欧州電力価格の高騰は、猛暑と干ばつによる供給不足で生じた。

主なポイント

• 電力価格の高騰は夕方のピーク時に集中しており、水曜日の午後8時から9時の時間帯には、フランスとドイツの電力価格が1メガワット時あたり300ユーロを超えた。

• ロワール川、ポー川、ライン川、ドナウ川の水位が記録的な低水準にまで低下しているため、水力発電量、原子炉冷却能力、石炭運搬船による輸送量が同時に減少している。

• グラヴリーヌのクラゲはフランスの電力不足の3GW以上を占めているため、熱が収まったとしてもそのすべてが解消されるわけではない。

• 先物価格は天候ではなくガス価格に影響を与え、7月末時点でドイツの2027年ベースロード価格はフランス価格に対して40ユーロ近いプレミアム価格となっている。

• ブリュッセルは短期的な供給過剰リスクはないと見ており、変動価格契約を結んでいる産業用購入者は、より高い限界費用を負担することになる。

フランスの翌日渡し電力価格は火曜日に21.8%上昇し、1メガワット時あたり142.50ユーロとなった。ドイツの契約価格も22.8%上昇し、138.50ユーロとなった。これは、ヨーロッパで今夏5度目となる熱波が、供給基盤の縮小と重なったためだ。今回の欧州電力価格の高騰は、単なる需要増ではなく、供給側の制約が主因となっている。

今回の熱波が過去4回の熱波と異なる点は、供給面にある。フランスでは水曜日に、環境上の理由から原子力発電容量の20.4%が使用不能となり、過去最高を記録した。また、ルーマニアでは木曜日に最後の稼働中の原子炉が停止された。

これは供給不足というよりも、コストの問題である。相互接続された市場全体で供給は安定している。価格が再設定されたのは、ピーク時の最後のメガワット時のコストと、その費用を誰が負担するかという点だ。

供給逼迫で欧州の電力価格が急騰

水曜日の日中取引はさらに堅調だった。両市場の午後8時から9時の時間帯の価格は、日中取引で1メガワット時あたり300ユーロを超え、前日の同時刻に記録された翌日物価格の水準を上回った。

プレミアム価格の上昇は、発電量と需要の予測が修正されたため、オークション終了後に状況が引き締まったことを示している。

夕方のピーク時間帯が、この欧州電力価格の高騰の中心となる。午後7時以降は太陽光発電量が減少する一方、冷房負荷は維持されるため、供給可能な発電設備は、最も供給量が減少する時間帯にそのギャップを埋める役割を果たすことになる。

水曜日には、珍しい事態が発生した。スペイン北部と西ヨーロッパを横断する日食により、最大で約9.7ギガワットの太陽光発電出力が失われ、これはEUの設置容量の約3.7%に相当する。

取引所運営会社はこれを想定して準備を進めており、供給は維持された。最も大幅な値上がりを見せたのは東南ヨーロッパで、8月6日までの1週間で、7つの地域取引所における翌日渡し価格は平均で50%から100%上昇した。

熱波と干ばつにより発電量が減少して いる

欧州委員会の共同研究センターは水曜日、ヨーロッパの4大河川であるロワール川、ポー川、ライン川、ドナウ川の水位が8月初旬に過去最低を記録したと発表した。

ロビトにおけるライン川の流量は、7月には2019年から2025年までの平年値の平均37%にとどまった。トンナンにおけるガロンヌ川の流量は平年値の5%、ソミュールにおけるロワール川の流量は13%だった。

低水位は、3つの側面から同時にシステムに損害を与える。水力発電量を減少させ、火力発電所や原子力発電所が依存する冷却能力を奪い、ライン川沿いでは石炭をドイツの発電所へ運ぶはしけの航行を制限する。 

ルーマニアは木曜日に最も分かりやすい例を示した。原子力発電会社ヌクレアレクリカは午前8時にチェルナヴォダ原子力発電所2号機の運転停止を開始し、3時間後に運転を停止したため、国内の電力系統は原子力発電のない状態となった。

1号機は7月28日から運転を停止しており、通常、この2基の原子炉はルーマニアの発電量の約5分の1を供給している。ルーマニア側のドナウ川の流入地点における流量は、8月の平均約3900立方メートル/秒に対し、約1370立方メートル/秒にまで減少している。

