目次
電力市場における量的な供給力確保義務、中長期調達義務が小売電気事業に与える影響は？業界再編・M&Aは加速するか？
エグゼクティブ・サマリー
本レポートは、経済産業省（METI）が導入する新たな規制、すなわち「量的な供給力確保義務」および「中長期調達義務」が、日本の小売電気事業、電力料金、再生可能エネルギー導入の未来に与える多角的かつ深遠な影響を徹底的に分析・予測するものである。
この新制度は、電力自由化以来、最も抜本的な市場構造改革であり、単なる技術的な調整ではなく、市場参加者に財務的健全性と長期的な戦略的規律を求めるという、政府の哲学の根本的な転換を意味する。
本分析が導き出す主要な結論は以下の通りである。
-
業界再編の加速は不可避である：新たな義務は、実質的に小売事業者の財務体力と信用力を問う「ストレステスト」として機能する。スポット市場への依存度が高い、資産を持たない小規模事業者は、長期契約の締結に必要なカウンターパーティーとしての信頼性を欠くため、淘汰の対象となる。これにより、2028年の制度本格適用を前に、大手事業者によるM&Aや事業統合が活発化し、市場の寡占化が急速に進むと予測される。
-
調達戦略の根本的転換：短期的なスポット市場での裁定取引（利ザヤ商法）を前提としたビジネスモデルは終焉を迎える。事業者は、長期の相対契約や電力購入契約（PPA）をポートフォリオの中核に据える、長期的なリスク管理者への変貌を余儀なくされる。2028年に創設される「中長期取引市場」は、この移行を支援する重要な役割を担うが、相対取引の急増が市場の主流となるだろう。
-
電気料金の構造変化：短期的には、安定供給を確保するための「保険料」として、小売事業者が負担する先行コストが料金に転嫁され、電気料金単価は上昇圧力を受ける。しかし、長期的には、調達コストの7割以上が固定化されることで、卸電力市場の価格高騰から消費者が保護され、料金の安定性は飛躍的に向上する。これは、新制度が目指す主要な政策目標の達成を意味する。
-
再生可能エネルギー投資の起爆剤となる：本規制は、意図せずして、日本のグリーン・トランスフォーメーションを加速させる最も強力な推進力の一つとなる。小売事業者に課された長期調達義務は、再生可能エネルギー発電プロジェクトにとって、安定的かつ大規模な需要（オフテイク）を創出する。これにより、プロジェクトの「バンカビリティ（融資適格性）」が劇的に向上し、これまで資金調達が困難であった新規の太陽光・蓄電池プロジェクトへの民間投資が大規模に解き放たれるだろう。特に、太陽光発電と蓄電池を組み合わせた「ファームPPA」の需要が急増すると見込まれる。
結論として、この新制度は、日本の電力市場に痛みを伴うが不可欠な成熟プロセスを強いるものである。多くの小規模事業者の退出という代償を伴う一方で、生き残った事業者はより強固な財務基盤と戦略的深みを持つことになる。
その結果として生まれる市場は、より安定的で、強靭であり、そして日本の脱炭素目標達成に不可欠な再生可能エネルギーの大規模導入を資金的に支えることができる構造へと変貌を遂げるであろう。
1. 新たな規制パラダイム：変動市場における安定性の義務化
経済産業省が打ち出した新たな規制の枠組みは、日本の小売電気市場に対する政府のアプローチが根本的に変化したことを示している。これまでの市場主導の自由放任的なモデルから、厳格な運営規律と財務的健全性を求めるモデルへの移行である。このセクションでは、新たな規制の核心を解き明かし、その構造と意図を詳述する。
1.1 義務の解体：抽象的な責務から具体的な指令へ
新制度の中心には、小売電気事業者に対する「量的な供給力確保義務」の導入がある
具体的には、標準的な事業者（大口事業者）は、供給年度（N年度）を基準として、3年前（N-3年）の時点で想定需要の50%、1年前（N-1年）の時点で70%の供給力（kWh）を契約等によって確保することが義務付けられる
この制度変更は、過去に卸電力取引所（JEPX）のスポット市場で見られた異常な価格高騰と、それに伴う小売事業者の経営破綻の連鎖という深刻な事態への直接的な政策対応である
特に注目すべきは、N-3年という3年先の調達を義務付けている点である。この長期的な視点は、小売事業者だけでなく、発電事業者側に対しても明確な投資シグナルを送ることを意図している。
