岩手で太陽光発電併設蓄電池

FIP制度とＦＩＰ制度の違い

従来のFIT制度（固定価格買取制度）が抱えている課題を解決し
再生可能エネルギーを「自立した主力電源」へと成長させたい
FIT制度
FIP制度
▼国民負担の増大
FITは市場原理が働かない、固定買取制度である以上
固定買取の原資は電気料金に上乗せされます。
物価高騰が叫ばれるなか、賦課金の負担が
増加することが問題視されています。
▼電力市場との分離
固定買取で発電電力が買い取れるので
事業者は市場価格の変動を
意識する必要がありません。
このため電力の需要と供給のバランス調整に貢献できず
抑制で発電電力を抑えたり、発電量のばらつきを他の電源でカバーするという状況になっています。

▼国民負担の抑制
市場価格にプレミアムを上乗せする仕組みのため、
発電事業者は市場価格が高い時に電力を売る
インセンティブが働きます。これにより、市場価格の低い時に無理に電力を供給することが減り、国民が負担する再エネ賦課金の抑制につながることが期待されます。
▼電力市場への統合
発電事業者は市場価格を常に意識することになります。これにより、需給バランスの調整に貢献する運用
（例：系統用蓄電池の充放電）が促され
再エネが電力市場と

FIP転＋蓄電池事業のメリット

FIP転＋蓄電池事業のメリットは、ひとことで言うと
👉 「売電単価をコントロールできる」ことです。
単なる売電から、“運用ビジネス”に変わります。

■ ① 前提：FIP制度 × 蓄電池

FIP：市場価格（JEPX）で売る
蓄電池：売るタイミングを調整する

👉 この組み合わせが強い

■ ② メリット①：売電単価が上がる（最重要）

通常👇

昼（発電ピーク）：価格安い

蓄電池あり👇

昼：充電
夕方〜夜：高値で売電

👉 結果

平均単価：+5〜15円/kWhアップ

■ ③ メリット②：収益の“安定化”

FIPは本来👇
👉 価格変動リスクがある

蓄電池があると👇

安い時間帯を回避
高い時間帯を狙う

👉 価格ブレを吸収できる

■ ④ メリット③：出力制御リスクの軽減

東北では重要👇

再エネ増加 → 出力制御あり

蓄電池あり👇

制御時に充電
後で売電

👉 売電ロスを減らせる

■ ⑤ メリット④：系統接続が通りやすい

電力会社目線👇

出力が安定
電圧変動が少ない
系統負担が軽い

👉 結果
接続検討の通過率UP

■ ⑥ メリット⑤：複数収益が取れる（重要）

これはかなり強い👇

▼① 売電（FIP）

市場価格＋プレミアム

▼② アービトラージ

安く買って高く売る（蓄電池）

▼③ 調整力市場

系統安定化サービス

👉 1つの設備で複数収益

■ ⑦ メリット⑥：将来性が高い

今の流れ👇

FIT → 終了
FIP → 主流
蓄電池 → 必須化

👉 将来も価値が落ちにくい

■ ⑧ 岩手・東北で特に強い理由

昼：再エネ過多 → 安い
夕方：電力不足 → 高い

👉 価格差が大きい＝稼ぎやすい

■ ⑨ デメリット（現実）

ちゃんと押さえておくべき👇

初期投資が大きい（数千万円〜）
運用が難しい（価格予測）
バッテリー劣化
制御システム必須

■ ⑩ 向いている事業者

発電事業者（FIT満了が近い）
系統用蓄電池を検討中
自家消費＋売電を両立したい企業

■ まとめ（核心）

👉 FIP転＋蓄電池は

「電気を作るビジネス」から
「電気を“運用して稼ぐ”ビジネス」へ変える

■ 実務的な一言

👉 勝てる案件はこれ👇

適正容量（過大NG）
価格差があるエリア（東北◎）
EMS制御あり

もし次に行くなら👇

岩手での「FIP＋蓄電池のIRR（実数）」
500kW / 1MWの最適kWh設計
実際に通る構成図（単線結線図）

かなり“儲かる設計”まで落とせます。

プレミアム価格とは

太陽光発電併設蓄電池で需給調整市場へ

契約受電電力が1,000kW以上の発電リソースを用いる場合は当該発電リソース単独で入札していただき
1,000kW未満の発電リソースを用いる場合に限りアグリゲートして入札していただきます。

