電力・ガス取引監視等委員会 第３０回 制度設計専門会合
議事録

１．日 時：平成３０年５月２９日（火）１０：００～１２：３０
２．場 所：経済産業省経済産業省本館１７階国際会議室
３．出席者：
稲垣座長、圓尾委員、安藤委員、岩船委員、大橋委員、草薙委員、新川委員、辰巳委員、
松村委員、（オブザーバー等）＜電気＞
大谷真哉 中部電力株式会社 執行役員 販売カンパニー 事業戦略室長、國松亮一
一般社団法人日本卸電力取引所 企画業務部長、佐藤悦緒 電力広域的運営推進機関 理事、白銀隆之 関西電力株式会社 電力流通事業本部 副事業本部長、中野明彦 ＳＢパ
ワー株式会社 取締役 兼 ＣＯＯ 事業戦略部 部長、谷口直行 株式会社エネット
取締役 営業本部長 兼 低圧事業部長、中野隆 九州電力株式会社 コーポレート戦略部門 部長（エネルギー戦略担当）、澤井景子
消費者庁 消費者調査課長、藤井宣明
公正取引委員会 調整課長、小川要 資源エネルギー庁 電力産業・市場室長、鍋島学
資源エネルギー庁 電力基盤整備課 電力供給室長、曳野潔 資源エネルギー庁 電力基
盤整備課長
４．議題：
（１）電気の市場活性化・適正取引の在り方について・間接オークション導入等に伴う電源表示ルール等の見直し（改正の基本的方向性について）・時間前市場に関する論点と今後の進め方（２）電気の適正なNW事業の在り方について
・2017年度の調整力の稼働実績について
・一般送配電事業者のインバランス収支に与えるFIT特例①の影響について
・今年度実施する調整力の公募調達について（３）法的分離に併せて導入する行為規制の詳細について
・送電事業者に係る行為規制の詳細について
・一般送配電事業者の法的分離（兼業規制）の例外（沖縄電力）について○新川総務課長

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30回制度設計専門会合を開催いたします。
委員の皆様方におかれましては、本日もご多忙のところご出席いただきまして、まことにありがとうございます。
消費者庁の澤井課長から、少々おくれるとのご連絡をいただいております。
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なお、本日の議事の模様は、ユーストリームでインターネットで同時中継も行っております。
それでは、早速でございますが、議事に入りたいと存じます。以降の議事進行につきましては稲垣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。
○稲垣座長

皆様、おはようございます。本日の議題は、議事次第に記載した３つでございます。本日は12時ごろの終了を見込んでおります。30分程度延長の可能性がございますので、あらかじめご了承ください。事務局も、説明はいつもながらコンパクトにお願いいたします。
それでは、議事に移ります。議題(1)、事務局から説明をお願いいたします。
○木尾取引制度企画室長

まず、資料３をお開きください。間接オークション導入等に伴う電源表示ルール等の見直しについてということでございます。
おめくりいただきまして、２ページ目でございますが、前回ご議論を一度いただいてございます。前回の議論を踏まえまして、本日、小売営業ガイドラインの改正の基本的な方向性についてご議論をいただきたいということでございます。
３ページ目でございます。前回の議論の振り返りとして、論点の全体像を提示させていた
だいてございます。大きくいうと３点ございます。１点目が、非化石価値、産地価値等々の電気に付随する価値と電力取引との関係について。２点目でございますけれども、電力と一体的に取引されるような付随価値についてでございますが、間接オークションの導入に伴い、連系線を越えるためには取引所の取引を経由することになるということとの関係で、どういう場合については、取引所の取引を経由している場合にもかかわらず、その価値は維持されるということが認められるかということでございます。３点目、そういうことを踏まえました電源構成表示のあり方が論点になっているということであります。
４ページ目から６ページまでの間に、前回の本会合における主な委員の方々からのご意
見を提示させていただいてございます。
その上で、各論点について簡単に事務局の案をご紹介させていただきます。
まず、11ページでございます。論点①として、基本的な考え方ということでございます。
現行ガイドラインでは、需要家の誤認を防止するという観点から、二重計上の禁止等々のルールを設けているところでございますけれども、このような基本的な考え方は、今後も維持するということでいいかということの確認でございます。
続きまして、13ページ、論点②でございます。電気に付随する価値として、現時点では環境価値、産地価値、非特定電源価値の３つの価値を認識してございます。今後、これらを組み合わせた価値等が事業者の相違によって誕生するという可能性もあるのだろうと思ってございます。こういう価値等が存在するのか、その内容については需要家の認識に依存する面がある。国が必ずしも適切に判断できるとは限らないということも前提にしつつ、少なくとも需要家保護の観点から虚偽、誤認を招く表示は許されないと考えるべきではないかということでございます。
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続きまして、論点③ということで、15ページでございます。こちらに環境価値、産地価値といった付随価値について、電力取引と一体としてのみ取引可能なのか、あるいは別々に分離して取引を行うことが可能なのかということについてでございます。
少なくともＦＩＴ分の環境価値については、電気と切り離されて証書化され、非化石価値取引市場で単独で既に売買するということになってございます。
その他の価値についてでございますけれども、電気から独立して売買の対象にするということについては、現時点では実態は必ずしも多くない、需要家トラブルも把握されていな
いということを踏まえますと、追加的なルールを直ちに設けることはしない。今後、具体的な課題が生じた場合に、消費者トラブルの状況なども勘案しながら別途検討を行うということにしてはどうかということを提案させていただいてございます。
続きまして、16ページ、論点④でございます。論点③とも関連いたしますけれども、ＦＩ
Ｔ電気について、非化石価値を保有しないということになるわけですが、現在認められているＦＩＴ電気（水力）といった表示が非化石価値を保有するとの誤認を需要家に与えることとならないよう、どのような表示をすることが適切かというところでございます。
結論としては、現行の整理、現行の注記を付記するということを条件にして、従来どおりの表示を認めるということにしてはどうかということを提案させていただいてございます。
なお、注１をごらんいただければと思いますけれども、今回、ＦＩＴ電気についての整理でございまして、非ＦＩＴ電気につきましては、非化石価値の取引のあり方について、今後、資源エネルギー庁において整理が行われるということになってございますので、今回のガイドライン改正で特段の整理を行わないということにしたいと考えてございます。
続きまして、おめくりいただきまして、18ページ、論点⑤でございます。今申し上げました論点④までを踏まえまして、電気と一体として取引される場合の付随価値についてでございますけれども、今回、間接オークションが導入されることに伴い、従来は先着優先ルー
ルに基づいて連系線を越えてきた取引について、一旦は取引所を必ず経由するということになるということでございます。
取引所を経由するとなると、売り買いのひもづけがないということになるわけでございますけれども、どういう場合についてはひもづけを観念することができるのかということでございまして、下のところでございますが、Ａ案、Ｂ―１案、Ｂ―２案をご提案させてい
ただいてございまして、事務局としては少なくともＢ―１案に基づく対応を必要とすると。
事業者独自の判断でＢ―２案に基づく対応を行うことも認められるということを提案させていただいてございます。
続きまして、飛ばしまして、25ページ、論点⑦でございます。小売事電気事業者が例えば
水力100％とかといった電源非特定のメニューに加えて、電源を特定するメニューを保有している場合でございますが、需要家の誤認を防止する観点から、どのような電源構成表示を行うかということを論点として提示させていただいてございます。
問題意識の具体例は26ページにご紹介させていただいてございますが、説明は割愛させ3ていただきます。
25ページでございますけれども、このような場合における電源構成表示のあり方としては、以下の３通りの対応が考えられるということで、Ⅰ案、Ⅱ案、Ⅲ案と、現行はⅠ案でございまして、Ⅱ案が注記を記載する、Ⅲ案は電源特定メニューについて全体の電源構成割合
から控除するということまでは提示させていただいてございます。事務局としては、この案のⅡというものは最低限必要だろうと考えてございますが、案のⅢ、控除するというところについても望ましいといえるのではないかという形で提案させていただいてございます。
最後でございますけれども、28ページ、論点⑧でございます。現在、小売電気事業者一部の方々では、ホームページ等では特定の電源構成や産地等の価値を訴求するような表現を用いて宣伝広告を行っているという実態がございます。
29ページに事例をイメージとして紹介させていただいてございますけれども、こういう宣伝広告を行いながらも、小売供給契約の供給条件自体には当該電源構成を規定しないということで、宣伝広告内容との一致が確保されていないという事例もみられるということでございます。表示と契約内容の一致が確保されていないという場合には、需要家の誤認を招くと考えられるのではないかということの問題提起をさせていただいてございます。
以上が資料３、間接オークション導入等に伴う電源表示ルールの見直しでございます。
続きまして、資料４で時間前市場に関する論点と今後の進め方についてご説明させていただいてございます。
おめくりいただきまして、２ページ目でございますけれども、時間前市場の位置づけというところについてご紹介させていただいてございます。基本的には前日10時から行われるスポット市場の取引を経由して、前日正午に翌日計画を発電、小売事業者に提出するということになってございまして、その後、前日17時からゲートクローズまでの間に最終的な需給調整を行う場として時間前市場が位置づけられてございまして、スポット市場とは異なり、原則、発電機の新たな起動を前提とするものではないというところでございます。
３ページ目、時間前市場の概要を紹介させていただいてございます。取引単位もスポット
よりは小さく、入札方法もザラバ取引になっているということになってございます。
その上で、時間前市場の現状について、４ページ以降、ご紹介させていただいてございます。イメージとしては、時間前市場について、取引量が少ない、閑散としているというイメージがもたれる、そういう指摘もあると承知してございます。実際の取引量等々についてファクトを追ったものでございます。
まず５ページでございますけれども、取引量という面でみると、スポット市場が増加しているのに比べると、ほぼ横ばいと。時間前市場の価格についても、スポットの価格にほぼ連動しているということになってございます。
６ページに取引参加者数の推移を紹介させていただいてございまして、スポットの参加者の半分程度ということになっているかということであります。
７ページでございますが、平均価格というところでございまして、システムプライスの平4均は高い水準でございますけれども、ほぼ連動しているということであります。
その間、８ページでございますが、時間前市場の入札量、約定量をグラフにしてございます。買い入札の約定率については、おおむね10％になっているということで、かなり低くみられるところでございます。
９ページにおいて、入札の価格帯別に約定の状況をみてみると、10円未満、差しかえ目的で入札をしているのかなというところについては約定率がかなり低い状況になってございますけれども、10円以上については、実は案外約定率が高いのかなと考えてございます。
その上で、11ページ以降に他制度による時間前市場への影響ということを紹介させてい
ただいてございます。
まず12ページ、インバランスとの関係でございます。現行のインバランス料金制度では、事業者はインバランスを発生させた方がむしろ経済合理的となると。インバランス料金の算定方法を書かせていただいてございますけれども、こういう算定方法のもとでは、インバ
ランスはむしろ発生した方が経済合理的になるという場合が存在するため、事業者が計画値を合わせるために時間前市場で売買するインセンティブが低いという指摘があると承知してございます。
13ページでご紹介させていただいているとおり、現在、資源エネルギー庁においてインバ
ランス料金の算定式を見直すという動きがございます。仮にこれが実施されたという時点においては、時間前市場ではインセンティブというのは相当高まってくる可能性があるのかなということを考えてございます。
16ページでございますけれども、もう１つの要因として、ＦＩＴのインバランス特例制度の見直しの動きでございまして、現在、ＦＩＴの特例、特に特例①でございますが、太陽光の計画誤差がエリアインバランスの中で相当大きな割合を占めているという状況になってございます。
それを踏まえまして、17ページでございますけれども、今後、こういう制度に対応して、系統利用者が計画変動の調整を自立的に行うということについても議論されているところ
でございます。仮にこれが実施されるということになると、時間前市場に売買するインセン
ティブがこちらについても相当高まるということかなと理解してございます。
こういう状況を踏まえまして、20ページ以降に時間前市場に関する論点として提示させていただいてございます。大きくいうと３点考えてございまして、市場の厚みに対して、現状、必ずしも市場参加者から信頼感が十分に得られているかどうかについて確証をもっていないところでございますけれども、信頼性を確保するところが１つ目。２つ目は、取引の利便性を向上させる。３つ目が、ＦＩＴのインバランスの話でございます。
それで、22ページでございますけれども、論点１、市場の厚みに対する信頼の確保というところでございます。現状、入札量、あるいは約定量が小さくみえる背景としては、いわゆるアイスバーグ方式があるのだろうと考えてございます。これは直ちに問題になるということでは基本的にはないと考えてございますけれども、こういう状況を踏まえて、より厚み5に対する信頼性を確保するという観点からは、入札可能量を市場参加者に登録いただく、あるいはシングルプライスオークションを導入するといったことが１つの案として考えられるということでございます。
24ページでございますが、取引の利便性でございます。例えば広域機関のシステムとの関係について、市場参加者から指摘があるということについてご紹介させていただいてござ
いまして、本日の議論を踏まえてご参加いただけるようであれば改善を考えていきたいと考えてございます。
26ページでございますが、論点３でＦＩＴのインバランス特例制度の見直しでございます。先ほど申し上げましたとおり、ＦＩＴのインバランスの予測誤差の調整を時間前市場を活用して行うということが検討されているところでございますけれども、仮に今後、これがこういう制度変化が実際に行われた場合には、価格設定や取引手法について具体的な検討を行っていく必要があるというところでございまして、検証のポイントを３つ書いてございまして、例えば２つ目でございますと、価格設定、取引手法について書いてございます。
ＦＩＴのインバランスを時間前市場に投入する、特に太陽光を導入する場合には、原価費用はゼロ円になるわけでございますけれども、入札価格はどのような設定を行うことが適切なのか、特に送配電事業者が時間前市場を活用するという場合には、送配電事業者は一般論として電源の稼働状況等について熟知している立場だろうということでございますので、インサイダー取引等が行われないようにするためにはどのような注意を行う必要があるかということについて提示させていただいてございます。
その上で、29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、必要に応じて事業者等のヒアリングを行った上で、順次必要な対応を行っていくということを考えているということでございます。
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。

