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東北エリアの発電事業者は、この不確実性にどう向き合うべきか ―AIと作った経営判断の思考実験―

これは何の記事か

前回、「経産省の出力制御シミュレーションを検証してみた ―FIT太陽光の抑制は本当に増えるのか―」という記事で、経産省の出力制御長期見通しを検証した。今回はその結果をもとに、東北エリアの発電事業者がこの不確実性にどう経営判断を下すべきか、という思考実験をしてみたい。

これは、自社が東北エリアにあり判断を迫られた立場だったら、この全面的な不確実性にどう対応できるか――いわば「経験の先取り実験」であり、AIと伴走しながら判断材料をどこまで精緻化できるかの検証でもある。

AIに単発のプロンプトで何とかしようとしてもなかなか難しいが、人間＆AIそれぞれの得意分野を相互補完しながら進めることでとんでもなく遠くに行ける。今回は不確実性の高い未来の断片を視覚化することができたと思う。

今回の思考実験のプロセスを付録につけときますので、お好きな方は是非ご覧を　では本編スタートです。

経営判断を4パターンに整理する

不確実性が高い問題を前にしたとき、経営者が本当に欲しいのは細かい期待値計算じゃなくて、次のようなざっくりした整理だと思う。

• a. 設備を叩き売ってでも即撤退(2:8)
• b. 先行き不明だけど撤退方向で進める(4:6)
• c. 先行き不明だけど進めるしかない(6:4)
• d. 想定の範囲内なので続行(8:2)

抑制状況を左右する要因は大きく4つある。
1. 洋上風力の計画がどれくらい実施されるか
2. 優先給電ルール変更によるFIT発電所の抑制負担増
3. 新規発電所の増加による影響
4. (番外)社会全体の電力需要の増減(少子化・AI需要など)

4要因を「小・中・大」で見積もる

①洋上風力

秋田県内の洋上風力4海域のうち、由利本荘市沖(70万kW級)と能代市・三種町・男鹿市沖(40万kW級)は2025年8月に発電事業者が撤退を表明した。残る八峰町・能代市沖(37.5万kW)も陸上工事開始が延期になっている。順調なのは男鹿市・潟上市・秋田市沖(31.5万kW)くらいで、「遅延・撤退」がむしろ足元の当たり前になっている。一方、国の目標(2030年までに10GW、稼働ベース5.7GW)自体は変わっていない。

• 小：今の遅延・撤退トレンドがそのまま続く
• 中：残っている案件は遅れながらも進む(新規案件は増えない)
• 大：政府目標を達成する(今の実績を見る限り可能性は低そう)

②優先給電ルール変更(FIT→FIP)

優先給電ルールの見直しで、早ければ2026〜2027年度から出力制御の順番が「FIT電源→FIP電源」に変わる。これは既存のFIT事業者にとってはっきりした負担増になる。

これに加えて、屋根置き太陽光(500kW未満)を出力制御の対象に含めるかどうかも②に関わってくる。母集団が広がれば、既存の大規模FIT事業者の抑制日数はむしろ下がる方向に効く。東北エリアでは2026年3月時点で10kW未満はまだ「当面、出力制御対象外」のままなので、ここが広がるかどうかが緩和方向の鍵になる。

• 小(緩和方向)：屋根置きの取り込みが進んで負担が緩和される
• 中：今のルールが当面続く(屋根置きの取り込みは進まない)
• 大：屋根置きの取り込みが進まないまま、既存の大規模FIT事業者に負担が集中し続ける

※原子力の再稼働状況も本来ここに関わってきそうだが、性質がやや違うので次の項で分けて説明する。

③新規発電所の増加

これは思っていたより「読める」要因だった。資源エネルギー庁は2027年度から地上設置型太陽光を原則としてFIT・FIP支援の対象外にする方針を固めている。2026年度の入札を最後に、新規発電所が増えるペースには政策的な天井がもうできている。

