資料３

2020年度冬期スポット市場価格⾼騰を踏まえた検討

令和３年５⽉３１⽇（⽉）

1１．発電情報公開に向けた検討について
２．ヘッジ市場の活⽤状況に関するアンケート調査結果及び今後の進め⽅について

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本⽇御議論いただきたいこと
 2020年度冬期のスポット市場価格⾼騰に際して、発電所の稼働状況や稼働⾒通しに関する情報公開の重要性が指摘されたところ。
 こうした声を踏まえて、制度設計専⾨会合においてご議論いただき、（１）HJKSへの登録要件・⽅法の⾒直し（２）HJKS登録時の理由（燃料制約等）の開⽰（３）発電実績の公開について、事業者の実態を踏まえ、検討を進めることとされた。
 今般、情報公開拡充による実務上の負担や事業上の影響について、発電事業者に対して調査を実施。
 ついては、本⽇、その調査結果をご報告させていただく。また、この結果を踏まえて、発電情報開⽰の在り⽅について御議論いただきたい。
※ なお、発電事業者の燃料在庫の開⽰については、資源エネルギー庁にて議論が進められている。
（後述）

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発電情報開⽰に関する課題の整理・今後の検討の⽅向性

第58回制度設計専⾨会合（令和3年3⽉24⽇開催）資料3-2より抜粋＜HJKSについて＞ これまでのご議論を踏まえれば、現⾏のHJKSに係るルールには下記のような点が課題となるのではないか。
① 出⼒低下が24時間継続しないと⾒込まれる場合に、登録対象とならず、市場への影響の
⼤きい燃料制約について開⽰を要しないケースが⽣ずること② 理由の開⽰が必須ではなく、市場参加者の予⾒性に影響すること③ 最終的な停⽌・出⼒低下の解消時期の⾒通しが開⽰されない場合、市場参加者において時期の⾒通しを持てないこと
 市場参加者からのニーズを踏まえれば、HJKSにおける開⽰範囲を可能な限り拡⼤することが望ましい。発電事業者（旧⼀電・JERAに加え、要件に該当する発電所を有する新電⼒も対象）の実務上の負担や、上流の燃料調達への影響には留意しつつ、HJKSにおける開⽰範囲の拡⼤について、引き続き検討していくこととしてはどうか。
＜その他の発電情報の開⽰について＞
 加えて、発電所の稼働状況・発電実績や燃料在庫の開⽰についても、引き続き検討が必要。特に、発電所の稼働状況や発電実績について、欧州ではTSO（ENTSO－E）が関連する情報を公開しているところ、我が国において同様の取組を⾏う場合の実施主体や公開頻度など、実現に向けた課題について整理していくこととしてはどうか。
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情報公開に関する発電事業者調査について
 発電事業者の実務上の負担や、上流の燃料調達への影響に留意しつつ検討を進めることとなったことを踏まえて、発電事業者へのアンケートを実施。
【アンケート概要】– 実施期間︓2021年４⽉14⽇（⽔）〜28⽇（⾦）– 対象︓HJKSに発電ユニットを登録している（出⼒10万kW以上のユニットを有する）全64事業者（旧⼀般電気事業者、JERA、電源開発、ガス系の発電事業者、⽯油・製鉄等の共同⽕⼒、技術実
証プラント、その他IPP等）– 回収率︓90％（64社中58社より有効回答）– 調査内容︓以下の項⽬について、情報公開による発電事業者への影響を調査。
（１）HJKS登録要件・⽅法の⾒直し（ⅰ）HJKSの登録対象となる出⼒低下（ⅱ）停⽌・出⼒低下の⾒込み時期の登録⽅法（２）HJKS登録時の理由（燃料制約等）の開⽰（３）発電実績の公開

 アンケート結果を踏まえ、必要に応じて発電事業者のヒアリングを実施し、実態の把握を実施。

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1-(1) HJKS登録要件・⽅法の⾒直し（ⅰ）HJKSの登録対象となる出⼒低下6（ⅰ）HJKSの登録対象となる出⼒低下（調査結果）
 今冬の燃料制約では、朝⼣のピーク時間帯にフル出⼒に近い⽔準で運転し、その他の時間帯で燃料制約を⾏うといった運⽤が⾏なわれており、現⾏の出⼒低下に関するHJKS登録要件(10万kW以上の出⼒低下が24時間以上継続することが合理的に⾒込まれる場合)に該当しないケースが存在した。
 こうした点を踏まえ、HJKSの登録対象となる出⼒低下の要件の変更案として、以下の2つの案について、実務者の実務負担等を調査。
①出⼒低下の継続時間の短縮(12時間、６時間、３時間、1時間）②24時間で合計240万kWhの低下が⾒込まれる場合
 案①に対しては、事業規模にかかわらず、 １時間や３時間といった短時間の低下を登録すると、登録頻度が膨⼤になるため、実務上対応は難しいという声が聞かれた。⼀⽅、点検等による計画
的な出⼒低下は、６時間未満の⽇中作業が多いため、6時間以上の低下のケースが対象であるならば、実務負担増加も抑えられる、との意⾒もあった。
 案②に対しては、⼩規模事業者から、登録対象となるケースは現⾏とほとんど変わらないため、実務負担増加は限定的であるとの回答が⼤勢を占めた。⼀⽅で、⼤⼿規模事業者からは、キロワッ
トアワーで登録要否を判断するといった実務上の論点があるが、運⽤の詳細が明確化されれば受容可能であるとの回答が⼤宗であった。
 なお、今冬の燃料制約発⽣状況との関係では、案①の対象要件を12時間や6時間へ短縮する案に⽐べて、案②の24時間で240万kWhの低下が⾒込まれる場合が、HJKS登録の対象となるカバー割合が⾼かった。（11⾴参照）
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HJKSの登録対象となる出⼒低下に関する事業者の意⾒
各社からの調査回答および追加ヒアリング時の声①出⼒低下の継続時間の短縮(12時間、６時間、３時間、1時間）についての意⾒ 時間要件が短くなる場合は、運転当直員の業務負荷が増加する。現⾏の運転体制では、ユニットトリップ等の緊急時は、１時間（３時間）は対応できない可能性が⾼い。 (共同⽕⼒系)
 点検等による計画低下は6時間未満のものが⼤宗であるため、6時間以上の低下を登録するということであれ
ば、労務負担の増加は限定的になる。（⼤⼿電⼒） 試験や定例点検などの、短時間かつ頻繁に実施されるものが登録対象となるため、事業者の負担増や、情報量が多くなりすぎて本当に必要な計画外停⽌等の情報が埋もれてしまう懸念等を考慮すると、時間要件を短くするとしても12時間程度での線引きが望ましいのではないか。また、市場価格への影響がほとんどない、試験や点検などの定例作業は対象外とし、設備トラブルや燃料制約など登録を要する案件をより具体的に定める⼿法も考えられるか。（⼤⼿電⼒）②24時間で合計240万kWhの低下が⾒込まれる場合 についての意⾒ 当社の設備仕様上、24時間以内に240万kWhの出⼒低下は発⽣しないため、実務的な影響はない。 （⽯油・ガス系）
 当社保有のユニットでは10万kW以上の出⼒低下が発⽣する場合があり、継続時間を短くする案については登録頻度の増加が予想され、夜間や休⽇のオペレーションを想定すると望ましくないが、kWhの要件であれば対応可能。ただし、kWh算出の計算⽅法等、現場が迷わない運⽤⽅法を⽰していただきたい。(⽯油・ガス系)
 ベースの⽅向性は現在と変わらないという認識。ただし、燃料制約を設定する場合はLNG基地単位で設定する
ため、ユニットの出⼒低下の按分⽅法等についての整理が必要。また、運転員が事象の登録要否に迷わないように登録に係る考え⽅も明確化するなど、業務負担が増加しないよう、実務的な⾯での配慮をお願いしたい。（⼤⼿電⼒）
8（参考）HJKSにおける情報公開（開⽰の対象要件）

第57回制度設計専⾨会合（令和3年3⽉2⽇開催）資料5-1より抜粋

 今冬に発⽣した燃料制約（LNG）のうち、⼀定程度はHJKSの開⽰の対象外となっていた。これは、HJKSの開⽰の対象となる出⼒低下は10万kW以上の低下が24時間以上継続することが合理的に⾒込まれることが要件であること等が理由と考えられる。
 特に、今冬の価格⾼騰時において、各事業者は、市場への影響を抑えるため、朝⼣のピーク時
間帯にフル出⼒に近い⽔準で運転し、その他の時間帯で燃料制約を⾏うといった⽅策をとっており、上記の要件に該当しないケースがあったものと考えられる。