それでは、皆様からご議論をいただきたいと思います。
なお、電源構成の表示については、前回、大所からのご議論をいただきまして、今回は方向性を決めて、今日の議論を生かしてガイドラインの案を策定するという作業に生かしていくためのご議論をいただけたらと思います。また、時間前市場については、皆さんからご意見をいただきたいと考えております。10時50分をめどに議論を進めたいと思います。お願
いいたします。新川委員、お願いいたします。
○新川委員

それでは、資料３について幾つかコメントを申し上げたいと思います。

まず論点③について、電気と付随して移転する価値は何で、どういったものが別になるかという議論がされていると思います。現在の非化石価値というのは市場ができて、独立の財産的権利として認識されて、誰が権利者であるかといったことが把握できる仕組みができていますので、それを独立のものとして扱うというのは、そういった制度的バックアップがあるので合理性があると思います。
6それ以外の価値については、現時点ではそのような、まず財産的権利の中身がはっきりしないことに加えて、誰かにその権利が帰属して流通していくような制度がないので、そういったことを考えると、現時点では別の価値として分離して取引するということを担保できる制度的なバックアップがないのではないかと思いますので、ここに整理されておられま
すとおり、現時点では非化石価値の部分だけが独立の取引となって、他のものは一応電力に付随して価値があるとするのであれば、電力と付随して取引されているという整理でよいのではないかと思いました。
論点が多いので、全部あれすると時間がありませんので、⑤と⑨あたりをコメントさせていただきたいと思います。
この中で議論されている問題として、一応３つあるというのですか、まず景表法の問題として、消費者に対する表示としてどのような表示をするのが妥当なのかという問題、あと電気事業法上の説明義務だとか、契約締結前・締結後交付書面において記載しなければならない事項として、法律ですと２条の13とか２条の14に書いてある項目として何が入るのかという問題と、関連する問題としてですけれども、そういった重要な契約の要素を小売契約に反映するのが妥当なのかどうなのか、これは論点に挙がっていませんが、関連する問題として３つ異なる問題が、関連し合っていますが、あると思います。
表示の部分につきましては、今回問題にされている連系線を介して他地域から供給する
ときに、論点⑤の問題になりますけれども、どういったときにある特定の産地だとか電源から調達されたものだと表示してよいかという問題につきましては、要は表示の問題として、
一応の合理的な説明ができるレベルの契約関係ですとか、そういったもので合理的に説明できる程度に確からしさがあれば、そういった表示をして訴求していく、そういった形で訴求を行うことを認めてもよいのではないかとは思いました。
厳密にやれば、Ｂ―２でトレーサブルな形でないとできないという考え方もあるのだと思いますけれども、そのようにやりますと、確かにコストもかかってくるので、結局バランスの問題ですが、どの程度まで確からしさがあれば対外的に消費者に対して表示することを認めてよいかという問題ですので、Ｂ―２まで要求すると、かなりコストもかかり、できる事業者も限定されてしまうということであれば、Ｂ―１まで説明できれば、合理的な根拠をもって表示を行っていると考えるという考え方で進めるということでよいのではないかと思いましたので、この部分については事務局のご提案で私自身はよいのではないかと思いました。
もちろん農作物についても、トレーサブルな形でさらに訴求していく事業者さんは、ことによって他社との差別化を図る事業者はいると思いますし、それと同様に、電力でもトレースＩＤをつけてトレースして完全に管理することによって、より確実、要するにＢ―１とい
うのは、いってみれば、一定の擬制が入っているわけで、事実と異なるケースはあるわけですよね。Ｂ―２までやればトレースが可能だということと理解しましたので、それであれば、事実との乖離はなくて、擬制しているのではなくて、事実としてそうだということなので、
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Ｂ―１とＢ―２は質的に違うと思うのですけれども、あえてＢ―２までの措置をとって訴求を行うという事業者さんがいるのであれば、それはそういった形で表示していくということを認めるのは何ら問題はないのではないかと思います。
これの関連問題として、論点⑧というのがあって、論点⑧電気事業法上の説明義務の範囲
としてどこまで入れるかという話だと思うのですけれども、この条文の趣旨は、電気の小売取引を行うに当たって、消費者からみて重要な要素になってくる事項についてはきちんと説明させるということだと理解しております。
現在のガイドライン上は、既に地産地消についてはこの特性に該当するという整理がされているので、それとの平仄を合わせるという観点からは、電源の属性についても同様な扱いをするというのが制度として一貫性があるのではないかと思いますので、電気の属性を特定して、例えば特定の産地とか電源種から来たものだと訴求するのであれば、ここにおける説明義務の対象として小売供給の特性として該当するという整理をするのが合理的だと思います。
ここに挙がっていないですが、関連する問題として、消費者に対して説明した事項を小売供給契約の中に規定させるべきかどうか、これは別の問題だと思うのですけれども、小売供給の契約の内容に入れた場合は、供給義務の内容を構成していきますから、そのとおり事実がなっていないときは、当然義務違反ということが発生してしまうわけです。連系線を越えてくるときに、義務違反というのか、事実と齟齬したら、もちろん過失がないと損害賠償請求はできないので、損害賠償責任を負うかどうかは過失という問題が入るものの、債務不履
行かどうかという点については、事実と齟齬している場合、一応、表面上は該当することになりますから、もし東北のこの電源から来る電気を供給しますという義務を、努力義務としてではなくストレートな供給義務として負ってしまうと、そういった事実とそごしていると、みんな債務不履行に表面上なってくると思いますから、恐らく契約に入れようと思うと、
努力義務ベースでしか連系線をまたいでくるものについてはコミットできないのではない
かと思うのです。したがって、契約にまで入れるかどうかというのは、各事業者間でかなりご判断が分かれるところかもしれません。
ただ、これが契約に入っていなくても、恐らく消費者契約法に基づく取消権とかの対象とかには入ってくると思うので、あと錯誤無効というのが民法上ございますけれども、そういった一般法理で一定のバックアップ、救済はあるので、そういった意味では、契約に入れることがマストというわけでもないというのが今の扱いだと思いますが、そのままでもよいのかなと思うものの、責任ある行動をとってもらおうと思うのであれば、契約に入れた方が自分が行っている訴求の意味は法的に何なのだろうかと皆さんが考えて行動するようになると思いますので、１つ、今後検討していってよい点ではないかなと思いました。
ちょっと長くなりましたが、以上です。
○稲垣座長

重大なご指摘をありがとうございました。今の議論というのは、表示の問題として捉えられているわけですけれども、要するに権利の問題、権利がどこで、誰のもとで、
8どういう要件で発生して、どういう内容をもつのかというものと、それがどのように流通していくのかという問題と、それが今度、一定の人との関係でどう表示することを許すのかという問題と、そのベースにある契約関係との整合性をどうするかという、いろいろな論点を含んでいると思うのです。
今、表示の問題として捉えられているようですけれども、非化石価値などは流通するということで、独特の価値として捉えられている。その権利帰属なり、創設者というのは誰か。
それが流通する場合、どのような権利構想をとっていくのかということをきちっと議論していかないと、単純な表示規制をどうするかという問題になってしまうので、今後のイノベーションを阻害するおそれがあるのではないかと思うのです。
非常に重要なご指摘、さまざまな論点からいただきまして、ありがとうございました。
ご議論いかがでしょうか。松村委員、お願いいたします。
○松村委員

まず表示の方で、スライド16、論点④なのですが、これは必要最小限度のものとして制度ができたということからして、これを入れるのは当然だと思う。しかし本当に
これだけでいいのかに関しては相当に疑問をもっています。今までのやり方は、ＦＩＴで調達したとしても、環境価値は国民全体に帰属している、賦課金は系統電力使用者みなで負担しているからという建て付けだったから。ＦＩＴで購入すると、環境価値を訴求できないという状況下にあり、それはどの事業者も同じというので、誤認を招かないように注記でこうしたということだと思います。
しかし、これから証書ができる。非化石証書は、今後どのような制度になっても、少なく
ともＦＩＴ由来のものとＦＩＴ由来でないものに分けるはず。証書を買ってきて、環境価値
も買い、電気も買うことが可能になった。ＦＩＴ制度を離脱しなくてもできるようになった。
にもかかわらず、こういう表示を続けてもいいのかは考える必要がある。つまり、ＦＩＴから買っているけれども、証書は買っていない。したがって、積極的にみずからの意思で環境価値は要らないとした事業者が、いかにも環境価値があるかのごとく表示して、注記でちょっと書いてあるから大丈夫というのは、証書がなかった時代ならともかく、証書ができた後でもなおこれでいいのかは、考える必要があると思います。
私は、少なくとも注記ではなく、証書で対応しているものだけ入れて、そうでないものは控除した円グラフと、従来どおりの円グラフを並べて表示してみせることは最低限すべきなのではないか。現在みせているものも削るべきだとまではいわないけれども、これから可能になったわけだから、きちんと証書でカバーできている範囲がどれだけで、あえてカバーしていないのはどれだけかを消費者が分かるようにすべきだと思います。
ただ、これについては事務局の説明を私が聞き間違えたのかもしれないのですが、今、エネ庁で様々な整理を始めている。今ガイドラインを変えるという段階で、そこまで踏み込んで仮に書いてしまったとして、今度はエネ庁の整理とバッティングして、またガイドライン
を変えなければいけないなどということになったらむしろ現場が混乱してしまうので、その整理がついてから本格的に変える。でも、今回必要最小限度の手当をするのが今回の提案、
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ということなら、まだ納得はできる。しかしこれが望ましい表示の仕方だとは到底思えません。最終的にはちゃんとカバーできたものとカバーしていないものを区別できるようにして、環境価値を購入していないのにもかかわらず、いかにも環境価値がありそうな誤認を受ける可能性のある表示は追放していくべきだと思います。
次に、これと関連して、論点⑦。遠く離れたもののように思えるのですが、私はこれとパラレルだと思っています。スライド27をみてください。先ほどの説明だと、例２という格好
で注記を書くことが基本だという説明を受けた気がします。もし例２のようなことを注記で書けるとするならば、控除した後の割合も計算しているわけですよね。控除した後の割合も計算しているのだったら、これももともと控除する前のものと２つ並べて示せばいいではないか。
その前のスライド26で出ているような円グラフがあるとすると、控除前、控除後ものを出して、控除後というのはこういう意味ですと注記すればいいのではないか。両方示すのは許容できるかもしれないけれども、控除しないものだけ図で示すのは本当にいいのか、疑問に思っています。
一方で、さっき論点④でＦＩＴについては環境価値で手当てされていないものを示して、その後、注記で対応するということが可能であったのにもかかわらず、アクアプレミアムだとか、そのような類いのものだけは並べて書けというのはいかにもバランスを欠いているような気がするので、今回の事務局案、例２のようなやり方で大丈夫とするのについては合理的だと思いますが、私はさっき論点④で出てきたものを改革するのにあわせて、こちらの方も並記する、円グラフだとすると、こっちだけを目立つようにするのではなく、同じ大きさで示すのは許容の範囲かもしれないけれども、こっちだけ示すのは誤認を招くとの懸念を強く打ち出すべきだと思います。
最後に、開示は義務ではなくて、望ましいこととしてやってもらっているのだと。したがって、余りうるさいことをいうと、むしろ表示しないという事業者が多くなるのではないかという懸念に関しては、確かにそのとおりかもしれないけれども、消費者の誤認を招くような表示をして、それで表示の割合が少し高くなることに一体どれほどの意味があるのか。
その後、後ろの方でＦＩＴ対応の電源だとかを一生懸命ふやそうと努力していますだとか、この割合でやっていますとかという宣伝文句を書いているのだとすれば、こういう表示もしない事業者がこういう宣伝文句を書くのは、ルールに反しているとできるよう、ルールをまず整備した上で、こういうことを訴求するような宣伝をするなら、ちゃんと表示をすべきとルール化すべき。それは自主的な表示という範疇を超えるものではないと思いますので、そういう格好でルールを整備していって、適切な表示を促すべき。誤認を招くような表示でも表示しないよりはましだという発想で表示率を上げる発想をするのは、私はよくな
いと思います。
次に、時間前市場の改革に関して、論点１で対応例①、対応例②が書いてあります。でも、
対応例①、対応例②はお互いに矛盾するものではないので、両方やれると思います。対応例
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①は、主にザラバを意図して書かれたものだと思いますが、板寄せとザラバは同時にできな
いことはないので、株式市場のように、板寄せをやった上で、その後ザラバで続けることは可能なので、両方行うことを検討していただきたい。
それから、実際の入札量をみれば、非常に低い価格帯でたくさん出ているけれども、ほとんど約定しない。これはこれで自然な姿。安く買いたいと思っているから、札はたくさん出てくるけれども、売る方は安く売りたいと思っていないので、余り約定しない。これは自然な姿だと思うのですが、高値の方は全く逆のこと。売りたいという札はたくさん出ているけ
れども、そんな高値では買いたくないというので約定しないというのは、ある意味でシンメ
トリックな状況なのですが、そうなっていないことは図をみれば明らか。ということは、やはり売り札が足りないことが活性化していない大きな原因だということを示唆しているということは認識した上で、どうやって流動性を高めていくのかを考える必要があると思います。
インバランスを大量に出してしまう問題に関して、時間前をもっと活性化すべきだ、まさに事務局がご指摘になったとおり、今はひょっとしたらインセンティブが小さ過ぎるということかもしれなくて、インバランス料金の改革はとても重要だというのは確かに分かります。
一方で、インバランス料金の改革ができた後で時間前を改革するというのでは遅過ぎます。インバランス料金が改革したときには、もう時間前市場は十分準備できていて、そっちで対応できるということでないと、むしろ恐ろしくてインバランス料金の改革はできないことになりかねない。それに先行して十分準備して、その上で取引が低調なのはインバラン
ス料金のせいというのは可能かと思いますが、この整備についてはできるだけ早く準備を進めていただきたい。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。では、佐藤オブザーバー、お願いいたします。

