法人電気料金ナビ
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REGION ／ 地域別電気料金事情
2022年以降の契約解除動向
2022年のウクライナ侵攻以降、LNG・電力卸価格の急騰を受けて、日本各地で新電力による 高圧法人顧客への契約解除が相次ぎました。本ページでは、全国10エリアの撤退状況・規模・ 回復状況を一覧で比較し、撤退が起きる構造的な理由、代表的な事例、 解除通知を受けた際の対応、エリア別の切替先の考え方を詳しく解説します。
2022年初頭から2023年末にかけて、全国で200社超（高圧向け）の新電力が新規受付停止・既存契約解除・事業廃止のいずれかの対応を取ったとされています。 解除通知を受けた法人需要家数は全国合計で数十万口規模と推計されており、エネルギー自由化後最大の混乱となりました。
200社超
新規受付停止・撤退・廃業（高圧向け）の新電力数（2022〜2023年）
数十万口
解除通知を受けた法人（高圧以上）需要家数の推計
2024〜2025年
多くのエリアで市場が安定化。ただし撤退リスクはゼロではない
2022〜2025年の状況を10エリアで比較。「撤退規模」はエリア内での相対的な影響度の目安です。
| エリア | 撤退規模 | 新電力シェア（推計） | 主な移行先 | 現在の状況 |
|---|---|---|---|---|
| 北海道電力エリア | 中 | 約 15〜18% | 最終保障供給に移行するケースあり | 2024年以降やや安定 |
| 東北電力エリア | 中 | 約 15〜20% | 東北電力へ戻るケースが主流 | 2024年以降やや安定 |
| 東京電力エリア | 大 | 約 28〜35% | TEPCO EP へ戻るか他の大手新電力へ | 2025年以降回復傾向 |
| 中部電力エリア | 中 | 約 20〜25% | 中部電力ミライズへ戻るケースが多い | 大口産業は比較的安定 |
| 北陸電力エリア | 小〜中 | 約 10〜15% | 北陸電力へ戻るケースが主流 | 2023年後半に安定 |
| 関西電力エリア | 中 | 約 20〜28% | 関西電力・地場系新電力へ移行 | 大手・地場系が安定的に維持 |
| 中国電力エリア | 小〜中 | 約 12〜18% | 中国電力へ戻るケースが主流 | 2024年に安定 |
| 四国電力エリア | 小 | 約 10〜15% | 四国電力へ戻るケースが主流 | 2023年後半に安定 |
| 九州電力エリア | 小〜中 | 約 18〜23% | 九州電力・再エネ系新電力へ | 2024年に安定傾向 |
| 沖縄電力エリア | なし | 自由化なし（沖縄電力独占） | 沖縄電力のみ | 制度上、撤退リスクなし |
高圧・特別高圧需要家の電力量ベース推計。2025年時点。
※推計値。実際のシェアは経済産業省・電力広域的運営推進機関のデータで確認できます。
個別企業名は伏せ、規模感と影響パターンで整理しています。
複数の大手・中堅新電力が2022年中に高圧向け新規受付を停止し、その後既存契約についても1〜2年で段階的に解除を通知。解除後は最終保障供給もしくは他の新電力・旧一電への移行を余儀なくされた。
中堅・地域特化型の新電力が電力調達コストの増加に耐えられず、特定エリアでの事業を終了。既存顧客に3〜6ヶ月前の解除通知を送付し、最終保障供給への移行を促した。
新規参入から日が浅い小規模新電力が2022年後半に事業継続を断念。顧客への告知が不十分なまま事業を停止し、最終保障供給に自動移行するケースもあった。
2021〜2022年のウクライナ侵攻・LNG価格急騰を受け、電力卸市場価格（JEPX）が急騰。自前の発電所を持たず卸市場から電力を調達していた新電力は、高騰した電力を低廉な固定価格で顧客に供給し続け、逆ザヤで経営が悪化しました。
燃料費調整額の上限（キャップ）を設けずに固定単価で供給していた新電力は、燃調費がキャップを超える部分を自社負担することになり、財務が急速に悪化。契約解除・撤退を余儀なくされました。
新電力ベンチャーは自己資本が少なく、価格急騰による損失を吸収する体力がありませんでした。銀行融資も困難になり、短期間で事業継続が不可能になるケースが続出しました。
供給先顧客との契約は1〜3年の長期固定、電力調達は短期スポットという期間ミスマッチを持つ事業者は、市況高騰時に大きな損失を被りました。長期の調達契約や先物ヘッジを持たない事業者ほど脆弱でした。
経営悪化に伴い、電力供給義務の履行が困難になった事業者が小売電気事業者の登録を自主廃止するケースも。登録抹消後は最終保障供給への移行となります。
