1. 引言：JERA PPA 終止的歷史意義

2026年4月1日，JERA與中部電力ミライズ之間的長期電力購買協議（PPA）正式終止。這份自東京電力與中部電力合資成立JERA以來延續的電力供應契約，其終止標誌著日本電力市場進入一個全新的結構性階段——「後PPA時代」。

在PPA存續期間，中部電力ミライズ得以以相對穩定的成本從JERA取得大量電力，並以此為基礎向中部地區的工業用電戶及家庭用戶提供競爭性電力零售服務。PPA終止後，ミライズ必須轉向JEPX現貨市場、TOCOM先物市場及相對契約等多元管道採購電力，其採購成本結構將發生根本性轉變。

然而，PPA終止的衝擊遠不止於ミライズ一家企業。中部地區電力市場的供需均衡、JEPX中部エリア現貨價格的波動性、TOCOM中部先物的流動性成長路徑，乃至整個日本電力市場的區域間價格傳導機制，都將因這一事件而進入重組過程。本文從市場均衡重建、採購策略轉型、先物流動性三個維度，系統分析後PPA時代的市場結構演變。

2. 市場均衡重建：中部エリア的供需衝擊分析

2.1 JERA PPA 終止的直接市場衝擊

JERA PPA 終止的直接效應，是中部エリア現貨市場的需求側結構性增加。在PPA框架下，ミライズ的電力需求主要透過JERA的直接供應滿足，不需要大量進入JEPX現貨市場採購。PPA終止後，ミライズ每日的採購需求將全面轉向市場，估計每日新增市場採購量達 3,000〜4,000 MWh（以ミライズ中部地區35〜40%市場份額推算）。

這一需求側衝擊在2026年4月的JEPX數據中得到充分印證。中部エリア約定均価在4月1日至4月13日期間較系統均価高出 +8〜10円/kWh，形成顯著的エリアプライス差（APD）。這一APD水準遠超歷史正常範圍（±1円/kWh），反映市場對新增需求的即時反應。

2.2 供需均衡重建的三個階段

從市場均衡重建的視角分析，後PPA時代的中部エリア將經歷三個可辨識的階段。

第一階段（2026年4月〜6月）：衝擊吸收期。市場參與者調整採購策略，現貨市場APD維持高位，TOCOM中部先物逐步建立流動性基礎。ミライズ的採購成本大幅上升，部分衝擊可能轉嫁至零售電價。

第二階段（2026年7月〜2027年3月）：結構調整期。新進入者（包括JERA直接零售、新電力業者）搶佔ミライズ讓出的市場空間，中部エリアの競爭格局重組。TOCOM中部先物流動性提升，先物避險比例逐步回升至合理水準（50〜60%）。

第三階段（2027年4月以降）：新均衡確立期。中部エリアの市場結構在新的競爭格局下達到均衡，APD回落至±2円/kWh的正常波動範圍，先物市場與現貨市場的價格傳導機制趨於穩定。

3. TEPCO EP 與中部電ミライズ的採購策略轉型

3.1 中部電ミライズ：從PPA依賴到多元採購

PPA終止後，ミライズ面臨的核心挑戰是在短時間內建立可替代PPA穩定供應的採購組合。根據市場分析，ミライズ的最優採購策略應包含以下四個組成部分。

值得注意的是，ミライズ在PPA終止前已開始布局多元採購，包括與再生能源發電業者簽訂新的長期PPA（太陽能、風力），以及加大自社電源（水力、火力）的利用率。然而，這些準備工作的規模尚不足以完全填補JERA PPA的空缺，短期內對JEPX現貨市場的依賴度將顯著上升。

3.2 TEPCO EP：採購成本結構重組

對於東京電力エナジーパートナー（TEPCO EP）而言，JERA PPA 終止同樣帶來了直接的採購成本衝擊——TEPCO EP 本身也是此次 PPA 終止的直接受影響方，而非旁觀者。