○佐藤広域機関理事

時間前市場について、ちょっと質問というか、意見を幾つかいいた

いと思います。
まず、資料４の10ページにあるのですけれども、真の意味で買い札が多くなるというか、
本当に買いたいと思っている事業者が真に出るのは何時間ぐらい前なのかなというのをち
ょっとお聞きしたいと思いまして、何がいいたいかというと、火力発電設備と、火力によって違いますが、ＬＮＧで一番早いのでも６、７時間前に並列していないと動きようがない。
そうすると、石炭なんかだともっと前なので、１時間前市場だから１時間前まで売買ができるとしても、実質的には６、７時間前に動いていなければ、少なくともそれはどうしようもないわけですよね。そうすると、本当に時間前に欲しいと思っても、ホットになっているものはそれをふやしてもらうということで買えるわけですけれども、急に欲しいと思っても、だめなものはだめだとなってしまうので、そうすると、時間前市場は、そういう意味では発電設備の性能を考えると、どうしても制約があらざるを得ないかなという気がする。
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そうすると、次に何がいいたいかというと、35ページ、一番最後の需給調整市場との関係性で、競合がある可能性があるというのがあって、当然、一見考えると、そういう感じもするのですが、需給調整市場とは何かというと、まさにデルタキロワットは、動かしてくれということを契約するのを需給調整デルタキロワットとしてやろうとするわけですから、そうすると、本来だととても動かないようなものを需給調整市場でＴＳＯが動かすという契約を割と前からする。そうすると、もしＴＳＯが、これはやはり要らないというのでうまく需給調整市場から売りを出せば、本来だったら動かないような火力というのが、少なくともホットにはなっていて、時間前市場に到底出てこなかったような火力がホットになる状況がふえるので、一見競合しそうでも、玉がふえるのではないかという気もして、競合はするのだけれども、そもそものホットになっている玉自体はふえるということで、結果としては需給調整市場が入ることによって、時間前市場に潜在的な火力が非常にふえそうな気もするので、今、ちょっと事務局内でも考えているので、ぜひこちらの事務局でも考えていただ
ければと思いますので、お願いしたいということです。
あと、最初にいった10ページで、結局、急にいったって出てこないというので買い札が少ないような感じもするので、本当に自由自在に買えるのだったら、さっきのインバランス料金制度との改定とも関係があると思いますけれども、どこが本当に欲しくなるかはぜひ探っていただければという感じがします。
以上です。
○稲垣座長

恐らく松村委員の札は今の関連ですか。では、済みません、ほかの方もおられますので、端的にお願いできますか。
○松村委員

競合する点はかなり明らか。調整市場でとられてしまった電源は直後の時

間前には出てこないから。補完的な役割を果たすとすれば、それは一旦送配電部門が調整力としておさえたのだけれども、いらなくなったら市場に出すということがあったら確かに補完的になり得る。しかしこれは自然体では出てきません。
実際に電源Ⅰが議論されたときに、何で７％も、という議論をしたときには、不要になったら送配電部門は開放して、その結果市場に出せるから過大ではないと説明されたのですが、今まで一度たりともそのようなことは実行されていないと私は認識しています。
つまり、机上の空論として出せると言うのは自由ですが、放っておいたら、あの人たちは絶対抱えて出さないに決まっている。広域機関も相当な覚悟をもって補完とまでいったわ
けですから、一旦送配電部門がおさえたものでも、不要になったら出させる、口だけでなく
本当に実効的に補完となる姿を見せられる制度設計を考える必要があると思います。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、お待たせしました。谷口オブザーバー、

お願いいたします。
○谷口エネット取締役営業本部長兼低圧事業部長

ありがとうございます。私から資料

３の電源表示とか電源の整理した後の運用について、要望を簡潔に述べさせていただきま12

す。
前回も触れさせていただきましたけれども、公示のお客様の中にはＲＥ100であったり、
ＳＢＴなどの国際標準に準拠しているかどうかということをすごく意識されるお客様がふえてきているということもありますし、また、お客様からの声では、最近ではこういった電源表示についてもＥＳＧ投資家からの評価項目として取り入れられているという声をいた
だいています。
一方で、国際標準といったときに、例えば今は再エネと認められている電源の中にも、一部食用との関係で外すべきではないかという議論もあったりして、国際標準自体が今後まだ変わっていく可能性は十分ありますので、こういった運用を始めた後も、そういった国際側のルールが見直されたのと対応して柔軟に変更できるようなことと、これらをベースに投資家対応している企業が混乱しないような表示であったり、整理であったりのチェックを継続的にお願いできればと思います。
以上です。
○稲垣座長

表示の目的なり、表示の使われ方、社会の成熟度によってなり、いろいろな環境も考慮しながらというご指摘でありました。
草薙委員、お願いいたします。
○草薙委員

私は資料３を用いましてコメントさせていただきます。

松村委員からもご指摘ありましたけれども、論点③の15番のスライドです。注１から３までございますような形で、エネ庁が今後検討をするということとしています。そして、注２にございます産地価値や特定電源としての価値は、今後、制度変更やトレース制度が整った段階で整理が変更となる可能性がある。そして、注３で産地価値と特定電源価値については、
将来的に証明書等が発行・取引されることも考えられる。これらについては、明確なスケジ
ュール感が必要なのではないかと思っておりまして、実は論点③と論点⑤は、表裏のような関係になっていると考えます。
18のスライドをごらんいただきますと、特定の電源・産地の価値が維持される条件ということで、これを拝見しますに、事務局のＢ―１案、これは現状このあたりかなということで賛成いたします。ただ、今後いろいろな価値を訴求する特定契約がふえて、ある意味大きな
データを処理せねばならない、ある意味ビッグデータ処理のような要素を呈するかもしれないと、むしろ期待をもって、思います。それもこれからの時代にはよいことであって、こういったデータを関連させていろいろな分析をしていただくことに非常に価値があると思っております。
そこで、18番のスライドの一番最後の注にございますように、事業者の意思に基づき、Ｂ―２案の選択も可能とするということを示唆しておられますけれども、ここに非常に賛同したいと思います。こちらをむしろ選択いただくように誘導いただいてもいいぐらいではないかと。取引所において、特定契約ごとに別ＩＤで取引を行うことになっていて、各コマごとに入札、約定した電力量の確認ができるようにしておく。これは大変大きなデータ処理
13

になるかと思いますけれども、非常に正確であります。ここをしっかりとやっていくということがこれからの時代、大切なのではないか。ＩＤを１つとるにも相当なコストがかかるわ
けでありますけれども、このような方向性を目指していただきたいと願います。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、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。まず資料３ですけれども、論点④です。まず資料３

全体を通じて、やはり消費者の誤認を促すというか、そうしたものを生じさせるような表示
は、行政としてきちっと毅然とした態度で取り締まるべきだと思います。それがまず前提条
件としてあるのかなと思います。
それを踏まえた上で、論点④ですが、これは既にＦＩＴ電気としてこのような表示をされているということですが、表示がされているけれども、消費者が理解しているのかという問
題は恐らくあるのかなと思います。よって、これは制度として既に入っているものであった
としても、きちっと消費者が理解しているのかということのフォローアップ。それと、フォローアップした上で、もしその表示に問題があるとすれば、これを変えることについて決して躊躇しないことも重要なのかと思います。それは誤認が促されているのであれば、やはりＦＩＴ電気の理解を普及させるのも行政の責任であると思いますので、そういう意味で、あたかもこれがＦＩＴの普及につながっているとか、そうした誤認、あるいは太陽光を補助しているとか、そのようなことの誤認があるというのは、やはり問題があると個人的には思います。それであるならば、非ＦＩＴの方を表示してもらった方がよほどいいのかなという感じもしますし、そういう意味で、ここのあたり、きちっとフォローアップして、表示の最もいいあり方は何かを常に追求していくべきなのかと思います。
次に、論点⑤ですけれども、これは先ほど新川委員から農業の話がありましたが、やはり電力は農業と違うのだという点、それは電気の性格によっているわけですが、プールされてしまうので、本当に発電したものを直で買っているわけではないのです。おまけに、これは契約があるということと連系線を通っているということもまた違う話ですし、ＩＤで契約と連系線と２つ担保できれば、何となく形式上は買ったようにみえますけれども、そのものを買っているかといわれれば、それはそうではないといわざるを得ない部分があるので、いずれにしても、これは擬制なのですよね。バーチャルなものだということはきちっと、それも電気の性格上しようがないということで認識すべきなのかなと思います。
ＦＩＴの話は証書化してしまったので、ここらあたり、これがどこまで広がってしまうのかなということを私は若干懸念しているのですけれども、もし特定の電源、あるいは特定の産地も証書化しようと思ったらできてしまうのだと思いますが、やはりここはしっかりしておかないと消費者に誤認を与えると思うのです。沖縄で九州の本土の電気を買っていますみたいなことだって可能になってしまうので、そういうことが本当にいいのかどうかというのは、先ほどから私の思いを述べています。国民全体がそれでいいのだということになれば、そういう考え方もあると思いますけれども、当然、国際的な基準のあり方も含めて議14

論を深めていくべきなのかなと思います。
論点⑦ですけれども、これは電気通信でも多分議論になっていると認識しているのですが、消費者の多くが購入できないプランを表に出して、実際店頭に行ったら実はそのプランは自分は該当しなかったというケースが随分あるということで、多分、検証委員会でこれから取り締まるという話のようですが、やはり消費者のほとんどが購入できないものを表に出すというのは、これは誤認かなと思います。そういう意味では、ある程度消費者の大宗の人というのは、その電気のプランを買っているということが担保できるような表示の仕方をしていただく必要があるのだろうと思いますし、特定のプランであれば、そのような特定のプランとして特出しして記載していただくということがやはり誤認の可能性を低めることにつながるのかなと思います。
以上が資料３であります。
資料４についてですけれども、先ほどからシングルプライスかザラバかというのが１つ論点でありましたが、この需給調整市場の性格を考えてみたときに、ザラバのメリットはや
はりあるような気はします。他方で、アイスバーグというお話もありましたけれども、価格の指標性に欠けるのではないかというご指摘は、そういう部分もあるのかなと。これはこれからヒアリングされるということなので、いろいろ知見を深めたいと思います。
恐らく、例えばオープニングのときに、あるいはボリュームのあるところに１回シングルプライスを挟んでおいて、その指標で後はザラバにするとかという考え方もあるのかなと思いますし、全てシングルプライスにするというのが需給調整市場の性格を考えてみたときに本当にいいのかなというのは私は若干懸念をもっているところであります。
そうした点の理解を深める意味で、10ページ目に入札量の分布をいただいているのです
けれども、これは先ほど佐藤さんからもご指摘があったところですが、私の理解ですと、この時間別の分布はある一時点を切り取ったときのビットの分布ではないかと思っているのです。この図のもう１つの見せ方として、図表としてつくれるのではないかと思っているのは、ある実需給時点を目指した時間前市場において皆さんビットしていると思いますけれ
ども、そのビットが時間帯別にどのような分布をしているのかというのはもう１つつくれるのではないかと思って、恐らくアルファ・ベータ値をつくっているときにそれをみられているというような認識でいるのですが、そのような分布もみせていただくと、どこのところで一体皆さんボリュームとして入れているのかなというのは若干みえやすくなるかなと思います。
最後ですけれども、ちょっと蛇足になってしまうのですが、今回、すごくリッチな内容をすごく簡潔にご説明いただいたと思うのです。余りに簡潔過ぎて、すごく重要な論点を飛ばし読みしているような気もしているのです。ここは我々との議論の場もあるけれども、対外的な発信という場のことも考えてみると、恐らくこの資料だけみてもなかなか難しいと思って、理解を促す意味でも、簡潔も重要ですが、もう少し説明も、オーディエンスが誰かということを念頭に置かれてみることもいいのかと思いました。
15

