松尾 豪

議論は良いのではないでしょうか。但し、不祥事が値上げに直接影響するのであれば、原価との整合性が取れない状態を許容することになります。

次冬に再度燃料価格が高騰し、燃料調整費の算定に用いられる基準燃料価格の上限を突破するリスクがあります。この場合、再値上げの可能性は否定できません。 ・国際エネルギー機関（IEA）は2月15日の関係閣僚会議で提出したペーパーの中で、欧州は次冬400億㎥の天然ガス不足に直面する可能性があると指摘しています。 ・また、Gas Market Report, Q1-2023においても、中国のLNG需要の不確実性はロシアによる欧州向け天然ガス供給停止に伴う不確実性よりも大きいと指摘されており、今後の燃料価格は非常に不安定な状況と理解しております。 ・燃料費下落を理由に値上げ幅を大幅に圧縮したとして、仮に燃料価格が大幅に上昇した場合、再び燃料調整費上限を突破する可能性は否定できません。 ・更に、東京電力EPの原価算定にあたっては柏崎刈羽原発再稼働が想定されていますが、再稼働が進まなかった場合には当然原価上昇となります。 ・これら懸念が現実のものとなった場合には再度の値上げが必要になる可能性があります。 先日、日本経済新聞でコメント引用いただきましたが、以上の問題意識から、「値上げ幅の大幅な圧縮には慎重な判断が必要」とコメントしました。 発電用石炭、オーストラリア産が急落　日本の電力値上げに影響も - 日本経済新聞 https://www.nikkei.com/article/DGXZQOUB253MD0V20C23A2000000/

高い利回りを確保できていたFIT黎明期に比べ、足元では買取価格の低下・好条件立地の減少・資源価格の上昇に伴う部材価格の上昇等、再エネ開発に逆風となる事象が増えています。 私は以前、以下のコメントをしました。 https://newspicks.com/news/7711185?ref=user_6125293 私は「いよいよ再エネ事業者間の競争が激しさを増すな」と感じました。再エネ開発は資金調達コストの競争へ移行していると言えます。 洋上風力、NonFIT太陽光、系統用蓄電池など、クリーンエネルギー開発・運用はこれからますます拡大していくものの、高い買取価格に裏付けられた高収益かつ多くの事業者が勃興した黎明期は終わりました。今後の再エネ開発事業は激しい事業者間の競争となる可能性が高いと考えます。再エネ事業者間の統合もあり得るのではないでしょうか。 今回の事象はまさに、再エネ発電事業者間の統合によって再エネの自立化に向け、更なる効率化を後押しするものと理解しています。

別の記事でコメントした内容を再掲します。 この課徴金は評価が難しいです。小売電気事業者に対する供給力確保義務や容量市場無き電力自由化により、電源の除却が進み、安定供給を損なう結果となりました。 ちょうど2018年から2020年は市場価格が極端に低下し、電源維持が難しくなり、電源除却が進んだ時期でもあります。一部電力会社の顧客囲い込みの姿勢は、電源固定費を少しでも回収しようとしたものであると推察されます。 他方で、自由化市場において、いかなる理由があってもカルテルは違法行為。各大手電力会社小売部門は大いに反省する必要があると考えます。 皆さまには、カルテルの背景もご理解いただき、足元の電力システムの課題と今後必要な政策にも興味を持っていただきたく考えております。

LNGスポット調達比率が高く、かつ石炭火力を多く抱えており、原子力発電所の再稼働が進んでいない電力会社が値上げの先陣を切った格好ですね。 原発再稼働の進む関西電力・九州電力は値上げしない方針を明らかにしています。今後、原発再稼働が進むエリアとそうではないエリアでの料金格差、およびそれに伴う産業移転が課題になるのではないでしょうか。

