資料３−１

総合資源エネルギー調査会電気事業分科会報告（案）「今後の望ましい電気事業制度の詳細設計について」

平成１６年５月２１日
総合資源エネルギー調査会
電 気 事 業 分 科 会

目次

はじめに ..................................................................1
詳細設計 ..................................................................2
I． 中立機関ルールに関する考え方 .......................................2
１． 中立機関で定めるべき主なルールに関する考え方....................................................... 2
２． 中立機関ルール及び各一般電気事業者ルールの策定・公表..................................... 23

II． 卸電力取引市場に係る検討 ..........................................24
１． 系統利用制度との整合性の確保................................................................................. 24
２． 取引所におけるルール設定........................................................................................ 25

III． 電源線に関する系統利用料金上の取扱いについての見直し ........28
１． 現行の電源線コストの取扱い ...................................................................................... 28
２． 電源線に関する系統利用料金上の取扱いの見直し.................................................... 28

IV． 振替供給料金（パンケーキ問題）の廃止に伴い必要な代替措置.....35
１． 事業者間精算ルール.................................................................................................. 35
２． 電源立地の評価の在り方 ............................................................................................ 37

V． 託送制度等の見直し ..................................................39
１． 系統利用者間の公平性を確保するための措置........................................................... 39
２． 託送供給約款変更命令発動基準の明確化................................................................. 40
３． 市場取引にも対応した柔軟な系統利用制度の在り方.................................................. 46
４． 特定規模電気事業者による自営線供給の在り方 ........................................................ 49

VI． 会計分離（送配電部門の会計整理）.................................53
１． 基本的な考え方 .......................................................................................................... 53
２． 具体的な制度設計...................................................................................................... 53

終わりに .................................................................59

総合資源エネルギー調査会電気事業分科会における審議の経緯 ....................60
基本問題小委員会及びワーキンググループにおける審議の経緯 ....................61
総合資源エネルギー調査会電気事業分科会 委員名簿 ............................63

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はじめに

電気事業制度改革については、昨年２月の総合資源エネルギー調査会電気事業分科会報告「今後の望ましい電気事業制度の骨格について」（以下、「基本答申」という。
）を踏まえ、昨年６月に改正電気事業法が成立し、その後、当分科会においても詳細な制度設計のための検討を行ってきた。
その検討の結果として、昨年１２月の総合資源エネルギー調査会電気事業分科会中間報告「今後の望ましい電気事業制度の詳細設計について」（以下、「中間報告」という。
）をまとめたところであるが、本報告書は、中間報告において「今後の検討課題」として整理された事項について、基本答申及びこれを受けた電気事業法改正を受けて、制度の実効あらしめるための措置に関する検討を行った成果であり、中間報告とあわせて、電気事業分科会として新しい電気事業制度の詳細な制度設計案を提示するものである。
なお、本報告書において提示する詳細設計とは別に、行為規制（情報の目
的外利用の禁止及び差別的取扱いの禁止）の導入に伴う「適正な電力取引についての指針」の改定に係る検討及び原子力バックエンドに対する制度・措置に係る検討が並行して進められており、これらについては、別途成果がまとめられることとなる。

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詳細設計
I．中立機関ルールに関する考え方
基本答申及び中間報告に基づき、中立機関ルールを考えていく上では、大きく以下の２点を基本として考えていくことが必要である。
z 系統の安定性の確保を前提としたルール設定
z ルールの策定・監視における公平性・透明性の確保− 中立機関における透明性あるプロセスによるルールの策定・監視− 全ての事業者に対して公平・中立なルール・スキームの整備− 特定の取引形態にとって有利／不利とならないこと

１．中立機関で定めるべき主なルールに関する考え方
中立機関制度においては、当該機関で定める各ルールに対して個別に行政が許認可を行うことは法制度上も予定されていないことから、当分科会においても、ルールとして定めるべき事項の全てを網羅的に検討することが求められているものではない。しかるに、新設された制度に基づき新たな取組を行う場合、又は従前に比して大きく発展させた取組を行うこととなる場合等には、当該制度が円滑に実施されるよう、その考え方の整理を行うことは有意義である。かかる観点の下、主なルールについて、当分科会としての考え方を整理していくことが必要と思われる。
こうした中立機関ルールの考え方については、中立機関において適宜ルール策定において反映されることが期待されるとともに、中立機関制度の評価にあたって評価の基軸ともなり得るものとして位置づけられていくこととなる。
中立機関において定めるべきルールは、①中立機関自身が行う措置・対応に関する手続・判断基準として定めるべき事項と、②各一般電気事業者がルールを策定・公表するための指針として中立機関において考え方を整理する事項とに大別される。特に、②に該当するルールの策定等を行う場合には、元来各一般電気事業者において、程度の差こそあれ、各供給区域内の系統の事情を勘案しつつルールが既に定められてきているところであり、これらを土台にして策定のための検討が行われることが望ましい。
なお、中立機関が定めるべきルールは、系統安定を前提としつつも、事業者間、事業形態間の公平性が求められるところであり、また、送配電業務を、利害関係者が集まって一層公平・透明なものとしていくことが、中立機関制度自体の目指すところとなっていることを勘案すれば、ルール監視等において、あるいは特定事業者からの苦情を受理した場合において、ルール自体に端緒がない場合は別として、制度の目指すところに整合的な範囲で、適切かつ機動的に対応していくことが望まれる。
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(1) 設備形成ルール
送配電設備は、その整備に大規模な設備投資を必要とし、いったん建設されると長期間にわたって使用されるため、これらを計画する際には長期的な観点が不可欠である。さらに、当該設備は、一般電気事業者のみならず、多くの事業者が利用することとなるため、その整備に対する考え方については、関係者間の合意形成が適切になされることが重要である。
送配電設備の事故は、多種多様であり、その中には、自然災害によるものをはじめとして、事業者にとって他律的なものも多く存在する。さらに、実際の設備形成の在り方を考えていく上では、これら事故の態様、頻度、影響等を勘案しつつ、供給そのものの確保のみならず、周波数、電圧の維持といった電力品質を確保することが必要である。このため、大前提となる需要想定を前提としつつ、単一の事故、多重事故な
どの事故が起きた場合を想定し、系統信頼度に関する目標とすべき水準を定め、これを実現するための最も経済的な手法を模索すべくルールが設定されることが必要である。
中立機関においては、①系統増強等の設備計画策定に関する考え方、②目標とすべき系統信頼度の考え方及び現状の信頼度の状況の把握等に関する考え方について定めていくことが必要である。
①系統増強等の設備計画策定の考え方
送電設備に関する計画を定めるにあたって、設備事故等のリスクから解放されることはないものの、事故等が社会に与えるインパクトも十分に勘案しつつ、基幹送電系統から配電設備に至るまでの設備間で調和のとれた設備計画を策定することが必要である。
系統増強による対策を検討する契機となるのは、例えば、以下のような場合である。
z 系統信頼度基準に満足できず、信頼度維持対策の必要がある場合
z 短絡・地絡故障電流が許容最大値を超過する場合
z 電源側・需要側のアクセス設備を新設する場合
なお、事故発生頻度がまれである場合であっても、ひとたび発生した場合には系
統全体に重大な影響を及ぼす（系統崩壊等）こととなることが予想される場合には、個別に検討を行い、対策を立てておくことが必要である。
②系統信頼度評価(a) 基本的な考え方
平常時における系統信頼度については、潮流が設備の常時容量を超過しな
いこと、電圧が適正に維持されること及び発電機が安定に運転可能なこと等が満足されるべきである。
また、頻度の比較的高い単一事故などに対しては、設備の増強による対応が望ましい一方で、頻度の低い多重事故に対しては、設備増強による対応は費用対効果が低いので、保護・制御系の強化、運用対策等により影響を少なくするという考え方もある。
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このように、信頼度状況や、事故想定・頻度、事故時の影響等に応じて、あるべき方策も異なってくることから、信頼度評価を行うことは極めて重要である。エリ
アごとに設備状況等は異なるものの、エリア間であまりにも考え方が異なる場合には、広域流通の活性化なども踏まえると、系統利用者の利益が阻害されるばかりか需要家利益も損なわれることとなることから、中立機関においても、技術的な検討項目についてルール化しておくことが必要である。
この場合、系統信頼度評価における条件として、
z 想定需要の定め方（現状の一般電気事業者による考え方は、最大３日平均電力を原則とし、地域需要等により需要パターンが特殊な負荷供給系統や負荷と電源が混在する系統ではオフピーク時等の需要を用いるケースもある。）
z 想定電源・潮流条件の設定の仕方（現状の一般電気事業者による考え方は、
極端な稀頻度でない潮流状況を想定し、過去実績や電源・需要パターンから想定し得る設定をしている。）
等について考え方を整理し、この場合における周波数、電圧の維持すべき目標に関する考え方についても整理がなされることが必要である。
なお、系統信頼度を評価するに当たっては、予想される事故の設定と、その場合における供給支障の条件を明らかにしていくことにより、具体的な設備計画に反映していくことを確保すべきであるが、重大な事故に対する対応については、個別に対応を行っていくことが必要である。
(b) 中立機関による信頼度評価に関する報告
中立機関においては、送配電等業務の円滑な実施を支援するための調査及び研究並びに広報の一環として、特に夏冬のピーク時における我が国の送電系統に関して系統信頼度を調査し、評価及び見通しを添えて報告書を作成・公表
することが望まれる。
③連系線整備計画に係る調整プロセス
送配電設備は、前述のとおり、その建設に大規模な設備投資を要し、いったん建設されると、長期間にわたって使用されるものであるため、その整備を計画する
際には長期的観点からの検討が必要となる。さらに、当該設備は、一般電気事業者のみならず、多くの事業者が利用することとなるため、関係者間の合意形成も適切になされることが重要である。
中立機関の行う業務が送配電等に係る業務に対する支援的機能であり、実際の連系線や周波数変換設備（以下、「連系設備」という。）の整備は事業者により適切な費用負担等の下に行われることにかんがみれば、中立機関として整備計画に関わるべき範囲は、大きく、①関係者が集まる場が提供され、情報及び便宜が提供されること、②中立機関参加者に共通の理解が醸成されるよう必要な内容につき提言としてとりまとめられること、の２点として考えていくのが適切である。
このため、z 調整プロセスの開始に関する考え方
z アウトプット（提言）のイメージ、提言の参加者等との関係での位置づけ
4z 調整の際の考慮事項・判断等に関わる基本的な考え方につき、以下のように考え方を整理することとする。
(a) 調整プロセスの開始に関する考え方
調整プロセスの対象となるのは、会社間の連系設備（会社間をまたぐ取引を行う場合に連系設備の増強等が必要となる場合の当該連系設備）を基本とするものの、検討の過程においては、当該連系設備と不可分な両端の送電設備や、当該設備の増強等検討とともに増強等検討を行うこととなる送電設備（いずれの場合においても、電源線は除く。）について、プロセスを分けて検討を行うことは社会的にも非効率であることから、検討範囲に含めていくことが適切である。
次に、特定の電源開発に伴い連系設備の増強等が必要となる場合と、連系設備をまたいだ取引の活性化等に伴い原因となる電源は特定されないが検討が必要となる場合の２つが想定され、両者はそれぞれ以下に示すような考え方をとるのが適切である。
（特定電源による場合）
z 電源の設置を検討している者及び関係する者から中立機関に対して当該事案についての提起を受ける。中立機関においては、当該事案受付のための窓口を設置しておく。
z 中立機関において、他の潜在的な関係者（当該連系設備の具体的使用計画を有し、特定負担への参加を念頭においている中立機関の構成員）も議論に参加し得るよう、議論への参加希望を募る。
z もともと、中立機関の当該事案が寄せられる段階で、ある程度当事者においては検討が進んでいることもあることから、当該検討形態に、中立機関に対して参画希望を表明した者を加えることにより、必要な検討を行う。（この場合に、共同ボイコット的な取扱いとならないよう、参加希望者の取扱いには留意が必要。また、検討の参加者に対しては守秘義務がかけられることが必要。）
z 検討結果を中立機関の理事会に提示し、提言として決議し、提起者に対して通知する。
（電源が不特定な場合）
z 調整プロセス開始のための要件となる客観的な指標（例えば、当該設備の空容量が、当該設備の運用容量の一定割合以下となる時間が、一定期間に一定以上となる場合などが当てはまると考えられる。）を中立機関において設けることが必要。
z 調整プロセス開始要件に該当することとなった場合、理事会において、中立者、利害関係者からなる専門の委員会を設置し調査・検討を行う。
z 検討結果を理事会にて提言として決議する。
(b) 提言の位置づけ
提言において不可欠な事項としては、以下のようなものを考えていくのが適切

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である。
z 増強等の必要性の有無
z 必要とされた場合の必要量とその効果（予備力節減効果、取引の活性化見込み等）
z 増強等の方策（工事概要、概略コスト、概略工期等）
z 必要とされた場合の増強等に関する費用負担に関する基本的な考え方(c) 調整の際の考慮事項・判断等に関わる基本的な考え方
遠隔地立地に伴う送電設備増強等の費用負担の考え方については、原因者負担（特定負担）とすることが原則となっている。実際にこうした電源立地に伴い当該プロセスで検討がなされる場合には、上記(a)のうち特定電源による場合としてプロセスが開始されることとなる。負担に関する基本的な考え方を整理する際には、一般負担（託送料からの回収）も含めて考えられることから、上記特定負担原則との関係で、中立機関として提言をまとめるに当たって、特定の事業者の利益に左右されない公正かつ中立的な検討がなされることが必須である。したがって、一連の調整の過程には、理事会等の中立者の入った場で、この配分の妥当性の問題を議論できるプロセスが確保されていることが必要である。
系統信頼度の考え方については、基本的には中立機関ルールの考え方に基づき一般電気事業者において定められる各社ルールに示されることとなるが、この各社ルールは、系統の状況等において個別に具体的な信頼度基準等の設定が行われることとなる。したがって、系統信頼度は、当該連系設備に関係する系
統の一般電気事業者の系統増強の考え方に準拠することが適切である。
連系設備の増強等に当たっては、他の代替的な方策も含め、経済性、系統の安定性、実現可能性等に関して十分な調査・検討がなされ、費用対効果の高いものとしていくことが適切であるため、検討に当たっては、利害関係者の合意を前提に、中立的な立場の者の参加も含め視野の広い検討が行われることが期待される。
なお、調整プロセスの過程において、紛争等が発生した場合には、ルール監
視のための委員会において、苦情処理案件として検討を行い、紛争案件として理事会決議により、当該プロセスの円滑な実施に向け、指導、勧告、あっせん、調停等を実施する。

(2) 系統アクセスルール
現時点においても、既に、各一般電気事業者の接続供給約款及び系統連系技術
要件ガイドラインにおいて、考え方は示されているところである。一方で、これまで、系
統アクセスにおける要件や基準等の設定は、それがどのような考え方に基づいて定められているかについて必ずしも明らかにされているわけではなく、一般電気事業者間で相違が見られる。中立機関ルールとしては、今後活性化していくことが想定される全国規模の広域流通の観点からも、また、公平性・透明性の確保の観点からも、ルール自体も、全国大で標準的な方向を指向していくことが望まれる。こうしたルールの策定を通じて、新たな共通事象等が発生した場合には、中立機関としても、系統の安6

定性の確保等の観点から、適宜議論が可能な状態を作っておくことが肝要である。
①接続検討(a) 発電機側（検討期間）
発電機側の接続検討については、一般電気事業者は、原則として申込みから３か月以内に依頼者に回答を行うこととなっている。これに対して、これまで一般
電気事業者が使用してきた設備を利用できる場合等においては、一般電気事業者は、３か月の期間を待たずに速やかに回答を行っていくことが好ましい。また、実地での調査の状況等の理由により、回答までの標準期間を超えて検討を行わざるを得ない場合には、依頼者に対して、理由、現在の検討ステージ、今後の見込み等について説明責任を果たしていくことが望ましい。
（回答に含まれるべき内容）
接続検討に係る依頼者への回答に含まれるべき内容については、
z 接続検討を依頼した者が希望した供給可能電力全てが接続可能か
z 接続検討依頼時に提示した設備で十分か
z 系統アクセス工事の概要、概算工事費及びその算出根拠、所要工期が含まれることが必要である。ただし、接続検討依頼者が希望した電力全てが接続可能ではない場合においては、供給可能な電力、あるいは、一般電気事業者の送配電部門に追加的負担が生じない範囲で他の代替的な接続方法が存在する場合には当該方法等も含めて自主的に回答を行っていくことが好ましい。
また、回答に当たっての要件や判断基準については、事業者の予見可能性の向上の観点からも、公平性・透明性の確保の観点からも、中立機関において、その程度等について議論がなされ、ルールとしていくべき点は明確化していることが重要であり、当該ルールを踏まえて各一般電気事業者が対応することが好ましいと考えられる。
(b) 需要家設備側（検討期間及び回答内容）
現在、接続供給約款において、需要家設備側の接続検討については、約款
上、標準的な検討期間に関する基準が示されていない。しかしながら、当該基準が事前に明確化されていくことは、託送分野における公平性・透明性の確保の観点から望ましいのに加え、事業者にとって予測可能性が高まるという意味で重要であることから、一般電気事業者は、工事の要否及び工事が必要な場合の当該工事の種別についての回答までに要する標準的な期間（例えば２〜３週間以内）を定め、約款等において明確化していくことが適切である。
（託送供給実施までの準備期間）
需要家設備側の接続検討が終了してから実際に託送供給が開始されるまでには、計量器の交換や新同時同量支援システムの導入のための通信線の設置

