JPEA PV OUTLOOK 2030

２０３０年に向けた確かな歩み～

スマートカントリー日本を目指して ～2015 年 3 月
一般社団法人 太陽光発電協会

一般社団法人 太陽光発電協会
太陽光発電産業ビジョン 作成履歴
2002 年

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」

2006 年

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」
2010 年

JPEA PV OUTLOOK 2030
「日本ブランド 10 兆円産業を目指す」

2012 年

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」
2013 年

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」
2015 年

JPEA PV OUTLOOK 2030
「2030 年に向けた確かな歩み ～スマートカントリー日本を目指して～」

目

次

1.

はじめに ························································································ 1 頁

2.

急拡大した国内市場·········································································· 2 頁
2.1 国内の状況
2.2 世界の中の日本
2.3 国内住宅用見通し
2.4 国内非住宅用見通し

3.

設備認定量が示すもの ······································································ 17 頁
3.1 都道府県別規模
3.2 電力供給に占める規模

4.

顕在化してきた系統接続制約問題 ······················································· 20 頁
4.1 背景と当面の系統接続ルールの見直し
4.2 系統接続制約問題の今後の進展
4.3 時間軸視点での年次導入ペース
4.4 普及度合いで変化する系統接続制約問題と対策

5.

太陽光発電にとっての「電源価値の最大化」 ········································ 34 頁
5.1 日本のエネルギー政策における太陽光発電の位置付けと評価
5.2 エネルギー政策から見た太陽光発電の課題
5.3 太陽光発電の価値向上に必要となる蓄電技術

6.

2030 年への確かな歩み ···································································· 49 頁
6.1 見えてきた時代区分
6.2 脱化石燃料社会
6.3 100GW を通過点として 100 年先へ
6.4 適正処理問題
6.5 設備償却後の太陽光発電所
6.6 蓄エネ社会を経て最強のスマートカントリーへ

7.

おわりに･････････････････････････････････････････････････････････････････････････････････61 頁

1. はじめに前回の“JPEA PV OUTLOOK 2030”改訂（2013 年 12 月）より僅か 1 年余りで、今回姉妹編として「2030 年に向けた確かな歩み ～スマートカントリー日本を目指して～」を発行することとなった。再生可能エネルギーの固定価格買取制度（FIT）による劇的な導入促進効果が明らかになるにつれ、普及の急上昇が一転して急降下することによるハード
ランディングの事態が危惧されるようになったことがその背景である。太陽光発電産業が
この衝撃に耐え、スムーズなテークオフにより 2030 年に向けて健全な発展を遂げて行く
ために越えなければならないハードルをより具体的に記述することで、JPEA ビジョンの一貫したテーマである「太陽光発電産業の持続的発展のための可能性」をさらに補強する資料となることを目指した。又、2030 年までは残すところ僅か 15 年であり、「長期的な未来」と言う意味で、さらにその先の社会を展望する端緒となることも意図した。
本稿は、“JPEA PV OUTLOOK 2030”のストーリーを踏襲しているため改訂版ではなく姉妹編とし、「2030 年での国内累積導入量目標 100GW」は変えることなく、国内状況に限定して補強を行った。
「FIT の設備認定量が 70GW を超えたこと」「九州電力管内では大量の設備認定量により電力需要の小さい軽負荷期に太陽光発電の供給電力量が需要電力量を上回ること」「エネルギー基本計画（平成 26 年 4 月策定）で示される 2030 年のエネ
ルギー需給においての太陽光発電が 572 億 kWh（設備容量 53GW）以上であること」等々
からは、1974 年に始まった国家計画であるサンシャイン計画以来の官民挙げての開発や普及の努力が結実し、既に太陽光発電の普及は所期の目標を達成したと性急に結論づけられる懸念もある。この点からは、「やるべきこと、やれることはもう無い」という声も聞こえてきそうではあるが、むしろそうではなく、産業を含む日本全体で為すべきことがより具体的、現実的なものになったと認識すべきである。
又、本稿では、純粋な国産エネルギーであると共に、産業振興や地域活性化、環境対策に貢献する等の点から太陽光発電はまだまだ伸ばさなければならないという考えに立ち、
あえて導入の限界量にも言及し、100GW を超えてもなお必要なものであり、かつ導入が可能であることを示した。
太陽光発電産業の発展が日本のエネルギー問題・環境問題の解決の一助となることは疑
いようもないが、太陽光発電の価値が生活者のレベルにおいて如何に消費者に受け入れられるかという点については、正念場を迎えつつある。

1

2. 急拡大した国内市場
2.1
2.1.1

国内の状況
国内導入見通し

図 2-1 は、今回見直しの中心となる 2030 年までの国内累積導入量見通しである。図中
赤枠、赤線で重ねたグラフは、FIT 制度が始まった直後の 2012 年 8 月に作成したビジョンである。FIT 制度による導入促進効果が見えていない段階では、現在の設備認定量である約 70GW に到達するのは 2025 年を過ぎてからと予測していた。その意味で、現在の系
統接続制約問題は、10 年前倒しで現実のものとなったと言える。

図 2-1 国内累積導入量見通し
国内累積導入量見通しは、下記の内容を考慮して試算した。
・2012 年 7 月より実施された FIT 制度における設備認定量約 70GW の導入を考慮する。
・第 8 回新エネルギー小委員会（2014 年 12 月 18 日開催）で示された電力会社毎の再生可能エネルギー接続可能量も考慮する。
・東北地方の震災復興事業や東京オリンピック開催準備との期間重複による絶対的な施工
人員不足を見込み、経験による習熟度向上も前提とした上で毎年の導入量に一定の上限値を設定する。
・施工能力の限界などの理由により、設備認定分で早期に設置できなかったものも数年間は安定した導入量とする。

2

・FIT 制度のプレミアム期間終了後 2020 年までは、10kW 以上の市場での適地の減少や買取単価下落による事業性の低下により、設備認定量及び導入量は一旦減少するものとする。
・2022 年以降は、電力システム改革の進展や発電コストの低下により、安定した導入を見込んだ。
・FIT 制度以前から普及を支えてきた 10kW 未満の住宅用システムは、市場のベースとして FIT 制度下でも余剰電力へのインセンティブにより安定的に伸長するものとする。
・10kW 以上の市場が一段落する 2020 年以降は、新築住宅における搭載率が毎年上昇すると共に、既築住宅においても搭載が進み、住宅用への期待の高まりから、毎年安定的に成長するものとする。
図 2-2 に、2006 年度から 2013 年度までの太陽電池出荷量推移を示す。過去の実績からも FIT 制度の効果が 2012 年以降、非住宅分野の激増に顕著に表れていることが分かる。
海外市場においては、FIT 単価引き下げにより発電事業としての経済的魅力が失われると共に、過当競争もあり輸出比率は激減した。この窮地から産業を救ったのは、FIT 制度により活性化した国内市場と言える。一方で、海外製品の調達も増えてきた。FIT 制度を先行して導入してきた EU 市場で起こったことを見れば、産業振興、エネルギー政策にどのような影響を及ぼすかを考える上で大いに教訓となる。
輸出比率/年

MW/年
9,000

114

輸出
8,000

80.0%

国内非住宅（公共産業用）
国内住宅

7,000

70.0%

輸出比率

〈参考〉平成 25 年度モジュール国内出荷

90.0%

60.0%

6,000

6,179
50.0%

5,000
4,000

562

40.0%

3,000

1,940

30.0%

2,000

1,476

1,000
0

2006FY

2007FY

884
41
196
2008FY

1,281
199

1,045
80
544

196
862

1,206

2009FY

2010FY

2011FY

1,869

2,367

10.0%
0.0%

図 2-2 太陽電池出荷量推移
2.1.2

20.0%

2012FY

2013FY
出典：JPEA

便益

FIT 制度の問題点のみがクローズアップされる中、効果や便益の検証も重要である。図2-3～図 2-6 は、2014 年 8 月 8 日の第 2 回新エネルギー小委員会の場で JPEA が発表した資料である。特筆すべきは、僅か 3 年で白物家電市場と同等の約 2.5 兆円の市場が創出されたこと、設備・インフラ産業として 10 万人超の直接雇用を生み出したことである。特に販売・施工の会社が全国で 5,000 社を超えたことは、地域の活性化に貢献した。

3

図 2-3 太陽光発電の大量導入がもたらす便益

図 2-4 太陽光発電 便益の試算結果

4

図 2-5 地域に貢献する太陽光発電※1：2013 年度の直接雇用人員対象は、モジュール、パワーコンディショナ、架台、工事関連、土地関連、
系統関連、運転維持関連※2：2013 年度の総雇用人員対象は、上記直接雇用＋間接 1 次（原材料等の中間需要によって起こる生産波及効果）＋間接 2 次（誘発された雇用者所得のうち消費支出分の生産）雇用を含む

図 2-6 太陽光発電国内市場と雇用創出

5さらに表 2-1 に、2014 年の夏季最大需要日における供給電源としての太陽光発電の貢献を示す。もし太陽光発電が設置されていなかったら供給電源の予備率がどうなったかを下段に示す。
最大需要日のピーク需要時間は各電力で 13～17 時までの間でばらついており、太陽光発電の出力がピークとなる 12 時頃との時間のずれがあることから、貢献度はこの点にも留意し全体としてメリット、デメリットを評価しなければならない。
北海道

東北

東京

中部

関西

北陸

中国

四国

九州

供給力（万KW）

510

1,586

5,444

2,647

2,843

572

1,160

572

1,714

最大需要（万KW）

459

1,360

4,980

2,452

2,667

518

1,061

526

1,522

11.1
（7.3）

16.7
（13.9）

9.3
（4.8）

8.0
（2.7）

6.6
（2.8）

10.4
（7.5）

9.3
（4.8）

8.8
（0.7）

12.7
（5.4）

予備率（％）（PVが無い場合）

出典：電力需給検証小委員会第７回会合資料／「PV が無い場合」は同資料より JPEA 再計算

表 2-1 2014 年夏季最大需要日需給状況実績
2.2

世界の中の日本

国際的にも太陽光発電は、電力供給の面からだけでなく GDP（国内総生産）への貢献の面からも評価されるようになり、産業として一定の評価を得るところまできた。国際エ
ネルギー機関（IEA）の“TRENDS 2014”の冒頭、S.Nowak 議長は「太陽光発電は従来のニッチマーケットを脱し、電力供給の主流になりつつある。イタリアでは太陽光発電由
来電気が電力供給の 8%に迫り、ドイツでは 6%を超え、ギリシャも 6%に近い供給を果た
すまでになった。その中で太陽光発電のピーク出力を電力システムにどう組み込むか、新しいビジネスモデルや市場設計において、この新たな課題に取り組む必要がある」と述べた。
このことは正に現在日本が直面している問題であり、先進導入国共通の認識でもある。
図 2-7、図 2-8 は 2013 年末時点の太陽光発電由来電気の比率であり、対消費電力量比では、6%を超えるイタリアとドイツが突出している。系統が隣国と連系されていること、調整のための揚水発電や火力発電の構成が異なることなど、一概に EU と比較することはできないが、対消費電力量比で 1.4%の日本が今後の工夫次第で世界 No.1 になることも可能である。系統対策、自由電力市場形成、電力制御方法などの点で EU の経験には参考になるものが多い。電力多消費国であり、かつ独立した島国、資源小国の日本がどのような方向を目指すべきかについては、これらの経験を元にすれば自ずと明らかになる。対 GDP
比ではいずれの国も 1%に満たないが、日本の太陽光発電産業としては、ビジョン当初目標である 10 兆円（対 GDP 比約 2%）を超えて行かなければならない。

6

MW

％
8.0

50,000

累積PV （MW）
45,000PV電気/需要 （％）

7.0

PV市場/GDP （％）

6.0

40,00035,000

１US$＝97.6円

5.0

30,0004.0

25,00020,0003.0

15,0002.0
10,000

1.0

5,000

0.0

0

出所：IEA-PVPS T1-25:2014 TRENDS 2014

図 2-7 太陽光発電由来電気と対 GDP 市場規模

図 2-8 消費電力量に占める太陽光発電由来電気順位（2013 年末計算値）

7

図 2-9 は 2006 年から 2013 年までの主要国と世界の年間導入量であるが、時々の政策や制度の変更により大きく波打っており、必ずしも右肩上がりではない。これは太陽光発電の市場規模推移が、単に生産と消費の関係だけで決まっている訳ではないことを示している。言い換えればその普及は、市場原理、経済原理による力を未だ有していないということである。
国別年間導入量MW

世界年間導入量MW

14,00045,00039,957
12,920

世界

12,00040,000日本
30,391

ドイツ

10,000

スペイン

7,609

7,406

米国
6,000

30,000

9,454

イタリア
8,000

35,00031,09525,000
6,968

7,485

20,00017,069

中国

5,000

4,000

4,751

15,0003,304

10,000

1,620

5,000

3,348
2,500

2,321

2,000

1,867

991

0

392

2006

2007

2008

2009

2,000

1,296

918
500

276

102

472

2010

暦年

3,346

2011

2012

0

2013

IEAPVPS TRENDS 2014 より算出

図 2-9 主要国と世界の年間導入量
図 2-10 は、2013 年末の主要国における累積導入量と 2013 年に導入された量を示す。
2013 年単年の比率が高い中国や日本は、近年市場が活性化されていることを表している。
40000
MW

