今日、営業の電話がかかってきました。
「弊社のお客様で省エネ周り、11％超えの太陽光発電所の売却支援をしています」とのこと。

で、折り返して電話してみました。

聞くと、案件はN県。
表面利回り11％超え。
FIT残期間は11年〜13年。

ここで、もうだいたい答えは出ています。

表面11％と聞くと一瞬よく見えます。
でもFIT残11年〜13年なら、売上だけ見てもかなり微妙です。
そこからO&M、除草、監視、修繕、保険、将来のPCS交換まで入れたら、普通に厳しい。
私は投資価値なしと判断しました。

で、せっかくなので業務理解も見ようと思い、
「変更認定申請は誰がやるんですか？」
と聞いてみました。

返ってきた答えが、
「売主、または買主の都合のいい方です」
でした。

ああ、この会社、今のFIT制度の名義変更の難易度をわかっていないな、と思いました。

今のFIT/FIP案件の変更手続きは、そんなに甘くありません。
変更内容によって、変更認定申請なのか、事前変更届出なのか、事後変更届出なのかが分かれます。
事業譲渡、接続同意書類の名義、特定契約の有無、出力変更の有無でも実務が変わります。Source

さらに制度改正で、重要事項の変更が絡めば、変更認定申請の3か月前までに説明会や事前周知措置が必要なケースまで出てきました。
つまり、今のFIT案件の売買は「契約して名義変えれば終わり」という世界ではもうないです。Source

表面利回り11％超え。
この言葉だけで釣ってくる営業は、まだ多いです。
でも本当に見るべきなのはそこではありません。

残期間は何年か。
ネット利回りはいくらか。
修繕を入れたらどうか。
そして何より、
その会社が変更認定の実務を本当に理解しているか。

そこです。

案件より先に、売り手側の理解不足が見えてしまった。
今日の電話は、現在の太陽光発電業界の残念なところが出まくってる感じでした。

FITで工事をしていた人たちが、稼げるものがなくてまだ転売にしがみついていて、テレアポを業者に丸投げしてるんでしょうね。

hamasakiは一時期、太陽光発電所の売却をメインの仕事にしていた時期があります。

なぜそんな仕事が成り立ったかというと、「そろそろ売ろうかな」という気持ちになっているオーナーさんが増えてきていたからです。

なぜ売りたい人が増えているのか

気持ちはよくわかるんです。

毎月の売電収入はありがたい。でも年々、こんな不安が積み重なってくる。

• 出力抑制が増えてきた。北海道・東北・九州は年々ひどくなっている
• パワコンが壊れかけてきた。交換費用は数十〜数百万円
• 制度がどんどん変わる。FIT期間の終わりも見えてきた
• 管理が地味にしんどい。草刈り、パネル清掃、点検、近隣クレーム対応……

