エネルギー監視システム導入ガイド｜タイ工場の電気代を見える化

電気代は上がっているのに、どの設備がいくら使っているか誰も答えられない

タイやベトナムに製造拠点を持つ日系メーカーの工場で、いま最も頻繁に持ち込まれる相談のひとつが「電気代が上がっているので何とかしたい」というものです。ところが、その場で「どの設備が月にいくら使っていますか」と聞くと、答えられる工場はほとんどありません。手元にあるのは電力会社から届く1枚の請求書と、そこに書かれた工場全体の合計値だけ。つまり、支払っている金額は分かっていても、その金額が何によって発生しているかは分かっていない。この状態のまま省エネ活動を始めても、効果は運任せになります。エネルギー監視システムが最初に解決するのは、この「請求書と現場のあいだにある断絶」です。

この断絶は、意外なほど根が深いものです。多くの工場では、電気は「あって当たり前のもの」として扱われてきました。生産数量は日次で集計され、不良率は工程ごとに管理され、金型の稼働時間まで記録されているのに、電力だけは月に一度、経理部門に届く請求書としてしか可視化されていない。原材料であれば入庫・払出・在庫が品目ごとに管理されているのに、電力という「毎月まとまった金額で購入している原材料」だけが、品目別の消費実績を持たないまま消費されている。そう言い換えると、これがいかに異常な状態かが伝わりやすいはずです。

さらに近年は、コスト以外の圧力も加わってきました。日本本社のサステナビリティ部門から「拠点別のCO2排出量を報告してほしい」という依頼が届く。欧州向けに輸出している取引先から「製品あたりの排出量データを出せないか」と打診される。銀行や親会社の与信・投資判断の資料に、エネルギー原単位の推移を書く欄がある。いずれも、根っこにあるのは同じ問いです。すなわち「あなたの工場は、電力を何にどれだけ使っているのか」。この問いに数字で答えられないことが、単なる社内の不便から、対外的な信用のリスクへと質を変えつつあります。

一方で、この領域には特有の落とし穴もあります。タイやベトナムの工場に、日本の省エネ活動の常識をそのまま持ち込むと、思ったほど効果が出ないのです。日本では「総使用量（kWh）をいかに減らすか」を中心に改善が積み上げられ、デマンド警報装置もかなり普及しています。しかしタイの産業用電力は、時間帯によって単価が大きく変わるTOU（時間帯別料金）と、月内の最大需要で決まる契約電力（デマンド）の組み合わせで課金されており、「いつ使うか」「どこまで一気に使うか」がコストに直結します。ベトナムでも、容量料金と電力量料金を分ける二部料金制の試行が始まろうとしています。同じ1kWhでも、使う時間帯によって支払額が変わる。この構造を理解しないまま「照明をLEDに替えました」で終わってしまう改善が、現地では驚くほど多いのが実情です。

本記事では、エネルギー監視システムという言葉の定義を整理したうえで、タイ・ベトナムの料金構造に即して「何を計測し、どこから手を付け、いくらぐらいの投資を、誰に頼むか」を判断するための軸を提示します。製品カタログではなく、自社の状況に当てはめて意思決定するための材料として読んでいただければと思います。

エネルギー監視システムとは何か——EMS・電力監視システム・デマンド監視の関係を整理する

まず用語を整理します。この分野は、ベンダーごとに呼び方が違い、同じ言葉が別の意味で使われるため、比較検討の入口で混乱が起きやすいのです。見積書を3社から取ったときに、そもそも同じものを比べていない、という事故は珍しくありません。

エネルギー監視システムを機能で分解すると、次の4つのレイヤーに整理できます。上のレイヤーに行くほど、下のレイヤーが正しく作られていることが前提になります。

「電力監視システム」という言葉は、多くの場合①と②までを指します。分電盤に計測器を付けて、画面でグラフが見られる状態です。「EMS（エネルギーマネジメントシステム）」は、そこに③の分析を加えたものを指すことが多く、工場向けの文脈ではFEMS（Factory Energy Management System）と呼ばれることもあります。そして「デマンド監視」「デマンドコントロール」は④の領域で、契約電力を超えそうなときに警報を出す、あるいは実際に負荷を落とす仕組みです。

ここで押さえておきたいのは、この4層のうちどこまでを含むかで、費用も、必要な社内体制も、得られる効果もまったく変わるという点です。②の見える化までなら、極端に言えば計測器と通信とダッシュボードで完結します。しかし③以降は、生産数量や稼働時間といった生産側のデータと結合する必要があり、原単位の分母をどう定義するかという設計判断が入ります。④に至っては、実際に設備を止める・落とすという運用判断を伴うため、製造部門と保全部門の合意なしには成立しません。

もうひとつ、EMSとBEMS（ビル向け）の混同にも注意が必要です。工場では、空調・照明といったビル的な負荷と、生産設備という工場固有の負荷が混在します。ビル向けの製品をそのまま持ち込むと、生産量と紐づけた原単位分析ができず、「快適性の最適化」はできても「製品1個あたりの電力」は出せない、ということが起こります。工場に必要なのは、生産の文脈を持ったエネルギー監視システムです。この点は、生産実績データの持ち方そのものに関わるため、タイ工場における生産管理システム（MES）導入の考え方と併せて設計するのが本来のあり方です。

用語の整理を「言葉遊び」と感じる方もいるかもしれません。しかし、複数社から提案を受けたときに、A社の見積は①②のみ、B社は①〜③、C社は①〜④まで含んでいる、というのはごく普通に起こります。金額だけを横に並べて安い方を選ぶと、後から「分析機能は別ライセンスです」「制御は別工事です」という話が出てくる。最初にこの4層のどこまでを買うのかを自社で決めてから、見積依頼を出してください。これだけで、比較の精度は大きく上がります。

タイの工場の電気料金構造を分解する

ここが本記事の中核です。タイの工場の電気代を下げたいなら、まず請求書の構造を分解して理解する必要があります。構造が分かっていない状態での省エネ施策は、効く場所と効かない場所の区別がつかないからです。

