「原発ゼロ」「再エネ１００」に向け、国会で開かれた議論を!

第９６回 国会エネルギー調査会(準備会)

電力価格高騰が起きる本当の理由～求められる電力市場設計の見直し～
2021 年 1 月に続き、2022 年 3 月の電力価格高騰で、小売電力事業者（新電力）が打撃を受けています。その原因分析は、政府と新電力側で異なっています。
政府は昨年 1 月には厳しい寒さ、太陽光等の発電量低下、LNG の在庫減少が要因と分析。
今年 3 月には、地震等による火力発電所の停止に加え、計画的な補修点検や計画外停止、連系線の容量低下が、真冬並み寒さと重なった他、太陽光の出力減だと分析しました。
一方、市場を監視する「電力ガス取引監視等委員会」は、国際的な燃料価格の高騰、気温低下による需給ひっ迫等により市場での入札価格が高くなったと分析。
「入札可能量の全量が適切に市場供給されているか」などの情報公開を進めており、市場設計に問題はない
としています。
しかし、新電力側の分析は異なります。発電は 8 割以上が大手電力の寡占状態、その大手電力は内部取引を優先するため、小売市場だけで競争が起きて価格が高騰。そこで「入札可能量の全量」ではなく、全発電量を市場に出す「グロスビディング」など見直しを求めています。
刻々変遷しつつある「市場設計」の姿を見極め、どう見直すべきか、徹底討論します。

開催概要
日時：2022 年 6 月 2 日（木）16:00～18:00
場所：オンライン開催（Zoom）
Zoom ミーティング ID: 880 7142 7141 パスコード: 007443（https://us06web.zoom.us/j/88071427141?pwd=cjdrMnluYkVGVDJZblROWW4zUVFhQT09）

主催：超党派議員連盟「原発ゼロ・再エネ 100 の会」／国会エネ調有識者チーム
出席者：国会議員（原発ゼロ・再エネ 100 の会メンバーはじめ関心をお持ちの皆様）
国会エネルギー調査会（準備会）有識者チームメンバー
テーマ：電力価格高騰が起きる本当の理由～求められる電力市場設計の見直し～

プログラム
①
②
③
④
⑤
⑥
⑦

開会：冒頭挨拶
提起：古賀真子氏（コンシューマネット・ジャパン）
提言：松久保肇氏（原子力資料情報室）
再提言：高橋洋氏（都留文科大学教授）
説明：経済産業省、公正取引員会
出席国会議員・有識者を交えた総合討議・質疑応答
閉会＊ ISEP YouTube チャンネルで配信しています→ http://www.youtube.com/user/ISEPJAPAN＊ 過去開催分の映像・配布資料も公開しています → http://www.isep.or.jp/archives/library/5024◆事務局連絡先阿部知子衆議院議員事務所（原発ゼロ／再エネ 100 の会事務局）
Tel: 03-3508-7303 / Fax: 03-3508-3303 / E-mail: masano@abetomoko.jp
認定 NPO 法人環境エネルギー政策研究所（有識者チーム事務局）
Tel: 03-3355-2200 / Fax: 03-3355-2205 / E-mail: dohman_haruhiko@isep.or.jp

2022.6.2

F ITDR

https://www.econ.kyotou.ac.jp/renewable_energy/stage2/contents/column0311.html()()
https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/050.html
50

https://www.meti.go.jp/shingikai/enecho/denryoku_gas/denryoku_gas/pdf/050_03_02.pdf

(

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2021/01/29

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JEPX

2

7

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1

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kWh

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2015 11
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100

/kWh

LNG

2020

/kWh

2
https://consumernet.jp/?p=9099

https://www.emsc.meti.go.jp/activity/emsc_system/pdf/062_04_01.pdf第９６回 国会エネルギー調査会(準備会)
経産省への事前質問（囲みに回答入り）
テーマ：電力価格高騰が起きる本当の理由～求められる電力市場設計の見直し～
日時：2022 年６月２日（木）16:00-18:00
場所：オンライン https://us06web.zoom.us/j/88071427141?pwd=cjdrMnluYkVGVDJZblROWW4zUVFhQT09
主催：超党派議員連盟「原発ゼロ／再エネ 100 の会」／国会エネ調有識者チーム
事前質問への文書回答をお願いします。
１．内部取引量の寡占について
発電事業の８割以上は、大手電力（旧一般電力事業者：旧一電）の寡占状態にある中で、
旧一電は、自社および自社グループへの供給・販売（以後、内部取引）を優先できる。このようなルールでは小売（販売）も寡占状態になることは必至である。
①過去３年度分の電力販売量の何割が旧一電の内部取引かを明らかにされたい。
【ご回答】（電力・ガス取引監視等委員会事務局）
旧一電の社内・グループ内向けの取引量の推移は、別添資料の通りです（2020 年
度約 6,806 億 kWh、2021 年度約 6,670 億 kWh、2022 年度（見込み）約 6,283 億 kWh）。
また、電力販売量の推移は、2020 年度約 8,209 億 kWh、2021 年度約 7,626 億 kWh（但し、2022 年 2 月までの実績）となっております。
なお、スポット市場と社内取引・相対取引以外にも、先物市場、先渡市場、時間前市
場等、目的に応じて多様な市場が用意されております。これらの取引や市場では、他の取引、市場で確保された供給力が、より実需給断面に近い別の市場に売り出されるなど、それぞれ売買されているため、「電力販売量の何割が旧一電の内部取引か」をお示しすることは困難であること、ご理解いただけますと幸いです。
→別添②寡占状態は年々、解消されてきているのかどうかを明らかにされたい。
【ご回答】（電力・ガス取引監視等委員会事務局）
別添資料の通り、旧一電の社内・グループ内向けの取引量は減少する一方、社外・グループ外向けの取引量は大幅に増加しております。
→別添③経産省は販売の寡占状態を解消しようとしているのかどうかを明らかにされたい。
【ご回答】（電力・ガス取引監視等委員会事務局）
電力・ガス取引監視等委員会においては、旧一電各社に対し、 内外の取引条件を合理的に判断し、内外無差別に卸売を行うこと等のコミットメントを要請し、すべての旧
一電がコミットメントを表明しました。2021 年度より各社において運用が開始され、年に２回のフォローアップを行い、有識者による審議会においてご審議いただいております。さらに、今年３月には、有識者による審議会における御議論を踏まえ、内外無差別な卸売の実効性を高め、取組状況を外部から確認することを可能にするため、追加的な取組を旧一電各社に求めることとしました。引き続き、内外無差別な卸売りの実効性確保に向けた取組を進めてまいります。
④過去３年度分の旧一電の内部取引の各年の平均価格を明らかにされたい。
【ご回答】（電力・ガス取引監視等委員会事務局）
社内・グループ内取引価格については、各社の経営情報であるため公表できない、と旧一電各社から伺っております。
一方で、電力・ガス取引監視等委員会事務局においては、定期的なフォローアップの中で、旧一電各社に社内・グループ内価格の提出を求め、合理的な理由なく、社
内・グループ内価格が、社外・グループ外の取引価格の平均水準よりも低くなっている事例がないか確認を行った上で、有識者による審議会においてご審議いただいております。現時点において、社内・グループ内価格が社外・グループ外取引の平均価格よりも不当に低い事例は確認されていません。
２．価格情報および規制の非対称について
旧一電は、内部取引を優先させたあとの余剰電力を「入札可能量の全量」として、天然ガス等の市場価格を反映した価格で販売きるルールになっている。
①市場価格（JEPX の前日スポット市場価格）は、JPEX のホームページに３６５日、約定後に公表されているが、旧一電の社内取引価格は年に２回（年度の契約内容と、期中のフォローアップ）、電力・ガス取引監視等委員会が確認するだけで、公表するルールになってはいない。このような情報非対称は、自由で公正な競争を阻害するのではないか。
【ご回答】（電力・ガス取引監視等委員会事務局）
適正な競争を歪曲する行為が生じることのないよう、社内・グループ内取引価格の水準については、１．④の回答の通り、定期的なフォローアップにおいて確認を行い、有識者による審議会においてご審議いただいております。現時点において、社内・グループ内価格が社外・グループ外取引の平均価格よりも不当に低い事例は確認されていません。
なお、社内・グループ内取引や社外・グループ外との相対取引は、１対１の取引であり、通年（１年）をはじめとして一定期間にわたる取引となっております。多数対多数での取引が、日々３０分コマ単位で行われるスポット市場とは、取引の形態や性質が全く異なるため、スポット市場における約定結果の公表頻度等と比較することは適当ではなく、それぞれの取引の形態や性質に応じた方法や頻度で監視を行う必要があると考えております。
②市場価格が一定以上になった場合は、スポット市場における相場操縦（売り惜しみを行い、相場を吊り上げる行為）を防止するために、入札可能量の全量を市場に出しているかどうかを確認すると電力・ガス取引監視等委員会は言うが、そもそも内部取引を優先させた
後、余剰分しか市場に出さなくてよいルールが、電力がひっ迫するたびに市場価格の高騰を招く構造を生んでいるのではないか。
【ご回答】（電力・ガス取引監視等委員会事務局）
スポット市場への入札可能量の算定方法は有識者により繰り返しご審議いただき、現在に至っているものであり、その算定に当たっては、「内部取引」分だけではなく、社外・グループ外向けの相対卸やベースロード市場取引、常時バックアップなど、新電力向けにあらかじめ確保された供給力も控除されております。
なお、こうした様々な調達手段を活用することで、市場価格が高騰する中にあっても、利益を確保している新電力も数多く存在すると認識しております。
③旧一電の電力料金は、電力自由化後も消費者保護のため、経過措置により、一定程度の上限（規制料金）が定められている。実際、現在、旧一電１０社のうち７社の電力価格には歯止めがかかり、昨年度との比較で２割程度の上昇に抑えられていると経産省は言う。
総括原価方式で電源開発が促進された旧一電には、いわば顧客保護策が機能している
一方、新電力の顧客に対してはこのような策はない。健全な競争環境が整うまで、旧一電の総括原価方式に相当する公的な顧客保護策が、新電力に対して、至急かつ一定期間必要ではないか。
■回答（資源エネルギー庁電力産業・市場室）
御指摘のような「総括原価方式」に相当する仕組みを、電力自由化の下で新規に参入を果たした新電力に対して適用することは考えておりません。
資料請求１．2020 年冬および今回の価格高騰で、新電力（特に市場連動型料金制を取っている）から旧一電へのスイッチングがどれくらい増えたかのデータをご提供ください。
【ご回答】（電力・ガス取引監視等委員会事務局）
資料請求頂きました件についても提出致します。
スイッチングについて、個々の需要家が新電力か旧一電のいずれの小売電気事業者へ、どのような契約に切り替えたかという情報については確認することが困難である
ため、月末時点断面における新電力と旧一般電気事業者の契約口数をもってご回答させていただきます。
→別添

