よくある質問・Q&A Archive - 太陽光発電のダイコー通信沖縄

よくある質問・Q&A

Q1.太陽光発電はどのくらい原油の節約になるのか？

Q2.太陽光発電システムの経年劣化と寿命は？

太陽光発電システムには大部分の製品が稼働できると推測される「期待寿命」と、メーカーが性能を保証する「保証期間」があります。
どちらも技術開発により伸びつつあります。

屋外用大型モジュールの場合、通常の期待寿命は20～35年以上です。
現在、10～25年間程度の性能を保証する製品が市販されています。

モジュール自体は年月と共にゆっくりと性能が低下します。
低下量は結晶シリコン等の場合、多くの製品は20年間で1割未満と報告されています。
モジュールの強化ガラスとセルとの間には、通常EVA等の樹脂が充填されています。
昔の製品ではこの樹脂が紫外線で黄変（browningといいます）して性能が急速に劣化する場合がありましたが、ガラスにCeを添加するなどの対策で解決されました。

アモルファスシリコンを用いたモジュールは屋外光で劣化しやすかったのですが、これも現在では長寿命化され、20年以上の性能を保証する製品も出現しています。

太陽電池の型式によっては、使用開始時に数%程度性能が低下し、その後安定する挙動を示す（初期劣化）事が多いです。
このような場合、定格値としては初期劣化後の値が用いられます。

製品の寿命を予測するための加速試験手法としては塩水噴霧や紫外線照射、高温多湿（Damp Heat）環境試験などが用いられています。
検証手段としては実際に屋外の環境に晒すフィールドテストが1980年代から大規模に行われ、現在20数年分のデータが蓄積されております。

パワーコンディショナーなどの周辺機器にも当然寿命（10年～）があり、部品交換などのメンテナンスが必要です。

太陽光発電モジュールは長寿命なので、それを取り付ける架台および施工部分にも長寿命が求められます。

太陽光発電システムもまた一般の建築物同様に、数年ごとの保守点検が推奨され、メーカーや代理店、販売店によっては定期保守点検のプランを用意している場合もあります。
点検項目のガイドラインとしては日本電機工業会が定めたものなどがある（技術資料JEM-TR228、小出力太陽光発電システムの保守・点検ガイド内部リンクライン、平成15年12月）。

出典: フリー百科事典『ウィキペディア（Wikipedia）』

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Q3.太陽光発電システムｋＷ単価の推移は？

Q4.太陽光発電　kW当たりの設置費用は？

Q5.系統連系とは？

Q6.オール電化にしたら電気料金はどうなりますか？

電気料金の算出は、アナタがご契約の料金メニューに応じて行われます。
沖縄電力では、電気料金について選べる料金メニューを用意しています。
オール電化にすると、従来の定額従量制（基本料金+利用量に応じて課金される料金体系）よりも、財布に優しいプランが用意されています。

Eeらいふは、朝や夕方、そして休日の家族団らんの時間帯「リビングタイム」と、夜間「ナイトタイム」の電気代がお安くなる料金メニューです。
※Eeらいふ契約にあたってはエコキュート・電気温水器など、1キロワット以上の夜間蓄熱型機器をご使用のお客さまにご利用いただけます。

さらに、「Eeプラン」というのもあります。

「Eeらいふ」をご契約のお客さまの中で、オール電化住宅のお客さまに適用される割引プランです。
給湯・キッチンなどの家中のエネルギーをすべて電気にしていただくと、電気料金を10％割引いたします。
※ 「家中のエネルギーをすべて電気にしていただく」とは，お客さまが電気以外を熱源とする設備（調理器，給湯機，冷暖房機器等）を利用されていないことをいいます。
なお，適用にあたっては，お客さまのご迷惑とならないよう屋外から他熱源設備（ガス設備等）の有無および閉栓状況等を確認させていただきますが，必要に応じて屋内の設備状況を確認させていただく場合がございますので，ご理解とご協力をお願いします。

どのくらい安くなるかというのは、個人ではじき出すことも出来ますが、結構煩雑な計算になるので、沖縄電力のホームページの中にあるオール電化シミュレーションを利用されて大まかな数字を得、そちらと販売店の提示した計算書を見比べるとよろしいかと思います。

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Q7.太陽光発電パワーコンディショナーの性能?

Q8.太陽光発電に関する参考文献等について

[解説サイト]
太陽光発電って何だろう（NEDOによる技術解説）
太陽光発電ってなあに?（太陽光発電協会による解説）
太陽光発電の基礎知識（シャープによる解説）
太陽光発電とは（産総研・太陽光発電研究センターによる解説）

[参考文献など]
浜川圭弘・桑野幸徳「太陽エネルギー工学」ISBN 4-563-03603-X
飯田哲也「自然エネルギー市場」ISBN 4-8067-1303-1
岩堀良弘「発電貯金ならほっといても…お金がたまる」ISBN 4-89436-951-7
太陽光発電協会編「太陽光発電システムの設計と施工」ISBN 4-274-20273-9
産業技術総合研究所太陽光発電研究センター編著「トコトンやさしい太陽電池の本」ISBN 978-4-526-05795-3
IEA Statistics “Renewables Information 2005″ ISBN 92-64-10907-2
United Nations Energy Statistics Database
ドイツ環境省 “Renewable Energies 2004″
http://www.dlr.de/tt/Portaldata/41/Resources/dokumente/institut/system/projects/Ecobalance_of_a_Solar_Electricity_Transmission.pdf
山田興一・小宮山宏「太陽光発電工学」ISBN 4-8222-8148-5
太陽光発電マーケット2007 (2006年レビュー)、資源総合システム著・発行、2007年7月
http://www2.kankyo.metro.tokyo.jp/kikaku/renewables/pdf/070424_1.pdf
小長井誠「薄膜太陽電池の基礎と応用」ISBN 4-274-94263-5
公共施設における導入事例(JPEA)
Photo Gallery of PV-installations (IEA PVPS)
フレキシブルなアモルファスシリコン太陽電池の例（富士電機システムズ株式会社 F-Wave）
2030年頃までの技術発展を想定したときの国内導入可能量（MW）（NEDO 新エネルギー関連データ集平成17年度版）
太陽光発電のエネルギーペイバックタイム・CO2ペイバックタイムについて（産業技術総合研究所）
http://unit.aist.go.jp/rcpv/ci/about_pv/feature/feature_1.html
E.Alsemaら、MRS Proceedings 0895-G03-05, 2006年
http://www.env.go.jp/council/06earth/r062-01/2-4.pdf
http://techon.nikkeibp.co.jp/article/NEWS/20070717/136105/
太陽光発電システムのエネルギー・ペイバック・タイムの試算例、新エネルギー関連データ集、平成17年度、NEDO
Gerhard Peharz, Frank Dimroth, Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 13 (2005) 627 – 634.
ex. Vasilis Fthenakis, Erik Alsema, Progress in Photovoltaics: Research and Applications, 14 (2006) 275.
Muellerら、MRS Proceedings 0895-G03-07.1
http://www.dnp.co.jp/jis/news/2003/20030512.html
エイモリー・B・ロビンス「スモール・イズ・プロフィタブル(Small is profitable)」ISBN 4-87973-294-X
http://www.sharp.co.jp/corporate/news/051031-a.html
Solar Revolution / The Economic Transformation of the Global Energy Industry, Travis Bradford, The MIT press, ISBN 978-0-262-02604-8
なぜ、日本が太陽光発電で世界一になれたのか、NEDO（非売品）
太陽光発電システムの発電コスト算出法（NEDO）
「2030年に向けた太陽光発電ロードマップ(PV2030)」について（NEDO）
http://www.iza.ne.jp/news/newsarticle/business/manufacturer/78384/
日経エコロジー、2008/03/25の記事
http://www.worldwatch.org/node/5449
NBOnline 2008年5月26日
 地球温暖化対策の推進に関する法律の一部を改正する法律案、飯田哲也、2008年4月、P.13
Business Media 誠、2008年4月
 ドイツの固定価格買取制度、遠州尋美、2006年
FIT入門、櫻井啓一郎、2008年
Livedoorニュース、2008年03月24日
 都道府県別kW当たりの年間発生電力量（9年間）（新エネルギー財団）
http://www.sanyo.co.jp/giho/no75/pdf/7506.pdf
http://www.business-i.jp/news/ind-page/news/200710080022a.nwc
太陽光発電システム設置価格の推移（新エネルギー財団）
EETimes記事、2007年6月
http://allabout.co.jp/house/kankyosumai/closeup/CU20031014b/
http://www.morningstarcorp.com/
http://www.pvsystem.net/mongolia/mngpvabs2.html
http://www.isas.ac.jp/ISASnews/No.288/mission-05.html
E.D.Dunlop他、Prog.Photovolt.Res.Appl.14,p.53,2006年
http://www.uni-solar.com/interior.asp?id=100
Ewan D. Dunlop, David Halton, Progress in Photovoltaics: Research and Applications 14 (2005) 53.
http://www.schott.com/photovoltaic/german/download/whoffmann_barcelona_june_2005_manuskript.pdf?PHPSESSID=916
http://www.nedo.go.jp/kankobutsu/report/1000/1000-01.pdf
太陽光発電導入状況(JPEA)
http://neps.nef.or.jp/kigyo_04shibaura.html
http://trust.watsystems.net/heijyunkahiyouhutan.html
太陽電池総出荷統計(JPEA)
Photon International, 2008年2月
http://www2.kankyo.metro.tokyo.jp/kikaku/renewables/solarenergy.html
http://www.business-i.jp/news/ind-page/news/200612020017a.nwc
http://techon.nikkeibp.co.jp/article/NEWS/20060804/119934/