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（参考）HJKS登録要件に対する委員からのこれまでのコメント
 HJKSについては、開⽰の対象外となっている部分が市場にダメージを与えた可能性があるのではないか。公開
対象範囲を広げることができないか、検討すべき。（第57回制度設計専⾨会合 草薙委員）
 HJKSに実際に登録されていた量に対して、実際の燃料制約量を⾒ると、早い段階で燃料制約情報をキャッチできた可能性もある。⼀⽅で、欧州のREMITのように、開⽰対象を1コマ以上継続する場合とすると、旧⼀電だけでなく新電⼒も報告が負担となるため、どこまでやるかは検討が必要。（第57回制度設計専⾨会合 圓
尾委員）
 10万kW以上24時間というだけではなく、規模が⼤きければ、より短時間でも公開すべきではないか。例えば、10万kWではなく２倍の20万kWであったら12時間でも公開するとか、市場に与えるインパクトに応じて公表
するかどうかを決めるべき。（第57回制度設計専⾨会合 安藤委員）

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HJKS登録要件を変更した場合のシミュレーション
 今冬のスポット価格⾼騰時においては、現⾏要件 (「10万kW以上の出⼒低下が24時間以上継続することが合理的に⾒込まれる場合」 ）の下、2020年12⽉〜2021年１⽉にかけて発⽣したLNG燃料制約のうち、50%のみがHJKS登録対象となっていた。
 これについて、①出⼒低下の継続時間を12時間、②出⼒低下の継続時間が6時間、③「24時間以内で240万kWh以上の出⼒低下が合理的に⾒込まれる場合」と要件を変更した場合のカバー割合をそれぞれシミュレーションしたところ、③のケースにおいて、今冬のLNG燃料制約発⽣量のうち、97%がHJKS登録対象となるという結果となり、最もカバー率が⾼かった。
各登録要件下における今冬のLNG燃料制約発⽣量のカバー割合（シミュレーション）「10万kW以上の出⼒低下が24時間以上継続することが合理的に⾒込まれる場合」（現⾏要件）

50％

登録要件が「10万kW以上の出⼒低下が12時間以上継続することが合理的に⾒込まれる場合」だったケース

72％

登録要件が「10万kW以上の出⼒低下が６時間以上継続することが合理的に⾒込まれる場合」だったケース

89％

登録要件が「24時間以内で240万kWh以上の出⼒低下が合理的に⾒込まれる場合」だったケース

97％※ 事業者提出の燃料制約データ(kWh)に基づき、コマ単位に各登録要件において登録対象となるか否かを判定。今冬の燃料制約全体(kWh)に対して、登録対象となった制約量(kWh)の割合をカバー率として算出。

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今後の検討の⽅向性について（HJKSの登録対象となる出⼒低下）
 HJKSの登録対象となる出⼒低下の要件については、前述のとおり、24時間で240万kWhの出⼒低下を登録対象とする案が、シミュレーションの結果、最も今冬における燃料制約のカバー率が⾼い。
 また、事業者へのヒアリングにおいても、同案について⼩規模事業者への影響は限定的であり、⼤⼿事業者からもオペレーション上の詳細を調整した上で受容可能であるとの回答が⼤宗であった。
 このため、HJKSの登録対象となる出⼒低下の対象要件については、これを「今後24時間で240万kWhの出⼒低下が合理的に⾒込まれる場合」とするべく電⼒適正取引ガイドラインを改正する⽅針で、より詳細な検討を進めていくこととしてはどうか。
※なお、調査の過程で、HJKSのシステムに対する以下のような要望も聞かれたところ、JEPXにおいて対応を検討中。
– 「夜間・祝祭⽇の登録にタイムラグがある」「事業者側から削除ができない」「ユニット群での登録をできるよ
うにしてほしい」「周期的な停⽌・低下は繰り返し登録をできるようにしてほしい」

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1-1. (1) HJKS登録要件・⽅法の⾒直し（ⅱ）停⽌・出⼒低下の⾒込み時期の登録⽅法

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（ⅱ）停⽌・出⼒低下の⾒込み時期の登録⽅法（調査結果）
 HJKSへの登録における停⽌・出⼒低下の期間については、⼩売電気事業者等の市
場参加者が解消時期の⾒通しを得る観点から重要な情報。
 この点、先般の制度設計専⾨会合において説明したとおり、⼀部事業者が、ユニットの出⼒低下・停⽌として⾒込む期間を、週間単位の計画⾒直しと合わせて期近1週間までとしており、その先の期間についての情報は、1週間後の計画⾒直し時に洗い替えるという⼿順が取られていたことが確認された。
 今回、各発電事業社のHJKS登録の運⽤について調査を実施したところ、⼤⼿電⼒・新電⼒系の発電事業者の多くは、燃料制約の設定時等に合理的に継続すると⾒込まれる期間を登録している旨の回答があった。
 他⽅で、⼀部の事業者では、燃料制約の設定時ではなく、⽇々の需要⾒通しが確定するタイミングを踏まえ、1⽇単位でHJKSに登録し、延⻑していくといった運⽤を⾏っていたことが確認された。

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停⽌・出⼒低下の⾒込み時期の登録⽅法に関する事業者の意⾒
各社からの調査回答および追加ヒアリング時の声（燃料制約等の決定時点で⾒込まれる停⽌・出⼒低下期間を⼊⼒）
 作業やトラブルによるものであれば、作業完了やトラブルの復旧⾒込み通りに⼊⼒し、予定が変更した都度、情報を更新している。また、燃料制約については、次回の配船⽇までなど、燃料制約を⾒込んだ期間を復旧予定
⽇に⼊⼒している（⻑めでも短めの公表でもない）。（⼤⼿電⼒）
 タンク在庫の低下が予想される場合に、燃料の追加調達を実施。調達状況も踏まえながら、HJKS登録要件に該当する燃料制約が確実に必要となると⾒込まれた時点で、⾒込まれる期間を⼊⼒する運⽤となっている。（⽯油・ガス系）（燃料制約の決定時ではなく、需要⾒込み等を踏まえて都度登録）
 計画停⽌は社内意思決定後速やかに登録。燃料制約については、毎週燃料計画・需給計画の⾒直しを⾏っており、期近で確度の⾼い情報を公開する観点から、翌週の需要⾒込みに基づいて、1週間単位でHJKSに登録。
（JERA）
 今冬においては、週次の計画段階で明確に判明している事実を登録する運⽤としており、1週間単位でHJKSに登録していたが、現状では、今冬の事象も踏まえ、燃料制約の設定時等に合理的に継続すると⾒込まれる期間を登録している。（東北電⼒）
 燃料制約については、確度の⾼い需要想定決定後に登録する観点から、⽇々の需給バランスに基づき、1⽇単位で停⽌・出⼒低下をHJKSに登録していた。なお、今回の調査等を踏まえ、現在は先⾏きの稼働情報を踏まえて登録するように運⽤を⾒直している。（関⻄電⼒） 燃料制約に関するHJKS登録については、次の燃料受け⼊れを念頭に、⽇々の消費可能量を計算した結果、HJKS登録要件に適合するものがあれば、1⽇単位で停⽌・出⼒低下を登録。（九州電⼒）
 設備の故障に伴い、内航船による燃料調達・供給を実施。1週間毎に内航船の配船可否と相対契約先への販売計画が確定するため、1週間単位でHJKSに登録。（電源開発）

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HJKSにおける停⽌・出⼒低下の⾒通しの開⽰について

第58回制度設計専⾨会合（令和3年3⽉24⽇開催）資料3-2より抜粋

 これまでに⾒たとおり、新電⼒からは、燃料制約による停⽌・出⼒低下がいつまで続くかの⾒通しが⾮常に重要な情報であるとの意⾒があった。
 ⼀⽅で、事務局の調査の過程で、⼀部の事業者につき次のようなHJKSへの開⽰の運⽤の事例があったことが確認された。
＜JERAの例＞
 週間単位で燃料計画・需給計画の⾒直しを⾏っており、⾒直しの都度、具体的に決定されたものとしてHJKS上に情報開⽰を⾏う運⽤としていた。
 この際、期近で確度の⾼い情報を公開する観点から、ユニットの出⼒低下・停⽌として⾒込む期間を、週間単位の計画⾒直しと合わせて期近1週間までとしており、その先の期間についての情報は、1週間後の計画⾒直し時に洗い替えるという⼿順をとっていた。

 このような開⽰の場合、市場参加者側から⾒れば、直近1週間までの停⽌・低下の情報しか得ることができず、出⼒低下の解消時期の⾒通しを得ることが困難であったと考えられる。（なお、当該事業者はHJKS上で出⼒低下の理由の開⽰は⾏っていなかった。）

