出典：華夏能源網
中国で負電価格が続出！山東省に続き、経済大省の浙江省でも-0.2元の負電価格が発生。一体何が？
1月19日、浙江電力現物市場で-0.2元/kWhの最低価格を記録。翌日も同価格に。その後、1月21日には0元/kWhに戻りました。
一方、ドイツでも2025年に入り、負電価格が発生。1月2日には、電力卸売市場で4時間連続の負電価格となりました。原因は、風力発電が40GWを超え、平均電力需要24.7GWを上回ったため。
風力や太陽光発電は、石炭火力のように調整が難しく、発電量が需要を大幅に上回ると、負電価格や出力抑制は避けられません。
中国にとって、これは朗報ではありません。中国の再生可能エネルギー設備容量は14.1億kWに達しましたが、電力価格の急落は発電事業者の収益を圧迫する可能性があります。
なぜ負電価格が発生するのか？そのメカニズムは？2030年までに年間2億kW以上の再生可能エネルギー設備を増設する中国の電力価格はどうなる？
浙江省の負電価格の背景
浙江省の負電価格は、2024年5、6月の試運転時にも発生していました。当時は決済不要でしたが。
2024年12月27日、浙江省発改委などが「浙江電力現物市場運営方案」を発表。その中で、電力現物市場の価格下限は-0.2元/kWhと規定されました。
2024年末、浙江省の再生可能エネルギー設備容量は5682万kWに達し、浸透率は40%を超えました。内訳は、太陽光発電4727万kW、風力発電649万kW。急増する再生可能エネルギーが、負電価格の現実的な基盤となっています。
今回の-0.2元/kWhという負電価格は、太陽光発電がピークを迎える昼13時頃に発生しました。
浙江省の負電価格の背景には、民営企業が多いという特殊な事情があります。
浙江省は、民営企業への電気料金引き下げを強く望んでいます。
歴史的な経緯から、浙江省の産業用電力料金は全国でも高い水準にあります。例えば、ある発泡スチロールメーカーの電力料金は0.85元/kWh。石炭火力発電の売電価格も0.42元/kWhと、山東省の0.39元/kWhより高くなっています。
浙江省の経済規模において、民営経済は7割以上を占め、民営企業と個人事業主は1000万戸を超えます。多くは中小企業であり、電力供給と電気料金に非常に敏感です。数銭の電気料金上昇が、企業の収益に大きな影響を与えることがあります。
2022年、浙江省は電力料金の上昇を抑えるため、発電大手や電力販売会社との対立も辞さず、世論の批判を浴びました。2023年にも、電気料金引き下げのため、原子力発電や石炭火力発電との関係を悪化させながらも、市場化原子力発電の撤退や石炭火力発電連動メカニズムの構築を行いました。
2024年10月、浙江省エネルギー局は「浙江省電気料金安定化座談会」を開催。2024年通年で40億元以上の産業用電力コスト削減を見込み、2025年も電気料金の引き下げを目指しています。
そのため、2025年の浙江電力市場には多くの変化が見られます。例えば、系統連系された再生可能エネルギーの10%が現物市場に参加、「高価な」電源であるガス火力発電は市場取引から撤退、-0.2元/kWhの市場価格設定、発電側での二段階価格制限、小売側での上限価格設定などです。
再生可能エネルギーの急速な増加と、電気料金引き下げへの継続的な取り組みが、浙江省の負電価格を招いたと言えるでしょう。
山東省の負電価格はさらに深刻
負電価格の期間、連続時間、規模においては、浙江省は太陽光発電大省の山東省には及ばないでしょう。
山東省では、近年、負電価格が頻繁に発生しています。2022年には、年間176日間、最低価格が0元/kWhを下回り、そのうち135日間は-0.08元/kWhの最低負電価格を記録しました。
再生可能エネルギー設備容量の増加に伴い、負電価格は悪化の一途を辿っています。2023年4月29日～5月3日には、電力負荷の低下と日中の再生可能エネルギー発電量の増加により、電力現物リアルタイム取引で46回の負電価格が発生しました。
特に、5月1日20時から5月2日17時まで、22時間連続でリアルタイム現物価格が負になりました。最低価格は5月2日17時に記録された-0.085元/kWhで、発電事業者は1kWhあたり8.5銭を支払って発電することになります。
2024年に入ると、状況はさらに悪化。2025中国風力エネルギー新春茶話会で、中国再生可能エネルギー学会風力エネルギー専門委員会事務局長の秦海岩氏は、2024年の山東省の風力・太陽光発電の年間発電量割合は約13%で、年間負電価格時間は973時間だったと発表しました。これは、再生可能エネルギーの割合が50%に近いドイツの2倍です。
電気料金引き下げを目指す浙江省とは異なり、山東省は再生可能エネルギーの積極的な開発と保護を重視しています。つまり、山東省の負電価格は、再生可能エネルギーが多すぎるため、系統の吸収能力を超えていることが原因です。
