霍爾木茲危機下日本能源政策三重轉向：煤炭鬆綁、FIT 賦課金創歷史新高、夏季補貼重啟

2026年3月下旬至4月下旬的五週內，日本經濟產業省（METI）相繼推出三項能源政策，合而觀之，揭示了日本電力轉型核心的根本矛盾。3月27日，METI宣布暫停對低效煤炭電廠50%利用率上限的限制；3月19日，政府確認2026財年再生能源賦課金（再エネ賦課金）創歷史新高，達每度電4.18日圓；4月30日，路透社報導政府正考慮重啟最高達500億日圓規模的夏季電力補貼。三項政策，三個方向，一場能源危機。

霍爾木茲海峽：煤炭回歸的觸發點

政策轉向的直接導火線，是美國—以色列與伊朗衝突導致霍爾木茲海峽事實上的關閉。日本每年透過霍爾木茲海峽進口約400萬公噸LNG，約佔總LNG進口量的6%。這條供應路線中斷後，METI面臨一個嚴峻的算術問題：如何在夏季尖峰需求期維持電網穩定，而不依賴原本預期的LNG供應量。

3月27日公布的解決方案，是暫停對發電效率低於42%的煤炭電廠所設定的50%設備利用率上限。這些較舊、污染較重、此前正是因為碳排放強度高而受到限制的電廠，現在被允許在2026財年（2026年4月至2027年3月）全年以更高利用率運行。METI估計，此措施每年可減少約50萬公噸的LNG消耗，相當於日本霍爾木茲路線LNG進口量的10%以上。

公告時，日本的LNG庫存約為400萬公噸——大約相當於一年的霍爾木茲路線供應量。因此，煤炭利用率上限的暫停更多是預防性措施，而非緊急應對：是為防範進一步供應中斷而設的緩衝，而非對即時短缺的回應。

「這嚴格來說是短期調整，不會改變我們的長期脫碳政策。」——METI官員，2026年3月27日

METI官員的措辭至關重要。這項暫停措施明確限定為一個財年，作為電氣事業法能源安全條款下的緊急措施。制度上，這不代表煤炭政策的轉向。但觀感上難以辯護：僅在13個月前的2025年2月定案的第七次能源基本計畫，設定了2040年再生能源40至50%、核能約20%的目標，並預期煤炭比例大幅下降。即便是暫時性地重新啟動煤炭機組，也向市場和投資者傳遞了一個訊號：日本的脫碳時間表比官方目標所呈現的更具條件性。

FIT賦課金：不斷攀升的歷史新高

煤炭利用率上限暫停吸引了國際頭條，但另一項同樣重要的政策變化於2026年5月1日悄然生效：再生能源賦課金的年度調整。2026財年的費率定為每度電4.18日圓——較2025財年的3.98日圓上漲0.20日圓，創下2012年制度建立以來的歷史新高。

累積規模令人矚目。2012年制度啟動時，費率約為每度電0.22日圓。14年間上漲了約19倍。2026財年的全國負擔總額估計約為3.2兆日圓——歷史新高。對於每月用電400度的標準家庭，月度賦課金現為1,672日圓，年度負擔為20,064日圓。這是年度家庭負擔首次超過2萬日圓。

費率上漲的機制是結構性的，而非裁量性的。賦課金每年根據支付給再生能源發電商的固定FIT收購價格與「可迴避費用」（電力公司以市場價格採購等量電力的成本）之間的差額計算。當化石燃料價格下跌時，可迴避費用也隨之下降，差額擴大，推高賦課金。2025年LNG和煤炭價格的穩定——諷刺的是，這發生在霍爾木茲中斷之前——壓低了可迴避費用計算值，將2026財年的賦課金推至歷史高位。

大型太陽能FIT終止：結構性轉折點

在煤炭利用率上限暫停的八天前，3月19日，METI做出了另一項具有結構性意義的決定：自2027財年起，終止對地面安裝商業太陽能電廠（俗稱大型太陽能）的FIT和FIP（上網電價補貼）支援。屋頂太陽能和住宅太陽能將繼續獲得支援，但公用事業規模的地面安裝項目將需要在沒有保證收購價格的情況下在市場中競爭。