高圧法人向けの供給契約解除通知を受けた場合、以下の手順で対応してください。
解除日・移行先（最終保障供給か否か）・手続き期限を確認。解除日の60日前に通知する義務がある。
切替先が見つからない場合、旧一電の最終保障供給に自動移行される。単価は通常の標準メニューより割高（約1.1〜1.2倍が目安）。
解除日までに新しい供給先を確保する。余裕を持って3〜4社に並行して見積もりを依頼。旧一電への戻りも選択肢の一つ。
新供給先が決まったら、旧供給者の解除日と新供給者の開始日が重ならないよう注意して手続きを完了させる。
より詳しい緊急対応フローは新電力から契約解除通知が届いたときのページで解説しています。
切替先が決まらない場合、法律上、旧一般電気事業者（旧一電）が「最終保障供給」として電力を供給する義務を負います。 ただし最終保障供給の単価は、通常の旧一電の高圧標準メニューより割高（目安: 約10〜20%高い水準）に設定されており、 長期間そのまま放置するとコスト高になります。
| 項目 | 通常の高圧標準メニュー | 最終保障供給 |
|---|---|---|
| 電力量料金 | 標準単価 | 標準単価 × 1.1〜1.2程度 |
| 基本料金 | 標準単価 | 標準単価 × 1.1〜1.2程度 |
| 契約期間 | 1〜3年固定 | 原則として短期（半年〜1年） |
| 切替の自由 | あり | あり（いつでも移行可） |
| 推奨利用期間 | 長期利用可 | 切替先が見つかるまでの一時的利用推奨 |
大手新電力（エネット・Daigasエナジー・JERA）または TEPCO EP の標準メニューへ。財務安定重視なら旧一電に戻ることも有効。
Daigasエナジー・関西電力・エネオス系が安定。地場系の財務基盤が強いエリア。
中部電力ミライズ・豊通グループ系・エネオス系が選択肢。大口は一括入札も有効。
九州電力本体・再エネ特化型の新電力・西部ガス系。再エネ環境価値の取得も検討。
旧一電への戻りを基本選択肢として、財務基盤の安定した大手新電力に見積もりを依頼する。
切替先の比較方法・評価軸について詳しくは電力会社の比較方法をご覧ください。
※本ページの料金・シェア情報は2026年4月時点の公開情報をもとにした概算値です。 正確な単価は各電力会社の公式ホームページまたは見積書でご確認ください。
A.電源構成・需給バランス・系統コスト・規制環境がエリアで異なるため。北海道は寒冷地で需要大、九州は太陽光多く価格安、東京は需要集中で高め、などの構造があります。
A.はい。地域別の電力単価・電源構成・補助金制度が異なるため、拠点別に最適なプラン・調達戦略を採るのが効果的です。グループ全体での集約も検討余地があります。
A.高圧契約で同じ規模でも、エリア別単価に2〜5円/kWh、年間数百万円規模の差が出ることがあります。複数拠点企業は地域別の見直しが重要です。
A.災害（地震・台風）リスクが地域で異なり、北海道・東北は冬期、九州・沖縄は台風期、首都圏は地震・首都直下リスクが特に高いです。BCP対策は地域特性を反映させます。
A.電力広域的運営推進機関（OCCTO）、各一般送配電事業者公表資料、JEPX（エリア別価格）が主要ソース。本サイトでもエリア別単価・需要データを公開しています。
原発全停止により火力依存上昇。LNG輸入急増、電気料金構造が大きく変化。
再エネ普及の起点。再エネ賦課金が新たな料金構成要素に。
低圧需要家も電力会社を選択可能に。新電力急増。
全国初のエリア全停電。BCP・分散電源への注目高まる。
LNG在庫不足と寒波で年末年始に異常高騰。新電力撤退の発端。
LNG・石炭価格急騰。法人電気料金の歴史的高騰の引き金に。
全国初の警報発令。需給ひっ迫対応の重要性が認識される。
国の補助金で電気代を一時的に抑制。2024年度以降段階的縮小。
送配電事業者の総収入規制を本格運用。長期の料金安定化を狙う。
GX-ETS・化石燃料賦課金の段階導入が決定。中長期のカーボンコスト上昇要因。
容量拠出金が小売事業者・需要家のコスト増要因として顕在化。
排出量取引が義務化。電力会社の排出枠コストが料金に転嫁される段階へ。
※ 主要な電力市場・料金に影響を与えたイベントを年表化したものです。詳細は各種公的資料をご参照ください。
契約している新電力の撤退リスク・燃料費変動リスク・料金高騰リスクを数値で把握できます。
記事を読んで気になった点があれば、エネルギー情報センターにお気軽にご相談ください。法人・自治体の電力契約に精通したスタッフが、中立的な立場で判断材料を整理します。初回相談は無料です。
中立的な立場で、特定の電力会社への勧誘は一切行いません。