太陽光発電量シミュレーションで見るべきロス項目7つ

太陽光発電量シミュレーションは、年間発電量を単純に予測するだけの作業ではありません。実務で重要なのは、想定された発電量がどのような前提で計算され、どの部分でどれだけ発電機会が失われているのかを読み解くことです。同じ設備容量でも、日射条件、設置角度、影、温度、機器構成、配線、汚れ、経年劣化、停止時間などによって、実際に得られる発電量は大きく変わります。

特に「太陽光発電量 シミュレーション」で情報を探している実務担当者にとって、ロス項目の理解は設計判断、収支検討、発注条件の確認、施工後の検証、運用改善のすべてに関わります。シミュレーション結果の年間発電量だけを見て判断すると、後から「なぜ想定より発電しないのか」「どの条件を見直せば改善できるのか」が分かりにくくなります。この記事では、太陽光発電量シミュレーションで必ず確認したい代表的なロス項目を7つに整理し、実務での見方をわかりやすく解説します。

目次

• 太陽光発電量シミュレーションでロス項目を見る意味

• ロス項目1 日射量と気象条件によるロス

• ロス項目2 方位・傾斜・配置によるロス

• ロス項目3 影によるロス

• ロス項目4 温度上昇によるロス

• ロス項目5 機器変換と出力制御によるロス

• ロス項目6 配線・接続・ミスマッチによるロス

• ロス項目7 汚れ・積雪・経年劣化・停止によるロス

• ロス項目を比較して設計判断に活かす方法

• 現地条件を正しく反映することがシミュレーション精度を高める

太陽光発電量シミュレーションでロス項目を見る意味

太陽光発電量シミュレーションでは、まず設置場所の日射量や気象条件をもとに、太陽光パネルにどれだけの太陽エネルギーが届くかを計算します。しかし、届いた太陽エネルギーがすべて電気として利用できるわけではありません。パネルの角度が最適でない場合、周辺物による影がかかる場合、夏場にパネル温度が上がる場合、電力変換時に損失が発生する場合など、さまざまな要因によって発電量は少しずつ減っていきます。

この「少しずつ減る」部分を整理したものがロス項目です。ロス項目を見ることで、単なる年間発電量の数字だけでは見えない設計上の弱点や、運用上の改善余地を把握できます。例えば、年間発電量が想定より低い場合でも、その原因が日射量の前提にあるのか、影の影響にあるのか、温度ロスにあるのか、機器構成にあるのかによって、取るべき対策はまったく異なります。

実務では、シミュレーション結果を「多いか少ないか」だけで判断するのではなく、「どのロスが大きいか」「そのロスは設計で減らせるのか」「現地条件として受け入れるしかないのか」を分けて考えることが重要です。減らせるロスと減らせないロスを混同すると、必要以上に高い期待値を設定してしまったり、逆に改善できる設計要素を見逃してしまったりします。

また、ロス項目は関係者間の説明にも役立ちます。発電事業者、設計者、施工者、保守担当者、土地所有者、金融機関など、太陽光発電に関わる人はそれぞれ注目するポイントが異なります。年間発電量の数字だけを提示するよりも、どの条件でどの程度のロスを見込んでいるかを説明できる方が、計画の妥当性を伝えやすくなります。ロス項目の確認は、シミュレーションを単なる計算結果から、実務判断に使える資料へ変えるための基本です。

ロス項目1 日射量と気象条件によるロス

太陽光発電量シミュレーションで最初に確認すべきロスは、日射量と気象条件に関するものです。太陽光発電は、太陽から届く日射エネルギーを電気に変える仕組みであるため、入力となる日射量の前提がずれると、発電量全体の見通しも大きく変わります。年間発電量の根拠を確認する際には、使用している日射量データがどの地点を代表しているのか、どの期間の気象傾向を反映しているのか、平均的な年を想定しているのかを確認する必要があります。

日射量に関するロスは、単に「晴れが多い地域かどうか」だけで決まるものではありません。直達日射、散乱日射、雲量、湿度、降雨、気温、風速などが複合的に関係します。山間部では地形によって朝夕の日射が遮られることがありますし、沿岸部では雲の出方や湿度の影響を受けることがあります。都市部では周辺建物の影響と大気条件が重なり、同じ地域内でも設置場所によって発電条件が異なります。

