FIP制度は本当にお得？FIT制度との違いやメリット・デメリットを解説 ｜千葉県の太陽光発電は株式会社レクソル
2022年4月にスタートしたFIP制度は、再生可能エネルギーの普及を進めるために導入された支援制度です。電力市場で決まる価格に基づいて売電し、そこに一定額のプレミアムが上乗せされる仕組みが特徴となっています。
本記事では、FIP制度の基本的な仕組みから、FIT制度との具体的な違い、メリット・デメリット、2023年下半期以降に認定数が急増した背景まで、わかりやすく解説します。
FIP制度とは、再生可能エネルギーで発電した電気を市場で売電する際に、その売電収入に一定のプレミアム（補助額）を加えて受け取れる仕組みです。FIPはFeed in Premiumの略称で、日本では2022年4月に導入されました。
出典：資源エネルギー庁「再エネを日本の主力エネルギーに！「FIP制度」が2022年4月スタート」https://www.enecho.meti.go.jp/about/special/johoteikyo/fip.html
FIP制度が導入された最大の目的は、再生可能エネルギーの自立化を進め、電力市場の中で適切に取引できるようにすることです。
日本政府は2050年のカーボンニュートラル実現を目指し、2030年には再生可能エネルギー比率を36〜38％に引き上げる目標を掲げています。この目標を達成するためには、再生可能エネルギーを主力電源として成立させる必要があります。
こうした背景から、市場価格に連動して売電するFIP制度が導入されました。たとえば、蓄電池を使って需要が高い時間帯に売電すれば、高値で取引できる可能性があります。市場メカニズムを活用することで、需給バランスを意識した発電が促される点が特徴です。
また、従来のFIT制度では、国が定めた固定価格で最長20年間の買取が保証されていました。収益を計画しやすいメリットがある一方、この制度を支える再生可能エネルギー発電促進賦課金の負担が年々増え、2021年度には約2.7兆円に達しています。
国民負担を増やし続けるFIT制度に依存せず、再生可能エネルギーの導入を持続的に拡大できる仕組みとしても期待されています。
出典：資源エネルギー庁「今後の再生可能エネルギー政策について」https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/pdf/040_01_00.pdf
FIP制度の対象となる設備は、電源の種類や規模によって異なります。太陽光発電の場合、原則として50kW以上の設備が対象です。条件を満たせれば50kW未満でも認められる場合もあります。
50kW以上1,000kW未満の太陽光発電設備では、発電事業者がFIT制度とFIP制度のいずれかを選択できます。一方、1,000kW以上の大規模設備では、新規認定はFIP制度のみとなり、FIT制度は選べません。
すでにFIT制度の認定を受けている50kW以上の設備であっても、発電事業者の判断でFIP制度に移行することが可能です。なお、FIP制度の売電期間はFIT制度と同じ20年間です。
太陽光以外では、風力発電は50kW以上、地熱発電と中小水力発電は50kW以上、バイオマス発電（液体燃料）は50kW以上が対象とされています。
出典：資源エネルギー庁「今後の再生可能エネルギー政策について」https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/pdf/040_01_00.pdf
出典：資源エネルギー庁「FIT・FIP制度ガイドブック 2025」https://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/saiene/data/kaitori/2025_fit_fip_guidebook.pdf
FIP制度とFIT制度の最大の違いは、買取価格の決まり方です。仕組みの違いを理解すると、自社に適した制度を判断しやすくなります。
FIT制度は、国が定めた固定価格で最長20年間買い取られるため、収益が安定します。認定時の価格がずっと保証されるため、事業計画が立てやすく、融資を受けやすい点もメリットです。
一方、FIP制度は市場価格に連動し、売電収入にプレミアムが上乗せされます。プレミアムは毎月変動するため収入が上下しますが、需要が高い時間帯に売電すれば、FIT制度より高値で売れる可能性があります。
