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はてなキーワード: 四国電力とは
岸田総理が「冬に向けて最大9基の原発を稼働させる」と言うので、どの原発の話かと思って調べてみた。
https://www.nippon.com/ja/japan-data/h01365/
2022年6月時点で地元の同意を得て再稼働した原発は大飯（関西電力）、高浜（関西電力）、美浜（関西電力）、玄海（九州電力）、川内（九州電力）、伊方（四国電力）の6発電所の10基
このうち美浜原発は再稼働時の約束違反により停止中とのこと。つまり現時点で稼働している（検査中で止まっているのもあるが）原発は全部で9基。
もう目標達成してるじゃん…。なんだそりゃ。
前提として、すでに再稼働準備が始まっている原発以外で冬までに再稼働するなどという話は夢物語だろう。
ドイツでも冬までに原発再稼働をという話がロシアのウクライナ侵攻直後にあったが、現場のそんな急には無理という回答により立ち消えになった。
原発の再稼働準備状況が詳しく載っているサイトは見つけられなかったが、再稼働準備が始まっている可能性がありそうな原発はこんなところか。
一応3基は再稼働できる見込みがあるのかもしれないが、9基は無理でしょ。
よって「最大9基稼働させる」はすでに稼働している9基の話だと考えられる。
東電管内だよね？再稼働済み9基＆上で紹介した3基は全て西日本の原発。
どの程度周波数が異なる東電管内の電力不足解消に役立つのやら。
意味のない会見だよ
クソみたいな制度設計のせいで日本はもう安定供給ができる国じゃなくなりつつあるよ
再エネの開発は不要
以前三菱商事系が洋上風力を総取りした件で軽く騒ぎになっていたが、日本で主力電源化しつつある太陽光、風力はコストが低下し、新規の開発案件が日本だけでも目白押しとなっている。ただ、この中長期的なベース電源という言葉を忘れてしまって再エネ大正義の「限界費用」ベースの電力市場の趨勢のために、今まで2回（オイルショック、東日本大震災）しか出たことのなかった電力使用制限令が常態化してしまうレベルで日本の電力環境が本当にめちゃくちゃになりつつある現状は知られていない。太陽光、風力（まとめて変動性再エネ、以下VREと呼ぶ）の3つの特徴を踏まえた議論をしてみたい。
1. 限界費用が0
2. 出力が不随意に変動する
VREは限界費用が0なので市場には0.01円で入札されており（この理論はFITがある現状では額面通り受け取れないものの、概ねこの通りであると理解していただいて構わない）、実際日本でも晴れた日の昼には約定価格が0.01円となっている。これはまさに燃料の投入が必要ないVREの恩恵と言え、この時間にはスポット市場では火力の電気はコスト面で負けるため落札しない。しかし当然VREには発電しない時間がある（設備利用率は太陽光で最大15％、風力で20−30％出典）ため、夕方以降は火力が落札され、現在では資源価格の高騰もあり、15-20円/kWh程度での落札となっている。再エネ関連のトピックでは風力と太陽光は補完関係にあるという言葉でミスリードされることがよくあるが、蓄電ソリューションやバックアップ電源なしでのVREのみでは設備稼働率の低さと稼働時間が集中しがちになるため電力を100％保証することは絶対にできない。そのため現在の電力システムへのVRE導入は火力による調整が前提になっている（蓄電池などによる蓄電ソリューションについては当然後で言及するが、少なくとも今の電力システムではあてにできない）。
しかしながら昼間には火力の電気は落札しないため、当然止めることになる。結果として火力発電は設備利用率が低下するため、採算が悪化する。そのため、効率の悪い火力発電所は環境的側面というよりは経済的要請から廃止されていく。すなわち、現状のやり方でのVREの導入は火力の調整が前提なのに、VREそのものによって火力が市場から追いやられているのである。 加えて、現在電源の大部分を所有する旧一般電気事業者（JERA、関西電力など大手地域電力系発電事業者のこと）は「自主的取り組み」として限界費用での玉出しを強制されているため、この傾向は当面続くと思われる。
