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太陽光発電所は、ソーラーパーク、ソーラーファーム、太陽光発電プラントとも呼ばれ、商用電力供給用に設計された大規模な系統連系型太陽光発電システム（PVシステム）です。建物設置型やその他の分散型太陽光発電とは異なり、電力を地域ユーザーではなく、電力会社レベルで供給します。この種のプロジェクトは、公益事業規模の太陽光発電と呼ばれることもあります。
このアプローチは、熱を利用してさまざまな従来型発電システムを駆動する、もう一つの主要な大規模太陽光発電技術である集光型太陽光発電とは異なります。どちらのアプローチにもそれぞれ長所と短所がありますが、現在までに、さまざまな理由から、太陽光発電技術の方がはるかに広く利用されています。2019年現在公益事業規模の太陽光発電容量の約97%はPVであった。[ 1 ] [ 2 ]
一部の国では、太陽光発電所の定格容量はメガワットピーク(MW p ) で評価され、これはソーラーアレイの理論上の最大直流電力出力を指します。他の国では、メーカーは表面積と効率を記載しています。しかし、カナダ、日本、スペイン、米国では、他の発電形態とより直接的に比較できる単位であるMW ACに変換された低い公称電力出力を使用することがよく指定されています。ほとんどのソーラーパークは、少なくとも 1 MW pの規模で開発されています。2018 年現在、世界最大の稼働中の太陽光発電所は 1ギガワットを超えています。2019 年末には、約 9,000 のソーラーファームが 4 MW AC (ユーティリティ規模) より大きく、合計容量は 220 GW ACを超えています。[ 1 ]
既存の大規模太陽光発電所のほとんどは独立系発電事業者が所有・運営していますが、コミュニティや公益事業体が所有するプロジェクトの関与が増加しています。[ 3 ]以前は、ほぼすべてが固定価格買取制度や税額控除などの規制上のインセンティブによって少なくとも部分的に支援されていましたが、2010年代に均等化発電コストが大幅に低下し、ほとんどの市場でグリッドパリティが達成されたため、外部のインセンティブは通常必要ありません。
最初の 1 MW p の太陽光発電所は、1982 年末にカリフォルニア州ヘスペリア近郊のルーゴに Arco Solar によって建設され[ 4 ] 、1984 年にカリゾ プレインに5.2 MW p の設備が続きました[ 5 ]。どちらもその後廃止されました (ただし、 2015 年にカリゾ プレインに新しい発電所、トパーズ ソーラー ファームが稼働を開始しました)。 [ 6 ]次の段階は、2004 年にドイツの固定価格買取制度が改訂された後 [ 7 ] に続き、相当数の太陽光発電所が建設されました[ 8 ] 。
ドイツではその後、1 MW pを超える設備が数百箇所設置され、そのうち 50 箇所以上が 10 MW pを超えています。[ 9 ] 2008 年に固定価格買取制度を導入したスペインは、一時的に 10 MW を超える太陽光発電所が 60 箇所ほどあり、最大の市場となりましたが、[ 10 ]これらのインセンティブはその後撤回されました。[ 11 ]米国、[ 12 ]中国、[ 13 ]インド、[ 14 ]フランス、[ 15 ]カナダ、[ 16 ]オーストラリア、[ 17 ]およびイタリア、[ 18 ]なども、太陽光発電所のリストに示されているように、主要な市場となっています。
建設中の最大規模の施設は数百MWpの容量を持ち、中には1GWpを超えるものもある。[ 19 ] [ 20 ] [ 21 ]
必要な発電量に必要な土地面積は、場所[ 22 ]、太陽光パネルの効率[ 23 ] 、敷地の傾斜[ 24 ]、および使用する架台の種類によって異なります。水平な敷地に効率約15%の一般的なパネル[ 25 ]を使用した固定傾斜型太陽光発電アレイは、熱帯地域ではMWあたり約1ヘクタール（2.5エーカー）が必要で、この数値は北ヨーロッパでは2ヘクタール（4.9エーカー）以上に増加します。[ 22 ]
