2030 年炭素 46%超削減・2050 年炭素中⽴に向けて「柔軟性・再エネ最優先・再エネ 100%」実現への改善提⾔
九州電⼒管内における太陽光・⾵⼒の出⼒抑制への対応

2021 年 9 ⽉ 29 ⽇

特定⾮営利活動法⼈環境エネルギー政策研究所
⼀般社団法⼈全国ご当地エネルギー協会

「柔軟性・再エネ最優先・再エネ 100%」実現への改善提⾔̶ 九州電⼒管内における太陽光・⾵⼒の出⼒抑制への対応
提⾔要旨▼ もっとも重要かつ本質的に⾒直しが求められること[提⾔ 1] 「再⽣可能エネルギーを主⼒電源として最優先の原則」という政策⽬標を具体化する▼ 直ちにできること[提⾔ 2] 出⼒抑制に対して経済的に補償する[提⾔ 3] 電発松浦・松島⽕⼒（本州送電分）の抑制による関⾨連系線の運⽤枠拡⼤▼ 早急に着⼿・改善すべきこと[提⾔ 4] ⽯炭⽕⼒（電源 I・II・III）の停⽌・廃⽌、電発松浦・松島⽕⼒の早期廃炉[提⾔ 5] 原発稼働スケジュール（定期点検計画など）を⾒直す[提⾔ 6] 地域間連系線のさらなる活⽤（N-1 電制⾒直し）[提⾔ 7] 旧ルール・指定ルールの廃⽌▼ 抜本的な対策[提⾔ 8] 優先給電（出⼒抑制）ルールを⾒直す（再エネ VRE 最優先へ）[提⾔ 9] 関⾨連系線の増強[提⾔ 10]「柔軟性」（フレキシビリティ）に必要な本格的対策（蓄電池の⼤規模導⼊、需要側管理市場など）[提⾔ 11] VRE を熱・交通分野等で活⽤するセクター・カップリング（P2X, V2X, グリーン⽔素化）に向けた準備

キーワード： VRE, 出⼒抑制, 再エネ最優先

本レポートの引⽤：
環境エネルギー政策研究所、全国ご当地エネルギー協会（2021）「「柔軟性・再エネ最優先・再エネ 100%」実現への改善提⾔̶̶九州電⼒管内における太陽光・⾵⼒の出⼒抑制への対応」環境エネルギー政策研究所政策提⾔.

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⽬次はじめに3

1. もっとも重要かつ本質的に⾒直しが求められること

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2. 直ちにできること

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3. 早急に着⼿・改善すべきこと

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4. 抜本的な対策

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背景：国内の再⽣可能エネルギーの現状と課題

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事業者アンケート結果

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はじめに
九州電⼒管内での⾃然変動型再⽣可能エネルギー（VRE, Variable Renewable Energy）の出⼒抑制は、⽇本全体から⾒て「柔軟性・再エネ最優先・再エネ 100%」実現への試⾦⽯となる。九州
電⼒管内では、⽇本で最も VRE ⽐率が⾼く（約 20%〜2021 年 4 ⽉）、さらに「VRE＋原発⽐率」が⾼い（約 70%〜2021 年 4 ⽉）。さらに本年 4 ⽉から全電⼒会社（⼀般送配電事業者）が適⽤している｢無制限・無補償の出⼒抑制｣が実施された場合、再⽣可能エネルギーへの投融資と事業化が停滞し、⽇本全体で再⽣可能エネルギーの導⼊⽬標達成やカーボンニュートラルの実現を困難にする恐れがある。⼀⽅で、この出⼒抑制を最⼩化するため、電⼒システムの柔軟性に関連するほとんど全ての要素（⽯炭、地域間連系線、揚⽔発電、原発、オンライン制御等）がすでに九州電⼒管内には存在する。
九州電⼒（2020 年 4 ⽉以降は九州電⼒送配電株式会社）は、急増する太陽光発電と⾵⼒発電、とくに太陽光発電を最⼤限、導⼊できるように努⼒を重ねてきていることは⾼く評価したい。その九州電⼒は、2018 年 10 ⽉から九州本⼟での VRE の出⼒抑制を始めている（図 1）。

図 1. 九州電⼒管内での出⼒抑制の実施状況（2021 年 4 ⽉ 18 ⽇）

出⼒抑制率（最⼤）：48.4%

出所：ISEP Energy Chart「発電量の推移」九州エリア 2021 年 4 ⽉ 18 ⽇データ.