加えて言及しておかなければならないのが火力発電の燃料確保（主にLNG）における問題である。燃料には長期契約及びスポット調達の二つがある。長期契約は比較的長期間（およそ10年単位）LNGを買い続け、価格についても変動が大きくない。これは一見いいことに聞こえるが、LNG価格が低下したときも契約通りの値段で支払う必要があるため、近い将来VREの導入が多くなりLNG火力が落札せずにLNGを余らせた場合、LNGを転売することになる。しかしその場合（余るのだから安くしか売れないため）差損が発生することになるため、発電事業者としては長期で需要が見通せる場合のみ契約しようとするのは明白である。一方でLNGをスポットに依存すると、当然高騰した場合でも安定供給のためには買い続ける必要がある上に、いつも買えるとは限らないため、LNGのスポットへの依存の増加が電力市場の高騰に結びつく。JERAのカタールとの長期契約の終了のニュースが記憶に新しい(ＪＥＲＡ社長、カタールとの大型ＬＮＧ契約は更新せず－年末に終了へ - Bloomberg)が、現状の電力市場取引のシステムは発電事業者のスポットへの依存を招く構造になっているため、日本のLNGの長期契約が次々と失われている現状がある。これは欧州の脱ロシアの流れの中においてはLNGの安定供給を危うくすると同時に余計な国富の流出を招くため、政府として対処すべき問題であると付言しておく（参考：https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/shigen_nenryo/sekiyu_gas/pdf/018_03_00.pdf）。
なお、火力発電設備の撤廃に伴う電源不足という現在の課題は既に共有されており、2024年から容量市場が導入され、電源容量（kW）に価値をつけて取引ができるようになった。発電側としては資金回収の目処がつくため発電所の新設のハードルが下がる、と思われていたが、新電力に配慮したい政治的思惑もあって現在の水準は既設発電所の維持はできるが新設は難しい水準となってしまっている。加えて全く語られないので言及しておくが、九州電力管内においては初年度の2024年から既に不調な結果に終わり、供給信頼度が低い結果となっている（ざっくりいうと、九州電力管内は非落札電源はないので「物理的に」電源が不足する）。一体どうするのだろうか？2025年以降の電源容量の不足は全国的に波及しそうで、中長期的に日本国内での電源は決定的に不足している（参考：https://www.occto.or.jp/iinkai/youryou/kentoukai/2020/files/youryou_kentoukai_29_04.pdf）。
これは広く知られていると思うが、稼働できる時間帯の中でも風はいつも吹かないし、太陽は雲に隠れたりする。ただ、その変動にもスケールがあり、数分ー数時間程度の短期間の変動から気候の季節変化に伴う数ヶ月程度の長期間の変動がある（冬に電力が不足しつつある現状を思い出してほしい）。短期間の変動はご存じのとおり蓄電池が解決策になる上に、スポット価格が高くなる他のVREが発電しない時間帯に売電のタイミングをずらせるため、発電事業者には収入の増加も見込めるメリットがある。加えて蓄電池＋VREでも既に価格競争力を持ちつつあり、詳しくは言及しないが今年から始まったFIP制度がそれのインセンティブになりうると期待されており、要注目であるのだが、今のシステム設計では、あえて蓄電池のコストを負担しようとする者はいないだろう。
一方、である。長期間の変動は一体どうするのであろうか？残念ながら蓄電池などの既存の蓄電ソリューションでは対応できない上に、将来的にも難しいため、やはり火力発電によるバックアップが必要かつ前提になるのであるが、既に言及したようにこの有様なのでどうしようもないのである。残念。再エネで作った水素で火力発電、という声も聞こえてきそうだが、電気で作った水素を燃やして電気をつくるというこの二度手間、つまり現状の火力発電の熱効率が高くても40％程度（高位発熱量基準）で電気分解で90％とするなら35％程度のエネルギーしか利用できないことを考えると発電に使うより車を走らせるべきでコスト面やエネルギー効率の観点からで圧倒的に不利になる。それならブルー水素の方が良い気もするが、再エネで水素を作れる時代になればわざわざ褐炭だの天然ガスだのの採掘にファイナンスがつくわけないので非現実的。ということで詰んでいます。現状の解決策はありません。どうするんでしょう。再エネのコストが低下しつつあるのは間違いないのだが、それはあくまで発電事業者にとってのコストであり、VREを主電源化するにあたっては社会全体で追加で負担しなければならないコストが発生することはよく理解していただきたい。
