2026年に向けたコーポレートPPA普及加速の全貌 構造的課題の高解像度解析と「24/7 CFE」時代への政策提言

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国際航業株式会社カーボンニュートラル推進部デジタルエネルギーG

樋口 悟（著者情報はこちら ）

国際航業 カーボンニュートラル推進部デジタルエネルギーG。環境省、トヨタ自働車、東京ガス、パナソニック、オムロン、シャープ、伊藤忠商事、東急不動産、ソフトバンク、村田製作所など大手企業や全国中小工務店、販売施工店など国内700社以上・シェアNo.1のエネルギー診断B2B SaaS・APIサービス「エネがえる」（太陽光・蓄電池・オール電化・EV・V2Hの経済効果シミュレータ）のBizDev管掌。再エネ設備導入効果シミュレーション及び再エネ関連事業の事業戦略・マーケティング・セールス・生成AIに関するエキスパート。AI蓄電池充放電最適制御システムなどデジタル×エネルギー領域の事業開発が主要領域。東京都（日経新聞社）の太陽光普及関連イベント登壇などセミナー・イベント登壇も多数。太陽光・蓄電池・EV/V2H経済効果シミュレーションのエキスパート。Xアカウント：@satoruhiguchi。お仕事・新規事業・提携・取材・登壇のご相談はお気軽に（070-3669-8761 / satoru_higuchi@kk-grp.jp）

むずかしいエネルギー診断をカンタンにエネがえる
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目次

2026年に向けたコーポレートPPA普及加速の全貌 構造的課題の高解像度解析と「24/7 CFE」時代への政策提言

第1章：2025年11月、エネルギー転換の臨界点における市場概観

1.1 パラダイムシフトの到来と「実行」への移行

2025年11月現在、日本の再生可能エネルギー市場は、かつてない構造的な転換点に立たされている。第7次エネルギー基本計画の策定が大詰めを迎える中、企業による脱炭素化の要請は、従来のCSR（企業の社会的責任）活動の一環という牧歌的な位置付けから、企業の存続と国際競争力を左右する「経営の核心的課題」へと変貌を遂げた。特に、生成AIの普及に伴うデータセンター電力需要の爆発的な増加は、エネルギー安全保障の文脈においても再エネ調達の重要性を劇的に高めている。これまでの「目標設定（Ambition）」のフェーズは終わりを告げ、2026年に向けては、いかにして具体的かつ経済合理性を伴う形で再エネを調達し、社会実装するかという「実行（Execution）」のフェーズへと完全に移行したと言える。

日本のコーポレートPPA（電力購入契約）市場は、2021年の黎明期から急速な進化を遂げ、2025年現在では契約件数が500件を超え、計画・稼働を含めた容量は2.5GWを突破する規模にまで成長した1。しかし、この数字の裏側には、制度的な歪みや物理的な制約、そして経済的な逆風といった複合的な課題が潜んでいる。

本レポートでは、2025年11月25日時点の最新データと、世界最高水準の解像度を持つ市場分析に基づき、2026年以降の普及加速に向けた構造的課題を解き明かし、実効性のある政策提言を行うものである。

1.2 コーポレートPPAの契約形態とその進化

現在、日本市場において主流となりつつあるコーポレートPPAは、大きく分けて「オンサイトPPA」、「フィジカル・オフサイトPPA」、「バーチャルPPA」の3つの形態に分類される。それぞれの形態は、企業の置かれた状況やニーズに応じて使い分けられているが、2025年のトレンドとしては、より柔軟性の高いスキームへの移行が顕著である。

オンサイトPPAは、需要家の敷地内（屋根や遊休地）に発電設備を設置し、そこから直接電力を供給するモデルである。この最大のメリットは、送配電網を介さないため、託送料金および再エネ賦課金が免除される点にある。経済的なメリットが明確であり、導入のハードルが比較的低いため、スーパーマーケットや物流倉庫、工場などを中心に普及が進んでいる。特に2025年には、イオンモールが12拠点で合計15MW規模のソーラーカーポートを導入する画期的な契約を締結するなど、屋根置きに留まらない空間利用の深化が見られる2。

