中国で風力・太陽光360TWhが出力抑制、なぜ石炭火力は増えたのか

なぜ再エネは石炭火力を置き換えられなかったのか

1. 発電地と需要地が離れている

中国の風力・太陽光発電の大規模開発は、風況や日射条件に恵まれた北部・西部に集中している。対して、電力需要の大半は東部・南部の沿海地域に集まる。

この距離を埋めるには、地域内の送電網だけでなく、長距離送電線の容量と、省をまたいで電力を取引する仕組みが必要になる。送電ルートや受電側の系統が上限に達すれば、国内の別地域で電力が必要であっても、発電地の風力・太陽光を追加で送ることはできない。

2. 発電する時間と電力を使う時間が一致しない

太陽光発電は昼間にピークを迎えるが、需要は夕方以降に高まることがある。風力も、発電量が大きい時間帯に地域の需要が弱い場合がある。

十分な蓄電池、揚水発電、電力消費の時間を調整できる産業需要、柔軟に出力を変えられる発電設備がなければ、電力が「場所」と「時間」の両面で余ったときに対応できない。発電容量を増やすだけでは、化石燃料の発電量が自動的に減るわけではない。

3. 再エネの送電計画にも石炭が組み込まれている

中国の一部の大規模再エネ基地は、変動する風力・太陽光を補う安定電源として石炭火力を組み合わせる設計になっている。

例えば、内モンゴル自治区のクブチ地域から上海へ電力を送る超高圧直流送電（UHVDC）計画では、送電量の60%以上を再エネとしつつ、9,000MWhの蓄電設備と2.64GWの石炭火力を組み込む案が示されている。これは、変動対策を蓄電や需要調整で担うのか、それとも再エネ大基地に石炭火力を併設し続けるのかという政策選択を象徴している。

4. 石炭火力には市場上の「予約枠」がある

CREAとGEMによると、中国の石炭火力発電事業者は2026年も、前年に実際に供給した電力量の約60〜70%をカバーする年間契約を結ぶことが想定されている。

こうした契約は、電力供給の安定や発電所の収入を支える役割を持つ。しかし、需要が限られているときにも石炭火力の販売枠を先に確保することになり、再エネが入り込める余地を狭める可能性がある。

その結果、石炭火力は非常時だけの予備電源ではなく、契約上、一定量の発電を続けることが期待される電源になる。再エネの限界費用が低くても、石炭火力に契約上の供給義務や運転インセンティブがあれば、風力・太陽光の側が出力抑制されることがある。

石炭火力30GWの増設が矛盾を深めた理由

2026年上期に30GWの石炭火力容量が加わり、廃止は2.7GWにとどまったことで、中国の石炭火力 fleet は縮小するどころか拡大した。

これは、需要が急増したときだけ稼働する予備設備が増えたことを意味しない。既存の契約、地域の安定供給を担う役割、地方政府の投資・雇用上の利害などを背景に、より多くの石炭火力が限られた電力需要を取り合う構図になった。

CREAは、石炭火力発電所の利用頻度が低下する一方で、石炭火力の発電量は増加したと指摘している。これは、発電所の数や容量が需要の伸びを上回り、個々の設備の稼働率が下がりながら、全体として石炭火力が電力市場の枠を確保している状態と整合する。

新規石炭火力への規制強化を打ち出しても、すでに承認済み、建設中、あるいは地方の安定供給政策に組み込まれた案件が直ちに消えるわけではない。今回のデータが示すのは、全国的な電力不足というより、石炭火力の増設と再エネの系統統合が同時に進むことで生じた構造的な固定化と供給過剰である。

一方で、すべてが逆方向に進んでいるわけではない。中国のエネルギー関連報道によると、2026年上期に再エネは発電量の40%以上を占め、石炭火力の比率は初めて50%を下回った。

ただし、石炭の「比率」が低下しても、発電量そのものが減るとは限らない。電力需要と発電設備容量が同時に拡大すれば、石炭火力の構成比が下がりながら、石炭火力の発電量が増えることは起こり得る。

出力抑制は再エネ投資に何をもたらすのか

出力抑制は、再エネ事業の収益性を直接損なう。発電所は一定量の売電を見込んで建設されるが、送電混雑や給電制限によって発電できなければ、売上、系統接続、電力価格の見通しが不安定になる。

中国の太陽光新設容量は、2026年上期に前年同期比66%減の72.07GWとなり、前年同期の212.21GWから大きく落ち込んだ。報道では、価格制度の改革前に接続を急いだ反動が主因とされており、この減少だけで出力抑制が原因だと断定することはできない。ただし、電力を確実に販売できるか分からない市場では、開発事業者が案件をより慎重に選ぶ理由が増える。

