第85回制度設計専門会合
日時：令和5年5月22日(月)14：03～16：46※オンラインにて開催
出席者：武田座長、岩船委員、圓尾委員、草薙委員、末岡委員、二村委員、松田委員、松村委員、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85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、安藤委員、大橋委員、山内委員は御欠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５つでございます。
それでは、早速、議題１「一般送配電事業者による非公開情報の情報漏えいに係る再発防止策の検討」に関しまして、事務局から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３－１につきまして事務局から御説明いたします。一般送配電事業者による非公開情報の情報漏えいに係る再発防止策の検討についてです。
次のページですけれども、本日の議論でありますが、前回の議論を踏まえて状況の進捗・決定事項の報告を行いつつ、引き続き検討することとした論点について更に御議論いただきたいと考えております。
本日の内容についてですけれども、ここの５点について検討を行いたいと思っております。一般送配電事業者及び関係小売電気事業者からの改善計画の提出についてです。情報漏えいを生じさせた各社に対しましては、再発防止策の一環として、内部統制の抜本的強- 1 -化の検討及び定期的な状況報告を求めたところです。これを受けまして、本年５月12日付
けで改善計画の提出がなされたところです。
次、７ページをお願いいたします。各社から提出された内部統制体制の抜本的強化策の実施例についてです。内部統制の強化における各観点について、効果的・特徴的と見られる強化策について掲げております。幾つか御紹介いたします。
まず、統制環境に関しましては、社長・経営層による文書、動画、直接対話を通じた従業員へのメッセージ発信ということで、これは各社において実施されております。ほかには、社外取締役を主査とする会議を新設したと、これは九州電力のケースです。
それからリスク評価に関しまして、リスクの管理責任者となる品質改革推進室が所属長
あるいは担当者等の階層ごとにインタビューを実施し、リスクの認識度やリスク対策の浸透度、行為規制への対応の理解度確認を実施するというような例もありました。これは中部電力パワーグリッドにおいて実施しております。
それから関西電力においては、社内規程・マニュアル等について是正・確認を実施したということでありますし、四国電力送配電、九州電力送配電におきましては、災害等発生の都度、ＩＤ・パスワードを発行するシステム改修等を完了したということであります。
それから小売用端末における送配用ＩＤ・パスワードでのログインを不可とするシステ
ム起動アプリを入れたというのが中部電力グループでありまして、またネットワークシス
テムへの小売部門システムからの通信遮断措置を実施したという報告も九州電力から受けております。
それからアクセスログ解析のタイムリーな実施、システム化というものを、関西送配電、中部電力パワーグリッド、四国電力送配電、九州電力送配電では実施するということであります。また今後の話としまして、ＩＴツールを利用して、システム改修の運用開始後に情報遮断不備が発生していないことを自動的に検出する仕組みを構築する、中部電力ミラ
イズからこうした報告を頂いております。それぞれ各社で工夫されて、こういう計画を提出いただいております。
次のページですけれども、こういうことに加えまして内部統制の抜本的強化策といたしまして、処分等を受けた事業者におきましては、いずれも内部統制におけるスリーライン
ディフェンスを意識した各部門の位置付け、役割、責任の明確化を行うということとともに、社外の有識者、専門家が助言あるいは監査を実施する、あるいはそうした有識者が委員会に参画するといったことによって、統制環境確保のための体制の構築を図るというこ- 2 -とにしております。
加えて、リスク評価、教育・研修の拡充などを通じた統制措置の拡充、ＩＴガバナンスの強化、モニタリングといった点に関しまして、程度に差はあるものの、それぞれ各社の改善計画においては言及がなされております。
こうした取組自体は評価できるものと考えておりますが、統制環境の充実、ひいては現場の従業員等の法令遵守意識の徹底等につきまして実効性が担保されることが重要と考えております。事務局におきましても、集中・改善期間におけるモニタリングを通じまして、
実際の業務においてこうした取組が機能しているかについてフォローアップをしていく予定です。
次のページですけれども、内部統制の強化に係るモニタリングといたしましては、前回会合におきましても、委員会による面談、意見交換を実施するとしていたところです。これを踏まえまして、まずは命令対象の事業者を対象として本年６月６日に委員会、これは委員長と委員両方が集まってですけれども、面談、意見交換を実施予定です。
これに加えまして、勧告対象の事業者、指導対象の事業者、要請対象の事業者についてもそれぞれヒアリング、意見交換を実施していきますし、その上で実地確認、定期的なヒアリング等を通じまして、提出のあった内部統制体制の実効性についてモニタリングをしていく予定です。
以上が内部統制関係となります。
続きまして11ページ以降ですけれども、システムの物理分割についてです。
12ページですけれども、システムの物理分割に関しまして、各社からシステム共用状態の具体的な解消方法や工期についてお示しがありましたので、この内容について確認を行います。妥当性等については、事務局において、今後、本委員会の御指導も仰ぎながら必要な検証を行ってまいります。
具体的なところですけれども、まず14ページを御覧いただきまして、前回の議論では、
ハードウェアレベルの共用の解消を目指すとされていたところです。
18ページに更に飛んでいただきますと、ここに今回、提出のあった各社の物理分割の方針について記載があります。５月12日付けで各社から提出された改善計画によりますと、
各社の方針として、多くの会社がハードウェアレベルの共用の解消を目指すというふうに明記いただいております。これは妥当だと考えておりますけれども、当該方針が具体的に明記されていない事業者が一部ありまして、これについては事務局において確認を行うこ- 3 -とにしたいと思います。
表の中で言いますと、ハードウェアの分割と言っていないのは北海道、東京。それから、中国も既に仮想化技術を使って分割しているものがありますが、これについては物理分割とみなされるかどうかというところは、また今後、検討していきます。それから九州、沖縄ということでありますけれども、関西についてはハードウェア分割と書いてありません
けれども、確認いたしましたら、ハードウェア分割を実施予定ということであります。
19ページでありますが、各社の物理分割の方針といたしまして工期についてです。これは処分等におきましては、速やかに解消すべきとしていたところです。また、約３年以内を想定としていたところですが、前回会合におきましては、各社においては、運用開始後のシステム障害等で電気の使用者の利益を損なわないように対応しつつ、託送情報に係る情報システムの共用状態を可及的速やかに解消するための工程を検討すべきと整理したところです。
こういうことも踏まえまして各社から計画を示していただきましたが、約３年以内での実施は困難としている事業者が大半となっております。例えば東北電力においては、物理
分割の完了時期を2029年１月としておりますし、沖縄は2030年度としております。中部、北陸、関西については2028年１月から３月、中国は2026年、こういうふうになっております。
20ページですけれども、各社の物理分割の工期の算出方法ですけれども、これについて
は、ＩＰＡなどが公表しているデータなどを用いながら算出しております。具体的に申し上げますと、プログラム規模を算出した上で工数を算出し、そこから工期を算出するという方法を採っております。
一方で、工期の算出方法については差異が認められていると。過去実績を用いた類推法を用いている会社もあれば、ＩＰＡや日本情報システム・ユーザー協会が公表しているプ
ログラム開発工期の算出に係る推計式を用いている会社もあります。
このため、今後、各社の算出方法の根拠とその妥当性について事務局において検証を進
めまして、個別事業者等への指導等に関することになりましたら、必要に応じて本委員会と御相談しながら対応していきたいと考えております。
21ページですけれども、本日、技術的な説明も伴いますので、ＩＰＡからも専門家の方に御同席いただいておりますけれども、こちらに示しておりますのはＩＰＡの推計式でございまして、プログラム数、工数の過去データからＩＰＡにおいて推計式を作成されてお

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ります。
これによって工数、人月を算定しまして、次の22ページで、生産性など加味しながら工数を推計する式ですけれども、こうした式もＩＰＡで作成されております。
23ページでありますけれども、工期の算出方法でありまして、これはＩＰＡと日本情報システム・ユーザー協会で微妙に式は違いますけれども、どちらも基本的にはよく似ている式となっています。こうした式で必要な工数、期間を算出するということにしております。
24ページ以下ですけれども、スイッチング手続に関する事項です。
25ページですけれども、スイッチングの廃止取次に関する論点ですけれども、これについては、前回会合においても廃止取次の照合方法について検討をするとしていたところです。廃止取次のときに契約名義等の照合が必要とされる理由は、過去の資料を当たったところ、本人確認のためと整理されていたということで、その資料は次ページに付けております。
事務局におきまして、一部指摘のあったなりすましにつきまして事例を確認しました。
下に「なりすまし等の例」というふうに書いておりますけれども、２つのケースを確認しております。１つ目のケースは、需要家から電気料金相当額を不当に得る目的で、この不当に得る目的のあるグループが実際に電気を供給するというのではなくて、本人になりす
まして他の小売電気事業者と契約するというものです。このグループ自体は、新電力を装って当該事業者に対して勧誘を行って、契約情報を聞き取ると。それで、本人との関係では電気料金相当額を収受すると。一方で、そのグループについては、ほかの新電力といい
ますか小売電気事業者と勝手に本人になりすまして契約を結んでしまい、法的には、ある
いは実態上も、ほかの小売電気事業者がその需要場所について供給をする。更に、この供給につきまして、契約切替えを繰り返すということによりまして小売事業者からの料金支払いを免れるということで、本当の需要家からは電気料金相当額を不当に得つつ、本当の小売電気事業者からの請求を免れるということをしていたという事例です。
もう一つは、小売電気事業者の営業代理店におきまして、契約獲得数の水増しを目的として顧客から契約情報を聞き取ると。しかも、その聞き取るところのやりとりの記録を改ざんし、スイッチングについて顧客の同意があったように見せかけて、目的としてはインセンティブ報酬を得るための契約獲得数の水増しを行ったと、こういう事例であります。
こうした事例は２つ確認しておりますけれども、こうした事例におきましては、今申し- 5 -上げたような悪質な第三者による詐術行為、あるいはやや改ざんを伴ったような確認行為などによりまして、本人から契約申込みに必要な情報を入手した上で申込みがなされているものであります。こうした事例は、前回議論したようなスイッチング手続における情報照合をもって防止するものではないと考えております。それでは、どうやってそれを防ぐかということについて申し上げると、需要家からの申込みを受けた新小売電気事業者において厳密な本人確認を行っていただくなどして防止を図るべきものであると考えております。
26ページは過去の資料になります。
27ページですけれども、この論点に係るなりすましの論点につきましては、先ほど申し上げたとおり本人確認を徹底すべきと考えておりますけれども、一方で廃止取次の簡素化に関しまして、例えば前回も議論させていただいたような供給地点特定番号に対応する契約番号のみの照合で廃止取次を可能とするといった対応を考えたときに、事務局に指摘を寄せていただいた事業者の方がいらっしゃって、例えば集合住宅における契約や同一の利用者が複数契約している契約等のスイッチング手続において、番号を入力間違いしてしまったということや、関係者の契約番号の認識誤りなどによって、意図した契約とは異なる
契約のスイッチングが成立してしまうといったおそれもあるのではないか、こういう御指摘を頂いたところであります。
いずれにしても、こういうスイッチングシステム上の登録情報と小売電気事業者における契約情報が異なることによって各種業務が誤処理を起こすといったことがあって、かえって小売電気事業者や需要家が不利益を被るという懸念もあるのではないかという御指摘を頂いたところであります。これらにつきまして、事務局としてもまだ詳細を確認している途中でありまして、どのようなリスクがあり得るか、引き続きヒアリングや議論を行ってまいりたいと考えております。
28ページですけれども、前回の議論から引き続き照合方法の改善といったことについて議論を続けていきたいと考えております。事務局としては、例えば形式的なエラーが生じている場合に、迅速にエラーを解消することを可能とするようなシステムの改修を検討して、エラーの箇所の特定に係る不便を軽減させるといった案も一つの案ではないかと考えておりますけれども、こうした案も含めて、照合の対象とすべき情報項目、実装すべきシステムの内容及び当該システムの実装の実現性につきまして、関係業界、広域機関と連携して検討していきたいと考えております。

