この回のダイジェスト
制度設計案と市場モニタリング結果が示され、複数の論点は引き続き検討段階である。
この回で示されたこと
- ガス導管事業者の法的分離に伴う行為規制として、広告・社名・商標、グループ内取引などの省令案が提示された。特別一般ガス導管事業者の社名は、小売・製造事業者と同一視されるおそれがある場合に禁止し、「導管」「ネットワーク」等で導管事業者と分かる場合はグループ名称を含んでも認める考えである。いずれも提案段階である。資料1
- 2021年度以降のインバランス料金について、需給ひっ迫時補正により小売等の事前の不足回避行動を促し、需給改善につなげることへの期待が示された。料金水準や予備率の定義は引き続き検討事項であり、突発的なひっ迫時の市場停止・再開と精算方法も論点である。資料2
- 補正料金算定インデックスを広域運用エリアごとに「（供給力－需要）÷需要」で算定する案が示された。発動済み電源Ⅰ’・緊急確保自家発は供給力に含めず、当面は補正料金カーブで対応する案である。予測インデックスは公表せず、ゲートクローズ後に補正料金を公表する運用案も提示された。資料3
- 需給調整市場の三次②について、落札結果等を約定処理当日の17時頃に公表する案と、時間前市場向け確保量αを差し引いて連系線容量の確保上限を設定する考え方が示された。2018年度実績による参考試算では、確保量を平均＋3σとした場合の三次②影響額は約5.7億円、最大値とした場合は約23.2億円であり、2021年度の確定値ではない。資料4
- 発電側基本料金は2023年度導入を目指す方針が示された。小売：発電の負担規模を90：10とする例は未確定であり、卸料金への転嫁割合や具体的ルール、課金対象kW・割引地域等も今後の検討事項である。資料5
- 2019年4〜6月期のモニタリングでは、JEPX取引量の需要比率が平均32.8％（前年同期の1.8倍）、6月の新電力シェアが総需要の14.8％であった。低圧の累積スイッチング率は広義31.5％、狭義12.0％であり、監視を継続すると報告された。資料6
- 電力適取GLに市場間相場操縦の具体例を追記する案が示された。先物等の利益を目的に卸電力市場価格を操作する行為が対象となり得る一方、ヘッジや正当な裁定取引は通常、相場変動を目的としないと整理された。改正は未決定である。資料7
前回からの変化
この回の資料の要約から AI が作成したダイジェストです（作成）。「資料N」は根拠にした資料で、押すと下の一覧の N 番目の資料へ移動します。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
この回の資料と要約
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ガス導管事業者の法的分離に伴う行為規制の検討について
- 2022年4月の法的分離に向け、ガス導管事業者の中立性を保つ行為規制の省令詳細を検討する資料である。 - 広告・共同営業の制限、社名・商標の独自性確保、通常の取引条件と特殊関係者の範囲について提案し、会合で議論を求めている段階である。 - 取引条件はグループ外の同種取引を基準とし、特殊関係者にはグループ内事業者の子会社等・関連会社・主要株主を含める案である。 - 資料の工程案では2020年3月に規制詳細を決定、同年6月に省令制定、2022年4月に施行する。
- 2
インバランス料金に逼迫時の価格補正を導入することで需給改善に期待すること
- 2021年度以降の需給ひっ迫時補正インバランス料金は検討中であり、広域機関は事前の回避行動を促す効果を期待している。 - ERCOTでは2018年夏、価格高騰の懸念に対し、発電設備の自主起動やヘッジなどの行動が見られ、実際の高値発生は限定的だった。 - 国内でもDR・自家発・相対取引・先物などによる不足回避が進めば需給改善が期待されるが、行動がなければ効果は期待しにくい。 - 突発的な災害時は事前行動の余地が乏しく、市場停止時の精算や早期再開を別途検討する必要がある。
- 3
2021年度以降のインバランス料金の詳細設計等について