一方、フィジカル・オフサイトPPAは、遠隔地の発電所から送配電網（グリッド）を通じて電力を供給するモデルである。この形態は、敷地制約のある都市部のオフィスビルやデータセンターにとって有力な選択肢となるが、系統利用料や再エネ賦課金が発生するため、コスト競争力の確保が最大の課題となっている。

そして現在、急速に注目を集めているのがバーチャルPPAである。これは、電力そのものは卸電力市場や既存の小売電気事業者から調達し、再エネとしての「環境価値（非化石証書等）」のみを発電事業者から直接購入する契約形態である。既存の電力契約を変更する必要がなく、グローバルな事業拠点の再エネ化を一括して管理しやすいという利点から、多国籍企業を中心に採用が加速している4。

契約形態 供給メカニズム コスト構造の特徴 2025年の主要トレンド
オンサイトPPA 需要地内での直接供給 再エネ賦課金・託送料金が免除。設備維持費のみが主コスト。 カースペース（ソーラーカーポート）への展開拡大。宮崎大学やイオンモールの事例が先行。
フィジカル・オフサイトPPA グリッド経由での電力＋環境価値供給 再エネ賦課金(3.98円/kWh)および託送料金が加算されるため割高。 小売電気事業者を介在させるスキームが一般的。コスト高が普及のボトルネック。
バーチャルPPA 金融決済（差金決済）＋環境価値取引 電力は市場価格調達。固定価格（ストライクプライス）との差額決済でヘッジ効果。 柔軟性を重視する外資系企業や、既存契約を維持したい企業での採用が急増。

第2章：経済性の壁 —— 再エネ賦課金とLCOEの構造的乖離

2.1 再エネ賦課金3.98円/kWhの重圧

2026年に向けたコーポレートPPA普及における最大の障壁の一つが、再エネ発電促進賦課金（再エネ賦課金）の高止まりである。経済産業省の発表によれば、2025年度の賦課金単価は3.98円/kWhに設定された5。これは、2023年度の1.40円/kWhという異例の低水準から急激に上昇し、企業の電力調達コストを直撃している。

この3.98円という数字が持つ意味は重い。一般的な特別高圧需要家の電力料金単価が18〜20円/kWh程度であることを考慮すると、賦課金だけでコストの約20%を占める計算となる。オンサイトPPAであればこの負担は免除されるが、オフサイトPPAを選択した瞬間、需要家はこの追加コストを負担せざるを得なくなる。自ら再エネ電源を開発し、追加性（Additionality）のある脱炭素化に貢献しているにもかかわらず、化石燃料由来の電力を購入する場合と同額の賦課金を徴収されるという現行の制度設計は、明らかに「逆インセンティブ」として機能している7。

自然エネルギー財団が2025年11月19日に公表したレポートにおいても、RE100参加企業を含む24社からのフィードバックとして、「オフサイトPPAに対する再エネ賦課金の免除」が最優先の改善要望として挙げられている7。これは単なるコスト削減の要望ではなく、公平性の観点からの制度是正を求める悲痛な叫びである。

2.2 LCOEの低下とPPA価格の高止まりのパラドックス

世界的に見れば、太陽光発電の均等化発電原価（LCOE）は劇的に低下し、多くの地域で最も安価な電源となっている。Wood Mackenzieの予測によれば、アジア太平洋地域において太陽光PVは最も競争力のある電源であり続けるが、日本におけるLCOEは2025年時点で118ドル/MWh（約17〜18円/kWh）と、中国の27ドル/MWhと比較して著しく高い水準にある8。

この高コスト体質の背景には、平地不足による土地造成費の高騰、台風や地震に備えた施工基準の厳しさ、そして人件費の上昇がある。さらに、近年の金利上昇と円安による部材調達コストの増加が、CAPEX（資本的支出）を押し上げている。結果として、発電事業者が提示できるPPA価格（売り手希望価格）は下がりにくく、需要家が期待する「グリッドパリティ（商用電力と同等以下の価格）」の達成を困難にしている。

