公開版

令和５年度
再生可能エネルギーアグリゲーション実証事業
成果報告【日本エネルギー総合システム株式会社】

1

事業概要
参加年度

2022年度

2023年度

参加意義・目的

蓄電池を活用したアグリゲーション技術を確立する。更なる再エネ供給の拡大を目指し、より実践的なノウハウを獲得する。

国内再エネ比率の向上とエネルギーコストの削減に向け、具体的な事
業化に向けた事業採算性や開発コストを明確にする。

・発電予測の精度向上
・蓄電池運用システム、オペレーションの確立

・FIP及び小売電気事業者向けの相対電源として収益性の向上
・自己託送事業者のインバランス低減と自己託送率の向上
・ほか昨年度残った課題の対策の実施と評価【共通実証③】
発電量予測技術の向上

予測モデルと予測タイミングの選定による予測精度の向上と複数発電設備のアグリゲーションによる均し効果を検証する。

【共通実証①】
インバランスの低減

太陽光に蓄電池を併設し、充放電制御によるインバランス
低減効果の検証と、最適な蓄電池容量を算定する。

発電予測モデルおよびタイミング、均し効果の高い発電地点の組み合わせを比較分析して最も精度の高い発電予測手法を用いて評価することとする。
その発電予測値に基づいて、蓄電池の充放電計画を作成する。ここではインバランス量の適正値を見極める実証を行う。

【共通実証②】市場取引での収益拡大

翌日市場価格予測モデルを検証し、FIP電源への蓄電池導入による市場売電の収益拡大の効果を算定する。

共通実証①を前提にインバランスを回避しつつ、スポット市場・時間前
市場・需給調整市場三次調整力②の中で最も収益性が高くなる販売先を予測・選択した結果のFIP収入の分析を行う。

【独自実証】
需給バランスの確保

需給バランスの確保：需要BGでの需要量の増加に対して市場からの電力調達が困難となるシナリオも想定し、蓄電池の充放電制御により需給調整が可能かを検証する。

小売向け相対電源の確保：小売電気事業者向けの相対電源として販売することを目的に課題を整理した上で、その量や時間帯によってパターンを作成し、経済性の評価を行う。

【独自実証】
事業性の検証インバランス保険：国内で未だに普及が少ないインバランス
保険を事業化する為のデータの提供及び、サービス化を検証。

インバランス保険：インバランスの発生頻度、平均損害額等を決める要素を特定し、保険組成可否を判定する。

【独自実証】

需給ひっ迫時の広域予備率活用の有効性：需給ひっ迫時に広域予備率を考慮した発電販売計画の作成及び蓄電池の充放電制御が有効かを検証する。

【独自実証】

三次調整力を見据えた電力制御
蓄電池併設型太陽光発電設備で需給調整市場への参入を想定し、1分値の細かな制御が可能かを検証する。

課題・テーマ実証
概要【独自実証】

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

自己託送率の向上：自己託送率の最大化を目的とした時のインバラン
スリスクとの兼ね合いと、蓄電池導入による向上効果を検証する。
低圧FIPの収益性の向上：低圧FIP発電所の電力販売先を、JEPX
市場×需給調整市場と、相対電源として小売電気事業者との2つに分け、収益性の確保がどの程度出来るか確認する。
エネルギーMIXでの自己託送検証：小水力発電、太陽光発電、汚泥を活用した消化ガス発電の３電源を活用し、自己託送率再エネ100％を目指しバーチャル実証を行う。

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

2

実証実施の体制図
体制・日本エネルギー総合システム株式会社がコンソーシアムリーダー兼再エネ等導入事業者として、RE100電力株式会社がアグリゲーターとして参加。実証協力者の上段5社がアグリゲーションシステム関連、あいおいニッセイ同和損保が保険の検討を担当。下段の4者が実証に使用する発電所等のデータ提供や分析を担当。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

3

実証スケジュールスケジュール

コンソーシアム運営

共通実証①インバランスの低減

共通実証②収益性の向上

独自実証①小売向け相対電源の確保

実証スケジュール

独自実証②自己託送率の向上

独自実証③低圧FIPの収益性の向上

4月

5月

コンソーシアム
発足

役割分担の
決定

6月

7月

8月

9月

10月

11月

Before

発電所建設

市場単価、発電データの収集

経済性の評価

通告値調整なし

通告値調整あり

市場単価・発電データの収集

市場販売パターンの分析

データ収集

発注

納品

AI市場価格予測システム（実験・補助金対象）

発注

開発

一部機能納品

開発

高圧発電所建設（実験・補助金対象）

発注・工事

蓄電池導入
（実験・補助金対象）

発注

Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

追加実証

追加実証

商品仕様の検討

事業性の検討

発電予測システム（実験・補助金対象）

日本エネルギー総合システム株式会社

5月

相対販売パターンの分析

データ収集

開発
（一部機能
先行使用）

社内体制の強化

成果報告

4月

追加実証

市場単価データの収集

発注

サイバーセキュリティ対策

検証結果
の分析

After①蓄電池なし、②蓄電池あり 市場価格予測システム使用

発注

各種対策の実施

3月

After①蓄電池なし After②蓄電池あり

蓄電池制御アグリゲーションシステム（実験・補助金対象）システム開発2月

1月

使用データに関する打ち合わせ
データの提供開始

実証方法の検討

独自実証④インバランス保険

独自実証⑤エネルギーMIXでの自己託送検証12月

・情報セキュリティ委員会発足（2022年5月）
・定期セキュリティ教育開始（同上）・ISMS取得（同7月）・ERABサイバーセキュリティトレーニング受講（2023年10月）
・コントロールルームネットワーク再構築（同8月）

納品

実証実験

追加実証

実証実験
実証実験

追加実証
実証実験

納品

追加実証

工事
工事

・新規設備の脆弱性の洗い出しと強化策の検討・実施
・昨年度導入システムの脆弱性の洗い出しと強化策の検討・実施

・新規設備・システムに関するプロジェクトチーム発足

次期導入システムのセキュリティ
対策検討プロジェクト発足

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

4リソース導入・確保結果
リソースの確保状況

システム一覧

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

5

前提となる考え方・条件■ビジネススキームごとのインバランスの特徴と予測タイミングの整理
今年度の実証では、具体的な事業化に向けた事業採算性や開発コストを明確にすることを目的としているため、具体的な事業スキームごとに実証方法を調整する。 FIPと自己託送のスキームそれぞれで、昨年度の実証結果や想定される運用中の課題を踏まえ、評価すべき
発電予測タイミングを設定した。

FIP
インバランス

蓄電池併設型のFIP発電所は、市場価格の高い時間帯に放電を行うが、放電の後半のコマで計画値と実績値の乖離により不足インバランスが発生しやすかった。（昨年度実証結果より）
a.スポット入札
前の発電予測値

b.調整市場入
札前の発電予測値

スポット締切自己託送
インバランス

自己託送用の発電所は、需要家用の発電BGで管理していくことから高い均し効果は見
込めず、発電計画・需要計画双方を提出する必要があることから、インバランスの低減が一層求められる。（本実証では発電計画におけるインバランスのみ集計）
c.実需給2時
間前の発電予測値

翌日計画締切Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

GC

調整市場
ΔkW入札開始

a.スポット入札
前の発電予測値

日本エネルギー総合システム株式会社

c.実需給4.5
時間前の発
電予測値

GC

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

6

実証概要（共通実証）
蓄電池の制御によりインバランスをゼロに近づけることを目標とした。After①の段階で発電予測精度を高める必要があるため、はじめに昨年度の実証の課題を踏まえて、発電予測モデルの改善を試みた。

①インバランスの低減

After①②考え方

After①蓄電池なし

After②蓄電池あり

・予測モデル、バイアス追加による精度の変化
・発電予測タイミングによる精度の変化
・均し効果の高い発電地点の組み合わせを比較分析して最も精度の高い発電予測手法を用いて評価することとする。

After①の発電予測値を参考に蓄電池の充放電計画を作成する。ここではインバランス量の適正値を見極める実証を行う。

評価単位

A

C

E

J

G

K

Q

Before
評価期間 After①
After②
コマ数
エリア

1カ月間
1カ月間
-

1日間
1日間

2日間
2日間

2週間
2週間
-

1カ月間
1カ月間
-

3週間
3週間
-

四国

四国

四国

昨年度
1か月間
1か月間
48コマ
四国

関西

中部

東京

Before
計画発電量実証を行う以前の発電予測値

After①蓄電池なし

c.実需給4.5時間前の発電予測値

実発電量

蓄電池なしの発電実績値

評価指標
(共通)