[外部リンク]
PVJapan2008（太陽光発電総合イベント）
シャープ・住宅用太陽光発電システムサンビスタ
京セラのソーラーエネルギー

[その他関連サイト]
新エネルギー・産業技術総合開発機構（NEDO）
財団法人新エネルギー財団（NEF）
環境省
資源エネルギー庁
太陽光・風力発電トラスト
自然エネルギー推進市民フォーラム（REPP）
太陽光発電協会（JPEA）
太陽光発電技術組合（PVTEC）
PVowner Network Japan
マメナジープロジェクト（mamenergy project）
産総研・太陽光発電研究センター

[日本国外サイト]
National Renewable Energy Laboratory, NREL （米国国立再生可能エネルギー研究所）
Solarbuzz
PV News
International Energy Agency （IEA）
European Photovoltaic Industry Association （EPIA）
Semiconductor Equipment and Materials International (SEMI)

[国際学会]
World Conference on Photovoltaic Energy Conversion （WCPEC）
… 4年毎に地域を変えて開催される専門学会。世界最大級であったが、近年は下記のEU-PVSECの方が大規模になりつつある。
European Photovoltaic Solar Energy Conference and Exhibition （EU-PVSEC）
… 欧州の専門学会。年々規模が拡大しており、2007年9月開催の第22回では参加者約3000人（学術セッションのみ、展示会来訪者を含まない）、参加83カ国、併設展示会は世界最大規模（約3万平方メートル）を記録している。
Photovoltaic Science and Engineering Conference （PVSEC）
… 日本とアジア・太平洋地域で交互に1年半おきに開催。
IEEE Photovoltaic Specialists Conference （PVSC）
… 米国の専門学会。

[日本国内の学会]
日本太陽エネルギー学会
…日本国内の専門学会。
新エネルギー世界展示会
…再生可能エネルギー全般を扱う展示会と学会。

[論文誌]
Progress in Photovoltaics: Research and Applications
Solar Energy
Solar Energy Materials and Solar Cells

出典: フリー百科事典『ウィキペディア（Wikipedia）』

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Q9.太陽光発電（ソーラー）システムの費用とコストについて

太陽光発電コスト（費用）
電源としてみた時の太陽光発電のコストは、下記のような要因に影響されます。

導入費用（システムの値段、工事費等
緯度や気候による年間日射量の違い
気温、放熱状況（モジュール温度によって出力が変化する；温度の影響の項を参照）
積雪の有無、設置角度、周囲の障害物など
機器の性能（発電モジュール、パワーコンディショナー）
電力会社による買い取り価格
公的補助（助成策の項を参照）
事前の調査に要する期間や工期は概して短く、その間の利子は無視できる場合が多いでしょう。
保守・管理費用は比較的小さいでしょう（たとえば日本の一般家庭用のシステムの場合、約10年ごとの機器のメンテナンスなどが主）
設置や廃棄に要する費用は設置形態に依存する。平成17年度の日本におけるデータでは、設置工事費用は平均約8万円であります。
建築物の構造（壁面や屋根、窓等）を兼ねる場合など、純粋に発電部のコストだけを分けて見積もるのが難しいケースもあります。

一般に、太陽光発電のコストは機器の導入費用でほぼ決まる。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。開発当初は非常に高価であり用途が限られたが、現在では一般家庭で導入可能な水準に低減してきています。普及と技術的改良に伴って今後も低減が見込まれており、将来の主要な電源の1つとして政策で普及拡大と価格低減を促進する国が増えています。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しますが、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く、ピークロード電源に適します。一方、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なることが多いでしょう。

先進国におけるコスト
一般に、送電網の整った国に於いて他電源と比較した際には、下記のように特徴的なコスト上のメリットが生じます。このような付加的なメリットは大きく、単純な発電量あたりでみたコストが従来型電源の数倍であっても、なお電力網全体のコスト低減に寄与し得ます。

●GEG排出量の削減効果
●昼夜の電力需要の変化への追従効果（昼間の需要ピークのカット、夜間余剰電力の削減など）
●他の電源からの送電損失の削減（太陽光発電の発電量がその分増えたのと同じ効果を持つ）
●他電源の燃料調達リスクの緩和（燃料価格変動の不規則性、資源確保に関する不安が無い）
●災害など有事におけるセキュリティの向上（影響範囲や期間が限定的）

欧米における太陽光発電のコストの相場は、2007年5月の時点の平均で設備容量1Wあたり5ドル弱、発電量1kWh当たり21セント程度である。安価な製品では設備容量1W当たり4.5ドルを切る。発電電力量あたりで見るとまだ比較的高いが、普及に伴い、さらに低減が見込まれています。2012年頃には4ドルを切り、世界の6割以上の地域で補助金なしで発電事業として経済的に成立するようになると予測されています。

