太陽光発電

概要

技術的特徴として、発電量が日照（気候・天候や季節、地形による差が大きい）に依存し不随意に変化する一方、昼間の電力需要ピークを緩和できる。さらに火力発電では不可避の化石燃料消費量と温室効果ガス排出量をともに削減できる。放射性廃棄物の処理や事故が起きた場合の汚染被害といった課題を抱える原子力発電への依存度を下げる手段としても活用されつつある。さらに、発電装置はパネル状なので、屋上にも設置でき、本来であれば、太陽光発電専用の敷地を必要としない。
設備は太陽電池、電力として利用する為に必要な電圧及び周波数を変換するインバータ（パワーコンディショナー）で構成される。発電が行われる時間帯・地域と電力需要が異なる場合には、蓄電池も組み合わせて調整される。
開発当初は極めて高価で、宇宙開発等限られた用途に使われた。近年は発電コストの低減が進み、多くの発電方法と比較して高コストながら、年間数十ギガワット単位で導入されるようになった（太陽光発電の市場動向を参照）。今後コスト低減や市場拡大が続くと見込まれ、各国で普及政策が進められると同時に、貿易摩擦に発展する例や、価格競争で倒産する企業が見られる。。

設置場所

制約が少なく、腕時計から人工衛星にも用いられる。屋上、若しくは、地上に直接設置でき、太陽光を十分に受けられパネル重量に耐えられる場所であれば、建物の屋根や壁など様々な場所に設置可能である
。軽量柔軟なフレキシブル太陽電池では、重量や接地面形状の制約も減少する。剛性があるパネルであっても通常の半分程度まで軽量化し、耐荷重の制約を減らした製品も開発されている。
上記のように、人家近くや緑地を除去しての建設には弊害が大きい。波が穏やかな内水面に設置したり、海外では砂漠に建設したりする例もある。
太陽まで８光分である。

発電コスト

太陽光発電のコストは、一般的に設備の価格でほぼ決まる。運転に燃料費は不要であり、保守管理費用も比較的小さい。エネルギーセキュリティ向上などの付加的なコスト上のメリットも有する。特に昼間の需要ピークカットのコスト的メリットが大きいとされるP.131など）。途上国で送電網が未整備な場合、消費電力に比して燃料輸送費や保守費が高い場所など（山地、離島、砂漠、宇宙等）では、現段階でも他方式に比較して最も安価な電源として利用されている。

設備導入費用の内訳は太陽電池モジュール（パネル）以外の工事・流通・周辺機器の割合が大きく、2011年時点のパネル製造費割合が2割程度とされる。
発電設備自体のコスト以外では火力発電や原子力発電の発電量の削減を進めるに伴い、需要と供給の各種変動ギャップを埋める費用発生も見込まれる。風力発電等の電源も関連する。スマートグリッド等の総合的な対策が各国で検討推進されている。
開発当初は高価で用途も人工衛星等に限られたが経験曲線効果に従い価格が低下した。現時点でもコストが比較的高く普及促進に助成が必要であるが、条件の良い地域では既にグリッドパリティが達成されたと報告されている。中長期的にはコストが最も安い発電手段の一つになると予測されている。
グリッドパリティ達成はモジュール価格で1ドル/Wp以下が目安とされた。2012年時点でパネルの種類によっては0.5 - 0.9ユーロ/Wp前後になっている。更なるコスト低減を表明する企業もある。
フランス・ドイツ・イギリス等で2020年までに順次既存の火力発電とコストで競い始めると予測されている。また米国の好条件地域では、2012 - 2014年頃に天然ガス等の発電コストよりも安くなり始めると予測されている。

日本では補助金が中断した2005年頃から一時的に価格が上昇したが、2008 - 2009年にかけて普及促進政策が施行されてからは低減を再開した。
蓄電池を用いる独立型システムについても、今後の価格低下と途上国での普及拡大が予測されている。