実務で注意したいのは、気象データの「代表性」です。最寄りの観測地点や標準的な気象データを使っていても、実際の設置場所が山の斜面、谷地、海沿い、積雪地域、霧の出やすい場所などであれば、現地特有の条件が十分に反映されないことがあります。シミュレーション上の年間発電量が高く出ていても、現地の日射条件がデータ上の想定より厳しければ、実発電量との差が大きくなります。

日射量と気象条件のロスを見る際には、月別の発電量も重要です。年間合計では妥当に見えても、季節ごとの発電傾向が現地の実感と合っていない場合があります。例えば、梅雨や台風の影響が出やすい地域では、特定の月に発電量が下がる傾向があります。積雪地域では冬季に大きく落ち込む可能性があります。年間値だけを見ると平準化されてしまうため、月別の変動を確認することで、気象条件に起因するロスをより現実的に把握できます。

この項目は、後から設備側の改善だけで大きく変えることが難しいロスでもあります。そのため、事前調査の段階で保守的に見積もることが重要です。特に事業性評価では、楽観的な日射量を採用すると収支計画全体が過大評価されます。太陽光発電量シミュレーションを見る際には、まず日射量データが現地条件に対して妥当かどうかを確認し、そのうえで他のロス項目を評価することが基本です。

ロス項目2 方位・傾斜・配置によるロス

次に確認すべきロスは、太陽光パネルの方位、傾斜角、配置によるものです。太陽光パネルは、太陽光を受ける角度によって発電量が変わります。一般的には、設置地域に応じた適切な方位と傾斜角に近いほど年間発電量を得やすくなりますが、実際の現場では屋根形状、土地形状、架台条件、通路幅、風荷重、施工性、周辺制約などによって、理想通りの配置ができないことが多くあります。

方位のロスは、パネルが太陽の動きに対してどの方向を向いているかによって発生します。南向きに近いほど年間を通じて発電しやすいケースが多い一方で、東西向きの配置では朝夕の発電に寄りやすくなります。屋根上設置では、屋根面の向きに従う必要があるため、方位を自由に決められないことがあります。地上設置でも、土地の形状や造成条件によって、最適な向きからずれる場合があります。

傾斜角のロスは、パネルが太陽光を受ける角度と関係します。傾斜が小さいと夏場には有利に働くことがありますが、冬場の太陽高度が低い時期には発電量が伸びにくくなることがあります。逆に傾斜が大きいと冬場に有利になる場合がある一方で、設置間隔を広く取る必要が出たり、風の影響を受けやすくなったりします。シミュレーションでは、年間発電量だけでなく、季節別の発電バランスを見ながら傾斜角の妥当性を確認することが大切です。

配置によるロスでは、パネル同士の間隔や列間の影、土地の有効利用率が関係します。地上設置では、発電容量を増やそうとしてパネルを詰め込みすぎると、列間影が増えて発電効率が下がることがあります。一方で、間隔を広げすぎると土地あたりの設置容量が減り、全体の発電量や事業性に影響します。つまり、配置は単純にロスを最小化すればよいのではなく、土地利用、施工性、保守動線、発電量のバランスを見ながら判断する必要があります。

屋根設置でも同様に、屋根の端部、設備機器、避雷設備、点検スペースなどによって配置が制限されます。シミュレーション上ではパネルを置けるように見えても、実際には安全な施工や点検ができない場所があります。こうした現地条件を無視して配置を組むと、後の設計変更で発電量が下がり、当初シミュレーションとの差が生じます。

方位・傾斜・配置によるロスは、設計段階で調整できる余地が比較的大きい項目です。だからこそ、シミュレーション結果では複数条件を比較し、どの配置が最も合理的かを判断することが重要です。単純に最大発電量を狙うのではなく、施工しやすく、保守しやすく、影の影響を抑え、長期的に安定運用できる配置を選ぶことが、実務上の良い設計判断につながります。

ロス項目3 影によるロス

太陽光発電量シミュレーションで特に見落としが大きいのが、影によるロスです。影は、周辺建物、電柱、樹木、フェンス、山、屋根上の突起物、パネル列同士など、さまざまな要因で発生します。影の影響は一見小さく見えても、発電量に与える影響は大きくなることがあります。特に一部のパネルにだけ影がかかる場合でも、接続構成によっては影の範囲以上に出力低下が広がることがあります。

