太陽光発電の出力抑制の頻度に関するルールは、国が定めており、地域と契約時期によって、年間の上限は[1]最大30日間まで（30日ルール）、[2]最大720時間まで（720時間ルール）、[3]無制限（指定ルール）の3つの区分で、事業者ごとに設定されている。また、出力抑制の時間が上限値に到達するまでは、事業者間の公平性の観点から、抑制時間が均等になるように、電力会社が調整している。しかしながら、上限時間を越えると、[3]の無制限ルールだけが出力抑制の対象となる仕組みになっている。2019年3月時点の九州電力管内で、新たに太陽光発電事業を新たに行う際は、[3]の無制限の抑制（指定ルール）が適用される。本シミュレーションでは、出力抑制が生じる指標として出力抑制率を「本来発電することが見込まれた電力量に対し、出力抑制によって発電することができなかった電力量の割合」と定義し、以後、この指標を使って3つのシナリオの分析を行うこととする。

2030年における指定ルールの太陽光発電の出力抑制率の結果を図表5に示す。この図表のとおり、[1]併設なしのシナリオでは、年間の出力制御率は21.7%であり、年間で21.7%の発電機会損失が発生することを意味する。次に、蓄電池を併設した場合の年間の出力制御率は、[2]100万kWシナリオでは17.8%、[3]200万kWシナリオでは13.9%となり、蓄電池の併設によって出力抑制率が4～8%低減することを示した。

指定ルールが適用されている太陽光発電事業者の出力抑制率を各月で表示したものを図表6に示す。全てのケースにおいて、3月から5月の春季、10月と11月の秋季にかけて出力抑制率が大きくなっている。これは夏季や冬季にくらべて冷暖房需要が小さく、電力の供給過剰が発生しやすくなるためである。次に、各ケースの出力抑制率を比較すると、蓄電池の利用による出力抑制率の低減効果が月ごとに異なっていることがわかる。例えば、シナリオ1とシナリオ3を比較すると、5月の出力抑制率の差は2%程度であるが、11月や2月、3月については20%ほどの低減効果が見られる。一方で、11月は、シナリオ1とシナリオ2の間で出力抑制率の乖離が大きくなっている。これは、10月までは、出力抑制の年間上限値である30日または720時間に到達しておらず、すべての事業者が平等に抑制されていたが、11月中に年間の抑制時間が上限に到達したため、指定ルールが適用された事業者の負担が大きくなったことが原因である。

その他、5月と2月で蓄電池効果に差が見られることについては、電力の供給過剰の絶対量が影響している。2月は、シナリオ3の200万kWの併設では、蓄電池を運用することで電力の供給過剰を回避できたが、5月においては回避できないほどの供給過剰が発生していることを意味している（図表7、8を参照）。

図表5　3つのシナリオにおける年間の出力抑制率

図表6　太陽光発電の出力抑制率の比較（月別：指定ルール）

図表7　1時間ごとの太陽光発電の出力抑制率の比較（2月平均：指定ルール）

図表8　1時間ごとの太陽光発電の出力抑制率の比較（5月平均：指定ルール）