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今後の検討の⽅向性について（停⽌・出⼒低下の⾒込み時期の登録⽅法）
 今冬のスポット市場⾼騰に際して、⼀部事業者に⾒られた、需要⾒積もりを反映するために⽇次・週次でHJKS登録の洗い替えを⾏うという開⽰⽅法の場合、市場参加者側から⾒れば、実態以上に短期間の情報しか得ることができず、停⽌・出⼒低下の解消時期の⾒通しを得ることが困難であったと考えられる。
 この点、⼀部の市場参加者（発電事業者など）のみが需給のひっ迫に関わる停⽌・出⼒低下の解消時期⾒込の事実を認識して市場取引を⾏うことができる⼀⽅、他の市場参加者（⼩売電気事業者など）がその事実の情報を持たないままで市場取引を⾏うとすると、他の市場参加者が損失を被る中、⼀部の事業者が情報を有することに基づき利益を獲得できるといった状況が⽣じるおそれがあり、市場取引の公正性の観点からは懸念があると考えられるのではないか。
 このため、市場参加者の⾒通しのために実態を反映した情報開⽰とする趣旨から、停⽌・出⼒低下が解消すると合理的に⾒込まれる時期を登録することが適切である点、考え⽅を明確化する⽅向で検討を進めていくこととしてはどうか。
 具体的には、発電事業者がある時点の情報（燃料在庫、配船計画、今後の需要⾒通し）に
基づき燃料制約の実施を決定する際に、この燃料制約量がHJKSにおける出⼒低下の開⽰要件（今後24時間で、240万kWhの出⼒低下が合理的に⾒込まれる場合）に該当する状況が解消すると⾒込まれる時期をHJKSに登録すべきことを明確化してはどうか。

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1-1. (2) HJKS登録時の理由（燃料制約等）の開⽰

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（２）HJKS登録時の理由（燃料制約等）の開⽰（調査結果）
 現状、HJKS登録時の停⽌・出⼒低下の理由の開⽰は任意となっている。今冬のスポット⾼騰に際し、HJKSに登録された停⽌・出⼒低下の理由が、故障等によるものなのか、燃料制約によるものなのかが明らかではなく、電⼒調達の予⾒性が⾼まらなかった。このため、現在任意となっている
理由の登録を義務化すべきとの議論があった。
 上記を踏まえて、①理由として燃料制約を開⽰した場合の影響 及び②燃料制約以外を開⽰した場合の影響について調査を実施。
 「①燃料制約を開⽰した場合の影響」として、⼤⼿電⼒・ガス会社系の発電事業者からは、燃料の調達時の交渉に影響が出るとの懸念が多く聞かれた。また、その他の⽯油系・製鉄系等の、親会社の副⽣ガスを燃料として利⽤している新電⼒からも燃料供給元となる親会社の事業状況が判明するという懸念があるとの声が挙がった。
 ⼀⽅で、これらの事業者へのヒアリングによれば、今般の事象を踏まえた情報開⽰の重要性や、⼩売電気事業者との情報格差解消の観点からは、燃料制約等の理由を開⽰するという整理であれば受容するとの声も⼀定程度聞かれた。
 「②燃料制約以外を開⽰した場合の影響」については、特段の⽀障は⽣じないという回答が⼤勢であった。
 なお、発電事業者の燃料在庫の開⽰については、今般の需給ひっ迫を踏まえて、資源エネルギー庁において、⼤⼿電⼒におけるLNG⽉末在庫量の合計値公開などの燃料情報の公表が進めら
れている。
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HJKS登録時の理由（燃料制約等）の開⽰に関する事業者の意⾒
各社からの調査回答および追加ヒアリング時の声（燃料制約の理由の開⽰について）
 燃料制約との理由をHJKSで開⽰する場合、燃料調達上売主に⾜下を⾒られる懸念があるが、今冬の事象を踏まえれば、⼩売事業も実施する⽴場として、情報開⽰の重要性は理解。燃料在庫を随時開⽰することは別段だが、発電事業者として、燃料制約による出⼒低下が発⽣する場合には、この理由を開⽰することは許容すべきと考える。（⽯油・ガス系）
 平時からの在庫量公開は燃料調達に売主に⾜下を⾒られる等の⽀障が⽣じうるが、実際に燃料制約が発⽣する
ような状況での公開は、市場参加者の情報格差や透明性の担保の観点から、開⽰するという整理であればやむを得ない。ただし、その場合も燃料調達に影響がないとは⾔い切れない。（⼤⼿電⼒）
 燃料制約の理由の開⽰は在庫不⾜の開⽰に直結する情報であり、燃料の調達に⽀障が⽣じうるため、こうした懸念が最⼩限となるような運⽤としていただきたい。（⽯油・ガス系）
 当社は親会社の事業の副⽣ガスを燃料としており、親会社の事業状況によっては、燃料が不⾜する事態が⽣じうる。公開については、全体の最適のためにはやむを得ないと思っている。ただし、⼤⼿事業者の燃料制約とは性質が異なるため、理由としては「事業上の制約」や「オペレーション上の制約」等として登録するのはどうか。（⽯油・ガス系）
 当社では、副⽣ガスを燃料としており、停⽌・低下の際に燃料制約を開⽰すると、親会社の操業状況の推定につながる懸念がある。なお、登録の際に「事業者都合等」等という理由で登録することは可能。（共同⽕⼒系）（燃料制約以外の開⽰）
 基本的に⽀障となる事由はない。（多数） 公開する理由の粒度については、⼀定の標準的な選択肢等を⽤意していただきたい。（⼤⼿電⼒）

20（参考）HJKSにおける停⽌・出⼒低下の理由の開⽰

第57回制度設計専⾨会合（令和3年3⽉2⽇開催）資料5-1より抜粋

 HJKSの開⽰において、停⽌・出⼒低下の理由の記載は任意とされている。この経緯としては、過去の議論において、燃料制約といった情報が開⽰された場合、燃料の売り惜
しみや価格の引き上げなど、上流の燃料調達交渉への悪影響の懸念が指摘されたためである (第46回制度設計専⾨会合資料等を参照) 。
 実態として、12⽉中旬以降のHJKSにおける停⽌及び出⼒低下の理由の開⽰状況を確認したところ、理由覧の記⼊率※２,３は約37％であった。
※２ 12/11〜1/22の間のHJKS登録を対象、停⽌・出⼒低下原因記⼊件数／全登録件数より算出。
※３ 旧⼀電各社（沖縄電⼒を除く。東京電⼒及び中部電⼒については発電情報を公開しているJERAを対象）に燃料制約に関する理由の開⽰状況を調査したところ、８社中７社は、今冬の燃料制約について停⽌・出⼒低下の原因を記載しておらず、その理由としては調達コストの上昇に繋がり得るためと回答。⼀⽅で、四国電⼒は、⾜下においては、燃料制約が公知の事実となったことを考慮の上「要因を記載するよう運⽤を変更」と回答し、出⼒低下要因として燃料制約である旨を記載。

 上記のように、HJKS上の停⽌・出⼒低下の理由が必ずしも明⽰されていないことから、市場参加者から、これが故障等によるものなのか、燃料制約によるものなのか、判断がつかず、電⼒調達の予⾒性に影響するといった指摘がある。

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（参考）電⼒適正取引ガイドラインにおけるインサイダー取引の規制
イ 公正かつ有効な競争の観点から問題となる⾏為①インサイダー取引
⼀部の電気事業者のみが、インサイダー情報（注）を⼊⼿し、これに基づいて取引を⾏うことができるとすれば、当該情報を知る電気事業者のみが当該情報に基づいた取引により卸電⼒市場で利益を得て、他⽅で当該情報を知らない電気事業者が損失を被るおそれがある。このように、インサイダー情報を知る⼀部の電気事業者のみがインサイダー情報を知って取引を⾏うことは、卸電⼒市場における健全性と公正性を損なうおそれがあることから、電気事業法に基づく業務改善命令⼜は業務改善勧告の対象となり得る。
（注）インサイダー情報とは、電気の卸取引に関係があり、卸電⼒市場（相対契 約を含む。）の価格に重⼤な影響を及ぼす以下の事実等をいう。
（ａ）認可出⼒１０万キロワット以上の発電ユニットの計画外停⽌に係る事実 （停⽌⽇時、ユニット名、当該発電ユニットが所在するエリア及び発電
容量）（ｂ）上記（a）の発電ユニットを保有する発電事業者が合理的に推測する当該 ユニットの停⽌原因及び復旧⾒通し（ｃ）認可出⼒１０万キロワット以上の発電ユニットの計画停⽌を決定した場合における当該決定の事実（ｄ）上記（c）の決定を変更する決定を⾏った場合における当該変更決定の事実（当該変更決定を更に変更する場合も含む。）（ｅ）上記（a）⼜は（c）の発電ユニットの復旧予定⽇を決定した場合におけ る当該決定の事実（ｆ）認可出⼒１０万キロワット以上の発電ユニットにおいて１０万キロワッ ト以上の出⼒低下が２４時間以上継続することが合理的に⾒込まれる
場合 （当該出⼒低下を決定した場合を含む。）における当該事実（出⼒低下⽇時、ユニット名、当該発電ユニットが所在するエリア及び出⼒低下量）。ただし、 ⾃然変動電源（例えば太陽光発電や⾵⼒発電など）において、設備など発 電能⼒に問題がなく単に未来の気候条件に
より発電量の低下が⾒込まれる 場合はこの限りでない（注）。
（ｇ）上記（f）により開⽰された⾒込みに変更が⽣じた場合における当該変更後の⾒込み（当該変更後の⾒込みを更に変更する場合も含む。）（ｈ）広域機関の系統情報公開サイト（広域機関システム）において公表することとされる送電設備の運⽤容量や使⽤状況に関する事実等

