投稿者: kadokura

欧米では日本以上に電気料金の値上がりが顕著で生活への影響が深刻だ。仏独米豪在住者が光熱費の実態や報道の論調、政策への見解などを報告する。

フランス／「耐えがたい負担」と報道 市場連動導入に懸念

家庭用電気料金は過去10年以上にわたり上昇傾向で、2010年比で2倍以上に達した。24年には政府の「料金凍結措置」終了に伴い平均18%の値上げが実施され、昨年初頭には一時的に約15%の値下げが見られた（わが家の電気料金も昨年は24年比で14%減）ものの、今年再び、19~20%の大幅上昇が予測される。これはARENH制度（原子力電力の規制価格供給）が昨年末に終了し、今年、市場連動型の新制度「VNU（普遍的核支払い）」が導入されることが背景にある。VNUはEDF（フランス電力）の超過利益に課税し消費者に還元する仕組みだが、値上げの即時抑制効果は限定的とされ、年間約250ユーロの追加負担が見込まれる。

報道では「耐え難い負担」との表現が目立ち、昨年の調査では83%の国民が「前年より料金が上がった」、半数以上が「大幅な上昇」と認識している。68%が他の支出を削減し、暖房や食費、余暇への影響が顕著である。政府の説明は「26~27年はおおむね安定」とする一方、消費者団体UFC-Que Choisirは最大20%の追加値上げを警告。政策の変更で今後も乱高下への不安がある。

フランスではスマートメーターが広く普及し、国内の普及率はほぼ100%。私はEDFの環境配慮型プラン（97%水力由来）を契約し、個人ページで電気料金や消費量を細かくチェックできる。オフピーク時間帯は地域ごとに設定されるが、スマメ導入ユーザーはユーザーごとに設定され、需要の平準化が図られている。フランス人の気質として倹約志向なため、この設定に合わせて電気使用を工夫する家庭も多いようだ。日本との違いは、冬にピークがあること。ただ、仏北部の一般家庭には通常エアコンがないが、昨夏の記録的猛暑などの影響で今後エアコンの普及が進むと、夏場の消費量、ひいては年間のピーク傾向や電気料金にも大きく影響するのではと感じている。

今後は市場価格の変動が家庭料金により直接反映されるため、燃料高騰や原子炉停止などの外部ショックに敏感な構造となる。政府はVNUによる再分配で「急騰時の救済」を図るものの、平時の価格安定性は低下し、消費者が市場リスクを負う形となる。EDFは収益改善により原子力・再エネ投資を加速する見込みだが、そのコストは長期的に料金へ影響する可能性がある。総じて、仏の電気料金は「安定から変動型」へと転換し、国民の生活防衛策や政策対応が今後の焦点となると考えられる。（パリ在住・宮崎 今日子氏）

電気料金を国際比較すると日本は極端に高いわけではないことが分かる。日本の料金水準の正確な位置付けと、その背景を理解することが必要だ。

【寄稿：筒井美樹／電力中央研究所 社会経済研究所 副研究参事】

しばしば日本の電気料金は高い、という評価を聞く。確かに、近年の世界的なエネルギー価格の上昇は、日本の電気料金にも影響を与えているが、実際に諸外国と比較するとどの程度なのか。ここでは主要国の電気料金と比較しつつ、日本の位置付けについて確認してみたい。

欧州より上昇小幅な日本 米国は州で異なる様相

図は、2015年以降の電気料金の推移を示している。15年時点で日本は、図の対象国の中で家庭用については中位に、産業用については高位に位置していた。その後は各国小幅な変動を伴って推移するが、22年のロシアによるウクライナ侵略を受けて、欧州の天然ガスを中心にエネルギー価格が急騰、欧州諸国の電気料金も跳ね上がった。日本も上昇しているが、欧州と比較すれば小さな上昇にとどまっている。その結果、24年時点で、家庭用・産業用ともに日本は中位に位置していることが分かる。

22年の世界のエネルギー価格の急騰は過去に類を見ない記録的なものであった。20年の平均値と22年のピーク月の価格を比較すると、欧州天然ガスとアジアLNGはともに約15倍、石炭は7・4倍といった具合だ。