旧一電の供給力の行き先の推移（kWh）⚫ 今年度の旧一電の供給力の行き先を見ると、社内・グループ内向けは昨年度実績をやや下回る一方、社外・グループ外向け（相対卸、常時バックアップ、ベースロード市場供出）は昨年度実績を大きく上回る見込み。
旧一電の供給力の行き先別内訳推移（kWh）
実績値（百万kWh）

見積値

80,00070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,000

相対卸

常時バックアップ

ベースロード

2023年3月

2023年2月

2023年1月

2022年12月

2022年11月

2022年10月

2022年9月

2022年8月

2022年7月

2022年6月

2022年5月

2022年4月

2022年3月

2022年2月

2022年1月

2021年12月

2021年11月

2021年10月

2021年9月

2021年8月

2021年7月

2021年6月

2021年5月

2021年4月

2021年3月

2021年2月

2021年1月

2020年12月

2020年11月

2020年10月

2020年9月

2020年8月

2020年7月

2020年6月

2020年5月

2020年4月

0

社内・グループ内

旧一電の供給力行き先別内訳の推移（年度別）

2020年度

2021年度

2022年度（見積値）

社内・グループ内向け（百万kWh）

680,623

667,026

628,324

-

-2.0%

-5.8%

31,571

66,46586,548-+110.5%+30.2%

増減率（前年度比）
社外・グループ外向け（百万kWh）
増減率（前年度比）※ 2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける各社回答を集計。
※ 発販分離会社の重複計上を避けるため、社内・グループ内からJERAを除外。
※ 沖縄電力は2022年度の見通データがないため、集計対象から除外。

※ 2022年度データは本年4月中旬時点。期中相対契約の見込み量は含まれていない点に留意が必要。
※ 調整電源、定期点検・故障による電源脱落、行先未定分等は集計対象に含んでいない。
1※ 表中の増減率は、（今年度の供給力ー前年度の供給力）／前年度の供給力、で計算。

社外・グループ外向け取引の内訳（kWh）⚫ 社外・グループ外向け取引（相対卸、常時バックアップ、ベースロード市場供出）の内訳を見ると、常時バック
アップの大幅増加に加え、ベースロードと相対卸も増加。
旧一電の社外・グループ外向け取引の内訳推移（kWh）(百万kWh)

見積値

実績値

9,000
8,000
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000

相対卸

旧一電の社外・グループ外向け取引内訳の推移（年度別）
相対卸（百万kWh）
増減率（前年度比）
常時バックアップ（百万kWh）
増減率（前年度比）
ベースロード（百万kWh）
増減率（前年度比）※ 2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける各社回答を集計。
※ 発販分離会社の重複計上を避けるため、社内・グループ内からJERAを除外。
※ 沖縄電力は2022年度の見通データがないため、集計対象から除外。

常時バックアップ

2023年3月

2023年2月

2023年1月

2022年12月

2022年11月

2022年10月

2022年9月

2022年8月

2022年7月

2022年6月

2022年5月

2022年4月

2022年3月

2022年2月

2022年1月

2021年12月

2021年11月

2021年10月

2021年9月

2021年8月

2021年7月

2021年6月

2021年5月

2021年4月

2021年3月

2021年2月

2021年1月

2020年12月

2020年11月

2020年10月

2020年9月

2020年8月

2020年7月

2020年6月

2020年5月

2020年4月

0

ベースロード2020年度
28,878784
1,908-

2021年度
53,315+84.6%
11,963+1425.4%
1,187-37.8%

2022年度（見積値）
57,416+7.7%
23,300+94.8%
5,832+391.4%※ 2022年度データは本年4月中旬時点。期中相対契約の見込み量は含まれていない点に留意が必要。
※ 表中の増減率は、（今年度の供給力ー前年度の供給力）／前年度の供給力、で計算。