アレイをより急な角度に傾けると影が長くなるため、[ 26 ]この領域は通常、調整可能な傾斜アレイまたは単軸トラッカーでは約 10% 高く、2 軸トラッカーでは 20% 高くなりますが、[ 27 ]これらの数値は緯度と地形によって異なります。[ 28 ]
土地利用の観点から太陽光発電所の最適な場所は、ブラウンフィールドサイト、つまり他に価値のある土地利用がない場所であると考えられています。[ 29 ]耕作地であっても、太陽光発電所の敷地のかなりの割合を、作物栽培[ 30 ] [ 31 ]や生物多様性[ 32 ]などの他の生産的な用途に充てることもできます。アルベドの変化は局所的な気温に影響を与えます。ある研究ではヒートアイランド効果による気温上昇を主張し[ 33 ]、別の研究では乾燥生態系の周囲が涼しくなると主張しています。[ 34 ]
アグリボルタイクスは、同じ土地面積を太陽光発電と農業の両方に利用しています。最近の研究では、日陰に強い作物の生産と組み合わせた太陽光発電の価値により、従来の農業の代わりにアグリボルタイクスシステムを導入した農場の経済的価値が30%以上増加したことがわかりました。[ 35 ] 2023年にSustainability誌に掲載された研究では、太陽エネルギー生産と農業を統合した土地利用戦略であるアグリボルタイクスのカナダの大きな可能性が強調されました。この研究によると、カナダの農地のわずか1%にアグリボルタイクスシステムを設置するだけで、使用する太陽光発電技術（垂直両面受光型と単軸追尾型）に応じて、カナダの電力需要の25%から33%を発電できる可能性があります。著者らは、アグリボルタイクスは農地を保全し、農村経済を支援しながら、カナダが気候目標を達成するのに役立つ有望なアプローチであると強調しています。州全体で実施を拡大するために、政策インセンティブ、技術研究、パイロットプロジェクトが推奨されています。[ 36 ]
場合によっては、所有者や請負業者が異なる複数の太陽光発電所が隣接する敷地に建設されることがあります。[ 38 ] [ 39 ]これにより、送電網への接続や計画承認などのプロジェクトインフラのコストとリスクをプロジェクト間で共有できるという利点が得られます。[ 40 ] [ 41 ]太陽光発電所は風力発電所と併設されることもあります。[ 42 ]
時には「ソーラーパーク」は、敷地やインフラを共有する個々の太陽光発電所の集合体を表すのに使用され、[ 40 ] [ 43 ] [ 44 ]クラスターは、共有リソースなしで近くに複数の発電所がある場合に使用されます。[ 45 ]ソーラーパークの例としては、17 種類の発電プロジェクトがあるCharanka Solar Park 、11 の発電所があるNeuhardenberg [ 46 ] [ 47 ]、総容量が 500 MW を超えるGolmud solar park [ 48 ] [ 49 ]などがあります。極端な例としては、インドのグジャラート州にあるすべての太陽光発電所を単一のソーラーパーク、Gujarat Solar Parkと呼ぶことが挙げられます。
土地利用を完全に回避するため、2022年にポルトガルのアルケバダム貯水池に5MWの浮体式太陽光発電所が設置され、太陽光発電と水力発電を組み合わせることが可能になった。[ 50 ]また、ドイツのエンジニアリング会社は、海洋空間をより効率的に利用するために、洋上浮体式太陽光発電所と洋上風力発電所を統合することに取り組んでいる。[ 50 ]これらのプロジェクトには、異なる再生可能エネルギー技術を1つの場所に組み合わせる「ハイブリッド化」が含まれている。 [ 50 ]
2024年1月に行われた宇宙空間での太陽光発電所の最初の成功試験（太陽電池から太陽光発電を集め、地球にエネルギーを送る）は、初期の実現可能性実証を完了した。[ 51 ]このようなシステムは、雲量や太陽周期に制約されない。[ 51 ]
