第４８回制度設計専門会合 議事録
日時：令和２年６月３０日 15：00～18：00※オンラインにて開催
出席者：稲垣座長、林委員、圓尾委員、安藤委員、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（オブザーバーについては、委員等名簿をご確認ください）○恒藤総務課長

お待たせいたしました。それでは、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48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、本日も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、新型コロナウイルス感染症の感染機会を減らすための取組を講じることが求められているという状況に鑑みまして、本日もオンラインでの開催とし、傍聴者、随行者を受け付けないということとさせていただいております。また、本日の議事の模様はインターネットで同時中継を行っております。
それでは、議事に入ります。以降の議事進行は稲垣座長、よろしくお願いいたします。
○稲垣座長

皆さん、こんにちは。本日の議題は議事次第に記載した６つでございます。

それでは、まず、議題１、発電・小売間の不当な内部補助防止策について③について事務局から説明をお願いいたします。
○黒田取引制度企画室長

取引制度企画室長の黒田でございます。

それでは、資料３の発電・小売間の不当な内部補助防止策について③を御説明させていただきたいと思います。
こちらにつきましては２月、３月に続いて３回目ということになりますけれども、２ページを御覧いただきまして、３月の制度設計専門会合において、小売市場重点モニタリン
グの調査結果を報告させていただきました。その際、現時点で発電・小売一体の旧一般電気事業者においては、社内取引価格が設定されていないという実態が明らかになりまして、
今後、社内・社外への卸価格の考え方や設定状況について、旧一各社からのヒアリング等により実態を把握することが必要とされました。

- 1 -本日は、この実態調査の概要を報告させていただくとともに、これを踏まえた発小間の不当な内部補助防止策の対応の方向性について御議論いただきたいということでございます。
資料４ページに行っていただきまして、まず、実態調査の内容でございます。こちらにつきましては、３月の制度設計専門会合で議論された発電利潤最大化行動と卸の内外無差別の考え方に基づいて聞いております。
この内容について５ページ、６ページに付けてございますけれども、簡単に申しますと、５ページの１つ目のポツにありますように、発電から得られる利潤を最大化する行動、す
なわち卸取引所ですとか社外への相対卸、社内取引等の卸先から、社内外問わず最も有利な条件で取引をするという経済合理的な行動が取られれば、おのずと卸売の社内外無差別が確保されて、電源アクセスのイコールフッティングが実現するということでございまして、６ページ目の２つ目のポツで、こうした発電利潤の最大化行動に加えて、小売においても経済合理的に電気を調達し販売すると、各市場も機能するということとなれば、理論的にはこうした行動が全社利潤最大化にもつながると考えられるのではないかという考え方でございます。
４ページに戻っていただきまして、今回、①として、この考え方に対しての見解を聞くとともに、②として、社内取引価格の設定、こちらは今後どうするかということも含めて聞いてございます。それから、③で、社内外の卸売を決定する部門や決定方法についても聞いたというところでございます。
実態調査の結果を８ページのほうにまとめさせていただいてございます。まず、先ほどの①について、会社全体の利益最大化のために発電と小売それぞれが長期的な視点も含めて利潤最大化を目指して行動することが合理的なアプローチという点については、各社から特段の異論は見られなかったというところでございます。
②の社内取引価格は、現状では発小一体の旧一は設定していないということなのですけ
れども、設定する方向で検討中ですとか、または既に具体的な検討に着手という回答も見られたところでございます。
設定の方法については、機会費用の考え方を踏まえて市場価格をベースに検討するですとか、発電部門のコストを踏まえて検討する、もしくはそれを組み合わせるといったような回答が見られたところでございます。
部門別収支管理についても、現状、発小一体の旧一電については現状実施をしていない- 2 -のですけれども、社内取引価格の設定の状況を踏まえて部門別の収支管理を検討していくという回答も一部の事業者からは見られているというところでございます。
③でございます。社外の卸売を決定する組織については、これは昨年に電気の卸窓口についての要請をさせていただいて、小売部門から独立という考え方も示させていただきましたけれども、この点について各社からは、小売部門から独立した需給管理部門や企画部門に配置しているですとか、小売部門から独立した卸取引部門を設立したという回答でございまして、ここは対応していただいているというところが見えてございます。
社内外の卸売の決定方法についてですけれども、発小一体の旧一電の多くは、年間計画の策定時に社内取引、社外卸の需要想定を検討し、供給力を確保するといったような回答が見られたというところでございました。
以上を踏まえまして、10ページが今後の対応の方向性でございます。１つ目のポツにつきましてはこれまでのまとめのようなところでございまして、旧一各社において発電利潤の最大化の行動が合理的に取られれば、卸価格の内外無差別がおのずと達成されると考えられる。他方で、実態としては、発小一体の会社については社内取引価格が設定されておらず、社内外の取引条件を合理的に判断した上での内外無差別の卸売ですとか、社内取引価格をコストとして適切に認識した上での小売販売についての確認ができない状況であるということでございます。
このため、監視等委員会から各社に対し、以下のコミットメントを要請することとしてはどうかということでございます。３月の専門会合で議論したとおり、会社全体としての利益を最大化するためには、発電、小売、それぞれの部門が中長期的な視点を含めて利潤最大化を目指して行動することが合理的なアプローチであることを踏まえ、①中長期的な観点を含め、発電から得られる利潤を最大化するという考え方に基づき、社内外、グルー
プ内外の取引条件を合理的に判断し、内外無差別に電力卸売を行うこと。②としまして、小売について、社内――分離会社であればグループ内になりますけれども――の取引価格や非化石証書の購入分をコストとして適切に認識した上で小売取引の条件や価格を設定し、営業活動等を行うことでございます。
それから、11ページ、続きでございまして、これと併せて、①、②を確実に実施するための具体的な方策について、旧一各社から監視等委員会への報告を求めることとしてはどうかと。
具体的な方策については、例えば以下ということで、卸売において、社内の取引条件や- 3 -

価格を設定するなど、社内外、グループ内外の取引条件や価格を合理的に比較して決定する社内プロセスを構築する。
また、社内、グループ内取引価格や非化石証書の購入コストを適切に認識した上で、小売取引の条件や価格を設定、管理する社内プロセスを構築するということでございます。
それから、上記に加えて、事業者の判断において、発電・小売のそれぞれの部門について、収支の状況を内部管理することも考えられるということでございまして、こちらを各社で具体的な方策を判断して報告していただいてはどうかということでございます。
12ページ以降につきましては、本年２月の専門会合で示させていただいた不当な内部補助の防止に関する基本的な考え方ということでございまして、こちらの考え方に沿って、先ほどのコミットメントの内容を考えさせていただいているところでございます。
12ページについては、下の図にありますとおり、論点１として卸売価格の社内外の無差
別性の監視、論点２として小売価格の監視、論点３として非ＦＩＴ非化石証書の取引を踏まえた内部補助の監視、この３つの論点があったということでございます。
13ページのところで、卸売につきましては、赤の社内取引価格、こちらは旧一は現状では設定されていないものであります。こちらと社外の相対卸、ベースロード、スポットエ
リアプライス等を、取引条件の相違を踏まえて比較していくということであります。ちな
みに、この赤の社内取引価格は、比較する文脈では条件によって価格も変わってきますので、平均価格ということになりますけれども、そういったことでまずは比較していくという考え方でございます。
それから、14ページが小売価格の監視。これは２段階になってございまして、左下の先ほどの社内取引価格と小売平均価格（託送費を除く）を比べまして、赤よりもピンクが高いことを確認する。逆になっていると赤字を垂れ流すので、発電から小売に何らか補填がないと成り立たないということが疑われますので、そうでないことを確認するということ。
あと、ピンクは小売の平均価格ですので、個々の小売価格は当然大小があるわけですけ
れども、個々の価格については小売モニタリングでエリアプライス的なものは確認していくということでございます。
それから、15ページのところで、非ＦＩＴ非化石証書の取引を踏まえた監視につきましては、証書の取引が始まった後は、赤の社内取引価格に先ほどの非化石価値分を加えたものと小売の平均価格を比べていく。個別のものについては小売モニタリングで見ていくという考え方になると考えてございます。

- 4 -16ページが今後の監視の枠組みについてというところでございます。仮に旧一の発電部
門から小売部門への内部補助が行われる場合には、それをてことした小売市場での競争歪曲が生じる可能性が懸念されるということでございますので、このため、監視等委員会では、小売市場重点モニタリングで小売市場の重点的な監視を定期的に年２回程度行うと。
こちらはもう始めております。この監視において旧一各社及びその関連会社においてエリ
アプライス以下での小売販売や公共入札が確認されるといった場合につきましては、小売
価格の合理性に加えて、以下についても併せて説明を求め、①、②のコミットメントの実
施状況について確認をすることとするということでございます。
卸売につきましては、先ほどありましたとおり、社内、グループ内の取引条件・価格と社外、グループ外の取引条件、こちらはスポット、ベースロード、相対卸平均の比較による内外無差別の監視。
小売につきましては、小売平均価格と社内取引価格、非化石証書購入費用の比較によるコスト認識の確認とともに、社内取引価格等を踏まえたエリアプライス以下の個々の小売価格の合理性の確認をしていくということを考えてございます。
17ページでございまして、こうした形での監視を行っていくに当たって、現行の小売モ
ニタリングの対象事業者について一部見直す必要があるのではないかというところでございます。現行の対象事業者が(1)のエリアの旧一及びその関連会社、出資比率20％以上の会社と、(2)各エリアの市場シェア５％以上の小売事業者と現行はなってございます。(2)の要件に合致しない各エリアのシェア５％に達していないエリア外の旧一電及びその関連会社につきましては、現状モニタリングの対象となっていないということでございますけ
れども、この点につきまして、旧一電が大半を保有する電源アクセスのイコールフッティ
ングを図る観点、あと、こちらが大きいのですが、非化石証書に係る内部補助の防止という観点を検討すべきという声が高まっておりますので、そうした非化石証書は当然エリアをまたいで取引するということも踏まえますと、供給区域内外のいずれで小売販売を行うに関わらず、旧一電の小売部門や関連会社がグループ外の小売事業者よりも有利な条件で卸を受けることについて合理性は認められないと考えられるのではないか。
このため、小売モニタリングについて、旧一電及びその関連会社については、供給区域外も含めた全エリアをモニタリング対象とするように見直しを行いまして、今後、いずれかのエリアにおいて、エリアプライス以下の小売販売が確認された場合には、上記の内外
無差別の確認を行うこととしてはどうかということでございます。

- 5 -また、３つ目のポツは今後の話でございますけれども、非ＦＩＴ非化石市場における証書取引が開始されると監視の方法も今後変わり得るということから、小売モニタリングの見直しは今後も検討が必要であるということでございます。
最後、19ページで今後の進め方でございますけれども、本日この後の御議論を踏まえて、
旧一電各社に対し、10ページ①、②のコミットメントを要請するとともに、これを確実に実施するための具体的方策についての監視等委員会への報告を求めることとしてはどうかと。また、その他の詳細事項については引き続き検討していくこととしてはどうかということでございます。
御審議をいただければと思います。
○稲垣座長

それでは、ただいまの点について御意見を求めたいと思います。事務局の提案は、お手元の資料、10ページ及び11ページに記載された内容について、この方向で進めるということでございます。いかがでしょうか。御意見をお願いします。
なお、御意見については、Ｓｋｙｐｅのチャットの記載で発言を希望されるという旨を御連絡いただければと思います。お願いします。――では、草薙先生、お願いします。
○草薙委員

