配慮している
企業を重視した投資が拡⼤している 多くの企業が気候変動をビジネスリスクとして捉え始めている ESGは企業経営の重要な施策となってきている

ＥＶシフト（セクターカップリング）
Society 5.0

Utility 3.0

 2016年度から5年間の科学技術政策の基本としてのコンセプト

 これからの電⼒エネルギー市場の変化

 サイバー空間とフィジカル（現実）空間を⾼度に融合させたシステムにより、経済発
展と社会課題の解決を両⽴する
 ⼈間中⼼の社会(Society)

•
•
•
•
•

Depopulation（⼈⼝減少）Decarbonization（脱炭素化）
Decentralization（分散化）
Deregulation（⾃由化）
Digitalization（デジタル化）
8２．環境課題と新たなビジネス変⾰■⽇本はRE100に33企業が参加（2020年３⽉31⽇現在）
⽇本からはRE100に33企業が参加（2020年３⽉31⽇現在）

BNEFによれば世界のPPAによる再エネ調達60GW（対前年+20GW)を超え多くのRE100企業が参加

世界のRE参加は、234社・団体が参加(2020年５⽉４⽇現在）

9

２．環境課題と新たなビジネス変⾰■社会変化と太陽光発電のビジネスモデル変⾰ 5つの変化が加速される前に、今から取り組む準備が必要
 待っている間に機会を失うリスクもある
 感染症を乗り越え、あらたに時代が変わる時こそ変化に挑戦
激変する要因
気候変動・COP・環境/ｴﾈﾙｷﾞｰ

従来のビジネスモデ
ルが変化

直接ＰＶビジネスに影響

1.5℃、2℃ ⽬標達成・地球規模の脱炭素化

SDGｓ

・CDPガイドライン
・持続可能性・SDGを指標に・RE100企業拡⼤

・再エネ持続経営
・地域循環共⽣社会

ESG

・TCFDガイダンス
・企業活動指針

・⾦融投資を、ESG視点で実施

・⽯炭⽕⼒廃⽌・再エネ投資拡⼤Society5.0

・Ai,Iot,ﾃﾞｼﾞﾀﾙ化
・第4次産業⾰命・スマートＭ活⽤・P2P/デジタル化

・電⼒システムデジタル化
・IoTによるPVｽﾏｰﾄlife

Utility 3.0

・電化、分散電源
・電⼒NetW改⾰・⾃家消費型拡⼤
・ネットＷサービス

・再エネ拡⼤・調整⼒
・環境価値・電⼒ビジネス

EV Shift・運輸部⾨⾮化⽯化
・動く蓄電池・V2H/V2G
・Car Sharing

・セクターカップリング・RE for EV の加速

10

⽬

次

１．はじめに
２．環境課題と新たなビジネス変⾰
３．太陽光発電の導⼊量
４．主⼒電源化にむけて
５．2050年に向けて６．PVの主⼒電源化による便益
７．電⼒システムの変化
８．変化する住まいと暮らし
９．脱炭素化に向けた企業の変化
10．これからのPV産業
11．未来に向けて11

３．太陽光発電の導⼊量■ 世界の太陽光発電の導⼊状況

累積導⼊量推移

 IEA/PVPS（2020.4 )の発表によれば、2019年世界の導⼊量は115GWとなり前年から約15ＧＷ上回わった。⽇本のCYでの報告は、７GW.
 中国は30GWとなり3年連続の減少となったが、EUが前年2倍の16GWになり、⽶国も13.3GWと、他の多くの国の伸びが、世界市場拡⼤を⽀える結果となった。
https://iea-pvps.org/wp-content/uploads/2020/04/IEA_PVPS_Snapshot_2020.pdf

12３．太陽光発電の導⼊量■年間導⼊量・累積導⼊量上位10カ国
 2019年単年度は、中国は、⽶国、インドが3位となり⽇本は4位に後退
東南アジアでは、ベトナム、韓国の伸びが⾼い結果となった。
 累積では、中国、⽶国、に次いで⽇本は3位となったが、5位のインドが4位のドイツに迫っている。

2019年年間導⼊量

2019年末累積導⼊量13３．太陽光発電の導⼊量■ ⽇本の太陽光発電の導⼊状況︓累積導⼊量
 2012年の固定価格買取制度開始後、導⼊量は急速に伸びた（GW)

太陽光発電の累積導⼊量推移6010kW未満10kW以上

50
40
30

38.7
29.0

20

41.8

33.8

23.6
15.3

10
0

6.7
1.0
5.7

7.0

7.8

8.7

9.5

10.1

10.9

11.5

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019.12末

年度

出典︓「なっとく再⽣可能エネルギー」認定設備導⼊状況資料よりJPEA作成

14

３．太陽光発電の導⼊量
MW80,000

FIT施⾏後の認定量と導⼊量の⽐較
10kW 未満

72,593 MW
70,00010〜50kW 未満
50〜500kW 未満

7,002

500〜1MW 未満
1MW〜2MW 未満

60,00020,47550,00040,0005,171

2MW 以上48,287 MW
6,730

5,274
15,05030,00024,306MW（約24GW）

認定済だがまだ導⼊に⾄っていない発電設備は

２４GW程度

12,7684,170

20,00010,0004,325

21,903

9,841

8,171

0
2012年7⽉〜2019年12⽉

累積認定量

2012年7⽉〜2019年12⽉

累積導⼊量

出典︓「なっとく再⽣可能エネルギー」
認定設備導⼊状況資料よりJPEAが作成

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⽬

次

１．はじめに
２．環境課題と新たなビジネス変⾰
３．太陽光発電の導⼊量
４．主⼒電源化にむけて
５．2050年に向けて６．PVの主⼒電源化による便益
７．電⼒システムの変化
８．変化する住まいと暮らし
９．脱炭素化に向けた企業の変化
10．これからのPV産業
11．未来に向けて
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４．主⼒電源化に向けて
 ⾃⽴した主⼒電源になるための5つのチャレンジ ミッションは、⾃⽴した主⼒電源として、賦課⾦を上回る便益を国⺠に供与することそのために、出来るだけ早くFITから⾃⽴し主⼒電源の⼟台を造ること