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等の工事を要する場合があり、相応の準備期間が必要となる。一般電気事業者
ごとに、託送供給に必要となる計量器の在庫の有無、自動検針システムの導入の有無、新同時同量支援システムの導入に必要な通信線の設置等の諸条件に差があることから、一律に期限を定めることは困難であるものの、一般電気事業
者ごとの事情を反映し、場合によっては場合分けを行うことも念頭に、代表的な事例につき標準的な期間を一般電気事業者が定め、公表することが適切である。
なお、この場合においては、標準的な期間を超えて準備を要する場合には、
一般電気事業者は、十分に説明責任を果たすことが必要である。
（託送供給開始時の暫定的運用）
上記準備期間については、場合によって長期に及ぶ可能性があり得るが、託送供給を可能な限り円滑かつ遅滞なく行えるようにしていくためには、特定規模電気事業者からの希望に応じて一般電気事業者は、適宜協議等を行うことにより、暫定的な運用も含め、弾力的に対応することが望ましい。
(c) 接続検討に関する紛争に関する中立機関の対応接続検討を依頼した事業者から回答内容や回答に要した期間、託送供給開始時の暫定的運用等について疑義等が示された場合、一義的には、一般電気事業者が十分に説明責任を果たすべきであるが、その説明では解決せず紛争に発展するような場合については、中立機関において上記(a)及び(b)の考え方にも従い、当該紛争の処理のために必要な対応が行われることが適切であると考えられる。
②接続時の要件
発電設備の連系要件については、電気方式、発電機定数、力率、周波数、電圧変動対策、高調波対策、安定度対策、短絡・地絡故障電流対策、中性点接地装置・電磁誘導障害対策、設備分界・施工分界の考え方、保護装置、電力保安通信設備の設置等について考え方を中立機関が定め、一般電気事業者は、当該考え方に基づき具体的な要件を明確化しておくことが適切である。
また、需要家設備の連系要件については、電気方式、電力品質対策、保護装置、
電力保安通信設備の設置、責任・財産分界点等について考え方を中立機関が定め、一般電気事業者は、当該考え方に基づき具体的な要件を明確化しておくことが適切である。
③系統連系を断る場合
上記②の技術的な要件を満たさない場合、料金支払い等の金銭的な要因、電気の需給状況などによりやむを得ず系統連系を断る場合の取扱いについては、一般電気事業者は、説明責任を十分に果たす必要がある。

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④工事費負担の考え方
系統に連系する事業者が支払う工事費負担については、現行どおり、一般電気事業者の託送約款において考え方を示していくことが適切である。

(3) 系統運用ルール
今般の電気事業制度改革においては、諸外国で地域によっては導入されている送電権や混雑料金等の金銭的な調整を行う考え方の導入はされていない。中立機関においては、このことを前提として、以下のような整理に基づきルールが策定されていくこととなる。
①系統運用時の供給力確保ルール
系統運用を安定的に進めるためには、実需要が想定需要を上回る場合、電源の計画外停止や短期的な不規則需要変動等が発生した場合等を想定し、あらかじめ想定需要以上に供給力を確保する必要があり、この供給予備力確保の考え方は既に定着している。基本的には、一般電気事業者自らの保有する予備力により対応を行うものの、供給予備力の節減、電源のスケールメリットの発揮等の経済的効用、系統の安定性（常時の周波数・電圧変動幅の縮小、異常時の瞬動応援）の向上等の効果も勘案し、会社間の連系設備を通じた供給予備力の確保についても考え方が整理されてきており、これらについては、基本的には、昭和４５年に中央電力協
議会で議論された結果に基づき整理されてきている。今回、自由化範囲の拡大や、卸電力取引所の整備等に伴い、従前にも増して広域での電力取引が活性化することが想定されることから、連系設備を通した供給予備力の考え方について、従来の考え方を基本としつつ、中立機関において、再整理のための検討がなされることが期待される。
また、周波数調整、電圧・無効電力調整など電力品質維持に必要な調整能力の確保に関する考え方についても、中立機関において整理を行っていくことが望ましい。
②連系線等の空容量算定・公開ルール(a) 算定に関する基本的な考え方
連系線等（定義については、本ルールの対象を論ずる部分で後述。）の空容
量算定に当たっては、通常想定し得る設備故障が発生した場合においても、系統の安定運用が可能となるよう算定されていくことが必要である。このため、連系線等の熱容量、電源分布等にも依存する系統の安定度、電圧安定性、周波数維持に関する限度の値を算定した上で、当該連系線等の運用容量が定められることが必要である。
次に、当該連系線等については、系統利用者により、時々刻々容量確保がなされることとなるため、ある時点の空容量を算定する際には、既に容量確保がなされている計画分を計画潮流として差し引くことが必要である。同時に、系統の異常時対応として会社間の連系設備を通じて他の系統運用者からの応援融通
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を受電できるよう確保しておくべき量（供給予備力の設定の考え方にも対応し、景気変動要因、偶発的需給変動要因（例えば、出水変動、想定外の需要変動、電源の計画外停止）等により変化する量）をマージンとして差し引いた上で空容量として算定する。
なお、算定のスペック（計画断面の設定）については、連系線等の容量確保の考え方及び系統情報の考え方とも整合的に行われるべきである。
（参考）

連系線等空容量＝運用容量−マージン−計画潮流

図 I-1 連系線等空容量算定の考え方(b) 長期固定電源、既存契約の考え方
連系線等の送電容量の確保に当たっては、量（送電すべき容量）と時期（送電すべき期間）が決まっていることが大前提として不可欠である。しかしながら、投資回収期間の長短を踏まえた電源開発投資環境の整備の観点から、自由化範
囲拡大の中、引き続き長期固定電源への投資が確保されるよう、投資リスクのマ
ネジメントを容易化することが必要であり、その考え方の下では、長期固定電源に対する一定の配慮が必要であることに加え、送電投資に対する一定の配慮も必要である。また、このメカニズムを導入した時点において、既に契約がなされているものについて、それを全てキャンセルし、一から送電容量確保を行っていく
ことは、明らかに合理性に欠くものと考えられる。
したがって、これらを勘案すると、計画潮流を決定していく上での経過措置的な扱いとして、送電容量の優先的確保を認める制度を措置していくこととし、中立機関においては、該当する既存契約に関する認定を行い、当該契約に関する計画を計画潮流に組み込むことをルール化することが必要である。
（保護すべき対象範囲）
上記のような長期固定電源等に対する一定の配慮を行うべきとの観点から、以下のように分類し、整理すべきである。
①長期固定電源（原子力、水力（除く、揚水式）、地熱）から送電を行うもの
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②長期固定電源以外の電源のうち、政策的・制度的の位置づけがあり、かつ、
広域運営を目的として開発された電源が当該目的のために送電を行うもの③長期固定電源以外のうち、発電設備の建設と同時に連系線等の新設・増強を行った電源から送電を行うもの④上記以外の既存契約
これらについて、保護すべき対象として認定するに当たっては、送電容量確保ルールの前提の考え方に立ち、送電すべき容量及び期間が原則として契約において確定されていることが必要である。
（長期固定電源に関する送電すべき容量の認識）
送電すべき容量の認識については、上記のように、原則として契約により確定
していることが必要であるが、長期固定電源の場合、基本協定と個別の受給契約に分かれており、供給計画上は計上しているものの、量的確定は個別契約で一定期間ごとの更新となっている場合には、実態としては長期安定的な運用を行っているにもかかわらず、契約上の担保がないため、直前になるまで容量確定が不可能となる場合があるとの指摘もある。しかし、本メカニズムの原則を形式的に貫くことにより、契約形態だけの問題で本来的に必要な長期固定電源に対する配慮がなされないことは必ずしも適切ではない。したがって、例えば、供給計画に送電容量が明示されている場合やその他過去実績から傾向的に高い蓋
然性をもって容量が確定可能な場合等については、中立機関が個別に判断を行い、既存契約として認定していくことが適切である。
なお、上記において、供給計画を援用する場合、当該計画には平均的な定期点検による停止や出力減を見込んで定格出力ベースに一定割合を乗じたものを計画として計上しているが、今回の容量確保ルールにおいては、より短期の計画
断面において定期点検等は明らかにしていくことができるので、
use-it-or-lose-it のルールに従う限りにおいては、長期の断面では定格出力ベースを確保可能とし、短期断面で作業計画を策定したところで計画変更を行うこととするのが適切である。
また、投資回収期間の長短を踏まえた電源開発投資環境の整備の観点から、自由化範囲拡大の中、引き続き長期固定電源への投資が確保されるよう、投資リ
スクのマネジメントを容易化することが必要であるので、長期固定電源について
は、将来的に開発される電源に関しても、空容量の範囲内で本スキームでの優先性が確保されることが必要である。
（長期固定電源以外の電源のうち、政策的位置づけのある広域運営を目的として開発された電源が当該目的のために送電すべき容量の認識）
仮に一発電所から複数の箇所に供給がなされている場合でも、送電する容量として、定格出力に対する割合が契約に明記されていればその量的確定は可能であるが、例えば発電量の一定割合として示されている場合には、発電量自体の変動が十分起こり得ることから、容量の量的確定は不可能である。ただし、例
えば、電源開発株式会社の電源のように上記②に該当する電源については、一11

定の配慮が必要と考えられる。これは、電源開発促進法第２３条第１項第３号によれば、同社の電源は、電気事業者に対して供給されることとなっているが、同法第１３条第２項の規定により、同社が行う電源開発は、開発の困難性等から一般電気事業者による計画実施が可能な地点以外で行われることとなっており、必ずしも所要供給力を前提として開発されるものではないため、上記の大原則に基づく容量の確定はそもそも行いにくいという性格を有することに由来する。現在、電源開発促進法は廃止されているが、同法に基づき既に開発された電源からの供給については、当該契約が同一の相手先との間で継続（一部に縮小する場合も含む。）する限りにおいては、容量を確保できるような仕組みを整備することが適切である。
（長期固定電源以外のうち、発電設備の建設と同時に連系線等の新設・増強を行った電源に関する送電すべき容量の認識）
発電設備の建設と同時に連系線等の新設・増強を行い、当該連系線等について応分の負担を行った電源については、当該電源に関する受給契約が継続する範囲において、本スキームでの優先性を確保することが適切である。また、将来的に開発される電源であっても、電源開発に伴って連系線等の新設・増強を行うものについては、当該送電設備に関するコストの特定負担の考え方とも相まって、同様の優先性が確保されることが適切である。
（供給計画と既存契約における量的確定）
供給計画は、一般電気事業者及び卸電気事業者が電気事業法上の義務として作成しているものであり、行政から一定のオーソライズを受けているものである。
また、その作成に当たっては、各事業者は事業者としての責任とリスクの下で長期的展望を示しており、契約や協定に準ずる位置付けが与えられるべきものと考えられる。
以上を踏まえると、一般電気事業者及び卸電気事業者の既存契約における容量の確定に当たっては、契約等における容量に基づいて量的確定を行うことを原則とするものの、それだけでは量的確定が困難な場合については、供給計画も参考として量的確定がなされることが適切である。

（保護すべき期間の考え方）
本スキームは、原則として、保護すべき「既存契約」で容量が決まっている契約の継続する範囲内としていくべきである。ただし、一般電気事業者及び卸電気事業者の既存契約であって、契約の存続する期間が明確でない場合は、上記の量的確定の項で述べた観点から、供給計画を参考とすることとし、当該計画に計上されている範囲として保護していくことが妥当と考えられる。
他方、一般電気事業者・卸電気事業者以外の事業者（例えば特定規模電気事業者）の場合は、供給計画の作成・届出の義務を負っていないことから、上記のような供給計画を援用する扱いは不可能である。そのような事業者においては、

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連系設備の利用については託送契約が基本となると考えられるが、この場合、制度上その契約の存続する期間は最大で１年であるので、契約内容の妥当性が中立的にチェックされることを条件に、発電事業者との間の卸契約及び需要家との間の小売契約等も参考とすることにより、より長期の優先的扱いを認めることも可能とすべきである。
次に、契約等の内容変更により、確保されていた容量に増減が生ずる場合には以下のように整理していくことが適切である。
z 契約等の内容変更により容量が増える場合
既に確保されている優先枠は存続するものとし、増分についてのみ通常の容量確保スキームに従って新たに容量の確保を行うこととする。
z 契約等の内容変更により容量が減る場合優先枠については、設定が行われた契約等についてのみ利用が認められることとし、既に確保されている優先枠も連動して減少させることとする。
z 定期点検・一時停止等の扱い
定期点検や一時的な出力抑制・停止の場合は、スケジュールが決まった場
合に、その都度キャンセルとして扱い、枠自体は継続するものとする。（通常のlose-it の考え方と同様。）（一般電気事業者の供給区域内の系統の扱い）
容量確保ルールの中で、混雑の発生により中立機関における系統情報公開の対象となった供給区域内の送電線についても連系設備に準じて扱うこととするのが適切と思われるが、その手法については、系統情報公開システムでの取扱
いと整合的に中立機関において具体的に検討がなされ、ルール化されるべきである。
（中立機関における既存契約の認定時期）
電気事業分科会での今次検討を踏まえ、中立機関においてルールを策定し、そのルールに基づき中立機関において個別に認定を行うこととなるが、認定作業を行う際に時点を区切る必要がある。これについては、駆け込み等をできるだけ抑制するという観点からも、中立機関において認定手続等を定めたルールを策定し次第、平成１７年４月までの可能な限り早いタイミングを設定していくことが適切である。
既存契約等の間における優先度については、上記「保護すべき対象範囲」の部分に掲げた①を最優先で取り扱うこととし、次いで②を優先的に取り扱うことが適切である。

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③中立機関で保護すべき既存契約に該当するかど
うかを判定①各事業者から ②中立機関におい情報を収集て内容を精査④既存契約分として容量を確保空容量

図 I-2 既存契約に関する中立機関の認定(c) 空容量の公開も含めた系統情報の公開の考え方
空容量の公開については、系統利用者の投資判断、取引の検討・判断に対する予見可能性の向上に資するものとして設計されることが重要であり、中立機関において系統情報公開システムを構築し、中立機関のウェブサイトにおいて公開を行っていくことが適切である。中立機関の構成員以外の者にあっても、適切な対価で、後述する情報公開の考え方とも整合的な範囲において閲覧可能とすべきである。また、空容量の公開に当たっては、その算定根拠となる運用容量、
計画潮流、マージンも併せて公開していくことが望ましい。
掲載対象とすべき送電線については、以下のとおりとして考えていくことが適切である。
z 一般電気事業者の供給区域をまたぐ会社間連系線
z 各一般電気事業者の基幹系統（例えば、電圧階級の上位２階級）において過去の一定期間に一定時間以上送電サービスの拒否、あるいは停止（計画停止、事故等で中立機関において特定した事象が起きた場合は除く。）があった送電線
さらに、利用者便宜を考えると、「系統利用者から要望のあった送電線」についても一定期間掲載するという考え方も存在し得るが、実態ニーズ等も勘案すると、費用対効果の面から、個々の接続検討や、各一般電気事業者の送電サービ
スセンターでの情報提供等の手段により対応することを基本とし、系統情報公開システムとして、中立機関のウェブサイトにて公開するものからは除外するのも一つの考え方である。なお、この場合の標準的な対応については、中立機関ルール化において明確化されることが望ましい。
系統情報公開システムにおける空容量に関する情報スペックとしては、情報提供の同時性との兼ね合いの問題もあるが、系統利用者のニーズも踏まえ、例えば、以下のような考え方としていくことが考えられる。
z 週間データ：８日先まで３０分ごと（２４時間×２コマ×８日分）
z 月間データ：９日先から３０日先まで（週別、昼夜別）
z 年間データ：翌月から１２か月先まで（月別、昼夜別）
z 長期データ：翌年から１０年先まで（年度別）
系統情報公開システムによる提供情報の更新タイミングについても、情報提供の同時性との兼ね合いの問題もあるが、費用対効果等も勘案し、ある更新時点の後に、例えば、z 安定度限界、電圧安定性、周波数上昇・低下限度等の系統制約により、当
該送電線の運用容量に一定量（例えば、各一般電気事業者の系統規模の14

一定割合等）を超えて変動があった場合
z 空容量に当該送電線の運用容量の一定割合を超えて変動があった場合
z 送電サービスを停止した場合には更新を行っていくこととするのが適切である。
③容量確保の考え方
公平性・透明性の確保の観点から、(i) 全ての系統利用者、取引形態に有利／
不利とならないような仕組みを確保するため、中立機関が入った形で手続きがなされること（申込みタイミング、送電可否判定に係るインタフェースにおける公平性を
確 保 す る こ と 、 及 び 時 間 管 理 が 適 切 に な さ れ る こ と ） 、 (ii) 先 着 優 先（first-come-first-served）、(iii) 空おさえの禁止（use-it-or-lose-it）を大原則として、
以下のような考え方をとることとする。
本スキームで対象となる送電線は、系統情報公開システムで公開対象となっている送電線と同じとすることが適切である。すなわち、①一般電気事業者の供給区
域をまたぐ会社間連系線、②各一般電気事業者の基幹系統（例えば、電圧階級の上位２階級）において過去の一定期間に一定時間以上送電サービスの拒否、あるいは停止（計画停止、事故等で中立機関において特定した事象が起きた場合は除く。）があった送電線の２つの場合（以下、これら２つを併せて「連系線等」という。）とする。
(a) 連系線等に係る送電申込みと送電可否の判定
一般電気事業者の託送供給部門からは、送電申込みの依頼のあったもの、すなわち、①他の事業者から送電申込依頼のあったもの及び②自らが送電・融通するもののうち、連系線等に係るものについては、中立機関に対して送電可否判定の依頼を行う。卸電力取引所での取引のうち連系線等に係る取引については、
マッチングさせる時点で中立機関に対して自動的に送電可否の判定を依頼し、送電可能と判定された後に成約させる。
中立機関が判定を行う場合には、安定度制約、電圧安定性制約等に当たらな
いかという観点から系統解析を行うこととなるが、一般電気事業者の託送供給部
門において、供給区域内の系統の解析を行う業務が存続されており、中立機関がこれと重畳的にスタッフを配置して業務に当たることは必ずしも効率的とはいえない。このことから、送電可否の判定を行う場合、中立機関があたる業務は判定に必要な最小限の範囲とすることが適当である。すなわち、中立機関においては、送電可否の判定に当たって、関係する一般電気事業者の託送供給部門に照会し、各社の判定結果の回答をとりまとめた上で、最終的な判定結果を通知する。なお、会社間連系線をまたぐ場合は、関係する全ての一般電気事業者の託送供給部門が送電可能と認めた場合のみ、「送電可能」と判定する。
結果については、中立機関から、依頼を行った一般電気事業者の託送供給
部門又は取引所に対して通知する。