出⼒が⾃然変動する VRE に対して、必要最⼩限の出⼒抑制をすることは⼀般的には合理的であるため、本提⾔でも、九州電⼒が 2018 年から始めている VRE の出⼒抑制を直ちに否定する⽴場を取るものではない。とはいえ、これまでに九州電⼒が⾏ってきた VRE の出⼒抑制については、改善すべき点があると考える（図 2）。
3図 2. 九州電⼒管内での太陽光・⾵⼒の出⼒抑制への改善提案

出所：OCCTO 資料に加筆

現状のままでは、「再⽣可能エネルギー拡⼤を前提とした合理的な出⼒抑制」ではなく、「再⽣可能エネルギー抑制のための出⼒抑制」に陥りつつあるように思われる。世界各国ではすでに九州よりも⾼い VRE ⽐率でも出⼒抑制率を 5%未満に低く抑えている（図 3）。

図 3. 世界各国と九州の VRE ⽐率と出⼒抑制率の⽐較

出典：Peerapat Vithaya (IEA), “Integrating variable renewables: Implications for energy resilience”, Asia Clean
Energy Forum 2017, 6 June 2017 に飯⽥更新・加筆

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以下、九州電⼒送配電（株）及び他の⼀般送配電事業者、並びに国（経済産業省）や電⼒広域的運営推進機関（OCCTO）に対して、改善を期待したい点を提⾔する。

1. もっとも重要かつ本質的に⾒直しが求められること[提⾔ 1] 「再⽣可能エネルギーを主⼒電源として最優先の原則」という政策⽬標を具体化する国が決定しようとしている第 6 次エネルギー基本計画では、再⽣可能エネルギーを「主⼒電源として最優先の原則」の下で最⼤限の導⼊に取り組むとしている。2018 年に閣議決定した第 5 次
エネルギー基本計画では、⽇本のエネルギー政策史上、初めて「再⽣可能エネルギーの主⼒電源化」を掲げた。これは、正しい認識であり、⾼く評価したい。
ところが、具体的な内容を⾒ると、全般的に「再⽣可能エネルギーの主⼒電源として最優先」を⽬指しているように思えない。再⽣可能エネルギーの⽬標値は、確かに 2030 年度に 36〜38%を⽬指すという従来よりも⾼い⽬標となった。しかし、同時に原⼦⼒発電は従来と同じ 20〜22%を維持するとされため、⾮化⽯電源の⽬標⽐率は約 6 割となり、原発の重⼤なリスクを考慮すれば再⽣可能エネルギーだけで 6 割以上を⽬指す必要がある。さらに 2050 年の想定シナリオの⽐較検討も⾏われ、再⽣可能エネルギー50〜60%で、残り 40〜50%を原発や⽕⼒発電で賄うというシナリオが参考で⽰されたが、最も実現性の⾼い再⽣可能エネルギー100%のエネルギー供給を⽬指す世界のエネルギーシナリオの潮流からはかけ離れている1。
この 10 年間で、VRE、つまり太陽光発電と⾵⼒発電は平均的なコストではそれぞれ 9 割減・7 割減と急落し、それに伴って驚異的に拡⼤している。⽯炭・⽯油という化⽯燃料の世紀から、太陽エネルギー中⼼の再⽣可能エネルギーの世紀へと、100 年に⼀度のエネルギー⼤転換期のただ中にあるにも関わらず、お題⽬だけの「再⽣可能エネルギーを主⼒電源として最優先」でしかな
いのは、問題意識も状況認識も希薄すぎるのではないか。
再⽣可能エネルギーの中でも、とりわけ VRE を主⼒電源にするためには、従来の考え⽅を 180度転換する必要がある。ところが基本計画では、未だに「重要なベースロード電源」という古い考えを引きずったままである。この「ベースロード」から「柔軟性」（フレキシビリティ）への転換は、待ったなしといえる。関連して、再⽣可能エネルギーの変動を⽕⼒発電でバックアップする、という誤解を与える考え⽅も改める必要がある。
その他、優先給電ルールや出⼒抑制ルールの⾒直し、そして電⼒を超えて他分野で VRE を活⽤する「セクター・カップリング」などを経済的に活⽤できるよう、政策や事業モデルを検討し

1

ISEP「第 6 次エネルギー基本計画への意⾒および提⾔」（2021 年 9 ⽉）
https://www.isep.or.jp/archives/library/13516

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てゆく必要がある。

2. 直ちにできること[提⾔２] 出⼒抑制に対して経済的に補償する

VRE の出⼒抑制は、系統全体の安定性を⽬的としたものであるから、その抑制時の経済的損失に対して、⼀般送配電事業者は、発電事業者への経済的補償を⾏うべきである。その原資は、調整⼒の確保という⽬的から送電費⽤として計上すべきであり、現状では託送料⾦を原資とすべきである。
これまでの「接続可能量（30 ⽇等出⼒制御枠）」に基づくルールにおいて、指定ルールの VRE（太陽光、⾵⼒）の無制限の出⼒抑制に対して、何の経済的補償も⾏われないことは、再⽣可能エネルギーの導⼊を促進するという FIT 法の趣旨に反しており、憲法上の財産権の侵害でもある。
ドイツなど欧州でも VRE の出⼒抑制が⾏われることはあるものの、原則として出⼒抑制による発電事業者の経済的損失は補償される（2017 年の実績で 99%以上）2。旧ルールで接続してオンライン制御が⾏われていない設備に対して、経済的なインセンティブや補助⾦により全ての太陽光発電設備にオンライン制御装置を設置することを義務化すべきである。その際、出⼒制御の公平性については、経済的な補償を⾏うことで柔軟な運⽤を可能にすべきである。

