予備率0.9％の夏——火力休廃止が突きつける供給力確保のコスト

火力休廃止問題とは何か

本稿で扱う「火力電源の休廃止問題」とは、経年化・脱炭素化・収益性の悪化を背景に発電事業者が既設火力の休止・廃止を選択する動きが、新設・リプレースの速度を上回り、エリア単位のkW（供給力）が構造的に縮小していく問題を指す。

規模感は供給計画に明確に現れている。2025年度中に休廃止となる火力は602万kW（LNG 215万kW、石油他266万kW、石炭121万kW）であり、うち266万kWはその年の供給計画で新たに計上された分であった（開始済み）¹。2026年度中の休廃止は371万kW（LNG 241万kW、石油他104万kW、石炭25万kW）で、うち126万kWが新規計上分である（開始済み）²。

ここで実務上重要なのは総量よりも「新規計上分」の比率である。2025年度は44％、2026年度は34％が、直前の供給計画で初めて現れた休廃止であった。つまり供給計画は下方に改定されやすい構造を持っている。広域機関も2026年度供給計画で、脱炭素化の影響により火力の新増設から休廃止を差し引いた設備量が減少する見込みであると整理している ²。需要側は逆方向で、全国最大需要は2025年度15,882万kWから2035年度16,460万kWへ増加が見込まれている ²。縮む供給と増える需要の交差が、この問題の本体である。

すでに起きている不足：2026年度夏季・東京エリア

2026年度の需給見通しでは、東京エリアの予備率が7月2.1％、8月0.9％、9月2.7％と、安定供給に最低限必要な3％を下回る水準となった（2025年度比で8月は▲6.3％）³。要因として、複数の大型火力の補修停止による約256万kWの供給力低下に加え、東京エリアは連系線の運用容量が限界に達しておりエリア外からの融通を受けられない点が挙げられている ³。

これを受け、120万kWの追加供給力公募（kW公募）が実施されることが決定され、募集は2025年12月下旬〜2026年2月下旬、落札者決定は2026年5月上旬というスケジュールが示された（決定済み・実施）³²。なお、この落札結果・調達価格については2026-08-10時点で後続資料での確認ができていない（落札者決定済みの可能性が高い）。過去のkW公募の平均落札価格は2021年度冬季で約14,400円/kW ⁴、2023年度夏季東京で11,316円/kW ⁵ であり、託送料金経由で回収される点も含め、規模的にkW公募は無視できないコスト要素である。

さらに留意すべきは、この需給見通しの数値自体に運用上の不確実性がある点だ。広域機関は2026年度夏季の予備率を過大に公表していた誤り（PV追加供給力の控除失念）を認め、再算出を行った（2026年6月報告、再発防止策は2026年度冬季需給検証の開始までに完了予定＝決定済み）⁶。公表予備率は下方に修正され得るという前提で読むべきである。

中長期の転換点は2029年度

2026年6月の広域機関の試算（提案・審議中）は、より構造的な論点を示している。2026年度供給計画と容量市場の約定結果を織り込んだベースケースで、2029年度に東北・東京エリアでH1（厳気象）予備率が3％を下回る見通しとされた ⁷。しかもこれは補修計画（年間計画停止可能量）を反映すると予備率がさらに1〜4％程度悪化するという注記付きである ⁷。

この試算では、不確実性を評価するリスクケースとして①経年45年を超える火力電源の廃止、②非効率石炭火力の2029年度末での廃止が置かれている（継続検討中）⁷。同資料は「発電事業者による電源の休廃止が加速しており、中長期の供給力確保に対する不透明感が増している」と明記しており、供給信頼度評価も従来の年間EUE（確率論的評価）と予備率（確定論的評価）の融合が電力安定供給ワーキンググループで議論されている段階である ⁷。