➢ 余剰/不足インバランス電力量（kWh）＝実発電量(kWh)－計画発電量(kWh)➢ 評価期間におけるインバランス量比率（%）• 余剰インバランス電力量の積算値÷余剰インバランス発生時の計画発電量の積算値×100• 不足インバランス電力量の積算値÷不足インバランス発生時の計画発電量の積算値×100

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

After②蓄電池あり

c.実需給4.5時間前の発電予測値をもとにした充放電計画
蓄電池ありの発電実績値

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

7

実証概要（共通実証）
After①発電予測精度の向上①インバランスの低減
予測モデルの評価

予測タイミングの評価

均し効果の評価

After②蓄電池による制御

発電予測精度の向上
本実証では、従来モデルと実証協力者提供のAIモデルのそれぞれの予測値と実績の誤差評価を行った後に、最も誤差の小さいモデルで予測タイミングの評価を行う。また発電地点の組み合わせの工夫による均し効果の向上も確認する。

項目
評価条件

評価指標

予測モデル・バイアス追加による精度の変化

予測タイミングによる精度の変化

均し効果の高い発電地点の組み合わせ

➢

従来モデル

➢

前日7時30分

➢

1発電地点

➢

AIモデル

➢

前日11時

➢

2発電地点

➢

当日4.5時間前➢

・・・8発電地点➢ 二乗平均誤差率(%)：

𝑛𝑅𝑀𝑆𝐸 = 1 −

1

1 𝑁
2
σ
𝑁 𝑘=1(P𝑟𝑒𝑣𝑘 −𝑂𝑏𝑠𝑘 )𝑃𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙

変数

説明

P𝑛𝑜𝑚𝑖𝑛𝑎𝑙

PCS定格出力

P𝑟𝑒𝑣𝑘

あるコマにおける発電予測値

𝑂𝑏𝑠𝑘

あるコマにおける発電実績値

𝑁

コマ数(単位：30分間)

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

実績値と予測値の誤差の二乗の和の平均値を、PCSの最大出力量(kWh/30分)を割ることによって算出される。
実績値と予測値の誤差が小さくなると、誤差率が低くなる。

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

8実証概要（共通実証）
After①発電予測精度の向上①インバランスの低減
予測モデルの評価

予測タイミングの評価

均し効果の評価

After②蓄電池による制御■発電予測値の対象・更新頻度
AI発電予測システムでは、実証協力者のもと各発電所における72時間後までの発電量予測の生成と30分ごとの更新がされている。

予測対象

発電所評価単位ごと

予測内容

72時間先までの発電量

現状、毎週実績データの追加更新を手動で行い精度の向上を図っているが、今後はこの作業を自動化し、さらに実績データ追加更新の頻度を高めることによる発電予測精度を上げる。
また、連系直後においては過去実績データがなくとも、個別の発電所情報をもとに精度の高い発電予測が可能である。

更新頻度

30分毎

1．予測モデルの評価

5つの評価単位に対して、前日7:30の時点での従来モデル・今年度のAIモデルそれぞれの予測値と実績の誤差評価を行った。
※発電所G、K、Qに対して、昨年度実証対象ではないため、AI予測値を用いなかった場合の従来の予測値を用いることとする。

Before
従来モデル

After①
AIモデル

2023/11/16~2023/12/15

19.12%

13.13%

J

2024/2/2~2024/3/3

10.73%

11.47%

G

2023/11/16~2023/11/30

15.24%※

9.30%

K

2023/11/16~2023/12/15

11.09%※

8.37%

Q

2024/1/26~2024/2/26

13.07%※

9.24%

評価単位

期間

A

昨年度
実証対象

評価指標

nRMSE

当AI発電予測システムは、実績データ更新後、それを基にした発電予測値の生成が短時間で可能なため、随時学習データの蓄積を行い発電予
測精度の向上を図った。その結果、J発電所を除く発電所において短期間であっても、Before 従来モデルを上回る発電予測精度を記録した。
発電所Jにおいては、低圧で発電所Qのように均し効果がないこと等の原因により、当期間においてBefore 従来モデルを上回る発電予測精度の向上はなかったが、引き続き学習データを蓄積し、精度の向上を図る。
日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

9実証概要（共通実証）
After①発電予測精度の向上①インバランスの低減
予測モデルの評価

2．予測タイミングの評価

昨年度
実証対象

予測タイミングの評価

均し効果の評価

After②蓄電池による制御

予測モデルの評価の結果、After①AIモデルを予測タイミングの検証対象とし、発電予測値の予測誤差を3つの予測タイミングで比較した。
※括弧中は昨年度の結果

対象

期間

A

評価指標

前日7:30

前日11:00

当日4.5時間前

2023/11/16~2023/12/15

13.13%

13.44%

13.42%

J

2024/2/2~2024/3/3

11.47%（※10.73％）

11.65%（※10.40％）

9.77%（※10.25%）G

2023/11/16~2023/11/30

9.30%

9.00%

8.67%

K

2023/11/16~2023/12/15

8.37%

8.33%

7.74%

Q

2024/1/26~2024/2/26

9.24%

8.84%

5.69%

nRMSE

最も誤差が小さかったのは発電所Qの実需給4.5時間前で5.95%であった。理由としては、複数発電所を束ねることによる均し効果が大きいとみている。
Aを除くすべての対象の発電予測精度が高くなった。また、Aを除き実需給コマに近づけば近づくほど発電予測精度は高くなった。
Aについては、予測精度が低下したというよりはあくまで誤差の範囲内であり、特に予測精度としては変化がなかったといえる。
今後、向上のために引き続き学習データの蓄積を継続する。

2023/11/20の発電所Kの誤差率
7コマ前から動きが激しくなるが、最終的には高い予測精度に落ち着く傾向がある。

(コマ)3日前
日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

2日前

1日前

実需給

予測誤差率
＝インバランス/発電実績/PCS*100％

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

10

実証概要（共通実証）
After①発電予測精度の向上①インバランスの低減
予測モデルの評価

予測タイミングの評価

均し効果の評価

After②蓄電池による制御

3．均し効果の評価 結果
今年度実証

昨年度実証
発電所単位

PCS計(kW)

予測誤差率

発電所単位

PCS計(kW)

nRMSE

①

49.5

16.55%

Q1

49.5

10.55%①+②

202.9513.10%

Q1+Q2

148.5

13.78%①+②+③

252.4511.10%

Q1+Q2+Q3

396

5.78%

①+②+③+④296.749.22%①+②+③+④+⑤

544.24

8.57%

(kWh)

(kWh)

Q1とQ1~Q3の平均予測と実績をグラフで示した通り、Q1のnRMSEが10.55%だったのに対して、Q1~Q3のnRMSEは5.78％になったことから、均し効果があることを確認できた。
また、昨年度の8.57％と比較して、今年度の発電予測精度が向上することを評価できる。
日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

11

実証概要（共通実証）
After①発電予測精度の向上①インバランスの低減
予測モデルの評価

予測タイミングの評価

均し効果の評価

After②蓄電池による制御■蓄電池による制御方法
今年度制御方法[改善前][改善後1]

昨年度制御方法

今年度制御方法[改善後2]

日の出、日の入の時間帯に充電するとともに、2時 [改善前] 30分毎に最新の予測値＋補正を反映、 [改善後2] 不足インバランス回避のため、午前中
蓄電池残量分4.5時間先に放電
間ごとに充電から放電へと変えていくことで小さい容に蓄電池の残量が半分に達するまで量の蓄電池で制御するよう努めた。
充電、日の入までに残量ゼロになるよう[改善後1] 不足インバランス回避のため、1.5時間に放電するように変更
先に放電するように変更■結果
After①蓄電池なし

Before蓄電池あり[昨年度結果]After②蓄電池あり[改善前]

After②蓄電池あり[改善後1]