今後、投資家や発電事業者は、単に発電量が大きい案件より、必要な時間に安定して電力を供給できる案件を重視する可能性がある。

• 太陽光＋蓄電池：昼間の余剰電力を夕方の需要に回し、出力抑制の影響を抑える。
• 風力＋蓄電池：発電量の変動を平準化し、市場ベースの給電に参加しやすくする。
• 柔軟な需要：工場などが電力を使う時間を調整し、すべてを蓄電池に頼らず余剰電力を吸収する。
• 送電網と省間取引：発電地で電力を捨てるのではなく、需要のある地域へ運ぶ。

太陽光パネルの販売成長が鈍化するなか、中国の太陽光メーカーが電池輸出へ事業を広げていることも、蓄電需要の拡大を見込む動きとみられる。

蓄電池は再エネの価値を高める有力な手段だが、送電網の増強や給電ルールの改革を代替するものではない。

オーストラリア、日本、インドとの違い

再エネの導入が送電網や柔軟性の整備を上回るという問題は、アジア太平洋地域にも共通している。ただし、制度や規模は国によって大きく異なる。

オーストラリア：昼間の余剰と送電制約

オーストラリアでは、屋根置き太陽光と大規模太陽光の普及、送電制約、蓄電池導入の遅れが重なり、再エネの余剰が生じている。OpenElectricityのデータをReutersが報じたところによると、2025年1〜9月の風力・太陽光の出力抑制は前年同期の3倍超となる3.7TWhに達し、再エネ出力の6.8%に相当した。

オーストラリアの課題は主に、地域的な送電混雑、昼間の太陽光余剰、系統の柔軟性不足である。石炭火力の契約が電力需要の大きな部分を予約するという、中国と同じ規模の制度的問題ではない。同国では企業向け屋根置き太陽光や蓄電池への支援も拡大している。

日本：地域間連系線と原発の稼働

日本では、電力系統が地域ごとに分かれ、地域間の融通容量にも制約がある。原子力発電の稼働増加も、風力・太陽光が発電できる時間帯の低炭素電源の受け入れ余地を狭める要因となっている。

Reutersの業界データ分析によると、2025年1〜8月、全国10地域のうち9地域で再エネの出力抑制は38.2%増の1.77TWhとなり、グリーン電力の2.3%に相当した。

日本の問題は、中国よりも地域的・地理的に制約された系統で起きており、絶対量も小さい。提供された資料には、2026年上期の日本全国について比較可能な数値はないため、当年の直接比較には注意が必要だ。

インド：送電容量と系統安定性

インドでも、送電線のボトルネックと系統の安全運用要件が太陽光の受け入れを制限している。政府によると、2026年4〜6月に抑制された太陽光発電は8,133GWhで、月別では4月2,417GWh、5月3,235GWh、6月2,481GWhだった。

これは無視できない規模だが、中国の2026年上期の推計360TWhを大きく下回る。絶対量の差には、中国の再エネ設備がはるかに大きいことも影響しているため、単純に政策の優劣を示す数字とはいえない。それでも、発電設備と同時に送電網へ投資しなければならないという点は共通している。

問われているのは「何GW造ったか」だけではない

中国の事例は、再エネ政策を評価する際、設置容量だけを見てはいけないことを示している。必要なのは、発電した電力を実際に消費者へ届け、適切な価格で評価できる仕組みだ。

今後の焦点は、次の6点になる。

1. 需要地と再エネ資源地を結ぶ送電網を、混雑が起きる前に整備すること。
2. 省をまたぐ電力取引を拡大し、低炭素電力が地元市場の外でも競争できるようにすること。
3. 系統が安全に受け入れられる場合、風力・太陽光が石炭火力を優先的に置き換えられる柔軟な給電ルールを整えること。
4. 蓄電池、揚水発電、需要応答によって、電力を時間をまたいで調整すること。
5. 安定供給を目的とした石炭火力の契約が、不要な発電を実質的に保証しないよう制度を見直すこと。
6. 発電設備の建設量ではなく、実際に届けられたクリーン電力を評価する投資ルールを導入すること。

中国が再エネを増やしすぎたことだけが問題なのではない。再エネの大規模建設を、石炭火力に保護された物理的・制度的な電力システムへ接続していることが問題なのである。こうした構造が変わらなければ、風力・太陽光の設備容量が増え続けても、石炭火力の発電量が増え、捨てられるクリーン電力もさらに膨らむ可能性がある。