ここでもう一つ、かなり嫌な話を書きます。

本当に怖いのは、
原油が高いことそのものではありません。

外圧です。

日本がエネルギーで弱る。
産業で弱る。
物流で弱る。
そうなると、国としての交渉力も弱ります。

弱った国は、外から押されます。
これは歴史がずっとそうです。

しかも厄介なのは、
エネルギーを持っている国ほど強いことです。

アメリカは違います。
世界有数の産油国であり、天然ガスも出る。
2024年の原油生産は過去最高水準で、エネルギー輸出も大きい。
要するに、自分で掘れて、自分で回せて、余れば外にも売れる国です。
こういう国は強いです。 Source Source

ロシアも違います。
制裁で苦しんでいても、資源国であることは変わりません。
原油もガスも石炭も持っている。
しかも食料まで強い。
ロシアは今でも世界有数の小麦輸出国です。
つまり、武力だけでなく、エネルギーと食料をセットで持っている国です。
こういう国は、危機の時代にしぶとい。 Source Source

中国も日本ほど単純ではありません。
たしかに中国は原油輸入大国です。
ただ、日本と違って国内の石炭がある。
国家主導で配分もできる。
さらに食料安全保障を法律で縛り、主食穀物の自給を国家目標にしています。
2024年の穀物生産も過去最高でした。
つまり中国は無傷ではないが、国家として耐える設計をしている。
日本よりかなり厄介です。 Source Source Source

一方の日本です。

2023年度のエネルギー自給率は15.2%。
食料自給率はカロリーベースで38%。
原油の中東依存度は9割超。
しかもホルムズ海峡が揺れると、そこがそのまま急所になります。
ここまで弱点が見えている国は、正直かなり珍しいです。 Source Source Source

つまり何が起きるか。

これからの時代は、
武力を持つ国が強いだけではありません。

エネルギーを持つ国が強い。
食料を持つ国が強い。
そして、その3つをセットで持つ国が圧倒的に強い。**

逆に言えば、
武力も弱い。
エネルギーも弱い。
食料も弱い。
この国は、平時は何とか見えても、有事になると一気に立場が悪くなります。

日本がまさにそこです。

ホルムズ海峡の問題は、ガソリン代が上がる話ではありません。
もっと根が深い。
日本が外圧に対して、さらに弱い国になる話です。

産業が傷む。
仕事が減る。
税収が減る。
インフラ維持も苦しくなる。
そうすると、防衛も、外交も、食料も、全部じわじわ弱る。
エネルギー問題は、エネルギーだけで終わりません。
国力全体の問題です。

だから今後は、
武力とエネルギーと食料。
この3つの重要性が、ますます上がります。

きれいごとではありません。
脱炭素の理想論でもありません。
国家が残るための最低条件の話です。

地政学をちょっと勉強すると今まで見えてなかったことが見えるようになりますね。

• 低圧蓄電池（例：12kW×18＝216kWh）を100基作って分譲、分譲会社→投資家に運用益、運用はアグリゲーター…リスクは？
• FITみたいに「経産省が枠を作って、電力会社が買って、売電金が支払われる」仕組みと違うけど、どこが危ない？

結論から言うと、この手のスキームは“FIT型の安定収入”ではありません。
（そして、これは私の経験則ですが）この国のルール内の経済では、投資家だけが過度に儲け続ける構造は長続きしません。儲かり過ぎると、だいたい制度側が「バグ修正」を入れてきます。
今回で言うと、まさに“単価キャップ（上限価格）”の話がそれです。

以下、ブログ記事として整理して回答します。

1. まず「需給調整市場」と「一次調整力」を超ざっくり整理

系統連系蓄電池の多くは、電力のスポット売買（JEPX）だけでなく、需給調整市場（調整力の市場）での収益が重要になります。

需給調整市場は、送配電（一般送配電事業者）が周波数維持や需給差の穴埋めをするための「調整力」を市場で調達する仕組みで、**EPRX（電力需給調整力取引所）**が運営しています。市場は2021年に創設され、段階的に商品が揃っていき、2024年度から一次～三次②まで全商品で取引開始と整理されています。 Source

商品区分のイメージ（超重要なところだけ）：

• 一次調整力：応動10秒以内、継続5分以上（超速い） Source
• 二次調整力①/②：応動5分以内、継続30分（速い） Source
• 三次調整力①/②：応動15～60分、継続30分（比較的ゆっくり） Source