日本におけるコスト（費用）
日本における太陽光発電のコストは、開発が本格化する1970年代まで、住宅一軒分（通常2～5kW程度）に一億円前後の導入費用がかかる水準（数千万円/kW）でありまし。現在はその数%程度に低下しており、平成17年度におけるシステム導入費用は、新エネルギー財団による集計では、平均価格で68.4万円/kWと報告されています。平成17年度における設備容量1kWあたりの平均価格（税抜68.4万円/kW:参考データ参照）を用いて償却年数20年で計算した場合、利子や保守費用まで含めた発電量あたりのコストは47～63円/kWh程度と算出されます。また寿命を25年、30年と置いた場合はその分数割安くなります（31～50円/kWh）。これは現在の一般家庭向けの電気料金（15～35円/kWh程度）と一部重なりますが、まだ割高です。このためコスト低減の技術開発が進められており、NEDOのロードマップでは将来的にピークロード電源だけでなく、ベースロード電源としても競争力を持つ水準の目標が設定されています。最大手企業のシャープも、2010年にはコストが現在の半分程度（23円/kWh）には圧縮可能との見通しを示しています。また同年2010年稼働予定の堺工場で太陽電池の大量生産を始めるため、さらなる発電コストの低下が期待されています。

その一方、日本の普及促進・価格低減政策は近年の欧米諸国に比して貧弱となっている。feed-in tariff制を柱とする諸国の制度下では導入時点で金銭的利回りの目処が立つのに対し、日本の現行制度下では電力会社以外の設置者にとって採算性が不確実であり、導入者にとってコスト面でのリスクとなっている。一般家庭で金銭的に元が取れるかどうかは、個々の家庭の電力消費のパターンや利用する電力料金メニューなどの条件に大きく影響を受けます。

なお、日本で現在用いられているコスト比較例には、下記のような欠点を含むものが多いでしょう。これらが原因で、他電源との比較において、太陽光発電のコストが不必要に高く見積もられていることがあります。たとえば燃料費や解体費などの差を無視して建設費だけを比べているケースなどがあり、注意が必要です。

●現在よりも高いシステム価格（設備容量1kWあたり90万円など）を仮定している。
●生産量拡大や技術開発による価格下落を考慮していない。
●（他の発電方式では必要な）燃料代や人件費などの運転費用や、廃棄・解体費用などの差を含めていない。
●時間帯による電力需要の差を考慮していない（参考:2006年1月現在、電力会社の料金体系によっては昼間と夜間で約4倍の価格差がある）。
●利用可能な年数を20年と比較的短く想定している。
●他方式に対して、金利の設定などのコストの計算条件が揃っていない。
●温暖化ガスの排出量削減効果を考慮していない。
●設備容量当たりの発電量を実際の平均値（約1000kWh/kW/年）より低く見積もっている。

コスト（費用）低減策
太陽光発電のコストはいわゆる経験則に従って安価になることが知られており、コストを下げるためには市場規模を増やすことが重要とされます。この考え方に沿って様々な形態の導入補助政策が各国で施行されています。特に市場拡大が顕著な欧州では固定価格買い取り制度（フィードインタリフ制度）を採用し、急速に導入を進めています。

日本ではRPS法、余剰電力購入制度および地方自治体による補助などを用いて助成が行われているが、2005年に新エネルギー財団による助成が終了してからは国内の市場規模と価格が停滞しており、政策の弱さが指摘されています。

出典: フリー百科事典『ウィキペディア（Wikipedia）』

（参考）
●太陽光発電モジュールの寿命は技術改良によって延びており、現在では30年以上の寿命も期待できるとされます。
●日本国内においては、製品の最大出力1kW当たりの年間発電量は平均約1000kWh/kWである。設置地域によって異なり、1995～2003年度までの8年間に亘る調査例では、最も少ないのは秋田県で平均795kWh/kW/年、最も多いのは高知県で平均1116kWh/kW/年と報告されている。天候による年ごとの変動量は、全国平均で最大1割程度です。
●パワーコンディショナーの性能は発電量に直結するため、高性能化が進められてきた。現在ではパネルからの直流電力の95%前後を交流電力に変換できます。
●kW当たりの設置費用は、1994年度から2003年度までの10年間で、半額以下になっています。近年の需要の急拡大により原料シリコンの供給が不足して勢いが鈍ったりはしたが、長期的には価格の低減が続いています。専用シリコン原料の増産、量産規模の拡大、シリコン使用量の削減や新材料の実用化により、今後も価格低減が続くと見込まれています。
●設置後の保守は、日本の家庭用システムの場合、約10年ごとのパワーコンディショナのメンテナンスが必要な場合がある。近年は部品の定期交換を不要とし、メンテナンスコストの削減を図ったものも登場しています。保証期間を過ぎてから故障した場合は、パワーコンディショナ全体の交換費用がかかる場合もあり得ます。このほか、モジュールの架台などの定期点検が推奨されています。
●日本の一般的な一戸建ての住宅に設置される太陽光発電システムの規模は、設備容量にして通常2～5kW/軒程度です。
●日本の動力の電力（200V受電）はもともと単価が安いため、電灯（100V）に比較して「元を取る」にはより長い年数がかかることが多いでしょう。今後費用の削減が進めば、業務用にも爆発的な需要が考えられます。
●日本での太陽光発電による電力の買い取り価格は、現在は電力会社が自主的に電力料金に近い価格で購入しているのに依存しています。価格は電力会社や契約条件によって異なります。
●電力会社にとっての太陽光発電はピーク削減効果を持つ事は確かだが、そのピーク発電原価は揚水発電所の稼働率などから計算できる。東京電力が試算したと見られる数字で「2000年運転開始・利用率10%、今後10年に運転開始する揚水式水力の平均的モデルとされているものの発電原価は 33.4円」また関西電力では「1999年運転開始・利用率70%の火力発電所の加重平均をベース電源として挙げていてこれから換算したピーク対応の電源コストを31.96円」としています。揚水発電所の平均的な稼働率は3%以下なので単純に計算すればピーク発電原価は1kWhで100円を超えていることになります。当然、この部分に電力を供給する太陽光発電はその時点ではその価値を持つ電力を電力会社に発電量の全量貢献している事になりますが、現時点ではそうした経済的評価を受けていません。

出典: フリー百科事典『ウィキペディア（Wikipedia）』

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Q10.住宅用太陽光発電システムイメージ図

Q11.太陽光発電システムの出力変動について

出力変動

太陽光発電は天候によって出力が変動し、曇天時や雨天時は晴天時に比較して大幅に発電量が低下します。
また夜間は発電しません。

系統連系においては、変動が速すぎると他の電源による調整が追いつかなくなるおそれがあります。
太陽光発電のような分散型電源に於いては、規模が大きくなり、設置場所が分散するほど速い変動成分が平滑化され、電源網側での対処が容易となります。
このことは1990年代前半から既に明らかとなっており、特別な対策をしなくても系統負荷の3割以上の容量の導入が可能とされます。

過去の大規模な実証試験においても、変動は電力網側の調整余力で対応可能であり、送電網全体では送電コスト低減などによるメリットが上回ると報告されています。
また、独立形のシステムなどで電力の殆どを太陽光発電に頼る場合などは、何らかの蓄電装置を追加して需給の差を埋めることが多いです。