2

2020年度冬と2021年度冬における契約口数
2020年度冬
契約口数〔件〕
2020年12月末時点
2021年1月末時点
2021年2月末時点

特別高圧
2,006
2,036
2,018

新電力
高圧
低圧
総計
248,444 15,476,805 15,727,255
249,743 15,706,210 15,957,989
250,540 15,991,877 16,244,435

旧一般電気事業者
特別高圧
高圧
低圧
総計
9,317 594,578 72,271,144 72,875,039
9,277 592,570 72,109,073 72,710,920
9,314 591,589 71,712,904 72,313,807

特別高圧
2,085
2,083
2,088

新電力
高圧
低圧
総計
259,754 18,352,183 18,614,022
256,993 18,450,556 18,709,632
255,326 18,739,637 18,997,051

旧一般電気事業者
特別高圧
高圧
低圧
総計
9,216 583,914 69,741,541 70,334,671
9,252 586,910 69,671,735 70,267,897
9,238 588,454 69,522,901 70,120,593

2021年度冬
契約口数〔件〕
2021年12月末時点
2022年1月末時点
2022年2月末時点

1電力取引に関する電取委への資料請求と回答（2022 年６月時点）
Ｑ：黄色マーカーのところに数字を入れていただけませんでしょうか？（2022 年 5 月 27 日）

Ａ（電力・ガス取引監視等委員会 取引制度企画室）＜ご回答＞2022 年 5 月 30 日
・相対契約等により確保された供給力は、さらに JEPX スポット市場に販売されているケースも多いため、お送りいただいたエクセル表のように、必ずしも積み上げて 100％となる訳ではございません。さらに、スポット市場と相対取引以外にも、先物市場、先渡市場、ベースロード市場、
時間前市場等多様な市場が用意されております。これらの市場同士では、他の市場で確保された供給力が、より実需給断面に近い別の市場に売り出されるなど、それぞれ売買されているため、いただいたエクセル表のように、100％からスポット市場分を引いたら相対契約分となる、といったシンプルな対応関係でお示しすることが困難です。
・加えて、新電力の自社電源や、再エネ事業者との PPA での調達など、大手から新電力への相対卸で捕捉できない数字も多くございます。
（※）ご参考までに、新電力等の調達の為に用意されている市場等取引の全体像を別添の通りお送りいたします。
従いまして、いただいたエクセルのように積み上げて 100％になることをお示しすることは難し
いこと、ご理解いただけますと幸いです。
→別添「5 新電力取引の概況」）＜ご回答＞2022 年 5 月 31 日
旧一電供給力の社内・グループ内向け、社外・グループ外向け内訳についてお尋ねいただきました旧一電供給力の行き先の内訳（kWh）につきまして、本日の審議会資料の一部として、先ほど公表いたしました。
公表先は下記の通りです。こちらにつきましても、併せてご確認いただけますと幸いです。
＜URL＞
https://www.emsc.meti.go.jp/activity/emsc_system/pdf/073_06_00.pdf#page=6→別添「「旧一電の供給力の行き先の推移（kWh）」（2022 年度受渡しの相対卸契約および常時バックアップに関する状況について P6）
作成：「原発ゼロ・再エネ 100 の会」事務局（2022.6.1）

新電力の電力調達方法の概況

第55回制度設計専門会合 資料４抜粋・一部改変⚫ 新電力の電力調達の方法としては、前日から当日にかけて取引を行うスポット市場・時間前市場の他、相対取引、ベースロード市場、先渡市場、先物市場があり、新電力各事業者はこうした手段を組み合わせて電源調達を行っている。
電気の実需給までの時間軸
取引場所

1年以上前

数か月前

数週間前

数日前

約0.5億kwh（2019年度実績）
将来に受渡する電気の取引を行う市場。供給力の確保や価格変動リス
クヘッジするための取引を行う。

ベースロード市場（JEPX)
約47億kWh（2019年度取引実績＝2020年度受渡商品）

ベースロード電源（石炭火力、一般水力（流れ込み式）等）の取引を行う。

（2019年度実績）

翌日に受渡する電気の取引を行う主要な市場。一日を30分単位に区切った48コマについて取引を行う。

販売電力量
約8,309億kWh（2019年度実績）

約25.8億kWh

TOCOM：約8.6億kWh 、EEX：約5.9億kWh※２
卸電力取引所の商品の前日スポット価格を参照した電力先物取引を行う市場。価格変動リスクをヘッジするための取引を行う。

その他

約2,925億kWh

時間前市場

先物市場（TOCOM、EEX） ※１

市場外
取引

実需給

前日スポット市場

先渡市場（JEPX)

市場取引

前日～GC

（2019年度実績）

前日スポットによる電気の取引後、発電機のトラブルや需要急増といった需給の誤差に対応するための取引を行う。

実需要（自家発消費分を含む）

約8,771億kWh（2019年度実績）

相対契約（そのうち旧一電→他グループ・新電力）約347億kWh（2019年度実績）
取引所を介さず、発電事業者と小売電気事業者との間で個別の条件により行う契約。

自家発消費など※１ 先物市場は現物は扱わないが、電気事業者等に対して先行指標価格の形成機能と価格変動リスクのヘッジ機能を提供していることから、ここでは電力市場の一つとして記載。
※２ TOCOMについては2020年1月から2020年12月、EEXについては取引が開始された2020年5月から12月までの取引量を集計。

事前に条件固定可能な取引

1

ベースロード市場の活用状況（BL市場）

第55回制度設計専門会合 資料４抜粋⚫ ベースロード市場の2019年度の約定量は47億kWhであり、新電力の総販売量（19年度実績：1,288
億kWh）と比較すると3.6％程度の水準となっている。
⚫ なお、１回のオークションあたり平均約621億kWhの売り入札が出ており※１、約定価格も取引前年度のエリ
アプライスを下回っている。また、この売り入札量は、スポット市場における年間取引量（2019年度約2,925億kWh）の約２割にあたる水準。
⁻ ベースロード市場とは、新電力によるベースロード電源へのアクセスを容易にすることを目的とし、大手電力会社（旧一般電気事業者・電源開発）が保有するベースロード電源（石炭火力・大型水力・原子力・地熱）の電気の供出を制度的に求め、新電力が年間固定価格で購入可能とする市場。な
お、大手電力会社以外も同市場で電気を販売可能（任意）⁻ 年3回（7月、9月、11月）、翌年4月はじまりの年間商品のシングルプライスオークションが、北海道・東日本・西日本のエリア毎に実施される。

ベースロード市場の取引実績（20年度）
2019年度取引（2020年度引き渡し）

エリア

（参考）

2020年度取引（2021年度引き渡し）

（参考）

売入札量
（億kWh）

約定量（億kWh）

約定価格※2（￥/kWh）

基準エリアの2018年
度平均エリアプライス（円/kWh）

売入札量（億kWh）

約定量（億kWh）

約定価格※2（￥/kWh）

基準エリアの2019年
度平均エリアプライス（円/kWh）

北海道

62.3

2.4

12.43

15.03

80.8

1.0

8.92

10.73

東日本

898.9

27.0

9.71

10.68

944.9

9.4

7.50

9.12

西日本

902.1

17.3

8.62

8.88

992.2

18.6

6.22

7.17

総計

1,863.4

46.8

9.45

2,017.9

29.0

6.73

※１ 制度上、旧一般事業者等に一定のベースロード市場への供出を求めているため、当該市場には一定の売り札が存在。
※２ 約定価格は、各回の約定量と約定価格から、年間の加重平均価格を計算。

