PV パフォーマンス比およびパフォーマンス指数の計算方法

最新の IEC 61724 規格シリーズについて

IEC 61724「太陽光発電システムの性能」シリーズは、「パフォーマンス比（Performance Ratio）」や「パフォーマンス指数（Performance Index）」などの主要パラメータを定義する、最も信頼性の高い国際規格です。

本ページでは、IEC 61724 の基本的な考え方と用語の意味をわかりやすく紹介します。簡潔さを重視しているため、すべてのパラメータや性能指標には触れていません。より詳しい情報をご希望の場合は、IEC 規格の購入をご検討ください。

はじめに

IEC は、PV システムの性能試験に関する 3 つの規格シリーズを発行しています。

• IEC 61724-1「モニタリング」   測定に関する要求事項を規定した規格。2021 年に改訂。
• IEC TS 61724-2「容量評価方法」   複数日の晴天時に取得した短期間のモニタリングデータに基づき、性能を評価する手法を定義。 主に試運転時に、システムが仕様を満たしているかを確認する目的で使用。 ※現在改訂中。
• IEC TS 61724-3「エネルギー評価方法」   1 年以上の長期間にわたるモニタリングデータに基づき、性能を評価する手法を定義。 ※現在改訂中。

性能監視の目的

IEC は、PV システムの性能監視には次のような目的があるとしています。

• 個々の PV システムにおける性能トレンドの把握
• PV システム内の故障箇所の特定
• 設計時の期待値や保証値との性能比較
• 異なる構成を持つ PV システム同士の性能比較
• 異なる場所に設置された PV システム同士の性能比較

PV 性能に影響する重要な要因

PV システムの性能に最も大きく、直接的に影響を与える要因は次のとおりです。

• PV アレイが受ける面内日射量
• PV セル温度
• 汚れ・積雪・列間遮蔽などによる遮蔽損失

評価に影響し得る二次的要因

• インバーターのクリッピング：インバーターが特定の電力［W］以上を出力できない場合に発生します。
• カーテイルメント：系統側が利用可能な電力を受け入れられない場合に発生します。
• 各種損失（詳細は次のページを参照）

性能モデル、パフォーマンス比、パフォーマンス指数

IEC では、以下のように定義しています。

• 性能モデル（performance model）   気象条件、システム構成、システム設計を入力として、PV システムの電気出力を数学的に表現したもの。 このモデルは通常、試験に関わるステークホルダー間で事前に合意されます。
• 予測出力（predicted output）   過去の気象データを用いて性能モデルで計算した、特定期間の出力。
• 期待出力（expected output）   実測した気象データを性能モデルに入力して計算した出力。
• 実測出力（measured output）   発電所で実際に測定された出力。
• 定格性能（rating performance）   メーカーが規定する性能値で、通常はパネルのネームプレートに記載されている値、または STC（標準試験条件）などの基準条件に基づき供給者と合意された値。
• パフォーマンス比（Performance Ratio, PR）   システムのネームプレート定格に基づき、特定期間における 実測出力 ÷ 期待出力 の比。
• パフォーマンス指数（Performance Index）   パフォーマンス比よりも詳細な性能モデルに基づき、特定期間における 実測出力 ÷ 期待出力 の比。
• PPI（Power Performance Index）   出力（電力）に基づくパフォーマンス指数。
• EPI（Energy Performance Index）   エネルギーに基づくパフォーマンス指数。

IEC 61724-1:2021

この規格は、太陽光発電（PV）システムの性能監視および分析に使用する測定機器（センサー）、測定方法、用語の要件を定めたものです。また、収集されたデータを基礎として利用する IEC 61724-2 や IEC 61724-3 など、他の規格の基盤にもなっています。

本規格では、モニタリングシステムを Class A と Class B の 2 種類に分類しています。 Class A は、ユーティリティ規模や大規模商業用 PV システムにおける高精度測定を目的としたシステムです。

規格では、センサー、設置方法、測定精度に加え、測定パラメータのデータ取得、品質チェック（システム校正や清掃・保守）、計算パラメータ、性能指標についても規定しています。 PV システムの性能評価には、電気的測定値と環境測定値の両方が使用されます。

