2025年度の再エネ出力抑制、九州129日・四国72日｜日数を事業性へどう反映する？

8エリアの出力抑制実施日数を比較する

OCCTOが今回公表したのは、一般送配電事業者が2025年度に行った需給バランス制約による出力抑制について、手続きや公平性を検証した結果です。下表は各公表ページに記載された対象日数を並べたものです。

東北・沖縄は11月11日の同時公表一覧に含まれていません。今回の記事では、公表を確認できた8エリアだけを比較し、掲載がないエリアを『抑制ゼロ』とは扱いません。

『129日』は、年間発電量の35％を失った意味ではない

実施日数は、その年度に出力抑制が行われた日の数です。1日のうち何時間抑制されたか、何kW下げたか、本来発電できた電力量のうち何kWhが抑制されたかは、日数だけでは分かりません。九州の129日を365日で割り、年間発電量の約35％が失われたと計算するのは誤りです。

売上への影響は、抑制された時間帯の発電可能量、実際の指令値、オンライン・オフライン制御、FIT・FIP・PPAの契約条件などで変わります。まず『日数』を発生頻度の入口として使い、金額へ変換する前に30分単位の記録へ進みます。

需給バランス制約と、送電線の混雑を混ぜない

今回の8エリアの公表は、エリア全体で需要と供給を一致させるための需給バランス制約を対象にしています。太陽光・風力の出力が多く、火力の抑制、揚水運転、連系線の活用などを行っても余剰が見込まれるときに、優先給電ルールに沿って再エネの出力を下げます。

一方、特定の送電線や変電設備の運用容量を超えないように行う流通設備混雑による制御は、地点に強く依存します。同じエリア内でも接続地点が違えば条件が変わります。今回の日数表と、接続検討回答書に記載されたノンファーム型接続等の条件を、同じ数字として扱わないでください。

太陽光・PPAの事業計画は、個別設備の実績で補正する

新設案件では、一般送配電事業者の公表実績、接続検討回答、出力制御ルールを確認し、抑制なし・標準・厳しい条件の複数ケースで発電量と売上を比較します。エリア全体の平均だけでなく、接続地点と同じ系統で確認できる情報を優先します。

既設案件では、PCS・出力制御装置の履歴、発電量、日射、売電計量、指令記録を同じ30分単位で突き合わせます。日射不足、故障停止、構内需要による逆潮流抑制、系統側の指令を分けなければ、設備改修や契約見直しの効果を正しく評価できません。

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  出力制御指令とPCS・制御装置のログ
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  発電量・日射量・売電量の30分値
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  接続検討回答書とノンファーム型接続の条件
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  FIT・FIP・PPA契約での制御時の精算
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  将来の電源増加・需要変化を置いた感度分析

蓄電池は『抑制日が多い』だけでは容量を決められない

出力抑制の時間に太陽光の電気を蓄電池へ充電し、別の時間に放電できれば、抑制されるはずだった電力量の一部を活用できる可能性があります。ただし、抑制指令中に充電できる連系・制御条件か、蓄電池にも同じ制約が及ぶか、放電先と時間帯を確保できるかを確認する必要があります。

蓄電池容量は、日数ではなく、1回ごとの抑制電力・継続時間、太陽光の発電量、空きSOC、PCS出力、充放電損失、劣化、他の運用目的から決めます。ピークカット、JEPX、需給調整市場、BCPへ同じkW・kWhを同時に使う前提にしないことも重要です。

今回の公表から、最初に更新したい資料

事業者が最初に更新したいのは、全国一律の抑制率ではなく、自社案件の収支モデルとデータ一覧です。対象年度、エリア、接続地点、制御方式、契約を明記し、日数・時間・kWh・円を順番に積み上げます。

今後も年度別の公平性検証と、月次・四半期の出力抑制検証を追い、同じ定義の数字で比較します。将来予測は過去実績の延長だけで固定せず、系統条件や電源構成が変わる場合の感度も残してください。

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  対象設備ごとの年間発電・売電・抑制実績表
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  30分値を使った抑制電力量と売上影響の計算
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  接続・制御・売電契約の変更履歴
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  蓄電池を入れる場合と入れない場合の比較表