第71回 制度設計専門会合

この回の資料と要約

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   「戻り需要」に係る独占禁止法・電気事業法の解釈について

   - 供給力に余力のない旧一般電気事業者が、戻り需要に応じるため卸電力市場等から追加調達する場合の法令解釈を示した資料である。 - 追加調達が前提で、標準メニューや最終保障供給約款を上回る料金、市場連動型料金での契約、または契約を締結しないことは、独占禁止法・電気事業法上問題ない。 - 戻り需要への不当な高値設定や交渉拒否は違法となる可能性がある一方、予備力活用に伴う合理的なコスト増の反映は原則問題ない。 - 特定の需要家への著しい安値供給で競争相手の事業を困難にするおそれがある場合も、独占禁止法上違法となる可能性がある。

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   最終保障供給料金の在り方について

   - 燃料価格高騰で一部の自由料金が最終保障供給料金を上回り、最終保障供給への申込みが増加している。2022年4月以降、さらなる増加も見込まれている。 - 最終保障供給は契約先を失った需要家のセーフティネットであり、長期依存は制度上想定されていない。 - 事務局は、需要家負担に配慮しつつ競争や適正な価格形成を損なわない料金の適正化を提案している。具体策は未決定であり、審議会での議論を求めている。

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   北海道エリアにおける電圧調整機能の公募調達等について

   - 北海道の電圧調整電源は、2023年度分から公募調達する方針であり、2022年度分は相対取引とする。必要量、入札価格の考え方、募集要件はそれぞれ関係機関・会合・北海道電力NWで検討・設定する。 - 東京のブラックスタート再公募では容量市場対価を入札価格の算定時に控除する条件へ変更し、実際に1系統で落札候補順位が入れ替わった一方、募集要綱案への意見募集は行われなかった。 - 落札結果は資料時点で未確定であり、当初条件に戻した再々公募の要否は会合への論点である。 - 次回以降の公募では技術検討要件の継続的な改善と、再検討を行っていない事業者への技術検討実施が論点として示された。

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   2023年度からの新たな託送料金制度（レベニューキャップ制度）における調整費用の算定方法等について：第71回 制度設計専門委員会合 事務局提出資料

   - 2023〜2027年度の一次〜三次調整力①の費用は、複合約定ロジックで必要量を試算し、市場ガイドラインに沿って単価を算定する案である。料金制度専門会合への提案を予定する段階で、決定ではない。 - 2020年度実績の試算では、複合約定により必要量を商品別合計のH3需要比13.0％から7.6％へ約4割低減した。 - 単価は逸失利益・起動費等と固定費未回収分から試算し、未回収固定費の5割をΔkW価格に計上する案である。対象範囲や市場状況の反映には追加精査が必要である。 - 2024年度以降は電源Ⅱ廃止により一部時間帯で調達量が増える可能性があり、実調達量の事後確認や余力活用電源・EDC制御等の費用低減策を引き続き検討する。

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   2022年度における需給調整市場の事前的措置の対象とする事業者の範囲について

   - 2022年度の需給調整市場について、事前的措置の分析対象地域をkWh市場・ΔkW市場共通の4区分とする案が示された：北海道、東京・東北、中部・北陸・関西・中国・四国、九州。 - 広域運用・広域調達時点では北海道－東北、東京－中部、中国－九州の分断割合が高く、これを主な地域区分の根拠とした。 - 対象事業者はまだ決まっておらず、市場シェアとPSIによる評価を次回以降に行い、両市場ごとに総合判断する。 - 範囲の見直しが完了するまでは、現行の対象範囲を継続する案である。

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   スポット市場価格の動向等について

   - 2022年3月のスポット価格高騰は、高値の買い入札に加え、燃料高、定期検査・燃料制約、地震による供給力減少と気温低下による需要増が重なった結果と整理され、3月22日の日平均は年度内最高の64.06円/kWhとなった。 - 新電力の買い入札中央値は夕方・深夜・早朝を通じて80円/kWhで推移し、2月の入札曲線の試算でも、2020年の買い札への置換は価格を大きく下げる一方、売り札の置換効果は小さかった。 - 事務局は燃料制約の回避努力を事業者に求め、制約が見込まれる場合に機会費用を限界費用へ反映する案を提示したが、制度変更の決定ではなく、価格・入札量の客観的根拠を要件としている。 - 資料時点で価格つり上げ等の問題行為は確認されていないが、売り惜しみなどの相場操縦を防ぐため、厳格な市場監視を続ける必要があるとしている。

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   旧一般電気事業者の不当な内部補助防止策 コミットメント実効性確保に向けた取組について

   - 2022年度相対卸は、暫定のマクロ集計で社外向け供給力が前年度並みかやや増える見込みであり、不当な拒否や大幅制限は確認されなかったが、個別の売り惜しみ・価格差別の有無は未確定である。 - 社外向け取引では常時バックアップが大幅増、通常の社外相対卸は減少見込みである。ベースロード市場は売り入札が新電力需要の49.2％相当でも、約定は4.2％にとどまった。 - 事務局は2023年度当初の通年契約に向け、交渉日程の均等化、卸標準メニューの作成・公表、社内取引の文書化と情報遮断を求め、定期確認する案を提示した。 - 常時バックアップは原則廃止の方向を維持しつつ、オプション価値を含む内外無差別な卸機会を確保した後に廃止する考え方であり、各提案は資料時点で審議中である。

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   第71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～（令和3年10月～令和3年12月期）

   - 2021年10～12月期のJEPX約定量は803億kWhで前年同期並み、需要に対する取引比率は12月時点で41.5％となった。スポット平均価格は15.9円/kWhで、前年同期の8.2円/kWhから上昇した。 - 東京中部間連系線の増強後、分断率は前年同期平均77.0％から42.4％へ低下した一方、中国九州間は21.8％から52.3％へ上昇した。 - 新電力の販売シェアは21.7％、JEPX買い約定量比率は90.5％であった。自治体の長期契約では解約補償金等を含む協議継続例があるが、解消決定ではない。 - 小売情報の開示は契約口数ベースで電源構成94.7％、CO₂排出係数96.7％、非化石証書使用状況87.7％の需要家に届いていた。ガスの新規参入者向け相対卸供給は需要の約0.6％であった。

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