再生能源出力抑制與補償機制全解析：2026年制度改革與實務對應

再生能源出力抑制與補償機制全解析：2026年制度改革與實務對應

一、什麼是出力制御（出力抑制）？

出力制御（出力抑制、Curtailment）是指電力系統運用者（一般送配電事業者或 OCCTO）在系統供需平衡出現過剩風險時，指示再生能源發電設備暫時降低或停止發電的措施。

1.1 發動條件

出力制御的發動條件主要有以下三種情形：

1.2 出力制御的歷史演變

日本的出力制御制度隨著再生能源導入量的增加而不斷演進：

• 2015年以前：九州電力等島嶼系統偶發性制御
• 2018年：九州電力首次實施大規模太陽光出力制御（10月13日）
• 2022年：出力制御件數急增，全國擴大至東北、中國、四國電力
• 2024年：出力制御累積損失超過 1,000 億円（估算值）
• 2026年：制度改革，補償計算方式重大修正

二、出力制御的法律根據與優先順序

2.1 電氣事業法上的根據

出力制御的法律根據是《電氣事業法》第 27 條之 12 第 1 項，規定一般送配電事業者在系統安定維持必要時，可對接続電氣事業者（再生能源發電事業者）發出出力制御指令。

2.2 出力制御的優先順序（無補償→有補償）

根據《再生能源特別措置法》（再生能源特措法）及接續契約，出力制御的優先順序如下：

第一順位：火力・原子力（系統安定上必要的最低限度）
第二順位：揚水發電（需求側調整）
第三順位：生質能・地熱（穩定電源）
第四順位：太陽光・風力（變動電源、補償對象）
第五順位：水力（確保河川維持流量後）

重要：太陽光・風力屬「第四順位」，在火力・原子力・揚水・生質能・地熱之後才受到制御。

2.3 無補償制御與有補償制御

2026年制度改革後，無補償制御的上限日數經過重新檢討，超過30日的部分已強制要求補償。

三、補償計算方式詳解

3.1 有補償制御的計算公式

有補償制御的補償金額基本計算公式如下：

補償金額 = 制御電力量（kWh）× 補償單價（円/kWh）

補償單價的決定方式：

3.2 制御電力量的計算

制御電力量的計算方式如下：

制御電力量 = 無制御指令時的推估發電量 - 實際發電量

推估發電量的計算採用氣象數據（日射量・風速）與發電設備的出力特性曲線。

3.3 2026年改正後的補償計算範例

設定條件： - 太陽光發電設備：1,000 kW（FIT認定，收購價格 11円/kWh） - 出力制御時間：4小時（10:00〜14:00） - 當日推估發電量：800 kWh/h（平均） - 補償率：85%（2026年改正後標準值）

計算：

制御電力量 = 800 kWh/h × 4h = 3,200 kWh
補償單價 = 11円/kWh × 85% = 9.35円/kWh
補償金額 = 3,200 kWh × 9.35円/kWh = 29,920円

四、FIT制度與FIP制度下出力制御的差異

4.1 FIT制度下的出力制御

FIT（固定價格收購制度）下，出力制御發動時：

1. 無補償期間內（年間30日以內）：無補償，損失由發電事業者全額承擔
2. 有補償期間（超過30日部分）：補償FIT收購價格的一定比例

FIT制度的問題在於，無補償制御期間的收益損失較大，特別對九州、東北地區的發電事業者造成嚴重影響。

4.2 FIP制度下的出力制御

FIP（饋入溢價）制度下，發電事業者在市場銷售電力，並以溢價形式收取與參照價格的差額。出力制御時的補償為：

FIP補償金額 = 制御電力量 × （參照價格 + 溢價） × 補償率

FIP制度下，在市場價格高的時段發電・銷售的誘因較強，因此促進了為迴避出力制御而配備蓄電池或與需求側調整合作的動機。

4.3 制度比較表

五、發電事業者的實務對應策略

5.1 導入出力制御預測系統

事前預測出力制御的發動，可採取以下對應措施：

• 切換至蓄電池充電：在制御指令前將剩餘電力充入蓄電池
• 與需求側合作：調整對大口需求家的電力供應時機
• 在小時前市場銷售：在制御前於小時前市場賣出電力

為提升預測精度，有效活用 OCCTO・一般送配電事業者公布的系統資訊（供需平衡預測）至關重要。

5.2 活用蓄電池（BESS）

配備蓄電池可將出力制御時的損失降至最低：

蓄電池活用損失削減額 = 制御電力量 × (補償單價 - 充放電成本)

但需考量蓄電池的充放電效率（通常85〜92%）與劣化成本，進行完整的經濟性評估。

5.3 參與需給調整市場

再生能源發電事業者參與需給調整市場（EPRX），在出力制御時有可能作為調整力商品被活用。特別是參與三次調整力②（GF/LFC），對於分散出力制御風險具有顯著效果。