2

資料６

2022年度受渡しの相対卸契約および常時バックアップに関する状況について
第７３回 制度設計専門会合
事務局提出資料
令和４年５月３１日（火）1１．2022年度受渡しの相対卸契約に関する状況について2

2022年度受渡しの相対卸契約に関する状況について⚫ 新電力、旧一電双方の声を受け、第71回制度設計専門会合（令和４年3月24日開催）において、2022年度の相対卸の契約交渉状況について確認を行ったところ。
⚫ 今回、第71回制度設計専門会合に向けた調査当時では「見込み」であった本年1～3
月の供給力内訳実績、当時「契約交渉未了」であった今年度の相対卸の契約分も含
め、本年4月～5月にかけて追加確認を実施。
⚫ ついては、次頁以降において、その確認結果をご報告させていただきたい。
※ ただし、前回同様、期中相対契約の見込み量は含まれていない点に留意が必要。
背景

第71制度設計専門会合（令和4年3月24日）
資料8より抜粋⚫ 来年度受渡しの相対卸契約に関して、多くの新電力から、供給余力がないとの理由で交渉もないままに断られた／ごく少量のオファーしかなかった、旧一電の社内小売が優先的に確保しているのではないか、足下の燃料価格を反映して価格が高いが内外無差別な価格設定となっているのか、等の声が寄せられているところ。
⚫ 一方で、旧一電からは、昨年来常時バックアップの急激に増加している中で相対卸の引き合いが殺到しており供給余力が不足している状況、こうした中限られたパイをどのように配分するのが適切かは難しい、燃料価格リスク等も考えれば発電事業者の立場としては複数年の卸契約が結ばれることが望ましい、等の声が寄せられているところ。
⚫ こうした中で、監視等委員会事務局において、旧一電各社に対して、来年度の相対卸の契約交渉状況について、確認を行った。（本年2月初旬に調査票を送付。その後、必要に応じて追加的にヒアリングを実施。調査時点においては契約交渉中であったため、来年度の数値は本年1～2月時点での見込みである点、特に期中相対契約の見込み量は含まれていない点に留意が必要。）

3

旧一電の供給力の行き先の推移（kW）⚫ 今年度の旧一電の供給力の行き先を見ると、需要期において社内・グループ内向け、社外・グループ外向け（相対卸、常時バックアップ、ベースロード市場供出）ともに、昨年度実績をやや下回る見込み（※１）。
旧一電の供給力の行き先別内訳推移（kW）

(千kW)

見積値

実績値

140,000
120,000
100,000

80,00060,00040,00020,000

相対卸

常時バックアップ

ベースロード

2023年3月

2023年2月

2023年1月

2022年12月

2022年11月

2022年10月

2022年9月

2022年8月

2022年7月

2022年6月

2022年5月

2022年4月

2022年3月

2022年2月

2022年1月

2021年12月

2021年11月

2021年10月

2021年9月

2021年8月

2021年7月

2021年6月

2021年5月

2021年4月

2021年3月

2021年2月

2021年1月

2020年12月

2020年11月

2020年10月

2020年9月

2020年8月

2020年7月

2020年6月

2020年5月

2020年4月

0

社内・グループ内

夏季、冬季における旧一電の供給力行き先推移

2020年8月

2021年1月

2021年8月

2022年1月

2022年8月(見積値）

2023年1月（見積値）

社内・グループ内向け（千kW）121,195

116,011

118,781

114,934

113,254

108,929

-

-

-2.0%

-0.9%

-4.7%

-5.2%

社外・グループ外向け（千kW）

8,339

9,448

12,847

13,81012,19913,658

増減率（前年同月比）--+54.1%+46.2%-5.0%（※１）-1.1%（※１）

増減率（前年同月比）※１ 2022年度データは本年4月中旬時点。期中相対契約の見込み量は含まれていない点に留意が必要。 ※ 発販分離会社の重複計上を避けるため、社内・グループ内からJERAを除外。
※ 2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける各社回答を集計。
※ 沖縄電力は2022年度の見通データがないため、集計対象から除外。
※ 2020年度・2021年度実績値については、各月のスポット高騰日における実績値を採用。
※ 調整電源、定期点検・故障による電源脱落、行先未定分等は集計対象に含んでいない。
※ 東電EPの過去分(2020年4月～2021年12月)は供給計画を諸元としている。
※ 表中の増減率は、（今年同月の供給力ー前年同月の供給力）／前年同月の供給力、で計算。 4

社外・グループ外向け取引の内訳（kW）⚫ 社外・グループ外向け取引（相対卸、常時バックアップ、ベースロード市場供出）の内訳を見ると、常時バック
アップの大幅増加を受けて、相対卸が減少。
旧一電の社外・グループ外向け取引の内訳推移（kW）

(千kW)

実績値

見積値

16,00014,00012,00010,000
8,000
6,000
4,000
2,000

相対卸

夏季、冬季における旧一電の社外・グループ外向け取引内訳推移
相対卸（千kW）
増減率（前年同月比）
常時バックアップ（千kW）
増減率（前年同月比）
ベースロード（千kW）
増減率（前年同月比）

常時バックアップ

2023年3月

2023年2月

2023年1月

2022年12月

2022年11月

2022年10月

2022年9月

2022年8月

2022年7月

ベースロード2020年8月

2021年1月

2021年8月

2022年1月

7,914
208
218
-

9,051
179
218
-

11,434+44.5%
1,277＋515.2%136-37.8%

10,374+14.6%
3,300＋1748.4%
136-37.8%※ 2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける各社回答を集計。
※ 2020年度・2021年度実績値については、各月のスポット高騰日における実績値を採用。
※ 東電EPの過去分(2020年4月～2021年12月)は供給計画を諸元としている。
※ 発販分離会社の重複計上を避けるため、社内・グループ内からJERAを除外。

2022年6月

2022年5月

2022年4月

2022年3月

2022年2月

2022年1月

2021年12月

2021年11月

2021年10月

2021年9月

2021年8月

2021年7月

2021年6月

2021年5月

2021年4月

2021年3月

2021年2月

2021年1月

2020年12月

2020年11月

2020年10月

2020年9月

2020年8月

2020年7月

2020年6月

2020年5月

2020年4月

0

2022年8月（見積値）
8,605-24.7%
2,929＋129.3%664+389.9%2023年1月（見積値）
10,155-2.1%
2,839-14.0%
664+389.9%※ 沖縄電力は2022年度の見通データがないため、集計対象から除外。
※ 2022年度データは本年4月中旬時点。期中相対契約の見込み量は含まれていない点に留意が必要。
※ 表中の増減率は、（今年同月の供給力ー前年同月の供給力）／前年同月の供給力、で計算。

5

旧一電の供給力の行き先の推移（kWh）⚫ 今年度の旧一電の供給力の行き先を見ると、社内・グループ内向けは昨年度実績をやや下回る一方、社外・グループ外向け（相対卸、常時バックアップ、ベースロード市場供出）は昨年度実績を大きく上回る見込み。
旧一電の供給力の行き先別内訳推移（kWh）
実績値（百万kWh）