また、FIP（Feed-in Premium）制度における入札上限価格の引き下げも、市場心理を冷え込ませている。2025年度のFIP入札上限価格は8.68円〜8.90円/kWh程度と厳格に設定されており5、発電事業者にとっては収益の予見性が低下している。これにより、リスクプレミアムをPPA価格に上乗せせざるを得ない構造が生まれており、結果として需要家への提示価格が高止まりするという悪循環が生じている。

2.3 米国IRAとの比較における競争劣位

日本のPPA市場の課題を浮き彫りにするのが、米国市場との比較である。米国では、インフレ抑制法（IRA）に基づく投資税額控除（ITC）や生産税額控除（PTC）が、再エネプロジェクトの経済性を強力に後押ししている。これにより、MetaやAmazonなどの巨大企業は、極めて安価な価格で大規模なPPAを締結することが可能となっている9。

対照的に日本には、このような直接的な税制優遇措置が乏しい。FIP制度はあくまで市場価格へのプレミアム上乗せであり、初期投資回収を保証するものではない。グローバル企業がデータセンターや工場の立地を選定する際、エネルギーコストと脱炭素の容易さは決定的な要因となる。日本の制度的支援の弱さは、産業空洞化を招くリスク要因となり得ると言わざるを得ない。

第3章：制度の迷宮 —— FIPとアグリゲーションの課題

3.1 FIP制度の複雑怪奇な運用実態

FIT（固定価格買取制度）からFIPへの移行は、再エネを主力電源化し、電力市場へ統合するために不可欠なステップであった。しかし、その制度設計の複雑さが、2025年時点において普及の足かせとなっている側面は否定できない。

FIP制度下では、発電事業者は卸電力市場価格に連動したプレミアムを受け取るが、その算定式は極めて難解である。参照価格（市場価格の平均等）と基準価格（入札等で決定）の差額がプレミアムとなるが、これにバランシングコスト（計画値同時同量義務の履行コスト）などが加味されるため、事業収支の予測が極めて困難である7。特に、専門的なトレーディング部門を持たない中小規模の発電事業者や、初めてPPAに取り組む需要家にとって、この複雑性は参入を躊躇させる十分な理由となっている。

3.2 リソースアグリゲーターの台頭と課題

FIP電源の管理や、需給調整市場での収益化を支援する存在として、「リソースアグリゲーター」への期待が高まっている。2025年9月時点で、特定卸供給事業者のライセンスを取得した企業は124社に達しており10、電力会社、ガス会社、ハウスメーカーなど多様なプレイヤーが参入している。

しかし、アグリゲーションビジネスもまた、過渡期の課題に直面している。多数の小規模電源（低圧太陽光など）を束ねて市場で取引するには、高度なITシステムと予測技術が必要不可欠である。経済産業省は2025年9月末を目処に、アグリゲーターとFIP事業者をマッチングするオンラインプラットフォームを立ち上げる計画を発表しているが11、その実効性は未知数である。また、サイバーセキュリティ対策の強化（ガイドラインVer 3.0の策定）など、システム投資負担も増加傾向にあり、中小アグリゲーターの淘汰が進む可能性も示唆されている12。

第4章：物理的制約と系統連系のボトルネック

4.1 「見えない」待機時間のリスク

PPA契約が締結されても、実際に電力が供給されるまでには長いタイムラグが存在する。特にフィジカル・オフサイトPPAにおいては、系統連系の申し込みから工事着工まで1年以上を要するケースが常態化しており、「待機期間」がプロジェクトのリスク要因となっている2。系統の空き容量不足や、ノンファーム型接続（一定の条件下で接続を認める仕組み）の適用範囲拡大に伴う出力制御リスクの不確実性が、ファイナンスの組成を難しくしているのである。

4.2 適地の枯渇と新たなフロンティア

日本の平地面積当たりの太陽光導入量は既に世界トップクラスであり、これ以上の大規模開発に適した土地は枯渇しつつある。これにより、開発の舞台は屋根上（オンサイト）や、造成費のかかる山間部、あるいは洋上風力へとシフトしている。