5.4 活用地域間聯系線

OCCTO 推進的地域間聯系線增強，可降低出力制御的發動頻率。發電事業者應活用聯系線空餘容量資訊，研討向制御風險較低地區銷售電力的策略。

六、2026年制度改革重點

2026年4月的制度改革進行了以下重要修訂：

6.1 無補償制御上限的修訂

6.2 補償率的提高

FIT設備有補償制御的補償率已提高：

6.3 導入即時制御

從傳統的「前日指令型」向「即時制御型」的轉移正在推進，已能以30分鐘為單位進行細緻的出力調整。預期此舉將減少不必要的出力制御並提升系統穩定性。

七、總結：發電事業者應採取的行動

為應對出力制御風險，發電事業者應優先研討以下行動：

1. 導入制御預測系統：自動收集・分析OCCTO公布資訊
2. 評估蓄電池經濟性：試算制御損失削減效果與投資回收期間
3. 研討轉換至FIP：FIT事業者評估轉換FIP以活用市場誘因
4. 研討參與需給調整市場：準備EPRX三次調整力②的投標
5. 活用地域間聯系線資訊：利用OCCTO公布的空餘容量資訊制定銷售策略

2026年制度改革雖改善了補償條件，但根本解決方案在於透過蓄電池、需求側調整、市場參與，建立「不受制御」的體制。

再生可能エネルギー出力制御と補償メカニズム全解析：2026年制度改革と実務対応

再生可能エネルギー出力制御と補償メカニズム全解析：2026年制度改革と実務対応

一、出力制御（出力抑制）とは何か？

出力制御（Curtailment）とは、電力系統の運用者（一般送配電事業者またはOCCTO）が、系統の需給バランスに過剰リスクが生じた際に、再生可能エネルギー発電設備に対して一時的に発電量の削減または停止を指示する措置です。

1.1 発動条件

出力制御の発動条件は主に以下の3つです：

1.2 出力制御の歴史的変遷

日本の出力制御制度は、再生可能エネルギーの導入量増加に伴い継続的に進化してきました：

• 2015年以前：九州電力等の島嶼系統での散発的な制御
• 2018年：九州電力が初の大規模太陽光出力制御を実施（10月13日）
• 2022年：出力制御件数が急増し、東北・中国・四国電力にも拡大
• 2024年：出力制御による累積損失が1,000億円超（推計値）
• 2026年：制度改革により補償計算方式が大幅に見直し

二、出力制御の法的根拠と優先順位

2.1 電気事業法上の根拠

出力制御の法的根拠は《電気事業法》第27条の12第1項であり、一般送配電事業者が系統安定維持のために必要な場合、接続電気事業者（再生可能エネルギー発電事業者）に対して出力制御指令を発することができると規定されています。

2.2 出力制御の優先順位（無補償→有補償）

《再生可能エネルギー特別措置法》（再生能源特措法）および接続契約に基づく出力制御の優先順位は以下の通りです：

第一順位：火力・原子力（系統安定上必要な最低限）
第二順位：揚水発電（需要側調整）
第三順位：バイオマス・地熱（安定電源）
第四順位：太陽光・風力（変動電源、補償対象）
第五順位：水力（河川維持流量確保後）

重要：太陽光・風力は「第四順位」であり、火力・原子力・揚水・バイオマス・地熱より後に制御されます。

2.3 無補償制御と有補償制御

2026年の制度改革により、無補償制御の上限日数が見直され、30日を超えた分については補償が義務付けられるようになりました。

三、補償計算方式の詳細

3.1 有補償制御の計算式

有補償制御における補償額の基本計算式は以下の通りです：

補償額 = 制御電力量（kWh）× 補償単価（円/kWh）

補償単価の決定方式：

3.2 制御電力量の算定

制御電力量は以下の方法で算定されます：

制御電力量 = 制御指令がなかった場合の推定発電量 - 実際の発電量

推定発電量の算定には、気象データ（日射量・風速）と発電設備の出力特性曲線を使用します。

3.3 2026年改正後の補償計算例

設定条件： - 太陽光発電設備：1,000 kW（FIT認定、買取価格 11円/kWh） - 出力制御時間：4時間（10:00〜14:00） - 当日の推定発電量：800 kWh/h（平均） - 補償率：85%（2026年改正後の標準値）

計算：

制御電力量 = 800 kWh/h × 4h = 3,200 kWh
補償単価 = 11円/kWh × 85% = 9.35円/kWh
補償額 = 3,200 kWh × 9.35円/kWh = 29,920円