見積値

80,00070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,000

相対卸

常時バックアップ

ベースロード

2023年3月

2023年2月

2023年1月

2022年12月

2022年11月

2022年10月

2022年9月

2022年8月

2022年7月

2022年6月

2022年5月

2022年4月

2022年3月

2022年2月

2022年1月

2021年12月

2021年11月

2021年10月

2021年9月

2021年8月

2021年7月

2021年6月

2021年5月

2021年4月

2021年3月

2021年2月

2021年1月

2020年12月

2020年11月

2020年10月

2020年9月

2020年8月

2020年7月

2020年6月

2020年5月

2020年4月

0

社内・グループ内

旧一電の供給力行き先別内訳の推移（年度別）

2020年度

2021年度

2022年度（見積値）

社内・グループ内向け（百万kWh）

680,623

667,026

628,324

-

-2.0%

-5.8%

31,571

66,46586,548-+110.5%+30.2%

増減率（前年度比）
社外・グループ外向け（百万kWh）
増減率（前年度比）※ 2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける各社回答を集計。
※ 発販分離会社の重複計上を避けるため、社内・グループ内からJERAを除外。
※ 沖縄電力は2022年度の見通データがないため、集計対象から除外。

※ 2022年度データは本年4月中旬時点。期中相対契約の見込み量は含まれていない点に留意が必要。
※ 調整電源、定期点検・故障による電源脱落、行先未定分等は集計対象に含んでいない。
6※ 表中の増減率は、（今年度の供給力ー前年度の供給力）／前年度の供給力、で計算。

社外・グループ外向け取引の内訳（kWh）⚫ 社外・グループ外向け取引（相対卸、常時バックアップ、ベースロード市場供出）の内訳を見ると、常時バック
アップの大幅増加に加え、ベースロードと相対卸も増加。
旧一電の社外・グループ外向け取引の内訳推移（kWh）(百万kWh)

見積値

実績値

9,000
8,000
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000

相対卸

旧一電の社外・グループ外向け取引内訳の推移（年度別）
相対卸（百万kWh）
増減率（前年度比）
常時バックアップ（百万kWh）
増減率（前年度比）
ベースロード（百万kWh）
増減率（前年度比）※ 2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける各社回答を集計。
※ 発販分離会社の重複計上を避けるため、社内・グループ内からJERAを除外。
※ 沖縄電力は2022年度の見通データがないため、集計対象から除外。

常時バックアップ

2023年3月

2023年2月

2023年1月

2022年12月

2022年11月

2022年10月

2022年9月

2022年8月

2022年7月

2022年6月

2022年5月

2022年4月

2022年3月

2022年2月

2022年1月

2021年12月

2021年11月

2021年10月

2021年9月

2021年8月

2021年7月

2021年6月

2021年5月

2021年4月

2021年3月

2021年2月

2021年1月

2020年12月

2020年11月

2020年10月

2020年9月

2020年8月

2020年7月

2020年6月

2020年5月

2020年4月

0

ベースロード2020年度
28,878784
1,908-

2021年度
53,315+84.6%
11,963+1425.4%
1,187-37.8%

2022年度（見積値）
57,416+7.7%
23,300+94.8%
5,832+391.4%※ 2022年度データは本年4月中旬時点。期中相対契約の見込み量は含まれていない点に留意が必要。
※ 表中の増減率は、（今年度の供給力ー前年度の供給力）／前年度の供給力、で計算。

7

2021年10月～12月期

旧一般電気事業者の相対取引の状況 資料９(自主的取組・競争状態のモニタリング報告（令和3年10月～12月期))より抜粋○ 2021年12月時点における総需要に占める旧一般電気事業者からの相対取引による供給量の割合は、9.76％であった。（67.48億kWh（前年同時期比1.4倍）)○ グループ外への相対卸供給7.44％（51.5億kWh）は、新電力需要（150億kWh）の34.4％を占める。
○ 総需要に占める常時BU販売電力量の割合は2.8％（19.5億kWh）となっている。
総需要に占める相対取引による供給量の割合及び相対取引による供給社数の推移
グループ・子会社（自エリア）1.41%（9.7億kWh）
供給社数：2021年9月時点7社→2021年12月時点7社

グループ・子会社（他エリア）0.91%（6.3億kWh）
供給社数：2021年9月時点2社→2021年12月時点3社

グループ外への相対卸供給
7.44％(51.5億kWh)

グループ外（他エリア）2.65% （18.4億kWh）
供給社数：2021年9月時点8社→2021年12月時点8社
グループ外（自エリア）4.79 %（33.1億kWh）
供給社数：2021年9月時点10社→2021年12月時点10社

出所：旧一般電気事業者（JERAを含む）等からの提供情報※ 上記の相対取引による供給社数については、相対供給を行っている旧一般電気事業者の社数を、供給期間の長さに関わらず数え上げたもの。供給期間は中長期にわたるものから、数週間等の短期的なものもあるため、数え上げる時点によって社数は変動することに留意。また、異なる時点で同一の社数であっても、供給元及び供給先は異なる可能性があることに留意。
※ グループ会社の基準については、資本関係が20％以上の会社とする。
※ 「エリア」について、2020年6月以前の各社回答において、「①受電エリア」と、「②利用エリア」による回答が混在しており、「②利用エリア」による回答の大半が「エリア指定なし」との回答となっていた。
2020年7-9月期以降は、実態把握のため、「①受電エリア」に統一して回答を行うよう改めて事業者に通知を行い、結果を算定している（これに伴い「エリア指定なし」の分類が無くなっている）。
※ JERAについては、東京電力エナジーパートナーおよび中部電力ミライズの卸分を除き算出。

8

２．常時バックアップの実態について

9

常時バックアップの利用状況について⚫ 相対卸契約については、先般御議論いただいたように、今後、①数量面で、供給力があったにも関わらず実質的に売り惜しみを行っていないか、②価格面で、合理的な理由なく自社小売が安い玉を確保し他社に高い玉を卸すなど、不当に差別を行っていない
か、といった観点から丁寧なフォローアップが必要。
⚫ 常時バックアップについては、昨年来、契約量・供給量ともに大幅に増加している（5頁及び7頁参照）一方で、新電力からは申込を断られて利用できないという声も数多く寄せられているところ、今般、初期的な調査・分析を実施。ついては、次頁以降において、
常時バックアップの利用状況に関するご報告をさせていただきたい。

10

常時バックアップ 総契約量（kW）の推移⚫ 常時バックアップの総契約量は昨年半ばまで低位に推移していたものの、2021年度夏に3倍近くに急増（2021年6月に約43万kW→ 2021年7月に約120万kWへ）。その後、2021年度
冬にさらに2倍強に増加（2021年11月に約150万kW→ 2022年1月に約330万kWへ）。
旧一電における常時バックアップ総契約量（kW）の推移