2024年末までに、山東省の風力・太陽光発電設備容量は1億kWを超え、そのうち太陽光発電は7300万kWに達しました。分散型太陽光発電だけでも4300万kWです。
深刻化する再生可能エネルギーの吸収問題を受け、2024年末、山東省は再生可能エネルギー市場参入の新政策を発表。2025年から2026年にかけて、新規の分散型太陽光発電は、発電量全量または15%を電力市場に参加させることを選択できます。同時期に、風力発電は発電量全量または30%を電力市場に参加させることを選択できます。2030年までに、再生可能エネルギーの全量を市場で取引する必要があります。
1月27日、国家発改委、エネルギー局は「再生可能エネルギー売電価格市場化改革の深化に関する通知」（発改価格〔2025〕136号）を発表。「再生可能エネルギープロジェクトの売電量は原則としてすべて電力市場に参入し、売電価格は市場取引を通じて形成される」としました。
つまり、山東省の1億kWを超える風力・太陽光発電設備は、市場参入を加速させることになります。再生可能エネルギーの大部分または全量が市場に参入すれば、山東省の負電価格はさらに悪化する可能性があります。
浙江省と山東省の負電価格は、原因は異なりますが、根本的な原因は同じです。両省の負電価格は、他の省の明日かもしれません。負電価格は、一般的な現象になる可能性があります。
負電価格は常態化する
ヨーロッパ、山東省、浙江省など、負電価格は再生可能エネルギー発電量が多い時間帯に発生します。これは、再生可能エネルギーが石炭火力のように出力を制御できないためです。そして、再生可能エネルギー設備容量の継続的な増加に伴い、負電価格はさらに悪化するでしょう。
「二酸化炭素排出量ピークアウトとカーボンニュートラル」目標が提唱された2020年末、中国の再生可能エネルギー設備容量は5.3億kWでしたが、2024年末には14.1億kWに達しました。わずか4年間で8.8億kW増加しました。再生可能エネルギーは、全電力設備容量の42%を占め、多くの省では50%を超え、一部地域では瞬間的な浸透率が60%を超えることもあります。
今後数年間、中国の再生可能エネルギー設備容量は年間2億kW以上のペースで増加し、2030年には約30億kWに達する見込みです。
再生可能エネルギー設備容量が拡大するにつれて、電力網はこれほどの量を吸収できなくなります。現在、各省は再生可能エネルギーの最低購入時間を削減しており、江蘇省では風力・太陽光発電の最低購入時間が400時間、800時間に、四川省では風力発電が400時間、太陽光発電が300時間に、陝西省では風力・太陽光発電の最低利用時間がそれぞれ417時間、293時間に削減されました。
最低購入時間の削減と、再生可能エネルギーの全面的な市場参入により、大量の再生可能エネルギーが市場に流入し、電力価格は下落するでしょう。負電価格が発生する省が増えても不思議ではありません。すでに負電価格が発生している山東省、浙江省に加え、甘粛省、山西省、広東省でも、現物市場の最低価格は0元に達しています。
再生可能エネルギーの市場参入による電力価格の下落が確実視される一方、最終的な電気料金は引き上げられるのでしょうか？最終的な電気料金が柔軟に引き上げられれば、再生可能エネルギーの低価格や負電価格は深刻な問題にはなりません。しかし、中国経済の低迷期と重なっているため、電気料金の引き上げは難しいでしょう。
電気料金に関しては、再生可能エネルギー転換コストの問題もあります。
再生可能エネルギーは限界費用が低いものの、系統コストが高く、24時間柔軟な電力供給を実現するためには、大規模な系統調整資源（石炭火力発電、蓄電池など）が必要です。再生可能エネルギーの割合が高まるにつれて、系統コストも増加します。国家電網の試算によると、再生可能エネルギーの割合が5%増加するごとに、吸収コストが0.088元/kWh増加します。
系統コストの上昇に伴い、再生可能エネルギー主体の新型電力系統では、最終的な電気料金が上昇する傾向にあります。しかし、経済低迷のため、最終的な電気料金を引き上げることができないと、再生可能エネルギーの売電価格はさらに下落することになります。
誰もこのような状況を望んでいませんが、システム全体の制約が、再生可能エネルギーの電力価格の変動幅を狭めるだけです。
負電価格が一般的になるにつれて、再生可能エネルギー発電所の収益構造は大きく変化します。単純に「売電」で収益を得ることが難しくなります。再生可能エネルギー発電所の投資家や運営者は、以下の3つの側面から事業転換を検討する必要があります。
第一に、取引能力、市場分析・予測能力を高め、市場取引ルールを柔軟に活用し、できるだけ良い価格で売電すること。
第二に、電力エネルギーの価値に加え、容量価値、グリーン環境価値などの多様な収益源を発掘すること。例えば、周波数調整や予備容量などの市場に参加し、補助サービス収益を得ること。
