創業30年 特定建設業・一級建築士事務所
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なぜ、高圧太陽光発電所
再生可能エネルギーの導入目標と電源構成の推移
経済産業省が策定した第6次エネルギー基本計画では、2030年度および2040年度の電源構成における再生可能エネルギー比率の目標が設定されています。以下の表に、2013年度からの推移と今後の目標値をまとめます。
| 電源種別 | 2013年度 | 2022年度 | 2030年度目標 | 2040年度目標 |
|---|---|---|---|---|
| 再生可能エネルギー | 10.9% | 21.8% | 36~38% | 40~50% |
| 原子力 | 0.9% | 5.6% | 20~22% | 約20% |
| 火力 | 88.3% | 72.6% | 41% | 30～40% |
出典：第7次エネルギー基本計画の概要（経済産業省）
日本のエネルギー自給率は、この表から2018年度時点で約12.1%、再生可能エネルギーの導入比率が今後大幅に増加する計画であることがわかります。特に2040年度には、40～50%と現在の約2倍以上の導入が目指されています。これに伴い、火力発電の比率は大幅に減少する見込みです。
◼エネルギー自給率の向上と経済安全保障
日本のエネルギー自給率は、2018年度時点で約12.1%と、主要先進国の中でも低い水準にあります。再生可能エネルギーの導入拡大は、この自給率を高め、エネルギー安全保障の強化につながります。特に、太陽光発電は国産エネルギーとしての位置づけが強く、地政学的リスクの影響を受けにくい特性があります。
◼電力価格の国際比較と再エネ導入の経済効果
電力価格の国際比較では、日本の産業用電気料金は主要国の中でも高い水準にあります。再生可能エネルギーの導入拡大と技術革新により、電力コストの低減が期待され、企業の競争力強化につながります。
収益性と税務メリット
高圧太陽光発電所の収益モデル
高圧太陽光発電所（50kW以上～2,000kW未満）は、以下のような収益モデルが考えられます。
| 項目 | 数値 |
|---|---|
| 設備容量 | 500kW |
| 想定年間発電量 | 55万kWh |
| 売電単価 | 14円/kWh（非FIT） |
| 年間売電収入 | 約770万円 |
注：日射条件や設備効率により変動します。
◼税務上のメリット
高圧太陽光発電所の導入には、以下のような税務上のメリットがあります。
減価償却資産としての計上
設備投資額を減価償却資産として計上し、節税効果を得ることが可能です。
グリーン投資減税や即時償却の適用
一定の条件を満たす再生可能エネルギー設備には、特別償却や税額控除の適用が可能です。
固定資産税の特例措置
自治体によっては、再生可能エネルギー設備に対する固定資産税の軽減措置が設けられています。
これらの税制優遇措置を活用することで、投資回収期間の短縮やキャッシュフローの改善が期待できます。
次のセクションでは、「経営者目線でのメリット」や「導入事例・導入までの流れ」について、さらに詳しく解説いたします。
資産戦略の導入メリット
高圧太陽光発電所の収益モデル（脱炭素経営へのアピール）
再生可能エネルギーの導入は、企業の社会的責任（CSR）や環境・社会・ガバナンス（ESG）投資の観点から、企業価値の向上に寄与します。特に、太陽光発電の導入は、脱炭素社会の実現に向けた具体的な取り組みとして評価され、ステークホルダーからの信頼を獲得する要因となります。経済産業省の「エネルギー白書2023」では、再生可能エネルギーの導入が企業のブランド価値向上に寄与する事例が紹介されています。
節税・資産分散としての効果
高圧太陽光発電所の導入は、以下の税制優遇措置を活用することで、節税効果を享受できます。
グリーン投資減税
高圧太陽光発電所の導入は、以下の税制優遇措置を活用することで、節税効果を享受できます
固定資産税の軽減措置
一定条件を満たす設備に対し、固定資産税の減免措置が適用される場合があります。
これらの税制優遇措置により、投資リスクの低減と資産ポートフォリオの多様化が図れます。
電力自家消費による経費削減
（特に工場・倉庫併設時）
自社施設（工場・倉庫など）に高圧太陽光発電所を設置し、発電した電力を自家消費することで、電力購入費用の削減が可能です。特に、電力使用量の多い製造業や物流業では、電力コストの削減が直接的な利益向上につながります。また、余剰電力を売電することで、追加収益を得ることも可能です。
売却を検討している
オーナーとのマッチング
「今すぐ売りたい」オーナーの存在
再生可能エネルギーの普及に伴い、事業環境の変化や資金需要から、太陽光発電所の売却を検討しているオーナーが増加しています。これにより、購入希望者は市場に出回る案件から適切なものを迅速に選定し、早期取引を実現することが可能です。
第三者所有（PPA）にも対応した案件
電力購入契約（PPA）モデルを活用し、第三者が所有する太陽光発電設備から電力を購入するスキームも増加しています。これにより、初期投資を抑えつつ、再生可能エネルギーの利用を推進することが可能です。経済産業省の資料によれば、PPAモデルの活用は再生可能エネルギー導入促進の一環として注目されています。
土地付き案件のため、即運用可能な状態が多い
売却案件の中には、土地と設備が一体となったものが多く、購入後すぐに運用を開始できるケースが多数あります。これにより、設備設置の手間や時間を省略し、迅速な事業展開が可能となります。
導入事例・購入者の声
不動産業｜資産運用を目的とした企業投資（導入容量／1.5MW）
|
目的 |
土地の有効活用＋長期安定収益の確保 |
|---|---|
|
設置形式 |
地上設置（郊外の遊休地を活用） |
|
導入費用 |
概算2.8億円（造成・接続工事含む） |
