電力・ガス取引監視等委員会 第３８回制度設計専門会合
議事概要
１．日

時：令和元年５月３１日（金）１０：００～１２：２５

２．場

所：経済産業省経済産業省本館１７階国際会議室

３．出席者：
稲垣座長、林委員、圓尾委員、岩船委員、大橋委員、草薙委員、新川委員、武田委員、辰巳委員、松村委員、山内委員（オブザーバー）＜ガス＞
大浦 夏樹（JXTG エネルギー株式会社 ガス事業部 部長）
佐藤 美智夫（東京電力エナジーパートナー株式会社 取締役副社長）
沢田 聡（一般社団法人日本ガス協会 専務理事）
棚澤 聡（東京ガス株式会社 執行役員 原料部長）
内藤 理（一般社団法人全国ＬＰガス協会 専務理事）
松井 毅（大阪ガス株式会社 代表取締役 副社長執行役員）、
籔内 雅幸（一般社団法人日本コミュニティーガス協会 専務理事）
下堀 友数（資源エネルギー庁 ガス市場整備室長）＜電気＞
大谷 真哉（中部電力株式会社 執行役員 販売カンパニー 事業戦略室長）
國松 亮一（一般社団法人日本卸電力取引所 企画業務部長）
佐藤 悦緒（電力広域的運営推進機関理事）
白銀 隆之（関西電力株式会社 執行役員 送配電カンパニー 企画部 担任）
谷口 直行（株式会社エネット 取締役 営業本部長）
中野 明彦（ＳＢパワー株式会社代表取締役社長 兼 CEO）
福田 光伸（九州電力株式会社 コーポレート戦略部門 部長（エネルギー戦略担当））
太田 哲生（消費者庁 消費者調査課長）
塚田 益徳（公正取引委員会 調整課長）
下村 貴裕（資源エネルギー庁 電力産業・市場室長）
鍋島 学（資源エネルギー庁 電力基盤整備課 電力供給室長）
４．主な意見（１） ガスの市場活性化・適正取引の在り方について 調達戦略、卸取引の戦略については、ガス主体の事業者は JERA とは特に違うことを感じた。


東京ガスの取り組みの中において、石炭価格と連動した価格によって調達するなど、価格指標の多様化は、業界初であり、その取組は評価できる。

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スポット市場が値崩れを起こしているにもかかわらず、卸元事業者は調達先との長期契約の違約金の関係で、スポット市場を利用できないということはないようにしていく必要がある。

違約金の水準は、卸先事業者が納得出来るようなフォーミュラが必要と考える。そうしたなかで、違約金の水準を下げることができれば良いし、10 年ではなく 5 年、3 年という線引きを行うよう企業側の自主的な努力も必要ではないか。



前回の（ＪＥＲＡによる）説明と比べて、ポートフォリオについては努力している印象を受けた。しかし、会社ごとにその最適なポートフォリオは異なる。

最後の頁のところでは、卸先との長期契約はあたかも顧客に選ばれているような印象をうけるが、事業者が選択したものであり、顧客が選んだものではない。

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かつではそうだったが、これからはこうである、というのであって、LNG は売り手が強いために、長期契約にせざるを得ないといった、これまでの先人の説明があまりにも酷かった。マイナスからの出発であるということは、認識してもらいたい

東京ガスは、これまで重油からの燃転をすることで、（元売会社などと）競争しているとすると、今は発電で石炭火力と競合するとなれば、それで競争が多様になった
結果として、合理的な卸契約となり、消費者に還元されて初めて評価されるものである。厳しく見られていることは十分に認識頂きたい。

仕向地条項や take or pay の存在によって、フレキシブルな調達が出来ないから違約金が高いということは、それは事業者がそのような調達条件を選択したということ。そのような調達コストを違約金として乗せる、というのは一体正しいのか。一般論では良いが、長期契約は買う方にメリットがあるとは、安直にそれは受けいれてはいけない。長期契約をしているところはその分安くなるというのであれば、もしそうでなければ、見直す必要がある

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違約金については、小売についても同じ問題が発生する。卸よりも小売の方がニーズのある話であるが、違約金の水準が重要である。

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ＬＮＧ調達において柔軟性を図るという点については、電力会社もガス会社も同じであるが経営環境は異なる。