此決定源於2025年底召開的「大規模太陽能發電設備相關省廳聯絡會議」通過的「大型太陽能對策套案」，集結了METI、環境省和農林水產省，共同應對大規模太陽能開發的社會和環境影響——包括土地利用衝突、森林砍伐和社區反對。套案的三大支柱為：加強對不當項目的法律規制、改善與地方社區的合作，以及優先支援社區融合型安裝。

夏季補貼：第三個政策槓桿

政策應對的第三個要素於2026年4月30日浮現，路透社報導政府正考慮為7至9月夏季期間重啟電力和天然氣補貼。提議的預算規模最高達500億日圓（約31億美元），計畫從現有預備金中撥付，而非編列補充預算。

背景是預期LNG成本上漲將傳導至零售電價。赤澤亮正經濟產業相表示，LNG價格上漲對零售電費的影響可能在2026年6月前後開始顯現——恰好在夏季需求高峰之前。政府的擔憂在於，已從5月起面對歷史最高再生能源賦課金的家庭和企業，將在用電量最高的時期再度承受電費上漲的衝擊。

結構性張力：三項政策揭示的一個矛盾

綜合來看，三項政策揭示了日本能源轉型尚未解決的結構性張力。煤炭利用率上限暫停將能源安全置於脫碳化之上。歷史最高的FIT賦課金反映了脫碳化所需的再生能源建設的累積成本。而夏季補貼提案則試圖同時保護消費者免受能源安全危機和轉型成本的雙重價格衝擊。

這不是源於規劃失誤的矛盾。這是日本地理條件和能源結構的必然結果。日本沒有國內化石燃料資源，沒有與鄰國的管道連接，核能儘管在福島後重啟了15座反應爐，仍僅提供5.6%的電力。第七次能源基本計畫的2040年目標——再生能源40至50%、核能20%——之所以雄心勃勃，正是因為起點如此艱難。

霍爾木茲危機加速了這些張力顯現的時間線。原本可能在數年間逐步展開的——煤炭的逐步淘汰、再生能源轉型成本的上升、消費者補貼的財政限制——被壓縮進了單一財年。對於在日本電力交易所（JEPX）活躍的市場參與者而言，2026財年的政策環境異常複雜。

參考文獻

1. Reuters: Japan to relax rules from April to boost coal-fired power amid LNG import risks（2026年3月27日）
2. Reuters: Japan mulls $3.1 billion in summer power subsidies（2026年4月30日）
3. METI: 第七次能源基本計畫（概要）（2025年2月）
4. White & Case: Japan Renewable Energy Update – Tightening Regulations on Solar Power（2026年4月）
5. IEEFA: Japan's energy security response is creating a renewables blind spot（2026年4月）
6. PV Magazine: Japan ends large-scale solar FIT/FIP（2026年3月19日）
7. 自然能源財團: Energy Crisis Boosts the Value of Corporate PPAs（2026年4月22日）
8. IEEJ: Challenges for Japan's Electricity Policy in 2026（2026年4月3日）
9. IEA: Seventh Strategic Energy Plan（2025年4月）
10. 産経新聞: 再エネ賦課金の国民負担が過去最高の3兆2千億円に（2026年3月19日）

ホルムズ危機下の日本エネルギー政策三重転換：石炭規制緩和・再エネ賦課金過去最高・夏季補助金復活

2026年3月下旬から4月下旬にかけての5週間で、経済産業省（METI）は3つのエネルギー政策を相次いで打ち出した。3月27日には非効率石炭火力発電所の利用率上限（50%）の一時停止を発表。3月19日には2026年度の再エネ賦課金を過去最高の1kWhあたり4.18円に設定。そして4月30日には、ロイターが政府による夏季電力・ガス補助金（最大500億円規模）の復活検討を報じた。3つの政策、3つの方向性、1つのエネルギー危機。

ホルムズ海峡閉鎖が引き金：なぜ石炭が戻ってきたのか

政策転換の直接的な契機は、米国・イスラエルとイランの紛争によるホルムズ海峡の事実上の閉鎖だ。日本は年間約400万トンのLNGをホルムズ海峡経由で輸入しており、これは総LNG輸入量の約6%に相当する。この供給ルートが遮断されたことで、経産省は夏季ピーク需要期に向けた電力安定供給という難題に直面した。

