投稿者: kadokura

4月1日に導管部門の分社化が完了し、今を136年の歴史における第三の創業期と位置付ける。新たに策定した理念の下、時代の変化に対応し成長し続ける企業を目指す。

【インタビュー：内田高史／東京ガス社長】

志賀　ロシアによるウクライナ侵攻への制裁措置としてエネルギー資源の輸入禁止が取り沙汰されています。内田社長は、ロシア極東の天然ガスの開発プロジェクト「サハリン2」からのLNG輸入継続の意向を示されました。

内田　LNG長期契約には、契約量の一部を引き取らない場合でも、全量相当の代金を支払う「テイクオアペイ条項」があるのが一般的であり、引き取らないことがすなわち対ロ経済制裁につながるとは考えられません。サハリン2は、当社の輸入量の10％を占めており、また、日本全体のLNG輸入量の8％に当たる600万t強がロシア産で、これが一気に止まるようなことになれば、日本のエネルギー安定供給に支障が生じてしまいます。

　都市ガス向けは200万tですが、ガス業界全体で他の調達先からのLNGを融通し合ったとしてもとても賄えませんし、発電向けの400万tがなくなれば、ガス火力による供給力を失い大きな影響は避けられません。長期的には、さまざまな手を打ちロシア依存度を低減させることができるかもしれませんが、代替案のない足元では一エネルギー事業者として輸入を継続すると判断せざるを得ません。政府もサハリン2は非常に重要な供給源であり、手放すことはないとの認識を共有していただいているものと考えています。

さらなるLNG調達 需要を見極め判断

志賀　ロシア・ウクライナ情勢を踏まえ、今後のLNG需給をどう見通しますか。

内田　近年の上流開発投資不足により、もともと2020年代前半はLNGの需給がかなりひっ迫することは明白でした。20年代後半には建設中のプロジェクトがいくつか立ち上がり需給が緩む見通しですが、それでもいわゆるESG（環境・社会・ガバナンス）投資により、化石資源への投資に歯止めがかかっている上に、今後は東南アジア諸国のLNG需要も増大し、30年代に向け、さらなるひっ迫は避けられないとみていました。そこに、今回のロシア・ウクライナ問題が勃発したことで、ロシアからのパイプラインガスに依存していた欧州各国がスポット市場でLNGを調達するようになり、足元の需給がさらにタイトになっています。欧州のエネルギー戦略次第では、30年代に向けてより一層需給の厳しさが増すことになるでしょう。

志賀　今後どのような対策を講じていくお考えですか。

内田　当社はこれまでも、LNG調達の多様化に取り組んできました。20年代後半にはモザンビーク、カナダからの調達を決めています。とはいえ、これはロシア産があることが前提ですので、サハリン2との契約が満了となる31年に年間110万tが脱落することになるのであれば、長期契約についてさらなる手を打たなければなりません。一方で、当社としては都市ガス向け、そして発電向けともに、需要がどうなるかを慎重に見極める必要があります。

　実は、調達しているLNGのかなりの量を発電向けに使っています。都市ガスや電力の需要を見極めながら調達を増やすかどうか判断しなければならず、結論を出すには時間を要します。

カーボンニュートラルの実現に向け、改めて原子力活用の重要性が国内外で見直されている。原子力専業会社として、イノベーションと人材育成に積極的に取り組む方針だ。

【インタビュー：村松衛／日本原電社長】

志賀　昨年10月に閣議決定された第六次エネルギー基本計画における原子力の位置付けをどう受け止めていますか。

村松　第五次エネ基と同様、2030年の電源構成に占める原子力比率の目標が20~22％に据え置かれたことを、大変心強く思っています。PWR（加圧水型原子炉）に続き、BWR（沸騰水型原子炉）の設置変更許可の取得が続いており、再稼働を巡る環境は前進しています。第六次エネ基では新たに、30年に向けた「重要なベースロード電源」であると同時に、50年に向けたシナリオとして「脱炭素化の選択肢」とも位置付けられました。関西電力美浜発電所3号機が、新規制基準施行後初の40年超プラントとして稼働しましたし、この方針に沿って着実に再稼働が進むことを期待しています。

　しかしながら、現状では新規制基準に適合し再稼働した原子炉はPWRの10基にとどまっています。当社は、原子力規制委員会の審査に真摯に対応するとともに新規制基準に基づく安全性向上対策工事を安全第一で進め、地域の皆さまにご理解をいただけるよう説明を尽くしていきます。

　一方で、今回新増設・リプレースについて言及されなかったことは大変残念に思っています。資源の乏しい日本において、3E（安定供給、経済性、環境適合性）のバランスに優れる原子力発電の果たす役割は大きく、実用段階にある脱炭素化の選択肢として、また安全の確保、技術・人材・産業基盤を維持する観点から、将来にわたって一定規模の原子力発電を確保する必要があります。そのためには、足元の既設発電所の稼働のみならず中長期的には新増設・リプレースが不可欠です。