タイの産業用電力の請求額は、大きく次の要素から構成されます。

まず単価です。タイの2026年5〜8月期の電気料金は平均3.95バーツ/kWhとされ、前期（2026年1〜4月期）の3.88バーツ/kWhから約1.8%上昇しました（タイ・ワイズデジタルによる報道値）。この期のFt（燃料調整費）は0.1623バーツ/kWhで、エネルギー規制委員会（ERC）が設定しています。平均単価3.95バーツ/kWhに対してFtは0.1623バーツ/kWhですから、単純計算で平均単価の約4.1%をFtが占めていることになります。

ここで重要なのは、Ftが4か月ごとに改定されるという点です。1年は12か月ですから、年に3回、自社の努力とは無関係に単価が動く可能性があるということになります。つまり、前年同月と電気代を比較して「今年は高い」と嘆いても、その差のうちどれだけが自社の使い方によるもので、どれだけがFtの改定によるものかを分けられなければ、改善したのかどうかすら判定できません。エネルギー監視システムを入れる実務的な意味のひとつは、この「自社要因」と「外部要因」を分離できるようにすることにあります。

次にTOU（時間帯別料金）です。産業用TOUの参考値として、オンピークが4.1025バーツ/ユニット（ユニット＝kWh。タイの電気料金請求書での表記です。月曜〜金曜の9:00〜22:00）、オフピークが2.5849バーツ/ユニット（22:00〜9:00および土日祝）という水準が示されています。これにFtとVAT7%が加算されます。この2つの単価の差は1.5176バーツ/ユニット、比率にすると約1.59倍です。同じ1kWhを使っても、平日の昼間に使うか、夜間や週末に使うかで、支払額が1.6倍近く違うということです。

一方、大規模工場（Type 4）の参考値としては、オンピーク5.27バーツ/kWh、オフピーク3.80バーツ/kWhという数字も出回っています。こちらの比率は約1.39倍です。ここで注意していただきたいのは、これら2組の数字が同じ土俵の値ではない可能性が高いということです。エネルギーチャージ単体なのか、Ftや各種加算を含んだ後なのか、電圧区分や契約種別が何なのかによって、示される単価は変わります。出典によって内訳の取り方が異なるため、自社の実際の請求書の内訳で必ず確認してください。高圧・中圧・低圧という電圧区分、そして契約種別によって適用単価は変わりますし、Ftは4か月ごとに改定されます。本記事に挙げた数字は執筆時点で確認できた公表値であり、実務では必ず最新のERC公表値と自社の請求書を突き合わせる必要があります。なお、平均電気料金3.95バーツ/kWhという値がVAT込みか否かも出典によって扱いが異なりうるため、この点も請求書で確認するのが確実です。

そして、日本の工場から来られた方がしばしば見落とすのがデマンドチャージです。これは月内の最大需要電力に対して課金されるもので、一般に一定時間（多くは15分）の平均電力の最大値で決まります。この確定インターバルは契約種別や電力会社によって異なりうるため、自社の供給契約または請求書で確認してください。使った電力量の合計とは別建てで、「その月にいちばん電気を使った瞬間の大きさ」に対して支払う料金です。単価は電圧区分・契約種別によって異なるため、ここでも自社の請求書での確認が必要です。

デマンドの怖さは、その決まり方にあります。24時間×30日運転の工場を考えると、月の総稼働時間は720時間、15分刻みでは2,880コマになります。デマンドチャージを決めるのは、このうちたった1コマです。割合にして約0.03%。残りの99.97%の時間をどれだけ丁寧に節電しても、月に一度、たまたま設備の立ち上げが重なった15分間があれば、その月の契約電力料金はそこで決まってしまう。これが、総量削減型の省エネ活動だけでは電気代が下がらない構造的な理由のひとつです。

請求書を眺めるだけでは、この「1コマ」がいつ発生したのかは分かりません。分かるのは結果としての最大値だけです。いつ、どの設備が同時に立ち上がってそのピークを作ったのかを特定するには、時系列で計測された実測データが要ります。エネルギー監視システムの投資判断を、電力量の削減だけで組み立てるべきでない理由がここにあります。

「総kWhを減らす」だけでは電気代が下がらない理由

前章を踏まえて、施策の効き方を整理します。工場の電気代を下げる手立ては、大きく3種類に分けられます。

第一に、総量削減（省エネ）。設備効率の改善、待機電力の削減、漏れの修理などによって、使う電力量そのものを減らすアプローチです。日本の省エネ活動の中心はここにあります。

第二に、ピークシフト。総量は変えずに、使う時間帯をオンピークからオフピークに移すアプローチです。TOU契約下では、これだけで単価差の分だけコストが下がります。

第三に、ピークカット／デマンドコントロール。月内の最大需要電力そのものを抑え、契約電力料金を下げるアプローチです。同時に立ち上げない、立ち上げ順序をずらす、需要を予測して事前に抑制する、といった運用が中心になります。

日本の工場から赴任された方の多くは、第一の引き出ししか持っていません。しかしタイのTOU構造下では、第二・第三の効きが非常に大きい。具体的に計算してみます。

月間使用電力量が500,000kWh、そのうちオンピーク帯が300,000kWh、オフピーク帯が200,000kWhという工場を仮定します。産業用TOUの参考値（オンピーク4.1025バーツ、オフピーク2.5849バーツ）で計算すると、エネルギーチャージは次のようになります。

• オンピーク：300,000 × 4.1025 ＝ 1,230,750バーツ
• オフピーク：200,000 × 2.5849 ＝ 516,980バーツ
• 合計：1,747,730バーツ

ここで、オンピーク帯の使用量のうち10%にあたる30,000kWhを、オフピーク帯に移したとします。生産量は1個も減らしません。単に、やる時間を変えるだけです。

• オンピーク：270,000 × 4.1025 ＝ 1,107,675バーツ
• オフピーク：230,000 × 2.5849 ＝ 594,527バーツ
• 合計：1,702,202バーツ

差額は45,528バーツ/月、年間では546,336バーツになります。もとのエネルギーチャージ合計に対して約2.6%の削減です（Ft・VAT・デマンドチャージを含まない、エネルギーチャージ部分だけの比較です。デマンドチャージはこの試算では動かしていないため、請求書の総額に対する削減率はこれより小さくなります）。