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（参考）HJKS登録時の理由の開⽰に対する委員からのこれまでのコメント
 HJKS上での理由の開⽰は積極的に考えるべき。これには、市場参加者の予⾒性の確保のほかに、⽀配的事業者の市場⽀配⼒の抑制という⽬的もあると思う。情報公開について消極的な理由として、上流調達の交渉⼒の話があるが、私はこれがどれほど⼤きいのか疑問。どれほどの懸念があるのか、確認していただきたい。（第57回制度設計専⾨会合 武⽥委員）
 HJKSの停⽌・出⼒低下の理由の開⽰について。予⾒性の観点からは、いつ停⽌・いつ復旧という期間の話が重要であって、出⼒低下・停⽌の理由そのものについて予⾒性の観点からはそこまで重要ではないのではないか。（第57回制度設計専⾨会合 九州電⼒松本オブ）23

資源エネルギー庁における燃料在庫開⽰の議論について
 資源エネルギー庁では、燃料ガイドラインの整備・需給検証でのkWh確認に加え、当⾯は⼤⼿電⼒の⽉末在庫合計値の状況や、⽉間の調達・消費の合計値を公開予定。
第33回 電⼒・ガス基本政策⼩委員会（2021年4⽉20⽇）資料5 ⼀部改変

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今後の検討の⽅向性について（HJKS登録時の理由の開⽰）
 現⾏の電⼒適正取引ガイドラインにおけるインサイダー情報の適時公表（HJKSでの公表）の規制においては、開⽰の対象となる停⽌や出⼒低下の公表にあたり、その原因・理由（例．燃料制約）の開⽰は必須ではなく任意とされている。
 しかし、今冬のスポット市場価格⾼騰事象を踏まえると、停⽌や出⼒低下に⾄る燃料不⾜という要因は、市場価格の形成に⼤きな影響を与える可能性を現に有する重要な情報であることを改めて考慮する必要があるのではないか。
 この点、前記17⾴と同様、⼀部の市場参加者（発電事業者など）のみが需給のひっ迫につながる可能性のある燃料不⾜の事実を認識して市場取引を⾏うことができる⼀⽅、他の市場参加
者（⼩売電気事業者など）がその事実の情報を持たないままで市場取引を⾏うとすると、他の市場参加者が損失を被る中、⼀部の事業者が情報を有することに基づき利益を獲得できるといった状況が⽣じるおそれがあり、市場取引の公正性の観点からは懸念があると考えられるのではな
いか。
 上記のような今冬の事象の経験を踏まえると、電⼒適正取引ガイドラインによるインサイダー情報の開⽰の規制において、市場の価格形成への重要な要因となり得ることを踏まえ、停⽌や出⼒低下の原因・理由についても開⽰を必要とすることについて検討することが適切ではないか。
 なお、燃料在庫の開⽰については、前述のとおり、資源エネルギー庁の電⼒・ガス基本政策⼩委員
会の整理において、上流の燃料調達への影響の観点から、⼤⼿電⼒の⽉末在庫合計値の公表が進められている。他⽅で、燃料制約に伴い実際に停⽌・出⼒低下が発⽣した場合の情報開⽰
については、上記のインサイダー情報開⽰規制の趣旨も踏まえて、別段の検討が必要と考えられるのではないか。
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1-1. (3) 発電実績の公開

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（３）発電実績の公開（調査結果）
 今冬のスポット市場価格⾼騰に際し、新電⼒から、発電に関する情報を広く公開してほしいという要望の声があるところ、市場の透明性、市場参加者の予⾒性の向上のため、発電情報の公開の充実に向けた検討が重要。
 こうした声を踏まえ、発電事業者に対して、発電情報公開に関する影響（発電実績を公開する
場合の実務上の負担、ユニット毎・コマ毎に発電実績を公開した場合に⽣じる競争上の懸念等）にかかる実態調査を実施。調査の結果、事業者からは、ユニット毎の運転状況とシステムプラ
イス・エリアプライスの状況を照らし合わせることにより、限界費⽤や運転パターンが⼀定程度類推可能となり得るところ、これらの情報により相対卸交渉等における⽴場への影響を懸念する声が聞かれた。
 また、個社特有の懸念として、技術実証⽤のユニットでの技術的な試験運転パターンの判明や製鉄・⽯油系といった親会社の事業の副⽣ガスを燃料とするユニットでの、親会社の事業状況の判明を懸念する事業者もいた。
 ⼀⽅で、上記のような懸念はありつつも、今冬の価格⾼騰を踏まえた情報開⽰の必要性を考慮
すると、発電・⼩売の双⽅を抱える新電⼒の⽴場としては、発電実績の公開を進めるべきとの前向きな回答もあった。また、2024年度には容量市場が開始されることを踏まえれば、その後の情報開⽰については前向きに考える必要があるとの回答もあった。
 なお、公開⽅法については、現在既に取組が実施されているエリア・電源種単位での情報公開と同様、 TSO・広域機関での集計・公開を求める声が⼤勢を占めた。

27

（参考）発電実績の公開についての事業者の意⾒
各社からの調査回答および追加ヒアリング時の声
 発電事業者としては、運転パターンが開⽰されることによる影響はあるとは思っているが、⼩売電気事業者も抱える⽴場としては、今冬何が起こっているかが分からなかったため、2020年度冬のLNG需給ひっ迫のような事象の予⾒性を⾼めるためにも、発電実績公開は進めていただきたい。（⽯油・ガス系）
 現状の市場環境や、2020年度冬の状況等を踏まえると、発電実績は公開可能。ただし、今後市場価格が低下して⾃社の限界費⽤が判明した状態で、ユニットと紐付く形の相対契約をする場合には⽀障が⽣じうる。電源を特定せず相対契約を結ぶ場合や先物の活⽤などで各種取引⼿法の活⽤が進めばその懸念は⼩さくなる。
（⼤⼿電⼒）
 ユニットベースで相対契約を⾏なっている場合、コマ毎の発電実績開⽰によって限界費⽤が推定されると、交渉に⽀障が出るが、市場の全体感を踏まえると容量市場開始後には⼀定の情報を出す必要もあるのではないか。
（⽯油・ガス系）
 システムプライスと運転状況の⽐較により、限界費⽤は⼀定の幅で特定されうると考えている。仮に限界費⽤や運転パターンが特定された場合に、具体的に⽰せるわけではないが、相対交渉等において⼀定の影響がある可能性はある。（⼤⼿電⼒）
 相対契約の交渉においては、スポット価格が⾼い⽔準であれば問題ないが、低い⽔準の時に限界費⽤が特定されていると、相対交渉にて不利になりうる。⼀⽅で、発電実績の公開の必要性は理解するため、⽅向性に異存はない。（⽯油・ガス系）
 技術実証⽤ユニットであるため、実証試験時の試験運転時の発電実績をコマ毎に開⽰されると、開発中の最新技術の情報が公開される懸念があるが、通常運転時の発電実績の開⽰は可能。（⾃家発系）
 発電実績の公開は、親会社・関連会社の⽣産プロセスから発⽣する副⽣ガスを燃料としている発電設備においては、⽣産コストの状況を推察する材料となりうると懸念。（共同⽕⼒系）

28

発電実績の公開に対する委員からのこれまでのコメント
 発電情報の開⽰に関する課題の整理が書いてあるが、特に欧州等を⾒て積極的に開⽰の⽅向で制度を考えていくということについて、賛成したいと思います。（第58回制度設計専⾨会合 武⽥委員）29

