かつて畑だった場所に太陽光パネルが並び、雑木林のあった斜面が発電施設へと変わっていく。農作物を育てていた土地や、長い間ほとんど人の手が入らなかった山林が、ある時から電気を生み出す場所になる。こうした風景の変化を見ていると、住宅も工場も建たなかった土地に、なぜ発電施設だけは建設されるのかという疑問が生まれる。

　不思議なのは、土地価格の高い場所ほど太陽光発電に適しているわけではないことである。住宅地としての需要が乏しく、農業の担い手も減っている地域では、土地を売却しようとしても買い手が見つからないことがある。それにもかかわらず、同じ土地が発電事業者にとっては投資対象になる。人が住む場所としては高く評価されなくても、太陽光を電気に変える場所としては別の価値が生じるのである。

　しかし、土地が安いことと、発電事業が儲かることは同じではない。地主が土地を貸して安定収入を得られたとしても、発電事業者が十分な利益を確保できるとは限らず、両者が利益を得たとしても、周辺住民や地域社会に別の負担が生じる可能性がある。山林や農地の利用転換を理解するには、土地の市場価格、発電事業の収支、開発を認める制度、地域社会への影響を、それぞれ異なる問題として考える必要がある。

土地を買う人がいなくても、太陽光を利用したい人は現れる

　土地の価格は、そこから将来得られる利益や利用することによる便益と密接に関係している。住宅地なら居住する価値、商業地なら集客力や営業収益、農地なら農業生産による収益が重要になる。ただし、実際の価格には立地条件、交通の利便性、法的規制、取引の需給関係なども反映されるため、現在の収益だけで土地価格が決まるわけではない。

　農地の場合、農業経営から十分な利益を得ることが難しくなると、耕作を継続する経済的な動機は弱まりやすい。農業者の高齢化や後継者不足が進めば、農地を借りて耕作する人を探すことも容易ではなくなる。所有者が農地を利用していなくても、草刈りや水路管理などの負担が残るため、土地を保有し続けること自体が費用を伴う場合もある。

　千葉県農業会議の2025年度田畑売買価格等に関する調査を見ると、土地の収益性を考えるための手掛かりが得られる。同年5月1日時点の推計価格では、都市計画法による市街化区域・市街化調整区域の指定がない区域において、農用地区域外にある外房地域の耕作目的売買価格は、10アール当たり田が80万5,000円、畑が74万1,000円だった。これを1ヘクタール当たりに換算すると、田が805万円、畑が741万円となる。

　ここでいう外房は、千葉県農業会議の経済地域区分であり、安房郡市と夷隅郡市を対象とする。長生地域を含む外房沿岸全体の平均ではなく、個別市町村の農地価格を直接示しているわけでもない。また、この調査の耕作目的売買価格は、実際に成立した取引価格をすべて集計した平均ではなく、農業委員会などが地域の実情を踏まえて推計したものである。

　それでも、農業利用を前提とした土地価格と、発電施設用地としての価値を区別する必要があることは分かる。発電事業者にとって重要なのは、農業によってどれほど収穫できるかではなく、日射量、地形、造成の難易度、道路への接続、送電設備までの距離などである。農業には適さない土地が発電にも適さないとは限らず、反対に平坦で日当たりがよくても、電力系統への接続費が高ければ事業として成立しないことがある。

山林の価格は安いのに、なぜ開発費は高くなるのか

　山林についても、土地価格と利用価値を分けて考える必要がある。千葉県が2026年9月に公表した地価調査では、林地の基準地価格が県内11地点について調査されており、いすみ市では10アール当たり11万6,000円、勝浦市では12万5,000円となっている。1ヘクタールに換算すれば、それぞれ116万円、125万円に相当する。

　これらは2026年7月1日時点の林地基準地の評価に基づく価格であり、各市の山林全体の平均取引価格ではない。前年の同じ調査と比較すると、いすみ市の林地価格は約0.9％、勝浦市は約0.8％下落していた。一方、2026年の千葉県全体の地価調査では、林地を除く全用途の平均変動率が3.8％の上昇となっている。県全体では地価が上昇していても、特定の林地では価格が下落しているのである。

