まとめ：IEA Electricity2024 〜2026年に向けた分析と予測〜
IEA（国際エネルギー機関）について
IEA（International Energy Agency、国際エネルギー機関）は、1974年に設立されたエネルギー政策に関する国際組織で、エネルギー安全保障や持続可能なエネルギーの普及を目的としています。
IEAは世界的なエネルギー移行のリーダーとして、特に化石燃料から再生可能エネルギーへのシフトに注力しています。
気候変動対策を目的としたカーボンニュートラルやネットゼロ目標を支援し、加盟国に実効的な対策を提案しています。
また、IEAの統計データと分析は、エネルギー関連の政策決定において非常に信頼性が高い情報源とされています。
エグゼクティブサマリー
2023年の世界電力需要の成長と今後の予測：
2023年の世界電力需要は前年比2.2%増にとどまり、先進国での景気低迷や高インフレが原因で需要が抑制されました。
一方、中国、インド、東南アジアでは需要が堅調に伸びています。
2026年までの電力需要は年平均3.4%の成長が見込まれ、経済の回復と住宅や輸送分野の電化、データセンター産業の拡大が需要を押し上げます。
電力の最終エネルギー消費に占める割合は2015年の18%から2023年には20%に増加しましたが、脱炭素目標達成にはさらに急速な電化が必要です。
IEAの「2050年までのネットゼロ排出シナリオ」によれば、2030年にはこの割合が30%に近づく見通しです。
特にデータセンター、AI、暗号通貨分野での電力需要が2026年までに2倍になると予測されています。
2022年には460TWhを消費したデータセンターが、2026年には1,000TWh以上に達する可能性があり、これは日本の年間電力消費に相当します。
こうした急速な消費増を抑えるためには、効率化や新しい規制の導入が重要です。
新興国が世界の電力需要を牽引：
2026年までに増加する電力需要の約85%は先進国以外からのもので、中国が大きな役割を担います。
2023年、中国の電力需要はサービス業と製造業により6.4%増加し、今後は経済構造の変化で成長率が緩やかになるものの、2026年までに約1,400TWh増加し、EUの年間消費量を上回る見通しです。
また、中国は太陽光発電モジュールと電気自動車の生産でさらなる需要が見込まれます。インドも急成長しており、2026年までに年間6%以上の電力需要増加が予測され、エアコンの普及が一因です。
インドの増加分は現在の英国の消費に匹敵し、増加分の約半分は再生可能エネルギーで賄われる見込みです。
東南アジアは年平均5%、アフリカは年平均4%の成長が予想されていますが、アフリカでは人口増に対して供給が追いつかず、1人あたりの消費は停滞しています。
一方、アメリカの電力需要は2023年に1.6%減少しましたが、2024年以降はデータセンターの拡大により回復が見込まれます。
EUのエネルギー集約産業の回復は困難：
EUの電力需要は2022年に3.1%、2023年には3.2%減少し、20年前の水準に戻りました。
エネルギー価格が過去の最高値から低下しても、依然としてコロナ前を上回る価格が影響し、特にエネルギー集約型の化学・金属製造分野で恒久的な需要減少が示されています。
2023年には、EUのエネルギー集約産業の電力価格は米国や中国の約2倍であり、競争力が低下しています。
EUの電力需要は2026年まで2021年の水準に戻る見込みは低く、産業分野の消費回復はエネルギー価格の更なる低下次第です。
2024年から2026年にかけては、電気自動車、ヒートポンプ、データセンターが成長を牽引し、需要増加の約半分を占めると予測されます。
政策立案者は新たな施策と資金支援を検討しており、その効果がEUのエネルギー集約産業の未来を左右します。
2026年までの電力需要増加はクリーン電力で賄う見通し：
2026年までの世界の電力需要増加は、記録的な低排出源（再生可能エネルギーや原子力）の発電量で賄われる見込みです。
これにより、化石燃料の依存が減り、低排出源の割合は2023年の39%から2026年には約半分に増加すると予測されています。
特に、再生可能エネルギーは2025年初頭には石炭を超えて全発電量の3分の1以上を占める見通しで、2026年までに30%から37%へと増加する見込みです。
この期間、アメリカやEUの需要増は再生可能エネルギーで補われ、化石燃料の需要を抑制します。
また、中国でも再生可能エネルギーの急拡大が追加需要を全て満たすと予測されていますが、天候や経済成長の鈍化が影響要因となるでしょう。
石炭火力は年平均1.7%減少すると見られ、特に中国では、エネルギーセキュリティ強化のための新規プラントが柔軟な運用で再生可能エネルギーを補完する役割を担うと考えられます。
2025年には原子力発電量が過去最高記録を更新：
2025年までに世界の原子力発電量は2021年の過去最高を上回る見込みです。
フランスでのメンテナンス完了や、日本での発電再開、中国やインド、韓国、欧州での新炉稼働により、2026年までに年平均3%の成長が予測されています。
エネルギー安全保障と温室効果ガス削減を目的に、多くの国が原子力をエネルギー戦略の要としています。
COP28では20か国以上が2050年までに原子力容量を3倍にする宣言を採択しました。
特に中国では、原子力の成長が著しく、2023年末には4世代原子炉も商業運転を開始。小型モジュール炉（SMR）も注目されていますが、開発には課題が残っています。
電力部門のCO2排出量、脱炭素化の加速で構造的減少へ：
2024年、電力部門のCO2排出量は2023年の1%増加から一転して2%以上の減少が予測され、2025年と2026年も小幅な減少が続く見通しです。
2023年には中国とインドでの石炭火力の増加が排出増の主因でしたが、再生可能エネルギーと原子力の拡大が化石燃料のシェアを縮小し、2026年には化石燃料の占有率が史上初めて60%を下回り54%に達する見込みです。
CO2排出の減少率は、2015-2019年の2%を上回る4%と予想され、特にEUが年間13%の削減、続いて中国6%、米国5%と見込まれています。
卸電力価格、依然としてコロナ前水準を上回る：
2023年、各国の卸電力価格は2022年の最高値から減少しましたが、依然としてコロナ前を上回っています。
特にヨーロッパでは、価格が2022年比で50%以上下がったものの、2019年の約2倍を維持。米国では2019年比15%増に留まります。
フランスの原子力回復や天然ガス価格の不確実性がヨーロッパの冬季価格を押し上げています。
北欧やアメリカ、オーストラリア、日本、インドも2019年の水準を依然として上回っています。
気候変動が電力システムに与える影響と電力供給の重要性：
2023年、干ばつや降水不足、早期雪解けの影響で、世界的な水力発電が減少し、利用率は30年ぶりの低水準である40%未満に落ち込みました。
水力発電量が減少した国々では、エネルギー不足や化石燃料依存の増加が見られ、電力供給の安定性が懸念されています。
特に米国やインドでは極端な気象により大規模停電が発生し、送電網の強化と多様な電源の必要性が示されました。
また、新興国の多くが電力不足とインフラ問題に直面しており、需要増加に応じた電力供給強化が急務です。
加えて、グリッド安定化にはバッテリー蓄電なども活用され、変動する再生可能エネルギーを支える役割が期待されています。
世界的なトレンド
需要：2026年まで世界の電力使用量が大幅に成長
新興国が世界の電力需要成長を牽引：
2023年の世界の電力需要は前年比2.2%の控えめな成長にとどまりましたが、2024～2026年には年平均3.4%に加速する見通しです。
特に中国、インド、東南アジアなどの新興国が電力需要増加の85%を占めると予測されています。
2023年はエネルギー危機の影響でインフレと高金利が続き、先進国では産業と製造業の低迷により電力需要が減少しましたが、新興国は堅調に成長を記録しました。
電力需要増加の主な要因には、産業の回復と住宅・輸送部門の電化があり、データセンターやAI、暗号通貨の普及も2026年までに需要を倍増させる見通しです。
最終エネルギー消費に占める電力の割合は2023年に20%に達し、IEAの「2050年ネットゼロシナリオ」では2030年までに30%に増加することが目標とされています。
中国は最大の電力需要増、インドは最速の成長を記録：
2023年、中国の電力需要は6.4%増加し、インフラ以外の製造業やサービス業が主導しました。
2024年以降は成長率が緩やかに減速する見通しですが、2026年までにEUの年間消費量の50%以上に相当する約1,400TWhの需要増加が予想されています。
インドも2023年に7%の増加を記録し、2024～2026年は年平均6.5%で需要が増加すると予測されています。
対照的に、米国では2023年の電力需要が1.6%減少、2024年には2.5%の回復が見込まれ、2025年以降はデータセンター拡大により1%の成長が予測されています。
日本とEUはそれぞれ3.7%と3.2%の減少を記録し、2024年以降、電化と経済回復により需要が緩やかに増加する見通しです。
東南アジアとインドの電力消費増加に対し、アフリカは依然遅れ：
1990年、アフリカの1人あたり電力消費量は東南アジアとインドを大きく上回っていましたが、経済成長を背景に両地域で電力需要が急増しました。
東南アジアは1995年、インドは2008年にアフリカを上回り、2023年にはアフリカの消費量がインドの半分、東南アジアの30%以下にとどまっています。
アフリカでは人口増加が続き、電力供給の拡大が急務で、2024～2026年には年間4%の需要増が予測されています。
さらに、アフリカ全体の再生可能エネルギー発電は2026年まで年平均10%成長と見込まれますが、クリーンエネルギーの投資増加が必要です。
2023年現在、アフリカでは6億人以上が電力を利用できず、主にオフグリッドのディーゼル発電機に依存している現状があります。
EU電力需要回復の不確実性と成長要因：
EUの電力需要は2022年に3.1%、2023年に3.2%減少し、20年前の水準まで低下しました。
主な原因は経済停滞による産業消費の減少です。
EU経済は2024年以降徐々に回復し、電力需要は2026年に2021年の水準に戻ると予測され、成長率は年平均2.3%です。
電気自動車やヒートポンプ、データセンターが需要増加の主導役となり、2026年までに900万台の電気自動車と1100万台のヒートポンプが普及、データセンター需要も30%増加する見込みです。
注目：EU電力需要回復の不確実性を乗り越える：
EUの電力需要は、2022年と2023年に3.1%と3.2%減少し、約20年前の水準に戻りました。
この需要減少の主因は産業部門で、経済停滞が大きく影響しています。
IMFによる2023年10月の予測では、EU経済は2024年に1.2%、2025〜2026年には年平均1.8%の成長が見込まれており、これに伴い産業需要が回復すれば、2026年までには2021年の電力需要水準に戻る可能性があるとされています。
今後、電気自動車（EV）やヒートポンプ、データセンターが主な需要増加要因として、全体の電力需要増加の約半分を占める見込みです。
具体的には、2026年までに新たに900万台のEVと1100万台のヒートポンプが普及する見通しで、データセンターの消費は2023年比で30%増加し、特にアイルランドとデンマークが20%の成長を占めると予測されています。
産業部門の電力需要の減少は特にエネルギー集約型の化学や金属業界に影響が大きく、アルミニウム、鉄鋼、化学品の生産能力が縮小しました。
2023年末までにこれらの業界で計23TWhの年間電力需要が失われ、特にアルミニウム生産では年間15TWhが削減されました。
例えば、スロバキアのSlovalcoアルミ工場は一時停止から恒久的な閉鎖に移行し、ドイツのSpeiraやスロベニアのTalumも生産停止を決定しました。再稼働する工場も一部ありますが、多くの施設がコスト高で停止状態にあります。
中小企業も高いエネルギー価格の影響を受けており、特に国際競争に晒される企業には困難が伴います。
ドイツの産業・商業会議所による調査では、3分の1の企業が高エネルギーコストを理由に海外投資を検討していると報告されています。
また、エネルギー集約型の大企業は税制優遇やEU-ETS（EU排出量取引制度）に基づく間接コスト補助を受けられる一方、中小企業はそのような支援が少ないため、2022年の危機で多くが存続の危機に直面しました。
EU各国もこれに対応し、緊急支援策を導入しましたが、根本的な課題は解決されていません。
EUの気候政策も、産業の競争力とカーボンリーケージ防止に大きな影響を与えています。
EU-ETSに加え、CBAM（炭素国境調整メカニズム）を段階的に導入し、セメント、アルミニウム、鉄鋼、肥料などの分野に炭素コストを課すことで、国内市場での競争力を支援しつつ、輸入圧力に対抗する狙いがあります。
しかし、輸出依存企業には依然として競争力低下のリスクがあり、各国の支援策をもってしても、将来の不確実性は依然として残ります。
2026年までに倍増の可能性があるデータセンターの電力需要：
2022年において、データセンター、暗号通貨、AIの電力消費量は世界全体で約460TWhに達し、世界総電力需要の約2%を占めています。データセンターは、デジタル化とそれに伴う電力インフラを支える重要な基盤で、データ量の増加とともに拡大しています。
