常態化する優先給電ルール違反：太陽光・風力止め放題の陰で（研究報告）
2026年9月29日
2026年3月1日、東京電力エリアで初の需給制約による出力制御が発動された。太陽光と風力が止められたその時間帯、同じ管内の火力ユニットは95%前後の出力を保ったまま稼働を続けていた。優先給電ルールが求めるのは「限界まで下げる」か「止める」かのはずだが、現実には稼働率90%を維持しながら再エネだけを絞る第三の状態が生まれている。本報告書は、これが単発の異常ではなく、195日間、複数のエリアと連系区間にわたり繰り返される常態であることを、OCCTOのユニット別データから明らかにする。
飯田哲也
要旨
2026年3月1日の東京電力初回抑制、同年4月12日の全国20,711 MW抑制のいずれにおいても、OCCTOのユニット別発電実績を個別に確認すると、抑制時間帯中に56〜99%という出力を維持したまま稼働を続けていた火力ユニットが多数見つかる。優先給電ルールが火力に求めているのは、技術的に合理的な範囲で最大限抑制するか、停止するかのいずれかであり、90%超を保ったままの稼働はこの二択のどちらにも当てはまらない。
本報告書は、この状態が単発の事例でないことを、2026年3月2日から9月14日までの195日間にわたって検証した。出力抑制が発生した139日すべてで、火力ユニット全体の20.2%〜76.4%（平均40.7%）が出力50%超で稼働しており、この割合が20%を下回った日は一度もなかった。また、東北・関西・九州の各エリアで同一の火力ユニットを日ごとに比較したところ、出力抑制が同程度、またはより強く実施された日にもかかわらず、抑制が弱い日を上回る出力で稼働している事例が確認された。これらの結果は、火力発電の出力が技術的な下限によって決まっているのではなく、運用計画上の判断によって維持されていることを裏づけている。
結論として、優先給電ルールの数値基準（既設50%・新設30%）を遵守したかどうかだけを議論しても、問題の本質は捉えられない。問うべきなのは、数値基準を満たしたかではなく、火力ユニットの出力を限界まで引き下げるか、運転を停止するかという、ルールが定める措置のいずれかを実際に講じたかである。したがって、いずれかの措置を確実に実施させる制度設計が必要となる。
1. 問題設定
2026年3月1日、東京電力エリアで需給バランス制約による出力制御が初めて発生した。九州や北陸で繰り返されてきた事象が、最大の需要エリアにも及んだことを示す出来事である。
このとき、同じ管内のOCCTOユニット別発電実績を個別に確認すると、抑制が発動されていた11:00〜13:00の時間帯に、広野火力5号機は95.3%、鹿島共同火力3号機は94.9%という出力を保ったまま稼働を続けていたことが分かる。4月12日、全国9社で20,711 MWが同時に抑制された瞬間も、中部・東京を中心に90%台で稼働を続ける火力ユニットが多数確認された。太陽光と風力を止めながら、石炭とLNGはほぼ定格で燃やし続ける。この組み合わせをどう理解すべきかが、本報告書の出発点である。
2. 優先給電ルールの構造
日本には、再エネより先に火力を抑制すべきだとする優先給電ルールがある。ただしこのルールが火力発電設備に課しているのは、特定の数値ではない。系統連系技術要件が求めているのは「発電出力を技術的に合理的な範囲で最大限抑制することができるよう努める」ことであり、これが実現できない設備については「停止による対応も可」としている。
ルールが用意している選択肢は2つしかない。限界まで下げるか、止めるか。既設火力の50%、新設火力の30%という数字は、この「限界まで下げる」ができているかどうかを測るための努力目標にすぎず、法的な最低ラインではない。既設側にいたっては「技術的困難性に配慮しつつ、新設と同様の基準遵守への協力を求める」という表現にとどまり、義務化すらされていない。