- 2021年度以降の需給ひっ迫時補正インバランス料金について、広域エリアごとに供給力と需要から算定する「補正料金算定インデックス」の案が示された。制度は未確定であり、過去実績による試算を通じて今後検証する。 - 調整水力は、コマごとの最大出力と貯水量等に基づく値の小さい方を計上する案である。発動済み電源Ⅰ’や緊急確保自家発は、指標の供給力に含めない。 - 電源Ⅰ’・自家発等の価格は当面、通常料金に直接反映せず補正料金カーブで代替し、将来的には直接反映する方法を志向する案である。 - 公表は前日・当日朝に実運用の予備率予測、ゲートクローズ後に補正料金とする案であり、指標の予測値は公表しない。
- 4
需給調整市場における情報公表及び三次調整力②の連系線容量確保に係る試算について
- 需給調整市場の落札結果等をエリア横断で公表し、約定処理当日の17時頃に公開する案である。2021年時点では三次②を3時間ブロック別に扱う。 - 三次②向け連系線確保上限は、スポット後空容量から時間前市場向け確保量αを差し引く考え方で、2021年度分は2020年度末までに議論・決定する提案である。 - 2018年度実績による参考試算では、三次②への影響額はαを平均＋3σとした場合約5.7億円、最大値の場合約23.2億円であり、2021年度の確定額ではない。 - 市場支配力を持つ事業者への電源選定・価格規律は、応札意欲への配慮を含め次回以降の検討事項である。
- 5
発電側基本料金の詳細設計について
- 発電側基本料金は、系統利用の受益に応じて発電側にも費用負担を求める制度であり、事務局は2023年度導入を目指す方針を示した。 - 託送料金原価総額は変えず、小売側と発電側の双方で負担する想定であるが、例示された小売：発電＝90：10は確定値ではない。 - 卸料金への転嫁は契約交渉や市場を通じて想定されるが、転嫁割合・具体ルールは未確定であり、容量市場の指標価格への反映も検討課題である。 - 課金対象や契約条件、割引地域、料金審査、既存契約の転嫁方法などを優先して詳細設計する。
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第41回 制度設計専門会合 事務局提出資料 ～自主的取組・競争状態のモニタリング報告～（平成31年4月〜令和元年6月期）
- 2019年4〜6月期のJEPX取引量は需要の平均32.8％（前年同期比1.8倍）で、6月には35.4％と過去最高となった。スポット約定量は631億kWh、時間前は4.8億kWhである。 - スポット平均価格は7.84円/kWhに低下し、東西市場分断率は80.4％、価格差は日平均約2.35円/kWhで、前期より値差は徐々に収束した。 - 6月の新電力シェアは総需要の14.8％、相対取引による供給は総需要の3.67％であった。部分供給は6月末7,961件へ減少し、公営電気事業の当期競争入札はなかった。 - 新電力の調達はJEPX依存が高く（87.8％）、累積スイッチング率は広義31.5％・狭義12.0％であった。資料は市場モニタリングを継続するとしている。
- 7
電力卸市場に関する市場間相場操縦規制について
- 事務局は、先物など他の電力関連取引を有利にする目的で卸電力市場の価格を誘導する行為を、電力適取GLに例示する案を提示した。決定ではない。 - 現行GLに市場間相場操縦の明記はないが、一般的な相場操縦規制に該当すれば現行制度でも対象となり得る。JEPX取引規程と商品先物取引法には明示規定がある。 - 他市場の利益を狙った価格誘導は問題となり得る一方、通常のヘッジ取引や正当な裁定取引は相場操縦に該当しないと整理されている。 - 電力先物は2019年9月17日の取引開始予定として紹介され、海外例としてEUのREMIT規制と米国Barclays事件が示されている。
要約は AI が作成したものです。正確な内容は配信元の資料 PDF をご確認ください。
制度設計専門会合
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