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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、または太陽光発電プラントとも呼ばれ、商用電力の供給を目的として設計された大規模な系統接続型太陽光発電システム(PV システム) です。地元のユーザーではなく、ユーティリティレベルで電力を供給するため、ほとんどの建物設置型およびその他の分散型太陽光発電とは異なります。このタイプのプロジェクトを説明するために、ユーティリティ スケール ソーラーが使用さ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の発電システムを駆動する、もう1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長所と短所がありますが、これまで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使用されています。2019年現在[アップデート]、公益規模の太陽光発電容量の約97％はPVでした。[1] [2]
一部の国では、太陽光発電所の銘板容量はメガワットピーク（MW p）で評価されており、これは太陽電池アレイの理論上の最大DC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。ただし、カナダ、日本、スペイン、米国では、他の形態の発電とより直接的に比較できる尺度であるMW ACで変換された低い公称電力出力を使用して指定することがよくあります。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年の時点で、稼働中の世界最大の太陽光発電所は1ギガワットを超えました。2019年末の時点で、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）を超え、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・運営しているが、地域や公益事業会社が所有するプロジェクトの関与が増加している。[3]以前は、ほぼすべてが固定価格買い取り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サポートされていたが、2010年代に均等化費用が大幅に低下し、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ない。
歴史
最初の1MW 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アルコソーラー社によって建設され、 [4] 1984年にはカリゾプレーンズに5.2MW pの施設が続きました。[5]どちらもその後廃止されました（ただし、2015年にはカリゾプレーンズに新しい発電所であるトパーズソーラーファームが稼働しました）。[6]次の段階は、ドイツの固定価格買い取り制度の2004年の改訂[7]に続き、[8] 、大量の太陽光発電所が建設されました。[8]
それ以来、ドイツでは1MW pを超える数百の設備が設置され、そのうち50以上が10MW pを超えています。[9] 2008年に固定価格買い取り制度が導入されたスペインは、10MWを超える太陽光発電所が約60か所あり、一時的に最大の市場になりましたが、[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]イタリア、[18]などもまた、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MW pの容量を持ち、中には1GW pを超える施設もある。[19] [20] [21]
立地と土地利用
望ましい出力を得るため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]、および使用される設置の種類によって異なります。水平な敷地で、効率が約15％の一般的なパネル[25]を使用する固定傾斜型太陽光発電アレイには、熱帯地方で約1ヘクタール（2.5エーカー）/ MWが必要であり、この数字は北ヨーロッパでは2ヘクタール（4.9エーカー）以上に上昇します。[22]
アレイが急角度に傾くと影が長くなるため[26]、この面積は通常、調整可能な傾斜アレイまたは単軸トラッカーの場合は約10％高くなり、2軸トラッカーの場合は20％高くなりますが[27] 、これらの数値は緯度や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に最適な場所は、ブラウンフィールド、つまり他の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、作物の栽培[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します。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ており、[33]別の研究では、乾燥した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
アグリボルタイクスは、同じ土地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価値が30％以上増加したことがわかりました。[35]
太陽光埋立地
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ソーラー埋立地は、使用済みの埋立地を再利用して太陽光発電所に改造したものです。[36]
共同ロケーション
場合によっては、隣接する敷地に、別々の所有者と請負業者による複数の異なる太陽光発電所が開発される。[37] [38]これにより、プロジェクト間で送電網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共有できるという利点がある。[39] [40]太陽光発電所は風力発電所と同じ場所に設置することもできる。[41]