同じ金額を第一のアプローチ（総量削減）で得ようとすると、どうなるでしょうか。この工場の平均単価は1,747,730 ÷ 500,000 ＝ 約3.495バーツ/kWhですから、45,528バーツ分を削るには約13,025kWh、すなわち総使用量の約2.6%を実際に減らす必要があります。13,000kWhを本当に減らすには、設備更新なり運用改善なりの実務が要りますし、多くの場合は投資も伴います。一方のピークシフトは、生産計画を組み替えるだけで同等の効果に届く可能性がある。なお、両者の削減率が同じ約2.6%になるのは、平均単価で金額をkWhに割り戻しているためで、偶然の一致ではありません。問題は率ではなく、その削減を得るために「実際に何をするか」の重さが両者でまったく違うことです。この差は、投資対効果を考えるうえで無視できません。

もうひとつ、同じ削減でも「どこを削るか」で効果が変わることも押さえておきましょう。30,000kWhを純粋に削減できたとして、それがオンピーク帯なら123,075バーツ、オフピーク帯なら77,547バーツの効果です。同じ努力量、同じkWhでも、削る時間帯によって1.59倍の差がつく。「深夜のコンプレッサーの空運転を止める」より「昼間のコンプレッサーの空運転を止める」ほうが、金額としては効くわけです。日本では単価差が相対的に小さいため意識されにくいこの序列が、タイでははっきりと現れます。

ではピークシフトの現実的な対象は何か。典型的には、生産の順序変更、バッチ処理の夜間移動、空調・チラーの予冷（蓄熱）運転、コンプレッサーのエア貯蔵、洗浄・乾燥工程のタイミング調整、そしてAGVやフォークリフトの充電時間の変更などです。特に電動搬送機器の充電は見落とされがちで、昼休みに一斉充電する運用になっていると、その時間帯のピークを押し上げます。搬送の自動化を進めている工場では、AGV・AMRの導入で検討すべき論点のひとつとして充電スケジュールをエネルギー側から見直す価値があります。

そして、これらの「いつ何を動かすか」を実際に組み替えるのは、多くの場合は生産計画の仕事です。エネルギー監視システムが出した「この時間帯が高い」という事実を、翌週の計画に反映できなければ改善は起きません。計画側の仕組みについては生産スケジューラーの比較と選定の考え方を参照いただくと、電力制約を計画にどう織り込むかのイメージが掴めるはずです。エネルギー監視は単独では完結せず、計画系との接続で初めて金額に変わります。

第三のピークカット／デマンドコントロールについては、さらに踏み込んだ運用が必要になります。デマンドは15分平均の最大値で決まりますから、その15分が終わってから気づいても手遅れです。実務上は、15分区間の途中で「このペースで使い続けると区間終了時に契約電力を超える」と予測し、警報を出す、あるいは優先度の低い負荷を自動で抑制する、という仕組みを組みます。日本ではデマンド警報装置が広く普及していますが、タイ・ベトナムの工場ではまだ設置されていないケースが多く、ここは比較的取り組みやすい伸びしろです。ただし、自動遮断を入れる場合は「何を落としてよいか」の優先順位を製造部門と合意しておく必要があります。技術の問題ではなく、運用ルールの問題です。

ベトナム拠点の場合：二部料金制の試行で何が変わるか

タイとベトナムの両方に拠点を持つ企業も多いので、ベトナム側の状況も整理しておきます。

まず単価の水準です。EVN（ベトナム電力公社）の平均電力価格は、2025年5月10日から4.8%引き上げられ、2,204.0655ドン/kWh（VAT別）となりました。値上げそのものは各国共通の傾向ですが、ベトナムで注目すべきなのは料金の「構造」が変わろうとしている点です。

商工省（MOIT）は、二部料金制の試行を承認しています。二部料金制とは、容量料金（契約した容量に対して払う固定的な部分）と電力量料金（実際に使った量に対して払う部分）を分ける方式で、タイのデマンドチャージ＋エネルギーチャージに近い考え方です。対象となるのはEVNから直接供給を受け、月間平均消費が200,000kWh以上の産業用需要家とされています。月200,000kWhは、単純に30日で割ると1日あたり約6,667kWhですから、中規模以上の工場であれば十分に射程に入る水準です。本格導入は2026年からを目指すとされ、実運用の試行期間は2026年7月から2027年7月とされています。

また、TOUの時間帯区分についても、2026年4月22日付のQuyết định 963/QĐ-BCTで再編が行われています。時間帯区分が変わるということは、これまで「安い時間帯」だと思って運用していた枠が、そのままでは通用しなくなる可能性があるということです。

この変化が工場実務に与える影響は、大きく2つです。ひとつは、これまで総使用量だけを見ていればよかった拠点で、「最大需要」という新しい管理指標が加わること。もうひとつは、容量料金の設定にあたって、自社が本当に必要な容量はどれくらいなのかを説明できなければならなくなることです。過大な容量を契約していれば固定費を払い続けることになり、逆に切り詰めすぎれば操業に支障が出る。この判断には、月内・年内の需要変動を実測した履歴データが要ります。制度が動き出してから慌てて計測を始めても、判断材料になる履歴はその時点では存在しません。

制度の詳細、適用条件、優遇措置の有無については、本記事では上記以上の断定を避けます。ベトナムの電力制度は移行期にあり、条件が変わりうるためです。実務判断にあたっては、所管機関または現地の専門家に書面で確認することを強くお勧めします。

ただし、制度の細部がどうなろうと、工場側の準備として確実に無駄にならないことがひとつあります。それは「自拠点の負荷曲線を、15分粒度で1年分持っておくこと」です。二部料金制になろうとTOUの区分が変わろうと、自社の需要が時間軸上でどう分布しているかというデータは、あらゆる料金体系の下で判断材料になります。制度の確定を待つ理由にはならない、という点は強調しておきたいところです。

何をどこまで計測するか——計測レイヤー3段階と優先順位

エネルギー監視システムの導入で最も多い失敗は、本記事後半の失敗パターンの章で詳述する「主幹だけを計測して終わる」ことです。ここでは、何をどこまで計測すべきかの設計論を扱います。