つまり、3年後の電力需要が契約によって可視化されることで、発電事業者は新たな電源開発や燃料の長期契約に対する予見可能性を高めることができ、これが電力システム全体の供給力増強に繋がるという、間接的だが極めて重要な目的が内包されている
1.2 譲歩と現実：小規模事業者への軽減措置
経済産業省は、新制度が小規模な事業者に与える過度な負担を認識しており、そのための軽減措置を提案している。具体的には、過去3年間の平均販売電力量が年間5億kWh未満の「小規模事業者」を対象に、制度開始から5年間の時限的な措置として、義務の基準が緩和される
この措置の背景には、市場の構造的な現実がある。販売実績のある事業者のうち、数で言えば約9割がこの小規模事業者に該当する一方で、彼らの販売電力量が市場全体に占める割合はわずか3%程度に過ぎない
しかし、この軽減措置を恒久的な救済策と見なすのは誤りである。これはあくまで「当面5年間」の猶予期間に過ぎない
したがって、この措置は小規模事業者にとって、事業規模を拡大するか、戦略的なパートナーを見つけるか、あるいは市場からの秩序ある撤退を計画するための「猶予期間」と解釈するのが妥当である。この点からも、新制度が本質的に業界の再編・淘汰を促す設計思想に基づいていることが見て取れる。
1.3 新たな市場の創設：中長期取引市場によるコンプライアンスの実現
調達義務を課す一方で、その達成手段を提供することも不可欠である。そのために、2028年に「中長期取引市場」が新たに創設される予定である
この市場の目的は、小売事業者が相対契約以外の公式な手段で中長期の電力を調達できる場を提供し、価格変動の激しいスポット市場への過度な依存から脱却させることにある
市場の成功は、大手発電事業者が流動性を供給するかにかかっているが、制度的に調達が義務付けられる以上、活発な取引が見込まれる。
1.4 実施スケジュールと執行：ダモクレスの剣
新制度の導入スケジュールは明確に定められている。2028年に中長期取引市場での取引が開始され、最初の義務達成状況の確認は、2030年度供給分を対象として2029年に行われる
ここで重要なのは、コンプライアンスの「ルックバック」構造がもたらす時間的なプレッシャーである。2029年に行われる最初の確認では、2030年度供給分に対するN-1義務（70%）が審査される。同時に、2032年度供給分に対するN-3義務（50%）も2029年時点で達成されていなければならない。
これは、小売事業者が2029年を迎えるまでに、数年先の未来を見据えた調達戦略へと根本的に転換を完了させておく必要があることを意味する。実質的な戦略変更のデッドラインは2029年ではなく、まさに「今」なのである。
この義務を達成するための具体的な計画を持たない事業者は、公式な審査が始まるずっと前に、金融機関からの融資やパートナーシップの確保が困難になるという現実に直面するだろう。
表1：新たな供給力確保・調達義務の概要
| 事業者区分 | N-3年 義務 (2029年確認/2032年度供給分) | N-1年 義務 (2029年確認/2030年度供給分) | 主要な実施日程 | 不遵守時の罰則 |
| 標準事業者 (>5億kWh/年) | 想定需要の50% | 想定需要の70% | 2028年: 中長期市場開設 2029年: 義務達成状況の確認開始 | 小売電気事業者登録の取消しの可能性 |
| 小規模事業者 (<5億kWh/年) | 想定需要の25% (5年間の軽減措置) | 想定需要の50% (5年間の軽減措置) | 2030年度から5年間の時限措置 | 同上 |
2. 大淘汰時代の到来：業界再編とM&Aの予測
新たな規制は、日本の小売電気市場に強力な淘汰圧をかける触媒として機能するだろう。現在、細分化され財務的に脆弱な多くの事業者が存在する市場は、規模、資本力、そして資産に裏打ちされた戦略を持つ少数の支配的なプレーヤーが主導する、集約された構造へと変貌を遂げることが予測される。
2.1 崖っぷちの市場：「新電力」が抱える既存の脆弱性
東京商工リサーチ（TSR）の調査データは、「新電力」セクターが置かれている厳しい状況を浮き彫りにしている。最新の決算報告では、新電力専業企業の約半数（46.6%）が赤字状態にある
市場の構造は極端な二極化を示している。売上高10億円未満（53.2%）、従業員10人未満（51.0%）といった小規模事業者が数的には大半を占める一方で、市場のシェアは一部の大手事業者に集中している
