自動車整備工場における産業用自家消費型太陽光発電・蓄電池の最適容量決定ガイド（2025年版）

自動車整備工場における産業用自家消費型太陽光発電・蓄電池の最適容量決定ガイド（2025年版）

第1部 自動車整備工場が太陽光発電と蓄電池を導入すべき戦略的必然性

1.1. コスト削減を超えて：自動車サービス産業のパラダイムシフト

現代の自動車整備工場にとって、産業用自家消費型太陽光発電および蓄電池システムの導入は、単なる経費削減策にとどまらない、事業の存続と成長を左右する戦略的投資としての重要性を増している。

この背景には、エネルギー市場の構造変化、自動車産業の電動化という不可逆的な潮流、そして社会全体からの環境配慮への要請という、三つの大きな圧力が複合的に作用している。

第一に、エネルギー市場の不安定性である。近年の電力料金の高騰は、多くの事業者にとって経営上の大きな負担となっている ¹。化石燃料価格の変動や再エネ賦課金の見直しなど、外部要因に左右されやすい電力コスト構造から脱却し、エネルギーの自給自足率を高めることは、将来の価格変動リスクに対する強力なヘッジとなる。

太陽光発電は、日中の稼働が中心である整備工場の電力需要と極めて相性が良く、発電した電力をその場で消費することで、購入電力量を大幅に削減し、経営の安定化に直接的に貢献する。

第二に、自動車産業の電動化（EVシフト）という巨大な変革である。電気自動車（EV）の普及は、整備工場にとって新たなビジネスチャンスであると同時に、エネルギーインフラへの対応という課題を突きつける ³。

EVの修理やメンテナンス、さらには顧客への充電サービスの提供は、新たな収益源となり得る。しかし、特に急速充電器は工場の他の設備全体のピーク電力を上回るほどの大きな電力負荷となり、契約電力の大幅な上昇とそれに伴う基本料金の急増を招くリスクをはらむ。

この課題に対する最も効果的な解決策が、太陽光発電と蓄電池の連携である。日中に太陽光で発電したクリーンな電力をEVの充電に利用し、余剰分を蓄電池に貯めて夕方以降の充電需要に応える、あるいはV2H（Vehicle to Home/Building）技術を活用してEV自体を移動可能な蓄電池として活用する。このような統合的エネルギーマネジメントは、先進的な自動車ディーラーでは既に導入が進んでおり、次世代のサービス拠点の標準となりつつある ⁶。

第三に、ESG（環境・社会・ガバナンス）経営とサプライチェーンからの要請である。大手企業や損害保険会社は、取引先であるサプライチェーン全体の二酸化炭素排出量削減をますます重視するようになっている ⁹。太陽光発電の導入という目に見える形での環境貢献は、企業の社会的責任を果たすだけでなく、環境意識の高い顧客や取引先からの評価を高め、競争優位性を確立するための重要な要素となる ¹¹。

最後に、事業継続計画（BCP）の強化という観点も極めて重要である。自然災害などによる停電時にも、太陽光発電と蓄電池があれば、最低限の事業活動（照明、診断機器、リフト1基の稼働など）を継続できる ⁹。顧客の車両を預かるという事業の特性上、停電時でもセキュリティを維持し、サービスを提供し続けられる能力は、顧客からの信頼を大きく向上させる。多くの補助金制度が、このレジリエンス強化を要件の一つとしていることからも、その重要性がうかがえる ¹³。

これらの要因は、太陽光発電と蓄電池の導入が、もはや選択肢ではなく、変化する市場環境に適応し、未来の成長機会を掴むための「戦略的必然性」であることを示している。

1.2. 第二、第三の洞察：「EV-Ready」という必須要件

2025年以降、自動車整備工場が太陽光発電・蓄電池システムの導入を検討する上で、最も重視すべき戦略的視点は、現在の電力消費量ではなく、EVが主流となる社会における「未来の」電力消費プロファイルである。

今日の電気料金請求書だけを基にシステムを設計することは、将来的に能力不足となる「座礁資産」を生み出す危険性をはらんでいる。「最適」なシステムとは、本質的に「EV-Ready（EV対応準備済み）」でなければならない。

この結論に至る論理的思考の連鎖は以下の通りである。

第一に、ユーザーの主要事業は自動車の整備・修理であり、その市場はEVへと根本的に移行しつつある 5。

第二に、EVは充電を必要とし、これは施設に新たな、そしてしばしば「スパイク状（突発的）」な電力負荷をもたらす 3。一台のDC急速充電器の電力需要は、工場の他の全設備のピーク電力を容易に超えうる。

第三に、同時に、V2H（Vehicle-to-Home/Building）のような技術が普及し始め、EVを移動可能な蓄電池として機能させることが可能になっている 5。これにより、高需要という「負債」が、分散型蓄電という「資産」に転換する可能性が生まれる。

第四に、先進的な自動車ディーラーの導入事例を見ると、彼らは既に太陽光発電、蓄電池、そしてEV充電器を一つの統合システムとして導入・運用している 6。

これらの事実から導き出される結論は、最適容量の算定は未来志向の予測でなければならない、ということである。

蓄電池の役割は、単なる太陽光発電の余剰電力をシフトさせることから、EV充電需要を能動的に管理して高額なデマンド料金を回避し、さらには顧客や社用車のEVを施設のエネルギーエコシステムの一部として活用することへと拡大する。

この未来像への備えを怠った工場は、新たに導入した太陽光発電システムがすぐに能力不足に陥り、EV充電器を増設するたびに電力コストが急騰するという事態に直面するだろう。

したがって、本レポートで提示する最適容量は、この「EV-Ready」という必須要件を織り込んだものとなる。

第2部 最適容量決定の基礎：データ駆動型アプローチ

2.1. 交渉の余地なき出発点：30分デマンドデータ

自家消費型太陽光発電と蓄電池の最適容量を決定する上で、最も重要かつ不可欠な基礎データが「30分デマンドデータ」である ¹⁷。これは、電力会社が高圧電力契約者向けに30分ごとの平均使用電力（kW）を記録したものであり、施設の「電力消費の指紋」とも言える詳細な履歴情報だ ¹⁹。

