1. 中部先物上場的歷史背景：從東西エリア到三エリア覆蓋

2026年4月13日，東京商品取引所（TOCOM）正式上場中部エリア電力先物（月間物及年度物），標誌著日本電力先物市場從「東西兩エリア」進入「三エリア覆蓋」的新階段。這一時機的選擇並非偶然——JERA PPA 終止引發的中部エリア APD 急拡大（+8〜10 yen/kWh），恰好為中部先物提供了最強烈的市場需求信號。

從市場發展背景看，FY2025 TOCOM 電力先物全體成交量達到約 4,547 GWh，前年比增加約 2.2 倍，創歷史新高。其中東エリア・ベースロード先物前年比約 1.3 倍、西エリア・ベースロード先物前年比約 2.3 倍，2025年5月導入的年度物取引在通年中錄得約 771 GWh。這一成長軌跡為中部先物的流動性成長提供了重要的參照框架。

2. 流動性現況：初期探索期的特徵與挑戰

2.1 初期探索期的市場結構

中部先物上場初期（2026年4月〜9月）的市場結構具有三個典型特徵。第一，參與主體高度集中：主要由中部エリア大手小売事業者（中部電力ミライズ、JERA Cross）及部分商社構成，金融機関和外資系エネルギートレーダー尚未大量進入。第二，Basis 不確定性高：中部先物相對於 JEPX 中部エリア現貨的 Basis 尚未形成穩定的歷史規律，導致ヘッジ効率低於東京先物。第三，成交量受限：月間成交量預計在 50〜100 GWh 水準，遠低於東エリア先物的流動性深度。

EEX（歐洲能源取引所）於2025年12月8日先行上場中部エリア先物，初日成交20枚（175,200 MWh），為 TOCOM 提供了重要的市場接受度參考。EEX 的先行上場也意味著部分歐洲機構投資者已開始關注中部エリア電力價格風險，這為 TOCOM 中部先物的國際化流動性提供了潛在來源。

2.2 流動性形成的核心障礙

根據 METI 電力先物活性化研究會的分析，電力先物流動性形成面臨三個核心障礙：多様なプレイヤーの参加不足（尤其是金融機関）、電気事業者の売り買い両面での取引量不足、以及商品取引所的機動的なサービス展開不足。中部先物在上場初期面臨的挑戰，是上述三個障礙在新エリア商品上的集中體現。

表1：中部先物 vs 東京先物 流動性比較（2026年4月時點）

指標	東京先物（成熟期）	中部先物（初期探索期）
月間成交量（估算）	300〜500 GWh	50〜100 GWh
主要參與者	電力事業者 + 金融機関 + 外資	中部電力ミライズ + JERA + 商社
Bid-Ask スプレッド	¥0.3〜0.5/kWh	¥1.0〜2.0/kWh（推算）
年度物比例	約17%（771/4,547 GWh）	初期以月間物為主
手数料割引	50%割引（〜2027年3月末）	50%割引（〜2027年3月末）
Basis 歷史規律	已形成穩定規律	尚未形成（上場初期）

3. 流動性成長的三階段路徑

3.1 第一階段：初期探索期（2026年4月〜2026年9月）

初期探索期的核心任務是建立 Basis 歷史數據庫。中部先物相對於 JEPX 中部エリア現貨的 Basis，在 JERA PPA 終止後呈現高度不確定性。隨著 APD 數據的積累，市場參與者將逐步建立對中部 Basis 的統計認知，ヘッジ效率也將相應提升。這一階段的主要參與者是具有中部エリア直接電力調達需求的事業者，其ヘッジ動機最強，對 Basis 不確定性的容忍度也最高。

TOCOM 在這一階段的關鍵措施是強化マーケットメイカー制度。根據 TOCOM 2025年10月公布的市場動向資料，マーケットメイカー制度已在東西エリア先物中發揮了縮小スプレッド的重要作用，定期條件見直しによってより多くの注文枚数の提示がなされるよう改善が進んでいる。將同樣的機制移植到中部先物，是初期探索期流動性形成的最重要制度保障。

3.2 第二階段：機能確立期（2026年10月〜2027年3月）

機能確立期的標誌是金融機関（証券会社、商社金融部門）開始系統性參與中部先物。這一階段的觸發條件有三：其一，中部 Basis 歷史數據積累至6個月以上，統計規律初步確立；其二，浜岡核電廠重啟審查進展明確，APD 的結構性轉變預期趨於清晰；其三，手数料割引キャンペーン（〜2027年3月末）的截止日期效應，促使潛在參與者加速進場決策。