加えてここには、住宅用太陽光の設置増加も含めるべきだと考えている。住宅用太陽光が増えるのは、それ自体が新しい太陽光容量が積み上がるという意味で③の話であり、抑制ルールの話(②)とは別物だからだ。ただし最終的にはすべて「供給圧力」という一つの数字に足し合わせるので、どちらの項目に紐づけて説明しても、合算した結果自体は変わらない。あくまで説明の整理のしやすさの問題だ。

• 小：制度どおり2027年度以降ほぼ新設ゼロ(住宅用の伸びも緩やか)
• 中：2026年度の駆け込み分＋非FIT・PPA案件が一定数続く
• 大：制度が再度見直されて支援が延長される、または非FIT参入が想定を超えて増える(今の政策の流れとは逆行するので可能性は低い)

番外：社会全体の電力需要の増減

原子力の再稼働は、実はこの番外(需給バランス全体)に関わる話だと捉え直した方が正確かもしれない。女川原発2号機(82.5万kW、東北エリア需要の約1割相当)はすでに2024年12月に再稼働していて、2026年も稼働を続けている。これはもう「将来どうなるか分からない話」ではなく、現状にすでに織り込まれている事実だ。次の女川3号機・東通1号機は審査申請が2027年以降の見込みで、地質調査だけでも2年はかかる段階にある。ただしFITは20年間続く事業なので、「3〜5年は動かない」ことと「20年間ずっと動かない」ことは別の話だ。廃炉が決まっていない以上、いずれ動く可能性は無視できない。

• 小：女川3号機・東通1号機はFITの運営期間内には再稼働しない
• 中：どちらか1基がFIT運営期間の後半(2030年代前半〜半ば頃)に再稼働する
• 大：両基ともFIT運営期間内に再稼働する

需要側の話としては、全国ニュースでは「AI・データセンターで電力需要が爆発的に増える」という論調が目立つけれど、東北エリア単体で見ると事情が違う。OCCTOの2026年度需要想定では、東北は半導体関連の需要増はあるものの、人口減少による家庭用需要の減少がそれを打ち消してしまい、電力量の年平均増減率はほぼ横ばい(±0%程度)で、最大需要電力はむしろ微減する見通しになっている。「AI需要が東北の抑制を助けてくれる」というのは、今のところ楽観的すぎる期待だと思う。

経産省シミュレーションを共通のものさしにする

①②③番外をそれぞれ小・中・大で見積もったところで、次に必要なのは共通の単位への変換だ。ここは経産省(資源エネルギー庁)の公式シミュレーションに頼ることにした。

見つかったのは第3回次世代電力系統ワーキンググループ(2025年6月27日)資料1「再生可能エネルギー出力制御の長期見通し等について」だ。東北エリアの太陽光導入量が現状(919万kW)から2034年度供給計画の伸びの1.0倍(ケース①)〜1.3倍(ケース②)まで積み上がった場合、出力制御率はそれぞれ15%→19%(3か年平均)になる。優先給電ルール変更後(FIT電源、ケース②)だと22%→26%まで上がる。

ここで一つ、面白い発見があった。半年前の第53回系統WG(2024年12月2日)資料1では、同じ条件(東北・太陽光・FIT電源・順番変更後・ケース②)の試算値は65%だった。つまり同じ経産省の同じ算定方法が、たった半年で65%→26%へ、半分以下に下方修正されている。原因は算定に使う実績年度が入れ替わったことで、2023年度実績ベースだと52%だった太陽光出力制御率が、2024年度実績ベースだと22%まで落ちていた。

これはまさに「①②③番外の組み合わせ次第で将来はどうにでも振れる」という今回の問題意識を、経産省の公式試算が半年で証明してしまったような話だ。だからこそ、一つの数字で予測するんじゃなくて「幅を持った帯」で捉える意味がある。

供給圧力と需要動向を掛け合わせたマトリクス

①②③(供給圧力)と番外(需要動向)は、性質が違う。①②③はどれも供給側の要因で、方向がそろっている(供給が増える方向=抑制が増える方向)。一方、番外は需要側の要因で方向が逆(需要が増えれば抑制は減る)。この2つの軸を掛け合わせたマトリクスに、想定できる範囲を帯として重ねてみた。