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基本スキーム

電 力 会 社 （託 送 供 給 部 門 ）
③回答

②照会

取引所

取引所

中立機関

中立機関

電力会社
（託 送 供 給 部 門 ）

①可否判定
の依頼

④結果通知

電力会社
（託 送 供 給 部 門 ）図 I-3 連系線等に係る送電申込みと送電可否の判定(b) 連系線等利用計画の提出と送電容量の確保
相対取引の場合、取引所取引の場合と分けて整理することが必要である。
まず、相対取引を結んだ一般電気事業者の発電・営業部門又は他の事業者
は、一般電気事業者の託送供給部門に対して、連系線等利用計画を提出する。
一般電気事業者の託送供給部門は、提出を受け、中立機関に対して、容量確保の申込みを行う。中立機関は、関係する一般電気事業者の託送供給部門に対して、最終的な送電可否の確認を依頼する。結果を受け、送電可能と判定される場合には、当該送電計画を受理し、当該計画を計画潮流に組み込み、容量確保を完了させ、結果を依頼者に通知する。
取引所取引（先渡市場）の場合、前段のマッチングの際の送電可否判定に従い成約がなされるが、成約した旨を事業者に対して通知する。この通知に基づき、当該取引で買い手側の一般電気事業者の発電・営業部門又は他の事業者は、
一般電気事業者の託送供給部門に対して、連系線等利用計画を提出する。その後の手続は、相対取引と同様である。ここで、取引所取引は、成約時点では送電可能であっても、実際の容量予約は、本手続の最後の計画受理の段階で初めてなされることとなり、中立機関は、これを先着優先で処理することとなるため、連系線等利用計画提出とのタイムラグにより、送電不可能となる場合もあり得るが、相対取引とのイコールフッティングの観点から、当事者のオウンリスクとすべきと考えられる。
取引所取引（スポット市場）の場合、取引における匿名性が確保されていること
及び１日前市場であり確実にデリバリーされることを前提とした取引が行われていることから、送電可能と判断され、成約した段階で容量の確保が行われることが適切である。
なお、本スキームは、後述のとおり、卸電力取引所で開設される一日前市場との関連にも十分に配慮することが必要であることから、一日前市場で取引を行う
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前日（デリバリーの前々日）のある一定の時刻（例えば正午）までに手続を閉めることとすることが適切である。
基本スキーム

電力会社（託送供給部門）(3)確認依頼(4)最終確認(1)計画の提出(6)結果の通知(0)成約の通知︵託送供給部門︶

電 力 会 社

中立機関

中立機関

電力会社

︵託送供給部門︶

相対契約

他の事業者
（託送分）

電 力 会 社

取引所

（発電・営業部門）

他の事業者
（託送分）

電力会社
（発電・営業部門）(0)契約の締結(2) 容量確保の申込(5)計画の受理（容量確保の完了）

図 I-4 連系線等利用計画の提出と送電容量の確保(c) 連系線等利用計画の変更（計画変更の扱い）
連系線等利用計画は、長期の計画から、当日に向けての時間経過により、より短期の計画にリバイスされ、計画自体もきめ細かなものとなっていく。例えば、長期計画では、年間一断面で処理をするため定期点検等も捨象された計画となっているが、より短期の計画断面に移行し、作業計画等が定まるに連れて、作業停止予定期間中は計画変更の形で、確保されていた容量を開放する等の利用計
画変更が行われることとなる。（この場合、空おさえの禁止の観点からは、各事業者はこの利用計画変更が適切になされることが必要である。）
また、給電指令に従う場合や、特定規模電気事業者が、当日のデリバリー段
階で、同時同量対応をするために発電機の出力を調整する場合には、必然的に計画との間で変更がなされることとなる。
事業者にとっての系統利用の利便性、自由な取引を確保する観点からは、系
統の安定性に支障がない限りにおいて、上記のような連系線等利用計画の変更を自由に行うことができることは重要である。連系線等の容量確保は、ある種、他の事業者との関係で排他性を帯びているものである。したがって、計画が実際には変更され確保すべき容量が減少しているにもかかわらず、それを放置（一種の空おさえ状態）することにより、他の事業者に事業機会を喪失させることとなっている場合もあり得る。また、後述するように、卸電力取引所の一日前市場での成約価格が、適切な価格シグナルを形成されることが必要との観点から、当日に向17

けて潮流があるべきところに収束し、本来的な空容量が確保されることも必要という点についても配意することが必要である。
このため、「空おさえ」により他事業者の連系線等の利用が阻害されないようにするための方策として、一定の要件を満たす場合については、連系線等利用計
画の変更に対して一定のディスインセンティブ（賦課金的なもの）を設定していく
ことが考えられる。
（対象についての考え方）
連系線等の空おさえの禁止の趣旨にかんがみれば、対象となる連系線等利用計画変更は、利用計画の減少方向への変更に限定することが必要である。
次に、事業者の自由な取引を確保するという観点からは、通常時は系統の安定が確保される限りにおいて事業者は自由に変更を行うことを可能とすべきであり、また、「空おさえ」の問題が現実的に他事業者の利益を侵害する蓋然性の高まる場合（例えば、空容量が設備容量又は運用容量の一定割合を下回る場合のように、連系線等の利用状況がタイトな場合）を対象とすることで、使用しない容量を開放していくインセンティブが高まるようにしていくことが必要である。（この場合、容量は向きのある概念であり、利用状況がタイトであるか否かを判断する
際には、それぞれの向きについて個別に判断する必要がある。）
連系線等の空容量の確保スキームは、上記(b)のように、スポット市場が開設される日の前日（デリバリーの前々日）のある一定の時刻（例えば正午）までに一度閉じられることとなるが、スポット市場における適正な価格シグナル形成の観点からは、この段階までに適切に不使用容量が開放されるように設計されるべきである。このため、対象とするのは、例えば、予見可能性が高くなる週間計画以降からスポット市場が開設される日の前日の正午までとすることが適切と考えられる。
一方、スポット市場開設後の変更、すなわち、一般電気事業者の送配電部門が系統運用上必然的に行うための変更や負荷追従、同時同量のための対応については、需給の調整に不可欠な対応であることから、これら対応に対して変更賦課金を設定していくのは必ずしも適切とはいえない。一方で、これにより、デリバ
リー直前まで変更を行わず、変更賦課金を回避するような抜け道となることがあってはならない。本来的には、需給調整のために必要な変更であれば、当初の連系線等利用計画が相当程度の精度で立てられている限り、当該事業者の供給側に起因する大きな変動があることはまれである。したがって、供給側に起因する計画変更については、原則として確保している容量の一定割合までの変更のみを認めることとして容量変更に対して制限を課した上で、当該変更について
は変更賦課金の対象から除外することとすることが適切と考えられる。
（対象から除外すべき変更についての考え方）
上記いずれの場合についても、もともとの計画よりも確保すべき容量が増加する方向での変更については、容量確保ルール上は、増加分を新規の計画として取り扱い、可否判定・通告のスキームに乗せることとするのが適切である。また、
自然災害等の事故による場合や系統運用者からの給電指令に従って変更を行

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う場合等不可避的に変更せざるを得ない場合については、「空おさえ」の趣旨とは異なることから、変更賦課金やスポット市場開設後の容量変更制限の対象外とすることが適切である。
対象期間： 例えば、１週間前〜前々日（スポット市場開設日の前日）b) 一定割合未満

空容量a) 一定割合以上b) 一定割合未満b) 減少方向

計画変更a) 増加方向b) 減少方向a) 増加方向a) 一定割合以上

対象外

対象外

変更幅の規模a) 一定割合未満b) 一定割合以上

a) 一定割合未満b) 一定割合
以上

変更の理由a) 系統安定上の理由、
事故・災害等b) 供給者側の理由

b)供給者側
の理由

賦課金
の対象

a) 系統安定上の理由、事故・災害等

対象外

対象外

図 I-5 変更賦課金の対象について（計画変更の手続き）
連系線等の利用は双方向的であり、逆向き潮流が存在することにより、減少方向の容量の変更を行うことで他事業者の容量確保に影響が生じる場合がある。このため、利用計画の変更を行うに当たっては、先着優先の考え方に基づいた混雑処理ルールに従って、後着の事業者が確保している容量を調整することが必要となる場合も想定される。ただし、スポット市場開設後の変更については、先着優先の考え方を形式的に当てはめると、スポット取引により確保された容量を調整する必要が生じるため、別途検討が必要である。中立機関においては、これらの手続きについてあらかじめルールとして整理し、すべての系統利用者に対する公平性・透明性を確保すべきである。
（ディスインセンティブの付与の在り方）
上述の考え方に従えば、一定の要件（例えば、空容量が設備容量又は運用容量の一定割合を下回る場合のように、連系線等の利用状況がタイトな場合）を満たし、一定の期限を過ぎて一定規模以上の変更を行う場合については、あらかじ
め定められた単価に従い、変更する（減少させる）量に応じて変更賦課金が徴収されることとなる。この場合、単に締め切りを設定し、それより以降は一定の単価で変更賦課金をとることとするシンプルな考え方もあれば、変更賦課金の単価をスポット市場開設日に近づくに連れて段階的に増加させる考え方もある。
また、次に、変更の規模との関係については、①空容量に対するインパクトの大小に基づき変更する容量の絶対値で設定する考え方、②確保している容量に対する割合に基づき設定する考え方の２つが考えられる。これについては、本ス
キームは、元来、事業者ができるだけ精度の高い計画を立てて、事業者相互がモラルの高い系統利用を目指していこうとするところに主眼があるのだとすれば、確保している容量の一定割合で設定する方が妥当であると考えられる。（この場合においても、変更する量に応じて変更賦課金を徴収することにより、より多く「空おさえ」をしていた事業者はより多くの変更賦課金を支払うこととなるので、上記①の空容量の占有における規模の概念も含まれていると考えられる。）
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ここにおいて留意すべき点としては、この変更賦課金の単価水準の設定如何
によっては、事業者にとって過度の負担となるのみではなく、不使用容量を開放
せずに、無理にでも当初確保した容量を使い切ろうとするインセンティブが働くことである。事業者によって事情が異なることから、適切なディスインセンティブ水
準を見出すのは容易ではないものの、スキームの趣旨にかんがみて適切に単価設定がなされることが求められる。

（中立機関構成員以外の系統利用者との関係）
単価設定や変更賦課金の徴収スキーム等については、基本的には中立機関
ルールの中で整理されるべきものと考えられるが、容量確保のスキーム自体は中立機関の構成員以外の者も入ってくるものであるため、中立機関ルールの違反に対する反則金とは別の整理を行う必要がある。
上記(a)及び(b)の容量確保手続については、中立機関構成員以外の者も含め系統利用者にあまねく適用されることとなる。当該者が中立機関との直接関係を持つこととはならないものの、中立機関の判定に基づき容量確保がなされることから両者は一定の関係を有することとなる。このため、これら送電可否の判定や容量確保の申込みといった行為を通した部分において本スキームに関する合意を得る等により、変更賦課金の徴収を行っていくことが考えられる。
ただし、単価を含めた変更賦課金に関するルールを中立機関において定める
場合には、中立機関の構成員以外の者に対する公平性にも配慮し、その検討プ
ロセスをより透明なものとすることが必要である。
（試行運用）
本スキームについては、上記のような様々な状況を勘案しなければならないこと、単価設定をはじめとして慎重を期さねばならない点が存在することから、系統情報公開システム自体の運用開始に当たって本スキームを導入する場合には、
適切な試行運用の期間を設ける等の対応も中立機関において検討していくことが適当である。
(d) スポット市場との関係
今般の制度改革により新たに卸電力取引所の制度が始まるが、この中で、スポット市場が適切な価格シグナルを発せられること、このため、必要な容量がス
ポット市場開設時に確保されていることが必要である。このための手法としては様々な手法が考えられるところであるが、中立機関の容量確保ルールに基づき、スポット市場開設の前日（実際のデリバリー時の前々日）に空容量算定上考慮していたマージンを一部解放することを検討することが適切である。
この場合、不完全な計画等に基づく送電容量確保に制約を加えることにより、スポット市場前日段階で実潮流に関する予見可能性の高まりについて何らかの確認手段が必要であるとともに、安定的な系統運用を進める上で、リスクを増大させることとならないように留意することが不可欠である。

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前者については、基本的には、上記(c)の考え方で整理は可能である。他方、後者については、需給がタイトなとき、天候等の要因による不確定要因が大きい
場合には開放するマージンを減らすことにより安定供給に支障のない範囲での対応は可能である。この場合、年間を通して、特定の時期にマージンの開放に関して厳しい状況があるとすれば、当該期間におけるマージンの設定の十分性も含めて、検討を行うことが必要であり、①の部分に示した供給予備力の考え方と整合的な形で、マージンの設定に関する考え方を整理していくことが望ましい。
④混雑処理の考え方
混雑処理の順序としては概ね以下のように整理していくこととする。
i) 計画段階及び時間的に余裕がある場合には、容量確保段階の先着優先の原則を適用し、より遅くに容量が確保された案件から順に抑制ii) 時間的に余裕がなく、緊急の対応が必要な場合は、一般電気事業者による給電指令に基づく再給電の実施又は系統安定の確保を最優先とした安定度向上への貢献度に基づく抑制
ここで、上記 ii)における費用負担については、中立機関ルールにおいて、①各事業者が当該費用を負担する、②混雑が発生した時点の系統利用者全員で負担（一義的には各事業者が負担するが、何らかの求償スキームを設けるか、又は、一義的に系統運用者が負担し、系統利用料金等を通じて回収する等の手法が存在。）する、のいずれかに整理され、設定されることが必要である。また、いずれの場合においても、民法上の原因者負担の原則に基づき、費用負担者から故意・過失ある者に対する補償関係が存在することは妨げないこととすべきである。
現在、一般電気事業者間で行われている全国融通として、緊急的な供給力の不足分を調達するための融通として需給相互応援融通が、緊急的な余剰分の融通としての広域相互協力融通が行われている。これらについては、系統運用者の最後の調整手段として、今般の制度の枠組みの中においても存続させておくことが必要であるが、系統運用者が当該制度を利用するに当たっては、事前に取引所での取引を活用するとともに、あらかじめ給電指令により自社電源で必要な調整を行っていること、すなわち、系統運用者間の全国融通以外に実質的に需給の不一致を解消すべき手段が残されていないことを条件とすべきである。
なお、全国融通の運用は、公平性・透明性ある運用の確保の観点から、一般電気事業者からの委託に基づき、中立機関によりなされることが適切である。
ここにおいて、一般電気事業者の供給区域内の混雑処理に係る費用としては、
原則として発電機の出力調整等に要した電源費用とし、系統運用者が給電指令等
により混雑処理を行うのに必要なコストについては、当該業務が系統運用者の本来業務であることから、混雑処理費用には含めないこととするのが適当である。また、
その他機会費用等も発生するが、これらについては、あらかじめ中立機関ルール
等において整理していくことが望ましいと思われる。ここにおいて、混雑処理のための出力調整に係るバックアップ料金等については、あらかじめ一般電気事業者が明らかにしておくことが望ましい。（例えば、量にかかわらず平均電源費用とする

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等）⑤給電指令の考え方
一般電気事業者は、平常時及び異常時における系統運用に関する事項についてルールを定め公表することが必要である。また、一般電気事業者は、供給区域内の需給運用計画の策定方法、事業者のデータ提出手続（提出窓口、提出内容、提出方法、提出期日等）を定め、公表することも必要である。中立機関においては、
一般電気事業者においてこれらが円滑に進むよう、系統の信頼度評価の上で必要な手続・ルールを定めるとともに、必要な情報を収集し、公表することが必要である。
この中で、送配電設備に故障等が発生している、又は、点検・修繕等の必要が生じている場合、軽負荷時で電源の出力抑制の必要が生じている場合等における系統運用として、系統運用者は、現在でも、自社の発電部門（卸供給契約を締結している他社電源を含む。）や特定規模電気事業者等に対して給電指令を行い、発電又は電気の使用の制限又は中止を依頼することが可能となっている。特定規模電気事業者が指令に対応することにより生ずる供給相手に対する不足分について
は、供給地点の系統に制約が生じていない限り、当該系統運用者が供給することとなっている。この場合の供給条件については、現在の一般電気事業者の約款上は別途協議をすることにより決定しているが、上記混雑処理の際の考え方とも整合的にルール化されていくことが必要である。
これに関連しては、投資回収期間の長短を踏まえた電源開発投資環境の整備の観点から、自由化範囲拡大の中、引き続き長期固定電源への投資が確保される
よう、投資リスクのマネジメントを容易化することが必要であるとの考えの下、長期固定電源に対しては優先給電指令制度が整備されている。当該優先給電指令を行う上の手続・順序については、以下のとおり整理することとする。
z 軽負荷時において電源の出力抑制の必要が生じた場合、当該供給区域の系統運用者たる一般電気事業者は、まず、自らの発電部門に対して出力抑制を行う。この場合、火力電源等においては、事後の運用に支障が生じないための配慮も必要であることから、完全に停止させることまでを常に求めるのではなく、
最低負荷限度相当にまで絞り込めば足りるものと考えられる。
z それでも余剰が解消できない場合には、広域相互協力融通を活用する。
z さらに、当該供給区域内の特定規模電気事業者の電源の出力抑制を行う必要がある場合には、一般電気事業者は特定規模電気事業者に対して事前協議を行うことを原則とする。また、実施後には、当該事業者の希望に応じて状況説
明を十分に行うことが必要である。
z 長期固定電源に対する抑制・停止指令は全電源の最後に位置づける。
なお、一般電気事業者の系統運用部門は、給電指令を行った場合、その対応状
況に対する説明が可能であることが必要である。
一般電気事業者は、こうした手続について、各社ルールにおいて明確化しておくことが望ましい。