最後は余計な話で済みません。
○稲垣座長

ありがとうございます。それでは、辰巳委員、お願いいたします。

○辰巳委員

ありがとうございます。私は表示のことをメインでお話ししようと思っているのですけれども、基本的には、今日ご提示くださった事務局の考え方で進めていただきたいと思っております。ただし、私たちとしては、自分が購入したい電気の電源をやはり正しく知りたいと思っております。
先ほど一番話題になっている環境価値を抜いたＦＩＴの電源がどうかとかというお話もあるのですけれども、選ぶ消費者の側の価値観はみんな違いがあると思っておりまして、環境だけを取り抜くということは、結局お金のことで価値を考えるという発想なのかなと私は理解しておりまして、そうではない、お金だけが私たちの価値ではないのではないかと思っていまして、やはり選ぶ人によっては石炭の電源がたくさん入っているのは嫌だとか、原子力は買いたくないとかということをきちんと考えて選んでいる人、例えばスイッチしたような人たちはそういうことを考えていると思っているのです。
電気を考えて選んでいるという人は、ここで説明させる表示――確かに松村先生なども、
こんなに文字がごちゃごちゃ書いてあったって誰も読めやしないとはいいますが、それは100人全員が読むわけではないけれども、意識的に選ぼうとする人はきちんと読むと思っておりますもので、今、事務局がご提案くださったような格好で部分修正で説明をつけてやっていっていただくというのが今のところいいのかなと思っております。
あと、後ろの方であった論点⑦ですか、電源特定メニューの話なのですけれども、これは今お話ししたことと逆にはなるのです。何でかというと、今回例として挙がっているというか、今明確にわかってきているのは、例えば東京電力さんのアクアプレミアムのようなもの。
水力が大企業に売られてしまっている。そうすると、東京電力管内でスイッチした１、２割の人以外の人は、その東京電力からの電気を買っているわけで、やはりそういう人に対してのきちんとした販売する電気の説明は、少なくとも構成ぐらいは必要ではないかと。それがないと、スイッチをしていない多くの人たちは、そんなに電源のことも考えていないかもしれないけれども、やはりそれはきちんと知らせていくべきだと思っておりますもので、できる限り、読む読まないは別にして、それはちゃんと説明できるような形をとっていただきた
いと思っております。
そうしないと、やはり再エネを主力電源化していかなければいけないというときに、再エ
ネに環境価値を引っぺがして出ていますよという話ばかりが広がっていくことが、それが正しいのかもしれませんけれども、国として本当にいいことなのですかと。そうすると、再エネは価値がないじゃんというお話になっていくと思うのです。そうではないでしょうと。
やはり違う価値をちゃんと代替できる、今あるＣＯ２をたくさん出すほかのものと代替できる価値がちゃんとあるのだということが分かるように、今すぐではないにしても、ポストＦ
ＩＴの話もこれから出てきますもので、やはりそういうことも含めてきちんと再エネに価値があるのだということをみんなで共有していかなければいけないと私は思っております16

もので、当分の間は説明をちゃんとつけて、関心のある人にはちゃんと読み取っていただいて、それでもやはり違う価値を考えて選んでいってもらえるようにしていくべきかなと思っておりますもので、ぜひよろしくお願いいたします。
理解していただけましたでしょうか。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、大谷オブザーバー、お願いいたします。

○大谷中部電力執行役員販売カンパニー事業戦略室長

それでは、いろいろと前回よりも具体的なお話ができているのかと思っておりまして、まず論点①、②、③で、論点①で地産地消以外の電気産地の表示の一般化ということ、論点②で産地表示や特定電源の整理もいただいたということ、論点③では、これらの価値の電気の取引に付随する移転についてもまとめていただいていると思います。今後、環境問題に関するお客さまのニーズが非常に多様化する中で、こういう整理を進めていただくものにつきましては、小売の立場としても非常にありがたく、ぜひ進めていきたいと考えます。
１点、事業者のニーズ、お客様のニーズはいろいろ変わってくるところかと思いますが、まず一番大事なのは、お客様がメニューを分かりやすく選択するためにどうなのかということ、一方で、商品開発をする事業者の創意工夫がしやすいようなところもご配慮いただけ
ればと思います。簡易なルールであることが現在導入時点では重要なポイントではないかと。こうしたことが新しい価値の普及にもつながるということを考えるため、引き続きこういう検討をお願いしたいということです。
加えて、論点⑦ですが、電源構成表示につきましては、我々、お客様へ伝えるものとしては非常に重要なものの１つと認識しておりまして、表示に向けたルールづくりは早急に進めないといけないと考えております。この場合、お客様に誤認を招かない方法について、今も非常に議論を進めていただいておりますが、一方で幅広く事業者の意見を聞いていただ
きながら、よりよいものをつくっていただければいいかなと思います。
発言は以上でございます。
○稲垣座長

ありがとうございました。なお、多数のご発言要望をいただいております。

ただ、時間が押しておりますので、大変申しわけないのですが、これからのご発言については若干その時間のこともご考慮いただきながら発言いただけたらと思います。
ＪＥＰＸの國松オブザーバー、お願いいたします。
○國松ＪＥＰＸ企画業務部長

ありがとうございます。手短になのですが、まず電源表示に関しまして、ＦＩＴの表示の仕方について注意書きでいかれるというところでございますけれども、非化石価値取引市場を私どもで今やらせていただいております。松村先生がおっしゃられたことは考え方としては私も同意でございまして、ＦＩＴ電気といいながら非化石価値を買っていないというのは、果たして残ったものは何なのかというのはしっかりと議論する必要があって、それを正しく表示する必要があるのではないかと考えております。
辰巳委員がおっしゃられましたように、非化石価値を取り外したから再生可能エネルギ
17

ーの価値がなくなったというわけではなくて、再生可能エネルギーの価値を認めるためにその価値をはがして売買をしているのであって、その価値をより明確にあらわす仕組みだと認識してございます。その残ったものをどうするかというお話でございますので、そうい
う認識を私はもってございます。
また、産地等に関しては、どうしても引っかかっているのが、石油、ガソリンに産地を求めていない中で、電源の産地を求めて、それが何なのかなと思っておりまして、需要家のニーズは、例えば北海道出身の方が北海道の電気を欲しいというのは、北海道の電気が欲しいのではなくて、北海道を応援したいということをしたいのか、何をしたくて需要家の方が選ぶのかというところをもう少し明確にして、それに応えるようなことをしていかなければいけないと考えてございます。
ですので、需要家ニーズというのがはっきりしない中でいろいろな議論が行われているように感じておりまして、そこはしっかりと調査する必要があるのではないかと。多種多様ですけれども、その中でもやはりいいバランスをとる必要があるのかなと思っております。
また、電源構成表示に関してでございますけれども、メニュー別ができたときの電源構成
表示、電源構成表示は何のためにしているのか、その小売電気事業者の全体の姿勢を表示するものなのか、それとも自分が供給を受けているものを示すのか、ここの区分けは必要だと思っておりまして、自分が供給を受けているものの区分けが必要だとしたら、メニュー別の電源構成表示をしなければいけない。それを求めているのか、その事業者の姿勢を求めているのであれば、事業者の全体の構成表示でよしということになろうと思います。
私どものメインのところでいえば、資料４の時間前の部分でございますけれども、現在、
時間前市場、処理に時間を要しているところが多々みられてございます。特に17時のオープ
ニングの部分では、非常に取引、入札が盛んで、時間を要してございます。ここに関しましては、広域機関様におかれましてもシステムの見直し、私どもとしましてもシステムの見直しを行いながら処理スピードを速めていく、遵守？ができるようにしていくつもりでございます。
また、現在、時間前市場に取引が集中している理由としましては、スポットと時間前市場の取引単位量の違い。スポットが１メガワットに対して時間前が0.1という調整の部分で使われているところに関しましては、スポットを0.1まで落とし込んで、スポットの方で吸収できるようにしたいと考えております。
また、連系線の利用に関しまして、前日計画の提出後に、これまでいっぱいだった連系線があくという、それらを狙った入札があるのも事実だと認識してございます。
間接オークションの実施後には、一度スポットで埋めてしまった空き容量は二度とあきませんので、そういったニーズもなくなろうと。そのあたりを見据えながら、さらに取引をみて、オープニングのとき、17時のときに取引が集中するようなことがあれば、オープニン
グセッション、要はオークションでございますけれども、そういったものの導入も検討していくことはしていかなければいけないかなと考えてございます。
18

何にせよ、いろいろな施策を打ちながら、利便性の向上には努めていってございます。12
月に大きく制度が変わるところをしっかりと検討していきたいと考えてございます。
以上です。
○稲垣座長

まさにこの価値を取り扱う市場の責任者として、本当に権利内容を特定しろと。そこからでないと始まらんぞという、まさに実務的、かつ理論的な、中核的なご発言でした。
それでは、九州電力、中野オブザーバー、お願いいたします。
○中野九州電力コーポレート戦略部門部長

ありがとうございます。私から資料４、時間

前市場に関するコメントをさせていただきます。
まず、同市場の位置づけでございますが、スポット市場につきましては、供給力調達の中
心の場、それと本資料にもございましたが、時間前市場につきましては、ゲートクローズまでの需給調整を行う場という従来からの役割、関係性については、今後も維持されることが望ましいのではないかと考えております。
次に、時間前市場の流動性でございますが、これにつきましては昨年12月に公表いたしま
した「予備力削減に向けた行動計画」の中で自社需要のゼロから１％を超える余剰電源導入を行っていくということでございます。ここにつきましても継続してしっかりと実施していきたい。
最後に、資料４の22ページに書いてございますが、時間前市場の厚みに関する考えられる
対応策で２つご提案されてございます。入札可能量の登録でありますとか、シングルプライ
スオークションの導入ということが記載されてございます。これにつきましては、先ほどありましたように、事業者へのヒアリングを行っていただきまして、その意見等を踏まえたところでの慎重なご議論をお願いしたいと思います。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、中野オブザーバー、お願いいたします。

○中野ＳＢＣパワー取締役兼ＣＯＯ

電源表示についてでございます。本日非常によく整理していただいており、また、いろいろな先生からもご意見が出ておりますが、我々は少なくともルール、あるいはガイドラインに則ってきちんと事業者の責任として誤認のないようにやっていくつもりでおります。ただ、現状のルールに基づいて、実態としてたくさん
メニューが存在するわけです。それをあるとき突然、例えば、間接オークション導入に伴って、これが出来なくなりましたというのは、なかなかどうして、消費者の側からすると、我々事業者側は説明はを尽くしますが、非常に理解しがたいものですので、そういう実態を踏まえていろいろなご意見・ご議論をいただきたいということです。
ですので、先ほど大谷さんもおっしゃいましたけれども、いろいろな形で事業者が創意工夫をしているわけでございますが、それをできれば尊重していただきたい。また、先ほど、
システムあるいはトレーサビリティーみたいなといった話もありました。が、新川先生がおっしゃったように、そういうものが価値として認められるようであれば、みんな事業者側は
19

頑張ってしますけれども、取り組むところもあるでしょうかが、それをルールとされてしまうと、特に小さい事業者は、ついてこられないところが出てくると思います。
ですから、少なくともそういう創意工夫であるとか、現状の実態でどういうことがなされているのかを調べていただいて、事業者側の意見もよく聞いていただいて、その上でルールを決めていただけたらと思っております。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。圓尾委員、お願いいたします。

○圓尾委員

私も資料３の論点⑤については、Ｂ―２になるといろいろな意味で非常にコストがかかりますので、Ｂ―１で整理するのが適当だろうと思っています。
それから、論点④は、今回はこういう形で従来のものにつけ加えるような整理でいいと思いますが、ただ、何人かおっしゃったように、本当にごちゃごちゃ書いてあるものが理解されているのか、しっかり読み込む辰巳委員のような消費者の方もいればそうではない人もいると思いますし、いろいろな人にとって使い勝手のいいものを目指すべきではないかと思います。
私も一消費者の立場で考えると、いろいろ書いてあるけれども、結局、非化石電源は何％なの？という結論だけ欲しいとも思うわけです。ですから、非ＦＩＴ分に関しての整理をエネ庁でやることになると思いますが、もうちょっとシンプルな書き方も認められるよう探っていくべきと思います。
それから、資料４の論点１に関しては、何人かの方がおっしゃったように、シングルプラ
イスオークションを使うのは十分あり得る話だと思います。
ただ、株式市場みたいに、場を最初に立ち上げるときだけシングルプライスオークション
をやって、あとはザラバにするという形で機能するかどうかは、どのタイミングで売り買いのオーダーが出てきているかという時間の経過をみないとわからないので、例えばある時間を区切って導入する方法もあれば、板が厚くなったところでシングルプライスオークシ
ョンをかけるという、技術的には難しいかもしれませんけれども、という考え方もあるでしょう。実際、どういうタイミングで札が出てきているかをみた上で、考えていく必要があると思います。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。辰巳委員、どうぞ。

○辰巳委員

言い忘れてしまって、済みません、資料３の21ページの参考として書いてあるのですけれども、間接オークションで相手先がちゃんと確認できる場合はいいのですが、できない場合は、結局ＪＥＰＸの係数となって整理するとなっているのです。下の方が難しいのです。コストがかかるだろうと多分思うのです。それで努力して下にしている人はいいのですけれども、できるだけ下げたい、みせかけ下げたいという人は、再エネの話ばかりではないと思いますもので、間接オークションで石炭の安い価格のものを買ってきて、自分たちの電気をよくわからないようにぼやかしたいという格好にしてはどうかと書いてある上20

の丸の方を使って、だから、事業者側が意図的に使うということがあり得るかなと思うもの
で、そこら辺をどのように避けるというか、チェックするかが重要かなと思いました。済み
ません。
○稲垣座長