在這一階段，月間成交量預計從 50〜100 GWh 成長至 200〜500 GWh，Bid-Ask スプレッド縮小至 ¥0.5〜1.0/kWh，年度物取引比例開始提升。enechain 於2025年12月開始提供中部エリア電力フォワードカーブ，為市場參與者提供了重要的定價參考，有助於加速機能確立期的流動性形成。

3.3 第三階段：機構參與期（2027年4月〜）

機構參與期的核心特徵是跨エリア套利交易的活性化。當東京・中部・關西三エリア先物均具備足夠的流動性深度後，エリア間の Basis 差異將成為機構投資者的套利標的。具體而言，東京先物 vs 中部先物的 Basis 套利（即 APD 套利），以及中部先物 vs 關西先物的 Basis 套利，將吸引海外ファンドおよびエネルギー専門トレーダーの参入を促す。

機構參與期的觸發條件中，最關鍵的是浜岡核電廠重啟實現。重啟後，中部エリア APD 預計從 +8〜10 yen/kWh 收窄至 +2〜4 yen/kWh，APD 的結構性轉變將帶來大量的ヘッジ需要再調整，為市場注入新的流動性。

4. 流動性提升的具體建議

4.1 做市商機制優化

中部先物的マーケットメイカー制度設計，應充分借鑒東西エリア先物的經驗，並針對中部エリア的特殊性進行優化。建議在初期探索期（2026年4月〜9月）採用「寬スプレッド・高報酬」的マーケットメイカー條件，以吸引具備中部エリア電力調達經驗的事業者擔任マーケットメイカー；在機能確立期（2026年10月〜2027年3月）逐步收緊スプレッド要件，引入金融機関マーケットメイカー；在機構參與期（2027年4月〜）轉向「競爭型マーケットメイカー制度」，以市場競爭機制維持流動性。

4.2 跨エリア套利策略

對於具備多エリア電力調達能力的大手事業者（JERA、丸紅、住友商事等），跨エリア套利策略提供了在流動性形成初期獲取超額收益的機會。核心策略是「東京先物 Long / 中部先物 Short」的 Basis 套利：當中部 APD 高於歷史均值時，做空中部先物同時做多東京先物，押注 APD 收窄。這一策略在浜岡重啟審查進展明朗後的機能確立期，具有最高的風險調整後收益潛力。

需要注意的是，跨エリア套利策略的有效性依賴於中部先物具備足夠的流動性深度。在初期探索期，大額套利倉位可能面臨流動性不足導致的滑點風險，建議將單次套利倉位控制在 10 GWh 以下，並設置嚴格的止損條件。

4.3 年度物取引的戰略運用

年度物取引是中部先物流動性成長的重要催化劑。對於中部エリア大手小売事業者，建議在機能確立期（2026年10月〜2027年3月）積極運用年度物取引，在 FY2027 年度物上場初期建立基礎ヘッジ倉位，以「年度物 + 月間物」的組合策略覆蓋不同時間維度的價格風險。東エリア先物的年度物取引在2025年通年達到約 771 GWh（佔全體約 17%），為中部先物年度物的成長提供了參照目標。

5. 中部先物流動性成長的外部條件

中部先物的流動性成長不僅取決於市場機制設計，還高度依賴三個外部條件的演變。

第一，JERA PPA 終止後的 APD 穩定化進程。APD 的高度波動性是中部先物流動性形成的雙刃劍：一方面，高 APD 增強了ヘッジ需求，為流動性提供基礎；另一方面，APD 的不確定性使 Basis 難以預測，增加了ヘッジ效率的不確定性。隨著市場均衡重建（預計2026年下半年），APD 波動性的下降將有助於 Basis 規律的形成，從而吸引更多金融機関參與。

第二，浜岡核電廠重啟審查進展。如前所述，浜岡重啟是中部エリア電力市場結構的最重要轉折點。NRA 審查進展的透明度，將直接影響市場參與者對中部先物長期 Basis 的預期形成，進而影響機構參與期的到來時機。