また、蓄電池を活用することで、発電した電力を効率的に保存し、需要が高い時間帯に売電することで、収益を最大化することが可能です。
インバランスとは、計画した発電量と実際に発電した量の差のことを指します。FIT制度では、この差によるコストは発電事業者が負担することはありませんでした。
FIP制度ではこのコストを発電事業者が負担することになります。ただし、導入初期には「バランシングコスト」として補助を受けることができます。そのため、発電予測の精度を高めることや、予測を代行してくれるアグリゲーターとの連携が重要となります。
非化石価値とは、CO2を排出しない発電による環境価値です。FIT制度では国に帰属しており販売できませんが、FIP制度では発電事業者が販売できます。これにより、環境価値のみを取引するバーチャルPPA（VPPA）など、新しい収益モデルも活用できます。
どちらが有利かは、事業規模や運用方法、市場の状況によって異なり、一概に決めることはできません。それぞれに長所があります。
以下は、それぞれの制度の違いをまとめた比較表です。
| 項目 | FIT制度 | FIP制度 |
|---|---|---|
| 買取価格 | 固定価格で最長20年間 | 市場価格にプレミアムを上乗せ |
| 収益性 | 収入が安定し計画が立てやすい | 戦略次第で高い収益を期待できる |
| 運用負担 | インバランス対応が不要 | 予測や調整が必要となる |
| 追加収益 | 非化石価値を販売できない | 非化石価値を販売できる |
| 向いている事業 | 長期安定型の運用 | 蓄電池活用で収益最大化を狙う事業 |
要点として、FIT制度は収益の安定性と運用負担の軽さが強みです。金融機関からの融資を受けやすく、長期的な安定収入を望む場合に適しているといえるでしょう。
一方でFIP制度は、市場に応じて運用できる柔軟性が魅力です。蓄電池を活用して需要の高い時間帯に売電すれば、固定価格より高い収益を見込めます。さらに、非化石価値の販売で追加収入も狙えるため、戦略的に運用する企業に適しています。
こちらの記事では、固定価格買取制度について解説しています。 仕組みやメリットも取り上げているため、ぜひあわせてご覧ください。
FIP制度の中心となるのが、売電収入に上乗せされるプレミアム単価です。この仕組みを理解すると、FIP制度が発電事業者を支援しながら市場との統合を進めている理由が見えてきます。
FIP制度では、売電収入は次の式で計算されます。
| 売電収入＝市場での売電価格＋プレミアム |
このプレミアムの金額は、次の計算式で決まります。
| プレミアム単価＝基準価格（FIP価格）－参照価格 |
ここで重要となるのが、以下の3つの要素です。
次の項目では、それぞれの意味と役割をわかりやすく解説していきます。
基準価格とは、再生可能エネルギーで発電する際に必要な費用をもとに設定される価格です。設備の設置費用や運用費用、適正な利潤などを考慮し、国（経済産業大臣）があらかじめ決定します。
この基準価格はFIP制度の適用期間である20年間は固定され、FIT制度の調達価格と同水準です。制度開始時に価格差がないことで、FIT制度からの移行が進めやすくなります。
基準価格が固定されていることで、発電事業者は最低限の収入を確保できます。そのうえで市場価格に応じた戦略的な売電に取り組めるため、基準価格は発電事業者のコスト回収を支える「土台」といえます。
参照価格とは、市場取引で得られると想定される売電収入を表す価格です。市場の動きに合わせて変動し、月ごとに見直されます。
参照価格は、次の3つで構成されます。
卸電力市場では需要と供給のバランスに応じて価格が上下し、この価格が参照価格の主な要素になります。さらに、非化石価値（CO2を出さない環境価値）の市場価格も加わります。
参照価格が変動するため、基準価格との差で決まるプレミアム単価も変化します。市場価格が低い時期はプレミアムが大きく、市場価格が高い時期はプレミアムが小さくなるという関係になります。
バランシングコストは、FIP制度で発生するインバランス負担を軽減するための経過措置です。計画値と実績値の差によって費用が発生しますが、制度初期の参入負担を和らげる目的で設けられています。
参照価格から差し引く形で適用され、参照価格を低く見積もることでプレミアム単価を大きくし、実質的に発電事業者の負担を抑える仕組みです。