計測点は、次の3段階で考えるのが実務的です。

第1段階だけで止まると、「今月は多かった」「先月より減った」という月次の感想しか得られません。改善のアクションに変換できないのです。逆に、いきなり第3段階まで全設備を網羅しようとすると、計測点が数百点規模になり、投資額が跳ね上がり、社内稟議が通らない。現実解は、第1段階と第2段階を先に固め、第3段階は「効きそうな設備」に絞って段階的に増やす、という進め方です。

では第3段階でどこから計測するか。一般に、工場の電力消費で上位に来やすいのは以下です。優先順位の考え方とあわせて整理します。

コンプレッサー（圧縮空気）。多くの工場で最大級の電力消費源であり、かつ改善余地が大きい設備です。エア漏れ、必要以上の吐出圧設定、休憩時間や夜間の空運転など、計測すればすぐに見つかる無駄が典型的に存在します。台数制御の効き方も、実測しないと最適かどうか判断できません。計測の優先順位としては最上位に置いてよい設備です。

チラー・冷凍機。熱源系は消費が大きく、外気温との相関が強いため、気温データと突き合わせた分析が有効です。また、蓄熱運転によるピークシフトの主役にもなり得ます。タイの気候条件では通年で稼働するため、改善効果が年間を通じて持続します。

空調（HVAC）。クリーンルームや恒温恒湿室を持つ工場では、生産設備に匹敵する消費になることがあります。設定温度・湿度の妥当性、外気導入量、フィルタの目詰まりなど、運用側の要因で消費が変動しやすい領域です。

炉・加熱設備。バッチ運転される加熱設備は、立ち上げ時の突入電力がデマンドを作る主犯になりやすい設備です。同時立ち上げの回避というピークカット施策の対象として、優先的に計測すべきでしょう。

大型モーター（ポンプ、ブロワ、搬送）。単体では中規模でも台数が多く、合計すると無視できません。インバータ化の効果検証にも実測が要ります。

計測点の設計で決定的に重要なのが、「何と比較するか」を先に決めることです。電力の実測値だけを持っていても、「先月より増えた」以上のことは言えません。生産数量、稼働時間、外気温、シフト数といった分母を並べて初めて、原単位という比較可能な指標になります。そして原単位の分母をどこから取るかは、生産管理側のデータ構造に依存します。ここを後回しにすると、計測は完了したのに比較ができないという事態になります。

もうひとつ、計測データを工場ネットワークに載せる以上、ネットワーク設計とセキュリティの検討は避けて通れません。エネルギー監視のためのゲートウェイが、制御系ネットワークと事務系ネットワークの両方に足を出す構成になることは実際によくあります。この構成は運用上は便利ですが、境界防御の観点では要注意です。導入時には工場OTセキュリティの実務的な考え方を踏まえ、ネットワークの分離方針と、クラウド接続の経路を最初に決めておくことをお勧めします。後から差し替えるのは、計測器を増やすよりはるかに面倒です。

なお、グローバルの推計として、中規模製造工場では検知されていない非効率により15〜25%のエネルギーが浪費されているという指摘があります。これはグローバルの推計値であり、金額換算は米ドル建てで示されているため、そのまま自社の状況に当てはめるべきではありません。ただ、「見えていない無駄が2割前後ある」という前提で計測点を設計することには、実務的な合理性があります。見えていないものは、定義上、改善できないからです。

導入費用の分解——5層で見積を読み解く

投資判断のために、費用の構造を分解します。エネルギー監視システムの見積は、次の5層で構成されます。金額は工場の規模・計測点数・建屋の構造・既設設備の状態によって大きく変わるため、本記事では具体的な金額を示しません。代わりに、何が費用を動かすのかという変動要因を整理します。

①と②は、ベンダーが最も具体的に書いてくる部分です。計測点数×単価という形で積算されるため、比較もしやすい。ただし注意点として、CTの選定は対象回路の電流容量に合わせる必要があり、「安いCTを大量に」という発想では精度が出ません。また、精度クラスの選択は用途に依存します。単に傾向を掴みたいのか、請求の按分根拠にするのか、CO2の報告値の一次データにするのかで、求められる確からしさは変わります。

③のソフト／クラウドは、初期費と月額の切り分けが曖昧になりやすい領域です。「初期費は安いが計測点あたりの月額が積み上がる」タイプと、「初期費は張るがサイト単位で固定」タイプでは、5年で見たときの総額が逆転することがあります。将来的に計測点を増やす計画があるなら、点数課金の傾きは必ず確認してください。データ保存期間も要確認です。原単位の年次比較をしたいのに、データが13か月しか残らない契約では前年同月比較が成り立ちません。

④の電気工事は、見積の中で最も過小評価されやすい層です。CTを取り付けるには、原則として対象回路を停止する必要があります。24時間稼働の工場では、これが最大の制約になります。停電できる機会が年次のメンテナンスシャットダウンしかない工場では、そこに工事を合わせるほかなく、日程を逃せば1年待ちになる。さらに、既設盤に空きスペースがない場合は盤の加工や増設が必要になり、これも費用と工期を押し上げます。「計測器は安かったのに、工事費でひっくり返った」というのは典型的なパターンです。

そして⑤の運用工数。ここが本記事で最も強調したい点です。見積書に載らないため、稟議上は「ゼロ円」として扱われ、導入後に初めて顕在化します。エネルギー監視システムは、入れれば電気代が下がる装置ではありません。データを見て、原因を推定し、対策を打ち、効果を確認する人がいて初めて、金額が動きます。この工数を誰が持つのかを、稟議の段階で決めておく必要があります。

具体的には、毎月のレポート確認、異常値の追跡、現場への確認、対策の実行依頼、効果検証という一連の作業が発生します。工場の規模にもよりますが、これを片手間で回すのは現実的ではありません。専任を置くのか、保全課の誰かの業務時間の一部を正式に割り当てるのか、外部に運用支援を委託するのか。この判断を先送りにすると、後述する失敗パターンの「ダッシュボードを作って終わる」に直行します。

