今年の冬も、JEPX（日本卸電力取引所）のスポット価格が高騰しており、新電力の経営を揺るがしかねない事態となっている。今後も冬期のスポット価格は下がることはほとんどないだろう。さらに、スポット価格のボラティリティが拡大する可能性も高い。しかし、スポット価格が上昇するということは、再エネや蓄電池ビジネスにとってはチャンスともいえる。

そもそも電気は安くなかった

2020年〜21年の冬に続き、2021〜22年の冬もJEPXのスポット価格が高騰しています。これにより、多くの新電力において、経営が困難な状況に直面しています。おそらく、こうした状況は今後も続くでしょう。その結果、多くの新電力が淘汰されることになると思います。

とはいえ、この状況には必然性がありました。そもそも、電気は安くなかったということです。

図１　電源別発電コスト

出典：資源エネルギー庁「発電コスト検証について」をもとに編集部再編集

図１は、政府が作成した発電コストの試算を表したグラフです。原子力などには政策経費がかかっていますが、だいたい10円／kWhを超えるレベルとなっています。石油火力にいたっては、25円／kWhを超えています。

図２　JEPXスポット市場年間平均価格

出典：JEPXの「スポット市場価格（年平均）」をもとに編集部再編集

図２は、JEPXのスポット市場の年間平均価格を示したものです。ここでは全国と東京電力エリアを示しました。年によっては10円／kWhを下回っていることがわかります。

ということは、電気の売り手はほとんどが旧一般電気事業者の発電部門ですから、赤字で電気を売っていたことになります。

こういった状況では、発電事業を続けることはできませんから、どこかで高騰するのは必然だともいえます。

実際に、米国テキサス州のERCOTの市場では、何年か発電事業で赤字が続いた後、突然高騰して発電事業者が利益を確保し、小売事業者が経営に行き詰まるというのを繰り返しているということです。

スポット価格が下がらないたくさんの要因

冬は２年連続してスポット価格が高騰しています。もちろん、平均価格の上昇は、そもそも発電原価が安くないということで説明できますが、高騰については別の要因があります。

今年についていえば、LNGと石炭価格の高騰が要因の１つで、旧一電の料金も上がっています（図３）。化石燃料については、今後も高止まりしていくことでしょう。もちろん、春以降需要期が過ぎればそれなりに値下がりすることも期待できますが、脱炭素化の流れの中で利益を確保したいOPEC＋の各国は生産調整してくるはずです。ウクライナ問題がこれに重なっているということでしょうか。

図３

出典：資源エネルギー庁「短期的な需給・市場における状況・課題について」をもとに編集部再編集

中国など新興国の需要増も要因です。今後10年以内に開発される化石燃料の生産増はこれらの国の需要増にあてられるのではないでしょうか。

だからといって、さらに油田・ガス田を開発する状況にはありません。というのも、脱炭素社会になっていくため、新たな投資をしても油田・ガス田が座礁資産になってしまうリスクが高いからです。むしろ投資は再エネや省エネに向くことでしょう。

このように、燃料価格そのものが高くなるため、電気料金も高くなるということです（図４）。

図４　日本と欧州のスポット市場の価格推移

日本のスポット市場の価格推移（日平均、システムプライス）

（/kWh）	９月	10月	11月	12月^※
平均	7.9円	12.1円	18.5円	17.0円
（最高）	13.0円	50.0円	70.0円	39.6円

※12月13日までの平均・最高

欧州各国のスポット市場の価格推移（日平均）

※イギリスについては、１GBP=153.8円で換算
※その他の国については、１€=129円で換算
※（出典）NORDPOOL、ENTSO-E Transparency Platform

（/kWh）		９月	10月	11月	12月
英	平均	29.1円	27.6円	28.5円	33.3円
英	（最高）	385円	185円	308円	108円
伊	平均	20.5円	28.0円	29.0円	33.2円
伊	（最高）	33.1円	48.0円	49.7円	49.3円
西	平均	20.1円	25.8円	25.0円	27.2円
西	（最高）	28.5円	41.2円	39.9円	40.7円

※12月13日までの平均・最高
出典：資源エネルギー庁「短期的な需給・市場における状況・課題について」をもとに編集部再編集

しかし、日本独自の要因もあります。

2016年の電力小売り全面自由化以降、旧一電が老朽火力発電所の休廃止を進めた結果、発電所の予備力が不足するようになったからです。

表１　2022年度冬季の需給見通し

	12月	１月	２月	３月
北海道	15.2％	7.8%	9.8%	17.0%
東北	12.8％	4.2%	9.8%	17.0%
東京	8.7%	2.6%	0.9%	8.4%
中部	8.7%	2.6%	0.9%	8.4%
北陸	8.7%	5.2%	4.1%	12.9%
関西	8.7%	5.2%	4.1%	12.9%
中国	8.7%	5.2%	4.1%	12.9%
四国	8.7%	5.2%	4.1%	12.9%
九州	8.7%	5.2%	4.1%	12.9%
沖縄	30.7%	31.3%	51.2%	63.1%

出典：資源エネルギー庁

表１は、2022年１月時点での次の冬の予備率の試算ですが、とりわけ１月と２月の東京電力エリアおよび中部電力エリアは危機的な状況であることがわかります。大雪となり、気温が下がれば、電気は不足し、スポット市場は高騰することになります。