- 6 -先ほど申し上げたようななりすましの例につきましては、それはそれで問題だと思いますので、申込みを受けた小売電気事業者における本人確認の方法の在り方についても、別の問題として検討することとしたいと考えております。
次の論点に移りたいと思います。33ページ以降になります。小売事業者に係る法規制の検討についてです。
小売事業者に係る法規制につきまして、電気事業法ですけれども１つ目のポツに書いてあるとおり、禁止行為を要求または依頼する行為、それに加えて省令で定める行為を行うことは禁止されております。本件事案において問題となった託送関連情報を閲覧する行為
は、電気事業法上禁止行為としては明示されていないと。本年３月31日に公開した電取委の報告書においても、それだけをもって法令違反には該当しないと書いているところではあります。一方で、閲覧といった行為が小売電気事業者間の不公平な状況を生じさせるものであるという点についても記載しております。
こうしたこともありましたので、今般、制度的な対応として関係小売電気事業者に対する禁止行為といたしまして、「電気供給事業者間の適正な供給関係を阻害するもの」、１つ目のポツで書いてある②のものといたしまして、一般送配電事業者が保有する託送関連情報を閲覧する行為を規定するなどといった、本事案において小売電気事業者間の不公平な状況を生じさせるものと認定された行為を禁止行為の対象とするという省令改正を行うことも一つの方法ではないかと考えております。
次のページですけれども、前回会合におきまして、送配電事業者側の体制整備に関しまして御提案をしたところです。小売電気事業者側について体制整備義務を課すような制度を導入するかどうかについても今後の検討事項ではないかとしていたところですけれども、いろいろ事務局においても考えましたけれども、関係小売電気事業者の置かれた制度的な位置付け等々を踏まえると、内部統制体制の抜本的強化については、今回の処分を踏まえた改善状況のフォローアップによって対応するということとするのが基本的な考え方なのではないかと考えておりまして、法改正については、改善状況も踏まえ、必要があれば別途検討することとしてはどうかと考えております。
それから不正事案に対する再発防止策を充実させる観点での法令改正として、例えば業務停止命令等の制裁措置については、必要に応じて今後検討することとしてはどうかと考えております。以上となります。
38ページにつきまして、今後の議論ということで１ページ追加しております。

- 7 -39ページですけれども、これは本年４月28日に西村経済産業大臣が経済産業省内の内部部局に対して、「小売電気事業の健全な競争を実現するための対策の検討」ということで指示があった内容を記載しております。電取委といたしましては、直接の指示を受けているというものではありませんけれども、こうした検討が省内各部局で進むという機会を捉えまして、速やかに関係論点の議論を深めていく必要があるのではないかと考えておりま
して、また、本専門会合や委員会の議論を踏まえまして、必要に応じて検討を行っていきたいと考えております。この資料は以上となります。
もう一つ資料がございまして、資料３－２につきましては、一般送配電事業者による非公開情報の情報漏えい事案につきまして、各社がどのように事案の内容及び発生原因について公表しているかということにつきまして各社にアンケートのような形で聞きまして、それを取りまとめたものであります。
再エネ業務管理システムに係る事案だけが書かれているプレスリリースは掲載しておりませんけれども、各社の事案につきましては、電取委が調査した内容に加えまして各社側の報告については、ここに掲げているようなホームページを閲覧することで入手可能であります。そうした御報告になります。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、これまでと同様、御質問・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、草薙委員お願いいたします。
○草薙委員

草薙でございます。資料３－１のほうで若干コメントさせていただきたいと思います。詳しい説明を頂いたと思っております。感謝します。
25ページのところでなりすましの話が出てきておりまして、こちらのほうはメディアでも報道されておりましたし、今回、かなり具体的にイメージできる形で下のところに表示
してくださっておりますことを感謝します。そもそも詐欺的な行為というのは論外でありまして、悪質であれば当然、刑事事件として立件していただきたいと思いますし、より真実の解明ということをしていただきたいと思っております。
しかし私は前回、31ページのスライドに基づきまして、供給地点特定番号が分かれば、あとは契約番号とかあるいは名義とか、そんなことというのがスムーズに分かるようになっていくべきということについての認識から、ちょうど表にありますコード02の契約番号不一致エラーが35.1％のエラー原因比率になっている、コード04の名義不一致エラーだと- 8 -35.3％のエラー原因の比率になっているといったところに違和感があるがあるということを申し上げました。こういったことというのは、依然として、速やかにエラーを正していって正しく迅速にスイッチングをしていくべきだということについての立場は変わりません。
したがいまして、スイッチングする人というのがそれほど負担感を感じることなく、そして本人確認の方法ということを今後考えていただくというわけなのですけれども、小売
電気事業者も例えばマニュアル化されることによって、ある程度の負担はあるにしても、それほどの負担を感じることなく、どんどんスイッチングを進めていくことができるという環境を実現していただきたいというふうに思います。
それから、小売電気事業者がどのような人なのかということをちゃんと調べなければならないのだなということは感じております。どのように調べればいいのかというようなこ
とも、必要であれば含めていくべきということではないか。きちんと調べるということの方法論ということに事務局としてはなるのかもしれませんが、そういった検討もさせていただければなと思った次第であります。今回の御説明に大変感謝しております。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した。

ほか、いかがでしょうか。
二村委員、お願いいたします。
○二村委員

ありがとうございます。私からは質問が１件あります。それぞれの電気事

業者のほうから、分割をするのに非常に時間が掛かるということの御案内が先ほどありました。これから検証するということですが、今の時点で時間がこんなに掛かるというのは、素人考えですけれども、それだけ多分工数が多いということで、当然お金も掛かるということになるかと思います。３年以内での実施が困難としているおおまかな理由はどのように言われているのか、教えていただきたいと思います。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す。御質問の回答につきましては、まとめて後ほどお答えいただくということにさせていただきます。
ほか、いかがでしょうか。オブザーバーの方も、あらかじめエントリーしていただければと思います。
それでは、平岩オブザーバーお願いいたします。

- 9 -○平岩オブザーバー

ありがとうございます。送配電網協議会の平岩でございます。資料－１、２に関係して発言させていただきます。
過日発出されました業務改善命令などを受けまして、一般送配電事業者各社は５月12日に業務改善計画を提出いたしました。各社は、改善計画に基づき内部統制の抜本的強化やシステムの物理分割をはじめとした取組を鋭意進めておりますが、そのプロセスの中で、各取組の進捗や定着の確認と、より実効性のある対策への改善を継続的に行ってまいります。
送配電網協議会といたしましても、送配電コンプライアンス委員会において、外部有識者の御見も頂きながら、一送間で他社の取組を相互にチェックし、好事例などの共有化を図ることにより業界全体の底上げを図るべく、一丸となって能動的な取組を進めてまいります。
私からは以上でございます。
○武田座長

それでは、松本オブザーバーお願いいたします。

○松本オブザーバー

九州電力の松本でございます。九州電力個社として発言いたします。弊社は大臣より業務改善命令を受けまして、５月12日に、記載のとおり業務改善計画を提出いたしました。改めておわび申し上げます。
ただ、今回提出した計画は現段階のものでありまして、今後、社内外の様々なところで頂く御意見あるいは御指摘というものもあろうかと思いますので、そういったものをしっ
かり反映させながら、更なる改善にちゅうちょすることなく取り組んでまいりたいと思っております。
発言は以上です。
○武田座長

それでは、石川オブザーバーお願いいたします。

○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。まず、情報漏えい事案につきましては、電力・ガス取引監視等委員会殿からの業務改善勧告に対して、根本的な原因と再発防止策等を５月12日に報告いたしました。改めて深くおわび申し上げます。
スイッチングの手続につきましては、先回の会合でも発言させていただきましたが、需要家保護の観点で慎重に御検討いただき、ありがとうございます。小売事業者としましてもお客様からの申込みを適正に手続するために、今後も申込み情報の照合は必要と認識しております。
一方で、情報の照合においては、お客様の不便解消に向けた対策も併せて必要だと思い- 10 -

ますので、関係者とも連携しながら、システム面も含め、その実効性の担保、コストや改修に要する期間にも配慮した観点から調整をお願いしたいと考えております。
また、前回の専門会合において二村委員から、全国の消費者センターからの情報が管理されているPIO-NETを参照いただき、検討に値する事例の有無の確認についての御提案があったと認識しております。我々としましても、今後の検討を進める前には不適切な事例の検証は必要と考えております。検証結果を踏まえた対策には、需要家の御負担も含めた
社会的コストや競争阻害の観点にも考慮しつつ、安心して事業者をお選びいただける仕組
みとなることを望んでおり、我々もその下で手続をさせていただきたいと考えております。
以上になります。
○武田座長

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

私もスイッチングの話になりますけれども、情報伝達について、需要家への確認が不要となるということは、我々事業者だけじゃなくて当然お客様自身の御負担も軽減されることから、よいことだと思っております。ただ、実務レベルのことを申し上げますと、お客様の特定というのは実はそこまで簡単ではなく、供給地点特定番号だけで本人確認というのはできないため、正しい情報をきちっと伝えようと思うとかなり工夫が必要となります。例えば、お客様の連絡先の電話番号を教えてくださいとスイッチ
ング先の相手に言われた場合、直接スイッチングに必要がなかったとしても、お伝えしてしまう可能性を排除することはできません。
今後、広域機関さんとも連携して検討するということだと書いてありますけれども、検討の際には、実際の運用を行っている現場レベルの話、課題というのをしっかり聞いていただいて、御検討を進めていただきたいと考えております。
以上でございます。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、続きまして、國松オブザーバーお願いいたします。
○國松オブザーバー

日本卸電力取引所の國松です。私のほうもスイッチングに関してです。30ページの絵、前からの絵なので今さら何を言うんだという話かもしれませんけれ
ども、需要家が新しい小売電気事業者としかやり取りをしないというこの考え方というのは、これだけいろいろ移り変わりのある中で、正しいのかどうかは検証すべきなのではな
いかなと思います。換えたいという需要家がいれば、現在の小売電気事業者にしっかりと
自らそれを申し出る必要性もあろうかと思いますし、それをもって新規のほうに言ってい- 11 -

くと。新しい方に売ったときには、現在どこと契約されていますか、個々との契約手続についてはこういうことをしてもらわなきゃいけないということを伝えて、需要家に主体的にもう少ししていただかないと。そういうことをしていただかないがゆえに、小売のほう
ではいろいろな問題が起こっていると認識しております。情報漏えいよりももっと需要家にとって直接的な被害がある小売電気事業者の問題というのがある。ずっとちょこちょこ
起こっているわけですよね。このことを考えますと、スイッチングのやり方というのはもう少し、需要家に負担になるからいけないというわけじゃなくて、需要家の覚悟を聞くところですから、そういう目で見直すべきなのではないかと思います。
もう一点ですが、前にありました取り戻し営業ということがどうだったかというのは忘れていたんですけれども、ある需要家が新規小売電気事業者から何か言われて、それでサインをしてしまいました、現在の小売電気事業者が、実はうちのほうがこういうメリット
で安いんですよということを伝えるというのは、需要家にとってみればそれはいいことであって、それは決して禁ずるべきことではないのかなと。それをやるなと言うと、需要家の保護にはなるのかなというところもあろうかと思います。ここで見たときの需要家というのが、一般の家庭を見るのか、それとも高圧まで含めたところの全てで見るのか。そうしますと、法人と言われているところのやり方と個人では全く異なってくるかと思います
し、何にしましても需要家の覚悟をもう少し取る形に変えていかなければいけないのではないか。初めの自由化の進展のときにはこの絵でよかったかもしれませんけれども、ここまで競争がなじんできたところでは、やり方の見直しというのはしっかりと図っていくべ
きではないかなと思います。
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。よろしいでしょうか。どうもありがとうございました。
二村先生から御質問等もあったと思いますけれども、事務局からよろしくお願いいたします。
○鍋島ＮＷ事業監視課長

二村委員から御指摘を頂きましたシステム分割に係る工期の点ですけれども、現在各社から説明を受けておりますところとしては、改修するプログラ
ムの工数、規模などをＩＰＡの算式に当てはめると大体これぐらいの時間が掛かるという説明を受けております。事務局が３年以内を想定と、３月の時点で書いたのは、過去に行っている事業者におきまして、２年や３年といった時間でシステムの分割を行っている事- 12 -

業者もいましたので、３年以内でできるのではないかというふうに考えていたところであります。
ただ、前回会合でも申し上げましたが、そうした事業者においては障害等を発生させてしまったということでありまして、そういうこともあって、本当に必要な時間はどれぐら
いなのかということを各社で計算いただいていたというものであります。
１つ申し上げますと、数年前、自由化を行う前の改修では２年だとか３年でできていたということでありますが、そのときは最初に、電力システム改革の観点から何月何日までにシステムをこういうふうに作る必要があるというスケジュールが先に決まり、そこからそれに間に合うように作っていったようなところがあると認識しております。そうした中で、ある種若干の無理などもあって、期間を詰め込んでテスト期間なども取れなかったこともあって、結果的に各種のプログラムの不備から今回のような情報漏えいが起きた会社もありますし、システム障害も起こったということであります。
なので、なぜこんなに掛かるのかということでありますけれども、プログラムの規模からそのまま標準的な期間を割り出すとこれぐらい掛かると。かつては大急ぎで作ったので、もっと短い時間でできた。ただ、不具合もあれば障害もあったというようなところであります。
そういうことではあるんですけれども、今後、今、画面に映しているような期間が本当に妥当なのかというところについては、ＩＰＡの算式の適用だとか専門家の意見を聞きながら、事務局においても検証していきます。その上で、本当にこの期間が掛かるということでありましたら、その間、それなりに長期間、今後も時間が掛かるわけですから、アクセスログの解析であるとかそういうことを行って、この期間中の情報漏えいが起きないよ
うに多重のチェック体制を敷いていただくということになるのではないかと考えておりま
す。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、本件につきましては、頂きました情報、また御意見を踏まえまして、本日お示しした方針を基に、次回以降改めて御議論させていただきたいと思います。事務局においては検討を進めていただきますようお願いいたします。
それでは、次の議題に移りたいと思います。次の議題は、議題の２番目となります。
「発電実績の公開について」ということになります。
それでは、事務局から御説明をお願いいたします。