人件費の見積もりについて一点補足すると、タイの最低賃金は県ごとに異なり、日額337〜400バーツの範囲で設定されています。時給ではなく日額であり、全国一律ではないという点に注意が必要です。ただし、エネルギーデータを読んで改善を回せる人材は最低賃金水準の職種ではないため、この数字を運用工数の見積根拠に使うことはできません。実際に必要なのは、設備を理解し、データを読み、現場と交渉できる中堅以上の人材の時間です。そこを正しく織り込んでください。

投資回収の目安については、IoTサブメータリングの導入により電力コストを12〜18%削減し、投資回収は12〜18か月とするベンダー系の報告があります。ただしこれはベンダーが公表しているグローバルの目安値であり、タイ・ベトナムの実測値ではありません。実際の回収期間は、自社の電気代の絶対額、TOU比率、デマンドの余地、そして改善を実行できる体制の有無によって大きく変わります。この数字は「そういう報告もある」という参考にとどめ、自社の請求書に基づいた試算を必ず行ってください。

既設設備への後付け（レトロフィット）をどう成立させるか

新設工場であれば、設計段階で計測点を織り込めます。しかし現実の相談の大半は、既に稼働している工場への後付けです。ここでは、レトロフィットを成立させるための選択肢を整理します。

分割型CTの後付け。最も一般的な手法です。ケーブルを切断せずにクランプする分割型（クランプ型）CTであれば、比較的短時間で取り付けられます。ただし、取り付け作業そのものは充電部の近傍で行うため、原則として当該回路の停止が前提になります。また、盤内にCTを収める物理的なスペースと、二次側配線の引き回し経路が必要です。

パルス出力の活用。既設の電力量計にパルス出力端子が備わっている場合、そこから信号を取り出せば、新たにCTを付けずに使用量を取得できます。低コストで済む反面、得られるのは積算電力量のパルスであり、力率や電流波形といった詳細は取れません。傾向把握には十分でも、詳細分析には物足りない、という位置づけになります。

Modbus/RS-485による既設計器の読み出し。既にデジタル電力計が設置されているなら、Modbus RTU（RS-485）で値を読み出すのが最も費用対効果の高い選択肢です。多くの産業用電力計はこの通信に対応しています。注意点は、通信線の敷設経路、アドレス設計、そしてボーレートや終端抵抗といった物理層の設定です。既設計器のメーカー・型式が混在している工場では、レジスタマップの整理に手間がかかります。

既設PLCからの取り出し。生産設備の制御用PLCが、既に電力値やアナログ入力を取り込んでいる場合があります。そこからイーサネット経由でデータを取得できれば、計測器を追加せずに済みます。ただし、稼働中のPLCへのアクセスは制御系に触れる行為であり、慎重な計画が必要です。読み出し専用に限定し、サイクルタイムへの影響を検証したうえで実施すべきです。この判断は、工場の自動化構成全体の理解が前提になるため、タイ工場のファクトリーオートメーション導入の全体像を押さえたうえで検討することをお勧めします。

非接触・簡易計測。恒久的な計測点を設ける前に、可搬型のクランプメーターやデータロガーで一時的に測る方法もあります。数週間だけ測って傾向を掴み、本設の計測点を絞り込む、という使い方は非常に有効です。全設備に本設を入れる前の「診断」として活用すると、投資の無駄を減らせます。

さて、レトロフィット最大の障壁は技術ではなく段取りです。とりわけ「停電できない工場」の扱いです。実務上の進め方としては、次の順で整理していくのが定石です。

第一に、停電を必要としない計測から着手します。既設計器のModbus読み出し、パルス出力の活用、可搬型ロガーによる一時計測は、多くの場合、設備を止めずに実施できます。まずこれで取れる範囲を全部取ってしまう。

第二に、どうしてもCTの新設が必要な回路をリスト化し、年次のメンテナンスシャットダウンに合わせて一括で工事します。1回の停電機会でどこまで詰め込めるかが勝負なので、事前の盤内調査、材料手配、施工手順書の準備を前倒しで完了させておく必要があります。停電当日に「盤に空きがなかった」と判明するのが最悪のパターンです。

第三に、停電機会を待てない、かつ優先度の高い回路については、代替手段を検討します。上流の系統で計測して差分から推定する、あるいは設備側の運転信号と組み合わせて按分する、といった方法です。精度は落ちますが、「測れないから何もしない」よりは遥かにましです。

レトロフィットの計画では、この「停電機会」がプロジェクト全体の律速段階になります。ソフトウェアの構築期間よりも、年に1回しかない停電のタイミングのほうが、スケジュールを支配する。この点を経営層への説明資料に明記しておくと、後の日程調整が格段に楽になります。

CO2排出量の見える化とCBAM・本社報告への接続

エネルギー監視システムの価値は、コスト削減だけではありません。近年、投資判断を後押しする要因として存在感を増しているのが、CO2排出量の報告要請です。

構造としてはシンプルです。工場が購入した電力の使用実績（kWh）に、電力の排出係数を掛ければ、電力由来の間接排出（一般にScope2として整理される区分）が算定できます。つまり、エネルギー監視システムで取得している電力実績が、そのままCO2報告の一次データになるということです。逆に言えば、計測をしていない工場は、報告のたびに請求書の合計値を手作業で拾い、Excelで係数を掛けるという作業を繰り返すことになります。拠点別・製品別の内訳を求められた瞬間に、この方法は破綻します。

ここで押さえておくべき外部要因が、EUのCBAM（炭素国境調整措置）です。CBAMは2023年10月から移行期間（報告のみ）が始まり、2026年1月1日に定義期間（本則）へ移行しました。年間50トンを超えるCBAM対象品目を輸入する認定申告者に対して、内包排出量に応じたCBAM証書の提出義務が発生します。また、2026年1月1日から報告は年次申告に移行し、報告される排出量は検証を要することとされています。最初の申告期限は2027年9月30日です。

重要なのは、内包排出量の算定範囲です。製造工程からの直接排出に加えて、電力消費に由来する間接排出が算定対象に含まれる品目があります。すべての品目に一律で含まれるわけではなく、品目によって扱いが異なりますので、自社製品がどう扱われるかは個別に確認が必要です。しかし、間接排出が対象になる品目を扱っているなら、電力の実測データの重要性は一気に跳ね上がります。工場全体の合計値ではなく、製品単位に按分できる粒度のデータが求められるからです。