「ソーラーパーク」は、敷地やインフラを共有する個別の太陽光発電所の集合体を指すために使用されることもあり、[39] [42] [43]、「クラスター」は、共有リソースなしで複数の発電所が近くにある場合に使用されます。[44]ソーラーパークの例としては、17の異なる発電プロジェクトがあるチャランカソーラーパーク、 11の発電所があるノイハルデンベルク[ 45] [46]、および報告されている総容量が500MWを超えるゴルムドソーラーパークなど があります。[47] [48]極端な例は、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1つのソーラーパーク、グジャラートソーラーパークと呼ぶことです。
土地利用を完全に回避するために、2022年にポルトガルのアルケヴァダム貯水池に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。[49]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使用するために、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を約束した。[49]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つのサイトで組み合わせる「ハイブリッド化」が含まれている。 [49]
宇宙の太陽光発電所
2024年1月に宇宙での太陽光発電所（太陽電池から太陽光を集めて地球に送る）の試験が初めて成功し、初期の実現可能性の実証が完了した。[50]このような設備は雲の量や太陽の周期によって制限されない。[50]
テクノロジー
ほとんどのソーラーパークは地上設置型PVシステムで、自由空間型太陽光発電所とも呼ばれています。[51]固定傾斜型か、単軸または二軸のソーラートラッカーを使用する場合があります。[52]追跡により全体的なパフォーマンスが向上しますが、システムの設置とメンテナンスのコストも増加します。[53] [54]ソーラーインバータはアレイの電力出力をDCからACに変換し、通常 10kV以上の高電圧3相昇圧トランスを介して電力網に接続されます。 [55] [56]
太陽電池アレイの配置
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。[57]ソーラーアレイは多数のソーラーパネルで構成され、支持構造物に取り付けられ、相互接続されて電子電力調整サブシステムに電力出力を供給します。[58]大部分は地上設置構造物を使用した自由場システムであり、[51]通常、次のいずれかのタイプです。
固定配列
多くのプロジェクトでは、年間出力プロファイルが最適になるように計算された一定の傾斜で太陽光パネルを設置する架台構造が採用されています。 [52]パネルは通常、赤道に向けられ、傾斜角度はサイトの緯度よりわずかに小さくなります。[59]場合によっては、地域の気候、地形、電気料金制度に応じて、異なる傾斜角度が使用されるか、朝または夕方の出力を優先するためにアレイが通常の東西軸からオフセットされることがあります。[60]
この設計のバリエーションとして、季節ごとの出力を最適化するために年間2回または4回傾斜角度を調整できるアレイを使用する方法があります。[52]また、冬季の傾斜角度が急なときに内部の日陰を減らすために、より多くの土地面積が必要になります。[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めったにありません。[27]
2軸トラッカー
入射する直射日光の強度を最大化するために、太陽電池パネルは太陽光線に対して垂直に向けられるべきである。[61]これを実現するために、太陽の毎日の空の動きと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る。 [62]
これらのアレイは、太陽が移動してアレイの向きが変わったときに相互の影を減らすために間隔をあける必要があるため、より広い土地面積が必要になります。[63]また、アレイの表面を必要な角度に維持するために、より複雑なメカニズムも必要です。直接放射レベルが高い場所では出力の増加は30％程度になる可能性がありますが[ 64] 、温帯気候や曇りの状態により拡散放射がより顕著な場所では増加は低くなります。そのため、2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、[63]ルーゴ発電所で初めて実用規模で導入されました。[4]
単軸トラッカー
3つ目のアプローチは、土地面積、資本、運用コストの面でのペナルティが少なく、追跡による出力の利点の一部を実現します。これは、太陽を1次元（空を横切る毎日の移動）で追跡しますが、季節に合わせて調整しません。[65]軸の角度は通常水平ですが、20°傾斜しているネリス空軍基地のソーラーパークなど、一部のソーラーパークでは軸を赤道に向かって南北方向に傾けています。これは、追跡と固定傾斜のハイブリッドです。[67 ]
単軸追跡システムは、おおよそ南北の軸に沿って配置されます。[68]一部のシステムでは、列間のリンクを使用して、同じアクチュエータで複数の列の角度を同時に調整できます。[65]
電力変換
ソーラーパネルは直流（DC）電気を生成するため、ソーラーパークではこれを電力網から送られる交流（AC）に変換するための変換装置[58]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個別のユニットとして電気負荷も変化させます。これらの装置は、各ソーラーアレイストリングをピーク電力点に近づけます。[69]
この変換装置を構成するための主な選択肢は、集中型インバータとストリング型インバータの2つです。 [70]ただし、個別のマイクロインバータが使用される場合もあります。 [71]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ます。また、複数のインバータを使用すると、インバータが故障した場合の出力損失を制限することで信頼性が向上します。[72]
集中型インバータ
これらのユニットは比較的容量が大きく、通常は1MWから新しいユニット（2020年）では7MW程度であるため、[74]おそらく最大2ヘクタール（4.9エーカー）の面積に及ぶ大規模な太陽光発電アレイブロックの出力を調整します。[75]集中型インバータを使用する太陽光発電パークは、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がブロックの1つの角または中央に配置されます。[76] [77] [78]
ストリングインバータ
