​2025年7月8日、グレートブリテンの太陽光発電量が初めて14GWに達しました。この日の午後数時間、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スキームに太陽光が含まれていない状況での記録であり、今後数年でCfDによってさらに10GWの太陽光が導入される予定です。

この記録的な発電量はバッテリー取引にも直接影響を与えました。7月3日、太陽光が11.5GWに達した際、ME BESS GB指数は£318/MWを記録し、2025年夏の1日平均を84%上回りました。7月8日に太陽光が14GWに達した際は、収益が£155/MWに下落し、平均を10%下回りました。太陽光の発電量は、日によっては日中の価格差を拡大させ、また別の日には縮小させています。これは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異なります。

現在、グレートブリテンには21GWの太陽光発電が導入されています。政府は2030年までに屋根設置型と地上設置型を合わせて合計45GWの太陽光を目指しています。つまり、今後5年で導入量を2倍以上にする必要があり、CfDおよび非補助金型太陽光が卸電力価格形成やバッテリー収益、キャプチャーレートに与える影響はますます大きくなります。ここでは、その歩みを振り返ります。

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主なポイント - 太陽光導入の3つのフェーズ

• グレートブリテンには約21GWの太陽光発電が稼働中。太陽光が多い日は、卸電力価格のスプレッドに大きな影響を与えています。
• 導入はFiT、RO、CfDという3つの補助金時代で進みました。各時代は太陽光のコストカーブ上の位置に対応しています。
• FiT・RO・CfDのいずれの支援も受けていない太陽光（家庭用屋根設置型、商業用、メルチャント型ユーティリティなど）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CAPEXは2010年以降75%減少し、£3,050/kWから£780/kWへ。英国DESNZによると、現在のユーティリティ規模（5MW以上地上設置型）のコストは£659/kWp（範囲：£526–788/kWp）です。
• CfDパイプラインだけでもAR4〜AR7aで12GW以上。非補助金導入と合わせれば、2030年までに合計41GWに達する見込みで、45GW目標に迫ります。

太陽光はすでに電力市場の価格形成を変えつつある

21GWに達した太陽光は、高需要時でも価格に影響を与える存在となっています。晴れた夏の日には、太陽光発電が午前遅くから午後半ばまでガス発電を上回り、日中の卸電力価格を抑え、バッテリーや柔軟な発電所が取引する日中のスプレッドを変化させています。

この影響は日によって異なります。高い太陽光発電は昼の価格低下と夕方ピークの差を拡大させ、取引機会を生み出します。一方、午後まで高出力が続くと価格曲線が平坦化し、スプレッドが縮小します。導入量の増加とともに、これらの効果はより顕著になっています。

太陽光発電事業者にとって、1GW増えるごとに太陽光が発電する時間帯の卸価格が抑制されます。太陽光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、同様の傾向はドイツやスペインなど太陽光が多い国でも見られます。

このカニバリゼーションが、政府が太陽光をCfDスキームに再導入した理由のひとつです。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ませんでした。

太陽光導入は3つの明確なフェーズで進んだ

グレートブリテンの21GWの太陽光発電は、技術のコストカーブ上の位置に応じて3つの時代で導入されました。

FiT時代（2010〜2019年）

小規模屋根設置型システム向けに41.3p/kWhで開始されました。これは当時の卸価格の8倍以上で、太陽光の設置コストが£3,050/kWだったためです。9年間で主に住宅用の屋根に510万kW（5.1GW）、86万件の設置を実現しました。2016年1月の64%のタリフ削減で年次導入量は一気に半減し、2019年に3.8p/kWhで終了しました。

再生可能エネルギー義務（RO）時代（2013〜2017年）

並行して実施され、取引可能な再生可能エネルギー証書（ROC）を発行しました。1証書あたり約£45〜50、太陽光は1MWhあたり1.2〜2.0ROCを受け取り、合計補助金額は£58〜90/MWhに達しました。

この制度により、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。導入は四半期ごとの特徴的なパターンを示し、毎年3月31日までの認証取得が必要だったため、第1四半期に大きなスパイクが発生しました。2015年第1四半期だけで2.3GWが稼働開始しています。

停滞期（2019〜2022年）

2020年までに両制度が終了し、政府は太陽光をCfDの割当対象から除外しました。「確立された技術」と判断され、メルチャント収益で十分とされました。技術的には正しかったものの、導入ペースは間違っていました。年次導入量は300〜400MWに落ち込み、ネットゼロに必要な4〜5GW/年のごく一部に留まりました。

その後、2つの出来事が流れを変えました。2022年のエネルギー価格危機により家庭用太陽光の経済性が飛躍的に向上し、小売価格が25〜30p/kWhになると屋根設置型システムは5〜7年で元が取れるようになりました。家庭用設置件数は急増し、以降月2万件超で推移しています。また、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、全ての割当ラウンドで太陽光は件数ベースで最多の技術となりました。2026年2月発表のAR7aでは4.9GWが割り当てられ、英国史上最大規模となりました。落札価格は£65/MWhで、AR6より10%以上安価です。2025年末時点でCfD太陽光の稼働は546MWのみですが、AR4〜AR7aを通じて12GW超がパイプラインにあります。

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。家庭用屋根設置、商業用、非補助金ユーティリティ型は2022年末の2.8GWから2025年末には8.6GWに拡大しました。

建設コストが下がったことで、PPA（電力購入契約）による太陽光の事業性が高まり、屋根設置型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。

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

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年は2.6GWが増加し、2016年以来最高の1年となりました。しかし、クリーンパワー2030計画では5年間で年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）は最も確実な要素です。加えて、建設コストの継続的な低下により、特にバッテリー併設型のメルチャント太陽光の事業性が強まっています。

CfDとメルチャント導入が合わさることで、2030年までに導入量は約41GWに達し、現在のほぼ2倍となりますが、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要因です。今後5年で、これまでの15年分以上の太陽光が導入される見込みです。