今回の資料の核心は、2026年3月の「前日取引化」に合わせ、調整力の調達コスト高騰を防ぐための「募集量の削減」と「上限価格の引下げ」という踏み込んだ措置を講じる点にあります。

2026年度以降の市場対策（募集量と上限価格の見直し）
2026年3月14日受渡分（3月13日取引分）から、一次〜三次①調整力の「前日取引化（複合市場）」が開始されます。これに伴い、以下の措置が提案されています。
•
募集量の削減: 現在の「3σ相当量」から「1σ相当量」まで削減します。
•
背景：市場外調整力の控除が終了することに伴う応札不足（未達）と、それに伴うコスト高騰を防ぐためです。
•
上限価格の引下げ: 現在の19.51円/ΔkW・30分から15円/ΔkW・30分に引き下げます。
•
改善が見られない場合は、さらに10円、7.21円と段階的に引き下げる方針です。
•
柔軟な運用: 市場の競争状況（応札量や価格分布）を1〜6か月スパンでモニタリングし、十分な競争が確認できれば募集量を再び増やすことも検討されます。

100kw

岩手県で、

FIT残り1年
（FIT9年経過）
100kW低圧太陽光
↓
FIP転
＋
蓄電池併設

は、2026年現在かなり注目されているモデルです。

実際に全国で：

FIP転＋蓄電池
アグリゲーション
JEPX連動

の実証・商用化が始まっています。 (プレスリリース・ニュースリリース配信シェアNo.1｜PR TIMES)

まず重要な結論

現実的には、

「FIP転だけ」
だと微妙

です。

しかし、

FIP転
＋
蓄電池

で収益性が一気に改善します。

特に：

東北
出力制御増加
JEPX価格差拡大

で有利になっています。 (再生可能エネルギーの専門メディア　PVeyeWEB)

あなたの想定条件（リアル）

かなり現実寄りで計算します。

項目	条件
地域	岩手県
FIT	18円想定
発電所	100kW低圧
年発電量	110,000kWh
FIT残り	約1年
蓄電池	200kWh
PCS	49.5kW〜100kW
FIP後	市場連動
劣化	年0.5%

① 現在（FIT中）

FIT単価18円なら：

110,000\times18=1,980,000\ \mathrm{円/年}

年間売上：

約198万円。

問題はFIT終了後

通常卒FITだと：

8〜10円/kWh

レベル。

つまり：

110,000\times9\approx990,000\ \mathrm{円/年}

売上が半減。

ここが最大問題です。

② FIP転だけだと？

FIPでは：

市場価格＋プレミアム

になります。

しかし最近は、

昼間JEPX価格が：

0.01円/kWh

まで下がる時間も増加。 (再生可能エネルギーの専門メディア　PVeyeWEB)

つまり：

昼売りだけでは弱い

です。

③ 蓄電池を入れると何が起きる？

これが重要。

昼の安値時間帯：

0.01〜5円

で売らず、

充電

夕方高値：

20〜50円

で放電。 (GFS公式サイト |)

