出典:arbonbrief.org
前年同期と比較して、石炭から生成される電力は 23% 減少し、ガスは 13% 減少しました。
同時に、太陽光発電は 13%、風力発電は 5% 増加しました。
これにより、EU 17 か国が記録的なシェアを再生可能エネルギーから生み出すことが可能になりました。 ギリシャとルーマニアはともに再生可能エネルギー比率が初めて50％を超え、デンマークとポルトガルはいずれも再生可能エネルギー比率が75％を超えた。
エンバーによれば、化石燃料への依存度の低下は、ガスと電力の価格高騰による電力需要の「大幅な」減少が主な原因だという。 さらに、EUは気候目標を達成しつつ需要回復に対応するために、低炭素電力の導入を加速する必要があると付け加えた。
このレポートは、2023 年の最初の 6 か月間で次のことを示しています。
- EU の電力市場の変動にもかかわらず、石炭の構造的衰退は続いている。
- 太陽光発電は前年同期と比べて13％増加した。
- 風力発電の容量拡大は、政策課題と価格上昇によって打撃を受けている。
- 原子力発電量は 3.6% 減少しましたが、フランスの原子力発電量は 4 月以来増加しており、年間を通して引き続き回復すると予想されています。
- 電力需要は主に電力価格の高騰により5％減少し、過去最低の1,261TWhとなった。
化石燃料が下落
ヨーロッパ全土で、2023 年の最初の 6 か月間で化石燃料の発電量が減少しました。石炭とガスからの発電量は 86 テラワット時 (TWh、17%) 減少し、化石燃料は需要の 410TWh (33%) を生み出しました。エンバーへ。
2023 年上半期に化石燃料の発電量が少なくとも 20% 減少したのは 11 か国で、そのうちポルトガル、オーストリア、ブルガリア、エストニア、フィンランドの 5 か国では化石燃料の発電量が 30% 以上減少しました。
14か国でこの期間の化石燃料総発電量の最低記録が樹立され、オーストリア、チェコ、デンマーク、フィンランド、イタリア、ポーランド、スロベニアでは少なくとも2000年以来最低の化石燃料生産量となった。
いくつかの国では、「伝統的に電力システムの基盤となってきた」化石燃料がまったく利用されない期間が相当あったと報告書は指摘している。
これには、6月に石炭を使用したのは5日間のみであったオランダも含まれており、17日間連続で石炭を使用しなかったという記録を記録した。 同様に、ギリシャも 7 月に電力システムに褐炭 (褐炭) が供給されない状態が 80 時間続きました。
エンバーによれば、特に石炭は「驚異的な」23％減少し、5月のEUの発電量に占める割合はわずか10％に過ぎず、過去最低のシェアとなった。
EU の月間石炭生成量は、2015-2021 の昨年 (薄緑色) と平均 (破線) および範囲 (灰色の網掛け) と比較して、下の左上の図の濃い緑色の線で示されています。
主要燃料の月ごとの EU 発電量 (TWh)。太陽光発電の成長と石炭の減少を示しています。 出典: エンバー。
ロシアのウクライナ侵攻以来、石炭復活の示唆につながった電力部門の不安定性にもかかわらず、石炭の構造的衰退は続いている。
昨年は、石炭発電量が 2021 年と比較して 7% 増加しました。その理由の 1 つは、ドイツ、イタリア、オランダ、
ギリシャとハンガリーはいずれも、石炭火力発電所の耐用年数を延長したり、閉鎖されていた発電所を再開したり、石炭燃焼時間の上限を解除したりする計画を発表している。
2021年、石炭はEUの電力の15%（436TWh）を発電しましたが、これは、新型コロナウイルス-19が大幅な需要減少を引き起こした2020年の歴史的最低の364TWhから増加しました。
2023年上半期にEU全体で石炭火力発電が削減されたことにより、化石燃料の使用量の減少はパンデミック前の軌道に戻った。
エンバーによると、2023年の最初の6か月間でガス火力発電量は13パーセント（33TWh）減少した。
同期間のロシアのガスパイプライン輸入量は130億立方メートル（bcm）となり、2022年上半期の50bcmから75％減少した。
ロシアのガス供給に代わる代替ガスが調達され、EU全域で貯蔵施設が補充されたため、ガス価格は2022年の高騰を下回った。これが、2023年上半期の石炭使用量の前年比減少に寄与した。
欧州委員会によると、EUはすでにガス貯蔵施設を容量の90％まで充填するという目標を、11月1日の期限より約2カ月半早く達成している。
ガス貯蔵レベルは 1,024TWh、つまり貯蔵容量の 90.12% に達しました。 これは 93bcm を少し超えるガスに相当します。
エンバー氏によると、この貯蔵量の増加により、石炭需要と電力価格は昨冬よりも低く抑えられるはずだという。
晴れの見通し