ほとんどの太陽光発電所は、地上設置型の太陽光発電システムであり、自由空間太陽光発電所とも呼ばれています。[ 52 ]固定傾斜式、または単軸もしくは二軸の太陽追尾式のいずれかです。[ 53 ]追尾は全体的な性能を向上させますが、システムの設置およびメンテナンスコストも増加させます。[ 54 ] [ 55 ]太陽光発電インバータはアレイの電力出力を直流から交流に変換し、通常10kV以上の高電圧三相昇圧変圧器を介して電力網に接続されます。 [ 56 ] [ 57 ]
ソーラーアレイは、入射光を電気エネルギーに変換するサブシステムです。[ 58 ]これらは、支持構造に取り付けられ、電子電力調整サブシステムに電力出力を供給するために相互接続された多数のソーラーパネルで構成されています。[ 59 ]大部分は、地上設置構造を使用する自由空間システムであり、[ 52 ]通常、次のいずれかのタイプです。
多くのプロジェクトでは、最適な年間出力プロファイルが得られるように計算された固定傾斜角でソーラーパネルを取り付ける架台構造が使用されています。 [ 53 ]パネルは通常、赤道に向かって、設置場所の緯度よりわずかに小さい傾斜角で配置されます。[ 60 ]場合によっては、地域の気候、地形、または電力料金体系に応じて、異なる傾斜角を使用したり、朝または夕方の出力を優先するためにアレイを通常の東西軸からずらしたりすることができます。[ 61 ]
この設計のバリエーションとして、傾斜角を年間2回または4回調整して季節ごとの出力を最適化するアレイを使用する方法がある。[ 53 ]また、より急な冬の傾斜角で内部の影を減らすために、より広い土地面積が必要となる。[ 26 ]出力の増加は通常数パーセントに過ぎないため、この設計のコストと複雑さの増加を正当化することはほとんどない。[ 27 ]
入射する直接放射の強度を最大化するには、ソーラーパネルを太陽光線に対して垂直に配置する必要があります。[ 62 ]これを実現するために、太陽の毎日の空での動きや、年間を通して変化する高度を追跡できる2軸トラッカーを使用してアレイを設計することができます。 [ 63 ]
これらのアレイは、太陽が移動してアレイの向きが変わると、互いの影を減らすために間隔を空けて配置する必要があるため、より広い土地面積が必要になります。[ 64 ]また、アレイの表面を必要な角度に維持するために、より複雑な機構も必要になります。出力の増加は、直射日光のレベルが高い場所では30%程度になることもありますが[ 65 ] 、曇天のため、温帯気候や拡散日射が多い地域では増加率は低くなります。そのため、二軸トラッカーは亜熱帯地域で最も一般的に使用されており[ 64 ]、最初に実用規模で導入されたのはルゴ発電所でした。[ 4 ]
3つ目のアプローチでは、土地面積、設備投資、運用コストの面での負担が少なく、追跡による出力上のメリットの一部を実現できます。これは、太陽を1次元で追跡する（空を横切る1日の移動）ものの、季節による変化は考慮しないというものです。[ 66 ]軸の角度は通常水平ですが、ネリス空軍基地のソーラーパークのように20°傾斜しているものもあり、[ 67 ]南北方向で赤道に向かって軸を傾けています。これは実質的に追跡と固定傾斜のハイブリッドです。[ 68 ]
単軸トラッキングシステムは、おおよそ南北方向の軸に沿って配置されます。[ 69 ]一部のシステムでは、列間にリンク機構を使用することで、同じアクチュエータで複数の列の角度を一度に調整できます。[ 66 ]
太陽光パネルは直流（DC）電力を生成するため、太陽光発電所ではこれを電力網で送電される交流（AC）に変換するための変換装置[ 59 ]が必要です。この変換はインバータによって行われます。太陽光発電所は効率を最大化するために、インバータ内または別個のユニットとして電気負荷も変化させます。これらのデバイスは、各ソーラーアレイストリングを最大電力点に近づけます。[ 70 ]
