POWER SUPPLY ／ 電力調達の仕組みを知る
火力 vs 再エネ 年度別推移
法人電気料金への影響を読む
日本の電源構成は年々変化しています。FY2023→FY2026の4年間で火力比率は66.6%→56.4%に低下し、 再エネは26.1%→27.7%に上昇、原子力もFY2024の861MW→FY2026の1,326MWと回復傾向にあります。 9エリア合計の30分値実績データ（30万件超）から、法人の中長期的な電力調達戦略に必要な トレンドを読み解きます。
火力比率の変化
66.6% → 56.4%
FY2023 → FY2026
再エネ比率の変化
26.1% → 27.7%
FY2023 → FY2026
原子力の回復
861 → 1,326 MW
FY2024 → FY2026 平均出力
太陽光出力の推移
1,129 → 1,224 MW
FY2023 → FY2026 平均
年度別 電源構成推移（9エリア合計）
火力・原子力・再エネの年度別平均出力（MW）です。火力の縮小と原子力・再エネの増加が読み取れます。
出典: 各一般送配電事業者公表の30分値データを集計。FY2026は4月上旬までの暫定値。
年度別 詳細データ
| 年度 | 需要（MW） | 火力 | 火力比率 | 再エネ | 再エネ比率 | 原子力 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| FY2023 | 9,631 | 6,410 | 66.6% | 2,512 | 26.1% | 1,880 |
| FY2024 | 11,032 | 7,475 | 67.8% | 2,492 | 22.6% | 861 |
| FY2025 | 11,002 | 7,286 | 66.2% | 2,609 | 23.7% | 961 |
| FY2026 | 10,254 | 5,786 | 56.4% | 2,836 | 27.7% | 1,326 |
読み取れる3つの構造変化
1. 火力依存の低下は進んでいるが、まだ過半数
FY2026でも火力は56.4%を占めており、LNG・石炭の国際価格が法人電気料金を大きく左右する構造は変わりません。 ただしFY2023比で10ポイント低下しており、燃料費変動の「感応度」は徐々に下がっています。
2. 再エネ増加は「量」より「影響」が重要
再エネ比率は26.1%→27.7%と1.6ポイントの増加に留まりますが、太陽光の集中導入によりダックカーブが深化し、 昼夕の市場価格差が拡大しています。比率以上に「時間帯別の影響」が大きい点が特徴です。
3. 原子力の回帰が電源構成を変えつつある
FY2024の861MW→FY2026の1,326MWと、関西・九州を中心に原子力のベースロード供給が増加。 これらのエリアでは火力の出力余力が生まれ、JEPX市場価格が相対的に安定しやすい構造に。 一方、原子力ゼロの北海道・中部・北陸との格差が拡大しています。
法人の中長期 電力調達戦略への示唆
短期（1〜2年）
火力比率はまだ50%超。LNG・石炭価格の変動リスクは依然として大きく、 固定価格型プランによるリスクヘッジが有効です。特にLNG依存エリア（東京・中部）では要注意。
中期（3〜5年）
再エネの導入が進むほどダックカーブが深化し、時間帯別の価格差が拡大。 市場連動型プランの企業は需要シフトや蓄電池の導入で昼間の安い電力を活用する戦略が有効。
長期（5年超）
脱炭素政策の加速により再エネ比率はさらに上昇。カーボンプライシングが導入されれば 火力電源のコストが上昇し、再エネやPPAの経済合理性が高まる可能性があります。
エリア選定
新規事業所の設置や工場移転を検討する場合、エリアの電源構成は電力コストの構造的な差を生みます。エリア別電源構成マップで 各エリアの特徴を比較してください。
※ FY2026は2026年4月上旬までの暫定集計です。再エネ比率は発電端ベース（送電ロス・自家消費分を含む）で 算出しており、最終需要端の数値とは異なります。また、年度ごとのデータ収集エリア数にばらつきがあるため、 単純な年度間比較には注意が必要です。
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