[提⾔３] 電発松浦・松島⽕⼒（本州送電分）の抑制による関⾨連系線の運⽤枠拡⼤現状の関⾨連系線の利⽤ルールを改善し、連系線の運⽤に関する透明性を⾼め、優先給電ルールの中で VRE を出⼒抑制する前に連系線の活⽤を⼗分に⾏うことが期待される。
優先給電ルールにおいて⽕⼒発電や揚⽔発電（電源 I, II, III）による調整の次に「連系線を活⽤した九州地区外への供給」が⾏われることになっている。OCCTO の評価としては、現在の運⽤ルールの中で⼗分に活⽤されているとしているが、更なる改善が望まれる。
関⾨連系線の熱容量限度値は、1 回線あたり夏季（3〜11 ⽉）278 万 kW（✕2 系統）であり、そのうち運⽤容量は九州地区外の周波数維持限度値から夏季で最⼤ 247 万 kW（平⽇・昼間）とされている3。実際の電⼒需給データでも九州地区外への送電量（双⽅向相殺後）の実績（2018 年
度 4 ⽉〜6 ⽉）は最⼤で 270 万 kW となっており、熱容量限度値 278 万 kW に近い地区外への送電が可能になっているように⾒える。連系線の活⽤については、現状では OCCTO の運⽤容量検2

ドイツ連邦ネットワーク庁 ” Network and system security”
https://www.bundesnetzagentur.de/EN/Areas/Energy/Companies/SecurityOfSupply/NetworkSecurity/Network_security_node.html

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OCCTO 第 6 回運⽤容量検討会 資料 1-3 別冊「各連系線の運⽤容量算出⽅法・結果」（2019 年 2 ⽉ 15 ⽇）

6討会（⼀般送配電事業者を含む）での検討結果を踏まえて、送配電等業務指針に沿って翌年度以降の運⽤容量が決まる。
具体的な改善⽅法として、以下のとおり電源開発の松浦⽯炭⽕⼒発電所等の⼀定容量の送電枠が関⾨連系線で確保されているとされるが、これを縮⼩・停⽌することもできる。

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電源開発松浦（⻑崎県）：200 万 kW のうち九電受電 37.8 万 kW×2、のこりは関⾨連系線へ

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電源開発松島（⻑崎県）：100 万 kW のうち九電受電 18.7 万 kW×2、のこりは関⾨連系線へ

3. 早急に着⼿・改善すべきこと[提⾔ 4] ⽯炭⽕⼒（電源 I・II・III）の停⽌・廃⽌、電発松浦・松島⽕⼒の早期廃炉

原発はもちろん、⽯炭⽕⼒も出⼒調整速度が遅く柔軟性のない電源であるため、低需要期は原発および⾃社⽯炭⽕⼒を停⽌し、他社⽯炭⽕⼒の受電も最⼩限（できればゼロ）とすることが望ましい。やむを得ない事情により⾃社⽯炭⽕⼒を稼働させる場合でも、優先給電ルールに基づく供給⼒の調整においては最低出⼒（九電の報告では設備容量の 17%）まで確実に下げ、⽕⼒発電所毎の時間ごと出⼒について公表すべきである。
具体的には、電源 I, II, III の⽯炭⽕⼒に対して以下の対応が考えられる。九州電⼒の⽯炭⽕⼒を全て廃⽌し、コールドスタートも可能な LNG ⽕⼒で代替する。温暖化対策の観点からも電源開発の⽯炭⽕⼒のうち九州内にある松浦、松島の計 4 基は廃⽌、橘湾（四国にあり⼀部を九州電⼒が受電している）は受電しないこと。⽯炭副⽣ガス利⽤の⽕⼒のうち、⼾畑は副⽣ガス発電以外を廃⽌し、最低出⼒は審議会に報告している通りゼロとする。⼤分は最低受電（設備容量の30%）まで下げるか受電しないことが求められる。
これによって、関⾨連系線の枠も空くため、これを VRE の変動に対する上げ・下げの余⼒として活⽤できるというメリットも⽣じる。
図 4 に⽰すように、太陽光発電の⼤幅な出⼒抑制が実施された 2021 年 4 ⽉ 18 ⽇の⽕⼒発電
出⼒は 150 万 kW であったが、その⼤部分が⽯炭⽕⼒発電である。これらの⽕⼒発電のうち⽯炭を全停⽌し、新⼤分や新⼩倉の LNG ⽕⼒を活⽤することで、この⽕⼒最低出⼒をほぼゼロにすることを⽬指すことが出来るはずである（LNG ⽕⼒は数時間でのコールドスタートも可能）。