ありがとうございました。

それでは、皆様から大方の御意見をいただきまして、電源表示についてはさまざまな御意見をいただきましたけれども、大方、事務局の提案の方向でガイドラインの準備を進めろというご意見と承りました。その際にはやはり表示規制の問題ですけれども、背景には消費者に由来する利益が誰のところに帰属していくべきなのかという問題が、小売だけなのか、送配通じて発電に帰属するようなものとして構成されるべきなのか、中身をどうするかとか、その辺のきちっとした理論的な根拠づけというのが全ての論点に影響してくると感じております。
時間前市場については、さまざまなご意見をいただきましたので、さらに検討いただきた
いということで、今日のまとめとさせていただきまして、事務局においてはそのように進めていただきたいと思いますが、木尾室長、最後にコメントをお願いいたします。
○木尾取引制度企画室長

資料３についても４についても、多くのご議論をいただきました。ありがとうございました。
資料３については、論点④及び⑦について特にご議論があったかなと承知してございます。いずれにせよ、消費者の誤認を防ぐという基本原則は揺るがないということだと思いま
すし、再エネを差別化に使いたいという事業者のニーズもあるということも踏まえつつ、また同時にこの秋には間接オークションが始まるというフィックスされたスケジュール感もありますので、そういうことも踏まえながら、今すぐ結論を出すべき話、継続的に検討すべき話、新エネルギー庁側の状況を踏まえて結論を出すべき話を峻別、区別しながら、改めて考えていきたいと思ってございます。
資料４の時間前市場についてでございますけれども、佐藤オブザーバーからもご指摘をいただいた点でございますが、資料の24ページに参考になる図表を描かせていただいています。ただ、こちらでも余りご指摘、ご質問に確実に応えるだけの材料を現時点でもってございませんで、２、３時間前に決まるというよりは、もうちょっと前なのではないかという印象は若干もっているところでございますけれども、恐らく需給の条件とか電源構成によって若干違ってくるところはあるのだろうと思ってございますので、ヒアリングを通じて実態をよく把握してまいりたいと。その上で丁寧に制度設計を考えていきたいと考えてございます。
大橋委員から資料のつくりについて若干ご指摘がございましたけれども、より国民に分かりやすい資料づくりに努力したいと考えてございます。ご指摘ありがとうございます。
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、次の議題に移ります。議題(2)について、事務局及び関西電力の白銀オブザー
21

バーから説明をお願いいたします。
○恒藤ＮＷ事業監視課長

資料５の２ページをごらんください。2017年度は調整力を公募で調達し運用した最初の年度でございました。１年間の実績が出そろいましたので、特に大きな不足インバランスが発生した際に、一般送配電事業者はどのように対応したのかという観点から分析を行いました。
４ページをごらんください。４ページ、表の左側が１年間、１万7,520コマの各コマにおけるエリアインバランスの平均と標準偏差を最大需要、いわゆるＨ３需要との比率で示してございます。平均はいずれもプラスで、すなわち平均すれば余剰ぎみであったことを示してございます。標準偏差については、北海道、四国、九州でＨ３需要の３％を超えておりま
して、これらのエリアでは比較的大きなエリアインバランスが発生していたことが示唆されてございます。
右側に不足インバランスが電源Ⅰの確保量であるＨ３の７％よりも大きく発生していた
コマ数を示してございます。比較的多かったのは九州、四国、そして北海道でございまして、全体の２％に近い回数でございました。
５ページをごらんください。大きな不足インバランスが発生していたコマにおいて、電源
Ⅰがどれぐらい稼働していたかを分析した結果でございます。左側がＨ３需要の７％以上の不足インバランスが発生していたコマについての表でございます。これらのコマにおいて、電源Ⅰが確保量の50％、すなわちＨ３の3.5％以上稼働していたコマと、確保量70％以上稼働していたコマの数を記載しておりますが、いずれもかなり少なかったという状況でございます。
右側の表は不足インバランスがＨ３需要の3.5％以上発生していたコマにおける稼働状
況でございます。これらにおいても電源Ⅰが確保量の50％以上稼働していた回数はかなり少なく、北海道、中部、関西、沖縄では一度もなかったということでございました。
このように電源Ⅰの稼働量が低いのは、送配電事業者は使える電源の中でキロワットア
ワーが安いものから使うということで、電源Ⅰはキロワットアワー価格が比較的高いというケースが多いので、電源Ⅱが使える場合にはそっちの方から使うということによるものと考えております。
続きまして、６ページをごらんください。こうした大きな不足インバランスが発生したコマについて、要因別に分けた表でございます。比較的回数が多かった九州、四国では、ＦＩ
Ｔ特例①（太陽光）の予測外れが主要因というものが多かった一方、北海道ではそれ以外のインバランスが主要因という状況でございました。
８ページをごらんください。今ご説明した内容をエリアごとにグラフにしてあらわしたものでございます。これは１年間の１万7,500コマの中で不足インバランスが大きい順から上位100コマをとりまして、左から並べたものでございます。上が発生要因でございまして、赤がＦＩＴ特例①（太陽光）の外れ、それから緑がそれ以外のインバランス。それから、下がそのコマにおける調整力の稼働状況で、青が電源Ⅱ、赤が電源Ⅰでございます。縦軸はＨ
22

３需要に対する比率で示してございます。
８ページの北海道でございますが、ＦＩＴ以外が比較的多いコマが多いと。それから、下のグラフからは電源Ⅰの稼働は大きなコマでも３％程度ということが分かります。
９ページが東北、それから10ページが東京でございますが、東京ではほとんどのコマがＦ
ＩＴ（太陽光）外れが要因だったと。それから、下のグラフでは緑と黄色がございますが、緑は電源Ⅰ′、黄色は広域融通でございます。広域融通を受けたコマも、７％にいっていな
いコマもございますが、このエリアでの広域融通は、電源Ⅰである揚水の上の池が不足した
ことが原因であったということもあって、７％はいっていないけれども、こういう広域融通があったコマがあったということでございます。
それから、11が中部、12が北陸、13が関西と。
14ページは中国エリアでございますが、中国エリアではほとんど電源Ⅰが稼働しておらず、ほぼ電源Ⅱで対応していたという結果でございます。
15が四国でございますが、ここはＦＩＴ（太陽光）の外れが大きく、そのため、不足イン
バランスも全体的に大きくなって、縦軸が大きくなってございます。
16ページの九州も同様でございます。より太陽光の外れが大きいということがわかっていただけると思います。
18ページに今回の分析から得られた示唆を書いてございます。まず電源Ⅰの確保量でございますが、多くのケース、大きな不足インバランスの発生に対しまして、一般送配電事業者は電源Ⅱで対応していたということでございまして、電源Ⅰが高い稼働となっていたのは全体的に少ないということでございました。
現在は、年間を通じて電源ⅠについてはＨ３需要の７％を確保するということとされてございますが、効率性の観点からは、年間を通じた確保量は改めて精査する必要があるのではないかと考えられますので、今回の分析結果を広域機関に提供いたしまして、来年度の調整力確保の検討に当たって参考とするように要請したいと考えてございます。
それから、19ページでございます。他方で、幾つかのエリアでは太陽光の予測外れで大きな不足インバランスが発生するということに備えまして、中部、それから四国、九州といったエリアでは大きな予測外れが懸念される場合、スポット市場の前に自社の発電、小売部門の電源Ⅱを予約し、それによって確実に確保するということが行われてございます。こういった手法は、確実性、透明性、公平性の観点で望ましいとはいいがたいことから、調整力確保のあり方について関連する制度の議論も踏まえて検討してはどうかと考えてございます。
対策としては、その下に書いてございますが、中長期的には広域的に調達する調整力を創設して対応していくという方針に今なっているわけでございます。短期的には、まずは一般
送配電事業者におきまして、今の電源Ⅱの予約にかわる透明性の高い手法を速やかに検討していただく必要があるのではないだろうかと。具体的にはＦＩＴ外れに対応するような調整力を追加調達する仕組みなどが考えられるのではないかと考えてございます。
最後、21ページでございます。ＦＩＴ（太陽光）の予測外れが大きな不足インバランスの23

主な要因であるということが改めて確認されましたと。今後さらに太陽光はふえると見込
まれますので、その予約精度を高めることが重要でございます。既に資源エネルギー庁の審議会で議論が始まっておりますが、対策としては、まず１年程度で着手実施可能なものとしては、計画策定のタイミングをできるだけ遅くするように関連制度の見直しや環境整備等を行っていくということで、具体的には、先ほどご議論いただきました時間前市場の改善を進めるとともに、特例①、それから特例③のタイミングを遅くする。あるいは、特例②への移行を促進していく方法が考えられると。短期的には、今の仕組みを前提に精度を高めるということで、ノウハウの共有を進めるということと考えてございます。
この資料については以上でございます。
続いて、資料６をごらんください。資料６の２ページ目でございます。一般送配電事業者のインバランス収支につきましては、インバランス料金の算定方法が一部変更されました
10月以降も全体としては赤字傾向が続いております。この表に月平均の値を示してございますが、10月以降も月平均16億の赤字となってございます。
この要因でございますが、インバランスが全体として、先ほど申しましたように余剰傾向にある中で、余剰時のインバランス料金と調整力のキロワットアワーのコストの逆転が起きているということが大きな要因でございまして、これについては次回ご議論いただきた
いと思ってございます。
これに加えて、ＦＩＴ特例①のインバランス料金の特例も要因となっていると考えられますので、今回はその影響額からの分析を行いました。
３ページをごらんください。一般送配電のインバランス収支が赤字となる原因を2017年
度の平均値から分析したものでございます。最大の原因は、下半分の余剰インバランスのところで、右側のインバランスを買い取るインバランス料金の単価平均8.7円が、左側の調整
力のキロワットアワー価格平均6.5円より高いために、１キロワットアワー当たり2.2円の損が出るという構造になっているところにございます。
さらに、ＦＩＴ特例①につきましては、インバランスを回避可能費用で精算するとされておりまして、これがさらに収支を悪化させている可能性があるということで、今回、これについて分析したということでございます。
５ページをごらんください。今申し上げましたＦＩＴ特例①による負担増におきまして
は、インバランスリスク料という仕組みで、実は一般送配電事業者が補填するということになってございます。この図、赤線のＺ円というところでございます。ちなみに、特例②の場
合は、インバランスリスク料はリスクをとった小売がもらえるということになってございます。このインバランスリスク料が、特例①による負担増をちゃんとカバーできていればいいわけでございます。
そうした結果が６ページでございます。６ページの表が２つございます。2016年度、上の表でございますが、これについては、先ほど申し上げたＦＩＴ特例による負担増が合計51億円、補填が68億円と、トータルでは負担増を上回る補填がされておりましたが、エリアによ24

って負担が多過ぎるところ、あるいは足らないところがございました。2017年度はどのエリ
アも補填額がゼロ円となっておりまして、負担増約60円？が全くカバーされていないという状況にございました。
なぜこういうことになっているかというのを示したのが８ページでございます。本来は、インバランスリスク料の計算に用いる単価、インバランスリスク単価は、エリアごと、コマごとに算定をするということにされているわけでございますが、現在は、一般送配電事業者のシステム改修が間に合っていないということで、暫定的に過去１年間の平均値を参照し、
年度ごとに告示によって単価が定められてございまして、2017年度はゼロ円という形で定められているので、補填がされていないということになっているわけでございます。
12ページまで飛んでいただいて、今後の対応方針ですが、まずは本来あるべきリスク料を算定できるようシステム改修を一般送配電事業者に速やかに進めていただくことが必要と思われますので、その状況などを確認して、次回、ご報告させていただきたいと考えてございます。
本件については以上でございます。
もう１点ございます。資料７と資料７―１がございます。資料７の方をごらんください。
２ページでございます。調整力の公募につきましては、２年連続で旧一般電気事業者以外からの応札、落札は極めて少ないという状況でございました。こうしたことを踏まえまして、発電、小売、それからデマンドレスポンスの事業者に対し、今の公募にどういうネックがあるのかということについてアンケートを実施いたしました。
飛んで、７ページにアンケートの概要を示してございます。
右下の８ページが発電、小売が応札をしなかった理由について回答をまとめてございます。８ページの右側の表に16社からの回答を示してございますが、小売向けの供給を優先しておりという回答が一番多く、その次にはオンライン設備がネックという回答が多うございました。
９ページには、ＤＲ事業者からの回答を示してございます。
10ページがアンケートで寄せられた改善要望でございます。電源区分の細分化などについての意見がございました。
11ページに対応方針を示してございます。小売のアンケートの結果をみますと、調整力公募の応札をすぐにふやすのはなかなか難しいという状況でございますが、できるところから着実に改善を進めていくことが重要と考えてございます。
12ページに前回、それから今回のアンケートから得られた改善要望を、今、送配電事業者に伝えて検討していただいてございます。その検討状況をまとめてございます。
この中で幾つか詳しくご説明いたしますと、14ページでございます。１つは、ペナルティーについてでございますが、電源Ⅰ′のペナルティーについて、ＤＲ事業者から、少しでも未達になると１回分のペナルティーになるのは厳しいという意見が寄せられてございます。
確かにこういった方式ですと、各社がこの数字を絶対下回らないように余力を多めにもつ
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と、全体として過剰な能力になるという可能性もございますので、１つの案としては、右下のように、一定の未達までは徐々にペナルティーがふえると。例えば10％以上に未達率が来ると最大のペナルティーが来るという仕組みにしてはどうかと考えてございます。
15ページ、ＤＲの需要家リストについてでございます。これについては、応札におけるリストの中で、需要家が重複している場合に、今、それは両方から除去するというルールになってございますが、これについては応札に重複がみつかったときに、一旦両者に連絡を入れて、両者が再確認できる仕組みを入れてはどうかと考えてございます。
最後に、17ページ、揚水である調整力の運用についてでございます。揚水の調整力につきましては、現在、表の①、②の会社、すなわち調整力提供者がいて、いわゆる発電、小売がポンプアップを行うという契約にしているエリアと、③から⑥の一般送配電事業者がポンプアップを行うとしていく契約と大きく２つの方式がございます。
将来広域化することを考えると、いずれは統一化していくことが必要と考えてございま
すが、18ページをごらんください。調整力市場の競争は限定的であるという現状では、それぞれの方式に長所、短所があると考えられますので、来年度の契約、本年度の公募におきま
しては、どちらかに統一するということはしないでいいのではないかと考えてございます。
ただ、各送配電事業者には、それぞれの短所をカバーする工夫を進めるようにしていただ
きたいと考えてございまして、特に一番下の※で書いてございますけれども、本年１月の東京エリアにおかれましては、需給逼迫融通におきましては、エリア内の電源Ⅱが不足し、ポンプアップが十分にできないということがございましたので、右側の送配電がポンプアップ等をするという契約の場合でも、こういったケースには調整力提供者に依頼し、キロワッ
トアワーを域外から調達してポンプアップすることを依頼できるような仕組みを導入してはどうかと考えてございます。
以上についてご審議を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。