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○東取引制度企画室長

取引制度企画室長の東でございます。資料４に基づきまして、発電実績の公開についてということで御説明させていただきます。
まず２ページ目、本日の御議論いただきたい点でございます。この件につきましては、
いわゆるコマ別・ユニット別に発電実績の公開を求めていくということで、昨年、ちょうど１年ほど前ですけれども、本専門会合でも御議論いただきまして、公開を進めていくと。
特にシステムの改修が必要になるんだけれども、2023年度のなるべく早い時期の公開を目指すということが整理されたところでございます。
それを受けまして、その後、いわゆる適取ガイドラインにおいて、発電情報公開が望ましい行為と位置付けられたのと、あと系統情報ガイドラインにおいても、一送、広域においてその情報収集と公開を求めるということが規定されたところでございます。
今まさに準備を進めているところなんですけれども、こうした中、ちょうど今年の３月31日に中国電力に対して業務改善勧告を行うという事案がございまして、これは３ポツ目のところですけれども、これは発電ユニットの出力低下情報を公表することなくスポット
市場で高値買いを行っていて、スポット市場で高値の買いと入れることで実質的に出力抑制と同じようなことを行っていたわけですけれども、この情報がＨＪＫＳに登録されていなかったということでございます。もともとこの議論を始めたときに、そういった発電情報に関する透明性の確保というのが大事だというところで議論が始まっておりまして、こうした事案も起きてしまった中、ますますそうした透明性というのは重要になってきているのかなと思っていまして、早く公開に向けた準備を進めていきたいというところでございます。
そうした中で、一番最後のポツですけれども、一般送配電事業者の情報管理という観点から２つ追加的に御議論いただきたい点があるというのが、今回のお諮りしている趣旨でございます。３ページ目以降は昨年の御議論の参考でお付けしていますので、ここはスキップさせていただきますが、10ページ目に最初の１つ目の論点を書いてございます。これは何かと言いますと、もともとのスキームとして発電事業者の発電情報、コマ別の発電量を一般送配電事業者が加工するといいますかkWh値に変えた上で、広域機関にその情報を渡して、広域機関で公表するというスキームを想定しておりました。このときに、一番最初のポツに書いていますが、多くのＴＳＯにおいては専用のサーバーを持たないので、親会社のサーバーを利用して広域に情報を渡すということを想定しているということでございます。これは厳密に言うとその時点では非公開の情報、つまり広域機関が公表する前の- 14 -

非公開情報が親会社のサーバーを通っていくということになりまして、ここについて非公
開情報のいわゆる管理の用に供するシステムの要件も、これは施行規則でありますとかあ
るいは適取に書いてある要件を満たす必要があるということが、本当にわずかなラグではあるんですけれども、しっかり考えるとそういうところが一つ問題となり得るということであります。
一方で、３ポツに書いていますけれども、今から要件を満たすように、具体的にはログが取れるとか、そういった形でシステム改修をさらに行うとなると公開が遅れてしまうというおそれもありますので、４ポツですけれども、そこで、そもそも非公開情報だから扱いが問題になり得るのであって、ＴＳＯの段階で一度それぞれ公表していただくということにすれば、こうした問題も生じないことになるのではないかということでございます。
ですので、今まではＴＳＯが情報収集して、広域に一元的に集約した上で、広域機関で公表ということを考えていましたが、それぞれまずＴＳＯで公表した上で広域にも渡して、
一覧性という観点から広域でも公表していただくと、こういった形に少し軌道修正してはどうかということが１点目でございます。
14ページ目になりますが、もう一つの論点は、そもそもそうしたＴＳＯが取り扱う情報については、１ポツに書いていますけれども、目的外利用を禁ずるというのがございまして、その目的外利用に該当しないかというところも明確化しておく必要があるのではない
かということでございまして、２ポツに書いていますけれども、もともと電事法に書かれている趣旨というのは、特定のある小売、仮にＡという事業者がいたとして、その需要家情報を本来の目的とは異なる目的で他の小売に提供するとか、競争条件の公平性の確保の観点から問題となるようなものを防止するという目的ですので、今回のように市場の透明性という観点から、広く一般に一律に横並びで発電情報を公表するのは、公平・透明な形での利用または提供の範囲内であって、法令上問題ないんだろうというふうに考えていまして、それを明確化するという観点から、目的外利用提供の禁止の対象外となる情報として施行規則に列挙している部分、そこに今回の情報も対象となるのだと、つまり対象外なのであるということを省令上明記するということにしてはどうかということでございます。
具体的には、16ページ目にその省令の抜粋がありますけれども、その対象外となる情報として、今、統計情報と匿名加工情報というのが書かれてございますが、ここに今回のこの取組、発電情報公開の取組に係る情報については、これも対象外なんですよということを追記したいということでございます。基本的に、本日お諮りしたいのはその２点のみで- 15 -

ございます。
その上で、18ページ目ですが、今後の進め方としまして、省令改正を行った上で改めて発電情報の公開の意向というのを確認して、その上でシステムの準備が整えば発電情報公開を開始していく、こういったことを今後進めていきたいというふうに考えてございます。
以降はやや御報告でございますが、ちょっと戻りまして、冒頭申し上げた中国電力の事案というものがどういうものだったかというのを９ページに書いてございます。少し先ほど申し上げたことと重複しますが、下にプレスリリースの抜粋を付けていますけれども、燃料在庫がなくなるかもしれないということで燃料消費を抑制したいと。そういうときに、スポット市場で高値での買入札を行うことで、自社発電の出力抑制を行って燃料消費をセーブしていたということなんですけれども、これは実質的に出力──もちろんスポットでの約定結果次第ではあるんですけれども、限界費用よりも有意に高い値段で買うことによって出力抑制を行っているということで、本来これは適取ガイドラインに照らすと、事前にＨＪＫＳに登録されるべき情報であろうということで、電事法に基づく業務改善勧告ということになりました。これは先ほど申し上げたように、こういったこともあるので、市場の透明性というのを改めて先ほど申し上げたところであります。
この件につきましては、一番最後のところにお付けしていますが、今回の事案を踏まえて、個別の事案としてはまさに勧告を行って対処していくんですけれども、それに加えて、今、電取委のホームページのほうで公表している適取ガイドライン、特にインサイダー情報に関するＱ＆Ａの中に明示的に追記するということを考えております。
具体的には、そういった差し替えをする場合、それは約定結果次第でどうか分からないので、別に公表対象としなくていいんですかという問いに対して、燃料消費を抑制する合理性が認められない場合。そもそも合理性があるのかと。認められない場合には、それは望ましい取引とは言えないというのと、仮にそれが必要だとして電源差し替えを行う場合だとしても、それは出力低下に該当するのできちんと──対象に当たれば、この24時間以内に240万kWh以上の出力低下というガイドラインの要件に当たる場合には、公表しないと駄目ですよということを追記して公開するということを考えてございます。これは今日の本題のほうではございませんが、こういったこともございますということで御報告させていただくものでございます。
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す。

- 16 -

本日は、今後のシステム改修のスケジュールに関して、送配電網協議会の理事・事務局長をお務めの平岩様から、今後のシステム改修のスケジュールについて補足の説明を頂けると聞いております。平岩様、御説明のほど、どうぞよろしくお願いいたします。
○平岩オブザーバー

ありがとうございます。送配電網協議会の平岩でございます。資

料４－１に基づき説明をさせていただきます。
１ページを御覧ください。一般送配電事業者各社は、認可出力10万kWh以上の発電ユニットの実績公開に向けて、広域機関殿と連携し検討を進めてまいりました。今回、１ペー
ジの図の赤色の記載のように、行為規制の観点を踏まえ、一送のホームページにおいて公開した上で連携するという整理のとおり、システム構築を進めてまいります。
２ページを御覧いただければと思います。スケジュールですが、現在、一送各社と広域機関殿はシステム対応を進めており、システムの設計及び構築を行い、構築できた一送から対向試験を順次実施し、2024年３月中に公開を開始する予定でございます。
私からの説明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す。

それでは、ただいまの２つの説明につきまして御質問・御発言の希望がございましたら、
チャット欄でお示しいただければと思います。いかがでしょうか。
それでは、松田委員お願いいたします。
○松田委員

ありがとうございます。今回の事務局から御説明いただいた内容について、

全体的な整理に違和感はございません。発電実績情報の公開方法に係る行為規制遵守の論
点の御整理につきましても、今回のような御整理で対応することによって法令上の疑義もなくなると思いますし、実質的にも適正な競争環境を阻害するようなおそれはないものと思いますので、このような御対応でよろしいのではないかと思っております。
１点、今回の御説明のメインではないという御説明でしたが、スライド19、インサイダ
ー情報に関するＱ＆Ａについて少し表現ぶりが気になったので、コメントだけ申し上げた
いと思います。今回のＱ＆Ａは、中国電力の事案を意識したような追加であると理解しておりますし、その前提では十分に意味として理解できると思っております。他方で、このような経緯や事案との結び付きを知らない人が見るときに、このＱ＆Ａの文言のみが独り歩きして拡大解釈やミスリーディングにつながるおそれがあることを懸念しております。
特に回答の前半部分については、直接的なインサイダー情報、インサイダー取引の該当性を論じているのではなく、入札行動の適切性という一般論を論じているものと見受けら- 17 -

れます。想定の質問と照らし合わせた際に、ここで言う合理性が何かという点も少し曖昧と思いますし、つまり、そもそもそれらの取引行動を取っているという時点で、少なくとも当該事業者にとっては行動が合理的なものとして選択されているということもできます
ので、その点は置くとしましても、旧一電以外の入札自体も含めて、ここで言う入札行動の適切性が一般に望ましいものとして予定されているのだとしますと、インサイダー情報、
インサイダー取引のＱ＆Ａという範囲を少し超えた範囲のことが記載されているものと読み取られますし、各事業者の自由かつ自主的な取引行動に関して萎縮をもたらさないかという点が少しだけ気になっております。
適正取引ガイドラインには、設備の点検や故障、燃料制約等の入札制約がある場合には出力低下に含めるというふうに明示的に書いておりますので、端的にそれに当てはめてもよいのではないかと思っております。この想定Ｑ＆Ａには２つ以上のことが混在して書かれてあるような気がいたしますので、細かい表現ぶりをこの場で詰める必要はないと考えておりますが、具体的な事案との結び付きを知らない市場参加者に混乱や誤解を与えない
ようにという観点から、事務局におかれましては、必要に応じて少し表現ぶりの修正を御検討いただいてもよいのではないかと思いました。
また、ここは今後の具体的な事案や認定の際にまた改めて問題になる点かもしれません
が、今回、入札が相当程度確実であると見込まれるときには、出力低下は合理的に見込まれるというふうに解釈されるものと整理されております。
他方、ここは将来の蓋然性の話なので最終的に完全に予見することは難しく、よほど明
白なケースを除けば、運用においてはやや抑制的に考えることもあり得るかもしれないと思っております。広めに解釈する余地を残しますと、事業者としては、蓋然性に関して迷ったら公表するということを選択する可能性もありますけれども、信頼性に欠ける情報をむやみに公表されることは、市場の透明性や健全性という観点からかえって不都合になる可能性もありますので、この辺りは今後の運用において少し気に留めていただけたらと思
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、國松オブザーバーお願いいたします。
○國松オブザーバー

日本卸電力取引所・國松です。発電実績情報の公開に関しては、

私どもで今管理をさせていただいている発電情報公開システム・ＨＪＫＳの情報と合わせ- 18 -

て公開していくことが望ましいと考えております。この発電情報の公開、発電量実績公開については、議論された昨年のときに私、そんなことを表明させていただいたかと思っておるんですけれども、私どものＨＪＫＳといずれは合体というか統合していくべきことなんではないかなと考えております。広域機関さんのほうと、調整をまたさせていただきたく思います。
それが望ましいかどうかというと、こういう予定だったものが実際にはこうだったというのが比較できる形になってしまうので、それが望ましいのか望ましくないのか分かりませんけれども、発電情報をどこで見ればいいのか。予定と実績が同じところで見えるというのは利用者にとっては当たり前にいいことかと思いますので、その向きで進めていくべ
きではないかということをまた御議論いただければと思っておりますが、一緒にするべく広域機関とお話をしていきたいと思っております。
もう一点の中国電力さんへの勧告でございますけれども、今、松田先生からありました
ことを私も思っていて、差替えの買いというものを合理的でなかったらしてはいけないというのもおかしな話だし、それをするんだったらＨＪＫＳのほうに低下量を書いておく。
その低下量がなかったから中国電力さんが勧告を受けたというのも、何かものすごく私、
違和感しか感じてないです。そもそも停止情報をむやみやたらと入れることによって、発電情報公開システムの情報が非常に陳腐化していっている。停止は入っていないんだけれ
ども、低下でかなりの量が動くような予定が入っていて、例えば０から数十万まで動きま
すなんていうのが入っていて、何を発電情報公開システムは公開しているのかすら分からなくなりますので、ちょっと発電情報公開システムで公開するものというものの定義をしっかりとすべきだと思っています。
やはり設備的に出せない、出したくても出せない場合には入力しなければいけない。これ原則だと思っているんですけれども、じゃ今回の中国電力がそれに該当したかどうか、燃料が底をついていたかというと、そういう訳じゃなかったんで入れない。でも、節約はしたいから差替えの買いをしていた。当たり前の経済行為で、これが駄目だといったら取引所取引なんてほとんど、活性化を阻害することになりますし、片や取引の活性化と言いながらこういうところで、活性化の根幹たるところで否定的なことを考えるということはいかがかというように考えております。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