白川 裕／石油天然ガス・金属鉱物資源機構（JOGMEC）調査部調査課調査役

欧州の天然ガス不足を端緒とするエネルギー危機は全世界に多大な影響をもたらした。JOGMECの白川裕調査役は、今後さらに適正な価格の維持と安定供給の確保は困難になると見る。

欧州での天然ガス価格の高騰が止まらない。そして、構造的にその影響下にある世界のスポットLNG価格も未曾有の高価格を続けている。

欧州天然ガス価格指標である「TTF（Title Transfer Facility、オランダガス取引ハブ）」のガス価格は、2021年12月21日に100万BTU（英国熱量単位）当たり59.5ドルを付けた。また、北東アジアスポットLNG査定価格「JKM（Platts Japan Korea Marker）」は10月6日、同56.3ドルと、それぞれ、例年の月平均の10倍、7倍に跳ね上がり、過去最高値を更新した。

この要因はいろいろあるが、ロシアが新たに建設し、運転開始を急ぐ天然ガスパイプライン「ノルドストリーム2」に絡んだ問題で、欧州向けロシア産パイプラインガス供給量の減少がきっかけになっている。

20年以降、ロシアから需要の中心地である欧州北西部へのパイプラインガス供給量は、新型コロナウイルスの影響のなかった19年と比較して2割程度減少している。これ以外の経路（中国、トルコ向け）では天然ガス輸送を継続しているものの、特に、ウクライナ経由のパイプラインによる天然ガス輸送は、従来の半分以下に低下したままとなっている。20年は新型コロナウイルスによる需要減に伴うものなので仕方ないが、21年も減少したままだ。

ロシアからの供給が減少 欧州の需要の1割が不足

ロシアのパイプラインガスは、欧州への天然ガス・LNG供給全体の4割程度を占めているが、ロシアからのガス供給減少により、欧州全体の天然ガス需要の1割近くが満たされていないことになる。ロシアから欧州へのパイプラインガス供給が増えない理由は、バルト海を経由してロシアとドイツを直接結ぶ新たなパイプライン、ノルドストリーム2の早期の稼働承認をロシアが促そうとしているためと言われている。

ノルドストリーム2は、9月に2系統目の建設が完了しガスも注入済みで、使用許可手続きを待っている状態だ。昨年9月以降、ドイツエネルギー規制当局Bundesnetzagenturによる使用認可審査が行われていたが、書類の不備を理由として審査が停止した。

この後、欧州委員会における審査も必要となるため、当初は22年5月ごろの運用開始が期待されていたが、現在では、22年上期以前の運用開始は困難との見方が大勢を占めるに至っている。

天然ガスを巡る新たなリスクが日本企業のLNGのマネジメントを一層難しくしている。安定供給とエネルギーセキュリティー確保に向け、官民はどう取り組むべきか。

【出席者】定光裕樹／資源エネルギー庁資源・燃料部長、中村 直／JERA常務執行役員最適化本部長、　竹内敦則／東京ガス執行役員エネルギー需給本部原料部長

――最近の天然ガス・LNG市場の動向をどう見ていますか。

中村　世界の天然ガス価格が乱高下を繰り返しているのには、欧州の市場動向が大きく影響しています。欧州では、再生可能エネルギーシフトが進んでいる上に、昨年の夏は風況が悪く、風力発電の稼働が落ちました。地下ガス貯蔵量が低水準であったことが重なり、市場価格が高騰しました。北東アジア向けのLNGスポット価格（JKM）は、これまでも欧州の価格にフレート（海上運賃）を乗せてプライシングされるケースがありましたが、アジアの需給と関係なく欧州の動向に引きずられることはこれまでなかった事象です。事業者としては、この新たな動きも視野に入れた対応を考えていかなければならない局面に入っています。

竹内　昨年冬にも、JKMは30ドル以上に高騰しました。これは、新型コロナからの経済回復傾向と12月から1月の厳冬に伴い、北東アジアで一時的にLNG需給がひっ迫したためです。今回の場合、欧州における地下貯蔵量の低下、ノルドストリーム2の稼働遅れ、北京五輪前の中国需要などの要因が重なった結果、世界的に需給がタイト傾向になり、市場も洋の東西で呼応し合っている状況です。政治的な動きで、1日のうちに7ドルも10ドルもマーケット価格が変動してしまうこともあります。トレーディングには、適度な価格ボラティリティが時には必要かもしれませんが、ここまで大きいと売り主も買い主も怖がって取引や売買が難しくなり、天然ガス産業の健全な発展を阻害することにもなりかねません。

定光　昨年後半から起きたLNG価格の乱高下は、季節的な需給要因に加え、再エネシフトや炭素価格などの政策的要因も背景にあると思います。また、原油換算で300~400ドルに達するような価格水準は持続可能でないと言わざるを得ません。欧州では、中東諸国や米国などガスをおおむね自給できる国の10倍近くと言われる価格が付いていて、日本をはじめとするアジア諸国もこれに引きずられているわけです。今後、エネルギー価格の高騰が、さまざまな政治的な分断、社会の不安定化を加速させるのではないかと懸念しています。

