9月2～6日受け渡しの電力スポット価格24時間の週間平均は、前週比で東日本(50Hz)および西日本(60Hz)ともに反落し、とくに西日本の下げ幅が拡大。相場は週を通じて東高西低となった。９月も厳しい残暑が予想されているが、西日本では猛暑超えが続いた8月からは暑さが緩んだことで、価格も下押し傾向が強まった。東日本でも、関東では最高気温が30度を割り込む日もあるなど冷房需要は抑制気味となり、価格の上値が抑えられた。

　8月30日に取引が実施された2024年度(2025年度受け渡し)第1回目のベースロード取引(1年物)では、東京が15.60円で41MW、関西が12.97円で14.8MW、九州が13.41円で0.3MWとなり、いずれも約定量は低調だった。この約定後、欧州エネルギー取引所(EEX)の電力先物取引では、東京の25年夏季(4～9月)と同冬季(10～3月)を組み合わせた取引が増えており、いずれもベースロード取引の価格を下回る水準で約定している。

　東西の主要エリアである東京と関西の電力スポットの24時間平均の値差を見ると、2日が1.94円、3日が0.67円、4日が1.85円、5日が1.46円、6日が1.98円の西高東低だった。

　燃料相場は、前週末からLNG、原油、石炭のいずれも下げ幅が大きくなった。

　北東アジア市場のLNGスポットは、5日時点で期近の24年9月着品がmmBtuあたり13ドル台半ばとなり、前週末時点(8月30日)から0.70ドル程度の下落となった。騰勢を強めていた欧州の天然ガス相場が下押す動きとなり、北東アジア市場のLNG相場も連動して下げた。さらに、北東アジア市場では需要家による買い気が回復しないことも、弱材料となった。経済済産業省が9月4日に公表した、9月1日時点の発電用LNGの在庫は183万トンとなり、前週から23万トン減少した。台風10号の影響で8月末に入港できないLNG船が多かったことが影響した。前年8月末時点の172万トンを上回ったが、過去5年平均の202万トンを下回った。

　豪ニューキャッスル積みの一般炭相場は、5日時点で24年9月積みがトンあたり141ドルとなった。前週末から1ドル前後の下落。ガスや原油相場が軟化したことに連動した。

　原油相場は、6日午前時点でWTIの24年10月物がバレルあたり69ドル台半ば、ブレントの24年11月物が72ドル台後半で推移した。前週末から、WTIおよびブレントのいずれも4ドル程度の下落となった。石油輸出国機構(OPEC)と非OPEC主要産油国で構成される｢OPECプラス｣が10月から予定どおり自主減産を段階的に圧縮する意向が示されたことや、リビア産原油の供給不安が和らいだこと、米国や中国の景気悪化に対する懸念が強まるなど、週を通じて弱材料が支配的となり、相場は下押し傾向が強まった。

　週を通じた実勢高値は、3日に西日本で付けた22.00円となった。一方、実勢安値は2日に九州、3日に北海道でそれぞれ付けた3.00円だった。

　エリア別に24時間の週間平均を見ると、北海道が前週比2.22円安の12.18円、東北が同1.91円高の13.51円、東京が同1.54円安の14.05円、中部が同4.47円安の13.49円、北陸、関西、中国、四国が同6.16円安の12.47円、九州が同6.88円安の11.34円だった。

　売買入札量の週間平均は、売り札が前週比9.5%増の12億4,606万8,340kWh、買い札が同9.8%減の9億8,308万9,780kWhとなった。約定量の週間平均は、同1.3%減の7億5,966万9,370kWhだった。

　9月2～6日の9エリアの電力需要は、132億5,955万8,000kWhとなり、前週8月26～30日の134億2,067万6,000kWhから1.2%減少した。なお、曜日を合わせた前年の9月4～8日の需要実績は131億8,814万4,000kWhで、増加率は0.5%となった。

　9月2～6日の東京商品取引所(TOCOM)の約定結果は下記表のとおり。

　9月2～6日の欧州エネルギー取引所(EEX)の約定結果は下記表のとおり。279件の約定があり、取引ロットの合計は1,768MW、取引数量の合計は162万7,392kWhだった。

　9月第2週の電力スポットは、第1週に比べて若干底上げの動きとなりそうだ。最高気温は、西日本の広い地域で35度前後の日が多くなる見通しとなっているほか、東日本でも週半ば以降に35度前後で推移する予報となり、スポット買いの動きが強まるとみられる。ただ、週を通じて太陽光発電は潤沢になる見通しで、日中時間帯(8～16時)の価格は上値が抑えられるとみられ、夕方以降との値差が大きくなりそう。また、点検などで一定期間停止する火力発電も若干増えるため、相場の強材料になるとみられる。