Class A のシステム監視ステーションでは、以下の電気的測定が必須とされています。

• AC および DC 出力電流
• AC および DC 出力電圧
• 有効電力
• 有効電力量

Class A のシステム監視ステーションでは、以下の環境測定が必須とされています。

• POA（面内日射量）
• GHI（全天日射量）
• ソイリング比（Soiling ratio）
• PV モジュール温度
• 外気温
• 風速および風向
• PV モジュール温度（1 ステーションにつき 3 センサー）

任意の測定項目

• 反射日射量またはモジュール裏面の日射量
• 拡散日射量

IEC TS 61724-2:2016

この規格は、PV システムの性能品質を評価することを目的として、太陽光発電システムの電力［W］を測定・分析する手順を定めています。

この評価は、晴天が比較的多い数日間において、実測電力と期待電力を比較し、PPI（Power Performance Index）を算出することで行われます。短期間で実施できる点が特徴で、試験期間は最低 2 日とされています（一定の条件を満たす必要あり）。 ※新しい改訂案では、3～5 日間の試験が提案されています。

試験には Class A のモニタリングシステムを使用する必要があります。 パネルは「名目上清浄」であること、運転は制限されていないこと（クリッピングなし）、パネルに影がかからないことが求められます。 日射量は、0.5～1.2 TRC（試験基準条件）や 500 W/m² 以上など、あらかじめ定められた範囲にある必要があります。 ※新しい改訂案では 400 W/m² が提案されています。

この試験では、IEC 61724-3 の試験よりも高い不確かさを許容します。 Hukx は、600 W/m² 以上の日射量で試験を行うことを推奨しています。このとき太陽光の入射角は約 52°となり、ガラスのブリュースター角（56°）より小さくなります。 入射角が大きい条件で試験を行うことで、反射率の変動による不確かさが低減され、発電電力と POA 日射量の比の不確かさも小さくなります。

試験結果としては、温度補正を含む PPI と、拡張不確かさを記載した試験報告書が作成されるのが一般的です。

IEC TS 61724-3:2016

この規格は、太陽光発電システムの年間またはそれ以上の期間にわたる実際の気象条件および運転条件下での エネルギー［kWh］生産量を測定し、期待される電力量と比較するための手順を定めています。実務上の報告期間としては、1 年または複数年が一般的です。

この試験では、発電量を包括的に評価できます。 すべての運転条件を対象とし、季節や天候による性能の変化を把握できるほか、保守状況、設備劣化、ハードウェア故障など、その他の要因が発電性能に与える影響についても明確にします。

期待電力量はモデルを用いて算出されます。 単純な温度補正 PR では、季節変動や地域特性の影響により誤解を招く変動が生じる可能性があります。 より高度なモデル（Sandia PV Array Performance Model（SAPM）、System Advisor Model（SAM）、PVsyst など）は、実測気象データに加え、ソイリングや劣化の推定値も考慮します。

IEC 61724-3 では、エネルギー生産量を システムが稼働している時間（available） と 稼働していない時間（unavailable） に分けて評価します。

試験結果としては、年間の「インサービス EPI（Energy Performance Index）」と、その推定拡張不確かさを含む性能指標のセットが得られるのが一般的です。

IEC におけるパラメータ定義

• 面内日射量 G_i または POA : [W/m²] PV アレイのモジュール面と平行な傾斜面に入射する、直達日射・拡散日射・地表反射日射の合計。 「面内日射量（POA irradiance）」とも呼ばれる（IEC 61724-1 3.13）。
• H_i : [kWh/m²]面内日射量の積算値（面内日射エネルギー）。
• E_A : [kWh] PV システムの DC 側エネルギー出力。
• E_out : [kWhPV システムの AC 側エネルギー出力（インバーター通過後）。
• P₀ : [kW]アレイ定格出力 (DC)設置されたすべての PV モジュールの DC 出力を、基準条件（STC：日射量 1000 W/m²、入射角 0°、セル温度 25°C）で評価した値。 通常、モジュールのネームプレートに記載されている。
• P_{0, AC} : [kW] アレイ定格出力（AC）

発電量と損失

モデルや試験報告書では、発電量や損失が用いられることがあります。これらの計算方法は IEC 61724-1 で規定されています。

発電量は、あるエネルギー量をアレイ定格出力 P0 で割った値で、システムが定格容量に対してどの程度発電したかを示します。 単位は ［kWh/kW］ で、分子の kWh はエネルギー出力、分母の kW はシステムの定格出力を表します。