四、FIT制度とFIP制度における出力制御の違い

4.1 FIT制度下の出力制御

FIT（固定価格買取制度）下では、出力制御が発動されると：

1. 無補償期間内（年間30日以内）：補償なし、損失は発電事業者が全額負担
2. 有補償期間（30日超過分）：FIT買取価格の一定割合を補償

FIT制度の問題点として、無補償制御期間中の収益損失が大きく、特に九州・東北地域の発電事業者に深刻な影響を与えています。

4.2 FIP制度下の出力制御

FIP（フィードインプレミアム）制度では、発電事業者が市場で電力を販売し、参照価格との差額をプレミアムとして受け取る仕組みです。出力制御時の補償は：

FIP補償額 = 制御電力量 × （参照価格 + プレミアム） × 補償率

FIPでは市場価格が高い時間帯に発電・販売するインセンティブが働くため、出力制御を回避するための蓄電池併設や需要側調整との連携が促進されます。

4.3 制度比較表

五、発電事業者の実務対応策

5.1 出力制御予測システムの導入

出力制御の発動を事前に予測することで、以下の対応が可能になります：

• 蓄電池への充電切替：制御指令前に余剰電力を蓄電池に充電
• 需要側との連携：大口需要家への電力供給タイミング調整
• 時間前市場での売却：制御前に時間前市場で電力を売却

予測精度向上のためには、OCCTO・一般送配電事業者が公表する系統情報（需給バランス予測）の活用が有効です。

5.2 蓄電池（BESS）の活用

蓄電池を併設することで、出力制御時の損失を最小化できます：

蓄電池活用による損失軽減額 = 制御電力量 × (補償単価 - 充放電コスト)

ただし、蓄電池の充放電効率（通常85〜92%）と劣化コストを考慮した経済性評価が必要です。

5.3 需給調整市場への参加

再生可能エネルギー発電事業者が需給調整市場（EPRX）に参加することで、出力制御時に調整力商品として活用される可能性があります。特に、三次調整力②（GF/LFC）への参加は、出力制御リスクの分散に有効です。

5.4 地域間連系線の活用

OCCTOが推進する地域間連系線の増強により、出力制御の発動頻度を低減できます。発電事業者は、連系線空き容量情報を活用して、制御リスクの低い地域への電力販売を検討することが重要です。

六、2026年制度改革のポイント

2026年4月の制度改革では、以下の重要な変更が行われました：

6.1 無補償制御上限の見直し

6.2 補償率の引き上げ

FIT設備の有補償制御における補償率が引き上げられました：

6.3 リアルタイム制御の導入

従来の「前日指令型」から「リアルタイム制御型」への移行が進められており、30分単位での細かな出力調整が可能になりました。これにより、不必要な出力制御の削減と系統安定性の向上が期待されています。

七、まとめ：発電事業者が取るべきアクション

出力制御リスクに対応するため、発電事業者は以下のアクションを優先的に検討すべきです：

1. 制御予測システムの導入：OCCTO公表情報の自動収集・分析
2. 蓄電池の経済性評価：制御損失軽減効果と投資回収期間の試算
3. FIP転換の検討：FIT事業者はFIP転換による市場インセンティブ活用を評価
4. 需給調整市場参加の検討：EPRX三次調整力②への入札準備
5. 地域間連系線情報の活用：OCCTO公表の空き容量情報を活用した販売戦略

2026年の制度改革により補償条件は改善されましたが、根本的な解決策は蓄電池・需要側調整・市場参加による「制御を受けない」体制構築にあります。

Renewable Energy Output Curtailment and Compensation Mechanisms: 2026 Reform and Practical Response

Renewable Energy Output Curtailment and Compensation Mechanisms: 2026 Reform and Practical Response

1. What is Output Curtailment?

Output curtailment refers to a measure by which power system operators (general transmission and distribution companies or OCCTO) instruct renewable energy generation facilities to temporarily reduce or stop power generation when there is a risk of supply-demand imbalance in the grid.

1.1 Trigger Conditions

The main trigger conditions for output curtailment are:

1.2 Historical Evolution

Japan's output curtailment system has continuously evolved with increasing renewable energy integration:

• Before 2015: Sporadic curtailment in island systems (Kyushu Electric, etc.)
• 2018: Kyushu Electric implements first large-scale solar curtailment (October 13)
• 2022: Curtailment incidents surge, expanding to Tohoku, Chugoku, Shikoku Electric
• 2024: Cumulative curtailment losses exceed ¥100 billion (estimated)
• 2026: System reform with major revision to compensation calculation methods

2. Legal Basis and Priority Order

2.1 Legal Basis under the Electricity Business Act

The legal basis for output curtailment is Article 27-12, Paragraph 1 of the Electricity Business Act, which stipulates that general transmission and distribution companies may issue curtailment orders to connected electricity businesses (renewable energy generators) when necessary to maintain grid stability.

