小売の確保率はまだ決まっていません。中長期市場の10%供出案は売り側の市場設計であり、自社が10%を買える保証ではないため、確保義務と市場流動性を分けて管理します。
量的な供給力確保の詳細設計へ移行。
履行市場の供出総量10%案を提示。小売の確保率変更ではない。
商品・供出量・エリア設計は具体化しましたが、すべて事務局案です。小売は想定商品ごとの数量、価格、燃調、値差、資金を試算し、最終制度へ備えます。
市場目的、商品、約定、市場範囲を検討。
供出総量・対象・配分、燃調商品、エリア指定入札を事務局案として提示。
取消事由の期間は法律で明確になりましたが、8月25日の「正当な理由」は審査基準案です。取消しは自動ではありません。対象事業者は不可避な原因と実行可能な開始・再開計画を一体で説明します。
未開始・長期休止を登録取消事由へ追加する法的枠組みが確定。
「正当な理由」の二要件と例示を含む審査基準案を提示。
市場連動メニュー自体が禁止されるわけではありませんが、価格変動リスクを需要家に転嫁する以上、算定式と不利条件の説明精度が競争力とコンプライアンスの両方を左右します。
料金・契約・媒介等の適正な営業ルールを整備。
高騰可能性、算定方法、リスク説明の重要性が増加。
料金連動と数量確保は別論点として整理が必要。
取引所の指定・監督制度は法律上成立しましたが、まだ施行前です。既存JEPX規程では8月27日に監視委員会が異存なしと正式回答しましたが、大臣認可・発効の確認が残ります。
取引所の指定・監督制度が成立し、施行準備へ移行。
ベースロード市場の値差清算業務を1年延長する申請を審査。
業務規程変更の認可に関する回答案を審議。
認可に異存ない旨を経済産業大臣へ回答。
第1回取引の中止は確定事実ですが、GX-ETS算入方法は改定案です。値差清算延長は監視委員会が8月27日に異存なしと正式回答した段階であり、大臣認可・発効は別に追います。
GX-ETSの卸取引での取扱い検討を受け、JEPXが中止を公表。
費用配分・余剰収益の上限価格反映案を審議。
改定案は9月24日まで意見募集。値差清算延長への回答案を審議。
規程変更の認可に異存ない旨を経済産業大臣へ回答。
スポット移行は稼働済み、次の期限は2026年10月1日受渡分の時間前市場です。発注から約定取込、計画修正、障害時手動運用までを本番相当で通します。
スポット・時間前市場の段階移行を提示。
新システムに対応する取引規程変更を審議。
段階的に新取引基盤へ移行。
2030年度の入札ルールは確定し、2027年度追加調達の価格・量も確定しました。一方、1兆2,508.8億円は小売容量拠出金の試算であり、最終請求額として扱いません。
メイン全量調達、5%上限、Net CONE等を最終化。
457.9万kWを10,361円/kWで落札し、拠出金試算を公表。
未収額の実際の再配賦は公表資料上確認できない。
2025年度落札分は契約締結まで進みました。ただし、年額やロードマップは直ちに小売へ同額請求されるものでも、後段の脱炭素化が無条件で確定したものでもありません。
結果と最終要綱・約款は8月27日時点で未公表。
後段の燃料転換・CCSは条件付き工程として開示。
約定時から容量・金額の変更なし。
第3回募集は正式に始まっています。小売の通常調達や容量拠出金を代替する制度ではないため、緊急時の供給力効果と送配電経由の費用波及を別建てで管理します。
安定供給WG案の制度内容を確定。
東100万kW・西68万kW、9月15日締切で正式募集。
第1回の非FIT再エネ指定なしは1.20円/kWhで約定しました。買いが売りを大幅に上回る一方、売り全量は約定していないため、数量だけでなく入札価格と代替策を管理します。