この変換装置を構成する主な方法は、集中型インバータとストリングインバータの 2 つです[ 71 ]。ただし、場合によっては個別のインバータやマイクロインバータが使用されることもあります[ 72 ] 。単一のインバータを使用すると各パネルの出力を最適化でき、複数のインバータを使用するとインバータが故障したときの出力損失を抑えることで信頼性が向上します[ 73 ] 。
これらのユニットは比較的高い容量を持ち、新しいユニット（2020年）では通常1MWから7MW程度であるため[ 75 ] 、面積が最大2ヘクタール（4.9エーカー）にも及ぶ大規模な太陽光発電アレイの出力を調整します[ 76 ] 。集中型インバータを使用する太陽光発電所は、多くの場合、個別の長方形のブロックで構成され、関連するインバータはブロックの1つの角または中央に配置されます[ 77 ] [ 78 ] [ 79 ] 。
ストリングインバータは、中央インバータに比べて容量が大幅に低く、 最新モデル（2020年）では10kWから最大250kW程度です[ 75 ] [ 80 ]。ストリングインバータは、単一のアレイストリングの出力を調整します。これは通常、プラント全体のソーラーアレイ列全体、またはその一部です。ストリングインバータは、アレイの異なる部分が異なるレベルの日射を受けるソーラーパークの効率を高めることができます。たとえば、異なる方向に配置されている場合や、敷地面積を最小限に抑えるために密集している場合などです[ 73 ] 。
システムインバータは通常、480 V ACから 800 V AC程度の電圧で電力出力を供給します。[ 81 ] [ 82 ]電力網は数万ボルトから数十万ボルトというはるかに高い電圧で動作するため、[ 83 ]変圧器が組み込まれて必要な出力をグリッドに供給します。[ 57 ]長いリードタイムのため、ロングアイランドソーラーファームは予備の変圧器を現場に置いておくことを選択しました。変圧器が故障すると、ソーラーファームが長期間オフラインになるからです。[ 84 ]変圧器の寿命は通常 25 年から 75 年で、通常は太陽光発電所の寿命中に交換する必要はありません。[ 85 ]
太陽光発電所の性能は、気候条件、使用される機器、およびシステム構成に依存します。主要なエネルギー入力は、ソーラーアレイの平面における全天日射量であり、これは直接放射と拡散放射の組み合わせです。[ 86 ]一部の地域では、ソーラーパネルに塵や有機物が蓄積して入射光を遮る汚れが、大きな損失要因となります。[ 87 ]
システムの出力の重要な決定要因は、太陽電池パネルの変換効率であり、これは特に使用される太陽電池の種類に依存します。[ 88 ]
太陽光パネルの直流出力とグリッドに供給される交流電力の間には、光吸収損失、ミスマッチ、ケーブル電圧降下、変換効率、その他の寄生損失など、さまざまな要因による損失が発生します。[ 89 ]これらの損失の合計値を評価するために、「パフォーマンス比」 [ 90 ]と呼ばれるパラメータが開発されました。パフォーマンス比は、周囲の気候条件下で太陽光パネルが供給できるはずの総直流電力に対する、供給される交流出力電力の割合を示します。最新の太陽光発電所では、パフォーマンス比は通常80%を超える必要があります。[ 91 ] [ 92 ]
初期の太陽光発電システムでは、出力が年間最大 10% も低下しましたが[ 5 ]、2010 年時点では平均劣化率は年間 0.5% であり、2000 年以降に製造されたパネルでは劣化率が大幅に低下しているため、25 年間で出力性能が 12% しか低下しません。年間 4% の劣化率のパネルを使用するシステムでは、同じ期間で出力が 64% 低下します。[ 93 ]多くのパネルメーカーは性能保証を提供しており、通常は 10 年間で 90%、25 年間で 80% です。すべてのパネルの出力は、通常、最初の 1 年間でプラス マイナス 3% の範囲内で保証されています。[ 94 ]