影ロスを見る際には、年間を通じた太陽の動きを考える必要があります。夏は太陽高度が高いため影が短くなりやすい一方で、冬は太陽高度が低く、朝夕の影が長く伸びます。現地確認を一度行っただけでは、季節ごとの影の変化を把握しきれないことがあります。特に冬季の朝夕に影がかかる場合、年間発電量だけで見ると目立ちにくくても、月別・時間別の発電量に影響が出ます。

周辺建物による影は、都市部や工場屋根、倉庫屋根でよく問題になります。隣接する建物、塔屋、看板、空調設備などがある場合、時間帯によってパネルに影がかかります。樹木による影は、季節によって葉の有無が変わるため、現地の見た目だけでは判断が難しい場合があります。また、樹木は成長するため、設置時には問題が小さくても、数年後に影の影響が増えることがあります。

地上設置では、パネル列同士の影も重要です。発電容量を増やすために列間隔を狭くすると、冬季や朝夕に前列の影が後列にかかります。設計上は許容できる範囲の影であっても、想定より列間影が大きいと発電量が下がります。列間影は、土地の勾配や造成精度にも影響されます。平坦地としてシミュレーションしていても、実際には微妙な高低差がある場合、影の出方が変わることがあります。

影ロスの確認では、影が「どこに」「いつ」「どのくらいの時間」かかるのかを把握することが重要です。単に影があるかないかではなく、発電量が大きい時間帯に影がかかるのか、発電量が小さい朝夕に限定されるのかで、影響度は変わります。また、影のかかる場所が一部の回路に偏っている場合、接続設計の見直しによって影響を抑えられることもあります。

影によるロスは、現地調査の精度がシミュレーション精度に直結する項目です。図面だけで判断すると、周辺物の高さ、位置、季節変化、地形の起伏を見落としやすくなります。太陽光発電量シミュレーションで影ロスが小さく見積もられている場合でも、現地写真、測量結果、周辺物の位置関係を確認し、実際の設置環境に合っているかを慎重に見る必要があります。

ロス項目4 温度上昇によるロス

太陽光パネルは、日射が強いほど発電しやすい一方で、パネル温度が上がると出力が低下します。この温度上昇によるロスは、太陽光発電量シミュレーションで必ず確認すべき項目です。特に夏場は日射量が多く発電に有利に見えますが、パネル温度が高くなることで、期待したほど出力が伸びないことがあります。年間発電量の見方では、日射量の多さと温度ロスをセットで考える必要があります。

温度ロスは、気温だけでなく、風通し、設置方式、屋根材、架台高さ、パネル裏面の放熱条件などによって変わります。地上設置で風通しが良い場合と、屋根面に近接して設置される場合では、パネルの熱の逃げ方が異なります。屋根上設置では、屋根材が熱を持ちやすい場合や、パネル裏面の空気の流れが悪い場合、パネル温度が上がりやすくなります。

実務で重要なのは、温度ロスを過小評価しないことです。気象データ上の気温だけで判断すると、実際のパネル表面温度との差を見落とすことがあります。太陽光パネルは直射日光を受けるため、周囲の気温よりも高温になります。シミュレーションでは、気温、日射、風速、設置条件などからパネル温度を推定し、出力低下を見込むのが一般的です。この前提が現地条件に合っていないと、夏場の発電量予測に差が出ます。

温度ロスは、設備容量が大きい案件ほど総発電量への影響が大きくなります。単位あたりのロス率が数％であっても、年間発電量や収益評価に換算すると無視できない差になります。また、温度ロスは季節によって変動するため、年間平均だけでなく月別の発電傾向を見ることが大切です。夏場の日射量が多い地域でも、温度ロスが大きければ発電効率は下がります。

設計面では、通風を確保する、パネル裏面の熱がこもりにくい構造にする、過度に密集した配置を避けるなどの工夫が温度ロスの抑制につながります。ただし、温度ロスだけを減らすために架台や配置を大きく変更すると、施工性、耐風性、コスト構造、保守性に影響します。したがって、温度ロスは他の設計条件とのバランスを見ながら評価する必要があります。

温度上昇によるロスは、現場で目に見えにくい項目です。影や汚れのように見た目で分かりやすいものではないため、シミュレーション上の前提を確認しなければ見落としがちです。発電量の季節変動を説明する際にも、夏場に日射が多いのに出力が頭打ちになる理由として温度ロスは重要です。太陽光発電量シミュレーションを読むときは、気象条件とあわせて温度ロスの扱いを確認することが欠かせません。