「毎年の収入はありがたいけど、高く売れるなら売ってしまってもいいか」

そういうオーナーさんが出始めていたのは、肌感覚でよくわかりました。

しかし今、売却には大きな壁が立ちはだかっている

2024年4月施行の改正再エネ特措法により、名義変更（売却）の前に「事前周知措置」が義務化されました。

簡単に言うと、発電所を売る前に、周辺住民へのお知らせが必要になったということです。

さらに、事前周知措置を実施してから3ヶ月以上待って、ようやく本申請（名義変更の認定申請）ができます。

趣旨はわかります。太陽光発電所の乱立による地域トラブルを防ぎたいという背景は理解できる。

でも実態は、想像をはるかに超えた「鬼門」になっています。

「配布資料に不備あり」で全部アウト

hamasakiは約3年、この事前周知措置に携わってきました。

正直に言います。

業界全体を眺めてみても、「事前周知措置をクリアした」という話をほとんど聞きません。

なぜか。

申請すると「配布資料に不備あり」と返ってくるからです。しかも資料の一部ではなく、全て不備扱いになります。

雛形通りに作ったつもりでも、記載項目の解釈の問題や書式のわずかなズレで、最初からやり直しになる。

これを繰り返しているうちに、「もう売却自体を諦めます」となってしまうオーナーさんも少なくありません。

次回は、この詰まった状況をなんとかしようとしていた「抜け道」が、ある日突然塞がれた話をします。

前回の記事で「北海道電力のオフライン代理制御率16.3%という数字、物理的に無理じゃないか？」と書いたら、本当に誤りでした。

あの後、私が北海道電力ネットワークに問い合わせを入れたのですが、なんと北電の担当者から直接メールが届き、数値の誤りが確認・訂正されるという展開になりました。

北電から届いたメール

ざっくり言うと、こんな内容です。

日頃よりお世話になっております。北海道電力ネットワーク株式会社の〇〇と申します。

今回いただいたご質問の「代理制御は上限に近いほど実施済みにもかかわらず，本来制御はかなり余裕がある。この逆転は北海道以外の他社ではみられないが，問題ないのか。」につきまして，（中略）旧ルールオフラインの値には，オンライン代理制御分の他に自ら手動制御を行うオフライン本来制御分も存在するため，全てがオンライン代理制御分ではないことを補足させていただきます。

また，算定データを確認したところ，使用する諸元の一部に誤りがありましたため，再算定を実施した結果，旧ルールオフライン太陽光の制御率は7％程度となることを確認しております（それに伴い，関連するその他の数値も見直し予定）。

今回の見直し内容は，関係各所との対応を実施した後，公開予定です。

この度はご指摘いただきありがとうございました。

「ありがとうございました」じゃないんだわw

差し替え前後の数値を比較してみる

経産省のWGページでは、2026年2月25日付けで差し替えが実施されました。

ページには「P3の数値に誤記がありましたので、修正し差し替えを行いました」と一行だけ添えられています。

実際の数値の変化はこうです。

ほぼ 3分の1 に化けました。

前回の記事で「5月・6月を丸ごと半分止めて30日使い切っても12%にしか届かない、物理的におかしい」と指摘した私の感覚は、やはり正しかったわけです。

補足の説明も重要

メールの中で担当さんから丁寧に補足いただいた点があります。

旧ルールオフラインの値には，オンライン代理制御分の他に自ら手動制御を行うオフライン本来制御分も存在するため，全てがオンライン代理制御分ではない

これは前回の記事でhamasakiが疑問に思っていた「代理制御＝旧ルールのオフライン、本来制御＝旧ルールのオンラインという逆転現象」についての説明です。

つまり、資料の「旧ルールオフライン」という欄には、

1. オンライン代理制御分（北電が代わりに制御）
2. オフライン本来制御分（事業者が自分で手動で止める分）

の2つが合算されているということ。なるほど、そこは確かに混同していました。

ただ、それはそれとして、入力した諸元が間違っていたこと自体は別の話です。

経緯をまとめるとこうなる

1. 北海道電力が2026年度の出力制御見通し資料を作成、WGに提出（2025年12月24日）
2. hamasakiが「16.3%は物理的に無理じゃないか？」と問い合わせ
3. 北電が算定データを確認したところ、諸元に誤りを発見
4. 再算定の結果、正しくは7%程度（6.54%）と判明
5. 経産省WGページで資料を差し替え（2026年2月25日）

一個人の問い合わせが、国の審議会に提出された公式資料の訂正につながったという、なかなかの顛末です。

それでも6.54%は前年比4倍以上

誤りは訂正されましたが、訂正後の数値でも冷静に見るべきポイントがあります。

2025年度の1.44%から、一気に6.54%へ約4.5倍になる見通しです。

これ自体は「誤記ではない」ということですので、北海道で旧ルール・オフライン事業者を運営されている方はしっかり意識しておく必要があります。オンライン化の重要性が改めて浮き彫りになった数字とも言えます。

今回の教訓

エネ庁に電話したとき、「ワーキンググループでは全体の数字しか見ていません」と言われたのが象徴的でした。

細かい内訳の数字は誰もチェックしていなかったのです。

旧ルール事業者の制御率という、当事者にとっては死活問題の数字が、誰にも検証されないまま公開資料に掲載され、審議会でスルーされていた。

そこに疑問を持って問い合わせた結果、誤りが発覚したわけです。

出力制御の問題は、数字をきちんと追いかけることが大事だと改めて実感しました。引き続きウォッチしていきます。

元記事：北海道電力のオフライン代理制御率16%に秘められた謎に迫る　／　第6回 次世代電力系統WG（経産省）

最近、東北電力管内の出力抑制について調べていたら、ちょっと面白い動きを見つけました。AIデータセンター誘致です。

「は?データセンター?太陽光と何の関係があるの?」って思いますよね。ところがこれが出力抑制を減らす切り札になるかもしれないんです。

東北電力が動き出した

2025年9月、東北電力はデータセンター専門チームを設置しました。さらに2026年2月には青森県・NTT東日本・日立製作所などと5者協定を締結。10年間で22億kWhの電力需要増を見込んでいます東北電力ニュース。

これはどういうことかというと──

出力抑制の原因は「需要不足」

太陽光の出力抑制って、結局電気が余ってるから起こるわけです。特に東北は春・秋の休日、需要が少ない時間帯に太陽光がドバーッと発電すると、調整しきれない。

じゃあ、24時間365日、安定して大量に電気を使う施設があったらどうなるか?