太陽光発電所は、他の再生可能エネルギー発電所、化石燃料発電所、原子力発電所の代替として、商用電力を送電網に供給するために開発されています。[ 97 ]
発電所の所有者は発電事業者です。今日の太陽光発電所のほとんどは独立系発電事業者（IPP）が所有していますが、[ 98 ]一部は投資家またはコミュニティ所有の公益事業体が所有しています。[ 99 ]
これらの発電事業者の中には、独自の発電所ポートフォリオを開発するところもあるが、[ 100 ]ほとんどの太陽光発電所は、当初は専門のプロジェクト開発業者によって設計および建設される。[ 101 ]通常、開発業者はプロジェクトを計画し、計画および接続の許可を取得し、必要な資本の資金調達を手配する。[ 102 ]実際の建設工事は通常、1 社または複数のエンジニアリング、調達、建設(EPC) 請負業者に委託される。[ 103 ]
新しい太陽光発電所の開発における主要なマイルストーンは、計画承認[ 104 ] 、送電網接続承認[ 105 ] 、資金調達完了[ 106 ]、建設[ 107 ] 、接続および試運転[ 108 ]です。プロセスの各段階で、開発者は発電所の予想される性能とコスト、および発電所がもたらすはずの財務収益の見積もりを更新することができます[ 109 ] 。
太陽光発電所は、定格出力1メガワットあたり少なくとも1ヘクタールの土地を必要とするため[ 111 ] 、相当な面積の土地が必要となり、計画承認の対象となります。承認を得られる可能性、および関連する時間、費用、条件は、管轄区域と場所によって異なります。多くの計画承認では、将来発電所が廃止された後の敷地の処理に関する条件も適用されます[ 82 ] 。通常、太陽光発電所の設計中に専門家による健康、安全、環境評価が実施され、施設がすべてのHSE規制に従って設計および計画されていることが保証されます。
送電網への接続の可用性、場所、容量は、新しい太陽光発電所を計画する際の主要な考慮事項であり、コストに大きく影響する可能性があります。[ 112 ]
ほとんどの発電所は、適切な送電網接続ポイントから数キロメートル以内に設置されています。このネットワークは、太陽光発電所が最大容量で稼働しているときに、その出力を吸収できる必要があります。プロジェクト開発者は通常、このポイントまで送電線を敷設し、接続する費用を負担しなければなりません。さらに、発電所からの出力に対応できるように送電網をアップグレードする費用も負担することがよくあります。[ 113 ]そのため、太陽光発電所は、既存のインフラを再利用するために、かつての石炭火力発電所の跡地に建設されることがあります。[ 114 ]
太陽光発電所が稼働を開始すると、通常、所有者は適切な相手方と運用および保守（O&M）を行う契約を締結します。[ 115 ]多くの場合、これは当初のEPC請負業者によって履行される可能性があります。[ 116 ]
太陽光発電所の信頼性の高い固体システムは、回転機械に比べてメンテナンスが最小限で済みます。[ 117 ] O&M契約の重要な側面は、発電所とそのすべての主要サブシステムの性能を継続的に監視することであり、[ 118 ]これは通常、遠隔で行われます。[ 119 ]これにより、実際の気候条件下で予想される出力と性能を比較することができます。[ 106 ]また、修正と予防保守の両方のスケジュールを可能にするデータも提供されます。[ 120 ]少数の大規模太陽光発電所では、各ソーラーパネルに個別のインバータ[ 121 ] [ 122 ]またはマキシマイザー[ 123 ]を使用しており、監視可能な個別の性能データを提供します。他の太陽光発電所では、熱画像を使用して、交換が必要な性能の低いパネルを特定します。[ 124 ]
太陽光発電所の収入は電力網への電力販売から得られるため、その出力はリアルタイムで計測され、電力市場におけるバランス調整と決済のために、通常30分ごとにエネルギー出力の測定値が提供される。[ 125 ]