第三，金融機関の参入規制緩和。METI 電力先物活性化研究會的報告指出，金融機関の参加拡大が電力先物市場の流動性向上に不可欠であるとしている。目前日本金融機関在電力先物市場的參與仍受到一定的規制限制，相關規制的緩和將是機構參與期加速到來的重要制度催化劑。

6. 結論：流動性成長的時間軸與關鍵里程碑

TOCOM 中部先物的流動性成長是一個有跡可循的三階段過程。初期探索期（2026年4月〜9月）以 Basis 數據積累和マーケットメイカー制度建立為核心任務；機能確立期（2026年10月〜2027年3月）以金融機関參與和年度物取引活性化為標誌；機構參與期（2027年4月〜）以跨エリア套利活性化和浜岡重啟帶來的結構性流動性注入為特徵。

對於電力事業者而言，在初期探索期積極參與中部先物，不僅是ヘッジ需求的實際滿足，更是在流動性形成過程中積累市場影響力的戰略機會。先行者將在 Basis 規律的形成過程中獲得信息優勢，這一優勢將在機構參與期轉化為可持續的競爭優勢。

1. 中部先物上場の歴史的背景：東西エリアから三エリアカバレッジへ

2026年4月13日、東京商品取引所（TOCOM）は中部エリア電力先物（月間物および年度物）を正式に上場し、日本の電力先物市場が「東西二エリア」から「三エリアカバレッジ」の新段階に入ったことを示した。このタイミングは偶然ではない——JERAのPPA終了が引き起こした中部エリアAPDの急拡大（+8〜10円/kWh）が、中部先物に対する最も強力な市場需要シグナルを提供したのである。

市場発展の背景として、FY2025のTOCOM電力先物全体取引量は約4,547GWhに達し、前年比約2.2倍増と過去最高を更新した。東エリア・ベースロード先物は前年比約1.3倍、西エリア・ベースロード先物は前年比約2.3倍となり、2025年5月に導入された年度物取引は通年で約771GWhを記録した。この成長軌跡は、中部先物の流動性成長を考える上で重要な参照フレームとなる。

2. 流動性の現状：初期探索期の特徴と課題

2.1 初期探索期の市場構造

中部先物の上場初期（2026年4月〜9月）の市場構造には三つの典型的な特徴がある。第一に、参加主体の高度な集中：主に中部エリアの大手小売事業者（中部電力ミライズ、JERAクロス）および一部の商社で構成され、金融機関や外資系エネルギートレーダーはまだ大量参入していない。第二に、Basis不確実性の高さ：中部先物とJEPX中部エリア現物のBasisはまだ安定した歴史的パターンを形成しておらず、東京先物に比べてヘッジ効率が低い。第三に、取引量の制約：月間取引量は50〜100GWh程度と推定され、東エリア先物の流動性の深さには遠く及ばない。

EEX（欧州エネルギー取引所）は2025年12月8日に中部エリア先物を先行上場し、初日に20枚（175,200MWh）の取引が成立した。EEXの先行上場は、一部の欧州機関投資家がすでに中部エリアの電力価格リスクに注目し始めていることを示しており、TOCOM中部先物の国際的な流動性の潜在的な源泉となっている。

2.2 流動性形成の核心的障壁

METI電力先物活性化研究会の分析によれば、電力先物の流動性形成には三つの核心的障壁がある：多様なプレイヤーの参加不足（特に金融機関）、電気事業者の売り買い両面での取引量不足、および商品取引所の機動的なサービス展開不足である。中部先物が上場初期に直面する課題は、これら三つの障壁が新エリア商品に集中して現れたものだ。

表1：中部先物 vs 東京先物 流動性比較（2026年4月時点）

指標	東京先物（成熟期）	中部先物（初期探索期）
月間取引量（推定）	300〜500 GWh	50〜100 GWh
主要参加者	電力事業者＋金融機関＋外資	中部電力ミライズ＋JERA＋商社
Bid-Askスプレッド	¥0.3〜0.5/kWh	¥1.0〜2.0/kWh（推算）
年度物比率	約17%（771/4,547GWh）	初期は月間物中心
手数料割引	50%割引（〜2027年3月末）	50%割引（〜2027年3月末）
Basis歴史パターン	安定したパターン確立済み	未形成（上場初期）