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高額のペナルティや卸元の事業者の選択に関して、卸先事業者にアンケートを行った結果も認識して欲しい。小売間の競争が起きていないエリアではインセンティブが働かないことや、自由化以前から当たり前に行われている付帯的サービスの存在もあり、その他にも切り替えが進まない背景がある。

ＬＮＧ調達において、指標を多様化するメリットはなにか。高額違約金の高額とは何か。

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指標を多様化することにより、鈍化する。

石油連動はそもそも天然ガスの指標がないので代替性があった。上流が必要だから、下流も必要というのは本当なのか。

大きなコンセプトは、東京ガスと同じである。当社では、自由化に伴う需要離脱に伴い、スポット調達の比率が落ちてきているが、調達の柔軟化を進めている。価格の見直しや、仕向地フリーの条件見直しも仕掛けている。ＬＮＧの転売については、市況価格の動向によって転売できるか否かが大きく変わる。

（２） ２０２１年度以降のインバランス料金制度について（インバランス料金の算定方法について）

価格シグナルの観点からは、最高価格の方がよりＢＧに調達行動を促せると思うが、どうして加重平均になるのか理解できない。

事務局案の加重平均が正しい。前半にインバランスが１単位余分に出れば限界費用は１０円で、後半なら１４円。３０分単位で精算するのに、なぜ限界費用を１４円と考えるのか。

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３０分同時同量において、価格シグナルとしてのメッセージは３０分以内で最も高い価格で動いた電源は何かということ。最高価格１４円が正しいシグナルだと思う。

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実際のオペレーションが１５分、今後５分であればその単位で精算をし、３０分で累積したものをインバランス料金と考えると加重平均ではないか。

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価格シグナルでしか系統運用側とＢＧ側の情報のやりとりができない中で、平均でならされてしまうと、何もなかったということになる。それでは、同じようなことが急に次に起きたときに、ＢＧ側も学習できないし、系統側も学習できていけない。
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価格によってどのように行動が変化するかというところが非常に重要。３０分単位全体の価格を意識させるという意味では、加重平均が良いのではと思う。



系統が危機的な状況の時に情報を共有するのは重要。このことは系統全体の余力が小さくなったときに上乗せして課金する仕組みを別途設けている。また、インバランス料金を限界費用で取るという仕組みにおいて、３０分のどこでインバランスを出すというタイミングに関して何も制度を決めていない状況で、限界費用は本当に１４円になっているのかよく考えていただきたい。

（情報公表について）

ヨーロッパと日本とで市場の状況も違う。日本の制度と市場の状況を踏まえて、どこまでの情報を出すことがよくて、どこから出すとネガティブなことが競争上発生してくるのかということをもう一回考えてみた上で、決めていく必要があるのではないか。

調整力に関する情報の中で、「各ユニットの上げ代・下げ代や kWh 価格、いわゆるメリットオーダー」を公表するという案が提示をされている。これらの情報は経営情報でもあるので、資料の補足にも記載があるように、公表によっては競争に影響を及ぼすことも懸念される。今後、公表の要否、公表の仕方についても議論いただ
きたい。

（３） 今年度実施する調整力の公募調達について（調整力公募の改善について）
 今後、もう少しＤＲのリソースを増やしていくことを考えると、もっと小さい家庭用のようなものもターゲットにしていくと考えた場合、最低容量 1,000kW はハードルが高い。ここをもっと働きかけていく必要があるのではないか。
電源Ⅰ´は回数の制約があるところ。同じＤＲで電源Ⅰ´と電源Ⅱ´の両方応募できるとして、電源Ⅱ´の方は回数や日にちに制限を設けない代わりに高い kWh 価格で要求できる。そのような制度なら応札者が出てくるのではないか。この場合の電源Ⅱ´はめったに発動しないことになると思うが、相当高くても、系統安定化のメリットはそれなりにあると思う。可能なら広域機関で検討していただけないか。

アンケートの結果、ＤＲの商品細分化、発動基準等改善点が多岐にわたっているがメリハリをつけた改善の検討を行うべき。全てを網羅的に行っていくのは難しい。
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最低容量の引下げについては、現在検討中の需給調整市場の要件と合わせるということで引下げを行ってきた経緯があるので、需給調整市場の設計も含めての議論となる。

