欧州企業は電力価格の高騰から身を守るために電力購入契約（PPA）の利用を拡大しており、PPAは従来、持続可能性目標達成のための手段として用いられてきたが、その役割は変化しつつあると、エネルギー経済・金融分析研究所（IEFA）のアナリスト、ジョナサン・ブリューゲル氏は火曜日のレポートで述べた。 この変化は、2月28日の米国とイスラエルによるイラン攻撃以降加速しており、市場が混乱した時期には、ドイツとイタリアの翌日電力価格が1メガワット時あたり120～150ユーロ（139～174ドル）に達した。 両市場において、ガス火力発電は電力価格の限界価格を相当な割合で決定している。ホルムズ海峡周辺の混乱は欧州のガス価格を押し上げ、卸売電力市場にも影響を与え、企業はPPA契約の締結を加速させている。中には、これまで停滞していた契約も含まれている。 欧州のPPA価格は現在、1メガワット時あたり約60～85ユーロで推移しており、これは市場混乱時のスポット市場価格の約半分に相当する。 この変化は契約構造にも影響を与えている。企業は、従来サステナビリティ調達で一般的だった長期固定価格契約ではなく、価格下限、価格上限、価格連動条項を含む5～10年の契約を求める傾向を強めている。 50～55ユーロ/MWhの価格下限は、ガス価格が下落した場合に開発業者を保護する役割を果たし、90～100ユーロ/MWhの価格上限は購入者の予算の確実性を高める。また、一部の開発業者は、価格上昇の恩恵を受けるため、プロジェクト出力の30～40%をスポット市場に出している。 価格リスクへの新たな注目は、より高度な電力購入契約（PPA）への需要を高めている。これには、昼夜を区別する契約、太陽光、風力、蓄電を組み合わせた契約、蓄電設備を裏付けとしたベースロード相当電力を提供する契約などが含まれる。こうした契約構造は、単に再生可能エネルギー発電量に合わせるのではなく、電力価格が最も高くなる時間帯をカバーすることを目的としている。 しかしながら、開発業者は、現在のスポット市場価格を下回る価格で契約を締結することには依然として慎重な姿勢を示している。 75～85ユーロ/MWhのPPA（電力購入契約）は、スポット市場で得られるはずだった大幅な収益機会の喪失を意味する可能性がある。 プロジェクト融資機関もより強力な収益保護を求めており、短期契約を求める買い手との間でミスマッチが生じている。欧州連合（EU）の電力市場改革、特に双方向差金決済契約（CfD）は、開発事業者が国家保証による収益の確実性を求める動きをさらに加速させる可能性がある。 この傾向はイラン紛争後も続くとみられ、欧州はガス価格変動に引き続き晒されるため、企業は将来のエネルギーショックに対して脆弱な立場に置かれることになる。 PPAは、単なる持続可能性のための手段としてではなく、エネルギー安全保障と財務リスク管理のためのツールとしてますます認識されるようになっている。
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TPHによると、ベネズエラとの石油取引は重質原油供給量の増加に伴い、米国の製油業者に恩恵をもたらす可能性がある。
TPHエナジー・リサーチは月曜日のレポートで、米国とベネズエラの石油取引合意により、米国の製油所への重質原油供給が増加し、重質原油の価格割引が拡大する可能性があると指摘した。 TPHエナジー・リサーチによると、米国の製油所は今年、日量1,830万バレルの原油を処理したが、そのうち400万バレルは海外からの重質原油だった。 重質原油の輸入量は2016年から2018年にかけて日量450万バレルに減少したが、ベネズエラは2025年には米国への輸出量を日量14万バレルから34万1,000バレルに増加させた。 レポートによると、ベネズエラからの輸出量は2026年5月には日量47万1,000バレルに達し、同国の生産量110万バレルの約3分の1を占める見込みだ。 TPHによると、ベネズエラからの原油輸入はバレロ・エナジー（VLO）が日量13万7000バレルで首位となり、2025年の6万9000バレルから大幅に増加した。次いでシェブロン（CVX）が日量5万2000バレル、フィリップス66（PSX）が日量4万6000バレルとなっている。 シトゴは日量2万9000バレル、PBFエナジー（PBF）は日量2万4000バレルを輸入した。また、第三者トレーダーのヴィトールとトラフィグラは日量4万バレルを取り扱い、その一部は米国の製油所に供給される可能性がある。 TPHによると、重質原油の供給増加により、価格ディスカウントが拡大する可能性がある。ヒューストン市場のマヤ原油とウェスタン・カナディアン・セレクト原油は、ブレント原油価格に対し、それぞれ1バレル当たり11ドルと14ドルのディスカウントで取引されている。これは2025年の8ドルと7ドルのディスカウントと比較して大幅な改善となる。
