第89回制度設計専門会合
日時：令和5年9月29日(金)15：00～17：55※オンラインにて開催
出席者：武田座長、岩船委員、安藤委員、大橋委員、草薙委員、末岡委員、二村委員、松田委員、松村委員、山内委員、山口委員（オブザーバーについては、委員等名簿を御確認ください）○田中総務課長定刻となりましたので、ただいまより、電力・ガス取引監視等委員会

第89回制度設計専門会合を開催いたします。
委員及びオブザーバーの皆様方におかれましては、御多忙のところ御参加いただきまして、誠にありがとうございます。
本会合はオンラインでの開催としております。なお、議事の模様はインターネットで同時中継を行っています。
また、本日、圓尾委員は御欠席、山内委員は途中から御出席の予定でございます。
それでは、議事に入りたいと思います。
以降の議事進行は武田座長にお願いしたく存じます。よろしくお願いいたします。
○武田座長

本日もどうぞよろしくお願いいたします。本日の議題は議事次第に記載した10議題でございます。議題が多うございますので、幾つかの議題についてはまとめて事務局から説明していただきまして、その後に質疑の時間を取りたいと思いますので、どうぞよろしくお願い申し上げます。
それでは、まずカルテル事案に関係して、議題１「小売電気事業者に対する業務改善命令に係る改善計画について」及び議題２「旧一般電気事業者の域外進出に係るヒアリング
結果について」に関して、事務局からまとめて御説明をお願いいたします。
○下津取引監視課長

取引監視課長の下津でございます。では、まず私のほうから、先ほど座長から御指示いただきました２点について御説明いたします。いずれも旧一般電気事業者等によるカルテル事案に関係するものでございます。
まず、小売電気事業者に対する業務改善命令に係る改善計画について御説明をいたします。資料は、右上に資料３と記載のものでございます。
旧一般電気事業者等によるカルテル事案に関連しましては、本年７月14日でございます- 1 -けれども、５事業者に対しまして業務改善命令が出されました。その命令の中で、再発防止のための改善計画を策定して公表し、確実に実施せよというものがございました。その改善計画につきましては、適正性確保のための目安といたしましてチェックポイントというものを我々のほうで作成させていただいて、７月28日に行われました第87回制度設計専
門会合において御議論いただきました。今般、そのチェックポイントに基づきまして実際に各社から提出された改善計画をチェックさせていただきました。昨日開催されました電力・ガス取引監視等委員会でその照合結果を御説明させていただいて、御審議いただいた
ところでございます。本日は、その照合結果を制度設計専門会合におきましても御報告させていただくものでございます。資料自体は３部構成になっておりますけれども、本日は
２．チェックポイントとの照合結果につきまして、特徴的なところを中心に御説明させていただきたいと思います。
スライドは12枚目まで飛ばさせていただきます。チェックポイントとの照合結果というところでございます。まず、内部的な監査・社外の視点ということで、命令の中で、改善計画に関する内部的な監査を継続的に行うとともに、外部人材を構成員の過半数に含む組織体によりこの改善計画の実施状況等を継続的に把握等し、その必要な見直しを行う仕組
みを整えることとしていた部分でございます。
スライド13枚目でございますけれども、例えば外部人材を構成員の過半数に含む組織体というところですと、一番下のところでございますけれども、組織体の長が業務執行取締役以外の者から選定されているかというチェックポイントを設けておりましたけれども、各社とも組織体の長は外部人材が選任されているということを確認いたしました。
次に、スライド16枚目まで飛ばさせていただきます。他社との接触ルールについてでございます。競合他社との接触ルールを定めなさいとしていた部分でございます。ここでも、
例えば小売営業部門等に所属する役職員が競争関係のある他の小売電気事業者と接触する
際に、事前承認及び事後報告の両方を必要とする旨が定められているかというチェックポ
イントを設けておりましたけれども、各社とも競合他社との接触に関するルールにおきまして、競争制限的な行為につながるリスクのある役職員を対象に、事前承認と事後報告の両方を盛り込んでいるということが確認できた次第でございます。
スライドは20枚目まで飛ばさせていただきまして、次に会議モニタリングでございます。
命令の中で、社内において競争に関する議題を扱う会議について、法令等遵守の観点からモニタリングを行う仕組みを整えることとされていた部分でございます。モニタリングの- 2 -方法につきまして、業務執行から独立した部署が当該会議への同席や議事録、会議資料等の確認などを行う仕組みが設けられているかというチェックポイントを設けておりました
けれども、いずれの社も法務部署なり監査等委員会等々、業務執行から独立した部署が議事録等の確認を行うとしていることが確認できた次第でございます。
スライドは23枚目に移ります。研修等の実効性確保ということでございます。命令の中で、継続的な研修等について、対象者の受講率を把握することなどにより、当該研修等の実効性が図られるものとすることとされていたんですけれども、この点、受講率を把握する仕組みが設けられているか、研修等の内容に関する理解の定着を図るためのテスト等を行っているか等をチェックポイントとしておりましたけれども、各社とも研修等の受講率を把握することとしておりまして、テストの実施やアンケートの実施を行うことを考えているということが確認された次第でございます。
最後、内部通報制度等の作成及び周知徹底でございますけれども、調査への協力を行った者に対する不当な不利益を防止する措置が講じられているかという点、それからスライドは25枚目ですけれども、内部通報制度等を用意した上で、用意した内部通報制度等を少なくとも年に１度以上の頻度で周知されているか、その周知に当たって全ての役職員が認識・理解できる方法で行われているかといったところ、そういうところをチェックポイン
トにしておりましたところ、各社とも調査協力者への不当な取扱いの禁止を内部規程で規定する他、周知に関しましても毎年度周知する、メールマガジンや社内イントラネット等
で周知をするといったことが確認されたところでございます。
今後の対応でございます。以上のとおりでございまして、改善計画の内容につきまして
は、チェックポイントと照合した結果ですけれども、現時点で明らかに不足と考えられる点は見受けられなかったということでございます。他方で改善計画の中には、今後実施していくもの、監査ですとか会議のモニタリングですとか研修とかですけれども、それらが着実に実施されることが重要であろうと考えておりますので、今後１年間を集中改善期間
といたしまして、我々事務方のほうでフォローアップを行っていく方針でございます。フォローアップの過程では、各社の社長と委員会との面談、意見交換の機会を設け、どのよ
うに計画を実行していくのかなどを社長に直接確認するとともに、改善計画に盛り込まれた各項目がちゃんと実施されているのかの実地確認なども行っていこうと考えるところでございます。
以上が、１点目の小売電気事業者に対する業務改善命令に係る改善計画についての御説- 3 -明ということでございます。
続きまして、２つ目でございます。旧一般電気事業者の域外進出に係るヒアリング結果につきまして御説明をいたします。資料は、右上に資料４と記載のものでございます。
冒頭、カルテル事案に関しまして、経済産業大臣から業務改善命令が出されたと申し上
ましたけれども、その命令の中に、域外進出のこれまでの状況、今後の域外進出の障害として認識している事項を報告することというものがございました。また、この域外進出の実績ですとか今後のエリア外への進出に当たって障害となる要因につきましては、当委員会が経済産業大臣に対して業務改善命令を行うよう勧告を行った際に併せて公表いたしま
した報告書におきまして、旧一般電気事業者全体から情報を集めることで今後の制度設計等を円滑に進めていくことが可能となると考えられることから、非公開を前提とした上で全ての旧一般電気事業者に対しまして報告を求めることとしておりましたので、７月14日、これは業務改善命令が出された日と同じ日ということになりますけれども、業務改善命令の対象となっていない旧一般電気事業者６社に対しましても、域外進出のこれからの状況、
今後の域外進出の障害として認識している事項について報告を要請しておりました。各社からの報告を受けまして、我々事務方のほうでもヒアリングを実施しておりましたところ、
本日は、そのヒアリング結果を御報告させていただきたいと考えてございます。
ヒアリング結果の概要でございます。スライドは４枚目でございます。まず、総論というところでございますけれども、旧一般電気事業者の域外進出の割合でございますけれど
も、関連会社を含めても、全国でみて約3.5％にとどまっているという状況でございます。
総論の２つ目のポツでございますが、域外進出に当たっての障害でございますけれども、一義的には域外における新規事業の獲得が課題になっていると、また、これに関連しまして例えば営業活動では、自エリア以外での知名度の低さですとか人的リソースの制約、電源調達では、卸価格と小売価格の逆転、こういったものが課題として挙げられたところでございます。
少し細かく見ていきますと、営業関連活動の課題ですけれども、最初の１ポツ目のところは繰り返しですけれども、自エリア外での知名度が低いですとか人的リソースに限りがある、域外における効率的な販路の拡大、そういうところを課題と挙げるヒアリング先が多かったということでございます。
また、２つ目のポツでございますが、域外での営業活動において電気とガスとのセット販売などが有効であると認識している事業者が存在いたしました。ただ、そのようなセッ- 4 -ト販売を域外で活用しようとする動きが活発になっていないんですけれども、その理由といたしまして、災害発生等に必要な人員を自社で確保する必要があるといったことですとか、ガス小売事業のノウハウが自エリアであっても蓄積されていないといったことを挙げる事業者が存在いたしました。
また、最後のポツでございますけれども、カルテル事案を受けまして旧一般電気事業者
同士の接触が困難であるため、旧一般電気事業者同士の業務提携や合弁会社設立のための話をすることも難しいといった言及もございました。
電源調達関連でございますけれども、実は域外進出の課題としましては、先ほど申し上げました営業活動における課題のほうが大きいように、我々ヒアリングをしておりまして感じたところでございます。要するに、域外における電源調達が域外進出に当たって大きな障害になっているというわけでは必ずしもないんじゃないかということでございます。
また、現状といたしましても、多くの旧一般電気事業者各社が他エリアの旧一般電気事業者からの調達機会を必ずしも活用していないことですとか、ベースロード市場や常時バックアップを活用していないこと等から、域外進出のための電源調達を積極的に検討しているとは思われない状況も確認されたところでございます。
ただ、「一方で、」と書いていますけれども、電源調達上の課題となり得ると認識しているものといたしましては、卸価格と小売価格の逆転ですとか市場調達価格の高騰リスク、
市場分断リスク、ベースロード市場において自エリアを含む市場での買入札の禁止、こういうものを挙げる事業者がおりました。また、域外で調達した電源は、内外無差別の卸売の対象外と整理すべきではないかといった意見もございました。
また、最後のポツでございますけれども、調達した電源について、戻り需要への対応が必要な特高・高圧の域内需要ですとか、供給義務が課されている低圧規制料金への振り分
けを優先する必要があって、域外需要向けの安定した電源をどのように調達するかが課題であるといった言及もあったところでございます。
最後、スライドは７枚目でございます。今後どうするかということでございますけれど
も、今回ヒアリングを通じまして域外進出に当たっての障害といたしましては、域外における新規事業の獲得がまず挙げられているということが分かりました。各旧一般電気事業者のほうで域外において新規事業の獲得に向けた取組を進めていただく必要があろうということは考えておりますけれども、他方で、我々のほうでも制度面での運用の明確化などにつきまして不断の検討を進めていくことも重要だろうと考えているところでございます。

- 5 -今後でございますけれども、例えば営業活動関連ですと、域外進出に向けて旧一般電気事業者同士が業務提携等を検討する場合の情報交換の在り方の明確化ですとか、電気とガ
スとのセット販売など付加価値の高い提案を実行しやすくするための対応、こういう点の検討を進めてはどうかと考えているところです。
電源調達関連に関しましても、内外無差別の卸売における域外で調達した電源の位置づけの整理ですとか、市場価格のボラティリティーリスクをヘッジするための事業者による取組の促進とかの検討を進めることとしてはどうかと考えている次第でございます。
以上２点につきまして、私からの説明は以上でございます。よろしくお願いいたします。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、ただいまの２つの議題につきまして、委員の皆様、またオブザーバーの皆様から御質問・御発言いただきたく存じます。御発言の希望がございましたら、チャット欄
でお知らせいただければと思います。
それでは、松田委員、よろしくお願いいたします。
○松田委員

どうもありがとうございます。まず、１つ目は報告事項でしたけれども、改善結果についてということで丁寧に御説明いただきまして、どうもありがとうございました。
今回の御説明を受けまして、各社の法令遵守体制の確保について整えられたことが確認できたということで、ひとまず大変よかったと思っております。ただ、ある種の外形的・制度的な体裁が整えられたという確認でして、大切なのは今後の運用ですとか厳正な監督
かと思っておりますので、今後、事務局においてもフォローアップを行っていただけるということで、大変ありがたいと考えております。
２点目の域外進出の点ですけれども、こちらについては、まず各旧一般電気事業者において攻めと守り、それぞれどのように考えるかというところに関しては、当然のことながら経営判断であると思われますし、それ自体は自由かつ自主的な事業者の判断ということで、一つ尊重されるべきものであるとは思います。
ただ、本当は域外進出をしたいのにそれをためらうような事情があるとすれば、今回事務局にお示しいただきましたとおり、そのようなネックを特定して、可能であれば改善するということは非常に重要なことであると思っております。
個人的には、今回スライドにありましたものの中で特に内外無差別については、改善の余地があるように感じております。エリア外では旧一般電気事業者でも新規参入者の立場- 6 -という位置づけであると思いますので、その新規参入者という立場においてシェアを拡大するということが期待されております。そのため、新規参入者という立場に合った制度や運用となっていれば、より競争的な環境が整うのではないかと思いました。
あと、最後にカルテルの点について、懸念があるためなかなかアライアンスを組みづら
いというような御指摘もあったようですけれども、こちらについては、特にこの業界、この業態特有のものではないといいますか、ほかの業界でも同じように、競合他社とアライ
アンスを組む際には独禁法のリスクがあるので皆さん法令に注意しながらやっていただくということだと思いますので、何か特別にこの場で取り上げて議論すべき点というのはな
いようにも感じました。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、草薙委員、よろしくお願いいたします。
○草薙委員

ありがとうございます。草薙でございます。御丁寧な説明に感謝します。

まず、資料３のほうなのですけれども、これらのチェックポイントはいずれも納得できるもので、集中改善期間での各社の努力に期待したいと思います。
また、このようなチェックポイントが提示されましたのも、そもそも正しく業務改善命令が出された結果であるというふうに思っております。現在、旧一般電気事業者の中には、併せて発販分離のほうに進めていけないかとか、あるいはまた別の旧一般電気事業者で、旧経営陣に対して損害賠償を請求するといったそれぞれの報道がなされているところでございますけれども、このようなことというのは、小売市場の透明性の一層の確保に至る方向性をもたらすもののように思われまして、非常に望ましいと感じております。今後に注目したいと思っております。
続きまして、資料４でございますけれども、先ほど松田委員も言及してくださっていましたけれども、４ページのところで、カルテル事案を受けて旧一般電気事業者同士の業務提携等をやりにくいというお声がございました。併せて７ページのところの最初の✓で、カルテルに関連して「域外進出に向け、旧一電同士が業務提携等を検討する場合の情報交換のあり方の明確化」というようなことが論点として挙がってくるということかと思います。
これについて思いますに、業務提携自体が悪いということを決めつけるというのは間違っており、例えば域外進出をねらうという意味で、競争促進ということに資する方向性で- 7 -業務の在り方を模索していただくといったこと、これは法令遵守の観点から松田委員も言及をされたことであったと思いますけれども、むしろ業務提携を積極的に進めていくという場合だってあるのだというような認識が正しいのではないかと私も思いました。
その次の✓で、「電気とガスとのセット販売など、付加価値の高い提案を実行」しづらいと。これは、ガスを供給するとなったら、ガス事業法に基づいてガス小売事業者に対して保安に関する対応が義務づけられているというようなことでありますけれども、例えば都市ガスの振替供給の仕組みを応用するなどして、一部の旧一般電気事業者であれば、自エリア以外で電気とガスのセット販売ができないのかということを検討するなどの努力が払われてしかるべきではないかというふうに思います。
したがいまして、こういったことは制度設計の面からも検討できることがあるのではな
いかというふうにも思います。
以上であります。ありがとうございます。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、岩船委員、よろしくお願いいたします。
○岩船委員