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年間売電収入 |
約2,000万円（FIP制度／市場連動＋プレミアム） |
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O&M費用 |
年間130万円（モニタリング・草刈り・保険含む） |
|
投資回収期間 |
約9年（税制考慮後） |
長期保有できる事業資産として非常に魅力を感じました。特に、再生可能エネルギー需要が国際的にも継続的に拡大している中で、太陽光発電所は制度的な後押しもあり、今後も一定の需要が見込めると判断しています。初期投資は比較的高額でしたが、長期的に安定したキャッシュフローを生み出せる点、そして売電単価が想定通りで推移している点から、利回りの安定性は非常に高いと実感しています。加えて、当社が抱える既存資産との相関性が低く、事業リスクの分散先としても最適でした。資産としての保有だけでなく、将来的な売却やPPAモデルへの転用可能性も視野に入れたうえで、今後も複数案件への分散投資を検討したいと考えています。
投資会社｜エネルギー事業部門の新規展開（導入容量／800kW）
|
目的 |
投資利回り確保＋将来的な転売戦略 |
|---|---|
|
設置形式 |
地上設置（FIP案件／営農型ではない） |
|
年間発電量 |
約88万kWh |
|
売電単価 |
14円/kWh（市場連動＋プレミアム） |
|
年間売電収入 |
約1,230万円 |
|
O&M委託費 |
年間80万円程度 |
|
想定IRR |
約6.5〜7.5% |
償却資産として税務上のメリットを得られる点はもちろん、将来的には第三者所有モデル（PPA）への転換や、中古太陽光発電所としての売却といった出口戦略も十分に見据えたうえで導入を決断しました。とくにPPAモデルは法人需要の高まりとともに市場が広がっており、設備稼働後も柔軟な運用オプションが確保できることは、投資家目線から見ても大きな強みです。もちろん、FIP制度や税制優遇措置など、一定の制度理解や専門的な対応は必要ですが、それらを踏まえても再生可能エネルギー投資としての完成度は非常に高いと感じています。今後のエネルギー政策や市場環境の変動に対応しながら、長期的な収益と資産価値の両立を目指す意味でも、有望な投資先の一つと確信しています。
年間収益と投資回収シミュレーション（例／800kW FIP案件）
| 想定年間発電量 | 約88万kWh |
|---|---|
| 売電単価（FIPプレミアム込） | 14円/kWh |
| 年間売電収入 | 約1,230万円 |
| 年間O&M費 | 約80万円 |
| 実質年間純収益 | 約1,150万円 |
| 初期投資額（概算） | 約1億3,000万円 |
| 投資回収期間（税制優遇含む） | 約9〜10年 |
運用上の主な課題と解決策（投資型視点）
| 設備の故障・経年劣化 | 年2回のO&M定期点検、発電監視システムによるリアルタイム監視 |
|---|---|
| 季節的・年次的な発電量変動 | 複数年分の気象データによるシミュレーション設計／IRRに反映 |
| 出力抑制のリスク（系統制限） | 接続済み案件を優先、電力会社との抑制上限の事前確認 |
| 保険対応（自然災害など） | 火災保険・動産総合保険への加入、設備保証制度の導入 |
| FIP制度の価格変動リスク | プレミアム水準の継続性と市場動向を監視、複数案件によるリスク分散 |
導入までの流れ
高圧太陽光発電所の導入にあたっては、経済産業省の「再生可能エネルギー導入ガイドライン」および実務的なPPA・FIP制度の運用要件に基づき、専門性の高い対応が求められます。
当社では、法務・技術・契約・運用の各分野に精通した専門スタッフが一貫してサポートし、透明性と確実性を重視した体制でご案内いたします。初めての導入でも安心して進められるよう、以下のような流れで丁寧にご対応いたします。
お問い合わせ・ご相談
保有資産や投資意向をもとに、案件候補の条件整理
案件紹介・条件調整
発電容量・所在地・接続済み案件などを比較・検討
現地調査・技術確認
地盤調査・配線ルート・接続可否などを専門技術者がチェック
売買契約の締結
売主・買主間での価格・引き渡し条件の合意
名義変更・電力契約手続
電力会社や経産省への申請対応（認定・名義変更など）
運転開始・O&M契約
発電開始後は遠隔監視＋定期メンテ契約で稼働を安定化
また、契約や手続きに不安がある方でも、各段階で丁寧なご説明と確認を行いながら進めますので、専門知識がない方でもご安心いただけます。
「初めての再エネ投資で不安がある」「技術的な部分がわからない」といった場合でも、専任担当者が伴走しながら導入をサポートいたします。
よくある質問
メンテナンスは誰が行うのか？
通常は、O&M（Operation & Maintenance）専門事業者に年間契約で委託します。年2回の定期点検、パネル洗浄、PCS監視、障害対応などが含まれます。遠隔監視サービスを組み合わせることで、常時稼働状況を把握できます。
災害リスクへの備えは？
地震・台風・積雪などの災害に対しては、設計段階で地域の自然条件に適合した構造設計（耐風設計・荷重設計）が必要です。また、動産保険（火災保険・設備保険）への加入が一般的で、突発的な自然災害時も補償を受けられる体制を整えることが可能です。
買取後の売却出口戦略は？
高圧太陽光発電所は、運転開始後でも中古案件として第三者に売却することが可能です。近年では再エネファンドや法人間の譲渡市場も形成されつつあり、FIT期間終了後の再投資やPPA転用など、出口選択肢は多様化しています。 特に「FIP制度（市場価格＋プレミアム）」に切り替えることで、制度終了後も継続的な運用が期待できます。
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