この財務的な脆弱性は、JEPXスポット市場から安価に電力を仕入れ、消費者に販売するという「利ザヤ商法」に過度に依存したビジネスモデルの直接的な帰結である。このモデルは、市場価格が高騰した際に完全に破綻し、多くの事業者を経営危機に陥れた
2.2 ダーウィンのふるい：最も脆弱なビジネスモデルの特定
新制度は、ダーウィンの自然淘汰のように、市場に適応できないビジネスモデルをふるい落とす強力なフィルターとして機能する。最もリスクに晒されるのは、発電資産を持たず、スポット市場からの調達に大きく依存し、財務基盤が弱く、信用力が低い「純粋な小売事業者」である。これらの事業者は、長期契約を確保するための最も基本的な要件、すなわち「バンカブルな（融資適格性のある）契約相手」であるという条件を満たすことができない。
この規制は、単なる供給義務を超え、事実上の「信用力テスト」としての側面を持つ。
10年から20年に及ぶPPAや相対契約を締結する発電事業者や金融機関にとって、小売事業者が契約期間を満了するまで存続し、支払い義務を履行できるという確信は絶対条件である。
TSRが示す財務データは、大多数の小規模小売事業者が、長期的な契約相手として信頼に足る存在ではないことを示唆している
2.3 来るべき波：M&Aと再編の推進力とダイナミクス
現在から2028年にかけての期間は、M&A活動が著しく加速するだろう。市場は買い手にとって有利な状況となる。
買収者のプロファイル：
-
旧一般電気事業者：自由化以降に失った市場シェアの奪還を目指す。
-
大手総合商社：商品取引、リスク管理、既存の発電資産における深い専門知識を持つ。
-
資本力のある大手新電力：少数ながら存在する、収益性の高い大手新電力が、さらなる規模の経済を求めて動く。
買収対象のプロファイル：
魅力的な顧客基盤を持つものの、単独でのコンプライアンス達成が不可能な中小規模の小売事業者。彼らが売却できる最も価値のある資産は、その顧客リストとなる。
このM&Aの力学は次のように展開される。まず、小規模事業者は自力での長期契約確保が不可能であることを認識する。次に、彼らは2029年のコンプライアンス審査時に確実に事業停止に追い込まれるか、それ以前に自社の資産（顧客基盤）を売却するかの選択を迫られる。一方で、コンプライアンス能力を持つ大手事業者は、自社で新規顧客を開拓するよりも安価に顧客基盤を獲得できる機会と捉える。この両者の利害が一致することで、規制の本格適用を待たずして、市場の急速な再編・統合が進むことになる。
2.4 ニッチ市場での生存戦略：一部の強靭な事業者の道
大規模な再編は避けられないものの、一部の小規模事業者は戦略的な適応によって生き残る可能性がある。
考えられる生存戦略：
-
共同調達アライアンスの形成：複数の事業者でコンソーシアムを組み、需要を束ねることで、交渉力と信用力を高める。これには高度な連携とリスク分担の仕組みが不可欠となる。
-
専門特化：地域に密着した再生可能エネルギープロジェクト（地域新電力）の運営代行や
19 20 -
「リテール・アズ・ア・サービス」への転換：顧客対応（請求、サービス）に特化し、実際の卸調達とコンプライアンス管理は、ライセンスを持つより大きな事業者に委託するモデル。
表2：日本の「新電力」の財務健全性スナップショット
| 指標 | データ | 出典 | 新規制への示唆 |
| 赤字企業の割合 | 46.6% | 多くの事業者が長期契約の相手として信用力に欠ける。 | |
| 売上高10億円未満の割合 | 53.2% | 規模の経済が働かず、M&Aの主要なターゲットとなる。 | |
| 従業員10人未満の割合 | 51.0% | 専門的なリスク管理や契約交渉を行う人材が不足。 | |
| 主要なビジネスモデル | スポット市場での裁定取引 | 新規制下では持続不可能なモデル。 | |
| 倒産動向 | 2021年以降高水準 | 既存の脆弱性が規制によってさらに悪化する。 |
3. 調達戦略の戦略的転換：スポット依存から長期ポートフォリオへ
新制度は、小売事業者の運営モデルに深遠な変化を強いる。彼らはもはや短期的なトレーダーではなく、長期的なエネルギー・ポートフォリオ・マネージャーとしての役割を担うことを要求される。この変化は、リスク管理、調達戦略、そして市場全体のダイナミクスに重大な影響を及ぼす。
3.1 裁定取引モデルの終焉