35000

2013年末累積導入量（TOP10）
世界計： 139.8 GW

累積

オーストラ ベルギー,
3,009
リア, 3,226

イギリス,
3,377

30000

スペイン,
4,640

内単年

（2 5 .6 ％）

フランス,
4,733

25000

ドイツ,
35,766

アメリカ,
12,079

20000

MW
MW

（8 .6 ％）

日本,（9 .7 ％）13,599（1 4 .1 ％）（1 2 .9 ％）

15000

イタリア,
18,074中国,
19,72010000
IEA PVPS T1-25：2014を参考に JPEA 作成

トルコ

ノルウェー

スウェーデン

メキシコ

マレーシア

台湾

ポルトガル

イスラエル

デンマーク

スロバキア

ウクライナ

オーストリア

タイ

オランダ

スイス

ブルガリア

韓国

カナダ

インド

チェコ

英国

ギリシア

ベルギー

フランス

米国

オーストラリア

出典：Report IEA-PVPS T1-25:2014

スペイン

日本

中国

イタリア

ドイツ

0

ルーマニア

※ 日本 ： 経済産業省 News Release 掲載の数値より計算

5000

図 2-10 国別累積及び 2013 年単年導入

8

2.3
2.3.1

国内住宅用見通し
住宅用太陽光発電の状況

図 2-11 に、1994 年から 2014 年度までの住宅用太陽光発電の累積導入件数を示す。2009年度以降に市場が急速に拡大しているが、その変化要因は以下の通りである。
1）余剰電力買取制度と補助金
2009 年 1 月に開始された国による補助金及び、2009 年 11 月に開始された余剰電力買取制度によって、住宅用太陽光発電の市場が一気に活性化した。
2）固定価格買取制度（FIT）への移行
2012 年 7 月の FIT 買取制度導入により、住宅用太陽光発電の 1 戸あたりの設置容量が拡大し市場構造が変化した。補助金の交付対象は容量 10kW 未満のシステムであったが、補助金終了後は戸建住宅でも 10kW 以上のシステムを搭載する住宅モデルの導入が加速されている。

図 2-11 住宅用太陽光発電累積導入件数

9

2.3.2

直近の市場の変化

1）戸建住宅容量 10kW 以上のシステムを搭載できるように屋根形状を工夫した住宅モデルの導入が活性化している。又、屋根上設置で容量 10kW を確保できない場合は、カーポートの屋根等を活用した事例も見られる（写真 2-1、写真 2-2）。

写真 2-1

10kW 以上システム搭載モデル

写真 2-2 屋根以外設置事例
2）集合住宅（長屋）
賃貸集合住宅では、10kW 以上のシステムを搭載し全量売電にてオーナーの賃貸住宅経営を改善するモデルが普及し始めた（写真 2-3）。

写真 2-3 集合住宅用太陽光発電設置事例

10前述のような容量 10kW 以上の市場の急速な活性化を反映し、市場見通しの見直しを行った。直近では 20 年全量買い取りを前提とした容量 10kW 以上のシステムが件数の約 2割を占めることで、導入容量が大きく拡大すると想定しているが、数年後には本来の住宅
用太陽光発電の容量である 10kW 未満の市場に収斂し、その後は安定的な市場を形成すると想定している。
2014 年 9 月に発生した電力会社の系統接続申し込みへの回答一時保留によって 10kW
以上の大容量システム導入のリスクが顕在化した為、よりリスクの少ない 10kW 未満の住宅用への回帰の動きもある。さらに FIT 買い取り単価のプレミア期間が終了する 2015 年
以降は、10kW 以上／未満の設置容量傾向は変動する可能性もある。但しその場合でも、
容量 10kW 超は 9～10kW へのシフトとなり、全体の件数・容量への影響は限定的であろう。図 2-12 は、住宅用太陽光発電システムの容量及び件数表示での導入見通しである。

250

容量表示

１０ｋＷ以上

既築戸建

新築戸建

累積容量

万ｋＷ
5000

200

4000

150

3000

100

2000

50

1000

0

0
2010 11

50

12

13

14

15

16

件数表示

17

18

19 2020 21

22

23

１０ｋＷ以上

既築戸建

新築戸建

累積件数

24

25

26

27

28

29 2030

万件
1000

40

800

30

600

20

400

10

200

0

0
2010 11

12

13

14

15

16

17

18

19 2020 21

22

23

24

25

26

27

28

29 2030

図 2-12 住宅用太陽光発電システム導入見通し

11

2.3.3

今後想定される系統連系問題に対する住宅用太陽光発電の変化

2009 年 11 月に開始された住宅用太陽光発電の余剰電力買取制度は、買い取り期間 10年間で終了するため、2019 年以降は余剰電力の売電が自由市場での取引になるものが年々増加していくことになる。この自由取引想定量を、累積導入容量見通しと合わせてグラフ化すると図 2-13 となる（10kW 以上は除外）。2020 年までは FIT が適用される累積容量が毎年増加傾向にあるが、2020 年以降は FIT 適用分の増加は緩やかなものになるため、電力消費者の負担（サーチャージ）も限定的なものになることが想定される。
次に、これを系統に流入する余剰電力量で評価したものが図 2-14 である。導入後 11 年
目以降は余剰電力の売電が自由取引に移行することになるが、自由市場においては安価な
売電単価が予想されるため、エコキュート（自然冷媒 CO 2 ヒートポンプ式給湯機）の昼間
運転、蓄電池の活用等で自家消費した方が経済的なメリットが大きくなると考えられる。
そこで自家消費電力量の増加により売電量（系統への流入量）が 11 年目以降は 10 年目までの 50%になる場合（CASE-1）、全量を自家消費電力量に回した場合（CASE-2）の試算
結果もグラフ中に併記した。
ユーザーは当初 10 年間の FIT 制度活用により太陽光発電設備への投資はほぼ回収されているため、11 年目以降は自家消費での活用を促すことで系統への流入量を抑制し、系統への負担が軽減できる可能性がある。系統連系システムを持続可能なシステムとして運用するためには、余剰電力の売電制度を有効に活用すべきである。

4000
万ｋＷ

ＦＩＴ適用

自由取引容量

累積容量
3000

2000

1000

0
09 2010 11

12

13

14

15

16

17

18

19 2020 21

22

23

24

25

26

27

28

29 2030

図 2-13 FIT 後の住宅市場容量

12

250
億ｋＷh

ＦＩＴ適用
自由取引

200

累積流入量
case1（50％）

150

case2（100％）

100

50

0
2010 11

12

13

14

15

16

17

18

19 2020 21

22

23

24

25

26

27

28

29 2030＜試算条件＞
1kW 当たり年間 1000kWh／年の発電電力量で 1 邸当たりの自家消費電力量は 1500kWh／年とし、余剰分が系統に流入する

図 2-14 FIT 後の住宅市場からの電力量
2.4

国内非住宅用見通し2.4.1

非住宅用太陽光発電の状況

2011 年までの太陽光発電市場は 70～80%を住宅用が占め、残りが非住宅用であり最も出荷の多かった 2010 年から 2011 年でも年間 200MW 程度であった。大きく公共分野と産業分野に分けられる非住宅用市場は、住宅用に比べ電気料金が 1/2 以下であることから導入における事業経済性の障壁は高く、環境貢献や省エネというボランタリー精神に支えられた市場であった。そのため導入規模は、補助金予算総額の範囲に留まっていた。
2.4.2

直近の市場の変化

2012 年 7 月の FIT 制度の導入は、非住宅用の市場（公共・産業分野）を大きく変えることとなった。国内総出荷に占める非住宅用の割合は、2012 年度で（国内総出荷量 3.8GWに対し）50%、2013 年度で（同 8.4GW に対し）73%、2014 年度上半期で（上期国内総出
荷量 4.3GW に対し）77%と大幅に伸張し、住宅用を大きく上回る市場拡大の牽引力となった。
FIT 制度の最大の成果は、「ボランタリー導入に依存していた太陽光発電産業にとって、
事業経済性が確保されさえすれば導入への障壁は低く、ポテンシャルは非常に高い」ことを証明したことである。従来は、太陽光発電導入のポテンシャルを議論する上での制約条件として、設置スペースの有無、導入者の有無、投資資金の有無、システム技術の熟度、施工を含むサプライヤーの供給能力などの懸念材料が根底にあった。しかし、FIT 制度に
より事業の予見性が保証されたことで幅広い層からの参入が促された。何よりも想定外で13あったのは机上での検討では想像できない程の大量の未利用遊休スペースが現れたことであり、他の再生可能エネルギーに比べ施工までのリードタイムが短いことと併せ、システ
ム設計規模の自由度が大きいという太陽光発電ならではの特長が活かされた形となっている。
2014 年 4 月からは、設備容量をさらに細分化した結果が公開されている。制度開始の2012 年 7 月から 2014 年 11 月末までの太陽光発電の運転開始容量と、2014 年 12 月末までの設備認定容量を図年 2-15 に示す。

図 2-15 2014 年 12 月までに認定を受けた設備容量と運転開始

特別高圧連系の対象となる 2MW 以上のメガソーラーについては、特別高圧用送電線の敷設等電力会社との系統アクセス作業に時間がかかることなどを考慮すれば、今後 3～5年の間に運転開始していくものと想定される。
10kW 以上の規模別の設備認定において、当該認定期間（2012 年 7 月～2014 年 11 月）の特色としては、「2014 年 3 月まで認められていた低圧分割案件が含まれること」「手続
き的にも簡便な 10～50kW 規模の低圧連系案件が多く含まれること」「統計上に現れにくかった未利用有休スペースの利用が盛んに計られたこと」がある。
一方、2014 年 4 月からは、制度面での運用が見直され、低圧分割や高圧分割の分割案
件は認められなくなった。又、2012 年度、2013 年度の未設置案件については、土地及び設備が一定期間中に確保できていない場合、設備認定が失効することとなった。これらの対応は、FIT 制度の構造上の欠陥によるものというより、制度の趣旨に照らし逸脱する部

14

分を運用で改善して行こうとするものである。
非住宅用の分野では、急激な設備認定の拡大により電力需要の小さい軽負荷期に電力の需給バランスが崩れ安定供給に支障が出るとの懸念から、2014 年 9 月に電力会社が系統接続申し込みへの回答を一時保留するという事態となった。系統接続制約問題については4 章で詳述するが、大別して「接続点近傍での系統の熱容量の問題」と「電力会社管内での需給バランスの問題」がある。尚、これらの問題が出てきた発端が、「現実の連系量から起こる（起こった）実際のこと」を前提としてではなく、「現時点の設備認定量が全て運転開始された場合を想定してのこと」であることは留意すべき点である。これにより、既に設備認定済み案件であっても、運転開始に至るか否かが重要なポイントとなるため、国としてはさらに一部物件の精査を余儀なくされているが、もし連系枠だけを押さえてそれを転売するようなビジネスがあるなら、それは制度本来の趣旨ではない。冒頭 2.1.1 項の国
内導入量見通しは、これらの発電事業の中止、取り止め分をある程度見込んでいる。
2.4.3

今後の非住宅用市場の見通しについて

FIT 制度施行後 3 年間は、買取価格算定に当たって利潤に特に配慮するよう定められていると同時に、電気料金に上乗せされる賦課金による国民負担が過重なものにならないことが求められている。非住宅用の税抜き買取価格については毎年見直され、平成 24 年度（導入年度）40 円/kWh、平成 25 年度 36 円/kWh、平成 26 年度 32 円/kWh と推移し、いずれも利益指標となる IRR が 6%（適正水準 4%＋プレミアム 2%）を前提としていた。
2015 年 7 月以降にはこのプレミアム分がなくなることや、システム価格の低下水準が鈍化していること、適地減少から系統アクセス費用や土地造成費用などの条件が悪化していることなどから、今後は設備認定量の伸びがスローダウンする可能性が高い。結果として 2015 年度以降の非住宅用市場については、システム設置に伴う制約や障害が少ない分
野で設置が進むと想定される。又、今後電力システム改革が進められていく中で、電力自由化による業態をこえた動きや、デマンドレスポンスなどの新しいビジネスモデルと組み合わせた普及が拡大する可能性が高い。今後は「スマート化」がより加速されると考えられ、エネルギー貯蔵や地域特性に応じた多様なシステムによる付加価値の拡大も期待される。表 2-2 に短期、長期に分けての非住宅用市場の特徴を、写真 2-4～写真 2-6 に設置事例を示した。

15

表 2-2 非住宅市場の変化と今後の展開の可能性

写真 2-4 低圧案件 地上設置

写真 2-5 高圧案件 折板屋根設

写真 2-6 特別高圧発電設備

16

3. 設備認定量が示すもの
3.1

都道府県別規模FIT 制度による 2012 年 7 月から 2014 年 9 月末までの設備認定量と、それ以前の余剰電力買取制度下の設置量（FIT 制度へのいわゆる“移行容量”）を合わせた 73.9GW の太陽光発電が全て稼働した場合の年間推定発電量は 875 億 kWh となり、公表されている直近（2011 年度）の総電力需要 1 兆 550 億 kWh のほぼ 8%程度となる。
“JPEA PV OUTLOOK2030”の 2030 年時点での目標である約 100GW の太陽光発電が導入された場合の年間推定発電量は、1,184 億 kWh となり、これは総需要の 11.2%となる。
仮に各都道府県の電力需要の 11.2%を太陽光発電の導入目標と置き換え、都道府県別の認定（及び移行）設備の発電量と比較したものが図 3-1 である。需要の大きい都道府県から順に示したが、認定設備の立地に地域偏在のあることがわかる。当然のことながら、人口が多く産業の集積も大きい東京・名古屋・阪神地区では電力需要は大きく、認定容量は目標の僅か 1 割程度にしかならないが、東北・九州地方では多くの県で既に目標の 2 倍を超える認定容量となっている。
この認定容量を導入ポテンシャルと見れば、設置可能な地域と需要地を結ぶ系統の強化が、認定済の設備を連系し稼働させるために必要である。また、需要地での設備導入の促進も重要であり、土地に制約があるならば、屋根への設置や未利用有休スペースへのさらなる導入促進策が必要である。
百万 kWｈ※2014 年 9 月末時点の都道府県別認定・移行設備容量は経済産業省開示データによる。
都道府県別発電量は上記容量と県庁所在地の MONSOLA-11（真南、30 度設置）日射データにより算出。
都道府県別電力需要は経済産業省開示データ 2011 年度確報による。