特に注目されるのが、ソーラーカーポートのような「未利用空間」の活用である。イオンモールや宮崎大学の事例3は、駐車場という既存インフラをエネルギー生産拠点に変える好例であるが、建築基準法上の制約や、地上設置型に比べて割高な施工費が普及の壁となっている。また、洋上風力については、大規模なPPAのポテンシャルを秘めているものの、現時点では建設コストが極めて高く、FIT/FIP制度に依存しない純粋なコーポレートPPAとして成立する価格水準には至っていない4。

第5章：グローバルトレンドの深層 —— 「24/7 CFE」へのパラダイムシフト

5.1 「量（Annual Matching）」から「質（Hourly Matching）」へ

2026年を見据えた時、避けて通れない最大のトレンドが「24/7 Carbon Free Energy（24/7 CFE）」である。これまで企業が掲げてきた「再エネ100%」という目標の多くは、年間での総消費電力量と再エネ調達量を一致させる「Annual Matching（総量一致）」であった。しかし、太陽光発電が過剰になる昼間には電力が余り、夜間には火力発電に依存しているという実態に対して、グリーンウォッシュではないかという批判が高まっている。

これに対し、GoogleやMicrosoft、そして日本のJERAなどが推進しているのが、1時間単位（あるいはそれ以下）で需要と再エネ供給を一致させる「Hourly Matching（時間一致）」、すなわち24/7 CFEである。Googleは2030年までに全拠点でこれを達成する目標を掲げ、アジア太平洋地域でも取り組みを加速させている13。

5.2 日本における24/7 CFEの挑戦とJERAの戦略

日本において24/7 CFEを実現することは、再エネ資源の偏在（太陽光偏重）により極めて難易度が高い。夜間の再エネ供給力が不足しているためである。この課題に対し、JERAは子会社「JERA Cross」を通じて画期的なソリューションを展開している。

JERAと東宝の提携事例14は、この分野における先駆的なモデルケースである。東宝スタジオに対し、太陽光だけでなく、実証段階にある水素専焼火力発電からの電力や蓄電池を組み合わせることで、真の意味での「ゼロエミッション電力」を供給する試みを行っている。これは、従来の「再エネ発電事業者」の枠を超え、多様なリソースを組み合わせて安定したカーボンフリー電力を供給する「エネルギー・オーケストレーター」としての役割を示唆している。

また、Microsoftも日本国内での活動を活発化させており、自然電力（Shizen Energy）と新たに20年間のPPAを締結し、合計100MW規模の太陽光プロジェクトを推進している16。これらの巨大テック企業は、単に再エネを買うだけでなく、自らの需要を調整リソースとして提供したり、新規技術（水素、地熱、長時間蓄電池）への投資を呼び込む触媒としての機能を果たしている。

第6章：2026年に向けた市場予測とシナリオ分析

6.1 データセンター需要が書き換える需給地図

2026年の市場環境を決定づける最大の変数は、生成AIの普及に伴うデータセンター（DC）の電力需要である。IEAの予測によれば、世界のデータセンター電力消費量は2026年に1,000TWhを超え、これは日本の年間総電力消費量に匹敵する規模となる18。

日本国内においても、ハイパースケーラーによるDC新設ラッシュが続いており、彼らは「大量」かつ「追加性のある」再エネを、「迅速に」求めている。これにより、PPA市場における需給バランスは逼迫し、売り手優位の状況が続くことが予想される。同時に、電力系統の容量不足が深刻化する首都圏を避け、北海道や九州といった再エネ適地へのDC分散配置が進む可能性が高い。これは、地域間のデジタル格差を解消する好機となる一方で、地域送電網の増強という新たな課題を突きつけることになる。

6.2 蓄電池（ストレージ）パリティの達成と市場への影響

太陽光の出力制御が増加する中、蓄電池の役割は決定的となる。2025年の入札では、HD Renewable Energyなどのプレイヤーが大規模な系統用蓄電池容量を落札しており19、市場参入が加速している。

2026年にかけて、バッテリー価格の下落と、FIP制度下での裁定取引（アービトラージ）機会の拡大により、蓄電池の導入コストが経済合理性に見合う「ストレージパリティ」に近づくことが期待される。これにより、昼間の余剰電力を夜間にシフトする「タイムシフトPPA」が普及し、24/7 CFEの実現性を高めるドライバーとなるだろう。