御説明ありがとうございました。私は、後半の域外進出の件について意見を述べたいと思います。
この域外進出の件は、カルテルの問題が顕在化して、それからまた、そこがどうなっているのかという検討がなされて調べていただいたんだと思うんですけれども、カルテルが問題になった時点と今では大分事情が異なっていて、昨今は各種のリスクから域外へ積極的に出ていっていないというのは、ある意味当たり前という気もします。
７ページの２つ目のポツに、「旧一電が、域外における新規需要の獲得に向けた取組を進めていくことが重要」と、これを推しているように読めるんですけれども、これは松田委員の御意見にもあったように各社の経営判断だと思いますし、最低限やりたい事業者ができないバリアがあるなら改善するという方向はいいと思うんですけれども、これをすべきというような、実現してあまりにも強いインセンティブを与えるような方向を目指すのは、私は違うかなと思いました。その点だけ気になりましたのでコメントさせていただき
ました。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、末岡委員、よろしくお願いいたします。

- 8 -○末岡委員

ありがとうございます。これまでの何人かの委員の先生方の御発言と重なりまして、またピンポイントのコメントとなりますが、資料４の４ページの営業活動の障害についてというところで、理解ができる点もある一方で、最後の、カルテル事案を受けて、旧一般電気事業者同士の接触が難しいという点は、逆に慎重になり過ぎている可能性もあるように思いました。
通常の競業他社同士の業務提携面においても、価格や顧客リストなどのセンシティブ情報について、クリーンチームを設けて協議するなどの対応が行われているところだと思いますので、同様の方法を取って協議を進めることは可能ということをプラクティスで明らかにすることによって、その点がエクスキューズにならないような状況にできるのではな
いかと思いました。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、松村委員、よろしくお願いいたします。
○松村委員

松村です。発言します。私も後半の域外進出の議論に関してです。

私は正直、岩船委員の議論はよく分からない。もともと昔からそのようなハードな証拠はないけれども、それぞれの電力会社が事実上市場分割をしているのではないか、お互いに相手のエリアには出ていかないことによって競争を制限しているのではないかという疑いがずっとあった状況で、今回のようなカルテルの疑念が具体的に出てきた。これを踏まえて以前と以後は違うということであるならば、今後は、むしろ市場分割が疑われないた
めにも積極的に出ていってほしいし、あるいは今、実際に競争が十分機能していなくて経過措置料金の解除もできない状況を打開する一つの重要な一歩として、域外進出を積極的に行ってほしいし、それを促すべしという発想や整理は、私は正しいと思っています。
その上で、本当に域外進出ができないことの合理的な理由があり、それは制度のゆがみだとすれば、ヒアリングなどを聴いて積極的に制度を改革していくのが本来の流れだと思います。企業の戦略なのだから自由というのが原則だという主張は分かりますが、市場分割をするのも企業の自由だというわけでは決してない。それは話し合いをしなくて、暗黙の了解であれば市場分割をしてもいいという立場に、この委員会は立っていないと思います。
企業の自由だというのはもちろん大原則ではあるけれども、しかし、だからといって市場分割が疑われるような状況が本当にいいのか。制度的な要因によって進まないのであれ- 9 -ば、それを改善するということは必要だし、従来どおりに市場分割が疑われるような企業態度だとすると、別の方策によって競争の促進を考えなければいけないことにもなると思います。基本的に企業の自由だというようなことが本当に正しい整理なのか、そしてこの事務局の整理がやり過ぎなのかということ、あるいは経産省の要請はやり過ぎなのかということについては、過去のことまでずっと考えた上で、やり過ぎとの批判が本当に正しいかどうかをちゃんと考える必要があると思います。
次に、これはヒアリングで聴いた結果ということなので、そのことを教えていただいた
ことは、とても重要なことだし意味のある指摘もあったと思います。例えばベースロード
電源市場についてのアクセスが自社のエリアでアクセスできなのは制度の立てつけからして当然ですけど、他エリアのであれば、事実上の新規参入者なのだからアクセスできるよ
うにしてほしいという要望は以前からあったと認識しています。本当にそれがサブスタン
シャルな制約になっていて、それさえ解決すれば域外進出は大いに進む、競争が活性化するということであれば、再度検討する余地はあると思います。
一方で、全ての内容が本当に合理的な説明になっているのかということについては、事業者の言うことをそのままうのみにしないで、ちゃんと考えていただきたい。例えば電源開発などで提携がしにくくなった、戦略的な提携によって例えば首都圏の電気をねらうた
めに発電所を建てたい、域外に建てたいのだけれども、１社ではリスクが大き過ぎるから、
例えば関西電力と東北電力が組んで発電所をつくるとかというような類いのことが、独禁法上そもそも初めから真っ黒なのかというと、そんなことは決してない。松田委員が御指摘になったと思いますが、例えば企業が研究開発においては共同、協調し、その後の販売については、ちゃんと競争的にやるというものがアプリオリに独禁法違反だとされることはない立てつけになっているはずです。もちろん完全に自由というわけではないというのは十分承知していますが、まさにケース・バイ・ケースということで、少なくとも小売の段階で話し合うとかということに比べれば、格段に独禁法の規制は緩いはずだと思います。
本当に独禁法のことを懸念して進まなくなったということなのでしょうか。これについてはもう少し詳しく聴いていただきたいのですが、例えば今回のカルテル騒ぎの前には、それぞれの電力会社が共同して域外で電源をつくる話し合いが進んでいたのだけれども、今回のカルテルを契機にして止まったという事例があるのか。そのような事例がもし本当にあるとするならば、その点についてはよくよく精査した上で、もちろん公正取引委員会とも調整した上で、あるいは公正取引委員会に積極的に関わっていただいて、きちんと相- 10 -

談していただいて、問題あるとか問題ないとかをはっきりさせる。こういうことに気をつければ大丈夫ですとかというようなことにお墨つきを与えるということは十分意味があると思います。本当にそういう事例が多くあるのか、今回の騒ぎの前に進んでいたのでしょうか。
この点については、むしろ言い訳ともとられかねない。域外進出が進んでいないことを非難されて、こういう理由でしにくくなったというようなことなのだけれども、平気で小売りに関してあんなことをしていたのにもかかわらず、発電の協調でこんなこと気にしていて、かつてもしていなかったし今もできていないって、何かすごく変。何かすごい言い訳ではないかということが疑われかねない。この点は、言われたことをそのまま聞くということではなくて、もう少し詳しく、今言ったような点について具体的に進んでいるという事例が、公表するということは経営情報としては難しいとしても、本当にそういう状況だったのかどうかということぐらいは教えていただけるのではないかと思います。この点については、調べてぜひ教えてください。
さらに、ガスと電気のセット販売が有効であるというのは確かにそのとおり。ガスのノウハウが少ないというのは確かにそうなのかもしれないのだけれども、これはガスの市場の制度設計ではずっと問題になっていたこと。ずっと問題になっていたことは、ＬＮＧの輸入量でいえば、ガス会社の輸入量よりも電気事業者の輸入量のほうがはるかに大きい。
だから、ガス市場に出ていく、他エリアに出ていくという前に、自エリアで出ていくとガス市場において電気事業者が非常に重要なコンペティターになり得るという認識があった。
実際に関西電力のように非常に積極的に出ていってくださっている会社もある。そういう一部の会社を除けば、どうしてＬＮＧをこんなに輸入しているのにもかかわらず、ガス市場に進出することにこんなに消極的なのか。ノウハウがないとか、こういうようなことってずっと前から準備することが可能だったにもかかわらず、それで、その期待はこの文脈ではなくガスの制度設計で繰り返し繰り返し指摘されているのにもかかわらず、電力会社が全くやる気がないから、その結果としてガス市場の競争が進まないことに対する不満が、ガスの委員会で繰り返し繰り返し出てきていたということを頭に入れながら、この説明というのをよくよく聞いてください。
このような言い訳をする資格がある会社は、ごくごく少数だと思います。このような言い訳をする前に、まず自社のエリアでも、ガス市場への進出にどうしてこんなに消極的であったのか、あるいは、まして域外はというようなことについては、問題があるのですじ- 11 -

ゃなくて、自分たちが競争制限と思われるような行動をしていなかったのかというようなことも含めて、事業者、自分の胸に手を当ててよくよく考えてほしい。そのうえで必要であればガスの制度改革をしてでも後押しすべきだと思いますので、具体的な要望を寄せていただければと思います。
さらに価格の逆転があるというのについては、価格の逆転があれば確かに進出するのは難しいですよね。でも、これって論理的に相当変なんじゃないでしょうか。つまり、自エリアのところで販売がちゃんとできているということで、なおかつほかの会社がそのエリアに入ってきたらこの問題が発生するということは、内外無差別が貫徹していないか、あるいは小売のほうで不当廉売がされているかということでないとつじつまが合わないのではないでしょうか。
そうすると、これがもし本当で、かつ短期的な現象ではなく域外がこの理由でいつまでも進まないとすると、相当に深刻な問題。これが大きな制約になっている可能性は十分あると思いますが、それはこの文脈以外のところですごく大きな問題があることを示唆しているのだと思います。本当に内外無差別というのがきちんと機能しているのかどうかということは、そこだけ調べたら、何か機能していそうだということだとしても、本当にそうなのかということをとても疑わせるようなヒアリングの結果だったと思います。この点については十分な精査が必要だと思います。
これに関して、例えば規制料金、経過措置料金のところであれば自由に決められないので、低圧の文脈でこれがあり得る。無体なことを言っているのではなく確かにあり得るとは思いますが、高圧や特別高圧のところでは、このような理由がもし本当で、短期ではな
く今後も続くとすれば、相当に変なことが起こっていることを監視等委員会も認識すべきだと思います。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、二村委員、よろしくお願いいたします。
○二村委員

ありがとうございます。まず、改善計画については緒に就いたばかりだと思いますので、引き続き取組をしていただいて、また報告をいただければと思います。
域外進出の部分ですが、今、松村先生が大変詳しく御指摘になったのですが、私も報告を聞きまして、これが大きな電力事業者の皆様の意識なのかというのは疑問に思いました。
進出をするのに知名度がないですとかそういったことなども、新電力などは、同様か、む- 12 -

しろもっと不利な条件で、それでもある意味チャレンジをされているわけですし、ガスの市場への進出についても御指摘があったとおりだと思います。
電力・ガスの市場改革というものが目指したものを踏まえて、各社には競争的な工夫というのをもっとしていただく必要があるのではないかなと思いました。個別の細かい指摘
は松村先生からあったとおりかと思いますが、全体的な印象としてそのように思いました
ので申し上げたいと思います。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

ほか、いかがでしょうか。よろしゅうございますでしょうか。どうもありがとうございます。
それでは、事務局からコメントございますでしょうか。
○下津取引監視課長

ありがとうございます。貴重な御意見、多々いただきまして本当に感謝申し上げます。
まず１点目、改善計画に関することにつきまして幾つかコメントをいただいております
けれども、基本的には、箱をつくっただけではなくて、きちんと実効性を持たせるようにということだと理解しております。今後、我々１年間かけてフォローアップをしていきます。しっかりフォローアップしたいと考えております。
２点目の域外進出について、これは本当に多々御意見いただきました。１点、域外進出するかどうかというのは企業の判断じゃないかという御指摘もありました。それは我々も同じ認識でおります。域外進出する、しないというのは企業の御判断だろうというふうに考えております。ただ、これも御指摘あったと思いますけれども、したいんだけれども何かしらの制度的な理由、何かしらの障害があるのであれば、そこに何かしら我々のほうで検討する余地がないかというふうに我々としては考えている次第でございます。
それから域外進出に関しまして意見が多かったかなと思っておりましたのが、カルテル事案を受けて旧一般電気事業者同士の接触が困難であるため、旧一般電気事業者の業務提携や合弁会社設立のための話をすることが難しいとの言及もあったという部分につきましてコメントが多かったかなと思っております。これにつきましては、もし事業者のほうで域外進出を検討するに当たって、カルテル事案を受けて無用に萎縮するようなことがあれ
ば、そういうことがないように、我々といたしまして何かできることはないかという問題
意識でこれを取り上げさせていただいているものでございます。

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もちろん、これは松村先生からもいただきました、これはカルテル事案のところもそうですし電気とガスセット販売のところでもそうでございますけれども、要は単純にヒアリ
ング結果を受けて評価・分析というよりも、きちんとその背景にある事情でございますと
か過去の出来事等々も含めて、きっちり話を聞く、評価する、分析するという御指摘かと理解いたしました。しっかりそのようにさせていただければと思っているところでございます。
○東取引制度企画室長

取引制度企画室の東です。内外無差別に関してコメントあった

ところについてだけコメントさせていただきます。
松田委員から、改善の余地があるんじゃないかという御指摘があった点ですけれども、おっしゃるとおりだと思っていまして、過去に域内の電源を外に持っていった場合に、それが競争上どうなのかという事例がありまして、そのときには、ある種差別的にというのでしょうか、グループ内会社に卸して域外に持っていく、域内電源を他エリアに持っていくというのがどうかという議論があって、その関係でやや萎縮してしまっているところというか、域外の電源であっても問題になるのかという疑念をお持ちの事業者さんがいらしたので、この点についてはきちんと明確化できればなというふうに考えておりまして、次回以降の中で整理できればと思っております。
それから松村委員から御指摘のありました、価格が逆転しているのだとすると、内外無差別が貫徹されてない可能性も含めてすごく問題なのではないかという御指摘の点ですけ
れども、今年の６月の内外無差別の評価を行ったときにも、かなり多くの会社で、そもそも小売価格と卸価格が逆転しているということは起きておりました。そのときの説明としては、昨年度燃料価格の高騰もあって、昨年度販売したタイミングでの卸価格がかなり高くなっていた、足元の例えば市況スポットとかに比べると非常に高値で調達しましたと。
一方で、小売側の価格というのはそう簡単に上がらなかったということもあってそういった逆転が起きているんですという説明がありまして、現象としてそういうのが起きていることはそうであったと理解しております。
そのときの議論としては、それが一時的なものなのか、そういう特殊な要因によって一
時的にひっくり返っているということなのか、かなり継続的にそういうことが起きているのかというところで、もう少ししっかり見ていかないといけないということだったと理解しております。
いずれにしましても、卸売のやり方だけではなくて小売価格との関係が重要だという御- 14 -