　ただし、農地価格は2025年の農業会議による耕作目的の推計値であり、林地価格は2026年の地価調査に基づく評価額である。調査時点、対象地点、評価方法、利用条件が異なるため、両者の金額を単純に比較し、山林は農地の何分の1の価値しかないと結論づけることはできない。

　山林価格が低くても、発電設備を設置するには伐採や造成、排水施設、管理用道路などの整備が必要になる場合がある。特に傾斜地では、地盤の安定性や雨水の流れを考慮しなければならず、土地購入費を抑えられても工事費が増加する可能性がある。土地代が安いから事業全体の費用も安いという考え方は、森林開発では成り立たないことが少なくない。

　この点は、土地価格だけを比較していても見えてこない。土地を取得する費用と、実際に発電できる状態へ整える費用を合計し、そのうえで将来の売電収入が投資を回収できるかを判断する必要がある。山林や農地が発電施設に変わるかどうかは、土地そのものの安さより、利用転換後に得られる収益と必要な費用の関係によって決まるのである。

地主にとって魅力的な契約は、発電事業者にとっても有利なのか

　土地の利用転換を考えるうえで、最初に分けなければならないのは地主の収益と発電事業者の収益である。地主が土地を貸す場合、その収入は基本的に契約で定められた地代であり、発電した電気の販売額とは別になる。一方、発電事業者は電気を販売して得られる収入から、設備投資、運転維持費、土地の利用費用などを回収しなければならない。

　例えば、1ヘクタールの土地を農業用途で貸した場合の年間地代を5万円、太陽光発電用途では30万円と仮定する。これは千葉県内の実際の地代相場を示すものではなく、土地利用の選択による収益差を説明するための仮想的な条件である。この場合、地主が発電用途を選択すれば、年間収入は25万円増加することになる。

　両方の地代が20年間変わらず支払われ、将来の収入を現在の価値に換算する割引率を年3％とすると、追加収入25万円の20年間の現在価値は約372万円となる。割引率とは、将来受け取るお金を現在の価値に直すための率であり、ここでの3％は計算上の仮定であって、実際の土地賃貸借契約に適用すべき利率を示すものではない。

　ただし、地主が比較すべきものは地代の金額だけではない。固定資産税などの負担、管理責任、契約終了後の土地の状態、事業者が経営難に陥った場合の対応、将来の農業利用の可能性なども考慮しなければならない。農業経営者が自ら耕作して得る純利益と、土地を他人に貸して受け取る地代も異なる概念であり、単純に比較することはできない。

　経済学では、将来得られる収入と必要な支出を現在の価値に換算し、その差を比較する方法を純現在価値による評価と呼ぶ。農地を維持した場合、発電用途に転換した場合、あるいは土地を売却した場合のそれぞれについて、将来の利益と費用を比較することで、所有者にとっての経済合理性を検討できる。

　しかし、地主の地代収入が増加することは、発電事業者にとっては費用の増加でもある。地主が受け取れる地代の上限は、発電事業者が将来の売電収入からどれだけの費用を負担できるかによって制約される。つまり、土地利用の転換を判断するには、地主の帳簿だけでなく、発電事業者の帳簿も開いてみなければならない。

年間売電収入1,287万円という数字は、何を意味するのか

　太陽光発電施設の収益を具体的に考えるため、ここでは出力1,000キロワットの地上設置型施設を仮定する。設備容量を1,000キロワットとするのは計算のための設定であり、必要な土地面積が1ヘクタールであるという意味ではない。実際に必要な敷地面積は、パネル配置、傾斜、通路、排水施設、緩衝帯などによって変わるため、設備容量と土地面積を同一視しないことが重要である。

　経済産業省の調達価格等算定委員会が2026年2月に公表した資料では、2024年6月から2025年5月までの期間における、出力1,000キロワット以上の地上設置型設備の平均設備利用率が15.3％となっている。設備利用率とは、設備が1年間を通じて定格出力で発電し続けた場合の発電量に対する、実際の発電量の割合である。

　この実績平均を1,000キロワットの仮想施設に当てはめると、年間発電量は1,000キロワット×8,760時間×15.3％で、134万280キロワット時となる。設備容量1キロワット当たりでは年間約1,340キロワット時の発電量に相当するが、実際の施設では日射条件、設備構成、経年劣化、出力制御などによって発電量が変化するため、千葉県内の特定地点でこの数字が実現するとは限らない。

