あけた、といっても実は周辺の日陰にはまだ雪が残っています。

さて、発電所では残念ながらフェンスが支柱2本分倒壊していました。

明らかに雪の影響です。

パネルから落ちた雪が重なり、フェンスに圧力をかけてフェンスの支柱の根本の部分が耐え切れなくなったような感じでした。

こんな感じで根本から折れ曲がっています。
このフェンスの土台自体は多少湾曲していますが生き残っているので一番簡易的な修理は同じような白いポールを購入してきて付け直すことだと思います。

まずはそのやり方で修理ができるか要チェックですね。

支柱とネット継ぎ目がどうなっているのかもっとみてくればよかったなぁ。

パワコンは異常なし。

パネルも全枚健全だったので、発電量的には問題なさそうです。

保証期間切れのSMAの発電所なので実は結構ヒヤヒヤしています。

ナムナム…

パワコン交換の話をすると、たいていの人は「発電量が増えるかどうか」しか見ません。
でも実は、もう一つ大きなメリットがあります。

それが「代理制御から実制御（オンライン制御）への切り替え」です。

今回は仮定の数字ではなく、資源エネルギー庁が公表している東北電力管内の実際の数字で計算します。

まず「代理制御」と「実制御」の違いをおさらい

太陽光の出力制御には2種類あります。

代理制御（旧ルール・オフライン）
オンライン制御装置が付いていない古いパワコンが対象です。
電力会社が「この事業者グループは○%抑制」と机上で決めた比率を、実際に止まっているかどうかに関係なく発電量から一律に天引きします。

止まっていない時間帯も引かれます。

実制御（旧ルール・オンライン）
電力会社から実際に指令が来た時間だけ出力を止める制御です。
指令が来ない時間は普通に発電できます。

東北電力管内の2026年度見通しを見てみる

資源エネルギー庁の第6回次世代電力系統ワーキンググループ（2025年12月公表）の東北電力ネットワーク資料がこれです。

参考資料1-2 東北電力ネットワーク

東北電力管内 出力制御率（太陽光）の推移

数字を見て気づいたことがあります。
2023年度に1.7%だった差が、2026年度見通しでは5.19%に拡大しています。

代理制御のままでいる事業者は、年々損失が大きくなっています。
これが「今すぐ動かないといけない理由」です。

田淵EPU-B-T99P-SCは代理制御対象

私の田淵パワコン（EPU-B-T99P-SC、2013年製）は、オンライン制御機能を持っていません。
つまり自動的に代理制御の対象です。

仕様書を確認すると通信インターフェイスは「RS-485（マスターボックス用）」のみ。
電力会社からの出力制御指令を直接受け取る機能がありません。
田淵が用意しているのはあくまで複数台を一括監視するための自社システムであり、電力会社の系統制御とは別物です。

旧型のパワコンを使い続ける限り、代理制御の天引きは避けられません。

実際にいくら損しているか

私の発電所で計算してみます。

代理制御（9.30%）のままだと

実制御（4.11%）に切り替えると

差額（代理制御→実制御で回収できる額）

約14万円/年の違いです。
FIT残年数が10年あれば、それだけで約140万円の差になります。

パワコン交換によるダブル効果

今回の田淵→HUAWEI交換では、発電量増加と制御方式切り替えが同時に起きます。

第1の効果：変換効率向上による発電量増加

新潟の気象データを使ったシミュレーションで、年間+3,975 kWhの増加が見込まれます。
FIT 40円で**+159,000円/年**。

第2の効果：代理制御→実制御切り替えによる損失回収

東北電力の実データ（9.30%→4.11%）を使うと**+139,920円/年**。

合わせると年間約30万円の改善です。
FIT残年数10年なら、10年間で約300万円の差になります。

見落とされがちな「2026年問題」

東北電力管内での代理制御率の推移を改めて見てください。

• 2023年度: 2.06%
• 2026年度: 9.30%

3年間で4.5倍になっています。

再エネの導入量が増えるほど、出力制御の頻度は上がります。
そして代理制御は「実際の制御量より多く引かれる」仕組みなので、制御が増えれば増えるほど代理制御事業者の損失は膨らみます。