(千kW)
4,000
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000

500
0
4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月 11月 12月

1月

2月

3月

4月

2020年度

5月

6月

7月

8月

9月

10月 11月 12月

1月

2月

3月

2021年度※ 2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける旧一電各社回答を集計。

11

常時バックアップ 旧一電各社の対応状況⚫ 旧一電各社における、常時バックアップの新規契約及び既存契約の増量について、対応状況は以下の通り。
事業者

常時バックアップ受付状況

北海道

2022年4月開始分以降は受付停止。

東北

2022年1月開始分以降は受付停止。

東電EP

2022年3月開始分以降は受付停止。

中部ミライズ

2022年2月開始分以降は受付停止。

北陸

2022年4月開始分以降は受付停止。

関西

2022年1月開始分～4月開始分は、常時バックアップ契約電力の減量分を原資として、限られた余力の中で少量配分。5月開始分以降は、新規契約は供給開始月を延期、増量については受付停止。

中国

受付は行っているが、2021年12月開始分以降は、供給余力が十分にないため、新規契約および既存契約の増量の契約締結に至っていない。

四国

2022年4月1日供給開始分の申込受付を最後に、受付停止。

九州

2022年４月以降の申込分は受付停止。

沖縄

随時受付中。

12

常時バックアップ 総契約口数の推移⚫ 常時バックアップの総契約口数を見ると、昨年半ばまで低下傾向であったが、2021年度夏には278件（2021年6月）から315件（2021年8月）まで増加し、その後は2021年度冬にかけてさらに378件（2022年2月）まで増加。
常時バックアップ 契約口数の推移

（契約数）
400
350
300
250
200
150
100
50

0
4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月 11月 12月

1月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

2020年度8月

9月

10月 11月 12月

2021年度

1月

2月

3月

4月
2022
年度

※2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける旧一電各社回答を集計。
※全国延べ件数のため、同じ新電力事業者がエリア毎に常時バックアップを契約している場合、重複計上されている。

13

常時バックアップ 大口契約が占める割合⚫ 2022年４月時点で、各エリアにおける常時バックアップの総契約量（kW）に占める大口契約先の割合を確認したところ、全エリアで上位5社が総契約量の5割以上を、特に高いエリアでは9割以上を占めている。
2022年4月における大口契約先が常時バックアップ供給全体（kW）に占める割合
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
北海道

東北

東電EP

上位1位の事業者が占める割合

中電MZ

北陸

関西

上位3位の事業者が占める割合（累積）

中国

四国

九州

沖縄

上位5位の事業者が占める割合（累積）※2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける旧一電各社回答を集計。
※（常時バックアップ契約量(kW)を契約別で降順に並べた場合の上位1,3,5位まで積み上げた値）÷（常時バックアップ総契約量(kW)）の割合を算出。

14

常時バックアップ 価格について⚫ 常時バックアップの電力量料金は6円～10円、基本料金を加味した総合単価は10円～15円で推移している一方で、スポット市場価格は昨年秋以降10～20円台で推移。このため、スポット価格と比較して、相対的に常時バックアップ価格が安価となっている。さらに、2022年度BL市場価格と比較しても、常時バックアップ価格の方が安価となっている。
⚫ なお、この間、全ての旧一電において、常時バックアップの基本料金・電力量料金ともに、価格の改定は行われていない。
常時バックアップ価格・スポット市場価格・BL市場価格の比較

円/kWh
30
25
20
15
10
5
0
4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月

11月

12月

1月

2月

3月

4月

5月

6月

2020年度

7月

8月

9月

10月

11月

2021年度

常時バックアップ総合単価

常時バックアップ電力量料金（燃調込）

システムプライス

北海道BLオークション価格

東京BLオークション価格

関西BLオークション価格

12月

1月

2月

3月

4月
2022年度※2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける旧一電各社回答を集計。
※常時バックアップ総合単価＝常時バックアップ基本料金（a）+常時バックアップ電力量料金（燃調込）（b）（a）常時バックアップ基本料金は、旧一電毎に基本料金を負荷率50%（旧一電全社における平均負荷率水準）として算出（基本料金÷（30日×24時間×50％））した
後、旧一電全社で平均価格を算出。
（b）常時バックアップ電力量料金（燃調込）は、旧一電毎に電力量料金（燃調込）を季節別・時間別で按分して算出した後、旧一電全社で平均価格を算出。
※システムプライスは月平均。

15

常時バックアップ 負荷率とスポット市場価格の関係⚫ 常時バックアップの負荷率（契約kWを常時全量使った場合の電力量に占める実際の供給電力量の割合）とスポット市場価格の関係を見ると、スポット市場価格の高い時期に常時バックアッ
プの負荷率が顕著に上昇している。
常時バックアップ負荷率とスポット市場価格の推移
円/kWh
100%

70

90%

60

80%
50

70%
60%

40

50%
30

40%
30%

20

20%
10

10%
0%

0
4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月 11月 12月

1月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

8月

2020年度9月

10月 11月 12月

1月

2月

3月

2021年度
常時バックアップ負荷率(左軸)システムプライス(右軸)※2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける旧一電各社回答を集計。
※常時バックアップの負荷率は、（旧一電常時バックアップの供給kWh（旧一電全社合計値））÷（常時バックアップの契約kWを常時使用（契約kW×30日(平準化した一月
あたりの日数)×24時間）した値（旧一電全社合計値））の割合を算出。
※システムプライスは月平均。

16

常時バックアップ 供給電力量（kWh）と新電力売り入札量の関係⚫ 常時バックアップの供給電力量は、2021年度秋から冬にかけて410百万kWh（2021年10月）から2,032百万kWh（2022年1月）へ大幅に増加（＋1,622百万kWh）。
⚫ これと同時期に、新電力による売り入札量も、5,574百万kWh（2021年10月）から8,454
百万kWh（2022年1月）へ大幅に増加（＋2,880百万kWh ）。なお、新電力による売り
入札量は、2021年12月に過去最高を記録。
常時バックアップ供給電力量（kWh）と新電力売り入札量の推移(百万kWh)
9,000
8,000
7,000
6,000
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
4月

5月

6月

7月

8月

9月

10月 11月 12月

1月

2月

3月

4月

5月

6月

7月

2020年度8月

9月

10月 11月 12月

1月

2月

3月

2021年度
常時バックアップ供給kWh

新電力の売り入札量※常時バックアップの供給電力量（kWh）は、2022年度契約に向けた内部補助コミットメントフォローアップにおける旧一電各社回答を合計。
※新電力の売り入札量は、JEPXデータより事務局にて作成。

17

常時バックアップ 調査結果のまとめ⚫ 直近2年の常時バックアップの実態を確認したところ、以下の点が確認された。

✓ 現在、多くの旧一電において、供給力の不足を理由として、常時バックアップの新規契約及び既存契約の増量を停止している。
✓ このように常時バックアップの供給力が限られる中で、常時バックアップの契約量の過半数は、一部の新電力によって占められている結果、常時バックアップにアクセスできない新電力が多数存在する。
✓ 昨年来、燃料価格が高騰しているにも関わらず、全ての旧一電において常時バックアップの価格改定が行われていないため、スポット市場価格との値差が生じやすい状況にあり、スポット市場価格が高騰する時期に常時バックアップの負荷率が顕著に上昇する傾向が見られる。
✓ こうした中で、スポット市場価格が高騰した冬期に、常時バックアップの供給電力量の増加とともに、新電力によるスポット市場への売り入札が増加しており、常時バックアップは、一部の新電力によってスポット市場価格との値差を利用した裁定取引を目的として利用されている可能性がある。