岩手モデル（リアル）

想定構成

項目	内容
太陽光	100kW
蓄電池	200kWh
充放電	100kW
EMS	アグリゲ対応
運用	タイムシフト＋需給調整

想定年間収益

① FIP売電

通常売電：

約120〜170万円

② アービトラージ

価格差収益：

約80〜180万円

③ 需給調整市場

一次・二次調整力：

約50〜150万円

合計

内容	金額
総売上	約250〜450万円/年

OPEX

内容	金額
O&M	▲40〜60万円
通信・アグリゲ	▲20〜40万円
交換積立	▲30万円

実質利益

年間150〜300万円

くらいが現実ライン。

かなり重要

これは：

「運用が上手い場合」

です。

実際の勝敗ポイント

FIP転＋蓄電池は、

運用ビジネス

です。

つまり：

AI制御
市場予測
JEPX予測
需給調整参加

で利益がかなり変わります。

東北で有利な理由

岩手県は：

冷涼
出力制御増加
再エネ比率増加
系統制約

があり、

今後FIP価値が上がる可能性があります。

特に：

FITよりFIP優先給電

方向が進んでいます。 (再生可能エネルギーの専門メディア　PVeyeWEB)

ただし最大リスク

系統制約

東北は：

空容量不足
出力抑制
接続待ち

が増加。

もう一つ重要

蓄電池価格

2026現在、

200kWhクラスでも：

1500〜3000万円

くらい幅があります。

ここで収支が大きく変わります。

現場感覚の結論

あなたのケースは、

かなり現実的に：

「FIP転だけ」
より
「FIP転＋蓄電池」

の方が強いです。

特に：

卒FIT近い
東北
100kW低圧

は、今まさに業界で増えているモデルです。 (プレスリリース・ニュースリリース配信シェアNo.1｜PR TIMES)

500kw

岩手県で、

FIT9年経過
500kW太陽光発電所
↓
FIP転
＋
蓄電池併設

は、2026年時点ではかなり“現実的な次世代モデル”です。

特に東北は、

出力制御増加
FIP優先給電化
JEPX価格差拡大

が進んでおり、蓄電池併設の意味が大きくなっています。 (再生可能エネルギーの専門メディア　PVeyeWEB)

まず重要な結論

500kW級は、

「蓄電池なしFIP」

だと利益が不安定です。

しかし、

FIP転
＋
1〜2MWh蓄電池

にすると、

かなり事業性が改善する可能性があります。

あなたの想定モデル（リアル設定）

かなり実務寄りで試算します。

項目	条件
地域	岩手県
発電所	500kW低圧束ね or 高圧
FIT単価	18円想定
年発電量	550,000kWh
FIP移行	2027前後
蓄電池	1,000〜2,000kWh
PCS	250〜500kW
EMS	アグリゲータ制御
劣化	年0.5%

① 現在（FIT中）

年間売上：

550,000\times18=9,900,000\ \mathrm{円/年}

約990万円/年。

FIT終了後（卒FITのみ）

もし単純卒FITだと、

市場買取は：

8〜10円/kWh

程度になりやすいです。 (pv magazine International)

つまり：

550,000\times9\approx4,950,000\ \mathrm{円/年}

売上が約半減。

ここが最大の問題です。

FIP転だけだと？

最近の東北・九州では、

昼間JEPX価格が：

0.01円/kWh

になる時間帯もあります。 (再生可能エネルギーの専門メディア　PVeyeWEB)

つまり、

昼売電だけでは弱い

という状況です。

ここで蓄電池が効く

昼：

安値時間帯
↓
充電

夕方〜夜：

高値時間帯
↓
放電

に変換。

これが収益の核心です。

岩手500kWで多い構成

現在かなり増えているのは：

項目	内容
太陽光	500kW
蓄電池	1〜2MWh
PCS	250〜500kW
EMS	AI制御
運用	FIP＋需給調整

年間収益モデル（リアル）

① FIP売電収益

約600〜900万円

② アービトラージ

昼安値→夜高値

約300〜800万円

③ 需給調整市場

一次・二次調整力

約200〜700万円

合計売上

内容	金額
総売上	約1,200〜2,400万円/年

年間コスト

内容	金額
O&M	▲100〜180万円
通信・EMS	▲50〜120万円
アグリゲータ	▲50〜100万円
交換積立	▲100〜200万円

実質利益

年間800〜1,800万円

くらいが現実ライン。

かなり重要

ただしこれは、

「運用が上手い」

場合です。

実際は：

JEPX予測
AI制御
需給調整市場
出力制御回避

でかなり差が出ます。

東北で有利な理由

2026以降、

FIP電源はFITより後順位で出力制御される方向です。 (再生可能エネルギーの専門メディア　PVeyeWEB)