主⼒電源
FITからの⾃⽴
コスト
競争⼒の
向上

価値
創出

主⼒電源の⼟台
系統制約の克服（調整⼒確保）

地域
との共⽣
17

４．主⼒電源化に向けて
 FITからの卒業
現在

時間軸のイメージ

2030年頃

FIT制度に代わる推進⼒︓
導⼊ ビジネスモデルの転換によるコストの FIT制度のこれから︓
競争⼒の向上」＋「価値創出」等
推  補助的・セーフティネット的役割に移⾏進 電⼒市場に統合するための準備として、FIP等に移⾏する施策
⼒（住宅⽤を除き）も検討に値するのではないか(1) 住宅 新築住宅︓ZEH標準化等を推進⼒に8割以上搭載を⽬指す（2030年頃）
 既築住宅︓第三者保有・初期投資不要モデル等を推進⼒に普及拡⼤を図る(2) On-site 型︓⾃家消費主体の需給⼀体モデル
 商業施設・ビル等︓既に電⼒料⾦と競争可能⇒ZEB標準化による拡⼤（2030年頃〜）
 ⼯場等の産業施設向け︓2021年頃から段階的に進展する(3) Off-site型︓地域消費/特定需要家消費⼀体モデル
 荒廃農地等︓地域需要との需給契約（2023年頃〜）
 RE100等脱炭素化に積極的な需要家向け︓PPA(⻑期相対取引)モデル（ 2023年頃〜）(4) ⼤型(サブGW)案件︓コスト競争⼒向上＋価値創出による⾃⽴化
 初期費⽤低減と稼働年数⻑期化（20年→40年）⇒ 発電コスト7円/kWhを達成
 調整⼒の具備（ΔkW）（2025年頃〜）

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⽬

次

１．はじめに
２．環境課題と新たなビジネス変⾰
３．太陽光発電の導⼊量
４．主⼒電源化にむけて
５．2050年に向けて６．PVの主⼒電源化による便益
７．電⼒システムの変化
８．変化する住まいと暮らし
９．脱炭素化に向けた企業の変化
10．これからのPV産業
11．未来に向けて
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５．2050年に向けて(科学技術予測調査）

 エネルギー変換に関する科学技術予測調査

 ターゲットイヤーは2040年（調査対象としては2050年までを展望） 2030年代に電⼒システムに係る技術開発が⼤きく変わると予測
新築建築の30%以上に普及可能なZEB/ZEH※太陽光発電に関係するものを抽出
宇宙太陽光発電システム

⼩都市（⼈⼝10万⼈未満）における100%再⽣エネルギーのスマートシティ化を実現する、スマートグリッド制御システム

エネルギー変換

2032 2033
2031
2033 2035 2037
コミュニティ内や個⼈間での電⼒取引を中⼼とした電⼒市
場の⼀般化

2048

エネルギーシステム
５MW級の電⼒貯蔵
⽤超電導フライホイール

系統連系安定化のための⻑寿命かつ低コストのMW規模⼆次電池
⽂部科学省科学技術・学術政策研究所

社会的実現時期

数⼗kWh規模の電⼒安定度向上⽤の超電導磁気エネル
ギー貯蔵システム

第11回科学技術予測調査 デルファイ調査結果速報(2019年10⽉）を元に作成

20

５．2050年に向けて(⾰新技術イノベーション)■2050年にむけた太陽光発電・今後の技術開発の⽅向 従来型の太陽電池のコスト低減による技術開発から、⽴地制約を克服し、太陽光発電の導⼊可能量をさらに拡⼤するための⾰新的太陽光発電技術（ペロブスカイト系、タンデム型、Ⅲ-Ⅴ族系などの太陽電池）に実⽤化推進にシフトする⽅向 従来の太陽電池では設置できなかった場所などへの利⽤も

官邸

⾰新的環境イノベーション戦略

より引⽤（2020.1.21）

21

５．2050年に向けて（JPEAビジョン想定ケース）■JPEAビジョンの2050年に⾄る想定導⼊量 前回のビジョンでは、2050年太陽光発電200GWの導⼊を想定したが、CO2排出量は政府⽬標の80％削減には不⾜であった。
 今回のビジョンでは、80%削減に近づけるため、太陽光発電の想定導⼊量を⾒直し
た。

代表ケース

各ケースの概要

2030年ケース

前回のビジョンで想定した100ＧＷとし、他の前提条件については、⻑期エネルギー需給⾒通しと同じとす
る

2050年標準ケース

太陽光発電の導⼊量ACベース200GW（DC250GW)
温暖化ガス削減については、電化の進展が進むものの80%削減の実現までには⾄らないケース

太陽光発電の導⼊量ACベース300GW (DC420GW)
2050年最⼤化ケース 温暖化ガス削減については、電化が⼤胆に進み80%削減の実現に近づけることを想定するケース
22

5. 2050年に向けて（CO2排出量80％削減に必要な社会変⾰）■コミュニティーのあり⽅を変⾰して超⾼効率な暮らし⽅、製造、輸送の仕⽅を実現し、そこで利⽤するエネルギーの⼤半を電⼒化し、更に電⼒の⼤半を⾮化⽯化（再⽣可能エネ化）する。

現在のエネルギー消費構造とCO2排出量（＝⾚・⻘部分の⾯積）

2050年のエネルギー消費構造とCO2排出量（＝⾚・⻘部分の⾯積）

CO2排出強度エネルギー消費量

CO2排出︓１００

電気CO2排出︓２０

熱利⽤エネルギー転換
社会変⾰

電気

熱

①〜③

①

③

②
電気 熱

電気

熱
電気

①エネルギー消費の削減
・住居・需要施設の適正配置（コンパクト・シティー）・⾼断熱住居（ZEH、ZEB）
・⾼効率機器への転換
・⽣産プロセスの変⾰（エネルギー回収）
・EMS、DR②利⽤エネルギーの転換（電⼒化）
・運輸でのEV導⼊(電化による効率化含む）
・給湯のヒートポンプ利⽤輸送の⼤半をEV化＋熱源の電化

熱③エネルギーの低炭素化
・電源の⾮化⽯化・脱炭素化（再⽣可能エネルギーの拡⼤）
・熱源の低炭素化

電⼒の⼤半を脱炭素化

環境省「⻑期低炭素ビジョン(素案）」参考資料集をベースにJPEAにて作成

23

5．2050年に向けて（CO2排出量80％削減への道筋）■2050年CO2排出量80％削減への道筋
CO2排出量80％削減に必要な3つの施策①省エネ︓現⾏政策の延⻑と社会の在り⽅の変化とで、2015年⽐約3割の省エネ②電⼒シフト︓消費エネルギーの内約半分を化⽯燃料から電⼒シフト⇒電⼒化による⾼効率化により、消費エネは2015年⽐1/2まで削減可能（電⼒消費量は1.3倍になるが増分以上に化⽯燃料の消費減少）③エネルギー、特に電⼒の低炭素化
・消費電⼒中のCO2フリー電源⽐率を約2/３、電⼒量で約7000億kWhまで⾼める⇒ CO2排出量は2015年⽐約1/3に、まだ政府⽬標の80％削減には不⾜・2050年、太陽光発電200GWの発電量は2,450億kWhは、最低限必要な数値⇒ 今回のビジョンでは、80%削減に近づけるため、太陽光発電の想定導⼊量を⾒直し電力消費のCO2フリー化（脱炭素化）

電力化によるエネルギー消費の削減（高効率化）
16,00016,000電力

電力以外（化石燃料等）

14,000
約3割削減

さらに
約2割削減

10,000
8,000
6,000
4,000
2,000

CO2排出電力

12,000PJ(ペタ・ジュール）

PJ（ペタ・ジュール）12,000CO2フリー電力（再エネ等）

14,000電力以外（化石・バイオ燃料、水素）

10,000
8,000
6,000
4,000

電力
約25％

電力
約28％

電力
約60％

0
2015年度実績

2050年度
現行政策シナリオ

2050年度
電化推進シナリオ

2,000

CO2排出電力
CO2排出電力

CO2フリー電力（再エネ等）

0
2015年実績

2050年度
電化推進シナリオ

24

5．2050年に向けて（ビジョンでの想定導⼊場所）■2050年 想定導⼊量における導⼊場所
 経産省・NEDOの調査では、約700GWの導⼊ポテンシャルが報告されている
 本ビジョンにおける2050年最⼤化ケースでは、下記導⼊場所で420GWDCを想定
 今後は⾮住宅建物・農業関連への導⼊が重要となる
⼤分類

分類
住宅

需要地
設置

⾮住宅
⼩計

導⼊場所
1.
2.
3.
4.
5.