図 3-1 都府県別設備認定発電量と 2030 年時点導入目標量

17

11.2％を目標値として電力別に括ると図 3-2 になる。都道府県別でみた認定設備の立地の偏在により、九州電力及び東北電力管内では目標値である 11.2%を既に超えている。特に九州電力管内では目標値の 2 倍近い認定量に達している。しかし、東京電力、中部電力、関西電力（いわゆる“中 3 社”
）では認定設備発電量が目標値を大幅に下回っており、さらなる導入促進が必要である。これらの地域に適地が少ない等の導入制約があるならば、九州から関西へ、東北から東京へ配電する系統強化による広域運用が必須であり、加えて新たな需要の創出や能動化も検討する必要がある。
100万ｋWh
40,00035,000

認定設備
発電量30,000

需要x11％

25,00020,00015,00010,0005,000
0北海道 東北

東京

中部

北陸

関西

中国

四国

九州

沖縄

図 3-2 電力会社別設備認定発電量と 2030 年時点導入目標量
図 3-3 では、さらに低圧と高圧以上を区別して整理した。ここでは仮に今後増大するであろう低圧需要の導入目標を 15%とし、残りを高圧以上の導入目標としてそれぞれの発電量と比較した。九州では低圧も高圧も目標値を超えている。北海道では高圧以上の方が目標値に近く、規模の大きな設備の認定が進んでいることが分かる。それ以外の地域では、総じて低圧の方が目標値に近く、高圧以上の設備導入の促進が必要である。
百万 kWh25,00020,000

低圧設備
発電量

低圧
目標

高圧以上
発電量

高圧以上
目標

15,00010,000

5,000

0
北海道

東北

東京

中部

北陸

関西

中国

四国

九州

沖縄

図 3-3 電力会社別低圧・高圧設備 2030 年時点目標量

18

3.2

電力供給に占める規模

表 3-1 に既存発電設備諸元に対する設備認定量の規模感を示す。
北海道

東北

100万ｋWh

34,236

85,219 291,023 139,011

２

100万ｋWh

PV発電量/総発電量

％

3,354
10%

12,381
15%

21,061
7%

9,656
7%

発電設備容量＊１

万ｋW

755
421
516
300
210
50%
41%

1,777
1,183
1,553
1,117
782
66%
50%

6,505
4,294
5,669
1,764
1,235
29%
22%

3,339
2,451
2,737
785
549
22%
20%

総発電量＊１

東京

中部

北陸

関西

中国

四国

九州

沖縄

10社計

31,020 153,832

65,08630,00791,861

8,557

929,850

1,072
3%

6,608
4%

6,498
10%

3,309
11%

22,81725%782
9%87,540
9%

807
440
570
102
71
16%
13%

3,597
1,798
2,924
566
396
22%
14%

1,199
780
1,181
548
384
49%
32%

696
380
583
265
186
49%
32%

2,014
1,108
1,693
1,877
1,314
119%
78%

243
243
216
66
46
19%
21%

20,932
13,09917,642
7,390
5,173
39%
29%

PV：移行＋認定設備発電量＊

内火力発電容量＊１万ｋW

最大需要＊３
PV：移行＋認定容量＊４
PV：ピーク発電容量＊５
ピーク容量/火力容量
ピーク容量/最大需要

万ｋW
万ｋW
万ｋW
％
％

※1：電事連・電力統計情報 2013 年度データより※2：経済産業省公表値 2014 年度 9 月までの移行容量＋認定容量より都道府県別発電量を試算し、電力別を想定※3：電力需給検証小委員会資料より※4：経済産業省公表値 2014 年度 9 月までの都道府県別より電力別を想定※5：全稼働容量の 70%と仮定

表 3-1 発電設備諸元

再生可能エネルギーを系統内で活用するために必要な調整電源としての火力発電の設備
能力と、太陽光発電の全設備が晴天下でフル稼働したと想定したピーク設備能力（設置容量の 0.7 倍と想定）を比較すると、表 3-1 のように全体では太陽光発電は火力発電の 39%の設備容量となっている。最新の制御機器を用いたディーゼルエンジンと太陽光発電シス
テムの組み合わせでは、ディーゼルエンジン容量の対定格出力 30％までも安定的に運転可能である。今後広域での運用において台数制御以外に調整電源の下げ代問題が想定されるが、火力発電の調整能力は制御技術とも深く関係しており、技術開発とともに再生可能エ
ネルギー導入可能量も変わって行くものと考えられる。
しかし、ここでも設備の地域偏在が課題となる。九州電力管内では太陽光発電が 120％と火力発電の容量を超えており、仮に地域内の系統容量が十分であっても調整電源が足らないこととなる。一方、電力大需要地である東京電力・中部電力・関西電力管内で見ると、20％前後であり、未だ余裕があると言える。北と南からこの“中 3 社”管内への連系強化を行うことは、再生可能エネルギー導入における最重要課題であることが分かる。

19

太陽光発電の発電ピークは基本的に昼間の大きな電力需要がある時間帯に含まれるが、導入推進にはこのピーク能力をどのように活用するか、需要側での工夫も重要な課題となる。再生可能エネルギー導入の目的が CO 2 削減及びエネルギーの国産化だとすれば、全エ
ネルギー消費を化石燃料ベースのエネルギーから再生可能エネルギー起因のエネルギーへ転換して行くことが必要であり、太陽光発電のピーク能力がその時点の電力需要を上回ることがあれば、その余剰電力を新たな需要につなげることが大切になる。熱・水素等への変換等、化石燃料で作っていたエネルギーを再生可能エネルギーで作り、且つ必要に応じ備蓄することで、太陽光発電のピーク能力はフルに活用される。
4. 顕在化してきた系統接続制約問題
4.1

背景と当面の系統接続ルールの見直し

2014 年 3 月末、全国の設備認定量は 66GW に達した。中でも南九州地域（熊本県、宮崎県、鹿児島県）は設備認定量が 3 県合計で 9.9GW（九州全体 17GW の 58%）
、系統接続量でも 0.8GW（九州全体 1.9GW の 42%）となり、この地域への偏在が発生することになった。このためこの地域の系統では、配電用変電所に大量のバンク逆潮流が発生することから、既設の上位送電線（66kV）の熱容量が不足することに対応した送電線の張り替えや、新たな送電用鉄塔の建設が必要となるほか、上位系統送電用変電所の変圧器の増強などが必要となり、数十億円から数百億円規模の費用が発生する事態となった。この問題は大きく二つの系統問題を惹起することになった。
1）九州電力全体での需給バランスの問題
全ての認定設備容量が稼働した場合、軽負荷時（九州電力の場合約 8GW）の電力需要を上回ることで需給調整ができなくなる。
2）南九州地域など設備偏在による上位連系線強化の問題
配電用変電所への大量のバンク逆潮流などにより、上位送電線の容量不足から新たな送電線、変電所の増強が必要となり、発電事業者の負担は事業性に大きな影響を及ぼす。図4-1 は、接続点近傍での熱容量問題箇所と対策案を示したものである。

20

図 4-1 接続点近傍の連系問題個所と対策例

この状況下、2014 年 9 月 24 日、九州電力は系統接続申し込みへの回答を一時保留するという措置をとった。九州電力に続き北海道、東北、四国、沖縄の 4 電力会社も同様の措置をとり、9 月 30 日の第 4 回新エネルギー小委員会において各電力会社の現状と対応が報告された。国は同小委員会の下に系統ワーキンググループ（WG）を設置し、早急に各電力会社における再生可能エネルギーの導入可能量の検討に入った（第 1 回 WG 10 月 16 日
開催、第 2 回 WG 10 月 30 日開催）
。12 月 16 日開催の第 3 回 WG においては、中国電力、北陸電力の 2 社を含めた電力 7 社の接続可能量の算定結果と、接続容量拡大方策についての検討結果が示された。
系統 WG での議論を踏まえた各電力会社の接続可能量の算定については、「既存の設備前提」の中でどこまで変動電源である太陽光発電と風力発電が受け入れられるかの検討となった。表 4-1 は各電力会社が示した接続可能量である。既に低負荷時の接続可能量を超えている北海道電力の他、九州電力、東北電力でも接続済と接続承諾済の申込み合計量が、算定された接続可能量を上回る結果となった。
この結果を受け 12 月 18 日開催の第 8 回新エネルギー小委員会において、従来の接続ルールである「500kW 以上の太陽光発電設備については、30 日/年まで事業者への補償なし
で発電抑制が可能」が「小規模太陽光発電までを対象として 360 時間/年まで事業者への補償なしで発電抑制が可能とし、新たに設置する設備については遠隔抑制設備の義務付け」に変更された（2015 年 1 月 22 日省令改正）。

21

又、12 月 22 日には、北海道電力に加え、電力 6 社（東北、北陸、中国、四国、九州、沖縄）が指定電気事業者に指定され、各電力会社の示した導入可能量を超える場合には、
年間抑制量 360 時間/年を超えて、「無制限・無補償の出力抑制」を条件として系統接続を受け入れる方法（指定ルール）をとることで、系統接続が再開されることとなった。

表 4-1 系統 WG による各電力会社の接続可能量の検証結果

今回の系統接続ルールの見直しは、あくまで「既存の電力インフラや設備認定量を前提とした暫定的な対策」であるが、FIT 制度運用の難しさを露呈したとも言える。導入が速過ぎると系統問題が懸念され、逆に導入が進まなければ制度自体の効果が問題視される。
買い取り単価次第でアクセルにもブレーキにもなる程よい制度運用は、年度内あるいはプ
レミア期間に起こる市場の激変を捉えきれないという側面があることもわかった。今後の中長期的取り組みとしては、電力システム改革や地域間連系線を活用しての広域的な系統
利用などによる接続可能量の増大を早急に検討する必要がある。電力需要予測や発電量予測の精度向上、制御技術の向上等、まだまだ取り組むべき課題が多いことを 10 年早く知ることとなった。

22

4.2 系統接続制約問題の今後の進展
2014 年 4 月に閣議決定されたエネルギー基本計画で再生可能エネルギーは、「現時点では安定供給面、コスト面で様々な課題が存在するが、温室効果ガスを排出せず、国内で生産できることから、エネルギー安全保障にも寄与できる有望かつ多様で、重要な低炭素の国産エネルギー源」と位置付けられ、「2013 年から 3 年程度、導入を最大限加速していき、その後も積極的に推進していく。そのため、系統強化、規制の合理化、低コスト化等の研究開発などを着実に進める」とした上で、「これまでのエネルギー基本計画を踏まえて示した水準（2030 年の発電電力量のうちの再生可能エネルギー等の割合は約 2 割）を更に上回る水準の導入を目指し、エネルギーミックスの検討に当たっては、これを踏まえることとする」と定めている。今後の進展としては、以下のようなことが考えられる。
1）“電力広域的運営推進機関”による全国的な調整
2015 年 4 月に発足する“電力広域的運営推進機関”での運営を強化することで、地域間連系線の活用による全国的な調整が可能となる。
2）地域間連系線運用ルールの見直し
電力会社間の地域間連系線の利用については、従来各電力会社における地域最適化が優先されたことから、再生可能エネルギー導入拡大による電力余剰を想定していなかった。
今後は地域間連系線運用ルールを見直すことで、広域的な電力融通や緊急回避措置などが可能となる。
3）地域間連系線による運用容量の拡大
地域間連系線による運用容量については、安全サイドの考え方から、送電線の熱容量、系統安定性、電圧安定性、周波数維持などの面からの各限度値の設定において、厳しい値によって算定されている。これらの要素は、発電機の運転状況、送電線の構成、エリア内
電力需要の大小、電力系統の状態等によって変化する。現在設定されている各限度値におけるマージン設定を運用面から見直すことで、運用容量拡大の可能性があると考えられる。
ローカル系統での接続制約問題への対応としては、下記のようなことが求められる。
1）系統情報の積極的な公開
電力系統情報については、発電事業者が事前に事業判断をできるように、6.6kV 配電線への接続状況、系統接続申し込み状況、系統接続可能量等に関し、より一層の公開が求められる。又、今後の送配電網の増強・更新計画も積極的に公開していくことも必要である。
これらの情報を定期的に更新し公開することは非常に重要であり、普及の全体像を掴むという点からは国にとっても必要な情報である。
2）複数事業者や自治体による共同負担方式による導入
複数事業者や自治体による共同負担方式による導入を可能とするため、公平な負担となるような仕組み作りや、促進のための支援制度が必要である。