3月27日に発表された対応策は、発電効率42%未満の石炭火力発電所に課されていた設備利用率50%上限の一時停止だ。この措置はFY2026（2026年4月〜2027年3月）の1年間の緊急措置として実施される。経産省の試算では、この措置によりLNG消費量を年間約50万トン削減できるとしており、これはホルムズ経由LNG輸入量の10%超に相当する。

発表時点での日本のLNG備蓄量は約400万トン——ホルムズ経由供給量のほぼ1年分だ。石炭利用率上限の停止は、緊急対応というよりも予防的措置の性格が強い。即時の不足への対応ではなく、さらなる供給途絶に備えたバッファーである。

「これはあくまで短期的な調整であり、長期的な脱炭素政策を変更するものではない」——経産省担当者、2026年3月27日

経産省担当者の言葉は重要だ。この停止措置は明示的に1会計年度に限定されており、電気事業法のエネルギー安全保障条項に基づく緊急措置として位置づけられている。制度上は石炭政策の転換ではない。しかし、その意味合いは重い。2025年2月に策定されたばかりの第7次エネルギー基本計画は、2040年に再エネ40〜50%・原子力約20%という目標を掲げ、石炭比率の大幅削減を想定していた。たとえ一時的であれ石炭フリートを再稼働させることは、日本の脱炭素タイムラインが公式目標よりも条件付きであることを市場と投資家に示すシグナルとなる。

再エネ賦課金：過去最高を更新し続ける負担

石炭利用率上限停止が国際的な注目を集める一方、2026年5月1日には静かながら同様に重要な政策変更が発効した。再エネ賦課金の年次改定だ。2026年度の単価は1kWhあたり4.18円——前年度（3.98円）から0.20円上昇し、2012年の制度開始以来の過去最高を更新した。

累積的な規模は目を引く。2012年の制度開始時の単価は約0.22円だった。14年間で約19倍に上昇したことになる。2026年度の国民負担総額は約3兆2000億円——過去最高だ。月間400kWhを消費する標準的な家庭では、月額1,672円、年額20,064円の負担となる。年間負担が2万円を超えるのは今年度が初めてだ。

上昇の仕組みは裁量的なものではなく構造的なものだ。賦課金は毎年、再エネ発電事業者に支払われるFIT買取価格と「回避可能費用」（電力会社が同量の電力を市場で調達する際の価格）の差額に基づいて算定される。化石燃料価格が下落すると回避可能費用も下落し、差額が拡大して賦課金が上昇する。2025年のLNG・石炭価格の安定化——皮肉にも、ホルムズ混乱の前——が回避可能費用を押し下げ、2026年度の賦課金を過去最高水準に押し上げた。

メガソーラーのFIT終了：構造的な転換点

石炭利用率上限停止の8日前、3月19日に経産省は別の重要な決定を下した。2027年度以降、地上設置型の商業用太陽光発電（いわゆるメガソーラー）に対するFIT・FIP支援を終了するというものだ。屋根上太陽光や住宅用太陽光は引き続き支援対象となるが、大規模地上設置型は固定価格買取の保証なしに市場で競争することが求められる。

この決定は、2025年末に開催された「大規模太陽能発電設備に関する関係省庁連絡会議」で採択された「メガソーラー対策パッケージ」を受けたものだ。経産省・環境省・農林水産省が連携し、大規模太陽光開発の社会的・環境的影響——土地利用の競合、森林伐採、地域住民の反対——への対策を議論した結果である。パッケージの3本柱は、不適切なプロジェクトへの法的規制強化、地域との連携促進、地域一体型プロジェクトへの支援集中だ。

夏季補助金：第三の政策レバー

政策対応の第三の要素は2026年4月30日に浮上した。ロイターが、政府が7〜9月の夏季期間を対象に電力・ガス補助金の復活を検討していると報じたのだ。提案された予算規模は最大500億円（約31億ドル）で、補正予算ではなく既存の予備費から充当される見通しだ。