在 PPA 期間，TEPCO EP 以低於 JEPX 現貨市場的協議價格從 JERA 採購電力（METI 公開文件確認：「JERAからの購入電力料は市場価格を下回る水準で設定」）。PPA 終止後，TEPCO EP 不得不將約30%的採購需求轉移至 JEPX 現貨市場，而4月現貨均價已從3月的約13円/kWh 急升至19.89円/kWh，採購成本大幅上升。格付投資情報センター（R&I）在2025年8月的信評報告中明確指出：「JERAとのPPAは2025年度で終了するため、EPは2026年度以降、電力調達の在り方を適正に見直しながら、十分な利ザヤを確保する必要がある」。

為應對採購成本上升的壓力，TEPCO EP 自2026年4月起引入更快速的燃料費轉嫁機制，將調整週期從原本的3〜5個月滯後縮短至約1個月，以降低採購成本與零售電價之間的時間差風險。此外，TEPCO EP 正積極與 JERA 以外的發電業者洽談新的長期 PPA（包括再生能源），以降低對 JEPX 現貨市場的依賴度。TOCOM 東京先物的高流動性，則使 TEPCO EP 在現貨採購的先物避險方面具備相對成本優勢。

3.3 TEPCO EP vs 中部電ミライズ：採購成本衝擊不對稱比較

儘管 TEPCO EP 和中部電ミライズ均受到 JERA PPA 終止的直接衝擊，但兩者的衝擊結構存在顯著差異。下表從採購成本、避險工具、燃料費轉嫁機制三個維度，對比兩家公司的處境。

4. TOCOM 中部先物流動性成長路徑

4.1 上場初期的流動性現況

TOCOM 中部先物於2026年4月13日正式上場，恰好在 JERA PPA 終止後的市場動盪期進入市場。上場初期的流動性數據顯示，中部先物的日均成交量約為東京先物的 15〜20%，Bid-Ask Spread 約為東京先物的 2〜3倍，反映市場深度尚淺。

然而，上場時機的特殊性也帶來了意外的催化效應。中部エリア APD 的急劇擴大，使市場參與者對中部先物的避險需求急速上升，推動上場初期的成交量遠高於預期。部分分析師預測，若 APD 維持在 2円/kWh 以上的高位，中部先物的流動性將在6〜12個月內達到東京先物的 30〜40%。

4.2 流動性成長的三大驅動因素

從市場結構分析，TOCOM 中部先物的流動性成長將由三大因素驅動。

第一，ミライズ的系統性避險需求。作為中部エリア最大的零售業者，ミライズ對中部先物的避險需求是最重要的流動性基礎。隨著ミライズ逐步建立標準化的先物避險操作程序，其對中部先物的定期採購將為市場提供穩定的買方流動性。

第二，套利交易者的參與。中部-東京 Basis（中部先物價格 − 東京先物價格）的波動性，為套利交易者提供了盈利機會。隨著 Basis 的可預測性提升，套利交易的規模將擴大，進而提升中部先物的整體流動性。

第三，金融機構的做市商功能。TOCOM 的做市商制度（Market Maker）在中部先物上場初期提供了流動性保障。隨著市場深度增加，做市商的報價義務逐步降低，市場的自發流動性將取代做市商的人工流動性。

5. 政策含義與監管回應

5.1 METI 的市場監視強化

JERA PPA 終止引發的中部エリア APD 急劇擴大，已引起 METI（経済産業省）的高度關注。METI 的電力・ガス取引監視等委員会（監視委）已啟動對中部エリア現貨市場的特別監視，重點關注是否存在市場支配力濫用（Market Power Abuse）行為。

從制度設計的角度，METI 面臨的核心政策困境在於：一方面需要維護市場競爭機制，避免對 JERA 的市場行為進行過度干預；另一方面又需要防止因市場集中度過高導致的消費者福利損失。這一困境的解決，最終有賴於中部エリア市場競爭格局的自然演化——即新進入者的增加和 TOCOM 先物市場的成熟。

5.2 容量市場改革的連動效應

後PPA時代的市場結構重組，也將對日本容量市場的改革方向產生深遠影響。JERA 在中部エリア的發電容量（主要為 LNG 火力和核電）在 PPA 框架下的供應義務解除後，這些容量如何在容量市場中重新定位，將是 FY2027〜FY2029 容量市場拍賣的重要變數。