化石燃料の使用量は減少し続けている一方で、再生可能エネルギー、特に太陽光発電の容量は 2023 年上半期に急増しました。
2022 年に 33 ギガワット (GW) という記録的な太陽光発電容量の追加が行われた後、このペースは 2023 年も継続します。これには以下が含まれます。
- ドイツは新たに6.5GW（プラス10パーセント）の太陽光発電容量を追加。
- ポーランドは 2GW 以上追加 (プラス 17%)。
- ベルギーは少なくとも 1.2GW (プラス 19 パーセント) を追加します。
- イタリアは最初の 6 か月で 2.5GW の太陽光発電を設置しましたが、2022 年全体では合計 3GW が設置されました。
- フランスは 2023 年の第 1 四半期に少なくとも 0.6GW を追加し、前年同期の導入量を大幅に上回りました。
- スペインは、2022 年の 4.5GW から今年 7GW まで導入を加速すると予想されています。
エンバー氏は、多くの国が「ビハインド・ザ・メーター」、つまり通行せずに現場で使用できる住宅の屋上などの太陽光発電システムを報告していないことを考慮すると、太陽光発電の成長は実際の太陽光発電拡張の規模を過小評価している可能性が高いと指摘している。メーターを介してより広範なシステムに接続されますが、代わりに「不足している」需要として表示されます。
風力発電セクターは2023年上半期も成長を続けたが、その程度は小さい。 Ember 氏は、これはさまざまな障壁のせいだと考えています。
フランスの成長は注目に値し、2023 年の第 1 四半期には 0.85GW 以上の風力発電量が追加されました。ドイツは 1 月から 6 月の間に 1.5GW の風力発電容量を追加しました。
洋上風力発電については、2023 年の最初の 6 か月間で EU 全体で追加された容量は 2GW 未満でした。
これは風力技術のプロジェクトコストが上昇していることが一因で、コンサルタント会社オリバー・ワイマンの調査によると、風力タービンのコストは過去2年間で38パーセント上昇したという。 (この増加にもかかわらず、再生可能エネルギーは依然として最も安価な電力源であり、国際再生可能エネルギー機関によると、陸上風力発電のコストは 2022 年に 5% 低下します)。 この増加は、広範なインフレコスト圧力と金利上昇によって引き起こされ、プロジェクトへの投資に悪影響を及ぼしています。
さらに、エンバー氏によると、個々の加盟国には配備を妨げる政策があるという。 たとえば、フランスの行政承認プロセスにより、陸上風力発電の導入が遅れています。 ニュース・データサイトのモンテルによると、この技術に対する地元の反対を考慮すると、この国にはこれを変えようとする政治的意志が欠如しているという。
2023年初頭の風力発電の伸びは比較的小さいものの、EU業界は引き続きその将来に熱意を持っているとエンバー氏は言う。
同シンクタンクは、タービンと住宅の建物との距離を縮めるポーランドの政策変更や、許可の遅れに対処するための欧州委員会の協調的な取り組みなど、配備の減速に対抗するための変化が起きている証拠があると指摘している。
7 月は異常に風が強かったため、既存の生産能力が前年同月を 22% (5.5TWh) 上回りました。
全体として、風力と太陽光は、5月と7月の両方で初めてEUの電力生産量の30パーセント以上を占め、5月には化石燃料発電量の合計を上回りました。
Emberの以前のレポートによると、これは、2022年に風力と太陽光が他のどの電源よりも多くの電力をEUに供給することになるかに続くものである。
以下のグラフに示すように、化石燃料の使用量は 2023 年上半期にほぼすべての EU 加盟国 (灰色の線) で減少しましたが、再生可能エネルギーはほぼすべての加盟国 (緑色の線) で増加しました。
EU 加盟国における風力発電と太陽光発電と化石燃料発電の比較。 出典: エンバー。
2023年上半期、ポルトガルでは電力シェアの75％以上が主に風力と太陽光などの再生可能エネルギーによるもので、4月と5月の両日とも総発電量の半分以上を占めた。
風力と太陽光発電が国全体の消費量を上回る140時間の発電を行った後、オランダも7月に初めて風力と太陽光の発電量が50％に達した。
ドイツもそれに近づき、7月には再生可能エネルギーのシェアが49パーセントと過去最高を記録した。
しかし、風力と太陽光による変動出力をさらに統合するための対策の必要性が「より緊急になっている」とエンバー氏は言う。
報告書は、ユーザーが電気の使用料を支払う「マイナス」価格がますます頻繁になっていると指摘している。 これらの期間は通常、再生可能エネルギーの高出力によって電力供給が需要を上回って引き起こされ、破壊的な影響を及ぼし、風力、太陽光、その他のクリーンな電源に損害を与える市場の歪みを引き起こす可能性があると述べています。