電力需要の約40%が計算処理、同じく40%が冷却、残り20%がIT機器により消費されています。
技術革新や効率化、暗号通貨やAIのトレンドに応じて、2026年にはこの需要が620～1,050TWhに増加すると予測され、基本予測では約800TWhに達する見込みです。
現在、世界に8,000以上のデータセンターがあり、33%が米国、16%が欧州、10%が中国に集中しています。
米国のデータセンター電力消費は2022年の200TWhから、2026年には260TWhに増加し、5Gやクラウドサービスの普及、州の税制優遇措置が成長を促進しています。
中国では、2026年に300TWhに達すると予測され、特に5GやIoTの拡大が要因です。
また、欧州ではデータセンターの電力需要が2026年には150TWhに到達すると見込まれ、金融センターを中心に集中しています。
欧州内でもアイルランドではデータセンターの急成長により、2026年には国全体の電力需要の約32%を占める可能性があります。現在82のデータセンターが稼働し、新規プロジェクトが次々と計画されていますが、これに対応するための電力供給と安定性確保が課題です。
デンマークもデータセンターの電力消費が増加し、2026年には6TWh、国全体の約20%を占める見通しです。
また、AIと暗号通貨の利用増加も電力需要を押し上げています。
AIの完全実装により、検索エンジンの電力消費は10倍に増加する可能性があります。
例えば、Googleの検索が全てAIによって行われる場合、年間で約10TWhの追加電力が必要です。
また、暗号通貨の電力需要は2022年の110TWhから2026年には160TWhに増加すると予測されており、特にビットコインがその大部分を占めています。
そして、データセンターの効率改善と規制が消費電力抑制に重要です。
欧州委員会はエネルギー効率指令の改正により、データセンターのエネルギー使用報告を義務化し、2030年までに気候中立を目指す計画です。
また、米国のエネルギー法では、データセンターのエネルギー効率に関する指標を策定し、効率的な運用が促進されています。
分散型システムでの自家消費増加とデータ収集の課題：
エネルギー転換の一環として、分散型発電の増加が進み、特に屋根設置型の太陽光発電と自家消費が顕著です。
2022年、イタリアで分散型太陽光発電の自家消費が総電力需要の約2%を占め、ドイツ、スペイン、ブラジル、日本でも約1%に達しました。特にスペインとブラジルでは自家消費の増加傾向が加速しています。
今後、分散型電源と自家消費のデータ収集が、需要予測やピーク負荷の計画に重要となり、系統のバランス調整に役立つ可能性があります。
また、分散型電力網におけるデータの円滑な交換は、システム全体での柔軟な対応を促進します。
データ収集のためのスマートメーターの普及も進み、2022年には世界で10億台以上が設置されました。
欧州連合では2024年までに消費者の77%に普及が見込まれ、米国でも80%の家庭が導入済みです。
スマートメーターは詳細なデータ収集を可能にし、消費者が動的料金を利用しやすくすることでコスト削減を実現しています。
供給：2026年までの追加需要は全てクリーン電力で賄う見込み
2025年、再生可能エネルギーは石炭を上回り、世界最大の電力供給源となる見通し：
2026年には再生可能エネルギーと原子力の低炭素電力が世界の発電量の46%を占め、2023年の39%から大きく増加する予定です。
この成長により、低炭素電力が2026年までの追加需要をすべて賄うと予測されます。
一方、石炭発電のシェアは2023年の36%から2026年には3分の1以下に低下し、特に2024年には3%減少すると見られています。
また、天然ガス発電は年間1%未満の成長率で、石炭からガスへの移行とLNG供給の拡大が支えます。
2026年には化石燃料のシェアが54%まで低下し、電力供給におけるクリーンエネルギーへの移行が加速する見込みです。
中国では石炭は再生可能エネルギーに制約される：
中国は2023年に世界全体の2022年と同量の太陽光発電容量を追加し、風力発電も前年から66%増加しました。
この再生可能エネルギーの成長により、2024年には約20%、2025-2026年には年平均13%の発電増加が予想され、追加需要をカバーして石炭火力を抑制する見込みです。
ただし、干ばつによる水力発電減少が一時的に石炭使用を増やす可能性もありますが、長期的な抑制傾向は続くと見られます。
インドや東南アジアでは電力需要が急増しており、石炭火力発電が増加する一方で、再生可能エネルギーも成長を続け、インドは年平均13%、東南アジアでは7%の増加が見込まれます。
日本と韓国では、原子力と再生可能エネルギーの拡大により、石炭火力が年平均3%減少する予測です。
2025年までに原子力発電の世界的な発電量は過去最高を更新する見込み：
2025年までに原子力発電の世界的な発電量は過去最高を更新する見込みで、2026年までに新たに29GWの原子力発電容量が追加される見込みです。
この増加の多くは中国とインドが牽引しており、アジア地域が世界の原子力発電の約30％を占めると予想されています。
中国は原子力発電を長期的なエネルギー戦略の柱と位置づけ、2025年までに総発電容量70GWを目指しています。
また、ウランの自国供給力強化のためにアフリカの鉱山への出資も行っており、エネルギーの自給率向上を図っています。
インドでも2032年までに原子力発電容量を3倍に拡大する計画を進め、さらにバングラデシュもロシアの技術支援を受けて初の原子力発電所を建設中です。
日本もまた、福島事故後に一時停止していた原子力発電の再稼働を推進しており、2030年までにエネルギーの20％を原子力で賄う目標を掲げています。
具体的には、2024年に島根原子力発電所の再稼働が予定されており、今後数年で他の主要な原発も順次再稼働する計画です。
このような動向は、化石燃料から脱却し温室効果ガスの削減を進めるための戦略の一環であり、国民の支持も得ている点が特徴です。
ヨーロッパでは、ドイツが段階的な原子力発電廃止を進めている一方で、フランスを中心としたEU諸国が再度原子力発電の拡充に舵を切りました。フランスは今後6基の新型原子炉の建設を計画し、既存の発電所の運転延長も進めています。
また、スウェーデンとオランダも、原子力を気候変動対策の重要な柱と位置づけ、追加建設のための法改正を実施しました。
EUでは、2050年までに原子力発電能力を50GW増やす計画が立てられており、再生可能エネルギーと並ぶ気候政策の柱として原子力が認識されています。
北米でも、原子力発電に対する関心が再燃しています。アメリカでは、既存の発電所の運転期間延長や新たな発電所の建設が進行中であり、カリフォルニア州のディアブロキャニオン発電所は5年間の運転延長が承認されました。
一方、建設コストや遅延の問題も課題となっており、ジョージア州のVogtle 3号機は当初の予定よりも8年遅れて運転を開始し、費用も当初予算を大幅に超過しています。
小型モジュール原子炉（SMR）にも注目が集まっており、より低コストで柔軟に運用できる点が評価されています。
現在、ロシアと中国で実用化されており、2035年までに世界で21GWの導入が期待されています。
これにより、電力供給の柔軟性を高めるとともに、遠隔地や工業用蒸気供給など幅広い用途への応用が進んでいます。
しかし、コスト面での課題や初期導入のリスクも指摘されており、大規模商業化に向けてさらなる研究が求められています。
各国政府も原子力プロジェクトへの支援を拡大しています。
英国では、建設費の一部を消費者の前払いで賄う規制資産ベース（RAB）モデルを導入し、プロジェクトの資金調達の安定化を図っています。さらに、アメリカやスウェーデンではローン保証が提供され、リスクを低減させる措置が取られています。
2023年には、天候の影響により、多くの地域で水力発電量が減少：
2023年、多くの地域で干ばつ、降水量不足、早期雪解けが原因で水力発電が減少しました。
世界全体で2%以上の発電量が低下し、稼働率は過去30年間で最低の40%未満に達しました。
主要な減少地域には中国、インド、米国、カナダ、メキシコ、ベトナムなどが含まれます。中国では干ばつによって水力発電が5.6%減少し、石炭火力発電が6.2%増加しました。
インドでも水力発電が15%減少し、電力不足を補うため、輸入石炭の混合が指示されました。米国では春の急速な雪解けにより4.4%の発電減少があり、カナダでも温暖な冬の影響で7%減少しました。
メキシコでは長期干ばつが影響し、40%の減少が発生しました。
ベトナムやコロンビアも同様に水力不足に陥り、代替として石炭発電や電力輸入が増加しました。
これらの状況は、天候に依存する水力発電がいかに不安定かを示しており、特に水力に依存する国々では、安定的な電力供給のためエネルギー源の多様化や供給体制の強化が必要です。
ガスタービンのサプライチェーンは、場所によって異なる形で集中：
ガスタービンの供給チェーンは、地理的に特定地域に集中しており、北米と欧州の企業が市場を支配しています。
風力や太陽光発電のシェアが拡大する中で、ガス火力発電所は柔軟性を持たせた運用が求められる一方、電力需要に対応するため新たなガス火力発電所も建設されています。
IEAの「World Energy Outlook 2023」によると、2030年までにガス火力発電の設備容量は2022年比で10%増加し、最終的には水素燃料対応のタービンへ移行する可能性が示されています。
2023年には、シーメンスが100%水素対応のガスタービンを稼働させ、川崎重工やGEも水素対応タービンの商業化を進めています。
三菱重工業も2025年までにアンモニア対応のタービンを発表する予定です。
ガスタービンの市場は、高度な技術力が必要であるためGE（45%シェア）、シーメンス（22%）、三菱重工（19%）が85%以上のシェアを占め、製造拠点もアメリカ、スイス、サウジアラビアなどに分散しています。
一方、中国のハルビン・タービンやロシアのパワーマシンも、独自に大型ガスタービンの開発に成功しており、今後の競争が予測されます。
世界のガスタービン輸出の約70%はアメリカ、ドイツ、日本など上位6カ国が占めており、アメリカが最大の輸出国です。
さらに、ガスタービン製造にはモリブデンやコバルト、ニッケルなどの重要鉱物が必要であり、これらは中国、南アフリカ、コンゴ、インドネシアといった特定の地域に採掘が集中しています。
特にコンゴ産のコバルトの多くは中国企業が運営し、中国はこれらの鉱物の加工においても主導的な役割を果たしています。
供給チェーンの地理的偏りは、自然災害や地政学的な緊張による供給リスクをもたらす可能性があり、政府や業界関係者にとって重要な課題です。
また、リサイクル技術の発展により、使用済みタービンからの貴金属回収が進められ、これが需要増に対応する一助となっています。
排出量：電力部門からのCO2が構造的な減少局面に入っている
中国が2026年までの世界の発電部門の排出量減少の半分を占める：
中国は2026年までに世界の発電による排出削減の約半分を占める見込みです。
2021年に8%増加した発電部門の排出量は2022年と2023年にそれぞれ1.4%と1%の増加を示しましたが、米国やEUでは化石燃料による発電が減少しました。
中国やインドの電力需要増加や干ばつによる水力発電の減少により、石炭使用が増加しました。
今後、中国では再生可能エネルギーの拡大により石炭使用が減少し、2024年からは排出量が減少に転じると予測されています。
中国、米国、欧州連合が電力部門の排出量減少を主導：
2024年には発電部門の排出量が2%以上減少し、その後も小幅な減少が予測されています。
中国、米国、EUが排出削減の主導役となり、中国は2024年から2026年にかけての減少分の約半分、米国は4分の1、EUは5分の1を占める見込みです。
中国では水力発電の回復と再生可能エネルギーの導入が排出削減を加速させ、米国では石炭からガスへの移行が寄与します。
一方、インドや東南アジアでの石炭利用増加が排出増を引き起こしますが、これらは主要国の削減で相殺される見込みです。
電力部門の排出量が前例のないペースで低下：
2024年から2026年にかけて、発電部門のCO2排出量が年平均4%と過去にないペースで低下し、2023年の455 g CO2/kWhから2026年には400 g CO2/kWhに減少する見込みです。
特にEUでは13%、中国で6%、米国で5%の年平均減少が予想され、インドも3%の減少が見込まれます。
再生可能エネルギーと原子力の比率増加が、低炭素化を進める主要因となっています。
価格：卸売電力価格が過去最高値から下落
多くの地域では、電気料金は依然としてパンデミック前の水準を上回る：
2023年、エネルギー価格の低下に伴い、世界の卸電力価格が一部で大幅に下落しました。
米国では、天然ガス価格が60%減少したことにより、電力価格が40%減少し、年間平均で46USD/MWhを記録しました。
オーストラリアも再生可能エネルギーの増加で価格が低下し、特に第一四半期にはゼロまたは負の価格が12%を占めました。
ヨーロッパでは、2022年の価格高騰から50%以上の下落が見られましたが、平均105EUR/MWhと依然高い水準です。