⼾建て住宅
集合住宅
⾮住宅建物
駐⾞場等交通関連
⼯業団地等施設⽤地

6. 2019年度迄FIT認定 ⾮住宅
⾮農地 7. ⽔上空間
8. 道路・鉄道関連施設
⾮需要
9. 耕作地地設置
農業関連 10. 耕作放棄地
11. その他農家関連耕地けい畔等
⼩計
合計

2050最⼤導⼊ケース
DC(GW)
AC(GW) 積載率(％)
75.0
61.0
123%
28.0
22.4
125%
42.0
33.6
125%
25.0
16.7
150%
20.0
13.3
150%
190.0
147.0
129%
70
46.7
150%
35.0
23.3
150%
9.0
6.0
150%
76.0
50.7
150%
30.0
20.0
150%
10.0
6.7
150%
230.0
153.3
150%
420
300
140%

（＊）経産省 平成26年度 新エネルギー等導⼊促進基礎調査 再⽣可能エネルギーの普及可能性に関する調査報告書
NEDO 平成24年年度成果報告書 太陽光発電における新市場拡⼤等に関する検討25

５．2050年に向けて(標準ケース

200GW)■2050年に⾄る想定導⼊量（１）標準ケース 200GW（AC）
 導⼊量は2030年代前半まで約4GW/年となるが、2040年以降は、リプレース・増設分を含め7~12GW/年の導⼊を想定
14.0

12.0

10kW未満新規（年間）-FIT電源

10kW未満新規（年間）-⾃⽴導⼊

10kW以上新規（年間）-FIT/FIP電源

10kW以上新規（年間）-⾃⽴導⼊

10kW未満リプレース＆増設（年間）10kW以上リプレース＆増設（年間）

10.0

GW

8.0

6.0

4.0

2.0

0.0

年度

26

５．2050年に向けて(最⼤化ケース■2050年に⾄る想定導⼊量(2)最⼤化ケース 300GW（AC)300GW)

 導⼊量は2020年代前半は4~6GW/年となるが、低コスト化・CO2削減の要求から2030年後半以降は、リプレース・増設分を含め10~20GW/年の導⼊を想定
25.0

10kW未満新規（年間）-FIT電源

10kW未満新規（年間）-⾃⽴導⼊

10kW以上新規（年間）-FIT/FIP電源

10kW以上新規（年間）-⾃⽴導⼊

10kW未満リプレース＆増設（年間）10kW以上リプレース＆増設（年間）

20.0

GW

15.0

10.0

5.0

0.0

年度

27

５．2050年に向けて (電⼒需給シミュレーションモデル前提）■今回の電⼒需給シミュレーションの狙い【⽬的】PVOUTLOOK2050改訂版にて想定する太陽光発電導⼊量が実現した場合に、系統制約下において、どの程度の発電電⼒量を実際に利⽤することが可能か、検証を⾏う【⼿法】1時間単位での需給バランス、調整⼒確保、地域間連系線制約を考慮した電⼒需給モ
デルを⽤いた＜⼊⼒データ（エリア別）＞
原⼦⼒発電

電⼒需給モデル

設備容量、年間利⽤率

流込式⽔⼒発設備容量、⽉別利⽤率
電
供
給

揚⽔発電

設備容量、調整⼒

⽕⼒発電ユニット別容量、燃料種、効率、燃料価格、最低部分
負荷率、調整⼒

太陽光・⾵⼒ 設備容量、1時間別出⼒、短
発電
周期変動幅
需要

1時間別需要、短周期変動幅、
能動化容量

太陽光設備容量2030年
ケース＜出⼒データ（エリア別）＞
1週間単位で、計算期間中の社会費⽤が最⼩となる需給の運
⽤を決定
＜条件＞
• 1時間毎の需給バランスの確保（需要＝供給）• 1時間毎の調整⼒の確保（必要量＜調整能⼒）• 予測誤差への対応⼒確保（必要量＜上げ代・下げ代）• 他地域との連系線制約

供
給

需
要

⽕⼒発電

1時間別出⼒揚⽔発電

1時間別運⽤

太陽光・⾵⼒発電

1時間別出⼒抑制量

デマンドレスポンス

1時間別運⽤蓄電

1時間別運⽤

2050年
2050年
標準ケース 最⼤化ケース

太陽光AC容量

100GW

200GW

300GW

太陽光DC容量

-

250GW

420GW

28

５．2050年に向けて(蓄電池等の扱い）■シミュレーションにおける蓄電池等の扱い【EV】最⼤化ケースでは2017年度保有⾞両数のうち軽油貨物のみ半分がEV、のこりの⾞種は全てEVと想定しつつ、⼀定の台数減を考慮した。また、DR資源として参加し、かつ充電可能な台数は20％と想定した。
【HP給湯機】最⼤化ケースではほぼ全世帯に導⼊と想定した。また、DR資源としての参加
率を70％とした。
2030年ケース

2050年
標準ケース

2050年
最⼤化ケースEV

971万台

2,500万台

6,000万台

HP給湯機

1,400万台

2,700万台

4,000万台【蓄電池】
・需給バランス⽤︓5.0億kWh（太陽光の設備容量に対して時間率1.67h）・⼆次調整⼒︓3,000万kW（太陽光の設備容量の10％）・三次調整⼒︓6,000万kW（太陽光の設備容量の20％）・上記を蓄電池⾼位として、以下の感度分析を実施
蓄電池⾼位

蓄電池中位

蓄電池低位

需給バランス⽤

5.0億kWh

3.3億kWh

1.7億kWh

⼆次調整⼒⽤3,000万kW

2,000万kW

1,000万kW

三次調整⼒⽤6,000万kW

4,000万kW

2,000万kW

4kW住宅⽤の場合6.7kWh29

５．2050年に向けて■試算結果(1)(軽負荷時

需給バランス断⾯）

電⼒需給バランス（軽負荷期）

 2050年 最⼤化(AC300GW) 蓄電池⾼位ケース における春季GWの需給バランス• ⽕⼒の稼働はごくわずか• 太陽光の出⼒が過剰となっており、発電した電⼒の多くが抑制されている• HP給湯機とEVは昼間需要を創出している。蓄電池も昼間に充電→夜間放電
GWh/h
400