それではなぜ、日本は輸入燃料に依存するにもかかわらず、電気料金の上昇が小幅にとどまったのか。この背景の一つとして、日本の輸入LNGの多くが長期契約に基づくことが挙げられる。一般的に長期契約のLNG価格は何らかの価格指標に連動する形で設定されており、日本では石油価格連動の割合が高い。実はガス価格急騰の一方で、石油価格は同2・9倍にとどまっていた。つまり、長期契約のLNG価格もその程度の上昇にとどまったということである。

高騰したアジアLNG市場からも短期契約を通じて調達していたものの、その割合は小さく、日本全体でのLNG輸入価格の上昇は同3・8倍にとどまったのである。

物価上昇や脱炭素化への対応で電力コストが上昇し続ける。そうした中で電気料金はどうあるべきか。大橋弘氏に見解を聞いた。

【インタビュー：大橋 弘／東京大学副学長】

――電気料金は今後どう推移していくのでしょうか。

大橋　電気料金は燃料市況など国際競争にさらされ上下する領域と、国内の資材価格や流通設備にかかわる領域の二つの要素で考える必要があり、今後は主に後者が膨らむことで上昇していくものと考えます。レベニューキャップ制度の導入に伴い、2023年に各エリアで託送料金の値上げを実施しましたが、物価や人件費を反映するため再度の値上げが予定されています。33年に始まるGX―ETS（排出量取引制度）の有償オークションも押し上げ要因です。

――政策的に押し下げてきた料金にこうしたコストを転嫁することは現実的に可能でしょうか。

大橋　GX（グリーントランスフォーメーション）を進める上で、電気の供給安定性は欠かせません。物価や金利の上昇が続く中で、電力会社に膨大な投資を促す必要があるわけです。それにもかかわらず、各社の財務体質が健全かと言えば全くそうではない。必要以上に厳格な規制料金の審査をはじめ、制度的にコスト上昇分を料金転嫁しづらい状況を作り出してきたことは政策的にアンバランスです。自由化した以上は、可能な限りリアルタイムに料金に反映できるようにするべきだと考えます。社会政策的に電気料金の上昇をどう抑制するかは別の問題であり、電力会社の持ち出しにより実現することではありません。

自由化で福祉的機能消失 困窮者支援は国の政策で

――政府は物価高対策として料金補助を繰り返しています。

大橋　経過措置として継続する規制料金の廃止を求める声が新電力などから上がる一方で、繰り返される補助金の実施が規制料金の継続を固定化することにならないかと懸念しています。問題の一端は、国民の給与が物価上昇に見合った上がり方をしていないことにあるはずです。健全な電力産業の発展のために、経過措置料金がどうあるべきか、しっかり議論すべきと思います。

電気料金の上昇は生活に困窮している世帯にとって大きな負担です。過去の規制料金には、三段階料金により多消費層が低消費層を支える福祉政策的な性質がありました。ところが、小売り全面自由化によって新電力が割高な多消費層を切り崩したことでその機能が消失しました。

市場化された世界の中だけで社会政策を実現することは相当な困難です。補助金を通じて困窮世帯以外も含めて一律引き下げていたのでは、脱炭素政策とも矛盾してしまいます。では、生活必需品である電気料金の負担を困窮世帯に対してどう引き下げるのか。そこはやはり、電気料金を通じて実施するのではなく、社会福祉政策として別途取り組むのが正攻法ではないでしょうか。

地球の気候や生態系、地理的特徴などが絶えず変化する中を人間は生き抜いてきた。急激な温暖化に直面する今をどう乗り越えるべきか。平朝彦氏に話を聞いた。

【インタビュー：平 朝彦／東海大学海洋研究所長】

――2025年7～10月に国立科学博物館で開催された特別展「氷河期展 〜人類が見た4万年前の世界〜」を監修されました。私も鑑賞し、地球の変化に適応しながら生きてきた人類の歴史を垣間見ることができました。