収入は、発電所内の設備の信頼性と、送電先の送電網の可用性によって左右される。[ 126 ]一部の接続契約では、送電系統運用者が、例えば需要が低い時や他の発電機の可用性が高い時に、太陽光発電所の出力を抑制することが認められている。 [ 127 ]一部の国では、欧州再生可能エネルギー指令[ 129 ]などのように、再生可能エネルギー発電機に対する 送電網への優先アクセスを法定規定している。[ 128 ]
近年、太陽光発電技術は発電効率を向上させ、ワットあたりの設置コストとエネルギー回収期間（EPBT）を削減してきました。世界のほとんどの地域でグリッドパリティを達成し、主流の電源となっています。[ 130 ] [ 131 ] [ 132 ]
太陽光発電のコストがグリッドパリティに達すると、PVシステムはエネルギー市場で競争力のある電力を提供できるようになりました。以下に詳述するように、初期の市場を活性化するために必要だった補助金やインセンティブは、徐々にオークション[ 133 ]や競争入札に置き換えられ、さらなる価格低下につながりました。
各国や電力会社が新たな発電容量の入札[ 134 ]を導入するにつれて、大規模太陽光発電の競争力の向上はより顕著になった。一部の入札は太陽光発電プロジェクト専用であるが[ 135 ] 、その他はより幅広い電源に開放されている[ 136 ] 。
これらのオークションや入札で明らかになった価格は、多くの地域で非常に競争力のある価格設定につながっています。提示された価格には以下のようなものがあります。
近年、太陽光発電所のコストは徐々に下がっており、この傾向は今後も続くと予想されています。[ 144 ]一方、従来の発電コストは徐々に高くなっています。[ 145 ]これらの傾向により、従来より高価であった太陽光発電所の均等化発電コストが、従来の発電コストと同等またはそれ以下になる転換点が生じました。[ 146 ]この転換点は場所やその他の要因によって異なり、一般的にグリッドパリティと呼ばれています。[ 147 ]
商業用太陽光発電所では、発電した電力が送電網に販売されるため、太陽光発電の均等化発電コストは卸売電力価格と一致する必要があります。この点は「卸売グリッドパリティ」または「バスバーパリティ」と呼ばれることもあります。[ 148 ]
設置済みの太陽光発電システムの価格は、世界的な商品である太陽電池やパネルよりも地域差が大きい。IEAは、顧客獲得、許可、検査、相互接続、設置作業、資金調達コストなどの「ソフトコスト」の違いにより、これらの差異が生じると説明している。 [ 149 ]
世界の多くの地域でグリッドパリティが達成される以前の数年間、太陽光発電所は電力供給をめぐって競争するために何らかの財政的インセンティブを必要としていた。[ 150 ] 多くの国が太陽光発電所の導入を支援するためにそのようなインセンティブを利用した。[ 151 ]
固定価格買取制度とは、適格な発電事業者が発電し送電網に供給した再生可能電力1キロワット時ごとに電力会社が支払わなければならない指定価格のことです。[ 152 ]これらの買取価格は通常、卸売電力価格に上乗せされており、発電事業者がプロジェクトの資金調達を行うための確実な収入源となります。[ 153 ]
これらの基準は、電力会社が電力の一部を再生可能エネルギー発電から調達することを義務付けるものです。[ 154 ]ほとんどの場合、どの技術を使用すべきかは規定されておらず、電力会社は最も適切な再生可能エネルギー源を自由に選択できます。[ 155 ]
太陽光発電技術には、いわゆる「太陽光発電枠」としてRPSの一部が割り当てられる例外的なケースもある。[ 156 ]
一部の国や州は、米国エネルギー省の融資保証制度[ 157 ]のように、幅広いインフラ投資に利用できる、対象を絞らない財政的インセンティブを採用しており、2010年と2011年には太陽光発電所への投資が多数促進された[ 158 ]。