ありがとうございます。それでは、この資料３の主に10ページ、11ページ、そして17ページ辺りについて申し述べます。
今回の旧一電各社への書面調査、ヒアリング等は非常に有意義なものであったと考えます。既に真摯に取り組まれている社も多いようですけれども、旧一電におかれましては、自社の発電と小売の会計分離のことについて、やり方は各社異なることはあるにせよ、しっかりと10ページの①、②についてコミットしていただくことが重要だと思います。
そして、17ページのほうなのですけれども、上２つのポツというのは、例えばＴＣＳ、
テプコカスタマーサービスさんや、九州電力グループの九電みらいエナジーさんなどの存在を踏まえますと、現実に即したものであり、必要なことになってきていると考えます。
これまでのやり方からは変更することになるかと思いますけれども、ぜひ支持させていた
だきたいと思っております。
３つ目のポツですけれども、先に２月の制度設計専門会合でも出されておりました資料であります12ページのスライドにもあったのですが、論点３に非ＦＩＴ非化石証書の取引を踏まえた旧一電の内部補助の監視がございます。非化石価値取引市場が始まるということに鑑みまして、不当な内部補助の防止策に資するものとしては、社内取引価格を電気の価値と非化石の価値に分けて、言わば見える化するということが必要だろうと考えており

- 6 -

ます。
関連しまして、支配的事業者の市場への供出価格と内部取引価格を見ていただく場合に、
ベースロード市場や非化石価値取引市場で入札する価格と整合的になっているかを見ていただくことが必要で、そのためには、社内取引価格と細分化した電気の価値が対応していることが重要だろうと思います。
比較すべき対象がきちんと見える化されているようにするため、資料３の16ページの※印の２番なのですけれども、非化石証書の購入費用に関しては、資源エネルギー庁における非化石証書購入費用の小売料金上での適切な反映に係る検討状況をも踏まえて確認を行うということに資する形で、電気の価値と非化石価値を旧一電におかれて分けて置いていただくということに結果的になっておりますと、全体として整合的な説明にもなっている
はずと思います。
また、国としましても、可能であれば非化石市場における入札ガイドラインを整備していただいて、適切な価格での入札を確保していただくということも、比較する対象が見える化されていくという点で有意義だろうと思います。
以上であります。ありがとうございます。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、松村委員、お願いいたします。

○松村委員

それでは、スライドの番号に沿ってコメントいたします。

まず、スライド10に関してですが、この対応はもっともだと思いますので、進めていただければと思います。
以下のコミットメントを要請するということですが、要請するということはノーと言われることも当然あり得るわけですよね。そうすると、そのときにはノーと言われたという事実をぜひ委員会の場で明らかにし、それは決して経営情報ではないと思うので、どの会社が具体的にノー、要請は受けかねると言ったのかということを明らかにしていただき、ノーと言われてしまったということを前提として、規制なりの枠組みをどうしていくのかというのをその後議論していくということになるのだと思います。要請の結果をぜひ御報
告をお願いします。
その点で、関連していると思っているのですが、スライド８のところでも、説明で一つ
一つ、そういう会社もあった、そういう事業者も見られた、回答もあったというのがいっ
ぱい出てくるのです。それで、これを草薙委員も含めてとても前向きに解釈されたようなのですが、あるいは事務局もそうみたいなのですけれども、「もあった」ということは、- 7 -そのような回答をしないというか、着手しないとか対応しないという会社もあったのかと誤認されかねないと思います。
これについては、そういう会社もあったという説明は本来は不十分で、対応しないという会社があったのだとすれば、それに関してはきちんと説明すべきなのではないか。前向きに検討しているという会社もあっただけではなくて、前向きでない会社があったということなら、その点もきちんと説明すべきなのではないか。しかも、これも私は経営情報だと思えないので、個社名が出てきても問題ないのではないかと思っています。今後の委員会ではぜひ検討していただければと思いました。
次、スライド13を御覧ください。先ほど正しく説明があったのですが、ここの左側で出てきている社内取引価格というのは、言わば平均ということだという説明がありました。
実際にそのとおりだと思います。
あるいは、すみません、今スライド13と言ってしまったのですけれども、14のほうが分かりやすいかもしれません。ここも社内取引価格の平均を見るということを正しく言っていただいたので、もう誤解はないと思うのですけれども、右側は資料上は小売平均価格と書いてあって、左側は社内取引価格と書いてあるので、社内取引価格のイメージが、例えばｋＷｈ当たり10円とかそのようなラフなものをイメージしているのだとすると、その前の資料が相当にまずいのではないかと思います。実際に取引条件というのは１ｋＷｈ当た
り幾らなどというラフな取引など絶対されているはずがないということで、もっと複雑な取引関係になっているはず。実際に旧一般電気事業者の小売部門でも、例えば負荷率のいいというか、あるいは深夜帯だとか、春、秋だとかにしか使わないような需要家というのは安い価格で売って、夏のピークのときにそれなりにたくさん使う需要家というのは高い価格で売っているはずですが、それは時間帯ごとに価格が違うということがあって、社内取引価格、つまり卸価格が違うということがあって、それで初めて説明できるものということなのだろうと思います。そういう今までつけていた価格は合理的だったと思いますが、合理的な小売価格、それぞれの小売価格にちゃんと対応するような社内取引価格、あるいは社内の契約が前のスライドのところで議論されているものとしてちゃんと出てくる。形だけｋＷｈ当たりＸ円というようないいかげんなものが出てくるということではなく、ちゃんと合理的なものが出てくるということを期待していますし、そういうものを出すように促していっていただきたい。
最後に、スライド17です。私はこれは草薙委員の意見と反対なのですけれども、なぜ旧- 8 -一般電気事業者の小売部門の域外、エリア外での供給に対して特別な監視を受けなければいけないのかというのについては若干疑問に思っています。旧一般電気事業者といえども、エリアの外に出ていくとすれば、それはまさに新規参入者ということだと思いますので、
なぜ新電力に比べて特別な監視に置かれなければいけないのかということに関しては、若干違和感があります。
こういうことをして、旧一般電気事業者がエリア外に出ていくということに関して特別な規制だとかをしたりすると、電力間競争というとても期待されていた競争を抑制する効
果が相当出てくるのではないかということを懸念しています。電力間競争というのがよう
やく出てきて、むしろこれは大切に育てていかなければいけない。まだそういう局面だと思うのですけれども、それなのにもかかわらずブレーキをかけるような体制を取るというのはいかがなものか。
もともと旧一般電気事業者を特別扱いしていたというのは、発電あるいは卸市場における支配的な地位、さらにエリアでの小売事業者としての支配的地位、両方考えるということなのだろうと思うのですけれども、主に前者のほうを考えているというような状況下で、エリア外であれば当然、まず小売市場では支配的事業者ではないです。それから、実際に連系線をまたいで供給するというのはかなりの程度、制約があるということを考えれば、本当に同程度に見てもいいのかというのについては相当に疑問に思っています。
一方で、正しく説明がありましたが、事務局のほうの懸念としては、非化石の市場がこれから出てくる。非ＦＩＴ非化石市場において証書取引というのが出てきて、この証書に関して言えば、連系線の制約も全くない、電気に色はついていないということで、証書の価値も色はついていないので、支配的な地位にあるとするならば、それはどこに出ていっても同じだ。そういう理屈で一定の特別な監視をするというのは合理性はあると思います
ので、事務局案のように旧一般電気事業者を域外についても監視対象とするということ自体はやむを得ないと思います。
しかし、これが出てくる経緯というのが、例えば関西電力が東京電力の進出に対して、それを止めようとして監視等委員会に訴えて出てきた、その結果導入されたものだ、あるいは九州電力が東京電力管内に出ていこうとして、それに東京電力のほうから訴えがあってこのような制度ができたなどということが後から明らかになると、制度の信頼性を非常に損ねる。どういうことなのかというと、支配的な事業者が競争を抑制するために利用しようとし、それに乗っかってこういう監視の仕組みができたのかなどと消費者なりに思わ- 9 -れると、信頼誠意を著しく損なうということになりかねないと思います。
私はこの点は当然、モニタリング、あるいは規制に関しても濃淡があると思いますので、エリア内での旧一般電気事業者に対するモニタリングと、エリア外に出ていったというのは一定のモニタリングがあってもいいと思うのですけれども、それはかなり濃淡があり、薄いほうにならないと、私は電力間競争を抑制してしまうという弊害が出てくるのではな
いかということをとても懸念しています。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、圓尾委員、お願いいたします。

○圓尾委員

圓尾です。

今回の資料にまとまっている内容は非常に重要だと思いますので、速やかに要請をし、前に進めていただきたいと思います。その上で、３点お話をします。
まず１点目は、事務局への質問です。８ページの①のところで、最後に「特段の異論は見られなかった」という表現があります。もし異論があった中で、感情的なものではなく、ロジカルで何か考えるに値するものがあれば、教えていただきたい、というのが１点目です。
それから、10ページの「以下のコミットを要請する」ということで、①、②と書いてありますが、この中で中長期的なという表現が何点かあります。この内容を各社持ち帰って社内で議論することになると思うのですが、誤解していただきたくないので、あえて申し上げます。「中長期的な」というのは短期的な利潤最大化を犠牲にすることの免罪符ではありません。つまり、短期的な利益最大化に沿わない行動を取った場合に、それは中長期的な視点でやったと説明するのは非常にハードルが高いということです。現実問題として利潤を足元で犠牲にしているにもかかわらず、それ以上のものを将来取り返すことができるのだとロジカルにステークホルダーに説明できなければ成り立たないわけです。中長期的なというのは曖昧な表現ですけれども、非常に重たいし、そんな簡単な話ではないというのをよくよく考えた上で、社内で議論していただければ、というのが２点目です。
３点目は、16ページの監視の枠組みについてです。委員会のほうで年に２回のモニタリ
ングをやる、監視を定期的にやるというのは、これはこれでいいと思います。ただ、今回こういう基準で監視をやった時にひっかかる事例がどのぐらい出てくるかという頻度にもよりますが、場合によっては、委員会がモニタリングに入って監視するだけではなくて、事例が起きた場合には、事業者のほうから速やかに申告してもらうことを組み合わせては- 10 -

どうかと思います。そんなに数があるわけもないと思いますので、事例が出てくれば速やかに申告していただいて、委員会のほうで年に２回の監視をするときには、申告していた
だいた以上のものはないという前提で確認作業をやるようなことができれば、お互い非常に楽だと思います。どうせモニタリングに来るのだからと事業者が黙っておいて、見つけるものならどうぞみたいな状態よりは、お互い非常に建設的なことができると思います。
申告も組み合わせてはどうか、という１つのアイデアです。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、大橋委員、お願いいたします。