──そう、AIデータセンターです。

AIデータセンターの電力需要

最新の生成AI用サーバー(NVIDIA DGX B200とか)は、1台で14.3kWも食います。普通のサーバーの15〜30倍です。

IEA報告

東北電力が青森で誘致しようとしてる規模は5万〜30万kW。これ、原発1基分に迫る勢いです。しかも24時間フル稼働。

東北電力の「ウェルカムゾーン」構想

東北電力は産業団地に**「ウェルカムゾーン」**を設定して、3〜5年以内に大規模電力供給できる体制を整えています。

PDF資料

つまり、「うちの電気、使ってください!」って本気で営業してるわけです。

他の電力会社はもっと先を行ってる

正直言うと、東北電力は後発組です。

• 東京電力:印西エリアで28施設・1,190MW計画済み(ただし送電網は10年待ち)
• 北陸電力:富山南砺に3.1GWの超大型ハブ構想、2028年稼働予定　ロイター
• 北海道電力:石狩に**再エネ100%**のデータセンター群

東北電力の現状シェアは1〜2%で、2030年でも3〜5%がせいぜい。

これが太陽光オーナーに関係する理由

データセンターが増えると何が起こるか?

1. ベース需要が底上げされる→昼間の余剰電力が減る
2. 夜間需要も増える→蓄電池の充電需要が安定
3. 送電網増強の投資が進む→系統制約が緩和

つまり、出力抑制が減るんです。

実際、北海道の石狩エリアはデータセンター誘致後、再エネ余剰が劇的に改善してます。

KCCS報告

課題もある

東北電力の弱点は送電網です。青森・岩手の山間部は系統が弱く、大規模データセンターを繋ぐには変圧器増設が必須。これ、数百億円かかります。

それに、東京電力みたいに「10年待ち」になったら意味ないですからね。

あと、原子力再稼働の問題もあります。女川原発2号機は再稼働したけど、これが止まるとデータセンター誘致どころじゃなくなる。

結論:東北電力の本気度はまだわからない

正直、東北電力の動きはまだ様子見段階です。でも、官民連携で動き出したのは確か。

もし本当に22億kWh(約+3%)の需要を取り込めたら、出力抑制は確実に改善します。

私たち太陽光オーナーとしては、

• 東北電力の変電所増設計画
• データセンター誘致の進捗
• 系統空き容量の変化

を定期的にチェックするのが吉ですね。

「電力会社が本気で需要を作りに行く時代」──これ、太陽光投資の新しい追い風になるかもしれません。

引き続き、動向を追いかけていきます!

参考リンク

• 東北電力データセンター協定:https://www.tohoku-epco.co.jp/news/normal/1248144_2558.html
• 日経記事:https://www.nikkei.com/article/DGXZQOCC142WU0U5A011C2000000/
• 富山南砺計画:https://jp.reuters.com/world/japan/B7ZOBMO3ONL4VEGGC6XYDL437Y-2025-12-19/

借金大好きhamasaki

北海道電力管内の出力制御見通しにおいて、「代理制御」の数値が16.3%という驚異的な数字を示しています。2025年度の見通しが1.47%であったことを考えると、桁が一つ変わるほどのインパクトです。

一方で、資料には興味深い数字も並んでいます。

• 旧ルールでもオンライン化すれば、制御率は 0.41% まで下がる。
• 全設備がオンライン化されれば、制御率は 1.38% になる。

この「16.3%」という巨大な代理制御の正体は何なのか？じっくり見ていきましょう。

https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/smart_power_grid_wg/pdf/006_s01_01.pdf

元データ　↑ 北海道電力　2026年の出力抑制制御見通し

札幌市内のシミュレーションで見る「16%」の破壊力

まずは、札幌市内でパネル75kW、パワコン49.5kW、売電単価36円（税抜）の低圧過積載物件を例に、NEDOの日射量データから算出した「本来稼げるはずの売電額」をシミュレーションしてみます。