インバーターとは直流を交流に変換する素子のこと。VREは交流の発電機は直接利用せず一旦直流で発電してから交流に変えたのちに電力網に乗せるため、従来の電源（火力、水力、原子力）で利用される同期発電機という一定の回転数で稼働させる発電機は利用しない。昼間に晴れた時間帯には以前太陽光の出力制御が行われた四国電力管内の例で言うと6割程度がこのインバータ電源が占めていた。実はこの際に語られないが非常に大きな問題が発生する。と言うのも、インバーター電源には「慣性力が存在しない」のである。？となった方もいると思うので、大縄跳びに喩えてみよう。大縄跳びを飛ぶときは紐に合わせるのではなく、一般に人の声にタイミングを合わせて跳ぶ。このうち、同期発電機は声を出している人、インバータ電源はその声を聞いて飛ぶタイミングを合わせている人である。縄跳びがちょうど周波数に相当し、声が慣性力に相当すると考えてもらって良い。先ほどの晴れた昼間の例で言うならば、昼間は火力が系統から退出してしまっているので、声だしのできる人が減ってしまっている。そのため、仮に残った数少ない声だしのできる人が急に捻挫を起こして縄跳びから退出してしまった場合、声でタイミングを合わせていたインバータ電源は急に声が聞こえなくなるのでジャンプのタイミングがわからなくなり、大縄跳びが成立しなくなる（周波数の乱れが起こり、UFRの作動による停電）。お分かりいただけるだろうか。すなわち系統を維持するためには一定割合の同期発電機や同期調相機といった慣性力確保のための仕組みが必要なのだが、現状のVREの導入の仕方では不可能なのである（よく話題になる太陽光発電の出力抑制もこのインバーター電源の割合を抑える目的も持っている）。以前の3/18の地震の際に火力発電所の停止の影響で関東に大規模な停電が起こったが、あれは仮に昼間であった場合、脱落しているのはほとんど火力発電＝同期発電機だったため、インバータ電源だらけになってしまい周波数の乱れが深刻になり、停電する地域がより拡大していた可能性が高い。復旧の際には系統投入は同期発電機から順に行っていくが、VREのほとんどは分散型電源のため司令所で気軽にオンオフもできないため、逆に復旧にかなり時間を要する可能性も高い。つまり野放図なVREの導入はその分散型電源としてのイメージとは裏腹に電力系統の災害時のレジリエンスをも低下させてしまうのである。昼間に地震が起こらないことを祈るばかりである。
この対策としては、慣性力をもつインバーターがまだ技術的に開発されていない上に、すでに導入されている太陽光発電の規模を考慮すれば、現実的選択肢としてはフライホイールや同期調相機としての同期発電機タービンのから回しなどなのであるが、このような施策を行えるのは大手電力のみであり、自由化で体力を奪われている彼らに期待するのは難しいだろう。このままでは晴れた日は出力抑制が続出するのに曇れば火力がフル稼働というあまりにも不健全な電力構成となってしまう。なお、送電線の強化は出力抑制の問題と絡めて語られるが、この問題の対策としてはあまりコスパが良くない。と言うのもJEPXのスポット市場をご覧になればわかるが、例えば東京電力管内で晴れている時には隣の東北電力管内でも晴れている場合が多く、その場合にはどちらの場合でもインバータ電源の割合が高いため相互に接続しても同期発電機の脱落に備えると言う観点からは（もちろん役立つこともあるが、）役立たないことも多く、この問題の解決策として優先度は低い。ちなみに、この件に関しては日本風力開発傘下のエネルギー戦略研究所の安田陽氏のコラム（No.275 慣性問題の基礎知識と最新動向 - 京都大学大学院 経済学研究科 再生可能エネルギー経済学講座）やこれ が参考になる。
VREは確かに素晴らしい特性を持つが、裏腹にその主電源化には発電事業者ではなく電力系統や大手電力会社の側で新たな投資が必要となる。そのため、発電事業者側から見たコスト（発電コスト）は「安い(≦10\/kWh)」のだが、電力系統全体で負担するコスト（統合コスト）は「高い（~20\/kWh）」（ちなみにこれは電力卸市場＋VRE大規模導入をおこなっている国はどこでも直面している問題であり、Death Spiralなどの言葉で検索していただくと良いと思う）。以前統合コストを論じたエントリで太陽光に火力のコストが含まれていることを批判するブコメが多くみられた（例えば、これ）が、この増田で納得いただけただろうか。筆者自身としてVREの導入は避けられないと思っているし、また賛成でもあるが、責任ある立場の人々からこれらの問題を解決しようという風潮があまり見られないので非常に心配している。また、そもそもで言うならばこれらの問題の根源はVREではなく制度設計であり、限界費用の考え方のみで、VREの導入と電力市場の安定を両立させようとするのはどう考えても最初から無理だったと思う。（現在の最もあり得る）結果として安定供給が担保されなくなることと燃料費高騰という二つのツケを消費者に負担させるようでは現在の小売システムや脱炭素に理解を得るのは難しくなるだろう。しかも最も高い代償を払うのはエネルギー支出の割合が大きくなり、家に太陽光パネルを設置できない低所得者層である。SDGsとは一体何だったのか(「10. 人や国の不平等をなくそう」ってあるんだが)。 再エネ議連の皆様には猛省をうながしたいところである。
「再エネの主電源化」: 太陽光、洋上及び陸上風力の変動性再エネ（以下VRE）を主力電源にすることで、電力分野においての低炭素化の達成。バックアップ電源としての化石エネルギーの利用は排除しない（調整力の問題から100％脱炭素は不可能のため、後で理由は説明する）