　次に、電気の販売単価を設定する必要がある。2026年度の地上設置型太陽光発電では、出力250キロワット以上の施設が原則として入札対象となり、入札上限価格は1キロワット時当たり9.6円となっている。ただし、これは実際の売電価格が9.6円で保証されることを意味しない。

　出力1,000キロワット級の新規事業では、原則としてFIP（Feed-in Premium・市場価格に連動した売電収入に上乗せ支援を行う制度）が適用され、収入は電力市場の価格、販売契約、入札結果、上乗せ支援などによって変わる。したがって、9.6円という数字を発電事業者の確定収入として扱うことは適切ではない。

　ここではあくまで比較のため、発電した電気から平均して1キロワット時当たり9.6円の実効収入を得られると仮定する。この条件では、年間売電収入は134万280キロワット時×9.6円で約1,287万円となる。発電量と実効単価を一定とする計算であり、実際の事業収入を予測したものではないが、費用条件が採算性に与える影響を調べるための出発点にはなる。

1億5,560万円で建設できても、18年で儲かるわけではない

　発電事業の収益性を左右する大きな要因が、設備の建設に必要な初期投資である。経済産業省の2026年2月の資料では、2025年に設置された地上設置型太陽光発電設備について、出力50キロワット以上の設備のうち費用効率の高い上位36％水準のシステム費用が、1キロワット当たり12万9,000円と分析されている。

　この水準に、2025年設置案件全体の土地造成費の中央値1万2,100円、系統接続費の中央値1万4,500円を加えると、1キロワット当たり15万5,600円となり、1,000キロワットの設備では1億5,560万円となる。

　ただし、これは費用効率の高いシステム費用と、別の集計に基づく造成費・接続費を組み合わせた参考試算である。さらに、2025年設置案件の土地造成費と接続費の中央値は、出力1,000キロワット級だけを対象とするものではなく、複数の規模区分を含んでいる。このため、1億5,560万円を実際の1,000キロワット級施設の標準的な建設費と考えることはできない。

　一方、同資料では、2025年に設置された出力1,000キロワット以上の地上設置型設備の平均システム費用は、1キロワット当たり18万3,000円だった。この平均値に先ほどの造成費と接続費の中央値を加えると、1,000キロワットでは2億960万円となる。こちらも異なる母集団の統計値を組み合わせた参考計算であり、特定の事業の実際の建設費を示しているわけではない。

　なお、これらの2025年設置案件に関する費用統計は、2025年8月15日時点までに提出された定期報告を対象としている。2025年1月から12月までに設置されたすべての施設を集計したものではなく、報告対象となった案件の規模構成や費用分布によって平均値も変化する。そのため、試算に用いた2つの初期投資額を、一般的な発電施設の建設費の下限と上限として扱うことも適切ではない。

　費用を差し引く前の年間売電収入を約1,287万円とした場合、年間の運転維持費をどの程度見込むかによって収支は変化する。2026年度の制度上の想定運転維持費は、1キロワット当たり年間4,200円であるため、1,000キロワットでは年間420万円となる。この条件なら年間収入との差額は約867万円となる。

　しかし、2025年8月15日時点までの定期報告に基づく出力1,000キロワット以上2,000キロワット未満の地上設置型設備では、運転維持費の平均が1キロワット当たり年間6,700円だった。この規模別平均を使えば、年間運転維持費は670万円となり、売電収入との差額は約617万円に減少する。

　ここで注意すべきなのは、国の定期報告における運転維持費には、保守点検費だけでなく土地等の賃借料、保険料、税負担などの費目も含まれることである。運転維持費を差し引いた後に、それらの費用を改めて全額控除すれば、二重計上になる可能性がある。一方、初期投資に含まれていない土地取得費などや、事業期間中に必要となる設備更新・撤去費用については、計上範囲を確認したうえで別途考慮する必要がある。

　仮に初期投資を1億5,560万円、年間差引額を約867万円とすると、初期投資を年間差引額で割った単純回収年数は約18.0年となる。これに対し、初期投資2億960万円、年間差引額約617万円という条件では、約34.0年になる。しかし、この計算には資金の時間的価値が含まれておらず、18年で回収できるから20年間の事業で十分な利益が得られると判断することはできない。