一方、実制御は「実際に止まった時間だけ」の損失なので、代理制御ほど膨らみません。
この差が今後さらに広がっていくことは、エネルギー庁の数字を見れば明白です。

HUAWEIに換えると実制御が使える

HUAWEI SUN2000-4.95KTLはRS-485通信とWi-Fiを標準搭載しています。
FusionSolarクラウドを経由してリモート制御が可能で、電力会社からの指令を直接受け取れます。

パワコンを交換すれば、技術的に実制御への切り替えが可能になります。

まとめ

代理制御のままでいることのコストは、年間約14万円です。
しかも東北電力管内では毎年その損失が大きくなっています。

パワコン交換の話になると、多くの人は変換効率だけを見ます。
でも制御方式の変更まで合わせると、年間30万円、10年で300万円の話になります。

旧型の田淵パワコンが残っている発電所は、2つのコストを同時に払い続けています。

借金大好きhamasakiでした。

出典
経済産業省 第6回次世代電力系統WG 参考資料1-2「2026年度出力制御見通しについて（東北電力ネットワーク）」

先日、田淵の三相9.9kWパワコン（EPU-B-T99P-SC）をHUAWEI SUN2000-4.95KTL（単相）に全交換しました。

交換直後から「あれ、増えてない？」という感覚があったので、実測データとNEDOの気象データを使って、年間どれくらい発電量が変わるのかを計算してみました。

まず実測で何が起きたか

交換後、2026年2月に晴天日と曇天日のデータを比較しました。 隣の南向き同条件の田淵発電所（未交換）と自分の発電所（HUAWEI）の1日の発電量を比較しています。

晴天日は一貫して+3.6%前後の増加です。
カタログ上の変換効率差（93.5% vs 97%）からの理論値は+3.74%なので、ほぼ教科書通りの結果です。

ところが、曇天日のデータを見ると話が変わってきます。
こちらは+10〜20%の差が出ています。

なぜこんなに差が開くのか。
それが、この記事の本題です。

2013年製と2025年製のパワコン、何が違うのか

田淵EPU-B-T99P-SCは2013年製の三相機です。
HUAWEIは2025年製の単相機です。
製造年の差は12年です。

この12年でパワコンの技術は大きく変わっています。

技術の変化

田淵は5台稼働でファンが合計約175W、トランス鉄心損が約125W、合計300Wの固定損失があります。
HUAWEIはファンもトランスもないので、固定損失はほぼゼロです。

＊この部分は生成AIによる推測値になります
＊ただ、色々と突っ込んで質問したところ大きな間違いはななさそうなので採用しました

曇天に差が開く理由

固定損失の話が曇天に効いてきます。

晴天のピーク時（定格出力付近）は、固定損失300Wも総出力49,500Wに対して0.6%の影響です。
たいした差にはなりません。

ところが曇天で出力が20%程度（約10,000W）まで落ちると、固定損失300Wは総出力の3%分です。
これだけで変換効率の差に加えてさらに2〜3%分、差が広がります。