制度開始時の2022年度は1.0円/kWhが適用され、その後は段階的に引き下げる計画です。最初の3年間は年0.05円/kWhずつ、4年目以降は年0.1円/kWhずつ低減し、最終的にはFIT制度の水準まで引き下げられる見込みです。
なお2023年度の制度見直しでは、FIP転換を後押しするため、一時的にバランシングコストを増額する措置が取られました。これが2023年下半期からFIP認定件数が増加した要因とされています。
出典：資源エネルギー庁「再エネを日本の主力エネルギーに！「FIP制度」が2022年4月スタート」https://www.enecho.meti.go.jp/about/special/johoteikyo/fip.html
出典：資源エネルギー庁「FIP制度における基準価格とプレミアム」https://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/saiene/kaitori/dl/fip_2020/fip_seido_gaiyou.pdf
ここでは、FIP制度を活用することで得られる主なメリットについて紹介します。
FIT制度では、固定価格での買取りを支えるため、電気料金に再生可能エネルギー発電促進賦課金が上乗せされています。電気を使うすべての人が負担しており、再生可能エネルギーの導入拡大とともに増え続けてきました。
FIP制度は市場価格に連動するため、国の買取負担を抑えられる仕組みになっています。市場価格が高い時期はプレミアム単価が小さくなり、賦課金による国民負担を抑制できる設計なのです。
また、FIP制度により市場を意識した発電が進むことで、電力システム全体の効率化が期待されます。需給バランスに合わせた発電が増えれば、安定供給にかかるコストも減り、結果として国民負担の軽減につながります。
発電事業者にとってFIP制度の最大の魅力は、市場価格に応じて売電収入を高められる点です。とくに蓄電池を併設すれば、このメリットをより大きく活かせます。
太陽光発電は日中に発電量が多いものの、需要ピークは夕方から夜間に訪れます。蓄電池に電気を貯めておき、市場価格が高くなる時間帯に売電すれば、固定価格のFIT制度より高収益を狙えます。
シミュレーションでは、蓄電池を使って供給タイミングをずらすことで、FIT制度比125％以上の収益となる可能性が示されています。プレミアムに加えて、高い市場価格による収入が得られるためです。
さらに、すでにFIT制度で運営している発電事業者もFIP制度へ移行でき、支援を受けながら売電事業を継続できる点もメリットです。
出典：資源エネルギー庁「FIP制度に関する政策措置について」https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/pdf/069_01_00.pdf
FIP制度の導入により、アグリゲーションビジネスが拡大しています。アグリゲーターとは、小規模な再生可能エネルギー設備をまとめて管理し、需要家と発電事業者の間で市場取引やバランシング業務を代行する事業者です。
発電量の予測や市場対応には高度な知識と監視体制が求められるため、とくに中小規模の発電事業者にとっては大きな負担となります。しかし、アグリゲーターを活用すれば、自社で専門的な業務を抱えることなく、FIP制度のメリットを享受できます。
アグリゲーターは、複数の発電設備を束ねることで規模の経済を実現し、効率的なバランシングと市場取引を行います。さらに、蓄電池や需要設備と連携することで、バーチャルパワープラント（VPP）として柔軟な電力供給も実現できます。
FIP制度には多くのメリットがある一方で、発電事業者にとっていくつかの課題も存在します。
FIP制度における最大の課題は、買取価格が市場価格に連動して変動するため、長期的な収益予測が困難な点です。
電力価格は需給や天候などで変動するため、長期的な採算計画を立てにくく、融資にも影響する可能性があります。市場価格が長期にわたって低迷した場合、プレミアムが増えたとしても想定収益を下回ることがあります。
この課題に対する対策として、近年では長期PPA（電力購入契約）との組み合わせが注目されています。需要家と長期固定価格での電力供給契約を結ぶことで、市場価格変動のリスクを軽減しつつ、FIP制度のメリットを活用する方法です。
FIP制度では、発電量の計画と実績を一致させる「バランシング業務」が必要になります。