規模感を掴むために、いくつかの試算値を挙げます。ベトナムの炭素集約的な4輸出産業について、CBAMによる直接的な財務エクスポージャーは年間およそ5.8億ユーロと試算されています。また、2024年のEU向け鉄鋼輸出は、ベトナムが22億ユーロ超、タイが約1.2億ユーロとされています。単純に割ると、ベトナムの規模はタイの約18倍で、両国の置かれた立場はかなり異なることが分かります。これらはいずれもベトナム・タイを対象とした貿易統計および試算に基づく数字です。

ただし、ここで煽るような書き方は避けたいと思います。CBAMはあくまでEU向け輸出に関わる制度であり、読者の工場が必ず対象になるわけではありません。実務上、より広く関係してくるのは次の経路です。すなわち、自社がEUに直接輸出していなくても、EU向けに輸出する顧客のサプライヤーであれば、その顧客から排出量データの提出を求められる可能性がある、という経路です。自動車部品、電子部品、金属加工といった業種では、弊社へのご相談でもこの形での照会が増えています。

そしてもうひとつ、日本本社からの報告要請という経路があります。本社のサステナビリティ部門が、グループ全体の排出量を集計するために、海外拠点に月次・四半期でのデータ提出を求める。この際、拠点側に計測基盤がなければ、担当者が毎回手作業でデータを作ることになります。手作業には必ず属人化と誤りが伴い、監査や第三者検証の場面で説明できなくなります。エネルギー監視システムを「コスト削減装置」としてだけでなく「報告のための一次データ基盤」として位置づけると、投資の意味が変わってきます。実際、社内稟議では後者の切り口のほうが通りやすいことも少なくありません。

なお、排出係数の選択（電力会社の公表値を使うのか、国別のグリッド係数を使うのか）や、報告書式の要件については、制度と本社方針の両方に依存します。この点は所管機関または現地の専門家に書面で確認したうえで、方針を固めてください。

ISO 50001と制度の使い方

エネルギー管理を「仕組み」として定着させる枠組みが、ISO 50001（エネルギーマネジメントシステムの国際規格）です。ここでは、認証を取るべきか否かの判断軸と、タイの制度をどう使うかを整理します。

まず効果に関する報告から。ISO 50001認証を取得した企業ではエネルギー原単位が約26%低下したとする研究があります。ただしこれは中国の製造業ミクロデータに基づく研究であり、タイ・ベトナムの数値ではありません。また、ISO 50001を導入したプラントは初年度に12〜18%のエネルギー消費削減を達成し、10年以上にわたって年4%の削減を継続したという報告もあります（グローバルの報告値）。年4%を10年継続した場合、単純な複利計算では0.96の10乗＝約0.665、すなわち累積で約33%の削減に相当します。認証取得可能な状態までに要する期間は9〜18か月が目安とされています（グローバルの目安）。

これらの数字をどう読むか。弊社の見方は、「規格そのものに魔法があるわけではないが、規格が要求するプロセスには効き目がある」というものです。ISO 50001が求めるのは、エネルギー基準線（ベースライン）の設定、エネルギーパフォーマンス指標の定義、目標と実行計画、そして継続的な見直しです。要するに、前章までに述べてきた「計測して、原単位を定義して、改善を回す」という営みを、文書化された仕組みとして固定するものです。認証を取らなくても、この骨格だけを社内ルールとして採用する価値は十分にあります。

では認証を取るべきかどうか。判断軸は主に3つです。第一に、顧客や親会社から認証を要求されているか。第二に、グループ内で共通の管理フレームを必要としているか（多拠点展開する場合、規格に沿った方が横比較しやすい）。第三に、認証取得と維持にかかる工数を負担できる体制があるか。これらがいずれも当てはまらないなら、まずは認証なしで仕組みを回し、必要になった段階で認証へ進むという順序が現実的です。

次に、タイの制度です。タイではEnergy Conservation Promotion Act（1992年制定）に基づき、指定工場・指定建築物に対してエネルギー消費の記録・報告、省エネ計画の作成とDEDE（代替エネルギー開発効率化局）への提出が義務付けられています。提出頻度については、出典に3年に1度という記載がありますが、運用は変わりうるため、自社が指定対象に該当するか、提出の周期と様式がどうなっているかは、所管当局または現地の専門家に書面で確認してください。

重要なのは、この義務対応とエネルギー監視システムの導入が、実務上ほぼ同じ作業を要求するという点です。義務だから仕方なくデータを揃える、という姿勢だと、毎回の報告が苦役になります。逆に、計測基盤を持っていれば、報告書の作成は集計の切り出しで済む。同じコストをかけるなら、報告のためだけの作業ではなく、日常の改善にも使える形で基盤を作るほうが合理的です。

投資に関する制度としては、認定された省エネ設備の設備投資について150%の損金算入が認められる制度があります。また、BOI（タイ投資委員会）は、省エネ・再エネ・環境負荷低減の措置について、機械の輸入関税免除または軽減、および最長8年の法人所得税免除を含む恩典を提供しています。

ただし、BOI恩典については誤解が非常に多いので、正確に押さえてください。BOIはカテゴリごとに恩典体系が異なります。Smart and Sustainable Industry措置における法人所得税免除は基本的に50%であり、100%になるのは、自動化・ロボットを生産ラインに導入し、かつ更新する機械価値の30%以上をタイ国内の自動化産業から調達した場合に限られます。「BOIを使えば無条件に100%免除」ということはありません。この点を前提に投資計画を組まないと、後で試算が崩れます。

さらに、現行のBOI恩典サイクルは2026年末で一区切りとされており、2026年から2027年にかけて条件の見直しが見込まれています。断定はできませんが、現時点の条件が恒久的に続く前提で長期の投資計画を立てるのは避けるべきでしょう。制度活用を織り込んだ投資判断をするなら、必ず ที่ปรึกษาด้านภาษี（税務コンサルタント）または ที่ปรึกษากฎหมาย（法務コンサルタント）に書面で確認したうえで進めてください。制度の適用可否は、申請のタイミング、事業カテゴリ、設備の仕様によって変わります。