$CVX$PBF$PSX$VLO
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石炭価格の高騰を受け、インドネシアは最小コスト電力計画を採用すべきだとIEEFAが提言
インドネシアは、再生可能エネルギーが石炭よりも安価になるにつれ、最低コスト電力計画に移行すべきであり、これは同国の100ギガワット太陽光発電計画を支援するものであると、エネルギー経済・金融分析研究所（IEEFA）が金曜日に発表した報告書で述べた。 同報告書は、インドネシアに対し、現在の発電コスト、燃料リスク、資金調達条件、地域市場の違いなどを考慮して、電力供給事業計画（RUPTL）を更新するよう促している。 報告書によると、インドネシアは2025年6月に100ギガワット太陽光発電計画を発表し、プラボウォ・スビアント大統領は2026年8月25日に正式に発足させた。 IEEFAは、インドネシアは太陽光発電計画を単独の目標として扱うのではなく、より広範な電力戦略に統合すべきであり、そうすることで再生可能エネルギーによるコスト削減とエネルギー安全保障の向上が可能になると指摘した。 同報告書はまた、送電網の容量を確保し、補助金を削減し、再生可能エネルギー発電の増設に対応するため、非効率な化石燃料発電所、特に石炭火力発電所の早期廃止を求めている。 石炭火力発電のコストは、2020年の1キロワット時あたり637インドネシアルピア（0.03米ドル）から2025年には930インドネシアルピアへと46%上昇し、IEEFA（インドネシアエネルギー経済フォーラム）は2026年には約1,060インドネシアルピアに達する可能性があると予測している。 報告書によると、インドネシアの国内石炭価格政策は石炭火力発電の実際の経済状況を不明瞭にし、再生可能エネルギープロジェクトが公平な条件で競争する能力を制限している。 IEEFAの推計では、国内価格義務制度がなければ、石炭火力発電のコストは2025年には1,455インドネシアルピア/kWhとなり、規制価格制度下での930インドネシアルピア/kWhを56%上回ることになる。 均等化発電コストも再生可能エネルギーに有利で、石炭火力発電のコストは1kWhあたり10～15.1米セントであるのに対し、大規模太陽光発電プロジェクトのコストは5.6～8.4米セントとなっています。 陸上風力発電のコストは1kWhあたり6.8～10.3米セントと推定され、ガス火力発電は1kWhあたり14～21米セントで、ガス火力発電は化石燃料の中で最もコストが高い選択肢となっています。 IEEFAの推計によると、大規模太陽光発電のコストは石炭火力発電よりも約44%低く、陸上風力発電のコストは約32%低く、新たな発電方法の経済性の変化が浮き彫りになっています。 化石燃料価格の高騰と為替変動は、インドネシアの国営電力会社であるPT Perusahaan Listrik Negara（PLN）への圧力を強めています。規制された消費者向け料金では、増加する電力供給コストを賄いきれていないためです。 IEEFA（エネルギー経済・財務分析研究所）によると、2025年の消費者の平均小売料金は約1,112.69インドネシアルピア/kWhとなる一方、PLN（インドネシア国営電力会社）の発電コストと事業利益を合わせた金額は1,785.64インドネシアルピア/kWhに達すると予測されている。 分析によると、この不足分は政府の補助金と補償によって補填され、その支払額は2020年の65兆9,000億インドネシアルピアから2025年には200兆インドネシアルピアへと急増する見込みだ。 IEEFAのエネルギー金融専門家、ランディ・バクティアル氏は、「最小コスト計画と競争入札を活用することで、インドネシアは石炭とガスへの依存から脱却し、長期的な発電コストを削減するとともに、PLNと政府の財政的負担を軽減できるだろう」と述べている。 インドネシア東部は、特に大きなコスト削減の機会を秘めています。マルク諸島、パプア州、西ヌサ・トゥンガラ州、東ヌサ・トゥンガラ州は、小規模な電力系統において高コストなディーゼル発電に大きく依存しているためです。 