○大橋委員

ありがとうございます。電力自由化して、小売も全面自由化して、まだ経過措置料金は残っているとはいえ、小売の価格づけに関して事業者の創意工夫を考える中で、今回、比較的競争政策、独禁法的に考えると、排除行為を懸念する中で、小売価格の合理性を確認する上で、例えばエリアプライス以下の個々の小売価格の合理性を確認するということは、多分、通常の市場の競争政策的な観点でいうと、かなり厳格な確認の仕方をされているわけです。
やはりここで踏まえなければいけないのは、発小、つまり発電と小売が一体であるということの特殊性から来ているのかなという感じはしています。ある意味、ここの部分が外れて、小売、あるいは発電がそれぞれ独自の事業体になったときには、実はこのモニタリ
ングというのはかなり厳しいというか、異例の行政的な手段であるというような感じがしますので、多分そのようなところへ向かうかどうか分からないですけれども、そのようなことを念頭に置いた監視の枠組みだというような感じで理解をいたしております。
個人的には以上で、皆さんこのような方向でやられているということなので、特段異論を唱えることはないですけれども、私のコメントとしてさせていただいたということであります。ありがとうございます。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、次に松本オブザーバー、その次に中野オブザーバーという順で御意見を承ります。松本オブザーバー、どうぞ。
○松本オブザーバー

旧一電の発電部門、それからＢＧの立場で発言いたします。まず、10ページから11ページの要請に関する御回答と確認事項が２点ほどあります。
まず、今回の10ページから11ページ目の要請ですけれども、これを踏まえまして、事業者としましては、不当な内部補助を実施していないということをより明確に説明する観点から、具体的方策を含めた取組について真摯に今後検討し、適切に対応してまいりたいと- 11 -

思っております。
その中で、ちょっと草薙委員から会計分離についての御発言がありましたけれども、こ
れは会計分離というよりは、ここで書かれているのはﾊﾂｻﾝの部門別収支の管理だと思いま
すが、これについては各社判断になろうかと思っています。
その上で２点の確認を申し上げます。
１点目は、松村委員からもありました市場支配力と供給区域内外の関係でございます。
17ページのほうに上から４行目以降にあると思いますけれども、旧一電が大半を保有する
電源アクセスのイコールフッティングを図る観点や、非化石証書に係る内部補助を防止する観点からは、供給区域内外いずれで小売販売を行うに関わらず云々ということであります。これまで不当な内部補助の議論の際には何度も引用されてきました電気の経過措置料
金に関する専門会合の取りまとめがありまして、そこによりますと、不当な内部補助の定義は、卸市場において市場支配力を有する旧一電の発電部門から小売部門への内部補助であって、小売市場における競争を歪曲化する程度のものと整理されてございます。
一方で、17ページのスライドにおきましては供給区域内外関わらずとありますが、当社といたしましては、不当な内部補助の定義で卸市場の市場支配力の観点がありますので、こういった中、供給区域外の卸売について、供給区域内の行動と同列の扱いがなされるということにつきましては、これまでの競争研や、先ほど挙げました経過措置料金に関する専門会合における市場支配力の整理と必ずしも整合的ではないのではないかと、少し疑問を抱いております。
事業者としましては、非化石市場の観点もあることから、供給区域内外に係る監視を受け、証書のコストについては適切にそのような説明というか対応をしてまいりたいと思っていますけれども、卸市場での支配力などの評価をする上で、市場確定をどのように考えるのかという点については再整理が必要ではないかというのが確認事項です。その上で不当な内部補助に該当するか否かは、市場確定の地理的範囲を考慮した評価をお願いしたいと思っています。
以上が１点目の確認事項です。
次に、２点目の確認事項です。先ほど紹介もありましたけれども、弊社九州電力にもございますが、供給区域外における旧一般電気事業者のグループ会社による小売事業は新電力であるというこれまでの扱いは、今回の議論でも変わらないと考えてよいかということ
を事務局に確認したいと思います。

- 12 -

最後に、要望ですけれども、小売市場モニタリングにおいて、エリアプライスを下回るから即アウトというような形ではなく、事業者の説明も十分聞いていただきたいと思いま
すので、よろしくお願いいたします。
私からの発言は以上でございます。
○稲垣座長

それでは、中野オブザーバー、お願いいたします。

○中野オブザーバー

ありがとうございます。今回まとめていただいた方向で進めていただければと基本的にはオブザーバーとしては思っております。
まず、10ページ、11ページでございますけれども、コミットメントの要請に対して、ここでは11ページにプロセス構築という例を出していただいておりますが、本来であれば、プロセス構築した後、それにのっとってきちっと管理がなされているかというのが問題であろうと思います。まずこうした取組といいますか、仕組みを速やかに御導入いただいて、監視等委員会のほうで確認をしていただければと思います。時間軸の概念がないのですけ
れども、可能な限り速やかに前に進んでいただければと希望しております。
次に、16ページ、これが最後ですけれども、ここに書かれていることは厳しいという御意見もございましたが、発小一体という中のものだと理解しております。かつ、エリアプ
ライス以下というのを１つの条件にしてございますけれども、これはあくまでコミットメ
ントがある程度なされているという前提でここのページがあると考えてございます。少し違ったら御指摘いただければと思います。
私からは以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、野崎オブザーバー、お願いいたします。國松オブザーバー、少しお待ちください。
○野崎オブザーバー

エネット・野崎でございます。

10ページの対応の方向性について申し上げさせていただきたいと思います。このコミッ
トメントは画期的な御提案だと考えております。卸売の内外無差別と小売の適切な価格設定の監視は、公平な競争を担保する上で極めて重要と考えております。御提案に感謝申し上げます。
方向性については全く異論ございませんが、１点だけ、細かい点について懸念を申し上げさせていただきます。中長期的な観点を含めという文言が記載されておりますけれども、この文言が都合よく解釈されて、せっかくの監視の意義が台無しになるということを心配しております。不当に大きな幅を持った解釈とならないように、例えば中身を明確化する、- 13 -

あるいは金額の幅にあらかじめ制限を持たせるなど、コミットメントの実効性を失わない工夫について御検討いただきますことを要望させていただきます。
以上でございます。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、國松オブザーバー、お願いいたします。
○國松オブザーバー

ありがとうございます。取引所の國松でございます。

私も今の野崎オブザーバーと同じ意見でございまして、10ページの取組に関しましては、
競争環境整備という中では非常に有意義だと感じております。唯一気になるのは中長期的ということをどう判断するかというところでございまして、取引条件をしっかりと監視等委員会様のほうで見て判断していくということが望まれるのではないか。ですので、取引条件を各社から監視等委員会のほうに提出して確認を取っていくというプロセスが必要ではないかと思っております。
もう１点ですが、小売の価格の比較という部分、今回の政策の中で大事な視点かと思うのですけれども、ここは分かりにくくて、エリアプライスよりも安くなってはいけない。
これは昨年のエリアプライスのときに年間的に小売契約をするわけですので、世の中がどう変わるかによって変わってくる。では、前年度実績よりも安かったら駄目なのかというと、前年度よりも多分来年度は安くなると予測すれば安くすると思うのです。ですので、何が小売の不当廉売かというのは難しいと思いますし、そこで安く売った小売というのはそれなりの損は受けるわけですから、どこまでを取り締まるのか。それを踏まえて言えば、需要家ではメリットを享受するわけです。ただ、それが新電力潰しということに該当するのであればよくありませんが、そこの認定は非常に難しいのだと思っております。ここは単純な価格比較で判断すべきではないと考えております。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございます。それでは、安藤委員、お願いいたします。

○安藤委員

よろしくお願いします。10ページ目の内外無差別について１点質問があります。コミットメントの内容として、合理的に判断し、内外無差別に電力卸売を行うこととされていますが、支配力の行使などと関係ない内外差別というものがあるのかないのかということを教えていただきたいと思いました。例えば発電と小売が一体である場合には、社内の取引だったら法人税を払う必要がないとか、社外だったら税金があるからとか、そのような関係など、どのような行為が合理的なものとして内外差別が存在するのか、また- 14 -

は存在しないのかということを整理しておくといいのかと思ったので、私が混乱しているだけかもしれないですが、教えていただきたいと思いました。
もう１点、17ページ目で、供給区域外での卸売について意見が出ておりました。先生方の議論を拝聴していますと、市場支配力を行使する形で小売部門や関連会社に対して有利な条件で卸売をすると、当該地域において供給区域としている旧一電との間の競争は激しくなる。これは松村委員がおっしゃっていた話だと思うのですが、その他の新電力が置き去りにされてしまうというような可能性があるわけです。その地域における競争を激しくするというメリットと、ただし、一部の企業だけで競争が行われて、それ以外の企業が置いていかれてしまうというデメリット、この辺りの考え方を整理する必要があるのではな
いかと感じました。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、皆さん、御意見はいかがですか。

それでは、幾つかの点について論点が出ていますので、事務局からその考え方を示してもらいたいと思います。
○黒田取引制度企画室長

黒田でございます。

皆様からの様々な御意見、ありがとうございます。ちょっと順不同になってしまうかもしれませんけれども、回答等をさせていただければと思います。
まず、最後に安藤委員から御質問がありました10ページの合理的な内外差別というところなのですけれども、合理的な価格差という点でありましたら、例えばピーク時間帯に売るのか売らないのかといったような価格で値差が発生するということもあります。あとは、取引先の小売事業者の信用力のあるなしで価格差が発生するといったようなことはあり得るとは思っておりますので、そうした個々の価格差については、具体的な合理性をヒアリ
ング等で確認していくというようなことを考えているところでございます。
それから、17ページのエリア外の旧一関連会社について、小売モニタリングの対象を拡大するというところについて、松村委員ですとか松本オブザーバー、それから安藤委員からの御意見等があったところでございます。
松村委員のおっしゃるように、確かにエリア外への旧一の進出が電力間競争を活性化させるという側面があるということは認識をしているところでございますが、今回、この対象の拡大というところについては、御説明さしあげたとおり、非ＦＩＴ非化石市場の創設といった事情が大きいと思っておりまして、こうしたエリアをまたいで取引する非ＦＩＴ- 15 -

非化石市場の取引が開始され、そこは内部補助防止策が必要であるというような議論がかなりされているといったところがありますので、恐らくそうした点を踏まえて、こうした形のモニタリングをしていきたいと今回御提案させていただいているところでございます。
それから、松本委員の御質問として、域外での小売会社などの小売事業者の新電力としての扱いは変わらないのかという御質問がありましたが、この点についてはおっしゃるとおりだと思っておりまして、新電力の定義や扱いについては各種の施策等で整理されていると理解しているのですけれども、今回の議論はあくまで不当な内部補助防止策における小売モニタリングの対象についての議論でございますので、その他の文脈の扱いについて見直すといったものではないということは御説明をさしあげたいと思います。
それから、圓尾委員からの御質問で、８ページの①のところで、特段の異論は見られなかったという特段というところで具体的にどういうやり取りがあったのかというところでございますが、ここはほかの文脈で幾つか議論が出ていたと思うのですけれども、発電利潤最大化というような議論をするときには、短期的な利益だけではなくて中長期的な視点を含めて、要は発電投資をしてそれを回収するという中長期の利潤最大化についても当然ありますよねというようなコミュニケーションがあって、当然そういうものはあり得ますという話をしていたというようなことはあったということであります。ただ、ここの中長期的な視点というところで、この理由で内外差別が正当化されることがないようにというような御意見も多くの方からいただきましたので、そこは監視の中できちんと見ていきた
いと思っているところでございます。
それから、松村委員から御指摘をいただいたコミットメントの要請ですとか具体的方策の報告についての対応状況については、きちんと委員会での御報告をいただきたいということをいただきましたので、それにつきましては今後そのような方向で検討をさせていた
だきたいと思っているところでございます。
その他、具体的な監視の方法等について御指摘もいただいたと思っておりますので、今後の監視の中で取り入れて生かしていきたいと思っております。
私からは以上になります。
○佐藤事務局長○稲垣座長○佐藤事務局長