それでは、続いて、白銀オブザーバー、お願いいたします。
○白銀関西電力電力流通事業本部副事業本部長

それでは、資料７―１に基づきまして、

平成30年度の調整力公募への対応につきましてご説明させていただきます。
平成29年度は本会合等での議論を踏まえまして、調整力の公募を実施し、現在、調達した電源等をもとに運用を行っているところでございます。これまでの調整力の公募調達の実
績や、発電事業者などからの要望事項を踏まえまして、検討を進めてまいりました平成30年
度の調整力公募に向けたさらなる改善などについてご説明させていただきます。
２ページをごらんください。こちらは昨年度までに要請を受け、今後検討としておりました主な項目５件と、その方向性、対応時期を記載してございます。
５件ございますけれども、上の３件につきましては、今年度の公募から対応する方向で現在進めてございます。これについては本日ご説明いたします。
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なお、下の２件につきましては、継続検討としてございまして、個別にいいますと、下から２つ目の複数電源をまとめて応札するという件につきましては、これは公募のガイドラ
インにおきまして、原則としてユニットを特定した上で容量単位による応札が決められてございますので、監視等委員会において事業者のニーズを踏まえてガイドラインの内容の整理を進めていただいた上で、その結果を踏まえた運用、精算方法について検討してまいりたいと考えてございます。
一番下の簡易指令システムの電源Ⅰ―ｂ等への適用拡大につきまして、こちらは先ほどの事務局からの資料にございましたので、私からは省略させていただきます。
３ページをごらんください。平成30年度の調整力公募で実施する内容につきまして、ご説明いたします。
まず、公募のスケジュールにつきましてです。事業者からの電源Ⅰ′の入札募集期間を拡大してほしいとご要請いただきました。これを受けまして、公募の開始時期を前倒しするということにつきまして、関係各所と協議をさせていただきましたところ、了解を得られましたので、入札の募集期間を１ヵ月から２ヵ月へ拡大したいと考えてございます。具体的には７月より意見募集を開始し、９月から10月末まで入札募集を行いたいと考えております。このスケジュールで一連の手続を２月末に終える予定でありまして、需給検証に間に合うス
ケジュールとしてございます。
４ページをごらんください。こちらは最低容量の引き下げについてです。小容量の電源ができるだけ参加できるようにということで要請をいただいたものです。現在、広域機関におきまして、将来の需給調整市場の創設に向けた議論がなされておりまして、最低入札量につきましては、こちらの資料の表にありますように設定する方向で議論が進んでございます。
これを踏まえまして、今年度の調整力公募におきましては、専用線を用いる電源Ⅰ、電源Ⅱにつきましては、最低容量を５メガワット、電源Ⅰ′、Ⅱ′につきましてはⅠメガワット
といたしまして10社統一しまして、先行適用したいと考えております。
５ページをごらんください。こちらは調整力の広域的運用につきましてです。これは昨年
度の制度設計専門会合で申し上げたものでございますけれども、一般送配電事業者としまして、需給調整市場や広域需給調整の開始までの対応としまして、需給調整コストを低減させる取り組みについて次年度から開始できるように検討を進めてまいりましたので、ご説明をさせていただきます。
６ページをごらんください。調整力として公募調達したものにつきまして、ピーク時期以外の端境期などにおいて、他のエリアで調整力を有効活用できる断面がございます。この図の例でいきますと、Ｆエリアにおきまして、当該日の需要カーブを踏まえますと、提供可能な調整力があり、その調整力をＥエリアの調整力と差しかえることで経済性が出てくる場
合があると考えてございます。このような場合に、需給調整コストの低減を目的に調整力を
広域的に運用することを考えてございます。資料では、こちらを経済差替運用という名前としてございます。
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なお、この取り組みは将来の需給調整市場や広域需給調整システムが整備されるまでの対応として進めたいと思ってございますので、簡易的な方法で９エリアを対象に、その中でも準備が整ったエリアから順次運用を開始できるようということで検討を進めているとこ
ろでございます。
７ページをごらんください。こちらで先ほど述べました経済差替運用の考え方を少し具体的に示してございます。送電側のエリアにおきましては、当該日の需要等を踏まえまして、補修等も考慮した上で、送電可能な量を判断します。受電側のエリアにおきましては、ＦＩ
Ｔの想定誤差とか、当日のエリアの需給変動の対応分などを考慮いたしまして、受電する量を判断するという運用を考えてございます。
このような経済差替運用のフローにつきまして、次の８ページで描いてございます。送受電の組み合わせの処理というのは、簡易的な方法としまして、電話、メール等を活用して実施したいということで検討してございます。この組み合わせ処理に基づいて、当該30分コマの連系線の管理値変更を行う必要がございますので、広域機関へ連系線潮流管理システムの改修検討を依頼してございます。これにつきましては、一般送配電事業者側で対応する案もございますので、どのような方法がよいのか、広域機関と一緒に検討を進めているところ
でございます。
９ページをごらんください。今年度の調整力公募につきましては、ご説明しましたような取り組みについて、このような方向で進めてございます。これまで本会合等でご議論いただ
きました内容を踏まえまして、引き続きよりよい仕組みとなるよう検討してまいりたいと思っております。
平成30年度の調整力公募のスケジュールにつきまして、お示ししましたけれども、各種の手続期間を確保しつつ、契約協議が２月末までに完了できるよう進めたいと考えてございます。関係各所での審議など、ぜひご協力お願いいたしたいと思います。
なお、先ほどの資料７の中で、事務局からご説明がありました新たなご要望、ペナルティ
ーにつきましてと、ＤＲ需要家重複時の対応につきまして、本日、ご審議いただいた上で、取り扱い方法等につきましては、監視等委員会と今後調整させていただきたいと考えてございます。
私からは以上です。
○稲垣座長

一般送配電事業者においては、非常なご努力をありがとうございました。

それでは、皆さんからご意見をいただきたいのですが、時間が押しておりますので、50分
ちょっと過ぎぐらいまでをめどにしたいと思います。資料５については、18、19ページ、それから資料６については12ページ、７については13ページ以下、あるいは19ページにテーマを上げておりますので、その点についてご議論いただきたいと思います。ご議論いただいた
成果は、事務局、広域機関、一般送配電において今後の作業の検討等資料にさせていただきますので、どうぞよろしくお願いいたします。
谷口オブザーバー、お願いいたします。
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○谷口エネット取締役営業本部長兼低圧事業部長

ありがとうございます。それぞれ資料について手短にコメントさせていただきます。
まず資料５についてなのですけれども、これはエリアによっても異なるのですが、中国エリアに代表されるように、電源Ⅰが余り動いていないという状況に少し驚いている状況です。もちろん想定外の需給変動に対する保険的な位置づけというのは分かるのですが、電源Ⅰについては基本料がちゃんと支払われていて、これは託送料金を通じて需要家から回収されるコストですので、本当に事務局資料にあるような調達量が適切だったかという点に加えて、本当に一年間ずっと確保するような固定的な契約条件である必要があったのかということなどにもついてちゃんと評価をいただいて、この場で結果を共有いただけることを要望いたします。
また、今年度の夏には原発が立ち上がるということもございますので、やはりエリアによってはそもそも調整力を調達時点で立てた条件と前提条件が変わっているところがありますので、こういったところの見直しについてもご検討いただければと思います。
それから、資料６についてなのですけれども、確かに今回ご提案いただいている特例①にスポットを当てれば、インセンティブがネックになっているということもあるかもしれま
せんが、今後のＦＩＴ、再エネに対する系統の対応を考えたときに、エネ庁で対応している
特例③というのがふえてくるのだろうと思いますので、インバランスリスク対応のコスト最小化という観点から、特例③がふえたような状況においても、全体としてどうあるべきかを検討を深めていただくことが必要かと思います。
それから、資料７についてなのですけれども、現状、ご検討いただいているような各社のペナルティー条件の共通化、緩和であったり、オンライン設備要件の緩和ということは進めていくべきだと私も思いますが、参加者をよりふやすという観点からは、それぞれのエリア
ごと、電源種別ごとの調整力が具体的な数字をもってどの程度今調達していて、そのうちの電源がどのタイミングでどれだけ動いているかという実績に基づく定量データを示すことがやはり参加者をふやすという観点からは大事ではないかと思いますので、この点のご検討をお願いしたいと思いますし、また、現状の運用は、今後、再エネ導入がふえていくにつれて変わっていくということもございますので、現状のそれぞれの電源の運用が、今後ふえていくとどのように変わっていくかというところについても、需給調整市場の公募要件の見直しの中でぜひ取り組んでいただければと思います。
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、安藤委員、お願いいたします。

○安藤委員

ありがとうございます。まず資料５についてですが、電源Ⅰについて、先ほど谷口さんからもあったとおり、電源ⅠはⅡがないときのための保険のようなものでありまして、この保険を使っているか使っていないかだけで安易に評価できないというのは、この資料についてもそのような意図で書かれているとは思いますけれども、確認しておかな
いといけないかなと思います。例えば我々が海外旅行に行くときに保険に入ると。それは手29

厚い保険に入る人もいれば、薄いものに入る、クレジットカードの附帯だけ、いろいろな方がいらっしゃると思いますが、多くの方は成田、羽田に直接帰ってきて、何もなかった、保険に入ったのは無駄だったと思うことが多々あるわけですが、これはその間の安心を買っているという面もあるわけでして、実際に使っているかどうかで評価するものではなく、この７％を６％、５％と下げた場合にどのくらいのリスクに直面することになって、それが許容できるものかということを判断していく必要があると思います。実際にこの資料に書いてあるのも、そういう今後の検討が必要だという話だと理解しております。
また、地域ごとに実態をみて、この地域では７％を維持する、ここはもう少し下げていい、
このような検討はぜひやっていただきたいと思います。
次に、資料７についてなのですが、９ページ目に、電源Ⅱ′に応札がないという記載がございます。私の理解では、電源Ⅱ′というのは、このままだとなかなか参入しづらいので、参加できるような仕組みをつくってほしいという要望に基づいて始まったものだと理解しております。要望に基づいて始まったものであるのに、応札がないということにちょっと残念な気持ちもしておりまして、というのは、やはりこういう仕組みをつくるのに、こういう会議体であったり、または事業者の皆様のいろいろな時間的コストを使ってやっていながら、誰も使わない仕組みをつくってしまったというのは、今後、使われるのであったらいいのかもしれないですが、現状では使われていないのはもったいないことだと思いますので、これを要望された方は事務局で把握されていると思いますから、具体的にどういう点に問題があって、要望を出したのに入らなかったのか、このあたりをぜひフォローしていただきたい。それを希望します。
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。資料７の14番のスライドからコメントをさせていただきます。ペナルティーの改善ということで求められているところでありますけれども、２つ目の丸で、未達量が一定量までは徐々にペナルティーが大きくなるような仕組み、これが右下のグラフで落とし込んでおられますが、大変すぐれた考え方ではないかと思います。
大きな段差を一応つけてあるわけでございまして、この大きな段差をつけることによって、ペナルティーへのプレッシャーが認識され、ペナルティーを避けるべきという価値観は維持されると考えております。
なお、ＤＲ事業者から１％でも未達だと１回分のペナルティーとなるということで、２社ほどあるようでありますけれども、そのうちの１社のペナルティー料金計算式が左下に出てきております。これをみますと、やはりＤＲ事業者としては大変きついということではな
いかと思います。数回のわずかな未達でペナルティー費が簡単にキロワット収入を食い込
んでいくということでございまして、これではなかなか契約に至らないということにもなりかねないと思いますので、ペナルティーの改善からまず始めていただいて、やはりＤＲ事
業者に一定の安心感を与えていただきたいと願います。
30