電力需要は、通常午前よりも午後の方が大きく、このため固定式のモジュールの場合、電力需要との整合性を取る観点からは、真南よりも多少西向きに設置するのが好ましいと考えられています。
米国サクラメント市における解析例では、20度の傾斜を持たせて設置する場合、真南から30度西にずらすと、総発電量は約1%減少するが、容量が系統に貢献する度合いは25%近く増加し、全体では経済的価値が大きくなると報告されています。
また冷房需要の多い地域では、日照と電力需要の相関関係が高くなるため、太陽光発電の価値は高くなります。

モジュールを様々な方向に向けて設置している場合、個々の方向で出力が最大になる時間帯がずれるため、正午の瞬間最大出力が低くなる代わりに、他の時間帯の出力が増加します。

出典: フリー百科事典『ウィキペディア（Wikipedia）』

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Q12.設置後の保守は必要なのですか？

Q13.太陽光発電システムの発電コストについて

電源としてみた時の太陽光発電のコストは、下記のような要因に影響される。

導入費用（システムの値段、工事費等）
緯度や気候による年間日射量の違い
気温、放熱状況（モジュール温度によって出力が変化する；温度の影響の項を参照）
積雪の有無、設置角度、周囲の障害物など
機器の性能（発電モジュール、パワーコンディショナー）
電力会社による買い取り価格
公的補助（助成策の項を参照）

事前の調査に要する期間や工期は概して短く、その間の利子は無視できる場合が多い。
保守・管理費用は比較的小さい（たとえば日本の一般家庭用のシステムの場合、約10年ごとの機器のメンテナンスなどが主）。
設置や廃棄に要する費用は設置形態に依存する。平成17年度の日本におけるデータでは、設置工事費用は平均約8万円である。
建築物の構造（壁面や屋根、窓等）を兼ねる場合など、純粋に発電部のコストだけを分けて見積もるのが難しいケースもある。
一般に、太陽光発電のコストは機器の導入費用でほぼ決まる。
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。
開発当初は非常に高価であり用途が限られたが、現在では一般家庭で導入可能な水準に低減してきている。
普及と技術的改良に伴って今後も低減が見込まれており、将来の主要な電源の1つとして政策で普及拡大と価格低減を促進する国が増えている。
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が、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く、ピークロード電源に適する。

開発が本格化する1970年代まで、住宅一軒分（通常2～5kW程度）に一億円前後の導入費用がかかる水準（数千万円/kW）であった（[20],P.82など）。現在はその数%程度に低下しており、平成17年度におけるシステム導入費用は、新エネルギー財団による集計では、平均価格で68.4万円/kWと報告されている。平成17年度における設備容量1kWあたりの平均価格（税抜68.4万円/kW:参考データ参照）を用いて償却年数20年で計算した場合、利子や保守費用まで含めた発電量あたりのコストは47～63円/kWh程度と算出される[21]。また寿命を25年、30年と置いた場合はその分数割安くなる（31～50円/kWh）。これは現在の一般家庭向けの電気料金（15～35円/kWh程度）と一部重なるが、まだ割高である。このためコスト低減の技術開発が進められており、NEDOのロードマップでは将来的にピークロード電源だけでなく、ベースロード電源としても競争力を持つ水準の目標が設定されている[22]。最大手企業のシャープも、2010年にはコストが現在の半分程度（23円/kWh）には圧縮可能との見通しを示している[23]。また同年2010年稼働予定の堺工場で太陽電池の大量生産を始めるため、さらなる発電コストの低下が期待されている[24]。

その一方、日本の普及促進・価格低減政策は近年の欧米諸国に比して貧弱となっている。feed-in tariff制(固定価格買い取り制度)を柱とする諸国の制度下では導入時点で金銭的利回りの目処が立つのに対し、日本の現行制度下では電力会社以外の設置者にとって採算性が不確実であり、導入者にとってコスト面でのリスクとなっている。一般家庭で金銭的に元が取れるかどうかは、個々の家庭の電力消費のパターンや利用する電力料金メニューなどの条件に大きく影響を受ける（家庭での利用を参照のこと）。

なお、日本で現在用いられているコスト比較例には、下記のような欠点を含むものが多い。これらが原因で、他電源との比較において、太陽光発電のコストが不必要に高く見積もられていることがある。たとえば燃料費や解体費などの差を無視して建設費だけを比べているケースなどがあり、注意が必要である。

現在よりも高いシステム価格（設備容量1kWあたり90万円など）を仮定している。
生産量拡大や技術開発による価格下落を考慮していない。
（他の発電方式では必要な）燃料代や人件費などの運転費用や、廃棄・解体費用などの差を含めていない。
時間帯による電力需要の差を考慮していない（参考:2006年1月現在、電力会社の料金体系によっては昼間と夜間で約4倍の価格差がある）。
利用可能な年数を20年と比較的短く想定している。
他方式に対して、金利の設定などのコストの計算条件が揃っていない。
温暖化ガスの排出量削減効果を考慮していない。
設備容量当たりの発電量を実際の平均値（約1000kWh/kW/年）より低く見積もっている。

以上,Wikiより抜粋

[コスト算出方法]
〈前提条件〉
太陽電池の耐用年数を20年とする。
金利は6%とする。なお、電力価格の上昇による金利の補正（実質化）は行わない。
修繕・保守費は年当たり建設費総額の1%とする。
用地費、人件費、一般管理費、公租公課は無とする。

発電規模P（kW）の場合

［発電コスト］（円/kWh）
＝（［年間装置費］（円/年）＋［年間修繕・保守費］（円/年））÷［年間発電量］（kWh/年）
＝（8.719×［建設費総数］÷100＋［建設費総数］÷100）÷（1051.2×P）
＝［建設費総数］÷（10815.9×P）（円/kWh）

[1] ［年間装置費］：［建設費総数］を耐用年数で定額償却するための年間費用（円/年）
＝n×［建設費総数］÷100 （耐用年数＝20年、金利＝6%の場合、n＝8.719）

[2] ［年間修繕・保守費］：年間のシステム修繕・保守費（円/年）
＝a×［建設費総数］÷100 （aは修繕費・保守率＝1%）

[3] ［年間発電量］：発電規模PkWシステムの年間発電量（kWh/年）
＝365（日/年）×24（時間/日）×P（kW）×［システム利用率］（＝12%）
＝8760×12×P÷100
＝1051.2×P

上式は、［発電コスト］（円/kWh）＝［総建設費］（万円/kW）÷［発電コスト換算係数］と整理することができる。
システム利用率を12%、償却年数を20年とした場合の発電コスト換算係数は、以下の表のようになる。

発電コスト換算係数　｜金利（%）
　　　　　　　　　　｜　　｜1 　 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6
修繕・保守費率（%/年）｜1 　｜1.607 | 1.477 | 1.361 | 1.258 | 1.165 | 1.082
｜0.2 ｜1.831 | 1.664 | 1.519 | 1.391 | 1.278 | 1.179
　　　　　　　　　　　｜0 　｜1.897 | 1.719 | 1.564 | 1.429 | 1.31 | 1.206

（例1：1kW当たりの総建設費が100万円の場合）
[1] 金利6%、修繕・保守費率1%/年とすると、発電コストは：100÷1.082＝92円/kWh
[2] 金利4%、修繕・保守費率0%/年とすると、発電コストは：100÷1.429＝70円/kWh

（例2：1kW当たりの総建設費が30万円の場合）
[1] 金利6%、修繕・保守費率1%/年とすると、発電コストは：30÷1.082＝28円/kWh
[2] 金利4%、修繕・保守費率0%/年とすると、発電コストは：30÷1.429＝21円/kWh