第7章：課題解決のためのリサーチクエスチョン

現状の延長線上の議論だけでは、日本の再エネ普及の壁を突破することはできない。ここで、従来の思考枠組みを揺さぶる3つの「リサーチクエスチョン」を提示する。

RQ1: 「コストパリティ」の呪縛からいつ解き放たれるべきか？

多くの日本企業は「再エネ＝高い」という認識の下、コストが下がるのを待っている。しかし、化石燃料価格のボラティリティや、将来的な炭素税のリスクを考慮に入れた時、20年間の固定価格契約であるPPAは、単なる電力調達ではなく「最強のヘッジ手段」となり得るのではないか？ 「コスト」ではなく「リスク管理」の観点からPPAの価値を再定義する会計的・経営的フレームワークの確立こそが急務ではないか。

RQ2: FIPは「ゴール」ではなく「足かせ」になっていないか？

FIP制度は市場統合への過渡的な措置であるが、その複雑さが参入障壁となっている現状は否めない。プレミアムに依存しない、純粋な相対取引（Merchant PPA）が成立する市場環境を整えるためには、容量市場や需給調整市場において、再エネ（＋蓄電池）が持つ「調整力」や「容量価値」が正当に評価されるメカニズムへの進化が必要ではないか。

RQ3: 「量（kWh）」の追求は限界に来ているのではないか？

太陽光パネルを並べるだけの「量」の拡大は、出力制御の増大を招き、系統全体の非効率を生んでいる。「いつ、どこで」発電されたかが価値を持つ時間別属性（Time-based Attribute）の概念を導入し、系統混雑の緩和や夜間供給に寄与する電源を高く評価する市場設計へと、舵を切るべきではないか。

第8章：2026年に向けた包括的政策提言

以上の分析に基づき、2026年に向けて日本政府および業界団体が取るべき具体的なアクションを提言する。

提言1：オフサイトPPAにおける再エネ賦課金の「条件付き免除」制度の創設

再エネ賦課金の全量免除が国民負担の公平性の観点から困難であるならば、「追加性（Additionality）」が明確に証明される新規開発案件（New Build）に限定して、オフサイトPPA由来の電力に対する賦課金を免除、あるいは大幅に減免する制度を導入すべきである。

これにより、オンサイトとオフサイトの経済格差が是正され、敷地制約のある都市部の需要家資金が、地方の再エネ電源開発へと還流する健全な投資サイクルが確立される。

提言2：FIP制度の抜本的簡素化と公的アグリゲーション支援

FIPプレミアムの算定ロジックを簡素化し、中小事業者でも収益予測が可能な仕組みへと改める必要がある。また、経済産業省が計画しているマッチングプラットフォームの機能を拡充し、単なるマッチングに留まらず、標準契約書の提供、リスク分析ツールの無償公開、金融機関向けのバンカビリティ評価支援を行うことで、市場の流動性を高めるべきである。

提言3：トラッキングシステムの高度化と国際整合性の確保

グローバル企業の投資を呼び込むためには、日本の非化石証書（NFC）システムを国際基準（RE100等）に完全適合させる必要がある。具体的には、証書の有効期限の延長、トラッキング情報の透明化に加え、スマートメーターデータを活用した「1時間単位の属性証明（Hourly Tracking）」システムの実証・導入を国主導で進めるべきである。これがなければ、日本は「質の高い再エネ」を求める国際的なサプライチェーンから排除されるリスクがある。

提言4：系統接続プロセスの「ファストトラック化」

蓄電池を併設し、系統への負荷を低減（ピークシフトや逆潮流制御）する案件については、系統連系協議の期間を短縮する「ファストトラック（優先審査）」枠を設けるべきである。また、ノンファーム接続における出力制御リスクに対し、より精緻なシミュレーションデータを開示し、事業者の予見性を高める施策が不可欠である。

第9章：結論

2025年の調査から明らかになったのは、日本のコーポレートPPA市場が、初期の「学習期間」を終え、本格的な「競争と淘汰」の時代に入ったという事実である。2026年は、第7次エネルギー基本計画の下で、これらの課題に対する具体的な解が示される年となるだろう。