After②蓄電池あり[改善後2]

kWh

%

kWh

%

kWh

%

kWh

%

kWh

%

余剰IB

13.33

10.13%

2.87

2.65%

0.00

0.00%

0.30

0.23%

0.00

0.00%

不足IB
対象日数

34.67

24.06%

6.00

12.13%
15日

12.50

23.36%
3日

43.00

30.07%
3日

0.00

0.00%

発電所E

After①蓄電池なし

After②蓄電池あり[改善後2]

kWh

%

kWh

%

余剰IB

161.0014.14%

0.00

0.00%

不足IB
対象日数

26.00

2.28%

0.00

0.00%

発電所J

30日

1日

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

1日

1日

After①蓄電池なし

After②蓄電池あり[改善後2]

kWh

%

kWh

%

余剰IB

16.00

0.38%

0.00

0.00%

不足IB
対象日数

1756.50
42.23%
2日

323.5012.36%
2日

発電所C

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

12

実証概要（共通実証）①インバランスの低減
蓄電池なし

発電所J
2023/1/26
Before余剰IB
不足IB

After②蓄電池による制御

kWh
3
2

%
1.89%
1.45%

蓄電池あり
発電予測＜＜発電実績となり、発電時間帯に放電をできず、蓄電池残量はす
べて日の入後に放電を行った。
充電時間を短縮するために、より発電精度を高める必要がある。

2024/2/22

余剰IB
不足IB

After②[改善前]
kWh
%
0
0%
15
30.61%

30分毎に最新の予測値＋バイアスを反映して、蓄電池残量分4.5時間先にすべて放電、その間に発電計画変更できなかったため、不足インバランスが発生した。

2024/3/7
After②[改善後1]
kWh
%
余剰IB
不足IB

1
62

0.35%
21.95%

2024/3/14
After②[改善後2]
余剰IB
不足IB

kWh
0
0

%
0%
0%

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

不足インバランス回避のため、1.5時間
先にすべて放電するように変更したが、午前中に天気の不安定で発電量が低く、不足インバランスが発生した。

午前中に天候の変化の影響を最大限に減らすため、発電計画値を少なめに設
定し、充電を行った。その後、残量が蓄電池容量の半分を超えてから、30分毎に1.5時間先に放電を行った。
その結果、インバランスを発生せず、回避できることを確認した。
本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

13

実証概要（共通実証）
SII定義の共通評価指標に基づいた評価結果①インバランスの低減
発電所A

Beforeインバランス回避評価結果

・余剰/不足インバラ
ンス電力量(kWh)
評価指標・インバランス量比率（％）

余剰インバランス(1年当り）
11月～12月
不足インバランス（１年当り）
11月～12月
余剰インバランス(１年当り）
11月～12月
不足インバランス（１年当り）
11月～12月

最終の共通実証リソース

1

余剰インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
余剰インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）

10,645249.9
139,934
249.9
3.49
249.9
45.82
249.9

発電所J

Beforeインバランス回避評価結果

・余剰/不足インバラ
ンス電力量(kWh)
評価指標・インバランス量比率（％）

余剰インバランス(1年当り）
2月～3月
不足インバランス（１年当り）
2月～3月
余剰インバランス(１年当り）
2月～3月
不足インバランス（１年当り）
2月～3月

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

最終の共通実証リソース

2

余剰インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
余剰インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力
（ｋW）

4,062
49.5
34,145
49.5
4.48
49.5
37.70
49.5

After①
レベル１

レベル２

After②

レベル３

レベル４

レベル１

レベル２

レベル３

レベル４

-

-

-

-

レベル３

レベル４

1
-

-

-

3,848
249.9
145,666
249.9
1.21
249.9
45.81
249.9

After①
レベル１

レベル２

After②

レベル３

レベル４

レベル１

レベル２

2
-

-

-

9,270
49.5
11,332
49.5
14.82
49.5
18.11
49.5

2
-

-

-

0
49.5
0
49.5
0
49.5
0
49.5

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

14

実証概要（共通実証）
SII定義の共通評価指標に基づいた評価結果①インバランスの低減
発電所C

Beforeインバランス回避評価結果

・余剰/不足インバラ
ンス電力量(kWh)
評価指標・インバランス量比率（％）

余剰インバランス(1年当り）
5月
不足インバランス（１年当り）
5月
余剰インバランス(１年当り）
5月
不足インバランス（１年当り）
5月

余剰インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
余剰インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）・余剰/不足インバラ
ンス電力量(kWh)
評価指標・インバランス量比率（％）

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

レベル２

レベル３

-

-

-

-

レベル１

レベル２

レベル３

58,765
125
9,490
125
14.27
125
2.31
125

レベル１

レベル２

-

-

-

0
125
0
125
0
125
0
125

レベル３

レベル４

After②

レベル３

レベル４

レベル１

レベル２

1
-

-

-

レベル４

1

After①

最終の共通実証リソース
余剰インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
余剰インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力
（ｋW）

レベル４

1

Before余剰インバランス(1年当り）
4月
不足インバランス（１年当り）
4月
余剰インバランス(１年当り）
4月
不足インバランス（１年当り）
4月

レベル１

After②

最終の共通実証リ
ソース

発電所E
インバランス回避評価結果

After①

-

5,840
249.9
641,123
249.9
0.38
249.9
42.24
249.9

1
-

-

-

0
249.9
118,078
249.9
0
249.9
12.36
249.9

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

15

実証概要（共通実証）
SII定義の共通評価指標に基づいた評価結果①インバランスの低減
発電所G

Beforeインバランス回避評価結果

・余剰/不足インバラ
ンス電力量(kWh)
評価指標・インバランス量比率（％）

余剰インバランス(1年当り）
11月
不足インバランス（１年当り）
11月
余剰インバランス(１年当り）
11月
不足インバランス（１年当り）
11月

最終の共通実証リソース

5

余剰インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
余剰インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス比率(％/年
利用可能な平均出力
（ｋW）

1,509
200
144,589
200
0.61
200
57.99
200

発電所K

Beforeインバランス回避評価結果

・余剰/不足インバラ
ンス電力量(kWh)
評価指標・インバランス量比率（％）

余剰インバランス(1年当り）
11月～12月
不足インバランス（１年当り）
11月～12月
余剰インバランス(１年当り）
11月～12月
不足インバランス（１年当り）
11月～12月

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

最終の共通実証リソース

3

余剰インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
余剰インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）

211,670749.9
150,602
749.9
22.52
749.9
16.02
749.9

After①
レベル１

レベル２

After②

レベル３

レベル４

レベル１

レベル２

レベル３

レベル４

-

-

-

-

5
-

-

-

1,326
200
84,045
200
0.70
200
44.47
200

After①
レベル１

レベル２

After②

レベル３

レベル４

レベル１

レベル２

レベル３

レベル４

-

-

-

-

3
-

-

-

70,197749.9
150,808
749.9
6.49
749.9
13.94
749.9

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

16

実証概要（共通実証）
SII定義の共通評価指標に基づいた評価結果①インバランスの低減
発電所Q

Beforeインバランス回避評価結果

・余剰/不足インバラ
ンス電力量(kWh)
評価指標・インバランス量比率（％）

余剰インバランス(1年当り）
2月～3月
不足インバランス（１年当り）
2月～3月
余剰インバランス(１年当り）
2月～3月
不足インバランス（１年当り）
2月～3月

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

最終の共通実証リソース

11

余剰インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス結果(kWh/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
余剰インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）
不足インバランス比率(％/年)
利用可能な平均出力（ｋW）

188,113396
67,490
396
31.57
396
11.33
396

After①
レベル１

レベル２

After②

レベル３

レベル４

レベル１

レベル２

レベル３

レベル４

-

-

-

-

11
-

-

-

30,882396
64,429
396
4.12
396
8.59
396

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

17

実証概要（共通実証）①インバランスの低減

今年度の課題とその対策①予測精度の向上
課題• 前年度より、発電予測精度向上の実証を行ってきたが朝夕、雨天時の発電予測値と実績値にばらつきが多く発生していたため、データ分析を行った結果、日射量が高いとバラツキが減少し、日射量が低いほど分散傾向が大きくなることが判明し、今回はシステムに二つの補正機能を追加し予測精度の向上を試みたがサンプル数が少なく高精度のマッチングができなかった対策• BGごとに設定可能な補正値の精度を高めるため、高圧発電所を中心に補正実績のデータ収集を実施、毎月分析を行う。
• 1年後、各発電所毎に月毎の補正値データベース化を実施する。
• 月ごとの補正値が自動で設定されるようシステム改修を行う。

