第7回 制度設計・監視専門会合

この回の資料と要約

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   インバランス料金制度の詳細設計等について

   - Ｃ値は2026年度から当面300円/kWh、Ｄ値は50円/kWhとし、状況を監視して必要に応じ見直す事務局案が示された。沖縄エリアも同様である。 - 累積価格閾値制度は、直前７日間にエリアプライス（沖縄はインバランス料金）が200円/kWh以上となるコマが30に達すると発動し、上限を100円/kWhとする案である。 - 時間前市場のエリア別情報公表は、競争への影響を検証しつつ、2026年４月の実施を目指して検討する案である。 - いずれも今回時点では事務局提案であり、次回会合で中間取りまとめの改定案を提示する予定である。

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   インバランス料金制度の見直しを中心とした制度改革への実務者の受け止めと見解

   - 実務者はC値300円/kWh・D値50円/kWhで様子を見る案を妥当とする一方、引き上げには遵守意識向上と事業撤退・融資縮小の懸念が併存すると整理する。制度決定ではなく、事業者側の受け止めである。 - 累積価格閾値制度だけでは高騰リスクを十分に抑えられず、広域予備率の算定見直しや関連情報の拡充も必要としている。 - DRは追加供給力として有用だが、事前契約、事業者が供出を選ぶインセンティブ、準備期間が必要であり、C値引き上げだけでは確保できない。 - 複数事業者のベースライン調整、容量市場の計画期限と算定時点のずれ、地域ごとの手続き差を課題とし、制度・システム・ガイドラインの改善を提案する。

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   需給調整市場の運用等について

   - 需給調整市場では、前日取引の三次②は2024年11月以降多くのエリアで単価・費用が低下したが、2月は多くのエリアで単価が上昇し、週間取引では東北・関西の単価・費用が相対的に高かった。3月は1～10日の速報値である。 - 2025年度のB種電源協議は3月25日時点で2社10件が整い、算定諸元の確認・修正後、不適切な点は見受けられなかったため、確認値を一定額とすることが提案された。残る案件は協議成立後に報告予定である。 - 東北では一次・二次①の調達率が平均2割以下であり、東北電力ネットワークは最大23万kWの揚水随意契約を提案した。事務局は契約を認めて差し支えないとし、価格や交渉内容、精算額を事後監視する方針である。

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   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

   - 東電PG・東電RPの第3回モニタリングでは、ITガバナンス、委託先管理、3線管理に一定の整備・実施が確認された。 - 継続課題は、非公開情報を扱うEUCの全社管理、両社から受託する会社の安全管理措置、外部視点を含む監督機関等での議論である。 - 第4回ヒアリングと集中改善期間終了時の取組状況の採点は予定段階であり、結果はまだ示されていない。 - 東電PGを除く18社にも前回モニタリング論点のフォローアップを予定し、その結果を両社の採点結果と合わせて報告する。

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   ガス小売事業者によるガス開栓に係る適正な取引環境の検討について

   - ガス開栓期間の差には、小売・ワンタッチ卸事業者の処理頻度と申込誤り等に備えたバッファーが影響している。 - 申込誤り対応を小売事業者が担う前提で、卸事業者にバッファー削減要請への誠実な対応を求める取引指針上の「望ましい行為」が提案された段階である。 - 処理頻度向上にはシステム投資や増員が必要で、需要家負担への影響を考慮し、制度変更の要否は競争状況を広く評価して判断すべきとされた。 - 後追いスイッチングは許容されず、委員会は2024年12月に10万6603件を行った事業者へ業務改善勧告を実施した。

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   長期脱炭素電源オークションにおける他市場収益の監視の在り方に関する検討会の設置について

   - 長期脱炭素電源オークションの他市場収益監視を具体化する検討会の設置提案であり、公開開催を予定する。 - 応札時の他市場収益は一律０円、落札後は実績収益の約９割を広域機関へ還付する仕組みである。 - 検討対象は、相対契約の規律監視と、他市場収益実績の監視方法・対象・費目・業務日程である。 - 第１回は５月頃、取りまとめは７月頃の予定である。

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   自主的取組・競争状態のモニタリング報告（2024年10月～2024年12月期）

   - 2024年10～12月期のスポット市場価格は平均12.5円/kWhで前年同期並みだが、30円超の高騰は7回に増え、10月のFC運用容量低下で東西価格差が拡大した。 - スポット約定量は654億kWh（前年同期比1.1倍）、時間前は15.7億kWh（1.2倍）、先物は237.9億kWh（約4倍）で、先渡の約定はなかった。 - 10連系線中7か所で分断率が前年より上昇し、関西四国間・中国四国間は11・12月に50%を超えた。背景として連系線作業による容量低下や安価な売り入札増加が挙げられている。 - 新電力の総需要シェアは20.1%へ増加し、低圧料金は全エリアで規制料金が自由料金以上となった一方、一部エリアでは燃料費調整額の上限超過が続き、資料は引き続き注視するとしている。

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