ストリングインバータは、中央インバータよりも容量が大幅に低く、10kW程度から新しいモデル（2020年）では250kWまでです。[74] [79]そして、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、発電所全体の中の太陽電池アレイの列全体、または一部です。ストリングインバータは、例えば異なる方向に配置されたり、敷地面積を最小限に抑えるために密集したりして、アレイの異なる部分で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。[72]
トランスフォーマー
システムインバータは通常、480 V ACから800 V ACまでの電圧で電力を出力します。[80] [81] 電力網は数万から数十万ボルトのはるかに高い電圧で動作するため、[82]変圧器が組み込まれて必要な出力を網に供給します。[56]リードタイムが長いため、ロングアイランドソーラーファームは、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ため、予備の変圧器を現場に置いておくことを選択しました。[83]変圧器の寿命は通常25年から75年で、通常、太陽光発電所の寿命中は交換する必要はありません。[84]
システムパフォーマンス
太陽光発電所の性能は、気候条件、使用される機器、システム構成によって異なります。主なエネルギー入力は、太陽電池アレイの平面における全球光放射照度であり、これは直接放射と拡散放射の組み合わせです。[85]一部の地域では、太陽光パネルにほこり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っています。[86]
システムの出力を決定する重要な要素は太陽光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。[87]
太陽光パネルの直流出力と送電網に供給される交流電力の間には、光吸収損失、不整合、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り損失が生じます。[88]これらの損失の合計値を評価するために、「性能比」 [89]と呼ばれるパラメータが開発されました。性能比は、周囲の気候条件下で太陽光パネルが供給できる総直流電力に対する、供給される出力交流電力の割合を示します。現代の太陽光発電所では、性能比は通常80%を超えます。[90] [91]
システムの劣化
初期の太陽光発電システムの出力は年間10%も低下したが[5] 、 2010年時点では平均劣化率は年間0.5%で、2000年以降に製造されたパネルの劣化率は大幅に低下しており、システムは25年間で出力性能の12%しか低下しない。年間4%劣化するパネルを使用したシステムは、同じ期間に出力の64%が低下する。[92]多くのパネルメーカーは、通常10年間で90%、25年間で80%の性能保証を提供している。すべてのパネルの出力は、通常、運用開始1年間はプラスマイナス3%で保証される。[93]
太陽光発電所の開発事業
太陽光発電所は、他の再生可能エネルギー、化石燃料、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。[96]
発電所の所有者は発電業者です。現在、ほとんどの太陽光発電所は独立系発電事業者（IPP）が所有していますが、[97]一部は投資家やコミュニティが所有する公益事業会社が所有しています。[98]
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しているところもあるが[99]、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者によって設計・建設されている。 [100]通常、開発者はプロジェクトを計画し、計画および接続の承認を取得し、必要な資本の資金調達を手配する。[101]実際の建設作業は通常、1社以上のエンジニアリング、調達、建設（EPC）請負業者に委託される。 [102] [信頼できない情報源？ ]
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、[103]系統接続承認、[104] 資金調達の締結、[105]建設、[106]接続および試運転です。[107]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りを更新することができます。[108]
計画承認
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占めるため[110] 、相当の土地面積が必要となり、計画承認の対象となる。承認を得られる可能性、およびそれに伴う時間、費用、条件は、管轄区域や場所によって異なる。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扱いについても条件が適用される。[81]太陽光発電所の設計時には、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を確認するために、専門家による健康、安全、環境の評価が行われるのが一般的である。
グリッド接続
電力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に重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。[111]
ほとんどの発電所は、適切な送電網接続地点から数キロ以内の場所に設置されています。このネットワークは、最大容量で稼働しているときに太陽光発電所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、この地点まで送電線を敷設し接続を行うコストを負担する必要があります。また、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ためのコストも負担する必要があります。[112]そのため、既存のインフラを再利用するために、石炭火力発電所の跡地に太陽光発電所が建設されることもあります。[113]
運用とメンテナンス
太陽光発電所が稼働を開始すると、所有者は通常、適切な相手方と契約を結び、運営と保守（O&M）を請け負います。[114]多くの場合、これは元のEPC請負業者によって実行されます。[115]