特にフランスでは原子力稼働の回復により価格が大幅に下落したものの、冬期に向けた需給への不安が価格を押し上げています。
ドイツの価格も118EUR/MWhと高止まりしており、特にフランスからの輸入に依存する形で不確実性が増しています。
日本では需要の減少で価格が下がり、平均85USD/MWhとなりましたが、依然としてパンデミック前を上回ります。
一方、インドは需要増により価格が高止まりしており、唯一大幅な価格下落が見られない市場となっています。
このような価格動向は、再生可能エネルギーの導入拡大や、需給の柔軟性向上が今後の課題であることを示唆しています。
エネルギー集約型産業は、世界中で電気代をいくら支払っているのか？：
2021年から2022年にかけたエネルギー価格の高騰により、産業向け電力費が世界中で上昇しました。
特にヨーロッパでは大規模なエネルギー集約型産業が影響を受け、ドイツやイタリアでは米国と比較して3〜5倍の電力費が発生しています。2023年、欧州の産業向け電力価格は一部緩和が見込まれるものの、最終価格は電力調達戦略（スポット価格と長期契約の割合）や各国の政策によって異なります。
フランスではEDFが規制価格での原子力供給量を削減したため、価格上昇が見られ、2025年からは新しい補助制度に移行予定です。
さらに、中国でも電力価格が約20%上昇すると見込まれ、エネルギー価格自由化が進められています。
ヨーロッパでは、EU-ETSによる補助を通じ、企業が電力価格上昇を相殺する措置が進められており、ドイツでは大規模産業向けに価格保証が導入され、一部の企業には70%の歴史的な需要量をEUR 130/MWhで供給する仕組みが整えられました。
しかし、ドイツの財政見直しにより、今後の長期的なエネルギー支援策には制約が生じる可能性があります。
欧州連合では新たな電力市場改革が合意され、グリーンエネルギー推進のための安定価格保証が導入される予定です。
この改革により、再生可能エネルギーの拡大と価格予測の改善が期待されています。
家庭用電気料金と支払い能力：
世界的なエネルギー危機の影響で、各国の家庭向け電気料金が上昇し、家計負担が増しています。
米国では2019年から2023年まで平均5%の増加率でしたが、英国では2022年だけで19%増、2019年からは2倍に達しました。
ノルウェーも2022年に水力発電の減少と欧州のエネルギー危機が重なり、過去最高の電気料金を記録しましたが、2023年には1,000NOK程度の減少が見られました。
多くの国が一時的な税減免や価格規制で家計を支援しており、チリでは2019年から電気料金が凍結されています。
EUでは緊急措置が2023年の平均家庭向け電気料金を20%削減。ポーランドやルーマニアは価格上限や固定価格制度により60%近い削減効果を実現しました。
信頼性：電力の安定供給の監視は依然として不可欠
電化の進展に伴い、電力の需要と供給が天候に依存する中、電力の安全性と信頼性が重要性を増しています。
多くの国では、極端な寒暑で電力需要が高まると供給不足が生じ、毎年のように天候による大規模停電が発生しています。
特に新興国では不足する電力容量や高エネルギーコストによる燃料供給の課題が深刻です。
こうした背景から、電力の安全運用と対策を監視する必要性が高まり、今年の「Electricity 2024」レポートでは電力の安全性と信頼性を追跡する専用章を新設しました。
システム慣性の具体的な対策と市場が一般的になりつつある：
再生可能エネルギーの普及に伴い、電力システムの安定運用に必要な慣性サービスの導入が各国で進んでいます。従来の発電が提供していた慣性を補うため、一部の国ではシステム慣性の最低要件を設け、障害後の早急な安定化を図る高速周波数応答（FFR）市場も拡充。バッテリーなどの高速応答技術が効果的とされています。
ノルディック地域では、低慣性シナリオに対応するため2020年に高速周波数予備が導入されました。
イギリスでは、2021年から年次で最小慣性レベルが再評価され、現在120 GVAsが維持される基準です。
周波数変動に対応するため、Dynamic Frequency Containment (DC)が重要視されており、急な需給変動時に周波数を安定させます。
オーストラリアでは地域ごとに慣性要件を定期的に評価しています。
2023年10月、AEMOは1秒以内に応答する新たな周波数応答市場を導入しました。
また、AEMCは2023年にNEM内での慣性サービス市場を提案しました。
アイルランドはDS3プログラムの一環で、0.15〜10秒の範囲で応答する高速周波数応答サービスを導入しました。
慣性応答専用サービス「SIR」も実施し、発電ユニットの回転エネルギーに基づいた支払い制度があります。
ドイツのBNetzAは2023年、慣性サービスに対する市場支援の検討を行いました。
固定価格で提供者へ支払われるプレミアムが提案されており、地域ごとに異なる価格設定が行われる可能性があります。
BMWKは安定性のロードマップを2023年12月に発表しました。
アメリカではERCOTが2016年以降、慣性レベルの監視を行っており、重要な慣性を100 GWs以上に保つための措置をとっています。
NERCは高速周波数応答の必要性を指摘しており、2022年にはERCOTがそのためのプロジェクトを実施しました。
2023年、異常気象による大規模停電が発生：
2023年、異常気象による大規模停電が各国で発生しました。
アメリカでは1月にアイスストームが発生し、テキサスで約40万世帯が停電。
ミシガン州でも80万世帯が被害を受け、復旧には約1週間かかりました。
4月にはカナダ・ケベック州で130万世帯が停電し、6日間で50kmの電線と440台の変圧器が交換されました。
6月には米南部で雷雨と竜巻により60万世帯が停電、テキサス州は2日間で30万世帯の電力を復旧。
12月には米北東部で約66万世帯が停電しました。
フランスと英国も11月の暴風「シアラン」で120万世帯が停電。
フランスの配電会社Enedisは、耐気候性強化のため地下配線への切替計画を進めています。
インドでは6月にサイクロン「ビパルジョイ」、12月に「ミチャング」による停電が発生し、インフラ復旧に1週間を要しました。
供給と送電網の問題により、主に新興国や開発途上国で大規模な停電が発生：
2023年、発展途上国や新興国で供給不足やインフラ問題、需要増により電力不足が深刻化しました。
1月23日、パキスタン全土が過負荷と発電不足による電圧降下で12時間以上の停電に見舞われ、2億2000万人に影響が及びました。
NEPRAは新たな設備導入やHVDC強化など18の対策を提案。
8月25日にはケニアでも5000万人が停電を経験し、長期的な電力不足が続いています。
ナイジェリアでは9月14日に送電線火災で全土が10時間の停電、老朽化と破壊行為が要因です。
他にも、ブラジルで8月に2900万人が6時間の停電に見舞われ、エジプトではガス不足と高温により7月から計画停電が導入されました。
カザフスタン、キルギス、ウズベキスタンでも2022年以降、系統不均衡で定期的に停電が発生。
インド、バングラデシュ、マダガスカル、イエメン、南アフリカなど多くの国々が供給問題に直面しています。
停電や電力障害における人的要因の理解：
IEAの「Electricity Grids and Secure Energy Transitions」レポートによれば、グリッド関連の技術的問題による停電は年間で少なくとも1,000億ドルの経済損失を引き起こしています。
このような損失を抑えるためには、停電の原因や関係する要素の特定が不可欠です。
停電の原因は、発電と需要の不均衡、自然要因、人為的ミス、技術的問題に分類されます。
具体的には、車両事故による配電柱の損傷や、新しい接続でのエラー、サイバー攻撃などが多くの地域で停電の一因となっています。
さらに、人為的ミスを防ぐには、デジタル化やAI活用が効果的です。
たとえば、米PG&EではドローンとAIを活用したインフラ点検を実施しており、作業の効率化とコスト削減を図っています。
AIは点検作業の自動化を通じ、停電の原因となり得る問題を迅速に特定するだけでなく、関連する火災リスクの低減にも寄与しています。
加えて、物理的攻撃やサイバー攻撃によるリスクも増加しています。米国の電力網では、2020年から2022年にかけて4,493件の物理的攻撃が発生し、特に変電所が標的とされました。
この影響で、米国の一部州では変電所に24時間の監視体制を義務化し、インフラへの損害に対する罰則も強化されています。
一方、サイバー攻撃はさらに増加しており、2022年から2023年にかけてEUでは2,580件が報告されました。
これにはランサムウェア（34%）、DDoS攻撃（28%）、データ漏洩（17%）が含まれており、エネルギーセクターも大きな影響を受けています。
このような脅威に対応するため、EUは「NIS2指令」を策定し、発電事業者や送配電事業者、再生可能エネルギー市場の参加者などを含む重要インフラのサイバーセキュリティ強化を進めています。
NIS2指令は2024年末までに完全実施が予定されており、サプライチェーン全体でのセキュリティ強化が求められています。
米国では、FERCが2023年3月に新しいサイバーセキュリティ基準を導入し、特に小規模な発電や送電施設においてもセキュリティ強化が進められています。エネルギー省（DOE）はさらに分散型エネルギー資源のセキュリティ強化に3,900万ドルを投入し、ツールや技術の開発を支援しています。
これらの取り組みは、電力システムの信頼性と安全性を向上させるために重要であり、停電リスクを最小限に抑えるための鍵となります。
地域別
アジア・太平洋
再生可能エネルギーは電力供給におけるシェアを拡大しているが、石炭は依然として主要な供給源:
アジア太平洋地域の電力需要は2023年に4.8%増加し、今後も年平均4.6%の成長が予測されています。
同地域は2026年までに再生可能エネルギーの発電比率が27%から35%に上昇する見込みですが、依然として石炭が主要な供給源で、発電の57%を占めています。
これにより、アジア太平洋は発電に伴うCO2排出強度が世界で最も高く、2023年の590g CO2/kWhに達しています。
中国
太陽電池モジュールや電池の生産、関連材料の加工は、電力需要の大きな要因：
中国では、ソーラーパネルとバッテリーの生産および関連素材の加工が電力需要の主要な推進力となっています。
2023年にはポストパンデミック回復により、電力需要が6.4%増加し、特にサービス業と産業部門が大幅な回復を見せました。
今後は経済成長が減速する中で電力需要の増加率も鈍化すると予測され、2024年から2026年にかけて年平均4.7～5.1％の成長が見込まれます。
さらに、電動車（EV）の普及もガソリン消費の減少に影響し、電力需要を押し上げる要因となっています。
2024年から2026年にかけて電力需要の伸びは、再生可能エネルギーと原子力発電で全て賄われる見通しであり、石炭火力発電は抑制される：
2023年には干ばつによる水力発電の減少で火力発電が増加し、電力需要増加の60％を石炭火力で補いました。
2024-2026年には風力・太陽光など再生可能エネルギーと原子力が電力需要の全成長を賄い、石炭火力を徐々に抑制する見込みです。
これにより、石炭火力の発電量は年平均1.5%の減少が予測され、2026年には石炭の発電シェアが51%に縮小する見通しです。
石炭の役割は、大量発電の燃料から、再生可能エネルギーをサポートし、エネルギー安全保障を確保するためのより柔軟な運用へと変化しつつある：
石炭火力発電の役割は、大規模発電から再生可能エネルギーを支える柔軟な運用へと変化しています。
2024年から2026年にかけて、毎年40-50 GWの新たな石炭火力発電設備が導入される一方で、発電量は減少傾向にあります。
中国の石炭火力発電所の稼働率も2010年の61%から2023年には53%に低下し、さらに減少が予測されます。
政府は2024年から固定費を回収する新たな報酬制度を導入し、低炭素発電の増加を補完します。
2023年の記録的な猛暑による需要急増で国内石炭生産と輸入が促進されましたが、中央政府は大規模発電のみを目的とした新設許可を停止し、経済刺激策や柔軟な発電ニーズを目的に一部の地方が新規プロジェクトを承認しています。
再生可能エネルギーの普及が電力業界に新たな課題をもたらす：
2023年、ソーラーパネルの新規設置容量が記録的な130 GWに達し、特に分散型プロジェクトが中心となりました。
これは前年のEUと米国の合計設置量の2倍であり、29%の発電量増加をもたらしました。
再生可能エネルギーの拡大に伴い、東部の一部地域では送配電網の統合が課題となり、地域ごとの再生可能エネルギー成長に制約が生じています。
コストの低下と競争の激化により一部企業は利益が減少していますが、政府は需要対応やピーク時の電力供給確保を最優先としています。
さらに、2023年には再生可能エネルギー証書（GEC）と中国認証炭素排出削減（CCER）の新政策が導入され、環境属性の証明としてGECが標準化されます。
また、スポット市場の発展が促進されており、NEAが9月に規制基準を発表しました。
インド
石炭火力発電が主力であることに変わりはないが、再生可能エネルギーの発電量に占める割合は2026年に25%に達する見通し：
インドの電力供給は依然として石炭火力が中心ですが、再生可能エネルギーの割合は2026年に25%に達すると予測されています。