20年間の収支を現在の価値に直すと、景色が変わる

　そこで、同じ試算条件を使い、事業収支をもう少し長期的な視点から見てみる。評価期間を20年間、割引率を年3％、年間発電量と実効売電単価、運転維持費を毎年一定と仮定する。これは計算の違いを確かめるためのモデルであり、設備の実際の耐用年数や事業契約期間を20年間と断定するものではない。

　初期投資1億5,560万円、年間差引額約867万円の場合、20年間の差引額を現在価値に換算した合計は約1億2,894万円となる。そこから初期投資を差し引くと、純現在価値は約マイナス2,666万円になる。一方、初期投資2億960万円、年間差引額約617万円という条件では、20年間の差引額の現在価値は約9,174万円で、純現在価値は約マイナス1億1,786万円となる。

　この計算が示しているのは、単純回収年数だけでは投資の経済性を正しく評価できないということである。ただし、ここでは20年経過後の電力販売収入や設備の残存価値をゼロとし、発電設備の経年劣化、売電価格の変動、追加の設備更新、税効果なども反映していない。また、借入金を利用する場合の資金調達条件も別途検討する必要があるため、計算結果がマイナスであることをもって、実際の発電事業が赤字であると結論づけることはできない。

　さらに重要なのは、経済産業省の2026年度の価格算定資料では、出力50キロワット以上の地上設置型太陽光発電について、運転年数を25年間と想定していることである。これは制度上の支援期間と同じ意味ではなく、2026年度の対象区分における固定価格買取制度や市場連動型支援制度の調達期間・交付期間は20年間となっている。支援期間が終了しても設備を運転し、電力の販売を継続することは可能だが、その後の売電価格まで保証されるわけではない。

　そこで、先ほどの仮想施設について、評価期間だけを20年間から25年間へ延ばし、発電量、実効売電単価、運転維持費が変わらないと仮定すると、初期投資1億5,560万円の条件では純現在価値が約マイナス469万円となり、初期投資2億960万円の条件では約マイナス1億222万円となる。20年間の計算と比較すると収支は改善するが、どちらも単純化した仮定の下では純現在価値がマイナスにとどまる。

　ただし、この25年間の計算も実際の事業収益を予測したものではない。支援期間終了後の売電価格を従来と同じ水準に固定し、設備の劣化や更新費用も考慮していないため、現実にはさらに詳細な条件設定が必要になる。ここでの割引率3％も比較のために設定した値であり、電力市場価格、設備故障、出力制御、資金調達条件などの事業リスクを反映して決めたものではない。実際の投資判断では、事業期間全体の収支や資本コストを考慮した純現在価値に加え、内部収益率などによる検証が必要になる。

　それでも、この試算には重要な意味がある。設備容量1,000キロワット、年間発電量134万280キロワット時という条件では、実効売電単価が1キロワット時当たり1円変化するだけで、年間収入は約134万円変わる。これを20年間、割引率3％で現在価値に換算すると約1,994万円、25年間では約2,334万円の差になる。土地の購入価格が数百万円違うこと以上に、将来の売電条件が事業全体の収益性を左右する場合があるのである。

　土地が安ければ発電事業に有利であることは確かだが、土地価格だけで投資判断を行うことはできない。設備費、造成費、系統接続費、将来の売電価格、発電量の不確実性を総合的に考えなければならず、山林や農地の利用転換が経済的に成立するかどうかは、個別の土地と事業計画によって異なる。

農地は収益性が低くても、自由に発電所へ変えられない

　ここまでの計算は、土地の利用転換が経済的に可能であることを前提としている。しかし、農地は住宅地や一般の雑種地と異なり、所有者が自由に用途を変更できるわけではない。農業生産の基盤を保全するため、農地法と農業振興地域の整備に関する法律によって、転用には制限が設けられている。

　農地全体を太陽光発電施設に変更する場合、原則として農地法に基づく転用許可が必要になる。所有者自身が転用する場合は農地法第4条、売買や賃借権の設定など権利の移動・設定を伴って転用する場合は第5条が関係する。許可権者は原則として都道府県知事だが、指定市町村などが担当する場合もある。市街化区域内の農地については、所定の届出によって転用できる場合がある。