「小売自由化」：全ての消費者は、参入障壁の低い電力市場に参加した小売業者から自由に選択して電気を購入する。競争原理により消費者は低価格な電力を選択、もしくは証書つき電力を購入することにより非化石価値などの付加価値も購入できる。市場への入札は基本的に電力の限界費用で行われる（現行ルール）。これは達成済み。
「安定供給」：化石燃料市場の動向および天候や気温の条件に関わらず、発電サイドの問題（燃料制約、電源不足や天候不順など）での停電は起こさない（注意：配送電に起因する停電は災害などの理由から0にはできないので、ここの定義には含まない）
大手電力：自前の大規模電源を有する電力会社（JERA、関西電力などといった旧一般電気事業者、ENEOS、東京ガスなども含む）
新電力：大部分を市場で電力を購入して消費者に供給する小売事業者
「再エネの主電源化」「小売自由化」というものを両立する場合、少なくともこの先10年ｰ50年の短中期においては「安定供給」を日本においては完全に達成するのは不可能であるということ。
理由を説明していく。ただし「再エネの主電源化」を達成しない選択肢は国際的かつ政治的に今後取り得ないので、「安定供給」と「小売自由化」をどの程度のバランスで守るかということを考える材料を提供したいと考えている。まずは今の方向性を維持する場合を考える。
- VREはインバータ電源（直流→交流への変換を伴う）のため電力系統に大規模に導入すると電力系統が慣性力を失い、火力、水力、原子力などの同期発電機脱落時の大規模停電のリスクを高めるため、蓄電設備がない場合は出力抑制が必要
- 付言するが、蓄電池＋VREも近年では価格競争力を持ち始めている（ただしあえて蓄電池のコストを負担しようとする者はいないだろう）。また2022年からFIP制度というのが始まり、再エネを市場価格＋プレミアムで買い取る制度ができる（インバランスにはペナルティも課される）。この場合では再エネが発電できない、電力価格の高い時間帯に売電するインセンティブを生むため、アグリゲータやFIP対象の発電事業者が蓄電池コストを負担するモチベーションにつながる。一方で資源価格が上がっている現状で蓄電池の資本費を回収できるかは不透明
- この二つは国を超えたレベルの広域な電力系統が存在しない日本で特に顕在化する。
- ネガワット、DRは何れも短期間の電力の過不足への対応技術のためいずれも一日から1ヶ月の長期間のVREの変動には対応できない
- あくまで安定供給に向けた金銭的なインセンティブでしかなく、100％の保障を行えるメカニズムにはならない
- ただし、出力抑制が起こるような先週の土日の東北電力、四国電力管内の例には電力を活用する観点から重要
- VREが安い時間帯に水素を作ってkwが不足する場合の火力発電の燃料とするという発想
- 電気分解で90％、コンバインドサイクルを利用する場合でも高位発熱量基準で熱効率40％程度が限界なので全体として見た時に結果として3割ー4割程度のエネルギーしか利用できないため、ファイナンスの面から達成が難しい
- 発電に利用するならCCS付き水素を利用する方が現実的だが、将来的なタクソノミーを考えると採掘に関係する資産が座礁資産になる可能性が高いという筆者の予想
- 加えて重要なのが、火力発電の燃料、特にLNGは大手電力にとって長期契約するインセンティブが失われるため（長期による電力需要を見通せず、余った場合にはLNG転売損を招く）スポット調達がメインになるが、スポットは割高のため、VREが使えない時間帯のさらなる電力価格高騰の常態化を招く
- スポットは常に入手できるとは限らず、加えて無駄な国富流出の要因になり、経済安全保障の観点から政府も手を打つべき問題
- 結局VREの統合コストが2030年でも原子力に比べて割高なのはこれらの理由による
- 2024年度より容量市場が設置され、電源（kW）を取引できるようになった（すでに取引は開始されている）が、様々な理由から現在の市場価格では既存設備は維持するのは可能（難しいものも多いが）だが新設するには安い値段に落ち着いてしまっている。結果的に現在の市場設計では中長期的な将来の容量を担保できない。
- 既に2024年の九州電力管内の落札結果は供給信頼度が低く、管内の電源容量不足を示唆している。
- 発電設備の資本費を市場に負担させるシステムが必要ではあるが、新電力側からすればメリットが皆無なので難航するのは目に見えている
- 容量市場についても経過措置で取引価格が下がる仕組みになったことからほぼ期待できない
- 現状では再エネの主電源化は遠い目標なので脱炭素および電力価格の安定を目指すなら活用せざるを得ない
- 電力の完全脱炭素化を達成するには将来的にはSMRなどの調整力を備えた原子力発電所が必要不可欠だが...