背景にあるのは、LNG価格上昇の小売電気料金への転嫁が見込まれることだ。赤澤亮正経済産業相は、LNG価格上昇の影響が小売料金に現れ始めるのは2026年6月頃になるとの見通しを示している——夏季需要のピーク直前だ。5月から過去最高の再エネ賦課金に直面している家庭と企業が、消費量が最も多い時期にさらなる電気料金の上昇に見舞われることへの懸念が政府の背景にある。

構造的緊張：3つの政策が示す1つの矛盾

3つの政策を総合すると、日本のエネルギー転換がいまだ解決していない構造的緊張が浮かび上がる。石炭利用率上限の停止はエネルギー安全保障を脱炭素化より優先する。過去最高の再エネ賦課金は脱炭素化に必要な再エネ拡大の累積コストを反映する。そして夏季補助金の提案は、エネルギー安全保障危機と転換コストの両方による価格影響から消費者を同時に守ろうとする試みだ。

これは計画の失敗から生じた矛盾ではない。日本の地理的条件とエネルギーミックスから必然的に生じる結果だ。日本には国内化石燃料資源がなく、隣国とのパイプライン接続もなく、福島以降に15基が再稼働した原子力も発電量の5.6%しか供給していない。第7次エネルギー基本計画の2040年目標——再エネ40〜50%、原子力20%——は、出発点がいかに困難かを考えれば野心的だ。

ホルムズ危機は、これらの緊張が可視化されるタイムラインを加速させた。石炭の段階的廃止、再エネ転換コストの上昇、消費者補助金の財政的限界——数年かけて徐々に顕在化するはずだったものが、1会計年度に圧縮された。日本の電力市場参加者にとって、FY2026の政策環境は異例に複雑だ。

参考文献

1. Reuters: Japan to relax rules from April to boost coal-fired power amid LNG import risks（2026年3月27日）
2. Reuters: Japan mulls $3.1 billion in summer power subsidies（2026年4月30日）
3. 経済産業省: 第7次エネルギー基本計画（概要）（2025年2月）
4. White & Case: Japan Renewable Energy Update – Tightening Regulations on Solar Power（2026年4月）
5. IEEFA: Japan's energy security response is creating a renewables blind spot（2026年4月）
6. PV Magazine: Japan sets FIT terms for small PV, rooftop solar（2026年3月19日）
7. 自然エネルギー財団: Energy Crisis Boosts the Value of Corporate PPAs（2026年4月22日）
8. 日本エネルギー経済研究所: 2026年の日本の電力政策の課題（2026年4月3日）
9. IEA: Seventh Strategic Energy Plan（2025年4月）
10. 産経新聞: 再エネ賦課金の国民負担が過去最高の3兆2千億円に（2026年3月19日）

Japan's Energy Policy Triple Shift: Coal Deregulation, Record FIT Levy, and Summer Subsidies Under the Hormuz Crisis

In the span of five weeks between late March and late April 2026, Japan's Ministry of Economy, Trade and Industry (METI) enacted three energy policies that, taken together, expose a fundamental contradiction at the heart of Japan's electricity transition. On March 27, METI suspended its 50% utilisation rate cap on inefficient coal-fired power plants. On March 19, the government confirmed the FY2026 renewable energy surcharge (再エネ賦課金) at a record ¥4.18 per kilowatt-hour. And on April 30, Reuters reported that the government is considering reviving electricity and gas subsidies worth up to ¥500 billion for the July–September summer period. Three policies, three different directions, one energy crisis.

The Hormuz Trigger: Why Coal Is Back

The immediate catalyst for Japan's policy reversal on coal is the effective closure of the Strait of Hormuz following the U.S.-Israel conflict with Iran. Japan imports approximately 4 million metric tons of LNG annually via the strait — roughly 6% of its total LNG imports. With that supply route disrupted, METI faced a stark arithmetic problem: how to maintain grid stability through the summer peak demand season without the LNG volumes it had counted on.

The answer, announced on March 27, was to temporarily suspend the 50% capacity utilisation cap that had been placed on coal-fired power plants with generation efficiency below 42%. These plants — older, dirtier, and previously restricted precisely because of their carbon intensity — are now permitted to run at higher utilisation rates for the entirety of FY2026 (April 2026 through March 2027). METI estimates the measure will reduce LNG consumption by approximately 0.5 million tons per year, equivalent to slightly more than 10% of Japan's Hormuz-route LNG imports.