供給の70%を1年前に確保するという義務は、日々のスポット市場の価格変動に依存するビジネスモデルを事実上無効化する。今後、事業者に求められる中核的な能力は、短期的な取引の巧みさから、長期的な需要予測、契約交渉、そしてポートフォリオ全体のリスク管理能力へと移行する。企業の成功は、トレーディングデスクの機敏さではなく、戦略部門の深慮に依存するようになる。
3.2 相対取引の不可避な急増
N-3年およびN-1年の要件を満たすため、小売事業者は発電事業者との間で直接、複数年にわたる長期の相対契約を積極的に追求せざるを得なくなる。これらの契約は、彼らの供給ポートフォリオの基盤を形成することになるだろう。
この変化の連鎖は明確である。第一に、50%から70%という義務量は、既存の短期市場（JEPXスポットや先物市場）から安定的に調達するにはあまりにも巨大である
したがって、コンプライアンスを達成するための最も直接的で確実な方法は、発電事業者と直接、物理的な供給契約を締結することである。この必然的な帰結として、相対契約市場の取引量と戦略的重要性は劇的に増大する。
3.3 国際的な類似事例：欧州の契約重視改革からの教訓
欧州連合（EU）が2024年7月に施行した電力市場改革は、日本の状況を理解する上で強力な示唆を与える。EUもまた、化石燃料価格に起因する同様の価格変動問題に直面し、消費者料金の安定化と再生可能エネルギー投資のリスク低減を目的として、PPAや差金決済取引（CfD）といった長期契約の活用を強力に推進している
この動きは、日本が世界的な規制の潮流に合流していることを示している。EU、英国（CfD制度を通じて）
これらの改革は、短期的な需給調整のための流動的なスポット市場と、新規投資を支える長期契約のための堅牢な枠組みが共存する「ハイブリッド市場」モデルへの世界的な移行を示唆している。日本の改革は孤立した事象ではなく、より成熟した市場設計への進化の一環であり、その根底にある論理の妥当性を裏付けている。
4. 消費者への影響：電気料金の再評価
このセクションでは、消費者の電気料金への影響について、短期的な上昇圧力と、それに続く長期的な安定化という、二つの側面から詳細な予測を行う。
4.1 短期的な圧力：安定性のための「保険料」
制度導入初期（2026年～2030年頃）において、小売事業者は長期的な供給ポートフォリオを構築する過程で新たなコストを負担することになる。不確実な未来の電力を数年前に確保する行為は、日々のスポット市場で購入する場合と比較して、本質的にリスクプレミアムを伴う。この価格安定のための「保険料」とも言うべきコストは、最終的に消費者料金に転嫁される可能性が高い
具体的には、これらの比較的高コストな長期契約が全体の調達コストに組み込まれるにつれて、電気料金の固定価格部分の引き上げや、基本となるkWh単価の上方修正といった形で現れることが予測される。
4.2 長期的な安定化：意図された政策的効果
2030年以降、新たな調達モデルが市場に定着すると、JEPXスポット市場の価格高騰から消費者を隔離するという、この政策の主要な目的が達成される
これにより、電気料金の月々の変動幅は大幅に縮小されるだろう。平均的な料金水準は、仮説上の安定したスポット市場よりも若干高くなる可能性はあるが、極端な価格ショックがなくなることは、家計や企業の財務計画にとって大きな純便益となる。市場には、多様な固定料金プランが普及し、消費者の選択肢も広がると見込まれる
4.3 容量市場からの教訓：需要予測と市場設計の重要性
海外の先行事例は、この新制度が内包するリスクを警告している。特に、米国のPJM（ペンシルベニア・ニュージャージー・メリーランド広域送電網）の経験は重要である。PJMでは、データセンターの急増という予測外の電力需要の爆発的な伸びが、容量市場の価格を高騰させ、そのコストが直接消費者に転嫁される事態となった
同様に、英国の容量市場は、消費者のコストを最小限に抑えつつ供給を確保することを目指して設計されたが
これらの事例から導き出される重要な示唆は、需要予測の精度が新制度のアキレス腱であるという点だ。日本の新制度は、小売事業者に3年先の需要を予測することを求める。PJMの事例が示すように、データセンターや電気自動車（EV）の普及といった新たな需要の伸びを大幅に過小評価すると、長期市場で需給のミスマッチが生じ、価格が高騰するリスクがある。