7図 4. 九州電⼒管内の⽕⼒最低出⼒（2021 年 4 ⽉ 18 ⽇）の改善提案[提⾔ 5] 原発稼働スケジュール（定期点検計画など）を⾒直す

九州電⼒を始め原⼦⼒事業者は、国による様々な原発保護政策により原⼦⼒規制委員会により稼働が認められた原発の再稼働を進めている。とくに九州電⼒は、供給⼒の⽐率では約 5 割に相当する 4 基の原発再稼働が認められている。現⾏の優先給電ルールでは、再エネよりも原発が優先されることから、九州電⼒で出⼒抑制が先⾏し頻発している最⼤の原因でもある。出⼒抑制が頻発した低需要期の 2021 年 4 ⽉には全 4 基の原発が稼働している（図 5）
当⾯、現⾏の優先給電ルールを取るのであれば、需要が低く太陽光発電の出⼒が多い時期に、定期点検を計画することで、出⼒抑制をできるだけ回避すべきである。具体的には、低需要期・太陽光⾼出⼒期間（3 ⽉下旬〜5 ⽉末、9 ⽉下旬から 11 ⽉上旬）に、できるだけ定期点検の⽇程を調整することを提案する。例えば、今秋は川内 1 号機を９⽉中に定検を開始し、来春は、⽞海４号機の定検を３⽉中に早め、川内２号機の定検後運転開始を６⽉にするなどのスケジュールの⾒直しが考えられる。
そもそも、福島第⼀原発事故を経験した⽇本は、原発ゼロを⽬指すべきであり、国が崩壊するリスクを経験し、⼗分な安全性も確保されない上に、使⽤済み核燃料の⾏き場もない原発を九州電⼒などの原⼦⼒事業者が続ける理由はない。

8図 5. 九州電⼒管内の原⼦⼒発電の稼動状況[提⾔ 6] 旧ルール・指定ルールの廃⽌

海外では例のない太陽光および⾵⼒に対する「接続可能量（30 ⽇等出⼒制御枠）」に基づく出⼒抑制に関する旧ルール・指定ルールを廃⽌しすべきである。すでに 2021 年 4 ⽉からは、指定電気事業者の廃⽌により、全ての⼀般電気事業者において、無制限・無保証の「指定ルール」の適⽤が始まっている。廃⽌することにより、出⼒抑制に対する経済的な補償制度や VPP などによる経済的な取引の導⼊を進め、実質的な再⽣可能エネルギーの「優先給電」を確⽴する必要がある。
2014 年の太陽光発電の⼤量接続申込みによる「九電ショック」以降、電⼒会社側が試算して経産省の審議会（系統ワーキンググループ）4が電⼒需給バランスを検証する形で指定電気事業者による「接続可能量（30 ⽇等出⼒制御枠）」が太陽光発電および⾵⼒発電に対して導⼊されている。
FIT 制度においては、もともと 30 ⽇間については無補償での出⼒抑制が認められていたが、「接続可能量」を超えた場合は 30 ⽇を超えて無制限・無補償での「指定ルール」に基づく出⼒抑制が⾏われる。VRE の⼤量導⼊においては、出⼒抑制（出⼒制御）は必要になるが、この「指定ルール」のもとでの無制限・無保証のために事業の収益性に⼤きく影響する可能性があり、現状では単純な出⼒制御量の予測値が公表されているだけである。

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総合資源エネルギー調査会 省エネルギー・新エネルギー分科会 新エネルギー⼩委員会 系統ワーキンググル
ープ http://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/shoene_shinene/shin_energy/keito_wg/index.html

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4. 抜本的な対策[提⾔ 7] 優先給電（出⼒抑制）ルールを⾒直す（再エネ VRE 最優先へ）

VRE（太陽光および⾵⼒発電）を最優先する優先給電ルールへの⾒直しが必要である。
VRE は、燃料費がゼロ・純国産エネルギー・CO2 も放射能も出さないクリーンな電源であり、しかも限界費⽤がほぼゼロである。したがって、現状、もっとも優先されている原発よりも、経済的・環境的・社会的のどの観点からも、最後に残すべき（もっとも優先されるべき）電源である。
本来、原⼦⼒規制委員会は新規制基準への適合を審査するに過ぎず、福島第⼀原発事故後により明らかになった原発の過酷事故へのリスクが無くなったわけではない。また、原発事故時の賠償を⾏う原⼦⼒損害賠償制度における賠償⾦の上限額は 1200 億円のままで、国による⽀援がなければ本来事故の責任を負う原⼦⼒事業者は損害賠償を⾏うこともできない「無保険」の状況である。このようなリスクの⾼い原⼦⼒発電は、速やかに廃⽌すべき電源である。
また、温室効果ガスである CO2 や有害物質を⼤量に排出する⽯炭⽕⼒については基本的に不要な場合は稼働を停⽌すべき電源であり、全ての⽯炭⽕⼒の廃⽌を⽬指す必要がある。