3. 流動性成長の三段階パス

3.1 第一段階：初期探索期（2026年4月〜2026年9月）

初期探索期の核心的課題はBasis歴史データベースの構築である。JERAのPPA終了後、中部先物とJEPX中部エリア現物のBasisは高度な不確実性を示している。APDデータの蓄積とともに、市場参加者は中部Basisに関する統計的知見を段階的に形成し、ヘッジ効率も相応に向上していく。この段階の主要参加者は中部エリアでの直接電力調達ニーズを持つ事業者であり、ヘッジ動機が最も強く、Basis不確実性への許容度も最も高い。

TOCOMがこの段階で取るべき最重要施策はマーケットメイカー制度の強化である。TOCOMが2025年10月に公表した市場動向資料によれば、マーケットメイカー制度は東西エリア先物においてスプレッド縮小に重要な役割を果たしており、定期的な条件見直しによってより多くの注文枚数の提示がなされるよう改善が進んでいる。同じ仕組みを中部先物に移植することが、初期探索期の流動性形成における最重要の制度的保障となる。

3.2 第二段階：機能確立期（2026年10月〜2027年3月）

機能確立期の指標は、金融機関（証券会社、商社金融部門）が中部先物に体系的に参入し始めることである。この段階のトリガー条件は三つある：第一に、中部Basisの歴史データが6ヶ月以上蓄積され、統計的パターンが初歩的に確立されること；第二に、浜岡原発の再稼働審査の進展が明確になり、APDの構造的転換の見通しが明確化すること；第三に、手数料割引キャンペーン（〜2027年3月末）の期限効果が潜在的参加者の参入決断を加速させること。

この段階では、月間取引量が50〜100GWhから200〜500GWhへと成長し、Bid-Askスプレッドが¥0.5〜1.0/kWhに縮小し、年度物取引比率が上昇し始めると予想される。enechainが2025年12月から中部エリアの電力フォワードカーブの提供を開始したことは、市場参加者に重要な価格参照を提供しており、機能確立期の流動性形成の加速に貢献している。

3.3 第三段階：機関投資家参入期（2027年4月〜）

機関投資家参入期の核心的特徴は、エリア間裁定取引の活性化である。東京・中部・関西の三エリア先物が十分な流動性の深さを持つようになると、エリア間のBasis差異が機関投資家の裁定対象となる。具体的には、東京先物ロング・中部先物ショートのBasis裁定（APD裁定）、および中部先物と関西先物のBasis裁定が、海外ファンドおよびエネルギー専門トレーダーの参入を促すことになる。

機関投資家参入期のトリガー条件として最も重要なのは浜岡原発の再稼働実現である。再稼働後、中部エリアAPDは+8〜10円/kWhから+2〜4円/kWhへと縮小すると予想され、APDの構造的転換は大量のヘッジ再調整需要をもたらし、市場に新たな流動性を注入することになる。

4. 流動性向上のための具体的提言

4.1 マーケットメイカー制度の最適化

中部先物のマーケットメイカー制度設計は、東西エリア先物の経験を十分に参考にしつつ、中部エリアの特殊性に合わせた最適化を行うべきである。初期探索期（2026年4月〜9月）には「広スプレッド・高報酬」のマーケットメイカー条件を採用し、中部エリアの電力調達経験を持つ事業者をマーケットメイカーとして誘致することが望ましい。機能確立期（2026年10月〜2027年3月）にはスプレッド要件を段階的に引き締め、金融機関マーケットメイカーを導入する。機関投資家参入期（2027年4月〜）には「競争型マーケットメイカー制度」に移行し、市場競争メカニズムによって流動性を維持する。

4.2 エリア間裁定戦略

複数エリアでの電力調達能力を持つ大手事業者（JERA、丸紅、住友商事等）にとって、エリア間裁定戦略は流動性形成初期に超過収益を獲得する機会を提供する。核心戦略は「東京先物ロング・中部先物ショート」のBasis裁定：中部APDが歴史的平均を上回る際に中部先物をショートし東京先物をロングして、APD縮小に賭けるものである。この戦略は、浜岡再稼働審査の進展が明確になった後の機能確立期において、最も高いリスク調整後収益ポテンシャルを持つ。

エリア間裁定戦略の有効性は中部先物の十分な流動性の深さに依存することに注意が必要だ。初期探索期には、大口の裁定ポジションが流動性不足によるスリッページリスクに直面する可能性があり、1回の裁定ポジションは10GWh以下に抑え、厳格なストップロス条件を設定することが推奨される。