したがって50%や30%を下回っていないことをもって「違法」と断じることはできない。電気事業法にも業務規程にも、その数値を上回ること自体を違反とする規定はない。ここで見るべきは合法・違法の線引きではなく、ルールが求める運用姿勢との整合性である。
3. 個別ユニットの稼働実態
法的に違反していないことと、ルールの求める姿にそっていることは同じではない。OCCTOのユニット別データを個別に突き合わせると、抑制時間帯中に56〜99%という出力を維持したまま稼働を続けている火力ユニットが多数確認される（図1）。これは限界まで下げてもいなければ、止めてもいない。ルールが用意した2つの状態のどちらにも当てはまらない、第三の運転状態である。
火力の稼働率90%超を保ったまま再エネを止めるという運用は、個別の数値基準への適合以前に、ルールの想定する基本姿勢にそっていない。技術的な制約でこれ以上は下げられない設備があるなら、電力会社にはランプ性能に優れた新型ガス火力等へ計画的に更新していく責務があるはずであり、柔軟性の低い設備を高出力で稼働させ続け、そのしわ寄せを再エネの出力抑制によって吸収すること自体が、優先給電ルールの求める運用姿勢と整合しない。
2026年4月12日の運用実績をもとに試算すると、すべての火力ユニットの出力を50%まで引き下げていた場合、実際におこなわれた再エネ出力抑制の18.0%に当たる3,659MWを回避できた。30%まで引き下げていた場合には、回避可能な抑制量は38.7%に当たる7,872MWに達する。これは、起動・停止にともなうコスト、出力の変化速度を示すランプレート、最低運転時間などの制約を考慮していない静的な試算であり、実際に回避できる量の上限を示すものにすぎない。それでも、現行ルールが適法として許容する運用の範囲内に、これほど大きな抑制削減の余地が残されていることは、ルールそのものを見直す必要性を示している。
4. 常態性の検証（195日間）
3月1日と4月12日という目立つ2つの断面は、条件の悪い瞬間をたまたま切り取っただけではないか、という疑いが当然出てくる。そこで2026年3月2日から9月14日までの195日について、同じ手法を機械的に適用した。OCCTOのユニット別発電実績とエリア需給実績データを日次で突き合わせ、抑制が発生していた時間帯に定格の50%を上回って稼働していた火力ユニットの比率を、日ごとに算出した。
結果は次の通りである。分析対象とした195日のうち、再エネの出力抑制が発生した日は139日（71%）だった。この139日を日ごとに調べると、すべての日で、分析対象となった火力ユニットの少なくとも20.2%が、抑制時間帯の少なくとも一時点において定格出力の50%を超えて稼働していた。その割合は日によって20.2%から76.4%まで変動し、139日間の平均は40.7%だった。つまり、再エネの出力抑制がおこなわれた日には例外なく、少なくとも火力ユニットの5基に1基が、抑制時間帯にも50%を超える出力で稼働していた。
月別平均で見ても、傾向は変わらない（図2）。割合は3月48.4%、4月32.1%、5月34.6%、6月37.9%、7月38.9%、8月63.5%、9月上旬56.1%と推移した。4〜5月にいったん低下したが、その後は夏にかけて再び上昇している。ただし、8月は集計対象が3日分しかないため、数値の振れ幅を考慮する必要がある。
したがって、3月1日や4月12日の値は、例外的に悪い瞬間を切り取ったものではない。この期間を通じて続いていた状態の一断面とみるべきだろう。
なお、火力ユニット313件のうち、208件（66%）は認可出力データと突合できた。残る105件は、「上越火力発電所1-1号機」のような複合ユニットについて、枝番の表記がデータ間で一致しなかったため、今回の手法では突合できなかった。この表記差への対応は今後の課題である。
また、9つのエリア需給実績データを取得する処理には、文字コードや日付形式の不統一があることも判明した。本分析では、これらの形式を統一したうえで集計している。
5. 複数エリアにみる運用実態