23

3）上位送電線整備への財政的支援
上位送電線の敷設や上位送電用変電所の変圧器増設など、今後の再生可能エネルギー導入拡大を可能とする上位送電線整備への財政的支援が必要である。
4.3

時間軸視点での年次導入ペース

FIT 制度運用開始からの 3 年間で急激に変化した市場の状況については、次の点に留意
して見なければならない。
1）全ての設備認定量が一挙に運転開始できるわけではなく、機器供給能力、施工能力の範囲で、順次導入から運転開始に至る。
2）しかしながら、一定の時間的余裕があったとしてもいずれは導入に至るため、現時点での接続可能量に余裕があるということではないことにも留意する必要がある。
3）従って、この一定の時間的余裕をどう活用するかが重要なポイントとなる。接続可能量拡大に向けての対策オプションには実現に時間を要するものも多く、この時間的余裕の中で技術的・物理的・ルール的検討を進めるべきである。又、対策については、短期・中期・長期に分けてタイムラインを示しつつスケジュール化する必要がある。
4）今後の対応策やルール変更等の方向によっては、太陽光発電普及へのモチベーションが低下したり、設備認定量に対して実際の導入量が大幅に減少したりすることも考えられる。そういった事態に陥った場合、九州地域以外は系統への対策等もほとんど行われない
まま FIT 制度による導入促進が終息し、結果として今後のエネルギーミックスの検討で設定される 2030 年までの再生可能エネルギー導入目標値が達成できなくなる恐れがあることも留意しておく必要がある。
図 4-2 は、2012 年度以降の新たな設置量累積をビジョン数字の元で推計したものである。
70
10KW以上60

10KW未満

50
40

GW

30
20
10
0

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

＜年度ごとの導入量試算の前提条件＞
・2014年12月の第8回新エネルギー小委員会で示された７電力会社毎の再生可能エネルギー導入量限界を2020年までの導入限界量
として試算
・上記以外の3電力会社に於いては、2012年度、2013年度の設備認定量の内、取消・断念を除した設置想定量に基づき、年度ごとの導入想定量を試算
・2014年度以降は、設置の最大ネックとなる施工能力の上限値を年度の設置上限値として試算
太陽光発電協会内の主な発電事業者に対して実施したヒアリング結果により、施工経験値等を踏まえて翌年度以降を試算。2013年度実績（7GW）に対して2014年度は前年比110％、2015年度以降は2014年比105％を施工能力の上限として試算

図 4-2 JPEA 推計による 2020 年までの導入量試算

24

4.4

普及度合いで変化する系統接続制約問題と対策

4.4.1

普及度合いと系統接続制約問題への対策

図 4-3 に今後太陽光発電の普及拡大が続く中で考えられる技術的、制度的な面からの系
統接続制約問題への対策の例を示す。普及が進むにつれて、技術的な対策からライフスタ
イルやその前提となる社会制度、さらには電力市場そのものの有り様まで、様々なことが検討される。

図 4-3 普及に伴う技術的・制度的系統対策

技術的対策については日本が世界で初めて直面するものではない。導入先進地域である
欧州では既にこの面での取り組みが行われており、図 4-4 はこれら欧州での対策手法の中で日本でも適用できそうなものを普及度合いに重ねて示したものである。

25

万ＫＷ

8000
天候予測・系統監視による全分散電源制御

7000

広域電圧制御6000

監視によるインバータ制御
市場価格による需要サイドデマンドレスポンス

5000

需要サイド無効電力制御
出力抑制

4000

自家消費優遇料金メニュー
需要サイド分散蓄電

3000

ピーク貢献出力万KW
定格×０．７０５万KW

配電系蓄電・昇圧トランス
力率制御、ＳＶＲ、ＳｈＲ

2000
1000

トランス新・増設
太線化
タップ切
替

0
※ピーク貢献は電力需給小委による 22.9％、定格×0.705 は設備実績能力

図 4-4 普及拡大に伴い日本でも適用可能な欧州の系統対策
4.4.2

余剰電力発生時の出力制御について

1）出力制御の必要性とその手段
大量の設備認定量により、それらが全て稼動した場合、電力需要の小さい軽負荷期に太陽光発電の供給電力量が需要電力量を上回る懸念が出てきたことにより、指定電気事業者
において「無制限・無補償の出力抑制」を条件として系統接続を行うこととなった。これは、特定の電力管内で太陽光発電が制御無しに運転されると、需要が少ない時期（例えばゴールデンウィークや年末年始等）では電力供給過剰により電圧・周波数が上昇し、安全のため次々と発電所が停止したり、逆に一斉に太陽光発電が解列されると電圧・周波数が急激に低下し、電力管内全体で安定供給が損なわれたりする可能性があるということである。
このような事態に至らないためにとり得る余剰電力発生時の出力制御の手段としては、
火力発電や揚水式／ダム式水力発電等の調整電源を活用することや、太陽光発電自体を出力制御手段とすることが考えられる。
2）出力制御手段としての太陽光発電
今後、小規模分散型電源としての再生可能エネルギー、中でも太陽光発電が大量導入されるにおいては、優先給電の原則を堅持しつつ、それらを余剰電力発生時の出力制御手段として活用することも必要である。そのためには既存の電源保有者を含めた事業者間の公平性を確保することが重要であり、規模等によって異なる電源種別毎の系統接続条件を踏まえた上で全体としての調和を図るための一定ルールを設ける場合、国民的な理解は欠か
せない。

26

以下は、出力制御手段としての太陽光発電を考える場合に留意すべき点である。
・「事前通告によるマニュアル制御」「カレンダー機能による制御日の設定」といった
方式は技術的には容易ではある。しかし、真に制御が必要な時間帯以外にも余分な制御を行うことともなり、経済合理性が問われる。
・常態としての出力制御を検討する場合、既に欧州や北海道電力等で行われている系統
側（中央給電指令所等）からの通信指令によるリアルタイムの遠隔制御や、再生可能
エネルギー電力も含めた高度な需給監視・自動制御システムによるコントロールの実現が望まれる。
・一方、現実問題としての「制御の困難さ」と「ネットワーク化の必要性」は認識しなければならない。現在は中央給電指令所での需給調整によって系統の電圧・周波数を制御しているが、通常この時の制御対象は系統の最上流にある大規模かつ少数の発電所である。余剰電力発生に対する出力制御を行う場合、これらの発電所の出力を、系
統の下流にある給電制御所・系統制御所等の監視する電力需要及びその予測値に追従させることが必要になってくる。
・表 4-2 に太陽光発電設備の稼働件数を容量帯別・電力会社別に示す。従来から制御の対象であった 500kW 以上の設備は、稼働済の分だけでも 3,823 件となっている。
2MW
以上の特別高圧連系設備に限れば 1,705 件であり、中央給電指令所からの直接指示で制御できる可能性はある。しかし、50kW 以上の高圧連系設備は既に 1 万 1 千件を超えており、中央給電指令所からの直接制御の実現は非常に困難である。アグリゲータ
ー等を介した制御も考えられるものの、対象全設備を網羅した実効性のある制御の実
現を考えると、サービスプロバイダー経由ではなく、中央給電指令所の下に中位区分
指令所・下位区分指令所などを設ける等、統制のとれた一体運用の制御システムの整備が必要と考えられる。

１０ｋW未満

５０ｋW未満 ５００ｋW未満

北海道

24,128

東北

119,949

東京

548,442

中部

309,989

北陸

26,865

関西
中国

2,590

１M未満

２M未満

２M以上

104

77

80

8,582

365

116

46,261

1,921

548

37,599

1,420

2,798

206

259,786

22,726150,034

17,753

四国

73,426

九州

275,225

合計
5

26,984155

5129,172398

16

597,585

262

170

6

349,44552

32

029,953

1,059

250

158

16

283,995

511

174

136

7

168,615

11,372

491

140

98

3

85,53041,132

1,059

498

397

17

318,328

沖縄

16,904

6,749

56

1

7

0

23,717

合計

1,804,747

197,562

7,191

2,118

1,630

75

2,013,323※経済産業省公表数値を JPEA にて電力別に分類

表 4-2 2014 年 9 月末時点の稼働設備件数

27・さらに制御範囲を 50kW 未満の低圧連系設備まで広げることを想定すると、表 4-2 記載の稼動分を除き、対象を今後の接続契約分からとしても、その数は年間数十万件のレベルで増加する。これらの設備を 100％把握して制御するという考え方では、システム構
築コストが膨大となり現実的ではない。制御の仕組みとしては、もう少し緩やかで、ある一定期間を区切った上での協力要請とその対応へのインセンティブ付与といったような形のものが望ましいと思われる。又、ここではアグリゲーター等経由での制御も推進すべきである。
以上より、太陽光発電所のみならず分散型電源全体を制御するインフラ整備は、今後の日本の系統計画及び電力システム改革の実現に大きな影響を与えるものと考えられる。
4.4.3

緊急対策としての出力制御

2014 年 12 月 22 日の経済産業省告示で示された指定電気事業者（北海道電力、東北電
力、北陸電力、中国電力、四国電力、九州電力、沖縄電力）では既に、接続申込量が接続可能量を超過、又は超過しようとしている。実際の系統接続量が接続可能量に達し余剰電力が発生した場合には出力制御が行なわれることとなる。その時期は少し先であってもいずれ訪れることであり、その時に向けて予め行っておくべき運用ルールの整備は待ったな
しである。この対処は、前項で述べた分散型電源全体を制御するという目的とは別に、普及が先行している太陽光発電に限って緊急対策として行わなければならない。
太陽光発電システムにおけるパワーコンディショナ（PCS）は、日射強度に応じて自動的に最大出力点を追尾する制御機能（MPPT 機能）を持っている。従って、原理的には制御機能を拡張して出力上限値を 0～100%の間で 1%刻みの値で強制的に最大出力点から外すことで、制御が必要な時間・量に対してのみリアルタイムで出力制御を行うことも可能である。
今後、太陽光発電の系統接続量の増加に伴い、電力需給調整としての出力制御実施は現実のものとなる。制御対象設備の範囲も 500kW 未満まで拡大され、これを遠隔制御によって実施するための PCS 側及び通信インフラ側双方の技術仕様が関係者の間でほぼ固められた状況となっている。
一方、緊急対策とはいえ、出力制御は事業性に直結する問題であり、技術仕様の内容によっては流通在庫の処理、生産ラインの改変等課題も多い。出力制御の必要性を理解しつ
つも、新しいルールの適用にはあらゆる面からの配慮が必要である。
4.4.4

出力制御で起こること

出力制御は事業者の利益に直結しており、制御量を予測することは事業の予見性に大きく影響する。しかし、太陽光発電の事業者は必ずしも事業家としてのプロばかりでなく、一般消費者も含めてさまざまな層に亘っている。そうした一般の設置者（発電事業者）にとって「無制限・無補償の出力制御」という表現は、見込まれる発電事業収益に対して非常に大きく且つ予見性の無いリスクを想起させるものであり、導入を躊躇することは間違28

いない。本項では「制御」の持つ意味を解説する。
尚、「無制限・無補償の出力制御」を条件とすれば、接続可能量はほぼ「無制限」に増える。
「接続可能量」と（実際の）「系統接続量」は、明確に区別して理解しなければならない。
図 4-5 に系統接続量が接続可能量に達した電力会社で、制御対象が新設された場合の太陽光発電全体の出力の変化を幾つかのパターンに分けて示す。

A

B

F

C

D

E

図 4-5 接続可能量に達した後の新設分制御
A：接続されている太陽電池出力 100sinθ が丁度接続限界量 100 に達したところに新たに 50sinθ の新設があった場合
B：制御が掛からなければ合成出力は 150sinθ となるが、限界量より飛び出した斜線部分（余剰）はカットされる。全ての設備が抑制対象の場合、同じ比率で時刻 θ1～θ2
まで 100sinθ も 50sinθ も正弦波の上部がカットされる。
C：既設 100sinθ の構成事業が非制御対象もしくは 30 日（又は 360 時間）制御対象者であるところに無制限制御対象者 50sinθ が新設された場合、余剰分の抑制は全てこの 50sinθ が負う。