原⼦⼒

⽔⼒

⽯炭

天然ガス

⽯油

⽔素

地熱

バイオマス

⾵⼒

太陽光

揚⽔(放電)

蓄電(放電)

他エリア

その他需要

EV・HP需要揚⽔(充電)

蓄電(充電)

抑制

300
200
100
0
‐100
‐200
‐300
‐400

30

５．2050年に向けて■試算結果(2)(2050年度の発電抑制率）

発電抑制率

 2050年 最⼤化(AC300GW) 蓄電池⾼位ケースでは、太陽光発電の抑制率は7％、⾵⼒発電の抑制率は6％ 蓄電池低位ケースでは、太陽光発電の抑制率は28％となり、蓄電池の導⼊が重要であるこ
とがわかる
億kWh
5,000

抑制率
30%
25%

4,000

20%

3,000

太陽光
総発電量
太陽光
正味発電量

15%
2,000

10%

1,000

5%

0

太陽光
抑制量
太陽光
抑制率

0%
2050標準2050最⼤化・…
蓄電池⾼位

2050最⼤化・…

2050最⼤化・…

蓄電池中位

蓄電池低位

31

５．2050年に向けて■試算結果(3)（2050年度の電源構成）

2050年の電源構成

 2050年の太陽光電⼒量シェアは、標準ケースで20％、最⼤化ケース(蓄電池⾼位)で31％
 太陽光の発電電⼒量はそれぞれ2,508億kWhと4,213億kWh、うち2,471億kWhと3,927億
kWhが抑制されずに消費された（抑制率は1％と7％）
 ⽕⼒発電からのCO2排出量は2.04億tCO2と1.41億tCO2であり、仮に2013年度を基準年とす
ると最⼤化ケースで11％程度の排出量となる（残り9%の排出が他部⾨から許容される）
100%
90%

6%
1%

5%
7%
2%

80%
70%

56%
36%

30%

31%

太陽光

8%
2%

25%
⽔⼒

2016

10%

10%

11%

11%

2030

2050

2050

需給⾒通し

標準

最⼤化・蓄電池⾼位

21%

⾵⼒
⽕⼒

9%

20%

0%

その他再エネ

15%

82%

40%

10%

20%

7%

15%

60%
50%

7%

原⼦⼒

32

５．2050年に向けて(2030年各国⽬標⽐較）■再エネ導⼊⽬標︓2050年をCO2 80％削減を⽬指して
 ⽇本は温室効果ガス排出量を2030年に2013年度⽐26％削減⽬標、2050年度には同80％削減。今後、再⽣可能エネルギー⽐率拡⼤が不可⽋
 欧州5カ国の2030年の再エネ⽐率は最低でも40%以上を⽬指している
60
50

55-60%(2035)
44%(2030)

40%(2020)

35-38%(2020)

32.4％(2017)

35.3%(2017)

40%(2030)

（％）

40
30
20

33.4%
(2017)

29.6%(2017)

10

22-24%(2030)
16.6%(2017)

16%(2017)

フランス

⽇本

0
ドイツ

イギリス

スペイン

イタリア

33

⽬

次

１．はじめに
２．環境課題と新たなビジネス変⾰
３．太陽光発電の導⼊量
４．主⼒電源化にむけて
５．2050年に向けて６．PVの主⼒電源化による便益
７．電⼒システムの変化
８．変化する住まいと暮らし
９．脱炭素化に向けた企業の変化
10．これからのPV産業
11．未来に向けて
34

6.

PVの主⼒電源化による便益（①試算の背景）■ PVの主⼒電源化による便益
 再エネ導⼊による買取費⽤/賦課⾦(国⺠負担)の増加の抑制が課題とされている
 ⼀⽅で、再エネ導⼊による便益についての議論は少ない
 そこで、主⼒電源化に向けて導⼊されるPVの費⽤対便益について試算を⾏った＜再エネ買取費⽤/賦課⾦の推移＞■ 買取費⽤総額は2017年/2.7兆円から2019年/3.6兆円に増加の⾒込。賦課⾦総額は2.4兆円＜再エネ買取費⽤の内訳＞■ 2019年度の買取費⽤総額⾒込3.6兆円のうち、75%

2.7兆円が太陽光（事業⽤70％、住宅⽤5%）■ 当初3年間の事業⽤が63%占めるが、その後は急減

35

6. PVの主⼒電源化による便益 （参考︓回避可能費⽤の推移）■FIT買取価格と回避可能費⽤の推移
 FIT価格の低下に伴い、賦課⾦は⼤幅に減少（2020年4⽉以降のFIT売電単価（50kW以上）は12円/kWh）（円/kWh）
40
35
30
25
20

A

①

FIT買取価格（産業⽤）②

回避可能費⽤（最⼤値）③

回避可能費⽤（最⼩値）

最新:2020年3⽉①14円/kWh②9.99円/kWh③7.21円/kWh

2020年4⽉以降
50kW以上FIT買取価格
12円/kWh

15

B

10
5
賦課⾦はFITがスタートした2012年7⽉（A）と⽐べ、2020年度（B）は約1/7に減少
FITがスタートした2012年（A）と⽐べ2020年度（B）は約1/7
0
12年/7

13年/3 13年/11 14年/7

15年/3 15年/11 16年/7

17年/3 17年/11 18年/7

19年/3 19年/11

資料提供︓株式会社エクソル様 ︓出典 ︓GIO（⼀般社団法⼈低炭素投資促進機構）HP掲載の回避可能費⽤を元にグラフ化
注）2014年4⽉以降はH26年以後に再エネ特措法第6条第1項の認定を受けた設備の数値を採⽤

36

6. PVの主⼒電源化による便益 （②計算モデルについて）■ PVの主⼒電源化による便益
便益計算モデル概要
 本モデルでは、国⺠が負担する電気料⾦に直接的に影響を及ぼす「電⼒コストの増減」という観点で試算を⾏う 下記5項⽬をコスト増減要素として考慮する①⽕⼒発電の燃料費削減②CO2対策費の削減③送電ロス削減（⾃家消費電⼒の増加による寄与）④系統対策費⽤⑤発電コスト（FIT設備は、買取期間中は買取費⽤）
 インフレ率を1％として考慮、2019年の実質価格で
表記した

費
⽤

便
益

便益－
費⽤

便益計算モデル詳細

 各項⽬とも、太陽光発電量に⽐例する関数として試算を⾏う
 発電設備の平均稼働年数は30年と想定。稼働終了後は、その時点の発電コストで新規設備へとリプレースされるものとした
コスト増減
便益
(コスト
削減要素)