火力の稼働実態が技術的な限界によるものか、運用計画上の選択によるものかを見分けるには、同じユニットが、抑制の程度が近い2つの日でどう動いたかを比較するのが有効である。そこで東北・関西・九州の3エリアについて、2024年から2026年の4月を通じて、同じユニットの最低出力が大きく異なる日のペアを探索した。
東北エリア
東北エリアの相馬石炭・バイオマス発電所（定格出力112MW）は、3,603MWhの出力抑制が発生した2026年4月14日、終日にわたって約100MW（定格出力の約89%）の出力を維持していた。ところが翌15日には、抑制量が2,600MWhと前日より少なかったにもかかわらず、同発電所は朝から出力を下げ続け、夕方には0MWとなった。エリア全体の抑制量だけを基準に見ると、抑制量の多い日に高稼働を続け、少ない日に停止するという、抑制の必要性と実際の対応が逆転した動きである（図3）。
関西エリア
関西エリアでは、舞鶴発電所2号機（定格出力900MW）に顕著な動きがみられた。2026年4月16日は、出力抑制量が709MWhにとどまり、同機は終日停止していた（0MW）。ところが2日後の18日には、抑制量が3,830MWhと16日の5倍超に拡大した一方、同機は終日約860MW（定格出力の約96%）で、ほぼ最大出力に近い運転を続けた（図4）。
九州エリア
九州エリアでは、電源開発松浦火力発電所1号機（定格出力1,000MW）に、東北・関西とは異なる動きがみられた。2025年4月3日は、九州エリアですでに6,071MWhの出力抑制が発生していたが、同機は終日約950MW（定格出力の約95%）で運転を続けた。動きは翌4日に変わった。抑制量が14,525MWhに拡大するなか、同機の出力は午後に460MW台（約46%）、夕方には約150MW（約15%）まで低下した（図5）。
東北・関西の事例とは異なり、抑制量が大幅に増えた日には出力を下げている。ただし、6,071MWhの抑制が生じた3日の段階では、高出力運転を維持していた。少なくとも翌4日の運転条件下では、同機に出力を下げる余地があったことが確認できる。
東京エリア
東京エリアでは、同様の比較ができる日付の組み合わせを確認できなかった。2026年3月の初回抑制以降、4月時点で抑制発生日は計6日にとどまっている。比較に必要なデータが、まだ十分に蓄積されていないためである。
小括
東北・関西・九州の3エリアに共通するのは、エリア全体の出力抑制の発生・拡大と、個別火力ユニットの出力低下が単純には連動していない点である。東北・関西では、抑制量の多い日に高出力運転がみられた。九州でも、一定規模の抑制が生じた日は高出力を維持し、抑制量が大幅に増えた翌日に出力低下が確認された。しかし、ここから運用計画上の選択だったと結論づけるのは早い。公開データだけでは、燃料制約やランプレートなどの可能性を排除できない。理由を特定するには、各ユニットの運転計画、指令記録、設備上の制約などとの照合が必要である。
6. エリア別・経年変化の検証（2024年3月〜2026年9月）
OCCTOの発電情報公開システムで確認できるデータは、2024年3月19日以降に限られる。本節では、同日から2026年9月までを対象に、再エネの出力抑制が発生した日に、定格出力の50%を超えて稼働していた火力ユニットの割合をエリア別・年別に集計した（図6）。この「50%超比率」は、再エネが抑制された日に、高出力で運転を続けていた火力ユニットがどの程度あったかを示す。集計の結果、抑制の発生頻度だけでなく、抑制時の火力の稼働状況にも大きな地域差があることが分かった。
全期間の平均では、東北が33.7%と最も高く、関西が31.4%で続いた。東北の年別比率は2024年35.1%、2025年34.4%、2026年32.6%で、いずれの年も3割を超えている。3年間を通じて高水準が続いており、単年だけの突出ではない。