特別值得關注的是，JERA 的浜岡核電廠重啟計畫（預計2027年度）若如期推進，將為中部エリア提供大量低成本基礎電力，從根本上改變 APD 的結構性成因。屆時，TOCOM 中部先物的 Basis 特性將發生顯著變化，先物避險策略需要相應調整。

6. 實務對策：電力零售業者的後PPA時代生存策略

對於在中部エリア經營的電力零售業者，後PPA時代的核心挑戰是在採購成本上升的環境下維持競爭力。以下五項實務對策值得重點關注。

第一，建立動態避險比例管理機制。以中部エリア APD 作為核心監控指標，設定三段式避險比例調整規則：APD ≤1円/kWh 時維持標準避險比例（50〜60%先物）；APD 1〜2円/kWh 時提升相對契約比例至30〜35%；APD >2円/kWh 時降低先物比例至40%以下，同時啟動緊急現貨採購策略。

第二，積極布局再生能源直接PPA。在後PPA時代，與再生能源發電業者簽訂長期直接PPA（Corporate PPA）是降低市場採購依賴度的最有效手段。中部地區的太陽能和風力資源豐富，直接PPA的成本競爭力在 APD 高位期尤為突出。

第三，優化零售電價結構。將市場採購成本的波動性合理反映在零售電價結構中，避免固定電價模式下的成本倒掛風險。對工業大用戶可採用與 JEPX 現貨價格部分連動的動態電價方案，在分擔風險的同時提升客戶的能源管理意識。

第四，加強與 TOCOM 中部先物的市場連結。積極參與 TOCOM 中部先物市場，不僅作為避險工具的使用者，也可考慮作為流動性提供者（Liquidity Provider）參與做市，在提升市場深度的同時獲取 Bid-Ask Spread 收益。

第五，監控 JERA 浜岡核電廠重啟進展。浜岡核電廠的重啟將是中部エリア電力市場的結構性轉折點。零售業者應密切追蹤重啟審查進展，提前規劃在核電重啟後的採購策略調整，避免在 APD 大幅收窄時持有過多高成本的先物部位。

7. 結語：後PPA時代的市場學習曲線

JERA PPA 終止所引發的市場衝擊，本質上是日本電力市場走向真正競爭市場過程中的一次「壓力測試」。市場的即時反應（APD 急劇擴大）固然令人震驚，但這也正是市場機制發揮作用的體現——價格信號的急劇上升，正在引導資源的重新配置。

從更長遠的視角看，後PPA時代的市場結構重組將為日本電力市場帶來三項積極的長期效益：其一，TOCOM 中部先物市場的成熟將提升整個電力市場的風險管理效率；其二，中部エリア競爭格局的重組將促進零售市場的創新和效率提升；其三，市場參與者在應對 APD 衝擊過程中積累的避險經驗，將成為日本電力市場走向成熟的寶貴制度資本。

對於電力零售業者而言，後PPA時代的生存之道在於：不將 APD 的高位視為純粹的成本衝擊，而是將其視為市場發出的結構性信號，以此為契機重新審視自身的採購策略、風險管理能力和業務模式，在市場重組的過程中尋找差異化競爭的機會。

1. はじめに：JERA PPA終了の歴史的意義

2026年4月1日、JERAと中部電力ミライズの間の長期電力購入契約（PPA）が正式に終了した。東京電力と中部電力の合弁によりJERAが設立されて以来続いてきたこの電力供給契約の終了は、日本の電力市場が「ポストPPA時代」という全く新しい構造的段階に入ったことを意味する。

PPA存続期間中、中部電力ミライズは比較的安定したコストでJERAから大量の電力を調達し、それを基盤として中部地域の産業用需要家や家庭用需要家に競争力のある電力小売サービスを提供してきた。PPA終了後、ミライズはJEPX現物市場、TOCOM先物市場、相対契約など多様なチャネルを通じた電力調達に転換せざるを得ず、調達コスト構造は根本的に変化することになる。

しかし、PPAの終了による影響はミライズ一社にとどまらない。中部地域の電力需給バランス、JEPXの中部エリア現物価格の変動性、TOCOMの中部先物の流動性成長経路、さらには日本の電力市場全体のエリア間価格伝達メカニズムも、この出来事によって再編プロセスに入ることになる。本稿では、市場均衡の再構築、調達戦略の転換、先物流動性という三つの次元から、ポストPPA時代の市場構造の変容を体系的に分析する。