企業にとっては、もはや「待ち」の姿勢はリスクでしかない。制度の不備を嘆くのではなく、現行制度の中で最大限のメリットを享受するための戦略——すなわち、オンサイトとオフサイトのハイブリッド運用、アグリゲーターとの戦略的提携、そして蓄電池の活用——を即座に実行に移すことが求められている。データセンター需要という黒船が押し寄せる中、エネルギー調達戦略の巧拙が、企業の生存を分ける決定的な因子となることは間違いない。

よくある質問 (FAQ)

Q1: オフサイトPPAにおいて、再エネ賦課金を回避するスキームは存在しますか？

A1: 現行制度上、送配電網を利用するオフサイトPPAでは原則として再エネ賦課金が課されます。自己託送（自社グループ内の送電）の場合でも賦課金は発生しますが、一部のケースでは減免措置が適用される可能性があります。しかし、基本的には「賦課金を払ってでも、価格変動リスクのない長期固定電源を確保する」という戦略的判断が求められます。最も確実な回避方法は、敷地内に設置する「オンサイトPPA」です3。

Q2: 日本でGoogleのような「24/7 CFE」を目指すのは現実的ですか？

A2: 現時点では極めてハードルが高いのが実情です。太陽光発電の比率が高いため、夜間の再エネ確保が困難だからです。しかし、JERAなどの事業者が水素発電や大型蓄電池を組み合わせたソリューションの開発を進めており、将来的には実現可能性が高まると見られます。まずは「再エネ比率の向上」を目指しつつ、段階的に時間一致の概念を取り入れていくアプローチが現実的です14。

Q3: FIP制度とFIT制度の決定的な違いは何ですか？

A3: FITは国が決めた固定価格で全量を買い取る制度であり、事業者の売電収入は一定です。一方、FIPは卸電力市場で売電し、その価格に一定のプレミアム（補助額）を上乗せする制度です。FIPでは市場価格が高い時間帯に売電すれば収入が増えるため、蓄電池を活用して夕方に放電するなどの工夫により、FIT以上の収益を上げられる可能性がありますが、逆に市場価格暴落時のリスクも負うことになります7。

Q4: 2026年以降、太陽光パネルの価格はどうなると予測されますか？

A4: グローバルな生産能力の拡大により、モジュール自体の価格は低下トレンドにあります。しかし、日本国内においては、円安の影響や人件費・施工費の上昇がこれを相殺するため、システム全体としての導入コスト（CAPEX）が劇的に下がることは期待しにくい状況です。したがって、パネル価格の低下を待つよりも、早期にPPA契約を結び、将来の電気代上昇リスクをヘッジする方が合理的であるとの見方が強まっています4。

Q5: 中堅・中小企業でもコーポレートPPAは活用できますか？

A5: これまでは大企業中心でしたが、アグリゲーターが複数の小規模需要家を束ねて一つのPPA案件として組成する「ボランタリーチェーン」や「共同購入スキーム」が登場しつつあります。また、オンサイトPPAであれば規模を問わず導入しやすいため、まずは屋根置きから始めるのが一般的です。

ファクトチェック・サマリー

本レポートにおける主要なデータおよび事実は、以下の信頼できる情報源に基づき確認されています。

  1. 再エネ賦課金: 2025年度の単価は3.98円/kWhである（経済産業省資源エネルギー庁発表）5。

  2. 市場規模: 日本国内のコーポレートPPA契約件数は500件超、容量2.5GW超に達している（Japan Energy Hub調査）1。

  3. 主要企業の動向: Amazonは日本国内で25のプロジェクトを展開、Microsoftは100MWの契約を締結、Googleは2030年までの24/7 CFE達成を目標としている13。

  4. 制度詳細: 2025年のFIP入札状況、アグリゲーターライセンス取得数（124社）、サイバーセキュリティガイドライン等の情報はMETIおよび関連機関の公表資料に基づく5。

  5. コスト比較: 日本の太陽光LCOE（約118ドル/MWh）と他国との比較はWood Mackenzieのレポートに基づく8。

出典リンク一覧

※本レポートの執筆にあたり、以下の信頼できる情報源を参照しました。

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