　欧州でもエネルギー価格高騰に伴う低所得者の救済をどうするかといった議論がなされています。アジアでも例えばパキスタンで電力不足により、主要産業の繊維工場の稼働を一部止めるなど、新たな南北問題というか、途上国のエネルギーアクセスの阻害要因となる事例も出てきています。

欧州のエネルギー危機を契機に、天然ガス・LNGを取り巻くさまざまな課題が浮き彫りになった。脱炭素化とエネルギー安定供給、セキュリティーの同時達成へ、日本は世界のルールメイクをリードできるか。

「プーチン大統領の一言で欧州の天然ガススポット価格が乱高下し、それにつられてLNGスポットも変動してしまう。これほどまでに世界の天然ガス・LNG市場の不確実性、不透明性が高まったことがあっただろうか」

エネルギー業界関係者がこう語る通り、世界の天然ガス・LNG市場は、需給と価格の両面で、かつてないボラティリティにさらされている。そこには、脱炭素化と再生可能エネルギーシフト、LNG需要国としての中国の台頭、欧米とロシアの関係悪化―など、さまざまな要素が複雑に絡み合っている。

海外からのLNG輸入に依存する日本の電力・ガス会社は、エネルギー自由化や再エネ拡大によって、長期・短期の需要を把握しづらくなりつつある中、こうした新たなボラティリティに直面し、調達戦略を描くための予見可能性は低下する一方。難しいマネジメントを迫られているのが実情だ。

年末年始もTTFが乱高下 一時はJKMを超える

そもそも今起きている市場の混乱は、天然ガスの最大の市場であり、脱炭素化に急進的に取り組んできた欧州に端を発している。昨冬、厳しい寒さの影響で地下貯蔵量が激減したところに、風力発電の出力低下でガスの消費がさらに進み、需要の4割を占めるロシアのパイプラインガスの供給減も相まって、十分に在庫を回復しきれないまま今冬を迎えた。2021年末の地下貯蔵量は、20年末の75％に対し56％とかなり低く、このままでは今春にも10％を切り、最悪の場合、枯渇もあり得るとさえ言われている。

LNGの大半を長期契約で調達している日本とは異なり、欧州では7～8割をスポット市場で調達している。このため、昨秋からのガスをはじめとする化石エネルギー価格の高騰は、電気やガス料金の上昇という形で企業や家庭の収支を直撃。各国とも、さまざまな対策を講じなければならなくなるほどの混乱をきたしている。

欧州の天然ガス指標価格であるオランダ「TTF」は、低い在庫状況を背景に、年末年始も市場が日々のニュースに反応。価格が乱高下を繰り返した。

12月第2週から急上昇し、寒波に見舞われたロシアが国内供給を優先したことで欧州向けのヤマルパイプラインによる供給量がゼロになった21日には、100万BTU（英国熱量単位）当たり60ドルと、過去最高値を記録。通常、北東アジアのLNG価格の指標「JKM」を上回ることはないが、この間は大幅に超えていた。

それからわずか3日後の24日には、暖冬予想が発表されたことや米国発の北東アジア向けLNG船が転売され欧州に向かったことなどから急落。ところが、1月1日にインドネシア政府が同月中の石炭輸出禁止を発表すると再び上昇し、それ以降はウクライナ情勢の緊迫化などが影響し、1月中旬時点で30ドルを超える水準を維持したままだ。

政府のカーボンニュートラル政策に合わせ、グループが目指す環境目標を引き上げた。低・脱炭素のトップランナーとして、九州から日本の脱炭素をリードしていく。

【インタビュー：池辺和弘／九州電力社長】

志賀　第六次エネルギー基本計画で、2050年カーボンニュートラル（CN）の実現と、30年度の温室効果ガス（GHG）46％削減（13年度比）に向けた政策の方向性が示されました。

池辺　50年CNの実現に向け、将来の社会情勢や技術革新といった多くの不確実性が伴う中で、特定の技術に決め打ちせず、あらゆる選択肢を追求する方向性が改めて示されたものと認識しています。30年のGHG46％削減に向けては、非常に限られた時間軸の中で対応していく必要があり、目標の達成には多くの困難が予想されます。また、安全性の確保を大前提に電力の安定供給を第一とし、経済効率性と環境への適合を図る「S+3E」の同時達成に向けた取り組みを進めていくことが必要と受け止めています。　この削減目標の達成には、消費側（需要）と発電側（供給）の両面で取り組んでいく必要があり、需要面ではより一層の電化の推進に取り組むことが重要です。一方、供給面では、自社開発を含めた再生可能エネルギーの最大限の導入、安全を大前提とした原子力の最大限の活用と火力の一層の高効率化や技術開発などに取り組まなければなりません。