IEEFA（エネルギー・経済・財務分析研究所）によると、大規模太陽光発電と蓄電池システムを組み合わせることで、これらの地域では既にディーゼル発電よりもコストを削減でき、日中以外でも安定した電力供給が可能となっています。 IEEFAは、ディーゼル発電を再生可能エネルギーに置き換えることで、燃料輸入量と変動の激しい商品価格へのリスクを軽減できるだけでなく、独立型の電力系統であれば大規模な送電網への投資なしに切り替えが可能になると述べています。 IEEFAのエネルギー金融アナリスト、ユスフ・クレスナ氏は、「ディーゼル発電を再生可能エネルギーに置き換えることで、発電コストの削減、燃料輸入量の削減、エネルギー安全保障の向上、燃料市場の変動リスクの軽減など、多くのメリットが得られます」と述べています。 報告書によると、RUPTL（再生可能エネルギー計画）2025-2034は、2034年までに42.6GWの再生可能エネルギー容量と10.3GWのエネルギー貯蔵容量を目標としており、送電網への投資も含まれています。 IEEFAは、新たな太陽光発電および蓄電プロジェクトを高コスト地域に向けるとともに、競争入札、融資可能な電力購入契約、より明確な規制を活用して民間投資を誘致し、インドネシアの長期的な電力コストを削減することを推奨している。
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米国電力最新情報：米国の卸売電力価格は概ね上昇。SPPの日中LMPは1,910.34ドル/MWhに達する。
GridStatus.ioのデータによると、月曜午後の米国の卸売電力市場は概ね上昇し、サウスウエスト・パワー・プール（Southwest Power Pool）の価格は日中高値で1メガワット時あたり1,910.34ドルを記録した。 テキサス州電力信頼性評議会（Electric Reliability Council of Texas）のリアルタイム地域別限界価格（LMP）は、東部時間午後4時時点で1メガワット時あたり38.55ドルだった。純負荷は48.33ギガワットで、発電構成比では天然ガスが38.5%と最大の割合を占めた。 カリフォルニア独立系統運用機関（California Independent System Operator）のリアルタイムLMPは、東部時間午後4時時点で1メガワット時あたり23.75ドルだった。純負荷は0.9ギガワットで、発電構成比では太陽光発電が60.5%を占めた。 サウスウエスト・パワー・プール（SPP）のリアルタイムLMPは、東部時間午後4時時点で1メガワット時あたり51.43ドルに達した。総負荷は46.38GWで、発電構成比では天然ガスが42.1%と最大の割合を占めました。価格は東部時間午後2時40分に日中ピークの1,910.34ドル/MWhまで上昇しました。 PJMのリアルタイムLMPは東部時間午後4時時点で33.81ドル/MWhでした。総負荷は122.42GWで、発電構成比では天然ガスが44.9%と最大の割合を占めました。 ミッドコンチネント独立系統運用機関（MISO）のリアルタイムLMPは東部時間午後4時時点で42.46ドル/MWhでした。総負荷は93.75GWで、発電構成比では天然ガスが35.3%と最大の割合を占めました。 ニューヨーク独立系統運用機関（NISO）のリアルタイムLMPは東部時間午後4時時点で43.42ドル/MWhでした。正味負荷は20.75GWに達し、発電構成比では二元燃料が31.4%と最大の割合を占めました。 ISOニューイングランドのリアルタイムLMPは、東部時間午後4時時点で43.79ドル/MWhでした。正味負荷は13.87GWで、発電構成比では天然ガスが53%と最大の割合を占めました。市場価格は東部時間午後2時5分に日中高値98.13ドル/MWhを記録しました。 オンタリオ独立電力系統運用機関（OESO）のリアルタイムLMPは、東部時間午後4時時点で49.07ドル/MWhでした。正味負荷は東部時間午後3時55分時点で18.94GWで、発電構成比では原子力が44.6%と最大の割合を占めました。価格は東部時間午後1時55分に日中高値123.63ドル/MWhを記録しました。 米国国立気象局気候予測センターは、9月8日から14日にかけて、米国中部および東部の大部分で気温が平年を上回る状態が続く一方、西部の一部地域では平年並みの気温になると予測している。