以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、佐藤オブザーバー、お願いいたします。

○佐藤広域機関理事

ちょっとマイナーな点なのですが、資料７―１、白銀オブザーバー

からのご説明があったところの８ページで、これはご説明にもあったのですが、調整力の広域的運用を進めるためには、当然、連系線を使うことになりますが、そこの潮流管理値の変更をよりきめ細かくやる必要があります。
ということで、システムの改修について私どもは検討を依頼されているわけですが、その代替案として、一般送配電事業者による手動変更での対応もあり得るというご説明がありました。これに関して、私どもとしましては、ぜひやらせていただきたいと思っております。
理由といたしましては、せっかく調整力の広域的運用という機運が盛り上がったところで、
このシステムがバリアになって進まなくなるであるとか、より広域的調整ができるのに数値がより低くなってしまうというのはやはりどうかと思うところがあります。あと最近、広域機関もいろいろなことをやっておりますが、そもそも広域機関ができた最初の存在意義として、この連系線の管理はしっかり広域運営機関で行うということがあったわけですから、今いろいろなシステム改修があって、相当大変なところもありますし、いろいろなことをやっているということは、今、日立にお願いするとかなり金額がかさむところもあります
が、ぜひこれは監視等委員会の認可でもご理解いただいて、やらせていただきたいと思っております。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、松村委員、お願いいたします。

○松村委員

まず、私は電源Ⅰが保険だという認識をもっておりません。この点は、申しわけないですが、安藤委員と認識が大分違います。電源Ⅰは、仮に電源Ⅱがなかったとしても、期待できないようなときにでも安定供給を維持するためというのは事実ですが、そのような時期であったとしても、ちゃんと使えるようにということで、年中ずっと動いていることは想定されていないとしても、ここまで動かない程のレアケースに備えて保険的にⅠを確保しているという認識は、私はもっておりません。
したがって、これは保険なのだから動かなくても当然だというのは、状況の認識が正しいかどうか、私は相当に疑問に思っています。その上で、一部の地域に関して、これだけ動いていないということを真剣に捉えて、本当に量が適正だったのかという議論をきちんとしていただきたい。これはそういう安直なことをいうなと、これだけで直ちに大幅に減らせると決めつけるというのはとてもまずいということは十分分かりますが、これだけ動いていないという現実をみせられて、それでも一応形だけ検討したけれども、やはり今までどおりのものが必要と安易に結論を出し、こんな状況をずっと続けてもいいのかはきちんと考える必要があると思います。
相当に精査して、実際には合理的に推計される保険対応分を除けばちゃんと動いていることをみせられれば、納得するかもしれませんが、これは相当な疑念が出てきたということはきちんと認識した上で精査していただきたい。広域機関でも、監視等委員会がうざいこと
31

をいったから、一応議論だけはするけれども、結果は今までと同じにしますという安直な対応ではなく、国民の目にこれだけ動いていない電源に対して消費者が固定費を払っている
事実がみせられたことは、ちゃんと認識していただきたい。
その上で、７％が本当に適正なのかどうかに関しては、そもそも出発点の段階で議論があった。実際に旧一般電気事業者、前の実際の運用で融通を受けたというときに、旧ＥＳＣＪが検証していた。そのときに、明らかに７％必要というのと矛盾する行動があったではないかということで、７％は本当に必要なのかという議論があった。でも、押し切られたわけなのですけれども、そういう不信感が一方であり、このデータがあり、それで本当に必要なのかという議論が出ているということはきちんと認識していただきたい。
今後も、この後は広域機関でこういう議論が出てきて、また旧一般電気事業者からいろい
ろな議論が出てくると思いますが、そのときに、いいかげんなことをいうと、かつＥＳＣＪのときにいいかげんな説明をしたのが十数年後の皆さんのところにたたっているのと同じことがまた起こりかねない。きちんと考えた上で、本当にこれが適正なのかどうかを議論していただきたい。
次に、太陽光の予想外れに対する大幅なインバランス、資料５のスライド19で、電源Ⅱの予約はかなりグレーで、なおかつこれがスポット市場の前に予約するなどということをしたら、ほとんど黒に近いグレーだと私は思っています。このようなグレーのものを速やかに透明性の高い制度に置きかえるべきだと。三次調整力②の市場ができるまでは、グレーのま
ま放置しないで、早急に検討してくれというのは合理的だと思います。
でも、これは広域機関に投げると、私が一番恐れているのは、今、限りなく黒に近いグレ
ーを白にしてしまうということだけで対応するのではないか。今やられているものを合法的だとしてしまうだけで、結局またスポットの前で調達して、一応、掲示板とかを使うとかということにし、透明性は若干高まるのでしょうけれども、恐らく実態はほとんど何も変わらない。実態はほとんど何も変わらなくて、黒に近いグレーを白にするというお墨つきを与えるだけで改革などといわれたらかなわない。三次調整力②は、スポット市場が閉じた後で調達する。スポット市場を邪魔しないようによく考えられてつくられている。
三次調整力②の創設前にやるのだとすれば、三次調整力②の自然な延長でやるべき、つまりスポット市場の後に調達すべき。調整力市場が整備されていないわけですから、市場のよ
うに極めて透明性の高いルールでやるのは難しいかもしれないけれども、したがって、旧一般電気事業者のある種の裁量は残さざるを得ないと思いますが、それでも今行われているような黒に近いグレーを安直に合法化してしまうなどという対応でお茶を濁すなどということは決してないように、きちんと合理的な対策がとられることを期待しています。
次に、インバランスリスクの算定、これからエネ庁を中心として合理的にしていくことにして、いろいろな変なインセンティブを除いていくことについてはお任せするというのはそのとおりだと思います。この場合に、直ちに対応できるものと長期的に対応しなければい
けないものを分ける必要がある。特例の利用の仕方というので、ある種の可変費の差をカバ32

ーできるようにするのは今の発想だと思って、それもうまく機能していないから直してくれというのはそのとおりだと思いますが、今度、三次調整力②が出てくると、インバランス
リスクに対応するために、送配電部門が負担するある種の固定費のようなもの、実際には使わないかもしれないけれども、固定費がかかるというものがかなり明確に分離されるようになる。そうすると、それはインバランスリスクを送配電事業者にお願いするところが、その固定費もある意味負担するという制度にするということだって本来は考えられるわけで、
今すぐやるのはとても難しいのは分かりますが、エネ庁ではぜひともそういうことも考えていただきたい。
それから、資料７で、揚水のポンプアップの仕方に関して、デメリットのところに関してです。調整力提供者がポンプアップするデメリットはスポット市場に出てくる玉が減る懸念があると私は思っています。つまり、それをポンプアップせよということをいわれることに備えて、その予備力は確保しておかなければいけない。予備力というよりは、自社で必要なものとカウントされて、市場に出てこなくなる。不透明な玉出し抑制につながってしまう
デメリットがある。
一方で、送配電がポンプアップするデメリットは、確かに書かれているとおりなのですが、
このデメリットは送配電事業者が時間前市場に参加できるようになれば大きく減る。あるいは、三次調整力②ができれば大きく減ることになる。
このときに、前のところで出てきた課題でいうべきだったのかもしれませんが、例えばザラバで玉が出ているのだけれども、誰も買わない。何分間か、あるいは何十分間かかもしれませんが、何も買わないものを、その値段で送配電部門が買うということがあったとすると、別に価格支配力を行使するわけではない。売値は示されているわけですから、それで調達する。それでは遅過ぎて対応ができないということがあるかもしれないけれども、そういう買い方は別に市場をゆがめるわけでも何でもなく、なおかつ、自分の電源ⅠやⅠ′というすごく高いコストよりはそちらの方が低いということであれば、買うことは決して不自然なことではないと思います。時間前市場の改革を考えるに際して、この観点はこの問題と関連しているということを考えながら、改革の議論をしていただきたい。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、中野部長、お願いいたします。

○中野九州電力コーポレート戦略部門部長

ありがとうございます。私から資料７、今年度実施する調整力公募調達について、揚水発電の調整力の運用に関するコメントを１点させていただきたいと思います。
資料７の18ページでございますが、表の下の※の２行目後半から、「送配電事業者がポンプアップする事業者においては、こうした場合に、調整力提供者に対し時間前市場等を活用してエリア外からキロワットアワーを調達しポンプアップすることを依頼できる仕組みを導入してはどうか」ということがご提案されてございます。
この仕組みを検討するに当たりましては、提供する調整力提供者側の負担が生じないよ33

うにお願いしたいということと、先ほどもありましたが、時間前市場の活性化状況も踏まえることが必要であると考えてございますので、調整力提供者のインセンティブに十分配慮した制度設計となるよう、事業者の意見も踏まえつつ、丁寧な検討をお願いしたいと思いま
す。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、圓尾委員、お願いいたします。

○圓尾委員

私も資料５を今回みて、これだけ動いていないものの固定費負担をみんなで負っているというのは結構衝撃的でしたので、ＯＣＣＴＯで引き続き７％の水準について議論を深めていただくのと同時に、やはりこちらの委員会でもきちっと分析を続けなけ
ればいけないと思いました。もちろん１年だけのデータなので、これで結論を出すということではないのかもしれませんけれども、どうしてこれだけ動いていないのか、果たして７％がきちんと有効な数値なのか、は確認する必要があるだろうと思います。
それから、太陽光発電の予想精度に向けてというところで書いてあるように、もちろん計画策定のタイミングの見直しも大事だと思いますけれども、もう１つペーパーに書いてあるように、特例②への移行も促進できれば、これも１つの大きな解決になるかと思います。
ただ、資料６とも関連すると思うのですけれども、ここでご指摘いただいているようなインバランスリスク料収入のゼロ円をみると、今の状況では特例②になるインセンティブが全くない状況だと思いますので、やはりリスク単価の算定についても、こういう観点でも見直す必要があると思いました。
資料７のＤＲ需要家重複時の対応に関してですが、これはこのとおり、直ちにやるべきと思います。つまり、これは需要家Ｘが重なっているという例を書いていますけれども、悪意をもった需要家がいれば、こうやってリストに名前を連ねておいて、やはりだめですと直前にいえば、全てのＤＲが潰れてしまうわけですので、この対応はマストだと思います。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、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。２点だけなのですが、まず資料５の電源Ⅱの事前予約に関してですけれども、ご指摘のように、事前予約は一体誰に予約したいのかとか、そういうことは確かに不透明であるし、そこのあたりの公平性は若干見通しがないなという感じはいたします。
他方で、現在これだけＦＩＴが予測を外れてしまっていると。それが場合によると膨大な量になっているという地域があるときに、このオペレーションをうまく変えられる、理想的には変えられるといいのですけれども、多分、実務的に変えたときに、やはり非常に重要なところでもあるし、実務がついていければいいなというところはあります。だから、このあたりは、実際問題としては実務とのバランス、いたし方ない部分も場合によってはあるかもしれないし、そこのあたりはいろいろヒアリングなり、聞いていただいて進めるべきなのかという感じがいたします。
34

もう１つ、私も今、圓尾委員がおっしゃったように、特例②の方向へもっていくとか、太陽光の発電事業者で対応できる部分があれば、そういうところは非常に重要かと思います。
実際、海外の事業者の中には、フリークエンシーのレギュレーションみたいなことを太陽光発電でできると、実際にやっている地域もあると伺うこともあります。インバランスリス
クの料金的な問題もありますけれども、技術革新もあるので、そうした技術進歩に応じた太陽光発電の要件ですか、発電設備に対する要件も当然考えていってしかるべきなのかと思います。
以上であります。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、白銀オブザーバー、お願いいたします。

○白銀関西電力電力流通事業本部副事業本部長

ありがとうございます。

２点。１つ目が、資料７―１の広域的運用につきまして、先ほど広域機関の佐藤様から、
システム改修がいろいろある中で大変だが、ぜひやりたいと言っていただきましたこと、やはり連系線管理のための方法ですので、広域機関で対応していただければ大変ありがたいと思ってございます。
もう１点、インバランスリスク料金のシステム対応につきまして、今後、事務局で状況を確認されるということです。制度改革対応のシステム対応はなかなか一度にできずに、順を追ってということで、これもその１つだったのかなと思いますけれども、この対応状況については送配電事業者側からもしっかり情報提供していきたいと思います。
なお、弊社の場合で言いますと、既に30分単位でインバランスリスク料金の算定ができる
システムは準備が終わってございます。ただ、ここのシステムに入力する30分単位でのインバランスリスク単価を誰が算定するか、どういう指標でやるか、この辺の整理もあわせて必要かと思いますので、ぜひあわせてご検討、ご確認いただければと思います。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、事務局から。

○恒藤ＮＷ事業監視課長

いただいたご意見を踏まえて検討、対応を進めてまいりたいと思います。
○稲垣座長

ありがとうございました。とにかくいろいろなご意見を賜ってありがとうございました。事務局においては、さまざまな機関としっかり協調して、ぜひ困難な点を前に進めていっていただきたいと思います。
それでは、議題(3)に移ります。議題(3)は、事務局から説明をお願いいたします。
○恒藤ＮＷ事業監視課長

資料８でございます。一般送配電事業者と別に、送電事業者というライセンスをもった事業者がいまして、これについても一般送配電事業者と同様、2020
年に法的分離を行うとともに、行為規制を導入するということとされてございます。
資料８の２ページでございます。行為規制の条文は一般送配電と同じ条文となっており
まして、ここの記載の(1)から(7)の行為規制がかかるとされてございます。
３ページに、一般送配電と送電事業者の制度上の違いを記載してございます。送電事業者
35