環境目標を上方修正 具体的な行動計画示す

志賀　九州電力としての具体的な取り組みは。

池辺　当社はGHGの排出削減に努め、九州から日本の脱炭素をリードする企業グループを目指します。低・脱炭素のトップランナーとして、社会のCN実現に大きく貢献するため、昨年11月には九電グループが目指す50年のゴール、そして30年の経営目標として位置付ける環境目標を上方修正し、これらの達成に向けたKPI（重要業績評価指標）などを含む具体的行動計画を示す「カーボンニュートラルの実現に向けたアクションプラン」を策定しました。

　その中で「電源の低・脱炭素化」については、九電グループの強みである地熱や水力に加え、バイオマスや導入ポテンシャルが大きい洋上風力の開発推進による「再エネの主力電源化」、安全最優先と地域の皆さまのご理解を前提とした将来にわたる「原子力の最大限の活用」、省エネ法で定められるベンチマーク指標の達成に向けた火力発電のさらなる高効率化や、水素・アンモニアといった新技術の適用などによる「火力発電の低炭素化」などに全力で取り組むことを明記しました。また、海外事業においても、各地域のニーズに応じた再エネ開発・火力発電の低炭素化・送配電事業などに取り組み、立地国のCNの実現に貢献していきます。

　一方、「電化の推進」について、家庭・業務部門では、住宅のオール電化や、空調・給湯・厨房の電化を推進し、21年から30年までの合計で、家庭部門で15億kW時、業務部門で16億kW時の電力需要を創出します。産業部門では、ヒートポンプなど、熱源転換機器の技術研究を行うとともに、生産工程における幅広い温度帯の熱需要に対する電化に挑戦します。さらに運輸部門では、30年で特殊車両を除いた社有車の100％電気自動車（EV）化を目指すとともに、EVの普及拡大に向け、シェアリングサービスや充電インフラの拡大、EVを活用したエネルギーマネジメントといった事業やサービスを提供していきます。

　また、地域のCN推進やレジリエンス強化に向けた自治体などとの協業ニーズに対し、九電グループのソリューションの提供を通じて地域・社会の課題解決に貢献し、ゼロカーボン社会を共創していきます。さらに、需給両面を担う送配電事業では、再エネを最大限受け入れるため、送配電ネットワークの高度化を図りCNの実現に貢献したいと考えています。

2022年、エネルギー業界ではどんなニュースが騒がれるか。実際にあり得そうな話題から、起きてほしくない話題まで。本誌記者が見た「初夢記事」。信じるか、信じないかはあなた次第!?

NEWS 1　清水LNG火力復活か 静ガス・ENEOSが検討

静岡ガスとENEOSはこのほど、静岡県清水市で大型LNG火力発電所を共同で建設するための検討に着手した。総出力100万kW級で、2030年代前半の稼働を視野に入れている。同火力を巡っては地元の反対などを受け18年に静ガスが計画を中止していたが、原発の長期停止や大型火力の休廃止を背景に、電力供給不足が東日本地域で深刻化、事業性が見込める状況になった。両社は水素混焼によるCO2削減など環境対策に万全を期すことで、地元同意を目指す構えだ。

【解説】　電源不足は年々深刻さを増している。経産省によると、この5年間で休廃止された石油火力は約1000万kW。また20年夏に稼働していた火力発電のうち、休廃止や運転停止で21年度に供給が見込めなくなった施設は、大手電力だけで約830万にkWに達するという。今後の供給力確保のためには、大型電源の新増設が必要な状況に疑いの余地はない。

こうした中、九州電力と西部ガスは北九州・若松で約60万kWの大型LNG火力を共同建設する方向だ。早ければ25年ごろの運転開始を目指すという。東京ガスと九電も共同で、千葉・袖ケ浦に210万kW級の大型LNG火力を建設する計画を進めている。　

そもそも大型電源の少ない東海地域では、供給安定性の向上にもつながる清水LNG火力計画。関係者からは復活を求める声が聞こえているが、果たして。

脱炭素社会実現を旗印に、欧米諸国は狡猾な駆け引きを展開しており、2022年もその動きは加速しそうだ。そうした中で、岸田政権は国益優先の政策を打ち出せるのか。有識者があるべき姿を展望した。
〈出席者〉  A 経営コンサルタント   B 学識者   C 資源アナリスト

2021年は、石油や石炭、天然ガスといった化石資源の世界的な需給ひっ迫や価格高騰、そしてそれに伴う電力卸価格の上昇など、エネルギーの安定供給と経済性の確保に大きな課題が突き付けられた1年となった。有識者らは、22年世界のエネルギー情勢をどう予想するのか。