- 19 -

ほか、いかがでしょうか。よろしいでしょうか。どうもありがとうございます。
それでは、事務局から。
○東取引制度企画室長

御意見ありがとうございます。まず、松田委員から御指摘のあったＱ＆Ａの前段といいますか、御指摘を踏まえて少し書きぶりについては修正を考えてみたいというふうに思います。おっしゃるように、これだけ読むとよく分からないというのは確かに御指摘のとおりかなと思いました。一方で思いとしては、そもそも２年半前の高騰のときに燃料制約というのが大きく問題になって、言い方はあれかもしれませんけど、少なくとも恣意的な燃料制約みたいなことはあってはならないというところから議論がスタートして、そういう中で市場の透明性、情報公開というのを進めてきたというふうに理解しています。
そういう中で、今回のメッセージが、登録さえすれば別にどういう制約の掛け方をしてもいいのだというふうに捉えられると、それはちょっと違うんだろうと思って、そういう意味で、そもそも燃料制約で出力を絞らないといけないという合理性そのものも当然に問われると。その上で、そこに合理性があった上で、買うという部分については情報公開することが大事なんですと、そういうことをきちんとお伝えしたくてこういう書きぶりにしていましたが、御指摘を踏まえて検討してみたいというふうに思っております。
あと國松さんからの御指摘についてですけれども、１点目のＨＪＫＳとの統合といいま
すか、なるべく見やすい形でというのもおっしゃるとおりだなと思いますので、今後、我々も含めて少し御相談させていただければというふうに思います。
それから、中国の差替え自体が、という点につきましては、先ほど申し上げたように、そもそもの趣旨に照らすと、前段に関しては先ほど申し上げたとおりで、燃料制約自体が別にどれだけやってもいいということではないですし、もっと言えば、今回の件に関して
本当に燃料制約の必要性があるのかないのかというところが必ずしもはっきりしないところもあったので、そういったことを踏まえてこういう記載になっていますけれども、これは先ほど申し上げたとおり、個別の事案とどこまでリンクさせていくのかというのは、そこは考えたいというふうに思っております。
なお、中国電力の事案そのものについては、既に委員会で議論した上でこういう行政処分を行ったというものですので、それ以上でもそれ以下でもありませんが、そういうものと御理解いただければというふうに思います。
私からは以上です。

- 20 -

○武田座長どうもありがとうございました。

情報公開の在り方、またＱ＆Ａ方式のありようについて広めに御意見いただきましたけ
れども、前半２つの御提案については異論がなかったと思いますので、事務局におかれま
しては、２つの方針について対応を進めていただければと思います。またＱ＆Ａ方式についても、必要に応じてまたこの場で御審議いただくということで、基本的には事務局に一任いただければ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、議題の３つ目にまいりたいと思います。議題の３つ目、「三次調整力②の時間前市場供出について」に関しまして、事務局から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５につきまして、ネットワーク事業監視課のほうから御説明いたします。
本日の議論内容についてですけれども、需給調整市場で取引されている三次調整力②、
これは再生可能エネルギーの予測誤差に対応するための調整力でありますけれども、こちらの余剰分を時間前市場に応札するということが各方面で検討されております。これに関しましてインバランス料金との関係を整理したいと考える次第です。また、連系線確保量との関係も整理したいと考えております。この資料では、この２つの論点について整理ないし検討状況の報告をしておりますので、御確認いただければと思います。
背景の御説明の関係で９ページを御覧いただきます。９ページは三次調整力②の余剰分についての説明でございますが、広域機関の試算によりますと、三次調整力②は調達量に対しまして20％程度しか使用されていないということで、多くの電源が実需給時に活用されていない可能性があるというものです。三次調整力②は再エネの予測発電に対応するものでありますから、予測どおり再エネが出力されれば使われないということであります。
ですから、再エネの誤差があるのが20％で、その部分が使われるということであります。
次のページですけれども、誤差に対応するものだと言いつつ、三次調整力②の取引は３時間のブロック単位で行われています。なので、夕方の日の入り前などで太陽光がもうほとんど出力しないような場合については、午後３時のような出力と違いますので、もともと太陽光の出力はあまり見込んでいないというようなことがあります。ですから、このピンクの部分がいきなりなくなって右上の黄色の部分になるということが、３時のところだとある程度、量として想定されますが、18時ぐらいになるとほとんど想定されないと。ただ、３時間ブロックの単位で、豆腐型で買ってしまうというのがこの三次②の今の取引方法でございます。結果的に18時の頃というのは、もともとこのピンクのところで色付けさ- 21 -

れておりませんし、つまり、三次②として使われることが、あまり想定されていない。なので、これを時間前市場に売ってしまったほうがいいのではないかという議論がされております。
13ページも御覧いただければと思いますけれども、この制度開始時期については2023年
度早期、つまり今年度でございますけれども、早期の開始を念頭に置きつつ、当面の対応として人間系（マニュアル）で対応することを基本にすると、こんな議論がされておりました。
こういう背景であるのですが、３ページに戻っていただければと思います。この一般送
配電事業者による時間前市場への三次②の余剰分の供出方法に関しまして、広域機関の検討会では、電源を特定せずに入札し、実需給断面でも約定電源とひも付けずに発動するという案が検討されております。下の表で言いますと案２とされているものです。
こうしたことを広域機関の検討会で検討している背景ですけれども、まず①として、市場への投入主体は一般送配電事業者です、ということで整理されています。②として、今回議論の対象となっている余剰分というものが、先ほど申し上げた午後６時といいますか、
太陽光の上振れ、下振れにかかわらず使用しない領域、いわゆる領域ａと呼ばれるところでありまして、この領域ａ問題というものは、2025年以降は解消されると。なぜならば、2025年以降は３時間ブロックではなくて30分単位で取引されるようになるので、25年度以降はその論点についてはなくなるということでありますので、今「もったいない」ということで市場に投入しようとしているのは、23年度から24年度までの２年間の措置になるということであります。この２年間の措置のためにシステム改修を行っていくというのはなかなか対応が難しいということで、システム改修を伴わないほうがよいということで、下の案１、案２というものを広域機関で検討した結果、案１を長期的には目指すとしつつも、案２で進める方法を模索するということになったということであります。
その次の４ページ目ですけれども、案２というものは、繰り返しますと、３つ目のポツですけれども、電源を特定せずに入札し、実需給断面でも約定電源とひも付けずに発動というものであります。これとインバランス料金との関係は何が問題なのか、ということなんですが、１ポツにあるとおり、インバランス料金は、インバランス対応のために用いられた調整力の限界的なkWh価格を引用するとされております。三次調整力②も調整力の一つでありまして、それが動いた場合には、その調整力のkWh価格がインバランス料金として引用されると考えられます。それで、広域機関で検討されている案というのは約定電源- 22 -

とひも付けないということですから、時間前市場で買われていても、それがインバランス
料金として引用されないということであるとするならば、先ほど申し上げたようなインバ
ランス料金の基本的な考え方との関係を整理しておく必要があるのではないかと考えた次第です。
５ページですけれども、これは事務局における検討であります。まず、広域機関のほうで出ていた案１というのは、これは長期的に目指すけれども当面できないという案ですけ
れども、電源を特定するというものです。電源を特定していれば、時間前市場で買われましたということで、調整電源ではないときちんと整理されますので、インバランス料金上の扱いは明確になりますし、この場合ですと今、検討しているような論点は生じません。
一方で、案２の場合だと何が起こるかということですけれども、15ページ目に模式図を描いてありますけれども、15ページ目の場合ですと左側のオレンジのところ、高い電源を時間前市場に供出すると整理したならば、一番右の図を見ていただきますと調整力として動いているので、案２ですと調整力として全て動いていると判断しますので、インバラン
ス料金は10円になると。ただ、時間前市場に10円の電源を売ったと整理したならば、何らか矛盾でも生じているように見えると。したがいまして、こういう状況を回避するためには、安いものから時間前市場に売ったと整理するしかないと考える次第です。
５ページ目に戻っていただきまして、いろいろ考えますと、広域機関の案２という整理学にするのであれば、三次調整力②に限らず、稼働した調整力において最も安価なkWh価
格の調整力から電源等をひも付けていくことが適当と考えられると、これが事務局の検討結果です。
ここで注意していただきたいのは、三次調整力②として一般送配電事業者が調達したそれらの調整力の中で最も安価なものとひも付けるというのでありませんで、一般送配電事
業者が使っている調整力全体の中で最もkWh価格が安価なものからひも付けていくという整理にするというものです。事務局の考えとしては、収益管理上そういうひも付けは事後的には何らかしていただかなければいけないと。先ほど申し上げたような高いものからひも付けると問題が起きるというのであれば、一番安いものからひも付けていただくと。その結果、インバランス料金は限界kWhを参照するという整理と矛盾がなくなるのではないかと考えられます。そうすると、一体何の議論をしているのか、三次②の余剰分を売っていると言っていたんじゃないか、それ以外のものとひも付けることになるんじゃないか、など、いろいろな議論はあろうかと思いますが、広域機関の整理を前提とするとこういう- 23 -

ことにするのが適当ではないかというふうに考える次第です。
６ページ目ですけれども、連系線確保量との関係ということについても、これは事務局の中で気付いた論点ですので御報告します。三次調整力②を確保すると、その段階で、もしそれがエリア外にありますと、必要となる連系線を確保することになります。そうなったときに、時間前市場で電源、余剰分を売り、しかもそのときに電源は特定しないということになったときにどうするかということですが、一旦は、その電源がバーチャルには購入先の一般送配電事業者のエリアにあると考えていただきまして、その上で、時間前市場
でどのエリアのＢＧが買うか分かりませんけれども、そことの連系線可否判定を行っていただくというような整理にすることになるのであろうと考えられます。その際に、連系線の使い方として一定の非効率性はあるかもしれないとは思います。
いずれにしても、こうした論点については連系線の割当量を電取委としても検討することがあり得ると思いますので、そのときに併せて検討できればと思っております。
まとめでありますけれども、結論といたしましては、三次②の余剰分を電源特定せずに売るという運用を行うのであれば、実需給後に事後的に三次調整力②に限らず稼働した調整力において最も安価なkWh価格の調整力からひも付けていくということにせざるを得な
いといいますか、それが適当ではないかと考えております。
この論点についてはこう考えますが、三次②の余剰分を時間前市場に投入していく上では、価格規律等の論点がまだ残っておりますので、それについて整理が必要と思います。
ただ、そうした論点を考えるに当たりましても、事後的にせよ、どの電源とひも付けるのかということは整理が必要だと思いますので、この論点については今お示ししたような形
で一旦、整理をしていただき、その上で、残された論点についての議論を積み上げていくということが考えられるのではないかと思います。
かなり省略した説明にはなっておりますけれども、説明は以上です。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、ただいまの説明につきまして御質問・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。
それでは、岩船委員お願いいたします。
○岩船委員

御説明ありがとうございました。この話はきちんとフォローできていなかったんですけれども、今回改めて勉強させていただきました。
もともと領域ａですか、それだけだとそれほど多くないのではないかと思っていたんで- 24 -