ちょっと補足してよろしいですか。
では、佐藤事務局長、お願いします。
黒田室長からほとんど説明していただいたのですけれども、彼も言っていた話なのですが、松村先生と松本オブザーバーからあった17ページのエリア外でモニ- 16 -

タリング対象を見直す、加えるというのに関して、もう少し補足的に説明させていただきたいと思います。これはなぜするか、あと、松本部長もおっしゃったように、どうして経過措置料金の研究会とか競争研のときと考え方を変えたのかをもう少し説明させていただ
ければと思います。
基本的には松村先生がおっしゃったように、経過措置料金のときも、競争研のときも、
およそ発電部門に、新電力も含めた小売事業者から非ＦＩＴ非化石市場でありますとか、
明日から始まりますけれども、容量市場のように小売市場から発電部門にお金が行くといったことは念頭になかったからというのが大きいと思います。特に非ＦＩＴ非化石市場に関しては、これを内部補助として使われたらたまらんという議論が相当あったということでありますが、今申し上げましたように容量市場も始まるわけですし、これがやはり今までと違うという状況になっていると考えております。
もちろん競争性というのは非常に重要なことでありますが、少なくとも小売部門から発電部門に相当多額なお金が行くということがありますので、小売重点モニタリングに関しましても、供給区域外も含めた全エリアを少なくともモニタリング対象にすることは必須だと思っておりますので、御理解をいただければと思います。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、追加のコメントや意見はございますか。
それでは、特にないようですので、これでこの件は締めたいと思います。この件については事務局の提案に異論はなかったと思いますので、まずは旧一般電気事業者に対して資料10ページのとおり要請することにしたいと思います。事務局においては所要の手続を取っていただいて、各社のその後の対応状況について次回以降報告していただくようにお願いいたします。
また、監視の方法については、様々な御意見がありましたので、本日の議論を踏まえて検討を深めていただくようお願いいたします。それでは、よろしくお願いいたします。
それでは、次の議題に移ります。議題２、スマートメーターにより計測された発電電力量データ（速報値）の発電事業者等への提供についてです。事務局から説明をお願いいたします。
○田中ＮＷ事業監視課長

それでは、御説明をさせていただきます。ネットワーク事業監視課長の田中でございます。よろしくお願いいたします。

- 17 -

資料４でございますが、２ページを御覧いただけますでしょうか。本日御議論いただきたいことでございますが、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）に対するパブリックコメント等におきまして、事業者からスマートメーターにより計測された30分電力量（速報値）について、需要側だけでなく、発電側についても一般送配電事業者から提供を受けたいという要望がございました。今回は地点ごとの30分発電電力量（速報値）の発電側への提供を、一般送配電事業者のサービスとして提供すべきかどうかについて、今後の方向性を御議論いただきたいということでございます。
再エネ事業者等からの要望は３ページでございます。主に風力発電、太陽光発電等に関わる事業者から、実績値を踏まえて予測精度を向上させるため、地点ごとの30分電力量（速報値）について、需要側だけでなく発電側についても一般送配電事業者から提供を受
けたいという要望がございました。
具体的には、発電側の計量器により計測された発電電力量のデータについても、発電事業者にリアルタイムで提供するようにしていただきたい。実需給前数時間の発電電力量データは、風力発電の発電出力予測の精度向上、ひいてはインバランス低減に非常に有用であるという意見が出ているところでございます。
また、太陽光発電事業者のほうからは、ＦＩＴ制度の見直しによって、今後、インバラ
ンスリスクを再エネ発電事業者も負う必要が出てくる。また、小売電気事業者が得ている
需要実績の情報と同様に、発電事業者としても得ることができて当然だと思うという要望が出ていることでございます。
続きまして、４ページでございますが、一般送配電事業者からの電力量（速報値）の提供の現状についてでございます。現状は、一般送配電事業者は小売電気事業者に対して需要地点ごとに30分電力量の速報値を提供しております。これは小売全面自由化に向けて小売電気事業者の要望により、同時同量の支援を目的として行われることになったものでございます。
一方で、発電事業者に対しては、発電地点ごとに30分発電電力量（速報値）を提供していない。これは主に大規模な発電事業者は、もともと発電量を最適化するため、発電量を自主的にモニターしており、発電事業者側で発電量が確認できていた背景があると推察されるところでございます。
続きまして、現状をまとめた整理の表でございますが、５ページです。こちらにありま
すとおり、確定値につきましては、30分電力量につき、小売電気事業者も発電事業者も、- 18 -

毎月１回提供されているところでございますが、速報値につきましては、こちらにありま
すとおり小売電気事業者には提供されておりますが、発電事業者には提供されていないというのが現状となっております。
６ページ、発電側の事業環境の変化といったことでございますが、これまで発電事業者に30分発電量（速報値）が提供されてこなかったのは、発電事業者が自らの事業採算性に基づき発電量を速やかに把握するために必要であることから、独自に発電側のメーターを設置し、発電量を確認できていた背景があると思われます。
一方、小規模な発電事業者においては、自ら発電量を確認するためのメーターや、そのメーターからデータを得るための機器などを設置することは負担が大きいというところでございます。
今後、卒ＦＩＴをはじめ非ＦＩＴの太陽光発電、風力発電の増加が見込まれ、これらの電源を抱える再エネ発電事業者の発電計画の正確性の向上が一層重要となる中、発電インバランスを負担する再エネ発電事業者が発電量をタイムリーに把握することはより重要となってきております。
また、2022年度から再エネ特措法が改正されまして、ＦＩＰ制度も導入される予定ということでございます。ＦＩＰ制度、Feed-in Premium制度は、再エネの電力市場への統合を促す観点から、再エネ発電事業者も他の電源と同様に市場取引を行う仕組みとなっておりまして、再エネ発電事業者自らまたはアグリゲーター等と契約して発電量を予測することが求められる予定でございます。
さらに、再エネをはじめとする分散型リソースの導入拡大には、それらを効率的に束ねて安定的に電力供給できるアグリゲーターが重要な役割を担うことになっております。そのためには、再エネ等の発電事業者が独自に設置する様々な規格のメーターから発電電力
量をばらばらに収集するのではなく、規定の規格のメーターもしくはデータにより、統一の方法で発電量情報を収集できることが重要となります。
こうした環境を踏まえますと、従来どおり発電事業者自らが実施するということはもちろん妨げられるものではないのですけれども、一般送配電事業者のサービス（ビジネスイ
ンフラ）として、スマートメーターで計測した発電電力量を迅速に通知する情報提供のシステム構築や、それに先立ち情報提供の仕組みを整備するという考え方もあり得るのではないかといったところでございます。
７ページは参考資料でございます。

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８ページでございますが、発電側電力データ（速報値）の提供の対応の方向性でございます。対応の方向性として、①一般送配電事業者のサービスとして実施する。②、こちらは従来どおりということでございますが、発電事業者自らが実施するといった方向性が考えられるところでございます。先ほど御説明したような社会的要請の高まりなども考慮した上で、どのような方向性がよいと考えられるか。また、今後、実施スケジュール等についても検討を進めていくべきではないかということでございます。
８ページの下の提供の方法でございますが、①につきましては、一般送配電事業者のサービスとして実施するということでございます。一般送配電事業者が発電契約者等に発電電力量データを提供してはどうかということでございまして、その場合につきましては、
原則一般負担としてはどうかということでございます。検討課題といたしましては、コストの大きさはどれくらいかということであったり、データ提供に係る費用を一般負担とする十分な社会的要請や合理性があるかということがあったり、データの提供に当たり、一
般送配電事業者が発電事業者に対して応分の負担を求めることは適切かということであったり、発電事業者から電気を調達している卸電気事業者など、提供対象者の範囲はどこまでかといったような検討課題は存在するのではないかといったところではございますが、いずれにしましても、①のような方向性が考えられるのではないかというようなところでございます。
以上、資料４に対しての事務局からの御説明でございます。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、ただいまの御意見について御意見をお願いいたします。
スライド２ページの下のポツ、それからスライド６ページの一番下のポツ、スライド８
ページの上の欄の下のポツがお伺いでございます。どうぞよろしくお願いいたします。
なお、御発言のある方は先ほど同様、Ｓｋｙｐｅのチャットに御発言を希望される旨を御記載いただき、お送りください。よろしくお願いします。
岩船委員、お願いいたします。
○岩船委員

ありがとうございます。私は今回のデータ提供は、基本的に費用と効果が見合うのであれば、特に反対する理由もないのですけれども、よく発電事業者さんというのは、ある程度自分の発電量のデータを有しているのではないかというのが、一番思った点でした。
６ページにある事業環境の変化も理解できますが、基本的に一般負担としてこのシステ- 20 -

ムを実現するのであれば、現状、発電事業者さんのうち、将来的も含めて、これを必要になるような事業者さんがどのぐらいいるのかは、定量的に把握しておく必要があるのではないかと思いました。
８ページにあるように、もし発電事業者さんに対して応分の負担を求めるという整理になった場合に、これを負担してまでも利用したい事業者さんはどのぐらいいるのかは、まず把握しておくことが重要ではないかと思いました。
もう１点は、発電量の予測に使うという話ですけれども、現状のスマートメーターの使用で時間遅れが、低圧で60分以内、それ以外で30分以内という数値データがあったと思ったのですが、この時間遅れの取得で、発電力の予測が十分なのか、そこもチェックが必要
ではないかと思いました。
もし不十分であれば、結局は発電事業者サイドで計測したデータを直接利用せざるを得ないかもしれません。その場合は、この仕組み自体、ニーズが低くなり、発電事業者さんが応分の負担に応じないという可能性もあるかと思いました。
そういう点を御検討いただきたいと思いました。以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、西浦オブザーバー、お願いいたします。松村委員、その後にお願いいたします。
○西浦オブザーバー
○稲垣座長
○事務局

日本風力発電協会です。聞こえますでしょうか。

発言が途切れます。何かマイクの調子がおかしいようです。
事務局でございます。西浦オブザーバー、聞こえておりませんが。いったん

マイクの調子をされるということなので。
分かりました。それでは、松村委員、お願いいたします。
○松村委員

風力協会さんの後のほうがよかったのかもしれませんが、私自身の認識は、ニーズがあってこういうものを検討したということだと思います。具体的に、再エネ事業者、特に小規模な再エネ事業者からの要望があって出てきたということなので、ニーズがないということはないと思います。それから、これから小規模な再エネ事業者が相当増えてくる。あるいは再エネだけではないのかもしれませんが、分散型の電源が増えてくれば、ニーズが増えることになると思います。ニーズ自体は確実にあるのではないかと思っています。
発電事業者が自分で計るということですが、これについては、よく似た事例が既に需要側のほうで経験したと認識しています。どういうことかというと、かつて特別高圧から順- 21 -