　特に重要なのは、土地の立地条件によって転用の可能性が大きく異なることである。農業振興地域の農用地区域内にある農地は農業利用が強く保護されており、通常の転用は原則として認められない。第1種農地などの優良農地にも厳しい制限がある一方、第2種農地では代替地の有無などが審査され、第3種農地では原則許可という仕組みになっている。

　これらには法律上の例外もあるため、農地の区分だけで結論を出せるわけではないが、農業収益が少ないという理由だけで自由に転用できないことは明らかである。土地所有者にとって有利な契約が成立しても、その農地を農業生産の基盤として保全すべきだと制度上判断されれば、利用転換には制約が生じる。

　農林水産省が公表した農地転用許可実績では、2011年度から2023年度までに、農地全体を太陽光発電施設へ転用する方式の許可件数は累計9万7,923件、転用面積は1万6,292.8ヘクタールだった。平方キロメートルに換算すると約162.9平方キロメートルに相当するが、これは全国の累計許可面積であり、千葉県内の発電施設面積を示すものではない。

　年度別に見ると、2014年度の転用許可面積は2,267.6ヘクタールだったが、2023年度は997.2ヘクタールとなり、約56.0％減少している。ただし、この数字は許可実績であり、実際に稼働を開始した施設の面積や現存する発電施設の面積と一致するとは限らない。また、比較しているのは2014年度と2023年度の2時点であって、毎年連続して減少したという意味でもない。

　固定価格買取制度の開始後に農地転用が拡大し、その後、年度によって増減したことは確認できる。しかし、その変化を買取価格の低下だけで説明することはできない。農地の確保、送電網への接続条件、法制度、資金調達環境なども関係するため、統計の推移と政策変更の時期が重なっているだけで、直接の因果関係を断定することはできないのである。

畑の上で発電すれば、農業と両立できるのか

　農地を全面的に転用する方法とは別に、農業を継続しながら発電する営農型太陽光発電という選択肢もある。農地の上部に支柱を設置し、太陽光パネルの下で農作物を栽培する方式であり、条件が整えば農業生産と発電収入を両立させる可能性がある。

　ただし、太陽光パネルの下に農作物を植えていれば、無条件に営農型として認められるわけではない。設備の支柱部分などについて農地法に基づく一時転用許可が必要となり、下部農地で適切な営農が継続されなければならない。農林水産省は2024年4月1日から、一時転用の許可基準などを農地法施行規則に位置づけ、営農計画や栽培実績の確認を強化した。

　営農型の経済性を評価するには、従来の農業収入に発電収入を単純に加えるだけでは足りない。パネルによって日射条件が変われば、作物の種類によって収量や品質への影響が異なり、支柱の配置や農業機械の通行条件によって作業効率も変化する。農業と発電を両立させるには、農作物の特性、設備の構造、農業経営者の作業負担などを具体的に検証する必要がある。

　農林水産省の2023年度までの累計実績では、営農型太陽光発電設備の新規一時転用許可件数は6,137件で、設備下部の農地面積は1,361.6ヘクタールだった。これは農地全体を転用する方式とは集計対象が異なり、下部農地面積をそのまま転用面積として比較することはできない。また、一時転用許可を取得したことと、その後も計画どおりの農業生産が継続していることは別の問題であり、営農の実態を確認しなければ、農業と発電の両立が成功していると評価することもできない。

　営農型太陽光発電は、農業の収益性を改善する可能性を持つ一方、発電収入を確保するためだけに農業を形式的に維持する仕組みであってはならない。農地を農地として守りながら新しい収益を得ることができるかどうかは、設備の設置そのものより、農業経営が長期的に成立するかという問題にかかっているのである。

山林の開発には、土地価格に表れない費用がある

　農地に比べると、山林は利用転換の自由度が高いように見えることがある。しかし、森林には土砂災害の防止、水源涵養、生物多様性の保全などの公益的機能があり、一定の開発行為については森林法による規制が設けられている。

　林野庁は2023年4月1日から、太陽光発電施設の設置を目的とする林地開発について、森林法に基づく許可対象となる面積の基準を、それまでの1ヘクタール超から0.5ヘクタール超へ引き下げた。地域森林計画の対象となる民有林など、法令上の条件を満たす森林では、この規模を超える開発に都道府県知事の許可が必要になる。