18

３．今後の対応について

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今後の対応について（案）（1/2）⚫ 常時バックアップについては、第40回電力・ガス基本政策小委（令和3年10月26日）において、「原則廃止の方向性を維持しつつ、旧一電小売部門が享受しているオプション価値という観点も含め、他の小売電気事業者への通常の卸取引において、内外無差別性が担保できた場合、常時バックアップを廃止することが適当」と整理されたところ。
⚫ こうした方向性も踏まえつつ、第71回制度設計専門会合（令和4年3月24日開催）において、
旧一電の内外無差別な卸売の実効性を高め、かつ取引状況を外部から確認することを可能にするため、遅くとも23年度当初からの通年契約に向けて、①交渉スケジュールの明示・内外無差別な交渉の実施、②卸標準メニュー（ひな型）の作成・公表、③発電・小売間の情報遮断、社内取引の文書化のさらなる徹底等の取組を求め、その進捗を定期的に確認していくこととされた。
⚫ 旧一電各社が、こうした取組を着実に進め、内外無差別性を十分に比較することができる状況となれば、内外無差別性の確認されたエリアより順次、常時バックアップの廃止に向けた検討に着手することが可能となると考えられる。
⚫ 一方で、足下に目を転じると、先述の通り、新規・追加供給の制限、スポット市場価格との値差の発生、さらにはスポット市場における裁定取引の可能性など、様々な課題が生じている。こうした現状をどう評価し、当面の短期的な対応をどのように考えるべきか。

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今後の対応について（案）（2/2）（旧一電による供給制限について）⚫ 多くの旧一電が、供給力不足を理由として、新規契約及び既存契約の増量を停止しているが、内外無差別性が確保されていると言えるか。
⚫ この点について、監視等委において定期的に実施しているフォローアップにおいて、社内外の契約締結状況や供給力の状況を時系列に確認することで、内外無差別性を確認していく（例：社内取引分を優先的に確保している、あるいは、合理的な理由なく常時バックアップの優先順位を劣後させている結果、供給力不足となっていないか、等）ことが必要ではないか。
（新電力による利用実態について）⚫ 個々の新電力が、どのように常時バックアップを活用しているか、スポット市場における転売など
制度趣旨にそぐわない利用が行われている可能性はないか等を確認するため、個々の契約・利用状況の確認を含めたより詳細な実態調査が必要ではないか。
⚫ なお、こうした課題が生じる根本的な原因は、燃料費が高騰しているにも関わらず常時バックアップの価格改定が行われず、スポット市場取引をはじめ他の卸取引との値差が生じていることと考えられる。この点についてどう考えるか。
※第40回電力・ガス基本政策小委（令和3年10月26日）において、常時バックアップの価格について、「燃料価格の変動等に応じて変動があり得ると考えられるが、この際に重要なことは、内外無差別性が確保されていること」と整理されている。

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（参考）各社の契約における転売等の扱いについて⚫ 常時バックアップを供給している旧一電10社を対象に、転売等の制度趣旨にそぐわない利用に関する契約上の扱いについて確認した。
⚫ 全社（10社）の契約において、常時バックアップの目的を定めた上で、目的外に利用された
場合には供給停止や解約等の措置が取られることが規定されていた。
⚫ このうち、2社の契約においては、目的外利用の具体例として転売が明示されていた。

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（参考）【論点１】基本的考え方

第40回電力・ガス基本政策小委（令和3年10月26日）資料4-4より抜粋⚫ 足下の議論の前提の変化を踏まえても、①卸電力取引量の増加、②TOCOM、EEXなどの先物取引の増加、③BL市場の創設等を踏まえれば、適正な電力取引についての指針（以下、「適取GL」という。）においても、「小売電気事業者があまりに過度に相当の長期間にわたって常時バックアップに依存することは望ましくない」と整理されているとおり、常時バックアップについては、原則廃止の方向性を維持すべきと考えられる。
⚫ 他方、足下の状況を踏まえれば、常時バックアップについては、単に電源調達手段としての役割を越えて、将来の市場価格高騰に備えたオプション価値への評価が高まっているものと考えられる。
–

常時ＢＵは、前日９時までkWhの通告変更が可能であるというオプションや２か月程度前の申込で契約kWを変更できるというオプションとしての価値を有する相対取引である一方、スポット、TOCOM、EEX、BL市場での取引は必ずしもこれらのオプション価値は含まれていない。

⚫ この点については、電取委において監視が行われている旧一電における内外無差別の観点からは、旧一電の小売部門がオプション価値を享受しているのであれば、他の小売事業者においても、原則として、これと同等の条件での電源アクセス機会が付与されることが適当と考えられる。

⚫ このため、常時バックアップについては、原則廃止の方向性を維持しつつ、旧一電小売部門が享受しているオ
プション価値という観点も含め、他の小売電気事業者への通常の卸取引において、内外無差別性が担保できた場合、常時バックアップを廃止することが適当と考えられるのではないか。
※ オプション価値の適切な評価にかかる旧一電の取組（第65回制度設計専門会合（令和３年10月１日開催） 発言抜粋）（松本オブザーバー）固定費を負担していただいているインセンティブとして、（中略）固定費の負担割合によって需給調整の対応に差を設けるということも考えられます。これを我々発電事業者としては、社内小売に対してだけではなく、社外の小売様への卸売をする場合も全く同じような条件で対応するということを考えております。

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（参考）【論点２】常時バックアップの取引価格について

第40回電力・ガス基本政策小委（令和3年10月26日）資料4-4より抜粋⚫ 常時バックアップの価格設定については、適取GLに「同様の需要形態を有する他の需要家に対する自己の小売料金に比べて高い料金を設定したり、グループ内の小売電気事業者に対する自己の卸供給料金に比べて不当に高い料金を設定したりすること。」が独禁法上問題となるおそれがあると記載されている。
⚫ また、過去の審議会においては、小売料金を基礎とした価格で設定がなされることが提示されてきた。
⚫ この価格は、論点１の通り、オプション価値への評価が高まっていると考えられるのであれば、燃料価格の変動等に応じて変動があり得ると考えられるが※１、この際に重要なことは、内外無差別性が確保されている※２ことではないか。
※１：硬直的な価格設定は、却って旧一電における燃料調達行動を歪めるおそれがあると考えられる。また、常時バックアップによって供給力を得た者が、調達した電力を市場等へ転売を行うなど、常時バックアップの制度趣旨に反する目的で利用されるおそれがあると考えられる。
※２：内外無差別性の評価にあたっては、各社におけるオプション価値明確化への取組状況についても考慮することが適当。

⚫ このため、その価格の適切性については、内外無差別な卸売に関する各社によるコミットメント実施状況のフォ
ローアップの一環として、オプション価値の適切性の議論も踏まえ、引き続き、電力・ガス取引監視等委員会
でしっかり監視していくことが必要ではないか。
※なお、具体的なケースについては、市場や取引の実態を踏まえて、個別の判断が求められる点には留意が必要。

