FIT制度の満了や新規開発案件におけるFIP制度への移行は、再生可能エネルギー事業者にとって避けて通れない転換点です。固定価格買取という安住の地から、市場価格の波に晒される大海原へ。不安を感じるのは当然ですが、ここには大きな収益機会も眠っています。

　本記事では、今更聞けないFIP制度の基礎から、市場連動型ビジネスで確実に収益を上げるための具体的な戦略とリスクヘッジ手法を解説します。

FIP制度の基礎と市場連動型ビジネスへの転換

　再生可能エネルギーの主力電源化に向けた動きが加速する中、FIT（固定価格買取制度）からFIP（フィードインプレミアム制度）への移行は、日本のエネルギー政策における決定的な転換点となりました。もはや「作れば売れる」時代は終わりを告げ、電力市場と向き合いながら発電事業を営む経営手腕が問われています。ここでは改めてFIP制度の根幹と、FITとの構造的な違いについて深掘りします。

フィードインプレミアム制度の仕組みとFITとの決定的違い

　FIP制度を正しく理解するためには、まずFIT制度との決定的な違いである「市場への統合」という概念を把握する必要があります。FIT制度では電力会社が固定価格で全量を買い取る義務がありましたが、FIP制度では発電事業者が自ら卸電力取引所（JEPX）や相対取引を通じて電力を販売しなければなりません。

　ここで重要となるのが「プレミアム」の存在です。FIP制度では、市場価格に一定の補助額（プレミアム）が上乗せされることで、再エネ導入のインセンティブが維持されます。このプレミアムは、あらかじめ設定された「FIP基準価格（FIT価格相当）」から「参照価格（市場価格の平均値など）」を差し引いた額として算出されます。つまり、数式で表すと以下のようになります。

• プレミアム単価 ＝ FIP基準価格 － 参照価格

　この構造が意味するのは、発電事業者が市場価格の変動リスクを負う一方で、工夫次第でFIT価格以上の収益を上げられる可能性が生まれたということです。FIT制度が「守りの経営」を可能にした制度であるならば、FIP制度は「攻めの経営」を促す制度であると言えるでしょう。市場メカニズムの中で自立した電源として競争力を高めることが、FIP制度導入の真の狙いなのです。

市場価格高騰時に収益を最大化できるプレミアムの算定方法

　FIP制度における収益構造をさらに詳しく見ていきましょう。多くの事業者が誤解しやすいポイントとして、プレミアムがリアルタイムで変動するわけではないという点が挙げられます。参照価格は月単位などで算定されるため、実際の市場価格が高い時間帯に売電できれば、その分だけトータルの売電単価（市場価格＋プレミアム）は高くなります。

具体的には、夕方や夜間、あるいは需給が逼迫してスポット価格が高騰しているタイミングで発電・売電を行うことができれば、平均的な市場価格に基づいて決定されたプレミアムを受け取りつつ、高値での売電益も享受できるのです。これがFIP制度における最大の「勝ち筋」の一つです。

逆に、太陽光発電の出力がピークに達する昼間など、市場価格が暴落（場合によっては0.01円/kWh）している時間帯にしか売電できない場合、参照価格（平均値）よりも低い価格で売ることになり、トータルの収益はFIT価格を下回るリスクもあります。したがって、FIP制度下では「いつ売るか」という時間軸の戦略が収益を左右する最重要ファクターとなります。漫然と発電して流すだけでは、市場の波に飲まれてしまうのです。

収益最大化に向けた具体的な市場取引と売電戦略

　FIP制度の仕組みを理解したところで、次は実践的な収益戦略について解説します。市場連動型ビジネスにおいて利益を最大化するためには、JEPXへの依存度をコントロールし、適切なパートナーシップを組むことが不可欠です。

JEPXスポット市場と相対取引を活用した最適な売電先選定

　発電した電力の売り先はJEPXだけではありません。むしろ、JEPXの価格変動リスクをヘッジするために、新電力（小売電気事業者）との相対取引（バイラテラル契約）を組み合わせることが有効な戦略となります。

相対取引では、あらかじめ決められた価格や条件で特定の事業者に電力を販売します。これにより、市場価格が暴落した際の下支え効果が期待できます。一方で、JEPXのスポット価格が高騰するトレンドにある場合は、スポット市場への投入比率を高めることでアップサイドを狙うことも可能です。

先進的な事業者の中には、AIを活用した市場価格予測システムを導入し、翌日の市場価格を予測した上で、スポット市場へ流すか、相対で売るか、あるいは蓄電池に貯めるかを自動判断するシステムを構築している事例もあります。売電先を「固定」と捉えず、ポートフォリオとして管理する視点を持つことが、FIP時代の資産運用には求められます。

アグリゲーター連携によるインバランスリスクの低減と管理

　FIP制度への移行に伴い、発電事業者を最も悩ませるのが「バランシンググループ（BG）形成」と「計画値同時同量」の義務です。発電計画と実際の発電量（実績値）にズレが生じた場合、その差分に対してインバランス料金というペナルティに近い精算が必要となります。

天候によって出力が左右される再エネ発電において、30分単位での計画値達成は極めて困難です。ここで活躍するのが「アグリゲーター」の存在です。特定卸供給事業者（アグリゲーター）と契約し、複数の発電所を束ねることで、個々の発電所のズレを全体で相殺し、インバランスリスクを平準化することが可能になります。

優秀なアグリゲーターを選定することは、収益の安定性に直結します。手数料の安さだけで選ぶのではなく、発電予測の精度、インバランス費用の負担スキーム、そして市場価格高騰時の収益還元ルールなどを詳細に比較検討する必要があります。「餅は餅屋」の精神で、需給管理のプロフェッショナルとタッグを組むことが、事業者が本業である発電所運営に集中するための鍵となります。