したがって、新制度下での将来の電気料金の安定性は、数百社に及ぶ小売事業者が自社の長期的な顧客需要を集合的に、かつ正確に予測できるかどうかにかかっている。
不正確な予測は、過剰調達（コスト増）または過少調達（需給調整市場での価格高騰）を招き、費用対効果の高い安定性を目指すという政策目標を損なう、重大なシステミックリスクとなる。
5. PPA市場の展望：コーポレート向け再エネの新たな触媒
新制度は、電力購入契約（PPA）、特に大規模なオフサイトPPAを、規制遵守のための主要かつ極めて戦略的なツールへと押し上げるだろう。これにより、日本のPPA市場の構造そのものが根本的に変容することが予測される。
5.1 最適なコンプライアンス手段としてのオフサイトPPA
オフサイトPPAは、新たな義務を達成する上で理想的な特性を備えている。10年から20年という長期契約であり
そのため、小売事業者からのオフサイトPPA契約に対する需要が急増すると予測される。現在も成長を続けている日本のコーポレートPPA市場は、2040年度には数兆円規模にまで拡大するとの予測もあるが
5.2 オンサイトPPAへの間接的な追い風
オンサイトPPAは、一般的に規模が小さく、特定の需要家の屋根などに設置されるため
5.3 進化するPPAの構造：単純な契約からポートフォリオ商品へ
新制度下で小売事業者が求めるのは、単なる電力の供給契約ではない。彼らはコンプライアンスを達成するためのポートフォリオを管理しており、そのためのツールを必要としている。このニーズは、PPAの契約構造を進化させるだろう。
今後、小売事業者は、標準化された契約条件、環境価値（非化石証書など）の明確な帰属、そしてポートフォリオのリスク管理を容易にするための高度なトレーダビリティを備えたPPAを求めるようになる。発電事業者、小売事業者、需要家の三者間契約の複雑さや、長期的な市場価格との乖離リスク、政策変更リスクといった課題
具体的には、「ファームPPA」や「シェイプドPPA」といった形態の登場が予測される。これらは、変動性の高い太陽光や風力発電を、蓄電池や他の調整電源と組み合わせることで、より予測可能で需要に即した電力ブロックとして供給するものである。このような商品は、小売事業者のポートフォリオにとって極めて有用なツールとなり、PPA市場の新たな標準となる可能性がある。
表3：新制度下におけるオンサイトPPAとオフサイトPPAの比較分析
| 特徴 | オンサイトPPA | オフサイトPPA | 小売事業者にとっての戦略的意味合い |
| スケーラビリティ | 小規模（設置場所に依存） | 大規模（遠隔地の発電所） | 大量の義務達成にはオフサイトPPAが不可欠。 |
| 小売事業者の義務への貢献 | 間接的（需要家の負荷削減） | 直接的（供給ポートフォリオに計上） | コンプライアンスの直接的な手段としてオフサイトPPAが優位。 |
| 契約の相手方 | 需要家とPPA事業者 | 小売事業者と発電事業者 | 小売事業者が直接契約の主体となり、リスクを管理する必要がある。 |
| 主要リスク | サイト固有のリスク（日照、屋根強度） | 送電網・市場リスク、カウンターパーティーリスク | オフサイトPPAはより複雑な市場リスク管理を要求する。 |
| コスト構成 | 託送料金なし | 託送料金（送電コスト）が発生 | オフサイトPPAの価格には送電コストが含まれるため、総合的な経済性評価が重要。 |
6. グリーン・トランスフォーメーションの加速：太陽光と蓄電池の未来
本レポートの結論として、この市場改革が日本の広範な脱炭素目標達成にどのように貢献するかを分析する。結論から言えば、この規制は、新たな再生可能エネルギーと蓄電設備への投資を促進する、最も強力な市場主導のメカニズムとなるだろう。
6.1 投資の解放：新規発電所のバンカビリティ創出
新規の再生可能エネルギープロジェクトへの資金調達における最大の障壁は、将来の収益の不確実性である。この新制度は、小売事業者に対して法律で長期的な電力購入を義務付けることにより、新規プロジェクトにとって保証された買い手（オフテーカー）を市場に創出する。
この因果関係は以下の通りである。
第一に、小売事業者は長期契約を「必ず」確保しなければならない。第二に、これにより、長期的な電力に対する巨大で予測可能な需要プールが生まれる。第三に、再生可能エネルギー開発事業者は、これらの小売事業者と締結したPPAの契約書を携えて、銀行や投資家のもとへ行くことができる。第四に、この収益の確実性（バンカビリティ）がプロジェクトのリスクを劇的に低減させ、資本コストを引き下げ、新規の太陽光・風力発電所を建設するために必要な資金調達を可能にする。