北海道の変化も大きい。抑制発生日数は2024年の2日から、2025年は11日、2026年は9月時点ですでに93日へと増加した。50%超比率も同じ期間に7.1% → 9.1% → 17.7%と上昇している。ただし、2024年と2025年は対象日数が少ないため、比率の変化は幅を持って見る必要がある。それでも、抑制の発生頻度を中心に語られてきた「九州問題」に加え、抑制時の火力稼働の実態を追ううえで、北海道も今後注視すべきエリアになりつつある。
抑制発生日数の多さと、火力ユニットの50%超稼働比率は、必ずしも連動しない。九州では全期間で374日にわたり抑制が発生したが、50%超稼働比率は26.0%で、東北の33.7%や関西の31.4%を下回った。北海道も抑制発生日数は106日に上ったものの、50%超稼働比率は16.6%にとどまった。つまり、抑制がどれほど頻繁に発生したかと、抑制日に高出力の火力がどの程度残っていたかは、別の指標として捉える必要がある。エリアごとの課題を把握するには、抑制の発生頻度と火力の稼働状況の両方を見る必要がある。
なお、2024年は3月19日以降、2026年は9月までの途中集計であり、いずれも通年値ではない。東京は出力抑制が確認できる2026年分のみを掲載した。
7. 広域連系の実態：玉突き構造の検証
広域連系の実態を検討するには、実際の連系線の接続関係にそって見る必要がある。九州から中部方向への広域融通を考えると、中国を通り、区間によっては四国を経由して、関西、中部へとつながる。そこで、隣接するエリア間を分析単位とし、九州→中国、四国→中国、四国→関西、中国→関西、関西→中部の5区間を対象とした。
ここでは、出力抑制が発生した側を「上流」、広域融通を想定した場合の受け手側を「下流」と呼ぶ。上流で抑制が記録された時間コマについて、下流の火力ユニットのうち、定格出力の50%を超えて稼働していたユニットの割合を算出した。下流でも同時に抑制が発生していたかどうかは、別の指標として併記した。
結果は5区間で共通した（図7）。上流の抑制時間帯には、下流の火力ユニットの18.1〜27.6%が、定格出力の50%を超えて稼働していた。下流でも同時に抑制していた割合は27.8〜93.0%と区間によって大きく異なる。それでも、火力ユニットの50%超稼働比率はいずれも2割前後だった。
下流側の状況（表2）は、大きく2つに分かれる。四国→関西では、四国で抑制が発生した時間コマの93.0%で、関西でも同時に抑制が発生していた。中国→関西でも、中国の抑制時間コマの76.2%で、関西に同時抑制が発生していた。それでも、下流にあたる関西の火力ユニットのうち、定格出力の50%を超えて稼働していた割合は、それぞれ21.2%、18.1%だった。
一方、九州→中国では、九州の抑制時間コマのうち、中国でも同時に抑制していたのは27.8%にとどまった。関西→中部でも、関西の抑制時間コマのうち、中部でも同時に抑制していたのは28.4%だった。つまり、いずれも7割を超える時間帯では、下流側に抑制は発生していなかった。こうしたケースでも、下流火力ユニットの50%超稼働比率は、九州→中国で27.6%、関西→中部で23.5%だった。
中国・関西・中部の3エリアに注目すると、共通する傾向がより鮮明になる。上流の抑制時間コマ数で加重平均した火力ユニットの50%超稼働比率は、中国が25.3%、関西が20.0%、中部が23.5%だった。中国では、九州の抑制時間帯で27.6%、四国の抑制時間帯で20.3%となった。関西では、四国の抑制時間帯で21.2%、中国の抑制時間帯で18.1%だった。
上流エリアによる違いはあるものの、いずれの区間でも、下流火力の約2割から3割弱が定格出力の50%を超えて稼働していた。これは、周辺エリアの抑制に応じて中央側が火力出力を追加で下げ、受け入れ余地を広げる調整が、少なくとも公開データ上は一貫して現れていないことを示している。中国・関西・中部は広域融通の経路上にありながら、周辺の抑制分をより深く受け入れるための火力調整を十分におこなっていなかった可能性がある。
さらに、九州→中国、四国→中国・関西、中国→関西、関西→中部という広域融通の経路を一段ずつ見ると、上流で抑制が発生している時間帯にも、下流では一定割合の火力ユニットが高出力で稼働するという現象が繰り返されていた。