29

D：50sinθ がリアルタイムで制御された場合、制御時間帯 θ1～θ2 に出力された分は100sinθ の肩の部分の出力増に寄与する。
E：D のリアルタイム制御ではなく θ1～θ2 の時刻に 50sinθ の出力がゼロ（on/off 制御）に制御された場合を示す。
以上の sin 曲線で斜線の部分は抑制で本来発電すべき量が減じられることを示す。
F：次々と抑制対象の太陽光発電が増設されると、合成出力曲線は図のように肩幅が張り台形から長方形の出力に変化して行く。つまり、低日射で急激に立ち上がり、極端な場合には日の出とともに接続可能量に達する。
事業予見性の面からは、本来は個々の発電事業に対してどの程度の制御量になるかを予測できることが望ましいが、上記から分かることは以下の通りである。
1）電力会社が示す接続可能量に系統接続量が達するまでは、如何なる種別の対象者に対しても、出力制御は行なわれない（出力制御する理由が無い）。
2）接続可能量に対して実際に連系できる接続量は、各発電事業がどのような制御種別（非制御、30 日ルール、360 時間ルール、無制限）の割合で構成されるかで変わってくる。
3）系統接続量が接続可能量に達した後は、全ての新設分が「無制限・無補償の出力制御」
対象となるが、個別事業の抑制率は予測できない。例えば D 図において 50sinθ ではなく
10,000sinθ が参入する場合、ほとんどの時間帯で接続可能量 100 を超えるため、本来期待できる発電量に占める制御量（抑制率）は明らかに 50sinθ より大きい。
4）既設のものは制御種別が決まっており、全体における種別構成の割合が把握できれば（制御される順序は不明であるが）抑制される量は推定が可能である。
5）合計出力の形状（上図 F の台形の形、すなわち制御種別構成）が分かった上で、新設分の量（無制限対象者の総出力）を仮定すれば抑制される量は推定が可能である。
現実的には、「今後新たに接続される量が●●MW に達するまでは、最悪○○%の出力制御が掛かる」という推定になると考えられる。但し、事業期間 20 年を通してこの新たな接続量が変化するため制御量も変化し、事業性の精確な予測は難しいが、接続可能量に達したところでは自ずと新設されるものは減って行くと予想され、ある一定のレベルに収束した上でリプレース市場へと移行するであろう。
本項では出力制御について詳述したが、そのマイナス面だけを捉えることからは新しい展開は見出せない。時期は別にして「需要≦供給」はいずれの電力会社でも起こり得る状
況である。
「無制限・無補償の出力制御」は反面、ほぼ「無制限接続」を可能にする。限界を超えた余剰電力は、捨てるより有効利用することが設置者にとっても国にとっても有益であり、その方策が試されることとなる。後述するように余剰電力を有効利用して他の用途や形・価値に転換する事業が萌芽し、大きなビジネスチャンスとなるであろう。直近で考えられる有効利用の方法は自家消費へ回すことであり、その先は太陽光発電と相性の良
い負荷との組み合わせ、さらにはピークカット電源としての双方向制御へと繋がる。

30

4.4.5出力制御シミュレーション

設備認定量の急増に対し電力会社が系統接続申し込みへの回答を一時保留するという事態となったことから、この事態を打開するための施策の一環として、東京電力、中部電力、関西電力を除く電力 7 社を“指定電気事業者”とし、従来の上限枠（30 日）を超える「無制限・無補償の出力制御」を条件として系統接続を受け入れる方法（指定ルール）をとることで、系統接続が再開されることとなった。しかし「無制限・無補償の出力制御」という表現は、見込まれる発電事業収益に対して非常に大きく且つ予見性の無いリスクを想起させるものであり、今後新たに設置を考える事業者やそれを資金面で後押しする金融機関
等の関係者の事業マインドを過度に冷え込ませる状況ともなっている。
この状況に対処するため、太陽光発電協会（JPEA）では、今後新たに設置を検討される事業者等が、リスクを踏まえた事業性を自ら判断するための情報提供を目的として「出力制御シミュレーション」を公表した（2015 年 3 月 5 日）
。このシミュレーションは、以下の要素情報をもとに試算されている。
1）電力需要実績
各電力会社より公表されている 2013 年の時間毎（24 時間×365 日＝8,760 時間）の電力
需要実績値を使用した。
2）ベースロード等電源容量
経済産業省 総合資源エネルギー調査会 新エネルギー小委員会の第 3 回系統ワーキンググ
ループ（2014 年 12 月 16 日開催）配布資料に記載されている各電力会社におけるベース
電源（一定量の電力を安定的に供給する電源 ＝ 流れ込み式水力、地熱、バイオマス、原子力）容量値合計から地域間連系線活用による容量値を差し引いた数値とした。将来的により広域的な地域間連系線による電力の融通が実現した場合は、その分この数値が減少することとなる。
3）系統接続量（太陽光発電導入量）と発電電力量
系統接続量は今後の太陽光発電導入量増加に伴う系統接続量の累積値であり、その値に対する発電電力量は、NEDO（国立研究開発法人新エネルギー・産業技術総合開発機構）が公開している年間時別日射量データベース（過去 20 年間の平均）を用いて算出した。
シミュレーショングラフは、電力会社別／想定ベースロード等電源容量別に、系統接続量の増加に対して想定される年間発電電力量の抑制率推移を表したものであり、出力制御が無い場合の年間発電電力量に対し出力制御により抑制される年間電力量の割合を示した。
又、適用される出力制御のルールが異なる（30 日ルール、360 時間ルール、指定ルール）
対象設備別にグラフを作成した。
図 4-6 に九州電力の場合のシミュレーションを例示する。その他の電力会社のシミュレ
ーション結果については、JPEA ホームページ（http://www.jpea.gr.jp/）を参照願いたい。

31

図 4-6 出力制御シミュレーション例／九州電力の場合

32

尚、シミュレーション結果については、以下の点に留意してご覧頂きたい。
・示されている年間抑制率は、太陽光発電の系統全体における発電電力量に対する出力制
御の想定割合であり、個別の発電事業者に対して実際に行なわれる出力制御の割合を示すものではない。
・「500kW 以上設備／30 日ルール」「10KW 以上設備／360 時間ルール」と「10kW 以上
設備／指定ルール」の出力制御割合については、「500kW 以上設備／30 日ルール」「10KW 以上設備／360 時間ルール」の出力制御日数及び時間が上限に達するまでは、
極力同等の出力抑制率となるよう制御が行なわれるものとしている。
・360 時間ルール及び指定ルール適用による出力制御は、時間単位の一律制御を前提とした。又、「10kW 未満設備／指定ルール」については、他のすべての太陽光発電の発電を制御した上で、最後に出力制御を行なうこととしている。
・グラフ横軸左端の始まりの数値（九州電力の例では 403 万 kW）は、2014 年 11 月現在
での太陽光発電系統接続量を示し、又、グラフ横軸中央の数字（九州電力の例では 817
万 kW）は第 3 回系統ワーキンググループ配布資料にて各電力会社から報告された接続可能量を示している。
・時間軸を考慮した情報として、現時点での設備認定量と導入量推移実績をもとに、推定された系統接続量が接続可能量に到達する時期、およびグラフ横軸右端の系統接続量に到達する時期も試算した。九州電力の場合、接続可能量 817 万 kW に到達するのは 2017
年頃、又、グラフ横軸右端の 1,300 万 kW に到達するのは 2021 年頃と推定した。
今後、電力会社によるタイムリーな接続申し込み量や系統接続量の情報公開が望まれるが、そこに「出力制御シミュレーション」により示された想定年間抑制率の推移を重ね合わせれば、新規参入における事業性判断の一助とすることができ、発電事業者や金融機関等の関係者に有用なものとなる。
4.4.6

発電量予測

「つなぐこと（ネットワーク化）」と共に、太陽光発電の大量導入に伴う出力制御や、後述する蓄電池の充放電やヒートポンプによる貯湯・給湯などによる出力制御量の最小化と太陽光発電電力の有効利用を行うために必要且つ重要な技術が、「予測すること」である。
太陽光や風力に関しての発電量予測は早くからその重要性が着目され、ドイツやスペインでは既に系統運用に使用されている。我が国でも平成 23～25 年度に経済産業省の「太陽光発電出力予測技術実証事業」において検討された。その概要を図 4-8 に示す。

33

日本気象協会の例
予測種別

予測値提示時期

予測範囲

週間予測

当日１１時

７日先まで

予測値出力間隔
１日ごと

翌日予測

前日１１時

翌日１日間

30 分間隔

当日予測

当日５時

当日１日間

30 分間隔数時間先任意の正時、30 分

６時間先まで30 分間隔

数十分先任意の＃０分

60分先まで10 分間隔

図 4-8 「太陽光発電出力予測技術実証事業」での検討内容
出典：次世代電力供給システム分野に係る技術 評価報告書(案）
産業構造審議会産業技術環境分科会

週間予測や翌日予測等の長期間の予測には数値気象モデルを用いる一方、数時間先の予測には衛星からの画像情報を用いた予測手法が確立され、精度の向上が報告されている。
天候の急変により予測精度が低い場合に課題があるが、精度を補完する情報として予測が当たる確率の算出が有用とされている。2014 年 10 月に打ち上げられた気象衛星「ひまわり 8 号」によって、衛星からの画像情報の解像度の向上や取得間隔の短縮化が実現されることから、今後予測精度はさらに向上していくことが期待される。

5.

太陽光発電にとっての「電源価値の最大化」

5.1 日本のエネルギー政策における太陽光発電の位置付けと評価
5.1.1

エネルギー政策の基本的視点「3E＋S」と再生可能エネルギーの位置付け

我が国のエネルギー政策の基本的視点は「3E＋S」と呼ばれ、「安全性（Safety）」を前提とした上で、「エネルギーの安定供給（Energy Security）」を第一とし、「経済効率性の向上（Economic Efficiency）」による低コストでのエネルギー供給を実現し、同時に「環境への適合（Environment）」を図ることである。
2014 年 4 月に閣議決定された現行のエネルギー基本計画において、太陽光発電を含む
再生可能エネルギーは、「現時点では安定供給面、コスト面で様々な課題が存在するが、温室効果ガスを排出せず、国内で生産できることから、エネルギー安全保障にも寄与できる
有望かつ多様で、重要な低炭素の国産エネルギー源」と位置付けられ、FIT 制度等の政策支援の下に普及拡大が進められている。表 5-1 に、エネルギー政策の基本的視点である「3E＋S」における太陽光発電の評価を纏めた。

34

エネルギー政策の基本的視点「3E＋S」
安全性／Safety
安定供給／Energy Security

経済効率性の向上／Economic Efficiency

環境への適合／Environment

太陽光発電の位置付け・評価
リスク（事故発生時の損害、廃棄物問題等）が小さいが将来の廃棄に備え適正処理は考慮
国産エネルギーとして国の安全保障に寄与、又、災害時には非常用電源としての利用が可能、
但し、出力変動に対する電力系統の安定化対策が課題
現時点ではコスト面に課題があり、技術革新等による電源としての競争力の向上が求められる発電時に温室効果ガスを排出しない低炭素のエネルギー源表 5-1 「3E＋S」における太陽光発電の位置付け・評価（エネルギー基本計画をもとに JPEA が作成）

5.1.2

エネルギー政策から見た太陽光発電の便益

2.1.2 項では、
「3E+S」の視点から、太陽光発電が大量導入された時の便益を、グローバ
ル（地球・人類）、ナショナル（国家・国民）、ローカル（地域・住民）の三つのレベルで示した。本ビジョンで示す 2030 年時点で 100GW の太陽光発電が導入された場合の便益として、国内総発電量に占める太陽光発電の割合が約 12％に達し、その分がエネルギー自給率の向上に資することが挙げられる。又、化石燃料の輸入コスト削減効果としては、LNGを代替するケースで年間 1 兆 4 千億円程度（2013 年度の輸入価格で試算）の貢献が期待できる。温室効果ガスの削減効果としては、発電に伴う排出量の 12％近くを削減できると試算されている。100GW 規模の太陽光発電が導入されれば、定量的な評価においても「3E＋S」の面から十分意義のある貢献が期待できる。
5.1.3

太陽光発電の特質がもたらす電源としての価値と可能性

エネルギー政策における太陽光発電の評価と便益は、定性的には太陽光発電以外の再生可能エネルギーとは共通点が多いが、ここでは太陽光発電に特有の性質に基づいた電源としての価値と可能性を提示する。エネルギー基本計画でも評価されている通り、他の再生可能エネルギーに無い太陽光発電の特質として、「需要サイドとの近接性と連携の容易さ」
がある。具体的には以下の通りである。
・住宅や公共インフラ、オフィス・商業・工業・農林漁業施設等の需要地及び需要近接地での発電が可能であること
・電気の需要家（家庭から大規模工場まで）が自ら設置し発電事業者となることが可能であり、さらに、情報通信技術（ICT）の活用により需要サイドとの連携が容易であること

35

又、これらの太陽光発電の特質を活かすことで生まれる「電源としての価値と可能性」
としては以下の 4 つが考えられる（5.3 項にて詳述）。
①自家消費の活用等により需要と一体化することで電力系統への負担を軽減できること②非常用電源としての活用が可能であり地域の安心・安全に貢献できること③消費者参加型のエネルギーマネジメント（需要の能動化）の実現に貢献できること④需要サイドのエネルギー転換（電化）と一体化することでエネルギー消費効率の向上と低炭素化が同時に達成可能であること
太陽光発電に備わるその他の特質としては、以下が挙げられる。
・電力需要の多い昼の時間帯に発電すること・PCS を制御することで、比較的容易に出力の調整（下方への調整、抑制）ができること
これらの特質が生み出す「電源としての価値と可能性」として以下の 2 つが挙げられる。
⑤晴れた日であれば昼の時間帯のピーク電力需要を補うことができ、夏季の需給緩和に貢献
できること⑥出力調整機能を活用すれば電力系統の安定化に寄与できること
以上をヒントに、「便益の最大化と系統対策」を同時に実現する効果的な方策を考えた場合、以下の「需要のエネルギー転換（電化）」「需要の能動化（需給統合）」「太陽光発電の能動化」を一体的に推進することが一つの可能性として挙げられる。図 5-1 にそのイメージを示した。

図 5-1 「便益の最大化と系統対策」推進の方策 イメージ図36

尚、エネルギー基本計画において太陽光発電については、「個人を含めた需要家に近接したところで中小規模の発電を行うことも可能で、系統負担も抑えられる上に、非常用電源としても利用可能である。一方、発電コストが高く、出力不安定性などの安定供給上の問題があることから、更なる技術革新が必要である。中長期的には、コスト低減が達成されることで、分散型エネルギーシステムにおける昼間のピーク需要を補い、消費者参加型のエネルギーマネジメントの実現等に貢献するエネルギー源としての位置付けも踏まえた導入が進むことが期待される」と記述されている。
5.1.4