項⽬
①︓燃料費削減

試算条件
出⼒抑制後の太陽光発電量に⽐例。対象年度の燃料費を元に算出。

②︓CO2対策費削減 出⼒抑制後の太陽光発電量に⽐例。対象年度の炭素価格を元に算出。
③︓送電ロス削減

出⼒抑制後の太陽光発電量のうち、⾃家消費量に⽐例。対象年度の炭素価格を元に算出。

①︓系統対策費⽤

出⼒抑制後の太陽光発電量に⽐例。⽕⼒発電所の稼働率低下（熱効率低下）に伴う燃料消費量の増加、および起動停⽌回数（起動停⽌コスト）の増加による。

費⽤②ｰ1︓発電コスト(コスト（FIT設備）
追加要素）

FIT期間中︓買取費⽤（資本費。運転維持管理費、廃棄費⽤、事業者益含む）を想定し、出⼒抑制後の太陽光発電量に⽐例。
FIT期間後︓運転維持管理費のみを想定し、出⼒抑制前の太陽光発電量に⽐例。

②-2︓発電コスト
資本費と運転維持管理費をそれぞれ想定し、出⼒抑制前の太陽光発電量に⽐例。
（⾮FIT設備）37

6. PVの主⼒電源化による便益 （便益の前提となる想定）■導⼊量、発電コスト(PV、⽕⼒) の想定
 設備導⼊量は、2050年にACベースで累積300GWと想定した
 FIT/FIP設備の新規認定は2030年で終了し、以降は⾃⽴的に導⼊される設備が普及するものとした

 ⽕⼒発電の燃料費、およびCO2対策費(炭素価格)は、
IEA「World Energy Outlook 2018」持続可能開発シナリオ(パリ協定の2℃⽬標達成と整合)をベースに想定。
2050年では合わせて12.84円/kWhとなる。
 ⾮FIT設備の発電コスト(2030年)は下記を想定
住宅⽤(＜10kW):10円/kWh、事業⽤(10kW＜):7円/kWh38

6. PVの主⼒電源化による便益 （便益の前提となる想定）■FIT/FIP買取価格、系統対策費 の想定
 2020年度以降のFIT買取価格は、2030年に向けて低減する想定とした（FIP価格はFIT価格で代⽤）
 事業⽤(10kW以上):2025年に政府⽬標である
8.5円/kWh（税抜価格）
 住宅⽤(10kW未満 ):2030年に卸電⼒市場価格並の11円/kWh（税抜10円/kWh） 系統対策費⽤は、2015年発電コスト検証WGの系統対策費⽤想定を元に、300GW導⼊時の費⽤を想定した
 項⽬として、熱効率低下、起動停⽌コストを対象とした

系統整対策費⽤の太陽光導⼊量依存性（億円）（⾵⼒100GW固定）7,000

JPEA試算
6,490

6,000
5,000
4,000
3,000

熱効率低下
起動停⽌

発電コスト検証WG（＊）

2,000
1,000
0
50GW

70GW 90GW
太陽光導⼊量（＊出典︓発電コスト検証WG 第6回

第6回

300GW

資料1︔2015年）

39

③試算結果 太陽光発電を主⼒電源に育てる意義と便益
意義

・

⽬的
累計稼働容量便益
基準（2015年度）

・ 期待効果
2030年度
2050年度

32GW

100GW

300GW

343億kWh

1,232億kWh

3,927億kWh

国内総発電量⽐2）

3.4％

11.６％

31.4％

国内全電源総発電量3）

⾃家発、送配電ロス含む

10,183億kWh

10,650億kWh

12,495億Wh

脱炭素社会実現への貢献（温暖化ガス削減による）温暖化ガス削減量4)・2015年度⽐5)・炭素価値換算6)0.23億CO2㌧

0.81億CO2㌧約
6.1%

2.59億CO2㌧

-

0.7兆円

2.4兆円

7)
エネルギー⾃給率向上 原油換算への貢献、及び国富流 化⽯燃料削減額8）
出の低減
最終エネルギー消費量

8百万KL

30百万KL

96百万KL

0.3兆円

0.7兆円

2.7兆円

0.9%

3.6％

18.9％

FIT買取費⽤10）1.18兆円

2.2兆円

0〜100億円

太陽光発電国内導⼊量 発電量1)（化⽯燃料の消費削減による） に対する発電量9)

1.7%

19.6%

１）⾃家消費分を含む発電量。出⼒低下率は年率0.5％、設備利⽤率は2017年事業⽤15.8％、住宅⽤13.1％から、2050年18.3％、15.2％に漸増するとした。
２）国内全電源の総発電量に対する⽐率。
３）国内全電源の総発電量。⾃家消費、送配電ロス等を含む。2015年度は実績（資源エネルギー庁のエネルギー需給実績（確報））。2030年度は⻑期エネル
ギー需給⾒通し（資源エネルギー庁、2015年）。2050年度はJPEAが算定（電化推進シナリオ）。
４）太陽光発電による発電時の温暖化ガス削減量。⽕⼒発電のCO2排出係数を基準に算出。
５）2015年度の国内温暖化ガス総排出量（13.2億CO2㌧）に対する、太陽光発電による温暖化ガス削減量の⽐率。
６）太陽光発電による温暖化ガス削減量を貨幣価値に換算（実質）。IEAのWEO2018持続開発可能シナリオのCO2対策費を参考に算定。
７）太陽光発電による⼀次エネルギーとしての化⽯燃料の削減を原油換算で表した。太陽光発電1kWhで削減される化⽯燃料を9.3MJ、原油１KLを38.2GJとして算定。
８）太陽光発電による化⽯燃料消費削減量を⾦額（実質）で表した。燃料価格等の前提は⻑期エネルギー需給⾒通を参考に算定。
９）⾃給率向上への貢献の指標として、国内の最終エネルギー消費量に対する、太陽光発電による発電量を⽐率で表した。
10）固定価格買取制度に基づく太陽光発電による電⼒の買い取り費⽤総額（消費税等を除く）。インフレ率1％を前提に、2017年の実質⾦額で表した。

40

③試算結果 太陽光発電を主⼒電源に育てる意義と便益
2015年

2030年

300GW 12,495億kWh

PV導⼊量・発電量
PV導⼊量
総発電量
PV発電量
PV発電⽐率10,183億kWh

10,650億kWh
100GW

32GW
343億kWh /3％

1,232億kWh /11％

温暖化ガス削減量
2015年度⽐
1.7%
0.2億CO2㌧

2.6億CO2㌧

6.1%
0.8億CO2㌧

⾃給率の向上18.9%

96百万kL
0.9%
8百万kL

3.6%

30百万kL

経済効果

温暖化ガス削減
化⽯燃料削減FIT買取費⽤3,927億kWh/31％

19.6%

脱炭素社会の実現(化⽯燃料消費削減)
原油換算
エネルギー消費量に対する発電量

2050年

0.1兆円 0.3兆円-1.2兆円

0.3兆円

0.7兆円

-2.2兆円

2.4兆円 2.7兆円-0.1兆円41

6.PVの主⼒電源化による便益（12~50年導⼊設備の費⽤便益）③試算結果︓2012〜50年導⼊の全設備の費⽤・便益
 2012年以降に導⼊される全設備を対象とした場合、2035年から便益が費⽤を上回り、累積便益も2056年に⿊字転換。翌年には2兆円超と、投じた国⺠負担を上回る便益が得られることが⽰される。
 FIT買取費⽤、⾮FIT設備の発電コストをインフレ率１％として試算