ロス項目5 機器変換と出力制御によるロス

太陽光パネルで発電された電気は、そのまま利用されるわけではありません。直流で発電された電気は、機器によって交流に変換され、系統や需要設備に合わせて使われます。この変換の過程で発生するのが、機器変換によるロスです。太陽光発電量シミュレーションでは、パネルの発電量だけでなく、最終的に利用可能な電力量までを見る必要があります。

変換ロスは、変換機器の効率、負荷率、運転条件によって変わります。変換機器には効率の良い運転範囲があり、常に最大効率で動くわけではありません。日射が弱い朝夕や曇天時、部分的な影がある場合など、入力が変動すると効率も変わります。シミュレーションで変換効率を一律に扱っている場合、実際の運転条件との間に差が出ることがあります。

また、設備構成によっては、パネル容量と変換機器容量の関係も重要です。パネル容量を変換機器容量より大きめに設計することはありますが、日射が強い時間帯には出力が機器容量で制限される場合があります。このとき発生するのが、ピーク時の出力制限によるロスです。年間発電量全体で見れば一定の合理性がある設計でも、出力制限が大きすぎると発電機会を失うことになります。

出力制御によるロスも確認が必要です。系統側の条件や接続契約、地域の需給状況によっては、発電できる状態であっても出力を抑える運用が発生する場合があります。シミュレーションに出力制御の前提が入っているかどうか、入っている場合はどの程度を見込んでいるかを確認することが重要です。出力制御を見込まずに発電量を評価すると、実際の売電量や利用量との差が出る可能性があります。

自家消費型の設備では、需要との関係も重要です。発電量が多い時間帯に需要が少ない場合、余剰電力の扱いによって実際に有効利用できる電力量が変わります。発電量シミュレーションと自家消費シミュレーションを混同すると、パネルが発電する量と、施設内で使える量を取り違えることがあります。実務では、発電量、変換後電力量、有効利用量を分けて確認することが大切です。

機器変換と出力制御によるロスは、設計条件や運用条件によって変わるため、計画段階での確認が重要です。年間発電量が高くても、変換効率が低い構成や出力制限が大きい構成では、実際の利用価値が下がる場合があります。シミュレーション結果を見る際には、パネル面での発電量だけでなく、最終的にどの地点の電力量を表示しているのかを確認しましょう。発電端なのか、変換後なのか、受電点なのかによって、数字の意味は変わります。

ロス項目6 配線・接続・ミスマッチによるロス

太陽光発電設備では、パネルで発電された電気が配線を通って変換機器へ送られます。この過程で発生するのが、配線抵抗によるロスや接続構成に起因するロスです。配線距離が長い場合、電流が大きい場合、ケーブルの選定が適切でない場合には、電気の一部が熱として失われます。シミュレーションでは、配線ロスがどの程度見込まれているかを確認する必要があります。

配線ロスは、単独では小さな割合に見えることがあります。しかし、長期運用では積み重なって無視できない発電損失になります。特に地上設置で敷地が広い場合や、屋根上から電気設備までの距離が長い場合には、配線ルートの設計が重要です。発電量シミュレーションで配線ロスが標準値として扱われている場合、実際の配線長や電圧条件に合っているか確認する必要があります。

接続構成によるロスも重要です。太陽光パネルは複数枚を組み合わせて回路を構成しますが、パネルごとの出力差、影のかかり方、方位や傾斜の違いがあると、全体の出力がそろいにくくなります。このような出力のばらつきによって発生するのがミスマッチロスです。同じ型式のパネルであっても、製造ばらつき、汚れ、劣化、温度差などにより、完全に同じ出力にはなりません。

ミスマッチロスは、影や配置条件と密接に関係します。例えば、異なる方位の屋根面に設置したパネルを同じ回路にまとめると、時間帯によって出力特性がずれます。片方の屋根面には日が当たり、もう片方には影がかかるような状態では、全体の発電効率が下がることがあります。地上設置でも、地形の傾きや列ごとの影の違いによって、回路ごとの発電条件が変わります。