指摘は、全くおっしゃるとおりだと思いますので、引き続きそこはしっかり見ていきたいというふうに思っております。
以上でございます。
○下津取引監視課長

下津でございます。１点だけコメントさせていただこうと思っておりまして、草薙委員のほうから業務提携なり合弁会社の下りで、業務提携自体が悪いというのは間違いで、競争促進する方向で検討していただくということではないかという御意見をいただきました。私も同じ認識でございますので、その点だけ申し上げさせていただければと思います。
以上でございます。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、議題１につきましては、照合結果につきまして本専門会合でも御了承いただ
いたと認識しております。
議題の２つ目につきましては、今回、旧一般電気事業者自らが域外進出について障害等を感じているということをヒアリングしたわけですけれども、それらについて、まずそれら内容を精査した上で、事務局から提案があったように制度面での運用の明確化、また制度面での対応等を今回いただいた御意見を基に継続して考えていくことになるというふうに思います。どうもありがとうございました。
それでは、続きまして議題３と４に移りたいと思います。議題３「長期の卸取引における内外無差別な卸売の評価方針（案）等について」及び議題４「容量市場関連費用等における不当な内部補助防止策の考え方について」に関しまして、併せて事務局から説明をお願いいたします。
○東取引制度企画室長

取引制度企画室の東でございます。資料５－１と５－２に基づいて御説明させていただきます。
まず５－１ですけれども、大きく３つのパートで構成されていまして、１つ目が長期の卸取引における内外無差別の評価方針というものでございます。２つ目は、既にＪＥＲＡにおいて長期の卸販売が行われまして、その事後評価ということでございます。３点目として、６月に23年度の１年ものについて内外無差別の評価を御審議いただいたんですけれども、そのときに積み残しとなっていた、その時点で確認できていなかった事項が少し残っていましたので、その点について御確認いただきたいというものでございます。
まず、３ページです。その最初のパートですが、資源エネルギー庁のほうの議論の中で、- 15 -

より長期の卸取引を促進していくという議論がございまして、今後、各社３年から５年の長期卸を順次出していくということが想定されているところであります。これまでは１年ものが、商慣行上１年ものの取引が多かったので、そこを中心に評価を行ってきたんです
けれども、長期の卸が増えていくということになれば，そこについてもしっかり内外無差
別に卸されているのかというのを見ていく必要があるんだろうと思っておりまして、その評価方針というのを御議論いただきたいという趣旨でございます。
５ページ目ですが、基本的な考え方としては、１年の卸を御議論いただいたときと同じでよいのではないかと考えておりまして、具体的には、１つ目のポツとして、◎、○、×という３段階評価を行ってはどうかということ。それから３点目に書いていますけれども、重要項目について◎、それ以外でも○以上の評価で内外無差別だというふうに評価することとしてはどうかと。具体的にどんな項目を評価するかという点については、２ポツです
けれども、これも単年のものをベースに、一部長期に特有の論点があれば、それを抽出した上でそこも見ていくという形にしてはどうかと。これは後ほど具体的にお示ししたいと思っております。
６ページ目です。もともとこの内外無差別の議論は、常時バックアップの休止・廃止というのと、経過措置料金の解除というところといわばひもづいているわけですけれども、今後、全体のポートフォリオとして長期の卸が増えていくのであれば、常時バックアップとの関係でも経過措置料金の解除との関係でも、長期も１年ものもいずれも内外無差別だと評価された場合に、それぞれ要件をクリアできるということと整理されるのだろうというふうに思っておりまして、それを１ポツと２ポツで書いております。
３点目のところですけれども、ただしといいますか、長期の評価に関して、そもそもエネ庁のほうで３回程度に分けて売りに出すのがいいというふうに整理されていますが、その理由の１つとして、その３回に分ける中で、監視も踏まえて取引方法ですとか内容を改良する機会があることが望ましいということも考慮されて、そのような設計となっている
ところであります。そうしたことを踏まえると、仮に３回やる中で、仮に各社が３回に分けてやるとして、１ラウンド目の評価が内外無差別とは必ずしも言えないとなった場合に、その契約期間が終わるまで、例えばそこで10年ものを売っていたら、10年間はずっと絶対に×ですということになってしまうと、まさに改良の機会、そういったインセンティブが失われてしまうというおそれもございまして、望ましいとは言えないのではないかと。
ついては、長期のほうの評価というのは、必ずしも１回目だけで絶対に長期に固定する- 16 -

ものではなくて、２回目以降にどれくらい改善されるかですとか、仮に１回目で駄目ですとなった場合に、内外無差別と評価されなかった１回目の量と２回目以降もしそれが改善された場合に、その評価された卸売量の比率など総合的に判断する余地を残すべきではな
いかというふうに考えております。
７ページ目です。こちらちょっと話が変わりますが、今年度から新たに長期脱炭素電源
オークションが創設されることとなっております。その中でガイドライン、今年７月に制定されたガイドラインの中で、他市場収入の適正な還付という観点から、相対契約によって他市場収入を得る場合には、その相対契約が内外無差別に卸されたものである、販売された価格であるというもの、いわゆる内外無差別規律とされていますが、または市場価格の水準で販売していると、市場価格規律のいずれかを満たす必要があるというふうにされておりまして、監視委の監視を受けるべしということになっております。
この点について、１点目の内外無差別規律を満たしているかという点につきましては、
本日御議論いただく長期卸、特にそれが長期の契約であればということですけれども、長期卸の今日御議論いただく評価基準を基に、同じ基準に照らして判断することとしてはどうかということでございます。
９ページ以降、９ページ、10ページ、11ページで、具体的に評価する項目について書いております。先ほど少し触れましたが、基本的には単年のときに、１年もので御確認いた
だいた確認ポイント、チェックポイントに基づきまして、加えてそこに長期固有の論点があるかという視点で案をまとめております。
具体的には、上からざっと行きますと、最初Ａというところで交渉スケジュール。これは１年ものであっても複数年ものであっても、社内が優先的に交渉を契約することがない
ようにきちんと交渉スケジュールを明示する、同様に交渉するということが求められるのではないかと考えております。
Ｂ、卸標準メニューといったものですが、一定の定型商品を示す必要があるかということで、これも社内外、社内が購入できる商品を社外も同じようにアクセスできるということを担保するという観点から定型メニュー、こういう同じものを売りますよというメニューを示してもらうことが必要ではないかと。
２つ目のところですけれども、もう一つ、これはある種長期に固有の観点として、契約
期間そのものに合理性があるかということを確認すべきではないかというものです。契約
期間が、例えばなんですけれども、ものすごく長くなった場合というのは、場合によって- 17 -

は社外からの購入を難しくして内外差別につながり得ることから、期間設定の合理的な理由を確認する必要があるのではないかと考えております。
３つ目ですが、似たような話で、ポートフォリオの合理性というのも確認したほうがい
いのではないか。例えば非常に長期の商品が大宗を占めるとか、ポートフォリオの設計次
第では、これまた外部からのアクセスを難しくする可能性があるので、一義的には当然ポートフォリオをどういうふうに、例えばどれぐらいを長期の商品にするかとか、どれぐら
い何年もので売るかというのは、もちろん大いに経営判断だという側面はあろうかと思いますが、その合理的な理由、どういう思想に基づいてそういう設計をするのかというのは確認する必要があるのではないかということでございます。
次の10ページです。いわゆる販売の制約条件みたいなものとして、ＥとＦで「転売禁止」と「エリア内限定の供給」と書いてございます。これは１年もののときと同じ議論ですが、転売禁止については、需要変動分は転売していいということであれば、きちんとその旨を需要家に伝える必要がある。かなり誤解があったということもありまして、そこはしっか
り伝える必要があるのではないかということと、そもそも競争促進の観点からはそういった制約がないほうがよいという、そういうことを見直すほうがよいのではないかというふうに考えております。
加えてＦですけれども、エリア内の需要でキャップをかけて販売をする、あるいは、そこでさらに電源を持っている事業者については買える量を控除するというようなことを行うと。これが実質的に内外差別につながり得るということで、こうした制約というのは設定すべきではないのではないかということでございます。
それからＧとして、「与信評価・取引実績評価」と書いてございます。与信のほうにつきましては、基本的には１年のときと同じ議論だと思っておりますが、特に長期の取引になると取引額も大きくなって、より与信評価がクリティカルになる可能性もあることから、
よりしっかり合理的な選択肢が提供されているかということを、例えば「前払いや支払保証等」と書いていますが、そうした合理的な選択肢が提供されているかというのをしっかり見る必要があるのではないかと考えております。
それから取引実績で評価をするという件につきましては、１年ものの契約のときには、より中長期的に過去に取引実績がある事業者のほうが安定的な取引関係が見込めるということで、そういった考え方を採用している事業者もいましたが、長期の卸というのは、そもそも長期間の売買をコミットするということで、何か実績があるから中長期的に安定的- 18 -

な取引が見込めるというものでもないと思いますので、取引実績のみでそこの評価をするという必要はないのではないか。むしろやるとすれば、与信評価の一環としてクレジット、
支払い履歴がクリーンな事業者のほうが加点評価されると。例えばそういったことはあり得ると思いますが、単純に、昔買っていたことがあるからというだけで評価するというふ
うにはならないのではないかと考えてございます。
Ｈとして、単年のときにはなかったんですけれども、長期の場合ですと一定の価格、一律の価格ですとか価格体系で販売するというスキームが現に存在しておりまして、そうい
った場合のチェックポイントとして、最低購入単位が異常に大きくなっていないかということと、希望量が供給可能量を上回った場合の配分方法というものの合理性を確認すべきではないかと考えています。これは、要は同じ値段で皆さんに売るというので、そういう意味での無差別性を担保されるんだと思うんですけれども、入り口のハードルが高くなってないかとか、希望があふれた場合に特定の人を、社内を優遇しないかという論点でございます。
11ページ目ですが、Ｌとして結果としての価格のチェックということで、基本的には社内外で契約価格が無差別になっているかと。必ず全く同じということではないんだと思う
んですけれども、そこの結果の価格に、差に合理性があるかということでありまして、そこの確認は引き続き必要だというふうに思っております。
加えて、資源エネルギー庁の電力・ガス基本政策小委の議論では、内外無差別に卸売がされたとしても、卸価格がつり上げられて高くなってないかとか、スクイーズが起きてないかという点はしっかり見るべきだという御指摘があったところでありまして、この点につきましては、先ほどもちょっと、前の議題でも御議論ございましたが、小売と調達価格が逆転しているようなケースにおいては、卸価格自体が高過ぎる、不当に高くなっている、
つり上げられているという可能性もあるので、そういったことも確認する必要があるのではないかと。社内外だけの比較ではなくて、そもそもの価格設定自体も合理性があるのかというのを見る必要があるのではないかということを書いております。
「また」以下は長期電源オークションに限った話ですが、こちらにつきましては他市場
収益の還付という話ですので、今度は意図的に還付を回避することを防止するという観点から不当に安く設定されてないかという点も確認する必要があるのではないかということを書いております。
最後に小売価格への反映。これも先ほどのまさに大小関係、調達価格と小売価格との関- 19 -

係ということなんですけれども、これは長期卸のみで比較するというよりは調達のポート
フォリオの中で、つまり長期とか１年ものとか、あるいはさらに短いものというもののトータルで大小関係を見ると。つまり、この例えば３年ものを買ったときに、３年ものだけと小売価格の比較というよりは、トータルで比較すべきではないかということを書いております。
12ページ以降、それを詳細に書き下して各項目ごとに書いているんですけれども、ここ
は、時間の関係で説明は省略させていただきます。
22ページ目、売手が設定した価格の合理性についても、特定のケースにおいては確認すべきということを書いております。
24ページ目以降に、今回のこうした基準に必ずしも基づいて確認するということではな
いのではないかと考えているケースを３つ書いております。順に25ページ目から、25、26、27と書いていまして、25ページ目につきましては、いわゆるコーポレートＰＰＡといわれる需要家と長期契約を結ぶケースについてです。これは単純に小売事業者が介在しないよ
うなケースもありまして、つまり発電事業者から直接需要家に販売するというようなケース。こういうケースにおいては、そもそもいわゆる卸売というのとは議論が、電源アクセスというのとは議論が違うと思いますので、評価対象外ということなのではないか。今回の基準が当てはまらないのではないかというふうに思っております。
他方で、２ポツに書いていますけれども、小売事業者が介在するケースにおいてはどういうふうに小売事業者を選定しているのかという点については、合理的な理由なく社内グ
ループ内小売を有利に扱ってないか確認する必要があるのではないかというふうに考えております。
26ページ目につきましては、火力入札のガイドラインに基づいて火力電源入札を行った
落札電源についてということで、これは１年のときにも対象外と整理していいのではないかとしておりまして、同様にここでも対象外としていいのではないかと書いてございます。
27ページ目、同じく火力入札の議論の中で火力入札の例外とされたものとして、電源建設者の発意で建設する電源というのがございまして、過去にこういったスキームに基づいて販売がされた電源についてということなんですけれども、もう既に既契約分ですので、過去のプロセスを評価してもしようがないと思う一方で、現時点でもし条件が違うということであれば、そこの評価はきちんとするべきだろうと思っております。
ただ２ポツで書いていますが、仮に◎にならないケースがあったとして、必ずしもその- 20 -

評価をずっと継続するのかという点については、その契約自体の改善状況ですとか全体に占める割合ですとか、他のこれから出してくる卸売が全体に占める割合ですとか、そういったもので総合的に判断することとしてはどうかということを書いております。
今のでⅠパート目が終わりまして、Ⅱパート目は、ＪＥＲＡが実際に今年度行った長期商品の販売の評価でございます。23年度中に３回に分けて販売を行うという、当初１回としていたものが審議会の議論も踏まえて３回に分けて、途中でやり方を改善していくということになっております。３回中の１回目が終わったということで、今の最初のパートでお示しした評価答申案に基づいて、事務局のほうで評価を行ったということであります。
30ページ目ですが、これは概要ということで、26年度以降の商品について４年から６年、あるいは協議によってさらに長期の販売を行っているというもので、グループ内外を問わず募集を行って、事前審査をした事業者に商品の販売内容を打診して契約に至ったということでございます。
31ページ目と32ページ目に評価のサマリーを書いています。実際の販売状況ですとか契約条件とかなかなか開示できない部分もございましたので、そこにつきましては事前に委員の皆様には御説明した上で、こうした案を作成しております。結論としては、31ページ
目一番下の項目にありますけれども、販売に際して一定の制約条件と販売量上限というのが設定されておりまして、具体的には西なら西、東なら東というところで、需要に応じて買える量が設定されていたということでありまして、そういう意味でここの項目に関しては、内外無差別が担保されていると評価できない、◎にはならなくて、結果、今回の販売というのは◎と評価できないのではないかということを31ページに書いております。
具体的にもう少し詳細に書いているのが36ページですが、先ほど申し上げた販売量基準というのを設けておりまして、販売量実績と保有電源に基づく需給バランス、控除ということで一定の制限を課していたので、ここが評価できないのではないかということであります。
ただ、３番目のポツに書いていますけれども、この点につきましては既にＪＥＲＡのほうで、経産省の審議会での議論を踏まえて販売を見直しますということをもともと発表しておりまして、今現に２回目のラウンドが始まっていますが、その中でこれは外しているということを確認したところでありまして、次回以降は、２ラウンド目以降においては改善されるということでございます。
以上でして、３番目のパートですが、41ページ。冒頭申し上げたとおり、６月の評価の- 21 -