ご覧の通り、稼ぎ時は5月・6月です。

旧ルールは「年間30日まで無保証」というルール

ここで重要なのは、旧ルール事業者は「年間30日」までしか抑制を受けないという大原則です。

仮に、この稼ぎ時の5月に15日、6月に15日の代理制御（抑制）が発生したとしましょう。

• 5月の損失（15日分）: 約162,000円
• 6月の損失（15日分）: 約162,000円
• 2ヶ月合計の損失: 324,000円

この時点で「30日分」を使い切ります。年間の総発電量に対する割合でいうと 約12% です。

あれ？ 北海道電力が言っている「16.3%」に届きません。

つまり、5月・6月を丸々半分止めて、上限の30日を使い切っても、まだ16%には達しないのです。これ、物理的に不可能ではないでしょうか。

AIとエネ庁、それぞれの言い分

この疑問をAIにぶつけてみたところ、「旧ルールでも実務上は時間（360時間）で扱われ、30日以上の制御が行われている可能性がある」との回答。

「いやいや、そんなはずはないだろう」と、hamasakiは直接エネ庁に電話してみました。

エネ庁回答：

「30日ルールはあくまで30日です。時間では制御していません。30日が限界です」

やはり30日は鉄壁でした。AIは時々こんな感じでしれっと新説を捏造してくるので要注意です。ワーキンググループでツッコミはなかったのか聞いてみると……。

エネ庁回答：

「ワーキンググループ内では細かい数字までは見ていません。見ているのは全設備での年間制御見込み量（北海道では1.78%）の数字だけです」

そして出ました、必殺の回答。

「細かいことは北海道電力さんに聞いてください」

北海道電力に電凸したものの……

というわけで北海道電力に確認を試みましたが、窓口となるネットワークサービスセンターでは資料の存在すら把握しておらず、担当者からのコールバックを待っているのが今の状況です。

hamasakiの予想では、北電の回答はこうでしょう。

「16%という数字はシナリオから算出した最大必要量であり、実運用はルール通りに行う」

しかし、それならこう言い返さなければなりません。

「旧ルールが30日で終わるなら、それを超える制御が必要な場合は、他のルールの電源（新ルールや指定ルール）に割り振るのが筋ではないですか？ オンライン化がこれだけ進んでいる中で、オフライン（代理制御）だけをここまで過大に見積もり、事実上のペナルティのように扱うのは異常ではありませんか？」

次回予告

他にもエネ庁からは旧ルールの抑制の仕様（？）についても面白い話を聞けました。

次回のブログで北電からの回答と合わせて続報をお届けします。

今回は、私の米子発電所（24円単価・過積載72kW）の2年分のログを比較して見えてきた、出力抑制の「意外な真実」についてお話しします。

まずは忖度なしの実測データをご覧ください。2024年と2025年を比較すると、現場の状況は劇的に改善していました。

米子発電所 2年間の実績比較（2024年 vs 2025年）

【2024年 実績】

• 実発電量： 76,422 kWh

• 出力抑制率： 3.80 %

• 抑制による損失額： 80,519 円

【2025年 実績】

• 実発電量： 78,588 kWh

• 出力抑制率： 2.37 %

• 抑制による損失額： 50,312 円

【前年比】

• 発電量： +2,166 kWh（増加）

• 抑制率： -1.43 ポイント（改善）

• 損失額： -30,207 円（減少）

再エネが増え続けているはずなのに、なぜ抑制がこれほど減ったのか。現場の感覚と国内の最新データから、その背景を分析してみました。

1. 火力発電の「抑制ルール」が効き始めた

2025年度は、日本の電力システムに少し変更が入りました。これまで「これ以上は絞れない」と言われてきた火力発電に対し、国が「もっと絞れるだろ！」メスを入れ、実運用が強化されています。