出　　典：太陽光発電技術開発に関する中間評価（産業技術審議会エネルギー・環境技術開発部会評価委員会，平成8年7月30日），ニューサンシャイン計画における太陽光発電技術開発の今後の進め方（産業技術審議会エネルギー・環境技術開発部会太陽エネルギー分科会，平成9年3月17日）
著作権者：新エネルギー・産業技術総合開発機構

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Q14.発電部の解説 – モジュール

Q15.発電部の解説 – セル

Q16.発電部の解説 – ストリング

Q17.発電部の解説 – アレイ

Q18.日本の主な太陽光発電システムメーカーについて

Q19.どれだけ発電できるの？

Q20.導入支援制度について

Q21.太陽の光がなぜ、電気になるの？

シリコンなどの半導体に光を当てると電気が発生します。
この”光電効果”を利用しているのが「太陽電池」。
新エネルギーとして同じ様に言われますが、風力発電や地熱発電のように大掛かりな装置は不要。

もちろん、振動や騒音の心配もありません。
技術開発によって、光を電気に変える「変換効率」も上昇しており、一般の家庭単位で発電できるエネルギーとして注目されています。

１.太陽電池は次のように構成されています。
(1) 電気的な性質の異なるN型半導体（N型シリコン）と、P型半導体（P型シリコン）をつなぎ合せた構造。
(2) 電気を取り出すための電極（+と-）
(3) 太陽電池の表面における反射を防止する反射防止膜
　　
２.光から電気が発生するしくみ
(1) 太陽電池に太陽光が当たると・・・
　太陽の光はエネルギーを持った粒子の集まりです。
　太陽光が太陽電池の表面に当たると、大半の光はシリコン結晶の中に入っていきます。
　　（ただし光の一部は表面で反射されて外部に逃げてしまいます。）
　　　
(2) 太陽電池に太陽光が吸収されると・・・
　シリコンの中に、プラスの電荷を持った正孔と、マイナスの電荷を持った電子が発生します。
　　→これを「半導体の光電効果」と呼びます。
　発生した正孔と電子はシリコンの中を自由に動き回ります。
　しかしP型シリコンとN型シリコンとの境界（PN接合部といいます）を境にして正孔はP型シリコンの部分、電子はN型シリコンの部分に集まってきます。
　 P型シリコンは+の電気を、N型シリコンは-の電気を帯びるようになります。
　　　
(2) 太陽電池に負荷をつなげると・・・
　太陽電池の電極に負荷（電球など）をつなげると、その負荷に電流が流れ、太陽電池から電気を取出すことができます。
　また、光が強い（光のエネルギーが大きい）ほど、太陽電池からたくさんの電気を取出すことができるようになります。

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Q22太陽光発電+オール電化の経済効果

Q23.太陽光発電システムの発電量算出例について

太陽光発電システムの発電量算出例

太陽電池アレイ出力1kW当たりの年間発電量＝約1,000 kWh/年

〈根拠〉

［太陽光発電システムの年間発電量］（kWh/年）＝［太陽電池アレイ出力］（kW）×［システム利用率］×365（日/年）×24（時間/日）

・太陽電池アレイ：架台を含め、太陽電池モジュールを一体化したもの。
・システム利用率：年間カレンダー時間（24×365＝8,760時間）に対する稼働率。日本における年平均値は、0.1～0.15程度（一般的に0.12）。

（例1：1kWシステムを最適条件下で導入した場合の推定年間発電量）

1（kW）×0.12×365（日/年）×24（時間/日）＝1,051.2（kWh/年）

　以上より、「太陽電池アレイ出力の約1,000倍がシステムの年間発電量に相当する」と言うことができる。
ほかに、日射量とシステム総合設計係数より求める方法がある。

なお、太陽電池アレイ出力は以下の式で表される。

［太陽電池アレイ出力］（kW）＝［標準状態における太陽電池アレイ変換効率］×［太陽電池アレイ面積］（m2）×［標準状態における日射強度］（kW/m2）

・標準状態：セル温度25℃、基準太陽光の分光分布で日射強度1 kW/m2の状態を指す。
・変換効率：太陽電池モジュール変換効率としては、単結晶シリコンの場合12～15%、多結晶シリコンの場合10～14%、アモルファスシリコンの場合6～8%。太陽電池アレイ変換効率は、これより若干低い値となる。

（例2：変換効率10%の多結晶シリコン太陽電池アレイ100m2の出力）
0.10×100（m2）×1（kW/m2）＝10（kW）

〈留意点〉
・発電量は、設置の場所（所在地、傾斜角、日陰の有無など）、季節（天候、日射の変化、温度の変化など）、年（経年劣化など）、その他様々な設置条件によって変動する。
・上記で算出される発電量は、最適条件で設置された個々のシステムが、採用したシステム利用率の範囲で完全に稼働した場合の期待値となる。また、長期間で見た場合の平均値を前提とする。
・太陽電池と周辺機器（インバータ、バッテリーなど）との構成の仕方によってもシステム総合設計係数は変動するため、太陽電池のみならず周辺機器の評価が同時に必要になる。
・例えば、前述の各国の太陽光発電システム導入量は、あらゆる条件の下で設置されたものであり、上記により発電量を求めるのは困難である。同一条件で設置されたシステムについてのみ、長期間を前提とした発電量を概算する場合には、目安となり得る。

出　　典：太陽光発電導入ガイドブック（新エネルギー・産業技術総合開発機構，平成10年8月），太陽光発電システム設計ガイドブック（太陽光発電技術研究組合，平成6年8月）
著者権者：著作権者：新エネルギー・産業技術総合開発機構，太陽光発電技術研究組合

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Q24.太陽光発電システム技術の動向について

太陽光発電システム技術の動向について

a．政策動向

[1]2030年のエネルギー需給展望
2030年のエネルギー需給展望（総合資源エネルギー調査会需給部会，平成17年3月）では、再生可能エネルギーがエネルギー自給率の向上や地球温暖化対策の観点から優れた特性を有するとした上で、現時点では、出力の不安定性や高コストなどの課題を抱えていると指摘している。その中で、太陽光発電は近年コスト低減が進展しており、世界全体で既に131.2万kWが導入されており（2002 年段階）、今後もコスト低減技術や系統連系技術の進展により、導入が拡大していくことが見込まれるとしている。また、太陽光発電に係る技術開発において変換効率を大幅に向上させる画期的な技術が開発導入される場合には、エネルギー需給構造は根本的に変化しうるものの、特段のブレークスルーが生じない場合には、2030年段階においてもエネルギー供給構成はさほど変化しないとしている。
エネルギー技術進展ケースのうち、新エネルギー進展ケースについては「コストダウンや技術進歩の加速化が実現するとともに、その導入に対して社会全体が積極的に取り組むことで、大幅な新エネルギーの進展が実現するケース」とし、2010年度の「レファレンスケース」については、新エネルギー部会報告書（2001年6月）において「現状対策維持ケース」として推計された878万klを基本に見通すとともに、「新エネルギー進展ケース」については、同報告書の「目標ケース」の1,910万klを参考として設定した。