浚渫、河床爆破、岩石を詰めた沈没船による冷却ポンプへの電力供給は維持できなかった。運営会社は販売契約について不可抗力を宣言しており、再開日は未定である。

フランスは主要な地域的変動要因である

AFP通信の計算によると、水曜日にはフランスの原子力発電能力の20.4%が環境上の制約または外部環境要因により利用不能となり、これはEDFが2015年まで遡って記録した数値である。

57基ある原子炉のうち13基が影響を受け、8基は完全に停止し、5基は出力を下げて運転された。週初め、EDFは正午のピーク時に約7.3GWの電力制限が発生すると予測していた。

不足している電力は熱だけではない。グラヴリーヌ原子力発電所の6基のうち5基は、大量のクラゲが海水冷却ポンプを詰まらせたため、停止または出力抑制され、3ギガワット以上の電力が失われた。

フランスの電力の約70%は原子力発電で賄われているため、原子力発電所の稼働率はドイツ、イタリア、スペイン、ベルギー、イギリスの電力価格に直接影響を与える。近隣諸国にとって重要なのは、もはやフランスの年間輸出黒字ではなく、猛暑による電力不足の夜にどれだけの電力を供給できるかという点である。これが欧州電力価格の高騰を左右する主要因だ。

ガソリン価格を決定するのは天候ではなく、先物 カーブだ

スポット価格はフランスの原子炉稼働率によって変動する一方、先物価格は燃料費によって決定される。2027年暦年のドイツのベースロード電力価格は7月末時点で1メガワット時あたり104.24ユーロと評価されたのに対し、フランスは64.73ユーロだった。

40ユーロ近い価格差は、ガス価格のプレミアムを示している。ドイツではピーク時間帯にガス発電所が価格を決定する一方、フランスの価格曲線は原子炉の稼働状況を反映しており、市場は依然として原子炉の稼働状況が正常化すると見込んでいる。

オランダのTTF価格は木曜日に1メガワット時あたり60ユーロ近くで取引され、前月比で約13%上昇、1年前と比べると87%近く上昇した。これはホルムズ海峡の閉鎖によりカタールからの貨物輸送が遅れたことが原因だ。

ガス火力発電所は、発電量1単位あたり約1.7～1.8単位の燃料を消費するため、TTFが10ユーロ変動すると、発電の限界費用が17～18ユーロ増加する。EUの炭素価格は1トン当たり82.36ユーロで取引を終え、前年比16%増となった。

供給の充足性は維持されるが、限界費用は上昇する

価格高騰と供給不足は別々の状況であり、証拠は明らかに前者を示している。

欧州委員会、加盟国、ウクライナ、モルドバ、ENTSO-Eで構成される電力調整グループは今週会合を開き、短期的な電力供給能力の不足リスクはないとの結論に至ったものの、来週にかけても供給状況は逼迫した状態が続くとの警告を発した。

フランス、イタリア、ハンガリー、ルーマニア、スロベニア、ポーランドでは発電所の稼働が制限されている。フランスの送電事業者は、停電を考慮しても国内の送電容量は十分であると述べている。

コロンバス・コンサルティングのエネルギー専門家、ニコラス・ゴールドバーグ氏は、「短期的には供給問題を引き起こすほどの余裕はない」と述べた。送電網は依然としてバランス調整中であり、その調整コストは大幅に上昇している。

次に欧州の電力価格を動かす要因は何か？

• フランスの原子力発電の可用性。グラヴリーヌ発電所の稼働再開と河川水温規制の解除は、数ギガワットの発電能力を回復させ、他のどの要因よりも早く輸出マージンを回復させるだろう。

• 気温と河川水位。この異常気象は水曜日から金曜日にかけてピークを迎え、その後8月15日の週末にかけて気温が下がり、降水量も増加する見込みです。フランス気象局は、10月まで平年を上回る気温となる確率を60%と予測しています。

• ドイツの風力発電。発電量の低迷により火力発電への依存度が高まっており、風力発電が再び強まれば限界価格は急速に低下するだろう。

• ガス。TTFは夕方のピーク価格の下限を設定する。LNG供給の緩和はその下限を下げる一方、供給逼迫が続くと下限は維持される。

変動契約を結んでいる産業用バイヤーは、この水準ではヘッジの余地が限られているため、直接的なコストを負担することになる。システムは供給途絶を起こすことなく、困難な一週間を乗り切った。変わったのは、供給途絶を吸収できる価格水準だ。欧州電力価格の高騰は、こうした構造的なコスト増を反映している。