[提⾔ 8] 関⾨連系線の増強

九州本⼟と中国地⽅を結ぶ関⾨連系線の運⽤の改善により、VRE の出⼒抑制を改善できるはずだが、今後、さらに VRE が増加することを踏まえて計画的な増強が必要である。
すでに OCCTOの地域連系線の増強に関するマスタープランの検討では、広域系統整備に関する⻑期展望のシナリオ分析が⾏われ、関⾨連系線の増強について現状の 2 倍程度（278 万 kW→556 万 kW）が最も望ましい（指標：費⽤便益評価 B/C および出⼒抑制率）という分析結果が出ている5。合わせて、九州から四国ツールの新設など関連する地域間連系線の増強に関する分析も⾏われているが、現状の再⽣可能エネルギーの導⼊シナリオ（2030 年再エネ 37%、2050 年 5〜6 割）に限定せず検討を⾏う必要がある。
再⽣可能エネルギーのさらなる導⼊も視野に関⾨連系線を含む地域間連系線の中⻑期的な増強計画を策定し、⼀般送配電事業者が再⽣可能エネルギーを最優先で受け⼊れられる広域的な送電網とその運⽤ルールを整備すべきである。

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OCCTO「マスタープラン 中間整理」（2021 年 5 ⽉）
https://www.occto.or.jp/iinkai/masutapuran/2021/210524_masutapuran_chukanseiri.html

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[提⾔９] 「柔軟性」（フレキシビリティ） に必要な本格的対策（蓄電池の⼤規模導⼊、需要側管理市場など）

九州エリアで⼤きな出⼒抑制が発⽣している背景には、原⼦⼒発電の低需要期の⼤きな出⼒や⽕⼒発電最低出⼒維持などの運⽤上の課題がある。これらは、現状の優先給電ルールや出⼒抑制ルールにのっとって、原⼦⼒発電や⽕⼒発電などそれぞれの発電所が運⽤された結果である。以下の要因分析で⽰すように、例えば低需要期に原⼦⼒発電所の定期点検を計画し、出⼒抑制時の⽕⼒の最低出⼒運⽤を⽯炭から LNG に移⾏など、より系統全体の「柔軟性」（フレキシビリティ）を⾼める視点から対策を取ることで、再エネの出⼒抑制は⼤きく改善する。
ところが、現状ではこのような取り組みはまだ不⼗分である。その理由は、現状のルールが需給運⽤のための優先給電ルールや出⼒抑制ルールのような順位付けにとどまっており、電⼒システムとして柔軟性を⾼めるような（VRE の抑制を最⼩化するような）基本コンセプトや⽅針・ルールが⽋けていることが最⼤の原因と考える。
例えば、アイルランドでは、2020 年に再⽣可能エネルギーを拡⼤する⽬標を達成するための施策の⼀つとして SNSP（System Non-Synchronous Penetration：時間別の⾮同期電源⽐率）を75％まで⾼めることを⽬標に掲げ電⼒システムの柔軟性向上に取り組んできた。九州においても、このように柔軟性を⾼めるという⽬標や⽅針を明確にしない限り、現状の優先給電ルールや出⼒抑制ルールに基づく短期的な需給バランスの議論に終始し、適切に運⽤しているように⾒えて全体としては最適ではないようないびつな需給構造に陥ってしまう可能性がある。
現状でも出⼒抑制が必要な場合には電⼒システムの柔軟性（フレキシビリティ）の確保ため、揚⽔発電や⼤型蓄電池などの余剰電⼒に対する蓄電機能が⽤いられているが、今後の VRE の増加に伴って蓄電機能などを拡充し、デマンド・レスポンスや需給調整市場、VPP（バーチャル・パワー・プラント）などと合わせて柔軟性をさらに⾼める⽅策の拡充が必要である。
世界的に蓄電池（リチウム・イオン）のコストは 30 年間で約 97%低下した（図 6）。⽇本でもすでに４万円/kWh 程度までコストが低下している系統側蓄電池の急速な拡⼤に着⼿し、同時に、需要側蓄電池（BTM）を活⽤した需要側管理（DR）の本格導⼊をするべきである。さらに、新たな電⼒市場として容量市場を維持するなら、蓄電池と DR を最優先すべきである。

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図 6. リチウムイオン電池のコストの推移

出典：Hannah Ritchie “The price of batteries has declined by 97% in the last three decades”

現状の優先給電ルールの中には需要側の調整機能（デマンドレスポンス）は含まれていないが、すでに供給⼒が不⾜する際のデマンドレスポンス（下げ DR）は猛暑時などの需給ひっ迫時に活⽤されている（電源 Iʼ）。需要に対して供給が上回る際の調整⼒としてこのデマンドレスポンス（上げ DR）を活⽤できる可能性がある。さらにこれらの調整⼒を⼀般送配電事業者に提供する新たなサービスとして VPP の導⼊が検討されている6。再⽣可能エネルギーの出⼒抑制については、現状では取引の対象になっていないが、積極的に経済的な取引を可能にすることで出⼒制御を⽣かした調整⼒を確保できる可能性がある。