このデータがなぜ重要なのか。高圧電力契約の電気料金は、主に「基本料金」と「電力量料金」の二つで構成される。電力量料金が実際に使用した電力量（kWh）に応じて課金されるのに対し、基本料金は過去1年間の「最大需要電力（デマンド値）」、つまり30分間の平均使用電力が最も高かった値に基づいて決定される。一度でも高いデマンド値を記録すると、その後1年間はその高い基本料金が適用され続けるため、事業用電力コストを管理する上でデマンド値の抑制は極めて重要である ¹⁹。

月々の請求書に記載されている総使用電力量（kWh）だけでは、この決定的に重要なピークと谷の情報を把握することはできない ¹⁷。いつ、どれだけの電力が使われているかという詳細なパターンが分からなければ、太陽光発電でどれだけの日中電力を賄えるのか（自家消費率）、蓄電池でどのピークをどれだけ削れるのか（ピークカット効果）、そして余剰電力をどれだけ蓄えられるのか（ピークシフト効果）を正確にシミュレーションすることは不可能である。

この不可欠なデータを入手する方法は、契約している地域の電力会社（送配電事業者）に依頼することである。

多くの電力会社は、契約者本人からの要請に基づき、直近1年分の30分デマンドデータをCSVファイルなどの形式で提供している。入手方法は電力会社によって異なり、専用のウェブポータルサイトからダウンロードする場合や、カスタマーサービスへ電話で依頼する場合などがある ¹⁹。システム導入を検討する最初のステップとして、必ずこの1年分の30分デマンドデータを取得することが求められる。

2.2. 自動車整備工場の特有な電力プロファイルの解読

自動車整備工場の30分デマンドデータを分析すると、その業態に特有の電力消費パターンが見えてくる。日中の稼働時間に電力消費が集中するという特性は、太陽光発電との相性が非常に良いことを示している。

主要な電力消費源は以下の通りである。

• エアコンプレッサー： 板金塗装作業におけるエアツールや塗装ガン、タイヤ交換時のインパクトレンチなど、圧縮空気は工場の生命線である。コンプレッサーは稼働時に大きな電力を消費し、特に大型のものは定格出力が3.7kW（5馬力）、7.5kW（10馬力）、あるいは11kW（15馬力）以上に達することもある ²¹。これは工場のベースとなる持続的な電力負荷を形成する。

• 塗装・乾燥ブース： 板金塗装工場における最大の電力消費設備の一つである。特に塗装後の加熱乾燥（ベーキング）工程では、強力なヒーターとファンが稼働し、消費電力は一台あたり15kW、23kW、あるいはそれ以上に達する ²⁴。この負荷は日中に発生するため、太陽光発電による直接的な自家消費の対象として極めて有望である。

• 車両リフト： 車両の昇降時に瞬間的に大きな電力を必要とする。一台あたりのモーター出力は2.2kWから2.6kW程度が一般的であり、複数台が同時に稼働するとデマンド値を押し上げる要因となる ²⁶。

• その他の負荷： 溶接機、故障診断装置、工場全体の照明、そして夏場の空調（HVAC）なども、全体の電力消費に寄与する。特に夏場の空調負荷はデマンド値のピークを形成する大きな要因となり得る。

これらの設備の稼働パターンは、多くの整備工場が午前8時頃から午後6時頃まで営業するという典型的なスケジュールと密接に関連している。この時間帯は太陽光発電の発電量が最大となる時間帯とほぼ一致するため、発電した電力を無駄なく自家消費できる可能性が非常に高い。

この高い自家消費ポテンシャルこそが、自動車整備工場が太陽光発電を導入する際の最大の経済的メリットの源泉となる。

2.3. EV充電という変数：未来の需要モデリング

前述の通り、将来のEV充電需要を考慮せずにシステムを設計することは賢明ではない。この未来の負荷をモデル化するためには、段階的なアプローチが必要となる。

まず、導入する充電器の種類を定義する。主に二種類が存在する。一つは「レベル2 AC普通充電器」で、出力は7kWから19kW程度。これは従業員の通勤車両や、長時間の預かり車両の充電に適している。もう一つが「DC急速充電器」で、出力は50kWから150kW、あるいはそれ以上に達する。これは顧客への短時間での充電サービス提供を目的とする。

次に、これらの充電器がどの程度利用されるかを予測する。この予測は、工場のサービスベイの数、顧客層（EV保有率）、そして事業戦略（例：公共の充電ステーションとして開放し、新たな収益源とするか）に基づいて行われる。例えば、8ベイを持つ工場が、将来的にサービスベイの25%でEVを受け入れると仮定し、1日あたり2台のEVが平均20kWhの充電を行うとすると、日々の追加電力需要は40kWhとなる。もし急速充電サービスを提供するならば、1日に数回の50kWでの30分間の充電セッションを想定する必要がある。

この新たな電力需要と、太陽光発電・蓄電池システムとの間には強力なシナジーが存在する。日中の太陽光発電は、そのままEV充電の電力源となる。これにより、グリッドから高価な電力を購入することなく、クリーンなエネルギーで充電サービスを提供できる。さらに、日中に使い切れなかった余剰電力は蓄電池に貯蔵される。この貯蔵された電力は、太陽が沈んだ後の夕方や夜間に到着する顧客のEVを充電するために利用できる ³。

最も重要な役割は、蓄電池によるデマンド管理である。急速充電器が稼働すると、工場のデマンド値は急上昇し、高額な基本料金の原因となる。

しかし、蓄電池があれば、グリッドからの受電を抑えつつ、蓄電池から電力を供給することでこのデマンドスパイクを平準化（ピークカット）できる ²⁸。これにより、急速充電サービスを提供しながらも、電力の基本料金を低く抑えることが可能となる。ニチコン社の「トライブリッド蓄電システム」のようなV2H統合型システムは、太陽光、蓄電池、EVを一つのシステムとして最適制御し、このシナジーを最大化する次世代のソリューションである ¹⁶。

第3部 最適太陽光発電・蓄電池容量に関する高解像度マトリクス

3.1. 本マトリクスの利用方法

以下のマトリクスは、自動車整備工場の事業規模と業態に基づき、推奨される産業用自家消費型太陽光発電（PV）および蓄電池の最適容量の目安を示すものである。このマトリクスは、事業者が初期の事業性評価、概算予算の策定、そしてベンダーとの協議を開始するための「データに基づいた出発点」として設計されている。

重要事項：

本マトリクスに示される数値は、多数の導入事例、設備の消費電力データ、およびエネルギーシミュレーションの知見に基づいた標準的なガイドラインである。しかし、これは最終的な設計値を保証するものではない。最終的な最適容量は、必ず貴社の施設における直近1年分の「30分デマンドデータ」を用いた詳細なエンジニアリング・シミュレーションを経て決定されるべきである。

