欧州におけるエネルギー転換 PART３：ドイツのケーススタディ

PART３：ドイツのケーススタディ：見習うべき点、回避すべき点、期待できる点

ドイツが再生可能エネルギーの開発に投じてきた額は1,000億ユーロを優に超えています⁷。当社の推定によると、再生可能エネルギー導入を支援する電力網の拡大に250-500億ユーロが割り当てられたと考えられ、そのコミットメントは2030年代まで継続する一方で、再生可能エネルギーに対する年間補助金として250億ユーロが支払われると同時に、電力網調整コストとして約10億ユーロが発生しています。この結果、ドイツは電気料金が世界でも最も高い国のひとつであり、補助金負担によって電気料金が25％割高になっています。

電力システム管理の一貫性が欠如していたことで、基盤となる石炭火力発電への依存が増加した結果、CO2排出削減における大きな成果は得られませんでした。これを受けて、ドイツは2つの対応策を講じています：

• 石炭火力発電所の段階的な閉鎖は、当初財政面の助成を通じた「ソフト」な政策だったものが、2020年には契約や補助金を明確に示したタイムテーブルが設定され、強固な方針に変化
• 新しい再生可能エネルギープロジェクトに対する補助金は減額となり、この結果新規開発が減速

この様な展開を背景に、エネルギー転換と1人当たり転換投資額で見る世界チャンピオンであるドイツは、2030年のCO2排出削減目標の達成が危ぶまれるという微妙なポジションにあります。

ドイツの成功例では、次が重要な役割を果たしたと考えます：

• 資金の投入
• 民間資金の活用が見込めない投資に税金を活用することで、太陽光や風力発電のパフォーマンスや規模が拡大し、これら技術の経済性が向上した

ドイツが失敗した点は：

• CO2集約度が最も高いエネルギー源である石炭火力発電所の閉鎖において、取り組みが緩すぎた
• エネルギー転換へのアプローチを再生可能エネルギーのみに限定してしまった
• 監督・ガバナンス体制が不十分であり、補助金支給が膨張する一方で十分なCO2排出削減効果が得られなかった

新型コロナ危機を受けてドイツ政府が発表した支援策には、エネルギー転換に向けた資金が含まれています。これによって、電力以外のセクター（水素、産業エネルギー効率）における取り組や電力システム（発電インフラ、電気料金）の新たな支援を始動させることができるでしょう。

エネルギーミックスのグリーン化に向けた、ドイツの大規模な発電投資

太陽光発電に対する補助金を体系的に全国で導入した初の国として、ドイツは1990年から極めて重要な再生可能エネルギー投資を行ってきました。1990-2020年にかけて、総額1,000億ユーロ超の投資が行われたと推定されます。これに加え、送電網における必要な投資は、恐らく総額の25-50%程度規模と見られます。今後においては、調査中や認可待ちのプロジェクトに対する資金として追加で250億ユーロが確保されているものの、今世紀においてネットゼロ排出を達成するには更なる投資が必要です⁸。

この様な単発のコストに加え、ドイツは、再生可能エネルギーの普及に向けて、再生可能エネルギーの固定価格買取（FIT）制度⁹による価格保証を通じたリターンの下支えという金銭的なインセンティブを付与しなければなりませんでした。このFIT制度にかかる費用は電気料金に上乗せされて徴収されます。ドイツの一般家庭は1メガワット時当たり約65ユーロを負担しており、年間で250億ユーロ相当に達します¹⁰。これら補助金の資金を確保するにあたって、電気料金は25%程度割高となり、その仕組みが煩雑であることから、事業顧客はロビー活動を通じてその多くが負担対象外という位置づけを確保しています。果たして、これらの金銭的な取り組みは成果を上げたのでしょうか？

その答えは、そうでもないというのが、当社の見方です。

再生可能エネルギー投資によって排出は当初増加するも、その後減少

欧州全体がそうであるように、ドイツも大幅なCO2削減に成功しています。1973年のピーク時には年間1,116百万トンを記録した排出量は、国際連合会議（UNCED）において環境と開発に関するリオ宣言が採択された1992年には同1,007百万トンまで低下しています¹¹。その後も更に低下を続け、足元では同684百万トンという水準になっています。