（参考）発電実績の公開に係る資源エネルギー庁での議論
 発電実績の公開に関しては、資源エネルギー庁においても需要実績、供給実績のリア
ルタイムに近い公開に向けた対応が進んでいるところ。以下の項⽬については夏頃を⽬途に系統情報ガイドラインの改定が⾏われ、22年度以降システム設計開始予定（※）。
【系統情報ガイドラインにおいて追加的に公開することとされた情報】– 全国合計及びエリア毎の需要実績（30分値）、供給実績（電源別、30分値）– 欧州のようにグラフ・表といったビジュアル化して公開・提供する⽅針※システム改修までの間は、需要実績については１時間値、供給実績については電源種別に１時間値で公開。

 上記の通り、⼀定の措置が進んでいるものの、個別電源の稼働状況・発電実績の欧州同様のオープンな公開については、発電事業者の競争上の不利益を考慮し、現時点で未対応となっている。
第27回 ⼤量導⼊⼩委（令和３年３⽉12⽇）における委員指摘

情報公開を進めることには了承だが、個別電源情報の開⽰についてもぜひ次のステップの検討もお願いしたい（岩船委員）

個別電源情報開⽰については、少なくとも欧州で公開されている情報レベルで公開する⽅向で良いのではないか。（新川委員）

30

（参考）欧州における発電実績等の公表について

第57回制度設計専⾨会合（令和3年3⽉2⽇開催）資料5-1より抜粋

 欧州では、情報公開に関するEU規則に基づき、ENTSO-EのHPにおいて、各発電所の稼働状況や発電実績に関する以下の情報が公開されている。
 発電量の予測に関する情報(a) 各エリアの、発電種別ごとの合計発電設備容量(b) 容量100 MW以上のユニットに関する以下の情報
ユニット名、 発電設備容量、所在地、 接続電圧、 ⼊札ゾーン、 発電種(c) 各エリアの、翌⽇の発電計画の合計値（コマ毎）(d) 各エリアの、翌⽇の⾵⼒および太陽光の予測発電量

 発電ユニットの停⽌に関する情報(a) 100 MW以上の計画停⽌等について、以下の情報(b) 100 MW以上の出⼒可能量の変化（計画外停⽌等）について、以下の情報
ユニット名、 所在地、 ⼊札ゾーン、 発電設備容量（MW）、 発電種別、
本状況下での利⽤可能な容量、停⽌の理由、本状況の開始⽇時と終了予定⽇時

 発電実績に関する情報(a) 容量100MW以上の発電ユニットの実際の発電量（コマ毎、５⽇後に公表)(b) エリア毎・発電種ごとの発電量（コマ毎、１時間以内に公表）(c) エリア毎の⾵⼒及び太陽光の発電量（コマ毎、１時間以内に公表）(d) エリア毎の貯⽔型⽔⼒発電の週平均貯⽔率31

（参考）Entso-e Transparency Platform における情報掲載の例
各電源（100MW以上）の発電実績（５⽇後に掲載）

第57回制度設計専⾨会合（令和3年3⽉2⽇開催）資料5-1より抜粋

2021年1⽉1⽇におけるドイツのガス⽕⼒発電所
GTHKW Nossener Brueckeの稼働状況

発電ユニット名

電源ユニットごとに、時間ごとの発電実績が表⽰されている。

32

今後の検討の⽅向性について（発電実績の公開）
 発電事業者への調査からは、発電実績の公開については、主に限界費⽤や運転パターンが⼀定程度類推されることにより、⼩売電気事業者との相対卸交渉等への影響を懸念する声が聞かれた。
 この点を検討するに当たっては、2024年に容量市場が開始されることを考慮する必要があるのではないか。
 すなわち、容量市場開始後は、⼩売電気事業者が供給能⼒を確保する費⽤として、発電事業者に⼩売電気事業者から容量拠出⾦が⽀払われることも踏まえ、①容量市
場開始前（〜23年） ②容量市場開始後（24年〜）に分けて、発電情報公開のあり⽅を検討していくべきではないか。
 特に、②容量市場開始後は、発電事業者が供給⼒を確保することに対して、容量拠出⾦という対価が⽀払われることになるが、そのような状況の変化の中において、なお開⽰することが適当でない具体的な理由を確認することが必要だと考えられるのではないか。（現に、今般の価格⾼騰を踏まえた⼩売電気事業者への情報提供の必要性や、容量市場の開設を踏まえ、発電実績の開⽰を前向きに検討すべきとの発電事業者も存在。）
 上記の点も踏まえ、まずは②容量市場開始後の発電情報公開のあり⽅について検討し、それを踏まえて①容量市場開始前の情報公開のあり⽅を検討していってはどうか。
33

1-2. 今後の進め⽅について34

今後の進め⽅について
 発電情報の公開について、(1)HJKS登録要件・⽅法の⾒直し、(2)HJKS登録時の理由の開⽰、(3)発電実績の公開の各論点について、本⽇の議論も踏まえつつ、引き続き検討を進めることとしてはどうか。

35

１．発電情報公開に向けた検討について
２．ヘッジ市場の活⽤状況に関するアンケート調査結果及び今後の進め⽅について36

ヘッジ市場の活⽤状況に関するアンケート調査について
 今冬のスポット価格⾼騰を受けて、先物・先渡・BL市場等を活⽤したヘッジ取引の重要性について改めて認識されたところ、ヘッジ市場の活性化策を検討するため、各取引所においてヘッジ市場の活⽤状況やニーズに関する市場参加者へのアンケートを実施。
【アンケート概要】– 実施期間︓2021年４⽉14⽇（⽔）〜23⽇（⾦）– 対象︓JEPX取引会員、TOCOM、EEXに参加する⼩売電気事業者及び発電事業者※1（253社）（内訳︓JEPX取引会員251社、TOCOM64社、EEX6社※2）– 回収率︓67.6％（253社のうち、171社回答（内訳︓⼩売電気事業者156社、発電事業者37社））

 本アンケート結果を踏まえ、先渡・先物・BL市場などのヘッジ⼿段について、その利⽤拡⼤が進むよう、政策的に取り組むべき事項について検討を進める。

※1 各取引所から取引会員、取引を⾏っている事業者に対してアンケートを発出しているため、対象事業者は延べ数となる。
発電と⼩売を⼀体で実施している会社については、それぞれ発電・⼩売の質問に回答をいただいている。
※2 JEPX、TOCOMの両⽅、もしくはJEPX、EEXの両⽅で取引を⾏っている事業者については、いずれかの取引所へ回答いただいた。

37

本⽇ご議論いただきたいこと

第58回制度設計専⾨会合（令和3年3⽉24⽇開催）資料4-1より抜粋

 本⽇は、先物市場について、東京商品取引所（TOCOM）及び European
Energy Exchange（EEX）より、以下の点についてご説明をいただく。
 先物市場の概要
 先物市場における今冬の取引について
 取引拡⼤に向けた課題 等
 その上で、先物市場・先渡市場・BL市場などのヘッジ⼿段について、その利⽤拡⼤が進むよう、政策的にどのような取り組みを⾏うべきかについてご議論をいただきたい。
 なお、今般の価格⾼騰を踏まえ、相対取引や先物・先渡市場取引等のヘッジ取引の状況及び取引ニーズ等について、JEPX・TOCOM・EEXとも連係して、基本的に全会員を対象とした事業者への実態調査を実施することとしてはどうか。
 先渡市場について、上記の取引ニーズを踏まえて、商品設計等（※）を検討することとしてはどうか。
※例えば、夏・冬の需要期に合わせた３ヶ⽉商品等におけるシングルプライスオークションの導⼊等について、検討の余地があるか。
38

第55回制度設計専⾨会合（令和3年2⽉5⽇開催）資料4より抜粋（参考）先渡・先物市場等の活⽤促進に向けた今後の対応の⽅向性
 先渡・先物・BL市場などのヘッジ⼿段について、その利⽤拡⼤が進むよう、政策的に取り組むべき事項はあるか。
 例えば、BL市場（2020年度引き渡し分）においては、スポット市場における年間約定量の約２割程度に当たる多くの売り札が出ており、前年度エリアプライスよりも低い価格で取引されていたにも関わらず、約定は⼀部に留まっていた。
 こうしたことを踏まえると、まずは、買い側がヘッジに向けた意識を⾼めていくことが重要であると考えられるのではないか。新電⼒等の事業者がこうしたヘッジ⼿段を⼗分認識し、⾃社にとって最適なポートフォリオを構築し、電源調達をしていくことが期待されるのではないか。
 なお、旧⼀電各社は、昨年7⽉、社内外・グループ内外の取引条件を合理的に判断し、内外無差別に電⼒卸売を⾏うこと等のコミットメントを実施しているが、これが着実に実⾏されることが重要。相対取引等がこのコミットメントに沿って⾏われているか、引き続き確認していく。