太陽光発電所への投資を促進するために使用されてきた間接的なインセンティブのもう 1 つの形態は、投資家が利用できる税額控除です。場合によっては、生産税額控除のように、控除は設備によって生産されるエネルギーに関連付けられていました。[ 159 ]また、投資税額控除のように、控除が資本投資に関連付けられている場合もあります。[ 160 ]
自由市場における商業的なインセンティブに加えて、一部の国や地域では、太陽光発電設備の導入を支援するための特別なプログラムを実施している。
欧州連合の再生可能エネルギー指令[ 161 ]は、すべての加盟国における再生可能エネルギーの導入レベルを高めるための目標を設定しています。各国は、これらの目標をどのように達成するかを示す国家再生可能エネルギー行動計画を策定することが義務付けられており、その多くは太陽光発電の導入に対する具体的な支援措置を盛り込んでいます。 [ 162 ]また、この指令は、各国が自国の国境を越えてプロジェクトを開発することを認めており、これはヘリオス・プロジェクトのような二国間プログラムにつながる可能性があります。[ 163 ]
UNFCCCのクリーン開発メカニズム[ 164 ]は、特定の適格国における太陽光発電所を支援する国際プログラムである[ 165 ] 。
さらに、他の多くの国も独自の太陽エネルギー開発プログラムを実施しています。例としては、インドのJNNSM [ 166 ]、オーストラリアのフラッグシッププログラム[ 167 ]、南アフリカ[ 168 ]やイスラエル[ 169 ]の同様のプロジェクトなどが挙げられます。
太陽光発電所の財務実績は、その収入と費用によって決まる。[ 27 ]
太陽光発電所の発電量は、日射量、発電所の容量、および性能比に関係します。[ 90 ]この発電量から得られる収入は、主に電力の販売[ 170 ]、および固定価格買取制度やその他の支援メカニズムに基づくインセンティブ支払い[ 171 ]から得られます。
電気料金は時間帯によって変動し、需要が高い時間帯には料金が高くなることがあります。[ 172 ]このため、発電所の設計は、そのような時間帯に発電量を増やすように影響を受ける可能性があります。[ 173 ]
太陽光発電所の主なコストは設備投資であり、それに伴う資金調達や減価償却費も含まれます。[ 174 ]運転コストは一般的に比較的低く、特に燃料を必要としないためですが、[ 117 ]ほとんどの事業者は、発電所の稼働率を最大化し、それによって収益対コスト比を最適化するために、適切な運転および保守の保証[ 118 ]が利用可能であることを確保したいと考えています。[ 175 ]
グリッドパリティを最初に達成したのは、従来の電気料金が高く、日射量が多い地域でした。[ 22 ]さまざまな地域でグリッドパリティが達成されるにつれて、世界の太陽光発電所の分布は変化すると予想されます。[ 176 ]この移行には、屋上設置型から大規模発電所への移行も含まれています。これは、新しい太陽光発電システムの導入の焦点がヨーロッパから、地上設置型太陽光発電システムが好まれるサンベルト市場へと移ったためです。 [ 177 ] : 43
経済的な背景から、大規模システムは現在、支援体制が最も一貫しているか、最も有利な場所に分散している。[ 178 ] Wiki-Solar は、2019 年末時点で4 MW ACを超える世界の PV プラントの総容量を約 220 GW、設置数を約 9,000 と評価しており[ 1 ] 、これは推定される世界の PV 容量633 GWの約 35 % を占め、2014 年の 25 % から増加している。[ 179 ] [ 177 ]主要市場における活動については、以下で個別に検討する。