新潟は日本でも有数の曇天地帯です。
年間の日照時間は全国平均の半分以下、冬は1〜2割しかありません。

そういう地域で、低負荷効率が弱いパワコンを使い続けることのコストは思った以上に大きいのです。

新潟の気象データで年間シミュレーション

気象庁（1991〜2020年平均）の新潟市データをベースに計算しました。

新潟市の月別日照時間（平年値）

冬の1月・12月は日照率が18%です。
全国平均の半分以下です。

この気象条件を加味した年間シミュレーションがこちらです。

年間発電量シミュレーション（システム容量49.5kW）

晴天日だけで測ると+3.6%ですが、新潟の曇天を含めた年間では+6.3%まで広がります。
これは曇天・低負荷時の効率差がしっかり効いているからです。

季節別の増加量

冬が一番改善率が高い。
新潟の発電所にとって冬の発電量改善は大きいです。
日照時間が少ないからこそ、パワコン性能が効いてきます。

3つの改善要因の内訳

発電量増加の内訳を分解するとこうなります。

変換効率向上が主役で89%を占めます。
残り11%はファン・トランスの固定損失です。
特に曇天時はこの固定損失分が際立ちます。

保守的・中央値・楽観的シナリオ

計算には前提条件の不確実性があります。
3つのシナリオを用意しました。

どのシナリオでも、最低5.5%は改善します。
FIT残年数が10年あれば、それだけで141〜168万円の差になります。

まとめ

田淵三相からHUAWEI単相に交換すると、新潟のような曇天地帯では年間+6.3%前後の発電量増加が見込めます。

晴天日だけ見ると「+3.6%」ですが、曇天を含めた年間では「+6.3%」になります。

あとは実測値を測って比べてみるだけですね。

次回はHUAWEIに変えたことにより代理制御から実制御に変わるので、その部分をシミュレーションしてみます。

借金大好きhamasakiです。

確定申告の季節ですね。今年も私は数字と格闘しております。

今回は、**「パワコン全交換したんだけど、どう処理すればいいの？」**という太陽光投資家なら誰もが直面する問題について、私の実例をもとに徹底解説します。

結論から言うと、国税庁が認めている「30%特例」を使って、初年度で423万円を経費化できました。

「そんな方法あるの？」「税理士に聞いても知らないって言われたんだけど？」

そういう声が聞こえてきそうですが、これ、国税庁の基本通達にしっかり書いてある正式な方法です。

今回はその全貌を、忖度なしでお伝えします。

私のパワコン交換の実態

まず、私のケースを公開します。

発電所の概要

• 購入時期：2017年（中古購入）
• 購入価格：2区画合計 4,100万円
• 耐用年数：14年（中古資産の簡便法で計算）
• FIT単価：24円（2014年連系）
• FIT残存期間：交換時点で9年