しかし、ドイツのエネルギー全体に占める再生可能エネルギーの割合は2000年に僅か1%強しかなく、現在はエネルギー消費の7%にしか至っていません¹²。絶対値や1人当たりで見るCO2排出量の減少は、再生可能エネルギー投資を開始する以前のものであり、投資によって加速も減速もしていません。CO2排出の減少に寄与した重要な要因は、化石燃料の利用の変化です。

ドイツでは、ほぼ完全に化石燃料に依存していた（総エネルギー消費量の2/3を石炭火力が占める）1960年代から、1990年代にはCO2集約度が石炭より低い石油やガスへの移行が進みました。その後も石炭火力の割合が低下し、クリーンエネルギー輸入の割合を高める事で、CO2排出は2000年代半ば頃まで減少が続きました。

リニューアブル電力の導入においては、価格競争力の低いガス火力発電から風力や太陽光発電が市場シェアを奪う格好となり、まちまちの結果となりました。しかしながら、風力や太陽光発電は不安定なため、火力発電のサポートを受けて電力網の安定化を図る必要があります。この大部分は、石炭火力発電で補われました。

そして2011年、福島原発事故を受けて、ドイツは原子力発電所の閉鎖を加速しましたが、これによって石炭火力の割合が高まりました。これら一連を背景に、ドイツでは2010-2015年に石炭火力発電が増加し、CO2排出量は増加、一人当たりCO2排出量が安定化に至った格好です。

ドイツにおけるCO2排出が再び減少に向かったのは、第2弾となる再生可能エネルギー投資を2015年に開始し、電力輸入により依存するようになってからです。

補助金の縮小により、再生可能エネルギー投資が減少

補助金の多くは一般的に20年超の期間をカバーすることから、先述した大規模な金銭的支援は2030年代頃まで継続する見通しです。一般家庭や企業における電気料金の大幅上昇を抑制するため、ドイツ政府は補助金を2015年から徐々に縮小しています。この補助金は発電所が建設される前に支給されるため、この減額決定は2018年からの稼働を予定していた発電資産に大きな影響を与えました。

次のとおり、補助金の廃止は大きな影響をもたらしました：

• 2010-2014年において、ドイツは年間平で2,363メガワット規模の陸上風力と太陽光発電を新設しました
• 2015-2018年、最後の補助金獲得を目指すディベロッパーが開発を急ぐ中で、新規発電所の稼働は年間平均3,518メガワットと、約50%増加しました
• 2019年、新設発電所の規模は502メガワットと、約85%減少しました¹³

これを受けて、再び成長を促すために、再生可能エネルギーを選好する内容の規定が設けられ、電力網の運営事業者は、再生可能エネルギー全ての常時受け入れが要求されるようになりました。2018年以前に建設された発電資産（大多数）に関しては、割り増しされた固定価格での買い取りとすることで、市場価格に対する感応度を抑え、電力価格形成においてデフレ効果を発揮します（実際のところ、電力需要が低く、再生可能エネルギー発電量が多い局面において、ドイツでは電力価格がマイナスとなり、顧客が支払いを受ける形で電力を消費することがしばしばあります）¹⁴。

つまり、政府補助金が廃止となると、魅力的なリターンを創出するに十分な電力価格が維持されず、投資が減少したのです¹⁵。ここで例外となるケースは、太陽光と洋上風力が新規プロジェクトの大半を占める場合です。

太陽光発電にかかる資本コストは、技術の進化とスケールメリットを背景に、大幅に低下しています。さらには、その分散型という性質上、屋上など一定の活用方法に適したものとなっています¹⁶。

現在開発が進む洋上風力の多くは、まだ補助金の対象となっている他、陸上風力の新規プロジェクトと比較すると、地域コミュニティにおける反対勢力が限定的となっています¹⁷。