電力を輸送するのに十分な容量がない送電網の混雑も、ますます困難になっているとエンバー氏は言う。 たとえば、スペインでは2022年に「メーター外」太陽光発電の19パーセントを「削減」する必要があり、これは無駄になることを意味するとしている。
報告書には次のように記されています。
「ヨーロッパが風力と太陽光のコスト、安全保障、気候の潜在的な利点を最大限に引き出すには、システム計画とそれを支えるインフラストラクチャでこれらの制限に対処する必要があります。」
不確実な原子力と水力
エンバー氏は、2023年の最初の6か月間、EUの原子力と水力発電部門の両方で生産量のある程度の改善が見られたが、多くの課題が依然として将来を不確実なものにしていると述べた。
昨年の記録的な干ばつ後の南ヨーロッパとバルト三国での発電量増加により、水力発電量は1月から6月の間に11パーセント（プラス15TWh）増加した。
Emberによると、北欧諸国の業績は2022年と同様で、2021年の水準を下回った。
全体として、大陸全体の貯水池の水位は高かった。 たとえば、フランスの埋蔵量はほぼ 400 ギガワット時 (GWh) 増加し、昨年よりも良いパフォーマンスにつながりましたが、それでも最近の平均を下回っています。
ヨーロッパの水力発電は 2000 年以降ますます制限され、不安定になり、近年は深刻な干ばつによってさらに悪化しています。 これは 2022 年に特に顕著で、その年の最初の 6 か月間における流れ込み式河川発電所 (たとえば、タービン システムを通して川を流すなど、自然の下向きの水の流れを利用する発電所) からのエネルギー生産量は、前年同期を下回りました。欧州委員会によると、イタリア（平均と比較して-5.039TWh）、フランス（-3.93TWh）、ポルトガル（-2.244TWh）の平均2015-2021。
とりわけ、ノルウェー、スペイン、ルーマニア、モンテネグロ、ブルガリアなどの国でも水力発電所の貯水量に影響が生じた。
「気候への影響が拡大していることを考えると、一貫した生産量に頼ることはできない」とエンバーの報告書は指摘している。
エンバーによると、2023年の最初の6か月で原子力発電量は前年同期と比べて3.6パーセント（11TWh）減少した。 これは主に、ドイツの脱原発、ベルギーのティハンゲ2原子力発電所の閉鎖、スウェーデンの停止、フランス艦隊との継続的な問題によるものである。
2022年にフランスで大規模な原子力発電所が停止したことはヨーロッパ全土に波及し、特にエネルギー安全保障に影響を及ぼし、英国が12年ぶりに純輸出国となった。 これは、フランス全土にあるEDFの原子炉56基が、停止と緊急メンテナンスのため、2022年9月時点で半分以下の容量で稼働しているためだ。
2023年の最初の3か月間、フランスの原子力発電量は2022年より6.2パーセント（6.8TWh）減少した。しかし、「近い将来はもう少し明るく見える」とエンバー氏は指摘する。
フランスの原子炉は4月から6月にかけて2022年を18％上回った（11TWh）。
さらに、昨年の長期にわたる停止の後、年末までにフランスの原子力発電容量の93パーセントが発電に利用可能になると予測されている。
EDF は、2022 年の生産量が 1980 年代以来の最低レベルである 279TWh まで低下した後、2023 年の 300-330TWh という予測を確認しました。
他の地域では、長らく遅れていたフィンランドのオルキルトット3原子力発電所の稼働が、現在、他の地域の閉鎖を部分的に相殺している。
しかし、エンバー氏によると、今後数年間のEUにおける原子力発電の見通しは依然として不透明だという。
同報告書は、ベルギーが当初2025年に予定されていた脱原発を遅らせている一方で、フランスは原発出力の段階的な改善のみを予想しており、完全な回復はしばらく先になると指摘している。 EDF の 2025 年の上限予測 (365TWh) でさえ、2011-21 の平均である 410TWh を依然として大幅に下回っています。
価格が高いと需要が減る
エンバーによると、2023年初頭にかけての電力需要の大幅な減少は、主にガスと電力価格の高騰が原因だという。
電力需要は5％減少し、過去最低の1,261TWhとなった。 これは、パンデミックによる2020年の同時期の需要1,271TWhよりもさらに低い。 これは現在の加盟国にとって少なくとも2008年以来の最低水準の需要である。
2023 年 1 月から 6 月までの平均ガス価格は、メガワット時あたり 44 ユーロ (/MWh) でした。 これは、前年同期のレベルである 97 ユーロ/MWh と比較して 50% の減少です。 しかし、これは2021年上半期の価格である22ユーロ/MWhの2倍であると報告書は指摘している。
