欧州の痛点は、天然ガス価格の高騰が電力価格と産業コストにより深く入り込んだことだった。EUのエネルギー価格・コストに関する報告書は、2021〜2022年のエネルギー危機が世界と欧州のエネルギー市場を大きく混乱させ、高いガス価格がEUの卸電力価格を押し上げたと述べている。
2023年には欧州の電力価格はピークから下がった。欧州電力市場の報告では、2023年の欧州電力ベンチマークは平均95ユーロ/MWhで、2022年の歴史的高値から57%低下した。 しかし、危機前に完全に戻ったわけではない。EUの別の報告書は、卸価格の下落が小売価格に十分転嫁されておらず、家庭と企業のエネルギー価格は2021年以前より高いままだと指摘している。産業用ガス・電力価格も危機のピークよりは下がったが、EUの主要貿易相手国と比べてなお2〜4倍高い水準にあるという。
この差は、中国製造業の相対的な強さが「すべての工業製品が安い」という単純な話ではなく、「コスト変動が比較的小さく、供給の見通しを立てやすい」という話であることを示している。Jacques Delors Centreも、2023年にはEUと米国・中国の大規模産業向け電力コストの差が大きく広がり、価格支援策によってようやく一部抑えられていたと指摘している。
日本や韓国と比べる場合は、より慎重に見る必要がある。手元の資料だけでは、中国の産業用電力価格があらゆる時期・あらゆる業種で日本や韓国より低かったとは言えない。より確実に言えるのは、中国には日本や韓国が容易に再現できない規模の国内石炭基盤がある、という点だ。
日本はエネルギー危機のなかで、輸入燃料価格の上昇を強く受けた。統計資料によると、2022年の日本のCIF石炭スポット価格は平均225ドル/トンで、2021年比45%上昇した。 CIFは輸入時点での価格を示す指標として使われるため、燃料輸入国にとってコスト圧力を読み取る手掛かりになる。
韓国は、石炭からの移行と、安定的で手頃な電力供給の両立という政策課題を抱える。OECDの報告書によれば、韓国の石炭火力発電量は2018年の240TWh、電源構成比42%から、2021年には200TWh、34%へ低下した。
したがって、中国の相対的な強みは「石炭火力なら必ず安い」という意味ではない。国際LNG価格、石炭価格、為替が揺れる局面で、国内炭と石炭火力の大きな組み合わせが、外部ショックの伝わる速度と大きさをある程度抑える安全余裕になった、という理解が近い。
石炭火力による緩衝効果には、はっきりした代償がある。
第一に、中国も石炭価格や供給制約から自由ではない。2021年には石炭供給が需要に追いつかず、サプライチェーン問題や悪天候も重なって、停電や工場停止が発生した。 世界の石炭価格も危機下で大きく上昇し、2022年の欧州石炭価格は平均294ドル/トン、日本CIF石炭価格は平均225ドル/トンで、それぞれ2021年比145%、45%上昇した。
第二に、炭素排出の圧力が長期的な競争リスクになる。IEAの石炭移行に関する報告書は、2023年も世界の石炭需要が増え、最大の増加は中国で見られたとする。また、主に発電向けの石炭利用の増加が、2019年以降の世界のCO2排出増加のほぼ全てを占めたと分析している。 Climate Action Trackerも、中国の化石燃料、特に石炭への依存を、世界の排出に大きく影響する要因として位置づけている。
第三に、石炭火力が解いたのは短中期の安定性の問題であって、将来の競争力そのものではない。中国では低炭素電源も急速に伸びている。Emberによれば、2024年には中国の電力の38%が低炭素電源から生み出され、風力と太陽光の合計は18%に達した。さらに中国は、世界の風力・太陽光発電量の増加分の半分超を占めた。
中国の石炭火力システムは、エネルギー危機のなかで製造業にとってコストの緩衝材であり、供電の保険でもあった。巨大な国内石炭供給と調整しやすい石炭火力によって、国際天然ガス価格の高騰や欧州型の電力価格ショックへの直接的な露出を下げたからだ。
欧州と比べた強みは、高いガス価格に引きずられにくかったこと。日本・韓国と比べた強みは、燃料安全保障の余裕が厚かったことだ。ただし、石炭価格の変動、電力需給のひずみ、そして高い炭素排出は、この強みをいつでも削りうる。中国製造業を次の段階で左右するのは、石炭火力そのものへの依存を続けることではなく、低炭素電源、送電網の柔軟性、蓄電能力によって、石炭火力が担ってきた安定性をどこまで置き換えられるかである。
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