ドイツの2030年目標達成：見通しは暗い

ドイツ政府のエネルギー政策における目標は、2030年までにCO2排出を61％削減し、1990年の水準まで引き下げるという内容です。これは、年間の排出を400百万トン未満に抑えるということであり、2019年の排出が684百万トンであることから、今後10年で284百万トンを削減する必要があります。言い換えると、2030年目標を達成するためには、ここ10年におけるドイツの削減実績である年間平均1.5％を、同4.9％まで加速させる必要があります。

このペースでのCO2削減は、既存の取り組みを強化し、これまで着手されてこなかったエネルギー利用の分野における追加措置を導入せずには実現できないというのが、AMPキャピタルの見方です。

ドイツ政府は、CO2排出削減の目標達成に向けた詳細なターゲットを設定しています：

• 総電力に占める再生可能エネルギーの割合を、2030年までに65％に引き上げる（現在は約40％）
• 運輸、不動産、農業という電力セクター以外での取り組みに着手する

独エネルギー水道事業連合会（BDEW）では、2030年までに風力と太陽光発電のキャパシティを約2倍にする必要があると推定しています¹⁸。足元の投資規模や既存パイプラインのプロジェクトだけでは、目標達成は不可能です。

取り組み初期の苦難

ドイツ政府が電力システムにおける再生可能エネルギーの割合を拡大させたことによって、幾つかの課題が浮上しています。

まずは、先述した通り、補助金によって収入が確保されている再生可能エネルギーは、市場価格に対する感応度が低いため、従来の発電業者は割高なガス火力発電から、コストの低い石炭火力発電へのシフトを迫られることになります。この流れを受けて、CO2排出は削減どころか増加してしまっています。

第2に、再生可能エネルギー発電は不安定であり、発電量の見通しはある程度可能であるとはいえ、それを制御する事は不可能です。従って、電力網では断続的な電源への依存が高まり、電力供給が不安定になった結果、電力網においては専門的な発電所に頼る形で周波数の調整と安定化を図る必要が出てきました。この安定化にかかる年間費用は、これまでの5億ユーロから、15億ユーロへと拡大しました¹⁹。

第3に、再生可能エネルギー発電所に適した場所は、必ずしも消費が集中するエリアの近くにあるとは限りません。ドイツ北部には強い風が吹く地域がありますが、同国の工業中心部や人口集中地区は南部に位置しています。この北部から南部への風力電力輸送に送電網は対応できず、その投資も再生可能エネルギー発電の増加に追いつけませんでした。これを受けて、ドイツは隣接する市場との国際連系線（インターコネクター）の調整を行うことで、次を実現しました：

• 風力発電量が過剰となる局面では、低価格の電力を周辺国市場へ輸出する
• ドイツ国内の再生可能エネルギー発電量が低下し、供給が逼迫する場面では、海外から電力を輸入する
• ドイツ国内の発電量増加によって送電網がパンク寸前の状態となる場合には、インターコネクターを閉鎖することで電力の流入を防ぐ
• インターコネクター複数の連動により、隣接国を経由することで国内の送電網混雑を回避する（ループフロー）

ドイツの電力供給と価格のボラティリティが隣接国へと流出したことで、複数の国との論争に発展しました。輸出から定期的に締め出されたスカンジナビア諸国や、ループフローによって自国内の送電網が影響を受けたポーランド、ドイツ市場から分離された結果、供給の安全性と流動性が失われたオーストリアなどがその例です²⁰。

これらの問題を解決するため、ドイツは、2010-2011年にかけて、電力網のバランス維持に向けた協力を目的とする送電網運営事業者で構成される業界団体IGCC（the International Grid Control Cooperation）の設立を指揮しました。これを受けて、需給バランス調整が安定したペースで増加しました。ドイツはまた、より高度な国際連系線への投資を実施、国内電力網への投資の足枷となった官僚的な手続きの排除に向けて取り組みを行いました。