そして根っこにあるのが、例の30分同時同量です。

発電事業者、小売電気事業者等は計画値同時同量制度の下、30分単位で計画と実績を一致させることとなっています。
Source

この「計画と実績のズレ」が、いわゆるインバランス（罰金・精算の世界）に繋がってきます。

2. 質問1：分譲×アグリゲーター運用の「リスクはありませんか？」

結論：リスクはあります。むしろ“リスクをとる”のは投資家側です。

分譲会社が「運用はアグリゲーターに頼むので安心です」と言ってくる構図、よくあるんですが、現実はこうなりがちです。

3-1. インバランス（同時同量）リスク：契約で投資家負担になりやすい

需給は瞬時に一致させなきゃいけない一方で、市場参加者側には30分同時同量の枠組みがあり、計画と実績の誤差・再エネ予測誤差・短周期変動などが問題になります。 Source

調整力は、その「読めない差」を埋めるために重要、とEPRX FAQにも明記されています。 Source

で、実務的には、アグリゲーターが“運用”をやっても、インバランスの金銭負担を誰が持つかは契約次第です。
よくあるのは、

• 表面：アグリゲーターが運用を受託
• 実態：罰金・精算（インバランス）を投資家側が負担（または投資家の取り分から控除）

という形です。
「リスクはアグリゲーターが負いますよ」と言われたら、契約書の条文で確認してください。口約束は無意味です。

3-2. アグリゲーター倒産リスク：FITより“カウンターパーティ”が増える

FITは極端に言えば「国の制度×電力会社×固定単価」で、投資家は“制度に乗る”だけでした。

一方、需給調整市場・蓄電池運用の世界は、投資家目線だと

• 分譲会社
• EPC（施工）
• O&M（保守）
• アグリゲーター
• 市場（EPRX等のルール）
• 一般送配電の運用・要請

と、関係者が増える＝倒れる先が増える。

分譲会社が「うちが払います」と言っても、その会社が危うくなれば終わりです。
ここは“利回り”より先に見るべきポイントです。

3-3. バッテリー故障・劣化リスク：保険で完全には消えない

バッテリーは発電所のパネルみたいに「じわじわ落ちる」だけじゃなく、普通に止まります。
止まった瞬間、売上が止まり、場合によっては契約不履行（ペナルティ）にも波及します。

4. 質問3：FITと違う、この仕組み特有のリスク（＝単価が固定じゃない）

ここが今回の本題です。

4-1. 価格変動リスク：「読めない」のが前提

FITは単価が固定でした。
でも需給調整市場は市場取引なので、単価は変動します。これはメリットにもなりますが、投資家からすると**“読めない”**が本質です。

加えて最近の論点が、次です。

4-2. ルール変更リスク：一次調整市場の単価キャップ（上限価格）

需給調整市場は、調達費用の高騰などを受けてルール見直しが継続的に議論されています。
実際に、EneHubの記事によると、EPRXが一次・二次①・複合商品のΔkW上限価格を「19.51円/ΔkW・30分」から「15円/ΔkW・30分」へ引き下げ、2026年3月14日実需給分から適用と報じられています。さらに競争状況次第で10円、7.21円等へ段階的に下げる可能性にも触れています。 Source

同様に、ユーラスエナジーの記事でも、一次調整力・二次調整力①の上限価格が「19.51→15円」へ変更見通しと説明されています。 Source

そして自然エネルギー財団は、上限価格引き下げや募集量削減を“同時に一気にやる”ことが市場の予見性を損ねる、と懸念を表明しています（数値として19.51円/ΔkW・30分にも言及）。 Source

ここで私の言いたいことはシンプルで、

• 儲かり過ぎる → キャップや募集量調整で“制度が勝つ”
• バグった利益（過大インセンティブ）は改修される
• そして改修コスト（収益低下）は、まず投資家に来る

ということです。
「生かさず殺さず」になっていくのが、だいたいこういう市場です。

5. 投資家向け：最低限チェックすべき“契約・構造”チェックリスト

分譲案件の相談を受けたら、私は最低限ここを確認します。

• インバランス（罰金・精算）負担は誰か：投資家？アグリゲーター？上限は？免責は？（条文で）
• 収益分配の定義：「運用益」って何の粗利？どの費用控除後？（手数料、電力費、基本料金、通信費、O&M、保険、税、予備費…）
• アグリゲーター変更権：投資家側に乗換え権があるか／違約金はあるか
• 倒産時のデータ・設備の引継ぎ：制御システム、SIM、アカウント、計測データ、BG関係、再委託先
• バッテリー保証の実態：容量保証・出力保証・免責、交換時の工事費負担、停止期間の扱い
• 制度変更条項：キャップ引下げ等が起きたとき、契約はどう改定されるか（“投資家だけ固定”になってないか）まとめ：この案件、やっていいか？の私の答え