2. 市場均衡の再構築：中部エリアの需給ショック分析

2.1 JERA PPA終了の直接的な市場インパクト

JERA PPA終了の直接的な効果は、中部エリア現物市場における需要側の構造的増加である。PPA枠組みの下では、ミライズの電力需要は主にJERAの直接供給によって充足されており、JEPX現物市場での大量調達は不要だった。PPA終了後、ミライズの日々の調達需要は全面的に市場に転換され、推定で1日当たり 3,000〜4,000 MWh の新規市場調達量が発生する（ミライズの中部地域35〜40%の市場シェアから推算）。

この需要側ショックは2026年4月のJEPXデータに明確に反映されている。中部エリア約定均価は4月1日から4月13日にかけてシステムプライスを +8〜10円/kWh 上回り、顕著なエリアプライス差（APD）を形成した。このAPD水準は歴史的な正常範囲（±1円/kWh）を大幅に超えており、新規需要に対する市場の即時反応を反映している。

2.2 需給均衡再構築の3段階

市場均衡再構築の観点から分析すると、ポストPPA時代の中部エリアは識別可能な3つの段階を経ることになる。

第1段階（2026年4月〜6月）：ショック吸収期。市場参加者が調達戦略を調整し、現物市場APDは高水準を維持、TOCOM中部先物は段階的に流動性基盤を構築する。ミライズの調達コストは大幅に上昇し、一部の影響は小売電気料金に転嫁される可能性がある。

第2段階（2026年7月〜2027年3月）：構造調整期。新規参入者（JERA直接小売、新電力事業者を含む）がミライズの市場シェアを奪い合い、中部エリアの競争構造が再編される。TOCOM中部先物の流動性が向上し、先物ヘッジ比率は段階的に適正水準（50〜60%）に回復する。

第3段階（2027年4月以降）：新均衡確立期。中部エリアの市場構造が新たな競争構造の下で均衡に達し、APDは±2円/kWhの正常変動範囲に収束、先物市場と現物市場の価格伝達メカニズムが安定化する。

3. TEPCO EPと中部電ミライズの調達戦略転換

3.1 中部電ミライズ：PPA依存から多元調達へ

PPA終了後、ミライズが直面する核心的な課題は、PPAの安定供給に代わる調達ポートフォリオを短期間で構築することである。市場分析によれば、ミライズの最適調達戦略は以下の4つの要素で構成されるべきである。

3.2 TEPCO EP：調達コスト構造の再編

東京電力エナジーパートナー（TEPCO EP）にとっても、JERA PPA終了は直接的な調達コスト衝撃をもたらした——TEPCO EP自身も今回のPPA終了の直接的な影響を受けた当事者であり、傍観者ではない。

PPA期間中、TEPCO EPはJEPXスポット市場を下回る協議価格でJERAから電力を調達していた（METI公開資料確認：「JERAからの購入電力料は市場価格を下回る水準で設定」）。PPA終了後、TEPCO EPは調達需要の約3割をJEPXスポット市場に移さざるを得なくなり、４月のスポット均価が３月の約13円/kWhから急騰した19.89円/kWhへと上昇したことで、調達コストが大幅に上昇した。格付投資情報センター（R&I）は2025年8月の信用評価レポートで明確に指摘している：「JERAとのPPAは2025年度で終了するため、EPは2026年度以降、電力調達の在り方を適正に見直しながら、十分な利ザヤを確保する必要がある」。

調達コスト上昇への対応として、TEPCO EPは2026年4月から燃料費轉嫁メカニズムを高速化し、調整サイクルを従来の3～5か月遅行から約1か月に短縮している。また、JERA以外の発電事業者との新たな長期PPA（再生可能エネルギーを含む）の交渉に積極的に取り組んでおり、JEPXスポット市場への依存度低減を図っている。TOCOM東京先物の高流動性は、スポット調達の先物ヘッジにおいてTEPCO EPに相対的なコスト優位性を与えている。