平　かつてネアンデルタール人とホモ・サピエンスといった人類が共存していた時代、地球は氷期と間氷期の気候サイクルの繰り返しの中にありました。約2万5千年前の最終氷期から、氷が溶けて温暖化し、今の「完新世」に至るまでの激しい環境変化の中で、ホモ・サピエンス以外の人類と、世界中に存在していた大型哺乳類のほとんどが絶滅してしまいました。気候変動の歴史を人間がどのように生きてきたのかを振り返ることで、現代の急激な温暖化と、それによってもたらされる未来を考えるきっかけになったのではないかと思います。

数百年規模で温暖化は続く 氷床崩壊で海面上昇リスク

――現在の地球温暖化問題についてどのような認識を持っていますか。

平　南極やグリーンランドの氷床コアを分析することで、過去80万年の氷期と間氷期のサイクルの中で大気中のCO2濃度が180から280ppmの間で変動してきたことが分かっています。地球上の氷の量と大気中のCO2濃度の変化が見事に相関しているのですが、どういうメカニズムなのかは実はあまり分かっていません。

　ところが、人間の文明が発達すると同時にこの相関が崩れてしまいました。1958年にアメリカの科学者チャールズ・キーリング氏がハワイのマウナロアで初めて観測した時、CO2濃度は約315ppm、それが現在では430ppmまで上昇してしまいました。自然変動の振れ幅をはるかに超える、人間活動による急激な増加であり、これが地球温暖化の要因となっていることは確かです。

――では、その上昇した110ppmをどうにか抑え込めれば、国際的な温暖化対策目標である「1・5℃」目標を達成でき、気候変動を止められるということでしょうか。

平　それは不可能です。たとえ今、人為的なCO2排出量を実質ゼロにしたところで海の熱膨張は、今後数百年は続きます。現実として温暖化は続くことを前提に、人間社会の未来像を描かなければならないのです。

　今後、直面する最も大きなリスクの一つが、西南極氷床の急激な崩壊です。そうなれば海面は最大7m上昇することになりますし、グリーンランドの氷床の一部溶解も合わされば、10mの上昇もあり得ます。世界の人口の約7割が海岸沿いに集中して居住しています。7m海面が上昇し海岸線が大きく後退すれば、沿岸の大都市でさえ水没し、国によっては国土のほとんどが消失しかねません。数億人以上の気候変動難民を生み出すことになるでしょう。これは、現在の戦争難民をはるかに超える規模です。崩壊が予想されているのは200~300年後。今を生きる人の孫やひ孫の世代であり決して他人事ではなく、人類が解決しなければならない難問です。

洋上風力発電開発で先行してきた欧州でも、入札不調や事業中止が相次いでいる。投資促進と需要家への価格転嫁抑制を両立するべく、政策を見直す動きが加速している。

【寄稿:中島みき／国際環境経済研究所 主席研究員】

欧州では、近年のインフレや資金調達費用の増加などを背景に、洋上風力発電の入札不調や事業中止が続き、制度の見直しの動きが出ている。

欧州最大の設備容量を誇る英国は、海域リース権の入札と価格支援のCfD（差額決済）入札の二段階方式を採用。2022年のCfD第5回入札では、入札上限価格44ポンド／MW時（以下、価格は全て2012年ベース）に対し、応札なしとなった。これを受け、24年の第6回で入札上限価格を見直し実施した結果、54～59ポンド／MW時で落札された。ところが、このうち2・4GWを確保したデンマークのエネルギー企業オーステッドが今年5月、サプライチェーンコストの継続的な増加や金利上昇、完工遅延リスクなどを理由に事業中止を発表した。

かかる状況を踏まえ、今年の第7回では、契約期間を15年から20年に延長、英国内のサプライチェーンへの投資に対し、評価に応じて追加的収入を配分する「クリーン産業ボーナス」を導入するなどの見直しを行った上、入札上限価格を81ポンド／MW時（適用価格は113ポンド／MW時）まで引き上げた。風車の大型化や習熟曲線の効果、案件の大規模化、資金調達費用の低減などにより、落札価格は15年の第1回120ポンド／MW時から7年間で37ポンド／MW時まで低下したところ、今回の入札上限価格は17年の第2回落札価格75ポンド／MW時を上回る水準となった。