- 利点
- 同期発電機であり大規模電源でもあるため電源として単純に優れている
- 限界費用は再エネと同様0、福島での事故を加味してもまだ既存原発の再稼働コストは安い
- 燃料費は発電コストの15％程度、かつそのうち加工コストが半分程度なのでウラン価格が費用に占める割合が低く、経済安全保障に資する
- 欠点
- 既存の原発に調整力を担わせるのは経済的理由から難しい（技術的には可能だが...）
- 事故が起こった時の恐怖感から賛否が分かれ、利用のための政治コストが高い上に政治家はそれを払おうとしないので期待できない
- 安全対策及び特重施設設置の問題から東日本大震災から止まっている原発については迅速な再稼働は期待できない
1. 価格面で起こること
現状の市場システムでは燃料調達のスポット市場への依存を促す仕組みになっており、資源価格の上昇がより厳しい形で市場に跳ね返る。そしてそれは最終的に一般の消費者が負担させられる構図が出来上がっている。特にエネルギー価格は逆進性があるため、低所得者への支援は必要不可欠。
2. 脱炭素面で起こること
VREの導入はこれからも進んでいくだろうが、主力電源化を進めるためにはVREの変動をカバーできるシステムが必要。蓄電池は有力な候補だが、主力電源化に必要なレベルの蓄電池導入のコストを誰が負担するのか決まっていないため、不透明と言わざるを得ない。このままでは長期的な変動はともかくとして、短期的な天候の変化にも対応できず、春や夏でも晴れた日には出力抑制が常態化するのに夜間や荒天の日には火力発電所がフル稼働する日常が迫っており、電力の脱炭素化は遥か遠い目標となる。
3. 安定供給面で起こること
中長期的なバックアップ電源を保障するシステムが今の日本には存在しない。現状が進行すると3/22のような需給逼迫警報が特に冬の時期に日常化しうる危険性がある。小売事業者に適切に発電設備の資本費を負担させる仕組みおよび長期的な発電事業者の収入を保証する仕組みが必要。安定供給は破綻に近づいている。
と、ここまで書いてきたが結局再エネの主電源化を妨げているのは制度設計のまずさとしか言いようがない。FITは再エネ導入に大きな役割を果たしたが、野放図な開発を招き、加えて電力系統の不安定さを招いた。パネル設置者が固定価格で買い取ってもらえる一方でそれによって増大した再エネ賦課金と安定供給維持のコストは広く国民が負担するハメになるのでまさに外部不経済としか言いようがない。理念が間違っているわけではないのだが、安定供給と再エネの柔軟性確保に誰が責任を持つのかはっきりすべきだった。つまりこれらは政治の責任であり、政治コストを払わなかった政治家の責任である。最も現実的選択肢としての（特重施設設置期限の延長による）原発再稼働も政治コストの高さから誰もやろうとしない。票にならないことを政治家がやりたがらないのはわかるが政治家の失策のコストを国民が払い続ける現状はおかしい。参院選の後からでも日本の電力の未来に責任あるビジョンを示す政治家が現れることを期待したい。
電力メーターは付いておらず、付けた器具のワット数(入力換算)で料金が決まる。
| 北陸電力 | 46.27 |
| 中国電力 | 60.15 |
| 東北電力 | 63.34 |
| 関西電力 | 64.26 |
| 北海道電力 | 74.87 |
| 中部電力 | 82.19 |
| 九州電力 | 82.33 |
| 東京電力 | 88.46 |
| 沖縄電力 | 89.77 |
| 四国電力 | 90.72 |
(円 / 月・灯、これを基本に変動する燃料調整費である程度のプラスマイナスがある)
家庭電力みたいに0.01kW✕12時間✕30日✕25円/kWの従量制としたら月額90円。だいたい同じかちょっと安いようだ。
| 10Wまで | 82.19 |
| 10Wをこえ20Wまで | 128.74 |
| 20Wをこえ40Wまで | 221.83 |
| 40Wをこえ60Wまで | 314.93 |
| 60Wをこえ100Wまで | 501.12 |
| 100Wをこえる100Wまでごとに | 501.12 |
(円 / 月・灯)
伊方原発運転差止訴訟で１１４人が追加提訴(5/11(木) 19:05)