2023年には非化石燃料の設備容量が44%に達し、21 GWの再生可能エネルギーが追加されました。
異常気象により電力需要が急増し、政府は石炭のブレンド義務を2024年3月まで延長しています。
2023年の電力需要は7%増加し、今後も年平均6.5%の成長が見込まれており、石炭の割合は2026年には68%に減少する見込みです。
水力発電、原子力、蓄電、電力システムの効率化は、インド政府の優先事項：
インド政府は水力、原子力、蓄電、および電力効率向上に注力しています。
2023年、インドの水力発電は前年に比べ15%減少し、カナータカ州では1,500〜2,000 MWの不足が発生しました。
このため、再生可能エネルギーの促進に加え、基幹電源としての大規模な水力と原子力発電の開発が進められています。
2023年8月には停滞していた11.5 GWの水力プロジェクトが中央政府に移管され、インド最大の国産原子力発電所であるカクラパー第3号機がフル稼働を達成しました。
さらに、2024年から2026年にかけて約4 GWの新規原子力発電が商業運転を開始する予定です。
再生可能エネルギー（VRE）の割合は2026年までに15%に達すると見込まれ、安定した電力供給を確保するため、エネルギー貯蔵技術の促進が重要視されています。
政府は2023年にエネルギー貯蔵システムの国家的な枠組みを準備し、蓄電システム（BESS）プロジェクトに対する補助金制度を正式に発表しました。さらに、蓄電コストの削減を目指してパンプド・ストレージ水力発電の推進にも取り組んでいます。
また、分散型再生可能エネルギー（DRE）の普及を進めるため、2026-2027年度までに指定消費者の消費電力量の2.7%をDREで賄う義務が設定されています。
石炭火力発電所には再生可能エネルギー発電義務（RGO）が導入され、2026年までに6%、2028年までに10%の再生可能エネルギー発電を供給するよう義務付けられました。
脱炭素化を支援するグリッドおよび電力市場設計が注目されている：
インドでは、脱炭素化を支援するための電力網と電力市場設計に注目が集まっています。
2023年、政府は再生可能エネルギーの統合を促進するため、州間送電システムの強化計画を発表し、グリーンエネルギー回廊（GEC）第IIフェーズの一環として、ラダックで13 GWの再生可能エネルギープロジェクトに8.3億インドルピー（約1億米ドル）の支援が承認されました。
また、隣国ネパールからの水力発電輸入市場を拡大するため、今後10年間で10 GWの電力購入を計画しています。
この動きはG20デリー宣言の一環として、南アジアの送電網および越境電力システムの統合強化も目指しており、OSOWOG（One Sun One World One Grid）構想の下でサウジアラビア、UAE、シンガポールとの連結も計画中です。
さらに、2023年には再生可能エネルギーのグリッド統合を支える新しいグリッドコードや一般アクセス規則が導入され、信頼性・柔軟性向上や調達コスト最適化を図るための仕組みが整備されました。
電力市場の再設計ロードマップも発表され、再エネの統合と発電リソースの最適化に向けた短期・中期・長期の対応策が明確にされています。また、インドエネルギー取引所（IEX）では、価格上限を超えた取引を可能にする高価格デイ・アヘッド市場（HP-DAM）の導入が承認されました。
この市場は、ガス火力、輸入石炭火力、蓄電システムなどに対応し、電力供給の柔軟性を提供します。
併せて、CERCは予備力の安定化を図る三次予備電力サービス市場の立ち上げも認可しました。
また、インドは2023年に炭素クレジット取引制度も発表し、2024-2026年の年平均2.7%の排出強度改善を目指しています。
この制度は2030年までの排出削減目標達成に向けた長期的支援策となる見込みです。
日本
原子力発電と再生可能エネルギーの増加に伴い、発電における石炭の使用量は減少する見通し：
日本では、2023年の電力需要が前年比3.7%減少し、主に電力料金の高騰と節電努力が影響しました。
冬季の暖房需要が減少した一方、夏季の猛暑により冷房需要が増加しました。
製造業は縮小し、サービス業は拡大したものの、ロシアのウクライナ侵攻によるエネルギー価格上昇で主要電力会社は家庭向け料金を約30%引き上げ、日本政府は2022年12月から電気・ガス料金補助を行い、2024年春まで延長予定です。
2024年以降は年平均0.5%の緩やかな電力需要増加が予測され、製造業の回復や電気自動車（EV）普及が支援要因と見られます。
また、経済産業省（METI）はEV充電器の設置目標を引き上げ、半導体工場支援も拡充しています。
2023年の発電構成では、ガスと石炭が3分の2を占め、原子力は54%増加し、発電シェアの8%に達しました。
また、再生可能エネルギーも6%増加し、24%を占めました。これにより、年間総排出量は10.3%減少しました。
さらに、2024年には女川原発2号機と島根原発2号機の再稼働が予定されており、年間約4%の排出強度改善が期待されます。
2024年の市場改革により、日本の容量市場と調整市場が開始され、2024年1月には脱炭素化のための長期投資向けオークションも実施予定です。これらの取り組みは電力供給の安定性と柔軟性の向上を図るものです。
韓国
需要の高まりに対応するため、韓国の電力供給・送電インフラの拡大と強化計画を発表：
韓国では電力需要増加に対応するため、電源供給・送電インフラの強化が計画されています。
2023年には、工業部門の低迷により電力需要が0.8%減少しましたが、2024年から2026年にかけて年間1%未満の成長が見込まれます。2023年8月には初めて100GWを超えるピーク需要が記録され、同年中に7GWの発電能力が追加されました。
さらに、2024年には原子力1.4GW、石炭火力1.1GW、ガス火力0.7GW、再生可能エネルギー4.1GWが追加される予定です。
韓国の電力供給の約3割を占める石炭火力は、2026年までに7つのプラントがガス火力に転換されるなど、減少傾向にあります。
原子力発電は2022年の25GWから2026年には29GWに増加が見込まれ、再生可能エネルギーも8%から11%へとシェアが拡大します。
2023年には、新たな発電所や主要送電線、変電設備の計画が発表され、送電線建設の短縮と電力網の拡大を支援する「電力網拡大特別法」も国会に提出されました。
特に半導体工場などの高需要産業に対応するため、電力網の拡充が急務です。
また、可変再生可能エネルギー（VRE）を「ユニットコミットメント手順」に組み込み、効率とコストに基づき優先的に運用する方針も導入。韓国電力取引所（KPX）は、2025年末までにこの新市場を本土に展開する計画です。
さらに、2023年6月には「分散型エネルギー促進特別法」が制定され、2040年までに分散型電源を30%に引き上げ、再生可能エネルギー小規模IPPの利用促進を目指します。
オーストラリア
南オーストラリアでは、風力と太陽光による発電の割合が75%を超え、節目を迎えた：
2023年、南オーストラリアは発電の75%以上を風力と太陽光で賄い、再生可能エネルギーの利用拡大で大きな節目を迎えました。
同年、オーストラリア全体の電力需要は前年に比べて0.7%減少し、気温が穏やかだったことが主な要因です。
2024年から2026年には、家庭用電力需要やEV導入の進展により、平均1%強の成長が予測されています。
エネルギー効率向上の取り組みも進んでおり、商業施設の改装や中小企業への助成金を通じて需要の伸びを抑える計画が進行中です。
2023年には約6GWの再生可能エネルギー容量が追加され、そのうち4GW以上が太陽光、1.5GWが風力でした。
これにより、再生可能エネルギーの割合は電力供給全体の35%に達し、2026年には43%に増加、初めて石炭を超える見通しです。
石炭の割合は2022年の49%から2023年に48%へ、2026年には41%まで低下する見込みです。
また、ガスのシェアも16%から2026年には15%に減少する見通しです。
排出削減目標の強化も進み、電力部門の総排出量は年間平均で3%減少、排出強度は年間5%ずつ低下すると予測されています。
2023年12月には、再生可能エネルギーの導入を促進するための「容量投資スキーム」の最初の入札が開始され、排出削減目標も国家電力目標に組み込まれました。
東南アジア
2024年から2026年の見通し期間において、力強い経済成長がこの地域の電力需要を牽引する：
2024年から2026年にかけて、東南アジアでは経済成長が電力需要を押し上げ、年平均5.3%の成長が予測されています。
インドネシアが最大の電力消費国として、年間平均6.3%の成長を牽引する見通しです。
2026年までの追加電力需要は、石炭が35%、再生可能エネルギーが40%、天然ガスが25%を賄うと予想されています。
特に石炭発電は2023年に7.5%増加し、2024年以降は平均4%の成長が見込まれるものの、以前の成長率11%と比較して鈍化しています。
一方、LNG供給拡大によりガス発電は年間5%成長、再生可能エネルギーも年平均7%で成長すると見込まれていますが、発電全体に占める割合は26%から28%に小幅な増加にとどまります。
電力部門からのCO2排出量は年間平均4%増加し、化石燃料依存が続くことでCO2排出強度は2026年まで約600 g CO2/kWhで安定すると予測されています。
インドネシア：
インドネシアでは2023年、電力需要が前年比で約7%増加し、発電の66%を石炭が占める結果となりました。
ガス発電が13%、再生可能エネルギーが20%を占め、特に水力、地熱、バイオマスが主流で、太陽光と風力は1%未満にとどまっています。
これにより、発電のCO2排出強度は790 g CO2/kWhに達し、総排出量は前年比6.8%増加しました。
2024年から2026年の間に、電力需要は年間6%の増加が予測され、再生可能エネルギーの成長率は年間8%に達すると見込まれています。
一方で、石炭とガスの発電も5-6%の成長を維持する見込みです。
2023年11月に発表された包括的投資・政策計画（CIPP）では、Just Energy Transition Partnership (JETP)の支援のもと、2050年までに電力セクターの脱炭素化を目指す方針が示されました。
この計画には、2025年までに7.3 GW、2030年までに72 GWの太陽光・風力発電の展開が含まれ、電力需要は年間6.4%の増加が予想されています。
ベトナム：
ベトナムは2023年に4%以上の電力需要の増加を記録し、2024年から2026年にかけて年平均7%の成長が予測されています。
これは加速する経済成長に伴うものであり、再生可能エネルギーの発展が後押ししています。
2023年には約2.7 GWの再エネ容量が追加され、その内訳はソーラーパネルと風力発電に均等に分かれています。
この成長は、2030年までに非水力再エネの発電比率を20%にするという計画を掲げる5月に承認された「電力開発マスタープラン」によって支えられています。
非水力再エネの発電比率は、2023年の16%から2026年には19%に上昇すると見込まれています。
一方で、2023年の電力需要は主に石炭火力で賄われ、発電構成比は石炭が46%、ガスが9%、再エネが44%となりましたが、水力不足と高ガス価格により石炭火力が増加し、CO2排出強度も11%上昇しました。
しかし、2024年には水力の回復や再エネの拡大により、6%の削減が予測されています。
2023年には北部ベトナムで電力危機が発生し、ロールング停電や突発的な停電が多発しました。
供給不足時には中国からの電力供給が再開されましたが、2024年も最大1.8 GWの電力不足が見込まれており、今後も電力供給の安定化が課題です。
タイ：
タイの電力需要は2023年に約3%増加し、特に天然ガス発電が13%近く増加しました。
一方、石炭火力は14%減少、再生可能エネルギーも3%増加し、電力部門のCO2排出強度は2022年の470 g CO2/kWhから452 g CO2/kWhに低下しました。
2024年から2026年にかけて電力需要は年平均3%の増加が予測され、この増加分は主に石炭、天然ガス、および再エネによって賄われる見込みです。
現時点で電力供給の65%が天然ガス、18%が石炭、17%が再生可能エネルギーで構成されていますが、2026年までに石炭の比率が2%増加し、ガスは2%減少、再エネも微増すると見られています。
近年のLNG価格の上昇により、天然ガスと電力の危機への懸念が高まり、国内のエネルギー安全保障を強化するため、国内ガス生産の拡大が求められています。
国営PTT Exploration & Production社は、最大ガス田エラワンでの生産量を2024年初頭までに1日800百万立方フィートに倍増させる計画です。
タイの発電用ガスの29%を輸入LNGが占めており、この比率は2018年の2倍以上に増加しています。
再エネの拡大には特に太陽光発電が中心とされており、国内のバイオエネルギーが再エネ発電の50%以上を占めますが、カーボンニュートラル目標を達成するには、2040年までに再エネ比率を68%に引き上げる必要があります。
今後、商業規模の太陽光発電プロジェクトにはフィードイン・タリフやPPAが提供され、政府の支援で小規模な屋上ソーラーの普及も見込まれています。
マレーシア：