4.3 年度物取引の戦略的活用

年度物取引は中部先物の流動性成長の重要な触媒となる。中部エリアの大手小売事業者には、機能確立期（2026年10月〜2027年3月）に年度物取引を積極的に活用し、FY2027年度物の上場初期に基礎的ヘッジポジションを構築し、「年度物＋月間物」の組み合わせ戦略で異なる時間軸の価格リスクをカバーすることを推奨する。東エリア先物の年度物取引は2025年通年で約771GWh（全体の約17%）に達しており、中部先物の年度物成長の参照目標となる。

5. 中部先物の流動性成長を左右する外部条件

中部先物の流動性成長は市場メカニズムの設計だけでなく、三つの外部条件の展開にも大きく依存している。

第一に、JERAのPPA終了後のAPD安定化プロセスである。APDの高い変動性は中部先物の流動性形成において両刃の剣となっている：一方ではAPDの高さがヘッジ需要を高め流動性の基盤を提供するが、他方ではAPDの不確実性がBasisの予測を困難にしヘッジ効率の不確実性を高める。市場均衡の再構築（2026年下半期と予想）に伴うAPDボラティリティの低下は、Basisパターンの形成を助け、より多くの金融機関の参加を促すことになる。

第二に、浜岡原発の再稼働審査の進展である。前述の通り、浜岡再稼働は中部エリア電力市場構造の最も重要な転換点である。NRA審査の進展の透明性は、市場参加者の中部先物の長期Basisに対する期待形成に直接影響し、ひいては機関投資家参入期の到来時期に影響する。

第三に、金融機関の参入規制緩和である。METI電力先物活性化研究会の報告は、金融機関の参加拡大が電力先物市場の流動性向上に不可欠であると指摘している。現在、日本の金融機関の電力先物市場への参加には一定の規制上の制約があり、関連規制の緩和は機関投資家参入期の加速到来における重要な制度的触媒となる。

6. 結論：流動性成長のタイムラインと主要マイルストーン

TOCOM中部先物の流動性成長は、明確な三段階のプロセスをたどる。初期探索期（2026年4月〜9月）はBasisデータの蓄積とマーケットメイカー制度の確立が核心課題であり；機能確立期（2026年10月〜2027年3月）は金融機関の参加と年度物取引の活性化が指標となり；機関投資家参入期（2027年4月〜）はエリア間裁定の活性化と浜岡再稼働がもたらす構造的な流動性注入が特徴となる。

電力事業者にとって、初期探索期に中部先物に積極的に参加することは、ヘッジニーズの充足だけでなく、流動性形成プロセスにおける市場影響力の蓄積という戦略的機会でもある。先行者はBasisパターンの形成過程で情報優位を獲得し、この優位性は機関投資家参入期において持続可能な競争優位へと転化するだろう。

1. Historical Context of the Chubu Futures Launch: From Two-Area to Three-Area Coverage

On April 13, 2026, the Tokyo Commodity Exchange (TOCOM) officially listed Chubu Area Electricity Futures (monthly and fiscal-year contracts), marking Japan's electricity futures market's transition from "two-area" (East and West) to "three-area coverage." The timing was not coincidental — the sharp widening of Chubu area APD (+8–10 yen/kWh) triggered by the JERA PPA termination provided the strongest market demand signal for Chubu futures.

Against this backdrop, TOCOM's total electricity futures trading volume for FY2025 reached approximately 4,547 GWh, up about 2.2x year-on-year, breaking the previous record. East Area Baseload Electricity Futures grew approximately 1.3x year-on-year, West Area Baseload Electricity Futures grew approximately 2.3x, and fiscal-year contracts introduced in May 2025 recorded approximately 771 GWh for the full year. This growth trajectory provides an important reference framework for analyzing Chubu futures liquidity development.

2. Current Liquidity Status: Characteristics and Challenges of the Early Discovery Phase

2.1 Market Structure in the Early Discovery Phase

The market structure of Chubu futures in the early listing period (April–September 2026) exhibits three typical characteristics. First, highly concentrated participation: primarily composed of major Chubu area retailers (Chubu Electric Power Miraiz, JERA Cross) and select trading houses, with financial institutions and international energy traders yet to enter in significant numbers. Second, high Basis uncertainty: the Basis between Chubu futures and JEPX Chubu area spot prices has not yet formed stable historical patterns, resulting in lower hedging efficiency compared to Tokyo futures. Third, constrained trading volume: monthly trading volume is estimated at 50–100 GWh, far below the liquidity depth of East Area futures.