A　21年のエネルギーに関わる最も大きな話題は低・脱炭素化だった。全く合理性はないが、22年はこれがどこまで加速するかがポイントになる。それから、新型コロナウイルス対策の影響も無視できない。政治家が政策面でアピールしやすいのが厄介で、結果的に行き過ぎた対策を断行しそれに右往左往させられる可能性が大いにある。実際、エネルギー需要が回復基調にあったところにオミクロン株のショックが襲い、急ブレーキがかかった。また、コロナ禍の影響が残る限り過剰流動性が残るので、需給が引き締まらずとも価格が下がりにくい状況になりかねない。ただでさえ、過度な低・脱炭素政策のために世界のエネルギー需給構造は歪んでしまっている。電力分野を中心に、一層需給がひっ迫しやすくなるのではないか。

資源価格高騰で拡大するか メジャーによる上流投資

B　数年前の上流投資不足の影響が尾を引き、新たなコロナショックでよほど需要が落ち込みでもしない限り、経済が回復し化石資源需要が高まれば価格は上昇するだろう。IMF（国際通貨基金）などの金融当局は、インフレは短期的と言っていたが、最近になってパウエルFRB（米連邦準備制度理事会）議長らが意外と長引くかもしれないと言い始めている。化石燃料価格の高止まりによる生産コスト押し上げの影響が長期化すると、金融緩和の出口戦略を描きづらくなるので金融政策に影響が及ぶことも懸念している。

C　欧米の石油大手5社は、石油・天然ガスの価格高騰を背景に上流投資を増やすと表明している。ただし、これまでと大きく違うのは、機関投資家や金融機関が化石燃料への投融資を止めようとしていることだ。そうなれば、産油国やオイルメジャーは手元のキャッシュフローで投資しなければならなくなる。原油や天然ガス価格が下がれば投資できなくなるわけで、価格がこれまで以上に投融資を左右することは間違いない。

A　エネルギー価格を押し上げているのは、新興国・発展途上国の需要の増大によるところが大きい。先進国は既に頭打ちだが、こうした国々は人口増加と経済発展にともない、ますます化石燃料を必要とするはずだ。需給バランスだけを見れば、今年よりも来年緩むとは到底思えないが。

B　そういう意味で注目しているのは、米シェールオイルの開発動向。今の生産量の低迷はバイデン政権の規制やコロナとは関係なく、シェールオイル業界に投資していた人たちのマインドが、成長よりもキャッシュフロー優先に変わってしまったことが影響している。もともと9000箇所ほどあった生産を開始していない井戸が一年で40％も減っていて、このままでは22年末にゼロになり、いよいよ新規投資しなければ生産を維持できなくなる。今はその瀬戸際にいて、そのサインが出ればマーケットが大きく反応することになるだろう。

C　20年春には、原油先物市場でネガティブプライスが付くほど燃料市況が暴落し、エクソンモービルやシェブロンは、配当資金を確保するためにキャッシュが必要で新規開発を止めざるを得なかった。今は、どちらも開発を進めると言っているし、世界最大の原油とガスの生産国であるアメリカの動向次第で供給量が増える可能性は十分あり得るよ。米エネルギー省は、22年の価格は少しだが下がると予想し、実際、欧米の天然ガス、原油価格は少し下がり始めている。米国は、自国企業が増産に踏み切ることで、21年の最高価格に達するようなことはないと見ている。

B　日米が増産を要請しても、OPEC（石油輸出国機構）プラスは5年前の投資不足が響いていて増産できる状況にない。サウジアラビアも21年7月の減産幅縮小の合意から逸脱した決断をするとは考えづらいし、OPEC側での需給調整は政治的に難しいだろう。さらなる高値に突入するかは、全てシェール次第と言えそうだ。

社会様式と事業環境の急速な変化を踏まえ、2021年11月に新たなグループ経営ビジョンを策定した。脱炭素化の実現と社会の持続的な発展に貢献すべく、新たなビジネスモデルの構築へ取り組みを加速させる。

志賀　11月に2050年を見据えた「中部電力経営ビジョン2・0」を発表し、従来の電力会社にはない意欲的な目標を掲げました。

林　当社は18年に「中部電力グループ経営ビジョン」を策定し、電力の安定供給という変わらぬ使命を完遂するとともに、社会課題を解決する新たな価値創出を目指す方針を打ち出しました。そしてこのビジョンに基づき、20年代後半に、国内エネルギー以外の事業を国内エネルギー事業と同等規模に成長させるべく、これまで事業ポートフォリオの変革を進めてきました。

　ただそれ以降、DX（デジタルトランスフォーメーション）がより一層進展したのに加え、新型コロナウイルスの感染拡大などにより社会構造・生活様式は大きく変化しました。また、政府が50年カーボンニュートラル社会の実現を目指す方針を示し、エネルギー基本計画が改定されるなど、エネルギー事業を取り巻く環境が大きく変わりました。

　そのため、新たに「中部電力グループ経営ビジョン2・0」を策定し、脱炭素化を達成した安心安全な分散・循環型社会を50年に実現するために、当社がエネルギー事業者として何に貢献ができるのか、社会の持続的な発展のためにどのようなビジネスモデルを構築するべきかという方向性を示すことにしました。