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(4) 情報開示ルール
中立機関は、送配電等業務を支援するために必要な情報の提供を行うことは、電気事業法上も必要な業務となっている。しかしながら、中立機関が扱う情報の中には、広く提供されるべき情報のみならず、守秘契約を締結している者以外にはセキュリテ
ィを確保していくべき情報が存在しているため、これらを整理しておくことが必要である。セキュリティを確保すべき情報以外で、公平性・透明性確保の観点から系統利用に供するものとしては、例えば以下のような情報が考えられる。
z 連系線等の空容量及びその算定根拠となる運用容量、計画潮流、マージンの値
z 会社間連系線潮流（現在潮流）
z 需給予想（全国計の最大電力、供給力）
z 送電設備の計画停止及び計画外停止情報（作業日時、停止状況等）
これに対して、中立機関としては、把握することとなったり、判断に必要な情報として収集することがあっても、セキュリティを確保すべき情報としては、以下のようなもの考えられる。
z 私契約の内容や顧客情報など守秘が必要と考えられる情報
z 系統保安に関わる情報（送電線の詳細ルート図等）
z 個々の電気事業者の事業状況（各社が有する需要分布、売上情報等競争に影響を与える情報）

２．中立機関ルール及び各一般電気事業者ルールの策定・公表
中間報告にも提言されているように、一般電気事業者は、中立機関が策定・公表したルールに整合した形で、詳細ルールを作成し、公表することとする。また、中立機関がルール設定をしていない部分であっても自らルールを定めるものについては自主的に公開し、公平・透明な取扱いを行っていることを示すことが必要である。また、これらルールは、事業実態や、中立機関での議論にも併せて、時宜を得た見直しがなされることが必要である。
このため、中立機関においても、中立機関ルールに従い各一般電気事業者の送配電部門が定める詳細なルールについて、ルール策定の有無、中立機関ルールとの整合、公表の有無等につき、チェックを行い、適切な策定・公表がなされていない場合には、改善を求めていくことが必要である。なお、機関がルールを定めていない部分であって一般電気事業者の送配電部門が自らルールを定めるものについて、機関としても自主的な公開を勧奨するように努めることが適切である。
中立機関ルールを作った後に、一般電気事業者がルールを作り、必要な約款の整備等を行うこととなることから、平成１７年４月の改正電気事業法の本格施行に向けて十分
な時間的余裕をもって、中立機関ルールが策定・公表されることが適切である。

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II．卸電力取引市場に係る検討
卸電力取引市場に係る検討については、当該取引所が私設・任意の取引所として設立されることから、事業者の自主性を最大限尊重すべきものであるが、当該取引所は我が国初の電力を取り扱う取引所であり、今回の電気事業制度改革においても重要な位置づけであるため、電気事業分科会としても、適宜事業者から検討状況等について報告を受け、その方向性について助言を行ってきている。
中間報告において、卸電力取引市場の整備に係る課題として、十分な取引量の確保のための措置、経済融通取引の廃止及び火力全面入札制度の廃止について検討を行い、結論がまとめられたところである。一方で、卸電力取引市場に適用されるルール（特に、取引所への参加資格、取引所における取引容量管理、先渡市場における商品設計
及び発電不調時等の求償ルール）や取引所の事業性評価については、引き続き事業者間で検討を行うべきと整理されている。

１．系統利用制度との整合性の確保
卸電力取引市場の整備に伴う系統利用制度の見直しについては、「市場取引にも柔軟に対応した系統利用制度」の在り方としてすでに託送制度等の見直しにおいて検討を行い、Ⅴ．託送制度等の見直しの項においても考え方をまとめたところではあるが、取引所におけるルールの設定に当たっては、これらの考え方を踏まえつつ、新しい系統利用制度と整合的に行われることが適切である。

(1) 容量確保要件の見直し
取引所等における将来的な電源調達も容量確保として認めることとし、一般電気事業者においては、託送契約の申込み・内容変更に当たって特定規模電気事業者等に対して上記の容量確保要件（総需要電力相当の総発電容量をその時点で確保していることを求めること）を課さないこととすることが適切である。

(2) 一発電所複数契約の扱い
基本答申に従い、現行の託送約款における契約の単位を見直し、一つの発電所を複数の託送契約に登録できる仕組みを整備することとする。この仕組みの導入に伴う発電量の振り分けについては、匿名取引であること等を考慮してスポット市場取引分を最優先で先取りすることとし、その残りについては、優先順位方式又は比例割当方式により振り分けができるような制度を作ることが適切である。なお、この際、当該振り分けの方法については各小売事業者が事前に系統運用者に登録を行うこととし、また、系統運用者に過度の負担となるような複雑な方式とならないようにすることが適切
である。

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(3) スポット市場における発電不調時等の求償ルール
発電不調等の事象が発生した場合、発需の「ひもつけ」に従って取引所を介して小売事業者から発電事業者に対して求償が行われることとなるが、この際、以下のことに留意すべきと考えられる。
スポット市場は取引の匿名性が確保されている市場ではあるが、系統の安定性向上の観点から、事故等により発電不調などの事象が発生した場合については、当該情報が系統運用者や小売事業者に適切な形で伝わることが好ましく、これを実現する仕組み（発電不調等の通告スキーム）を整備することが必要と考えられる。この場合、スポット取引は匿名取引であるので、発電事業者は、あらかじめ取引所の定めるところに従い、取引所又は系統運用者に発電機の出力状況（特に、事故等による発電不調
による出力低下・停止）について通告を行い、それが小売事業者に伝えられることとなる。この仕組みの整備により、系統運用者は系統の安定に必要な情報を得ることができ、また、小売事業者にとっては、それが可能な場合は他の電源の出力を増減させ、自らのインバランスの調整を行うことができるようになる。
また、求償に当たっては、小売託送の同時同量の考え方（発電所単位でなく、託送
契約単位で同時同量を行う。）との整合にも配慮し、事業者が複数の発電機を同時にスポット市場に投入している場合には、各供給区域において上記の通告スキームを活用した上で当該発電所間で不足分を補てんできるような仕組みを整備し、事後的な精算として求償がなされるようにすることが適切である。

(4) 特定規模電気事業者による自家発補給電力の供給
特定規模電気事業者による自家発電設備定期検査時の補給電力の供給について
は、自家発補給電力の不使用時には託送供給料金の基本料金における不使用月の扱い（基本料金の５割のみを負担）を適用するなどにより、現在一般電気事業者が提供している自家発補給電力との整合にも考慮し、特定規模電気事業者も自家発補給
電力を供給できるような取扱いとすることが適当であり、一般電気事業者においては、
これらを踏まえた対応に努めることが望まれる。

２．取引所におけるルール設定
基本答申における卸電力取引市場の基本設計においては、「参加者平等の組織形
態」、「オープンな参加資格」、「透明公正な手続き」及び「公正なルール」に基づく中立性が担保された法人によるものとすることや、先渡市場における商品設計については参
加者のニーズに対応した商品設計とすることなどが示されている。また、中間報告においては、卸電力取引市場を現物取引の場とし、できるだけ参加資格や取引に関する制
限を少なくすることが基本であり、多様な参加者が自由な取引を行えるルールを採用することが望ましいとされている。
取引所における取引等に係るルールは、場合によっては取引参加への障壁ともなり得るものであるので、その設定に当たっては、上記の原則に基づき、現物取引の場として
当該取引所を利用しようとする事業者が合理的な理由なく排除されることがないよう、公25

平かつ透明なプロセスの中で検討が行われていくことが不可欠である。また、これと同時に、取引所は取引に対して中立的であるべきことから、取引所において特定の事業者にとって意図的に有利又は不利となるようなルール設定がなされることは避けるべきであり、この点も考慮して検討が行われる必要がある。

(1) 参加資格・取引ルール
中間報告でも示されているとおり、多様な参加者により自由な取引が行われるべきことから、参加資格や取引に関する制限は、十分な合理的な理由がある場合に限り、必要最小限となることが望ましい。したがって、特定の事業者にとって参入障壁となることがないようにルールの設定がなされることが必要である。また、取引所のルール設定によっては、取引所取引において特定の事業者が意図的に有利又は不利となることもあり得ることから、その点にも留意しつつ、すべての市場参加者にとって公平・公正なルールが設定されることが求められる。
これらの観点とは別に、上記の基本答申においては、卸電力取引市場を整備する
目的の一つとして「投資リスクの判断の一助となる指標価格の形成」が挙げられている
ところであり、これを実現するためには取引所取引をできるだけ活性化することが必要であることから、系統安定に配慮しつつ、実質的に参加や取引が過度に制限されるような事態は避けられなければならない。また、取引所は、最終的なデリバリーを前提とした「現物」取引の場であるものの、先渡市場については事業者が自ら取引のリスクをとらなければならない市場であることもあり、取引を行う事業者に過度の義務や負担を課し、自由な取引が阻害されるようなことはあるべきではない。
よって、取引所におけるルールの設定においては、以上の観点に配慮した上で、取引所において、前述の中間報告で示されている方向性を踏まえた整理・検討が行われることが期待される。

(2) 先渡市場における商品設計
先渡市場における商品設計は、基本答申にもあるように市場参加者のニーズに応えて行われることが必要であるが、取引所の設立時については、中立機関の設置や新しい託送制度の導入など、系統利用制度に大きな改革が同時に開始されることか
ら、取引の安定性及び系統の安定性を確保するために留保が必要となる場合には、一定の間、限られた商品種で取引所取引が円滑に行い得るかどうかについて見極めるための段階的措置を講ずることも考えられる。この場合、当該期間が経過した場合に、取引及び系統運用実態に加え、市場参加者のニーズを踏まえ、商品種の在り方について検討がなされることが必要である。また、取引所取引が行われていく中で、市場参加者から新たな商品種導入の要望が出てくる場合も想定されるが、取引所においては、そういったニーズを汲み上げ、適切に対応を行っていくことが必要である。
なお、商品設計は、後述の事業性評価（特に取引量の想定）とも関連するため、その観点からも検討がなされるべきであると考えられる。

(3) 取引所の事業性評価
取引所の事業性評価は、手数料等を設定する上で重要な意味を持つとともに、事26

業者にとっては当該取引所に参加するかどうかを判断する上でも不可欠なものである。
また、事業者が当該取引所への出資を行うか否かの判断を行う上でも重要な意味を持つものである。基本答申においては、「参入制限的とならない手数料水準」が求められているところであり、また、取引所においては十分な取引量の確保が求められており、こういった観点も踏まえ、中長期的な展望も含めて行われることが望ましい。さらに、取引所の法人としての経営を考える上では、健全な収支構造を確保するよう事業計画を立てるとともに、取引所の経営における出資者のリスク負担の在り方等についてもあらかじめ検討を行っておくことが望ましい。
なお、評価を実施するに当たって特に留意すべき事項としては、①取引量の想定、②取引所運営に要するコストの試算、③会費・手数料の水準と収益性が挙げられると考えられるが、取引所においては、これらを総合的に勘案して評価が行われるべきである。特に、③については、上記のように「参入制限的とならない手数料水準」が政策上求められているところであり、そのためには、①においてできるだけ取引量を制約しないよう取引ルールの設定等において必要な措置を講じるとともに、②においてコスト削減に努めることが求められることとなる。また、取引所においては、取引実態、取引所の運営実態等を踏まえながら、適切なタイミングで事業性評価を見直し、必要な対応が図られていくことが期待される。

(4) 求償ルールにおける求償単価
求償ルールにおける求償単価については、取引所ルールとしてあらかじめ定めることにより市場参加者の予見可能性を高めることが望ましい。なお、この単価設定に当たっては市場参加者間で不公平感が出るおそれがあることから、取引所内における検討が公平・公正なプロセスで行われることが望まれる。
また、求償を行うに当たって、「しわ」的な発電量の変動に対してまでペナルティ的な水準の求償単価が設定されることは、発電事業者にとって参入障壁となるおそれがあることから、小売託送との整合にも配慮し、「しわ」的な変動とそれを超える変動について２段階の求償単価が設定されることが望ましいと考えられる。

(5) 取引所ルール等の見直し
卸電力取引市場は、今般の電気事業制度改革の中で、我が国初の電力を取り扱う取引所として整備されるものであり、設立当初から完全な形で運営を行うことは非常に難しいと想定される。このため、実際に取引所で取引が行われていく中で、適時適切にそのルールや商品種等が見直されていくことが適切である。取引所においては、取引の実態を踏まえてその在り方について適切に評価を行い、必要があればそのルー
ル等について改善を図っていくことが求められる。なお、見直しに当たっては、特に、①先渡市場及びスポット市場における取引量、②会費・手数料の水準、③紛争処理の実態等に着目し、取引所におけるルール等の見直しが図られていくことが期待される。
また、卸電力取引市場は、今般の制度改革における一つの大きな柱となるものであることから、当分科会としても、必要に応じてワーキンググループを開催する等により、適宜フォローを行うことが重要である。
27

III．電源線に関する系統利用料金上の取扱いについての見直し
基本答申においては、送配電部門が引き続き独占的サービスの位置づけにあり、小売自由化範囲の拡大に伴い、ネットワークの利用料金・利用条件に関して、これまで以上に公平性・透明性・低廉化が強く求められることになること、他方で、ネットワークが電力供給に必要不可欠であり、競争基盤としての観点のみならず、電力需要に対して適時適切に整備される必要があるという点も踏まえた対応が必要であることが大枠で合意されたところである。
このような観点を踏まえ、効率化インセンティブのある系統利用料金制度の確保の一環として、電源線に関する系統利用料金上の取扱いの見直しについても、その検討の必要性が基本答申において指摘されているところであり、平成１７年４月からの全高圧需
要家への自由化範囲拡大に対応した制度として実際に機能し得るよう、その制度設計を行うことが適切である。検討に当たっては、電源線として特定負担の原則に基づいたコスト回収を求めるべきものの範囲を明確化するとともに、現行制度を前提にして既にビジネスを検討している事業者に対する影響及び電気事業への参入に対して強く抑制的に作用する可能性について配慮することが必要である。

１．現行の電源線コストの取扱い
現行の電源線のコスト負担の在り方については、以下のように整理されている。

(1) 一般電気事業者
工事費、修繕費等を含め、一般負担(2) 特定規模電気事業者
工事費について、発電設備１ｋＷ当たり 5,000 円まで一般負担（例えば１０万ｋＷの発電設備を接続する場合、５億円まで一般負担）
修繕費等の工事費以外の費用については、一般電気事業者が建設し、所有・維持を行う場合には、全て一般負担。特定規模電気事業者が建設し、所有・維持を行う場
合には特定負担となっている。（ただし、通常は前者）

２．電源線に関する系統利用料金上の取扱いの見直し
現行の電源線コストに係る系統利用料金上の取扱いは、上記１．のとおりであり、制度
的にはイコールフッティングが図られていない面もある。これは、そもそも、一般電気事業者の電源が電力系統の安定維持の役割を果たしていること、及び現行制度導入時においては、特定規模電気事業者が新規に発電所を建設して参入を行うにしても、発電設備１ｋＷ当たり 5,000 円（すなわち、一般負担）で賄える範囲を超える大規模な発電設備による参入は想定されていなかったことによるものであるが、今後、一般電気事業者・28

特定規模電気事業者がともに大規模電源の開発を引き続き行うことを前提とすれば、系
統利用制度上、電源線部分のコストについて、特定負担化を図ることが適当である※。このための具体的な措置として次のように整理することが適当である。
※離島については、別途の措置を講ずる。

(1) 特定負担化を図るべき「電源線」の範囲
送配電ネットワークは、電気という財の特性を踏まえれば、発電所から需要家まで一体的に建設、維持、運用されるものであり、電気の潮流が日々変動することなども踏まえると「電源線」としての機能を果たす部分を正確に特定することは困難である。他方、「電源線」の範囲が系統運用により日々変動することとなれば、特定負担化を図る際、電源建設者にとっての予見可能性も著しく損なわれ、また、系統利用料金の算定も著しく困難となる。このため、政策的判断として、社会通念上相当と考えられる範囲で、外形的に判定可能な一定のルールを設けることにより、相当程度客観的に判定できる「電源線の範囲」の設定方法を採ることが適当である。
これを踏まえた具体的な「電源線の範囲」は、次のとおりとする。
①発電所から１つ目の変電所・開閉所※までを「電源線」とすることを原則とする。
例外は、次のとおり。
z 供給区域外に電源線が存する場合には、一般電気事業者の区域外の送電線
は全て電源線として扱い、区域内に入った地点から１つ目の変電所・開閉所を
上記の「１つ目の変電所・開閉所」とする。ただし、会社間連系線は、原則として電源線としない。
z 深夜・冬季等の発電機停止時、発電機定検時等には負荷線として利用されるものであっても、外形的判断により電源線として整理できるものは電源線とする。
z 電源送電専用の変電所・開閉所※は「１つ目」に算入しない。
z 発電所内で電圧を下降させ下位系統に送電（配電）している場合、当該下位系
統は「電源線」としない。
z ループ系統等、明らかに本系統を構成する送電線は電源線としない。
②Ｔ分岐については、原則として「１つ目」に算入しない。
例外は、次のとおり。
z ループ系統等、明らかに本系統と言える送電線にＴ分岐にて接続する場合
z 明らかに負荷線となるＴ分岐箇所から負荷側の系統（※一つ目の変電所・開閉所：当該変電所・開閉所そのものは含まない。）（※電源送電専用の変電所・開閉所：ここでは、発電所から本系統（ループ系統等）までの途中区間に設置される変電所・開閉所であり、下位系統に向けた潮流の制御や本系統の潮流の制御を主たる目的とせず、事故波及の防止等を主目的として設置されるものを指す）