エンバー氏によると、先物価格に基づくと、ガソリン価格は年内は高止まりすると予想される。 ここ数カ月比較的平穏だったガス市場も、8月にオーストラリアの3つの主要な液化「天然」ガス施設でストライキの脅威があったことで動揺している。
これは「ガソリン価格高騰のリスクが依然として存在し、冬や暖房の季節が近づくにつれて増大するということを思い出させた」とエンバー氏は言う。
石炭価格は、2023 年上半期のガス価格を反映しています。ロッテルダム価格（欧州のベンチマーク）は平均 134 ドル/トンでしたが、2022 年上半期は 275 ドル/トンでした。ガスと同様、これも危機前よりも依然として高価です、2021年の同時期の価格は1トンあたり78ドルです。
エンバーの分析によると、欧州の電力システムにおける化石燃料の価格決定役割を考慮すると、電力価格は高止まりすると予想される。 2023年1月から6月までの平均価格は107ユーロ/MWhで、2022年の同時期（185ユーロ/MWh）と比較すると40％以上下落したが、それでも2021年上半期の価格（55ユーロ/MWh）の2倍である。 ）。
石炭、ガス、電力の価格（以下のグラフを参照）はすべて、2022年の高値からは下落していますが、依然として歴史的な平均を上回っています。
2022 年と 2023 年の石炭 (トンあたりドル)、ガス、電力の価格 (MWh あたりユーロ) (過去: 赤い実線、予測: 破線) と過去の平均 (黒い破線) との比較。 出典: エンバー。
エンバー氏によると、電力価格の高騰により、2023年上半期の電力需要は4.6パーセント（61TWh）減少したという。
さらに、2022年11月から2023年3月までの間、欧州委員会はエネルギー危機に対応してEUの電力需要を削減する措置を導入した。
これには、例えば2023年3月31日までに、選択されたピーク価格時間帯の電力消費を少なくとも5パーセント削減し、全体の電力需要を少なくとも10パーセント削減する義務の導入が含まれます。 ほぼすべての加盟国がその期間中に消費量を削減することに成功した。
国際エネルギー機関（IEA）の報告書では、2022年全体の需要減少の3分の2は、天候に関連しない要因、特にエネルギー集約型産業の生産量の減少によるものだとしている。
これは特にドイツで顕著で、2022 年のエネルギー集約型産業の生産高は 2021 年の平均から 15-20 パーセント減少しました。 他の主要なEU産業の中心地としては、イタリア、フランス、スペイン、ポーランド、オランダなどが減少している。
その一部はエネルギー効率の改善、需要側の対応、太陽光発電の未計測に起因すると考えられるが、「需要の破壊」も影響していることは明らかだとエンバー氏は指摘する。
これにより、欧州産業の競争力に対する懸念がさらに高まっている。なぜなら、電力需要の前年比5％近くの減少率が2023年を通じて続いた場合、その減少率は2009年以来最大の年間減少額に相当するからである。
全体的な需要はすでに2022年末に向けて減少し始めており、「穏やかな気象条件の影響もあり、2021年の同時期と比べて8％という驚異的な減少」となった。
しかし、今年は気象条件がこれほど良好になる可能性は低く、したがって欧州の競争力が妨げられないようにするために、EUは需要破壊を必要とせずに電力需要を満たす準備をする必要があるだろうとエンバー氏は言う。
Ember は報告書の中で次のように述べています。
「2023年上半期は、エネルギー転換に向けて明るい兆しがいくつか見られました。化石燃料発電量は大幅に減少しましたが、風力発電と太陽光発電は引き続き増加し、その他のクリーン資源は昨年の低迷から回復しました。」
しかし、化石の減少の多くは電力需要の大幅な減少に起因している可能性があり、その多くは持続可能ではなく、望ましいものではありません。 脱炭素化に関するEUおよび国レベルの目標を達成するには、石炭とガスの発生量が減少する傾向が継続する必要があるが、欧州はこれを達成するために望ましくない需要削減に依存することはできない。」
エンバー氏は、EUは気候目標を達成するために継続的な電化を推進する必要があると主張するとともに、望ましくない需要削減をせずに石炭とガスの発電量が減少し続けることを確実にするために、再生可能エネルギーを増やすための適切な条件を確保する必要があると主張する。
エンバー氏によると、主な実現要因には、再生可能エネルギー発電だけでなく、許可の合理化、送電網の拡張、適切なストレージの導入などが含まれるという。
低炭素電力の安全性とコストメリットを最大限に引き出すためには、調整されたアプローチを政治的課題の最優先に据えることが「不可欠」であるとエンバー氏は結論づけている。