• 最低出力の引き下げ： 火力をこれまでの50%から30%以下まで絞る運用の徹底。

• 非効率石炭の稼働制限： 古い石炭火力を年間半分以上休ませる「50%ルール」の運用。

これらにより、火力が一歩下がり、太陽光が入り込める「枠」が広がったことが、改善の大きな要因だと考えています。

2. 国内で急増する「データセンター需要」の底上げ

電気が余るから抑制されるのであれば、逆に「使う量」が増えれば抑制は減ります。今、国内ではまさにその需要の底上げが起きています。

電力広域的運営推進機関（OCCTO）が2025年1月に公表した想定では、長らく減少傾向にあった国内の電力需要は、データセンター（DC）や半導体工場の新増設により2024年度から増加傾向に転じると予測されています。 具体的には、DC・半導体関連だけで、2025年度には前年度比で**+56万kW**もの最大需要の積み増しが見込まれています。AIブームによる高負荷なGPUサーバーの導入加速が、昼間の余剰電力を「消費」という形で吸収し始めているのです。

3. 「二季化」による冷房需要の長期化

最近、春と秋が短くなり、夏が長くなったと感じることはないでしょうか。2024年の夏は、静岡市で「猛暑日が40日間連続」という歴代記録を2週間以上も更新するなど、異常な暑さが続きました。

出力抑制が最も発生しやすいのは、本来「エアコンを使わない晴天の春・秋」です。しかし、5月や10月でも真夏日を記録することが常態化したため、こうした時期にも冷房需要が発生するようになりました。本来なら「電気が余って抑制」されるはずだった日が、「暑さで電気を消費する日」に置き換わったことが、結果として抑制の回避に繋がっています。

4. オンライン制御と送電運用の「知能化」

最後はシステム的な改善です。 中国電力エリアで余った電気を、需要がある他エリアへ逃がす「連係線」の活用ルールが年々改善されています。また、オンライン制御の精度が上がり、「必要最小限だけ止める」という緻密なコントロールができるようになったことも、私たちの発電所を守る大きな盾となっています。

最後に

今回の実測データはポジティブな結果となりましたが、これはあくまで「中国電力管内」の「この1年」に限った結果です。

この傾向が今後も続くのかは慎重に見極める必要がありますし、エリアが変われば（特に抑制の厳しい九州や東北など）また全く違う景色が見えているはずです。

「出力制御があるから終わりだ」と極端に悲観するのではなく、今後も各地のデータをチェックしながら、冷静に事業を継続していきたいと思います。九州や東北のオーナーさんの実測データも、ぜひ伺ってみたいところですね。

「出力制御のせいで売電収入が減る」と不安視される昨今ですが、実際の現場では何が起きているのでしょうか。 私が鳥取県米子市で運営している発電所（24円単価・パネル72kW / パワコン49.5kW）の、2024年と2025年の全365日×2年分の実測ログを比較検証しました。

予測やシミュレーションではない、嘘偽りのない「実績」をご覧ください。

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1. 2年間の主要データ比較

※損失額は24円単価（税込26.4円）×パワコン出力にて算出。

2. データから見える「劇的な改善」

2024年から2025年にかけて、驚くべきことに抑制時間は約37%も減少しました。

これに伴い、実発電量は 2,166 kWh アップしています。

24円単価の案件ですので、単純計算で約5.7万円分の売電収入が増えたことになります。抑制による損失額も5万円台まで抑えられており、年間の事業収支としては極めて健全な状態です。

3. なぜ抑制は減ったのか？（制度背景の推察）

エリア全体の再エネ導入量は増えているはずなのに、なぜ僕の発電所の抑制はこれほど減ったのか。そこには、2025年度から強化された「火力発電への制約」が影響していると考えられます。

• 火力の最低出力引き下げ：

  これまで以上に火力が「限界まで出力を絞る（30%ルール等）」運用を徹底したことで、太陽光が入る隙間が広がった可能性があります。

• 低効率火力の稼働抑制：

  古い石炭火力が年間稼働を抑えられたことで、再エネが優先される場面が増えたことが推測されます。

4. 結論：数字を直視すれば、中国電力管内は安全圏

2年間の実測データを並べて確信したのは、「中国電力の出力制御は、現時点では事業を揺るがす致命傷にはなっていない」ということです。

むしろ、火力の抑制ルールといった制度改善の恩恵をダイレクトに受けており、2025年は2024年よりも好条件で発電できていたことが分かります。

「抑制が怖いから何もしない」のではなく、こうして

• 自分の発電所は今、何％止まっているのか

• 前年と比べて改善しているのか、悪化しているのか

この「実績の積み上げ」こそが、次なる新設や蓄電池導入への、最も信頼できる判断基準になります。

むしろ要注意は九州、東北、北陸ですね。

昨日のブログですが、数字が間違っておりました。

大幅に訂正致しました。

経産省のシートが見るところが多すぎて混乱しておりました。

申し訳ありません！

最新の資料から見えてきた2026年度の出力制御予測ですが、エリアによって明暗が分かれる結果となりました。

特に東北電力の4.39%や、今まで0%だった北陸電力が2.37%まで跳ね上がる予測となっている点は、該当エリアの事業者にとって無視できないインパクトです。北陸電力の場合、売上250万円ベースで考えると、前年比で約6万円の減収となります。