29

電源線

電源送電

電源送電

専門開閉所

専用開閉所

電源線

域外は「１つ目」に
入れない

T分岐
電源線
電源線

ここまでが
電源線（例外）他の電力会社
域内の最初の変電所

所内変電所にて変圧

T分岐

電源線ではない
会社連系線は原則として電源線としない。

ネットワーク

供給区域境界図 III-1 電源線の範囲(2) 配慮事項についての措置基本答申に記載された・現行制度を前提にして既にビジネスを検討している事業者に対する影響
・電気事業への参入に対して強く抑制的に作用する可能性との配慮事項については、次のような措置を講ずることとする。
（イコールフッティングに配慮した段階的施行）
政策的に特定負担化を指向するとしても、既に現行制度を前提とし、電源線コストについても一定の一般負担が認められることを前提として電源の建設乃至計画を進めている電源が多数存在する現状において、特定負担化を即時施行することは、当該建設乃至計画を進めている事業者、とりわけ新規事業者に対しては多大な影響を与え得るものであり、少なくとも政策変更によりこのリスクを全て事業者に負わせることは適当ではない。
このため、基本答申で示された配慮事項とイコールフッティングにも配慮しつつ、系
統利用料金の低廉化への要請、特定負担化の要請を着実に実施するため、二段階での施行とすることが適当である。
①第一段階の施行
上記を踏まえ、先ず第一段階として、現在、特定規模電気事業者等に適用されている「接続供給に供する発電設備１ｋＷ当たり 5,000 円まで一般負担」のルールを新制度施行から６年間適用する。
このルールは一般電気事業者の新設電源にも特定規模電気事業者の新設電源

30

にも電源部門の競争中立性、即ちイコールフッティングの確保の観点から等しく適用されるものであるが、同様の観点から、一般電気事業者の既設電源線コストについても、「発電設備１ｋＷ当たり 5,000 円」を超える範囲について、託送供給料金から除外することとする。
※ 電源線コストを特定負担化する際の事業者への影響度については、個別事例に応じて異なるが、イメージするための一般的な電源開発プロセス及びインパクトについて、参考の項を参照。
※ 第一段階の実施時期は一連の制度改正と同時期である平成１７年４月とする。「６年間」の具体的な範囲については、概ね６年以内に接続供給契約書が作成されるものを想定するが、契約書の作成時点は当事者の意向に左右され易いことから、平成２３年４月末までに接続供給が開始されるものを具体的範囲とする。なお、仮に一般電気事業者が敢えて送電線整備を遅延させた場合には、事業法の行為規制違反になり得るため、これを想定した「期間の例外措置」は講じないこととする。
※ 一般電気事業者の既設電源線については、既に償却が相当程度進んでいるものもあり、そのような電源線も含めて全て「建設時の費用を電源線コストとして、簿価のうち 5,000 円／ｋＷを超える部分を託送供給料金から除外する」ことは適当ではない。したがって、一般電気事業者の既設電源線については、託送供給料金算定時に、電源線部分に係る減価償却費及び事業報酬のうち、建設時の 5,000 円／ｋＷを超える部分に相当する部分の比率に係る部分を、電源線コストとして託送供給料金原価から除外することが適当である。
※ 第一段階の期間中においても、現行制度において全額特定負担とされている特定規模電気事業者のいわゆる「域外電源」については、引き続き全額特定負担とする。同様に、一般電気事業者の既設電源線のうち、振替供給により供給区
域外に供給するための電源に係るものについては、第一段階の期間中においても、5,000 円／ｋＷ超部分のみでなく、全額特定負担の扱いとし、託送供給料金原価から除外する。

②第二段階の施行
第二段階においては、電源線コストの全額特定負担化を実施する。なお、第二段階の実施時期は第一段階の実施から数年を経た時点であり、大規模電源・中小規模電源の如何を問わず、事業者の予見可能性は相当程度確保されることから、第二段階の実施に当たっての経過措置は講じない。
なお、第二段階の実施に当たっては、その後に電源を新設する事業者と既存の一般電気事業者のイコールフッティングを高める観点、及び系統利用料金の低廉化への要請をそれぞれ踏まえ、第一段階の実施時期以前の一般電気事業者の既設電源線コストについて、託送供給料金原価から除外することが適当である。
※ 第二段階の実施に当たり、第一段階の実施時期以前に特定規模電気事業者の電源建設に際して一般電気事業者が負担した一般負担部分（5,000 円／ｋＷ内の部分）については、特定規模電気事業者の予見可能性を阻害するものであること等から、返還措置は講じないこととする。
※ 修繕費等の他の費用については、一旦建設された送電線には不可避的に発生するものである（特定負担化により抑制すべき費用ではない）こと、実態上は特定規模電気事業者の電源線も一般電気事業者が建設し修繕を行うことが想定されこれを特定規模電気事業者の負担とすることは新規参入者の負担が大きすぎると考えられること等から、
引き続き一般負担とする。
なお、更新投資であって、資本費に計上されるものについては、電源の増設を伴うものについては特定負担とし、電源の増設を伴わないもの（耐用年数経過による更新投資、地権者や公共団体との関係で不可避的に行う送電線移設工事等）については、引き続き一般負担とする。これは、電源増設に当たっては地点を選択することがある程度可能であり、送電線コストの上昇を極力抑えるインセンティブを与えることが有効であると考えられる反面、既に電源を設置した後に適切な更新投資が行われないこととなれば、海外における供給支障事例を見るまでもなく、安定供給の確保の観点から問題なしとしないため、電源増設の有無によって峻別することが妥当と考えられるためである。
既設電源線のうち、関係書類の保存状況次第では建設当初の部分と更新投資による部分との峻別が困難な場合も想定されるが、この場合、電源の最終ユニット運開前の工事は全て特定負担対象とみなす等、系統利用料金の透明化・低廉化の要請にも配慮しつつ、算定することが適当である。
※ なお、第一段階及び第二段階の実施に伴い小売料金の改定が必然的に要請されるものではないが、第二段階実
施時の託送供給料金の引き下げについては、当該時点での電気事業制度や経営環境等の諸情勢も勘案しつつ、合理的かつ透明な方法で料金に反映されることが適当と考えられる。

31

第一段階
第一段階

現行
現行

一般負担

一般負担

一般負担

特定負担

特定負担

特定負担

特定規模電気事業者の発電所

一般電気事業者の発電所

特定規模電気事業者の発電所

資本費(減価償却費＋事業報酬費)のうち5000円／発電所kWまで一般負担（超える分は特定負担）

工事費のうち5000円／発電所
kWまで
一般負担（超える分は
特定負担）

一般負担

一般電気事業者
の発電所

一般負担

第二段階
第二段階

特定負担

工事費のうち5000円／発電所kWまで一般負担（超える分は特定負担）

ネットワークネットワーク

一般電気事業者の発電所

特定負担

特定規模電気事業者の発電所

資本費（減価償却費＋事業報酬費）
全額特定負担工事費は全額特定負担ネットワーク図 III-2 特定負担化の段階的施行(3) その他の詳細設計①系統利用料金以外における取扱い
電源線コストをいわゆる託送供給料金から除外することとしても、これは単に費用負担の問題であり、電源線そのものは送配電ネットワークの一部を構成するものであることに変わりはないことから、電源線であっても、中立機関ルール（系統アクセ
スルール等）の対象になり、また、一般電気事業者の託送義務の対象となる。
②一般電気事業者の電源線に特定規模電気事業者の電源線を接続した場合の取扱い
電源線部分は両者による特定負担となるが、負担割合については原則として利用比率に応じるものとし、更に詳細ルールが必要な場合、公平性・透明性の確保の観点から託送供給に係る約款等の中でルール化を図ることが適当である。（これは、特定規模電気事業者同士の共同電源線や、特定規模電気事業者の電源線に一般電気事業者の電源線を接続した場合についても同様）③電源線コストを発電コストに計上する場合の取扱い
電源線以外のネットワークコストは一般負担（託送費によるコスト回収）となるため、厳格な会計分離・資産明細の開示等の措置が講じられる必要があるが、電源線コ
ストについては、事実上競争にさらされる発電部門の費用と同様の取扱いとなるため、「発電所ごとに電源線費用を特定し整理する」ことは義務づけない。

32

（参考） 電源線特定負担化に関する影響(1) 特定規模電気事業者の電源開発計画○ 発電子会社設立による１０万ｋＷ発電所建設に係るプロセス（例）・事業性検討・秘密保持契約締結
・用地取得（利用）手続
・接続供給検討申し込み
・詳細設計・仕様選定、設計・製作
・燃料の確保手続開始
・資金調達手続開始
・自治体への打診
・発電会社設立
・接続供給契約申し込み
・工事費負担金契約締結
・送電線工事着工
・メーカー選定・評価・主要機器発注
・環境影響に係る調査・評価・自治体との協議
・工事計画届出・その他各種官庁手続（建築基準法、工場立地法、労働安全衛生法、消防法等）
・各種資格者配置（電気主任技術者、公害防止管理者、エネルギー管理士、ボイラー・タービン主任者等）
・同時同量システム整備
・発電所工事着工
・安全管理審査、自主検査等
・接続供給契約締結
・運転開始○ 補足説明・ 上記のプロセスに要する期間は、法律上の環境影響評価手続が不要の場合には、２〜３年程度が一般的と考えられるが、条件により、これより長いケースも想定される。また、法律上の環境影響評価手続が必要な規模の電源の場
合、当該手続に３年程度要することに加え、設備の大規模化に伴い地元との調整事項が増える等の要因があり、６〜７年程度の期間を要することが多いと考えられる。これまでの一般電気事業者の実例からすれば、主として地元調整等の要因から、１０年以上経過しても運転開始に至らないケースもある。
このほか、送電線建設についても、場合によっては数年程度の長期にわたる
ケースがあり、発電会社はかなり早期の段階から計画にコミットしなければならない場合がある。
・ 資金調達や燃料調達に関しては、交渉開始時期や交渉に要する期間の幅が大きい。例えば、ガスを燃料として発電する場合にはガス供給契約・ガス供給
管敷設工事を伴い、石炭により発電する場合には購入契約の他に輸送手段、貯炭場の整備等を要する等。

33

(2) 特定規模電気事業者の事業に与える影響○サンプル事例：１０万ｋＷ発電所建設の場合
・ 電源建設に要するコストは概ね１００億円程度※ケースバイケースであり、７０億円程度から１００億円超のケースまで考えられる。
・ 電源線建設に要するコストは概ね５億円程度※５０００円／ｋＷの一般負担範囲で収まった場合。現実には立地条件による変動幅が大きい。
・ 電源線コストが特定負担化された場合の影響→設備費用上、５％程度の事業性悪化○ 事業性悪化による影響① 資金調達上の問題発生
金融機関による借り入れを行う場合、当初の事業計画を前提に事業性が評価され、金利、債務保証等の諸条件が設定される。前提とした事業性が悪化した
場合、金利の上昇、更なる保証・担保の徴求等が求められ、最悪の場合には調達できなくなる等のケースが生じる（現実にも、特定規模電気事業者の場合、融資を断られるケースあり）。
② 発電単価の上昇による競争力悪化
電源建設を行った場合は不利になり、自家発余剰により調達した場合には有利になる現象が生じる。
③ コスト削減上の課題
上記の①や②の事態を防ぐため、現実に事業計画・事業性に変更が生じた場
合には、コスト削減により吸収する必要が生じるが、そもそもコスト削減余地が小さいことに加え、土地・燃料・設備・環境配慮等の面についての契約・協定・交渉手続が一定程度進んだ段階で諸元を変更することが困難なケースが多い。
④ スケールメリット上の課題
そもそも電気事業は規模の経済性が発揮されやすい典型的な設備産業であることから、規制需要家への供給分も含めたトータルの電源運用が可能な一般電気事業者と比較した場合、新たに電源建設を行う特定規模電気事業者は、当該電源における経済性・事業性の悪化が事業自体の経済性・事業性悪化に直接的に影響を与えるため、制度変更による影響度が大きい。

34

IV．振替供給料金（パンケーキ問題）の廃止に伴い必要な代替措置
今般の電気事業制度改革においては、振替供給制度を見直し、供給区域をまたぐごとに課金される、いわゆる「パンケーキ問題」を解消することとしているが、これに伴い、振替供給料金の廃止に伴い措置することとされている事業者間精算ルールを整備するとともに、新しい制度を踏まえた電源立地に対する評価の在り方について整理を行う必要がある。

１．事業者間精算ルール(1) 基本的な考え方
基本答申において、今後、小売自由化範囲の拡大を実質的に需要家の選択肢の拡大につなげるとともに、事業者の投資環境を整備し、効率的な電源の有効活用を図るためには、広域的な電力流通を現行以上に活性化する方策を講ずることが重要であるという政策的要請にかんがみ、現在の振替供給（特殊設備使用料・振替ロスを含む。）制度については、供給区域内外の取引を問わずに各供給区域における系統
利用料金に一本化するとともに、こうした措置により生ずる地域的な負担の増減を排除するため、予め定めたルールに基づき事業者間で必要な精算を行う旨明記された
ところである。
基本答申を踏まえれば、振替供給料金廃止に伴い導入される事業者間精算については、地域的な負担の増減を排除する観点から、予め一定のルールを定め、これに基づき事業者間精算を行うことが適当であると考えられる。

(2) 具体的な制度設計
基本答申には、以下のとおり整理されている。
１） 区域内の託送料を算出するに当たって控除している振替料金等収入に相当する金額を、振替供給制度の廃止後も引き続き同じように託送料算出原価から控除する。
２） 他方で、他の供給区域から電気を調達する際に支払っていた振替料金等相当分について、現行制度と同様に振替供給制度廃止後も区域内の託送料
を通じて回収することとし、託送料算出原価に加算する。
３） 電力会社間では、原価計算上、他社へ支払う振替料金等相当分と整理していたものは相互に支払うとする取り決めを行い、各社とも現行と同様に送電関連コストの適正回収を担保する。
事業者間精算の枠組みについて上述のとおり整理されたものの、電力会社間で相互に支払う振替料金等相当分の金額を算定するに当たっての具体的な考え方は検討されていない。事業者間精算の金額は接続供給料金の算定原価に織り込まれるこ35

とから、系統利用制度の透明性・公平性を確保する観点から、この具体的な考え方を検討することが必要である。
①接続供給料金算定上の想定原価における事業者間精算額の算定方法(a) 控除収益として織り込むべき事業者間精算額（他の一般電気事業者から支払われる金額）の算定方法
現行の接続供給料金を算定するに当たって控除している振替供給料金等収入に相当する金額は、基本的には以下の式で計算されている。
振替供給料金等想定収入＝ 自社の振替供給料金単価×自社内のネットワークを通過する想定振替供給電力量

これを踏まえ、控除収益として織り込むべき事業者間精算額は、基本的には以下の式で計算すべきである。
事業者間精算による想定収入額＝ 自社の事業者間精算単価×自社内のネットワークを通過する想定振替供給電力量

ここで、自社の事業者間精算単価については、今回の振替供給料金廃止に伴い地域的な負担の増減を排除する観点から、基本的には、現行の振替供給
料金単価の算定方法と同様の考え方に基づき、算定すべきである。
なお、現行の振替供給料金単価の算定方法について、特段の算定ルールが存在しないが、ネットワーク利用の透明性・公平性を確保する観点から、事業者間精算単価の算定方法について一定のルールを設ける必要がある。
また、想定振替供給電力量の設定に当たっては、現状と同様、過去の実績や供給計画を参考に設定すべきである。
(b) 託送供給料金（費用）として織り込むべき事業者間精算額（他の一般電気事業者に支払う金額）の算定方法
基本的には、上記(a)と同様の考え方で計算すべきであるが、支払うべき相手方が必ずしも一社に限定されないため、以下のように計算すべきである。
事業者間精算による想定支払額＝Σ（他社ごとに設定されている事業者間精算単価×当該他社ごとのネットワークを通過する想
定振替供給電力量）(c) 振替ロス及び特殊設備加算金についての事業者間精算方法
振替ロスについては、現状でも金銭換算を行わず、振替ロス率（振替損失率）を踏まえた発電量・受電量の調整により対応されているため、精算の対象とすべ
きものはない（なお、振替ロス分の発電量の調整は、需要地の一般電気事業者
がインバランス料金単価等を用いて行うこととなる。）。
また、特殊設備加算金については、現状の特殊設備加算金と同様の方法で、こ36