すけれども、11ページ、その量自体も示していただいて、35億ΔkWhということで、思ったより多いなと思いました。ただ、基本的にはスポットで売れない程度の高めの電源だと思いますので、それが時間前でどのぐらい約定されるのかとか、その後で価格規律も含めて引き続き検討をお願いしたいと思いました。
今回の整理は理解できたんですが、これが単に整理で済むのであればいいのかなと。25
年以降の取引単位が30分になるまでの暫定的な措置だということを考えると、あまり負荷の掛かることは、私はすべきではないのではないかなと思っております。なので、しっかり得失を整理していただきたいと思います。人間系でやると、またエラーも起こったりとかいろいろな可能性がありますので、そこは私は少し慎重にお願いしたいと思います。
もちろん将来的に、10ページにあったｂとｃという話もあるとは思うんですけれども、それ自体は予測誤差のための確保量ですので、上振れするか下振れするかとか、そこの確度はある程度リリースしていいという判断できるのはかなり直前になる可能性もあるので、領域ａとはレベルが全然違うと思います。ですから、万が一、市場供出できると思ってしたけれども足りませんでしたとなったら、調整力として確保したそもそもの意味もなくな
ります。なので、そこは私は慎重にすべきではないかと思います。
この話で、時間前の市場である程度、託送料金を回収する話と、あとは電源の活用という２つのポイントがある気がするんですけど、活用に関しては一送の裁量で、わざわざ市場に一回出さなくてもうまく使う、それを使える仕組みさえあればいいのではないかなという気がしています。ちょっと私の分かっていないところがあれば教えていただきたいと思います。
１点質問としては、今kWhとΔkWの市場統合ということも検討として進んでいると思う
んですけれども、その場合、この辺りの議論ってどんなふうに収斂されていくのか、もし今の時点で見通しがあるのであれば御教示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。

ほかにいかがでしょうか。
それでは、松村委員お願いいたします。
○松村委員

松村です。発言します。まず、今回市場に出したのにひも付けないものに関しては、低いコストのものを出したとみなすということです。これから私が言うことと事務局案がぴったり合っていると言うつもりはないのですが、みなしでやるのであれば、- 25 -

それが自然だというのは全くもっともだと思います。仮に発電ａとｂがあったとして、限界費用が高いものと低いものがあったとする。調整力として使う必要はなく時間前市場に出しもし約定すればそれは確実に動くことになります。
一方で、キープしている調整力の電源は、動かさないこともあり得る電源なので、当然、限界費用の低いものを温存して高いものを確実に動かす非合理的な運用は今までだってしていないし今後も望ましくない。だから今回の事務局の発想は非常に自然な発想。コストの低いものから張りつけるというのは非常に自然な発想。これしかないというよりは、これが本来の姿だと思いますし、広域機関も案２を出してきた以上、そういうことを当然に考えていると思います。いろいろな制約によってぴったりそうなるかどうか分からないけ
れども、もしみなすという整理であれば、ほかの選択肢は難しい。低いほうからという整理が妥当だろうと思います。恣意的に低いほうを選んだということではないことは、私たちは理解する必要があると思います。
次に、大きなコストを掛け大仰にやるのがいいかどうかという点はとても重要な論点で、そもそも調整力として物すごくたくさん抱えて、余ったら市場に出せばいいじゃないかというのと、そこまで大仰に調達しないで、本当に不足したときには追加的に市場を使いながら調達すればいいじゃないかという、２つの考え方があると思います。前者も後者も最終的には同値になるじゃないかと言われていた、いろいろなところでそういう主張をする人がいたし、それは理屈としては正しい。しかし今回の議論を見れば、一旦抱えたものを市場に出すのは市場規律の問題、この後出てくると思いますが、それも含めていろいろな問題が出てくる。連系線の確保だとかというのも含めていろいろな問題が次々と出てくる。
こんなのみなしでやらざるを得ないという、単純に同値性というのを考えるときには出てこなかった様々な問題があることを私たちは認識したと思います。
そうすると、やはり過剰に抱えるべきでない。後から市場に出せばいいという発想から脱却していくべき。大仰なことをしないという観点はとても合理的だと思います。
その意味では、今、広域機関などでそういう議論が進んでいると認識している。いい方
向に行っていると思いますが、そういう調達の仕方に変えていくことがこれから進んでいくでしょうし、もう既に進み始めていると思います。そちらの改革の重要性が今回の議論
でより明らかになったということだと思います。
同時市場の設計との関連で言えば、むやみに多く調達しないことのほうが同時市場の発想に極めて近いと私は認識しているので、この観点からも、将来の姿と整合的な、よい方- 26 -

向の改革が今進んでいると思います。
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、國松オブザーバーお願いいたします。
○國松オブザーバー

日本電力卸電力取引所・國松です。三次調整力②の私どもの時間

前市場の利用に関しましては、ぜひとも使っていただきたいということを前々から申し上げているとおりで、本日それが一部でも実現に向かっているということにつきましては、
大変嬉しく思っております。まだまだ使える部分というのはいっぱいあろうかと思います。
領域のところで言えば、ａとかｂとかｃとか全てにおいて、時間前市場というのは使える部分というのはもっとあるんじゃないかなと思います。その面で検討が進むことを願ってございます。
一般送配電事業者の方が使いやすいようになるべく、取引所としては努力してまいるつ
もりでございますけれども、ここで一般送配電事業者が時間前市場を使うのは明らかに本来業務ですので、ここに手間が掛かるから云々とかということはなく、ここでいかに余剰分を市場に売って利用を得るか。また、必要な分を時間前市場で買って同時同量を達成していくかというところで言えば、それは本来業務かと思います。ですので、そこで人が少ないからどうだこうだというのであれば、それはもちろん人をそこに配置すべきでありますし、本来業務として一般送配電事業者が取引所取引を利用いただくことを切に願ってご
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。

それでは、竹廣オブザーバーお願いいたします。
○竹廣オブザーバー竹廣です。ありがとうございます。本件は、三次調整力②の時間

前供出に当たって、一送さんの２年間の対処のためにシステム改修が必要になったりすることですとか、あるいはアイスバーグ方式で入札を行うことがいろいろな制約上困難であるということからも、このような課題に対する整理が必要になってきているというふうに理解をしています。
電源を特定せずに時間前入札を行おうとしている三次調整力②とインバランス料金との整合性を考えましたら、事務局案でよいのではないかというふうに思っていますけれども、
本来、時間前市場に供出される三次調整力②の供出価格と実際の三次②のkWh価格に大き- 27 -

な開きがあること自体は適切ではないと思いますので、これらの価格がどうなっているかということにつきましては、まとめのページに価格規律に関して触れていただいておりま
すけれども、領域ａでも結構なボリュームがありますので、これはインパクトも大きいと思っていますので、事後的にしっかり監視を頂きたいというふうに考えております。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

ほか、いかがでしょうか。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ございますでしょうか。
○鍋島ＮＷ事業監視課長

岩船委員から質問がございました件につきましては、同時市場との関係と認識しております。今回の整理学というのは、電源が特定されない中で一定の電源を動いたとみなすというようなものですが、今後、同時市場ができてくるなり、あるいは同時市場の前段階であったとしても、一般送配電事業者のほうでこの電源が動くというふうに特定するようなシステムができれば、こうした「みなす」という形は採らなくてもよくなるんだろうというふうには思います。
同時市場の設計がどうなるかにもよりますけれども、松村委員からも御指摘がありまし
たけれども、安い電源がなるべく動くようにするのであろうという、そうした大きな考え方としては、将来の方向性ともそんなに外れてはないのではないかというふうに思いますが、何分、同時市場は先の話でまだ固まってないところもありますので、今、事務局からお答えするとしたらその程度にとどまるかなというふうに思います。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、本件については事務局案のとおり進めることといたします。事務局はこの方針で対応を進めていただきますようお願いいたします。
それでは、続きまして議題の４つ目となります。「インバランス料金制度について」に関しまして、事務局から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６－１、続けて６－２も説明させていただけ

ればと思いますが、インバランス料金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。
この議論でありますけれども、前回の会合におきましては、2024年度以降の補正料金算
定インデックスにつきまして広域予備率を参照するという旨を整理いただいております。
その際に、2023年度までの暫定措置となっている補正インバランス料金カーブのＣ及びＤ- 28 -

の値についても、今後、検討を進めていくという報告をしていたところであります。本日は、そのＣ及びＤの考え方について議論いただければと考えております。
２ページ目が補正インバランス料金カーブについてのスライドになります。インバラン
ス料金制度は2022年度、昨年度から開始されているものでありまして、その制度の在り方を議論したのがこの制度設計専門会合になります。19年12月17日の中間とりまとめにおきましては、このスライドに掲載しているようなことが書かれております。そもそもＣとＤが何を意味するかという点でございますが、この図に描いたところが示しているとおり、
補正料金算定インデックスが３％、――前回、来年度以降、広域予備率を参照すると整理いただいていますが、――その補正料金算定インデックスないし広域予備率が３％のところで到達するインバランス料金の水準がＣ、８％のところで到達する水準がＤとなります。
この補正カーブにつきましては、調整力の限界的なkWh価格がこの補正カーブを下回っているときに、カーブのところまで補正されるというものです。
そのＣについてですが、このスライドにもありますとおり、原則として600円／kWh。ただし、22年度から23年度までの２年間は200円／kWhを適用すると。暫定措置期間終了後は600円／kWhに変更することを原則とする。ただし、暫定措置期間中のインバランスの発生
状況やインバランス料金の状況などを確認した上で、必要に応じ暫定的な措置の延長や段階的な変化を検討するとしておりました。
Ｄにつきましては、45円／kWhとするとしつつ、必要に応じ見直しを検討するとしていたところです。
３ページですけれども、ＣやＤの水準について考える際の手掛かりについてですが、これも19年の中間とりまとめに次のような文章があります。「『上げ余力』が少ない状況での不足インバランスは、大規模停電等の系統全体のリスクを増大」させる。その結果、「緊急的な供給量の追加確保や、将来の調整力確保量の増大といったコスト増につながる」と。
したがって、「そうした影響をインバランス料金に反映させ、系統利用者に対する適切なインセンティブとなるよう、料金を上昇させることで、需給の改善を促していくことが適当である。」このように整理されております。
このような理解の下、追加的に電源１´を確保する際のコストとして、電源１´のエリ
ア別最高調達価格の単純平均額を算出し、それが19年の整理時は600円／kWhという数字だったと。他方で、類似の考え方を採ったところ、電源１´の調達価格は直近では324円／
kWhまで下落していると算定されるというものです。

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４ページ以降、幾つかの数値をお示ししたいと思います。追加供給力公募の関係の数字です。2022年の冬季追加供給力公募の調達コストですが、kWh当たり３万円という数字になっておりまして、これを稼働想定時間の３×12の36時間で割ると852円という計算になります。ただ、この３万円という数字にはマストラン運転分が入っていまして、マストラ
ン運転を除くと電源平均は5,000円前後になると。つまり６分の１になるというようなこ
とも事務局からお示ししたところであります。ＤＲについては、最高価格は１万円ということで、（さきほどの数字の）３分の１ということであります。
次のページは容量市場価格であります。容量市場価格につきましては、制度変更などもありますので価格はいろいろ変動しますけれども、24年度は全エリア一律で１万4,137円／kWで、これもリクワイアメントの12×３、36時間から算定しますと392円という数字になります。これが25年になりますと価格が大きく変わりまして、北海道、九州エリア以外のところで見ますと97.1円／kWhというふうに計算されるというものであります。
６ページですけれども、海外における補正インバランス料金の考え方ですけれども、数百円から1,000円と過去に紹介させていただいております。これはスライドの中に小さい字で書いてありますけれども、ＶＯＬＬを参照するとなっておりまして、ＶＯＬＬというのはThe Value of Lost Loadですので、停電時の電気の価値から算出していると。ですから、追加供給力の費用面から割り出したものというよりは、停電時に需要家に発生する機会費用から割り出した数字だというふうに理解されます。
続きまして７ページですけれども、補正インバランス料金カーブに係る考慮事項ということで、小売電気事業者の収支に与える影響を懸念する指摘が当時もありました。特に後で御紹介する市場の売り札切れとの点があると認識しております。
なお、市場の売り札切れの論点、あるいは小売電気事業者負担の論点につきまして、
2024年度以降は容量市場が導入されまして、小売電気事業者は容量供出金を支払うことになります。市場価格へも反映される一方、需給逼迫が生じた場合というのは市場価格にも反映されますけれども、同時に容量市場のリクワイアメントの達成状況や確保量の適切性の問題、としても捉えられていくものと考えております。
８ページですけれども、これはどちらかというとＤ値に関係するものですけれども、電源１´のkWh上限価格の最高値につきまして、最高値の全国平均は92円／kWhとなっております。ただ、これは前回も事務局から示したものですけれども、特定のエリアが非常に高い水準になっておりまして、その高い価格の事業者については燃料価格の予測が困難だっ- 30 -