本質的に、この規制は、固定価格買取制度（FIT）のような政府の補助金に代わる、市場主導の投資促進メカニズムとして機能する。
6.2 蓄電池の共生的な台頭
この新制度がもたらすもう一つの重要な帰結は、蓄電池、特に大規模な系統用蓄電池の普及を加速させることである。
小売事業者は顧客に対して24時間365日の電力供給責任を負うが、太陽光や風力は本質的に変動性・間欠性を持つ電源である。したがって、太陽光発電所からの単純なPPA契約だけでは、小売事業者の供給問題は完全には解決しない。夜間や天候不順時には、依然として別の電源から電力を調達する必要があるからだ。
この課題を解決し、再生可能エネルギーPPAの価値を最大化するためには、その供給を「ファーム化（安定化・計画可能化）」する必要がある。そして、そのための最も効果的な手段が、太陽光発電所に蓄電池エネルギー貯蔵システム（BESS）を併設することである。蓄電池は、日中の余剰電力を貯蔵し、夕方の需要ピーク時に放電することができる。
したがって、太陽光PPAへの需要急増は、それを補完する大規模蓄電池への派生的な需要を必然的に生み出し、その導入を強力に後押しすることになる。
6.3 VPPとアグリゲーターの役割強化
新たな市場構造は、仮想発電所（VPP）アグリゲーターにとって絶好の事業機会を創出する。小規模な小売事業者は単独で大規模なPPAを契約することが難しい場合があり、また、大手事業者でさえ、変動性電源の複雑なポートフォリオを管理する必要がある。
アグリゲーターは、この市場における重要な仲介者としての役割を担うことが予測される。彼らは、住宅の屋根上太陽光、家庭用蓄電池、EVの充電器、デマンドレスポンス（DR）資産といった、地理的に分散したエネルギーリソース（DER）を束ね、あたかも一つの発電所のように制御可能な電力ブロックを形成する
7. 戦略的必須事項と将来展望
本レポートの最終セクションとして、これまでの分析結果を主要な市場参加者への具体的な戦略的提言として集約し、日本の電力市場の将来像を提示する。
7.1 小売電気事業者への提言
-
大手事業者：高度な調達・リスク管理チームの構築が急務である。強固なバランスシートを武器に、有利な条件での長期契約やPPAを確保すべきである。同時に、顧客シェア拡大のために、M&Aのターゲットとなる事業者を積極的に評価・選別する必要がある。
-
中小規模事業者：事業の存続可能性を直ちに評価する必要がある。「様子見」という選択肢は、事業の失敗を意味する。共同調達コンソーシアムの設立、大手事業者との戦略的提携や事業売却、あるいはVPPアグリゲーションやエネルギーサービスといったリスクを負わない専門的なビジネスモデルへの転換など、あらゆる選択肢を早急に検討すべきである。
7.2 発電事業者および投資家への提言
-
再生可能エネルギー開発事業者：絶好の機会が到来している。PPA契約が可能な太陽光・風力プロジェクトのパイプラインを積極的に開発すべきである。特に、蓄電池を併設し、プレミアム価格が期待できる「ファームPPA」商品として提供することで、競争優位性を確立できる。
-
金融機関：長期PPAや新たな市場構造のリスク特性に合わせた、新しい金融商品を開発する必要がある。特に、小売事業者のカウンターパーティーリスクを評価する能力は、融資判断における極めて重要なデューデリジェンス項目となる。
7.3 総括：成熟し、安定し、脱炭素化された市場へ
経済産業省の新制度は、日本の電力市場にとって、負担ではなく、必要不可欠な成熟プロセスと捉えるべきである。この改革は、短期的な投機から長期的な戦略計画への移行を強制する。その過程で多くの小規模事業者が市場から退出することは避けられないが、その結果として残る市場は、より安定的で、強靭なものとなる。
そして最も重要なことは、日本の脱炭素目標達成に不可欠な、再生可能エネルギーへの大規模な投資を資金的に支えることができる構造へと変貌を遂げることである。今後の課題は、この移行期における消費者への短期的な価格影響を最小限に抑え、新たに創設される市場メカニズムが透明性と効率性を備えたものとなるよう、慎重に制度を運用していくことにある。
コメント