電源の脱炭素化へ 再エネ拡大目標引上げ

志賀　脱炭素に向けた具体的な戦略をどう描いていますか。

林　発電側では、再生可能エネルギーの拡大目標を従来の200万kW以上から320万kW以上に引上げました。合わせて、JERAにおいても火力発電所の脱炭素化を推進するとともに、浜岡原子力発電所の再稼働に向けた取り組みを強化していきます。原子力は、第六次エネルギー基本計画、さらにはグリーン成長戦略でも脱炭素化に向けて活用していくことが明確に位置づけられており、岸田政権としてしっかり取り組んでいくという強い決意だと受け止めています。

　現在の国内の最終エネルギー消費のうち、電力は27%となっています。電気は二次エネルギーであり、再エネや原子力、カーボンフリーの燃料を活用した火力といった一次エネルギーで発電することにより、脱炭素化に貢献することができます。

　こうした意味においても、需要側のエネルギーの電化を進めることには大きな意義があります。脱炭素社会の実現に向けては、電源の脱炭素化と需要側の電化はどちらも欠かすことはできません。

多種多様な道内、道外の企業と連携を図り、再エネ資源に恵まれた北海道の地の利を生かし、水素サプライチェーン構築に向けた取り組みに着手した。オール北海道で新たな価値を創り上げる「共創」を進め、持続可能な社会の実現を目指す。

志賀　4月にカーボンニュートラル実現に向けた取り組みを発表しました。

藤井　昨年公表した「ほくでんグループ経営ビジョン2030」の取り組みを一層深化させ、2050年の北海道におけるエネルギー全体のカーボンニュートラルの実現に最大限挑戦し、地域の持続的な発展に貢献していくことが取り組みの趣旨です。経営ビジョンで掲げた通り、泊発電所の早期再稼働や経年化した火力発電所の休廃止などによって、30年の環境目標「CO2排出量を13年度比50%以上低減（1000万t以上低減）」「道外を含む再生可能エネルギー発電30万kW以上拡大」を達成するとともに、水素・アンモニアの利活用、CCUS（CO2の回収・利用・貯留）といった革新的技術の活用などあらゆる手段を総動員し、50年までに「発電部門からのCO2排出ゼロ」を目指します。

　需要側においては、日本のエネルギー起源CO2排出量の過半を占める非電力によるエネルギー消費、とりわけ北海道では暖房需要における化石燃料の直接燃焼をいかに減らしていくかが重要です。これには電化が大きな役割を担いますので、ESP（エネルギーサービスプロパイダー）やZEBコンサルなど、ほくでんグループとしてトータルエネルギーソリューションサービスによる電化の拡大を押し進めていきます。電化が困難な需要に対しては、グリーン水素などの供給に向けた検討を進め、電力以外のエネルギーのCO2排出削減にも貢献していきたいと考えています。

脱炭素はチャンス オール北海道で挑む

志賀　政府が示す「46%」を超える「50%削減」という目標に、脱炭素をチャンスと捉えたという印象を持ちました。

藤井　カーボンニュートラル社会に移行するには、コストがかかります。国民負担を増やすことなく達成するには、国や事業者が知見を持ち寄りながら、既にあるものを有効活用することが最優先です。再エネ資源が豊富な北海道にとってカーボンニュートラルは地域活性化に向けた千載一遇のチャンスであり、当社単独ではなくオール北海道で土壌を整える必要があります。

　また、再エネ資源が豊富だということは、CO2を排出しないグリーン水素製造の適地となり得るということです。水素は、火力発電の脱炭素化、余剰再エネ電力の貯蔵・利用、電化困難な産業部門への導入など、さまざまな用途が見込めるキーテクノロジーですが、一方で、コストやインフラ整備など多くの課題が山積しており、国や道、自治体、他企業などと連携し、水素サプライチェーンを構築していく必要があります。

東京ガスと大阪ガスに課せられていた経過措置料金規制が10月1日付で解除される。その一方で、大手電力会社に対する経過措置は市場支配力の問題から当面存続する見通しだ。

　2017年4月に小売りが全面自由化された都市ガス事業では、供給区域内での競争が進展していないなど一定の基準を満たさない事業者には経過措置料金規制が課せられ、当初は12社（表参照）が対象となっていた。18年3月に3社の指定が解除され、残りは9社に。そして今春の専門委員会の場で東京、大阪、東邦の大手3社について解除基準を満たすことが確認された。

　具体的には、①当該事業者の都市ガス利用率が50%以下、②直近3年間のフロー競争状況、③他のガス小売り事業者の販売量シェアが10%以上、④小口料金平均単価の3年連続下落および自由料金件数が経過措置料金件数を上回ること―という4指標のうち、3社は②③をクリア。議論の末、「最終的に解除しても差し支えない」と判断された。ただ東邦に関しては、4月13日に公正取引委員会の立ち入り調査が行われ、電力・ガス取引条件を巡る検証が続いているため、「調査結果などが明らかになった後に解除の可否を判断する」として、今回は見送られた格好だ。