区画構成

パワコン交換の内訳

理由は単純です。保証期間が切れたから。

故障前の予防的交換です。機能は特に上がってません。台数が倍になったのは、小型化による分散化（信頼性向上）が目的です。

税理士に相談したら「17年償却」と言われた話

最初、税理士に相談しました。

税理士の見解：「新品パワコンだから17年償却ですね」

計算してみました。

パワコン交換費用：409万円
17年償却：409万円 × 0.059 = 約24万円/年

初年度経費：24万円（パワコン）+ 7万円（工事負担金）= 31万円

「31万円？ふざけんな！」

失礼、つい本音が出ました。

516万円も使って、初年度で31万円しか経費にならない？

しかもこの発電所、FIT残り9年ですよ。17年もかけて償却してたら、FIT終わってますよ。

「もっといい方法ないの？」

そう思って、国税庁の通達を自分で読み込みました。

発見！国税庁が認める「30%特例」

そしたら見つけたんです。**法人税基本通達7-8-5（個人事業主は所得税基本通達37-14）**に書いてある「資本的支出と修繕費の区分の特例」。

30%特例とは？

要約すると、こういうことです。

「修繕費か資本的支出かよく分からん！」という支出については、30%を修繕費（一括経費）、70%を資本的支出（減価償却）として処理してもOK

しかも、事前届出も申請も一切不要！

30%特例を使うための条件

調べた結果、条件はたった2つでした。

条件①：「明らかでない金額」であること

以下の形式基準に該当しない場合、「明らかでない」と主張できます。

• ❌ 20万円未満
• ❌ おおむね3年以内の周期で行う修理
• ❌ 60万円未満
• ❌ 前期末取得価額の10%以下

私のケース

パワコン交換：409万円
前期末取得価額（本体簿価）：1,689万円
10%：168.9万円

409万円 > 168.9万円 → 形式基準に該当せず

✅ 「明らかでない」に該当！

条件②：「継続適用」を前提とすること

「今後も同じ処理方法を使います」という意思があればOK。

**事前の届出は不要。**確定申告時に処理するだけ。

30%特例の計算方法

実際に計算してみます。

Step 1：30%と10%を比較

【30%計算】
パワコン交換費用：409万円
30%：409万円 × 30% = 122.7万円

【10%計算】
前期末取得価額（本体簿価）：1,689万円
10%：1,689万円 × 10% = 168.9万円

いずれか少ない金額：122.7万円

Step 2：修繕費と資本的支出に区分

【修繕費（一括経費）】
122.7万円

【資本的支出（減価償却）】
409万円 - 122.7万円 = 286.3万円

Step 3：資本的支出部分の償却

私の発電所は中古購入で残存耐用年数6年です（14年 – 8年経過）。

資本的支出：286.3万円
残存耐用年数：6年
年間償却額：286.3万円 ÷ 6年 = 47.7万円

初年度で経費化できた金額

内訳

17年償却だと31万円だったのが、30%特例で423万円に！

差額：約392万円

この差、デカくないですか？

旧パワコンの除却損も忘れずに

ここ、意外と見落とされがちなんですが、旧パワコンの残存簿価を除却損として一括経費化できます。

計算方法

【購入時のパワコン価格推定】
設備全体：4,100万円
パワコン部分（12%と仮定）：492万円

【14年定額法での償却】
年間償却額：492万円 ÷ 14年 = 35.1万円
8年分の償却：35.1万円 × 8年 = 280.8万円
残存簿価：492万円 - 280.8万円 = 211.2万円

【仕訳】
（借方）固定資産除却損 211.2万円 /（貸方）機械装置 211.2万円

この除却損だけで211万円が初年度に経費化できます。

17年償却 vs 30%特例の比較

数字で比較すると、こうなります。

FIT残り9年の発電所で、17年かけて償却とか、ありえないでしょ。

税務調査対策も万全

「そんな方法、税務署に認められるの？」

そう思う人もいるでしょう。

でも、これ国税庁の基本通達に明記されてる正式な方法です。

説明ロジック

税務調査で聞かれたら、こう答えればOK。

1. パワコン交換費用409万円が発生
2. 保証期間切れのため交換（機能向上ではない）
3. 修繕費か資本的支出か判断が困難
4. 所得税基本通達37-14を適用
5. 30%を修繕費、70%を資本的支出として処理
6. 今後も継続適用の方針

保管すべき書類

• ✅ 見積書・請求書（工事内容の詳細）
• ✅ 工事完了報告書
• ✅ 旧パワコンの撤去証明
• ✅ 保証期間切れの証明（メーカー保証書）
• ✅ 「機能向上ではない」ことの説明資料

これだけ揃えておけば、まず問題になりません。

会計処理の実務

交換時の仕訳

【旧パワコンの除却】
（借方）固定資産除却損 2,112,000円 /（貸方）機械装置 2,112,000円

【新パワコンの取得】
（借方）機械装置 4,090,000円 /（貸方）普通預金 4,090,000円
（借方）繰延資産 1,070,000円 /（貸方）普通預金 1,070,000円