EEX (European Energy Exchange) pre-listed Chubu area futures on December 8, 2025, with 20 contracts (175,200 MWh) traded on the first day. EEX's early listing indicates that some European institutional investors have already begun paying attention to Chubu area electricity price risk, providing a potential source of international liquidity for TOCOM Chubu futures.

2.2 Core Barriers to Liquidity Formation

According to METI's Electricity Futures Activation Study Group, electricity futures liquidity formation faces three core barriers: insufficient participation by diverse players (especially financial institutions), insufficient trading volume on both buy and sell sides by electricity businesses, and insufficient agile service development by commodity exchanges. The challenges facing Chubu futures in the early listing period represent a concentrated manifestation of these three barriers for a new area product.

Table 1: Chubu Futures vs. Tokyo Futures Liquidity Comparison (April 2026)

Indicator	Tokyo Futures (Mature)	Chubu Futures (Early Discovery)
Monthly Trading Volume (est.)	300–500 GWh	50–100 GWh
Key Participants	Utilities + Financial Institutions + International	Miraiz + JERA + Trading Houses
Bid-Ask Spread	¥0.3–0.5/kWh	¥1.0–2.0/kWh (estimated)
Fiscal-Year Contract Share	~17% (771/4,547 GWh)	Monthly contracts dominant initially
Fee Discount	~50% discount (through Mar 2027)	~50% discount (through Mar 2027)
Basis Historical Pattern	Established stable patterns	Not yet formed (early listing)

3. Three-Stage Liquidity Growth Path

3.1 Stage 1: Early Discovery Phase (April–September 2026)

The core task of the early discovery phase is building a Basis historical database. Following the JERA PPA termination, the Basis between Chubu futures and JEPX Chubu area spot prices exhibits high uncertainty. As APD data accumulates, market participants will gradually develop statistical understanding of Chubu Basis, and hedging efficiency will improve accordingly. The primary participants in this phase are businesses with direct electricity procurement needs in the Chubu area, who have the strongest hedging motivation and the highest tolerance for Basis uncertainty.

TOCOM's most critical measure in this phase is strengthening the market maker mechanism. According to TOCOM's market update materials published in October 2025, the market maker mechanism has played an important role in narrowing spreads in East and West Area futures, with regular condition reviews ensuring more orders are quoted at tighter spreads. Transplanting this mechanism to Chubu futures is the most important institutional safeguard for liquidity formation in the early discovery phase.

3.2 Stage 2: Functional Establishment Phase (October 2026–March 2027)

The hallmark of the functional establishment phase is financial institutions (securities firms, trading house financial divisions) beginning systematic participation in Chubu futures. Three trigger conditions exist for this phase: first, Chubu Basis historical data accumulates to six months or more, with statistical patterns initially established; second, progress on the Hamaoka Nuclear Power Plant restart review becomes clear, with the outlook for APD's structural transformation clarifying; and third, the deadline effect of the fee discount campaign (through March 2027) accelerates entry decisions by potential participants.

In this phase, monthly trading volume is expected to grow from 50–100 GWh to 200–500 GWh, Bid-Ask spreads narrow to ¥0.5–1.0/kWh, and fiscal-year contract share begins to rise. enechain's launch of Chubu area electricity forward curve provision in December 2025 provides market participants with important pricing references, contributing to the acceleration of liquidity formation in the functional establishment phase.

3.3 Stage 3: Institutional Participation Phase (April 2027 onwards)

The core characteristic of the institutional participation phase is the activation of cross-area arbitrage trading. When all three of Tokyo, Chubu, and Kansai area futures have sufficient liquidity depth, Basis differences between areas will become arbitrage targets for institutional investors. Specifically, Tokyo futures long / Chubu futures short Basis arbitrage (APD arbitrage), and Chubu futures vs. Kansai futures Basis arbitrage, will attract international funds and specialist energy traders.

The most critical trigger condition for the institutional participation phase is the realization of the Hamaoka Nuclear Power Plant restart. After restart, Chubu area APD is expected to narrow from +8–10 yen/kWh to +2–4 yen/kWh, and the structural transformation of APD will generate large hedge re-adjustment demand, injecting new liquidity into the market.