3.3 TEPCO EP vs 中部電ミライズ：調達コスト衝撃の非対称比較

TEPCO EPと中部電ミライズはどちらもJERA PPA終了の直接的な影響を受けたが、その衝撃構造には明確な差異がある。下表は調達コスト、ヘッジツール、燃料費轉嫁メカニズムの3つの視点から両社の状況を比較する。

4. TOCOM中部先物の流動性成長経路

4.1 上場初期の流動性状況

TOCOM中部先物は2026年4月13日に正式上場し、JERA PPA終了後の市場混乱期に参入した。上場初期の流動性データによれば、中部先物の日次平均出来高は東京先物の 15〜20%、Bid-Ask Spreadは東京先物の 2〜3倍であり、市場の深さがまだ浅いことを示している。

ただし、上場タイミングの特殊性が予期せぬ触媒効果をもたらした。中部エリアAPDの急拡大により、市場参加者の中部先物に対するヘッジ需要が急増し、上場初期の出来高は予想を大幅に上回った。一部のアナリストは、APDが2円/kWh以上の高水準を維持すれば、中部先物の流動性は6〜12ヶ月以内に東京先物の30〜40%に達すると予測している。

4.2 流動性成長の3大ドライバー

市場構造の観点から、TOCOM中部先物の流動性成長は3つの要因によって牽引される。第一に、ミライズの系統的ヘッジ需要。第二に、中部-東京Basis変動を利用した裁定取引者の参加。第三に、金融機関によるマーケットメイカー機能の提供である。

5. 政策的含意と規制対応

JERA PPA終了が引き起こした中部エリアAPDの急拡大は、METIの電力・ガス取引監視等委員会による特別監視を促した。監視委は市場支配力濫用の有無を重点的に調査しており、その結論は今後の市場設計に重要な影響を与える。また、浜岡原子力発電所の再稼働（2027年度予定）が実現すれば、中部エリアの電力市場構造は根本的に変化し、APDの構造的要因も大きく変わる可能性がある。

6. 実務的対策：電力小売事業者のポストPPA生存戦略

中部エリアで事業を展開する電力小売事業者にとって、ポストPPA時代の核心的課題は調達コスト上昇環境下での競争力維持である。以下の5つの実務的対策が特に重要である。

第一に、動的ヘッジ比率管理メカニズムの構築。中部エリアAPDを核心監視指標として、三段階のヘッジ比率調整ルールを設定する。第二に、再生可能エネルギー直接PPAの積極的な推進。長期的な市場調達依存度低減の最も効果的な手段として、コーポレートPPAの活用を推進する。第三に、小売電気料金構造の最適化。市場調達コストの変動性を適切に小売料金に反映させ、固定料金モデルのリスクを軽減する。第四に、TOCOM中部先物市場との連携強化。ヘッジツールとしての活用に加え、流動性提供者としての参加も検討する。第五に、浜岡原発再稼働の進捗監視。再稼働はAPDの構造的転換点となり得るため、先物ポジション管理への影響を事前に評価する必要がある。

7. おわりに：ポストPPA時代の市場学習曲線

JERA PPA終了が引き起こした市場ショックは、本質的には日本の電力市場が真の競争市場へと向かう過程における「ストレステスト」である。市場の即時反応（APDの急拡大）は衝撃的であったが、これは市場メカニズムが機能していることの現れでもある。価格シグナルの急上昇は、資源の再配分を促している。

長期的な視点から見れば、ポストPPA時代の市場構造再編は日本の電力市場に三つの積極的な長期効果をもたらす。第一に、TOCOM中部先物市場の成熟による電力市場全体のリスク管理効率の向上。第二に、中部エリアの競争構造再編による小売市場の革新と効率化。第三に、APDショックへの対応を通じて蓄積されたヘッジ経験という制度的資本の形成である。

1. Introduction: The Historical Significance of the JERA PPA Termination

On April 1, 2026, the long-term Power Purchase Agreement (PPA) between JERA and Chubu Electric Miraiz officially terminated. This power supply contract, which had been in place since JERA was established as a joint venture between Tokyo Electric Power and Chubu Electric Power, marks Japan's electricity market entering an entirely new structural phase — the "post-PPA era."