　千葉県では、さらに県独自の「千葉県林地開発行為等の適正化に関する条例」によって、太陽光発電施設の設置を目的とする0.3ヘクタール以上0.5ヘクタール以下の小規模林地開発行為にも届出制度を設けている。対象となる開発については、原則として開発開始の90日前から30日前までの間に届出が必要となる。

　また、2026年4月1日に施行された改正森林法では、林地開発許可の条件に違反した場合の罰則や、開発行為の中止・復旧命令に従わない事業者の公表制度などが強化された。大規模な太陽光発電施設については、残置する森林の割合や開発区域の配置に関する許可基準の見直しも進められている。

　こうした規制が必要とされる背景には、森林の開発によって生じる影響が土地の所有者や発電事業者だけにとどまらないことがある。斜面の造成や地表の植生の変化は、雨水の流出や土砂の移動に影響する可能性があり、その程度は地形、地質、降水条件、排水設備の設計、施工後の管理状態などによって異なる。

　したがって、森林を伐採したから必ず災害が発生するという説明は科学的に適切ではない。一方、開発による地形や排水条件の変化を十分に評価せず、土地価格と発電収益だけで事業の妥当性を判断することも不十分である。発電事業者の会計上の費用に表れにくい地域のリスクまで含めて考える必要がある。

太陽光発電施設の設置には、農地法と森林法だけでは足りない

　土地を太陽光発電施設へ転換する際には、農地法や森林法のほかにも確認すべき制度がある。特に重要なのが、宅地造成及び特定盛土等規制法、一般に盛土規制法と呼ばれる制度である。

　千葉県では2025年5月26日から、盛土規制法に基づく規制区域の指定と運用を開始した。千葉市、船橋市、柏市については各市が所管する仕組みとなっており、土地の利用目的が住宅地か農地か森林かという違いにかかわらず、規制対象となる盛土や切土などには所定の許可が必要になる。

　この制度は、太陽光発電施設そのものを一律に禁止するものではなく、造成による災害を防止するためのものである。規制対象となる工事の規模や形態によって必要な手続きは異なるが、山林の斜面を造成してパネルを設置する場合には、森林法の許可だけでなく、盛土規制法の適用も検討しなければならない。

　さらに、国の再生可能エネルギー支援制度では、2024年4月から改正再生可能エネルギー特別措置法に基づき、一定の事業について住民説明会や事前周知が求められるようになった。これは国の支援制度の認定と関係する手続きであり、地方自治体の条例や指導要綱による説明会制度とは別のものである。

　土地所有者と事業者が売買や賃貸借に合意していても、それだけで施設を建設できるわけではない。農地の保全、森林の公益的機能、造成の安全性、地域住民への説明など、異なる目的を持つ制度が重なって適用される場合がある。土地利用の転換が進むかどうかは、経済的な収益性だけでなく、こうした制度上の条件によっても左右されるのである。

同じ外房でも、いすみ市と大多喜町では制度が違う

　国の法律が共通の枠組みを定めていても、太陽光発電施設の設置条件は全国一律ではない。都道府県の条例や許可基準、市町村独自の条例や指導要綱などが重なるため、同じ規模の発電施設でも、立地する自治体によって必要な手続きが異なる。

　例えば、大多喜町では2026年1月1日から「大多喜町太陽光発電設備の設置等に関する条例」が施行されている。原則として発電出力の合計が10キロワット以上の対象事業について、町の許可を必要とする仕組みであり、住民説明や関係者の同意取得なども制度に組み込まれている。

　一方、いすみ市では「いすみ市太陽光発電設備の設置及び管理に関する指導要綱」を運用しており、2026年7月1日以降の設置事業について改正後の内容が適用されている。対象となる地上設置型の出力10キロワット以上の設備について、事前の届出や地域住民への説明、土地造成や維持管理上の配慮などを求めている。

