メインコンテンツへ

FIP計算

背景​

フィード・イン・プレミアム（FIP）は、日本の主な補助金制度です。FIPプレミアムは、発電所ごとに決まる補助金率と、現在および前年度の電力市場の価格によって決まります。 FIPは太陽光発電所の収益の大きな割合を占めることが多いため、収益の見積もりにはFIPの計算が欠かせません。

Tensor Cloudは、過去については実際の価格、将来については価格フォワードカーブを使用して、プロジェクトごとにFIPを計算します。

FIP期間​

FIPの交付期間は20年です。期間はプロジェクトのCODから始まりますが、FIP開始日より前にはならず、FIP開始日から3年後より後にもなりません。FITからFIPに移行するプロジェクトの場合、FIPはFIP開始日から、FIT期間の開始から20年後までの期間に適用されます。

PPAでFIPのプレミアムの受け手を需要家に設定している場合、シミュレーションではIPPのFIP収益を計上しません。

FIPプレミアム計算ロジック​

年度YY（4月から翌年3月）、月MM、および補助金率RRの場合:

  1. PavgP_{avg}を計算:各時間枠のスポット価格PsP_sと時間前市場価格PiP_iを、それぞれの約定量Vs,ViV_s,V_iで重み付けした平均です。過去のプレミアムには、JEPXが公表するこの値を使用します。シミュレーションでは時間前市場価格を予測しないため、スポット価格PsP_sをPavgP_{avg}として使用します。 Pavg=(Ps⋅Vs+Pi⋅Vi)/(Vs+Vi)P_{avg} = (P_s \cdot V_s + P_i \cdot V_i)/(V_s + V_i)
  2. Pavg(Y−1)P_{avg}(Y-1)を計算:エリア内の年間Y-1の総PV発電量で重み付けされたPavgP_{avg}の平均
  3. Pavg(M,Y−1)P_{avg}(M,Y-1)を計算:エリア内の年間Y-1のM月の総PV発電量で重み付けされたPavgP_{avg}の平均
  4. Pavg(M,Y)P_{avg}(M,Y)を計算:エリア内の年間YのM月の総PV発電量で重み付けされたPavgP_{avg}の平均
  5. Preference,raw=Pavg(Y−1)+(Pavg(M,Y)−Pavg(M,Y−1))P_{reference,raw} = P_{avg}(Y-1) + (P_{avg}(M,Y) - P_{avg}(M,Y-1))を計算
  6. 非化石価値価格PnfveP_{nfve}を取得:非化石証書の四半期ごとのオークション結果に基づく固定スケジュールの値です（前提値を参照）
  7. PreferenceP_{reference}を計算:Preference,raw+Pnfve≤0P_{reference,raw} + P_{nfve} \leq 0の場合、Preference=0P_{reference} = 0、それ以外の場合、Preference=Preference,rawP_{reference} = P_{reference,raw}
  8. Preference,total=Preference+Pnfve−PbalancingP_{reference,total} = P_{reference} + P_{nfve} - P_{balancing}を計算。バランシングコストPbalancingP_{balancing}は固定スケジュールの値です（前提値を参照）
  9. 調整係数FFを計算:月中の総PV発電量/月中の価格が0.01円/kWhを超える時間帯中の総PV発電量
  10. Ppremium,raw=R−Preference,totalP_{premium,raw} = R - P_{reference,total}を計算
  11. Ppremium=Ppremium,raw⋅FP_{premium} = P_{premium,raw} \cdot Fを計算
  12. Ppremium=max⁡(Ppremium,0)P_{premium} = \max(P_{premium}, 0)

シミュレーションでは、重みとして使用するエリアの太陽光発電量から、シナリオのエリア出力抑制分を差し引きます。

注記

FIPプレミアムは各月を通して一定ですが、価格が0.01円/kWh（価格フロア）以下の時間帯ではゼロになります。プロジェクトにFIP価格スケジュールを設定している場合、補助金率RRは各変更日に切り替わるため、プレミアムが月の途中で変わることもあります。

前提値​

参照価格の入力のうち、次の2つは計算時に市場データから算出されるのではなく、固定スケジュールの値を使用します。

非化石価値価格​

PnfveP_{nfve}は円/kWh単位のステップ状のスケジュールです。各値は表に示す月から次の変更まで適用され、最も古い値はそれ以前のすべての月にも適用されます。

期間PnfveP_{nfve}（円/kWh）
2023年1月まで0.6
2023年2月 – 2023年4月0.775
2023年5月 – 2024年1月0.95
2024年2月 – 2024年4月0.775
2024年5月以降0.6

バランシングコスト​

PbalancingP_{balancing}は年度（4月から翌年3月）ごとに円/kWh単位で設定されます。2025年度に1.0円/kWhから0.8円/kWhに下がり、その後は毎年さらに0.1円/kWhずつ減少して2033年度に0になると想定しています。

年度PbalancingP_{balancing}（円/kWh）
2022年度より前0
2022年度 – 2024年度1.0
2025年度0.8
2026年度0.7
2027年度0.6
2028年度0.5
2029年度0.4
2030年度0.3
2031年度0.2
2032年度0.1
2033年度以降0

FIP補償金計算ロジック​

月次のFIPプレミアムが確定したら、FIPプレミアムにFIPの対象となる電力量を掛けてFIP補償金を計算します。

以下の式は、蓄電池を持ち、系統充電が有効なプロジェクトという一般的なケースを対象とし、経済産業省の公式資料に基づいています。月MM内の各時間枠ttについて:

RFIP(t)={Ppremium,M(Esolar-to-grid(t)+λMEbattery-to-grid(t))Pday-ahead(t)>0.010Pday-ahead(t)≤0.01R_{\text{FIP}} (t) = \begin{cases} P_{\text{premium},M} \Big( E_\text{solar-to-grid}(t) + \lambda_M E_\text{battery-to-grid}(t) \Big) & P_{\text{day-ahead}}(t) > 0.01\\ 0 & P_{\text{day-ahead}}(t) \leq 0.01 \end{cases}

ここで、λM\lambda_Mは月内に太陽光から供給される蓄電池エネルギーの割合です:

λM=∑t∈MEsolar-to-battery(t)∑t∈M(Esolar-to-battery(t)+Egrid-to-battery(t))\lambda_M = \frac{\sum_{t \in M}{E_\text{solar-to-battery}(t) } }{ \sum_{t \in M}({E_\text{solar-to-battery}(t) + E_\text{grid-to-battery}(t)})}

DC結合の蓄電池の場合、λM\lambda_MはサイトのパワコンのDC側の電力量から計算します。蓄電池の充電がまったくない月は、λM\lambda_Mはゼロです。

注記

蓄電池のないプロジェクトの場合、Ebattery-to-gridE_\text{battery-to-grid}はゼロであり、太陽光からの寄与のみとなります。蓄電池はあるが系統充電のないプロジェクトの場合、Egrid-to-batteryE_\text{grid-to-battery}はゼロであり、したがってλM=1\lambda_M=1となり、全ての蓄電池放電がFIP収益に寄与します。

蓄電池はスポット価格にFIPプレミアムを加えた価格に対して最適化されるため、プレミアムが支払われる時間帯の放電を高く評価します。

関連情報​