海域リース入札にも課題はある。19年に公表のラウンド4では、最終的にオプション料の提示金額が高い事業者から落札する制度を導入した。契約締結後開発着手までの3～10年間、毎年オプション料を支払うものだ。21年2月の公表結果は、8GW全体で年間8億7900万ポンドと高額になった。業界団体は、ラウンド3の32 GWからの対象容量の大幅減が競争激化を招いたと批判。オプション料による開発費用の増加が、将来のCfD入札価格に反映されれば、最終的に需要家の負担となる可能性がある。

再エネが卸価格押し下げ PPA合意のハードルに

ドイツの入札は、海域の事前調査実施主体別に、事業者調査方式と政府実施方式がある。前者はFIP（市場価格に一定の補助金を交付）を採用し、補助金ゼロ入札が複数ある場合には、開発権に対する支払額が最も高い事業者を選定、後者は補助金ゼロを前提とし、事業者支払額に加え非価格要素も考慮して選定する。事業者調査方式の落札者は、石油・ガスメジャーの躍進が目立った。しかし、高額な支払額が最終的に需要家に転嫁され得るのは、前述のとおりだ。

さらに、ドイツでは、既に太陽光や陸上風力発電を中心に限界費用が低い再エネ電源の導入が進み、エネルギー危機後、卸電力市場の平均価格は低下傾向にあり、年間の約5%の時間帯でネガティブプライスが発生している。建設費の増加とは対照的で、PPA（電力購入契約）需給両者の価格合意のハードルが高くなっている。

他方、需要の高負荷期や再エネ出力低下時には、メリットオーダー・シングルプライス方式の下、ガス火力が価格決定要因となることが多い。このため、天然ガス価格が高騰すると、その影響が電力価格に反映され、価格スパイクが発生しやすくなる。ボラティリティが高くなると、中長期的な市場価格の予見性が低下する。設備投資の回収の不確実性が増すと、資金調達条件は厳しくなり、事業性の悪化や投資意欲の減退につながる。

洋上風力は火力電源と比較して、発電原価に占める初期設備投資の割合が大きい資本集約型電源である。従って、資金調達費用の多寡が発電原価を大きく左右する。今夏の補助金なしの2GWの入札が不調となったことに対し、業界団体は、CfD方式を採用した方が、資金調達費用の低減により発電原価は最大30%削減可能として、次回入札からの速やかな移行を主張する。

洋上風力発電発祥の地、デンマークでも24年に3サイトを対象として補助金なしの入札を実施するも全て不調となった。政府はこれを踏まえ、CfDへ制度変更の上、再入札を実施すると表明した。オランダでも10月、1GWの補助金なしの入札で応札者ゼロとなった。コスト増に加え、建設前の価格合意やPPA締結が困難などの状況を踏まえ、政府は補助金付きの新たな入札ラウンドを準備中だ。

安定・安価な供給狙い EUはCfD適用義務付け

EUの政策は、エネルギー危機を契機に、脱炭素化の促進と産業競争力維持の両立に舵を切った。ガス価格の影響による電力価格高騰時に、価格上限設定のないFIPなどの支援を受ける再エネ電源が、追加的利潤を得たとして問題となった。このため、昨年施行の電力市場改革では、産業力維持の観点から、長期的な価格の安定化を図るべく、価格上限のあるCfDの導入やPPA促進策（信用保証等公的支援の整備）を打ち出した。

加盟国は、27年7月以降、洋上風力を含む対象の非化石電源新設を支援する場合には、CfD（もしくは同等の効果を持つ支援）の適用を義務付けられた。CfDは、市場価格の変動へのエクスポージャーを抑え、ベースラインの収入が予測可能となるため、事業者は有利な融資条件を得られやすい。資金調達費用の低減は、より安価な再エネ電源の供給を可能とする。

EUは長期的な投資の最適化のため、短期の市場原理に委ねる制度設計から、市場と公的規制・介入との併存へと、大きく方向転換したと言えよう。

 