ときに、23年度１年ものの評価のときに少し積み残しとなったところで、情報遮断の取組、
東電ホールディングスと九州電力、それから小売価格の先ほどの大小関係、沖縄電力についてその後確認したものというものでありまして、情報遮断については２社ともきちんと行われていたということを確認したということでございます。
沖縄電力の小売価格については、逆転している、小売よりも調達価格のほうが高いということではあったんですけれども、ここについては昨年度の調達価格が高かったということと、まだ小売価格の値上げが行われていなかったといいますか、当初想定していたより
も小売価格の値上げが遅れたということでこういうことになっているということでありまして、合理性がないわけではないということで○という評価としております。
今の小売価格のところにつきましては、後ろにより詳細に、47ページに詳細に書いております。
少し長くなりましたが、資料５－１としては以上でございます。
続けて資料５－２でございますが、容量市場関連費用等の不当な内部補助防止策ということで御議論いただきたい点、２ページですが、24年度からは容量拠出金の支払い、託送
料金の発電側課金の導入に伴って、お金の流れといいますか卸に関わるお金の在り方が少し変わるということで、これと不当な内部補助の防止という議論との関係を改めて整理したいということでございます。
まず、容量市場のお金に関して３ページですが、もともと内外無差別の卸売のコミット
メントというのはどういう問題意識でつくられているかというと、下の漫画にありますが、卸取引のところで社内と社外で社内だけを優遇しているんじゃないかという話が１つと、小売のところで廉売などが行われると競争をゆがめるおそれがあると。つまり小売部門が適切にコストを小売価格に反映しないと、結果的に競争をゆがめるという、この２か所をよく見ようというようなことで、コミットメントも、そういう発電側で利潤最大化、しっかり内外無差別に卸すということと、小売側でしっかりコストを積みますという、大きく２つから構成されております。
容量市場の収入、費用につきましても、この考え方に従ってしっかり監視を行っていくということではないかと思っていまして、具体的には、容量市場収入があると卸売の一部
でkW価値分を控除するということが想定されるわけですけれども、この控除するに際して、社内外無差別に控除を行っているのかというのを確認する必要があるのではないかという点を５ページに書いております。

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７ページですけれども、今度は小売側ということで、これまでは電力調達価格と非化石の調達コスト、こういうのを合計したものが小売価格と比べてどうかという大小関係だったんですけれども、今後は、これに加えて容量市場の拠出金というのも明確にコストとして認識して、こういう調達価格に加えて、非化石の価値とさらに容量拠出金の価値も踏まえて大小関係を見る必要があるだろうということを書いております。
最後に８ページですが、託送の発電側課金の導入に伴ってということですけれども、こ
れは発電側課金の一部が卸売価格を通じて転嫁された場合ということですが、コストは卸価格に含まれるということになりますので、内外無差別という観点からは、従来どおり、それも含めた卸価格なり卸条件というのが内外無差別かということと、小売取引においてそういったコストが適切に反映されているかというのを従前と同じようにフォローアップ
していくということになるのではないかというふうに考えてございます。
事務局からは以上でございます。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、議題３及び議題４につきまして御議論いただければと思いますので、御発言の希望がありましたらチャット欄でお知らせいただければと思います。
草薙委員、よろしくお願いいたします。
○草薙委員

草薙です。私は、議題３、議題４ともに事務局案に異存ございませんので、

資料５－１のほうからコメントを申し述べたいと思います。
特に長期の卸取引における内外無差別な卸売の評価方針案についてなのですけれども、今回提案いただきました評価方針の手法というのは、御説明にもありましたとおり、事業者の運用などの面での望ましい姿に業務内容を是正していただくということができる手法として優れているのではないかというふうに思います。例えば16ページの一例ですけれど
も、Ｇの与信評価・取引実績評価に係る確認項目案でいきますと、これまでみなし小売に対して実績だけを見て選んでいくというようなことでは十分でない、新規参入者の与信評
価の実態ということをちゃんとしていくということに徐々に変えていける可能性を感じます。このように事業者の業務の改善をいざなうということに優れていると思われまして、
今回の案を高く評価したいと思います。
これはまさにＪＥＲＡによる26年度以降の長期卸販売、今１回目の事後評価ということで御説明いただきましたけれども、同じことが言えると思います。例えば36ページにもありますような形で、早くもＪＥＲＡの業務の在り方というものが改善されているというこ- 23 -

とであろうというふうに理解しておりまして、この手法が大変優れているというふうに思っております。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

ほかにいかがでございましょうか。
末岡委員、よろしくお願いいたします。
○末岡委員

ありがとうございます。資料５－１のほうについてコメント差し上げられればと思うんですけれども、10ページ目の評価項目のうちのＧのところで、今、草薙委員のほうからも少しお話があったんですけれども、長期契約であれば契約相手のクレジットを見るということはより重要になるとは思う一方で、評価方法や基準などが明らかにされいないということが多いと思いますので、クレジットが足りないという結論だけで排除しても問題ないというような評価にならないように、実際の評価においては実態も踏まえてモニターしていただければと思います。
というのが１点と、あと27ページの取扱いにつきまして、コミットメント前の事情については今後の対応で評価を改めるということには、賛成というか、むしろ今後の対応で評価するということでもいいように思いますが、この評価方法と必ずしも同じレベルの話ではないとは思いつつ、６ページの３ポツの記載のところで、３回程度に分けたうちの初回が内外無差別ではないと判断された場合の取扱いというのは、分けたほうがいいのではないかと思います。一定の評価基準が確立した後の契約については、単純な比率で評価を事後的に変更するというよりは、初回の評価で△となった項目がよほど軽微であるとか、卸
売量がよほど少ないといった例外的な場合には評価を改定できるという程度にしたほうがいいのではないか、事業者の方に当初から慎重な検討を求めるべきではないかと思いまし
た。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、二村委員、よろしくお願いいたします。
○二村委員

ありがとうございます。私からは質問したいことがあります。容量拠出金の負担についてですが、容量市場は年度ごとに約定ということになっているので、年度によってかなり負担が違う、過去の数字で言いますと初年度が非常に高くて、その次の年には下がっているというようなことがあります。そういう状況を考えたときに、この価格を- 24 -

転嫁していく、控除していくルールというのは、基本、年度で完結するように行われるべきなのか、あるいは数年で均すことが可能なのかということを確認したいなと思いました。
また、それが市場ですとか事業者間の競争に何か影響を及ぼすのか、私には、分かりか
ねるところがありますので、関係者の皆様のところでもしそういったことに懸念があるのであれば、コメントをいただいたほうがいいかと思いました。そのルールの確認と、それが及ぼす影響ということについて議論したほうがよいのではということです。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。後ほど御回答いただきたいと思います。

ほか、いかがでしょうか。よろしいでしょうか。
それでは、先に斎藤オブザーバー、よろしくお願いいたします。
○小鶴オブザーバー（代理：斎藤オブザーバー））よろしいでしょうか。エネットの斎藤と申します。御説明をいただきましてありがとうございました。私のほうからは資料
５－１、５－２、それぞれ１点ずつコメントをさせていただきます。
まず、５－１につきまして、今後、長期卸の提供が開始をされて拡大していくということが想定される中、長期卸につきましても、単年度卸と同様に内外無差別の確認・評価を行っていくという方針に賛同いたします。一方で、単年度卸の評価の際にも申し上げましたけれども、◎と評価した理由、これにつきましては、この専門会合の場で十分に時間をかけて納得できる説明と議論をお願いしたいというふうに考えております。
６月の単年度卸の評価の際には、卸標準メニューの供給予定量が８割を超えているにもかかわらず、実際の供給量が１割未満にとどまるという事業者もおられましたけれども、評価は◎というふうになっておりました。また、供給力に占める卸標準メニューの割合を示す表には、その他というような分類がございましたけれども、その中に含まれる電源がどのような目的で、誰がどのくらいの量確保している電源なのか、詳細な説明をいただくことがなかったというところ、各社のその他の供給力の割合につきましても、かなり幅のある値となっておりましたが、評価は全て◎というふうになっておりました。
内外無差別の取組が進展するということは望ましいことでございますけれども、実質的に内外無差別になっているかにつきましては、細部にわたる検証と、十分に時間をかけた
丁寧な御説明と議論を引き続きお願いしたいというふうに考えております。
また、内外無差別の話とは少し離れてしまうかもしれませんけれども、オプション価値というものにつきましては、仮にこの内外無差別に提供されていたといたしましても、常- 25 -

時バックアップが廃止されたときに、例えば既存の常時バックアップのオプション価値よりも通告変更期限の締切りが早くなっていたり、また変更可能量が少なくなっている、あるいはオプション価値は提供されているけれども価格が高くて使えない、さらにはオプシ
ョン価値自体が提供されないといったようなことがございますと、競争環境の整備という視点では、現状から大きく後退してしまうことが懸念されます。
旧一般電気事業者は、小売がオプション価値のない箱型の卸売を受けていたといたしま
しても、例えば市場価格が下落した場合には、小売部門における損失を発電部門が市場で電源を差し替えるということで、逆に収益を得られるということになりますので、会社全体で見れば市場価格の影響は軽微とも考えられます。
このような旧一般電気事業者と新電力の違いや現状の常時バックアップの持つオプショ
ン価値が新電力の事業運営に影響することも考えますと、オプション価値として提供されますメニューは、競争環境の整備といった視点からも、現行の常時バックアップ相当として等しく提供されることが求められるのではないかと思っております。
次に、資料５－２でございます。不当な内部補助を防止するために容量市場収入の控除の考え方が内外無差別になっているか確認を十分に行うという方針に賛同いたします。一方で卸取引におきましては、各社の希望条件が一律ではなくて異なっているということが多くあると思いますので、取引価格の差というものがどのような理由で生じたものなのか、
それが内部補助で行われた結果なのかどうかを具体的に確認するということが難しいことも考えられます。この点、御確認をいただく場合につきましては、実際の取引文書の確認や、その中で控除単価の設定が具体的に幾らとなっているかなど、単なるヒアリングにとどまらずに、より具体的な確認をお願いしたいと思っております。
いずれにいたしましても、次年度向けの卸取引交渉、これは既に始まっておりますので、より実効性の高い確認方法の早急な検討をお願いしたいというふうに思っております。
最後に、スライド７にもございますように容量拠出金相当額が適切に小売価格に反映されているかにつきましても、今後、十分な確認をお願いしたいと思っております。
私からは以上になります。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、松村委員、よろしくお願いいたします。
○松村委員

松村です。事務局の整理、合理的だと思いますので、このとおりに進めていただければと思います。

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まず、自分で言っておいてちょっと変な気がするのですが、価格が高過ぎることの懸念
は、もちろん重要な点できちんと見ていただきたいのですが、価格が低過ぎる問題もあり得ることを指摘し、対応していただきました。これは、長期脱炭素電源市場を念頭に置くとそれがあり得ると言ったわけで、価格が低過ぎることについて何らかの対応ができないのは困るので、ここで歯止めをかけてほしいという意味で発言しました。
それで、そのようにしていただいたと思っているのですが、一方で、これは相当に限定的なもので、低過ぎることが問題になる局面は、さっき言ったような長期の脱炭素電源市場と直接リンクしているだとかというような、相当限定的な状況のみ。しかも、仮に低い価格だったとしても、その価格で売るというのではなく、例えば市場のようなものを自ら設計して最低価格を設定する、あとは、入札で決まるというときのその最低価格が低過ぎるとか、そういうようなことを問題にしているものではないことを念のために確認させてください。
つまり、これが独り歩きして、高過ぎるのもいけないのだけれども低過ぎるのもいけな
いのでしょう、という整理を逆手に取って変なことが出てこないかを心配している。これは相当限定的なことだ、主に高過ぎることを懸念しているのだということは念のために確認させてください。
何でこんなことを言っているのかというと、全く別の文脈で、例えば限界費用で入札しなければいけない、スポット市場で入札しなければいけないという規制がかかったときに、じゃ低い札入れちゃいけないのねという反応をした事業者が実際にいた。極端なことを言えば、発電所のいろいろな運用上の制約で、成り行きに近いような札を入れて確実に動かしたいというようなときでも、それをしたら規定にひっかかるのねというような、そうい
うことはどう考えても規定の趣旨からしておかしいのにもかわらず、普通の人が考えればどう考えても変だという議論が、実際に事業者によるルールの曲解ともとられかねない妙な議論が横行したことを考えれば、今回の件でも変に引用されないかを少し心配したので、念のために発言しました。
次に、先ほどオブザーバーから御発言があったケース、◎と整理はされているのだけれども本当に大丈夫なのかというケースに関してです。常時バックアップが廃止されるのは、今回の整理では重要な点は全部◎にならなければいけない。そうすると、特定の項目については◎ということになっているのだけれども、御懸念になっている点は、別の項目を考慮するときに考慮されて、そちらで◎になっていないということだったとすると、それ自- 27 -

身大きな問題にはならない。どの道常時バックアップの廃止にならないから。具体的にこういう懸念があるのにもかかわらず、このままいくと本当に廃止されてしまう。今回整理されたものではなく、追加で今後そうなるものに関して、具体的にこんな不合理なことがあるにもかかわらず、本当に廃止していいのかというケースがもし本当にあるとすれば、もう少し抽象的な形じゃなく具体的に委員会で指摘していただける、あるいは事務局のほうに言っていただいて、事務局のほうで経営情報の観点から差し支えない形に加工した上で、ここで議論することが重要になってくると思います。実際に買っておられる事業者の方の受け止めは、全て合理的だから必ず受け止めるというわけでは決してないのだけれど
も、合理的なものは当然反映させるべきだと思いますので、そのような点については、具体的にいろいろな機会で御指摘いただければと思いました。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、中野オブザーバー、よろしくお願いいたします。
○中野オブザーバー

中野です。私からも何点か。順番前後してしまいますけれども、47ページの沖縄電力さんの論点です。小売価格が調達価格を下回るような状況が続く場合
は、まさに内外無差別とは言いがたい状況と考えております。この点について、期間の例
として「例えば今後２年」というふうに括弧内に書いてございますけれども、これは、２
年はそのままでいいといったような、少し誤解を招くような表現ではないかと思います。
先ほど東室長がおっしゃっていましたが、特別な事情で一時的に小売価格が調達価格を下回る事象が起きるのは理解できますけれども、それが１年以上にもわたって継続するというのは、内外無差別が担保されているとは言いがたいと思います。もう少し短い期間として、半年、１年と区切ってきちっと評価を続けていただきたいと考えております。それがまず１点目です。
次、ＪＥＲＡさんの事案ですけれども、このＪＥＲＡさんに限らず事務局や委員の先生の御尽力によって、例えばベースロードをはじめとして、以前に比べればよくなっている。
このＪＥＲＡさんの26年度以降の契約についても、価格水準についてはいろいろな見方があるのではないかと思いますけれども、販売方法ということに関しては、価格が提示された上で希望量を決めることができることや、年間の販売スケジュールというのがかなり早い段階で公開されて、買手にとっての検討する期間が十分に確保されておりました。そうしたところからも、この販売方法というのは非常に我々にとってはリーズナブルだったと- 28 -