　これにより、大手2社のエリアでは料金規制が完全撤廃され、「自由料金メニュー」と「最終供給保障約款」の世界に移行する。とはいえ、エリア内のガス利用率は依然として50%を超えているため、解除後3年間は「特別な事後監視」の対象になる。

「経過措置規制が解除されることは基本的に歓迎したい」。大手都市ガス会社幹部はこう話す。「料金戦略の自由度が広がることは、全面自由化市場で大きな意味を持つ。消費者団体などの中には、不当な値上げにつながるのではと懸念する向きもあるが、電力・ガス市場でこれだけ競争が浸透していれば需要離脱を招き自爆するだけだ。むしろ、昔から自由化されているはずのプロパンガスの方で競争原理が働かず、全国的には相変わらず高値安定を続けている。競争規制改革の次のターゲットは、プロパン業界だな」

規制解除は時期尚早か 公取委の調査も足かせに

　プロパンはともかく、次なる課題は電気料金の経過措置規制をどうするかだ。経産省関係者によると、電力市場では大手電力会社の市場支配力がいまだに強く、適正な競争環境にはないといった判断から「規制解除は時期尚早」との見方だ。加えて、前述した東邦ガスとほぼ同時期に、中部、関西、中国、九州の4社が公取委の立ち入り調査を受けている。 「経産省はそもそも電気料金規制を完全撤廃することには消極的。電力の経過措置が解除されることは当分ないだろう」（エネルギー関係者）。脱炭素化を背景にした発電コストの上昇などで全国的な電力値上げ時代が予想される中、経過措置規制は需要家保護の観点から一定の歯止め役になるのか。

脱炭素重視の企業が注目を集めるが、その裏では電気料金高騰に苦しむ企業も多い。電気料金が企業経営を直撃する実情を踏まえた政策が求められている。

脱炭素化対応の要請が高まり続けている昨今、電力調達に関する需要家の本音はどこにあるのか。

まず、ここ数年でCO2フリー電気が必須と判断する企業が増えているのは事実だ。再生可能エネルギーの活用に積極的な大手流通チェーングループでは、従来は親会社がエリアごとに旧一般電気事業者との間で個別契約してきたが、最近はPPA（電力販売契約）事業者からの調達を進め、敷地内のオンサイト太陽光発電の活用を拡大。今後はオフサイトでの調達も進めていく。調達しきれない部分については、非化石価値証書を補足的に利用する方向だ。

判断の背景には、やはり世界基準の脱炭素の動きを無視できないとの考えがある。「脱炭素化はCSR（企業の社会的責任）ではなく、企業の存続のために真剣に事業として進めるべきものと考えている。今後電気料金が高騰すると言われているが、料金の構成要素に加え、環境価値の価格動向、炭素税導入の行方など不確実要素があまりにも多い。それでも脱炭素化は着実に進めなければならない」（同グループ社員）

ただ、電力の消費実態や企業体力によって考え方は全く異なる。電力多消費産業では電気料金上昇に伴う実害が既に発生。さらなる価格上昇への懸念が高まっている。

電力は「総合無責任体制」 どうなる日本の工業力

東日本大震災以降の電気料金高騰のあおりで、電力多消費産業の一部では倒産や廃業に追い込まれている。同産業の電気消費原単位は、最大で売上高1000円当たり約20 kW時と、製造業平均の約29倍にもなる。この水準ではROE（自己資本利益率）10%とした場合、電気代がkW時5円上がると利益が飛んでしまう。

さらに料金を押し上げる要素の一つとして懸念されるのがFIT賦課金だ。例えば鉄鋼業界の場合、特殊鋼電炉業界などは減免対象外で、業界全体では年間400億円ほどの賦課金を支払っている。「賦課金だけでなく、再エネの統合コストも含めた電気料金全体はどうなるのか、第六次エネルギー基本計画の素案では見通しが全く示されていない。さらに化石燃料価格の動向も不透明で、戦々恐々としている」（鉄鋼業界関係者）

加えて安定供給リスクへの不安も大きい。1000℃以上の高温プロセスの準備には1日ほどかかり、稼働中に停電すれば製造中の鉄が固まり処分せざるを得なくなる。また自家発の老朽化が進むが、石炭利用への逆風が強まる中で数百億円かかる設備更新の投資判断はしにくく、ぎりぎりまで使った後で順次止めていくことに。

系統電力への依存度が高まる上、電化推進は既定路線だが、「今後停電や周波数変動が増加すれば、日本の製造業の競争力が落ちる可能性がある。だが総括原価時代と違い、今は誰も電気の品質の責任を負わない『総合無責任体制』だ。これで日本の工業力を保てるのか。天災である東日本大震災からの10年より、電気事業を取り巻く今後の人為的影響への危機感の方が強い」（同）と訴える。