接続設計を適切に行えば、ミスマッチロスを抑えられる場合があります。影がかかりやすいエリアと影の少ないエリアを分ける、方位や傾斜が異なる面を分ける、同じような発電条件のパネル同士をまとめるなど、回路設計によってロスを軽減できます。逆に、現場条件を十分に反映せずに接続を決めると、シミュレーション上は問題が小さく見えても、実運用で発電量が伸びにくくなります。

配線・接続・ミスマッチによるロスは、図面段階で見落とされやすい項目です。配置図ではパネルがきれいに並んでいても、実際の配線ルート、接続箱の位置、電気設備までの距離、方位差、影のかかり方を考慮しなければ、発電量の見積もりに差が出ます。太陽光発電量シミュレーションを見る際には、標準的なロス率が自動的に入っているだけなのか、現地設計に合わせて調整されているのかを確認することが重要です。

ロス項目7 汚れ・積雪・経年劣化・停止によるロス

最後に確認したいのが、運用期間中に発生する汚れ、積雪、経年劣化、停止時間によるロスです。太陽光発電設備は屋外で長期間稼働するため、設置直後の状態がずっと続くわけではありません。パネル表面には砂ぼこり、花粉、鳥のふん、落ち葉、排気由来の汚れ、塩分などが付着することがあります。汚れが蓄積すると、太陽光がパネルに届きにくくなり、発電量が低下します。

汚れロスは、地域や設置環境によって差があります。雨で自然に洗い流されやすい場所もあれば、乾燥地域、粉じんの多い場所、農地や工場の近く、鳥が多い場所などでは汚れが残りやすいことがあります。傾斜角が小さい場合は、雨水が流れにくく、パネル表面に汚れがたまりやすいことがあります。シミュレーションでは汚れロスを一定割合で見込むことが多いですが、現地環境に応じて妥当かどうかを確認する必要があります。

積雪ロスは、積雪地域で特に重要です。雪がパネル表面を覆うと発電できない時間が発生します。積雪量だけでなく、雪がどれくらい残るか、パネル傾斜で自然落雪するか、周辺に雪がたまり再び影を作るかなども関係します。冬季の日射量が少ない地域では、もともとの発電量が小さいため年間全体への影響が限定的に見える場合もありますが、収支や電力利用の月別計画では無視できないことがあります。

経年劣化によるロスも長期評価では欠かせません。太陽光パネルや周辺機器は、長年の使用により少しずつ性能が低下します。初年度の発電量だけを見て事業計画を立てると、長期的な発電量を過大に見積もる可能性があります。シミュレーションでは、年ごとの劣化率をどのように見込んでいるかを確認することが大切です。特に長期の収支計画では、初年度発電量ではなく、運用期間全体の発電量推移を見る必要があります。

停止時間によるロスも実務では重要です。設備点検、機器故障、系統側の作業、自然災害、通信不具合、安全確認などにより、発電できる条件であっても設備が停止することがあります。シミュレーションでは、設備が常に正常稼働する前提になっている場合がありますが、実際の運用では停止時間を完全にゼロにすることは困難です。保守体制や監視体制が弱いと、異常の発見が遅れ、停止ロスが拡大することがあります。

この項目は、設計段階だけでなく運用管理によって改善できるロスです。定期点検、発電量監視、異常検知、清掃判断、積雪時の対応、部品交換計画などによって、ロスを抑えることができます。シミュレーションで見込んだ発電量を実際に達成するには、設置後の運用管理まで含めて考える必要があります。太陽光発電量シミュレーションは計画時の資料であると同時に、運用開始後の比較基準にもなります。

ロス項目を比較して設計判断に活かす方法

太陽光発電量シミュレーションで重要なのは、ロス項目を個別に見るだけでなく、全体の中でどのロスが大きいかを比較することです。発電量を改善したい場合、最も大きなロスから優先的に確認する方が効果的です。例えば、影ロスが大きい案件で変換効率だけを細かく検討しても、全体の改善効果は限定的です。逆に、影が少なく配置条件も良い案件では、温度ロスや配線ロス、機器構成の見直しが重要になることがあります。

ロス項目を比較する際には、減らせるロスと受け入れるロスを分けることが大切です。日射量や地域の気象条件は、基本的に設計で変えられません。一方で、配置、方位、列間隔、配線ルート、接続構成、保守計画などは、設計や運用によって改善できる余地があります。すべてのロスをゼロにすることはできませんが、どこに対策を打つべきかを判断することはできます。