At the time of the announcement, Japan held an LNG stockpile of around 4 million tons — roughly one year's worth of Hormuz-route supply. The coal cap suspension is therefore a precautionary measure as much as an emergency response: a buffer against further supply disruption rather than a response to an immediate shortage.

"This is strictly a short-term adjustment and does not alter our long-term decarbonisation policy." — METI official, March 27, 2026

The METI official's framing is important. The suspension is explicitly time-limited to one fiscal year and is presented as an emergency measure under the energy security provisions of Japan's electricity law. It does not, on paper, represent a policy reversal on coal. But the optics are difficult: Japan's 7th Strategic Energy Plan, finalised just 13 months earlier in February 2025, set a 2040 target of 40–50% renewable energy and approximately 20% nuclear, with coal's share expected to fall sharply. Reactivating the coal fleet — even temporarily — sends a signal to markets and investors that Japan's decarbonisation timeline is more conditional than its official targets suggest.

The FIT Surcharge: A Record That Keeps Rising

While the coal cap suspension attracted international headlines, a quieter but equally significant policy change took effect on May 1, 2026: the annual reset of Japan's renewable energy promotion surcharge (再エネ賦課金). For FY2026, the rate was set at ¥4.18 per kilowatt-hour — up ¥0.20 from FY2025's ¥3.98/kWh and the highest level since the surcharge was introduced in 2012.

The numbers are striking in their cumulative scale. When the FIT surcharge launched in 2012, the rate was approximately ¥0.22/kWh. In 14 years, it has risen roughly 19-fold. The total national burden in FY2026 is estimated at approximately ¥3.2 trillion — a record. For a typical household consuming 400 kWh per month, the monthly surcharge is now ¥1,672, or ¥20,064 per year. This is the first fiscal year in which the annual household burden has exceeded ¥20,000.

The mechanism behind the rise is structural rather than discretionary. The surcharge is calculated each year based on the gap between the fixed FIT purchase price paid to renewable generators and the "avoided cost" — the market price at which utilities would otherwise have purchased the equivalent electricity. When fossil fuel prices fall, the avoided cost falls, and the gap widens, pushing the surcharge higher. The stabilisation of LNG and coal prices in 2025 — ironically, before the Hormuz disruption — reduced the avoided cost calculation and drove the FY2026 surcharge to its record level.

The surcharge's trajectory also reflects the success of Japan's renewable energy buildout. More solar and wind capacity receiving FIT payments means a larger total payment obligation, even as per-unit FIT rates for new projects have fallen. Japan's cumulative installed solar capacity has grown dramatically since 2012, and the FIT payment pool has expanded accordingly.

Mega Solar's Exit from FIT: A Structural Transition

On March 19, 2026 — eight days before the coal cap announcement — METI made a separate but structurally significant decision: it will discontinue FIT and FIP (Feed-in Premium) support for ground-mounted commercial solar power plants from FY2027 onwards. Rooftop solar and residential installations will continue to receive support, but utility-scale ground-mounted projects will need to compete in the market without guaranteed purchase prices.

The decision follows the "Mega Solar Countermeasure Package" adopted at an inter-ministerial meeting at the end of 2025, which brought together METI, the Ministry of the Environment, and the Ministry of Agriculture, Forestry and Fisheries to address the social and environmental impacts of large-scale solar development — including land use conflicts, deforestation, and community opposition. The package has three pillars: strengthening legal regulations on inappropriate projects, improving collaboration with local communities, and prioritising support for community-integrated installations.

For the electricity market, the end of FIT for mega solar has two implications. First, it will slow the pace of large-scale solar development in Japan, as developers lose the revenue certainty that FIT provided. Second, it will gradually reduce the FIT payment pool over time, potentially easing the surcharge burden on consumers in future years — though the existing FIT contracts for already-installed capacity will continue to be honoured for their full 20-year terms.

Summer Subsidies: The Third Policy Lever

The third element of Japan's policy response emerged on April 30, 2026, when Reuters reported that the government is considering reviving electricity and gas subsidies for the July–September summer period. The proposed budget is up to ¥500 billion ($3.1 billion), to be funded from existing reserve funds rather than a supplementary budget.