需要ピーク時の供給力としての価値と低需要時の安定化対策

図 5-2 は、2014 年 4 月末までに設備認定を受けたもの及び、それ以前に稼働しているものを加えた約 70GW（7,000 万 kW）の太陽光発電の出力特性を需要曲線に重ね合せたものである。又、この図では約 15,900 万 kW のピーク供給に対する 7,000 万 kW の太陽電
池の晴天時ピーク出力を緑破線で示しているが、実線は実際の供給力として評価され、国の委員会で示されたピーク時（15 時）の供給実績を定格の 22.9％とした時の電力量を示している。需要のピーク時間帯の供給信頼度が高くなるほど太陽光発電の出力が最大となる 12 時頃の出力を如何に制御するかが問題となる。出力制御問題は太陽光発電のピーク出力で論じられる。太陽光発電が相当量連系され接続量の上限で抑制された場合、前述のようにイメージ的には太陽光発電の正弦波形の出力が台形化し、さらに徐々に長方形に近づき安定電源化していく。抑制された電気が切り捨てられることなく、他に有効利用でき
れば「抑制分の有効利用＋太陽光発電の準安定化」という新しい価値創造の可能性もある。
百万 200ＫＷ

180

供給力として評価可能な太陽光発電によるカット量

2013年8月9日
の実需要量

159

160
140

快晴時の太陽光発電
出力によるカット量

120

94

100

快晴時のカット後の需要量相当8040

供給力として評価可
能な７０ＧＷＰＶ出力

200

供給力として評価
70GW×0.229＝16.3百万KW

快晴時70ＧＷ出力60（原子力・エネルギー図面集2013年度版；電気事
業連合会調
べ）

1

2 3

4

5 6 7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 時

電力需給検証小委員会 第5回配布資料３より、①太陽光発電は天候によって、供給力が大きく左右されるため、高需要が発生した日に確実に見込める分を供給力として計上。具体的には、夏季上位３日の電力需要が発生した日の太陽光出力について、直近20年間分を推計（計60データ）し、このうち、下位5日の平均を安定的に見込める出力として評価。
②同資料より自家消費も考慮した「出力比率」は22.9％（361万ＫＷ／1578万ＫＷ）となり、これをピーク時間帯の15時に適応。
③2013/３末時点での既設プラス設備認定分として約７０ＧＷ。

原子力・エネルギー図面集 2013 年度版；電気事業連合会調べ

図 5-2 最大電力発生日における 70GW 太陽光発電によるピークカットイメージ37

5.2 エネルギー政策から見た太陽光発電の課題
前述の通り、エネルギー基本計画で太陽光発電は、「発電コストが高く、出力不安定性などの安定供給上の問題があることから、更なる技術革新が必要である」と評価されている。
すなわち、電源としてのコスト競争力、並びに大量導入時の電力系統対策が課題であり、この課
題を克服することで国民負担の増大を回避することが求められている。
5.2.1

電源としてのコストの課題

発電コストに関しては、NEDO の報告書「太陽光発電開発戦略（NEDO PV Challenges）」（2014 年 9 月発表）において、2030 年には革新的技術により基幹電源並みの 7 円/kWhが可能であるとされている。
一方、RITE（公益財団法人地球環境産業技術研究機構）から発表された「電源別発電
コストの最新推計と電源代替の費用便益分析」（2014 年 10 月発表）では、2013 年時点での原子力、石炭、LNG での発電コストが 8.0～12.5 円/kWh であるのに対し、太陽光発電のコストは 30.6～33.8 円/kWh であるとされている。又、2030 年時点の推定コストは、
原子力、石炭、LNG での発電コストが 8.0～11.9 円/kWh であるのに対し、太陽光発電のコストは、系統対策費用を除くと 13.3～14.8 円/kWh と、将来のグリッドパリティーに向けた技術の進展の可能性を示唆しており、今後も国、地域、業界による継続的なチャレン
ジが求められている。
5.2.2

需要のエネルギー転換（電化・Electrification）

図 5-3 に示すように、我が国の最終エネルギー消費に占める電力の割合（電化率）は 1973
年度の 13.4％から上昇を続け、電化は着実に進んでいる。しかしながら 2012 年度においても電化率は 23％であり、残りの 77％は電力以外のエネルギーとして石油、ガス、石炭等の化石燃料を主として消費していることになる。これら残りの 77％に関しても今後は電化が進むと考えられるが、利便性の向上に加え経済的メリットとエネルギー消費効率の向上に繋がることが重要かつ不可欠である。

図 5-3 最終エネルギー消費に占める電化率 （出典：資源エネルギー庁「エネルギー白書 2014」）38

表 5-2 に 2012 年度の部門別の最終エネルギー消費を示す。電化率は家庭部門 50.5%、
業務部門 45.0%、産業部門 14.8%、運輸部門 2.1%である。太陽光発電との相性から家庭部門と運輸部門に焦点を当てることとした。

家庭部門

業務部門

構成比

産業部門

構成比

（×10 15 J）
計

運輸部門

構成比

電力

1,034

50.5%

1,292

45.0%

905

14.8%

ガス

426

20.8%

796

27.7%

336

5.5%

石油製品、その他

586

28.6%

782

27.2%

3,204

52.4%

石炭製品
計
部門別構成比

2,047
14.3%

100.0%

2,870
20.0%

100.0%

1,667
6,113
42.6%

27.3%
100.0%

構成比

70

2.1%

構成比

1次エネル
ギーに対す
る構成比

3,301

23.0%

1,558

10.9%

15.9%
7.5%

3,247

97.9%

7,820

54.5%

37.6%

3,317
23.1%

100.0%

1,667
14,347100.0%

11.6%
100.0%

8.0%
68.9%

1次エネルギーからの転換損失
1次エネルギー

6,472

31.1%

20,819100.0%

表 5-2 部門別最終エネルギー消費の内訳（「エネルギー白書 2014」を元に JPEA 作成）

5.2.3

家庭部門における電化（Electrification）と太陽光発電、需要の能動化（Active Demand-side Management）

家庭部門における電化によるエネルギー利用効率の改善では、従来型のガス・石油給湯器を高効率ヒートポンプ（エコキュート）に変えることだけでも、一次エネルギーを約 30%削減できる可能性がある（図 5-4）。

図 5-4 高効率ヒートポンプ給湯器のメリット（出展：一般財団法人ヒートポンプ・蓄熱センターホームページ）

39さらに高効率ヒートポンプ給湯器と太陽光発電を組み合わせれば、以下の通りより一層の削減の可能性が出てくる。
1）深夜・早朝の運転から、太陽光が発電している日中（＝気温が高い）の運転に変える
ことで、最大 15%程度のエネルギー消費効率の改善が期待できる（電中研報告書：Q10037
等に基づき JPEA が試算）。
2）自宅設置の太陽光発電の電力を利用することで送電ロスを 4%～8%程度削減できる（JPEA 試算）。
3）火力発電の電気を太陽光発電の電気に切り替えることで、一次エネルギーを最大 6 割程度削減可能であり、温室効果ガスについては 95％以上の削減が可能となる。
高効率ヒートポンプ給湯器を太陽光発電と組み合わせることのもう一つの大きなメリッ
トは、その蓄エネ機能にある。高効率ヒートポンプ給湯器は従来型の給湯器と異なり、通常は電気代が安い深夜から早朝に動かして貯湯槽にお湯（150～300 リットル程度）を貯めておくが、動かす時間を調整すれば、太陽光発電の余剰電力を吸収することが可能であり、電力系統の安定化効果が十分期待できる。又、太陽光発電の出力制御も回避できることから優先度の高い対策となる。
家庭用の高効率ヒートポンプ給湯器の導入台数は、2014 年末現在で累計約 450 万台に達しており、今後も年間 50 万台程度のペースで導入が進めば、2030 年には 1,300 万台近
くまで普及すると推定される（図 5-5）。

図 5-5 高効率ヒートポンプ給湯器の国内導入台数

40

この導入台数における余剰電力の吸収能力を示したものが図 5-6 である。高効率ヒート
ポンプ給湯器の消費電力が 1.5kW のケースでは、2030 年に 19GW(1,900 万 kW)程度のポ
テンシャルがあることになる。この 19GW は、JPEA ビジョンで示した 2030 年の太陽光発電の累計導入量 100GW 見通しの約 20%に相当し、余剰電力吸収能力の規模としては大いに期待できる。
尚、この蓄エネ機能（＝余剰電力吸収能力）を十分に発揮させるためには、情報通信技術（ICT）による負荷機器のネットワーク化、HEMS や電力系統との連携による「需要の能動化」が前提となる。

図 5-6 高効率ヒートポンプ給湯器による余剰電力吸収能力
5.2.4

運輸部門における電化と太陽光発電、需要の能動化

図 5-3 で示したエネルギーの最終消費において、運輸部門における石油製品（ガソリン、軽油、重油)の占める割合は 97.8%と圧倒的である。この一部でも太陽光発電で賄うことができれば、エネルギー消費効率の改善に加え、化石燃料消費と温室効果ガス排出の削減に大きな効果が期待できる。
表 5-3 に示した一般財団法人日本自動車研究所の報告書では、WtoW（Well to Wheel）
効率として J08 モード走行時の一次エネルギー消費量を算出している。ガソリン車 2.0
MJ/km、ディーゼル車 1.8 MJ/km、ハイブリッド（HV）車 1.3 MJ/km、電気自動車（EV）
0.9 MJ/km となっている（電力の構成比が 2009 年の場合）。これはガソリン車やハイブ
リッド車を電化するだけで、エネルギー効率が 30～55%改善することを意味する。
又、通常の系統電源から太陽光発電の電気に切り替えれば、一次エネルギー消費量は 0.4
MJ/km に下がり、エネルギー消費効率がさらに 55%程度改善することになる。電気自動41

車と太陽光発電を組み合わせることのメリットとしては、さらに以下のことが挙げられる。
1）自宅や事業所設置の太陽光発電の電力を利用することで、送電ロスを 4～8%程度削減できる（JPEA 試算）。
2）蓄電池が非常用電源として活用できる。
一方、燃料電池自動車では、ナフサ改質や天然ガス改質による水素供給の場合で 1.3～
1.4 MJ/km とハイブリッド車並みとなっているが、太陽光発電による水の電気分解による水素供給の場合は、1.2 MJ/km に改善する。このことから、太陽光発電で水を電気分解して水素を作り自動車用燃料とすることで、ガソリン車やハイブリッド車に比較して約 5～40%程度エネルギー効率が改善できることがわかる。現在、水素はナフサや天然ガスを改質して取り出す方法が一般的であるが、将来的には国産エネルギーの観点から太陽光発電の電力の利用も考えるべきである。

出典：（財）日本自動車研究所 総合効率検討作業部会「総合効率と GHG 排出の分析」報告書（H23 年 3 月）

表 5-3 WtoW でのエネルギー消費量・CO2 排出（JC08 モード・日本の電源 MIX）

42

出典：
（財）日本自動車研究所 総合効率検討作業部会「総合効率と GHG 排出の分析」報告書（H23 年 3 月）

表 5-4 WtoW でのエネルギー消費量・CO2 排出（JC08 モード・再生可能電源）

電気自動車及びプラグインハイブリッド電気自動車（EV/PHEV）の蓄電機能を活用した場合の需給調整能力ポテンシャルの JPEA 試算結果を図 5-7 に示す。2030 年におけるデマンド調整能力は 24GW（2,400 万 kW）程度のポテンシャルと推定される（3kW/台での試算）。これは家庭用高効率ヒートポンプ給湯器による余剰電力吸収能力の 19GW を上回る規模であり、太陽光発電が大量導入された時の系統安定化対策としては最も期待される方策と言える。

43

万 kW

図 5-7 「2030 年における EV/PHEV 導入台数 795 万台」とした場合の調整能力のポテンシャル

5.2.5

太陽光発電の能動化（Active PV Power Control）

前述の通り、需給調整や周波数調整は系統運用管理者との電力需給に関する情報伝達が必要であり、そのための通信ネットワークが重要になる。既に各電力会社によるスマート
メーター導入が、電力使用量「見える化」を主目的として開始されており、2024 年までに導入を完了する計画が公表されている。
スマートメーターでは接続するさまざまな機器や通信プロトコルの標準化が必要である。
経済産業省は、スマートメーター及びそれと相互接続される太陽光発電、蓄電池、燃料電
池、電気自動車／プラグインハイブリッド自動車、エアコン、照明機器、給湯器を重点 8機器とし、その間（いわゆる“B ルート”）の通信方式を定めようとしている（図 5-8）。
又、スマートメーター経由ではない“C ルート”を通じては、いずれアグリゲーター等の第三者が HEMS を通じで PCS を制御することで、前述の出力制御を行なうことも可能となる。
電力需給情報に基づき、太陽光発電がヒートポンプ等の負荷機器や蓄電機器と連携する
ことで、デマンドレスポンスによる一次エネルギーの低減と需給調整や周波数調整機能向上に貢献することが期待される。