During the PPA's existence, Chubu Electric Miraiz was able to procure large volumes of electricity from JERA at relatively stable costs, using this as a foundation to provide competitive retail electricity services to industrial and household customers in the Chubu region. Following the PPA's termination, Miraiz must shift to procuring electricity through diverse channels including the JEPX spot market, TOCOM futures market, and bilateral contracts, fundamentally transforming its procurement cost structure.

However, the impact of the PPA termination extends far beyond Miraiz alone. The supply-demand balance in the Chubu regional electricity market, the volatility of JEPX Chubu area spot prices, the liquidity growth trajectory of TOCOM Chubu futures, and even the inter-regional price transmission mechanism of Japan's entire electricity market will all enter a reorganization process as a result of this event. This article systematically analyzes the structural evolution of the post-PPA era market across three dimensions: market equilibrium reconstruction, procurement strategy transformation, and futures liquidity.

2. Market Equilibrium Reconstruction: Chubu Area Supply-Demand Shock Analysis

2.1 Direct Market Impact of JERA PPA Termination

The direct effect of the JERA PPA termination is a structural increase on the demand side of the Chubu area spot market. Under the PPA framework, Miraiz's electricity demand was primarily met through JERA's direct supply, without requiring large-scale procurement from the JEPX spot market. After the PPA's termination, Miraiz's daily procurement needs will fully shift to the market, with estimated new daily market procurement of 3,000–4,000 MWh (extrapolated from Miraiz's 35–40% market share in the Chubu region).

This demand-side shock was fully confirmed in JEPX data for April 2026. The Chubu area settlement average price exceeded the system price by +8–10 ¥/kWh during the period from April 1 to April 13, forming a significant Area Price Difference (APD). This APD level far exceeded the historical normal range (±1 ¥/kWh), reflecting the market's immediate response to the surge in demand.

2.2 Three Phases of Market Equilibrium Reconstruction

From the perspective of market equilibrium reconstruction, the Chubu area in the post-PPA era will pass through three identifiable phases.

Phase 1 (April–June 2026): Shock Absorption. Market participants adjust procurement strategies, spot market APD remains elevated, and TOCOM Chubu futures gradually build a liquidity foundation. Miraiz's procurement costs rise sharply, and some impact may be passed through to retail electricity prices.

Phase 2 (July 2026–March 2027): Structural Adjustment. New entrants (including JERA direct retail and new power suppliers) compete for the market share vacated by Miraiz, reorganizing the competitive landscape in the Chubu area. TOCOM Chubu futures liquidity improves, and the futures hedging ratio gradually recovers to a reasonable level (50–60%).

Phase 3 (April 2027 onward): New Equilibrium Establishment. The Chubu area market structure reaches equilibrium under the new competitive landscape, APD narrows to the normal fluctuation range of ±2 ¥/kWh, and the price transmission mechanism between futures and spot markets stabilizes.

3. TEPCO EP and Chubu Electric Miraiz Procurement Strategy Transformation

3.1 Chubu Electric Miraiz: From PPA Dependence to Diversified Procurement

After the PPA termination, the core challenge facing Miraiz is building a procurement portfolio to replace the PPA's stable supply within a short timeframe. Market analysis suggests Miraiz's optimal procurement strategy should comprise four components.

3.2 TEPCO EP: Procurement Cost Structure Restructuring

For Tokyo Electric Power Energy Partner (TEPCO EP), the JERA PPA termination delivered an equally direct procurement cost shock. TEPCO EP itself is a directly affected party in this PPA termination — not a bystander positioned to capitalize on others' disruption.

During the PPA period, TEPCO EP procured electricity from JERA at negotiated prices below the JEPX spot market level (confirmed by METI public documents: "JERAからの購入電力料は市場価格を下回る水準で設定" — procurement prices from JERA were set below market price levels). After PPA termination, TEPCO EP was compelled to shift approximately 30% of its procurement to the JEPX spot market, where April average prices had surged from approximately ¥13/kWh in March to ¥19.89/kWh — a 53% increase that substantially elevated procurement costs. Rating and Investment Information (R&I) explicitly noted in its August 2025 credit rating report: "Since the PPA with JERA ends in FY2025, EP must appropriately review its electricity procurement approach from FY2026 onward while ensuring sufficient margins."