番に自由化したという状況のときに、最初はものすごく大口の需要家に関しては、新電力が自分が獲得した需要家に関しては、自前でメーターを付けて、通信施設も備えて、瞬時にデータを把握することをしていたと認識しています。
どうしてかというと、そうしないと同時同量への対応がとても難しいからということですが、これが自由化の範囲がどんどん拡大していくことになって、事業化の規模がだんだ
ん小さくなるところに戻ってくることになると、その一つ一つ、二重にメーターを付ける、通信施設を付けるなどということをする。とてもコスト高でやっていけないことになる。
ましてや家庭用のスマートメーターとか、そういうところだと、二重に新電力のほうがもう１回メーターを付加して付けるということがペイするはずがないということで、こういう情報の提供を受けるほうがはるかに効率的だ。
しかしこの場合には、自前で付けるものに比べてはるかに能力としては劣ったものになります。どういうことかというと、需要側に自前で付けていたもののときには、瞬時、瞬時に従量を把握できるとしても、公共的なインフラから受けるサービスは、もうその30分が終わった後、一定時間たった後くるというわけですから、そのコマの同時同量に直接役に立つことはありません。
その意味で、手後れの情報になっているわけですが、それでもそのデータがあると今後の予測精度が上がるということで、小売のほうでも少し遅れたデータであったとしても意味があるということだから受けたいということがあり、実際にその制度が整備されたということからして、分散型の電源ということで、自前でそういうものを備えるのはコスト的にはとてもペイしないけれど、もう既に計っているもののデータは欲しいというのは、需要側であったのと同様に、供給側であってもまったく不思議はないし、とても自然なことだと思います。
したがって、実際にニーズがあってやってほしいということが出てきているわけですか
ら、私はこれはコストの大きさにも依存するわけですが、調べていただいたところではそんなにとんでもないコストになっているわけではないと伺っておりますので、私は、基本的に推進すべきだろうと思います。
その上で、恐らく論点になるのは、進めるとしてもこれを一般負担でやるのか、発電事業者負担でやるのかということだと思いますが、ある程度システムコストを発電事業者負担ということにしてしまうと、これは固定費の塊なので、参加する人が少なければとんでもない金額になり、とんでもない金額になれば、当然手を挙げる人はいないことになって、- 22 -

非常に不幸な均衡に陥る可能性が相当あると思います。
このシステムコストのようなものを発電事業者負担にすることが本当にいいかどうかを、
私は相当疑問に思っています。これは原則は一般負担という、スライド８の案１のほうが、より合理的なのではないかと思います。一般負担ということについて言うと、例えばかつて、もちろん事業側へのデータ提供は一般負担になっていると思いますし、例えば、かつてオール電化住宅に付いていたスマートでない電子機器メーターというのは、ぐるぐるメーターに比べてとんでもなく高い調達コストだったわけですが、そのようなコストでも原因者負担を追求するのであれば、本来はオール電化を選択した人が負担すべきという発想になっても不思議はなかったと思うのですが、実際にはそういうことを取られなかったわ
けですね。
今回の導入のコスト感というのは、それと比べて極端に大きいとは到底思えなくて、その程度のことで不公平だ、だから発電事業者が負担しなければいけないというのは、今までのメーターの考え方からして、ちょっと極端なのではないかという気がします。私は原則、一般負担でいいのではないかと考えます。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、西浦オブザーバー、御準備はいかがでしょうか。
○西浦オブザーバー

日本風力発電協会、西浦です。それでは、私のほうから若干コメントさせていただきたいと思います。まずは本会合において、本件、俎上に挙げていただ
きましたことに感謝申し上げます。一言で申し上げると、やはり８ページの①の方向で、引き続き検討を進めていただければということになります。
あとは、これまでの委員の方々の御質問、御意見に少し答える部分にもなるかと思いますので、若干補足の発言をさせていただきます。
まず、実受給の数時間前というタイミングで、発電実績のデータ、すなわち速報値です
けれども、その自然変動電源である風力発電の出力予測の精度向上において、とても有用であるというところは、ＮＥＤＯさんの公表資料などを読み解けば、よく御理解いただけ
るかと思います。発電契約者、発電ＢＧとして精度よく予測ができて、さらにその時点で必要な調整力の確保、あるいは時間前調整、時間前市場等で取引ができれば、風力発電由来の今の発電はかなり抑制することができると考えております。
風力発電、太陽光発電由来のインバランスについては、これまで現行のＦＩＴの制度に- 23 -

おける再エネインバランス特例によって、発電事業者や、そこから電気を調達している発電契約者負担を免除されてきました。そのため、30分刻みのコマの30分発電量というのは、発電事業者として、正直、把握すらする必要がなかったということです。
ところが、昨年度より住宅用太陽光に加えて、今はまだ少数ですが、風力発電は相当Ｆ
ＩＴが始まっております。また、フィードインプレミアムの制度の導入の方向も固まる中
で、発電事業者や発電契約者は、再エネ由来のインバランス負担について、少なくとも一定程度は負担を負う方向になりつつあると理解しております。
インバランスの発電の抑制のために、実際の速報値を活用するというのは、発電事業者というよりは発電契約者、発電ＢＧ、あるいは主にはアグリゲーターになってくるかと思います。このアグリゲーターが育たない限りは、今後のフィードインプレミアムの制度化での再エネ導入拡大はなし得ないと考えますし、今後、卒ＦＩＴをしていく風力あるいは
太陽光の電源は、多数出てくるところですが、これが路頭に迷うようなことにもなりかねないということです。
そういった意味で、我々発電事業者の協会ではあるのですが、発電契約者、アグリゲー
ターがやりやすい方法でのインフラの整備というのは、ぜひ前向きに検討いただきたいと考えるところです。以上となります。ありがとうございました。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、増川オブザーバー、お願いいたします。
○増川オブザーバー

ありがとうございます。まず、松村委員からも御発言がございましたけれども、太陽光発電協会としては大変ニーズが多うございます。特に小規模の事業者、低圧等の事業者においては、１件１件メーターを付けて、自社でそういう情報を集め、規模に比べて非常にコストがかかりますので、多くの事業者はリアルタイムでデータを取っていないのが実情でございます。
こういう事業者、低圧の事業者はすでに60万件を超えていると思いますけれども、これの事業者が個々にメーターを付けたり、データを集めるよりは、それを送配電事業者に求めてデータを取ってもらったほうが、トータルのコストとしても小さくなるのではないかと思われます。そういうことで、ニーズがあるということです。
それから、実際にそれをどう活用するかということは、先ほど風力発電協会さんからもございましたけれども、インバランスの負担をどうするか、その予測精度も含めてそれを活用できるということがございます。

- 24 -

それからもう１つは、これはオペレーションのメンテナンスの観点からも、何か異常があれば発電量が変動するわけですから、そういうものをほぼリアルタイムで入手できることによって、そういう不具合等もすぐ発見できて、結果的には長期安定稼働、それから発電コストの低減にもつながると思いますので、そういった面でもニーズはあると考えております。
以上により、太陽光発電協会としては、ぜひ一般負担、送配電事業者様のほうでこうい
うシステムなりを御用意いただけると大変ありがたいということです。以上でございます。
○稲垣座長
○林委員

ありがとうございました。それでは、林委員、お願いいたします。
ありがとうございます。多分、太陽光とか風力の業界の方々からもコメントがあったと思うのですけれども、この資料の６ページ、発電側の事業環境の変化は非常に大切だと思っております。特に私も思いますけれども、再エネの主力電源化が進んでいるのですけれども、一方でインバランスの変動が非常に大きくなった場合、また小規模な発電事業者が増えたときの負担を考えたときに、そういったものを、４番目のポツにもありますけれども、規格の統一のメーターでしっかり計れば、どんな人がどうアグリゲーショ
ンしても、例えばパソコンでいうとみんなＵＳＢの仕様にしているから皆さんが同じように使えるのと一緒で、情報通信の規格とかそろえておけば、いろいろな方々が参画して、
インバランスをなくすような方向になってくるということで、多分再エネ事業者の方々も、主力電源になる以上は、インバランスをなるべく下げるためにはデータが欲しいということだと思っています。
私のほうは研究もしていまして、例えば先ほどデータの遅れの話もありましたけれども、数時間前に比べて、遅れても30分とか15分のメーターデータ、例えば風力とか再エネのデータがあれば、明らかに予測の精度が上がります。あと、季節とか気象条件とか地理的情報が今、いろいろな形で入手できますので、それを掛け合わせるとかなりの精度で地点別・時間別の予測、気象状況による予測の精度が上がりますので、そういった意味では、①の方向に進めていくべきだと思っております。
負担につきましては、多分いろいろな話があると思いますし、一般負担にするか、応分負担にするかという話は、今後いろいろ、例えば固定費がかかると松村委員からありましたけれども、私もそこは賛成で、なるべくこの事業者を増やすためのネットワークインフ
ラをしっかりどう使うかということもある。
一方で、サービス料だけはくださいとか、さすがに何でもかんでも一般負担となると、- 25 -

またそこにかかってきているところもあるので、そこは今後しっかり、地権者がいっぱい
いらっしゃいますので、議論をしていけばと思っております。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、草薙委員、お願いいたします。

○草薙委員

ありがとうございます。私も資料４の６ページあるいは８ページから申し述べます。
まず、６ページの事務局の発電側の事業環境の変化への認識については、異論ございません。そして、これまでの様々な御発言からも、ニーズの点でやはり大きいものがあることを、今後も認識すべきだろうと思います。
８ページのほうですけれども、様々な、例えば組成しているＢＧにとってインバランス
を避けたいというニーズが高まるであろうとか、再生可能エネルギー事業者の人気もどんどん高まるだろうとか、そういう様々なニーズに対応するということからして、８ページの①か②かで、①のほうが支持が多いという認識をしましたが、私も同感でございます。
松村委員がシステムコストという考え方を御説明してくださいましたけれども、そもそもスマートメーターにより計測された発電電力量データ、特に速報値といったものは、今後ＴＳＯが技術力を駆使して提供する、言わば普遍的な利用価値を有する情報になっていってくれないかという期待がございます。
こういうことを考えますと、一般送配電事業者が発電事業者に情報利用料を請求すべきかどうかといったコスト負担などのことに関しては、８ページの検討課題の表に２つ括弧書きがございますが、２つ目に「（需要側と同様）」という表記がございます。この需要側と同様という考え方は、非常に通底できる考え方ではないか。すなわち、事業側に発生していない料金は発電側にも発生しない。事業側に発生する料金は発電側にも発生するといった形がよいのではないかと、今のところ思っております。
要するに基本的なところでは、事業側と発電側の双方への情報提供について、ＴＳＯが同じように対応していただくべきではないかと思います。さはさりながら、コストの大きさはどれぐらいかという部分がやはり重要ですので、今後詰めていただきたい点でございます。
以上であります。ありがとうございます。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは岩船委員、お願いいたします。

○岩船委員

すみません、もう１回。私も、皆さんのおっしゃることは認識しているの- 26 -

ですけれども、需要のデータと発電データが全く同じだとは思っていないという点だったのです。つまり、発電データに関しては、ある程度取っている事業者さんも多いのではないかと。ということであれば、もし何らかの応分負担を求めた場合に、いらないという事業者さんもいるのではないかということが懸念だったということです。よろしくお願いし
ます。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、皆さん、御意見はいかがですか。

それでは、これをもってこの件は締めたいと思います。事務局からコメントはございま
すか。
○田中ＮＷ事業監視課長

ただいまいただいたコメントも踏まえ、さらに検討を進めていきたいと考えてございます。
○稲垣座長

それでは、本議題については皆様、８ページ①の案で、速やかに実現に向けた検討を進めるべきとの意見であったと思いますので、その方針で具体的な検討を進めることといたします。事務局は迅速に検討をお願いいたします。
それでは、次、議題３、４です。議題３、2022年度以降のインバランス料金の詳細設計等について、議題４、2021年度向け電源Ｉ´の連系線確保量について、事務局からまとめて説明をお願いいたします。
○田中ＮＷ事業監視課長