　同市の指導要綱では、現況地盤の勾配が30度以上ある事業区域内の土地には太陽光発電設備を設置しないこと、30度未満の土地に設置する場合も地質などを考慮した安全な構造とすること、事業区域に設置する設備の面積を区域面積の75％以下とすることなどが基準として定められている。これらは施設の安全性や周辺環境への影響を考慮したものであり、土地の面積が十分にあっても、そのすべてをパネル設置に利用できるとは限らないことを示している。

　ただし、大多喜町の条例による許可制と、いすみ市の指導要綱による届出・指導の仕組みは、法的な性質が異なる。いすみ市の勾配30度以上の基準も、全国共通の法律によって一律に設置を禁止する規定ではなく、市の指導要綱に定められた設置基準である。求められる手続きや行政上の対応、違反した場合の措置などを同一視することはできない。

　さらに千葉県は2026年8月、県全域の大規模な地上設置型太陽光発電施設について許可制を導入することなどを盛り込んだ「千葉県太陽光発電施設の規制に関する条例案」を公表し、意見募集を行った。これは条例案の公表という段階の情報であり、すでに施行されている県の規制として扱うことはできない。

　こうした制度の違いを見ると、発電事業の成立可能性を考える際には、土地がどの市町村に所在するかも重要な条件になる。土地価格が安く、日射条件がよい場所であっても、必要な許可や安全対策に伴う費用が大きければ、事業の収益性は変化する。規制の存在だけを理由に発電事業が成立しないと断定することもできないが、制度を考慮しない収益計算が現実的でないことは明らかである。

地主と事業者が利益を得ても、地域が豊かになるとは限らない

　土地の利用転換によって利益を得るのは、必ずしも地域社会全体ではない。地主にとっては地代収入が増え、発電事業者にとっては売電収入を得られるとしても、地域経済にどの程度の利益が残るかは別の問題になる。

　経済学では、取引の当事者以外に利益や費用が及ぶことを外部性と呼ぶ。太陽光発電による温室効果ガス排出削減への貢献は社会的な便益となり得る一方、造成や排水処理が不適切な場合の土砂流出リスク、景観や生態系への影響などは、周辺地域に負担を生じさせる可能性がある。

　ただし、太陽光発電施設が存在することと、実際に環境被害や災害が発生することは同義ではない。施設の規模、地形、施工方法、維持管理状況によって影響は異なり、特定の被害について因果関係を判断するには、現地調査や工学的な検証が必要である。

　地域経済への効果を評価する場合にも、発電施設の売上高をそのまま地域の利益と考えることはできない。建設時には工事需要が生じるが、稼働後に必要となる雇用は、施設の規模や管理方式によって異なる。地主への地代、自治体の税収、地元企業が受注する保守業務などは地域に利益をもたらし得るものの、事業者が地域外に所在し、設備や資金調達も地域外に依存していれば、発電収入の相当部分は地域外へ流れることになる。

　このため、地域にとっての経済効果を検証するには、売電収入ではなく、地域に残る所得や税収を調べる必要がある。地主の受取地代、地元企業への発注額、雇用者所得、地方税収などを把握するとともに、道路や排水施設の管理、行政対応、環境保全などに必要な費用も考慮しなければならない。

　また、農地や森林を維持することにも経済的な意味がある。農地を保全すれば、将来の農業利用の可能性が残り、森林を維持すれば、水源涵養や土砂災害防止、生物多様性の保全などの機能が継続する。これらの価値は土地の売買価格に十分反映されているとは限らず、発電施設への利用転換によって失われる将来の選択肢も、機会費用として考える必要がある。

　したがって、太陽光発電施設が地域にとって望ましいかどうかは、土地価格や発電事業者の利益率だけでは判断できない。地域に残る所得と税収、環境への便益、造成や維持管理に伴う費用、将来の土地利用の可能性などを総合的に評価する必要がある。ただし、これらを数量化した地域全体の費用便益分析を行わない限り、発電施設が地域経済に純利益をもたらすのか、逆に純損失を生じさせるのかを断定することもできない。

2027年度から、土地の評価を変える制度変更が始まる

　山林や農地の太陽光発電施設への転換を考えるうえで、今後の大きな転換点となるのが2027年度である。

　経済産業省は2026年3月、2027年度以降の新規の事業用太陽光発電について、地上設置型をFIT（Feed-in Tariff・固定価格買取制度）およびFIP（Feed-in Premium・市場連動型の上乗せ支援制度）の支援対象から外す方針を公表した。これは、過去に認定されたすべての太陽光発電施設の支援が2027年度に一斉に終了するという意味ではなく、新たに事業を始める地上設置型施設に対する支援の扱いが変わるということである。