②蓄電池制御によるインバランス低減
課題• 前年度は低圧発電所での実証だったため、規模感が小さく、収益性向上のための充電量を確保しながら、インバランス低減の部分の充放電容量の割合と充放電のタイミング構築が出来ていない。

対策• 基本的には市場売電は50kWh単位のため、蓄電池での放電をこの単位にそろえて新たな計画方法を構築する。
• 今後、蓄電池併設の高圧発電所を用いての、発電所単独でのインバランス実証が終了した後、同エリア内の発電所群を1BGとし、運用方法の大規模化を図る。

③発電計画システムの対応
課題• 昨年度よりの継続となるが蓄電池内の最終電力残量の処理方法の確立が出来ていない対策• 基本的には市場での売電目的であり放電量は50kWh単位での運用となる。
• 今後、蓄電池併設の高圧発電所を用いて、50kWh単位での充放電処理の確立を図る。

④発電予測システム導入の経済性
課題• BG内で運用する発電所数の増加による予測精度向上（均し効果）は見られるものの、それに見合った予測データ提供の料金体系になっていない。対象発電所の容量合計(kW)に応じたサービス費用となっている。

対策• 予測データ提供事業者によって料金体系は異なるが、例えば発電所数の増加により参照する気象情報の地点数を減らすことが出来れば、サービス費用は下がるものと考えられる。予測精度の向上のためにサービス費用が増加すれば経済性はないので、引き続き発電事業
者・アグリゲーターにとって適切な料金体系を提案していく。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

18

実証概要（共通実証）
FIP収入の最大化のためには、精度の高い発電予測をベースに、30分コマ毎により高い価格の市場に販売していく必要がある。本実証に向けては実証協力者のもと、AIによる市場価格予測システムを開発、改善してきた。

②収益性の向上
評価単位

A

C

評価期間

3週間

1日間

基準価格

10円

10円

計画値
販売先
評価指標
(共通)

評価指標
(独自)

蓄電池がない状態では、前年度の実証のロジックと今年度のAI市場価格予測システムの価格予測の精度を比較検証する。
蓄電池の導入後は単価の高い時間帯にピークシフトが可能となるため、収入は向上すると考えられ、蓄電池導入メリットの検証を行う。
さらに、調整市場の三次調整力②参入による蓄電池導入メリットの拡大も議論する。

BeforeAfter①蓄電池なし

After②蓄電池あり昨年度と同じように前日
あるいは前週の単価を参照する

共通実証①で検討した発電予測手法に基づいて計画を立てる

After①の発電予測値を参考に蓄電池の充放電計
画を作成するスポット市場、時間前市場の単価の高い方

スポット市場、時間前市場、需給調整市場の単価の高い方➢FIPとしての収入額（円）＝売電収入＋プレミアム収入＋インバランス料金損失➢

FIPとしての収入単価（円/kWh）＝（売電収入＋プレミアム収入＋インバランス料金損失）÷総発電量➢

FIT制度における2022年度の買取単価を適用した場合の収益

➢

売電収入
パターン

(1) AIが予測するFIP収入の期待値(2) AIの予測した結果得られたFIP収入の実績値(3) AIの予測が100%的中していた場合のFIP収入の実績値

単価

売電先の市場

AI予測値
実績
実績

AI予測により最も高かった市場
AI予測により最も高かった市場
実際に最も高かった市場

販売先は、スポット市場、時間前市場に加え、調整市場三次調整力②も含める。
ただし、調整市場のアセスメントを考慮した短周期での実績取得・確認は行わないものとする。
日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

19

実証概要（共通実証）②収益性の向上

昨年度の課題とその対策①発電予測精度によるインバランス
課題• 実証期間中の発電予測精度は新モデルのAIモデルで対応しているが、データの更新が短期間で行っているため、求められる精度には達していない。

対策• 今年度の共通実証①を経て、求められる発電予測精度に達したと判断している。

②充放電間のインバランス• 昨年度は充電領域、放電領域を設定したが、15:00までを充電領域とした場合の課題は以下の通り。

課題対策①夏季で日射時間が長い場合、15:00以降も十分に発電を行っているため、電力量に計画値と実績値の乖離によりインバランスが発生する。
②雨天など、発電量が少ないため、蓄電池の容量が満杯にならない状態で充電が終了するため
15:00以降の発電量がスポット単価に関係なく放出されるため経済的な無駄が発生する。
• 収益性の向上のためAI市場価格予測システムによる市場価格の安いコマから充電、高いコマに放電を行うという方式をとり充放電の時間帯設定をなくした。
• 発電量予測に対するAI市場価格予測による充放電計画では、発電予測に対して発電実績が不足することにより放電計画に最低限必要な充電量とならない可能性があるため、今後も継続して発電予測精度の向上を図る。

③最終放電コマのインバランス
課題• スポット市場での販売を前提に計画を作成した場合、最終コマでの充電量が正確でないため、インバランスが発生する。

対策• 発電予測精度向上に伴い、当日実績を踏まえた充放電計画の修正はあまり意味は成さなくなってきたが、時間前市場の単価予測が可能となったことで、最終的に蓄電池残量を読み取り、時間前市場の単価が高いコマでの放電ができるシステム改修を目指す。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

20

実証概要（共通実証）②収益性の向上■結果（スポット・時間前市場）
項目

Before(円)

After①After②発電所C（2024/5/5）

売電収入

41,811

23,52135,044■市場価格

プレミアム収入

41,04324,35923,494

インバラ料金損失-11,035-11,035-1,334

FIPとしての収入額

71,81936,84457,204

FIPとしての収入単価

20.0

10.3

15.9

FIT単価を適用した場合の収益

35,89025,02024,590■結果（＋調整市場）■発電計画と発電・充放電実績

売電収入

35,673

FIPとしての収入額

57,833

FIPとしての収入単価

16.1

改善点：蓄電池容量を増やす。14時の時点でSOCが100%に達し、計226kWhを捨てることになってしまった。
②では蓄電池を活用することにより①と比較して収入単価
は5.00円/kWh増加した。
さらに需給調整市場三次調整力②に入札を行ったことで収入額が1kWhあたりでみると0.20円/kWh増加した。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

21

実証概要（共通実証）②収益性の向上■市場価格予測の精度検証
以下の3つのパターンで売電収入/FIP収入を計算し、市場価格予測の精度を収益の観点から検証する。
パターン

単価

売電先の市場

AI予測値

AI予測により最も高かった市場(2) AIの予測した結果得られたFIP収入の実績値

実績

AI予測により最も高かった市場(3) AIの予測が100%的中していた場合のFIP収入の実績値

実績

実際に最も高かった市場(1) AIが予測するFIP収入の期待値■実証期間中におけるパターン別売電収入の比較（1）と（2）の比較では、AI市場価格予測シス
テムの予測値は実績に比べて高いことが分かった。
このとき[AI予測により最も高かった市場]は同じだ
が、計算する単価が予測値のほうが高かったため（1）＞（2）という結果となった。
（3）が高い理由として、（1）と（2）の比較で予測値のほうが若干高いことが分かったが、それでも[実際に最も高かった市場]を精度よく選択し販売することが最も収益性を高めることができると改めて
分かった。
パターン

売電収入

達成度

(1)
(2)
(3)

603,097 円
539,216 円
912,288 円

66％
59％
100％

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

そのため、単価そのものの予測精度も大切だが、最安値、最高値、その次の安値高値…など、価格
カーブのトレンドに追従するような予測精度が求められる。

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

22

実証概要（共通実証）②収益性の向上■市場価格予測の精度検証結果
市場価格予測精度の評価指標として、WAPE（重み付き絶対誤差率）を用いる。
「最良の選択をした場合の収益の合計」を分母、「最良の選択と、AIによる選択の収益の差の合計」を分子に置いた数値であり、AIが最良の選択をし続けた場合、WAPEは0%となる。

yi,t - ポイント (i,t) での観測値

ŷi,t - ポイント (i,t) での予測値

スポット市場

最高値予測

最安値予測

プライス予測

改善前結果

4.69%

60.22%

20.9%

改善後結果

2.49%

58.92%

20.6%

時間前市場

最高値予測

最安値予測

プライス予測

結果

8.9%

21.0%

16.1%

コマ内の変動を考
慮した場合

9.8%

1090.2%

17.2% / 40.4%（高値 / 安値)