太陽光発電所の信頼性の高いソリッドステートシステムは、回転機械に比べてメンテナンスが最小限で済みます。[116] O&M契約の主な側面は、発電所とそのすべての主要なサブシステムのパフォーマンスを継続的に監視することです。[ 117 ]これは通常、リモートで行われます。[118]これにより、パフォーマンスを、実際に経験した気候条件下での予想出力と比較することができます。[105]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。[119]少数の大規模な太陽光発電所では、各ソーラーパネルに個別のインバータ[120] [121]またはマキシマイザー[122]を使用しており、監視可能な個別のパフォーマンスデータを提供します。他の太陽光発電所では、交換する非パフォーマンスパネルを特定するために熱画像が使用されます。 [123]
電力供給
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、通常は30分ごとにエネルギー出力の測定値が提供され、電力市場内でのバランス調整と決済が行われる。[124]
収入は発電所内の設備の信頼性と、発電所が電力を輸出している送電網の可用性によって左右される。[125] [信頼できない情報源? ] 一部の接続契約では、例えば需要が低いときや他の発電機の可用性が高いときに、送電システムオペレーターが太陽光発電所の出力を削減することを許可している。[ 126 ]一部の国では、欧州再生可能エネルギー指令などのように、再生可能エネルギー発電機に 送電網への優先アクセスを法的に規定している。[127]
経済と金融
近年、太陽光発電技術は発電効率が向上し、ワット当たりの設置コストとエネルギー回収期間（EPBT）が短縮されました。世界のほとんどの地域でグリッドパリティに達し、主流の電源となっています。[129] [130] [131]
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、初期の市場を刺激するために必要だった補助金やインセンティブは、オークション[132]や競争入札に徐々に置き換えられ、さらなる価格低下につながりました。
大規模太陽光発電の競争力のあるエネルギーコスト
国やエネルギー会社が新規発電容量の入札[133]を導入したことで、大規模太陽光発電の競争力の向上がより顕著になりました。入札の中には太陽光発電プロジェクト専用のものもあれば[134] 、より幅広い範囲の供給源に開放されているものもあります[135] 。
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につながっています。提示された価格には次のようなものがあります。
グリッドパリティ
近年、太陽光発電所は次第に安価になってきており、この傾向は今後も続くと予想されています。[143]一方、従来の発電は次第に高価になっています。[144]これらの傾向により、歴史的に高価だ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かそれを上回るクロスオーバーポイントが生まれました。[145]このポイントは場所やその他の要因によって異なり、一般にグリッドパリティと呼ばれています。[146]
商用太陽光発電所では、電力が送電網に販売されるため、太陽エネルギーの均等化発電コストは卸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。[147]
設置された太陽光発電システムの価格は、世界的な商品である傾向のある太陽電池やパネルよりも地域差が大きい。IEAは、これらの差異は顧客獲得、許可、検査、相互接続、設置労働、資金調達コストなどの「ソフトコスト」の違いによるものだと説明している。[148]
インセンティブメカニズム
世界の多くの地域でグリッドパリティが達成される前の数年間、太陽光発電所は電力供給を競うために何らかの形の金銭的インセンティブを必要としていました。[149] [信頼できない情報源? ] 多くの国がそのようなインセンティブを利用して太陽光発電所の展開を支援しました。[150]
固定価格買い取り制度
固定価格買い取り制度は、適格な発電事業者が生産し、送電網に供給する再生可能電力の1キロワット時当たりに対して電力会社が支払わなければならない指定価格である。[151]これらの料金は通常、卸電力価格に上乗せされ、発電事業者がプロジェクトに資金を調達するのに役立つ保証された収入源を提供する。[152]
再生可能エネルギーポートフォリオ基準とサプライヤーの義務
これらの基準は、電力会社が一定量の電力を再生可能エネルギー発電から調達することを義務づけるものです。[153]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。[154]
例外として、太陽光発電技術にRPSの一部が割り当てられる場合があり、これは「太陽光発電割当」と呼ばれることもあります。[155]
融資保証およびその他の資本インセンティブ
一部の国や州では、米国エネルギー省の融資保証制度[156]のように、幅広いインフラ投資に利用できる、あまり対象を絞っていない金融インセンティブを採用しており、2010年と2011年に太陽光発電所への多数の投資を刺激した[157]。
税額控除およびその他の財政的インセンティブ
太陽光発電所への投資を刺激するために使われてきたもう一つの間接的なインセンティブは、投資家に与えられる税額控除である。生産税額控除のように、控除が設備で生産されたエネルギーと関連しているケースもあった。 [158]投資税額控除のように、控除が資本投資と関連しているケースもあった。[159]
国際、国内、地域プログラム
自由市場の商業的インセンティブに加えて、一部の国や地域では、太陽エネルギー設備の導入を支援するための特別なプログラムが実施されています。
欧州連合の再生可能エネルギー指令[160]は、すべての加盟国で再生可能エネルギーの導入レベルを高める目標を設定している。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、その多くは太陽エネルギーの導入に対する具体的な支援策を定めている。[161]また、この指令は各国が国境を越えてプロジェクトを展開することを許可しており、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る。[162]