　2026年度までに認定を受けた事業や、入札によって落札した事業については、認定年度、交付期間、運転開始期限などに応じた取扱いが関係するため、2027年度以降に稼働を開始する施設がすべて同じ条件になるわけではない。また、既存設備の更新や増設などについても、通常の新規設備とは異なる制度上の取扱いがある場合がある。

　従来の支援制度では、一定の条件の下で電力販売収入を見通しやすくする仕組みが整えられ、発電事業への投資を促進してきた。しかし、今後の新規事業では、電力市場での販売や企業との長期売電契約などによって収入を確保する必要性が高まる。そうなれば、土地の価格だけでなく、電力を購入する相手、契約価格、送電網への接続条件、資金調達費用などが一層重要になる。

　発電事業者が将来得られる収入を低く見積もるようになれば、地主に提示できる土地購入価格や地代も変化する可能性がある。逆に、電力の販売先を確保し、設備費や維持管理費を抑えられる事業者であれば、支援制度に依存せずに投資を成立させる余地も残る。

　したがって、過去の高い買取価格を前提として建設された発電施設と、2027年度以降に新たに計画される施設を、同じ収益構造として評価することはできない。土地の利用転換を考える際には、いつ事業認定を受け、いつ運転を開始し、どのような電力販売契約を結ぶのかという時間的な条件も含めて判断する必要がある。

土地の本当の価値は、誰の帳簿で計算するかによって変わる

　山林や農地が太陽光発電施設へと変わる理由は、農業の衰退や土地価格の下落だけでは説明できない。農業利用や森林利用から得られる利益が限られる一方、電力を販売するという新しい収益機会が生まれ、制度上の条件を満たす一部の土地で利用転換が経済的に成立するようになったことが、基本的な仕組みである。

　ただし、実際の利用転換がどの要因によって、どの程度引き起こされたかを明らかにするには、個別の収益試算だけでは足りない。市町村別・年度別の転用面積や発電設備の導入量に、土地価格、農業経営の条件、日射量、電力系統までの距離、制度変更などを組み合わせた統計分析が必要になる。利用転換が進んだ地域で農業者の高齢化や地価下落が見られたとしても、それだけで両者の因果関係を証明したことにはならないのである。

　そのうえで、土地の利用転換には少なくとも3つの異なる経済的な視点がある。地主にとっては土地の売却代金や地代、管理負担の変化が重要になる。発電事業者にとっては売電収入、設備投資、維持管理費、電力販売契約などが重要になる。そして地域社会にとっては、雇用や税収だけでなく、農地の保全、森林の機能、景観、災害への備え、将来の土地利用の可能性なども評価の対象になる。

　地主と発電事業者の利益は、土地の売買や賃貸借契約を通じてある程度調整できる。しかし、周辺住民や将来世代に及ぶ影響まで、市場で決まる土地価格だけで十分に評価できるとは限らない。農地法、森林法、盛土規制法、自治体条例などの制度が存在する理由の1つは、個人の経済合理性と社会全体の利益の間に生じる差を調整することにある。

　農地や山林を太陽光発電施設へ転換することが合理的な場所もあれば、農業や森林として維持する方が長期的に望ましい場所もあるだろう。その判断には、発電量や土地価格だけでなく、農業生産力、森林の公益的機能、災害の危険性、人口動態、地域経済への波及効果、将来の土地需要などを組み合わせた検証が必要になる。

　太陽光パネルが並ぶ風景は、土地に新しい収益の可能性が生まれたことを示している。しかし、その土地が生み出す電気の価格と、失われるかもしれない土地の価値は、同じ物差しでは測れない。

　土地の利用転換を考えるということは、現在の所有者がいくら得をするかを計算するだけでなく、その土地を次の世代へどのような状態で引き継ぐのかを選ぶことでもある。農地の緑や山林の木々が太陽光パネルへと変わる風景の背後には、目に見える収益と、市場価格だけでは十分に表せない価値との間で、地域が何を選択するのかという問題が横たわっている。