44

出典：第 3 回 スマートハウス・ビル標準・事業促進検討会
HEMS-スマートメーター（B ルート）運用ガイドライン第 1.0 版

図 5-8 電力需給に関する情報伝達ルート

5.3

太陽光発電の価値向上に必要となる蓄電技術への期待

太陽光発電は、その発電量自体が時間や天候に依存するという本来的な性質のために、大きな需給調整力や周波数調整力が必要であり、多額の系統対策費用が必要になるとされている。その解決に向けては、時間や天候への依存の度合いを最小化するとの観点から「貯
める」
「換える」
「抑える」の三つの手段が有効であり、蓄電技術が重要な要素となる。
太陽光発電との連携においては、蓄電池には二つの用途が求められる。一つは比較的短周期の出力変動や周波数変動を電力系統が許容可能な範囲に調整する「変動抑制用途」、もう一つは太陽光発電出力が電力需要を超過した場合の余剰電力を貯蔵する「余剰蓄電用途」
である。
「変動抑制用途」では、大電力での充電と放電が頻繁に発生するため、蓄電池には大電力仕様の「W 価値」の高い性能が要求される。
「余剰蓄電用途」では、大量の電力を長時間貯蔵する必要があるため、蓄電池には大容量仕様の「Wh 価値」の高い性能が要求される。又、蓄電池は充放電効率も重要な性能であり、充放電に伴う電力ロスの少なさも要求性能の一つである。
一部の電力会社からは蓄電池付きでの太陽光発電の連系要件が示されている。北海道電力では特別高圧電力系統に連系される太陽光発電所に対して、「変動抑制用途」の蓄電池の45

設置を求めており、その連系要件は「任意の 1 分間で太陽光発電定格値の 1%以内に変動を抑制すること」とされている。又、九州電力では電力需要が少ない特定日において、指定する時間帯に太陽光発電の余剰電力を貯蔵する「余剰蓄電用途」の蓄電池の設置を求めている。こうした発電事業用に使用される大規模蓄電池とは別に、住宅用途ではゼロエミッションを目的に使用される蓄電池もある。住宅用途では日照が不足する時間帯や夜間の給電に備えて長時間の貯蔵が必要となるため「Wh 価値」の高い性能の蓄電池が要求されるが、事業用と比較すると小規模の蓄電池となる。
実用化されている蓄電池には様々な種類があるが、先に述べた「W 価値」と「Wh 価値」とに分類するとおおよそ表 5-5 の通りとなる。尚、一部の蓄電池はその稼働の為に電熱器や液送ポンプを必要とするものがあり、そうした蓄電池は一般的には事業専用となり、住宅用途には適さない。

表 5-5 蓄電池の種類別特性分類
太陽光発電が化石燃料や原子力を使用する従来型電源に比べ割高である現在、太陽光発電由来電気を貯蔵する蓄電池には高いコストパフォーマンスが要求される。蓄電池のイニ
シャルコストは当然のことながら、施工費、保守管理費、廃棄費などの関連費用、さらには充放電効率やサイクル寿命を含めたトータルコストの一層の低減が求められる。蓄電池
は一部を除いては量産効果による価格低減が可能であり、特にリチウムイオン電池は電気
自動車用途での需要拡大に伴っての価格低減が期待される。将来的には空気亜鉛電池など研究開発中のより高性能な蓄電池の実用化が待たれるところであり、そうした蓄電池は太陽光発電との連携用途にも使用されて行くものと推測される。
前述のように太陽光発電出力が需要曲線を上回る場合、出力制御を行う必要があるが、単に「電気を捨てる」のではなく、「余剰分を蓄電して有効に使う」ことを模式的に表したものが図 5-9 である。

46

「電気事業連合会、原子力・エネルギー図面集 2012」「ESCJ 年報平成 24 年度版」を元に JPEA にて作成

図 5-9 余剰電力の蓄電
図 5-9 は、ビジョンで示した 2030 年の国内累積導入見通し 100GW の太陽光発電が導入された場合の例である。最大電力需要発生日には太陽光発電の 100%出力が系統の中で使い切れるが、最小電力需要発生日には出力が 50%近くで最小需要に迫る。ここで 50%以上（図中黄色）を切り捨てるのではなく、蓄電し他の時間帯で放電すれば、同日でも使い切れることを示している。さらに季節運用を考えれば、この電力を需要余力のある時間帯に放電するのではなく、ピークカットのために放電することもありえる。図 5-10 は太陽光発電の導入量が 50GW を超えて以降の、蓄電を活用してのピークカット量の可能性を試算したものである。
1.25
100GW時
蓄電

1.00

100

60GW時
蓄電

90

0.75

80
70
60

0.50

50GW

0.25
0.00

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

ＰＶ 導入量 ＧＷ

５０

６０

７０

８０

９０

１００

日発電量 [億kWh]

１．５６

１．８７

２．１８

２．５０

２．８１

３．１２

蓄電量 [億kWh]

￣

０．１２

０．３２

０．５５

０．８０

１．０７

ピーク時間帯
放電出力 [万ＫＷ]

１３～１６時
１０～１８時

400
150

1070
400

1830
690

2670
1000

3570
1340

図 5-10 電力余剰分蓄電によるピークカット

47

どの時点、どの場所で実際に系統受容が限界に至るかは、送配電線容量、太陽光発
電導入密度、その時の天候などに左右され、限界点の特定は困難である。ここでは50GW までは蓄電依存は小さいと仮定し、これを超える分を蓄電するものと想定した。設
備利用率を 13%とし、ピーク時間帯（13～16 の 3 時間）及び昼間時間帯に全蓄電量を放電した場合に出力可能なピークカット量（万 kW）をグラフ下に示した。例えば 100GWの太陽光発電が導入され、ピーク時間帯の 3 時間放電した場合 3,570 万 kW の出力となる。
このときの蓄電量は 1.07 億 kWh であり、前回の“JPEA PV OUTLOOK 2030”2013 年
改訂版で示した利用可能蓄電池の 2030 年時点のストックポテンシャル 2.08 億 kWh の半分で済む。

未だ蓄電池のコストは高いが、「捨ててしまう電気」や後述する設備償却後の「発電原価ほぼゼロ円電気」を貯める場合は、トータルとしてどのような使い方が経済性を持ってくるかで判断する必要があり、太陽光発電の価値向上のために大きな可能性を持った分野である。図 5-11 に系統安定化のためのコンテナ型蓄電池の例、図 5-12 にNEDO による実証実験の概要を示す。

図 5-11 コンテナ型 1MW リチウムイオン電池
周波数変動対策蓄電実証概要
変電所に設置した大規模蓄電シス
テムに電力の中央司令所より出力調整指令を送り、蓄電地の充放電制御を行うことにより、周波数調整
力を拡大させ、再生可能エネル
ギー導入拡大への効果を検証する

実証蓄電設備の概要

完成予想図

・設置場所：東北電力西仙台変電所
・蓄電出力：２０ＭＷ（最大４０ＭＷ）
・蓄電容量：２０ＭＷｈ
・実証期間：2014年度に設置し3年間検証

図 5-12 蓄電池による系統安定化実証実験

48

6. 2030 年への確かな歩み
6.1

見えてきた時代区分

太陽光発電は、FIT 制度が実効的である間にコストダウンを図り、「ポスト FIT」では自立したエネルギー産業を目指さなければならない。図 6-1 は先のビジョンでも示した
2030 年までの時代区分を示したものである。第 3 段階では供給電源としての価値を問うているが、着目すべきは FIT 制度下でほぼ償却が終わったシステムが相当量系統に接続され電力を供給しているであろうということである。極端に言えば「発電原価ほぼゼロ円電気」が市場にあるということである。現在のサーチャージ負担や系統増強への負担によって実現するこの低コスト電気は、我々の世代から次の世代への贈り物とも言えよう。図 6-2には、今後の発電量の推移と時代区分を示した。

図 6-1 2030 年まで時代区分

図 6-2 国内導入 JPEA ビジョンと時代区分

49

6.2
6.2.1

脱化石燃料社会最終エネルギー消費における化石燃料への依存“エネルギー白書 2014”において報告された 2012 年度における国内のエネルギーバラ
ンス・フローによれば、一次エネルギーは原子力、再生可能エネルギー、天然ガス、石油、石炭に大別されている。最終エネルギー消費では、電力、都市ガス、石油製品（ガソリン、灯油、重油、ナフサ等）、石炭製品（コークス等）に分類されており、それぞれ下記のようなエネルギー転換が示されている。
・原子力、再生可能エネルギー：その多くを電力へ転換
・天然ガス：電力へ転換、熱量を調整した上で都市ガスへ転換
・石油：ガソリン、軽油等の輸送用燃料、灯油や重油等の石油製品、
石油化学原料のナフサ等で消費
・石炭：電力への転換、製鉄に必要なコークス用原料炭への使用
又、以下の値が重要な指標として報告されている。
・国内 1 次エネルギーに占める海外からの化石エネルギー依存率：92.2％（震災直前である 2010 年度の 81.8％から増加）
・消費エネルギーと 1 次エネルギーの比率：69％・火力発電の熱効率：42％・電力化率（最終エネルギー消費に占める電力の割合）：23％
上記の数値は、国内のエネルギーが海外からの化石燃料に大きく依存していることを示しており、エネルギーの安定供給や環境負荷低減の観点からは、化石燃料への依存率を低減することが重要であると言える。そのためには、火力発電の効率を上げて化石燃料の消費を削減したり、再生可能エネルギー電気の利用を進めたりする一方で、電力化されていない分野での化石燃料の消費を減らすために電化率の向上を図ることも必要である。
将来の電力需要増加により国際的な資源争奪リスクの懸念もあり、図 6-3 に示す化石燃料への依存からの脱却は喫緊の課題である。2012 年度の海外から輸入している化石燃料への依存度は約 92％であり、1973 年の第一次石油ショック時の 89.7％よりも悪化している。
将来世代のためにも長期的には依存度ゼロを目指すべきであり、太陽光発電大量導入の優
先すべき目的・便益はこの依存度を下げることにある。

50

化石燃料の確認可採埋蔵量、可採年数 （全世界）（注）確認可採埋蔵量：存在が確認され、経済的にも生産され得ると推定されるもの。
可採年数： 確認可採埋蔵量をその年の生産量で除したもの。
（出典）エネルギー白書2014 （BP統計を基に資源エネルギー庁が作成）

ShellのNew Lens シナリオ :Mountainsでは世界のエネ
ルギー消費は年々増大し2060年には2010年比で2倍程度に

図 6-3 化石燃料埋蔵量と日本の輸入依存度

太陽光発電によって化石燃料依存度を下げるために優先度が高い分野は家庭部門である。
図 6-4 に示すように、家庭部門のエネルギー消費の約 50%は電気である。電力消費全体に占める割合も 287TWh（電力需要の約 31.4%／“エネルギー白書 2014”による）と約 1/3を占める。家庭部門の電力消費量相当の電力を全て太陽光発電で賄うためには、設備容量
としては約 260GW が必要である。毎年 6GW 程度の導入ペースは実現不可能なレベルの数字ではなく、その場合 40 年先の 2055 年頃には達成できる見通しである。

51

図 6-4 家庭部門のエネルギー消費

6.3

100GW を通過点として 100 年先へ

ビジョンでは、2030 年に国内累積導入量約 100GW を目標としたが、これは日本の電力需要の 10%を賄うというところから来ている。この目標に対しても物理的、経済的な面からの系統接続制約問題や、サーチャージ等の費用負担問題が顕在化してきており、限界値に近いと思われるかも知れない。しかしながら、経済的な面を一旦脇において目標の置き方を変えて見ると、表 6-1 のようなメルクマールが見える。

表 6-1 目標値と対応する太陽電池容量52又、これらをタイムテーブルに落とし込んだものが表 6-2 である。化石燃料への依存率低減に関しては、国内最終エネルギー消費の 3 割程度を太陽光発電で賄うことを最終目標にすれば、太陽光発電の導入量は 700GW に相当する。ここでの前提は以下とした。
・達成年を約 100 年後の 2115 年とする
・2115 年頃の国内最終エネルギー消費量は 9,300PJ とする（エネルギー利用効率の大幅改善により 2012 年度の 14,347PJ の約 2/3 と想定）
・この内 3 割を太陽光発電で賄う（9,300PJ の 3 割は 2,790PJ ／775TWh)

表 6-2 種々目標値と達成時期
近未来の状況の揺らぎに関わりなく定めるのが長期予測であり、代表的なものとして、2013 年にロイヤル・ダッチ・シェルから発表された“NEW LENS SCENARIOS”がある（図6-5）。このシナリオは「新しいレンズを透して変わりゆく世界、新しい時代を見る」という謳いで、「MOUNTAINS シナリオ」と「OCEANS シナリオ」の二つのケースにまとめている。太陽光発電の立場からは「MOUNTAINS シナリオ」は保守的、「OCEANS シナ
リオ」は活動的であるが、二者択一では納まらないのがこのシナリオである。これは将来起こり得るいくつもの可能性の一つと見なければならない。予測とは将来起こりうる多くの可能性の一つであり、いずれかの途を選び、そこに帰納してゆく産業としてのシナリオを作ってこそ初めて意味を持つ。FIT 制度の予後を考察する場合、変動要因は政策・経済・53