れを事業者間精算単価として設定することにより、事業者間の費用負担を現状と同様にすることが可能であることから、特段、新たな精算ルールを設定する必要はな
い。
②送配電部門の会計整理における事業者間精算額の反映方法
各一般電気事業者において、上記①(b)の想定支払額の算出方法に基づき、個別の一般電気事業者への支払額を計算する。
その場合、精算単価については、料金算定時に設定した単価を用いつつ、想定振替供給電力量については、想定ではなく実際の振替供給電力量を用いて計算すべきである。
③事業者間精算の枠組みに関するルール化及び行政による事後チェック
上述した接続供給料金算定上の想定原価における事業者間精算額の算定方法
及び送配電部門の会計整理における事業者間精算額の反映方法を含めた事業者
間精算の枠組みについては、送配電部門の公平性・透明性を確保する観点から、行政によるルール化が必要であると考えられる。また、基本答申や電気事業法等改正法案提案理由を踏まえ、行政において、振替供給料金廃止後の状況を適宜確認することが必要であることから、事業者間精算額に関するバックデータ（想定振替電力量、実績振替電力量等）について、事業者から行政に対し提出させるべきである。

２．電源立地の評価の在り方
需要地の遠隔地における立地を抑制し、区域内での潮流改善に資する近接地における立地を促すことにより、適切な電源立地が行われるような制度を構築することが求められており、電源の遠隔立地抑制のための措置及び需要地近接性評価の在り方については以下の措置を講じることとする。

(1) 電源開発に伴う送電設備増強時の費用負担の在り方
遠隔地立地へのディスインセンティブの付与の在り方については、基本答申にある
ように、電源の遠隔地立地に伴う連系設備及び連系設備と不可分な両端の送電設備増強のコスト負担を原因者負担（特定負担）とすることが原則であるが、今回の制度改革において新たに設立される送配電等業務支援機関（中立機関）は、「地域間連系線整備計画に係る調整を行うための場の提供」を業務として行うこととなっていることから、その「公平・公正・透明なプロセス」による、費用負担の在り方の検討の場は、中立機関とすることが適当と考えられる。また、このプロセスに当たっては、事業者だけ
でなく、中立機関の会員である中立者が含まれ、特定の事業者の利益に左右されな
い中立的な検討がなされることが必須であり、中立機関においてそのようなプロセスが確保されることが必要である。

37

(2) 需要地近接性評価の在り方
需要地近接性評価については、基本答申を踏まえ、現行の託送制度でも行われている近接性評価＊を今後も継続して行くことが適当である。
＊接続供給において潮流改善による損失率低減効果を料金評価するもので、例えば、供給区域内の電源不足地域への立地の場合は託送供給料金を割り引く。

38

V．託送制度等の見直し
基本答申においては、卸電力取引市場の整備や同時同量制度を含む系統利用制度の見直し等、電気事業における大きな変革の方向性が示されているところであり、これらを実現するため、新しい託送制度の在り方等について詳細な制度設計を行うことが必要である。

１．系統利用者間の公平性を確保するための措置
現在の接続供給約款においては、発電機側の接続検討については「原則として３ヶ月以内に回答する」とされており、基準が明確化されているが、一方で、需要家設備側の接続検討についてはこういった基準が示されていない。当該基準が事前に明確化されていることは、特定規模電気事業者が事業を実施していく上で重要な意味を持つものであり、託送分野における公平性・透明性の確保の観点からも望ましい。
基本答申においては、系統利用者間の公平性を確保するための措置の例として、託送約款をその実施前に相当の期間を設けて公表することが挙げられていたものの、実際のニーズを踏まえ、下記の措置を確保することとする。

(1) 接続検討期間等の明確化
特定規模電気事業者が託送供給を開始するに当たっては、接続検討を依頼し、一般電気事業者から必要な準備期間、工事概要、費用等に関する回答を受けることが必要となっている。上記の観点から、接続検討の依頼から託送供給の実施までに要する期間について、以下のような措置を講じることとする。
①接続検討の回答期間の明確化
前述のとおり、現在は需要家側設備の接続検討については、標準的な回答期間が約款上明確化されていない。既に発電機側接続検討については示されていることから、当該期間についても明確化することが可能であると考えられる。したがって、中立機関において策定される接続検討に係るルールにおいて、各一般電気事業者に対し、工事の要否及び工事が必要な場合の当該工事の種別についての回答をするまでの標準的な期間（例えば、原則として２〜３週間以内）を定め、約款等において明確化し、公表することを求めることが適当と考えられる。なお、一般電気事業者は、接続検討の実施に際して、標準的な回答期間を超えざるを得ない場合は、その申込者に対し、標準的な回答期間を超える理由について十分な説明を行い、説明責任を果たすことが必要である。
②託送供給実施までの準備期間
接続検討が終了した後、託送供給の申込みを一般電気事業者が承諾してから実際に託送供給が開始されるまでには、計量器の交換や新同時同量支援システムの導入のための通信線の設置等の工事が必要である場合があり、相応の準備期間39が必要となる場合もある。当該準備期間についても、事前に標準的な期間が示されることは、特定規模電気事業者の事業遂行上重要な意味を持つが、一方で、一般電気事業者ごとに、託送供給に必要となる計量器（需要家の３０分ごとの使用量を計量するもの）の導入状況や新同時同量支援システムに資する自動検針システムの普及率等の事業環境が異なることから、一律的に期間を定めるよりも、一般電気事業者ごとに標準的な期間を公表することが適当と考えられる。
上記の準備期間については、①同様、中立機関において策定される接続検討に係るルールにおいて、各一般電気事業者が標準的な準備期間を明確化し、公表することを求めるとともに、当該準備期間の明確化については、計量器の在庫の有
無、自動検針システムの導入の有無、新同時同量支援システムの導入に必要な通信線の設置等の諸条件を考慮し、託送供給の開始に必要な工事等によりいくつかに場合分けし、代表的なケースについて標準的な期間を定め、公表することが適当と考えられる。なお、準備期間についても、標準的な期間を超えた準備期間を要する場合には、一般電気事業者は十分に説明責任を果たすことが必要である。

(2) 託送供給開始時の暫定的運用
上記の託送供給開始前の準備期間については、場合によっては長期間を要することもあり、そのために託送供給の開始を遅らさざるを得ない状況が発生する可能性がある。これは完全には回避し得ない性質の問題ではあるが、託送供給の開始が遅れることの影響にもかんがみると、一般電気事業者と適宜協議等を行い、託送供給の開始時期を可能な限り早くするとともに、託送制度において何らかの暫定的な運用を弾力的に行うことが望ましいと考えられる。
例えば、より精度の高い計量器への交換が必要であり、その交換には長期間を要するが、既存の計量器でも託送供給に必要な諸元として需要家の３０分ごとの使用量の計量ができる場合に、既存の計量器による計量を暫定的に認める、あるいは、計量器の交換は速やかに行うことは可能であるが、新同時同量支援システムの導入のための通信線の設置に長期間を要する場合に、計量器の交換を行った段階で暫定的に託送供給を開始する（この場合、暫定期間については、特定規模電気事業者は新同時同量支援システムによる需要家情報の提供を受けることができないことになる。）等を特定規模電気事業者の判断で選択できることが望ましい。

２．託送供給約款変更命令発動基準の明確化
基本答申において、一般電気事業者の送配電部門が引き続き独占的サービスの位置付けにあり、小売自由化範囲の拡大に伴い、ネットワークの利用料金・利用条件に関して、これまで以上に公平性・透明性・低廉化が強く求められることから、系統利用料金に対する規制制度については、我が国の特性に応じた現行以上に社会的納得感を高め得る方策として、届出制を維持する一方、行政による変更命令発動基準をより明確化し、系統利用料金低減のための機動性と予見可能性を確保する制度とすることが適当である旨明記されたところである。
40

一方、基本答申において、具体的な変更命令発動基準については、今後、更に検討を深める必要があると指摘されていることから、今回、系統利用料金に対する具体的な変更命令発動基準について、基本答申の内容を踏まえつつ、検討を行うこととする。
※ なお、改正電気事業法においては、振替供給と接続供給を合わせた概念として託送供給を新たに定義したことから、以下の検討においては、「系統利用料金」という言葉を用いずに、「託送供給料金」という言葉を用いることとする。

(1) 現行電気事業法下における接続供給料金に対する変更命令発動基準
託送供給料金の具体的な変更命令発動基準を検討するに当たって、現行電気事
業法下においても、接続供給料金に対する変更命令発動基準が明確化されていることから、まず、現行の変更命令発動基準について整理すると以下のとおりである。
【現行の具体的な変更命令発動基準のコンセプト】① 接続供給料金の設定が適正なコスト回収という観点から妥当かどうか。
［現行の変更命令発動基準①イ〜ニ］② 接続供給料金の設定が、正当な理由の範囲内で、全ての利用者にとって平等かどうか。
［現行の変更命令発動基準⑤］③ 一般電気事業者が接続供給料金を変更しない理由が合理的か否か。
［現行の変更命令発動基準⑥、⑦］④ 実際に支払う接続供給料金の計算が透明性の観点から妥当かどうか。
［現行の変更命令発動基準③］
上記①〜④のうち、③以外は主として接続供給約款の届出時にチェックするものであり、一方、③は接続供給約款の実施から一定期間を経た後にチェックするものである。（ただし、③以外については、接続供給約款の実施後にチェックすることを排除するものではない。）(2) 総論
託送供給料金に対する具体的な変更命令発動基準を検討するに当たって、まず始めに、以下の点について検討することが必要である。
○ 現行の具体的な変更命令発動基準のコンセプト（上記(1)参照）が、基本答申で指摘されている、ネットワークの利用料金に関する公平性・透明性・低廉化の強い要請に応え得るものかどうか。仮に、応え得るものではない場合、どのようなコンセプトを追加すべきか。
現行の具体的な変更命令発動基準のコンセプト①〜④は、ネットワークの利用料金（＝接続供給料金）に関する公平性・透明性・低廉化という要請に合致しており、これらの要請にどの程度応え得るものになるかどうかは、コンセプトの具体化次第だと考え
られる。

41

一方、広域的な電力流通を活性化するため、平成１７年４月から振替供給料金が廃止されることに伴い、振替供給料金の記載事項に関する基準を新たに追加することが必要である。
以上から、託送供給料金に対する具体的な変更命令発動基準のコンセプトを以下のように整理することが適当である。
【託送供給料金に対する具体的な変更命令発動基準のコンセプト】① 託送供給約款の中の接続供給料金（以下、単に「接続供給料金」という。）の設定
が適正なコスト回収という観点から妥当かどうか。
② 接続供給料金の設定が、正当な理由の範囲内で、全ての利用者にとって平等かどうか。
③ 一般電気事業者が接続供給料金を変更しない理由が合理的か否か。
④ 実際に支払う接続供給料金の計算が透明性の観点から妥当かどうか。
⑤ 託送供給約款の中の振替供給料金に関する記述が妥当かどうか。

(3) 各論上記（１）で整理した各コンセプトごとに、基本答申及びこれまでの議論を踏まえつ
つ、具体的な変更命令発動基準（以下、単に「変更命令発動基準」という。）について
以下のとおり整理する。
①接続供給料金の設定が適正なコスト回収という観点から妥当かどうか。
(a) 現行の変更命令発動基準●フォワード･ルッキング･コストとして織り込むべき要素が不適当な場合●原価算定期間の設定が不適切な場合●接続供給約款料金の算定において事業者が届け出る事業者の実情に応じた基準が、接続供給約款料金算定規則に照らし不適切なものである場合●接続供給約款料金が一般電気事業者自身の負担するコストとの間で公平性を欠く場合
・基準接続供給料金について、当該一般電気事業者自身が同様の利用形態でネットワークを利用した場合のコストに比べて不当な格差が存在すると認められる場合
・事故時発電料金について、当該一般電気事業者が公表した標準メニューに比べて不当に高い価格を設定した場合
・変動範囲内発電料金について、適切なコストに基づかず、不当に高い価格を設定した場合(b) 新しい変更命令発動基準
接続供給料金は、行政が定める算定ルールに基づき設定されることになるため、まず、当該算定ルールが適正なコスト回収という観点から妥当なルールになっていることが前提となる。
42

その上で、変更命令発動基準の明確化に当たっては、算定ルールに従って接続供給料金が設定されているかどうかをチェックするという観点から明確化を図ることが適切である。
特に、本年４月から高圧需要家向け接続供給料金が新たに設定され、また、
平成１７年４月からはインバランス料金の算定方法が変更になることを踏まえれば、
需要種別ごとの接続供給料金の妥当性に関するチェック及びインバランス料金の妥当性に関するチェックという観点からの明確化が必要となる。
以上を踏まえ、具体的な変更命令発動基準を以下のとおりとする。（下線部が現行からの変更部分。）●フォワード･ルッキング･コストとして織り込むべき要素が不適当な場合●原価算定期間の設定が不適切な場合●接続供給約款料金の算定において事業者が届け出る事業者の実情に応じた基準が、接続供給約款料金算定規則に照らし不適切なものである場合●接続供給約款料金が一般電気事業者自身の負担するコストとの間で公平性を欠く場合
・需要種別ごとの基準接続供給料金について、当該一般電気事業者自身が同様の利用形態でネットワークを利用した場合のコストに比べて不当な格差が存在すると認められる場合
・第一変動範囲内発電料金及び第二変動範囲内発電料金について、適切なコストに基づかず、不当に高い価格を設定した場合
・第二変動範囲内発電料金の基本料金部分を設定するに当たって、用いている
固定費回収率が、小売料金の基本料金部分に含まれる固定費回収率と比較して、不当に大きい場合
・変動範囲外発電料金を設定するに当たって、用いている稼働時間が変動範囲外の使用実態を勘案したものになっていない場合
・変動範囲外発電料金を設定するに当たって、季節別時間帯別に展開する方法
が合理的なものでない場合
・変動範囲外発電料金について、季節別時間帯別に展開した料金率が、超過イ
ンバランスの発生に対して、著しく大きなペナルティ性を有していると認められる
場合②接続供給料金の設定が、正当な理由の範囲内で、全ての利用者にとって平等かどうか。
(a) 現行の変更命令発動基準●接続供給料金が接続供給約款料金算定規則に基づいて定められていることを前提とした上で、正当な理由に基づいて区別を行う場合を除き、全ての接続供
給利用者に対して平等でない場合(b) 新しい変更命令発動基準
現行の変更命令発動基準のうち、「正当な理由に基づいて区別を行う場合」が43具体的にどのような場合を指すのかが明確ではない。
この点については、（Ａ案）「正当な理由」の範囲をより具体的に記載する（Ｂ案）「正当な理由」の範囲を具体的には記載しないの２案が考えられるが、「正当な理由」の範囲について現時点で具体的に定めることは困難であることから、当面はＢ案とすることが妥当である。
ただし、接続供給料金に対する社会的納得感を現行以上に高める観点からは、届け出られた託送供給約款の実施後、正当な理由に基づき区別を行っているか
どうかについて、ネットワーク利用者から疑義が生じた場合には、まず、一般電気事業者が自主的に説明責任を果たし、行政は、一般電気事業者の説明が十分
合理的かどうか、という点も踏まえながら、「正当な理由」に該当するかどうかを判断すべきである。
③一般電気事業者が接続供給料金を変更しない理由が合理的か否か。
(a) 現行の変更命令発動基準●接続供給に関する収支に著しい超過利潤または欠損が長期にわたって発生したと認められる場合●原価算定期間を経過してもなお接続供給約款料金の算定の諸元となる費用の再推計を行わないことについての説明が合理的かつ十分なものでない場合(b) 新しい変更命令発動基準
現行の変更命令発動基準は、「著しい超過利潤または欠損」とは具体的にどのような数値を指すのか、また、「長期にわたって」の「長期」とはどの程度の期間を指すのか、という点が明確になっていない。
この点については、基本答申においては、以下のように明確化の方向性について例示されている。
① 変更命令発動の期間・超過利潤等の明確化
２年程度にわたり、毎年の接続供給収支に超過利潤または欠損が発生している
場合、または、接続供給料金算定原価と接続供給収支の費用実績に乖離が生じている場合で、翌年度に接続供給料金の再計算を行わない合理的理由が存在しない場合。
② 予見可能性の観点から変更命令を発動しない場合の明確化
電力会社各社は、過去２年間で経営効率化努力の結果、全国平均約７％の引き下げ改定を実施。
①に掲げる場合でも、こうした接続供給料金改定の実績が見られる場合、または効率化計画等での言及において接続供給料金算定に関して同様の効率化努力の見通しが表明される場合には、原則、変更命令の対象にはならない。
その上で、更なる明確化が必要かどうかについて検討すると、「毎年の接続供給収支に超過利潤または欠損が発生している場合」及び「接続供給料金算定原
44

価と接続供給収支の費用実績に乖離が生じている場合」について、本年４月以降、高圧需要家向け接続供給料金が新たに設定されること、また、平成１７年４月以降、一般電気事業者の送配電部門に対する会計分離が義務付けられることを踏まえ、より明確化を図ることが必要である。
「毎年の接続供給収支に超過利潤または欠損が発生している場合」について
は、接続供給料金が一般電気事業者の送配電部門の総原価を一定の基準で需要種別に配分して設定されていること、また、平成１７年４月から送配電部門の会計分離が導入されることを踏まえ、「送配電部門全体の収支に超過利潤又は欠損が発生している場合」と考えるのが妥当である。
なお、この場合において、送配電部門の主たる収入が接続供給料金及びその相当額の収入であること、及び、接続供給料金には事業報酬等が含まれていることから、以下の式に基づき計算された値を超過利潤又は欠損と定義すべきである。
超過利潤（又は欠損）＝送配電部門の営業利益（又は営業損失）−送配電部門の事業報酬額−送配電部門の法人税額−送配電部門の新株発行費等償却及び社債発行費償却＋送配電部門の預金利息
一方、「接続供給料金算定原価と接続供給収支の費用実績に乖離が生じている場合」についても、同様に、「送配電部門全体の総原価と費用実績に乖離が生じている場合」と考えるのが妥当である。
なお、「翌年度に接続供給料金の再計算を行わない合理的理由」としては、例
えば、超過利潤の発生原因が気候変化による需要変動等特殊な要因に基づくものであることや、広域流通活性化に資する大規模連系線建設への新規投資が予定されている場合などが考えられる。
以上を踏まえると、基本答申に記載されている方向性については以下のとおりとする。（下線部が明確化部分。）① 変更命令発動の期間・超過利潤等の明確化
２年程度にわたり、毎年の送配電部門の収支に超過利潤または欠損が発生している場合、または、送配電部門の想定総原価と送配電部門の費用実績に乖離が生じている場合で、翌年度に接続供給料金の再計算を行わない合理的理由が存在しない場合。
② 予見可能性の観点から変更命令を発動しない場合の明確化
電力会社各社は、過去２年間で経営効率化努力の結果、全国平均約７％の引き下げ改定を実施。
①に掲げる場合でも、こうした接続供給料金改定の実績が見られる場合、または効率化計画等での言及において接続供給料金算定に関して同様の効率化努力の見通しが表明される場合には、原則、変更命令の対象にはならない。
なお、実際に変更命令を発動するに当たっては、需要種別の接続供給料金原45