年度

42

6.PVの主⼒電源化による便益（20~30年認定設備の費⽤便益）③試算結果︓2020〜30年認定のFIT/FIP設備の費⽤・便益
 2020年度以降導⼊のFIT認定設備に限定した場合は、買取価格の低下などに伴い早期に⿊字化する 単年度では2025年に便益が費⽤を上回り、累積では2028年に⿊字転換、2036年には1兆円を超える

年度

43

6. PVの主⼒電源化による便益（FIT設備の買取費⽤総額）③試算結果︓ 太陽光FIT設備の買取費⽤総額（将来⾒通し） FIT導⼊設備の買取費⽤は、買取単価低下の影響もあり2022年前後から減少に転じる(インフレ率を1%として考慮して実質価値で表した場合)
 現状の買取費⽤総額においては、制度初期に認定された設備の買取費⽤の占める割合が⼤きいが、2032年から当該設備の買取期間が順次満了していくため、買取総額は急激に減少していく
（兆円）

3.0

2.5

FIT買取費⽤総額（税抜き＆実質）
2.4

最⼤導⼊ケース

300GW＠2050年

2.5

2019年度迄に認定された設備インフレ1％

2.4

2020年度以降に認定された設備インフレ率1％
FIT買取費用総額インフレ率1％ケース

2.0

FIT買取費用総額インフレ率0％ケース

1.5

1.0

0.5

（年度）

2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
2041
2042
2043
2044
2045
2046
2047
2048
2049
2050

0.0

44

6.

PVの主⼒電源化による便益

費⽤便益試算のまとめ 太陽光発電の資本費や運転管理費、系統対策費等を費⽤とし、⽕の⼒発電の燃料費削減、CO2対策費削減を便益として、2050年度300GW
導⼊時の費⽤便益試算を⾏った。
特に炭素価格については、2℃⽬標達成に整合したIEAの最新データを⽤いており、従来の検証結果よりもより精度が増していると考える。
 2050年単年度で、温暖化ガス削減 2.4兆円、化⽯燃料削減 2.7兆円の便益が⽣み出される。
 2012年以降の全設備を対象とすると、2035年からは便益が費⽤を上回り、2056年には累積で便益が費⽤を上回る。
 2020年以降のFIT/FIP導⼊設備を対象とすると、2028年には累積で便益が費⽤を上回る。
■FIT開始当初3年間に認定された設備の費⽤は、今は負担が⼤きいが、30年後の世代が使う電⼒エネルギーの半分以上は燃料代がいらない再
⽣可能エネルギー社会に変化。これからの社会を⽀える⻑期的な視点
で費⽤便益を議論することが重要である。

45

⽬

次

１．はじめに
２．環境課題と新たなビジネス変⾰
３．太陽光発電の導⼊量
４．主⼒電源化にむけて
５．2050年に向けて６．PVの主⼒電源化による便益
７．電⼒システムの変化
８．変化する住まいと暮らし
９．脱炭素化に向けた企業の変化
10．これからのPV産業
11．未来に向けて46

7．電⼒システムの変化■電⼒市場における太陽光発電「次世代電⼒NW」/「電⼒市場」に統合してく上での直⾯する課題

電⼒市場への統合

次世代電⼒NWへの統合

直⾯する課題短期・⻑期改善策

・⾃由取引市場を前提とした、ビジネスへの早期転換（変動価格、スポット価
格低下への対応）・インバランスリスクへの対応・最⼩化
・需給調整市場等への活⽤・⾮化⽯価値等の価値取引市場の活⽤・スポット市場、時間前市場の整備・需給調整市場の整備・調整⼒へのインセンティブ
・アグリゲーターの育成
・バランシンググループ
・ダイナミックプライシング
・パワープール

・系統制約の克服（送電容量の確保・出⼒制御の最⼩化）・コネクト＆マネージ・送配電会社の再構築
・⽴地依存の混雑料⾦・混雑管理・調整⼒の確保（⻑期的には再エネ事業
者⾃らの調整⼒・供給⼒）

・調整⼒のメニュー
・時間前市場の整備
・広域調整47

7．電⼒システムの変化■電⼒市場への統合で直⾯する課題の整理
FIT制度下のビジネス
kWh価値（エネルギー価値）◎FIT卒業後
今後のビジネス△

課題と対応策の例
変動価格、昼間価格低下への対応︓・需給⼀体型モデル（⾃家消費）
・PPAモデル（RE100企業等へ供給）

固定買取価格市場価格を前提とした事業無し
FIT特例制度

リスク発⽣（計画値（30分）同時同量ルール下発⽣するリスク）（前⽇・時間前市場）

リスク最⼩化の対策
・発電量予測精度の向上
・スポット市場活性化（前⽇、時間前）・VPP等の活⽤・アグリゲーターの育成

NWコスト
発電側課⾦

実質負担無を想定（審議会で議論）

負担有り（ｋW課⾦、10kW未満は当⾯免除）

地産地消割引やkW（容量）課⾦からkWh（発電量）課⾦への移⾏等の検討。

ΔkWh価値
（調整⼒）

無し

kW価値
（供給⼒）

無し

環境価値

無し

インバランス･
リスク

可能性有り

PCSの調整⼒（周波数、電圧）を活⽤することで価値を⽣むことが可能

可能性有り（容量市場等）

蓄電池等と組み合わせた供給⼒により価値を⽣む可能性有り有り（⾮化⽯価値取引市場等）

⾮化⽯価値取引市場の活⽤や、RE100
企業等への供給（需給調整市場等）

48

7．電⼒システムの変化■次世代電⼒ネットワークへの統合の背景
これまで・⼤規模集中電源
・上位から下位への
⼀⽅向電⼒フロー

発電
送電
配電
需要家

これから
集中型から分散電源化
ｺﾝｼｭｰﾏｰからプロシューマー

・デジタル化・分散化
・プロシューマー
・アグリゲーター
・セクターカップリング
・低炭素化へのイ
ンセンティブ(政策誘導・市場インセンティブ

・分散電源の浸透・双⽅向の電⼒フロー・ＥＶシフト

発電
発電・需要
融
通

発電・需要

太陽電池

蓄電池・EV

プロシューマー49

7．電⼒システムの変化■ビジネスモデルのポイント︓アグリゲーターの育成
発電
事業者

脱炭素化を実現する電源システムへ変⾰（従来の電⼒会社も、事業構造を変⾰）
再⽣可能エネルギー・系統電源・分散電源へ構造変⾰

電⼒市場メカニズムの積極的な活⽤による再エネが拡⼤する制度設計

送電事業者

配電事業者

リソースア
グリゲー
ター

電⼒パワートレーディング・パワープー
ル化（調整電源がなくても分散電源が市場参⼊可能な市場設計）
電⼒以外のあらゆるサービス事業者の価値市場（通信・⽣活インフラ・交通・公共サービス）これら様々な、価値を提供