系統連系

電力会社の送電網に同期接続する形態が系統連系である。送電網が近傍にある場合は、売電するために系統連系して利用する場合が多い。太陽電池モジュール→パワーコンディショナー→商用電線路という接続形態を取る。再生可能エネルギーの固定価格買取制度（FIT制度）では発電量が設置場所での利用量を上回る分を電力会社に供給する（売電）。電力を送電網に送ることを逆潮流と呼ぶ。夜間や悪天候時に発電量を利用量が上回ると系統側から電力供給する。一般に独立型より発電規模が大きい。独立蓄電型のような大容量の蓄電設備が不要であり、その分、発電量あたりのコスト・温室効果ガス（Greenhouse Effect Gas：GEG）排出量・ライフサイクル中の投入エネルギーが独立型より小さい。

最大電力点追従制御

最大電力点追従制御 (Maximum power point tracking、MPPT) は、インバーターが太陽電池からの電圧と電流の積である電力が最大になる出力電圧で電流を取り出すための制御機能である。使用することで日射量に応じて最適の条件で電力を供給できる。インバーターが直流/交流変換動作を行わない場合太陽電池の出力電流がゼロなら出力電圧は開放電圧 (Open circuit voltage;Voc) である。インバータの電流制御によって徐々に太陽電池の出力電流を増やした時にインバータを通過する電力が増えればさらに電流を増やし、逆に増やして電力が減れば電流を減らす方法によって最大電力点に到達する。この制御方法を山登り法と呼ぶ。住宅用太陽光発電用インバータでは太陽電池がアモルファス、結晶系など多様な電流・電圧特性を持つためいずれの特性の太陽電池に対しても安定に最大電力点に追従して運転することが求められることから最大電力追従のための一回の電流の変化幅と変化の速さ・頻度の選択が重要である。最大電力点追従制御は，インバーターでの直流運転電圧を太陽電池アレイと直流ケーブルを通した最大電力点の電圧に近付ける働きをする。最大電力点追従制御は太陽光発電システムの使用者による測定が困難でインバーターの直流／交流変換の効率と同じく製造者による性能表示が重要である。

資源量

太陽光のエネルギーは膨大で、地上で実際に利用可能な量だけで世界のエネルギー消費量の約50倍と見積もられる。地球に降り注ぐ太陽光の総エネルギー量173000 TWのうち僅か40 TWが光合成を経て有機物を生成する。人間活動で消費するエネルギー量はさらに少なく14 TWである。仮にゴビ砂漠に現在市販されている太陽電池を敷き詰めれば、全人類のエネルギー需要量に匹敵する発電量が得られるという。
生産に必要な原料は豊富で少なくとも2052年頃までの予測需要は十分満たせるとされる。シリコンを用いる太陽電池では資源量は事実上無限とされる。シリコンを用いない太陽電池はインジウムなどの資源が将来的に制約要因になる可能性があるが、技術的に使用量を減らせば2050年以降も利用可能とされる。太陽電池用シリコン原料の供給は2008年まで逼迫し価格が高止まりしたが各社の増産が追いつき2009年から価格低下が予測された。太陽電池専用シリコン原料生産技術は様々なものが実用化され、精製に必要なエネルギーやコストが大幅に削減されるとされる（ソーラーグレードシリコンを参照）。

日本国内で導入可能な規模

潜在的には必要量よりも桁違いに多い設備量（7984GWp = 約8TWp分）が導入可能と見積もられるが、実際の導入量は安定電力供給の電源構成上の観点から決まると見られる。導入可能な設備量は102GWp-202GWp程度とされる。建造物へのソーラーパネル設置により期待される導入量が多く、将来の導入可能量は戸建住宅53GWp(ギガワットピーク)、集合住宅22GWp、大型産業施設53GWp、公共施設14GWp、その他60GWpとされる。
さて、将来的に太陽光発電の累計導入設備量が100GWp（=1億kWp）になれば日本の年間総発電量の約10%に相当する（200GWpで約20%、8TWpで8倍）。
世界的に見て、日本の平均年間日照量は最も日照の多い海外地域の半分程度であるが、導入量世界一のドイツより多い（右上図参照）。国内では冬期に晴天が少なく積雪の多い日本海側で日照量（発電量）が少なく、太平洋側で多くなる。