愛媛県にある四国電力・伊方原発を巡り県内の住民が「原発の安全性は確保されていない」として運転差し止めを求めた裁判で、１１日新たに１１４人が大分地裁に追加提訴しました。この裁判は四国電力の伊方原発をめぐり、県内の住民が「地震への備えが不十分で安全性が確保されていない」として運転の差し止めを求めているものです。１１日、新たに１１４人が大分地裁に追加提訴し、すでに訴えを起こしている２６４人と合わせて原告は３７８人となりました。この後、大分地裁で裁判の第４回口頭弁論が開かれました。この中で原告の女性が「福島と同じ悲劇が繰り返されないように原発を止めるしかない」と意見陳述しました。同様の裁判は広島・松山・山口でも起こされていて、このうち、広島地裁は今年３月、住民側が運転差し止めを求めた仮処分の申請を認めない決定を出しています。
http://www.e-obs.com/news/detail.php?id=05110037445&day=20170511
http://www.courts.go.jp/hiroshima/saiban/tanto/tisai_tanto/index.html
「円安が良いかどうかは、メリットを受ける企業とデメリットを受ける企業の、どちらへの影響が大きいか次第」
など円安のデメリットを説く発言を、テレビの経済評論家のコメントから飲み屋談義まで耳にすることが多い。
円安では、
といったことが起きるから、との説明に説得力を感じることもあるだろう。
そこで、今回の円安の契機となった解散総選挙発表前日である2012年11月15日（1ドル＝81.14円、1ユーロ＝103.68円）から、
先月末である2013年1月31日（1ドル＝91.72円、1ユーロ＝124.54円）までの、代表的な円安デメリット銘柄100社の値動きを追ってみた。
もし、本当に円安がデメリットとなり利潤を圧迫するのであれば、その割引還元価値である株価は落ち込んでいるはずである。
| ticker | 社名 | 2012/11/15 終値 | 2013/01/31 終値 | 上昇率 |
|---|---|---|---|---|
| - | TOPIX | 737.51 | 940.25 | 27.49% |
| 1379 | ホクト | 1640 | 1716 | 4.63% |
| 1946 | トーエネック | 427 | 483 | 13.11% |
| 2001 | 日本製粉 | 337 | 385 | 14.24% |
| 2002 | 日清製粉グループ本社 | 969 | 1113 | 14.86% |
| 2003 | 日東富士製粉 | 293 | 313 | 6.83% |
| 2004 | 昭和産業 | 263 | 297 | 12.93% |
| 2009 | 鳥越製粉 | 627 | 624 | -0.48% |
| 2052 | 協同飼料 | 91 | 105 | 15.38% |
| 2053 | 中部飼料 | 492 | 524 | 6.50% |
| 2108 | 日本甜菜製糖 | 150 | 175 | 16.67% |
| 2109 | 三井製糖 | 248 | 289 | 16.53% |
| 2117 | 日新製糖ホールディングス | 1503 | 1880 | 25.08% |
| 2212 | 山崎製パン | 937 | 1024 | 9.28% |
| 2220 | 亀田製菓 | 1856 | 1985 | 6.95% |
| 2270 | 雪印メグミルク | 1320 | 1577 | 19.47% |
| 2281 | プリマハム | 142 | 175 | 23.24% |
| 2290 | 米久 | 648 | 947 | 46.14% |
| 2292 | Ｓ ＦＯＯＤＳ | 747 | 897 | 20.08% |
| 2294 | 柿安本店 | 1065 | 1292 | 21.31% |
| 2440 | ぐるなび | 894 | 1016 | 13.65% |
| 2501 | サッポロホールディングス | 215 | 304 | 41.40% |
| 2502 | アサヒグループホールディングス | 1767 | 1939 | 9.73% |
| 2503 | キリンホールディングス | 991 | 1141 | 15.14% |
| 2602 | 日清オイリオグループ | 290 | 334 | 15.17% |
| 2613 | Ｊ−オイルミルズ | 207 | 270 | 30.43% |
| 2651 | ローソン | 5530 | 6630 | 19.89% |
| 2670 | エービーシー・マート | 3475 | 3480 | 0.14% |
| 2695 | くらコーポレーション | 1107 | 1248 | 12.74% |
| 2698 | キャンドゥ | 108400 | 110700 | 2.12% |