2023年、マレーシアの電力需要は前年比約3%増加しました。
経済成長は2022年のGDP8%以上から約4%に鈍化しましたが、引き続き電力需要を支えています。
新しい半導体工場やデータセンターが2024年に完成し、これにより今後の電力需要の増加が見込まれ、2026年までの年平均成長率は3.4%と予測されています。
2023年には石炭火力が電力供給の約46%を占めましたが、政府のエネルギー転換計画（NETR）により、石炭依存を減らしガスと再生可能エネルギーの比率を高める方針です。
2026年にはガス火力が石炭火力を上回る見込みで、2024年から2026年にかけて石炭の割合低下に伴い、排出強度は年平均1.5%減少すると予想されています。
再エネへの投資促進策として、グリーンエネルギー料金の引き上げや再エネ輸出禁止の撤廃が進められており、政府は2050年までに発電の70%を再エネとする目標を掲げています。
また、国営電力会社テナガ・ナショナルは、500 MWの大型太陽光発電所や2.5 GWのハイブリッド水力-浮体式太陽光発電施設の開発を進め、2050年までのカーボンニュートラルを目指しています。
フィリピン：
フィリピンの2023年のGDP成長率は5.3%と推定され、高い家計消費とインフラ・社会サービスへの公共支出が支えました。
これに伴い、電力需要は約4%増加し、2024年から2026年の年間平均成長率は6%と予測されています。
2023年には石炭火力発電が5%増加し、今後も年平均3.4%の成長が予想されていますが、発電ミックス内の石炭割合は2023年の61%から2026年には58%まで緩やかに低下する見込みです。
フィリピンはCOP26での石炭離脱署名後も2022年には世界で6番目に新規石炭火力設備が多く、今後も3.5 GWの石炭火力が稼働予定です。とはいえ、今後新規プロジェクトは減少し、石炭依存は徐々に解消される見込みです。
天然ガスは2024年から2026年にかけて年平均9%成長し、発電ミックス内の割合は14%から15%に増加する見込みです。
これには天然ガス開発を促進する法案や政策が影響しています。
また、2030年までに電力ミックスの35%を再生可能エネルギーにする目標に向け、再エネの成長も年平均8%増加し、2026年には25%に達する見込みです。
この成長は主に太陽光と風力によるもので、2026年には発電ミックスの7%を占める見通しです。
シンガポール：
シンガポールの電力需要は2023年に前年比0.5%未満の増加となり、2024-2026年には年平均2%の増加が見込まれています。
この成長は経済成長と電気自動車（EV）需要に支えられ、2030年までに内燃機関車両の購入を廃止する計画も影響しています。
2023年に天然ガスは発電の約93%を占めており、再生可能エネルギーの拡大に伴い今後92%に減少する見通しです。
再エネは主に太陽光発電とバイオマスからの発電が増え、2025年には発電ミックスの6%に達する予測です。
また、600 MWの複合サイクルガスタービンプラントが2026年上半期に完成予定で、水素との共燃にも対応します。
2023年にはシンガポールの排出強度が2.2%減少し、今後も年平均0.7%の減少が見込まれます。
地域間連携プロジェクトも進展し、シンガポールは2035年までに4 GWの低炭素電力を輸入する目標を掲げています。
これにはインドネシアからの2 GW、カンボジアからの1 GW、ベトナムからの1.2 GWが含まれ、これらは現在のシンガポールのピーク需要の半分以上に相当します。
また、既存の100 MWラオス-タイ-マレーシア-シンガポール電力統合プロジェクトも稼働中です。
シンガポールは天然ガス依存度が高いため、燃料価格の高騰や供給問題で電力価格が変動しやすく、2023年にはガス調達の中央集約化を目的とする新組織の設立が発表され、2024年に設置が予定されています。
アメリカ大陸
再生可能エネルギーの力強い成長により、化石燃料による発電はますます置き換えられている：
再生可能エネルギーの成長により、化石燃料発電が次第に減少しています。
2023年には米国の需要減少により電力需要が0.4%減少した一方で、ブラジルとメキシコでは堅調な成長を見せました。
2024年から2026年には年平均1.7%の需要増加が見込まれ、再生可能エネルギーは年平均7%成長する予測です。
これにより石炭発電は10%減少し、2026年までに化石燃料の発電割合は44%に低下、発電のCO2排出強度は235 g CO2/kWhに減少すると予測されています。
アメリカ
2023年には穏やかな気候により電力需要が減少したが、電化が2026年まで加速し、成長が再開：
2023年、米国の経済成長率が年間3%以上に達し、第3四半期には4.9%を記録したにもかかわらず、電力需要は前年比1.6%減少しました。
夏冬ともに穏やかな気候で暖房・冷房の需要が減少したことに加え、在庫調整や自動車業界のストライキ、インフレ圧力による製造業活動の減退が影響しました。
2024年から2026年にかけて、電力需要は平均1.5%の成長に回復すると予測されています。
これには製造業の回復と、輸送および建物部門での電化推進が寄与する見込みです。
需要の約3分の1はデータセンターの成長に由来すると考えられ、さらに2022年のインフレ削減法（IRA）や超党派インフラ法（BIL）による支援が成長を加速させます。
これらの法律に基づく税額控除や補助金、融資保証により、家庭や事業所は電熱ポンプや省エネ家電を導入しやすくなっています。
2023年9月には、バイデン政権と米国気候同盟が2030年までに家庭用ヒートポンプを4.7百万台から2千万台へと増やす計画を発表しました。
IRAとBILは、電力部門への大規模な投資を支援しており、2023年8月までに1,100億ドルがクリーンエネルギー製造プロジェクトに割り当てられ、そのうち700億ドル以上がEV供給チェーン向けでした。
石炭の犠牲のもとでガスが増加した一方で、2023年の再生可能エネルギーの発電量は平均を下回った：
2023年、天然ガス火力発電は前年から6.4%増加し、石炭火力発電の減少に取って代わりました。
これにはヘンリーハブでのガス価格の急落が影響しており、価格は2022年の6ドル/MBtuから2023年5月には2.15ドル/MBtuにまで下がりました。
この価格低下により燃料転換が進み、石炭火力の稼働率は52%から42%に低下し、ガス火力の稼働率は55%から59%に上昇しました。
また、老朽化や環境規制の強化に伴い、2022年以降で約30 GWの石炭火力が廃止されました。
その結果、ガスの電力ミックス占有率は42%に達し、石炭は17%に低下しました。
一方、再生可能エネルギーの成長は、特に風力において天候不順により抑えられました。
風力発電は約8 GWの新規設備が追加されたにもかかわらず、発電量は前年とほぼ同じでした。
また、水力発電は北西部の急激な雪解けが影響し4.4%減少。
太陽光発電は、グリッド規模で26 GW、分散型で8 GWの新規導入が進み、前年比16%の増加を見せました。
太陽光発電と風力発電は2024年に石炭火力発電を上回り、節目を迎える見通し：
2024年から2026年にかけて再生可能エネルギーの年間成長率は約10％と予測されていますが、資金や供給の問題で一部プロジェクトに遅延が生じています。
石炭発電は年平均約10％の減少が予測され、ガス発電はほぼ横ばいに推移すると見られています。
このため、電力部門の排出量および排出強度は2023年から2026年にかけて年平均4％、5％ずつ減少する見込みです。
冬場の信頼性に関する懸念：
北米電力信頼性公社（NERC）は、多くの地域で予備力が低下しているため、米国の冬季ピーク時に電力供給不足のリスクが高まっていると指摘しています。
特に、2021年の冬嵐「ウリ」や2022年の「エリオット」のような寒波再来により、ガス火力発電や燃料供給が脅かされ、需要予測の不確実性が信頼性リスクを増大させる可能性があります。
カナダ
2024年から2026年の見通しでは、電力需要は再び増加に転じ、原子力の減少分をガス火力発電の増加で相殺：
2023年のカナダでは、穏やかな冬と暖かく乾燥した夏により電力需要が1％減少しましたが、2024年から2026年にかけて年平均1％の成長が予測されています。
水力発電はカナダの電力供給の半分以上を占めますが、穏やかな冬の影響で雪解け水の供給が減少し、約7％の低下となり、米国への電力輸出もケベック州で15％、ブリティッシュコロンビア州で30％減少しました。
核発電は2024年に4％増加が見込まれる一方で、ブルース（6.2 GW）とダーリントン（3.5 GW）の改修工事による停止で2025年には10％、2026年には16％減少する見込みです。
特にピッカリング（3.1 GW）の1・4号機は2024年末に閉鎖予定ですが、5-8号機についてはオンタリオ州政府が予備力の観点から延長を求めています。
減少する核発電の分は、ガス火力発電と再生可能エネルギーで補完され、2025年から2026年にかけて総排出量は6％増加が予測されています。
2026年には、ケベック州からニューヨーク市へ電力を供給する1,250 MWの変換設備が稼働予定です。
また、トルドー政権は、家庭用暖房油を連邦炭素税から3年間免除し、電気ヒートポンプへの転換を促進するためのインセンティブも併せて提供しています。
メキシコ
2023年には、干ばつの影響で水力発電量が過去最低を記録し、石油とガスによる発電量が増加：
2023年、メキシコでは干ばつの影響で水力発電が過去最低水準に落ち込み、石油やガス火力発電の増加が求められました。
同年の電力需要は前年から3%増加し、経済成長率の3.2%にほぼ追随しました。
今後も産業、サービス業、農業の発展が電力需要を支える見通しで、2024年から2026年にかけて年平均2.5％の安定した成長が予測されています。
これはコロナ禍からの回復期に比べるとやや低いものの、経済活動に沿った推移となります。
また、USMCA協定における地域価値含有率要件や、最終消費地近くでの生産移転を行うニアショアリングが電力需要を押し上げる見込みです。
水力発電は、夏季のピーク需要や他の発電源のバックアップとして重要ですが、近年の干ばつで供給が厳しい状況にあります。
2023年夏には、電力供給余力が6%を下回り稼働警報が発令されましたが、供給リスクはなかったとされています。
年間の水力発電量は2022年から40%以上減少し、燃料費の高い天然ガスや燃料油に依存せざるを得ない状況となり、発電コストが上昇しています。
2023年の発電部門の排出強度は4%上昇し、446 g CO2/kWhに達しました。
水力発電不足を補うため、天然ガスや太陽光、風力、原子力の発電量が増加。2026年までには、過去のオークションで確保された太陽光や風力の導入により、発電構成に占める割合が10%から13%へと増加する見込みです。
ブラジル
2026年には太陽光と風力の発電量が合わせて50%増加し、新たな送電線により電力部門が変革される見通し：
2023年、ブラジルの電力需要は前年から約4%増加し、経済活動の活発化と建物部門の消費増が背景にあります。
特に北部地域では、平均気温上昇と電力普及の進展が需要増加を支えました。
過去の干ばつで水力発電の稼働率が低迷する中、2023年の稼働率は44%にとどまり、ガス火力は10%減少、一方で石炭火力は10%増加しました。
今後2026年までの年間需要増加率は2.5%と予測され、ルーシュパラトドス（Luz Para Todos）計画による地方の電化が需要成長を後押しします。
風力と太陽光発電は2026年までに2022年比で50%増加し、200TWh以上、発電構成比は約30%に達する見込みです。
再生可能エネルギーの割合は約95%に達し、余剰供給時には火力発電の契約を柔軟に調整するメカニズムの導入が検討されています。
また、再エネ普及に向けた蓄電技術も導入が進んでおり、2023年3月にはサンパウロ州に初の大規模蓄電システム（30 MW/60 MWh）が設置されました。
10月には蓄電システムのグリッド接続に関する規制の公募が実施され、接続容量や使用料に関する議論が進められています。
加えて、送電網の拡充計画が進展しています。
2023年6月の送電入札では、投資額157億レアル（約30億ドル）が割り当てられ、12月には過去最大規模の217億レアル（約40億ドル）の入札が実施されました。
新たな送電線は、太陽光や風力に恵まれた北東部から南部の需要地へ電力供給を強化する予定です。
その他アメリカ地域
チリ：
2023年、チリの電力需要は前年比1%未満の増加で、経済成長が停滞した影響を受けましたが、再生可能エネルギーが電力ミックスの60%以上を占める記録的な年となりました。
豊富な降雨により水力発電量は過去平均より約10%上回り、太陽光と風力発電が全体の約3分の1を供給、年間で30時間以上にわたり70%以上を占める時間帯も見られました。
2024-2026年には電力需要が年平均2.4%成長すると予測され、増加分は主に太陽光と風力で賄われ、これらの発電量は年平均15%増加する見込みです。
その結果、ガスや石炭による発電は2023年比で3分の1に低下し、発電のCO2排出強度は100g CO2/kWhを下回ると期待されています。
2023年の公共議題では、電力料金とインフラ改革が中心に位置付けられました。
政府は消費者料金の「冬季料金」を廃止し、秋冬の加算料を撤廃して家庭のエネルギー支出を削減、暖房の電化を促進しました。