たため、200円という上限値を参考としたというような回答をされる事業者もおりまして、
厳密に燃料コストだとかそういうものを踏まえたものではないと理解しております。
また、ここに掲げている表は最高価格の一覧表ですけれども、全ての電源１´のkWh価格がこうした数値であるということを申し上げるつもりはございませんで、高価な一部電源といろいろなほかの価格の間には大きな乖離も見られるケースもあります。
９ページですけれども、念のためということで、来年度から補正料金算定インデックス
は広域予備率を参照すると整理されたところでもあり、ＪＥＰＸ価格と広域予備率との関係を調べてみました。ここから読み取れることといたしまして、結果的に広域予備率は下がるというような状況があったとしても、前日段階でスポット価格がそれに応じて上がったりするとか、あるいは現在の補正インバランス料金の水準に達するというようなことでもなさそうだというのがある程度見て取れると思います。
一方で、左下の東京エリアの価格のように、200円に前日スポット価格が張りつくというような事象も2022年度においては見られたところです。
10ページはほかのエリアの動向です。
11ページですが、これも参考情報ですけれども、通常調整力の限界kWh価格との関係を調べてみました。これも通常調整力の限界kWh価格ということでＤＲなどではないので、
広域予備率の低下とともにこの種のコストが200円といった水準に近付いていくというものではありません。先ほど制度の説明をしましたが、赤線のラインを下回ったときにインバランス料金は青のドットのところを参照するのでなくて、赤の補正カーブのほうに補正されるということであります。ただ、この赤の補正カーブは、先ほど申し上げたとおり、
どちらかというと追加供給力のコストを主に参照して決めてきたという経緯もございます。
12ページは、ほかのエリアの説明の図になっております。
13ページですけれども、これはＪＥＰＸで公表されている入札カーブを示したものであります。買い札の一部が200円で入れられていると。この理由について、何かヒアリングをしたというものではありませんので確たることは分かりませんが、恐らくインバランス
料金のＣ値を参考にしているのではないかというふうに思われます。これが先ほど御覧いただいた東京エリアの前日スポット価格がぴったり200円となっていることの理由、メカニズムではないかと考えております。
14ページですけれども、先ほど申し上げたとおり、2024年度以降は、Ｃ値については600円／kWhとするということを原則としていましたけれども、他方で200円／kWhの現在の- 31 -

暫定措置を終了させてよいか、現在の状況も踏まえて慎重に御審議いただければと考えております。
論点を幾つか提示しておりますけれども、まず社会的な追加供給力はどういう水準かということで、以前議論していた600円の水準から、電源１´については300円ぐらいまで下がっている。一方で冬季kWh公募に要する費用については、マストランのコストのみです
が710円という数字もある。諸外国における補正インバランス料金価格、これはどちらかというと電気の機会費用のようなものだと思いますけれども、600円を超えるようなものをつけているものもあります。
短期的な需給一致のインセンティブということで言いますと、これは追加供給力等の調
達カーブ以外にも考慮要素があるのではないかという意見もあろうかと思います。
３つ目の点ですけれども、先ほどお示ししたとおり、Ｃ値を引き上げた場合、それにつられてスポット市場価格がＣ値に張りつくというようなコマもあるかもしれませんし、最後の論点ですけれども、スポット市場の価格の話を横に置いても、需給逼迫時に不足イン
バランスを出した事業者には、インバランス料金というのは大きな影響があると考えております。
これがＣ値でございまして、15ページはＤ値でありますが、こちらにつきましては、
2022年度につきましては最高値の平均が上昇したということですが、一部エリアの最高価格に引っ張られて計算上上昇している面もありまして、全体の趨勢として電源１´のkWh
価格が上昇しているとは考えておりません。ということで、45円／kWhで据え置くということも妥当と考えられるのではないかと思いますし、今後のkWh価格の動向を踏まえて見直しを行うこととしてはどうかと考えております。
17ページにＣ値の論点について補足をしております。まず１つ目のポツは、先ほども御紹介した中間とりまとめの記載であります。原則と暫定的な措置の延長、必要に応じての延長というものをどういうふうに考えるかということだとは思います。その上で、22年度
においては広域予備率が３％を割り込んだ事例というのはごく限られたコマ数、数コマであったということ。それから、先ほど見たようなＣ値とスポット市場の関係というものがあるというところでどう考えるかでございますけれども、先ほど触れましたように、来年から容量市場も導入されますし、それ以外にも新たな制度対応も検討されている中で、来年度の市場動向が予測しづらいこと、容量市場のリクワイアメントの重視とインバランス
料金の関係の在り方なども運用の中で決まっていくんでしょうけれども、現時点では見え- 32 -

づらい点が多いということ。ウクライナ情勢、脱炭素化や化石燃料投資のダイベストメン
ト、いろいろな動きがある中で、2019年度に立てたスケジュールを守るのか、あるいは、もう少し見極めるのか、という論点だとは思いますが、事務局案としましては、来年度は見極めるという案をまず提示させていただいた上で、その他の案としてはＣ値を300円に引き上げる案、補正料金の算定インデックス３％以下の料金カーブを引き上げる案などもお示ししたいと思います。いずれにせよ、これらについては慎重な検討が必要ではないかと考えております。
18ページは沖縄エリアの価格ですけれども、これはその他のエリアの考え方と同じような考え方でＣ値を設定してはどうかと考えております。
20ページですけれども、今回はまず議論を頂きまして、今回、御指摘いただいた内容を踏まえまして、事務局も追加で調べたりしたいと思います。それをもって更に検討を深めていければと考えております。
これが資料６－１でして、６－２は簡単に御報告させていただければと思いますが、前回もインバランス料金の誤算定について御報告させていただきました。
この理由としましては、２ページで、前回会合でも御報告したとおり、５つの送配電事業者が諸元の算定を誤ったというものであります。これによって10社全体に影響が波及して、インバランスの料金単価を見直さないといけないと、精査しなければいけないという状況になりました。５月10日に既に正しいインバランス料金が各社から公表されております。沖縄については、３月10日にもう既に公表されております。
４ページですけれども、前回、御説明しましたが、原因についてはテレメータ計測値と発電計画値の二重計上があったと、そういういろいろな事情がございます。
５ページ目が、どれぐらいずれていたかということですが、全国平均で言いますと0.17
円とか0.23円とか、そうした１円以下のずれであります。一方で、コマによっては40円～
65円プラス単価、上方修正されるコマがあります。ですから、追加請求の可能性があるものもある。それから37～61円ほど下方修正されるコマもある。この場合は払い戻し、もしくは現時点で追加請求ということになります。
６ページですけれども、こうしたものについて各社から聞いているところでは、６月中には発電事業者、小売電気事業者の影響額は算出されるということなので、７月以降に実施するインバランス料金請求において、一送から払い戻しまたは追加請求が行われる予定だと聞いております。

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いずれにしましても、この５社が誤算定を起こしたことがこの案件の原因、事象の発端だと思いますので、原因究明、再発防止を踏まえまして、本委員会等において必要な対応を検討するということにする予定であります。資料６－２については報告事項になります。
長くなりましたが以上です。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、ただいまの説明につきまして御質問・御意見等ありましたら、チャット欄でお知らせいただければと思います。いかがでしょうか。オブザーバーの方も、あらかじめエントリーいただければと思います。
それでは、松本オブザーバーお願いいたします。
○松本オブザーバー○武田座長

委員の後でよろしいんですけど、よろしいでしょうか。

はい、お願いいたします。

○松本オブザーバー

九州電力の松本でございます。インバランス料金制度に係る暫定措置の扱いについてと、Ｃ値、Ｄ値の設定方法、２つについて発電事業者ＢＧの立場で発言いたします。
まず、１点目の暫定措置の扱いについてですけれども、スライド17の４つ目に、「将来的に600円／kWhに引き上げるという方向性は堅持した上で、①2024年度において暫定的な措置を終了するのではなく、Ｃ値を200円／kWhとすることも一案」と、こういう記載がございます。
一方で第44回の本会合の議論では、３ページにも若干紹介されておりますけれども、Ｃ値の設定を実際の社会的コストよりも低く設定した場合、需給逼迫時においてもスポット
市場等の価格が十分に上昇しないことから、小売ＢＧによるＤＲなどの新たな取組の普及を阻害することが懸念されるため、暫定的な措置を導入する場合も必要最小限の期間とす
べきと、こういった結論もあります。
また、事務局からも紹介ありましたけれども、カーボンニュートラルの実現に向けては、
揚水あるいは蓄電池など脱炭素型の調整力の普及拡大が必要になりますが、そのためには、
インセンティブ確保の観点からは、需給逼迫時の不足インバランス対応における調整力としての価値向上というのも必要になるかと考えます。
また、インバランス料金はそもそも実需給における過不足を精算する単価でありますから、価格シグナルのベースとなるものであります。2022年度の時点で、東京エリアで既に200円に達しているコマがあることを考えますと、少なくとも現行の200円からの引上げは- 34 -

必要ではないかというふうに考えます。もちろん、逼迫時には燃料費も高騰したと、こういった点も考える必要があるかと思います。
以上のような観点から、Ｃ値の暫定措置を継続させることについては丁寧に議論する必要があるかと思います。
その上で、次に２点目ですが、Ｃ値とＤ値の設定方法については、将来的には600円への引上げを前提として段階的な見直しを検討する場合は、直近の数値を採用する案だけではなく、例えば３か年間とか数年間の平均値を採用する案というのも考えられるのではな
いでしょうか。
Ｄ値の算定につきましては、スライド15で「一部の事業者は、補正インバランス料金の最高価格を参考にしたと回答しており、必ずしも電源の電気の価値を反映しているとは言い難い。」と、このように記載されております。この点、例えば200円で計上しているエリアを除いた残りのエリアで平均を取るなど、評価方法の工夫次第では懸念は解消できるのではないかとも考えます。中間とりまとめの整理のとおり、2022年度以降のインバランス
料金制度というのは、インバランスを発生したものに合理的な負担を求めるとともに、系
統利用者に適切なインセンティブを与えるもの、こういうふうになるように引き続き丁寧な検討をお願いしたいと思います。
発言は以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、國松オブザーバーお願いいたします。
○國松オブザーバー

日本卸電力取引所・國松です。まず、200円が付いたのは2021年の冬の高騰時だったかと思います。このときに既にインデックスカーブ、補正料金算定イ
ンデックスを議論している中で、前倒すときに200円で頭打ちを掛けたと。頭打ちを掛けつつ200円以上の入札については、なぜ200円以上の買い入札をするんだという指導を行い、200円の入札値にどうにか持っていこうという努力をしたというように記憶しております。
そのときの200円がどう出てきたのかというと、この議論のとおりかと思いますけれど
も、原則600円にするのがただし書きでありますし、原則を曲げるようなことがあったのかというところで考えれば、今回で600円に持っていくというのは、600円に持っていかな
ければ原則と違う、何が違ったからそうするのかというところの議論は必要かと思います。
私は、いろいろ価格の上振れというか高騰はありましたけれども、価格の高騰があったがゆえに600円というものにすべきではないのかと。ここで押さえつける理由というのはな- 35 -

いのかもしれないと思っております。
以上です。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、平岩オブザーバーお願いいたします。
○平岩オブザーバー

送配電網協議会の平岩でございます。今回、事務局殿から2024年度以降の補正インバランス料金カーブについて、一案としてＣ値の暫定的な水準200円を継続し、Ｄ値の45円を据え置くことが示されております。補正インバランス料金は、需給
逼迫時に料金が上昇する仕組みにより系統全体の需給バランスを一致方向に促すインセン
ティブを付与し、大規模停電等のリスクを回避する目的で導入されたものと理解しております。
補正インバランス料金に、仮に将来、適切な価格設定がなされない場合、系統利用者における計画遵守インセンティブが働かず、緊急的な供給力の追加確保が困難になることも考えられます。このため、今回、Ｃ値、Ｄ値を据え置いた場合、今後、ＤＲや発動指令電源等の価格の動向を継続的にウォッチいただき、その水準を上回る傾向が見られた際には、見直しの検討をお願いしたいと考えます。
私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す。

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○武田座長

委員の前ですけれどもよろしいですか。

はい、お願いします。

○中野オブザーバー

ありがとうございます。私は、事務局のおっしゃっている、当面様子を見るということを強く支持します。今までも何人かの方がＣ値Ｄ値を変更することについて、コメントされましたが、私はそうではないと考えています。
まず、最初にＣ値の600円の設定に関して、もともとどういう議論があったかとか、その後の200円の設定の際、どういう状況だったかというのをきちっと思い出していただきたい。制度設計当初の議論では、逼迫時インバランスのＣ値は、逼迫時に緊急的に追加の供給力を確保するコストを考慮するという考えの下で、2019年時点の調整力公募結果の数値である600円としておりました。今回見直しに当たって、調整力公募の要件がエリアによって異なることにより、他エリアに参加できなかったことを解消するために、公募要項を見直したことや、ＤＲの参加拡大など、本会合で議論して改善がしっかり図られたこと- 36 -