また、ロスを減らすことが常に最適とは限りません。例えば、列間影を減らすためにパネル間隔を大きくすると、土地あたりの設置容量が減る場合があります。温度ロスを抑えるために構造を大きく変えると、施工性や耐久性に影響する場合があります。配線ロスを減らすために設備配置を変更すると、保守動線や安全性に影響することもあります。実務では、発電量だけでなく、施工性、保守性、安全性、長期運用の安定性を合わせて判断する必要があります。

シミュレーション結果を見るときは、基準ケースと改善ケースを比較する方法が有効です。現状の配置でどの程度の発電量になるのか、影を避けた場合にどれだけ改善するのか、傾斜角を変えた場合に月別発電量がどう変わるのか、配線ルートを見直した場合にロスがどの程度減るのかを比較すると、設計判断の根拠が明確になります。単一の結果だけでは、なぜその設計が妥当なのかを説明しにくくなります。

さらに、シミュレーション結果は関係者に説明できる形で整理することが重要です。年間発電量、月別発電量、主要ロス項目、前提条件、現地制約、改善余地を一連の流れで説明できれば、計画の信頼性が高まります。特に実務担当者は、設計者から受け取ったシミュレーションをそのまま受け入れるのではなく、どの前提が発電量に効いているのかを確認する姿勢が必要です。

ロス項目を理解しておくと、施工後の検証にも役立ちます。実発電量がシミュレーションを下回った場合、すぐに設備不良と判断するのではなく、天候差、影、汚れ、停止時間、温度条件などを切り分けて確認できます。シミュレーション時にロス項目を丁寧に設定しておけば、運用後の比較も行いやすくなります。計画段階の精度向上だけでなく、運用段階の改善にもつながる点が、ロス項目を確認する大きな価値です。

現地条件を正しく反映することがシミュレーション精度を高める

太陽光発電量シミュレーションの精度を高めるには、計算方法そのものだけでなく、現地条件をどれだけ正しく反映できるかが重要です。日射量、方位、傾斜、影、温度、配線、汚れ、積雪、停止時間など、ロス項目の多くは現地の状況と深く関係しています。机上の標準条件だけで作成したシミュレーションは、初期検討には使えても、実施設計や収支判断では不十分になることがあります。

特に影や配置、地形、設備位置は、現地の測位や計測の精度に左右されます。周辺建物や樹木の位置、高さ、敷地境界、屋根形状、設置可能範囲、電気設備までの距離などが曖昧なままだと、シミュレーション上のロス設定も曖昧になります。小さな位置ずれや高さの見落としが、影の範囲や配線計画に影響することもあります。発電量シミュレーションを実務で使うなら、現地調査と設計データの整合性を高めることが欠かせません。

また、シミュレーションは一度作って終わりではありません。初期検討、基本設計、詳細設計、施工前確認、施工後検証の各段階で、入力条件を更新していくことが望ましいです。初期段階では概略の発電量を把握し、詳細設計では現地測量や配置計画を反映し、施工後には実際の設備位置や運用データと比較します。この流れを作ることで、シミュレーションは単なる予測資料ではなく、設計と運用をつなぐ判断基準になります。

太陽光発電量シミュレーションで見るべきロス項目は、日射量と気象条件、方位・傾斜・配置、影、温度上昇、機器変換と出力制御、配線・接続・ミスマッチ、汚れ・積雪・経年劣化・停止の7つです。これらを順番に確認すれば、年間発電量の数字がどのような前提で成り立っているのかを理解しやすくなります。特に実務では、発電量の大きさだけでなく、ロスの内訳と改善余地を確認することが重要です。

そして、ロス項目の精度を高めるうえで欠かせないのが、現地の位置情報を正確に取得し、設計やシミュレーションに反映することです。敷地境界、設備位置、影の原因となる周辺物、パネル配置、点検動線などを正確に把握できれば、机上の想定と現場の差を小さくできます。iPhone装着型GNSS高精度測位デバイスであるLRTKを活用すれば、現地で取得した高精度な位置情報をもとに、太陽光発電設備の配置検討や施工後の確認、維持管理に役立てやすくなります。発電量シミュレーションの精度を高めたい場合は、ロス項目の理解に加えて、現地条件を正しく測る仕組みづくりまで含めて検討することが大切です。