39

2-1. (1) ⼩売電気事業者の利⽤動向

40

スポット市場の取引割合について
 ⼩売電気事業者の現物の電⼒取引のうち、2020年度の計画値※1 ・実績値、2021年度の計
画値※2に占めるスポット取引割合※3を区分毎に⽰すと、以下の通り。
 2021年度計画値について、2020年度実績と⽐較すると、全体としても販売電⼒量上位50社※4においてもスポット取引割合を2割以下に抑えようとする事業者が増加傾向にある。（⼩売全体︓37％→43％、上位50社︓52％→59％）
スポット取引割合（N=143※7）

100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%

スポット取引割合（販売電⼒量上位50社）（N=41※8）

10%
9%

15%

18%

10%

10%

15%

17%

18%

22%

22%

23%

27%

22%

18%
12%

15%

16%

２０２０年度（計画値）

２０２０年度（実績値）

２０２１年度（計画値）

1〜20%

41〜60％

0% ※5

21〜40％

61〜80％

81〜100％ ※6

100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%

9%
15%
27%

5%
12%

7%
12%

32%

22%

39%

30%

37%

18%

15%

20%

２０２０年度（計画値）

２０２０年度（実績値）

２０２１年度（計画値）

1〜20%

41〜60％

0% ※5

21〜40％

61〜80％

81〜100％ ※6※1 2020年度の計画値は2020年11⽉時点に計画していた数値。
※2 2021年度の計画値は2021年3⽉末時点で計画している数値。
※3 スポット取引割合の計算⽅法については以下の通り。
⼩売︓年度内におけるネットでのスポット市場調達電⼒量÷年度内における⼩売販売電⼒量
上記の計算式の結果、⼀部事業者についてはスポット取引割合がマイナス値、100%を超える場合があるが、スポット取引割合が0%未満の事業者は「0%」、100%超の事業者は「81〜100%」に分類。
※4 販売電⼒量上位50社とは、2020年4⽉〜2021年2⽉における⼩売販売電⼒量上位50社を指す。
※5 ⼦BGであり、親BGに全量調達を委任している事業者や、⾮化⽯価値取引市場でのみJEPXに参加している事業者が含まれる（スポット取引割合が0%の事業者にも⼀部計上）。以下同様。
※6 発電事業を⾏っており、⾃社ユニットで供給⼒を確保できない場合の全量をスポット市場から調達する事業者が含まれる（スポット取引割合が100％の事業者にも⼀部計上）。以下同様。
※7 ⼩売電気事業者の内、「市場の活⽤状況に関する質問」に対して有効回答した143社について集計。
※8 販売電⼒量上位50社の内、「市場の活⽤状況に関する質問」に対して有効回答した41社について集計。

41

電⼒取引市場に係るリスク把握状況について
 電⼒取引市場に係る各社のリスク把握状況については以下の通り。
 ⼩売電気事業者全体で⾒ると、リスクを把握していない事業者は24%存在しており、定量的に管理できていない割合も合わせると半分弱を占める。販売電⼒量上位50社
で⾒ても、2割以上の事業者は定量的に管理できていない。
市場リスクの把握状況について（N=149※1 ）市場リスクの把握状況について（販売電⼒量上位50社）（Ｎ＝38※2）

8%
26%

24%

16%
42%

27%

23%

リスクを把握していない

34%

リスクを把握していない

定性的には把握しているが、定量的に管理はしていない

定性的には把握しているが、定量的に管理はしていない

定量的に管理はしているが、機動的な取引には移せていない

定量的に管理はしているが、機動的な取引には移せていない

定量的に管理しており、リスクに⾒合った機動的な取引を実⾏している

定量的に管理しており、リスクに⾒合った機動的な取引を実⾏している※1 ⼩売電気事業者の内、「電⼒取引市場に係るリスク把握状況に関する質問」に対して有効回答した149社について集計。
※2 販売電⼒量上位50社の内、「電⼒取引市場に係るリスク把握状況に関する質問」に対して有効回答した38社について集計。

42

電⼒取引市場に係るリスク把握状況とスポット取引割合
 電⼒取引市場に係る各社のリスク把握状況とスポット市場における取引割合の関係性は以下の通り。
 スポット市場での取引割合が０％の事業者※1を除くと、概ねスポット調達割合が⾼くなるにつれて、定量的にリスクを把握できていない割合が増加する傾向にあった。
スポット市場取引割合（リスク把握別）（N=139※2）
100%
90%

12%
24%
38%

80%
70%
60%

37%

14%

19%

6%
44%

21%

24%

50%

24%
28%

30%

40%

36%

30%
20%

21%

47%

13%
20%
22%

10%

32%
43%

13%

12%

21〜40%

41〜60%

21%

0%
0%

1〜20%

61〜80%

81〜100%

リスクを把握していない

定性的には把握しているが、定量的に管理はしていない

定量的に管理はしているが、機動的な取引には移せていない

定量的に管理しており、リスクに⾒合った機動的な取引を実⾏している※1 スポット取引割合が0%未満の事業者は「0%」、100%超の事業者は「81〜100%」に分類。
スポット取引割合が0%の事業者の中には、⼦BGであり、親BGに全量調達を委任している事業者や⾮化⽯価値取引市場でのみJEPXに参加している事業者が含まれている。
※2 ⼩売電気事業者の内、 「市場の活⽤状況に関する質問」 「電⼒取引市場に係るリスク把握状況に関する質問」に対して有効回答した139社について集計

43

市場リスクを管理するための社内体制について
 電⼒取引市場におけるリスクを管理するための社内体制については以下の通り。
 ⼩売電気事業者全体で⾒ると、リスクを管理する担当部⾨（担当者）を置いていな
い事業者は約2割存在している。さらに、販売電⼒量上位50社で⾒ても、約1割の事
業者はリスクを管理する担当部⾨（担当者）を置いていない。
市場リスクを管理するための社内体制（N=146※1）

市場リスクを管理するための社内体制（販売電⼒量上位50社）（N=38※2）

1.リスクを管理する担当部⾨（担2%当者）がいない

14%

3%

19%

1.リスクを管理する担当部⾨（担

11%

28%

当者）がいない

2.リスクを管理する担当部⾨（担2.リスクを管理する担当部⾨（担当者）は存在するが、意思決定の当者）は存在するが、意思決定のためには経営会議にかける必要がためには経営会議にかける必要が29%ある
3.リスクを管理する担当部⾨（担

37%

11%

当者）は存在しており、⼀定の範囲内で決定権がある

ある
3.リスクを管理する担当部⾨（担当者）は存在しており、⼀定の範47%囲内で決定権がある

4.リスクを管理する担当部⾨（担4.リスクを管理する担当部⾨（担当者）は存在しており、ヘッジ取引当者）は存在しており、ヘッジ取引について全権委任されているについて全権委任されている

5.上記のいずれにも当てはまらな

5.上記のいずれにも当てはまらな

い、わからない

い、わからない※1 ⼩売電気事業者の内、「市場リスクを管理するための社内体制に関する質問」に対して有効回答した146社について集計。
※2 販売電⼒量上位50社の内、「市場リスクを管理するための社内体制に関する質問」に対して有効回答した38社について集計。

44

必要なヘッジ取引の実施状況について
 現時点で必要なヘッジ取引を実施できているかについては以下の通り。
 ⼩売電気事業者全体で⾒ると、6割弱の事業者は必要なヘッジ取引を実施できていないと回答しており、販売電⼒量上位50社で⾒ても、5割弱の事業者が必要なヘッジ取引を実施できていないと回答している。
必要なヘッジ取引の実施状況

必要なヘッジ取引の実施状況（販売電⼒量上位50社）（N=146※1）（N=37※2）55%

実施できている45%

実施できていない※1 ⼩売電気事業者の内、「必要なヘッジ取引の実施状況に関する質問」に対して有効回答した146社について集計。
※2 販売電⼒量上位50社の内、「必要なヘッジ取引の実施状況に関する質問」に対して有効回答した37社について集計。

46%

54%

実施できている

実施できていない45

必要なヘッジ取引が実施できていない理由
 必要なヘッジ取引が実施できていないと回答した事業者に対して、その理由を確認した。
 「商品の条件・価格が合わない」という回答が最も多いが、ヘッジに対する理解やヘッジ取引のための⼈員・体制の不⾜などの要因を挙げる回答も多く存在。
実施できていない理由について（N=80※、複数回答）
60%