考えてございます。
ところが一方で、これは以前から申し上げているんですけど、24年と25年度について、
とりわけ東エリアについて、一体どういう改善がなされているんだろうかと思っております。これまでの議論を振り返ると、2022年11月の79回会合において複数の先生方から、これは内外無差別ではない、あるいは内外無差別でないことを認識しなければいけないといった御発言がありました。私も発言したと思います。
それから今年の６月の86回会合の資料の中で、東京エリア、中部エリアではＪＥＲＡ等と小売事業者との間に係る記載がありまして、最後に、内外無差別な卸売に向けた取組が大きく進展しているとは評価しがたいとあり、事務局としても、内外無差別ではない状況というのは認識されていると思います。それにもかかわらず、今回、残念ながら24年と25年について、資料には全く示されませんでした。事務局に質問したいのですが、この状態を許容するということなのか、そもそもこれは内外無差別となっているというふうに考えているのか、その認識を改めてお聞かせいただきたいと思います。
と申しますのは、東京エリアの入札というのは始まりかけています。いつ締切りになるかというのは分からないんですけれども、のんびり議論していれば、また今年も終わってしまいます。24年度の入札は終わってしまうわけです。ですので、我々にとって時間的な猶予というのは実はあまりないわけです。この点、お聞かせいただきたいと思います。
さらにいえば、先ほどの域外進出の課題でいろいろ書かれていましたけれども、それらは全て我々新電力が直面している課題です。やはり卸売の調達環境が整備されないということにより、旧一電の皆さんも域外進出が進まないということなのだと思います。ですから、とりわけ東のエリアでは、26年度までは域外進出が進まない状態ということをある意
味許容するということにもなりますので、その辺りもきちっと御認識いただいた上で事務局としてのお考えをお聞かせいただきたいと思います。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、石川オブザーバー、よろしくお願いいたします。
○石川オブザーバー

中部電力ミライズの石川でございます。資料５－１について発言をさせていただきます。
資料、22スライド、確認観点Ｍのところの小売価格への反映のところについてコメントさせていただきます。旧一電の小売部門が大宗の電源を自らの発電部門から調達している- 29 -

現状においては、小売価格と卸売価格が整合していることを確認観点とすることは、合理的であると考えています。ただ今後、長期の卸取引も含めて内外無差別な卸売が進んでいきますと、旧一電の小売部門の調達の大宗が必ずしもグループ内の発電事業者からの卸とはならず、小売料金と卸料金は整合しなくなってくる。あくまで過渡的な観点であると考
えております。
例えば発電、小売が分社しております当社とＪＥＲＡ社に関していえば、ＪＥＲＡ社の60㎐の長期商品は内外無差別な卸売に最大限配慮した商品設計となっていると考えられ、今後は、当社の電源調達の大宗を必ずしもＪＥＲＡで占めるとは限らないと思っております。このため、当社１社の小売料金にＪＥＲＡの卸が反映されているかを確認しても、整合していない小売料金と卸料金の確認にしかならないのではないかと懸念しております。
別の審議会の話で恐縮でございますが、本日の資料にもあるとおり、エネ庁の電力・ガス基本政策小委員会では、発電側が寡占的な価格支配力を行使することを懸念されるコメントが複数の委員から出されていたかと存じております。そうしたコメントに沿った評価をするためには、卸価格自体を評価する物差しを用意すべきではないかと考えており、御議論いただければと思います。
私からの発言は以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

ほか、よろしいでしょうか。どうもありがとうございました。
それでは、複数の質問があったと思いますけれども、よろしくお願いいたします。
○東取引制度企画室長

いろいろな御意見・御質問ありがとうございました。順にお答

えさせていただきますと、まず末岡委員から、27ページの話と６ページの話はちょっと違うのではないか、同じ総合的に評価といっても、評価基準が示される前のものと後のものでは違うのではないかという御指摘だったと理解しております。
そこはおっしゃるとおりかなと思いますので、御指摘踏まえて、今後、実際に事後評価を行っていくところで、改めてどういう状況になっているかというのを確認して、また御審議・御議論いただきたいというふうに思います。
それから二村委員から御質問のありました、容量市場のお金について１年なのか数年なのかということなんですけれども、まず御指摘のとおり、容量市場の約定価格といいます
か拠出金の水準は年度ごとに違っております。その中で、１年の商品であれば１年で反映していく、複数年のものであれば複数年の中で反映していくということに基本的にはなる- 30 -

のではないかなというふうに思っています。これは、今後各社がどういった考え方で商品を出すのかというのは、まさに本日の御議論も踏まえて確認していきたいと思いますけれども、恐らくそういうことになるのが自然なんじゃないかなと思っております。
また、そこに明確なルールがあるかと、ルールを確認させていただきたいということでしたが、明確なルールがあるかと言われますと、必ずしも具体的にこういうふうに反映しないといけないということになっているわけではなくて、あくまで基本的には当事者間の協議の中で、既存契約について当事者間の協議の中で見直すのが適切という指針が示されているだけで、必ずしも算定方法について明確なルールがあるわけではないので、今後、特に内外無差別という観点からは、先ほど申し上げたように、どういう設計になっているかというのと、それが社内外で条件が違うということがないように確認していくということかなと思ってございます。
それから斎藤オブザーバーの御指摘の点につきましては、先ほど、その後松村委員からも御指摘ありましたけれども、具体的にどこに問題意識があるかと、あるいはどこがおかしいという点がございましたら、公表できる、あるいは開示できる、できないという制約
はございますが、きちんとお伺いした上で検討していきたいというふうに思っております。
それから松村委員から御指摘のありました、低過ぎるというケースは長期オークションのものであって非常に限定的なものかというのは、そういう御理解のとおりだと思います。
あくまで長期オークションで、いわば還付逃れといいますか、還付を小さくするために不当に低く設定するというケースを懸念しておりまして、基本的には、むしろ逆の高くなり過ぎてないかという側がより大きな関心であるというのは、おっしゃるとおりだというふ
うに思っております。
それから中野オブザーバーから御質問のありました24年度、25年度はどうするのかという点ですけれども、まさに御指摘いただいた昨年11月の議論で内外無差別になっているとは言えないという御指摘もありまして、実際に今年の評価としても、東京エリアですとか
内外無差別ではないという評価になっておりまして、ここについては改善が求められるところだと思っております。
また、同じときに議論した中で、まずは26年度以降、一方、既存の契約が25年度まであるという中で、契約自体をどうこうというところまでいえるのかという問題意識はありまして、そういう意味で、まず26年度以降の改善を求めていくべきだということをそのときにもお示ししておったと記憶しておりまして、まさにそれを踏まえて26年度以降の販売の- 31 -

在り方について改善を促してきて今に至っているということでありまして、足元の状況が無差別だと理解しているのかといえば、そうではないという判断ですし、それがよいと思っているのかといえば、そうではないということなんですけれども、そこは引き続き改善されるべき点だとは思っております。
それから石川オブザーバーから御指摘のありました点で、今後、調達の構造が変わってくれば、社内・グループ内の卸と小売の比較に意味がなくなってくるというのは、それはおっしゃるとおりだと思います。究極的には、全く社内・グループ内取引がなくなったら、
そういうことを見ることに意味はないというか、そもそも内部補助の懸念がないということになると思いますので、あくまでそれは程度論だと思いますけれども、これは大宗が今社内・グループ内で取引されているというのを前提にしたスキームでして、これが大きく大前提となる調達構造が変わってくるようであれば、そのときには必要なまた検討をするということだと思っております。
最後に御指摘のあった卸価格自体を評価する物差しという点につきましては、ここで御議論いただいているのはあくまで内外無差別に卸していますかという視点だと理解していますので、そういう中で見るとすれば、まさに今回お示ししたように、小売価格と逆転しているようなケースにおいてどこに問題があるのか、小売が低過ぎるのか、卸が高過ぎるのか、あるいは両方なのか、そういったことをチェックする必要があると思って書かせていただいたものですが、今後の議論として、そもそもものすごく例えば卸市場価格水準が上がっていくとか、ものすごく特定の仮に市場支配力のあるような発電事業者がいたとして、その支配力が行使されていると思われるようなケースがあれば、それはそれでもちろんきちんと監視を行っていくということだと思っております。
事務局からは以上であります。
○武田座長

どうもありがとうございます。活発に御議論いただき、ありがとうございます。２つの議題のいずれの論点につきましても、事務局案に御異論なかったと思います
ので、事務局おかれましては御対応をよろしくお願いいたします。
それでは、続きまして、議題の５番目に移りたいと思います。議題の５番目は「インバランス料金制度の見直しについて」でございます。事務局から説明をよろしくお願いいたします。
○鍋島ＮＷ事業監視課長

それでは、資料６－１につきまして、ネットワーク事業監視課から御説明いたします。

- 32 -

２ページ目、本日の議論ですけれども、以前の制度設計専門会合におきまして補正イン
バランス料金のＣ及びＤの値について議論を行いました。その際、今夏の需給状況などの直近の状況も踏まえた上でさらに検討するとしていたところです。本日は、前回会合での指摘を踏まえつつ、今夏の需給状況、事業者等へのヒアリングを行いましたので、御議論いただければと思っております。今回の議論で御了承いただければ、これまでの議論を踏まえて中間とりまとめ文書の改定を行いたく、それについても議論いただければと考えております。
３ページ目は過去の審議会の資料ですけれども、現状の補正インバランス料金についての解説資料です。説明は省略いたします。
４ページ目は、これも以前の制度設計専門会合の資料でありまして、先ほど申し上げた
とおり、改めて検討するということにしていたところです。
５ページ目から補正インバランス料金のＣ及びＤの値について、今般、追加的に情報収集した内容を御紹介いたします。
６ページは、参考までに前回会合における主な意見でございまして、２つ目の誤算定についての二村委員の指摘につきましては、前回、状況を御報告しました。
山口委員からは、ＤＲの発展に対する影響などについて御指摘をいただいていたところです。
７ページ目ですけれども、まず今夏の需給の状況ですけれども、この夏、補正料金算定
インデックスが10％以下になったコマは、全体の２％にとどまりました。この状況ですけ
れども、太陽光発電の出力低下と夕方の需要増加が重なったときに起こる傾向があったということではあります。
ただ、８ページですけれども、全体的にエリアプライスは落ち着いておりまして、最高価格は東京エリアの25.5円ということでありまして、９ページ目ですけれども、昨年と今年のスポット市場価格を比較しても、赤が昨年、青が今年ですが、今年の価格はかなり落
ち着いておりました。ということで、追加的に何か念入りに分析するような事案は発生しませんでした。
10ページ目ですけれども、事業者ヒアリングを行いました。まず、ＤＲ事業者に対しましてヒアリングを行ったところ、Ｃ値を引き上げたほうがＤＲは促進されるとお答えになった事業者もおります。ただ、その場合においても、どの程度Ｃ値を引き上げるとどの程度ＤＲが増加するかといったところは分析を行っていないという御回答もありました。

- 33 -

一方で、現状のＣ値でもＤＲは促進されている。また、Ｃ値を引き上げるのであれば、容量拠出金などが発生した後で小売電気事業者の負担が落ち着いたタイミングがよいのではないかという意見もありました。
このページの一番下のところでは、ＤＲの発動に失敗した場合に、むしろインバランスを引き上げた場合にはＤＲにとってマイナス要素になるのではないかとお答えになる事業者もいらっしゃいました。
次のページは11ページで、小売電気事業者、発電事業者、一般送配電事業者にも御意見を一部伺いましたけれども、小売電気事業者からは、インバランス料金の引き上げについて慎重な意見が多かったと。一部の発電事業者からは、現状維持に異論はないという意見もありました。一般送配電事業者からは、様々な条件によるけれども、一般的にはＣ値の上昇により需給状況はよくなるのではないかというような御意見をいただきました。
12ページ目ですけれども、素材を御提示した上で今後の方針ですけれども、まずこの夏の状況につきましては、先ほど申し上げたとおり、需給は安定しておりましたので、追加的に詳細分析が必要な場面はなかったと考えております。前回の議論を踏まえましてＤＲの事業者へのヒアリングも行いましたけれども、一般論として、Ｃ値を引き上げていくことでＤＲ事業者数は増加していくのではないかという意見がありましたけれども、ただどの程度引き上げていくことが妥当なのか、どの程度引き上げていくとどう促進されるのかというような分析は困難という御回答でした。
それから小売電気事業者へのヒアリング結果は、先ほど御紹介したように慎重な意見が多かったというところであります。
加えまして、次のページでありますが、参考までに付け加えているところですけれども、
これは内閣府の再生可能エネルギータスクフォースからの提言ですけれども、６月に負の市場価格と負のインバランス料金を許容するべきではないかという御提案をいただいております。
これにつきましては、14ページで資源エネルギー庁の審議会でも今議論が継続中という状況になっております。
そういうことも踏まえまして12ページに戻りまして、ＤＲ事業者の御意見、ヒアリング結果もありましたけれども、ＤＲ育成の重要性や需給逼迫時の対応促進等の観点から、将来に向けてＣ値を引き上げていくという従来からの方向性は堅持するとして、今夏の需給状況は安定しておりますし、小売電気事業者の事業環境の大きな変化が予想される2024年- 34 -

度からのＣ値の引き上げは避ける。つまり現行のＣ値の暫定200円／kWhというのをあと１年継続し、値上げ幅の議論を引き続き24年度以降も継続することとしてはどうかと考えております。先ほど申し上げたとおり、ネガティブプライスの議論もされているということでありまして、そうしたことについても留意が必要というふうに考えております。
15ページ以降ですけれども、中間とりまとめの改定でありまして、16ページですけれど
も、まず、これまでの議論の振り返りで、今年２月以降、５回にわたりましてインバラン
ス料金についての議論を行っておりました。
17ページですが、これまでの検討を踏まえまして、まず、以前基本的に御了解いただい
た補正料金算定インデックスに関しまして、予備率と一本化するということについては、その旨記載し、Ｃの値については、本日の事務局提案が了承されれば、24年度は引き続き暫定的な措置として200円／kWhを適用する。25年度以降については、別途検討するという旨を記載することとしたいと考えております。
最後の➢ですが、技術的なことですけれども、限界的なkWh価格の決定方法が少し変わりますので、それに合わせた記載にしたいという、これは技術的な修正であります。
18ページは、過去の資料の再掲になります。
事務局からの説明は以上となります。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、議論に移りたいと思います。御発言の希望がございましたら、チャット欄でお知らせいただければと思います。
山口委員、よろしくお願いいたします。
○山口委員

山口です。ありがとうございます。事務局におかれましては、ＤＲ事業者、小売事業者、発電事業者、一般送配電事業者様への丁寧なヒアリングをしていただきまして、ありがとうございました。ヒアリング細かく見ていただきまして、内容も非常によく分かりました。
その結果としてのまとめなんですけれども、スライド12のまとめも非常に納得できます
し、12ページの下側の矢印の部分、方向性は堅持しつつ24年度からの引き上げは避けるということで、そういうまとめも妥当であって、中間とりまとめの改定についても、このようにまとめていただいて納得できました。どうもありがとうございます。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