ドイツの電力市場が不安定さを増したことで、供給の安全を確保するためにはエネルギー政策を巡る隣接国との協調が必要不可欠となり、エネルギー移行は国際的な問題へと変化しました。

2つの目標を同時に達成？

気候変動と新型コロナウイルスの危機が重なったことを受けて、多くの政府が刺激策を打ち出しています。

ドイツ政府は1,300億ユーロ規模の支援パッケージを発表、このうち350億ユーロ程度が環境面での取り組みに充てられています。公益業界団体のBDEWについても、気候変動目標の達成に向けた3,220億ユーロ規模の投資計画を発表、27万人の雇用が創出される見込みとなっています。

新型コロナウイルスの危機が経済を圧迫する中で、欧州では政府の支援措置と環境目標を紐づけるという議論が出ています。これは、コロナ危機とその後の局面こそ、気候変動に対する取り組みを加速させるチャンスであるという考え方に基づいたものです。一方で、環境というレイヤーを追加することで一部セクターや資産の再開を妨げ、コスト増加につながる可能性があると指摘する反対意見も上がっています。

変化は簡単ではなく、時間とコストを要する

グリーン政策を支援する人は多い一方で、自身の人生や仕事が犠牲になる様なグリーン政策をサポートする人は少ないでしょう。

この二元性は、ドイツにおける石炭火力セクターの閉鎖を巡る議論でも捉えられています。2020年6月、ドイツ政府は、炭鉱と石炭火力発電所の閉鎖に向けたスケジュールと事業者に対する補償内容を明記した協定を承認しました²²。これを受けて、20年に渡る交渉が幕を閉じました。

議論のフォーカスとなったのは、全国で2万人に満たない炭鉱の雇用で、そもそもこれら仕事の多くは、雇用市場が軟調な地域のものです。この結果、現行の政党と対立する新政党が発足しました。これを受けて、労働者の退職計画が細かく段階的に実施されたことで、石炭火力発電所の閉鎖は時間をかけて徐々に行われる結果となりました。

7. ブルームバーグNEF、国際通貨基金（IMF）
8. ブルームバーグNEF, IMF
9. フィードイン・タリフ、FIT。再生可能エネルギー資産からのアウトプットに対する固定価格保証の契約、期間は一般的に15-25年。
10. BDEW、クリーンエネルギー・ワイヤ
11. 1992年6月にリオデジャネイロで開催された国連環境開発会議（地球サミット）で採択された気候変動枠組条約（UNFCCC）
12. BP Statistical Review of World Energy 2020年
13. ブルームバーグNEF
14. https://www.cleanenergywire.org/easyguide
15. 例えば、新規陸上風力プロジェクトに対する最大826メガワット規模の一部補助金提供にあたって2020年6月25日に実施された競争入札では、実質マイナス金利の環境において上限に近い内容の補助金が提供されていたにもかかわらず、合計で468メガワット規模の入札結果となっています。
16. https://www.greentechmedia.com/articles/read/solar-pv-has-become-cheaper-and-better-in-the-2010s-now-what
17. https://www.pwc.nl/nl/assets/documents/pwc-unlocking-europes-offshore-wind-potential.pdf
18. 独エネルギー水道事業連合会（BDEW）はドイツの公益業界団体で、その加盟企業は国内のガス・電力90％を供給しており、送電網・ガス供給網の95％をコントロールしています。
19. https://www.cleanenergywire.org/news/costs-stabilising-german-power-grid-fall-again-2019
20. https://www.greentechmedia.com/articles/read/germanys-stressed-grid-is-causing-trouble-across-europe; https://www.cleanenergywire.org/factsheets/interconnectors-blockages-german-grid-odds-eu-power-market
21. https://www.50hertz.com/en/Market/Balancingenergy
22. https://www.cleanenergywire.org/factsheets/spelling-out-coal-phase-out-germanys-exit-law-draft
23. https://www.dw.com/en/germanys-mining-communities-brace-themselves-for-post-coal-era/a-44037149
24. https://www.cleanenergywire.org/factsheets/spelling-out-coal-phase-out-germanys-exit-law-draft