また、高いVRE（再生可能エネルギーの変動）抑制率に対処するため、蓄電池容量の入札（500 MW以上の建設中）、再エネ向けの混雑収入再分配、送電計画の更新を含む市場条件改善策を発表しました。
さらに、ソーラーリッチエリアと需要の高い地域を結ぶ1.5 GWのHVDC送電線Kimal-Lo Aguirreプロジェクトも進行中で、2030年までの稼働を予定しています。
コロンビア：
2023年、コロンビアの電力需要は前年比約3％増加しましたが、2022年の4.7％には届きませんでした。
2023年5月に始まったエルニーニョ現象は、同国の電力の約70％を水力発電に依存するコロンビアに大きな影響を与えると予測され、2024年5～6月頃まで続く可能性があります。
この気象現象は降雨量の減少を引き起こし、干ばつによる水力発電の低下や電力価格の上昇、冷房需要増による電力消費の増加を招く恐れがあります。
2024-2026年の需要成長率は年平均3％と予想されており、供給の多くは再生可能エネルギーで賄われる見込みです。
ただし、風力と太陽光発電は全体の2％未満に留まっています。
2023年には電力セクターで重要な動きがいくつかありました。
エルニーニョによる乾期が原因でエクアドルで10月に停電が発生した際、コロンビアは同国の電力安全保障を強化するため、熱源ユニットからの電力輸出を増加させました。
また、6月に政府は政令0929を発表し、需要応答メカニズムや小規模発電の余剰エネルギーの報酬、市場価格形成プロセスの更新を含む規制案を提示しました。
さらに、パンデミック期間中に凍結された電力料金が電力供給企業に財政的負担を与えているため、政府はCOP 1兆ペソ（約2億3000万米ドル）の信用枠を設定し、供給の継続を支援しています。
コスタリカ：
2023年、コスタリカの電力需要は経済成長と共に2％以上増加しましたが、エルニーニョ現象の影響で水力発電が低下し、火力発電が5％以上を占める結果となり、通常のほぼ100％再生可能エネルギー依存から外れました。
2024-2026年の夏季に向けた水力供給不足の懸念から、国営電力会社ICEは追加の火力140MWを確保し、約CRC 8200万を費やしました。また、2023年10月に提案された法案23414は、市場競争の拡大や規制の調和、独立した系統運営者の設立を目指しています。
ヨーロッパ
2023年には、製造業および産業活動の低迷により電力需要が減少：
2023年、欧州の電力需要は製造業と産業活動の鈍化により前年比2.4％減少しました。
特にEUの多くの国で需要が減少する一方、南欧ではポルトガルやクロアチア、キプロス、マルタなどで増加しました。
需要増加には気温や非気候的要因が影響しています。
また、アイルランドや北欧ではデータセンターの拡大が需要を押し上げました。
2024-2026年には、産業活動の回復、暖房・交通の電化、データセンターの成長により、年平均2.4％の需要増加が予想されます。
需要減少により、2023年の化石燃料発電は減少し、特にガスは16％、石炭は19％減少しました。
一方、再生可能エネルギー発電は9％増加し、水力発電は16％増加しました。
今後、再生可能エネルギーの成長が予測され、2026年には欧州の発電によるCO2排出量が年間平均9％減少し、発電のCO2強度は157 g CO2/kWhにまで下がる見込みです。
EU
発電量に占めるクリーン電力の割合は2026年に75%を超える見通しであり、電力供給のCO2排出原単位は急速に減少：
EUのクリーン電力（再生可能エネルギーと原子力）の発電比率は、2026年に75％を超え、CO2排出強度が急速に低減する見込みです。
2022年と2023年にそれぞれ3％以上の需要減少が続いた後、2024年には1.8％増加し、2024-2026年には年平均2.5％の成長が予測されています。
2026年までに電力需要が2021年の水準に戻る見込みです。
産業活動の回復とEVやヒートポンプ、データセンターの増加が需要増加の90％を占めます。
再生可能エネルギーは年平均9％の成長で需要増を相殺し、石炭火力は2023年に26％減少し、2024年以降は年間13％の減少が予想されます。
2022年から2023年にかけて実施された緊急介入は、さまざまな実施上の課題と影響をもたらした：
2022年から2023年にかけて、欧州連合（EU）はロシアによるウクライナ侵攻によるエネルギー価格の高騰を受け、消費削減と家庭のエネルギー負担軽減を目指した緊急措置を導入しました。
2022年10月に発表された規制には、12月から翌年3月までのピーク時電力需要の5%削減目標と、発電業者に対する収益上限（EUR 180/MWh）などが含まれ、家庭や中小企業には低価格での規制が認められました。
しかし、2023年6月に報告されたEU委員会の評価では、短期間での実施が困難だったこと、収益上限が既存のPPAや長期契約に影響し、新規契約の抑制につながる可能性が指摘されました。
2023年には、EU電力市場改革について議論が行われ、12月に欧州理事会と欧州議会が暫定合意に達しました。
改革はエネルギー市場の安定化と価格変動の抑制を目指し、再生可能エネルギーの拡大に対応するための対策が含まれています。
消費者保護の面では、PPA（電力購入契約）の推進、自由な電力供給者の選択、エネルギー貧困層保護の強化が打ち出され、危機時には中小企業向けに規制価格が適用されることも認められました。
供給側には、予備容量を確保するための報酬スキームが設けられ、温室効果ガス排出をゼロにする要件が2028年までに段階的に導入されます。
また、再生可能エネルギーと核エネルギーの新規プロジェクト支援には、収益が消費者に還元される「差額決済契約（CFD）」が推奨されました。
CFDは、市場価格が事前設定された価格を上回れば消費者に収益が還元され、下回った場合は発電業者に補填される仕組みです。
この制度はドイツとフランスの間で意見の相違があり、フランスが既存の原子力発電の収益で産業補助を行うことが懸念されましたが、新規投資に限ってCFDが適用されることで妥協が成立しました。
さらに、余剰収益は消費者に直接還元されるか、エネルギー価格抑制に向けた投資に充当されることが決定されています。
この改革は、再生可能エネルギーの展開を促進しつつ、予測可能な価格での供給を確保するために策定されました。
新しい再生可能エネルギー指令が正式に採択され、グリッドに関する行動計画が開始：
欧州連合（EU）は新たな再生可能エネルギー指令（RED III）を正式に採択し、2030年までにEUの最終エネルギー消費における再生可能エネルギーの割合目標を32%から42.5%に引き上げ、さらに45%を目指すことが発表されました。
これにより、再生可能エネルギープロジェクトが「重要公共利益」と定義され、反対を減らし許認可プロセスの迅速化を図ります。輸送分野では、2030年までに排出削減強度を14.5%削減または再生可能エネルギー29%の義務化が求められ、バイオ燃料にも最低要件が導入されました。
産業分野では再生可能エネルギー割合の年1.6%増、2030年までに水素の42%、2035年には60%を再生可能エネルギー由来とする目標が設定されています。
建築分野では2030年までに49%の目標が定められ、2026年までに年間0.8%、以降2030年まで1.1%の増加が義務付けられます。
さらに、2023年11月にEUは電力網に関するアクションプランを発表し、電力網が分散化・デジタル化・柔軟性向上を支える重要な役割を担うことを強調しました。
老朽化対策や容量増強のための投資促進策として、共通利益プロジェクトの実施、投資インセンティブの改善、迅速な許認可手続きやスマートグリッド資金援助が含まれています。
また、長期計画の向上のため、送配電事業者（TSO、DSO）や発電事業者間の連携強化が推進されます。
ドイツ
2023年に産業活動の低迷により急落した後、電力需要は2026年にかけて徐々に回復：
2023年のドイツの電力需要は、産業活動の低迷により前年比で4.8%減少しました。
特にエネルギー集約型産業の生産は、2023年上半期に13%減少しましたが、2024年にはエネルギー価格の安定化を背景に徐々に需要が回復し、EVやヒートポンプの普及も相まって年間2.2%の増加が見込まれています。
さらに2024年から2026年にかけて、年間平均2.6%の増加が予測されます。
化石燃料の発電は引き続き縮小し、石炭とガス発電はそれぞれ年間20%と8%の減少が見込まれます。
2024年には再生可能エネルギーの発電が総発電量の60%を超え、2024-2026年には年平均11.5%の成長が期待されています。
太陽光発電は2023年に目標を前倒しで達成し、2026年には発電量全体の23%を占めると予測されますが、風力発電は許認可の問題から導入目標に届かず、今後は年平均12%の成長が見込まれています。
2023年4月には最後の原子力発電所が停止し、ドイツは原子力からの完全撤退を達成しました。これを受け、政府は新たな発電戦略「Kraftwerksstrategie」を発表し、10GWの水素対応ガス火力発電所や4.4GWの水素専用発電所、4.4GWのハイブリッド発電所を2028年までに導入する計画です。
また、2023/2024冬季に備え、1.9GWの褐炭火力発電を予備電力として再投入し、欧州のガス市場の逼迫に備えています。
さらに、再生可能エネルギー源が豊富な北部から需要の多い南西部への送電網の渋滞解消に向け、ドイツの送電系統運営者（TSO）は12の選択肢から4つの入札ゾーン配置を検討しています。
フランス
原子力発電の回復により、2022年から2023年の減少分が相殺され、2026年まで再び増加傾向が続く見通し：
2023年、フランスの電力市場は供給面の回復により改善が見られ、電力需要は前年比で3.4%減少し、2022年の4.1%減から鈍化しました。
一方、原子力発電所の稼働率が回復し、再生可能エネルギーの出力も増加したため、電力供給量が向上し、近隣市場への輸出も再開されました。
2022年の高騰した電力料金から消費者を保護する目的で導入された政府の電力料金の一部凍結措置は2023年末まで延長されましたが、一般家庭や小規模企業向けの規制料金は2度にわたって引き上げられました（2月に15%、8月に10%）。
これにより消費者の電気代が上昇し、消費行動に変化が見られ、特に2023年前半は需要が減少しました。
2022年の記録的な低発電量を経て、2023年には原子力発電が15%近く回復。2022年に発覚した原子炉の腐食問題により広範なメンテナンスが必要とされ、原子力出力は9月・10月には通常レベルに戻ったものの、年末には再度メンテナンスによる影響が出始めました。
それでも、原子力発電は2026年に向けて回復基調に戻ると予測されています。
イタリア
ガス火力発電は今後も重要な役割を果たしていくが、再生可能エネルギーの拡大に伴い、総発電量に占める割合は減少すると予想：
2023年、イタリアの電力需要は前年の0.8%減に続き、2.9%減少しました。
これは経済の減速とエネルギー節約の成功が背景にあります。
特に住宅部門では「スーパー・ボーナス」制度によって、40万件以上のエネルギー効率向上プロジェクトが実施され、電力使用が抑えられました。2024年から製造業の回復が見込まれる中、電力需要は年平均1.8%で増加すると予測されています。
再生可能エネルギーによる発電は2023年に16%増加し、水力発電が前年から約35%増加するなど顕著な回復を遂げました。
また、風力発電は13%、太陽光発電は7%増加しました。太陽光発電の成長は住宅用インセンティブが影響しており、2023年前半には新規PV容量の47%が住宅用でした。
2024年には再生可能エネルギーが全体の発電量の50%を超える見通しで、2023年に提案された「国家エネルギー気候統合計画」により、この増加傾向が続くと期待されています。
一方、石炭の発電比率は2023年に7%に低下しました。
天然ガスも2023年に20%減少しましたが、発電における主力エネルギー源であり、全体の43%を占めています。
しかし再生可能エネルギーが初めて天然ガスを上回り、2026年までにガスの比率は39%に低下する見通しです。
さらに2023年12月にはイタリアとオーストリア間の新たなインターコネクターが稼働し、両国の輸入容量が倍増しました。
スペイン
太陽光発電の大幅な拡大により、化石燃料による発電が置き換えられる見通し：
2023年、スペインの電力需要はさらに2.3%減少し、コロナ禍の2020年の水準を下回りました。
主因は産業生産の減少で、ガス・電力価格が前年から大幅に低下したにもかかわらず、産業部門の需要は回復が遅れました。
一方、発電面では太陽光発電（PV）が急拡大し、2023年9月末には22.7 GWに達し、発電量全体の約16%を占めました。
分散型PV発電による自家消費も増加しています。風力発電はわずかに増加し、ポンプ水力発電の利用率も前年比で約50%増加しました。
総発電量は需要減少を上回る約4.5%減少し、輸出も前年のガス高騰とイベリア例外措置による急増から約30%減少しました。
この減少は主に火力発電に影響し、特にガス火力が約3分の1縮小しました。
スペインの石炭火力発電所も今後数年でガス転換や閉鎖が予定されており、スペイン最高裁は最近、10基のガス火力発電所の一時閉鎖を承認しました。イベリア例外措置はガス価格の安定にも関わらず2023年末まで延長され、今後は特に太陽光発電のさらなる導入と統合が重要になります。