今回の値上げは燃料費の増加に伴うものです。日本の電源構成の76％は火力発電が占めていますが、石炭の輸入価格は1年前と比べて3.18倍、LNGは2.69倍に上昇しています(21年9月と22年9月対比)。 値上げの話になると、必ず人件費圧縮のご指摘をいただきますが、営業費用に占める割合は、人件費4％、燃料費・電力購入料は67％で、人件費を抑制したとしても効果は僅少と言えます。 また、電力会社は原発停止等による影響で10年前から人件費を圧縮しております。更なる人件費圧縮は、電力会社の士気に関わり、安定供給に関わる人員の採用にも影響が生じかねないと考えます。 さて、今回32.94％の値上げとのことですが、電力会社の費用の1/3程度は流通設備（送電線・変電所・配電線等）であることを差し引いても、今回の値上げはかなり努力した水準であると言えるでしょう。 尚、電気料金には「燃料調整費」という燃料価格の変動に応じて上下する項目が設けられています。これまで、「燃料調整費」には上限が設けられていましたが、電力会社側の努力も限界に達しています。 今回はあくまで「基準の料金」が値上げとなることを示しており、燃料価格が低下すれば、自然と電気料金も低下していくことになります。 今回の値上げでは、自由料金において昼間料金の値下げ・夜間料金の値上げも示されています。再生可能エネルギー、特に太陽光発電の導入拡大により、昼間の料金が低下したのです。 カーボンニュートラルに向けた今後の非化石電源導入拡大のイシューは、太陽光から徐々に風力・地熱といった再エネ電源への導入移行や、原子力発電所再稼働へ変化させる必要があると考えます。

年金は資金の性格から、マーチャントリスクを取れないが、低くとも確実に利回りが確保できるビジネスとの親和性が高く、従ってFIT再エネや再エネPPAとの親和性は極めて高いと考えられています。 このニュースを拝見して、私は「いよいよ再エネ事業者間の競争が激しさを増すな」と感じました。再エネ開発は資金調達コストの競争へ移行していると言えます。 洋上風力、NonFIT太陽光、系統用蓄電池など、クリーンエネルギー開発・運用はこれからますます拡大していくものの、高い買取価格に裏付けられた高収益かつ多くの事業者が勃興した黎明期は終わりました。今後の再エネ開発事業は激しい事業者間の競争となる可能性が高いと考えます。再エネ事業者間の統合もあり得るのではないでしょうか。

今回の計画停電実施シナリオは、1000万kWのガス火力停止といった過去発生したことのない事態が生じた想定であり、National Grid ESOや英国の電力専門家の間では「発生する確率は低い」と評価されています。但し、先日Ofgem(ガス・電力市場規制庁)は、ガス緊急事態発生時のガス火力のインバランス精算についての緊急ルール変更を行っています。これは、英国政府のエネルギー規制当局が、ガス緊急事態発生の可能性を念頭に置いているのではないかと見られています。 NGESOは毎年夏冬に需給見通しを出しています。今回の冬季需給見通しの対象期間は10月31日から3月31日であり、ベースケースを元に、2シナリオが示されています。 ・シナリオ１…欧州からの電力輸入量が減少した ・シナリオ２…欧州からの電力輸入量減少に加え、英国内のガス供給不足が重なった シナリオ１では、安定供給を確保できると評価されています。 シナリオ２では、計画停電に踏み込んでいます。NGGSOの「ガス緊急事態宣言」発出等に伴い、1月第2週に1000万kWのガス火力が停止した想定です。石炭臨時契約や節電プログラム(それぞれ200万kW)を導入しますが供給力不足は避けられず、電力供給緊急事態コード(ESEC)に基づき一回3時間程度の計画停電を実施します。 2019年8月9日英国大停電では、洋上風力74万kW、太陽光等148万kW、ガス火力455万kWが計画外停止した結果、115万世帯が停電する事態になりました。 今回は2019年計画停電の1.5倍の供給力脱落が生じた想定です。 私の心配は4点です。 ①英国には天然ガス貯蔵施設に乏しく、ガス運用柔軟性は非常に乏しい。昨冬も、LNG輸入施設の設備容量一杯を活用してLNGを輸入しました。今冬も風力の出力不調や原発計画外停止が重なった場合には、本当にガス不足に直面するかもしれません。 ②英国は天然ガス消費量の半分近くを自国生産していますが、欧州と市場でつながっているため、自国生産の天然ガスも欧州大陸と争奪戦になります。 ③フランスの原発再稼働が読めません。仏政府やEDFは冬に向けて現在停止中の原発32基を全て再稼働させる方針ですが、配管腐食問題が原因ですので、本当に全て再稼働するのか不安を感じます。 ④ノルウェーが渇水で電力輸出制限に踏み切るかもしれません。