それでは、資料５のほうを御説明させていただきます。2022

年度以降のインバランス料金の詳細設計についてでございます。
こちら、今後沖縄エリアにおけるインバランス料金の算定方法についてが、今回の議題となっております。
４ページでございますが、沖縄エリアのインバランス料金の算定方法については、前回までの御議論の中で、エリア内で稼働した調整力の限界的なｋＷｈ価格を引用してインバ
ランス料金を算定する。その場合に、ｋＷｈ価格の高いものから順に一定量（20ＭＷｈ）の加重平均価格を引用するということで、前回まで整理をしていたところでございます。
こちらも前回までの議論で整理をしていたところで……。
私のただいまの説明に関して、聞こえておりましたでしょうか。
すみません、ただいまの資料５に関する私の説明、最初から皆さん、聞こえておりましたでしょうか。よろしいですか。――聞こえておりませんでしたか。それでは資料５、最初から御説明をさせていただきます。
2022年度以降のインバランス料金の詳細設計等についてということで、今回のお題は、- 27 -

２ページにあるように沖縄エリアにおけるインバランス料金の算定方法となっております。
４ページですが、沖縄エリアにおけるインバランス料金については、前回までの御議論の中で、エリア内で稼働した調整力の限界的なｋＷｈ価格を引用してインバランス料金を算定する。ｋＷｈ価格の高いものから順に、一定量（20ＭＷｈ）……。
画面が見えませんか。――皆さん、今、資料５の４ページは御覧になれますでしょうか。
――音が聞こえない。（音声・画面調整）
それでは、続けさせていただきます。５ページですが、前回までの議論でございますけ
れども、需給ひっ迫時の補正インバランス料金の設定について、沖縄エリアについても他のエリアと同様に、Ｃの上限の価格につきましては600円の暫定的な措置としての200円、Ｄの確保済みの電源Ｉ´のコストについては45円ということで、この価格設定については、
他のエリアと同様にするということで整理をしていたところでございます。
続きまして、６ページでございますが、この需給ひっ迫の範囲については、今後さらに検討するということで検討が残っていたところで、こちらについては、考え方については
他のエリアと同様に、Ａについては需要家に痛みのある協力を求める対策の水準、Ｂ´については確保済みの電源Ｉ´の発動が確実となる水準ということで、Ｂについては通常時には用いない供給力である電源Ｉ´を発動し始める水準ということにしていたところでございます。
具体的にどの水準にするかということですが、７ページにございますとおり、第25回基本政策小委員会において、沖縄エリアにおける、政府が需給ひっ迫警報を発令する基準について議論をされ、以下のように整理をされました。
最低限必要な周波数調整分5.7万ｋＷに、他エリアについて需給ひっ迫警報を発令する
予備率３％と計画停電を実施する予備率１％の差分となる予備率２％を加えた予備力９万ｋＷということで整理されましたので、この横軸のＡについては９万ｋＷとすることでどうかということでございます。
引き続きまして、横軸のＢ´につきましては、沖縄エリアにおける電源Ｉ´の運用開始に当たり、電源Ｉ´の発動が確実となる水準、すなわち電源Ｉ´が発動済みの水準につきましては、最低限必要な周波数の調整分Ｉａの必要量と、エリア内単機最大ユニットの電源脱落分、Ｉｂ必要量を足した値である30万ｋＷということで整理をされましたので、横軸Ｂ´については30万ｋＷということでよいかということです。
続きまして、９ページですが、Ｉ´が発動し始める水準につきましては、沖縄エリアに- 28 -

おけるＢ´の水準の30万ｋＷに、他エリアにおけるＢ´の８％とＢの10％の差分となる２％に相当する予備力を加えた値として、33万ｋＷとしてはどうかということです。
こちらの数値ということで整理をしますと、右上のような補正インバランス料金のカーブになるわけですが、これにつきまして、沖縄エリアにおける予備力やインバランス量の2019年度実績を基に、年間のコマごとの補正インバランス料金の試算をしております。試
算結果については、左のようなコマ数になっておりますが、補正インバランス料金発生コ
マの平均インバランス料金単価につきましては34円、現行インバランス料金実績値の10円に比べて、少し高めの数字になっておりまして、新電力の補正インバランス料金支払額については、約400万円ということになってございます。
この評価ですけれども、沖縄エリアについては卸電力市場がない、ＢＧの調達手段に限られていることも踏まえ、補正インバランス料金の設定については一定の配慮が必要としていたところでございます。試算結果については、補正インバランス料金発生コマの平均
インバランス料金単価は34円で、現行インバランス料金の実績単価10円を上回る単価と試算されており、ひっ迫に応じて単価が上昇しているコマということも見られることから、
ＢＧの経済合理的な行動を促す上で、十分な価格シグナルとなることが期待できるものとなっているのではないかということです。
また、沖縄エリアの補正インバランス料金発生コマの平均インバランス料金単価34円につきましては、他エリアにおける48～98円は下回っておりますので、ＢＧの調達手段が限られている沖縄エリアの特性を踏まえたとしても、各ＢＧの負担額は非合理的なものにはならないのではないかと思われます。したがいまして、沖縄エリアにおける補正インバラ
ンス料金のカーブについては、当面はこの案を前提としてはどうかということです。
事務局の提案をまとめますと、12ページのとおりということです。
13ページ以下は参考資料となっております。18ページ以下については、沖縄のインバランス料金というよりは、インバランス料金全体に関する細かいその他の論点ということでございますが、こちらはまず、太陽光出力制御時のインバランス料金につきましては、系
統余剰となった場合については、インバランス料金の算定に用いる調整力の限界的なｋＷ
ｈ価格は０円ということになっていたわけですが、さらに細かい場合というか、適用方法
としまして、太陽光の出力抑制が行われているコマで系統余剰となった場合については、
出力抑制実施エリアを含む広域ブロック内のインバランス料金を０円としてはどうかということで、広域ブロックの判定や系統余剰、系統不足の判断については、ＫＪＣの運用の- 29 -

指令量等に基づいて判断してはどうかということです。
また、電源Ⅲ抑制時のインバランス料金ということですが、太陽光等の出力抑制には至らないまでも、優先給電ルールにより、一送からの指令によって、オフラインの火力等の出力を計画値から下げる場合があるということで、電源Ⅲ抑制の場合ということですが、このような状況においては系統余剰が発生した場合、持ち替えた電源Ⅰ・Ⅱを下げることになるわけですけれども、実質的には電源Ⅲを下げていると見なすことができる。したがって、その電源Ⅲの下げｋＷｈ価格をインバランス料金に反映させるのが適当ではありま
すが、電源Ⅲの価格をタイムリーに把握することは困難であるため、以下のとおりとしてはどうかということで、電源Ⅲ抑制実施エリアを含む広域ブロック内のインバランス料金については、ＫＪＣに登録された調整力の下げ指令単価の最低値としてはどうかということで、余剰・不足の判断や、広域ブロックの判定についてはＫＪＣの運用に基づいて判断してはどうかということです。
インバランス料金の情報公表ですが、インバランス料金の情報公表、コマ終了後速やかに公表を前提としてシステム開発が進められているところですが、計画停電時等について
は、復旧作業などに注力する緊急的な状況であることから、タイムリーに情報公表システ
ムに反映する運用が当面は困難となることが想定されます。
したがいまして、これらの事象が発生した際には、その実施時間等を一般送配電事業者のホームページに公表し、インバランス料金についてはあらかじめインバランス料金の公表用ホームページ等に常時分かりやすい形で注記して情報発信することとし、システムへの反映のあり方については、ニーズ等を踏まえ、引き続き検討していくこととしてはどうかということです。
以上、資料５についての説明でございます。
引き続きまして、資料６に関しての御説明をさせていただきます。こちらは2021年度向
け電源Ｉ´の連系線確保量についてということでございます。２ページにございますとおり、2019年度より電源Ｉ´の広域調達が開始されており、本年秋に第２回目を実施予定ということでございます。
調整力のエリア外からの調達に当たっては、連系線の容量を確保する必要がございます
ので、今回は本年秋に実施される電源Ｉ´の広域調達における連系線容量の確保について御議論いただきたいものでございます。
３ページは、Ｉ´、前年度の公募から、隣接するエリアの電源等との契約も可能として- 30 -

おり、これを可能とするため、約定量に応じて連系線の容量を確保することが適当です。
電源Ｉ´を広域的に調達することによるメリットと、スポット・時間前に与えるメリット
を比較考量して、一定の上限を設けることが適当ということですので、各社が公募する際のエリア外調達の上限値について、あらかじめ決定しておく必要があるということです。
次のスライド以降において、前年度における電源Ｉ´向け連系線確保量の上限値の算出
方法及び算出結果について御説明をいたします。
電源Ｉ´向けの連系線確保量を増加させますと、電源Ｉ´の広域的な調達によるメリットが増加する一方、卸市場においてエリア間の取引を制限することのデメリットが増加しますので、この両者の影響額、メリットの和が最大となる点を電源Ｉ´向けの連系線確保量の上限とするということで、前年度計算をしております。
６ページは細かい場合分けですが、右のように分断が発生していない連系線では、メリットの和が最大となる点のうち、電源Ｉ´向け連系線確保量が最大となる点、右端を上限値としております。
７ページ、電源Ｉ´の広域調達によるメリットの算出ですけれども、隣接エリア間で、自エリアの高価な電源が他エリアの安価な非落札電源に置き換わると仮定し、その価格差により算出してございます。
８ページは、この電源Ｉ´向けの連系線確保が卸電力市場に及ぼすデメリットについて
は、連系線容量を確保したことにより流れなくなる相当量が、より高価な電源に差し替わると仮定し、その社会的な発電コストの増分として算出してございます。
９ページは、前年度の電源Ｉ´のエリア外調達の公募結果とコスト削減効果ということになっております。こちらは一番下が上限値で、上が調達量となっているのですが、前回の制度設計専門会合において、この上限値に比べて調達量のほうが少ないのではないかといった御質問を受けたところですが、その点については、旧一電の発小ＢＧのほうに確認したところ、去年については６月にエリア外の調達が決定し、９月に公募されたということで、あまり間の時間がなく、システム対応や需要家との交渉が間に合わなかったという理由があったと聞いておりまして、今年はそのような問題がないので、隣接エリアの応札を検討していきたいということで、この調整をしているところでございます。
今年度の算出については、最新の情報である2019年度の電源Ｉ´の公募調達結果と、連系線の空き容量を用いて、前年度同様の算出方法で算出しております。その算出結果が、12ページの下半分の上の段にある表で、その表について、さらに2021年度の作業停止の計- 31 -

画なども考慮しまして、補正をしたものが12ページの下の表ということです。
次年度の電源Ｉ´向けの連系線確保量の上限値の算出結果と、前年度の電源Ｉ´のエリ
ア外からの調達量の調達量実績を比較しますと、一部の連系線を除き、次年度の電源Ｉ´の連系線確保量の増減値の算出結果で、十分な量は確保されていると思われるところでございます。前年度同様に応札することが可能であると思われるところです。
したがいまして、14ページにあるとおり、この電源Ｉ´を広域的に調達することによるメリットと、卸市場のデメリットを考慮し、各連系線の2021年度向けの電源Ｉ´エリア外
調達上限値については、以下のような形として、この値を上限値として公募を行うことでよいのではないかと考えているところです。
以上、資料５と６に関する事務局からの説明です。よろしくお願いいたします。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、ただいまの説明について、皆様からの御質問・御発言をいただきたく存じます。御発言のある方はＳｋｙｐｅのチャットに御発言のある旨を記載してお送りください。よろしくお願いします。
それでは、草薙委員、お願いいたします。
○草薙委員