イギリス
2024年までに石炭火力発電が段階的に廃止と、再生可能エネルギーの拡大が続くのに伴い、ガス火力発電の出力も減少する見通し：
2023年の英国の電力需要は、エネルギー価格の高騰と経済成長の停滞により3.4%減少し、石炭（-36%）、ガス（-20%）、および原子力（-15%）の発電量が大幅に減少しました。
一方、再生可能エネルギーは風力と太陽光が増加したものの、バイオマス発電の保守停止の影響で約5%減少しました。
2024-2026年の電力消費は年平均で2%弱の増加が見込まれ、石炭火力は2024年までにほぼゼロとなり、ガス火力も年間平均8%の減少が予想されています。
再生可能エネルギーは年平均14%以上の増加が見込まれ、その大部分は風力発電によるものです。
EDFは英国の電力供給の5%を担う2基の原子力発電所の稼働を2026年3月まで延長しましたが、2026年には原子力発電が15%削減される見通しです。
2023年には寒波と熱波の影響で予備の石炭火力発電が稼働しましたが、その後、英国政府の石炭火力廃止計画に従いこれらのプラントは廃止されました。
英国は2022年に初めて電力の純輸出国となりましたが、2023年は25 TWhの純輸入となりました。
さらに、2024年からUK-ETSの排出上限が1,365 Mt CO2から936 Mt CO2に引き下げられ、排出枠の無料割当も40%に増加しました。
しかし、この措置が英国のカーボン価格をEU価格よりも低く保つ要因となっていると指摘されています。EUへの輸出品にはCBAMの影響が予想されます。
エネルギー安全保障と脱炭素化の推進に向け、英国エネルギー安全保障・ネットゼロ省は市場改革案を発表し、再生可能エネルギーと非再生エネルギーのプール分割や、ゾーン・ノード別価格制度の導入が検討されています。
トルコ
干ばつによる水力発電の減少により、需要を満たすために石炭火力発電の出力が増加：
2023年、トルコでは電力需要が前年とほぼ同水準にとどまりました。GDP成長率はIMFによると約4%とされ、2022年の5.5%から減速しましたが、エアコンや農業用灌漑による夏の需要増加があった一方、冬季の気温は前年に比べ温暖で、需要は抑制されました。
水力発電は干ばつの影響で4.5%減少し、風力発電はほぼ横ばい、太陽光発電は24%増加し、総容量は10GWを超えました。
これにより再生可能エネルギーの発電比率は2022年とほぼ同じ水準を維持しましたが、2026年までに水力発電やバイオエネルギーの拡大が見込まれ、再エネ比率は42%から53%に増加する見通しです。
石炭火力は水力発電減少の代替として3.7%増加し、2023年にはトルコがヨーロッパ最大の石炭火力発電国となりましたが、再エネの拡大に伴い、2026年までに石炭の割合は36%から25%に、ガスは21%から17%に低下すると予測されています。
また、トルコは2035年までの低炭素エネルギー目標に向け、原子力発電にも力を入れています。2025年には初の商業運転を開始し、2050年代には20GWを超える原子力発電容量を目指します。
アイルランド
データセンター部門の活況により電力需要が増加し、その結果、アイルランドはヨーロッパで最も高い成長率を記録：
アイルランドでは、データセンター産業の急成長が電力需要を押し上げ、2023年の電力需要が前年比2%増加し、欧州で最高の成長率を記録しました。
2023年には、石炭火力発電が17%、ガス火力が1.2%減少しましたが、再生可能エネルギー発電はほぼ横ばいとなり、太陽光、水力、バイオマスの増加が風力の減少で相殺されました。
風力発電は総発電量の約33%を占め、変動型再生可能エネルギーが全需要を賄う期間もありました。
2024年から2026年にかけて、アイルランドの電力消費量は年間平均約7%増加すると予想され、これは欧州で最も高い成長率です。
この需要増加の主な要因はデータセンター産業の急拡大です。
同期間、ガス火力発電は年間0.5%の減少が見込まれる一方、再生可能エネルギーは風力を中心に年平均13%の成長が予測されています。
データセンターの電力消費量は、2022年に約5.3 TWh（前年比31%増）で、アイルランドの全電力需要の17%に相当し、都市部の全住宅の消費量と同等です。
2026年までに12 TWhに達し、全需要の30%以上を占める可能性があります。この急増に対応し、国有送電事業者EirGridはダブリン大都市圏でデータセンターの新規計画申請を2028年まで事実上停止しています。
2023年6月には、低風力・低太陽光の状況と複数の発電機の故障が重なり、需給バランスの不安が発生しました。
このため、もともと2025年に廃止予定だったMoneypoint石炭火力発電所は石油に転換され、寿命が延長される予定です。
また、ピーク需要時の緊急バックアップとしてガス火力発電所も建設されています。
アイルランドは現在、イギリス市場への500 MWの連系線を有しており、2024年にはウェールズとの間に新たなGreenlink連系線を設置し、容量を倍増します。
さらに、2027年にはフランスとの間に700 MWのCeltic Interconnectorが設置され、EU加盟国間のエネルギーシステムを結ぶ「共通利益プロジェクト」としてEUからの規制支援や財政的支援を受けることが可能です。
デンマーク
風力および太陽光発電による発電の割合は、2023年の63%から2024年には70%の節目を達成する見通し：
デンマークでは2024年に風力と太陽光発電が総発電量の70%を占める見通しで、2023年の63%からの増加となります。
2023年の電力需要は1%増加し、EU内でも数少ない需要増加国の一つです。石炭火力発電は35%減少し、ガス火力も10%の減少を記録しました。
再生可能エネルギーは5%増加し、特に太陽光発電が成長をけん引しましたが、風力発電が依然として主力です。
2024年から2026年にかけて、データセンター、電気自動車、ヒートポンプの普及が需要を押し上げ、電力消費は平均3.3%の年成長率が予想されています。
一方、再生可能エネルギーは年平均7%増加し、太陽光と風力の大幅な拡大が見込まれています。
デンマークは可変再生可能エネルギー（VRE）の比率で世界最高を誇り、2023年には電力生成の63%をVREが占めました。
デンマークの電力システムは、電力貿易や発電所・需要の柔軟性向上などの取り組みで、再エネの統合を進めています。
1,400 MWのバイキングリンクの完成により、デンマークはイギリスとも接続され、ドイツ、スウェーデン、オランダ、ノルウェーとの既存の連系線と共に、余剰風力電力の輸出や不足時の電力輸入が可能になっています。
また、デンマークは送電網を迂回して直接電力を供給する「Power-to-X」プロジェクトを促進するための法案を可決。
これは、豊富な風力を活用したグリーン水素の生産を支援するもので、北海に最大10 GWの発電が可能な「エネルギー島」構想も計画されています。
この入札は経済的実現可能性を確保するため、現在協議が行われています。
ウクライナ
標的型攻撃によりエネルギーインフラに被害が発生し、電力供給が制限された：
2022/23年の冬にウクライナのエネルギーインフラが1,200回以上のドローンやミサイル攻撃を受け、約100億ドルの被害を受けました。
これにより、電力供給が逼迫し、2023年12月には約500の集落が停電に見舞われました。
夏の間にウクライナの電力関連機関は、予備設備の導入や復旧作業を進め、冬季の防御体制を強化しましたが、高圧変圧器の半数が損傷し、発電能力は2022年以前の37GWから約19GWに減少しています。
その結果、2023年の電力需要は2022年以前の約20%低い水準で推移しましたが、わずかに増加しました。
電力供給の60%は依然として原子力が占め、再生可能エネルギーは全体の約10%（水力6%、太陽光2%）にとどまります。
今後3年間の需要増が予想され、供給増加の主な見込みは原子力と再生可能エネルギーからです。
また、ウクライナは2022年3月にEU電力網と連携し、ロシアとベラルーシからの電力輸入を停止、モルドバからの輸入が増加していますが、外部取引は全体として減少し、均衡が保たれています。
ユーラシア
化石燃料は依然として、この地域の発電の主要な供給源：
2023年、ユーラシア諸国の電力需要は1.5%増加し、回復を見せましたが、成長率は依然として戦前の水準を下回っています。
今後2024-2026年の需要増加率は年平均1.2%と予測され、化石燃料による発電が引き続き約66%を占めます。
再生可能エネルギーの導入は進まないものの、ロシアでの原子力の活用拡大により、電力のCO2排出強度は2023年の388g CO2/kWhから2026年には382g CO2/kWhに低下する見込みです。
ロシア
2023年、ロシアの電力需要は約1%増加と推定されていますが、不確実性が残ります。
戦争の影響で産業や商業活動が低調な中、電力生成量は前年同期比0.8%増加しました。
化石燃料による発電は2%増加し、全供給の63%を占めていますが、原子力は3.5%減少しました。
水力は0.7%の増加、風力・太陽光は約10%の増加を見せました。
ロシア極東の高温や水力不足により、中国への輸出は25%以上減少しました。
2024-2026年の年間平均需要成長率は0.7%と予想され、化石燃料の割合は60%程度に減少すると見られますが、再生可能エネルギーの導入は遅れています。
カザフスタン
2023年のカザフスタンでは、経済成長とともに電力消費が増加し、前年同期比で2%以上の成長を記録しました。
発電の90%近くが化石燃料に依存しており、石炭が60%、ガス火力が27%を占めますが、2026年までに石炭のシェアは56%に減少し、ガスは32%に増加する見込みです。
風力発電は前年同期比で35%増加し、国内電力供給を支えています。
一方、カザフスタン、西隣のキルギス、ウズベキスタンでは、系統の過負荷などで都市部での計画停電が続いており、特に西カザフスタンでは最大5時間の停電が発生。
老朽化した電力網の近代化が進められており、今後の電力需要は2024-2026年に年間2.2%の増加が予測されており、主にガス火力発電の拡大で対応する予定です。
その他ユーラシア
2021年に4%の反発を見せた後、ユーラシア諸国での電力需要成長は2022年と2023年に年間平均3%へと減速しました。
ウズベキスタンでは、2023年の電力生産が前年同期比で3%増加し、ガス火力が発電の80%以上を占めています。
2023年にはシリン火力発電所（1.5 GW）が稼働を開始し、1.5 GWの風力・太陽光発電が目標に掲げられています。
一方、ウズベキスタンでは天然ガス生産が9.5%減少しており、供給不安が続いています。
トルクメニスタンは電力輸出を拡大し、2023年にはアフガニスタンやウズベキスタンなどに1.6 TWhを供給。
アゼルバイジャンでは、電力需要増加が2023年に1%まで緩やかになり、再生可能エネルギーが全体の6%を占めました。
中東
天然ガス火力発電は引き続き増加しているが、再生可能エネルギーの普及も加速している：
中東の電力需要は2023年に2%増加し、経済成長が主導する2024-2026年には平均3%の成長が予測されています。
化石燃料による発電の割合は2023年の93%から2026年には90%に低下する一方、低排出源の割合は7%から10%に増加すると見込まれます。
特に、UAEが主導する原子力発電は2023年に50%増加し、再生可能エネルギーも2023年に20%成長。
これにより、CO2排出強度は2023年の552 g CO2/kWhから2026年には497 g CO2/kWhに減少する見込みです。
サウジアラビア
サウジアラビアの電力需要は、経済成長と電化の進展によって2024-2026年に平均2.6%の成長が予測されています。
2023年には電力需要が1%増加し、冷房と海水淡水化が主な消費源となりました。
特に冷房需要は全体の約70%を占め、サウジアラビアが世界最大の淡水化水生産国であることも需要増加に寄与しています。
2022年の発電能力は82 GWで、天然ガスが60%以上、残りは主に石油火力発電です。
2023年には2基の原子炉建設を発表し、2040年までに17 GWの原子力発電能力を目指しています。
また、サウジアラビアはインド・中東・欧州間の電力輸送インフラ整備にも取り組んでいます。
2030年までに発電構成に占める再生可能エネルギーの割合を50%に引き上げる目標を掲げており、2023年には1.5 GWの太陽光プロジェクトを選定しました。
再生可能エネルギーの発電比率は2026年までに4%に達すると見込まれています。
UAE
UAEの電力消費は2023年に約3%増加し、2024-2026年には年平均2.6%の成長が予想されています。
2026年までに再生可能エネルギーの発電比率は12%に達し、2022年の2倍以上となる見通しです。
また、2050年までに道路上の電動車両の50%を目指し、2030年までに全国で70,000の充電ポイント設置が計画されています。
再生可能エネルギーと原子力の拡充により、電力供給の低排出源割合は2035年に36%、2050年には50%に到達する見込みです。
2023年には発電による排出量が11%減少し、2024年にはBarakah原子力発電所の4号機稼働によりさらに9%の減少が見込まれます。