東北の出力制御見通しも上昇しています。 (GX・脱炭素といえばエナリス)

つまり：

FIP転メリット
＋
蓄電池回避効果

が大きくなりやすい。

逆に最大リスク

① 系統制約

東北電力ネットワークエリアは：

空容量不足
接続待ち
出力制御

が増加。

② 蓄電池価格

1〜2MWh級だと、

8,000万〜2億円

くらい差が出ます。

ここでIRRが大きく変わります。

現場感覚でいうと

500kW級は、

「卒FIT延命」

ではなく、

「FIP＋蓄電池で再事業化」

という考え方です。

今、実際に増えている形

最近かなり増えているのは：

卒FIT
↓
FIP移行
↓
蓄電池追加
↓
アグリゲータ委託
↓
市場運用

です。 (再生可能エネルギーの専門メディア　PVeyeWEB)

かなり現実的なおすすめ構成

あなたの条件なら、

500kW太陽光
＋
1.5MWh蓄電池
＋
250kW PCS

くらいが、今の東北ではバランスが良いレンジです。

特に：

出力制御回避
夜間高値放電
需給調整市場

との相性が良いです。

1000kw

岩手県で、

FIT9年経過
1,000kW（1MW）太陽光発電所
↓
FIP転
＋
蓄電池併設

は、2026年以降かなり本格的な「電力市場ビジネス」になります。

500kWクラスよりさらに、

市場運用
出力制御回避
需給調整市場

の効果が大きくなります。

まず結論

現在の東北市場では、

1MW太陽光
＋
2〜4MWh蓄電池

が、かなり増えているレンジです。

特に：

FIP
アービトラージ
調整力

を組み合わせるモデルが主流化しています。

想定条件（リアル設定）

項目	条件
発電容量	1,000kW
年発電量	1,100,000kWh
現FIT単価	18円
地域	岩手県
FIP移行	FIT終了後
蓄電池	3MWh
PCS	500kW
EMS	AI市場制御
運用	FIP＋需給調整＋アービトラージ