本マトリクスは、その専門的な分析に代わるものではなく、そのための準備を促進するツールとして活用されたい。

各項目の定義：

• 事業規模： 年間の電力消費量（kWh）および施設の規模（サービスベイ数）を基に「小規模」「中規模」「大規模」に分類。

• 業態： 主な電力負荷の特性に基づき、「A. 一般整備・車検」「B. 板金・塗装特化」「C. ディーラー系・EV重点」に分類。

• 推奨PV容量 (kWp DC)： 設置を推奨する太陽光パネルの合計出力（DC）。

• 推奨蓄電池容量 (kWh)： 蓄電池が貯められるエネルギーの総量。エネルギーシフトの能力を決定する。

• 推奨蓄電池出力 (kW)： 蓄電池が一度に出力できる電力の大きさ。ピークカット能力を決定する。

• 主要ユースケースと根拠： なぜその容量が推奨されるのか、その背後にある戦略的な目的と技術的根拠を解説。

3.2. 表1：自動車整備工場向け 最適太陽光発電・蓄電池容量マトリクス

事業規模 (年間電力消費量 & 施設規模)	業態 & 主要負荷	推奨PV容量 (kWp DC)	推奨蓄電池容量 (kWh)	推奨蓄電池出力 (kW)	主要ユースケースと根拠
小規模 (1-3ベイ, < 50,000 kWh/年)	A. 一般整備・車検 (リフト, 工具, 診断機)	10 – 25 kW	15 – 30 kWh	5 – 15 kW	電気代削減 & BCP: 日中の基本負荷をPVでカバー。小容量蓄電池で太陽光の余剰を夕方にシフトし、停電時に照明・PC・リフト1基等の重要負荷をバックアップ。
	B. 板金・塗装特化 (上記 + 小型コンプレッサー, プレパレーション)	20 – 40 kW	30 – 50 kWh	10 – 25 kW	ピークカット & 電気代削減: コンプレッサー等の高い日中需要に対応するためPVを増強。モーター起動時のデマンドスパイクを抑制するため蓄電池が重要。より強固なBCPを実現。
	C. ディーラー系・EV重点 (上記 + AC普通充電器 1-2基)	25 – 50 kW	40 – 80 kWh	20 – 40 kW	EV充電管理 & 未来投資: 現在の負荷＋将来のEV充電需要を想定したPV容量。太陽光をEV充電に活用し、系統からの充電によるデマンドピーク発生を防止するため、より大きな蓄電池が不可欠。
中規模 (4-8ベイ, 5万-20万 kWh/年)	A. 一般整備・車検	40 – 75 kW	50 – 100 kWh	25 – 50 kW	大幅な電気代削減 & BCP: 日中の電力コストを大幅に削減するPV容量。蓄電池により本格的な負荷シフトが可能となり、停電時には事業の大部分を維持できる。
	B. 板金・塗装特化 (上記 + 大型コンプレッサー, 塗装ブース 1-2基)	75 – 150 kW	100 – 200 kWh	50 – 100 kW	積極的なピークカット & デマンド管理: 塗装ブースとコンプレッサーの巨大な持続的負荷を相殺するPV容量。高出力蓄電池がデマンド曲線を平坦化し、電力基本料金を大幅に引き下げる鍵となる。
	C. ディーラー系・EV重点 (上記 + 複数AC充電器, DC急速充電器 1基)	100 – 250 kW	150 – 300+ kWh	75 – 150+ kW	エネルギーコスト制御 & 新収益源: 戦略的エネルギー資産。DC急速充電器の極端な需要を管理し、高額なデマンド料金を発生させずに有料の公共充電サービスを提供可能にする。V2H連携も現実的な選択肢に。
大規模 (>8ベイ, >20万 kWh/年)	A. 一般整備・車検 / フリートセンター	150 – 300 kW	150 – 300 kWh	75 – 150 kW	オペレーションコスト最適化 & BCP: 大規模なコスト削減を目的としたシステム。蓄電池は時間帯別料金の最適化に重要な役割を果たし、長期停電時でもフリート車両のサービス継続を保証する。
	B. 板金・塗装特化 (上記 + 複数大型ブース, 工業用システム)	250 – 500+ kW	250 – 500+ kWh	125 – 250+ kW	戦略的エネルギーマネジメント: 単なるコスト削減を超え、事業運営効率化の中核となるシステム。稼働時間中のエネルギー自給率最大化を目指す。系統安定化とデマンド料金回避に蓄電池が不可欠。
	C. ディーラー系・EV重点 (上記 + 複数DC急速充電器, V2H/V2Gハブ)	300 – 1,000+ kW	500 – 1,000+ kWh	250 – 500+ kW	グリッドサービス & エネルギーハブ: 施設がマイクログリッド化。自社の需要を満たすだけでなく、デマンドレスポンス市場への参加や地域の充電・エネルギー拠点としての役割を担う。長期的な戦略的ビジョンに基づいた大規模投資。

3.3. マトリクスシナリオの詳細解説

マトリクスの各セルに示された推奨値は、具体的な負荷プロファイルと戦略的目標に基づいて導出されている。

• 「小規模 / 一般整備・車検」シナリオ (PV: 10-25kW, 蓄電池: 15-30kWh/5-15kW):

  この規模の工場では、主な負荷はリフト（約2.2kW）26、照明、診断機器である。10kWのPVシステムは、日中のこれらのベースロードを十分にカバーし、電気代を削減する。15kWhの蓄電池は、日中に余った電力を貯め、夕方の残業時間帯の照明などに使うことで購入電力量をさらに削減する。また、5kWの出力は、停電時に事務所のPCや照明、リフト1基を動かすのに十分な電力を供給し、事業継続を可能にする。これは、多くの補助金制度で最低要件とされる10kW以上のPV、15kWh以上の蓄電池という基準も満たしている 13。

• 「中規模 / 板金・塗装特化」シナリオ (PV: 75-150kW, 蓄電池: 100-200kWh/50-100kW):

  このシナリオは、自動車整備工場の中でも特にエネルギー集約的な業態である。6ベイの中規模工場で、15馬力（約11kW）の大型コンプレッサー 23 と、加熱時に23kWの電力を消費する塗装ブース 25 を持つ場合、日中の電力需要は非常に高く、かつ持続的である。100kWのPVシステムは、この大きな電力需要の大部分を直接相殺するために推奨される。高い自家消費率が見込めるため、大きなPV容量が正当化される。