【決算時の振替】
（借方）修繕費 1,227,000円 /（貸方）機械装置 1,227,000円

決算時の減価償却

【新パワコン（資本的支出部分70%）】
（借方）減価償却費 477,000円 /（貸方）減価償却累計額 477,000円

【工事負担金】
（借方）繰延資産償却 71,000円 /（貸方）繰延資産 71,000円

青色申告決算書への記載

損益計算書

【経費の部】
修繕費：1,227,000円（30%部分）
減価償却費：477,000円（70%部分÷6年）
繰延資産償却：71,000円（工事負担金）

減価償却費の計算欄

資産の名称：パワコン（新18台）
取得価額：2,863,000円（70%部分のみ）
耐用年数：6年
本年分の償却費：477,000円

備考欄：「資本的支出と修繕費の区分の特例適用（30%を修繕費計上）」

なぜ税理士は30%特例を知らないのか？

実は、税理士に相談しても「そんな方法知りません」と言われることがあります。

理由①：太陽光発電の実務経験がない

多くの税理士は、太陽光発電の実務経験が少ない。

特に中古購入した発電所のパワコン交換なんて、ニッチ中のニッチ。

理由②：保守的な判断をする

税理士は税務リスクを嫌います。

「17年償却が一番安全」という保守的な判断をしがち。

理由③：国税庁の通達を読み込んでない

正直、税理士も全ての通達を暗記してるわけじゃない。

「法人税基本通達7-8-5」なんて、マニアックな条文は見落とされがち。

私が30%特例を選んだ理由

最終的に、私は30%特例を選びました。

理由①：初年度の経費化額が最大

初年度経費：約423万円
（除却損246万円＋修繕費123万円＋減価償却54万円）

キャッシュフローが改善します。

理由②：FIT残存期間との整合性

FIT残り9年の発電所で、17年かけて償却するのは不合理。

6年償却なら、FIT期間内に大部分を回収できます。

理由③：税務上認められた方法

国税庁の基本通達に明記されてる正式な方法。

税務リスクは低い。

まとめ：パワコン交換で損しないために

ポイント①：30%特例は事前届出不要

確定申告時に処理するだけ。

今からでも間に合います。

ポイント②：除却損を忘れずに

旧パワコンの残存簿価を除却損として一括経費化。

これだけで200万円以上経費化できるケースも。

ポイント③：税理士に丸投げしない

税理士も万能じゃない。

自分で国税庁の通達を読み込むことが重要。

ポイント④：継続適用の意思を持つ

「今後も同じ方法を使います」という意思があればOK。

最後に

516万円使って31万円しか経費にならないなんて、ありえない。

でも、国税庁が認めてる方法を使えば、初年度で423万円経費化できる。

この差、知ってるか知らないかだけです。

もちろん、最終的には税理士に確認してから実行してください。

でも、税理士に「こういう方法があるらしいんですけど」と提案できるかどうかで、結果は大きく変わります。

情報は武器です。

確定申告、頑張りましょう。

借金大好きhamasakiでした。

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。

借金大好きhamasakiです。
オンライン制御とPCS交換の話になると「結局ペイするのか」という話になります。
今回は感情論を全部捨てて、回収10年という基準で整理します。
PCS交換費用は250万円で固定します。