温室効果ガス (GHG) 排出量とエネルギー収支

GHG排出量は化石燃料電源の排出量より格段に少なく、利用するとGHG排出量を削減できる。エネルギーペイバックタイムやエネルギー収支比の点でも実用水準である。

エネルギー収支

エネルギー源としての性能を比較する際に、エネルギーペイバックタイム (EPT) やエネルギー収支比(EPR)が指標として用いられることがある。製造や原料採鉱・精製、保守等に投入されるエネルギーに対して得られる電力の大きさを示す。ライフサイクルアセスメント(LCA)の一環である。エネルギー収支や環境性能の実用性を否定する意見は都市伝説として否定されている。
現状でEPTが1-3年程度、EPRが10-30倍程度とされる。

世界各国の状況

世界全体の太陽電池生産量は指数関数的に拡大し続ける。PV NEWSの集計は2010年の生産量が2009年に比べ111%増加し23.9GWp(ギガ・ワットピーク)となった（値は調査会社で異なりPhoton Internationalは27.2GWpとする）。地域シェアは中国台湾合計59%、欧州13%、日本9%、北米5%、他14%である。
世界全体の2010年の太陽光発電導入量はEPIAの集計では16.6GWpである。solarbuzz社の集計で18.2GW、額が820億米ドル（約6.5兆円）である。地域別年間導入量は欧州（13.2GWp）、日本(0.99GWp)、北米(0.98GWp)、中国(0.52GWp)、APEC(0.47GWp)、他(0.42GWp)である。
市場規模は2025年に太陽電池約9兆円、構成機器全体で約13兆円、システム構築市場が約18兆円となり、それぞれ2009年の5倍以上に達するとも予測されている。

太陽電池セル製造用装置メーカー

2008年の世界市場の太陽電池セル製造装置売上高トップはアプライド・マテリアルズであった。以下Roth & Rau、Centrotherm、OC Oerlikon Balzers、アルバックと続く。

日本の状況

日本は1970年代のオイルショックから開発と普及に力を入れ、生産量や導入量で長く世界一であり。2000年ごろまで太陽光発電量は欧州全体より日本1国が多かった。
2004年頃には世界の約半分の太陽電池を生産していたが2010年の生産世界シェアは9%である。生産自体は2GWpを超えて増加しており（右図）半分以上を輸出する。輸入量は国内販売量の約16%である。国内出荷量の約8割は住宅向けで一戸建て向けが中心であるが近年は集合住宅での導入例も見られる。
2005年に新エネルギー財団 (NEF) の助成が終了すると国内市場は縮小し、価格が下がらなくなった。

2008年以降助成策強化で国内市場は拡大し価格が下がり始めた。（右図) 
 関連産業の規模は2010年度見込みが約1.3兆円とされた。2011年度に約1.5兆円に拡大するとする。約半分がセル・モジュールで半分が他産業の分である。関連雇用は4万人を超えたとする。
2011年3月の東日本大震災後、日本政府による自給エネルギーの確保と低炭素社会の実現という政策で、化石燃料や原子力に依存し過ぎないエネルギーミックスを推進。2012年7月には再生可能エネルギーの固定買い取り制度が導入され、新規事業者の参入が相次いだが、その後の買い取り価格の段階的な引き下げで市場拡大のペースが鈍化、事業者の乱立の影響もあり競争は激化し、早くも淘汰の時代に入り、倒産業者数も2015年度には54件と前年度比較で倍増、2016年には1月ー9月だけで42件（負債総額185億200万円）に上った。2016年には日本ロジテック協同組合（東京都）、太陽エナジー販売（神奈川県）、サン・エコイング（兵庫県）などが倒産した。