UNFCCCのクリーン開発メカニズム[163]は、特定の資格を有する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。[164]
さらに、他の多くの国でも太陽エネルギー開発プログラムが実施されています。インドのJNNSM [165]、オーストラリアのフラッグシッププログラム[166]、南アフリカ[167]、イスラエル[168]の同様のプロジェクトなどがその例です。
財務実績
太陽光発電所の財務実績は、その収入とコストによって決まります。[27]
太陽光発電所の発電量は、太陽放射量、発電所の容量、発電効率に関係します。[89]この発電量から得られる収入は、主に電力の販売と、 [169]固定価格買い取り制度やその他の支援制度によるインセンティブ支払いから得られます。 [170]
電気料金は時間帯によって異なるため、需要が高い時間帯には料金が高くなります。[171]このことは、そのような時間帯に発電量を増やすように発電所の設計に影響を与える可能性があります。[172]
太陽光発電所の主なコストは資本コストであり、それに伴う資金調達と減価償却費である。[173]運転コストは、特に燃料が不要であるため、通常は比較的低いが[116]、ほとんどの事業者は、発電所の可用性を最大化し、それによって収益と費用の比率を最適化するために、適切な運転および保守カバー[117]を確保したいと考える。 [174]
地理
グリッドパリティに最初に到達したのは、従来の電気料金が高く、太陽放射レベルが高い地域だった。[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、太陽光発電所の世界的分布は変化すると予想される。[175]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る。これは、新しい太陽光発電システムの導入の焦点が、欧州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ある。 [176] : 43
経済的背景により、大規模システムは現在、支援体制が最も一貫している、または最も有利な場所に分散されています。[177] Wiki-Solarによると、2019年末時点で世界中の4MW ACを超えるPVプラントの総容量は約9,000の設備で約220GWと評価されており[1] 、推定世界のPV容量633GWの約35％を占め、2014年の25％から増加しています。[178] [176] [更新が必要]主要市場での活動については、以下で個別にレビューします。
中国
2013年、中国はドイツを抜いて最大の太陽光発電容量を持つ国となった。[179]その多くはクリーン開発メカニズムによって支えられている。[180] 発電所の分布は中国全土にかなり広く、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。[181]
ドイツ
ヨーロッパで最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した。[182]しかし、2004年のドイツの固定価格買い取り制度の改定が、[7]公益事業規模の太陽光発電所の設立に最も大きな弾みを与えました。[183] このプログラムの下で完成した最初の発電所は、ジオソルが開発したライプツィヒラント太陽光発電所でした。[184] 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でした。ドイツの固定価格買い取り制度を定める法律であるEEGは、補償レベルだけでなく、送電網への優先アクセスなど他の規制要素の法的根拠も提供しています。[127] 2010年に法律が改正され、農地の利用が制限され、[185]それ以来、ほとんどの太陽光発電所は旧軍事施設などのいわゆる「開発地」に建設されています。[45]この理由もあって、ドイツの太陽光発電所の地理的分布は[9]旧東ドイツに偏っています。[186] [187]
インド
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インドは、大規模太陽光発電設備の設置において先進国として台頭している。グジャラート州のチャランカ太陽光発電所は2012年4月に正式にオープンし[188]、当時は世界最大の太陽光発電所群であった。
地理的に最も大きな設備容量を持つ州は、テランガーナ州、ラジャスタン州、アーンドラプラデーシュ州で、それぞれ2GW以上の太陽光発電設備容量を備えています。 [189]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し、生産能力は2GWになりました。 2020年2月現在、世界最大の太陽光発電所です。[190] [191] 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200MWのラジャスタンバドラ太陽光発電所を稼働させたことを発表しました。[192]
イタリア
イタリアには多数の太陽光発電所があり、その中で最大のものは84MWのモンタルト・ディ・カストロプロジェクトである。[193]
ヨルダン
2017年末までに、732MW以上の太陽光発電プロジェクトが完了し、ヨルダンの電力の7％を占めたと報告されました。[194]ヨルダンは当初、2020年までに再生可能エネルギーの割合を10％に設定していましたが、2018年に政府はその数字を上回り、20％を目指すと発表しました。[195] [更新が必要]
スペイン
スペインにおける太陽光発電所の設置は、これまで2007～2008年の好景気時に大部分が行われた。[196] [更新が必要]発電所はスペイン全土に広く分布しており、エストレマドゥーラ、カスティーリャ・ラ・マンチャ、ムルシア に集中している。[10]
アメリカ合衆国
米国における太陽光発電所の導入は、主に南西部の州に集中している。[12]カリフォルニア州[198]および周辺州[199] [200]の再生可能エネルギーポートフォリオ基準は、特別なインセンティブを提供している。
注目の太陽光発電所
以下の太陽光発電所は、運用開始当時、世界または大陸で最大規模であったか、または以下の理由により注目に値します。
参照
参考文献
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外部リンク
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