- 35 -

ほかにいかがでございましょうか。
それでは、草薙委員、よろしくお願いいたします。
○草薙委員

ありがとうございます。草薙です。私も事務局の御提案に賛同いたします。

資料６－１の例えば10ページのところで、そもそもＤＲの促進のためにはインバランス
料金は高いほど望ましいといった認識が有力であったと思いますけれども、御説明があったとおり、ＤＲ事業者からの御意見で、Ｃの値を引き上げた場合に、ＤＲに失敗した場合のリスクを懸念する意見があったという御案内、一番下のポツでございますけれども、御紹介がありました。
その１つ上を見ますと、ＤＲ事業者のお立場であっても、現状の補正インバランス料金の上限値においてでも十分ＤＲ事業は促進されていると考えているという、冷静な受け止めもあるということも理解したところでございます。
また、11ページのほうなのですけれども、小売電気事業者の御意見で、厳気象ではなくて大規模災害によって需給逼迫が発生した場合の事業への影響というような意見もあるということが理解されます。ヒアリング内容の４つ目のポツです。こういった様々な角度からの意見というのを集めてくださったのは大変ありがたかったというふうに思っておりま
して、しかし方針は変えずに24年度以降も引き続き議論を行うということが妥当なのだろうと思っております。
資料の副題で、補正インバランス料金のＣ及びＤの値ということですので、Ｄの値45円という部分、こちらのほう、議論というのは、この資料からはそれほど見てとれませんけ
れども、これでもうよろしいのか。３ページの45円／kWh、こちらのほう、もうよろしいですかということはお聞きしておきたいと思います。
以上です。ありがとうございます。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、岩船委員、よろしくお願いいたします。
○岩船委員

岩船です。整理ありがとうございました。私も、今回の事務局の提案には同意いたしたいと思います。
前回ちょっと発言しなかったんですけれども、今のところの夏の状況、７ページを見ていただいて、夏も逼迫がそれほど起こっていないということですし、今後、容量市場がきちんとワークすることを考えると、それほど逼迫の可能性自体は小さいのかなと思います。
スポット価格などに大きな影響を及ぼす懸念もありますので、ここで600円とする必要- 36 -

はないかなというふうに思いました。ただ、この600円というのが、すみません、ちょっと記憶がおぼろになってしまっていて、そもそもはどうやって決まったんでしたっけみたいな。それ自体の決め方と向こうの状況を照らし合わせて、600円を金科玉条のように扱っているところもあると思うんですけれども、これがそもそもどうでしたっけという確認ももう一回必要かなと思いました。
あとは、ただ冬に関しては、恐らく夏よりも厳しい状況が予想されますので、きちんと補正料金価格インデックス、インバランス料金の値の動向についてウォッチしていただきたいと思いました。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、松村委員、よろしくお願いいたします。
○松村委員

松村です。発言します。事務局の提案、合理的だと思うので、支持します。

私の理解では、とりあえず200円を引き上げるということに今しないけれども、このままでずっといくということを決めたわけではなく、今後も議論を継続し、場合によっては上げる、あるいは制度を大きく変えるということもあり得るということの整理だと思います。全く合理的な整理だと思います。
直近夏に市場が高騰しなかった、だから引き上げる必要はないという議論は、私には全く理解しかねます。私は真逆なのではないかと思うんですが、インバランス料金の上限価格を引き上げるということをして、その結果としてスポット価格にももちろん大きな影響を与え、その大きな影響を与えるということのすごく深刻な状況というのが起こるとすると、例えば600円に仮に引き上げたとして、600円近傍にずっと張りついてしまうなどというようなことになると、物すごく深刻な影響というのを与えてしまうし、その張りつくというような状況だったとすると、ＤＲで一時的にkWを供給するというようなことによって対応できるようなものではない、そういう状況になるんだと思います。
そのような懸念がすごくあるときに引き上げてしまうということをすると、数年前の冬のような深刻な事態というのを引き起しかねないかという、そういう懸念だということからすると、価格は落ち着いていたということは、逆に言えば、むしろ引き上げるという好機なのではないかという議論すら出てき得るというか、落ち着いていたから必要ないという議論は、私はよく理解できません。
しかし、いずれにせよ、今は引き上げるタイミングではないというのは全くもっともだ- 37 -

と思いますので、先ほど言ったように事務局案は支持しますが、将来について、それが600円なのかどうかということは全く別として、引き上げるという可能性を放棄したわけではないということが重要な点だと思います。
この点についてあまりにも先のことを言い過ぎるようなのですが、2028年以降、同時市場というのが順次実装されていって、在り方が大きく変わるということになります。調整力市場の姿もそれまでには大きく変わるというようなことになるという、そういう局面で28年度以降のことについて手足を縛るような整理というのはとてもまずいと思っていて、したがって、今回の整理のように、当面は見ないのだけれども、上げないとコミットしたのではないということというのは、その観点から見てもとても望ましいのだと思います。
いずれにせよ、今回の事務局の整理は合理的だと思います。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

続いて、末岡委員、よろしくお願いいたします。
○末岡委員

ありがとうございます。私も、事務局案に結論においては賛成いたします。

その上でということではあるんですけれども、10ページの上の欄の３つ目の➢のところ
で、容量拠出金が発生して落ち着いたタイミングがよいというような御意見があったとい
うところなんですけれども、拠出金は一時の支払いではないという理解ですので、今後も同様に、結局、翌年については分からないということで後ろ倒しにならないようにすべきではないかという点が気になりました。
また、松村委員がおっしゃった点と同様ですけれども、今年は落ち着いていたということであれば、逆に落ち着いているタイミングで検討したほうがいいという視点もあるのではないかと思いますので、今後の検討のタイミングでその点も考慮いただければと思います。
それから別の点ですけれども、600円と定めた時点と、４ページに記載のように、趨勢
として平均360円くらいというような調達価格が提示されている現時点で、インバランス
料金のＣ値というのも異なってくるのではないかと思いますので、今後ということだと思
いますけれども、上げるかどうかという点だけではなくて、幾らぐらいの目線で検討されているのかというのも、差し支えのない範囲で教えていただいたほうが議論しやすいように思いました。
以上です。

- 38 -

○武田座長ありがとうございます。

それでは、大山オブザーバー、よろしくお願いいたします。
○大山オブザーバー

広域機関の大山でございます。よろしくお願いします。今回検討いただいたインバランス料金制度の趣旨について発言したいと思います。
インバランス料金制度の本来の趣旨は、高額なインバランス料金の支払いを事業者に求めることに本質があるわけではございませんで、各事業者に不足インバランス発生を回避する適切なインセンティブを付与する。そういうことで、市場メカニズムによって需給バ
ランス改善、ひいては安定供給につなげるものだというふうに考えております。
この点、直近の需給状況、事業環境への影響等から、Ｃ値の引き上げを見送る方針に特段異論はございませんけれども、将来に向けてＣ値を引き上げていくという従来からの方向性を堅持した上で、引き続き継続検討をお願いできればと思っております。
また、その際には、余剰インバランス発生を抑制するインバランス料金制度についての検討も併せてお願いできればと思っております。
御存じのとおり、昨今は東京エリアを除く全エリアで再エネ出力制限が実施されておりまして、今年の６月３日には、広域機関からも関西エリアに対して初めて下げ代不足融通指示が出されたところです。そのような中、余剰側に対しても各事業者に必要な回避行動を促す必要があると考えておりまして、そのような仕組みが需給バランス改善、ひいては安定供給や再エネ抑制の低減にもつながると思っております。よろしくお願いします。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

続いて、國松オブザーバー、よろしくお願いいたします。
○國松オブザーバー

日本卸電力取引所・國松です。ありがとうございます。この件につきまして以前発言させていただきましたので、引き続きになりますけれども、このＣ値
200円が暫定的な措置で、これが23年度までと決めていた、それを延長するには、延長するなりの私は理由というのがしっかり必要だと思っています。600円が何だったかどうかというのも含めてなんですが、600円、私の記憶では停電コストと言われているものかと思っております。
そもそも補正インバランス料金の設定というのが何で必要だったかのところをもう一度考えて、この形、この斜め線が必要なのかどうかはいろいろな議論があろうかと思います
けれども、Ｃの部分、Ｃ値というのは、停電コストをどうにかこうにか求めながら、停電- 39 -

策と同じことで我慢してもらうという金額がこのＣ値の理由だったかと記憶しております。
200円というのは、全くもってある意味、意味がない金額ですよね。過去の時間前市場の最高約定価格というのを取ったというのは、この補正インバランス料金を設定するのに、全く違うもので何となく聞こえがいい200円というのをつくった。それは当初入れるには必要だった措置だと思いますが、それを延長するのであれば、やはりそれなりの理由も私は必要だと思います。その整理というのが、今年落ち着いていたからという話では決してないかと思っております。だから600円にしろという話ではないんですが、決めた政策については、それを変えるのであれば、それなりの理由というのが私は必要なんではないか
なと思います。
また、７ページのほうで今夏の部分出していただいておりますが、補正料金インデックスというのは上限ではなくて下限だというのは、このグラフを見れば明らかで、そこの勘違いをされている方も多いのかなと思いますけれども、下限を実施しなければ、例えば北海道の７％ぐらいのときに実際の稼働した電源の単価が幾らであったのかというのは、それが幾らに上がってしまったのか、それが補正インバランスというのが効いてきた証であって、東京の部分でいえば、８％のときとかは補正インバランスが効いてないわけですよね。これをどう考えていくのかというのもいろいろあろうかと思います。幾らが幾らに上げられたのかというのが大事な要素になるかなと思います。
ここで問題になるのが、200円のＣ値の設定というのが、もう電源がなくなってその価格では出てこないにもかかわらず、使われたときに幾らに設定するのかだと思うんです。
出てくる以上は、その出てきた調整力、予備力の価格を上げれば、それはいいわけですけ
ど、出てこなくなるぐらいまで逼迫したときのインバランス料金は幾らにすべきかという議論だと思っていて、それは停電コストであるというところから、３％のところでＣ値、本来であれば停電コストたる価格というものが設定されていた。その前の傾きがどうかというのは議論をするべきかと思いますけれども、何にしましてもＣ値の見直しについては、
もう少し何か理由というものをはっきりさせたほうがいいのではないかなと思った次第で
す。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、続きましてエネットの斎藤様、大変恐縮なんですけれども、時間押しておりますので、手短に御質問等いただければと思います。よろしくお願いいたします。

- 40 -

○小鶴オブザーバー（代理：斎藤オブザーバー）

ありがとうございます。手短に申し上げます。このたびは幅広い事業者に対してヒアリング、事務局から実施していただきましてありがとうございます。12ページの、24年度からのＣ値の引き上げは避けるという御提案に賛同いたします。
今後、25年度以降に向けた議論を行う場合につきましては、現在の中間とりまとめにもございますリスク回避手段というものが十分に整備されているかにつきましても、御確認いただくことをお願いしたいと思っております。
また、先ほど草薙委員からもコメントをいただきましたように、ＤＲ事業者から、スライド10にありますようなＤＲに失敗した際のリスクといったようなものであるとか、各事業者立場ごとに様々な意見がございますので、その辺りも踏まえて慎重な御議論をいただ
ければというふうに思っております。
以上になります。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、山本オブザーバー、よろしくお願いいたします。
○山本オブザーバー

ありがとうございます。山本でございます。本件、Ｃ値の暫定措置を継続ということでございますけれども、2024年度から容量市場の実需給年度が開始しますとともに、需給調整市場におきましても全ての調整力商品の取引が開始されます。安
定供給に市場の果たす役割はますます大きくなるものと考えております。特に需給逼迫は事前に想定できるものばかりではなくて、急に起こることもあり得ますので、そのような場合、市場行動につながる価格シグナルが重要であり、これが適切に発せられないと対応がとられない可能性があるのではないかと思っています。この場合、広域機関や一般送配電事業者だけでなく、自家発事業者、ＤＲ事業者や需要家等々、多くの方に影響を与えることになると思います。
このため、記載にありますけれども、将来に向けてＣ値を引き上げていくという従来からの方向性は変わらないと考えてございますので、その方向性を踏まえて今後も検討を進めていただければと考えております。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、事務局からコメントございますでしょうか。
○鍋島ＮＷ事業監視課長

事務局からですけれども、まず草薙委員から御質問のあった- 41 -

Ｄ値の取扱いですけれども、これは45円という現状を維持するということを考えております。
あと、それ以外に様々な角度からの御意見ありがとうございました。事務局の真意といたしましても、夏の需給が落ち着いていたからこのままでいいというふうに考えているわ
けではありませんで、夏の間に何か新しい事象が発生したら、さらにそれを分析したいという趣旨でありました。そういうことで、単に追加材料がなかったということでありまして、落ち着いていれば今のままでいいというふうには考えておりません。
広域機関からも御指摘ありました、経済的に回避する市場インセンティブということですけれども、現在の600円というのは、かつて電源１´の平均価格ということで、回避手段のコストなどを参照しながらつくっていったものであります。これが現在の価格でとると360円程度というような話にもなっておりますが、一方で事務局から紹介したようなネ
ガティブプライスの問題であるとかいろいろな問題がございますので、引き続き事務局としては、何円であるべきというところは、末岡委員から御指摘ありましたが、そこは提示
せず、引き続き24年度になっても検討していきたいというふうに考えております。
○武田座長

どうもありがとうございます

本件につきましては、委員の皆様から賛成をいただきまして、またオブザーバーの皆様からも結論に反対意見はございませんでしたので、このまま進めさせていただきます。事務局におかれましては、まず丁寧に対応いただきまして、どうもありがとうございました。
引き続き対応のほど、よろしくお願いいたします。
さらに2022年度以降のインバランス料金制度について、中間とりまとめの改定に関しましては、今後、電力・ガス取引監視等委員会に御報告することといたします。
それでは、続きまして議題６「需給調整市場の運用について」、また議題７「三次調整
力①向けの連系線確保容量について」に関しまして、まとめて説明をお願いいたします。
○鍋島ＮＷ事業監視課長

それでは、資料７につきまして、事務局・ネットワーク事業監視課から御説明いたします。
まず、２ページ目、本議題についてですけれども、今回も引き続きΔkWの価格規律の在り方、それから上限価格の設定などにつきまして御議論いただければと考えております。
また、電力需給調整力取引所からリカバリー処理の仕様案についても御提示いただきましたので、御意見いただければと思います。
３ページ目ですけれども、まずΔkWの価格規律についてです。前回会合では、これも- 42 -

様々御意見いただきまして、事務局からはいろいろ御提案しましたけれども、ΔkWの応札
インセンティブにつきまして、例えば可変費用の何％というような案は、もともと別物であるkW単価とkWh単価を換算するということで分かりづらいのではないかというような御指摘をいただきました。また、水準感についてもいろいろ御指摘をいただいたところです。
一方で応札事業者からは、未回収固定費についての懸念が示されたところであります。
こうした議論がありましたけれども、まず事務局として行ったことといたしまして、事前的措置の対象事業者に対しまして、前回会合で提示した案で試算した場合にどういう水準であれば固定費が回収できるのかということを、まず事業者に問い合わせを行いました。
４ページがその問い合わせたときの方法ですけれども、エクセルの表のような形で固定費や他市場収益をどう見積もっているのかというようなこと、これは事業者から思うところをそのまま書いていただいたものであります。
５ページは、そこを私たちもまず検算はいたしまして、その上で割り算等々の計算を行いますと、固定費回収のために必要なインセンティブの額というのは、ここに掲げられているとおり、0.33円から高いものでは60円ということでばらつきが多かったということが分かりました。
６ページですが、そういうことを踏まえての事務局の案でありますけれども、こうしたばらつきがあるのが事実であるということを考えまして、統一的なこれが一定額の上限値であるというようなものを示すというよりは、２つに分けましてＡ種、Ｂ種ということで、一般的には○○の水準、Ｂ種ということで、それでは固定費が回収できないというものとして、個別に金額を決めていくような、そういうものに分けるというものを考えてみました。
その上で、Ｂ種としました個別に決めるというものにつきましては、ほかの電源よりも高いインセンティブを付与するということなので、そういう水準を決める際には、逼迫のおそれがあるときには余力が応札されることなどを確認して決めた上で、そうした応札行動をとっていない場合には厳格に監視をするというようなことを考えたところです。
７ページは、さらに詳細な案ですけれども、通常のＡ種という電源につきましては、これも案としては２つありますけれども、絶対値として考えるならば0.33円／ΔkWと。限界
費用を使って表記するならば、限界費用×1.5～3.3％と、こういうことで水準を決めていくというのがイメージとしての案です。
それからＢ種につきましては、これは個別に決めるということなんですけれども、先ほ- 43 -