三次調整力②ΔkW 最高値予測

最安値予測

プライス予測

改善前結果

34.5%

ー

134.7%

改善後結果

31.9%

ー

110.8%

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

最高値予測の精度が特に高い。日次単価水準の予測時に参照する期間を7日間から14日間に延長するハイパーパラメータ調整を行ったことで予測精度の向上が見られた。

平均単価の予測に対しては一定の精度を発揮した。
ただし、コマ内の変動を考慮した場合の精度には課題があり、特に30分コマの一次的にでも0.01円となるコマの予測は難しい（誤差率が1090%と大きな値を取る）。スポット市場の単価を参照して予測するモデルを作成したものの、精度向上にはつながらなかった。
「平均落札価格（電源属地別）」の分析についての結果。
AIはすべてのブロックにおいて満遍なくプライス予測精度を向上することが可能。改善後は、エリア毎に参照する直近データの日数を変更することで精度が向上することを確認した。

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

23

実証概要（共通実証）
SII定義の共通評価指標に基づいた評価結果②収益性の向上※対象期間は１年未満であるが、収入額の結果は１年分に換算している。

発電所A

After①
Before

収益向上評価結果
・FIPとしての収入額(円）
2月～3月

評価指標

レベル１ レベル２

レベル３

レベル４ レベル１ レベル２

収入額結果
(円/年)

-

-

-

7,670,615---

8,851,627

-

249.9

-

-

249.9

-

-

-

249.9

-

-

-

21.74

-

-

-

25.09

-

-

-

249.9

-

-

-

249.9

-

249.9

1

After①
Before・FIPとしての収入額(円）5月

Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

レベル１ レベル２

After②

レベル３

レベル４ レベル１ レベル２

レベル３

レベル４

最終の
共通実証リソース

1

収入額結果
(円/年)

-

-

-

13,448,128

-

-

-

20,879,449

-

249.9

-

-

249.9

-

-

-

249.9

-

-

-

10.27

-

-

-

15.94

-

-

-

249.9

-

-

-

249.9

-

利用可能な平均出力（ｋW）
収入単価結果・FIPとしての収入単価(円/kWh) (円/kWh)（1年）
5月
利用可能な平均出力（ｋW）

日本エネルギー総合システム株式会社

レベル４

1

利用可能な平均出力（ｋW）
収入単価結果・FIPとしての収入単価(円/kWh) (円/kWh)（1年）
2月～3月
利用可能な平均出力（ｋW）

収益向上評価結果

レベル３

最終の共通実証リソース

発電所C

評価指標

After②249.9

1

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

24

実証概要（共通実証）②収益性の向上

今年度の課題とその対策①市場価格予測精度の向上
課題• 昨年度はスポット市場の前日価格を参照して価格予測を行っていたが、今回は調整市場参入を見据え新たに価格予測システムの導入を行った。実績値と、AIの予測が100%的中していた場合のFIP収入とのずれが大きく、価格予測精度の向上が求められる。

対策• スポット市場予測：気象情報の活用、特にエリアの日射量の取得による精度向上を実施する。
• 時間前市場予測：スポット市場との連動性を適切に捉えた改善モデルの開発を行う。
• 現在予測にインプットするデータを、常に直近の実績値とし予測値の更新をできる仕組みに変えていく。

②時間前市場を販売先とした際の市場価格・発電予測タイミング
課題• 時間前市場を販売先とする際、c(4.5時間前)のタイミングでAI市場価格予測システムより単価情報を取り込むことが最適かどうか対策• 実需給コマに近づけば近づくほど予測精度は上がるが、約定可能性は低くなる特性がある。それに対して30分毎の発電予測精度、時間
前市場GCから何コマ前までが約定可能性が高いかを引き続き検証し総合的な観点から最適なタイミングを決定する。

③アグリゲーションロジックによる最適な充放電計画と販売先の決定
課題• 現時点でのロジックをもとに市場価格予測値、発電予測値を参考とした充放電計画・販売先市場の決定を行っている。最大収益を獲得するためにさらにロジックを更新し最適化していくことが必要。

対策• 引き続き同じ形でケーススタディを繰り返す。様々な事例や結果から学び改善を図る。

④収益最大化となる設備仕様の検討
課題• 今年度の実証では、蓄電池併設の発電所実機が少なく、AC容量、DC容量、蓄電池容量の適正値を検討することができなかった。

対策• 特に高圧の発電所CとEは過積載率が高いため、日射量が多い場合に、午前中の早い段階で蓄電池が満充電となり、蓄電池を有効に活用できているとはAC容量言えない。この場合、蓄電池の容量を増やすか、過積載率が低くなるように
DC容量
パワーコンディショナーの増設を実施すべきである。
• 過積載率・蓄電池容量の様々な組み合わせで検証を重ね（バーチャルでも実施可能） 過積載率
蓄電池併設太陽光発電所において初期投資と市場販売の蓄電池容量バランスを見いだし最適な経済性を持った設備仕様を標準化する。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

発電所C

発電所E

249.9

125

622

223

249%

178%

663

442

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

25

実証概要（独自実証）
燃料価格の影響を受けにくい太陽光発電所に蓄電池を併設することによって、小売電気事業者向けの相対電源として販売することを目的に課題を整理した上で、その量や時間帯によってパターンを作成し、経済性の評価を行う。

①小売向け相対電源の確保
評価単位

A, J

評価期間

1か月単位

評価指標
(独自)

➢

スポット市場調達金額(円)：スポット市場単価×時間前調達量➢ 創エネコスト(円)：発電コスト(円/kWh)×発電量(kWh)※太陽光発電コスト(円/kWh)もしくは蓄電池併設太陽光の発電コスト(円/kWh)を用いる

■比較対象

■初期段階

■太陽光導入段階

ベースで相対電源を確保しているが、需要量の全量をカバー出来ておらず、残りはスポット市場で調達している。

太陽光を導入するが、天候によって調達量が変動する。

■蓄電池充放電後
パターン①
午後の時間に需要量を超えない最大のkWで放電を行うように充放電計画を立てる。

■蓄電池充放電後パターン②
なるべく長時間に渡って放電を行う
ように充放電計画を立てる。

■前提、評価単位と実証レベル
発電側：充放電制御の対象とするのは発電所Jのみである（レベル4）。
B～Fが稼働したことを想定して、Ａの実績をPCS容量に合わせて仮想的に拡大しPV実績を作った上で、充放電の結果はJの動きと合わせて仮想的に拡大した（レベル2）。
需要側：複数需要家の平日の需要量を想定した
日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

26

実証概要（独自実証）①小売向け相対電源の確保
パターン①(2024/2/27)■初期段階■太陽光導入段階■蓄電池導入段階■発電所Jにおける実績
太陽光導入段階では、午前中に不足インバランス、午後に余剰イン
バランスが発生し、結果的にインバランス料金はマイナス（利益）となった。
蓄電池導入段階では、充放電によりインバランスが発生しなかった。
しかしPV予測＜PV実績となり、結果的に蓄電池残量がある状態で１日が終わり、太陽光導入段階と比べて発電実績が小さくなった。
初期段階
発電計画
発電実績
スポット市場調達量①スポット市場調達金額②インバランス料金(全体)③インバランス料金(太陽光の予測誤差由来)④ミドル電源調達費用上限（②＋③ー①）
調達限界費用(円/kWh)（④÷発電実績）
日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

00
13,250105,665-7,7840

太陽光導入段階 蓄電池導入段階
6,156
5,669
6,299
5,669
7,050
7,550
60,80264,487-5,475-7,4371,823
043,03941,1786.83

調達限界費用は、太陽光導入段階(6.83円/kWh)＜蓄電池導入段階(7.26円/kWh)となった。
蓄電池を併設することで、太陽光発電所単体と比べて、午後のスポット単価の比較的高い時間帯に放電することが出来ている。

7.26

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

27

実証概要（独自実証）①小売向け相対電源の確保

昨年度の結果も踏まえた、今年度の課題と対策

昨年度の実証では需要量が増加したことを想定した時に、ミドル電源としての太陽光発電所に蓄電池を併設すべきか否か、蓄電池の導入費用はどうあるべきかを検討した。
その際に想定した太陽光発電量1kWhあたりの発電コストと、太陽光に加えて蓄電池を導入した場合の発電コストは右の通りである。
それらと比較した場合、今回の実証の結果で得られた調達限界費用(円/kWh)は、太陽光導入段階、蓄電池導入段階のいずれにおいても下回っている。したがって、太陽光や蓄電池を用いたミドル電源の費用対効
果はないという結論となる。課題は以下の通り。