[提⾔ 10] VRE を熱・交通分野等で活⽤するセクター・カップリング（P2X, V2X, グリーン⽔素化）に向けた準備

今後もコストが下がり⾶躍的に拡⼤することが期待できる VRE の導⼊をさらに進めてゆくと、
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資源エネルギー庁「バーチャルパワープラント（VPP）・ディマンドリスポンス（DR）とは」
http://www.enecho.meti.go.jp/category/saving_and_new/advanced_systems/vpp_dr/about.html

12余剰電⼒を積極的に温熱部⾨や交通部⾨、さらには産業部⾨で利⽤する「セクター・カップリング」というスマートエネルギーシステムの将来像を描くことができる。その準備を進めるべきである。
熱部⾨では、家庭⽤や業務⽤の蓄熱式ヒートポンプを活⽤して冷暖房や給湯の熱を供給することができる。建物毎の個別供給だけではなく、エネルギー密度が⾼い地域では地域熱供給を導⼊して地域で熱を⾯的に融通しながら効率的に熱利⽤することが可能となる7。
交通部⾨では、公共交通機関や⾃家⽤⾞などで電気バスや電気⾃動⾞（EV）の普及が進むことで余剰電⼒をスマートに充電して交通の脱炭素化が実現可能である。さらに余剰電⼒を電気分解により⽔素にいったん変換しそのグリーン⽔素からさらに都市ガスとして利⽤が可能なメタンへ変換し、グリーンでエネルギー密度の⾼い可搬性に優れた液体燃料へ転換することが、近い将来、技術的にはもちろん、経済的にも可能であり、将来の市場拡⼤が期待される。

背景：国内の再⽣可能エネルギーの現状と課題
2020 年度に太陽光の発電電⼒量の割合が全国でも最も⾼いエリアになっている九州電⼒エリ
アでは再⽣可能エネルギーの割合は 26.8%となり、前年度の 23.4%から増加した（図 7）。⽔⼒発電の割合 5.2%に対して太陽光発電が 14.9%に達しており、変動する再⽣可能エネルギー（VRE）の割合も⾵⼒の 0.9%と合わせて 15.8%と全国で最も⾼くなっている。⼀⽅で、原⼦⼒発電の割合も 26.0%と、全国のエリアの中で圧倒的に⾼く、再⽣可能エネルギーの割合に匹敵している。

図 7. 電⼒会社エリア別の再⽣可能エネルギーおよび原⼦⼒の割合（2020 年度）

出所：⼀般送配電事業者の電⼒需給データより作成

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ISEP「第 4 世代地域熱供給 4DH ガイドブック」 https://www.isep.or.jp/4dh-forum/4dh-guidebook/13九州電⼒エリアの電⼒需給において、2020 年 10 ⽉ 25 ⽇ 11 時台には、初めて 1 時間値で再⽣可能エネルギーの割合が電⼒需要の 100%を超えた（図 8）。このとき太陽光発電の割合は約 90%となったが約 5%の出⼒抑制が⾏われている（⾵⼒発電の割合は 0.3%）。⼀⽅、原⼦⼒発電は、4基のうち 1 基のみ可動していた。

図 8. 九州電⼒エリアの電⼒需給（2020 年 10 ⽉ 25 ⽇）

出所：ISEP Energy Chart「発電量の推移」九州エリア 2021 年 10 ⽉ 25 ⽇データ.

九州電⼒のエリアでは 2021 年 3 ⽉末の時点で FIT 制度によりすでに 1029 万 kW の太陽光発電が電⼒系統に接続しており、⾵⼒発電（59 万 kW）合わせて 1100 万 kW 近い VRE（変動する再⽣可能エネルギー）が電⼒系統に接続している（図 9）。接続している太陽光発電だけで、最⼩電⼒需要を上回っているが、さらに接続契約申込及び承諾済みの太陽光が 355 万 kW、⾵⼒が約476 万 kW に達しており、これらを合わせると最⼤電⼒需要を⼤きく上回る。

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図 9. 電⼒会社エリア別の再エネ系統接続容量（2021 年 3 ⽉末）と電⼒需要（2020 年度）

出所：⼀般送配電事業者の系統接続データより作成

九州電⼒エリアの⽉別の VRE の割合は 2021 年 4 ⽉に 20.5%になり、前年同時期の 21.5%からは全天⽇照量の関係で減少した（図 10）。⼀⽅でベースロード電源として優先給電ルールに基づき出⼒抑制を最後まで⾏わない原⼦⼒発電の⽐率は全 4 基の再稼働により 50%程度にまで⾼まっている。
その結果、VRE と原⼦⼒を合わせた⽐率は 2021 年 4 ⽉には約 70%と過去最⾼となり、VRE の⽉別の出⼒抑制率も過去最⾼の 14.1%となった（太陽光 14.4%、⾵⼒ 10.0%）。