[2]支援制度
住宅向け太陽光発電の補助事業は2005年度に終了するが、住宅用がこれから本格普及していく方向であることから、経済産業省・資源エネルギー庁は新たな支援制度として、住宅用などの小口案件に初めて財政投融資を使い、割賦販売事業者に費用の一部を長期・低利で融資する制度を2006年度からスタートさせる予定である。具体的には、一般住宅に太陽光発電を設置する際の設備費に割賦販売を利用している場合、割賦販売をしている事業者に、太陽光発電システムにかかる費用の金利分の一定額を融資するものである。
また、2006年度から、産業界や自治体等のフィールド導入事業の拡充や、電力業界や地方自治体と一体となって5,000～7,000kWを売電するソーラーパワー事業の育成を行う予定である。
一方、環境省は地球温暖化対策の一環として太陽光発電の普及に向けた「ソーラー大作戦」を2006年度に展開する予定である。太陽光発電システムを導入した家庭における二酸化炭素削減量に応じた助成金支給制度（ソーラー・マイレージクラブ）の創設や、大規模宅地開発で太陽光発電を導入する業者を支援するモデル事業などが柱である。

ｂ．企業動向
[1]シャープ
旺盛な海外需要に対応するため、太陽電池の生産規模を年産50万kW規模に拡充した。また、今後のテーマである太陽光発電の大型化に向けて、独立発電事業者とともに液晶生産の亀山工場（三重県）の新工場の屋根に国内最大の5,100kWを設置するなど、メガソーラーへも焦点を合わせた。
[2]京セラ
モジュール変換効率14.09%の標準タイプの住宅用太陽光発電システム（切り妻用と陸屋根用の2種類）や、需要の多い中規模クラス（10～13kW）で初めての標準パッケージ化した民間施設用太陽光発電システムを発売した。また、シリコンの入手難に対応したセルの薄型化や生産工程の見直しを進めるとともに、原料の使用削減効果が大きい太陽電池セルの薄型化も進めている。
[3]三菱電機
一層の低コスト化を図るべく50μｍ厚の超薄膜化を実現する次世代シリコン基板スライス技術の開発に着手するとともに、2006年度には住宅用太陽光発電に設置する直・交変換装置のパワーコンデショナーの変換効率を世界最高の97%程度に向上した装置を導入する予定である。
[4]松下電工
従来品に比べて約24%の発電量向上、約28%の軽量化を達成した住宅向け太陽光発電システムを発売した。最大出力165Wタイプは従来の四角形パネルと三角形状のパネルを組み合わせることで、設置面積が限られた三角形の屋根面でも有効利用できる。
[5]積水化学工業
太陽光発電を搭載した賃貸住宅を発売した。オーナーの自宅と廊下など共用部分で発電して得られた電力を使用し、その余剰を売電して収入を得ることで高利回りな資産活用法を提案するものである。
[6]エム・エス・ケイ
太陽電池モジュールの年間生産能力を2007年度までに現在比２倍増の40万kWに引き上げることにより、市場全体の10%程度にとどまる建材一体型太陽電池モジュールを国内外で50%に高めることを目指している。
[7]その他の企業等
宇宙航空研究開発機構（ＪＡＸＡ）と航空宇宙技術振興財団が中国の武漢理工大学などと共同で開発している「太陽光熱複合発電システム」について、宮城県利府町で行っている実証モデルの試験運転を終え、2006年から内モンゴル地区の砂漠地帯で耐久性試験を実施する予定である。
富士電機システムズ、アミタ、大林組、日新電機、京都府などは、NEDO委託事業として京都府京丹後市で進めてきた新エネルギーによる分散型エネルギーの供給システム「京都エコエネルギープロジェクト」を完成し、再生可能エネでの電力供給の実証に乗り出した。
キシムラインダストリーは日野自動車や東海大学と協力して、太陽光発電で電力を供給する車両「エコモービル」を開発した。

ｃ．主要な導入事例
中部国際空港（セントレア）と愛・地球博（愛知万博）では京セラの大型の太陽光発電システムが導入された。中部国際空港のシステムは240kW（167wモジュール×1,440枚で構成）で、駐機する航空機のアイドリングストップ実施時の電力供給を太陽光発電で賄うものである。愛知万博のシステムは200kW（167wモジュール×1,200枚で構成）で、他の自然エネルギーと系統連系して会場内の補助電源として使用された。

ｄ．地域の動き
大阪府や日本電機工業会大阪支部関西光発電普及推進委員会、関西電力、積水化学工業などが、太陽光発電の普及促進を目的として「おおさかソーラー発電推進会議」を設置した。関西方面は太陽光発電パネルやインバーターメーカーが集中しており、太陽光発電システムの普及に適した環境にある。市民への省エネ啓発効果も大きいことから、官民共同の推進会議を設けた。

著作権者：新エネルギー・産業技術総合開発機構

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Q25.太陽光発電に関する誤解例

太陽光発電に関しては、下記のような意見が見られることがありますが、いずれも誤りです。

「太陽光発電は、製造～設置・運転～廃棄までのライフサイクル中に投入する以上のエネルギーを発電できない。」
→一般に太陽光発電のエネルギー収支がマイナスになるのは、配線の省力化などを主目的として極端に日照条件が悪い場所に設置する場合に限られます。
たとえ独立電源として運用するために蓄電設備を付加する場合でも、投入するエネルギーは蓄電設備なしの場合の2～3倍程度であるため、現在の技術ならば投入エネルギーに対してなお10倍以上のエネルギーを得ることが可能です。
また系統連系する場合においては蓄電設備も必要なく、通常は原料採鉱から廃棄までのライフサイクル中に必要とする全エネルギーの10～30倍程度のエネルギーを供給できると見積もられます。

「太陽光発電は、温室効果ガス排出量削減に貢献できない。」
→これも上記の項目同様であり、太陽光発電は日本の現在の電力あたりの平均排出量よりも遙かに少ないGHG排出量で電力を供給することができます。

「太陽光発電は、GHG排出量やエネルギー収支で、既存のどの発電方式にも劣る。」
「太陽光発電は、生産に必要なエネルギーやCO2の元を取るのに10年ぐらいかかる。」
→現状と大きく異なる条件（量産規模が小さい、性能の低い製品を想定、蓄電設備を必要以上に付加、どこまでも仮定な計算手法など）を設定して計算しているための計算結果です。
現在の日本の平均的環境で送電網に繋ぐ系統連系を行った場合、エネルギーペイバックタイム（EPT）やCO2ペイバックタイム（CO2PT）は3年未満、エネルギー収支は13以上となります。
これより悪い場合は、何か現在一般的でない条件がついていると見てよいでしょう。
また今後も大幅な性能向上が見込まれていおりますが、仮に現在の技術水準のままでも、今後の量産規模の拡大だけでEPTは1年程度、エネルギー収支は30程度、CO2PTは1～2年程度が可能とされていて、多くの電源の性能を越えられると見込まれています。