東京ガスなどは、米キャメロンLNG基地近傍で進めていたeメタン製造事業「ReaCH4プロジェクト」を解散する方針を決めた。11月19日に開かれた資源エネルギー庁のガス事業環境整備ワーキンググループ（座長＝山内弘隆・一橋大学名誉教授）の第４回会合で、同社の木本憲太郎副社長が明らかにした。

このプロジェクトを巡っては、東京ガス、大阪ガス、東邦ガス、三菱商事、米センプラ・インフラストラクチャーの5社が2023年8月に、米メキシコ湾岸でeメタンを製造・液化し、国際的に輸送するサプライチェーン確立に向けた共同検討に関する基本合意書を締結。その後、大阪ガスが離脱し、残る4社で25年度中の最終投資決定（FID）を目指し検討を進めてきたが、インフレによるコスト上昇で経済性の悪化が避けられないことからFIDを断念した格好だ。今後は、カナダでの新規eメタンプロジェクトを有力候補とし、30年度までの製造開始を目指して具体的な協議を進めていくという。

木本氏は「豊富な水力発電由来のグリーン水素を利用できるなど、原材料調達に起因するコストの課題や土地の確保といった点で非常に優れている」と述べ、カナダの新規プロジェクトの事業の蓋然性が高さを強調した。

電力システム改革の検証を踏まえた制度改正の方向性が見えてきた。資源エネルギー庁は、電力小売り事業者に対する供給力確保の義務履行の強化や、公的機関による電源・系統投資への資金調達支援など安定供給確保に向けたいくつかの新制度を検討している。しかし、実務者からはその実効性に疑問を呈する声も少なくない。

中でも物議を醸しているのが、小売り事業者の供給力（kW時）確保の義務履行を強化する新制度案だ。実需給年度の3年前に想定需要の50%、1年前には70%を確保することを求めるもので、負担を強いられることになる小売り事業者の反発は強い。

エネ庁が9月8日から実施していた意見募集では、「施策の目的を明確化し、その目的に照らして達成手段の妥当性を丁寧に説明すべき」との意見が寄せられた。これを受け、11月11日に開催された「電力システム改革の検証を踏まえた制度設計ワーキンググループ（WG）」で事務局エネ庁は、義務履行強化の目的を①需要家に対する安定・継続的なkW時の供給、②料金の急激な変動の抑制――と整理した。

それでも、関係者は規制強化に納得しきれない様子だ。ある新電力関係者は、「目的は理解できた。だが、３年前に需要の50%確保といった水準を求めることが果たして手段として正しいのか」と疑問を呈す。

エネ庁は、規制強化の背景として22年の卸市場高騰を挙げているが、当時の混乱は小売り事業者がリスク管理を十分に行っていなかったことで、価格高騰に耐えられずに一方的な契約解除と、それに伴い一部の需要家が最終保障供給に移行せざるを得なくなったことに起因する。現在は、先物市場の活用や市場連動型の料金メニューを導入することで、需要家とリスクを分担する取り組みが進んでいる。同関係者は「こうした現状を踏まえずに、小売り事業者の市場依存度が当時と同程度にあるからといって問題視し、規律を強めようとしていることが腑に落ちない」と不満をあらわにする。

一方で、電源へのファイナンス支援には一定の期待が寄せられている。同日のWGでは、電力広域的運営推進機関を通じて電源や系統の投資資金を融資する枠組みが示された。大手電力関係者は、「中立性や公平性の観点からも一定の妥当性がある」と評価する。ただし、会合の中で大山力理事長が言及したように、実現するには広域機関の組織体制づくりや人材確保が大きな課題となる。広域機関には一般送配電事業者からの出向者が多いが、「事業者からしても優秀な人材を送り込む余裕がなくなっており限界がある」（電力大手関係者）のが実情だ。

電力システム改革の検証を通じて、安定供給巡る課題が浮き彫りとなった。エネ庁の制度改正案の方向性には多くの業界関係者が同調している。あとは、実務者の意見を踏まえた実効性ある仕組みを作り上げられるかだ。