蓄電池活用によるピークシフトとアービトラージ戦略

　太陽光発電の最大の弱点は、発電する時間帯を選べないことです。市場価格が最も安い昼間に発電し、高い夕方に発電できないというジレンマ。これを解消し、FIP制度のメリットを極限まで引き出すツールが蓄電池です。

夕方の高値時間帯を狙うタイムシフト運用の導入メリット

　蓄電池を併設することで、昼間の安価な時間帯に発電した電力を貯め、市場価格が高騰する夕方から夜間にかけて放電する「タイムシフト（ピークシフト）」が可能になります。これをアービトラージ（裁定取引）戦略と呼びます。

前述の通り、FIPのプレミアムは一定期間の平均価格をベースに決まるため、市場価格が高い時間帯に売電を集中させれば、その分だけ利益が上乗せされます。特に夏場や冬場の夕方は、電力需給が逼迫しスポット価格が数十円台まで跳ね上がることも珍しくありません。このタイミングで売電できるかどうかが、FIP事業の勝敗を分けると言っても過言ではありません。

また、蓄電池の導入には補助金制度が活用できるケースも多く、初期投資の回収期間を短縮するスキームも整いつつあります。単なる「余剰電力の保存」ではなく、「電力価値の最大化装置」として蓄電池を捉え直す必要があります。

出力制御時の損失を最小限に抑える蓄電システムの活用法

　九州エリアを中心に頻発している出力制御も、FIP事業者にとっては大きなリスク要因です。せっかく発電できる能力があるのに、系統側の都合で売電を止められれば、その間の収益はゼロになります。

しかし、蓄電池があれば話は別です。出力制御の指令が出ている間、系統への流出は止めつつ、発電した電力を蓄電池に充電することは認められています。そして、制御が解除された後、あるいは市場価格が高くなったタイミングで放電すれば、捨てていたはずの電力を収益化することができます。

出力制御は今後、再エネ導入量の増加に伴い全国的に拡大する可能性があります。この「捨てられる電力」を拾い上げる仕組みを持っているかどうかが、長期的な事業収支に決定的な差をもたらします。リスクヘッジの観点からも、蓄電システムの導入検討は避けて通れない課題です。

長期的な事業安定化を実現するコーポレートPPAの可能性

　ここまで市場価格の変動を利用した収益化について述べてきましたが、逆に「価格変動リスクを完全に排除したい」と考える事業者もいるでしょう。その解となるのが、需要家と直接契約を結ぶコーポレートPPA（Power Purchase Agreement）です。

環境価値を訴求し非化石証書を活用した高付加価値化

　脱炭素経営を目指すRE100加盟企業など、環境価値の高い電力を求める需要家は急増しています。FIP制度下では、電気そのものの価値に加え、環境価値を「非化石証書」として取引することが可能です。

コーポレートPPAを活用すれば、市場価格に左右されず、環境価値を含めた高い単価で長期間（15年〜20年）にわたり電力を買い取ってもらう契約を結ぶことができます。これはFIT制度の実質的な代替、あるいはそれ以上の安定収益源となり得ます。自社の電力が持つ「脱炭素」というブランド価値を正当に評価してくれるパートナーを見つけることが、新しい収益戦略の柱となります。

需要家との直接契約による価格変動リスクの固定化と回避

　コーポレートPPAには、物理的に送電線を介して電力を供給する「フィジカルPPA」と、電気の流れとは別に環境価値と価格差金決済のみを行う「バーチャルPPA」が存在します。いずれの形態であれ、本質的なメリットは「将来のキャッシュフローが確定する」点にあります。

JEPX価格が暴落しようが高騰しようが、需要家との合意価格で取引が行われるため、事業計画が極めて立てやすくなります。特に金融機関からのプロジェクトファイナンスを組成する場合、市場連動のリスクよりもPPAによる固定収益の方が高く評価される傾向にあります。市場のアップサイド（上振れ期待）を捨ててでも、確実な安定（ダウンサイドリスクの排除）を取る。この経営判断もまた、FIP時代における賢明な選択肢の一つです。

今更聞けないFIP移行時の重要課題とリスクヘッジ

　最後に、FIP制度への移行を検討する際に見落としがちな実務上の課題について触れておきます。それは、システムの改修コストとオペレーション体制の構築です。

30分値の計測や計画値の提出など、FIP制度に対応するためには高度なITシステムや通信機器の更新が必要となる場合があります。また、経理処理もFIT時代のように単純ではありません。これらの間接コストを甘く見積もると、想定した収益が得られない事態に陥ります。

しかし、恐れる必要はありません。市場は成熟しつつあり、これらの業務を一括して代行するアグリゲーションビジネスも進化しています。重要なのは、自社ですべてを抱え込まず、適切なアウトソーシングを活用しながら、自社は「どの市場（スポット、相対、PPA）に」「どのタイミングで」電気を流すかという意思決定に集中することです。

まとめ

　FIT制度からの卒業は、単なる優遇措置の終了ではなく、エネルギー事業者が真の経営者へと脱皮する好機です。FIP制度は複雑に見えますが、プレミアムの仕組み、蓄電池によるタイムシフト、そしてコーポレートPPAといった戦略を組み合わせることで、FIT時代以上の収益性と事業価値を生み出すことが可能です。まずは自社の発電ポートフォリオを見直し、信頼できるアグリゲーターやパートナーへの相談から始めてみてはいかがでしょうか。