Nord Streamは１・２両方ともストリングA・ストリングBの2回線、合計4回線で構成されています。実は、Nord Stream2 ストリングBは破壊を免れているのです。Gazpromは10月3日に公開したステートメントで、ドイツと合意できればNS2ストリングBを活用して天然ガス供給が可能であると言及しています。 これは個人的な意見ですが、何て都合が良いことでしょうか。。都合よく、Nord Stream2の1回線だけ破壊を免れるとは… 最近、欧州の電力市場関係者の間で話題になっている事件があります。2006年のウクライナ・ジョージア天然ガス危機です。特に2006年1月22日に発生したジョージア電力・ガス危機は今回の参考になると考えます。 この日、北オセチア・モズドクとジョージア・トビリシを接続する天然ガスパイプラインが2回線とも爆破されました。また、同日にロシア南部のカラチャイ・チェルケス共和国でジョージアと接続する送電線も破壊され、ジョージアは全土で停電しました。当時は、ロシアとジョージア・サアカシュビリ政権の間で緊張が高まっており、3月にはロシアがジョージア産ワインの輸入禁止措置を発動、7月にはジョージア軍がアブハジアへの軍事攻撃を実施しています。 犯人はその後の南オセチア紛争も相まって、うやむやになってしまいました。 当時、アルベラゼ大統領首席補佐官は「今回ジョージアで発生したことは欧州にとって大きな教訓となった。ロシアへのエネルギー依存は大変危険であり、常に代替調達ができるように、供給力を確保する必要がある」とコメントしていました。残念ながら欧州、特にドイツはこの警告に耳を傾けることなく、2011年のNord Stream 1運用開始、そしてNord Stream 2建設へと突き進むことになります。 今回のNord Stream破壊は、2006年のジョージア電力・ガス危機とそっくりです。ジョージアの教訓が活かされることはありませんでした。

今朝、スウェーデン沿岸警備隊司令部はNord Stream1・2で新たな漏出が確認され、パイプライン破壊ポイントは合計4か所となったと公表しました。 メディア・SNSでは「NS1・2を誰が破壊したか」話題になっています。EUは犯行主体について言及を避けていますが、爆発海域にロシア海軍の艦艇が確認されたといった報道もあり、ロシアの攻撃である可能性があります。 現在、欧州に対して気体状天然ガスを最も供給しているノルウェーでは、危機意識が高まっています。海軍士官学校Tor Ivar Strømmen大佐はノルウェーのテレビ局TV2に対し「ロシアは意図的に天然ガスパイプラインを破壊した」「今後半年以内に、ノルウェーのエネルギー輸出インフラが攻撃される可能性がある」といったコメントをしています。エネルギー危機は安全保障問題そのものとなりました。 日本でも、アジアスーパーグリッドなど、国際連系を推進する動きがありますが、安全保障面から再考すべきだと考えます。 さて、今回の事態で欧州エネルギー危機は新たな局面に突入したと考えます。弊職はこれまで、ロシア産天然ガスの輸入を制限すると市場価格が上昇して、結果としてロシアの財政収入を潤わせることから、ロシア産天然ガスの輸入制限等の制裁・輸入自粛は反対でした。 以前から述べておりますが、Gazpromの欧州向け長期契約のうち、85％以上はガスハブ価格若しくはプロンプト市場価格リンクとなっており、市場価格が上昇したら販売価格も連動する仕組みとなっています。ACER(欧州エネルギー規制機関)が欧州公益事業者に対し、調達した天然ガスの市場玉出しを要請していたことから、公益事業者は市場価格変動リスクを抱えることができず、結果として欧州にとってリスクのある契約となっていたのです。 仮に供給量が半減したとしても、取引価格が３倍になれば、ロシアの収入は増加します。制裁を声高に述べられている有識者はこの点を無視された言説が多く、私は大変問題視しています。ちゃんと勉強していただきたい。 ところが、ロシアと欧州公益事業者の長期契約で最も重要であるNS１・２が破壊され、今後ロシアによる欧州への天然ガス供給が大幅に増加する見込みはほぼなくなりました。「量か価格か」の議論は「量」の前提が変化したのです。欧州は、脱ロシアを加速させることになるでしょう。