今回の判断条件

今回の記事は、かなり条件を絞っています。
該当しない人は読み飛ばして大丈夫です。

• 旧ルールの太陽光発電所
• 現在はオフライン制御（代理制御）
• 年間売上は約250万円
• FIT残年数は10年

この条件で
PCS交換＋オンライン制御を入れる意味があるか
を見ます。

回収10年のラインはどこか

PCS交換費用250万円を10年で回収する場合
必要な年間改善額は25万円です。

計算は単純です。

• 売上改善額
• 修理費削減

この2つの合計が
年25万円を超えるかどうか
それだけを見ます。

売上改善額の考え方

売上250万円の発電所の場合
制御率差1％＝約2.5万円です。

旧ルール太陽光の
オフライン制御 → オンライン制御
この差分だけを使います。

電力会社別

回収10年での判断表

◎　かなり余裕
○　十分に成立
△　修理前提なら成立

北海道は別格

北海道は数字が振り切れています。
抑制改善だけで年40万円。
修理費を足すと、回収10年どころか5年圏内です。
PCSが古いなら、ほぼ迷う理由はありません。

九州・東北・北陸・中国・四国

このゾーンが一番現実的です。
抑制改善単体でもそこそこ効きますが
本体は修理費削減です。

年に1台
20〜30万円
これを何年も払うなら
最初から交換した方が数字は綺麗です。

東京・中部・関西・沖縄

抑制改善はほぼ期待できません。
ただし
PCSが10年超えなら
「修理するか交換するか」という別の判断になります。

抑制ではなく
保全と安定稼働の判断
として考えるエリアです。

結論

PCS交換とオンライン制御は
全員に勧める話ではありません。
ただし
回収10年で見ると
「やってもおかしくない人」はかなり多いです。

特に
PCSが10年を超え
修理の見積もりを見るたびに
ちょっとため息が出る人。

その時点で
もう答えは半分出ています。

今日もどこかで
エラー履歴を眺めながら
「今回は持ってくれ」と祈っている発電所があります。
それが自分の発電所でないことを願いつつ。

借金大好きhamasakiでした。

出力制御の話になると「結局どれくらい引かれるのか分からない」という声をよく聞きます。
実際問題、よくわかりません。

同じ管内でも地域によって実制御量は違うという話も聞きます。

一方で、代理制御は一律なので大体の傾向を見ることができます。

資源エネルギー庁のワーキンググループ資料を見ると、電力会社ごとの抑制予測が一応数字で出ています。
見通しなので確定された数値ではないんですけどね。

ですが参考になる数値はこれしかないのでこれをベースにしていきます。

今回は、その中でも分かりやすい九州電力を例に、オンライン制御を入れた方がいい人を整理します。

まず押さえておきたい代理制御とオンライン制御の違い

太陽光の出力制御には二種類あります。
代理制御とオンライン制御です。

代理制御は、オンライン制御装置が付いていない古いパワコンを対象にした、いわば平均値による天引きです。
実際には止められていない時間帯も含めて、机上で抑制率が適用されます。

オンライン制御は、実際に指令が来た時間だけ出力を止める実制御です。
止まる時間はありますが、止まらなくていい時間まで引かれることはありません。

この差が、そのまま売上差になります。

九州電力管内の抑制予測を見てみる

資源エネルギー庁WGに掲載されている九州電力の資料を見ると、非常に分かりやすい数字が出ています。

全体の抑制率は6.9％です。
しかし内訳を見ると話が変わります。

同じ九州電力管内でも、代理制御とオンライン制御では約5〜6％の差があります。

売上250万円の発電所で何が起きるか

ここからは実務の話です。
年間売上が250万円程度の発電所を想定します。

代理制御のままだと、毎年14万円前後を余計に引かれている計算になります。
FIT残年数が10年あれば、約140万円の差です。

パワコン交換費用はどのくらい？

次に考えるのがパワコン交換費用です。
今回は多めに見て300万円とします。（私は200万円くらいでした）

単純に抑制差額だけを見ると、10年で140万円なので全額回収には足りません。
ただし、話はここで終わりません。

保証切れパワコンの現実

10年を超えたパワコンは、現場ではだいたい年に1台くらい壊れ始めます。
修理費用は1回あたり20万円から30万円が相場です。

仮に

• 年1回
• 修理費25万円
• 10年間

とすると、250万円です。

パワコンを新しくすればメーカー保証に入れます。
自然故障による修理費はほぼゼロになります。（雷や事故はメーカー保証対象外）

キャッシュフローで見るとどうなるか

ここまでを整理します。

単純計算でも、キャッシュフローはプラスです。
しかもこれは九電の代理制御が前提の話です。

今すぐオンライン制御を検討した方がいい人

条件はかなりはっきりしています。

• 九州電力管内（代理制御とオンラインの落差がある人）
• 代理制御対象
• パワコンが10年以上経過

この条件に当てはまる人は、すでに毎年お金を落としています。

逆に今は動かなくていい人

• 抑制がほぼ無いエリア
• オンライン制御済み
• パワコンがまだ新しい

この場合は慌てる必要はありません。

結論

オンライン制御は制度対応ではありません。
収益改善とリスク低減を同時にやるキャッシュフロー改善です。

抑制率が何％かだけ見て
制御方式を見ていない人は
だいたい損をしています。

今日もどこかで
代理制御にしっかり引かれながら
「まあ仕方ないよね」と言っている発電所があります。
それがあなたの発電所でないことを願っています。

借金大好きhamasakiでした。

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