| 2702 | 日本マクドナルドホールディングス | 2215 | 2347 | 5.96% |
| 2712 | スターバックス コーヒー ジャパン | 57000 | 66800 | 17.19% |
| 2805 | ヱスビー食品 | 676 | 707 | 4.59% |
| 2819 | エバラ食品工業 | 1450 | 1510 | 4.14% |
| 2875 | 東洋水産 | 2126 | 2538 | 19.38% |
| 2899 | 永谷園 | 789 | 889 | 12.67% |
| 2910 | ロック・フィールド | 1405 | 1539 | 9.54% |
| 2918 | わらべや日洋 | 1571 | 1505 | -4.20% |
| 3107 | ダイワボウホールディングス | 152 | 181 | 19.08% |
| 3333 | あさひ | 1170 | 1222 | 4.44% |
| 3382 | セブン＆アイ・ホールディングス | 2301 | 2782 | 20.90% |
| 3397 | トリドール | 1098 | 1131 | 3.01% |
| 3593 | ホギメディカル | 3980 | 4415 | 10.93% |
| 3770 | ザッパラス | 71800 | 99100 | 38.02% |
| 3861 | 王子ホールディングス | 233 | 296 | 27.04% |
| 3864 | 三菱製紙 | 71 | 90 | 26.76% |
| 3865 | 北越紀州製紙 | 408 | 468 | 14.71% |
| 3880 | 大王製紙 | 464 | 622 | 34.05% |
| 3893 | 日本製紙グループ本社 | 974 | 1299 | 33.37% |
| 3941 | レンゴー | 381 | 465 | 22.05% |
| 3946 | トーモク | 225 | 267 | 18.67% |
| 4217 | 日立化成 | 1080 | 1287 | 19.17% |
| 4452 | 花王 | 2165 | 2624 | 21.20% |
| 4521 | 科研製薬 | 1273 | 1501 | 17.91% |
| 4536 | 参天製薬 | 3340 | 3765 | 12.72% |
| 4547 | キッセイ薬品工業 | 1451 | 1721 | 18.61% |
| 4555 | 沢井製薬 | 9020 | 9390 | 4.10% |
| 4661 | オリエンタルランド | 10720 | 12160 | 13.43% |
| 4694 | ビー・エム・エル | 2074 | 2229 | 7.47% |
| 4839 | ＷＯＷＯＷ | 185900 | 202700 | 9.04% |
| 5002 | 昭和シェル石油 | 485 | 530 | 9.28% |
| 5007 | コスモ石油 | 146 | 206 | 41.10% |
| 5008 | 東亜石油 | 91 | 99 | 8.79% |
| 5012 | 東燃ゼネラル石油 | 728 | 797 | 9.48% |
| 5017 | ＡＯＣホールディングス | 297 | 389 | 30.98% |
| 5020 | ＪＸホールディングス | 410 | 540 | 31.71% |
| 5401 | 新日鐵住金 | 174 | 253 | 45.40% |
| 5949 | ユニプレス | 1825 | 2021 | 10.74% |
| 6310 | 井関農機 | 190 | 248 | 30.53% |
| 6674 | ジーエス・ユアサ コーポレーション | 298 | 326 | 9.40% |
| 6937 | 古河電池 | 353 | 497 | 40.79% |
| 7013 | ＩＨＩ | 169 | 237 | 40.24% |
| 7421 | カッパ・クリエイトホールディングス | 1719 | 2105 | 22.45% |
| 7442 | 中山福 | 619 | 678 | 9.53% |
| 7482 | シモジマ | 845 | 990 | 17.16% |
| 7516 | コーナン商事 | 927 | 1098 | 18.45% |
| 7522 | ワタミ | 1696 | 1724 | 1.65% |
| 7550 | ゼンショーホールディングス | 965 | 1050 | 8.81% |
| 7554 | 幸楽苑 | 1158 | 1294 | 11.74% |