この値は、「報告期間中に得られたエネルギー量を、アレイが定格出力 P0 で発電すると仮定した場合、何時間に相当するか」を示す指標でもあります。

• Y_A : [kWh/kW] PV アレイのエネルギー発電量（DC／定格 DC）v
• Y_f : [kWh/kW] 最終システム発電量（AC／定格 DC）
• Y_r : [kWh/kW] 基準発電量（DC）

発電損失は、各種発電量の差分として算出されます。 単位は ［kWh/kW］ で、発電量と同じです。

この値は、「報告期間中に発生した損失分のエネルギーを補うために、アレイが定格出力 P0 でどれだけの時間運転する必要があるか」を表す指標です。

• L_C : [kWh/kW] アレイキャプチャ損失 (Y_r – Y_A)
• L_BOS : [kWh/kW] balance of system (BOS)損失 (Y_A – Y_f)

制限運転

インバーターの出力が最大値より低いレベルに制限されている場合、この状態を 制限運転（constrained operation） と呼びます。

一部のケースでは、インバーターの動作がボトルネックとなり、供給できる電力が特定の範囲に限られます。 この範囲の上限に達したとき、その状態を 「クリッピング（clipping）」 と呼びます。

制限運転（constrained operation）が外部要因によって発生する場合、たとえば 系統が電力を受け入れられない ことが原因であれば、この状態を 「カーテイルメント（curtailment）」 と呼びます。一方、クリッピング（clipping）が発生している場合には  E_out （AC 側エネルギー）と E_A（DC 側エネルギー）の両方に基づく性能指標の報告を検討することが推奨されます。

カーテイルメントは、系統側の需要や受け入れ能力が低下している期間に発生することがあります。 この場合、システムは発電していても、その電力を系統へ供給できません。

性能評価や性能保証の観点では、こうしたカーテイルメント期間を除外して、日射量および発電量（Yield）の積算値を算出することが推奨されます。

従来型パフォーマンス比

従来型パフォーマンス比は、システム出力に対する損失の総合的な影響を示す指標で、最終発電量 Y_f を基準発電量 Yr で割った値として定義されます。

PR = Y_f /Y_r = (E_out /P₀)/(H_i/G_i,ref)

従来型パフォーマンス比（PR）は アレイ温度の影響を考慮しない ため、季節によって値が変動しやすいという問題があります。

温度補正パフォーマンス比

従来の PR が抱える季節変動の問題は、温度補正パフォーマンス比を算出することで解消できます。

PR’_STC = (E_out/C_kP₀)/(H_i/G_i,ref)

with

C_k = 1 + γ × (T_mod,k – T_reference)

基準温度 T_ref に 25 °C を用いることで、温度補正パフォーマンス比 PR’_STC が得られます。

式中の C_k は、実際のモジュール温度と、定格出力（STC）で用いられる基準温度との差を補正するための係数です。 温度係数 γ は通常 負の値で、一般的には –0.3 %/K 程度です。

モジュール温度は日射量と強く相関しており、性能をモデル化する場合には 加重平均温度 を用いる必要があります。 PV パネルの温度は、外気温より 最大 20 °C 程度高くなることがあります。

年間温度補正パフォーマンス比

温度補正パフォーマンス比は、季節変動を補正することで、従来の PR を 1 年間通して評価した場合に近い値を推定する指標です。 これにより、季節による温度差や日射条件の変化を平準化し、より安定した年間性能評価が可能になります。

デジタルツイン

PV システムの性能解析は、近年ますます 発電所全体をモデル化する高度なシミュレーション手法に基づいて行われるようになっています。 代表的なモデルには、Sandia PV Array Performance Model（SAPM）、System Advisor Model（SAM）、PVsyst などがあります。

これらのモデルは従来のように Gi（POA：面内日射量）を入力とせず、GHI（全天日射量）を入力として使用する 点が特徴です。

規格の購入方法

IEC 規格は IEC Webshop から購入できます。

重要な測定項目

PV システムの性能評価において、最も重要となる測定量は 日射量 と PV モジュール温度 です。 以下では、日射計および PV モジュール温度センサーの使用に関するポイントをまとめます。

日射計の使用

PV システムの性能評価では、日射量を測定するために日射計が用いられます。従来の PV システムは単面受光で、赤道方向に向けた固定傾斜設置が一般的であったため、測定モデルも面内日射量（POA）を基準としていました。しかし現在では、バックトラッキングを用いる単軸追尾システムの普及により単一の POA が存在しないケースや、背面からの入射光も発電に寄与する両面受光パネルの採用、さらには傾斜地への設置など、システム構成が多様化しています。そのため、入力データとして全天日射量（GHI）、反射日射、拡散日射など、より幅広い日射量測定が利用されるようになっています。