  ここで決定的に重要なのが、150kWh/75kWという大容量・高出力の蓄電池である。その理由は二つある。第一に、「ピークカット」のためである。コンプレッサーと塗装ブースのファンが同時に起動する際に発生するデマンドスパイクを、75kWという高い出力で瞬時に相殺する。これにより、年間の最大需要電力が大幅に抑制され、電力基本料金だけで年間数十万円以上の削減が期待できる 28。第二に、「ピークシフト」のためである。日射量が最大となる正午頃に発生するPVの余剰電力を150kWhの容量に蓄え、太陽光の出力が落ちてくる午後遅くの最終乾燥工程などに供給する。これにより、グリッドからの電力購入をさらに削減し、エネルギー自給率を最大化する。この規模と構成は、同様の負荷プロファイルを持つ製造工場の導入事例とも整合性が取れている 14。

• 「大規模 / ディーラー系・EV重点」シナリオ (PV: 300-1,000+kW, 蓄電池: 500-1,000+kWh/250-500+kW):

  このレベルになると、施設は単なる電力消費者から、地域のエネルギーインフラの一部、すなわち「エネルギーハブ」へと変貌する。複数のDC急速充電器（各50kW以上）を常時稼働させ、V2H/V2G（Vehicle-to-Grid）の拠点となることを想定する。500kWのPVシステムと1,000kWh/500kWの蓄電池システムは、もはや自社の電力コスト削減だけを目的としたものではない。

  このシステムの戦略的価値は、グリッドに依存せずに複数のEVへ同時に急速充電サービスを提供できる能力にある。500kWの蓄電池出力は、10台のEVが同時に50kWで充電を開始しても、グリッドに与える影響を最小限に抑えることができる。1,000kWhという大容量は、曇りの日でも一日中充電サービスを継続したり、夜間に安価な電力を購入して貯蔵し、昼間の高価な時間帯に自社で利用またはEVに供給したりすることを可能にする。

  さらに、このような大規模な分散型エネルギーリソース（DER）は、電力会社やアグリゲーターが運営するデマンドレスポンス（DR）プログラムに参加し、系統安定化に貢献する見返りとして報酬を得る「グリッドサービス」という新たな収益源を生み出す可能性を秘めている。これは、単なる設備投資ではなく、未来のエネルギー市場への参加権を得るための戦略的投資である。

3.4. 第二、第三の洞察：PV、蓄電池容量（kWh）、蓄電池出力（kW）の相互作用

最適なシステムとは、単に太陽光パネルの大きさと蓄電池のサイズだけで決まるものではない。特に重要なのは、蓄電池の「エネルギー容量（kWh）」と「最大出力（kW）」の比率であり、これは事業の業態に合わせて精密に調整されなければならない、専門的な設計パラメータである。

この二つの指標は、異なる役割を担っている。

• エネルギー容量（kWh）： 蓄電池がどれだけの「時間」、電力を供給し続けられるかを決定する。これは主に、太陽光の余剰電力を貯めて夜間や早朝に利用する「エネルギーシフト」の能力に関わる。

• 最大出力（kW）： 蓄電池が「ある瞬間」にどれだけ大きな電力を供給できるかを決定する。これは主に、大型機器の起動時などに発生する電力の急激な需要増（デマンドスパイク）を打ち消す「ピークカット」の能力に関わる。

この違いを理解することは、投資の成否を分ける。例えば、EV充電サービスを重視する「一般整備」の工場を考えてみよう。この工場では、日中に発電した太陽光エネルギーをできるだけ多く蓄え、日が暮れた後に来店する顧客のEVを充電する必要がある。

したがって、長時間の電力供給を可能にする大きな「エネルギー容量（kWh）」が重要となる。一方、デマンドスパイクを発生させるような大型機器は少ないため、瞬間的な「最大出力（kW）」はそれほど高くなくても良いかもしれない。この場合、100kWh/25kWといった「容量重視型」の蓄電池が適している。

対照的に、「板金・塗装特化」の工場では、状況は全く異なる。この工場では、大型コンプレッサーや塗装ブースのヒーターが起動する瞬間に、極めて大きなデマンドスパイクが発生する。このスパイクを抑制できなければ、年間の電力基本料金は高止まりしてしまう。

したがって、この瞬間的な大電力需要に応えるための高い「最大出力（kW）」が最優先される。日中の負荷が大きいため、エネルギーシフトの必要性は相対的に低いかもしれない。この場合、100kWh/100kWといった「出力重視型」の蓄電池が最適解となる。

結論として、「100kWhの蓄電池」という推奨だけでは不完全である。100kWh/25kWの蓄電池と100kWh/100kWの蓄電池は、機能的に全く異なる製品である。前者はゆっくりとした長時間のエネルギーシフトに、後者は攻撃的な産業用ピークカットに適している。

この専門的なニュアンスを理解し、自社の電力消費プロファイルに合致したkWhとkWのバランスを持つ蓄電池を選定することが、投資効果を最大化する上で不可欠である。本レポートのマトリクスは、この重要な相互作用を反映して設計されている。

第4部 ビジネスケース：財務分析とROIの最大化

4.1. 投資コストの内訳（CAPEX）

自家消費型太陽光発電および蓄電池システムの導入にかかる初期投資（CAPEX）は、主に以下の要素で構成される。

• システムハードウェア費用：

  • 太陽光パネル： システム全体の発電量を決定する主要コンポーネント。

  • パワーコンディショナ（PCS）： 太陽光パネルが発電した直流電力を、施設で使用できる交流電力に変換する装置。

  • 架台： パネルを屋根に固定する部材。一般的な折板屋根用架台に比べ、駐車スペースを有効活用できるソーラーカーポートは、設置費用が割高になる傾向がある ¹³。

  • 産業用蓄電池： システムの核となるコンポーネント。前述の通り、容量（kWh）と出力（kW）によって価格が大きく変動する。

  • エネルギーマネジメントシステム（EMS）： 太陽光、蓄電池、電力網、そして施設内の負荷を統合的に監視・制御する「頭脳」。システムの効率的な運用には不可欠である ⁴。