結論：今私たちがすべきこと

現在は無制限無保証の抑制は防ぎようがないのが実情です。そのため、これらの数値を織り込んだ資金計画を改めて立て直し、どのような状況でも事業が継続できるようにしておかなければなりません。

2027年度への予告

一方で、希望もあります。 現行の制度では耐えるしかありませんが、FIP制度に転換することができれば、2027年度から抑制を減らすことができるようになる見込みです。

厳しい予測が出ている今だからこそ、目先の数字に一喜一憂せず、次の一手を準備していきましょう。

理由はいくつかあります。

1つ目は制度的な問題。

売電単価の肝となっている経産省の認定の名義変更がサッパリ通らないのです。

不備、不備、また不備。

私がやってもここ2年通せてません。

2つ目は資産価値としての問題。

発電所の価値は基本的には減っていく一方です。

一時期は電気が足りなくなってFIT期間終了後も高く売れるのではないかという考え方もありました。

しかし自民党政権はあまり太陽光を推進しようという雰囲気はありません。

FIT期間終了後のビジネス展開はとても地味なものになる可能性があります。

不動産であれば価格が上がっていく可能性があります。（立地によりますが）

太陽光はそれが期待できないのです。今の利回り、今の利益が全てです。

そして3つ目は業界的な問題点です。

業界的には利益が出る仕事があまり多く残されていません。

NonFITをガリガリ作っている人もいますし、工場の屋根などの需要はかなり高いようです。

しかし、野立てを売っていた会社はとても困っていると思います。

稼げる利益がないのです。

そこで苦し紛れに中古売買に入ってくる会社もあります。

節税メリットを打ち出し、初心者を狙い撃ちにするような売り方をしています。

節税案件が出てくると「まぁ出口にされているよな」と考えるのが普通です。

もちろん納得しているのであればいいのです。

ですが償却メリットで買っても、そのあとが大変です。

やるならもっといい節税商品があります。

12ヶ月で償却できるようなものもあります。

よく考えて買いましょう。

買う前にご連絡いただければ有償ですがご相談に乗ることも可能です。

不動産投資（戸建築古、区分マンション）やリゾート地の土地などです。

太陽光と比較すると、不動産は「バリューアップ」のチャンスが複数回ある場合があることに気が付きました。

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不動産は近隣に建物が立ったり、観光地がさらに人気になっていったりすると地価が上がったりしますし、場合によっては賃料を上げることができます。

つまりバリューアップの可能性が複数回ある場合があります。

これが不動産のいいところです。

当たり前ですがポイントは地価の上昇です。

地価が上がっている場所であれば、バリューは勝手に上がっていくからです。

国内の地方都市ではほとんど上がる場所はありませんが、ごく一部の観光地や都内の一等地周辺では地価は上がっています。

また海外の、特に途上国の観光地なんかもそうです。

地価が上がっているところや上がる余地があるところはビジネスのチャンスがたくさんあります。

一方で太陽光は？

太陽光はというと、バリューアップのチャンスは１回しかありません。

それは土地を押さえて、発電所の権利をつけた瞬間です。

この瞬間土地にバリューが生まれ、発電事業がスタートします。

つまり発電所を業者から買った人はすなわち出口であり、バリューアップ後の物件を買ったということになります。

まぁ、投資として成り立っているわけですからそれも悪くないです。

ですが、事業者としてはバリューアップがなく、面白みに欠けると言えます。

他の事業を見てから太陽光を見つめ直すと色々な軸が見えてきますね。

太陽光のいいところ、それは上振れも下振れもないところです。

毎日の清掃も要らず、宣伝も要りません。

こんな事業は他にないと思います。

一方で、バリューアップすることは非常に難しい事業です。

これは事業構造なのであまり変えることができません。

いいところと悪いところを理解し、しっかりと運営していきいたいですね。