帯は右上(a：即撤退検討)から左下(d：想定範囲内で続行)まで対角線状に広く覆っていて、真ん中の想定シナリオ(供給23%前後・需要横ばい)はちょうどb/c/dの境目あたりに乗っている。つまり、今の情報量では白黒つけがたい、というのが正直な結論だ。

この図の見方は、X軸(供給圧力)とY軸(需要影響)は単純に足し算した数字が最終的な抑制率になる。たとえば帯の右上の頂点(供給30%・需要+15pt)なら45%程度、左下の頂点(供給15%・需要-15pt)ならほぼ0%になる計算だ。

ただし四隅は「供給側も需要側も同時に最も厳しい、あるいは最も緩い方向へ振れる」という、かなり出来過ぎた組み合わせでもある。中心点から離れた場所ほど、実際に起こる確率は下がると考えた方が自然だ。四角い帯というより、中心が濃く外側ほど薄くなる楕円のグラデーションに近いイメージで見てほしい。

現在地点と時間軸

23%という数字は「特定の1年の予測」じゃなくて、「導入量がその水準まで積み上がった状態での到達シナリオ」だと考えた方がいい。太陽光の要因は2027年度前後で頭打ちになる一方、風力(洋上風力)の要因は2030年代を通じてじわじわ積み上がっていくので、要因ごとに時間軸がずれる点は注意が必要だ。

直近の実績(2025年度実績見込み、太陽光・無制限無補償ルールベース)だと、東北エリアの出力制御率はまだ約2.9%にとどまっている。2026年度見込みでも4.4%程度で、帯(15〜30%)の入り口にすら届いていない。ここから2027年・2030年あたりにかけて、①②③の進み方次第で帯の中に入っていく、という時間の奥行きを持って見る必要がある。

結論：事業者はどう向き合うべきか

以上を踏まえると、東北エリアの発電事業者に言えるのはこんなところだと思う。

• 今の情報だけで「即撤退」か「想定内で続行」かを決め切れるほどの材料はまだ揃っていない。中心シナリオはb〜dの境目付近にあって、判断は本質的に難しい。
• ただし①②③はどれも公開情報(審議会の議事録・入札結果・系統接続申込)から確度を追い続けられる性質のものだし、番外(需要)は外生変数として別枠で扱った方がいい。
• なので取るべき行動は「今すぐ白黒つける」ことじゃなくて、「モニタリング指標を決めて、帯と中心線を定期的に更新し続ける」ことだと思う。特に③(新規発電所増加)は2027年度の制度変更というはっきりしたチェックポイントがあるので、まずはここを一つの節目にして経営判断を見直すのが現実的だろう。

わたしの結論は「d:続行（様子見）」

当然、各自のキャッシュフローとの比較検討が第１に必須だが、

状況を可視化した限り、「設備を叩き売る選択が一番リスキー＆期待値が低い」と見る

数年後の売上が1－2割減る可能性があるが3割減の未来はまだ先っぽい

最悪売上45％減の世界はあるがここに来る可能性は低そうだ。

「売上3割減の未来を想定し、当然無策ではなく、以下は検討し導入のシミュレーションをする」

・抑制オフライン→オンライン対応

・FIP転/蓄電池増設

 

※発電ムラのプロモーションみたいになったが、谷口さんにお茶のペットボトルを1本余分にもらったので、もしかしたらステマかもしれない

付録：この記事はAIとのこんなやり取りから生まれた

ここから先は、この記事を作る過程でAI(Claude)とどんなやり取りをしたかの記録だ。読者が自分のエリア・自分の発電所でも同じような試算をAIと一緒にやってみたい、と思ったときのガイドとして使ってほしい。質問はほぼ原文のまま(誤字だけ直してある)のでそのままプロンプトとして使用できると思う、AIの回答は要点を要約してある。

この続きでは、現在地点から中心点への軌道に2027年・2030年の目安を加えたり、a〜dのラベルとの位置関係を確認したりといったやり取りが続いた。興味があれば、同じ流れをぜひ自分のエリア・自分の発電所で試してみてほしい。