売り惜しみ、価格つり上げ、相対交渉上の問題なし。
1.20円/kWh・約1.15億kWhで約定。
卸・料金への反映方法と排出枠市場像は具体化しましたが、どちらも案です。小売は事業者単位のGX-ETS費用を電源・契約へ配分できる原価台帳と、複数炭素価格に対応する契約条項を先に用意します。
卸・ベースロード・容量市場・経過措置料金への費用・収益反映案を具体化。
排出枠市場の基本設計案と2027年度秋頃の開設想定を提示。
化石燃料賦課金は燃料輸入段階、GX-ETSは排出量管理の段階で作用します。小売は双方を同じ炭素費用として一括計上せず、契約ごとの転嫁経路を確認します。
2028年度からの化石燃料賦課金導入を法定。
支払期限、減免等の実施事項を具体化。
輸入事業者等への賦課を開始。
同時市場は現行の需給調整市場の足元変更とは別の将来制度です。導入日を待つのではなく、需要予測から計画提出・時間前取引・精算までのデータを一つの需給運用基盤へつなぎます。
基本的な市場制度と運用像を整理。
電力システム全体での位置付けと残論点を整理。
業務設計・技術研究会を設け、詳細設計へ進む方針を提示。
10円上限は確定変更ですが、蓄電池・PCS・東3エリア必要量はまだ提案です。収益・委託費は上限改定を反映し、設備改修は規程確定を待ちます。
一次・二次①・複合を9月1日から10円へ。
前日・30分化の実態と商品要件、東3社の必要量見直し案を提示。
出力制御と調整力指令の重複時の基本処理を確認。
間接送電権は全国平均価格と供給エリア価格のずれを抑える手段です。対象連系線・方向・期間が自社契約と一致するかを確認し、相対価格と一体で採算評価する必要があります。
間接送電権の新商品と市場設計を検討。
年間・週間商品の入札・精算方法を公表。
7エリアを担保とする評価は案であり、個別小売の調達保証ではありません。東京・中部・九州を別管理し、実際の募集条件と交渉過程を記録します。
各社のプロセス・結果を継続監視。
第11回評価案として7エリア担保、東京・中部未達、九州保留を提示。
8社の収入上限変更は監視委員会の意見回答後、大臣承認待ちです。一方、中国は別経路で約款変更を届け出、11月1日実施と平均単価を公表済みです。手続と確定度を分けて料金準備します。
物価変動、事業報酬、調整力費用等を期中調整へ反映する申請。
別経路で11月1日実施と平均単価を公表。
8社の申請額を査定し、承認に問題なしとの案を審議。
8社の変更承認について問題がない旨を経済産業大臣へ回答。
沖縄の指定解除は未決のままです。新たにGX-ETSの料金反映案が具体化しましたが、料金改定決定ではないため、解除と炭素費用を分けて追います。
指定解除とGX-ETS費用反映を継続検討。
経過措置料金への費用・収益の会計処理案を提示。
代理店へ販売を委託しても、説明義務と監督責任は切り離せません。問題発生後の是正ではなく、台本・広告・録音・苦情を定期サンプリングする統制が必要です。
電力小売営業の適正な説明・表示・代理店管理を更新。
相談・情報提供を踏まえ、50件の業務改善指導を実施。
次世代メーターは設備更新だけでなく、小売のデータ受領・請求・切替業務の変更です。新旧仕様が混在しても誤請求を起こさない受入試験が中心課題になります。
一般送配電事業者が段階的な設備更新へ移行。
マニュアル、確定使用量通知、EDI規格の変更を検討。
制御量は足元で急増し、2035年見通しもエリア差が大きい状況です。ただし長期率と低減効果は複数対策を置いたシナリオであり、保証値ではありません。契約・案件評価をエリア別に行います。
通年実績として過去最大規模。
3か月で前年度通年を上回り、全10エリアで制御が発生。
2026年春実績、2035年エリア別見通し、低減策の感応度を提示。