2013年、中国はドイツを抜いて、実用規模の太陽光発電容量が最も多い国となった。[ 180 ]この多くはクリーン開発メカニズムによって支援されている。[ 181 ] 発電所の分布は国内でかなり広範囲に及んでおり、最も集中しているのはゴビ砂漠[ 13 ]で、中国北西部電力網に接続されている。[ 182 ]
ヨーロッパ初のマルチメガワット発電所は、2003年に稼働を開始したヘマウの4.2MWの地域所有プロジェクトであった。[ 183 ]
しかし、2004年のドイツの固定価格買取制度の改定[ 7 ]が、公益事業規模の太陽光発電所の設立に最も大きな推進力となった。[ 184 ]
このプログラムの下で最初に完成したのは、Geosol が開発したライプチヒ・ラント太陽光発電所でした。[ 185 ] 2004 年から 2011 年の間に数十の発電所が建設され、そのうちのいくつかは当時世界最大規模でした。ドイツの固定価格買取制度を定める法律であるEEG は、補償額だけでなく、送電網への優先アクセスなどの他の規制要因の法的根拠を提供しています。 [ 128 ]この法律は 2010 年に改正され、農地の使用が制限されました。[ 186 ]それ以来、ほとんどの太陽光発電所は、旧軍事用地などのいわゆる「開発用地」に建設されています。[ 46 ]こうした理由もあって、ドイツにおける太陽光発電所の地理的分布は、旧東ドイツに偏っています。[ 9 ] [ 187 ] [ 188 ]
インドは、公益事業規模の太陽光発電設備の設置において、主要国として台頭しつつある。グジャラート州のチャランカ太陽光発電所は2012年4月に正式に開所し[ 189 ]、当時世界最大の太陽光発電所群であった。
地理的に見て、設置容量が最も大きい州はテランガーナ州、ラジャスタン州、アンドラプラデーシュ州で、それぞれ2 GWを超える太陽光発電設備が設置されています。[ 190 ]ラジャスタン州とグジャラート州は、パキスタンとともにタール砂漠を共有しています。2018 年 5 月、パヴァガダ太陽光発電所が稼働を開始し、2GW の発電能力を有していました。2020 年 2 月現在、世界最大の太陽光発電所となっています。[ 191 ] [ 192 ] [ 193 ] 2018 年 9 月、アクメソーラーは、インドで最も安価な太陽光発電所である 200 MWラジャスタン州バドラ太陽光発電所の稼働を開始したと発表しました。[ 194 ]
イタリアには多数の太陽光発電所があり、その中で最大規模のものは84MWのモンタルト・ディ・カストロ・プロジェクトである。[ 195 ]
2017年末までに、732MWを超える太陽光発電プロジェクトが完了し、ヨルダンの電力の7%を賄ったと報告された。[ 196 ]当初、ヨルダンが2020年までに発電する再生可能エネルギーの割合を10%に設定した後、政府は2018年にその数字を上回り、20%を目指すと発表した。[ 197 ]
スペインにおける太陽光発電所の導入の大部分は、2007年から2008年のブーム期に行われた。[ 198 ] 駅は国内に広く分布しており、エストレマドゥーラ州、カスティーリャ・ラ・マンチャ州、ムルシア州に集中している。[ 10 ]
歴史的に見ると、米国の太陽光発電所の設置は主に南西部の州に集中していましたが、[ 12 ]再生可能エネルギーを増やすための取り組みにより、米国全土でプロジェクトが建設され、東海岸にも多数設置されています。[ 200 ]カリフォルニア州[ 201 ]および周辺州[ 202 ] [ 203 ]の再生可能エネルギーポートフォリオ基準は、特にインセンティブを提供しています。住宅用太陽光発電プロジェクトも、州が実施する政策の導入により、人気が大幅に高まっています。[ 204 ]
以下の太陽光発電所は、稼働開始当時、世界最大規模または各大陸最大規模であったか、あるいは以下の理由により特筆すべきものである。
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Repartición 太陽光発電所、場所: ラホヤ地方自治体。県: アレキパ。電力: 22MWp