実はロシアは天然ガス収入よりも原油・石油製品収入が圧倒的に多いのです。ロシア中央銀行の統計「BANK OF RUSSIA STATISTICAL BULLETIN」によると、2021年のロシアの原油・石油製品収入は1809.5億ドル、天然ガス・LNG収入は628.5億ドルです。 ロシア制裁や収支への影響を議論する際、我々は天然ガスに注目しがちですが、ロシアの国際収支では、天然ガスより原油・石油製品の方が圧倒的に重要度が高いのです。その観点では、今回の日本経済新聞さんの記事は大変価値が高いものだと感じます。但し、記事内にはロシアのEU向け出荷量は日量280万バレルとありますので、瀬取りのボリュームはかなり小さいように感じます。（おそらく瀬取りは日量13-14万バレル程度？） ちょっと脱線しますが、天然ガスは輸送手段が①パイプライン、②LNGの2手段があります。前者は事前に敷設したパイプラインに輸送先が限られます。後者は、販売先は柔軟性に富むもののの、一定量のBOG（ボイルオフガス。LNGはマイナス162℃で輸送しますので、輸送中に一定量が気化します。この気化したガスをBOGと呼びます）が発生するため、航海日数があまり長くなると経済性が低下していきます（ただし、昨年8月末に豪州を出港し、9月上旬に東扇島に入港したものの、基地タンクの空き容量不足で全量荷揚げできずに洋上待機、12月に欧州へ転売された遠州丸のような事例もあります）。 LNGに比べ、原油タンカーの瀬取りは常温の液体であることから比較的容易であると感じます。 但し、ベルギーのゼーブルッヘではヤマルLNGから出荷されたカーゴ（砕氷LNG船で輸送されます）から一般のLNG船にShip to Ship（瀬取り）方式でLNG移送されます。日本の国交省もShip to Ship方式LNG移送のオペレーションガイドラインを公開しています。BOGなど原油に比べて発火性が高い物質が出る可能性がありますので、安全対策が非常に厳格に定められています。

流石にNord Stream停止を受け、方針転換でしょうか。ドイツはこの一週間、明らかにこれまでの方針を転換しています。 まず、電力市場改革。8月29日にハーベック経済相は電力市場への緊急介入を認める発言を行い、同日欧州委員会のウルズラ・フォン・デア・ライエン委員長が電力市場への緊急介入方針と中長期の電力市場改革の方針を明らかにしました。Pay as clearと呼ばれる現行のシングルプライスオークション方式の市場メカニズムを抜本的に見直す可能性が指摘されています。 ※英国では7月下旬に電力市場の見直し案（REMA）を公表しており、バランシンググループ(英国ではBMUと呼びますが)によるセルフディスパッチから、系統運用者によるセントラルディスパッチへ、Pay as bidの枠組みへ変更になると見られています。 電力市場改革は昨年10月から、フランス・スペイン・チェコ・ギリシャ・ルーマニアの財務大臣が連名で欧州委員会に求めてきたものです。 また、英国が採用していた超過利潤税の導入も決めています。RWEやStatkraftなど、限界費用の安価な電源を有する事業者は市場価格高騰の恩恵を受けていますので、これら事業者から過剰収益を徴収し、国民に還元する仕組みです。 ストレステストも、当初はバイエルン州の1基のみ稼働の可能性が高いと報じられていましたが結果は2基。 今回の原発稼働延長方針も、先週からの動きも、Nord Stream停止による状況の変化やNS停止前後の急激な電力先物価格高騰、市場不安に対応したものと考えられます。 大変なのは事業者です。原発と同じく運転継続・再稼働を認められた石炭・褐炭火力発電所では、発電所従業員のリストラを一時停止しており、雇用継続など事業者の負担が重くなり始めています。（ドイツでは7月8日に石炭、褐炭、重油火力発電所の運転継続・再稼働を認める電力代替法が連邦参議院で可決し、12日に発効しました。） いずれにせよ、想定以上に早い段階でロシア産天然ガスが止まってしまいました。ロシアにとっては経済的な「ベルリン危機」を演出しているのでしょう。 動きの遅かったUniperも、ここに来てLNG長期契約締結のリリースを相次いで出しており、徐々に「ウクライナ前」のエネルギー市場への回帰は難しくなりつつあります。