  • その他部材： 接続箱、ケーブル、受変電設備（キュービクル）の改修に必要な機器など。

• 設置関連費用（ソフトコスト）：

  • 設計・エンジニアリング費用： 施設の構造や電力系統に合わせたシステム設計にかかる費用。

  • 各種申請・許可手続き費用： 電力会社への系統連系申請や、国・自治体への補助金申請などにかかる費用。

  • 設置工事費： 機器の搬入、設置、配線、そしてシステム全体の試運転にかかる人件費および工事費用。

  • 系統連系費用： 電力会社の送配電網にシステムを接続するために発生する工事負担金など。

これらのコストを評価する際、国が補助金制度で設定している「目標価格」が一つの重要なベンチマークとなる。例えば、環境省の補助金では、太陽光発電システム（蓄電池を除く）の単価が10kW以上50kW未満で24.02万円/kW未満、蓄電池の単価が12万円/kWh未満であることが申請の要件となっている場合がある ¹³。これらの価格基準は、市場における競争力のある価格水準を示唆しており、ベンダーから提示された見積もりを評価する際の参考となる。

4.2. 補助金と税制優遇によるリターンの最大化（2025年展望）

初期投資を大幅に軽減し、投資回収期間を短縮するためには、国や自治体が提供する補助金制度の活用が不可欠である。2025年度においても、自家消費型太陽光発電・蓄電池の導入を支援する多様なプログラムが用意されている ¹³。自動車整備工場が特に注目すべき主要な制度は以下の通りである。

• 【環境省】ストレージパリティの達成に向けた太陽光発電設備等の価格低減促進事業（通称：ストレージパリティ補助金）：

  オンサイト（需要地内）での自家消費プロジェクトにとって最も代表的な補助金。太陽光発電と蓄電池の同時導入が必須要件である。主な要件として、太陽光発電出力10kW以上、蓄電池容量15kWh以上、自家消費率50%以上、系統への逆潮流なし（逆電力継電器（RPR）の設置）などが定められている 13。自己所有よりもPPAやリースの方が補助単価が高いのが特徴である。

• 【環境省】建物における太陽光発電の新たな設置手法活用事業（通称：ソーラーカーポート補助金）：

  駐車スペースを有効活用できるソーラーカーポートの設置に特化した補助金。屋根上設置に比べて高コストになりがちなカーポート型に対し、1kWあたり8万円といった手厚い補助が設定されている 13。自動車整備工場にとっては極めて親和性の高い制度と言える。

• 【経済産業省】需要家主導型太陽光発電導入促進補助金や【環境省】SHIFT事業など：

  これらはより大規模なプロジェクトや、省エネ設備との同時導入などを対象とした補助金であり、要件は複雑になるが、採択されれば非常に大きな支援が期待できる 13。

• 地方自治体の補助金制度：

  国の補助金に加えて、都道府県や市区町村が独自に提供する補助金制度も多数存在する。東京都や神奈川県、岐阜県など、多くの自治体が自家消費型太陽光発電・蓄電池の導入を支援しており、これらの制度は国の補助金と併用（スタッキング）できる場合が多い 34。事業所の所在地における最新の補助金情報を確認することは極めて重要である。

• 税制優遇措置：

  「中小企業経営強化税制」のような制度を活用することで、導入した設備費用の即時償却や税額控除が認められる場合がある 36。これにより、キャッシュフローの改善や法人税負担の軽減が可能となり、実質的な投資回収期間をさらに短縮できる。

これらの制度は公募期間が限られており、予算に達し次第終了となるため、導入を計画する際には早期の情報収集と準備が成功の鍵となる。

4.3. 表2：自動車整備工場向け主要補助金制度（2025年版）の比較

補助金制度名	所管省庁	対象事業	主要な補助率・補助額	重要な申請要件	推奨される事業規模
ストレージパリティ補助金	環境省	オンサイト自家消費	PV: 4-5万円/kW 産業用蓄電池: 3.9万円/kWh	蓄電池導入が必須、自家消費率50%以上、逆潮流不可	小規模～大規模
ソーラーカーポート補助金	環境省	ソーラーカーポート	ソーラーカーポート: 8万円/kW 産業用蓄電池: 3.9万円/kWh	発電量の50%以上を自家消費、カーポート設置が必須	小規模～大規模
SHIFT事業	環境省	工場・事業場の省CO2化	補助率: 1/3 (中小企業は1/2の場合も) 上限: 5,000万円～5億円	省エネ設備等との同時導入、CO2削減計画の策定が必要	中規模～大規模
物流脱炭素化促進事業	国土交通省	物流施設の脱炭素化	補助率: 1/2 上限: 2億円	PVと蓄電池/EV充電器等の同時導入が必須	運送・倉庫業併設の大規模工場
自治体補助金（例：東京都）	各自治体	自家消費	PV: 最大2/3 蓄電池: 最大3/4 (上限あり)	自治体毎に異なる。国の補助金と併用可能な場合が多い。	全規模

注：上記は2024年度の実績等に基づく2025年度の想定情報を含みます。最新の公募要領は必ず各執行団体のウェブサイトでご確認ください。出典: ¹³

4.4. 投資回収期間と長期ROIの算出

太陽光発電・蓄電池システムへの投資判断は、感覚ではなく、具体的な数値に基づいた財務分析によって行われるべきである。単に「何年で元が取れるか」という単純な投資回収期間だけでなく、事業期間全体を通じた投資収益率（ROI）を評価することが重要である ³⁷。現実的な財務予測を行うためのステップは以下の通りである。

1. 収益・節約額（年間）の算出

• 電気料金削減額（kWh削減分）：

  年間発電量(kWh) × 自家消費率(%) × 平均電力購入単価(円/kWh)

  これは、太陽光発電によって電力会社からの電力購入量が減少することによる直接的な節約額である。

• 電気料金削減額（デマンド料金削減分）：

  削減できた最大需要電力(kW) × 基本料金単価(円/kW) × 12ヶ月

  これは、蓄電池のピークカット機能によって電力基本料金が削減されることによる節約額である。特に高圧電力契約の工場では、この削減額がkWh削減分と同等かそれ以上に大きくなる可能性がある、極めて重要な要素である 28。

• 売電収入（FIT/FIP活用時、任意）：

  年間発電量(kWh) × 余剰率(%) × 売電単価(円/kWh)

  システムを完全自家消費ではなく、余剰売電も行う設計にした場合の収入。2025年度からは、導入初期の売電単価を高く設定する「初期投資支援スキーム」が適用される場合があり、これを活用することで初期のキャッシュフローを改善できる 2。