「適正な電力取引についての指針 （2021年6月、公正取引委員会・経済産業省）」(抜粋)⚫ 区域において一般電気事業者であった発電事業者等に供給余力が十分にあり、他の小売電気事業者との間では卸供給を行っている一方で、特定の小売電気事業者に対しては常時バックアップを拒否し、正当な理由なく供給量を制限し又は不当な料金を設定することは、当該小売電気事業者の事業活動を困難にさせるおそれがあることから、例えば、以下の場
合には、独占禁止法上違法となるおそれがある（私的独占、取引拒絶、差別取扱い等）。
○ 特定の小売電気事業者に対して、同様の需要形態を有する他の需要家に対する自己の小売料金に比べて高い料金（注）を設定したり、グループ内の小売電気事業者に対する自己の卸供給料金に比べて不当に高い料金を設定したりすること。
（注）常時バックアップ料金の不当性の判断においては、常時バックアップでは発生しない需要家への小売供給に係る託送費用や営業費用を減じないなど、費用の増減を適正に考慮しているかどうかを含めて評価することとなる。

24

（参考）【論点３】常時バックアップの取引量について

第40回電力・ガス基本政策小委（令和3年10月26日）資料4-4より抜粋⚫ 常時バックアップの取引量については、適取GLに「正当な理由なくその供給量を制限すること」が独禁法上問題となるおそれがあると記載されている。
⚫ この点について、例えば、–

常時バックアップの申込みがあった時点で、供給余力があるにもかかわらず、常時バックアップの契約が将来的に増える可能性※があることを持って、卸供給や新規・追加の常時バックアップの申出を断ることは問題があると考えられるので
はないか。

–

他方、こうした卸供給や常時バックアップの契約が積み上がった結果として、供給余力が不足すると見込まれる場合に、卸供給や新規・追加の常時バックアップの申出を断ることは、「供給余力が十分にある」状態とはいえないため、問題があるとはいえないと考えられるのではないか。

⚫ この供給余力は、需要の変動や、契約状況等に応じて変動があり得ると考えられるが、この際にも重要なこと
は、やはり内外無差別性が確保されていることではないか※。
※供給余力の有無の判断において、自社小売部門と他の小売事業者で異なるものでないこと等。また、取引時点の違いや、取引条件の違いについても考慮が必要。

⚫ これらの観点もふまえ、内外無差別性の確保の重要性に鑑み、卸売に関する各社によるコミットメント実施状
況のフォローアップの一環として、オプション価値の適切性の議論も踏まえ、引き続き、電力・ガス取引監視等委員会で確認することとしてはどうか。
※なお、具体的なケースについては、市場や取引の実態を踏まえて、個別の判断が求められる点には留意が必要。
※常時バックアップは年間契約となっていることが一般的であるところ、契約更新等のタイミングで、必要に応じ、論点１～３の趣旨も踏まえた更新
協議が行われることが期待される。

「適正な電力取引についての指針 （2021年6月、公正取引委員会・経済産業省）」(抜粋)⚫ 区域において一般電気事業者であった発電事業者等に供給余力が十分にあり、他の小売電気事業者との間では卸供給を行っている一方で、特定の小売電気事業者に対しては常時バックアップを拒否し、正当な理由なく供給量を制限し又は不当な料金を設定することは、当該小売電気事業者の事業活動を困難にさせるおそれがあることから、例えば、以下の場合には、独占禁止法上違法となるおそれがある（私的独占、取引拒絶、差別取扱い等）。
○ 特定の小売電気事業者に対して、常時バックアップを拒否し、又は正当な理由なくその供給量を制限すること。

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①内外無差別な交渉機会の確保について

第71制度設計専門会合（令和4年3月24日）
資料8より抜粋⚫ 相対契約の交渉機会を内外無差別に確保する（すなわち、自社小売が無条件に他社小売より先に必要数量を確保することや他社小売の「門前払い」を回避し、発電側がより条件の良い売り先から契約を結び利潤を最大化することを可能とする）ため、以下の取組を求め、今後、その進捗状況を確認することとしてはどうか。
【交渉スケジュールの明示、内外無差別な交渉の実施】• 交渉機会の均等の確保のため、旧一電各社において、相対卸売の交渉スケジュールを、卸売を希望する事業者に内外無差別に明示する。
• 各社のニーズを聞き取った上で、社内・グループ内小売も含め各社との交渉を同じ時期に進める。
• まずは23年度当初からの通年契約について取り組むこととする（当面、当該年度中に交渉される短期の卸契約については対象としない）。
• 他社相対と比較可能な形で、社内取引の条件を定めた文書を整備する。

⚫ 監視委によるフォローアップに際しては、交渉スケジュールが把握できる資料（社内外の契約書類や社内外の交渉経緯の分かる資料等）の提出を求め、実施状況を確認することとしてはどうか。
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②内外無差別な卸条件の確保について

第71制度設計専門会合（令和4年3月24日）
資料8より抜粋⚫ オプション価値が内外無差別に提供されることを確保するため（※）、以下の取組を求
め、今後、その進捗状況を確認することとしてはどうか。
【卸標準メニュー（ひな型）の作成、公表】• 旧一電各社において通年契約の卸標準メニュー（原則として、少なくとも通告変更権付きのもの、通告変更権のないものを１つずつ）を作成することとする。
• それぞれの具体的条件（通告変更の幅・タイミングなどオプションの詳細、負荷パターン等）を設定・公表した上で、当該卸標準メニューに沿って取引交渉を実施する。
※ 標準メニューに基づいた交渉の結果として条件が変更されることは考えられるが、実際に当該メニューあるいはそれに類するもの
へのアクセスが内外無差別に担保されることが必要。

• なお、標準メニューに価格を設定し売り手から一律の条件提示を行うか、最低価格のみ
内々設定し買い手に希望する条件の提示を求めるか等の交渉の進め方は、市況にも左右されると考えられ、内外無差別である限り、事業者の創意工夫に委ねることとする。
⚫ 監視委によるフォローアップに際しては、卸標準メニューと実績との乖離を確認することとしてはどうか。その際、通告変更の有無に加え、利用率（負荷率）、契約期間、与信な
ど、契約価格を決定した主要な要因に関する説明を求めることとしてはどうか。
※ 常時バックアップについては、旧一電小売部門が享受しているオプション価値という観点も含め、他の小売電気事業者への通常の卸取引において、内外無差別性が担保できた場合、これを廃止することが適当とされているところ、当該検討を進める上でも、オプション性のあるメニューへの新電力のアクセスが内外無差別に担保されることが必要ではないか。
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③内外無差別な卸売を担保する体制の確保について

第71制度設計専門会合（令和4年3月24日）
資料8より抜粋⚫ 内外無差別な卸売を担保する体制を確保するため、以下の取組を求め、今後、その進捗状況を確認することとしてはどうか。
【発電・小売間の情報遮断、社内取引の文書化のさらなる徹底】• 発電・小売部門間の情報遮断のさらなる徹底に向けて、情報遮断に関する社内の規程を整備する。
• 社内取引について、社外契約と比較可能な粒度で、社内取引の条件を定めた文書を作成する。
⚫ 監視委によるフォローアップに際しては、上記に加えて、卸取引を担当する部門の組織上の位置付け等についても確認し、内外無差別な卸売にかかるコミットメントの実効性が確保されているかどうかの判断にあたって考慮することとしてはどうか。
⚫ 具体的には、現在、企画部門など（小売部門でも発電部門でもない部署）が卸売を担当する体制となっている事業者が大宗だが、発電部門が卸取引（相対卸のみならずスポット市場への売り入札も含め）を実施する体制を整えるなど、発電利潤最大化を追求するインセンティブが適切に機能する体制が構築されているかどうかを確認し、
内外無差別な卸売の実効性を確認する際の考慮要素としてはどうか。
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