什么是非确定性并网（non-firm）
非确定性并网（non-firm），是以电网拥堵时被无补偿出力控制为前提、从而准许新建电源接入的制度。此前，电网无可用容量便无法接入，或须负担巨额的电网增强费用；随着非确定性并网的导入，接受出力控制以换取早期并网成为可能。2023年4月以后，含局部电网（local系统）在内、除10kW以下低压外，原则上所有新建接入均适用非确定性并网。
并网合同申请（截至2024年10月末）：全国约2,600万kW
接续研讨阶段（截至2024年6月末）：约1亿3,400万kW
当前开发中的储能项目，几乎全部为非确定性并网。
需要说明的是，非确定性并网所伴随的出力控制，起因于特定输变电设备的电网拥堵（潮流超过运行容量或有此之虞），与基于区域整体供需平衡的出力控制（优先供电规则）属不同机制。在九州等地成为话题的"出力控制"主要起因于供需约束，与本文所述因电网拥堵而起的出力控制，在发生要因与控制顺序上并不相同。
对储能而言重要的是，出力控制不仅及于"放电侧"，也及于"充电侧"。不过，放电侧与充电侧的控制机制不同。
·放电侧（逆潮流）：作为非确定性并网的拥堵管理，电网拥堵时在线抑制放电（与光伏相同的机制）。即便接入点设备本身未直接拥堵，若影响到上级设备的拥堵，也可能成为控制对象
·充电侧（顺潮流）：要求设置N-1充电停止装置，输电线单回线故障时充电自动停止。此外，在充电侧可用容量不足的电网，将以"充电限制合同"在拥堵时限制充电（充电限制合同自2025年4月1日起全国运用）
放电侧的控制相对可预见，而充电侧的限制联动于N-1故障这一突发事件，性质不同。
出力控制实际会发生多少
结论先行：现阶段影响有限。但在非确定性并网接入量增加的2027年度以后，情况可能改变。
·2027年度前后：端境期（轻负荷期）部分电网开始出现拥堵
·2028年度以后：高峰需求断面亦预计出现拥堵
·东北、东京、中部、中国地区的部分电网，轻负荷期拥堵趋于集中
不过，拥堵仅限于特定时段、特定电网，全年影响被认为有限。
电网拥堵时的出力控制方式经历了阶段性变更。当初（2021年1月〜2022年12月）仅一律控制非确定性电源；自2022年12月21日起，导入了依经济调度顺序（merit order）活用调整电源的"再调度方式（活用调整电源）"。进而自2023年12月28日起，适用对含调整电源以外在内的全部电源按固定顺序控制的"再调度方式（按固定顺序）"。
为提高出力控制量的可预见性，各一般输配电事业者在网站上公开"电网预想潮流等信息"。储能事业者可凭此公开信息，确认接续研讨回复书所载"影响出力控制量的主要设备"（骨干电网组、局部电网的变压器与输电线）的拥堵状况。
N-1故障实绩的读法
接续研讨回复书会载明"N-1故障实绩"。这是该输电线或变压器过去发生事故（N-1故障）次数的数值。一旦发生N-1故障，将经N-1出力控制（转送切断）瞬时切断储能的出力。
例如"0.667次/年"，意味着3年内有2次故障实绩。由此频率与恢复时间，可概算年度停运风险。频率低则对收益影响极小；反之，超过1次/年的设备则需注意。
容量市场、辅助服务市场的参与限制
对非确定性并网的储能而言，最大的关切是"市场参与是否受限"。非确定性并网的同意书中，含有如下文字。
"缔结本合同，即表示对无法参与容量市场及辅助服务市场的情形予以容认。"
见此文字而担心"容量市场与辅助服务市场都无法参与"的买家不在少数，但这是对未来限制可能性的法律保留，并非现阶段的一律禁止。
·容量市场：在2027年度〜2029年度的主拍卖中，准许非确定性电源参与。但定位为"当前一段时期"，并非恒久保证
·辅助服务市场：当前（至2028年度）准许非确定性电源参与市场。但电网拥堵时，ΔkW（调整力）的发动可能受限，届时将从非拥堵电网替代调度
两者均为逐年度判断的暂定措施，须留意并非恒久权利。
2029年度以后的展望
2029年度以后，容量市场与辅助服务市场情况不同。
辅助服务市场：2029年度以后的处理未决定。第54回辅助服务市场研讨小委员会（2025年3月）明记"当前（至2028年度）"，2029年度以后可能视拥堵影响扩大而导入参与限制。今后的研讨交由"关于未来运行容量等方式的工作组"。
若将辅助服务市场收益计入2029年度以后的事业计划，须将其作为制度风险加以认识。
对LDA的影响
非确定性并网是否影响LDA（长期脱碳电源拍卖）的投标资格，是买家最为在意的要点之一。
LDA在容量市场框架内运营，既然容量市场准许非确定性电源参与，对LDA的投标亦可行。2023年4月以后的新建接入原则上全部为非确定性并网，而首回LDA（2024年1月）储能中标30件、109.2万kW、第2回LDA（2025年1月）储能中标96.1万kW，由此可认为非确定性并网的项目正在LDA中标。
如何计入事业计划
将非确定性并网的出力控制风险计入事业计划时，有三个要点。
① 确认各地区、各电网的拥堵展望
即便同为东北地区，骨干电网组（"青森1""宫城1""新潟1"等）的拥堵风险也各不相同。请确认接续研讨回复书所载设备的公开信息，评估该电网的潮流实绩、拥堵频率。
② 在收支模拟中反映"控制率"
出力控制导致的收益减少，作为对年度可用率的折减率计入。现阶段年度控制率预计在数%以下，但在保守的模拟中，宜以5〜10%的控制率作为压力情景计算。此外，放电侧的控制与充电侧的限制发生机制不同，建议分别作为不同风险要因评估。
③ 将N-1出力控制、充电停止装置的成本计入初期投资
非确定性并网下，出力控制设备（含通信装置）的设置由储能事业者负担。此外，充电侧的N-1充电停止装置的导入、维护、更新、拆除费用亦由事业者负担。请将这些费用计入设备费、列入初期投资。
④ 认识市场参与的制度风险
非确定性电源参与容量市场、辅助服务市场，现阶段是"当前一段时期"准许的暂定措施。尤其辅助服务市场2029年度以后的处理未决定，须将制度变更风险作为收益模型的前提加以计入。