容量市場側でも退出は数字に出ている。2025年度追加オークション時点で、実需給2026年度の市場退出量は533万kW、確保供給力はメインオークション時点比で217万kW減少していた ⁸。2026年度供給計画も「容量市場のメインオークションからの市場退出状況を見極め、需給対策が必要になる可能性がある」と述べている ²。

制度側の反応：調達量が増え、価格の天井が上がった

供給力確保の主軸は容量市場である（開始済み）。注目すべきは2026年度メインオークション（対象実需給2030年度）の需要曲線原案だ ⁹。

• 目標調達量：1億9,691万kW（前年度比 +694万kW）
• うち追加設備量：1,228.3万kW（前年度580.0万kW から +648.3万kW）
• 指標価格 Net CONE：20,911円/kW、上限価格：31,366.5円/kW

参考として、2024年度メインオークションのNet CONEは9,875円/kW、上限価格14,812.5円/kWであった ¹⁰。2年でNet CONEは約2.1倍である。これは、休廃止で失われるkWを埋めるための「新設に必要な費用」の見積もりが跳ね上がったことを意味すると考えられる。需要曲線原案は2026年6月30日に報告され、国の審議会審議を経て2026年7月末に公表予定とされていた ⁹（2026-08-10時点で公表の後続資料は確認できていない。公表済みの可能性あり）。

新設・リプレース側では長期脱炭素電源オークションが機能している（開始済み）。第3回（応札年度2025年度）ではLNG専焼火力が303.8万kW落札、約定総額1,444億円/年（他市場収益の推定還付額控除後810億円/年）となり、脱炭素電源426.1万kW（4,748億円/年）と合わせ、全国の応札1,085.6万kWに対し落札729.9万kW（67％）であった ¹¹。第2回のLNG専焼は131.5万kW・落札率100％だったため ¹²、LNG専焼枠の落札量は2倍以上に拡大している。安定供給のための火力リプレースが、脱炭素オークションの枠内で実質的に進んでいるという構図である。

短期・緊急側の受け皿としては、予備電源制度（緊急時に稼働可能な休止電源を維持し、監督官庁からの立ち上げ要請に応じる義務を負う枠組み）が整理され、スポット市場での余剰電力全量供出との関係でも「予備電源制約」は合理性が認められる入札制約類型として位置づけられた（決定済み）¹³。ただし、短期の追加供給力確保の在り方そのものは「今後同様の事態が生じた場合に備えて検討する必要がある」とされたままで、恒久的な制度化には至っていない（継続検討中）³。

なお、火力が失われるのはkWだけではない。同期電源の減少により慣性力が低下し、系統事故時の周波数変化率が増大するという技術的課題が並行して議論されており、代替手段である同期調相機の設置コストは38億円/GW・年と試算されている ¹⁴。東京エリアではブラックスタート機能確保のため火力ブラックスタート機の新設が検討され、事業者から「単年度公募では投資回収漏れのリスクがある」「環境アセスに約4年かかり間に合わない」との懸念が示されている ¹⁵。休廃止はkW・慣性力・ブラックスタート機能を同時に失わせる点は、費用対効果の議論で見落とされやすい。

誰がいくら払うのか

実需給2029年度の容量拠出金の試算では、小売電気事業者の負担がメイン20,290.7億円＋長期脱炭素1,022.5億円＝計21,313.1億円、一般送配電事業者が計1,889.5億円とされている ¹¹。実需給2028年度の試算（小売メイン16,935.2億円＋長期178.4億円）¹² と比べると、1年分ずれるだけで小売負担は約4,200億円増である。エリア別では東京の小売負担がメイン7,701.9億円＋長期360.2億円と突出する ¹¹。

つまり、火力休廃止問題への対応コストは、容量市場（メイン＋長期脱炭素）を通じて小売経由で需要家に転嫁される構造になっており、しかもNet CONEの上昇（20,911円/kW）が2030年度実需給分に反映されれば、拠出金はさらに一段上がる可能性があると考えられる。

今後のスケジュールとステータス整理