新規発電所の運開により、2023年度の冬は多少なりとも高騰が避けられるかもしれませんし、2024年度以降であれば、容量市場によって電源を確保しているため、よりリスクは低くなると考えられますが、それにしても当面は深刻な状況となっています。

旧一電としては、維持にコストがかかり、利益を生み出さない老朽火力は、市場競争力がないので休廃止したいのですが、電力の安定供給には不可欠です。そのための容量市場だったのですが、実際にはその役割を果たしていないため、長期電源市場が検討されている、というのが現状です。

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新電力は退出していくのか？

JEPXのスポット価格が高止まりしていくとすると、JEPXからの調達に依存する新電力の経営が苦しくなるというのは自明のことです。現状の事業モデルを変えない限り、新電力が生き残ることは難しいのではないでしょうか。

再エネを重視する電力会社の選択を呼びかけている任意団体パワーシフトキャンペーンがアンケートをしており、母集団が少ないとはいえ、その苦境がうかがい知れる結果となっています（図５）。

図５

出典：パワーシフトキャンペーン運営委員会プレスリリースをもとに編集部再編集

仮に料金を値上げして経営を改善しようと思うと、旧一電との価格差は小さくなるでしょうし、さらにスポット市場価格のボラティリティに対応することは簡単ではありません。大きなリスクとなります。また、ベースロード市場や先渡し市場も価格が上昇しており、リスクヘッジは簡単ではありません。

とはいえ、苦境に立つ新電力を擁護しようとはあまり思いません。多くの新電力は、2016年の電力小売り全面自由化以降、安価なJEPXからの調達で電気を販売することで、旧一電よりも安く電気を供給し、利益をあげることができるという、ただそれだけのことで参入してきたからです。インフラビジネスであるということをどれだけの新電力が理解しているのか。あるいは、価格以外の価値をどれほど提供できていたのか。こうした点については、問われてもいいと思います。

だからといって、旧一電の小売事業が安泰というわけでもないでしょう。旧一電はとりわけ一般家庭に対する営業力が弱く、東京電力エナジーパートナーにいたっては顧客をおよそ３割も失っています。

結局のところ、残るのは、顧客にきちんと価値を提供することができる事業者ということになります。さすがに、旧一電は残るとは思いますが、それ以外では限られてくるのではないでしょうか。

市場連動料金メニューの取り扱いがカギ

LNGやJEPXの市場価格が高止まりする中で、小売電気事業者はどのような価値を提供していけばいいのでしょうか。筆者も答えを持っているわけではありません。むしろいろいろな答えが出てくるとも思います。また、海外の小売電気事業も参考になるでしょう。

そうした中で、２つほど考えられることがあります。

１つは市場連動型料金メニューです。2020〜21年冬のJEPXにおけるスポット市場の高騰は、市場連動型料金メニューで契約している需要家に大きな衝撃をもたらしました。電気料金が数倍に増えるのですから、暮らしへの影響は大きなものとなります。そのため、一部の事業者は他メニューや他社への切り替えを推奨したり、価格の上限を設定したりするなどの対応をしてきました。また、消費者にとっても市場連動型料金メニューはリスクが大きいことが認識されました。

しかし、料金単価を固定した場合、そのリスクは小売電気事業者が引き受けるだけであり、その分だけ割高になるはずです。むしろ、市場連動型料金メニューを通じて顧客にできるだけ安い時間帯に電気を使ってもらうようにした方が、全体の電気料金は下がるはずです。また、安い時間帯は再エネの発電の割合が高く、CO₂排出削減にもつながります。

あとは、どのように市場価格が安い時間帯に電気を使ってもらうのか、その工夫が必要になります。そこが、小売電気事業者の頭の使いどころになります。

地域新電力においては、PPA事業とアグリゲーション事業が注目すべきテーマだと思います。

図６は、先程と同じ、パワーシフトキャンペーンのアンケート結果です。

図６

出典：パワーシフトキャンペーン運営委員会プレスリリースをもとに編集部再編集

回答している新電力はおそらく、グリーン電力にフォーカスしている会社だと思われますが、もっとも回答数が多かったのが「非FIT再エネ電源の調達を増やす」というのは注目すべきポイントです。

小売電気事業者との電力供給契約はユーティリティPPAといいますが、地域新電力が地域の再エネ電源とこうした契約を結ぶことで、エネルギーの地産地消ということにもつながります。

2022年４月以降、FIP制度がスタートします。ということは、非FIT再エネに対し、設備として認定されればプレミアムが支払われるということです。また、小売電気事業者が固定価格で買い取る契約にすれば、スポット市場高騰のリスクを回避することができます。

もっとも、太陽光発電によるPPAだけではリスク対策として十分ではないので、エネルギーアグリゲーションビジネスと組み合わせて、蓄電や電力消費の日中へのシフトを進める一方、さらに需給調整市場などでの収益を目指すことも可能です。

ただし、エネルギーアグリゲーションビジネスは簡単にできるものではありません。創意工夫が必要な事業です。つまりそこでも、知恵の使いどころということになります。

いずれにせよ、簡単に儲かるエネルギー事業は、FITにせよ小売電気事業にせよ、過ぎ去った話です。事業者がどのように知恵を出し、電力システムを効率的に利用していくのかが問われています。そうした意欲がない事業者は、退場していくということです。

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