• 環境価値収入（J-クレジット等、任意）：

  自家消費した電力の環境価値をJ-クレジット化して売却することで得られる収入。市場価格は変動するが、1kWhあたり0.4円から数円程度の追加収入となる可能性がある 40。

2. 運営・維持費用（OPEX、年間）の算出

• メンテナンス費用： パネルの定期的な洗浄、パワーコンディショナや蓄電池の点検にかかる費用。

• 保険料： 設備の物理的損害を補償する動産総合保険、システム停止時の逸失利益を補償する休業損害保険など、事業リスクをカバーするための保険料 ⁴²。

• 電気主任技術者外部委託費用： 50kW以上の高圧受電設備を持つ事業所では、法律により電気主任技術者の選任が義務付けられている。多くの中小企業ではこれを外部の保安法人に委託し、その費用は設備の規模に応じて月額1万円台から数万円程度となる ⁴⁴。これは無視できない固定費である。

• 借入金返済（ローン利用時）： 融資を利用して設備を導入した場合の元利返済額 ⁴⁷。

3. 投資回収期間とROIの計算

• 年間ネットキャッシュフロー： (年間収益・節約額合計) - (年間OPEX合計)

• 単純投資回収期間： 初期投資総額(CAPEX) ÷ 年間ネットキャッシュフロー

• 長期ROI（例：20年間）： (20年間の累計ネットキャッシュフロー - 初期投資総額) ÷ 初期投資総額 × 100

この計算を通じて、事業者は投資の全体像を客観的に把握し、より確かな意思決定を行うことができる。

4.5. 表3：中規模板金・塗装工場（100kW PV / 150kWh蓄電池）のROI試算例

注：本試算は一般的な条件下での一例であり、実際の数値は電力契約、日射量、設備価格、補助金制度の変更等により変動します。電気料金単価やデマンド単価は仮定値です。

この試算例は、補助金を活用することで実質的な投資回収期間が10年を切り、20年間の運用で初期投資額を上回る大きな利益を生み出すポテンシャルがあることを示している。特に、デマンド料金の削減が全体の経済性に大きく貢献している点が重要である。

4.6. PPAという選択肢：初期投資ゼロの功罪

自己所有（オンサイト）モデルの代替案として、近年急速に普及しているのがPPA（Power Purchase Agreement：電力販売契約）モデルである。これは、PPA事業者が需要家（自動車整備工場）の屋根や敷地に無償で太陽光発電設備を設置・所有し、発電した電力を需要家が購入するという契約形態である ⁴⁹。

PPAモデルのメリット：

• 初期投資ゼロ： 最大の魅力は、設備導入にかかる初期費用（CAPEX）が一切不要であること。これにより、手元資金が限られている事業者でも、すぐに太陽光発電のメリットを享受できる ¹¹。

• メンテナンス不要： 設備の所有者はPPA事業者であるため、定期的なメンテナンスや故障時の修理対応も全てPPA事業者が責任を負う。需要家は運用の手間から解放される ¹¹。

• 電気料金の安定化： PPA事業者から購入する電気の単価は、契約期間中（一般的に15年～20年）固定、あるいは緩やかな上昇率に設定されることが多い。これにより、電力市場の価格変動リスクを回避し、将来のエネルギーコストを予測可能にできる ¹¹。

• オフバランス化： 設備はPPA事業者の資産であるため、需要家のバランスシートに資産として計上する必要がない。これにより、総資産利益率（ROA）などの財務指標を悪化させることなく、環境経営を推進できる可能性がある（ただし、会計基準の解釈については監査法人との協議が必要）¹¹。

• 補助金制度の活用： 多くの補助金制度では、PPAモデルでの導入が推奨されており、自己所有よりも有利な補助率が設定されている場合がある ¹³。

PPAモデルのデメリットと注意点：

• 資産の非所有： 契約期間が満了しても、設備は自社のものにはならない（契約によっては買い取りオプションがある場合も）。

• 経済的メリットの制約： PPA事業者から購入する電気の単価は、当然ながらPPA事業者の利益や管理コストが上乗せされている。そのため、自己所有した場合の発電コスト（LCOE: Levelized Cost of Energy）よりも割高になる。つまり、電気代削減効果は自己所有モデルに比べて小さくなる。

• 契約期間の長さと柔軟性： 15年～20年という長期契約が一般的であり、期間中の事業所の移転や閉鎖、屋根の改修などには制約が生じ、違約金が発生するリスクがある ¹¹。

• カウンターパーティリスク： 契約期間中にPPA事業者が倒産するリスクが存在する。その場合、設備の維持管理や電力供給が滞る可能性があるため、契約先のPPA事業者の財務健全性や実績を慎重に見極める必要がある ⁵⁰。

• 環境価値の帰属： 発電に伴うJ-クレジットなどの環境価値は、通常PPA事業者に帰属するため、これを自社の収益源とすることはできない。

PPAモデルは、初期投資を避けたい、あるいは設備の維持管理に手間をかけたくない事業者にとっては非常に魅力的な選択肢である。しかし、長期的な視点での総利益を最大化したいのであれば、自己所有モデルの方が有利となる。

4.7. 表4：PPAモデル vs 自己所有モデルの比較分析

比較項目	自己所有モデル	PPAモデル
初期投資 (CAPEX)	必要 (高額だが補助金で軽減可能)	不要 (最大のメリット)
維持・管理責任	自社 (OPEXとして費用発生)	PPA事業者 (手間とコストが不要)
長期的な電気料金	最も安価 (発電コストのみ)	自己所有よりは割高 (固定単価で安定はする)
財務的リターン (ROI)	最大化 (全ての節約効果が自社に帰属)	限定的 (電気代削減効果の一部のみ)
税制優遇	活用可能 (即時償却、税額控除など)	活用不可
資産所有権	自社 (長期的な資産となる)	PPA事業者 (契約終了後は撤去または買取)
契約の柔軟性	高い (制約なし)	低い (長期契約、移転等に制約)
カウンターパーティリスク	なし (メーカー倒産リスクは残る)	あり (PPA事業者の倒産リスク)
環境価値の帰属	自社 (J-クレジット等で収益化可能)	PPA事業者