によって、2019年時点とは明らかに状況は変わって、コストが低減されているということです。結果、300円まで下がっていると理解しています。
こういった状況の変化があるわけですから、前回の考え方をベースとするなら、そもそも600円を目指すこと自体の妥当性も、しっかりもう一回考える必要があるのではないかと思います。もともとどのようにして決めたかというのを、ぜひ皆さん思い出していただ
きたい。
それから供給力義務を達成する観点から、600円にすべきという御指摘もあるかもしれませんけれども、容量市場導入後は小売電気事業者の供給力義務というのは、容量拠出金の負担によって一定程度なされているという整理をされています。また、容量メカニズムのねらいとして、固定収入の確保によって需給逼迫時でも市場スパイクを抑制させることも含まれていますと、仮に、現時点での調整力コスト以上に価格を上げるということであ
れば、需給逼迫時において、小売電気事業者だけがそのコストを負担すべきなのかということも含めて、インバランス料金だけじゃなくて全体としての役割、全体像を整理していく必要があると考えています。
それからＤ値について、これは事務局の整理のとおりと思っていますけれども、価格形成の背景を踏まえると、単年度の値だけ参照することは避けるべきだと思っています。
したがって、いろいろ考え合わせますと、一旦据え置いて、もう少しきちっと落ち着いて、この推移を見極めながら決めていくべきだと強く思っています。
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、松田委員お願いいたします。
○松田委員

ありがとうございます。私も、今、映していただいている17スライドに関するコメントです。
私自身も、私の意見としましては、今回の①のＣ値を見直さないということは適切ではないかと考えております。この問題については、今後の需給の不確実性というものを前提にした上で、ある種の決めの問題ではないかと思います。理屈というよりも市場の相場観ですとか、あとは市場に与える影響、将来の電源投資やもちろんＤＲのインセンティブというものも考慮した上で、全て総合的に考えて決めるべき問題であると思っております。
ただ、やはりインバランス料金というものが小売事業に与える影響というのが非常に大きいと思っておりまして、このＣ値が100円、200円と上がっていくと、それは市場相場に- 37 -

対しても影響を与えますし、また逼迫時に小売の事業に与えるインパクトというものも飛躍的に増大すると思います。リスクはすごく上がると思います。
今後、様子を見まして、またインセンティブ見合いで上げていくこと自体は十分に考えられると思いますが、一度つぶれた新電力事業というものは元に戻らないというふうに思いますので、やはり慎重に見極めるべき論点と思います。そういう意味で、暫時、一旦据え置くという趣旨で①を支持いたします。
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、松村委員お願いいたします。
○松村委員

松村です。発言します。今回の事務局の提案は、当面現状のままで行くと。

ただ、将来的に引き上げていくオプションを捨てないと御提案いただいたと思います。どちらの点も合理的だと思いますので、支持します。
まず、インバランス料金の事実上の上限が200円という格好で決まると、市場価格の上限を規定する効果を持っていることになります。インバランス料金にしても市場価格にしても、上限を低くし過ぎることはいろいろな弊害があることは、私たちは認識しなければいけない。一定の弊害があり得ることをちゃんと頭に入れておくことは必要だと思います。
その点、他のオブザーバーの方が御指摘になっていた点は正しいと思います。
一方で、今は引き上げるのに最悪のタイミングだと思いますので、今引き上げるべきではないと思います。インバランス料金が200円を超えることが、例えば年に数コマあるいは十数コマ出てくるというようなことは、私は事業者としてはそういうリスクは当然に織り込んだ上で、その対応を考えるべきだと思います。
しかし、事業者にすごく深刻な影響を与えるのは、それが数コマとか十数コマとかというそういう生易しい数字ではなく、1,000コマとかが現れかねないということまで対応することを考えると、本当に壊滅的な影響を与えることもあり得ると思います。
それも本当に必要なときということであればあり得るのかもしれない。しかし様々な不祥事でこれだけ競争基盤が弱いことが再認識された中で、そちらの制度設計一つ間違ったらある種の価格つり上げということによって200円を超える価格が頻発しかねないことが、もし心配されるとすると、本当に市場を壊してしまうことになりかねません。競争基盤の整備が確実に進んで、おかしなことが起きない、常に市場の価格もインバランス料金の合理的な価格がつくことを多くの人が確信できるぐらいに競争基盤の再構築がきちんと進ん- 38 -

だ後に引き上げるほうが、私はずっといいと思います。
その意味で、今回の課題でないのは十分分かっていますが、内外無差別による卸市場改
革が十分進むことを見極めてから上げることもあり得るのではないかと思います。
いずれにせよ、繰り返しますが、これだけ不祥事が続いたという中で引き上げろと言うのは、メッセージとしても相当悪い影響があると思いますので、事務局案を支持します。
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、竹廣オブザーバーの代理の小鶴様、お願いいたします。
○小鶴オブザーバー

エネットの小鶴でございます。本件ですけれども、小売電気事業者の事業運営に非常に大きな影響を与えるものであり、極めて重要な論点だと考えております。
まず、Ｃの価格についてですけれども、事務局におかれまして様々な参照情報と評価、考察をいただきまして、14ページにまとめていただきました。また、17ページには１％時点の補正料金を300円に持ち上げる案も言及いただいておりますけれども、ポイントとしましては、現時点で需給逼迫回避のインセンティブが不十分であるといった問題が生じていないことと、あとＣの価格については、中間とりまとめにおいて、ほかの方からも御発言ありましたけれども、暫定措置期間中のインバランスの発生状況やインバランス料金の状況、リスク回避のための手段の整備状況などを確認した上で、必要に応じて暫定的な措置の延長や段階的変更を検討するとされているところ。このリスク回避のための手段についても、まだ十分な手段が整備されているとは言い難い状況ですので、事務局の案のとおり、Ｃ値を据え置くということが適当だと思います。
また、14ページにありますＣの値について、将来的に600円に引き上げる方向性は堅持との部分でございますけれども、こちらも当初の考え方に基づき価格を評価しますと、現時点では324円という結果となり、本日の議論に至っているということも考えますと、600円を堅持するというよりは、従来の考え方は引き継ぎつつも今後も慎重に検討していくということでよいのではないかと考えております。
次に、Ｄの価格でございますけれども、こちらは前回の会合でも触れさせていただいた
とおり、一部の事業者が単に補正インバランス料金の最高価格200円を参考にしたという点も今回も取り上げていただきました。電源１´のkWh価格の太宗が45円以下であるという実情も踏まえて、事務局案が適当だと考えております。

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以上でございます。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、山口委員お願いいたします。
○山口委員

山口です。御説明ありがとうございます。Ｃ値についてですけれども、私は見直したほうがよいのではないかというふうに考えております。まず、暫定的な措置で200円ということなので、600円にするというのは案の一つの選択肢としてあると思います。
ただ、今日事務局で御説明いただいたとおり、いろいろな数字が出てきておりまして、
600円という水準が必ずしも非合理的とは言えないということなんですけれども、ＤＲの調達ですとかいろいろな数字を見ていますと、とても幅がある数字で、簡単なものではな
いなというふうに思いますので、そういった意味では必ずこの600円という数字でいかな
きゃいけないということではないとは思うので、そういった意味で緊急調達コストだとか
今後の容量市場だとかいろいろあるとは思いますので、600円のままでいくべきだというふうに思います。
小売事業に及ぼす影響もありますということは、確かにそうだと思うんですけれども、デマンドレスポンスだとかそういったことにも目を向けていただきたいと思いますので、それとまた売手側の競争もあるかもしれないので、及ぼす影響はあるにしても見直さないというのは、それはそれでいつまでたっても変わらないということで問題かなというふうに思います。
タイミングが悪いというのも確かにそうだなというふうに思います。競争基盤が弱いんじゃないかということも、今起きていることを考えるとそうなのかもしれないんですけれ
ども、おかしなことが起きないことが確信できるまでとなると、そうなればいいんですけ
れども、それはどういうふうに判断するのかという。気持ちはそうなんですけれども、どういうふうに判断するのかというのはなかなか難しい問題だと思いますので、それは少し決めることができない状態になると思います。
ですので、正論でといいますか、私が言うことは正論ではないのかもしれないんですけ
れども、考えとしては、幅のある値の中でもう少し議論して、それで引き上げて、需給逼迫したときにはそれなりに大変なので、それを避けたければ、ほかの手段をもっと開発するだとか容量市場をちゃんと活発にするだとか、そういったような議論になっていくとい
いと思います。
以上でございます。

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○武田座長どうもありがとうございます。

発言の御希望があった先生方には全て発言いただいたと思いますが、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

質問のようなものはなかったと思いますので質問の回答はありませんけど、いろいろな御意見を頂きましたので、これを踏まえて来月も議論させていただければと思っております。
○武田座長

どうもありがとうございます。

それでは、本件につきましては、頂いた御意見を踏まえまして、次回以降、改めて議論させていただきたいと思います。
それでは、最後の議題となります議題の５番、「発電側課金の転嫁について」に関しまして、引き続き鍋島課長からよろしくお願いいたします。
○鍋島ＮＷ事業監視課長

資料７につきまして御説明いたします。

２ページ目ですけれども、本日の議論ですけれども、発電側課金につきまして転嫁ガイ
ドラインを策定・制定することとしておりましたので、それについて御議論いただければと考えております。
５ページ目でありますけれども、転嫁につきましては、これまでも制度設計専門会合あるいは資源エネルギー庁の審議会等において議論・検討が行われてきております。発電事
業者は、相対取引、卸電力市場、容量市場等において発電側課金負担分を費用回収するものと整理されております。
また、ＦＩＴ／ＦＩＰ電源に関しましては、資源エネルギー庁の審議会におきまして、
まず新規のものについては調達価格との算定において考慮する、非ＦＩＴ／卒ＦＩＴについては事業者の創意工夫の促進及び円滑な転嫁の徹底を行う、このような整理がなされております。
９ページを御覧いただければと思います。24年度から発電側課金が来年度から導入されますので、関係事業者間で既存相対契約の見直しが行われるものと考えておりますけれど
も、こうした転嫁ガイドラインの策定の議論に先立ちまして、一部事業者に対しまして事務局からヒアリングを行いましたので、それについて御報告させていただきます。
10ページですけれども、発電事業者に伺いましたところ、相対契約に関しまして一律に発電側課金相当額を加算する事業者もあれば、個別に加算額を割り出す事業者もあるとい- 41 -

うことであります。それから、kW課金は固定費、kWh課金は可変費と考えて卸販売価格に反映することを検討中という事業者がいまして、そうした事業者において、容量市場収入との関係について検討中の論点になるとお答えされた事業者もありました。
それから全額の転嫁を検討しているという御回答もありましたが、kW課金相当分の回収
漏れを気にされている事業者もございました。それから、相対契約と卸電力市場の両方に供給している電源における案分額について検討している事業者もございました。
それから詳細な販売電力量が契約上事前に決まらない場合、kWh課金の適切な加算方法についていろいろ検討しているという事業者もございました。それから、なるべく早く発
電側課金の詳細を決めていただきたいという御指摘もありました。
11ページですけれども、市場投入電源の投入価格の考え方について適正取引ガイドラインは変わるんですかと、規定を改定されますかという質問をされてきた事業者もおりました。ベースロード市場、容量市場、需給調整市場への投入価格との関係を気にされている事業者もいました。といったところです。
12ページですけれども、小売電気事業者の側では発電事業者からの発電側課金の過回収などを気にされる事業者もございました。リスクプレミアムを乗せて金額を提示されるのではないかということを心配される事業者もいました。発電事業者に対しまして転嫁額の説明を求めたいという事業者もいました。
この中で、どの一般送配電事業者に発電側課金を支払っているのか小売事業者側では分からないという指摘もありました。それから容量拠出金の中での織り込み、kW課金との関係について気になるとお答えになる事業者もいました。また、24年度の交渉は早期に入りたいという事業者もいました。
次のページですけれども、内外無差別の監視の必要性を指摘される事業者がいました。
それから最後のところですが、非ＦＩＴ／卒ＦＩＴに関しまして、数が膨大なので発電設備ごとには転嫁がなかなか難しいので、一律の単価を上乗せする料金改定とせざるを得ないとする事業者がありました。
こうしたことを踏まえまして、14ページに論点幾つか書いておりますけれども、ヒアリングの中で聞いた一律加算あるいは是非、それから転嫁額の市場と相対契約の案分の仕方、
kWh課金の分の算出方法、容量市場収入との関係等々、御懸念の点はいろいろあると考えております。これらをガイドラインにおいてどの程度例示するか、論点とするかなども検討事項だと思います。

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15ページは転嫁ガイドラインのことではないんですけれども、卸電力市場や需給調整市
場等のガイドラインとの関係といいますか、発電側課金相当分の盛り込み方なども検討事
項かなと感じております。
ということを御報告させていただいた上で16ページですけれども、具体的な書きぶり
等々については次回以降お示ししたいと思っておりますけれども、本日は、こうしたヒア
リング結果を踏まえました事務局の提案につきまして御指摘いただけましたらと考えてお
ります。
○武田座長

どうもありがとうございます。

こちら幅広に御意見いただきたいということでございますので、御質問・御意見等ありましたらよろしくお願いいたします。
それでは、草薙先生、よろしくお願いいたします。
○草薙委員