図 10. 九州エリアでの出⼒抑制と VRE および原発の割合の⽉別推移

出所：九州電⼒送配電データより ISEP 作成

15図 11 に、これまでの⽉別の出⼒抑制率を、VRE 割合、原⼦⼒割合、VRE+原⼦⼒割合で整理してみると、原⼦⼒と VRE を合わせた割合が 50%以上になると出⼒抑制率が増加することがわかる。

図 11. 九州本⼟エリアの⽉別の出⼒抑制率と VRE および原⼦⼒の割合の相関

九州本⼟エリアにおいて 2018 年 10 ⽉以降、本格的な太陽光発電および⾵⼒発電の出⼒抑制が断続的に実施され、2020 年度の 1 年間の平均では出⼒抑制率は 2.9%となったが、前年度の4.0%より減少した。VRE の割合は 2020 年 5 ⽉に 21.9%に達し、前年同⽉の 19.4%から増加した。原⼦⼒発電の割合も再稼働により⾼まり、4 基の原発（合計出⼒約 400 万 kW）が稼働している時期もあったが、特重施設の未整備による稼働停⽌などもあり、2020 年度の平均では需要に対して 26.0%で前年度の 34.1%から低下した。⽉別では需要に対する原発の発電電⼒量の割合は2020 年 4 ⽉と 2021 年 3 ⽉に最⼤で 37.4%だったが、2020 年 10 ⽉に 13.5%まで低下した。⽉別でも 2021 年 3 ⽉の出⼒抑制率は 7.0%だったが、前年同⽉の 12.6%を⼤幅に下回っている。これは、2019 年 10 ⽉以降、太陽光の予測誤差を考慮したルールの⾒直しがあり、オンライン制御を優先して活⽤するルールになったことや原発の稼動率の低下などが要因となり、2020 年度は出⼒抑制の割合は前年度よりも低下する傾向にあった。
ベースロード電源として優先給電ルールに基づき出⼒抑制を最後まで⾏わない原⼦⼒発電の⽐率が⾼い時期があり、VRE の出⼒抑制に対して⼤きな影響を与えている。出⼒抑制が始まった
2018 年 10 ⽉の時点では 4 基の原発（合計出⼒約 400 万 kW）が稼働しており、定期点検などで⼀定期間停⽌する原発もあるが、2019 年度の平均では需要に対して約 34%に達していた。その結果、九州本⼟エリアにおいて 2018 年 10 ⽉以降、本格的な太陽光の出⼒抑制が断続的に実施され、
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2018 年度の 26 ⽇に対して、2019 年度の 1 年間では 74 ⽇を数えた（表 1）。そのうち 2019 年 4⽉には 20 ⽇の出⼒抑制が実施され、太陽光の出⼒抑制率は 12.1%に達したが、2020 年 3 ⽉には15 ⽇の出⼒抑制が⾏われ出⼒抑制率は 12.6%に達した。2019 年度 1 年間を通じた太陽光の出⼒抑制率は 4.1%になり、前年度（2018 年度）の 0.9%の 4 倍以上に達した。⼀⽅、⾵⼒発電の出⼒抑制率は 2020 年 3 ⽉に 13%に達したが、2019 年度 1 年間の出⼒抑制率は 2.3%で、2018 年度の0.3%の 7 倍以上に達した。

表 1. 九州エリアの出⼒抑制の発⽣回数と抑制⽐率
VRE

原子力出力抑制PV

風力出力抑割合割合率

出力抑制率

出力抑制率

制日数

2018 年度

12.1%

33.3%

0.8%

0.9%

0.3%

26 日

2019 年度

13.2%

34.1%

4.0%

4.1%

2.3%

74 日

2020 年度

15.8%

26.0%

2.9%

3.0%

1.8%

60 日

出所：九州電⼒送配電データより作成

表 2 に⽰す九州エリアにおける太陽光発電の導⼊状況において、出⼒抑制の対象となるのは太陽光発電 1044 万 kW のうち約 61%の 633 万 kW である（2021 年 6 ⽉末現在）。そのうち 433 万kW がオンライン制御の対象となっており徐々に増加しているが、それ以外の 200 万 kW は旧ルールに基づくオフライン制御となっている。