出典: フリー百科事典『ウィキペディア（Wikipedia）』

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Q26.太陽光発電の特徴

太陽光発電の特徴

利点・特長

可動部分が無いものがほとんどで、機械的にメンテナンスフリーである。
分散型電源のため、災害などの有事における影響範囲を小さく抑えられ、非常用の電源となりうる。
輸出産業としての可能性があり、産業としての将来性が高い。
パネルに使われている素体の寿命は半永久的であり、機械・電機部品の交換によるリサイクルが容易である。
小規模でも効率が低下しないため、任意の規模で利用できる。
需要地に近接して設置できるため、送電のコストや損失を低減できる。
水力・原子力・火力の各発電とくらべて、設置に必要な要件が少なく、設置可能面積が広い。
原子力・火力等の発電と比較すると冷却水・廃棄物・排気など、各種副産物の発生がない。
建築物の屋根・壁面に設置できるため、用地を占有しない。
太陽光を利用する再生可能エネルギーであり、発電量と枯渇性燃料（化石燃料）との関係がない。
温室効果ガスを排出しない。
出力のピークが昼間の電力需要ピークと重なっており、ピーク時の電力の削減に効果がある。
設置国のエネルギー自給率を向上させる。

欠点・課題

電気的・機械的部品の寿命と総発電量を用いて計算した場合、発電電力量当たりのコストが他の発電方法に比べて2?3倍と割高。
発電電力が天候に左右される（曇天・雨天時、パネルに積雪した場合は発電量が低下する）。
夜間は発電できず、蓄電能力もない。
設置面積当たりの発電電力量が既存の発電方式に比べ低い。

出典: フリー百科事典『ウィキペディア（Wikipedia）』

長所
1．クリーンな発電方式である。
2．可動部分や高温高圧の部分がなく、自動、無人運転が可能で、保守が容易である。
3．太陽エネルギーは非枯渇エネルギーである。
4．モジュール構造のための量産性に富む。
5．必要に応じて小規模なものから大規模なものまで自由な設計が容易にできる。また、設置場所の制限が少ない。

短所
1．発電が日射時間に左右される。
2．太陽光は単位面積当りのエネルギー密度が小さいため、大電力を得るためには広い面積を必要とする。
3．現状ではコストが高い
4．直流出力である。（長所となる場合もある）

出　　典：新エネルギー導入ビジョン，資源エネルギー庁編，通商産業調査会
著作権者：新エネルギー・産業技術総合開発機構

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Q27.太陽光発電の発展に向けた環境整備〈その1〉

太陽光発電の発展に向けた環境整備〈その1〉

ユーザーへの導入インセンティブの確保

[1]光熱費の削減
太陽光発電の導入では「省エネ意識の高揚」が知られており光熱費の削減への寄与が期待できる。
また、一般的には定年後は年金収入が主体になり老齢時の光熱費負担への対応が問題になるが、太陽光発電システムの導入はこの負担の問題を事前に解決できる有効な手段であり、特にオール電化住宅などでは効果が顕著になる。

[2]空調負荷の低減
太陽電池モジュールを屋根に設置することで断熱効果が作用し、建物の熱負荷が低減し、これにより夏期などでの空調用電力を節約できる可能性がある。

[3]家庭におけるエネルギーセキュリティの確保
災害時のエネルギー源としての備えの役割が期待できる。
また今後、高齢化社会の進展に対応して「使い勝手や安全面」から電力エネルギーへの転換が予想されるが、太陽光発電は可動部が無く安全な発電設備である。

[4]住宅費用、補修費の削減
屋根一体型などでは屋根材などの部材費用の削減が図れること、さらにモジュールは屋根材より長寿命で葺き替え費用や屋根塗り直し工事が不要となる経済的なメリットを期待できる。

[5]その他
・商品価値の増加：住宅産業、建築業界などにとって“太陽光発電システムを設置した建物”という付加価値の高い商品をユーザーにアピール出来るメリットが想定できる。
・固定資産価値の増加：太陽光発電を設置した建物では空室率の低下、売却時の価値の上昇、またテナント料の値上げが可能になるなど、営業用不動産の資産価値が増加している。

付加価値の活用

[1]CO2排出削減効果
太陽光発電による燃料の削減に対応して化石燃料発電に伴うCO2排出が回避される
（電力会社の平均的電源構成から排出されるCO2の削減効果は90g-C/kWhと想定される。また、CO2の削減の観点からは1m2の太陽電池は約80m2の森林育成に相当する）。

[2]エネルギー安全保障の向上
太陽光発電により我が国のエネルギー資源（石油）の使用量が削減でき、エネルギー資源の枯渇への対策効果が期待できる。

[3]ピークカット効果
太陽光発電による発電電力量に対応して電力系統のピークカットと負荷率の向上が実現でき、予備的な発電設備などの費用削減の可能性がある
（但し、効果の程度については種々の考え方がある）。

[4]空調電力の低減
建物の屋根に太陽電池モジュールを設置することで、断熱効果が作用し、建物の熱負荷が低減する可能性がある。
これにより夏季の冷房用エネルギーが削減できる。このことは夏季の電力負荷ピークの緩和（ピークカット）にも貢献できる。

[5]省エネルギー意識の高揚
太陽光発電の導入では「省エネ意識の高揚」が知られており、省エネルギーへの寄与が期待できる。

[6]産業誘発効果太陽光発電産業は、製造・流通・販売・施工等の周辺産業と密接な関係があり、その発展が周辺産業の成長を誘発する効果を持っており、生産誘発係数は約2.0（本体の約2倍）と推定される。

[7]その他
・太陽光発電の導入促進に付加価値を活用するには、その定量化が必要である。
・付加価値の活用には、長期・高額投資となる太陽光発電の設置における経済性の担保の一つとして余剰電力買取り制度などがあるが、たとえばRPS制度の有効利用や工場内の環境施設に位置付けるなど、太陽光発電の持つ環境貢献効果の活用も考えられる。

出　　典： 2030年に向けた太陽光発電ロードマップ（PV2030）検討委員会報告書、新エネルギー・産業技術総合開発機構、2004年6月著作権者：新エネルギー・産業技術総合開発機構

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Q28.太陽光発電の発展に向けた環境整備〈その2〉

太陽光発電の発展に向けた環境整備〈その2〉

産業の整備、その他

[1]太陽光発電産業及び周辺産業の育成
産業の現状は、設備増強投資が必要だが、他産業に比べて生産規模が小さい基盤の脆弱な産業と見られる。
このため、生産設備への投資に対する助成・金融支援、開発技術の実用化に対する助成、及び関連する原材料・設備産業や住宅産業（ユーザー）などの周辺産業に対する太陽光発電用技術開発への支援など、幅広い産業育成が望まれる。

[2]流通の整備
製品多様化への対応やトータルコスト低減のために、販売や流通の多様化や簡素化を促進するとともに、輸送コストを低減できるような社会的基盤の整備が必要である。
具体的にはPV専用配送システム、DIY－ホームセンター販売などの実現が望まれる。

[3]規制緩和と導入促進
太陽光発電は新しい技術であり既存の法令、規則などがこれにそぐわない場合もある。
今後とも改善や導入促進に向けた体制づくり等で継続した努力が必要である。
（例：大量設置に対応するための屋根工事業者の多機能化に向けた規制緩和、システム品質の規格化、施工業者の資格制度検討、自律度向上型システムの導入促進体制、産業廃棄処分場・休耕田などの未利用地での太陽光発電の利用促進体制、地域コミュニティ電源などの利用推進体制などの確立に向けた検討）

[4]リサイクル・リユース体制の構築
寿命を迎えたシステムやモジュールの適正処理に係る悪しき問題が生じないよう、使用後モジュールや中古モジュールのリサイクル・リユースのための社会基盤の整備に向け、今から十分な検討を行っておく必要がある。
また、現状の複合型建材では材料レベルのリサイクルはあまり実施されておらず、また、ユニットごとの取り外しも容易ではない。
太陽電池モジュールのリユースやリサイクルが実現されることで、ユニットごとの回収が可能という点に加え、資源循環・有効利用という点での付加価値が加わる可能性がある。