2.2 Priority Order (Non-compensated → Compensated)

Based on the Act on Special Measures Concerning Procurement of Renewable Electric Energy (FIT Act) and connection contracts:

1st Priority: Thermal/Nuclear (minimum required for grid stability)
2nd Priority: Pumped hydro (demand-side adjustment)
3rd Priority: Biomass/Geothermal (stable sources)
4th Priority: Solar/Wind (variable sources, compensation eligible)
5th Priority: Hydro (after securing river maintenance flow)

Key point: Solar and wind are "4th priority" and are curtailed after thermal, nuclear, pumped hydro, biomass, and geothermal.

2.3 Non-compensated vs. Compensated Curtailment

The 2026 reform revised the non-compensated curtailment limit, making compensation mandatory for amounts exceeding 30 days.

3. Compensation Calculation Details

3.1 Basic Formula for Compensated Curtailment

Compensation = Curtailed Energy (kWh) × Compensation Unit Price (¥/kWh)

Compensation unit price determination:

3.2 Curtailed Energy Calculation

Curtailed Energy = Estimated generation without curtailment order - Actual generation

Estimated generation uses meteorological data (solar irradiance, wind speed) and equipment output characteristic curves.

3.3 Post-2026 Reform Calculation Example

Conditions: - Solar facility: 1,000 kW (FIT-certified, purchase price ¥11/kWh) - Curtailment period: 4 hours (10:00–14:00) - Estimated generation: 800 kWh/h (average) - Compensation rate: 85% (post-2026 reform standard)

Calculation:

Curtailed Energy = 800 kWh/h × 4h = 3,200 kWh
Compensation Unit Price = ¥11/kWh × 85% = ¥9.35/kWh
Compensation = 3,200 kWh × ¥9.35/kWh = ¥29,920

4. Differences Between FIT and FIP Curtailment

4.1 FIT Curtailment

Under FIT (Feed-in Tariff): 1. Within non-compensated period (within 30 days/year): No compensation, losses borne entirely by generator 2. Compensated period (exceeding 30 days): A percentage of FIT purchase price is compensated

The major problem is significant revenue loss during non-compensated periods, particularly affecting generators in Kyushu and Tohoku regions.

4.2 FIP Curtailment

Under FIP (Feed-in Premium), generators sell electricity on the market and receive a premium equal to the difference from the reference price. Compensation during curtailment:

FIP Compensation = Curtailed Energy × (Reference Price + Premium) × Compensation Rate

FIP creates incentives to generate and sell during high market price periods, promoting battery storage co-location and demand-side coordination to avoid curtailment.

4.3 Comparison Table

5. Practical Response Strategies

5.1 Curtailment Prediction Systems

By predicting curtailment in advance, generators can: - Switch to battery charging: Charge batteries with surplus power before curtailment orders - Demand-side coordination: Adjust power supply timing to large consumers - Intraday market sales: Sell power in the intraday market before curtailment

Utilizing grid information (supply-demand balance forecasts) published by OCCTO and transmission companies is effective for improving prediction accuracy.

5.2 Battery Storage (BESS) Utilization

Co-located battery storage minimizes curtailment losses:

Loss reduction from BESS = Curtailed Energy × (Compensation Unit Price - Charge/Discharge Cost)

Economic evaluation must consider charge/discharge efficiency (typically 85–92%) and degradation costs.

5.3 Participation in Balancing Market

Renewable energy generators participating in the supply-demand adjustment market (EPRX) may have their capacity utilized as balancing products during curtailment. Participation in Tertiary Reserve ② (GF/LFC) is particularly effective for diversifying curtailment risk.

5.4 Utilizing Inter-regional Interconnection Lines

OCCTO-promoted reinforcement of inter-regional interconnection lines can reduce curtailment frequency. Generators should utilize OCCTO-published available capacity information to consider selling electricity to regions with lower curtailment risk.

6. Key Points of the 2026 Reform

6.1 Revision of Non-compensated Curtailment Limits

6.2 Increase in Compensation Rates

6.3 Introduction of Real-time Control

The transition from "day-ahead instruction type" to "real-time control type" is progressing, enabling fine-grained output adjustment in 30-minute intervals. This is expected to reduce unnecessary curtailment and improve grid stability.

7. Conclusion: Actions for Power Generators

To address curtailment risk, generators should prioritize:

1. Curtailment prediction systems: Automated collection and analysis of OCCTO-published information
2. BESS economic evaluation: Calculate loss reduction effects and payback periods
3. FIP transition consideration: FIT operators should evaluate market incentive utilization through FIP conversion
4. Balancing market participation: Prepare for EPRX Tertiary Reserve ② bidding
5. Interconnection line information utilization: Develop sales strategies using OCCTO-published available capacity information

While the 2026 reform has improved compensation conditions, the fundamental solution lies in building a "curtailment-free" system through battery storage, demand-side adjustment, and market participation.