問題は、特定の2エリア間だけにあるのではない。広域連系が十分に機能していないとすれば、個別区間の容量不足だけでなく、融通経路上の各エリアで周辺エリアの出力抑制に応じた火力の追加調整がおこなわれていないことも、原因として考えられる。広域連系をめぐる構造的な課題は、こうした連鎖の一つひとつに表れている。
8. 政策提言
本報告書の検証から見えてきたのは、出力抑制の発生時にも高出力の火力ユニットが残る傾向が、特定の日やエリアだけに限られないということである。複数年にわたり、複数のエリアと連系区間で繰り返し確認されており、個別事例にとどまらない、より広い運用上の課題である可能性を示している。
時間軸で見ると、2024年3月19日から2026年9月までの期間を通じて、東北の50%超稼働比率は35.1%、34.4%、32.6%と、毎年3割を超える高い水準で推移した。全期間平均でも33.7%と9エリア中で最も高く、単年だけの突出ではない。
北海道では、抑制発生日数が2024年の2日、2025年の11日から、2026年は9月時点ですでに93日へと急増した。2026年は途中集計であるにもかかわらず、前年までを大幅に上回っている。抑制の発生頻度については、単年の異常ではなく、構造的な悪化が進んでいるとみてよい。火力ユニットの50%超稼働比率も7.1%、9.1%、17.7%と上昇しており、抑制の頻発と高出力の火力運転が並行して拡大している。
空間軸で見ると、九州→中国、四国→中国・関西、中国→関西、関西→中部の5区間すべてで、上流エリアの抑制時間帯に、下流火力ユニットの18.1〜27.6%が定格出力の50%を超えて稼働していた。下流エリア別に抑制時間コマ数で加重平均すると、中国は25.3%、関西は20.0%、中部は23.5%だった。上流エリアや下流での同時抑制の有無に違いがあっても、下流側には高出力の火力が一定割合残っていた。少なくとも公開データ上は、周辺エリアの抑制に応じて中央側が火力出力を追加で下げ、受け入れ余地を広げる動きが一貫して現れているとはいえない。
以上から、出力抑制と高出力の火力運転が併存する状況は、時間的にも空間的にも繰り返し発生している。ただし、本分析には、実際の電力潮流、連系線の空き容量、各ユニットの運転制約、給電指令は含まれていない。したがって、調整の仕組みが存在しないと結論づけるのではなく、どのような制約や運用判断によって追加調整がおこなわれなかったのかを、今後検証する必要がある。
優先給電ルールをめぐる議論は、これまで「50%や30%という数字を守っているかどうか」に集中しがちだった。しかし本報告書の検証が示しているのは、その数字論争そのものが的を外しているという可能性である。ルールが本来求めているのは数値の遵守ではなく、「限界まで下げるか、止めるか」という二択の実行であり、稼働率90%を保ったまま再エネを止めるという第三の状態が、時間的にも空間的にも例外なく観測され続けているという事実は、この二択構造そのものに実効性を持たせる制度設計が必要であることを示している。
具体的には次の3点を提言する。第一に、ユニット単位の稼働実態と抑制発生状況を突き合わせたかたちでの定期的な開示を制度化し、「限界まで下げる努力」の中身を検証可能にすることである。第二に、技術的制約が理由であるなら、その設備更新計画をあわせて示す責務を課すことである。第三に、中央3社が周辺エリアの抑制量に応じて自社の火力を追加的に下げ、引き取り量を増やすことを促す広域運用ルールを整備することである。
火力出力が基準値を下回ったかどうかを形式的に確認するのではなく、火力をさらに下げるか、再エネを抑制するかという選択の妥当性を問う仕組みへ、優先給電ルールを改める時期に来ている。
データ出典
OCCTO発電情報公開システム（HJKS）ユニット別発電実績、一般送配電事業者9社エリア需給実績公表値、OCCTO広域予備率・広域運用実績、経済産業省系統ワーキンググループ提出資料（2024年3月・9月）。