（電源Ⅰ’の広域的調達について）
 事務局の方針でよいのではないかと思う。本来的には、仮に連系線が詰まっているところがあったとすると、その連系線を押さえるコストも域外からの調達コストに加えて、それが域内で調達するコストよりも低ければ調達する。そういう形にして、最終的には本格的に展開するというのが正しいと思うが、それを実際にやるのは難しいということもあるので、連系線を押さえるコストがほぼゼロだろうと予想されるところに限定してまずスタートするというのはとても合理的なやり方である。
電源Ⅰ’の価格が、中部が圧倒的に安くて 2,012 円、関西が 6,571 円であるにも関わらず、中部から関西方向の連系線は２万 kW しか空いていないので、調達は相当ゼロに近くなると思われる。この連系線空容量の上限値の案で良いのかどうか議論いただきたい。



広域的調達に用いる連系線確保量の上限が、卸市場での年間の最大値を除いた残量としているが、若干、卸市場のほうに寄り過ぎているのではないか。本来考えるべきは、広域調達によるメリットと、それによってエネルギー市場がどれだけ影響を受けるのかということのバランスであるべき。このバランスの部分は、シミュレーションなどでもう少し定量的に議論できれば、広域的調達に用いる連系線確保量の上限が増えるのではないか。



調整力の広域的調達とスポット市場との問題は、どこが全体最適になるのかシミュレーションしていただきたい。



広域調達によるコスト削減効果は、高い調整力価格から置き換わるので平均価格では無く、最高価格をみるべき。現状、九州の電源Ⅰ’が高いので中国地方から調達できることはメリットがある。



シミュレーションとは、連系線の確保量をスポット後の最小空容量よりも多く取る
ときに、市場取引所価格がいくら動くのかということかと思うので協力したい。

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（４） 電気の適正取引の在り方について（卸供給の在り方） P20 について。②の例外（共同事業活動の例外）を拡大すると競争制限的になり得るではないか。また、②については、共同事業を行う事業者・行わない事業者の間での競争環境を歪めるために少し違和感を覚える。
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卸供給の在り方の論点を取り上げていただき感謝。新電力として事務局の整理に賛同する。

P15 ※2 の記載は重要。ここに記載されているように、発販一体会社の場合は内外無差別になっていないのではないかという論点潜在的にある。小売の廉売にもつながる論点であり、継続しての議論が必要。

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卸窓口の点を明確に整理していただいたのはありがたい。この論点に関連して、旧一般電気事業者の発電部門から小売部門へ競争力のある電源が無期限或いは長期に卸されていて、発電部門が売りたくても売れないというケースもある。そういったケースにつき契約として妥当か、会計としてはどうかという観点からの評価も必要。

P22 の今後の対応について、事務局において整理を行うとされているが、その際、事業者毎の状況を聞くだけではなく、通常の商取引の中でどのような考え方で整理しているのかも併せてご確認いただきたい。

P15 の常時 BU の記載に関連して。旧一般電気事業者が常時 BU を過度に提案することで、新電力との卸供給の拒むようなことは妥当ではない。

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常時 BU の利用は新電力が合わなくなってきている。今後取引が始まる BL 市場で代替される面もあり、常時 BU の利用方法についても改定していくことが考えられるのではないか。

P14 BL 電源など安い電源が旧一般電気事業者に集中しており、その市場支配力を利用して小売競争を妨げることが無いようにするというのが問題の所在と理解している。発電部門は発電部門として最も経済合理的な行動をとるべき。それをやるためには、交渉窓口は小売部門ではなく発電部門にする必要があるというのは自然な考え方。

他の部門に窓口を置く場合も考え方は同様。中立的な経営企画部門などに置いた場合は難しいが、会社の利益の最大化の考慮から発電部門の利益最大化とは別の行動6をとるという同様の問題はあるかもしれない。
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このように配置するのが自然として、それを各社が実現できるかどうかは各社の事情による。発電部門としての PL など、部門としての会計が見え部門の利益がわかるような制度にしていかないといけない。