〈出席者〉　A低圧系新電力、B大手エネルギー系新電力、C独立系新電力

2016年の全面自由化を機に激しいシェア争いを繰り広げてきた電力市場。今後、調達原価の上昇は免れず、小売り事業各社は戦略の見直しに迫られている。

―電力自由化後の料金水準をどう見るか。

A　日本の電力自由化が、電気料金の低廉化を前提にスタートしたことに違和感がある。競争圧力で下がることもあれば、外部環境によって上がることもあるわけで、上がったから自由化が進んでいないとは言えないし、逆に下がったからといってそれを自由化の効果だとも言い切れないはずだ。実際、1990年代以降、2010年まで電気料金は低下傾向をたどったが、それ以降は上昇している。それは主に、原子力停止後の火力発電の焚き増しによる燃料費の増大と、再生可能エネルギーの賦課金という外部要因に起因している。

B　欧州の電力自由化は、国営の電力事業を民営化することで効率化を図り、値下げにつなげる狙いがあった。一方、日本の場合、既に民間企業が事業を運営しており、総括原価の下で重複性を回避するような設備形成をしていた。自由化で効率化するといっても、それほど値下げの余地がないのは分かり切っていたことだ。

C　自由化して非対称規制を入れれば新規参入者は一定のシェアを取ることができるが、いずれ緩和されれば既存事業者がシェアを取り返し寡占化が進むと考えるのが一般的だ。発電設備が余っている状態で自由化し、余剰電力を限界費用でマーケットに投入するのを強制したことで、新規参入者の調達コストが下がりシェア競争が進んだ。ところが、自然変動型の再エネが大量導入され、最近は大手電力会社が火力電源の最適化を進めており、供給力がタイトになりつつある。自由化の効能の産業組織論的なサイクルと電気事業の設備量のサイクルで価格は上下するので、自由化に一定の効果は望めるのかもしれないが、下がり続けることを期待できるわけではない。

今後も電気料金は上昇傾向 再エネと燃料費が押し上げ

―2030年に向け、料金水準はどうなっていくだろうか。

A　これまでの料金単価の推移を見れば、今後も上昇していくだろう。FITを卒業しない限り再エネ賦課金は当面高止まったままだし、とりわけ今は化石燃料への依存度が高いので、燃料価格上昇の影響は今後の料金に色濃く反映されていくのではないか。

B　再エネ賦課金はもちろん、変動再エネ大量導入に見合ったバックアップ用の電源を抱える必要があり、制度が過剰設備保有を促している状況で下がる余地はない。既に料金に反映されない回収不能投資のために泣いている事業者もいるわけで、これを加えたら今も相当な電気料金になるはずだ。電気料金として表面化していなくても、電気事業のためのコストは確かに生じている。自由化は小売り分野に偏重しているが、小売り事業者がいくら頑張って販管費を圧縮したところで、最終支払単価に占める割合の小さい小売りが捻出できる値下げ分は限定的だ。

低廉な電気料金は、わが国の産業競争力を支え、国民生活を豊かにするために欠かせない要素だ。2030年度の電源構成目標を実現した際、電気料金は果たしてどんな水準になっているのだろうか。

菅義偉首相が昨年10月に掲げた「2050年カーボンニュートラル宣言」は、日本のエネルギー政策の枠組みを大きく変えた。4月には30年度の温暖化ガス削減の国別目標（NDC）46%（従来目標は26%）を打ち出し、これを踏まえ策定された第六次エネルギー基本計画案では、再生可能エネルギー比率を現状の18%程度から36~38%（従来目標は22~24%）へと大幅に引き上げるなど、「非常に野心的」（資源エネルギー庁幹部）な電源ミックス目標が示された。

しかし、輝かしい目標が社会をにぎわす一方、その達成に向けた具体的な道筋が示されないばかりか、国民負担など影の部分が語られる機会もほとんどない。産業界からは、「電力多消費産業にとって、料金単価が1円でも上がることは死活問題につながる。脱炭素社会を目指すことに異論はないが、予見性が伴わないまま負担だけが増え、いずれ事業を継続できなくなるのではないか」（製造業関係者）と、再エネ最優先の状況を不安視する声が聞こえてくる。

単価は自由化前と同水準 燃料費と再エネが押し上げ

一つの証左は、11年の福島第一原発事故を転機に、電気料金が上昇し続けてきたことだ。原発の稼働停止に伴う火力の焚き増しで化石燃料コストが増加。さらに、固定価格買い取り制度（FIT）のスタートで上乗せされることになった「再エネ賦課金」の拡大が拍車をかける。

料金単価の推移を見ると、燃料費と賦課金を除けば、20年度の大手電力会社の家庭用・産業用全体の平均単価は、段階的な小売り自由化が始まる以前の1994年度と比べ約37%低下。燃料費と賦課金を加味し震災前の10年度と比較すると、家庭向けで約14%、産業向けでは約15%上昇していることが分かる。