FIT制度では、実際にどれだけ発電するかを事前に計画・報告する必要がなく、発電した電力はすべて電力会社が引き受けてくれます。
しかしFIP制度では、発電量の計画値を事前に提出し、実際の発電量と一致させることが求められます。計画値と実績値に差が生じれば、その差を埋めるための費用（インバランス料金）を支払わなければなりません。
この業務を適切に行うためには、気象予測に基づく発電量予測システムの導入や、発電量をリアルタイムで監視する体制の構築が必要です。
この負担を軽減する方法として、予測や取引を代行するアグリゲーターの活用が有効です。また、太陽光と蓄電池をセットで導入し、運用支援を含むPPAモデルを利用することで、中小規模の発電事業者でもFIP制度を活用しやすくなります。
FIP制度は2022年4月に開始されましたが、当初は多くの発電事業者が様子見をしていたため、導入は緩やかでした。しかし、2023年下半期から認定件数が急増し、普及が本格化しています。
2025年3月末時点でのFIP認定実績は、全電源で約3,795MW、1,889件となっています。電源別では、太陽光発電が最も多く、次いで風力発電、水力発電が続きます。
出典：資源エネルギー庁「FIP制度に関する政策措置について」 https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/pdf/069_01_00.pdf
出典：資源エネルギー庁「再生可能エネルギーの主力電源化について」https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/saisei_kano/pdf/077_01_00.pdf
2023年下半期からFIP認定が増加した最大の理由は、バランシングコストの見直しです。
2024年度から増額措置が決まり、2025年度には1.00円/kWhの追加が実施される方針となりました。これにより実質収入が増加し、FIT制度からFIP制度への移行が進んでいます。
その背景には、FIT電源の出力制御の増加による国民負担の問題があります。とくに太陽光発電が多い地域では、余剰電力が増加し、出力制御が頻繁に行われました。制御された電力も買い取り対象となるため、賦課金による負担が拡大していました。
バランシングコストの増額は、この不要な支出の削減を目的とした施策であり、国民負担の適正化と発電事業者の収益確保の両立を目指しています。また、発電予測システムや蓄電池への支援も強化され、バランシング業務に取り組みやすい環境が整いつつあります。
出典：資源エネルギー庁「残る論点について」https://www.meti.go.jp/shingikai/santeii/pdf/101_02_00.pdf
政府はFIP制度を普及させるため、バランシングコストの見直しに加えて、優先給電ルールの改定も進めています。現在のルールでは、出力制御対象の順番は「火力→バイオマス発電→太陽光・風力」となっており、FITとFIPは区別されていません。
しかし、これを2026年度中にも「FIT電源→FIP電源」の順に変更する方向です。
この変更により、FIP電源は出力制御の対象になりにくくなり、事業の安定性が向上します。FIP電源は市場と連動して発電し、電力の需給調整に貢献する重要な役割を担っているためです。
また、蓄電池導入や発電予測の精度向上に向けた補助も強化されています。蓄電池を併設すれば需要ピークに売電でき、収益向上につながります。さらに、アグリゲーターと発電事業者をつなぐプラットフォーム整備も進み、FIP制度を活用しやすくなっています。
これらの施策により、FIP制度は再生可能エネルギーの主力電源化を促進する重要な制度として、今後さらに普及が進むと期待されています。
FIP制度は、市場価格で売電し、その収入にプレミアムが加算される仕組みです。再生可能エネルギーの自立化と市場統合を進める制度で、蓄電池を活用することで売電タイミングを調整でき、収益向上の可能性があります。
2023年下半期以降、バランシングコストの見直しなどの政策が進み、FIP認定が急増しています。出力制御ルールの変更や蓄電池導入支援など、政府の普及策も強化され、今後さらに活用が進むと予想されます。
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