太陽光
昨年度

今年度

太陽光＋蓄電池
昨年度

今年度

発電コスト

7.34円/kWh15.87円/kWh 12.06円/kWh

償却年数

25年

25年

費用

14.5万円/kW

8.7万円/kW

6.6万円/kW①ミドル電源の最低契約期間
課題• 今年度は時間前市場、スポット市場ともに昨年度と比べて安値で推移していたため、ミドル電源の費用対効果が出なかった。

対策• ミドル電源として相対契約を結ぶ場合、長期的な価格予測に基づいて適切な取引価格を設定するとともに、ミドルの時間を夕方のみにする②ミドル電源のシェープ（時間帯・量）課題• 今年度はミドル電源の2つのシェープを想定して実証を行い、市場価格の傾向が異なるため比較はしづらいが、パターン②の方が調達限界
費用が高い結果となった。パターン①は長時間にわたり一定の出力を供給するもので、相対市場で一般的なシェープであるのに対して、パ
ターン②は独自にカスタマイズされたシェープである点で、ニーズのあるシェープを検討する必要がある。

対策• パターン②は一般的なシェープでないものの、スポット市場の価格が高騰しやすい時間帯をカバーしていることから一定のニーズはあるものと考えられる。今回はベース電源がすでに入った想定であったが、様々なパターンを想定して試験的に相対市場へ売りに出してもよいと考える。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

28

実証概要（独自実証）
自己託送は通常の非FIT発電所とは異なり、発電販売計画・需要調達計画および部分供給②自己託送率の向上

通告値の提出が必要であり、インバランスリスクが大きい。一方で、需要家は電気料金の削減と再エネ調達比率の向上のため、自己託送と認められる電力量の最大化を求める。本実証では、発電予測値を基に通告値を作成する上でバイアス（補正値）を加えることで、インバランスの抑制と自己託送率の向上の両立を図る。
発電所種別

自己託送発電所

評価単位

K

L&M

評価期間

3.5カ月間

1か月間

評価指標
(独自)

➢

自己託送率＝自己託送の需要実績÷全体の需要実績×100％➢

余剰インバランス電力量の積算値÷余剰インバランス発生時の計画発電量の積算値×100➢

不足インバランス電力量の積算値÷不足インバランス発生時の計画発電量の積算値×100■自己託送における通告値

通告型部分供給による自己託送におけるベース供給部分の需要実績は、通告値と地点全体の需要実績の小さい方となる。よって通告値を大きめに作成すると、自己託送率が向上するが、発電側において不足インバランスが発生するという関係性にある。

日射量に応じた発電予測値の傾向として、日射量が少ない
場合、予測＞実績となる日が多く、逆に日射量が多い場合
は予測＜実績となる日が多い。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

29

実証概要（独自実証）
結果②自己託送率の向上

右のグラフは、１日の日射量の最大値を横軸として、不足・余剰インバランス量を示したものである。

小

日射量

大

(1)初期

発電所K（2023/11/16~2024/2/29）
不足
余剰
自己託送
インバランス率 インバランス率
実績
(1)初期

17%

8%

23%

(2)バイアス過去実績

6%

27%

18%

(3)バイアス手動

8%

13%

24%

(2)バイアス過去実績

インバランス量の変化(1)もともとバイアスをかけない状態においては、全体として不足
インバランス量が多く、特に日射量の少ない日においてその傾向が強いと言える。
(2)予実の誤差を埋めるために算出したバイアスを適用すると、逆に余剰インバランスに大きく振れ、日射量の少ない日のインバ
ランスが不足から余剰に転じた。

(3)バイアス手動(3)手動により設定したバイアス値は、(1)で多く発生していた
日射量の少ない日における不足インバランスが解消され、日射量によらず満遍なくインバランスが分布している。
自己託送率を踏まえた総括(3)では自己託送率を高めるとともに、インバランスを低減することができた。
日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

30

実証概要（独自実証）②自己託送率の向上

課題と対策

発電所K（2023/11/16~2024/2/29）
下のグラフは先のものとは異なり、7:00時点の不足・余剰インバランス量を時系列に並べたものである。

バイアス値の更新頻度
太陽光発電所の発電量には、日照時間と日射量が大きく影響し、これは季節によって変動する。

課題

例えば日の出の時間を分析すると、11月から2月の間では、日の出が最も遅くなる1月上旬において、日射量が少ない傾向にある。日射量は11月と2月にばらつきが大きい。
(1)初期：11・12月に比べて、1・2月に全体としてインバランスが多い(2)バイアス過去実績：11月と2月に余剰インバランスが多い(3)バイアス手動：1・2月において不足インバランスが多い対策

今後、実証にて導いたバイアス値（(3)バイアス手動）を適用し、以後毎月見直しを入れるとともに、1年たまった時点でデータベース化していく。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

31

実証概要（独自実証）③インバランス保険

評価単位

A,B,C,D,E,F,G,J,K,L,M

評価期間

1日～3週間

背景・課題• 需給ひっ迫時に不足インバランスが発生した場合、多額のインバランス費用が必要となる。事業継続が不可能となるリスクを避ける役割としてインバランス保険の開発を目指す。
• 保険商品開発にあたり、リスクを推定するための情報を本年度獲得予定。提出した計画発電量（予測量）を超える可能性（頻度）やその金額の規模、ひいては予測量の妥当性を踏まえ、保険商品組成足り得るかを検証する必要がある。

ゴール• 実証実験を通じて、保険料算出に必要となるファクター（想定するのは立地、天候、モジュール性能、蓄電池の有効性
等）を明確化し、最重要となる計画値の妥当性を適正に評価する手法を確立する。
• FIP制度やインバランス精算の仕組み等、実態に沿った有効性を内包しつつ、保険引受上でも過度なリスクを取り過ぎず、安定的な商品が開発できるよう、保険の設計内容（補償）の最適化を図る。
• 蓄電池導入によるインバランス改善効果を検証、定量化する。
• 今回は実機データ面の制約等もあり、要件の検討にとどまったが、今度も検討を継続していく方針。

方法• 妥当な計画値の算出方法を確立• 発電計画値に沿った形での実証実験・シミュレーション• ロスデータを蓄積し、事故発生頻度や最大損害額等を把握、補償条件や料率を決定

リソース• 実証①～⑤までの実績データ（計画値、実績値等）

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

32

実証概要（独自実証）③インバランス保険■スキームイメージ
平時

事故発生

case2
ペナルティコスト請求
保険 金支払保険会社

case1
設備に異常無く、発電・充電予測も正常に稼働して安定的に運用できている。
高額なインバランスも発生しない。

設備に故障が発生したり(case1)、予測シス
テムの不具合(case2)等によって不足インバランスが発生し、想定外のペナルティコストが発
生•

充電計画も含めた発電予測システムを導入することで、平時は安定的に発電・蓄電・売電が可能•

一方、蓄電池の故障や外部起因の破損が発生し、蓄電性能が低下する場合、仕組み全体の運用が阻害される•

また、予測システムが予期せぬエラーで停止、あるいは誤作動などにより正しく機能しないことも想定される•システムが優れていても、様々な要因によりインバランス発生リスクをゼロにすることはできないため、保険を活用することで更に安定的な発電ビジネスを実現

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

33

実証概要（独自実証）③インバランス保険■補償イメージ
単価(円／kWh)
精算価格X円

約定供給価格Y円
発電コストZ円

イ
蓄ン
電バ
池ラ
放ン
電ス
に軽
よ減
る効
果

発電実績

計画値

不
足
イ
ン
バ
ラ
ン
ス
コ
ス
ト

保険での
補償対象

発電量
(kWh)