• 分譲×アグリゲーター運用は、構造上「投資家に残るリスク」が必ずある（インバランス、倒産、故障、制度変更）。
• 最大の本質は「制度が固定ではない」こと。実際に一次・二次①などで上限価格見直しが進んでおり、15円/ΔkW・30分への引下げ（＋段階的引下げ可能性）という話が出ています。 Source
  → つまり「儲かり過ぎるスキームは、国がそのままにはしない」可能性が高い。

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）

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）」

確定申告の季節ですね。

確定申告をやったことがない人の話を聞いてみると、**「え、それ知らないの？めちゃくちゃ損してるじゃん！」**というケースが案外あるんです。

今回は、私が実際に相談を受けた中で、「これを知らずに何十万円も損してる人が多すぎる」という典型的なパターンを4つ紹介します。

税理士も意外と教えてくれないやつです。

パターン①：「本業バレ避けたいから利益減らしたい」と言いつつ、家事按分と青色申告特別控除を知らない

よくある相談

「会社員なんですけど、副業の太陽光が黒字になると会社にバレそうで怖いんです。だから、できるだけ利益を減らしたいんですが、どうすればいいですか？」

実際にあったんです。こんな質問。

で、よく聞いてみると、

• ❌ 家事按分を知らない
• ❌ 青色申告特別控除を知らない
• 投資初心者でビビりすぎているパターン

太陽光発電事業をやってるなら、以下は全部経費になる可能性があります。

実例で計算してみます。

【年間の支出】
車両費：50万円
通信費：12万円
合計：62万円

【按分なし】
経費：0円

【按分あり（30%）】
経費：62万円 × 30% = 18.6万円

【税金への影響（所得税率20%の場合）】
節税額：18.6万円 × 20% = 約3.7万円

按分するだけで、年間3.7万円の節税。

10年で37万円です。

青色申告特別控除を知らないと、さらに大損

青色申告にするだけで、最大65万円の所得控除が受けられます。

要件はたった2つ：

1. 青色申告承認申請書を出す（事前に）
2. e-Taxで電子申告する

【白色申告の場合】
所得：100万円
控除：なし
課税所得：100万円

【青色申告の場合】
所得：100万円
青色申告特別控除：65万円
課税所得：35万円

【税金への影響（所得税率20%の場合）】
節税額：65万円 × 20% = 13万円

毎年13万円の差。

10年で130万円です。

結論

「利益を減らしたい」なら、まず家事按分と青色申告特別控除を使え。

それでも足りないなら、小規模企業共済とかiDeCoを検討すればいい。

パターン②：ふるさと納税したのに、ワンストップ特例と確定申告を併用して全部パー

よくある悲劇

「ふるさと納税、5自治体に10万円分やりました！ワンストップ特例も全部出しました！完璧です！」

で、太陽光の確定申告をして提出。

数ヶ月後、自治体から通知が来ます。

「あなたは確定申告をしたため、ふるさと納税ワンストップ特例制度は無効になりました」

「え？どういうこと？？」

ワンストップ特例の落とし穴

重要な事実：

ワンストップ特例を申請した後に確定申告をすると、ワンストップ特例は全部無効になります。

しかも、確定申告書にふるさと納税の寄附金控除を記載しないと、控除がゼロになります。

つまり、

1. ワンストップ特例を申請
2. 太陽光で確定申告（ふるさと納税を記載せず）
3. → ワンストップ特例は無効
4. → 確定申告にも記載なし
5. → 控除がゼロ！10万円丸損！

