​2025年7月8日、グレートブリテンの太陽光発電は初めて14GWに到達しました。その日の午後数時間、太陽光発電はガス、風力、原子力の合計よりも多くの電力を生み出しました。これはCfDスキームに太陽光発電が含まれていない状態での記録であり、今後数年でCfDによってさらに10GWの太陽光発電が追加される予定です。

この記録的な発電量はバッテリー取引にも直接影響しました。7月3日には太陽光が11.5GWに達し、ME BESS GB指数は1MWあたり318ポンドを記録し、2025年夏の1日平均を84%上回りました。7月8日には太陽光が14GWに達したものの、収益は1MWあたり155ポンドに下落し、平均を10%下回りました。太陽光発電は日によっては日中の価格差を拡大させ、逆に圧縮させる場合もあり、発電プロファイルが需要や風力とどのように重なるかによって変動します。

グレートブリテンには現在21GWの太陽光発電設備が設置されています。政府は2030年までに屋根置き型と地上設置型を合わせて45GWを目指しています。つまり、今後5年で設備容量を2倍以上にする必要があり、CfDや非補助金型太陽光の導入が卸電力価格の形成、バッテリー収益、キャプチャーレートに与える影響は今後さらに大きくなります。これまでの経緯を振り返ります。

本テーマに関する詳細は著者までご連絡ください — zach@modoenergy.com

主なポイント - 太陽光発電の3つのフェーズ

• グレートブリテンには約21GWの稼働中の太陽光発電容量があります。発電量が多い日は卸電力市場の価格差に大きな影響を与えます。
• 設備は3つの補助金時代（FiT、RO、CfD）で構築され、それぞれ太陽光のコストカーブに応じて対応しました。
• FiT、RO、CfDのいずれの支援も受けていない太陽光発電（家庭用屋根置き、商業用自家消費、メルチャント型ユーティリティ等）は現在8.6GWに達しています。
• ユーティリティ規模の太陽光発電CAPEXは2010年から75%低下し、1kWあたり3,050ポンドから780ポンドになりました。英国のDESNZは現在、ユーティリティ規模（5MW以上地上設置）のコストを1kWpあたり659ポンド、範囲は526～788ポンドとしています。
• CfDのパイプラインだけでAR4～AR7aから12GW以上が含まれています。非補助金型の導入と合わせると、2030年までに合計41GWに達する見込みで、45GW目標に迫ります。

太陽光発電はすでに電力市場の価格形成を変えつつある

21GW規模になると、太陽光発電は需要が高い時間帯でも価格に影響を与えます。夏の晴れた日には、太陽光発電量が午前遅くから午後半ばまでガス発電を上回り、昼間の卸価格を抑え、バッテリーや柔軟な発電事業者が取引する日中の価格差を変化させています。

この影響は日によって異なります。太陽光発電量が多いと、昼間の谷と夕方のピークの差が広がり、取引機会が生まれます。あるいは午後まで高水準が続けば、曲線が平坦化し価格差が圧縮されます。いずれの傾向も設備容量の増加とともに顕著になっています。

太陽光発電事業者にとっては、1GW増えるごとに太陽光が発電する時間帯の卸価格が下がります。太陽光のキャプチャーレートは今後10年で89%から68%に低下すると予測されており、同様の現象はドイツやスペインなど太陽光導入が進む国でも見られます。

このカニバリゼーションこそが、政府が太陽光を再びCfDスキームに戻した理由の一つです。メルチャント収益だけではネットゼロに必要な導入ペースを維持できなかったためです。

太陽光発電は3つの時代で構築された

グレートブリテンの21GW太陽光発電設備は、技術コストカーブの位置に応じて3つの時代に分かれて構築されました。

FiT時代（2010–2019）

小規模屋根置きシステムで1kWhあたり41.3ペンスから開始され、これは現在の卸価格の8倍以上でした。これは設置コストが1kWあたり3,050ポンドだった当時に必要な水準だったためです。9年間で主に住宅用屋根を中心に860,000件、5.1GWを導入しました。2016年1月の64%のタリフ削減で年間導入量は一夜にして半減し、2019年に3.8ペンス/kWhで終了しました。

再生可能エネルギー義務（RO）時代（2013–2017）

同時期に並行して運用され、取引可能なRO証書（ROC）が1MWhあたり1.2～2.0枚付与され、1枚あたり45～50ポンド、合計で58～90ポンド/MWhの補助金となりました。

これによりユーティリティ規模の太陽光が急増し、878カ所で5.7GWが導入されました。認証取得の締切が毎年3月31日であったため、四半期ごとに特徴的な導入パターンが生まれ、2015年第1四半期だけで2.3GWが稼働しました。

停滞期（2019–2022）

2020年には両スキームが終了し、政府は太陽光をCfD割当から除外しました。「確立された技術」としてメルチャント収益で生き残れると判断したためです。技術面では正しかったものの、導入ペースは誤算でした。年間導入量は300～400MWに落ち込み、ネットゼロに必要な4～5GW/年の一部に過ぎませんでした。

転機となったのは2つ。2022年のエネルギー価格高騰で家庭用太陽光の経済性が飛躍的に向上し、小売価格が25～30ペンス/kWhとなる中、屋根置きシステムは5～7年で元が取れるようになりました。家庭用導入は急増し、月2万件超が続いています。そして政府は2022年のAR4から太陽光をCfDに再導入しました。

CfD復活期（2022年～現在）

AR4以降、太陽光はプロジェクト数で最も多い技術となりました。2026年2月発表のAR7aでは4.9GWが割り当てられ、英国史上最大規模の調達となり、ストライク価格は65ポンド/MWhとAR6より10%以上安価でした。2025年末時点でCfD太陽光の稼働は546MWのみですが、パイプラインは膨大で、AR4～AR7aで12GW超が割り当てられています。

補助金パイプラインと並行して、非補助金型太陽光も急成長しています。家庭用屋根置き、商業用自家消費、非補助金型ユーティリティは、2022年末の2.8GWから2025年末には8.6GWに増加しました。

建設コストの低下により、PPAによる太陽光導入の事業性が向上し、屋根置き太陽光も一般家庭にとってより身近なものとなっています。

RO（5.7GW）と非補助金型（8.6GW）が現在のポートフォリオの3分の2を占めています。FiTは86万件・5.1GW、CfDは現時点では小規模ですが、10GWのパイプラインにより今後最大のカテゴリーとなる見込みです。

導入ペースはCP30計画を下回るが、CfDパイプラインが控えている

2025年には2.6GWが追加され、2016年以来最高の年となりました。しかしクリーンパワー2030計画では、今後5年間で毎年4.7GWが必要です。2025年のペースは必要量の55%にとどまっています。

次の成長を牽引するのは2つの要素です。CfDパイプライン（AR4～AR7aで12GW超）は最も確実な部分です。加えて、建設コストの継続的な低下がメルチャント型導入を後押しし、特にバッテリー併設型でその傾向が強まっています。

CfDとメルチャント型導入を合わせると、設備容量は2030年までに約41GWに達する見込みで、現在のほぼ2倍ですが、45GW目標にはわずかに届きません。系統接続のタイムラインが最大の制約となっています。今後5年で、過去15年分を超える太陽光発電が導入されるでしょう。