•

発電所が計画どおりに発電できなかった場合、不足インバランス料金を支払うことで発生するコストを保険でカバー•

保険設計にあたっては様々な要素を総合的に勘案する必要あり•

安定的な保険運営のため、効果的なリスク低減策の導入、モラルリスクの排除を検討•

当実証実験では、特に蓄電池を導入することによるリスク軽減効果を検証する

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

34

実証概要（独自実証）④低圧FIPの収益性の向上

投資対象として比較的作りやすい低圧太陽光発電所に蓄電池を併設し、複数の低圧発電所を束ねたうえでFIP制度を用いて収益性の向上を図る。

評価単位

J

評価期間

3週間

なお、低圧FIPにおいても複数低圧発電所を束ねた上で、2026年度開始予定である低圧太陽光発電所による需給調整市場への参入を目指す際に、最低でもどれほどの低圧太陽光発電所を集約する必要があるかについても実際の発電量をもとに試算する。

基準価格

10円

評価指標
(共通②より)➢➢➢FIPとしての収入額（円）＝売電収入＋プレミアム収入＋インバランス料金損失
FIPとしての収入単価（円/kWh）＝（売電収入＋プレミアム収入＋インバランス料金損失）÷総発電量
FIT制度における2022年度の買取単価を適用した場合の収益

評価指標
(独自)

単価

売電先の市場

AI予測値

AI予測により最も高かった市場（スポット・時間前・調整市場）(2) AIの予測した結果得られたFIP収入の実績値

実績

AI予測により最も高かった市場（スポット・時間前・調整市場）(3) AIの予測が100%的中していた場合のFIP収入の実績値

実績

実際に最も高かった市場（スポット・時間前・調整市場）(3’)調整市場に販売しない、
AIの予測が100%的中していた場合のFIP収入の実績値

実績

実際に最も高かった市場（スポット・時間前のみ）パターン(1) AIが予測するFIP収入の期待値➢

売電収入：パターン(1)~(3) 販売先は、スポット市場、時間前市場、調整市場三次調整力②➢低圧太陽光発電所の適正量（基）➢投資回収年数（年）：主にパターン(3)と(3’)を比較し、調整市場三次調整力②参入メリットを検討する

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

35

実証概要（独自実証）④低圧FIPの収益性の向上■結果（スポット・時間前市場）
項目(円)

BeforeAfter①After②発電所J（2024/3/9）

売電収入

3,504

1,852

2,572

■市場価格

プレミアム収入

3,837

2,567

2,229

インバラ料金損失

-821

446

0

FIPとしての収入額

6,520

4,865

4,801

FIPとしての収入単価

34.32

25.60

25.27

FIT単価を適用した場
合の収益

2,840

2,090

2,090

■結果（＋調整市場）■発電計画と発電・充放電実績

売電収入

9,468

FIPとしての収入額

11,993

FIPとしての収入単価

63.12

改善点：当日計画変更するようにロジックの見直しを行った②(スポット・時間前)では蓄電池を活用することにより①と比較して収入単価は5.22円/kWh増加した。
②(+調整市場)では蓄電池を活用し、予測単価の高い需給調整市場三次調整力②に入札を行ったことで収入額が大幅に増加した。
1kWhあたりでみると37.85円/kWhの増加となった。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

36

実証概要（独自実証）④低圧FIPの収益性の向上

共通実証②と同じパターンで売電収入の比較を行う。

■実証期間中におけるパターン別売電収入の比較

パターン

収入

達成度

(1) AIが予測するFIP収入の期待値

92,283円

66.5％

90,964円

65.6％

138,569円

100％(2) AIの予測した結果得られた
FIP収入の実績値(3) AIの予測が100%的中していた
場合のFIP収入の実績値

共通実証と同様の結果が得られた。
価格カーブのトレンドに追従する予測精度を高めていく必要がある。

■需給調整市場三次調整力②への参入に必要な発電所数の検討
2026年度から、低圧リソースを集約することで低圧リソースでも30分単位で需給調整市場に応札可能になることから当検討を行った。
需給調整市場三次調整力②において、蓄電池併設型太陽光で最低容量1MWの調整力を拠出するためには、悪天候等も考慮して、太陽光容量・蓄
電池容量の決定、あるいは調整市場へ販売する頻度を調整する必要がある。
3/5のような、天気が悪く発電量の少ない日でも需給調整市場最低入札単位の1MW分の太陽光発電所に蓄電池を併設することにより、調整力(ΔkW)の供出は可能である。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

日付

発電所数

PCS容量

蓄電池容量

2/17
2/28
3/5
3/9

21

1,039

3,150

発電量/日

供出可能可否

5,166〇（max10ｺﾏ）

5,964〇（max11ｺﾏ）

735〇（max1ｺﾏ）

3,990〇（max7ｺﾏ）

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

37

実証概要（独自実証）④低圧FIPの収益性の向上■投資回収年数を検証
以下の4つのパターンで売電収入/FIP収入を計算し、収益の観点から投資回収年数を検証する。

※蓄電池のイニシャルコスト：6.6万円/kWh(3’)を追加した背景は、蓄電池併設型太陽光発電所がJEPXだけでなく需給調整市場に参入するメリットを
年間収益、蓄電池の回収年数を指標をしてみるとどの程度大きいのかを検証するためである。
パターン

単価

売電先の市場(1) AIが予測するFIP収入の期待値(2) AIの予測した結果得られたFIP収入の実績値(3) AIの予測が100%的中していた場合のFIP収入の実績値(3’)調整市場に販売しない、
AIの予測が100%的中していた場合のFIP収入の実績値

AI予測値
実績
実績

AI予測により最も高かった市場（スポット・時間前・調整市場）
AI予測により最も高かった市場（スポット・時間前・調整市場）
実際に最も高かった市場（スポット・時間前・調整市場）

実績

実際に最も高かった市場（スポット・時間前のみ）■投資回収年数の比較
最も投資回収年数が小さいのはパターン(3)であった。

その他(1),(2),(4)については、あまり変わらない結果と
なった。

(3’)

パターン(1)パターン(2)パターン(3)パターン(3’)

年間収益 1,464,493円

1,443,553円

2,199,028円

1,447,330円

6.76年

6.86年

4.50年

6.84年

回収年数
日本エネルギー総合システム株式会社

Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

(3),(4)については、実績をもとに充放電させている。
両者を比較した結果、需給調整市場三次調整力②に発電出力を供出することにより、年間収益は約1.5倍、そして蓄電池の投資回収年数が3年以上小さくなることが分かった。
引き続きこの検証を行い、低圧リソースのアグリゲーション
ビジネスの拡大に繋げていく。

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

38

実証概要（独自実証）④低圧FIPの収益性の向上

今年度の課題とその対策①市場単価予測精度の向上

課題• 収益最大化・蓄電池の採算性向上のための需給調整市場三次調整力②も含めた市場単価予測精度の向上（2つの日の収入額を検証したところ、需給調整市場の市場価格変動が大きい日の収入額が大きく向上したため）対策• 共通実証②収益性の向上の対策と同じ②蓄電池併設型太陽光発電所における蓄電池の最適な容量の算定
課題• 今回は、既存の蓄電池併設型太陽光発電所による実証のデータのもと、検証を行ったが、実際にJEPX+需給調整市場へ同時に参入していく際には、蓄電池の採算性の向上も含め最適な蓄電池容量の算定をする必要がある。

対策• 太陽光発電所ごとの発電特性を加味した、最も効率の良い蓄電池容量を発電所ごとに算定する。
具体的には、シミュレーションにてある太陽光発電所の蓄電池容量を変えながら、最も収益性の高い時の蓄電池容量を最適な容量とする。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

39

実証概要（独自実証）⑤エネルギーMIXでの自己託送検証

小水力をベース電源として、不安定電源である消化ガス発電、また太陽光発電（蓄電池併設）による時間差による充放電を行うことで、安定的に電力を供給できるかを検討する。
また、市町村レベルで考えた場合、汚泥を使用した消化ガス電源を含めた発電所を構築する事での地産地消を念頭にエネルギーコストも試算する。

発電所種別
ビジネススキーム
評価単位
評価期間
AC容量

500kW

49.9kW

1,000kW

年間発電量

1,036,000kWh

426,000kWh

3,555,000kWh

過積載150％で30分当たりの発電量と発電時間を前日予測が可能

平均24.3kWh/30分の安定的な発電量

蓄積ガス量と発電エンジンの起動数で30分当たりの発電量と発電時間を前日予測が可能

総工費9,000万円
耐用年数20年
総発電量2,080万kWh
発電コスト5.49円/kWh

総工費23,200万円
耐用年数50年
総発電量2,200万kWh
発電コスト15.56円/kWh

総工費58,800万円
耐用年数20年
総発電量7,100万kWh
発電コスト15.30円/kWh

特徴

発電コスト
（発電所別）

太陽光発電

小水力
自己託送
O
1か月単位

N

発電コスト
（全体）

商用供給条件

評価指標(独自)