毎年これで大損してる人、ひょっとしていらっしゃるんじゃないでしょうか。恐ろしい。

正しい処理

パターンA：確定申告しない人

• → ワンストップ特例でOK

パターンB：確定申告する人

• → ワンストップ特例は使えない
• → 確定申告書の「寄附金控除」欄に記載

パターンC：ワンストップ特例を申請した後に確定申告することになった人

• → 確定申告書に全ての寄附金を記載
• → ワンストップ特例は自動的に無効になるが、確定申告で控除される

パターン③：住民税を「普通徴収」にせず「特別徴収」のまま → 会社バレ

会社員×太陽光投資家の最大の恐怖

「会社に副業がバレたらクビになる」

これ、めちゃくちゃ多い相談です。

で、確定申告書のたった1ヶ所にチェックを入れ忘れるだけで、あっさりバレます。

住民税の徴収方法

特別徴収の場合、会社に「住民税決定通知書」が届きます。

そこに、給与以外の所得があることが記載されます。

経理の人が見たら、一発でバレます。

正しい手順

確定申告書の第二表に、こういう欄があります。

【住民税に関する事項】

給与、公的年金等以外の所得に係る住民税の徴収方法
□ 給与から差引き（特別徴収）
☑ 自分で納付（普通徴収）　← ここにチェック！

ここにチェックを入れるだけ。

これで、太陽光の所得に対する住民税は、自宅に納付書が届きます。

会社には一切情報が行きません。

注意点

ただし、副業が「給与所得」の場合は普通徴収にできません。

• ✅ 事業所得（太陽光発電） → 普通徴収OK
• ✅ 不動産所得 → 普通徴収OK
• ❌ 給与所得（アルバイト） → 普通徴収不可

太陽光発電は「事業所得」なので、普通徴収にできます。

実例：チェック忘れて大炎上

知人の話です。

太陽光で年間200万円の黒字。

確定申告で普通徴収にチェックを入れ忘れ。

会社に住民税決定通知書が届く。

経理部から人事部に連絡。

人事部から呼び出し。

「副業してますよね？就業規則違反です」

たった1つのチェック忘れで、こうなります。

パターン④：医療費控除に交通費を入れずに数万円損

意外と知られていない事実

医療費控除には、交通費も含められます。

しかも、領収書がなくてもOKです。

対象になる交通費

具体的な計算例

【年間の通院回数】
内科：12回（往復400円）
歯科：8回（往復300円）
整形外科：6回（往復500円）

【交通費の合計】
内科：400円 × 12回 = 4,800円
歯科：300円 × 8回 = 2,400円
整形外科：500円 × 6回 = 3,000円
合計：10,200円

【医療費控除への影響】
医療費：15万円
交通費：1万円
合計：16万円
10万円を超える部分：6万円

【節税額（所得税率20%の場合）】
6万円 × 20% = 1.2万円

交通費を入れるだけで、1.2万円の節税。

記録の残し方

Excelやスマホのメモアプリで十分です。

領収書は不要ですが、「いつ、どこへ、いくらかかったか」の記録は必要です。

税務調査で聞かれたときに説明できればOK。

家族の付き添いも対象

小さい子供や高齢者の付き添いの交通費も対象です。

例：子供（3歳）を小児科に連れて行く
→ 親の交通費も医療費控除の対象
→ 往復400円 × 2人 = 800円

年間で積み重なると、結構な金額になります。

まとめ：知らないだけで年間数十万円損してる

今回紹介した4つの落とし穴

合計：年間約20万円の損失

10年で200万円です。

最後に

税金の世界は、「知ってるか知らないか」だけで数十万円変わります。

税理士も万能じゃない。

太陽光発電の実務経験がない税理士だと、こういう細かいところを見落とします。

自分で国税庁のHPを読み込むことが重要。

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、「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。

確定申告、頑張りましょう。

借金大好きhamasakiでした。

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。

今回は高圧の新規認定でしたが、やっと通りました。

rpt

特に苦労したのがみなさんが地獄の苦しみを味わっている「事前周知措置」です。

このケースは高圧なので住民説明会です。

住民説明会の配布資料に不備があると「説明会のやり直し」になってしまい、それで全国の皆さんが苦しんでいます。

「なんでそんな低レベルのことで苦しんでるの？」

そう思いますよね。

私もそう思っていました。

しかしやってみると本当に酷い。

まずは初年度。

「不備ですやり直してください」

どこが不備なのか教えてくれません。

電話で無理やりJPEAの窓口に電話をかけて聞くと「こことココとここにバツがついてある」と教えてくれます。

しかし決して正解は教えてくれません。

内容は「工事による振動の影響が記載されていない」とか「20年後の廃棄費用の見積もりの仕方に不足がある」とか「反射光の影響の欄に　『既存設備であり、反射光の影響は出ていない』という記述では不足」とか「議事録が要約化されていて一字一句書かれていない」と言ったもの。

20年後の廃棄費用の見積もりを正確に取ったところでどう考えても見積もり期限切れなのでなんの意味もありません。

他にも世間の常識とは遠くかけ離れた重箱の隅を突いたような不備ばかり。

「お前ら人の心無いんか」

こんな気持ちでいっぱいでした。

2025年からはメールで不備内容を教えてくれるようになりました。

信じられますか？

ここまで来るのに1年かかっています。

しかし、不備内容を教えてくれたとしても、再び事前周知措置ができるのは説明会を開催してから3ヶ月後。

さらに1月頭からはもうその年度の申請は受け付けてくれません。

ですから、チャレンジできるのは年に2回か3回なのです。

では当社はもう申請を通せるのか

これがまだはっきりとは言えないんです。

なぜなら次の申請は来年度の申請だからです。

またルールが変わります。

本当に嫌になります。

おそらく、今抱えている案件ではもう１件の低圧が通るはずです。

しかし、同時にやっていた低圧の隣接案件は通りませんでした。

同じレベルのドキュメントを出しているつもりなんですが…

この国のお役所のドキュメントは難しすぎます。

確定申告をやっていても思います。

おそらくこの事前周知措置はAIがやっても通らないはずです。

とにかく、１件通った。

まずはご報告でした。

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。

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。