それでは、資料５、資料６、それぞれ１点ずつ申し述べます。資料５の21

ページの３つ目のポツについて、一言申し述べます。事務局案で異存ございませんけれど
も、計画停電時のインバランス料金の情報公表については、この３つ目のポツにあります
けれども、一般送配電事業者各社のホームページに、21ページの右下の内容を―表示するようになると理解いたしました。
これで結構だと思うのですが、一点、国民あるいは利用者の方々に周知するという観点から、このCの200円という価格については、経過措置によるものであり、暫定価格でありますので、そのことも分かるように、ホームページ上で注釈をしていただくことが大事であると思います。
そうしませんと、インバランス料金情報が事実上ずっと表記されることになりますので、利用者ないしホームページ閲覧者から恒久的な料金であるとの誤解を生むおそれがあるのではと懸念します。
それから、資料６ですけれども、14ページの電源Ｉ´の連系線確保量につきましては、昨年度と同様の方法論で算出いただいたと理解しました。私は前回の制度設計専門会合で、確保量が十分に用いられていないことにつき指摘させていただきましたが、事務局のほうで確認いただいた―結果、6月に決定して9月の公募ということでは間に合わなかったとい- 32 -

うことであったことが分かったわけですけれども、自エリアと他エリアで一度に供出する
時間の単位が違うといった形で、言わば商品が適合しづらくなった例があったなどのお話も伺っております。今後はこれらも善処いただけそうということですので、今後に関しては期待しております。電源Ｉ´の広域的調達は結果的にコスト削減効果も期待できますので、各社積極的に取り組んでいただきたいと思います。
ありがとうございます。以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、ほかの方の御意見はいかがでしょうか。御意見はいかがでしょうか。
それでは、本件、御意見がほかにないようですので、本件についてはこれで締めたいと思います。事務局からコメントは。
○田中ＮＷ事業監視課長○稲垣座長

特にございません。

それでは、事務局案への大きな修正意見はなかったように思いますので、この方針で進めることといたします。議題３ですね。沖縄電力はじめ一般送配電事業者におかれましては、2022年度からの新インバランス料金制度の開始に向けたシステム開発等の準備を着実に進めていただくよう、どうぞよろしくお願いいたします。
また、議題４については、事務局提案への大きな修正意見はなかったと思いますので、この方針で進めることといたします。一般送配電事業者におかれては、本日の議論も踏まえて、今年度の調整力公募の実施に向けた準備を進めていただくようよろしくお願いいたします。
それでは、次の議題５について、進めてまいります。事務局から御説明をお願いいたします。
○田中ＮＷ事業監視課長

それでは、資料７を御覧いただけますでしょうか。需給調整

市場の監視及び価格規律のあり方についてでございます。本日御議論いただきたいことでございますが、前回に引き続きまして、2021年度から一般送配電事業者が調整力を調達・運用するための「需給調整市場」が開始されますので、需給調整市場における監視・価格規律等のあり方について、引き続き御議論をいただきたいと思います。
ｋＷｈ市場における市場支配力の行使を防止するための方策ということですが、こちらは前回の資料でございますけれども、2020年度までは原則各エリアごとに調整力を調達・運用しているというところでございますが、調整力の調達につきましては、このだいだい色の部分にありますとおり、2021年度から三次調整力②の広域調達が開始され、その後、- 33 -

順次広域調達の対象が拡大される予定となっています。
また、調整力の運用については、このページの緑の枠囲いに囲われている部分にありま
すとおり、実需給の前に予測されたインバランスに対して、９エリアの広域メリットオー
ダーに基づく調整力の広域運用が開始されるということになっています。
５ページですが、各一般送配電事業者が実需給の20分前に予測したインバランス量については、広域需給調整システムにより９エリア分が集計され、全エリアの調整力をｋＷｈ
価格の低いものから活用して、対応するということで、広域メリットオーダーで運用となっております。
この下の図にありますとおり、各エリアに存在する予約電源、ΔｋＷ電源だったり余力
活用電源といったものが集約され、低い順からメリットオーダーが発表されるということでございます。その後、実需給断面における、20分前に予測できなかったインバランスや時間内変動への対応につきましては、各エリアごとに自エリアの調整力を用いて対応するということになっております。
６ページも前回資料ですけれども、2021年度から本格的に運用が開始される広域需給調整システムは、９エリアから登録された調整力をｋＷｈの安い順に稼働させる広域メリットオーダーでございますので、旧一電９社を中心に、調整力ｋＷｈ価格による競争が発生することが予想されます。ただ、一部のケースでは、連系線の空きがない場合であったり、広域需給調整システムで対応できなかったインバランスへの対応や時間内変動への対応については、競争が限定的となる場合も引き続き発生するところ、こうした場合における市場支配力の行使を防止するため、ｋＷｈの価格登録に何らかの措置を講じることが必要ではないかというところでございます。
また、調整力ｋＷｈ市場には余力活用電源と予約電源の両方が参加することになります
が、予約電源につきましては、ΔｋＷｈ市場でも収入が得られることを踏まえ、ｋＷｈ価
格登録に何らかの措置を講じるべきかといったことです。
７ページでございますが、ただいま申し上げたように調整力ｋＷｈ市場には電源Ｉ及びΔｋＷｈ市場で落札された電源、いわゆる予約電源と、余力活用電源の２種類が参加するというところですが、このうち、予約電源のｋＷｈ価格については、前回会合でも議論いただいたところですが，以下の理由から当面、限界費用または市場価格以下で登録するルールとしてはどうかということでございまして、７ページの下にありますとおり、予約電源の場合は既にΔｋＷｈでの収入を得ているということであったり、ΔｋＷｈ市場とｋＷ- 34 -

ｈ市場の両方の価格設定を自由とした場合は、入札行動が複雑となり、事後監視のコストが増大するといったことから、当面は限界費用または市場価格以下で登録することをルール化してはどうかということです。
８ページは、予約電源の価格登録に関する前回の主な御意見ということです。
９ページは、予約電源以外の調整力ｋＷｈ市場における価格規律のあり方ですが、事前的措置と事後監視の組み合わせにより対応するとの事務局案について、前回会合においては委員の皆様から基本的な方向性については概ね御賛同いただいたのではないかというところで、これを踏まえ、ｋＷｈ価格の規律の事前的措置と事後監視の大きな枠組みについては、以下の整理としてはどうかということで、下の表のように大きな市場支配力を有する事業者については、事前的措置としてｋＷｈ価格の登録価格に一定の規律を設ける。それ以外の事業者については、ｋＷｈ価格の登録は原則自由とした上で、事後監視で対応することとしてはどうかということです。
検討すべき事項としては、前回も御議論いただきましたように、事前的措置の対象とする事業者の範囲、一定の基準の設定をどうするのか。ｋＷｈ価格登録に係る規律の具体的内容として、ｋＷｈ価格を限界費用または市場価格＋固定費回収のための合理的な額にするのが一案でございますが、具体的にどのように算定するのか。下げ調整のｋＷｈ価格に
固定費回収分の上乗せを許容するか、マージンの上乗せを許容するかといった検討すべき事項が存在するところです。
10ページにつきましては、前回の事前的措置と事後監視に関する主な御意見というところです。
11ページでございますが、大きな市場支配力を有する事業者について事前的措置を適用する場合、その対象事業者の範囲をどうするかというのが課題となるところでございまして、前回議論したとおり、諸外国や国内の他の事例が参考になると思われますが、それぞれ以下のような課題があるということで、例えば評価機関の設定をどうするか。コマごと
なのか、一定期間なのかということであったり、評価対象エリアをどのように設定するのか。調整力ｋＷｈ市場におけるシェアの定義として何を使うのか。また、大きな市場支配力を有するとする市場シェアの基準としてはどうするのかといったような課題がございま
すので、どのような手法が現実的かつ適当か、本日御意見をいただいた上で、次回以降、
具体的なデータ等も用いて引き続き検討を進めることとしたいと考えております。
12ページはＰｉｖｏｔａｌ

Ｓｕｐｐｌｉｅｒ- 35 -

Ｉｎｄｅｘの説明ということで、12、13、14はそれぞれＨＨＩ指数の算法の説明、みなし小売電気事業者の料金規制の解除基準の説明ということで、以上、参考資料として載せております。
15ページでございますけれども、本日の議論を踏まえまして、次回以降、需給調整市場における事前的措置と事後監視の具体的な方法、内容について検討を進めることとしたいと考えております。
次に、調整力のΔｋＷにおける市場支配力の行使を防止するための方策ということですが、こちらにつきましても基本的にはｋＷｈと同じような検討が必要だと考えております。
こちらは前回資料ですが、ΔｋＷについても2020年度までというのは、当面、エリアごとの公募調達ということになっているのですが、2021年度以降、三次調整力②からだいだ
いの部分のように、需給調整市場には広域調達が開始されるということですが、エリアごとに調達するＩ´の仕組みというのが当面、23年まで継続することであったり、空き容量の小さい連系線については、広域調達が限定的となる見込ということから、一部のケース
で競争が限定的となる場合が発生するところ、こうした場合の市場支配力の行使を防止するため、何らかの措置を講じることが適当ではないかということでございます。
18ページでございますが、こちらについてもｋＷｈのときと同様に、大きな市場支配力を有する事業者に対する事前的措置、それ以外の事業者に対する事後監視ということ、原則自由とした上での自己監視ということで、検討すべき課題についても同様に、事前的措置の対象とする事業者の範囲、一定の基準の設定をどうするのかといったような検討課題が存在するところでございます。
したがいまして、19ページにありますとおり、ΔｋＷ市場におきましても、調整力ｋＷ
市場と同様の課題があることに加え、予約電源は上げ調整力しか調達しないといったこと
や、商品区分によって調達タイミングが異なるといった点も考慮しつつ、ｋＷｈ市場と同様に、次回以降、具体的なデータ等を用いて引き続き検討を進めることとしたいと考えております。
今後の検討の進め方でございますが、先ほど申し上げたとおり、本日の議論を踏まえまして、次回以降、調整力ｋＷｈ市場の検討と同様に、事前的措置と事後監視の具体的な方法、内容についてさらに検討を進めることとしたいと考えております。
資料７についての事務局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。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、資料７に示されました、疑問形で書かれたところですけれども、皆さんから御意見を賜りたいと思います。

- 36 -

御発言のある方はＳｋｙｐｅのチャットに御発言を希望される旨を御記入の上、お送りください。お願いします。
草薙委員、お願いいたします。
○草薙委員

ありがとうございます。事務局案に異存ございません。このような形で、基本的に進めていただければと思います。
１点、コメントをさせていただきたいと思います。資料７の15ページのなお書きのとこ
ろですけれども、２つ目のポツで、なお、今後の検討の結果、需給調整市場において一定の基準を適用するに当たっては、必ずしも旧一電（発電・小売）が事前的措置の対象とはならない場合もあり得る。この点、これまで旧一電に対し、一律に自主的取組を要請してきた卸電力市場に対しても、上記の検討結果を踏まえた一定の基準の考え方を適用していくことも、今後検討の余地があるのではないか、という記述がございまして、この点を高く評価したいと思っております。
今後の検討事項として、事後監視ということで旧一電についても考えるべき局面が出てくるということを、まさに示しているわけでありまして、事前的措置についてきちんと基準のある結果、事前的措置から外れる旧一電があり得るということも視野に入れて、事後監視における限界費用、市場価格、合理的な固定費回収額といったことの具体的な計算方法について、今後審議していただくべきではないかと思っております。
なるべく事業者に工夫の余地を与えて、事後監視が求められればしっかり説明することもできる機会があるという形を進めていただきたく、まさにこれは旧一電にも適用されることだということがあり得る形として想定すべきことだと考えておりますので、この点、高く評価させていただきたいと思っております。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございます。ほかの委員の方、いかがでしょうか。