4. Concrete Recommendations for Liquidity Enhancement

4.1 Market Maker Mechanism Optimization

The design of Chubu futures' market maker mechanism should draw fully on the experience of East and West Area futures while optimizing for Chubu area's specific characteristics. During the early discovery phase (April–September 2026), adopting "wide spread, high reward" market maker conditions is recommended to attract businesses with Chubu area electricity procurement experience as market makers. During the functional establishment phase (October 2026–March 2027), spread requirements should be progressively tightened to introduce financial institution market makers. During the institutional participation phase (April 2027 onwards), transitioning to a "competitive market maker mechanism" using market competition to maintain liquidity is recommended.

4.2 Cross-Area Arbitrage Strategies

For major businesses with multi-area electricity procurement capabilities (JERA, Marubeni, Sumitomo Corporation, etc.), cross-area arbitrage strategies offer opportunities to capture excess returns during the early liquidity formation period. The core strategy is "Tokyo futures long / Chubu futures short" Basis arbitrage: when Chubu APD exceeds its historical average, short Chubu futures while going long Tokyo futures, betting on APD narrowing. This strategy has the highest risk-adjusted return potential during the functional establishment phase, after progress on the Hamaoka restart review becomes clear.

Note that the effectiveness of cross-area arbitrage strategies depends on Chubu futures having sufficient liquidity depth. During the early discovery phase, large arbitrage positions may face slippage risk from insufficient liquidity; it is recommended to keep single arbitrage positions below 10 GWh and set strict stop-loss conditions.

4.3 Strategic Use of Fiscal-Year Contracts

Fiscal-year contracts are an important catalyst for Chubu futures liquidity growth. For major Chubu area retailers, it is recommended to actively utilize fiscal-year contracts during the functional establishment phase (October 2026–March 2027), building foundational hedge positions in the early listing of FY2027 fiscal-year contracts, and using a "fiscal-year + monthly" combination strategy to cover price risk across different time horizons. East Area futures fiscal-year contracts reached approximately 771 GWh for full-year 2025 (approximately 17% of total), providing a reference target for Chubu futures fiscal-year contract growth.

5. External Conditions Shaping Chubu Futures Liquidity Growth

Chubu futures liquidity growth depends not only on market mechanism design but also heavily on the evolution of three external conditions.

First, the APD stabilization process following the JERA PPA termination. APD's high volatility is a double-edged sword for Chubu futures liquidity formation: on one hand, high APD strengthens hedging demand and provides a foundation for liquidity; on the other hand, APD uncertainty makes Basis difficult to predict, increasing uncertainty in hedging efficiency. The decline in APD volatility accompanying market equilibrium reconstruction (expected in H2 2026) will help Basis patterns form, thereby attracting more financial institution participation.

Second, progress on the Hamaoka Nuclear Power Plant restart review. As noted above, the Hamaoka restart is the most important structural inflection point for the Chubu area electricity market. The transparency of NRA review progress will directly affect market participants' expectation formation regarding Chubu futures' long-term Basis, in turn affecting the timing of the institutional participation phase's arrival.

Third, regulatory relaxation for financial institution participation. METI's Electricity Futures Activation Study Group report notes that expanding financial institution participation is essential for improving electricity futures market liquidity. Currently, Japanese financial institutions' participation in the electricity futures market is subject to certain regulatory constraints, and relaxation of these regulations will be an important institutional catalyst for accelerating the arrival of the institutional participation phase.

6. Conclusion: Liquidity Growth Timeline and Key Milestones

TOCOM Chubu futures' liquidity growth follows a traceable three-stage process. The early discovery phase (April–September 2026) focuses on Basis data accumulation and market maker mechanism establishment; the functional establishment phase (October 2026–March 2027) is marked by financial institution participation and fiscal-year contract activation; and the institutional participation phase (April 2027 onwards) is characterized by cross-area arbitrage activation and structural liquidity injection from the Hamaoka restart.

For electricity businesses, actively participating in Chubu futures during the early discovery phase is not only a practical fulfillment of hedging needs but also a strategic opportunity to accumulate market influence during the liquidity formation process. Early movers will gain informational advantages during the formation of Basis patterns, and this advantage will translate into sustainable competitive advantage during the institutional participation phase.