[5]メンテナンス／サポートセンター
常日頃から太陽光発電システムを良好な状態に保つとともに、万一の不具合や不審な状態が見つかった場合、速やかに対処し適切な処置をすることが重要となる。
そのための方策として、例えば供給メーカーを超越した保全管理サービス体制を組織することが考えられる。

[6]人材育成
太陽電池が事業となった現在では、産業界に基礎技術開発や人材育成を期待しにくい段階に入っている。
今後は、太陽光発電に関する大学講座の新設や研究センター化によって関連分野の教官や研究者・技術者の融合組織を設けていく必要があるとともに、国の技術開発においても専門技術者育成も視野に入れた進め方をする必要がある。

[7]国際協力と途上国への太陽光発電の導入支援促進
太陽光発電の技術開発には、海外諸国との技術情報交換や人材交流、国際的な技術開発協力が今後ますます重要になる。
また、太陽光発電は途上国での生活水準の向上や、温室効果ガスの排出抑制に有効なエネルギー技術であり、京都メカニズムであるCDM（クリーン開発プログラム）やJI（共同実施）、排出権取引に有望な技術オプションでもある。
我が国は、海外市場の確保の観点からばかりでなく、地球温暖化問題、発展途上国の生活水準向上、海外のエネルギー消費を抑制するエネルギーセキュリティ等への貢献を考え、特に、東アジア地域での太陽光発電の導入普及に積極的な役割を果たすべきである。
他方、国際産業戦略の観点からは技術的優位性に基づく国際競争力の維持・確保は非常に重要で、上記の国際的な協力や途上国等への貢献との調和を図る必要があり、今後の国際的な競争と協調について長期的、総合的な視点からの戦略構築が必要である。

出　　典： 2030年に向けた太陽光発電ロードマップ（PV2030）検討委員会報告書、新エネルギー・産業技術総合開発機構、2004年6月
著作権者：新エネルギー・産業技術総合開発機構

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Q29.太陽光発電モジュールの寿命について

太陽光発電モジュールの寿命

太陽光発電モジュールの寿命は技術改良によって延びており、現在では30年以上の寿命も期待できるとされる。

太陽光発電システムには大部分の製品が稼働できると推測される「期待寿命」と、メーカーが性能を保証する「保証期間」がある。いずれも技術開発により伸びつつある。

屋外用大型モジュールの場合、通常の期待寿命は20～35年以上である。現在、10～25年間程度の性能を保証する製品が市販されている。
モジュールは年月と共にゆっくりと性能が低下する。低下量は結晶シリコン等の場合、多くの製品は20年間で1割未満と報告されている[42]。
モジュールの強化ガラスとセルとの間には通常EVA等の樹脂が充填される。昔の製品ではこの樹脂が紫外線で黄変（browning）して性能が急速に劣化する場合があったが、ガラスにCeを添加するなどの対策で解決された。
アモルファスシリコンを用いたモジュールは屋外光で劣化しやすかったが、これも現在では長寿命化され、20年以上の性能を保証する製品も出現している[43]。太陽電池の項も参照。
太陽電池の型式によっては、使用開始時に数%程度性能が低下し、その後安定する挙動を示す（初期劣化）。定格値としては初期劣化後の値が用いられている。
製品の寿命を予測するための加速試験手法としては塩水噴霧や紫外線照射、高温多湿（Damp Heat）環境試験などが用いられる。検証手段としては実際に屋外の環境に晒すフィールドテストが1980年代から大規模に行われ、現在20数年分のデータが蓄積されている[44]。
パワーコンディショナーなどの周辺機器にも寿命（10年～）があり、部品交換などのメンテナンスが必要である。参考データの項も参照。
人工衛星の電源など宇宙空間での利用においては、－120～＋120℃程度の範囲に及ぶ周期的な温度変化、打ち上げ時の振動、放射線による劣化などに対応できる必要がある。このためモジュールの構造、セルの材料や構造など各部に亘って対策が施される。
太陽光発電モジュールは長寿命であるため、それを取り付ける架台および施工部分にも長寿命が求められる。また一般の建築物同様に数年ごとの保守点検が推奨され、メーカーや代理店によっては定期保守点検のプランを用意している場合もある。点検項目のガイドラインとしては日本電機工業会が定めたものなどがある（技術資料JEM-TR228、小出力太陽光発電システムの保守・点検ガイドhttp://ja.wikipedia.org/skins-1.5/common/images/button_link.png
内部リンクライン、平成15年12月）。

出典: フリー百科事典『ウィキペディア（Wikipedia）』

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Q30.太陽光発電等からの余剰電力は、いくらで売れるの？

太陽光発電等からの余剰電力購入について

「電気事業者による新エネルギー等の利用に関する特別措置法(RPS法)」に定める新エネルギー等発電設備として経済産業大臣の認定を受ける設備からの電力について、お客さまが希望され当社と協議がととのった時には、次の条件により購入いたします。

1.対象電源
この電力購入メニューの対象電源は、以下の電源といたします。
（1）太陽光発電（事業を目的としない設備）
（2）風力発電（低圧連系）

2.購入単価
当社が、電気供給約款等でお客さまに販売する当該契約種別の電力量料金単価相当で購入いたします。
なお、当該単価は、「新エネルギー等電気相当量」と「電気」をセットで当社へ販売を希望される場合に適用いたします。

(円/kWh)
契約種別購入単価
従量電灯 25.34
時間帯別電灯 29.66
低圧電力夏季 13.32
その他季 12.12
業務用電力（高圧供給）夏季 14.47
その他季 13.16

注）・上記単価は、消費税等相当額を含んでいます。
・燃料費調整を行なう場合は、上記単価に燃料費調整額を加算または減算した額を適用いたします。
・上記に記載されていない契約種別について、別途お問合せ下さい。

ただし、お客さまがRPS法に定める「新エネルギー等電気相当量」を当社以外の電気事業者へ販売することを希望され、当社が「電気」のみを購入する場合には、次の購入単価を適用いたします。

(円/kWh)
適用区分購入単価
「電気」のみを購入する場合 4.64

注）・上記単価は、消費税等相当額を含んでいます。
・購入単価については、当社の火力燃料費実績をもとに算定しており、大幅な価格の変動等変更が生じた場合には見直しを行なう場合があります。

3.電力系統への連系技術要件
電力系統への連系技術要件については、経済産業省の定める系統連系技術要件ガイドラインによります。

4.計量器、安全保護装置等の費用
電力量計量器ならびに系統連系にともなう安全保護装置等の取付けは、お客さまの設備としてお客さま負担とさせていただきます。
また、電力購入にともない当社設備の改修が必要となった場合、その改修費用についてはお客さま負担とさせていただきます。

5.その他
当社は、関係法令の改正、当社の電気供給約款等の変更その他の事情により、本メニューの見直しを行なう場合があります。

6.適用開始
平成20年4月1日から適用いたします。

沖縄電力ホームページより

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Q31.電力会社にとっての太陽光発電

Q32.太陽光発電の発電量について

Q33.試算表（シミュレーション）でわかること。