53%

50%

44%
39%

40%

31%

30%

24%

23%

21%

20%
10%
1%

料⾦メニ

含むため︑ヘに燃料費調整条項をジが不要である

ジ取引 の活⽤⽅法がわからな

ジ会計の適⽤に関する問題が相対契約の交渉に応じても らえな

い

ヘ

い

ヘ

存在する

ジすればいいのかわ

取引のための⼈員が不⾜している

どれだけヘ

からない

取引のための⼗分な社内体制が構※ ⼩売電気事業者の内、「必要なヘッジ取引の実施状況に関する質問」に対して「実施できていない」と回答した80社について集計。

築できていない

商品の条件・価格が合わない

0%

ヘッジに対する理解や⼈員・体制の不⾜に関する回答

46

市場リスクを把握するための参考指標
 各社が市場リスクを把握するための参考指標を⾒ると、「先物価格（TOCOM・
EEX）」や「フォワードカーブ」を参考としていない事業者も⼀定程度存在。
 ⻑期的な市場価格の⽬安となる先物価格やフォワードカーブいずれも活⽤していない
事業者は3割以上存在した。
市場リスクを把握するための参考指標（N=156※、複数回答）
100%

87%

90%
80%
70%
60%

56%
44%

50%

41%

40%
30%
20%
10%

18%

3%

テ ︵

油等︶

・原
LNG

カ 等

ワ ドカ ブワ ドカ ブ

電⼒以外のコモデ

⾃社独⾃のフ

他社の提供するフ

ビス・ブロ

EEX)

の提供する情報等︶

先物価格︵

TOCOM)︵情報提供サ

先物価格︵

価格
JEPX

参考としている指標はない

0%

22%

市場リスクを把握するために、先物価格（TOCOM,EEX）、フォ
ワードカーブ（⾃社独⾃、他社提供）のいずれも活⽤していない事
業者は35％。

※ 本設問においては、各選択肢を選択した⼩売電気事業者数を分⼦、調査に協⼒いただいた全⼩売電気事業者数（156社）を分⺟として各選択肢を選んだ事業者の割合を計算。

47

2-1. (2) ヘッジ市場の利⽤動向とニーズについて48

先渡市場の利⽤実績及び利⽤意向 先渡市場の利⽤実績及び利⽤意向を⾒ると、⼩売電気事業者では、現在利⽤している事業者は10%だが、25%の事業者は利⽤に向けて準備中であると回答している。

先渡市場の利⽤実績について（⼩売）（N=146※1）

先渡市場の利⽤実績について（発電）（N=28※2）

10%

14%
14%

50%

61%

21%

25%
4%

1.現在利⽤している

1.現在利⽤している

2.現在は利⽤していないが、過去に利⽤していた

2.現在は利⽤していないが、過去に利⽤していた

3.現在は利⽤していないが、利⽤に向けて準備中

3.現在は利⽤していないが、利⽤に向けて準備中

4.現在利⽤しておらず、今後も利⽤する予定はない

4.現在利⽤しておらず、今後も利⽤する予定はない※1 ⼩売電気事業者の内、「先渡市場の利⽤実績に関する質問」に対して有効回答した146社について集計。
※2 発電事業者の内、「先渡市場の利⽤実績に関する質問」に対して有効回答した28社について集計。⼀部、PPAによって販売先が全量確定している事業者が含まれる。

49

先渡市場の課題について
 先渡市場の課題について⾒ると、⼩売・発電事業者ともに市場の流動性に関するものが最も多いが、商品区分、社内体制のそれぞれについての課題も挙げられている。
先渡市場の課題について※（複数回答）
60%

56%

50%
40%

44%
38%

38%

30%

22%

22%
11%

10%

10%

8%

22%
19%

15%

22%
13%

8%
3%

燃料調整費制度に対応できない

条件設定が柔軟に⾏えない

商品区分

先渡商品を理解していない

市場の流動性ザラ場取引で あるため︑ ⼈ 的コ

⼩売（N=156）

ストがかかる

⽉間商品の取引締切が早い

ズと

北海道九州エリアにおいて︑ 値差リスクに対応できない

先渡商品の時間区分がニ

合わない

希望する価格の売り札がない

市場の流動性が低い

0%

16%

16%

20%

発電（N=37）

社内体制※ 本設問においては、各選択肢を選択した⼩売電気事業者数及び発電事業者数を分⼦、調査に協⼒いただいた全⼩売電気事業者数（156社）及び発電事業者数（37社）を分⺟として各選択肢を選んだ事業者の割合を計算。いずれの選択肢も選択しなかった事業者についても、特段の課題を感じていない事業者として⺟数に計上されている。

50

先渡市場の⾒直し等に関する意⾒ 先渡市場へのニーズとしては、特に⼩売電気事業者から⼀定の商品区分変更ニーズがあり、対象時間や取引エリアの⾒直し、四半期商品の導⼊等が挙がっている。
 ザラバ取引による取引コストの低減についても、⼩売・発電ともに⼀定のニーズが存在。
先渡市場の利⽤ニーズについて※（複数回答）
35%
29%

30%

28%
24%

25%

23%

20%

18%

20%
15%
8%

10%
5%

11%
8%

8%

5%
3% 3%

3%

⽉間商品の締切期限の⾒直しン

ザラバ取引による取引コストのクシ

低 減︵ 商品を ⼤括り化した上でシングルプライスオ

を導⼊等︶

四半期商品を導⼊する取引エリアに 北海 道 ・九州エリ

⼩売（N=156）

アを追加する〜
17:00

08:00-

08:00-

⽇中商品の対象時間を
〜
08:00
の つ
22:00 2

︑
17:00
に分ける

⽇中商品の対象時間を

にする
22:00

⽇中商品の対象時間を

にする
20:00

商品区分を変更しない

0%

11%

10%

発電（N=37）※ 本設問においては、各選択肢を選択した⼩売電気事業者数及び発電事業者数を分⼦、調査に協⼒いただいた全⼩売電気事業者数（156社）及び発電事業者数（37社）を分⺟として各選択肢を選んだ事業者の割合を計算。いずれの選択肢も選択しなかった事業者についても、特段のニーズを感じていない事業者として⺟数に計上されている。

51

先物市場（TOCOM）の利⽤実績及び利⽤意向 先物市場（TOCOM）の利⽤実績及び利⽤意向を⾒ると、⼩売電気事業者では、
現在利⽤している事業者は12%だが、約4割の事業者は利⽤に向けて準備中と回答している。
 発電事業者についても、現在利⽤している事業者は4%であるが、約3割の事業者は利⽤に向けて準備中と回答している。
先物市場（TOCOM)の利⽤実績について（⼩売）先物市場(TOCOM)の利⽤実績について（発電）（N=145※1）（N=26※2）
0%

12%

4%

2%

27%
50%

37%

69%

1.現在利⽤している

1.現在利⽤している

2.現在は利⽤していないが、過去に利⽤していた

2.現在は利⽤していないが、過去に利⽤していた

3.現在は利⽤していないが、利⽤に向けて準備中

3.現在は利⽤していないが、利⽤に向けて準備中

4.現在利⽤しておらず、今後も利⽤する予定はない

4.現在利⽤しておらず、今後も利⽤する予定はない※1 ⼩売電気事業者の内、「先物市場（TOCOM）の利⽤実績に関する質問」に対して有効回答した145社について集計。
※2 発電事業者の内、「先物市場（TOCOM）の利⽤実績に関する質問」に対して有効回答した26社について集計。⼀部、PPAによって販売先が全量確定している事業者が含まれる。

52

先物市場（TOCOM）の⾒直し等に関する意⾒ ⼩売電気事業者の先物市場（TOCOM）へのニーズを⾒ると、先物商品の勉強会の開催のニーズが最も多く、⼿数料の引き下げを希望する回答も３割以上存在。
 先物商品の会計処理について、ヘッジ会計を明確化することをニーズとして挙げている事
業者は⼩売、発電事業者ともに多く存在。
先物市場（TOCOM)の利⽤ニーズについて※（複数回答）
35%

33%

32%
27% 27%

30%
25%

22%

20%
15%

19%

19%
15%
11%
8%

10%

8%

5%
3%

5%

0%

ヘ ジ会計を明確化する

限⽉を延⻑する

⼿数料の引き下げ

⼩売（N=156）

取引単位を引き上げる

取引エリアに北海道・九州エリアを追加する

⽇中商品の対象時間を つに2分ける

週間商品の追加

先物商品の勉強会の開催

0%

11%

10%

発電（N=37）※ 本設問においては、各選択肢を選択した⼩売電気事業者数及び発電事業者数を分⼦、調査に協⼒いただいた全⼩売電気事業者数（156社）及び発電事業者数（37社）を分⺟として各選択肢を選んだ事業者の割合を計算。いずれの選択肢も選択しなかった事業者についても、特段のニーズを感じていない事業者として⺟数に計上されている。