日本の太陽光導入政策とその導入成果／2011年以降

日本では2011年現在余剰電力買取制度（固定価格買取制度）と国・自治体の各種助成策が実施された。2012年からはさらに公共産業向け設備への全量買取制度が導入されると共に、他の再生可能エネルギーも全量買取対象に加わる。これらの制度はFIT制度と呼ばれているが、2020年にはFIT制度は廃止される見込みだ。
共同で太陽光発電所を設置・運営し売電収入を分配する市民共同発電所の設置例・検討例がある。
これらのFIT政策により太陽光発電導入は2013年から急激に進み、
太陽光発電設備の発電能力容量は2015年の末までには3000万kW（30GW（ギガワット））であったが、2017年3月にはほぼ40GWに達した。https://solarjournal.jp/solarpower/22325/。　さらに太陽光発電協会は2018年中には累積発電能力容量は40－50GWになるだろうと予測した。
。 
実際に、政府の再生可能エネルギー調達価格等算定委員会は2018年3月の発電能力容量は44.5ＧＷに達したと発表した。政府の2030年エネルギーミックスの太陽光導入目標値は64ＧＷであるがこれは十分に達成可能な数値であり、むしろ導入を抑制するためにメガソーラー認定取り消しが必要なくらいだ（2030年エネルギーミックスの再生可能エネ発電導入目標22－24％のうち、2018年時点では太陽光導入が最も先行し、風力導入は遅れている）　http://www.itmedia.co.jp/smartjapan/articles/1810/11/news028.html#utm_source=sj-day&utm_campaign=20181013https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/pdf/014_02_00.pdf
実際の発電量については、2018年の日本の全発電量に占める再生可能エネルギー発電量は15％だったが、そのうち従来水力発電が7％、太陽光発電7％、その他が1％であった。2019年には太陽光発電量が従来水力発電量を追い越すと予測されている。

太陽光発電の日本平均の設備利用率は夜昼年間を通すと全体の13%だと計算されている。日本の天候では、年間365日ｘ24時間すなわち8760時間のうち1140時間だけフル規格で発電出力する計算だ（春夏の晴れ日の10-14時には定格出力の6－7割発電するが、夜や雨の日は発電しないことによる）。40GWの太陽光発電装置による年間発電量は、40ＧＷｘ1140時間＝年間456億ｋｗｈ程度であり、2017年の日本の電力総需要（0.9兆ｋｗｈ）の5％程度は太陽光発電でまかなわれていることになる。夜間はゼロだが、昼間は1割以上太陽光発電に依存している。太陽子発電は4－5月と7－8月の正午頃が最大発電するので、その季節は再稼働原発が多い九州電力では太陽光発電電気の受け入れ遮断を行うことも増えてきた。
晴れた日の昼間は冷房のため電力需要が12時以降に増加するが太陽光発電の発電量も10時から14時までが最大であり、夏の電力需要と供給の時間バランスはおおよそ一致している。
実際は定格発電能力の6－7割の出力であっても需要の増加に対応して太陽光は電力供給量を補うことができる。実際に2015年の夏の場合沖縄電力を除く他の9電力会社の管内では、10-14時の時間帯に30ＧＷの太陽光発電設備によって1千万kW以上すなわち原子力発電所10基稼働分程度の太陽光電気を供給してエアコン電力需要に対応できた。

太陽光発電システムメーカー

2010年の日本の太陽電池生産企業はシャープ、京セラ、三洋電機、三菱電機である。
他にセル生産や部材供給に関わる企業が多数存在する（例：）。
中国やカナダ等海外からの日本市場参入が見られる。

施設の破壊・盗難

2017年5月16日、兵庫県内の複数の太陽光発電所から送電ケーブルを盗んだ電気工事業者が逮捕された。被害は50件、約9,100万円。山間部など人目のつかない、警備の手薄な発電所が狙われており、状況によっては防犯体制などのリスクや対策費用が必要となること判明している。

住宅用発電システムからの火災

2019年1月28日、消費者庁消費者安全調査委員会がまとめた報告書によれば、2017年11月までの約10年間で住宅用太陽光発電システムから火災、発火、発煙、過熱が生じた件数は127件。うち、少なくとも7件は屋根側にも延焼した（ただし、住宅用太陽光発電システムは、2018年10月時点で全国約240万棟に普及しており分母になる数は非常に大きい）。火災となったケースは、いずれもシステムと屋根が一体型となったもので、報告書では注意を呼びかけている。

宇宙太陽光発電

宇宙で太陽光発電を行う宇宙太陽光発電構想があり、日本、アメリカ、欧州等で研究が進められている。
太陽光発電用の人工衛星を打ち上げ、発電した電力をマイクロ波またはレーザー光に変換して地上の受信局に送信し、地上で再び電力に変換する構想である。宇宙空間の太陽光は、大気で減衰される地上より強力であり、大気圏外では地球上の天候（雲）や季節に左右されない。