表 2. 九州エリアにおける太陽光発電の導⼊状況（2021 年 6 ⽉末現在）2021 年 6 月末現在
[万 kW]
特別高圧

旧ルール

指定ルール

（オフライン制御）（オンライン制御）

計

36 件（53 万 kW）

69 件（135 万 kW）

105 件（188 万 kW）

高圧（500kW 以上）

0.1 万件（147 万 kW）

1324 件（160 万 kW）

約 2400 件（307 万 kW）

高圧（500kW 未満）

0.2 万件（39 万 kW）

600 件（15 万 kW）

約 2600 件（54 万 kW）

低圧（10kW 以上）

6.4 万件（177 万 kW）

3.5 万件（123 万 kW）

9.9 万件（300 万 kW）

低圧（10kW 未満）

29.7 万件（133 万 kW）

11.3 万件（62 万 kW）

41 万件（195 万 kW）

計 36.4 万件（549 万 kW）

15 万件（495 万 kW）

51.4 万件（1044 万 kW）

出力抑制の対象 約 1 千件（200 万ｋW）

約 3.7 万件（433 万 kW）

約 3.8 万件（633 万 kW）

0.2%（36.4%）

24.7%（87.4%）

7.4%（60.6%）

出所：九州電⼒送配電データより作成

17事業者アンケート結果
九州電⼒（2020 年 4 ⽉より九州電⼒送配電）は、2018 年 10 ⽉より太陽光発電および⾵⼒発電に対する出⼒抑制（制御）を実施しているが、2021 年 4 ⽉よりそのルールが変更され、オンライン制御が可能な指定ルールの太陽光発電所については、全事業者を⼀律に「％制御」している。
これに伴い、「無制限・無補償」の指定ルールの太陽光発電所においては、2021 年 4 ⽉以降、4 ⽉中に 19 回、5 ⽉中に 13 回の出⼒抑制が⾏われ、前年（2020 年）と⽐べて⼤幅に増加している。
そこでその実態を調査するために九州電⼒本⼟エリアの太陽光発電事業者へのアンケート調査を実施した。九州本⼟エリアの太陽光発電の出⼒抑制の現状と、このアンケート結果を以下に⽰す。

（1）九州本⼟エリアでの太陽光発電の出⼒抑制の状況

九州本⼟エリアにおける太陽光発電の出⼒抑制について、九州電⼒送配電が公表している需給データにより、2018 年 10 ⽉から 2021 年 5 ⽉までの発電電⼒量の抑制率を図 12 に⽰す。表 3 に⽰すとおり、2020 年 4〜5 ⽉の平均の抑制率は 9.7%だったが、2021 年 4〜5 ⽉には 14.0%に増加している（2021 年 4 ⽉の抑制率 14.4%は過去最⾼）。⼀⽅、抑制前の太陽光の発電電⼒量について 2021 年と 2020 年の 4〜5 ⽉を⽐較すると 11%減少しており、この期間の全天⽇射量が九州全域で約 12%減少している影響が⼤きい。

図 12. 九州本⼟エリアの太陽光発電の抑制率

出所：九州電⼒送配電の需給データより作成

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表 3. 九州本⼟エリアの太陽光発電の発電電⼒量と出⼒抑制の実績
4〜5 ⽉

実績

抑制量

抑制前

[MWh]

[MWh]

[MWh]

抑制率

実績前年⽐

抑制前前年⽐2018 年

1,964,97801,964,9780.0%

2019 年

2,148,842

201,606

2,350,448

8.6%

9.4%

19.6%

2020 年

2,496,402

267,580

2,763,982

9.7%

16.2%

17.6%

2021 年

2,113,322

345,0612,458,383

14.0%-15.3%-11.1%

出所：九州電⼒送配電の需給データ（2）太陽光発電事業者アンケート結果

九州本⼟の太陽光発電事業者へのアンケートの結果、56 件の太陽光発電所に関する回答を得ることができた。発電所の規模（パネル容量）は低圧から⾼圧まで多岐に渡るが、平均のパネル容量は 1,090kW だった（連系容量は 935kW）。アンケートへの回答の内訳を表 4 および図 13 に⽰す。出⼒制御の回数（⽇数）は、全体的には 8 回から 16 回と 2 倍になっており、30 ⽇ルールが適⽤される旧ルールのうち、制御⽅式がオフラインの場合、制御回数は 11 回から 13 回にわずかに増加しているが、オンライン化されている場合には 10 回から 6 回に制御回数が減少している。⼀⽅、4 ⽉から出⼒抑制ルールが⼤幅に変更された指定ルールの発電所では制御回数が 3 回から 32 回と 10 倍以上になっている。その結果、⽇射量の変化率を考慮した上で、出⼒抑制が寄与した発電電⼒量の減少率は発電所全体の平均が 12.6%減少に対して、指定ルールの発電所では19.4%の減少となった。

表 4. 出⼒抑制に関するアンケートの回答内訳
出力抑制

制御方式

ルール

回答

2021 年

2020 年

電力量

そのうちそのうち

件数

4～5 月

4～5 月

変動率

日射量

出力抑制

寄与率

寄与率

制御回数（日数）
旧ルール

指定ルール
合計

オフライン

26 件

13.1

11.0

-26.5%-12.7%-13.7%

オンライン

10 件

6.2

9.8

-15.1%-16.2%

+1.2%

計

37 件

11.4

10.7

-24.3%-13.3%-11.0%

オンライン

14 件

31.5

3.1

-33.4%-14.0%-19.4%

56 件

16.1

8.2

-26.3%-13.7%-12.6%19図 13. 出⼒抑制に関するアンケートの回答 出⼒制御回数（平均値）

図 14. 出⼒抑制に関するアンケートの回答 発電電⼒量 減少率（2020-2021 年 4-5 ⽉）

以上
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