資源・市場・技術・国際関係等々広範である。本来、長期にわたる予測はその時期までに達成したい上位の目標があり、その達成のための事物を整えていくロードマップというべ
きものである。太陽光発電の場合は、上位目標として地球環境保全・エネルギー安全保障といった全地球的なものはあるが、地域や国に落とし込む場合、経済発展・資源開発、災害や事故、時には指導性への野心によって全地球的目標への回帰の道筋は様々に変化する。
しかし、100 年後の人々の生活を描けと言われた時、絵のどこかに太陽光発電が描かれることは、恐らく専門家が膨大なデータを駆使したものであろうが、子供が夢として描いたものであろうが大差はないのではと思われる。JPEA としては揺ぎ無い未来の目標を見据えていく。

図 6-5 NEW LENS SCENARIOS
6.4

適正処理問題1992 年に公共産業分野へ、1994 年には住宅用への国による導入支援策が始まった。同時期に電力会社が系統連系システムによる余剰電力の買い取りを開始したことから、これらの相乗効果により太陽光発電は本格的な普及の緒に就いた。1998 年に導入量累計で 10
万 kW に達した後は、2009 年に始まった太陽光発電の余剰電力買取制度、2012 年に始まった再生可能エネルギーの固定価格買取制度により、導入量は飛躍的に増加した。
太陽電池パネルの使用期間を 30 年前後と想定すると、使用済みの太陽電池パネルの廃棄量が 1 万トンに達するのが 2030 年、10 万トンを超えるのは 2040 年代になると推定さ

54

れ（JPEA 調べ）、FIT 制度により近年大量に設置された太陽電池パネルが本格的に廃棄されるのは、2040 年代半ば以降と考えられる。このように、パネルの廃棄量が多くなるのはまだまだ先のことと考えられる一方、パネルの重量の大部分を占めるガラスのより効率的な分離方法や再利用方法等、将来の大量廃棄・処理に向けての技術開発が、各所でなされているところである。又、この状況を受けて環境省、経済産業省は、両省合同の検討会を設置し、将来における「使用済再生可能エネルギー設備のリユース・リサイクル・適正処分に関する調査」を実施している。この調査には JPEA も積極的に協力しており、平成 25
年度における同調査による現状把握は以下の通りである。
1）太陽電池パネルの特徴
・構成材料の内、比較的価値の高い有価物として銀が含まれる。
・有害物質の含有量は少ないが、一部のパネルでは懸念物質が存在する。
2）現在のパネルの処理状況
・現在廃棄されているパネルのほとんどは、メーカーからの生産不良品である。
・すなわち、現状で使用済みとなって廃棄された太陽電池パネルはほとんどない。
・中間処理事業者、金属スクラップ事業者が、産業廃棄物として回収されている。
・銀などの有用資源は非鉄精錬業者で有価物として回収されている。
・太陽電池パネルを設置した住宅において建替え等で廃棄処理される場合、現状は従来の産業廃棄物処理の流れで処理されている。
CO 2 を排出しないクリ－ンな発電である太陽光発電であるが、将来の大量廃棄に備えて、その適正処理・リサイクル等につき、官民をあげて調査検討・技術開発が進められている。
大量廃棄までにはまだ相当の時間的余裕があるので、これらの調査検討・技術開発が着実に実施されれば、大量廃棄時代においても適正処理・リサイクル等は円滑に実施されるものと考える。
6.5 設備償却後の太陽光発電所
6.5.1 FIT 制度終了後の設備稼働容量
エネルギー基本計画においては、我が国の総発電量に対する再生可能エネルギーによる発電量の割合を 20%以上とする目標が設定されているが、稼働容量は FIT 制度により年間
8GW 前後で増加するという好スタートを切っている。FIT 制度の功罪が問われる中、これらの設備が将来どうなるかを考える時期にも来ている。10kW 未満の住宅用で 10 年、10kW 以上の非住宅用で 20 年の買取期間終了後、これらが即日稼働停止しリプレースもなく撤去されるとは、通常期待される製品寿命からは考え難い。又、制度の趣旨からも好ましくない。
これらの買取期間終了（設備償却済）設備が 30 年間発電し続けると、どの程度の設備稼働容量があるかの試算を図 6-6 に示す。

55

ＧＷ

300

有効稼働容量
償却済容量

200

累積導入量

2050

2048

2046

2044

2042

2040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

2022

2020

2018

2016

2014

0

2012

100

＜試算条件＞※2030 年以降 2050 年までに 250GW の累積導入量があると仮定※全ての設備で導入後年率 0.5%の出力劣化織り込み※住宅用は 31 年目に撤去、非住宅用は 31 年目より 20％づつ順次撤去

図 6-6

FIT 制度終了後の設備稼働容量

住宅用では 2019 年より、非住宅用では 2030 年頃より償却済の設備容量が順次増加し、2038 年以降 2044 年までは、有効稼働容量中の 50%以上が償却済設備となっている。発電
事業者は、償却済の設備での低コストの発電により、順次低価格の電気を作れることになる。これらの設備は再投資無しで運用されつつ、その時の電力市場での販売利益を生み、又、それを原資としてその時点におけるより高効率、高信頼性の最新モジュールに順次リ
プレースされる。
FIT 制度での導入時点では 8GW/年という大きなピーク導入時期が存在したが、リプレースは一時期に実施する必要は無い。可能な限り継続運用しつつ、部分的に順次リプレー
スして行くと考えられるので、ある意味安定的なリプレース市場の存在も予想される。逆に考えると、買取期間終了設備の容量の増加に併せては、その発電量を維持して行くために、「継続運用＋リプレース」を促進するための施策が大変重要となる。

56

図 6-6 の有効稼働容量の内、その利用率を住宅用 12%、非住宅用 14%とした場合の発電量を試算し、それが 2011 年の全電力需要 10,554 億 kWh に対しどの程度を占めるか、また償却済設備からの発電量がどの程度見込めるかを図 6-7 に示す。太陽光発電由来の電気が「電気そのもの」として使える範囲は全電力需要の 10%（太陽電池容量としては 100GW程度）程度までであり、それを超えると前述した蓄電、蓄熱、負荷の能動化との組み合わせ等を積極的に活用することが必要である。
25.0%

2050年に市場ストックPV
約190GW＝全需要の20.8％電力供給

償却済設備発電量/全需
20.0%

内住宅/全需電力化、蓄エネ

PV発電量/全需
スーパーリンク（産地直送）

15.0%※全需：10,554億KWh（2011年）

蓄電、水素製造・貯蔵（ピークシフト）

10.0%

5.0%

2050

2048

2046

2044

2042

2040

2038

2036

2034

2032

2030

2028

2026

2024

2022

2020

2018

2016

2014

2012

0.0%

図 6-7 償却済み設備を含む市場ストック設備による発電量
全電力需要に対し、2030 年時点で太陽光発電由来の電力で賄える量は約 11%であり、償却済設備（全て住宅用設備）からの電力は 1%強を占める。これが 2042 年には 9%弱（内住宅用では 3%強）約 930 億 kWh の電力が償却済の設備から供給される。燃料が不要であり「発電原価ほぼゼロ円電気」（市場取引においては託送料等のコストは発生する）が存在することは、水素製造などの新たな二次製品価値を生み出したり、サーチャージでの国民負担への還元などの可能性もある。

57

6.6
6.6.1

蓄エネ社会を経て最強のスマートカントリーへ
スーパーリンク「つなぐこと（ネットワーク化）」には、制御情報を伝達する「通信ネットワーク」と共に、電力自体の「流通ネットワーク」という意味もある。
太陽光発電は地域にかかわらず日本全国でほぼ同程度の年間発電量が期待できるが、電力需要はいわゆる太平洋ベルト地帯、特に三大都市圏に集中している。従って、電力の「流通ネットワーク」の強化、中でも地域間連系線の活用と強化は、太陽光発電のみならずあ
らゆる電源にとっても、電力安定化の観点から重要である。
電力市場の自由化に伴い、太陽光発電などの分散型電源は全国各地に普及が進むことが予想される。
エネルギーの地産地消によって全てのローカルで電力需給がバランスすれば、国全体でも調和のとれたものとなる。しかし、分散型電源は、太陽光、風力、地熱、水力などの再生可能エネルギー、燃料電池やガスコージェネレーション、さらには中小火力発電でもそれぞれに立地上の適地があり、そこでの発電に見合った消費が必ずあるとは限らない。これは大型水力発電や原子力発電でも同じ事情である。ローカルでの需給のアンバ
ランスは、電源選択の自由度、普及拡大、経済性をも損ねる可能性がある。又、発電事業者の機会遺失にもつながる。これらを解決するためには、各地域に分散した発電場所から三大都市圏などの大消費地にスムーズに電気を運ぶことが必要であり、現在の電力会社間の地域間連系線の強化とともに、同一電力エリア内のミッシングリンクのような箇所の解消も必要である。超電導ケーブルを使った国際間のスーパーグリッド構想はあるが、まずは日本列島に大容量の系統を動脈のように張り巡らすスーパーリンクから始めるべきである。図 6-8 は、日本列島全体に高速道路のように送電網を巡らすイメージ図である。

図 6-8 日本列島スーパーリンク イメージ図

58

6.6.2

ドイツに見る蓄エネ社会

EU では、より多くの太陽光発電を導入するための系統対策は、最終的には時間軸に沿った余剰電力の処理であり、「出力制御（抑制）」「蓄電（蓄エネルギー）」「連系された国への輸出」しかないと言われている。閉じられた島国である日本では隣国との送電連系は容易ではなく、電気を何か他のものに変換しない限り「輸出」は難しそうである。

図 6-9 はドイツで示された蓄エネルギーの可能性図である。畜エネルギー技術は、負荷との組み合わせ（能動化）はもとより、余剰電力を圧縮空気や小型揚水として貯えたり、水素を製造したりするなど幅広い可能性を持っている。日本は特に「エネルギーを蓄える国」作りを目指すべきである。

出典：Fraunhofer ISE Recent Facts about Photovoltaics in Germany Last update: May 28,

図 6-9 蓄エネルギー社会に向けた太陽光発電由来電気の変換596.6.3

スマートカントリーへ再生可能エネルギーの利用形態として、マイクログリッド、スマートグリッド、スマー
トコミュニティ等多くのコンセプトが提案されてきた。しかしながら、その必要性については当事者により目的が異なり、「何故それが必要なのか」「誰がそれを推進するのか」という最も重要な点でコンセンサスが得られて来たとは言い難い。スマートカントリー実現の目的は以下の通りである。
・エネルギーセキュリティーの観点からのエネルギー自給率（2012 年度 6.0%）の向上
・国内需要喚起による多種多様な産業の創出、地方活性化や新技術による輸出産業の育成

・人口減少しつつも成熟国家に相応しい省エネ、高効率サービスの実現
・電力の化石燃料依存度（2013 年度 88%）の低減
又、スマートカントリー実現のための要件を表 6-3 に纏めた。

表 6-3 スマートカントリー実現のための要件

蓄エネルギーをキーテクノロジーとするスマートカントリーとは、国内的には産地直送の電力による需給の平準化での国全体としての地産地消の実現、対外的にはエネルギー自給率の向上であり、エネルギー自立国家としての日本の姿を示すものである。
図 6-10 はモノやサービスが地域の特性を活かしながら全国で融通される姿を表している。

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図 6-10 スマートグリッドからスマートカントリーへ
7. おわりに
現在、太陽光発電の普及が進む中で起こっている問題の多くは時間軸のずれ（前倒し）から生じており、「接続ポイント近辺の容量不足」「電力エリア全体の調整力不足」「余剰電力の処理、利活用の能力不足」といった問題は、時間とともにその状況が変化する。
又、電力会社から示されたいわゆる「接続可能量」は、太陽光発電のピーク時出力が低需
要期の最小電力需要を上回らない（余剰電力が発生しない）ことが目安となっている。しかし、この「接続可能量」自体も変化すると考えなければならない。導入の限界量を何処に置くかは、「経済性やエネルギーセキュリティーを踏まえた最適な電源構成（ベストミックス）」「物理的制御可能量」「国内電力需要量」「輸出を含むエネルギー資源転換」などの要素によって左右される。
本ビジョン姉妹編は、太陽光発電を取り巻く足下の問題が激しく変化する状況下、ともすれば将来の姿を見失い、産業が委縮することを危惧し、急遽策定に至った。視点の先に不動の定点として「スマートカントリー実現」を定め、「JPEA ビジョンの 2030 年累積導入目標 100GW は超えるべき途中段階の値である。これは電力需要の僅か 10%強を賄うものであり、日本型蓄エネルギー社会を実現すれば目標値はさらに上げられる。その実現可能性を現在の経済性や技術レベルのみで判断し、未来を閉じてはならない」ということを61メッセージとした。
要はいつ、何を実現するかである。時代が進むにつれ全ての環境条件が改善されて行くとは限らない。過度に自由化が進んだ社会ではステークホルダー間の利益が相反することもあり得る。良い例が FIT 制度である。サーチャージの負担のみを行っている消費者と太陽光発電を設置している消費者では、必ずしも買取単価に対する評価は同じではないが、その違いを認識した上で調整し、全体調和を図ることが重要である。
太陽光発電の普及は、地域での販売や施工における新たな雇用創出、系統配電インフラ整備等の公共事業のみならず、ICT を駆使した新たなサービス産業や蓄電・蓄エネルギーといった周辺産業創出の可能性を持っており、まさに我が国の成長戦略につながることとなる。太陽光発電産業には未来の可能性に向けてやるべき事がまだ数多く残されており、今ある問題は必ず乗り越えられる。

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