また、Abu Dhabi Distribution Companyは空調効率化にAED 2,000万（約USD 540万）を投資し、年間26 GWhのエネルギーと4,600トンのCO2排出削減を目指しています。
この取り組みは、2030年までに電力消費22%、水消費32%削減を目指す需要サイド管理戦略に貢献しています。
その他中東
クウェート：
クウェートの発電容量は約20 GWで、99%以上が石油とガス火力に依存し、Shagaya太陽光発電コンプレックスの再生可能エネルギー容量は70 MWのみです。
容量増設は2020年以降停滞しており、2023年には人口増加や水の脱塩需要、夏の高温による需要増で電力需要が2%増加しましたが、電力供給は逼迫し、8月には17.6 GWと過去最高を記録しました。
2026年までの需要成長は年平均2.5%と予測されており、今後も主に石油とガスを使った発電が続く見通しです。
2030年までに発電量の15%を再生可能エネルギーで賄うという目標に向け、Shagaya太陽光プロジェクトの拡張（4.5 GWを目標）やGCCの電力相互接続プロジェクトにより、ネットワーク容量が2.5 GW増強される計画です。
イスラエル：
イスラエルの電力需要は2023年に2%増加し、2026年までに年平均2.5%の成長が見込まれています。
再生可能エネルギーの発電量は前年比43%増加し、全体の14%を占めましたが、2030年までに40%の目標達成には更なる設備増強が必要です。
イスラエル環境省のロードマップでは、18〜23 GWの太陽光発電と5.5 GWの蓄電設備の導入が推奨されており、グリッドの近代化も進行中で、2026年までに再生可能エネルギーの割合が23%に達すると予想されます。
カタール：
カタールの電力需要は2023年に3%増加し、2024-2026年も同様の3.1%成長が見込まれます。
カタールは2022年10月に2TWh/年発電のAl Kharsaah太陽光発電所を開設し、2030年までに発電量の20%を再生可能エネルギーで賄うことを目指しています。
2024年末までにMesaieedおよびRas Laffan工業都市に新しい太陽光発電所が完成予定で、これにより再生可能エネルギー比率は2025-2026年に5%に達する見通しです。
さらに、QatarEnergyは太陽光発電容量の目標を2035年までに4GWから5GWに拡大し、LNG生産のための電力を再生可能エネルギーに転換する計画を発表しました。
オマーン：
オマーンの電力消費は2023年に2.5%増加し、今後3年間は年平均3%の成長が見込まれます。
2021年に稼働を開始した500MWのIbri Ilソーラープラントと50MWの風力発電所に加え、2025年には合計1,000MWのManah IおよびIIソーラープロジェクトが運転開始予定で、再生可能エネルギー容量がほぼ3倍に増加し、2026年には発電量の約8%を再生可能エネルギーが占める見通しです。
また、Rabtプロジェクトにより国内の電力網を南北で接続する計画が進んでおり、2023年8月にはSuwayhatグリッドステーションが完成しました。
政府はエネルギー危機の対応として2022年と2023年に電力補助金を15%増加させましたが、2025年までに補助金を全廃することを目指し、料金改定の改革が進行中です。
アフリカ
電力容量の不足とインフラの問題が成長の妨げとなっている：
2023年のアフリカの電力需要は前年比2%増加しましたが、これは南アフリカの電力不足による需要縮小が影響しています。
需要の60%を占めるエジプトとアルジェリアもそれぞれ1.5%と5%の増加にとどまりました。
2024-2026年は年平均4%以上の成長が予測されており、南アフリカでの供給能力回復も一因です。
新たな需要の約3分の2は再生可能エネルギーでまかない、残りは主に天然ガスが供給すると見込まれています。
南アフリカ
南アフリカの電力消費は、2023年に前年比で4％以上減少し、2018年から続く低迷傾向がさらに悪化しました。
主な要因は、老朽化した石炭火力発電所の能力低下による電力不足により、計画停電が頻発したことです。
特に、クシレ発電所の一部ユニットが2022年に煙突崩壊で停止し、コーバーグ原子力発電所の定期メンテナンスによる停止も供給不足を悪化させました。
新たな発電能力の導入も進まず、インフレによるコスト増加が再生可能エネルギー入札の成功を妨げており、2023年は過去8年間の停電量を上回る最悪の年となりました。
また、最新の入札で、風力の入札が集中した地域での電力網の容量不足が露呈し、予定された5,200 MWの再生可能エネルギーのうち860 MWの太陽光発電のみが調達されました。
2024年以降の予測では、クシレ石炭火力発電所と原子力発電所の再稼働により、平均5％の電力需要増加が見込まれます。
過去の入札分や民間セクターのPPAを通じた再生可能エネルギーの導入も進展し、システムの排出量強度は年間2％ずつ低減し、2026年には800 g CO2/kWh未満になる見込みです。
政府は、5,000 MWの風力・太陽光発電、2,000 MWのガス火力、615 MWのバッテリー蓄電容量の調達計画を発表し、さらに2,500 MWの原子力発電も計画しています。
また、民間セクターが独自に再生可能エネルギーを導入できるよう、ライセンス要件が緩和され、分散型太陽光発電が4.4 GWに増加しています。
エスコムが開発した新たなデジタルプラットフォーム「Virtual Wheeling Platform」は、複数顧客への電力供給を可能にし、企業の自家消費型再生可能エネルギー導入を加速させる見通しです。
エジプト
エジプトの電力需要は2023年に約1.5%増加しました。ガス火力発電も2%増加し、石油製品からガスへのシフトが進んだことでエネルギーミックスの排出強度は1.2%低下しました。
政府は2018年以降、電力部門への支援や外国投資誘致、送配電インフラの拡充に注力し、多くの国際企業が市場に参入しています。
今後、空調需要の増加により、電力需要は2026年まで年間2%の成長が見込まれます。
また、エジプトはIMFとの支援プログラムの一環としてエネルギー補助金を削減しており、2024年1月以降に価格上昇が予想されますが、需要成長への圧力も予測されます。
再生可能エネルギーの成長は、2022年のCOP27で発表された「水・食糧・エネルギー連携プログラム」（NWFE）に支えられており、2028年までに10 GWの再エネ（太陽光・風力）容量を増やす計画です。
これに伴い、古い化石燃料設備5 GWの廃止も進み、再エネの発電比率は2026年に13%に増加する見込みです。
さらに、2023年には欧州復興開発銀行（EBRD）支援による500 MWの「レッドシー風力発電プロジェクト」も開始され、持続可能なエネルギー転換を促進します。
アルジェリア
予測されます。経済成長、水の淡水化、および電気自動車（EV）の需要増がこの成長を支えます。
EV普及はまだ限定的ですが、2024年までに1,000台のEVと1,000台の充電ステーションの設置を目標としています。
現在の発電容量は約25 GWで、その99%を天然ガスが占めており、再生可能エネルギーの導入は遅れています。
政府は2030年までに22 GWの再エネ容量目標を掲げており、2023年には2 GWのソーラーPV入札が実施され、100以上の入札から73件が条件を満たすと認められました。
しかし年末までに契約締結には至らず、2026年までの実用規模の再エネ導入は慎重な見通しです。
結果として、天然ガスの発電比率は99%に留まり、電力需要増加に伴い2024年から2026年の排出量成長率は約4.5%と見込まれています。
また、水の淡水化が再エネ導入の一環として推進されており、2030年までに飲料水の50%を淡水化で賄う計画です。
さらに南部地域への送電インフラ強化を図る700 kmの400 kV高圧送電線プロジェクトも発表されており、電力供給体制が強化される見通しです。
モロッコ
モロッコの電力消費量は2023年に約2%増加し、2024年から2026年の予測期間には年平均3.1%の成長が見込まれています。
同国は2030年までに再生可能エネルギーの割合を52%以上に引き上げることを目標に、多様な電源構成と柔軟な技術の導入を進めています。成功した入札により、風力や太陽光（PVおよびCSP）といった再生可能エネルギーの割合が増加し、電力系統への統合を支援するためにバッテリーや揚水発電も導入されています。
2023年には火力発電が全発電量の約80%を占め、そのうち石炭が73%を占めており、近年、アルジェリアからのガス供給が停止したことも影響しています。
これに伴い、今後の電力需要増加は主に風力や太陽光発電の成長によって支えられると予測され、火力発電の割合は徐々に低下する見込みです。
2023年7月には300 MWの風力発電所が稼働し、さらに2023年8月には400 MWの太陽光発電所（2時間のバッテリー付き）の建設入札が成功、続いて1時間のバッテリー付き400 MWの太陽光発電所の入札が行われました。
また、同年10月には分散型発電の普及を促進する法案が採択されました。
加えて、中国のHuaweiとの協力により、革新的な電力貯蔵技術の導入を推進するためのMoUも締結されています。
ナイジェリア
ナイジェリアでは電力インフラの劣化により、40％の電力消費がバックアップ発電機に依存しています。
2022年には人口の73％が電力アクセスを持つものの、13 GWの総設備容量のうち、実際に利用可能な容量は2023年には約4.5 GWにとどまりました。老朽化、メンテナンス不足、流動性問題に加え、規制の非効率が原因です。
電力供給の改善は政府の優先事項であり、2023年には240 MWのアファム・スリーファスト発電所と50 MWのマイドゥグリ発電所が稼働しました。
また、700 MWのズンゲル水力発電所も第4四半期に始動し、再生可能エネルギーの供給を増やしています。
さらに、1,900 MWのエグビン発電所の拡張が2025年に商業運転を開始予定で、建設中の1,350 MWガス発電所も2024年に部分稼働を予定しています。
ガス発電は2023年に6％増加し、今後も増加が予測される一方で、遅延やインフラ問題が課題です。
エネルギー移行計画によると、ガスは2030年まで主要エネルギー源として機能し、その後2050年に減少が見込まれています。
再生可能エネルギーも2024-2026年に8％の成長率で増加が予測され、水力発電が大部分を占め、ズンゲルと新たなマクルディ水力発電所が供給を拡大します。
太陽光発電も年50％以上の成長が期待されており、ミニグリッドや家庭用システムといったオフグリッドソリューションが特に成長を牽引します。
2023年5月には化石燃料補助金の終了が発表され、太陽光発電の普及が期待されています。
また、新電力法2023の採用により、電力市場の競争性を促進し、消費者保護と透明な料金設定が強化されました。
州レベルの規制が可能となり、慎重な連携が求められます。
その他アフリカ
ケニア：
ケニアでは2022年に70万人以上が新たに国家電力網に接続され、電力アクセス率が75％に達しました。
これは2015年の47％からの大幅な増加です。2023年の電力需要は約4.5％増加し、2024年から2026年には年平均5.7％の成長が予測されています。
総発電容量は約3.3 GWで、発電量の90％以上が再生可能エネルギーによるもので、地熱が44％以上を占め、水力と風力も重要な役割を果たしています。
政府は2030年までに発電の100％を再生可能エネルギーとする目標を掲げており、特に太陽光発電と風力が今後大きく成長すると見込まれています。
さらに、地域連系線の整備も進展しており、2023年にはエチオピアとの連系線が稼働し、タンザニアやウガンダとの連系も進行中です。
これにより地域電力市場の形成が促進される見通しです。
ケニア政府はグリッド規模のバッテリーエネルギー貯蔵システムの導入も検討しており、将来的には原子力発電を取り入れる計画で、2038年までに初の原子力発電所の稼働を目指しています。
セネガル：
セネガルは、2030年までの電力普及目標である持続可能な開発目標7（SDG7）の達成に向けて順調に進展しており、オフグリッドソリューションを導入することで2025年の目標達成も視野に入れています。
2022年の電力アクセス率は75％に達し、過去10年で17ポイント増加しましたが、都市部で97％のアクセス率に対し、農村部は55％と地域格差が残っています。
電力需要は2023年に8％増加し、2024-2026年には年平均9％の増加が見込まれています。
現在の供給は主に化石燃料、特に輸入重油（HFO）に依存していますが、国内の天然ガス資源を活用したガス火力発電の導入が進行中で、2024年には300 MWのカップ・ド・ビチェス発電所が稼働予定です。
2021年に制定された新たな電力法により、電力セクターの分離が進み、低コスト統合計画（PIMC）が策定されています。
また、フランス、ドイツ、EU、イギリス、カナダと共に「公正なエネルギー移行パートナーシップ」（JETP）に加盟し、2030年までに再生可能エネルギーの割合を設備容量の40％に引き上げることを目指しています。
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