53

先物市場(EEX)の利⽤実績及び利⽤意向 先物市場（EEX）の利⽤実績及び利⽤意向を⾒ると、⼩売電気事業者では、現在利⽤している事業者は3%だが、約4割の事業者は利⽤に向けて準備中と回答している。
 発電事業者についても、約3割の事業者は利⽤に向けて準備中と回答している。
先物市場（EEX)の利⽤実績について（⼩売）先物市場(EEX)の利⽤実績について（発電）（N=143※1）（N=27※2）

3%

1%

0%

0%

33%
59%

37%

67%

1.現在利⽤している

1.現在利⽤している

2.現在は利⽤していないが、過去に利⽤していた

2.現在は利⽤していないが、過去に利⽤していた

3.現在は利⽤していないが、利⽤に向けて準備中

3.現在は利⽤していないが、利⽤に向けて準備中

4.現在利⽤しておらず、今後も利⽤する予定はない

4.現在利⽤しておらず、今後も利⽤する予定はない※1 ⼩売電気事業者の内、「先物市場（EEX）の利⽤実績に関する質問」に対して有効回答した143社について集計。
※2 発電事業者の内、「先物市場（EEX）の利⽤実績に関する質問」に対して有効回答した27社について集計。⼀部、PPAによって販売先が全量確定している事業者が含まれる。

54

先物市場(EEX)の⾒直し等に関する意⾒ ⼩売電気事業者の先物市場（EEX）へのニーズを⾒ると、TOCOMと同様、先物商
品の勉強会の開催ニーズが最も多く、⼿数料の引き下げニーズも2割以上存在。
 発電事業者については、先物商品の会計処理について、ヘッジ会計を明確化することをニーズとして挙げている事業者が最も多い。
先物市場（EEX）の利⽤ニーズについて※（複数回答）
40%

37%

35%
30%

27%

25%

25%
20%

19%

15%

17%

17%

14%

19%

21%

11%

10%
3%

5%

ヘ ジ会計を明確化する

⼿数料を引き下げる

⼩売（N=156）

取引単位を引き下げる

取引エリアに北海道・九州エ

ド商品の対象時間

リアを追加する

ピ クロ

を つに分ける
2

先物商品の勉強会の開催

0%

3%

発電（N=37）※ 本設問においては、各選択肢を選択した⼩売電気事業者数及び発電事業者数を分⼦、調査に協⼒いただいた全⼩売電気事業者数（156社）及び発電事業者数（37社）を分⺟として各選択肢を選んだ事業者の割合を計算。いずれの選択肢も選択しなかった事業者についても、特段のニーズを感じていない事業者として⺟数に計上されている。

55

ベースロード市場の利⽤実績及び利⽤意向 ベースロード市場の利⽤実績及び利⽤意向について⾒ると、⼩売電気事業者では、現在利⽤している事業者は約2割であり、3割の事業者は利⽤に向けて準備中と回答している。
 発電事業者については、旧⼀電・JERA・電発含めて約4割の事業者が利⽤中。加えて、約1割の事業者は利⽤に向けて準備中と回答している。
ベースロード市場の利⽤実績について（⼩売）ベースロード市場の利⽤実績について（発電）（N=147※1）（N=30※2）
うち旧⼀電・
JERA・電発

10%
22%
39%
9%

43%

30%

33%

13%
0%

1.現在利⽤している

1.現在利⽤している

2.現在は利⽤していないが、過去に利⽤していた

2.現在は利⽤していないが、過去に利⽤していた

3.現在は利⽤していないが、利⽤に向けて準備中

3.現在は利⽤していないが、利⽤に向けて準備中

4.現在利⽤しておらず、今後も利⽤する予定はない

4.現在利⽤しておらず、今後も利⽤する予定はない※1 ⼩売電気事業者の内、「ベースロード市場の利⽤実績に関する質問」に対して有効回答した147社について集計。
※2 発電事業者の内、「ベースロード市場の利⽤実績に関する質問」に対して有効回答した30社について集計。⼀部、PPAによって販売先が全量確定している事業者が含まれる。

56

ベースロード市場の利⽤ニーズについて（⼩売） ⼩売電気事業者のベースロード市場へのニーズを⾒ると半数近くの⼩売電気事業者
が、預託⾦の⾒直しやオークションの開催⽇程の追加をニーズとして挙げている。
ベースロード市場の利⽤ニーズについて（N=156※、複数回答）
50%

47%

45%

43%

41%

40%

35%

35%
30%
25%
19%

20%
15%
10%
5%

買い⼿の購⼊可能量の⾒直し

オ クシ ンの開催⽇程の追加

預託⾦の⽀払期限の延⻑

預託⾦の拘束期間の短縮

預託⾦の⽀払額の引き下げ

0%※ なお、ベースロード市場に関しては、第50回制度検討作業部会（2021年4⽉26⽇開催）において、預託⾦⽀払額（⽔準を引き下げる⽅向でJEPXに検討）および、オークション開催⽇程（買⼿事業者の販売活動が本格化す
る年明け(例えば、１⽉下旬)に追加開催）に関し、2021年度オークションより⾒直す⽅向が⽰された。
※ 本設問においては、各選択肢を選択した⼩売電気事業者数を分⼦、調査に協⼒いただいた全⼩売電気事業者数（156社）を分⺟として各選択肢を選んだ事業者の割合を計算。いずれの選択肢も選択しなかった事業者についても、特段のニーズを感じていない事業者として⺟数に計上されている。

57

2-2. 今後の進め⽅について58

今後の進め⽅について①
 以上のアンケートについて⼩売電気事業者の回答をみると、全体では半数近くの事業者が、販売電⼒量上位50社で⾒ても2割以上の事業者がリスクを定量的に管理できていないことが明らかとなった。
 また、リスク管理の担当部⾨については、⼩売電気事業者全体では、リスクを管理する担当部⾨（担当者）がいない事業者が約2割存在し、販売電⼒量上位50社で⾒ても、1割以上の事業者はリスクを管理する担当部⾨（担当者）を置いていない。
 必要なヘッジ取引について⾒ても、これを実施できていないと回答した事業者が全体の６割弱存在。実施できていない理由としては、そもそもリスクヘッジの⽅法がわからな
い、社内体制・⼈員が不⾜していることを挙げている事業者が多く存在した。
 さらに、先物市場のニーズにおいて、勉強会の開催についてのニーズが最も多く挙がっており、こうした点を踏まえると、市場取引にかかるリスク認識やヘッジ取引の⽅策について理解を促進することがまずは重要であると考えられる。
 上記の点を踏まえて、資源エネルギー庁においても「リスクマネジメントガイドライン（仮称）」の検討を進めているところ、実態に即したガイドラインになるよう検討していくことが重要ではないか。
59

（参考）TOCOM/EEXの先物商品勉強会等の取組
 現在、TOCOM,EEXにおいては以下の取組が実施されているところ。
① TOCOM
 2020年4⽉より電⼒先物商品についての勉強会を録画したコンテンツを東京商品取引所内のHP※1にて公開（事業者から追加で説明の依頼があった場合には、個別のオンライン⾯談にも対応。）
 2021年5⽉からは、希望する事業者に対してTOCOMにおける⽴会外取引の注⽂内
容（商品・価格・数量等）を記載した注⽂リストを毎⽇メールにて送付。
② EEX
 個社毎に、オンラインでの勉強会に対応※2 。
 加えて、様々な媒体を通じた電⼒先物商品の啓蒙活動を検討中（業界紙での清算価格・取組⾼・先物カーブ等の掲載を開始。⼜、ネットでのラーニング教材の⼀般公開等も検討中）。

※1 TOCOM 「電⼒先物スクール」（https://www.tocom.or.jp/jp/electricity/school.html）※2 EEX 問い合わせ先（bob.takai@ext.eex.com）

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今後の進め⽅について②
 さらに、今般のアンケート結果によれば、各ヘッジ市場について、⼀定程度の利⽤意向があり、かつ、活性化に向けて以下のようなニーズがあることが明らかとなった。
①先渡市場について
 商品の対象時間の変更、取引エリアの追加、四半期商品の導⼊といった商品区分の⾒直し シングルプライスオークションの導⼊等を通じた、ザラバ取引による取引コストの低減
等②先物市場（TOCOM、EEX）について
 先物商品勉強会の開催
 ⼿数料の引き下げ
 ヘッジ取引に係る会計処理の明確化③ベースロード市場について
 預託⾦⽀払額の⾒直し オークション開催⽇程の追加

等等

 今般のアンケート結果を踏まえ、各取引所において商品区分の⾒直し等のニーズに対応する取組を進めるとともに、政策的に必要な取組についても引き続き検討していくこととしてはどうか。

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