Class A モニタリングシステムでは、GHI と POA の測定に Class A 日射計を使用することが必須とされています。一方で、拡散日射の測定は任意であり、必要に応じて追加されます。

Class A モニタリングシステムでは、全天日射量（GHI）と面内日射量（POA）の測定に Class A 日射計を使用することが必須とされています。一方で、拡散日射の測定については必須ではなく、必要に応じて追加される任意項目です。

IEC 61724-1 では、測定地点で露や霜の発生がほとんど見込まれない場合を除き、Class A モニタリングシステムにおいては、露・霜対策機能を備えた ISO 9060 Class A 日射計を使用することが求められています。

Hukx 社の SR30 日射計は、Class A モニタリングシステムの要件に適合しています。IEC 61724-2 の 6.5.3 では、日射量データに特別な注意を払うべきであると記されており、晴天日に複数の計器を比較することで定期的な品質チェックを行うことが推奨されています。特に、計器の影によって生じる誤った測定値はデータセットから除外する必要があります。

また、すべての POA 測定地点においては、IEC 61724-3 の第 5 条により、発電所全体のアルベドを代表しているか、そして有効なモデル化に必要な範囲に収まっているかを確認するため、局所的なアルベドの測定が求められています。単面受光モジュールの場合、このアルベド測定値は性能試験における不確かさ評価に使用されます。

両面受光モジュールを使用する場合

両面受光モジュールを使用する場合、背面側の日射量は次のいずれかの方法で取得できます。

• 直接測定する
• GHI、アルベド、必要に応じて拡散日射を入力とした光学モデルにより推定する

反射日射がシステム性能に与える影響は一般的に小さいため、反射日射の測定には 精度の低い Class C 日射計を使用することも可能 です。

IEC 61724-1 では、Class A モニタリングシステムで使用する日射計について、特別な理由がない限り 毎週の清掃 を行うこと、そして 2 年ごとに校正 を実施することが求められています。

PV モジュール温度センサーの使用

IEC 61724-2（附属書 A）では、PV セル温度の算出方法として次の 2 つが認められています。

• POA 日射量、外気温、風速の測定値を用いたモデルによる推定
• PV モジュール温度センサーを用いた直接測定

モデルに基づく推定による最初の方法は、不確かさが比較的高いため、実務ではあまり使用されていません。PV モジュール温度の測定は、性能比（PR）の算出結果に大きく影響するため、ユーザーは PV モジュール温度センサーの選定と設置を慎重に行う必要があります。設計が不十分なセンサーでは、IEC 61724-1 が求める 2 °C の測定精度を満たせず、より低い精度でしか測定できない場合があります。

IEC 61724-1 の附属書 B では、温度センサーの設置方法に関する指針が示されています。一般に、温度センサーは外気温とパネル温度の中間的な値を測定する傾向があり、設計や設置が不適切な場合には、実際よりも低い温度を示してしまうことがあります。PV パネルの温度係数はおおよそ –0.4 %/K 程度であり、温度が低いほど発電性能は高くなると期待されます。そのため、実際より低い温度を示すセンサーを用いて温度補正を行うと、計算上の性能が過小評価され、結果として性能指数（Performance Index）が低く算出されてしまいます。

POA 日射量に比例して温度測定の絶対誤差が生じると考えられるため、性能指数は日射量の大小にかかわらず、おおよそ同じ割合で低下することになります。測定された PV パネル温度が実際より低い場合、PV システムは本来より高い性能を示すと期待されますが、実際にはより高い温度で動作しているため、性能はその期待値より低くなります。したがって、適合性試験やシステムのコミッショニングにおいて、このような系統的な測定誤差や性能の過小評価は、売り手側にとって不利に働きます。

Hukx 社は PVMT01 という PV モジュール温度センサーを提供しており、適切に設計されたこのセンサーは PV モジュール温度を高い精度で測定できると期待されています。PVMT01 は IEC の要求事項を完全に満たしています。

IEC 61724-1 では、各モニタリングステーションに最低 3 個の温度センサーを設置することが求められており、システムの規模に応じて、PV システム全体では 6 個以上のセンサーが必要となります。