In response to rising procurement costs, TEPCO EP has accelerated its fuel cost pass-through mechanism from April 2026, shortening the adjustment cycle from the previous 3–5 month lag to approximately one month, thereby reducing the timing mismatch risk between procurement costs and retail tariffs. TEPCO EP is also actively negotiating new long-term PPAs with non-JERA generators (including renewable energy sources) to reduce dependence on the JEPX spot market. The high liquidity of TOCOM Tokyo futures gives TEPCO EP a relative cost advantage in hedging its spot procurement exposure.

3.3 TEPCO EP vs Chubu Electric Miraiz: Asymmetric Procurement Cost Impact Comparison

Although both TEPCO EP and Chubu Electric Miraiz were directly impacted by the JERA PPA termination, the structure of their respective shocks differs significantly. The table below compares the two companies across three dimensions: procurement costs, hedging tools, and fuel cost pass-through mechanisms.

4. TOCOM Chubu Futures Liquidity Growth Trajectory

4.1 Liquidity Status in the Early Post-Launch Period

TOCOM Chubu Futures officially launched on April 13, 2026, entering the market during the turbulence following the JERA PPA termination. Early liquidity data shows that Chubu futures' daily average trading volume was approximately 15–20% of Tokyo futures, with a Bid-Ask Spread approximately 2–3 times wider than Tokyo futures, reflecting shallow market depth.

However, the special timing of the launch also brought an unexpected catalytic effect. The sharp widening of Chubu area APD caused a rapid surge in market participants' hedging demand for Chubu futures, driving early trading volumes far above expectations. Some analysts predict that if APD remains above 2 ¥/kWh, Chubu futures liquidity could reach 30–40% of Tokyo futures within 6–12 months.

4.2 Three Key Drivers of Liquidity Growth

From a market structure perspective, TOCOM Chubu futures liquidity growth will be driven by three factors: first, Miraiz's systematic hedging demand as the largest retailer in the Chubu area; second, arbitrage traders exploiting Chubu-Tokyo basis fluctuations; and third, market-making functions provided by financial institutions.

5. Policy Implications and Regulatory Response

The sharp widening of Chubu area APD triggered by the JERA PPA termination has drawn significant attention from METI's Electricity and Gas Market Surveillance Commission, which has launched special monitoring of the Chubu area spot market with a focus on potential market power abuse. The planned restart of the Hamaoka Nuclear Power Plant (scheduled for FY2027) could fundamentally alter the structural drivers of APD in the Chubu area, requiring significant adjustments to futures hedging strategies.

6. Practical Recommendations: Post-PPA Survival Strategies for Electricity Retailers

For electricity retailers operating in the Chubu area, the core challenge in the post-PPA era is maintaining competitiveness in an environment of rising procurement costs. Five practical recommendations merit particular attention.

First, establish a dynamic hedge ratio management mechanism. Use Chubu area APD as the core monitoring indicator, setting three-tier hedge ratio adjustment rules. Second, actively pursue renewable energy direct PPAs. Corporate PPAs are the most effective means of reducing long-term market procurement dependence. Third, optimize retail electricity price structures. Appropriately reflect procurement cost volatility in retail pricing to mitigate cost inversion risks under fixed-price models. Fourth, strengthen engagement with TOCOM Chubu futures. Consider participating not only as a hedger but also as a liquidity provider. Fifth, monitor Hamaoka Nuclear Power Plant restart progress. The restart represents a structural inflection point for Chubu area electricity prices, requiring advance planning for procurement strategy adjustments.

7. Conclusion: The Market Learning Curve of the Post-PPA Era

The market shock triggered by the JERA PPA termination is fundamentally a "stress test" in Japan's electricity market's journey toward becoming a truly competitive market. The market's immediate reaction — the sharp widening of APD — was striking, but it also demonstrates that market mechanisms are functioning: the sharp rise in price signals is guiding resource reallocation.

From a longer-term perspective, the post-PPA era market restructuring will bring three positive long-term benefits to Japan's electricity market: first, the maturation of TOCOM Chubu futures improving risk management efficiency across the electricity market; second, the reorganization of the Chubu area competitive landscape driving innovation and efficiency in the retail market; and third, the institutional capital of hedging experience accumulated through navigating APD shocks.