ど申し上げたとおり、逼迫のおそれがあるときには余力を需給調整市場に応札するのかど
うかとか、固定費を回収し終わったら、通常電源と同じようなマージンにするのかとか、あるいは固定費の回収状況というのはきちんと御報告いただけるのかというようなことを確認した上で、監視に際しての上限値というものを決めるということを考えております。
また、事務処理上どういうふうになるかとか細かいことは今後さらに詰めていきますけ
れども、例えば1.64円／ΔkW、これは従来高いエリアの電源Ⅰ約定電源の価格から割り出したものですけれども、ここを一つの基準として、それよりさらに高いものはより厳正に個別査定をするとか、資源エネルギー庁及び広域機関に助言も求めるとか、公表方法について別途検討するなど、いろいろなことを、細かいことは今後も詰めなければいけないとは思います。いずれにしても、当該電源の未回収固定費の全額回収を担保するものではないということで決定するというものであります。
こうした案を事務局において考えていって、その実現可能性であるとか実務上の論点などについて発電事業者などに聞いてみたところ、一部の発電事業者からは御指摘をいただ
いております。例えば0.33円／ΔkWの水準については、事務局は8,760時間で割ったということなんだけれども、これは、そんなに常時、365日24時間調整電源になっているような電源はないので、その計算方法はおかしいのではないかというような御指摘。事務局としては、とはいえ電源Ⅰはそういう365日24時間活用可能だった電源ですので、そういうふうに割っているわけなんですけれども、そういう御指摘であります。
それからＢ種電源ということで協議を行う電源ということで見ますと、協議の際に、逼迫のおそれがあるときに必ず余力を需給調整市場に応札することということを確認されるというのは、何か強制されているようで合理的ではないのではないかというような御指摘もいただいております。ただ、これは事後監視の仕方であるとか、あるいは逼迫のときに上限価格を少し変えるとか、いろいろなやり方はあろうかとは思います。
９ページ目ですけれども、前回会合で、案１、案２というふうに書いておりますが、絶対値で表記するのか、あるいは限界費用のパーセントということで表記するのかということについて指摘がありました。案１というのが絶対値の案ですけれども、事務局としては、
それは分かりやすいといいますか、一定の価格内で抑えられるということで託送費用を抑えられる可能性が高いというふうにも思います。
案２の場合は、限界費用が高い、燃料費などが高い事業者のインセンティブ確保にはつながると思いますけれども、そういう電源ほど利ざやが多く出るという仕組みになると考- 44 -

えます。
ということで、案１を採用することがいいのではないかと思っておりますが、これについても先ほどの実務的観点ということを聞いたときに、併せて聞いてみたところ、そうした場合には、燃料調達費用が大きな電源においては利益が相対的に目減りするということなので、選択制がよいのではないかというような御指摘もいただいたところです。
11ページからはちょっと話が変わりまして、上限価格の設定についてですけれども、送配電事業者が三次①を前週調達するときに上限価格を設定するというのは、そもそも価格規律の話とは別問題ですよねというような御指摘もいただいたところであります。
そういう意見がありましたが、今般、調達主体となる一般送配電事業者から案をいただ
きました。これは12ページにありますが、三次、前日で調達するものの調整力の加重平均単価に一定の標準偏差分、１σ相当分を上向きに加算して、その水準以下のものであれば前週に調達すると、こういう提案でありました。
11ページに戻りまして、この調達主体の一般送配電事業者から示された案につきまして、
１週間前であると不確実性があるので無理に調達しなくて、前日になってリスクを減らした価格で、それを参照して上限価格を設定するというのは差し支えないというふうに事務局としては考えてはおります。他方で安定供給の観点もあると思いますので、必要に応じて資源エネルギー庁において議論されることもあるのではないかとは思います。そうした
資源エネルギー庁での議論を踏まえて内容が変更された場合には、改めて御報告させていただきたいと思いますけれども、現時点での送配電事業者の案に何か御指摘がありました
ら、いただければと思います。
14ページは発電事業者からの御提案ですけれども、これは以前の会合で起動費の織り込
み方法について整理いたしました。その際、市場取引で取り漏れた起動費については、その後の先々の取引で計上して、応札価格に組入れて回収するということに整理していたところですけれども、そうではなくて事後的な実費精算をさせていただきたいというような御意見がありました。
これにつきまして事務局もいろいろと検討はしてみましたけれども、結局起動費を事後精算としますと、３つ目のポツですけれども、札入れ価格に全く起動費が反映されなくな
りますので、どの電源が本当は起動が必要なのかというのを買う段階で分からなくなるということにもなりますし、実際買った後に、実は高かったとか、起動費がたくさんかかったというようなことが分かるというのも、なかなか買う側にとっても不意打ち感があると- 45 -

いうこともありますので、事後精算を認めるという案はなかなか難しいのではないかというのが、事務局の現時点での検討ではあります。
18ページですけれども、発電事業者からまた別の提案もいただきまして、来年度から複合商品という様々な調整速度を兼ね備えたものにつきまして市場で調達するようになりますが、その際は、それらの商品の価格の一番高いものというようなことになっております。
ただ、単一の機能しか持たない商品に比べていろいろな機能を持っているのであるから、インセンティブをさらに付与したほうがいいのではないかというような御指摘をいただいているんですけれども、こういういろいろな調整力に使える電源というのは、旧一般電気事業者が持たれている火力発電所が多いと考えられまして、そこにインセンティブをつけるというのも少し新規参入事業者との関係でよくないのではないかと考えまして、ここは慎重に考える必要があるのではないかと考えております。
19ページですけれども、これは送配電事業者からの御提案ですけれども、揚水機、蓄電
池につきまして揚水・蓄電ロス分の託送費の従量料金につきましては、いわゆる揚水ペイ
バックと言いますけれども、送配電事業者が事後精算することになっていました。ただ、手続を簡略化するというような話であるとか、応札価格を実態コストに近づけるということで、むしろ応札価格の中に揚水ロス分の託送費従量料金を含めるという整理にしたほうがいいのではないかという御提案をいただいております。
これについては、応札価格に若干関係はしますが、いろいろな手続の簡略化や実態コストの反映という観点から、妥当ではないかと事務局としては考えております。
さらに21ページですけれども、これは電力調整力取引所から提出いただいた話ですけれども、来年度から開始される取引において複合商品を調達できるようにすると。そういうことによって調達量を最適化するということであるんですが、そのシステムが壊れてしまった場合のリカバリー用のウェブアプリについて、こういうことを考えていますということで資料を御提出いただきました。来年度本格的に使うシステムのように複合約定処理のような高度なことができないので、少し簡略化した約定方法にさせていただきたいということでありまして、これはそうした技術的制約であるとか検討に基づくものなので、問題ないのではないかと考えております。
この資料については以上となりますけれども、続きまして資料８についても御説明させていただきたいんですけれども、よろしいでしょうか。
○武田座長

お願いします。

- 46 -

○鍋島ＮＷ事業監視課長

それでは、資料８についても続けて御説明いたします。三次

調整力①向けの連系線確保容量についてです。
２ページ目ですけれども、これはエリア間連系線における調整力とスポット市場取引との乖離についてであります。本日は、三次調整力①向けの確保量の上限値を中心に御議論いただきたいと考えております。
４ページ、過去の経緯ですけれども、この議論につきましては2019年から2022年にかけまして議論をしてきた経緯がございます。
６ページですけれども、まず、どういうことかということで振り返りの御説明をいたします。連系線確保量がありまして、前週の火曜日時点で三次調整力①が約定しますけれど
も、この約定の上限値をどういうふうに置くかというのがβ値です。ちょっと正確に言うと、三次調整力①の約定量を除いてもスポット市場向けに確保しておくべき連系線の量というのをβ値としております。その後、スポット市場が約定してスポット市場約定後も空き容量があったときに、今度は時間前市場に連系線を使うのか、あるいは三次調整力②に連系線を使うのかということの分配を決めなければならず、そのときに時間前市場に幾ら残すのかというのがα値になります。今日は、このうちβ値のほうについて御議論いただ
くということであります。
７ページですけれども、このβ値の決め方ですけれども、従前の計算方法と同じ計算方法で事務局としては計算しております。連系線確保量をどれぐらいスポット市場向けから調整力向けに移すと、その調整力コストがどれぐらい下がるのか、逆にスポット市場の取引総額はどれぐらい上がるのかというようなことを比較しながらβ値を割り出しています。
８ページですけれども、前回のβ値は2022年２月以前のデータを使ってこういう計算を行ったんですけれども、今般2022年度、したがって23年３月までのデータを使って計算をやり直してみました。
その結果は９ページ及び10ページでありまして、β値を増加させる方向で算定された記録がオレンジ。β値を減少させる、したがってスポット市場向けに使わずに調整力向けに使うというふうな方向で算定されたのが黄色のブロックになります。
そういうことで計算しておりますけれども、８ページに戻りまして、こういう方法で決めていってよいかということについての御意見をいただければと思っております。なお、
こうした数値につきましては、22年度の数値を使って最適値を割り出していますけれども、その時々でいろいろな状況もあるということで、そういうことに備えて一定の何らかの下- 47 -

限値ないし上限値を導入するということについてはどう思われますかということについての御意見ありましたら、いただければと思います。事務局としては、上限値は導入しないのが適当ではないかというふうに考えておりますし、下限値を導入する場合も、具体的な値は次回以降準備し御議論いただければと思っております。
11ページは現在の連系線のβ値について記載しております。
13ページ以降は参考資料としてつけておりますけれども、これは各連系線における混雑状況を視覚的に分かるようにしたものであります。公開データからつくっております。空き容量が北向きに詰まっているのか、南向きに詰まっているのか、値差が北側で高いのか、南側で高いのかというのが分かるようになっております。
15ページは、今度は調整力の値差、最高価格の値差がどういうふうにあるのかということで、混雑状況やスポット市場の値差あるいは三次調整力①、②の値差がどういうふうに発生しているのかというのが視覚的に分かるようになっております。これを各連系線に関しましてつくりましたので、今後の検討の御参考までにということで参考資料として添付いたしました。
事務局からの説明は以上です。
○武田座長

広範囲、詳細にありがとうございます。

それでは、議論に移りたいと思います。御発言の希望がございましたら、チャット欄でお知らせいただければと思います。
それでは、松田委員、よろしくお願いいたします。
○松田委員

ありがとうございます。今回の資料７について、１点御意見を申し上げた

いと思います。
資料７のスライド７ページです。今回のＡ種、Ｂ種というふうに分けるというような値ですけれども、まず前提としては、該当の市場で競争が十分まだ現段階では働いていないということがあると思います。従来は、その点に関しては一定額ということで、固定費未回収電源については合理的な価格までということで設定されていたところ、先日の会合で御整理いただきましたとおり、監視コストなど状況の変化を踏まえてこの考え方を変えていくと、そういうことだと理解しております。
その上で、競争が働いていないということなので、今回この仕切りがあった場合には、
多くの場合はその値、目一杯入札される場合もあるのではないかというふうにも思います
けれども、その場合にＡ種、Ｂ種というふうに分けていただくと、分けていくということ- 48 -

はよいのかなというふうにも思っておりますけれども、他方でＢ種というのは、いわゆる
これでは足りないんだという電源については個別に協議するということなんですけれども、他方でＡ種に振り分けられているものについては、実はすごく十分過ぎるというか非常に余剰があるというものもあるのかもしれないとは思っておりまして、当然余っている人は
何も文句は言わないということだと思うんです。
そういう意味で競争が十分に働いてない状況というのを前提にしますと、当然のことながら供給側によって無用に価格がつり上げられて、最終的に小売価格ですとかそういうところにはねることがないようにという観点からですけれども、Ｂ種を協議にするに当たっては、Ａ種の回収分みたいなものも含めて協議して、そこが合理的な範囲に落ち着くようにしていただければというふうに思っております。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、山口委員、よろしくお願いいたします。
○山口委員

山口です。ありがとうございます。まず、資料７の事務局の案ですけれど

も、Ａ種、Ｂ種というふうに分けて、こうするということで致し方ないかなというふうに思います。Ｂ種を具体的に協議するときには、合理的になるようにしっかり協議していただければなというふうに思います。
それから案１と案２なんですけれども、これは、私は案１のほうがいいかなというふうに思っていて、限界費用がkWhに関係するものなのでということで、前回の意見と一緒です。
資料７の９ページですけれども、こちら、私、実はΔkWh市場のことを分かっていなかったんだったら申し訳ないんですけれども、燃料価格高騰時にということがあって、確かに何かそういう意見も、実務の人はそうなのかなと思ったんですけれども、kWhの中でそれは調整されるものなのかなとか思ってしまったので、この辺はどうしてそういうふうになるのかというのは、この御意見は、気持ちは何かちょっと分からないので、教えていた
だきたいと思います。やはり案１で解釈はすっきりするんじゃないのかなというふうに思いました。
あと資料８なんですけれども、連系線の確保量について最新の情報でデータを見直しということで、やり方はよろしいかと思うんですけれども、事務局の御説明にもありました
とおり、単年度で見るとその時々の状況が分かるということで、極端な値が出るかもしれ- 49 -

ないという懸念はあるかもしれないです。だからといって、上限値、下限値をちゃんと決められるのかというと、多分そういうことではないといいますか、上限値、下限値を決められるのであれば、毎年の見直しの中で極端な値をうまく調整したβの値を計算できる可能性があるので、上限、下限を導入するという前に、このβの決め方をより精緻化するにはどうするかということに、まだもうちょっと考えてもいいんじゃないのかなというふうに思いました。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、末岡委員、よろしくお願いいたします。
○末岡委員

ありがとうございます。資料７の５ページのところなんですけれども、ここに列挙されている電源のうちＢ種の取扱いを希望するであろうと思われるもの、特にＬ
ＮＧなど運転開始時期が古いもので、固定費回収のために50円、60円といった数字が提示されているものについては、電力の安定供給のために本当にかかる電源が必要なのかについては御検討いただきたいと思います。
また、８ページの下のところで、Ｂ種電源に関する供出の強制について不合理だという意見があったということなんですけれども、かかる強制が合理的と考えられるような金額の設定がされるのかどうかというところに依存するのかなと思います。その際、許認可事業であるということを考えても、Ｂ種電源の中だけで考えるのではなくて、Ａ種電源の金額設定による利益の享受の有無や程度と合わせて検討する余地があるのではないかと思った次第です。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、二村委員、よろしくお願いいたします。
○二村委員