P15 の※2 にあるように、優先調達権利を自社小売に与えるのではなく、新電力も含めて最も条件の良いところに渡すべき。この点、自社内だと契約書があるわけではないので、ガイドラインを示すなど行為規範を示す必要がある。

（電気の卸供給の在り方②）
 卸市場価格を参照するということを全面的に見ていることが大きな進歩。発電部門でのコストもあるが、発電した電気は卸市場で売ろうと思えば売れるのであり、卸市場価格は一番最初に見るべき大きな指標。そのように捉えると、小売部門の調達価格＋託送費用、小売部門の費用と利潤に照らして異常に低い小売価格なのに可変費未満という不当廉売の規制の基準にひっかからないということはなくなるのではないか。
（相場操縦規制等の在り方） P17 や P18 にあるように、先物の取引が近く始まる中で市場間価格操作などの論点もあり、現行の GL を改正するのか新たな GL で対応するのか等を含め、早急に対応する必要がある。
P16 の分類の中で、現実取引における相場操縦行為をどのように整理するか大事。
発電事業者が電源を供出できるのに出さない行為など、どこまで経済合理性がありどこから先は経済合理性がないのか、不必要に委縮効果を与えるのもよくない。電気という財の特性を踏まえて、日本における規制としてどういう風に律するのが正しいのか考えていく必要がある。

P16 の分類は適切。重要な情報があるにもかかわらず速やかに公表しないことで同等の効果を得る場合があるのでそれも整理する必要がある。事業者の経営判断が絡んで、経営情報のため出せないケースも考えられ整理が難しいこともあり得るが。

P16 相場操縦の裏には、規制の度合いを弱めた市場取引の中で、企業がそれにどのように付き合い自由な経営の意思判断を執行していくかという背景もある。

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（小売市場モニタリング）

小売モニタリングの仕組みは是非とも行って欲しい。旧一電が落ち着いてきている
ものの、具体的な事例も踏まえて議論されていることが重要であり、モニタリングの仕組みがあってこそ成り立つもの。

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かつて、自社電源を使って、その安い電源で新しい事業者を排除するかのようなことがあった。落ち着いたからと言って手を緩めることはないようにして頂きたい。



モニタリング対象は、監視等委員会に申告することをトリガーにするべき。仮に、申告以外に見ていくというと、今後の対応が大変なことになる。

P15 モニタリングの趣旨に賛成。どういった行為が小売市場において廉売というのかは、独禁法上の可変費を下回る場合はそれに該当すると思うが、それが基準になってしまうと、とても安い小売価格が認められることにもなる。10 円を一定の基準としても、新電力にとってはそれでも安い価格水準であるかもしれない。

モニタリング対象は、あるエリアのシェア 20%以上を占める有力事業者にするなど、市場毎に見ていけば良いと思う。

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小売の価格水準は卸価格が目安になることが正しい。小売部門の卸調達価格と託送料金を足してそれが調達コストとなり、そこから小売価格を見た時に適正な水準かを見る。

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また、全体の小売価格の平均水準を見るというよりも、個々の契約を見ていくというのは、出発点としては妥当なスタート。

モニタリング対象については、旧一しか見ないというのは変。新電力等が現在において有力なコンペティターであり、不当廉売で市場をモノポライズしているというところには到達していないことから、そこまで見るのかというのは一点ある。しかし、アプリオリに（新電力等を）外す必要はない。

資料 9 モニタリング P18 であるが、モニタリングの範囲はあまり広げない方が良いのではないか。競争市場という環境を通じて、プレイヤーのその小売価格の合理性は向上していくものであり、何でもかんでも監視していくというのはあまり仕組みとして効率は良くないのではないか。

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自由化の本来の目的として、効率化が進んでいるのか、という視点も忘れないで頂きたい。そのため、申告ベースでも問題ないのではないか。

モニタリング P18 一番下についてであるが、小売価格を中心として、今後規制を作っていくことになる場合は望ましくないと思う。電気小売自由化によって、多様化価格設定が求められており、事業者の工夫の余地を残しておかないといけない。
そのため、旧来の電気主体の販売モデルに縛られて小売価格を見ていくというよりも、適取りガイドラインも置き換えていきつつ、ドミナントなプレイヤーをしっかりモニタリングしいく姿勢で見ていけば良いと思う。

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