エネルギー監視システム導入でよくある失敗パターン5つ

これまで見てきた導入案件から、繰り返し現れる失敗の型を5つ挙げます。いずれも技術的な失敗ではなく、設計と運用の失敗です。

①ダッシュボードを作って終わる。最も多いパターンです。立派なグラフ画面が完成し、キックオフでは拍手が起きる。ところが3か月後には誰も見ていない。原因は明確で、「そのグラフを見て、誰が、いつ、何を判断するのか」が定義されていないからです。ダッシュボードは意思決定の入力であって、成果物ではありません。導入設計の段階で、「毎週月曜の生産会議で、先週のオンピーク使用比率を報告する」といった具体的な運用の型まで決めておく必要があります。画面の美しさより、会議体への組み込みのほうが、結果に効きます。

②主幹だけ計測して原因が分からない。受電点だけに計測器を付けた場合、得られるのは工場全体の合計値です。「今月はデマンドが上がった」ということは分かっても、どの設備が原因かは特定できません。結果として「全員で節電しましょう」という精神論に着地し、次の月も同じことが起きます。前述の計測レイヤーで言えば、第2段階（系統・エリア）まで下りて初めて、犯人の絞り込みが可能になります。予算の制約で全設備は無理でも、系統単位までは必ず下ろすことをお勧めします。

③改善責任者が決まっていない。エネルギーは全部門にまたがるため、「みんなの課題」になりやすく、結果として「誰の課題でもない」状態になります。製造は生産量を優先し、保全は設備の安定を優先し、経理はコストを見る。誰も嘘をついていないのに、改善は進まない。この構造を破るには、エネルギー原単位に対する責任を持つ人を明示的に決め、その人に判断の権限と会議体を与えるしかありません。組織の問題であって、システムの問題ではないのですが、システム導入の成否を最も左右する要因でもあります。

④日本本社のフォーマットに合わせるだけで現場が使わない。本社から指定された報告様式に数字を埋めることが目的化すると、現場にとっては純粋な追加作業になります。現場が自分たちの改善のために使えるビュー（設備別の日次推移、シフト別比較、異常値のアラート）と、本社報告用の集計は、別物として設計してください。前者があって初めて、後者のデータの確からしさも担保されます。順序が逆になっている工場が、非常に多いのが実情です。

⑤タグ設計・原単位の分母を決めずに始めて、後から比較できない。技術的にはこれが最も修復困難な失敗です。計測点に付ける識別子（タグ）の命名規則、設備の階層構造、そして原単位の分母（生産数量なのか、稼働時間なのか、投入重量なのか）を決めないまま計測を始めると、1年後に「拠点間で比較したい」「製品別に見たい」となった時点で、データを作り直すことになります。しかも過去のデータは遡って作り直せません。タグ設計は導入初期の地味な作業ですが、後から効いてくる投資です。多拠点展開を視野に入れているなら、最初の1拠点で命名規則を確定させ、それを標準として横展開してください。

この5つに共通しているのは、いずれも「機器を買う前に決めておくべきこと」だという点です。計測器の性能で失敗する案件は、実際にはほとんどありません。失敗する案件は、決めるべきことを決めずに機器を買った案件です。

エネルギー監視システム導入の進め方——5ステップと期間の考え方

最後に、実務的な進め方を5ステップで整理します。期間については、日数で示すことにあまり意味がありません。このプロジェクトのスケジュールを支配するのは、作業の工数ではなく、停電機会と料金サイクルという外部のカレンダーだからです。

①診断は、機器を買う前に必ず行ってください。過去12か月分の請求書を並べ、電力量料金・デマンド料金・Ft・VATに分解し、季節変動と操業変動を切り分けます。この作業だけで、「うちはデマンドの余地が大きい」「うちはオンピーク比率が高い」といった当たりが付きます。ここが甘いと、以降のすべてが的外れになります。

②計測点設計は、前章の失敗パターン⑤を防ぐための工程です。文書化がゴールであり、機器の選定はその後です。ここで生産管理システムとの接続方針も併せて決めておくと、後の手戻りが減ります。

③PoCは、1系統に絞って実施します。目的は技術検証ではなく、「このデータから本当に改善アクションが出てくるか」の検証です。改善が1件も出てこないなら、計測点の粒度か、分析の切り口か、運用体制のどれかに問題があります。全社展開する前に、そこを直せるのがPoCの価値です。

④本設の期間は、繰り返しになりますが、年次のメンテナンスシャットダウンに律速されます。ソフトウェアの構築は並行して進められますが、CTの取り付けは停電機会を待つほかありません。逆に言えば、次のシャットダウンから逆算して、それまでに①〜③を終わらせるという計画の立て方が、最も無駄がありません。

⑤運用定着には、季節を1周する時間を見ておくべきです。タイの気候でも、雨季と乾季で空調・冷却の負荷は変わります。また、Ftは4か月ごとに改定されますから、年に3回の改定を経験して初めて、「Ft要因を除いた自社の実力」を語れるようになります。1〜2か月のデータで結論を出そうとすると、季節要因を改善効果と誤認するリスクがあります。

投資の意思決定という観点でひとつ付け加えると、①診断の段階で、削減余地の当たりが定量的に見えるのが理想です。「オンピーク比率が現状60%で、そのうち10%を移せば年間これだけ」というレベルまで自社で試算できていれば、稟議書の説得力はまったく違ってきます。逆に、この試算ができない状態でシステム導入の稟議を上げると、「で、いくら下がるのか」という一言で止まります。診断を外部に依頼するにしても、その成果物として何が出てくるのかを確認したうえで発注してください。