消化ガス発電P

13.30円/kWh

既存の電力供給単価(例：関西)特別高圧、高圧①従量料金 ：11.60円/kWh(託送料金-2.00円)②託送料金 ：2.00円/kWh③再エネ賦課金：1.40円/kWh④燃料調整費 ：-1.00円/kWh➢➢

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

自己託送部分電力単価（円/kWh）
初期投資（円）

自己託送供給先
評価期間

病院
4,721,000kWh

県庁
7,517,000kWh

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

40

実証概要（独自実証）⑤エネルギーMIXでの自己託送検証

消化ガス供給が定量の場合 太陽光に合わせた場合
12,239,000kWh
12,239,000kWh
5,018,000kWh
7,092,000kWh
41％
57.9％
13.30円/kWh10.68円/kWh14.00円/kWh14.70円/kWh12.68円/kWh91,000万円
109,000万円■消化ガス供給が定量の場合の計画値

年間需要量
年間自己託送量
自己託送率
供給電力の発電コスト
商用供給電力単価
自己託送部分電力単価
初期投資

平日

土曜

日祝

土曜

日祝

■消化ガス供給を太陽光の発電量に合わせた場合の計画値
平日

消化ガスの発電計画を詳細な計画値に設定する

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

41

実証概要（独自実証）⑤エネルギーMIXでの自己託送検証

今年度の課題とその対策①アグリゲーションシステムの検討・構築• 今回の実証では小水力、消化ガスにおいては、現在FITで提供している30分値データを基にバーチャルによる検討を行った。
• 対象とした発電所については、実証に合わせて実機の視察へ行き、制御に関する説明を受けた。発電所を保有する事業者の検討状況
として、現状発電量を外部より制御するシステムについて他社製も含め検討に至ってない。
• 以下はバイオマス(消化ガス)が外部より制御されていない現状の、発電カーブである。

■平日需要

■土曜需要

■休日需要

課題

対策

• バイオマス(消化ガス)の発電量のアグリゲーションが今後キーとなって行くと予測し、システム構築を検討する。

②導入検討
課題

• 今回の結果は、実際の再エネの発電コストを踏まえても、十分に許容できるレベルではあった。
• 各地方自治体では導入の意義は認めるものの、初期導入コストが大きく行動には至らないのが現状である。

対策• アグリゲーションコストや補助金の活用に注視していく。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

42

実証の総括
１．これまでの実証の成果
評価軸

実証の成果

実証参加前の状態
発電予測＝発電計画となる単
純な予測システムにて対応して
いた。

技術面

採算性

発電予測においての計画値は不規則にぶれており、インバランス
削減の難易度は非常に高い状態であった。

扱う電力量も低圧非FIT・卒FITが中心で少量の電力量だったため採算性としてはマイナスだった。

2022年度

2023年度システムとして産業用の蓄電池併設太陽光発電所のアグリゲーションシステムを開発。
他社の標準的な発電予測データを導入し実証を開始。FIPを想定し運用を実施したが、発電予測の誤差があり、インバランスの低減には満足のいくものではなかった。

左記システムを更に改修。新たにAI市場価格予測ス
テム、AI発電予測システムの3システム構成での実証によりFIPのアグリゲーションにおいては採算性が可能となった。特に発電予測から計画値を作成するにあたっては各発電所個別に柔軟な予測値の作成が可能になったため今後増加するであろうペロブスカイトでの複雑な設置環境下にも対応可能となった。

前日・前週の価格を参照してスポット単価を予測したところ、的中率は70%程度とまずまずであった。
インバランスコストが増加しトータルの収支としては固定費等を含めるとマイナスだった。

蓄電池併設の有無に関係なく対応するため、弊社のインバランス持ちでのアグリゲーションサービスでの採算性が可能となった。

２．実ビジネス化に向けての課題と今後の対策
評価軸

実ビジネス化に向けての課題

今後の対策

技術面

• 気象情報や市場情報を加えてAI価格予測の改善モデルを開発中。
• 補正機能の自動化のために1年間の実績収集が必須。
• 蓄電池残量をもとにした30分毎の充放電の調整など完全自動化への対応。

今回のシステムは商用での活用を前提と考えているた
め、左記のR5で残された課題も含め、今後も引き続き課題解決を行っていく。

制度面• ゲートクローズを現在の1時間前から30分前の短縮を行うことで、より時間前市
場の活用が可能となり発電予測精度も直近の予測値を活用するためインバランスの低減につながる。

当面制度改正に期待せず、発電予測精度向上に向けシステムの改善を図る。

採算性• 複数の高圧発電所を1BGとしての運用の実証が必要• 2026年度の低圧FIPを需給調整市場三次②に参入することで更なる採算性向上につなげる。

2026年度に向け、現行のシステムに需給調整市場に参入できるシステムを追加していく。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

43

実証の総括（参考）今回の実証の狙い【事業目的】①FIP電源の収益性向上②自己託送率の向上③エネルギーMIXで再エネ比率向上

発電予測精度を高めた上で、JEPX市場(スポット／時間前)、調整市場（三次②）の中で最も単価の高い市場に販売。

自己託送率の最大化を目的とした時のイ
ンバランスリスクとの兼ね合いと、蓄電池導入による向上効果を検証。

小水力発電、太陽光発電、汚泥を活用した消化ガス発電の3電源を用いて、再エネ
比率を高める。

JEPX市場
スポット市場

充電

余剰

時間前市場

需給調整市場
一次

小水力

二次① 二次② 三次① 三次②

太陽光

汚泥消化ガス

放電

他社電力小売

■AIによる予測精度の向上「AI市場単価予測システム」 ...JEPX市場／調整市場の実績から予測「AI発電予測システム」 ...発電量実績／発電所スペック／気象情報から予測

時間前単価高値
時間前単価安値
スポット単価
ΔｋW単価
V1単価
時間前平均単価

147 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

44

今後の展望アグリゲーションサービスのフロントランナーとして、自己託送、蓄電池対応のレベルアップに加え、需給調整
市場・容量市場取引のための機能を順次追加。

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

45

今後の展望「電力＋環境価値を創る」事業：アグリゲーション、商材卸、EPC＋「環境価値を活用する」事業：電力小売り、ゼロカーボン取引所での環境価値の提供＝再エネ化に向けた総合ソリューションの提供を通じ、政府・企業の再エネ目標達成に欠かせない存在にRE100電力プラットフォーム①-

コンサルティング-RE100電力プラットフォーム②-

Rナビ／ゼロFITナビ

最適なソリューションを検討-ゼロカーボン取引所-

発電所の保有により、CO2排出量削減を目指す
事業者さま向け

問い合わせ

環境価値の購入によりCO₂排出量削減を目指す
事業者さま向け

問い合わせ

RE100電力

企業の再エネ化に向けた総合ソリューションをご提案

RE100電力ソリューションサービス一例電力+環境価値を創る

環境価値を活用(自己託送, PPA, 系統用蓄電池等の導入)(再エネ電力への切り替え, 自家消費購入電力分での活用)

商材卸
電力仕入

卸売事業者

電力供給元
EPC

EPC事業者

太陽光発電所

電力

電力

環境価値

環境価値

需要家
（再エネ化を目指す企業）

アグリゲーション

小売電気事業者

日本エネルギー総合システム株式会社
Copyright © 2021JPN ENERGY, All Right Reserved.

独自の商品開発予定

小売電気事業者
環境価値
調達 環境価値創出

事業者

本資料は客観的情報に加え弊社の主観的判断が含まれております。投資等に係る最終的な決定は、商品に関する詳細資料を参照の上、お客様ご自身に行っていただきますようお願い申し上げます。シミュレーションや予測計画、各種の運用実績、運用目
標やリスク・リターン等による商品分類図を含めた本資料の内容は将来の運用成果の向上を保証するものではありません。また、シミュレーションや予測計画等の各種データは一定の前提条件に基づき作成されたものであり、当該前提条件を十分ご確認願います。弊社の許可無く対外的に参照・配布しないようお願い申し上げます。

46