大橋委員、お願いいたします。
○大橋委員

ありがとうございます。ｋＷｈの規律のお話ですが、主に９ページ目だと思いますけれども、ここの部分の議論が、若干規律が先に前のめりに走っていることが、若干懸念としてあります。そもそもＶ１とＶ２の価格が、調整力だけではなく、卸市場にも影響を与えるわけですけれども、Ｖ１、Ｖ２がどうやって市場に影響を与えているのかという議論の理解が前提となって、規律のあり方を議論しないと、ここだけ切り取って規律のあり方を議論しても、ちょっと片手落ちになりはしないかということを非常に懸念し- 37 -

ています。
とりわけ、この話というのは、監視等委員会だけではなく、エネ庁の議論にも、本来だときちんと連携してやっていかなければいけない話だと思っていまして、その意味で、議論の仕方だと思うのですが、下げと上げということを対照で議論すべきことかどうかということも含めて、しっかりＶ１、Ｖ２のあり方の議論を、エネ庁とも連携してやっていただきつつ、規律のあり方の議論をぜひしていただきたいと思っています。
以上です。ありがとうございます。
○稲垣座長

ありがとうございます。それでは、野崎オブザーバー、お願いいたします。

○野崎オブザーバー

野崎でございます。７ページ目に関して、予約電源のｋＷｈ価格

を限界費用または市場価格以下というふうに整理いただきありがとうございます。ΔｋＷの収入も踏まえた価格規律として、非常に適切であるということ。それから、監視方法としても現実的であると考えております。引き続き詳細ルールの御検討のほどよろしくお願
いいたします。以上でございます。
○稲垣座長

ありがとうございました。ほかに御意見はいかがですか。

それでは、御意見がないようですので、事務局からコメントはありますか。
○田中ＮＷ事業監視課長

事務局でございます。ただいま大橋委員からコメントをいただきました、Ｖ１とＶ２のところに関して、少し補足で御説明させていただきたいと思います。
９ページのところで、検討すべき事項として、下げ調整のｋＷｈ価格に固定費回収分を上乗せするのか、マージンの上乗せを許容するのかという、ここの辺りが、実はＶ１とＶ２の設定のところにも関わってくる話であると思っておりまして、仮にこのマージンの上乗せというのをなしということにして、固定費回収分の上乗せを下げ調整のｋＷｈ価格に許容しないという話になりますと、Ｖ１とＶ２の差というのは、スプレッドでは自動的に固定費分ということに定まってくるということでございますし、仮に固定費回収分というのが変わらないということになると、ここはスプレッドというのはないことになりますので、まさにこの辺り、下げ調整に関してどう考えるのか、マージンの上乗せをどう考えてくるのかというところ辺りが、Ｖ１とＶ２との関係にも関連してくるところかと思います。
その辺り、もちろんＣＮＮＰ？とも我々は連携しながら検討しているところでございますので、引き続きこれらの論点について、今後さらに検討を深めてまいりたいと考えてございます。

- 38 -

事務局からは以上でございます。
○稲垣座長

ありがとうございました。様々な考え方があろうかと思いますので、より一層の検討をお願いいたします。
それでは、議題５については事務局提案への大きな修正意見はないようでございます。
この方針で進めることといたします。事務局はこれを踏まえて引き続き検討をよろしくお願いいたします。
それでは、議題６、モニタリングレポート（令和２年１月～３月期）について、事務局からの報告をよろしくお願いいたします。
○黒田取引制度企画室長

取引制度企画室の黒田です。よろしくお願いいたします。資

料８の自主的取組・競争状態のモニタリング報告ですけれども、こちらは３カ月に１度、市場の状況ですとか、旧一電の取組の状況を提供させていただいているもので、今回の報
告は今年の１月から３月となってございます。
報告事項でございますので、ポイントとなるスライドを簡潔に説明させていただければと思います。
まず、８ページに飛んでいただいて、スポット市場の約定量からでございます。こちら
はこの３カ月のスポット市場の約定量、768億ｋＷｈということでございまして、最後のほうはコロナにもかかってくるような時期でしたが、この期間全体で見ると、取引量は前年同期の1.1倍、やや微増ということでございました。
それから、11ページ、スポット市場のシステムプライスでございます。こちらについて
は、期間のシステムプライス平均が6.8円ということで、前年から約２円低下している。
かなり下がり傾向になってございます。
それから、この期間で初めてシステムプライスが0.01円になったというコマが出ており、右上に当期間のグラフを拡大したものを出しております。２月、３月の土日祝日の計22コ
マで初めてシステムプライスが0.01円になったということでした。
それから、13ページがエリアプライスの状況となっており、右に各エリアの前年同期との比較も出しております。全体としては２円下がっているということですけれども、特に北海道、東北、東京辺りの東のエリアで下がり幅が大きくなっているところが見て取れる
ところでございます。
それから、17ページ、こちらは時間前市場でございまして、約定量は前年同期比の約2.
5倍ということで、多くなっております。こちらの分析については、かなりこちらの価格- 39 -

が安くなっておりますので、安値の差し替え取引が増えているという分析もありますけれ
ども、かなり約定量は増えている状況でございます。
それから、20ページが時間前市場の平均約定価格ということでございまして、システム
プライスと同じように、前年と比べると２円下がっている状況です。右上に当期間を拡大した図も出しておりまして、薄い線が前の価格になっておりますけれども、最大価格で15円程度ということで、大きなスパイクもなくきているという期間がございます。
それから、21ページが先渡市場の状況でございまして、この１～３月の約定量は１万1,900ＭＷｈということで、前年同期比と比べると、約9,000ＭＷｈ分増加している状況でございます。左下にグラフを付けておりますけれども、前年同期と比べると、赤の棒は東京ですけれども、東京エリアでこの期間に年間商品が約定した。こちらも初ということですが、こういうものが見られましたので、ｋＷｈベースでいくと増加の要因になっているということでございます。
ちなみに、右下の箱で、先物市場とか、ベースロード市場との比較を、一定の前提を置きながら付けさせていただいておりまして、この１～３月の先物市場はちなみに14万ｋＷ
ｈということで、先渡しの10倍以上あるのですけれども、こちらについては７～８割が立会外取引ということで、あらかじめ市場外で相対契約をしていたものを、この先物市場で約定して、こちらの信用リスクをクリアリングするという用途で使っているものが多いという状況でございます。
それから、28ページは旧一電の取組になりますけれども、余剰電力のスポット市場への供出状況ということです。自社供給力に占める入札可能量の割合につきましては、今回、
期間15％、前年同期は13％ですので、予備力とか入札制約の整理を行って、入札可能量の割合については増加をしている状況でございます。
それから、33ページ、時間前市場の売り札の状況でございます。こちらにつきましては、
常時３札以上、売り札を入れるという要請をさせていただいており、昨年12月の制度設計専門会合でも議論させていただいたところです。今回も３札以上出されている割合が44％ということで、昨年12月時点が29％ということでしたので、こちらは15％ほど増加している状況になっています。各社の状況について、下のほうにグラフで付けておりますけれど
も、３札未満の割合が多い事業者があるのですけれども、３月の専門会合でのフォローア
ップ調査によりますと、システムの改修が間に合っていないとか、人員上の問題等の説明を受けているところですけれども、こちらについては引き続き状況を確認し、必要な対応- 40 -

を求めていきたいと思っているところでございます。
34ページは電源開発の切出しで、今回、東北電力から切出し量を１万ｋＷから５万ｋＷに増加させるという連絡をいただいており、ｿｳｷになるというところでございます。
36ページは公営電源、公営水力等の議論で、これまでの議論では、旧一電に対して自治体からの違約金の算定依頼があった場合には速やかに応じる等の要請を、これも専門会合での議論を踏まえてさせていただいているというところでございます。
36ページの下の箱に、各旧一電からのアンケート結果を載せさせておりますけれども、アンケートの一番上のところには、例えば２つの自治体から途中解約した場合の試算要請を受け、資産額を提示したといった回答も来ておりますので、そういったことも見られているということです。
それから、37ページが公営電気事業の入札等の状況ということでございます。今、公営
電気事業25事業体、25自治体が事業をしていらっしゃることを把握しておりますが、この
うち、この１～３月の間に４つの自治体での公募型プロポーザルの形での募集が行われたということで、下のこれまで一般競争等で実施した５自治体と合わせて25自治体中の９自治体については、こうした一般の競争入札や公募型のプロポーザルへ移行しているという状況でございます。
それから、39ページが相対卸の状況でございまして、２つ目の○で、旧一電からグルー
プ外への相対卸供給については、この期間の新電力需要の15.6％を占めているといったところで、下のグラフで青や緑のところですが、青のところが増加傾向にあることが見て取れるところでございます。
それから、40ページ以降が長期トレンドとなり、41ページのところがＪＥＰＸ取引が電力総需要に占めるシェアというところです。こちらは35.5％、スポット・時間前・先渡しの合計でございますが、こういう状況になっているということです。
それから、48ページ、新電力の電力調達の状況ということで、赤の折れ線グラフが新電力調達に占めるＪＥＰＸからの調達量ということで、こちらは84.5％に足元なっておりまして、非常に高い割合です。ちなみに、こちらは間接オプション等も含んでおり、そうい
う前提ではありますが、高い割合になっているということでございます。
それから、49ページは今回新たに追加したものでございますが、燃料価格とシステムプ
ライスの関係を長期トレンドで追ってみたものとなってございます。黄色の点線がシステ
ムプライスで、概ね紫のＬＮＧとか緑のＣ重油といったものと同じような動きを見せてお- 41 -

りますけれども、2019年以降の経過の程度は、こういった燃料に比べて大きくなっているところが見て取れるところです。
それから、51ページは新電力のシェアの推移で、小売市場でのシェアということで、全体としては16.1％ということで、１年前と比べると約２％増加をしています。中でも低圧が一番下のグラフですけれども、13.2％から16.7％ということで、3.5％ほど伸びているといった状況でございます。
概ねこういったところかと思っております。私からの報告は以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。いずれも報告事項でございますので、何か御質問があるときは個別に事務局にお問い合わせいただくことでお願いしたく存じます。特に何かこの場で御発言をお望みの方はおられますでしょうか。
それでは、ないようですので、事務局においてはこうしたモニタリングを継続して、また続けていただくようにお願いいたします。
それでは、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戻します。
○恒藤総務課長

事務局の総務課の恒藤でございます。本日の議事録につきましては、案ができ次第皆様に送付をさせていただきます。御確認のほどよろしくお願いいたします。
次回の会合につきましては、日時が決まり次第、また御連絡を差し上げます。
それでは、第48回制度設計専門会合はこれにて終了いたします。長時間、どうもありがとうございました。

――了――- 42 -