| 7581 | サイゼリヤ | 1138 | 1213 | 6.59% |
| 8079 | 正栄食品工業 | 596 | 623 | 4.53% |
| 8113 | ユニ・チャーム | 4170 | 4850 | 16.31% |
| 8182 | いなげや | 958 | 1006 | 5.01% |
| 8194 | ライフコーポレーション | 1213 | 1269 | 4.62% |
| 9003 | 相鉄ホールディングス | 268 | 306 | 14.18% |
| 9202 | 全日本空輸 | 170 | 179 | 5.29% |
| 9501 | 東京電力 | 127 | 213 | 67.72% |
| 9502 | 中部電力 | 1013 | 1155 | 14.02% |
| 9503 | 関西電力 | 679 | 870 | 28.13% |
| 9504 | 中国電力 | 1006 | 1202 | 19.48% |
| 9505 | 北陸電力 | 833 | 1008 | 21.01% |
| 9506 | 東北電力 | 681 | 744 | 9.25% |
| 9507 | 四国電力 | 925 | 1120 | 21.08% |
| 9508 | 九州電力 | 702 | 879 | 25.21% |
| 9509 | 北海道電力 | 712 | 876 | 23.03% |
| 9511 | 沖縄電力 | 2433 | 3000 | 23.30% |
| 9531 | 東京ガス | 414 | 431 | 4.11% |
| 9532 | 大阪ガス | 323 | 343 | 6.19% |
| 9603 | エイチ・アイ・エス | 2687 | 3120 | 16.11% |
| 9843 | ニトリホールディングス | 6140 | 6990 | 13.84% |
| 9983 | ファーストリテイリング | 16910 | 24080 | 42.40% |
少なくとも市場参加者の総意としては、円安によって利潤が圧迫されるとは考えていないようである。
もちろんのこと、円安の恩恵を直接受ける輸出企業の株価や、それら輸出企業が平均に含まれるTOPIXに比べれば
見劣りするのは仕方ないが、概ね円安はプラスに働く、少なくとも大きな障害とはならないものと見られている。
では、「円安になると原材料・燃料の輸入価格が上がってしまい経営が圧迫されてしまう」という一見、
説得力のありそうな説明がなぜ成り立たないのか？ これには色々な理由が考えられるが、
(1)については、たとえば新日鐵住金を例に考えると、円安で輸出企業が生産活動を活発化させた場合、
その原材料となる鉄製品の需要も増えるため、新日鐵住金の生産活動も活発化する。
その結果、原材料費の値上がりによる一単位あたりの収益の減少を補ってあまりあるほど販売数量が伸びる。
これは新日鐵住金だけでなく、素材系・シクリカル銘柄全般にもそのまま適用できるであろうし、円安によって日本人の雇用が増えて
失業者が減り、消費が活性化すると考えれば小売や外食などにも適用することができる。
(2)については、つい逆のように考えてしまいがちだが、競争が厳しく限界ぎりぎりの価格付けを行っている業界ほど、
原材料費が値上がりした場合に価格転嫁が進む。自社の収益を削って対応する余地が少なく、また同業他社も同様であるので、
そろって値上げという形が取られやすいためだ。業界全体で値上がりするので、買い手も受け容れざるを得ない。
反対に寡占的な業界で商品一単位あたりの利益が大きいと、原材料費をそのまま転嫁するよりは一部を自分で飲んで
販売数量の落ち込みを減らした方が利潤は増えるため、価格転嫁は小幅にとどまる。
円安デメリット銘柄に挙げられる企業は価格競争が厳しい業界が多く、価格転嫁が進みやすいと思われているため、
円安による原材料価格上昇があまり経営を圧迫しないと考えられているのだろう。とりわけ、円安で輸出企業に余力が
できている時には、輸出企業向けの製品を作っている企業の価格転嫁は受け容れられやすいと考えられる。
(3)は、たとえば取引先の輸出企業の株を保有しているケースなどが典型的でわかりやすい。
円安デメリット企業であっても、円安メリット企業の株を保有していれば企業の価値が上昇して株価が上がり得る。
以上、「円安になると原材料・燃料の輸入価格が上がってしまい経営が圧迫されてしまう」という局所的には一見正しそうなことも、
経済全体を考えてみれば、そう簡単には成り立たないというおはなしでした。