The context is the expected pass-through of higher LNG costs into retail electricity prices. Industry Minister Ryosei Akazawa has indicated that the impact of elevated LNG prices on retail tariffs is likely to begin emerging around June 2026 — just as summer demand peaks. The government's concern is that households and businesses, already facing the record FIT surcharge from May, will face a compounding increase in their electricity bills precisely when consumption is highest.

The subsidy proposal is the third time in recent years that Japan has used direct price support to cushion the impact of energy market volatility on consumers. The government has already drawn on ¥2 trillion in reserves for gasoline subsidies in response to the Hormuz disruption. Adding electricity and gas subsidies would accelerate the depletion of those reserves, raising questions about fiscal sustainability if energy prices remain elevated through the autumn.

The Structural Tension: Three Policies, One Contradiction

Viewed together, the three policies reveal a structural tension that Japan's energy transition has not yet resolved. The coal cap suspension prioritises energy security over decarbonisation. The record FIT surcharge reflects the accumulated cost of the renewable buildout that decarbonisation requires. And the summer subsidy proposal attempts to shield consumers from the price consequences of both the energy security crisis and the transition costs simultaneously.

This is not a contradiction born of poor planning. It is the predictable result of Japan's geography and energy mix. Japan has no domestic fossil fuel resources, no pipeline connections to neighbouring countries, and a nuclear fleet that, despite 15 reactor restarts since Fukushima, still provides only 5.6% of electricity generation. The 7th Strategic Energy Plan's 2040 targets — 40–50% renewables, 20% nuclear — are ambitious precisely because the starting point is so challenging.

The Hormuz crisis has accelerated the timeline on which these tensions become visible. What might have played out gradually over years — the phase-out of coal, the rising cost of the renewable transition, the fiscal limits of consumer subsidies — has been compressed into a single fiscal year. For electricity market participants in Japan, the policy environment in FY2026 is unusually complex: a coal fleet operating at higher utilisation, a record FIT levy, the end of mega solar FIT support, and the possibility of summer price subsidies that may distort retail market signals.

Implications for JEPX and Power Market Participants

For traders and generators active in the Japan Electric Power Exchange (JEPX), the coal cap suspension has a direct market implication. Higher coal plant utilisation increases baseload supply, which, all else equal, exerts downward pressure on JEPX spot prices — particularly during off-peak hours when coal plants cannot easily reduce output. However, the Hormuz-driven LNG supply uncertainty simultaneously creates upside price risk during peak demand periods when gas-fired peakers are needed.

The net effect on JEPX prices in FY2026 is therefore ambiguous and will depend heavily on the actual LNG supply situation as it evolves. If LNG supplies via alternative routes (Australia, US, Qatar via Cape of Good Hope) prove sufficient to cover the Hormuz shortfall, the coal cap suspension may simply add to an already well-supplied market, suppressing prices. If LNG supply tightens further, the coal capacity may prove insufficient to prevent price spikes during summer peak periods.

The end of mega solar FIT support from FY2027 is a longer-term signal for renewable developers: the era of guaranteed returns for ground-mounted solar in Japan is ending. Future large-scale solar projects will need to be structured around corporate PPAs, capacity market revenues, or merchant market exposure — a more complex financing environment that will likely slow development in the near term but may ultimately produce a more market-integrated renewable sector.

References

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2. Reuters: Japan mulls $3.1 billion in summer power subsidies as energy costs rise (April 30, 2026)
3. METI: 7th Strategic Energy Plan Outline (February 2025)
4. White & Case: Japan Renewable Energy Update – Tightening Regulations on Solar Power (April 2026)
5. IEEFA: Japan's energy security response is creating a renewables blind spot (April 2026)
6. PV Magazine: Japan sets FIT terms for small PV, rooftop solar as large-scale auctions end (March 19, 2026)
7. Renewable Energy Institute: Energy Crisis Boosts the Value of Corporate PPAs (April 22, 2026)
8. IEEJ: Challenges for Japan's Electricity Policy in 2026 (April 3, 2026)
9. IEA: Seventh Strategic Energy Plan (April 28, 2025)
10. 産経新聞: 再エネ賦課金の国民負担が過去最高の3兆2千億円に (March 19, 2026)