① 現在（FIT中）

年間売上：

1,100,000\times18=19,800,000\ \mathrm{円/年}

約1,980万円/年。

② 卒FITだけだと

卒FIT価格を9円想定：

1,100,000\times9=9,900,000\ \mathrm{円/年}

約990万円。

つまり：

売上半減

です。

FIP転＋蓄電池の核心

重要なのは：

昼の余剰を
夜高値へ移動

すること。

東北の現実

最近の日本卸電力取引所では：

時間帯	価格
昼	0.01〜5円
夜ピーク	20〜60円

という極端な価格差が増えています。

収益源は4本

① FIP売電

通常市場売電。

② アービトラージ

昼充電→夜放電。

③ 需給調整市場

一次調整力
二次調整力
三次調整力

④ 容量市場

将来供給力収入。

岩手1MWモデル（リアル）

現在多い構成：

項目	内容
太陽光	1MW
蓄電池	2〜4MWh
PCS	500kW
EMS	AI最適化
市場	マルチ参加

年間売上モデル

① FIP売電

約1,400〜2,000万円

② アービトラージ

約800〜2,000万円

③ 需給調整市場

約500〜2,000万円

④ 容量市場

約100〜400万円

合計売上

内容	金額
総売上	約2,800〜6,400万円/年

年間コスト

内容	金額
O&M	▲250〜450万円
EMS・通信	▲100〜250万円
アグリゲータ	▲100〜250万円
交換積立	▲300〜600万円

実質利益

年間1,800〜4,500万円

くらいが現実的レンジ。

ただし超重要

これは：

「市場運用が上手い」

場合です。

実際は：

AI制御
JEPX予測
周波数制御
出力制御回避

でかなり差が出ます。

1MW級の強み

500kW級より：

項目	強み
市場参加	しやすい
調整力	強い
複数市場同時運用	可能
アグリゲ優遇	あり

東北で特に強い理由

東北地方は：

風力大量導入
再エネ変動大
送電制約

で、

価格ボラティリティ

が大きくなりやすい。

つまり：

蓄電池が儲かりやすい市場になりつつあります。

最大リスク

① 系統制約

東北電力ネットワークの：

空容量
出力制御
接続待ち

は重要。

② 蓄電池CAPEX

3MWh級だと：

1.5〜4億円

程度まで差があります。

ここでIRRが激変。

現場感覚でいうと

1MW級はもう、

「太陽光発電」

というより、

「電力トレーディング設備」

に近いです。

今実際に増えている形

最近かなり多いのは：

卒FIT
↓
FIP化
↓
大型蓄電池追加
↓
アグリゲータ委託
↓
市場マルチ運用

です。

あなたの条件なら現実的おすすめ

かなりバランスが良いのは：

1MW太陽光
＋
3MWh蓄電池
＋
500kW PCS

です。

東北では：

夜ピーク活用
出力制御回避
調整力収益

との相性がかなり良い構成です。

よくある質問

FIT→FIPの手続きに電力協議は必要ですか？
蓄電池を併設しない場合はいりません。

蓄電池を併設する場合は接続検討申込が必要です。

FIT→FIPに変更する場合、住人説明会はいりますか？
基本、住人説明会は必要ではありません。
ただし、FIT発電所を購入しFIPに切り替える際は、
名義変更が必要なので住人説明会が必要です。
また、自治体によって要請される場合がありますので
自治体への確認を行ってください。

FIT→FIP運転開始までの期間は、どれほど必要ですか？
6か月～12か月ほどかかります。

岩手で太陽光発電併設蓄電池

FIP制度とＦＩＰ制度の違い

FIP転＋蓄電池事業のメリット

■ ① 前提：FIP制度 × 蓄電池

■ ② メリット①：売電単価が上がる（最重要）

■ ③ メリット②：収益の“安定化”

■ ④ メリット③：出力制御リスクの軽減

■ ⑤ メリット④：系統接続が通りやすい

■ ⑥ メリット⑤：複数収益が取れる（重要）

▼① 売電（FIP）

▼② アービトラージ

▼③ 調整力市場

■ ⑦ メリット⑥：将来性が高い

■ ⑧ 岩手・東北で特に強い理由

■ ⑨ デメリット（現実）

■ ⑩ 向いている事業者

■ まとめ（核心）

■ 実務的な一言

プレミアム価格とは

太陽光発電併設蓄電池で需給調整市場へ

100kw

まず重要な結論

あなたの想定条件（リアル）

① 現在（FIT中）

問題はFIT終了後

② FIP転だけだと？

③ 蓄電池を入れると何が起きる？

岩手モデル（リアル）

想定構成

想定年間収益

① FIP売電

② アービトラージ

③ 需給調整市場

合計

OPEX

実質利益

かなり重要

実際の勝敗ポイント

最近増えている形

パターンA

東北で有利な理由

ただし最大リスク

系統制約

もう一つ重要

蓄電池価格

現場感覚の結論

500kw

まず重要な結論

あなたの想定モデル（リアル設定）

① 現在（FIT中）

FIT終了後（卒FITのみ）

FIP転だけだと？

ここで蓄電池が効く

岩手500kWで多い構成

年間収益モデル（リアル）

① FIP売電収益

② アービトラージ

③ 需給調整市場

合計売上

年間コスト

実質利益

かなり重要

東北で有利な理由

逆に最大リスク

① 系統制約

② 蓄電池価格

現場感覚でいうと

今、実際に増えている形

かなり現実的なおすすめ構成

1000kw

まず結論

想定条件（リアル設定）

① 現在（FIT中）

② 卒FITだけだと

FIP転＋蓄電池の核心

東北の現実

収益源は4本

① FIP売電

② アービトラージ

③ 需給調整市場