あらゆる利⽤者サービス・カスタマーサービスに向けた事業に
P２P取引・シャアリングビジネス・Iot・CoｎnectedInd.等
VPP/DR/EV/V2G・V2H/HEMS/BEMS/IT/Billing/Infserv.
需要家

プロシューマ50

7．電⼒システムの変化■これからの電⼒ビジネス・電⼒市場統合に期待
再⽣エネ分散電源の拡⼤にともない、電⼒ビジネスの在り⽅も変化
従来の電⼒会社のモデルが、再エネ分散電源を取りこんだ中⽴的なプラットフォーム提供型事業に変貌していくことで再エネの拡⼤につながる
従来型の電⼒会社のサービス

プラットフォーム提供サービスによって、新事業者参⼊・競争誘発
電⼒に関係するあらゆる
データプラットホーム

新規参⼊や、新規サービス拡⼤
社会インフラサ＾ビスとの融合
医療サービスとの融合
流通・配送サービスとの融合
防災・緊急サービスなどの融合
データー活⽤による拡⼤は旧、

アグリゲーション
プラットホーム

P2P 電⼒取引
プラットホーム

太陽光発電設置者のプロシューマー化（HEMS,DR,、蓄電池などを活⽤、P2P取引も含）
⼩規模な発電を効率的に運営するには、アグリゲーションプ
ラットフォーマーが不可⽋
蓄電池、EV（V2G)、DR, VPPなどの融合にも不可決
インバランスにおいても、バランシンサ＾ビス提供も

51

8．住まいと暮らしの変化
需給⼀体型の再エネ活⽤モデルの進化形が将来的住宅の基礎となる。
＜需給⼀体型モデル進化形の特徴＞
状態

平常時

⾮常時（災害・停電時）

貯湯式給湯器

⽇中稼働による⾃家消費拡⼤効果

タンク内残⽔による⽣活⽤⽔の確保

蓄電システムＰＶからの充電による⾃家消費の拡⼤効果

ＰＶ＆蓄電池の組み合わせにより、昼夜を問わず⻑期間に電⼒確保

・系統へ流出する電⼒量の抑制
・環境貢献︓ＰＶ電⼒の⾃宅最⼤
活⽤（オーナーの意識向上）

・住宅のレジリエンス機能が⾶躍的向上→安全・安⼼な住まいのレベルアップ
・国⼟の強靭化に寄与

イメージ

メリット

・ZEH︓住宅のゼロエネルギー化が標準的な住宅の姿になる
・蓄電︓ＰＶは、蓄電池やＥVとの連動が標準的な運⽤となる・電⼒システム︓⾃家消費型であっても、蓄電余⼒を系統の需給運⽤に活⽤

52

8．住まいと暮らしの変化■PVの第三者所有モデル（TPO/PPA） マジョリティー層は「投資」というリスクは負わない→初期投資不要のモデルが必須条件
 但し、⾮常時の電源確保には強い関⼼を持つ→⾮常⽤電源としてのPVを負担なく設置したい 将来的には⾮FITで成⽴するビジネスモデルを描く→PV/BT双⽅の⼀層のコストダウンが必須

CHASM

イノベータ―理論とPV普及率
PV普及率

第三者所有モデルの例
TPO/PPA事業者

FIT売電

送配電
事業者

PPA契約

余剰電気
FIT利⽤

旧⼀電

PCS
 屋根借り PV無償設置
 発電電⼒供給
 10年後無償譲渡

不⾜電気
新規供給契約不⾜電気
現状契約維持

何れか選択

⼀般住宅

※TPO︓Third-Party Ownership 第三者投資
PPA︓Power Purchase Agreement 電⼒購⼊契約

53

8．住まいと暮らしの変化■住宅⽤定置型蓄電システムの導⼊予測
単年度（台）

累計（台）350,000

3,500,000
単年度（政策⽀援なし）

300,000

3,000,000

単年度（政策⽀援あり）
累計（政策⽀援なし）

250,000

2,500,000

累計（政策⽀援あり）

200,000

2,000,000

150,000

1,500,000

100,000

1,000,000

50,000500,000

0

2017

2018

2019

2020

2025

2030

0

年度

※出典

2018年12⽉版 JEMA 蓄電システムビジョン（家庭⽤蓄電システム版）
54

8．住まいと暮らしの変化■需給⼀体型住宅像に向けたPV普及の課題
 新築住宅へのPV100％設置

 全新築住宅でのZEH住宅標準化
 住宅メーカーがPV設置の⼤幅促進可能な施策の導⼊ TPO/PPAモデル推進によるローコスト住宅のPV普及拡⼤

 卒FIT設備の価値化と継続利⽤

 電⼒各社による卒FIT電源購⼊メニューの充実
 需給調整市場確⽴→卒FIT電源アグリゲーターの事業成⽴

 POST FITに向けた⾃家消費率向上機器の導⼊促進
 蓄電システムの普及とコストダウン
 EV普及とV2H等接続機器のコストダウン
 AI活⽤でのエコキュートの昼間沸き上げ等促進 住宅電⼒レジリエンス性能の向上

 地震、⽔害に強い住宅構造とエネルギー機器の設置⽅法確⽴

55

⽬

次

１．はじめに
２．環境課題と新たなビジネス変⾰
３．太陽光発電の導⼊量
４．主⼒電源化にむけて
５．2050年に向けて６．PVの主⼒電源化による便益
７．電⼒システムの変化
８．変化する住まいと暮らし
９．脱炭素化に向けた企業の変化
10．これからのPV産業
11．未来に向けて
56

9．脱炭素化に向けた企業の変化
 再エネの⾃家発電は、投資リスクはあるが、将来的に最も安価な調達⽅法
 RE100では、再⽣可能エネルギーとして認められるかについては、次のtechnical criteria で、再⽣可能エネルギーの調達⽅法を評価している、
⾃家発電
1. 企業が保有する発電設備による発電

投資リスクはあるが再エネ発電コストの低下に伴い、
最も安価な調達⽅法

購⼊電⼒
2. 企業敷地内の他社保有設備からの電⼒購⼊
3. 発電事業者からの直接調達（専⽤線経由）

投資リスクはないが
⾃家発電よりも
⾼い調達⽅法

4. 発電事業者からの直接調達（電⼒系統経由）
5. ⼩売電⼒を購⼊（再エネ由来電⼒メニュー）
6. 再エネ電⼒証書の購⼊

最もリスクが⼩さく
容易な調達⽅法

7. その他 Other options[出所] RE100 Reporting Guidance 202057

9．脱炭素化に向けた企業の変化■再エネ電⼒の調達⽅法の変化（RE100）
 RE100からは、毎年RE100参加企業の調達内容が公開されている
 年々、再エネ由来の⼩売電⼒購⼊/⾮化⽯証書購(あわせて80%以上）が3年の間に、⾃家発電や、発電事業者（オンサイト/オフサイト）からの購⼊へシフト 我国でも、FITにたよらない、TPO/PPA（第3者モデル）の⾃家消費モデルや、
⾃⼰託送の活⽤によるビジネスモデルが今後拡⼤する
201６ (%)

2017 (%)

2018 (%)

3

1

4

⾃家発電
1. 企業が保有する発電設備による発電
購⼊電⼒
2. 企業敷地内の他社保有設備からの電⼒購⼊<1

3. 発電事業者からの直接調達（専⽤線経由）<1

4. 発電事業者から直接調達PPA（電⼒系統経由）

13

16

19

5. ⼩売電⼒を購⼊（再エネ由来電⼒メニュー）

41

35

31

6. 再エネ電⼒証書の購⼊

40

7. その他

Other options

1
14

81
1.5

２

<1

18

81

46

1

22

74

43

<1.