まとめ

タイ・ベトナムの工場でエネルギー監視システムを検討するときの要点を、改めて整理します。第一に、電気代は「使用量×単価」の単純な掛け算ではなく、時間帯別の単価（TOU）と月内最大需要（デマンド）、そして自社では制御できないFtの組み合わせで決まります。日本の常識である総量削減だけでは、この構造の半分しか攻められません。第二に、計測は受電点だけでは足りず、系統・エリア、そして優先度の高い設備個別まで下ろして初めて、改善アクションに変換できます。第三に、費用は計測器・通信・ソフト・電気工事・運用工数の5層で構成され、最後の運用工数が見積書に現れない最大の隠れ費用です。第四に、電力の実測データはCO2報告の一次データでもあり、CBAMの動きや本社報告の要請を考えれば、コスト削減だけでは測れない価値を持ちます。そして第五に、失敗の原因はほぼ例外なく、機器を買う前に決めるべきことを決めなかったことにあります。

判断軸としてはシンプルです。自社のオンピーク比率とデマンドの実態を説明できるか。原単位の分母を定義できるか。毎月データを見る人を決められるか。この3つに答えを持てるなら、投資は成果に変わります。答えを持てないうちに機器を買うと、立派なダッシュボードだけが残ります。

弊社TOMAS TECHは、バンコクを拠点に日系製造業向けの工場IT/OTインテグレーションを手がけており、自社製品PEGASUSで生産管理・エネルギー管理システムを提供しています。いきなりシステム導入の話をする前に、「請求書を一緒に分解してみる」「どこに計測点を置くべきか一緒に整理してみる」といった段階からのご相談を歓迎しています。計測点の設計だけ、あるいは既設設備から何が取り出せるかの調査だけでも構いません。現地の料金体系と制度を踏まえた現実的な選択肢をご提示しますので、お問い合わせフォームからお気軽にご連絡ください。

よくある質問（FAQ）

Q1. エネルギー監視システムとは、結局どこまでを指す言葉ですか？

一般には、計測・見える化・分析・制御の4つのレイヤーのうち、どこまでを含むかが製品や提案によって異なります。計測と見える化までなら「電力監視システム」、分析まで含めれば「EMS（エネルギーマネジメントシステム）」、契約電力の超過を防ぐ制御まで含めれば「デマンド監視／デマンドコントロール」と呼ばれることが多い、と整理しておくと混乱が減ります。見積を比較する際は、金額の前に「4層のどこまでが含まれているか」を各社に確認してください。

Q2. 工場の電気代を削減するには、何から始めればよいですか？

過去12か月分の請求書を分解することから始めてください。電力量料金、デマンド料金、Ft（燃料調整費）、VATに分けて、どの要素がいくらを占めているかを把握します。オンピーク比率が高い工場ならピークシフトが効きますし、デマンド料金の比重が大きいならピークカットが効きます。この当たりを付けずに設備更新から入ると、投資に対して効果が出にくくなります。なお単価やFtは改定されるため、最新のERC公表値と自社の請求書での確認が必須です。

Q3. デマンド監視は本当に効果があるのですか？

デマンドチャージは月内の最大需要電力で決まり、多くの場合は15分平均の最大値が基準になります（確定インターバルは契約種別・電力会社によって異なりうるため、供給契約または請求書での確認が必要です）。24時間×30日稼働の工場なら月の15分区間は2,880コマで、そのうちの1コマが料金を決めることになります。割合にすれば約0.03%の時間です。つまり、残りの時間をどれだけ節電しても、その1コマを抑えられなければ契約電力料金は下がりません。逆に言えば、ピークを作っている設備の同時立ち上げを避けるだけで効果が出る余地があります。ただし効果の大きさは自社の請求書におけるデマンド料金の比重次第ですので、まずは内訳の確認からになります。

Q4. 既存設備にも後付けできますか？

多くの場合は可能です。分割型CTの後付け、既設電力量計のパルス出力の活用、Modbus/RS-485による既設デジタル電力計の読み出し、既設PLCからのデータ取り出し、可搬型ロガーによる一時計測といった選択肢があります。ボトルネックになるのは技術ではなく停電機会で、CTの新設には原則として対象回路の停止が必要です。24時間稼働の工場では、年次のメンテナンスシャットダウンに工事を合わせる段取りが、プロジェクト全体の日程を決めることになります。停電不要の手段から先に着手するのが定石です。

Q5. ISO 50001の認証は取る必要がありますか？

必須ではありません。判断軸は、顧客や親会社から要求されているか、多拠点で共通の管理フレームが必要か、認証の取得・維持工数を負担できる体制があるか、の3点です。いずれも当てはまらないなら、規格が求めるプロセス（ベースライン設定、パフォーマンス指標の定義、目標と実行計画、継続的見直し）だけを社内ルールとして採用し、必要になった段階で認証に進むのが現実的です。なお、ISO 50001導入プラントで初年度12〜18%の削減、その後10年以上にわたり年4%の削減継続という報告や、認証取得可能な状態までの期間を9〜18か月とする目安がありますが、いずれもグローバルの報告値です。また原単位が約26%低下したとする研究は中国製造業を対象としたものであり、タイ・ベトナムの数値ではありません。

参考情報

• タイの電気料金動向（ワイズデジタル）: https://www.wisebk.com/asean_news/367315/
• タイの電力料金体系の解説: https://capsolar.co.th/en/knowledge/thailand-electricity-tariff
• Ft（燃料調整費）の解説: https://capsolar.co.th/en/knowledge/ft-fuel-adjustment-charge-thailand
• BOI「Smart and Sustainable Industry」措置: https://www.boi.go.th/upload/content/Smart_and_Sustainable_Industry.pdf
• タイの省エネ制度に関する資料（NEDO）: https://www.nedo.go.jp/content/100961522.pdf
• ベトナムの二部料金制の試行に関する報道: https://vietnamnews.vn/economy/1725129/ministry-proposes-two-part-electricity-tariff-to-be-piloted-from-2026.html
• 製造業向け電力料金の参考情報: https://arcusenergyasia.com/resources/tariffs/manufacturing
• CBAM定義期間と対象範囲: https://carboneer.earth/en/2025/12/cbam-definitive-period-scope-extension/
• CBAMのベトナムへの影響分析: https://terawatttimes.org/cbam-country-intelligence-vietnam-2026/
• ISO 50001とエネルギー原単位に関する研究: https://www.sciencedirect.com/science/article/abs/pii/S0313592625001237
• IoTによるエネルギー管理に関する研究: https://link.springer.com/article/10.1007/s43926-025-00110-y