草薙でございます。発電側課金の転嫁につきまして丁寧な御説明を頂いたと思っています。感謝します。私は、資料７の２つのスライドにコメントさせていただきたいと思っております。
まず、10ページのスライドなのですけれども、１．相対契約というところ、このページの最後に「2024年度の相対契約の交渉が始まる前に、発電側課金の詳細が決まることが必要との指摘があった。」ということで、先ほどの事務局の御説明でも、「早く」という言葉があったという補足もございました。このページの上の５つに関しまして様々な検討がなされているということなのですけれども、結局は、早く発電側課金の詳細を決めてほしいという要望に収斂するような話かなというふうにも思いました。相手方との見直し協議をするというような場面でも、各電力会社の具体的な発電側課金の料金水準などが分からな
いと大変難しいということにもなります。
これに関しましては２月の制度設計専門会合で、私は早期の公表を必要とするのではな
いかという趣旨の発言をしたところであります。今後、円滑な協議に向けて支障とならな
いように、各電力会社の料金表のようなものが公表されることは有意義だと思うというよ
うなことを申し上げたのですけれども、こういった発電事業者から見た場合の既存契約の見直しというときに、協議が複雑になる、あるいは時間も掛かるだろうと思います。例えば容量市場が導入されることによって減額されるというような観点からも協議がされなけ
ればならないと。こういった協議を円滑に進める観点からも、やはり発電側課金の基本料
金、従量料金といったものも、水準といったことが早めに分かるということが必要不可欠- 43 -

ではないかと思います。
そういったことがありますので、何らか、事務局がおっしゃった、早期に発電側課金の詳細を公表して欲しいというような要望があるという点を重視していただきたいというふ
うに思います。
以上が１点目でありまして、もう一つ別のスライド、14ページのスライドでコメントしたいと思います。こちらのほうで「一律」という言葉が最初に出てまいります。この「一律」ということにつきましてちょっと考えたいのですけれども、例えば「一律の算定」とか「一律の額の転嫁」、こういったことにつきましては、確かに一律でいいという場合もあると思うのです。ただ、一律にすることがかえって公平にならないというようなことが生じ得るのが普通ではないかとむしろ思います。つまり、電源ポートフォリオによって発電側課金のレベルが異なってくる。発電事業者が自社の電源を例えば小売事業者２社にベース電源として同量を同じ送電パターンで卸売をするというような場合は、一律と算定とすることもあるだろうというふうに考えられますが、ある小売事業者にはベース電源として販売し、また別の小売事業者には昼間だけのミドル電源として販売するというような場
合には、これは相手によってkWh課金のウエートが変わる、kW課金のウエートも変わる、
こういったことということはあり得るわけでして、むしろ一律でないほうが自然であります。結局は一律ということをガイドラインにしていただくということが、かえってミスリーディングになるような可能性があるのではないかという懸念を持ちました。
それから、このスライドに、ガイドラインによる例示ということをしますかということ、これが３か所出てまいります。例示が有用になるということは、もちろんあるだろうと思
いますけれども、基本的には電源ポートフォリオの状況等を踏まえた民・民の協議があるわけでありまして、例示があることで、例えばガイドラインが何か絶対的な正解であるかのような形で自由な協議を妨げるというような懸念も生じるのではないかというふうにも思われまして、例示をされる場合には慎重な検討をしていただければと思います。
したがいまして、引き続き幅広く事業者にヒアリングをする、事業者へのアンケート調
査をするといったことを通じて、例示の具体的な内容について意見を聞いていただくといった事前対応が望ましいのではないかと思います。そのようなプロセスを丁寧にしていただければ、問題がなくなってくるかなというふうに思います。いずれにしても、適切な課金を導いていただくガイドラインが必要になってきたというふうに考えております。
以上であります。ありがとうございます。

- 44 -

○武田座長ありがとうございます。

それでは、続きまして、岩船委員お願いいたします。
○岩船委員

御説明ありがとうございました。私も、今草薙委員からの御意見にも、一部に賛同なんですけれども、いろいろな転嫁の考えがあるということは調べていただくのはありがたいと思うんですけれども、ただ細かいルールは、ある程度事業者の裁量に任せていいんではないかというのが一番最初に思ったことでした。もちろん自由化しているん
だし民・民の取引であるのだしということを考えると、ある程度は事業者の裁量に任せるような基本的な姿勢が必要ではないかと思いました。もちろん取引先に応じてあまりにも不公平に転嫁しているというようなところはある程度問題ですし、そこは見ていかなくてはいけないとは思うんですけれども、私は、基本的になるべく監視しないでうまくいくよ
うな仕組みというのが理想的だと思っておりますので、ガイドラインありきではなくて、そこら辺の加減は御検討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、電源開発の加藤オブザーバー、お願いいたします。
○加藤オブザーバー

発電事業者という観点から少し御意見させていただく。

今回、新たに発電側課金制度の変更に伴い、発電と小売のどちらか一方だけに負担が偏るようなことはあってはならないと思う。そういう意味では全額転嫁ということが原則と考えるが、資料に整理いただいているように、実際には細かい課題が幾つもあり、厳密にガイドラインに細かく整理するということは困難と考える。したがって、発電・小売間の転嫁の議論を民・民で行うと、結果的には相当もめる可能性が高いと思う。また、草薙委員からも御意見あったとおり、もめる形も千差万別と思っている。そうなると当事者間の民・民の協議に主体的に任せることはあっても良いとは思うが、何らかの仲裁機能、相談に乗っていただくようなことがより重要になってくると思う。この点につきましては、ぜひ監視等委員会の皆様、事務局の皆様にもよろしくお願いしたいと思う。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、末岡委員お願いいたします。
○末岡委員

ありがとうございます。今、映していただいている14ページのスライドの論点に関係してなんですけれども、早期に課金をスタートさせるという要請があることは理解した一方で、前々回の会合だったと思いますけれども、内外無差別の取扱いのチェッ- 45 -

クリストを今事務局で御検討いただいていると思いますけれども、課金方法次第でどのような場合を内外無差別の取扱になっていると認定するのかという点についても同時に検討
いただいて、協議いただけるように検討を進めていただければと思います。
以上です。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、中野オブザーバーお願いいたします。
○中野オブザーバー

非常に難しい議論だと思っています。先生方がおっしゃっている

こともそのとおりだと思いますし、先ほど加藤オブザーバーさんがおっしゃったのも、本当にそのとおりだなと思いました。４年ぐらい前の議論の際にも申し上げましたけれども、相対となると結局売手と買手のある種の力関係というものに依存しがちです。したがって発電側の方からすれば、ちゃんと転嫁できるのかどうか、我々買う側からすると、我々だ
け過大な負担になっていないかどうかといった懸念が起きがちです。
足下の状況を考えると、正直、発電側のほうが立場は強い状況のように思いますので、我々買う側としてはどの程度の金額が、転嫁されているか分からないというのは非常に心配です。例えば旧一般電気事業者の方々というのは、会社全体としては、託送料金の減額
分、発電側の負担額、小売側の転嫁額という情報が分かるわけです。それぞれのところでは１つしか分からないかもしれないけれども、会社全体としては分かる。我々のような新電力というのは、そういった情報は、分かりません。さっき内外無差別という話がありましたけれども、我々としては、どの程度負担しているのかというのが分からないと非常に不安です。
したがって、公表するとかそういうことを申し上げているわけじゃないですけれども、相対取引の際はお互いのために、発電側の課金分というのはきっちり分かるようにすることが少なくとも必要だと思います。紛争ということもおっしゃっていましたけど、発電側課金分を明確にすることによって円滑に協議が進むのではないかと想像するわけです。
我々だけじゃなくて課金する側の双方にとってもはっきりとしているほうがいいと思います。
さらに、発電側課金分が明確に分かるようにされていれば、後々何か問題になったときに、内外無差別あるいは今回適正な課金がなされているかというのは、事務局や本会合でも確認しやすいのではないかと思います。一つの方法論として、ガイドラインに書くか書かないかというのは議論があると思いますけれども、御検討いただきたいというところで- 46 -

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、増川オブザーバーお願いいたします。
○増川オブザーバー

太陽光発電協会の増川でございます。本日はありがとうございます。私のほうからは、大きく分けて２点コメント差し上げたいと思います。
まず１点目は、転嫁ガイドラインの対象についてですけれども、既設契約の見直しというふうなことを想定されていますけれども、新規契約もぜひ対象としていただければなというふうに思っております。その理由でございますけれども、発電側課金の対象となります非ＦＩＴあるいは卒ＦＩＴ、再エネの電源ですけれども、今後、増えていくということが想定されておりますけれども、これらの非ＦＩＴ／卒ＦＩＴの再エネ電源のほとんどは、新たに小売事業者と相対契約を結ぶことになると思われます。特に太陽光発電の場合です
けれども中小の発電事業者が多くて、小売事業者と相対契約を結んだ契約も乏しいと、そういった実態がございます。
したがいまして、新規の相対契約を結ぶ場合に発電側課金をどう価格に反映させるべきか、中小の発電事業者にとっても分かりやすい指針となるように転嫁ガイドライン策定に当たりましては、新規契約の締結も対象として検討いただければ大変ありがたく思います。
これが１点目。
２点目ですけれども、14ページの発電側課金転嫁に関する論点①、相対契約に関連してでございますけれども、まず推進ガイドラインの策定に当たりましては、恐らく立場的には弱いと考えられます中小の再エネ発電事業者にとって不利な条件とならないように、そ
ういうことを配慮してぜひ検討いただければというのがございます。
続きまして、kW課金の転嫁に関してですが、発電側課金はkWとkWhの２部制になっておりますけれども、特にkW課金については、相対契約にどう盛り込んでどのように転嫁すべ
きかが最大の課題であると認識しております。特に設備利用率が低い太陽光発電の場合、kW課金の負担比率が相対的に大きくなるという実態がございます。また、容量市場での回収についてですけれども、太陽光発電でも非ＦＩＴであれば参加できる、門戸は開かれておりますけれども、供給力を評価した調整係数によって回収できる金額としては、火力電源等に比べれば、よくても10分の１程度にしかならないということであります。
それから、需給調整市場で回収すればいいんじゃないかという話もありますけれども、- 47 -

現状では、御承知のとおり火力電源等を対象とした商品設計になっておりまして、太陽光発電等の変動性再エネに対しては、実質的には門戸が開かれているとは言い難い状況との認識です。
いずれにしましても、太陽光発電にとっては、発電側課金によって増える負担を小売事
業者との相対契約において転嫁できない限り持ち出しになる可能性が高いという事態を御認識いただいた上で検討いただければと思います。
先ほどＳＢパワーの中野オブザーバーから話もありましたけれども、実際にどのぐらいの発電側課金を負担しているというのもある程度情報公開をして、小売事業者さんと話をするというのも一つの大きな方法かなと思いました。
それから草薙委員からもありましたけれども、例示は、あまりにもそれにとらわれ過ぎるのも自由な民間同士の取引に制約を加えるんじゃないかという話がございました。そのとおりだと思います。ただ一方、中小の事業者、そういう相対契約、こういう発電側課金についてもどう転嫁すればいいかというのにあまり経験のない事業者にとっては、何らかの例示があれば恐らく分かりやすいということも一方でありますので、そういう自由なそれぞれの取引を制限しない形で、いろいろな形で例示を頂ければありがたいかなというふ
うに思います。
私のほうからは以上でございます。ありがとうございました。
○武田座長

ありがとうございます。

それでは、竹廣オブザーバーの代理の小鶴様、お願いいたします。
○小鶴オブザーバー

エネットの小鶴でございます。代理で発言させていただきます。

発電事業者の転嫁に対する考え方として、11ページに「ベースロード市場への投入方針とkW課金、kWh課金の関係を検討している事業者があった。」との記載がございます。ベー
スロード市場での応札価格に対する発電側課金分の取扱いにつきましては別の審議会で整理される予定であると理解をしておりますけれども、この整理やアナウンスが間に合わない場合は、売手と買手の前提が一致しないことによる約定不調等の結果も危惧いたします
ので、７月末に開催が予定されていると思いますが、第１回のオークションまでに余裕を持って整理・周知をしていただくとともに、この応札価格に対しても監視のほうをお願い
できればと考えております。
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。

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以上で御希望の方には全て御発言いただいたと思いますので、御質問等なかったと思いますけれども、コメント等ありますか。
○鍋島ＮＷ事業監視課長

御意見ありがとうございます。草薙委員から御指摘のあった全体の料金水準が分からないと、という点については認識しております。一方で、事業者の側もきちんと計算してから示したいというような考え方もありますので、事務局で対応を検討したいというふうに思います。
いずれにしても、早急に議論をできるように努力したいと思っております。
○武田座長

どうもありがとうございました。

それでは、本件につきましては、頂くいた御意見を踏まえまして次回以降、改めて御議論させていただきたいと思います。
以上で本日予定した議事は全てとなりますので、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

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をいたします。
それでは、第85回制度設計専門会合はこれにて終了といたします。本日はどうもありがとうございました。

──了──

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