は、送電線を維持、運用し、一般送配電事業者に振りかえ供給を行う事業者でございまして、
現在、電源開発等、北海道北部風力送電という２社がございます。
４ページをごらんください。２社の概要でございます。電源開発は約2,400キロの送電線を運用しておられます。送電事業と発電事業を行っておりまして、2020年には送電部門を別会社化するということになるわけでございます。従業員は2,200人うちでございます。もう一社の北海道北部風力送電は、北海道北部で約80キロの送電線を建設し運用する予定という会社でございます。発電や小売は行っておりません。親会社が発電を行ってございます。
従業員14名という会社でございます。
７ページをごらんください。この送電事業者に関する行為規制の詳細につきまして、事務局の検討結果でございます。送電事業者は、発電、小売に参考になり得る情報を扱う可能性があるということと、発電、小売の競争に影響を与えることができる業務を行ってございます。こういうことも踏まえますと、送電事業者に係る行為規制の詳細を決める省令について
は、前回ここで決めました一般送配電事業者と同じ内容とするということが適当と考えられます。
具体的には、この下に示した(1)から(5)、すなわち取締役から従業者等の兼職禁止の例外を決める省令ですとか、業務の受委託についての禁止の例外を決める省令ですとかということを省令で決めるわけでございますが、これらについては一般送配電と同じ内容とするのが適当と考えるところでございます。
なお、(5)の一番下の業務の実施状況を適切に監視するための体制の整備がございますが、これについて、一般送配電事業者については、独立した監視部門を置くということにしていたわけでございますが、送電事業者については、先ほど申しましたように、規模が小さい会
社もありますので、その規模や業務の内容といった実情に応じた体制とすることを許容したいと考えてございます。
６ページに検討の一例を示してございます。送電事業者の行為規制の具体例として、業務委託の禁止の例外についての検討結果を示してございますが、改正電気事業法は、送電事業者にグループ内の発電、小売に対する変電や送電の業務を委託するというのを原則禁止しているというのが、一般送配電が送配電事業の業務委託を禁止するのと同じ趣旨でございます。こういったことから、この省令については、一般送配電と同じ内容として、以下の①、②、③とするのが適当と考えられるわけでございます。例えば、①についてはアでもイでもウでもない業務の委託であれば、例外として認められると。その書きぶりは、一般送配電と同じになるだろうということでございます。
なお、注に書いてございますが、実際の運用に当たりましては、禁止の例外に当たるかど
うかは、送電事業者が有する非公開情報の内容、あるいは業務の内容を踏まえて判断するとなりますので、個別の判断は一般送配電事業者と異なる場合が当然あろうと考えてございます。
以上、送電事業者に係る行為規制の省令については、一般送配電事業者と同じような内容
36

にするのが適当であるというのが事務局の今の提案でございます。
それから、資料９でございます。資料９の２ページをごらんください。法的分離を沖縄電力には適用しないという件についてでございます。
改正電気事業法におきましては、その区域の電気の使用者の利益を確保するため、特に必要であると認められる場合には、大臣の許可を得た上で、法的分離を行わなくてもいいとされております。これは沖縄電力を念頭に置いて導入された規定でございます。
これについて、念のための確認でございますが、事務局といたしましては、沖縄地域の現在の状況を踏まえましても、やはりこれまでの方針どおり、送配電部門を別会社がしないということが適当であると考えてございます。
３ページをごらんください。事務局の評価を記載してございます。沖縄電力の系統は、本土から独立した単独かつ小規模な電気系統であり、少ない従業員で点在する38の島々に電力を供給しており、また、自然災害が多く、管内の広範な地域が同時に被災する場合が多い
特徴がございます。
こういったことに対応するため、２つ目の○でございますが、例えば自然災害時には、送配電の指揮、監督のもとで、送配電の事業者と発電、小売の事業者が一体となって活動し、対応しているという実態がございます。
こういったことを踏まえますと、沖縄電力につきましては、やはり送配電部門を別会社化しないということが地域の電気の利用者の利益を確保するために特に必要であると考える
わけでございます。
最後、４ページをごらんください。ただし、沖縄電力については法的分離を行わないとい
たしましても、４ページに記載いたしました行為規制については適用されるということとなってございます。
その具体的な内容といたしましては、会社を分けることを前提とした社名、商標を除きましては、ほかの一般送配電事業者と同じ内容とするというのが適当と考えてございます。これについてもご確認いただきたく存じます。
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、皆様からご意見を賜りたいと思いますが、15分でございます。松村委員、お願
いいたします。
○松村委員

事務局案について異議はありませんが、資料９のスライド３の説明は受け入れられません。この説明は、沖縄電力、法的分離しないという結論は、規模とかも考えて、
そういう今までの整理だったので、ルールに従ってもう一回確認したということ。特段の変更はないということだと思うので、結論は支持します。しかし災害時とかに対応するのが難しいという理由は受け入れがたい。これは論理的に矛盾している。つまり、自由化している
わけですから、小売発電部門は可能性としては100％新規参入者がとることだってあり得る
わけで、原理的には沖縄電力が送配電だけ生き残るということだってあり得る。自由化した
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というのは、まさにそういうこと。そうすると、小売、発電部門は法人格が分かれるところ
ではなくて、所有関係という点からも分かれる会社が占める可能性だってあるわけです。
自由化は認めておきながら、法人格を分けると、違う法人格だと災害対応は難しいなどというのは、論理的にはおかしいのではないか。もしそうだとすると、そもそも沖縄は特殊だから自由化しないとか、新規参入者の割合は一定程度以下に抑えて、沖縄電力の従業員には一定程度以下に減らないようにしなければいけないとか、そのような自由かを制限する政策とセットでないとおかしいことになる。
この妙ちきりんな理屈は、かつてガス会社の法的分離をしないという議論をしたときにも出てきた。こういう妙ちきりんなことをいった人がいっぱいいて、それに対して、ガスは自由化しているのでしょうと。実際に入ってきたら、全く同じ問題が起こるでしょうということで否定された論理だと私は思っています。このようなロジックが表に出る文書に出てくるのはまずいのではないか。私は３のロジックは納得しかねる。けれども、結論について異議を申し上げるものではありません。
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。資料８、資料９ともに事務局案に賛成させていただ

きます。やはり一般論になってしまいますけれども、送電線がつながっていない沖縄について、このような別扱いとするのは、特殊性が極めて大きいと考えます。自然災害に関しましても、例えばなのですけれども、関西電力が北陸支社とか東海支社とかを、水力発電の関係でもっておられて、そういったところも６月末ですか、水変分離ということで分離します。
そういう会社の形態の中で、しかし、非常事態の災害時はやはり連携もせざるを得ないとなります。規模の関係で仕方がないのだと思います。そういうことで、受委託の禁止は例外の扱いを受けるということで、まとまって対応しなさいということになる。これは受け入れざ
るを得ないスタイルかなと思っております。
沖縄電力さんの場合には、資料９のスライド３に行きますと、従業員数1,605名ということで、相当な規模でございますけれども、やはり特殊性が大きい。沖縄の特殊性を考えてこのようにするということについて、賛成させていただきます。
しかしながら、資料８の７ページ、８ページにございますような行為規制に鑑みると、沖縄電力にあっては、一般送配電事業者として全く他社と変わりがないものであるべきだと思うのです。業務委託の禁止の例外につきましても、資料８の８ページにありますことと同じように考えていただくということが非常に重要なのであって、そこは何ら分け隔てないと。例えば先ほどの関西電力の北陸支社とか東海支社というのは、沖縄電力本体よりもはる
かに小さいわけです。そういうところでもきっちりとやるというのは、疑念をもたれないよ
うに、分けるところは分けるという努力をされているわけで、そういうことをやるのだということで、沖縄電力様にも対応いただきたいと思います。
以上です。
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○稲垣座長ありがとうございました。それでは、新川委員、お願いいたします。

○新川委員

送電事業者に係る行為規制については、ご提案どおりで、特に異存はありません。沖縄電力の資料につきましては、基本的に分離しないということで、理由はいろいろあるのかもしれませんけれども、結論として、市場の小ささとか、地域の特殊性を考えて、分離しないということで結構だと思います。その分、行為規制を、法人格は一体で、垂直統合のままなさるわけですから、他によりも増してきちんと行為規制が守られているかを監督していくということが重要になってくると思いました。
質問なのですけれども、４ページに挙がっている行為規制で適用される条項として、23条と23条の４というのが挙がっているのですが、一応これだけというわけではないのかなと思って。例えば23条の３も適用されるのではないかと思って条文をみていたのですけれども、これは外れるのでしょうか。ご質問です。
以上です。
○稲垣座長

では、それは後ほど。それでは、谷口オブザーバー、お願いいたします。

○谷口エネット取締役営業本部長兼低圧事業部長

ありがとうございます。一言だけですけれども、私も資料９についてなのですが、沖縄を分離しないということ自体に異論はご
ざいませんが、最近、新電力も沖縄に出るようになりつつある中で、こういった垂直統合を残すということは、一方で沖縄電力にとってはより一層の競争環境の整備をするという責務がついているということだと思います。
そういう意味で、託送料金の水準であったり、料金のメニューであったり、またまた電源の卸メニューであったりという、競争環境整備については、より一層監視を強化していただ
くとともに、改善を柔軟に、特に迅速に行える仕組みをお願いしたいと思います。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、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。お時間もないので、手短に申し上げますが、資料８の７ページ目で、今回、送電事業者に関して行為規制を入れる理由として、そもそも発電、小売に参考になり得る非公開情報を扱う可能性があると。それを仮に扱う場合には発電、小売の事業に影響を与えることができる業務だったというところが根拠だと理解しています。
他方で、この非公開情報に実際オペレーション上、この可能性はどこまで顕在化することがあるケースがあるのかは１点、私自身もどうかなと思うところもあります。実際、もしかすると、一般送配の命令に従ってオペレーションしているだけであれば、可能性があったとしても、実は現状では顕現しないということなのかもしれません。
何を懸念しているか。今のところ、一般送配の読みかえでやるのだということですけれども、場合によると個別判断が一般送配と異なることが多いのではないかと。仮にそうだとす
ると、現在、先ほど資料の中にも、４ページですけれども、非常に少ない人数でオペレーシ
ョンをやられているということだと思いますが、この人数が仮に規制対応のためにふえることになった場合に、それは結局、実際に顕現しない懸念のために、効率性が損なわれるよ39うなことになりはしないか、そうしたことは本末転倒なのではないかという感じもします。
よって、そこのあたり、オペレーション上は実態にどうなっているのかというところは検討に値するのかなと思いました。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございます。それでは、圓尾委員、お願いいたします。

○圓尾委員

私も資料８、９とも結論に何ら異存はありません。８については、今、大橋先生がまさにおっしゃったとおり、送電事業者は一般送配電事業者と違って、知り得る情報の量が限られているということと、オペレーションが振替供給に限られるところから、ここに書いてあるように、柔軟に判断していいエリアは大きいと思います。求めるものは一緒ですけれども、結果的に何をやっていい、いけないという判断は異なってくることがあり得るのは、認識しておく必要があるかと思います。
沖縄については、これも何人かの方がおっしゃいましたけれども、求められるものは一緒なのに、一体の組織の中にいるわけですから、我々のような立場で監視をよりきちっとやらなきゃいけないのはもちろんですし、沖縄電力さん自身も目的外利用等について、情報を使っていませんと証明するのは非常にハードルが高いのだということをみずから認識されて、社内体制などの整備をやっていただきたいと思います。
以上です。
○稲垣座長

ありがとうございました。それでは、事務局から。

○恒藤ＮＷ事業監視課長

ありがとうございます。まず沖縄の電力は、行為規制について、会社を分けないにしてもかかる行為規制はあるというご説明で、沖縄電力の資料の４ペー
ジに載せてございますが、逆にいうと、ここに載せていない行為規制は沖縄電力にはかからないという法律の整理になってございます。
具体的には、業務委託の原則禁止とかは、法人が同じ場合には法人内での業務委託になりますので、要するに法律の形式上は禁止されていないということでございます。
他方で、多くの委員の方々から、法律上の扱いが違うにしても、実態上は沖縄電力の送配電部門が中立的に運用するように、そこはしっかりやってもらうべきだと。また、それについての監視もしっかりやっていただくべきだというご議論をいただきました。それを踏まえて、具体的にどういう形でやっていくのかは、これからよく検討していくと考えております。
送電事業者の行為規制について、考え方は同じなのかもしれないが、実情をみて、扱っている条項も違うだろうから、それによって余計なコスト増にならないようにすべきだというご議論をいただきました。これについても、基本的には省令の書きぶりは同じでも、運用の段階でもっている情報などを踏まえて例外とかを考えるということで、余計なコストにはならないのではないかと今思っておりますけれども、改めて、今日いただいたご議論を踏
まえて、特に体制整備の関連では、余計なコストになる可能性もあり得るかなと今聞いていて思いましたので、もう一度精査をして、必要があれば微修正をしたいと思います。
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沖縄電力の法的分離しない理由のところで、松村委員からご指摘をいただきましたとこ
ろ、改めていただいたご指摘を踏まえて、どのように考え方を整理したらいいのかを考えて、またご相談させていただきたいと思います。
以上でございます。
○稲垣座長

いずれにしても、今回の提案については、皆さんからこれに賛成というご意

見をいただいていますので、省令制定等に向けた手続を着々と進めていただくようにお願いいたします。
それでは、予定された議事は、本当に皆様のご協力によって予定時間内に終了することができました。ありがとうございます。本日の議事は以上でございます。
それでは、事務局に移しますが、事務局から連絡事項があればお願いいたします。
○新川総務課長

次回の日程につきましては、正式に決定次第、改めてご連絡させていた

だきます。
○稲垣座長

長時間ありがとうございました。それでは、第30回制度設計専門会合はこれで終了いたします。ありがとうございました。
――了――

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