RE100 PROGRESS AND INSIGHTS、ANNUAL REPORT, DECEMBER 2019<158

9．脱炭素化に向けた企業の変化■RE100企業の事例 （ソニー）
 ⼀部は⾃⼰託送⽅式で、⾃社事業所への太陽光発電設備の導⼊[出所] ソニーの環境計画Road to Zero -2050年までに環境負荷ゼロを⽬指して-59

3．企業の取組み
9．脱炭素化に向けた企業の変化
 発電コストと再エネ導⼊における現状と将来

2019年
太陽光発電のコスト
海外︓他の発電⽅式と⽐べて安価
⽇本︓設置コスト等が海外に⽐べ
て⾼い
企業の対応
 再エネ電⼒証書の購⼊
 再エネ由来電⼒メニューの選択
 設置コストの安い海外事業所から太陽光発電設備を導⼊〜2050年
太陽光発電のコスト
⽇本︓他の発電⽅式と⽐べて安価に企業の対応
 太陽光発電設備の導⼊による⾃家発電
 敷地内の他社所有設備からの電⼒購⼊や、専⽤線による敷地外からの調達

60

9．脱炭素化に向けた企業の変化
 将来像を実現する為の課題
 企業経営者マインドの変⾰①

 「ESG投資」等、企業経営における脱炭素化、再エネ導⼊の必要性の認識

 企業経営者マインドの変⾰②

 太陽光発電設備の投資判断基準の再考投資回収年数の⻑期視点化）

 太陽光発電設備へ投資する環境整備

 太陽光発電設備保有設備の価値向上、貸出⾦利優遇など

 太陽光発電設備、施⼯費のコストダウン
 中古設備活⽤など

 電気使⽤量を減らす取組み

 ⾼効率機器の導⼊⽀援など

 中⼩企業の導⼊に対する⽀援策
61

10．これからのPV産業 （再掲）
 FITからの卒業
現在

時間軸のイメージ

2030年頃

FIT制度に代わる推進⼒︓
導⼊ ビジネスモデルの転換によるコストの FIT制度のこれから︓
競争⼒の向上」＋「価値創出」等
推  補助的・セーフティネット的役割に移⾏進 電⼒市場に統合するための準備として、FIP等に移⾏する施策
⼒（住宅⽤を除き）も検討に値するのではないか(1) 住宅 新築住宅︓ZEH標準化等を推進⼒に8割以上搭載を⽬指す（2030年頃）
 既築住宅︓第三者保有・初期投資不要モデル等を推進⼒に普及拡⼤を図る(2) On-site 型︓⾃家消費主体の需給⼀体モデル
 商業施設・ビル等︓既に電⼒料⾦と競争可能⇒ZEB標準化による拡⼤（2030年頃〜）
 ⼯場等の産業施設向け︓2021年頃から段階的に進展する(3) Off-site型︓地域消費/特定需要家消費⼀体モデル
 荒廃農地等︓地域需要との需給契約（2023年頃〜）
 RE100等脱炭素化に積極的な需要家向け︓PPA(⻑期相対取引)モデル（ 2023年頃〜）(4) ⼤型(サブGW)案件︓コスト競争⼒向上＋価値創出による⾃⽴化
 初期費⽤低減と稼働年数⻑期化（20年→40年）⇒ 発電コスト7円/kWhを達成
 調整⼒の具備（ΔkW）（2025年頃〜）

62

10．これからのPV産業■2030年〜︓太陽光発電は社会インフラを⽀える産業へ 太陽光発電システムは、あらゆる⽣活インフラにつながり・サービスを提供するインフラサービス⽀援の中核として発展していく
垂直統合
エネルギー事業者（電⼒・ガス・⽯油・地域電⼒・⽔道）
ものづ
くり

⽔
平
融
合

サービ
ス
医療
介護
通信イ
ンフラ
⽣活イ
ンフラ

太陽光発電産業の将来
イノベーション・ブレークスルー
コスト低減への挑戦
価値の提供⼒の拡⼤
産業としての変⾰対応⼒
インフラサービス⽀援6310．これからのPV産業
 太陽光発電産業の変⾰ 太陽光発電産業は、コスト低減イノベーションが進み、太陽光発電と関係するあらゆるサービスを提供するインフラシステム産業へと変貌 太陽光発電の位置付けの⾶躍的⾼まり 持続的社会・地球環境の維持への貢献（環境負荷を低減する主⼒電源化）
 社会インフラとして事業責務（地域との共⽣）
 レジリエンスを有する新し電源（分散電源）
2030年〜2020-2030年
2012-2020年
Step1︓FIT活⽤• FITによる普及
電⼒⾃由化
発送電分離

Step３︓市場原理に基づく拡⼤• セクターカップリング• コスト低減イノベーション• サービスを提供するインフラシステム

Step２︓FITからの⾃⽴• コスト競争⼒の向上• 新たなビジネスモデルでの成⻑電⼒市場機能拡⼤
次世代NWの構築

分散型電源の役割拡⼤
電⼒システム構造変⾰
64

⽬

次

１．はじめに
２．環境課題と新たなビジネス変⾰
３．太陽光発電の導⼊量
４．主⼒電源化にむけて
５．2050年に向けて６．PVの主⼒電源化による便益
７．電⼒システムの変化
８．変化する住まいと暮らし
９．脱炭素化に向けた企業の変化
10．これからのPV産業
11．未来に向けて6511.

未来にむけて〇感染症を乗り越え、未来は脱炭素社会へ急速に変化〇太陽光はだれもが取り組める環境未来社会へのツール〇2050年単年度では、温暖化ガス削減 2.4兆円、化⽯燃料削減 2.7兆円の便益が⽣み出される〇太陽光発電に⼀貫して流れているのは、⻑期安定電源として、社会を変え、エネルギーインフラを⽀えていく重
要な役割を担っていること〇PV OUTLOOK 2050 は社会が⽬指すビジョン66

ご清聴ありがとうございました

⼀般社団法⼈ 太陽光発電協会
http://www.jpea.gr.jp/67