ありがとうございます。私も今の資料７の部分について、電源をＡ種、Ｂ種に分けてそれぞれのマージンを定めるということなんですが、Ｂ種のほうは個別の協議ということでした。ある程度仕方がないのかなとは思いつつ、基本的には同じ条件で運用していただいて、その中で工夫をしてコストを下げるというのが基本なのではないかと思います。どんどん個別に協議をして回収できるように積み上げていくということが本当にいいのかどうかということ。
それから、その場合の協議の仕方ですとか審査方法など、様々に定めなければいけなく- 50 -

なりますし、ここのところはできるだけ慎重に考えていただく必要があると思います。また、協議や審査の結果については都度公表いただいて、確認できるようにしていただきた
いと思っています。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、松村委員、よろしくお願いいたします。
○松村委員

松村です。発言します。資料７に関してなんです。確認したいのですが、固定費の回収状況というのを確認するときには、容量市場からの収入というのは経過措置
によって減額されたとすれば、その減額分しか入ってきていないということを前提として計算するのでしょうか。あるいはその部分は考えないで、フルにもらったということを前提にして未回収というのを計算するのでしょうか、この点を教えてください。
どっちもあり得ると思うんですが、経過措置の部分で減額されているということを前提として、だからその分の回収分というのは十分ではないということを前提としてやるんだとすると、もともと容量市場でこのようなミクロ経済学のイロハも踏まえないような容量市場の経過措置の設計をしてしまった、本来であれば個別の電源に割り振るなどというよ
うな妙ちきりんなことというのをやらなくても済むような合理的なやり方があったのにもかかわらず、こうしてしまったということによっていろいろな弊害を生んでいるわけですが、またこの調整力市場でもその弊害というのを生んでしまう。でも、それをしないと別の弊害を生むので仕方なくやるということだとすると、変な制度設計をしたということのツケというのがまた来たということをきちんと知らせる必要があると思います。
この点は、そのような制度設計をしちゃいけないという意味ではないんですが、もしそう整理するんだとすると、私たちがいかに愚かなことをしたのかというようなことが国民にも分かるように、繰り返しここはそうなっているということを説明する必要があると思います。
逆に、減額ということは考慮しないでフルにもらえたとしても、それでも固定費が回収できていないというようなものについての措置だということであれば、その点、特に言うことはありませんが、そうでないとすれば、誠実に繰り返し事務局も説明する必要がある
かと思いました。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

- 51 -

委員の先生方には御発言いただいたと思いますので、それでは、菅オブザーバー、よろしくお願いいたします。
○菅オブザーバー

ありがとうございます。九州電力の菅でございます。私からは、発電事業者・ＢＧの立場で、資料７についてコメントを２点させていただきます。
まず１点目です。１点目は、ΔkWの価格規律についてでございます。事務局におかれま
しては、各電源の固定費回収となる数字につきまして、容量市場の約定実績を踏まえて御確認いただき、またΔkW一定額につきまして検討を深めていただいたことについて感謝申し上げます。
６ページ以降で、Ａ種、Ｂ種に区別しまして一定額の考え方を整理いただいております
けれども、事業者としましては、御提案の方向性に賛同いたします。
なお、詳細につきましては今後という御説明ございましたけれども、年度ごとのＡ種、Ｂ種間の変更可否や個別協議のタイミングなどにつきまして、引き続き詳細な検討をお願いできればと思っております。
続きまして２点目でございます。２点目は、11ページ、12ページの上限価格の設定についてです。週間商品の上限価格につきましては、三次調整力②加重平均単価の１σ相当を目安とするとの考えが提案されておりますけれども、実態とかけ離れた上限価格が設定されるということになりますと、私ども事業者としましては入札行動に制約がかかるということになりますので、資料に記載されていますけれども、状況を見ながら上限価格の水準を柔軟に見直していただきたいと思います。
私からは以上でございます。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、大山オブザーバー、よろしくお願いいたします。
○大山オブザーバー

広域機関の大山でございます。私は、資料７の11から13ページ、上限価格について発言いたします。
前回の制度設計専門会合でも整理されましたように、前週の不足量を前日の三次②で代替調達することは技術的に可能である二次の②、三次①に対して、もし今回の上限価格の考え方が合理的であったとしても、代替手段のない一次、二次①に対して、そのまま同じ値で適用するかについては、安定供給の観点から精査が必要だと思っております。
また、９月27日に開催されました弊機関の需給調整市場検討小委において議論いたしま
した一次調整力のオフライン枠に関しましても、ＤＳＲや蓄電池といった新規事業者の- 52 -

方々の関心が非常に高く、こういった脱炭素調整力ともなり得るリソース発掘やアグリゲーター育成といった観点も踏まえて、合理的な上限価格の考え方を検討する必要があると考えております。その辺り、今後資源エネルギー庁とも連携して、広域機関としてもしっ
かり検討したいと思っております。どうもありがとうございました。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、山本オブザーバー、よろしくお願いいたします。
○山本オブザーバー

ありがとうございます。送配電網協議会・山本でございます。上限価格の設定について発言いたします。
前回の制度設計専門会合でも発言させていただきましたけれども、週間商品であります
三次調整力①は、応札量が少なくて高額な札が約定した実績が散見されております。約定
平均単価が高い水準となっているということであります。2026年度までは週間から前日取引への移行期間とされている中、週間取引であるがゆえの高額取引によりまして調達費用が高騰しておりますということで、上限価格の設定で前日取引へシフトすることによりまして、その費用を抑制することを提案させていただいた次第です。
前日取引と同等な費用で調整力を調達する前提であれば、週間取引の上限価格は三次②
加重平均単価相当とする考え方もあるかもしれませんけれども、まずは火力の追加起動をおおむね妨げない水準であります加重平均単価＋１σを目安に上限価格を設定する。この水準は取引実績を踏まえて柔軟に見直すことと併せて提案をさせていただきました。
また、この取組によりまして取引価格の適正化を目指す一方で、前日取引での追加調達や余力活用契約によりまして、調整力の確保量が増えることとなります。前日取引後に電源の起動が間に合わずに調整力が不足するといったような局面は限定的と想定しておりま
すけれども、そのような場合には、事前に一般送配電事業者による起動指示の仕組みも併せて必要ではないかと考えてございます。
いずれにしろ、今後、安定供給の観点等も含めまして議論されるということでございま
すので、一般送配電事業者としましても引き続き検討に協力してまいりたいと思っております。
私からは以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、最後に國松オブザーバー、よろしくお願いいたします。大変失礼なんですけ
れども、手短にお願いできればと思います。

- 53 -

○國松オブザーバー

需給調整市場についてですが、競争が成り立たないという中で閾値を設定している。この競争というのをエリア外の事業者まで含めると、ある程度の競争というのは出てくるのかなと。そうしますと、資料８にありますβを小さくすべきなのかどうかというところが出てくるのかなとも思っていますが、結局需給調整市場で競争がないというのは、やはりエリアに絞ったところでの調整力を決めてしまうというのが原因。
それをもう少しエリア外も含めて調整力を募集するとなれば、それこそ競争というのはある程度発生するんではないかというように思います。それと見比べながらβというのは設定されるべきなのかなと。そこでスポット取引において使える量が少なくなるというのは、
結果的にそれが国民全体の利益につながればしようがないものと考えます。
ただ、ここで調整力、エリアを広域に取ったところで、インバランス料金が取引所の価格と逆転するような事象というものが随時発生するようになるということは問題だと思いますので、その辺りも含めながら、インバランス料金の設定の仕方も含めながら考える必要があろうと思います。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

ほか、よろしいでしょうか。どうもありがとうございました。
それでは、事務局からコメント等ございますでしょうか。
○鍋島ＮＷ事業監視課長

いろいろと御指摘ありがとうございました。

山口委員から御指摘をいただいた案１、案２の比較の点ですけれども、事務局も完全には説明し切れないところはございますけれども、まずkWh市場というのがありまして、これは前回議論したとおり、限界費用の10％程度のインセンティブをつけるということで議論が進んでおります。したがいまして、この事業者からの御指摘は、それではインセンテ
ィブが足りないという御指摘なんだろうというふうに思います。
それから末岡委員からありました、Ｂ種として50円、60円のものが本当に必要なのかといった話につきましては、私たちも資源エネルギー庁あるいは広域機関に助言を仰ぐということをしたいというふうには思っております。
それから松村委員から御指摘のありました、固定費回収の際の容量市場の算定額の話ですけれども、これについては現時点では、まだ事務局としてこういうスタンスでというものを決めてはおりません。認識しておりますのは、確かに維持費というものは容量市場で入札できるということになっておりますけれども、減価償却費などについては入れること- 54 -

ができない、あるいは経過措置の部分があるというような、そういう理由で他市場収益が一定程度、各事業者の思うようには入れられないというような状況があるとは認識しております。そこについて、容量市場の収益をどこまで認めるかというところについては、少し考え方を整理して、今後、またこういう場で御相談したいというふうに考えております。
事務局からは以上です。
○武田座長

ありがとうございました。

それでは、本日の会合を踏まえまして、引き続き事務局におかれましては検討を進めていただければと思います。
最後、議題８、９、10でございますけれども、議題10につきましては、資料の配布をもって報告とさせていただければと思います。特に御異論なければそのようにさせていただ
きます。
議題８と９でございますけれども、「ベースロード市場の監視について（2023年度第１回オークション結果概要）」、議題９「スポット市場価格の動向について」につきましても、事務局におかれましてはかいつまんで御報告いただければというふうに思います。どうぞよろしくお願いいたします。
○東取引制度企画室長

資料９ですけれども、ベースロード市場の第１回オークションの結果概要ということでございます。
２ページ目ですが、昨年度本専門会合で、いわゆる燃料費のリスクプレミアムが非常に高いということで、その制度の在り方について御議論いただいたところでございます。その後、資源エネルギー庁における検討を経てガイドラインが改正されまして、受け渡し１
年の商品について事後的に燃料費を調整する取引というのが導入されたということと、あと２年ものの取引というのも導入されたということでございます。それを踏まえて今年の８月末に第１回目のオークションが行われまして、簡単に概要だけ、結果の御報告だけさせていただきたいと思っています。
４ページ目ですが、１年商品のほうにつきましては、総量としては、控除で、供出量がちょっと減ったこともあって、総量としては６割程度に減っているんですけれども、昨年問題視されました東日本の約定量というのは大幅に増えたということでありまして、約定価格も大きく下がっていると。背景としては、燃料価格が大きく下がったことと、その問題となったリスクプレミアムも縮小しているということであります。それから２年ものの商品については、１年ものよりもかなり需要がありまして、結果的に価格が高くなったと- 55 -

いうことになっております。
もともと問題だったリスクプレミアムについてどうなったかというのを６ページで御報
告したいと思います。２番目のポツに書いていますけれども、大手発電事業者の単純平均、全社の単純平均を見ますと、昨年度１回目と比べる乖離率は縮小していると。乖離率というのは、実際見積もられた価格と、一つは先物価格、燃料先物価格を比べた場合、もう一つは足元の現物価格と比べた場合に、その乖離率というのは縮小しております。先物との比較が下のグラフの上のほうでして、平均すると去年は＋90％ぐらい、先物よりも９割高だったものが＋55％になったと。最大の事業者においては200％超えていたのが150％ぐらいになったということでありまして、足元の現物価格との比較というのが下に出ております。
現時点で分かっていることとしては、こうしたこともあって東日本で約定量は増えましたと。ただ、今お示ししたとおり、事業者別に見ると依然として非常に大きなリスクプレ
ミアムを織り込んでいる事業者も一部にはいるということであります。詳細ないわゆる事後監視としては、今まさにデータを確認中でして、本当に適切に入札が行われていたのかというのは、追って親委員会のほう、電力・ガス取引監視等委員会のほうにおいて御審議いただく予定でございます。また、それを踏まえて、２回目、３回目もしっかり監視を行っていきたいというふうに考えております。あくまで速報として、実際に１回目はこんな形になっている、特にリスクプレミアムの問題についてこういうことになっていますという御報告でございます。
資料10に基づいて、スポット市場の動向について御報告したいと思います。
３ページですが、足元、今年度に入ってからは平均すると10円強ということで、燃料価格の下落もあって比較的落ち着いた価格で推移してきておりました。
４ページ目は燃料価格の動向とスポット市場価格の動向を重ねたものでして、特に去年の秋以降、今年の夏前ぐらいまでは燃料費価格、ＬＮＧスポットが下がっていまして、これで価格が下がってきたと。足元、また少しじわじわと上がってきているという状況です。
そういう中で先週、９月18日から21日受け渡しで30円を超えるような高騰が幾つか発生しております。一番高いところでは52円を超えたということです。
何が起きていたかを見ているのが６ページでして、需要が大きく変わらない中で売入札量が減って、一部では売り切れも発生したということです。各社のデータ、実際に売り札、全量供出していたかというのを定例のフォーマットのデータを確認しますと、いわゆる自- 56 -

社供給力は減少していた。
例えば12日、19日ということで１週間前後の比較をすると、19日は非常に札が少なかったんですけれども、供給力は減っております。一番左ですね。自社供給力は減っていると。
自社需要等というのは、これは相対で張りついている需要ですけれども、相対で張りついている需要はむしろ増えていると。だから、通告需要みたいなものは増えているということになっていまして、結果的に、当たり前ですが入札可能量がぐっと減るということが起
きておりました。これは現象として起きていたことでございます。背景は、やはり供給力が減っているということで、計画停止の増加が大きいということであります。
他方で去年の９月、同じ時期と比べると、去年より出力低下が小さいわけですけれども、それでも需給がタイトになって価格が高騰したということが起きております。
それから買いは、タイトな中で少し高い買い札が増えているということ。高騰したコマ
では、ほとんど売り切れ、あるいは売り切れに近いような状態になって、買い価格によって約定価格が決まっていたということであります。
現時点のこれはまとめということで、15ページですが、今年度は比較的スポットは低い
水準で推移してきたわけですけれども、先ほど申し上げたように９月18日から21日においては、需要が減少しないという中で、計画停止を中心に供給力が減ったということで高騰が発生していると。この間、旧一各社に提出を求めたデータに基づきまして、供出可能量の全量の売入札が行われたことは確認しております。
一方で、供給力がこうして減少していく計画に対して、残暑が厳しく通告需要が減少しないという、需給が徐々にタイトになっていくというのが見えてきた中で、供給力を確保するための取組がどのように行われていたのか、それこそ作業停止の計画変更みたいなことがどれぐらい行われていたのかという点については、引き続き確認していきたいというふうに考えてございます。
また、一部の事業者において誤って必要量を超えた買入札が行われていたという旨の発表も行われておりまして、その事実関係と市場への影響等についても引き続き詳細に確認を行っていくようにしたい。スポット市場でかなりタイトになって値上がりしたと、そういう時期にこういったことも重なっていましたので、しっかり監視を行っていきたいということで、これも現状の御報告ということでございます。
○武田座長

ありがとうございます。

議題８ないし議題10は報告事項でございますので、質問につきましては、後刻、個別に- 57 -

事務局にお問い合わせいただきたいと思いますけれども、特にここで御発言の希望等ございますでしょうか。よろしいでしょうか。ありがとうございました。
それでは、長時間にわたり、どうもありがとうございました。本日予定していた議事は以上でございますので、議事進行を事務局にお返ししたいと思います。
○田中総務課長

事務局でございます。本日の議事録については、案ができ次第送付させていただきますので、御確認のほどよろしくお願いいたします。
それでは、第89回制度設計専門会合はこれにて終了といたします。本日はありがとうご
ざいました。

──了──

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