第5部 先進的戦略と投資の将来性確保

5.1. 環境価値の収益化：J-クレジットと非化石証書

自家消費型太陽光発電の導入は、電力コストの削減だけでなく、「環境価値」という新たな資産を生み出す。この目に見えない価値を適切に管理・取引することで、追加の収益源を確立することができる ⁴¹。

J-クレジット制度の活用：

J-クレジット制度とは、省エネ設備の導入や再生可能エネルギーの利用によって削減されたCO2排出量を、国が「クレジット」として認証する仕組みである 52。自家消費した太陽光発電の電力量は、このJ-クレジットとして認証を受けることができる。認証されたクレジットは、カーボンニュートラルを目指す他の企業などに売却することが可能である 53。

従来、J-クレジットの申請手続きは複雑で、個々の事業者が行うにはハードルが高かった ⁴¹。しかし近年では、多数の小規模な発電設備を束ねて一つのプロジェクトとして申請する「プログラム型申請」や、申請手続きを代行するアグリゲーター事業者が登場しており、中小企業でも比較的容易にJ-クレジットの創出・売却が可能になっている ⁵²。

市場価値と収益性：

J-クレジットや、同様の環境価値を持つ非化石証書の市場価格は、需要と供給によって変動するが、概ね1kWhあたり0.4円から、高いものでは7.0円程度で取引されている 40。例えば、年間50,000kWhを自家消費する工場の場合、仮に1kWhあたり2円で売却できれば、年間10万円の追加収入となる。これは、投資の経済性をさらに向上させる無視できない要素である。

5.2. 基本的な運用を超えて：エネルギーマネジメントシステム（EMS）の役割

太陽光発電と蓄電池のポテンシャルを最大限に引き出すためには、これらを統合的に制御する「頭脳」、すなわちエネルギーマネジメントシステム（EMS）が不可欠である。EMSは単なる監視装置ではなく、施設のエネルギーフローを最適化し、経済的価値を最大化する能動的な役割を担う。

• ピークカットとピークシフトの自動化：

  高度なEMSは、施設の電力需要をリアルタイムで監視し、デマンド値が契約電力に近づくと、自動的に蓄電池から放電してデマンドスパイクを抑制（ピークカット）する 28。また、太陽光の発電量が需要を上回る時間帯には余剰電力を蓄電池に充電し、電力料金単価が高い時間帯や太陽光が発電しない夕方以降にその電力を供給（ピークシフト）する。これらの動作を全て自動で行うことで、人手を介さずに最大の電気料金削減効果を実現する 4。

• デマンドレスポンス（DR）への参加：

  将来的には、EMSを介して電力会社やアグリゲーターが実施するデマンドレスポンス（DR）プログラムに参加することが可能になる。これは、電力網全体の需給が逼迫した際に、電力会社からの要請に応じて自動的に電力消費を抑制したり、蓄電池から放電したりすることで、グリッドの安定化に協力する仕組みである。協力した見返りとして、事業者は報酬を受け取ることができる 57。これは、蓄電池を単なる自社用設備から、電力市場に参加して収益を生む資産へと昇華させる先進的な活用法である。

• AIによる最適化：

  最先端のEMSは、AI（人工知能）と機械学習の技術を取り入れている。過去の電力使用パターン、発電実績、そして気象予報データなどを分析し、翌日の太陽光発電量と施設の電力需要を高精度で予測する 3。この予測に基づき、蓄電池の充放電スケジュールを最適化することで、経済的メリットをさらに向上させることが期待される。

5.3. 事業継続計画（BCP）の強化

コスト削減という経済的メリット以上に、多くの事業者が導入の決め手としているのが、事業継続計画（BCP）の強化である。自然災害による大規模停電が頻発する現代において、エネルギーの自立性を確保することは、事業のレジリエンス（強靭性）を飛躍的に高める。

• 事業運営の継続性：

  停電が発生しても、太陽光発電と蓄電池があれば、競合他社が事業を停止せざるを得ない状況下でも、自社はサービスを提供し続けることができる。照明、通信機器、セキュリティシステム、故障診断ツール、そして少なくとも1基のサービスベイ（リフト）を稼働させることができれば、顧客の車両を安全に保管し、緊急の修理依頼に対応し、さらには地域住民のためにEVの充電スポットを提供することも可能になる 9。これは、顧客からの信頼を勝ち取り、企業のブランド価値を高める上で計り知れない効果をもたらす。

• 重要負荷分電盤の設置：

  このBCP機能を有効にするためには、技術的な準備が必要となる。具体的には、停電時に電力供給を継続したい重要な設備（例：事務所のPC・サーバー、通信機器、照明、リフト1基など）をあらかじめ選定し、それらを「重要負荷分電盤（または特定負荷分電盤）」に接続しておく。停電を検知すると、システムは自動的に電力網から切り離され（自立運転モード）、この重要負荷分電盤にのみ、太陽光と蓄電池から電力を供給する。この設計により、限られた電力を最も重要な業務に集中させ、長時間の事業継続を可能にする。

第6部 導入とリスク管理

6.1. 実践的な導入ロードマップ

自動車整備工場が自家消費型太陽光発電・蓄電池システムの導入を成功させるためには、計画的かつ段階的なアプローチが不可欠である。以下に、事業者が踏むべき実践的なロードマップを示す。

1. データ収集（1～2週間）： 契約している電力会社に連絡し、直近12ヶ月分の「30分デマンドデータ」を入手する。これが全ての分析の基礎となる。

2. 初期事業性評価（1週間）： 本レポートのマトリクスやROI試算例を参考に、自社の規模と業態に合ったシステムの概算容量と投資額を把握する。この段階で、大まかな事業性を判断する。

3. ベンダー・施工業者の選定（2～4週間）： 複数の信頼できる専門業者（EPC事業者）に声をかけ、相見積もりを取得する。産業用システムの導入実績、特に自動車整備工場への導入経験、提案内容の妥当性、財務健全性を評価する。

4. 詳細エンジニアリングと最終提案（2～3週間）： 選定したベンダーに30分デマンドデータを提示し、詳細な発電・経済性シミュレーションを依頼する。最終的なシステム容量、使用機器、詳細な見積もり、そして期待される効果が盛り込まれた正式な提案書を受け取る。

5. 資金調達と補助金申請（4～8週間）： 自己資金、融資、PPAなど、資金調達方法を決定する。並行して、活用する補助金の公募スケジュールに合わせて申請準備を進める。補助金申請は手続きが煩雑なため、ベンダーのサポートを活用することが推奨される。