価の妥当性についても考慮し、送配電部門の総原価を構成する送電費、配電費等の区分ごとに、想定原価と費用実績を比較し、各区分ごとの乖離の度合に応じた命令内容とすべきである。
※例えば、以下のような命令内容が考えられる。
・送電費用の費用実績が想定原価を下回り、かつ配電費用の費用実績が想定
原価とほぼ同じである場合には、送電原価を圧縮するような命令内容とする。
（送電原価の圧縮は、特高託送供給料金と高圧託送供給料金の両方の低廉化に寄与する。）
・配電費用の費用実績が想定原価を下回り、かつ送電費用の費用実績が想定
原価とほぼ同じである場合には、配電原価を圧縮するような命令内容とする。
（配電費用の圧縮は高圧託供給送料金の低廉化に寄与する。一方、特高託送供給料金には影響なし。）④実際に支払う接続供給料金の計算が透明性の観点から妥当かどうか。
(a) 現行の変更命令発動基準●接続供給約款において定められている料金率や計算式をもって、使用量等に応じた料金が計算可能でない場合(b) 新しい変更命令発動基準
現時点において、現行の変更命令発動基準で十分明確になっていると考えられるため、特段の修正は不要である。
⑤託送供給約款の中の振替供給料金に関する記述が妥当かどうか。
基本答申を踏まえ、平成１７年４月から振替供給料金が廃止されるため、託送供
給約款の中に振替供給料金に関する規定が記載されていないことを事後チェックする観点から、変更命令発動基準の明確化が必要である。
具体的には、以下のような基準を追加すべきである。
●届け出られた託送供給約款に、振替供給、特殊設備、振替ロスに係る料金率等
広域的な電力流通の円滑化に支障がある事項が記載されている場合

３．市場取引にも対応した柔軟な系統利用制度の在り方
基本答申においては、卸電力取引所の設立に伴い、市場取引にも対応した柔軟な
系統利用制度の整備として、「スポット市場での電源調達も認めるなど容量確保要件の見直しを行うこと」及び「電源変更など市場取引に対応し得るよう、約款の整備を行うこと」が課題とされているところである。これを踏まえ、従来の相対取引だけでなく取引所取引も前提とした、新しい系統利用制度の在り方について制度設計を行う必要がある。
なお、今回の制度設計については、中間報告においてとりまとめたインバランス料金
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制度の考え方を前提に行うこととするが、卸電力取引所が整備されることに伴い、インバ
ランス料金と取引所におけるスポット価格との裁定の問題なども想定されることから、これらの問題について、取引所開設後の動向も踏まえつつ、検討を行っていくことが必要である。

(1) 容量確保要件の緩和
現在の接続供給約款の運用においては、契約の締結又は契約内容の変更を行う
際、契約の要件として、総需要電力（ｋＷ）相当の総発電容量（ｋＷ）の確保、いわゆる、容量確保要件が課せられている。
基本答申にもあるように、小売事業者の電源調達の選択肢を拡大し、広域的な電力流通を活性化する観点からも、この容量確保要件を緩和することとし、卸電力取引所
における電源の調達が託送契約上の制限とならないようにすることが必要である。このことから、一般電気事業者においては、託送契約の申込み・内容変更にあたっては、特定規模電気事業者等に対して上記の容量確保要件を課さないことが適当である。

(2) 一つの発電所を複数託送契約に登録する際の扱い
現在の接続供給約款においては、契約の単位として、一つの発電所は一つの接続供給契約にしか登録できない仕組みとなっている。スポット市場の導入等に伴い、基本答申においては、一つの発電所が複数の託送契約に登録できる仕組みを認めるべき旨の結論が出されている。
この制度の導入にあたって検討すべき最大の点は、発電量の余剰・不足分の扱いであり、複数の事業者にどのように発電量を振り分けるかである。この方法について
は、事業者ごとに優先順位をつけ、特定の事業者に割り当てる（優先順位方式）、又は、各事業者に取引量に応じて均等に割り当てる（プロラタ方式）が想定される。双方にそれぞれ長所・短所が考えられるが、事業者の利便性に考慮し、どちらか一方に固定するのではなく、それぞれの方法を自由に選択し、系統運用者に事前に登録することが望ましい。この際、優先順位方式において同列順位を指定することにより、優先
順位方式とプロラタ方式の折衷の方式も認められるべきであるが、いたずらに複雑な方式とならないことが適切である。
また、スポット市場において取引されたものについては、取引の匿名性が確保されており、小売事業者はどの電源を調達しているのかがわからないこと、及び、手続が複雑化するおそれのあるスポット市場における求償ルールの適用はできる限り避けることが望ましいことから、発電量の割当においては最優先で扱う（スポット市場取引分
は「先取り」とし、できるだけ余剰・不足が生じないようにする。）こととし、スポット市場
取引分を除いた分について、上記のような振り分けの方法を選択することが適当である。

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最優先で先取り

スポット市場分

優先順位方式で割当

相対取引分

プロラタ方式で割当

自由選択制、事前に系統運用
者に登録

自社消費分
計画量

実績

図 V-1 発電量の配分の考え方(3) スポット市場における発電不調時等の求償ルールの在り方
スポット市場における発電不調時等の求償ルールは、スポット市場における取引の匿名性を確保しつつ、発需の「ひもつけ」を行い、発電事業者側に起因するインバラ
ンス・コストを小売事業者が求償するためのものである。
実際の求償に当たっては、小売事業者はスポット市場で調達した電源以外の電源も有していることから、実費を求償することは不可能である。したがって、あらかじめ取
引所内ルールとして求償単価を定め、その単価に従って求償されることが適切である。
単価の設定の仕方によっては、卸電力取引所の市場参加者間で不公平感が出るおそれがあることから、公平・公正なプロセスにより取引所内で決定されることが望まれる。
この「ひもつけ」を考える上では、系統全体の安定性の向上の観点からは、発需の不一致によるインバランスは極力抑えられるべきであり、このため、取引の匿名性が確保されているスポット取引においても、発電機の不調等の情報が適切に託送契約ごとの同時同量を担う小売事業者に伝えられることが望ましい。したがって、スポット取引において売電を行った事業者は、あらかじめ取引所の定めるところに従い、取引所又は系統運用者に発電機の出力状況（特に、事故等による発電不調による出力低下・停止）について通告を行う仕組みが必要と考えられる。この仕組みの整備により、系統運用者は系統の安定に必要な情報を得ることができ、また、小売事業者にとっては、それが可能な場合は他の電源の出力を増減させ、自らのインバランスの調整を行うことができるようになる。
また、現在の託送制度においても発電所単位で同時同量を行っているわけではなく、託送契約単位で同時同量を行っていること、及び、求償ルールの適用は極力避けることが望ましいこともあり、各供給区域において、前述の通告のスキームも活用しつつ、ある発電機の発電不調をその発電事業者からスポット市場に同時に投入された別の発電機によって補うことをあらかじめ系統運用者を介して小売事業者に知らせた上で可能とすることが望ましく、このような発電所間での補てんが、当該通告をもとに、事後的に求償に係る精算を行うに当たって考慮されることが適切と考えられる。
上記の２つの仕組みを導入することにより、インバランスの発生を抑えようとする各事
業者のインセンティブを確保することとなり、系統の安定にも資するとともに、発電事業者にとってはコスト負担が抑えることが可能となり、スポット市場への参加が期待される。
48

デリバリー前日（計画値）

デリバリー当日（実績値）

発電所Ａ
スポット市場 ５ＭＷ
相対契約
１０ＭＷ

発電所Ｂ
スポット市場 ５ＭＷ・発電所Ａ及びＢは、それぞれスポット市
場に５ＭＷずつ投入
・優先順位は、スポット市場＞相対契約

総発電量
１８ＭＷ

スポット市場 ５ＭＷ
相対契約
１０ＭＷ
Ｂの補てん ３ＭＷ

総発電量
２ＭＷ

スポット市場 ２ＭＷ

発電所Ａの出力増により、発電所Ｂが投入した５ＭＷ
分を確保

・発電所Ｂの不足分を発電所Ａの出力増により補てんすることで、事業者としては過不足なくスポット市場に投入した電力を発電したこととする。

図 V-2 事業者単位での補てんのイメージ(4) 特定規模電気事業者による自家発補給電力の供給
市場取引に対応した系統利用制度の整備においては、託送約款において必要な整備を行うとともに、その運用においても必要な対応が取られることが適切である。このため、特定規模電気事業者が自家発電設備定期検査時の補給電力を供給する場合については、常時供給電力の託送利用と区別して使用・不使用を判断することとし、その不使用時には託送供給料金の基本料金における不使用月の扱い（基本料金の５割のみを負担）を適用するなどにより、現在一般電気事業者が提供している自家発補給電力との整合にも考慮し、特定規模電気事業者が自家発補給電力を供給できるような取扱いとすることが適当であり、一般電気事業者においては、これらを踏まえた対応に努めることが望まれる。

４．特定規模電気事業者による自営線供給の在り方
今般の電気事業制度改革においては、供給源の多様性の確保の観点から、分散型電源による電力供給の容易化のため、電気事業法が改正され、特定規模電気事業者が届出制の下で自らが維持・運用する電線路（自営線）による供給を行うことが可能となった。これに伴い、実際に供給を行う上で必要な計量や補給電力の在り方を検討することが求められている。一方で、自営線の敷設については、二重投資による著しい社会的弊害を防止することが求められており、この観点から、自営線の敷設について一定の基準を整理する必要がある。

(1) 計量及び補給電力の在り方
特定規模電気事業者が自営線供給を行うにあたっても、原則的には、同時同量の確保等、供給事業者としての責任をもって事業を実施することが適切である。この考え方の下、計量及び補給電力（電源の定期検査時及び事故時に対する補給）については、現行の系統利用制度との整合性に留意しつつ、以下のように整理することが適当と考えられる。
49なお、以下の２つの計量方式については、系統安定の観点からは、供給先消費分に対する同時同量の供給を行う個別計量型が望ましいが、現行の系統利用制度との整合性も踏まえ、自営線供給を行う特定規模電気事業者が選択できることが望ましい。
①個別計量型
自営線供給先にも計量器を設置して計量を行い、自家消費分と自営線供給先の消費分を区別する方式。
・同時同量： 発電量は自家消費分を先取りとし、残りの発電量と自営線供給先の消費量とで同時同量を行う。
・補給電力： 自家消費分については、一般電気事業者による自家発補給と整合した供給条件で供給を行う。自営線供給先消費分については、託送と整合した供給条件で供給を行う（ただし、補給電力分は託送供給料金を負担していないことから、インバランス料金に加え、ネット
ワーク利用料金を支払うこととする。）。
②連系点計量型
連系点でのみ計量を行い、自家消費分と自営線先消費分を区別しない方式。この方式の場合、自営線供給を行っている電源が、自家消費と自営線供給のみに用いられている場合（単独型）と自家消費・自営線供給に加えて託送（ネットワークを介した供給）にも用いられている場合（併用型）とで、更に２つの方式に分かれる。
・同時同量： 原則的には同時同量を行うことが適当であるが、連系点で全体を計量することにかんがみ、単独型の場合は同時同量の確認を行わない。併用型の場合は全体を供給先と見なして連系点において同時同量を行う。
・補給電力： 単独型の場合は、一般電気事業者による自家発補給等との整合にも考慮した供給条件で供給を行う。併用型の場合は全体を供給先と見なして、託送と整合的な供給条件で供給を行う（ただし、補給
電力分は託送供給料金を負担していないことから、インバランス料
金に加え、ネットワーク利用料金を支払うこととする。）。
＜個別計量型＞＜連系点計量型＞

計量器２

計量器１

自営線供給
先消費分

計量器

Ｌ２

Ｌ２

Ｇ

Ｌ１
自家消費分

連系点で
のみ計量

Ｌ１
自営線先
でも計量

自家消費分

Ｇ
自営線供給
先消費分

図 V-3 特定規模電気事業者による自営線供給における計量と補給電力の考え方

50

(2) 二重投資による社会的弊害の判断基準
電気事業法の改正により、特定規模電気事業者は自らが維持・運用する電線路（自営線）による供給が可能となった。改正電気事業法第１６条の３においては、自営
線供給を行おうとする特定規模電気事業者は経済産業大臣に届出を行うこととされており、これに対し、経済産業大臣は届出を受理してから２０日以内に変更・中止命令を出すことができるとされている。
これに伴い、上記の変更・中止命令の発動基準となる、「著しい社会的弊害（一般電気事業者の供給区域内の電気の使用者の利益が著しく阻害されるおそれ）」の判断
基準について明確化を行うことが必要である。
①既設のネットワーク設備がある場合
一般電気事業者の送配電線が既に整備されている場合は、自営線の新規敷設により一般電気事業者の送配電線の利用効率が著しく悪化し、一般電気事業の遂行そのものにまで支障を及ぼすようなケースが「著しい社会的弊害」に該当するものと考えられる。この場合、規模の小さな自営線の敷設によってはそこまでの影響度はないと考えられるため、原則として一定規模を超えるもの（例えば、各電力系統の基幹送電線と同等かそれ以上の電圧階級の送電線であって、送電線路の長さが１０ｋｍ以上のもの）について、個別具体的に一般電気事業の事業遂行への影響について判断することが適当と考えられる。
この判断にあたっては、自営線供給先の需要規模及び需要見通し（将来的需要
規模）、自営線供給に係る事業計画及び自営線供給に用いる設備（発電、送配電
及び変電）と当該供給先の属する供給区域の一般電気事業者の事業規模とを勘案し、総合的に影響度の評価が行われることが必要と考えられる。また、この判断は、特定電気事業や特定供給の許可と整合的に行われることが適切である。
②既設のネットワーク設備がない場合
基本答申においては、「流通設備については、一定の規模の経済性が認められ、自営線の敷設に伴って既存設備が使用されなくなる場合には、投下資本の回収に影響を及ぼす可能性がある」とされており、自営線の敷設による「著しい社会的弊害」については、既設のネットワーク設備がある場合に生じる弊害を対象としている
ものの、一般電気事業者の送配電線がまだ整備されていない場合、あるいは、一般電気事業者の送配電線と特定規模電気事業者の自営線が同時に整備される場
合、一般電気事業者は供給義務・最終保障義務を有するため、将来的に一般電気事業者が送配電設備を敷設する必要性が生じる可能性（例えば、当該供給先に新たに規制需要家が現れた場合等）があるとの指摘がある。
これらの場合に問題が発生することについては、可能性として全く排除できない
ことは事実であり、これらを変更・中止命令の対象とすべきとの意見もあるが、こういった場合については、開発区域の面積が一定以上の都市計画ではあらかじめ所
要の調整が既に行われていること等もあり、実際に問題となるようなケースは想定しにくいと考えられる。よって、将来的な可能性としての弊害を理由として変更・中止
命令を発出することにより、事業者に過度の負担をかけることは適切ではないものと51

考えられる。
いずれにしても、事業者の予見可能性の向上の観点からは、過度に判断基準を複雑化することは避け、原則としては上記①の考え方で判断基準を整理し、ここで指摘されているようなケースが問題となるような場合は、必要に応じて、行政の責任において対応が行われることが必要である。
③変更・中止命令発動基準の明確化
自営線供給を行おうとしている事業者の予見可能性の向上の観点から、変更・中止命令の発動基準は公開され、透明性が高められることが必要である。このため、行政においては、上記の考え方に基づき、命令発動基準を明確化し、公表していくことが求められる。なお、当該発動基準については、事業の実施形態や問題の発生状況等に照らして適宜見直されていくことが望ましい。

52

VI．会計分離（送配電部門の会計整理）
基本答申において、送配電部門が供給信頼度維持のために十全の調整機能を発揮し得るようにするためには、送配電分野の業務についての直接的な責任主体（送配電部門）自身の公平性・透明性が担保され、市場参加者の信頼が確保されていることが必要であることから、託送等の業務により送配電部門に生じた利益が、他の部門で使われていないことを監視するため、送配電部門の託送等の業務に係る収支計算書等の作成及び公表を電気事業法により義務付ける旨明記され、昨年６月に成立した改正電気事業法において所要の規定の整備が行われたところである。

１．基本的な考え方
送配電部門の会計整理の具体的な制度設計を検討するに当たっては、基本答申の内容を踏まえ、まず、① 送配電部門の会計整理は、送配電部門の公平性・透明性を担保する観点から、構造規制の代わりに導入されたものであること② 実効性を担保する観点から、行政による事後チェックが十分に機能し、託送供給
料金に対する変更命令等将来の行政措置にも十分役立つものであることという点を念頭におく必要がある。
その上で、具体的な制度設計を検討するに当たっての基本的な考え方を整理すると、以下の四点になるのと考えられる。
① 送配電部門の会計整理のプロセスが適正、公平及び透明なものであること② 送配電部門の収支結果について、行政及び第三者による検証が容易であること③ 送配電部門の会計整理に当たって、実績値が十分に活用されていること④ 送配電部門の会計整理のプロセスが、接続供給料金の算定ルールと可能な限り整合していること