6. 設置工事と系統連系（4～12週間）： 補助金の交付決定後、部材が発注され、設置工事が開始される。工事完了後、電力会社の検査を経て、電力系統への接続（系統連系）が行われる。

7. 運用開始と効果測定： システムの運転を開始し、EMSを通じて実際の発電量や電気料金削減効果を監視・測定する。

6.2. 継続的な運営コストとメンテナンス（OPEX）

初期投資（CAPEX）だけでなく、長期的な運営・維持費用（OPEX）を正確に把握することが、健全な事業計画には不可欠である。

• 電気主任技術者の選任費用：

  日本の電気事業法では、50kW以上の高圧受電設備（キュービクル）を設置している事業者は、設備の保安監督を行う「電気主任技術者」を選任することが義務付けられている。多くの中小企業では、有資格者を直接雇用する代わりに、外部の電気保安法人にこの業務を委託する。この外部委託費用は、設備の契約電力容量によって異なり、月額で12,000円（200kVA）から28,000円（500kVA）程度が相場である 44。これは、システム導入に伴い発生する、法的義務に基づいた継続的な固定費であり、必ず予算に計上しなければならない。

• 物理的なメンテナンス費用：

  • パネル洗浄： 砂埃や鳥の糞などが付着すると発電効率が低下するため、立地条件に応じて定期的（通常は年1～2回）な洗浄が推奨される。

  • 機器点検： パワーコンディショナや蓄電池が正常に機能しているか、専門家による定期的な点検（年1回程度）を行う。

• 保険料：

  後述する各種リスクに備えるための保険料。これは、投資資産を保護するための重要なコストである。

6.3. リスクの軽減：保険、保証、そして契約相手

高額な投資には、相応のリスクが伴う。これらのリスクを事前に認識し、適切な対策を講じることが、事業の安定性を確保する上で極めて重要である。

• 保険によるリスクヘッジ：

  万一の事態に備え、以下の保険への加入を強く推奨する。

  • 動産総合保険（または企業総合保険）： 火災、落雷、風災、雪災、水災、盗難など、自然災害や事故による設備の物理的な損害を補償する。太陽光パネル、蓄電池、パワコンなど、システム全体が対象となる ⁴²。

  • 休業損害保険： 上記のような事故でシステムが停止し、本来得られるはずだった電気料金削減効果や売電収入が失われた場合に、その逸失利益を補償する ⁴⁸。

  • 施設賠償責任保険： 台風でパネルが飛散し、第三者の車両や建物に損害を与えてしまった場合など、施設の管理不備に起因する法律上の賠償責任を補償する ⁴³。

• 保証内容の確認：

  • 機器保証： メーカーが提供する保証には、主に「製品保証（製造上の欠陥を保証）」と「出力保証（経年劣化による出力低下率を保証）」の二種類がある。これらの保証期間と内容を、パネル、パワコン、蓄電池それぞれについて正確に理解しておく必要がある。

  • 中古設備の罠： 初期費用を抑えるために中古の太陽光パネルや蓄電池を検討するケースがあるが、これは極めて高いリスクを伴う。中古設備はメーカー保証が引き継がれないことがほとんどであり、性能の劣化度合いも不明確である ⁶²。故障時の修理費用や性能不足による機会損失を考慮すると、結果的に新品よりも高くつく可能性が高い。原則として、信頼できるメーカーの新品を選択すべきである。

• PPA事業者の選定リスク（PPAモデル選択時）：

  PPAモデルを選択する場合は、契約相手であるPPA事業者の信頼性が最も重要なリスク管理のポイントとなる。15年以上にわたる長期契約を結ぶため、事業者の財務的な安定性、業界での実績、そして万が一倒産した場合の契約上の取り扱い（設備の所有権や電力供給の継続性など）を、契約前に徹底的に調査・確認する必要がある 50。

結論：持続可能で収益性の高い未来への戦略的ロードマップ

本レポートで詳述した通り、自動車整備工場における産業用自家消費型太陽光発電および蓄電池の導入は、もはや一部の環境意識の高い企業が行う特別な取り組みではない。それは、不安定なエネルギー市場、EV化という不可逆的な産業構造の変化、そして高まる事業継続性への要求という、現代の経営環境が突きつける課題に対する、最も合理的かつ戦略的な回答である。

この投資の成否は、いかに自社の事業特性と未来像に合致した「最適容量」を見極められるかにかかっている。

その出発点は、月々の請求書ではなく、自社のエネルギー消費の「指紋」である30分デマンドデータの詳細な分析にある。このデータに基づき、板金・塗装のようなエネルギー集約的な業務の負荷を把握し、将来のEV充電需要という変数を織り込むことで、初めて現実的なシステム設計が可能となる。

本レポートが提示した高解像度マトリクスは、その複雑な意思決定プロセスにおける羅針盤となることを目指したものである。小規模な一般整備工場から、複数の急速充電器を備える大規模ディーラーまで、それぞれの事業規模と業態に応じたPV容量、蓄電池容量（kWh）、そして蓄電池出力（kW）のバランスを示した。特に、エネルギーシフトを担う「kWh」とピークカットを担う「kW」の役割の違いを理解することは、投資効果を最大化する上で決定的に重要である。

財務的な観点からは、多様な補助金制度と税制優遇を最大限に活用することで、投資回収期間は10年を切り、20年以上の長期にわたって安定した収益を生み出すポテンシャルがあることが示された。初期投資ゼロのPPAモデルも有力な選択肢だが、長期的なリターンと資産所有の機会を天秤にかけ、慎重に判断する必要がある。

最終的に、この投資は単なる設備導入に終わらない。EMSを核とした高度なエネルギーマネジメント、J-クレジットによる環境価値の収益化、そして災害時における事業継続能力の抜本的な強化へとつながる。それは、コストセンターであったエネルギーを、収益と競争力を生み出すプロフィットセンターへと転換させる、経営のパラダイムシフトである。

今、自動車整備工場の経営者に求められるのは、この変革の本質を理解し、行動を起こすことである。

最初のステップは、自社の30分デマンドデータを手に入れること。そして、本レポートのフレームワークを活用し、自社の現状と未来の野心に合わせた、具体的で強固なビジネスケースを構築することである。もはや問われているのは、この技術を導入「すべきかどうか」ではない。自社の持続可能で収益性の高い未来のために、「いかにして」導入し、最大の戦略的優位性を引き出すかである。