２．具体的な制度設計
具体的な制度設計に当たっての四つの基本的な考え方は、上述したとおりであるが、それぞれの基本的な考え方を具体化するに当たって必要なことは以下のとおりである。
＜基本的な考え方＞① 送配電部門の会計整理のプロセスが適正、公平及び透明なものであること→ 行政による会計整理のプロセスのルール化の必要性
当該プロセスにおける費用配分方法のルール化及び精緻化（接続供給料金算
定ルールとの整合を見つつ）

53

② 送配電部門の収支結果について、行政及び第三者による検証が容易であること→ 公表様式の明確化の必要性③ 送配電部門の会計整理に当たって、実績値が十分に活用されていること→ 公表されている財務諸表のデータの活用④ 送配電部門の会計整理のプロセスが、接続供給料金の算定ルールと可能な限り整合していること。
→ 個別費用の整理について接続供給料金算定ルールとの整合化
以上を踏まえつつ、以下の項目について個別に検討していく。
●具体的な検討項目① 作成すべき資料の範囲及び具体的な作成方法② 具体的な公表方法及び公表内容③ その他(1) 作成すべき資料の範囲及び具体的な作成方法① 送配電部門の営業損益ベースでの収支計算書の具体的な作成方法
まず、送配電部門の営業損益ベースでの収支を計算することは、送配電部門に対する管理会計の導入と同様の趣旨であることから、この収支計算の作成方法（作成プロセス）については、以下のような考え方に基づき整理すべきである。
(a) 送配電部門の収益として整理すべきもの（収益の部に計上すべきもの）●接続供給業務に伴い発生する収入
接続供給約款及び関連契約に基づき発生する収入。具体的には、インバランス料金収入も含めた接続供給料金収入、接続検討料収入等。

●自社の発電・販売部門から得ることが妥当な収入（社内取引によるバーチャル収入）
具体的には、接続供給約款及び関連契約を自社の発電・販売部門に適用した場合に発生すると考えられる収入（自由化対象需要家向け接続供給料金相当額収入、規制対象需要家向けネット
ワーク利用料金相当額収入、接続検討料相当額収入等）等。

●振替供給料金廃止に伴い導入される事業者間精算に伴い発生する収入●その他送配電部門固有の業務に伴い発生する収入
自己託送収入等。
なお、地帯間販売電力料及び他社販売電力料収入のうち、送配電設備の使用に係る収入がある場合については、送配電部門の収入として整理。

54

(b) 送配電部門の費用として整理すべきもの（費用の部に計上すべきもの）●送配電部門が資産を所有し、送配電部門固有の業務として発生する費用
送電費、変電費及び配電費。（ただし、電源線に関する費用のうち、減価償却費等に係る部分は除く。）
接続供給料金算定上、販売費に整理されている費用（給電費、需要家費、一般販売費）及び一般管理費等に整理されている費用のうち、送配電部門固有の業務に係る費用。
なお、他社購入電力料費用及び地帯間購入電力料費用のうち、送配電部門の業務に係る費用と考えられるものがある場合については、送配電部門の費用として整理。

●自社の発電・販売部門に支払うことが妥当な費用（社内取引によるバーチャル費用）
具体的には、接続供給料金算定上アンシラリーサービス費として整理される発電費用、インバラ
ンスサービスとして整理される発電費用等。
（注）接続供給料金算定上のアンシラリーサービス費
一般電気事業者の保有する水力発電設備及び火力発電設備のうち、供給区域内の供給周
波数を感知し、その変動を是正するために発電出力の増加又は減少を行う発電設備に係る費用のうち、販売電力量にかかわらず必要なもの（固定費）。
具体的には、周波数制御対象発電所の kW あたり固定費×出力調整幅で計算。

●振替供給料金廃止に伴い導入される事業者間精算に伴い発生する費用●その他送配電部門に発生する費用として整理することが適切な費用②収支計算書作成の過程において作成することが必要な書類
基本答申においては、収支計算書作成の過程の検証が容易に行うことが可能となるよう、以下の書類の作成が必要である旨明記されている。
●社内取引明細表●固定資産明細表●共用固定資産帰属明細表●設備別費用明細表●部門共通費用帰属明細表
これらの書類以外に、収支計算書作成の過程の容易な検証に資する書類があるか、という点については、現時点では、特段追加すべき書類は考えられない。
したがって、収支計算書作成過程の検証という観点からは、上記書類で十分である。
また、これらの資料に具体的に記載すべき内容については、以下の考え方に基づき整理すべきである。
●社内取引明細表
一般電気事業者の送配電部門と他の部門（発電・販売部門）との間で行われる社内取引に関する収入及び費用について記載する。その際、自社の発電・販売部門に対して行う接続供給相当業
務に伴い発生する収入については、各サービスごとの収入を明らかにして記載する。
なお、本年４月から、接続供給約款の運用について、これまで需要家ごとに送電サービスメニュ

55

ーの選択ができなかったものが、今後、需要家ごとに送電サービスメニューの選択が可能になることに変更されることに伴い、特定規模電気事業者からの送電サービス収入がグロスで扱われること、また、個別の取引について整理を行う場合、日割り計算等の作業が必要であることを踏まえると、
自社の発電・販売部門からの送電サービス相当収入についても、社内取引明細表上は、個別サービスごとに整理することでもやむを得ないと考えられる。
なお、一般電気事業者からは、既に電気事業分科会等の場で、自由化対象需要家向けの請求書の中に接続供給料金相当額の表示を自主的に行う旨が表明されていることから、請求書に表示された接続供給料金相当額に関するデータを整理した資料を社内に備え置くとともに、一般電気事業者と他の事業者との間で接続供給料金の適用に関する紛争等が生じ、行政による内部取引等に係る調査が行われる場合には速やかにこの資料を行政に提供すべきと考えられる。
また、一層の透明性・公平性確保の観点からは、新規参入者等が需要家の了解を得た場合には、新規参入者等の求めに応じて、個別の自由化対象需要家に対する接続供給料金相当額、需要実績等を速やかに提供することが望ましい。

●固定資産明細表
送配電部門が所有する固定資産を送電設備、配電設備、変電設備ごとに帳簿原価、工事費負担金、減価償却費累計額等を明らかにする。
なお、送・変・配電設備については、電源線に該当する設備とその他の設備とで接続供給料金
算定上の取扱いが異なることから、電源線に該当する設備と電源線に該当しない設備を分けて記載する。また、電源線に該当する設備を明確にすべきである。

●共用固定資産帰属明細表
現状において、一般電気事業者の送配電部門と他の部門との間で共通に使用している固定資
産のほとんどは、営業所等の業務用設備である。
この業務用設備は、一般電気事業者の貸借対照表上、業務設備に整理されていることから、当該業務設備の送配電部門への帰属に当たっては、ＡＢＣ会計制度の手法に倣って、送配電部門に対応した資産の額を抽出することが適当である。
なお、電気事業と附帯事業との間で共通して使用している固定資産については、資産の帰属をより明確にすることが適当であることから、資産を適切な基準を用いて配分することが適当である。
（注）ＡＢＣ会計制度：直接費を各製品に直課し、間接費をアクティビティ（活動）別に把握し、この間接費を予め設定されたアクティビティ量を表す一定の尺度（コスト・ドライバー）に基づき各製品
やサービスに割り当て、製品やサービスの原価計算を行う制度●設備別費用明細表
設備別費用については、送電設備→送電費、配電設備→配電費、変電設備→変電費に対応していることから、各費用について、料金算定時の基礎原価等項目ごとに整理したものを作成することが適当である。

●部門共通費用帰属明細表
接続供給料金算定上、一般管理費等に整理されている原価項目のうち、送配電部門の費用として整理することが妥当なものについて、料金算定時の基礎原価等項目ごとに整理したものを作成することが適当である。

(2) 具体的な公表方法及び公表内容①具体的な公表方法
作成した収支計算書及び上記の５つの明細表（以下「収支計算書等」という。）を56

広く一般向けに公表する観点から、一般電気事業者は、作成した収支計算書等を、毎事業年度終了後４ヶ月以内に、自社のインターネットホームページ、託送サービ
スセンター等での店頭掲示、広報資料への記載等により公表を行うべきである。
また、店頭掲示した資料については、掲示後一定期間を経過するまで、公衆の閲覧に供するべきである。
なお、送配電部門の収支結果等について、有価証券報告書の中でセグメント情報として記載することの必要性については、現時点で一般投資家も含め別事業として取り扱うべきというコンセンサスを得られているとは考えにくいこと、また、決算実績を基に送配電部門の収支を計算するため作業スケジュール的に困難であることから、当面の間は記載する必要はないものと考えられる（一般電気事業者が自主的に対応する場合はこの限りではない。）。
ただし、送配電部門の収支情報に対する一般投資家等のニーズの動向を見つつ、制度実施後、必要に応じて、有価証券報告書の中に送配電部門に関するセグメン
ト情報として記載することの必要性について検証すべきである。
②公表内容
作成した収支計算書等は原則全て公開すべきである。
その上で、作成した資料に、競争上の地位の阻害、個人情報等、情報公開法の基準に照らしても公開が望ましくない情報が含まれている場合や、需要家の情報が出てしまうことにより需要家の不利益になる場合には、当該部分の情報については開示することが不適当であるとも考えられる。
ただし、現時点では、作成を義務付けている資料にそのような情報が含まれる可能性はないと考えられるため、全て公表することが適当である。

(3) その他①現行の託送収支（特定規模需要に限定した送配電部門の収支）
現行の託送収支は、一般電気事業者が自主的に送配電部門に生じた超過利潤又は欠損の扱いについて対外的な説明を行うために用いているものであるという位置付けで整理されているが、今回、送配電部門の会計整理が導入されたことにより、現行の託送収支の位置付けについても満たすことになるため、現行の託送収支については廃止することが妥当である。
②送配電部門における超過利潤等に関する情報の整理等
行政による変更命令発動を判断する観点から、送配電部門における営業損益及び実績費用と想定原価との比較についての評価が必要になる。
送配電部門における接続供給料金の算定原価には、電気事業営業費用以外に、
電気事業財務費用の一部（新株発行費等償却、社債発行費償却及び預金利息）と事業報酬が含まれていることを踏まえれば、変更命令発動を判断する際の超過利潤については、以下の式に基づき計算された値を超過利潤又は欠損と定義すべきである。
57

超過利潤又は欠損＝送配電部門の営業利益（又は営業損失）−送配電部門の事
業報酬額−送配電部門の法人税額−送配電部門の新株発
行費等償却及び社債発行費償却＋送配電部門の預金利息（注）預金利息については、接続供給料金の算定原価上、控除収益として整理されている。

また、一般電気事業者は、超過利潤（又は欠損）の値及び超過利潤（又は欠損）を計算する上での各項目の金額、並びに超過利潤（又は欠損）の発生理由や超過利潤の処分に関する事項について整理するとともに、接続供給料金算定上の想定原価と送配電部門の実績費用との比較についても整理し、行政の求めに応じて、これらの整理の結果について提出すべきである。
（注）当然のことながら、行政が変更命令発動の有無を判断する際に当たって、上述した整理の結果が妥当なものであるかどうかについても行政がチェックすることになる。

一方、送配電部門の透明性・公平性確保の観点からは、超過利潤の扱いや原価算定期間経過後費用を再推計しない理由等について、送配電部門の会計整理に関する資料を公表するタイミングに併せて、事業者が自主的に対外的な説明を十分行うことが望ましい。
③行政による監査
一般電気事業者が行う送配電部門の会計整理についても、行政による監査の対象とすることが適切である。
④卸電気事業者の送変電部門の会計整理について
平成１７年４月から、送変電業務を行っている卸電気事業者に対しても送変電部
門の会計整理が電気事業法上義務付けられるため、当該会計整理の具体的な方法等については、卸電気事業者が行っている送変電業務の実態を踏まえながら、
一般電気事業者の送配電部門に適用される会計整理の方法等と整合のとれたも
のとする。

58

終わりに

今般の電気事業制度改革は、平成１４年６月に成立したエネルギー政策基
本法の趣旨を踏まえ、安定供給の確保、環境への適合を図りつつ、エネルギ
ーの需給に関する経済構造改革を行うものであり、我が国として新しい制度的枠組みを構築するものである。これは、昨年２月にとりまとめた基本答申において示された新しい我が国電気事業制度の骨格に肉付けを行い、魂を込める作業であり、事業の実態等にも配慮をしつつ、慎重に検討を進めてきた
ところである。
一方で、基本答申においては、全面自由化に係る検討は、今回の制度改革を踏まえて、その新制度への移行後２年程度経過した平成１９年４月を目途に開始することとしている。また、中立機関、卸電力取引市場、供給区域をまたぐごとに課金される方式の見直し、分散型電源による自営線供給などの新しい取組みが、我が国ではじめて動き出すことになる。
以上を踏まえると、今般の電気事業制度改革が真に成功し、所期の目標を実現するためには、その進捗状況や実施状況について適宜フォローアップを実施し、必要に応じて、その成否・影響等について評価を行うことが重要であり、将来的な課題も視野に入れつつ、検討を行っていくことが期待される。

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総合資源エネルギー調査会電気事業分科会における審議の経緯

第１５回 平成１５年９月２６日
・電気事業制度改革の詳細設計の課題と検討の進め方
・原子力バックエンドの経済的措置等具体的な制度・措置についての今後の検討の進め方
第１６回 平成１５年１１月１４日
・今後の望ましい電気事業制度の詳細設計に関する中間報告（案）について・コスト等検討小委員会の検討状況について
第１７回 平成１６年１月２３日
・今後の望ましい電気事業制度の詳細設計に関するパブリックコメント結果
及び取りまとめの報告
・コスト等検討小委員会からの報告等について
第１８回 平成１６年３月２２日
・今後の望ましい電気事業制度の詳細設計について
・制度・措置検討小委員会からの報告等について

60

総合資源エネルギー調査会電気事業分科会
基本問題小委員会及びワーキンググループにおける審議の経緯【基本問題小委員会】
第４回 平成１５年９月２６日
・基本問題小委員会及び各ワーキンググループにおける検討事項
第５回 平成１５年１１月７日
・今後の望ましい電気事業制度の詳細設計に関する中間報告
第６回 平成１６年３月１８日
・今後の望ましい電気事業制度の詳細設計について【市場環境整備ワーキンググループ】
第５回 平成１５年１０月８日
・市場環境整備ワーキンググループにおける検討事項及び今後の進め方について・中立機関の論点
第６回 平成１５年１０月２２日
・卸電力取引市場について
第７回 平成１５年１０月３１日
・今後の望ましい電気事業制度の詳細設計に関する中間報告について
第８回 平成１５年１２月２６日
・送電容量確保ルールの検討について
・卸電力取引市場の検討状況について
第９回 平成１６年２月１６日
・中立機関ルールについて
第１０回 平成１６年３月９日
・中立機関ルールについて
・卸電力取引所に係る検討について61

【系統利用制度ワーキンググループ】
第５回 平成１５年１０月９日
・自由化範囲拡大に伴う検討事項について
第６回 平成１５年１０月１５日
・同時同量制度についての検討
・電源線に関する系統利用料金上の取扱いについての検討
第７回 平成１５年１１月４日
・今後の望ましい電気事業制度の詳細設計に関する中間報告について
第８回 平成１６年２月５日
・電源線に関する系統利用料金上の取扱いについて
・特定規模電気事業者による自営線供給について
・電源立地の評価について
・市場取引にも対応した柔軟な系統利用制度について
第９回 平成１６年２月２５日
・特定規模電気事業者の自営線に係る判断基準について
・市場取引にも対応した柔軟な系統利用制度について
・需要家設備側の接続検討について
第１０回 平成１６年３月１１日
・会計分離（送配電部門の会計整理）に関する検討について
・託送供給約款変更命令を発動するための基準の検討について
・事業者間清算ルールの検討について

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総合資源エネルギー調査会電気事業分科会 委員名簿

会長
委員

鳥居 泰彦
市野 紀生
植草
益
大塚 陸毅
大歳 卓麻
大西
淳
勝俣 恒久
金本 良嗣
川口 文夫
河野 光雄
齋藤
宏
笹岡 好和
佐々木 弘
末次 克彦
関根 泰次
田中 知
張 富士夫
鶴田 俊正
内藤 正久
八田 達夫
藤
洋作
三村 明夫
森
勇
吉岡 初子
渡辺 光代

慶應義塾 学事顧問
東京ガス株式会社 代表取締役社長
東洋大学経済学部教授
東日本旅客鉄道株式会社 代表取締役社長
日本アイ・ビー・エム株式会社 代表取締役社長
四国電力株式会社 取締役社長
東京電力株式会社 取締役社長
国立大学法人東京大学大学院経済学研究科教授
中部電力株式会社 取締役社長
内外情報研究会 会長
株式会社みずほコーポレート銀行 取締役頭取
全国電力関連産業労働組合総連合 会長
放送大学教授アジア・太平洋エネルギーフォーラム 代表幹事
東京理科大学工学部教授
国立大学法人東京大学大学院工学系研究科教授
トヨタ自動車株式会社 取締役社長
専修大学名誉教授
財団法人日本エネルギー経済研究所 理事長
国際基督教大学国際関係学科教授
関西電力株式会社 取締役社長
新日本製鐵株式会社 代表取締役社長
株式会社エネット 代表取締役社長
主婦連合会 会長
日本生活協同組合連合会 理事（委員は５０音順、敬称略）

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